Repotenciación del complejo de generación JT Dudley, Sr. de la Asociación de Energía Eléctrica del Sur de Mississippi

La repotenciación de dos unidades en JT Dudley, Sr. Generation Complex agregó 180 MW de capacidad de alta eficiencia a la cartera de South Mississippi Electric. Ahora la cooperativa puede autoproducir más del 50% de sus necesidades eléctricas.

El complejo de generación JT Dudley, Sr., propiedad y operado por South Mississippi Electric (SME), está ubicado en el condado de Jones, Mississippi. Instalado originalmente en 1968 en lo que entonces se llamaba la estación generadora Moselle, estaban las Unidades 1, 2 y 3. plantas de vapor convencionales casi idénticas de 60 MW. Las unidades 4 y 5, turbinas de combustión de ciclo simple General Electric (GE) 7EA, se agregaron en 1997 y 2005, respectivamente.

Hoy, el complejo consta de cinco unidades capaces de generar más de 500 MW. La capacidad adicional pagará dividendos a largo plazo a los clientes de SME en forma de una mayor confiabilidad del sistema y un mayor control sobre sus costos de producción. La cooperativa prevé que a partir de 2013 podrá autogenerar el 51% de sus necesidades eléctricas; compra energía a granel para el resto.

El proyecto de repotenciación convirtió las Unidades 1 y 2 en dos unidades independientes de ciclo combinado 1 x 1. Ambas calderas de gas originales se retiraron y la fuente de vapor de cada unidad se reemplazó con una nueva turbina de combustión (CT) GE 7EA y un generador de vapor con recuperación de calor (HRSG) de Vogt Power International (VPI). El nuevo bloque de energía está ubicado aproximadamente a 400 pies de la casa de máquinas existente, con tuberías y bandejas de cables tendidas a lo largo de un soporte de tuberías de tres niveles entre los HRSG y la casa de máquinas (Figura 1).

La construcción comenzó en agosto de 2010. La fecha de operación comercial (COD) de las turbinas de combustión de la Unidad 2 y la Unidad 1 en operación de ciclo simple fue noviembre y diciembre de 2011, respectivamente. Las fechas de DQO para la Unidad 2 y la Unidad 1 en operación de ciclo combinado fueron mayo y noviembre de 2012, respectivamente.

Burns & McDonnell brindó servicios de consultoría, diseño detallado, adquisiciones, gestión de la construcción y puesta en marcha. La PYME diseñó, adquirió e instaló el transformador elevador del generador CT y la línea eléctrica de interconexión, así como la ampliación del patio de distribución de la planta existente.

En el resto del proyecto se utilizó un enfoque de múltiples fases y múltiples contratos. A partir de agosto de 2010, James Construction Group inició la construcción con obras civiles y cimientos en el sitio, además de construcción subterránea eléctrica y mecánica. A continuación, PCL Constructors siguió en diciembre de 2010 con la turbina de combustión y la parte de ciclo simple del proyecto de construcción. El Grupo Saxon manejó los dos últimos contratos de construcción principales: el montaje eléctrico y HRSG más el resto del ciclo combinado de la planta, que comenzó a funcionar en enero de 2011 (Figura 2).

La ingeniería y el diseño del proyecto de repotenciación se realizaron con dos objetivos en mente: mayor flexibilidad operativa y reutilización de los equipos existentes, cuando sea factible, para minimizar el costo del proyecto. Los equipos reutilizados incluyeron la turbina de vapor, las bombas de alimentación de la caldera, las bombas de condensado, el condensador, las torres de enfriamiento, el desaireador, el sistema de aire de la planta y el evaporador flash. A continuación se detallan los principales componentes y equipos utilizados en el proyecto de repotenciación.

Turbinas de Combustión. Los dos nuevos GE 7EA CT alimentados con gas natural están equipados con tecnología seca de bajo NOx (DLN1) y cada uno tiene una potencia nominal de ~85 MW. Cada CT también está equipado con tecnología de enfriamiento por evaporación, lo que aumenta la capacidad de verano en ~8 MW. A plena carga, las turbinas de combustión proporcionarán un flujo de 2,225,000 libras por hora de gases de escape a 1,022F a cada HRSG (Figura 3).

Generadores de vapor con recuperación de calor. Los VPI HRSG son de tipo tambor de circulación natural, sin recalentamiento, de dos presiones, con flujo de gas horizontal y disparo por conducto. Un HRSG de dos presiones sin recalentamiento maximiza económicamente la eficiencia del ciclo combinado de las turbinas de vapor sin recalentamiento con tecnología de los años 60 repotenciadas. Dados los límites de flujo de la turbina de vapor y el costo de una nueva turbina de vapor, no se justificaba el costo de un HRSG con más de dos niveles de presión.

Coen Co. Inc. suministró el sistema de quemador de conductos que se encuentra después de la sección de acabado del sobrecalentador de alta presión (HP) dentro de la carcasa del HRSG. El sistema incluye estaciones reductoras de presión y de medición de flujo, corredores de quemadores montados horizontalmente a lo largo del conducto HRSG, un sistema de gestión de quemadores y un patín de soplador de aire de refrigeración para escáneres de llama. La activación del HRSG por conducto puede aumentar el caudal de salida del sobrecalentador HP hasta en un 60 %, agregando así la capacidad de responder rápidamente a las fluctuaciones de carga.

Además del sistema DLN1 del CT, un sistema de reducción catalítica selectiva (SCR) está ubicado aguas abajo del evaporador HP para reducir aún más las emisiones de NOx. Se inyecta un agente reductor de amoníaco acuoso al 19 % sobre el catalizador como parte del proceso de reducción de NOx. En resumen, el sistema es capaz de reducir las emisiones de NOx en un 98%. Se proporcionó una asignación de espacio aguas arriba del SCR para acomodar un futuro catalizador de CO.

Para maximizar la recuperación de calor del HRSG, se proporciona un precalentador de condensado justo aguas arriba de la chimenea de escape del HRSG, que calienta el condensado hasta una temperatura cercana a la saturación antes de ingresar al desaireador existente. Se utiliza un sistema de recirculación para mantener una temperatura mínima de entrada de condensado al HRSG para evitar la condensación externa y la corrosión en los tubos del precalentador. El sistema tiene dos bombas de recirculación del 100 % que toman el condensado caliente que sale del precalentador y lo mezclan con el condensado frío que ingresa para mantener una temperatura de entrada mínima de 140 °F (Figura 4).

Sistema de derivación de pila. El sistema de derivación de chimenea agrega flexibilidad operativa al permitir que cada CT funcione independientemente del HRSG, como durante una parada o un disparo de una turbina de vapor. Sin embargo, el número de horas al año que se puede utilizar el bypass está limitado por el permiso de operación de la planta. El sistema de derivación de gas de combustión también permitió a SME generar energía en modo de ciclo simple durante la construcción de la parte de ciclo combinado del proyecto. Para mayor seguridad, se instaló una placa ciega en la salida del desviador al HRSG, lo que permitió que la construcción avanzara mientras se operaban las turbinas de combustión.

WhalcoMetroflex suministró la compuerta desviadora del flujo de gas, Merrill Iron & Steel suministró la chimenea de derivación y Higgot Kane, una división de ATCO Noise Management, suministró el silenciador de la chimenea de derivación. El desviador de flujo de gas utiliza una sola cuchilla accionada por palanca dentro de un cubo aislado internamente. La sola pala dirige el flujo de escape de la turbina de combustión aislando la entrada de la chimenea de derivación o la entrada de HRSG. La hoja ofrece una eficiencia de sellado del 99,97 % al acoplarse con un límite de sello doble que utiliza aire de sellado presurizado para eliminar las fugas de gases de escape. La hoja completa un ciclo en solo 90 segundos y puede cerrarse a la posición de derivación en 60 segundos en caso de emergencia. La compuerta desviadora de flujo de gas permite el cambio en línea del modo ciclo combinado al modo ciclo simple pero no permite el cambio del modo ciclo simple al ciclo combinado.

Rehabilitación de Turbinas de Vapor. GE suministró originalmente las turbinas de vapor de las Unidades 1 y 2 en 1968. Cada una es una unidad de condensación recta de 17 etapas con una potencia nominal de 60 MW. Cada uno fue diseñado para pasar 503.000 lb/h de vapor en condiciones de entrada de 1.250 psig/950 °F y extraer 354.000 lb/h al vacío del condensador de vapor de 2,5 pulgadas HgA. La turbina de vapor tiene cinco aberturas de extracción no controladas que se utilizaban para calentar el agua de alimentación.

GE realizó un estudio para determinar la forma más eficiente y rentable de repotenciar las turbinas de vapor utilizando vapor producido por un HRSG en lugar de una caldera convencional. Se evaluaron numerosas opciones, que van desde la modificación mínima de la turbina requerida para una operación segura hasta el reemplazo completo de la ruta de vapor de la turbina de vapor para optimizar la eficiencia y mejorar la confiabilidad.

SME determinó que la mejor opción económica era reemplazar la ruta de vapor con componentes modernos y disfrutar de los beneficios económicos a largo plazo de una turbina de vapor más eficiente. Todas las actualizaciones de las turbinas de vapor (diseño, fabricación y montaje de la ruta de vapor mejorada) fueron realizadas por GE (Figura 5).

El rediseño de la turbina requirió la modificación de los cinco puertos de extracción de la turbina. Cada modificación siguió ASME TDP-1, Prácticas recomendadas para la prevención de daños por agua en turbinas de vapor (consulte “Prevención de daños por agua en turbinas: TDP-1 actualizado”, agosto de 2009, en los archivos de POWER en powermag.com). La extracción HP No. 1 y las extracciones LP No. 4 y No. 5 no fueron necesarias en la disposición repotenciada. En lugar de ello, cada uno fue cortado, tapado y convertido en un recipiente de drenaje con interruptores de nivel redundantes y una línea de drenaje de pequeño diámetro dirigida al condensador. Se ubicó una válvula operada por motor en cada línea de drenaje que se abre cuando el interruptor de nivel detecta un nivel de líquido definido. La extracción HP No. 2 se convirtió en una línea de purga para el evaporador instantáneo existente, que se utiliza para completar el ciclo en lugar de un desmineralizador. El flujo en la línea de purga varía entre 0 y 19 000 lb/h, dependiendo de la demanda de reposición. Los drenajes de punto bajo de la línea de purga también se modificaron con recipientes de goteo. La extracción No. 3 se convirtió en un punto de admisión de vapor LP.

El rediseño de la turbina de GE incluyó mejoras en las válvulas de entrada de vapor y protección contra sobrevelocidad. Las válvulas de control y parada de admisión de LP estilo mariposa estaban ubicadas cerca de la turbina. Los actuadores de las válvulas de control y parada HP fueron reemplazados por actuadores de alta presión de acción directa. Una nueva unidad de potencia hidráulica (HPU) de alta presión reemplazó a la HPU de baja presión existente y suministra aceite hidráulico a las válvulas de control y cierre de LP y HP. Se incorporó un nuevo conjunto de colector de disparo (TMA) para protección contra disparos por exceso de velocidad. El TMA es un circuito hidráulico que protege la turbina de vapor cerrando las válvulas de cierre de admisión en caso de emergencia. Reemplazó el dispositivo mecánico de disparo por exceso de velocidad existente.

En condiciones operativas de carga base encendidas, las turbinas de vapor modernizadas producen 66 MW, un aumento del 10% en la producción. Cada uno puede pasar 490 000 lb/h de vapor HP a 950 F/1160 psig y 28 000 lb/h de vapor LP a 590 F/100 psig. El flujo de escape se diseñó entre 518 000 y 499 000 lb/h a 3 pulgadas HgA, dependiendo del flujo de extracción para el evaporador instantáneo. El flujo de entrada de vapor HP disminuyó en un 3%; sin embargo, el flujo de escape aumentó aproximadamente un 30% cuando se aseguraron los puertos de extracción y con la adición de la admisión de vapor LP.

Bypass de turbina de vapor. La planta está equipada con un sistema de derivación de turbina de vapor 100% HP y LP, que dirige el vapor al condensador en lugar de ventilarlo a la atmósfera durante las condiciones de arranque y viaje. El sistema de derivación requirió la modificación del condensador existente, así como la adición de válvulas de derivación de vapor HP y LP diseñadas. Durante las condiciones de arranque, después de que se establece el vacío del condensador, las válvulas de derivación controlan el flujo de vapor a la turbina en función de la temperatura de la carcasa de la turbina y desvían el flujo de vapor restante al condensador. Durante las condiciones de disparo, las válvulas de derivación dirigen el 100% del flujo de vapor al condensador y evitan un evento de sobrepresión del sistema de vapor que puede provocar el levantamiento de las válvulas de seguridad.

Control Components Inc. (CCI) proporcionó las válvulas de derivación elegidas para el sistema de derivación de vapor. La válvula de derivación HP está configurada como una válvula reductora de presión de entrada de 10 pulgadas a salida de 18 pulgadas con atemperado de anillo de vapor exterior. La válvula está diseñada para reducir aproximadamente 310,000 lb/h de vapor a 931F/750 psig a vapor a 417F/175 psig. La válvula de derivación de LP consta de una válvula reductora de presión de entrada de 10 pulgadas a salida de 10 pulgadas con boquilla atemperante de vapor integral. La válvula está diseñada para reducir aproximadamente 64,000 lb/h de vapor a 521F/91 psig a vapor a 358F/70 psig. Tanto las válvulas de derivación de LP como las de HP están ubicadas aproximadamente a 100 pies de sus respectivas entradas del condensador.

De Laval Turbine Inc. suministró los condensadores que se instalaron originalmente en 1968. Son condensadores divididos de dos pasos y de una sola carcasa con un calentador de agua de alimentación LP ubicado en el cuello del condensador. Thermal Engineering International realizó una evaluación de diseño mecánico y concluyó que cada uno de los condensadores podría adaptarse con una válvula de derivación de vapor de 100% HP y LP. Se diseñaron una línea de derivación HP de 18 pulgadas con 336 orificios (½ pulgada) y una línea de derivación LP de 10 pulgadas con 264 orificios (3/8 de pulgada) para encajar en la transición del condensador y pasar 400 000 lb/h y 70 000 lb/h, respectivamente. Se diseñó una línea de cortina de agua rociada de 3 pulgadas para encajar en el condensador encima de las líneas de derivación para mantener las temperaturas por debajo de 200 °F y proteger la junta de expansión del condensador y la turbina de vapor.

Se realizaron modificaciones estructurales a la transición del condensador para facilitar la carga adicional desde las líneas de derivación. Se agregaron estacas de tubo y protección contra el impacto del vapor a los haces de tubos para reducir la vibración de los tubos y para protegerlos contra el aumento de la velocidad del vapor de las líneas de derivación.

Las pruebas de desempeño de las turbinas de combustión en operación de ciclo simple se completaron en noviembre de 2011 y las pruebas de desempeño de ciclo combinado se completaron en abril y octubre de 2012, respectivamente. La tabla muestra los resultados de esas pruebas para diferentes casos operativos. Se cumplieron los objetivos de rendimiento del proyecto: la producción de la planta aumentó un 150 % y la tasa de calor disminuyó un 39 %.

La flexibilidad operativa adicional proporcionada por el sistema de derivación de gas de combustión y el sistema de derivación de la turbina de vapor permite ahora un funcionamiento estable de 55 MW a 150 MW para cada una de las dos unidades repotenciadas. Además, la adición de capacidad ha aumentado la eficiencia general del sistema de la PYME, de modo que sus miembros podrán disfrutar de energía a un precio razonable durante las próximas décadas.

— Joseph W. Mashek ([correo electrónico protegido]) y Benjamin L. Frerichs ([correo electrónico protegido]) son gerentes de desarrollo comercial de Burns & McDonnell. Chris K. Rhodes ([email protected]) es gerente de proyectos de generación de la Asociación de Energía Eléctrica del Sur de Mississippi.

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