Durch das Repowering-Energieprojekt Erbil wird das Stromnetz Kurdistans um 500 MW erweitert

Nach dem Bau von drei 1.000-MW-Dual-Fuel-Einzelzyklusanlagen mit jeweils acht Verbrennungsturbinen hat Mass Global Holding Ltd. kürzlich das Gaskraftwerk Erbil im irakischen Kurdistan mit vertikalen Abhitzedampferzeugern erneuert und die Kapazität um 500 MW erweitert das lokale Netz.

Das irakische Kurdistan liegt in der nordöstlichen Ecke des Irak und ist im Aufbau einer Nation. Das Land hat eine unabhängige Regierung, unterhält eine eigene Armee, hisst seine eigene Flagge, spricht seine eigene Sprache und hat vor kurzem zum Entsetzen der irakischen Regierung damit begonnen, sein Öl direkt auf dem Weltmarkt zu verkaufen. Kurdistan ist zwar kein freier Staat, aber es funktioniert als freier Markt.

Die umfangreichen Investitionen der Regionalregierung Kurdistans (KRG) in die Infrastruktur im letzten Jahrzehnt sind ein weiteres wichtiges Zeichen ihrer Autonomie. Premierminister Nechirvan Barzani bekräftigte das Engagement der KRG für langfristige Elektrifizierungsprojekte, da diese „auch die weitere Entwicklung in anderen Sektoren [ihrer Wirtschaft] vorantreiben werden“.

Der unabhängige Stromerzeuger Mass Global Holding Ltd. (MGH) mit Hauptsitz in Amman, Jordanien, ist ein Unternehmen, das stark in die Zukunft Kurdistans investiert hat. MGH hat in Kurdistan rund 3.000 MW Verbrennungsturbinen (CT) zur Stromerzeugung gebaut, besitzt und betreibt das größte davon das Erbil Gas Power Station (EGPS), das etwa 22 Kilometer südlich der Hauptstadt Erbil liegt (Abbildung 1). ). Im August verhinderten US-Luftangriffe, dass die Gruppe, die sich Islamischer Staat im Irak und Syrien (ISIS) nennt, in Erbil einmarschiert, und kurdische Peschmerga-Kräfte haben die Militanten aus der Stadt vertrieben, obwohl ISIS zum Zeitpunkt des Verfassens dieses Artikels weiterhin die Stadt kontrolliert die nördliche Stadt Mossul.

Die Entwicklung von EGPS Phase 1 begann im Januar 2007 mit der Installation von vier GE Frame 9E-Mehrwellen-CTs mit einer Gesamtkapazität von 500 MW. Phase 1 wurde im Mai 2008 abgeschlossen. Im Jahr 2011 wurden mit der Fertigstellung von Phase 2 weitere vier CTs hinzugefügt und die Kapazität des Kraftwerks auf 1.000 MW erhöht. Damit ist es das größte Kraftwerk in Kurdistan und sein erstes Kombikraftwerk. Die Dual-Fuel-CTs mit einfachem Zyklus können mit Erdgas oder Diesel betrieben werden. Das Gas gelangt von den Khormor-Gasfeldern zur Station, während Lastwagen das Öl zu fünf 4.000-m3-Kraftstofftanks liefern.

EGPS Phase 3, die sich nun in der Endphase der Inbetriebnahme befindet, wandelte die Stromwandler mit einfachem Zyklus in zwei 4 x 1-Kombikraftwerksblöcke um und erhöhte die Kapazität der Station auf 1.500 MW. Der Großteil des Stroms wird in Erbil verbraucht, obwohl die KRG Anfang des Jahres damit begonnen hatte, Strom nach Norden nach Mossul und nach Süden nach Kirkuk zu exportieren, was dazu beitrug, die Stromknappheit in diesen Regionen zu lindern und gleichzeitig die Einnahmen für Kurdistan zu steigern. Mitte September wurde jedoch berichtet, dass die irakische Regierung Kurdistans die Stromversorgung nach Mossul und den umliegenden Gebieten, die von ISIS-Kämpfern kontrolliert werden, abgeschaltet habe.

In Phase 3 wurden acht Dual-Pressure-Wärmerückgewinnungsdampferzeuger (HRSGs) von CMI Energy, zwei GE C-7-Dampfturbinen (STs) mit einer Nennleistung von 250 MW und zwei luftgekühlte 40-Zellen-Kondensatoren (ACCs) von GEA Energietechnik hinzugefügt, die in Betrieb sind 0,0666 bara (1,97 in Hga) bei 15 °C Umgebungstemperatur. ABB Schweden lieferte und baute ein neues 400-kV-Umspannwerk, um die STs mit dem nationalen Stromnetz Kurdistans zu verbinden. Der Abschluss von Phase 3 verbesserte den thermischen Wirkungsgrad der Anlage auf etwa 55 bis 56 % und machte EGPS damit zu einem der effizientesten Kraftwerke im Irak. Die durch Phase 3 hinzugefügten 500 MW decken etwa 15 % des Strombedarfs der Region Kurdistan. Das türkische Bauunternehmen ENKA Construction & Industry Co. (ENKA) wurde von MGH ausgewählt, Phase 3 auf der Grundlage von Engineering-Procurement-Construction (EPC) zu bauen.

Eine der wichtigsten Designanforderungen für das Projekt besteht darin, dass die Anlage während ihrer gesamten Lebensdauer in jeder Kombination von Grundlastbetrieb betrieben werden kann. Das bedeutet, dass jeder Stromblock unabhängig verteilt werden kann, aber zusätzlich kann jeder Stromwandler innerhalb eines Stromblocks abhängig von den jeweiligen Netzanforderungen gestartet oder neu gestartet werden, wobei mindestens zwei Stromwandler in einem Stromblock betrieben werden müssen. Diese Betriebsart stellt erhebliche Anforderungen an das HRSG.

Heutzutage werden hauptsächlich zwei HRSG-Konfigurationsoptionen verwendet. In den USA werden traditionell horizontale Vereinbarungen bevorzugt, während in Europa und Asien häufig vertikale Vereinbarungen anzutreffen sind. Beide Anordnungen befinden sich hinter Stromwandlern der Klassen „E“ und „F“ und sind in der Leistung vergleichbar. Bei Kanalbefeuerung und Katalysatoranordnung wird jedoch allgemein davon ausgegangen, dass die horizontale Variante einen leichten Vorteil bietet. Die vertikale Version bietet eine verbesserte Zugänglichkeit, eine größere Flexibilität bei der internen Anordnung der Wärmeübertragungsflächen, eine größere Belastbarkeit beim Einsatz im Rad- oder Lastfolgebetrieb und macht einen Kran zum Anheben der Module überflüssig. Darüber hinaus wird der vertikale HRSG für Schwerölverbrennungsanlagen bevorzugt, da er mit Rußbläsern leichter zu reinigen ist.

Der auffälligste Unterschied zwischen den beiden HRSG-Anordnungsoptionen liegt in der Konstruierbarkeit der Einheit. Anstatt einzelne Module mit einem schweren Kran an ihren Platz zu heben, werden die vertikalen HRSG-Module mit einem Anhänger und temporären hydraulischen Hebern an ihren Platz gehoben, beginnend mit dem Economizer, und an einer Reihe von oberen Stützaufhängern aufgehängt (Abbildung 2).

Der typische horizontale HRSG ist mit zahlreichen Sammelrohren an gegenüberliegenden Enden jedes vertikalen Rohrmoduls oder jeder vertikalen Platte ausgestattet. Die Entlüftung erfolgt am oberen Sammelrohr und die unteren Sammelrohre dienen als Entwässerungspunkte. Für die oberen und unteren Sammelleitungen ist eine Verbindungsleitung erforderlich.

Im Gegensatz dazu besteht eine vertikale Anordnung aus einzelnen Modulen mit einem einzigen Einlass- und Auslasssammler, wobei die „Überbrückungsrohre“ durch werkstattgeschweißte Rohrbögen ersetzt werden. Das gesamte Modul wird dann vor dem Versand einem Hydrotest zwischen einem einzelnen Einlass- und Auslassverteiler unterzogen. Die Kesseltrommeln sitzen unabhängig auf dem Stahlaufbau, und das Schweißen vor Ort besteht nur aus den Rohrverbindungen zwischen den Modulen und den Verbindungen zu den Kesseltrommeln, was den Montageprozess erheblich vereinfacht. Der hohe Grad an Werkstattfertigung von Rohren, Komponenten und anderen Unterbaugruppen für EGPS reduzierte den Zeit- und Bauaufwand für die Errichtung jedes HRSG (Abbildung 3). Durch die Vorfertigung wird auch die logistische Herausforderung verringert, große Mengen an Rohstoffen über weite Strecken über schwieriges Gelände zu transportieren.

Die Zugänglichkeit wird bei einer vertikalen HRSG-Anordnung erheblich verbessert. An seinem Gehäuse sind strategisch günstig Zugangstüren angebracht, so dass ein Inspektor ohne Gerüst problemlos jede Stelle eines Moduls erreichen kann, indem er auf den horizontalen Rohren des Moduls steht. Die Stiftleisten sind auch von der Innenseite des HRSG-Gehäuses aus zugänglich.

Die vertikale Anordnung ist außerdem toleranter, wenn es zu einem Ausfall einer bestimmten Röhre in einem Modul kommt. Da sich die Fässer entfernt von den Rohrbündeln befinden und die Rücklaufbögen keine Zwischensammler haben, können bestimmte Rohre aus einem Modul entnommen und vor Ort ausgetauscht werden. Die Serpentinenkonfiguration des vertikalen HRSG hat sich im zyklischen Betrieb bewährt, da die Rohrmodule über flexible Rücklaufbögen statt fester Sammelrohre verfügen, was eine freie Ausdehnung der Rohre ermöglicht, ähnlich wie bei einem Speisewassererhitzer.

Der vertikale HRSG ist für Temperaturwechsel ausgelegt. Ein HRSG muss vor dem Neustart von allen verbliebenen explosiven Gasen befreit werden. Dies bedeutet, dass der CT die Spülluft liefert, indem er vor einem CT-Neustart mehrere Minuten lang relativ kalte Luft durch den heißen HRSG bläst. Im Inneren des HRSG kühlt die kalte Luft den Überhitzer ab und bildet in den Rohren Kondensat, das die unteren Sammelrohre eines horizontalen HRSG abfließt und einem thermischen Schock ausgesetzt ist. Jegliches im unteren Sammelrohr angesammelte Wasser muss abgelassen werden, um eine Kondensatübertragung in die Überhitzungsrohre zu verhindern, die zu einem thermischen Schock und einer Verformung der nachgeschalteten Rohre führen kann. Beim vertikalen HRSG ist der Überhitzer-Auslasssammler der einzige Tiefpunkt im System, der das gebildete Kondensat auffängt und so eine Kondensatverschleppung konstruktionsbedingt verhindert. Horizontale HRSGs sind mit vielen großen Abflüssen unter den unteren Sammelrohren des Überhitzers und des Zwischenüberhitzers ausgestattet, um eine Kondensatverschleppung zu verhindern.

Phase 3 umfasste die Errichtung der HRSG, STs und ACCs inmitten einer in Betrieb befindlichen Anlage, die Verbindung der HRSGs über eine Umlenkklappe während eines kurzen Ausfalls und die anschließende Inbetriebnahme jedes Kraftwerksblocks im kombinierten Zyklusmodus.

Ein herausforderndes Problem bestand darin, die physische Verbindung des CT mit dem HRSG-Verbindungsflansch vor der HRSG-Montage nach einem sehr engen Zeitplan herzustellen. Die vorhandenen CT-Stack-Strukturen wurden neu konfiguriert, indem der Gehäusekrümmer bei aufeinanderfolgenden CT-Ausfällen durch einen neuen, von CMI bereitgestellten, vorgefertigten „T“-Kasten mit integrierter Umlenkklappe an jedem der acht CTs ersetzt wurde, um Ausfallzeiten zu minimieren (Abbildung 4). Die erste CT wurde in drei Tagen fertiggestellt; Nachfolgende Einheiten wurden jeweils in nur zwei Tagen fertiggestellt. Jeder Stromwandler wurde nach Fertigstellung seiner Umlenkklappe neu gestartet und die Stromwandler arbeiteten während der anschließenden Errichtung des HRSG im einfachen Zyklusmodus weiter (Abbildung 5). Der Umbauprozess verlief reibungslos, da in der ursprünglichen Strukturkonstruktion des Schornsteins Bestimmungen für den Umbau der Umlenkklappe enthalten waren, wodurch die Auswirkungen auf den vorhandenen Schornstein minimiert wurden.

Bei den in Phase 3 installierten HRSGs handelt es sich um Doppeldruck-Überhitzungsabschnitte (Hochdruck [HP] und Niederdruck [LP]) ohne Zwischenüberhitzung, eine übliche Anordnung beim 9E, konfiguriert in einem 4 x 1-Leistungsblock. Die Hauptdampfbedingungen betragen 77 bara bei 520 °C und 50,93 kg/s für die HD-Überhitzung und 8,2 bara und 219,9 °C bei 10,96 kg/s für die ND-Überhitzung. Der von jedem HRSG in einem Kraftwerksblock erzeugte Hauptdampf wird einem gemeinsamen Sammelrohr zugeführt, das zum ST geht. Es müssen mindestens zwei CTs in Betrieb sein, um ausreichend Dampf für den ST zu erzeugen und den Kraftwerksblock in Betrieb zu halten.

Auch die Schulung des Anlagenpersonals hatte für das Projektteam Priorität. CMI Energy entwickelte ein Schulungsprogramm, das auf den Betrieb und die Wartung des HRSG-Systems der Anlage zugeschnitten ist. Es wurden zwei Kurse angeboten, die jeweils fünf Tage dauerten.

Der dringende Bedarf der KRG an zusätzlicher Energie beschleunigte den Projektzeitplan, nachdem die Arbeiten am Vertrag im April 2012 begonnen hatten. Durch die enge Zusammenarbeit mit ENKA und anderen Zulieferern konnte CMI seine Engineering-, Rohstoffbeschaffungs- und Fertigungsarbeiten beschleunigen Beschleunigung der Montage vor Ort um zwei Monate. Der Stahlbau begann im April 2013, der erste Wasserkrafttest wurde im Dezember 2013 abgeschlossen und der erste Brand fand im Januar 2014 statt.

MGH hat Verträge mit Enka und CMI unterzeichnet, um seine Werke Sulaymaniyah und Duhouk, ebenfalls in der Region Kurdistan im Nordirak, ebenfalls mit Strom zu versorgen. Jede der beiden Anlagen wird derzeit vom einfachen Kreislaufbetrieb (acht Frame 9E-CTs mit einer Leistung von 1.000 MW) auf den kombinierten Kreislaufbetrieb (1.500 MW) umgestellt. Der Bau des Sulaymaniyah-Projekts begann im Juli 2013 und wird voraussichtlich Anfang 2016 abgeschlossen sein. Das Duhouk-Projekt begann im Oktober 2013.

Auch nach Abschluss dieser drei Projekte besteht im Irak ein enormes Potenzial für die Wiederaufrüstung von CTs mit einfachem Zyklus – vorausgesetzt, die Sicherheit der Anlagen kann gewährleistet werden. Die neuesten Informationen deuten darauf hin, dass weitere 4.000 MW allein durch die Umrüstung bestehender Einfachzyklus-Stromwandler gewonnen werden können. Wir werden in den kommenden Jahren sicherlich viele neue Repowering-Projekte in der Größenordnung von EPGS sehen. ■

-DR. Robert Peltier, PE ist beratender Redakteur bei POWER.

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