Erneuerung der Stromversorgung des JT Dudley, Sr. Generation Complex der South Mississippi Electric Power Association

Durch die Umrüstung von zwei Blöcken im JT Dudley, Sr. Generation Complex wurde das Portfolio von South Mississippi Electric um 180 MW hocheffiziente Kapazität erweitert. Mittlerweile kann die Genossenschaft mehr als 50 % ihres Strombedarfs selbst produzieren.

Der JT Dudley, Sr. Generation Complex, der South Mississippi Electric (SME) gehört und von diesem betrieben wird, befindet sich in Jones County, Miss. Ursprünglich wurden 1968 die Einheiten 1, 2 und 3 in der damaligen Moselle Generating Station installiert. nahezu identische konventionelle 60-MW-Dampfkraftwerke. Die Blöcke 4 und 5, General Electric (GE) 7EA Einfachzyklus-Verbrennungsturbinen, wurden 1997 bzw. 2005 hinzugefügt.

Heute besteht der Komplex aus fünf Blöcken mit einer Leistung von mehr als 500 MW. Die zusätzliche Kapazität wird sich für die Kunden von KMU langfristig in Form einer höheren Systemzuverlässigkeit und einer besseren Kontrolle über die Produktionskosten auszahlen. Die Genossenschaft prognostiziert, dass sie ab 2013 51 % ihres Strombedarfs selbst erzeugen kann; Für den Rest kauft es große Mengen Strom.

Das Repowering-Projekt wandelte die Blöcke 1 und 2 in zwei unabhängige 1x1-Kombiblöcke um. Beide ursprünglichen gasbefeuerten Kessel wurden ausgemustert und die Dampfquelle für jede Einheit durch eine neue GE 7EA-Verbrennungsturbine (CT) und einen Abhitzedampferzeuger (HRSG) von Vogt Power International (VPI) ersetzt. Der neue Kraftwerksblock befindet sich etwa 400 Fuß vom bestehenden Kraftwerk entfernt. Die Rohrleitungen und Kabelkanäle verlaufen entlang eines dreistufigen Rohrgestells zwischen den HRSGs und dem Kraftwerk (Abbildung 1).

Der Bau begann im August 2010. Das kommerzielle Betriebsdatum (Commercial Operation Date, COD) für die Verbrennungsturbinen der Blöcke 2 und 1 im Einfachzyklusbetrieb war November bzw. Dezember 2011. Die CSB-Daten für Block 2 und Block 1 im GuD-Betrieb waren Mai bzw. November 2012.

Burns & McDonnell erbrachte Beratung, Detailplanung, Beschaffung, Baumanagement und Startup-Dienstleistungen. SME entwarf, beschaffte und installierte den CT-Generator-Aufwärtstransformator und die Verbindungsstromleitung sowie die Erweiterung der bestehenden Anlagenschaltanlage.

Für den Rest des Projekts wurde ein mehrphasiger und vertragsübergreifender Ansatz verwendet. Ab August 2010 begann die James Construction Group mit den Bauarbeiten vor Ort, mit Tiefbauarbeiten und Fundamenten sowie elektrischen und mechanischen Tiefbauarbeiten. Als nächstes folgte PCL Constructors im Dezember 2010 mit der Verbrennungsturbine und dem einfachen Zyklusteil des Bauprojekts. Die Saxon-Gruppe wickelte die letzten beiden großen Bauaufträge ab: die Elektro- und HRSG-Montage sowie die Bilanz der kombinierten Anlage und begann im Januar 2011 mit den Arbeiten (Abbildung 2).

Das Engineering und Design des Repowering-Projekts wurde mit zwei Zielen durchgeführt: erhöhte betriebliche Flexibilität und Wiederverwendung vorhandener Ausrüstung, wo möglich, um die Projektkosten zu minimieren. Zu den wiederverwendeten Geräten gehörten die Dampfturbine, Kesselspeisepumpen, Kondensatpumpen, Kondensator, Kühltürme, Entgaser, Anlagenluftsystem und Entspannungsverdampfer. Nachfolgend finden Sie Einzelheiten zu den wichtigsten Komponenten und Geräten, die beim Repowering-Projekt zum Einsatz kamen.

Verbrennungsturbinen. Die beiden neuen erdgasbefeuerten GE 7EA CTs sind mit trockener Low-NOx-Technologie (DLN1) ausgestattet und haben jeweils eine Nennleistung von ~85 MW. Jeder CT ist außerdem mit Verdunstungskühlungstechnologie ausgestattet, die die Sommerkapazität um ca. 8 MW erhöht. Bei Volllast liefern die Verbrennungsturbinen einen Abgasstrom von 2.225.000 Pfund pro Stunde bei 1.022 F zu jedem HRSG (Abbildung 3).

Wärmerückgewinnungsdampferzeuger. Bei den VPI-HRSGs handelt es sich um Zweidruck-Trommelkessel ohne Zwischenerwärmung mit natürlicher Zirkulation, horizontalem Gasstrom und Kanalbefeuerung. Ein Zweidruck-HRSG ohne Zwischenüberhitzung maximiert auf wirtschaftliche Weise den Kombizyklus-Wirkungsgrad der nach der 1960er-Jahre-Technologie erneuerten Dampfturbinen ohne Zwischenüberhitzung. Angesichts der Durchflussgrenzen der Dampfturbine und der Kosten einer neuen Dampfturbine war ein HRSG mit mehr als zwei Druckniveaus kostenmäßig nicht gerechtfertigt.

Coen Co. Inc. lieferte das Kanalbrennersystem, das sich hinter dem abschließenden Hochdrucküberhitzerabschnitt im Gehäuse des HRSG befindet. Das System umfasst Druckreduzier- und Durchflussmessstationen, horizontal über dem HRSG-Kanal montierte Brennerlaufräder, ein Brennermanagementsystem und ein Kühlluftgebläsegestell für Flammenscanner. Durch die Kanalbefeuerung des HRSG kann der Auslassdurchsatz des HD-Überhitzers um bis zu 60 % erhöht werden, wodurch die Möglichkeit geschaffen wird, schnell auf Lastschwankungen zu reagieren.

Zusätzlich zum DLN1-System des CT ist dem HD-Verdampfer ein System zur selektiven katalytischen Reduktion (SCR) nachgeschaltet, um die NOx-Emissionen weiter zu reduzieren. Im Rahmen des NOx-Reduktionsprozesses wird ein 19 %iges wässriges Ammoniak-Reduktionsmittel auf den Katalysator injiziert. Insgesamt ist das System in der Lage, die NOx-Emissionen um 98 % zu reduzieren. Vor dem SCR wurde eine Raumzuteilung vorgesehen, um einen zukünftigen CO-Katalysator unterzubringen.

Um die HRSG-Wärmerückgewinnung zu maximieren, ist direkt vor dem HRSG-Abgaskamin ein Kondensatvorwärmer vorgesehen, der das Kondensat auf nahezu Sättigungstemperatur erhitzt, bevor es in den vorhandenen Entgaser gelangt. Ein Rezirkulationssystem wird verwendet, um eine minimale Kondensateinlasstemperatur zum HRSG aufrechtzuerhalten und so externe Kondensation und Korrosion an den Vorwärmerrohren zu verhindern. Das System verfügt über zwei 100 %-Rezirkulationspumpen, die das aus dem Vorwärmer austretende heiße Kondensat mit dem eintretenden kalten Kondensat mischen, um eine Mindesteinlasstemperatur von 140 °F aufrechtzuerhalten (Abbildung 4).

Stapel-Bypass-System. Das Stack-Bypass-System erhöht die Betriebsflexibilität, indem es jedem CT ermöglicht, unabhängig vom HRSG zu arbeiten, beispielsweise während eines Ausfalls oder einer Störung der Dampfturbine. Allerdings ist die Anzahl der Stunden pro Jahr, die der Bypass genutzt werden darf, durch die Betriebsgenehmigung der Anlage begrenzt. Das Verbrennungsgas-Bypass-System ermöglichte es SME auch, während des Baus des kombinierten Zyklusteils des Projekts Strom im Einfachzyklusmodus zu erzeugen. Für zusätzliche Sicherheit wurde am Umlenkausgang des HRSG eine Blindplatte installiert, die den Baufortschritt bei laufendem Betrieb der Verbrennungsturbinen ermöglicht.

WhalcoMetroflex lieferte den Gasstrom-Umlenkdämpfer, Merrill Iron & Steel lieferte den Bypass-Stack und Higgot Kane, eine Abteilung von ATCO Noise Management, lieferte den Bypass-Stack-Schalldämpfer. Der Gasstromumlenker verwendet eine kniehebelbetriebene einzelne Klinge in einem innen isolierten Würfel. Die einzelne Schaufel leitet den Abgasstrom der Verbrennungsturbine, indem sie entweder den Bypass-Stack-Einlass oder den HRSG-Einlass isoliert. Die Schaufel bietet eine Dichtungseffizienz von 99,97 % durch die Verbindung mit einer doppelten Dichtungsgrenze, die unter Druck stehende Sperrluft verwendet, um Abgaslecks zu verhindern. Die Klinge führt einen Zyklus in nur 90 Sekunden durch und kann sich im Notfall innerhalb von 60 Sekunden in die Bypass-Position schließen. Der Gasstrom-Umlenkdämpfer ermöglicht das Online-Umschalten vom kombinierten Zyklus zum einfachen Zyklusmodus, erlaubt jedoch nicht das Umschalten vom einfachen Zyklus zum kombinierten Zyklus.

Sanierung von Dampfturbinen. GE lieferte die Dampfturbinen der Blöcke 1 und 2 ursprünglich im Jahr 1968. Bei jeder handelt es sich um eine 17-stufige gerade Kondensationseinheit mit einer Leistung von 60 MW. Jeder war so konzipiert, dass er 503.000 lb/h Dampf bei Einlassbedingungen von 1.250 psig/950F und 354.000 lb/h Dampf zum Dampfkondensatorvakuum von 2,5 Zoll HgA leiten kann. Die Dampfturbine verfügt über fünf unkontrollierte Entnahmeöffnungen, die zur Speisewassererwärmung genutzt wurden.

GE führte eine Studie durch, um die effizienteste und kostengünstigste Möglichkeit zu ermitteln, die Dampfturbinen mit Dampf zu erneuern, der von einem HRSG anstelle eines herkömmlichen Kessels erzeugt wird. Zahlreiche Optionen wurden evaluiert, von minimalen Turbinenmodifikationen, die für einen sicheren Betrieb erforderlich sind, bis hin zum vollständigen Austausch des Dampfpfads der Dampfturbine zur Optimierung der Effizienz und Verbesserung der Zuverlässigkeit.

SME kam zu dem Schluss, dass die beste wirtschaftliche Wahl darin bestand, den Dampfweg durch moderne Komponenten zu ersetzen und die langfristigen wirtschaftlichen Vorteile einer effizienteren Dampfturbine zu genießen. Alle Modernisierungen der Dampfturbine – Entwurf, Herstellung und Montage des modernisierten Dampfpfads – wurden von GE durchgeführt (Abbildung 5).

Die Neugestaltung der Turbine erforderte eine Änderung aller fünf Turbinen-Entnahmeöffnungen. Jede Änderung folgte ASME TDP-1, Empfohlene Praktiken zur Verhinderung von Wasserschäden an Dampfturbinen (siehe „Verhinderung von Wasserschäden an Turbinen: TDP-1 aktualisiert“, August 2009, in den POWER-Archiven auf powermag.com). Die HP-Absaugung Nr. 1 und die LP-Absaugung Nr. 4 und Nr. 5 waren in der Repowered-Anordnung nicht erforderlich. Stattdessen wurde jeder abgeschnitten, verschlossen und in einen Abflussbehälter mit redundanten Niveauschaltern und einer Abflussleitung mit kleinem Durchmesser umgewandelt, die zum Kondensator führte. In jeder Abflussleitung befand sich ein motorbetriebenes Ventil, das öffnet, wenn der Niveauschalter einen definierten Flüssigkeitsstand erfasst. Die HP-Extraktion Nr. 2 wurde in eine Entlüftungsleitung zum vorhandenen Entspannungsverdampfer umgewandelt, der für die Nachspeisung des Kreislaufs anstelle eines Entmineralisierers verwendet wird. Der Durchfluss in der Entlüftungsleitung variiert je nach Nachspeisebedarf zwischen 0 und 19.000 lb/h. Die Tiefpunktabläufe der Entlüftungsleitungen wurden ebenfalls mit Tropfgefäßen modifiziert. Die Entnahme Nr. 3 wurde zu einer ND-Dampfeinlassstelle umgebaut.

Die Neugestaltung der Turbine von GE umfasste Verbesserungen der Dampfeinlassventile und des Übergeschwindigkeitsauslöseschutzes. In der Nähe der Turbine befanden sich LP-Einlass-Absperr- und Steuerventile im Butterfly-Stil. Die HD-Absperr- und Steuerventilantriebe wurden durch direkt wirkende Hochdruckantriebe ersetzt. Ein neues Hochdruck-Hydraulikaggregat (HPU) ersetzt das vorhandene Niederdruck-HPU und versorgt die LP- und HD-Absperr- und Steuerventile mit Hydrauliköl. Zum Schutz vor Übergeschwindigkeitsauslösung wurde eine neue Auslöseverteilerbaugruppe (TMA) eingebaut. Der TMA ist ein hydraulischer Kreislauf, der die Dampfturbine schützt, indem er in Notfällen die Einlass-Absperrventile schließt. Es ersetzte den vorhandenen mechanischen Übergeschwindigkeitsauslöser.

Im befeuerten Grundlastbetrieb erzeugen die modernisierten Dampfturbinen 66 MW, was einer Leistungssteigerung von 10 % entspricht. Jeder kann 490.000 lb/h HD-Dampf bei 950 F/1.160 psig und 28.000 lb/h ND-Dampf bei 590 F/100 psig durchlassen. Der Abgasstrom wurde je nach Extraktionsstrom zum Entspannungsverdampfer auf einen Wert zwischen 518.000 und 499.000 lb/h bei 3 Zoll HgA ausgelegt. Der HP-Dampf-Einlassstrom verringerte sich um 3 %; Allerdings erhöhte sich der Abgasstrom um etwa 30 %, wenn die Absaugöffnungen gesichert waren und der ND-Dampfzufluss hinzugefügt wurde.

Dampfturbinen-Bypass. Die Anlage ist mit einem 100 % HD- und ND-Dampfturbinen-Bypasssystem ausgestattet, das den Dampf während des Start- und Abschaltzustands zum Kondensator leitet, anstatt ihn in die Atmosphäre abzulassen. Das Bypass-System erforderte eine Modifikation des vorhandenen Kondensators sowie die Hinzufügung technischer HD- und ND-Dampf-Bypassventile. Während der Startbedingungen, nachdem das Kondensatorvakuum aufgebaut ist, steuern die Bypassventile den Dampffluss zur Turbine basierend auf der Turbinengehäusetemperatur und leiten den verbleibenden Dampffluss zum Kondensator um. Unter Auslösebedingungen leiten die Bypassventile den Dampfstrom zu 100 % zum Kondensator und verhindern einen Überdruck im Dampfsystem, der zum Anheben der Sicherheitsventile führen kann.

Control Components Inc. (CCI) lieferte die für das Dampfbypasssystem ausgewählten Bypassventile. Das HP-Bypassventil ist als 10-Zoll-Einlass- bis 18-Zoll-Auslass-Druckminderventil mit äußerem Dampfring-Temperierer konfiguriert. Das Ventil ist dafür ausgelegt, etwa 310.000 lb/h Dampf bei 931 F/750 psig auf Dampf bei 417 F/175 psig zu reduzieren. Das LP-Bypassventil besteht aus einem 10-Zoll-Einlass- bis 10-Zoll-Auslass-Druckminderventil mit integrierter Dampftemperierungsdüse. Das Ventil ist dafür ausgelegt, etwa 64.000 lb/h Dampf bei 521 F/91 psig auf Dampf bei 358 F/70 psig zu reduzieren. Sowohl die LP- als auch die HP-Bypassventile befinden sich etwa 100 Fuß von ihren jeweiligen Kondensatoreinlässen entfernt.

De Laval Turbine Inc. lieferte die Kondensatoren, die ursprünglich 1968 installiert wurden. Es handelt sich um einschalige, geteilte Kondensatoren mit zwei Durchgängen und einem LP-Speisewassererhitzer im Kondensatorhals. Thermal Engineering International führte eine Bewertung des mechanischen Designs durch und kam zu dem Schluss, dass jeder der Kondensatoren mit einem 100 % HD- und ND-Dampfbypassventil nachgerüstet werden könnte. Eine 18-Zoll-HP-Bypass-Leitung mit 336 Löchern (½-Zoll) und eine 10-Zoll-LP-Bypass-Leitung mit 264 Löchern (3/8-Zoll) wurden so konzipiert, dass sie in den Kondensatorübergang passen und 400.000 lb/h und 70.000 lb/h durchlassen lb/h bzw. Eine 3-Zoll-Sprühwasservorhangleitung wurde so konzipiert, dass sie über den Bypassleitungen in den Kondensator passt, um die Temperaturen unter 200 °F zu halten und die Kondensatorkompensationsverbindung und die Dampfturbine zu schützen.

Am Kondensatorübergang wurden bauliche Veränderungen vorgenommen, um eine zusätzliche Belastung durch die Bypassleitungen zu ermöglichen. Den Rohrbündeln wurden Rohrpfähle und ein Dampfaufprallschutz hinzugefügt, um Rohrvibrationen zu reduzieren und vor erhöhter Dampfgeschwindigkeit aus den Bypassleitungen zu schützen.

Die Leistungstests für die Verbrennungsturbinen im Einfachzyklusbetrieb wurden im November 2011 abgeschlossen und die Leistungstests im Kombizyklus wurden im April bzw. Oktober 2012 abgeschlossen. Die Tabelle zeigt die Ergebnisse dieser Tests für verschiedene Betriebsfälle. Die Leistungsziele des Projekts wurden erreicht: Die Anlagenleistung stieg um 150 % und die Wärmerate sank um 39 %.

Die zusätzliche betriebliche Flexibilität durch das Verbrennungsgas-Bypass-System und das Dampfturbinen-Bypass-System ermöglicht nun einen stabilen Betrieb von 55 MW bis 150 MW für jeden der beiden repowerten Blöcke. Darüber hinaus hat die Kapazitätserweiterung die Gesamtsystemeffizienz des KMU erhöht, so dass seine Mitglieder auch in den kommenden Jahrzehnten über eine preisgünstige Macht verfügen werden.

– Joseph W. Mashek ([email protected]) und Benjamin L. Frerichs ([email protected]) sind Business Development Manager für Burns & McDonnell. Chris K. Rhodes ([email protected]) ist Energieprojektmanager für die South Mississippi Electric Power Association.

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