Transformando una central térmica convencional en otra de ciclo combinado

La planta térmica de Martigues está localizada en la costa mediterránea, aproximadamente 30 km al oeste del puerto de Marsella. La planta actual es una central convencional de 250 MW, que entró en operación a comienzos de los años 70. En los últimos 35 años, la central ha trabajado a ritmo intermedios y operaciones de carga pico, ya que en Francia la energía base se obtiene a partir de plantas nucleares e hidroeléctricas. El proyecto que se planteó para esta central fue la sustitución de dos de las cuatro plantas de vapor diesel en dos unidades eficientes de ciclo combinado. Las nuevas unidades CCGT se diseñaron para producir 400 MW cada una en modo de inyección de combustible (duct-firing), con un objetivo de eficiencia neta superior al 56 %. El proyecto implica también el re-acondicionamiento de dos turbinas de vapor de 250 MW Rateau-Schneider, recuperadas de la planta, unidades que habían acumulado 85.000 y 51.000 horas de servicio. Estas turbinas de vapor se modificaron para acomodar los nuevos parámetros de vapor y los requerimientos impuestos por la operación de CCGT. Los dos bloques de ciclo combinado están en una disposición multi-eje 1-1-1, con un “bottoming cycle” de vapor recalentado. El generador de vapor de recuperación de calor horizontal (HRSG) se equiparía con quemador de inyección que tenga la capacidad para incrementar el rendimiento de la turbina de vapor por unos 40 MW adicionales. La implementación de quemadores suplementarios tiene sentido en este proyecto CCGT porque las turbinas de vapor de una planta existente están sobredimensionadas cuando se comparan con la energía liberada por la turbina de gas. Además, la reserva de energía disponible en modo inyección de combustible permitirá al operador tomar ventaja de las oportunidades de mercado y/o compensar la degradación de salida en condiciones de veranos cálidos.

. Cuándo podemos reacondicionar una planta de generación .

Las plantas de generación antiguas tienen una eficiencia en generación muy inferior a las actuales, y esta eficiencia decae también con los años. Surge en un momento determinado el problema de determinar si es un derroche seguir en la situación actual, y si es mejor sustituir los equipos por otros nuevos o reformar los existentes. Normalmente se busca consejo en los fabricantes, pero este consejo suele estar sesgado por dos motivos fundamentales. En primer lugar, es más compleja una transformación y reacondicionamiento que la sustitución de equipos por otros nuevos. En segundo lugar, es más rentable para el fabricante un proyecto de sustitución que un reacondicionamiento integral. Sin embargo, extender la vida útil de componentes existentes es una opción mucho más atractiva para la propiedad que comprar nuevos equipos. Uno de los desafíos más destacables al estudiar estos proyectos es encontrar el equilibrio correcto entre la reutilización de equipos existentes y cumplir los altos requerimientos de rendimientos de las nuevas unidades CCGT. En esta etapa deben intervenir expertos que analicen los equipos existentes y valoren la vida residual, seguidamente deben estimarse los costes de las modificaciones requeridas y las actualizaciones. En último término pueden utilizarse herramientas de simulación que permiten determinar la rentabilidad o no del proyecto de retrofit. Las variables que se tuvieron en cuenta al analizar este proyecto fueron las siguientes:

• Proximidad de una tubería de gas de alta presión.
• Conexión a una línea de transmisión existente de alto voltaje, 225 kV.
• Necesidad de construir un bastidor de larga distancia para soportar las conexiones de tuberías y cableado entre los nuevos equipos y los bloques de energía existentes.

Diseño integrado de redes enterradas e instalaciones de tratamiento de efluentes líquidos para minimizar el impacto ambiental. La turbina de gas GE 9FB es una turbina de gas mono-eje de accionamiento del lado frío, y para el proyecto de Martigues se equipó de un sistema de combustión avanzado que permita estabilizarla y disminuir las emisiones de monóxido de carbono y óxidos de nitrógeno. El punto de combustión quedó optimizado por una temperatura de precalentamiento de 204 ºC. El paquete de turbinas de gas y equipo auxiliar relacionado tiene una configuración de exteriores. El sistema de admisión incluye una disposición de filtro de tipo estático en tres etapas, que se ha diseñado para acomodarse a las condiciones ambientales del lugar; costera e industrial. El motor de las turbinas de gas se acoplará a un generador refrigerado por hidrógeno de 380 MVA.

. Maximizando la eficiencia de generación del vapor .

Los gases de escape de la turbina de gas se usan para generar vapor en el HRSG horizontal, que tiene tres niveles de presión y diseño con recalentamiento e inyección de combustible. El agua de alimentación que entra en el HRSG se convierte gradualmente en vapor sobrecalentado, que eventualmente se distribuye a la turbina de vapor a dos niveles de presión, es decir, presión intermedia (IP) y alta presión (HP). El vapor saturado a baja presión (LP) disponible también del HRSG se usa sólo para alimentar un desaereador separado. Las presiones de transferencia del vapor y los parámetros del ciclo de vapor/agua están optimizados vía herramientas de modelización termodiinámica para conseguir las mejores eficiencias del ciclo a plena carga y cargas parciales. El vapor de HP transmitido a la sección de la turbina de vapor de HP se recupera de la turbina de vapor y se mezcla con el flujo de vapor de IP para pasar a la sección del recalentador del HRSG. Este vapor IP recalentado y mezclado – también está diseñado como “hot reheat” – se inyecta en una sección de turbina de vapor IP y finalmente se expande a través de la sección de vapor LP. El vapor LP dejando la sección de turbina de vapor LP entrará en el condensador de superficie, transfiriendo calor al agua de enfriamiento de circulación y condensada en agua. Bajo condiciones de operación normal, el vacío esperado en el condensador será menor de 35 mbar. El agua condensada dejando el condensador es circulada hacia el depósito del agua de alimentación y el desaereador vía bombas de condensado dedicadas. Los quemadores de inyección de gas instalados en el HRSG están diseñados para liberar hasta 95 MWth de energía térmica adicional al HRSG, equivalente para impulsar aproximadamente 40 MW a la planta eléctrica. Sin post-ignición la turbina de vapor de condensación produciría un máximo de 150 MW. Dos bombas de alimentación de agua se utilizan para re-presurizar el agua de condensado y retornarla al punto de inyección en el HRSG El vapor de HP se lleva a un sobrecalentador HP multi-etapa, el vapor IP al sobrecalentador IP y subsiguientemente al recalentador. A la salida del HRSG, el vapor HP e IP es moderada con el agua de alimentación extraída de la línea del agua de alimentación del economizador HP y del economizador IP, respectivamente. El vapor LP se envía directamente al desaereador separado. Un flujo continuo de agua se extrae del economizador para alimentar el precalentador del combustible de gas. El 2 x 100 del agua de alimentación de las bombas de condensado principales se reutilizan de la antigua planta diesel. Durante la operación normal y el arranque, una carga opera a plena carga; mientras que otra sirve como unidad de standby. La bomba de standby conmuta automáticamente si caen las bombas de operación. El proceso realizado en la planta ha permitido extender la vida útil de la central 100.00 horas más durante los próximos 25 años. .

Bibliografía: Repowering and converting: EDF renews fossil fuel portfolio. Power engineering International December 2009