Schlechte Wartung und kostspielige Ausfälle: Die bewegte Geschichte der Comanche-Einheit 3

Lange vor der Entscheidung von CORE Electric, seinen 25-prozentigen Anteil an Comanche 3 aufzugeben, liegen zahlreiche öffentliche Aufzeichnungen vor, in denen schlechte Wartungspraktiken, kostspielige Geräteausfälle und längere Ausfälle aufgeführt sind.

Die Entscheidung einer der größten Elektrizitätsgenossenschaften Colorados, sich aus dem Kraftwerk Comanche Block 3 zurückzuziehen, ist die jüngste Wendung in der sich abzeichnenden schwierigen Geschichte des jüngsten Kohlekraftwerks des Bundesstaates.

In zahlreichen öffentlichen Aufzeichnungen werden schlechte Wartungspraktiken, kostspielige Geräteausfälle und längere Ausfälle detailliert beschrieben, die der Entscheidung von CORE Electric, am 6. September seinen 25-prozentigen Anteil an Comanche 3 aufzugeben, lange vorausgingen. Bei der Bekanntgabe seiner Entscheidung gab CORE der Public Service Company of Colorado (PSCo.) die Schuld ), einer Tochtergesellschaft von Xcel Energy, wegen „andauernder Misswirtschaft“ in der 750-MW-Anlage.

Eine von Power Engineering durchgeführte Überprüfung der Dokumente zeigt die Geschichte einer Vielzahl von Problemen, die das Kraftwerk im Kraftwerk in der Nähe von Pueblo, Colorado, belastet haben.

Comanche 3 nahm am 6. Juli 2010 den kommerziellen Betrieb auf. Die Inbetriebnahme der überkritischen Anlage war für 2009 geplant, der Termin wurde jedoch verschoben, um Reparaturen an undichten Dampfrohren durchzuführen. Die Colorado Public Utilities Commission (CPUC) gab an, dass die Lecks auf unzureichende Spannungsentlastungsbehandlungen nach dem Schweißen zurückzuführen seien. Außerdem waren Reparaturen erforderlich, um Schallwände zu installieren, um den hohen Lärm aus der Anlage zu dämpfen.

Diese frühen Probleme hielten das ganze Jahrzehnt an: CPUC-Dokumente offenbaren Probleme mit dem Stack-Rauschen; verringerte Kapazitätsfaktoren aufgrund von Ausfällen, die zur Reparatur falsch geschweißter Komponenten im Kessel erforderlich sind; ungeplante Ausfälle aufgrund von Verschlackungen aufgrund defekter Wasserwerfer; der Austausch des Endüberhitzers, der Gegenstand einer Empfehlung war, die Rückforderung von Investitionen in Höhe von 11,7 Millionen US-Dollar zu verbieten; und schließlich der längere Stillstand, der im Januar 2020 begann, um Dampfturbinenschaufeln zu reparieren und auszutauschen.

CPUC-Dokumente deuten darauf hin, dass mangelhafte Wartung wahrscheinlich zum Ausfall im Januar 2020 beigetragen hat, als umfangreiche Reparaturen und Renovierungen der Turbine erforderlich waren, um die Anlage wieder in Betrieb zu nehmen.

„Die Inspektion der Turbine ergab Abrieb an acht der Hochdruckrotationsschaufeln mit Kaltverfestigung an drei der Abdeckungen und ein fehlender Abschnitt der Abdeckung“, heißt es in einem CPUC-Bericht. Darüber hinaus ergab die Inspektion „erhebliche Dichtungsschäden im unteren Teil des Gehäuses“.

Die durch den Vorfall verursachten Reparaturkosten umfassten die Erneuerung der Turbinenschaufeln (mit Kapitalkosten von 4,8 Millionen US-Dollar) und zusätzliche Stromersatzkosten für den Ausfall (geschätzte 1,7 Millionen US-Dollar).

Dann, nach Abschluss des Stillstands im Jahr 2020, führte ein Verlust der Schmierung der Hauptturbinenwelle während der Wiederinbetriebnahme des Geräts zu noch mehr Schäden an der Turbine, dem Generator und den Zusatzgeräten. Dieser Ausfall verlängerte sich nach Ende 2020.

Der Regulierungsbericht führte dies auf „nicht identifizierte Gerätemängel, unzureichende Gerätekennzeichnung, unzureichende Kommunikationsprotokolle, mangelnde Gründlichkeit bei Verfahren und Schulung sowie menschliches Versagen“ zurück.

Aus den Aufzeichnungen der CPUC geht hervor, dass die durch den Vorfall im Juni 2020 verursachten Kosten sogar noch höher waren und Reparaturaktivitäten in Höhe von insgesamt 20,4 Millionen US-Dollar an Kapital- und Betriebs- und Wartungskosten umfassten. PSCo ging davon aus, dass bis auf den Selbstbehalt und die Gemeinkosten (etwa 1,5 Millionen US-Dollar) alles von der Versicherung erstattet würde. Den Simulationen von PSCo zufolge entstanden den Tarifzahlern nach Angaben der Aufsichtsbehörden zusätzliche Stromersatzkosten in Höhe von etwa 14 Millionen US-Dollar, da der lange Ausfall teure kurzfristige Marktkäufe während der Sommerspitzenzeit erforderlich machte.

Obwohl es sich bei Comanche 3 um die jüngste PSCo-eigene Anlage handelt, die entweder mit einem einzelnen Dampfkreislauf oder einem kombinierten Kreislauf betrieben wird, hatte sie von 2010 bis Oktober 2020 die niedrigste Verfügbarkeit aller Anlagen. Staatliche Regulierungsbehörden stellten fest, dass die Anlage durchschnittlich mehr als 91 Tage pro Jahr außer Betrieb war Jahr in dieser Zeit; Ungefähr 27 % der Ausfälle waren geplant, 24 % standen im Zusammenhang mit Kesselrohrlecks und der Rest war mit anderen ungeplanten, nicht routinemäßigen Ausfällen verbunden.

Jahrelange Herausforderungen führten dazu, dass CPUC eine Untersuchung der Geschichte und des Betriebs von Comanche 3 einleitete. Die Regulierungsbehörden der Versorgungsunternehmen fanden in ihrer Untersuchung Hinweise darauf, dass PSCo während eines Großteils der Geschichte des Kraftwerks grundlegende Industriestandards nicht erfüllte.

CORE Electric hat eine laufende Klage gegen PSCo wegen Vertragsbruch im Zusammenhang mit der Einheit.

„Aufgrund der zahlreichen und langwierigen Ausfälle bei Comanche 3 seit Beginn des kommerziellen Betriebs hat CORE Schäden in Millionenhöhe erlitten“, heißt es in der Klage der Genossenschaft. „CORE hat Millionen von Dollar für zusätzliche Reparatur- und Wartungskosten ausgegeben, die nur aufgrund der unvorsichtigen Praktiken von PSCo bei den Versorgungsunternehmen und anderen Verstößen gegen die Projektvereinbarungen entstanden sind.“

CORE sagte, dass es aufgrund der Ausfälle gezwungen sei, Ersatzstrom für 38,5 Millionen US-Dollar von Xcel zu kaufen, was schätzungsweise 20 Millionen US-Dollar über dem liegt, was von Comanche 3 erwartet wurde.

Ein Sprecher von Partner, die dazu beitragen, sichere, zuverlässige und erschwingliche Energie bereitzustellen.“

Aufzeichnungen zufolge war Comanche 3 etwa die Hälfte des Jahres 2022 außer Betrieb. Laut einem Inspektionsbericht von Xcel Energy über einen Vorfall am 28. Januar 2022 war ein Pol des 345-kV-Generatorschalters von Comanche 3 während der Fehlersuche am Schalter geschlossen. Die elektrischen Schutzstromkreise für den Generatorschalter wurden isoliert und die Trennschalter, die den Generatorschalter vom elektrischen System trennen, wurden geschlossen.

Xcel-Inspektoren sagten: „Infolgedessen wurde der Generator erheblich beschädigt, mehrere Stromerzeugungseinheiten in der Region erlitten vorübergehende Ausfälle und mehrere Übertragungsleitungen wurden geöffnet.“

Die Inspektoren führten den Vorfall auf eine mangelnde Koordination zwischen Umspannwerk und Anlagenbetrieb zurück. In ihrem Vorfallbericht heißt es außerdem, dass Arbeiten am Generatorschalter durchgeführt wurden, ohne dass ein ausreichender Sicherheitsabstand zum Schutz des Generators im Falle einer unerwarteten Systemreaktion geschaffen wurde.

Sowohl die Untersuchung der CPUC zum Vorfall von 2022 als auch die umfassendere Untersuchung der Kommission werden weiterhin als aktiv aufgeführt.

Das Comanche-Kraftwerk in Pueblo, Colorado, wurde erstmals 1973 mit seinem 325-MW-Block 1 in Betrieb genommen. Es fügte 1975 einen 335-MW-Block 2 hinzu und nahm 2010 Block 3 in Betrieb.

Comanche 3 verfügt über einen überkritischen Mitsubishi TCRF36, N-61 Dampfturbinengeneratorsatz.

Der Turbinengenerator der Einheit verwendet eine Kombination aus drei großen Rotoren, die miteinander gekoppelt sind: eine Welle für die kombinierte neunstufige Hochdruckturbine/sechsstufige Mitteldruckturbine, gekoppelt mit zwei Wellen, die im Tandembetrieb betrieben werden und zwei sechsstufige Dual-Flow-Niederdruckturbinen bedienen .

Die Comanche-Einheit 3 ​​wird voraussichtlich am 1. Januar 2031 außer Betrieb gehen und Xcels Kohlenutzung in Colorado damit beenden. Das Datum stammt aus einer kürzlich überarbeiteten Vereinbarung und liegt neun Jahre vor dem Renteneintrittsdatum im ursprünglich vorgelegten Plan.