Scarsa manutenzione e guasti costosi: la storia travagliata dell'Unità 3 Comanche

Una serie di documenti pubblici che descrivono in dettaglio cattive pratiche di manutenzione, costosi guasti alle apparecchiature e lunghe interruzioni precedono di molto la decisione di CORE Electric di cedere la sua partecipazione del 25% in Comanche 3.

La decisione di una delle più grandi cooperative elettriche del Colorado di ritirarsi dall'impianto Comanche Unit 3 è l'ultima svolta in quella che sta emergendo come la storia travagliata della più giovane unità di generazione a carbone dello stato.

Una serie di documenti pubblici descrivono in dettaglio cattive pratiche di manutenzione, costosi guasti alle apparecchiature e lunghe interruzioni che hanno preceduto di molto la decisione di CORE Electric di cedere la sua partecipazione del 25% in Comanche 3 il 6 settembre. Nell'annunciare la sua decisione, CORE ha incolpato la Public Service Company of Colorado (PSCo ), una filiale di Xcel Energy, per "cattiva gestione continua" dell'impianto da 750 MW.

Un'analisi dei documenti condotta da Power Engineering racconta la storia di una serie di problemi che hanno afflitto l'unità di potenza della centrale elettrica vicino a Pueblo, in Colorado.

Comanche 3 ha raggiunto l'esercizio commerciale il 6 luglio 2010. L'impianto supercritico avrebbe dovuto entrare in funzione nel 2009, ma la data è stata posticipata per effettuare le riparazioni necessarie per perdite nei tubi del vapore. La Colorado Public Utilities Commission (CPUC) ha indicato che le perdite erano dovute a trattamenti inadeguati di riduzione dello stress post-saldatura. Sono state inoltre necessarie riparazioni per installare dei deflettori per attenuare il rumore acuto proveniente dall'impianto.

Quei primi problemi durarono per tutto il decennio: i documenti CPUC rivelano problemi di rumore nello stack; fattori di capacità ridotti dovuti a interruzioni necessarie per correggere componenti saldati in modo improprio nella caldaia; interruzioni non programmate per scorie dovute al malfunzionamento degli idranti; la sostituzione del surriscaldatore di finitura, oggetto di una raccomandazione per non consentire il recupero di 11,7 milioni di dollari di investimenti; e, infine, la prolungata interruzione iniziata a gennaio 2020 per riparare e sostituire le pale delle turbine a vapore.

I documenti CPUC indicano che la scarsa manutenzione probabilmente ha contribuito all’interruzione del gennaio 2020, quando furono necessarie importanti riparazioni e ristrutturazioni delle turbine per riportare in servizio l’impianto.

"L'ispezione della turbina ha rivelato uno sfregamento su otto delle protezioni delle pale rotanti ad alta pressione con incrudimento su tre delle protezioni e una sezione della copertura mancante", ha affermato un rapporto del CPUC. Inoltre, l'ispezione ha rivelato "danni significativi alla guarnizione nella parte inferiore dell'involucro".

Il costo delle riparazioni dovute all'incidente includeva la sostituzione delle pale della turbina (per un costo di capitale di 4,8 milioni di dollari) e costi incrementali di sostituzione dell'energia elettrica per l'interruzione (stimati in 1,7 milioni di dollari).

Quindi, al termine dell’interruzione del 2020, una perdita di lubrificazione all’albero principale della turbina durante il processo di rimessa in servizio dell’unità ha provocato ulteriori danni alla turbina, al generatore e alle apparecchiature ausiliarie. Tale interruzione si è estesa dopo la fine del 2020.

Il rapporto normativo attribuiva ciò a "difetti non identificati delle apparecchiature, marcatura inadeguata delle apparecchiature, protocolli di comunicazione insufficienti, mancanza di accuratezza nelle procedure e nella formazione ed errore umano".

I registri CPUC mostrano che i costi derivanti dall’incidente di giugno 2020 erano ancora più elevati e includevano attività di riparazione per un totale di 20,4 milioni di dollari in costi di capitale e O&M. PSCo si aspettava che tutto tranne la franchigia e le spese generali (circa 1,5 milioni di dollari) venisse rimborsato dall'assicurazione. Le autorità di regolamentazione hanno affermato che i contribuenti hanno sostenuto circa 14 milioni di dollari in costi incrementali di sostituzione dell'energia, secondo le simulazioni di PSCo, con la lunga interruzione che richiedeva costosi acquisti sul mercato a breve termine durante il periodo di punta estivo.

Nonostante sia la più giovane unità di proprietà di PSCo a funzionare con un ciclo a vapore singolo o con un ciclo combinato, Comanche 3 ha avuto la disponibilità più bassa di tutte le unità dal 2010 all’ottobre 2020. Le autorità di regolamentazione statali hanno riscontrato che l’impianto è rimasto offline per una media di oltre 91 giorni al giorno. anno durante questo periodo; circa il 27% delle interruzioni era pianificato, il 24% era associato a perdite nei tubi della caldaia e il resto era associato ad altre interruzioni straordinarie non pianificate.