Mantenimiento deficiente y averías costosas: la problemática historia de la Unidad 3 de Comanche

Un rastro de registros públicos que detallan las malas prácticas de mantenimiento, las costosas averías de los equipos y las largas interrupciones preceden a la decisión de CORE Electric de renunciar a su participación del 25% en Comanche 3.

La decisión de una de las cooperativas eléctricas más grandes de Colorado de retirarse de la planta Comanche Unit 3 es el último giro en lo que se perfila como la problemática historia de la unidad generadora a carbón más joven del estado.

Una gran cantidad de registros públicos detallan prácticas deficientes de mantenimiento, fallas costosas de equipos y cortes prolongados que precedieron por mucho tiempo a la decisión de CORE Electric de renunciar a su participación del 25% en Comanche 3 el 6 de septiembre. Al anunciar su decisión, CORE culpó a Public Service Company of Colorado (PSCo ), una subsidiaria de Xcel Energy, por "mala gestión continua" en la instalación de 750 MW.

Una revisión de documentos realizada por Power Engineering cuenta la historia de una serie de problemas que han afectado a la unidad de potencia en la central eléctrica cerca de Pueblo, Colorado.

Comanche 3 entró en operación comercial el 6 de julio de 2010. La planta supercrítica estaba programada para entrar en funcionamiento en 2009, pero la fecha se retrasó para hacer las reparaciones necesarias por las fugas de los tubos de vapor. La Comisión de Servicios Públicos de Colorado (CPUC) indicó que las fugas se debieron a tratamientos inadecuados para aliviar el estrés posteriores a la soldadura. También fueron necesarias reparaciones para instalar deflectores para silenciar un ruido agudo proveniente de la planta.

Esos primeros problemas duraron toda la década: los documentos de la CPUC revelan problemas de ruido en la pila; factores de capacidad reducidos debido a las interrupciones necesarias para corregir componentes mal soldados en la caldera; interrupciones no planificadas debido a la escoria debido al mal funcionamiento de los cañones de agua; el reemplazo del sobrecalentador de acabado, que fue objeto de una recomendación para no permitir la recuperación de $11,7 millones en inversiones; y finalmente, la parada prolongada que comenzó en enero de 2020 para reparar y reemplazar las palas de las turbinas de vapor.

Los documentos de la CPUC indican que el mantenimiento deficiente probablemente contribuyó a la interrupción de enero de 2020, cuando se requirieron reparaciones y renovaciones importantes de la turbina para que la planta volviera a estar en servicio.

"La inspección de la turbina reveló fricción en ocho de las cubiertas de las palas giratorias de alta presión con endurecimiento por trabajo en tres de las cubiertas y faltaba una sección de la cubierta", dijo un informe de la CPUC. Además, la inspección reveló "daños significativos en el sello en la parte inferior de la carcasa".

El costo de las reparaciones del incidente incluyó volver a asentar la turbina (con un costo de capital de $4,8 millones) y costos incrementales de energía de reemplazo por la interrupción (estimados en $1,7 millones).

Luego, al finalizar la interrupción de 2020, una pérdida de lubricación en el eje de la turbina principal mientras se volvía a poner la unidad en servicio provocó aún más daños en la turbina, el generador y el equipo auxiliar. Esa interrupción se extendió después de finales de 2020.

El informe regulatorio atribuyó esto a "defectos de equipo no identificados, marcado de equipo inadecuado, protocolos de comunicación insuficientes, falta de minuciosidad en los procedimientos y capacitación, y error humano".

Los registros de la CPUC muestran que los costos derivados del incidente de junio de 2020 fueron aún mayores e incluyeron actividades de reparación por un total de $20,4 millones en costos de capital y operación y mantenimiento. PSCo esperaba que todo menos el deducible y los gastos generales (alrededor de $1.5 millones) fueran reembolsados ​​por el seguro. Los reguladores dijeron que los contribuyentes incurrieron en alrededor de $14 millones en costos incrementales de reemplazo de energía, según las simulaciones de PSCo con la interrupción prolongada que requirió costosas compras en el mercado a corto plazo durante el período pico de verano.

A pesar de ser la unidad más joven propiedad de PSCo en operar con un solo ciclo de vapor o un ciclo combinado, Comanche 3 tuvo la disponibilidad más baja de todas las unidades desde 2010 hasta octubre de 2020. Los reguladores estatales encontraron que la planta estuvo fuera de servicio un promedio de más de 91 días por año durante este tiempo; aproximadamente el 27 % de las interrupciones fueron planificadas, el 24 % se asoció con fugas en los tubos de la caldera y el resto se asoció con otras interrupciones no planificadas y no rutinarias.

Años de desafíos llevaron a la CPUC a iniciar una investigación sobre la historia y las operaciones en Comanche 3. Los reguladores de servicios públicos encontraron en su investigación indicaciones de que PSCo no cumplió con los estándares básicos de la industria durante gran parte de la historia de la planta.

CORE Electric tiene una demanda abierta contra PSCo por incumplimiento de contrato relacionado con la unidad.

"Debido a las numerosas y prolongadas interrupciones en Comanche 3 desde que comenzó su operación comercial, CORE ha sufrido daños por millones de dólares", se lee en la demanda de la cooperativa. "CORE ha gastado millones de dólares en costos adicionales de reparación y mantenimiento en los que se incurrió únicamente debido a las prácticas imprudentes de servicios públicos de PSCo y otros incumplimientos de los acuerdos del proyecto".

CORE dijo que debido a los cortes, se vio obligado a comprar electricidad de reemplazo de Xcel por $ 38,5 millones, un estimado de $ 20 millones por encima de lo que se esperaba de Comanche 3.

Con respecto a la demanda y el plan de CORE de retirarse de Comanche 3, un vocero de Xcel Energy dijo: "No estamos de acuerdo con los reclamos de CORE y esperamos abordarlos a través del proceso legal. La generación en Comanche 3 es muy importante para todos los clientes y valoramos todos nuestros socios que ayudan a proporcionar energía segura, confiable y asequible".

Comanche 3 ha estado fuera de servicio durante aproximadamente la mitad de 2022, según indican los registros. Según un informe de inspección de Xcel Energy de un incidente ocurrido el 28 de enero de 2022, un polo del interruptor del generador de 345 kV de Comanche 3 se cerró durante la resolución de problemas del interruptor. Se aislaron los circuitos de protección eléctrica del interruptor del generador y se cerraron los seccionadores que aíslan el interruptor del generador del sistema eléctrico.

Los inspectores de Xcel dijeron que "como resultado, el generador resultó significativamente dañado, varias unidades generadoras en la región experimentaron cortes momentáneos y se abrieron múltiples líneas de transmisión".

Los inspectores atribuyeron el incidente a la falta de coordinación entre las operaciones de la subestación y la planta. Su informe de incidente también dijo que se realizó trabajo en el interruptor del generador sin establecer una autorización sólida para proteger el generador en caso de una respuesta inesperada del sistema.

Tanto la investigación de la CPUC sobre el incidente de 2022 como la investigación más amplia de la comisión aún figuran como activas.

La planta Comanche en Pueblo, Colorado, entró en servicio por primera vez en 1973 con su unidad 1 de 325 MW. Agregó una Unidad 2 de 335 MW en 1975 y puso en servicio la Unidad 3 en 2010.

Comanche 3 tiene un grupo electrógeno de turbina de vapor supercrítico Mitsubishi TCRF36, N-61.

El generador de turbina de la unidad utiliza una combinación de tres rotores grandes acoplados entre sí: un eje para la turbina combinada de alta presión de nueve etapas/turbina de presión intermedia de seis etapas acoplado a dos ejes operados en tándem que sirven a dos turbinas de baja presión de flujo dual de seis etapas .

Se espera que la Unidad 3 de Comanche se retire el 1 de enero de 2031, poniendo fin al uso de carbón de Xcel en Colorado. La fecha proviene de un acuerdo revisado recientemente y es nueve años anterior a la fecha de jubilación en el plan presentado originalmente.