Parte del grupo Westinghouse Electric Corporation [1] Westinghouse Power Generation [2] , la División de Sistemas de Turbinas de Combustión de Westinghouse (CTSD) se encontraba originalmente, junto con la División de Turbinas de Vapor (STD), en un importante complejo de fabricación industrial, conocido como Trabajos del sur de Filadelfia, en Lester, PA [3] [4] cerca del aeropuerto internacional de Filadelfia .
Antes de ser llamado por primera vez "CTSD" en 1978, la operación comercial de turbinas de gas de servicios industriales y eléctricos de Westinghouse progresó a través de varios otros nombres, comenzando con Small Steam & Gas Turbine Division (SSGT) en la década de 1950 hasta 1971, luego Gas Turbine Systems Division (GTSD). y Generation Systems Division (GSD) hasta mediados de la década de 1970.
El nombre CTSD surgió con la aprobación de la legislación energética por parte del gobierno de los Estados Unidos en 1978, que prohibió a las empresas eléctricas construir nuevas plantas de energía de carga base que quemaran gas natural. Algunos participantes de la industria decidieron utilizar el nombre de "turbina de combustión" en un intento por lograr una cierta separación del hecho de que el combustible principal para las turbinas de gas en las grandes centrales eléctricas es el gas natural.
Comúnmente conocida como turbina de gas , una turbina de combustión moderna puede funcionar con una variedad de combustibles gaseosos y líquidos. El combustible líquido preferido es el destilado nº 2. Con el tratamiento adecuado, se han utilizado [5] petróleo crudo y residual. Los gases combustibles van desde el gas natural (esencialmente metano) hasta los gases de bajo poder calorífico, como los producidos por la gasificación de carbón o líquidos pesados, o como subproductos de los altos hornos. De hecho, la mayoría de las turbinas de gas actuales se instalan con capacidad de combustible dual o múltiple para aprovechar los cambios en el costo y la disponibilidad de varios combustibles. También se ha demostrado una mayor capacidad para quemar gas combustible con alto contenido de hidrógeno, y se está desarrollando la capacidad de operar con hidrógeno al 100% para cero emisiones de dióxido de carbono.
La historia de la experiencia de las turbinas de gas Westinghouse enumera las muchas "primicias" logradas durante los más de 50 años antes de la venta de la Unidad de Negocio de Generación de Energía a Siemens, AG en 1998. [6] Como se indica a continuación, la historia en realidad comienza con el desarrollo exitoso del primer motor a reacción diseñado íntegramente por Estados Unidos durante la Segunda Guerra Mundial. La primera instalación de turbina de gas industrial tuvo lugar en 1948 con la instalación de un W21 de 2000 hp en la estación de compresión de gas Mississippi River Fuel Corp. en Wilmar, Arkansas, EE. UU.
Historia temprana
Westinghouse tiene una larga historia en la industria de turbinas de vapor de energía eléctrica e industrial que se remonta a finales del siglo XIX y principios del XX. La planta de fabricación de turbinas de vapor en Lester, PA [3] [4] fue construida en 1917-1919 ampliando enormemente la capacidad de fabricación de la empresa. "The South Philadelphia Works", como se le conocía, se convirtió en una parte clave del complejo industrial original de Westinghouse Electric Company, complementando otras grandes fábricas en East Pittsburgh, PA y Hamilton, Ontario .
La historia de Westinghouse con las turbinas de gas comenzó a principios de la década de 1940 con el contrato firmado en 1943 con la Oficina de Aeronáutica de la Marina de los EE. UU. Para desarrollar el primer motor a reacción diseñado en EE. UU . Un resultado de esto fue el establecimiento en 1945 de la División de Turbinas de Gas de Aviación , con sede en Kansas City, Kansas, hasta que cerró en 1960.
A finales de la década de 1940, Westinghouse comenzó a aplicar su tecnología de turbinas de gas a motores industriales terrestres. Se puede encontrar un resumen de las primeras aplicaciones en un artículo de ASME presentado por ingenieros de Westinghouse en la Conferencia Internacional de Turbinas de Gas de ASME de 1994 en La Haya. Se titula "Evolución de la generación de energía de servicio pesado y las turbinas de gas industriales en los Estados Unidos" [7] [8] y también proporciona un buen resumen del desarrollo de la tecnología de turbinas de gas Westinghouse hasta mediados de la década de 1990. La siguiente compilación se basa en la información contenida en ese documento de ASME, así como en otras fuentes citadas, y en relatos personales de ingenieros de Westinghouse que tenían experiencia directa o conexiones cercanas con el material presentado.
Aplicaciones terrestres tempranas
La experiencia de Westinghouse con turbinas de gas terrestres comenzó en 1945 con el desarrollo de un grupo electrógeno de turbina de gas de 2000 hp (~ 1500 kW), el W21. Tenía una eficiencia térmica del 18% (LHV). La primera aplicación del W21 en un entorno industrial fue en 1948 como un impulsor de compresor de gas instalado en las instalaciones de Mississippi River Fuel Corp. ubicadas en Wilmar, Arkansas. [1] Según los informes, esta fue la primera turbina de gas industrial del mundo en acumular 100.000 horas de funcionamiento antes de su retirada.
En 1948, Westinghouse también construyó una locomotora experimental impulsada por turbina de gas de 4000 hp con Baldwin Company (Chester, PA) que usaba dos de estas unidades. La operación inicial fue en Union Pacific Railroad quemando fueloil destilado. Más tarde, la operación se realizó en el ferrocarril de Pittsburgh y Lake Eire utilizando combustible de aceite residual.
La gran mayoría de las primeras aplicaciones de las turbinas de gas terrestres Westinghouse fueron para accionamientos mecánicos industriales en la industria petroquímica , tanto en los EE. UU. Como en el extranjero. Las empresas de oleoductos realizaron grandes pedidos en busca de accionamientos de compresores para colocarlos en ubicaciones remotas. Pero a mediados de la década de 1950, las centrales eléctricas de turbinas de gas se estaban reconociendo como una alternativa práctica a los generadores de turbinas de vapor para ciertas aplicaciones, primero para la industria y luego para las empresas de servicios eléctricos.
Para las aplicaciones industriales de "energía total", el factor importante fue que las turbinas de gas, combinadas con calderas de recuperación de calor, ofrecían una relación potencia-vapor más alta que las turbinas de vapor de contrapresión tradicionales utilizadas para suministrar energía y vapor de proceso. Entonces, las turbinas de gas se utilizaron para combinar calor y energía en la industria petroquímica, trabajando mano a mano con compañías como Westinghouse, mucho antes de que la palabra "cogeneración" entrara en la jerga moderna unos 30 años después.
Aquí se agrega una nota para reconocer el trabajo pionero de Westinghouse en la aplicación única de un W201 instalado en US Steel Works en Chicago (1960) . El motor se usó para impulsar un ventilador de 12,500 scfm para soplar aire en un alto horno, y el requisito de diseño era usar gas de escape de alto horno como combustible. El motor se modificó para que toda la descarga del compresor pudiera retirarse y alimentarse a un quemador externo, desde el cual se devolvían los productos de la combustión para impulsar la turbina. Normalmente, el gas de alto horno tiene un poder calorífico de menos de 100 Btu / scf, una décima parte del gas natural.
Aplicaciones pioneras en generación de energía
Westinghouse buscó la aplicación de su tecnología de turbinas de gas en la industria de generación de energía, que, después de todo, era el foco principal de su negocio. Si el lado del negocio de las turbinas de gas iba a crecer y prosperar, tenía que encontrar su camino hacia el sector de generación de energía.
West Texas Utilities entre los primeros
En 1952, West Texas Utilities, Stockton, TX, ayudó a ser pionera en la aplicación de generación de energía de turbinas de gas con la instalación de un modelo Westinghouse W81, con una potencia de 5000 kW. A esto le siguió un segundo W81 en 1954 (posiblemente 1958 basado en una segunda fuente). Ambas unidades se utilizaron en funcionamiento continuo (carga base) y el calor de escape de la segunda unidad se utilizó para calentar el agua de alimentación para una caldera de vapor en el sitio. En 1959, se integró con una caldera encendida para formar un sistema de generación de energía de "ciclo combinado" (gas y vapor). Cinco años más tarde, en 1964, la misma empresa de servicios públicos instaló la primera central eléctrica de ciclo combinado prediseñada en su central eléctrica de San Angelo, TX . La turbina de gas Westinghouse utilizada para esa aplicación era un modelo W301 sobrealimentado, nominalmente nominal de 25 MW. La calificación de la turbina de vapor fue de 85 MW, para una producción total de la planta de ciclo combinado de aproximadamente 110 MW, y la eficiencia térmica lograda fue de más del 39%, el récord para las centrales eléctricas de gas en los EE. UU. Durante bastante tiempo.
El W301, la primera unidad Westinghouse de transmisión directa (3600 RPM), fue el predecesor inmediato del modelo W501, presentado en 1967/68 con una potencia nominal inicial de 40 MW (ISO / gas). (Nota: algunas clasificaciones enumeradas en las primeras publicaciones usaban condiciones de sitio NEMA, es decir, 1000 pies de elevación y 85 ° F (29 ° C), lo que reduce la potencia de salida en un 7.5% por debajo de la ISO (nivel del mar, 15 ° C (59 ° C) F) condiciones.))
SoCalEd y Garden State Paper instalan un "sistema de energía total"
En 1967, Westinghouse suministró un generador de turbina de gas preempaquetado W191 de 15 MW para una aplicación pionera en el lugar de producción combinada de energía y calor industrial (CHP) o "cogeneración". Southern California Edison Company (SCE) se asoció con Garden State Paper Company (GSP) para instalar y operar un generador de turbina de gas en el sitio y un sistema de recuperación de calor para satisfacer todas las necesidades energéticas de un proceso patentado de destintado para producir productos limpios. papel de periódico de periódicos usados. [9]
Este primer ejemplo único de un sistema de "energía total" proporcionó la flexibilidad operativa, la economía operativa, la compatibilidad del sitio y la confiabilidad para convertirlo en la solución ideal para ambos socios. SCE suministró electricidad y energía térmica, mientras que GSP disfrutó de la ventaja de la energía in situ confiable y de bajo costo ubicada en la planta de proceso. El generador de turbina de gas estaba conectado eléctricamente a la red de SCE, que tomó el exceso de energía generada. Henry Vogt Co. suministró la caldera de recuperación de calor encendida con un ventilador de tiro forzado de reserva para servicio de respaldo. La planta se comercializó en enero de 1967.
La primera incursión de Dow Chemical en turbinas de gas
Los primeros cinco motores W501 de producción se instalaron entre 1968 y 1971 para suministrar energía y vapor en las instalaciones de Dow Chemical en Texas y Louisiana. El hecho de que Dow hubiera instalado previamente cuatro unidades W301 en su división de Texas, Freeport, TX, fue clave para su decisión de seguir adelante con los pedidos posteriores para las unidades W501 más grandes.
De hecho, el prototipo W301 sobrealimentado instalado en Freeport, TX en 1965 fue la primera incursión de Dow en turbinas de gas para la generación de energía in situ, y Westinghouse siguió siendo un importante proveedor de turbinas de gas de Dow durante los años venideros. [10]
El primer W501A instalado por Dow Chemical en su complejo de Freeport, TX, en 1968 ( foto ) fue sobrealimentado para mejorar el rendimiento y la energía de escape disponible. Se utilizó una pequeña turbina de vapor "auxiliar", acoplada al generador, para arrancar la turbina de gas. En las primeras aplicaciones, Dow solía utilizar los gases de escape de las turbinas de gas como "aire" precalentado para calderas totalmente encendidas. Los ventiladores de sobrealimentación proporcionaron flujo a las calderas (a través del conducto de derivación) en caso de interrupción de la turbina de gas.
Ciclo combinado de Salt Grass: un hito importante
Aunque no se construyó como una instalación propiedad de Dow en la propiedad de Dow, la planta de ciclo combinado Salt Grass de 300 MW , [11] utilizando 4xW501 unidades (1xW501A, 3xW501AA), se construyó como una fuente de alimentación dedicada para las operaciones en expansión de Dow's Freeport, TX. La planta fue diseñada, construida y propiedad de Power Systems Engineering (PSE) en 1970-1972. (PSE se incorporó más tarde a DESTEC [12] Energy después de ser adquirida por Dow en 1989. DESTEC se transformó más tarde en Dynegy, una importante empresa de generación de energía independiente). A diferencia de la mayoría de las plantas de generación industrial, no habría ningún requisito de vapor de proceso para Salt Grass planta; toda la producción de la planta debía ser en forma de energía eléctrica. El objetivo del diseño era utilizar las turbinas de gas más grandes disponibles y, según la experiencia previa, utilizar calderas de recuperación de calor sin fuego para simplificar el funcionamiento y mejorar la fiabilidad. Todo el vapor se utilizó para impulsar 4 turbinas de vapor idénticas de 25 MW acopladas a las turbinas de gas en el extremo exterior de los generadores (que a su vez se montaron en el extremo del rotor del compresor frío). La planta constaba de cuatro unidades de ciclo combinado de un solo eje separadas para una máxima flexibilidad operativa. También incluía una caldera de puesta en marcha para permitir que las turbinas de vapor se utilizaran para poner en marcha las turbinas de gas.
La construcción de la planta de Salt Grass comenzó en enero de 1970 y la primera unidad GT estuvo operativa 12 meses después, según un documento conjunto de PSE / Dow presentado en ese momento. Los registros de Westinghouse muestran que el cuarto GT estaba en operación comercial a principios de 1972, por lo que toda la planta se completó en poco más de dos años.
PSE fue fundada por dos ex-ingenieros de Westinghouse de la oficina de ventas de campo de Houston, Tom McMichael (ingeniero de ventas) y Al Smith (gerente de distrito). Como tal, ambos tenían una relación única con Dow y habían sido fundamentales en los negocios anteriores de Westinghouse con Dow. Según un artículo escrito en colaboración por Al Smith en 1971, la idea de la planta fue concebida por PSE y Dow a principios de 1969. La planta de Salt Grass fue su primera empresa después de que decidieron salir por su cuenta.
El apagón de 1965
Aunque solo es anecdótico, se ha dicho que hubo un aumento en la tasa de natalidad en el noreste de EE. UU. Y partes de Canadá durante el verano de 1966. [ cita requerida ] Este fue solo uno de los resultados del Gran Apagón del Noreste que tuvo lugar el 9 de noviembre de 1965, nueve meses antes del mini baby boom.
Otro resultado algo más importante para Westinghouse CTSD fue el nacimiento de la industria moderna de turbinas de gas en los EE. UU.
Aunque se descubrió que el verdadero culpable [13] detrás del apagón masivo fue un solo relé defectuoso en una estación de transmisión en Ontario, Canadá, el efecto "cascada" o dominó en las líneas troncales aguas abajo causó todo el sistema CANUSE desde Canadá, a través de Buffalo. , NY y hacia la costa este desde la ciudad de Nueva York hasta Maine para fallar en 15 minutos.
Una ramificación importante de este evento fue el reconocimiento de la necesidad de fortalecer la red y mejorar las capacidades de reinicio del sistema. Los "Consejos de Confiabilidad" regionales (p. Ej., NERC para el noreste) encargaron a las empresas eléctricas de EE. UU. Que aumentaran los márgenes de reserva del sistema instalando un cierto porcentaje de su capacidad total en forma de unidades generadoras localizadas más pequeñas de arranque rápido, en gran parte ellos con la capacidad de 'arranque en negro' para asegurar que las grandes plantas y redes puedan reiniciarse en caso de otra interrupción importante.
No hizo daño que los veranos de 1966 y 1968 vieron grandes olas de calor en verano y demandas máximas récord, y que la demanda de carga base en las empresas eléctricas de EE. UU. Creciera a una tasa anual constante del 6% al 7%. Ya había un auge para las grandes plantas de vapor de carbón y se consideraba que este crecimiento continuaría en el futuro previsible.
Una ola de instalaciones de turbinas de gas
El resultado fue una ola de instalaciones de generadores de turbinas de gas, elegida como la forma más rápida y económica de cumplir con el mandato de confiabilidad y satisfacer el crecimiento constante de la demanda. (Ergo, la campaña de marketing Westinghouse CTSD "The Economic Choice" en ese momento). Las compras anuales de servicios públicos de unidades adicionales se convirtieron en un evento de rutina siempre que la demanda de carga máxima continuara aumentando.
Según los comentarios de los veteranos de ventas de Westinghouse CTSD , a menudo se recibían grandes pedidos de varias unidades por teléfono, ya que los clientes habituales se apresuraban a obtener su asignación anual. El seguimiento de las curvas de demanda máxima regional y nacional se convirtió en la herramienta principal para los planificadores que tenían que pronosticar el mercado y establecer el "plan de carga" de la tienda. (Este escritor se pregunta si los proveedores de GT de esa época desarrollaron " acuerdos de reserva " como fue la práctica adoptada durante otro período de auge, 30 años después).
En consecuencia, la mayoría de las turbinas de gas instaladas en los EE. UU. A fines de la década de 1960 y principios de la de 1970 se aplicaron como unidades pico de ciclo simple ("picos"), diseñadas para respaldo del sistema y uso intermitente, e instaladas para mantener un margen de reserva adecuado.
Es importante destacar que a principios de la década de 1970 también se registró el éxito de las primeras plantas de ciclo combinado y, a medida que el mercado en picos comenzó a estabilizarse, esto ayudó a sostener el mercado de servicios públicos de EE. UU. Para grandes turbinas de gas.
Según un informe, la demanda de turbinas de gas en los EE. UU. Alcanzó casi los 9 GW en 1969, un aumento de 30 veces sobre el total de 300 MW vendidos en 1961. (El gráfico siguiente muestra ese mercado para unidades más grandes (> 20 MW)). alcanzó un máximo de alrededor de 7 GW).
No es de extrañar que las previsiones para el crecimiento futuro del mercado fueran tan optimistas. A principios de 1970, Turbine Topics , el boletín interno de la División de Turbinas Pequeñas de Vapor y Gas (predecesor de la División de Turbinas de Gas) contenía esta declaración del Departamento de Marketing: "La suma total de todo esto nos dice que el fantástico crecimiento de los sesenta se perpetuarán hasta los setenta ". (Fuente: colección personal).
Sin embargo, para 1971/1972 el mercado ya había mostrado signos de debilitamiento y, desafortunadamente, los eventos globales posteriores tuvieron mucho que decir sobre si ese pronóstico optimista se haría realidad.
El mercado de turbinas de gas de EE. UU. De 1965 a 1990, con pronóstico para 2000, (a la derecha) muestra cómo el apagón del noreste de 1965 aceleró el crecimiento del mercado de servicios eléctricos para turbinas de gas en los EE. UU. Los acontecimientos posteriores, sobre todo la guerra árabe israelí de 1973, seguida por el embargo de petróleo de la OPEP de 1974 y la Ley de Uso de Combustible de los Estados Unidos de 1978, provocaron una fuerte caída. Siguió una fuerte recuperación con el auge del mercado de cogeneración de Productores Independientes de Energía ("IPP") en virtud de la Ley de Política Regulatoria de Servicios Públicos (PURPA), respaldada por el Supremo de EE. UU.
Round Rock: un caso de mala sincronización
Sobre la base del auge del negocio de las turbinas de gas a fines de la década de 1960, Westinghouse (siguiendo el ejemplo del líder del mercado y archirrival General Electric) decidió construir una nueva y moderna planta de fabricación de turbinas de gas en Round Rock, TX, cerca de Austin. Sin embargo, cuando la planta entró en funcionamiento alrededor del período de 1972, el mercado estadounidense de turbinas de gas estaba a punto de colapsar debido al impacto de la guerra árabe-israelí de 1973 y los temores posteriores de inestabilidad del suministro de combustible debido al embargo de petróleo de la OPEP. (vea la tabla de datos de mercado, arriba). Además, a diferencia de la planta de GE en Greeneville, SC, la nueva fábrica de Round Rock no se construyó como una planta independiente con capacidades de fabricación completas, como ya existía en Lester. Los componentes principales fueron enviados desde Lester (y otros proveedores) para el ensamblaje final en Round Rock.
A medida que el mercado colapsó (vea el gráfico anterior), la gerencia de Westinghouse no tardó mucho en actuar para reducir el excedente de espacio de taller asignado a las turbinas de gas. Dado que Round Rock no pudo sobrevivir por sí solo, finalmente se abandonó como una instalación de fabricación de turbinas de gas en 1976. Se instalaron otras grandes operaciones de equipos rotativos, como las de los productos E. Pittsburgh DC y Buffalo Large Motors Division. En última instancia, las operaciones de grandes motores de Westinghouse se vendieron a Taiwan Electric Co. (TECO) y la planta ahora es propiedad de TECO-Westinghouse y se utiliza para atender su negocio de generadores eólicos.
La tecnología evoluciona rápidamente a medida que crece el mercado
A pesar del hecho de que podría parecer que era un mercado de vendedores de unidades de pico a finales de los sesenta y principios de los setenta, todavía existía una feroz competencia por la cuota de mercado. Además de tener un espacio de taller adecuado para atender el mercado, los principales fabricantes (es decir, GE vs. Westinghouse) estaban en una carrera para encontrar formas de reducir el precio ($ / kW) de su oferta para obtener una ventaja competitiva.
Este fue también el momento en que los fabricantes de motores a reacción, GE y Pratt & Whitney (y varios "empaquetadores" de terceros) ingresaron al mercado con sus unidades empaquetadas. Estos demostraron ser muy rápidos de instalar y altamente eficientes, y ganaron mucha atención. (La eficiencia no fue tan importante como el precio, ya que solo se planeó un uso intermitente para ellos).
La clave para reducir $ / kW fue aumentar la potencia nominal del motor. Esto se logró de dos maneras: primero, poder ofrecer una unidad más grande que la competencia (y con el W501 Westinghouse hizo exactamente eso y pudo compensar su volumen relativamente bajo frente a GE). Luego, una vez que se establece el tamaño de marco básico, se puede lograr un crecimiento de la calificación incremental aumentando la temperatura de encendido de la turbina (es decir, "girando la mecha").
Evolución de la serie de modelos W501
Después de la introducción del W501A en 1967/68, la tecnología Westinghouse continuó evolucionando rápidamente a medida que aumentaban las temperaturas de entrada de la turbina mediante un enfriamiento interno mejorado y una metalurgia avanzada, y las relaciones de presión aumentaban con diseños de compresores mejorados. Durante el período de 1968 a 1975, el W501 progresó desde el W501A (~ 40 MW), W501AA (~ 60 MW), W501B (~ 80 MW) y el W501D (~ 95 MW).
El siguiente gran rediseño fue el W501D5, introducido en 1981, [14] inicialmente con una potencia de 96,5 MW (creciendo a 107 MW (brutos) aproximadamente en 1985). En 1995, se ofreció la actualización W501D5A con una potencia de 120 MW.
A fines de la década de 1980 y principios de la de 1990, Westinghouse introdujo el 501F avanzado, con una potencia nominal inicial de 150 MW (nominal). La primera fecha de puesta en marcha comercial del 501F fue en 1993 (cuatro unidades, instaladas en el proyecto de repotenciación de Florida Power & Light Lauderdale Station). [15]
Se siguió un camino de evolución de tecnología similar para el modelo de engranajes más pequeño W251 (ver el documento ASME de referencia de Scalzo, et al.) Muestra cómo ese modelo realmente abrió el camino hacia algunos de los pasos tecnológicos tomados en la evolución del W501.
(Consulte Scalzo, et al. [8] para obtener tablas que muestran la evolución de las turbinas de gas Westinghouse modelo W501 y W251).
Observe la progresión en la temperatura de entrada del rotor de la turbina y el número de filas enfriadas (álabes y álabes de la turbina). El W501A fue precedido inmediatamente por el W301, el primer diseño de transmisión directa. La actualización implicó agregar dos etapas al compresor (una hacia adelante y otra hacia atrás) y un nuevo diseño de turbina con una paleta de primera etapa enfriada.
Ed. Nota: En la misma Conferencia de Turbinas de Gas de ASME de 1994, donde el documento ASME mencionado anteriormente por Scalzo, et al. Westinghouse también entregó un documento anunciando planes para desarrollar una turbina de gas de 250 MW, la 501G. Para ser diseñado por la alianza Westinghouse / MHI / FiatAvio, (MHI, un licenciatario desde hace mucho tiempo, también había colaborado y financiado Westinghouse en el desarrollo de la 501F) el diseño incluía un conducto de transición refrigerado por vapor, otra de las muchas primicias de la industria. para Westinghouse (consulte el Apéndice I). El primer 501G se instaló en la estación McIntosh de Lakeland Electric y se sincronizó por primera vez con la red en abril de 1999. [16]
La serie de modelos W251 evoluciona junto con W501
Como se mencionó anteriormente, la serie de modelos W251 siguió un camino evolutivo desde el venerable W191 (que va desde 15 MW hasta alrededor de 18 MW durante la vida útil del producto, con más de 180 unidades vendidas) y se introdujo en 1967, justo antes del W501. El W251A, con una potencia nominal de 20 MW, fue el primero en contar con enfriamiento de la paleta de la turbina de la primera etapa y otras partes estacionarias. En 1985, cuando el W251B10 tenía una potencia de aproximadamente 45 MW, la carta de la línea de productos W251 se trasladó a Westinghouse Canadá. El W251, con la mitad de la clasificación del W501, era popular para aplicaciones más pequeñas y se vendieron alrededor de 230 unidades. El diseño final antes de ser eliminado de la línea de productos ca. 1998, la W251B12 era una turbina de gas de clase de 50 MW, construida en Westinghouse Hamilton, Ontario. planta. Con un generador impulsado por engranajes, el W251 podría usarse en aplicaciones de 50 Hz y 60 Hz.
Características de diseño del motor de turbina de gas Westinghouse
Desde el primero de sus diseños de turbinas de gas de servicio pesado, Westinghouse ha conservado características de diseño mecánico probadas en el tiempo que han perdurado durante más de 50 años y han sido emuladas por otros fabricantes. [7] Esta página de documentos de ventas de Westinghouse tempranos (ca. 1990) para el 501F proporciona una lista de estas características.
Tenga en cuenta la función de accionamiento del generador de extremo frío, original de Westinghouse y posteriormente adoptada por otros (incluido el líder de la industria en su propio diseño de clase F). Esto es ideal para aplicaciones de recuperación de calor y evita la necesidad de un acoplamiento de transmisión flexible de alta temperatura en el extremo del escape (característico de diseños anteriores de otros).
Además, el diseño del rotor de dos cojinetes evitó la necesidad de un cojinete central de alta temperatura enterrado en la sección caliente del motor (también característico de diseños anteriores de otros).
En la lista no se mencionan los puntales de la carcasa de escape tangenciales patentados diseñados para mantener la alineación del rotor.
Plantas de energía de turbinas de gas compactas Westinghouse
Westinghouse fue pionera en el desarrollo de centrales eléctricas de generador de turbinas de gas empaquetadas prediseñadas, tanto con EconoPac, un paquete completo de ciclo simple modularizado, como con la planta de ciclo combinado PACE.
La planta de energía GT compacta Westinghouse EconoPac
Nota: " EconoPac " es una marca registrada de Siemens Energy Corp [17] .
A medida que evolucionó la tecnología de los motores de turbina de gas, también lo hicieron las ideas sobre cómo empaquetar mejor todos sus sistemas de soporte auxiliares. Además de la turbina de gas en sí, el alcance del suministro incluía el generador / excitador, un motor de arranque, los auxiliares mecánicos y eléctricos y los sistemas de admisión y escape.
En 1962 Westinghouse introdujo el concepto de una unidad generadora de energía de turbina de gas empaquetada prediseñada con la unidad W171 (12,000 kW) vendida a la Ciudad de Houma Light & Power Co. (LA). Esta aplicación temprana sentó las bases para la planta compacta de ciclo simple " EconoPac " que se convirtió en el alcance estándar de suministro para las unidades de turbinas de gas de ciclo simple Westinghouse hasta el día de hoy.
El Westinghouse " E conoPac " incluye el motor de turbina de gas montado sobre patines, generador y excitador, paquete de arranque, patines auxiliares mecánicos (aceite lubricante, hidráulicos, neumáticos, etc.) y eléctricos / de control, sistema de entrada (filtro y conductos). ), sistema de escape (conductos, chimenea y silenciador), todos los enfriadores, ventiladores, bombas, válvulas y tuberías de interconexión. Las cajas para todos los patines también se incluyen en el volumen de suministro estándar. Por lo general, EconoPac definió el alcance de suministro de la turbina de gas para plantas de alcance extendido (cogeneración, ciclo combinado, etc.), así como una unidad de ciclo simple.
La foto del modelo de W501D5 EconoPac [18] ilustra los componentes y la disposición principales. La planta de energía de turbina de gas completa llegaría al sitio en módulos preempaquetados para un montaje rápido en el campo. El enfriador de glicol se usó para el generador enfriado por hidrógeno, que era un alcance estándar antes de la disponibilidad de grandes generadores enfriados por aire para la aplicación. El enfriador de aire a aire junto a la chimenea de escape sirve para enfriar el aire de enfriamiento del rotor, una característica de los paquetes de turbinas de gas Westinghouse.
Centrales eléctricas de ciclo combinado Westinghouse PACE
Como en el caso de la planta prediseñada y empaquetada de turbina de gas de ciclo simple, Westinghouse también fue pionera con la idea de una planta de ciclo combinado prediseñada. Alrededor de 1970, se organizó un grupo de diseño bajo el liderazgo de Paul Berman, gerente de ingeniería de PACE , y el equipo de marketing y ventas se puso en marcha con una campaña de promoción total. [19]
Se desarrolló un concepto de ciclo térmico en torno al uso de dos turbinas de gas W501B de 75 MW y una nueva turbina de vapor de caja única de 100 MW específicamente diseñada para la aplicación. La planta fue llamado el Plant PACE (para P ower A t C ombined E fficiencies) y el primer diseño se denominó la PACE 260 para reflejar la potencia nominal de la planta.
El diseño de PACE se orientó hacia el mercado de "carga intermedia" (entre el pico y la carga base) donde había una necesidad creciente de instalar capacidad que era más económica de instalar que la carga base (plantas nucleares y de carbón) y más económica de operar que la simple turbinas de gas de ciclo. El equipo también tenía que ser lo suficientemente flexible para poder soportar las tensiones del trabajo de funcionamiento diario de arranque y parada. Se tomaron disposiciones especiales en todo el diseño para adaptarse a este modo de funcionamiento cíclico.
El concepto PACE 260 (y más tarde el PACE 320 actualizado) se capturó en esta imagen que muestra el ciclo termodinámico detrás del diseño de la planta.
Como se puede ver, el concepto original incluía el encendido suplementario (conducto) de las calderas de recuperación de calor de dos presiones, que eran una configuración de diseño de flujo vertical. La configuración básica se describió como un diseño 2 en 1, lo que significa que dos turbinas de gas producían vapor para alimentar una turbina de vapor.
Se utilizó una combustión complementaria para aumentar la producción de vapor con el fin de llenar la turbina de vapor de una sola caja de 100 MW. En el diseño inicial, aproximadamente el 20% de la entrada de combustible se quemaba en el quemador del conducto. Sin encendido suplementario, normalmente hay energía adecuada en el escape de la turbina de gas para generar suficiente vapor para producir aproximadamente el 50% de la potencia de la turbina de gas, o, en este caso, sólo 75 MW.
De esta manera, el diseño original de la planta PACE tenía una capacidad de turbina de vapor incorporada para permitir que el lado de agua / vapor de la planta permaneciera esencialmente igual a medida que la potencia nominal de la turbina de gas evolucionó hasta el W501D5 de más de 100 MW, cuando la calificación de la planta era de 300 MW sin combustión suplementaria.
El PACE 260 se ofreció inicialmente con una tasa de calor de aproximadamente 8.100 Btu / kWh (42% de eficiencia) LHV con combustible de gas natural. El PACE 320 mejorado (hacia 1980) basado en el W501D, tenía una potencia nominal de 300 MW y una tasa de calor de 7530 Btu / kWh (45% de eficiencia) LHV con combustible de gas natural.
Las plantas PACE estaban disponibles con edificios de cerramiento completo para cubrir todas las calderas excepto las de recuperación de calor, o para instalación al aire libre, y los EconoPac proporcionaban los recintos necesarios para las turbinas de gas y sus auxiliares.
Para las primeras plantas de PACE, Westinghouse diseñó y fabricó las calderas de recuperación de calor en la División de Transferencia de Calor en Lester. Las plantas posteriores incorporaron unidades de recuperación de calor suministradas por subcontratistas.
Una lista de instalación de plantas PACE muestra las unidades vendidas e instaladas a mediados de la década de 1980. Tenga en cuenta que varias de las instalaciones incluyeron dos plantas PACE 260 (los diseños de plantas de imagen especular estaban disponibles para esos casos). Estas se denominaron plantas PACE 520. También se observa que casi la mitad de las plantas se construyeron en México, una PACE 260 y dos PACE 520.
El primer PACE 260 se instaló en la Public Service Co. de la estación Comanche de Oklahoma , en Lawton, OK, ingresando como comercial en 1973. [20] Según información publicada, tiempo desde el compromiso con el programa de diseño (enero de 1970) hasta la operación comercial. era menos de tres años. Se hace referencia al documento ASME 74-GT-109, de Paul A. Berman, [20] Westinghouse Manager de PACE Engineering, que describe el concepto PACE en detalle y documenta la construcción y puesta en marcha de la planta Comanche. Desde su instalación, hace unos 40 años, la planta pasó por una importante modificación de la caldera (que se ve en la foto a continuación), varias mejoras en el rendimiento del motor y ha funcionado durante muchos años como la planta más económica en el sistema de PSO. (¡Este escritor recuerda que le dijeron que el precio inicial del gas natural en el sitio era de $ 0.26 por millón de Btu!) Al momento de escribir este artículo, la planta todavía está en uso, aunque no para servicio continuo.
Las tres primeras plantas PACE vendidas a CFE (PACE 260 en Palacio Gómez y PACE 520 en Dos Bocas ) involucraron un pedido de seis (6) turbinas de gas W501B y representaron el pedido más grande realizado por CFE hasta ese momento. Se cuenta que el pedido se recibió un Viernes Santo (¿ca. 1973?) Después de una competencia muy polémica con otro importante proveedor estadounidense que utilizó algunas formas bastante "creativas" para mejorar el rendimiento de la planta. Todos los involucrados en la negociación estaban ansiosos por llegar a casa para Pascua, pero no tan ansiosos como para irse antes de recibir el pedido. La última planta de la lista fue construida para CFE en Tula, México, como un proyecto de construcción por fases, donde las cuatro (4) unidades W501D EconoPac se enviaron e instalaron lo antes posible, en modo de ciclo simple, para hacer frente a una emergencia energética. durante 1979-1981. Posteriormente se agregaron los HRSG y la parte de la turbina de vapor de cada planta y se retiraron las chimeneas de escape. (La foto de abajo muestra el concepto del artista de la planta convertida. Los cuatro EonoPacs W501D ya estaban en su lugar en el momento de la foto ).
El auge de la cogeneración y los mercados eléctricos independientes de EE. UU.
Como se mostró anteriormente, el mercado estadounidense de turbinas de gas disfrutó de un auge sustancial para las unidades de ciclo simple con picos después del apagón del noreste de 1965. Y eso, a su vez, condujo al advenimiento, alrededor de 1970, de la popular planta de ciclo combinado prediseñada, como como las plantas Westinghouse PACE y GE STAG (STeam And Gas) que gozaron de mucho éxito temprano a principios de la década de 1970. Hubo muchas promesas de crecimiento sostenido en el negocio de las turbinas de gas. [21]
El estallido de la guerra árabe-israelí de 1973 cambió todo eso.
Después de la guerra, los miembros árabes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) impusieron un embargo contra Estados Unidos y otros países de Europa y Sudáfrica, en represalia por la decisión estadounidense de reabastecer al ejército israelí. [22] El resultado casi inmediato del embargo fue una grave escasez en los países objetivo, como Estados Unidos, y un fuerte aumento del precio mundial del petróleo y los productos derivados del petróleo. Estados Unidos se había vuelto cada vez más dependiente del petróleo importado y el embargo provocó un trastorno importante en la economía nacional. Primero la administración de Nixon, luego la administración de corta duración de Gerald Ford y, finalmente, la de Jimmy Carter, todos desarrollaron planes para aumentar la producción nacional y reducir el uso de petróleo importado.
Al mismo tiempo, durante la administración de Jimmy Carter , hubo un fuerte movimiento concertado en la industria del gas natural para la desregulación, [23] y se creó una escasez de suministro de gas de tubería para puntuar su posición.
Un resultado directo de todo este tumulto en la cadena de suministro de energía fue el Plan Nacional de Energía de Jimmy Carter de 1977 [24] y una declaración de Independencia Energética . La legislación fue introducida en el Congreso de Estados Unidos destinado a establecer prohibiciones y regulaciones estrictas destinadas a lograr reducciones en el uso de tanto petróleo importado y de gas natural. (Esto fue escrito en un momento en que había un exceso de petróleo y gas natural en los EE. UU.)
En ese momento, había claramente una fuerte inclinación a favor del carbón en el Congreso, y el carbón, como la fuente de energía doméstica más abundante en los Estados Unidos, se promovía como una forma de lograr la independencia del petróleo importado. "King Coal" estaba en el asiento del conductor, y el futuro de la generación de energía a carbón parecía asegurado a pesar de las leyes y regulaciones ambientales que se habían aprobado solo unos años antes.
Después de meses y meses de debate (mucho de lo que este escritor presenció en persona) la Ley Nacional de Energía de 1978 [25] fue aprobada y orgullosamente firmada por Jimmy Carter.
Dos de las principales disposiciones de la nueva legislación energética tuvieron profundos impactos en la industria de las turbinas de gas:
· Primero, la Ley de Uso de Combustibles ( FUA ), que, entre otras cosas, prohibió el uso de petróleo y gas natural como combustible para nuevas centrales eléctricas de carga base. Sólo los "combustibles alternativos", es decir, el carbón y los combustibles derivados del carbón, estaban permitidos para ese propósito. (De nuevo, en el entorno actual, ¿alguien puede imaginarlo?). Las unidades pico y las centrales eléctricas de ciclo combinado de carga intermedia (<3500 horas por año de funcionamiento) estaban exentas de las prohibiciones de la Ley de Uso de Combustibles, al igual que las " instalaciones de cogeneración ".
· En segundo lugar, la Ley de Políticas Reguladoras de Servicios Públicos ( PURPA ), que tuvo mucho que ver con la desregulación de la industria de servicios eléctricos y, entre otras cosas, estableció reglas que exigen que los servicios eléctricos compren energía de generadores que no son servicios públicos ("NUG" ). Sin embargo, dichos NUG también tenían que entregar cierta cantidad de energía térmica a una planta de proceso industrial, es decir, la unidad generadora tenía que ser "calificada" como una instalación de cogeneración . Por lo tanto, dicha instalación se definió como una instalación calificada o "QF".
Estas nuevas leyes energéticas estaban a punto de tener un gran impacto en el mercado estadounidense de turbinas de gas. Dado que este editor fue designado como el "Hombre en Washington" de Westinghouse GTSD (también conocido como CTSD) en ese momento, hay algunas observaciones de la experiencia personal que pueden contribuir a este aspecto de la historia de las turbinas de gas Westinghouse.
Historia de dos empresas
Se señaló que tanto la legislación FUA como la PURPA otorgaban privilegios especiales a los propietarios de instalaciones de cogeneración , o "QF". Esto indicaría que algún enfoque bastante bien planificado y coordinado de la ingeniería legislativa (es decir, el cabildeo) entró en la elaboración de ambas nuevas leyes a medida que evolucionaron, en paralelo, a través del Congreso.
Aunque Westinghouse hizo su parte del trabajo tratando de reducir los aspectos negativos de la Ley de Uso de Combustible, este aspecto positivo de la legislación no es algo por lo que Westinghouse pueda reclamar crédito.
La Compañía General Electric, por otro lado, aparentemente encontró una manera de trabajar con el personal del Congreso en ambas leyes para ayudarlos a redactar un conjunto de leyes y regulaciones energéticas que sean lo más favorables posible a las turbinas de gas. La cogeneración se convirtió en una palabra de moda en DC después de que el presidente Carter hablara sobre ella en uno de sus discursos sobre política energética, [24] y muy bien podría imaginarse que GE le proporcionó información para ese discurso. [ cita requerida ]
La gran diferencia entre GE y Westinghouse, en lo que respecta a sus puntos de vista y acciones con respecto a la legislación energética de 1978 y el futuro de las turbinas de gas, era evidente.
La alta dirección de Westinghouse aparentemente tenía su enfoque principal en la Ley de Uso de Combustible y la veía como una sentencia de muerte para el futuro a largo plazo de las turbinas de gas. Al mismo tiempo, la ley fue vista como la confirmación de un futuro sólido para las grandes plantas de vapor nucleares y de carbón e, indirectamente, para los grandes generadores de turbinas de vapor.
De hecho, en 1979, la prohibición del uso de gas natural bajo la FUA incluso llevó a Westinghouse a cambiar el nombre del producto a turbinas de combustión , y la División de Sistemas de Turbinas de Gas (GTSD) pasó a llamarse División de Sistemas de Turbinas de Combustión (CTSD) . Era como si la eliminación de la palabra "gas" del nombre del producto cambiara su estatura según la ley. (Es posible que EPRI, el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica, también haya tenido algo que ver con este cambio de nombre. [ Cita requerida ] )
Mientras tanto, se sabe por observación personal que GE dedicó la mayor parte de su esfuerzo de cabildeo a la formulación de las reglas de PURPA relacionadas con las instalaciones calificadas y, muy probablemente, también a la exención de cogeneración a la Ley de Uso de Combustible. Si bien este editor asistió a muchas audiencias del Congreso sobre el FUA, para comprender y disminuir el alcance del impacto negativo en las turbinas de gas, se vio a representantes de GE en audiencias simultáneas sobre PURPA, para asegurarse de que el plan (aparente) de GE para crear se estaba formando un nuevo mercado de cogeneración / IPP para turbinas de gas.
Poco después de que se promulgara la Ley Nacional de Energía, GE se apresuró a anunciar la formación de un nuevo Departamento de Proyectos de Cogeneración . Su propósito era buscar nuevas oportunidades de mercado hechas posibles por PURPA. Su enfoque fue ayudar a una nueva generación de empresarios desarrolladores de proyectos a explotar la nueva vulnerabilidad de las empresas de servicios eléctricos (según PURPA). GE ayudó a los desarrolladores a encontrar buenos sitios para proyectos cerca del suministro de combustible y las líneas de transmisión, los ayudó en la aplicación de equipos de GE para cogeneración y apoyó sus propuestas de acuerdos de compra de energía ("PPA") para las empresas de servicios públicos locales.
Si bien a Westinghouse le preocupaba que promover la cogeneración y trabajar con NUG o empresarios de productores independientes de energía ( IPP ) alteraría su base de clientes de servicios públicos tradicionales, GE persiguió agresivamente el número creciente de desarrolladores de IPP y los ayudó a navegar en el nuevo territorio que les abrió PURPA. .
Y esta marcada diferencia entre los dos gigantes de la generación de energía no pasó desapercibida para los observadores de la industria. Este editor recuerda un número de The Energy Daily, un boletín de energía con sede en DC, donde el editor (Llewellyn King, actualmente editor de White House Chronicle [26] ) dedicó la primera página a resaltar esta diferencia inusualmente amplia entre GE y Westinghouse en cómo cada uno ve el futuro de la industria de generación de energía. (El editor se ha puesto en contacto con el Sr. King en un intento de obtener una copia de ese número).
Los nuevos mercados crecen lentamente
Como se muestra en la curva del mercado de turbinas de combustión de EE. UU. Anterior, los años inmediatamente posteriores a la aprobación de FUA y PURPA vieron pocos negocios nacionales nuevos para las turbinas de gas, ya que se produjeron muchas disputas legales en todo el país. De hecho, 1982 fue probablemente el peor año de la historia en términos de pedidos de grandes turbinas de gas en Estados Unidos. El prototipo W501D5 se vendió a Gulf States Utilities en 1981 y otros dos EconoPacs W501D5 se vendieron a Puget Sound Power & Light Co. Dow Chemical, cuyas instalaciones de generación industrial de energía en el sitio en expansión en Texas y Louisiana no se vieron afectadas por las nuevas leyes. compró varias unidades en 1980 / '81. Eso fue todo para las ventas de nuevas unidades para Westinghouse CTSD hasta 1983.
El mercado de IPP estaba esperando el resultado de una acción legal del gobierno, ya que varias Comisiones de Servicios Públicos estatales se negaron a implementar las regulaciones de PURPA, alegando que eran inconstitucionales. No fue hasta 1982, en FERC v. Mississippi PUC, cuando la Corte Suprema falló a favor de la Administración Federal de Regulación de Energía (FERC) y ratificó la ley. [27]
Esto resultó ser el catalizador que finalmente permitió que el mercado de IPP despegara y realizara un gran potencial reprimido.
Y, casi como resultado inmediato, Westinghouse CTSD participó en dos importantes proyectos de cogeneración de IPP tempranos que ayudaron a cerrar la brecha y, una vez más, nos permitieron sobrevivir a la sequía en los pedidos de servicios públicos domésticos.
Cogeneración de capital
En 1983, HB Zachry Co. de San Antonio obtuvo un contrato de Capital Cogeneration Company Ltd (una empresa conjunta, que incluye Central and Southwest Power Co., para diseñar y construir una planta de ciclo combinado / cogeneración de 450 MW cerca de Bayport (también conocida como Pasadena), Texas, al sur de Houston Esta fue una de las primeras " Plantas PURPA " que se construyó en los Estados Unidos bajo las nuevas regulaciones PURPA.
Westinghouse CTSD obtuvo el pedido de HB Zachry Co. de 3 EconoPacs W501D5 para su integración en la planta de ciclo combinado (HRSG suministrados por Henry Vogt Co.) La planta exportaba energía para la venta a Houston Power and Light y vapor a una planta de proceso cercana propiedad de Celanese Químico (el " anfitrión de vapor "). Gracias a la excelente relación de ventas de campo con Zachry y CSW, esta planta era esencialmente una planta de Westinghouse, incluido el generador de turbina de vapor de clase de 150 MW y toda la energía eléctrica. Hoy en día, la planta se conoce como Clear Lake Cogeneration y es propiedad de Calpine. [28]
Cogeneración de la ciudad de Texas
El segundo gran proyecto de IPP en el que participó Westinghouse CTSD se desarrolló ca. 1985 por Internorth Natural Gas de Omaha, NE. La ubicación de la planta, Texas City, TX, está a unas 35 millas al sureste del sitio del proyecto Capital Cogeneration, arriba.
El concepto de Internorth era utilizar las reglas de QF de cogeneración IPP de PURPA para construir una planta de cogeneración de 400 MW que vendería la energía a Houston Power and Light y exportaría vapor a una planta cercana de Dow Chemical (entonces Union Carbide). Al mismo tiempo, la planta, que estaría exenta de la FUA, sería un excelente nuevo cliente de generación de energía para el gas combustible de Internorth.
Con pocos otros negocios disponibles, un decidido esfuerzo de marketing en CTSD se centró intensamente en esta negociación. Dado que esto estaba ocurriendo al mismo tiempo que un problema serio de diseño de palas de turbina de cuarta etapa con el W501D5, un equipo de ingeniería liderado por el Gerente de Ingeniería de CT Engine, Augie Scalzo, también fue asignado para convencer a Internorth de que el diseño era sólido.
Westinghouse obtuvo el pedido para instalar 3xW501D5 EconoPacs en la planta llamada Texas City Cogeneration. Las tres unidades incluían el último W501D5 construido en la fábrica de Lester antes de su cierre en 1986 [29] y los dos primeros motores construidos por MHI bajo un nuevo acuerdo comercial con el licenciatario de Westinghouse desde hace mucho tiempo.
Poco después de la construcción de la planta de Texas City, Internorth se fusionó con Houston Natural Gas y trasladó su sede a Houston. Poco después de eso, la empresa conjunta cambió su nombre a ENRON (pero eso es toda una historia en sí misma) .
Hoy, la planta de la ciudad de Texas [30] es propiedad de Calpine.
Otros proyectos tempranos de la planta PURPA en los que participó Westinghouse CTSD se describen más adelante como parte de la historia de la reubicación de CTSD en Orlando, FL.
Dow / Destec IGCC en Plaquemine, LA
Como podría imaginarse, la idea de quemar carbón, o algún derivado del mismo, ya sea líquido o gas, en una turbina de gas ganó considerable atención y apoyo del gobierno a fines de la década de 1970 y principios de la de 1980. [31] Los combustibles líquidos o gaseosos "sintéticos" elaborados a partir del carbón se consideraban "combustibles alternativos", alentados por la Ley de Uso de Combustibles, y el Departamento de Energía de Estados Unidos apoyaba en gran medida el desarrollo de varios de esos combustibles. [32]
De hecho, Westinghouse ya estaba trabajando bajo contrato con el gobierno para desarrollar su propio proceso de gasificación de carbón. Se construyó una unidad de desarrollo de procesos en Waltz Mill, PA y operada por el Westinghouse R&D Center. Para mostrar su compromiso con la comercialización de la tecnología, Westinghouse incluso formó la División de Combustibles Sintéticos (hacia 1983). (SFD, como se le llamó, se disolvió más tarde alrededor de 1987, cuando expiró el contrato del DOE, y los derechos del proceso se vendieron a Kellogg-Rust Engineering. El proceso de gasificación se conoció como el proceso KRW y continuó siendo comercializado por KRW Inc. [33] )
Mientras tanto, Dow Chemical estaba investigando cómo podría utilizar grandes depósitos de lignito en Texas para reducir su dependencia del gas natural para alimentar sus vastas instalaciones de generación de energía en el lugar. No es que sus operaciones de energía en el sitio se vieran necesariamente afectadas por la Ley de Uso de Combustible, pero parecía una buena cobertura en caso de que la escasez de gas natural resultara ser real.
Para implementar esta estrategia de energía de respaldo, Dow emprendió el desarrollo de su propio proceso de gasificación de carbón (más tarde llamado "E-Gas") y buscó el apoyo del gobierno de Synthetic Fuels Corporation, establecida en 1980 con el propósito de nutrir un combustible sintético. (es decir, gas o líquido derivado del carbón) en los EE. UU. como parte del "Proyecto Independencia". [34]
Mientras tanto, los ingenieros de Dow y Westinghouse trabajaron para convertir las dos nuevas turbinas de gas W501D5 que se instalaron en el complejo Dow Plaquemine, LA en 1982/83. Como primer paso, en 1981, emprendieron la conversión de un antiguo W191 ubicado en el complejo Dow, Freeport, Tx para quemar BTU bajo (aproximadamente 200 Btu / scf frente a 1000 Btu / scf para gas natural). El gas iba a ser producido por un prototipo de gasificador patentado diseñado y construido por Dow. Precisaron que la turbina de gas debía ser modificada para poder suministrar aire comprimido para el proceso de gasificación, y también debía operar con gas natural (al menos para arranque y parada).
La demostración de 15 MW fue un éxito y el programa a gran escala siguió adelante. Dow procedió a construir un gasificador de oxígeno a gran escala dimensionado para suministrar a los dos W501D5 en Plaquemine, LA con el 80% de su energía de combustible, y Westinghouse recibió el visto bueno para diseñar y fabricar las nuevas boquillas de combustible. Dado que las turbinas de gas eran una parte integral de las operaciones de la planta existente, la especificación era asegurar la capacidad de combustible dual , de modo que la unidad pudiera volver fácilmente a gas natural cuando el gasificador no estuviera en funcionamiento. [35]
Afortunadamente, los ingenieros de combustión de Westinghouse CTSD habían trabajado anteriormente bajo subcontrato en el contrato de gasificación de carbón DOE mencionado anteriormente para demostrar la combustión de gas de bajo Btu en componentes W501B. Más tarde, ese trabajo llevó al diseño de las canastas de combustor W501D5 para incorporar características (por ejemplo, un cabezal de mayor diámetro) para hacerlas adaptables al uso de gas combustible de bajo Btu. Por lo tanto, las unidades de Plaquemine estaban esencialmente " listas para el gas de síntesis " y se modificaron fácilmente.
La conversión de las dos turbinas de gas de más de 100 MW en Plaquemine para quemar carbón gasificado creó el ciclo combinado de gasificación integrada o " IGCC" más grande del mundo, y fue un gran éxito para Dow. El contrato de Synfuels Corporation de Dow (o más exactamente LGTI - Louisiana Gasification Technology, Inc.) continuó subsidiando la producción de gas combustible sintético a partir de carbón en el sitio de Plaquemine durante aproximadamente 10 a 15 años antes de que expirara el subsidio.
Más tarde, Dow (o en realidad Destec Energy) pudo participar en la repotenciación respaldada por el DOE de la estación de energía del Servicio Público de Indiana Wabash con una turbina de gas avanzada de clase F que quema gas producido por un gasificador "E-Gas". Desafortunadamente, Westinghouse no recibió el pedido de la turbina de gas de Public Service Co. de Indiana, y el proyecto utilizó un GE Frame 7F. En la actualidad, el sistema de gasificación de Wabash está operando de forma comercial, vendiendo gas derivado del carbón a la central eléctrica de ciclo combinado de Wabash de 250 MW. [36]
Huelga decir que Dow nunca implementó la conversión de sus propias instalaciones de generación de energía en ninguna de sus ubicaciones en la Costa del Golfo. El gas natural siguió siendo abundante y, en los últimos años, se ha convertido en un combustible más barato que hace 30 años.
Los años de Concordville (1979-1987)
Desde alrededor de 1972 hasta 1979, la sede de la División de Turbinas de Gas (también conocida como División de Sistemas de Turbinas de Gas y División de Sistemas de Turbinas de Combustión), se había ubicado en un espacio alquilado en el renovado Edificio Baldwin-Lima-Hamilton (vintage 1920) en Eddystone, PA, justo al sur de la fábrica Westinghouse Lester. Las operaciones de la división de turbinas de gas ocuparon los 4 pisos superiores del edificio de oficinas de 7 pisos (conocido como Edificio "A"), mientras que el resto del edificio fue ocupado por Westinghouse Steam Turbine Engineering y otros grupos de apoyo.
Como se señaló anteriormente, estos años en "A-Building", como se conoció el edificio BLH, vieron muchos altibajos para las turbinas de gas Westinghouse. Alrededor de 1977, justo cuando el mercado estadounidense de nuevas unidades se estaba agotando (pero el mercado saudí acababa de alcanzar su punto máximo, ver más adelante), se decidió que CTSD debería tener una nueva sede propia y un nuevo desarrollo de turbinas de gas de clase mundial. laboratorio.
La construcción de la nueva sede de CTSD tuvo lugar en 1977/78 y la instalación estaba completamente ocupada en el verano de 1979 (Bob Kirby, entonces presidente y director ejecutivo, asistió a una ceremonia de dedicación en el sitio en junio de 1978). en Concordville, PA, a unas 15 millas al noroeste de la planta de Lester. [37]
La sede de la División de Sistemas de Turbinas de Combustión (CTSD) de Westinghouse Electric en Concordville, Pensilvania . El laboratorio de desarrollo de clase mundial en el fondo de la izquierda presentó equipos para pruebas de componentes en condiciones de funcionamiento del motor, incluido un precalentador de aire de gran tamaño de encendido indirecto para proporcionar aire calentado no viciado (es decir, contenido total de O2) para las pruebas de combustión.
Durante 8 años, 1979-1987, el sitio de Concordville fue donde CTSD dirigió su negocio, sirviendo a los mercados nacionales e internacionales, llevó a cabo una importante I + D con fondos internos y externos (de EPRI, DOE y NASA), desarrolló diseños mejorados de motores y plantas, gestionó numerosos proyectos y, quizás lo más importante para la supervivencia a largo plazo, hizo crecer su negocio de servicios como la parte más rentable de sus operaciones.
La fuente de poder lista
Aproximadamente en el momento de la mudanza a Concordville, CTSD también lanzó su campaña " Westinghouse Combustion Turbines The Ready Source of Power " [38] que destacó la turbina de gas W501D5 recién introducida, los avances en tecnología, como la capacidad de quemar gas derivado del carbón. y combustibles líquidos, y la importancia del mantenimiento planificado para lograr una alta confiabilidad y disponibilidad de las plantas de turbinas de gas.
De hecho, a mediados de la década de 1980, toda Westinghouse Power Generation adoptó una reorientación estratégica de su negocio desde el énfasis tradicional en las aplicaciones de nuevas unidades hasta el desarrollo agresivo del sector de servicios. Aunque "hacer crecer la flota " seguía siendo un ingrediente esencial para el crecimiento del negocio de servicios de turbinas de gas, la falta de oportunidades para nuevas unidades en ese momento dictaba al menos un cambio temporal en el énfasis. CTSD desarrolló el programa " Servicio total ", promoviendo capacidades en la gestión de interrupciones y programas de mejora de la disponibilidad. " Servicio total: más que solo piezas " se convirtió en el mantra. (Este autor recuerda la Reunión Nacional de Ventas en Orlando hacia 1983, antes de la finalización del nuevo edificio de oficinas en el Cuadrángulo, y el tema de la reunión fue " Estamos al servicio ahora ". Toda la operación de marketing de generadores de turbinas de vapor se reorganizó en torno al mercado de plantas operativas).
Tenga en cuenta que el Centro de Desarrollo (comúnmente conocido como "El Laboratorio") se completó en 1976, mientras que CTSD todavía estaba ubicado en A-Building, Eddystone. Según un folleto de Westinghouse, "The Lab" fue capaz de realizar pruebas a gran escala de componentes de compresores, cámaras de combustión, turbinas y sistemas auxiliares en toda la gama de condiciones de funcionamiento (los diseños del sistema de escape se desarrollaron a escala reducida). El laboratorio incluía un área de gran altura que podría acomodar una turbina de gas de tamaño completo con fines de prueba y desarrollo, así como una gran sala de conferencias y oficinas para los gerentes, ingenieros y técnicos que operaban la instalación. Fue dimensionado para permitir pruebas de combustión a gran escala, que requerían un compresor de aire grande impulsado por turbina de gas derivado de chorro . También requería un calentador de gas para simular las condiciones de entrada de la cámara de combustión.
Las operaciones de CTSD en Concordville crecieron y disminuyeron durante la casi década de los años de Concordville. En un momento (ca 1981/82 por directorio telefónico de empleados de CTSD), el empleo de CTSD alcanzó un nivel máximo de alrededor de 600 personas. Pero el desempeño financiero no apoyó tal crecimiento, y hubo una importante reducción en el período de 1985-1987 antes de la reubicación a Orlando para ser incorporada en la Sede Mundial de Westinghouse Power Generation. En ese momento, solo quedaban unos 100 profesionales y directivos de CTSD para hacer el viaje al sur en la primavera de 1987.
Cambios en Westinghouse - Relación MHI
(Nota: esta sección se basa principalmente en recuerdos personales de uno de los ingenieros clave involucrados en el episodio).
Un desarrollo significativo que tuvo lugar cerca del final de los años de Concordville implicó un cambio importante en la relación entre Westinghouse CTSD y su licenciatario de larga data, Mitsubishi Heavy Industries (MHI). Muchos atribuyen este desarrollo como un evento clave en la supervivencia a largo plazo de Westinghouse (¿y MHI?) Como un participante importante en la industria de las turbinas de gas, y la clave para la adquisición del negocio por parte de Siemens diez años después.
A mediados de la década de 1980, ya se había decidido que las operaciones de fabricación de turbinas de gas en la planta de Lester, PA cesarían a fines de 1986 y, también, que la fabricación de los populares motores W501D5 se subcontrataría de la planta de MHI en Takasago. , Japón. Este plan permitió a CTSD poner en marcha al menos un medio temporal para seguir haciendo negocios: obtener y cumplir con los pedidos de grandes turbinas de gas a medida que se desarrollaban los mercados de cogeneración e IPP de EE. UU. (Como se señaló anteriormente, los primeros motores fabricados por MHI se instalaron en la planta de Texas City Cogen. Según los registros internos, el número total de W501D5 comprados por Westinghouse a MHI fue de 10, al igual que los primeros cuatro motores 501F, a continuación).
El siguiente desarrollo en la relación Westinghouse-MHI se produjo en 1986 cuando MHI compartió un estudio que indicó que el mercado global para su versión a escala de 50 Hz, las turbinas de gas Westinghouse (llamadas MW701D) pronto verían un fuerte retorno, y propusieron el desarrollo conjunto de un nuevo motor avanzado de 50 Hz que se llamará "701F". (GE ya estaba desarrollando su Frame 7F). Le seguiría el diseño de 60 Hz para los mercados a los que presta servicios Westinghouse.
Dado que el apoyo corporativo de Westinghouse para el desarrollo y diseño avanzados de turbinas de gas en ese momento era nulo, Westinghouse acordó proporcionar soporte de ingeniería de diseño de motor clave (según lo especificado por MHI) y MHI proporcionó los fondos para apoyar el esfuerzo, así como para fabricar el motor prototipo. . El diseño conceptual conjunto comenzó a mediados de 1986 y, en algún momento temprano del esfuerzo, se decidió que el primer motor debería ser la versión de 60 Hz "501F" del diseño. (MHI posteriormente completaría el proceso de escalado para el diseño de 50 Hz). El nuevo diseño brindó a ambas compañías la oportunidad de incorporar algunas mejoras y atributos de diseño importantes que no eran factibles de retro-ingeniería en diseños W501D5 / MW701D existentes, pero que podrían introducirse fácilmente en un nuevo diseño.
A pesar de la reducción de la fuerza laboral en Westinghouse y la interrupción causada por la preparación para el traslado de las Operaciones de Turbinas de Combustión a Orlando (anunciado en octubre de 1986), el trabajo progresó de manera constante en el nuevo diseño del motor. Westinghouse había acordado asumir alrededor del sesenta por ciento del esfuerzo de diseño del nuevo motor, y el esfuerzo de trabajo continuó con el traslado real del personal de ingeniería del motor en abril de 1987 a Orlando. Aunque muchos empleados decidieron, por una razón u otra, incluidos muchos que se jubilaron anticipadamente, no mudarse al sur, el programa de desarrollo conjunto con MHI se benefició enormemente de la decisión de varios de los ingenieros clave que acordaron retrasar su jubilación, temporalmente. mudarse a Florida y continuar trabajando en el programa.
El esfuerzo de diseño conjunto continuó hasta junio de 1988 con importantes revisiones de diseño que se llevan a cabo trimestralmente. Los lugares de reunión para estas revisiones se alternaron entre Orlando y Takasago, Japón. De principio a fin, el esfuerzo total de diseño duró solo 23 meses y se completó según lo programado. En base a circunstancias como la mudanza de Concordville, la pérdida de empleados clave, las diferencias culturales, las barreras del idioma y la logística del sitio distante, el proyecto se consideró un excelente ejemplo de trabajo en equipo de ingeniería y administración y un logro significativo tanto para Westinghouse como para MHI. .
El programa 501F cambió permanentemente la relación entre las dos empresas, otorgando a cada una de ellas derechos de fabricación y comercialización independientes y libres de regalías para el nuevo motor.
El motor prototipo 501F fue construido y probado en taller en la fábrica de turbinas y centro de desarrollo de MHI en Takasago a mediados de 1989. [39] En 1990, Westinghouse consiguió un pedido de las primeras cuatro unidades 501F, construidas en Takasago, de Florida Power and Light Co. para su proyecto Lauderdale Station Repowering, que comenzó a operar a mediados de 1993. La calificación ISO contratada de esas unidades fue de 158 MW.
Esencialmente coincidiendo con la puesta en marcha de la planta de FP&L Lauderdale, Westinghouse anunció a MHI que comenzarían el desarrollo y la producción de un 501F mejorado, el "FB" de 167 MW, que resultó en otro esfuerzo conjunto entre Westinghouse y MHI. Una vez más, ambas partes establecieron equipos y el diseño mejorado se logró según lo programado. El primer 501F construido por Westinghouse se envió desde la planta de Pensacola en octubre de 1995 para el proyecto Korea Electric Power Co. (KEPCO) en Ulsan, Corea. Aproximadamente al mismo tiempo, Westinghouse y MHI estaban bien encaminados hacia el desarrollo conjunto del motor 501G de 250 MW refrigerado por vapor. [40] Véase más abajo.
Turbinas de gas Westinghouse - Orlando bound
El movimiento físico hacia el sur de Westinghouse Power Generation comenzó en 1982 e inicialmente se hizo para consolidar las operaciones no manufactureras de la División de Turbinas de Vapor ubicada en el área de Filadelfia, PA y la División de Aparatos Giratorios Grandes (es decir, generadores) ubicada en Pittsburgh, PA área. La selección de Orlando, FL como el nuevo hogar de la División de Generadores de Turbinas de Vapor se produjo después de un proceso de eliminación de varias otras ubicaciones "neutrales". La historia dice que Richmond, VA había sido la primera opción para la nueva sede de Westinghouse Power Generation, pero los problemas legales en curso entre Westinghouse y una importante empresa de servicios públicos con sede en Virginia sobre los contratos de combustible nuclear obstaculizaron esa idea.
Westinghouse compró un gran terreno llamado The Quadrangle ubicado justo al otro lado de la calle del extenso campus de lo que ahora se llama la Universidad de Florida Central [41] y construyó un gran edificio de oficinas nuevo. Antes de mudarse al nuevo edificio, la sede de la División de Generadores de Turbinas de Vapor estaba ubicada en un centro comercial abandonado.
En movimiento ............... [42]
En octubre de 1986, los empleados recibieron el aviso tan esperado: [43] CTSD (también conocido como CTO - Operaciones de turbinas de combustión ) se trasladaría a Orlando para unirse a la operación Steam Turbine Generator Division (STGD) que se había trasladado al sur desde Lester y E. Pittsburgh 4-5 años antes. La mudanza real tuvo lugar en abril de 1987 cuando todos los que hicieron la mudanza debían presentarse a trabajar en su nueva ubicación en The Quadrangle, Orlando, Florida.
Antes de la mudanza, a principios de 1986, el equipo de administración de la Unidad de Negocios de Sistemas de Energía recién formado, con sede en el Centro de Energía en Monroeville, PA, y ahora a cargo de Generación de Energía (así como del segmento de Energía Nuclear), había formado una Grupo de trabajo de generación. El objetivo era comprender mejor el futuro de la industria de generación de energía y cómo Westinghouse podría posicionarse mejor para crecer y prosperar en ella.
Se contrató a un consultor de renombre de la industria para realizar un estudio de mercado, y fue entonces, finalmente, cuando se valoró la importancia de las turbinas de gas para el futuro de la generación de energía en los EE. UU., Si no en todo el mundo. Como se indicó anteriormente, esta no había sido la visión general de la administración de generación de energía de la vieja guardia, y Westinghouse ya había comenzado a ejecutar su plan comúnmente conocido como " salida gradual " del negocio de turbinas de gas.
El pequeño grupo (menos de 100) que se movió con el CTO creció rápidamente a través del "Proyecto Backfill". Un número sustancial de ingenieros y gerentes de STGD, así como muchos profesionales y gerentes de proyectos nucleares y operaciones de ingeniería, y también personal de Westinghouse Canadá, encontraron nuevas oportunidades de carrera en la reconstrucción de la organización.
Después de mudarse a Orlando en 1987, CTO se incorporó a la División de Sistemas de Tecnología de Generación (GTSD). Pero su organización resultó ser de corta duración cuando Westinghouse Power Systems formó la Unidad de Negocio de Generación de Energía en 1988.
Justo después de la mudanza, se produjo un folleto promocional llamado: " On the Move" , destinado a asegurar a los clientes, el resto de la industria y los empleados, que Westinghouse todavía estaba en el negocio de las turbinas de gas.
También habló de otro gran cambio reciente, es decir, llegar a un acuerdo con Mitsubishi Heavy Industries (MHI), un licenciatario de Westinghouse desde hace mucho tiempo, para fabricar el W501D5. (Mientras que el W251 todavía estaba por construirse en Westinghouse Canadá, Hamilton trabaja, la planta de Lester cerró en 1986. [29] ) Según el anuncio en el folleto, Westinghouse CTO continuaría en el papel de desarrolladores de tecnología, sistemas y plantas. diseñadores, ingenieros de aplicaciones, comercializadores, gerentes de proyectos y proveedores de servicios.
Al final resultó que, depender de MHI para el espacio de la tienda para satisfacer las necesidades del mercado de Westinghouse no funcionó muy bien, ni continuó por mucho tiempo. En 1991, la gerencia de PGBU consideró oportuno poner fin al acuerdo con MHI y resucitar la Gran Fábrica de América del Norte mediante el uso de la planta de Pensacola, FL para el montaje del W501D5. Otras plantas de Westinghouse involucradas en la fabricación de turbinas de gas Westinghouse incluyeron las de Charlotte, NC, Hamilton, Ontario y Winston-Salem, NC.
Eche un nuevo vistazo a las turbinas de combustión Westinghouse [44]
Otra gran parte de la campaña publicitaria que siguió a la mudanza a Orlando fue el tema: " Eche un vistazo a …… .en Westinghouse Combustion Turbines " . El mensaje fue claro. El mercado tenía que estar seguro de que "la excelencia en ingeniería y la tecnología probada" junto con el "servicio completo al cliente" eran constantes en Westinghouse, a pesar de los cambios importantes que habían tenido lugar.
Otro nuevo tema de marketing: " Westinghouse: el nuevo valor de las turbinas de combustión ". Aparentemente, Westinghouse lo consideró necesario, en 1988 - 40 años después de que la primera turbina de gas industrial Westinghouse fuera puesta en operación y después de una larga historia de primicias y sólidos logros en la industria - el nuevo equipo administrativo en Orlando se dirigió a todos los medios de la industria con el mensaje para hacer saber al mundo que Westinghouse todavía existía con un nuevo compromiso con su negocio de turbinas de gas.
Bellingham y Sayreville: principales hitos del proyecto de cogeneración
Un año después de la mudanza a Orlando, se obtuvieron dos pedidos importantes adicionales para proyectos de cogeneración para ayudar a restaurar la posición de Westinghouse en el mercado. Intercontinental Energy Corp., una empresa de desarrollo de IPP de energía privada de propiedad familiar ubicada en Massachusetts, encargó dos plantas de energía PACE 300 [45] idénticas (2-W501D5 GT en ST de 1-100 MW).
Estos fueron los proyectos de cogeneración de Bellingham (MA) [46] y Sayreville (NJ) [47] , y fueron fundamentales para restaurar la confianza en el negocio de turbinas de gas de Westinghouse, al mundo exterior, a la nueva dirección de la Unidad de Negocio de Generación de Energía, ya los empleados de la CTO.
Según el recuerdo personal del editor, la principal competencia para los pedidos de proyectos de Bellingham y Sayreville, después de que el cliente ya había interrumpido las conversaciones con GE, era Fluor-Daniel Corp., que estaba ofreciendo turbinas de gas Siemens / KWU V84.2 de 100 MW.
Además de algunas habilidades de negociación muy efectivas por parte de Westinghouse, se rumoreaba que la relativa falta de experiencia de 60 Hz de KWU era un factor importante en la decisión del cliente de optar por Westinghouse.
Los proyectos de Bellingham y Sayreville se desarrollaron bajo las reglas de la legislación energética PURPA de 1978. En el caso de la planta de Bellingham, el desarrollador logró el estatus de Instalación Calificada ("QF") de una manera única al proporcionar un resguardo
corriente de gas de escape para alimentar una unidad de proceso contigua para la producción de CO2 de grado de bebida vendido a una planta embotelladora de refrescos cercana.
Para el proyecto de Sayreville, los propietarios encontraron un medio más convencional para alcanzar el estado QF mediante la exportación de vapor para su uso en procesos en una planta química cercana. En la actualidad, los "Centros de energía" de Bellingham y Sayreville son propiedad de NextEra Energy Resources [48].
Las plantas de Bellingham y Sayreville fueron suministradas por Westinghouse PGBU bajo contratos llave en mano, al igual que otra planta de ciclo combinado de cogeneración importante construida alrededor del mismo período de tiempo en Nueva Jersey, la instalación de cogeneración de Newark Bay de aproximadamente 150 MW, [49] que utiliza dos plantas de 46,5 MW Unidades de turbina de gas W251B10.
Introducción de la turbina de gas avanzada 501F
Como se señaló, el trabajo anterior del CTO de Westinghouse en el 501F avanzado de clase 150 MW comenzó en Concordville dos años antes de la mudanza a Orlando. Este nuevo motor se estaba desarrollando conjuntamente con Mitsubishi Heavy Industries (MHI), un licenciatario de Westinghouse desde hace décadas, que desempeñaba un nuevo papel como socio de diseño, invirtiendo en el desarrollo y trabajando junto con los ingenieros de Westinghouse.
El objetivo de diseño era una temperatura de entrada del rotor de 2300F (1260C), con una potencia nominal de alrededor de 160 MW. La clasificación introductoria se estableció en 145 MW con una tasa de calor de ciclo simple de 10,000 Btu / kwh o una eficiencia del 34%. La eficiencia del ciclo combinado que se anunciaba en ese momento era "mejor que el 50%".
Aunque el 501F tuvo muchos cambios de diseño y mejoras para lograr una temperatura de cocción más alta y una mayor confiabilidad, el ADN de su familia está claramente arraigado en el W501, como es evidente en la lista de características de diseño citada anteriormente. (Tenga en cuenta el uso 501F frente a W501F, en deferencia a MHI, que hasta el día de hoy usa la nomenclatura del modelo Westinghouse para sus productos de turbinas de gas grandes).
El motor prototipo 501F fue construido por MHI en sus instalaciones de fabricación y prueba de Takasago. A mediados de 1989 se informó en la prensa que la unidad prototipo sería sometida a pruebas de fábrica a plena carga. [15] [39] Las primeras turbinas de gas 501F (4 de ellas) se vendieron a Florida Power & Light Co. para el proyecto de repotenciación de Lauderdale Station, y entraron en servicio en 1993. Este fue el primero de varios grandes proyectos de repotenciación emprendidos por la empresa de servicios públicos de Florida, [50] la mayoría de los cuales utilizó turbinas de gas Westinghouse (o turbinas de gas Siemens, luego de la adquisición de Westinghouse PGBU en 1998, a continuación). Como se señaló anteriormente, la calificación introductoria del 501F en 1988 fue de 145 MW, cuando se dijo que la calificación madura superaría los 150 MW. Como se muestra en la curva contigua, el crecimiento de la máquina Westinghouse "F" durante la década 1988-1998 superó con creces las expectativas originales.
La curva traza la eficiencia del ciclo combinado 501F frente al tiempo, con la clasificación de potencia del ciclo simple y la tasa de calor mostradas a intervalos a lo largo de la línea de tiempo de desarrollo. (Nota del editor: a partir de esta edición en 2016, MHI ofrece el M501F3 a 185 MW y Siemens ofrece el SGT6-5000F (también conocido como 501F) a 242MW, aproximadamente la clasificación del 501G original, a continuación).
Presentamos la clase W501G de 250 MW
A mediados de 1994, se hicieron dos anuncios casi simultáneamente: uno en la Conferencia Internacional de Turbinas de Gas de ASME de junio en La Haya y el otro en la reunión del Edison Electric Institute en Seattle, WA. Westinghouse y sus (entonces) socios de la alianza trilateral, MHI y FiatAvio anunciaron su nueva turbina de gas de alta temperatura W501G (o 501G) que funcionaría a una temperatura de entrada del rotor de la turbina de 2600F. [40]
Este anuncio estaba antes de cualquier anuncio similar de GE o Siemens, los cuales también se rumoreaba que estaban trabajando en sus propias máquinas de alta temperatura.
La W501G fue promocionada como una máquina nueva, con un diseño avanzado de compresor de 17 etapas que logra una relación de presión de 19: 1 (frente a 15: 1 para la W501F). La sección de combustión incluía cámaras de combustión DLN con <25 ppm de NOx en gas (anunciado desde el principio) y, en particular, conductos de transición refrigerados por vapor. Este nuevo diseño redujo sustancialmente la cantidad de aire de refrigeración necesaria en la sección caliente del motor y eliminó el efecto de dilución del aire de refrigeración de transición en la zona de combustión.
El diseño de la sección de la turbina W501G, sin dejar de usar la configuración básica tradicional de rotor de disco atornillado de 4 etapas del diseño Westinghouse W501D, pero contó con el aporte tecnológico de la ingeniería aeronáutica de Rolls Royce, empleando el código de diseño de palas 3-D para todos los equipos estacionarios y filas rotativas. También cuenta con materiales y recubrimientos avanzados, así como diseños mejorados de enfriamiento con lámina de aire para resistir el aumento de las temperaturas de la trayectoria del gas caliente (250 ° F más alto que el W501F en la entrada del rotor en ese momento).
El prototipo W501G se instaló en la estación McIntosh de la ciudad de Lakeland (FL) y se sincronizó por primera vez con la red en abril de 1999, poco después de la adquisición por parte de Siemens de Westinghouse PGBU. Para obtener más detalles sobre el W501G y la planta de McIntosh, consulte Modern Power Systems, enero de 2001. [51] (Se observa que las ofertas actuales de productos de turbinas de gas de Siemens no incluyen el "G", ya que fue reemplazado, primero por el avanzado refrigerado por aire "F" y luego por los 300 MW "H". MHI continúa ofreciendo su "M501G", tanto refrigerado por vapor como por aire, con una potencia de alrededor de 270 MW, así como su nuevo modelo de más de 300 MW M501J).
Adquisición de Siemens
En 1998, 55 años después de que Westinghouse construyera su primer motor de turbina de gas para la Marina de los EE. UU., Siemens AG de Alemania adquirió la Unidad de negocio de generación de energía (entonces parte de CBS Corp. [52] ) y el negocio de turbinas de gas de Westinghouse se integró en el de Siemens.
Durante los primeros cinco años después de la adquisición, la operación de Orlando se denominó "Siemens Westinghouse", presencia que continúa temporalmente con el nombre Westinghouse. Eso terminó en 2003, cuando el único nombre que se ve en la oficina de Orlando es el de Siemens.
Durante un tiempo, los modelos de turbinas de gas de Siemens y Westinghouse se ofrecieron en los mercados de 60 Hz en todo el mundo, mientras que los mercados de 50 Hz fueron atendidos por productos Siemens existentes. Después de algún tiempo, se decidió que los diseños de Westinghouse serían la base principal de las ofertas de Siemens para todos los mercados de 60 Hz (la mayoría de las Américas, Corea del Sur, Arabia Saudita), atendidos por el personal de Siemens-Westinghouse en Orlando, serían los diseños de Westinghouse (por ejemplo, el W501F, también conocido como SGT6-5000F). Los mercados de 50 Hz (que cubren Europa, África, la mayor parte de Asia y parte de América del Sur) fueron atendidos por Siemens en Alemania.
A medida que Siemens desarrolló nuevos productos de turbinas de gas con tecnología más avanzada, las nuevas ofertas optimizadas incorporaron características de la tecnología y las tradiciones de diseño de Westinghouse y Siemens. [53]
Nota a pie de página: El mercado en auge sigue a la adquisición de Siemens
Justo después de la venta de la Unidad de Negocio de Generación de Energía a Siemens en 1998, el mercado de IPP para proyectos de cogeneración basados en turbinas de gas explotó (ver gráfico). A diferencia de la primera ola de negocios reprimidos impulsada por PURPA a mediados de la década de 1980, donde las ventas de turbinas de gas de unidades nuevas en EE. UU. Alcanzaron un máximo de alrededor de 9-10 GW, la enorme burbuja que comenzó en 1997/98 alcanzó un nivel de ventas anual que superó los 60 GW.
El auge de las ventas fue provocado por una serie de factores, algunos de los cuales pueden haber sido fabricados por la propia comunidad de IPP, y el período representó un mercado de vendedores inaudito para grandes turbinas de gas. La demanda era tal que los proveedores estaban racionando su espacio comercial y exigiendo que los clientes firmaran " acuerdos de reserva " y pagaran depósitos no reembolsables.
Se dio preferencia a los clientes de IPP nacionales favoritos y se perdieron algunas oportunidades internacionales por falta de unidades. No hace falta decir que la inversión de Siemens de unos 6.000 millones de dólares para adquirir PGBU de CBS Corp. (oka Westinghouse Electric Corp.) dio sus frutos rápidamente y, a pesar del estallido de la burbuja poco después, sigue proporcionando buenos rendimientos.
Quizás, como se predijo hace 30 años, el negocio de servicios de turbinas de gas es un importante generador de ingresos y beneficios para Siemens Energy en la actualidad.
Importancia de los mercados internacionales
Desde los primeros días del negocio de turbinas de gas en tierra de Westinghouse, los mercados fuera de los EE. UU. Jugaron un papel muy importante en el crecimiento y la supervivencia del negocio. A mediados de la década de 1970 y principios de la de 1980, la importancia de los mercados internacionales, en particular en Arabia Saudita (ver más abajo), se volvió fundamental para la supervivencia de la industria de las turbinas de gas a medida que colapsaba el mercado de servicios eléctricos de EE. UU.
Dado que las primeras aplicaciones [54] fueron principalmente en la industria petroquímica, hubo muchas unidades vendidas a empresas de refinación de petróleo y gasoductos que se remontan a las primeras unidades W31 (3000 hp) vendidas a mediados de la década de 1950 para su instalación en Japón, Sumatra, Cuba y Aruba. Todos estos se utilizaron como motores primarios de transmisión mecánica.
Otros mercados tempranos importantes en el extranjero incluyeron Libia, Irán y Nigeria (16 unidades W72 de 8300 hp mech fabricadas por Werkspoor en los Países Bajos), Venezuela, Brasil, México, Colombia, Irak, Siria (7 unidades W82 también construidas por Werkspoor) y muchas unidades, por ejemplo, unidades 27xW92 de 10,000 hp, construidas para TransCanada y Westcoast Transmission, et al. para estaciones compresoras de tuberías en Canadá.
El proyecto internacional más grande en ese momento llegó a ser un tanto fortuita ca. 1955 cuando ESSO (como Creole Petrol Co., Venezuela) buscaba reemplazar varias unidades de transmisión mecánica GE de dos ejes que habían fallado. Esas fallas habían demostrado a ESSO que una solución de dos ejes no era adecuada para manejar el complicado trabajo de comprimir el gas asociado húmedo para su reinyección bajo el lago de Maracaibo.
Westinghouse ofreció un concepto de transmisión directa en el W101, que resultó ser el reemplazo que se necesitaba para hacer el trabajo. Durante el período de 15 años desde 1956 hasta 1971, Westinghouse instaló casi 50 unidades de transmisión directa W101 en varias plataformas flotantes amarradas en su lugar sobre los pozos de producción. Felicitaciones a Tom Putz (Gerente de Ingeniería), Don Jones, Gerente de Ventas, Joe Yindra, Ingeniero de Proyectos y otros en el equipo (incluidos los de ingeniería de ESSO) quienes hicieron de esta una gran historia de éxito y ayudaron a poner las turbinas de gas Westinghouse firmemente en el mapa. . (De la entrevista con Don Jones, diciembre de 2015)
Otro importante proyecto internacional temprano para Westinghouse Gas Turbines fue una de las primeras aplicaciones de recuperación de calor. Esto fue para la Compañía del Canal de Panamá y utilizó dos unidades W171 (12,000 kW), ca. 1963.
Se desarrolla el mercado de Arabia Saudita
En 1969 se vendieron dos turbinas de gas W191 (17.000 kW) para su instalación en East Dammam, Arabia Saudita. (Estas unidades fueron construidas por Werkspoor, en los Países Bajos). Esta parece ser la primera turbinas de gas Westinghouse vendidas en el Reino y representó el comienzo de una relación muy importante con lo que finalmente se convirtió en uno de los mercados clave para las grandes turbinas de gas de 60 Hz en el mundo.
A medida que Arabia Saudita se desarrolló desde los días posteriores a la Segunda Guerra Mundial hasta convertirse en el principal proveedor de petróleo, las influencias de Estados Unidos y el Reino Unido entraron en juego en la electrificación del Reino del desierto, así como en otras partes del Medio Oriente. Bajo la influencia del Reino Unido (y otros países europeos), los sistemas de energía que se estaban desarrollando en la región funcionaban a 50 Hz. Bajo la influencia de Estados Unidos, la generación, transmisión y distribución regional se desarrolló como un sistema de 60 Hz. Arabia Saudita es el único país de Oriente Medio con un gran sistema de 60 Hz.
Para Westinghouse, que no desarrolló su propia gran línea de productos de turbinas de gas de accionamiento directo de 50 Hz, fue una suerte que la principal influencia en la electrificación de la parte más poblada e industrializada de Arabia Saudita se llevara a cabo bajo el control de ARAMCO, el Arabian-American (Oil) Company (ahora Saudi Aramco), la principal empresa conjunta de producción y refinación de petróleo entre Estados Unidos y Arabia Saudita. . Además, era importante que la principal operación de compra de ARAMCO estuviera ubicada en Houston, TX. (Posteriormente, el sistema de energía desarrollado por ARAMCO se incorporó a varios SCECO regionales (Saudi Consolidated Electric Co.).
A mediados de la década de 1970, con ARAMCO comprando la mayoría de los equipos generadores de turbinas para electrificación, Arabia Saudita se convirtió en un mercado importante para grandes turbinas de gas de 60 Hz. Irónicamente, este enorme mercado saudí se materializó justo cuando el mercado estadounidense de turbinas de gas y plantas de ciclo combinado casi se evaporó, en gran parte debido al embargo petrolero árabe de 1975 y la posterior legislación energética aprobada por el Congreso de los Estados Unidos y la administración de Jimmy Carter en 1978. No hace falta decir que la competencia de GE y otros por el negocio de Saudi / Aramco fue feroz. La capacidad de Westinghouse para capitalizar la oportunidad y ganar su participación en el mercado se debió en parte a la disponibilidad de inventario de la tienda debido a muchas cancelaciones de pedidos que se produjeron con la desaceleración del mercado nacional. (La historia dice que se ordenó material para más de 50 W251 y W501 en previsión de la continuidad del mercado estadounidense a principios de 1973). También se debe acreditar el talento del equipo de ingeniería, gestión de proyectos y ventas de Westinghouse, así como el apoyo de Power Systems. International y la oficina de ventas de campo de Houston.
La segunda ola de pedidos sauditas resulta 'desafiante'
La primera ola de pedidos de proyectos sauditas dio como resultado la instalación de unas 17 unidades EconoPac W501D (95,5 MW) en cuatro emplazamientos durante el período 1976-1981, y Westinghouse se consolidó como un actor importante en el mercado saudí.
Mientras tanto, el mercado estadounidense siguió deprimido, de hecho, a niveles cercanos a cero. Los únicos pedidos nacionales de importancia en 1980/81 fueron para las tres primeras unidades W501D5: el prototipo de Gulf States Utilities y dos unidades para Dow Chemical, Plaquemine, LA. Westinghouse también reservó un pedido con CFE por cuatro turbinas de gas (2xW501D4 y 2xW501D5) para ser suministradas en caso de emergencia para el proyecto Tula (Hidalgo, México).
CTSD estaba bajo una fuerte presión desde la sede para reservar suficientes negocios para respaldar las operaciones continuas de la fábrica, y una vez más la atención se centró en las oportunidades en Arabia Saudita para absorber el inventario. Sin embargo, estas oportunidades eran para proyectos de alcance extendido que presentaban complicaciones y riesgos importantes que demostraron ser un gran desafío para Westinghouse.
Se presentaron ofertas y se obtuvieron dos pedidos principales de SCECO-Central: uno para Hail (5x W501D5) y otro para Qaseem (9x W501D). Ambas plantas debían construirse bajo contrato llave en mano y, para agregar al desafío, ambas debían ser alimentadas con petróleo crudo saudí tratado.
El uso de crudo saudí como combustible para turbinas de gas que operan a una temperatura de entrada de la turbina superior a 2000 ° F planteó un importante desafío de ingeniería y operación que aparentemente no se entendió completamente cuando se firmaron los contratos. (Se rumorea que los niveles de contaminantes del combustible, en concreto el sodio y el vanadio, superaban con creces las especificaciones originales, y los sistemas de tratamiento del combustible tenían un tamaño insuficiente. Además, (según se informa) hubo indicios de una mayor contaminación del fueloil durante el transporte, que era en camión cisterna en ese momento).
Todas las unidades sauditas anteriores usaban gas natural o fueloil destilado, por lo que no hay tales problemas operativos y de contaminación del combustible involucrados con ellos.
Además, la naturaleza llave en mano de amplio alcance de ambos proyectos requirió que Westinghouse subcontratara con muchas empresas internacionales para los aspectos de ingeniería y construcción del trabajo, y para el suministro de equipos y materiales de la planta, exponiendo a la empresa a un riesgo aún mayor. Combine esto con la complejidad de las comunicaciones de larga distancia entre los sitios de construcción y los ingenieros del proyecto en Concordville, y tendrá una receta para todo tipo de problemas técnicos y logísticos. (El personal directamente involucrado dijo más tarde que la sala de télex en Concordville generalmente estaba llena de cintas de teletipo todas las mañanas con mensajes de los ingenieros del sitio).
Además de esos problemas, los términos del contrato aceptados para cerrar los pedidos de Hail y Qaseem eran aparentemente muy onerosos, incluidas las garantías de piezas a largo plazo que cubrían los daños a los componentes de la ruta caliente expuestos a los contaminantes corrosivos que se encuentran en el petróleo crudo saudí.
Baste decir que los proyectos Hail y Qaseem se convirtieron en importantes reveses financieros. Un resultado fue que hubo tres cambios en la administración general de Concordville durante los siguientes 3-4 años. Otro resultado, dicen algunos, fue un período en el que Westinghouse esencialmente tuvo que permanecer en el negocio de las turbinas de gas, a pesar de todos los contratiempos y la falta de negocios rentables, bajo la presión de los saudíes para resolver problemas contractuales y acciones legales relacionadas con estos dos proyectos.
Aunque " Hail and Qaseem " trae algunos recuerdos difíciles para quienes todavía recuerdan, se dice que el tiempo pasa y cura todas las heridas, o que la gente tiende a olvidar las lecciones aprendidas. Los registros muestran que Westinghouse decidió aceptar dos pedidos más de plantas alimentadas con petróleo crudo (Asir y Jizan) a mediados de la década de 1990. [54] Presumiblemente, se aprendió lo suficiente sobre el pretratamiento del combustible, así como sobre la negociación de los términos del contrato, durante los 10 o más años desde la firma de los contratos de Hail y Qaseem. (Se cree que todas las plantas de combustión de crudo en Arabia Saudita se han convertido desde entonces a combustible de gas natural y algunas a operación de ciclo combinado).
Al mencionar el negocio de Westinghouse en Arabia Saudita, es importante incluir el nombre ISCOSA . Esa fue (y sigue siendo [55] ) la empresa conjunta formada en 1973 con un grupo empresarial local para establecer una presencia en el país para dar servicio a la creciente flota de turbinas de gas Westinghouse en el Reino. Y con la mención de ISCOSA es importante mencionar también el nombre de Tex Knight, quien se desempeñó como Gerente General de la operación desde 1977-1987.
Otros mercados internacionales importantes
Durante la década de 1990, a pesar de un mercado estadounidense relativamente activo, Westinghouse participó activamente en otros importantes mercados internacionales de turbinas de gas. [54]
Estos incluyeron grandes éxitos con clientes en Corea del Sur (unas 35-40 unidades), especialmente Korean Electric Power Co. (KEPCO) y Hanwha Energy. En América Latina, se desarrolló un gran mercado en Venezuela, especialmente con Electricidad de Caracas, y en Colombia, con pedidos de unidades W501D5 y 501F obtenidos para varias ubicaciones, ¡incluida una en la jungla controlada por los rebeldes! Se obtuvo un pedido significativo en Argentina (CAPSA) de 3xW251B11 y 1x701D, y se obtuvieron los primeros pedidos de turbinas de gas grandes para unidades W501D5 tanto en Perú como en Ecuador.
De hecho, en 1992, Westinghouse Power Generation Marketing recibió un reconocimiento corporativo especial como "Lo mejor de lo mejor" por sus éxitos internacionales (principalmente en América Latina) en la realización de pedidos de turbinas de gas.
Varias órdenes también se obtuvieron durante el período tanto para W251 y W501 EconoPacs para la instalación encima de barcazas especialmente diseñados para producir plantas flotantes de energía portátiles para su despliegue en todo el mundo. La mayoría de estas barcazas fueron construidas por Sabah Shipyards en Malasia.
Cronograma de organización y gestión de turbinas de gas Westinghouse
La siguiente es una recopilación de los cambios organizativos y de gestión de las turbinas de gas Westinghouse (también conocidas como turbinas de combustión), organizados cronológicamente, basados en 30 años de documentos en colecciones personales de empleados jubilados.
1960
1964- Robert (Bob) Twombly Gerente General de la División de Turbinas de Gas y Vapor Pequeñas (SS>) reportando a VP y GM Steam
Divisiones, Lester, Pa
1966 - Jim Moise reemplaza a Bob Twombly como GM SS> Division
1969- Frank McClure reemplaza a Jim Moise
1970
1970- SF (Steve) Miketic reemplaza a Frank McClure
1972 (?) - Pete Sarles reemplaza a Steve McKetic - División renombrada como División de Sistemas de Turbinas de Gas (GTSD).
Jack Pope reemplaza al jubilado Ted Anthony como gerente de marketing
1974/1975 Joe Stadelman reemplaza a Pete Sarles como GM GTSD.
2 de mayo de 1975 Joe Stadelman, GM GTSD anuncia la formación del Departamento de Desarrollo a Largo Plazo que estará encabezado por Don Jones.
El anterior puesto de Don Jones como Gerente de Ventas de EE. UU., GT Marketing, fue ocupado más tarde por Reg McIntyre. 27 de enero de 1978 GM Joe Stadelman informa a los empleados de Generation Systems Division (GSD) del nuevo nombre de la división
“ División de Sistemas de Turbinas de Combustión” (CTSD). El anuncio establece que:
" Nuestros clientes y clientes potenciales necesitan saber que (W) está en el negocio de turbinas de combustión".
Junio de 1978 Se inicia la construcción del nuevo sitio para la sede de CTSD y el Centro de desarrollo de turbinas de gas, Concordville, PA
7 de enero de 1979 El organigrama muestra a Joe Stadelman, GM CTSD (bajo Gene Cattabiani, vicepresidente ejecutivo de generación de energía).
El personal de GM incluye R. Adelizzi, Ingeniería; D, Jones, Desarrollo a largo plazo; M. Goldberg, Marketing (en funciones);
A. Bleiweis, Proyectos; W. McCall, Administración y Control de Materiales (en funciones); F. Rosenthal, Garantía de disponibilidad.
Primavera de 1979 CTSD se traslada a una nueva sede en Concordville, PA
Decenio de 1980
8 de mayo de 1980 Joe Stadelman, GM CTSD, anuncia el nombramiento de Don Jones para reemplazar a Dick Adelizzi como Gerente, CT
Departamento de Ingeniería. Phil DiNenno para ocupar el puesto de Don Jones como director de desarrollo de largo alcance.
Febrero de 1981 Jack Barrett, ahora GM CTSD, anuncia el nombramiento de RS (Reg) McIntyre para el cargo de Director de marketing. McIntyre nombra
H. Jaeger, director de operaciones de marketing. Otros puestos de gestión de marketing incluyen: Rick Wolfinger, Ventas de EE. UU.; Shayam
Sujan, Ventas Internacionales.
29 de octubre de 1982 Earle Dubois nombrado vicepresidente y gerente general de CTSD, reemplazando al jubilado Jack Barrett. Dubois llegó a CTSD desde una posición corporativa después
más de 30 años en Westinghouse, con experiencia en T&D y Nuclear. El Sr. Barrett fue gerente general en CTSD desde finales de 1980 habiendo
último puesto que ocupó de GM en la División de Servicios de Generación de Energía (PGSD), Broomall, PA.
Febrero de 1984 Earle Dubois nombra a Bob Smith, Director de Proyectos Saudí para llevar los proyectos Hail y Qaseem a una "conclusión exitosa". Keith
A Price se le asigna el Gerente de Proyecto, Proyecto Hail y Jerry Nelson, Gerente de Proyecto, Proyecto Qaseem.
12 de septiembre de 1984 Earle Dubois, VP & GM CTSD anuncia la reestructuración de la organización de gestión de CTSD. Jim Borden nombrado Gerente,
Departamento de Operaciones de CT (Proyectos y Servicio); Reg McIntyre, CT Marketing / Purchasing, para incluir Ingeniería de aplicaciones (Joe Citino)
Don Jones, CT Engineering, para incluir el desarrollo de largo alcance (Cliff Seglem).
19 de octubre de 1984 EJ (Gene) Cattabiani anuncia el retiro del Dr. Stan Quick y la formación de la División Comercial de Generación de Energía (PGCD)
bajo REG (Bob) Ractcliffe y la División de Operaciones de Generación de Energía (PGOD) bajo Howard Pierce.
19 de noviembre de 1984 Gene Cattabiani anuncia la reasignación de la gestión de marketing e ingeniería de CTSD a PGCD y PGOD, respectivamente.
Jim Borden, Mons. CT Operations, continúa reportando a Earle Dubois, quien permanece en el lugar como gerente del sitio en Concordville, responsable
o todos los proyectos existentes
15 de febrero de 1985 Earle Dubois, vicepresidente y gerente general de CTSD distribuye una carta de Al Axt, gerente de planta, anunciando el cierre planificado de la fábrica de Lester, PA.
Julio de 1985 Los organigramas muestran la división de la organización CTSD en dos partes, una bajo REG Ractcliffe, PGCD y otra bajo DH (Howard)
Pierce, PGOD. R.McIntyre, CT Mktg, J. Borden, CT Informe de operaciones a Ractcliffe; D. Jones, CT Engineering reporta a Pierce.
Otoño de 1985 Reorganización importante del sector de energía, formación de la unidad de negocios de sistemas de energía bajo Jim Moore, vicepresidente y gerente general, combina energía nuclear y
Grupos de generación de energía . Las actividades de generación de energía se encuentran bajo la División de Tecnología de Sistemas de Energía (ESTD), Nat Woodsen GM
incluye la División de Sistemas de Tecnología de Generación (GTSD) y Operaciones de Turbinas de Combustión , bajo Tom Campbell. Don White envió
para ejecutar CTO en Concordville. Negocio de planta operativa ubicado bajo la División de Servicios de Sistemas de Energía (ESSD), Frank Bakos, GM. Suerte
permanecer bajo Pierce. Earle DuBois asignado a "Proyectos especiales" permanece en Concordville.
14 de mayo de 1986 Frank Bakos, GM ESSD anuncia la reestructuración de ESSD con la fusión de los grupos de generación de energía y nuclear que cubren el mercado de plantas operativas.
Bob Ractcliffe nombrado Director de Proyectos de Plantas Operativas, reportando a Frank Bakos
10 de octubre de 1986 Carta de Don White, Mons. CTO, a los empleados de Concordville que CTO se estaba trasladando a Orlando, FL
31 de marzo de 1987 D. ”Nick” Bartol nombrado Gerente de Operaciones de CT, bajo Tom Campbell, División de Sistemas de Tecnología de Generación de GM (GTSD), (Firmado por Nat Woodson).
Abril de 1987 CTO se traslada oficialmente a Orlando, FL
7 de mayo de 1987 Tom Campbell anuncia la organización de GTSD con H. Kaczowka como Mons. CTO. Nick Bartol nombrado Gerente de Ingeniería, GTSD Orlando.
R. McIntyre, J. Borden, J. Rumancik, M. Farr, A. Scalzo informe a Kaczowka
Abril de 1988 Se crea la Unidad de Negocio de Generación de Energía (PGBU) bajo VP&GM Frank anticipando la formación de una empresa conjunta con ABB, que nunca se materializó.
24 de junio de 1988 H. Kaczowka anunció la reestructuración de la organización de CTO.
- D. Fraser - Mons. Ingeniería de motores
- R. McIntyre - Director de marketing, incluido Service Mktg
- K. Seliger nombrado Mgr Service Marketing
- K. Johnson - Gerente de programas estratégicos y atención al cliente
- J. Borden - Monseñor. Proyectos especiales
- A. Scalzo - Director técnico
- C. DelVecchio - Operaciones
30 de septiembre de 1988 Richard (Dick) Slember VP & GM New Energy Systems Business Unit anuncia una reorganización con la División Power Systems
dividida en dos partes: División de Tecnología Nuclear y Avanzada (NATD), que tendrá su sede en Monroeville y otra “actualmente
estructurado ”para manejar actividades de proyectos no nucleares, incluidas las operaciones de turbinas de combustión , que tendrán su sede en Orlando.
(Nota: los organigramas de CTO con fecha de 9/88 y 12/88 todavía muestran CTO bajo H. Kaczowka)
17 de abril de 1989 Romano Salvatori, GM, División de Proyectos de Generación de Energía, bajo Frank Bakos, VP & GM PGBU anunció una nueva organización
- D. Hamzavi - Desarrollo de proyectos de energía
- R. McIntyre - Marketing de equipos eléctricos (STG y CTG)
- D. Johnson - Implementación de proyectos de energía
- H. Kaczowka - Servicio de turbinas de combustión (dimitió)
- J. Kessinger - Operaciones técnicas y comerciales
- R. Zwirn - Inversiones en proyectos de energía
14 de agosto de 1989 Nick Bartol anuncia la reestructuración del Departamento de Ingeniería de PGBU.
A. Ayoob nombrado Ingeniero de sistemas de vapor y turbinas de combustión
R. Antos, D. Entenmann, L. McClaurin informan a Ayoob bajo Bartol
Decenio de 1990
20 de noviembre de 1990 F. Bakos VP&GM anuncia la reorganización de PGBU:
- D. White - División de Tecnología (Departamento de Ingeniería - ST y CT)
- R. Salvatori - División de Operaciones Comerciales
- Conroy, Zwirn, Weeks, McIntyre, Steinnenbron, et al. informar a Salvatori
- Paul Loch - División de operaciones de fabricación
- Howard Pierce - División de Operaciones Estratégicas (antes Mfg. Mgr)
20 de noviembre de 1990 R. Salvatori anuncia el nombramiento de Randy Zwirn, División de Proyectos de Generación de Energía de GM (PGPD)
Lamonettin, Vargo, Johnson, Kessinger, Rumancik informan a Zwirn.
7 de enero de 1994 F. Bakos, VP & GM anuncia la reorganización de PGBU
- Nick Bartol - División de Tecnología - incluye CT Engineering
- Rany Zwirn - División de proyectos de energía
- Paul Lock - División de operaciones de fabricación
- R. Salvatori - Diputado GM PGBU
Weeks, Kessinger, Sigmund, Drehoff, J. Craig, C. Martin, M. Costa, P. Conroy informan a Salvatori
Enero de 1995 Randy Zwirn, ahora GM Generation Systems Divisions (GSD) anuncia una nueva organización
31 de mayo de 1996 Randy Zwirn, Exec. VP & COO PGBU y C. Weeks, GM GSD anuncian nueva organización para GSD:
M. Costa, G. Lamonenttin, D. Aulds, K. Steinnenbron, Gaskins / Sperry (China), R. Nowak, M. Rees, M. Coffman, J. Rumancik, M. Farr, et al. informe
a Craig Weeks.
Bob Nowak, como línea de productos de marketing, tiene CT Product Manager (M. Krush) y Advanced CT Systems (Keith Johnson)
1997 Siemens AG indica interés en adquirir Westinghouse PGBU. Acuerdo alcanzado en 1998. R. Zwirn conserva el puesto ejecutivo hasta 2015.
Ver también
- División de turbinas de gas de aviación de Westinghouse
Referencias
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