Lo largo y lo corto del último

La fila de palas de última etapa (LSB) en la sección de baja presión (LP) de una turbina de vapor es un elemento clave del diseño de la turbina porque define el rendimiento general, las dimensiones y la cantidad de carcasas de la máquina. Históricamente, los esfuerzos para aumentar la eficiencia general de las turbinas se centraban en las secciones de presión alta e intermedia (HP e IP). Sin embargo, en los últimos años, los fabricantes de turbinas también han comenzado a centrarse en la sección LP, que puede producir hasta el 50% de la potencia total de la turbina (Figura 1). Una forma de aumentar la eficiencia de esa sección a ciertos valores de presión de escape es alargar sus LSB. Al hacerlo, se reduce la cantidad de módulos LP necesarios o se aumenta la potencia de salida a presiones de condensador más bajas para la misma cantidad de módulos.

1. Mayor contribuyente. La sección de baja presión puede representar hasta el 50% de la energía producida por una turbina de vapor a escala comercial. Cortesía: Bechtel Power Corp.

La presión para alargar las LSB proviene no sólo de los diseñadores de grandes centrales eléctricas alimentadas con carbón, sino también de los desarrolladores de plantas de ciclo combinado relativamente más pequeñas. Existen diferencias significativas entre las turbinas diseñadas para ciclos combinados y para plantas de vapor convencionales. Debido a que los calentadores de agua de alimentación normalmente no se utilizan en el diseño térmico de un ciclo de fondo, para el mismo flujo de vapor principal de HP, el flujo de vapor de escape de LP en un ciclo de fondo puede ser hasta un 35% mayor que en una turbina convencional de tamaño comparable. Además, los diseños de plantas de fondo pueden utilizar combustión por conductos para compensar la reducción en la producción de la turbina de gas a temperaturas ambiente altas o para cargas máximas de la planta, cuando hacerlo esté económicamente justificado. Se ha vuelto bastante común en los EE. UU. utilizar cantidades masivas de encendido suplementario para casi duplicar la producción de las turbinas de vapor.

Este artículo explora las características fundamentales del diseño interdisciplinario (aerodinámico y mecánico) de LSB moderno, incluido el papel cada vez mayor del análisis complejo de dinámica de fluidos computacional (CFD). Nuestro propósito es investigar cómo el rendimiento y la operatividad de las turbinas se ven afectados por la tendencia actual de alargar los LSB. El artículo concluye con un caso de prueba que describe las opciones del mundo real disponibles para seleccionar un sistema LSB adecuado.

El diseño LSB convencional (flujo subsónico en la punta de la pala giratoria) alcanza límites aerodinámicamente aceptables antes que los límites mecánicos de la pala. Para abordar esta deficiencia, los fabricantes de equipos originales (OEM) de turbinas han dedicado un esfuerzo considerable a comprender y mejorar el diseño de palas estacionarias y giratorias. Los cambios con respecto a los límites de diseño tradicionales existentes, como la entrada relativa supersónica en la punta de la pala giratoria, se han evaluado durante extensas pruebas analíticas y experimentales para lograr la aceptación del usuario.

Sólo un análisis de flujo de etapa tridimensional completamente desarrollado puede proporcionar un perfil de pala óptimo capaz de minimizar las pérdidas por ondas de choque resultantes del flujo supersónico. La precisión del análisis tridimensional moderno como herramienta de predicción ha mejorado enormemente: ahora puede tener en cuenta flujos de condensación en desequilibrio con diferentes condiciones de humedad del vapor y variaciones de cambio de fase.

Para LP LSB grandes, el número de Mach de salida relativo es un parámetro de diseño importante para evaluar el rango operativo y las pérdidas de escape. Cuanto más larga es la pala, mayor es el número de Mach de salida, debido principalmente a un fuerte gradiente de presión en la mitad de la etapa.

La Figura 2 muestra una distribución típica de presión estática y número de Mach. La baja presión en el cubo de la paleta giratoria (Ps1) produce una reacción de raíz baja, que eventualmente conduce a la separación del flujo dentro de la paleta giratoria. El número de Mach en la salida de la pala estacionaria (M1) tiene un gradiente muy fuerte, elevando los números de Mach de entrada (Mw1) en el cubo y la punta de la pala giratoria. La alta presión en la punta produce valores absolutos altos de los números de Mach de salida en el cubo de las paletas estacionarias y números de Mach de entrada relativos altos en la punta y el cubo de la pala giratoria, que desencadenan choques dentro del pasaje del rotor.

2. Seguimiento del campo. Números de Mach típicos y distribución de presión estática de un álabe de última etapa de una turbina de vapor. Fuente: H. Stüer, ASME GT2005-68746

Un verdadero diseño tridimensional influirá en el campo de flujo para "controlar" este gradiente de presión radial positivo y evitar sus efectos perjudiciales. Hay varias opciones disponibles y se pueden utilizar en combinación para lograr este objetivo.

El gradiente de presión depende principalmente de la curvatura de la línea de corriente y de la velocidad del remolino. En un análisis 2-D, la selección de un vórtice libre para controlar el gradiente de presión dará como resultado palas de rotor extremadamente torcidas para una relación cubo-punta baja y una reacción baja del cubo, generando así altas pérdidas de salida. Un diseño basado en el uso de un vórtice forzado tiene la ventaja de reducir la velocidad relativa de entrada de la paleta giratoria.

Sin embargo, lograr un diseño de campo de flujo verdaderamente optimizado con pérdidas mínimas requiere un enfoque basado en un análisis tridimensional. Las formas tridimensionales de uso común se conocen como "inclinación de la hoja" y "barrido de la hoja". Para una configuración de cubo fijo, una inclinación tangencial se define como el desplazamiento de la línea de apilamiento tangencialmente hacia el lado de presión. Un barrido de la pala se produce cuando la línea de apilamiento se modifica hacia el flujo de entrada a medida que aumenta el radio de la pala.

En algunos diseños, la inclinación LSB se aplica tangencial y axialmente. Combinado con el contorno de la trayectoria del flujo, la inclinación tangencial de las paletas estacionarias reduce el gradiente de presión en la salida de las paletas estacionarias, lo que aumenta la reacción de la raíz y permite una relación cubo/punta más baja.

La inclinación axial de las paletas estacionarias aumenta el espacio entre las paletas y las paletas en la punta, dando a las gotas de agua más tiempo para acelerar antes de ingresar a la paleta giratoria. Este tipo de aceleración también mitiga los efectos de la erosión en la paleta. En otra aplicación, la Las paletas estacionarias se inclinan en la dirección tangencial, forzando el lado de presión de la paleta radicalmente hacia adentro. Debido a la acción de las fuerzas del cuerpo en esta configuración, el aumento de presión en las paredes internas del extremo provoca una disminución en la velocidad y gradientes de presión más pequeños, lo que reduce la turbina secundaria. En una disposición pobre compuesta axial y tangencial, las paletas estacionarias se curvan en la dirección del tramo y las superficies laterales de presión se cruzan con las paredes extremas del cubo y la punta en ángulos. Esto reduce los gradientes de presión en las paredes y, en consecuencia, disminuye las pérdidas de flujo secundario. Una paleta del estator que combina barrido y inclinación es la configuración más ventajosa.

Dependiendo del número de Mach de salida del diseño en el cubo de la pala estacionaria, el perfil es convergente para números de Mach de entrada subsónicos y transónicos de hasta 1,3 o convergente-divergente para números de Mach más altos. La decisión de utilizar el perfil convergente-divergente debe basarse en los resultados de un análisis tridimensional detallado en las condiciones de diseño y fuera de diseño en lugar de considerar el número de Mach de salida. Sin embargo, no se han utilizado pasajes convergentes-divergentes para paletas estacionarias debido a su sensibilidad a las condiciones variables de salida que ocurren durante la operación fuera de diseño.

Las limitaciones mecánicas también desempeñan un papel importante en el desarrollo de LSB nuevos y más largos debido a las fuerzas centrífugas extremas que entran en juego. El valor de tensión radial de tracción permitido es el principal factor limitante para la longitud de la hoja. Otras tensiones limitantes incluyen la tensión de flexión resultante de las fuerzas del vapor en la parte de raíz de la pala y la tensión de tracción en el rotor causada por las fuerzas centrífugas (Figura 3). El diseño mecánico de LSB más largos debe adaptarse a cargas más grandes y cambios en las frecuencias dinámicas. También debe tener en cuenta el método de interconexión del rotor y la pala, disminuyendo la vibración y reduciendo las pérdidas por fugas mediante el uso de amortiguadores de tramo y protectores de pala.

3. De cuatro pies. Estos cucharones de última etapa de acero de 48 pulgadas con colas de milano de entrada axial curvadas reducen el peso del rotor. Cortesía: GE Energía

Para el diseñador, el objetivo final es hacer que la turbina funcione con una tensión moderada manteniendo al mismo tiempo un margen de sobrevelocidad conservador. Suponiendo un acero típico de alta resistencia y una tensión permitida de aproximadamente 90 000 psi, las áreas anulares de escape máximas esperadas para una fila LSB serían 130 pies2 (para una aplicación de 50 Hz) y 90 pies2 (para un servicio de 60 Hz). Estas áreas se traducen en longitudes de hoja de 48 y 40 pulgadas para instalaciones de 50 Hz y 60 Hz, respectivamente.

Sin embargo, la presión del mercado para aumentar la longitud del LSB ha llevado a los desarrolladores a utilizar aleaciones de titanio en lugar de acero inoxidable para aumentar los niveles de diseño de tensiones permitidas. Debido a que las aleaciones son menos densas (1,8 veces) y mucho más resistentes que el acero, permiten a los diseñadores crear hojas más largas y áreas anulares más grandes. Por ejemplo, el límite elástico del Ti-6Al-4V es el mismo que el del acero 17-4PH, pero el peso del titanio es solo el 57% del del acero. Otro beneficio del uso de aleaciones de titanio se relaciona con su mayor resistencia a las pérdidas de humedad y daños. En el lado negativo, las hojas de titanio son mucho más caras, más quebradizas y propensas a rayarse que las de acero inoxidable. En la actualidad, los fabricantes de equipos originales de turbinas de vapor están aplicando las lecciones aprendidas de la primera generación de palas de titanio a medida que desarrollan (utilizando una combinación de técnicas de diseño aerodinámico y mecánico) la segunda generación, que tiene un área de escape entre un 10 % y un 15 % mayor.

El análisis de elementos finitos (FEA) tridimensional se ha convertido en una herramienta teórica indispensable para validar el diseño mecánico final, particularmente para determinar la tensión media máxima (requerida para definir los límites de sobrevelocidad) y las tensiones locales máximas (indicativas de la vida útil de la pala a fatiga de ciclo bajo). y riesgo de agrietamiento debido a la corrosión).

El abeto con entrada curva es actualmente la estructura más adecuada para asegurar los LSB más largos. Esta configuración permite utilizar una rueda delgada y reduce las fuerzas centrífugas. Algunos fabricantes utilizan la raíz en forma de horquilla con un número variable de dientes, dependiendo de la carga requerida. Los errores que se encuentran comúnmente en el mecanizado de piezas y en la determinación de las holguras adecuadas entre los ganchos de cola de milano y la rueda crean una distribución desigual de la carga y, por lo tanto, generan mayores tensiones locales. El problema se ve agravado por el aumento de la longitud de la hoja.

La inestabilidad aeroelástica, que ocurre en condiciones extremas, ya sea en la región de bajo flujo de vapor o a alta presión del condensador, produce una separación significativa del flujo en el cubo de las palas, lo que resulta en aleteo y sacudidas de las palas. Para mejorar la flexibilidad operativa y proporcionar mayor rigidez, las palas adyacentes están unidas entre sí. Las palas están cubiertas integralmente con el cuerpo perfilado de la pala. Para aumentar aún más la rigidez de toda la estructura de la pala, las palas están acopladas con un amortiguador, un punto de unión integral en la mitad del tramo de la altura de la pala. El uso de palas de aleación de titanio con propiedades de amortiguación reducidas hace que el cambio en la fabricación de palas desde una construcción independiente a una construcción entrelazada sea una necesidad inevitable.

Durante el funcionamiento de la turbina, la pala se desenrosca elásticamente debido a las fuerzas centrífugas, lo que provoca que las cubiertas y amortiguadores adyacentes entren en contacto. A la velocidad nominal, todas las hojas se mantienen juntas para formar un anillo continuo. En comparación con las configuraciones convencionales, esta disposición exhibe características de vibración más estables: tensiones de resonancia y vibración reducidas y aleteo suprimido. En una aplicación, las palas con cubierta integral y resaltes situados al 70% de la altura de la pala exhiben entre dos y tres veces menos tensión vibratoria que las palas independientes (Figura 4).

4. Unido por la cadera. Diseño de cubierta de hoja y amortiguador de tramo en una hoja de última etapa de acero de 48 pulgadas diseñada para funcionar a 3000 rpm. Cortesía: GE Energía

El uso de obenques y amortiguadores no está exento de sanciones. Las aspas independientes proporcionan una separación periférica de agua más eficiente que las aspas cubiertas. Los amortiguadores en el canal de flujo interrumpen el flujo, creando pérdidas adicionales y una mayor erosión debido a la concentración de humedad local.

Otra dificultad que encuentran los diseñadores de LSB avanzados y más grandes está asociada con el mecanizado de la compleja forma tridimensional de la pala. El diseño mecánico tiene que determinar la forma del perfil aerodinámico "sin velocidad" que logrará la forma de diseño aerodinámico en condiciones de funcionamiento nominales. Los desafíos del diseño mecánico se centran en convertir el diseño aerodinámico en una forma trabajable por máquina y proporcionar márgenes suficientes para cargas estáticas y dinámicas (Figura 5).

5. Gira y grita. Los diseños de palas aerodinámicas avanzadas también suponen un desafío de fabricación. Se muestran una hoja de última etapa de acero de 40 pulgadas y 3600 rpm (L) y un cucharón de 48 pulgadas y 3000 rpm (R). Cortesía: GE Energía

Casi el 8% de las pérdidas de las turbinas LP se pueden atribuir a un "fenómeno de humedad" que resulta principalmente de las siguientes tres causas:

Por lo tanto, el diseño de la pala debe proporcionar protección contra la erosión por gotas de agua.

El nivel de humedad del vapor varía ampliamente en una turbina de vapor en todo el rango de carga. Aunque la humedad promedio del vapor no es superior al 10% al 12%, la humedad local del vapor puede ser mucho mayor, particularmente en la región de la punta. Cuanto mayor es la velocidad de la punta, más peligroso es el efecto del agua que va por detrás del vapor e impacta la pala.

Para LSB muy largos, el método convencional para proteger contra la erosión hídrica (el uso de tiras de Stellite soldadas a la superficie de la pala) presenta nuevos desafíos. Las tiras de Stellite crean discontinuidades en el perfil de la pala, generando así mayores pérdidas que en diseños anteriores. La rotura de las tiras de Stellite también podría provocar daños locales y cambios en las características dinámicas de la pala. Una alternativa muy costosa para eliminar la humedad es el calentamiento interno con vapor de las palas estacionarias. Otro nuevo método de protección contra la erosión es el endurecimiento de las palas con láser. Este método ofrece resultados similares o mejores para materiales con pH 17-4, en comparación con el endurecimiento por llama de aceros convencionales.

El agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC) es causado por la combinación de tensión de tracción y un ambiente corrosivo. Cualquier material utilizado para las palas y los rotores de las turbinas debe tener en cuenta los efectos del SCC. Cuanto menos "agresivo" sea el entorno, mayores serán las tensiones operativas permitidas. Debido a que los diseños LSB avanzados exhiben niveles más altos de tensiones en el rotor y el disco, los requisitos de pureza del vapor deben controlarse más estrictamente. La Tabla 1 presenta los criterios típicos que conducen al inicio del SCC.

Tabla 1. Medidas enérgicas. Condiciones que se sabe que inician el agrietamiento por corrosión bajo tensión de los materiales del rotor y del disco de una turbina de baja presión. Fuente: Bechtel Power Corp.

Al evaluar la formación y propagación de SCC, es de vital importancia tener en cuenta el efecto combinado de las propiedades del material (limpieza del acero y límite elástico), el medio ambiente (niveles de oxígeno, dióxido de carbono y cloruro), la temperatura y las condiciones de tensión. Sin embargo, las múltiples combinaciones posibles de mayores niveles de tensión de tracción existentes en los LSB grandes y la escasa pureza del vapor durante el arranque inicial dificultan la previsión de la propagación de grietas. Las únicas herramientas de los diseñadores para la prevención del SCC son especificar tensiones de tracción bajas y conservadoras para las superficies de los discos y reducir las concentraciones de tensión. Sólo la operación real en el campo a lo largo del tiempo determinará la capacidad del diseño para hacer frente al fenómeno del SCC.

A velocidades superiores a 600 pies/seg, la pérdida de escape de una turbina de vapor es proporcional al cuadrado de la relación del flujo volumétrico a través del área del anillo de escape de la turbina. En las condiciones de contrapresión adecuadas, se logra un mejor rendimiento seleccionando un área de escape más grande (ya sea disminuyendo el diámetro del cubo y aumentando la longitud de la pala o reduciendo la longitud de la pala sobre un diámetro de cubo mayor). Un área de salida mayor da como resultado velocidades de salida de vapor más bajas y, por lo tanto, reduce la energía cinética del vapor que sale de la turbina. El resultado es una mayor eficiencia general de la turbina de vapor. La Tabla 2 enumera los LSB de gran tamaño que están en desarrollo o en funcionamiento para aplicaciones de 50 Hz y 60 Hz.

Tabla 2. Ha tardado mucho en llegar. Estado de desarrollo de las palas de última etapa (LSB) de la turbina de vapor. Fuente: Bechtel Power Corp.

El kit térmico de turbina proporcionado por el OEM contiene información sobre las pérdidas de escape de LP en la forma tradicional de "curva de pérdidas de escape". Esta curva proporciona la pérdida de entalpía específica para una velocidad promedio del vapor de escape que depende de la contrapresión de la turbina y/o del flujo de vapor. El uso de curvas también requiere, para algunos fabricantes de equipos originales, correcciones por contenido de humedad. Debido a que la velocidad promedio de escape del vapor es función del flujo volumétrico para una geometría dada, su valor depende tanto de la contrapresión como del flujo másico de vapor. La Figura 6 proporciona una serie de curvas de pérdida de escape para varias áreas de escape para una muestra de turbinas de vapor de varios fabricantes de equipos originales. El aumento de la pérdida de escape a velocidades de escape más bajas (menos de 550 pies/seg) que ocurre en condiciones de carga parcial baja o contrapresión alta se debe a la formación de un vórtice inverso en la raíz de la pala.

6. Sumar sus pérdidas. Curvas típicas de pérdidas por escape de diferentes fabricantes de turbinas. Fuente: Bechtel Power Corp.

El desarrollo de perfiles de pala de próxima generación, a menudo poco convencionales, con grandes variaciones a lo largo de la altura de la pala, ha producido beneficios considerables en términos de eficiencia del escenario y reducción de las pérdidas de escape. La Figura 7 ilustra las pérdidas de escape para dos aspas de diferentes fabricantes de equipos originales con un área de longitud de aspa y escape casi idéntica. Estaría en lo cierto al concluir que el diseño de perfil tridimensional más avanzado (curva A) conduce a una menor pérdida de escape.

7. Diferentes caminos. Las curvas de pérdida de escape de dos fabricantes de equipos originales ilustran un área de escape y una longitud de pala muy similares. Fuente: Bechtel Power Corp.

Cabe señalar que la curva de pérdida total de escape incluye no sólo las pérdidas asociadas con el LSB sino también la contribución de la campana extractora. Por lo tanto, la mejora de la eficiencia del LSB debe ir asociada a un diseño aerodinámico adecuado y eficaz de la campana extractora.

La continua evolución de las turbinas en general y de las LSB en particular presenta muchos desafíos para los contratistas de ingeniería/adquisiciones/construcción (EPC) responsables de seleccionar los equipos, integrarlos funcionalmente con otros componentes de la planta de energía dentro de un precio y cronograma fijos y garantizar el rendimiento general de la planta. arrancar.

El contratista EPC debe confiar en su experiencia y conocimientos, y en su experiencia previa en proyectos con fabricantes de equipos originales de turbinas, al tomar decisiones de selección de tecnología en nombre del cliente. A modo de ejemplo, la experiencia de Bechtel en turbinas de vapor cubre una amplia gama de plantas de vapor convencionales y de ciclo combinado (Tabla 3) en todo el mundo y ofrece una buena instantánea de las selecciones tecnológicas típicas realizadas para estas plantas (Tabla 4). Dos de los proyectos más recientes tienen turbinas de vapor que funcionan en condiciones supercríticas.

Tabla 3. La experiencia cuenta. Perfil de experiencia en turbinas de vapor de ciclo combinado de Bechtel Power. Fuente: Bechtel Power Corp.

Tabla 4. Una parte de la acción. Proyectos recientes de plantas de vapor de Bechtel y proveedor de turbinas de vapor. Fuente: Bechtel Power Corp.

Se considera una buena práctica que el contratista EPC lleve a cabo una investigación exhaustiva de las diversas ofertas de OEM para garantizar que se puedan cumplir los objetivos de rendimiento básicos del proyecto (por ejemplo, producción de energía, tasa de calor, tiempos de arranque, confiabilidad y disponibilidad). El proceso también incluye una evaluación tecnológica independiente del historial operativo, la ingeniería y los procesos de fabricación del equipo. Las métricas de rendimiento de la sección LP de la turbina ofrecidas por los OEM para un proyecto específico deben normalizarse y conciliarse con el rendimiento anterior de varios tipos de equipos en una configuración similar ofrecida por los OEM en otros proyectos. Bechtel mantiene una base de datos de desempeño de proyectos anteriores que se actualiza periódicamente con información de pruebas de campo.

Debido a la naturaleza iterativa de la selección de turbinas, todas las partes interesadas del proyecto deben involucrarse en la elección de la longitud óptima del LSB. Y debido a que el funcionamiento de la sección LP está limitado por la contrapresión, el proceso de optimización debe incluir la consideración de opciones de disipador de calor. Por ejemplo, se debe tener en cuenta que la contrapresión de un condensador enfriador de aire suele ser mayor que la de los sistemas de condensación enfriados por agua, además de depender más de la temperatura ambiente.

Un enfoque sistemático para la selección de LSB implicaría ejecutar programas de simulación para superponer la demanda eléctrica, las condiciones ambientales y el rendimiento del condensador de la turbina de vapor por horas durante todo un año. Este análisis debe completarse para varios tamaños de LSB. Normalmente, un LSB más corto es menos sensible a grandes variaciones de contrapresión que uno más largo, pero es posible que no produzca el mejor rendimiento. La selección del LSB influirá en la cantidad de módulos LP, afectando así el capital de la planta y los costos operativos. Además del precio del hardware de la turbina, un módulo LP adicional requiere más espacio de construcción, concreto, tuberías, cableado, instrumentación, controles y similares. Los gastos operativos y de mantenimiento también aumentan con el hardware adicional. Un análisis de costos del ciclo de vida es la única manera de comparar adecuadamente las opciones de diseño.

La Figura 8 muestra los valores típicos de eficiencia térmica para los tres módulos (HP, IP y LP) registrados durante pruebas recientes de una turbina de vapor de ciclo combinado. Como indica la figura, la eficiencia de algunos cilindros de turbinas LP puede alcanzar entre el 94% y el 96%. En este análisis, la potencia de salida de la turbina de vapor para el caso con combustión fue entre un 55% y un 65% mayor que para el caso sin combustión. Aunque las eficiencias de los módulos HP e IP muestran solo pequeñas diferencias entre los casos activados y no activados, la eficiencia del módulo LP cambia significativamente. Su rendimiento está directamente relacionado con la capacidad del disipador de calor, lo que determina la contrapresión de funcionamiento.

8. Haz los cálculos. Eficiencias del módulo de turbina de vapor para casos encendidos y no encendidos por conductos, utilizadas para desarrollar comparaciones de costos del ciclo de vida. Fuente: Bechtel Power Corp.

La mejor manera de ilustrar estos fundamentos técnicos y de selección es con un estudio de caso real de un proyecto en desarrollo: una central eléctrica alimentada con residuos de carbón con dos calderas de lecho fluidizado circulante (CFB, por sus siglas en inglés) que suministran vapor a una sola turbina de vapor que genera una potencia nominal de 600 MW de producción bruta. Debido a que el costo del combustible es muy bajo, el ciclo más rentable es un ciclo de recalentamiento subcrítico con condiciones de vapor principal de 2400 psig y 1000 F y una temperatura de vapor de recalentamiento caliente de 1000 F. Bajo el supuesto de que el coste de producción de electricidad también será bajo, la planta está diseñada para funcionar en modo de carga base, sin incluir funciones de servicio cíclico. Aunque el rango de operación a carga parcial es una consideración para el arranque y para la operación en modo de caldera única, la eficiencia operativa y las configuraciones alternativas solo deben evaluarse a carga completa.

La turbina se especifica como un diseño de recalentamiento por condensación configurado para flujo descendente hacia un condensador de superficie de dos pasos, de presión única, enfriado por agua y de doble carcasa con una caja de agua dividida en la carcasa. La presión de escape de la turbina especificada para el punto de garantía de rendimiento es de 2,5 pulgadas HgA. La planta incluye un solo tren de siete calentadores de agua de alimentación: tres LP, un desaireador, dos IP y uno HP. Las bombas de agua de alimentación de la caldera son accionadas por motor.

El escape de la turbina LP se configuró inicialmente como un diseño de cuatro flujos (dos carcasas cada una con escape de dos flujos y una longitud LSB de 33,5 pulgadas), aunque se investigó un diseño alternativo que era menos costoso. Se pidió a los fabricantes de equipos originales de turbinas que proporcionaran cotizaciones para un diseño de escape de dos flujos (carcasa de sección LP única con escape de dos flujos), aunque hubo preocupaciones sobre la velocidad del escape, la tensión de las palas y la vibración.

Una forma de determinar la viabilidad de un diseño es revisar cualquier experiencia real con el mismo diseño o uno similar. Los fabricantes de equipos originales de turbinas confirmaron que habían diseñado, construido y puesto en funcionamiento turbinas con el mismo o mayor rango de velocidades de escape de turbinas LP sin experimentar problemas técnicos u operativos. Los fabricantes de equipos originales también confirmaron que, si bien las cargas de tensión operativa para las palas de la turbina son mayores para un diseño de dos flujos, todavía están muy por debajo de los valores de tensión permitidos. Finalmente, los OEM también declararon que no se experimentarían vibraciones, inestabilidad u otros problemas operativos.

Se seleccionó un OEM para una revisión más detallada. Su diseño de dos flujos tenía cinco etapas y una longitud LSB de 40 pulgadas con una velocidad de escape en el punto garantizado de 975 pies/seg (frente a 675 pies/seg para el diseño de cuatro flujos). Para el caso de temperatura ambiente más baja y presión de escape más baja, la velocidad de escape de dos flujos llegó a ser de casi 1500 pies/seg, frente a 1000 pies/seg para el diseño de cuatro flujos. Esta velocidad excede los 1100 a 1200 pies/seg que normalmente se percibe como causante de una mayor erosión de los LSB cuando se combina con algún nivel (10% nominal) de humedad en la parte trasera. A medida que la humedad se acumula en el borde posterior de las boquillas estacionarias, las gotas que caen a bajas velocidades pueden impactar las aspas. Sin embargo, a altas velocidades, las gotas son barridas a través de los pasajes de las palas móviles con poco o ningún contacto con las palas. Los fabricantes de equipos originales también confirmaron que los problemas de erosión en realidad son peores con cargas y velocidades más bajas.

Las características vibratorias de las palas a velocidad de funcionamiento con una velocidad de escape tan alta también fueron una preocupación. Se revisó el efecto potencial de las ondas de choque debidas al vapor que sale de la salida del LSB a velocidad sónica. El OEM indicó que su análisis CFD para el diseño del difusor estándar mostró que el flujo subsónico que sale de la salida del LSB solo alcanza un número de Mach de 1,0 en un punto alejado de las aspas. Esto reduce la posibilidad de que se forme una onda de choque que sea lo suficientemente fuerte como para provocar la separación de la capa límite. Si se produce una separación, el difusor ha sido diseñado para aislar la capa límite del LSB. La revisión de una planta de referencia con condiciones operativas similares confirmó que la separación, en caso de que ocurriera, no es un problema.

La potencia de salida del eje para la sección LP también es aproximadamente un 5% mayor para los diseños particulares de dos flujos frente a los de cuatro flujos que se revisaron: 301 MW frente a 286 MW, asociado con una reducción correspondiente de la sección IP. La sección LP de dos flujos tiene una carga de vapor relativamente alta para cada pala. Esto da como resultado una mayor caída de presión en la etapa, por lo que requiere una mayor presión de entrada LP y, en consecuencia, una mayor presión de salida IP. Estos cambios de presión más altos se extendieron en cascada por el resto del sistema; sin embargo, no se encontraron problemas técnicos.

Una segunda verificación de la experiencia de la industria, esta vez para la salida de potencia del eje para flujo opuesto (HP, IP con una única sección LP de dos flujos), no reveló problemas para las unidades más cercanas al diseño que se estaba considerando. Al comparar con la planta de referencia del OEM, se encontró que la carga de flujo de vapor en cada álabe de la etapa para este diseño propuesto era aproximadamente un 20% mayor, aunque el OEM confirmó que las tensiones de flexión del vapor para todas las álabes de la etapa todavía están dentro del límite de diseño permitido. La tensión de flexión del vapor representa una medida de la capacidad de una pala para soportar la potencia de la etapa o la carga del flujo de vapor en la dirección axial. La relación entre el trabajo y el esfuerzo permisible es aproximadamente 0,76 para la primera etapa y 0,27 para la última etapa. Esto representa un factor de seguridad de casi 4 para el LSB.

La configuración de turbina LP de dos flujos podría operarse a baja contrapresión durante los meses más fríos para mejorar ligeramente la tasa de calor sin mucha preocupación por las altas velocidades de escape. El mejor enfoque es operar siempre la planta en o cerca del punto de diseño de contrapresión de 2,5 pulgadas HgA durante el invierno apagando los ventiladores de la torre de enfriamiento y aislando los compartimentos. La ganancia de potencia de salida para la máquina de dos flujos a la temperatura ambiente más baja es de sólo 800 kW (frente a 6.400 kW para el diseño de cuatro flujos) debido a la velocidad trasera relativamente alta, lo que resulta en mayores pérdidas de escape. La capacidad de producción garantizada de la planta de energía coincide con la capacidad del acuerdo de interconexión de la red, y la producción eléctrica adicional no representa un beneficio inmediato para el propietario. Sin embargo, el propietario puede solicitar un aumento incremental en la capacidad de producción para aprovechar posibles mejoras en la capacidad de producción eléctrica. Seleccionar la turbina LP de dos flujos en este momento impediría que el propietario genere en el futuro casi 6 MW de energía adicional a temperaturas ambiente más bajas utilizando la máquina de cuatro flujos.

La configuración de turbina LP de dos flujos costaría menos que el diseño de cuatro flujos y tendría costos de instalación más bajos. Sin embargo, el diseño de turbina LP de dos flujos es menos eficiente que el diseño de cuatro flujos; su tasa de calor es mayor en aproximadamente 50 Btu/kWh al 100% de carga. La reducción de eficiencia del diseño de dos flujos fue mayor de lo previsto; en consecuencia, la caldera y otros equipos anteriores y posteriores tendrían que ser un poco más grandes y costar más que el diseño de cuatro flujos. En general, la planta de diseño de turbina LP de dos flujos costaría menos que el diseño de cuatro flujos.

Comparar los posibles ahorros de costos del diseño de turbina LP de dos flujos (compensados ​​por su mayor tasa de calor y la oportunidad perdida de generar 6 MW adicionales durante los meses más fríos) con la mayor eficiencia de la máquina de cuatro flujos da como resultado esencialmente un lavado . Debido a que la máquina LP de dos flujos no ofrecía beneficios significativos frente a su riesgo potencial (aunque pequeño), el equipo del proyecto EPC y el propietario decidieron proceder con el diseño de turbina LP de cuatro flujos más convencional.

Los autores agradecen a Paul Kochis de Bechtel y Rudy Koubeck de Siemens Power Generation por su perspicaz revisión del borrador de este artículo.

—Dr. Justin Zacharyes ingeniero principal e ingeniero de proyectos de Bechtel Power Corp. Puede comunicarse con él en [email protected] o al 301-228-8764.Donald J. Cabra es ingeniero de proyectos de Bechtel Power. Puede comunicarse con él en [email protected] o al 301-228-8757.

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