SISTEMA. Y MÉTODO PARA ENFRIAR TURBINAS DE VAPOR DE AGUA
Campo de la Invención Esta invención se relaciona con el campo de mantenimiento de turbinas de vapor de agua teniendo componentes internos en movimiento, principalmente en la industria de generación de energía . Antecedentes de la Invención En la industria de la energía, electricidad se produce con una turbina giratoria que es girada a altas velocidades para generar electricidad. Esta turbina puede girarse por agua, por gas, o por vapor de agua a alta temperatura. La turbina de vapor de agua es impulsada por vapor de agua a alta temperatura a partir de un reactor de calentador convencional o reactor nuclear a velocidades promediando 1,800 a 3,600 rpm. Muchas de las turbinas de vapor de agua modernas operan a temperaturas en exceso de 1,000°F. Aproximadamente 49 porciento de la generación de energía en los Estados Unidos durante el 2003 fue por combustión de carbón y 28 porciento de la generación a partir de fuentes de combustible nuclear. Turbinas de vapor de agua tanto fósiles como nucleares experimentan retrasos de tiempo de enfriamiento asociados con cortes de suministro mayores planeados, cortes de suministro menores planeados, y cortes de suministro no planea-dos. Una turbina de vapor de agua típica requiere un mínimo de una semana para enfriarse a temperaturas ambiente usando los métodos actuales de desensamble de paro y cortes de suministro. Esta ineficiencia representa una cantidad sustancial de producción perdida e ingresos asociados para una unidad de generación dada en una base anual. Las temperaturas de metal de turbina de vapor de agua en plantas de energía se enfrían a una velocidad relativamente rápida mientras que el vapor de agua está fluyendo a través de la turbina y el generador está conectado a la rejilla eléctrica. Sin embargo, la mayoría de los diseños de planta incluyen provisiones para cerrar las válvulas de las turbinas de vapor de agua cuando las turbinas son removidas de servicio. Estas provisiones de diseño son incluidas por muchas razones, una de las cuales es para impedir que golpes fuertes de agua se desplacen a través de la turbina de vapor de agua y ocasionen daño a las aspas y otros componentes. El término técnico para esto es "inducción de agua en turbina" y la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos ("ASME") desarrolló un estándar de diseño de turbinas de vapor de agua muchos años después de que las fallas por inducción de agua en turbinas fueron reportadas en la industria . Cuando turbinas de vapor de agua se remueven del servicio, la válvula de paro de emergencia y las válvulas de control permanecen en la posición cerrada. Esto restringe el flujo de vapor de agua a través de la turbina de vapor de agua y resulta en una turbina de vapor de agua "embotellada". Turbinas de vapor de agua típicas con pesos de 125 a 200 toneladas y temperaturas de operación de 1,000°F tienen masa térmica significativa. Después de remover las turbinas de vapor de agua del servicio, la temperatura de la coraza y el rotor permanece por encima de 700°F en muchas ubicaciones mientras la turbina está "embotellada" por muchos días. Aun después de una semana de métodos de enfriamiento convencionales, no es poco común medir temperaturas en exceso de 150°F en las ubicaciones del rotor y gruesas de la coraza. El estado de la técnica falla en proporcionar para enfriar turbinas de vapor de agua grandes en estaciones de generación de electricidad. Los tamaños de las turbinas de vapor de agua se incrementaron rápidamente de 1950 a 1970. Durante este periodo, los fabricantes se enfocaron en minimizar esfuerzos del rotor y reducir los cambios de temperaturas grandes que resultaban en cuarteado de las corazas. Mas aun, el estado de la técnica ha fallado en minimizar cortes de suministro de turbinas al grado que comúnmente aun existe hoy en día. Por lo tanto, existe una necesidad para enfriar turbinas de vapor de agua y para optimizar el tiempo de los cortes de suministro. El estado de la técnica ha enfrentado estos problemas por medio de pre-organizar y movilizar mientras las turbinas están en un periodo de enfriamiento. Generalmente, el periodo de enfriamiento en el estado de la técnica es concurrente con el desensamble de la turbina de vapor de agua y ocupa la primera semana de la mayoría de los cortes de suministro. En años recientes, la industria de generación de electricidad ha intentado reducir los costos asociados con los cortes de suministro de turbinas. El estado de la técnica se ha enfocado en técnicas de desensamble y reparación mientras acomoda este periodo de enfriamiento. Por lo tanto, una necesidad existe para mejorar y optimizar los cortos de suministro asociados con turbinas de vapor de agua en la industria de generación de electricidad que ofrecerían incentivos de costo asociados con la producción eléctrica incluyendo costos de energía de reemplazo, costos de mano de obra, costos de reparación, y requerimientos de disponibilidad de operación de planta. Existen muchos factores que se atribuyen al tiempo de enfriado de una turbina de vapor de agua. Cuando las turbinas son quitadas de línea o removidas de servicio, los disyuntores eléctricos se abren, con ello removiendo a los generadores de la rejilla eléctrica. Seguido, la válvula de paro de vapor de agua principal y las válvulas de control se apagan automáticamente para impedir daño debido a la inducción de agua. La turbina es despresurizada minutos después del paro pero la turbina de vapor de agua en efecto está "embotellada" según se relaciona con la temperatura del metal. No hay fluido de enfriamiento sustancial disponible internamente y la turbina se enfría muy lentamente conforme el vapor escapa solamente a través de la coraza y del aislamiento interior. Después de que la turbina de vapor de agua es removida de la rejilla, la turbina se le permite girar libremente a partir de su velocidad de operación nominal hacia abajo a aproximadamente 90 rpm en veinte a treinta minutos. Durante el giro en disminución usualmente hay flujo de vapor de agua solamente mínimo en la dirección inversa a través de la turbina de alta presión para impedir temperaturas excesivas debido al estancamiento de vapor de agua. El sistema de aceite de lubricación permanece en operación mientras la turbina "caliente" está encendida girando engranajes hasta que la temperatura de metal de primera etapa alcanza aproximadamente 500°F. Esto toma aproximadamente 40 a 80 horas dependiendo de la turbina. En este tiempo el sistema de aceite puede sacarse de línea y la turbina puede desensamblarse por completo. Las corazas exterior e interior iniciales son comúnmente removidas con algunas temperaturas de componente en varios cientos de grados Fahrenheit. El rotor de la turbina usualmente se remueve y se coloca en estantes cerca de la turbina con temperaturas interiores excediendo a 150°F. La mayoría de los rotores de turbina de alta presión no se remueven físicamente de la cubierta de coraza interior hasta cinco a ocho días después de que la unidad ha sido sacada de línea . Aunque no hay un método de desensamble de turbina consistente, la turbina se desensambla caliente y el enfriamiento ocurre después del desensamble en el estado de la técnica. Las prácticas actuales son seguidas para reducir las temperaturas de metal sin daño a la turbina. En el estado de la técnica, el enfriamiento del conjunto de turbina puede ocurrir solamente mientras el vapor de agua fluya a través de la turbina. Debido a que estos métodos requieren que los trabajadores desensamblen la turbina previo al proceso de enfriamiento, el enfriamiento de la turbina y el desensamble pueden ocurrir a temperaturas entre 200 y 500°F. La velocidad de enfriamiento de la turbina depende de la voluntad de los trabajadores por trabajar sobre componentes calientes, preocupaciones de seguridad, limitaciones de equipamiento, y actividades de remoción de aislamiento. En turbinas de vapor de agua grandes, el enfriamiento de turbinas significativo de la coraza usualmente no se logra hasta que la tubería de cruce entre la sección de turbina de alta presión y/o las secciones de turbina de presión intermedia y la sección de turbina de baja presión se remueven. Esto usualmente no' se intenta hasta que las temperaturas del metal de la turbina son menores a 600°F. Una vez que la tubería de cruce se remueve, la velocidad de enfriamiento debido a la convección del aire se incrementa dramáticamente. En resumen, este método no proporciona enfriamiento razonable, eficiente, o adecuado para optimización de cortes de suministro y costo. El estado de la técnica ofrece dos métodos para mejorar el tiempo de enfriamiento asociado con turbinas de vapor de agua grandes. El método primario para reducir el tiempo de enfriamiento es forzar el enfriamiento de los componentes de la turbina previo a llevar a la turbina fuera de linea. Esto típicamente consiste en reducir la temperatura del vapor de agua principal justo previo a remover la turbina de vapor de agua del servicio. La temperatura de vapor de agua principal se reduce por medio de cerrar las fuentes de vapor de agua de extracción a los calentadores de alimentación de agua, reduciendo la temperatura del vapor de agua por atemperación, y reduciendo lentamente la temperatura del vapor de agua a temperaturas cercanas a saturación. Este método de enfriamiento forzado es esperado que se use en unidades de 400 megavatios y mayores. Aunque esté método de enfriamiento forzado remueve una cantidad sustancial del calor a partir de la turbina de vapor de agua, . las limitaciones de la temperatura de saturación y el potencial para la inducción de agua falla en proporcionar un enfriamiento sustancial de la turbina de vapor de agua. Este método solamente enfría la turbina de mas de 1,000°F a temperaturas entre 700-900°F en la sección de turbina de alta presión de la turbina. Estos solamente ahorra alrededor de uno a alrededor de uno y medio días en el paro de corte de suministro de la unidad. Mas aun, este método ofrece en problema adicional de que aun después de este enfriamiento forzado, el operador no puede apagar el sistema de lubricación en la turbina y el operador no puede desensamblar la turbina hasta que las temperaturas de metal están entre 500-600°F. Mas aun, existe un peligro significativo con el desensamble de la turbina a esta alta temperatura . Además, usar este método de enfriamiento mientras la unidad está aun en servicio puede fallar debido a que las operaciones de turbina se dispararán por varias razones. Por lo tanto, este método de enfriamiento forzado es incapaz de ofrecer un método eficiente de enfriar la turbina para permitir el mantenimiento de la turbina. Mas aun, la calibración de la instrumentación de estación, la condición de los dispositivos de detección de nivel, el soporte operativo inadecuado durante el paro, los niveles de energía de sistema y los cambios de carga, la calibración de la caldera, y las otros aspectos de configuración de planta limitarán adicionalmente la utilidad de este método . El segundo método del estado de la técnica es el enfriamiento con aire. Varios cuernos de aire se colocan en puntos de acceso internos limitados a través de la turbina. Este método no proporciona enfriamiento eficiente de la turbina debido a que aire a presión cercana a ambiental no proporciona suficiente transporte de calor y distribución no uniforme del enfriamiento. Este método resulta en apresuramiento, que es distribución de vapor de agua estancado en corazas de giro mayores en una manera que estratifica el vapor de agua y resulta en calentamiento de convección que es mas frío en el fondo y mas caliente en la parte superior. Este problema ocurre cuando la turbina se "embotella" con vapor de agua caliente y el metal es ligeramente mayor en la parte superior de la coraza que en el fondo de la coraza. Esta mala alineación puede ocasionar contacto del rotor. Este método también es deficiente debido a la limitada accesibilidad, capacidad de aire comprimido limitado, y distribución no uniforme del enfriamiento a través de la turbina. Estos tres factores resultan en no solamente una carencia de capacidad de enfriamiento sino problemas con el apresuramiento de la coraza y enfriamiento de componentes no uniforme. Mas aun, dos limitaciones del enfriamiento forzado usando inyección de aire son la capacidad de enfriamiento adecuada y el enfriamiento uniforme. Este método solamente ha mostrado ahorrar tiempo mínimo en el paro de las turbinas de vapor de agua. La industria de la generación de electricidad ha experimentado cambios dramáticos sobre las dos décadas pasadas y continua encontrando cambios competitivos significativos con la generación de electricidad. Estos cambios competitivos son una fuerza de impulso para producir electricidad mas eficientemente y de manera mas efectiva en costo. Los cortos de suministro en plantas de energía de generación de electricidad son una parte integral de la industria de la energía eléctrica y por lo tanto son un componente crítico en evaluar la demanda eléctrica y la habilidad para satisfacer la demanda a través de la asignación de recursos de generación. Estos cortos de suministro consisten de eventos tanto planeados y no planeados que tienen duraciones de tiempo variables dependiendo de varios factores. Las consecuencias de costo de los cortos de suministro son las mas altas durante los periodos de demanda de energía pico de verano e invierno, mientras que los costos de los cortos de suministro durante otros periodos de tiempo son mas predecibles. Otros factores que tienen influencia en las consecuencias de los cortos de suministro incluyen capacidad eléctrica reducida, edad de la planta de energía, precio y volatilidad del mercado de venta, regulaciones ambientales, des-regulación eléctrica, y otros factores. Con respecto a la edad de la planta de energía, se hace notar que la edad promedio de la mayoría de las plantas de energía grandes en los Estados Unidos es de mas de 30 años lo cual enfatiza la importancia de cortos de suministro de mantenimiento programados regulares que a su vez requieren tiempo y dinero. Por lo tanto, existe una necesidad por minimizar los costos asociados con un corto de suministro por medio de reducir la cantidad de tiempo necesaria para dar servicio a las turbinas. Flujos de nitrógeno han sido usado en diferentes técnicas, pero esta tecnología no ha sido implementada en dispositivos con partes en movimiento internas. En la industria química, petroquímica y de refinación de petróleo, varios recipientes de reactor que operan a 1, 000°F se sacan de línea para mantenimiento. Estos procesos se usan para reducir petróleo crudo a productos finales útiles. Estos recipientes de reactor contienen varios catalizadores que ayudan al procesamiento de crudo. Estos catalizadores se vuelven gastados y requieren ser reemplazados periódicamente. Los recipientes de reactor deben enfriarse de sus temperaturas de operación sobre 600°F a menos de 100°F. El equipo de proceso siendo enfriado en esta técnica son recipientes de reactor que son estacionarios y estáticos sin partes en movimiento. Debe tenerse cuidado en no enfriar el metal demasiado rápido tal que pueda ocasionar fatiga y quiebre del metal a partir de esfuerzos ocasionados por el impacto del metal. Para recipientes sin partes en movimiento, nitrógeno líquido ha sido forzado a través de recipientes teniendo superficies de metal a mas de 350°F. La mayoría del metal puede enfriarse a velocidades de 75-100°F por hora. A principios de la década de 1980, Union Carbide Industrial Services usó nitrógeno líquido para enfriar recipientes de reactor en lugar de reciclar gases de nitrógeno e hidrógeno de proceso a través de sistemas de compresor de las unidades. En la operación, los sistemas de planta permitieron reciclar el gas a través del reactor para absorber calor, y después pasar el gas a través de los intercambiadores de calor del sistema para enfriar el gas. Los compresores bombeaban el gas de regreso a través del reactor para forzar enfriamiento. Esto requirió de cuatro a seis días para obtener temperaturas por debajo de 100°F. En contraste, una turbina de vapor de agua opera bajo condiciones muy dramáticas con un eje grande girando a 3, 600 rpm dentro de una coraza estacionaria. La contracción de calor de la coraza estacionaria al eje y de la coraza estacionaria a las aspas del eje de la turbina es un factor. Si el enfriamiento no se completa con un control cuidadoso tal que todas las partes de la maquina se enfrien a la misma velocidad, daño puede ocurrir a la maquina con partes que giran entrando en contacto con partes estacionarias, ocurriendo apresuramiento, y el peso de la turbina cambiando de un extremo al otro demasiado rápido, asi ocasionando daño. Por lo tanto, una necesidad existe para proporcionar un enfriamiento de una turbina con partes internas en movimiento tal que la velocidad de enfriamiento pueda controlarse. Breve Compendio de la Invención La presente invención ofrece un método de enfriamiento aplicable a girar y mover equipo en la industria de generación de energía eléctrica incluyendo turbinas de vapor de agua. Por medio de usar un flujo de nitrógeno, de preferencia un flujo forzado de" nitrógeno, la presente invención puede mejorar la eficiencia de los cortos de suministro en plantas de energía por medio de reducir el tiempo de enfriamiento asociado con turbinas de vapor grandes. Este periodo de enfriamiento puede representar un costo sustancial si el corto de suministro ocurre en condiciones de mercado de energía eléctrica críticas. Este costo se vuelve mucho mas sustancial y puede resultar en costos extremos si las condiciones de mercado se incrementan sobre $50 US por megavatio. El nitrógeno se bombea como un gas dentro de una máquina de turbina de vapor de agua en movimiento en una manera controlada. Este método impide cuartear por esfuerzo los metales de las turbinas sin ocasionar que la maquina se tuerza, se apresure, o tenga un enfriamiento no uniforme a través de la máquina que pueda ocasionar que partes en movimiento entren en contacto con partes no en movimiento. Esta invención también es capaz de impedir sobre-acelerar las aspas de la turbina por encima de su velocidad de diseño. La presente invención también permite un paro mas rápido para limpieza. Las plantas de energía paran y necesitan enfriar la turbina por muchas razones incluyendo limpieza. Previo a la limpieza, la temperatura de metal de turbina de vapor de agua puede necesitar estar por debajo de 175°F. Por lo tanto, la presente invención proporciona una mejor oportunidad para limpiar los componentes internos de la turbina. En la forma de realización preferida, una turbina de vapor de agua que sale de producción tendrá un perfil de temperaturas de 500-1, 000°F a través de la máquina. La presente invención proporciona un flujo de nitrógeno a partir de un bombeador de nitrógeno a una estación de control de flujo instalada bajo la turbina de vapor de agua. El bombeador de nitrógeno bombea el nitrógeno a través de un cabezal de tuberia sencillo dentro del área bajo la turbina de vapor de agua. El gas se divide en corrientes de flujo diferentes en una estación de control de flujo de nitrógeno, la cual está diseñada para controlar el flujo de nitrógeno y la temperatura siendo entregada a diferentes secciones de la turbina. La presente invención también puede tomar ventaja de muchos tipos diferentes de instrumentación que ya existen en la turbina para monitorear temperatura, vibración, y crecimiento o encogimiento de la máquina según se opera. Conforme el gas nitrógeno se introduce dentro de varias compuertas o conexiones en la turbina de vapor de agua, estos instrumentos se monitorean a través de la máquina para monitorear como la máquina está reaccionando a la velocidad a la cual se está introduciendo el nitrógeno. Las compuertas o conexiones usadas en la turbina para inyección de nitrógeno dependerán de los varios diseños que existen en la industria de energía actual. Por lo tanto, los diferentes métodos discutidos en la presente proporcionan opciones para aplicar el nitrógeno sin dañar los componentes internos, en movimiento, de la turbina por enfriamiento no uniforme, enfriamiento rápido, o sobre-giro. Con la estación de control de flujo de nitrógeno, el nitrógeno puede introducirse a diferentes áreas de la turbina a diferentes temperaturas y/o diferentes velocidades de flujo y enfriamiento o calentamiento puede lograrse a diferentes velocidades en diferentes áreas de la turbina tal que la máquina se enfrie sin daño . El enfriamiento forzado de turbinas de vapor de agua de planta de energía es significativamente diferentes que el enfriamiento de equipo de proceso. La velocidad de contracción del metal en una turbina de vapor de agua es significativa. Una turbina de vapor de agua es una pieza de equipo grande que se diseña para crecer y encogerse sobre un pie en longitud conforme entra y sale de producción. El crecimiento de la turbina de vapor de agua varía con el tamaño a partir de la ecuación simple:
? Longitud = . Longitud de la cubierta de turbina de vapor de agua de acero x ? Temperatura en °F
o¡ es el coeficiente de expansión térmica para un material dado y está en el rango de 10s. Por lo tanto, el crecimiento típico es de alrededor de dos pulgadas a alrededor de 12 pulgadas en una turbina muy grande. Debido a que la tolerancia de espacio libre entre la cubierta y el eje es tan estrecha, la velocidad de encogimiento de las partes diferentes de la máquina es importante al proceso de enfriamiento. Así, el control de las temperaturas de enfriamiento es significativo. Se visualiza que la presente invención será capaz de reducir el periodo de enfriamiento de alrededor de cinco a ocho días de los métodos previos a menos de aproximadamente dos días, preferentemente menos de alrededor de 36 horas.
Esta invención también ofrece un ahorro en costos por medio de proporcionar un tiempo de paro o cambio mas rápido y por medio de extender la producción de electricidad durante el proceso de enfriamiento . La presente invención puede incorporarse en o usar una variedad de turbinas por vía de una variedad de conexiones de turbina que son diferentes dependiendo del fabricante de la turbina. La presente invención se describe en conjunto con una forma de realización de la invención, pero los técnicos en la materia reconocerán que las enseñanzas presentes son igualmente aplicables a formas de realización diferentes con conexiones variables . En la forma de realización preferida, la presente invención proporciona un método para enfriar una turbina de vapor de agua teniendo componentes en movimiento internos a una temperatura predeterminada, donde la turbina de vapor de agua comprende una tubería de entrada de vapor de agua principal conectada a la turbina y una línea de re-calentamiento frío conectada a la turbina tal que un flujó de vapor de agua primero se mueva a partir de la tubería de entrada de vapor de agua principal a la turbina y después el flujo de vapor de agua se mueva de la turbina a la línea de re-calentamiento frío durante la operación, el método que incluye los pasos de detener el flujo de vapor de agua, introducir un flujo de nitrógeno a la turbina hasta que la turbina alcanza la temperatura predeterminada mientras controla el flujo de nitrógeno para impedir daño a los componentes en movimiento de la turbina, y detener el flujo de nitrógeno. Este método puede también incluir una línea de recalentamiento caliente conectada a la turbina y una línea de alivio de vacío de condensador conectada a la turbina tal que un flujo de vapor de agua se mueva primero a partir de la línea de re-calentamiento caliente a la turbina y después el flujo de vapor de agua se mueva a partir de la turbina a la línea de alivio de vacío de condensador durante la operación, donde el flujo de nitrógeno hacia adentro también se mueve de la línea de re-calentamiento caliente a la turbina y después el flujo de nitrógeno se mueve de la turbina a la línea de alivio de vacío de condensador . El método puede también incluir una línea de drenaje de tubería de entrada de vapor de agua principal conectada a la tubería de entrada de vapor de agua principal, el método donde el flujo de nitrógeno se mueve de la línea de drenaje de tubería de vapor de agua principal a la tubería de entrada de vapor de agua principal. En una forma de realización preferida, el método incluye calderas de drenaje de re-calentamiento fríos conectados a la línea de re-calentamiento frío, el método donde el flujo de nitrógeno se mueve a través de las calderas de drenaje de recalentamiento frío a la línea de re-calentamiento frío. Cada uno de estos métodos se beneficia de controlar el flujo de nitrógeno con un sistema de control de computador.
La presente invención también incluye un sistema para enfriar una turbina de vapor de agua a una temperatura predeterminada usando un flujo de nitrógeno, el sistema incluyendo una turbina de vapor de agua, una tubería de entrada de vapor de agua principal conectada a la turbina, una línea de re-calentamiento frío conectada a la turbina, y una estación de control para controlar el flujo de nitrógeno para impedir daño a los componentes en movimiento de la turbina donde la turbina de vapor de agua, la tubería de entrada de vapor de agua principal, y la línea de re-calentamiento frío se adaptan para acomodar el flujo de nitrógeno. Este sistema puede también incluir una línea de recalentamiento caliente conectado a la turbina y una línea de alivio de vacío de condensador conectada a la turbina donde la línea de re-calentamiento caliente y el alivio de vacío de condensador se adaptan para acomodar el flujo de nitrógeno. En otra forma de realización, el sistema puede también incluir una línea de drenaje de tubería de entrada de vapor de agua principal conectada a la tubería de entrada de vapor de agua principal donde la línea de drenaje de tubería de entrada de vapor de agua principal está adaptada para acomodar el flujo de nitrógeno. Esta invención también puede incluir calderas de drenaje de recalentamiento frío conectadas a la línea de re-calentamiento frío adaptadas para acomodar el flujo de nitrógeno. El controlador de este sistema es un sistema de control por computador donde el sistema de control por computador se adapta para controlar el flujo de nitrógeno en una forma de realización preferida. Esta invención también proporciona para un método mas eficiente y mas efectivo en costo de operar una planta de energía por medio de usar los métodos enlistados anteriormente para reducir el tiempo caído por enfriar cada turbina de vapor de agua usando los conceptos inventivos según se divulgan y reivindican en la presente. Breve Descripción de los Dibujos Los dibujos acompañantes, los cuales se incorporan en y forman una parte de la especificación, ilustran las formas de realización de la presente invención, y, junto con la descripción, sirven para explicar los principios de la invención. En los dibujos : la figura 1 es un diagrama gue incluye una vista en sección transversal de una forma de realización de la presente invención; la figura 2 es un diagrama que incluye una vista en sección transversal de una forma de realización de la presente invención; la figura 3 es un diagrama que incluye una vista en sección transversal de una forma de realización de la presente invención; la figura 4 es un diagrama que incluye una vista en sección transversal de una forma de realización de la presente invención; y la figura 5 es un diagrama que incluye una vista en sección transversal de una forma de realización de la presente invención . Deberá notarse que los dibujos ilustran solamente formas de realización típicas de la invención y por lo tanto no deben considerarse limitativas de su alcance, pues la invención engloba otras formas de realización igualmente efectivas. Los puntos de inyección de nitrógeno variarán debido a los diseños diferentes y configuraciones de tubería que existen en las turbinas existentes en el mercado de producción de energía. Descripción Detallada de la Forma de Realización Preferida La presente invención ofrece un enfriamiento forzado de un flujo de nitrógeno tal que una turbina de vapor de agua pueda enfriarse en un periodo de tiempo mas corto. En una forma de realización mas preferida, se espera que una unidad de turbina de vapor de agua fósil grande típica de entre 200 y 850 megavatios ("MW") pueda enfriarse en menos de alrededor de 48 horas, mas preferentemente en menos de alrededor de 36 horas, lo mas preferible en alrededor de 24 horas. De hecho, se visualiza que un enfriamiento se pueda lograr en tan poco como alrededor de 4 a 15 horas en una forma de realización mas preferida. El tiempo requerido es dependiente de la masa global de la turbina y los flujos de nitrógeno que se pueden obtener. El tiempo de enfriamiento será determinado por la diferencia entre el tiempo de operación y el tiempo en el cual la turbina se ha enfriado a partir del rango de alrededor de 350 a alrededor de 700° F a una temperatura predeterminada tal como menos de alrededor de 100 a alrededor de 200°F. Se espera que diferencias sustanciales entre los tamaños de turbina, fabricantes y sistemas de planta de energía existirán y por lo tanto afecten a este tiempo de enfriamiento . En otra forma de realización, la presente invención puede usarse para pre-calentamiento de la turbina de vapor de agua también. Esto puede resultar en algúnos ahorros de tiempo de arranque de alrededor de 4 a alrededor de 40 horas, dependiendo de la unidad considerada y del tipo de arranque de planta de energía llevado a cabo. Una vez que esta tecnología se implementa en una pluralidad de ubicaciones, habrá un incremento de capacidad global de la generación de energía eléctrica en los Estados Unidos para las regiones del Consejo de Conflabilidad
Eléctrica Nacional ("NERC") de los Estados Unidos o para instalaciones individuales. Después de estudiar el programa de cortos de suministro producido para cada región del NERC y unos ahorros de tiempo de corto de suministro esperados para las plantas de energía combinadas, es probable que ser capaces de poner plantas de energía de regreso en línea mas pronto por la presente invención puede resultar en mas energía eléctrica global producida por los Estados Unidos como un todo por una región separada. La presente invención también puede usarse en combina-ción con otras tecnologías. Por ejemplo, la inyección de nitrógeno puede usarse en otros equipos de planta de energía para propósitos de prevención de corrosión. En una forma de realización preferida, la presente invención incluye un dispositivo de disyuntor que permite controlar la velocidad de rotación de la turbina en una velocidad de engrane de giro. Estos diseños se dirigirían a la necesidad de no sobregirar la turbina con la inyección de nitrógeno y de preferencia mantendrían una velocidad de rotación controlada y constante menor que el giro de diseño operativo per suficiente para facilitar el flujo de nitrógeno a través de la máquina. Este dispositivo sería instalado en una flecha de turbina/generador para controlar la velocidad de los engranes de turbina a turbina. Esto proporciona suficiente resistencia de torsión para mantener la_ turbina en velocidades de engranaje de giro y reducir el daño a la turbina en el caso de que el rotor de la turbina se expanda o contraiga con relación a la coraza. Las figuras 1-5 muestran varias formas de realización diferentes de la presente invención con respecto a una turbina de vapor de agua. Los técnicos en la materia reconocerán que los conceptos divulgados y enseñados en la presente son aplicables a turbinas de vapor de agua y similares con elementos internos, en movimiento. Nada en la presente se pretende para limitar esta enseñanza a cualquier tipo particular de turbina de vapor de agua. Los aspectos inventivos de usar los puntos de inyección de las turbinas de vapor de agua en esta manera es igualmente aplicable a las turbinas de cualquier fabricante. La turbina de vapor de agua 10 presenta una sección de turbina de alta presión 12/sección de turbina de presión intermedia 14, de flujo opuesto, en una turbina sencilla 10 y una sección de turbina de presión baja 16, de flujo opuesto, en un rotor sencillo 18. Este diseño es ejemplar de las turbinas de vapor de agua grandes en los Estados Unidos y alrededor del mundo. Esta turbina 10 es típica de los materiales, pesos, dimensiones, rotores, y corazas de otras marcas y modelos. Los técnicos en la materia reconocerán que variaciones existirán dependiendo del tamaño de otras turbinas de vapor de agua, grosores de coraza, configuraciones de flujo, fabricaciones, y capacidades nominales de energía. Las figuras 1-5 muestran diferentes arreglos de trayectorias de flujo para el flujo o flujos de nitrógeno a través de la turbina 10 para el propósito de enfriamiento. Estas trayectorias de flujo son ejemplos de los métodos de enfriar una turbina de vapor de agua. Como nota, la dirección del flujo de nitrógeno, el tamaño y la capacidad de la tubería, la estratificación de carga de calor de las corazas y rotor de la turbina de vapor de agua, la ubicación de la inyección de nitrógeno, la ubicación de la descarga de nitrógeno, las consideraciones de espacio confinado y falta de oxígeno, la capacidad de flujo de nitrógeno, y el transporte de enfriamiento afectan a las enseñanzas de la invención.
La trayectoria del flujo de nitrógeno a través de la turbina 10 es el punto central de la invención. El enfriamiento forzado puede lograrse en cualquier dirección de trayectoria/flujo. Sin embargo, la turbina de vapor de agua 10 se enfriará a una velocidad mas rápida si el flujo de nitrógeno se inyecta en el lado mas frío de la coraza de turbina, mostrada como la coraza exterior 20 y la coraza interior 22, y descargado lo mas cercano a la ubicación de mayor temperatura del metal de la coraza de turbina. Esto proporciona la temperatura de desigualdad de nitrógeno a metal mas alta a través de la turbina de vapor de agua 10. El segundo articulo a considerar relacionado con la dirección de flujo de nitrógeno es la velocidad de la turbina de vapor de agua 10. El "giro libre" del conjunto de turbina/generador afecta el tiempo de enfriamiento de las turbinas de vapor de agua. La turbina de vapor de agua es por diseño una masa casi sin fricción de maquinaria giratoria. El sistema de turbina se diseña para reducir las pérdidas rotacionales en un esfuerzo por reducir las pérdidas de energía, reducir el tamaño de los cojinetes 24, y generalmente incrementar la eficiencia global de la turbina de vapor 10. Los cojinetes 24 de una turbina de vapor de agua grande son un componente maquinado crítico importante y proporcionan una superficie casi sin f icción . Típicamente todos los cojinetes 24 en una turbina de vapor de agua 10 son cojinetes anti-fricción incluyendo los cojinetes de empuje. Todas las superficies de cojinete de turbinas de vapor de agua modernas incluyen lubricación forzada y termopares para monitoreo preciso de temperaturas de cojinete. Por lo tanto, el flujo de nitrógeno tendrá una relación directa con la velocidad. En algunas formas de realización, el flujo de nitrógeno está en la dirección opuesta para contrarrestar el efecto de velocidad rotacional de las aspas 26 de la turbina 10 creado por el flujo de nitrógeno. La turbina 10 mostrada en las figuras 1-5 es un diseño de flujo opuesto. Las turbinas de vapor de agua se diseñan para operar a velocidades normales de hasta 3, 600 rpm mientras evitan ciertas velocidades de turbina asociadas con frecuencias de rotor de turbina resonantes. Los rangos de frecuencia de rotor de turbina precisos están disponibles a partir del fabricante y variarán con el diseño. Durante el proceso de enfriamiento, los niveles de vibración asociados con la velocidad de las aspas 26 de la turbina 10 no son sustancialmente diferentes con nitrógeno que con vapor de agua. Por lo tanto, es importante durante el enfriamiento forzado con nitrógeno que la velocidad de turbina necesita ser menor que 3,600 rpm y por fuera de frecuencias de vibración para una turbina dada. El enfriamiento forzado con nitrógeno puede lograrse a varias velocidades, dependiendo del flujo de enfriamiento deseado. La velocidad del rotor 18 puede incrementarse rápidamente si el flujo se incrementa o pierde balance de manera repentina. Por lo tanto, es importante no sobre-acelerar durante la operación y durante el enfriamiento para impedir daño permanente al rotor 18 y las aspas 26. Por lo tanto, es importante tener un dispositivo o método para controlar el flujo de nitrógeno para impedir condiciones de sobre-aceleración. El tamaño de las conexiones de tubería, tal como la tubería de entrada de vapor de agua principal 28 y la línea de re-calentamiento frío 30 mostradas en las figuras 1-5, y sus limitaciones de capacidad son importantes para determinar la capacidad de enfriamiento de nitrógeno. La mayoría de los métodos generalmente se limitará a las tuberías estándar existentes en las turbinas de vapor de agua. Debido a que las turbinas de vapor de agua transfieren trabajo en la forma de energía de vapor de agua a inercia o torsión de máquina mecánica, la presión y la temperatura de vapor de agua en la forma de energía de calor o entalpia se reduce en el proceso de fluir a través de cada conjunto de aspas de turbina durante la operación. Por lo tanto, hay una estratificación de alrededor de 1,000 a alrededor de 600°F para la mayoría de las secciones de turbina de alta presión y secciones de turbina de presión intermedia. Por lo tanto, la presente invención se beneficia de producir un flujo de nitrógeno en la misma dirección como un incremento en la temperatura del metal. Esto proporciona flujo de enfriamiento a través de la turbina de vapor de agua 10 y minimiza la temperatura de desigualdad de gas nitrógeno a metal. La temperatura de desigualdad de gas nitrógeno a metal y su temperatura de desigualdad de vapor de agua a metal asociada pueden ser un limite de esfuerzo de metal superficial para la coraza de turbina 22 y el rotor 18. Las turbinas de vapor de agua están diseñadas de acuerdo con temperaturas de desigualdad de vapor de agua a metal publicadas. La presente invención proporciona para enfriamiento mientras permanece bajo los limites de esfuerzo publicados por el fabricante de la turbina. Mas aun, la ubicación de la inyección o introducción del flujo de nitrógeno es importante. Factores incluyendo el tamaño de la tubería o conexiones existentes, la longitud que corre la tubería, la ubicación en la turbina, la facilidad de conexión, la proximidad al camión de bomba de nitrógeno, y la temperatura del metal de la turbina deben considerarse. La ubicación de la descarga de nitrógeno también es importante. Factores a considerar incluyen seguridad de espacio confinado, falta de oxígeno, transporte a la atmósfera, y tuberías de turbina de vapor de agua y de planta de energía existentes. En general, es preferible acomodar la ubicación de tuberías existentes y conexiones y la ubicación para la descarga a la atmósfera. Volviendo a las consideraciones de espacio confinado y falta de oxígeno, el uso de volúmenes grandes de nitrógeno en una planta de energía puede requerir la consideración especial de requerimientos de espacio confinado para una instalación y planta de energía. Es importante ventilar el nitrógeno en una manera que no cree un problema de falta de oxígeno en un espacio confinado. La velocidad de enfriamiento de la turbina de vapor de agua es influenciada principalmente por la magnitud de flujo de nitrógeno a través de la turbina dado que la capacidad calorífica y el diferencial de temperatura serán afectados por un diseño de turbina dado y condiciones de operación. En la presente invención, la velocidad de las aspas 26 de la turbina 10 será el factor notable asociado con las libras máximas del flujo de nitrógeno que se puede controlar. Enfocándose a la figura 1, la turbina 10 incluye una introducción del flujo de nitrógeno en las líneas de drenaje de tubería de entrada de vapor de agua principal 32 conectada a las líneas de vapor de agua principal 28. El flujo de nitrógeno se mueve de las líneas de drenaje de tubería de entrada de vapor de agua principal 32 a las líneas de vapor de agua principal 28 y después a la turbina 10. El flujo de nitrógeno después se mueve de la turbina 10 a la línea de re-calentamiento frío 30 con un escape en la válvula de alivio de seguridad de re-calentamiento frío en el techo de la caldera (no mostrado) . Este método proporcionar para enfriamiento forzado con nitrógeno con conexiones de tubería e impacto de planta mínimos.
Se reconoce que las lineas de drenaje de tubería de entrada de vapor de agua principal 32 deberán estar en servicio para conformarse a las recomendaciones de la ASME para prevención de inducción de agua. Sin embargo, una vez que la válvula de paro principal (no mostrada) está cerrada y las aspas 26 de la turbina 10 se colocan en engranaje de giro, este sistema de tubería está disponible para uso en proceso de enfriamiento de la presente invención . La dirección de flujo en esta forma de realización es en reversa de la dirección hacia adelante, mas eficiente, y será limitada por la temperatura de desigualdad de superficie de metal a gas nitrógeno de la turbina de vapor de agua. Este método también incluye el enfriamiento de la sección de turbina de presión alta 12 solamente. No hay flujo de nitrógeno a través de las secciones de turbina de presión intermedia 14 y de presión baja 16. El enfriamiento de la sección de turbina de presión intermedia 14 y de la sección de turbina de presión baja 16 será a través de medios de conducción. Conforme la sección de turbina de presión alta 12 y el rotor 18 se enfrían, el flujo de calor se mueve en la dirección de la sección de turbina de presión alta 12, esencialmente jalando calor de la sección de turbina de presión intermedia 14 y de la sección de turbina de presión baja 16. La ventaja de esta forma de realización es la simplicidad relativa y la facilidad de implementación en sistemas de turbina existentes .
Pasando a la figura 2, la turbina 10 se muestra en otra forma de realización. Esta forma de realización incluye conexiones de tubería adicionales: una línea de re-calentamiento caliente 34 y una línea de alivio de vacío de condensador 36. Este sistema y el método de su uso incluyen los mismos elementos según se muestran en la figura 1, pero incluyen una segunda trayectoria de flujo a través de la sección de turbina de presión intermedia 14 y la sección de turbina de presión baja 16 corriente abajo. El flujo de nitrógeno fluye a partir de la línea de re-calentamiento caliente 34 a la turbina 10 y de la turbina 10 a la línea de alivio de vacío de condensador 36. Tanto la sección de turbina de presión alta 12 y la sección de turbina de presión intermedia 14 tienen direcciones de flujo en la dirección menos eficiente, referida en la presente como hacia adelante. Sin embargo, esta eficiencia se balancea por la simplicidad y relativamente bajo costo de implementación de este diseño. Es importante monitorear y controlar la velocidad de las aspas 26 de la turbina 10 en esta forma de realización. Con referencia a la figura 3, una forma de realización de la presente invención se muestra tal que el flujo de nitrógeno está en la dirección en reversa a través de la sección de turbina de alta presión 12 solamente. El flujo de nitrógeno se inyecta en la línea de re-calentamiento frío 30 a partir de las calderas de drenaje de re-calentamiento frío 38 controladas por el controla-dor 40. El flujo de nitrógeno se mueve de la línea de re-calentamiento frío 30 a través de la turbina 10 y de la turbina 10 a la tubería de entrada de vapor de agua principal 28. El flujo de nitrógeno después se descarga a la atmósfera a través de la válvula de escape 42. La tubería de válvula de escape 42 moderna puede fluir ya sea al condensador o al techo en la mayoría de los casos. El techo es mas simple y típicamente no requiere modificaciones de tubería. Esta forma de realización es la primera en mostrar un controlador 40, pero la ventaja de usar un controlador para monitorear y moderar el flujo de nitrógeno a través de la turbina 10 es un aspecto importante de la invención. El controlador 40 se adapta para controlar el flujo de nitrógeno para impedir daño a los componentes en movimiento o la turbina, incluyendo enfriamiento no uniforme, enfriamiento rápido, o sobregiro. Pasando a la figura 4, otra forma de realización se muestra. Este sistema y método proporcionan un flujo de nitrógeno a la sección de turbina de presión alta 12 en la dirección en reversa y un flujo hacia adelante de nitrógeno a la sección de turbina de presión intermedia 14 y a la sección de turbina de presión baja 16. Esto proporciona un flujo de gas nitrógeno global mayor en la velocidad de turbina inferior debido al efecto, contrario del trabajo o torsión en la sección de turbina de presión alta 12 opuesto a la sección de turbina de presión intermedia 14 y a la sección de turbina de presión baja 16. En esta forma de realización, la velocidad de las aspas 26 de la turbina 120 se mantiene por el flujo de nitrógeno administrado por el controlador 40 entre frecuencias de rotor importantes menores a 1,000 rpm. El controlador 40 ajusta dos válvulas de admisión de nitrógeno 44 para lograr un flujo mayor de nitrógeno a través de la turbina 10. Esta forma de realización puede proporcionar flujos de nitrógeno mayores a 7,500 lb/hr y el enfriamiento puede solamente limitarse por las condiciones de esfuerzo máximo de coraza en la mayoría de las unidades. Este método presenta al controlador 40 que incluye un sistema de adquisición y control de datos por computador para coordinar las válvulas de admisión de nitrógeno 44, la velocidad de turbina, el flujo de nitrógeno, las temperaturas de coraza de turbina 20 y 22, las temperaturas del rotor de turbina 18, la temperatura de metal de primera etapa, el espacio libre entre coraza axial y rotor, e información necesaria según sea aplicable. El controlador 44 es igualmente aplicable a cualquier forma de realización de la presente invención. El controlador 44 también evita sobre-aceleración de la turbina. Una combinación de los procedimientos de equipo de campo adicional y de proyecto adicional son útiles en impedir la condición de sobre-aceleración de la turbina 10. El equipo de campo adicional puede incluir válvulas de paro de nitrógeno corriente arriba de las válvulas de control 44 para admisión de nitrógeno. Las válvulas de paro son de preferencia del diseño de "cierre por falla" para desplazamiento de válvula rápido para impedir condición de sobre-aceleración de la turbina. Este sistema y método es una forma de realización mas preferida por las razones expresadas en la presente. Con referencia a la figura 5, un arreglo del sistema y método similar al diseño en la figura 1 se muestra, pero con diferentes puntos de conexión de gas nitrógeno. El sistema y método incluye entrada de gas de nitrógeno 46 a través de la tubería de entrada de vapor de agua principal 28 tal que el flujo de nitrógeno se mueve a partir de la tubería de entrada de vapor de agua principal 28 a la turbina 10 y de la turbina 10 a la línea de re-calentamiento frío 30. A partir de la línea de recalentamiento frío 30, el flujo de nitrógeno se mueve a través de las calderas de drenaje de re-calentamiento frío 38 y se ventila a la atmósfera. Esta forma de realización puede ser una consideración para enfriamiento de turbinas usando la tubería de entrada de vapor de agua principal 28 como un método de inyección de gas nitrógeno . Otro aspecto de la presente invención el la eficiencia económica y los beneficios de la presente invención. Una planta de generación de vapor de agua moderna produce electricidad a un costo de $18.00 a $35.00 US por megavatio hora ("MW/hr") de operación. Una planta de energía nuclear produce electricidad a un costo de alrededor de $18.00 US por MW/hr. Una planta de carbón grande produce electricidad a un costo de alrededor en el rango de $23.00 a $28.00 US y una planta de gas produce electri-cidad a un costo de alrededor del rango de $25.00 a $30.00 US. Plantas de combustión de carbón, petróleo o gas menos eficientes, mas viejas, o turbinas de combustión de gas producen electricidad a un costo que puede ser tan alto como $40.00 a $45.00 US por MW/hr . El tiempo requerido para enfriar una turbina de vapor de agua dada depende de su tamaño y las temperaturas y presiones de operación. Una turbina de planta nuclear es la mas grande en tamaño físico, pero menor en temperatura y presión de operación y usualmente en la capacidad de megavatios de mas de alrededor de 1,000 MW. Estas unidades requieren aproximadamente diez días para enfriarse por métodos convencionales. Las unidades de generación de combustión de combustibles fósiles usando carbón, petróleo, o gas pueden ser tan grandes como una turbina de vapor de agua nuclear, pero la mayoría de las unidades operan a mayores presiones y temperaturas. La mayoría de las unidades de combustibles fósiles esDtan en el tamaño de capacidad de alrededor de 400 a alrededor de 600 MW. El enfriamiento de las unidades de combustibles fósiles mas pequeñas usando métodos convencionales es de alrededor de cinco a alrededor de siete días. Cuando una planta está fuera de línea, el costo de producción perdida puede ser mucho mayor que el costo de operar la planta si la demanda eléctrica subiera. Una planta nuclear puede producir energía a $18.00 US por MW/hr, pero la compañía tendría que adquirir energía en la rejilla de energía que se genera por las turbinas de gas que puede costar tanto como $45.00 US por MW/hr. La siguiente proporciona los costos de operación y ahorros potenciales diarios asociados con el uso de la presente invención . Tabla 1: Costos de Operación Diarios y Ahorros Potenciales
Esta tabla muestra que cada día se puede ahorrar en enfriar una turbina dada, dependiendo del tamaño de MW y del costo de producción de MW, de $144, 000 a $600,000 US por día. En una planta nuclear, esto seria un ahorro de costos juntando tanto como $3M US en un paro por siete dias . En una planta de 600 MW de tamaño promedio, los ahorros pueden ser también tan altos como $3M US, con ahorros de unidad de producción de energía mas pequeña siendo tan pequeños como $0.5M US. Esto muestra que los ahorros en costo pueden variar sustancialmente con un "valor agregado" muy alto debido a este servicio a una operación de planta de energía dada. Habiendo descrito la invención anterior, varias modificaciones de las técnicas, procedimientos, material y equipo serán aparentes para los técnicos en la materia. Se pretende que todas tales variaciones dentro del alcance y espíritu de las reivindicaciones anexas sean cubiertas por ellas.