Westinghouse Combustion Turbine Systems Division - Westinghouse Combustion Turbine Systems Division

En del av Westinghouse Electric Corporation's Westinghouse Power Generation -gruppe, Westinghouse Combustion Turbine Systems Division (CTSD) lå opprinnelig, sammen med Steam Turbine Division (STD), i et større industrielt produksjonskompleks, referert til som South Philadelphia Works, i Lester , PA i nærheten av Philadelphia internasjonale lufthavn .

Før du først ble kalt "CTSD" i 1978, utviklet Westinghouse industrielle og elektriske gassturbinvirksomhet seg gjennom flere andre navn som startet med Small Steam & Gas Turbine Division (SSGT) på 1950 -tallet til 1971, deretter Gas Turbine Systems Division (GTSD) og Generation Systems Division (GSD) gjennom midten av slutten av 1970-tallet.

Navnet CTSD kom med vedtakelsen av energilovgivning av den amerikanske regjeringen i 1978 som forbød elektriske verktøy å bygge nye baselastkraftverk som brente naturgass. Noen deltakere i bransjen bestemte seg for å bruke navnet "forbrenningsturbin" i et forsøk på å skille seg litt fra det faktum at det primære drivstoffet til gassturbiner i store kraftverk er naturgass.

Vanligvis referert til som en gasturbin , kan en moderne forbrenningsturbin operere på en rekke gassformige og flytende drivstoff. Det foretrukne flytende drivstoffet er destillat nr. 2. Med riktig behandling har råolje og gjenværende olje blitt brukt. Drivstoffgasser spenner fra naturgass (hovedsakelig metan) til gasser med lav oppvarming, for eksempel produsert ved forgassing av kull eller tunge væsker, eller som biproduktgasser fra masovner. Faktisk er de fleste gassturbiner i dag installert med dual- eller multi-fuel-evne for å dra nytte av endringer i kostnader og tilgjengelighet for forskjellige drivstoff. Økt evne til å brenne drivstoffgass med høyt hydrogeninnhold er også påvist, og evnen til å operere 100% hydrogen for null karbondioksidutslipp er under utvikling.

Historien om Westinghouse gassturbinopplevelse viser de mange "førstnevnte" som ble oppnådd i løpet av de mer enn 50 årene før salget av Power Generation Business Unit til Siemens, AG i 1998. Som angitt nedenfor begynner historien faktisk med en vellykket utvikling av den første USA-designet jetmotoren under andre verdenskrig. Den første industrielle gassturbininstallasjonen fant sted i 1948 med installasjon av en 2000 hk W21 på Mississippi River Fuel Corp. gasskomprimeringsstasjon i Wilmar, Arkansas, USA.

Tidlig historie

Westinghouse har en lang historie innen industriell og elektrisk dampturbinindustri fra slutten av 1800 -tallet og begynnelsen av 1900 -tallet. Dampturbinproduksjonsanlegget i Lester, PA, ble bygget i 1917-1919 og utvidet selskapets produksjonskapasitet sterkt. "The South Philadelphia Works", som det ble kjent, ble en sentral del av det opprinnelige Westinghouse Electric Companys industrikompleks, og komplementerte andre store fabrikker i East Pittsburgh, PA og Hamilton, Ontario .

Westinghouse historie med gassturbiner begynte på begynnelsen av 1940-tallet med kontrakten som ble signert i 1943 med US Navy Bureau of Aeronautics for å utvikle den første USA-designet jetmotoren . Et resultat av dette var etableringen i 1945 av Aviation Gas Turbine Division , med hovedkvarter i Kansas City, Kansas, til den stengte i 1960.

På slutten av 1940-tallet begynte Westinghouse å bruke gassturbinteknologien til landbaserte motorflyttere til industri. Et sammendrag av de tidlige søknadene finnes i et ASME -papir presentert av Westinghouse -ingeniører på ASME International Gas Turbine Conference i 1994. Den har tittelen "Evolution of Heavy-Duty Power Generation and Industrial Gas Turbines in the United States", og den gir også et godt sammendrag av Westinghouse gassturbinteknologiutvikling gjennom midten av 1990-tallet. Den følgende samlingen er basert på informasjon i dette ASME -papiret, så vel som andre kilder som er sitert, og på personlige beretninger fra Westinghouse -ingeniører som hadde direkte erfaring eller nær tilknytning til materialet som presenteres.

Tidlige landbaserte applikasjoner

Westinghouse-erfaring med landbaserte gassturbiner startet allerede i 1945 med utviklingen av et 2000 hk (~ 1500 kW) gassturbingeneratorsett, W21. Den hadde en termisk virkningsgrad på 18% (LHV). Den første applikasjonen av W21 i industrielle omgivelser var i 1948 som en gasskompressordrift installert ved Mississippi River Fuel Corp.-anlegget i Wilmar, Arkansas. [1] Rapporter sier at dette var den første industrielle gassturbinen i verden som akkumulerte 100 000 driftstimer før den ble pensjonert.

I 1948 bygde Westinghouse også et eksperimentelt gassturbindrevet lokomotiv på 4000 hk med Baldwin Company (Chester, PA) som brukte to av disse enhetene. Den første operasjonen var på Union Pacific Railroad som brente destillatolje. Senere var operasjonen på jernbanen Pittsburgh og Lake Eire ved bruk av gjenværende oljebrensel.

De aller fleste av de tidlige applikasjonene av Westinghouse landbaserte gassturbiner var for industrielle mekaniske drivenheter i petrokjemisk industri , både i USA og i utlandet. Store flere bestillinger ble lagt ut av rørledningsselskaper på jakt etter kompressordrev som skulle plasseres på avsidesliggende steder. Men på midten av 1950-tallet ble gasturbinekraftverk anerkjent som et praktisk alternativ til dampturbingeneratorer for visse bruksområder, først for industrien og senere for elektriske verktøy.

For industrielle "total energi" -applikasjoner var den viktige faktoren at gassturbiner, kombinert med varmegjenvinningskjeler, tilbød et høyere forhold mellom kraft og damp enn de tradisjonelle mottrykkdampturbinene som ble brukt til å levere både kraft og prosessdamp. Så gassturbiner ble tatt i bruk for kombinert varme og kraft av den petrokjemiske industrien, og jobbet hånd i hånd med selskaper som Westinghouse, i god tid før ordet "kraftvarmeproduksjon" kom inn i den moderne språket rundt 30 år senere.

Merknad er lagt til her for å anerkjenne det banebrytende arbeidet til Westinghouse i den unike applikasjonen av en W201 installert ved US Steel works i Chicago (1960) . Motoren ble brukt til å drive en 12 500 scfm vifte for å blåse luft inn i en masovn, og designkravet var å bruke masovnens avgass som drivstoff. Motoren ble modifisert slik at all kompressorutladning kunne fjernes og mates til en ekstern brenner, hvorfra forbrenningsprodukter ble returnert for å drive turbinen. Vanligvis har masovnsgassen en oppvarmingsverdi på mindre enn 100 Btu/scf, en tiendedel av naturgass.

Banebrytende applikasjoner for kraftproduksjon

Westinghouse søkte anvendelse av sin gasturbinteknologi i kraftproduksjonsindustrien, som tross alt var hovedfokuset for virksomheten. Hvis gassturbinsiden av virksomheten skulle vokse og trives, måtte den finne veien inn i kraftproduksjonssektoren.

West Texas Utilities blant de første

I 1952 hjalp West Texas Utilities, Stockton, TX, med å pionere kraftproduksjon av gassturbiner med installasjon av en Westinghouse -modell W81, vurdert til 5000 kW. Det ble fulgt av en andre W81 i 1954 (muligens 1958 basert på en andre kilde). Begge enhetene ble brukt i kontinuerlig (grunnlast) drift og eksosvarmen fra den andre enheten ble brukt til å varme matevann til en dampkoker på stedet. I 1959 ble den integrert med en fyrt kjele for å danne et "kombinert syklus" (gass og damp) kraftgenererende system. Fem år senere, i 1964, installerte det samme verktøyet det første forhåndsutviklede kombinerte sykluskraftverket ved kraftstasjonen San Angelo, TX . Westinghouse gassturbin som ble brukt til denne applikasjonen var en superladet modell W301, nominelt nominelt til 25 MW. Vurderingen på dampturbinen var 85 MW, for en samlet kombinert syklusanleggseffekt på omtrent 110 MW, og den oppnådde termiske effektiviteten var mer enn 39%, rekorden for gasskraftverk i USA på en stund.

W301, den første Westinghouse-enheten med direkte kjøring (3600 o/min), var den umiddelbare forgjengeren til modellen W501, introdusert i 1967/68 med en innledende vurdering på 40 MW (ISO/gass). (Merk: Noen rangeringer som er oppført i tidlige publikasjoner brukte NEMA -stedets forhold, dvs. 1000 ft høyde og 85 ° F (29 ° C), noe som reduserer effekten med 7,5% lavere enn ved ISO (havnivå, 15 ° C (59 °) F) betingelser.))

SoCalEd og Garden State Paper installerer "totalt energisystem"

I 1967 leverte Westinghouse en 15 MW W191 ferdigpakket gassturbingenerator for en banebrytende industriell kraftvarme (CHP) eller "kraftvarme" -applikasjon. Southern California Edison Company (SCE) inngikk et samarbeid med Garden State Paper Company (GSP) for å installere og drifte en gassturbingenerator og varmegjenvinningssystem på stedet for å forsyne alle energibehovene til en patentert blekkingsprosess for å produsere rene avispapir fra brukte aviser.

Dette unike tidlige eksempelet på et "totalenergi" -system ga driftsfleksibilitet, driftsøkonomi, nettstedskompatibilitet og pålitelighet for å gjøre det til den ideelle løsningen for begge partnere. SCE leverte både elektrisitet og varmeenergi, mens GSP hadde fordelen med lavkostet, pålitelig energi på stedet som ligger ved prosessanlegget. Gasturbingeneratoren var elektrisk knyttet til SCE -nettet, noe som tok overskuddet som ble generert. Henry Vogt Co. forsynte den oppvarmede varmegjenvinningskjelen med en standby -tvunget trekkvifte for reserveoppgave. Anlegget ble kommersielt i januar 1967.

Dow Chemicals tidlige satsning på gassturbiner

De fem første produksjons W501 -motorene ble installert i løpet av 1968 til 1971 for å levere strøm og damp ved Dow Chemical -anleggene i Texas og Louisiana. Det faktum at Dow tidligere hadde installert fire W301-enheter i Texas Division, Freeport, TX, var nøkkelen til deres beslutning om å gå videre med oppfølgingsordrene for de større W501-enhetene.

Faktisk var prototypen superladet W301 installert i Freeport, TX i 1965 Dows første satsning på gassturbiner for kraftproduksjon på stedet, og Westinghouse forble en stor leverandør av Dows gasturbiner i årene som kommer.

Den første W501A installert av Dow Chemical i Freeport, TX, komplekset i 1968 ( foto ) ble overladet for å forbedre ytelsen og tilgjengelig eksosenergi. Liten "hjelper" dampturbin, koblet til generator ble brukt for å starte gassturbinen. I tidlige applikasjoner brukte Dow vanligvis gassturbinutblåsning som forvarmet "luft" for fullt fyrte kjeler. Overladingsvifter ga strøm til kjeler (via omløpskanal) i tilfelle av gassturbinbrudd.

Saltgress kombinert syklus - en viktig milepæl

Selv om det ikke bygget som en Dow-eid anlegg på Dow eiendom, 300 MW Salt Grass Combined Cycle plante , ved hjelp 4xW501 enheter (1xW501A, 3xW501AA), ble bygget som en egen strømforsyning for Dow er Freeport, TX, utvide virksomheten. Anlegget ble designet, bygget og eid av Power Systems Engineering (PSE) i 1970-1972. (PSE ble senere innlemmet i DESTEC Energy etter å ha blitt kjøpt opp av Dow i 1989. DESTEC overgikk senere til Dynegy et stort uavhengig kraftproduksjonsselskap.) I motsetning til de fleste industrielle produksjonsanlegg skulle det ikke være behov for prosessdamp for Salt Grass -anlegget; all produksjon fra anlegget skulle være i form av elektrisk energi. Designmålet var å bruke de største tilgjengelige gasturbinene og, basert på tidligere erfaring, å bruke ubrente varmegjenvinningskjeler for enkel drift og forbedret pålitelighet. All damp ble brukt til å drive 4 identiske 25 MW dampturbiner koblet til gasturbinene ved påhengsmotorenden av generatorene (som igjen var montert på den kalde kompressorenden av rotoren). Anlegget omfattet fire separate enkeltakslede kombinert syklusenheter for maksimal driftsfleksibilitet. Det inkluderte også en oppstartskjel for å gjøre det mulig for dampturbinene å starte gassturbinene.

Byggingen av Salt Grass -anlegget begynte i januar 1970, og den første GT -enheten var i drift 12 måneder senere, ifølge et felles PSE/Dow -papir som ble presentert den gang. Westinghouse -poster viser at hans fjerde GT var i kommersiell drift tidlig i 1972, så hele anlegget sto ferdig på drøye to år.

PSE ble grunnlagt av to tidligere Westinghouse-ingeniører fra Houston-feltsalgskontoret, Tom McMichael (salgsingeniør) og Al Smith (distriktssjef). Som sådan hadde begge et unikt forhold til Dow og hadde vært medvirkende i tidligere Westinghouse -forretninger med Dow. I følge et papir medforfatter av Al Smith i 1971, ble ideen om anlegget unnfanget av PSE og Dow tidlig i 1969. Salt Grass-anlegget var deres første satsning etter at de bestemte seg for å gå ut på egen hånd.

Blackout fra 1965

Selv om det bare er anekdotisk, har det blitt sagt at det var en økning i fødselsraten i det nordøstlige USA og deler av Canada sommeren 1966. Dette var bare ett av resultatene av Great Northeast Blackout som fant sted 9. november 1965 , ni måneder før mini babyboomen.

Et annet, noe mer viktig resultat for Westinghouse CTSD var fødselen av den moderne gassturbinindustrien i USA

Selv om den faktiske synderen bak det enorme strømbruddet ble funnet å være et enkelt defekt relé ved en sentralstasjon i Ontario, Canada, forårsaket "kaskade" eller dominoeffekten på nedstrøms stamlinjer hele CANUSE -systemet fra Canada, gjennom Buffalo, NY og til østkysten fra New York City til Maine for å mislykkes på 15 minutter.

En viktig konsekvens av denne hendelsen var erkjennelse av behovet for å styrke nettet og forbedre systemstartfunksjonene. Elektriske verktøy i hele USA ble gitt mandat av sine regionale "Reliability Councils" (f.eks. NERC for nordøst) for å øke systemreservemarginene ved å installere en viss prosentandel av deres totale kapasitet i form av mindre lokaliserte hurtigstartgenererende enheter, mye av dem med "svart start" -funksjon for å sikre at store anlegg og rutenett kan startes på nytt i tilfelle et nytt større avbrudd.

Det gjorde ikke vondt at somrene i 1966 og 1968 opplevde store sommer hetebølger og rekordhøye krav, og at behovet for grunnbelastning på de amerikanske elektrisitetene vokste med en jevn årlig hastighet på 6% til 7%. Det var allerede en boom for store kullfyrte dampanlegg, og denne veksten ble sett på som i overskuelig fremtid.

En bølge av gassturbininstallasjoner

Resultatet var en bølge av gassturbingeneratorinstallasjoner, valgt som den raskeste og mest økonomiske måten å oppfylle mandatet for pålitelighet og for å møte den jevne etterspørselsveksten. (Ergo, Westinghouse CTSD "The Economic Choice" markedsføringskampanje den gangen.) Årlige nyttekjøp av flere enheter ble en rutinemessig hendelse så lenge topplastbehovet fortsatte å øke.

Basert på kommentarer fra Westinghouse CTSD -salgsveteraner , ble store bestillinger på flere enheter ofte tatt over telefonen, da gjentagende kunder kjørte for å få sin årlige tildeling. Sporing av de regionale og nasjonale toppbehovskurvene ble det viktigste verktøyet for planleggere som måtte forutse markedet og sette butikken "lasteplan". (Denne skribenten lurer på om den gangens GT -leverandører utviklet " reserveavtaler " slik det ble brukt i løpet av en annen boomperiode, 30 år senere.)

Følgelig ble de fleste gasturbiner installert i USA på slutten av 1960 -tallet og begynnelsen av 1970 -tallet brukt som enkle sykkeltopp -enheter ("toppere"), beregnet for systembackup og intermitterende bruk, og installert for å opprettholde tilstrekkelig reservemargin.

Viktigere var at de tidlige 1970 -årene også var vitne til suksessen til de tidlige kombinasjonsanleggene, og etter hvert som toppmarkedet begynte å jevne seg ut, og dette bidro foreløpig til å opprettholde det amerikanske bruksmarkedet for store gassturbiner.

En rapport sier at etterspørselen etter gassturbiner i USA nådde nesten 9 GW i 1969, en 30 ganger økning i forhold til totalt 300 MW solgt i 1961. (Diagrammet nedenfor viser at markedet for større enheter (> 20 MW) toppet seg til rundt 7 GW.)

Ikke rart at prognosene for fremtidig markedsvekst var så optimistiske. I begynnelsen av 1970 inneholdt Turbine Topics , det interne nyhetsbrevet til Small Steam & Gas Turbine Division (forgjengeren for Gas Turbine Division) denne uttalelsen fra markedsføringsavdelingen: "Summen av alt dette forteller oss at den fantastiske veksten av 60 -tallet vil fortsette inn på 70 -tallet ". (Kilde: Personlig samling.)

Imidlertid hadde markedet allerede i 1971/1972 vist tegn på svekkelse, og dessverre hadde påfølgende globale hendelser mye å si om denne rosenrøde prognosen ville gå i oppfyllelse.

Det amerikanske gassturbinmarkedet fra 1965-1990, med prognose til 2000, (til høyre) viser hvordan den nordøstlige blackouten i 1965 akselererte veksten i markedet for elektriske verktøy for gassturbiner i USA. Senere hendelser, særlig den arabiske israelske krigen i 1973, etterfulgt av oljeembargoen 1974 OPEC og US Fuel Use Act fra 1978, forårsaket en kraftig nedgang. En sterk bedring fulgte med fremveksten av Independent Power Producer ("IPP") kraftvarmemarkedet i henhold til Public Utility Regulatory Policy Act (PURPA), godkjent av US Supreme

Round Rock - Et tilfelle av dårlig timing

Basert på økningen i gassturbinevirksomheten på slutten av 1960 -tallet, bestemte Westinghouse (etter eksempel fra markedsleder og erkerival General Electric) seg for å bygge et moderne nytt gassturbinproduksjonsanlegg i Round Rock, TX, nær Austin. Da anlegget gikk i drift rundt 1972-tidsrammen, var imidlertid det amerikanske markedet for gassturbiner i ferd med å kollapse på grunn av virkningen av den arabisk-israelske krigen i 1973 og påfølgende frykt for ustabil drivstofftilførsel på grunn av OPECs oljeembargo. (se diagram over markedsdata ovenfor). I motsetning til GE's Greeneville, SC-anlegg, ble den nye Round Rock-fabrikken ikke bygget som et frittstående anlegg med full produksjonskapasitet, slik det allerede eksisterte i Lester. Viktige komponenter ble sendt fra Lester (og andre leverandører) for sluttmontering på Round Rock.

Etter hvert som markedet kollapset (se diagram ovenfor), tok det ikke lang tid før ledelsen i Westinghouse reagerte på å redusere overskuddet av butikkplass tildelt gassturbiner. Siden Round Rock ikke kunne overleve alene, ble det til slutt forlatt som et gassturbinproduksjonsanlegg i 1976. Andre store roterende utstyrsoperasjoner flyttet inn, for eksempel E. Pittsburgh DC -produktene og Buffalo Large Motors Division. Til syvende og sist ble de store motoroperasjonene i Westinghouse solgt til Taiwan Electric Co. (TECO), og anlegget eies nå av TECO-Westinghouse, og brukes til å betjene sin vindgeneratorvirksomhet.

Teknologi utvikler seg raskt etter hvert som markedet vokser

Til tross for at det kan se ut til å ha vært et selgermarked for høyeste enheter i slutten av 1960-/begynnelsen av 70 -årene, var det fortsatt hard konkurranse om markedsandeler. I tillegg til å ha tilstrekkelig butikkplass til å betjene markedet, var de største produsentene (dvs. GE vs. Westinghouse) i et løp for å finne måter å senke prisen ($/kW) på tilbudet for å få konkurransefortrinnet.

Dette var også tiden da produsentene av jetmotorer, GE og Pratt & Whitney (og en rekke tredjeparts "pakkere") kom inn på markedet med sine pakkede enheter. Disse viste seg å være veldig raske å installere og svært effektive, og fikk mye oppmerksomhet. (Effektivitet var ikke så viktig som pris siden det bare var planlagt bruk for dem periodisk.)

Nøkkelen til å senke $/kW var å øke motoreffekten. Dette ble oppnådd på to måter: Først kunne du tilby en større enhet enn konkurransen (og med W501 gjorde Westinghouse nettopp det og var i stand til å gjøre opp for sitt relativt lave volum kontra GE). Så når den grunnleggende rammestørrelsen er angitt, kan trinnvis økning i vurdering oppnås ved å øke turbinens avfyringstemperatur (dvs. "skru opp veken").

Utviklingen av W501-modellen serien

Etter introduksjonen av W501A i 1967/68 fortsatte Westinghouse -teknologien raskt å utvikle seg etter hvert som turbininnløpstemperaturene økte ved forbedret intern kjøling og avansert metallurgi, og trykkforholdene økte med forbedrede kompressordesign. I perioden fra 1968 til 1975 gikk W501 videre fra W501A (~ 40 MW), W501AA (~ 60 MW), W501B (~ 80 MW) og W501D (~ 95 MW).

Den neste store redesignen var W501D5, introdusert i 1981, først med en vurdering på 96,5 MW (vokser til 107 MW (brutto) ca. 1985). I 1995 ble W501D5A -oppgraderingen tilbudt med en rating på 120 MW.

På slutten av 1980 og begynnelsen av 1990-tallet introduserte Westinghouse den avanserte 501F, opprinnelig vurdert til 150 MW (nominell). Den første kommersielle oppstartsdatoen for 501F var i 1993 (fire enheter, installert ved Florida Power & Light Lauderdale Station repowering-prosjekt).

En lignende teknologiutviklingsbane ble fulgt for den mindre girmodellen W251 (se referert til ASME -papir av Scalzo, et al.) Viser hvordan denne modellen faktisk ledet veien til noen av teknologitrinnene som ble tatt i utviklingen av W501.

(Se Scalzo, et al. For tabeller som viser utviklingen av både Westinghouse -modellen W501 og W251 gasturbiner.).

Legg merke til progresjon i turbinrotorinnløpstemperatur og antall avkjølte rader (turbinvinger og blader). W501A ble umiddelbart foran W301, den første designen med direkte kjøring. Oppgraderingen innebar å legge to trinn til kompressoren (en foran og en akter) og en ny turbindesign med en avkjølt førstetrinnsvinge.

Ed. Merk: På samme ASME Gas Turbine Conference fra 1994 hvor det ovenfor refererte ASME-papiret av Scalzo, et al. ble presentert, leverte Westinghouse også et papir som kunngjorde planer om å utvikle en gassturbin i klasse 250 MW, 501G. For å bli designet av Westinghouse/MHI/FiatAvio-alliansen, (MHI, en mangeårig lisenshaver, hadde også samarbeidet med og finansiert Westinghouse i utviklingen av 501F) inneholdt designet en dampkjølt overgangskanal, en annen av mange bransjeprøver. for Westinghouse (se vedlegg I). Den første 501G ble installert på Lakeland Electrics McIntosh -stasjon og ble først synkronisert med nettet i april 1999.

W251 -modellserien utvikler seg sammen med W501

Som nevnt ovenfor fulgte W251 -modellserien en evolusjonær vei fra ærverdige W191 (alt fra 15 MW til rundt 18 MW over produktets levetid, med mer enn 180 solgte enheter) og ble introdusert i 1967, like før W501. W251A, med en nominell verdi på 20 MW, var den første som hadde kjøling av turbinvinger i første trinn og andre stasjonære deler. I 1985, da W251B10 ble vurdert til omtrent 45 MW, ble W251 produktlinje chartret flyttet til Westinghouse Canada. W251, med halve rangeringen av W501, var populær for mindre applikasjoner, og om lag 230 enheter ble solgt. Det endelige designet før det ble droppet fra produktlinjen ca. 1998, W251B12 var en gasturbin i klasse 50 MW, bygget på Westinghouse Hamilton, Ont. anlegg. Med girdrevet generator kan W251 brukes både i 50 Hz og 60 Hz applikasjoner.

Westinghouse gasturbinmotors designfunksjoner

Fra den tidligste av sine kraftige gassturbinutforminger har Westinghouse beholdt velprøvde mekaniske designfunksjoner som har levd i mer enn 50 år og har blitt etterlignet av andre produsenter. Denne siden fra tidlig (ca. 1990) Westinghouse salgsdokumenter for 501F inneholder en liste over disse funksjonene.

Legg merke til kaldfunksjonsgeneratorfunksjonen, original med Westinghouse og senere adoptert av andre (inkludert bransjeleder i sin egen F-klasse design). Dette er ideelt for varmegjenvinningsapplikasjoner og unngår behovet for en høy temperatur fleksibel drivkobling i eksosenden (karakteristisk for tidligere design av andre).

Også den to-bærende rotordesignen unngikk behovet for et høytemperatur senterlager begravet i den varme delen av motoren (også karakteristisk for tidligere design av andre).

Ikke nevnt på listen er de patenterte tangensielle eksosforingsstiver som er designet for å opprettholde rotorjustering.

Westinghouse pakket gasskraftverk

Westinghouse var banebrytende innen utviklingen av ferdigkonstruerte gassturbingenerator-kraftverk, pakket med EconoPac, en komplett modulær, enkel sykluspakke, og med PACE kombinerte syklusanlegg.

Westinghouse EconoPac pakket GT -kraftverk

Merk: " EconoPac " er et registrert varemerke for Siemens Energy Corp .

Etter hvert som gasturbinmotorteknologien utviklet seg, ble det ideer om hvordan man best pakker alle hjelpestøttesystemene. I tillegg til selve gasturbinen inkluderte forsyningsomfanget generatoren/eksitatoren, en startmotor, de mekaniske og elektriske hjelpemidlene og innløps- og eksosanlegg.

I 1962 introduserte Westinghouse konseptet med en forhåndsutviklet pakket gassturbin kraftgenererende enhet med W171 (12 000 kW) enhet solgt til City of Houma Light & Power Co. (LA). Denne tidlige applikasjonen etablerte grunnlaget for " EconoPac " enkelt sykluspakket anlegg som ble standard leveringsomfang for Westinghouse enkle syklus gasturbinenheter til i dag.

Westinghouse " E conoPac " inkluderer den fabrikkmonterte skidmonterte gassturbinmotoren, generatoren og exciteren, startpakke , mekanisk (smøreolje, hydraulikk, pneumatikk, etc.) og elektriske/styringshjelp, innløpssystem (filter og kanaler ), eksosanlegg (kanal, stabel og lyddemper), alle kjølere, vifter, pumper, ventiler og sammenkoblede rør. Kapslinger for alle skidene er også inkludert i standard leveringsomfang. Vanligvis definerte EconoPac leveringsomfanget for gasturbiner for utvidede anlegg (kraftvarme, kombinert syklus, etc.) samt en enkel syklusenhet.

Foto av modell av W501D5 EconoPac illustrerer hovedkomponenter og arrangement. Full gassturbinkraftverk ville ankomme stedet i ferdigpakkede moduler for rask montering i felter. Glykolkjøleren ble brukt til hydrogenkjølt generator, som var standardomfang før tilgjengelighet av store luftkjølte generatorer for applikasjonen. Luft-til-luft-kjøler ved siden av eksosbunken er for kjøling av rotorkjøleluft, en funksjon i Westinghouse gassturbinpakker.

Westinghouse PACE Kombinerte sykluskraftverk

Som i tilfellet med den enkle syklusgasturbinen som er forhåndsutviklet og pakket, anla Westinghouse også ideen om et forhåndsutviklet kombinert syklusanlegg. Rundt 1970 ble det organisert en designgruppe under ledelse av Paul Berman, Manager PACE Engineering, og markedsførings- og salgsteamet gikk på høygir med en omfattende kampanje.

Et termisk sykluskonsept ble utviklet rundt bruk av to 75 MW W501B gassturbiner og en ny 100 MW enkeltdampturbin spesielt designet for applikasjonen. Anlegget ble kalt PACE Plant (for P ower A t C ombined E fficiencies) og det første designet ble kalt PACE 260 for å gjenspeile anleggets nominelle effekt.

PACE -designen var rettet mot "mellomlast" -markedet (mellom topp og grunnlast) der det var et økende behov for å installere kapasitet som var mer økonomisk å installere enn grunnlast (kull- og kjernekraftverk) og mer økonomisk i drift enn enkelt sykle gassturbiner. Utstyret måtte også være fleksibelt nok til å kunne tåle påkjenningene ved daglig start-og-stopp-drift. Spesielle bestemmelser ble gjort gjennom hele designet for å imøtekomme denne sykkelmåten.

PACE 260 -konseptet (og senere den oppgraderte PACE 320) ble tatt i dette bildet som viser den termodynamiske syklusen bak anleggets design.

Som det kan sees, inkluderte det opprinnelige konseptet tilleggs (kanal) fyring av to-trykk varmegjenvinningskjeler, som var en vertikal flytkonfigurasjonskonfigurasjon. Den grunnleggende konfigurasjonen ble beskrevet som en 2-mot-1-design, noe som betyr at to gassturbiner produserte damp for å mate en dampturbin.

Supplerende avfyring ble benyttet for å øke dampproduksjonen for å fylle 100 MW enkeltdampturbin. I den opprinnelige konstruksjonen ble omtrent 20% av drivstofftilførselen avfyrt i kanalbrenneren. Uten supplerende fyring er det vanligvis tilstrekkelig energi i eksos fra gasturbinen til å generere nok damp til å produsere omtrent 50% av gassturbineffekten, eller i dette tilfellet bare 75 MW.

På denne måten hadde den opprinnelige PACE-anleggsdesignen innebygd dampturbinkapasitet slik at vann/dampsiden til anlegget kan forbli i det vesentlige det samme som gassturbinens effektklassifisering utviklet seg til 100 MW-pluss W501D5, da karakteren av anlegget var 300 MW uten supplerende avfyring.

PACE 260 ble opprinnelig tilbudt med en varmefrekvens på omtrent 8 100 Btu/kWh (42% effektivitet) LHV på naturgassdrivstoff. Den oppgraderte (ca. 1980) PACE 320 basert på W501D, hadde en nominell effekt på 300 MW og en varmefrekvens på 7.530 Btu/kWh (45% effektivitet) LHV på naturgassdrivstoff.

PACE-anlegg var tilgjengelige enten med heldekkende bygninger for å dekke alle unntatt varmegjenvinningskjelene, eller for utendørs installasjon, med EconoPacs som ga de nødvendige innkapslingene for gassturbinene og deres tilleggsutstyr.

For de tidlige PACE -anleggene designet og produserte Westinghouse varmegjenvinningskjelene ved Heat Transfer Division i Lester. Senere anlegg innarbeidet varmegjenvinningsenheter levert av underleverandører.

En installasjonsliste over PACE-anlegg viser enheter solgt og installert fra midten av 1980-tallet. Vær oppmerksom på at flere av installasjonene inkluderte to PACE 260 -anlegg (speilbildedesign var tilgjengelig for disse tilfellene). Disse ble kalt PACE 520 planter. Det bemerkes også at nesten halvparten av anleggene ble bygget i Mexico, ett PACE 260 og to PACE 520 -er.

Den første PACE 260 ble installert på Public Service Co. i Oklahoma's Comanche -stasjon , i Lawton, OK, og startet i kommersiell virksomhet i 1973. Basert på publisert informasjon var tiden fra forpliktelse til designprogrammet (januar 1970) til kommersiell drift mindre enn tre år. Det vises til ASME-papir 74-GT-109, av Paul A. Berman, Westinghouse Manager for PACE Engineering, som beskriver PACE-konseptet i detalj og dokumenterer konstruksjon og oppstart av Comanche-anlegget. Siden installasjonen, for rundt 40 år siden, gikk anlegget gjennom en større kjelemodifikasjon (sett på bildet nedenfor), flere oppgraderinger av motorytelsen og har i mange år fungert som det mest økonomiske anlegget på PSOs system. (Denne forfatteren husker at han ble fortalt at den opprinnelige prisen for naturgass på stedet var $ 0,26 per million Btu!) Når dette skrives, er anlegget fortsatt i bruk, om enn ikke for kontinuerlig drift.

De tre tidlige PACE -anleggene som ble solgt til CFE (PACE 260 på Palacio Gomez og PACE 520 på Dos Bocas ) innebar en ordre på seks (6) W501B gasturbiner og representerte den største bestillingen som CFE hadde plassert fram til den tiden. Historien forteller at bestillingen ble mottatt en langfredag ​​(ca. 1973?) Etter en veldig omstridt konkurranse med en annen stor amerikansk leverandør som brukte noen ganske "kreative" måter å forbedre anleggets ytelse. Alle som var involvert i forhandlingen var engstelige for å komme hjem til påske, men ikke så engstelige at de dro før de fikk bestillingen. Det siste anlegget på listen ble bygget for CFE i Tula, Mexico, som et faset byggeprosjekt, der de fire (4) W501D EconoPac- enhetene ble sendt og installert ASAP, i enkel syklusmodus, for å møte en energisituasjon i løpet av 1979-1981. HRSG -er og dampturbin -delen av hvert anlegg ble lagt til senere og eksosstablene ble fjernet. (Bildet nedenfor viser kunstnerens konsept om et ombygd anlegg. De fire W501D EonoPacene var allerede på plass på tidspunktet for bildet .)

Fremveksten av amerikansk kraftvarme og uavhengige kraftmarkeder

Som vist tidligere likte det amerikanske markedet for gassturbiner en betydelig boom for enkle sykkeltopp-enheter etter Northeast Blackout i 1965. Og det førte igjen til at det populære forhåndsutviklede kombinerte syklusanlegget, rundt 1970, kom. som Westinghouse PACE- og GE STAG (STeam And Gas) -anlegg som hadde stor tidlig suksess på begynnelsen av 1970 -tallet. Det var mye løfte om vedvarende vekst i gassturbinvirksomheten.

Utbruddet av den arabisk-israelske krigen i 1973 endret alt dette.

Etter krigen innførte arabiske medlemmer av Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC) en embargo mot USA og andre land i Europa og Sør-Afrika, som gjengjeldelse for USAs beslutning om å levere det israelske militæret på nytt. Det nesten umiddelbare resultatet av embargoen var alvorlig mangel i målland som USA, og en kraftig økning i den globale prisen på olje og oljeprodukter. USA hadde blitt stadig mer avhengig av importert olje, og embargoen forårsaket en stor forstyrrelse av den nasjonale økonomien. Først Nixon-administrasjonen, deretter den kortvarige administrasjonen til Gerald Ford, og til slutt Jimmy Carters, utviklet alle planer om å øke innenlandsk produksjon og redusere bruken av importert olje.

På samme tid, under Jimmy Carter -administrasjonen , var det et sterkt samordnet grep i naturgassindustrien for deregulering, og det ble opprettet en mangel på forsyning av rørledningsgass for å punktere deres posisjon.

Et direkte resultat av alt dette tumultet i energiforsyningskjeden var Jimmy Carters nasjonale energiplan fra 1977 og en erklæring om energiuavhengighet . Det ble innført lovgivning i den amerikanske kongressen med sikte på å etablere strenge forbud og forskrifter for å redusere bruken av både importert olje og naturgass. (Dette ble skrevet på det tidspunktet da det var overflod av både olje og naturgass i USA)

På den tiden var det tydelig en sterk pro-kull som lente seg på kongressen, og kull, som den rikeligste innenlandske energikilden i USA, ble fremmet for å tilby måten å oppnå uavhengighet fra importert olje. "King Coal" var i førersetet, og fremtiden for kullkraftproduksjon virket sikret til tross for miljølovene og forskriftene som hadde blitt vedtatt bare noen få år tidligere.

Etter måneder og måneder med debatt (mye som denne forfatteren var vitne til personlig) ble National Energy Act fra 1978 vedtatt og stolt signert lov av Jimmy Carter.

To av hovedbestemmelsene i den nye energilovgivningen hadde store konsekvenser for gassturbinindustrien:

· For det første The Fuel Use Act ( FUA ), som blant annet forbød bruk av olje og naturgass som drivstoff for nye grunnlastkraftverk. Bare "alternative drivstoff"-dvs. kull og kull-avledede drivstoff-var tillatt for dette formålet. (Igjen, i dagens miljø, kan noen forestille seg ??). Toppaggregater og kraftverk med kombinert syklus med mellombelastning (<3500 timer per år) var unntatt forbudet i lov om drivstoffbruk, det samme var " kraftvarmeanlegg ".

· For det andre, Public Utility regulatoriske politikk Act ( PURPA ), som hadde mye å gjøre med dereguleringen av det elektriske verktøyet industrien og blant annet etablerte regler som krever elektrisk verktøy til kjøp av kraft fra non-utility generatorer ( "NUG" ). Slike NUG -er måtte imidlertid også levere en viss mengde termisk energi til et industrielt prosessanlegg, dvs. at generasjonsenheten måtte "kvalifiseres" som kraftvarmeanlegg . Dermed ble et slikt anlegg definert som et kvalifiseringsanlegg eller "QF".

Disse nye energilovene var i ferd med å ha stor innvirkning på det amerikanske gassturbinmarkedet. Siden denne redaktøren den gang ble utpekt som Westinghouse GTSD (aka CTSD's) "Man in Washington", er det noen observasjoner fra personlig erfaring som kan bidra til dette aspektet av historien til Westinghouse gassturbiner.

En fortelling om to selskaper

Det ble bemerket at både FUA og PURPA lovgivning gitt spesielle privilegier til eiere av kraftvarme anlegg , eller "QFS". Dette indikerer at en ganske godt planlagt og koordinert tilnærming til lovteknikk (dvs. lobbyvirksomhet) gikk inn på utformingen av begge nye lover etter hvert som de utviklet seg parallelt gjennom kongressen.

Selv om Westinghouse gjorde sin del av arbeidet med å prøve å redusere de negative sidene ved drivstoffbruksloven, er ikke dette positive aspektet ved lovgivningen noe Westinghouse kan kreve kreditt for.

General Electric Company derimot fant tilsynelatende en måte å samarbeide med kongressstaben om begge lovverkene for å hjelpe dem med å utarbeide et sett energilovgivning og forskrifter for å være så gunstige for gassturbiner som mulig. Kraftvarme ble et DC -buzzword etter at president Carter snakket om det i en av sine energipolitiske taler, og det kunne godt tenkes at han ble gitt informasjon til den talen fra GE.

Den store forskjellen mellom GE og Westinghouse, når det gjaldt deres synspunkter og handlinger angående energilovgivningen fra 1978, og fremtiden for gassturbiner, var tydelig.

Westinghouse øverste ledelse hadde tilsynelatende hovedfokus på drivstoffbruksloven, og så på det som en dødsdom for gassturbiners langsiktige fremtid. Samtidig ble loven sett på som en bekreftelse på en solid fremtid for store kullfyrte og atomdampanlegg og indirekte for store dampturbingeneratorer.

Faktisk, i 1979, førte forbudet mot bruk av naturgass under FUA til og med Westinghouse til å gi nytt navn til produktet til forbrenningsturbiner , og Gas Turbine Systems Division (GTSD) ble omdøpt til Combustion Turbine Systems Division (CTSD) . Det var som om fjerning av ordet "gass" fra produktnavnet ville endre dens størrelse under loven. (Det kan være at EPRI, Electric Power Research Institute, kan ha hatt noe å gjøre med denne endringen i navn også.)

I mellomtiden er det kjent fra personlig observasjon at GE brukte mesteparten av lobbyvirksomheten sin på utformingen av PURPA -reglene knyttet til kvalifiserende fasiliteter og, mest sannsynlig, på kraftvarmefritak også for drivstoffbruksloven. Mens denne redaktøren deltok på mange kongresshøringer om FUA, for å forstå og redusere omfanget av den negative effekten på gasturbiner, ble GE -representanter sett på samtidige høringer om PURPA for å sikre at GEs (tilsynelatende) planlegger å lage et nytt kraftvarme- / IPP -marked for gassturbiner tok form.

Rett etter at den nasjonale energiloven ble undertegnet loven, var GE rask med å kunngjøre dannelsen av en ny kraftvareprosjektavdeling . Formålet var å forfølge nye markedsmuligheter gjort mulig av PURPA. Deres tilnærming var å hjelpe en ny ras av prosjektutviklerentreprenører med å utnytte den nye sårbarheten til elektriske verktøy (under PURPA). GE hjalp utviklere med å finne gode prosjektområder nær drivstofftilførsel og overføringslinjer, hjalp dem med påføring av GE -utstyr for kraftvarmeproduksjon, og støttet deres forslag om kraftkjøpsavtaler ("PPA") til de lokale verktøyene.

Mens Westinghouse var bekymret for at promotering av kraftvarme og samarbeid med NUG eller Independent Power Producer ( IPP ) -gründere ville forstyrre den tradisjonelle kundebasen, forfulgte GE aggressivt det økende antallet IPP -utviklere og hjalp dem med å navigere i det nye territoriet som PURPA åpnet for dem. .

Og denne store forskjellen mellom de to kraftproduksjonsgigantene gikk ikke tapt på industriens observatører. Denne redaktøren husker et nummer av The Energy Daily, et DC-basert energienyhetsbrev, der utgiveren (Llewellyn King, for tiden utgiver av White House Chronicle) viet forsiden for å markere denne uvanlig store forskjellen mellom GE og Westinghouse i hvordan hver enkelt så på fremtiden for kraftproduksjonsindustrien. (Redaktøren har kontaktet King i et forsøk på å få en kopi av dette nummeret.)

Nye markeder vokser sakte

Som vist i kurven for USAs forbrenningsturbinmarked ovenfor, så årene umiddelbart etter passasjen FUA og PURPA så lite ny innenlandsk virksomhet for gassturbiner, da mye juridisk krangling fant sted rundt om i landet. Faktisk var 1982 sannsynligvis det verste året noensinne når det gjelder bestillinger på store gassturbiner i USA. Prototypen W501D5 ble solgt til Gulf States Utilities i 1981 og to andre W501D5 EconoPac ble solgt til Puget Sound Power & Light Co. Dow Chemical, hvis ekspanderende kraftproduksjonsanlegg på stedet i Texas og Louisiana ikke ble påvirket av de nye lovene, kjøpte flere enheter i 1980/'81. Det var omtrent det for salg av nye enheter for Westinghouse CTSD til 1983.

IPP -markedet ventet på utfallet av myndighetens søksmål da flere statlige offentlige forsyningskommisjoner nektet å implementere PURPA -forskriften og hevdet at de var grunnlovsstridige. Det var ikke før i 1982, i FERC v. Mississippi PUC, da Høyesterett avgjorde til fordel for Federal Energy Regulatory Administration (FERC) og opprettholdt loven.

Dette viste seg å være katalysatoren som endelig gjorde det mulig for IPP-markedet å ta av og realisere mye oppdemmet potensial.

Og nesten som et umiddelbart resultat deltok Westinghouse CTSD i to viktige IPP -kraftvarmeprosjekter som bidro til å bygge bro over gapet og igjen lot oss overleve tørken i innenlandske energibestillinger.

Kapitalvarme

I 1983 oppnådde HB Zachry Co. i San Antonio en kontrakt fra Capital Cogeneration Company Ltd (et joint venture, inkludert Central and Southwest Power Co., for å designe og bygge et 450 MW kombinert syklus/kraftvarmeanlegg nær Bayport (alias Pasadena), Texas, sør for Houston. Dette var en av de tidligste " PURPA -plantene " som ble bygget i USA under de nye PURPA -forskriftene.

Westinghouse CTSD anskaffet bestillingen fra HB Zachry Co. om 3xW501D5 EconoPacs for integrering i anlegget for kombinerte sykluser (HRSG -er levert av Henry Vogt Co.) Anlegget eksporterte strøm til salgs til Houston Power and Light og damp til et prosessanlegg i nærheten som eies av Celanese Kjemisk (" dampvert "). Takket være det utmerkede salgsforholdet til Zachry og CSW, var dette anlegget i hovedsak et all-Westinghouse-anlegg, inkludert dampturbingeneratoren i 150 MW-klassen og all elektrisk kraft. I dag er anlegget kjent som Clear Lake Cogeneration, og eies av Calpine.

Texas City kraftvarme

Det andre store IPP -prosjektet som Westinghouse CTSD deltok i ble utviklet ca. 1985 av Internorth Natural Gas of Omaha, NE. Anleggets beliggenhet, Texas City, TX, ligger omtrent 35 miles sørøst for Capital Cogeneration -prosjektområdet ovenfor.

Internorths konsept var å bruke PURPA IPP kraftvarme QF -regler for å bygge et kraftverk på 400 MW som skulle selge strømmen til Houston Power and Light og eksportere damp til et nærliggende Dow Chemical (da Union Carbide) anlegg. Samtidig ville anlegget, som ville være unntatt fra FUA, være en utmerket ny kraftproduksjonskunde for Internorths drivstoffgass.

Med lite annen virksomhet tilgjengelig, var en målrettet markedsføringsinnsats ved CTSD intensivt fokusert på denne forhandlingen. Siden dette skjedde samtidig med et seriøst problem med design av turbinblad i 4. trinn med W501D5, ble også et ingeniørteam ledet av CT Engine Engineering Manager, Augie Scalzo, oppgitt for å tilfredsstille Internorth at designet var forsvarlig.

Westinghouse fikk ordren om at 3xW501D5 EconoPacs skulle installeres på anlegget kalt Texas City Cogeneration. De tre enhetene inkluderte den siste W501D5 som ble bygget på Lester-fabrikken før den ble stengt i 1986 og de to første motorene som ble bygget av MHI under et nytt forretningsarrangement med den mangeårige lisenshaveren Westinghouse.

Kort tid etter at anlegget i Texas City ble bygget, fusjonerte Internorth med Houston Natural Gas, og flyttet hovedkvarteret til Houston. Kort tid etter endret det felles selskapet navn til ENRON (men det er en hel historie for seg selv) .

I dag eies Texas City Plant av Calpine.

Andre tidlige PURPA-anleggsprosjekter der Westinghouse CTSD deltok beskrives senere som en del av historien om flytting av CTSD til Orlando, FL.

Dow/Destec IGCC i Plaquemine, LA

Som man kan forestille seg, fikk ideen om å brenne kull, eller en derivat av det - det være seg flytende eller gass - i en gasturbin betydelig oppmerksomhet og statlig støtte i slutten av 1970 -årene og inn på 1980 -tallet. "Syntetisk" gass eller flytende brensel laget av kull ble ansett som "alternative drivstoff", oppmuntret i henhold til lov om drivstoffbruk, og utviklingen av forskjellige slike drivstoff ble sterkt støttet av det amerikanske energidepartementet.

Faktisk jobbet Westinghouse allerede under regjeringskontrakt for å utvikle sin egen kullgassifiseringsprosess. En prosessutviklingsenhet ble bygget ved Waltz Mill, PA og drives av Westinghouse R&D Center. For å vise sitt engasjement for kommersialisering av teknologien, dannet Westinghouse til og med Synthetic Fuels Division (ca. 1983). (SFD, som det ble kalt, ble senere oppløst rundt 1987, da DOE-kontrakten gikk ut, og rettighetene til prosessen ble solgt til Kellogg-Rust Engineering. Forgassingsprosessen ble kjent som KRW-prosessen og ble fortsatt markedsført av KRW Inc.)

I mellomtiden undersøkte Dow Chemical hvordan det kan utnytte store brunkullforekomster i Texas for å redusere avhengigheten av naturgass for å drive de store kraftproduksjonsanleggene på stedet. Ikke at kraftdriften på stedet nødvendigvis ble påvirket av drivstoffbruksloven, men det virket som en god sikring i tilfelle mangel på naturgass viste seg å være den virkelige tingen.

For å implementere denne reserve-energistrategien, påtok Dow seg utviklingen av sin egen kullgassifiseringsprosess (senere kalt "E-Gas") og forfulgte statlig støtte fra Synthetic Fuels Corporation, etablert i 1980 med det formål å pleie et syntetisk drivstoff (dvs. kull-avledet gass eller væske) industri i USA som en del av "Project Independence".

I mellomtiden jobbet Dow og Westinghouse ingeniører med å konvertere de to nye W501D5 gassturbinene som ble installert på Dow Plaquemine, LA -komplekset i 1982/83. Som et første skritt, i 1981, foretok de ombyggingen av en gammel W191 som ligger ved Dow, Freeport, Tx-komplekset for å brenne lav-BTU (ca. 200 Btu/scf vs. 1000 Btu/scf for naturgass.) Dette gass ​​skulle produseres av en prototype proprietær gassgass som ble designet og bygget av Dow. De spesifiserte at gasturbinen skulle modifiseres for å kunne levere trykkluft til forgassingsprosessen, og den måtte også operere med naturgass (i hvert fall for oppstart og nedleggelse).

15 MW demonstrasjonen var vellykket og programmet i full skala gikk videre. Dow fortsatte med å bygge en oksygenblåst forgasser i full skala for å forsyne de to W501D5-ene på Plaquemine, LA med 80% av deres drivstoffenergi, og Westinghouse fikk klarsignal til å designe og produsere de nye drivstoffdysene. Siden gasturbinene var en integrert del av eksisterende anleggsoperasjoner, var spesifikasjonen å sikre dual-fuel- evne, slik at enheten lett kunne gå tilbake til naturgass når forgasseren ikke var i drift.

Heldigvis hadde Westinghouse CTSD forbrenningsingeniører tidligere jobbet på underkontrakt på ovennevnte DOE-kullgassifiseringskontrakt for å demonstrere forbrenning med lav Btu gass på W501B-komponenter. Senere førte dette arbeidet til at W501D5-brennerkurver ble designet for å inkorporere funksjoner (f.eks. En hodeende med større diameter) for å gjøre dem tilpasningsdyktige til bruk av lav-Btu drivstoffgass. Så Plaquemine -enhetene var i hovedsak " syngas klare", og ble lett modifisert.

Konverteringen av de to 100 MW+ gasturbinene på Plaquemine til å brenne forgasset kull skapte den største integrerte forgassings kombinerte syklusen eller " IGCC" i verden, og var veldig vellykket for Dow. Dow (eller mer nøyaktig LGTI - Louisiana Gasification Technology, Inc.) Synfuels Corporation -kontrakten fortsatte å subsidiere produksjonen av syntetisk drivstoffgass fra kull på Plaquemine -stedet i omtrent 10–15 år før tilskuddet gikk ut.

Senere var Dow (eller faktisk Destec Energy) i stand til å delta i DOE-støttet repowering av Public Service of Indiana Wabash kraftstasjon med en avansert gassturbin i F-klasse som brenner gass produsert av en "E-Gas" forgasser. Dessverre fikk Westinghouse ikke bestillingen på gassturbinen fra Public Service Co. i Indiana, og prosjektet brukte en GE Frame 7F. I dag opererer Wabash-forgassingssystemet på kommersiell basis, og selger kullavledet gass til 250 MW Wabash kraftverk i kombinert syklus.

Unødvendig å si implementerte Dow aldri konvertering av sine egne kraftproduksjonsanlegg på noen av stedene ved Gulf Coast. Naturgass var fortsatt rikelig, og har de siste årene blitt et billigere drivstoff enn for 30 år siden.

Concordville -årene (1979–1987)

Fra rundt 1972 til 1979 hadde hovedkvarteret for Gas Turbine Division (aka Gas Turbine Systems Division og Combustion Turbine Systems Division), vært plassert i leid plass i den renoverte Baldwin-Lima-Hamilton-bygningen (årgang 1920-årene) i Eddystone, PA, bare sør for Westinghouse Lester -fabrikken. Gassturbindivisjonsoperasjonene okkuperte de fire øverste etasjene i kontorbygningen med 7 etasjer (kjent som "A" -bygningen), mens resten av bygningen ble okkupert av Westinghouse Steam Turbine Engineering og andre støttegrupper.

Som nevnt tidligere, disse årene på "A-Building" som BLH-bygningen ble kjent, så mange oppturer og nedturer for Westinghouse gassturbiner. Rundt 1977, akkurat som det amerikanske markedet for nye enheter tørket ut (men det saudiske markedet hadde akkurat nådd toppen, se senere) ble det bestemt at CTSD skulle ha en ny hovedkvarterbygning og en ny gasturbinutvikling i verdensklasse lab.

Banebryt for nye CTSD hovedkvarter fant sted i 1977/78 og anlegget var fullt opptatt av sommeren 1979. (Bob Kirby, da styreformann og administrerende direktør, deltok en dedikasjon seremoni på stedet i juni, 1978.) Den valgte området var i Concordville, PA, omtrent 25 miles nordvest for Lester -anlegget.

Den hovedkvarter for Westinghouse Electric Forbrenning Turbine Systems Division (CTSD) i Concord, Pennsylvania . Utviklingslaboratoriet i verdensklasse med venstre bakgrunn inneholdt rigger for komponenttesting under driftsforholdene til motoren, inkludert stor indirekte avfyrt luftforvarmer for å gi oppvarmet ikke-ugyldig (dvs. fullt O2-innhold) luft til forbrenningstesting.

I 8 år, 1979-1987, var Concordville-stedet hvor CTSD drev virksomhet, og betjente både innenlandske og internasjonale markeder, gjennomførte betydelig FoU med både intern og ekstern finansiering (fra EPRI, DOE og NASA), utviklet forbedrede motor- og anleggsdesign, ledet mange prosjekter, og kanskje viktigst for langsiktig overlevelse, vokste servicevirksomheten som den mest lønnsomme delen av driften.

Den ferdige kraftkilden

Rundt tidspunktet for flyttingen til Concordville lanserte CTSD også kampanjen " Westinghouse Combustion Turbines The Ready Source of Power " som fremhevet den nylig introduserte W501D5 gasturbinen, fremskritt innen teknologi, for eksempel muligheten til å brenne kullavledet gass og flytende drivstoff , og viktigheten av planlagt vedlikehold for å oppnå høy pålitelighet og tilgjengelighet for gassturbinanlegg.

Faktisk tok hele Westinghouse Power Generation på midten av 1980-tallet en strategisk refokusering av virksomheten fra tradisjonell vekt på nye enhetsapplikasjoner til aggressiv utvikling av servicesektoren. Selv om "å vokse flåten " fortsatt var en vesentlig ingrediens i veksten av gassturbintjenestevirksomheten, dikterte mangelen på muligheter for ny enhet på det tidspunktet i det minste et midlertidig skift i vekt. CTSD utviklet " Total Service " -programmet, og promoterte evner innen avbruddshåndtering og forbedringsprogrammer for tilgjengelighet. " Total Service - More Than Just Parts " ble mantraet. (Denne forfatteren husker det nasjonale salgsmøtet i Orlando ca. 1983, før den nye kontorbygningen på Quadrangle var ferdig, og temaet for møtet var " Vi er i tjenesten nå ". Hele Steam Turbine Generator Marketing -operasjonen ble omorganisert rundt markedet for driftsanlegg.)

Vær oppmerksom på at utviklingssenteret (ofte referert til som "The Lab") ble fullført i 1976, mens CTSD fortsatt lå i A-Building, Eddystone. I følge en brosjyre fra Westinghouse var "The Lab" i stand til å teste kompressor, brenner, turbin og hjelpesystemkomponenter i full skala (hele eksossystemet ble utviklet i redusert skala). Laboratoriet inkluderte et område med høy bukt som kunne romme en gassturbin i full størrelse for test- og utviklingsformål, i tillegg til et stort konferanserom og kontorer for ledere, ingeniører og teknikere som drev anlegget. Den var dimensjonert for å muliggjøre forbrenningstesting i full skala, som krevde en stor, jetstråledrevet gassturbindrevet luftkompressor . Det krevde også en gassfyret varmer for å simulere forbrenningsinnløpsforhold.

CTSD -operasjoner i Concordville vokste og ebbet ut i løpet av det nærmeste tiåret av The Concordville Years. På et tidspunkt (ca 1981/82 per CTSD -telefonkatalog for ansatte) nådde CTSD -sysselsettingen et toppnivå på rundt 600 personer. Men økonomiske resultater støttet ikke slik vekst, og det var en stor nedbemanning i tidsrammen 1985-1987 før flyttingen til Orlando for å bli innlemmet i Westinghouse Power Generation World Headquarters. Bare rundt 100 CTSD -fagfolk og ledelse var igjen på den tiden for å ta turen sørover våren 1987.

Endringer i Westinghouse - MHI -forholdet

(Merk: Denne delen er hovedsakelig basert på personlige erindringer fra en av de viktigste ingeniørene som var involvert i episoden.)

En betydelig utvikling som fant sted nær slutten av Concordville-årene innebar en stor endring i forholdet mellom Westinghouse CTSD og dets mangeårige lisenshaver, Mitsubishi Heavy Industries (MHI). Mange krediterer denne utviklingen som en sentral hendelse i Westinghouse's langsiktige overlevelse (og MHI?) Som en stor deltaker i gassturbinindustrien, og nøkkelen til Siemens -oppkjøpet av virksomheten ti år senere.

På midten av 1980-tallet hadde det allerede blitt bestemt at produksjonen av gassturbiner ved fabrikken i Lester, PA skulle opphøre i slutten av 1986, og at produksjonen av de populære W501D5-motorene skulle legges ut fra MHI-fabrikken i Takasago , Japan. Denne planen gjorde det mulig for CTSD å sette på plass minst et midlertidig middel for å fortsette å gjøre forretninger - for å skaffe og oppfylle bestillinger på store gassturbiner etter hvert som det amerikanske kraftvarmeproduktet og IPP -markedet utviklet seg. (Som nevnt tidligere ble de første MHI-bygde motorene installert på Texas City Cogen-anlegget. Ifølge interne poster var det totale antallet W501D5-er kjøpt av Westinghouse fra MHI 10, i likhet med de fire første 501F-motorene nedenfor.)

Den neste utviklingen i Westinghouse-MHI-forholdet kom i 1986 da MHI delte en studie som indikerte at det globale markedet for sin 50 Hz skalerte versjon Westinghouse gassturbiner (kalt MW701D) snart ville se en sterk avkastning, og de foreslo felles utvikling av en ny avansert 50 Hz motor som skal kalles "701F". (GE utviklet allerede sin Frame 7F.) 60 Hz -designet for markedene som Westinghouse betjener, vil følge.

Siden Westinghouse bedriftsstøtte for avansert utvikling og design av gassturbiner på det tidspunktet var null, ble Westinghouse enige om å levere nøkkelmotorisk konstruksjonsstøtte (som spesifisert av MHI) og MHI ga midler til å støtte innsatsen, samt for å produsere prototypemotoren . Felles konseptuell design startet i midten av 1986, og et sted tidlig i arbeidet ble det bestemt at den første motoren skulle være 60 Hz "501F" -versjonen av designet. (MHI ville deretter fullføre skaleringsprosessen for 50 Hz-designet.) Den nye designen ga begge selskapene muligheten til å innlemme noen viktige designforbedringer og attributter som ikke var mulig å ombygge i eksisterende W501D5/MW701D-design, men kunne lett bli introdusert i et nytt design.

Til tross for reduksjonen i arbeidsstyrken i Westinghouse og avbruddet forårsaket av forberedelsene til flyttingen av forbrenningsturbinoperasjonene til Orlando (kunngjort i oktober 1986), gikk arbeidet jevnt og trutt med det nye motordesignet. Westinghouse hadde avtalt å ta på seg rundt seksti prosent av designinnsatsen på den nye motoren, og arbeidsinnsatsen fortsatte med selve flyttingen av motoringeniørene i april 1987 til Orlando. .Selv om mange ansatte av en eller annen grunn bestemte seg for, inkludert mange som tok førtidspensjon, å ikke flytte sørover, hadde det felles utviklingsprogrammet med MHI stor nytte av avgjørelsen fra flere av de viktigste ingeniørene som gikk med på å utsette pensjonisttilværelsen midlertidig, flytte til Florida og fortsette å jobbe med programmet.

Den felles designinnsatsen fortsatte gjennom juni 1988 med store designanmeldelser som ble holdt kvartalsvis. Møtesider for disse anmeldelsene vekslet mellom Orlando og Takasago, Japan. Fra start til slutt var den totale designinnsatsen på bare 23 måneder og ble fullført etter planen. Basert på omstendighetene som flyttingen fra Concordville, tap av viktige ansatte, kulturforskjeller, språkbarrierer og den fjerne stedslogistikken, ble prosjektet ansett for å være et utmerket eksempel på ingeniørarbeid og ledelsesgruppearbeid og en betydelig prestasjon for både Westinghouse og MHI .

501F-programmet endret permanent forholdet mellom de to selskapene, og ga hver uavhengige og royaltyfrie produksjons- og markedsføringsrettigheter til den nye motoren.

Prototypen 501F-motoren ble bygget og testet på MHIs turbinfabrikk og utviklingssenter på Takasago i midten av 1989. I 1990 sikret Westinghouse en ordre på de fire første 501F-enhetene, bygget i Takasago, fra Florida Power and Light Co. for deres Lauderdale Station Repowering-prosjekt, som startet driften i midten av 1993. Den kontrakterte ISO -vurderingen for disse enhetene var 158 MW.

I hovedsak sammenfallende med oppstarten av FP&L Lauderdale-anlegget, kunngjorde Westinghouse overfor MHI at de ville starte utvikling og produksjon av en oppgradert 501F, 167 MW "FB", noe som resulterte i nok en felles innsats mellom Westinghouse og MHI. Igjen satte begge parter på plass, og den oppgraderte designen ble oppnådd som planlagt. Den første Westinghouse-bygde 501F ble sendt fra Pensacola-fabrikken i oktober 1995 for Korea Electric Power Co. (KEPCO) -prosjektet i Ulsan, Korea. Omtrent samtidig var Westinghouse og MHI godt i gang med den felles utviklingen av den dampkjølte 250 MW-klassen 501G-motor. Se nedenfor.

Westinghouse gassturbiner - Orlando bundet

Det fysiske trekket sørover av Westinghouse Power Generation startet i 1982 og ble opprinnelig gjort for å konsolidere ikke-produksjonsoperasjonene til Steam Turbine Division som ligger i Philadelphia, PA-området og Large Rotating Apparatus Division (dvs. generatorer) som ligger i Pittsburgh, PA område. Valget av Orlando, FL som det nye hjemmet for Steam Turbine Generator Division kom etter en prosess med eliminering av flere andre "nøytrale" steder. Historien forteller at Richmond, VA hadde vært førstevalget for det nye Westinghouse Power Generation-hovedkvarteret, men de pågående juridiske problemene mellom Westinghouse og et stort Virginia-basert verktøy i forbindelse med atombrenselkontrakter, men en demper på den ideen.

Westinghouse kjøpte en stor tomt kalt The Quadrangle som ligger rett over veien fra den vidstrakte campusen på det som nå kalles University of Central Florida og bygde et stort nytt kontorbygg. Før du flyttet inn i den nye bygningen, sto Steam Turbine Generator Division -hovedkvarteret i et forlatt kjøpesenter.

På farten...............

I oktober 1986 ble den lenge ventede varsel mottatt av ansatte: CTSD (aka CTO - Combustion Turbine Operations ) ville flytte til Orlando for å bli med i Steam Turbine Generator Division (STGD) operasjon som hadde flyttet sørover fra Lester og E. Pittsburgh 4– 5 år tidligere. Selve flyttingen fant sted i april 1987 da alle som foretok flyttingen skulle rapportere til jobben på sitt nye sted i The Quadrangle, Orlando, Florida.

Før flyttingen, tidlig i 1986, hadde det nyopprettede ledelsesteamet for Power Systems Business Unit, med hovedkontor ved Energy Center i Monroeville, PA, og nå ansvaret for Power Generation (så vel som Nuclear Energy -segmentet), en Power Generasjon Task Force. Målet var å bedre forstå fremtiden for kraftproduksjonsindustrien, og hvordan Westinghouse best kunne posisjonere seg for å vokse og blomstre i den.

En anerkjent industrikonsulent ble ansatt for å gjennomføre en markedsundersøkelse, og det var da endelig at gassturbiners betydning for fremtiden for kraftproduksjon i USA-om ikke over hele verden-ble verdsatt. Som antydet tidligere, hadde dette ikke vært det generelle synet på ledelsen for eldre kraftproduksjon, og Westinghouse hadde allerede begynt å gjennomføre planen, kjent som " faset utgang " fra gassturbinvirksomheten.

Den lille gruppen (under 100) som flyttet med CTO vokste raskt gjennom "Project Backfill". Et stort antall STGD -ingeniører og ledere, så vel som mange fagfolk og ledere fra atomprosjekter og ingeniøroperasjoner, og også personell fra Westinghouse Canada, fant nye karrieremuligheter for å gjenoppbygge organisasjonen.

Etter å ha flyttet til Orlando i 1987, ble CTO innlemmet i Generation Technology Systems Division (GTSD). Men organisasjonen hans viste seg å være kortvarig da Westinghouse Power Systems dannet Power Generation Business Unit, i 1988.

Like etter flyttingen ble det produsert en salgsfremmende brosjyre kalt " On the Move" , for å sikre kunder, resten av industrien og ansatte at Westinghouse fremdeles driver gassturbinvirksomhet.

Den fortalte også om en ny stor endring nylig, dvs. å komme til enighet med Mitsubishi Heavy Industries (MHI), en mangeårig lisenshaver fra Westinghouse, om å produsere W501D5. (Mens W251 fortsatt skulle bygges i Westinghouse Canada, fungerer Hamilton, stengte Lester -anlegget i 1986.) Ifølge kunngjøringen i brosjyren skulle Westinghouse CTO fortsette i rollen som teknologiutviklere, system- og anleggsdesignere, applikasjoner ingeniører, markedsførere, prosjektledere og tjenesteleverandører.

Som det viste seg, fungerte det ikke veldig bra, avhengig av MHI for butikkplass for å tilfredsstille Westinghous markedsbehov, og det fortsatte heller ikke veldig lenge. I 1991 så PGBU -ledelsen passende å avslutte avtalen med MHI og gjenopplive den store nordamerikanske fabrikken ved å bruke Pensacola, FL -anlegget for montering av W501D5. Andre Westinghouse-anlegg involvert i produksjonen av Westinghouse gassturbiner inkluderte de i Charlotte, NC, Hamilton, Ont., Og Winston-Salem, NC.

Ta et nytt blikk på Westinghouse forbrenningsturbiner

En annen stor del av reklamekampanjen etter flyttingen til Orlando var temaet: " Ta et nytt blikk….. På Westinghouse Combustion Turbines " . Budskapet var klart. Markedsplassen måtte forsikres om at "ingeniørkunnskap og utprøvd teknologi" sammen med "full kundeservice" var pågående konstanter hos Westinghouse, til tross for de store endringene som hadde skjedd.

Et annet nytt markedsføringstema: " Westinghouse - den nye verdien i forbrenningsturbiner ." Det føltes tilsynelatende som nødvendig av Westinghouse, i 1988–40 år etter at den første Westinghouse industrielle gassturbinen ble satt i drift og etter en lang historie med industriens første og solide prestasjoner- den nye ledergruppen i Orlando gikk til alle bransjemedier med budskapet om å la verden få vite at Westinghouse fremdeles var der med et nytt engasjement for sin gassturbinvirksomhet.

Bellingham og Sayreville: milepæler for store kogenprosjekter

I løpet av et år etter flyttingen til Orlando ble det innhentet ytterligere to større bestillinger på kraftvarmeprosjekter for å gjenopprette Westinghouse sin posisjon på markedet. To identiske PACE 300 (2-W501D5 GT på 1-100 MW ST) kraftverk ble bestilt av Intercontinental Energy Corp., et familieeid privat kraftutviklingsselskap i Massachusetts som ligger i Massachusetts.

Dette var kraftvarmeprosjektene Bellingham (MA) og Sayreville (NJ), og de var medvirkende til å gjenopprette tilliten til Westinghous gasturbinevirksomhet - til omverdenen, til den nye ledelsen i Power Generation Business Unit og til CTO -ansatte.

Fra redaktørens personlige erindring var den viktigste konkurransen om Bellingham- og Sayreville-prosjektordrene, etter at kunden allerede hadde brutt diskusjonene med GE, Fluor-Daniel Corp., som tilbød Siemens/KWU V84.2 100 MW gassturbiner.

I tillegg til noen svært effektive forhandlingsevner fra Westinghouse, ryktes KWUs relative mangel på 60 Hz erfaring å være en sterk faktor i kundens beslutning om å gå med Westinghouse.

Bellingham- og Sayreville -prosjektene ble utviklet under reglene i PURPA -energilovgivningen fra 1978. Når det gjelder Bellingham -anlegget, oppnådde utvikleren statusen Qualifying Facility ("QF") på en unik måte ved å levere en slip

strøm av eksosgass for å mate en tilstøtende prosessenhet for produksjon av drikkevare-grade CO2 som selges til et brusflaskeri i nærheten.

For Sayreville -prosjektet fant eierne et mer konvensjonelt middel for å oppnå QF -status ved å eksportere damp for prosessbruk på et nærliggende kjemisk anlegg. I dag eies både Bellingham og Sayreville "Energy Centers" av NextEra Energy Resources,

Både anleggene i Bellingham og Sayreville ble levert av Westinghouse PGBU under nøkkelferdige kontrakter, i likhet med en annen viktig milepæls kraftvarme -kombinert syklusanlegg bygget rundt samme tidsramme i New Jersey, det cirka 150 MW Newark Bay kraftvarmeanlegget, som bruker to 46,5 MW W251B10 gassturbin enheter.

Introduksjon av 501F Advanced Gas Turbine

Som nevnt tidligere arbeidet av Westinghouse CTO med den avanserte 150 MW-klassen 501F startet i Concordville to år før flyttingen til Orlando. Denne nye motoren ble utviklet sammen med Mitsubishi Heavy Industries (MHI), en tiår lang lisenshaver i Westinghouse, som fungerte i en ny rolle som designpartner, investerte i utviklingen og jobbet sammen med Westinghouse-ingeniører.

Designmålet var en 2300F (1260C) rotorinnløpstemperatur, med en moden vurdering forventet å være rundt 160 MW. Den innledende karakteren ble satt til 145 MW med en enkel syklusvarme på 10.000 Btu/kwh eller 34% effektivitet. Den kombinerte sykluseffektiviteten som ble annonsert den gangen var "bedre enn 50%".

Selv om 501F hadde mange designendringer og forbedringer for å oppnå høyere avfyringstemperatur og bedre pålitelighet, er familiens DNA tydelig forankret i W501, som det fremgår av listen over designfunksjoner som er nevnt tidligere. (Legg merke til bruken 501F vs. W501F, i respekt for MHI, som den dag i dag bruker Westinghouse -modellnomenklaturen for sine store gassturbinprodukter).

Prototypen 501F -motoren ble bygget av MHI ved Takasago produksjons- og testanlegg. I midten av 1989 ble det rapportert i pressen at prototypenheten skulle gjennomgå full-ladet fabrikktesting. De første 501F gasturbinene (4 av dem) ble solgt til Florida Power & Light Co. for reparasjonsprosjektet på Lauderdale Station, og ble tatt i bruk i 1993. Dette var det første av flere store repowering -prosjekter som ble utført av Florida -verktøyet, de fleste av som brukte Westinghouse gassturbiner (eller Siemens gasturbiner, etter Siemens -oppkjøpet av Westinghouse PGBU i 1998 nedenfor). 150 MW. Som vist i den tilstøtende kurven, overgikk veksten av Westinghouse "F" -maskinen i løpet av tiåret 1988-1998 sterkt de opprinnelige forventningene

Kurven viser 501F kombinert sykluseffektivitet mot tid, med enkel sykluseffekt og varmefrekvens vist med intervaller langs utviklingstidslinjen. (Red. Merk: Fra denne redigeringen i 2016 tilbyr MHI M501F3 på 185 MW og Siemens tilbyr SGT6-5000F (aka 501F) på 242MW, omtrent det som er det opprinnelige 501G, nedenfor.)

Vi presenterer 250 MW-klassen W501G

Rundt midten av 1994 ble det kunngjort to kunngjøringer nesten samtidig - en på ASME International Gas Turbine Conference i juni i juni og den andre på Edison Electric Institute -møtet i Seattle, WA. Westinghouse og dets (den gang) tri-laterale alliansepartnere, MHI og FiatAvio kunngjorde sin nye W501G (eller 501G) gassturbin med høy temperatur som ville fungere ved 2600F turbinrotorinnløpstemperatur.

Denne kunngjøringen var foran slike lignende kunngjøringer fra GE eller Siemens, som begge ryktes å jobbe med sine egne høytemperaturmaskiner.

W501G ble spioneringen for å være en ny maskin, med en avansert 17 -trinns kompressordesign som oppnådde et 19: 1 trykkforhold (mot 15: 1 for W501F). Forbrenningsdelen inneholdt DLN-brennere med <25 ppm NOx på gass (annonsert fra starten) og spesielt dampkjølte overgangskanaler. Denne nye designen reduserte mengden av kjølig luft som er nødvendig i den varme delen av motoren vesentlig, og eliminerte fortynningseffekten av overgangskjølingluft i forbrenningssonen.

Utformingen av W501G-turbinseksjonen, mens den fortsatte å bruke den grunnleggende tradisjonelle 4-trinns roterende rotorkonfigurasjonen med Westinghouse W501D-design, men hadde teknologiinngang fra Rolls Royce aero engineering, ved bruk av 3D-design for koding for alle stasjonære og roterende rader. Den har også avansert materiale og belegg, samt forbedret luftfolie-kjøledesign for å motstå de økte varmgassbanetemperaturene (250F høyere enn W501F ved rotorinnløpet den gangen).

Prototypen W501G ble installert på McIntosh -stasjonen The City of Lakeland (FL) og ble først synkronisert med nettet i april 1999, kort tid etter Siemens -oppkjøpet av Westinghouse PGBU. For mer informasjon om W501G og McIntosh-anlegget, se Modern Power Systems, januar 2001. (Det bemerkes at dagens tilbud fra Siemens gasturbineprodukter ikke inkluderer "G", da den ble erstattet, først av den avanserte luftkjølte "F" og deretter med 300 MW "H". MHI fortsetter å tilby sin "M501G"-både dampkjølt og luftkjølt, vurdert til rundt 270 MW, samt deres nye 300 MW-pluss modell M501J).

Oppkjøp av Siemens

I 1998, 55 år etter at Westinghouse bygde sin første gassturbinmotor for den amerikanske marinen, kjøpte Siemens AG i Tyskland Power Generation Business Unit (den gang en del av CBS Corp.) og Westinghouse gassturbinvirksomhet ble integrert i Siemens.

De første fem årene etter oppkjøpet ble Orlando -operasjonen kalt "Siemens Westinghouse", og fortsatte midlertidig tilstedeværelsen av Westinghouse -navnet. Det endte i 2003, da det eneste navnet på kontoret i Orlando er Siemens.

En stund ble både Siemens og Westinghouse gassturbinmodeller tilbudt på 60 Hz -markedene over hele verden, mens 50 Hz -markedene ble betjent av eksisterende Siemens -produkter. Etter en tid ble det bestemt at Westinghouse-designene skulle være hovedgrunnlaget for Siemens-tilbudene for alle 60 Hz-markedene (de fleste i Amerika, S. Korea, Saudi-Arabia), betjent av Siemens-Westinghouse-ansatte i Orlando, ville være Westinghouse-designene (f.eks. W501F, alias SGT6-5000F). 50 Hz -markedene (som dekker Europa, Afrika, det meste av Asia og en del av Sør -Amerika) ble betjent av Siemens i Tyskland.

Etter hvert som Siemens utviklet nye gassturbinprodukter med mer avansert teknologi, inkorporerte de nye optimaliserte tilbudene funksjoner fra både Westinghouse og Siemens teknologi og designtradisjoner.

Fotnote: Bomarkedet følger oppkjøpet av Siemens

Like etter salget av Power Generation Business Unit til Siemens i 1998 eksploderte IPP -markedet for gassturbinbaserte kraftvarmeprosjekter (se diagram). I motsetning til den første PURPA-drevne bølgen av oppdempede virksomheter på midten av 1980-tallet, hvor salget i USA for nye gassturbiner toppet seg på rundt 9-10GW, nådde den enorme boblen som startet i 1997/98 et årlig salgsnivå som oversteg 60GW!

Salgsboomen ble utløst av en rekke faktorer, hvorav noen kan ha blitt fremstilt av IPP -samfunnet selv, og perioden representerte et uhørt selgers marked for store gassturbiner. Etterspørselen var slik at leverandørene rasjonerte butikklokalet og krevde at kundene signerte " reservasjonsavtaler " og betalte ikke refunderbare innskudd.

Favoritt innenlandske IPP -kunder ble foretrukket, og noen internasjonale muligheter ble glemt på grunn av mangel på enheter. Unødvendig å si at Siemens -investeringen på rundt 6 milliarder dollar for å kjøpe PGBU fra CBS Corp. (oka Westinghouse Electric Corp.) raskt betalte seg, og til tross for at boblen sprakk kort tid etter, gir den fortsatt god avkastning.

Kanskje som forutsagt for 30 år siden, er gassturbintjenestevirksomheten en stor inntekts- og profittgenerator for Siemens Energy i dag.

Viktigheten av internasjonale markeder

Fra de tidligste dagene av Westinghouses landbaserte gassturbinevirksomhet spilte markeder utenfor USA en svært viktig rolle i veksten og overlevelsen av virksomheten. På midten av 1970-tallet og gjennom begynnelsen av 1980-tallet ble viktigheten av de internasjonale markedene, spesielt i Saudi-Arabia (se nedenfor), kritisk for gassturbinindustriens overlevelse da det amerikanske elmarkedet kollapset.

Siden de tidligste applikasjonene først og fremst var i den petrokjemiske industrien, ble det solgt mange enheter til oljeraffinerings- og gassrørledningsselskaper som gikk tilbake til de første W31 (3000 hk) enhetene som ble solgt på midten av 1950-tallet for installasjon i Japan, Sumatra, Cuba og Aruba . Disse ble alle brukt som mekaniske drivmotorer.

Andre viktige tidlige markeder i utlandet inkluderer Libya, Iran og Nigeria (16 W72, 8300 hk mech -drivenheter bygget av Werkspoor i Nederland), Venezuela, Brasil, Mexico, Colombia, Irak, Syria (7 W82 -enheter også bygget av Werkspoor), og mange enheter, f.eks. 27xW92 10.000 hk enheter, bygget for TransCanada og Westcoast Transmission, et al. for rørledningskompressorstasjoner i Canada.

Det største internasjonale prosjektet den gang kom til å være noe tilfeldig ca. 1955 da ESSO (som Creole Petrol Co., Venezuela) var ute etter å erstatte flere to-akslede GE-mekaniske drivenheter som hadde mislyktes. Disse feilene hadde vist ESSO at en to-aksel løsning var uegnet for å håndtere den vanskelige jobben med å komprimere våt assosiert gass for reinjeksjon under Maracaibo-sjøen.

Westinghouse tilbød et direkte-driv-konsept i W101, som viste seg å være erstatningen som var nødvendig for å gjøre jobben. I løpet av 15-årsperioden fra 1956 til 1971 installerte Westinghouse nesten 50 W101 direktedrevne enheter på flere flytende plattformer som var fortøyd på plass over de produserende brønnene. Kudos til Tom Putz (Engineering Manager), Don Jones, Sales Manager, Joe Yindra, Project Engineer og andre i teamet (inkludert de på ESSO engineering) som gjorde dette til en stor suksesshistorie og bidro til å sette Westinghouse gassturbiner godt på kartet . (Fra intervju med Don Jones - desember 2015)

Et annet viktig tidlig internasjonalt prosjekt for Westinghouse gasturbiner var en av de tidligste varmegjenvinningsapplikasjonene. Dette var for Panama Canal Co. og brukte to W171 (12 000 kW) enheter, ca. 1963.

Det saudiarabiske markedet utvikler seg

I 1969 ble to W191 (17 000 kW) gasturbiner solgt for installasjon i East Dammam, Saudi -Arabia. (Disse enhetene ble bygget av Werkspoor, i Nederland). Dette ser ut til å være de første Westinghouse gassturbinene som ble solgt til kongeriket og representerte begynnelsen på et veldig viktig forhold til det som til slutt utviklet seg til et av de viktigste markedene for store 60 Hz gasturbiner i verden.

Etter hvert som Saudi-Arabia utviklet seg fra dagene etter andre verdenskrig til den største leverandøren av olje, kom både amerikansk og britisk påvirkning til spill ved elektrifisering av ørkenriket, så vel som andre deler av Midtøsten. Under britisk (og annen europeisk) innflytelse opererte kraftsystemene som utvikles i regionen ved 50 Hz. Under amerikansk påvirkning ble regional generasjon, overføring og distribusjon utviklet som et 60 Hz -system. Saudi-Arabia er det eneste landet i Midtøsten med et stort 60 Hz-system.

For Westinghouse, som ikke utviklet sin egen store 50 Hz direkte drevne gassturbin produktlinje, var det heldig at hovedinnflytelsen ved elektrifiseringen av den mest befolkede og industrialiserte delen av Saudi-Arabia ble utført under kontroll av ARAMCO, Arabian-American (Oil) Company (nå Saudi Aramco), det største oljeproduserende og raffinerende USA/Saudi joint venture-selskapet. . Videre var det viktig at den store innkjøpsoperasjonen for ARAMCO var Houston, TX. (Senere ble kraftsystemet utviklet av ARAMCO innlemmet i forskjellige regionale SCECOer (Saudi Consolidated Electric Co.).

På midten av 1970-tallet, da ARAMCO kjøpte det meste av utstyret for turbingeneratorer for elektrifisering, ble Saudi-Arabia et stort marked for store 60 Hz gasturbiner. Ironisk nok materialiserte dette enorme saudiske markedet seg akkurat som det amerikanske markedet for gassturbiner og anlegg for kombinerte sykluser, men nesten fordampet, hovedsakelig på grunn av Arab Oil Embargo fra 1975, og påfølgende energilovgivning vedtatt av den amerikanske kongressen og Jimmy Carters administrasjon i 1978 Unødvendig å si at konkurransen fra GE og andre om Saudi/Aramco -virksomheten var hard. Westinghous evne til å utnytte muligheten og få sin andel av markedet skyldtes blant annet tilgjengeligheten av butikklager på grunn av mange kanselleringer av bestillinger som fulgte med avmatningen på hjemmemarkedet. (Historien forteller at materiale for mer enn 50 W251 og W501s ble bestilt i påvente av et fortsatt amerikansk marked i begynnelsen av 1973.) Også talentene til Westinghouse engineering, prosjektledelse og salgsteam, samt støtte fra Power Systems skal krediteres. International og Houston Field Sales -kontoret.

Andre bølge av saudiske ordrer viser seg å være "utfordrende"

Den første ordrebølgen for saudiarabiske prosjekter resulterte i at rundt 17 W501D (95,5 MW) EconoPac-enheter ble installert på fire steder i perioden 1976-1981, og Westinghouse etablerte seg som en stor aktør på det saudiske markedet.

I mellomtiden fortsatte det amerikanske markedet å være deprimert-faktisk på nesten null nivå. De eneste innenlandske ordrene av betydning i 1980/81 var for de tre første W501D5 -enhetene - prototypen for Gulf States Utilities og to enheter for Dow Chemical, Plaquemine, LA. Westinghouse bestilte også en bestilling hos CFE for fire gassturbiner (2xW501D4 og 2xW501D5) som skal leveres på et nødstilfelle for Tula -prosjektet (Hidalgo, Mexico).

CTSD var under stort press fra hovedkvarteret for å bestille nok forretninger til å støtte fortsatt fabrikkdrift, og nok en gang ble oppmerksomheten rettet mot muligheter i Saudi -Arabia for å absorbere beholdningen. Disse mulighetene var imidlertid for utvidede omfangsprosjekter som fulgte med betydelige komplikasjoner og risiko som viste seg å være svært utfordrende for Westinghouse.

Det ble levert bud og to store bestillinger ble innhentet fra SCECO-Central: en for Hail (5x W501D5) og en for Qaseem (9x W501D). Begge fabrikkene skulle bygges på totalentreprise, og for å legge til utfordringen skulle de begge bli drevet med behandlet saudisk råolje.

Bruken av saudisk råolje som drivstoff for gassturbiner som opererer ved turbininnløpstemperatur over 2000F utgjorde en betydelig ingeniør- og driftsutfordring som tilsynelatende ikke var fullstendig forstått da kontraktene ble signert. (Ryktene sier at nivåene av forurensning av drivstoff, spesielt natrium og vanadium, var langt over de opprinnelige spesifikasjonene, og at drivstoffbehandlingssystemene var underdimensjonerte. I tillegg var det (angivelig) tegn på ytterligere forurensning av fyringsolje under transport, som var med tankbil på den tiden.)

Alle de tidligere saudiarabiske enhetene brukte naturgass eller destillatolje, så det er ingen slike drifts- og drivstoffforurensningsproblemer knyttet til dem.

Også den omfattende nøkkelferdige naturen til begge prosjektene krevde at Westinghouse skulle underleverandører med mange internasjonale selskaper for konstruksjons- og konstruksjonsaspektene ved arbeidet, og for å levere anleggsutstyr og materialer, og utsatte selskapet for enda mer risiko. Kombiner dette med kompleksiteten i langdistansekommunikasjon mellom byggeplassene og prosjektingeniørene i Concordville, og du hadde en oppskrift på alle slags tekniske og logistiske problemer. (Det ble senere sagt av personell som var direkte involvert at telexrommet i Concordville vanligvis var fullt av teletypebånd hver morgen med meldinger fra nettstedets ingeniører.)

I tillegg til disse problemene var kontraktsvilkårene som ble godtatt for å lukke Hail- og Qaseem-bestillingene tilsynelatende svært belastende, inkludert langsiktige delgarantier som dekket skade på varmbanekomponenter utsatt for etsende forurensninger som ble funnet i den saudiske råoljen.

Det er nok å si at Hail- og Qaseem -prosjektene ble til store økonomiske tilbakeslag. Et resultat var at det var tre endringer i daglig ledelse i Concordville i løpet av de neste 3-4 årene. Et annet resultat, sier noen, var en periode der Westinghouse i hovedsak måtte forbli i gasturbinevirksomheten, til tross for alle tilbakeslagene og mangelen på lønnsom virksomhet, under press fra saudierne for å løse kontraktsmessige spørsmål og rettslige skritt knyttet til disse to prosjektene.

Selv om " Hail and Qaseem " bringer tilbake noen vanskelige minner for de som fortsatt husker, sies det at tiden går og helbreder alle sår - eller at folk har en tendens til å glemme lærdommene. Rekordene viser at Westinghouse bestemte seg for å ta ytterligere to ordre på råoljedrevne anlegg (Asir og Jizan) på midten av 1990-tallet. Antagelig ble det lært nok om forbehandling av drivstoff, samt forhandlinger om kontraktsvilkår, i løpet av de 10 eller flere årene siden signeringen av Hail- og Qaseem-kontraktene. (Det antas at alle råbrennende anlegg i Saudi har siden blitt omgjort til naturgassdrivstoff, og noen til kombinert syklus.)

Ved å nevne Westinghouse -virksomheten i Saudi, er det viktig å inkludere navnet ISCOSA . Det var (og er fortsatt) joint venture-selskapet som ble dannet i 1973 med et lokalt forretningsgruppe for å etablere en tilstedeværelse i landet for å betjene den voksende flåten av Westinghouse gassturbiner i Kongeriket. Og med omtale av ISCOSA er det også viktig å nevne navnet på Tex Knight, som fungerte som daglig leder for operasjonen fra 1977-1987.

Andre viktige internasjonale markeder

På 1990 -tallet, til tross for et relativt aktivt amerikansk marked, deltok Westinghouse aktivt i andre viktige internasjonale markeder for gassturbiner.

Disse inkluderte store suksesser med kunder i Sør-Korea (ca. 35-40 enheter), spesielt Korean Electric Power Co. (KEPCO) og Hanwha Energy. I Latin-Amerika ble det utviklet et stort marked i Venezuela, spesielt med Electricidad de Caracas, og i Colombia, med bestillinger på W501D5- og 501F-enheter oppnådd for flere steder, inkludert en i opprørsk holdt jungel! Det ble oppnådd en betydelig ordre i Argentina (CAPSA) på 3xW251B11 og 1x701D, og ​​de første store gassturbinordrene noensinne ble innhentet for W501D5-enheter både i Peru og Ecuador.

Faktisk, i 1992, mottok Westinghouse Power Generation Marketing spesiell bedriftsgjenkjenning som "Best of the Best" for sine internasjonale suksesser (for det meste i Latin -Amerika) når det gjaldt å bestille gassturbiner.

Flere ordre ble også oppnådd i løpet av perioden for både W251 og W501 EconoPacs for installasjon på spesialdesignede lektere for å produsere flytende bærbare kraftverk for distribusjon rundt om i verden. De fleste av disse lekterne ble bygget av Sabah Shipyards i Malaysia.

Westinghouse gassturbin organisasjon og ledelse tidslinje

Følgende er en samling av Westinghouse gasturbin (aka forbrenningsturbin) organisatoriske og ledelsesmessige endringer, arrangert kronologisk, basert på 30 års dokumenter i personlige samlinger av pensjonerte ansatte.

1960 -tallet

1964- Robert (Bob) Twombly GM fra Small Steam & Gas Turbine (SS>) Division rapporterte til VP & GM Steam

Divisjoner, Lester, Pa

1966- Jim Moise erstatter Bob Twombly som GM SS> Division

1969- Frank McClure erstatter Jim Moise

1970 -tallet

1970- SF (Steve) Miketic erstatter Frank McClure

1972 (?)- Pete Sarles erstatter Steve McKetic- Division omdøpt til Gas Turbine Systems Division (GTSD).

Jack Pope erstatter pensjonist Ted Anthony som markedssjef

1974/1975 Joe Stadelman erstatter Pete Sarles som GM GTSD.

2. mai 1975 Joe Stadelman, GM GTSD kunngjør dannelse av Long Range Development Dept som ledes av Don Jones.

Don Jones tidligere mangeårige stilling som amerikansk salgssjef, GT Marketing, ble senere fylt av Reg McIntyre. 27. januar 1978 GM Joe Stadelman informerer Generation Systems Division (GSD) ansatte om nytt divisjonsnavn

“ Division of Combustion Turbine Systems” (CTSD). I kunngjøringen heter det at:

" Våre kunder og potensielle kunder trenger å vite at (W) er i forbrenningsturbinvirksomheten."

Juni 1978 Bakken er ødelagt på det nye stedet for CTSD -hovedkvarter og Gas Turbine Development Center, Concordville, PA

7. januar 1979 Organisasjonskart viser Joe Stadelman, GM CTSD (under Gene Cattabiani, eks. VP Power Generation).

GMs ansatte inkluderer R. Adelizzi, Engineering; D, Jones, Long Range Development; M. Goldberg, markedsføring (skuespiller);

A. Bleiweis, Prosjekter; W. McCall, administrasjon og materialkontroll (fungerende); F. Rosenthal, tilgjengelighetssikring.

Våren 1979 flytter CTSD til det nye hovedkvarteret i Concordville, PA

1980 -tallet

8. mai 1980 Joe Stadelman, GM CTSD, kunngjør utnevnelse av Don Jones til å erstatte Dick Adelizzi som Manager, CT

Engineering avdeling. Phil DiNenno til å innta Don Jones 'posisjon som Mgr Long Range Development.

Februar 1981 Jack Barrett, nå GM CTSD kunngjør utnevnelse av RS (Reg) McIntyre til stillingen som markedssjef. Mr. McIntyre utnevner

H. Jaeger, Manager, Marketing Operations. Andre stillinger innen markedsføringsleder inkluderer: Rick Wolfinger, salg i USA; Shayam

Sujan, internasjonalt salg.

29. oktober 1982 utnevnte Earle Dubois til VP og GM for CTSD, og ​​erstattet pensjonist Jack Barrett. Dubois kom til CTSD fra en konsernstilling etter

mer enn 30 år med Westinghouse, med både T&D og kjernefysisk erfaring. Barrett var GM ved CTSD fra slutten av 1980

sist hatt stillingen som GM ved Power Generation Services Division (PGSD), Broomall, PA.

Februar 1984 utnevnte Earle Dubois Bob Smith, direktør for Saudi Projects for å bringe Hail og Qaseem -prosjektene til "vellykket avslutning". Keith

Pris tildeles prosjektleder, haglprosjekt og Jerry Nelson, prosjektleder, Qaseem -prosjektet.

12. september 1984 Earle Dubois, VP & GM CTSD kunngjør restrukturering av CTSD -ledelsesorganisasjonen. Jim Borden utnevnt til manager,

CT Operations Dept (Prosjekter og service); Reg McIntyre, CT Marketing/Purchasing, for å inkludere Applications Engineering (Joe Citino)

Don Jones, CT Engineering, inkluderer Long Range Development (Cliff Seglem).

19. oktober 1984 EJ (Gene) Cattabiani kunngjør pensjonering av Dr. Stan Quick og dannelsen av Power Generation Commercial Division (PGCD)

under REG (Bob) Ractcliffe and Power Generation Operations Division (PGOD) under Howard Pierce.

19. november 1984 kunngjør Gene Cattabiani omdisponering av CTSD Marketing and Engineering management til henholdsvis PGCD og PGOD.

Jim Borden, Mgr. CT Operations fortsetter å rapportere til Earle Dubois, som fortsatt er på plass som stedssjef i Concordville, ansvarlig

eller alle eksisterende prosjekter

15. februar 1985 Earle Dubois, VP & GM CTSD distribuerer brev fra Al Axt, Plant Manager, som kunngjør den planlagte nedleggelsen av Lester, PA -fabrikken.

Juli 1985 Organisasjonskart viser splittelse av CTSD -organisasjonen i to deler, en under REG Ractcliffe, PGCD og en under DH (Howard)

Pierce, PGOD. R.McIntyre, CT Mktg, J. Borden, CT Operasjonsrapport til Ractcliffe; D. Jones, CT Engineering rapporterer til Pierce.

Høst, 1985 Stor omorganisering av kraftsektoren, dannelse av Power Systems Business Unit under Jim Moore, VP & GM, kombinerer kjernefysiske og

Kraftproduksjonsgrupper . Kraftproduksjonsaktiviteter under Energy Systems Technology Division (ESTD), Nat Woodsen GM

inkluderer Generation Technology Systems Division (GTSD) og Combustion Turbine Operations , under Tom Campbell. Don White sendte

å drive CTO i Concordville. Driftsanleggsvirksomhet plassert under Energy Systems Services Division (ESSD), Frank Bakos, GM. Fabrikker

forbli under Pierce. Earle DuBois tildelt "Spesielle prosjekter" forblir i Concordville.

14. mai 1986 Frank Bakos, GM ESSD kunngjør omstrukturering av ESSD med sammenslåing av Power Generation og Nuclear -grupper som dekker driftsanleggsmarkedet.

Bob Ractcliffe utnevnte Director Operating Plant Projects, og rapporterte til Frank Bakos

10. oktober 1986 Brev fra Don White, Mgr. CTO, til Concordville -ansatte at CTO ble flyttet til Orlando, FL

31. mars 1987 D. ”Nick” Bartol utnevnte Mgr CT Operations, under Tom Campbell, GM Generation Technology Systems Division (GTSD), (Signert av Nat Woodson.)

April 1987 flytter CTO offisielt til Orlando, FL

7. mai 1987 Tom Campbell kunngjør GTSD -organisasjon med H. Kaczowka som Mgr. CTO. Nick Bartol heter Engineering Mgr, GTSD Orlando.

R. McIntyre, J. Borden, J. Rumancik, M. Farr, A. Scalzo rapporterer til Kaczowka

April, 1988 Power Generation Business Unit (PGBU) opprettet under VP&GM Frank i påvente av dannelse av joint venture med ABB, som aldri ble noe av.

24. juni 1988 kunngjorde H. Kaczowka omstrukturert CTO -organisasjon.

• D. Fraser - Mgr. Engine Engineering
• R. McIntyre - Mgr Marketing, inkludert Service Mktg
• K. Seliger heter Mgr Service Marketing
• K. Johnson - Mgr Strategic Programs and Customer Support
• J. Borden - Mgr. Spesielle prosjekter
• A. Scalzo - teknisk direktør
• C. DelVecchio - Operasjoner

30. september 1988 Richard (Dick) Slember VP & GM nye Energy Systems Business Unit kunngjør en omorganisering med Power Systems Division

delt i to deler: Nuclear and Advanced Technology Division (NATD), som skal ha hovedkontor i Monroeville og en annen "som for tiden er

strukturert ”for å håndtere ikke-kjernefysiske prosjektaktiviteter, inkludert forbrenningsturbinoperasjoner , som skal ha hovedkontor i Orlando.

(Merk: Organisasjonskart for CTO datert 9/88 og 12/88 viser fortsatt CTO under H. Kaczowka)

17. april 1989 Romano Salvatori, GM, Power Generation Projects Division, under Frank Bakos, VP & GM PGBU kunngjorde ny organisasjon

• D. Hamzavi - Utvikling av kraftprosjekter
• R. McIntyre - Markedsføring av kraftutstyr (STG og CTG)
• D. Johnson - Implementering av kraftprosjekter
• H. Kaczowka - Combustion Turbine Service (fratrådt)
• J. Kessinger - Teknisk og kommersiell drift
• R. Zwirn - Power Projects Investments

14. august 1989 Nick Bartol kunngjør omstrukturering av PGBU Engineering Dept.

A. Ayoob heter Mgr Combustion Turbine and Steam Systems Engineering

R. Antos, D. Entenmann, L. McClaurin rapporterer til Ayoob under Bartol

1990 -tallet

20. november 1990 F. Bakos VP & GM kunngjør omorganisering av PGBU:

• D. White - Technology Division (Engineering Department - ST og CT)
• R. Salvatori - Divisjon for kommersiell drift
• Conroy, Zwirn, Weeks, McIntyre, Steinnenbron, et al. rapporter til Salvatori
• Paul Loch - divisjon for produksjonsoperasjoner
• Howard Pierce - Strategic Operations Div (was Mfg. Mgr)

20. november 1990 R. Salvatori kunngjør utnevnelse av Randy Zwirn, GM Power Generation Projects Division (PGPD)

Lamonettin, Vargo, Johnson, Kessinger, Rumancik rapporterer til Zwirn.

7. januar 1994 F. Bakos, VP & GM kunngjør omorganisering av PGBU

• Nick Bartol - Technology Division - inkluderer CT Engineering
• Rany Zwirn - Power Projects Division
• Paul Lock - Division of Manufacturing Operations
• R. Salvatori - nestleder GM PGBU

Uker, Kessinger, Sigmund, Drehoff, J. Craig, C. Martin, M. Costa, P. Conroy rapporterer til Salvatori

Januar 1995 Randy Zwirn, nå GM Generation Systems Divisions (GSD) kunngjør ny organisasjon

31. mai 1996 Randy Zwirn, Exec. VP & COO PGBU og C. Weeks, GM GSD kunngjør ny organisasjon for GSD:

M. Costa, G. Lamonenttin, D. Aulds, K. Steinnenbron, Gaskins/Sperry (Kina), R. Nowak, M. Rees, M. Coffman, J. Rumancik, M. Farr, et al. rapportere

til Craig Weeks.

Bob Nowak, som produktlinjemarkedsføring, har CT Product Manager (M. Krush) og Advanced CT Systems (Keith Johnson)

1997 Siemens AG indikerer interesse for å kjøpe Westinghouse PGBU. Avtalen ble nådd i 1998. R. Zwirn beholder lederstillingen gjennom 2015.

Se også

• Westinghouse Aviation Gas Turbine Division

Referanser