Boletín IIE, IIE, noviembre-diciembre noviembre-diciembre del del 2001 2001 Boletín

Tendencias tecnológicas para el mejoramiento del desempeño de centrales de ciclo combinado Marino Sánchez P., Raúl Garduño R. y Rafael Chávez T.

Plan de expansión de las centrales de Tras una década de evolución se hizo evidente el generación de ciclo combinado progreso en el número creciente de diseños que ofrecen las CGCC con un sólo eje, que combinan Expansión en México la TG, la TV y el generador eléctrico en únicamente un eje. La Comisión Federal de Electricidad (CFE) está preparada para Resumen .

E

n este artículo se tratan algunos de los aspectos que han convertido a las centrales de generación de ciclo combinado (CGCC) en el modo dominante para la generación eléctrica en el mundo. En la primera parte se presenta el plan de expansión de la generación eléctrica nacional e información similar que los EE.UU. tienen para las CGCC, lo que dará una idea de la importancia y del impacto que tiene actualmente esta tecnología. Se exponen también las características principales que es necesario especificar a fin de satisfacer los requerimientos ambientales y de operación, y las tecnologías disponibles para incrementar la eficiencia global de las CGCC. Finalmente se describe la evolución de la tecnología de control para CGCC desarrollada en la Gerencia de Control e Instrumentación (GCI), así como las capacidades disponibles para apoyar al sector eléctrico en esta disciplina tecnológica.

la reestructuración, aspecto en el que impulsa a sus divisiones regionales de generación y distribución, al mismo tiempo, mantiene la red nacional de transmisión en un sistema integrado. De esta forma, la CFE avanza en la transición de un monopolio a un mercado abierto donde haya competencia entre un mayor número de participantes. La CFE también fortalece y amplía su infraestructura con la adopción de nuevas tecnologías y el impulso a la investigación y desarrollo tecnológico del sector, incorpora más calidad en sus procesos de producción disminuyendo también la afectación del medio ambiente. Por lo que la CFE se prepara para incrementar la utilización de gas en la generación de electricidad, previendo que en pocos años se pasará de un 16 % a un 60 %. El gas es actualmente la fuente que requiere de menor inversión de capital y la mas limpia para la obtención del fluido energético. La evolución mundial de los sistemas eléctricos que utilizan gas es inevitable. Pues se sabe que el costo de capital por MW invertido en una planta de gas equivale a cerca de la mitad del costo de capital en una planta convencional.

Introducción Las turbinas de gas (TG) y los ciclos combinados (CC) se han convertido en el modo dominante de la nueva generación eléctrica en los EE.UU. y en el resto del mundo. Lo anterior es atribuible al menor costo de instalación por kilowatt generado, a los programas de construcción más cortos, a bajos niveles de emisión y costos de operación competitivos. Avances recientes en las tecnologías de TG y compresores han logrado que la eficiencia térmica se aproxime al 60% para las CGCC basadas en gas. En este tipo de plantas existe una unión entre dos ciclos termodinámicos: Brayton y Rankine. La meta es usar las altas temperaturas de la turbina de combustión interna (gas) para incrementar la temperatura del fluido de trabajo (aire), mientras se usa la turbina de combustión externa para reducir la temperatura del calor de desecho. La turbina de gas puede ser vista como un ciclo Brayton, mientras que la turbina de vapor y el recuperador representan el ciclo Rankine.

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Como resultado del ambicioso programa de construcción de plantas generadoras de energía eléctrica que el gobierno mexicano inició en 1998, para el año 2001 la CFE alcanzó una capacidad instalada de generación cercana a 36 mil MW y cerca de 19 millones de clientes en todo el país. La empresa cuenta con 35 mil 635 km. de líneas de transmisión y 109 mil subestaciones de transformación en el territorio nacional. En septiembre de 2001 estaban en proceso de licitación y construcción 20 proyectos de centrales térmicas de ciclo combinado (8 y 12 respectivamente que se muestran en la Tabla 1), que representan una capacidad adicional de generación de 9 mil 208.9 MW (25.7 % más) y un monto de inversión total por 4 mil 284 millones de dólares. La meta principal de la empresa eléctrica nacional consiste en satisfacer la gran demanda de energía eléctrica que requiere el crecimiento industrial de país, principalmente mediante centrales de generación más flexibles, eficientes y rentables basadas en el uso del gas.

Expansión en los EE.UU. En revistas especializadas de los EE.UU., continuamente se publican anuncios de nuevas CGCC contratadas en forma de proyectos del mercado de energía (Power, Turbomachinery International, Gas Turbine World, etc.). Un conteo realizado recientemente indicó que más de 275 plantas de generación eléctrica basadas en la combustión de gas han sido planeadas para iniciar su operación comercial en el año 2006, además de 158 plantas que lo hicieron en el año 2000 (Singh,2001). Según la Cia. Hagler Bailly, el 30% de las principales industrias del sector de manufactura para la generación eléctrica controlan el 25% del mercado de energía, pero en una década más controlarán el 55% del mismo mercado.

Características principales de las CGCC Para maximizar los beneficios de una CGCC, ésta deberá poseer especificaciones para cumplir los modos de operación y requerimientos ambientales planeados.

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Tabla 1. Proyectos de CGCC en México. CGCC en proceso de licitación (a septiembre de 2001): No. Nombre Potencia (MW) 1 Tuxpan V (PEE) 450 2 Río Bravo IV (PEE) 558 3 La Laguna II (PEE) 450 4 Altamira V y VI (PEE) 926 5 Agua Prieta II y III (Noroeste I y II) 396.6 6 Poza Rica I 450 7 Baja California Mexicali II PEE) 220 8 Tamazunchale I, II, III, IV (PEE) 518 x 4 Suma: 5,222.6 CGCC en proceso de construcción: No. Nombre Potencia 1 Río Bravo II 495 2 Hermosillo 250 3 Saltillo 247.5 4 Bajío (E Sauz) 495 5 Tuxpan II 495 6 Monterrey III 488.9 7 Valle de México (R*) 249 8 Altamira II 495 9 Campeche II 252.4 10 El Sauz (R*) 129.7 11 El Encino (R*) 130.8 12 Naco Nogales 258 M Suma: 3,986.3

Tecnología EDF U-FENOSA EDF INTERGEN MHI IBERDROLA ABB/ALSTOM MHI TRANSALTA SIEMENS SIEMENS U-FENOSA

R* : Repotenciación PEE : Productor Externo de Energía Fuente : Coordinación de proyectos termoeléctricos de CFE

De acuerdo con las recomendaciones emitidas por Narula (1995) las características mínimas que deben ser consideradas son: • Selección de la turbina de combustión (o turbina de gas). • Selección de parámetros del ciclo de vapor.

• Tecnologías de control de contaminantes. • Diseño basado en una flecha o flechas múltiples. • Minimización del uso del agua de repuesto y maximización del uso de aguas residuales. • Alternativas para el incremento de la potencia.

Selección de la TG A diferencia de la selección de turbinas de vapor (TV), en donde los proveedores ofrecen rangos muy cercanos al valor deseado, las TG están disponibles en tamaños discretizados con rangos fijos en condiciones normalizadas (15 oC, 14.7 psia, 60 % humedad relativa). Antes de seleccionar el tipo de TG, es importante determinar claramente los objetivos y criterios económicos de los siguientes conceptos: • La potencia generada que se desea de la planta a la temperatura ambiente especificada y la altura sobre el nivel del mar. • Modo proyectado de operación de la planta (cargas intermedias, carga base o pico). • Parámetros económicos de la planta, como el valor incremental de la salida en $/ kW y la eficiencia térmica incremental en $/kJ/kWh. En general los proveedores ofrecen las TG en tres tipos diferentes, con las características de tipo general que se muestran en la Tabla 2.

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Tabla 2. Características generales de las turbinas de gas. Turbinas de gas (para aplicaciones a 60 Hz) Tipo

Potencia generada y eficiencia térmica Temperatura Ciclo abierto Ciclo combinado de combustión

Aeroderivativas

40 MW o menos. ET hasta 42%

55 a 60 MW

Convencionales

Hasta 110 MW. Baja ET

Mayor a 110 MW Aproximadamente Diseños probados con gran experiencia en 1,100 °C (2,000 °F). operación. Con mayor tolerancia a impurezas de combustible que las aeroderivativas y avanzadas.

Avanzadas (uso pesado)

165 MW ET de 38 %

250 MW ET de 58.5 %

1,200 a 1,260 °C (2,200 a 2,300 °F)

Hasta 1,290 °C (2,350°F),

Comentarios Unidades ligeras y compactas de diseño modular con mayor relación de compresión.

Mayores temperaturas de escape hacen económicamente viable la producción de vapor recalentado.

Selección de parámetros del ciclo de vapor como DLN, siglas en inglés para Dry Low La selección óptima de los parámetros de diseño del ciclo de vapor conduce a ahorros importantes durante el período de vida del CC. Por esta razón se deben tomar en cuenta: condiciones iniciales de vapor, recuperadores de calor–generadores de vapor (HRSG, por sus siglas en inglés) sencillos o de presurización múltiple, y ciclos de recalentamiento contra no-recalentamiento de vapor. Es importante conocer lo siguiente: • Para los CC la presión de vapor inicial generalmente está en el rango de 900 a 1500 psig. La mejora factible del régimen térmico (heat rate) debida a presiones mayores a 1500 psig es marginal y en muchos casos no es justificable económicamente. Esto se debe a la ausencia de calentadores regenerativos del agua de alimentación en las plantas de CC y al hecho que las TV representan solamente de un 30% a un 35 % de la salida total del CC. • La recuperación eficiente del calor del escape de la TG depende de la elevación de presión del vapor en el HRSG. La extracción de calor en una etapa de presurización simple es limitada, pues la temperatura del gas del escape que sale de la sección del evaporador del HRSG estará por debajo de la temperatura de saturación del vapor que está siendo calentado. Los HRSG sencillos son más baratos de instalar, requieren de menos espacio y generan costos menores de mantenimiento, pero proporcionan menor eficiencia al ciclo. En la mayoría de los casos se recomienda usar HRSG de tres presiones. • El recalentamiento de vapor mejora la eficiencia del ciclo porque la energía térmica es utilizada más eficientemente. Adicionalmente, el recalentamiento reduce el contenido de humedad del vapor en las etapas de la turbina de baja presión permitiendo el uso de álabes mayores en las últimas etapas sin riesgo de erosión. Según la General Electric, (1990) un ciclo recalentado tiene una eficiencia térmica superior de orden 0.7 a 0.9 % sobre un ciclo sin recalentamiento.

Tecnologías de control de contaminantes Para las CGCC que utilizan gas, las restricciones para reducir las emisiones contaminantes producidas por la combustión están enfocadas principalmente al NOx, a pesar de que el monóxido de carbono, las componentes orgánicas volátiles y el sulfuro de dióxido están siendo objeto de mayor atención. Actualmente existen tres tecnologías disponibles para el control de NOx en las TG: inyección de vapor, inyección de agua, y quemadores secos de bajo NOx (conocidos

NOx). Con los quemadores DLN sucede que al quemar gas natural es posible reducir las emisiones tanto de NOx como de CO a un nivel de 10 ppm (partes por millón), sin embargo se sufren consecuencias tales como la inestabilidad de las llamas (debido a relaciones de combustible/aire muy bajas) y las oscilaciones de presiones de la combustión, o zumbido, como es llamado por varios de los fabricantes de equipos. Las oscilaciones de presión tienen a menudo picos espectrales a una frecuencia que corresponde a la frecuencia de resonancia natural del sistema, lo que resulta en altas amplitudes destructivas (Energía Eléctrica, 1997).

Diseño basado en una flecha o múltiples flechas Tras una década de evolución se hizo evidente el progreso en el número creciente de diseños que ofrecen las CGCC con un sólo eje, que combinan la TG, la TV y el generador eléctrico en únicamente un eje. El acoplamiento de todos estos componentes en un mismo eje simplifica el diseño de la planta y de operación y puede reducir los costos iniciales. Este sistema ha estado disponible por varios años en las unidades pequeñas que no necesitan recalentamiento. Actualmente, el concepto de un sólo eje se está aplicando a las unidades grandes con recalentamiento en diferentes etapas de alta presión, presión intermedia y baja presión y todos los grandes fabricantes de TG ofrecen esta configuración.

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El precio que hay que pagar por usar el sistema de un solo eje, es la necesidad de más potencia para el arranque de la máquina y menos flexibilidad en la operación, a menos que se use un embrague sincrónico entre la TG y la TV. También este arreglo de un solo eje elimina la opción de la construcción en etapas en la cual se construye primero la planta de ciclo sencillo y luego se añade la TV para el ciclo combinado.

Minimización del uso del agua de repuesto Las CGCC requieren grandes cantidades de agua para el enfriamiento del condensador, agua de repuesto en el HRSG y otros propósitos. Debido a ello, recientemente se ha desarrollado tecnología acorde a los requerimientos ambientales (cada vez más estrictos pero necesarios), como la de condensadores enfriados por aire, o condensadores aeroderivativos, para aplicarla en lugares con requerimientos mínimos de agua, como el desierto de Arabia Saudita o el desierto del norte de México (Al Bassam et al., 1997).

Alternativas para el incremento de la potencia En una CGCC, la potencia de salida varía con la temperatura ambiente. Durante los meses de verano, una CGCC puede perder de 10 a 15 % de su potencia de salida nominal y esta reducción puede ser económicamente inaceptable para el productor. Los métodos para incrementar la potencia generada intentan cubrir toda o parte de la energía perdida por la planta durante los meses calientes. Los métodos predominantes para incrementar la potencia generada son: • Enfriamiento del aire de entrada a la TG mediante enfriadores evaporativos. • Aumento de potencia de la TG mediante inyección de vapor o agua. • Quemadores suplementarios del HRSG (quemadores posteriores).

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Tecnologías para el incremento de la eficiencia global de CGCC Las plantas de ciclo combinado logran las mayores eficiencias de todas las centrales térmicas. Entre los avances tecnológicos significativos que han llevado a las CGCC a regiones de operación más eficientes se encuentran: • Sistemas de instrumentación y control avanzado Considérese el siguiente ejemplo de un caso real: La planta de ciclo combinado de 500 MW, Duke/ Fluor Daniel,Inc. Basada en configuración dos-en-uno para turbinas de gas/turbina de vapor; incluye turbinas de gas con tecnología de clase-F y ciclo de vapor recalentado de tres-presiones. Fue diseñada para arranques y paros frecuentes (semanales) y variaciones rápidas, precisas y seguras de la potencia generada. Para lograr las características mencionadas, la CGCC requiere contar con instrumentación de campo dotada de sensores y actuadores seguros y confiables, configurables remotamente, desde la sala de control, por lo que es recomendable utilizar la tecnología Fieldbus%. Se requiere implantar estrategias de control y automatización, basadas en técnicas convencionales y modernas, que incluyan arranques y paros completamente automáticos, cuidando al mismo tiempo las velocidades críticas (para evitar vibraciones), activando protecciones para evitar sobre-temperaturas y sobre-presiones, y previniendo las inestabilidades de flujo de aire en compresores. Algunos trabajos orientados a lograr lo anterior son los publicados por Smith et al., (1995) y Sánchez y Vite, (2002). • Nuevos materiales de construcción “Avances en la tecnología de las TG en la metalurgia, los revestimientos de protección y los sistemas de enfriamiento a base de aire, han permitido el aumento de las temperaturas a la entrada de las turbinas y por consiguiente el aumento de la eficiencia total del ciclo a unos niveles estratosféricos” (Energía Eléctrica, 1997). • Uso de combustibles alternos para las turbinas de gas El uso del gas y de los combustibles líquidos predomina en las CGCC. Sin embargo los analistas consideran que la tecnología de las CGCC mantendría el dominio actual, aun en un futuro muy lejano si hubiera manera de utilizar las grandes reservas de carbón y combustibles sólidos que existen en el mundo. Mediante la gasificación de los llamados combustibles sucios (carbón y residuos líquidos o sólidos de la refinación) es posible obtener beneficios de la eficiente y ambientalmente amigable tecnología de CGCC. La habilidad para usar un amplio espectro de combustibles puede contribuir a resolver problemas de disponibilidad, lo que hace particularmente más atractiva esta forma de producción de electricidad. La primera CGCC en el mundo con tecnología de Gasificación Integrada (IGCC que significa Integrated Gasification Combined-Cycle) que utilizó carbón gasificado fue instalada por la empresa SIEMENS en Lünen, Alemania, en 1972. Otra de las primeras CGCC que utiliza carbón gasificado se instaló en Plaquemine, Louisiana, EE.UU., en 1987, por la misma empresa y más recientemente, en 1998, SIEMENS instaló la CGCC de Puertollano de 300 MW en España, que actualmente es la mayor CGCC en el mundo que utiliza la tecnología IGCC. Esta central fue financiada por la Unión Europea en el contexto del programa THERMIE; la planta de Puertollano es considerada como el enlace principal entre las plantas de demostración que emplean carbón gasificado y las aplicaciones comerciales. En los Estados Unidos el año de 1996 fue de gran importancia para la tecnología IGCC ya que se iniciaron tres proyectos importantes. Esta misma situación está ocurriendo en Italia, en donde se construyeron (1997) varios proyectos de

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IGCC. Casi todas las plantas existentes tienen asistencia financiera de los gobiernos respectivos y están clasificadas como plantas de demostración. Los proyectos italianos usan gasificación de los residuos de la refinación del petróleo para producir energía eléctrica, vapor e hidrógeno para usarse en las mismas refinerías. Este procedimiento químico es llamado trigeneración de productos y, por ser aplicable comercialmente, aumenta su potencial económico. • Evaluación del desempeño Tomando en cuenta que las turbinas de vapor utilizadas en procesos de ciclo combinado tienen configuraciones de operación drásticamente diferentes a las turbinas de vapor que operan en ciclo Rankine puro (Friedman y Bohinsky, 1999), se han realizado estudios tendientes a establecer las principales diferencias entre la determinación del desempeño de una TV de un ciclo Rankine puro en una central generadora convencional y una TV en una planta de ciclo combinado Brayton/Rankine (Siemens-Westinghouse). La tendencia a lograr mayores capacidades de generación y eficiencia de las plantas de ciclo combinado ha producido diseños termodinámicos cada vez más complejos. Consecuentemente se han obtenido avances significativos en los métodos de prueba, la instrumentación, el control y las técnicas analíticas empleadas (Schmitt, 1999) (GE Power Systems). Al considerar que las pruebas de desempeño de unidades de ciclo combinado y de sus componentes individuales no siempre pueden realizarse siguiendo fielmente las especificaciones de diseño, en pruebas de 31 turbinas de gas y numerosas turbinas de vapor de unidades de ciclo combinado realizadas de 1992 a 1999, Southern Company Services Inc. de USA encontró que algunas curvas proporcionadas por los fabricantes son incorrectas. Lo anterior sirve para justificar la necesidad de crear curvas correctas a partir del análisis de datos reales de pruebas (Campbell, 1999).

la instalación y puesta en servicio, incluyendo un nuevo tablero y la interfase-hombremáquina para la operación. Posteriormente, con la implantación del Control Coordinado, que incluyó a las TG y la TV, se aumentó el nivel de automatización de la central de ciclo combinado mejorándose la eficiencia global (Sánchez y Castelo, 1995).

Desarrollo de modelos dinámicos de CGCC Los modelos dinámicos del proceso de ciclo combinado realizados en la GCI corresponden a las turbinas de gas W501b, turbina de vapor, recuperador de calor-generador de vapor y el sistema de condensados (Delgadillo, 1996). Estos han sido utilizados como una plataforma de desarrollo de tecnología de control para CGCC, y han sido implantados en equipos industriales utilizados para el desarrollo de pruebas de simulación en tiempo real. De esta forma han sido evaluadas estrategias de control convencional y moderno (control autosintonizable, control con modelo interno, control robusto H∝, redes neuronales artificiales y lógica difusa).

Tecnología de control para CGCC en el IIE

Sistema de Control Distribuido (SCD) de la central de ciclo combinado Dos Bocas El primer proyecto en el que se realizó un sistema de control digital en tiempo real para una central de generación fue el de Desarrollo del Sistema de Control Distribuido para la central termoeléctrica de ciclo combinado Dos Bocas, Ver. (Madinaveitia y Chávez, 1991). La realización del proyecto estuvo a cargo del Departamento de Instrumentación y Control (actual Gerencia de Control e Instrumentación, GCI). Se implantaron algoritmos de control para TG [Chávez y Delgadillo, 1990], TV (Sánchez y Delgadillo,1991) y el Control Coordinado de la central de ciclo combinado (Delgadillo, 1994); también se desarrollaron modelos matemáticos dinámicos de la TG W501b y la TV de la central Dos Bocas utilizando información de los equipos proporcionada por la empresa fabricante, con la finalidad de probar los nuevos sistema de control digital de TG y TV (Delgadillo, 1996).

SCD de la Central de Ciclo Combinado Gómez Palacio Tiempo después, la GCI realizó el proyecto llamado Desarrollo del Sistema de Control Distribuido para la central termoeléctrica de ciclo combinado Gómez Palacio, Dgo. (Chávez y Díaz, 1993). En éste se consolidó el desarrollo de la tecnología de control realizada en el IIE para CGCC, ya que el sistema de control digital implantado sustituyó completamente al sistema de control analógico/digital original de Westinghouse (Sánchez et al.;Garduño et al., Madrigal et al.,1996). Este sistema fue el primero de control digital de alcance total realizado por el IIE, para él se desarrollaron algoritmos de control programados en lenguaje C, se realizaron pruebas de simulación en laboratorio y se atendió

Desarrollo de infraestructura en la GCI Influenciados por las experiencias logradas en los proyectos de contrato para CFE y con el apoyo de las herramientas desarrolladas, se han realizado los siguientes proyectos: • Aplicación de Redes Neuronales Artificiales al control supervisorio de turbinas de gas (Sánchez y Parra, 1995). • Se diseñó un controlador robusto H∝ de velocidad y potencia eléctrica de una turbina de gas W501, basado en un esquema conmutativo (Gutiérrez, 1996). • Sistemas de control avanzado para centrales de generación (Sánchez y Rudecino; Rudecino,1997). • Desarrollo de sistemas de control moderno para centrales de generación (Sánchez et al., 1999). • Desarrollo e implantación de estrategias de control moderno para turbogeneradores de gas tipo 5001 en un controlador industrial (Sánchez et al., 2000), se lograron los siguientes resultados: (1) el

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diseño completo del sistema de control digital para unidades turbogás del tipo GE5001, (2) la implantación del sistema en el controlador industrial APACS™ de Moore, y (3) la programación de los algoritmos de control difuso en el mismo controlador, la cual se realizó bajo el estándar internacional IEC-1131-3 y 7. • Desarrollo de un esquema de Control híbrido neuro-difuso retro-prealimentado para la operación en rango amplio de unidades turbogás (Garduño et al., 2001) que fue implantado en un equipo industrial SIMATIC™ S7 400 proporcionado por Siemens-México. El sistema de control fue evaluado con un equipo de pruebas basado en un modelo dinámico de la unidad turbogás.

Comercialización de tecnología de control La comercialización del sistema de control digital para unidades turbogás 5001(SCD-UT 5001) fue un proyecto que consistió en la transferencia de tecnología de control de turbinas de gas del IIE a una empresa nacional con el objetivo de colocar el prototipo del SCDUT 5001 en un nivel comercial.

Tesis desarrolladas en la Gerencia de Control e Instrumentación Los investigadores de la GCI han supervisado el desarrollo de 18 trabajos de tesis (8 de licenciatura y 10 de maestría) realizadas so-

bre el tema genérico de análisis dinámico y control de las CGCC. Los temas han sido directamente relacionados a turbinas de gas, turbinas de vapor, recuperadores de calor y sistemas de condensados de CGCC; estos trabajos han constituido un apoyo importante para la investigación y desarrollo de tecnología de control en la GCI, así como también han servido para la capacitación de personal experto en el tema.

Conclusiones La instalación de nuevas CGCC en México y el resto del mundo indica que es el modo dominante para la generación del siglo XXI. Un aspecto importantísimo es el reto de formar cuadros de profesionales de la industria de generación eléctrica capaces de apoyar al sector eléctrico a conocer la nueva tecnología, que se caracteriza por modificaciones no solamente en los equipos de proceso (turbinas de gas, turbinas de vapor, recuperadores de calor-generadores de vapor, condensadores, etc.) sino también en la instrumentación de campo, los sistemas de diagnóstico y reconfiguración de fallas (sensores y actuadores), el control de protección (lógico y analógico), el control supervisorio que genera los puntos de ajuste a los controladores y el control de regulación. La reciente tecnología de control no incluye únicamente las estrategias convencionales basadas en algoritmos PID y control secuencial, ya que presenta innovaciones implantadas en controladores lógicos, supervisores y de regulación basados en téc-

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nicas de inteligencia artificial (inteligencia computacional) los cuales también están dotados de herramientas de ayudas inteligentes a los operadores y evaluación de resultados. Mediante un trabajo sistemático de auto-capacitación y actualización realizado durante más de 10 años, la Gerencia de Control e Instrumentación dispone ahora de un grupo de profesionales de la ingeniería de control que pueden apoyar al sector eléctrico nacional a afrontar los retos mencionados anteriormente.

Agradecimientos A la Coordinación de Servicios de Información Tecnológica al IIE de la Gerencia de Información Tecnológica (GIT), por el apoyo constante proporcionado con referencias del tema de Centrales de Ciclo Combinado y Control de Turbinas de Gas. También a la coordinación de proyectos termoeléctricos de CFE, y a la Gerencia de Ingeniería Eléctrica de la Subdirección de Generación de CFE, por el soporte técnico proporcionado para la elaboración de este artículo. Marino Sánchez Parra Ingeniero en Comunicaciones y Electrónica egresado del Instituto Politécnico Nacional (1972) y maestro en Ingeniería por la UNAM (1985) en la especialidad de control. Trabajó como profesor titular en la UPIICSA y la ESIME del IPN; fue profesor de asignatura en la UNAM y desde 1991 en el CENIDET-SEP. A partir de 1988 labora en el IIE, en la Gerencia de Control e Instrumentación, como investigador y jefe de proyecto. Se ha especializado en el desarrollo de sistemas de control y automatización para centrales de generación de ciclo

combinado y para turbinas de gas. Sus áreas de interés incluyen los sistemas de control avanzado y control inteligente de procesos industriales. Ha publicado más de 30 artículos en congresos nacionales e internacionales. Es Senior Member del IEEE y de la ISA. [email protected]

Raúl Garduño Ramírez Ingeniero Electricista del Instituto Politécnico Nacional (1985), maestro en Ciencias en Ingeniería Eléctrica del Centro de Investigación y de Estudios Avanzados del IPN (1987) y doctor en Filosofía en Ingeniería Eléctrica de la Universidad Estatal de Pensilvania (2000). Durante 1986 realizó una estancia en el Laboratorio Nacional de Ingeniería Mecánica, Japón, desarrollando sistemas de control experto para robots industriales. Desde 1987 ha laborado en el IIE como investigador y jefe de proyecto en los departamentos de Simulación, Supervisión de Procesos, e Instrumentación y Control, desarrollando sistemas de control para centrales generadoras. Ha dirigido nueve tesis de licenciatura, maestría y doctorado; publicado más de treinta artículos en revistas y congresos internacionales y dos capítulos de libros. Es miembro del IEEE, ISA e investigador nacional por el SNI desde 1989. [email protected]

Rafael Chávez Trujillo Ingeniero mecánico electricista egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM (1965). Realizó estudios de especialización en el área de control automático en la Universidad de Nantes, Francia. En 1984 se incorporó al IIE en el entonces Departamento de Instrumentación y Control. De 1992 a 1996 ocupó el cargo de jefe de Departamento y desde entonces y a la fecha el de Gerente de Control e Instrumentación. Es miembro senior vitalicio de la Sociedad de Instrumentación, Sistemas y Automatización (ISA). [email protected]

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Instituto de Investigaciones Eléctricas

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