I PORTADA DE TESIS · 2020. 7. 7. · En este trabajo de tesis se presenta el diseño, programación y evaluación de algoritmos ... Arranque de la turbina de gas 17 2.3.4. Regulación

S.E.P. S.E.I.T D.G.I.T

CENTRO NACIONAL DE INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO TECNOLÓGICO

cenidet

"DISEÑO Y EVALUACIÓN DE UN CONTROLADOR DE COMBUSTIBLE PARA UNIDADES TURBOGÁS

EMPLEANDO GAS Y DIESEL "

T E S I S PARA OBTENER EL GRADO DE MAESTRO EN CIENCIAS EN INGENIERÍA MECATRÓNICA P R E S E N T A: :JOEJOEJOEJJKJKKK

ING. REYNA SALAS BARRERA

DIRECTOR DE TESIS:

M.I. MARINO SÁNCHEZ PARRA

CUERNAVACA, MOR. DICIEMBRE DEL 2004

Dedicatoria

Con cariño a mis padres:

Fausta Barrera Sánchez y Quintil Salas Rauda Por su cariño y apoyo que siempre me han

brindado

A Dios: Que me ha permitido lograr una un objetivo

más en mi vida

Agradecimientos

A Dios, por darme la oportunidad de seguir viviendo y disfrutar de momentos como este, no importando lo difíciles que estos sean. A mis padres, por su amor y sacrificio, por la dedicación que me tuvieron cuando más los necesitaba. A todos mis seres queridos, que me alentaron en los momentos más difíciles del camino para seguir adelante. A mi asesor, M.I. Marino Sánchez Parra, por la confianza que me brindó para trabajar en este proyecto a su lado, por su apoyo incontable y la paciencia que mostró día a día para el desarrollo de mi tesis. Al Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico (CENIDET), a mis profesores por su ejemplo de amor y pasión por su trabajo, en especial al Dr. Rigoberto Longoria, al M.C. Pedro Rafael Mendoza y al M.C. José Luis Gonzalez Rubio por las valiosas observaciones sobre la tesis y por todo el apoyo que me brindaron. Al Instituto de investigaciones Eléctricas y a la Gerencia de Instrumentación y Control, por permitirme realizar mi estancia para el desarrollo de mi tesis. Al Colegio de Estudios Científicos y Tecnológicos del Estado de Michoacán (CECYTEM) por haberme permitido superarme una vez más en el ámbito profesional. Al Consejo del Sistema Nacional de Educación Tecnológica (COSNET), por su colaboración siempre presente para el desarrollo de la maestría, durante mi estancia en CENIDET.

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RESUMEN En este trabajo de tesis se presenta el diseño, programación y evaluación de algoritmos de control basados en lógica difusa para la regulación de velocidad y la generación de potencia eléctrica, así como la transferencia de combustible en Unidades Turbogás tipo frame 5 1. La primera parte del desarrollo trata sobre un proceso de reingeniería de software aplicado al sistema de control de combustible de las Unidades Turbogás de tipo frame 5, y la mejora en el desempeño de la Unidad Turbogás, incorporando un controlador supervisorio de temperatura y un controlador de potencia eléctrica por control de temperatura. Se obtiene en esta etapa un sistema programático modularizado, basado en el diseño estructurado y un módulo de control que permite que la Unidad Turbogás opere eficientemente sin exceder sus límites de temperatura. El producto de esta etapa del desarrollo de la tesis es el simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5 (SIMUT F-5). La segunda etapa de desarrollo fue la mejora del controlador de velocidad y del controlador de potencia eléctrica de la Unidad Turbogás. Cuando se controla una Unidad Turbogás, deben tomarse en cuenta varias etapas de operación tales como el arranque, la sincronización con la red eléctrica, así como la generación de potencia eléctrica. En el esquema del control de velocidad-potencia eléctrica de la Unidad Turbogás, se sustituyeron completamente los dos controladores convencionales para velocidad y potencia eléctrica, por dos controladores lógicos difusos de velocidad (para combustible gas y diesel) y un controlador lógico difuso de potencia eléctrica, respectivamente. Los controladores lógicos difusos utilizan como entradas el error y la derivada del error y como salida la señal de control a la válvula de combustible. De esta forma, un controlador lógico difuso provee un algoritmo que puede convertir una estrategia de control lingüístico (basado en conocimiento experto), en una estrategia de control automático. Los controladores lógicos difusos fueron validados mediante el desarrollo de pruebas funcionales en una estructura de simulación de un modelo matemático no lineal para una Unidad Turbogás. Estas pruebas de simulación realizadas para la evaluación de la regulación de velocidad y generación de potencia eléctrica dieron resultados satisfactorios, presentando un mejor seguimiento de las referencias en cada etapa de la operación de la Unidad Turbogás. Por ello, los controladores lógicos difusos propuestos presentan un mejor desempeño en comparación al sistema convencional.

1 Las Unidades Turbogás se clasifican de acuerdo a sus características de trabajo: velocidad, la potencia eléctrica generada, temperatura de encendido, temperatura de los gases de escape entre otras características. Las tipo frame 5 operan a 5100 rpm, de 14 a 27 MW, temperaturas de encendido de 921 a 986 y temperatura de gases de escape entre 491°C y 524°C.

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ABSTRACT Design, programming and evaluation of control algorithms based on fuzzy logic for speed control and the generation of electrical power as well as the fuel transference in frame 5 Gas Turbine1 are presented in this thesis. The first stage of the development is about a software re-engineering process applied to the frame 5 Gas Turbine fuel control system and the Gas Turbine performance improvement. A temperature supervisor controller and an electrical power controller by temperature are incorporated. In this part a modular programmatic system based on structured design and a control module are obtained. The Control module allows an efficient operation of the gas turbine without cross temperature limits. The modular programmatic system and the control module integrated into the frame 5 Gas Turbine Simulator are the developed product in this thesis stage. The improvement of the gas turbine speed controller and the electrical power controller were the second stage of development. In gas turbine control, several operation stages must be considered such as: gas turbine startup, main electric synchronization, and the electrical power generation. In the gas turbine speed-power control scheme, the speed and electrical power conventional controllers were replaced by two speed fuzzy logic controllers (for gas and diesel fuel) and two electrical power fuzzy logic controllers respectively. Fuzzy logic controllers use the error and error derivative as inputs, and the fuel valve control signal as output. In this way a fuzzy logic controller provides an algorithm which can convert a linguistic control strategy based on expert knowledge into an automatic control strategy. Fuzzy logic controllers were validated by means of functional tests in a simulation structure of gas turbine of a nonlinear mathematical model. The results of speed regulation and power generation simulation tests were successful, these present better tracking references in each gas turbine operation region. For that reason, the proposed fuzzy logic controllers present a better performance in comparison to the conventional system.

1 Gas turbines are classified according to their work features: speed, electric power generation, ignition temperature, exhaust gas temperature, etc. Frame 5 operates to 5100 rpm, 14 to 27 MW, 921 to 986 °C of ignition temperature and 491 to 524°C of exhaust gas temperature.

Contenido

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CONTENIDO Sección Página RESUMEN i ABSTRACT ii TABLA DE CONTENIDO iii LISTA DE FIGURAS vi LISTA DE TABLAS ix ABREVIATURAS Y ACRÓNIMOS x SIMBOLOGÍA xii Capítulo 1: INTRODUCCIÓN 1 1.1 ANTECEDENTES 1 1.2 NECESIDADES TECNOLÓGICAS 3 1.3 OBJETIVOS 4

1.3.1 Objetivo General 4 1.3.1.1 Objetivos Particulares 4

1.4 ALCANCE 4 1.5 JUSTIFICACIÓN 5 1.6 PRODUCTO FINAL 5 1.7 ORGANIZACIÓN DE LA TESIS 5 Capítulo 2: UNIDAD TURBOGÁS 7 2.1 INTRODUCCIÓN 7 2.2. DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LA UNIDAD TURBOGÁS 8

2.2.1. Compresor axial 8 2.2.2. Cámara de combustión 10 2.2.3. Turbina de flujo axial 12 2.2.4. Generador eléctrico 13 2.2.5. Equipos auxiliares 14 2.2.6. Sistema de combustible 14

2.3. OPERACIÓN FUNCIONAL DE LA UNIDAD TURBOGÁS 15 2.3.1. Aportación de combustible 16 2.3.2. Sistema de ignición 16 2.3.3. Arranque de la turbina de gas 17 2.3.4. Regulación de la potencia 19

2.3.6.1 Regulación por MW 19 2.3.6.2 Regulación por temperatura 19

2.4. MODELO 20

Contenido

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Sección Página Capítulo 3: CONTROLADOR DE COMBUSTIBLE PARA UNIDADES TURBOGÁS 22 3.1 INTRODUCCIÓN 22 3.2 REQUERIMIENTOS GENERALES DEL CONTROLADOR DE COMBUSTIBLE 22

3.2.1 Control de secuencia 23 3.2.2 Control de protecciones 24 3.2.3 Controlador de temperatura 24 3.2.4 Control de combustible 24

3.3 ESTRATEGIAS DEL CONTROL DE COMBUSTIBLE DUAL PARA UNIDADES TURBOGAS 25

3.3.1 El controlador de los álabes guía 27 3.3.2 Controlador de velocidad 27 3.3.3 Control de temperatura 28 3.3.4 Control de generación de potencia eléctrica (MW) 30 3.3.5 Controlador de generación por temperatura 30

3.4 TRANSFERENCIA DE COMBUSTIBLE 31 Capítulo 4: ESPECIFICACIONES DEL CONTROLADOR LÓGICO DIFUSO (CLD) 32 4.1 INTRODUCCIÓN 32 4.2. DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DEL CONTROLADOR LÓGICO DIFUSO 32

4.2.1 Variables lingüísticas 33 4.2.2 Valores lingüísticos 33 4.2.3 Normalización del universo de discurso 34 4.2.4 Fuzificación 34 4.2.4 Funciones de membresía 35 4.2.5 Base de reglas 35 4.2.6 Método de inferencia 36 4.2.7 Desfuzificación 37

Capítulo 5: PRUEBAS DE SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS 38 5.1. INTRODUCCIÓN 38 5.2. AMBIENTE DE PRUEBAS 38 5.3. PRUEBAS AL CONTROL CONVENCIONAL (CC) Y AL CONTROL LÓGICO

DIFUSO (CLD) 39 5.3.1. Regulación de velocidad 40 5.3.1.1. Análisis de prueba en función del error calculado 43 5.3.2. Regulación de potencia eléctrica por MW: Subir carga 44 5.3.2.1. Análisis de la prueba en función del error calculado 48

Contenido

v

Sección Página 5.3.3. Regulación de potencia eléctrica por MW: Bajar carga 51 5.3.3.1. Análisis de la prueba en función del error calculado 53 5.3.4. Regulación de potencia eléctrica por temperatura 55 5.3.5. Transferencia de combustible 55

5.4. EVALUACIÓN GLOBAL MEDIANTE ÍNDICES DE DESEMPEÑO 58 Capítulo 6: CONCLUSIONES 68 6.1. PRODUCTO 68 6.2. APORTACIONES 68 6.3. CONCLUSIONES 69 6.3. SUGERENCIAS PARA TRABAJOS FUTUROS 70 Referencias 71 Apéndice A: LÓGICA DIFUSA 73 Apéndice B: Valores lingüísticos para la variable de salida de cada controlador 77 Apéndice C: Simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5 80 Apéndice D: Artículo enviado a la Asociación de México de Control Automático (AMCA) 90

Lista de Figuras

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LISTA DE FIGURAS Figuras Página Capítulo 2: 2.1. Esquema de la Unidad Turbogás 8 2.2. Compresor axial 9 2.3. Mapa de funcionamiento de un compresor axial 10 2.4. Sección típica de un combustor tubular 11 2.5. Generador trifásico elemental 13 2.6. Ciclo Brayton 15 2.7. Atomizador centrífugo 16 2.8. Secuencia de arranque 17 2.9. Representación esquemática del modelo de la UTG tipo frame 5 20 Capítulo 3: 3.1. Diagrama simplificado del control de combustible de la UTG tipo frame 5 25 3.2. Componentes de control de la UTG 26 3.3. Estrategia de control de velocidad y potencia 27 3.4. Diagrama funcional de la protección por temperatura de los gases de escape 28

3.5. Límite de temperatura de los gases de escape durante el arranque 29 3.6. Límite de temperatura de los gases de escape durante el proceso de carga (desde la carga mínima hasta la carga máxima) 29 3.7. Diagrama funcional del control de generación por temperatura de los gases de

escape 31 Capítulo 4: 4.1. Diagrama de flujo del algoritmo para el cálculo del grado de pertenencia 34 4.2. Funciones de pertenencia de las entradas 35 4.3. Inferencia difusa de tipo Sugeno 36 4.4. Diagrama de flujo del algoritmo de desfuzificación 37

Lista de Figuras

vii

Figuras Página Capítulo 5: 5.1. Etapa de arranque y sincronización de la UTG 41 5.2. Etapa de arranque y sincronización de la UTG en CC_PID contra CLD_VEL,

utilizando combustible gas 42 5.3. Etapa de arranque y sincronización de la UTG en CC_PID contra CLD_VEL,

utilizando combustible diesel 42 5.4. Error de velocidad del CC_PID contra CLD_VEL, operando con combustible gas 43 5.5. Error de velocidad del CC_PID contra CLD_VEL, operando con combustible diesel 43 5.6. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir carga,

utilizando combustible gas 45 5.7. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir carga,

utilizando combustible diesel 45 5.8. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir carga,

utilizando combustible gas (sección ampliada) 46 5.9. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir carga,

empleando combustible diesel (sección ampliada) 46 5.10. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir a carga base,

empleando combustible gas 47 5.11. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir a carga base,

empleando combustible diesel 48 5.12. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Subir carga,

utilizando combustible gas 49 5.13. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Subir carga,

utilizando combustible diesel 49 5.14. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE:

Subir a carga base, utilizando combustible gas 50 5.15. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE:

Subir a carga base, utilizando combustible diesel 50 5.16. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga,

empleando combustible gas 51 5.17. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga,

empleando combustible diesel 52 5.18. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga,

empleando combustible gas (sección ampliada) 52 5.19. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga,

usando combustible diesel (sección ampliada) 53 5.20. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Bajar carga,

usando combustible gas 54 5.21. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Bajar carga,

empleando diesel 54 5.22. Generación de potencia eléctrica empleando combustible Gas 55 5.23. Generación de potencia eléctrica empleando combustible Diesel 56 5.24. Transferencia de combustible diesel a combustible gas 57 5.24. Transferencia de combustible gas a combustible diesel 57 5.26. IAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con gas 59 5.27. IAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con diesel 59 5.28. ITAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con gas 60

Lista de Figuras

viii

Figuras Página 5.29. ITAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con diesel 60 5.30. Gráfica del IAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG 61 5.31. Gráfica del ITAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG 61 5.32. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW,

operando con gas 62 5.33. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW,

operando con diesel 62 5.34. ITAE para la prueba de generación PE en el modo de control por MW,

operando con gas 63 5.35. ITAE para la prueba de generación PE en el modo de control por MW,

operando con diesel 63 5.36. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW:

Subir a carga base operando con combustible gas 64 5.37. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW:

Subir a carga base operando con combustible diesel 64 5.38. ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW:

Subir a carga base operando con combustible gas 65 5.39. ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW:

Subir a carga base operando con combustible diesel 65 5.40. Gráfica del IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control

por MW 66 5.41. Gráfica del ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control

por MW 66 5.42. Gráfica del IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control

por MW: subir a carga base 67 5.43. Gráfica del ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: subir

a carga base 67 Apéndice A: A.1. Arquitectura de un controlador basado en lógica difusa 74 Apéndice C: C.1. Simulador de laboratorio 80 C.2. Simulador actual 81 C.3. Arquitectura del simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5 82 C.4. Arquitectura funcional del SIMUTG-Frame 5 82 C.5. Panel Principal 84 C.6. Panel de Operación 84 C.7. Panel de Controladores 85 C.8. Panel de Operación de la UTG 86 C.9. Panel del Sistema de Combustible 86 C.10. Panel de tendencias Velocidad/Potencia/Aperturas 87 C.11. Panel de tendencias Temperatura/Presiones/Flujos 88 C.12. Panel de desplegado numérico del modelo y del control de la UTG 88 C.13. Panel del graficador de variables 89

Lista de tablas

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LISTA DE TABLAS Tabla Página 2.1 Datos de operación de la UTG tipo frame 5 21 4.1 Universo de discurso del CLD_VEL empleando combustible gas 33 4.2 Universo de discurso del CLD_VEL empleando combustible diesel 33 4.3 Universo de discurso del CLD_PE empleando combustible diesel 33 4.4. Normalización del universo de discurso de los CLDs 34 5.1. Pruebas aplicadas al SIMUT F-5 40 5.2. Prueba del control de MW para subir la carga 44 5.3. Prueba del control de MW para bajar carga 51

Simbología

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SÍMBOLOGÍA

>

Selector alto

<

Selector bajo

)(xf

Función

Sumador

Proceso matemático

Abreviaturas y acrónimos

x

ABREVIATURAS Y ACRÓNIMOS Abreviatura Descripción %_15L Relé para bajar velocidad %_15R Relé para subir velocidad %_25Z1 Relé auxiliar para sincronización automática %_70L Relé para bajar punto de ajuste digital %_70R Relé para subir punto de ajuste digital %_72DSX2 Contactor del arrancador del motor de arranque atm Atmósferas, unidad de medida de presión At Apertura de los álabes guía c.a. Corriente alterna C.C. Corriente continua CC Control convencional CC_PI Controlador convencional proporcional + integral CC_PID Controlador convencional proporcional + integral + derivativo CCC Central de Ciclo Combinado CLD_PE Controlador lógico difuso de potencia eléctrica CLD_VEL Controlador lógico difuso de velocidad CLDs Controladores lógicos difusos Ecomp Energía del compresor Gaic Flujo de aire de entrada al compresor Gasc Flujo de aire de salida del compresor GCI Gerencia de Control e Instrumentación Gctg Flujo de combustible gas hacia los quemadores GDM Grado de Membresía o pertenencia GPE Generación de potencia eléctrica Gqclt Flujo de combustible diesel a quemadores IGV Álabes guía de entrada IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas IHM Interfaz Hombre-Máquina OMEGA0 Velocidad de arranque de la UTG K Constante P Presión Pcct Presión en la cámara de combustión PE Potencia eléctrica PI Proporcional + Integral PID Proporcional + Integral + Derivativo Pj Presión de entrada al compresión Q Calor aplicado

cη Eficiencia del compresor SCD-GP Sistema de control digital Gómez Palacio SIMUF F-5 Simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5 Tgcc Temperatura de los gases en la cámara de combustión Tgst Temperatura de los gases de escape UTG Unidad Turbogás UTG GE-5001 Unidad Turbogás General Electric 5001 VCG Válvula de control de combustible gas VDSV Válvula de disparo por sobrevelocidad

Abreviaturas y acrónimos

xi

Wet Energía eléctrica producida Wft Trabajo de fricción del sistema compresor-turbina Wmt Trabajo del motor de arranque Wt Fricción de la Unidad Turbogás x0 Entrada Xcgt Apertura de la válvula de combustible gas a quemadores Xclt Apertura de la válvula de combustible diesel a quemadores Xsang Apertura de la válvula de sangrado y0 Entrada

Capítulo 1 Introducción

1

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN Este capítulo brinda un panorama general del contenido de la tesis. En la sección 1.1 se describe el contexto en el que se lleva a cabo el trabajo de investigación, enunciando los antecedentes directos que le dieron origen. En la sección 1.2 se identifica el problema tecnológico a resolver, el cual consiste en desarrollar un controlador PID que emplea técnicas inteligentes para mejorar el desempeño de la UTG. Se indican además las condiciones y restricciones más relevantes a ser tomadas en cuenta para su solución. En la sección 1.3 se establece el objetivo del proyecto de investigación y en la sección 1.4 el alcance de esta investigación, con lo que se indica la dirección del trabajo y la profundidad con la que se realizará. En la sección 1.5 se presenta la justificación tecnológica de la tesis. En la sección 1.6 se describe el producto obtenido, el cual es un simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5. Finalmente, en la sección 1.7 se describe la organización de la tesis, la cual es indicativa de la metodología empleada en este trabajo de investigación. 1.1 ANTECEDENTES Desde el inicio de su desarrollo práctico a principios de 1940, las turbinas de gas han sido máquina motrices básicas de la industria moderna, tanto para la generación de energía eléctrica como en otras aplicaciones. Por otra parte, la industria productora de turbinas de gas representa un núcleo avanzado dentro de las industrias mecánicas en cuanto al estado de su tecnología, diseño, materiales y fabricación. La utilización de la turbina de gas se debe a su simplicidad operativa, su relación potencia-peso y su eficiencia, lo que ha permitido rápidos desarrollos de varios campos como el del transporte marítimo donde ha desplazado en forma significativa a los grandes motores diesel; en el transporte aéreo donde prácticamente no tiene competencia; y en la generación de energía eléctrica donde forma parte importante de la producción nacional y mundial. En la industria, la aplicación de las turbinas de gas está muy extendida, por ejemplo existen aplicaciones como impulsores de bombas, compresores y generadores (comúnmente llamadas turbomáquinas) en la industria de refinación, química, petroquímica, azúcar, papel y celulosa, además de plantas metalúrgicas y siderúrgicas. Una tendencia tecnológica de creciente aceptación internacional durante la segunda mitad de la década de 1990 y el nuevo milenio es la generación de energía eléctrica basada en


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Centrales de Ciclo Combinado y de Cogeneración para aumentar la rentabilidad en la transformación de energía eléctrica. Las Centrales de Ciclo Combinado basadas en Unidades Turbogás se están convirtiendo en el modo dominante de la generación de energía, 82.75% de la capacidad instalada. Esto es atribuible al menor costo de instalación por kilowatt generado, programas de construcción más cortos, bajos niveles de emisión de contaminantes, costos de operación competitivos y mejores eficiencias térmicas de las unidades [Sánchez, et al, 2001]. En el marco de la política del gobierno Mexicano Federal, la Secretaría de Energía informó la prospectiva para la generación eléctrica para el período 2001-2010, en la cual se indican los proyectos de construcción, adjudicación, licitación y concurso de nuevas plantas de generación, entre las que destacan las Centrales de Ciclo Combinado las cuales contienen a las Unidades Turbogás [SENER, 2001]. Debido a lo anterior, los requerimientos de confiabilidad de las Unidades Turbogás para entrar en servicio sin falla cuando se necesitan, se han incrementado notablemente. La realización frecuente de arranque, sincronizaciones, tomas de carga y paros de manera exitosa y en forma automática depende fuertemente de las capacidades del sistema de control. Los sistemas de control actuales para Unidades Turbogás contienen lazos de control de velocidad retroalimentados de una entrada y una salida basados en algoritmos de control convencional de tipo PID o PI, implementados con tecnología analógica o digital. La Gerencia de Control e Instrumentación (GCI) del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), tiene una línea de desarrollo de tecnología de control para unidades generadoras. En los últimos años se han desarrollado y puesto en servicio varios sistemas de control. Se cuenta con una plataforma de tipo industrial para el desarrollo experimental de sistemas de control avanzado para Unidades Turbogás [Sánchez, et al, 2002]. La actual demanda de energía eléctrica obliga al sector eléctrico del país a estar en una búsqueda constante de métodos y sistemas que entre otros objetivos mejoren la operación de centrales generadoras. Como parte de su misión, el IIE promueve y apoya la investigación aplicada y el desarrollo tecnológico a fin de mejorar la seguridad, disponibilidad, confiabilidad, eficiencia y durabilidad de las unidades en las centrales generadoras. Uno de los principales cursos de acción ha sido el desarrollo e implementación de sistemas digitales de información y control para elevar los niveles de automatización en la operación de centrales generadoras de energía eléctrica. La Gerencia de Control e Instrumentación del IIE, se ha dedicado al desarrollo de proyectos de modernización de sistemas de control en Centrales Generadoras en los que destacan los Sistemas de Control Distribuido de las Centrales de Ciclo Combinado de Dos Bocas Ver; (SCD-DB) [Delgadillo, et al, 1990] y Gómez Palacio Dgo.; (SCD-GP) [Díaz, et al, 1993]. La realización de estos proyectos fue motivada principalmente por los excesivos problemas de operación y mantenimiento causados por el envejecimiento de componentes y la carencia de partes de repuesto [Chávez, et al, 1995]. Los sistemas desarrollados constituyen eventos pioneros en México en cuanto a la creación de tecnología de sistemas de control para procesos de gran escala; especialmente el SCD-GP que es un sistema completamente digital de alcance total y de gran impacto económico para una de las zonas industriales más importantes y estratégicas del norte del país. Durante el desarrollo e implantación del SCD-


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GP, se detectaron varias necesidades y oportunidades de desarrollo tecnológico. Entre las más importantes y apremiantes se tienen el mejoramiento de las estrategias de control de potencia, velocidad y temperatura de las Unidades Turbogás [Garduño, et al, 1995]. En 1997 se inició el desarrollo de controladores difusos para Unidades Turbogás en el IIE, en donde se rediseñó la programación del sistema de control de las Unidades Turbogás del SCD-GP y se incorporó un controlador difuso de velocidad en tiempo real para el arranque de la UTG [García, 1997] [García, et al, 1997]. Posteriormente, este trabajo fue continuado y extendido para abarcar el control de potencia generada [Pat, et al, 1999] [Ramírez, 1996]. En ambos casos los resultados obtenidos fueron exitosos y constituyen una base sólida para la aplicación de controladores difusos a una UTG real. Sin embargo, desde un principio fue patente la dificultad para obtener la base de reglas y los parámetros de los diversos elementos del sistema de inferencia difuso, se inició el desarrollo de un sistema de sintonización basado en redes neuronales, el cual primeramente se aplicó a controladores PI convencionales [Pat, et al, 1999], y en una segunda etapa la sintonización de un controlador difuso [Sánchez, et al, 1999]. Un enfoque de este último trabajo consistió en desarrollar un sistema que proporcionara los parámetros que definen las variables lingüísticas del controlador usando un algoritmo de aprendizaje de redes neuronales. El conjunto formado por la red neuronal y el sistema difuso del controlador es un sistema de tipo cooperativo en donde ambos componentes son aplicaciones independientes; la red neuronal le comunica los resultados del aprendizaje al sistema difuso. Como trabajo de investigación más reciente se encuentra [Carretero, 2002] el cual desarrolló un controlador prealimentado neurodifuso tipo ANFIS para una UTG, y [Villagrán, 2003] cuyo trabajo consistió en el desarrollo de un controlador híbrido neurodifuso tipo PI para una UTG. Con los resultados obtenidos hasta la fecha, aún no se cuenta con un método de sintonización práctico y confiable que facilite la aplicación real de los controladores difusos. La solución de este problema es un tópico de investigación de gran interés que se justifica por los beneficios técnicos y económicos que se obtendrían con su solución. 1.2 NECESIDADES TECNOLÓGICAS Las UTG se caracterizan por operar a temperaturas y velocidades relativamente más altas que las de cualquier otro tipo de unidades, lo cual se traduce en mayores y más estrictos requerimientos para el sistemas de control, a fin de obtener una operación segura y rentable. Actualmente, los sistemas de control de UTG están basados en algoritmos de control convencional del tipo PI (Proporcional + Integral) y PID (Proporcional + Integral + Derivativo). La idoneidad de este tipo de controladores para tareas de regulación ha sido ampliamente probada. Sin embargo, su uso para el control de velocidad durante el arranque, o para el control de potencia, en todo el rango de generación de una UTG, plantea serios cuestionamientos, ya que el desempeño de la unidad puede ser afectado adversamente debido a la no linealidad de la dinámica del proceso, la cual cambia conforme al punto de operación. Por esta razón, es necesario contar con controladores más eficientes que


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proporcionen más recursos de desempeño para el seguimiento y rechazo a perturbaciones, para los cuales el control convencional tiene menor desempeño. Debido al éxito que han tenido en otras aplicaciones industriales, se propuso el empleo de técnicas basadas en lógica difusa para el control de velocidad de la UTG, con lo cual se podrían superar algunas desventajas del control convencional y lograr satisfacer requerimientos más sofisticados que con el control convencional. 1.3 OBJETIVOS 1.3.1 Objetivo General Esta investigación pretende mejorar la regulación de velocidad y la eficiencia durante la generación de potencia eléctrica de turbogeneradores o Unidades Turbogás que utilicen como combustibles gas natural y diesel, que hasta el momento han sido manipulados con controladores de tipo PID empleando para este fin el control inteligente basado en adquisición de conocimiento. 1.3.1.1 Objetivos Particulares

1. Implementar un controlador de combustible adecuado para las condiciones de aceleración, sincronización y generación de potencia, incluyendo perturbaciones y no linealidades que se presentan durante la operación en rango completo.

2. Definir y aplicar un procedimiento para lograr la correcta sintonización del

controlador de combustible basado en la adquisición de conocimiento, para la regulación de velocidad y la regulación de potencia eléctrica.

3. Comparar los resultados con la regulación de velocidad y generación de

potencia eléctrica, logrados empleando controladores PID. 1.4 ALCANCE Formular, realizar y evaluar la estrategia de control de combustión dual (gas y diesel) para turbinas de gas basada en técnicas de control clásico de tipo PI y de control inteligente basado en adquisición de conocimientos, susceptibles de ser implantadas en otros equipos digitales modernos. La investigación cubre el control de velocidad y el control de generación de potencia del turbogenerador para dos tipos de combustible: gas natural y diesel. También incluye el control de transferencia de los tipos de combustibles: de gas natural a diesel y viceversa, durante la operación.


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1.5 JUSTIFICACIÓN Uno de los aspectos de central importancia relacionado con la operación de las turbinas de gas, es lo referente a los combustibles utilizados, los cuales principalmente son gas natural y diesel. El empleo de gas natural para la combustión es deseable ya que no genera contaminación con derivados de azufre y requiere menos mantenimiento. Sin embargo, por razones de comercialización y ante un enorme incremento de la demanda de gas natural, es necesario disponer de la capacidad de operar empleando combustible diesel. Además la normatividad internacional referente al control de emisiones, con la finalidad de proteger el medio ambiente de la contaminación, es cada día más estricta. Sin embargo, ante la creciente demanda de energía eléctrica, la política energética en México tiende a fortalecer la capacidad de generación eléctrica basada en ambos tipos de combustible a fin de garantizar la continuidad de la generación de potencia eléctrica para los consumidores. 1.6 PRODUCTO FINAL El producto final obtenido es un Simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5 (SIMUT F-5), implantado en una computadora personal con un ambiente de interfaz gráfica de tipo industrial, para el control de regulación de velocidad y generación de potencia eléctrica, así como para el análisis de las principales variables que intervienen en una Unidad Turbogás. 1.7 ORGANIZACIÓN DE LA TESIS Este documento de tesis está constituido por seis capítulos, los cuales se describen a continuación: El Capítulo 1 presenta una panorámica general del trabajo de tesis, la cual incluye una descripción del contexto de investigación, el problema tecnológico a resolver, el objetivo y alcance de la investigación, así como una descripción breve del producto obtenido. En el Capítulo 2 se presenta una breve reseña histórica de la UTG, se mencionan algunos campos de aplicación y se explica en forma resumida los principios de operación de la UTG, así como las partes principales que la componen. En el Capítulo 3 se explican los requerimientos de un controlador de combustible. Se explican las funciones básicas que involucran el sistema de combustible, así como la descripción de las tareas fundamentales que realizan. Se presenta la problemática del sistema de control para las Unidades Turbogás, específicamente en la regulación de velocidad y generación de potencia eléctrica. En el Capítulo 4 se muestran los esquemas de los controladores lógicos difusos de velocidad y de carga, así como su diseño y especificación.


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En el Capítulo 5 se muestran los resultados de la evaluación de los Controladores Lógicos Difusos. Se presentan las pruebas realizadas para evaluar la factibilidad y el desempeño de los controladores con el modelo de la UTG tipo frame 5. También se presentan las pruebas a los controles de velocidad y potencia eléctrica con el modelo de la UTG GE-5001 y las pruebas de optimización del desempeño. Finalmente, en el Capítulo 6 se presentan las conclusiones del trabajo de investigación realizado. Se enumeran las contribuciones efectuadas y finalmente se proporciona un conjunto de sugerencias para trabajos de investigación futuros.

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CAPÍTULO 2

UNIDAD TURBOGÁS

2.1 INTRODUCCIÓN En la actualidad la Unidad Turbogás se utiliza ampliamente, pues es capaz de desarrollar muy elevadas potencias, aunque sin obtenerse rendimientos muy elevados, siendo del orden del 30% como valores máximos. La primera patente de una Unidad Turbogás la obtuvo John Barber en 1791, pero no fue hasta el año 1900 cuando se construyó la primera Unidad Turbogás que funcionó realmente y que fue diseñada en Francia por Stolze, aunque los resultados obtenidos fueron decepcionantes. La aportación de diversos científicos, como Frank Whittle, permitió que en 1939 se construyese el primer avión del mundo propulsado por una Unidad Turbogás, el avión alemán He 178, año en el que también se implementó la primera Unidad Turbogás para la generación de energía eléctrica [Bathie, 2000]. Durante la segunda guerra mundial se constató la idoneidad de las Unidad Turbogás para propulsión a reacción, aunque el incipiente grado de desarrollo tecnológico y las restricciones propias de una guerra impidieron una implantación masiva. De forma paralela al desarrollo de las turbinas orientadas a la propulsión a reacción, se fueron desarrollando las turbinas de generación de trabajo en eje, orientadas tanto a la generación eléctrica como a la propulsión de aviones. Desde los inicios hasta la actualidad se han ido perfeccionando los desarrollos de Unidades Turbogás para obtener mejores materiales, combustibles y componentes del ciclo, además de reducir la temperatura de la Unidad Turbogás. Se han obtenido mayor eficiencia, confiabilidad y economía, siendo la solución en aquellas aplicaciones de propulsión de elevada potencia y relación peso-potencia y volumen-potencia baja y en aquellas instalaciones de cogeneración en las que se requiere un elevado caudal de gas de escape.

Capítulo 2 Unidad Turbogás

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En este capítulo se presenta la descripción física de la UTG en la sección 2.2. así como la operación funcional se detalla en la sección 2.3 y se presenta una breve descripción del modelo de la UTG tipo frame 5 en la sección 2.4. 2.2. DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LA UNIDAD TURBOGÁS Las Unidades Turbogás están integradas por tres componentes principales: el primero es el compresor, le sigue la cámara de combustión y por último la turbina. Estos tres componentes se encuentran dentro de la carcaza metálica que los envuelve y permite contener los gases dentro del sistema, como se observa en la figura 2.1

Figura 2.1. Esquema de la Unidad Turbogás A continuación se describen los elementos principales que componente la UTG:

2.2.1. Compresor axial El primer componente en el ciclo de operación de una Unidad Turbogás es el compresor, el cual es el componente encargado de comprimir el aire de entrada a la cámara de combustión. En el compresor axial, el flujo de aire es paralelo al eje de la máquina. La arquitectura del compresor está formada básicamente por un rotor y un estator, ambos de varias etapas. El rotor y el estator están formados por un conjunto de álabes (fijos en el estator y móviles al rotor) en cada etapa, figura 2.2. Una etapa está formada por una hilera de álabes del rotor, seguidas de una hilera de álabes fijos del estator. Los álabes son delgados perfiles metálicos, cuyas geometrías son mucho más elaboradas y precisas que los que forman la turbina, [TG-VI].


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Rotor

Estator

Válvula desangrado

Álabes guíade entrada

Entrada deaire

Salida deaire

Figura 2.2. Compresor axial

En cada etapa, el fluido sufre una aceleración en el rotor, que va seguida de una expansión que convierte la energía cinética adquirida en un aumento de presión. Al disponer de sucesivas etapas se pueden conseguir relaciones de compresión elevadas. En la figura 2.2 se muestra la representación esquemática de un corte transversal del compresor (por un plano paralelo al eje) y por lo tanto a una altura fija del álabe. El fluido entra en el rotor a una velocidad total que es toda en la dirección axial y que se puede descomponer en una velocidad de arrastre del álabe y una velocidad relativa al álabe.

La velocidad total es la velocidad absoluta respecto a la frecuencia fija exterior, la velocidad de arrastre es la que tendrá una referencia moviéndose solidariamente al álabe y la relativa es la que se observa del fluido respecto a la referencia asociada al álabe. A la salida del rotor, la velocidad total ya no es toda en dirección axial, sino que aparte de esta dirección, la velocidad tiene una componente tangencial (en la dirección de giro del rotor), que no es más que el aumento de velocidad resultante de pasar por el rotor. En la figura 2.3 se tiene el mapa de funcionamiento de un compresor axial típico. En el eje de las abscisas representan el flujo másico del fluido que pasa por el compresor y en las ordenadas representan la relación de compresión. La línea de carga es el límite del funcionamiento correcto del compresor y a la izquierda de la misma las inestabilidades aerodinámicas impiden el funcionamiento correcto del compresor [Avallone, et al, 1995]. Las curvas características son curvas donde el rendimiento del compresor, cη , es constante y su valor se expresa en un porcentaje del valor máximo o de diseño. Las otras curvas, que van desde la línea de carga hasta el eje de las abscisas con pendiente cada vez más pronunciadas, son las curvas durante las cuales el compresor mantiene constante la velocidad del rotor y se expresa en porcentaje respecto a la velocidad del diseño.


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Figura 2.3. Mapa de funcionamiento de un compresor axial

A partir del mapa de funcionamiento del compresor axial se observa como puede mantenerse el flujo máximo constante, variando la presión de salida a costa de controlar la velocidad de giro y provocando una variación considerable del rendimiento. Se dispone de los álabes del estator ajustables, que permite variar el ángulo de éstos y será muy útil para mantener un alto rendimiento cuando el compresor trabaje a carga parcial o en sobrecarga. Al variar el ángulo del álabe y manteniendo la presión constante, se obtiene una variación en el flujo mucho mayor que en el caso en que se varía la velocidad de giro. De este modo, al tener los álabes del estator ajustables permite operar a velocidad constante, evitando así efectos indeseables que surgen al modificar la velocidad del rotor, como pueden ser fenómenos de resonancia.

2.2.2. Cámara de combustión La combustión es la parte del proceso en que se aporta calor al ciclo termodinámico para que posteriormente se transforme en trabajo en el eje. El tipo de combustión más común es la combustión interna, donde el fluido de trabajo, el aire, que será el comburente de la reacción de combustión, se toma de la atmósfera y se comprime en el compresor. El aire comprimido se introduce en la cámara de combustión, donde se inyecta también el combustible en estado líquido o gaseoso. La combustión, una vez iniciada mediante una chispa, es contínua, pues incorpora la mezcla fresca al frente de la flama [Bathie, 2000]. La combustión que se produce en una Unidad Turbogás siempre es con exceso de aire ya que debe asegurarse una combustión completa de todo el combustible, muy difícil si sólo se


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dispone la cantidad del aire teórico para que el proceso sea completo, pero este hecho se ve influenciado por la necesidad de reducir la temperatura de los gases de combustión, cercana a los 2000º C a una temperatura soportable físicamente por los álabes de la turbina, inferior incluso a la mitad de la temperatura de combustión. Es necesaria la uniformidad de temperatura entre la salida de la cámara de combustión y la entrada a la turbina para no dañar los álabes y favorecer la extensión de vida útil de la turbina. El encendido debe ser rápido y seguro, además de poseer un funcionamiento estable, para cualquier condición de operación y ambiental. Las cámaras de combustión generalmente son con calentamiento previo de los gases que entran en la misma y están formadas por la tobera de combustible o quemador, la zona primaria, la zona secundaria, la zona terciaria, figura 2.4. La tobera es el dispositivo que permite la entrada del combustible a la cámara y está rodeada por un embudo (torbellino) que facilita la evaporación del combustible y la mezcla con el aire, esenciales para una buena combustión.

Figura 2.4. Sección típica de un combustor tubular

La zona primaria es donde tiene lugar la inyección del combustible y también donde se produce el encendido. Se procura tener en esta zona una mezcla estequiométrica de aire y combustible para favorecer la reacción y mantener una temperatura estable, que puede llegar a valores máximos cercanos a los 2000º C, aunque no conviene que sea tan alta para evitar la formación de los óxidos de nitrógeno. Es aquí donde se halla la bujía de encendido, que al ser la combustión contínua sólo funcionará en el momento de la ignición, después la flama ha de ser automantenida, estable. Para ello, una parte del flujo ha de circular desde la parte ardiente de la cámara hasta el combustible y aire entrantes. La zona secundaria es donde hay una primera mezcla de los gases de combustión con el aire en exceso, para asegurar una completa combustión y a la vez empezar a bajar la


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temperatura de los gases para no dañar los álabes de la turbina. Se alcanza en esta zona una mezcla aproximada del 150% del valor estequiométrico. Hay que evitar que la flama se enfríe localmente, lo que daría paso a una disminución drástica de la velocidad de reacción. La zona terciaria se encuentra constituida de la zona de dilución y la zona de transición. En la zona de dilución es donde entra el resto de aire necesario para tener al final una mezcla aproximada del 400% del valor estequiométrico y que tendrá como consecuencia una reducción de la temperatura de los gases de salida hasta valores soportables en los álabes de la turbina, donde a los 1000ºC debe promoverse la turbulencia, para que se mezclen las corrientes de gases calientes con las de aire frío y así conseguir la homogenización de la temperatura. Por último la zona de transición es por donde pasan los gases hasta llegar a las toberas de alimentación de la turbina. La velocidad del aire debe ser siempre inferior a la velocidad de la flama para que ésta no salga de la cámara. El combustible líquido deberá evaporarse antes de ser quemado, con lo que será muy importante el tamaño de las gotas del combustible después de la inyección y que es función de la presión a la que se inyecta. Las gotas demasiado grandes presentarán un tiempo de evaporación elevado, mientras que las demasiado pequeñas no penetran bien en el flujo de aire, [TG-VIII].

2.2.3. Turbina de flujo axial La turbina es un componente mecánico rotatorio que produce energía mecánica por la acción de un fluido de trabajo. La turbina convierte la energía del flujo de los gases calientes en energía mecánica rotacional por medio del proceso de expansión de los gases. Normalmente está constituida de 3 a 5 etapas (para el caso de unidades de eje simple). Cada etapa consiste de un conjunto de toberas fijas seguido por una serie de paletas o álabes móviles. Los gases se expanden en las toberas fijas y se obtiene una corriente de gases a alta velocidad; estos gases actúan contra el conjunto de paletas móviles y proporcionan un par al rotor de la turbina. Aproximadamente dos terceras partes de la potencia de la turbina se utiliza para mover el compresor axial, mientras que el resto se emplea para la generación de potencia eléctrica. Debido a las elevadas temperaturas de los gases en la entrada de la turbina, las primeras etapas deben ser enfriadas para obtener un período de vida útil del empaletado económicamente justificable. El enfriamiento se proporciona normalmente por medio de una parte del aire suministrado por el compresor. El rotor y el estator también deben ser protegidos contra las altas temperaturas. Algunas turbinas también emplean enfriamiento en las últimas etapas, pero éstas, generalmente no necesitan enfriarse debido a que la temperatura de los gases se reduce mientras éstos se expanden a través de la turbina.


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2.2.4. Generador eléctrico El generador eléctrico es una máquina síncrona que convierte la energía mecánica de un impulsor primario, en este caso la Unidad Turbogás, en energía eléctrica de C.A., de voltaje y frecuencia específicos (figura 2.5). En general, el principio de operación de las máquinas eléctricas está basado en el fenómeno de inducción electromagnética y, en particular, para el caso del generador síncrono consiste en la generación de una fuerza electromotriz en un sistema de conductores estacionarios que son cortados por las líneas de flujo de un campo magnético giratorio. Para tal fin, el generador tiene un sistema inductor, destinado a crear el campo magnético y un sistema de inducido, en el cual se induce la fuerza electromotriz debido al movimiento relativo de un sistema con respecto al otro. La parte más importante de un generador síncrono, desde el punto de vista eléctrico, son sus devanados ya que es en ellos donde se desarrollan los procesos vitales de producción y aprovechamiento de la energía eléctrica; estos devanados son el del estator y del rotor . Por el devanado del rotor circula la corriente contínua, conocida como corriente de excitación necesaria para producir el campo magnético giratorio que induzca una fuerza electromotriz (f.e.m.) determinada en el devanado del inducido. El devanado del estator es aquel en el que se induce la f.e.m. y por el cual circula la corriente alterna.

a

a'b

b'

c c'

Entrehierro

Estator

Devanadode C.C.

rotorfem del devanado

de C. C.

Figura 2.5. Generador trifásico elemental


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2.2.5. Equipos auxiliares La Unidad Turbogás cuenta además con un conjunto de equipos auxiliares: Motor de arranque, motor tornaflecha o virador, bomba principal de diesel, bomba principal de lubricación de C.A., bomba de lubricación de emergencia, bomba de aceite de sellos, distribuidor de flujo, motor de ventiladores de enfriamiento, banco de baterías, cargador de baterías, compresor de atomización y enfriamiento, enfriador de aceite de lubricación, transformador de máquina, transformador de auxiliares, interruptor de máquina de lado de bajo voltaje e interruptor de lado de alto voltaje [Sánchez, 2002].

2.2.6. Sistema de combustible El sistema de combustible es dual, es decir consiste de dos sistemas de combustibles independientes, combustible gas y combustible líquido (diesel). Este sistema esta diseñado de modo que se pueda hacer automáticamente la transferencia de un combustible a otro. La solicitud de transferencia de combustible la efectúa el operador mediante el panel de operación. Los elementos que constituyen el sistema de combustible para una Unidad Turbogás tipo frame 5, de acuerdo al tipo combustible, gas natural o diesel [Sánchez, 2002], son.: Combustible gas

1. Válvula de purga de combustible 2. Válvula aisladora (corte de combustible) 3. Válvula de control de combustible 4. Filtro de gas 5. Válvula de disparo por sobre velocidad 6. Tubería de interconexión

Combustible diesel

1. Bomba de transferencia de combustible 2. Bomba de combustible de alta presión 3. Filtros (localizados en la succión y descarga de la bomba) 4. Válvula reguladora de presión 5. Válvula de disparo por sobre velocidad 6. Válvula de control de combustible 7. Válvula aisladora (corte de combustible) 8. Divisor de flujo (localizado en la base de la turbina)


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2.3. OPERACIÓN FUNCIONAL DE LA UNIDAD TURBOGÁS La Unidad Turbogás es una máquina térmica con cuatro fases de operación, figura 2.6. El ciclo de una Unidad Turbogás es un proceso contínuo en el cual cada fase y componentes operan simultáneamente. El funcionamiento básico de una Unidad Turbogás es el siguiente:

Figura 2.6. Ciclo Brayton

En la primera etapa, el aire es comprimido por el compresor. Después, el combustible es mezclado con el aire comprimido y quemado en el combustor. Los gases producto de la combustión se encuentran a muy altas presiones y temperaturas, por lo que empujan los álabes de la turbina conforme se expanden. La potencia mecánica extraída de la flecha de la turbina sirve para hacer girar el compresor y el generador eléctrico. En un proceso de ciclo combinado los gases calientes de salida de la turbina son enviados a un recuperador de calor, [Brandt, et al, 2002]. La Unidad Turbogás opera idealmente en el ciclo Brayton; en el cual se involucra una compresión y expansión a una entalpía constante y una liberación de calor a presión constante, la figura 2.6 muestra valores para una Unidad Turbogás tipo frame 5. A pesar de que el ciclo de operación de la turbina puede ser bastante simple, se presentan ciertas dificultades. Primero, se requiere alta eficiencia en el compresor y en la turbina. En segundo lugar, la presión y temperatura en el ciclo deben ser mayores de ciertos límites mínimos antes de que pueda producirse potencia de salida. Como se mencionó anteriormente, la eficiencia térmica de una Unidad Turbogás está en función de la relación de presiones y la temperatura de entrada de la turbina. Para este tipo de máquinas, entre menor sea la temperatura de entrada mayor será la eficiencia, aún a razones de presión constantes. La temperatura de entrada de la turbina también afecta la razón de trabajos (trabajo neto/ trabajo bruto) y el consumo de aire requerido; es decir, que a menores temperaturas de entrada, más alto será el trabajo neto de la turbina ya que al mismo tiempo se reduce la cantidad de aire consumido [Greene,1989].


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Para una mejor operación de la Unidad Turbogás se tienen que tomar en consideración los siguientes aspectos:

2.3.1. Aportación de combustible La aportación de combustible depende del estado físico en que se encuentra el mismo diferenciándose las turbinas que utilizan combustible en fase gas de las que utilizan combustible en fase líquida, [Avallone, et al, 1995]. La utilización de combustible en fase gas se restringe de forma habitual al empleo de gas natural o equivalente y se encuentra en las turbinas estacionarias de generación. La inyección de los combustibles líquidos resulta tener una complejidad superior a la inyección de los gaseosos porque para formar la mezcla con el aire, el combustible líquido deberá vaporizarse previamente. El atomizador introduce el combustible pulverizado en finas gotas (figura 2.7) y por lo tanto en fase líquida, dentro de la cámara de combustión. Resulta conveniente un diámetro pequeño de las gotas porque entonces aumenta la superficie total de las gotas, con lo que se facilita la vaporización del combustible y la formación de la mezcla. Para pulverizar el combustible, éste se introduce en la cámara a alta presión pasando por un pequeño orificio [Bathie, 2000].

Figura 2.7. Atomizador centrífugo

2.3.2. Sistema de ignición

La ignición de la flama se produce en el arranque de la UTG, puesto que posteriormente la flama en la cámara de combustión se mantiene encendida, de forma que es posible realizar una combustión contínua. El sistema está formado generalmente por una bujía y un inyector de arranque. Para que la flama se mantenga encendida es necesario que el combustible que entra en la cámara entre en contacto con la flama y así pueda encenderse. Una forma de que ello se produzca es formando un flujo recirculante que dirija una parte de la mezcla ardiente hacia el combustible y aire entrantes en la zona primaria. Para obtener un flujo recirculante, debe


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incluirse un torbellino, generalmente mediante la introducción del aire primario a través de álabes de turbulencia que generaran una zona de baja presión en la cámara y a la que tenderán una parte de los gases ardientes [TG-VIII].

2.3.3. Arranque de la Unidad Turbogás Durante el arranque de la UTG es donde se producirá el encendido de la mezcla, para proseguir posteriormente encendida durante el funcionamiento de la UTG debido a que se tiene una combustión contínua. Es una serie compleja de eventos que se realizan en secuencia, donde cada evento debe ser completado satisfactoriamente antes de que se pueda iniciar el siguiente, de tal forma que el arranque de la Unidad Turbogás se efectúe de una manera ordenada, segura y confiable.

Encendido de la bomba de aceite de lubricaciónNo hay flamaDisparos restablecidosAlabes guía cerradosSelector de combustible gasRegulador de voltaje y sincronizador enautomáticoIndicación de listo para arrancarIndicador de auxiliares operandoIndicador de secuencia activa

ETAPA 1

ETAPA 2

Encendido de la indicación de arranqueEmbraga rueda dentada de arranqueArranca motor de arranqueIndicador de velocidad cero (16 rpm)

ETAPA 3

Indicación de velocidad mínima de UTG (1020rpm)Apertura mínima de la válvula de gas (20%)Encendido de quemadores y contador por 5segundos.Detector de flama

ETAPA 4

Indicador de flama presente en la cámara decombustiónPeriodo de calentamiento de 60 seg.aproximadamente.Inicia curva de aceleración.

ETAPA 5

Turbina en aceleración de UTG (2000 rpm)Control de velocidad en modo supervisorioDesembraga rueda dentada de arranqueSale el motor de arranque

ETAPA 6

Válvula de sangrado cerradas 4845 rpmAlabes guía abiertos (97%) 4947 rpmIndicación de secuencia completaIndicación de velocidad de sincronismo deUTG (4945 rpm)Cierre automático del interruptor de campo delgenerador

ETAPA 7

Regula la velocidad en 5100 rpmLista la UTG para sincronizar

Figura 2.8. Secuencia de arranque La secuencia de arranque para la UTG tipo frame 5 consiste de las siguientes etapas:

i. Permisivos de arranque. Los permisivos de arranque corresponden al restablecimiento de auxiliares, al restablecimiento de disparos y a la indicación de los quemadores apagados, son necesarios para generar la solicitud de arranque y pasar al siguiente estado operativo.


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ii. Listo para arrancar. Mediante la solicitud de arranque, se abren las válvulas de sangrado en el compresor y se cierran los álabes guía a posición mínima, así mismo, se genera la indicación de “Listo para arrancar”.

iii. Arrancar. Al activar el estado operativo de arranque de la turbina a través de la

estación de operación, se verifica que el arranque es normal y exitoso. iv. Secuencia en progreso. Cuando la secuencia está en progreso, se activan los

ventiladores del separador de inercia y la bomba de suministro de combustible; anteriormente se seleccionó el tipo de combustible (gas o líquido) que será utilizado durante el arranque.

v. Activar el dispositivo auxiliar de arranque. Automáticamente se activa la

transición al estado operativo de arranque del dispositivo mecánico auxiliar, motor eléctrico o motor de combustión, utilizado como impulsor de la velocidad de la turbina.

vi. Velocidad mínima en la turbina. Los sensores de velocidad detectan la velocidad

de la turbina y aproximadamente a las 16 r.p.m. se indica el estado operativo de la velocidad mínima en la turbina.

vii. Velocidad de ignición de la turbina. Al 20% de la velocidad de la turbina se activa

el estado operativo que indica la velocidad mínima de operación para la ignición de la turbina.

viii. Detección de flama. A velocidad mínima de ignición se encienden los quemadores

para iniciar el proceso de ignición en la cámara de combustión. Al detectar flama, el combustible se mantiene mediante una demanda mínima a la válvula de combustible para un periodo de precalentamiento de 60 segundos.

ix. Turbina en aceleración. Al término del periodo de calentamiento se incrementa el

flujo de combustible siguiendo la trayectoria de la rampa de aceleración de la turbina y cuando la velocidad de la turbina alcanza un 39% (2000 r.p.m.), se enciende la indicación que la UTG está en plena aceleración.

x. Secuencia completa. Al alcanzar el 40% de la velocidad nominal se activa el estado

operativo de “secuencia completa” para sacar de servicio al motor de arranque auxiliar.

xi. A partir de este instante cuando la velocidad de la turbina está en el 97 % se indica

que la turbina está en velocidad de sincronismo, entonces se abren los álabes guía de entrada de aire al compresor y se cierran las válvulas de sangrado en el compresor.

xii. En valores de velocidad de 4947 r.p.m. hasta 5100 r.p.m. la turbina entra en el rango

de sincronización, por lo que es llamada “velocidad de sincronismo”.


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2.3.4. Regulación de la potencia La potencia de muchas Unidades Turbogás se regula mediante la cantidad de combustible que se inyecta en la cámara de combustión a través del control de la válvula por la que pasa el combustible. Al ser variable la entrada de combustible, también lo será la relación de la mezcla con aire y por tanto variar la entrada de combustible significará variar la temperatura de entrada a la turbina. El flujo de aire que pasa a través del compresor es el factor determinante en la regulación de la potencia. Dicho flujo variará con el cambio de la velocidad de giro del compresor y dependerá de la relación de presiones [Bathie, 2000].

En las unidades de un solo eje reguladas por la temperatura, el hecho de mantener constante la velocidad de giro de la turbina es una necesidad, motivado habitualmente porque las turbinas de gas están conectadas a una red eléctrica y con tal de no modificar la frecuencia de los generadores eléctricos es necesario mantener constante la velocidad del eje [Bathie, 2000].

2.3.4.1. Regulación por MW El operador puede introducir la demanda de generación y la rapidez de carga en la cual se debe alcanzar la generación demandada. Después de alcanzar la demanda de generación el control realizará la función de mantenerla a pesar de los cambios en el medio ambiente, diferencias en el poder calorífico del combustible, etc. Bajo un esquema de control por MW en el que la generación debe seguir a la demanda, el controlador debe asegurar una estabilidad de la energía eléctrica producida.

2.3.4.2. Regulación por temperatura Consiste en operar a la Unidad Turbogás al límite máximo de temperatura, por lo que constituye una operación más eficiente, llevando a la Unidad a generar a su carga máxima, 25.170 MW (sección 2.4)


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2.4. MODELO “En el modelo matemático de la Unidad Turbogás para el proceso de generación de energía eléctrica se aplica el criterio de parámetro concentrado. El modelo incluye una estrategia de control simplificada con el objetivo de aplicar pruebas de simulación completas”, [Delgadillo, et al, 2002].

Aire a través delcompresor

Pj Balances energéticosde la cámara de

combustión

Balances de energíade la turbina Generador eléctrico

Energía delcompresor

Energía de fricciónde la turbina

Válvula de sangradoMotor de arranque

Sincronizadorautomático

Gaic Gasc

Pcc

Gctg Gctl

Tgcc

Ecomp

wft

Wmt

Wet

%_25z1

AtPcct

%_72DSX2

%_70, %_70R

%15L, %15R

Wt

Válvula decombinación de gas

Válvula decombinación de

diesel

Sistema de control digital

Xsang

Xctg Xctl

-+

Figura 2.9. Representación esquemática del modelo de la UTG tipo frame 5

El modelo consiste de 30 ecuaciones algebraicas y 5 diferenciales, en la figura 2.9 se observan las variables principales de la UTG. El modelo trabaja con combustible gas y/o combustible diesel. Los principales componentes estudiados en el modelo incluyen: el compresor, la cámara de combustión, el motor de arranque y el generador eléctrico.

Las principales variables instrumentadas de la UTG tipo frame 5, requeridas para el control son:

• Presiones: de combustibles (Pqg y Pgql), en la cámara de combustión (Pcct) • Flujos de combustible: gas (Gcgt) y diesel (Gclt) • Velocidad: de la turbina (OMEGAt) y del generador eléctrico(OMEGAtr) • Temperaturas: cámara de combustión (Tacc) y gases de escape (Tgst) • Potencia eléctrica generada (Wet) • Posiciones: válvulas de control de combustibles (Xclt, Xcgt), alabes guía

(At)


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Las características del modelo de la UTG tipo frame de [Delgadillo, et al, 2002], empleado en este trabajo de tesis son descritas en la tabla 2.1:

Tabla 2.1 Datos de operación de la UTG tipo frame 5

Altitud 20 metros sobre el nivel del mar Velocidad 5100 rpm Capacidad carga máxima 19.56 MW para el combustible diesel

25.17 MW para el combustible gas Temperatura de entrada 15 °C Presión de entrada 760 mmHg Temperatura de encendido 986 °C. Temperatura de escape 524 °C. Presión de escape 760 mmHg Sistema de combustible Dual, gas natural/diesel Sistema de arranque Máquina diesel de 500 HP

Por diseño del modelo y el control de [Delgadillo, et al, 2002] la UTG sólo puede alcanzar los valores de potencia eléctrica máximos con el controlador de temperatura que se implementó en este trabajo de tesis, el cual se describe en la sección 3.3.3.

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CAPÍTULO 3

CONTROLADOR DE COMBUSTIBLE PARA

UNIDADES TURBOGÁS

3.1 INTRODUCCIÓN Para la Unidad Turbogás, el control es la parte del sistema que tiene asignadas las tareas de control de velocidad, de potencia, de temperatura y otras variables, por medio de la variación contínua de señales de control. En general, la tarea del control de estas variables está relacionada directamente con la regulación del flujo de combustible alimentado a la cámara de combustión. La turbina se encuentra acoplada mecánicamente a un generador eléctrico, en consecuencia, el flujo de combustible suministrado también interviene en la regulación de la frecuencia y la potencia eléctrica entregada por el generador. Por lo anterior la importancia del estudio del control de combustible en este trabajo. 3.2 REQUERIMIENTOS GENERALES DEL CONTROLADOR DE

COMBUSTIBLE Las Unidades Turbogas son sistemas de alto riesgo que operan a altas velocidades, temperaturas y presiones. Estas condiciones establecen requerimientos muy estrictos para el sistema de control. Por otra parte se requiere un alto nivel de automatización para lograr una operación segura y rentable; es común que una operación automática completa se tenga disponible con un sistema típico de control basado en computadora. La unidad puede ser llevada desde el arranque hasta carga pico en forma rápida y segura presionando unos cuantos botones en la interfaz de operación. Adicionalmente, se cuenta con otras opciones disponibles para proporcionar al operador la mayor versatilidad para comandar una unidad de acuerdo con las necesidades y criterios actuales [Sánchez, et al, 2002].

Capítulo 3 Controlador de Combustible para Unidades Turbogás

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El sistema de control de la Unidad Turbogás deberá incluir secuencias, control, protección e información del operador, la cual deberá proveerse para el arranque seguro y ordenado de la Unidad Turbogás, el control de carga propia y un procedimiento de apagado ordenado. Debe incluir la capacidad de apagado de emergencia que pueda ser operada automáticamente por detectores automáticos de fallas o que pueda ser operada manualmente. La coordinación entre el control de la Unidad Turbogás y el equipo manejado es establecida para el arranque y operaciones de apagado. Básicamente, el sistema de control ejecuta las secuencias de arranque y paro, el control de velocidad, potencia y temperatura, y las funciones de protección. Las secuencias de arranque y paro consisten de una serie compleja de eventos en donde cada paso debe ser completado satisfactoriamente antes de que comience el siguiente. Los algoritmos de control de velocidad deben ser completados en poco tiempo porque la planta tiene una respuesta muy rápida a los cambios en sus entradas. El control de la potencia generada es afectado grandemente por la operación cerca de los límites de temperatura y presión. El control de temperatura es crítico para la conservación de la vida útil y el desempeño global del proceso. Las protecciones requieren numerosas verificaciones de seguridad para eliminar cualquier riesgo de desastre.

De todas las etapas de operación, el arranque puede ser considerada la más crítica. En primer lugar porque, vista desde una perspectiva económica, durante el arranque solamente hay pérdidas; todo el combustible es quemado sin producir electricidad. En segundo lugar porque los esfuerzos térmicos y mecánicos en el arranque reducen la vida útil de la unidad haciéndola susceptible a daños físicos. Finalmente, estos efectos se multiplican por la gran frecuencia con que se realizan los arranques.

Estos subsistemas se combinan para controlar el flujo de combustible, manejar la operación de equipos auxiliares, y proveer las funciones de alarmas de falla para varias condiciones de operación.

3.2.1 Control de Secuencia Es una parte del sistema de control que se encarga de realizar un conjunto de operaciones en forma ordenada, segura y sucesiva, de tal manera que el arranque y paro de la Unidad Turbogás se efectúen adecuadamente de acuerdo a una secuencia de eventos preestablecidos. El secuenciamiento proporciona las señales discretas o de “encendido-apagado” a diversos equipos que intervienen en el conjunto de operaciones secuenciales, tales como arrancadores de motores, válvulas solenoides, luces indicadoras y relé de ignición. Además de las señales requeridas para la operación normal y segura, el sistema de secuenciamiento también debe proporcionar aquellas señales necesarias para poner fuera de servicio a la unidad en caso de condiciones anormales de operación incluyendo fallas del equipo o del sistema de control.


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3.2.2 Control de Protecciones El subsistema de protecciones es importante para el control de la Unidad Turbogás. Mediante una lógica implementada en el controlador, evalúa las señales y determina las acciones a tomar. Algunas de las componentes principales del sistema de protecciones que deben incorporarse son las siguientes [ANSI, 1978]: Control y límites de la válvula de combustible Corte de combustible Protección de sobrevelocidad Protección de baja velocidad Protección de fuego Falla de flama Modo de falla controlada Sistema de apagado y alarma del sistema de control Aceleración controlada automáticamente desde el arranque hasta la velocidad de

régimen Verificación constante de permisivos y activación de la lógica de paro si surge

algún problema Monitoreo de temperaturas

3.2.3 Control de temperatura

El control de temperatura es un factor crítico para la eficiencia, la vida útil de la UTG y la potencia de salida que se genere. La UTG puede operar cercana a su límite de temperatura, lo cual produciría su más alta eficiencia y potencia de salida. Pero si el límite de temperatura es excedido, sus partes se deterioran rápidamente y pueden hasta quemarse, causando daños severos a la máquina. Con un control moderno de combustible la UTG trabaja muy cercana a la temperatura de diseño (algunos grados centígrados de diferencia), lo que no sólo incrementa la potencia disponible, sino también aumenta la eficiencia. Cabe mencionar que cada UTG tiene su propia gráfica de desempeño, por lo que el ahorro de combustible debe ser determinado separadamente para cada caso.

3.2.4 Control de combustible El sistema de combustible de la turbina consiste de dos subsistemas individuales: sistema de combustible gas y el sistema de combustible diesel, descrito en la sección 2.2.6. Estos subsistemas entregan un flujo de combustible a los quemadores de la turbina determinado por el sistema de control, figura 3.1.


25

Figura 3.1. Diagrama simplificado del control de combustible de la UTG tipo frame 5.

3.3 ESTRATEGIAS DEL CONTROL DE COMBUSTIBLE DUAL

PARA UNIDADES TURBOGÁS Típicamente, la estrategia general de control consiste en regular el flujo de combustible y el flujo de aire de acuerdo con la fase de operación vigente, mientras que la aceleración, temperatura y flujo de aire en el compresor son mantenidos bajo condiciones seguras y eficientes. El núcleo del esquema de control está formado básicamente por dos circuitos de control: un circuito dual de control de velocidad y carga para la regulación de flujo de combustible (ver Figura 3.3), y un circuito de control de posición de los álabes guía para la regulación del flujo de aire. Las condiciones de presión de descarga del compresor, aceleración y temperatura son supervisadas todo el tiempo para imponer límites seguros a


26

los valores de los puntos de ajuste y a la demanda a la válvula de combustible a fin de salvaguardar la integridad física de la turbina, [Sánchez, et al, 2002]. Las componentes del control para este sistema son las siguientes:

CO

NT

RO

L D

E L

A U

TG

Controlador de Velocidad

Controlador de PotenciaEléctrica

Supervisores

Protecciones

Transferenciade

Combustible

Control porretroalimentación de

PE

Control por temperatura

De Temperatura

De inestabilidades deflujo de aire (surge)

Controlador de Álabesguía

Figura 3.2 Componentes de control de la UTG

De las componentes mostradas en la figura 3.2, el controlador de PE por temperatura, el controlador supervisorio de temperatura y la transferencia, son aportaciones de este trabajo de tesis. Se implementaron estas componentes en el SIMUT F-5 para obtener un mayor desempeño del modelo de la UTG tipo frame 5, este simulador se encuentra descrito en el anexo C. Las componentes restantes las incluía el simulador anterior, [Delgadillo, et al, 2002]. La UTG es uno de los sistemas más automatizados en lo referente a unidades de generación de energía eléctrica. Su operación redituable depende enormemente del desempeño del sistema de control. Comparada con otro tipo de unidades, una UTG opera a muy altas temperaturas y el flujo de aire del compresor a la cámara de combustión debe ser contínuo a fin de evitar el fenómeno de inestabilidad de flujo de aire en el compresor “surge”. Estos hechos imponen requerimientos muy estrictos al sistema de control con relación a la velocidad de respuesta, precisión y confiabilidad de la operación. El esquema de control que opera en el modelo de Unidad Turbogás es el siguiente:


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Validación de termopares

Temperatura dereferencia

Presión compresión

Validación de señales

Velocidad de referencia

Supervisor ycontrolador de

temperatura

Supervisor desurge

Controlador depotencia

>

< f(u)Demanda a la

válvula decombustible

Límitealto

combustible

Límitebajo

combustible

Validación de señales

Potencia Eléctricade referencia

>

Temperatura 1

Temperatura n

Velocidad 1

Velocidad n

Carga (MW)

Sistema detransferencia de

combustible

Controlador develocidad

><

Figura 3.3 Estrategia de control de velocidad y potencia

El control de la Unidad Turbogás se encuentra dividido en dos estrategias de control, funcionando de acuerdo a la señal digital que representa el estado del interruptor principal . Cuando el interruptor principal se encuentra abierto, la estrategia de control que se encuentra operando es el control de velocidad, que indica que la Unidad Turbogás es iniciada y llevada hasta la velocidad nominal (5100 rpm); en tanto si el interruptor principal está cerrado, se encuentra operando el módulo de control de carga, el cual se encarga de mantener la velocidad nominal y regular los cambios en la demanda de potencia eléctrica. Las estrategias de control trabajan por separado, pero ambas tienen en común como elemento final de control, la válvula de combustible que alimenta la cámara de combustión, la cual es controlada a través de la señal de control es correspondiente a la suma de las señales de control de velocidad y de carga.

3.3.1 El controlador de álabes guía El propósito es fijar la posición de los álabes guía del compresor en función de la velocidad, cuando se está en control de velocidad, o en función de la carga cuando se tiene cerrado el interruptor principal y se está generando carga.

3.3.2 Controlador de Velocidad Para regular la velocidad angular desde el arranque hasta la sincronización del sistema, se hace necesario adoptar un control que guíe esta velocidad por medio de una referencia.


28

El propósito de este control es el de llevar a la turbina desde la velocidad mínima hasta 5100 rpm y mantenerla ahí hasta que la unidad se sincronice (se cierre el interruptor principal y se empieza a generar carga) entrando el sistema a control de carga. Adoptándose para este cambio, una señal lógica que representa el estado del interruptor principal, con lo que se permite introducir el control de velocidad o de carga. Según el estado de este interruptor (abierto, control de velocidad y cerrado control de carga, ya sea por temperatura o MW).

3.3.3 Controlador de temperatura Para que la UTG trabaje muy cercana a la temperatura de diseño (algunos grados centígrados de diferencia), se implementó el controlador supervisorio de temperatura y el controlador de PE por temperatura, que permite incrementar la potencia disponible, aumentando la eficiencia de la UTG, sin exceder el límite de temperatura de diseño.

<PcctTg

st_g

ener

ació

n

PcctTgst

_arr

anqu

e

Inicia

NO

SI

TEMP_GASES_ESCAPE

TEMP_GASES_ESCAPE >

LIM_TEMP

Cerrado?INTERA=1

LÓGICA DEDETENCIÓN DETEMP_GASES_E

SCAPE

AVANCE

RETROCESO ENVELOCIDAD

RETROCESO ENCARGA

Interruptorprincipal

Figura 3.4 Diagrama funcional de la protección por temperatura de los gases de escape

El controlador supervisorio de temperatura, supervisa el valor real de la temperatura promedio de los gases de escape, Tgst. La temperatura promedio de los gases de escape debe ser menor al valor límite de temperatura calculado por el controlador supervisorio de temperatura en función de la presión en la cámara de combustión Pcct, figura 3.4. Si la temperatura promedio de los gases de escape alcanza, o es mayor al límite de temperatura de los gases de escape, entonces esta función de control activará el retroceso por alta temperatura de los gases de escape, generando una demanda de cerrar la válvula de combustible. Esto es aplicable a los módulos de control de velocidad y potencia eléctrica, (figura 3.4) Esta estrategia se basa en la relación dinámica que existe entre la presión en la cámara de combustión y la temperatura de los gases de escape. Se analiza el estado del interruptor principal, en base a ello se aplica la curva de caracterización de presión en la cámara de combustión correspondiente, para obtener el límite de temperatura adecuado. Este límite se compara con la temperatura medida de los gases de escape, si el límite calculado es menor


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que la temperatura sensada se ordena el retroceso activando el comando de detención por temperatura alta, que provoca una disminución del punto de ajuste de la velocidad o de la PE. Los retrocesos son sistemas de protección que se activan cuando se excede el límite de temperatura de los gases de escape, su función es la de realizar un movimiento descendente de la referencia de velocidad o de la referencia de carga, según sea el caso, con el fin de forzar el regreso a una operación segura.

Figura 3.5 Límite de temperatura de los gases de escape durante el arranque

Figura 3.6 Límite de temperatura de los gases de escape durante el proceso de carga (desde la carga mínima hasta la carga máxima)


30

Las gráficas de las figuras 3.5 y 3.6 se implementaron en el controlador supervisorio de temperatura (figura 3.4), para variar las referencias de velocidad y potencia eléctrica en función de la temperatura de los gases de escape y la presión en la cámara de combustión y con lo cual no permitir que la UTG exceda sus límites de temperatura

3.3.4 Controlador de Generación de Potencia Eléctrica (MW) El circuito de control de carga, naturalmente, tiene como variable medida a la carga generada, etW ; la estrategia de control es muy semejante a la del control de velocidad, excepto porque aquí se le agregó un ajuste proporcional por desviación de la velocidad de la turbina con respecto a la velocidad de sincronismo, con esto se consiguió una buena estabilidad tanto en la velocidad como en la carga generada. Cuando se cierra el interruptor se comienza a generar carga, el primer paso es de 0 a 2 MW, estabilizándose en este punto, se cambia la demanda de carga WetPA ya sea por control de MW o por control de temperatura, para llevarlo a su carga base (20 MW) o bien a su carga máxima (25.17 MW).

3.3.5 Controlador de Generación por temperatura La potencia de salida depende, entre otros factores, de la capacidad del sistema de control de combustible para operar la turbina cerca de los parámetros de diseño durante la fase de aceleración y generación de potencia máxima. La temperatura ambiente tiene un efecto significativo para la generación de potencia debido a que influye directamente en la calidad de la combustión [Reason, 1989].


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INTERRUPTORPRINCIPAL CERRADO

CARGA MÍNIMA

DIF_TEMP (°K)

RA

PIDEZ (M

W/m

in)

COMANDO CONTROLPOR TEMPERATURA(PANEL DE CONTROL)

VÁLVULA DECOMBUSTIBLE

CONTROL DEVELOCIDAD

TERMINA

DEMANDA =CARGA MÁXIMA

INICIA

Cerrado?INTERA=1 Activar? DEMANDA =

CARGA MÁXIMA

DIF_TEMP<= 20°K

SI

NO

SI

NO

NO SI

escapegaseslím TTTemp _−=∆

),( RapidezTempFKPE ∆=

),Ref,o_ajusterampa(PuntRef PEPEPEPE K=

Figura 3.7 Diagrama funcional del control de generación por temperatura de los gases de escape

El control digital, mediante un lazo adicional de control por temperatura ambiente, permite obtener la potencia máxima de salida (Figura 3.7). También permite que la UTG opere cercana a sus parámetros de diseño y por lo tanto a una alta eficiencia. 3.4 TRANSFERENCIA DE COMBUSTIBLE Existe en ocasiones la necesidad de cambiar de combustible diesel a gas, o gas a diesel, en la turbina por cuestiones de existencia en el combustible diesel almacenado o por imprevistos en el suministro de combustible gas. Por lo que se genera la necesidad de efectuar una transferencia de combustible sin necesidad de paro de la turbina. Esta función consiste en la apertura y cierre simultáneo de las válvulas de regulación de gas y diesel, o viceversa, respectivamente, hasta efectuar completamente la transferencia. El objetivo de la transferencia de combustible, es primordialmente el de proteger a la turbina mediante una reducción de paros y arranques, y en consecuencia, reducir los esfuerzos de la turbina alargando con ello la vida útil de la máquina y además proporcionar al sistema interconectado un servicio de generación ininterrumpido en estos eventos.

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CAPÍTULO 4

ESPECIFICACIONES DEL CONTROLADOR LÓGICO

DIFUSO (CLD) 4.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se presentan las características de los controladores lógicos difusos (CLD) de velocidad (CLD_VEL) y de carga (CLD_PE). En la sección 4.2 se describe el diseño y las especificaciones del CLD_ VEL y del CLD_PE. 4.2. DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DEL CONTROLADOR

LÓGICO DIFUSO Lamentablemente no existe un procedimiento estándar, para llegar a un buen diseño del CLD, pero es posible definir ciertos pasos de trabajo. La metodología que se empleó para este trabajo sigue los lineamientos generales expuestos en [Sánchez, et al, 2000]: 1. Selección de las variables y del universo de discurso 2. Selección de la estrategia de fuzificación 3. Construcción de la base de reglas 4. Selección de lógica de toma de decisiones 5. Selección de la estrategia de desfuzificación Para este trabajo se diseñaron e implementaron tres controladores lógicos difusos: dos controladores lógico difuso de velocidad (CLD VEL) y un controlador lógico difuso para la generación de potencia eléctrica (CLD MW). Las características de los controladores lógicos difusos anteriores serán descritas a continuación.

Capítulo 4 Especificaciones del Controlador Lógico Difuso (CLD)

33

4.2.1 Variables lingüísticas y universo de discurso Los controladores difusos desarrollados simulan el comportamiento de un controlador digital tipo PID en el caso de velocidad y PI para la generación de potencia eléctrica, los cuales utilizan la señal de error, e[t], y las aproximaciones a su primera derivada, é[t], para generar la señal de control u[t]. Se definió el universo de discurso para cada entrada y la salida de cada uno de los controladores, a partir de los valores medidos de variables (e[t], é[t] y u[t]) empleando los controladores convencionales. En las tablas 4.1 a 4.3 se muestra el universo de discurso para cada controlador.

Tabla 4.1 Universo de discurso del CLD_VEL empleando combustible gas Variable Valor mínimo Valor máximo Error -1.361471 2.811184 Derivada del error -0.674164 0.75712 Señal de control -8.674455 7.918045

Tabla 4.2 Universo de discurso del CLD_VEL empleando combustible diesel Variable Valor mínimo Valor máximo Error -1.387914 2.874531 Derivada del error -0.690676 0.762141 Señal de control -6.785831 8.729521

Tabla 4.3 Universo de discurso del CLD_PE empleando combustible diesel Variable Valor mínimo Valor máximo Error -1.021294 1.99997998 Derivada del error -0.663658 1.99997998 Señal de control -0.339168 27.905872

4.2.2 Valores lingüísticos Para las dos entradas seleccionadas, error y derivada del error, los valores lingüísticos seleccionados son:

NG: Negativo grande NM: Negativo medio NP: Negativo pequeño

ZERO: Cero PP: Positivo pequeño

PM: Positivo medio PG: Positivo grande

Los valores lingüísticos para la variable de salida para cada controlador se encuentran descritos en el apéndice B.


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4.2.3 Normalización del universo de discurso Para efecto de implementación y facilidad de sintonización, los universos de discursos fueron normalizados, los mapeos entre los universos real y el normalizado se realizan mediante las ganancias 1K , 2K y 3K , las cuales se obtuvieron a partir de varias simulaciones; siendo éstas diferentes para cada controlador, como se observa en la tabla 4.4:

Tabla 4.4. Normalización del universo de discurso de los CLDs Controlador 1K 2K 3K

CLD_VEL empleando gas 30 35 0.01 CLD_VEL empleando diesel 2 18 0.01 CLD_PE 69000 67000 0.001 donde:

1K : normalización del error

2K : normalización de la derivada del error

3K : normalización de la señal de control 4.2.4 Fuzificación En esta etapa se determina en qué grado las variables de entrada pertenecen a los conjuntos difusos a través de su función de pertenencia, (véase apéndice A). El cálculo del grado de pertenencia implementado en este trabajo se ejemplifica mediante el diagrama de flujo de la figura 4.1.

Figura 4.1. Diagrama de flujo del algoritmo para el cálculo del grado de pertenencia

INICIO

DELTA1 < = 0OR

DELTA2 < = 0

TERMINA

02

10

21

XPUNTODELTAPUNTOXDELTA

−=−=

No

Si

GDM = 0

GDM=min(DELTA1*PENDIENTE1,DELTA2*PENDIENTE2,

LIMITE_SUPERIOR)

Y

X

Pendiente2Pendiente1

LímiteSuperior

Variable deestado

Punto1 Punto2DELTA1 DELTA2

X0

GDM


35

4.2.4 Funciones de membresía Respecto a la forma que tienen las funciones de pertenencia, de las variables de entrada ( ][te y ][' te ) éstas son de tipo triangular (Figura 4.2) y de tipo constante (singletons) para la variable de salida ( ][tu ).

4.2.5 Base de reglas Las reglas son un modo de representar estrategias o técnicas apropiadas cuando el conocimiento proviene de la experiencia o de la intuición (careciendo de demostración matemática o física) que usan conectores lingüísticos SI—ENTONCES (IF—THEN):

S I < a n t e c e d e n t e o c o n d i c i ó n > E N T O N C E S <c o n s e c u e n t e o c o n c l u s i ó n >

SI x es ˜ A ENTONCES y es ˜ B

Se tienen siete funciones de pertenencia triangulares para cada entrada. Las reglas y las funciones de pertenencia son fijas y la única forma de sintonizar el controlador es por medio de los valores de los factores de escala 1K , 2K y 3K conforme al desempeño del controlador y a conocimiento del proceso.

ZERO PP PM PGNPNMNG

1.0

0.5

0.0 Figura 4.2. Funciones de pertenencia de las entradas

Tiene 7 niveles de cuantización, o funciones de membresía, por lo que le corresponden 49 reglas de control.


36

4.2.6 Método de inferencia El proceso de inferencia es el corazón del CLD. Tiene la capacidad de simular la toma de decisiones de un humano basado en conceptos difusos para inferir acciones de control a través de implicaciones y reglas difusas. La inferencia con encadenamiento hacia adelante, [Lee, 1990], tipo Sugeno es la empleada en los CLDs que se desarrollaron e implementaron en este trabajo de tesis. El procedimiento empleado en los CLDs de velocidad y carga, se resume en la Figura 4.3.

1

<

<

1xµ

2xµ

1yµ

2yµ

A'

A'

A'

A2

A2

B'

B'B2

B'B2

1µ

2µ

0x 0y

Kz =0

1z

2z

Figura 4.3. Inferencia difusa de tipo Sugeno

Donde 00 , yx son las entradas (error y derivada del error)

µ grado de pertenencia 0z es la salida del controlador difuso (demanda a la válvula de combustible) K es un valor constante de salida


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4.2.7 Desfuzificación

El proceso de desfuzificación es mucho más sencillo desde el punto de vista de esfuerzo de cómputo, ya que cada valor puntual de salida de una regla puede considerarse como previamente desfuzificado (figura 4.3), por esta razón se emplearon funciones de salida de tipo singletons, que son funciones representadas por una línea vertical impulso . Para desarrollar este bloque, la estrategia empleada fue el centro de área. La estructura del algoritmo de desfuzificación empleada en los CLDs es la mostrada en la Figura 4.4.

Figura 4.4. Diagrama de flujo del algoritmo de desfuzificación

INICIO

FDM = K

TERMINA

NO

SI

AREASSUMAPRODUCTOSSUMAz _/_0 =

AREA = GDM*CENTROIDE

SUMA_PRODUCTOS = 0SUMA_AREAS = 0

SUMA_PRODUCTOS = SUMA_PRODUCTOS + AREASUMA_AREAS = SUMA_AREAS + GDM

38

CAPÍTULO 5

PRUEBAS DE SIMULACIÓN Y ANÁLISIS

DE RESULTADOS 5.1. INTRODUCCIÓN La validación o análisis de resultados, es una etapa muy importante que sigue después del diseño y desarrollo de un sistema de control. Generalmente, el objetivo perseguido en esta etapa es el de probar la operación funcional correcta del sistema de control desarrollado, mediante la aplicación de un conjunto de pruebas necesarias y suficientes que permitan evaluar y determinar las características operativas del mismo. El sistema de control para las Unidades Turbogás tipo frame 5 (SCUTG-Frame 5), fue validado en simulación, empleando el modelo matemático de una UTG, desarrollado en la Gerencia de Control e Instrumentación del IIE, aplicando un conjunto de pruebas de aceptación [Garduño, et al, 2000]. En este capítulo se presenta el resumen de las pruebas realizadas, para la evaluación del desempeño de los CLDs en la fase de arranque y generación de potencia eléctrica, comparándolos con los controles convencionales PID y PI para velocidad y potencia respectivamente. En la sección 5.2. se presenta el ambiente de pruebas bajo el cual se realizaron. En la sección 5.3 se presentan las pruebas al control convencional y al control lógico difuso (CLD). En la sección 5.4 se hace el análisis global del desempeño del CC y de los CLDs. 5.2. AMBIENTE DE PRUEBAS La ejecución de pruebas de simulación antes de la puesta en servicio de un nuevo sistema de control es de suma importancia ya que permite:

Capítulo 5 Pruebas de simulación y análisis de resultados

39

• Validar las estrategias de control nuevas o modificadas, identificar errores y/u omisiones corrigiéndolas, así como obtener una sintonización previa.

• Emular fallas de la planta y obtener un mayor conocimiento de la dinámica del proceso con el control, sin la necesidad de disponer del proceso real .

A este medio ambiente de software para la ejecución del modelo matemático de una UTG se le denominó Sistema Programático de Pruebas para Unidades Turbogás (SPPUTG) para la evaluación de estrategias de control aplicadas a los modelos de una Unidad Turbogás. El SPPUTG permite simular un proceso de la Unidad Turbogás mediante modelos matemáticos, representados por ecuaciones algebraicas y diferenciales. El modelo de proceso utilizado fue desarrollado previamente en otros proyectos de la GCI [Delgadillo, et al, 2002]. El diseño de las estrategias de control aplicadas al modelo mencionado fue revisado, mejorado y recodificado con la finalidad de crear una estructura de programas completamente modularizada haciendo más fácil el mantenimiento y la operación del SPPUTG, para una mayor descripción de este ambiente de pruebas véase el apéndice C. El modelo dinámico del proceso de la UTG de [Delgadillo, et al, 2002] y el control del proceso implementado en este trabajo de tesis, tienen las siguientes funciones:

1. Secuencia de arranque 2. Control de álabes guía 3. Control de temperatura 4. Sincronización automática 5. Control de la válvula de combustible

5.1 Control de Velocidad 5.2 Control de potencia eléctrica

5.2.1. Control por MW 5.2.2. Control de potencia eléctrica por temperatura

5.3. PRUEBAS AL CONTROL CONVENCIONAL (CC) Y AL CONTROL

LÓGICO DIFUSO (CLD) El sistema de control desarrollado fue validado por medio de un conjunto de pruebas especificadas en el documento “Protocolo de pruebas de aceptación del control digital de la Unidad Turbogás GE5001”, [De Lara, 1997] y de acuerdo a la especificación funcional establecida para el diseño y desarrollo del sistema. Las pruebas constituyen el conjunto de pruebas más relevantes para el buen desempeño de una Unidad Turbogás. Dichas pruebas se efectuaron empleando el SIMUTG-Frame 5, incorporando paneles gráficos de operación, tendencias y numérico. La activación de los botones, la verificación de los estados operativos y el seguimiento de los valores y parámetros principales, relacionados con la prueba respectiva, se realizan a través de estos paneles (véase el apéndice C). De manera general las pruebas de validación asociadas con los diferentes estados de operación de la UTG y con referencia al protocolo de pruebas, se muestran en la tabla 5.1:


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Tabla 5.1. Pruebas aplicadas al SIMUT F-5

Pruebas Control convencional

Control difuso

Regulación de velocidad Regulación de potencia eléctrica por MW

gas-diesel Transferencia de combustible diesel-gas

Regulación de potencia eléctrica por temperatura El controlador de potencia eléctrica por temperatura, es una aportación de este trabajo de tesis, ya que no se contempla en la propuesta de tesis. Este controlador es utilizado para mejorar la generación de potencia eléctrica, es independiente de los controladores de velocidad y de potencia eléctrica por MW.

5.3.1. Regulación de velocidad El objetivo de esta prueba es llevar a la turbina desde el estado de velocidad mínima hasta velocidad de sincronismo. Procedimiento: Selección del tipo de combustible y arranque desde el panel principal. La prueba de arranque consistió en observar el desempeño del controlador durante el arranque de la UTG. Con esta prueba se observó la capacidad de seguimiento de la referencia de velocidad del sistema, usando el controlador de velocidad convencional (PID) y el controlador de velocidad difuso. Con la ayuda de un motor eléctrico se inicia el arranque de la UTG, el cual proporciona la energía necesaria para iniciar esta secuencia con la aceleración requerida. El interruptor principal está abierto (INTERA=0), lo que indica que el control de velocidad está activo. La velocidad objetivo es de 5100 rpm en estado estable; pero durante el arranque, antes de alcanzar el estado estacionario, la velocidad objetivo es indicada por la referencia de velocidad del controlador.


41

Figura 5.1. Etapa de arranque y sincronización de la UTG

La figura 5.1 muestra el seguimiento de la velocidad a la curva de referencia programada. Los números dentro de las gráficas indican las actividades que el control de velocidad realiza durante su operación:

1. Activación del motor de arranque. 2. El control de velocidad se activa una vez que se han alcanzado las 2000 rpm,

presentándose inmediatamente la ignición que inicia con la combustión y abre la válvula de combustible.

3. El motor de arranque queda fuera de servicio a las 2040 rpm. 4. Cuando la velocidad de la UTG alcanza las 4845 rpm, se cierran las válvulas de

sangrado o válvulas de extracción de aire del compresor. 5. Los álabes guía tienen una apertura inicial correspondiente al 35%, la cual se

mantiene hasta la velocidad de 5094 rpm, momento en el cual aumentan su apertura rápidamente hasta un 100% manteniéndose así durante el resto de la aceleración, la sintonización y la toma de potencia eléctrica mínima de la UTG.

6. La velocidad de sincronismo se alcanza cuando la velocidad llega a las 5100 rpm. Las figuras 5.2 y 5.3 muestran el arranque de la UTG para los combustibles gas y diesel, así como también presentan el comportamiento durante esta operación, de los controladores CC_PID y del CLD_VEL.


42

Figura 5.2. Etapa de arranque y sincronización de la UTG en CC_PID contra CLD_VEL, utilizando

combustible gas De las gráficas de arranque de la UTG (figuras 5.2 y 5.3), se observa la dificultad para seguir la referencia en las diferentes trayectorias que integran la etapa de arranque de la UTG. El desempeño de los controladores varía en todas las trayectorias de la curva de velocidad. El controlador convencional PID tiene un mejor desempeño desde las 2000 hasta 4500 rpm para el combustible gas y de 2250 hasta 4500 rpm para el combustible diesel.

Figura 5.3. Etapa de arranque y sincronización de la UTG en CC_PID contra CLD_VEL, utilizando

combustible diesel


43

5.3.1.1. Análisis de prueba en función del error calculado Las figuras 5.4 y 5.5 muestran la magnitud del error de velocidad. La tendencia en la variación del error )(te del CLD sigue, o es similar, a la correspondiente variación del CC_PID.

Figura 5.4. Error de velocidad del CC_PID contra CLD_VEL, operando con combustible Gas

Figura 5.5. Error de velocidad del CC_PID contra CLD_VEL, operando con combustible Diesel Las gráficas de las tendencias del error en velocidad muestra que el error empleando el CLD_VEL tiene una magnitud (tanto positiva como negativa) más pequeña comparada con


44

el convencional, es decir, que la línea está más cerca del cero, con lo que se puede deducir que la velocidad se aleja menos del valor de referencia. Los puntos de mejor seguimiento de la velocidad de la UTG usando el CLD_VEL es durante la aceleración y próximo a alcanzar la velocidad nominal (5100 rpm), llegando a esta velocidad primero el CLD_VEL que el CC_PID, como se observa en las figuras 5.2 y 5.3. De esta manera, el CLD_VEL mejora la respuesta de la turbina, presentando un mejor seguimiento, disminuyendo el efecto provocado por los disturbios propios del sistema y los cambios de referencia. La región de velocidad comprendida entre las 4500 y 5100 rpm, así como el momento en el cual se cierran de las válvulas de sangrado y abren los álabes guías, es el rango en el cual se observa un mejor seguimiento de la referencia de velocidad para ambos combustibles.

5.3.2 Regulación de potencia eléctrica por MW: Subir carga El objetivo de esta prueba es realizar movimientos en la demanda de potencia eléctrica generada, en modo de control por Megawatts. Procedimiento: La prueba se inicia después que la UTG ha sido sincronizada y está en carga mínima (2 MW), procediendo a elegir la demanda objetivo y la rapidez de cambio de potencia eléctrica a través de la interfase de operación. Para iniciar el incremento de potencia eléctrica, se activa en el panel el control por MW. La referencia de potencia eléctrica se incrementa en rampa hasta alcanzar el valor demandado. Cuando la generación de PE alcanza el valor demandado (introducido vía teclado a través del panel de control) se desactiva el comando avance. En la prueba del control de potencia eléctrica por MW para subir la carga o demanda, se consideraron diferentes demandas con distintas rapideces de cambio, las cuales se observan en la tabla 5.2.

Tabla 5.2. Prueba del control de MW para subir la carga*

Demanda (MW) Rapidez de cambio (MW/min)

2-5 1 5-10 2 10-15 3 15-20 4

* Esta tabla presenta los valores demandados y su respectiva rapidez de cambio para el combustible gas, para el combustible diesel la última demanda es de 19.36 MW.


45

Figura 5.6. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir carga, utilizando

combustible gas


combustible diesel Es evidente que el seguimiento en la generación de potencia eléctrica, el CC_PI se aleja más de la referencia comparado con el control CLD_PE. Entonces el CC_PI presenta mayor error en el seguimiento de los diferentes puntos de ajuste (demandas de potencia eléctrica) comprendido entre 2 y 20 MW, por el contrario se aprecia un mejor comportamiento del CLD_PE para seguir la referencia de PE. Las figuras 5.6 y 5.7 muestran las demandas de potencia eléctrica en el rango de 5 a 20 MW, es conveniente


46

aclarar que por razones implícitas en el modelo, el límite de generación con combustible diesel es de 19.36 MW. Para un mejor análisis se presentan ampliadas algunas zonas de ésta prueba, en las figuras 5.8 y 5.9:


combustible gas (sección ampliada) En las figuras 5.8 y 5.9 se observa que los CCs son superados por los CLDs, demostrando que alcanzan las referencia de PE en un menor tiempo.

Figura 5.9. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir carga, empleando

combustible diesel (sección ampliada)


47

El CC_PI presenta un error de seguimiento a la referencia, que se incrementa conforme se aumenta la rapidez de cambio. Empleando combustible diesel este error de seguimiento de referencia se intensifica como puede observar en la figura 5.9. Mientras que el CLD_PE tiene un excelente seguimiento a la referencia de PE, para ambos combustibles empleados. Cabe mencionar que el seguimiento a la rampa es el factor a mejorar en este rango de demanda. En la prueba del control de potencia eléctrica por MW se consideraron diferentes demandas para observar el desempeño de los controladores en diferentes etapas de la generación. En el sistema real de la UTG, ésta es llevada por el operador a su carga base de manera directa, es decir, el operador a través del panel de control, introduce la demanda de la carga base. Para observar esta acción, en la prueba de control de potencia eléctrica por MW se subió carga directamente, obteniéndose los resultados mostrados en la figuras 5.10 y 5.11.

Figura 5.10. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir a carga base,

empleando combustible gas


48

Figura 5.11. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Subir a carga base,

empleando combustible diesel En las figuras 5.10 y 5.11 se observa que el CLD_PE está más cercano a la referencia de PE, comienza la generación mínima antes que el CC_PI, además se observa que el CLD_PE alcanza la carga base en un menor tiempo que el CC_PI, por ejemplo para la operación con combustible gas, el CLD_PE alcanza la carga base en 5.33 minutos, mientras que el CC_PI tarda 12.25 minutos. El tiempo promedio para que la UTG alcance la potencia eléctrica máxima, depende de la rapidez de cambio de carga con la que se este solicitando la nueva demanda de potencia eléctrica [GE, 1970].

5.3.2.1. Análisis de la prueba en función del error calculado La magnitud del error de carga para cada controlador se muestran en las figuras 5.12 y 5.13. La tendencia en la variación del error )(te del CLD_PE es semejante a la correspondiente variación del CC_PI , no obstante, la magnitud del error es menor en todo instante. La región de mayor magnitud del error ocurre cuando la UTG toma PE mínima (2 MW), se observa que ambos controladores tienen un gran error. En este punto el CC_PI presenta un mejor desempeño, no así en las siguientes demandas.


49

Figura 5.12. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Subir carga, utilizando

combustible gas

Figura 5.13. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Subir carga,

utilizando combustible diesel De las gráficas de las figuras 5.12 y 5.13 de PE de la UTG, se observa que el desempeño del CLD_PE es mejor que el CC_PI, ya que la curva de la PE sigue más cerca a la referencia de PE a lo largo de la trayectoria completa de generación. De esta manera, el CLD_PE mejora la respuesta de la UTG en la generación de potencia, presentado un mejor seguimiento en toda la trayectoria de generación y disminuyendo el efecto provocado por la perturbación natural del sistema. En la región de generación comprendida entre los 5 y 20


50

MW es la región que tiene un menor error de seguimiento de referencia de PE, por ejemplo para la demanda de 15 a 20 MW utilizando el combustible gas se tiene un error de 1.85 MW para el CC_PI, mientras que para el CLD_PE el error es de 0.61 MW .

Figura 5.14. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Subir a carga base,

utilizando combustible gas

Figura 5.15. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Subir a carga base,

utilizando combustible diesel En las figuras 5.14 y 5.15, se muestran las tendencias para la prueba del control de potencia eléctrica por MW, de carga mínima (2 MW) a carga base. Los dos controladores durante la


51

generación de carga mínima presentan un gran error de generación de PE, el CLD_PE tiene un error negativo de generación en esta etapa. El error de generación de PE para el CC_PI durante la etapa de llevar a la UTG a la carga base presenta un mayor error de generación de PE para el combustible gas 0.61 MW y 0.88 MW para el combustible diesel que el CLD_PE.

5.3.3. Regulación de potencia eléctrica por MW: Bajar carga La prueba de potencia eléctrica por MW para bajar carga tuvo diferentes demandas a distintas rapideces de cambio. La tabla 5.3 describe las condiciones con las que se realizó la prueba para bajar carga.

Tabla 5.3. Prueba del control de MW para bajar carga**

Demanda (MW) Rapidez de cambio (MW/min)

20 a 15 4 15 a 10 3 10 a 5 2 5 a 2 1

** Esta tabla presenta los valores demandados y su respetiva rapidez de cambio para el combustible gas, para el combustible diesel la primera demanda es de 19.36 MW

Figura 5.16. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga, empleando

combustible gas


52

Figura 5.17. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga, empleando combustible diesel

Las figuras 5.16 y 5.17 muestran el proceso de generación de PE para bajar carga (carga base) desde los 20 MW para el caso del combustible gas y 19.36 MW para el combustible diesel hasta los cero MW de generación, el llevar a la UTG a cero MW, sólo es para análisis de su comportamiento en esa zona, ya que en unidades reales si acontece esto, la unidad se motoriza, es decir en lugar de generar y aportar energía eléctrica a la red de distribución se convierte en consumidor de ésta.

Figura 5.18. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga, empleando

combustible gas (sección ampliada)


53

Para analizar mejor la respuesta de los controladores en esta prueba se presenta la amplificación de ciertas zonas de la prueba, en las figuras 5.18 y 5.19.

Figura 5.19. Generación de potencia eléctrica en modo de Control por MW: Bajar carga, usando

combustible diesel (sección ampliada) Las gráficas de las figuras 5.18 y 5.19 muestran un mejor seguimiento de la referencia por CLD_PE, en el caso del combustible gas, este seguimiento es más exacto (Figura 5.18). En las figuras 5.18 y 5.19 se observa que el CC_PI presenta un mayor error de rampa de seguimiento de referencia en las demandas comprendidas en el rango de 20 a 10 MW. Por el contrario se observa un mejor comportamiento del CLD_PE en los rangos anteriores. El seguimiento a la rampa en este rango de demandas es el factor a mejorar, las figuras 5.16 y 5.17 muestran las demandas para bajar carga en el rango de 20 a 0 MW (para el diesel de 19.36 a 0 W). Se observa que el CC_PI, al igual que en la prueba de subir carga, presenta un error de seguimiento de rampa constante mayor que el CLD_PE, el cual tiene un mejor seguimiento a la referencia de PE.

5.3.3.1. Análisis de la prueba en función del error calculado La figura 5.20 y 5.21 muestra el error de MW para el CC_PI y para el CLD_PE. La tendencia en la variación del error )(te del CLD_PE es semejante a la correspondiente variación del CC_PI, sin embargo, la magnitud del error es menor en todo instante. La región de mayor magnitud del error para ambos controladores ocurre durante la toma de PE mínima (2 MW), pero el error del CLD_PE es menor que el error del CC_PI .


54

De las gráficas de las figuras 5.16 y 5.17 se observa que el desempeño del CLD_PE es mejor que el CC_PI , ya que en la curva de generación de PE la generación sigue más cerca a la referencia de potencia a lo largo de la trayectoria completa de generación de potencia eléctrica. De esta manera, el CLD_PE mejora la respuesta de la UTG para bajar carga, presentando un mejor seguimiento en toda la trayectoria de generación y disminuyendo el efecto provocado por la perturbación del sistema.

Figura 5.20. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Bajar carga, usando

combustible gas

Figura 5.21. Error de generación de potencia eléctrica del CC_PI contra CLD_PE: Bajar carga,

empleando diesel


55

5.3.4. Regulación de potencia eléctrica por temperatura

El objetivo de esta prueba es realizar movimientos en la demanda de potencia eléctrica generada, en modo de control por temperatura. Procedimiento: La prueba se inicia después que la UTG ha sido sincronizada y está en carga mínima (2 MW), procediendo después a elegir la demanda de 5 MW y la rapidez de cambio de carga en el panel de control principal. Para iniciar el incremento de carga, ésta se activa en el panel de control por MW. La referencia de carga se incrementa en rampa hasta alcanzar el valor demandado. Cuando la carga generada alcanza el valor demando, se activa el botón de control por temperatura en el panel de control principal. Después de que se ha cerrado el interruptor principal, se ha alcanzado el valor de carga mínima (2 MW) y se demanda una carga de 5 MW, los movimientos de carga se han dado por el control por MW, al seleccionar el control por temperatura, la referencia del controlador de potencia y, en consecuencia, la carga generada varía automáticamente en rampa hasta alcanzar el valor de la carga pico deseada, establecida por la selección previa de los límites de temperatura máximos para la UTG, 25.17 MW para el combustible gas y 19.56 MW para el combustible diesel, (estos valores son fijados por el modelo).

Figura 5.22. Generación de potencia eléctrica empleando combustible Gas

Para este caso en particular, cuando los movimientos de carga se realizan en modo de control por temperatura, únicamente se tiene un nivel de generación: carga pico o máxima. Este nivel está determinado por los límites máximos de temperatura de los gases de escape correspondientes a las temperaturas máximas de operación de la UTG. Se observa en las figuras 5.22 y 5.23 diferentes niveles de generación de PE, esto sucede, ya que el modelo de la UTG está diseñado para operar de acuerdo a las características de cada combustible,


56

siendo la carga máxima para el combustible gas 25.17 MW y para el combustible diesel de 19.56 MW.

Figura 5.23. Generación de potencia eléctrica empleando combustible Diesel

5.3.5. Transferencia de combustible En ocasiones se tiene la necesidad de cambiar de combustible diesel a gas, o de gas a diesel, en la UTG por cuestiones de existencia en combustible diesel almacenado o por imprevistos en el suministro de combustible gas. Por lo que se genera la necesidad de efectuar una transferencia de combustible sin llegar al paro de la UTG. Esta prueba tiene como objetivo verificar la transferencia en línea de combustible, de combustible diesel a gas y viceversa. Procedimiento: Con la unidad generando en control por MW, se introduce en el panel principal una demanda de 5 MW para realizar la transferencia, así mismo como la rapidez de cambio de carga que fue de 1 MW/min, se presionó el botón de control por MW en el panel principal. Al llegar al valor de carga deseado, se activó el botón de transferencia de combustible en el panel principal. La transferencia consiste en la apertura y cierre simultáneo de las válvulas de regulación de combustible gas y combustible diesel, o viceversa, respectivamente, hasta efectuar completamente la operación de transferencia, se puede observar en las figuras 5.24 y 5.25. la apertura y el cierre de válvulas de regulación, así como la generación de PE.


57

Figura 5.24 . Transferencia de combustible diesel a combustible gas

Figura 5.25. Transferencia de combustible gas a combustible diesel

Con la implementación de la transferencia de combustible en control convencional y en control difuso, se cumplió con uno de los objetivos planteados en la sección 1.4. Cuando la transferencia es del combustible diesel al combustible gas (figura 5.24) se observó un incremento en la potencia eléctrica generada, ya que el poder calorífico del combustible gas es mayor y por tanto se incrementa la temperatura de los gases de escape, y se tiene una mayor generación. Por el contrario si la transferencia es del combustible gas


58

al combustible diesel (figura 5.25), se observa un decremento en la potencia eléctrica generada durante la transferencia. En la figura 5.24 se muestra la transferencia de combustible diesel a gas, se observa que el CC_PI presenta un mejor desempeño durante la transferencia de combustible, ya que el CLD_PE está por encima de la referencia de PE con 3 MW, esto se debe a que no se realizó la sintonización adecuada por falta de tiempo, ya que el modelo no tenía habilitada la transferencia de combustible, y esta se tuvo que implementar. En el caso de la transferencia de gas a diesel (figura 5.25), el CLD_PE presenta un mejor comportamiento que el CC_PI, el CLD_PE abre más rápido la válvula del combustible diesel, llegando en menor tiempo a la referencia de PE. 5.4. EVALUACIÓN GLOBAL MEDIANTE ÍNDICES DE DESEMPEÑO Como los sistemas de control son dinámicos, se puede evaluar su funcionamiento en términos de respuesta transitoria ante determinadas entradas, tales como escalón, rampa, etc., o se pueden dar especificaciones en términos de un índice de comportamiento. Un índice de comportamiento es un número que indica el grado de beneficio del funcionamiento del sistema. La evaluación de un sistema de control se puede considerar aceptable si los valores de los índices de comportamiento son un mínimo o un máximo. El objetivo de esta sección es realizar la evaluación global de desempeño de los sistemas de control convencional PI y PID y de control lógico difuso mediante la aplicación de los siguientes índices de desempeño normalizados:

∫∞

0

)( dtte Integral del valor absoluto del error (IAE, por sus siglas en inglés) medido desde

el instante de flama hasta la estabilización de la UTG a 5100 rpm, para el caso de velocidad. Para la generación de PE, este índice se estima desde carga mínima a carga base y desde carga base a 2 MW, para subir y bajar carga respectivamente.

∫∞

0

)( dttet Integral del producto del tiempo por el valor absoluto del error (ITAE por sus

siglas en inglés) calculado con las mismas condiciones que el IAE. Los índices de desempeño empleados en este trabajo de tesis, están basados en la respuesta dinámica del sistema. Un sistema evaluado con el criterio IAE es un sistema con razonable amortiguamiento y satisfactoria característica de respuesta transitoria. Para el ITAE, un error inicial grande en la respuesta transitoria pesa poco y los errores que se presentan más tarde son penalizados severamente.


59

De esta manera, utilizando estas figuras de mérito o criterios de eficiencia se podrá calificar el comportamiento de los controladores durante las pruebas de arranque y generación de PE.

Figura 5.26. IAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con gas

Figura 5.27. IAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con diesel


60

Figura 5.28. ITAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG, operando con gas

Figura 5.29. ITAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG¸ operando con diesel

Para observar mejor el índice de desempeño empleando los dos combustibles en las pruebas, se presentan las gráficas de las figuras 5.30 y 5.31.


61

0

5000

10000

15000

20000

CC_PID_IAE 18699 19847

CLD_VEL_IAE 18563 19665

COMBUSTIBLE GAS

COMBUSTIBLE DIESEL

Figura 5.30. Gráfica del IAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

CC_PID_ITAE 290364 286501

CLD_VEL_ITAE 271589 272824

COMBUSTIBLE GAS COMBUSTIBLE DIESEL

Figura 5.31. Gráfica del ITAE para la prueba de arranque y sincronización de la UTG

Para un mejor análisis del desempeño de los controladores durante la prueba de regulación de velocidad, figuras 5.30 y 5.31. Se puede observar como el CLD_VEL presenta un mejor desempeño en comparación con el CC_PID a lo largo del proceso de arranque de la UTG, ya que los valores IAE e ITAE de éste son menores.


62

Para la prueba de generación de PE por el modo de control por MW, el análisis se realizó uniendo las dos pruebas, subir carga y bajar carga, el análisis se realiza desde la carga mínima (2MW) pasando por la carga base (20 MW para el gas y 19.36 para el diesel) y llevándola a cero MW.

Figura 5.32. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW, operando con

gas

Figura 5.33. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW, operando con

diesel


63

Figura 5.34. ITAE para la prueba de generación PE en el modo de control por MW, operando con

gas

Figura 5.35. ITAE para la prueba de generación PE en el modo de control por MW, operando con

diesel


64

Las gráficas de las figuras 5.36 a 5.39, muestran el desempeño de la UTG durante la prueba regulación de potencia eléctrica por MW: subir a carga base.

Figura 5.36. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: Subir a carga base

operando con combustible gas

Figura 5.37. IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: Subir a carga base

operando con combustible diesel


65

Figura 5.38. ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: Subir a carga

base operando con combustible gas

Figura 5.39. ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: Subir a carga base

operando con combustible diesel


66

Para observar mejor el criterio de desempeño durante esta prueba empleando los dos combustibles, se presentan las gráficas de las figuras 5.40 y 5.41.

0

20000

40000

60000

80000

100000

CC_PI_IAE 54005 91502

CLD_PE_IAE 15725 27829


Figura 5.40. Gráfica del IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW

0

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

CC_PI_ITAE 12719804 21480946

CLD_PE_ITAE 3555340 6385322


Figura 5.41. Gráfica del ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW

El valor del IAE y del ITAE del CLD_PE está muy por debajo del que se obtiene del CC_PI , lo que comprueba el mejor desempeño del CLD. En la prueba de generación de PE por el modo de control por MW, realizando el movimiento de PE desde carga mínima hasta carga base se tienen los siguientes resultados, gráficas 5.42 y 5.43:


67

0

10000

20000

30000

40000

50000

CC_PI_IAE 26409 44640

CLD_PE_IAE 7789 16376


Figura 5.42. Gráfica del IAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: subir a

carga base

0

500000

1000000

1500000

2000000

CC_PI_ITAE 962485 1637546

CLD_PE_ITAE 26800 569514


Figura 5.43. Gráfica del ITAE para la prueba de generación de PE en el modo de control por MW: subir

a carga base Las gráficas 5.42 y 5.43 muestran el mejor desempeño del CLD_PE para ambos combustibles, durante la prueba de generación de PE: subir a carga base. El CLD_PE llega a la carga base en menor tiempo, 6.92 minutos antes que el CC_PI.

68

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES La sección 6.1. presenta el producto obtenido en este trabajo de tesis. En la Sección 6.2 se presentan las aportaciones del trabajo de tesis. En la Sección 6.3 se presentan las conclusiones. En la sección 6.4 se enlistan las sugerencias para trabajos futuros de investigación. 6.1. PRODUCTO Como resultado de este trabajo de tesis se obtuvo como producto el simulador de Unidades Turbogás tipo frame 5, con las siguientes características:

Ambiente de pruebas interfaz gráfico industrial, LabWindows. Ambiente de pruebas en línea y archivos históricos Tiene implantada una curva real de velocidad El simulador se encuentra implantado en una PC

6.2. APORTACIONES Las aportaciones de este trabajo de investigación de acuerdo con la propuesta de tesis son:

Dos controladores lógico difusos de velocidad (CLD_VEL), uno para combustible

gas y otro para combustible diesel El controlador lógico difuso de generación de potencia eléctrica (CLD_PE) Transferencia de combustible gas a combustible diesel y viceversa, en control

convencional Transferencia de combustible gas a combustible diesel y viceversa, en control

difuso Las aportaciones adicionales para hacer más eficiente la operación de la UTG, con respecto a la propuesta original son:

Capítulo 6 Conclusiones

69

Control supervisorio de temperatura Control flexible de generación potencia eléctrica: rapidez de carga variable Control de generación por temperatura Artículo enviado a la Asociación de México de Control Automático (AMCA),

apéndice D.

6.3. CONCLUSIONES De acuerdo con los resultados obtenidos en las pruebas de simulación para validación de las mejoras al control se observó que: Se mejoró el seguimiento de la curva de referencia de velocidad (sección 5.3.1), con lo que se asegura que la turbina es llevada a su velocidad de operación a través de una trayectoria de mínimos esfuerzos mecánicos, diseñada por el fabricante. Al mejorar el seguimiento de la referencia de velocidad, se tiene un menor número de variaciones en la velocidad por unidad de tiempo, menor vibración y por lo tanto menor daños a chumaceras y sellos. Se obtuvo un control de generación eléctrica más flexible (sección 5.3.2), basado en dos procedimientos: la típica generación de potencia eléctrica, que requiere la introducción de valores de demanda y rapidez, y el de generación por temperatura que hace que la UTG logre su máxima eficiencia mediante el incremento de la generación hasta llevarla al valor máximo posible. Se mejoró el seguimiento de la referencia de potencia eléctrica (sección 5.3.2), de acuerdo a las diferentes demandas y rapidez de carga introducidas desde el panel de operación para el proceso de subir y bajar carga. Durante la generación de potencia eléctrica, la región más beneficiada fue la comprendida entre los 5 MW a 20 MW. Además, la lógica para la transferencia de combustibles (sección 5.3.3), implementada permite que la UTG opere con el combustible seleccionado (gas o diesel), sin presentar perturbaciones que pongan en riesgo la seguridad de la operación durante la maniobra, evitando el paro. La evaluación global del sistema mediante los índices de desempeño IAE e ITAE demostró un mejor desempeño de los Controladores Lógicos Difusos en comparación de los Controladores Convencionales (sección 5.4). Con lo anterior se cumplió totalmente el objetivo planteado en esta tesis: mejorar la regulación de velocidad y lograr la máxima generación de potencia eléctrica.

Capítulo 6 Conclusiones

70

6.4. SUGERENCIAS PARA TRABAJOS FUTUROS Entre las sugerencias para futuros trabajos se encuentran: Validar en el laboratorio con controladores industriales, es decir, implementar los algoritmos de los Controladores Lógicos Difusos de velocidad y el de potencia eléctrica en un microprocesador industrial para Unidades Turbogás y realizar pruebas en tiempo real con el simulador de la Unidades Turbogás. Diseñar y evaluar un controlador supervisor de temperatura basado en lógica difusa a fin de mejorar: a) el control por temperatura y lograr una generación más eficiente, b) el control de flujo de aire en el compresor sin provocar el efecto de inestabilidad de flujo en el compresor (surge). Aplicar el control difuso como control supervisorio para generar puntos de ajustes de controladores PID. Los Controladores Lógicos Difusos bajo esta estrategia presentan resultados satisfactorios.

Referencias

71

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Referencias

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