Ciencia al descubierto
Gestión de sistemas de alarmas:
un camino hacia la optimización operativa de centrales de
generación
Resumen
Se describen los problemas principales de los Sistemas
de Alarmas (SA) presentes en las Centrales de Generación
Eléctrica (CGE), donde no existe o no se ha implementado
adecuadamente la metodología de Gestión de Sistemas
de Alarmas (GSA), los cuales caracterizan al nivel de
desempeño más bajo de los SA denominado Sobrecargado.
Dichos problemas, surgidos por una nula o mala gestión
de alarmas, se han agravado, principalmente por la
incorporación de Sistemas de Control Industrial (SCI)
modernos en los procesos. Se menciona cuáles son las fases
o etapas que comprenden el ciclo de vida de la GSA, con
base en la norma ANSI/ISA-18.2, que se deben desarrollar
para corregir dichos problemas, en la búsqueda de lograr
una gestión eficaz de los SA y poder migrar hacia un mejor
nivel de desempeño con los consecuentes beneficios.
Por otra parte, considerando el proceso tan arduo y complejo
que representa el lograr la operación óptima de una
CGE, la cual considera niveles de seguridad muy elevados
de las unidades de generación, así como el involucramiento
de diferentes variables operativas que lleven a obtener del
proceso una mayor generación con una menor inversión en
materias primas, se presentan, a manera de ejemplo para
una Central Termoeléctrica (CT), las actividades principales
requeridas para mejorar su operación mediante el procesamiento
lógico de alarmas, con el objetivo de situar al
SA en el nivel de desempeño Robusto, establecido por las
normas como el nivel de desempeño más alto de los SA
considerando que, con el mejoramiento de los SA, se logrará
tener una más alta disponibilidad y seguridad de la planta,
sumando características valiosas al sistema para emprender
un camino hacia la optimización operativa de las CGE.
Introducción
La necesidad de lograr la optimización de los SA en las CGE
surge debido al hecho de que los SA de centrales que se
están modernizando, o los de centrales de nueva construcción
con sistemas ya modernizados, desde su origen están
siendo mal "gestionados".
Al migrar un SA del nivel de desempeño Sobrecargado
hasta el nivel Estable, pasando por el nivel Reactivo, las
condiciones operativas de las centrales se mejoran considerablemente,
pero surge la necesidad de lograr la optimización
en la operación de las unidades, por lo cual es
necesario emprender el camino hacia un mejor SA y llegar
a su nivel de desempeño más alto existente, denominado
Robusto.
Con la modernización de las unidades generadoras y la
incorporación de SCI modernos en las centrales, ya sean
Sistemas de Control Distribuido (SCD), Control Supervisorio
y Adquisición de Datos (SCADA) o Controladores Lógicos
Programables (PLC), las estrategias en el control de los procesos
y la adquisición de datos se han mejorado sustancialmente,
pero dado que todos estos sistemas generan mucha
información, y al no considerar los criterios establecidos en
las normas internacionales sobre la GSA, se ha provocado
la saturación de la Interfaz Hombre Máquina (IHM) del operador,
ocasionando que el SA, en lugar de serle de ayuda
al operador, se convierta en un problema. Lo anterior está
provocando situaciones muy graves, tales como: disparos
innecesarios, accidentes al personal y daños a las instalaciones,
equipos de proceso, así como al medio ambiente.
Problemas con alarmas
Una alarma es un medio visible y/o audible que sirve para
indicarle al operador que se está presentando una situación
anormal en el proceso y/o equipos, por lo que se
requiere tomar una acción inmediata para regresar el proceso
a las condiciones normales de operación y así evitar
las posibles consecuencias.
Por otra parte, un SA es el conjunto de hardware y software
necesario para detectar cualquier situación anormal en
el proceso, transmitirla, desplegarla al operador y registrarla.
Cabe mencionar que en los sistemas de paneles
de alarmas (panalarm´s) con que se contaba antes de la
modernización y de la implementación de los SCI actuales,
los operadores de las centrales atendían unas decenas
o centenas de alarmas, dependiendo del tipo de central que se tratara: hidroeléctrica, termoeléctrica,
carboeléctrica,
combustión interna, etc. Estas alarmas, alambradas
en los panalarm´s, se consideraban como las "esenciales".
Siempre se encontraban a la vista de los operadores,
agrupadas generalmente por equipos en los tableros de
control tradicionales utilizados en las CGE, denominados
BTG (Boiler Turbine Generator). Ahora, con la migración de
los paneles de alarmas hacia sistemas de alarmas digitales
embebidos en SCI modernos, los operadores ya no
tienen decenas o centenas de alarmas por atender, sino
que ahora, debido a que se tienen configurados equivocadamente
como alarmas decenas de miles de registros,
los operadores tienen que enfrentarse hasta con millones
de "alarmas" por mes, las cuales se presentan en forma de
lista en la IHM del operador. Toda esta información que se
le presenta en forma de "alarmas" lo confunde y le hace
más difícil controlar los procesos que tiene a su mando, además de que por la gran cantidad de
información, sobre
todo cuando existe una condición riesgosa del proceso y
se presenta una avalancha de alarmas, sobrepasa su capacidad
de respuesta, lo que ha provocado que el sistema de
alarmas pierda importancia para él, y en la mayoría de las
ocasiones, al presentársele las "alarmas" sólo las observa,
sin tomar ninguna acción al respecto para evitar las consecuencias
de una condición anormal del proceso.
Existen centrales donde se han presentado en la IHM del
operador, en tan solo un mes de operación de una unidad,
3,360,400 "alarmas", lo que excede con mucho la tasa de
alarmas recomendada por las normas de referencia. En la
tabla 1 se describen los problemas más comunes encontrados
en los SA de las CGE, los cuales representan, en
forma general, los problemas característicos que se tienen
en un nivel de desempeño sobrecargado.
| 1. No existe en la central el documento de Filosofía de Alarmas (FA) donde se establezcan las reglas del sistema. |
| 2. Las leyendas o descripciones de las alarmas no son claras, están mal abreviadas y en un idioma diferente al español, generalmente en el idioma del fabricante (inglés). |
| 3. No existe el diccionario de las abreviaturas utilizadas en las leyendas o descripciones. |
| 4. Existen decenas de miles de registros configurados como alarmas, sin encontrarse una clara diferenciación entre los distintos mensajes: alarmas, alertas, disparos, eventos, etcétera. |
| 5. En promedio, de 10 alarmas sólo en una se toman acciones. Si realmente son alarmas se debe tomar acción en todas. |
| 6. Se desconoce la cantidad exacta de alarmas con que se cuenta en el sistema. |
| 7. Las acciones del operador van siendo aprendidas pero no están documentadas. |
| 8. No existe el libro de alarmas que sirva de guía al operador para el control adecuado de las unidades. |
| 9. La asignación de prioridades de alarmas no es la correcta. |
| 10. Existe una multitud de variables configuradas en el sistema que generan alarmas, con diferentes niveles de criticidad, por ejemplo: bajo, muy bajo, severamente bajo, extremadamente bajo, exageradamente bajo, etcétera. |
| 11. No existe un código de colores, ni una diferenciación de sonidos para las distintas prioridades de alarmas. |
| 12. Existen muchas alarmas repetidas en el sistema, asignadas con diferente identificador. |
| 13. Los mensajes de alarmas, alertas, disparos, eventos, etc., se presentan en una misma pantalla de la IHM. |
| 14. Se presentan diversas alarmas problemáticas en el sistema: "ruidosas", antiguas, permanentes, etcétera. |
| 15. Se tienen bastantes niveles de prioridad reportados en el registro de alarmas. |
| 16. Durante un disparo se presenta una avalancha de alarmas imposible de controlar, ya que se presentan miles de registros de alarmas en la IHM, que el operador no tiene tiempo de leer y mucho menos de comprender. |
| 17. Las alarmas sonoras frecuentemente se mantienen apagadas. |
Tabla 1. Problemas comunes de los sistemas de alarmas.
Hacia un nivel de desempeño robusto
Para contar con un SA adecuado y solucionar los problemas
de alarmas de cualquier industria de procesos es requisito
indispensable adoptar la metodología de GSA, la cual
consiste en el desarrollo de las prácticas y los procesos
para definir, documentar, diseñar, monitorear y mantener
los SA. Así mismo, con el objetivo de organizar los requerimientos
y las responsabilidades para implementar la GSA,
es de suma importancia cumplir con el ciclo de vida de la
gestión de alarmas con base en la norma ANSI/ISA-18.2, la
cual establece 10 fases o etapas a desarrollar:
(A) Filosofía,
(B) Identificación, (C) Racionalización, (D) Diseño detallado,
(E) Implementación, (F) Operación, (G) Mantenimiento,
(H) Monitoreo y evaluación, (I) Gestión de cambios y (J)
Auditoría.
A continuación se presenta un panorama general de las
actividades principales que se deben realizar, con el objetivo
de migrar un SA del nivel de desempeño Estable hacia
el nivel Robusto. Para lograr el objetivo anterior, la actividad
inicial a desarrollar es la actualización del documento de
FA de la central, donde se debe incluir todo lo concerniente
a la generación de alarmas conforme al método de procesamiento
lógico seleccionado. En la actualidad existen diferentes
métodos de procesamiento lógico de alarmas que se
han venido aplicando para el mejoramiento de los SA, entre
los cuales se pueden mencionar: agrupamiento de alarmas,
supresión de alarmas redundantes, supresión de alarmas
de acuerdo al modo operativo de la planta, detección inteligente
de fallas, ocultamiento de varias alarmas sobre la
misma variable, etcétera. En este ejemplo, el método a
emplear es el de supresión de alarmas de acuerdo al modo
operativo de la planta.
Modos operativos de una central termoeléctrica
El estado o modo operativo es el conjunto definido de condiciones operacionales para una planta de procesos, de tal forma que las alarmas basadas en modos o estados operativos serán las alarmas que tendrán atributos modificados o que serán suprimidas, basadas en estados operativos o condiciones del proceso, para presentarle al operador sólo las alarmas relevantes de acuerdo al modo operativo actual de la unidad. Debido a lo anterior, una actividad prioritaria consiste en establecer las condiciones particulares para cada uno de los diferentes modos operativos aplicables a la central en cuestión, de tal forma que se cuente con las alarmas relevantes para cada uno de ellos. En la tabla 2 se presentan los modos operativos definidos para una CT, así como el modo operativo predecesor y las condiciones operativas que los caracterizan.
Identificación de alarmas y liga de las acciones del operador en la IHM
Otra de las actividades trascendentales que se debe realizar
es la identificación de alarmas de acuerdo a los diferentes
modos operativos, por lo que se debe determinar
qué alarmas van a actuar en cada uno de los estados operativos
aplicables a cada una de las unidades de la central.
En la tabla 3 se muestra, a modo de ejemplo, la identificación
de algunas alarmas CRÍTICAS (A), PRECRÍTICAS (P) y DE
PLANTA (T), relacionadas con su modo operativo.
Otra de las características importantes del nivel de
desempeño de un SA Robusto es tener disponible en línea
(integrado en el SCI) el libro de alarmas para consulta del
operador. Al seleccionar la alarma presente en la IHM del
operador, se debe desplegar en línea la información correspondiente
a esa alarma, principalmente las ACCIONES
esperadas del operador ante cada una de las alarmas y las
posibles CONSECUENCIAS, en caso de que dichas acciones
no sean efectivas.
Generación, modificación y transferencia de lógicas en el sistema
Partiendo del hecho de que las diferentes condiciones operativas de las unidades permiten discriminar los diversos modos operativos, se deben realizar las actividades de generación, modificación y transferencia de lógicas en el sistema para los diferentes modos operativos de las distintas unidades, en correspondencia con las alarmas involucradas. Además de la generación de las lógicas para la presentación al operador solamente de las alarmas relacionadas a cada modo operativo, también se deben desarrollar las lógicas que permitan que en las pantallas de la IHM se despliegue un mensaje que le indique al operador en qué estado operativo se encuentran operando las unidades en ese momento, con la finalidad de que el operador disponga de información del sistema más completa y también comprenda el por qué se le presentan unas u otras alarmas en la IHM.
| Modo operativo predecesor | Condiciones operativas (variables clave) | Modo operativo presente |
| Cambio de carga o AGC | Disparo maestro de combustible operado | Disparo o reserva fría |
| Carga estable | ||
| Arranque de unidad | Ventiladores de tiro inducido, bombas de circulación controlada y bombas de condensado fuera de servicio | |
| Disparo o reserva fría | Prueba de fugas de combustible realizada con éxito | Arranque de unidad |
| Caldera fría | Ventilador de tiro inducido o bomba de circulación controlada o bomba de condensado en servicio | |
| Turbina fría | ||
| Generador eléctrico mantenimiento | ||
| Arranque de unidad | Carga mayor a 55 MW | Cambio de carga o AGC |
| Carga estable | AGC en auto o cambio del punto de ajuste de carga del control coordinado mayor a 10 MW | |
| Cambio de carga o AGC | Cambio del punto de ajuste de carga del control coordinado no mayor a 1 MW | Carga estable |
| Disparo o reserva fría | Ventiladores de tiro inducido, bombas de circulación controlada, bombas de condensado fuera de servicio y metales del domo menores a 90 °C | Carga estable |
| Turbina fría | Velocidad turbogrupo mayor de cero rpm´s | |
| Caldera fría | Velocidad turbogrupo cero rpm´s y temperatura metal interior primer paso menor a 150 °C | Turbina fría |
| Generador eléctrico mantenimiento | Presión de H2 en generador eléctrico mayor de 0.15 bar´s | |
| Turbina fría | Presión de H2 en generador eléctrico menor de 0.1 bar´s | Generador eléctrico mantenimiento |
Tabla 2. Modos operativos para una central termoeléctrica.
|
P R I O R |
TAG | Leyenda | Modos operativos | ||||||
| Disparo o reserva fría | Arranque unidad | Cambio carga o AGC | Carga estable | Caldera fría | Turbina fría | Gen eléct mant | |||
| A | 1AAP46AXB46 | FALLA BBA CIRC CONTROLADA P46A | |||||||
| T | 1AAT234XH52 | < 360 OC TEMP VAP ENTRADA SC SEC A | |||||||
| A | 1CBG01XB46 | FALLA TORNAFLECHA G01 | |||||||
| P | 1CDP34XG12 ZV01 | FALLA CCM BBA ACEITE SELLOS P34 | |||||||
| A | 1CDP954ZV01 | < 17 KPA PD AC SELLOS GEN ELECT | |||||||
| P | 2CBP24XG46 ZV01 | BAJA TENSIÓN BBA AC LUB EMERGENCIA | |||||||
| T | 2CBU001ZV19 | FALLA BBA A SUCC BBA PPAL P26 | |||||||
| T | 2JDP637C XG52 | < 10 BAR PRESIÓN VAPOR ATOMIZACIÓN | |||||||
| P | 2RHRW001E XM26 | PROBLEMA EHG UNIDAD DE CONTROL | |||||||
Tabla 3. Ejemplo de identificación de alarmas de acuerdo al modo operativo.
Monitoreo y evaluación del sistema de alarmas
Una vez implementados los cambios anteriores en el sistema
y habiendo transcurrido las fases del ciclo de vida de
la GSA, correspondientes a la Operación y el Mantenimiento,
se debe proceder a realizar la fase de Monitoreo y Evaluación
del sistema. Para lo anterior se deben realizar las evaluaciones
cualitativa y cuantitativa, monitoreando el desempeño
del sistema en las pantallas de la IHM y valorando la
tasa de alarmas mediante el análisis de los archivos históricos
de alarmas correspondientes a 30 días de operación
en los diferentes modos operativos, y los estados estable y
transitorio en los que se desempeñaron las unidades.
Se dice que las unidades se encuentran operando en
estado estable, cuando éstas se mantienen operando sin
movimientos por cambios en la demanda o por fallas en
los equipos. Además, se encuentra establecido en la norma
EEMUA 191, que la tasa de alarmas que caracteriza a un
nivel de desempeño Robusto para cuando las unidades
operan en estado estable es, en promedio, de menos de
una (1) alarma por operador cada diez (10) minutos, y que el
tiempo que esté el sistema de alarmas fuera de este rango
deberá ser de menos del uno por ciento (1%) del tiempo
en operación. Por otra parte, las unidades se encuentran
operando en estado transitorio cuando se inicia un cambio de carga, ya sea por cambio en la demanda o por
falla de
algún equipo. La tasa de alarmas que caracteriza a un nivel
de desempeño Robusto para cuando las unidades operan
en estado transitorio es, en promedio, de menos de diez
(10) alarmas por operador cada diez (10) minutos, y que el
tiempo que el SA esté fuera de este rango, deberá ser de
menos del uno por ciento (1%) del tiempo en operación.
Análisis de datos y mejora continua
Una vez habiendo implantado la metodología de GSA en las
CGE, es trascendental no considerar al sistema únicamente
como un "juguete nuevo", en el que pronto pase la euforia
por su uso y luego sea olvidado. Es de suma importancia
el explotar toda la información valiosa que el SA brinda,
con el objetivo de mantener o superar el nivel de desempeño
alcanzado (Estable o Robusto) y emprender el camino
de la mejora continua. Lo anterior traerá consigo que las
CGE puedan posicionarse en el más alto nivel posible de
productividad y de seguridad para el personal, las instalaciones
y el medio ambiente.
Particularmente, la fase correspondiente a la Identificación
brinda el beneficio de tener un SA perfectamente clasificado
y organizado, donde se tendrán claramente identificados los
registros de alarmas, alertas, disparos, eventos, etc. Con el
desarrollo de la fase de Racionalización, el operador tendrá
mínimo siete campos de información en el libro de alarmas,
correspondientes a cada una de ellas, junto con sus prioridades,
colores y sonidos asignados. Por último, con la fase
de Implementación, toda esta información estará filtrada y
se presentará de forma adecuada en la IHM del operador,
facilitándole el manejo de las unidades de la central.
Al corregir los problemas comunes de los SA en las CGE,
característicos de un nivel de desempeño Sobrecargado
(tabla 1), con el desarrollo de la metodología de GSA y
habiendo alcanzado el nivel de desempeño establecido
como meta (Estable o Robusto), lo que es forzoso realizar a
continuación es la utilización de la información que brinda
el SA en beneficio de la operación de las CGE. Es de suma importancia extraer del sistema un archivo
histórico de
las alarmas que se presenten, cuando menos una vez al
mes, para hacer el análisis de éstas y utilizar dicha información
para la mejora operativa y el reforzamiento de los
programas existentes de mantenimiento correctivo y predictivo
de equipos e instrumentos de las CGE. Además de
suministrar la información de los índices de desempeño
con que debe cumplir el SA de acuerdo a las normas de
referencia, el análisis del SA también proporcionará información
muy valiosa de todas las áreas de la central (operación,
eléctrico, instrumentación, químico, etc.). Estos datos
indicarán alarmas que son reales, como podrían ser del
área de operación en situaciones anormales, de protección
de los equipos, de instrumentación y control, de fallas de
los dispositivos, etc., pero muchas otras que se presentan
en el SA no serán realmente "verdaderas" en toda la extensión
de la palabra y nos indicarán la necesidad de mejoras
en los procesos de operación, así como de los mantenimientos
a los equipos e instrumentos, debido a su envejecimiento
y su constante operación, cambios en las condiciones
del combustible e incluso del medio ambiente,
puntos de ajuste incorrectos de la instrumentación y de
actuación de los equipos y dispositivos que normalmente
ocasionan alarmas "molestas", mal ajuste de la banda
muerta que provoca alarmas repetitivas, etcétera.
A continuación se presenta, en la tabla 4, un ejemplo del
análisis de la información del SA de una CGE, donde los
datos obtenidos indican que se requiere continuar con
el proceso de mejora del sistema y donde se obtuvieron,
a través del análisis del archivo histórico, las 10 alarmas
más frecuentes, presentes en 30 días de operación de una
unidad. Éstas indican el tipo de problemas de operación y
de mantenimiento que se pueden abordar con el análisis
del SA.
| No | Tag | Leyenda | Ocurrencia | * Prioridad |
| 1 | 3AF LSH355||XG01 | ALTO NIVEL CALENTADOR BAJA PRESIÓN #1 | 173,558 | DP (T) |
| 2 | 3KH TE11 12||XH01 | ALTA TEMP DEVANADO GENERADOR #12 | 84,724 | DP (T) |
| 3 | 3KH TE11 08||XH01 | ALTA TEMP DEVANADO GENERADOR #8 | 84,598 | DP (T) |
| 4 | 3BA VIT32 G||XH01 | ALTA VIBRACIÓN CHUMACERA #3 VTF 3A | 27,911 | DP (T) |
| 5 | 3AE TE06 N||TAHH06 N | MUY ALTA TEMP CHUM EMPUJE BAA 3B | 2,564 | PC (W) |
| 6 | 3AE TE06 N||TAH06 N | ALTA TEMP CHUM EMPUJE BAA 3B | 2,226 | DP (T) |
| 7 | 3AP LSL302||XG51 | BAJO NIVEL DEAREADOR | 938 | DP (T) |
| 8 | 3BA TE32 C||XH01 | ALTA TEMP CHUMACERA #2 VTF 3B | 771 | PC (W) |
| 9 | 3BA PIT441 S||XH03 | MUY ALTA PRESIÓN DE CAJA AIRE | 739 | |
| 10 | 3BA TE32 C||XH03 | MUY ALTA TEMP CHUM #2 VTF 3B | 705 | CR (A) |
| * Prioridades de alarmas existentes en histórico = CR (A), PC (W) y DP (T) | ||||
Tabla 4. Ejemplo de las 10 alarmas más frecuentes.
Conclusiones
A lo largo del tiempo, en las diferentes industrias de procesos
alrededor del mundo, se fueron suscitando diversos
accidentes catastróficos que propiciaron la necesidad
urgente del desarrollo de una metodología para lograr una
gestión eficaz de los SA.
En las CGE, la implementación de la metodología de GSA
ha representado un trabajo arduo y laborioso, pero ha
traído consigo múltiples beneficios, obteniéndose una alta
rentabilidad técnica y económica al rescatar las ventajas
tecnológicas que poseen los SCI (SCD´s, SCADA´s o PLC´s)
modernos con que se cuenta en las centrales. Los diversos
beneficios obtenidos al implantar dicha metodología han traído consigo ahorros sustanciales en la operación
de las
unidades, ya que con esto se mejora la confiabilidad de
las centrales, aumentando el desempeño, la precisión en
los márgenes de operación y la disponibilidad de la planta,
impactando en un incremento en la generación de energía
eléctrica.
El camino a seguir para lograr el mejoramiento de los SA
implica el desarrollo, a cabalidad, de las fases del ciclo de
vida de la gestión de alarmas, las cuales se deberán abordar
de acuerdo al estado de avance en el que se encuentre la
central, es decir, si va a ser una instalación nueva de la
que se esté planeando su construcción, una instalación
en proceso de modernización, o una ya modernizada, y
un punto trascendental a considerar es el determinar qué
nivel de desempeño posee el SA. No será el mismo abordaje
para una central con un nivel Sobrecargado, o una que
se encuentre en el nivel Estable con miras a alcanzar el
nivel Robusto. Al final del camino se tendrá como resultado
que las ventajas que se logren con el mejoramiento de los
SA, al migrar del nivel Sobrecargado al Estable, y por último
alcanzar el nivel Robusto, propiciarán la optimización operativa
de las CGE.
Cabe resaltar que el análisis de la información que se puede
obtener de los SA permitirá mantener al sistema en el nivel
de desempeño alcanzado, con los beneficios asociados que
esto implica, y al mismo tiempo potenciará ventajas adicionales
en la mejora de los procesos operativos. Asimismo,
reforzará los programas de mantenimientos correctivos y
predictivos de las CGE, pero también es importante mencionar
que, de acuerdo a las normas de referencia, cualquier
SA en donde no se lleve a cabo la fase de Monitoreo
continuamente, el nivel de desempeño tenderá a su degradación
con el paso del tiempo, por lo que es trascendental
no desatender el sistema.
Trabajos realizados en el INEEL en el tema de gestión de sistemas de alarmas
Desde el año 2009, el INEEL ha venido desarrollando proyectos para los diferentes tipos de centrales de la CFE a lo largo de todo el país, en el tema de gestión de sistemas de alarmas. De junio a diciembre del 2009 se llevó a cabo el proyecto 13777: "Gestión inteligente de sistemas de alarmas en unidades generadoras". De julio del 2010, a diciembre del 2013, el proyecto 14003: "Gestión inteligente de sistemas de alarmas en unidades generadoras ETAPA II: Diseño y reconfiguración de los sistemas de alarmas actuales". De febrero del 2014, a marzo del 2017, el proyecto 14600: "Gestión inteligente de sistemas de alarmas en unidades generadoras ETAPA III". De abril del 2017, a diciembre del 2019, el proyecto 14922: "Gestión inteligente de sistemas de alarmas en unidades generadoras. Etapa IV".
Reconocimientos
Se reconoce la participación y el apoyo incondicional de los ingenieros Juan Antonio Fernández Correa, Jorge Obed Guevara Madrigal y Manuel Picos García, contrapartes técnicas y administrativas de la Subdirección de Negocios No Regulados (SNNR) de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), quienes nos brindaron su confianza, mostrando siempre un amplio interés en promover el desarrollo e investigación de este tipo de proyectos, en la búsqueda constante en equipo INEEL-CFE para lograr el mejoramiento de los procesos en todos los tipos de centrales generadoras de la CFE. Además, se agradecen sus valiosos comentarios, coordinación con el personal de las centrales y seguimiento de las actividades en el transcurso del proyecto.
Autor:
Leonardo Reyes Gutiérrez, lreyes@ineel.mx