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Boletín IIEjulio-septiembre-2012Tendencia tecnológica

Filosofía de alarmas en

la gestión de los sistemas

de alarmas en unidades de

generación de energía eléctrica

Filosofía de alarmas en la gestión de los sistemas de alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

Rafael Román Cuevas, Mayolo Salinas Camacho, Eric Zabre Borgaro y Víctor Manuel Jiménez Sánchez

in the electric power generation units of the Mexico’s power plants equipped with modern distributed control systems is described. In a generic way, the description of each point of the philosophy, adapted to the power plants of the country, which can have variants in each of them as its own nature as for the energy source, system arrangements and teams, type and system mark of control, between other vari-ables is presented. A practical and generic case, which includes the criteria and lineaments of the alarm philosophy is also presented.

Introducción

A partir de la década de los sesenta, los sistemas de alarmas en las unidades de generación eléctrica se basaban en la norma ISA-RP18.1 Specifications and guides for the use of general purpose annunciators, referente a las especificaciones y uso de los anuncia-dores (Panalarm, por sus siglas en inglés) para propósitos generales. En los ochentas surgieron los Sistemas de Control Distri-buido (SCD), pero los fabricantes no tenían una norma que los regulara. A partir de aquí, las pantallas de la interfaz hombre-máquina (IHM) se han visto saturadas por el despliegue de avalanchas de registros, entre ellos los de alarmas, quedando el operador imposibilitado para atenderlas, provocando en muchas ocasiones paros y daños en los equipos, lo que se traduce en pérdidas millonarias. A raíz de estos hechos, en la década de los noventa surge la guía europea EEMUA 191 Engineering

Resumen

Se describe el proceso de la meto-dología recomendada por los linea-mientos de las normas internacio-

nales, relacionadas con la administración y manejo de sistemas de alarmas, a través de las cuales se documentan los objetivos y las definiciones, entre otros aspectos, principal-mente para establecer la metodología orien-tada a la gestión de los sistemas de alarmas en las unidades de generación de energía eléctrica de las centrales de México, equi-padas con sistemas de control distribuido moderno. Se presenta de manera genérica la descripción de cada uno de los puntos de la filosofía, adecuada a las centrales del país, la cual puede tener variantes en cada una de ellas por su propia naturaleza en cuanto a la fuente de energía, arreglos de sistemas y equipos, tipo y marca de sistema de control, entre otras variables. Se presenta un caso práctico y genérico que engloba los criterios y lineamientos que conforman la filosofía de alarmas de una central de generación de energía eléctrica.

Abstract

The process of the recommended method-ology by the lineaments of the international norms, related to administration and system handling of alarms, through the objectives are documented. The definitions, among other aspects to establish the oriented methodology to the management of the alarm systems

En México se han realizado diag-nósticos a los sistemas de alarmas en el área de generación eléctrica en varias centrales piloto, seleccio-nadas por el tipo de tecnología.

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alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

Equipment and Materials Users Association, y en 2009 se emite y da a conocer la norma ANSI/ISA-18.2-2009 Management of Alarm Systems for the Process Industries. Actual-mente, la gestión del sistema de alarmas es una práctica común en la industria equi-pada con sistemas de control moderno y en algunos países es una obligación legal.

En la norma ANSI/ISA-18.2, revisión 2009, se detallan las definiciones presen-tadas en este trabajo. En ella se establece que la filosofía de alarmas (FA) es un documento con las definiciones básicas, los principios y los procesos para diseñar, implementar y mantener un sistema de alarmas, mientras que la racionalización se refiere al proceso para revisar las alarmas potenciales usando los principios de la FA para seleccionarlas durante el diseño y para documentar las razones del mismo o existencia de cada una de ellas.

En las actividades previas a la gestión de los sistemas de alarmas (SA) se realiza una evaluación de la entidad a analizar, lo que permite conocer los principales problemas que influyen en el funcionamiento defi-ciente del SA, por lo que el resultado de estos parámetros analizados constituye el punto de partida para la elaboración de la FA. Como primer paso hay que establecer la FA, para después en actividades poste-

riores, pasar a las etapas de identificación y racionalización de éstas en cada una de las unidades de la central, con el objetivo de llegar a la implantación del nuevo sistema de alarmas, para que en centrales de gene-ración de energía eléctrica (CGEE) se incorporen a estándares internacionales de aceptación y como producto de todo esto, una reducción sustantiva de los disparos de las unidades y costos operativos.

Se establecen dos reglas básicas para iniciar las actividades de la gestión de los sistemas de alarmas: la primera es “elegir el momento más oportuno”, esto implica obtener la autorización por parte del directivo (super-intendente), para lograr el involucramiento del personal de las distintas áreas de espe-cialidad de la CGEE para realizar la FA, identificación y racionalización de alarmas. La segunda consiste en proceder por etapas sucesivas como se muestra en la figura 1, esto es, conviene desarrollar las actividades en cinco etapas principales, sin precipitar acontecimientos inadecuadamente.

Sensibilización de los dirigentes de la empresa

Esta primera etapa consiste en “sensi-bilizar a los cuadros dirigentes de la empresa”, sobre la importancia de contar con una FA en la que se establezcan los

criterios para atención y seguimiento de las alarmas del proceso, lo cual se logra mediante reuniones y pláticas de sensibi-lización, bajo la dirección de un facilitador o consultor especializado.

Programa de atención

La segunda etapa consiste en preparar un “proyecto para la empresa”, mediante un programa de atención a las unidades de generación eléctrica. En este programa se establecen períodos de participación por parte del personal involucrado durante las diversas actividades a realizar.

Recabar información

Tercera etapa, que tiene que ver con una estrecha comunicación e intercambio de la evolución de la información que fluye y debe involucrar a todos los participantes: en primer lugar al mismo superintendente, seguido del responsable de operación, de instrumentación y control, eléctrico/mecánico, entre otros. Esta etapa infor-mativa es determinante para el éxito del proyecto de gestión de sistema de alarmas.

Planeación y documentación

La cuarta etapa consiste en planear y documentar adecuadamente todas las otras etapas del ciclo de administración de alarmas.

Capacitación al personal

La quinta y última etapa consiste en impartir un amplio programa de forma-ción entre los participantes respecto a la FA, identificación, racionalización, implantación y mantenimiento.

Figura 1. Etapas de la elaboración de la filosofía de alarmas.

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Para que el proceso de implantación ocurra es necesario evitar errores. Una de las cosas que no se debe hacer es ir demasiado aprisa, cada fase tiene un valor en sí y es imperativo que se desarrolle sin precipitación. Otro error que se debe evitar es disociar la gestión de alarmas con los participantes del sistema de alarmas. Se deberá reconocer a todo el personal su iniciativa y dedicación, el compartir la responsabilidad en todos los niveles y que los contactos humanos se basen en la cooperación.

En México se han realizado diagnósticos a los sistemas de alarmas en el área de gene-ración eléctrica en varias centrales piloto, seleccionadas por el tipo de tecnología: hidroeléctrica, de carbón, ciclo combinado, diésel, geotermoeléctrica y termoeléctrica, identificando la falta de algunos de los procedimientos o guía para la documenta-ción y clasificación de alarmas, incluso para el diseño o rediseño y mantenimiento de los sistemas de alarmas, basados en normas internacionales EEMUA 191 y ANSI/ISA-18.2. Con base en los resultados obte-nidos se consideró llevar a cabo actividades tales como la elaboración de una FA para cada central que considerase, a manera de especificación, los requerimientos que esta-blezcan los criterios y principios para la gestión de los sistemas de alarmas, como se aplica en otras áreas.

Filosofía de alarmas

En la FA para unidades de generación de energía eléctrica se presenta una infor-mación general de la situación actual del sistema de alarmas y se indica única-mente lo alcanzable, en el establecimiento propiamente de las “reglas del juego”, para llevar a cabo la gestión del sistema

de alarmas: selección, priorización, ajuste, configuración de alarmas, implanta-ción, planeación del mantenimiento a los sistemas de alarmas y adiestramiento de los operadores en las mejoras.

Los puntos más importantes que contempla la FA son los siguientes:

1. Datos generales de la central y unidades de generación. En este punto se deberá describir la capacidad de generación, marca y modelo del SCD instalado, así como el rol de los operadores principalmente y demás personal.

2. Propósito del sistema de alarmas en los SCD. Se debe tener claro que el sistema de alarmas es para los operadores de la CGEE, ya que el propósito de las alarmas es avisar al operador sobre una situa-ción anormal del proceso, la cual no puede ser controlada por el SCD y por lo tanto se requiere que el operador tome una acción sobre el proceso, o bien que avise a las personas encargadas de atender las desviaciones presentadas.

3. Motivación y objetivo en la mejora del sistema de alarmas. La motiva-ción surge al vislumbrar el poten-cial de beneficios y la rentabilidad, tal como sucede en la disminución de disparos de una unidad y por lo tanto en la reducción del costo asociado, esto se plantea como uno de los principales motivos para promover y llevar a cabo la mejora del SA, con el objetivo de reflejar un ascenso en los cinco niveles de desempeño, mostrados en la

figura 2, los cuales se describen a continuación.

• Sobrecargado – las alarmas impor-tantes son difíciles de distinguir de las de menor importancia.

• Reactivo – los operadores reaccionan más a la tasa de alarmas en lugar de atenderlas.

• Estable – todas las alarmas tienen un significado y una respuesta específica.

• Robusto – los operadores confían plenamente en el SA.

• Predictivo – el SA es completamente estable y provee al operador la infor-mación oportuna.

4. Acrónimos y homologación de abrevia-turas. Se recomienda que los mensajes de las alarmas que recibe el operador a través de la interfaz sean claros, enten-dibles y reducidos, por lo que las abre-viaturas y términos se deben homo-logar en los mensajes de las alarmas.

5. Roles y responsabilidades para la administración de sistema de alarmas.

Para la administración en la mejora del sistema de alarmas se requiere de un grupo de trabajo con las siguientes atribu-ciones y responsabilidades:

Superintendente de la central

Deberá dar las facilidades para que el personal de la central, en conjunto con el facilitador, desarrolle las actividades del ciclo de gestión de alarmas.

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Figura 2. Niveles de desempeño.

Facilitador

Persona ajena a la organización, cuya función es sensibilizar al personal de los departa-mentos de operación, control, eléctrico, mecánico y de mediciones; participar en la elaboración de la FA; establecer compro-misos; participar en la racionalización de señales candidatas a alarmas y verificar que cumplan con las características requeridas de las normas; participar en el libro de alarmas y validar los resultados obtenidos.

Responsable del sistema de alarmas

Será el jefe de operación que mantendrá una comunicación estrecha con el facili-tador para establecer compromisos, manejo del flujo de la información y vigilará que se mantenga el ciclo de mejoramiento continuo de los sistemas de alarmas.

Responsable de la base de datos

Será el jefe de control e instrumentación o mediciones quien proporcionará la base de datos de los sistemas de alarmas, gene-rará los reportes históricos de las alarmas e implementará la nueva base de datos en la estación de ingeniería y en las estaciones de operación.

Operador

Participará en la documentación del libro de alarmas y avisará al responsable del SA

de las alarmas problemáticas presentadas durante su turno.

6. Criterios de diseño o rediseño de alarmas. El sistema de alarmas deberá diseñarse para que identifique de manera oportuna situaciones inseguras o fuera de las condiciones óptimas de operación, alertando al operador que existe una situación anormal y que debe de tomar una acción para cambiar la tendencia del proceso.

7. Racionalización. Todas las señales (alarmas, eventos, disparos, fallas, etc.) configuradas en la base de datos del SCD y que se despliegan en la pantalla de alarmas del operador se revisarán y verificarán, de tal manera que cumplan con los requisitos para que se consi-deren o no alarmas y formen parte de la base de datos de las mismas.

8. Definición de la prioridad y límites de las señales para considerarlas como alarmas. La prioridad de las alarmas indica el orden en el que deben ser atendidas, tomando en cuenta que todas requieren tener una respuesta del operador. Los niveles de prioridad son tres: alarma crítica, alarma precrí-tica y alarma de planta, y los límites se definen con base en los procesos de generación (límites alto, bajo, de disparo, etc.).

9. Criterios para la presentación en la IHM. Se exige que en las estaciones de operación deberá considerarse una ventana con el despliegue de únicamente alarmas, no se deberán desplegar en esta ventana eventos, disparos, señales de instrumentación y control (I&C), etc.

Todas las alarmas deberán contar con un sonido por cada tipo, de tal manera que el operador identifique los tres tipos que existen.

10. Monitoreo del desempeño del sistema de alarmas para el análisis de su desempeño antes y después de la racionalización. Deberán de obtenerse y monitorearse los datos de los registros históricos de al menos una o dos semanas, para deter-minar: la cantidad de alarmas por día, cantidad de alarmas por diez minutos, alarmas más frecuentes, alarmas antiguas, alarmas ruidosas. El proceso de moni-toreo continuo ofrece grandes benefi-cios, lo que posibilita la identificación, tratamiento y solución de los problemas.

11. Mantenimiento del sistema de alarmas. Para la implantación del mantenimiento continuo es muy importante que cada jefe de I&C, de operación, de eléctrico y mecánico no sólo esté involucrado, sino además comprometido con las acciones que se deben implantar, las cuales deben tomarse en todos los equipos y procesos donde existen alarmas y es el responsable de cada área quien debe dar solución.

Al ser genérica, los 11 puntos descritos en la filosofía permiten elaborar la FA de cual-quier central de generación de energía eléc-trica, donde se cuente con SCD moderno.

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Identificación de alarmas

Partiendo de la definición de la alarma, que es un medio audible y visible para informar al operador que un equipo no opera adecuadamente o que hay una desviación de las condiciones normales del proceso, o que una situación anormal se está presentando en la unidad y se requiere una respuesta del operador, su identifica-ción y selección constituye un elemento de primordial significación para la conti-nuidad de la etapa de racionalización y de su correcta definición y profundización.

Los SCD en unidades de generación cuentan con una base de datos, la cual deberá de extraerse en archivo electrónico, en formato de texto o de preferencia en Excel. Los campos que deberá contener como mínimo son: etiqueta o identifi-cador (tag) de la alarma, leyenda, tipo de alarma y prioridad.

Todas las alarmas que cumplan los requi-sitos permanecerán en la base de datos y los registros que no cumplan con éstos se retirarán de la pantalla de la IHM de operador. Se mantendrá la base de datos original, se generará una nueva y se gene-rarán las bases de datos para alertas y eventos existentes.

En la tabla 1 se presenta un ejemplo de los criterios de identificación de las señales de alarma para un SCD en una central termoeléctrica.

Las bases de datos de los SCD en unidades de generación eléctrica contienen señales que se despliegan en la pantalla de alarmas tales como: alarma de I&C, estado, respuesta manual de operador, disparo, evento, falla, registrador. Estas

señales deberán retirarse del despliegue de la pantalla de alarmas del operador.

Racionalización de alarmas

Existen varios métodos para la raciona-lización de alarmas, el clásico consiste en integrar un equipo de personas de la central (operación, instrumentación, control, eléctrico, mecánico, protec-ciones) y un facilitador externo a la empresa, reunidos en una oficina, revi-sando y verificando las alarmas confi-guradas en el sistema que conforman la base de datos de alarmas.

Definición de clases o prioridad de las alarmas

La prioridad de las alarmas es un medio para indicarle al operador la gravedad de una condición específica del proceso e iniciar su respuesta. A cada alarma se le asignará una prioridad usando un enfoque

lógico y consistente. Es importante que el SCD presente las alarmas al operador, considerando tres niveles de prioridad con color y sonido único.

La distribución de alarmas por prioridad, como lo establece la norma ANSI/ISA, deberá cumplir con lo que se muestra en la tabla 2, denominando ésta como distri-bución dinámica. Por ende, dicha distri-bución se reflejará en el despliegue de alarmas que se le presenten al operador y será considerada la meta de la raciona-lización. La distribución de prioridades es el resultado de un proceso firme y consistente de racionalización de alarmas y no una asignación simple para forzar a cumplir con esta distribución.

Máximo tiempo para responder y corregir

El tiempo máximo para responder a una alarma es el tiempo en el cual un operador

No. Criterio Condición1 Equipo en mantenimiento Librar equipo a nivel SCD.

La alarma operativa se cambia a: ESTADO.2 Alarmas de disparo Ocasionan disparo de la unidad, no se modifica su valor,

se quitan como alarmas operativas y se dan de alta en el registro histórico. Se da de alta una alarma operativa con un valor intermedio entre el valor de disparo y el de advertencia.

3 Alarmas RPM de turbina Se dejan sólo como preventivas las de 400/0 rpm para avisar al operador para poner E/S el tornaflecha.

4 Parámetro operativo con varias mediciones y alarmas

Se quitan las alarmas de los módulos A/B, etc. y se dejan en el módulo de valor calculado.

5 Alarmas de desviación de control

Dependiendo de la importancia del control se dejan como advertencia o tolerancia.

6 Donde no se tenga salida de designación de la alarma

Se deberá activar su comando de salida para poder visualizarla.

7 Alarmas de equipos sin instalar

Se deshabilitan.

8 Panalarm en tableros Los anunciadores Panalarm quedan fuera.9 Back-up Alarmas del respaldo quedan fuera.

Tabla 1. Criterios de identificación de las señales.

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puede tomar una acción para prevenir o mitigar las consecuencias causadas por la condición anormal. Este tiempo debe de incluir la acción de personal fuera del cuarto de control y debe considerar además, qué tanto tiempo está disponible desde que la alarma aparece en la pantalla o suena, hasta el momento en que se evitan las consecuen-cias, considerando el tiempo de retraso en la medición de la variable de proceso, la respuesta del operador, la transmisión de la respuesta del operador, hasta el elemento final de control y el retraso del proceso para cambiar la tendencia.

Los tiempos de respuesta se agruparán en tres niveles, como se muestra en la figura 3, los cuales corresponderán a los criterios para la categorización de alarmas.

Severidad de consecuencia

Se deberá preparar una tabla con las áreas de impacto y la severidad de consecuen-cias, tal como se muestra en la tabla 3.

Ahora bien, ¿qué tan severas son las consecuencias si el operador no responde correctamente a esa alarma, en el

Designación del nivel de prioridadDistribución de porcentaje en el total de

alarmasCrítica (alta) Máximo 5%Precrítica o warning (media) Máximo 15%Tolerancia o de planta (baja) Mínimo 80%

Tabla 2. Distribución de prioridad dinámica de las alarmas.

Máximo tiempo para responder

Severidad de consecuenciasMenor Mayor Muy severo

Mayor a 30 minutos No hay alarma No hay alarma No hay alarma

De 10 a 30 minutosDe planta(baja prioridad)

De planta Precrítica

De 3 a 10 minutos De planta Precrítica PrecríticaMenor a 3 minutos Precrítica Crítica Crítica

Tabla 3. Matriz de severidad de consecuencias.

momento oportuno? La respuesta a esta pregunta se asentará en la documenta-ción electrónica para cada alarma, también denominada libro de alarmas, cuya partici-pación inicial es responsabilidad del facili-tador, así como la función inicial y poste-rior del operador y del responsable.

Cada alarma deberá estar dada de alta en dicho libro, documento que deberá de contar con al menos la siguiente informa-ción: tag, descripción, prioridad, causa o raíz (procedencia de la alarma), acciones correctivas (por intervención del operador) y consecuencias (de no atender la alarma); adicionalmente punto de ajuste o disparo.

Ejemplo del resultado de la filosofía de alarmas en una central hidroeléctrica

Cuando en la FA, particularmente en los procesos de identificación y racionali-zación, se planean los criterios de una manera firme y consistente para justificar que las alarmas cumplan los requisitos, se obtienen resultados satisfactorios.

En los procesos de identificación y racio-nalización de las alarmas se deben llevar a cabo reuniones de trabajo con los jefes de departamento de las áreas técnicas, opera-ción, instrumentación y control, protec-ciones, eléctrico, mecánico y seguridad, con el fin de tener una evaluación consen-suada de la categorización de cada una de ellas.

En términos generales, los sistemas que conforman los registros de alarmas en una central hidroeléctrica son: regulador auto-mático de voltaje (AVR); obra de toma (OT); sala de control (TAB); subestación (SE); transformador (TP), y turbina (TU).

Figura 3. Tiempo máximo de respuesta de atención a las alarmas.

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En la IHM (panel digital) se muestran tres secciones que corresponden a los cuadros de alarmas, para identificar únicamente las señales de alarmas racionalizadas. En esta ventana se identifica cada una de las alarmas mediante cambios de estado, mismos que se describen en la tabla 4.

En la figura 4 se presenta un ejemplo del panel digital de alarmas, que es la interfaz del operador del sistema turbina en una central hidroeléctrica.

Conclusiones

Una vez iniciada la filosofía se debe culminar con los pasos de la gestión del sistema de alarmas.

Es muy importante elaborar la documen-tación soporte de los pasos que implica la FA: identificación de señales y alarmas, racionalización de alarmas, elaboración del libro de alarmas, implantación de los cambios de la nueva base de datos del

SCD y control de cambios a cualquier alarma.

Es menester capacitar al personal impli-cado en la gestión del sistema de alarmas, tomando como referencia la filosofía. Cabe destacar que es conveniente desarro-llar auditorías internas para cerciorarse del cumplimiento de la filosofía.

El potencial que en materia de beneficios y rentabilidad tiene para las empresas de generación eléctrica, permite mejorar sus sistemas de alarmas.

Referencias

ANSI/ISA-18.2-2009. Management of Alarm Systems for the Process Industries. International Society of Automation. USA 2009.

EEMUA 191 (1999/2007). Alarm Systems: A guide to design, management and procurement.

G. Escalona. Philosophy identification and rationaliza-tion of scada alarms applied to a hotel domotics, Revista MEGACEN, Centro de Información y Gestión de Santiago de Cuba, Cuba, Ciencia en su PC, enero-marzo, 2011, p. 103-117.

O. Gómez y G. Romero. Gestión de alarmas en plantas de proceso, Boletín IIE, Año 35, ene-mar 2011, Vol. 35, Num. 1, ISSN0185-0059.

Sang-Jin Lee. The Complement of DCS Alarm Function, Presented at the 18TH Annual Joint ISA POWID/EPPRI Controls and Instrumentation Conference & 51 st ISA POWID Symposia 8-13 June 2008, Scotts-dale, Arizona. www.isa.org Korea Western Power Co., Ltd.

Alarma Presentación de la leyenda en el panel digitalCrítica No activa à gris claro

Activa à rojo y fondo marrón

Ubicación: 1ª sección horizontalPrecrítica No activa à gris claro

Activa à amarillo y fondo ocreUbicación: 2ª sección

Normal o de planta No activa à gris claroActiva à verde claro y fondo verde oscuroUbicación: 3ª sección

Tabla 4. Cambios de estado y color presente por alarma.

Figura 4. Panel digital de la interfaz del operador en el cuarto de control de una central hidroeléctrica.

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alarmas en unidades de generación de energía eléctrica

RAFAEL ROMÁN CUEVAS[rroman@iie.org.mx]

Ingeniero Industrial por la Facultad de Ciencias Químicas e Industriales de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) en 1985. Actual-mente es parte del grupo de investigadores de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del IIE. Especialista en diseño e integra-ción de arquitecturas de cómputo y redes de compu-tadoras para simuladores de centrales generadoras, diseño e integración de gabinetes para tableros de control, integración de equipos de comunicaciones de señales de entradas y salidas de datos, especifica-ción e integración de instrumentación de tableros de control y facilitador de procedimientos de asegura-miento de calidad en la norma ISO-9001/NMX-CC-003. Ha participado en diversas actividades para la integración de simuladores tales como el SCNLV, GEOS, TERMOS, SPSE/SPRV, entre otros, traba-jando con plataformas Unix, Linux y Windows.

MAYOLO SALINAS CAMACHO[msalinas@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Mecánica con especialidad en Sistemas Térmicos por el Centro Nacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico

(CENIDET) en 1997. Ingeniero Industrial Mecánico con especialidad en Térmica por el Instituto Tecno-lógico de Puebla en 1992. Ha participado en el desa-rrollo y mantenimiento de modelos de procesos y de control; en la interfaz sistema de control distribuido-modelos de proceso de simuladores de plantas de generación de energía eléctrica para entrenamiento de operadores; en el modelado de maquetas electró-nicas para plataformas petroleras; en el desarrollo de la ingeniería básica para el diseño, la evaluación y el mantenimiento de equipos de transferencia de calor en la reconfiguración de refinerías de Petróleos Mexi-canos (PEMEX), y en el diseño y caracterización de sprays de combustibles pesados para unidades de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

ERIC ZABRE BORGARO[ezabre@iie.org.mx]

Maestro en Ciencias con especialidad en Sistemas de Información por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) en 1988. Ingeniero Electrónico y de Comunicaciones por la Universidad Iberoamericana en 1983. Especialidad de control automático por la Japan International Cooperation Agency en 1987. Ingresó al Departamento de Electrónica del IIE en 1983 y desde 1999 se unió al grupo de trabajo de la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación, donde ha participado en proyectos relacionados con el diseño, manejo de diversas tecnologías de adquisición de datos, sistemas de prueba de equipo electrónico de procesamiento de datos y proyectos relacionados con simuladores de alcance total para entrenamiento de operadores. Tiene diversas publicaciones en revistas y congresos internacionales.

VÍCTOR MANUEL JIMÉNEZ SÁNCHEZ[vmjs@iie.org.mx]

Ingeniero Químico por el Instituto Tecnológico de Oaxaca en 1999. Ingresó a la Gerencia de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación del IIE en 1992. Su experiencia se enfoca al desarrollo y mante-nimiento de modelos de control para diversos simu-ladores, como el de la Central Nucleoeléctrica de Laguna Verde y de plantas térmicas de la CFE. Su

De izquierda a derecha Mayolo Salinas Camacho y Víctor Manuel Jiménez Sánchez.

área de interés incluye la simulación y el modelado de flujos y presiones de redes hidráulicas, transferencia de calor y procesos de control, así como aplicaciones de realidad virtual para entrenamiento de operadores en líneas de alta y media tensión.