Acciones correctivas para mejorar la disponibilidad en generadores ...

Boletín IIE, mayo-junio del 2001Acciones correctivas para mejorar ladisponibilidad en generadores de vaporJ. Gerardo Torres T., G. Lizbeth Porras L., Laura E. Sánchez H.,Víctor M. Salinas B. y Jesús Nebradt G.En varios de los generadores de vapor de lascentrales termoeléctricas de la CFE se hanpresentado fallas en zonas del recalentador(RH) y sobrecalentador (SH) debidas amecanismos de corrosión en alta temperatura.ResumenEn este artículo se presentan los resultados del análisisde fallas recurrentes de cuatro Unidades Generadorasde Centrales Termoeléctricas (UGT) dela Comisión Federal de Electricidad (CFE). En tres de loscuatro casos, los estudios se enfocaron a identificar y corregirlas causas raíz de fallas recurrentes en tubos de generadoresde vapor, las unidades analizadas son: U-2 delComplejo Termoeléctrico Pdte. Adolfo López Mateos(CTPALM) de Tuxpan, Veracruz; U-3 de la CentralTermoeléctica (CT) de Salamanca, y U-1 y 2 de la CTFelipe Carrillo Puerto de Valladolid, Yucatán. En el otrocaso se analizó la insuficiencia de aire de combustión comouna de las causas de decremento de potencia de la unidad1 de la CT Gral. Manuel Álvarez Moreno de Manzanillo,Colima.Los generadores de vapor de la unidad 2 delCTPALM y la unidad 3 de la CT de Salamanca presentaronfallas en el banco del recalentador (RH). En este casolas recomendaciones se enfocaron al mejoramiento en lascondiciones operativas para atenuar las fallas por corrosiónen alta temperatura. A diferencia del CTPALM, enel caso de la U-3 de Salamanca se concluyó que es necesarioel rediseño del RH; para ello se propuso permutar trayectoriasde tubos calientes con los fríos para uniformizarla temperatura de vapor a la salida del RH.Para evaluar los problemas que se han presentadoen el generador de vapor de las unidades 1 y 2 de la CTFelipe Carrillo Puerto de Valladolid, Yucatán. Se analizaronlas fallas de los tubos de pared de agua y se encontróque el mecanismo principal de sobrecalentamiento es debidoal recargamiento de la flama de combustión.En el estudio de la unidad 1 de la CT Gral. ManuelÁlvarez Moreno de Manzanillo, Colima, se desarrolló unametodología para cuantificar la contribución que los equiposprincipales tienen en el decremento de la potencia dela unidad; esta metodología consiste en aplicar un procesode simulación computacional basado en las condicionesde diseño y de operación real. De acuerdo con los resultadosobtenidos, se demostró que la falta de potencia de launidad no se debe a la deficiencia de aire para la combustión.Con apoyo en evaluaciones específicas de los equiposprincipales se emitieron recomendaciones para disminuirla pérdida de potencia de la unidad. Esta metodologíase está aplicando en otras cuatro UGT dentro del marcode otro proyecto apoyado por la Subdirección de Generaciónde la CFE.IntroducciónEl objetivo principal de esta investigación fue identificary corregir causas de falla de tubos en generadores de va-Instituto de Investigaciones Eléctricas101

Boletín IIE, mayo-junio del 2001Figura 1 (a). Tiempo de vida calculado a distintas velocidadesde desgaste por corrosión y temperatura de metal paraun tubo de material SA-213-TP 304 H con las siguientesdimensiones nominales: diámetro externo 50.8 mm, diámetrointerno 42.8 mm, espesor 4.0 mm, y operando a unapresión de 41.0 kg/cm 2 .Figura 1 (b). Espesor mínimo calculado de acuerdo al códigoASME para distintas temperaturas de metal de un tubode material SA-213-TP 304 H con las siguientes dimensionesnominales: diámetro externo 50.8 mm, diámetro interno42.8 mm, espesor 4.0 mm, y operando a una presión de41.0 kg/cm 2 .12TUBO RECALENTADOR TUXPAN2.2TUBO RECALENTADOR TUXPAN1110CORR. 0.25 mm/añoCORR. 0.20 mm/añoCORR. 0.30 mm/año2TIEMPO DE VIDA ( AÑOS )9876ESPESOR MÍNIMO (mm)1.81.61.4541.23540 550 5 60 5 70 580 590 600 6 10 620 630 640 6 50TEMPERATURA DE METAL ( C )1540 550 560 570 580 590 600 610 620 630 640 650TEMPERATURA DE METAL ( C )Estudio termohidráulico para evaluarla temperatura de los tubos del RHBásicamente el proceso de falla se debe a que la pared exteriorde los tubos que se sitúan a la salida de vapor delrecalentador está siendo expuesta a temperaturas elevadas,lo cual ocasiona la fusión de los depósitos de las cenizasdel combustóleo. Por medio de programas de simulacióny empleando datos de operación reales, se determinó latemperatura de metal en el banco de tubos del recalentador.Primero se obtuvo el perfil de temperatura de gases y vaporen todo el generador de vapor utilizando el programade simulación comercial Steam Master. Posteriormente,se calculó la temperatura del metal en el RH utilizandoun modelo matemático desarrollado por el IIE para determinarespecíficamente la temperatura de metal a lo largode cada uno de los haces de tubos del RH.Los gráficos de la temperatura de metal respecto ala longitud del tubo indican que el tubo 5 de cada elemento(que corresponde a la cama 5 de la nomenclatura delCTPALM) supera en la sección final del tubo la temperaturade fusión de cenizas corrosivas, 593 ºC, (CCC–A013-Q-CFE, 1993) ver Figura 2. Esto explica por qué en lacama 5 se han presentado la mayor cantidad de fallas detectadascon unidad en servicio como lo confirman losregistros históricos.La recomendación inmediata es tener un controlestricto del exceso de aire, ya que una mayor cantidad deoxígeno fomenta la formación de especies corrosivas, porquese producen compuestos con estados de oxidación altosy además contribuye al aumento de la temperatura demetal de los tubos. Se debe tratar de ajustar los parámetrosoperativos para obtener valores cercanos al 0.8 % deexceso de O 2, (EPRI CS-3945, 1985). Esta medida minimizaríael riesgo de operación de la caldera en la que losbancos de tubos estuvieran operando con una temperaturaexterna de metal que facilita el proceso de corrosiónpor cenizas fundidas del combustóleo.Una vez localizados los puntos de alta temperaturaen los elementos del RH, en algunos de ellos se instalaroncuatro termopares embebidos y con recubrimiento especialpara evitar la corrosión, el propósito final esmonitorear la temperatura de metal y prevenir el riesgode falla de los tubos.Instituto de Investigaciones Eléctricas103

Aplicaciones tecnológicasFigura 2. Perfil de temperatura del vapor y metal en eltubo 5 del recalentador.Temperatura ( o C)RecalentadorCarga: 335 MWTuxpan Unidad 2650600550500450400350300Temperatura de vapor y metalTubo 5Flujo de vapor = 0.521864 kg/s0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22Distancia (m)WtotVap= 968 Ton/hrTGsal = 983 o CTGent = 1079 o CAnálisis de fallas en tubos delrecalentador y propuesta demejoramiento de la U-3 de la CT deSalamanca, GuanajuatoEn esta sección se presenta un análisis de las causas queoriginan el proceso de falla observado en la sección desalida de los tubos del recalentador de la unidad 3 de laCentral Termoeléctrica Salamanca. El propósito principales la identificación y corrección de la causa raíz.Para determinar el mecanismo de falla de los tubosse revisaron los informes previos, realizados por otrasinstituciones, sobre los análisis metalográficos de tubosfallados. El proceso de falla se debe a que los tubos que sesitúan a la salida de vapor del recalentador, están expuestosa temperaturas que provocan que los depósitos de lascenizas del combustóleo formadas durante la combustiónse fundan y propicien un proceso de corrosión aceleradosobre el material, reduciendo el espesor de la tubería hastaque ésta no es capaz de soportar la presión interna, dandocomo resultado la falla del tubo. Las observaciones indicanque la disminución del espesor se presenta en la superficieexterior del lado de incidencia de gases.De manera análoga al estudio para la U-2 delCTPALM para conocer la temperatura del metal y delvapor en el recalentador de la U-3 de Salamanca, se utilizaronlos mismos programas de simulación comercial ydesarrollados en el IIE.vapormetalmet. ext.corrosiónLos resultados de la simulación de generador de vapor(GV) a diferentes condiciones de operación muestranque el arreglo actual del RH está siendo expuesto a altastemperaturas, de ellas la condición más crítica se presentóa una carga de 150 MW (50 % de carga) donde se alcanzantemperaturas de metal del orden de los 705 ºC. Este resultadoindica que se debe modificar la geometría del bancode tubos (diámetros, espesores o trayectorias de los tubos)como propuesta para obtener una distribución uniformede la temperatura de metal y vapor a la salida del RH y deesta manera corregir la causa raíz del problema.En la Figura 3(a) se muestran las zonas con mayordesgaste de los tubos y en la Figura 3(b) el perfil de temperaturaexterior del tubo 1 (tubo expuesto a la más altatemperatura) con el arreglo actual, en donde se observa lacorrelación entre la temperatura y la incidencia de fallaso de desgaste del mismo.Específicamente, los resultados de la simulación indicanque en los tubos 1 y 2 de cada elemento correspondientea la cama 18 (de acuerdo con la nomenclatura queutiliza la central termoeléctrica) y los tubos 3 y 4 de cadaelemento correspondiente a la cama 17, superan la temperaturade metal de 593ºC en la sección final del tubo. A estatemperatura es factible que las cenizas de combustóleo seencuentren fundidas en la superficie del tubo. Esto explica elporqué en las camas 16, 17 y 18 se han registrado la mayorparte de las fallas del GV de esta unidad. Operando la unidada condiciones de diseño para 150 MW y con las característicasactuales del banco del RH, se estima la temperatura demetal a la salida del tubo 1 de 711ºC. Este resultado hacepensar que, como una alternativa de solución, se debe modificarla trayectoria de los tubos para disminuir las altas temperaturade metal detectadas a la salida de los tubos del RH ycon ello eliminar la causa raíz.En la elaboración de la propuesta para uniformizarTabla 1. Propuesta de interconexión de tubos.Tubo original Primera Segundainterconexión interconexión1 88 18 1111 82 77 23 66 3104 Instituto de Investigaciones Eléctricas

Boletín IIE, mayo-junio del 2001Figura 3 (a). Elevación del recalentador marcando zonas con mayor desgaste de tubos.Indica las secciones de tubería a sustituir conforme a recomendación de la empresa CIMEX.Figura 3 (b). Perfil de temperaturas del tubo 1 para lacondición de diseño de 150 MW.RecalentadorCarga: 150 MWSalamanca Unidad 3Temperatura (ºC)750700650600550500450400350300Temperatura de vapor y metalTubo 1Flujo de vapor = 0.280526 kg/s2500 5 10 15 20 25 30 35Distancia (m)WtotVap = 384 Ton/hrTGsal = 925 o CTGent = 1230 o Cvapormetalmet. ext.corrosióntemp. met.máx.Tabla 2. Comparación de temperaturas a la salida del RH.EXTERIOR VAPORMÁXIMA ( o C) RECALENTADO ( o C)TUBO Actual Mejorada Actual Mejorada1 711 586 640 5462 649 599 573 5663 635 600 581 5554 620 613 565 5625 556 553 519 5056 557 590 550 5377 541 587 501 5108 539 609 500 5369 561 557 525 52110 560 556 525 52111 529 586 485 55112 556 551 514 509Promedio 584 582 540 535Desv.estándar 56 22 44 21la temperatura de metal entre los tubos a la salida del RHse observaron las premisas siguientes:a) Mantener la geometría y materiales del banco actual.b) Permitir sólo la interconexión de tubos para intercambiarlos flujos de vapor de menor temperaturacon los más calientes.c) Minimizar el número de interconexiones tratando deevitar alteraciones con poco beneficio en el banco.d) Se busca que la temperatura de metal exterior máximasea uniforme lo más cercana a 593ºC (CCC-A013-Q CFE, 1993).Para la evaluación de la propuesta se seleccionó la condiciónde operación más crítica (150 MW, 50% de carga), enla cual se obtuvieron las temperaturas de metal más altas enel RH. Los tubos que superan los 595 ºC son el 1, 2, 3 y 4.Los intercambios de trayectoria entre tubos (interconexiones)Instituto de Investigaciones Eléctricas105

Aplicaciones tecnológicasFigura 4. Detalles de interconexiones propuestas en el recalentador.106 Instituto de Investigaciones Eléctricas

Boletín IIE, mayo-junio del 2001que se sugieren se muestran en la Tabla 1:En la Figura 4 se muestra en detalle las interconexionespropuesto en la Tabla 1.Considerando las interconexiones propuestas, latemperatura de vapor se distribuye de manera más uniformeque con el banco actual. Esto se muestra en la Tabla 2,en la misma se compara la temperatura de metal exteriordel arreglo actual con el propuesto.Dos aspectos que se deben destacar de los resultadosson:a) La temperatura exterior de los tubos afectados sereduce de manera considerable.b) La dispersión que se presenta en las temperaturasde vapor a la salida de los tubos de ± 56 ºC, se puedereducir a ± 22 ºC con el arreglo propuesto.Análisis de decremento de potencia en laU-1 de la CT Gral. Manuel ÁlvarezMoreno de Manzanillo, ColimaTabla 3. Principales causas de decremento de potencia.Causa del decremento de potencia Decremento %Ineficiencia en turbina de vapor(turbina de baja presión) 4.05Desviación del flujo de combustibley aire respecto al valor de diseño 3.04Presión absoluta alta del condensador 1.81Desconexión de recirculación de gases yensuciamiento de bancos y paredes de agua 1.25Ensuciamiento y fugas delprecalentador regenerativo de aire 0.78Total 10.93Esta sección está enfocada a determinar las causas que originanel decremento de potencia en la unidad 1 de la CTGral. Manuel Álvarez Moreno de Manzanillo, Colima.Con los datos de operación real capturados e informaciónde diseño se realizaron simulaciones en estado estable conel sistema de cómputo comercial Steam Master, al pasarde las condiciones de diseño a 100% de carga a las condicionesde operación real. Los resultados muestran las variablescon mayor contribución en la pérdida de potenciadel turbogenerador.Para obtener mayor información sobre las causasde desviaciones operativas específicas, se realizaron diagnósticosde los equipos principales. En la Tabla 3 se presentanlos resultados de la simulación, en donde se observala aportación al decremento total de la unidad 1 que tienenlas variables principales. Cabe señalar que el flujo de aireresultó no tener participación en el decremento total de launidad; ya que en las mediciones de flujo de aire realizadasen esta unidad por el personal del IIE se obtuvieron valoresdel orden de 1121 Ton/h que es superior al valor de diseñode 1050 Ton/h. Otros factores resultaron ser los que incidenen el decremento de la potencia en la unidad, los más relevantesse muestran en la Tabla 3.A continuación se listan las recomendaciones derivadasde los análisis realizados y que están orientadas arecuperar la potencia de la unidad 1:a. Para el caso de la turbina es recomendable realizaren el próximo mantenimiento de la unidad una inspecciónminuciosa de sellos (álabes, carcaza interior,carcaza exterior y soportes de álabes) y superficiede los álabes. En dicha inspección se harán los reemplazosde sellos necesarios, la limpieza de la superficiede álabes y la reparación o reemplazo deálabes dañados. También deberá verificarse la purezadel agua de alimentación. Una vez realizado dichomantenimiento, se recomienda monitorearperiódicamente la eficiencia de toda la turbina y lapureza del vapor. El monitoreo de la eficiencia de laturbina se hará registrando la presión y temperatura.b. Verificar por qué no se alcanza el valor del flujo decombustible de diseño. La recomendación es verificarel sistema del control de combustible en caso deque sea ésta la razón. También se debe verificar lafuncionabilidad de la válvula de control acorde a lascaracterísticas de diseño, ya que se observó que noalcanzó el valor de apertura requerido para la cargamáxima.c. Se recomienda realizar periódicamente puestas apunto de la unidad con el objeto de regular la cantidadde aire suministrada a la caldera para mantenerel porcentaje de exceso de aire cercano a los valoresde diseño. Arriba de estos valores pueden empezara tenerse decrementos de la eficiencia de la calderapor pérdidas de calor a través de los gases de combustiónasí como también por formación de humedadadicional.d. Hacer los cambios necesarios en la sección de entradade los gases de recirculación que permitan el restablecimientodel sistema de recirculación de gases.e. Realizar limpieza del condensador. Verificar elflujo de agua de circulación midiendo con el métododel trazador químico. Después de realizar lo anteriorse sugiere observar el comportamiento delcondensador y si aun no se logra el vacío esperado,Instituto de Investigaciones Eléctricas107

Aplicaciones tecnológicasse deben realizar maniobras operativas y/o modificacionesal arreglo de tuberías para garantizar quelas cajas de agua se llenen totalmente.f. Realizar adecuada y periódicamente el soplado dehollín en los precalentadores regenerativos de aire(PRA) de la unidad 1, confirmando el purgado adecuadode la línea de vapor, así como el restablecimientode los sellos para reducir las fugas de aire enel PRA B de la unidad 1.Análisis de fallas en tubos del generadorde vapor de las U-1 y U-2 de la CT FelipeCarrillo Puerto de Valladolid, YucatánCon la finalidad de determinar la composición química yevaluar las condiciones microestructurales a un tubo depared de agua, del generador de vapor de la unidad 2 de laCentral Termoeléctrica Felipe Carrillo Puerto de Valladolid,Yucatán, se realizaron análisis químico cuantitativoy metalográfico del material de éste. Se determinó queel origen de la falla del tubo de pared de agua se debió alsobrecalentamiento de largo tiempo que pudo ocasionarsepor un recargamiento de flama (Mojica y otros, 2000). Enlas figuras 5(a) y 5(b) se muestra la apariencia típica de estetipo de fallas.El propósito del análisis de fallas en tubos de paredesdel hogar del generador de vapor, de las unidades 1 y 2de la CT Felipe Carrillo Puerto, consiste en identificar sucausa raíz y emitir recomendaciones orientadas a corregirlas.Adicionalmente, con la metodología aplicada en losprimeros dos casos de estudio, se calculó el perfil de temperaturasexteriores de los tubos del sobrecalentador secundario(SC2) con el propósito de identificar algunoselementos que están expuestos a altas temperaturas y puedanpresentar mecanismos de corrosión al operar el generadorde vapor con combustóleo.Durante una de las inspecciones al generador de vaporde la unidad 2, se encontró falta de material refractariode protección de los soportes del SC2 y se observó una marcadadeformación de la pared lateral izquierda. En ella sedetectaron 16 tubos con falla, el mecanismo de falla que sepresentó fue el de sobrecalentamiento localizado, provocadopor recargamiento de flama. Incrementos localizados deflujo de calor pueden ser debidos a un sistema de combustiónen malas condiciones, por lo que es muy importanteevaluar el estado global del sistema de combustión(quemadores, estabilizadores de flama, fichas, válvulas, etc.)y su eficiente operación con el fin de evitar flamas demasiadoanchas o largas, desviación de las mismas o inestabilidadde quemadores. Las fallas del generador de vapor de las unidades1 y 2 se acentuaron al realizar las pruebas relacionadascon las modificaciones al sistema de combustión utilizandogas natural como combustible.Otro hallazgo de la inspección que contribuye aexplicar por qué dicha pared presenta deformaciones y hasido más afectada por sobrecalentamientos es la localizaciónno simétrica, respecto a la línea de centro del generadorde vapor, de los quemadores. Éstos se encuentran desplazadoshacia una de las paredes laterales (en la unidad 1hacia la pared derecha y en la unidad 2 hacia la izquierda,véase la Figura 5(c)).Con base en los resultados de la simulación se encontróque el aumento de temperatura de los gases de combustióna la entrada del sobrecalentador secundario (cavidad),debido al cambio de combustóleo por gas natural,fue de 90ºC a 100 % de carga y de 130ºC a 50% de carga.Una variable operativa importante en la conversión decombustóleo a gas natural es el flujo de atemperación, conFigura 5 (b). Acercamientos de la zona con falla deltubo donde se muestra la abertura de aproximadamente1 cm de longitud.Figura 5 (a). Vista general de la sección del tubo No. 45de la pared lateral derecha de la U-2.108 Instituto de Investigaciones Eléctricas

Boletín IIE, mayo-junio del 2001Figura 5 (c). Localización real de quemadores.CT Valladolid unidad 2Generador de vapor(vista frontal)Figura 5 (d). Comparación de emisividad total en hornos.10.8PARED IZQUIERDAHOGAR125 135PARED DERECHA11000.60.40.202 4 6 8 10 12 14 16Altura del horno (m)184 184Q6 Q5 Q4Q1 Q2 Q3Quemando combustóleoQuemando gas naturalFigura 5 (e). Quemador de unidades 1 y 2 de la CT FelipeCarrillo Puerto.174,8 174,8609,6COTAS: CMel modelo de simulación se encontró que se requieren 24Ton/h para una potencia de 37.5 MW mientras que elfabricante indica 17 Ton/h.Las deformaciones de los tubos y roturas ocurridasen la parte superior de las paredes del horno al operar elgenerador de la U-1 y U-2 con gas natural, se pueden explicarconsiderando los resultados experimentales presentadosen la gráfica de la Figura 5(d). La emisividad total delos gases de combustión producida por el gas natural aumentadebido a que va disminuyendo la temperatura delos gases a lo alto del horno hasta encontrar un punto deinflexión (Blokh, 1988). En dicho punto el flujo térmicohacia las paredes es más alto que en la parte inferior ydependiendo del diseño del horno en esa zona la calidaddel vapor es mayor, en esas condiciones las paredes de lostubos son más suceptibles de sufrir sobrecalentamiento,se asume que esto sucedió en la pared lateral derecha de laU-1 y en la pared lateral izquierda de la U-2 dado que estasparedes, por la simetría antes mencionada, se encuentranmás cerca de los quemadores.Las fallas a nivel de quemadores pueden deberse alrecargamiento de flama al utilizar gas natural como combustible,ya que cada quemador cuenta con seis boquillaslocalizadas en la periferia del cilindro de 60 cm de diámetroaproximadamente (ver Figura 5(e)), lo cual induce a pensarque la flama es más ancha que la formada con combustóleo.Aunado a que una de las paredes se encuentra 10 cm máscerca respecto con la pared que no se ha dañado. La experienciaindica que las flamas con gas son más cortas que las decombustóleo.Otro elemento que ha contribuido a aumentar lascondiciones de riesgo de falla, dada la geometría y posicionesde los quemadores, es el hecho de que al operar el generadorde vapor con gas natural el flujo de calor total que entra algenerador de vapor aumenta del orden del 6%, debido alInstituto de Investigaciones Eléctricas109

Aplicaciones tecnológicaspoder calorífico mayor del gas natural con respecto a la operacióncon combustóleo. Por lo anterior, es probable que lasparedes se hayan dañado durante las pruebas de operacióncon gas natural.Para disminuir los sobrecalentamientos en las paredesse sugiere lo siguiente:a) Uniformizar el material refractario de protecciónde los soportes del SC2 a lo largo de la pared posterior,con el propósito de evitar flujos preferencialesen esa zona.b) Para operar los generadores de vapor con gas natural,modificar la localización y/o geometría de lasseis boquillas actuales de los dos quemadores de gascercanos a la pared lateral dañada, con la finalidadde separar el centro de la flama de dicha pared, porlo menos 10 cm. También se debe revisar el comportamientoy puesta a punto de los quemadoresoperando con combustóleo, para evitar inestabilidadesy desviaciones de flama. Como alternativafinal, por implicar un cambio mayor se recomiendarecorrer por lo menos 10 cm los quemadores dela pared lateral dañada hacia el centro, tomandocomo referencia la localización de los quemadorescercanos a la pared sin daño (pared sana), mismosque no deben moverse.c) Instalar termopares de sacrificio en las paredes deagua en la zona de fallas descritas durante la visita ala U-2, con el propósito de evaluar el efecto del quemador6 en la temperatura de la pared izquierda.d) En el sobrecalentador secundario solamente los tubos5 y 6, etiquetados de acuerdo al modelo de simulación,se sobrecalientan por estar en zonas más radiantes,ya que pertenecen a la última serie (incompleta)de dos tubos adyacentes a una de las paredes laterales.Para confirmarlo se propone la instalación determopares en los tubos 5 y 6 a la salida del SC2 paramonitorear su temperatura. Si la incidencia de fallasse presenta en los tubos 5 y 6 con frecuencia alta, sepropone la cancelación de los dos tubos 5 y 6 en cadaUnidad. Esta medida se simuló y se concluyó que notiene efecto en la generación eléctrica.e) Proteger de la corrosión en alta temperatura a lostubos 5 y 6 del SC2 refrigerándolos para evitarsobrecalentamientos; para lograrlo se proponeinterconectar los tubos 5 con el 3 y el 6 con el 1,para disminuir las temperaturas en los tubos 5 y 6;o bien aplicar recubrimiento metálico externo a lostubos 5 y 6 para aumentar la resistencia a la corrosión.También se pueden combinar las medidascorrectivas, es decir, realizar las dos recomendacionesde manera conjunta, interconectar y recubrirlos tubos 5 y 6.f) Realizar un estudio específico en el que se midanlos flujos térmicos a lo alto del horno a fin de determinarlas condiciones seguras de operación con gasy combustóleo de los generadores de vapor de lasunidades 1 y 2.AgradecimientosSe agradece al personal del CTPALM, de la CT deSalamanca, la CT Gral. Manuel Álvarez Moreno, y de laCT Felipe Carrillo Puerto de la Comisión Federal de Electricidad,quienes brindaron apoyo en la recopilación deinformación y facilitaron la realización de pruebas en esteproyecto. Los autores agradecen a otros diez investigadoresy tres técnicos del IIE, por su importante aportaciónen la realización del presente trabajo.José Gerardo Torres ToledanoIngeniero Químico Industrial por la Escuela Superior de IngenieríaQuímica e Industrias Extractivas del IPN; maestro en Ingeniería enInvestigación de Operaciones por la UNAM (1989); doctor en cienciascomputacionales en el área de inteligencia artificial por el ITESMCampus Morelos.Durante 1981-1984 trabajó para el Instituto Mexicano del Petróleoen Ingeniería de Proyectos de Explotación, donde cursó la especializaciónen Ingeniería Básica de Procesos. Desde 1985 es investigador delIIE en proyectos relacionados con el análisis de disponibilidad y confiabilidadpara el mejoramiento de plantas termoeléctricas.jgtorres@iie.org.mxG. Lizbeth Porras LoaizaIngeniera en Energía por la Universidad Autónoma Metropolitana(1986) y maestra en Ciencias de la Ingeniería Mecánica por el CentroNacional de Investigación y Desarrollo Tecnológico (1995). Es investigadoradel IIE desde 1987 en donde a participado en diversos proyectosrelacionados con la modelación matemática de proceso en tiemporeal de algunos sistemas del simulador de la Central Nucleoeléctrica deLaguna Verde. Autora de varios artículos y coautora de un modelomatemático para evaluar la transferencia de calor en bancos de tubos.glporras@iie.org.mxLaura Elena Sánchez HernándezIngeniera en Energía por la Universidad Autónoma Metropolitana–Iztapalapa (1989), maestra en Economía de la Energía y del Ambientepor la Scuola Superiore Enrico Mattei, de Milán, Italia (1994). Cursódiplomados en Administración y Ahorro de Energía (UAM) y enCogeneración (UNAM). En 1995 ingresó a la Gerencia de ProcesosTérmicos del IIE. Ha colaborado en varios proyectos para la CFE,Pemex y la Conae.lsh@iie.org.mx110 Instituto de Investigaciones Eléctricas

Boletín IIE, mayo-junio del 2001Víctor Manuel Salinas BravoIngeniero Metalúrgico por la Escuela Superior de Ingeniería Químicae Industrias Extractivas del IPN (1975); cursó la maestría en Cienciasde la Corrosión e Ingeniería en la Universidad de Manchester en Inglaterra(1988), institución en donde también hizo su doctorado en 1991.Ingresó al IIE en 1980 al entonces Departamento de CombustiblesFósiles y desde 1998 es investigador de la Gerencia de Procesos Térmicos.Incesantemente ha dirigido tesis de licenciatura e impartido cursossobre su campo de trabajo.Autor de diversos artículos publicados en medios nacionales y extranjeros;es también miembro del Sistema Nacional de Investigadoresdesde 1996.vsalinas@iie.org.mxReferencias• Blokh, A.G. Heat Transfer in Steam Boiler Furnances, Hemisphere Publishing Corporation, USA, 1988.• CCC-A013-Q CFE, Análisis de fallas de tubos del generador de vapor, Subdirección de producción, Centro de Capacitación Celaya,1993.• EPRI CS-3945. Manual for Investigation and Correction of Boiler Tube Failures, April, 1985.• Mojica Calderón, Cecilio; Salinas Bravo, Víctor M.; Romero Castañón, Tatiana; Limón Rivera, Carlos J. Informe de los estudios realizados a untubo de pared de agua de la U-2 de la CT “Felipe Carrillo Puerto”, Valladolid, Yuc., IIE/44/11696/I 003/P, agosto, 2000.• North American Electric Reliability Council (NERC), 1987-1991 Generating Availability Report, USA, 1992.• STEAM MASTER y STEAM PRO. Interactive Software for Design and Analysis of Conventional Steam Power and Cogeneration Systems,Version 3.0, Thermoflow, Inc. Wellesley, MA, USA.• Torres Toledano, J. Gerardo et al. Análisis de fallas en tubos de generadores de vapor y decrementos de potencia de centrales termoeléctricas, IIE/44/11696/I 008/F PT 44525, agosto, 2001.Instituto de Investigaciones Eléctricas111