BOLETÍN IIE
NOVIEMBRE-DICIEMBRE 1998

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REPORT 1997

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Arturo García. Oscar Reyes, Edgar Robles, Marcos Esparza,
J. Ernesto López, Alfredo Medina y Manuel Uribe

Mecanismos de deterioro de generadores eléctricos

Resumen

Es de suma importancia conocer los mecanismos de deterioro que sufre un generador para tomar medidas correctivas que detengan el proceso, con el fin de evitar daños catastróficos que impliquen salidas no programadas para dar mantenimiento o, incluso, para efectuar la rehabilitación. En este artículo se discuten los mecanismos de deterioro que se han encontrado en el estator (devanado y núcleo) y el rotor de generadores térmicos e hidroeléctricos por el proceso natural de envejecimiento y por operación anormal.

 

Introducción

Los generadores eléctricos son de gran importancia para los sistemas eléctricos de potencia; su salida por falla origina severas repercusiones y grandes pérdidas para las compañías suministradoras de electricidad, ya que dejan de generar niveles importantes de energía. En caso de una reparación mayor, la rehabilitación de una máquina puede tomar de seis meses a un año para estar en posibilidad de conectarla nuevamente al sistema.

Los rangos de potencia y tipo de generadores son muy amplios; se cuenta con generadores de plantas turbogás que tienen una potencia de salida del orden de 30 a 45 MW a 13.8 kV, típicos de las unidades de fuerza que utiliza Petróleos Mexicanos (Pemex) y de las plantas de ciclo combinado de la Comisión Federal de Electricidad (CFE); los generadores de centrales termoeléctricas varían en rangos de 100 a 350 MW a voltajes de generación de 20 kV. En México, los generadores de mayor capacidad son los de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, que tienen una potencia de salida de 600 MW y que generan a 20 kV. En cuanto a las centrales hidroeléctricas, todos los generadores se enfrían con aire forzado y la capacidad típica es del orden de los 200 MW. El voltaje de generación varía entre 13.8 y 16 kV. Los generadores hidroeléctricos de mayor capacidad en nuestro país son los de la central hidroeléctrica Aguamilpa, que tienen una capacidad de 340 MW a 13.8 kV.

Por el alto nivel de potencia que manejan los generadores, están sujetos a esfuerzos eléctricos, mecánicos, térmicos y ambientales que deterioran gradualmente sus componentes y que en caso extremo pueden llevarlos a fallar. Es importante conocer con claridad los mecanismos de deterioro a los que se ven sometidos, centrar la atención en las variables significativas que identifican el proceso y tomar acciones correctivas para evitar que se cumpla el proceso completo y falle el generador.

La CFE, a través de la Gerencia de Ingeniería Eléctrica del Comité de Especialistas de Máquinas Eléctricas Rotatorias de la Oficina de Sistemas Eléctricos del Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (Lapem) y el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) a través de la Unidad de Equipos Eléctricos, han tenido la oportunidad de inspeccionar una serie de fallas que les permiten establecer una serie de mecanismos de deterioro que sufren los generadores. El deterioro de los generadores depende fundamentalmente del tipo de generador que se trate: ya sea de centrales hidroeléctricas o de centrales termoeléctricas; de la potencia de salida y del sistema de enfriamiento utilizado.

Sumario

Los generadores que operan en México se pueden clasificar de la siguiente manera:

· Por el tipo de central: turbogeneradores de polos lisos (alta velocidad) e hidrogeneradores de polos salientes (baja velocidad).

· Por el tipo de enfriamiento utilizado: enfriamiento con aire indirecto en estator y rotor; enfriamiento con aire, indirecto en estator, directo en rotor; enfriamiento con hidrógeno indirecto en estator y rotor; enfriamiento con hidrógeno directo en estator y rotor; y enfriamiento con hidrógeno directo en rotor y agua en estator.

· Por el tipo de operación: planta para alimentar carga base y planta para alimentar carga pico.

En el cuadro 1 se presenta una clasificación de los mecanismos de deterioro que puede sufrir un generador agrupado en función del defecto que lo origina, el proceso de deterioro y la consecuencia última que puede ocurrir en caso de no tomar acciones preventivas.

 

CUADRO 1

Clasificación de defectos y procesos de deterioro de generadores eléctricos.

 Defecto

 Proceso de deterioro

 Consecuencia última
 1. Desajuste de las bobinas del estator en las ranuras.  Fricción de las barras contra la ranura, pérdida de la referencia de tierra, ocurrencia de descargas externas.  Erosión y carbonización del aislamiento principal, eventual falla dieléctrica de bobinas operando al mayor gradiente.
 2. Contaminación del generador (hidráulicos y turbogeneradores enfriados con aire, tipo abierto).  Estator. Contaminación de cabezales, cancelación del sistema para graduar campo eléctrico, ocurrencia de descargas externas.
Rotor. Acumulación de contaminación en cabezales del rotor, cortocircuitos entre espiras.
 Erosión y carbonización del aislamiento, falla a tierra o entre bobinas de diferente fase.


Vibración excesiva del generador, falla a tierra del aislamiento del rotor.
 3. Propagación de fracturas en las cuñas del rotor (turbogeneradores con enfriamiento directo de hidrógeno).  Desprendimiento de cuñas, daño en la laminación del núcleo del estator, formación de puntos calientes.  Falla del aislamiento principal de las bobinas del estator por temperatura excesiva de operación.
 4. Desconexión o falla de las resistencias equipotenciales (turbogeneradores con enfriamiento directo con hidrógeno).  Apertura de las resistencias, descargas parciales externas, ionización del hidrógeno en zonascríticas.  Rompimiento dieléctrico del hidrógeno y falla entre fases del devanado del estator.
 5. Defectos en las conexiones o en el aislamiento de los anillos de cabezales (generadores hidráulicos).  Deterioro de las uniones soldadas, formación de puntos calientes, deterioro térmico del aislamiento.  Falla del aislamiento entre fases.
 6. Pérdida de sujeción mecánica del estator, aflojamiento del núcleo (hidrogeneradores).  Vibración del núcleo, ruptura de segmentos de laminación en la zona del diente. Los segmentos se alojan en el cabezal, ocurrencia de descargas entre bastones.  Descargas parciales severas en el cabezal, erosión del aislamiento y falla entre fases de los devanados del estator.
 7. Falla de los sistemas de enfriamiento del generador.  Elevación excesiva de la temperatura de operación, deterioro de la resina, delaminación del aislamiento.  Descargas parciales en el aislamiento, pérdida de propiedades fisicoquímicas, falla del aislamiento principal.
 8. Operación en condiciones anormales, sobre o subexcitación, motorización del generador.  Elevación anormal de la temperatura de operación, deterioro del estator o del rotor.  Falla del aislamiento interlaminar del núcleo, formación de puntos calientes, falla del aislamiento.

 

Sumario

Descripción de los mecanismos de deterioro

Desajuste de las bobinas del estator en las ranuras

Las bobinas del estator deben quedar perfectamente ajustadas en las ranuras para soportar los esfuerzos electromagnéticos a los que se ven sometidos por la acción del rotor; si la barra tiene libertad de movimiento [Campuzano, R. et al., 1993], se fricciona contra la pared de la ranura y origina la pérdida de pintura conductora; cuando el área afectada es suficientemente grande provoca que la barra quede eléctricamente flotada, originando la ocurrencia de descargas parciales externas. La ocurrencia de descargas acelera la pérdida de la pintura conductora, provocando que las descargas incrementen su nivel. Hay una gran cantidad de generación de ozono por el aire ionizado que ataca químicamente el sistema aislante del generador.

Este proceso se puede identificar con la medición de descargas parciales, ya sea en línea o fuera de línea. Se generan pulsos de descargas asimétricos; los pulsos del ciclo negativo son mayores a los del ciclo positivo. La magnitud de las descargas puede alcanzar niveles del orden de los 100 mil pC [Wilson, A.]. Durante una inspección del generador, retirando algunas cuñas, se pueden apreciar las descargas contra la ranura y las zonas dañadas de pintura conductora; el deterioro típico que sufren las bobinas se muestra en la foto 1.

Para evitar que el devanado se afloje, los fabricantes de generadores eléctricos desarrollaron durante los años sesenta un sistema de fijación de bobinas mejorado mediante el uso de rellenos ondulados. La mayor parte de los generadores eléctricos instalados en la CFE a partir de la década de los ochenta tienen instalados estos accesorios para evitar el deterioro prematuro del sistema aislante del estator. Se instalaron en aquellos generadores que no lo tenían.

Una variante de este fenómeno se puede presentar cuando a pesar de que las bobinas estén correctamente sujetas, en la presencia de alta generación de ozono, por descargas en cabezales por ejemplo, las pinturas sufren un ataque químico y pierden su conductividad (típicamente se deben mantener entre 1 y 10 kW). La bobina en el estator queda flotada y se produce una mayor cantidad de ozono que acelera el proceso químico de deterioro. En estas condiciones, las descargas ocurren abajo de la pintura semiconductora.

Sumario

 

Contaminación del generador

Efecto en el estator

Este es un problema típico de los generadores de tipo abierto, con sistema de enfriamiento de aire forzado [Robles, E. et al., 1992]. Se presenta en generadores de refinerías y centros petroquímicos, así como en plantas de ciclo combinado y en generadores hidráulicos. A pesar de que se filtra el aire de enfriamiento, si los niveles de contaminación son elevados, las partículas contaminantes son capaces de ingresar al estator y se depositan en los cabezales, como puede observarse en la foto 2. La contaminación acumulada propicia la ionización del aire y las bobinas se ven sometidas a la acción de las descargas parciales aun al voltaje de operación.

Si las calderas utilizan combustóleo, la contaminación es severa debido a que se produce una gran cantidad de hollín o polvo de carbón que al mezclarse con el aceite se deposita en los cabezales, y las descargas cancelan la graduación de campo eléctrico y deterioran la superficie del aislamiento.

En devanados contaminados se registran pulsos esporádicos del orden de 10 a 20 nC a bajos niveles de voltaje. Mediante una inspección visual con potencial aplicado se puede observar la ionización en la zona de cabezales, principalmente en el área de traslape de pinturas. Los devanados contaminados registran valores elevados de tan d (> 3% a 0.2 Vn) e incrementos significativos de tan d en función del voltaje de prueba (del orden de 1% de 0.2 Vn a 1.0 Vn).

Una medida para corregir este problema ha sido el uso de filtros de alta eficiencia, la limpieza exhaustiva de los cabezales y el acondicionamiento de pinturas graduadoras cuando los generadores salen a mantenimiento.

 

Efecto en el rotor

Los rotores de polos lisos utilizan conductores desnudos; el fabricante utiliza un papel aislante entre conductores adyacentes por lo que en generadores del tipo abierto el arreglo es sensible a provocar cortocircuitos entre espiras, entre bobinas e incluso cortocircuitos a tierra. El ventilador de los rotores impulsa las sustancias contaminantes hacia el interior de los devanados, las cuales se depositan en los cabezales, particularmente en las esquinas que forman los paquetes de conductores y los separadores (foto 3). La capa de contaminación "puentea" eléctricamente los costados desnudos de los conductores. Como la contaminación no tiene una buena conductividad, el paso de la corriente provoca puntos calientes que van envejeciendo térmicamente el aislamiento a tierra hasta provocar una falla contra el anillo de retención.

El problema es más severo en los generadores que operan con sistemas de excitación estática. El sistema de excitación puede generar sobrevoltajes transitorios que se propagan en los devanados, incrementando el gradiente eléctrico entre las espiras, lo que facilita la ocurrencia de cortocircuitos por la contaminación acumulada. Esta problemática es común en refinerías y centros petroquímicos donde se tienen niveles elevados de contaminación. Este es un problema muy grave; se han encontrado casos donde los rotores tienen un tiempo de vida útil inferior a los seis meses.

Las pruebas de comparación de pulsos y la medición de impedancia dinámica han sido las más sensibles para detectar cortocircuitos incipientes ocasionados por problemas de contaminación [García A. et al., 1994]. Actualmente, los generadores de plantas petroquímicas se están instrumentando con la técnica de la bobina exploradora para detectar cortocircuitos incipientes durante la operación de los rotores. Asimismo, se están mejorando los sistemas de filtros.

Sumario

 

Propagación de fracturas en las cuñas del rotor

Los rotores de polos lisos tienen cuñas metálicas, no magnéticas, de una aleación de cobre que sujetan mecánicamente los devanados polares. Las cuñas centrales tienen perforaciones para permitir la circulación del hidrógeno y facilitar el enfriamiento del devanado. En cierto tipo de generadores se ha observado que después de unas cien mil horas de operación, las cuñas tienden a fracturarse, salir desprendidas del rotor y golpear el estator; si la cuña golpea una cuña de fibra de vidrio, el daño puede ser menor, pero si golpea la laminación del núcleo puede ocasionar cortocircuitos en la laminación, provocando puntos calientes. Se generan altas temperaturas que afectan el aislamiento de las bobinas del estator hasta provocar una falla a tierra. Los cortocircuitos en las laminaciones generan puntos calientes que elevan la temperatura localmente, sin que esto lo registren los sensores de temperatura [Galaz, J., 1996].

La falla de la cuña está ocasionada por concentraciones de esfuerzos mecánicos debido al radio de curvatura utilizado. El problema se tiene bien identificado y se conoce qué tipo de generadores lo padece. Ha sido factible detectar la propagación de fracturas utilizando técnicas de ultrasonido en inspecciones que se realizan cuando los rotores salen a mantenimiento. En la foto 4 se muestran los daños ocasionados al núcleo por el desprendimiento de una de las cuñas del rotor.

Sin embargo, también se ha presentado la falla de un generador debido a esta causa y que lo mantuvo fuera de servicio durante casi un año. Además de substituir las bobinas falladas, es necesario eliminar la laminación afectada para evitar la ocurrencia de puntos calientes. Este es un proceso lento y tedioso, el trabajo se completa hasta que ya no hay una elevación de temperatura anormal verificada con la prueba de toroide.

Sumario

 

Desconexión o falla de las resistencias equipotenciales

Los generadores con enfriamiento directo por circulación de hidrógeno en los devanados del estator utilizan ductos dentro de las bobinas para disipar el calor generado por la circulación de corriente. Los ductos están aislados de los conductores de las bobinas para evitar la circulación de corriente. Para evitar diferencias de potencial entre el conductor y los ductos de enfriamiento es necesario conectarlos en uno de los extremos de cada barra, esto se hace con una resistencia de 5 W.

Si por alguna razón se desconecta o se daña la resistencia que los mantiene al mismo potencial, se establece un gradiente eléctrico que genera descargas parciales externas (del orden de 40 nC). Por la localización de la resistencia equipotencial se estima que la zona afectada puede llegar a tener una longitud de unos ocho centímetros. La salida de los ductos de enfriamiento es una zona crítica debido a que el hidrógeno está a la más alta temperatura antes de pasar a los enfriadores. A pesar de que las descargas no representan un problema para el aislamiento, se ha formulado la hipótesis de que pueden dar lugar a la ignición del hidrógeno. Cuando esto ocurre, el gas pierde sus características dieléctricas al estar altamente ionizado y puede provocar un arqueo entre fases. Este tipo de fenómeno causa severos daños al generador, por lo que es recomendable efectuar el monitoreo continuo de los niveles de descarga. Un fabricante de generadores realiza la supervisión de este fenómeno a través de la medición de señales de radiofrecuencia que circulan en el neutro del generador. En la foto 5 se muestra la falla entre fases de un generador de 346 MVA a 20 kV [Robles, E. et al., 1995].

Sumario

 

Defectos en las conexiones o en el aislamiento de los anillos de cabezales

Los generadores de centrales hidroeléctricas tienen un diámetro muy grande; un generador de 200 MW tiene un diámetro aproximado de 15 metros. Las conexiones entre grupos de bobinas o las de salida del generador ocupan del orden de dos tercios del perímetro (dependiendo del diseño y del tipo de devanado, ondulado o imbricado), lo que implica que se utilicen puentes de unos 30 metros de longitud.

Por otro lado, un generador hidráulico es capaz de tomar su carga plena en tiempos extremadamente cortos; en cinco minutos, un generador puede estar aportando 200 MW a la red. Esta situación es muy ventajosa desde el punto de vista de operación del sistema, pero genera altos esfuerzos mecánicos originados por los rápidos cambios de temperatura. Además, por las condiciones climatológicas de nuestro país, los generadores de centrales hidráulicas casi siempre operan para alimentar cargas pico. Los continuos arranques y paros también provocan esfuerzos térmicos en los conductores.

Si las uniones soldadas de los conductores no fueron construidas satisfactoriamente, o si no son capaces de absorber los esfuerzos mecánicos generados por los cambios de temperatura, se generan puntos calientes que deterioran rápidamente el aislamiento y pueden provocar la falla del aislamiento entre fases en las zonas donde el esfuerzo dieléctrico es más alto.

Debido a los elevados niveles de corriente que circulan a través de los devanados del estator, es de suma importancia que la sección soldada cubra cien por ciento del área de unión. Sin embargo, el método de soldadura empleado por los fabricantes no siempre garantiza un área de contacto pleno, por lo que no es extraño encontrar que la zona efectiva de soldadura sea sólo la periferia del conductor de cada bastón (foto 6). Cuando esto sucede, las altas resistencias de contacto de las uniones provocan elevaciones importantes de temperatura que ocasionan que la resina de los capuchones se deteriore por descomposición térmica.

Usualmente, el curado de las resinas empleadas para la fabricación del aislamiento entre conexiones se efectúa a temperatura ambiente; la clase térmica del material es B (130°C). Estos materiales propagan fácilmente la flama, de manera que el problema más severo es extinguir el fuego que se propaga en el cabezal después de ocurrida una falla en las uniones soldadas. Se pueden utilizar técnicas de prueba con ultrasonido para determinar la relación del área soldada, estableciendo criterios de control de calidad para este proceso.

Sumario

 

Pérdida de sujeción mecánica del estator, aflojamiento del núcleo

El núcleo del estator está fabricado con láminas de acero al silicio y separadores que forman los ductos de enfriamiento. Cada lámina está aislada para minimizar las pérdidas por corrientes parásitas y evitar la elevación anormal de temperatura. Por las dimensiones de los estatores de los generadores hidráulicos, generalmente no se construyen de una sola pieza, por tal motivo son fabricados en secciones y, dependiendo de su capacidad, se ensamblan en medios, tercios, cuartos, etcétera, que se agrupan en el sitio de montaje.

Los esfuerzos mecánicos a los que se ve sometido el generador en operación puede hacer que se debiliten los medios de fijación del núcleo y provocar serios problemas que pueden originar la falla del estator. Se tiene conocimiento de un generador en donde la vibración provocó que se le desprendieran las láminas que forman los "dientes" de la ranura, esto lo ocasionó el colapso de la solera que sirve de separación entre paquetes de laminación [Galaz, J., 1996], ello ocasiona que el conjunto de laminaciones del paquete en la superficie del diente comience a vibrar libremente hasta provocar la ruptura; la lámina se desprende del núcleo y se incrusta en los cabezales de las bobinas del estator, afecta el aislamiento de los devanados y puede provocar la falla entre fases por acción de las descargas. En la foto 7 se muestra la reparación de un paquete de laminación y la falla que provocó en el cabezal del estator después de que el aislamiento se erosionó por las descargas.

 

Fallas de los sistemas de enfriamiento del generador

Un devanado que es sometido a temperaturas de operación elevadas presenta un deterioro no uniforme de su aislamiento (un incremento de 10°C en la temperatura de operación disminuye en 50% la vida útil del generador). Esto se puede originar por condiciones de sobrecarga, donde las pérdidas generan más calor que el que puede ser disipado por el sistema de enfriamiento de la máquina. También se puede deber a deficiencias en el sistema de enfriamiento bajo condiciones normales de operación. En generadores con enfriamiento de aire forzado, una deficiencia en el sistema de enfriamiento generalmente la causa la obstrucción de los ductos de ventilación o bien, del sistema de filtrado [García A. et al., 1994].

El cobre de los conductores y las capas aislantes tienen un coeficiente térmico diferente, por lo tanto, los conductores se calientan y se enfrían más rápidamente que las capas aislantes, esto genera esfuerzos internos que separan las capas aislantes de los conductores que provoca la delaminación del aislamiento, afectando sus características dieléctricas y mecánicas. En la foto 8 se muestra la separación de unas capas aislantes en un devanado que falló debido al calentamiento excesivo al que estuvo sometido.

El aire contenido en un aislamiento delaminado se ioniza aun con los gradientes normales de operación y las descargas causan un mayor deterioro. Se ha observado en evaluaciones fuera de línea que el índice de polarización tiende a ser anormalmente elevado (> 5.0) y se observan incrementos considerables en las curvas de descargas parciales en función del voltaje de prueba. También se ven incrementos anormales de la tan d con el voltaje de prueba. Un aislamiento delaminado presenta una actividad de descargas internas del orden de 80 nC que aceleran su deterioro y que en casos extremos pueden originar una falla a tierra.

Sumario

 

Daños por condiciones anormales de operación

Las condiciones anormales de operación provocan daños severos a los generadores. Pueden estar sujetos a condiciones de cortocircuito o sincronización fuera de fase que generan esfuerzos térmicos y mecánicos muy severos. La corriente de cortocircuito somete a los aislamientos en los cabezales a esfuerzos similares a los de un esfuerzo de impacto que pueden provocar que el aislamiento se fracture.

Los generadores de polos lisos que operan con baja excitación tienden a sufrir un calentamiento excesivo en los extremos del núcleo debido al flujo disperso que origina la reacción de armadura. Mientras que el flujo principal en el cuerpo del estator es paralelo a las laminaciones, el flujo en los extremos entra y sale de los extremos del estator en dirección perpendicular a las laminaciones. Las pérdidas del núcleo, en el sentido perpendicular de la laminación, son típicamente dos órdenes de magnitud más elevadas que para el flujo en el mismo sentido del laminado. Las pérdidas generan un calentamiento adicional que puede alcanzar tales temperaturas que afecten el aislamiento de las laminaciones; este proceso, a su vez, genera mayor calor, produciendo una reacción en cadena.

Cuando se afecta un número considerable de laminaciones se generan temperaturas tan extremadamente elevadas que son capaces de fundir el acero del núcleo. Como las bobinas del estator están alojadas en las ranuras en contacto con el hierro, cuando alcanzan una temperatura crítica se produce la falla del aislamiento principal. El daño que se produce al generador es de grandes dimensiones porque se afecta tanto el núcleo como el aislamiento, en la foto 9 se presenta un caso donde ocurrió el fenómeno descrito.

Si un generador conectado al sistema eléctrico pierde accidentalmente su excitación del devanado de campo, su comportamiento es similar al de un motor de inducción, donde las cuñas del rotor son las barras de la jaula y los anillos de retención son los elementos que conectan las cuñas, pero las cuñas no tienen esta función y el contacto entre ellas y el anillo de retención es pobre, por lo que se generan temperaturas extremadamente altas que funden el material de las cuñas. Un generador que sufrió accidentalmente la conexión al sistema sin tener voltaje de excitación sufrió un deterioro como el que se muestra en la foto 10.

 

Sumario

Conclusiones

Los generadores eléctricos son máquinas muy confiables, tienen alta resistencia a elevados esfuerzos eléctricos, mecánicos, térmicos y ambientales. Se espera de estos equipos una vida útil de treinta años de trabajo continuo. Sin embargo, pueden sufrir fallas que es necesario prevenir. Allí radica la importancia de conocer los mecanismos de deterioro que permita tomar acciones preventivas que eviten su salida por falla.

 

Referencias

Campuzano, Roberto, Deterioro del sistema aislante de grandes generadores por el fenómeno de descargas a la ranura.

Campuzano, R. y A. Medina, Análisis de las causas de deterioro prematuro del estator del generador de la U-1 de la C.H. Carlos Ramírez Ulloa, Tercer Congreso Nacional de Máquinas Eléctricas Rotatorias, Veracruz, 1993.

Esparza Saucedo, M., Procedimiento para diagnóstico de generadores eléctricos, CFE, 1996.

Galaz, J., Un aspecto de mantenimiento poco difundido. El circuito magnético (núcleo), RVP'96-GEN-01, Reunión de Verano de Potencia, Acapulco, México, 1996.

García, A., E. Robles y H. López, Análisis dieléctrico de los cabezales de devanados de estatores de grandes generadores, AMIME, Sexta Reunión de Máquinas Eléctricas Rotatorias, octubre de 1996, Veracruz, Veracruz.

García, A., R. Campuzano y H. López, Operación anormal de generadores a temperaturas elevadas, AMIME, Cuarta Reunión de Máquinas Eléctricas Rotatorias, noviembre de 1994.

Robles, E., A. Medina y J.E. López, Description of a violent failure of a 346 MVA generator, Annual Doble Client Conference, 1995.

Robles, E. et al., Problemática de operación de turbogeneradores de plantas petroquímicas, IEEE, 5ª Reunión de Verano de Potencia, Acapulco, México, 1992.

Robles, E. y J. García, Rehabilitación del generador de la U-2 de la C.H. Ing. Carlos Ramírez Ulloa, Sexto Congreso Nacional de Máquinas Eléctricas Rotatorias y Quinto Simposium Internacional de Ingeniería Mecánica y Eléctrica, octubre de 1996.

Wilson, A., Slot discharge ageing mechanisms, The 6th BEAMA International Electrical Insulation Conference, pp. 197-201.

ARTURO GARCÍA TEVILLO

Ingeniero en eléctrica (1988) egresado de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) y maestro en ciencias (1992) por la Universidad de Salford, Reino Unido. En 1988 ingresó al IIE. Actualmente es investigador de la Unidad de Equipos Eléctricos. Su área de especialidad versa sobre máquinas eléctricas rotatorias.

OSCAR ALFONSO REYES MARTÍNEZ

Ingeniero industrial en eléctrica (1994) egresado del Instituto Tecnológico de Veracruz. En 1994 ingresó al IIE. Actualmente es investigador de la Unidad de Equipos Eléctricos. Se especializa en máquinas eléctricas rotatorias.

 

EDGAR GUILLERMO ROBLES PIMENTEL

Ver currículum en el artículo técnico anterior.

 

MARCOS ESPARZA SAUCEDO

Ver currículum en el artículo técnico anterior..

JOSÉ ERNESTO LÓPEZ AZAMAR

Ingeniero mecánico electricista (1973) por la Universidad Veracruzana y maestro en alta tensión por la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Guanajuato. En 1974 ingresó a la CFE. Actualmente es jefe de la Oficina de Sistemas Eléctricos del Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales (Lapem).

 

ALFREDO MEDINA FLORES

Ingeniero electricista (1974) por la Facultad de Ingeniería Mecánica, Eléctrica y Electrónica de la Universidad de Guanajuato. En 1974 ingresó a la CFE a la Coordinadora de Construcción del Centro, en donde participó en la construcción de tres centrales generadoras. En 1984 se incorporó a la Gerencia Regional de Producción Central. Actualmente es el jefe del Departamento Eléctrico en la central termoeléctrica Salamanca.

 

MANUEL O. URIBE MARTÍNEZ

Ingeniero en eléctrica (1972) egresado de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica (ESIME) del Instituto Politécnico Nacional (IPN). En 1967 ingresó a la CFE. Actualmente es el superintendente Regional Eléctrico de la Subgerencia Regional de Generación Hidroeléctrica Balsas-Santiago. Cuenta con 32 años de experiencia en mantenimiento y reparación de generadores de centrales hidroeléctricas. Se especializa en generación hidroeléctrica.


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