UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DEL TÁCHIRA

VICERRECTORADO ACEDÉMICO

DECANATO DE POSTGRADO

MAESTRÍA EN MANTENIMIENTO INDUSTRIAL

INFORME FINAL DE AUDITORÍA ENERGÉTICA A LAS

INSTALACIONES DE LA PLANTA TURBO GAS TÁCHIRA.

CORPOELEC.

ELABORADO POR:

Mogollón Edgar

C.I: 16.959.451

Salazar Raiza

C.I: 16.408.528

San Cristóbal, Marzo 2013

2

ÍNDICE

PÁG

Introducción

3

Planificación de la Auditoría

4

Ejecución de la Auditoría

19

Propuestas de Ahorro Energético

28

Análisis Económico de la Propuestas y Toma de Decisiones

35

Conclusiones

40

Recomendaciones

40

Referencias Bibliográficas 41

3

INTRODUCCIÓN

Un sistema productivo puede definirse como un conjunto de elementos que se

encuentran relacionados en forma común y que interaccionan para alcanzar un

producto o servicio, para lo cual fueron diseñados. La energía que es necesaria para

impulsar todas las actividades concernientes a la obtención del producto o servicio

común, se convierte en el recurso más importante dentro del sistema, y como tal se

debe garantizar la presencia del mismo previo al inicio de los procesos.

De allí, que surgen metodologías para asegurar la existencia del recurso

energético dentro de cualquier instalación productiva, que ha trascendido hasta la

búsqueda por la optimización del mismo, lo que se traduciría en potencial medidas de

ahorro.

En tal sentido, el motivo de éste informe es evaluar a través del método de

Auditoría el desempeño de una instalación de vital importancia para el sistema

Eléctrico Occidental, como lo constituye la Planta de Turbogeneración Táchira, la

cual es responsable de suministrar la potencia requerida para cubrir alrededor del

40% de la demanda de los Estados Occidentales: Táchira, Mérida, Trujillo y Barinas;

en virtud de esbozar una serie de políticas de ahorro energético, que puedan ser

implantadas a corto plazo, inclusive aunadas a algunas propuestas que podrían ser

contempladas a un largo plazo.

Todo lo anterior, para maximizar los recursos existentes, y mejorar la

operatividad de la Planta, que juega un papel fundamental dentro del esquema

eléctrico nacional y conforma el eje principal de la cadena de generación occidental.

4

PLANIFICACIÓN DE LA AUDITORÍA

5

DESCRIPCIÓN DEL OBJETO A AUDITAR

El objeto a auditar corresponde a las instalaciones de la Planta de

Turbogeneración Táchira, perteneciente a la Corporación Eléctrica Nacional

CORPOELEC, y ubicada físicamente en el Municipio García de Hevia del Estado

Táchira. Ésta Planta fue inaugurada en 1960 con la operación de siete (7) unidades

Turbogeneradoras de 20MW nominales cada una, y una (1) unidad de 60MW para un

total de 200MW instalados, los cuales se encargan de abastecer alrededor del 40% de

la demanda total de la Región Occidental del País, conformado por los Estados:

Táchira, Mérida, Trujillo y Barinas. Es una Planta cuya Generación es Térmica, y

pese a que las máquinas son de tecnología Dual (es decir, pueden trabajar con Gas o

Gasoil), actualmente el combustible de almacenamiento en la Planta es Gasoil. El

organigrama de la Planta se esquematiza como sigue:

Figura Nº 1. Organigrama de la Planta. Fuente: Superintendencia de la Planta 2013.

Superintendencia de la Planta

Departamento de

Operaciones

Departamento de

Mantenimiento

Coordinación de

Seguridad Industrial

6

Figura Nº2. Sistema Eléctrico. Fuente: Superintendencia de Planta Táchira. 2013.

Figura Nº3. Área de Influencia de la Planta. Fuente: Superintendencia de Planta

Táchira. 2013.

7

Figura Nº4. Patio de Generación y Subestación Eléctrica de la Planta. Fuente:

Superintendencia de Planta Táchira. 2013.

OBJETIVOS DE LA AUDITORÍA

General

Analizar la operatividad total de la Planta en un ciclo específico de tiempo, a

fin de determinar las oportunidades de ahorro energético factibles desde los

puntos de vista: Técnico y Económico.

Específicos

Evaluar la disponibilidad total de la Planta para un ciclo anual.

Evaluar la relación entre la disponibilidad obtenida y el combustible

consumido.

Determinar las unidades que inciden mayormente en la disponibilidad

alcanzada.

Evaluar los parámetros individuales de las máquinas.

8

Delimitar propuestas de ahorro energético.

Evaluar factibilidad económica de la propuesta.

DESCRIPCIÓN DEL PROCESO

Previo al análisis del desempeño de las unidades instaladas dentro de la

Planta, es necesario identificar el ciclo de Trabajo de los modelos de las Turbinas

emplazadas, a los fines de obtener una mayor comprensión del área operativa, y

que sirva de base para los estudios posteriores.

Siendo las unidades del tipo Turbina a Gas, su funcionamiento puede ser

esquematizado como sigue en la Figura Nº 5.

Figura Nº 5. Esquema de Funcionamiento Turbina a Gas. Fuente: Fernández.

2009.

A continuación, se pueden describir los siguientes pasos de funcionamiento:

Paso 1. El aire se hace pasar por un compresor que se encargará de aumentar

la presión hasta la requerida por la cámara de combustión.

9

Paso 2. El aire que ha alcanzado la presión necesaria, entra a la cámara de

combustión con muy altas temperaturas junto con el combustible; el caudal

másico resultante está conformado por el caudal de aire ingresado a la cámara

más el caudal de combustible ingresado a la misma.

Paso 3. Los gases de combustión entran al primer estadío de álabes fijos,

donde son expandidos y la energía de presión de éstos es transformada energía

cinética; luego en el estadío de álabes móviles, la energía cinética es convertida

en energía mecánica.

El ciclo termina, cuando los gases expandidos en la turbina son expulsados a

la atmósfera como lo presenta el Paso 4.

El ciclo explicado, es denominado Ciclo Brayton y es el que da lugar al

funcionamiento de una turbina a Gas; en el caso particular de la Planta, las

unidades generadoras trabajan con un tipo de combustible líquido derivado del

petróleo como lo es el gasoil, con la característica principal de estar libre de

partículas sólidas, debido a que los álabes son especialmente sensibles a los

metales alcalinos, y con muy bajo contenido de azufre, lo cual facilita la

recuperación de los gases de la combustión, optimizando el rendimiento nominal

de las máquinas.

Después de completar el Ciclo Brayton de funcionamiento, la potencia

generada en los Turbo generadores, es acoplada a un transformador elevador y de

allí a través de infraestructura eléctrica (conocida también como Subestación), se

dispone al Sistema Eléctrico, para dar parte al abastecimiento de la demanda

occidental, tal y como se diagrama en la Figura Nº 7, donde se puede visualizar la

conexión de las unidades Turbogeneradoras, al Transformador elevador y así

poder dirigir la energía hacia las líneas finales de Transmisión.

10

Figura Nº 6. Esquema de Turbina de Combustión Interna. Castells. 2012.

Figura Nº 7. Esquema de Generación.

11

METODOLOGÍA A IMPLEMENTAR

En éste paso, se pueden describir las siguientes fases en la Metodología a

seguir para auditar las instalaciones de la Planta de Turbogeneración Táchira, de

acuerdo a como lo presenta la Agencia Andaluza de Energía (2011):

Fase 1. Recolecta de la Información

Análisis del Proceso Productivo

Recolección de los datos de análisis

Fase 2. Análisis de Datos

Análisis de Tendencias

Análisis de reportes de fallas

Análisis individual de las unidades Turbogeneradoras

Fase 3. Propuestas

Selección de las medidas de ahorro energético

Análisis económico de las medidas

Entrega del informe final

Fase 1: Recolecta de la información: Se conformara el equipo de auditoría el cual

estará compuesto primeramente, por el Superintendente de la Planta, con los Jefes de

Operaciones y Mantenimiento, conforme a lo establecido en el Organigrama, así

como también debe contarse con la presencia de los operadores de las máquinas y el

personal mecánico y electricista, de manera que pueda recogerse la información que

los técnicos operarios sirvan suministrar y permitan dar complemento a los valores

registrados en los medidores y que son recopilados por la oficina de Despacho

Occidental de Carga; el grupo auditor debe estar conformado por lo menos de dos (2)

12

ingenieros, de preferencia mecánico y electricista, para lograr un mejor manejo y

comprensión de la data recogida.

Todo lo anterior, puede exponerse en el siguiente esquema:

Recolección de datos y Documentación del Proceso

Generación

Efectiva

Consumo

Energético Efectivo

Valoración entre la Generación

Efectiva y el Consumo efectivo

de Energía

Análisis de los

Resultados

Propuestas de Ahorro

Energético y Mejoras

Operativas

Análisis Económico y Toma de

Decisiones

1

2

3

13

Figura Nº 8. Diagrama propuesto para Auditoría Energética a la Planta.

Como puede observarse en la Figura Nº 8, la Fase Nº 2 en la cual se analiza

los datos y se valoran las tendencias, se enfatiza en los bloques 2 y 3 del Diagrama

anterior; allí mismo se expone específicamente los pasos a realizar con su

consecuente orden lógico.

Fase 2: Análisis de Datos

Consiste en determinar la veracidad de la información de campo obtenida, la cual

deberá ser completada, organizada y analizada, siempre pensando en la oportunidades

de conservación de la energía, la operación, mantenimiento y mejoras a realizar en la

instalación, con el fin de determinar la disponibilidad y la relación CECi (Lts/Kwh),

además de realizar el análisis de tendencias, reportes de fallas y el estudio de cada

unidad turbogeneradora basado en la generación efectiva y el consumo energético

efectivo.

Fase 3: Propuestas

Una vez organizada y analizada la información se emite un reporte en el cual se

emiten las condiciones existentes de las instalaciones, las oportunidades de

conservación y ahorro energético recomendadas junto con las mejoras a realizar tanto

en operación como en mantenimiento las cuales incluye el análisis económico y la

toma de decisiones respectiva.

14

Por tanto, es un hecho resaltable que la metodología señalada corresponde al

caso particular del objeto de estudio: Planta Táchira, puesto que del universo de los

prototipos de Plantas Térmicas instaladas a nivel Nacional (inclusive, si se desea

extender el estudio hacia los otros modelos de Plantas en diferentes localidades

Mundiales), poseen su característica de operación propia, y es requerido previamente

a elaborar un análisis con fines auditores, considerar las realidades operativas de cada

Planta y adaptar la metodología; en tal sentido, se presentan las planillas propuestas

para la recolección de datos en la Planta Táchira, cuya propuesta consiste en la

evaluación de la Disponibilidad en un ciclo temporal determinado a los fines de

contrastar la operatividad total calculada contra el bloque de demanda que es

necesario alimentar; todo lo anterior, con la intención de plasmar la importancia que

reviste el objeto de estudio dentro del contexto operativo y de orientar tempranamente

las propuestas para optimizar el desempeño y la cantidad de energía utilizada para tal

fin ( entendiéndose para el caso de análisis, que el término de energía es aplicable al

combustible que es suministrado por la Estatal PDVSA en las instalaciones físicas de

la Planta).

En éste mismo orden de ideas, se presenta a continuación las Planillas en el

orden de cómo deben ser implementadas al momento de la toma de data

correspondiente a la metodología de Auditoría:

15

Tabla Nº 1. Planilla para evaluar Disponibilidad Total.

16

Tabla Nº 2. Planilla para evaluar Disponibilidad Total y Litros de Combustible

Consumido.

17

Tabla Nº 3. Planilla para tomar los datos de operación de cada unidad instalada

en la Planta.

Cabe destacar, que ésta Planilla plasmada en la Tabla Nº 3, no solo debe ser usada

para presentar los datos de “Placa” de los Turbogeneradores, sino también para

analizar el comportamiento individual de cada máquina para un período de tiempo

definido, posterior a un análisis de fallas en aras de identificar el cúmulo de unidades

que inciden directamente en la Disponibilidad Total Alcanzada.

Es muy importante describir, que el tipo de metodología presentada debe

evaluarse en un lapso temporal mínimo de doce (12) meses, para poder obtener

resultados que puedan marcar una tendencia estadística, puesto a que el primer

parámetro que se pretende evaluar para el caso de estudio, corresponde a la

18

Disponibilidad Total, y dado al carácter probabilístico de éste último tal y como lo

afirma Mora (2009) “La Disponibilidad consiste en la probabilidad que un activo

funciones adecuadamente en el instante preciso en que así se requiera”. (p.273),

no debe ser evaluada de manera aislada ni puntual.

19

EJECUCIÓN DE LA AUDITORÍA

20

Posterior a la declaración de la metodología a implementar, en la cual se

tocaron los diferentes tópicos como: Descripción del Objeto de Estudio, Objetivos

de la Auditoría, recolección de información, análisis de datos así como la

comprensión del tipo de unidades a estudiar y el ciclo de trabajo inherente de cada

una de ellas, se han analizado las condiciones operativas de la Planta,

obteniéndose de los reportes que consigna el Despacho de Carga Occidental ,el

porcentaje de disponibilidad que alcanzó la instalación en estudio durante el

transcurso del año 2012:

Tabla Nº 4. Disponibilidad Alcanzada. 2012.

Enero 48

Febrero 49

Marzo 52

Abril 51

Mayo 51

Junio 43

Julio 51

Agosto 53

Septiembre 53

Octubre 51

Noviembre 58

Diciembre 32

Disponibilidad

%Mes

21

Figura Nº 9. Tendencia de Disponibilidad. 2012.

Considerando la situación reflejada en la Figura anterior, donde se patenta la

disponibilidad total de la Planta por mes de estudio, se ha elaborado una disgregación

del reporte original emanado de Despacho de Carga, en la cual puede observarse

directamente la cantidad de Megavatios (MW) disponibles en un corte mensual, así

como los litros de combustibles asociados a la condición operativa de muestra; es de

hacer notar, que la cantidad de combustible presentado en la Tabla Nº 5,

corresponden a valores promedio de consumo, medidos directamente desde los

tanques de almacenamiento de la Planta.

22

Tabla Nº 5. Relación entre disponibilidad alcanzada mensual y litros de gasoil

consumidos. Fuente: Despacho de Carga Occidental 2012.

De acuerdo a la Tabla Nº 5, la capacidad efectiva de las unidades instaladas en

la Planta es de 186MW, y el porcentaje de disponibilidad expresado, se entiende

como la razón entre: la capacidad efectiva y la capacidad disponible en un período

mensual, relacionando de igual manera el consumo de combustible requerido para

que se genere el bloque de energía indicado.

En tanto, que se puede hacer comparación entre los índices presentados en las

Tablas Nº 4y 5, resultando lo siguiente:

Enero 186 90 48 1.044.499

Febrero 186 91 49 997.051

Marzo 186 97 52 1.049.759

Abril 186 94 51 894.673

Mayo 186 94 51 978.579

Junio 186 80 43 872.701

Julio 186 94 51 889.451

agosto 186 98 53 1.018.695

Septiembre 186 98 53 1.024.809

Octubre 186 95 51 988.684

Noviembre 186 107 58 1.053.984

Diciembre 186 60 32 768.918

MesCapacidad

Efectiva MW

Capacidad

Disponible MW% Disponibilidad

Lts. Gasoil

consumidos

23

Figura Nº 10. Relación Combustible Vs. Disponibilidad. 2012.

Analizando la Figura anterior, cabe resaltar el hecho de que en cinco (5) meses

distintos, el consumo de combustible se ubico por encima del millón de Litros; entre

éste período se encuentra el mes donde la Planta alcanzó la mayor disponibilidad del

año base, la cual ocurrió en el mes de Noviembre donde el índice fue del 58% para un

consumo de 1.053.984Lts. De Gasoil; sin embargo, caso peculiar ocurre para el mes

de Enero donde se obtuvo uno de los más bajos índices, con un 48% de

disponibilidad para un consumo asociado de 1.044.499Lts., contrastando con el mes

de Agosto donde se registro un repunte en la disponibilidad con un 53% y un

consumo de 1.018.695Lts.; el mes de Marzo donde la Disponibilidad fue incluso

24

inferior al valor registrado en Agosto, con un 52% y un consumo de 1.049.759Lts.

Índice superior al obtenido en Septiembre en el cual la Disponibilidad fue de un 53%

y el consumo de combustible disminuyo en relación al mes de Marzo, en casi

30.000Lts. Ésta situación refleja una condición operativa inapropiada de alguna de las

máquinas, que al presentar averías potenciales en los sistemas, incrementan el

consumo de combustible, y por ende el gasto para la reposición de las reservas

energéticas dentro de la Planta.

Tabla Nº 6. Contraste de Consumos con Disponibilidad obtenida.

Dado al tipo de condiciones expuestas en los registros, se ha consultado con el

libro de novedades de Despacho, a los fines de ubicar los diferentes eventos que

han resultado en los valores de disponibilidad y consumo de combustible de las

unidades, y que pueden dar una visión más objetiva de las averías sucedidas, o las

potenciales presentes, por lo cual se obtuvo:

Enero 186 90 48 1.044.499

Febrero 186 91 49 997.051

Marzo 186 97 52 1.049.759

Abril 186 94 51 894.673

Mayo 186 94 51 978.579

Junio 186 80 43 872.701

Julio 186 94 51 889.451

Agosto 186 98 53 1.018.695

Septiembre 186 98 53 1.024.809

Octubre 186 95 51 988.684

Noviembre 186 107 58 1.053.984

Diciembre 186 60 32 768.918

MesCapacidad

Efectiva MW

Capacidad

Disponible MW% Disponibilidad

Lts. Gasoil

consumidos

25

Novedades Resaltantes en el Año 2012

Parada de la Unidad Nº 3 por fuga de agua en sello de la bomba mecánica.

Parada de la Unidad Nº 5 por alta vibración.

Disparada la Unidad Nº 7 con 10Mw. Para reparar tubería del compresor

de aire atomizado.

Disparado de la Unidad Nº 11.

Parada de emergencia de la Unidad Nº 9, por fuga de gasoil en el

quemador Nº 2.

Parada de la Unidad Nº 9 por presentar fuga de aceite en la caja reductora.

Parada de la Unidad Nº 7 para reparar tubería de aire atomizado.

Parada de la Unidad Nº 6 por falla en la caja de accesorios, deformación

en dientes de engranaje y desbalance del generador.

Resumiendo los eventos descritos, puede decirse que las unidades con mayor

incidencia de averías en el período de estudio fueron: La Unidad Nº7, la Nº 9 y la

Nº6; por consiguiente, se ha tomado de los registros individuales de las máquinas

la siguiente valoración de algunos índice como: Capacidad Efectiva y Nominal,

Kilovatio Hora generado, Litros de Combustible consumidos por unidad

individual y Consumo Específico de combustible CECi.

Tabla Nº 7. Características de las Unidades. Fuente. Superintendencia de Planta.

2013.

26

El consumo específico de combustible se define conforme al Manual del

Ingeniero Mecánico cómo: “el consumo másico o volumétrico de combustible

que requiere la unidad termoeléctrica para generar una unidad de energía,

expresado en gal/kwh o g/kwh en combustibles líquidos, m3/kwh o MPC/kwh

en combustible gaseosos y en t/kwh en combustibles sólidos” (p.378). Se ha

presentado ésta definición de lo que consiste la comprensión del índice de

Consumo Específico de Combustible, debido a que en el apartado anterior donde

se esquematizó la Planificación de la Auditoría, se ha tomado en cuenta tal índice,

puesto a que en las Planillas Operativas que mantienen en los registros de la

Planta le hacen referencia como indicador de desempeño de las unidades.

Es importante hacer la connotación que el modelo de unidades emplazadas

obedecen a las casas fabricantes General Electric y Hitachi, en cuanto a que los

prototipos han sido simulados trabajando con Gas y considerando el índice de

Consumo Específico de Calor (Heat Rate), cuyas unidades son: BTU/KWH ó

KJ/KWH, para lo cual si se tienen referencias puntuales por especificaciones

técnicas; sin embargo, pese al carácter dual de las máquinas (es decir, que pueden

trabajar con Gas ó Gasoil), no se ha encontrado el índice de Consumo de

Combustible referenciado para poder comparar el desempeño de las unidades en

estudio.

Así mismo, teniendo presente que no se cuenta con el patrón estándar de

comportamiento del Consumo Específico de Combustible, se tomó la tendencia

en la relación directa entre Litros de combustibles y KWHrs generados,

identificando las posibilidades de disminuir el consumo registrado, en cuanto a

que se mantenga o se aumente el bloque de energía producido; de igual manera se

consideró la posibilidad de optimizar la disponibilidad total de la Planta con las

opciones de ahorro propuestas.

27

De allí que se expone la Tabla Nº 8, con especificaciones Técnicas para todos los

modelos de unidades General Electric GE MS5001, en cuanto a que los índices de

desmpeño se expresan en Flujo de Aire, Consumo de Calor, entre otros.

Tabla Nº 8. Especificaciones Técnicas de unidades GEMS5001. Fuente. General

Electric. 2013.

28

PROPUESTAS DE AHORRO ENERGÉTICO

29

Para el caso de estudio, correspondiente a las medidas de ahorro energético

propuestas para la Planta de Turbogeneración Táchira, se elaboró tres propuestas en

donde se enumeran las siguientes:

Propuesta Nº 1. Ejecución de Mantenimiento Mayor con Frecuencia

Anual.

Si bien, las actividades de mantenimiento se encuentran esquematizadas de

manera ordenada en la Planificación de Mantenimiento de la Planta, es necesario

tomar en consideración los siguientes pasos que se proponen a continuación, para

mejorar el manejo de las tareas, así como de los recursos materiales y humanos

requeridos para la concreción de las mismas:

Priorizar las Tareas de Mantenimiento enfatizando las referidas al Generador.

Si se analiza el Historial de Fallas de la Planta, éste arrojará (como se

manifestó en la Auditoría donde se obtuvo tres unidades con mayor

incidencia de fallas durante el período de estudio) las unidades que ameritan

el Mantenimiento Mayor con más urgencia, y mediante éste método, se

pueden ordenar las tareas a ejecutar.

Al empezar el proceso de optimización de las actividades de Mantenimiento,

no solo debe tomarse en cuenta la frecuencia con que se realizan las mismas,

sino también el procedimiento de ejecución, para lo cual se propone la

elaboración de herramientas de análisis como el AMEF (Análisis de los

Modos y Efectos de Falla) para el generador, a manera de dar continuidad a

la priorización y materializar exitosamente la propuesta de optimización del

Mantenimiento.

Ejecución de las actividades de Mantenimiento, y para llegar hasta éste punto

es necesario diagramar las tareas a ejecutar (ya optimizadas mediante la

aplicación del AMEF), y que se haya estimado el costo de las mismas para

30

Equipo Area Descripcion

Casa de aire y conductos de aire al

compresor

Limpieza, Raspado, Rerpacheo, Revision de drenajes, pintura e impermebealizacion, montaje de filtros

nuevos.

Motor Diesel Desmontaje y montaje del motor, Revision, Alineacion del motor y del convertidor Par, Pruebas.

Caja de Accesorios

Revision y mantenimiento de caja de accesorios, Bomba de agua, bomba de Combustible, Reemplazo de

cojinetes, Revisión general del ajuste, engrase y estado de las muelas del clutch.

Sistema De agua de enfriamientoVaciado del sistema de agua, limpieza del intercambiador de calor, Revision general de los paneles de los

radiadores y los cabezales.

Sistema de Combustible

Mantenimiento a la bomba del tren de motores de la Forwarding, Mantenimiento a la bomba de descarga de

combustible a los tanques, UnloadingCambio de los filtros primarios de baja presión y secundario de alta

presión .

Sistema de Aceite

Extracción de todo el aceite del sistema y del tanque, Mantenimiento a todas las tuberías de aceites retiradas

de la unidad, Mantenimiento a la bomba auxiliar de lubricación, Mantenimiento a la bomba principal de

suministro hidráulico, Limpieza del tanque de aceite, Reponer aceite en el tanque, Cambio de juntas y

empaquetaduras. Poner en funcionamiento el sistema y verificar hermeticidad, Cambio de todos los filtros del

sistema.

Caja reductoraDesmontaje y Montaje de Caja reductora, Inspeccion y sustitucion de piezas desgastadas.

Comportamiento Compresor Turbina

Mantenimiento al guide vane, mediciones de todo el empaletado, Limpieza manual de todos los alabes

móviles del compresor, Revisión de la cremallera y los piñones de los alabes guías, Desempaletado total del

compresor, Cambio de la tapa intermedia del compresor por otra, Cortar con equipo eléctrico los peines de

paletas del paso 0 hasta 4, Limpieza de todas las ranuras y la carcaza, mitad inferior y superior del

compresor,Empaletado del compresor, Limpieza de los pedestales de chumaceras 1 y 2, Mediciones de las

chumaceras 1 y 2, tomar holgura del empaletado del compresor- rotor, Montaje de las tapas superiores del

compresor y tomar holguras Compresor - rotor, Tomar holgura rotor – compresor, Desmontar tapa superior

del compresor, Montaje del diafragma y mitad inferior del primer bloque de toberas nuevo o reparado,

Montaje del diafragma y mitad inferior del segundo bloque de toberas nuevo o reparado,Montaje del

diafragma y mitad superior del segundo bloque de toberas nuevo o reparado, Montaje del diafragma y mitad

superior del segundo bloque de toberas nuevo o reparado, Medición y revisión de holgura, Tapar Pedestales

chumacera 1 y 2, Sustitución de las láminas de sellaje flexible, Montaje de la tapa de la turbina.Quitar los

gatos mecánicos, Montaje y desmontaje de las cámaras de combustión. Poner juntas nuevas, Montaje las

tuberías correspondientes al sistema de enfriamiento y sellaje. Limpiar las uniones, Montaje y Desmontaje de

las camisas de combustión, Montaje y Montaje de los tubos de cruce de fuego nuevos o reparados y

retenedores nuevos, Montaje de las tapas de las cámaras de combustión. Poner juntas nuevas, Poner láminas

de sellaje, Montaje y Desmontaje de las toberas de combustible con su válvula de cheque. (nuevas o

reparadas), Montaje y Montaje de las líneas de suministro de combustible y conectarlas con las

toberas,Mantenimiento al Eje de Accesorios , Mantenimiento al Eje de Carga, Alineamiento Reductor--

Turbina, Alineamiento Caja de engranes—Turbina.

Otros Trabajos

Revisión y mantenimiento al Sistema Contra Incendios (CO2). Garantizar disponibilidad normada de CO2 en

los botellones, Revisión de todos los liners de los puntos de apoyo de la unidad. Cambiar los dañados y

comprobar el asentamiento de los mismos. (Esto se hará antes del alineamiento del reductor turbina.)

Bandeja de Entrada y de Combustion

Desmontar toberas de combustible y valvulas chek, mantenimiento y calibraciòn, montaje , inspecciòn de

cestos combustores y remplazo de ser necesario, desmontaje y mantenimiento de intercambiador de calor

(agua-aceite), desmontage de sellos de difusor; montaje de fibra en el cono de la chimenea y montage de

sellos de chimenea, cambio de prefiltros de aire de la caseta de admisiòn, desmontaje de clutch de la unidad

e inspecciòn, desmontaje y montaje de las cubiertas del couplin de accesorios y anillo de los sensores

proximitoers para correcciòn de fuga de aceite, montaje de motor de enfriamiento de turbina, cambio de

filtros de combustible de baja, cambio de filtros de combustible de alta, realizar limpieza del deposito de agua

en el sistema de enfriamiento

Generador

que puedan ser incluidas dentro del Plan Operativo Anual, con su respectivo

presupuesto.

En forma consecutiva, se presenta las actividades de Mantenimiento actuales

para el Generador:

Tabla Nº 9. Actividades de Mantenimiento para el Generador.

31

Propuesta Nº 2. Reemplazo Total de las Unidades por Unidades de

Generación Convencional de igual modelo GE MS5001

Ésta propuesta tiene su fundamento en el Año en el cual se apertura la Planta:

1960; por tanto 53 años de operatividad puede marcar un modelado de vida en

Obsolescencia, de allí que en la Auditoría realizada, el valor de la Disponibilidad de

ubicó en un promedio de 51% y el Consumo de Gasoil en algunas unidades fue de

casi 5 millones de Litros, donde la tendencia en los primeros cinco años de

funcionamiento (1960-1965) fue de alrededor de 1.850.000 Litros de Gasoil por

unidad.

Es así que se elabora ésta propuesta, remarcando la necesidad de reemplazar

todas las unidades instaladas, debido a que hacerlo tan solo para las que cuentan con

mayor rata de falla, puede desaprovechar los recursos financieros destinados para tal

fin, y la mejora en la disponibilidad puede que no se patente fielmente. Las unidades

son de especificaciones similares a las existentes (plasmadas en la Tabla Nº 8) en

forma total que puedan generarse los 200MW requeridos para dar suministro al

Sistema Interconectado Occidental.

Figura Nº 11. Unidad GE MS5001.

32

Propuesta Nº 3. Reemplazo de Todas las Unidades por Unidades de

Generación Alternativa (de Hidrógeno).

Se consideró la opción de reemplazo total por éste tipo de unidad, debido al

carácter ecológico de las mismas, y que desde el punto de vista operativo son

superiores en su desempeño que las generadores a Gasoil; sin embargo, para cubrir

con el bloque de demanda requerido, es necesario evaluar el modelo de unidades de

hidrógeno con tecnología de cogeneración, cuyos ejemplares existen y se encuentran

dentro del mercado comercial.

Figura Nº 12. Comparación de Eficiencias.

Observando la Figura anterior, las unidades propuestas (la generación con

hidrógeno recibe el nombre de Celdas Combustibles), presentan mayor eficiencia en

cuanto al aprovechamiento del combustible que los Turbogeneradores (las instaladas

en la Planta obedecen a las de ciclo abierto); y en la Tabla Nº 10 próxima, se

establecen la Disponibilidad de las mismas, de acuerdo al modelo comercial

33

existente, cuyos valores contrastan notablemente con los valores resultantes de los

registros que oscilaban por 51% de las máquinas Turbogeneradoras de la Planta.

Disponibilidad % Unidad comercial

95% DFC 3000

98% PURE CELL 200

99% NET GEN

Tabla Nº 10. Disponibilidad Obtenida para las diferentes modelos comerciales.

Así mismo, se presenta el modelo físico de las unidades de Celdas de

Combustible para reemplazo de las máquinas existentes en Planta Táchira.

Figura Nº 13. Sistema de Cogeneración Celda Combustible Turbina de Vapor,

Modelo DFC 3000.

Como se describió en párrafos anteriores, para cubrir con la totalidad del bloque

de potencia requerido, es necesaria la instalación de cinco unidades (5) de las

presentadas en la Figura Nº 13, en la cual se ilustra el acoplamiento de una unidad de

Celda Combustible DFC 3000 a una Turbina Ecológica con funcionamiento a vapor

del mismo fabricante para elevar la capacidad de generación a 40Mw efectivos; las

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especificaciones técnicas de éste modelo se exponen en la Tabla Nº 11 a

continuación:

Potencia 40Mw/42Mva

Voltaje y frecuencia 480V, 3 fases,4 hilos 60Hz

Módulo de enfriamiento Tres ventiladores de aire

Ruido 60db a 30ft

Emisiones en ppm NOx < 1

SOx < 2

Tipo de combustible Gas natural

Gas de digestión anaeróbico

Flujo de combustible 2.050 scf/h

3.500 scf/h

Tabla Nº 11. Especificaciones Técnicas del Sistema de Cogeneración Celda

Combustible Turbina de Vapor, Modelo DFC 3000.

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ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS PROPUESTAS Y TOMA

DE DECISIONES

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En cuanto al estudio de rentabilidad, es necesario evaluar el flujo monetario

para cada opción, en aras de determinar el costo anual de cada alternativa para hallar

cual es la propuesta más rentable, y que defina la política de ahorro energético a

implementar; así mismo, la Tasa de Interés utilizada corresponde a la dispuesta por

el Banco Central de Venezuela, como Tasa Pasiva para Banca Comercial

promediada para el último trimestre, en tanto que el lapso de tiempo incluido se

refiere al intervalo en el cual las unidades requieren la ejecución del primer

Mantenimiento. Los cuales resultan

Opción A. Ejecución de Mantenimiento Mayor

Características:

Duración: 86días (3meses). Frecuencia: Anual

Costo: 78.000Bs.F por cada unidad. Total: 390.000Bs.F

CA (15%)= 0+390.000(P/A15,5)

CA (15%)=0+390.000(3.3522)

CA (15%)= 1.307.358 Bs.F

CA (15%) = 207.517$

En análisis del flujo monetario esquematizado para ésta opción, no existe

desembolso inicial puesto a que las actividades de mantenimiento son ejecutadas por

el mismo personal de la Planta, y las cuotas están representadas por el valor

desembolsado para cubrir con los gastos subsiguientes.

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Opción B. Reemplazo Total de las Unidades por Unidades de Generación

Convencional

Características:

Costo: 2000$/KW

1 unidad de 20MW = 40.000.000$ = 253.200.000Bs.F

Traslado 6% del Costo = 15.192.000BsF

Costo Anual del Gasoil = 9.954.369B.F

Desembolso Total = Costo de la Unidad + Traslado + Costo del Gasoil

Desembolso Total = 1.878.744.000Bs.F para instalar 7 unidades de 20MW

CA (15%)= 1.878.744.000+9.954.369(P/A15,5)+390.000(P/F15,5)

CA (15%)= 1.912.306.943.76Bs.F

CA (15%)= 303.504.784$

En el flujo monetario presentado, las cuotas de los años: 2, 3,4, y 5 corresponden

a los gastos por compra de Gasoil, tomando que se va a gastar un promedio invariable

dado al carácter nuevo del prototipo, y que estos costos no aumentaran para el año

horizonte.

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Opción C. Reemplazo Total de las Unidades por modelo de Energía

Alternativa con Hidrógeno

Características:

Costo = 3250$/KW

1 unidad de 40MW = 130.000.000$ = 822.900.000Bs.F

Total para instalar 5 unidades = 4.114.500.000Bs.F

Regalía Internacional = 500.000$

Traslado 10% del Costo = 411.450.000Bs.F

Desembolso Inicial = 4.525.450.000Bs.F

CA (15%) = 4.525.450.000Bs.F

CA (15%) = 718.325.396$

OPCIÓN COSTO ANUAL

OPCIÓN A 207.517$

OPCIÓN B 303.504.784$

OPCIÓN C 718.325.396$

Tabla Nº 12. Resumen de los Costos Anuales por Opción.

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Las Tabla anterior indica claramente que la opción que ofrece mayor rentabilidad

al Proyecto lo conforma la Alternativa A, la cual consiste en la Optimización de las

Actividades de Mantenimiento y su oportuna ejecución, que aparte de garantizar la

operatividad de las unidades, supone de igual manera el ahorro en los Litros de

Gasoil consumidos al cierre de un ciclo anual, tal y como se explico en pasos previos

donde la recién inaugurada Planta consumía un promedio de 1.850.000Litros de

Combustible.

Ésta alternativa seleccionada como producto del análisis de rentabilidad, augura

un 46% de ahorro en gastos por combustible, lo que se traduce en 5.375.360B.F de

9.954.369B.F que se desembolsa actualmente (cabe decir, al cierre de un ciclo

anual).

Todo considerando que es una propuesta de implementación inmediata, cuyos

gastos también indican una reducción potencial en tanto que estas actividades sean

producto de un AMEF, mejorando con esto el manejo de los recursos financieros y

humanos para la ejecución de las mismas; sin embargo, la propuesta a largo plazo

(entendida con horizonte a 15 años), podría ser el reemplazo por unidades

alternativas, que aunque ahora son sustancialmente más costosas que las tecnologías

convencionales, existente diferentes casas fabricantes que se encuentran con pruebas

piloto para exponer al mercado internacional nuevos modelos, que permitan ampliar

el abanico de oportunidades de venta, y con esto, los precios de generación serán

inferiores, producto de la actuación de La Ley de Oferta y Demanda, donde a mayor

oferta, menores precios.

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CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Conclusiones

De la Auditoría realizada a las instalaciones de la Planta de Turbogeneración

Táchira, se llega a las siguientes conclusiones: el valor de la disponibilidad alcanzada

para el cierre del Año 2012 puede ser imputable a diferentes factores, entre ellos: la

obsolescencia del parque generador, y el conjunto de averías sucedidas así como

aquellas que se encuentran potencialmente presente en las instalaciones de las

máquinas; así mismo, los incrementos en los consumos de combustible se deben de

manera análoga, a la vida operativa de las unidades y la ausencia notable de la

ejecución de un Plan de Mantenimiento óptimo y oportuno, cuya realidad se refleja

en los números de litros asumidos en la Planta, que incrementó de 1.850.000Litros

para el año 1960 a casi 5.000.000Litros al cabo del año anterior, con la misma

cantidad de Megavatios instalados que para tiempo de inauguración de la Planta.

Recomendaciones

Considerando todo lo expuestos, se recomienda rediseñar el Plan de

Mantenimiento actual, proponiéndose la elaboración de un AMEF para el generador

que puntualice con esto las tareas a ejecutar, así como el orden de realización de las

mismas, en aras de obtener mejoras puntuales en la disponibilidad de las máquinas y

reducir el consumo anual de combustible; sin embargo, como opción a largo plazo es

de considerar un reemplazo de las unidades existentes por unidades de generación

alternativa, con tecnología de cogeneración al punto cuando alcance un precio

factible y de competitividad comercial.

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Agencia Andaluza de Energía (2011). Metodología para elaboración de Auditorías

Energéticas en la Industria. Consejería de Economía Innovación y Ciencia.

España.

Castells, X (2012). Recuperación de Energía, Cogeneración, Intercambiadores y

Regeneradores de Calor. Díaz de Santos. Portugal.

Fernández, C (2009). Centrales Térmicas. Alfaomega. Méjico.

Manual del Ingeniero Mecánico. (2000). Espasa. España.

Manual Turbina General Electric GEMS5001. (2004). Caracas. Venezuela

Mora, A (2009). Mantenimiento: Planeación, Ejecución y Control. Alfaomega.

Colombia.