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DEL AMBIENTE

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San Borja, marzo del 2010

CENERGIA

IINNFFOORRMMEE FFIINNAALL

CCEENNTTRROO DDEE CCOONNSSEERRVVAACCIIÓÓNN DDEE EENNEERRGGÍÍAA YY DDEELL

AAMMBBIIEENNTTEE

EELLEECCTTRROO UUCCAAYYAALLII SS..AA..

CENTRO DE CONSERVACIÓN DE ENERGÍA Y DEL AMBIENTE

D E LA MB I EN T E CENERGIA

ACTUALIZACIÓN DEL ESTUDIO DE COSTOS DE MANTENIMIENTO DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN WARTSILA DE

LA CENTRAL TÉRMICA YARINACOCHA ELECTRO UCAYALI S.A.

Página 2

ÍNDICE

Pág.

CCAAPPÍÍTTUULLOO II ..............................................................................................................4 1.0 GENERALIDADES ................................................................................5

1.1 ANTECEDENTES..................................................................................5 1.2 OBJETIVO.............................................................................................5

1.2.1 Objetivo general.....................................................................................5 1.2.2 Objetivos específicos.............................................................................5

CCAAPPÍÍTTUULLOO IIII ..............................................................................................................6 2.0 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS UNIDADES DE

GENERACIÓN.......................................................................................7 CCAAPPÍÍTTUULLOO IIIIII ............................................................................................................10 3.0 TÉRMINOS Y DEFINICIONES ............................................................11

3.1 CONCEPTO DE MANTENIMIENTO Y TIPOS DE MANTENIMIENTO.11 3.2 COSTOS DE MANTENIMIENTO FIJOS Y VARIABLES......................13 3.3 VIDA ÚTIL Y FACTOR DE PLANTA....................................................13 3.4 POTENCIA EFECTIVA........................................................................14 3.5 MÍINIMO TÉCNICO Y MÍNIMO ECONÓMICO.....................................15

CCAAPPÍÍTTUULLOO IIVV ............................................................................................................16 4.0 INFORMACIÓN RELEVANTE .............................................................17

4.1 PROCEDIMIENTO PARA OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN ..............17 4.2 DISEÑO DE FORMATOS PARA RECABAR INFORMACIÓN .............17

4.2.1 Formatos de los Costos Fijos Anuales.................................................17 4.2.2 Formatos de los Costos Variables .......................................................17

4.3 FORMATOS PARA DEFINIR ESCENARIOS DE SIMULACIÓN..........18 4.4 INFORMACIÓN RECOPILADA ...........................................................18

4.4.1 Información técnica y de operación......................................................18 4.4.2 Información sobre costos fijos de mantenimiento de sistemas propios 21 4.4.3 Información de costos fijos de mantenimiento de sistemas auxiliares

comunes..............................................................................................22 4.4.4 Información sobre repuestos para mantenimientos..............................23 4.4.5 Programas de mantenimiento ..............................................................24 4.4.6 Documentación económica probatoria.................................................24

CCAAPPÍÍTTUULLOO VV ............................................................................................................27 5.0 METODOLOGÍA DE CÁLCULO APLICADA........................................28

5.1 COSTOS DE MANTENIMIENTO.........................................................28 5.1.1 Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFM) ..........................................28 5.1.2 Costo Variable de Mantenimiento (CVM) .............................................30 5.1.3 Costo Variable de Operación No Combustible (CVONC).....................35 5.1.4 Flujo de Categorías de Mantenimiento (FCM)......................................38 5.1.5 Flujo de Costos Variables de Mantenimiento (FCVM) para cinco

escenarios y determinación del Valor Actual y la Anualidad de los costos variables...................................................................................39

5.1.6 Función de Costos Totales de Mantenimiento (FCTM) versus horas de operación anual ...................................................................................40

5.1.7 Determinación del Costo Variable de Mantenimiento (CVM)................43 5.2 ACLARACIÓN SOBRE ALGUNAS PREMISAS CONSIDERADAS......47





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CCAAPPÍÍTTUULLOO VVII ............................................................................................................48 6.0 RESULTADOS ....................................................................................49

6.1 COSTO FIJO ANUAL DE MANTENIMIENTO (CFAM).........................49 6.2 COSTO VARIABLE DE MANTENIMIENTO (CVM) ..............................49 6.3 COSTO TOTAL DE MANTENIMIENTO (CTM) ....................................49 6.4 COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN NO COMBUSTIBLE (CVONC).52 6.5 COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE (CVNC)................................52

CCAAPPÍÍTTUULLOO VVIIII ............................................................................................................53 7.0 DETERMINACIÓN DEL MÍNIMO TÉCNICO DE LAS UNIDADES DE

GENERACIÓN.....................................................................................54 7.1 DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA MÍNIMA DE LAS UNIDADES

WARTSILA ..........................................................................................55 7.1.1 Potencia Mínima Técnica de Motores Diesel .......................................55 7.1.2 Potencia Mínima Técnica de los Motores Diesel Wartsila de la C.T.

Yarinacocha.........................................................................................55 7.1.3 Potencia Mínima Económica de los Motores Diesel Wartsila de la C.T.

Yarinacocha.........................................................................................56 CCAAPPÍÍTTUULLOO VVIIIIII ...........................................................................................................57 8.0 CONCLUSIONES................................................................................58 CCAAPPÍÍTTUULLOO IIXX ............................................................................................................59 9.0 RECOMENDACIONES........................................................................60 LISTADO DE ANEXOS: ANEXO I : FORMATOS PARA COPIAS DE INFORMACIÓN ANEXO II : INFORMACIÓN RECOPILADA ANEXO III : INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA





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CCAAPPÍÍTTUULLOO II

11..00 GGEENNEERRAALLIIDDAADDEESS





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1.0 GENERALIDADES 1.1 ANTECEDENTES Con la finalidad de establecer los principios y criterios metodológicos unificadores bajo los cuales las empresas integrantes sustentarán los costos variables y los costos fijos no combustibles relativos al mantenimiento de sus unidades termoeléctricas, para su aplicación en la programación de la operación, el despacho y las correspondientes transferencias de energía activa, así como en las propuestas de fijación de tarifas a la que regularmente el COES está obligado a efectuar, el Ministerio de Energía y Minas aprobó mediante Resolución Ministerial RM Nº 516-2005 publicada el 13 de Diciembre del año 2005, el Procedimiento Nº 34 (junto a los Procedimientos Nº 32 y Nº 33) del COES SINAC. Según la “Disposición transitoria”, numeral 11 de éste procedimiento, todos los integrantes del COES deberán adecuar la información pertinente de sus unidades termoeléctricas en un plazo de 120 días calendarios. Al respecto, ELECTRO UCAYALI S.A., con fecha 06.06.2009, ha contratado los servicios de la empresa CENERGIA, para efectuar la actualización del “Estudio de determinación de los Costos de Mantenimiento de las unidades de generación Wartsila de la C.T. Yarinacocha de ELECTRO UCAYALI S.A., ejecutado el año 2006, según lo indicado en el Procedimiento Nº 34 del COES SINAC”. En cumplimiento del contrato antes mencionado, CENERGIA ha elaborado el presente informe que pone a consideración de ELECTRO UCAYALI S.A. y del COES – SINAC. 1.2 OBJETIVO

1.2.1 Objetivo general

El objetivo del presente estudio es determinar los costos de mantenimiento de cada una de las cuatro unidades de generación de la Central Térmica Yarinacocha, ubicadas en Pucallpa y conformada por cuatro motores Diesel, marca Wartsila, y pertenecientes a la empresa ELECTRO UCAYALI S.A.

1.2.2 Objetivos específicos

Acorde con el Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica Nº 34 del COES SINAC, se deberá determinar los costos de mantenimiento de las cuatro unidades Wartsila de la C.T. Yarinacocha, desagregados en sus dos componentes:

a) Costo Variable de Mantenimiento CVM. b) Costo Fijo Anual de Mantenimiento CFAM1.

1 Por tratarse de unidades de generación en base a motores reciprocantes, no se ha considerado el Costo de Mantenimiento por Arranques (CMarr) que se estipula en el Procedimiento 34 del COES SINAC.





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CCAAPPÍÍTTUULLOO IIII

22..00 CCAARRAACCTTEERRÍÍSSTTIICCAASS TTÉÉCCNNIICCAASS DDEE LLAASS

UUNNIIDDAADDEESS DDEE GGEENNEERRAACCIIÓÓNN





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2.0 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN

La central térmica se ubica en el distrito de Yarina, a orillas de la laguna Yarinacocha a 10 minutos de la ciudad de Pucallpa y a 130 m.s.n.m. El parque generador de la central está compuesto por 4 motores reciprocantes Wartsila. Las características técnicas de dichas unidades se citan en el Cuadro N° 2.1. Los grupos generadores son del año 1996 y operan con petróleo residual N°6 abastecido desde la refinería de Iquitos a través de los ríos Amazonas y Ucayali. Para operar con dicho combustible, cuenta con un sistema de recuperación de calor que eleva la temperatura del combustible para mejorar su fluidez. Antes de la operación el combustible es precalentado mediante el vapor proveniente de dos calderas que usan Diesel 2 como combustible. Para proveer de agua de alimentación a las calderas, la planta posee una planta de tratamiento de agua, la cual es abastecida por 4 bombas de pozo profundo. Cada grupo de generación cuenta con su torre de refrigeración, para el agua de refrigeración del motor y dos intercambiadores de calor: uno agua – agua y uno agua – aceite. Además, cada motor posee su propia separadora de aceite, su separadora de combustible, su sistema de pre-lubricación. Posee además un skit de bombeo para retorno de combustible. En caso de falta de energía de la red, la central posee un grupo de emergencia de 500 kW que opera con Diesel 2.

Gráfico N° 2.1: Unidad térmica Wartsila

En el siguiente cuadro, se muestra las características técnicas principales de las unidades de generación de la Central Térmica Yarinacocha.





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DESCRIPCIÓN UNIDAD GRUPOS WARTSILA

GRUPO N° 1 N° 2 N° 3 Nº 4

MOTOR Fabricante

WARTSILA

WARTSILA

WARTSILA

WARTSILA Tipo

18V32

18V32

18V32

18V32 Serie

7 284

7 284

7 284

7 284 Año de Fabricación

1 996

1 996

1 996

1 996 Año de puesta en servicio

1 996

1 996

1 996

1 996 Potencia Nominal

kW

6 340

6 340

6 340

6 340

Velocidad

r.p.m

720

720

720

720

Tipo de Combustible utilizado

R6-D2

R6-D2

R6-D2

R6-D2 GENERADOR ELÉCTRICO

Fabricante ABB

INDUSTRY ABB

INDUSTRY ABB

INDUSTRY ABB

INDUSTRY Tipo

HSG 900xU10

HSG 900xU10

HSG 900xU10

HSG 900xU10 Potencia Nominal

kVA

8 000

8 000

8 000

8 000

Tensión Nominal

V

10 500

10 500

10 500

10 500

Corriente Nominal

A

439

439

439

439

Factor de Potencia

0.8

0.8

0.8

0.8 Frecuencia

hz

60

60

60

60

Cuadro Nº 2.1: Características técnicas de las unidades de generación de la central

térmica de Yarinacocha. Así mismo, en el cuadro siguiente se muestran los principales parámetros técnicos de operación de las unidades.





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PARÁMETROS TÉCNICOS UNIDAD WART - 1 WART - 2 WART - 3 WART - 4

DISPONIBILIDAD

Potencia efectiva MW 6,172 6,103 6,109 6,139 Potencia nominal MW 6,34 6,34 6,34 6,34 Potencia nominal MVA 7,5 7,5 7,5 7,5 Potencia máxima MW 6,34 6,34 6,34 6,34 Potencia mínima MW 4,5 4,5 4,5 4,5

TIEMPOS Velocidad de toma de carga MW/min. 0,5 0,5 0,5 0,5 Velocidad reducción de carga MW/min. 0,5 0,5 0,5 0,5 Tiempo sincronización min. 30 30 30 30 Tiempo mínimo entre arranques sucesivos min. 10 10 10 10 Tiempo mínimo de operación hrs. 3 3 3 3

TENSIÓN Tensión mínima generación kV 9,9 9,9 9,9 9,9 Tensión máxima generación kV 10,8 10,8 10,8 10,8 Tensión mínima de excitación VDC V 32,5 32,5 32,5 32,5 Tensión máxima de excitación VDC V 87,5 87,5 87,5 87,5

CAPACIDAD DE GENERACIÓN REACTIVA Capacitiva (excitación cero) MVAR 5,0 5,0 5,0 5,0 Inductiva (excitación nominal) MVAR 6,1 6,1 6,1 6,1

RESTRICCIONES Carga mínima MW 4,5 4,5 4,5 4,5 Tiempo de carga mínima min. 120 120 120 120

COMBUSTIBLE Consumo de combustible en toma de carga Galones 100 100 100 100 Consumo de combustible en reducción de carga Galones 110 110 110 110

ESTATISMO Valor actual % 7 7 7 7 Rango de variación % 0 -10 0 -10 0 -10 0 -10

CURVA DE CAPABILIDAD SERVICIOS AUXILIARES MW 0,0879 0,0879 0,0879 0,0879 RENDIMIENTO kWh/Galón 16,49 16,22 16,34 16,08

Cuadro Nº 2.2: Ficha técnica de operación de las unidades de generación de la central térmica de Yarinacocha





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CCAAPPÍÍTTUULLOO IIIIII

33..00 TTÉÉRRMMIINNOOSS YY DDEEFFIINNIICCIIOONNEESS





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3.0 TÉRMINOS Y DEFINICIONES 3.1 CONCEPTO DE MANTENIMIENTO Y TIPOS DE MANTENIMIENTO

MANTENIMIENTO: Conjunto de acciones que se ejecutan para que una determinada instalación y/o equipos puedan seguir funcionando adecuadamente; es decir manteniendo su operación en los niveles especificados.

Tipos de Mantenimiento:

Mantenimiento Preventivo.- Consiste en realizar actividades que son ejecutadas con periodicidad, sobre la base de un plan de trabajo elaborado por los integrantes para cada uno de los equipos y que normalmente involucran las tareas recomendadas por los fabricantes, con el objeto de reducir la probabilidad de daños en el equipamiento y/o pérdidas de producción. En este tipo de mantenimiento se analiza cada máquina o equipo y se programan intervenciones periódicas antes de que ocurran los problemas; es decir, en tiempos inferiores a los que estadísticamente podrían fallar. El mantenimiento preventivo también incluye actividades como el cambio del aceite, cambio de filtros, la limpieza e inspección periódica. La actividad de mantenimiento se puede planificar en base a un calendario o a horas de operación de la máquina.

Mantenimiento correctivo: Actividad que se realiza con la finalidad de superar la presencia de una operación anormal o una avería en un equipo o en sus componentes y que origina las limitaciones en el funcionamiento y podría ocasionar la indisponibilidad parcial o total del mismo. En función a las condiciones operativas estos trabajos podrán ser incluidos en los programas de mantenimiento.

Por mucho tiempo fue ésta la forma dominante de mantenimiento de las plantas, pero sus costos resultan relativamente elevados, debido a los tiempos de detención no programados, maquinaria dañada y gastos de tiempo extra del personal que se generan.

Mantenimiento predictivo.- Es el mantenimiento subordinado a un suceso predeterminado que pone de manifiesto el estado de degradación de un bien. Se basa en el conocimiento del estado operativo de una máquina o instalación. Es asimilable al preventivo, pero el conocimiento de la condición operativa a través de la medición de ciertos parámetros de la máquina o instalación (vibración, ruido, temperatura, etc.) permite programar la intervención justo antes de que el fallo llegue a producirse, eliminando así la incertidumbre.

El mantenimiento predictivo abarca un conjunto de técnicas de inspección, análisis y diagnóstico, organización y planificación de intervenciones que no afectan al servicio del equipo, y que tratan de ajustar al máximo la vida útil del elemento en servicio al momento planificado para la intervención. El mantenimiento predictivo podría incluirse en el mantenimiento preventivo entendido este último en un sentido amplio.





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La idea de este tipo de mantenimiento, está en el hecho que la mayoría de las partes de una máquina dará un tipo de aviso característico antes de que se produzca una falla mayor.

Un diagnóstico anticipado da tiempo a los especialistas de mantenimiento para coordinar y evaluar las intervenciones, logrando generar economías en los tiempos de mantenimiento y ocupación del personal, como así también una reducción de los inventarios de equipos y repuestos.

Mantenimiento Programado.- Actividad que está indicada en el programa de mantenimiento. Se refiere al mantenimiento de un determinado equipo aprobado por el COES-SINAC y considerado en los programas de operación del sistema.

Mantenimiento que requiere que el equipo sea retirado del servicio por un tiempo prefijado, el cual es realizado para fines de construcción, mantenimiento preventivo (propuesto por los Integrantes del Sistema o sus representantes y aprobado en el COES-SINAC para su programación), reparación, entre otros.

También se refiere a los mantenimientos que no involucra salida de servicio de equipos, pero que implican riesgos para el Sistema, como por ejemplo lavados en caliente, inspección en caliente de sistemas de protección, equipos de comunicaciones, servicios auxiliares, entre otros.

Mantenimiento mayor.- Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad generadora durante un período superior a 24 horas.

Mantenimiento menor.- Actividad cuya ejecución requiere el retiro total de la unidad generadora durante un período menor o igual a 24 horas.





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3.2 COSTOS DE MANTENIMIENTO FIJOS Y VARIABLES

Costos Fijos.- Son los costos en que incurre la empresa de generación, aunque ésta no produzca un solo KWh. Estos costos no varían con la energía producida, es decir son independientes de los KWh producidos. Para distintas unidades del mismo tipo, dependen básicamente de la capacidad; es decir de la potencia efectiva (kW). Costos Fijos Propios.- Se refiere a los costos incurridos por los equipos o sistemas propios de cada unidad de generación, por concepto de insumos de mantenimiento propios, por fallas propios y por mantenimiento preventivo de sus sistemas auxiliares: sistema de lubricación, sistemas de enfriamiento de inyectores, sistema de aire comprimido, sistema de refrigeración; etc.

Costos Fijos Comunes.- Se refiere a los costos incurridos por los sistemas auxiliares comunes de la central termoeléctrica por concepto de insumos comunes de mantenimiento, fallas comunes y mantenimiento preventivo de sus sistemas auxiliares comunes. Cada unidad absorbe una fracción del costo fijo común en proporción a los kWh que genere y la capacidad de la unidad. Es decir consideramos que quien más genere y tiene mayor capacidad hace un mayor uso de los sistemas auxiliares comunes y exige un mayor costo preventivo de las mismas.

Costos Variables.- Son los costos que dependen de la energía producida (kWh); o las horas de operación reales o equivalentes según se trata de unidades con motores diesel y turbinas a vapor o turbinas a gas respectivamente.

Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM).- Es el intercepto de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad con las ordenadas; para todas las simulaciones de las operaciones consideradas.

Costo de Mantenimiento por Arranque (CMarr).- Para el caso en que el contador considere también la variable “número de arranques”, el CFAM final será el promedio ponderado por número de arranques de los CFAM calculados para cada familia de simulación de horas de operación determinada para un número de arranques anuales específico.

Costo Variable de Mantenimiento (CVM).- La pendiente de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad para todas las simulaciones de las operaciones consideradas, será considerada como el costo variable de mantenimiento CVM de la unidad. En el caso de unidades de generación donde el contador considere también la variable “número de arranques” el CVM final será el promedio ponderado por número de arranques de los CVM calculados para cada familia de simulación de horas de operación determinada para cada número de arranques anuales específico.

3.3 VIDA ÚTIL Y FACTOR DE PLANTA

Vida útil de una unidad de generación.- Podemos definirla como la duración estimada por los fabricantes de las unidades generadoras y sus equipos auxiliares; manteniendo adecuadamente su función de generar energía eléctrica; es decir sin





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pérdida significativa de sus parámetros iniciales: potencia efectiva, rendimiento, confiabilidad y disponibilidad.

Normalmente, para fines de planeamiento la vida útil económica de las unidades de generación se considera diferente, dependiente de la tecnología. Así para turbinas a gas se considera entre 15 a 20 años; turbinas a vapor entre 25 a 30 años, motores Diesel entre 15 a 25 años, plantas nucleares 30 años, plantas hidroeléctricas 50 años.

Es importante aclarar sin embargo que la “vida útil técnica” de estas unidades es generalmente mayor a la vida útil económica y ella depende básicamente de la forma en que se operan, se mantienen y la calidad del combustible, respecto a las que se consideraron en el diseño; así tenemos en nuestro sistema eléctrico por ejemplo las turbinas a gas Mitsubishi de la C.T. Malacas (Talara) que habiendo sido operados y mantenidos adecuadamente y habiendo utilizado mayormente un comestible limpio (gas) tienen a la fecha operando más de 30 años. En Turbinas a vapor también podemos mencionar lo mismo, por ejemplo en la Central Térmica ILO 1 existen dos turbinas que tienen alrededor de 50 años operando y en motores Diesel también existen muchas unidades que han rebasado los 30 años. Sin embargo, debe guardar claro que, a pesar que ciertas unidades pueden técnicamente seguir operando, por razones económicas deben salir de servicio. Así tenemos, por ejemplo el caso de las turbinas a gas BBC de la C.T. Santa Rosa que bien podrían seguir operando pero para el Sistema ya no es conveniente por su muy baja eficiencia que redunda en un alto costo de operación.

Factor de Planta.- Es la relación entre la energía anual producida por una unidad de generación y la energía que podría haberse producido si la unidad hubiese operado a la potencia efectiva durante todo el año. Es decir es el grado de aprovechamiento de la potencia efectiva.

F.p = Energía producida (KWh) / PE (KW) * 8760 (h)

3.4 POTENCIA EFECTIVA

Potencia Efectiva.- Potencia efectiva de una determinada unidad termoeléctrica es la potencia continua (antes de servicios auxiliares) entregada por la unidad, correspondiente a bornes de generación, cuando opera a Condiciones de Potencia Efectiva y a máxima carga.

Condiciones de Potencia Efectiva.- Son las imperantes cuando las condiciones ambientales corresponden a la presión atmosférica, temperatura de bulbo seco, humedad relativa y temperatura de la fuente fría que se definen a continuación, y que se designan como presión ambiente de potencia efectiva, temperatura ambiente de potencia efectiva, humedad relativa de potencia efectiva y temperatura de fuente fría de potencia efectiva.

Presión ambiente de potencia efectiva.- Es la que corresponde a la altura a la que está instalada la unidad.





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Temperatura ambiente de potencia efectiva.- Es igual al promedio de las temperaturas máximas medias mensuales de la zona, contado sobre el período de los últimos 20 años. En caso de no existir registros para el período se tomarán los registros existentes y se someterán a consideración del COES.

Las máximas medias mensuales de temperatura se obtienen de alguna fuente confiable (SENAMHI, CORPAC), para la localidad más cercana a la central térmica.

Humedad Relativa de potencia efectiva.- Es un valor representativo de las condiciones atmosféricas de la zona, obtenido en primera instancia como el promedio de promedios anuales a lo largo del mismo período para el que se calcula la Temperatura ambiente de potencia efectiva. De no existir datos o si estos fueran incompletos, se elegirá el promedio de valores registrados disponibles, los que se someterán a consideración del COES. 3.5 MÍINIMO TÉCNICO Y MÍNIMO ECONÓMICO Mínimo técnico.- De acuerdo a la terminología de la Dirección General de Electricidad, se entiende que este parámetro está referido a la potencia mínima al cual puede operar una unidad de generación sin poner en riesgo de falla cualquiera de sus componentes; es decir sin comprometer la degradación de su vida útil. Este parámetro debe ser garantizado por el fabricante de las máquinas y/o sus componentes.

Por otro lado, según el Glosario de Abreviaturas y Definiciones utilizado en los Procedimientos Técnicos del COES SINAC, se define como “Mínima carga”.- la Potencia que puede mantener un generador por determinadas horas, de modo que se encuentre en capacidad de poder elevarla, cuando así lo disponga el Coordinador por requerimiento del Sistema. Este modo de operación es adoptado en la programación o durante la ejecución en Tiempo Real, cuando por economía del sistema resulte más beneficioso mantenerla a mínima carga, por un determinado período en lugar de detenerla y volverla a arrancar.

Mínimo Económico.- Este índice está referido a la economía de la unidad; es decir es el resultado de definir la mínima carga debajo de la cual resulta muy cara la operación de la unidad, debido a su disminución de su eficiencia. Como se sabe la eficiencia de una máquina depende de su carga, disminuyendo ésta con la disminución de la carga. Esta disminución de la eficiencia con la carga depende del tipo de máquina térmica; siendo mayor para las turbinas a gas.





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CCAAPPÍÍTTUULLOO IIVV

44..00 IINNFFOORRMMAACCIIÓÓNN RREELLEEVVAANNTTEE





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4.0 INFORMACIÓN RELEVANTE

4.1 PROCEDIMIENTO PARA OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN

Para el desarrollo del estudio se han ejecutado las siguientes actividades:

1. Acorde con el propósito del estudio, basado en el Procedimiento Nº 34 se han diseñado formatos para la obtención de información, tomando en cuenta las limitaciones de la base de datos y registro de información de la empresa; los mismos que se remitieron a la Central Térmica (Ver Anexo Nº 1).

2. Se efectuó una visita de las instalaciones y se recopiló la información

solicitada. Al respecto, es conveniente señalar que los costos de mantenimiento se han obtenido del área contable (sistema de gestión contable y financiera WALVIC), lo cual va respaldado de cotizaciones y contratos obtenidos del área administrativa.

3. En el Anexo N° 2, se muestra la información relevante que se ha obtenido para

el estudio.

4.2 DISEÑO DE FORMATOS PARA RECABAR INFORMACIÓN

Con la finalidad de obtener la información necesaria para el estudio; se ha diseñado los siguientes formatos.

4.2.1 Formatos de los Costos Fijos Anuales

Tomando en cuenta las definiciones que se indican en el rubro 3.2, se ha diseñado los formatos para el acopio de información de los costos fijos de mantenimiento propio y común que se indican en el Anexo N° 1 (Ver Cuadros Nº A1.1 y A1.2) “Estructura de Costos Anuales de Mantenimiento Propio” y “Estructura de Costos Anuales de Mantenimiento Común” respectivamente.

4.2.2 Formatos de los Costos Variables

Para determinar los costos variables primeramente se definió el formato que indica la política de mantenimiento, la misma que muestra las categorías de mantenimiento, los períodos de mantenimiento y el contador; tal como lo requiere el Procedimiento Nº 34 del COES SINAC. Luego se definió una estructura de los costos variables en la que se define para cada categoría de mantenimiento los costos desagregados en insumos, repuestos, alquiler de herramientas o utilería especial y mano de obra y asesoría especializada (Ver Cuadro Nº A1.3 del Anexo N° 1). Este formato podría ser utilizado para resumir los costos de las diferentes categorías de mantenimiento en general; sin embargo, para tener el detalle de los costos se ha elaborado el Cuadro Nº A1.4 que nos da el detalle para los repuestos: denominación, cantidad, precio unitario, flete, seguro y aranceles. Este último formato es el que debería usarse para definir los costos de todos los mantenimientos mayores; para los





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mantenimientos menores no se requiere mucho detalle y en este caso puede usarse el cuadro resumen (Cuadro Nº A1.3 del Anexo N° 1).

4.3 FORMATOS PARA DEFINIR ESCENARIOS DE SIMULACIÓN

Con la finalidad de definir los escenarios de simulación de las unidades de generación en estudio, se deberá disponer de información de producción histórica de por lo menos los 5 últimos años. En el Cuadro Nº A1.5 se muestra el formato que se ha preparado. 4.4 INFORMACIÓN RECOPILADA

Durante la visita efectuada y posterior a ella, se ha recabado la siguiente información de la Central Térmica Yarinacocha:

4.4.1 Información técnica y de operación Se pudo recabar información de las características técnicas de cada grupo (Ver Cuadro 2.1); así como las características operativas actualizadas a noviembre del 2008 (Ver Cuadro 2.2), esta información está contenida en el documento “Actualización de la Ficha Técnica de la Central Térmica Yarinacocha” (Ref. G – 1375 – 2008). Así mismo, se suministró información referente a la operación anual de la planta. El siguiente cuadro muestra el detalle de las horas de operación por grupo.

Año Wart - 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart – 4

2003 2 497 2 523 2 548 2 558 2004 5 107 3 716 5 015 5 077 2005 3 403 2 946 3 047 2 940 2006 3 256 3 165 3 170 3 056 2007 1 325 1 319 1 266 1 205 2008 2 138 1 740 2 093 2 051

2009* 531 537 519 292 (*) Actualizado a junio del 2009.

Cuadro Nº 4.1: Horas de operación anual de cada grupo.





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Gráfico Nº 4.1: Evolución de las horas de operación anual de cada grupo Actualizadas a junio del 2009.

También se recopiló información concerniente a la producción de cada grupo en el periodo que va del 2005 hasta mediados del 20092.

Año Wart - 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart – 4 2005 19 954 17 404 17 736 17 360 2006 18 876 18 587 18 342 17 963 2007 7 459 7 116 7 097 6 827 2008 13 634 10 950 13 047 12 645

2009 2 705 2 743 2 585 1 461 (*) Actualizado a junio del 2009. Cuadro Nº 4.2: Producción anual de cada grupo (MWh/año).

Gráfico Nº 4.2: Evolución de la producción anual de cada grupo (MWh/año) Actualizado a junio del 2009.

2 La información mes a mes se encuentra en el Anexo N° 2 – Sección A2.2.





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Adicionalmente, se recopiló información del consumo propio de la central (marzo 2008 – junio 2009), que incluye el periodo de operación de los generadores y el periodo en que la planta de generación para, pero hay un consumo para la operación de equipos auxiliares (sistemas de prelubricación de los motores, transformadores auxiliares, etc.).

Año Mes Consumo (kWh)

Año Mes Consumo (kWh)

Febrero 159 634 Enero 161 212 Marzo 154 692 Febrero 120 292 Abril 180 352 Marzo 126 045 Mayo 317 556 Abril 117 119 Junio 273 050 Mayo 200 688 Julio 275 986 Junio 142 136

Agosto 292 382 Julio 246 157 Septiembre 352 250 Agosto 264 871

Octubre 197 165 Septiembre 219 651 Noviembre 148 742 Octubre 237 926

2006

Diciembre 144 173 Noviembre 177 266 Enero 143 514

2008

Diciembre 218 066 Febrero 144 032 Enero 152 550 Marzo 160 189 Febrero 154 487 Abril 129 949 Marzo 143 303 Mayo 131 819 Abril 134 883 Junio 171 244 Mayo 134 314 Julio 122 980

2009

Junio 136 974 Agosto 141 984

Septiembre 122 895 Octubre 141 710

Noviembre 110 949

2007

Diciembre 168 189

Cuadro Nº 4.3: Consumo propio de la central (KWh/mes). Para la determinación del costo variable no combustible, se recopiló información del consumo de lubricante durante la operación (aceite de reposición o relleno). Dicha información se muestra en la tabla siguiente.

Año Wart - 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart – 4 Total

2005 2 475 2 365 2 640 2 695 10 175 2006 2 145 1 650 3 465 1 870 9 130 2007 880 990 1 265 935 4 070 2008 2 475 2 255 2 915 2 145 9 790 2009 385 440 605 385 1 815

(*) Actualizado a mayo del 2009.

Cuadro Nº 4.4: Consumo de lubricante en operación: “MOBILGARD 440” (gal/año).





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Los datos mostrados en la tabla anterior son el resumen de la información mensual que se recoge en el Anexo N° 2- Sección A2.3. A continuación, se muestra la información respecto al consumo de combustible residual N° 6 para generación.

Año Wart - 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart - 4 2005 1 238 633 1 072 237 1 109 222 1 070 235 2006 1 187 803 1 154 676 1 156 609 1 114 799 2007 463 780 461 890 443 229 421 943 2008 855 875 696 494 837 779 821 244

Cuadro Nº 4.5: Consumo de combustible en generación (gal/año)3.

4.4.2 Información sobre costos fijos de mantenimiento de sistemas propios

Los costos fijos de mantenimiento propio fueron obtenidos a través del Cuadro A1.1 del sistema de gestión contable y financiera WALVIC, el cual tiene la desventaja de registrar dicha información totalizada y no por cada grupo. El cuadro a continuación muestra dicha información.

CONCEPTO 2005 2006 2007 2008

Ferretería e insumos 27 718 4 981 4 432 5 626

Herramientas e instrumentos 6 671 8 288 2 727 4 644

Perfiles, planchas, tuberías y accesorios 19 396 3 662 8 065 17 837

Pinturas, barnices, productos químicos 90 470 135 246 62 090 119 819

Reparación y mantenimiento de

instalaciones eléctricas 64 047 24 032 91 394 32 213

Repuestos y mantenimiento de

otros equipos 20 323 13 401 7 009 19 865

Soldadura y materiales para soldar 1 020 2 693 - 1 134

Implementos de seguridad 17 979 9 001 11 891 14 975

Mano de obra de terceros 33 886 53 879 33 761 18 597

Seguros Patrimoniales 258 763 276 645 327 412 321 705

3 El detalle de consumo mensual se registra en el Anexo N° 2 – Sección A2.4.





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CONCEPTO 2005 2006 2007 2008

Transporte y Almacenamiento 528 893 987 692 304 313 346 215

Otros4 12 374 41 831 - 16 579

TOTAL 1 081 538 1 561 349 853 092 919 209

Cuadro Nº 4.6: Información de costos de mantenimiento propios.

4.4.3 Información de costos fijos de mantenimiento de sistemas auxiliares comunes

Los Costos Fijos de Mantenimiento Común fueron obtenidos a través del Cuadro A1.2 del sistema de gestión contable y financiera WALVIC, el cual tiene la desventaja de registrar dicha información totalizada y no por cada grupo. El cuadro a continuación muestra dicha información.

CONCEPTO 2005 2006 2007 2008

Ferretería e insumos 1 133 1 206 997 1 591

Herramientas e instrumentos 594 52 206 472

Perfiles, planchas, tuberías y accesorios 2 485 441 571 30

Pinturas, barnices, productos químicos 289 147 941 1 483

Reparación y mantenimiento de instalaciones eléctricas 712 315 1 163 1 113

Repuestos y mantenimiento de otros equipos 868 1 013 1 171 1 710

Soldadura y materiales para soldar 23 - 177 233

TOTAL 6 104 3 175 5 225 6 632

Cuadro Nº 4.7: Costos fijos de mantenimiento comunes (US$/. /año).

4 Gastos de Aduanas por la importación de repuestos para los grupos de generación.





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4.4.4 Información sobre repuestos para mantenimientos

Se recopiló información referente al costo de la mano de obra especializada requerida para el mantenimiento de 48 000 horas del motor primo; la cual se encuentra registrada en la cotización hecha por la empresa Wartsila Perú SAC: WPE Q-066/1-2008S (septiembre 2008) y asciende a US$ 24 785 por grupo. La lista de repuestos correspondiente a las cotizaciones hechas a la empresa Wartsila Perú SAC, se encuentra en el documento WPE-Q 048-2008 (septiembre 2008) y los registra con términos de entrega CIP Lima. La información de costos se lista en euros y está organizada de la siguiente manera:

- Código de repuesto. - Descripción del repuesto. - Precio unitario en euros. - Cantidad a suministra. - Costo total del juego de repuestos en euros.

La lista completa de repuestos se adjunta en el Anexo N° 2 Sección A2.5 del presente informe y asciende a 2 989 878 Euros (CIP Lima). Así también, se obtuvo las cotizaciones para el mantenimiento de los 8 turbocompresores, que incluyen mano de obra y lista de repuestos. Dicha información se registra en el documento Cotización No.AUTO - 813703-A (julio 2008). Los repuestos están listados en dólares americanos y están organizados de la siguiente manera:

- Cantidad. - Número de parte. - Descripción del repuesto. - Valor de venta unitario en dólares. - Valor de venta total en dólares.

El documento mencionado se adjunta en el Anexo N° 2. Sección A2.5 del presente informe. Respecto a la mano de obra para el mantenimiento de los motores, se obtuvo información para el servicio de 48000 horas, esta se recoge en el documento N/Ref.: WPE Q – 006/1-2008S, en donde se cotiza dicho servicio en US$ 24 785 por grupo, se manifiesta además que el precio es equivalente a 26 días laborables (lunes – sábado), 11 horas diarias de 01 especialista Wartsila, e incluye el boleto aéreo, taxis, transporte de herramientas especiales, alojamiento, viáticos, seguros, impuestos y horas de viaje.





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4.4.5 Programas de mantenimiento

Durante la visita a planta se obtuvo también el plan de mantenimiento recomendado por el fabricante, el cual se adjunta en el Anexo N° 2 -Sección A2.6.

Así también, se obtuvo el programa de mantenimiento del operador para el periodo que va de abril del 2007 hasta marzo del 2009, información que se registra en el Anexo N° 2 – Sección A2.7. Adicionalmente, se recopiló información respecto al mantenimiento correctivo ejecutado, que va del 2006 - 2009. Dicha información se encuentra registrada en el Anexo N° 2 -Sección A2.8.

4.4.6 Documentación económica probatoria

Para corroborar la integridad de la información, se procedió a recopilar la documentación probatoria, la cual se lista a continuación:

Documento Contiene Fecha

Cotización WPE-Q-066-1-2008S

Costo de mano de obra especializada para mantenimiento de 48000 hrs 12/09/2008

Cotización WPE-Q 048-2008

Lista de repuestos para el mantenimiento mayor de 48000 hrs del grupo Wartsila 11/09/2008

Cotización No. AUTO - 813703-A

Servicio de mantenimiento y suministro de repuestos para turbocompresores marca ABB, tipo VTR 354-P11 21/07/2008

Contrato N° G – 143 – 2008 / EU

Contrato de adquisición de aditivo para petróleo industrial N° 6 – ANCOTREAT 1980 10/12/2008

Contrato N° G – 144 – 2008 / EU

Contrato de adquisición de insumos químicos para tratamiento de agua y limpieza 10/12/2008

Contrato N° G – 114 – 2007 / EU

Contrato de suministro de aceite lubricante para grupos de generación y aceite dieléctrico para transformadores

de potencia 04/10/2007

Contrato N° G – 113 – 2007 / EU

Contrato de adquisición de repuestos mecánicos y eléctricos para los grupos Wartsila 04/10/2007

Contrato N° G – 154 - 06 - EU

Adquisición de repuestos mecánicos de motor primo y sistemas auxiliares de los grupos Wartsila 11/07/2006

AMC5 - 0023 – 2008 - EU

Cotizaciones de repuestos eléctricos de componentes auxiliares:

1) Wartsila Perú S.A.; 2) Schneider Electric

1) 22/02/2008 2) 04/03/2008

ADP6 - 0018 – 2008 – EU / Lote 1

Cotizaciones de repuestos para separadores de aceite Modelo LOPX – 707

1) Alfa Laval S.A.; 2) IBA S.R.L.

1) 05/11/2008 2) 29/09/2008

ADP - 0018 – 2008 – EU / Lote 2

Cotizaciones de repuestos para separadores de combustible Modelo FOPX – 610

1) Alfa Laval S.A.; 2) IBA S.R.L.

1) 05/11/2008 2) 29/09/2008

5 AMC: Adjudicación de Menor Cuantía. 6 ADP: Adjudicación Directa Pública.





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Documento Contiene Fecha

ADP - 0018 – 2008 – EU / Lote 3

Cotizaciones de repuestos eléctricos de equipos auxiliares de grupos Wartsila:

1) Ingeniería de Sistemas Industriales S.A. 2) Wartsila Perú S.A. 3) Schneider Electric

1) 06/10/2008 2) 22/02/2008 3) 04/03/2008

Cotización IBA 0808-28

Lista de repuestos para separadores centrífugos de aceite LOPX 707 SFP 3460 29/09/2008


Lista de repuestos para separadores centrífugos de combustible FOPX 610 TFD – 24 29/09/2008


Repuestos para equipo intercambiador de calor Alfa Laval M15 – BFM8 29/09/2008

Cotización N° 0615 – 08M

Lista de repuestos eléctricos de equipos auxiliares de los grupos Wartsila 06/10/2008

Cotización N° 0000117383

Repuestos para separadores de aceite modelo LOPX – 707 05/11/2008

Cotización WPE – Q 011 – 2008/P Lista de repuestos eléctricos para el motor primo 22/02/2008

S/N Cotización de lubricante para motor primo SAE 40 TBN 40 04/02/2010

S/N Estructura Tarifaria de Wartsila Peru S.A.C referida al costo de mano de obra para mantenimientos 03/02/2010

Cuadro Nº 4.8: Información económica probatoria.

Adicionalmente, se obtuvieron también las órdenes de compra referidas al mantenimiento de los equipos auxiliares de planta para la primera parte del año 2009. El listado se muestra como referencia a continuación:

Orden de

compra N° Descripción Fecha

0990300049 Adquisición de un kit de repuestos (incluye montaje) para mantenimiento del motor generador 18/03/2009

0990300046 Junta de expansión axial JEBA para acoplamiento de tubería de agua de los grupos Wartsila 12/03/2009

0990300029 Contactor magnético Tripolar 17/02/2009 0990300025 Electrobomba submergible 13/02/2009 0990300022 Heater Element Pre – Heater 18V32 – Pieza N° 7284 03/01/2009

0990300012 Aceite dieléctrico para transformador Clark 15/30 kV 26/01/2009

0000 6 - 2009 Kits de mantenimiento intermedio de separadores de combustible 14/01/2009

0990600100 Adquisición de elementos mecánicos específicos para

instalación del calentador en el tanque de almacenamiento de combustible

23/06/2009

0990700113 Adquisición de gas Hexafluoruro de azufre 08/07/2009

0990700118 Tarjetas Modico AS-B827-032, AS-B875 – 111, Primary Housing 27” Rack AS-H827-209 17/07/2009

1090100017 Servicio de mantenimiento menor de las instalaciones eléctricas de la central térmica Yarinacocha 21/01/2009

1090100024 Servicio de reparación de Relay Card Dispemes C3/C5/C4 28/04/2009 1090100026 Servicio de transporte de balon de cloro gas 1000 kg 27/01/2009





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Orden de compra N° Descripción Fecha

1090400096 Servicio de reparación de tarjetas fuente C1 DC/DC 03/04/2009

1090400097 Adecuar gabinetes para manguera contra incendio y fabricación de acoples para sistema de control contra

incendios 03/04/2009

1090400099 Servicio de mantenimiento y pruebas de equipos de protección de los grupos Wartsila 03/04/2009

1090400103 Servicio de realineamiento de motor generador de los grupos Wartsila 1, 2 y 3 14/04/2009

1090400111 Servicio de reparación de electro bomba del sistema de precalentamiento del agua del grupo Wartsila N° 2 22/04/2009

1090600188 Servicio de reparación de tarjetas electrónicas 23/06/2009

0990300050 Guates de nitrilo, linternas, Botas musleras, Respiradores 24/03/2009

0990400057 Adquisición de sistema UPS para operación de los grupos Wartsila 06/04/2009

0990400058 Adquisición de tarjetas fuente C1 DC/DC 07/04/2009

0990500072 Adquisición de un cargador de batería 08/05/2009

0990500081 Adquisición de tubos de cobre (incluye reparación) para mantenimiento del calentador de petróleo industrial N° 6 20/05/2009

0990500084 Hipoclorito de calcio 29/05/2009

0990600090 Cloro líquido 03/06/2009

1090500142 Servicio de transporte terrestre de repuestos Wartsila 14/05/2009

Cuadro Nº 4.9: Ordenes de compra y servicios del año 2009.

Dicha información viene a ser el sustento de los costos principales referidos en el presente informe, obviamente conseguir un “sustento total” de los costos de mantenimiento de auxiliares de la planta no es posible, por lo que se sobreentiende que se le atribuye confiabilidad al sistema contable de la planta (sistema de gestión contable y financiera WALVIC).





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CCAAPPÍÍTTUULLOO VV

55..00 MMEETTOODDOOLLOOGGÍÍAA DDEE CCÁÁLLCCUULLOO

AAPPLLIICCAADDAA





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5.0 METODOLOGÍA DE CÁLCULO APLICADA 5.1 COSTOS DE MANTENIMIENTO

5.1.1 Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFM)

Como se puede observar los costos propios en el Cuadro N° 4.6, se encuentran totalizados, por lo cual deberemos proponer un criterio para distribuirlos por grupo. El criterio que usaremos para repartir los costos fijos propios, será el de llevar los costos a valor presente (Junio 2009) haciendo uso de la variación porcentual mensual del IPC7 y prorratearlos entre el número de horas de operación anual de cada grupo, lo cual nos dará un valor actualizado de los costos fijos propios anuales. El cuadro a continuación muestra dicho Procedimiento.

Año Grupo Horas operación

Actualización 2009

(US$/año)

CFMP asociado (US$/año)

Wart - 1 3 403 339 626 Wart - 2 2 946 294 002 Wart - 3 3 047 304 143

2005

Wart - 4 2 940

1 231 223

293 453 Wart - 1 3 256 448 341 Wart - 2 3 165 435 837 Wart - 3 3 170 436 566

2006

Wart - 4 3 056

1 741 528

420 785 Wart - 1 1 325 243 971 Wart - 2 1 319 242 976 Wart - 3 1 266 233 160

2007

Wart - 4 1 205

942 070

221 963 Wart - 1 2 138 254 118 Wart - 2 1 740 206 796 Wart - 3 2 093 248 745

2008

Wart - 4 2 051

953 495

243 836

Cuadro Nº 5.1: Asignación de los costos fijos de mantenimiento propios actualizados.

Luego el costo fijo anual de mantenimiento propio para cada unidad será igual al promedio de los costos anuales hallados.

7 IPC: Índice de Precios al Consumidor a Nivel Nacional – INEI 2005 - 2009





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Grupo Monto

(US$) Costo Fijo Anual de Mantenimiento Propio Wartsila - 1 321 514 Costo Fijo Anual de Mantenimiento Propio Wartsila- 2 294 903 Costo Fijo Anual de Mantenimiento Propio Wartsila - 3 305 654 Costo Fijo Anual de Mantenimiento Propio Wartsila - 4 295 009

Cuadro Nº 5.2: Costo Fijo Anual de Mantenimiento Propios

Para cada unidad de generación.

Como se puede observar en el Cuadro N° 4.7, al igual que los costos fijos propios, los comunes se encuentran totalizados, por lo cual deberemos proponer un criterio para distribuirlos por grupo. El criterio que usaremos para repartir los costos fijos comunes, será el de llevar los costos a valor presente (Junio 2009) haciendo uso de la variación porcentual mensual del IPC y prorratearlos entre la producción anual de cada grupo, lo cual nos dará un valor actualizado de los costos fijos comunes anuales. El cuadro a continuación muestra dicho Procedimiento.

Año Grupo Producción (MWh)

Actualización JUN 2009 (US$/año)

CFMC asociado (US$/año)

Wart - 1 19 954 1 914 Wart - 2 17 404 1 669 Wart - 3 17 736 1 701

2005

Wart - 4 17 360

6 948

1 665 Wart - 1 18 876 906 Wart - 2 18 587 892 Wart - 3 18 342 881

2006

Wart - 4 17 963

3 541

862 Wart - 1 7 459 1 510 Wart - 2 7 116 1 441 Wart - 3 7 097 1 437

2007

Wart - 4 6 827

5 770

1 382 Wart - 1 13 634 1 865 Wart - 2 10 950 1 498 Wart - 3 13 047 1 785

2008

Wart - 4 12 645

6 879

1 730

Cuadro Nº 5.3: Asignación de los Costos Fijos de Mantenimiento Comunes actualizados.





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Luego el Costo Fijo Anual de Mantenimiento Común para cada unidad será igual al promedio de los costos anuales hallados.

Grupo Monto (US$)

Costo Fijo Anual de Mantenimiento Común Wart - 1 1 549 Costo Fijo Anual de Mantenimiento Común Wart - 2 1 375 Costo Fijo Anual de Mantenimiento Común Wart - 3 1 451 Costo Fijo Anual de Mantenimiento Común Wart - 4 1 410

Cuadro Nº 5.4: Costo Fijo Anual de Mantenimiento Común

Para cada unidad de generación.

El costo fijo de mantenimiento de cada unidad será la suma del los costos fijos anuales de mantenimiento propio de cada unidad con su respectivo costo fijo anual de mantenimiento común. El resultado de este cálculo se muestra en la siguiente tabla:

Grupo CFMP (US$/año)

CFMC (US$/año)

CFM (US$/año)

Wart – 1 321 514 1 549 323 063 Wart – 2 294 903 1 375 296 278 Wart – 3 305 654 1 451 307 105 Wart – 4 295 009 1 410 296 419

Cuadro Nº 5.5: Costo Fijo Anual de Mantenimiento.

5.1.2 Costo Variable de Mantenimiento (CVM)

a) Costo en repuestos

Para hallar el Costo Variable de Mantenimiento, se procedió primero a compilar la data referente a repuestos utilizados en la reparación del grupo generador, los periodos de mantenimiento y cambio de piezas, y se procedió a contrastarlos con los programas de mantenimiento del fabricante y Lista de tareas suministrada por el contratista Wartsila Perú.

Resultado de la tarea descrita anteriormente, se obtuvo una tabla que contiene los siguientes ítems:

- Repuesto. - Cantidad. - Precio por unidad (puesto en planta). - Precio total (en US$). - Intervalo (Intervalo al cual debe reemplazarse).

La operación antes citada se ha desarrollado tomando como base la lista de repuestos clasificada por horas de operación usada para el informe de costos





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de mantenimiento que CENERGIA ejecutó el año 2006 en cumplimiento del servicio contratado por ELETROUCAYALI. Los costos de repuestos en dicha lista se han actualizado tomando como base la información de la cotización WPE-Q 048-20088. De acuerdo a los criterios expuestos, tendremos entonces las siguientes categorías de mantenimiento con sus respectivos intervalos de mantenimiento.

Categoría de

mantenimiento Tipos Intervalo

M1000 1 000 M2000 2 000 M4000 4 000

MENOR

M8000 8 000 M12000 12 000 M16000 16 000 INTERMEDIO M24000 24 000 M48000 48 000 MAYOR M64000 64 000

Cuadro Nº 5.6: Política de mantenimiento de las unidades de

Generación Wartsila. Los mantenimientos de menos de 1000 horas se han considerado como mantenimientos de rutina dentro de los costos fijos anuales, por lo cual no generan un costo en repuestos. Luego de compilar la información, la estructura de costos queda como sigue:

Categoría de mantenimiento Tipos Intervalo Costo en

repuestos (US$)

M1000 1 000 1 883 M2000 2 000 4 810 M4000 4 000 10 132

MENOR

M8000 8 000 18 816 M12000 12 000 136 539 M16000 16 000 100 339 INTERMEDIO M24000 24 000 200 044 M48000 48 000 501 731 MAYOR M64000 64 000 NE9

Cuadro Nº 5.7: Costo de repuestos para mantenimiento del motor primo. Cabe mencionar, que los costos registrados en la tabla corresponden a los repuestos utilizados en el mantenimiento del motor primo. La lista completa de

8 En dicho documento se encuentra registrada la lista de repuestos para el mantenimiento de 48000 horas del motor primo, con sus costos en Euros actualizados a septiembre del 2008. 9 No Ejecutado.





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repuestos actualizada a octubre del 2009 se encuentra registrada en el Anexo N° 3 sección A3.1 que acompaña al presente informe.

b) Costo de la mano de obra especializada.

Para la determinación del costo por mano de obra especializada10 para las diferentes categorías de mantenimiento utilizamos la información contenida en la cotización WPE Q-066/1-2008/S, del servicio de las 48000 horas, a ser ejecutado por Wartsila Perú S.A.. Según este documento, dicho mantenimiento asciende a US$ 24 875 (incluido IGV). La estructura de costo del servicio de mano de obra especializada se muestra en la siguiente tabla:

Estructura de costos Costo Unitario (US$)

Horas de viaje 4711

Horas de supervisión 65

Horas de sobre tiempo A 75

Horas de sobre tiempo B 90

Hotel y estadía 110

Cuadro Nº 5.8: Estructura de costos de mano de obra especializada

para el mantenimiento de 48000 hrs. Haciendo uso de esta información se han actualizado las cotizaciones de mano de obra para los mantenimientos de 12000, 16000 y 24000; sabiendo que las horas hombre requeridas para cada mantenimiento son 7212, 120 y 144 horas respectivamente. La estructura de costos para los servicios de las 12000, 16000 y 24000 horas se muestran en los cuadros siguientes:

10 De acuerdo al procedimiento 34 del COES, los costos de personal de operación y mantenimiento propio de la empresa no serán considerados como costos de mantenimiento. 11 Información obtenida de la cotización de Asesoramiento Técnico y Supervisión hecha a Wartsila Perú S.A.C. (03/02/2010). Ver información probatoria Anexo III. 12 Referencia de Wartsila Tecnical Journal 02 – 2008.





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Estructura de costos Horas Costo

Unitario (US$)

Costo Parcial (US$)

Horas de viaje 8 47 376 Horas de supervisión 46 65 2 990

Horas de sobre tiempo A 16 75 1 200 Horas de sobre tiempo B 10 90 900

Hotel y estadía 8 110 880 Total 6 346


para el mantenimiento de 12000 hrs.


Unitario (US$)

Costo Parcial (US$)


Horas de sobre tiempo A 30 75 2 250 Horas de sobre tiempo B 10 90 900

Hotel y estadía 12 110 1 320 Total 10 046




Unitario (US$)

Costo Parcial (US$)


Horas de sobre tiempo A 34 75 2 550 Horas de sobre tiempo B 20 90 1 800

Hotel y estadía 18 110 1 980 Total 12 556



Además de esta información, se obtuvo también los costos referidos al mantenimiento de los turbocompresores (realizados cada 48000 horas), los cuales se encuentran registrados en la Cotización No. AUTO - 813703-A, y ascienden a 45 267 para los 8 turbos13 (US$ 11 317 por cada unidad de generación).

13 No incluye IGV.





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La información comprende la mano de obra y repuestos para los turbos de las unidades Wartsila 1, 2 y 3. Debido a que el mantenimiento de los turbos depende mucho de su estado y las horas de operación, se asigno el promedio de las tres cotizaciones como el costo de los repuestos para el mantenimiento de los turbos (dos por grupo).

Finalmente, los costos en mano de obra atribuibles a la categoría de mantenimiento Menor (M1000, M2000, M4000 y M8000), se considerarán despreciables, debido a que básicamente es el personal de planta quién realiza dichos trabajos de mantenimiento.

Intervalo Categoría de mantenimiento Tipos

Costo en repuestos

(US$)

Costo Mano de Obra

(US$) Total (US$)

1000 M1000 1 883 0 1 883 2000 M2000 4 810 0 4 810 4000 M4000 10 132 0 10 132 8000

MENOR

M8000 18 816 0 18 816 12000 M12000 136 539 6 346 142 885 16000 M16000 100 339 10 046 110 385 24000

INTERMEDIO

M24000 200 044 12 556 212 600 48000 M48000 501 731 20 828 522 559 64000

MAYOR M64000 NE NE NE

48000 TURBO - - - - 92 142 11 317 103 459 Cuadro Nº 5.12: Costos de repuestos y mano de obra atribuibles a las

diferentes categorías de mantenimiento.

Debido a que aún no se ha ejecutado (NE) el Overhaul de los grupos (M64000), no se cuenta con información de costos de este tipo de mantenimiento. Por ello sobre la base de la información obtenida en la tabla mostrada anteriormente, procedemos a calcular por regresión los montos atribuibles al mantenimiento de 64000 horas.

Gráfico Nº 5.1: Regresión usada para el cálculo del costo del Overhaul de 64000.





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Luego del procedimiento anterior obtenemos la siguiente estructura de costos:

Intervalo Categoría de mantenimiento Tipos

Costo en repuestos

(US$)

Costo Mano de Obra

(US$) Total (US$)

1000 M1000 1 883 0 1 883 2000 M2000 4 810 0 4 810 4000 M4000 10 132 0 10 132 8000

MENOR

M8000 18 816 0 18 816 12000 M12000 136 539 6 346 142 885 16000 M16000 100 339 10 046 110 385 24000

INTERMEDIO M24000 200 044 12 556 212 600

48000 M48000 501 731 20 828 522 559 64000

MAYOR M64000 CRT14 CRT 776 525

48000 TURBO - - - - 92 142 11 317 103,459 Cuadro Nº 5.13: Estructura de costo de repuestos para mantenimiento

del motor primo en el intervalo de 1000 – 64000 hras.

c) Costo en lubricantes

Respecto al consumo de lubricante para el mantenimiento del motor primo, se sabe que el cambio total de este se hace cada 2000 horas de operación, siendo el volumen a reemplazar 1100 galones. Según la cotización hecha a Mobil Oil Perú S.R.L. (04/02/2010; ver Anexo III), el costo actual del galón de lubricante es de US$ 12.2015 (Incluido IGV), lo que nos da un valor equivalente de US$ 11 277 por cada cambio de lubricante (sin IGV).

5.1.3 Costo Variable de Operación No Combustible (CVONC)

El Costo Variable de Operación No Combustible de las unidades de generación Wartsila, está compuesto básicamente de:

- Consumo de lubricante en operación. - Consumo de lubricante por mantenimiento (1100 galones cada 2000 horas,

según programa de mantenimiento). - Consumo de aditivo para el petróleo residual N°6.

Respecto al consumo de lubricante en operación, se ha cruzado la información de consumo de lubricante registrado en el Cuadro N° 4.4 y la producción de energía de cada unidad (Cuadro N° 4.2). Como resultado se obtuvo el consumo específico de lubricante por unidad de energía generada, el cual se muestra en el cuadro siguiente:

14 CRT: Calculado por Regresión sobre el Total. 15 US$ 10,25 sin IGV.





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Año Wart – 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart - 4

2005 0,1240 0,1359 0,1488 0,1552 2006 0,1136 0,0888 0,1889 0,1041 2007 0,1180 0,1391 0,1782 0,1370 2008 0,1815 0,2059 0,2234 0,1696

Promedio 0,1343 0,1424 0,1849 0,1415

Cuadro Nº 5.14: Consumo específico de lubricante por unidad de energía generada (Gal/MWh).

Así también se cruzó la información referente al consumo de lubricante vs. las horas de operación, obteniéndose el consumo específico por hora de operación.

Año Wart – 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart - 4

2005 0,7274 0,8029 0,8664 0,9167 2006 0,6588 0,5213 1,0930 0,6120 2007 0,6643 0,7504 0,9992 0,7758 2008 1,1577 1,2962 1,3930 1,0457

Promedio 0,8021 0,8427 1,0879 0,8375

Cuadro Nº 5.15: Consumo específico de lubricante por hora de operación (Gal/HO).

Finalmente, usando la información de costos del lubricante (10.25 US$/Gal.), obtenemos el Costo Variable de Operación No Combustible atribuido al consumo de aceite en operación. Los resultados se muestran en el cuadro siguiente:

Unidad de generación Valor Unidad

Wartsila 1 0,00138 US$/kWh Wartsila 2 0,00146 US$/kWh Wartsila 3 0,00190 US$/kWh Wartsila 4 0,00145 US$/kWh

Cuadro Nº 5.16: Costo variable de operación no combustible

atribuido al consumo de aceite. En lo que respecta al consumo de lubricante por mantenimiento, tenemos que los 1100 galones se cambian cada 2000 horas. Por lo tanto, el costo variable de operación no combustible atribuible a este consumo será igual al volumen de cambio por el costo unitario del lubricante, dividido entre la energía generada; para hallar esta última, multiplicamos la potencia efectiva de cada





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unidad por el periodo de operación (2000 horas). El resultado de esta operación se muestra en el cuadro siguiente:

US$/kWh Gal/ 2000 hrs

Wart - 1 Wart - 2 Wart - 3 Wart - 4

1100 0,00091 0,00092 0,00092 0,00092

Cuadro Nº 5.17: Costo variable no combustible atribuido al consumo de lubricante para mantenimientos de 2000 horas.

Refiriéndonos al consumo de aditivo para el petróleo residual N° 6, (ANCOTREAT 1980), se sabe que la proporción usada es de 1 galón por cada 2000 galones de combustible y según el Contrato N° G – 143 – 2008 / EU (con fecha 10/12/2008) su costo actual es de US$ 24,74 por galón. Según la información antes citada obtendremos el costo variable no combustible atribuido al aditivo para el combustible. Dicha información se muestra en el cuadro siguiente:

Unidad de generación Valor Unidad


Cuadro Nº 5.18: Costo variable no combustible atribuido

al consumo de aditivo para combustible. Finalmente el costo Variable de Operación No Combustible estará compuesto por el costo atribuido al consumo de lubricante en operación, el lubricante usado para los mantenimientos de 2000 horas y el costo del aditivo para combustible. La tabla siguiente muestra el resultado de dicha operación.

Unidad de generación CVONC Unidad


Cuadro Nº 5.19: Costo variable de Operación No Combustible Total.





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5.1.4 Flujo de Categorías de Mantenimiento (FCM)

Luego de identificar las categorías de mantenimiento y los tipos de mantenimiento según los intervalos de operación, se procedió a elaborar un Flujo de Categorías de Mantenimiento que van de 0 a 64 000 horas de operación. Dicho flujo de mantenimientos se muestra en la siguiente tabla:

HORAS DE

OPERACIÓNFLUJO DE TIPOS DE MANTENIMIENTO

(DE 0 a 48000 HO)

0 M1000 M2000 M4000 M8000 M12000 M16000 M24000 M48000 M64000 1000 1 2000 2 1 4000 4 2 1 6000 6 3 1 8000 8 4 2 1 10000 10 5 2 1 12000 12 6 3 1 1 14000 14 7 3 1 1 16000 16 8 4 2 1 1 18000 18 9 4 2 1 1 20000 20 10 5 2 1 1 22000 22 11 5 2 1 1 24000 24 12 6 3 2 1 1 26000 26 13 6 3 2 1 1 28000 28 14 7 3 2 1 1 30000 30 15 7 3 2 1 1 32000 32 16 8 4 2 2 1 34000 34 17 8 4 2 2 1 36000 36 18 9 4 3 2 1 38000 38 19 9 4 3 2 1 40000 40 20 10 5 3 2 1 42000 42 21 10 5 3 2 1 44000 44 22 11 5 3 2 1 46000 46 23 11 5 3 2 1 48000 48 24 12 6 4 3 2 1 50000 50 25 12 6 4 3 2 1 52000 52 26 13 6 4 3 2 1 54000 54 27 13 6 4 3 2 1 56000 56 28 14 7 4 3 2 1 58000 58 29 14 7 4 3 2 1 60000 60 30 15 7 5 3 2 1 62000 62 31 15 7 5 3 2 1 64000 64 32 16 8 5 4 2 1 1

Cuadro Nº 5.20: Flujo de categorías de mantenimiento.





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5.1.5 Flujo de Costos Variables de Mantenimiento (FCVM) para cinco escenarios y determinación del Valor Actual y la Anualidad de los costos variables

Según los requerimientos del Procedimiento N° 34 del COES, se requiere simular la operación de la central bajo diferentes condiciones, basadas en las horas de operación anual. Para nuestro caso, simularemos 5 casos:

- Para 8000 horas de operación anuales, que corresponden a un escenario

de operación ideal de máxima operación. - Para 5500 horas de operación anuales, corresponde aproximadamente a

una máxima producción anual promedio de las unidades. - Para 2500 horas de operación anuales, corresponde aproximadamente a

una mínima producción anual promedio de las unidades. - Para 1500 horas de operación anuales, como caso probable debido a la

mayor participación de las centrales a gas en el sistema que obligaría a operar a estas unidades sólo en casos de emergencia.

- Para 1000 horas de operación anuales, que corresponden a un escenario ideal de operación mínima.

Para tales casos, primero hallaremos los flujos de mantenimiento a lo largo de los 20 años de análisis, mostrando el número de mantenimientos (por tipo), a realizar en cada año, para si después asignarle su respectivo costo.

Así el costo total estará compuesto por:

- Costo en repuestos. - Costo en mano de obra.

Luego de hallar los costos totales por año de operación (para cada escenario), procedemos a llevar dicho monto a valor actual, para luego hallar la anualidad correspondiente a dicho escenario de operación.

Los resultados obtenidos de la ejecución del procedimiento anterior se muestran en el cuadro siguiente:

Escenario Horas de operación

por año ACVM

Escenario 1 1 000 15 021 Escenario 2 1 500 30 675 Escenario 3 2 500 75 927 Escenario 4 5 500 236 360 Escenario 5 8 000 401 636

Cuadro Nº 5.21: Anualidad de los costos variables de mantenimiento (ACVM)

para cada escenario de operación simulado.





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Procedemos a ajustar los valores calculados, de acuerdo a la premisa de que para cero horas de operación, el costo variable también debe ser cero. Este criterio se muestra en el siguiente gráfico:

Gráfico Nº 5.2: Costo Variable de Mantenimiento para una unidad Wartsila.

Los valores ahora ajustados, se muestran en el cuadro siguiente:

Escenario Horas de

Operación Anual

ACVM (US$/año)

ACVM - AJUSTADO (US$/año)

Escenario 1 1 000 15 021 45 917

Escenario 2 1 500 30 675 68 876

Escenario 3 2 500 75 927 114 793

Escenario 4 5 500 236 360 252 544

Escenario 5 8 000 401 636 367 336

Cuadro Nº 5.22: Anualidad de los costos variables de mantenimiento (ACVM)

ajustados para cada escenario de operación simulado.

5.1.6 Función de Costos Totales de Mantenimiento (FCTM) versus horas de operación anual

Con los datos de costo variable corregidos, procedemos a elaborar la curva de Función de Costos Totales de Mantenimiento (FCTM) versus horas de operación anual; para esto debemos considerar que los Costos Totales de Mantenimiento son el resultado de la suma de los Costos Fijos de Mantenimiento más los Costos Variables de Mantenimiento para las diferentes horas de operación.

Es decir:

FCTM = CFAM + ACVM





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Como vimos anteriormente, el Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM) para cada unidad de generación asciende a US$ 323 063 para la unidad Wartsila 1, US$ 296 278 para la unidad Wartsila 2, US$ 307 104 para unidad Wartsila 3 y US$ 296 419 para la unidad Wartsila 4. Si al valor descrito anteriormente le sumamos los valores correspondientes a la Anualidad de los Costos Variables de Mantenimiento para cada intervalo de operación, tendríamos lo mostrado en el cuadro siguiente:

Costo Total Anual de Mantenimiento (US$/año)

Escenarios HO/año Wartsila 1 Wartsila 2 Wartsila 3 Wartsila 4

Escenario 1 1 000 368 980 342 195 353 021 342 336

Escenario 2 1 500 391 938 365 153 375 980 365 294

Escenario 3 2 500 437 855 411 070 421 897 411 211

Escenario 4 5 500 575 606 548 821 559 648 548 962

Escenario 5 8 000 690 399 663 614 674 440 663 755

Cuadro Nº 5.23: Costo Total Anual de Mantenimiento (CTAM)

El resultado gráfico y la regresión se aprecia a continuación:

Gráfico Nº 5.3: Costo Total Anual de Mantenimiento para la unidad Wartsila 1.





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Como se puede apreciar en los gráficos, el intercepto de la recta generada por la regresión representa el costo fijo anual de mantenimiento para cada unidad.

5.1.7 Determinación del Costo Variable de Mantenimiento (CVM)

Por definición el Costo Variable de Mantenimiento (CVM), es la pendiente de la regresión lineal de las anualidades del costo total de mantenimiento en función de la producción anual de energía de la unidad para todas las simulaciones de las operaciones consideradas. La producción anual se obtiene multiplicando las horas de operación por la potencia efectiva de las unidades que son las siguientes:

Unidad Potencia efectiva

(kW)

Wartsila 1 6 172

Wartsila 2 6 103

Wartsila 3 6 109

Wartsila 4 6 139

Cuadro Nº 5.24: Potencia efectiva de las unidades de

generación de la C.T. Yarinacocha.





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Costo Total de Mantenimiento Vs Energía Generada (US$/año)

Escenario Wartsila 1 Wartsila 2 Wartsila 3 Wartsila 4

Escenario 1 368 980 342 195 353 021 342 336

Escenario 2 391 938 365 153 375 980 365 294

Escenario 3 437 855 411 070 421 897 411 211

Escenario 4 575 606 548 821 559 648 548 962

Escenario 5 690 399 663 614 674 440 663 755

Cuadro Nº 5.25: Costo Total de Mantenimiento Vs Energía Generada.

Las siguientes figuras muestran la regresión correspondiente a las unidades de generación:

Gráfico Nº 5.7: Costo Total de Mantenimiento vs. Producción de Energía – Wartsila 1





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Gráfico Nº 5.10: Costo Total de Mantenimiento vs. Producción

de Energía – Wartsila 4 La pendiente de esta regresión lineal, en el caso de la unidad Wartsila 1 es igual a 7,4396 US$/MWh (0,00744 US$/KWh), representa el Costo Variable de Mantenimiento (CVM) de esta unidad; así resulta los valores correspondientes para las otras unidades:

UNIDAD CVM (US$/KWh)

Wartsila 1 0,00744 Wartsila 2 0,00752 Wartsila 3 0,00752 Wartsila 4 0,00748

Cuadro Nº 5.26: Costo Variable de Mantenimiento de la unidades

de generación de la C.T. Yarinacocha.

Como sabemos el Costo Fijo Anual de Mantenimiento es el intercepto con las ordenadas de las anualidades del Costo Total de Mantenimiento en función de la Producción Anual de Energía de la unidad para todas las simulaciones de las operaciones consideradas. Así en el caso de la unidad Wartsila 1 (ver Grafico N° 5.6), el CFAM resulta igual a 323 063 US$/año.

Procediendo de igual manera, se obtiene el CFAM de las cuatro unidades de generación de la Central Térmica Yarinacocha.





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UNIDAD CFAM

(US$ / año) Wartsila 1 323 063 Wartsila 2 296 278 Wartsila 3 307 104 W·artsila 4 296 419

Cuadro Nº 5.27: Costo fijo anual de mantenimiento (CFAM)

de las unidades de generación de la C.T. Yarinacocha 5.2 ACLARACIÓN SOBRE ALGUNAS PREMISAS CONSIDERADAS 1. Todos los costos están referidos a octubre del año 2009. 2. Considerando que a nivel mundial existe una estabilización de la tendencia

fluctuante de los precios de repuestos debido a básicamente a estabilización en el precio del acero, se han actualizado los costos de repuestos en base a la última cotización de septiembre del 2008, considerando que ésta sólo ha sufrido el efecto de la variación del tipo de cambio entre US$ y EUROS, esto se sustenta en el hecho que última moneda es más estable y los repuestos son cotizados en EUROS y luego convertidos a dólares americanos.

3. Para actualizar los costos fijos, se ha usado la variación del IPC a nivel nacional,

sin embargo, debido a que el INEI cuenta con información hasta junio del 2009, se han actualizado hasta dicha fecha.

4. De acuerdo al artículo 79º de la Ley de Concesiones Eléctricas, la tasa de

actualización que se utilizó en los cálculos del valor actual y las anualidades de los flujos de los costos de mantenimiento es igual al 12%.

5. Igualmente para determinar el valor actual y las anualidades de los flujos de los

costos de mantenimiento se ha considerado una vida útil de 20 años. 6. También de acuerdo al Procedimiento Nº 34 se ha supuesto idealmente que en el

mismo instante de tiempo se hace el pedido, se efectúa el mantenimiento y se hace el pago por los repuestos y servicios necesarios en cada oportunidad; es decir no se está considerando el tiempo que toma cada mantenimiento y los costos se consideran que se dan al final del intervalo; por ejemplo el mantenimiento menor correspondiente a las 2000 horas, M2000 se considera que se da al final de las 2000 horas de operación.

7. En todo el análisis se ha considerado como premisa básica que el comportamiento

de los costos de mantenimiento deben ser muy similares en las cuatro unidades, dada sus características principales: tipo, tamaño, capacidad, marca, antigüedad y horas de operación acumulada.





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CCAAPPÍÍTTUULLOO VVII

66..00 RREESSUULLTTAADDOOSS





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6.0 RESULTADOS 6.1 COSTO FIJO ANUAL DE MANTENIMIENTO (CFAM) Tal como se determinó en el capítulo anterior, el Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM) de las cuatro unidades térmicas Wartsila 1, 2, 3 y 4 de la Central Térmica Yarinacocha, resulta ser:

Wartsila 1 ….............. 323 063 US$ / Año Wartsila 2 ….............. 296 278 US$ / Año Wartsila 3 ….............. 307 104 US$ / Año Wartsila 4 ….............. 296 419 US$ / Año

6.2 COSTO VARIABLE DE MANTENIMIENTO (CVM) El Costo Variable de Mantenimiento (CVM) de cada una de las unidades de generación que ha sido determinado anteriormente, se muestra nuevamente a continuación:

Wartsila 1 ….............. 0,00744 US$/kWh Wartsila 2 ….............. 0,00752 US$/kWh Wartsila 3 ….............. 0,00752 US$/kWh Wartsila 4 ….............. 0,00748 US$/kWh

6.3 COSTO TOTAL DE MANTENIMIENTO (CTM) El Costo Total de Mantenimiento (CTM), expresado en US$/año, que resulta sumando el CFAM con la anualidad de los costos variables de mantenimiento de los diferentes escenarios de operación considerados, se expresa como una función lineal (Ver Gráficos N° 5.6, 5.7 5.8 y 5.9). Las funciones que resultan son las siguientes:

Wartsila 1 …………………… Y = 0,00744X + 323 063 Wartsila 2 …………………… Y = 0,00752X + 296 278 Wartsila 3 …………………… Y = 0,00752X + 307 104 Wartsila 4 …………………… Y = 0,00748X + 296 419

En estas expresiones:

Y = Costo Total de Mantenimiento, expresado en US$/año

X = Producción anual de energía, expresado en kWh/año

A partir de estas curvas se puede determinar la función que corresponde al Costo Específico Total de Mantenimiento (CETM), expresado en US$/kWh vs. las horas de operación anual o la energía anual. Las siguientes figuras muestran dichas funciones:





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Gráfico Nº 6.1: Costo Especifico Total de Mantenimiento vs. Producción Anual de Energía de la unidad Wartsila 1.






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De esta función se puede concluir que el Costo Específico Total de Mantenimiento de las unidades Wartsila, para los distintos escenarios de operación considerados serán los que se muestra en el cuadro siguiente:





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Costo Específico Total de Mantenimiento (US$/kWh) Escenario HO

Wartsila 1 Wartsila 2 Wartsila 3 Wartsila 4

Escenario 1 1000 0,05978 0,05607 0,05779 0,05576

Escenario 2 1500 0,04233 0,03989 0,04103 0,03967

Escenario 3 2500 0,02838 0,02694 0,02762 0,02679

Escenario 4 5500 0,01696 0,01635 0,01666 0,01626

Escenario 5 8000 0,01398 0,01359 0,01380 0,01352

Cuadro Nº 6.1: Costo Específico Total de Mantenimiento (CETM)

para las unidades Wartsila de la C.T. Yarinacocha. 6.4 COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN NO COMBUSTIBLE (CVONC) Los siguientes valores son el resultado de sumar los costos correspondientes al consumo de lubricantes en generación y aditivo para petróleo Residual 6; los cuales nos dan el Costo Variable de Operación No Combustible:

Wartsila 1 ………..0,003064 US$/kWh Wartsila 2 ………..0,003159 US$/kWh Wartsila 3 ………..0,003599 US$/kWh Wartsila 4 ………..0,003143 US$/kWh

6.5 COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE (CVNC) Como se sabe, el Costo Variable No Combustible, está compuesto por la suma de el Costo variable de Operación No Combustible y el Costo Variable de Mantenimiento para cada unidad. De acuerdo a lo anteriormente visto, se tiene el siguiente resultado:

Wartsila 1 ………..0,010503 US$/kWh Wartsila 2 ………..0,010682 US$/kWh Wartsila 3 ………..0,011115 US$/kWh Wartsila 4 ………..0,010623 US$/kWh

El detalle de todos los cálculos se registra en el archivo ACTUALIZACION_PR34_YARINACOCHA_MAR2010_V3.xls que acompaña al presente informe.





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7.0 DETERMINACIÓN DEL MÍNIMO TÉCNICO DE LAS UNIDADES DE GENERACIÓN

Como se sabe, la operación de una máquina térmica pasa por diferentes fases entre su situación previa a la operación y su posterior parada; las mismas que la describimos sucintamente a continuación:

a) Fase de Arranque.- En esta fase inicial, la máquina primeramente se lleva hasta la

velocidad nominal para efectuar luego su sincronización y acoplamiento a la red, quedando así lista para tomar carga. En este lapso la máquina no genera aún energía eléctrica, aunque ya tiene un consumo de combustible. El tiempo que toma desarrollar esta fase depende mucho de la situación en la que se encontraba la máquina antes de arrancar; teniéndose así tiempos diferentes para un arranque en frío, tibio o caliente; también el tiempo depende de si el arranque es normal o rápido.

b) Fase de Rampa de Carga.- En esta fase la máquina toma carga y se incrementa

hasta alcanzar la plena carga o la carga máxima a la que se quiere operar normalmente. El desarrollo de esta fase depende de la tasa de incremento de carga que a su vez depende del tipo de máquina térmica; siendo la más alta para las turbinas a gas, seguido de los motores diesel y más lentas para el caso de las turbinas a vapor. Se entiende que durante esta fase, si bien ya se produce energía eléctrica; sin embargo el costo de combustible corresponde a una baja eficiencia. En esta fase es que se encuentran los puntos que corresponden al mínimo técnico, como al mínimo económico.

c) Fase de operación normal.- Es la etapa en la que la máquina opera en

condiciones normales por razones de despacho; generalmente coincide con la plena carga que es a su vez la condición más óptima en la mayoría de los casos; a excepción de algunas máquinas (motores) Diesel en las que por razones de diseño el punto de máxima eficiencia muchas veces no coincide precisamente con la plena carga si no alrededor de 80 a 90%.

d) Fase de Rampa de Descarga.- Esta fase corresponde a un proceso contrario a la

Fase de Rampa de carga; es decir en este caso se trata de disminuir la carga de la máquina desde su condición en la que se encontraba operando en la condición normal hasta lograr la condición de vacío (carga cero).

e) Fase de Parada.- En esta fase la máquina se desincroniza y desacopla de la

unidad para luego de una etapa de enfriamiento quede finalmente parada la máquina.





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7.1 DETERMINACIÓN DE LA POTENCIA MÍNIMA DE LAS UNIDADES WARTSILA

7.1.1 Potencia Mínima Técnica de Motores Diesel

Las unidades que están conformadas por motores Diesel y que operan con petróleo residual que, dependiendo de la calidad16 pueden tener una viscosidad entre 700 cSt a 1000 Cst a 50 ºC, cuentan con un sistema de vapor con capacidad suficiente para calentar este combustible que requiere de una temperatura del orden de 115 ºC a 130 ºC para lograr una viscosidad de inyección inferior a 20 cSt. Normalmente estas unidades arrancan su operación con un combustible liviano como el petróleo Diesel hasta lograr las condiciones que requiere el recuperador de calor para generar el vapor necesario. Normalmente en el arranque y el proceso de sincronización y toma de carga el cambio de combustible coincide con el 50 a 60% de carga y una vez que la unidad esté con carga ésta puede operar en un rango entre el 70 al 100% de carga; es decir que el mínimo técnico puede considerarse alrededor de 70%; sin embargo ésta debe ser determinada tomando en cuenta que no es conveniente bajar la carga a niveles bajos por los siguientes problemas operativos que se presentan debido a la calidad del combustible:

· Problemas de carbonización en las cajas de válvulas y cámaras de

combustión.

· reducción de la vida útil de los asientos y válvulas de escape. incrementándose los costos de mantenimiento y reduciéndose la disponibilidad de las unidades.

· Atascamiento de las válvulas con las guías de válvulas. incrementándose la

tasa de salida forzada de los grupos y los costos de mantenimiento y reduciéndose la disponibilidad de la unidad.

· Problemas de contaminación de anillos por mala combustión.

7.1.2 Potencia Mínima Técnica de los Motores Diesel Wartsila de la C.T.

Yarinacocha

De acuerdo a las especificaciones técnicas del combustible dadas por el fabricante, la viscosidad a 50º C es de 730 cSt; con lo cual, de acuerdo a lo mencionado anteriormente, la carga mínima a la cual es factible operar los grupos sin que se presenten los inconvenientes mencionados está en el orden del 70% de carga; es decir alrededor de 4.3 MW.

16 La variación en la calidad de combustible, respecto al combustible de diseño de los grupos origina restricciones en la carga mínima de los grupos por las siguientes causas: · Dificultad de alcanzar la temperatura adecuada de inyección de combustible y por consiguiente, dificultad para

alcanzar la viscosidad adecuada, producida por la disminución de la temperatura de gases de escape, reducción de la temperatura del vapor y reducción de la producción de vapor al reducirse la carga de los grupos.

· Incremento de los niveles de carbonización en las cajas de válvulas y cámaras de combustión producido por la carga parcial y también por la calidad del combustible.





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7.1.3 Potencia Mínima Económica de los Motores Diesel Wartsila de la C.T. Yarinacocha.

La capacidad mínima económica de las unidades Wartsila dependerá de sus curvas de eficiencia, el cual deberá indicarnos a partir de que carga la eficiencia disminuye significativamente.

Veamos como referencia la curva de eficiencia de la unidad Wartsila 1, correspondiente a las pruebas de rendimiento efectuadas en Marzo del 2008.


De esta curva se desprende que hasta el 75% de carga aproximadamente, la unidad disminuye un poco su eficiencia; sin embargo a partir de este punto hacia abajo (menos que el 75% de carga), la eficiencia disminuye sensiblemente, sobretodo debajo del 50%. Esto implica que el mínimo económico de las unidades es del orden de 4.7 MW.





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88..00 CCOONNCCLLUUSSIIOONNEESS





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8.0 CONCLUSIONES

1) La metodología diseñada para la determinación de los costos de mantenimiento de las unidades Wartsila 1, 2 3 y 4 de la Central Térmica Yarinacocha, considera como lo indica el Procedimiento Nº 34, un tratamiento de la información a nivel de cada unidad en particular; sin embargo debido a la falta de información a dicho nivel (casi toda la información tratada estuvo disponible a nivel de toda la central), por lo cual, se consideró como premisa un equitativo comportamiento de sus costos; lo cual sin embargo no está lejos de ser real pues, dichas unidades son muy similares al ser de la misma marca, mismo tamaño, misma antigüedad y sin mucha diferencia de horas acumuladas de operación.

2) El Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM) de estas cuatro unidades de

generación de la Central Térmica Yarinacocha (Wartsilas 1, 2, 3 y 4) resulta mucho mayor al del registrado en el informe anterior, debido a que en esta ocasión se contaba con información estadística de costos bien organizada y debido a que se consideraron los costos de mantenimiento de sistemas propios de las unidades de generación.

3) Así mismo, se ha calculado el Costo Variable de Operación No Combustible

(CVONC), que sumado al Costo Variable de Mantenimiento (CVM) componen el Costo Variable No Combustible (CVNC), esto generará un incremento en este último valor.





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9.0 RECOMENDACIONES

1) Para el mejor tratamiento de la información de costos, se recomienda modificar el sistema contable actual (WALVIC), para que permita atribuir los costos a cada unidad que los genera (Wartsila 1, 2, 3 o 4).

2) Así también se recomienda que el sistema contable sea accesible en modo

“solo lectura” al personal que gerencia el mantenimiento de planta, para facilitar el trabajo de recopilación de información de costos para futuros estudios de costos de mantenimiento.

3) Se recomienda que hacer cotizaciones de los repuestos y mano de obra para

cada uno de los mantenimientos menores (de 1000, 2000, 4000 y 8000 horas), intermedios (12000, 16000 y 24000 horas) y mayores (de 48000 y 64000 horas), con la debida anticipación, para poseer información actualizada respecto a dichos costos.

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