Auditoría energética Planta Táchira

1. 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. 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. 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. 4
PLANIFICACIÓN DE LA AUDITORÍA

5. 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. 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. 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. 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. 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. 10
Figura Nº 6. Esquema de Turbina de Combustión Interna. Castells. 2012.
Figura Nº 7. Esquema de Generación.

11. 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. 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. 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. 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. 15
Tabla Nº 1. Planilla para evaluar Disponibilidad Total.

16. 16
Tabla Nº 2. Planilla para evaluar Disponibilidad Total y Litros de Combustible
Consumido.

17. 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. 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. 19
EJECUCIÓN DE LA AUDITORÍA

20. 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. 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. 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
Mes
Capacidad
Efectiva MW
Capacidad
Disponible MW
% Disponibilidad
Lts. Gasoil
consumidos

23. 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. 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
Mes
Capacidad
Efectiva MW
Capacidad
Disponible MW
% Disponibilidad
Lts. Gasoil
consumidos

25. 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. 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. 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. 28
PROPUESTAS DE AHORRO ENERGÉTICO

29. 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. 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 enfriamiento
Vaciado 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 reductora
Desmontaje 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. 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. 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. 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

34. 34
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.

35. 35
ANÁLISIS ECONÓMICO DE LAS PROPUESTAS Y TOMA
DE DECISIONES

36. 36
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.