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1. COSTOS DE OPERACIÓN Y DE PRODUCCION DE ENERGIA DE UNA
TURBINA A VAPOR
1. Introducción
Los sistemas de vapor en Refinerías y otros grandes complejos industriales tales como
plantas hidroeléctricas o Químicas son grandes consumidores de energía que tienen
muchos grados de libertad operativa. Manipulando esos grados de libertad con un
programa de optimización basado en los costos, se obtienen ahorros significativos en
los costos globales de operación, a la vez que se mantienen las restricciones
impuestas al sistema (disponibilidad de combustibles, colchón de seguridad operativa,
máximas cargas admisibles, límite de emisiones, etc.).
Dado que comúnmente en el caso de las turbinas a vapor y los grupos diesel el
contador
Utilizado son las horas de operación (HO), utilizaremos un mismo ejemplo para ambas
.
Para el ejemplo:
Se utilizará una unidad de una potencia efectiva de 22 MW con un Costo
Fijo de Mantenimiento por año de US$ 15,200. La tasa de actualización será de 12%.
En forma similar al caso anterior, los valores y resultados mostrados son únicamente
para fines de exponer la metodología.
2. Costo Variable de Mantenimiento
a) Definición de la Política de Mantenimiento
En el Cuadro N° 15 se indica la política de mantenimiento adoptada para la operación
de la unidad. En él se observan las distintas categorías de mantenimiento, los
períodos de mantenimiento y el contador utilizado, en este caso horas de operación
(HO).

2. b) Determinación de los costos de mantenimiento
En el Cuadro N° 16, se muestran los costos asociado s a las categorías de
mantenimiento.
c) Determinación de los escenarios de operación
La información histórica utilizada para la formación de escenarios de operación
corresponde al período histórico de los últimos cuatro (04) anos. Conforme se
propone,
los escenarios de horas de operación considerados para el presente ejemplo de
cálculo son los siguientes:
 Escenario 1: 0 horas de operación anual.
 Escenario 2: 400 horas de operación anual, que corresponde al mínimo de
horas de operación anual de la información histórica.
 Escenario 3: 1800 horas de operación anual, que corresponde a la media
aritmética (promedio) de la información histórica.
 Escenario 4: 3750 horas de operación anual, que corresponde a una operación
extrema.

3. d) Flujo de Categorías de Mantenimiento y Costos Asociados
Con la información de la política de mantenimiento, horas de operación y escenarios
de operación, se han elaborado los distintos flujos de mantenimiento y de costos
asociados, mostrados desde el Cuadro N° 17 al Cuadro N° 20.

5. e) Determinación del Valor Actual y la Anualidad de los Costos Variables de
Mantenimiento
De la información de los flujos de mantenimiento y sus costos asociados, se calcularon
los costos totales actualizados del mantenimiento, a lo largo del período evaluado,
para cada uno de los escenarios de operación. Asimismo, se calcularon las
anualidades representativas de dichos costos también a lo largo del mismo período. El
Cuadro N° 21 muestra los resultados.
Los valores de anualidad obtenidos se pueden ajustar según los valores de horas de
operación. Los resultados se muestran en el Cuadro N° 22 y Figura N° 3.

6. f) Determinación del Costo Variable de Mantenimiento
En el Cuadro N° 23 se aprecia los Costos Totales de Mantenimiento como la suma de
los costos fijos de mantenimiento por año más los valores ajustados de la anualidad de
los costos variables de mantenimiento, así como la Producción de Energía.
En la Figura N° 4 se ha graficado la función del Costo. Total de Mantenimiento vs.
Producción de Energía por año. Como se sabe la pendiente de la regresión lineal de
dicha función nos da el Costo Variable de Mantenimiento de la unidad. El Cuadro N°
24 nos muestra el valor resultante.

7. g) Costo Fijo Anual de Mantenimiento (CFAM).
De igual manera, el Costo Fijo Anual de Mantenimiento resulta del intercepto de la
regresión lineal con el eje de las ordenadas (Costo Total de Mantenimiento). Así, el
CFAM de la unidad evaluada se muestra en el Cuadro N° 25.
Inventario de centrales hidroeléctricas del Perú - fuente: Ministerio de Energía y
Minas - mapa 2004

8. SIMB
OLO
nombre
Potencia Instalada Hidrá
ulica (MW)
Producción de Energ
ía (GW.h)
Empresa Longitud Latitud
Cañon del
Pato
264.4 1 446.20
Duke
Energy
-
77.82739
574
-
8.87704
3057
Carhuaqu
ero
95 592.4 EGENOR
-
79.42429
741
-
6.47024
4877
Galito
Ciego
38.1 64.3 EGENOR
-
78.88195
309
-
7.19437
4118
Yanango 42.8 205.6 EDEGEL
-
75.21425
057
-
11.1276
1878
Huinco 258.4 861.6 EDEGEL
-
77.02872
51
-
11.5715
1597
Huanchor 20 130.5
S.M. COR
ONA
-
76.51471
579
-
11.7423
0231
Cahua 43.1 205.6 CAHUA
-
76.78095
245
-
11.7831
3445
Huampani 31.5 213.7 EDEGEL
-
76.77147
955
-
11.9724
7941
Callahuan
ca
75.1 547.8 EDEGEL
-
76.62284
044
-
11.8326
7141
Matucana 128.6 748.4 EDEGEL
-
76.45656
286
-
11.8837
9531
Moyopam
pa
69 518.3 EDEGEL
-
76.68819
214
-
11.9300
6146
Yaupi 108 824.1
Electro
Andes
-
75.43199
067
-
10.8722
07533
Malpaso 54.4 134.1
Electro An
des
-
76.03704
563
-
11.4079
8960
Chimay 153 938 EDEGEL
-
74.78870
822
-
11.3706
3288
S. A. de
Mayolo
798 4 965.80
Electroper
u
-
74.66765
397
-
12.3753
8699
Restitució
n
210 1 605.80
Electroper
u
-
74.63131
752
-
12.3561
7799
Machupic
chu
90 718.5 EGEMSA
-
72.33791
-
12.5065

9. 221 3118
Sab
Gaban II
113.1 789.3
SAN
GABAN
-
69.64352
028
-
14.5136
3589
Charcani
V
145.4 629.3 EGASA
-
71.45133
413
-
16.2636
5030
Aricota 1 24.3 56.8 EGESUR
-
69.84958
524
-
17.5320
7059
simbo
lo
nombre
Potencia Instalada
Hidráulica (MW)
Producción de
Energía (GW.h)
Empresa Longitud Latitud