En anteriores documentos de análisis, en referencia a la reconstrucción del Sector Eléctrico Nacional (SEN), se expuso el alcance de la propuesta – entregada el pasado año – relacionada con un Programa de Inversiones de Mantenimiento y Reconstrucción de Infraestructura, a ser desarrollado en Plantas Termoeléctricas de CORPOELEC, en las cuales se encuentran emplazadas unidades turbogeneradoras a gas.
Esta Propuesta del Plan de Intervención de Plantas, permitiría recuperar una capacidad de generación, a partir de unidades turbogeneradoras a gas, de 9.400 MWe a condiciones SITIO – 7.500 MWe a 80% de FACTOR de CARGA – y se concentraría en ejecutar actividades de mantenimiento mayor – y en algunos casos, de repotenciación – hasta recuperar capacidad operacional adecuada: en un número de 153 turbogeneradores a gas – 78 % del total de 197 las unidades pertenecientes al SEN –. La Propuesta está condicionada a resolver los problemas de suministro de los combustibles hacia el mayor número de estas Plantas Termoeléctricas, recuperando capacidad de transporte de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano) en la red de gasoductos instalada y finalizando la construcción de ramales, pendientes por ejecutar. Los esfuerzos deberían concentrarse en limitar el suministro de Combustible Líquido (Gas – Oil), sólo hacia aquellas Plantas ubicadas en Regiones que se encuentran limitadas por la inexistencia de gasoductos.
El análisis de estimación de costos y de consumos de combustibles se desarrolló aplicando un “criterio de análisis de máxima”, es decir, que haya que “repotenciar” y/o ejecutar “mantenimiento mayor” a la totalidad del equipamiento emplazado en las Plantas; con el objetivo de identificar el alcance global de inversiones, y disponer de un “orden de magnitud”.
Uno de los inconvenientes inmediatos que se les presentan a los ingenieros para desarrollar estimaciones o proyecciones de este tipo, es enfrentar lo que se denomina en clave sociológica como la “cultura de la grandilocuencia” y que se caracteriza, por facilidad del discurso, en agrandar las capacidades instaladas de las infraestructuras, en el “sentido operativo abstracto”, y confundir o engañar o esconder, las potencialidades reales de producción que se espera obtener de esa infraestructura, en “sentido operativo efectivo”.
Y precisamente por la situación de crisis por la que atraviesa el País y el grado de destrucción que presenta la infraestructura operativa de la Nación, es inevitable contrastar las realidades operativas existentes, ante ese discurso implantado en la memoria colectiva; ejemplos, los datos de capacidad de refinación y volúmenes de gas natural neto y disponible – después de reinyección–, capacidad de infraestructuras de transporte público y suministros de servicios.
En el SEN, la expansión de ese discurso alcanza niveles alarmantes. Es apropiado mencionar que en las turbomáquinas de generación de potencia, la “capacidad instalada” de Generación de Energía Eléctrica es la identificada en la “documentación de placa” suministrada por los fabricantes; a la entrega de la instalación. Y en el caso de modelos de turbogeneradores a gas, la “capacidad instalada” identificada en la “documentación de placa”, corresponde a las “condiciones ISO”; norma aceptada para expresar condiciones de laboratorio en las cuales se prueba y ensaya un modelo de la clase del turbogenerador, y no las condiciones de planta.
Desafortunadamente, por las confusiones que conlleva, esa descripción de capacidad identificada en la “documentación de placa”, es utilizada por el discurso en “sentido operativo abstracto”, para decir, que existen 11.800 MWe de capacidad instalada en turbogas en el país.
La realidad es que esas “condiciones ISO” del modelo, posteriormente son modificadas de acuerdo con las “condiciones en SITIO”, que corresponden a “capacidad de generación” – en cifras certificadas – alcanzadas por un turbogenerador a gas, cuando es instalado en condiciones diferentes a las de ensayo o ISO; ya que su operación viene condicionada por las características de ubicación, como (a) atmosféricas – temperatura y humedad imperantes en el ambiente de la Planta –, (b) de ubicación sobre el nivel del mar y (c) condiciones propias del tipo combustible, que limita potencialidades del turbogenerador. Estas son las “cifras certificadas” con las cuales se compromete el fabricante, en los documentos de contratación. Posteriormente, estas “cifras certificadas” se corrigen o comprueban, con las alcanzadas durante las pruebas de puesta en operación; dando lugar, a largas intervenciones de los fabricantes para corregir los diferenciales de potencia alcanzados, a cargas fijas y variables.
Y es por esta razón, que en todas las referencias a turbogeneradores y Plantas expuestas en los últimos artículos y particularmente, en la Propuesta del Plan de Intervención de Plantas Turbogas, la “capacidad instalada en MWe” es una aproximación a las “condiciones en SITIO” – usualmente menores entre un 12% para turbogeneradores de Clase 150 MWe y hasta un 30% para los de Clase 20 MWe – y que como complemento, porque este valor sí está relacionado con las potencialidades reales de producción que se espera obtener de esa infraestructura, en el “sentido operativo efectivo” y “sin el discurso”, se identifica la “capacidad base” de Generación de Energía Eléctrica; que usualmente coincide con la asociada a la “carga base en MWe” alcanzada durante el 80% en plazo de tiempo – base anual –.
Esta lógica de exponer los resultados, es la que permite sugerir y en “sentido operativo efectivo”, que a partir de 153 unidades turbogeneradoras a gas, se podrían alcanzar en condiciones efectivas de los grupos turbogas: tan sólo de 9.400 MWe a condiciones SITIO – o 7.500 MWe a 80% de FACTOR de CARGA –, en vez de reportar los 11.200 MWe que corresponden a “condiciones ISO” de venta del equipo, que no se alcanzarán; es decir, las del “sentido operativo abstracto”, ampliamente utilizado e implantado en la memoria colectiva.
… consumos de combustibles
El problema con la interpretación sobre los consumos de combustibles, es que las “condiciones en SITIO” funcionan para reportar la potencia obtenible al operar la turbomáquina bajo condiciones del lugar de emplazamiento, pero esa “potencia ya de por sí reducida”, no es la potencia que se utiliza para proyectar los consumos de combustibles; que siguen siendo las mismas cantidades ubicadas en el régimen superior de las “cifras certificadas” por los fabricantes. Y el consumo de combustible de los 9.400 MWe en turbogas a condiciones SITIO, en el “sentido operativo efectivo”, es el mismo requerido por 11.800 MWe de capacidad instalada en turbogas; en el “sentido operativo abstracto”.
De acuerdo con lo expuesto, coinciden las proyecciones de consumo de combustible, para:
a- una turbogas de la Clase 150 MWe, que bajo “condiciones ISO” alcanzaría una potencia de 173 MWe, pero en los documentos de oferta, las “cifras certificadas antes de pruebas de puesta en operación” son de 168 MWe y bajo condiciones SITIO, termina siendo una potencia reducida a 150 MWe; que es el valor esperado;
b- y una turbogas de la Clase 20 MWe, que bajo “condiciones ISO” alcanzaría una potencia 26 MWe, pero en los documentos de oferta, las “cifras certificadas antes de pruebas de puesta en operación” son de 21 MWe y bajo condiciones SITIO, termina siendo una potencia reducida a 12 MWe; que es el valor esperado, por la antigüedad de los equipos.
Al respecto de las Plantas Termoeléctricas de CORPOELEC con turbogeneradores a vapor, por el tipo de la instalación y la maquinaria, las diferencias de potencias esperadas no presentan desviaciones tan resaltantes, como las de los turbogeneradores a gas.
La seguridad operativa que brindan estas Plantas a la operación del SEN, como “carga base”, a partir de grandes bloques de generación de potencia, es un factor que debe ser evaluado con atención para proceder a elaborar un plan de recuperación y reconstrucción de infraestructura. Además, el combustible utilizado por las Plantas de Tacoa, Centro, Ramón Laguna y el Bloque 8-CR Paraguaná, ubicadas en la Región Centro y la Occidental del SEN, el residual pesado o Fuel – Oil, forma parte de las dietas diarias de producción de las refinerías del país y el inconveniente que presenta, es que el mercado principal de Fuel Oil a nivel global, que históricamente ha estado dirigido hacia la industria de transporte marítimo, ha sido prohibido su consumo, por la Organización Marítima Internacional (IMO en inglés); de acuerdo con las disposiciones del Acuerdo de París. NO hay mercado, aunque se seguirá produciendo.
En consecuencia, al convertirse en un combustible de mercadeo limitado, por la mencionada prohibición, y que desafortunadamente seguirá produciéndose en las refinerías del país, es apropiado adoptar medidas pertinentes de recuperación de instalaciones de planta y procurar regresar a una condición de máxima utilización, en la infraestructura termoeléctrica del país.
La capacidad instalada en turbogeneradores a vapor es de 5.340 MWe, ésta sí corresponde en el “sentido operativo efectivo”, y se debería implementar un esfuerzo técnico apropiado para lograr recuperar al menos un 60% de ésta capacidad instalada, que como sugerencia y aproximación al asunto, permitiría disponer de una capacidad instalada de 3.260 MWe – o 2.600 MWe al 80% de factor de carga –, recuperando las siguientes instalaciones:
a- Planta Centro, 1 unidad de Clase TV 600 MWe y 3 de Clase TV 400 MWe;
b- Tacoa, 2 de Clase TV 400 MWe de Expansión Tacoa y 1 Clase TV 60 MWe de Tacoa;
c- Ramón Laguna, 2 de Clase TV 100 MWe;
d- Bloque 8-CR Paraguaná, 2 de Clase TV 80 MWe
La proyección del Consumo de Combustible Líquido (Fuel – Oil) asociado a las Plantas con Turbogeneradores a Vapor, ubicadas en las Regiones Centro y Occidental, con el interés de aprovechar “cortes de refinación” disponibles en el país, y asegurar la operación de doce (12) Turbogeneradores a Vapor – de un total de diecinueve (19) –, alcanzaría un valor de 100.000 BBLs/día de Fuel – Oil.
Y es posible alcanzar una disponibilidad efectiva de 9.400 MWe a condiciones SITIO – o 7.500 MWe a 80% de FACTOR de CARGA – en las Plantas de turbogeneradores a gas, con una nivelación de la proyección de los requerimientos (a) de Suministro de Combustible Gaseoso (Gas Natural o Metano), aprovechando las redes de gasoductos existentes, de un máximo de 2.700 MM Spie3/día – asegurando en los gasoductos esa capacidad – y (b) limitando el suministro de Combustible Líquido (Gas – Oil), sólo como reserva y direccionando el máximo a las regiones sin redes de gasoductos y dónde es preciso prever para la continuidad del servicio de suministro de energía eléctrica: las Plantas de las Costas Oriental y Sur del Lago de Maracaibo, Los Llanos y Sur – Plantas de Fuerte Cayaurima, San Fernando de Apure y Puerto Ayacucho –; para consumos de Combustible Líquido (Gas – Oil), de 110.000 BBLs/día.
Estas medidas combinadas significan disponer de una capacidad de generación en Plantas Termoeléctricas, en el “sentido operativo efectivo”, de alrededor de 12.000 MWe a condiciones SITIO – o 9.500 MWe a 80% de FACTOR de CARGA –.
Y será evidente que al final, tomando en cuenta la relación de operaciones que existirían bajo un “modelo de mercado abierto”, en el cual la “competencia productiva” y el soporte técnico operacional entre empresas productivas del Estado y empresas privadas del sector energético, adoptar de manera temprana, previsiones para acometer la implementación de una Política Energética Integral, a ser adelantada por el Estado, será: no de inevitable necesidad, sino un factor de “madurez nacional”.
… los combustibles del sector energético, son un asunto de Política Energética Integral.
José Luis García Martínez-Barruchi es Ingeniero Mecánico. MSc. Ingeniería Hidráulica y MSc. Ingeniería Mecánica