Reporte Final de Auditoría San Isidro II Enel Ciclo Combinado · 170410 Reporte Auditoria San...

STEAG Energy Services do Brasil

Reporte Final de Auditoría San Isidro II – Enel Ciclo Combinado

Para Coordinador Eléctrico Nacional, Chile

Marzo 2017, rev. 1

Reporte final de auditoría

Unidad:

Revisión: Fecha: Página:

San Isidro II – Enel 0 Marzo 2017 1 de 21

Autores: Departamento: Teléfono:

A. Bednarck, C. Viana, C. Toro,

W. Buitrago J. Coelho, C. Espejo. SESBR O&M / SESBR ENG. +55 21 3034 8901

170410 Reporte Auditoria San Isidro II_final.docx

Distribución:

V. López

I. Zambrano

Título:

Reporte final de auditorías central San Isidro II Ciclo Combinado (1 GTx1ST)

Contenido

OBSERVACIONES ............................................................................................................. 2

1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 3

2 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................... 4

2.1 Objetivo de la auditoría .............................................................................................................. 4

2.2 Principales hallazgos .................................................................................................................. 5

2.3 Conclusiones ............................................................................................................................... 5

3 PROCEDIMIENTO DE AUDITORÍA ................................................................... 7

3.1 Proceso de auditoría ................................................................................................................... 7

3.2 Definición de los parámetros ..................................................................................................... 8

4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA DOCUMENTACIÓN, VISITA EN LA CENTRAL Y PRUEBAS. .................................................................................. 10

4.1 Mínimo Técnico ......................................................................................................................... 10

4.2 Tiempo de partida en frío ......................................................................................................... 12

4.3 Tiempo de estabilización: ........................................................................................................ 14

4.4 Tiempo mínimo fuera de servicio: ........................................................................................... 16

4.5 Restricciones de número de partidas: .................................................................................... 16

4.6 Costo de Partida (Cp): .............................................................................................................. 17

5 STEAG ENERGY SERVICES DO BRASIL ...................................................... 20

6 ILUSTRACIONES Y TABLAS .......................................................................... 20

7 ANEXOS ........................................................................................................... 20


Unidad:







Lista de Abreviaciones

Abreviación Significado

Barg Bar gauge (Unidad de presión relativa a la atmósfera)

°C Grados Celsius (Unidad de temperatura)

DCS Sistema de control distribuido

ST Turbina de Vapor

GT Turbina de Gas

HRSG (Caldera) Recuperado de calor y generador de vapor

HP Alta Presión

IP Media Presión

IGV Inlet Guide Vane

LP Baja Presión

GNL Gas Natural Licuado

K Kelvin (unidad de temperatura absoluta y de diferencia de temperatura)

kUSD 1000 US Dollar

MCR “Maximum Continuous Rate”

MSV “Main Stop Valve”

MW Megawatt (Unidad de energía eléctrica)

N/A No aplicable

RH Recalentado

TMCR “Turbine Maximum Continuous Rate”

USD US Dollar

Tabla 1 - Abreviaciones

Observaciones

04:50 h Significa tiempo de duración de 4 horas y 50 minutos

04:50 Significa una hora del día (4 horas y 50 minutos en la mañana)


Unidad:







1 Introducción

El Coordinador Eléctrico Nacional (anteriormente CDEC-SIC) es un organismo técnico e independiente,

encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional

que operen interconectadas entre sí, en el territorio nacional Chileno.

Para obtener un óptimo despacho técnico y económico, respetando las restricciones técnicas de las centra-

les generadoras, el Coordinador Eléctrico Nacional usa diferentes parámetros operacionales para monito-

rear las condiciones y flexibilidad operacional de las centrales de generación.

Cada central generadora informa sus parámetros de acuerdo a sus capacidades y restricciones. Para con-

ducir el establecimiento correcto de los valores de parámetro, el Coordinador Eléctrico Nacional tiene que

monitorear continuamente la información suministrada por las centrales generadoras.

Dentro de sus funciones el Coordinador Eléctrico Nacional, realiza auditorías y verificaciones de las unida-

des generadoras y ha decidido realizar el proceso de auditoría denominado “Auditorías Técnicas de Pará-

metros de Centrales de Ciclo Combinado y Vapor – Carbón” junto al Auditor STEAG Energy Services do

Brasil. Los objetivos de la auditoría para la unidad San Isidro I de Enel se indican en el Ítem 2.1.

La metodología empleada en la presente auditoría se explica en el Ítem 3 del presente documento.

La central de San Isidro II se encuentra localizada en Quillota, Región de Valparaíso. Esta central está cons-

tituida por un ciclo combinado compuesto por 1 turbina de gas biocombustible (Fabricante: Mitsubishi), 1

turbina a vapor (Fabricante: Mitsubishi) y una unidad generadora de vapor (HRSG – Fabricante: Mitsubishi).

De acuerdo con los resultados de performance indicados por el fabricante, esta central tiene una capacidad

de generación utilizando gas natural de 399,1 MW1.

Durante el trascurso de la auditoria, mediante el comunicado “GC-N˚0005” enviado por Enel para el Coordi-

nador Eléctrico Nacional con fecha 03/01/2017, informa que el mínimo técnico de la unidad San Isidro II ha

sido actualizado en función de la optimización de la combustión por parte del fabricante en la turbina a gas.

Para efectos de la evaluación de esta auditoria fue considerado el valor informado en este comunicado.

Ilustración 1 - Layout San Isidro II

2

1 Mitsubishi Heavy Industries LTD. “PERFORMANCE TEST REPORT for STAGE3” Pg-3,4. Rev. 0. Diciembre 2009.

2 Imagen disponibilizada por Enel.


Unidad:







2 Resumen Ejecutivo

2.1 Objetivo de la auditoría

El objetivo de la auditoría se centra únicamente en verificar la consistencia de los valores de los parámetros

operacionales informados, conforme a la tabla 2 y a la tabla 3, de acuerdo a las bases de la presente audito-

ría y conforme al protocolo de auditoría aprobado. Esta verificación se ha aplicado únicamente a las unida-

des generadoras en la condición operacional con el combustible principal (gas).

Este proceso de auditoría contó con la participación de:

Coordinador Eléctrico Nacional (Coordinador);

STEAG Energy Services do Brasil (Auditor);

Enel – Central San Isidro I (Coordinado).

Parámetros a Auditar

Mínimo Técnico (MinTec)

Tiempo de Partida en Frío (Tp)

Tiempo de Estabilización (Te)

Tiempo Mínimo Fuera de Servicio (TminFS)

Costo de Partida (Cp)

Restricciones referidas al número de partidas máximo por día, semana, mes o año

Tabla 2 - Parámetros a ser evaluados

Central San Isidro II

Parámetro MinTec (MW)

Tp (Hh:min)

Te (Hh:min)

Tmin FS (Hh:min)

Cp (USD) # Partidas

por día # Partidas

por semana # Partidas por mes

Informado 169 4:54 01:00 01:30 39.673 - - -

Tabla 3 - Valores Informados

La verificación de los parámetros se ha realizado mediante una verificación técnica y de acuerdo a las defi-

niciones de los mismos indicadas en el Ítem 3.2. De esta forma es importante aclarar que de acuerdo a la

definición de los parámetros y a sus restricciones operacionales relacionadas, se consideran únicamente

condiciones, restricciones y situaciones técnicas dentro del proceso de análisis de la consistencia de los

valores de los parámetros. Otros factores tales como restricciones operativas del sistema de transmisión o

restricciones medioambientales no han sido consideradas para la verificación de los parámetros. Esto fue

confirmado por el Coordinador Eléctrico Nacional al Auditor vía email con fecha 12/12/2016, asunto “Normas

Ambientales y Emisiones”.

Este Informe de auditoría describe el desarrollo detallado de las actividades de la auditoría, así como los

resultados de la misma. Este informe contiene entre otros aspectos, los análisis, resultados y conclusiones

asociadas a la auditoría técnica, incluyendo la información y antecedentes de respaldo utilizados para su

preparación. El proceso de auditoría fue desarrollado conforme a lo indicado en el Protocolo Aprobado, las

Bases de Licitación y normativa vigente


Unidad:







2.2 Principales hallazgos

La siguiente tabla resume los hallazgos principales de la auditoría y compara estos con los valores informa-

dos por el propietario de la central. La definición de los parámetros se indica en la sección 3.2.

Las fuentes para verificar la consistencia de los valores informados son las siguientes (indicadas en cada

caso en la tabla):

a) Cuestionario enviado por el auditor y las respuestas correspondientes por parte del Coordinado.

b) Análisis de los datos del DCS, controladores, o demás sistemas suministrados por el Coordinado.

c) Documentación de los fabricantes enviados por el Coordinado (por ejemplo manual de operación y

mantenimiento)

d) Realización de prueba operacional durante visita técnica en la central.

e) Respuestas del personal del Coordinado durante la visita técnica.

Central San Isidro II

Parámetro MinTec (MW)

Tp (Hh:min)

Te (Hh:min)

Tmin FS (Hh:min)

Cp (USD)

# Partidas por día

# Partidas por semana

# Partidas por mes

Informado 169 4:54 01:00 1:30 39.673 - - -

Consistente No No No No No Si Si Si

Fuente a,b,c,d,e a,b,c,e a,b,c,e a,c,e a,b,e a,c,e a,c,e a,c,e

Tabla 4 - Hallazgos

2.3 Conclusiones

2.3.1 Mínimo Técnico

De acuerdo con lo indicado en el ítem 4.1, es posible concluir que el valor de mínimo técnico informado (169

MW) no es consistente con las premisas de evaluación definidas y el resultado del análisis detallado.

Durante la auditoría fue identificado en las curvas de tendencia de la prueba operacional que es posible

operar la unidad con carga de mínimo técnico diferente y menor al valor informado. El Coordinado además

justifica el parámetro informado, basándose principalmente en la condición de emisiones y restricciones

ambientales.

2.3.2 Tiempo de Partida en Frío

De acuerdo con el ítem 4.2, es posible concluir que el valor de Tiempo de Partida en Frío informado de

04:54 horas no es consistente con el valor de mínimo técnico actualizado de 169 MW y junto con el análisis

y curvas de tendencia verificadas. El tiempo de arranque necesita ser actualizado considerando la nueva

condición del mínimo técnico.

2.3.3 Tiempo de estabilización

A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas fue posible constatar que el valor de 01:00 hora

informado no es consistente. En los análisis no fueron identificadas evidencias que confirmen o justifiquen

que no sea posible un cambio de carga en un periodo inferior al declarado, desde que sean respetados los

limites operacionales durante la variación de carga.


Unidad:







2.3.4 Tiempo mínimo fuera de servicio

De acuerdo con el ítem 4.4 del valor de tiempo mínimo fuera de servicio informado no es consistente con el

análisis realizado, una vez que no fueron constatadas condiciones operacionales o restricciones técnicas

por parte del fabricante del turbogenerador a gas.

2.3.5 Restricciones referidas al número de partidas

La auditoría se basó en la evaluación de las restricciones o recomendaciones técnicas para el análisis de

consistencia del parámetro informado. De esta forma, el ítem 4.5 describe el análisis que lleva a la conclu-

sión de la consistencia entre los valores límites de partidas informados e identificados en la auditoría. El

Coordinado no informa límites de partida.

A pesar que los manuales de los turbogeneradores informan la influencia del número de partidas en el des-

gaste de los equipos y consecuentemente en la definición de los intervalos de inspección, no existen restric-

ciones técnicas que limiten las unidades de generación a un valor determinado de partidas. De esta forma,

atendidos los requisitos adoptados como criterios para definición de la condición fría de la unidad generado-

ra (ST con la temperatura en el rotor inicial menor que 120ºC) no existen restricciones referidas con el nú-

mero de partidas.

2.3.6 Costo de Partida

De acuerdo a los análisis del costo de partida presentados en el ítem 4.6, fue posible concluir que el valor

de USD 36.673 para el costo de partida es no consistente, al ser comparado con el valor estimado indicado

en el Ítem 4.6 y también al considerar los puntos indicados durante el análisis referente a la metodología

adoptada por el Coordinado de descontar el valor de venta de la energía eléctrica durante el proceso. Los

análisis en relación al parámetro Tiempo de Partida en Frío también están relacionado por su influencia en

el Costo de Partida, y los datos de consumo de GNL utilizados durante el proceso de partida en frío.


Unidad:







3 Procedimiento de auditoría

3.1 Proceso de auditoría

Las actividades fueran realizadas de acuerdo a lo previsto dentro del plan de trabajo que fue definido en el

protocolo aprobado, Dicho plan de trabajo incluyó lo siguiente:

preparación de cuestionario técnico;

suministro de documentación técnica de la central para los auditores;

análisis del cuestionario y documentación;

visita a terreno para comprobación de datos técnicos;

reunión de alineamiento técnico entre las partes;

prueba operacional;

análisis de todos los datos; y

preparación de reporte final de auditoría.

El auditor realizó el análisis de los datos del proyecto, de las recomendaciones de los fabricantes, contratos,

procedimientos y otros documentos necesarios para validar la información reportada.

Con base en el histórico, prueba operacional y análisis de documentación técnica, el equipo de auditoría

realizo las evaluaciones necesarias para consolidar los valores auditados y, efectivamente realizar la com-

paración de los datos informados con los datos operacionales identificados. Además de eso, durante la visi-

ta fueron confirmadas las análisis previamente realizadas y obtenidas informaciones y datos faltantes en la

documentación inicialmente recibida.

Esta auditoría fue desarrollada en 3 etapas principales descritas a continuación y como resultado se presen-

ta el siguiente reporte.

Etapa 1: Análisis de información suministrada por el Coordinado, Incluyendo pero no limitado a: Informacio-

nes del fabricante, histórico operacional, manuales del operador, bitácoras operacionales, resultados de

comisionamiento, entre otras.

Fueron analizados históricos de operación de variables como temperaturas, presiones, vibraciones, actua-

ción de válvulas, flujos, generación de carga, velocidad de rotación, parámetros químicos, entre otros, du-

rante diferentes periodos y condiciones operacionales. Los valores informados fueron analizados de acuer-

do con la experiencia técnica de STEAG, documentación del fabricante, documentación del proyecto, ma-

nuales operacionales del Coordinado, bitácoras de turno e identificando la conformidad con los parámetros

informados y tomando en consideración factores como: secuencias de eventos, alteraciones en los paráme-

tros recomendados de operación, entre otros.

Etapa 2: Visita a las instalaciones: Reunión técnica con los operadores y mantenedores de la central, con-

firmación y solicitud de información faltante, identificación en durante la visita de la unidad y el proceso.

El equipo de auditoría visito las instalaciones del Coordinado conforme previsto en el protocolo de auditoría

Anexo I – Protocolo Final de Auditoría aprobado por el Coordinador Eléctrico Nacional. El proceso de visita

a las instalaciones se inició con la presentación de los integrantes del equipo de auditoría, tanto del auditor,

del Coordinador Eléctrico Nacional como del Coordinado. Posteriormente se dio inicio a la reunión con la

presentación del programa de visita de acuerdo con el protocolo de auditoría sección: “Pauta de pruebas -

Anexo 3”, dando secuencia a la sesión de preguntas y aclaraciones entre las partes.

Para continuar con la visita de las instalaciones, fue realizada la presentación de seguridad industrial por

parte del Coordinado. Dando continuidad con el programa establecido, el equipo de trabajo se dirigió a la

sala de control de la unidad siendo verificadas las condiciones operacionales para la prueba. El Coordinado

dio inicio a la prueba de acuerdo con la programación de prueba del Coordinador Eléctrico Nacional (Ver


Unidad:







etapa 3). Adicionalmente fue realizada una visita guiada por el Coordinado en las instalaciones de la central,

incluyendo los principales sistemas y equipos.

Etapa 3: Pruebas: Verificación practica de los parámetros informados, constatados e identificación de nue-

vos hallazgos.

Como indicado en la etapa 2, la prueba fue iniciada en la sala de control de la unidad donde fue formalizado

el inicio de la prueba verificando las condiciones operacionales encontradas y siguiendo el programa esta-

blecido en el protocolo de auditoría sección: “Pauta de pruebas - Anexo 3”.

Durante la prueba fue verificado el comportamiento de las variables operacionales (principalmente las varia-

bles indicadas en el punto 5 de: “Pauta de pruebas - Anexo 3”), alarmas del sistema de control, secuencia

de eventos, estabilización de parámetros, entre otros.

Después de terminada la prueba se realizó una reunión de encerramiento con las partes donde fueron con-

solidados los puntos requeridos por el auditor durante la visita para dar continuidad con el proceso de la

auditoría. Fue establecido por el Coordinador Eléctrico Nacional un plazo para él envió de esta documenta-

ción.

3.2 Definición de los parámetros

Definiciones (de acuerdo a las bases de licitación del Coordinador)

Parámetro Definición

Mínimo Técnico

(MinTec)

Es el mínimo valor de potencia eléctrica activa bruta, medido en Megawatts, en

que la unidad puede operar en forma permanente, segura y estable, inyectando

dicha potencia al Sistema Interconectado.

Tiempo de Partida en

Frío (Tp)

Es el tiempo, expresado en horas, transcurrido entre el instante en que se da

orden de partida a la unidad y el instante en que la unidad alcanza el Mínimo

Técnico. Para caracterizar un proceso de partida como Partida en Frío se con-

sidera que la orden de partida de la unidad se dio con la caldera y turbinas frías

en el caso de las unidades de vapor-carbón.

Tiempo de Estabilización

(Te)

Es el tiempo, medido en horas, que debe transcurrir desde el último movimiento

de carga de la unidad, ya sea aumentando o disminuyendo su generación, has-

ta que dicha unidad pueda realizar el movimiento de carga contrario. Es decir,

si la unidad inició un aumento de su generación, la unidad no puede recibir una

orden de reducción de generación hasta que haya transcurrido el tiempo de

estabilización. De manera análoga, si la unidad inició una disminución de su

generación, no puede recibir una orden de aumento de generación antes de

que haya transcurrido el tiempo de estabilización

Tiempo Mínimo Fuera de

Servicio (TminFS)

Es el tiempo, expresado en horas, durante el cual la unidad debe mantenerse

fuera de servicio antes de que sea posible iniciar un proceso de partida.

Restricciones referidas al

número de partidas má-

ximo por día, semana o

mes

Es el número máximo de proceso de partida en frío que puede realizar la uni-

dad en un período de un día una semana o un mes.

Costo de Partida

(Cp)

Es el costo, expresado en dólares, en que incurre el propietario de la unidad

para ejecutar el proceso de Partida en Frío.

Tabla 5 – Definiciones


Unidad:







Comentarios a las Definiciones

Parámetro Comentarios

Mínimo Técnico

(MinTec)

El criterio de evaluación adoptado considera apenas restricciones o recomen-

daciones técnicas que imposibilitan operaciones permanentes, seguras y esta-

bles. La evaluación de este parámetro no considera restricciones legales o am-

bientales o para cualquier efecto no considerado técnico.

Para el criterio de operación, segura, permanente y estable fue considerada la

operación de la unidad de acuerdo con los procedimientos normales de opera-

ción establecidos por el Coordinado, documentación técnica de los fabricantes y

proyecto.

Tiempo de Partida en

Frío (Tp)

Para el tiempo de partida fría fueron consideradas las siguientes condiciones:

Turbogenerador de gas en giro lento de acuerdo con las recomendaciones del

fabricante.

Temperatura del metal de la turbina a vapor en el rotor inicial menor que 120ºC

de acuerdo con los criterios del fabricante.

Como orden de partida de la unidad fue considerado el momento de cambio

inicial de rotación de la turbina de gas.

Fueron desconsiderados periodos operacionales en cargas menores que el

mínimo Técnico hasta alcanzar el valor informado.

Evaluado hasta el mínimo técnico informado.

Tiempo de Estabilización

(Te)

El criterio de evaluación se basó en restricciones o recomendaciones técnicas

para análisis de consistencias del parámetro informado.

Tiempo Mínimo Fuera de

Servicio (TminFS)

El criterio de evaluación se basó en restricciones técnicas o recomendaciones

operacionales para el análisis de consistencias de los parámetros informados.

Se considera como la unidad fuera de servicio, la unidad en condición inmediata

después de una secuencia de parada normal concluida.

Restricciones referidas al

número de partidas má-

ximo por día, semana o

mes

El criterio de evaluación se basó en restricciones o recomendaciones técnicas

para análisis de consistencias de los parámetros informados.

Costo de Partida

(Cp)

El criterio de evaluación se basó en registros operacionales e información del

parámetro “Tiempo de Partida en Frío (Tp)”, y condiciones comerciales especí-

ficas de la unidad.

Evaluado hasta el mínimo técnico informado.

Tabla 6 - Comentarios a las Definiciones.


Unidad:







4 Resultados del análisis de la documentación, visita en la central y pruebas.

4.1 Mínimo Técnico

Para el análisis del estudio del parámetro técnico y de operación fueron utilizados principalmente los docu-

mentos del fabricante (Mitsubishi) y la información de los parámetros de operación de la unidad.

De acuerdo con el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría respondido por el coor-

dinado y con base en los análisis realizados por STEAG, existe diferencia entre la definición o interpretación

utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacional

respecto del parámetro auditado. La respuesta del Coordinado informa que para la medición del parámetro

del mínimo técnico son consideradas como restricciones las emisiones diarias del contaminante CO y NOx,

cuando por definición del parámetro e indicado por el Coordinador Eléctrico Nacional las emisiones no de-

ben ser consideradas para la evaluación de este parámetro.

En el comunicado “GC-N˚0005” enviado por el Coordinado, es informado la optimización de la flexibilidad

operacional obtenida como resultado de un “Tuning” de combustión realizado por el fabricante MHI de la

turbina a gas. Según el Coordinado, con esta intervención se ha logrado un nuevo mínimo técnico de la

potencia activa bruta (169 MW en condiciones ISO), cumpliendo con los criterios de definición del parámetro

de mínimo técnico.

Posteriormente en el día 10/01/2017 mediante el comunicado “GC-N-0013” fue enviado el informe técnico y

sus respectivos anexos para respaldo de la actualización del mínimo técnico considerada.

De acuerdo con el informe técnico, el Coordinado informa dos valores de carga para condiciones diferentes.

El Coordinado informa un valor de “Mínimo Ambiental” de 169 MW y un valor de “Mínimo Técnico” de 69

MW, ambos en condiciones ISO. El Coordinado indica en este mismo informe técnico que el “Mínimo Am-

biental” es el mínimo punto en que la unidad puede operar, respetando los límites establecidos en: “RCA y

DS 13”.

Para la evaluación de la condición operacional, fueron utilizados registros operacionales de la unidad de los

días 10/01/2017 y 13/01/2017 (día de la prueba), a partir de esta información fueron realizadas las curvas

de tendencia de mínimo técnico de la unidad.

De acuerdo con los datos operacionales recibidos del día 10/01/2017, fue identificado una operación estable

durante un periodo de aproximadamente 02:00 horas donde fue constatado un valor de 168,3 MW en pro-

medio (ver Ilustración 2).


Unidad:







Ilustración 2 - Mínimo Técnico

Adicionalmente fue confirmado en los registros, en las bitácoras de operación de la unidad, que a partir de

las 02:51:00 del día 10/01/2017 la unidad estaba estable en mínimo técnico. De acuerdo con la curva de

tendencia recibida en ese momento la generación estaba en 169,4 MW.

En el día 13/01/2017 fue realizada una visita a las instalaciones. En este día fue realizada una prueba ope-

racional (ver Ilustración 3) de acuerdo con el protocolo de auditoría aprobado donde previamente fueron

definidas y solicitadas variables de operación a ser monitoreadas, las que fueron registradas por el sistema

de control e histórico de operación.

Ilustración 3 - Prueba operacional (Min. Técnico)


Unidad:







Con base en la evaluación realizada en la auditoria es posible concluir que el valor informado de 169 MW

(ISO) no está de acuerdo con la definición del parámetro de mínimo técnico, donde se establece que el valor

de mínimo técnico debe corresponder a un valor fijo. Como la indicación del valor informado está en condi-

ciones ISO, éste está restringido a una condición operacional específica que es variable en la práctica. Con-

forme este criterio adoptado por el Coordinado, el valor de mínimo técnico depende a las condiciones ISO,

pudiendo variar principalmente en la práctica en función de la temperatura ambiente en el momento de la

operación.

Además a través de la prueba operacional, durante la visita técnica, fue posible confirmar que la unidad

operó en cargas más bajas, como por ejemplo e indicado en la bitácora de operación: “13:50:00 San Isidro

2: Ciclo combinado estable en 143MW. Se debe resaltar sin embargo que esta observación se hace en refe-

rencia a las condiciones operacionales del periodo de la prueba. Como la unidad pasó por un proceso re-

ciente de tuning en relación únicamente a la turbina de gas (de acuerdo a la información disponible), es

importante también resaltar que sea considerado el resultado del estudio actualmente siendo realizado en

conjunto con los fabricantes MHI y EPRI como indicado en el informe técnico de Enel “Determinación Límite

Ambiental y Mínimo Técnico San Isidro Unidad 2”, considerando los efectos de la reducción de carga en

todos los equipos principales incluyendo el ciclo combinado por completo y no sólo la turbina a gas.

Por las razones mencionadas anteriormente, y de acuerdo con los criterios de evaluación establecidos, de

esta forma la evaluación concluye que el valor informado de 169 MW no es consistente.

Las verificaciones realizadas caracterizan la inconsistencia del valor informado, sin embargo la identificación

de los valores de la prueba en operacional no definen el valor del mínimo técnico de la unidad generadora.

4.2 Tiempo de partida en frío

Para el análisis del estudio del parámetro técnico y de operación fueron utilizados principalmente los docu-

mentos del fabricante (Mitsubishi) y la información de los parámetros de operación de la unidad.

De acuerdo con el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría respondido por el Coor-

dinado y con base en los análisis realizados por STEAG, no existe diferencia entre la definición o interpreta-

ción utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacio-

nal respecto del parámetro auditado.

Considerando la definición del parámetro: “Es el tiempo, expresado en horas, transcurrido entre el instante

en que se da orden de partida a la unidad y el instante en que la unidad alcanza el Mínimo Técnico”. Como

parámetro de orden de partida es considerado el momento en el cual la turbina a gas inicia el arranque

(aumento de la rotación) finalizando en el momento que alcanza el valor del mínimo técnico informado por el

Coordinado, en este caso 169 MW.

No fue informado el tiempo de partida recalculado para el valor del mínimo técnico actualizado por el Coor-

dinado. Las evaluaciones consideradas en esta auditoria serán para la identificación de un valor aproximado

con base en curvas de tendencias de partidas en frio realizadas antes de la actualización del parámetro del

mínimo técnico.

Para el día 13/08/2015 el inicio de la unidad fue a las 00:06, momento en el cual el turbogenerador de gas

empezó su rampa de aceleración, por otro lado a las 04:52 la unidad alcanzó el mínimo técnico informado.

De esta forma el tiempo de partida seria de 04:46 horas.


Unidad:







Ilustración 4 - Partida a Frío

A pesar de no haber sido constatada la temperatura del metal en la curva de partida del día 13/08/2015 el

criterio de partida a frío puede ser confirmado a través de la identificación del tiempo y procedimientos ne-

cesarios para precalentamiento típicos de una partida a frío.

Para el día 23/08/2016 el inicio de la unidad fue a las 04:39 momento en el cual el turbogenerador de gas

empezó su rampa de aceleración, por otro lado a las 09:01 la unidad alcanzo el mínimo técnico informado.

De esta forma el tiempo de partida seria de 04:22 horas.

Ilustración 5 - Partida a frío


Unidad:







A pesar de no haber sido constatada la temperatura del metal en la curva de partida del día 23/08/2016 el

criterio de partida a frío fue confirmado a través de la identificación del tiempo y procedimientos necesarios

para precalentamiento típicos de una partida a frío.

Adicionalmente el Coordinado envió datos operacionales del día 26/12/2016 (después del tuning de la GT)

caracterizando esta partida como una partida a frío. Sin embargo en el manual del fabricante3 Mitsubishi,

una partida a frío está definida por la temperatura del metal de rotor inicial en la turbina de vapor. Esta tem-

peratura debe ser inferior a 120˚C para que la partida pueda ser catalogada como partida a frío. En este día

fue verificado que la temperatura del metal tenía un valor superior o lo indicado por el manual no caracteri-

zando el arranque como partida a frio.

A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas fue posible constatar que el valor 04:54 horas

informado no es consistente considerando la actualización del parámetro del mínimo técnico. Las evaluacio-

nes posibilitaron identificar que para la Central San Isidro II la partida fría desde que se da partida al turbo-

generador hasta alcanzar el mínimo técnico informado (169 MW) es de 04:30 horas aproximadamente.

Los valores identificados de 04:46 horas para el día 13/08/2015 y el valor de 04:22 horas para el día

23/08/2016 caracterizan la no consistencia del tiempo de partida a frío informado respecto al mínimo técnico

informado (169 MW), sin embargo la identificación de este valor no define el valor del tiempo de partida a

frio de la unidad generadora debido a que el tiempo de partida a frio debe ser actualizado cuando el valor

del mínimo técnico para esta unidad sea determinado.

4.3 Tiempo de estabilización:

Para el análisis del estudio de los parámetros técnicos y de operación fueron utilizados principalmente los

documentos del fabricante (Mitsubishi) y la información de los parámetros de operación de la unidad.





El Coordinado relaciona el tiempo de estabilización con los parámetros de conductividad de los domos de

alta, media y baja presión. Los datos enviados inicialmente por el Coordinado no contemplaban la informa-

ción de conductividad de los domos. Fue solicitado al Coordinado incluir las mediciones de conductividad en

los registros enviados y prueba operacional. El Coordinado envió datos operacionales incluyendo las medi-

ciones de conductividad del día 23/01/2017.

En el documento “Resultados de prueba Estabilización de Carga en el Ciclo Vapor CSI” preparado por En-

desa en marzo de 2014 para evaluación de la estabilización de carga, son presentados los límites de los

parámetros en una tabla de referencia4. Los datos operacionales del día 23/01/2017 muestran que los lími-

tes de conductividad no fueron sobrepasados de acuerdo con las curvas de tendencias elaboradas, ver

ilustración 6.

De esta forma no fue posible constatar restricciones técnicas en relación con los límites de conductividad en

los domos.

3 Mitsubishi Heavy Industries LTD. “GENERAL CLASSROOM TRAINING” Pg-416.

4 La tabla de referencia utilizada presenta los valores químicos de control establecidos por el fabricante Mitsubishi según la información del Coordinado. No fue identificada esta

información en los manuales recibidos.


Unidad:







Ilustración 6 - Tiempo de estabilización (Conductividad Domos)

Ilustración 7 - Tiempo de estabilización Variaciones de carga

Las curvas de tendencia indican que los parámetros principales como temperatura y presión de vapor de

alta, media y baja reflejan variaciones considerables en función de la significativa variación de carga regis-

trada.

A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas fue posible verificar que la Central San Isidro II

logra estabilizar parámetros de temperatura y presión en un tiempo aproximado de 01:00 hora. Sin embargo


Unidad:







el tiempo identificado no impide realizar cambios de carga desde que sean seguidas las limitaciones técni-

cas operacionales.

De acuerdo con la definición de este parámetro: “Es el tiempo, medido en horas, que debe transcurrir desde

el último movimiento de carga de la unidad, ya sea aumentando o disminuyendo su generación, hasta que

dicha unidad pueda realizar el movimiento de carga contrario”. No fueron identificadas restricciones técnicas

que impidan movimientos de carga y por esto motivo, el tiempo informado no es consistente, debido a que el

tiempo indicado de estabilización no representa una restricción técnica.

4.4 Tiempo mínimo fuera de servicio:

Para el análisis del estudio de los parámetros técnicos y de operación fueron utilizados principalmente los

documentos del fabricante (Mitsubishi).





El Coordinado relaciona el tiempo mínimo fuera de servicio al control sobre la dilatación entre la carcasa y el

rotor de la GT.

En el manual5 del turbogenerador, enviado por el Coordinado, está indicado que el turbogenerador de gas

debe permanecer fuera de servicio por un periodo de 01:30 horas posterior a una parada, contabilizando a

partir del momento en que la turbina a gas comienza a reducir la velocidad de giro de 3000 RPM (inicio del

proceso de parada normal). No fueron identificadas restricciones técnicas una vez que la unidad tenga fina-

lizada la secuencia de parada normal (fuera de servicio) y está en condición de giro lento.

De esta forma los análisis realizados llevan a la conclusión de no consistencia del valor de tiempo mínimo

fuera de servicio informado.

4.5 Restricciones de número de partidas:

Para el análisis del estudio de los parámetros técnico y de operación fueron utilizados principalmente los

documentos del fabricante (Mitsubishi).


dinado y con base en los análisis realizados por STEAG, existe diferencia entre la definición o interpretación


respecto del parámetro auditado. La respuesta del Coordinado informa que para la medición del parámetro

del número de partidas son consideradas como restricciones las emisiones ambientales, cuando por defini-

ción del Anexo Tecnico6 las emisiones no deben ser consideradas para la evaluación de este parámetro.

De acuerdo con el Coordinado no existen limitaciones técnicas para el número de partidas de la unidad. El

Coordinado relaciona el número de partidas a la cantidad de emisiones ambientales autorizadas por día.

Los fabricantes de turbinas utilizan indicadores para el control de la operación y mantenimiento. En el caso

de la central San Isidro II el indicador EOH “Equivalent Operating Hours” que es definido principalmente por

la combinación de horas de operación, partidas y paradas, determina la frecuencia y el tipo de intervencio-

nes necesarias en el turbogenerador.

A pesar que los manuales de los turbogeneradores informan la influencia del número de partidas en el des-

gaste de los equipos y consecuentemente en la definición de los intervalos de inspección, no existen restric-

5 Mitsubishi Heavy Industries LTD. “GENERAL (CLASS ROOM TRAINING)” Pg-513.

6 Documento de referencia: “Parámetros de Partida y Detención” articulo 9


Unidad:







ciones técnicas que limiten las unidades de generación a un valor determinado de partidas. Por lo tanto el

parámetro analizado es considerado como consistente de acuerdo con lo informado por el Coordinado.

4.6 Costo de Partida (Cp):

Para el análisis del estudio del parámetro de costo de partida, fueron utilizados principalmente las informa-

ciones operacionales de consumo de combustible GNL, los registros de partida en frío mencionados en el

Ítem 4.2 y documentos entregados por el Coordinado referente a los costos de los combustibles e insumos

utilizados dentro su estructura de costos.

En el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría, el Coordinado no respondió inicial-

mente los puntos en relación al costo de partida, sin embargo durante la fase de visita y reunión con el per-

sonal del Coordinado fue confirmado por este que no existe diferencia entre la definición o interpretación


respecto del parámetro auditado. Vale la pena mencionar que como la definición del parámetro no indica

elementos específicos del tipo de costos que deben ser considerados dentro del costo de partida, queda a

criterio del Coordinado escoger e informar la forma de cálculo del mismo. Durante la etapa de visita a la

unidad, fue solicitado al Coordinado adicionalmente envió de su tabla justificativa de costos de partida junto

con la evidencia de los precios de los insumos e ítems considerados.

La tabla justificativa del costo de partida fue informada por el Coordinado en las entregas de documentos

posteriores a la visita, donde fueron indicadas diferentes versiones de tablas de costos. En la entrega del

07/02/2017, el Coordinado presentó una revisión tabla de costos de partida durante el proceso de auditoría,

en el archivo “CostoArranqueSanIsidro2.xlsx” indicando los insumos del costo del proceso de partida en frío.

La tabla se presenta continuación, indicando un costo total de partida de USD 9.832

Tabla 7 - Costo de partida informado ENEL - San Isidro II

El consumo de gas natural es el principal componente del costo de partida, se indica como de 105.463 m3

que proviene del registro de una partida a frío del día 23/08/2016, donde los datos suministrados del medi-

dor de flujo de gas indican que la cantidad es aceptable y también está en línea con el análisis comentado

en el Ítem 4.3 sobre el parámetro Tiempo de Partida en Frío.

En el caso de la energía eléctrica también se pudo constatar por medio del medidor de sistemas auxiliares

que es utilizado aproximadamente la cantidad indicada dentro del proceso normal de partida en frío, como

también la cantidad de agua de makeup o reposición de, siendo que el costo de esta última es poco signif i-

cativo dentro del costo total de partida.

Durante la última entrega de documentación del día 23/02/2017 el Coordinado indicó en el documento “Co-

mentarios a las Preguntas STEAG” que el precio del GNL se actualizaba para 220,82 USD/1000m3 y el de

energía eléctrica para 43,528 CLP/kWh. En el caso de la energía eléctrica se presentó soporte y para el

precio el GNL de acuerdo a lo descrito a continuación. No fue identificado el envío de una nueva tabla con el

costo total alterado.

Sin embargo en relación a la verificación de precio, el Coordinado entregó la siguiente tabla de costos de

combustible donde se detalla el cálculo del valor del GNL utilizado de 220,82 USD/1000m3. También entre-

gó copia de la comunicación del área de Combustibles Chile del Coordinado al área de Operaciones del


Unidad:







Coordinador Eléctrico del el día 22 de diciembre de 2016 y contenidos en planilla “Precios Combustibles

ENEL GC CDEC SIC_v22122016.xlsx” donde señala estos precios como vigentes para el periodo de la

semana 23/12/2016 29/12/2016.

Tabla 8 - Detalle Costo GNL

Adicionalmente fue informado que la declaración corresponde a un promedio ponderado del precio del GNL

disponible de Enel para la semana del 22 al 28 de diciembre conforme es indicado en la siguiente tabla,

para justificar el precio base de GNL de 5,4623 USD/MMBTU. El coordinado indicó que el mix de consumo

se obtiene del criterio de asignación de embarques acordado entre Enel y el Coordinador Eléctrico Nacional.

Tabla 9 - Detalle Asignación Precios GNL

Como soporte de los precios presentados en la Tabla 9, el Coordinado, presentó documentos suficientes

que permitieron constatar y verificar los mismos por el Auditor, tanto para el precio de “Nave 18 Nov” como

el precio indicado de “Compra GE Dic”. De esta forma el Auditor entiende que el precio de 220,82

USD/1000m3 para el GNL es aceptable para el periodo especificado, sin embargo dada la metodología

presentada se entiende que el precio de GNL podrá variar de acuerdo a los periodos y mix de consumo

indicado. Se entiende además que el precio indicado para el m3 de GNL en el caso corresponde a Sm3

(metro cubico estándar) conforme indicado por el Coordinado. Aunque los documentos presentados son

consistentes no se pudo comprobar adicionalmente por medio de facturas por ejemplo.

En el caso de los precios de energía eléctrica y del costo de agua de reposición, el Coordinado presentó

documentos coherentes que soportan los precios indicados.

Considerando entonces las cantidades y precios revisados del GNL, revisados de la energía eléctrica y

agua de reposición mencionados de la tabla 8, se puede llegar a un costo estimado de partida de aproxima-

damente USD 24.554 como se muestra en la tabla a continuación para fines de comparación dada la actua-

lización de precios.


Unidad:







Tabla 10 - Costo de partida estimado

Vale la pena mencionar que debido a que el parámetro se refiere específicamente a costos durante el pro-

ceso de partida en frío y en su definición no se mencionan ítems específicos o metodología que debe ser

seguida para su cálculo, se entiende que no se debe descontar del costo la energía eléctrica inyectada du-

rante el proceso de partida. Se entiende que este ingreso por venta de energía generalmente debe ser con-

tabilizado por la empresas generadoras dentro de su estructura de ingresos operacionales.

Al comparar el costo de partida inicialmente informado y declarado junto al Coordinador Eléctrico Nacional

al inicio del proceso de auditoría, de USD 36.673, como indicado en el Ítem 2.1, y revisar contra los valores

anteriormente mencionados se concluye que este valor no es consistente.

El valor identificado de USD 24.554 caracteriza la no consistencia del costo de partida informado respecto al

mínimo técnico informado, sin embargo la identificación de este valor no define el valor del costo de partida

de la unidad generadora debido a que el costo de partida debe ser actualizado cuando el valor del mínimo

técnico para esta unidad sea determinado.

Cantidad Unidad Costo Unitario Unidad Total USD

Energía Electrica SSAA 19 MWh 43,53 $/kWh 1.262

Combustible Gas 105.463 Sm3 220,82 US$/dam3 23.288

Agua 14 t 0,21 US$/t 3

Total 24.554


Unidad:







5 STEAG Energy Services do Brasil

STEAG Energy Services de Brasil actúa hace más de 15 años en el mercado, ofreciendo servicios de desa-

rrollo de proyectos, ingeniería del propietario, consultorías de ingeniería, operación, mantenimiento y tecno-

logía a través de los sistemas desarrollados por STEAG Energy Services GmbH para llevar a cabo los prin-

cipales servicios con eficiencia. Actuamos en el mercado de generación de energía a través de diferentes

fuentes. STEAG Energy Services de Brasil ya realizó servicios en América del Sur que cubren más de 5 GW

de generación de energía.

6 Ilustraciones y Tablas

Ilustración 1 - Layout San Isidro II ..................................................................................................................... 3 Ilustración 2 - Mínimo Técnico ......................................................................................................................... 11 Ilustración 3 - Prueba operacional (Min. Técnico) ........................................................................................... 11 Ilustración 4 - Partida a Frío ............................................................................................................................ 13 Ilustración 5 - Partida a frío ............................................................................................................................. 13 Ilustración 6 - Tiempo de estabilización (Conductividad Domos) ................................................................... 15 Ilustración 7 - Tiempo de estabilización Variaciones de carga ....................................................................... 15

Tabla 1 - Abreviaciones ..................................................................................................................................... 2 Tabla 2 - Parámetros a ser evaluados .............................................................................................................. 4 Tabla 3 - Valores Informados ............................................................................................................................ 4 Tabla 4 - Hallazgos ............................................................................................................................................ 5 Tabla 5 – Definiciones ....................................................................................................................................... 8 Tabla 6 - Comentarios a las Definiciones. ......................................................................................................... 9 Tabla 7 - Costo de partida informado ENEL - San Isidro II ............................................................................. 17 Tabla 8 - Detalle Costo GNL............................................................................................................................ 18 Tabla 9 - Detalle Asignación Precios GNL ...................................................................................................... 18 Tabla 10 - Costo de partida estimado ............................................................................................................. 19

7 Anexos

Anexo I – Protocolo Final de Auditoría aprobado por el Coordinador Eléctrico Nacional.

Lugar, fecha, Firma

Rio de Janeiro, Brasil, Marzo-2017

Reporte Final de Auditoría San Isidro II Enel Ciclo Combinado · 170410 Reporte Auditoria San...

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