Reporte Final de Auditoría Santa María Colbún...STEAG Energy Services do Brasil Reporte Final de...

STEAG Energy Services do Brasil

Reporte Final de Auditoría Santa María – Colbún

Para Coordinador Eléctrico Nacional, Chile

Marzo 2017, rev. 1

Reporte final de auditoría

Unidad:

Revisión: Fecha: Página:

Santa María – Colbún 0 Marzo 2017 1 de 22

Autores: Departamento: Teléfono:

D. Lehmann, M. Schesack, A. Bednarck, C.

Viana, C. Toro, C. Espejo. SESBR O&M / SESBR ENG. +55 21 3034 8901

170406 Reporte Auditoria S.Maria I Rev2.docx

Distribución:

V. López

I. Zambrano

Título:

Reporte final de auditoría unidad a carbón Santa María

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 PLANTA Y PRUEBAS. .................................................................................... 10

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

4.2 Tiempo de partida a frío ........................................................................................................... 14

4.3 Costo de Partida (Cp) ............................................................................................................... 19

5 STEAG ENERGY SERVICES DO BRASIL ...................................................... 21

6 ILUSTRACIONES Y TABLAS .......................................................................... 21

7 ANEXOS ........................................................................................................... 21


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

FGD Sistema Desulfurizador

ST Turbina de Vapor

HP Alta Presión

IP Media Presión

LP Baja Presión

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

SDA Spray Dryer Absorber – Tipo de Desulfurizador

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 plantas 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 Santa María de Colbún 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 Santa María es una central térmica a carbón ubicada en la ciudad de Coronel, Región del Bío Bío

de propiedad de la empresa Colbún.

La central fue puesta en servicio en el año 2012. Posee una potencia máxima bruta de 370 MW y un Mínimo

Técnico de 222 MW, con una turbina a vapor marca General Electric, modelo D5.


Unidad:







2 Resumen Ejecutivo

2.1 Objetivo de la auditoría

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

informados, conforme a la tabla 2 y a la tabla 3, de acuerdo a las bases de la presente auditoría y conforme

al protocolo de auditoría aprobado.

Este proceso de auditoría contó con la participación de:

Coordinador Eléctrico Nacional (Coordinador);

STEAG Energy Services do Brasil (Auditor);

Colbún - Unidad Santa María (Coordinado).

Parámetros a Auditar

Mínimo Técnico (MinTec)

Tiempo de Partida en Frío (Tp)

Costo de Partida (Cp)

Tabla 2 - Parámetros a ser evaluados

Unidad Santa María

Parámetro MinTec (MW)

Tp (h) Cp (USD)

Informado 222 18 257.646

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 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 Licita-ción 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 planta. e) Respuestas del personal del Coordinado durante la visita técnica.

Central Santa María

Parámetro MinTec (MW) Tp (h) Cp (USD)

Informado 222 18 257.646*

Consistente Sí No No*

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

Tabla 4 - Hallazgos

Nota*: En la última etapa del proceso de auditoría el valor informado del costo de partida en frio de USD

257.646 fue modificado por el Coordinado para USD 148.654 como costo de partida en frío. La consistencia

se refiere a el valor declarado de USD 257.646.

2.3 Conclusiones

2.3.1 Mínimo Técnico

De acuerdo con las premisas de evaluación definidas y el resultado del análisis detallado1 en el ítem 4.1, es

posible concluir que el valor de mínimo técnico informado es consistente considerando las condiciones ac-

tuales de infraestructura, control, instrumentación y ajustes de la planta.. Durante la auditoría fue identificado

en las curvas de tendencia de operación y durante la prueba que en el valor informado de 222 MW, la uni-

dad opera de forma permanente, segura y estable. Durante la prueba fue identificado que operaciones por

debajo de esta carga ocasionaron inestabilidad en la unidad.

2.3.2 Tiempo de Partida en Frío

De acuerdo con lo indicado en el ítem 4.2, a través del análisis2 y curvas de tendencia verificadas fue posi-

ble constatar que el valor 18 h informado no es consistente. El análisis permitió identificar que el tiempo de

partida de la unidad generadora corresponde a un tiempo menor que el informado, de acuerdo con la defini-

ción y criterios establecidos para el análisis del parámetro.

1 Conforme documentos de referencia: Minimo_Tec_2_v2; Minimo_Tec_1_v2; FRIA 1 CDCSIC / FRIA 2 CDCSIC / MINIMO TEC_1 / MINIMO TEC_2; EAA001-F9H--700-

AB0027_01 Manual Caldera; EAA001_f2_VV-_000_33P003_03_Expected_Plant_Heat__Mass_Balance_Collection. 2 Conforme documentos de referencia: Cuestionario Visita CDEC SIC - Centrales a Carbon_SantaMaría; DRUM (09 09 2015); Fria1_v2; Fria2_v2; diesel separado 30_07_2016


Unidad:







2.3.3 Costos de Partida

De acuerdo con lo indicado en el ítem 4.3, fue posible constatar que el valor del Costo de Partida informado

(USD 257.646) no es consistente con los análisis presentados, al ser comparado con el valor estimado indi-

cado en el Ítem 4.3 y también al considerar los puntos indicados durante el análisis.


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 y empleado para realizar la auditoría técnica involucrando lo siguiente: preparación de

cuestionario técnico; suministro de documentación técnica de la planta para los auditores, análisis del cues-

tionario y documentación, visita a las instalaciones para comprobación de datos técnicos, reunión de ali-

neamiento 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 planta, con-

firmación y solicitud de información faltante, 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 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 pre-

sentación 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

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

incluyendo los principales sistemas y equipos.


Unidad:







Etapa 3: Prueba para el parámetro mínimo técnico: Verificación practica de los parámetros informados,

constatados e identificación de nuevos hallazgos.

Según lo indicado en la etapa 2, la prueba fue iniciada en la sala de control de la unidad donde fue formali-

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

establecido 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.

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

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.

Para el análisis del parámetro se considera una condición operacional de la

unidad donde esté operando únicamente con combustible principal (carbón), de

forma segura, permanente y estable, sin la utilización o soporte de quema de

combustible auxiliar (diesel).


Unidad:







Tiempo de Partida en

Frío (Tp)

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

Turbina a vapor en giro lento de acuerdo con las recomendaciones del fabrican-

te.

Cuando la temperatura del metal interior es menor o igual a 149 °C en el sector

de la primera etapa de acuerdo con los manuales de operación de la central.

Como orden de partida de la unidad fue considerado el momento de inicio del

flujo de aire para el proceso de purga de la caldera y considerando que opera-

ciones previas de preparación (caso aplicables) fueron concluidas.

Evaluado hasta el mínimo técnico informado.

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 planta y pruebas.

4.1 Mínimo Técnico

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

documentos del fabricante y la información de los parámetros de operación de la unidad generadora.

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 la interpretación

utilizada por el Auditado y la definición o interpretación utilizada en el Anexo Técnico respecto del parámetro

auditado. La respuesta del Coordinado informa que para la medición del parámetro del mínimo técnico son

consideradas como restricciones las emisiones del contaminante SO2, cuando por definición del Coordina-

dor Eléctrico Nacional las emisiones no deben ser consideradas para la evaluación de este parámetro.

Los factores más relevantes identificados que impactan la operación en el mínimo técnico declarado ac-

tualmente se describen a continuación:

Estabilidad de la combustión

El análisis de los documentos recibidos3 indica que la estabilidad de combustión es uno de los más rele-

vantes factores limitantes. A su vez la estabilidad de la combustión se ve comprometida con la reduc-

ción de carga de los molinos.

Temperaturas del Vapor

El análisis de los documentos recibidos4 identificó que en el mínimo técnico informado, la temperatura

del vapor recalentado no puede ser mantenida (Ver Ilustración 1) aunque de acuerdo con el diseño el

control debería estar en funcionamiento ajustando la temperatura (Ver Ilustración 2). La temperatura ab-

soluta siempre se mantiene suficientemente superior al límite de saturación, sin embargo los gradientes

de temperatura (que afectan desfavorablemente la turbina en términos de tensión térmica) podrían vol-

verse más severos al reducir aún más la carga, puesto que no pueden ser controlados apropiadamente.

Temperaturas del gas de combustión

En el análisis de los documentos recibidos4 fue identificado que la temperatura de entrada de los gases

en el sistema de desulfuración de gases (FGD) es un factor que podría ser limitante. De acuerdo al

Coordinado, especialmente en los días fríos, esta es más restrictiva.

3 Conforme documentos de referencia: Cuestionario CDEC SIC - Centrales a Carbon_SantaMaría

4 Conforme documentos de referencia: Minimo_Tec_1_v2


Unidad:







Ilustración 1 - Temperaturas del Vapor 10/01/2016

Ilustración 2 - Flujo de agua de atemperación (Diseño) - Sobrecalentador y recalentador.

Ate

mp

era

ció

n (

SH

) (t

/h)

Atemperación para Sobrecalentador vs Carga de la Caldera

Presión constante

Presión Variable

Carga de la Caldera (t/h)

Carga de la Caldera (t/h)

Ate

mp

era

ció

n (

RH

) (t

/h)

Atemperación para Recalentador vs Carga de la Caldera


Unidad:







En relación a otras variables de proceso que podrían ser limitantes de acuerdo con lo informado por el

Coordinado5, la tabla siguiente muestra los respectivos límites teóricos y valores operacionales. Fue obser-

vado que los datos operacionales enviados por el Coordinado no sobrepasaron los limites mencionados.

Adicionalmente, de acuerdo con el diseño no deben existir problemas con los parámetros establecidos, in-

clusive con la temperatura en niveles bajos de carga.

Límite Valor en la carga mínima actual6

Temperatura min de entrada de

los gases de combustión en el

(FGD)

100 >117°C

Flujo de vapor mínimo entrada

en la turbina 460 ton/h >730 ton/h

NOx (max) 500 Max. 400

Flujo carbón mínimo por molino 20 ton/h 26,7 ton/h

Tabla 7 - Algunos límites y valores en la carga mínima actual

En la secuencia de la auditoría en el día 17/01/2017 fue realizada una visita a la unidad, la cual confirmó las

observaciones mencionadas anteriormente. Como se indica en la Ilustración 3, durante la prueba operacio-

nal la carga fue reducida para un valor menor a 222 MW (Mínimo técnico informado), valor de 200 MW,

provocando oscilaciones significativas en el proceso indicando una inestabilidad en este nivel de carga.

Inclusive hubo oscilaciones considerables en el el set point de carga debido a los ajustes necesarios del

operador para estabilizar de nuevo el proceso.

Además en la condición actual de la unidad, en lo que se refiere a lógica de control, instrumentación y ajus-

tes de la planta, existe una configuración que considera operación con 3 molinos para el nivel de carga de

mínimo técnico y bajas cargas. Para considerar operaciones con 2 molinos en cargas bajas y sin soporte de

combustible auxiliar, sería necesario modificaciones en la condición actual de la unidad, como en los siste-

mas I&C (en su caso lógicas de control, interlocks de seguridad entre otros) que deberán ser definidas por

medio de un estudio detallado y posibles pruebas de ajuste.

Como se mencionó anteriormente, la Ilustración 3 también destaca el problema relativo al control de las

temperaturas del vapor recalentado y se observa un aumento incontrolado de éstas, alrededor de las 15:32

lo que podría haber sido crítico para la turbina de vapor en términos de estrés térmica.

5 Conforme documentos de referencia: Justificaciones_Santa_María_U1_CDEC-SIC; EAA001-F9H--700-AB0027_01 Manual Caldera

6 Conforme documentos de referencia: Minimo_Tec_1_v2; Minimo_Tec_2_v2


Unidad:







Ilustración 3 - Temperaturas vapor y carga - Prueba (17/01/2017)

La Ilustración 4 muestra que también existen problemas considerables relacionados con la detección de la

llama ya que el comienzo de la detección de la llama empieza a ser inexacto y a oscilar considerablemente

a medida que la carga es reducida abajo del mínimo técnico informado (222 MW), reflejando adicionalmente

inestabilidad en la combustión. Esto no fue problemático en la situaciones operacionales reflejadas en los

datos7 enviados por el Coordinado en operaciones constantes en el valor declarado del mínimo técnico (222

MW) lo que refleja que el problema se torna más crítico para niveles de carga abajo del mínimo técnico in-

formado.

Ilustración 4 - Prueba - Detección de la llama (17/01/2017)


Unidad:







Por último, la Ilustración 5 muestra la temperatura de los gases de combustión en la entrada del FGD que se

reduce a 105°C (cerca de ser crítica) y la concentración de NOx que, incluso, excede temporalmente el lími-

te de 500 mg / Nm3 (pico al principio, probablemente debido a calibración automática).

Ilustración 5 - Temperatura gases entrada FGD e NOx - Prueba (17/01/2017)

Basado en los puntos analizados anteriormente y las restricciones técnicas identificadas, es posible concluir

que el valor del mínimo técnico informado por el Coordinado (222 MW) es consistente en las condiciones

actuales de infraestructura, control, instrumentación y ajustes de la planta.

4.2 Tiempo de partida en frío

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

curvas de tendencias, los documentos de los fabricantes, proyecto y los parámetros de operación de la uni-

dad generadora.

Conforme el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría respondido por el Coordinado

y con base en las análisis realizadas por STEAG, no existe diferencia entre la definición o interpretación

utilizada por el Auditado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacional res-

pecto del parámetro auditado.

El tiempo de partida en frío según lo considerado en este informe tiene las siguientes fases del procedimien-

to de arranque en cuenta (que corresponde a la comprensión por parte del Coordinado):

1. “Purga”: Inicio de la purga (flujo de aire) hasta encendido.

2. “Partida de la caldera”: Encendido hasta rodado de la turbina.

3. “Partida de la Turbina”: Rodado de la turbina hasta Sincronización.

4. “Aumento de Carga”: Sincronización hasta carga de mínimo Técnico declarado (222 MW).

Los factores más relevantes identificados que impactan el tiempo de partida en frío actualmente se descri-

ben a continuación:

Automatización


Unidad:







El grado de automatización del proceso de partida en frío es adecuado, por otro lado la fase de precalenta-

miento y variación de carga es conservadora, considerando por ejemplo las diferencias mencionadas entre

los datos de diseño teóricos y los tiempos de partida en frío en la práctica.

Mediciones de temperatura

De acuerdo con la documentación enviada por el Coordinado7, existen limitaciones con las mediciones que

son responsables de los gradientes de la partida, las cuales pueden retrasar los procesos de partida. Por

otro lado, debido a las limitaciones mencionadas, la vida útil de los componentes de paredes gruesas po-

drían verse comprometidos por estrés térmico inadmisibles.

Sobrecalentador tipo platen

El sobrecalentador final tiene curvas que no pueden ser drenadas. Este es un factor limitante, en particular

con respecto al arranque en frío debido a condensación de agua en las partes bajas8.

Domo

Por lo general, el domo es un componente critico al inicio de la partida debido al aumento de la temperatura

de saturación cuando las temperaturas del vapor sobrecalentado aumentan.

El Coordinado envió datos operacionales de los días 30/07/2016 y 10/04/2016, considerándolos como parti-das en frío. El criterio utilizado para la clasificación de una partida en frío, es cuando la temperatura del me-tal interior es menor o igual a 149 °C en el sector de la primera etapa de la turbina de vapor. Sin embargo el valor de esta variable no fue incluida en los datos operacionales enviados por el Coordinado, a pesar de haber sido solicitada durante el proceso de la auditoria.

Los datos operacionales del día 30/07/2016 presentaron inconsistencias con respecto al consumo de diésel de la caldera, por lo tanto fueron considerados los datos de la partida en frío del día 10/04/2016, que será analizada a continuación. Esta partida fue principalmente realizada de forma automática y sus fases son las siguientes:

Fase Partida Final Duración

Tiempo de Purga Inicio del flujo de aire Encendido (diésel) 45 min

Tiempo de partida caldera Encendido Rodado de turbina (velo-

cidad de la turbina > 0)

9:55 h

Tiempo de partida turbina Rodado de la Turbina Sincronización (genera-

ción > 0)

55 min

Tiempo de aumento carga Sincronización Carga Mínimo Técnico 3:37 h

Total 15:07 h

Tabla 8 - Principales fases partida en frío 30/07/2016

Las Ilustración 6 y 7 muestran las secuencias identificadas en la Tabla 8 indicando el tiempo de purga, tiem-

po de partida de caldera, turbina y tiempo de aumento de carga.

7 Conforme documentos de referencia: DRUM (09 09 2015); Fria1_v2

8 Conforme documentos de referencia: Minimo_Tec_2_v2


Unidad:







El flujo de gases de combustión aumenta desde el inicio de la partida muestra que el flujo de aire corres-

pondiente no ha sido reducido después de la purga lo que por lo tanto, lleva a un enfriamiento desnecesario

de los componentes de paredes gruesas durante la partida.

Ilustración 6 - Purga - 10/04/2016

Es importante destacar que en el proceso normal operación de la unidad de acuerdo con el procedimiento9

de partida de la unidad, existe un intervalo de tiempo de 320 minutos entre la entrada del combustible diésel

hasta el inicio del flujo de carbón en la caldera. Sin embargo los datos operacionales presentados en la Ilus-

tración 7 no reflejan esta condición, puesto que el inicio de flujo para los dos combustibles inician con perio-

dos de tiempo próximos.

9 Conforme documentos de referencia: GUIA DE MANIOBRA “SECUENCIA DE ARRANQUE EN FRIO DE UNIDAD 1 SANTA MARÍA”


Unidad:







Ilustración 7 – Partida caldera, turbina y sincronización - 10/04/2016

Las curvas operacionales del día 10/04/2016, la turbina a vapor inició la aceleración con unas condiciones

de temperatura de aproximadamente 400˚C y 61 kg/cm2 en un tiempo de 09:55h desde el encendido de la

caldera. En comparación con los datos de diseño10

, la temperatura mencionada anteriormente debería ser

alcanzada en un tiempo aproximado de 5h como se muestra en la Ilustración 8.

De acuerdo con los documentos11

analizados, fueron identificadas algunas restricciones y pueden ser visua-

lizadas en la Ilustración 9.

El aumento de la temperatura de la superficie interna del domo (metal) deberá ser inferior a 2,6

K/min.

La diferencia entre la temperatura de la superficie interna del vapor y agua del domo debe ser infe-

rior a 34 K.

Las mediciones de la temperatura de la partida del 10/04/2016 no son consistentes con la situación opera-

cional, por ejemplo, los datos presentan una disminución de temperatura por un periodo de aproximadamen-

te 12 h a pesar de tener los quemadores encendidos. Por otro lado fue identificado un exceso con respecto

a la restricción del margen de 34 K como lo indica la Ilustración 10 alrededor de las 02:04. Adicionalmente

fue identificado en el documento del fabricante “DRUM (09 09 2015)” donde se aborda la inconsistencia de

las señales de temperatura para mantener un control adecuado.

10

Conforme documentos de referencia: Justificaciones_Santa_María_U1_CDEC-SIC; Anexo 6_ EAA001_S1_VVT_000_33P001_00; EAA001-F9H--700-AB0027_01 Manual Caldera 11

Conforme documentos de referencia: Cuestionario Visita CDEC SIC - Centrales a Carbon_SantaMaría; COSTO PARTIDA_V19042016


Unidad:







Ilustración 8 - Partida de la caldera a frío

Ilustración 9 - Domo: Tiempo Vs Temperatura

12

Ilustración 10 - Partida en frío 10/04/2016 - Temperaturas internas del metal del domo

A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas es posible concluir que el valor 18 horas informa-

do no es consistente. Las evaluaciones posibilitaron identificar que para la central Santa María la partida en

12

Conforme documentos de referencia: COSTO PARTIDA_V19042016


Unidad:







frío desde que inicia el proceso de purga (flujo de aire) hasta alcanzar el mínimo técnico informado para los

datos analizados es de 15:07 h aproximadamente, de acuerdo con la definición y criterios establecidos para

evaluación del parámetro. Se debe observar que el valor estimado es meramente indicativo para fines de

comparación inicial y no define el valor del parámetro en ningún caso.

4.3 Costo de Partida

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

ciones operacionales de consumo de combustibles, 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 utili-

zados dentro su estructura de costos.

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

respecto del parámetro auditado.

Basado en la información enviada por el Coordinado13

, los siguientes precios deben ser considerados, para

calcular los respectivos costos de partida. Como los costos de combustible auxiliar, en este caso diésel por

lo general desempeñan el papel más importante en los costos de arranque, los respectivos costos del diésel

por lo menos proporcionan una buena indicación para la evaluación.

Para el análisis del costo de partida en frio, el Coordinado presentó varias versiones durante el proceso de

auditoría realizando cambios en el valor total del costo de partida inicialmente informado USD 257.646. La

tabla 9 presenta los costos de partida actualizados presentados por el Coordinado en la última fase de la

auditoria, enviados en el día 23/02/2017.

La tabla presenta los costos de partida actualizados presentados por el Coordinado.

Tabla 9 - Costos de partida actualizado por el Coordinado

Basado en las condiciones mencionadas anteriormente se procedió a realizar la estimativa de los consumos

para el cálculo del costos de partida de esta unidad. La siguiente tabla13

muestra las cifras de partida en frío

observado por el Auditor en relación al consumo de diésel y carbón14

, conforme con el análisis de la infor-

13

Conforme documentos de referencia: RESUMEN MOV PETROLEO 2015; Resumen Precio Carbón Santa María_29_08_2016; COSTO PARTIDA_V20_02_17 14

Conforme documentos de referencia: Fria1_v2; Fria2_v2; diesel separado 10_04_2016


Unidad:







mación enviada de los datos operacionales de la partida en frío del día 10/04/2016 (analizada en el Ítem

4.2).

Combustible Consumo durante

partida

Precio14

Costo Combustible

Carbón 357 ton 10/04/16 73,14 USD / ton 26.111 US$

Diésel 235 m3 10/04/16 455 USD / m

3 106.925 US$

Obs: Es recomendable verificar si la medición de la señal ULD.COAL_FLOW.RO02 (Flujo Carbón Total real t/h). mide exclusivamente el flujo de carbón.

Tabla 10 - Costos de partida en frío

Al considerar los costos de los combustibles, diésel, carbón (Tabla 10) junto con los valores indicados de

consumos, otros insumos y energía eléctrica se llega a un valor aproximado de USD 153.716. Es importante

destacar que los procesos de partida en frio en plantas térmicas son variables.

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

inicio del proceso de auditoría, de USD 257.646, como indicado en el Ítem 2.1, y revisar contra los valores

anteriormente mencionados se puede afirmar que este valor no es consistente.

Observación: Para el cálculo del consumo de combustible fueron utilizadas las siguientes señales:

ULD.COAL_FLOW.RO02: Flujo Carbón Total real t/h

00QHJ10_.DF801_XQ01.PNT: Diesel Flujometro Caldera aux kg/H

10HHF03.CF001_XQ01.PNT: Diesel Flujometro Cald_Principal kg/H

10HHF50.CF001_XQ01.PNT: Diesel Flujometro Retorno Tk kg/H

Como fue identificado en el punto 4.2 de acuerdo con el procedimiento operacional del Coordinado exis-

te un intervalo de tiempo de 320 minutos entre la entrada del combustible diésel hasta el inicio del flujo

de carbón en la caldera. El tiempo indicado en el procedimiento de operación del Coordinado, es consi-

derado como consistente en función de las actividades de preparación para puesta en marcha de la

combustión con carbón.

Las señales de consumo de carbón y el cálculo del consumo de diésel en la caldera principal, represen-

tados en la ilustración 7, no son consistentes con el procedimiento operacional y tampoco con los pro-

cedimientos normales de operación de centrales térmicas a carbón, lo que sugiere que la señal de car-

bón es una indicación del flujo total de los combustibles utilizados en la caldera (Carbón y Diésel).


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 - Temperaturas del Vapor 10/01/2016 ........................................................................................ 11 Ilustración 2 - Flujo de agua de atemperación (Diseño) - Sobrecalentador y recalentador. ........................... 11 Ilustración 3 - Temperaturas vapor y carga - Prueba (17/01/2017) ................................................................ 13 Ilustración 4 - Prueba - Detección de la llama (17/01/2017) ........................................................................... 13 Ilustración 5 - Temperatura gases entrada FGD e NOx - Prueba (17/01/2017) ............................................ 14 Ilustración 6 - Purga - 10/04/2016 ................................................................................................................... 16 Ilustración 7 – Partida caldera, turbina y sincronización - 10/04/2016 ............................................................ 17 Ilustración 8 - Partida de la caldera a frío ........................................................................................................ 18 Ilustración 9 - Domo: Tiempo Vs Temperatura................................................................................................ 18 Ilustración 10 - Partida en frío 10/04/2016 - Temperaturas internas del metal del domo ............................... 18

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 - Definiciones que requieren comentarios. ........................................................................................... 9 Tabla 7 - Algunos límites y valores en la carga mínima actual ....................................................................... 12 Tabla 8 - Principales fases partida en frío 30/07/2016 .................................................................................... 15 Tabla 9 - Costos de partida revisado por el Coordinado ................................................................................. 19 Tabla 10 - Costos de partida en frío ............................................................................................................... 20

7 Anexos

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

Lugar, fecha, Firma

Rio de Janeiro, Brasil, Marzo-2017

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