STEAG Energy Services do Brasil
Reporte Final de Auditoría Bocamina 1 – Enel
Para Coordinador Eléctrico Nacional, Chile
Marzo 2017, rev. 1
Distribución:
V. López I. Zambrano Título:
Reporte final de auditoría unidad a carbón Bocamina 1
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 en frío ... 16
4.3 Costo de Partida ... 20
5 STEAG ENERGY SERVICES DO BRASIL ... 22
6 ILUSTRACIONES Y TABLAS ... 22
7 ANEXOS ... 22
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
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)
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 Bocamina 1 de ENEL Generación Chile 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 Bocamina es una central térmica a carbón ubicada en la ciudad de Coronel, Región del Bío Bío de propiedad de la empresa Enel Generación Chile (anteriormente Endesa Chile).
La unidad 1 (Bocamina 1) fue puesta en servicio en el año 1970. Posee una potencia máxima bruta de 128 MW y un Mínimo Técnico declarado de 70 MW, con una turbina a vapor y caldera de fabricación Franco Tosi.
1Ilustración 1 - Layout Bocamina 1
1 Imagen disponibilizada por Enel
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.
Este proceso de auditoría contó con la participación de:
Coordinador Eléctrico Nacional (Coordinador);
STEAG Energy Services do Brasil (Auditor);
Enel Generación Chile- Unidad Bocamina 1 (Coordinado).
Parámetros a Auditar Mínimo Técnico (MinTec)
Tiempo de Partida en Frío (Tp)
Costo de Partida (Cp)
Tabla 2 - Parámetros a ser evaluados
Unidad Bocamina 1 Parámetro MinTec
(MW) Tp (h) Cp (USD)
Informado 70 16 35.132
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.,.
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 Bocamina 1
Parámetro MinTec (MW) Tp (h) Cp (USD)
Informado 70 16 35.132*
Consistente Sí Sí No*
Fuente a,b,c,d,e a,b,c,e a,b,e
Tabla 4 - Hallazgos
Nota*: Durante el proceso de auditoría el valor de USD 35.132 fue modificado por el Coordinado a USD 20.770 como costo de partida en frío. La consistencia se refiere al valor declarado de USD 35.132.
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 (70 MW), es consistente con las premisas de evaluación definidas y el resultado del análisis detallado2 .
Durante la auditoría fue identificado en las curvas de tendencia de operación y durante la prueba, que en el valor informado de 70 MW, la unidad opera de forma permanente, segura y estable. Se identificó que la estabilidad de la combustión y los niveles de temperatura de vapor son los factores limitantes.
2.3.2 Tiempo de Partida en Frío
De acuerdo con lo indicado el ítem 4.2 es posible concluir que el valor de Tiempo de Partida en Frío infor- mado (16 horas) es consistente, el análisis realizado3 y curvas de tendencia verificadas.
El análisis permitió identificar que el tiempo de partida de la unidad generadora corresponde a 17 horas aproximadamente, de acuerdo con la definición y criterios establecidos para el análisis del parámetro.
2 Conforme documentos referencia: Balance termico 1; Generacion Real ultimos 12 meses_Bocamina1; MUESTRA BAJADA 1 / MUESTRA BAJADA 2; BCS020-0450 -- BCS_AGUA VAPOR_R REG TEMP RH Datos a carga minima U1; Datos 16-01-17.
3Conforme documentos referencia: Caldera Bocamina 1; Generacion Real ultimos 12 meses_Bocamina1; MUESTRA PARTIDA 1 / MUESTRA PARTIDA 2; Anexo2 Cuestionario Inicial CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1 rev4; Datos 14-2-16_V2
2.3.3 Costos de Partida
De acuerdo con lo indicado en el ítem 4.3, es posible concluir que el valor del Costo de Partida informado (USD 35.132) no es consistente con los análisis4 presentados, al ser comparado con el valor estimado indi- cado en el Ítem 4.6 y también al considerar los puntos indicados durante el análisis.
El análisis mostró también que el valor de 35.132 USD es alto con respecto al valor estimado. Los análisis en relación al parámetro Tiempo de Partida en Frío también están relacionados por su influencia en el Costo de Partida, y los datos de consumo de carbón y diesel utilizados durante el proceso de partida en frío. Se debe tener en cuenta que las partidas en frío generalmente dependen de varios factores y, por tanto, sus costos asociados pueden sufrir variaciones.
4Conforme documentos de referencia: MUESTRA PARTIDA 1 / MUESTRA PARTIDA 2; Precios Combustibles Central Bocamina; Datos 14-2-16_V2; PlanillaCostoArranqueBo- camina
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: Visitaa las instalaciones: Reunión técnica con los operadores y mantenedores de la planta, confir- mación y solicitud de información faltante, identificación 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 etapa 3). Adicionalmente fue realizada una visita guiada por el Coordinado en las instalaciones de la planta, incluyendo los principales sistemas y equipos.
Etapa 3: Prueba: 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).
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.
Temperatura en la primera etapa de la turbina de vapor menor que 121 ºC de acuerdo con los criterios del fabricante.
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.
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.
Tabla 6 - Comentarios a las Definiciones.
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 o la interpreta- ción utilizada por el Auditado 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 NOx, SO2 y material particulado, cuando por definición del Coordinador 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 recibidos5 indican que la estabilidad de la combustión/pérdida de llama es uno de los factores de limitación más relevantes. Esto también pudo ser validado durante la prueba ope- racional. Además, el funcionamiento normal en carga mínima requiere que 3 molinos estén activos para mantener una detección de llama mínima y una estabilidad de combustión adecuada, de acuerdo a la lógica de control actual de la unidad y condiciones actuales de infraestructura, control, instrumentación y ajustes de la planta, requiriendo incluso fuego de soporte con diesel en algunas ocasiones para estabili- zar en el mínimo técnico informado (ver Ilustración 3).
Grado de automatización:
El análisis de los documentos recibidos6 indican que el grado de automatización de la unidad es en ge- neral bajo y utiliza estructuras de control simples que no son tan adecuadas para tratar con las deman- das de una operación más flexible. Especialmente, esto se refiere a la automatización del sistema de encendido, al control de la temperatura del vapor o a la posibilidad de operar la central en modo de pre- sión variable. Además de eso, fueron relatados disparos frecuentes que serían resultantes de condicio- nes deficientes del proceso o del grado automatización e instrumentación.
Temperaturas de vapor:
El análisis de los documentos recibidos7 indican que en el mínimo técnico informado (Ilustración 2) las temperaturas del vapor, especialmente la temperatura del vapor recalentado, caen significativamente (Ilustración 4) y oscilan considerablemente debido a la deficiente automatización (ver arriba). Las tem- peraturas absolutas (incluso el actual límite de 400° C mencionado por el Coordinado) estarían además suficientemente por encima del límite de saturación, pero el actual gradiente de caída de temperatura podría afectar adversamente la turbina en términos de tensión térmica, lo que se tornaría más grave por la reducción adicional de carga. Además de eso, se debe observar que la temperatura nominal (540° C) no puede ser mantenida inclusive a plena carga en algunos casos.
5Conforme documentos de referencia: Datos a carga minima U1; Anexo2 Cuestionario Inicial CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1 rev4; Cuestionario Visita CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1; MUESTRA BAJADA 1 / MUESTRA BAJADA 2
6Conforme documentos de referencia: Anexo2 Cuestionario Inicial CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1 rev4; MUESTRA BAJADA 1 / MUESTRA BAJADA 2;
BCS020-0450 -- BCS_AGUA VAPOR_R REG TEMP RH; Cuestionario Visita CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1
7Conforme documentos de referencia: MUESTRA BAJADA 1 / MUESTRA BAJADA 2 ; Cuestionario Visita CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1
Ilustración 2 - Mínimo Técnico 08/10/2016
Ilustración 3 - Flujo de carbón y diesel 08/10/2016
Ilustración 4 - Caída de temperatura 08/10/2016
En relación a otras variables de proceso que podrían ser limitantes de acuerdo con lo informado por el Coordinado8, la tabla siguiente muestra los respectivos límites y valores en el mínimo técnico informado.
Límite Valor en la carga mínima actual9 Flujo min de aire Calde-
ra
35% aprox. 55%
Temperatura min de la entrada SDA
120°C 130°C
Temperatura min entra- da del filtro de manga
77°C 79°C
Presión mínima Vapor 100 kg / cm² 135 kg / cm² Flujo mínimo vapor
entrada turbina
120 t/h 255 t/h
Tabla 7 - Algunos límites y valores en la carga mínima actual
La tabla muestra que, excepto por la temperatura de la entrada del filtro de manga, los límites inferiores indicados no son sobrepasados..
Las figuras10 5 y 6 muestran el potencial teórico de la turbina con relación a la carga mínima. Usando dos molinos a una presión de 100 kg/cm² (requiriendo operación de presión variable), el flujo de masa de vapor
8Conforme documentos de referencia: Datos a carga minima U1; Anexo2 Cuestionario Inicial CDEC SIC - Centrales a Carbon_Bocamina 1 rev4 9Conforme documentos de referencia: Pantallas HMI a minimo técnico; MUESTRA BAJADA 1 / MUESTRA BAJADA 2
10Conforme documentos de referencia: Datos a carga minima U1
mínimo para la turbina teóricamente podría ser mantenido proporcionando una carga mínima de aprox. 45 MW. No obstante, el flujo mínimo de vapor necesario para un enfriamiento suficiente de la tubería de la cal- dera debe ser verificado. Además de eso, nótese que, en la operación de presión variable (Ilustración 6), el flujo de volumen del vapor (que es normalmente la variable relevante para el resfriamiento de la caldera) es aumentado debido a la presión de vapor reducida. Sin embargo, además de esta restricción de flujo de va- por mínimo para enfriamiento que puede ser crítica , el estado actual de control de la unidad no permite este tipo de operación de presión variable, como se indicó anteriormente, y por tanto, no es factible alcanzar operar en esta carga de forma segura y estable considerando la lógica de control actual de la unidad y con- diciones actuales de infraestructura, control, instrumentación y ajustes de la planta
Ilustración 5 - Puntos de conmutación para molinos
Ilustración 6 - Presión vs. flujo de vapor
En la secuencia de la auditoría en el día 16/01/2017 fue realizada una visita a las instalaciones. En este día fue realizada una prueba operacional de acuerdo con el protocolo de auditoría aprobado donde previamente fueron definidas y solicitadas variables de operación a ser monitoreadas. Estas variables fueron registradas por el sistema de control e histórico de operación. Las ilustraciones a continuación muestran los principales valores que validaron los hallazgos anteriores11. Conforme a lo mostrado en la Ilustración 7, la carga fue reducida a menos de 60 MW. No obstante, debido a varias restricciones, el fuego auxiliar de soporte con diesel se tornó activo dos veces (ver Ilustración 8).
11Conforme documentos de referencia: Prueba “Datos 16-01-17”
Además de eso, la temperatura después del recalentador cayó considerablemente, incluso abajo de 400° C (Ilustración 9). De acuerdo a la Ilustración 10, el control de atemperación del sobrecalentador no se conside- ra como optimizado, el valor casi constante del flujo de atemperación a baja carga no es razonable. Final- mente, la Figura 11 muestra que las temperaturas de los gases de combustión no son críticas.
Ilustración 7 - Prueba 16/01/2017
Ilustración 8 – Prueba – Flujo de combustibles 16/01/2017
Ilustración 9 - Prueba– temperaturas del vapor 16/01/2017
Ilustración 10 - Prueba– Caudal atemperación SH 16/01/2017
Ilustración 11 - Prueba - Temperaturas SDA 16/01/2017
Basado en los puntos analizados anteriormente y las restricciones técnicas identificadas, es posible concluir que el valor de Mínimo Técnico informado por el Coordinado (70 MW) es consistente.
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 (70 MW).
Los factores más relevantes identificados que impactan el tiempo de partida en frío actualmente se descri- ben a continuación:
Grado de automatización
De acuerdo con el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría, el grado de automati- zación del proceso de puesta en marcha es limitado y, además, las válvulas de dreno relacionadas no están automatizadas. Las intervenciones manuales requeridas limitan el tiempo de partida.
Drenos y venteos
Debido a la ausencia de un bypass HP y bypass LP, solamente los drenos y venteos se pueden utilizar para los procedimientos de arranque que limitan el tiempo de partida. En diversas unidades generadoras estos equipos son utilizados para optimizar los tiempos de partida de la caldera y turbina, sin embargo la unidad no cuenta con estos componentes en su infraestructura.
Sobrecalentador tipo platen
El sobrecalentador final tiene curvas que no son drenables. Este es un factor limitante, en particular con respecto a la arranque en frío debido a condensación de agua en las partes bajas. Ej. cuando la caldera se enfría, el condensado se acumula en las curvas inferiores de los tubos. El condensado en los tubos no se puede drenar, por lo tanto durante el proceso de arranque se debe aumentar lentamente la temperatura para evitar choques térmicos en los tubos.
Fueron analizadas las curvas respectivas y datos para el caso de arranque en frío de la fecha 14/02/2016, los principales pasos se muestran en la tabla a continuación.
Fase Partida Final Duración
Tiempo de Purga Inicio del flujo de aire Encendido (Diesel) 27 min**
Tiempo de partida caldera Encendido Rodado de turbina (velo-
cidad de la turbina > 0)
12:50 h*
Tiempo de partida turbina Rodado de la Turbina Sincronización (genera- ción > 0)
0:38 h
Tiempo de aumento carga Sincronización Carga Mínimo Técnico 3:28 h*
Total 17:23
*Debido al trip 04:28 h descontado
**Considerando datos “Datos 01-01-17”
Tabla 8 - Principales fases partida en frío 14/02/2016
La Ilustración 12 muestra la carga de la unidad, así como la posición de las válvulas de control de la turbina y su velocidad. El trip anteriormente mencionado se produce en torno a las 12:10 haciendo que las válvulas de control de la turbina se cierren. Las temperaturas se representadas en la ilustración 13 indican los perío- dos de pre-calentamiento. La Ilustración 14 muestra la presión de vapor en el domo de la caldera y la ilus- tración 15 muestra el consumo de diesel y carbón, lo que indica que el encendido se incrementa muy lenta- mente. Además, ilustra los problemas con el quemador de diesel en la fase inicial y la situación de trip al final. Adicionalmente conforme mostrado en ilustración 16 el flujo de aire se mantiene constante en el nivel de purga, lo que conduce a un enfriamiento de los componentes de las paredes de la caldera.
Ilustración 12 - Partida en frío con trip
Ilustración 13 - Temperaturas y presión
Ilustración 14 - Presión Tambor
Ilustración 15 - Flujo carbón y diesel
Ilustración 16 - Flujo de aire
A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas es posible concluir que el valor 16 horas informa- do es consistente. Las evaluaciones posibilitaron identificar que para la Central Bocamina I la partida en frío desde que inicia el proceso de purga (flujo de aire) hasta alcanzar el mínimo técnico es de 17 h aproxima- damente, de acuerdo con la definición y criterios establecidos para evaluación del parámetro. La diferencia del valor es aceptable considerando que los proceso de partida en frío son variables en función de opera- ciones manuales y condiciones operacionales de la unidad.
4.3 Costo de Partida
Para el análisis del estudio del parámetro de costo de partida, fueron utilizados principalmente las inform a- 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 Protoco- lo de Auditoría respondido por el Coordinado y con base en los análisis realizados por STEAG, no existe diferencia entre la definición o interpretación utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utili- zada por el Coordinador Eléctrico Nacional respecto del parámetro auditado.
Basado en la información enviada por el Coordinado12, los siguientes precios deben ser considerados, para calcular los respectivos costos de partida. Como los costos de combustible auxiliar, en este caso diesel por lo general desempeñan el papel más importante en los costos de arranque, los respectivos costos del diesel por lo menos proporcionan una indicación para la evaluación. No fueron identificados dentro de los datos operacionales, los registros de consumo de gas.
La tabla presenta los costos de partida actualizados presentados por el Coordinado.
12Conforme documentos de referencia: Precios Combustibles Central Bocamina; Datos 14-2-16_V2; PlanillaCostoArranqueBocamina; Precios Combustibles Central Bocamina
Tabla 9 - Costos de partida referencia Coordinado Se evaluaron en la tabla los costos de partida, considerando,
una tasa de cambio de 673,73 USD/CLP y
la densidad de diesel 850 kg /m³
La siguiente tabla muestra las cifras de partida en frío observado por el Auditor en relación al consumo de diesel y carbón, conforme con el análisis de la información enviada de los datos operacionales de la partida en frío del día 14/02/2016 (analizada en el Ítem 4.2).
Combustible Consumo durante partida
Precio12 Costo Combustible*
Carbón 64,5 ton 102,4 USD / ton 6.605 US$
Diesel 22,4 ton* 445 USD / m³ 9.968 US$
*Aprox. 7,5 ton ha sido descontado debido a un trip durante el proceso de partida.
Tabla 10 - Costos de partida en frío
El consumo de gas licuado durante la partida no pudo ser verificado debido a que estos datos no están re- gistrados en los datos operacionales del DCS, sin embargo la cantidad presentada por el Coordinado de forma general se puede considerar como razonable. En relación a los costos unitarios presentados en la Tabla 9, el Coordinado presentó información razonable de soporte.
Al considerar los costos de los combustibles, diesel, carbón (Tabla 10) junto con los valores indicados de consumos de gas, insumos de energía eléctrica y químicos se llega a un valor aproximado de USD 21.924.
Al comparar el costo de partida inicialmente informado y declarado junto al Coordinador Eléctrico Nacional al inicio del proceso de auditoría, de USD 35.132, como indicado en el Ítem 2.1, y revisar contra los valores anteriormente mencionados se puede afirmar que este valor no es consistente.
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 Bocamina 1 ... 3
Ilustración 2 - Mínimo Técnico 08/10/2016... 11
Ilustración 3 - Flujo de carbón y diesel 08/10/2016 ... 11
Ilustración 4 - Caída de temperatura 08/10/2016 ... 12
Ilustración 5 - Puntos de conmutación para molinos ... 13
Ilustración 6 - Presión vs. flujo de vapor ... 13
Ilustración 7 - Prueba 16/01/2017 ... 14
Ilustración 8 – Prueba – Flujo de combustibles 16/01/2017 ... 14
Ilustración 9 - Prueba– temperaturas del vapor 16/01/2017 ... 15
Ilustración 10 - Prueba– Caudal atemperación SH 16/01/2017 ... 15
Ilustración 11 - Prueba - Temperaturas SDA 16/01/2017 ... 16
Ilustración 12 - Partida en frío con trip ... 18
Ilustración 13 - Temperaturas y presión ... 18
Ilustración 14 - Presión Tambor ... 19
Ilustración 15 - Flujo carbón y diesel ... 19
Ilustración 16 - Flujo de aire ... 20
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 - Algunos límites y valores en la carga mínima actual ... 12
Tabla 8 - Principales fases partida en frío 14/02/2016 ... 17
Tabla 9 - Costos de partida referencia Coordinado ... 21
Tabla 10 - Costos de partida en frío ... 21
7 Anexos
Anexo I – Protocolo Final de Auditoría aprobado por el Coordinador Eléctrico Nacional.
Lugar, fecha, Firma
Rio de Janeiro, Brasil, Marzo-2017
