Reporte Final de Auditoría Nueva Renca AES Gener Ciclo Combinado

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STEAG Energy Services do Brasil

Reporte Final de Auditoría Nueva Renca – AES Gener

Ciclo Combinado

Para Coordinador Eléctrico Nacional, Chile

Marzo 2017, rev. 1

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Distribución:

V. López I. Zambrano

Título:

Reporte final de auditoría central Nueva Renca 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 ... 15

4.4 Tiempo Mínimo Fuera de Servicio ... 17

4.5 Restricciones de Número de Partidas ... 18

4.6 Costo de Partida (Cp) ... 18

5 STEAG ENERGY SERVICES DO BRASIL ... 21

6 ILUSTRACIONES Y TABLAS ... 21

7 ANEXOS ... 21

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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)

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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 centrales generadoras, el Coordinador Eléctrico Nacional usa diferentes parámetros operacionales para monitorear 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 unidades 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 Nueva Renca de AES Gener 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 Nueva Renca se encuentra localizada en la comuna de Renca, Santiago, Región Metropolita- na. Esta central está constituida por un ciclo combinado compuesto por 1 turbina de gas (Combustible dual, Fabricante: General Electric), 1 turbina a vapor (Fabricante: General Electric) y una unidad recuperadora de generación de vapor con fuego adicional (HRSG – Fabricante: Henry Vogt Machine).

De acuerdo con los resultados de performance indicados por el fabricante, esta central tiene una capacidad de generación de 322,530 kW o 370,000 kW con fuego adicional¹, utilizando gas natural.

Ilustración 1 - Foto Aérea Nueva Renca²

1 VAUGHAN, D. Ken. “Combined Cycle Baseline Performance Test Procedure” Pg-2. Draft Copy. Schenectady, NY. October 1999. GEII Performance Evaluation Services.

2 Imagen disponibilizada por AES Gener.

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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 unidades 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);

 AES Gener - Central Nueva Renca (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 Nueva Renca Parámetro MinTec

(MW)

Tp (Hh:min)

Te (Hh:min)³

Tmin FS (Hh:min)

Cp (USD) # Partidas por día

# Partidas por semana

# Partidas por mes

Informado 240 03:00 a

05:00 02:00 02:00 a

08:00 14.672 - - -

Tabla 3 - Valores Informados

La verificación de los parámetros se ha realizado mediante una verificación técnica y de acuerdo a las definiciones 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 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 norma- tiva vigente.

3 Valor modificado durante la visita técnica y confirmado por el Coordinador Eléctrico Nacional

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2.2 Principales hallazgos

La siguiente tabla resume los hallazgos principales de la auditoría y compara estos con los valores informados 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 Nueva Renca Parámetro MinTec

(MW)

Tp (Hh:min)

Te (Hh:min)

Tmin FS (Hh:min)

Cp (USD)

# Partidas por día

# Partidas por sema-

na

# Partidas por mes

Informado 240 03:00 a

05:00 02:00 02:00 a

08:00 14.672 - - -

Consistente No No No No No Sí Sí Sí

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

Conforme a lo que fue constatado en la auditoría, la condición del mínimo técnico operativo de la unidad está limitada en razón del modo de combustión del turbogenerador a gas. Conforme verificado en la docu- mentación del fabricante de la turbina de gas, la tecnología utilizada opera en diferentes modos de combus- tión y no es recomendada la operación continua en modos de combustión diferentes del modo denominado PREMIX (modo de combustión con la máxima performance de quema) debido al desgaste acelerado de los hardwares de combustión. Además, las prácticas operacionales indican que operar unidades con cargas cercanas de las zonas de transferencia entre diferentes modos de combustión puede ocasionalmente generar una inestabilidad operacional, disminuyendo la confiabilidad de la operación. En el sistema de control, el modo de combustión PREMIX está configurado en base a la Temperatura de Referencia de Combustión (TTRF), la cual a su vez es calculada en base a parámetros operacionales como temperatura de exhausto, presión de descarga del compresor y temperatura de entrada de aire en el compresor, estando este último parámetro directamente relacionado con la condición de temperatura ambiente.

De acuerdo con lo anterior y con lo indicado en el ítem 4.1, es posible concluir que el valor de Mínimo Téc- nico informado (240 MW) no es consistente con las premisas de evaluación definidas y con el resultado del análisis realizado .

Durante la auditoría, en particular durante la prueba, se estableció que es posible técnicamente operar la unidad con una carga distinta y menor al valor declarado, de forma permanente, segura y estable.

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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 (rango de 03:00 a 05:00 horas) no es consistente con el análisis y las curvas de tendencia verificadas . El análisis permitió identificar que el tiempo de partida de la unidad generadora corresponde a 06:00 horas aproximadamente, de acuerdo con la definición y criterios establecidos para el análisis del parámetro.

2.3.3 Tiempo de estabilización

De acuerdo a lo indicado en el ítem 4.3, es posible concluir que el valor del Tiempo de Estabilización informado de 02:00 horas no es consistente con los análisis y curvas de tendencias verificadas. No fueron identi- ficadas evidencias que confirmen o justifiquen el tiempo informado. Cambios de carga realizados en la banda comprendida entre 75% y 100% de la potencia máxima de la unidad, con condiciones de temperatura constantes, en general no necesitan ningún tiempo de estabilización. Los cambios de carga por debajo del nivel correspondiente al 75% de la potencia máxima de la unidad, siguiendo la rampa de variación de carga adecuada, requieren tiempos de estabilización entre 0 y 30 minutos. Sin embargo, no hay restricciones téc- nicas que impidan cambios de carga dentro de este periodo de 30 minutos, si se respetan los limites operacionales.

2.3.4 Tiempo mínimo fuera de servicio

De acuerdo a lo indicado en el ítem 4.4, es posible concluir que el valor del Tiempo Mínimo Fuera de Servi- cio informado (rango de 02:00 a 08:00 horas) no es consistente con los análisis realizado.

Conforme la justificación entregada por el Coordinado, los valores informados (02:00 a 08:00 horas) consideran una decisión interna de no exponerse a posibles riesgos operacionales, basados en una información técnica enviada por el fabricante del turbogenerador a gas. La información enviada por el fabricante fue analizada por STEAG y no fueron constatadas restricciones y/o recomendaciones técnicas que comprueben la justificación de la decisión operacional con este criterio. De esta forma, técnicamente, el valor informado es concluido como no consistente.

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 y tipo de partidas en el desgaste de los equipos y consecuentemente en la definición de los intervalos de inspección, no existen restricciones 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 generadora (ST con la temperatura de la primera etapa de la turbina menor que 149ºC) no existen restricciones referidas con el número de partidas.

2.3.6 Costos de Partida

De acuerdo a lo indicado en el ítem 4.6, es posible concluir que el valor del Costo de Partida de USD 14.672 no es consistente con el realizado respecto de dichos costos.

Lo anterior, principalmente debido a que el Coordinado utilizó consumos de GNL típicos de una partida en caliente (consumo menor que una partida en frío) durante su última justificación de costo entregada el 22/02/2017, donde también indicó un nuevo valor de costo de partida de USD 8.639, que también es incon- sistente por la misma razón. Los análisis en relación al parámetro Tiempo de Partida en Frío también está relacionados por su influencia en el Costo de Partida, y los datos de consumo de GNL utilizados durante el proceso de partida en frío.

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3 Procedimiento de auditoría

3.1 Proceso de auditoría

Las actividades fueron 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 visita 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, durante diferentes periodos y condiciones operacionales. Los valores informados fueron analizados de acuerdo con la experiencia técnica de STEAG, documentación del fabricante, documentación del proyecto, manuales 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 etapa 3). Adicionalmente fue realizada una visita guiada por el Coordinado en las instalaciones de la central, incluyendo los principales sistemas y equipos.

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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 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 variables 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 considera 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, hasta 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 unidad 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

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 Comentarios a las definiciones

Parámetro Comentarios

Mínimo Técnico (MinTec)

El criterio de evaluación adoptado considera sólo restricciones o recomendaciones técnicas que imposibiliten operaciones permanentes , seguras y estables.

La evaluación de este parámetro no considera restricciones legales o ambientales, o cualquier otro 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 en la primera etapa de la turbina de vapor menor que 149 ºC, 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 Tecnico 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)”, junto con condiciones comerciales específicas de la unidad.

Evaluado hasta el mínimo técnico informado.

Tabla 6 - Comentarios a las Definiciones.

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

4.1 Mínimo Técnico.

Para el análisis del estudio del parámetro Mínimo Técnico fueron utilizados principalmente los documentos del fabricante (General Electric) 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, 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 en relación al parámetro auditado. Las condiciones para la definición del parámetro del mínimo técnico fueran informadas por el Coordinado en la carta DO 00464.

De acuerdo con el Coordinado, el valor de 240 MW de mínimo técnico fue establecido en razón de la nece- sidad de mantener el modo de operación del sistema de combustión de la turbina a gas en régimen llamado

“PREMIX” o premezcla. También de acuerdo con la respuesta del Coordinado, este modo de combustión se habilita con una temperatura de referencia llamada TTRF1 mayor a 2200° F(1204°C) y esta temperatura de referencia se genera con una carga mayor a 120 MW (turbina de gas). Además de este valor fue considerado una margen de seguridad (30 MW) para que la operación permita absorber variaciones externas sin po- ner en riesgo la estabilidad de la unidad por alguna modulación de válvulas producto de cambios por modos de combustión. Así, con una generación en el turbogenerador de gas de 150MW, la STG toma 90 MW de potencia activa bruta totalizando un mínimo técnico para el ciclo combinado de 240 MW.

El análisis de los documentos realizado por STEAG, indicó que es correcto que la condición del mínimo técnico operativo de la unidad de generación puede estar basada en el modo de combustión del turbogenerador a gas.

Conforme a lo verificado en la documentación del fabricante de la turbina de gas, la tecnología utilizada (Dry Low NOx II) opera en diferentes modos de combustión y este sistema tiene el modo definido como PREMIX como el modo de combustión con la máxima performance de quema.

El documento técnico “DLN2Q00 Dry Low NOx II System Operation” establece que este modo toma en con- sideración la denominada “Temperatura de referencia” (TTRF), la cual es calculada con base en parámetros operacionales como temperatura de exhausto, presión de descarga del compresor y temperatura de entrada de aire en el compresor, estando este último parámetro directamente relacionado con la temperatura ambiente.

En el sistema de control del turbogenerador, la transición del modo de combustión está definida por valores constantes (fijos) de la temperatura de referencia durante el aumento o reducción de carga. Durante la visita técnica los siguientes valores fueron identificados en el sistema de control:

 2285 ºF para el cambio de modo de Pilot Premix para PREMIX

 2220 ºF para el cambio de modo de PREMIX para Pilot Premix.

En el documento de Operación y Mantenimiento del fabricante “ger-3620m-hdgt-operating-maintenance- considerations” se recomienda por el fabricante del turbogenerador que la operación continua sea realizada en el modo de combustión PREMIX, de lo contrario, se acelera considerablemente la degradación del hard- ware de combustión de la turbina. Otro punto importante es que la operación cíclica en diferentes modos de combustión induce los equipos a un desgaste térmico similar al del ciclo de partida y detención. También, las prácticas operacionales indican que operar unidades con cargas cercanas de las zonas de transferencia entre los diferentes modos de combustión puede ocasionalmente generar una inestabilidad operacional, disminuyendo la confiabilidad de la operación.

A partir de este análisis preliminar se constató que serían necesarias discusiones adicionales durante la visita técnica, nuevas verificaciones durante la prueba y análisis de los datos registrados.

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El día 09/01/2017 fue realizada la visita técnica para la que previamente fueron solicitadas un total de 39 variables de operación a ser monitoreadas y registradas. Estas variables fueron registradas por el sistema de control e histórico de operación para posterior análisis. Los datos fueron registrados por un periodo de aproximadamente 09:00 horas.

Durante la reunión con el Coordinado y en común acuerdo entre las partes, se definió que la prueba incluiría la rampa de carga de subida, pasando por el punto operacional de cambio de modo de combustión de la TG (Tabla 7), continuando hasta mínimo técnico y permaneciendo el tiempo definido, para luego bajar a una carga de 220 MW, también permaneciendo por un tiempo definido de 02:00 horas de acuerdo con el protocolo de auditoría. También en común acuerdo, posteriormente fue realizado una reducción adicional en la carga (a 100 MW en la TG), con una rampa decreciente pasando por el por el punto operacional de cambio de modo de combustión de la TG en fase de reducción de carga (Tabla 9). Se evitó permanecer en una zona cercana al cambio de modo de combustión por posible inestabilidad. Durante el retorno de la unidad a carga base nuevamente fue verificado el cambio de modo en la subida de carga (Tabla 8).

Tabla 7 - Cambio de modo de combustión en la subida de carga – Temperatura ambiente 19ºC

Tabla 8 - Cambio de modo de combustión en la subida de carga – Temperatura ambiente 26ºC

Tabla 9 -Cambio de modo de combustión en la bajada de carga – Temperatura ambiente 25ºC

Fue constatado durante la prueba que, para las condiciones operacionales durante la prueba, fue posible disminuir la carga de la TG hasta aproximadamente 130 MW en promedio (verificado en un intervalo de 02:00 horas) manteniendo el modo de combustión “PREMIX” y también manteniendo las condiciones de permanencia, seguridad y estabilidad operacional. Durante el periodo la carga del ciclo fue aproximadamen- te 230 MW en promedio y no fue verificada una variación en la temperatura de referencia que justificara un incremento de carga para no cambiar el modo de combustión (margen de seguridad).

T OT A L C ON JU N T O D E C A R GA D E

U N I D A D

GT

GEN ER A C I ON D E SA LI D A ( POT EN C I A A C T I V A ) M W

GT

M OD O D E C OM B U ST I ON

GT T EM PER A T U R A D E

C ON T R OLE M OD O D E C OM B U ST I ON ( T T R F , OT C , ET C )

Date/time MW MW F

1/9/17 10:01 AM 194,48 127,86 PREMIX 2.306

U N I D A D

GT

1/9/17 2:52 PM 197,03 120,57 PREMIX 2.299

U N I D A D

GT

1/9/17 2:46 PM 186,93 103,75 P-PREMIX 2.175

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Tabla 10 - Registros operacionales – Prueba Técnica

Ilustración 2 - Gráfico operacional registrado en la visita técnica

Considerando los análisis realizados y de acuerdo con la prueba operacional, es posible concluir que el valor de 240 MW de mínimo técnico informado no es consistente, pues basado en la prueba la carga pudo ser reducida como por ejemplo para 217 MW de forma permanente, segura y estable de acuerdo con los criterios de evaluación establecidos.

Adicionalmente, el valor de mínimo técnico informado se determina como un valor fijo, y la unidad tiene una limitación técnica dinámica, influenciada por condiciones operacionales y ambientales, que pueden posibili- tar una operación con cargas comprobadamente distintas a el valor declarado, como constatado por ejemplo durante el periodo de la prueba operacional.

El valor identificado de 217 MW caracteriza la inconsistencia del valor informado, sin embargo la identifica- ción de este valor no define el valor del mínimo técnico de la unidad generadora.

4.2 Tiempo de Partida en Frío

Para el análisis del estudio del parámetro Tiempo de Partida en Frío fueron utilizados principalmente las curvas de tendencias, los documentos de los fabricantes, documentos del proyecto y 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, no existe diferencia entre la definición o interpreta- ción utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacio-

SET POIN T C A R GA T G

U N ID A D

ST GEN ER A C ION D E SA LID A ( POT EN C IA A C T IV A ) M W

GT GEN ER A C ION D E SA LID A ( POT EN C IA A C T IV A ) M W

GT M OD O D E C OM B U ST ION

GT T EM PER A T

U R A D E C ON T R OLE

M OD O D E C OM B U ST I ON ( T T R F , OT C , ET C )

Date/time MW MW MW MW F

09/01/2017 12:31 - 2:31 PM 132 217,09 86,09 130,95 PREMIX 2.314

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nal en relación al parámetro auditado. Las condiciones para la definición del parámetro del mínimo técnico fueran informadas por el Coordinado en la carta DO 00464.

De acuerdo con el Coordinado, el rango de 03:00 a 05:00 horas está asociado principalmente a la turbina a vapor STG, debido a que técnicamente es la que deber pasar por un proceso de calentamiento más riguro- so con vapor sobrecalentado. Esto debido a la diferencia de masa entre la carcasa y el eje de la turbina. No obstante, para comenzar este proceso se debe llevar la turbina de gas a 3000 RPM, como primer paso, ya que es en esta turbina donde parte el primer ciclo térmico del proceso y es donde se queman los combustibles.

El Coordinado envió información de partida en frío de la unidad de los días 26/06/2014, 24/10/2014 y 27/10/2015. A partir de esta información fueron realizadas las curvas de tendencia de partida en frío de la unidad en los días indicados.

Como parámetro de orden de partida se consideró 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 240 MW.

En el manual del fabricante, para el turbogenerador de vapor, una partida en frío está definida por la temperatura del metal en la primera etapa. Esta temperatura debe ser inferior a 300˚F (149˚C) para que la partida pueda ser definida como partida en frío. Para el turbogenerador de gas, STEAG utilizó el criterio de que la unidad estuviera en condiciones de partida con el girador (giro lento) encendido, de acuerdo a las recomendaciones del fabricante GE.

Para los datos del día 26/06/2014, el proceso de partida de la unidad se inició a las 8:39, momento en el cual el turbogenerador de gas empezó su rampa de aceleración. La unidad alcanzó el mínimo técnico informado a las 14:19, totalizando un tiempo de partida en frío de 05:40 horas.

Ilustración 3 - Partida a Frío

A pesar de no haber sido constatada la temperatura del metal en la curva de partida del día 26/06/2014, el criterio de partida en frío fue confirmado a través de la identificación del tiempo y procedimientos necesarios para precalentamiento típicos de una partida en frío.

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Para los datos del día 24/10/2014, el proceso de partida de la unidad se inició a las 6:00, momento en el cual el turbogenerador de gas empezó su rampa de aceleración (dato basado en el histórico de arranque de la turbina de gas). La unidad alcanzó el mínimo técnico informado a las 11:50, totalizando un tiempo de partida en frío de 05:50 horas.

Ilustración 4 - Partida a Frío

El criterio de partida en frío fue confirmado a través de la identificación la temperatura del metal en la curva de partida del día 24/10/2014.

Considerando que el Coordinado informó que el tiempo de partida en frío de su unidad varía en un rango de 3 a 05:00 horas, y considerando la información analizada, se solicitó que el Coordinado enviara las curvas de tendencia que indiquen un tiempo de partida a frío en el rango indicado. El Coordinado envió información del día 27/10/2016 como referencia.

Para los datos del día 27/10/2016, el proceso de partida de la unidad se inició a las 8:49, momento en el cual el turbogenerador de gas empezó su rampa de aceleración. La unidad alcanzó un valor próximo al mí- nimo técnico informado a las 14:48, totalizando un tiempo de partida a frío de 05:59 horas. De acuerdo con la rampa de carga, es posible estimar que la unidad llegaría a el mínimo técnico informado en aproximadamente 06:00h después del comando de arranque. Los detalles de esta partida fueron confirmados por el Coordinado en del documento “Partida Fría” recibido en 25/01/2017.

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Ilustración 5 - Partida a frío.

A pesar de no haber sido constatada la temperatura del metal en la curva de partida del día 27/10/2015, el criterio de partida en frío fue confirmado a través de la identificación del tiempo y procedimientos necesarios para precalentamiento típicos de una partida en frío.

Durante la visita fueran solicitadas las bitácoras de operación que no habían sido enviadas hasta el momen- to de la visita, para analizar los factores que justifican la diferencia entre el valor informado y el constatado.

Es posible concluir que el valor informado (rango de 03:00 a 05:00 horas) no es consistente con los análisis y curvas de tendencias verificadas. Las evaluaciones identificaron que para la Central Nueva Renca la partida fría desde que se da partida al turbogenerador hasta alcanzar el mínimo técnico es de 06:00 horas aproximadamente, de acuerdo con la definición y criterios establecidos para evaluación del parámetro.

El valor identificado de 06:00 horas caracteriza la no consistencia del tiempo de partida a frío informado respecto al mínimo técnico informado, 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 del parámetro de Tiempo de Estabilización, fueron utilizados principalmente los documentos de los fabricantes, proyecto e informaciones operacionales.

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. Las condiciones para la definición del parámetro de tiempo de estabili- zación fueron informadas por el Coordinado en la carta DO 00464.

El Coordinado relaciona el tiempo de estabilización a la respuesta de una consulta técnica del fabricante al respecto de los ciclos y cuidados con el HRSG y un reporte de reparación del HRSG y su correspondiente análisis de falla. No existe evidencia en la que se pueda constatar las 02:00 horas indicadas por el Coordi- nado o recomendaciones de monitoreo de estabilidad de parámetros. Con las informaciones recibidas y análisis de las curvas, no fueron identificados parámetros operacionales que necesiten de 02:00 horas para estabilización.

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Las curvas de tendencia de los días 21/12/2014, 20/01/2016 y 09/01/2017 (día de la prueba) indican que los parámetros principales como temperatura y presión de vapor de alta, media y baja así como la expansión diferencial no reflejan grandes cambios en función de variaciones de carga.

Ilustración 6 - Tiempo de estabilización reducción de carga

Ilustración 7 - Tiempo de estabilización aumento de carga

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Ilustración 8 - Prueba en terreno, tiempo de estabilización.

Es posible concluir que el valor informado de 02:00 horas no es consistente con los análisis y curvas de tendencias verificadas. Las evaluaciones identificaron que la Central Nueva Renca logra estabilizar pará- metros de temperatura y presión en un tiempo aproximado de 30 minutos.

En general, cambios de carga realizados en la banda comprendida entre 75% y 100% de la potencia máxi- ma de la unidad, con temperaturas constantes, no necesitan ningún tiempo de estabilización de acuerdo con la experiencia del Auditor. Los cambios de carga por debajo del nivel correspondiente al 75% de la potencia máxima de la unidad y que pueden causar un cambio en los parámetros de temperatura, cuando son ejecutados de acuerdo con la rampa de toma o baja de carga adecuada, pueden requerir un tiempo de estabilización de 0 a 30 minutos, lo que no impide realizar cambios de carga dentro de este periodo si son respetadas las limitaciones operacionales.

4.4 Tiempo Mínimo Fuera de Servicio

Para el análisis del estudio del parámetro de Tiempo Mínimo Fuera de Servicio, fueron utilizados principalmente los documentos del fabricante (General Electric) y la información obtenida durante la visita técnica en la central.

Respecto del Tiempo Mínimo Fuera de Servicio, el Coordinado utiliza como referencia la TIL 1502-2R1 “Te- chnical Information Letter” del Fabricante General Electric para establecer una restricción sobre este pará- metro. Dicha TIL indica que entre 02:00 y 08:00 horas después de una parada, existe un riesgo de roza- miento entre la carcasa y los alabes móviles, principalmente en las filas 13, 14 y 15 de la turbina.

Dentro de la categorización del mantenimiento, Technical Information Letter – TIL, este tipo de documento, está clasificada en una categoría de mantenimiento con una prioridad baja. Esta TIL es el resultado de in-

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vestigaciones del fabricante GE en otras unidades donde fue identificado este fenómeno que, en todo caso, es considerado de bajo riesgo para la unidad y no define o recomienda un tiempo mínimo fuera de servicio.

Durante la visita técnica fue informado por el Coordinado que la decisión de restringir la partida durante el periodo definido de 02:00 a 08:00 horas es una decisión interna de no exponerse a posibles riesgos operacionales basados en la información técnica del fabricante mencionada anteriormente. Sin embargo existe un consenso que no existe una recomendación o restricción técnica que soporte esta información.

Para el análisis de este parámetro fue considerado el criterio de evaluación de restricciones o recomendaciones técnicas después de una parada normal.

De acuerdo con el manual de operación de General Electric volumen I, en condiciones normales de opera- ción y durante enfriamiento la turbina a gas puede ser reiniciada en cualquier momento. Por otro lado de acuerdo con el manual del fabricante GER-3620M (02/15), existe una recomendación del fabricante (La cual se entiende, que no es una restricción técnica) cuando una nueva partida es necesaria, es recomendado que el rotor se encuentre en giro lento por una hora después de un trip o parada normal. Esto permitiría reducir el estrés térmico antes de una nueva partida. Si la partida es ejecutada antes de este intervalo de tiempo, el desgaste técnico será mayor.

De esta forma, es posible concluir que el valor de tiempo mínimo fuera de servicio informado (rango de 02:00 a 08:00 horas) no es consistente con los análisis realizados y el valor identificado en la auditoría, toda vez que el criterio adoptado por el Coordinado no es definido como una restricción o recomendación técni- ca.

4.5 Restricciones de Número de Partidas

Para el análisis del estudio del parámetro de Número de Partidas, fueron utilizados principalmente los documentos del fabricante (General Electric) y la información obtenida durante la visita técnica en la central.

De acuerdo con el Coordinado no existen limitaciones técnicas para el número de partidas de la unidad, existe un acuerdo contractual con el fabricante del turbogenerador indicando una restricción contractual cuanto a las horas de operación mínima después de una partida.

Los fabricantes de turbinas utilizan indicadores para el control de la operación y mantenimiento. En el caso de Nueva Renca y de acuerdo con el manual del fabricante GER-3620M (02/15), existen indicadores aso- ciados con el número de partidas y horas operacionales y estos indicadores determinan la frecuencia y el tipo de intervenciones necesarias en el turbogenerador.

A pesar que los manuales de los turbogeneradores informan la influencia del número y tipo de partidas en el desgaste de los equipos y consecuentemente en la definición de los intervalos de inspección, no existen restricciones 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 Coordi- nado.

4.6 Costo de Partida (Cp)

Para el análisis del estudio del parámetro de Costo de Partida, fueron utilizados principalmente las informaciones 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.

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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 en relación al 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. Las condiciones para la defini- ción del parámetro del mínimo técnico fueran informadas por el Coordinado en la carta DO 00464, por medio de la cual el Coordinado presentó una tabla de costos de partida indicando el consumo de gas natural durante el proceso de partida, siendo este el principal costo del proceso de partida en frío.

El tiempo de partida en frío indicado en el cálculo de Costo de Partida fue de 06:00 horas (notar que este tiempo es diferente al informado como parámetro de Tiempo de Partida); y el consumo de gas natural fue indicado como de aproximadamente 140.000 m³. De esta forma en la carta referida, el Coordinado presentó un costo de partida con GNL (combustible principal) de USD 35.200 por partida. Cabe anotar que en la referida carta se hace referencia al precio de GNL estando soportado en un email del 04 de Marzo de 2016 enviado por el Coordinado al Coordinador Eléctrico Nacional, como adjunto a la misma, sin embargo no fue recibido por el Auditor.

Durante la visita de auditoría a la central Nueva Renca, al ser consultado por el Auditor, el Coordinado con- firmó que únicamente consideraba el costo de combustible dentro de su costo de partida, por ser este el componente principal de costo del proceso. El Auditor adicionalmente solicitó información y evidencia del precio de GNL al estar pendiente esta información.

En la entrega de información después de la visita, del día 25/01/2017 el Coordinado entregó copia de carta enviada al Coordinador Eléctrico con un nuevo valor de costo de partida de USD 8639, como se puede apreciar en la tabla a continuación.

Tabla 11 - Costo de partida informado Carta AES Gener GDM-SIC 006-2017

Sin embargo al revisar el cálculo de la cantidad de combustible utilizada, fue percibido que la cantidad indi- cada para ese costo de partida fue de 40.000 m³ de GNL. Esa cantidad sería de una partida caliente y no es consistente con la cantidad utilizada en partidas en frío, que está en el orden de aproximadamente 140.000 m³. El propio Coordinado informa las cantidades estimadas en el documento “Respuesta Carta DO 1314”

que se presentan en la tabla a continuación.

Consumo Combustible (app.) Tipo de Partida Tiempo hasta MT (hrs app) Gas Natural (m3) Diésel (ton)

Fría 6 140.000 140

Tibia 4 100.000 100

Caliente 2 40.000 40

Tabla 12 - Consumo aproximado de GNL durante partidas

Fue posible confirmar también el consumo aproximado de GNL durante una partida en frío por medio de un registro operacional, utilizando el totalizador del flujo de gas natural a la turbina de gas. Por ejemplo en el registro “Consumo de gas Partida Fría 27-10-2015” también analizado en el Ítem 4.2 y dentro de la sección

Costo Variable Total GNL-Endesa

Central Unidad Tipo de Combustible

Costo Combustible

Consumo Específico Neto

Costo Variable Combustible

Costo Variable no Combustible

Costo Variable Total

Costo de Partida

- - - [US$/Dm3] [m3/kWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$]

Nueva Renca 1 GNL 216,0 0,2022 43,67 3,8 47,52 8.639

Nueva Renca MT 1 GNL 216,0 0,2081 44,94 5,1 50,08 8.639

Costo combustible considera precio endesa+costo transporte = 206.011+9,964

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de análisis del parámetro Tiempo de Partida en Frío, fue verificado un consumo de aproximadamente 143.761 m³ de GNL para el proceso de partida en frío.

El Coordinado también entregó la siguiente tabla de costos de combustible donde se detalla el cálculo del valor del GNL utilizado de 216 USD/1000m³, al adicionar el costo de transporte de 9,964 USD/1000m³.

[US$/MMBtu] [US$/1000m3]

Costo FOB 5,582 206,011

Gas combustible y Pérdida - - Transporte hasta frontera - -

Seguro - -

TOTAL CIF 5,58 206,011

Gas combustible y Pérdidas en Chile - - Derechos de Internación - - Agente de Aduana - - Transporte en Chile 0,27 9,964 Impuesto sustitutivo y Comisión Bancaria

- - Costo de Compresión de gas - - TOTAL puesto en Central 5,85 215,975

Tabla 13 - Detalle Costo GNL

En la última entrega de información del día 22/02/2017, el Coordinado presentó precios donde consta que el precio del GNL es de 206,11 USD/1000m³. Adicionalmente el gas es entregado en el Plant Gate Quillota, y por tanto corresponde adicionar el costo del transporte hasta el punto de entrada del gas a la Central Nueva Renca. Fueron entregados también detalles y facturas de los costos de transporte incurridos por el Coordi- nado, por tanto es aceptable la estructura del detalle de costo del GNL presentada en la tabla 12 y costo de GNL de 216 USD/1000m³.

Por lo tanto, al revisar el costo de partida utilizando este costo de GNL para una cantidad aproximada de 140.000 m³ conforme consumo típico de una partida en frío de 06:00 horas, se tendría un costo de partida aproximado de USD 30.240.

Es posible concluir que tanto el Costo de Partida inicialmente informado (USD 14.672), como aquel informado con posterioridad (USD 8639 – informado el 25/01/2017) no son consistentes con los análisis indicados en este ítem.

El valor identificado de USD 30.240 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 y por consecuencia el tiempo de partida a frío actualizado.

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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 principales 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 - Foto Aérea Nueva Renca ... 3

Ilustración 2 - Gráfico operacional registrado en la visita técnica ... 12

Ilustración 3 - Partida a Frío ... 13

Ilustración 4 - Partida a Frío ... 14

Ilustración 5 - Partida a frío. ... 15

Ilustración 6 - Tiempo de estabilización reducción de carga... 16

Ilustración 7 - Tiempo de estabilización aumento de carga ... 16

Ilustración 8 - Prueba en terreno, tiempo de estabilización. ... 17

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 - Cambio de modo de combustión en la subida de carga – Temperatura ambiente 19ºC ... 11

Tabla 8 - Cambio de modo de combustión en la subida de carga – Temperatura ambiente 26ºC ... 11

Tabla 9 - Cambio de modo de combustión en la bajada de carga – Temperatura ambiente 25ºC ... 11

Tabla 10 - Registros operacionales – Prueba Técnica ... 12

Tabla 11 - Costo de partida informado Carta AES Gener GDM-SIC 006-2017 ... 19

Tabla 12 - Consumo aproximado de GNL durante partidas ... 19

Tabla 13 - Detalle Costo GNL ... 20

7 Anexos

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

Lugar, fecha, Firma

Rio de Janeiro, Brasil, Marzo-2017