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STEAG Energy Services do Brasil
Reporte Final de Auditoría San Isidro II – Enel Ciclo Combinado
Para Coordinador Eléctrico Nacional, Chile
Marzo 2017, rev. 1
Reporte final de auditoría
Unidad:
Revisión: Fecha: Página:
San Isidro II – Enel 0 Marzo 2017 1 de 21
Autores: Departamento: Teléfono:
A. Bednarck, C. Viana, C. Toro,
W. Buitrago J. Coelho, C. Espejo. SESBR O&M / SESBR ENG. +55 21 3034 8901
170410 Reporte Auditoria San Isidro II_final.docx
Distribución:
V. López
I. Zambrano
Título:
Reporte final de auditorías central San Isidro II Ciclo Combinado (1 GTx1ST)
Contenido
OBSERVACIONES ............................................................................................................. 2
1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 3
2 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................... 4
2.1 Objetivo de la auditoría .............................................................................................................. 4
2.2 Principales hallazgos .................................................................................................................. 5
2.3 Conclusiones ............................................................................................................................... 5
3 PROCEDIMIENTO DE AUDITORÍA ................................................................... 7
3.1 Proceso de auditoría ................................................................................................................... 7
3.2 Definición de los parámetros ..................................................................................................... 8
4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE LA DOCUMENTACIÓN, VISITA EN LA CENTRAL Y PRUEBAS. .................................................................................. 10
4.1 Mínimo Técnico ......................................................................................................................... 10
4.2 Tiempo de partida en frío ......................................................................................................... 12
4.3 Tiempo de estabilización: ........................................................................................................ 14
4.4 Tiempo mínimo fuera de servicio: ........................................................................................... 16
4.5 Restricciones de número de partidas: .................................................................................... 16
4.6 Costo de Partida (Cp): .............................................................................................................. 17
5 STEAG ENERGY SERVICES DO BRASIL ...................................................... 20
6 ILUSTRACIONES Y TABLAS .......................................................................... 20
7 ANEXOS ........................................................................................................... 20
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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 centra-
les generadoras, el Coordinador Eléctrico Nacional usa diferentes parámetros operacionales para monito-
rear las condiciones y flexibilidad operacional de las centrales de generación.
Cada central generadora informa sus parámetros de acuerdo a sus capacidades y restricciones. Para con-
ducir el establecimiento correcto de los valores de parámetro, el Coordinador Eléctrico Nacional tiene que
monitorear continuamente la información suministrada por las centrales generadoras.
Dentro de sus funciones el Coordinador Eléctrico Nacional, realiza auditorías y verificaciones de las unida-
des generadoras y ha decidido realizar el proceso de auditoría denominado “Auditorías Técnicas de Pará-
metros de Centrales de Ciclo Combinado y Vapor – Carbón” junto al Auditor STEAG Energy Services do
Brasil. Los objetivos de la auditoría para la unidad San Isidro I de Enel se indican en el Ítem 2.1.
La metodología empleada en la presente auditoría se explica en el Ítem 3 del presente documento.
La central de San Isidro II se encuentra localizada en Quillota, Región de Valparaíso. Esta central está cons-
tituida por un ciclo combinado compuesto por 1 turbina de gas biocombustible (Fabricante: Mitsubishi), 1
turbina a vapor (Fabricante: Mitsubishi) y una unidad generadora de vapor (HRSG – Fabricante: Mitsubishi).
De acuerdo con los resultados de performance indicados por el fabricante, esta central tiene una capacidad
de generación utilizando gas natural de 399,1 MW1.
Durante el trascurso de la auditoria, mediante el comunicado “GC-N˚0005” enviado por Enel para el Coordi-
nador Eléctrico Nacional con fecha 03/01/2017, informa que el mínimo técnico de la unidad San Isidro II ha
sido actualizado en función de la optimización de la combustión por parte del fabricante en la turbina a gas.
Para efectos de la evaluación de esta auditoria fue considerado el valor informado en este comunicado.
Ilustración 1 - Layout San Isidro II
2
1 Mitsubishi Heavy Industries LTD. “PERFORMANCE TEST REPORT for STAGE3” Pg-3,4. Rev. 0. Diciembre 2009.
2 Imagen disponibilizada por Enel.
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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 unida-
des generadoras en la condición operacional con el combustible principal (gas).
Este proceso de auditoría contó con la participación de:
Coordinador Eléctrico Nacional (Coordinador);
STEAG Energy Services do Brasil (Auditor);
Enel – Central San Isidro I (Coordinado).
Parámetros a Auditar
Mínimo Técnico (MinTec)
Tiempo de Partida en Frío (Tp)
Tiempo de Estabilización (Te)
Tiempo Mínimo Fuera de Servicio (TminFS)
Costo de Partida (Cp)
Restricciones referidas al número de partidas máximo por día, semana, mes o año
Tabla 2 - Parámetros a ser evaluados
Central San Isidro II
Parámetro MinTec (MW)
Tp (Hh:min)
Te (Hh:min)
Tmin FS (Hh:min)
Cp (USD) # Partidas
por día # Partidas
por semana # Partidas por mes
Informado 169 4:54 01:00 01:30 39.673 - - -
Tabla 3 - Valores Informados
La verificación de los parámetros se ha realizado mediante una verificación técnica y de acuerdo a las defi-
niciones de los mismos indicadas en el Ítem 3.2. De esta forma es importante aclarar que de acuerdo a la
definición de los parámetros y a sus restricciones operacionales relacionadas, se consideran únicamente
condiciones, restricciones y situaciones técnicas dentro del proceso de análisis de la consistencia de los
valores de los parámetros. Otros factores tales como restricciones operativas del sistema de transmisión o
restricciones medioambientales no han sido consideradas para la verificación de los parámetros. Esto fue
confirmado por el Coordinador Eléctrico Nacional al Auditor vía email con fecha 12/12/2016, asunto “Normas
Ambientales y Emisiones”.
Este Informe de auditoría describe el desarrollo detallado de las actividades de la auditoría, así como los
resultados de la misma. Este informe contiene entre otros aspectos, los análisis, resultados y conclusiones
asociadas a la auditoría técnica, incluyendo la información y antecedentes de respaldo utilizados para su
preparación. El proceso de auditoría fue desarrollado conforme a lo indicado en el Protocolo Aprobado, las
Bases de Licitación y normativa vigente
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2.2 Principales hallazgos
La siguiente tabla resume los hallazgos principales de la auditoría y compara estos con los valores informa-
dos por el propietario de la central. La definición de los parámetros se indica en la sección 3.2.
Las fuentes para verificar la consistencia de los valores informados son las siguientes (indicadas en cada
caso en la tabla):
a) Cuestionario enviado por el auditor y las respuestas correspondientes por parte del Coordinado.
b) Análisis de los datos del DCS, controladores, o demás sistemas suministrados por el Coordinado.
c) Documentación de los fabricantes enviados por el Coordinado (por ejemplo manual de operación y
mantenimiento)
d) Realización de prueba operacional durante visita técnica en la central.
e) Respuestas del personal del Coordinado durante la visita técnica.
Central San Isidro II
Parámetro MinTec (MW)
Tp (Hh:min)
Te (Hh:min)
Tmin FS (Hh:min)
Cp (USD)
# Partidas por día
# Partidas por semana
# Partidas por mes
Informado 169 4:54 01:00 1:30 39.673 - - -
Consistente No No No No No Si Si Si
Fuente a,b,c,d,e a,b,c,e a,b,c,e a,c,e a,b,e a,c,e a,c,e a,c,e
Tabla 4 - Hallazgos
2.3 Conclusiones
2.3.1 Mínimo Técnico
De acuerdo con lo indicado en el ítem 4.1, es posible concluir que el valor de mínimo técnico informado (169
MW) no es consistente con las premisas de evaluación definidas y el resultado del análisis detallado.
Durante la auditoría fue identificado en las curvas de tendencia de la prueba operacional que es posible
operar la unidad con carga de mínimo técnico diferente y menor al valor informado. El Coordinado además
justifica el parámetro informado, basándose principalmente en la condición de emisiones y restricciones
ambientales.
2.3.2 Tiempo de Partida en Frío
De acuerdo con el ítem 4.2, es posible concluir que el valor de Tiempo de Partida en Frío informado de
04:54 horas no es consistente con el valor de mínimo técnico actualizado de 169 MW y junto con el análisis
y curvas de tendencia verificadas. El tiempo de arranque necesita ser actualizado considerando la nueva
condición del mínimo técnico.
2.3.3 Tiempo de estabilización
A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas fue posible constatar que el valor de 01:00 hora
informado no es consistente. En los análisis no fueron identificadas evidencias que confirmen o justifiquen
que no sea posible un cambio de carga en un periodo inferior al declarado, desde que sean respetados los
limites operacionales durante la variación de carga.
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2.3.4 Tiempo mínimo fuera de servicio
De acuerdo con el ítem 4.4 del valor de tiempo mínimo fuera de servicio informado no es consistente con el
análisis realizado, una vez que no fueron constatadas condiciones operacionales o restricciones técnicas
por parte del fabricante del turbogenerador a gas.
2.3.5 Restricciones referidas al número de partidas
La auditoría se basó en la evaluación de las restricciones o recomendaciones técnicas para el análisis de
consistencia del parámetro informado. De esta forma, el ítem 4.5 describe el análisis que lleva a la conclu-
sión de la consistencia entre los valores límites de partidas informados e identificados en la auditoría. El
Coordinado no informa límites de partida.
A pesar que los manuales de los turbogeneradores informan la influencia del número de partidas en el des-
gaste de los equipos y consecuentemente en la definición de los intervalos de inspección, no existen restric-
ciones técnicas que limiten las unidades de generación a un valor determinado de partidas. De esta forma,
atendidos los requisitos adoptados como criterios para definición de la condición fría de la unidad generado-
ra (ST con la temperatura en el rotor inicial menor que 120ºC) no existen restricciones referidas con el nú-
mero de partidas.
2.3.6 Costo de Partida
De acuerdo a los análisis del costo de partida presentados en el ítem 4.6, fue posible concluir que el valor
de USD 36.673 para el costo de partida es no consistente, al ser comparado con el valor estimado indicado
en el Ítem 4.6 y también al considerar los puntos indicados durante el análisis referente a la metodología
adoptada por el Coordinado de descontar el valor de venta de la energía eléctrica durante el proceso. Los
análisis en relación al parámetro Tiempo de Partida en Frío también están relacionado por su influencia en
el Costo de Partida, y los datos de consumo de GNL utilizados durante el proceso de partida en frío.
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3 Procedimiento de auditoría
3.1 Proceso de auditoría
Las actividades fueran realizadas de acuerdo a lo previsto dentro del plan de trabajo que fue definido en el
protocolo aprobado, Dicho plan de trabajo incluyó lo siguiente:
preparación de cuestionario técnico;
suministro de documentación técnica de la central para los auditores;
análisis del cuestionario y documentación;
visita a terreno para comprobación de datos técnicos;
reunión de alineamiento técnico entre las partes;
prueba operacional;
análisis de todos los datos; y
preparación de reporte final de auditoría.
El auditor realizó el análisis de los datos del proyecto, de las recomendaciones de los fabricantes, contratos,
procedimientos y otros documentos necesarios para validar la información reportada.
Con base en el histórico, prueba operacional y análisis de documentación técnica, el equipo de auditoría
realizo las evaluaciones necesarias para consolidar los valores auditados y, efectivamente realizar la com-
paración de los datos informados con los datos operacionales identificados. Además de eso, durante la visi-
ta fueron confirmadas las análisis previamente realizadas y obtenidas informaciones y datos faltantes en la
documentación inicialmente recibida.
Esta auditoría fue desarrollada en 3 etapas principales descritas a continuación y como resultado se presen-
ta el siguiente reporte.
Etapa 1: Análisis de información suministrada por el Coordinado, Incluyendo pero no limitado a: Informacio-
nes del fabricante, histórico operacional, manuales del operador, bitácoras operacionales, resultados de
comisionamiento, entre otras.
Fueron analizados históricos de operación de variables como temperaturas, presiones, vibraciones, actua-
ción de válvulas, flujos, generación de carga, velocidad de rotación, parámetros químicos, entre otros, du-
rante diferentes periodos y condiciones operacionales. Los valores informados fueron analizados de acuer-
do con la experiencia técnica de STEAG, documentación del fabricante, documentación del proyecto, ma-
nuales operacionales del Coordinado, bitácoras de turno e identificando la conformidad con los parámetros
informados y tomando en consideración factores como: secuencias de eventos, alteraciones en los paráme-
tros recomendados de operación, entre otros.
Etapa 2: Visita a las instalaciones: Reunión técnica con los operadores y mantenedores de la central, con-
firmación y solicitud de información faltante, identificación en durante la visita de la unidad y el proceso.
El equipo de auditoría visito las instalaciones del Coordinado conforme previsto en el protocolo de auditoría
Anexo I – Protocolo Final de Auditoría aprobado por el Coordinador Eléctrico Nacional. El proceso de visita
a las instalaciones se inició con la presentación de los integrantes del equipo de auditoría, tanto del auditor,
del Coordinador Eléctrico Nacional como del Coordinado. Posteriormente se dio inicio a la reunión con la
presentación del programa de visita de acuerdo con el protocolo de auditoría sección: “Pauta de pruebas -
Anexo 3”, dando secuencia a la sesión de preguntas y aclaraciones entre las partes.
Para continuar con la visita de las instalaciones, fue realizada la presentación de seguridad industrial por
parte del Coordinado. Dando continuidad con el programa establecido, el equipo de trabajo se dirigió a la
sala de control de la unidad siendo verificadas las condiciones operacionales para la prueba. El Coordinado
dio inicio a la prueba de acuerdo con la programación de prueba del Coordinador Eléctrico Nacional (Ver
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etapa 3). Adicionalmente fue realizada una visita guiada por el Coordinado en las instalaciones de la central,
incluyendo los principales sistemas y equipos.
Etapa 3: Pruebas: Verificación practica de los parámetros informados, constatados e identificación de nue-
vos hallazgos.
Como indicado en la etapa 2, la prueba fue iniciada en la sala de control de la unidad donde fue formalizado
el inicio de la prueba verificando las condiciones operacionales encontradas y siguiendo el programa esta-
blecido en el protocolo de auditoría sección: “Pauta de pruebas - Anexo 3”.
Durante la prueba fue verificado el comportamiento de las variables operacionales (principalmente las varia-
bles indicadas en el punto 5 de: “Pauta de pruebas - Anexo 3”), alarmas del sistema de control, secuencia
de eventos, estabilización de parámetros, entre otros.
Después de terminada la prueba se realizó una reunión de encerramiento con las partes donde fueron con-
solidados los puntos requeridos por el auditor durante la visita para dar continuidad con el proceso de la
auditoría. Fue establecido por el Coordinador Eléctrico Nacional un plazo para él envió de esta documenta-
ción.
3.2 Definición de los parámetros
Definiciones (de acuerdo a las bases de licitación del Coordinador)
Parámetro Definición
Mínimo Técnico
(MinTec)
Es el mínimo valor de potencia eléctrica activa bruta, medido en Megawatts, en
que la unidad puede operar en forma permanente, segura y estable, inyectando
dicha potencia al Sistema Interconectado.
Tiempo de Partida en
Frío (Tp)
Es el tiempo, expresado en horas, transcurrido entre el instante en que se da
orden de partida a la unidad y el instante en que la unidad alcanza el Mínimo
Técnico. Para caracterizar un proceso de partida como Partida en Frío se con-
sidera que la orden de partida de la unidad se dio con la caldera y turbinas frías
en el caso de las unidades de vapor-carbón.
Tiempo de Estabilización
(Te)
Es el tiempo, medido en horas, que debe transcurrir desde el último movimiento
de carga de la unidad, ya sea aumentando o disminuyendo su generación, has-
ta que dicha unidad pueda realizar el movimiento de carga contrario. Es decir,
si la unidad inició un aumento de su generación, la unidad no puede recibir una
orden de reducción de generación hasta que haya transcurrido el tiempo de
estabilización. De manera análoga, si la unidad inició una disminución de su
generación, no puede recibir una orden de aumento de generación antes de
que haya transcurrido el tiempo de estabilización
Tiempo Mínimo Fuera de
Servicio (TminFS)
Es el tiempo, expresado en horas, durante el cual la unidad debe mantenerse
fuera de servicio antes de que sea posible iniciar un proceso de partida.
Restricciones referidas al
número de partidas má-
ximo por día, semana o
mes
Es el número máximo de proceso de partida en frío que puede realizar la uni-
dad en un período de un día una semana o un mes.
Costo de Partida
(Cp)
Es el costo, expresado en dólares, en que incurre el propietario de la unidad
para ejecutar el proceso de Partida en Frío.
Tabla 5 – Definiciones
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Comentarios a las Definiciones
Parámetro Comentarios
Mínimo Técnico
(MinTec)
El criterio de evaluación adoptado considera apenas restricciones o recomen-
daciones técnicas que imposibilitan operaciones permanentes, seguras y esta-
bles. La evaluación de este parámetro no considera restricciones legales o am-
bientales o para cualquier efecto no considerado técnico.
Para el criterio de operación, segura, permanente y estable fue considerada la
operación de la unidad de acuerdo con los procedimientos normales de opera-
ción establecidos por el Coordinado, documentación técnica de los fabricantes y
proyecto.
Tiempo de Partida en
Frío (Tp)
Para el tiempo de partida fría fueron consideradas las siguientes condiciones:
Turbogenerador de gas en giro lento de acuerdo con las recomendaciones del
fabricante.
Temperatura del metal de la turbina a vapor en el rotor inicial menor que 120ºC
de acuerdo con los criterios del fabricante.
Como orden de partida de la unidad fue considerado el momento de cambio
inicial de rotación de la turbina de gas.
Fueron desconsiderados periodos operacionales en cargas menores que el
mínimo Técnico hasta alcanzar el valor informado.
Evaluado hasta el mínimo técnico informado.
Tiempo de Estabilización
(Te)
El criterio de evaluación se basó en restricciones o recomendaciones técnicas
para análisis de consistencias del parámetro informado.
Tiempo Mínimo Fuera de
Servicio (TminFS)
El criterio de evaluación se basó en restricciones técnicas o recomendaciones
operacionales para el análisis de consistencias de los parámetros informados.
Se considera como la unidad fuera de servicio, la unidad en condición inmediata
después de una secuencia de parada normal concluida.
Restricciones referidas al
número de partidas má-
ximo por día, semana o
mes
El criterio de evaluación se basó en restricciones o recomendaciones técnicas
para análisis de consistencias de los parámetros informados.
Costo de Partida
(Cp)
El criterio de evaluación se basó en registros operacionales e información del
parámetro “Tiempo de Partida en Frío (Tp)”, y condiciones comerciales especí-
ficas de la unidad.
Evaluado hasta el mínimo técnico informado.
Tabla 6 - Comentarios a las Definiciones.
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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 técnico y de operación fueron utilizados principalmente los docu-
mentos del fabricante (Mitsubishi) y la información de los parámetros de operación de la unidad.
De acuerdo con el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría respondido por el coor-
dinado y con base en los análisis realizados por STEAG, existe diferencia entre la definición o interpretación
utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacional
respecto del parámetro auditado. La respuesta del Coordinado informa que para la medición del parámetro
del mínimo técnico son consideradas como restricciones las emisiones diarias del contaminante CO y NOx,
cuando por definición del parámetro e indicado por el Coordinador Eléctrico Nacional las emisiones no de-
ben ser consideradas para la evaluación de este parámetro.
En el comunicado “GC-N˚0005” enviado por el Coordinado, es informado la optimización de la flexibilidad
operacional obtenida como resultado de un “Tuning” de combustión realizado por el fabricante MHI de la
turbina a gas. Según el Coordinado, con esta intervención se ha logrado un nuevo mínimo técnico de la
potencia activa bruta (169 MW en condiciones ISO), cumpliendo con los criterios de definición del parámetro
de mínimo técnico.
Posteriormente en el día 10/01/2017 mediante el comunicado “GC-N-0013” fue enviado el informe técnico y
sus respectivos anexos para respaldo de la actualización del mínimo técnico considerada.
De acuerdo con el informe técnico, el Coordinado informa dos valores de carga para condiciones diferentes.
El Coordinado informa un valor de “Mínimo Ambiental” de 169 MW y un valor de “Mínimo Técnico” de 69
MW, ambos en condiciones ISO. El Coordinado indica en este mismo informe técnico que el “Mínimo Am-
biental” es el mínimo punto en que la unidad puede operar, respetando los límites establecidos en: “RCA y
DS 13”.
Para la evaluación de la condición operacional, fueron utilizados registros operacionales de la unidad de los
días 10/01/2017 y 13/01/2017 (día de la prueba), a partir de esta información fueron realizadas las curvas
de tendencia de mínimo técnico de la unidad.
De acuerdo con los datos operacionales recibidos del día 10/01/2017, fue identificado una operación estable
durante un periodo de aproximadamente 02:00 horas donde fue constatado un valor de 168,3 MW en pro-
medio (ver Ilustración 2).
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Ilustración 2 - Mínimo Técnico
Adicionalmente fue confirmado en los registros, en las bitácoras de operación de la unidad, que a partir de
las 02:51:00 del día 10/01/2017 la unidad estaba estable en mínimo técnico. De acuerdo con la curva de
tendencia recibida en ese momento la generación estaba en 169,4 MW.
En el día 13/01/2017 fue realizada una visita a las instalaciones. En este día fue realizada una prueba ope-
racional (ver Ilustración 3) de acuerdo con el protocolo de auditoría aprobado donde previamente fueron
definidas y solicitadas variables de operación a ser monitoreadas, las que fueron registradas por el sistema
de control e histórico de operación.
Ilustración 3 - Prueba operacional (Min. Técnico)
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Con base en la evaluación realizada en la auditoria es posible concluir que el valor informado de 169 MW
(ISO) no está de acuerdo con la definición del parámetro de mínimo técnico, donde se establece que el valor
de mínimo técnico debe corresponder a un valor fijo. Como la indicación del valor informado está en condi-
ciones ISO, éste está restringido a una condición operacional específica que es variable en la práctica. Con-
forme este criterio adoptado por el Coordinado, el valor de mínimo técnico depende a las condiciones ISO,
pudiendo variar principalmente en la práctica en función de la temperatura ambiente en el momento de la
operación.
Además a través de la prueba operacional, durante la visita técnica, fue posible confirmar que la unidad
operó en cargas más bajas, como por ejemplo e indicado en la bitácora de operación: “13:50:00 San Isidro
2: Ciclo combinado estable en 143MW. Se debe resaltar sin embargo que esta observación se hace en refe-
rencia a las condiciones operacionales del periodo de la prueba. Como la unidad pasó por un proceso re-
ciente de tuning en relación únicamente a la turbina de gas (de acuerdo a la información disponible), es
importante también resaltar que sea considerado el resultado del estudio actualmente siendo realizado en
conjunto con los fabricantes MHI y EPRI como indicado en el informe técnico de Enel “Determinación Límite
Ambiental y Mínimo Técnico San Isidro Unidad 2”, considerando los efectos de la reducción de carga en
todos los equipos principales incluyendo el ciclo combinado por completo y no sólo la turbina a gas.
Por las razones mencionadas anteriormente, y de acuerdo con los criterios de evaluación establecidos, de
esta forma la evaluación concluye que el valor informado de 169 MW no es consistente.
Las verificaciones realizadas caracterizan la inconsistencia del valor informado, sin embargo la identificación
de los valores de la prueba en operacional no definen el valor del mínimo técnico de la unidad generadora.
4.2 Tiempo de partida en frío
Para el análisis del estudio del parámetro técnico y de operación fueron utilizados principalmente los docu-
mentos del fabricante (Mitsubishi) y la información de los parámetros de operación de la unidad.
De acuerdo con el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría respondido por el Coor-
dinado y con base en los análisis realizados por STEAG, no existe diferencia entre la definición o interpreta-
ción utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacio-
nal respecto del parámetro auditado.
Considerando la definición del parámetro: “Es el tiempo, expresado en horas, transcurrido entre el instante
en que se da orden de partida a la unidad y el instante en que la unidad alcanza el Mínimo Técnico”. Como
parámetro de orden de partida es considerado el momento en el cual la turbina a gas inicia el arranque
(aumento de la rotación) finalizando en el momento que alcanza el valor del mínimo técnico informado por el
Coordinado, en este caso 169 MW.
No fue informado el tiempo de partida recalculado para el valor del mínimo técnico actualizado por el Coor-
dinado. Las evaluaciones consideradas en esta auditoria serán para la identificación de un valor aproximado
con base en curvas de tendencias de partidas en frio realizadas antes de la actualización del parámetro del
mínimo técnico.
Para el día 13/08/2015 el inicio de la unidad fue a las 00:06, momento en el cual el turbogenerador de gas
empezó su rampa de aceleración, por otro lado a las 04:52 la unidad alcanzó el mínimo técnico informado.
De esta forma el tiempo de partida seria de 04:46 horas.
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Ilustración 4 - Partida a Frío
A pesar de no haber sido constatada la temperatura del metal en la curva de partida del día 13/08/2015 el
criterio de partida a frío puede ser confirmado a través de la identificación del tiempo y procedimientos ne-
cesarios para precalentamiento típicos de una partida a frío.
Para el día 23/08/2016 el inicio de la unidad fue a las 04:39 momento en el cual el turbogenerador de gas
empezó su rampa de aceleración, por otro lado a las 09:01 la unidad alcanzo el mínimo técnico informado.
De esta forma el tiempo de partida seria de 04:22 horas.
Ilustración 5 - Partida a frío
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A pesar de no haber sido constatada la temperatura del metal en la curva de partida del día 23/08/2016 el
criterio de partida a frío fue confirmado a través de la identificación del tiempo y procedimientos necesarios
para precalentamiento típicos de una partida a frío.
Adicionalmente el Coordinado envió datos operacionales del día 26/12/2016 (después del tuning de la GT)
caracterizando esta partida como una partida a frío. Sin embargo en el manual del fabricante3 Mitsubishi,
una partida a frío está definida por la temperatura del metal de rotor inicial en la turbina de vapor. Esta tem-
peratura debe ser inferior a 120˚C para que la partida pueda ser catalogada como partida a frío. En este día
fue verificado que la temperatura del metal tenía un valor superior o lo indicado por el manual no caracteri-
zando el arranque como partida a frio.
A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas fue posible constatar que el valor 04:54 horas
informado no es consistente considerando la actualización del parámetro del mínimo técnico. Las evaluacio-
nes posibilitaron identificar que para la Central San Isidro II la partida fría desde que se da partida al turbo-
generador hasta alcanzar el mínimo técnico informado (169 MW) es de 04:30 horas aproximadamente.
Los valores identificados de 04:46 horas para el día 13/08/2015 y el valor de 04:22 horas para el día
23/08/2016 caracterizan la no consistencia del tiempo de partida a frío informado respecto al mínimo técnico
informado (169 MW), sin embargo la identificación de este valor no define el valor del tiempo de partida a
frio de la unidad generadora debido a que el tiempo de partida a frio debe ser actualizado cuando el valor
del mínimo técnico para esta unidad sea determinado.
4.3 Tiempo de estabilización:
Para el análisis del estudio de los parámetros técnicos y de operación fueron utilizados principalmente los
documentos del fabricante (Mitsubishi) y la información de los parámetros de operación de la unidad.
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.
El Coordinado relaciona el tiempo de estabilización con los parámetros de conductividad de los domos de
alta, media y baja presión. Los datos enviados inicialmente por el Coordinado no contemplaban la informa-
ción de conductividad de los domos. Fue solicitado al Coordinado incluir las mediciones de conductividad en
los registros enviados y prueba operacional. El Coordinado envió datos operacionales incluyendo las medi-
ciones de conductividad del día 23/01/2017.
En el documento “Resultados de prueba Estabilización de Carga en el Ciclo Vapor CSI” preparado por En-
desa en marzo de 2014 para evaluación de la estabilización de carga, son presentados los límites de los
parámetros en una tabla de referencia4. Los datos operacionales del día 23/01/2017 muestran que los lími-
tes de conductividad no fueron sobrepasados de acuerdo con las curvas de tendencias elaboradas, ver
ilustración 6.
De esta forma no fue posible constatar restricciones técnicas en relación con los límites de conductividad en
los domos.
3 Mitsubishi Heavy Industries LTD. “GENERAL CLASSROOM TRAINING” Pg-416.
4 La tabla de referencia utilizada presenta los valores químicos de control establecidos por el fabricante Mitsubishi según la información del Coordinado. No fue identificada esta
información en los manuales recibidos.
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Ilustración 6 - Tiempo de estabilización (Conductividad Domos)
Ilustración 7 - Tiempo de estabilización Variaciones de carga
Las curvas de tendencia indican que los parámetros principales como temperatura y presión de vapor de
alta, media y baja reflejan variaciones considerables en función de la significativa variación de carga regis-
trada.
A través de los análisis y curvas de tendencias verificadas fue posible verificar que la Central San Isidro II
logra estabilizar parámetros de temperatura y presión en un tiempo aproximado de 01:00 hora. Sin embargo
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el tiempo identificado no impide realizar cambios de carga desde que sean seguidas las limitaciones técni-
cas operacionales.
De acuerdo con la definición de este parámetro: “Es el tiempo, medido en horas, que debe transcurrir desde
el último movimiento de carga de la unidad, ya sea aumentando o disminuyendo su generación, hasta que
dicha unidad pueda realizar el movimiento de carga contrario”. No fueron identificadas restricciones técnicas
que impidan movimientos de carga y por esto motivo, el tiempo informado no es consistente, debido a que el
tiempo indicado de estabilización no representa una restricción técnica.
4.4 Tiempo mínimo fuera de servicio:
Para el análisis del estudio de los parámetros técnicos y de operación fueron utilizados principalmente los
documentos del fabricante (Mitsubishi).
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.
El Coordinado relaciona el tiempo mínimo fuera de servicio al control sobre la dilatación entre la carcasa y el
rotor de la GT.
En el manual5 del turbogenerador, enviado por el Coordinado, está indicado que el turbogenerador de gas
debe permanecer fuera de servicio por un periodo de 01:30 horas posterior a una parada, contabilizando a
partir del momento en que la turbina a gas comienza a reducir la velocidad de giro de 3000 RPM (inicio del
proceso de parada normal). No fueron identificadas restricciones técnicas una vez que la unidad tenga fina-
lizada la secuencia de parada normal (fuera de servicio) y está en condición de giro lento.
De esta forma los análisis realizados llevan a la conclusión de no consistencia del valor de tiempo mínimo
fuera de servicio informado.
4.5 Restricciones de número de partidas:
Para el análisis del estudio de los parámetros técnico y de operación fueron utilizados principalmente los
documentos del fabricante (Mitsubishi).
De acuerdo con el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría respondido por el coor-
dinado y con base en los análisis realizados por STEAG, existe diferencia entre la definición o interpretación
utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacional
respecto del parámetro auditado. La respuesta del Coordinado informa que para la medición del parámetro
del número de partidas son consideradas como restricciones las emisiones ambientales, cuando por defini-
ción del Anexo Tecnico6 las emisiones no deben ser consideradas para la evaluación de este parámetro.
De acuerdo con el Coordinado no existen limitaciones técnicas para el número de partidas de la unidad. El
Coordinado relaciona el número de partidas a la cantidad de emisiones ambientales autorizadas por día.
Los fabricantes de turbinas utilizan indicadores para el control de la operación y mantenimiento. En el caso
de la central San Isidro II el indicador EOH “Equivalent Operating Hours” que es definido principalmente por
la combinación de horas de operación, partidas y paradas, determina la frecuencia y el tipo de intervencio-
nes necesarias en el turbogenerador.
A pesar que los manuales de los turbogeneradores informan la influencia del número de partidas en el des-
gaste de los equipos y consecuentemente en la definición de los intervalos de inspección, no existen restric-
5 Mitsubishi Heavy Industries LTD. “GENERAL (CLASS ROOM TRAINING)” Pg-513.
6 Documento de referencia: “Parámetros de Partida y Detención” articulo 9
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ciones técnicas que limiten las unidades de generación a un valor determinado de partidas. Por lo tanto el
parámetro analizado es considerado como consistente de acuerdo con lo informado por el Coordinado.
4.6 Costo de Partida (Cp):
Para el análisis del estudio del parámetro de costo de partida, fueron utilizados principalmente las informa-
ciones operacionales de consumo de combustible GNL, los registros de partida en frío mencionados en el
Ítem 4.2 y documentos entregados por el Coordinado referente a los costos de los combustibles e insumos
utilizados dentro su estructura de costos.
En el cuestionario Inicial de Auditoría - Anexo 2 Protocolo de Auditoría, el Coordinado no respondió inicial-
mente los puntos en relación al costo de partida, sin embargo durante la fase de visita y reunión con el per-
sonal del Coordinado fue confirmado por este que no existe diferencia entre la definición o interpretación
utilizada por el Coordinado y la definición o interpretación utilizada por el Coordinador Eléctrico Nacional
respecto del parámetro auditado. Vale la pena mencionar que como la definición del parámetro no indica
elementos específicos del tipo de costos que deben ser considerados dentro del costo de partida, queda a
criterio del Coordinado escoger e informar la forma de cálculo del mismo. Durante la etapa de visita a la
unidad, fue solicitado al Coordinado adicionalmente envió de su tabla justificativa de costos de partida junto
con la evidencia de los precios de los insumos e ítems considerados.
La tabla justificativa del costo de partida fue informada por el Coordinado en las entregas de documentos
posteriores a la visita, donde fueron indicadas diferentes versiones de tablas de costos. En la entrega del
07/02/2017, el Coordinado presentó una revisión tabla de costos de partida durante el proceso de auditoría,
en el archivo “CostoArranqueSanIsidro2.xlsx” indicando los insumos del costo del proceso de partida en frío.
La tabla se presenta continuación, indicando un costo total de partida de USD 9.832
Tabla 7 - Costo de partida informado ENEL - San Isidro II
El consumo de gas natural es el principal componente del costo de partida, se indica como de 105.463 m3
que proviene del registro de una partida a frío del día 23/08/2016, donde los datos suministrados del medi-
dor de flujo de gas indican que la cantidad es aceptable y también está en línea con el análisis comentado
en el Ítem 4.3 sobre el parámetro Tiempo de Partida en Frío.
En el caso de la energía eléctrica también se pudo constatar por medio del medidor de sistemas auxiliares
que es utilizado aproximadamente la cantidad indicada dentro del proceso normal de partida en frío, como
también la cantidad de agua de makeup o reposición de, siendo que el costo de esta última es poco signif i-
cativo dentro del costo total de partida.
Durante la última entrega de documentación del día 23/02/2017 el Coordinado indicó en el documento “Co-
mentarios a las Preguntas STEAG” que el precio del GNL se actualizaba para 220,82 USD/1000m3 y el de
energía eléctrica para 43,528 CLP/kWh. En el caso de la energía eléctrica se presentó soporte y para el
precio el GNL de acuerdo a lo descrito a continuación. No fue identificado el envío de una nueva tabla con el
costo total alterado.
Sin embargo en relación a la verificación de precio, el Coordinado entregó la siguiente tabla de costos de
combustible donde se detalla el cálculo del valor del GNL utilizado de 220,82 USD/1000m3. También entre-
gó copia de la comunicación del área de Combustibles Chile del Coordinado al área de Operaciones del
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Coordinador Eléctrico del el día 22 de diciembre de 2016 y contenidos en planilla “Precios Combustibles
ENEL GC CDEC SIC_v22122016.xlsx” donde señala estos precios como vigentes para el periodo de la
semana 23/12/2016 29/12/2016.
Tabla 8 - Detalle Costo GNL
Adicionalmente fue informado que la declaración corresponde a un promedio ponderado del precio del GNL
disponible de Enel para la semana del 22 al 28 de diciembre conforme es indicado en la siguiente tabla,
para justificar el precio base de GNL de 5,4623 USD/MMBTU. El coordinado indicó que el mix de consumo
se obtiene del criterio de asignación de embarques acordado entre Enel y el Coordinador Eléctrico Nacional.
Tabla 9 - Detalle Asignación Precios GNL
Como soporte de los precios presentados en la Tabla 9, el Coordinado, presentó documentos suficientes
que permitieron constatar y verificar los mismos por el Auditor, tanto para el precio de “Nave 18 Nov” como
el precio indicado de “Compra GE Dic”. De esta forma el Auditor entiende que el precio de 220,82
USD/1000m3 para el GNL es aceptable para el periodo especificado, sin embargo dada la metodología
presentada se entiende que el precio de GNL podrá variar de acuerdo a los periodos y mix de consumo
indicado. Se entiende además que el precio indicado para el m3 de GNL en el caso corresponde a Sm3
(metro cubico estándar) conforme indicado por el Coordinado. Aunque los documentos presentados son
consistentes no se pudo comprobar adicionalmente por medio de facturas por ejemplo.
En el caso de los precios de energía eléctrica y del costo de agua de reposición, el Coordinado presentó
documentos coherentes que soportan los precios indicados.
Considerando entonces las cantidades y precios revisados del GNL, revisados de la energía eléctrica y
agua de reposición mencionados de la tabla 8, se puede llegar a un costo estimado de partida de aproxima-
damente USD 24.554 como se muestra en la tabla a continuación para fines de comparación dada la actua-
lización de precios.
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Tabla 10 - Costo de partida estimado
Vale la pena mencionar que debido a que el parámetro se refiere específicamente a costos durante el pro-
ceso de partida en frío y en su definición no se mencionan ítems específicos o metodología que debe ser
seguida para su cálculo, se entiende que no se debe descontar del costo la energía eléctrica inyectada du-
rante el proceso de partida. Se entiende que este ingreso por venta de energía generalmente debe ser con-
tabilizado por la empresas generadoras dentro de su estructura de ingresos operacionales.
Al comparar el costo de partida inicialmente informado y declarado junto al Coordinador Eléctrico Nacional
al inicio del proceso de auditoría, de USD 36.673, como indicado en el Ítem 2.1, y revisar contra los valores
anteriormente mencionados se concluye que este valor no es consistente.
El valor identificado de USD 24.554 caracteriza la no consistencia del costo de partida informado respecto al
mínimo técnico informado, sin embargo la identificación de este valor no define el valor del costo de partida
de la unidad generadora debido a que el costo de partida debe ser actualizado cuando el valor del mínimo
técnico para esta unidad sea determinado.
Cantidad Unidad Costo Unitario Unidad Total USD
Energía Electrica SSAA 19 MWh 43,53 $/kWh 1.262
Combustible Gas 105.463 Sm3 220,82 US$/dam3 23.288
Agua 14 t 0,21 US$/t 3
Total 24.554
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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 prin-
cipales servicios con eficiencia. Actuamos en el mercado de generación de energía a través de diferentes
fuentes. STEAG Energy Services de Brasil ya realizó servicios en América del Sur que cubren más de 5 GW
de generación de energía.
6 Ilustraciones y Tablas
Ilustración 1 - Layout San Isidro II ..................................................................................................................... 3 Ilustración 2 - Mínimo Técnico ......................................................................................................................... 11 Ilustración 3 - Prueba operacional (Min. Técnico) ........................................................................................... 11 Ilustración 4 - Partida a Frío ............................................................................................................................ 13 Ilustración 5 - Partida a frío ............................................................................................................................. 13 Ilustración 6 - Tiempo de estabilización (Conductividad Domos) ................................................................... 15 Ilustración 7 - Tiempo de estabilización Variaciones de carga ....................................................................... 15
Tabla 1 - Abreviaciones ..................................................................................................................................... 2 Tabla 2 - Parámetros a ser evaluados .............................................................................................................. 4 Tabla 3 - Valores Informados ............................................................................................................................ 4 Tabla 4 - Hallazgos ............................................................................................................................................ 5 Tabla 5 – Definiciones ....................................................................................................................................... 8 Tabla 6 - Comentarios a las Definiciones. ......................................................................................................... 9 Tabla 7 - Costo de partida informado ENEL - San Isidro II ............................................................................. 17 Tabla 8 - Detalle Costo GNL............................................................................................................................ 18 Tabla 9 - Detalle Asignación Precios GNL ...................................................................................................... 18 Tabla 10 - Costo de partida estimado ............................................................................................................. 19
7 Anexos
Anexo I – Protocolo Final de Auditoría aprobado por el Coordinador Eléctrico Nacional.
Lugar, fecha, Firma
Rio de Janeiro, Brasil, Marzo-2017