EC-L Mejillones CTM3, Rev 00

ThermoGen Power Services Inc. powerful experience

Reporte de Determinación de Consumo Específico según el Artículo 21 de la Resolución Exenta 363 Prueba CEN Rendimiento de Planta Preparado para:

EC-L Mejillones CTM3, Rev 00

Monterrey, México 18 de Marzo, 2016

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EC-L – Ciclo Combinado Mejillones CTM3 Reporte de Determinacion de Consumo Especifico Rev 00

ii

Registro de revisiones # Revisión Fecha Revisión Emitido

por Revisado por

00 18-03-16 Primera Versión J Acuña JP Delia


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Tabla de contenidos Registro de revisiones ii Tabla de contenidos 1

1. Resumen Ejecutivo 2

2. Ejecución de la Prueba 4

2.1. Instrumentación y Datos 4 2.2. Ejecución de la Prueba 4 2.3. Cálculo de los Resultados 4

4. Resultados y Conclusiones 8

Apéndice A – Detalles de Cálculos 9

Apéndice B – Cálculos de Incertidumbre 10

Apéndice C – Resumen de Datos 11

Apéndice D – Representación Gráfica de los Resultados 12

Apéndice E – Actas de las Pruebas 13

Apéndice F – Curvas de Corrección de Potencia Neta para Modo Ciclo Combinado 14

Apéndice G – Versión Final del Procedimiento 15


2

1. Resumen Ejecutivo El propósito de este documento es reportar los resultados de la prueba de CEN para la unidad CTM3 de la planta de E-CL de Mejillones, Chile. Las pruebas se completaron la semana en los días del 19-01-2016 al 21-01-2016. La metodología utilizada esta descrita en el documento “Procedimiento de Determinación de Consumo Específico según el Artículo 21 de la Resolución Exenta 363, Rev. 03” el cual se localiza en el Apéndice G. El grupo CTM3 consiste de un ciclo combinado conformado por una turbina de gas Siemens-Ansaldo Modelo V94.2 y una turbina de vapor. El sistema tiene la capacidad de funcionar con combustible de gas natural y diésel. La potencia máxima declarada del grupo es de 250.6 MW para modo ciclo combinado y 150.6 MW para ciclo abierto con gas natural. Durante las pruebas el grupo se operó quemando gas natural en modo ciclo combinado y ciclo abierto. El grupo se operó a varias cargas pre-determinadas durante el tiempo prescrito para estabilización y recolección de datos. Este reporte ilustra los valores calculados y corregidos de Potencia Eléctrica corregida, de Consumo Específico Neto (CEN) corregido y de flujo de combustible específico corregido al PCS de 9300 kcal/Nm3. La tabla 1, abajo ilustra los resultados de la prueba en modo ciclo combinado:

Carga Bruta

Carga Neta

Corregida

Incertidumbre de la Carga Neta

Corregida

CEN Medido (PCS)

CEN Corregido (PCS)

Incertidumbre del CEN

Corregido

Flujo Combustible

(PCS = 9300 kcal/Nm3)

MW MW ±% kcal/kWh kcal/kWh ±% Nm3/kWh 160 154.481 0.4206790 2102.343 2105.890 0.5217012 0.22644 175 169.201 0.4188975 2062.505 2065.960 0.5217000 0.22215 200 194.773 0.4190219 2011.373 2014.947 0.5217012 0.21666 220 215.003 0.4189650 1963.369 1966.883 0.5216999 0.21149

Tabla 1. RESULTADOS DE PRUEBAS CEN EN MODO CC


3

La tabla 2, abajo ilustra los resultados de la prueba en modo ciclo abierto:

Carga Bruta

Carga Neta Corregida

Incertidumbre de la Carga

Neta Corregida

CEN Medido (PCS)

CEN Corregido (PCS)

Incertidumbre del CEN

Corregido

Flujo Combustible

(PCS = 9300 kcal/Nm3)

MW MW ±% kcal/kWh kcal/kWh ±% Nm3/kWh 100 99.076 0.1995194 3463.504 3406.935 0.5022934 0.36634 110 108.112 0.1994863 3350.427 3310.687 0.5022922 0.35599 125 123.453 0.1995172 3210.769 3175.674 0.5022932 0.34147 140 136.589 0.1995018 3107.833 3082.664 0.5022928 0.33147

Tabla 2. RESULTADOS DE PRUEBAS CEN EN MODO CA


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2. Ejecución de la Prueba 2.1. Instrumentación y Datos La instrumentación utilizada durante la prueba es la misma descrita en el procedimiento. 2.2. Ejecución de la Prueba La ejecución de la prueba se realizó tal y como se describe en el procedimiento con las siguientes excepciones:

2.2.1 Niveles de carga en el programa de prueba No fue posible realizar las pruebas de los niveles de carga superiores a 220 MW para ciclo combinado y 140 MW para ciclo abierto, debido a que al grupo no le fue posible llegar a estos niveles de carga por la temperatura ambiente elevada.

2.3. Cálculo de los Resultados Los resultados de las pruebas fueron computados del modo descrito en el procedimiento con las siguientes excepciones:

2.3.1 Corrección por Poder Calorífico Se corrigió para poder calorífico inferior para ambos modos de funcionamiento, puesto que las curvas de corrección así lo indican. 2.3.2 Correcciones para Ciclo Abierto Las curvas de corrección para ciclo abierto se aplican a la potencia bruta y al heat rate bruto. 2.3.3 Heat Rate Neto Corregido (FPNHRCA) – Ciclo Abierto El Heat Rate neto corregido a condiciones de referencia y FP que se reporta en la tabla 2 se calculó de la siguiente manera:

∗

Donde: FPNHRCA = Heat Rate neto corregido a condiciones de referencia y FP CBHRCA = Heat Rate bruto corregido a la condiciones de referencia (según párrafo 2.3.5) PBTG = Potencia bruta medida de la TG PNTGT = Potencia neta total de la TG (según párrafo 2.3.7) CPNCA = Potencia neta ajustada para pérdidas de FP y corregida a condiciones de

referencia (según párrafo 2.3.4) 2.3.4 Potencia Neta Corregida (CPNCA) – Ciclo Abierto La potencia neta ajustada para pérdidas de FP y corregida a condiciones de referencia que se reporta en la tabla 2 se calculó de la siguiente manera:


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∆GL ∆TL

Donde: CPNCA = Potencia neta ajustada para pérdidas de FP y corregida a condiciones de

referencia CPBRCA = Potencia bruta TG corregida a condiciones de referencia TL = Ajuste a la potencia medida por pérdidas del transformador de la TG GL = Ajuste a la potencia medida por pérdidas del generador de la TG PBTG = Potencia bruta medida de la TG PNTG = Potencia neta total de la TG (según párrafo 2.3.7)

2.3.5 Heat Rate Bruto Corregido (CBHRCA) – Ciclo Abierto El heat rate bruto corregido a condiciones de referencia se calculó de la siguiente manera:

∗

Donde: CBHRCA = Heat Rate bruto corregido a condiciones de referencia BHRCA = Heat Rate bruto FCTotal = Factor de corrección total al heat rate bruto (según las curvas de corrección) 2.3.6 Potencia Bruta Corregida (CPBRCA) – Ciclo Abierto La potencia bruta corregida a las condiciones de referencia se calculó de la siguiente manera:

∗

Donde: CPBRCA = Potencia bruta corregida a condiciones de referencia PBTG = Potencia bruta medida de la TG FPTotal = Factor de corrección total a la potencia bruta (según las curvas de corrección) 2.3.7 Potencia Neta Total (PNTGT) – Ciclo Abierto La potencia neta total de las pruebas se calculó de la siguiente manera:

Donde: PNTGT = Potencia neta total de la TG PNTG = Potencia neta medida de la TG AUXPMA = Servicios auxiliares medidos del proyecto micro-algas AUXTM = Servicios auxiliares medidos del taller mecánico 2.3.8 Heat Rate Neto Corregido & ajustado para FP (FPNHRCC) – Ciclo Combinado


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El heat rate neto corregido ajustado para pérdidas por factor de potencia que se reporta en la tabla 1 se calculó de la siguiente manera:

∗ ∆ ∆ ∆ ∆

∆ ∆ ∆ ∆ Donde: FPNHRCC = Heat rate neto ajustado por factor de potencia CNHRCC = Heat rate neto corregido por condiciones de referencia (según párrafo 2.3.9) CPNCC = Potencia neta corregida a condiciones de referencia y ajustada por factor de

potencia (según párrafo 2.3.10) ∆GLTG = Ajuste de potencia por pérdidas del generador de la TG ∆TLTG = Ajuste de potencia por pérdidas del transformador de la TG ∆GLTV = Ajuste de potencia por pérdidas del generador de la TV ∆TLTV = Ajuste de potencia por pérdidas del transformador de la TV 2.3.9 Heat Rate Neto Corregido (CNHRCC) – Ciclo Combinado El heat rate neto corregido a condiciones de referencia se calculó de la siguiente manera:

Donde: CNHRCC = Heat rate neto corregido a las condiciones de referencia NHRCC = Heat rate neto FCPTotal = Corrección al heat rate neto total (según las curvas de corrección) 2.3.10 Potencia Neta Corregida & ajustada para FP (CPNCC) – Ciclo Combinado La potencia neta corregida a condiciones de referencia y ajustada para pérdidas por factor de potencia que se reporta en la tabla 1 se calculó de la siguiente manera:

∆ ∆ ∆ ∆

Donde: CPNCC = Potencia neta corregida a condiciones de referencia y ajustada por factor de

potencia PNCC = Potencia neta total (según párrafo 2.3.11) FPCTotal = Corrección a la potencia neta total (según las curvas de corrección) 2.3.11 Potencia Neta (PNCC) – Ciclo Combinado La potencia neta total de las pruebas se calculó de la siguiente manera:


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Donde: PNCC = Potencia neta total PNTG = Potencia neta medida de la TG PNTV = Potencia neta medida de la TV AUXPMA = Servicios auxiliares medidos del proyecto micro-algas AUXTM = Servicios auxiliares medidos del taller mecánico

2.3.12 Consumo de Combustible Corregido (CEN9300) – CC & CA El consumo de combustible corregido a condiciones de referencia y poder calorífico superior que se reporta en las tablas 1 para CC y tabla 2 para CA se calculó de la siguiente manera:

9300 Donde: CEN9300 = Consumo de combustible corregido a condiciones de referencia y poder

calorífico superior FPNHR = Heat Rate neto corregido a condiciones de referencia y FP (según párrafos

2.3.3 para CA y 2.3.8 para CC) 9300 = Poder calorífico superior de referencia, Nm3/kWh


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4. Resultados y Conclusiones En resumen, se llevó a cabo un programa de prueba CEN completo dentro del alcance especificado en el procedimiento “Procedimiento de Determinación de Consumo Específico según el Artículo 21 de la Resolución Exenta 363, Rev. 03” menos las excepciones descritos en la sección 2 del presente reporte. Un resumen de los datos colectados está incluido en el Apéndice C. Cada punto de medición corresponde a un periodo de 1 hora de medición para el modo de operación en ciclo combinado y de 30 minutos para ciclo abierto. Los datos fueron recolectados del DCS de la unidad y de los contadores de facturación de la central. Los resultados de esta prueba ilustran que se alcanzó el objetivo de prueba: cada punto cumplió los requisitos de estabilidad del código de prueba ASME PTC-4.6. En el Apéndice A se detallan los cálculos realizados así como los datos medidos durante los puntos de prueba. El estudio de incertidumbre de la prueba se encuentra en el Apéndice B y en el Apéndice C se anexa el resumen de todos los datos recolectados durante todos los puntos de prueba. En el apéndice D se presenta las curvas del desempeño del grupo a los distintos niveles de carga probados para modo en ciclo combinado y ciclo abierto; del mínimo técnico (160 MW) a la carga máxima alcanzada el día de la prueba (220 MW) para ciclo combinado y del mínimo técnico (100 MW) a la carga máxima alcanzada el día de la prueba (140 MW) para ciclo abierto. Estas gráficas ilustran la tendencia esperada de desempeño del ciclo combinado. En el apéndice F se anexan las curvas de corrección de potencia neta para el modo de operación en ciclo combinado.

EC-L – Ciclo Combinado Mejillones CTM3 Reporte de Determinacion de Consumo Especifico

Apéndice A – Detalles de Cálculos

CargaPunto de Prueba PT1 PT2 PT1 PT2 PT1 PT2 PT1 PT2Inicio Prueba 19/ene/16 11:00 19/ene/16 12:00 19/ene/16 15:00 19/ene/16 16:00 20/ene/16 12:00 20/ene/16 13:00 20/ene/16 09:00 20/ene/16 10:00Final Prueba 19/ene/16 12:00 19/ene/16 13:00 19/ene/16 16:00 19/ene/16 17:00 20/ene/16 13:00 20/ene/16 14:00 20/ene/16 10:00 20/ene/16 11:00

PRUEBA RENDIMIENTO CTM3 MODO CICLO COMBINADORESULTADOS CORREGIDOS

Potencia Neta de la Planta Corregida por condiciones de referencia y FP FPCPNCC kW 154735.452 154227.222 169349.279 169052.822 195261.851 194283.475 215232.467 214773.885Potencia Neta de la Planta Corregida por condiciones de referencia CPNCC kW 155020.097 154511.109 169676.765 169380.395 195667.804 194688.882 215704.678 215246.710Heat Rate Neto Corregido para Condiciones de Referencia y FP FPNHRCC kcal/kWh 2107.053 2104.726 2066.526 2065.394 2012.433 2017.462 1966.981 1966.786Heat Rate Neto Corregido para Condiciones de Referencia y FP FPNHRCC kJ/kWh 8821.811 8812.066 8652.130 8647.391 8425.653 8446.711 8235.357 8234.538Heat Rate Neto Corregido para Condiciones de Referencia CNHRCC kJ/kWh 8805.613 8795.875 8635.431 8630.668 8408.173 8429.122 8217.329 8216.449Consumo Combustible Corregido a Condiciones de Referencia & PCS CEN9300 Nm3/kWh 0.2266 0.2263 0.2222 0.2221 0.2164 0.2169 0.2115 0.2115

RESULTADOS CÁLCULADOSPotencia Neta TG PNTG kW 91355.390 91099.012 102562.432 102465.916 120888.098 121327.240 134662.692 134316.739Potencia Neta TV PNTV kW 61062.044 61253.183 64667.620 64734.926 70969.028 70502.389 77383.717 77653.918Potencia Neta Total PNcc kW 152445.800 152378.842 167261.426 167234.750 191889.529 191861.752 212072.045 211997.774Heat Rate Neto de la Planta NHRCC kcal/kWh 2103.630 2101.057 2063.158 2061.853 2008.808 2013.937 1963.597 1963.140Heat Rate Neto de la Planta NHRCC kJ/kWh 8807.476 8796.704 8638.029 8632.566 8410.478 8431.952 8221.189 8219.274Consumo Total del Calor (PCS) Qcc kJ/h 1342662786 1340431554 1444808975 1443665018 1613882653 1617769119 1743484337 1742467816Poder Calorífico Superior del Combustible NG (Cromatógrafo) PCS kJ/Nm3 38648.900 38649.200 38583.800 38582.100 38588.400 38590.900 38592.300 38590.300Poder Calorífico Superior del Combustible NG (Cromatógrafo) PCS kcal/Nm3 9231.131 9231.203 9215.582 9215.176 9216.681 9217.278 9217.612 9217.135Poder Calorífico Inferior del Combustible NG (Calculado) PCI kJ/kg 49718.827 49718.753 49725.958 49726.529 49725.571 49725.413 49721.283 49724.044

REFERENCIASTemperatura Ambiente Tambref C 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000Pression Barometrica Pambref bara 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013 1.013Temperatura Entrada del Agua de Mar Tenf C 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000 18.000Humedad Relativa RHref % 75.000 75.000 75.000 75.000 75.000 75.000 75.000 75.000Factor de Potencia Neta FPprueba_tran 0.850 0.850 0.850 0.850 0.850 0.850 0.850 0.850Frecuencia del Generador de la TG Freq Gen Hz 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000 50.000Velocidad de la TG VelTG PRM 3000.000 3000.000 3000.000 3000.000 3000.000 3000.000 3000.000 3000.000Poder Calorífico Inferior de Referencia NG PCSRef kJ/kg 46350 46350 46350 46350 46350 46350 46350 46350

VALORES MEDIDOSAmbiente

Temperatura Ambiente Tamb C 23.682 24.992 25.412 25.245 23.263 24.455 21.996 22.578Pression Barométrica Pamb bara 1.009 1.008 1.007 1.007 1.010 1.009 1.011 1.011Temperatura Entrada del Agua de Mar Tenf C 18.712 18.952 19.780 19.519 18.496 19.689 18.357 18.285Humedad Relativa RH % 60.966 55.845 51.165 51.308 64.874 57.857 67.195 64.798

EléctricosTGEnergía Total del Punto de Prueba ETGTotal kWh 91355.390 91099.012 102562.432 102465.916 120888.098 121327.240 134662.692 134316.739Potencia Activa Neta PANTG kW 91377.919 91132.852 102553.667 102483.059 120865.855 121251.874 134742.666 134389.862Potencia Reactiva Neta PRNTG kW 8553.356 8512.212 9925.289 9926.032 12979.777 13016.925 15324.922 15378.945Factor de Potencia Neta GT FPprueba_tran 0.99565 0.99567 0.99535 0.99534 0.99428 0.99428 0.99360 0.99351Potencia Activa Bruta PABTG kW 98331.647 98978.311 109655.762 109606.129 128237.191 128743.564 142127.095 140858.391Potencia Reactiva Bruta PRBTG kW 3500.102 3548.212 3704.817 3717.128 3693.083 3693.356 3845.588 3755.160Frecuencia del Generador de la TG Freq Gen Hz 50.028 50.190 49.930 50.044 50.078 50.106 49.992 50.047

160 MW 175 MW 200 MW 220 MW

ThermoGen Power Services Inc.powerful experience

TVEnergía Total del Punto de Prueba ETVTotal kWh 61062.044 61253.183 64667.620 64734.926 70969.028 70502.389 77383.717 77653.918Potencia Activa Neta PANTV kW 61043.611 61223.966 64674.647 64717.836 70994.750 70576.611 77309.191 77585.708Potencia Reactiva Neta PRNTV kW 2816.775 3798.178 1285.089 965.689 2408.363 2081.027 3833.497 3542.431Factor de Potencia Neta TV FPprueba_tran 0.99889 0.99826 0.99969 0.99986 0.99941 0.99955 0.99874 0.99895Potencia Activa Bruta PABTV kW 61679.051 61887.193 65335.414 65406.425 71758.921 71222.091 78278.995 78536.740Potencia Reactiva Bruta PRBTV kW 1454.720 209.773 3721.989 3704.038 3320.562 3613.093 3082.099 3285.537Factor de Potencia Bruta TV FPprueba_gen 0.9990 0.9988 0.9985 0.9992 0.9996 0.9995 0.9993 0.9994Servicios Auxiliares Proyecto Micro-Algas AUXPMA kW 13.039 12.428 12.197 13.114 13.297 12.887 8.284 9.279Taller Mecánico AUXTM kW 15.328 14.219 19.177 20.794 19.106 19.236 17.352 17.838

Composicion del CombustibleMethane (CH4) Mole Frac 0.973692 0.973654 0.975523 0.975541 0.975297 0.975276 0.975220 0.975267Nitrogen (N2) Mole Frac 0.000618 0.000619 0.000654 0.000651 0.000651 0.000648 0.000690 0.000664Carbon Dioxide (CO2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Ethane (C2H6) Mole Frac 0.021048 0.021092 0.019511 0.019512 0.019737 0.019738 0.019725 0.019732Propane (C3H8) Mole Frac 0.003737 0.003746 0.003463 0.003463 0.003503 0.003502 0.003489 0.003496Water (H2O) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Hydrogen Sulfide (H2S) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Hydrogen (H2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Carbon Monoxide (CO) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Oxygen (O2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Isobutane (C4H10) Mole Frac 0.000479 0.000470 0.000447 0.000438 0.000448 0.000448 0.000451 0.000440N-Butane (C4H10) Mole Frac 0.000395 0.000390 0.000359 0.000370 0.000353 0.000369 0.000377 0.000377Isopentane (C5H12) Mole Frac 0.000031 0.000027 0.000043 0.000026 0.000010 0.000019 0.000048 0.000024N-Pentane (C5H12) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Hexanes, Avg. (C6H14) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Heptanes, Avg. (C7H16) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Octanes, Avg. (C8H18) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Nonanes, Avg. (C9H20) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Decanes, Avg. (C10H22) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Helium (He) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Argon (Ar2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Air (N2O2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000

Propiedades del Gas de la PruebaSuma de Componentes Mole Frac 1.000000 0.999998 1.000000 1.000001 0.999999 1.000000 1.000000 1.000000MW (dry) kg/kgmol 16.49 16.49 16.46 16.46 16.46 16.46 16.46 16.46PCI, dry kJ/kg 49719 49719 49726 49727 49726 49725 49721 49724PCI, dry (101.3 kpa, 15C) Kcal/Nm3 8290.1 8290.1 8275.7 8275.3 8276.7 8277.3 8277.6 8277.1H/C ratio ratio 3.9393 3.9393 3.9435 3.9437 3.9432 3.9431 3.9429 3.9431

CombustibleFlujo de Gas a la TG QGTG Nm3/h 34740.000 34682.000 37446.000 37418.000 41823.000 41921.000 45177.000 45153.000Poder Calorífico Superior del Combustible NG (Cromatógrafo) PCS kJ/Nm3 38648.900 38649.200 38583.800 38582.100 38588.400 38590.900 38592.300 38590.300

CÁLCULOS INTERMEDIOSElectricalPotencia Neta TG PNTG kW 91355.390 91099.012 102562.432 102465.916 120888.098 121327.240 134662.692 134316.739Potencia Neta TV PNTV kW 61062.044 61253.183 64667.620 64734.926 70969.028 70502.389 77383.717 77653.918Velocidad de la TG VelTG PRM 3001.656 3011.424 2995.776 3002.628 3004.680 3006.348 2999.508 3002.844

CombustibleEnergía Aportada por el Combustible Ecomb kJ/h 1342662786 1340431554 1444808975 1443665018 1613882653 1617769119 1743484337 1742467816

Rendimiento TransformadorRendimiento Transformador Referencia TG EffTranrefTG % 0.9965 0.9965 0.9964 0.9964 0.9962 0.9962 0.9960 0.9960Rendimiento Transformador Prueba TG EffTranprueTG % 0.9970 0.9970 0.9969 0.9969 0.9967 0.9967 0.9966 0.9966Rendimiento Transformador Referencia TV EffTranrefTV % 0.9958 0.9958 0.9958 0.9958 0.9956 0.9956 0.9954 0.9954Rendimiento Transformador Prueba TV EffTranprueTV % 0.9965 0.9965 0.9964 0.9964 0.9962 0.9962 0.9961 0.9961

CORRECCIONESCorrecciones a la Potencia

Pérdidas del Generador TG con factor de potencia de referencia GLTGref kW 1610.722 1612.147 1671.410 1671.030 1783.686 1786.648 1871.818 1865.736Pérdidas del Generador TV con factor de potencia de referencia GLTVref kW 963.538 964.893 988.648 989.143 1036.801 1032.680 1091.806 1094.131Pérdidas del Generador TG con factor de potencia de pruebas GLTGprueba kW 1510.034 1512.106 1547.178 1547.019 1616.881 1618.934 1677.111 1671.574Pérdidas del Generador TV con factor de potencia de pruebas GLTVprueba kW 864.117 865.469 880.144 880.354 911.022 908.282 944.984 946.163

Pérdidas del Transformador TG con factor de potencia de referencia TLTGref kW 321.565 320.573 369.581 369.261 460.353 462.423 539.105 537.022Pérdidas del Transformador TV con factor de potencia de referencia TLTVref kW 253.405 254.484 274.440 274.680 314.119 311.362 357.533 359.474Pérdidas del Transformador TG con factor de potencia de pruebas TLTGprueba kW 274.667 273.814 315.778 315.508 393.768 395.538 461.460 459.714Pérdidas del Transformador TV con factor de potencia de pruebas TLTVprueba kW 215.767 216.822 233.493 233.660 267.336 264.952 304.495 306.087

Ajuste de Potencia por Pérdidas del Generador de la TG ∆GLTG kW -100.688 -100.041 -124.232 -124.010 -166.806 -167.714 -194.706 -194.162Ajuste de Potencia por Pérdidas del Transformador de la TG ∆TLTG kW -46.898 -46.760 -53.803 -53.754 -66.585 -66.885 -77.645 -77.308Ajuste de Potencia por Pérdidas del Generador de la TV ∆GLTV kW -99.421 -99.424 -108.504 -108.789 -125.778 -124.398 -146.822 -147.968Ajuste de Potencia por Pérdidas del Transformador de la TV ∆TLTV kW -37.638 -37.662 -40.946 -41.020 -46.783 -46.410 -53.038 -53.387

Correcciones a la Potencia NetaCorreccíon por Presion Barometrica FPCC1 1.004214 1.004589 1.005543 1.006031 1.002908 1.003839 1.001707 1.001969Correccíon por Temperatura Ambiente FPCC2 1.025167 1.031146 1.033079 1.032310 1.023267 1.028686 1.017568 1.020176Corrección por Humedad Relativa FPCC3 0.981765 0.974692 0.969162 0.969317 0.988196 0.977347 0.991429 0.987550Corrección por Poder Calorífico Superior FPCC4 1.006342 1.006342 1.006356 1.006357 1.006355 1.006355 1.006347 1.006352Corrección por Temperatura de Agua de Enfriamiento FPCC5 1.000101 1.000149 1.000373 1.000292 1.000064 1.000344 1.000044 1.000034Corrección por Velocidad de la TG FPCC6 0.999665 0.997812 1.000881 0.999472 0.999070 0.998749 1.000101 0.999429Corrección Total FPTotal 1.016887 1.013993 1.014441 1.012830 1.019690 1.014735 1.017129 1.015325

Correcciones al Consumo EspecificoCorreccíon por Presion Barometrica FCCC1 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000Correccíon por Temperatura Ambiente FCCC2 1.000711 1.000812 1.000839 1.000828 1.000674 1.000773 1.000547 1.000608Corrección por Humedad Relativa FCCC3 1.000303 1.000376 1.000370 1.000364 1.000244 1.000353 1.000161 1.000212Corrección por Poder Calorífico Superior FCCC4 0.998865 0.998865 0.998863 0.998863 0.998863 0.998863 0.998864 0.998863Corrección por Temperatura de Agua de Enfriamiento FCCC5 0.999907 0.999861 0.999643 0.999723 0.999941 0.999672 0.999960 0.999970Corrección por Velocidad de la TG FCCC6 1.000003 0.999992 0.999986 1.000004 1.000005 1.000004 0.999999 1.000004Corrección Total FCTotal 0.999788 0.999906 0.999699 0.999780 0.999726 0.999664 0.999530 0.999656

Carga

Punto de Prueba PT1&PT2 PT1&PT2 PT1&PT2 PT1&PT2

Inicio Prueba 20/ene/16 18:00 21/ene/16 13:00 21/ene/16 11:00 21/ene/16 09:00Final Prueba 20/ene/16 19:00 21/ene/16 14:00 21/ene/16 12:00 21/ene/16 10:00

PRUEBA RENDIMIENTO CTM3 MODO CICLO ABIERTORESULTADOS CORREGIDOS

Potencia Neta Calculada de la Planta ajustada para pérdidas de FP y Corregida a Condiciones de Referencia CPNCA kW 99075.708 108111.762 123452.897 136589.356Potencia Neta Calculada de la Planta ajustada para pérdidas de FP PNCA kW 92970.991 102811.008 117597.849 132449.102Heat Rate Neto Corregido a Condiciones de Referencia y FP FPNHRCA kcal/kWh 3406.935 3310.687 3175.674 3082.664Heat Rate Neto Corregido a Condiciones de Referencia y FP FPHRCA kJ/kWh 14264.157 13861.184 13295.913 12906.498Potencia Bruta TG Corregida a Condiciones de Referencia CPBRCA kW 106107.644 115310.164 130868.000 144148.623Heat Rate Bruto Corregido a Condiciones de Referencia CBHRCA kcal/kWh 3185.494 3108.514 3000.615 2926.273Heat Rate Bruto Corregido a Condiciones de Referencia CBHRCA kJ/kWh 13337.025 13014.725 12562.976 12251.722Consumo Combustible Corregido a Condiciones de Referencia & PCS CEN9300 Nm3/kWh 0.366 0.356 0.341 0.331

RESULTADOS CÁLCULADOS

Potencia Neta TG PNTGT kW 93115.610 102977.970 117810.576 132708.543Potencia Bruta TG PBTG kW 100002.927 110009.410 125012.952 140008.369Heat Rate Neto de la Planta NHRCA kcal/kWh 3463.504 3350.427 3210.769 3107.833Heat Rate Neto de la Planta NHRCA kJ/kWh 14501.000 14027.566 13442.847 13011.877Heat Rate Bruto de la Planta BHRCA kcal/kWh 3224.969 3136.278 3025.787 2945.796Heat Rate Bruto de la Planta BHRCA kJ/kWh 13502.299 13130.970 12668.364 12333.457Consumo Total del Calor (PCS) Qcc kJ/h 1350269465.6 1444530254.8 1583709519.6 1726787232.0Poder Calorífico Superior del Combustible NG (Cromatógrafo) PCS kJ/Nm3 38605.600 38584.600 38600.700 38599.500Poder Calorífico Superior del Combustible NG (Cromatógrafo) PCS kcal/Nm3 9220.789 9215.773 9219.619 9219.332

REFERENCIASTemperatura Ambiente Tambref C 18.000 18.000 18.000 18.000Pression Barometrica Pambref bara 1.013 1.013 1.013 1.013Temperatura Entrada del Agua de Mar Tenf C 18.000 18.000 18.000 18.000Humedad Relativa RHref % 75.000 75.000 75.000 75.000Factor de Potencia Neta GT FPprueba_tran 0.850 0.850 0.850 0.850Frecuencia del Generador de la TG Freq Gen Hz 50.000 50.000 50.000 50.000Velocidad de la TG VelTG PRM 3000.000 3000.000 3000.000 3000.000Poder Calorífico Superior Referencia NG PCSRef kJ/kg 46350.000 46350.000 46350.000 46350.000

VALORES MEDIDOSAmbiente

Temperatura Ambiente Tamb C 24.806 23.275 22.975 22.111Pression Barométrica Pamb bara 1.008 1.010 1.011 1.012Humedad Relativa RH % 52.090 68.370 65.663 67.137

100 MW 110 MW 125 MW 140 MW

ThermoGen Power Services Inc.

Composicion del CombustibleMethane (CH4) Mole Frac 0.975130 0.975416 0.975028 0.975028Nitrogen (N2) Mole Frac 0.000649 0.000652 0.000644 0.000649Carbon Dioxide (CO2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Ethane (C2H6) Mole Frac 0.019757 0.019635 0.019939 0.019947Propane (C3H8) Mole Frac 0.003506 0.003483 0.003533 0.003528Water (H2O) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Hydrogen Sulfide (H2S) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Hydrogen (H2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Carbon Monoxide (CO) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Oxygen (O2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Isobutane (C4H10) Mole Frac 0.000445 0.000442 0.000450 0.000468N-Butane (C4H10) Mole Frac 0.000363 0.000366 0.000368 0.000357Isopentane (C5H12) Mole Frac 0.000000 0.000007 0.000037 0.000023N-Pentane (C5H12) Mole Frac 0.000149 0.000000 0.000000 0.000000Hexanes, Avg. (C6H14) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Heptanes, Avg. (C7H16) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Octanes, Avg. (C8H18) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Nonanes, Avg. (C9H20) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Decanes, Avg. (C10H22) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Helium (He) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Argon (Ar2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000Air (N2O2) Mole Frac 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000

Propiedad del Gas de la PruebaSuma de Componentes Mole Frac 0.999999 1.000001 0.999999 1.000000LHV, dry kJ/kg 49723 49726 49724 49724LHV, dry (101.3 kpa, 15C) Kcal/Nm3 8280.5 8275.9 8279.4 8279.1H/C ratio ratio 3.9421 3.9435 3.9425 3.9425

EléctricosTGEnergía Total del Punto de Prueba ETGTotal kWh 93086.312 102938.287 117769.422 132677.767Potencia Activa Neta PANTG kW 93080.056 102938.783 117779.497 132683.698Potencia Reactiva Neta PRNTG kW 8197.302 12837.256 15614.744 17970.352Factor de Potencia Neta GT FPprueba_tran 0.9961 0.9923 0.9913 0.9910Potencia Activa Bruta PABTG kW 100002.927 110009.410 125012.952 140008.369Potencia Reactiva Bruta PRBTG kW 3707.521 645.125 349.429 646.232Factor de Potencia Bruta GT FPGTprueba 0.9993 1.0000 1.0000 1.0000Frecuencia del Generador de la TG Freq Gen Hz 50.022 50.095 50.053 50.010Servicios Auxiliares Proyecto Micro-Algas AUXPMA kW 12.020 13.766 12.621 9.629Taller Mecánico AUXTM kW 17.278 25.917 28.533 21.147

CombustibleFlujo de Gas a la TG QGTG Nm3/h 34976.000 37438.000 41028.000 44736.000Poder Calorífico Superior del Combustible NG (Cromatógrafo) PCS kJ/Nm3 38605.600 38584.600 38600.700 38599.500

CÁLCULOS INTERMEDIOSElectricalPotencia Neta TG PNTG kW 93086.312 102938.287 117769.422 132677.767Factor de Potencia Bruta TG FPprueba_gen 0.9993 1.0000 1.0000 1.0000Velocidad de la TG VelTG PRM 3001.340 3005.680 3003.180 3000.610

CombustibleEnergía Aportada por el Combustible Ecomb kJ/h 1350269465.600 1444530254.800 1583709519.600 1726787232.000Energía Aportada por el Combustible Corregida EcombC kJ/h 0.000 0.000 0.000 0.000Flujo de Gas Corregido a la TG QGCTG Nm3/h 0.000 0.000 0.000 0.000

Rendimiento TransformadorRendimiento Transformador Referencia TG EffTranrefTG % 0.9965 0.9964 0.9962 0.9960Rendimiento Transformador Prueba TG EffTranprueTG % 0.9970 0.9969 0.9968 0.9966

CORRECCIONESCorrecciones a la Potencia

Pérdidas del Generador TG con factor de potencia de referencia GLTGref kW 1587.464 1634.951 1720.123 1812.278Pérdidas del Generador TG con factor de potencia de pruebas GLTGprueba kW 1490.892 1521.122 1570.566 1627.623

Pérdidas del Transformador TG con factor de potencia de referencia TLTGref kW 328.490 371.634 444.544 527.579Pérdidas del Transformador TG con factor de potencia de pruebas TLTGprueba kW 280.443 318.501 381.374 452.793

Ajuste de Potencia por Pérdidas del Generador de la TG ∆GLTG kW -96.572 -113.829 -149.558 -184.655Ajuste de Potencia por Pérdidas del Transformador de la TG ∆TLTG kW -48.047 -53.133 -63.170 -74.786

Correcciones a la Potencia BrutaCorreccíon por Presion Barometrica FPCA1 1.011438 1.011438 1.011438 0.999968Corrección por Potencia del Generador vs Temperatura Ambiente FPCA2 1.048946 1.037966 1.035841 1.029772Corrección por Potencia del Generador vs Humedad Relativa FPCA3 1.000674 1.000105 1.000202 1.000162Corrección por Potencia del Generador vs Poder Calorífico Inferior FPCA4 0.999832 0.999831 0.999833 0.999832Corrección por Potencia del Generador Velocidad de la TG FPCA5 0.999589 0.998488 0.999150 0.999842Corrección Total FPTotal 1.061045 1.048185 1.046836 1.029571

Correcciones al Consumo EspecificoCorreccíon por Presion Barometrica FCCA1 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000Corrección por Temperatura Ambiente FCCA2 0.988587 0.991478 0.992022 0.993550Corrección por Humedad Relativa FCCA3 0.999244 0.999939 0.999813 0.999853Corrección por Poder Calorífico Inferior FCCA4 0.999998 0.999998 0.999998 0.999998Corrección por Velocidad de la TG FCCA5 0.999921 0.999729 0.999845 0.999971Corrección Total FCTotal 0.987760 0.991147 0.991681 0.993373


Apéndice B – Cálculos de Incertidumbre

Simbolo Descripción UnidadesValor

Nominal

Incertidumbre Sistemática Absoluta (Bi)

Incertidumbre Aleatoria

Absoluta (Sx,itv)Sensibilidad

(i)

Contribución de la Incertidumbre Sistemática (Bi

i)2

Contribución de la Incertidumbre

Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2

PB Presión Barométrica hPa 1013 0.10000000 0.00028552 -1.43477760 0.02058587 0.00000017TA Temperatura Ambiente C 18 1.00000000 0.04013604 -0.01417316 0.00020088 0.00000032HR Humedad Relativa % 75 3.00000000 0.02936484 0.00102813 0.00000951 0.00000000

TAC Temperatura de Agua de Mar C 18 1.00000000 0.00828542 0.01939223 0.00037606 0.00000003RPM Velocidad de la Turbina % 3000 0.10000000 0.10000000 0.01417825 0.00000201 0.00000201PNST Potencia Neta TV % 94 0.21000000 0.00191564 0.00038938 0.00000001 0.00000000PNGT Potencia Neta TG % 156 0.21000000 0.00206426 0.00055051 0.00000001 0.00000000PFST Factor de Potencia Transformador TV % 0.34641016 0.00067564 0.00597001 0.00000428 0.00000000PFGT Factor de Potencia Transformador TG % 0.34641016 0.00004624 0.00886209 0.00000942 0.00000000QGFS Medidor de Combustible % 0.50000000 0.00000000 1.00000000 0.25000000 0.00000000C3H8 Propano % 4.998 0.08000000 0.00000000 -0.00001113 0.00000000 0.00000000

C4H10 iso-Butano % 0.0504 0.08000000 0.00000000 -0.16120397 0.00016632 0.00000000C4H10 n-Butano % 2.873 0.05000000 0.00000000 -0.16558972 0.00006855 0.00000000C5H12 iso-Pentano % 0.052 0.04000000 0.00000000 -0.17737714 0.00005034 0.00000000C5H12 n-Pentano % 0.021 0.04000000 0.00000000 -0.19858988 0.00006310 0.00000000

N2 Nitrogeno % 0.8101 0.04000000 0.00000000 -0.22687957 0.00008236 0.00000000CH4 Metano % 80.818 0.08000000 0.00000000 -0.25411013 0.00041326 0.00000000C2H6 Etano % 9.94 0.04000000 0.00000000 -0.29420034 0.00013849 0.00000000

FPNHRCC Heat Rate Corregido del Ciclo Combinado % - 0.521702010.52169959 0.00159009

Incertidumbre Absoluta Total,

UR

Parámetros del Heat Rate Corregido del Ciclo Combinado

Tabla 2.2 Resumen de Resultados para el Heat Rate Corregido del Ciclo CombinadoResultado Calculado del Heat Rate Coregido del Ciclo Combinado


Calculado

Incertidumbre Sistemática Absoluta, BR

Incertidumbre Aleatoria Absoluta, tSR

Análisis de Incertidumbre del Ciclo CombinadoCombustible Gas Natural a Carga de 160 MW TP1

Tabla 2.1 Parámetros de Incertidumbre en el Heat Rate del Ciclo Combinado

2, iix tS 22 )( RR tSB 2

ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2

PB Presión Barométrica hPa 1013 0.10000000 0.00028552 0.99471580 0.00989460 0.00000008TA Temperatura Ambiente C 18 1.00000000 0.04013604 -0.09835253 0.00967322 0.00001558HR Humedad Relativa % 75 3.00000000 0.02936484 -0.12985111 0.15175179 0.00001454

TAC Temperatura de Agua de Mar C 18 1.00000000 0.00828542 -0.02032272 0.00041301 0.00000003RPM Velocidad de la Turbina % 3000 0.10000000 0.10000000 0.52150701 0.00271970 0.00271970PNST Potencia Neta TV % 94 0.21000000 0.00191564 -0.00038938 0.00000001 0.00000000PNGT Potencia Neta TG % 156 0.21000000 0.00206426 -0.00055051 0.00000001 0.00000000PFST Factor de Potencia Transformador TV % 0.34641016 0.00067564 -0.00596965 0.00000428 0.00000000PFGT Factor de Potencia Transformador TG % 0.34641016 0.00004624 -0.00886130 0.00000942 0.00000000QGFS Medidor de Combustible % 0.50000000 0.00000000 0.00000000 0.00000000 0.00000000C3H8 Propano % 4.998 0.08000000 0.00000000 0.00006157 0.00000000 0.00000000

C4H10 iso-Butano % 0.0504 0.08000000 0.00000000 0.16147476 0.00016687 0.00000000C4H10 n-Butano % 2.873 0.05000000 0.00000000 0.16587283 0.00006878 0.00000000C5H12 iso-Pentano % 0.052 0.04000000 0.00000000 0.17769381 0.00005052 0.00000000C5H12 n-Pentano % 0.021 0.04000000 0.00000000 0.19898505 0.00006335 0.00000000

N2 Nitrogeno % 0.8101 0.04000000 0.00000000 0.22748593 0.00008280 0.00000000CH4 Metano % 80.818 0.08000000 0.00000000 0.25446942 0.00041443 0.00000000C2H6 Etano % 9.94 0.04000000 0.00000000 0.29519774 0.00013943 0.00000000

FPCPNCC Potencia Neta Corregido del Ciclo Combinado % - 0.422139960.41887017 0.05243974


UR

Parámetros de la Potencia Neta Corregida del Ciclo Combinado

Tabla 2.2 Resumen de Resultados para la Potencia Neta Corregia del Ciclo CombinadoResultado Calculado de la Potencia Neta Coregida del Ciclo Combinado


Calculado




Tabla 2.1 Parámetros de Incertidumbre en la Potencia Neta del Ciclo Combinado


ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2







UR




Calculado






ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2





FPNHRCC Heat Rate Corregido del Ciclo Combinado % - 0.52170005


Tabla 2.1 Parámetros de Incertidumbre en el Heat Rate del Ciclo Combinado Parámetros del Heat Rate Corregido del Ciclo Combinado



Calculado



0.52169959 0.00069402


UR 2, iix tS 22 )( RR tSB 2

ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2





FPCPNCC Potencia Neta Corregido del Ciclo Combinado % - 0.41903799


Tabla 2.1 Parámetros de Incertidumbre en la Potencia Neta del Ciclo Combinado Parámetros de la Potencia Neta Corregida del Ciclo Combinado



Calculado



0.41887017 0.01185834



ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2







UR




Calculado






ii

Page 1


Nominal


Incertidumbre Aleatoria Absoluta

(Sx,itv)Sensibilidad

(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2

PB Presión Barométrica hPa 1013 0.10000000 0.00029683 0.05420071 0.00002938 0.00000000TA Temperatura Ambiente C 18 1.00000000 0.02583204 -0.04630417 0.00214408 0.00000143HR Humedad Relativa % 75 3.00000000 0.05611747 0.00278823 0.00006997 0.00000002

RPM Velocidad de la Turbina % 3000 0.10000000 0.00345082 -0.04313682 0.00001861 0.00000002PNGT Potencia Bruta TG % 156 0.21000000 0.00077712 -0.02823329 0.00003515 0.00000000PFGT Factor de Potencia Generador TG % 0.34641016 0.00245097 0.00024721 0.00000001 0.00000000QGFS Medidor de Combustible % 0.50000000 0.00000000 1.00000000 0.25000000 0.00000000C3H8 Propano % 4.998 0.08000000 0.00000000 -0.00000102 0.00000000 0.00000000

C4H10 iso-Butano % 0.0504 0.08000000 0.00000000 -0.00000016 0.00000000 0.00000000C4H10 n-Butano % 2.873 0.05000000 0.00000000 -0.00000014 0.00000000 0.00000000C5H12 iso-Pentano % 0.052 0.04000000 0.00000000 -0.00000001 0.00000000 0.00000000C5H12 n-Pentano % 0.021 0.04000000 0.00000000 0.00000000 0.00000000 0.00000000

N2 Nitrogeno % 0.8101 0.04000000 0.00000000 0.00000594 0.00000000 0.00000000CH4 Metano % 80.818 0.08000000 0.00000000 -0.00000083 0.00000000 0.00000000C2H6 Etano % 9.94 0.04000000 0.00000000 -0.00000364 0.00000000 0.00000000

CNHRCA Heat Rate Corregido del Ciclo Abierto % - 0.502293410.50229194 0.00121578


UR

Parámetros del Heat Rate Corregido del Ciclo Abierto

Tabla 2.2 Resumen de Resultados para el Heat Rate Corregido del Ciclo AbiertoResultado Calculado del Heat Rate Coregido del Ciclo Abierto


Calculado



Análisis de Incertidumbre del Ciclo AbiertoCombustible Gas Natural a Carga de 100 MW TP1&TP2

Tabla 3.1 Parámetros de Incertidumbre en el Heat Rate del Ciclo Abierto


ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2

PB Presión Barométrica hPa 1013 0.10000000 0.00029683 -1.05268273 0.01108141 0.00000010TA Temperatura Ambiente C 18 1.00000000 0.02583204 0.15804886 0.02497944 0.00001667HR Humedad Relativa % 75 3.00000000 0.05611747 -0.00232716 0.00004874 0.00000002

RPM Velocidad de la Turbina % 3000 0.10000000 0.00345082 -0.60380890 0.00364585 0.00000434PNGT Potencia Bruta TG % 156 0.21000000 0.00077712 0.02546639 0.00002860 0.00000000PFGT Factor de Potencia Generador TG % 0.34641016 0.00245097 -0.00485213 0.00000283 0.00000000QGFS Medidor de Combustible % 0.50000000 0.00000000 0.00000000 0.00000000 0.00000000C3H8 Propano % 4.998 0.08000000 0.00000000 0.00000898 0.00000000 0.00000000


N2 Nitrogeno % 0.8101 0.04000000 0.00000000 -0.00010873 0.00000000 0.00000000CH4 Metano % 80.818 0.08000000 0.00000000 0.00005533 0.00000000 0.00000000C2H6 Etano % 9.94 0.04000000 0.00000000 0.00003955 0.00000000 0.00000000

CPNCA Potencia Neta Corregida del Ciclo Abierto % - 0.199519410.19946646 0.00459624


UR

Parámetros de la Potencia Neta Corregida del Ciclo Abierto

Tabla 2.2 Resumen de Resultados para la Potencia Neta Corregida del Ciclo AbiertoResultado Calculado de la Potencia Neta Coregida del Ciclo Abierto


Calculado




Tabla 3.1 Parámetros de Incertidumbre en la Potencia Neta del Ciclo Abierto


ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2







UR




Calculado






ii

Page 1


Nominal




(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2





CPNCA Potencia Neta Corregida del Ciclo Abierto % - 0.19950184


Tabla 3.1 Parámetros de Incertidumbre en la Potencia Neta del Ciclo AbiertoParámetros de la Potencia Neta Corregida del Ciclo Abierto



Calculado



0.19946646 0.00375679



ii

Page 1


Apéndice C – Resumen de Datos

Resumen de Datos Ciclo Combinado


DCSNAME TAG UNITPRESION VAPOR MP LBA50CP901YP02:PVBAR 21.42418674 21.41951376 21.43434216 21.42797165 21.44328463 21.44931362 21.43700825 21.45225664PRESION VAPOR BP LBA80CP901YP02:PVBAR 5.307084438 5.305692474 5.308402683 5.309714059 5.311688332 5.315903525 5.316016083 5.313081944TEMPERATURA DOMO BAJA HAD80CT101YP01:PVC 161.6169488 161.421871 161.9246976 161.80823 162.9669266 163.0030996 163.4113715 163.4398829FLUJO DE GAS 1MBP10CF001Q01:PVNM3/H 3.716528512 2.028733842 10.61844883 15.2853078 3.852410611 2.368114196 0.691423143 1.501366069FLUJO CABEZAL AP LBA60CF901YP02:PVT/H 173.3191155 173.870405 181.6866404 181.5491414 194.5759051 194.8403734 207.3625631 207.8413685PRESION DOMO AP HAD10CP901YP02:PVBAR 70.72199413 71.06930407 74.63913398 74.59364727 80.36147241 80.27894069 86.92131881 87.23866887NIVEL DOMO AP HAD10CL901YP02:PVMTS 156.5567121 157.634845 173.3876143 173.1699221 199.1035458 199.6913351 210.0050356 209.9864738FLUJO VAPOR MP LBA50CF901YP02:PVT/H 17.55109144 17.56708518 18.81563464 18.80785343 20.76631815 21.00076202 21.69230683 21.59756492PRESION DOMO MP HAD50CP901YP02:PVBAR 21.18885055 21.17625562 21.2379799 21.22992607 21.31185781 21.32821445 21.35282441 21.36075959NIVEL DOMO MP HAD50CL901YP02:PVMTS 39.81555901 39.78144019 40.04229634 39.95946583 40.0324599 40.32962892 39.96092426 39.57637038A ALIM A DOMO MP HAC50CF901YP02:PVT/H 11.88082414 11.90841775 13.69833578 13.60072137 16.27956985 16.4944196 17.43455325 17.40534178A ALIM A DOMO AP HAC10CF901YP02:PVT/H 162.0446498 162.7818028 170.227828 169.8959911 184.962204 185.0843277 200.2252214 200.7675757FLUJO VAPOR BP LBA80CF901YP02:PVT/H 53.03423773 52.98212229 55.98552225 55.95828133 60.65840889 61.23617785 62.85510838 62.80906843PRES DOMO BP HAD80CP901YP02:PVBAR 5.447516338 5.45679324 5.560032563 5.541756512 5.705910564 5.725540321 5.774835067 5.778531535NIVEL DOMO BP HAD80CL901YP02:PVMTS 180.0090907 179.9635027 179.9747795 179.9745745 180.0004698 180.0130537 180.0109066 180.048867MEDICION DE POT BRUTA PLANTA CJY01EC008TOT:PV/MW 159.9931664 160.0140956 175.0075743 174.9975303 200.0025088 200.0007324 220.3917277 220.3646898PRES DESC BBA LCA10CP001YP01:PVBAR 23.76843057 23.88468642 23.18471562 23.33039682 22.5915516 22.55281703 21.77710793 21.80703722NIVEL DEL HOTWELL CONDENSADOR MAG01DL001YP02:PVmm 903.6334351 903.0144963 897.5404481 898.5175075 900.5736041 903.1191993 889.8282202 892.2054907FUEL GAS PRESS EKG10CP101Q01:PV/SIG 66.31210008 66.39275885 66.51063371 66.57094647 67.18316107 67.20461888 67.049707 67.0444247TEMP VPR ANTES DE VLV BYP AP LBA10CT001YP01:PVC 502.3594721 503.6775966 502.2658286 502.5334025 501.0754417 499.074946 510.8717911 512.0243491PRES DE CABEZAL VPR AP LBA10DP001YP02:PVBAR 67.4861702 67.79414026 71.15025614 71.10882981 76.67025822 76.59212603 82.95924042 83.23795466TEMP VPR ANTES DE VLV BYP MP LBA20CT001YP01:PVC 295.5419375 295.7866323 298.1668637 298.1237248 301.3830477 301.0664493 305.969344 306.2822488TEMP VPR ANTES VLV BYP BP LBA30CT001YP01:PVC 215.3186381 215.3230767 214.3648721 214.4069248 211.8415569 211.5328751 210.5741147 210.4131954PRES DE CABEZAL VPR BP LBA30DP001YP02:PVBAR 5.001070177 4.998375199 5.004706177 5.004021748 5.003134698 5.002643257 5.0059419 5.002569627TEMP DOMO AP HAH10CT101YP01:PVC 468.0475377 468.8534186 466.7272973 466.8351385 464.9657522 463.2309316 469.3923902 470.2652078TEMP SALIDA ECON AP HAC20CT101YP01:PVC 290.7768069 290.991267 294.0045359 293.907749 297.7264603 297.8074661 301.0559261 301.1723044TEMP VAPOR MP LBA50CT901YP02:PVC 297.9986304 298.6575534 300.6023237 300.5761418 303.3509317 303.1726451 307.5449466 308.0711294TEMP DOMO MP HAD50CT101YP01:PVC 217.9365984 217.8724299 217.9180052 217.8460961 218.1939638 218.1951161 218.1413684 218.2609002TEMP VAPOR BP LBA80CT901YP02:PVC 216.1459523 216.2008931 215.2025911 215.2724694 212.4699234 212.1902399 211.1693269 211.0589891TEMP SALIDA BBAS COND LCA10CT001YP01:PVC 26.68372877 26.90485567 28.17984251 27.96059965 27.80319257 28.85379145 28.33698587 28.28745685TEMP ENTRADA CHIMENEA 1MBY10FT010Q01:PVC 541.4177675 541.3312327 541.9438439 541.2838562 542.0997194 542.6676074 563.8791479 568.0708127TEMP SALIDA CALENT GAS NAT 1MBP13CT101Q01:PVC 21.10388563 21.85901517 21.23944149 21.00524062 15.8384023 16.10165742 14.37654383 14.37349034TEMP ENTRADA CALENT GAS NAT EKA10CT001YP01:PVC 19.3994921 19.89041356 19.02356863 18.84222955 15.30725323 15.42392096 14.27428565 14.25411446TEMP CABEZAL VPR AP LBA60CT901YP02:PVC 503.3403594 504.9217797 503.5999845 503.8397751 502.272372 500.2112209 511.8144635 512.9576338PRES CABEZAL AP LBA60CP901YP02:PVBAR 68.40820123 68.73366959 72.00201516 71.96011082 77.70117135 77.61737068 83.9993991 84.29284088TEMPERATURA SOBRECALENTADOR APHAH10CT101YP01:PVC 468.0474522 468.854328 466.7273953 466.8360645 464.9670011 463.215479 469.3923443 470.2608463TEMP CABEZAL VPR MP LBA50CT901YP02:PVC 298.00128 298.6565871 300.6016611 300.5763275 303.3516819 303.1705157 307.5449272 308.0665006TEMP CABEZAL VPR BP LBA80CT901YP02:PVC 216.14819 216.1993518 215.2000212 215.2741023 212.4714677 212.185551 211.1692843 211.0543537TEMP AGUA ALIM AP HAC10CT901YP02:PVC 162.6349064 162.7180546 163.2399756 163.2480521 163.9518064 164.163324 164.1515778 164.2903105TEMP AGUA ALIM A DOMO MP HAC50CT101YP01:PVC 247.2732228 247.6630449 246.4992817 246.8385537 245.5108367 245.5703307 244.0787976 244.1328851ORIFICE FLUJO DE GAS ARRIBA 1MBP13CP101Q01:PVBAR 20.42007554 20.4135457 20.34289077 20.35323723 20.16615591 20.15843755 19.90214587 19.90541129TEMP GAS 1MBP13CT101Q01:PVC 21.09828496 21.85680483 21.23990503 21.00486135 15.83807136 16.10139679 14.37730745 14.37384314PERDIDA PRESION ENTRADA TG 1MBL10CP001Q01:PVMBAR 3.934804555 3.95573098 4.39388612 4.384692729 5.05648149 5.159966451 5.37949751 5.375539964TEMP ENTRADA COMPRESOR 1MBA11CT000Q01:PVC 24.5815436 25.69805263 27.53532177 27.26373623 24.0236656 24.91718031 21.84521448 22.85542397PRESION DESCARGA DE COMPRESOR 1MBA12CP001Q01:PVBAR 7.722242719 7.713922581 8.305490103 8.301462719 9.222768815 9.327778915 9.793046093 9.77748399TEMP SALIDA GAS 1MBR10FT020Q01:PVC 537.3452134 539.2604934 536.0880898 536.5327866 533.6741166 531.0844249 544.7860499 546.6318307PRESION FLUJO CONDENSADO LCA10CP001YP01:PVBAR 23.76585336 23.88609711 23.18126298 23.33053069 22.59138785 22.55593879 21.77278825 21.80805102

160 MW 175 MW 200 MW 220 MW



FLUJO CONDENSADO LCA10DF001YP02:PVT/H 323.9653956 324.528648 335.7813103 335.7681041 355.107737 355.9388441 371.4033146 371.9413717TEMP FLUJO CONDENSADO LCA10CT001YP01:PVC 26.68332361 26.9042031 28.1797615 27.96237997 27.80889491 28.85443085 28.3364376 28.28902568Cooling Wpumps A+B PGA20CT005YP01:PVC 28.78381022 28.99670365 30.11249883 30.01656802 30.13104436 30.94546682 30.08092384 30.17017751Cooling Wpumps A+B PGA20CP008YP01:PVBAR 2.253747117 2.261697278 2.246873263 2.252620927 2.253710711 2.253208224 2.25120186 2.252118913TEMP ENTRADA AGUA MAR PAB21CT001YP01:PVC 18.71234813 18.95236216 19.77990227 19.518902 18.49582341 19.68888341 18.35749146 18.28457001VACIO CONDENSADOR MAC10CP001YP02:P BAR 39.46219476 39.93885317 42.8771164 42.2992453 42.40190299 45.06586101 43.66822876 43.56609202NIVEL DE CONDENSADOR MAG01CP001B01:PV MTS -0.977542308 -0.977098825 -0.974108847 -0.974709716 -0.974682574 -0.972118716 -0.973312293 -0.973391816TEMP SALIDA AGUA MAR PAB31CT001YP01:PVC 23.40456123 23.64173188 24.8148932 24.55709742 24.11488313 25.30885671 24.37888483 24.32625517GT RPM 1MBA10CS901Q02:PVHZ 50.04165833 50.18990796 49.92619082 50.04939538 50.06999717 50.09067018 49.98704743 50.03245693TEMP SALIDA TACK HNA10CT102YP01:PVC 74.04996891 73.98002508 75.73588885 75.55950792 76.41903631 77.93265216 75.44078932 74.97984069LECTURA O2 EKA10CT001YP01:PV% 19.53508371 19.95933347 18.97649224 18.80249633 15.35360874 15.40069462 14.26872499 14.24975241TEMP AGUA IP ANTES CALENTADOR DEEKT20DT001YP01:PVC 20.9587948 21.8030266 24.0563873 24.00493837 17.67417383 19.50983364 16.39411549 16.31934702IP WATER TEMP AFTER FUEL GAS HEAT1BBT01GT002Q03:PVC 10.14615288 10.1726248 10.16577227 10.13856683 10.20668073 10.20213498 10.20940052 10.20113283POTENCIA DE SSAA 1MBP10CF001Q01:PVMW 3.146078712 2.04854724 12.01311885 15.80815042 3.49527298 1.9642916 0.178107483 3.628387779FUEL FLOW TOTALIZER 1MBP10CF001Q01:PVT/H 3.713296819 2.030594219 10.69456157 15.29028766 3.851835805 2.362278477 0.691432907 1.5012837POTENCIA BRUTA ACTIVA TG CJY01EC008YP02:PVMW 98.33164718 98.9783105 109.6557623 109.6061289 128.2371914 128.7435637 142.1270951 140.8583914POTENCIA BRUTA ACTIVA TV MKA01CE003XQ01:P MW 61.67905131 61.88719275 65.33541381 65.40642513 71.75892141 71.222091 78.27899538 78.53674006POTENCIA BRUTA REACTIVA TV MKA01CE004XQ01:P MW 1.454719625 0.209773375 3.721988625 3.704038188 3.320562235 3.613093125 3.08209875 3.285536938FP BRUTO TV MKA01CE005XQ01:PV/SIG 0.998977625 0.9987965 0.9984935 0.999197875 0.999617706 0.999473188 0.99930525 0.999385313

Datos Eléctricos Turbina GasNET ACTIVE ENERGY REVENUE KWH 91355.39 91099.012 102562.432 102465.916 120888.098 121327.24 134662.692 134316.739NET REACTIVE ENERGY REVENUE KVARH 8556.858 8504.437 9958.038 9909.899 12979.182 13023.825 15311.513 15385.939NET ACTIVE POWER KW 91377.9186 91132.8516 102553.6672 102483.0594 120865.8546 121251.8736 134742.6658 134389.8624NET REACTIVE POWER KVAR 8553.3564 8512.2124 9925.2894 9926.0318 12979.7774 13016.9248 15324.9216 15378.9448NET POWER FACTOR % 99.5646 99.5668 99.535 99.534 99.4282 99.4284 99.3596 99.3514FREQ TG HZ 50.0276 50.1904 49.9296 50.0438 50.078 50.1058 49.9918 50.0474GROSS REACTIVE POWER KVAR 3500.102 3548.212 3704.8172 3717.1284 3693.0834 3693.356 3845.5884 3755.1602

Datos Eléctricosa Turbina VaporNET ACTIVE ENERGY REVENUE KWH 61062.044 61253.183 64667.62 64734.926 70969.028 70502.389 77383.717 77653.918NET REACTIVE ENERGY REVENUE KVARH 2750.061 3972.586 935.96 1085.856 2347.254 2031.159 3667.958 3542.554NET ACTIVE POWER KW 61043.611 61223.9662 64674.6474 64717.8358 70994.75 70576.6112 77309.1908 77585.7078NET REACTIVE POWER KVAR 2816.7754 3798.1776 1285.089 965.6892 2408.3626 2081.027 3833.4968 3542.4314NET POWER FACTOR % 99.8892 99.8262 99.9694 99.9856 99.941 99.9548 99.8744 99.8946

Datos AmbientalesHumadad: MCA CTA Subestacion Met, (%) % 60.96615385 55.84461538 51.16461538 51.30846154 64.87384615 57.85692308 67.19538462 64.79846154Press_Avg: MCA CTA Subestacion Met, (N/A) 756.6 756.3153846 755.5923077 755.2230769 757.5923077 756.8846154 758.5076923 758.3076923Temperatura: MCA CTA Subestacion Met, (ー C) °C 23.68230769 24.99153846 25.41153846 25.24461538 23.26307692 24.45461538 21.99615385 22.57769231

160 MW 175 MW 200 MW 220 MW



Datos Combustible de Gas Natural1‐P BAR 66.66 66.699 66.854 66.895 67.505 67.53 67.368 67.4411‐T GR‐C 19.97 19.73 18.91 18.64 15.9 15.88 15.95 15.931‐FPV 1.068176 1.068474 1.069109 1.069441 1.073231 1.07329 1.073048 1.0731341‐UCF Mm3/H 0.463 0.496 0.495 0.503 0.54 0.541 0.583 0.5411‐CPR 0 0 0 0 0 0 0 01‐CFLOW Mm3/H 34.682 37.237 37.418 38.048 41.921 42.042 45.153 41.9261‐ENERGI MMJ/H 1340.43 1439.19 1443.73 1467.99 1617.65 1622.42 1742.56 1617.951‐GRAV 0.5703 0.5703 0.5693 0.5692 0.5693 0.5694 0.5694 0.56941‐PCAL MMJ/m3 38.6489 38.6492 38.5838 38.5821 38.5884 38.5909 38.5923 38.59031‐N % 0.0618 0.0619 0.0654 0.0651 0.0651 0.0648 0.069 0.06641‐CO2 % 0 0 0 0 0 0 0 01‐MET % 97.3692 97.3654 97.5523 97.5541 97.5297 97.5276 97.522 97.52671‐ETH % 2.1048 2.1092 1.9511 1.9512 1.9737 1.9738 1.9725 1.97321‐PROP % 0.3737 0.3746 0.3463 0.3463 0.3503 0.3502 0.3489 0.34961‐NBUT % 0.0395 0.039 0.0359 0.037 0.0353 0.0369 0.0377 0.03771‐IBUT % 0.0479 0.047 0.0447 0.0438 0.0448 0.0448 0.0451 0.0441‐NPEN % 0 0 0 0 0 0 0 01‐IPEN % 0.0031 0.0027 0.0043 0.0026 0.001 0.0019 0.0048 0.00241‐NHEX % 0 0 0 0 0 0 0 01‐NHEP % 0 0 0 0 0 0 0 01‐NOCT % 0 0 0 0 0 0 0 01‐NNON % 0 0 0 0 0 0 0 01‐NDEC % 0 0 0 0 0 0 0 01‐DWPN GR‐C 0 0 0 0 0 0 0 01‐H2S % 0 0 0 0 0 0 0 01‐H2O % 0 0 0 0 0 0 0 0

160 MW 175 MW 200 MW 220 MW


DCSNAME TAG UNITMEDICION POT BRUTA PLANTA CJY01EC008TOT MW 100.0059724 99.99988199 110.0125721 110.0062479 125.034219 124.9916845 139.987812 140.0289263FUEL GAS PRESS EKG10CP101Q01BAR 67.90504719 67.90761304 68.88714121 68.92220623 68.69111877 68.70197354 68.58034731 68.58219277TEMP SALIDA CALENT GAS NAT 1MBP13CT101Q0C 17.69763468 18.05296093 16.94353971 17.12620652 14.81310043 15.08261717 12.65248022 12.99020705TEMP ENTRADA CALENT GAS NAT EKA10CT001YP0 C 16.74939872 16.99874587 16.21769783 16.28489103 14.65221884 14.81013323 13.11179621 13.3263223ORIFICE FLUJO DE GAS ARRIBA 1MBP13CP101Q0BAR 20.46985885 20.46457081 20.44864177 20.45386766 20.23137055 20.22580042 19.96591806 19.98745452PERDIDA PRESION ENTRADA TG 1MBL10CP001Q0MBAR 4.271303251 4.233126018 4.441607189 4.409661091 4.950960463 4.963606046 5.445793293 5.381083948TEMP ENTRADA COMPRESOR 1MBA11CT000Q0C 25.86445751 25.41072725 25.12050414 24.16290466 23.97208344 24.1596604 21.9158101 22.85319694PRESION DESCARGA DE COMPRESO 1MBA12CP001Q0BAR 7.873739332 7.862897296 8.310406581 8.292725853 9.074369047 9.054862093 9.7824155 9.726070149TEMP SALIDA GAS 1MBR10FT020Q0C 528.8675259 528.577625 534.9048784 534.0042452 532.8918411 533.1965693 539.0620785 543.9100524TEMP AGUA IP ANTES CALENTADOR DHNA10CT102YP0C 81.60789741 81.68263747 79.68690353 79.86261392 80.38814587 80.296701 80.50210591 79.90677719IP WATER TEMP AFTER FUEL GAS HEEKT10CT001YP0 C 100.9064552 99.67141441 73.06374502 71.78860142 77.75914426 76.62095637 82.02001874 81.1011196POTENCIA DE SSAA 1BBT01GT002Q0 MW 10.23154941 10.21876565 10.34636968 10.35013483 10.38252129 10.41056737 10.40271902 10.3538949POTENCIA BRUTA ACTIVA CJY01EC008YP0 MW 100.0037177 99.999643 110.0014509 109.9957246 125.0495733 124.830809 139.9982812 139.9475074

Datos Eléctricos Turbina GasNET ACTIVE ENERGY REVENUE KWH 46523.967 46562.345 51479.75 51458.537 58891.32 58878.102 66334.614 66343.153NET REACTIVE ENERGY REVENUE KVARH 4107.993 4085.97 6386.644 6464.793 7818.862 7824.118 8973.534 8988.46NET ACTIVE POWER KW 93049.34633 93110.76567 102953.0597 102924.5053 117802.6873 117756.307 132689.922 132677.474NET REACTIVE POWER KVAR 8212.769333 8181.835333 12799.82 12874.69133 15572.91467 15656.57267 17973.04233 17967.66233NET POWER FACTOR % 99.61266667 99.616 99.23633333 99.22633333 99.13733333 99.12766667 99.095 99.09533333GROSS REACTIVE POWER KVAR 3687.595667 3727.445333 642.9763333 647.274 354.3383333 344.5203333 642.5603333 649.9033333FREQ TG HZ 50.07366667 49.971 50.09166667 50.09766667 49.97666667 50.12933333 50.03166667 49.98866667

Datos AmbientalesHumadad: MCA CTA Subestacion Met, (%) % 52.09 56.77428571 23.15428571 23.39571429 22.94571429 23.00428571 22.11142857 22.54857143Press_Avg: MCA CTA Subestacion Met, (N/A) 756.1142857 756.4142857 6236 5277.451429 3669.714286 4434.857143 2197.428571 2061.857143Temperatura: MCA CTA Subestacion Met, (ｰC) °C 25.30714286 24.30428571 345.0285714 349.9142857 345.5285714 348.0142857 347.5428571 334.5571429

100 MW 110 MW 125 MW 140 MW


Datos Combustible de Gas Natural1-P1-T1-FPV1-UCF1-CPR1-CFLOW1-ENERGI1-GRAV1-PCAL1-N1-CO21-MET1-ETH1-PROP1-NBUT1-IBUT1-NPEN1-IPEN1-NHEX1-NHEP1-NOCT1-NNON1-NDEC1-DWPN1-H2S1-H2O

0000

100 MW 110 MW 125 MW 140 MW

0.04680

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0

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0

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00

0.569538.60070.0644

097.50281.9939

0

37.8371460.54

0.000700000

97.54161.96350.34830.03660.0442

0

20.511791.37

000

000

00

000

29.4031135.080.569638.6056

0.569338.58460.0652

0

0

0.04450.0149

00

0.06490

97.5131.97570.35060.0363

69.64816.98

1.0742090.257

0

68.37516.58

1.0734640.375

0

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1.0748420.475

0


Apéndice D – Representación Gráfica de los Resultados

y = 0.00199836x2 ‐ 2.98693677x + 2,517.84636837

y = 0.00199239x2 ‐ 2.98501877x + 2,514.17601502

1940

1960

1980

2000

2020

2040

2060

2080

2100

2120

140.000 150.000 160.000 170.000 180.000 190.000 200.000 210.000 220.000

Cons

umo

Espe

cífic

o (k

cal/k

Wh)

Potencia (MW)

CEN vs MW CTM3 Mejillones Ciclo Combinado

CEN Corregido

CEN Medido

Poly. (CEN Corregido)

Poly. (CEN Medido)

y = 0.00000021x2 ‐ 0.00032118x + 0.27073617

0.21

0.212

0.214

0.216

0.218

0.22

0.222

0.224

0.226

0.228

140.000 150.000 160.000 170.000 180.000 190.000 200.000 210.000 220.000

Cons

umo

Espe

cífic

o de

Com

bust

ible

(Nm

3l/k

Wh)

Potencia (MW)

Consumo Específico de Combustible vs MW CTM3 Mejillones Ciclo Combinado

y = 0.06628752x2 ‐ 24.24882812x + 5,158.32789340

y = 0.08063828x2 ‐ 28.38073313x + 5,481.34502158

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

3400

3450

3500

90.000 95.000 100.000 105.000 110.000 115.000 120.000 125.000 130.000 135.000 140.000

Cons

umo

Espe

cífic

o (k

cal/k

Wh)

Potencia Corregida a Condiciones de Referencia (MW)

CEN vs MW CTM3 Mejillones Ciclo Abierto

CEN Corregido

CEN Medido

Poly. (CEN Corregido)

Poly. (CEN Medido)

y = 0.00000713x2 ‐ 0.00260740x + 0.55465891

0.325

0.33

0.335

0.34

0.345

0.35

0.355

0.36

0.365

0.37

90.000 95.000 100.000 105.000 110.000 115.000 120.000 125.000 130.000 135.000 140.000

Cons

umo

Espe

cífic

o de

Com

bust

ible

(Nm

3l/k

Wh)

Potencia Corregida a Condiciones de Referenia (MW)

Consumo Especifico de Combustible vs MW CTM3 Mejillones Ciclo Abierto


Apéndice E – Actas de las Pruebas


Apéndice F – Curvas de Corrección de Potencia Neta para Modo Ciclo Combinado


Apéndice G – Versión Final del Procedimiento

ThermoGen Power Services Inc. www.thermogenpower.com

ThermoGen Power Services Inc. powerful experience

Procedimiento de Determinación de Consumo Específico según el Artículo 21 de la Resolución Externa 363 Para:

E-CL Central Térmica Mejillones 3 (CTM3) Rev03

Mejillones, Chile 14 Enero, 2015

This quotation document is proprietary to ThermoGen Power Services Inc. (hereafter known as TGPS) and is furnished in confidence solely for use in considering the merits of the quotation and for no other direct or indirect use. By accepting this document from TGPS, the recipient agrees to use this document, and the information it contains, exclusively for the above stated purpose and to prohibit use of the information for performance of the proposed work by the recipient or disclosure of the information to, and use by, competitors of TGPS on behalf of the recipient, to avoid publication or other unrestricted disclosure of this document or the information it contains, to make no copies of any part thereof without the prior written permission of TGPS, and to return this document when it is no longer needed for the purpose for which furnished upon request of TGPS.

E-CL Mejillones Ciclo Combinado – CTM3 Procedimiento de determinación de consumo específico Rev03

i

REGISTRO DE REVISIÓN

Rev Fecha Revisiones Elaborado por Revisado por 0 05/10/2015 Primer borrador J. Acuña JP Delia 1 17/11/2015 Enviado para aprobación J. Acuña JP Delia 2 7/12/2015 Integración de las pruebas en ciclo abierto J. Acuña JP Delia 3 14/01/2016 Integración de puntos adicionales para pruebas de ciclo

abierto J. Acuña JP Delia


ii

TABLA DE CONTENIDOS REGISTRO DE REVISIÓN i

TABLA DE CONTENIDOS ii

1. RESUMEN EJECUTIVO 1

2. DEFINICIONES 2

3. CONDICIONES PARA PRUEBAS DE RENDIMIENTO 5 3.1. Condiciones de Referencia 5 3.2. Poder Calorífico del Combustible de referencia, PCS, kcal/Nm3 5 3.3. Límites de la Prueba 6 3.4. Mediciones de los Límites de la Prueba 6

4. PREPARACIÓN PARA LA PRUEBA DE CONSUMO ESPECÍFICO 8 4.1. Filosofía General 8 4.2. Condiciones del Equipo 8 4.3. Alineación de Válvulas 8 4.4. Revisiones Previas a la Prueba y otras Actividades 9

5. DIVISIÓN DE RESPONSABILIDADES 11 5.1. Responsabilidades del Asesor Técnico (TGPS) 11 5.2. Responsabilidades de E-CL 11 5.3. División de Responsabilidad 12

6. INSTRUMENTACIÓN Y MÉTODOS DE MEDICIÓN 13 6.1. Fuente y Frecuencia de Recolección de Datos 13 6.2. Clasificación de Datos 13 6.3. Calibración de Instrumentos 13 6.4. Requerimientos de Instrumentación 14

7. EJECUCIÓN DE LA PRUEBA 18 7.1. Duración de la Prueba 18 7.2. Modo de Operación 18 7.3. Criterios de Estabilización de Punto de Prueba 19 7.4. Recolección de Datos 19 7.5. Composición de Combustible 20 7.6. Comienzo y Fin de la Prueba 20 7.7. Desviaciones de la Prueba 20

8. RESULTADOS Y CÁLCULOS DE LA PRUEBA 21 8.1. Cálculos de Potencia en modo ciclo combinado 21 8.2. Consumo específico neto del grupo en modo ciclo combinado, kcal/kWh 22 8.3. Cálculos de Potencia en modo ciclo abierto 25 8.4. Consumo específico neto del grupo en modo ciclo abierto, kcal/kWh 26

9. INCERTIDUMBRE DE LA PRUEBA 30 9.1. Incertidumbre de la Prueba 30


iii

Anexo A – CURVAS DE CORRECCIÓN: CICLO ABIERTO Y CICLO COMBINADO 2

Anexo B – BALANCE TÉRMIDO DE DISEÑO 3

Anexo C – ALINEACIÓN DE VÁLVULAS 4

Anexo D – VARIABLES, MEDICIONES Y LISTA DE INSTRUMENTACIÓN 5

Anexo E – HOJAS PARA TOMA MANUAL DE DATOS 6

Anexo F – UNIFILAR 7

Anexo G – ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE 8

Anexo H – FORMATO DE DESVIACIÓN DE PRUEBA 9

Anexo I – CONTROL DE CAMBIOS 11

E-CL Mejillones Ciclo Combinado – Bloque 3 Procedimiento de determinación de consumo específico Rev03

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1. RESUMEN EJECUTIVO El propósito de este documento es describir un protocolo de pruebas para el ciclo combinado de la Central Térmica Mejillones 3 (CTM3) como lo establece el Artículo 21 de la Resolución Exenta 363, de la DO: “Información de Consumos Específicos”. La prueba de Consumo Específico Neto (CEN) se realizará con los intervalos de tiempo y niveles de carga programados y especificados en este documento. La fecha exacta se definirá en mutuo acuerdo entre CDEC y E-CL. La guía que garantiza la prueba de rendimiento se basará en los siguientes documentos: Procedimiento DO "Información de Consumos Específicos”, del CDEC-SING, de conformidad a lo previsto en el artículo 10° del Decreto Supremo N° 291, de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. El Ciclo Combinado 3 (CTM3) se localiza en la Central Térmica de Mejillones, Chile. El objetivo principal es tener un procedimiento para tener repetitividad en resultados de prueba de acuerdo a los protocolos

“ASME Performance Test Code 46, Performance Test Code on Overall Plant Performance ASME PTC 19.1, Test Uncertainty.

Este documento expone el procedimiento a utilizar, así mismo, los cálculos de todos los valores necesarios para obtener los resultados finales. De la misma manera, se incluye la identificación de las variables necesarias a medir para ejecutar las pruebas, también, los requerimientos a cumplirse por ciertas mediciones. En el anexo A se encuentran las curvas de corrección que muestran la desviación de conjunto de la salida de potencia y consumo específico de la planta para condiciones ambientales externas, con estas curvas se pretende corregir los resultados de las pruebas a las condiciones de referencia. En el anexo B, se incluye el diagrama de balance térmico a condiciones de referencia.

E-CL Ciclo Combinado – CTM3 Procedimiento de determinación del consumo específico Rev03

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2. DEFINICIONES Para el propósito de este documento se definirán las siguientes expresiones: Planta/Unidad: Estos términos son intercambiables y representan el grupo de una turbina de gas su

caldera de recuperación y su equipo auxiliar, la turbina de vapor y su equipo auxiliar, y cualquier equipo necesario para la operación normal a menos que de otro modo se detalle en el presente documento.

CEN: El consumo especifico neto de la planta, kcal/kWh.

PN : La potencia neta exportada a la red eléctrica, kW.

Combustible: El combustible consumido durante la prueba de rendimiento. HR:

Heat rate; consumo específico de calor en base de poder calorífico superior (PCS) del combustible.

Punto de Prueba: Una serie de acciones y medidas realizadas en una unidad con el fin de obtener una

característica de operación (en este caso , el calor aportado y la potencia neta en las terminales principales del transformador ) bajo ciertas condiciones de operación y con una incertidumbre limitada acerca de los resultados.

Prueba: Una serie de puntos de prueba con las mismas características con la finalidad de obtener resultados representativos.

Comité de supervisión de la prueba: Un grupo de representantes de cada organización presente: del generador E-CL, del auditor TGPS y del regulador CDEC quien serán a cargo de certificar que las pruebas que se están desarrollando se ejecutan en las condiciones requeridas.

Empresa Generadora: La parte responsable de la ejecución y conducción de la pruebas, en este caso la empresa generador (E-CL).

Desviación: Cualquier acción u ocurrencia que tome lugar durante la prueba y que no esté descrita en la descripción de este procedimiento. Una desviación será revisada y discutida por el comité de supervisión de la prueba. Si la desviación se considera menor y su consecuencia es aceptable por parte del comité, entonces será documentada utilizando la forma que se describe en el anexo G. De otra manera, la prueba se detendrá y re-iniciará cuando sea posible arreglar la desviación o que pueda ser evadida.

Límite de la Prueba: Define el punto en el cual toda la energía de entrada y salida requerida para los cálculos de la prueba debe ser determinada.

Condiciones de Referencia: Los valores de todos los parámetros externos (por ejemplo: aquellos fuera del límite de la prueba) y las condiciones de operación a las cuales los resultados de la prueba son corregidos.


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Entrada de Calor [kcal/hr]: La energía aportada por el combustible gaseoso a las turbina de gas. Se calcula multiplicando el Poder Calorífico Superior del combustible por el flujo de masa del combustible.

Salida de Potencia Eléctrica Neta [kW]: La Salida de Potencia Eléctrica Neta de la planta de ciclo combinado es la potencia eléctrica entregada a la red de 220 kV en las terminales de HV del Generador Transformador.

Heat Rate Neto [Kcal/kWh]: La entrada de calor general a la planta por salida de potencia eléctrica neta, basada en el poder calorífico superior del combustible y corregido para las desviaciones en las condiciones de la prueba respecto las condiciones de referencia.

Potencia Auxiliar [kW]: La potencia alimentada a través del transformador auxiliar, con las baterías de corriente directa (DC) 100% cargadas al voltaje nominal de la batería y carga de operación flotante. Durante la medición del consumo de auxiliares todas y cualquiera de las instalaciones de los auxiliares deberán funcionar en modo de operación normal.

Poder Calorífico Inferior del Combustible a Presión Constante (combustibles gaseosos) [Kcal/kg]: El calor producido por la combustión de una unidad de combustible a presión constante bajo condiciones tales que toda el agua en los productos permanece en la fase de vapor.

Poder Calorífico Superior del Combustible a Presión Constante (combustibles gaseosos) [Kcal/kg]: El calor producido por la combustión de una unidad de combustible a presión constante bajo condiciones tales que toda el agua en los productos cambia de forma a la fase liquida

Director de la Prueba: Los representantes del Empresa Generadora responsables en general de la ejecución del programa de la prueba el cual incluirá, pero no se limita a: asignación de las responsabilidades del personal de la prueba, coordinación y terminación del procedimiento de la prueba y preparaciones previas a la prueba, ejecutar cambiar al procedimiento, proveer dirección técnica y coordinar con las partes presentes para certificar que las pruebas son ejecutadas de acuerdo al procedimiento de pruebas.

Ejecuciones de Pruebas: Un grupo de lecturas de prueba tomadas mientras la planta opera en estado estable y a una condición de operación especificada. Al menos dos (2) series de pruebas completas deberán ser realizadas, cada una con una duración de no menos de 60 minutos. Todas las mediciones significantes serán realizadas a intervalos de no más de 10 minutos para lecturas manuales. Las pruebas preferiblemente deberán ser ejecutadas cuando las condiciones ambientales permitan que las pruebas sean conducidas a una temperatura de entrada del compresor cercana a las condiciones de referencia y preferiblemente con un cambio menor de 2 °C en una hora. Esta condición no deberá impedir que la prueba se lleve a cabo, y se deberá hacer la corrección apropiada utilizando las curvas de corrección del ciclo combinado. Adicionalmente, las pruebas se ejecutarán con agua de mar a una temperatura de entrada de 18 °C. Si no es factible, entonces las pruebas tendrán que ser basadas en las curvas de corrección apropiadas (Ref. “Sea Water Temperature Effect”).

DCS de la Planta: Sistema de control permanente de la planta del cual se obtienen las tendencias de ciertas variables primarias y secundarias para dar soporte a la prueba.

Componente:


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Piezas mayores de equipo, por ejemplo: turbinas de gas, turbinas de vapor, HRSG, condensador y torre de enfriamiento.

Instrumentación Temporal: Instrumentación instalada temporalmente de la cual se miden ciertas variables primarias para dar soporte a la prueba.

Instrumentación Permanente: Instrumentación permanente de la planta de la cual se miden variables primarias y secundarias para dar soporte a la prueba.


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3. CONDICIONES PARA PRUEBAS DE RENDIMIENTO

3.1. Condiciones de Referencia

Los resultados medidos serán corregidos con las siguientes condiciones de referencia: Tabla 1: Condiciones de Referencia

Parámetros Unidades Valor Temperatura Ambiente ºC 18 Presión Ambiente mbara 1013 Temperatura de Entrada del Agua de Mar (enfriamiento)

ºC 18

Humedad Relativa % 75 Factor de Potencia ratio 0.85 Frecuencia del Generador Hz 50 Combustible Gas Natural HRSG Purga Kg/s 0 Poder Calorífico Inferior Entregar el día de la prueba

Nota: El poder calorífico inferior (PCI) de referencia será el promedio del PCI del gas utilizado durante todo el año previo a la prueba. Las condiciones de referencia están basadas en datos históricos de un año para el sitio.

Adicionalmente:

1. El compresor de la turbina de gas deberá estar lo más limpio posible previo a la prueba. Para esto se recomienda realizar un lavado de compresor antes de la prueba..

2. Las propiedades del combustible deberán cumplir con las especificaciones establecidas en la Especificación Funcional del Fabricante de la Turbina de Gas.

3. Todos los sistemas auxiliares y equipo requerido para la operación continua normal permanecerá en servicio normal.

4. El tanque de condensado deberá estar lleno. El consumo de agua de la unidad será registrado mediante el integrador.

5. La instrumentación utilizada en la prueba deberá cumplir con los requerimientos especificados en este procedimiento.

3.2. Poder Calorífico del Combustible de referencia, PCS, kcal/Nm3

El poder calorífico de referencia, Kcal/kg, considerando el poder calorífico superior base que se establece en el Artículo 13 del procedimiento DO “Información de Consumos Específicos” para el tipo de combustible respectivo, indicados en la Tabla 4.

Tabla 2: Valores de poder PCS para las unidades, de acuerdo con la res. Exenta 363

Unidad Generadora Valor de PCS Unidad Unidad gas natural 9300 kcal/Nm3 Unidades a carbón, carbón/petcoke 6000 kcal/kg Unidades a petróleo residual o pesado 10500 kcal/kg Unidades a petróleo diésel 11000 kcal/kg


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3.3. Límites de la Prueba

Figure 1

3.4. Mediciones de los Límites de la Prueba

Potencia de Salida de la Turbina de Gas y de la Turbina de Vapor: La potencia de salida de ambas unidades será medida utilizando los medidores instalados en la subestación. Las mediciones serán recolectadas utilizando contadores de energía (kWh) durante un periodo de tiempo específico. Se deberá realizar una medida de respaldo utilizando la potencia bruta de salida del generador y restar los consumos de auxiliares. Temperatura Ambiente: La temperatura ambiente será medida utilizando la estación meteorológica del sitio. Como medida de respaldo, la temperatura ambiente se podría comparar con la temperatura del aire medida a la entrada del compresor de la turbina en el sistema DCS.

Presión Ambiente: La presión ambiente deberá ser medida utilizando la estación meteorológica del sitio. Humedad Ambiente: La humedad ambiente deberá ser medida utilizando la estación meteorológica del sitio. Flujo de Combustible: El flujo de combustible será medido utilizando el dispositivo de medición de la planta. La medición se lleva a cabo utilizando el medidor de facturación del CTM3 (Equimeter MK-II-T230). La recolección de datos en el medidor de flujo de combustible será de forma horaria. El flujo será expresado en Nm3/h. Además, el medidor de flujo deberá estar calibrado y tener su certificado de calibración vigente al día de la ejecución de la prueba.

Potencia de Salida de la Turbina de Vapor

Aire del Ambiente

Agua de Mar

Flujo de Combustible

GT Generador Turbina de Gas

HRSG

Turbina de Vapor

Condensador

G

G

Potencia de Salida de la Turbina de Gas

TV Generador

Step-Up Transformador

Salida Agua de Mar

Bomba circuladora

Estación de gas


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Composición del Flujo de Combustible: La composición de combustible se obtendrá del cromatógrafo en línea de la unidad. Frecuencia del Generador: La frecuencia del generador será medida en las terminales del generador utilizando el sistema DCS.


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4. PREPARACIÓN PARA LA PRUEBA DE CONSUMO ESPECÍFICO

4.1. Filosofía General La prueba se deberá ejecutar a condiciones lo más cercanas a las condiciones ambientales para minimizar el uso de factores de corrección. Se deberá evitar ejecutar pruebas bajo condiciones (ambientales, composición de combustible, etc.) que puedan requerir extrapolación en algunas curvas de corrección; de no ser posible, será necesario llegar a un acuerdo entre las partes envueltas en la prueba. 4.2. Condiciones del Equipo

Equipo de la planta, Instrumentación y calibración: Lo más cercano a la prueba, toda la instrumentación, tal como se describe en el anexo D será verificada y recalibrada de ser requerido. Todos los certificados de calibración serán enviados al director de la prueba y deberán ser incluidos en el reporte final. Limpieza del Equipo: La planta deberá estar limpia; todo el equipo deberá funcionar en condiciones normales. Se revisarán y limpiaran los componentes en caso de ser necesario (superficies de intercambio térmico, bombas, filtros, etc.). Cualquier condición que no pueda ser corregida deberá ser reportada en la forma de desviación de la prueba del anexo G.

Se deberá confirmar la operación apropiada de los instrumentos y sistema de control de la planta.

Antes de la primera prueba, es obligatorio revisar los siguientes elementos:

Filtros limpios Condensador limpio Turbina e intercambiadores de calor de la caldera limpios Todas las partes mecánicas y eléctricas en Buena condición Una inspección visual para asegurarse de que no hay entradas descontroladas de aire al

boiler Fugas de las válvulas del HRSG

4.3. Alineación de Válvulas Como norma general y salvo en los casos descritos a continuación, la alineación de las válvulas deberá coincidir con la alineación de funcionamiento continuo normal. No se permitirá cerrar las válvulas normalmente abiertas en funcionamiento normal con el fin de maximizar la eficiencia o la potencia de la planta. En el anexo C se especifica la alineación de las válvulas el cual deberá coincidir con la alineación de funcionamiento normal de la planta. La posición de las válvulas de aislamiento será controlada de acuerdo a las indicaciones establecidas en el procedimiento de prueba. Esta lista se divide en tres categorías:


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Válvulas de Aislamiento Manuales: Esta categoría incluye las válvulas manuales que tendrán que permanecer en una posición determinada durante la prueba. Estas válvulas pueden afectar la exactitud de los resultados, en caso de que su posición no se revise, por ejemplo, válvulas de vaciado del tanque, la puesta en marcha de válvulas de ventilación, válvulas de drenaje, válvulas de aislamiento, etc. Las posiciones de estas válvulas se comprobarán antes y después de cada prueba. Cualquier anomalía que implica la apertura de estas válvulas que pueda ser detectada durante las pruebas será reportada a las distintas partes que participan en la prueba, quienes decidirán sobre la validez de la prueba en función de su impacto en los resultados.

Válvulas Automáticas: Esta categoría incluye las válvulas no manuales que deben permanecer en una posición determinada durante la prueba. Estas válvulas pueden afectar la exactitud de los resultados si se abren, por ejemplo, válvulas de seguridad, válvulas de descarga del bol, válvulas de by-pass de calentamiento, etc. Estas válvulas se comprobarán antes y después de cada prueba y, de ser posible, su posición será monitoreada durante la prueba. La apertura inesperada de cualquiera de estas válvulas durante las pruebas será reportada a las distintas partes que intervienen en la prueba, quienes decidirán sobre la validez de la prueba en función de su impacto en los resultados.

Válvulas Cerradas Especialmente para la Prueba:

Esta categoría de válvulas de aislamiento incluye válvulas que están abiertas durante el funcionamiento normal, pero que se deben cerrar durante la realización de la prueba con el fin de medir la eficiencia de la planta de acuerdo con las condiciones especificadas. Estas válvulas pueden incluir:

- La válvula de suministro de agua desmineralizada del condensador permanecerá cerrada durante la prueba.

La posición de estas válvulas se vigilará al principio, durante y al final de la prueba. Cualquier anomalía que implique la apertura de estas válvulas que pueda ser detectada durante las pruebas será reportado a las distintas partes que participen en la prueba, quienes decidirán sobre la validez de la prueba en función de su impacto en los resultados; y la prueba puede ser declarada nula si la apertura ha sido continua y su impacto en el resultado final es considerable.

Se permite abrir estas válvulas durante el período de estabilización de la prueba.

4.4. Revisiones Previas a la Prueba y otras Actividades

De ser posible, un lavado de agua fuera de línea de la sección del compresor de la turbina de gas debería llevarse a cabo antes de la prueba. Dado el caso en que se tengan más de 200 horas de fuego de la turbina de gas y que no sea posible llevar a cabo el lavado del compresor, E-CL documentará en el Acta de Prueba la fecha del último lavado del compresor. Todos los dispositivos de instrumentación de la estación y de medición pertinentes serán verificados antes de la prueba.


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El sistema de procesamiento de señal de los termopares escape de la turbina de gas debe ser verificado para asegurarse que opera en las condiciones de control especificadas al confirmar una señal de la fuente de los cables del termopar en el escape a la DCS. Todas las compensaciones y acondicionado deben tenerse en cuenta y confirmar que se está de acuerdo a las especificaciones de control. El sistema de procesamiento de señal de los transmisores de presión de la turbina de gas, HRSG y de la turbina de vapor, deben ser verificado para asegurarse que opera en las condiciones de control especificadas al confirmar una señal de la fuente de los cables de los transmisores a la DCS. Todas las compensaciones y acondicionamiento deben tenerse en cuenta y confirmar que se está de acuerdo a las especificaciones de control. Los criterios de precisión de los instrumentos indicados en la tabla 3 se deberán utilizar como guía.

Tabla 3: Tolerancias de revisión de lazos de instrumentación de CTM3

Instrumentos de la TG Diferencia de

tolerancia vs standard Presión de descarga de compresor 0.3 psig Presión Barométrica 0.1” HG Presión diferencial de conducto de entrada

0.1” H2O

Presión diferencial de conducto de escape

0.1” H2O

Presión estática del combustible de gas 0.5 psig HP Presión de vapor +/-1 psig HP Presión diferencial de orificio de vapor +/- 0.5” H2O IP Presión de vapor +/-1 psig IP Presión diferencial de orificio de vapor +/- 0.5” H2O LP Presión de vapor +/-1 psig LP Presión diferencial de orificio de vapor +/- 0.5” H2O Contra presión de escape de la turbina de vapor

+/-0.1” Hg


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5. DIVISIÓN DE RESPONSABILIDADES

Se compartirá la responsabilidad entre TGPS (de aquí en adelante, Asesor Técnico) y E-CL para todas las actividades de prueba. Las responsabilidades de las partes involucradas en la prueba son los siguientes:

5.1. Responsabilidades del Asesor Técnico (TGPS) Proporcionar asesoramiento técnico para llevar a cabo la prueba de acuerdo con los

protocolos de pruebas a nivel internacional para asegurar la repetitividad de los resultados de las pruebas.

Crear un procedimiento de prueba de consumo específico.

Coordinar las actividades de ensayo con personal del propietario del sitio.

Apoyar a E-CL en los preparativos de las pruebas desde un punto de vista técnico.

Revisar los datos manuales y electrónicos de recolección.

Seguir los procedimientos de seguridad especificados por E-CL.

Asesorar la prueba como experto técnico según la resolución exenta 363.

Generar un reporte de las pruebas junto con el Acta oficial a ser acordados por todas las partes involucradas.

5.2. Responsabilidades de E-CL

Tomar todas las precauciones necesarias, en todo momento, por la seguridad del personal del emplazamiento. Esto incluye, pero no se limita a, el adoctrinamiento de las prácticas de seguridad en el sitio, y a energizar/de-energizar todos los sistemas de potencia (eléctricos, mecánicos e hidráulicos) usando un procedimiento de bloqueo/ etiquetado.

Poner a disposición y operar la planta y el equipo asociado para la prueba.

Proporcionar el personal para instalar y desinstalar el equipo de la prueba temporal bajo orientación especializada.

Recopilar datos de prueba a través de la estación de DCS. (ver Anexo D).

Proporcionar personal para la recogida manual de datos durante la prueba.

Operar las turbinas y el equipo asociado durante la prueba.

Llevar a cabo todas las pruebas de rendimiento térmico y los programas de pruebas relacionadas dentro de los lineamientos de operación según lo establecido en las instrucciones de operación del fabricante.


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5.3. División de Responsabilidad Las actividades de prueba restantes y el responsable de cada actividad se indican en la Tabla 4.

Tabla 4: División de Responsabilidades de la Prueba

Actividades de la Prueba TGPS E-CL CDEC-SING

Preparar el procedimiento de rendimiento térmico de las pruebas.

X

Revisar y aprobar el procedimiento de rendimiento térmico de las pruebas.

X X

Proveer instrumentación especial y adquisición de datos como se especifica en este documento.

X

Realizar una revisión de calibración de la instrumentación de la planta y calibrar si es necesario.

X

Presencias / Asistir con la revisión de la calibración de la instrumentación de la planta.

X

Instalar instrumentación especial para la prueba. X

Dirigir la instalación de la instrumentación especial para la prueba.

X

Obtener archivos de calibración y/o las dimensiones de la sección de flujo.

X

Proporcionar un Director de Prueba para coordinar y dirigir la prueba de rendimiento.

X X

Asistir a las reuniones de inicio de la prueba de rendimiento. X X X

Ejecutar el programa de la prueba. X

Nominar a un único punto de contacto con la autoridad para validar la ejecución del programa de pruebas.

X

Proporcionar copias de los datos medidos a las partes involucradas.

X

Desinstalar la instrumentación especial para la prueba. X

Analizar los datos de la prueba. X

Emitir el reporte final de la prueba. X

Revisar y aprobar el informe final de prueba X X


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6. INSTRUMENTACIÓN Y MÉTODOS DE MEDICIÓN

6.1. Fuente y Frecuencia de Recolección de Datos Los datos de prueba se recogerán utilizando instrumentación de la planta. En algunos casos es posible utilizar precisión temporal cuando sea necesario lograr la incertidumbre de prueba requerida como se describe en este documento o debido al caso de que no haya equipo instalado de forma permanente para medir ciertos parámetros. Instrumentos de recolección de datos temporales se utilizarán para recopilar datos que no estén disponibles en la planta del sistema de control (DCS) o que se proporcione la incertidumbre lo suficientemente baja para satisfacer los requisitos de la prueba. Esta instrumentación de propósito especial tendrá un certificado de calibración válido. El sistema de recogida de datos de instrumentación temporal será sincronizado al principio de la prueba con el sitio de DCS y los datos se recogerán a una frecuencia de no más de 1 minuto. Los dispositivos equipados con transmisores electrónicos conectados a la planta DCS serán utilizados para la recolección de datos. Los datos DCS serán recogidos a una frecuencia de no más de 1 minuto. La recolección manual de los datos se limitará solamente a las mediciones donde no sea factible el uso de dispositivos electrónicos. Los datos manuales se recogerán a una frecuencia de no más de 10 minutos.

6.2. Clasificación de Datos

La instrumentación, en esencia, debe cumplir diversos requisitos, ajustándose a las variables a medir. La siguiente lista incluye la precisión deseada para cada variable y se recomienda que E-CL revise su instrumentación actual.

Estas variables se clasifican en:

Variables Principales: Estas son las variables utilizadas en los cálculos de los resultados de la prueba. A su vez, dependiendo de su impacto en el resultado, se dividen en:

o Clase 1: tienen un coeficiente de sensibilidad relativa de 0.2% o mayor.

o Clase 2: tiene un coeficiente de sensibilidad relativa inferior al 0.2%.

Variables Secundarias: Estas son variables que se miden, pero que no se incluyen en los cálculos de los resultados de las pruebas.

6.3. Calibración de Instrumentos


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Todos los instrumentos que se utilicen durante las pruebas de medición de las variables deber ser revisados y ser sometidos a una prueba de calibración de lazo. Sus certificados de calibración y curvas de calibración se incluirán en el informe del ensayo. Se efectuará la calibración de instrumentos de medición de las variables primarias, si es posible, en condiciones que puedan reproducir las condiciones de trabajo de los instrumentos durante la prueba. Debe considerarse tanto el proceso y las condiciones ambientales que puedan afectar a la medición (tales como la temperatura, presión, humedad, etc.). La calibración se puede validar in-situ usando equipo estándar calibrado del NIST o mediante la adición de las especificaciones (desvío) de estabilidad de la incertidumbre de calibración dada por hojas de datos del fabricante. El desvío se asume que es lineal en el plazo según ficha técnica de estabilidad del instrumento. El número de puntos de calibración dependerá de la categoría de la variable a medir. Como regla general, la calibración deberá limitar el rango de medición esperado lo más preciso posible, pero siempre que abarcando todo el rango, ya que la extrapolación se permitirá en casos particularmente específicos. Para aquellas variables para las que las distintas partes involucradas en la realización de las pruebas consideren necesarias, una nueva calibración del instrumento se hará de nuevo después de las pruebas. En esta calibración se asegurará de que el instrumento no ha sufrido desviaciones inaceptables en la medición. Si la calibración se realiza después de las pruebas debe mostrar una deriva mayor que la precisión especificada para dicha medición, mediante buena prácticas de ingeniería se tratará de distinguir si la calibración inicial o final es la correcta (véase la sección 4.1.3.6 de código ASME PTC 46) . Si tal distinción no es posible, se tomará el valor medio entre las incertidumbres de la primera y segunda calibración.

La redundancia en instrumentación permite la reducción de la incertidumbre aleatoria de la variable medida y debe ser cumplida con los instrumentos colocados en el mismo lugar o incluso en algún otro lugar si la variable bajo pruebas es conservadora, como la presión o temperatura. La redundancia se utilizará a medida en que sea posible en la medición de variables primarias de clase 1. También se recomienda el uso de instrumentos redundantes para recolectar las variables primarias de clase 2.

6.4. Requerimientos de Instrumentación

6.4.1. Mediciones de Presión Las variables primarias de clase 1 se medirán de ser posible con transmisores de presión con precisión de 0.1% con un total de incertidumbre máximo de 0.3% en el rango de calibración para tal medición (incluyendo equipo de acondicionamiento de señal). Estos transmisores de presión deben ser compensados por temperatura. Si la compensación por temperatura no fuera posible, la temperatura ambiente en el lugar de medición debe ser comparada con la temperatura durante la calibración con el fin de determinar si la disminución de la precisión es aceptable. Las variables primarias de clase 2 se medirán de ser posible con transmisores de presión con precisión de 0.25% con un total de incertidumbre de 0.5% en el rango de calibración para tal medición (incluyendo equipo de acondicionamiento de señal). Estos transmisores de presión no necesitan ser compensados por temperatura. Las presiones correspondientes a variables secundarias podrán ser determinadas con elementos que deberán tener una incertidumbre por debajo de 0.6%.


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Un medidor de presión absoluta con características equivalentes a medidores de presión de variables de clase 1 se utilizará para registrar la presión barométrica; Este valor será añadido a las lecturas de medidores de presión barométrica con el fin de obtener la presión absoluta. 6.4.2. Mediciones de Temperatura Todos los instrumentos utilizados en la medición de variables primarias de clase 1 deben tener un incertidumbre no mayor de 0.5 °C para temperaturas por debajo de 90 °C y un incertidumbre no mayor de 1.0 °C para temperaturas por arriba de 90 °C. Todos los instrumentos utilizados para mediar variables primarias de clase 2 deben tener una incertidumbre no mayor de 1.5 °C. Los instrumentos utilizados para la recolección de variables secundarias deben de tener una incertidumbre de no mayor de 2.5 °C. 6.4.3. Mediciones Promediadas Donde se utilicen promedios de las mediciones el código ASME PTC 19.1 provee el método para calcular la incertidumbre del valor medio de múltiples mediciones. 6.4.4. Mediciones de Flujo Todas las mediciones de flujo que se detallan a continuación deberán, en la medida de lo posible, seguir las directrices establecidas en el código ASME PTC 19.5 (2004) con respecto a las distancias anteriores y posteriores necesarias en tubería recta para una medición de flujo adecuada. 6.4.5. Mediciones de flujo de agua y vapor Los flujos de agua se pueden medir con una mayor precisión que los flujos de vapor, por lo que la filosofía predominante en esta prueba consistirá en la medición, siempre que sea posible, de las corrientes de agua y el cálculo de los flujos de vapor. En las mediciones variables primarias de clase 1, se recomienda utilizar un “throat tap nozzle” como la que se describe en el código ASME PTC 6. Estos dispositivos tendrán una incertidumbre inferior a 0,25%. Otros elementos de medición de flujo se pueden encontrar en el código ASME MFC-3M o la norma ISO 5167. Estos elementos pueden ser utilizados para las mediciones de flujo variables primarias de clase 2 y variables secundarias. También pueden ser utilizados para registrar variables primarias de clase 1 siempre y cuando no se especifique extrapolación en el número máximo de Reynolds con el cual fueron calibrados. Como regla general, estos instrumentos tendrán una incertidumbre de medición inferior a 0,5% para vapor y 0,4% para el líquido.

6.4.6. Mediciones de generación de potencia eléctrica La medición de sistemas eléctricos se llevará a cabo de acuerdo con los esquemas de medición para las instalaciones de poli-fase establecidos en el código ASME PTC 46 a través de la conexión de medidores de potencia activa y/o reactiva a los transformadores de corriente y voltaje instalados para tales propósitos. Los requisitos para cada instrumento específico se detallan a continuación. Esta instrumentación estará instalada en la subestación.

6.4.6.1. Medidores de energía active (medidor de Watt-hora) Se utilizarán medidores de Watt-hora para recolectar las mediciones de energía activa.


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Los medidores de Watt-hora utilizados en las mediciones de variables primarias de clase 1 deberán tener una incertidumbre por debajo de 0.2%. Instrumentos con incertidumbre por debajo de 0.5% se usarán en la medición de variables primarias de clase 2. No se han establecido requerimientos de precisión especiales para variables secundarias.

6.4.6.2. Medidores de potencia activa (medidor de Watts) Un wattímetro se utilizará para registrar las mediciones de potencia activa instantánea. El wattímetro utilizado en la medición de variables primarias de clase 1 tendrá una incertidumbre menor al 0,2% en sus lecturas. Los instrumentos con una incertidumbre inferior a 0,5% serán utilizados en la medición de variables primarias de clase 2. No se han establecido requerimientos especiales de precisión para las variables secundarias.

6.4.6.3. Medidores de potencias reactiva (medidor de Var) Estos medidores se utilizan para registrar las mediciones de potencia reactiva instantánea. Cuando se miden variables primarias de la clase 1 y de la clase 2, se requiere tener una incertidumbre menor al 0,5% en la lectura. No se han establecido requerimientos especiales de precisión para las variables secundarias.

6.4.7. Transformadores de voltaje Para los transformadores de voltaje utilizados para medir la producción de energía eléctrica en el generador y después del transformador; se recomienda tener una incertidumbre inferior al 3%. En cualquier caso, las relaciones de transformación de tensión deben tenerse en cuenta durante las pruebas. 6.4.8. Transformadores de corriente Para los transformadores de corriente utilizados para medir la producción de energía eléctrica en el generador y después del transformador; se recomienda tener una incertidumbre inferior al 3%. En cualquier caso, las relaciones de transformación de corriente deben tenerse en cuenta durante las pruebas. 6.4.9. Otras mediciones eléctricas Para otras mediciones eléctricas de potencia, intensidad o voltaje, utilizadas para descontar o prorratear los servicios, se realizará con equipos portátiles (como amperímetros, voltímetros portátiles, etc.), incertidumbres totales de hasta 1,5% en la variable a medir serán aceptadas. 6.4.10. Mediciones de nivel Las medidas de nivel se realizarán preferentemente por medio de transmisores de nivel existentes en la central y debidamente calibrados antes de la prueba. Estos dispositivos pueden ser de tipo magnético local o un tipo similar, también con una precisión rango de calibración del 0,5% para el medio principal, aunque se recomienda una precisión superior a 0,25%. 6.4.11. Medición de la humedad relativa La medición de la humedad se obtendrá con la lectura de un higrómetro o psicrómetro con una precisión mínima de 3%. 6.4.12. Mediciones de tiempo


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Para mediciones primarias de clase 1 que requieran un cálculo de tiempo (por ejemplo, la potencia se mide en términos de pulsos de energía), se utilizarán los sistemas con una precisión superior a 0,5 segundos en una hora. No se han establecido requerimientos especiales para el resto de medidas de tiempo.


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7. EJECUCIÓN DE LA PRUEBA

7.1. Duración de la Prueba El grupo se pondrá a prueba mediante la ejecución de al menos dos (2) pruebas de funcionamiento de una (1) hora cada uno para asegurar la respetabilidad de los resultados. El grupo será sobre prueba en ambas modos: ciclo abierto y en ciclo combinado. Los resultados finales serán el valor promedio de los parámetros medidos.

Tabla 5: Tabla de puntos de prueba Punto# Modo Operación Definición prueba # Carga Duración Combustible

1 1x0 MT (64% carga) 100 MW 30 min Gas Natural 2 1x0 MT(64% carga) 100 MW 30 min Gas Natural 3 1x0 70% carga 110 MW 30 min Gas Natural 4 1x0 70% carga 110 MW 30 min Gas Natural 5 1x0 80% carga 125 MW 30 min Gas Natural 6 1x0 80% carga 125 MW 30 min Gas Natural 7 1x0 90% carga 140 MW 30 min Gas Natural 8 1x0 90% carga 140 MW 30 min Gas Natural 9 1x0 95% carga 148 MW 30 min Gas Natural

10 1x0 95% carga 148 MW 30 min Gas Natural 11 1x0 100% carga 156.25 MW 30 min Gas Natural 12 1x0 100% carga 156.25 MW 30 min Gas Natural 13 1x1 MT (64 % carga) 160 MW 1hr Gas Natural 14 1x1 MT (64 % carga) 160 MW 1hr Gas Natural 15 1x1 70% carga 175.5 MW 1hr Gas Natural 16 1x1 70% carga 175.5 MW 1hr Gas Natural 17 1x1 80% carga 200.6 MW 1hr Gas Natural 18 1x1 80% carga 200.6 MW 1hr Gas Natural 19 1x1 90% carga 225.6 MW 1hr Gas Natural 20 1x1 90% carga 225.6 MW 1hr Gas Natural 21 1x1 95% carga 238.2 MW 1hr Gas Natural 22 1x1 95% carga 238.2 MW 1hr Gas Natural 23 1x1 100% carga 250.7 MW 1hr Gas Natural 24 1x1 100% carga 250.7 MW 1hr Gas Natural

Nota: MT=Mínimo Técnico

7.2. Modo de Operación La prueba se ejecutará con el ciclo combinado a la carga prevista en la tabla de puntos de prueba. La operación del ciclo se realizará lo más cercano a condiciones normales de operación. Antes de la prueba, el director de prueba verificará que la planta está estable y que los factores de potencia están lo más cercanos a los de referencia. A 100% de cargas, la TG se operara en modo “carga base”. En cargas parciales se realizarán las pruebas con los by-passes de vapor cerrados. Durante la prueba ni el modo de control, ni la presión o la temperatura de ajuste de puntos ni la carga de la caldera pueden ser alterados. Durante la prueba a cargas parciales, la unidad estará en modo control de carga (sin regulación de frecuencia), de


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acuerdo a lo especificado en el artículo 23 de la Resolución Exenta N°363. La prueba en ciclo abierto, será con by-passes de vapor abiertos para desviar el vapor directamente al condensador. Durante el período de prueba el factor de potencia se establecerá al valor de 0.85, previamente especificado en las condiciones de referencia. Si no es posible fijar este valor a causa de las condiciones de la red eléctrica, las pruebas se realizarán con el factor de potencia lo más cercano al de referencia. En este caso, los resultados de las pruebas serán corregidos con el factor de potencia de referencia. Durante el período de recopilación de datos, las purgas de la caldera estarán cerradas. Se monitorearan los niveles de las condiciones químicas durante las pruebas. El caudal de agua de reposición debe estar limitado a mantener los niveles seguros de cada tanque, pozo, etc… Según las recomendaciones del PTC-46, sección 3.4.2.3, no se permitirá un cambio en operación que afectara el resultado final de la prueba por más de 0.25%.

7.3. Criterios de Estabilización de Punto de Prueba Antes de la recopilación oficial de datos para cada prueba la planta debe estar en condición estable. Las variaciones de cada parámetro que se describen en la tabla 9 deben estar dentro de los límites prescritos por lo menos 1 hora antes del comienzo de cada prueba. La fluctuación debe permanecer dentro de estos límites durante de cada punto.

Tabla 6: Criterios de Estabilidad de la Ejecución de cada Puntos

Parámetros de Operación Variación contra valor

medio Salida de Potencias Eléctrica ±1.0 % Factor de Potencia ±1.0 % Presión Barométrica ±0.5 % Temperatura de Aire de Entrada ±1.6 °C Presión de Gas Natural ±1.0 % Poder Calorífico del Gas Natural ±0.5 % Temperatura del Gas Natural ±1.6 °C Velocidad de la Turbina ±0.25 % Contrapresión de la TV ±2.6 mm HG Presión de Vapor HP ±0.25 %

7.4. Recolección de Datos Cada punto constará de no menos de 60 valores extraídos del DCS y lecturas de instrumentos temporales (1 cada minuto durante un período de 1 hora) y al menos 7 lecturas manuales para cada variable. Las lecturas digitales se entregarán en una hoja de cálculo. Una copia del archivo original será distribuida a todas las partes presentes. El archivo original se mantendrá por la parte conductora. Las hojas de datos de lecturas manuales se firmarán por el individuo que toma los datos y el director de la prueba. Cada hoja será revisada y firmada por todas las partes presentes. Una fotocopia será distribuida a todas las partes. Las hojas originales se mantendrán por la parte conductora.


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7.5. Composición de Combustible La composición de combustible se determinará utilizando el cromatógrafo del CTM3 de E-CL durante la prueba, el cual deberá estar calibrado y contar con certificación vigente previo al inicio de las pruebas. Se verificará su confiabilidad de los resultados de composición del gas natural. 7.6. Comienzo y Fin de la Prueba

La parte conductora (TGPS) será responsable de anunciar el inicio y fin de cada prueba. También, se asegurará que todos los datos recolectados son de calidad necesaria para reportar el rendimiento de la unidad como se describe en este procedimiento. 7.7. Desviaciones de la Prueba

Todas las desviaciones de las pruebas que no se consideran lo suficientemente graves como para detener la prueba en el proceso se documentarán mediante el formulario en el Anexo G.


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8. RESULTADOS Y CÁLCULOS DE LA PRUEBA En la metodología descrita en esta sección se detallan los cálculos necesarios para determinar los parámetros de referencia. Estos resultados serán corregidos mediante las curvas de corrección del ciclo combinado. Los datos se promediarán como se describe en ASME PTC 19.1.

8.1. Cálculos de Potencia en modo ciclo combinado

8.1.1. Potencia neta de salida calculada de la planta, kW PNCC = PNGT + GLGT + TLGT + PNST + GLST + TLST Donde: PNGT = Potencia neta de la TG medida a la subestación (lado red) el transformador principal, kW GLGT = Ajuste para pérdidas del generador de la TG, kW TLGT = Ajuste para pérdidas a través del transformador principal de la TG, kW PNST = Potencia neta de la TV medida a la subestación (lado red) el transformador principal, kW GLST = Ajuste para pérdidas del generador de la TV, kW TLST = Ajuste para pérdidas a través del transformador principal de la TV, kW 8.1.2. Potencia neta de la TG medida a la subestación (lado red) el transformador

principal, kW PNGT = (EGTfinal – EGTinitial) / tiempo transcurrido Donde: EGTfinal = lectura de energía total en el punto final de prueba en kWh EGTinitial = lectura de energía total en el punto inicial de la prueba en kWh Tiempo transcurrido = tiempo transcurrido del punto de prueba, en horas 8.1.3. Potencia neta de la TV medida a la subestación (lado red) el transformador

principal, kW PNST = (ESTfinal – ESTinitial) / tiempo transcurrido Donde: ESTfinal = lectura de energía total en el punto final de prueba en kWh ESTinitial = lectura de energía total en el punto inicial de la prueba en kWh Tiempo transcurrido = tiempo transcurrido del punto de prueba, en horas 8.1.4. Ajuste de la potencia para pérdidas del generador de la TG, kW GLGT = GLGTtest - GLGTref Donde: GLGTtest = Pérdidas del generador de la TG a la potencia PGGT y el factor de potencia PFGT

medida durante el punto de prueba según las curvas del generador, kW GLGTref = Pérdidas del generador de la TG a la potencia y el factor de potencia de

referencia según las curvas del generador, kW


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8.1.5. Ajuste de la potencia para pérdidas a través del transformador principal de la TG,

kW TLGT = TLGTtest - TLGTref Donde: TLGTtest = Pérdidas a través del transformador principal de la TG a la potencia PGGT y el

factor de potencia PFGT medida durante el punto de prueba según las curvas del transformador, kW

TLGTref = Pérdidas a través del transformador principal de la TG a la potencia y el factor de potencia de referencia según las curvas del transformador, kW

8.1.6. Ajuste de la potencia para pérdidas del generador de la TV, kW GLST = GLSTtest - GLSTref Donde: GLSTtest = Pérdidas del generador de la TV a la potencia PGST y el factor de potencia PFST

medida durante el punto de prueba según las curvas del generador, kW GLSTref = Pérdidas del generador de la TV a la potencia y el factor de potencia de

referencia según las curvas del generador, kW 8.1.7. Ajuste de la potencia para pérdidas a través del transformador principal de la TV,

kW TLST = TLSTtest - TLSTref Donde: TLSTtest = Pérdidas a través del transformador principal de la TV a la potencia PGST y el

factor de potencia PFST medida durante el punto de prueba según las curvas del transformador, kW

TLSTref = Pérdidas a través del transformador principal de la TV a la potencia y el factor de potencia de referencia según las curvas del transformador, kW

8.2. Consumo específico neto del grupo en modo ciclo combinado, kcal/kWh

El consumo específico del grupo se describe en la Resolución Exenta 363 de la comisión Nacional de Energía de Chile y a lo indicado en el artículo 11 (Resultado de Prueba del CEN) como:

Donde:


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CT = Consumo Total de calor corregido a condiciones de referencia, Kcal/h, en base PCS

PN = Potencia Neta corregida a condiciones de referencia, kW

8.1.1. El consumo de combustible corregido para las condiciones de referencia y para el poder calorífico de referencia de la resolución Exenta 363 (9300 kcal/Nm3), Nm3/kWh

CEN9300 = (CNHRCC X PNCC)/ PCSREF Donde: CNHRCC = Heat rate neta de la planta corregido para condiciones de referencia, Kcal/kW PNCC = Potencia neta calculada de la planta, kW PCSref = Poder calorífico superior del combustible de referencia según Ex. 363, 9300

Kcal/Nm3 8.1.2. Heat rate neto corregido a las condiciones de referencia, NHRCC, Kcal/kWh

CNHRCC = NHRCC X (FCCC1 x FCCC2 x FCCC3 x FCCC4 x FCCC5 x FCCC6) Donde: NHRCC = Heat rate neto de salida medida de la planta, Kcal/kW FCCC1 = Corrección por presión ambiental (curva MEJI-CC-009 & curvas 2. Effect of

Ambient Pressure) FCCC2 = Corrección por temperatura ambiental (curva MEJI-CC-010 & curvas 7. Effect of

Ambient Temperature) FCCC3 = Corrección por humedad ambiental (curva MEJI-CC-011 & curvas 2. Effect fo

Humidity) FCCC4 = Corrección por PODER CALORÍFICO del combustible (curva MEJI-CC-012 &

curvas 11. Effect of Fuel Composition and LHV, Table A0, Table A1, Table A2, Table B0, Table B1, Table B2)

FCCC5 = Corrección por temperatura de agua de enfriamiento (curva MEJI-CC-013) FCCC6 = Corrección por velocidad de la TG (curva MEJI-CC-014 & curvas 6. Effect of

Speed)

8.2.1. Heat rate neto de salida medido de la planta, NHRCC, Kcal/kWh El heat rate neto de la planta se calcula por:

Donde: QCC = Calor total consumido durante el punto, Kcal/hr PNCC = Potencia neta calculada de la planta, kW 8.2.2. Calor total consumido durante el punto, QCC, Kcal/hr El calor total consumido durante la prueba está calculado por:


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Donde: Vfuel = Caudal volumétrico de combustible de gas a condiciones estándar (P=1bara,

T=15C), Nm3/hr PCStest = Poder calorífico del gas, Kcal/Nm3 8.2.3. Corrección del Heat rate por presión ambiental, FCCC1

FCCC1 = FC1ref / FC1test Donde: FC1ref = Factor de corrección por presión ambiental de referencia FC1test = Factor de corrección por presión ambiental medida durante el punto

8.2.4. Corrección de Heat rate por temperatura ambiental, FCCC2 FCCC2 = FC2ref / FC2test Donde: FC2ref = Factor de corrección por temperatura ambiente de referencia FC2test = Factor de corrección por temperatura ambiente medida durante el

punto

8.2.5. Corrección de Heat rate por humedad ambiental, FCCC3 FCCC3 = FC3ref / FC3test Donde: FC3ref = Factor de corrección por humedad ambiental de referencia FC3test = Factor de corrección por humedad ambiental medida durante el punto

8.2.6. Corrección de Heat rate por poder calorífico del combustible, FCCC4 FCCC4 = FC4ref / FC4test Donde: FC4ref = Factor de corrección por el poder calorífico inferior de referencia FC4test = Factor de corrección por el poder calorífico inferior medido durante el

punto Nota: El valor calorífico que se refiere en la exenta es el PCS. Sin embargo, las curvas de corrección para este ciclo se describen en PCI. Se asume en este caso que la relación entre PCS y PCI es fija y se puede utilizar el ratio detallado en la curva de corrección para ajustar el valor medido al de referencia.

8.2.7. Corrección de Heat rate por temperatura de agua de enfriamiento, FCcc5


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FCcc5 = FC5ref / FC5test Donde: FC5ref = Factor de corrección por temperatura de agua de enfriamiento de

referencia FC5test = Factor de corrección por temperatura de agua de enfriamiento medida

durante el punto

8.2.8. Corrección de Heat rate por velocidad de la TG, FCcc6 FCcc6 = FC6ref / FC6test Donde: FC6ref = Factor de corrección por velocidad de la TG de referencia FC6test = Factor de corrección por velocidad de la TG medida durante el punto

8.3. Cálculos de Potencia en modo ciclo abierto

8.3.1. Potencia neta de salida calculada de la planta, kW PNCA = PNGT + GLGT + TLGT Donde: PNGT = Potencia neta de la TG medida a la subestación (lado red) el transformador

principal, kW GLGT = Ajuste para pérdidas del generador de la TG, kW TLGT = Ajuste para pérdidas a través del transformador principal de la TG, kW 8.3.1. Potencia bruta de la TG medida a los términos del generador, kW PGGT = (EGTfinal – EGTinitial) / tiempo transcurrido Donde: EGTfinal = lectura de energía total en el punto final de prueba en kWh EGTinitial = lectura de energía total en el punto inicial de la prueba en kWh Tiempo transcurrido = tiempo transcurrido del punto de prueba, en horas 8.3.2. Ajuste de la potencia para pérdidas del generador de la TG, kW GLGT = GLGTtest - GLGTref Donde: GLGTtest = Pérdidas del generador de la TG a la potencia PGGT y el factor de potencia PFGT

medida durante el punto de prueba según las curvas del generador, kW GLGTref = Pérdidas del generador de la TG a la potencia y el factor de potencia de

referencia según las curvas del generador, kW


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8.3.3. Ajuste de la potencia para pérdidas a través del transformador principal de la TG, kW

TLGT = TLGTtest - TLGTref Donde: TLGTtest = Pérdidas a través del transformador principal de la TG a la potencia PGGT y el

factor de potencia PFGT medida durante el punto de prueba según las curvas del transformador, kW

TLGTref = Pérdidas a través del transformador principal de la TG a la potencia y el factor de potencia de referencia según las curvas del transformador, kW

8.4. Consumo específico neto del grupo en modo ciclo abierto, kcal/kWh

El consumo específico del grupo se describe en la Resolución Exenta 363 de la comisión Nacional de Energía de Chile y a lo indicado en el artículo 11 (Resultado de Prueba del CEN) como:

Donde: CT = Consumo Total de calor corregido a condiciones de referencia, Kcal/h, en base

PCS PN = Potencia Neta corregida a condiciones de referencia, kW

8.3.4. El consumo de combustible corregido para las condiciones de referencia y para el poder calorífico de referencia de la resolución Exenta 363 (9300 kcal/Nm3), Nm3/kWh

CEN9300CA = (CNHRCA X PNCA)/ PCSREF Donde: CNHRCA = Heat rate neta de la planta corregido para condiciones de referencia, Kcal/kW PNCA = Potencia neta calculada de la planta, kW PCSref = Poder calorífico superior del combustible de referencia según Ex. 363, 9300

Kcal/Nm3 8.3.5. Heat rate neto corregido a las condiciones de referencia, CNHRCA, Kcal/kWh

Donde: CQCA = Calor total consumido durante el punto corregido a las condiciones de

referencia, kcal/hr


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PNCA = Potencia neta calculada de la planta, kW

8.3.6. Calor total consumido durante el punto corregido a las condiciones de referencia, CQCA, kcal/hr

Donde: CGHRCA = Heat rate bruto de la TG corregido a las condiciones de referencia, kcal/kWhr PGCA = Potencia bruta calculada de la planta, kW

8.3.7. Heat rate bruto de la TG corregido a las condiciones de referencia, CGHRCA,

Kcal/kWh

CGHRCA = GHRCA x (FCCA1 x FCCA2 x FCCA3 x FCCA4 x FCCA5) Donde: GHRCA = Heat rate bruto de la TG, Kcal/kW FCCA1 = Corrección por presión ambiental (curva STD32043 rev. 2 & curvas 2. Effect of

Ambient Pressure) FCCA2 = Corrección por temperatura ambiental (curva STD32043 rev. 2 & curvas 7.

Effect of Ambient Temperature) FCCA3 = Corrección por humedad ambiental (curva STD32043 rev. 2 & curvas 2. Effect

fo Humidity) FCCA4 = Corrección por PODER CALORÍFICO del combustible (curva STD32043 rev. 2 &

curvas 11. Effect of Fuel Composition and LHV, Table A0, Table A1, Table A2, Table B0, Table B1, Table B2)

FCCA5 = Corrección por velocidad de la TG (curva STD32043 rev. 2 & curvas 6. Effect of Speed)

8.4.1. Heat rate bruto de la TG, GHRCA, Kcal/kWh El heat rate bruto de la planta se calcula por:

Donde: QCA = Calor total consumido durante el punto, Kcal/hr PGCA = Potencia bruta medida de la TG, kW 8.4.2. Calor total consumido durante el punto, QCA, kcal/hr El calor total consumido durante la prueba está calculado por:

Donde:


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Vfuel = Caudal volumétrico de combustible de gas a condiciones estándar (P=1bara, T=15C), Nm3/hr

PCStest = Poder calorífico del gas, kcal/Nm3 8.4.3. Corrección del Heat rate por presión ambiental, FCCA1

FCCA1 = FC1ref / FC1test Donde: FC1ref = Factor de corrección por presión ambiental de referencia FC1test = Factor de corrección por presión ambiental medida durante el punto

8.4.4. Corrección de Heat rate por temperatura ambiental, FCCA2 FCCA2 = FC2ref / FC2test Donde: FC2ref = Factor de corrección por temperatura ambiente de referencia FC2test = Factor de corrección por temperatura ambiente medida durante el

punto

8.4.5. Corrección de Heat rate por humedad ambiental, FCCA3 FCCA3 = FC3ref / FC3test Donde: FC3ref = Factor de corrección por humedad ambiental de referencia FC3test = Factor de corrección por humedad ambiental medida durante el punto

8.4.6. Corrección de Heat rate por poder calorífico del combustible, FCCA4 FCCA4 = FC4ref / FC4test Donde: FC4ref = Factor de corrección por el poder calorífico inferior de referencia FC4test = Factor de corrección por el poder calorífico inferior medido durante el

punto Nota: El valor calorífico que se refiere en la exenta es el PCS. Sin embargo, las curvas de corrección para este ciclo se describen en PCI. Se asume en este caso que la relación entre PCS y PCI es fija y se puede utilizar el ratio detallado en la curva de corrección para ajustar el valor medido al de referencia.

8.4.7. Corrección de Heat rate por velocidad de giro de la TG, FCCA5 FCCA5 = FC5ref / FC5test


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Donde: FC5ref = Factor de corrección por velocidad de giro de referencia FC5test = Factor de corrección por velocidad de giro medida durante el punto


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9. INCERTIDUMBRE DE LA PRUEBA

9.1. Incertidumbre de la Prueba El cálculo de la incertidumbre total de una prueba, así como la composición de la incertidumbre sistemática y aleatoria, se obtendrán de la siguiente expresión:

2295 )( RR stBU

Donde el primer término corresponde a la contribución de la incertidumbre sistemática y el segundo, a la del azar. Tomando un intervalo de confianza de 95%, con un número de lecturas de cada medición arriba de 20 la expresión puede transformarse en:

22

95 22 R

R SBU

Las incertidumbres se expresan en %.

9.1.1. Cálculo de Incertidumbre Sistemática La incertidumbre sistemática calculará de:

2 i

iPiR BB

Donde:

RB = Incertidumbre sistemática total, %

i = Coeficiente de sensibilidad %/%

iPB = Incertidumbre sistemática de cada variable individual %

i = La sumatoria al ejecutar todas las variables que intervienen en el cálculo del resultado

El coeficiente de sensibilidad se obtendrá de:

i

ii P

RRP

Donde


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iP = Valor medio de la variable obtenida durante la prueba R = Resultado de los cálculos de la prueba

El valor de iP será calculado de acuerdo a la siguiente ecuación

jN

kki

ji P

NP

1

1

Donde Nj = Número total de lecturas de la variable i Pik = Valor de la lectura k de la variable i k = La sumatoria al ejecutar todas las lecturas registradas durante la prueba de la

variable i

Si una variable debería determinarse promediando las mediciones de diversos instrumentos, el coeficiente de sensibilidad se dividirá entre el número de instrumentos recolectando la medición.

9.1.2. Cálculo de Incertidumbre Aleatoria La incertidumbre aleatoria se dará por:

i

iPiR SS 2

Donde

RS = Incertidumbre aleatoria total, %

iPS = Estimación de la desviación estándar de la media de la variable Pi

Donde

jN

k j

iik

jiP N

PPN

S1

2

11

E-CL Mejillones Ciclo Combinado – Bloque 3 Procedimiento de determinación de consumo específico Rev03

Anexo A – CURVAS DE CORRECCIÓN: CICLO ABIERTO Y CICLO COMBINADO


Anexo B – BALANCE TÉRMIDO DE DISEÑO


Anexo C – ALINEACIÓN DE VÁLVULAS

LISTA DE ALINEACION DE VALVULAS PARA PRUEBAS CEN

Válvulas ciclo combinado CTM3Sistema de Vapor Principal y Auxiliar

CONFIRMACIONKKS VÁLVULA OPERADOR

A C0MAN10-AA001 Vapor a sistema by-pass HP x0MAP10-AA001 Vapor a sistema by-pass IP x0MAP20-AA001 Vapor a sistema by-pass LP x

*Todos los drenajes y venteos y otras válvulas normalmente cerradas x

Sistema de Agua de Alimentación y CondensadoCONFIRMACION

KKS VÁLVULA POSICION OPERADORA C

0LCE11-AA001 Agua de Atemperación HRSG by-pass HP x0LCE12-AA001 Agua de Atemperación HRSG by-pass IP x0LCE13-AA001 Agua de Atemperación HRSG by-pass LP x0LCA12-AA001 Condensado a Drenaje de la Planta x0LCA10-AA015 Condensado a Carcasa de Turbina LP y Vapor de Sellos de Atemperación x0GHC21-AA001 Reposición x


Sistema de Agua y Vapor de Alta, Intermedia y Baja PresiónCONFIRMACION

KKS VÁLVULA POSICION OPERADORA C

0HAD10-AA415 Parada de Purga Continua HRSG HP x0HAD50-AA407 Parada de Purga Continua HRSG IP x0HAD80-AA410 Parada de Purga Continua HRSG LP x0HAD10-AA404 Parada de Purga Discontinua HRSG HP x0HAD50-AA404 Parada de Purga Discontinua HRSG IP x0HAD80-AA404 Parada de Purga Discontinua HRSG LP x


Vapor de Turbina (Sistema de Vapor y Drenaje)CONFIRMACION

KKS VÁLVULA OPERADORA C


Sistema de Extracción de AireCONFIRMACION


0MAJ10-AA006 Extracción de Aire al Eyector de Arranque x0LBG11-AA001 Vapor Auxiliar al Eyector de Arranque x

*Todos los drenajes y venteos y otras válvulas normalmente cerradas

Sistema de Agua de CirculaciónCONFIRMACION



POSICION

POSICION

POSICION

POSICION


Anexo D – VARIABLES, MEDICIONES Y LISTA DE INSTRUMENTACIÓN


Anexo E – HOJAS PARA TOMA MANUAL DE DATOS


Anexo F – UNIFILAR

comegna

Nota adhesiva

Posición Med Auxiliar

comegna

Nota adhesiva

Pos medidor TG

comegna

Nota adhesiva

Pos medidor TV

Usuario

Text Box

Pos medidor TV

Usuario

Text Box

Posición medidor auxiliar

Usuario

Text Box

Pos medidor TG


Anexo G – ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE


Nominal

Incertidumbre Sistemática

Absoluta (Bi)



(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2

PB Presión Barométrica hPa 1013 0.100000 0.000187 -0.004973 0.00000025 0.00000000TA Temperatura Ambiente C 18 1.000000 0.126000 0.016710 0.00027921 0.00000443HR Humedad Relativa % 75 3.000000 0.005384 0.007943 0.00056786 0.00000000PCI Poder Calorifico Inferior % - 0.267000 0.000000 0.940000 0.06299096 0.00000000TAC Temperatura de Agua de Circulación C 18 1.000000 2.000000 -0.310237 0.09624701 0.38498805VT Velocidad de la Turbina % 3000 0.100000 0.100000 0.005000 0.00000025 0.00000025

QGFS Medidor de Combustible % 0.500000 0.396659 1.000000 0.25000000 0.15733811Exano % 0.197 0.080000 0.000000 0.000600 0.00000000 0.00000000Propano % 4.998 0.080000 0.000000 0.007000 0.00000031 0.00000000iso-Butano % 0.0504 0.080000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000n-Butano % 2.873 0.050000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000neo-Pentano % 0 0.040000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000iso-Pentano % 0.052 0.040000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000n-Pentano % 0.021 0.040000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000Nitrogeno % 0.8101 0.040000 0.000000 0.002000 0.00000001 0.00000000Metano % 80.818 0.080000 0.000000 0.006000 0.00000023 0.00000000Dioxido de Carbono % 0.2405 0.040000 0.000000 0.000040 0.00000000 0.00000000Etano % 9.94 0.040000 0.000000 0.003000 0.00000001 0.00000000Oxigeno % 0 0.040000 0.000000 0.000003 0.00000000 0.00000000

PNST Potencia Neta TV % 156 0.210000 0.000000 0.624000 0.01717148 0.00000000PNGT Potencia Neta TG % 94 0.210000 0.000000 0.376000 0.00623468 0.00000000PFST Factor de Potencia GEnerador TV % 0.346410 0.290000 0.003213 0.00000124 0.00000087PFGT Factor de Potencia GEnerador TG % 0.346410 0.290000 0.003500 0.00000147 0.00000103

Análisis de Incertidumbre Preliminar del Ciclo CombinadoCombustible Gas Natural

Tabla 2.1 Parámetros de Incertidumbre en el Heat Rate del Ciclo CombinadoParámetros del Heat Rate Corregido del Ciclo Combinados

Page 1

CCHRcorr Heat Rate Corregido del Ciclo Combinado % - 0.987837590.65840129 0.73643115



Calculado





ii

Page 2


Nominal

Incertidumbre Sistemática

Absoluta (Bi)



(i)


i)2


Aleatoria

(Sx,I * tv * i)2

PB Presión Barométrica hPa 1013 0.100000 0.000187 -0.005000 0.00000025 0.00000000TA Temperatura Ambiente C 18 1.000000 0.126000 0.030000 0.00090000 0.00001429HR Humedad Relativa % 75 3.000000 0.005384 0.007943 0.00056786 0.00000000PCI Poder Calorifico Inferior % - 0.267000 0.000000 1.000000 0.07128900 0.00000000VT Velocidad de la Turbina % 3000 0.100000 0.100000 0.200000 0.00040000 0.00040000

QGFS Medidor de Combustible % 0.500000 0.396659 1.000000 0.25000000 0.15733811Exano % 0.197 0.080000 0.000000 0.000600 0.00000000 0.00000000Propano % 4.998 0.080000 0.000000 0.007000 0.00000031 0.00000000iso-Butano % 0.0504 0.080000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000n-Butano % 2.873 0.050000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000neo-Pentano % 0 0.040000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000iso-Pentano % 0.052 0.040000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000n-Pentano % 0.021 0.040000 0.000000 0.000050 0.00000000 0.00000000Nitrogeno % 0.8101 0.040000 0.000000 0.002000 0.00000001 0.00000000Metano % 80.818 0.080000 0.000000 0.006000 0.00000023 0.00000000Dioxido de Carbono % 0.2405 0.040000 0.000000 0.000040 0.00000000 0.00000000Etano % 9.94 0.040000 0.000000 0.003000 0.00000001 0.00000000Oxigeno % 0 0.040000 0.000000 0.000003 0.00000000 0.00000000

PNGT Potencia Neta TG % 94 0.210000 0.000000 1.000000 0.04410000 0.00000000PFGT Factor de Potencia GEnerador TG % 0.346410 0.290000 0.001500 0.00000027 0.00000019

Análisis de Incertidumbre Preliminar del Ciclo AbiertoCombustible Gas Natural

Tabla 3.1 Parámetros de Incertidumbre en el Heat Rate del Ciclo AbiertoParámetros del Heat Rate Corregido del Ciclo Abierto

Page 1

CCHRcorr Heat Rate Corregido del Ciclo Abierto % - 0.72457579



Calculado



0.60601788 0.39718056



ii

Page 2

Sección 1 - Incertidumbres Elementales de la Turbina de Vapor

Fuente de Incertidumbre Elemental UnidadesSistemática B (% de Lectura)

Aleatoria Sx*tv (% de Lectura)

Grados de Libertad, v Notas:

Calibración del medidor de potencia % de Lectura 0.200Transformadores de Voltage % de Lectura 0.200Transformadores de Corriente % de Lectura 0.200 0.290 120Total 0.346 0.290

Fuente de Incertidumbre Elemental UnidadesSistemática B

(C)Aleatoria Sx*tv

(C)Grados de Libertad, v Notas:

Calibración / Incertidumbre del Instrumento C 1.000Error Aleatorio C 2.000 120Total 1.000 2.000

Sección 2 - Incertidumbres Elementales de la Turbina de Gas




Calibración del medidor de potencia % de Lectura 0.200Transformadores de Voltage % de Lectura 0.200Transformadores de Corriente % de Lectura 0.200Error Aleatorio % de Lectura 0.321 120Total 0.346 0.321




Calibración del medidor de potencia (Var & KW) % de Lectura 0.200Transformadores de Voltage % de Lectura 0.200Transformadores de Corriente % de Lectura 0.200Error Aleatorio % de Lectura 0.290 120Total 0.346 0.290


(C)Aleatoria Sx*tv




(C)Aleatoria Sx*tv


Calibración / Incertidumbre del Instrumento % 3.000Error Aleatorio % 0.005 120Total 3.000 0.005




Calibración / Incertidumbre del Instrumento % de Lectura 0.100Error Aleatorio % de Lectura 0.00019 120Total 0.100 0.00019

Table 2.5 Barometric Pressure Elemental Uncertainty

Tabla 1.1 Incertidumbre Elemental del Factor de Potencia de la Turbina de Vapor

Tabla 1.2 Incertidumbre Elemental de la Temperatura del Agua de Enfriamiento a la Entrada del Condensador

Tabla 2.4 Incertidumbre Elemental de la Humedad Relativa

Tabla 2.1 Incertidumbre Elemental de la Velocidad de la TG

Tabla 2.2 Incertidumbre Elemental del Factor de Potencia de la Turbina de Gas

Tabla 2.3 Incertidumbre Elemental de la Temperatura Ambiente a la Entrada de la TG

Page 1





Table 2.6 Fuel Flow Temperature Elemental Uncertainty

Page 2


Anexo H – FORMATO DE DESVIACIÓN DE PRUEBA


TEST DEVIATION FORM: E-CL – Mejillones CTM3 Test Date: Load: Fuel: Test Run/Unit: Mejillones CTM3 Time: DESCRIPTION OF DEVIATION: (Continue description on second form if necessary) DISCUSSION OF DISPOSITION: Conducting Party Approval - Witnessing Party


Anexo I – CONTROL DE CAMBIOS

Contract No. TGPS Ref No.

Item No.

1 3.1

2 3.4

3 7.2

4 7.4

5 8

6 ANEXOS

From: CDEC-SINGPriority: highText: CálculosComment: se solicita modificar los cálculos conforme a los acuerdos establecidos en reunión del día 09 de Octubre, tal como fueron realizados para el Protocolo de Pruebas de medición de CEN de las unidades CTA y CTH.

Se realizaron los cambios Cerrado





CTM3 Mejillones CEN

Comments Resolution Sheet

Procedimiento de Determinación de Consumo Específico según el Artículo 21 de la Resolución Exenta 363

Subject Thermal Performance Test ProcedureDate 14/01/2016

CDEC and E-CL comments

01

Project Title

TGPS comments Estatus

Section

From: E-CLPriority: highText: ANEXOSComment: se solicita modificar las cargas y los tiempos de prueba para modo ciclo abierto, que en total sean 6 niveles de carga y duración de 30 min.


From: CDEC-SINGPriority: HighText: Pérdidas del transformadorComment: se solicita no restar las pérdidas del transformador para el cálculo de la potencia neta. Además se solicita especificar que el medidor de flujo de combustible debe tener una calibración y certificación vigente para la fecha de ejecución de la prueba.

From: CDEC-SINGPriority: HighText: Calibración cromatógrafoComment: se solicita especificar certificación y calibración realizada al cromatógrafo de la planta.

From: CDEC-SINGPriority: HighText: VariosComment: tercer párrafo, se solicita indicar que el factor de potencia de referencia es 0,85. En el cuarto párrafo se recuerda que para la ejecución de la prueba, las purgas deben estar cerradas.

From: CDEC-SINGPriority: HighText: Condiciones de referenciaComment: se solicita modificar el factor de potencia a un valor de 0,85. Por otro lado, se solicita eliminar la corrección degradación recuperable, conforme a lo anterior lavar previamente el compresor deberá ser una recomendación del protocolo de pruebas.

ThermoGen Power Services Inc.

TGPS: CDEC‐SING: E‐CL:

EC-L Mejillones CTM3, Rev 00

Documents

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