aplicación de la metodología rcm en plantas solares...

Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas

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Dep. Termodinámica y Energías Renovables

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2017

Trabajo Fin de Grado

Grado en Ingeniería de la Energía

Aplicación de la metodología RCM en plantas

solares fotovoltaicas

Autor: Álvaro Crisóstomo Barrero

Tutores: Isidoro Lillo Bravo & Adolfo Crespo Márquez


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Proyecto Fin de Carrera: Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2017

Autor: Álvaro Crisóstomo Barrero

Tutor: Isidoro Lillo Bravo & Adolfo Crespo Márquez


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Agradecimientos

En primer lugar, quería agradecer a mi familia todo el apoyo recibido durante estos años, con mención especial para mis padres y a mi hermano, porque gracias a ellos y a su continuo apoyo he podido formarme como ingeniero.

A mi tutor Isidoro Lillo Bravo por darme la oportunidad de entrar en el mundo laboral ofreciéndome unas prácticas en la empresa Irradia Energía además de tutorizarme este proyecto.

A todos los compañeros de la Empresa Irradia Energía y con especial mención a Emilio Clemente, compañero y amigo, junto al cual he colaborado en el proyecto de investigación y desarrollo que me ha sido de gran utilidad para la elaboración del trabajo fin de grado.

Al grupo de investigación de Termodinámica y Energías Renovables (GTER) dirigido por Adolfo Crespo Márquez en colaboración con Antonio de la Fuente y Eduardo Candón los cuales han contribuido en gran parte del desarrollo de la metodología descrita en el proyecto aportando a esta infinidad de documentación.

Finalmente a mis compañeros de clase, y a todos los profesores que he tenido en mis años de universidad, todos ellos me han aportado grandes conocimientos durante esta etapa.


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Índice

1 Introducción ............................................................................................................... 9

2 Objeto ...................................................................................................................... 10

3 Mantenimiento en plantas fotovoltaicas .................................................................. 10

3.1 Problemática actual del mantenimiento en plantas FV. .......................................... 12

3.2 Riesgo de pérdida de rendimiento en plantas FV .................................................. 13

3.3 Tipos de programas de mantenimiento ................................................................. 13

3.3.1 Mantenimiento Correctivo .............................................................................. 15

3.3.2 Mantenimiento Preventivo .............................................................................. 16

3.3.3 Mantenimiento Predictivo ............................................................................... 16

3.4 Mantenimiento en la actualidad ............................................................................ 17

4 Análisis bibliográfico ............................................................................................... 19

5 Mantenimiento centrado en la fiabilidad, RCM ........................................................ 28

5.1 Identificación de Tecnologías y Normativas .......................................................... 28

5.2 Definición de Requisitos y Especificaciones .......................................................... 29

6 Definición de las plantas sujetas al estudio RCM ................................................... 31

6.1 Caso A ................................................................................................................ 31

6.2 Caso B ................................................................................................................ 32

7 Desarrollo de la metodología RCM aplicada ........................................................... 32

7.1 Test para determinar la bondad del modelo .......................................................... 33

7.2 Definición del modelo tipo para el desarrollo del sistema predictivo inteligente ....... 34

7.2.1 Introducción y objetivo del procedimiento de análisis criticidad ........................ 35

7.2.2 Desarrollo del procedimiento .......................................................................... 36

7.2.3 Directrices generales para la valoración de equipos ........................................ 41

7.2.4 Resultados del análisis de criticidad ............................................................... 42

7.3 Simulación del procedimiento ............................................................................... 46

7.3.1 Selección del sistema y definición del contexto operacional ............................ 46

7.3.2 Determinación de las funciones del sistema y de cada subsistema, de sus

estándares y contextos de operación. ......................................................................... 49

7.3.3 Determinación de los fallos funcionales .......................................................... 52

7.3.4 Análisis de los modos de fallo, efectos de los fallos y su criticidad ................... 52


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7.3.5 Recogida de otros datos para el estudio y selección de políticas de

mantenimiento ........................................................................................................... 81

7.3.6 Resultados: selección de políticas de mantenimiento ...................................... 96

7.3.7 Resumen de los resultados del proceso de análisis RCM.............................. 101

7.3.8 Análisis coste riesgo beneficio del sistema Inversor ...................................... 102

8 Conclusiones ......................................................................................................... 112

9 Líneas de futuro trabajo......................................................................................... 114

10 Siglas .................................................................................................................. 116

11 Documentación de Referencia............................................................................ 117


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Lista de Figuras

Figura 1: Esquema de una central fotovoltaica. ................................................................. 11

Figura 2: Tasa de fallo de un componente con el tiempo ................................................... 14

Figura 3: Pérdidas de la energía máxima en una instalación fotovoltaica ............................ 20

Figura 4: Nomenclatura de un parque fotovoltaico ............................................................. 20

Figura 5: Total de incidentes, TIC y pérdidas de energía asoaciado a fallos, ICEL. ............. 26

Figura 6: Distribución total de incidentes debidos a causas internas y externas y si o no

afecta a la producción de energía. .................................................................................... 26

Figura 7: La probabilidad de que un inversor tiene un número de incidentes....................... 27

Figura 8: Flujograma de la aplicación de RCM .................................................................. 29

Figura 9: Módulo fotovoltaico ............................................................................................ 31

Figura 10: Ficha técnica de los inversores ......................................................................... 32

Figura 11: Modelo de gestión de mantenimiento en 8 fases de INGEMAN. ........................ 33

Figura 12: Representación genérica de la matriz de criticidad ............................................ 35

Figura13: Estructura técnica de la instalación fotovoltaica del modelo ................................ 37

Figura 14: Matriz de criticidad, caso A ............................................................................... 45

Figura 16: Ampliación del sistema inversor, subsistemas que contiene, entradas y salidas. 48

Figura 18: Lógica RCM..................................................................................................... 81


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Lista de Tablas

Tabla 1: Objetivos del mantenimiento ............................................................................... 34

Tabla 2: Consecuencias para la evaluación de la pérdida funcional de un elemento en el

análisis de criticidad ......................................................................................................... 40

Tabla 3: Análisis de Criticidad para el caso A, generador fv y estructura............................. 43

Tabla 4: Análisis de criticidad para el caso A, inversor, cableado y centro de transformación.

....................................................................................................................................... 43

Tabla 5: Análisis de criticidad para el caso A, terreno, caseta, elementos de vigilancia, etc . 44

Tabla 7: Criterio y escalas utilizadas para el cálculo de la matriz ........................................ 45

Tabla 8: Funciones del sistema inversor de la planta solar fotovoltaica y sus estándares,

para el sistema general y para cada uno de sus subsistemas ............................................ 51

Tabla 9: Funciones del centro de transformación de la planta solar fotovoltaica y sus

estándares, para el sistema general y para cada uno de sus subsistemas. ........................ 51

Tabla 10: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Inversor. ................ 71

Tabla 11: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Centro de

Transformación ................................................................................................................ 80

Tabla 12: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, inversor. 90

Tabla 13: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, centro de

transformación. ................................................................................................................ 95

Tabla 14: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el

inversor. .......................................................................................................................... 99

Tabla 15: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el

centro de transformación. ............................................................................................... 100

Tabla 16: Ejemplo de plan de mantenimiento preventivo de la planta solar fotovoltaica A. 104

Tabla 17: Mantenimiento preventivo particularizado por equipo ....................................... 105

Tabla 18: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso

A. .................................................................................................................................. 107

Tabla 19: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso

B. .................................................................................................................................. 108

Tabla 20: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso A ................... 110

Tabla 21: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso B. .................. 111

Tabla 22. Siglas ............................................................................................................. 116

Tabla 23. Documentación de referencia .......................................................................... 119


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1 Introducción

Se denomina energía renovable a la energía procedente de fuentes naturales

virtualmente inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen, o

porque son capaces de regenerarse por medios naturales. Existen de diferentes tipos según

el recurso natural del que proceda, entre las más destacadas, son aquellas que provienen

del sol. De este recurso existen la solar térmica y la solar fotovoltaica, siendo esta última el

objeto del estudio.

En el presente informe se aplicará la metodología RCM (Reliability Centred

Maintenance) a una planta solar fotovoltaica real y a otra de carácter imaginario sujeta a

ciertas condiciones extremas.

Para aplicar esta metodología de trabajo previamente se ha hecho un estudio del

mantenimiento que existe actualmente en este tipo de energía renovable, analizando los

tipos de instalaciones que existen hoy día y donde se ha concretado en un tipo de

instalación. Además se ha querido demostrar cómo es de importante el mantenimiento de

las plantas solares y como perjudica un mal uso de esta técnica en la producción de

energía.

Por otro lado se han analizado todos los tipos de mantenimiento que hay en la

actualidad definiéndolos y conociéndolos con mayor profundidad.

Una vez conocida a fondo esta materia y observando que se está frente a una

energía madura y con un alto crecimiento en el mundo de las renovables, se ha decidido

aplicar una metodología de trabajo basada en la condición que es muy conocida en otro tipo

de empresas por su alta eficiencia y calidad a la hora de mejorar los planes de

mantenimiento.

Para ello se hará un estudio de criticidad de la planta real y sobre ella se aplicara

proceso de implantación RCM, se analizarán todos los equipos que existen en ella, hasta

decir en cuál de ellos es recomendable aplicar esta técnica. Tras acabar con el proceso de

análisis e implantación, se obtendrán unos primeros resultados y conclusiones, que se

reforzarán o se modificarán una vez realizado un último análisis económico.

Durante todo el proyecto se ha colaborado con una gran cantidad de expertos en la

materia (técnicos de mantenimientos, ingenieros de planta, profesionales en sistemas de

monitorización, y expertos en la metodología y aplicación de la RCM). Además destacar que

en el desarrollo del proyecto se hará un buen usó de figuras, tablas y gráficas para apoyar y

facilitar el entendimiento de esta metodología que aunque a priori parece compleja se

observará que con una buena estructura de trabajo se pueden obtener fantásticos

resultados.


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2 Objeto

El alcance de este proyecto es el de mejorar la vida útil de las plantas solares

fotovoltaicas que existen en la actualidad. Para ello se pretenden modificar los planes

de mantenimiento que existen en ellas, intentando dejar a un lado, el ya bastante

extendido mantenimiento correctivo e intentando impulsar los mantenimientos

preventivos y predictivos para así ahorrar costes. De todo ello aparece la idea de

aplicar la metodología RCM (mantenimiento basado en la fiabilidad) a este tipo de

energía renovable proponiendo nuevas actividades de mantenimiento que alarguen

la vida útil de los equipos que conforman las plantas y provocando ahorros

económicos a las empresas del sector.

3 Mantenimiento en plantas fotovoltaicas

Las instalaciones fotovoltaicas se agrupan en dos grandes grupos en función del

objeto de la misma. Por un lado están las instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red

cuyo objeto es cubrir las necesidades de energía eléctrica en un lugar determinado,

normalmente aislado de la red eléctrica convencional. Entre las instalaciones fotovoltaicas

aisladas las aplicaciones más frecuentes son suministro eléctrico para bombeo de agua para

riego, electrificación rural para casas en el campo, señalización e iluminación para

carreteras, túneles, etc. Estas instalaciones disponen de módulos fotovoltaicos o células

solares y además suelen incluir otros equipos como baterías, inversores y reguladores.

Por otro lado, están las instalaciones fotovoltaicas de conexión a red, que tienen

como objetivo fundamental inyectar la energía producida a la red de la compañía eléctrica

obteniendo unos ingresos con esta venta de energía. Estas instalaciones, además de los

módulos fotovoltaicos llevan un inversor, unas protecciones eléctricas y contadores. Este

último grupo será el que se va a estudiar a lo largo del proyecto.

Un esquema de una central fotovoltaica o instalación FV de conexión a red puede ser

algo como:


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Figura 1: Esquema de una central fotovoltaica.

El elemento básico de una central fotovoltaica son los módulos fotovoltaicos o

paneles fotovoltaicos (1), los cuales se encuentran formados por células solares asociadas

entre sí, las células, captan la energía solar, transformándola en corriente eléctrica continua

mediante el efecto fotoeléctrico. Lógicamente, la producción de electricidad de dichas

células depende de las condiciones meteorológicas existentes en cada momento. Dichas

condiciones son medidas y analizadas con la ayuda de una torre meteorológica (2).

La energía eléctrica que circula por la red de transporte lo hace en forma de corriente

alterna por lo que la corriente continua generada en los paneles solares debe ser

transformada a corriente alterna. Así, es conducida primeramente a un armario de corriente

continua (DC) (4), para ser convertida en corriente alterna (AC) por medio de un inversor (5)

y ser finalmente transportada a un armario de corriente alterna (6).

Posteriormente, la energía eléctrica producida pasa por un centro de transformación

(7) donde se adapta a las condiciones de intensidad y tensión de las líneas de transporte (8)

para su utilización en los centros de consumo.

El funcionamiento de todos los equipos de la central se supervisa desde la sala de

control (3), en la que se recibe información de los distintos sistemas de la instalación: torre

meteorológica, inversor, armarios de corriente continua y alterna, centro de transformación,

etc.

Durante la operación de una planta fotovoltaica es normal la aparición de fallos o

incidencias que afectan de diferente manera a las distintas componentes y que, por tanto,

pueden afectar a su productividad. De esta manera, se considera imprescindible el máximo

conocimiento de estos fallos para garantizar la fiabilidad de la planta.


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3.1 Problemática actual del mantenimiento en plantas FV.

Hoy en día, en el mantenimiento de plantas fotovoltaicas, es posible encontrar una

problemática relacionada con los siguientes aspectos:

Procesos de negocio de mantenimiento por definir. En muchas instalaciones el

mapa de procesos para el mantenimiento de la instalación es inexistente.

Sistemas de soporte a la gestión insuficientes. En ocasiones los sistemas de

soporte a la toma de decisiones de mantenimiento no tienen suficiente nivel o no

existen. La estructura técnica de la instalación no está adecuadamente definida, el

modo de fallo no se captura, los preventivos no están adecuadamente posicionados

en la estructura técnica, los niveles de gestión de mantenimiento no están

adecuadamente establecidos, etc.

Planes de mantenimiento preventivo con muchas posibilidades de mejora. Por

lo general los planes de preventivo no están optimizados para cada instalación, sino

que se desarrollan en base a la potencia pico estimada y siguiendo

recomendaciones generales de los fabricantes e instaladores. La optimización de

planes para asegurar el cumplimiento eficiente del ciclo de vida útil está por hacer.

Bajo nivel de desarrollo del mantenimiento predictivo, actualmente las

instalaciones carecen de mantenimiento predictivo avanzado para poder optimizar su

ciclo de vida útil.

Escasa explotación de la información disponible, actualmente las plantas

fotovoltaicas generan gran cantidad de información que no es lo suficientemente

analizada para poder generar análisis tipo coste-riesgo-beneficio de diferentes

políticas de mantenimiento. La información de monitorización se muestra en formatos

muy variados (debido a los distintos fabricantes de sistemas de monitorización), así

como extensos en cuanto a datos se refiere.

Gestión y reclamaciones de garantías, debido a la crisis actual, los fabricantes de

inversores y módulos fotovoltaicos (principales activos de una instalación

fotovoltaica) están disminuyendo en muchos casos sus niveles de servicio en nuestro

territorio, dificultándose la gestión de las garantías con el fabricante, que en muchos

casos no continúan con la actividad y pueden llegar a provocar grandes problemas

para el funcionamiento normal de la instalación.

Gestión de stock, actualmente se tiene un stock en la instalación, pero no se tiene

estudiado el stock óptimo conforme al objetivo del negocio para su ciclo de vida útil.

Rápida obsolescencia tecnológica, actualmente los tiempos de remplazo de los

equipos se aceleran por motivos de obsolescencia tecnológica de los mismos. La

consideración de esta variable en el estudio de los tiempos de reposición de

componentes es esencial.


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3.2 Riesgo de pérdida de rendimiento en plantas FV

La electricidad generada a partir de los sistemas de energía fotovoltaica es una

importante fuente de energía renovable que implica cero emisiones de gases de efecto

invernadero y el no consumo de combustibles fósiles. Esta capacidad, sin embargo, no es

constante ni predecible debido a la naturaleza y comportamiento estocástico de su fuente

primaria de energía, la radiación solar, y por extensión los propios sistemas de energía

fotovoltaica.

A nivel interno, la alta incertidumbre y variabilidad asociada con los componentes del

sistema junto con los factores ambientales locales característicos de cada sistema, plantean

importantes retos en el diseño, operación y mantenimiento de grandes sistemas de energía

fotovoltaica.

En primer lugar, un sistema fotovoltaico se compone de un gran número de

componentes cada uno de los cuales presenta cierto grado de vulnerabilidad, estando su

fiabilidad a lo largo de su ciclo de vida fuertemente relacionada con aspectos como

temperatura, pérdidas de potencia y marco de funcionamiento. Al mismo tiempo, la radiación

solar y por lo tanto la alimentación del sistema FV pueden variar mucho y con gran

velocidad, debido a los ciclos bruscos de variación de las condiciones ambientales,

(temperatura, nubes, agentes atmosféricos,…) condiciones que aumentan el estrés de

funcionamiento del sistema pudiendo llegar acortar los ciclos de vida operativos.

En segundo lugar, hay que considerar la integración de la generación fotovoltaica

dentro de la red de distribución de energía. Eventos como la aparición de flujo de potencia

inversa puede causar picos de tensión que pueden afectar a la instalación, activando las

protecciones y provocando la desconexión y parada del parque junto con episodios de

fluctuaciones abruptas de la tensión de red.

Esto tiene una afección directa sobre las redes de distribución donde los sistemas FV

se integran, aumentando significativamente el riesgo de incremento de los costes directos

de mantenimiento y los cortes de energía, por lo que se hacen necesarias nuevas

metodologías y herramientas para cuantificar y controlar la seguridad de funcionamiento

(concepto que abarca la propia fiabilidad) de los sistemas fotovoltaicos.

3.3 Tipos de programas de mantenimiento

¿Qué es el mantenimiento y por qué se realiza? Se tiene una idea de

mantenimiento, tanto en empresas privadas como públicas en nuestro país que de forma

directa o indirecta intervienen en el sector que consideran que el mantenimiento son las

acciones asociadas con la reparación del equipo después de que se ha roto. El diccionario

define el mantenimiento de la siguiente manera: "el trabajo de mantener algo en condiciones

adecuadas". Esto implicaría que el mantenimiento debe ser acciones tomadas para prevenir

que un dispositivo o componente falle o para reparar la degradación de un equipo debido a

su operación para mantenerlo en buen estado de funcionamiento.


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Por desgracia, los datos obtenidos en numerosos estudios durante la última década

indica que la mayoría de las instalaciones privadas y del gobierno no dedican los recursos

necesarios para mantener el equipo en buenas condiciones de funcionamiento. Por el

contrario, esperan a que el fallo del equipo se produzca y luego tomar las acciones que sean

necesarias para reparar o reemplazar el equipo.

La necesidad de mantenimiento se basa en el fracaso real o inminente, idealmente,

el mantenimiento se lleva a cabo para mantener el equipo y los sistemas funcionando de

manera eficiente por lo menos durante la vida de diseño del componente o componentes.

Como tal, el funcionamiento práctico de un componente es la función basada en el tiempo.

Si uno fuera a representar gráficamente la tasa de fracaso de una población en función del

tiempo de componentes, es probable que el gráfico que tomaría la forma de "bañera" se

muestre en la figura 4. En la figura, el eje Y representa la tasa de fallos y el eje X es el

tiempo. A partir de su forma, la curva se puede dividir en tres distintas: la mortalidad infantil,

la vida útil, y los períodos de desgaste.

El período de mortalidad inicial de la curva de la “bañera” se caracteriza por la alta

tasa de fracaso seguido de un período de disminución. Muchos de los fracasos asociados a

esta región están vinculados a un mal diseño, mala instalación o uso indebido. El período de

la mortalidad infantil es seguido por un período de tasa de fracaso casi constante conocido

como vida útil. Hay muchas teorías sobre por qué componentes fallan en esta región, pero la

mayoría reconoce que la mala operación y mantenimiento a menudo desempeña un papel

importante. Está generalmente extendido que las prácticas de mantenimiento excepcionales

como los preventivos y predictivos puede extender este periodo.

Figura 2: Tasa de fallo de un componente con el tiempo

La vida útil de la mayoría de equipos requiere un mantenimiento periódico. En

algunos casos, determinados componentes necesitan ser reemplazados, (por ejemplo,

turbina de aire o condensadores) para asegurar que el equipo principal (inversor) alargue su

vida útil. Durante los últimos 30 años, se han desarrollado diferentes enfoques de

mantenimientos para asegurar que el equipo alcance o supere su vida útil. Además de

esperar a que un equipo falle (mantenimiento correctivo), podemos utilizar el mantenimiento

preventivo, mantenimiento predictivo, o centrado en la fiabilidad mantenimiento.


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3.3.1 Mantenimiento Correctivo

El mantenimiento correctivo es básicamente “dejarlo hasta que se rompa”. Ninguna

acción ni esfuerzo son considerados para mantener el equipo como lo detalla el fabricante y

no se trata de alargar su vida útil. Estudios recientes desglosan el porcentaje para cada tipo

de mantenimiento:

>55% Correctivo

31% Preventivo

12% Predictivos

2% otros

Llama la atención que más del 55% de los programas de mantenimiento de las distintas

industrias y tecnologías son a correctivos.

Ventajas Mantenimiento Correctivo:

Bajo costo

Menos personal

Desventajas del mantenimiento correctivo

Aumento del coste debido al tiempo de inactividad no planificado de los equipos.

Aumento de los costes laborales, especialmente si se necesita tiempo extra.

Coste asociado a la reparación o sustitución del equipo.

Daños secundarios de los equipos

Ineficiente uso de los recursos

Las ventajas del mantenimiento correctivo puede ser un arma de doble filo. Si

estamos manteniendo equipos nuevos, podemos esperar un mínimo de incidencias. Si

nuestro programa de mantenimiento es puramente correctivo no incurrimos a priori en coste

de mano de obra o gastos en el capital hasta que algo se rompa.

Dado que no se ve ningún costo de mantenimiento asociado, podríamos ver este

período como un ahorro de dinero. En realidad, durante el tiempo que creemos que estamos

ahorrando gatos de mantenimiento y de capital, en realidad estamos gastando más dinero

de lo que tendría bajo un enfoque de mantenimiento diferente. Estamos gastando más, ya

que, a la espera de que el equipo se rompa, estamos acortando la vida útil del equipo que

es la situación más frecuente. Se trata de un aumento de los costes que no habría ocurrido

si nuestro programa de mantenimiento fuera más proactivo. Nuestro coste de mano de obra

asociada a la reparación es probablemente más alto de lo normal debido a que la incidencia

más probable requiera reparaciones más extensas. Este coste se podría minimizar con una

estrategia diferente de mantenimiento.


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3.3.2 Mantenimiento Preventivo

El mantenimiento preventivo se puede definir de la siguiente manera: Acciones

planificadas con la finalidad de la degradación de un componente o sistema con el objetivo

de mantener y ampliar su vida útil.

La Marina de EE.UU. fue pionera en el mantenimiento preventivo como medio para

aumentar la fiabilidad de sus buques. Simplemente la ampliación de los recursos necesarios

para llevar a cabo actividades de mantenimiento previstas por el fabricante del equipo, la

vida del equipo se extiende y aumenta su fiabilidad, además de un ahorro de dinero. Los

estudios indican que este ahorro puede ascender desde un 12% a un 18% de promedio.

Ventajas:

Rentable en muchos procesos

Aumento del ciclo de vida de los componentes

Flexibilidad que permite la periocidad del mantenimiento.

Ahorros de energía y maximizar la producción.

Necesidad de equipamiento reducido y fallos en los procesos.

Se estima que entre el 12% y el 18% ahorro de costes frente al mantenimiento

correctivo.

Desventajas:

Fallos importantes pueden ocurrir aún.

Mucha mano de obra

Incluye tareas de mantenimiento en piezas que no sean necesarias.

Es obvio que la estrategia de mantenimiento a preventivos no es el óptimo, pero

tiene grandes ventajas frente a una estrategia a correctivos. Al realizar un mantenimiento

preventivo de acuerdo a las instrucciones del fabricante y tu propia experiencia se extiende

la vida útil del equipo y la puede acercar a la del diseño. Esto se traduce en dinero. El

mantenimiento preventivo, por ejemplo en la tecnología fotovoltaica ya sea lubricación en

seguidores, cambios de filtros,… harán que el equipo en su totalidad optimice su

rendimiento y reduzca las probabilidades de fallo.

3.3.3 Mantenimiento Predictivo

El mantenimiento predictivo se puede definir de la siguiente manera: mediciones que

detectan la aparición de degradación del sistema, permitiendo así que los factores de estrés

puedan ser eliminadas o controladas antes de cualquier deterioro significativo en el estado

físico del componente. Los resultados indican la capacidad funcional actual y futura.

Es un conjunto de técnicas de mantenimiento que permite identificar fallos en los

momentos iníciales de gestación, antes de que se produzcan.

Relaciona una variable física o química con el estado de degradación del equipo, y

permite predecir cuándo fallará.


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Se puede entonces organizar la reparación antes que el fallo llegue a afectar a la

producción. Son técnicas comparativas: comparan el valor actual de la variable elegida con

un de referencia.

El mantenimiento predictivo se diferencia del mantenimiento preventivo en que se

basa en la condición real de la máquina y no en algún programa preestablecido.

Es más barato, ya que permite conocer en todo momento el estado de la máquina

analizada sin apenas interferir en su producción. Sólo se interviene si el equipo da síntomas

de fallo (“si funciona, no lo toques”)

Las piezas que se sustituyen agotan su vida útil: no se cambian piezas en función del

tiempo que llevan funcionando, sino de su estado. Se evitan los fallos infantiles de piezas

tras una revisión sistemática.

Ventajas:

Aumento de la componente operacional vida / disponibilidad.

Disminución de equipo o proceso el tiempo de inactividad.

Disminución de los costos de piezas y mano de obra.

Mejora calidad del producto.

Mejora del medio ambiente y seguridad del trabajador.

Mejora la moral del trabajador.

Ahorros de energía.

Estimación de 8% a 12% de ahorro de costes en programa de mantenimiento

preventivo.

Mejora la planificación del mantenimiento

Aumenta la fiabilidad de las máquinas

Reduce las averías caras, al detectar en los momentos precoces el fallo

Desventajas:

Aumento de la inversión en equipos de diagnóstico.

Una mayor inversión en la formación del personal.

Ahorros potenciales no son fácilmente vistos por la dirección.

En general es necesario disponer de los valores de referencia para poder

diagnosticar correctamente.

En general, son necesarios equipos de alto precio. Es necesario tener un

conocimiento exhaustivo de los equipos que se analizan.

Es necesario tener fuertes conocimientos en las herramientas que se

emplean. Es necesario tener un conocimiento profundo de la técnica.

3.4 Mantenimiento en la actualidad

Una vez definidos los tres tipos de mantenimiento, se debe tener en cuenta que la

tendencia actual es la de una migración progresiva hacia el mantenimiento predictivo o

mantenimiento basado en la condición, se considera que el 60 % del mantenimiento que se

realiza en nuestro país es todavía mantenimiento al fallo o mantenimiento correctivo.


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Como se ha comentado, el mantenimiento predictivo se basa en la detección

temprana de averías mediante la identificación de patrones de fallo. Se persigue la

eliminación de fallos imprevistos de manera que se pueda aumentar la disponibilidad y

fiabilidad de los activos. Su filosofía es la de intervenir en las máquinas sólo cuando es

necesario. Se evitan así desmantelamientos de máquinas que no aportan mayor fiabilidad,

ya que se demuestra que casi el 70% de los fallos que se generan evolucionan de una

manera totalmente aleatoria, se pueden presentar en cualquier momento, con lo cual el

mantenimiento preventivo a intervalo fijo comienza a ser bastante cuestionable.

La tendencia va a ser la de predecir la mayoría de los modos de fallo y la de prevenir

aquellos que no es posible predecir, dejando para mantenimiento al fallo aquellos que no es

posible ni predecir ni prevenir, siempre y cuando las consecuencias del fallo sean asumibles.

La correcta distribución de tareas de mantenimiento (predictivo, preventivo y

correctivo) es fundamental. En general, cuando se logra desplazar el mantenimiento

correctivo por debajo del 20% (desde niveles del 60%) es cuando se reducen sensiblemente

los costes de mantenimiento (≈55%).

La implementación de mantenimiento predictivo parte de una fase inicial de

obtención de información (datos) mediante sensores y sistemas adquisición de datos CMS.

El procesamiento de esta información mediante diversas técnicas permite monitorizar el

estado de salud de los activos, detectar el tipo de fallo presente y su gravedad, predecir su

evolución y planificar su corrección de manera que su impacto en la producción sea mínimo.

A partir de la información de una máquina o instalación se genera un patrón de

normalidad. A partir de éste, mediante los algoritmos de minería de datos sobre nuevos

datos, es posible detectar síntomas o desviaciones del comportamiento normal que

advierten de la aparición y desarrollo de un determinado tipo de avería (“enfermedad”)

durante un próximo periodo de funcionamiento.

En el contexto actual, los sistemas de producción se conciben como sistemas

inteligentes conectados. Tienen capacidades de reconocer lo que pasa en el entorno y

capacidad para tomar decisiones. Son colaborativos, lo que permitirá una mayor flexibilidad

de gestión y eficiencia de los recursos. El concepto se sustenta en una nueva generación de

sistemas de producción caracterizados por sus elevadas capacidades cognitivas, en tiempo

real, sobre el proceso, el producto o la demanda de los clientes, así como por los elevados

niveles de conectividad y colaboración con redes externas.

Se debe desarrollar capacidad de auto-diagnóstico, que permita conocer su

disponibilidad y sus necesidades de mantenimiento en tiempo real.

Es preciso que el coste de los sistemas para la captura (sensores y sistemas de

adquisición) así como de tratamiento y análisis de señal sea lo suficientemente bajo para su

introducción masiva en las líneas de producción.

Se requieren sistemas de energía eléctrica para proporcionar mejoras en la fiabilidad

y, al mismo tiempo, reducir los costos operativos. Los métodos manuales de inspección

periódica y el mantenimiento programado se están sustituyendo por sensores para la

monitorización continua.


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4 Análisis bibliográfico

Cada vez existe un conocimiento más detallado de la operación y funcionamiento de

estas instalaciones lo cual contribuye a la mejora, no sólo del diseño de equipos e

instalaciones y puesta en marcha de la mismas, sino también a la optimización de los planes

de mantenimiento y a la optimización económica acerca de la viabilidad económica de las

mismas.

En los últimos años, se han desarrollado cada vez mejores y más métodos diferentes

para detectar fallos, incidencias e ineficiencias en los distintos equipos de las instalaciones y

especialmente en el inversor lo cual mejora la operación y el mantenimiento de los mismos y

que en cada caso habría que tener en cuenta para un buen sistema predictivo.

Hay que destacar, que de acuerdo a diferentes estudios, en las instalaciones

fotovoltaicas el equipo que más probabilidad de fallo tiene dentro de una instalación

fotovoltaica es el inversor. En este sentido, la información aportada por el fabricante de

estos equipos es fundamental para lograr un buen sistema predictivo.

Un adecuado sistema predictivo tiene como objeto contribuir a incrementar la

viabilidad económica de la instalación fotovoltaica. Desde el punto de vista económico la

operación de una instalación fotovoltaica genera ingresos por la venta de energía y por ello

conocer la energía generada y las pérdidas de energía que se pueden producir es

fundamental.

En este punto se hace hincapié en los aspectos técnicos que influyen en el sistema

predictivo indicando los parámetros técnicos a tener en cuenta para su diseño.

En las instalaciones PV existen dos grandes grupos de causas que influyen en que la

instalación fotovoltaica no produzca la energía máxima a la salida de un módulo

fotovoltaico, ME. Estos dos grupos son las pérdidas de energía por incidencias o fallos,

ICEL y las pérdidas de energía por ineficiencias, INEL.

Las pérdidas de energía por incidencias o fallos son debidas a que uno o varios

equipos no funcionen total o parcialmente y requiere mantenimiento correctivo. Comprenden

este grupo, fallos en cualquier equipo por su operación o por otras circunstancias como

robos, vandalismo y extremas condiciones climáticas.

Las pérdidas de energía por ineficiencias permiten el funcionamiento de los equipos

de la planta fotovoltaica pero de forma parcial. Sus causas pueden ser muy diversas, tales

como la temperatura del módulo, PID, el efecto de las sombras, la suciedad de los módulos,

la degradación de los módulos fotovoltaicos, la estructura de seguimiento del sol, pérdidas

por incidencias en el cableado, efecto del desajuste, pérdida del seguimiento del punto de

máxima potencia, pérdidas en los inversores, reducción y efecto de la temperatura en los

inversores,…

Para evaluar la fiabilidad y las pérdidas de energía de plantas fotovoltaicas a través

de la operación y el mantenimiento de los datos de seguimiento. La metodología ha sido

aplicada a 153 instalaciones FV de 15 parques fotovoltaicos. Todas las instalaciones FV


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analizadas están conectadas a la red, sin necesidad de sistemas de almacenamiento y

sistemas de seguimiento solar.

Figura 3: Pérdidas de la energía máxima en una instalación fotovoltaica

Para cuantificar estas pérdidas de energía y, a partir de esta información la

disminución de ingresos debido a una incidencia, se expone una metodología básica

aplicada a un parque fotovoltaico compuesto por f instalaciones fotovoltaicas, cada una de

ellas con k campo solares y k inversores.

Se adjunta en la siguiente imagen de un esquema de un parque fotovoltaico

compuesto por f instalaciones fotovoltaicas, cada una de ellas con k campo solares y k

inversores.

Figura 4: Nomenclatura de un parque fotovoltaico


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A partir de esta imagen se indican algunas expresiones que permiten cuantificar las

pérdidas energéticas derivadas de un fallo de la instalación.

Las pérdidas de energía asociadas al fallo y restitución de un módulo son

, desde la hora hasta la hora , se determina de acuerdo a la ecuación

siguiente:

Ec.1

Donde PRmfse define como:

Siendo el coeficiente de temperatura de potencia del módulo fotovoltaico, , la

temperatura del módulo expresada en K, la potencia pico de la instalación y la

energía neta producida por la instalación en el periodo considerado.

Las pérdidas totales de energía de los módulos que han fallado en el parque

fotovoltaico en un cierto periodo, se determinan según la siguiente ecuación:

Ec.2

Las pérdidas de energía del cableado de un string , de la instalación y campo solar

, que han fallado desde la hora hasta la hora .

Ec.3

Donde esla potencia pico del string que ha fallado.

Las pérdidas totales de energía debidas al cableado de strings en el parque

fotovoltaico completo en un cierto periodo, se determinan según la ecuación siguiente.

Ec.4

Las pérdidas de energía del cableado que ha fallado desde la hora hasta la hora

, de la instalación y campo solar , que sale de la caja de conexiones , con strings, se

determina según la ecuación siguiente.


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Ec.5

Las pérdidas totales de energía debidas al cableado de strings en el parque

fotovoltaico completo en un cierto periodo se determinan según la siguiente ecuación.

Ec.6

Las pérdidas de energía totales en cableado de corriente continua en el parque

fotovoltaico completo en un cierto periodo, se determina según ¡Error! No se encuentra el

origen de la referencia..

Ec.7

Las pérdidas de energía de la caja de conexiones b que ha fallado desde la hora

hasta la hora y que impide la salida de la energía de strings conectados a la misma.

Ec.8

Pérdidas totales de energía de las cajas de conexiones en el parque fotovoltaico

completo en un cierto periodo.

Ec.9

Las pérdidas totales de energía en el parque

Ec..

Ec.10

Las pérdidas de energía por fallo de un inversor de la instalación y campo

solar , por operación desde la hora hasta la hora , se determinan según la

Ec.1.


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Ec.1

Las pérdidas totales de energía por fallo de

Ec. 2.

Ec. 2

Las pérdidas de energía por fallo de arranque y paradas del inversor desde la

hora hasta la hora , de la instalación y campo solar , se determinan según

=

Ec. 3.

Ec. 3

Las pérdidas totales de energía por fallo de

Ec. 4.

Ec. 4

Las pérdidas totales de energía por incidencias

Ec. 5.

Ec. 5

En el caso de existir transformador de tensión, las pérdidas de energía por fallo de

operación del transformador a desde la hora hasta la hora , se determina según

Ec. 6

Ec. 6


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Las pérdidas totales de energía por fallo totales

Ec. 7.

Ec. 7

Las pérdidas de energía por fallo de operación

Ec. 8.

Ec. 8

Las pérdidas totales de energía por fallo debido

Ec. 9.

Ec. 9

Las pérdidas totales por incidencias en

Ec. 10.

Ec. 10

Las pérdidas de energía por fallo de operación de la red desde la hora hasta la

hora , se determina según =

Ec. 11.

Ec. 11

Las pérdidas de energía por fallo totales de la red debido a efectos climáticos desde

la hora hasta la hora , se determina según =

Ec. 12


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Ec. 12

Las pérdidas totales por incidencias en la red

Ec. 13.

Ec. 13

Las pérdidas totales debidas a incidencias resultan:

Ec. 14

Las incidencias asociadas al sistema de monitorización no se han computado en esta

metodología como pérdida de energía.

Un parámetro muy utilizado en las instalaciones fotovoltaicas es el performance ratio:

Ec. 25

Se define un performance ratio suponiendo que no existen perdidas de energía por

incidencias, , resultando:

Ec. 26

La energía máxima teórica, suponiendo ninguna pérdida en todos los equipos

desde la potencia pico de los módulos es:

Ec. 27

Lo cual permite estimar las pérdidas de energía.

Ec. 28

Todas estas expresiones permiten estimar las pérdidas energéticas que se

producirán en un parque fotovoltaico siendo fundamental para estimar las pérdidas

económicas en la planificación del sistema predictivo.


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Figura 5: Total de incidentes, TIC y pérdidas de energía asociado a fallos, ICEL.

Donde TICSF, TICI, TICST, TICG y TICMS, son el total de incidentes en el campo

solar, inversor, estación de transformadores, red eléctrica y el sistema de monitorización,

respectivamente.

Resaltar que el sistema de monitorización es el responsable de la mayoría de

los incidentes, pero esos incidentes no tienen un impacto significativo sobre la producción de

energía. Sin embargo, a pesar de que el porcentaje mínimo, 6,48%, que la red eléctrica y la

estación del transformador incidentes representan, las pérdidas de energía asociadas a

dichos equipos suponen aproximadamente el 68% del total de las pérdidas de energía.

En la siguiente figura se muestra la distribución del total de incidentes, TIC basado

en causas internas y externas de una instalación FV, y si han tenido impacto en la

producción o no dentro de cada uno de esos grupos.

Figura 6: Distribución total de incidentes debidos a causas internas y externas y si o no afecta a la

producción de energía.


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De acuerdo con la figura 6, el 55.65% de incidentes afectan a la producción de

energía, dentro de los cuales 52.51% de estos son debido a causas internas y 3.14% a

causas externas. Por otro lado, el 44.35% no afectan a la producción de energía, de los

cuales 3,97% de ellos son debidos a causas internas y el 40.38% a causas externas.

Mencionar que cuando se habla de causas internas se hace referencia a los equipos

de la instalación FV es decir, paneles FV, inversores y el centro de transformación. Por

tanto causas externas serán equipos que están fuera de la instalación pero no son

necesarios para un correcto funcionamiento del parque como son el sistema de

monitorización y la red eléctrica.

Para concluir destacar que sólo el 55.6% de las incidencias afectan a la producción

de energía. De estos incidentes, el 66.56% se debe a causas internas del parque

FV, mientras que el resto se debe a causas externas. Desde el punto de vista de la

fiabilidad, el sistema de vigilancia es el menos fiable, ya que representa el 40.38% de los

incidentes, pero este tipo de incidentes no afectan a la producción de energía.

El 60% de los inversores no han presentado ningún incidente, y que no hay

inversores con más de 8 incidentes registrados durante el período analizado (ver figura 7).

Figura 7: La probabilidad de que un inversor tiene un número de incidentes.

Desde el punto de vista de los incidentes, la red eléctrica y la estación

transformadora sólo representan el 6,48% de los incidentes, mientras que el campo solar,

inversor y sistemas de vigilancia representan la mayoría de los incidentes 93.51%. Sin

embargo, desde el punto de vista de las pérdidas de energía, el campo solar representa sólo

un 4,26%, mientras que el inversor, un transformador estación y red eléctrica representa

95,74% de todas las pérdidas de energía debido a los incidentes.


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5 Mantenimiento centrado en la fiabilidad, RCM

Se estudia esta técnica al estar fuertemente unida a la utilización de tecnologías

predictivas. La metodología RCM desarrolla un plan de mantenimiento basado en el análisis

de fallos de la instalación, lo cual permite, evitar fallos que puedan producirse en un sistema

o minimizar los efectos de éstos, al mínimo coste posible.

En plantas modernas donde se aplica RCM, es común que:

Sólo es admisible técnicamente utilizar tecnologías de monitorización para un 20%

de los modos de fallo.

Además, sólo es viable económicamente la aplicación de estas tecnologías en la

mitad de estos casos (10%).

Por último, de todas las categorías estudiadas para el conocimiento de la condición,

son adecuadas sólo para el 25-35% de los modos de fallo.

Los objetivos que se pretenden con la aplicación de la técnica RCM por lo tanto son:

Determinar las modificaciones necesarias en la instalación para evitar fallos que

puedan producirse o para minimizar los efectos de estos.

Determinar las tareas de preventivos y predictivo.

Modificar los procedimientos de operación de forma que el riesgo de avería

desaparezca o disminuya.

Estudiar las necesidades de formación.

Analizar las medidas provisionales a adoptar en caso de fallo.

5.1 Identificación de Tecnologías y Normativas

La norma ISO 14224-2004 permite definir los límites de contorno del sistema a

evaluar y determinar los ítems mantenibles dentro de los subsistemas de los equipos.

Proporciona además un formato para analizar si un determinado dato de fiabilidad y

mantenimiento de un elemento es apropiado para asociarlo a un análisis de fiabilidad del

equipo.

Este estándar internacional es aplicable a datos recogidos durante el ciclo de vida

operacional del equipo, incluyendo la instalación, puesta en marcha, operación,

mantenimiento y modificaciones.

Se centra principalmente en:

Requerimientos para el “tipo de dato” que debe ser recogido para su uso en varias

metodologías de análisis.

Estandarización del formato de datos para facilitar el intercambio de datos de

fiabilidad y mantenimiento entre plantas, propietarios, etc.

Algunos principios para estas colecciones de datos de fiabilidad y mantenimiento a

nivel de equipo pueden ser aplicados a la monitorización y el análisis del funcionamiento en

plantas o sistemas constituidos por diferentes tipos de equipos.

En esta norma hay una serie de ejemplos de equipos, describiendo en detalle:


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Clasificación del tipo de equipo.

Definición del límite de contorno.

Subdivisión en niveles.

Datos del equipo (datos específicos por cada clase de equipo)

5.2 Definición de Requisitos y Especificaciones

El mantenimiento centrado en la fiabilidad es por tanto, un método que permite

conocer las necesidades de mantenimiento de cualquier activo físico en su contexto

operacional. Mediante la implantación de esta metodología de trabajo, se tienen en cuenta,

básicamente, el impacto de los fallos sobre el sistema general, de rango jerárquico superior,

al que da servicio el sistema en estudio.

El impacto de los fallos frecuentemente varía según el modo de fallo que lo produce,

el coste de reparación, el tiempo que la planta ha dejado de producir a causa del fallo,

etc…Para medir el impacto que el fallo causa se empleará un conjunto de factores que son

clave para la prestación del servicio y funcionalidades del citado sistema de rango superior.

Para sistemas de carácter general los factores suelen ser: la seguridad de las personas, la

repercusión en la producción, la prestación del servicio, los propios productos, el valor del

resto de activos, los costes totales del restablecimiento de las funcionalidades después de

que se hayan perdido, etc.

A continuación se mostrará la Figura 1que ilustra las etapas del proceso RCM y su

secuencia de aplicación.

Figura 8: Flujograma de la aplicación de RCM

En el flujograma se distinguen dos grupos claramente diferenciados:


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Fase Inicial, este bloque viene referido a la formación del equipo humano de

trabajo y debe integrar los siguientes perfiles:

o Personal de Operación: expertos en la operación del sistema y equipos, las

personas que viven el día a día de la operación de los dispositivos. o Personal de Mantenimiento: expertos en mantenimiento preventivo y

reparaciones del sistema y dispositivos.

o Ingeniero de Procesos: aporta la visión global de los procesos. o Programador: aporta la visión sistémica de la actividad de los dispositivos. o Especialista externo: experto en el área técnica específica del dispositivo

objeto del estudio. En ciertas ocasiones, también es interesante incluir al fabricante del equipo.

o Facilitador: asesor experto en la metodología RCM.

Fase de implantación, dividida en tres bloques principales y un bloque extra a modo de recogida de datos o resumen: o Selección del sistema y definición del contexto operacional.

En este paso, se establece el sistema o sistemas a los que se va a realizar el

estudio RCM y se definen sus límites de batería y condiciones de operación.

Con el objeto de ser eficientes, solo se aplicará el estudio a los sistemas de

la planta, cuya pérdida funcional producirá los mayores impactos en la

empresa. Para evaluarlos, se llevará a cabo un análisis de criticidad de todos

los sistemas de una planta en Huelva. Destacar que este análisis de criticidad

no forma parte del procedimiento, pero debe hacerse antes, para ayudar a

seleccionar los sistemas a los que se aplicará la RCM.

o Análisis de los modos y efectos de fallos y su criticidad.

Se aplica este método para analizar las consecuencias, de todos los posibles

fallos que puedan afectar al sistema en estudio. Se consideran los modos de

fallo a nivel de subsistema y elemento gestionable. Se valoran los efectos

sobre el sistema (y cómo afectan a la planta) y la probabilidad de que ocurra

cada uno de esos modos de fallo.

o Aplicación de la lógica RCM.

Permite elegir las tareas concretas de mantenimiento que se llevarán a cabo

para enfrentarse a cada uno de los modos de fallo definidos en el paso

anterior. Es decir, se refiere a cada uno de los elementos, que, asociados a

sus respectivos problemas, van a constituir los modos de fallo.

o Documentación de los resultados.

Este bloque se podría englobar en el apartado de implementación, sirve para

dar constancia escrita de los nuevos planes y acciones a llevar a cabo para

mejorar el mantenimiento del sistema en estudio.


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6 Definición de las plantas sujetas al estudio RCM

Durante el estudio de este proceso se aplicará la metodología RCM a dos

instalaciones fotovoltaicas que denominaremos, caso A y caso B. A continuación pasaremos

a definir cada una de las dos situaciones.

6.1 Caso A

La planta solar A es una planta real, que actualmente se encuentra en

funcionamiento ubicada en la provincia de Huelva. Este parque ocupa 6 Hectáreas de

superficie.

Dicho parque tiene 10.512 paneles fijos, es decir, sin sistema de seguimiento. Los

módulos fotovoltaicos son de la marca Atersa de una potencia pico de 230W y utilizan

tecnología policristalina. Las placas ocupan 0,9 metros de ancho y tienen una altura de

1,645 metros ocupando un total de 15.563 m2. El complejo solar además consta de 25

inversores Ingeteam que tienen como objetivo transformar toda la corriente DC producida

por los paneles FV en corriente AC obteniéndose un total de 2,42 MWp de potencia.

Figura 9: Módulo fotovoltaico

El parque solar A está compuesto por 25 instalaciones, 16 instalaciones que utilizan

inversores de 100 kW de potencia nominal, 8 instalaciones que tienen inversores de 30 kW

y 1 instalación que utiliza un inversor de 50 kW de potencia. Todas ellas vuelcan la energía

alterna transformada por los inversores a un transformador de tensión que la elevará de los

rangos de baja tensión hasta los de media tensión.


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Figura 10: Ficha técnica de los inversores

6.2 Caso B

La planta solar B es exactamente igual a la del caso A salvo que se encuentra en un

emplazamiento distinto. El lugar escogido para la planta B, es una zona de difícil acceso.

Esta dificultad de traduce en un alto tiempo de desplazamiento, que tendrá una cierta

importancia a la hora de realizar el estudio. Destacar que los valores climatológicos son

exactamente los mismos que los de la provincia de Huelva.

7 Desarrollo de la metodología RCM aplicada

Durante el desarrollo de este estudio se abordarán todas las fases que conforman

esta metodología de trabajo que, aunque a priori, se tienda a pensar en un método

complejo, farragoso y de difícil aplicación, en realidad con pocos recursos y un buen

conocimiento de la instalación, además de tiempo, se puede desarrollar y beneficiarse de

sus excelentes resultados.

Como ya se ha comentado, el estudio se centrará en dos casos de similares

característica salvo en algunos parámetros que afectarán únicamente al proceso del análisis

coste riesgo beneficio y por tanto en las conclusiones finales del estudio. Por tanto se

procederá al desarrollo de la metodología RCM y este se aplicara al caso A ya que para el

caso B es exactamente el mismo desarrollo y mismos resultados.


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7.1 Test para determinar la bondad del modelo

Este apartado del proyecto se centrará en la elección de un sistema de mantenimiento

predictivo, así como del diseño del mismo, de tal forma que los resultados obtenidos

garanticen una mejora en la disponibilidad, seguridad y eficiencia de los equipos. Para lograr

estos objetivos se identificarán las técnicas que permiten prolongar al máximo la vida útil de

los equipos y sus componentes, anticiparse al fallo de los mismos mediante la

monitorización de algunas variables significativas y el correspondiente análisis de datos y

posterior diagnóstico de los fallos.

Antes de plantearse la elaboración de un buen programa de monitorización, debemos

resolver a las siguientes preguntas:

1. ¿Qué equipos y componentes hay que monitorizar? 2. ¿Qué tecnologías de monitorización utilizar? 3. ¿Cómo, de acuerdo a que señales, debe realizarse el programa? 4. ¿Con que frecuencia debe monitorizarse? 5. ¿Cuáles son los criterios para la interpretación de resultados y las acciones

pertinentes a llevar a cabo?

Para poder responder a las cuestiones planteadas, en primer lugar se han de

identificar los equipos “críticos” dentro de la estructura técnica de la planta, es decir, el caso

tipo A. Una vez identificados los equipos críticos, el siguiente paso será aplicar la

metodología RCM. Como ya se ha comentado, esta técnica evaluará el estado de

funcionamiento de los equipos, los modos de fallo, las consecuencias de los fallos y el plan

de mantenimiento adecuado para su implementación.

Una vez finalizado el estudio RCM, se continuará con el proceso de toma de

decisiones que dará respuesta al resto de preguntas, y así cumplir con el objetivo de diseñar

un sistema eficiente de mantenimiento predictivo.

Figura 11: Modelo de gestión de mantenimiento en 8 fases de INGEMAN.


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Tomando como referencia el Modelo de Gestión de Mantenimiento (MGM) de estas 8

fases de Ingeman, Figura 11. El análisis de criticidad corresponde a la fase 2, la descripción

de los procesos y análisis de equipos de alto impacto corresponden a la fase 3, el diseño de

los planes de mantenimiento utilizando la metodología RCM a la fase 4 y el análisis coste

riesgo beneficio a la fase 5. El resto de fases no serán objeto de nuestro estudio.

7.2 Definición del modelo tipo para el desarrollo del sistema

predictivo inteligente

En base al modelo MGM comentado anteriormente y correspondiendo con la fase 1

se muestran en la tablas 1 los objetivos estratégicos del mantenimiento que se piensa

seguir:

Objetivos

estratégicos

Metas Planes de acción Perspectivas

Mejorar la

eficiencia de los

costes de

mantenimiento

Actual: 10%

Objetivo: 7%

·Asegurar adquisición de

datos adecuada y la

realización de análisis de

criticidad de equipos

Financiera

Mejoras el tiempo

para reparar y la

calidad del

mantenimiento

·Nº de fallos repetitivo < X

·Reducir el MTTR en un

15%

·Programa de análisis de

fallos

·Programa de mejora del

soporte de mantenimiento

Clientes

Mejora del proceso

de mantenimiento

y de su

documentación

Certificado de

mantenimiento

·Desarrollar los

procedimientos e

inspecciones técnicas

pendientes

Procesos internos

Asegurar niveles

adecuados de

entrenamiento y

formación para

cumplir la misión

Definición de los niveles

precisos de formación por

nivel de mantenimiento

·Definir nivel de

entrenamiento por cada

nivel de mantenimiento

·Realizar entrenamiento y

evaluación

Aprendizaje

Tabla 1: Objetivos del mantenimiento


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7.2.1 Introducción y objetivo del procedimiento de análisis

criticidad

7.2.1.1 Introducción al análisis de criticidad

El análisis de criticidad utiliza herramientas que permiten identificar y jerarquizar por

importancia los activos de una instalación sobre los cuales vale la pena dirigir recursos ya

sean humanos, económicos o tecnológicos, este apartado corresponde a la fase 2 del

modelo MGM. Es decir, con otras palabras, el proceso de análisis de criticidad usa técnicas

que sirven para determinar la importancia y las consecuencias de los posibles fallos en los

sistemas dentro del contexto operacional en el cual trabajan.

El término “crítico” y la propia definición de criticidad pueden tener diferentes

interpretaciones dependiendo del objetivo que se está tratando de jerarquizar. El análisis de

criticidad pretende establecer un método que sirva de instrumento de ayuda en la

determinación de la jerarquía de sistemas y equipos, permitiendo subdividir los elementos

en secciones que puedan ser manejadas de manera controlada y auditable.

Figura 12: Representación genérica de la matriz de criticidad

En este sentido, existe una gran diversidad de posibles factores que permiten evaluar

la criticidad de un elemento. Estos factores pueden variar según las condiciones de las

instalaciones, los contratos de estas, los países donde se explotan y sus regulaciones, etc.

Específicamente, para el desarrollo de este proyecto, la metodología de trabajo se basará

en la teoría del riesgo (consecuencia del análisis de criticidad), este concepto mezcla el

factor fiabilidad (frecuencia de fallos) con el factor de severidad/consecuencia del fallo

(impacto de los fallos en: seguridad, fiabilidad operacional, costes, medioambiente,…)

Destacar que de los resultados que se obtienen con la aplicación, las técnicas de

criticidad constituye la base del proceso de optimización basado en la aplicación de

ingeniería de fiabilidad y mantenimiento, en nuestro caso será la base para la realización del

RCM y su estudio del sistema de mantenimiento predictivo.


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7.2.1.2 Objetivo del análisis de criticidad

El objetivo de este proceso es el de elaborar una matriz de criticidad donde se

clasifiquen los activos en función de la importancia de estos. Como resultado del

procedimiento se obtendrá una información estructurada de los activos con el fin de

optimizar los procesos de operación y mantenimiento de forma objetiva.

Como ya se ha comentado, el proceso se basa en una metodología denominada

CTR, Criticidad total por riesgo, proceso de análisis semicuantitativo, sencillo y práctico,

sostenido por el concepto del riesgo, entendiendo este, como la consecuencia de multiplicar

la frecuencia de una perdida funcional por la severidad de la misma. En la actualidad es un

procedimiento muy utilizado en las empresas del sector industrial.

7.2.2 Desarrollo del procedimiento

Para el desarrollo de este procedimiento se utilizarán una serie de factores

ponderados y una estimación del riesgo que serán la base de un modelo semicuantitativo de

criticidad.

A continuación, se presentan los criterios considerados para el alcance para el

análisis, los criterios y los algoritmos a utilizar.

7.2.2.1 Definición del alcance del análisis

Este procedimiento evalúa la criticidad de los elementos de la instalación al nivel de

elementos gestionables:

o Para plantas de este tipo, el nivel seleccionado es el de “Equipo” que en la estructura

técnica queda en el nivel:

Parque solar/Instalación/Sistema/Subsistema/EQUIPO

El objetivo de desgranar la estructura técnica hasta este nivel, es porque de

este modo se puedeser mucho más precisos a la hora de asignar las operaciones de

mantenimiento preventivo y predictivo, una vez finalice el proceso de análisis.

7.2.2.2 Definición de la estructura técnica del modelo

Empezando con el procedimiento, en primer lugar de se debe llevar a cabo la

implantación del modelo, es necesario disponer de una estructura organizada y jerárquica

de todos los subsistemas y sistemas que forman parte de una instalación en donde

aparecerán los diferentes equipos.

La estructura técnica que se ha adoptado en el modelo es la que se mostrará en la

siguiente figura, destacar de la estructura se representará en horizontal debido a su

complejidad y a la gran cantidad de equipos que esta contiene:


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Figura13: Estructura técnica de la instalación fotovoltaica del modelo


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7.2.2.3 Definición de los factores a contemplar y sus niveles

Se considerarán los siguientes factores:

1. Factor de frecuencia de fallo, considerada como la frecuencia promedio anual de

pérdidas funcionales del elemento objeto de estudio y se calcula en función del

número de incidencias durante un año operativo del equipo.

El cálculo se realiza tomando el periodo de los 2 últimos años, por lo que es una media

móvil.

Sus niveles serán: Muy Alto, (MA) Alto (A), Medio (M), Bajo (B)

2. Factores que miden las consecuencias de la pérdida funcional. Se pondera el peso

relativo de cada factor, sobre un total de 100, con porcentaje.

Factor de SEGURIDAD.

El factor evalúa las consecuencias de la pérdida funcional de un elemento en:

o Daño al personal de la instalación, propio o ajeno, y/o a cualquier otra persona que pudiera verse involucrada en el entorno de la misma.

o Daño en el valor de los activos industriales, en instalaciones propias o ajenas.

Sus niveles serán los siguientes: Catastrófico (CA), Alto (A), Medio (B) y Bajo

(B).

Factor de DISPONIBILIDAD.

Por lo general, evalúa la consecuencia de la pérdida funcional de un elemento

sobre la capacidad nominal de la instalación. Este factor se mide como la

relación entre las horas de funcionamiento de la instalación y el número

máximo posible de horas de funcionamiento de la misma.

Sus niveles: Muy Alto (MA), Alto (A), Medio (M), Bajo (B).

Factor de EFICIENCIA

Este factor evalúa la consecuencia de la pérdida funcional de un elemento

sobre la eficiencia global de la instalación. Este factor se mide como la

relación entre la energía registrada en el contador frente a la irradiancia

registrada en la planta y superficie de la misma.

Sus niveles serán los siguientes: Muy Alto (MA), Alto (A), Medio (M), Bajo (B).


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Factor de COSTE DE MANTENIMIENTO/REPOSICIÓN.

Este factor evalúa las consecuencias de la pérdida funcional de un elemento

en los costes de mantenimiento correctivo/reposición del mismo, incluyendo

todos los costes asociados.

Sus niveles: Muy Alto (MA), Alto (A), Medio (M), Bajo (B).

Para entender la asignación del nivel de consecuencia a cada elemento, es

importante observar la tabla de consecuencias (tabla 2), que resume los factores y los

niveles, con la ponderación correspondiente.

Más adelante se observará la matriz de criticidad obtenida, donde debemos destacar

que los elementos sobre fondo rojo, se considerarán elementos con consecuencias

inadmisibles para un determinado factor y nivel de impacto causado por la pérdida funcional

del elemento.

Losvalores de ponderación deben además de:

1. Estar en consonancia con el impacto del factor en la consecuencia de los

objetivos estratégicos de la planta.

2. Tomar un valor entre 0 y 100. Con la suma total de todos los factores igual

a 100.

3. Que puedan existir casos de perdidas funcionales de consecuencias

inadmisibles para un determinado factor, en estos casos se asigna

automáticamente un valor 100 a la consecuencia de la perdida funcional del

elemento para ese factor, caracterizando directamente la perdida funcional

del elemento para ese factor, y a su vez la perdida funcional del elemento

como de máxima severidad, independientemente de las posibles

consecuencias para otros factores, y de la ponderación elegida para los

mismos.

En la siguiente tabla veremos cómo sería para el caso de plantas fotovoltaicas.


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Tabla 2: Consecuencias para la evaluación de la pérdida funcional de un elemento en el análisis de

criticidad

7.2.2.4 Obtención de los niveles de criticidad

Una vez definidos los factores a tener en cuenta se pasará a la obtención de los niveles

de criticidad gracias a los cuales formaremos la matriz. Para obtener el nivel de criticidad de

cada equipo, se toman los valores totales de cada uno de los factores principales: frecuencia

(fallos/año) y consecuencias de los fallos (donde se tomarán valores adimensionales de

entre 0 a 100). Esto coloca a cada equipo en una de las celdas en la matriz de criticidad, en

el ejemplo más abajo se observará como se obtendrán 4x11celdas (filas por columnas, ver

figura 10). El valor de frecuencia de fallos se ubica en el eje vertical y el valor de

consecuencias se ubica en el eje horizontal (se toma el resultado final de la expresión

S+D+EF+CM, con valores de cada criterio convenientemente convertidos a la escala

seleccionada). El número de equipos que una vez analizados quedan clasificados en cada

celda de la matriz, se indica en el interior de la celda.

La matriz de criticidad mostrada a continuación permite jerarquizar los sistemas en tres

áreas (ver figura 10):


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Para sistemas No Críticos fondos Verde

Para sistemas de Media Criticidad fondos Amarillo Para sistemas Críticos fondos Rojo

Los umbrales fijados inicialmente entre las diferentes zonas son los siguientes:

Umbral baja-media criticidad: 50 puntos adimensionales de criticidad

Umbral media-alta criticidad: 90 puntos adimensionales de criticidad

Por tanto se establecerá como criterio de severidad alta, a los elementos que estén por

encima de 90, donde resultarán críticos siempre con independencia de su frecuencia de

fallo. Además se incluirá, de cara al mantenimiento, los elementos de severidad de fallo

media (50-60), ya que estos podrían considerarse críticos para nuestra gestión de

mantenimiento si se alcanzasen frecuencias de fallo muy altas. De igual forma podría ocurrir

en interfaces baja-media criticidad.

7.2.3 Directrices generales para la valoración de equipos

Siempre que se valoran equipos hay que hacerlo siguiendo unas ciertas directrices

que se explicarán a continuación. Estas pautas permiten describir con detalle el proceso a

seguir para realizar las valoraciones de las consecuencias de las pérdidas funcionales de un

equipo.

Hay que tener en cuenta los seis pasos que se describirán a continuación para una

valoración objetiva y precisa según las consecuencias del fallo de los equipos.

En lugar de entrar directamente a evaluar las consecuencias del fallo del equipo, se

aconseja repasar con tranquilidad las funciones que realiza el equipo, entender

convenientemente el impacto que tiene su pérdida funcional en la disponibilidad de la

instalación donde se encuentra, y en eficiencia de la misma.

También es importante es la consideración de los aspectos directos e indirectos de la

pérdida funcional, así como la consideración de los efectos derivados de la recuperación de

la función de los equipos.

1. Definición de la instalación, sistema y subsistema:

-Descripción general de la instalación.

-Definición de los sistemas existentes dentro de la instalación.

-Relación entre los sistemas existentes en la instalación y su papel en proceso

global de la instalación.

-Relación entre los sistemas y subsistemas.

2. Determinación de la función general del sistema/subsistema:

-Señalar función o funciones principales del sistema/subsistema donde se

encuentra el equipo.

- Determinación de los efectos de las funciones sobre la instalación.


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3. Identificación de funciones del equipo, modos de operación y contexto operacional:

-Detallar el modo de operación principal: ¿Qué hace el equipo y cuándo?

-Valoración de otros posibles modos de operación asociados al equipo

4. Definición de los fallos funcionales:

-Pérdida de la función o funciones detectadas en el paso anterior

5. Análisis de las consecuencias de todos los fallos funcionales:

-Efectos directos de la pérdida de función

-Efectos derivados de la recuperación de la función

-Medir las consecuencias de los efectos anteriores sobre cada uno de los factores

considerando aspectos técnicos del impacto.

6. Obtención de la severidad del fallo del equipo considerando, para cada factor, la

valoración más alta.

7.2.4 Resultados del análisis de criticidad

Como se ha mencionado con anterioridad para la realización del análisis de criticidad

se utilizará la estructura técnica, siendo el nivel seleccionado el de “Equipo”. Una vez

definido dicho elemento, se le aplicará cada uno de los factores comentados en el punto

7.2.2.3 que a su vez dichos factores vendrán definidos por un valor. Para facilitar el

concepto de análisis de criticidad, en las siguientes imágenes se mostrará cómo se trabaja

con esta metodología.

Como se comentó se utilizará una instalación real situada en la provincia de Huelva,

el parque solar A.


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Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A1 Media 7 Baja







Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie B1 Media 7 Baja

Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie B2 Media 7 Baja

Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A1 Baja 3 Baja






Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija B1 Baja 3 Baja

Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija B2 Baja 3 Baja

SUBSISTEMA EQUIPOLOCALIZACION SISTEMA FRECUENCIA CONSECUENCIA CRITICIDAD

Tabla 3: Análisis de Criticidad para el caso A, generador fv y estructura.

Huelva Inversores Inversor Stack de potencia Alta 55 Media

Huelva Inversores Inversor Turbina Media 55 Media

Huelva Inversores Inversor Ventilador Muy_Alta 55 Alta

Huelva Inversores Inversor FA Alta 55 Media

Huelva Inversores Inversor Descargador de tensión Baja 55 Media

Huelva Inversores Inversor Temporizador Alta 55 Media

Huelva Inversores Inversor Contactor Alta 45 Media

Huelva Inversores Inversor Vigilante de aislamiento Media 65 Media

Huelva Cableado y protecciones 0 Cableado DC Media 12 Baja

Huelva Cableado y protecciones 0 Cableado AC Media 12 Baja

Huelva Cableado y protecciones 0 Protecciones DC Media 100 Alta

Huelva Cableado y protecciones 0 Protecciones AC Media 100 Alta

Huelva Medida y comunicaciones 0 Módem Media 7 Baja

Huelva Medida y comunicaciones 0 Contador Media 7 Baja

Huelva Medida y comunicaciones 0 Cableado Media 7 Baja

Huelva Centro de transformación 0 Seccionador Media 65 Media

Huelva Centro de transformación 0 Interruptor general Media 65 Media

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Núcleo Baja 36 Baja

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Devanados/Bobinas Baja 36 Baja

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Sistema de refrigeración Alta 56 Media

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Tanque Baja 46 Baja

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Bornas BT-MT Baja 36 Baja

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Conmutador de tomas Baja 36 Baja

Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Sistema de seguridad (Protecciones) Media 56 Media


Tabla 4: Análisis de criticidad para el caso A, inversor, cableado y centro de transformación.


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Huelva Terreno 0 Caminos Baja 3 Baja

Huelva Terreno 0 Terreno Baja 3 Baja

Huelva Terreno 0 Canales Baja 3 Baja

Huelva Casetas 0 Ventilación Baja 41 Baja

Huelva Casetas 0 Climatización Baja 41 Baja

Huelva Casetas 0 Cuadro SSAA Baja 16 Baja

Huelva Casetas 0 Edificio Baja 37 Baja

Huelva Vallado 0 Cimentación Baja 37 Baja

Huelva Vallado 0 Vallas Baja 37 Baja

Huelva Detección Intrusos 0 Barrera µo 1 Media 3 Baja





Huelva Detección Intrusos 0 Cableado Media 13 Baja

Huelva Detección Intrusos 0 Centralita de alarmas Media 17 Baja

Huelva CCTV 0 Cámara 1 Baja 7 Baja





Huelva CCTV 0 FA Cámara 1 Baja 7 Baja




Huelva CCTV 0 Videograbador Baja 7 Baja

Huelva CCTV 0 Módem Media 3 Baja

Huelva CCTV 0 Cableado Baja 3 Baja

Huelva Iluminación 0 Foco 1 Baja 13 Baja




Tabla 5: Análisis de criticidad para el caso A, terreno, caseta, elementos de vigilancia, etc

Cabe destacar que la planta A contiene más equipos que los mostrados en la tablas

anteriores. Teniendo en cuenta todos los equipos que componen dicha instalacion se

procederá al análisis completo.

La siguiente figura (figura 10) se recogen los resultados de la matriz de criticidad.

Destaca, el porcentaje de equipos en la esquina inferior izquierda (muy baja

criticidad). Sin entrar en mayor detalle, estos resultados apuntan a una posible reducción de

mantenimiento preventivo. Para los equipos situados en la zona intermedia (criticidad

media), existe el riesgo que el aumento de la frecuencia de fallo situe a estos en la zona de

alta criticidad. Estos equipos además de los críticos que parece obvio, son los adecuados

para tener en cuenta en el estudio RCM y posterior análisis coste-riesgo-beneficio para

incluir en el sistema de análisis predictivo.


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Figura 14: Matriz de criticidad, caso A

En la siguiente tabla se verá el criterio y las escalas utilizadas en los cálculos de la

matriz de criticidad. Destacar que las escalas propuestas vienen definidas por expertos en la

materia.

Fallos Clasificación Escala propuesta

8 < f Muy alto 2

2 < f ≤ 8 alto 1,75

1 ≤ f ≤ 2 medio 1,25

< 1 bajo 1

Clasificación Escala propuesta

Catastrófico 100

alto 20

medio 10

bajo 0


Muy alto 40

alto 25

medio 10

bajo 1


Muy alto 20

alto 10

medio 5

bajo 1

Coste promedio del correctivo Clasificación Escala propuesta

> 5.000 € Muy alto 20

5.000€ > Correctivo > 2.000€ alto 10

2.000€ > Correctivo > 500€ medio 5

< 500€ bajo 1

Frecuencia de fallos

Seguridad (20%)

Disponibilidad (40%)

Eficiencia (20%)

Coste de MC (20%)

Tabla 6: Criterio y escalas utilizadas para el cálculo de la matriz


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Una vez realizada la evaluación de criticidad de los elementos de la planta solar A, a

nivel de equipo, se habrá completado la fase 3 correspondiente al modelo de gestión de

mantenimiento (ver Figura 18: Modelo de gestión de mantenimiento en 8 fases de

INGEMAN) y por tanto se procederá a la aplicación de la metodología RCM.

7.3 Simulación del procedimiento

En este apartado se procederá al desarrollo del procedimiento que incluye:

Criterios que se han utilizado para la elección del equipo o equipos a los cuales se les va a realizar la aplicación, para ello se estudiará la composición concreta del equipo.

Descripción del límite de batería del sistema y definición de su contexto operacional.

Análisis de los modos, efectos de fallos y su criticidad y la selección de las políticas de mantenimiento más adecuadas para cada uno de los subsistemas y elementos que componen el sistema.

Durante los apartados siguientes se comentará brevemente cada uno de esos puntos.

7.3.1 Selección del sistema y definición del contexto operacional

El primer paso de la fase de implantación del RCM es la selección del sistema o

sistemas a los que se va a aplicar la metodología.

7.3.1.1 Selección del sistema objeto de estudio mediante RCM

Para la selección se utilizarán los siguientes criterios:

Resultados obtenidos del análisis de criticidad sobre la planta fotovoltaica tipo A servirán para seleccionar el sistema de máxima criticidad, el cual debe ser objeto del estudio RCM.

Complejidad del sistema a estudiar, esto se traduce, en un sistema con un gran número de funcionalidades y modos de fallos

Experiencia en el área de operación y mantenimiento fotovoltaico, hay que conocer de forma profunda el sistema en estudio. El sistema tendrá numerosas gamas de mantenimiento preventivo, consumiendo muchos recursos de mantenimiento y es posible que, además, esté generando necesidades de correctivo. Existirá la percepción de que el mantenimiento del sistema a estudiar se podría optimizar o, al menos, valdría la pena revisar la idoneidad de los planes que se están llevando acabo.

Con estos criterios,se ha seleccionado de forma clara al inversor de la planta, para someterlo al estudio de la metodología RCM ya que es un equipo cuya pérdida funcional produce graves impactos en la planta, además, tiene una gran cantidad de tareas preventivas relacionadas con en él y se gasta una cantidad importante de dinero en correctivos. Por otro lado se ha selecciona también al centro de transformación debido al alto impacto que sus fallos provocan a la planta. Ambos equipos se pueden considerar el corazón de las instalaciones solares fotovoltaicas.


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7.3.1.2 Definición de los límites del sistema y de su contexto operacional

Este apartado del estudio tiene una gran importancia en el proyecto, en este punto

definiremos a que se enfrentan, es decir, aquí se decide cómo será el sistema o sistemas

que se quiere estudiar, así como desguazar cada uno de ellos para poder realizar un

análisis exhaustivo.

Destacar que este punto es primordial, si este punto no está bien definido no se puede

empezar con la metodología RCM. Mencionar que, es posible, que a medida que el estudio

RCM avance sea necesario realizar algún cambio en los límites del sistema o el contexto

operacional, también se podría ampliar este ratio de trabajo o añadir subsistemas que

previamente no se consideraron relevantes. Además, también se podría eliminar equipos

que no aporten información al procedimiento.

Por tanto, este punto puede requerir un análisis iterativo y retocarlo tantas veces como

se vea necesario hasta que los resultados obtenidos sean coherentes con el estudio.

Para la definición y representación gráfica de los límites de contorno del sistema a

evaluar y de su contexto operacional, (lo mismo que para la representación de los

subsistemas que se tratan en el punto siguiente) se utilizará la norma ISO 14224:2004.

En las siguientes figuras se recogen los límites del sistema Inversor y centro de

transformación así como el límite global que hemos decido escoger para nuestra planta

fotovoltaica, además, el contexto operacional (entradas y salidas del sistema) de estos, y la

definición de sus subsistemas.


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Tensión de entrada

3 x 400 Vac 50 Hz

Tensión de Salida

3 x 20

kVac50 Hz

Entrada DC panelesFotovoltaicos.

≈ 405 – 900 Vdc (rango de operac.)

Inversor fotovoltaico Centro de transformación

Figura 15: Definición de límite escogido para la planta fv tipo, entradas y salidas.

Figura 16: Ampliación del sistema inversor, subsistemas que contiene, entradas y salidas.


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Bloque de Transformación

Transformador BT-MT

Tensión de entrada

3 x 400 Vac

50 Hz

Tensión de Salida

3 x 20 kVac

50 Hz

Entrada aire de

refrigeración (opcional)

Salida aire de

refrigeración (opcional)

Comunicaciones(opcional)

Corriente de fallo a

tierra

Seccionador

comunicaciones y display

Sistema de refrigeración

(Aceite y Aletas)Interruptor Automático

BornaBT

NúcleoBobina

Primaria

Bobina Secundaria

BornaMT

Protecciones: Fusibles, puesta

a tierra, ...

Conmutador de tomas

Entrada del aceite

(refrigerante)

Salida del aceite (refrigerante)

Figura 17: Ampliación del sistema CT, subsistemas que contiene, entradas y salidas.

7.3.1.3 Definición de los subsistemas que componen el sistema en estudio

Basándose en el punto anterior, esta etapa sigue el mismo procedimiento. Para la

representación de los subsistemas se utilizará la norma ISO 14224:2004. También será un

proceso iterativo donde se retocara los subsistemas tanta veces como sea necesario hasta

que los resultados sean acorde y tengan sentido.

La definición de los subsistemas está ligada a la de las distintas funciones principales y secundarias del sistema en estudio. Por ello, este punto también tiene un tratamiento iterativo con el correspondiente a la determinación de las funciones. En las figuras 16 y 17 se han recogido los subsistemas que se han considerado para los sistema inversor y centro de transformación de la planta fotovoltaica.

7.3.2 Determinación de las funciones del sistema y de cada

subsistema, de sus estándares y contextos de operación.

Una función se define como el propósito o la misión de un activo en un contexto operacional específico. Por otro lado, se define estándar de operación como el parámetro que permite especificar, cuantificar y evaluar de forma clara la función de un activo, sistema o subsistema en estudio. El sistema en estudio y cada subsistema pueden


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tener más de un estándar de operación en su contexto operacional. Las funciones están ligadas a cada uno de los subsistemas, pudiendo tener, cada uno, más de una función. Es posible que, al determinar las funciones y sus estándares de operación, haya que retocar la definición de los subsistemas. En la tabla 7 se recogen las funciones definidas para el sistema general de inversor y sus subsistemas.

1.Función principal del sistema

Transformar la corriente eléctrica continua de entrada a corriente alterna, con la calidad

establecida y de forma segura.

Entradas:

Corriente continua de los paneles fotovoltaicos (0-900 Vdc).

Tensión y frecuencia en alterna para monitorizar el estado de la red. Como

alimentación nocturna (opcional).

Aire de refrigeración.

Parada de emergencia (on/off).

Comunicaciones.

Conexión a la alimentación auxiliar (opcional) que alimenta a: ventiladores,

contactores y fuentes auxiliares de la electrónica (fuente de alimentación).

2.Variador de potencia (IGBT, tarjeta de control, tarjeta de disparo, etc)

Encargado de la vigilancia de la red y el control de la transformación de corriente continua

a corriente alterna con la calidad adecuada.

3.Protecciones DC (contactores, fusibles, descargadores de tensión, vigilante de

aislamiento)

Protege tanto a la instalación como a las personas ante la posibilidad, entre otras, de una

sobreintensidad, sobretensión o de una derivación a tierra.

4.Protecciones AC (contactores, magnetotérmicos, descargadores de tensión)

Protege tanto a la instalación como a las personas ante la posibilidad, entre otras, de una

sobreintensidad o sobretensión.

5.Ventilador o turbina de refrigeración

Encargado de mantener la temperatura del inversor dentro de unos límites establecidos

para el buen funcionamiento del sistema.

6.Seta de parada de emergencia

Elemento de seguridad para detener manualmente el inversor.


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7.Fuente de alimentación (opcional)

Solo se activará de noche, cuando no existe alimentación procedente del campo solar, y

solo para alimentar a las fuentes auxiliares.

8.Transformador (opcional)

Transformar la corriente de media a alta tensión, en algunos modelos de inversores es

interno al sistema, en otros es externo. El valor establecido para la salida dependerá de

cada modelo en cuestión.

9. Tarjeta de comunicaciones (opcional).

Para las comunicaciones con la sala de control.

Tabla 7: Funciones del sistema inversor de la planta solar fotovoltaica y sus estándares, para el

sistema general y para cada uno de sus subsistemas

A continuación pasaremos a definir de la misma manera (Tabla 8)las funciones para el sistema general de centro de transformación y sus subsistemas.

1.Función principal del sistema

Convierte la energía eléctrica alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna a otro nivel de tensión, basándose en la inducción electromagnética.

Entradas:

Aire exterior / Aceite

3x400 Vac; 50/60 HZ

Comunicaciones.

2.Conmutador de tomas

Elemento mecánico que permite de forma manual cambiar la relación de transformación

3.Bloque de transformación

Conjunto de elementos (núcleo, bornas de BT-MT y devanados) que se encargan de elevar la tensión procedente de los inversores desde rangos de baja tensión a media tensión

4.Protecciones (fusibles, puesta a tierra, interruptor y seccionador)

Protege tanto a la instalación como a las personas ante la posibilidad, entre otras, de una sobreintensidad, sobretensión o de una derivación a tierra.

5.Comunicación

Encargado de dar datos para el correcto mantenimiento del equipo, estos datos pueden ser: Temperatura del sistema, niveles de aceite, rangos de presión, etc…

6.Sistema de refrigeración

Encargado de mantener la temperatura del transformador dentro de unos límites establecidos para el buen funcionamiento del sistema.

Tabla 8: Funciones del centro de transformación de la planta solar fotovoltaica y sus estándares, para

el sistema general y para cada uno de sus subsistemas.


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7.3.3 Determinación de los fallos funcionales

Cuando las funciones de los sistemas y subsistemas están bien definidas en su contexto

operacional o a priori así lo parece, el siguiente paso es determinar en qué consisten los

fallos de esas funciones. Cada función puede llevar asociados más de un fallo funcional ya

que puede ocurrir la pérdida total o parcial de la función y además dicha pérdida funcional

afectar a determinados estándares de operación.

En las dos primeras columnas de las tablas 10 y 11 se relacionan las funciones

requeridas de cada subsistema estudiado (inversor y ct), con sus posibles fallos funcionales.

7.3.4 Análisis de los modos de fallo, efectos de los fallos y su

criticidad

Mediante esta metodología del análisis de fallos, que forma parte del RCM, se

determinarán los siguientes aspectos de cada fallo funcional:

Los modos de fallo (MF), cuyas apariciones conducen al sistema en estudio al fallo funcional considerado.

Los efectos que producirá la aparición de cada MF, sobre el sistema general de orden superior. En el este caso, para el sistema de inversor y centro de transformación, el sistema de orden superior es la planta solar fotovoltaica.

La criticidad de cada MF, que como se ha visto durante apartados anteriores del

proyecto es realmente importante.

La forma de proceder es la siguiente, teniendo en cuenta también los pasos 7.3.2 y

7.3.3 comentados anteriormente:

Definir las funciones de cada subsistema y sus respectivos estándares de operación. (Se ha realizado en 7.3.2)

Definir los fallos funcionales asociados a cada función de cada subsistema. (Se ha realizado en7.3.3)

Definir los modos de fallo asociados a cada fallo funcional.

Determinar los efectos perjudiciales / consecuencias derivados de cada modo de fallo.

7.3.4.1 Determinación de los modos de fallo

Otra de las etapa importantes que tiene esta metodología de trabajo es la de determinar

los modos de fallos que hay en cada subsistema, sabiendo que un subsistema es un

conjunto de elementos con una estructura jerárquica. Esta estructura llega hasta los

elementos mantenibles o reemplazados, que se definió previamente como el nivel de

“equipo”.

Al trabajar en una estructura arbolada, la pérdida de la función en un elemento de nivel

inferior podría afectar a niveles superiores pudiendo ocasionar la pérdida de la función

requerida del subsistema al que pertenece. Por tanto para definir los modos de fallos en un

subsistema, se trabajará del siguiente modo:


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Determinar los equipos, del nivel inferior de la estructura de tipo árbol (elementos reemplazables), cuyo problema provocaría la perdida de la función requerida del subsistema en estudio. (Las pérdidas funcionales son las que se determinaron en7.3.3).

Determinar los problemas o daños que pueden aparecer en cada uno de aquellos equipos (lo que provocará la pérdida de la función del subsistema). Esto podrían ser: roturas, desajustes, averías, etc.

Cada modo de fallo queda descrito por uno de los equipos determinados junto con un problema o daño que le afecte.

Se observa que hay normalmente más de un modo de fallo por cada fallo funcional.

Cada fallo funcional está relacionado a uno o varios modos de fallo y a la causa física que

origina el fallo funcional.

7.3.4.2 Determinación de los efectos perjudiciales y consecuencias de los

modos de fallo

Hay que tener en cuenta los siguientes conceptos:

Los efectos perjudiciales de los MF se miden con respecto al sistema global, de tal forma que, si se produce, habrá consecuencias para la producción de energía. Para el caso del centro de transformación y el inversor se tendrá en cuenta los problemas que puedan ocasionar a la planta fotovoltaica, a las personas y al elemento en sí. Recordemos que uno de los aspectos más importantes es siempre la seguridad de las personas.

Hay que establecer unos factores para evaluar estas consecuencias perjudiciales. Por ejemplo en el daño a la seguridad de las personas o las posibles consecuencias económicas por las pérdidas de energía.

Para cada pérdida funcional, las consecuencias varían con el MF que la haya provocado debido a: o Diferente tiempo de indisponibilidad, hasta la completa reparación, según

sea el MF.

o Diferente coste de mantenimiento correctivo derivado del modo de fallo.

Para finalizar, la importancia de un determinado MF, depende no solo de sus consecuencias, sino también de la frecuencia de ocurrencias del MF, que, por tanto, también deberá ser recogida. Este factor como ya se comentó tiene un plus de importancia ya que un fallo poco perjudicial se podría considerar crítico si este se repite en muchas ocasiones.

Posteriormente, en la etapa de estudio, se determinará la criticidad de cada MF. Sin embargo, cuando se lleva a cabo un programa de mantenimientos preventivos muy intenso, especialmente con MF cuyas consecuencias serían inadmisibles, es posible que la criticidad calculada de la forma indicada diese resultados nulos o muy bajos, debido a que gracias a los mantenimientos preventivos aplicados, las frecuencias de aparición de esos fallos sea nula o muy baja. Por ello, en este caso, se determinará la “criticidad potencial” que en definitiva es valorar como de grave puede llegar a ser el MF, sin tener en cuenta el histórico de la planta.


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Por otro lado en la Tabla 9 de recogida de datos, las columnas que a continuación

se relacionan, para cada una de las cuales se indican los posibles valores a registrar:

Dentro del efecto del fallo, se incluyen: o Evidencia del modo de fallo: Cuyos valores serán “Si” o “No”. Indica si el

fallo es evidente y si este se puede detectar mediante una alarma. o Efecto operacional: Indica el efecto operacional producido cuando ocurre el

modo de fallo. Aquí deben describirse, de forma breve, todos los síntomas que acompañan al modo de fallo. Esto luego puede servir si se hace de forma precisa a determinar un buen plan de mantenimiento así como las consecuencias económicas.

o Acción correctiva: Se indica la acción correctiva que habría que llevar a cabo si ocurriera el modo de fallo. Además se debe indicar el tiempo de indisponibilidad medio hasta la recuperación total de la función del equipo.

Fallos en “x” años y Frecuencia fallos/año: Frecuencia de ocurrencia del MF, medida en veces cada “x” años, de donde se calcula el nº fallos/año (Frecuencia fallos/año). Este valor depende por tanto del histórico que tengamos recogido de la planta, mientras mayor sea este histórico, mejor para la elaboración del futuro plan de mantenimiento. Para el estudio la incógnita “x” será de 6 años.

7.3.4.3 Determinación de la criticidad de los modos de fallo

Con el fin de obtener un buen plan de mantenimiento aplicando recursos económicos

con un cierto sentido, primeramente se jerarquizarán los modos de fallo según su criticidad.

Estas criticidades se dividirán en 3 categorías siendo estas: A (alta), M (media) y B (baja).

Este dato saldrá de las tablas 9 y 10 según sea para el inversor o centro de transformación

respectivamente.

Para estimar la criticidad de los MF, a diferencia de los estudios de criticidad de

elementos (por ejemplo, el análisis de criticidad de los elementos de la planta solar

fotovoltaica), se considerará la criticidad “potencial”; es decir, con independencia de la

frecuencia. Se procederá de esta manera para evitar el efecto de los planes preventivos

actualmente inejecución, que podrían conducir a unas criticidades bajas para MFs de

severidades altas (se explicado también en 7.3.4.2). Por ello, en la expresión general de

cálculo de la criticidad, se considerará Frecuencia del MF = 1.

Criticidad MF=Frecuencia MF x ∑Valores factores evaluación efectos del MF=

=1 x ∑Valores factores evaluación efectos del MF=

= ∑Valores factores evaluación efectos del MF.

Donde el valor del coste del mantenimiento correctivo es un dato en € proporcionado

por la empresa para cada MF, y el coste de la penalización por indisponibilidad de la planta

se ha supuesto de 48€/día para una planta con una producción media de 600kWh diarios.


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Este valor corresponde a la pérdida económica diaria por no producción de una planta solar

fotovoltaica con un inversor como el caso de estudio.

El resultado de esta operación se recoge en la columna “Criticidad potencial del

modo de fallo” de la Tabla 7: B (c < 500 €/año), M (500 ≤ c < 1000), A (1000 ≤ c)


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# Función requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)

Efecto de fallo (consecuencia

visible o medible, impacto en

la instalación, impacto en las

personas, impacto en la

producción, coste de

reparación (bajo, medio, alto,

muy alto) y tiempo de

reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

1

Transformar la

corriente eléctrica

continua de

entrada a corriente

alterna, con la

calidad establecida

y de forma segura.

A

No

transformar la

corriente

continua en

corriente

alterna

1A

1

Error en la

configuración del

convertidor AD

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

992,0

6 0,625

Evidente: Si Descripción del

evento: el contactor no

realiza bien su trabajo

provocando la parada total

del inversor, lo cual implica

cambiar la tarjeta electrónica,

alarma del inversor "fallo

lectura convertidor AD"

Tiempo estimado en cambiar

tarjetas electrónicas medio

Si Medio 1,5 M A

1A

2

fallo en la rama "X" 1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

4-Reparación de

la línea afectada

= variable

900 0,125


evento: En la fase en cuestión

puede existir un pequeño

corte o un contacto hecho de

forma incorrecta, provocando

pérdidas de energía (fugas)

provocando la parada

inmediata del inversor,

alarma del inversor "fallo en

la electrónica de potencia"

Esto afecta directamente a

los IGBTs que a su vez pueden

llegar a afectar a la tarjeta

electrónica. Tiempo de

reparación largo

Si Largo 8 B A


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Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

1A

3

Saturación del PI de

corriente

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

992,0

6 0


evento: Controlador PI se

encuentra dentro del

firmware que pertenece a la

tarjeta electrónica por tanto

el tiempo estimado de

cambiar una tarjeta

electrónica es medio

Si Medio 1,5 B A

1A

4

Daño en el variador 1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

4184 1,375


evento: Se daña el variador

provocando una parada de la

planta, el tiempo estimado de

cambiar el variador es medio Si Medio 1,5 A A

1A

5

Fallo en el filtro de

armónicos

Sustitución filtro

armónicos =

972,66€ 972,6

6 0,125


evento: Se produce un fallo

en los filtros de armónicos,

los cuales producen la parada

total de la producción.

Tiempo de reparación medio

Si medio 1,5 B A


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Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

1A

6


emisiones

electromagnéticas

1-Sustitución:

700€

700 0,125


evento: Parada total en la

producción motivada al

funcionamiento incorrecto

del filtro de emisiones

electromagnéticas. Tiempo

de reparación medio

Si medio 1,5 B M

2 Proteger la

instalación frente a

una derivación a

tierra

A No proteger la

instalación

cuando hay

una derivación

2A

1

Daño mecánico en

el vigilante de

aislamiento ante

una o varias

derivaciones a

tierra

Se incluye en el

variador.

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

900 0

Evidente: No Descripción del

evento: Se produce una

parada total de la producción,

alarma en el inversor "fallo de

aislamiento DC". Posibilidad

de producir lesiones físicas a

personas que trabajan en la

planta. Tiempo de reparación

medio

No Medio 1,5 B M

B Daño o disparo

del vigilante

de aislamiento

en ausencia de

derivación a

tierra

2B1

Daño mecánico en

el vigilante a tierra

Se incluye en el

variador.

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

900 0



parada de la producción,

alarma en el inversor “Error

en las protecciones DC".

Tiempo de reparación medio

Si Medio 1,5 B M


Página 59 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

del variador =

992,06€

2B2

Exceso de

sensibilidad en el

vigilante de

aislamientoque

provoca que actúe

antes de que le

corresponda.

1-Sustitución del

vigilante de

aislamiento

550 0


evento: Evidente: Si

Descripción del evento: Se

produce una parada de la

producción, alarma en el

inversor “Error en las

protecciones DC". Tiempo de

reparación medio.

Si Medio 1,5 B M

3 Proteger la

instalación ante

una

sobreintensidad a

la entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

A Fallo de las

protecciones

cuando se

produce una

sobreintensida

d.

3A

1

Daño mecánico en

uno o más fusibles

de protección ante

una

sobreintensidad a

la entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

60€/und

60 0




alarma en el inversor

"Tensión de entrada alta en

los paneles". Posibilidad de

producir daños en la

electrónica del inversor y

tiempo de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B


Página 60 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

B Disparo de las

protecciones

cuando no hay

una

sobreintensida

d

3B1

Daño mecánico en

uno o más fusibles

de protección a la

entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

60€/und

60 0,25




alarma en el inversor "Error

en los fusibles de entrada”.

Tiempo de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B

4 Proteger la

instalación ante

sobretensión a la

entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

A Fallo de las

protecciones

cuando se

produce una

sobretensión. 4A

1

Daño mecánico en

uno o varios

descargadores ante

una sobretensión a

la entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

1-Descargador de

tensión = 107,5€

107,5 2



parada en la producción

debida a la parada del

inversor, alarma del inversor

"error protecciones DC"

Puede afectar a los

elementos electrónicos del

inversor. Tiempo de

reparación corto

Si Corto 0,5 B B

4A

2

Daño mecánico en

uno o varios

varistores ante una

sobretensión a la

entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

Se incluye en el

variador.

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

900 0


evento: se produce la parada

del inversor, alarma en el

inversor "fallo en los

varistores". Puede afectar a la

electrónica del inversor.

Tiempo de reparación medio-

largo

Si Medio-

largo 4,5 B A


Página 61 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

del variador =

992,06€

B Disparo de las

protecciones

cuando no hay

una

sobretensión

4B1

Daño mecánico en

uno o varios

descargadores a la

entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

1- Descargador

de tensión =

107,5€

107,5 0



parada en la producción

debida a la parada del


"error protecciones DC"

Tiempo de reparación corto

Si Corto 0,5 B B

4B2

Daño mecánico en

uno o varios

varistores a la

entrada del

inversor en el

circuito de

corriente DC

Se incluye en el

variador.

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

900 0


evento: se produce una

parada del inversor, alarma

en el inversor "fallo en los

varistores". Tiempo de

reparación medio-largo Si

Medio-

largo 4,5 B A


Página 62 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

5 Proteger la

instalación ante el

paso de una

corriente

inapropiada DC

A No protege la

instalación

ante una

corriente DC

inadecuada

5A

1

Daño mecánico en

el contactor DC

1-Sustitución del

contactor DC =

650



parada del inversor debido a

fallo en el contactor, alarma

del inversor "error en el

convertidor AD"

Tiempoestimado de cambiar

el contactor DC es

medio 1,5 B B

6 Monitorizar el

estado de la Red

A Fallo en la

tarjeta de

control (tarjeta

electrónica)

cuando se

produce una

tensión o

frecuencia

fuera de rango

6A

1

Daño mecánico en

la tarjeta de control

ante una frecuencia

fuera de rango,

rango de operación

[49Hz-51Hz]

1-reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06 €

992,0

6 0


evento: la tarjeta de control

no es capaz de detectarte el

valor de frecuencia no

admisible provocando la

destrucción de algún

elemento electrónico,

principalmente suele afectar

a los IGBTs. Tiempo de

reparación de la tarjeta

electrónica medio.

Si Medio 1,5 B A


Página 63 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

6A

2

Daño mecánico en


ante una tensión

fuera de rango,

rango de operación

[195V-253V]

1-reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06 €

992,0

6 0



no es capaz de detectarte el

valor de tensión no admisible

provocando la destrucción de

algún elemento electrónico,

principalmente suele afectar

a los IGBTs, parada inmediata

de la producción de energía.

Tiempo de reparación de la

tarjeta electrónica medio

Si Medio 1,5 B A

B Fallo en la

tarjeta de

control (tarjeta

electrónica)

cuando la

tensión o la

frecuencia

están dentro

de rango

6B1

Daño mecánico en


ante una frecuencia

dentro de rango de

operación [49Hz-

51Hz]

1-reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06 €

992,0

6 0



corta la producción ya que

recibe los valores de

frecuencia de forma errónea

y piensa que son incorrectos.

Produce parada del inversor,

alarma del inversor

"frecuencia de red

incorrecta" Tiempo de

reparación medio

Si Medio 1,5 B A


Página 64 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

6B2

Daño mecánico en


dentro de rango de

operación [195V-

253V]

1-reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06 €

992,0

6 0



corta la producción ya que

recibe los valores de tensión

de forma errónea y piensa

que son incorrectos. Produce

parada del inversor, alarma

del inversor "tensión de red

incorrecta" Tiempo de

reparación medio

Si Medio 1,5 B A

7 Parada del equipo

en caso de

emergencia

A No se produce

la parada de

emergencia

cuando se

requiere

7A

1

Daño mecánico en

la seta de

emergencia.

1-reparación

tarjeta de control

del variador = 70

€ 70 0


evento: No se produce la

parada total del inversor,

alarma en el inversor "Paro

manual". Puede provocar

serios problemas en la

electrónica del inversor.


Si Corto 0,5 B B

8 Comunicación con

el Centro de

Control (opcional)

A El Centro de

Control no

recibe señal

del estado del

equipo

8A

1

Error en la

conexión (wifi o de

cualquier otro tipo)

No se puede

estimar

0


evento: No es posible la

recepción de datos por parte

de inversor. Tiempo de

reparación medio largo

No medio-

largo 4,5 B B


Página 65 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

8A

2

Error debido al

firmware

Se incluye en el

variador.

1-Sustitución del

variador = 4184 €

2-Reparación del

variador = 900€

3-Reparación

tarjeta de control

del variador =

992,06€

900 1


evento: Parada en las

comunicaciones debido a una

modificación en el firmware o

a la carga del firmware,

alarma del inversor "Paro por

cambio de firmware".

Provoca problemas en la

tarjeta electrónica del

inversor. Tiempo de

reparación medio-largo

No Medio-

largo 4,5 A A

8A

3

Error en la

configuración

informática

100 €

100 0


evento: Parada en las

comunicaciones, alarma en el

inversor "paro por cambio en

la configuración". Tiempo de

reparación medio-largo

No medio-

largo 4,5 B B


Página 66 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

9 Refrigeración del

sistema: Mantener

el sistema a una

temperatura

optima de trabajo

A Fallo total de

ventilación

que provoca

una

sobretemperat

ura en el

inversor y la

parada del

mismo

9A

1

Acumulación de

polvo y suciedad

No se puede

estimar

0


evento: La aglomeración de

suciedad impide el

funcionamiento del

ventilador de impulsión, lo

que provocaría un aumento

progresivo de la temperatura

del inversor haciendo que

este se pare pudiendo incluso

afectar a componentes

electrónicos, alarma del

inversor "sobretemperatura

en la electrónica de potencia"


Si corto 0,5 B B

9A

2

Daño mecánico en

el ventilador de

impulsión

1-Sustitución

ventiladores =

160€

160 0,625


evento: funcionamiento

inadecuado del ventilador de

impulsión, elevando la

temperatura del inversor

provocando la parada de

este, alarma del inversor

"sobretemperatura en la

electrónica de potencia"

Puede afectar a la electrónica

del inversor. Tiempo

estimado de la reparación

Si medio 1,5 B B


Página 67 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

medio

9A

3

Daño mecánico en

el ventilador de

extracción

1-Sustitución

ventilador

extractor =

364,2€

364,0

0 €


evento: Funcionamiento

inadecuado del ventilador de

extracción, elevando la

temperatura del inversor

provocando la parada de

este, alarma del inversor

"sobretemperatura en la

electrónica de potencia"

Puede afectar a la electrónica

del inversor. Tiempo de

reparación medio

Si medio 1,5 B B


Página 68 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

B Ventilación

insuficiente,

merma en la

capacidad de

refrigeración

del ventilador

provocando un

calentamiento

anómalo del

equipo

9B1

Exceso de suciedad

en los conductos de

ventilación o

rejillas/filtros de

ventilación

No se puede

estimar

0


evento: atasco por suciedad

en los conductos o rejillas no

permitiendo el correcto

funcionamiento del sistema

de refrigeración, aumentando

así la temperatura del

inversor y provocando una

caída en su rendimiento.


No corto 0,5 B B

9B2

Deterioro en el

ventilador de

impulsión

1-Sustitución

ventiladores =

160€

2-Sustitución

ventilador

extractor =

364,2€

160 1,625


evento: Deterioro físico de la

pieza (el ventilador)

provocando un

funcionamiento inadecuado

en el sistema de

refrigeración, aumentando la

temperatura del inversor y

provocando una caída en su

rendimiento. Tiempo de

reparación medio

Si Medio 0 B B

1

0

Alimentación

auxiliar del sistema

con la tensión y

frecuencia deseada

A Falta de

alimentación

al inversor

10

A1

fallo mecánico en la

conexión eléctrica

100 €

100 0


evento: el equipo no obtiene

la tensión necesaria para

poder funcionar. Tiempo de

Si corto 0,5 B B


Página 69 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

reparación corto

1

1

Proteger la

instalación ante

una

sobreintensidad a

la salida del

inversor en el

circuito de

corriente AC

A Fallo de las

protecciones

cuando se

produce una

sobreintensida

d

11

A1

Daño mecánico en

uno o más fusibles

de protección ante

una

sobreintensidad a

la salida del

inversor en el

circuito de

corriente AC

70€/und

70 0



en los fusibles, produciendo

la parada del inversor, alarma

en el inversor “AC

protección". Posibilidad de

producir daños en la

electrónica del inversor y

tiempo de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B

11

A2

Daño mecánico en

el magnetotérmico

auxiliar de

protección ante

una

sobreintensidad a

la salida del

inversor en el

circuito de

corriente AC

1-Sustitución

magn. y dif.

rearmable CGP

AG FV 25 =

796,22€ 796,2

2 0



en el magnetotérmico,

produciendo una parada del


"error en el magnetotérmico

AC" Puede afectar a los

elementos electrónicos del

inversor. Tiempo de

reparación corto

Si Corto 0,5 B M


Página 70 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

B Disparo de las

protecciones

cuando no hay

una

sobreintensida

d

11B

1

Daño mecánico en

uno o más fusibles

de protección a la

salida del inversor

en el circuito de

corriente AC

70€/und

70 0,875



en los fusibles, produciendo

la parada del inversor, alarma

en el inversor “AC

protección". Tiempo de

reparación corto.

Si Corto 0,5 B B

11B

2

Daño mecánico en

el magnetotérmico

auxiliar de

protección a la

salida del inversor

en el circuito de

corriente AC

1-Sustitución

magn. y dif

rearmable CGP

AG FV 25 =

796,22€

796,2

2 0



en el magnetotérmico,

produciendo una parada del


"error en el magnetotérmico

AC". Tiempo de reparación

corto

Si Corto 0,5 B M

1

2

Proteger la

instalaciones ante

sobretensiones a

la salida del

inversor en el

circuito de

corriente AC

A Fallo de las

protecciones

cuando se

produce una

sobretensión 12

A1

Daño mecánico en

uno o

másdescargadores

de protección ante

una sobretensión a

la salida del

inversor en el

circuito de

corriente AC

1-Descargador de

tensión = 107,5€

/ und

107,5 1



en los descargadores,

produciendo la parada del

inversor, alarma en el

inversor “AC protección".

Posibilidad de producir daños

en la electrónica del inversor

y tiempo de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B


Página 71 de 120


Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la pérdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc.)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia

de eventos

por año

(fallos/año)








reparación)

Efecto negocio

Evidenc

ia del

modo

de fallo

Tiempo de

Restitución

de la

función

Días de

parada

de la

planta

Criticid

ad del

modo

de fallo

Criticidad

potencial

del modo

de fallo

B Disparo de las

protecciones

cuando no hay

una

sobretensión

12B

1

Daño mecánico en

uno o más

descargadores de

protección a la

salida del inversor

en el circuito de

corriente AC

1-Descargador de

tensión = 107,5€

/und

107,5 0



en los descargadores,

produciendo la parada del

inversor, alarma en el

inversor “AC protección".

Tiempo de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B

1

3

Proteger la

instalación ante el

paso de una

corriente

inapropiada AC

A No protege la

instalación

ante una

corriente AC

inadecuada

13

A1

Daño mecánico en

el contactor AC

1-Sustitución del

contactor AC =

650



parada del inversor debido a

fallo en el contactor, alarma

del inversor "error en el

convertidor AD" Tiempo

estimado de cambiar el

contactor AC es medio.

Medio 1,5 B B

Tabla 9: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Inversor.


Página 72 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo

(consecuencia visible o

medible, impacto en la

instalación, impacto en las



reparación (bajo, medio,

alto, muy alto) y tiempo de

reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

1 Transforma la energía

eléctrica alterna de un

cierto nivel de tensión,

en energía alterna a

otro nivel de tensión,

con la calidad necesaria

y de forma segura.

A No eleva la

tensión de la

corriente

alterna 1

A

1

Deterioro en el

núcleo

1-Sustitución

del núcleo =

400€

2- Sustitución

del

transformador

= 10000€ (es lo

más común)

400 0


evento: el núcleo de hierro

sufre una rotura parcial o

total que no permite

transmitir el flujo

magnético. Tiempo de

reparación largo.

Si Largo 8 B M

1

A

2

Fallo en las bornas 1-Sustitución

de las bornas

Bt = 5 €

2-Sustitución

de las bornas

Mt = 20 €

20 0,25


evento: Las bornas de BT o

las bornas de MT no están

bien conectadas

provocando que la

corriente no pueda ser

sobretensionada. Tiempo

de reparación medio.

Si Medio 1,5 B B

1

A

3

Daño en los

devanados

1-Sustitución

del devanado

= 180 €

2-Sustitución

del

transformador

= 10000€ (es lo

180 0


evento: Se dañan alguna de

las bobinas (primarias o

secundarias) provocando

una mala elevación de

tensión o incluso omitiendo

esta acción. Tiempo de

Si Largo 8 B M


Página 73 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

más común) reparación largo.

2 Proteger la instalación

frente a una derivación

a tierra

A No proteger la

instalación

cuando hay

una derivación 2

A

1

Mala colocación de

la pica

1-Colocación

óptima de la

pica= 10 €

10 0

Evidente: No Descripción

del evento: El sistema tiene

una pérdida de corriente

que no se lleva a tierra ya

que la pica no está bien

colocada. Posibilidad de

provocar un grave daño a

las personas que lo

manipulan. Tiempo de

reparación corto.

No Corto 0,5 B B

2

A

2

Daño mecánico en

la pica, ya sea

rotura parcial o

total.

1-Sustitución

de la pica =

24€

24 0


del evento: Se produce una

derivación que no se

solventa ya que la pica está

rota y no funciona de forma

correcta. Posibilidad de

dañar a las personas.

Tiempo de reparación

corto.

No Corto 0,5 B B


Página 74 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)


ante una

sobreintensidad a la

salida del bloque de

transformación

A Fallo de las

protecciones

cuando se

produce una

sobreintensid

ad.

3

A

1

Daño mecánico en

uno o más fusibles

de protección ante

una

sobreintensidad a

la salida del bloque

de transformación

120€/und

120 0

Evidente: Si Descripción


parada de la producción de

corriente en MT. Posibilidad

de producir daños en la

electrónica del

transformador y tiempo de

reparación corto. Tiempo

de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B

B Disparo de las

protecciones

cuando no hay

una

sobreintensid

ad

3

B

1

Daño mecánico en

uno o más fusibles

de protección a la

salida del bloque

de transformación

120€/und

120 0,125

Evidente: Si Descripción


parada de la producción de

corriente en MT. Posibilidad

de producir daños en la

electrónica del

transformador y tiempo de

reparación corto. Tiempo

de reparación corto.

Si Corto 0,5 B B

4 Cambio en la relación

de transformación

A No se produce

el cambio de

rt 4

A

1

Daño mecánico en

el conmutador de

tomas

1- Sustitución

conmutador =

30 € 30 0


del evento: Al querer

cambiar el número de

espiras del transformador,

el equipo no lo hace

provocando que el sistema

pierda

No Medio 1,5 B B


Página 75 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

funcionalidad.Tiempo de

reparación medio.

5 Comunicación

(opcional)

A El display no

funciona

5

A

1

Error en la

conexión eléctrica

No se puede

estimar

0


del evento: No es posible la

visualización de datos como

pueden ser, valores de

temp interior, niveles del

aceite, valores de presión

interna,… ya que la pantalla

no se enciende. Tiempo de

reparación corto.

No Corto 0,5 B B

5

A

2

Error en la

configuración

informática

1- Reparación

software =

100€ 100 0


del evento: La pantalla

muestra valores erróneos o

simplemente no muestra

nada. Tiempo de reparación

medio.

No Medio 1,5 B B


Página 76 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

6 Refrigeración del

sistema: Mantener el

sistema a una

temperatura optima de

trabajo

A Fallo en la

refrigeración

por

convección

mediante

aletas en el

tanque que

provoca una

sobretempera

tura en el

transformador

6

A

1

Deformación de las

aletas en la

estructura del

tanque

1-Sustitución

del

transformador

al completo =

10000 €

10000 0


evento: Alguna de las aletas

está doblada debido a algún

golpe que impide su

funcionamiento óptimo

provocando una subía en la

temperatura del sistema.

Tiempo de reparación largo.

Si Largo 8 B A

6

A

2

Rotura de alguna

aleta del tanque

1-Sustitución

del

transformador

al completo =

10000 €

10000 0


evento: Alguna de las aletas

está completamente

partida debido a algún

golpe que impide su

funcionamiento óptimo

provocando una subía en la

temperatura del sistema y

una posible pérdida del

líquido refrigerante. Tiempo

de reparación largo.

Si Largo 8 B A


Página 77 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

B Fallo en el

sistema de

refrigeración

interno

6

B

1

Fugas del líquido

refrigerante

(Aceite)

1-Sustitución

del

transformador

(si es rotura en

tanque) =

10000 €

2-Sustitución

del tapón de

salida= 15 €

15 0,125


evento: El tanque puede

sufrir algún corte que

provoque una fuga del

líquido o que el tapón de

salida del aceite esté roto y

provoque también la

pérdida de refrigerante en

el sistema. Provoca una

sobretemperatura del

equipo y una alarma que

diría: "Sobretemperatura

del sistema". Tiempo de

reparación medio.

Si Medio 1,5 B B

6

B

2

Aceite en malas

condiciones

1-Sustitución

del aceite =

400€ cada

barril de 250L

400 0


evento: El aceite empleado

no está en unas condiciones

normales de operación

(exceso de suciedad,

elevada densidad,…) que no

permite la refrigeración

total ni el aislamiento del

equipo de forma segura.

Alarma: "sobretemperatura

del equipo". Tiempo de

reparación corto.

Si Corto 0 B B


Página 78 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

6

B

3

Fallo en el depósito

de expansión que

eleva la presión en

el sistema del

líquido refrigerante

1-Sustitución

del depósito

de expansión=

85 €

85 0


evento: El aceite crea una

sobrepresión que puede

provocar graves daños en el

equipo. Alarma:

"Sobrepresión del sistema".

Tiempo de reparación

medio-largo.

Si Medio-

largo 4,5 B B

6

B

4

Fallo en el relé de

Buchholz

1-Sustitución

del relé = 380

€

380 0


evento: El relé no evita la

acumulación de gas

producida por el aceite

debido a calentamientos

locales en los

arrollamientos así como

cuando el nivel del aceite es

demasiado bajo para enfriar

el sistema. Tiempo de

reparación medio-largo.

Si Medio-

largo 4,5 B M


Página 79 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)


ante una


salida del

transformador de BT-

MT

A Fallo de las

protecciones

cuando se

produce una

sobreintensid

ad

7

A

1

Daño mecánico en

el interruptor

automático de

protección a la

salida del

transformador.

1-Sustitución

interruptor

rearmable=

2400€ 2400 0



el interruptor pudiendo

provocar fallos eléctricos en

el equipo. Tiempo de

reparación corto.

Si Corto 0,5 B A

7

A

2

Daño mecánico en

el seccionador ante

una

sobreintensidad a

la salida del trafo

1-Sustitución

del

seccionador=

1550 € 1550 0



el seccionador pudiendo

provocar fallos eléctricos en

la red eléctrica. Tiempo de

reparación corto.

Si Corto 0,5 B A

B Disparo de las

protecciones

cuando no hay

una

sobreintensid

ad

7

B

1

Daño mecánico en

el interruptor

automático de

protección a la

salida del

transformador.

1-Sustitución

interruptor

rearmable y

puesta a

tierra= 2400 € 2400 0



en el interruptor saltando

sin la aparición de una

sobreintensidad.

Simplemente se debe

rearmar. Tiempo de

reparación corto.

Si Corto 0,5 B A


Página 80 de 120

# Función

requerida #

Fallo funcional

(consecuencia

de no realizar

la función)

#

Modo de fallo

(Causa física del

modo de fallo que

lleva a la perdida

funcional,

(corrosión, mal

funcionamiento,

daño mecánico,

etc)

Coste de

reparación del

modo de fallo

(correctivo sin

IVA)

Coste

Frecuencia de

eventos por

año

(fallos/año)

Efecto de fallo








reparación)

Evidenci

a del

modo

de fallo

Tiempo de

Reparació

n TOTAL

Días de

parada

de la

planta

Critici

dad

del

modo

de

fallo

Criticidad

potencial

del modo de

fallo (€/año)

7

B

2

Daño mecánico en

el seccionador

ante una

sobreintensidad a

la salida del trafo

1-Sustitución

del

seccionador=

1550 € 1550 0



en el seccionador actuando

sin la aparición de una

sobreintensidad. Tiempo de

reparación corto.

Si Corto 0,5 B A

Tabla 10: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Centro de Transformación


Página 81 de 120

7.3.5 Recogida de otros datos para el estudio y selección de

políticas de mantenimiento

Con la ayuda de las tablas anteriores, el estudio y la selección de políticas de mantenimiento

se hace aplicando la lógica RCM, tal y como se observa en la figura 12.

Podemos observar que lo primero que hay que considerar es si el fallo es oculto o

no. Por esta razón, esta propiedad del fallo, para cada MF, se recogió en la Tabla 9 y 10

del inversor y ct, empleándose para la determinación de la criticidad (véanse las secciones

7.3.4.2 y 7.3.4.3).

Figura 18: Lógica RCM


Página 82 de 120

Para mejorar los planes de mantenimiento existentes en las plantas tipo actualmente,

ayudando a la selección de las mejores políticas, deberán ser recogidas las

principales características de estos planes de mantenimiento, que se están aplicando con

anterioridad a la realización del estudio RCM.

Como complemento a las tablas 10 y 11, se incluirán varias columnas más y así

mejoraremos el plan de mantenimiento futuro. Estas serán:

Actividad de mantenimiento actual: MP (mantenimiento preventivo), CBM (mantenimiento basado en condición), MC (mantenimiento correctivo)

Acción de mantenimiento a ejecutar: breve descripción.

Frecuencia de aplicación: Nº de veces al año o frecuencia trimestral, semestral,

anual, etc.

Observaciones: Comentario breve acerca del mantenimiento preexistente, cambio

a realizar en el mismo, implementación de nuevo mantenimiento, etc.


Página 83 de 120

# Modo de fallo Criticidad del

modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual

Acción de mantenimiento

a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

1A1

Error en la

configuración del

convertidor AD

M A MC

1A2 Fallo en la rama "X" B A MP

1) Comprobación de la

firmeza de las

conexiones del cableado

de potencia. 2)

Comprobación de

oxidaciones o

deformaciones.

3)Termografía

1) Trimestral

2) Trimestral

3)

Semestral

Vigilar la evolución del

resultado de las

termografías.

Al suponer un tiempo de

parada de la planta alto, se

ha de mantener un stock de

seguridad en almacén.

Realizar mantenimiento

basado en condición (MBC),

ya que existen variables que

pueden ser monitorizadas

(temperatura, frecuencia y

tensión de fase).

1A3 Saturación del PI de

corriente B A MC

1A4 Daño en el variador A A MC

1A5 Fallo en el filtro de

armónicos B A MC


Página 84 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

1A6


emisiones

electromagnéticas

B M MC

2A1

Daño mecánico en el

vigilante de

aislamiento ante una o

varias derivaciones a

tierra

B M MC

2B1 Daño mecánico en el

vigilante a tierra B M MC

2B2

Exceso de sensibilidad

en el vigilante de

aislamientoque

provoca que actúe

antes de que le

corresponda.

B M MC

3A1

Daño mecánico en uno

o más fusibles de

protección ante una


entrada del inversor en

el circuito de corriente

DC

B B MP

1) Prueba funcional de

los elementos de

seguridad del inversor.

1)Trimestral


Página 85 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

3B1


o más fusibles de

protección a la entrada

del inversor en el

circuito de corriente

DC

B B MP


los elementos de


1)Trimestral

4A1


o varios

descargadores ante

una sobretensión a la



DC

B B MC

4A2


o varios varistores

ante una sobretensión

a la entrada del

inversor en el circuito

de corriente DC

B A MC





4B1


o varios

descargadores a la



B B MC


Página 86 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

DC

4B2


o varios varistores a la



DC

B A MC





5A1 Daño mecánico en el

contactor DC B M MC

6A1

Daño mecánico en la

tarjeta de control ante

una frecuencia fuera

de rango, rango de

operación [49Hz-51Hz]

B A MC

6A2



una tensión fuera de

rango, rango de

operación [195V-253V]

B A MC

6B1 Daño mecánico en la


una frecuencia dentro

B A MC


Página 87 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

de rango de operación

[49Hz-51Hz]

6B2


tarjeta de control

dentro de rango de

operación [195V-253V]

B A MC

7A1 Daño mecánico en la

seta de emergencia. B B MP


los elementos de


1)Trimestral

8A1

Error en la conexión

(wifi o de cualquier

otro tipo)

B B MP

1)Chequeo de

comunicaciones y

contadores.

1)Trimestral





8A2 Error debido al

firmware A A MC





8A3

Error en la

configuración

informática

B B MC






Página 88 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

9A1 Acumulación de polvo

y suciedad B B MP

1) Inspección visual.

2) Limpieza de las rejillas

y esteras de los filtros de

aire.

3) Limpieza de los filtros.

1) Mensual

2) Trimestral

3) Anual

Realizar mantenimiento

basado en condición (MBC),

ya que existen variables que

pueden ser monitorizadas

(temperatura y consumo

eléctrico).


ventilador de impulsión B B MP

1)Comprobación del

funcionamiento de los

ventiladores para

refrigeración

1)Trimestral

9A3


ventilador de

extracción

B B MC

9B1

Exceso de suciedad

en los conductos de

ventilación o

rejillas/filtros de

ventilación

B B MP

1) Inspección visual.

2) Limpieza de las rejillas

y esteras de los filtros de

aire.

3) Limpieza de los filtros.

1) Mensual

2) Trimestral

3) Anual

9B2 Deterioro en el

ventilador de impulsión B B MP

1) Comprobación del

funcionamiento de los

ventiladores para

refrigeración.

1)Trimestral


Página 89 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

10A1 Fallo mecánico en la

conexión eléctrica B B MC

11A1


o más fusibles de

protección ante una


salida del inversor en


AC

B B MP


los elementos de


1)Trimestral

11A2


magnetotérmico

auxiliar de protección

ante una




AC

B M MP


los elementos de


1)Trimestral

11B1


o más fusibles de

protección a la salida

del inversor en el

circuito de corriente

AC

B B MP


los elementos de


1)Trimestral


Página 90 de 120


modo de fallo

Criticidad

potencial del modo

de fallo (€/año)

Actividad de

Mantenimiento

actual


a ejecutar

Frecuencia

de

aplicación

Observaciones

11B2


magnetotérmico

auxiliar de protección a

la salida del inversor

en el circuito de

corriente AC

B M MP


los elementos de


1)Trimestral

12A1


o más descargadores

de protección ante una

sobretensión a la



AC

B B MP


los elementos de


1)Trimestral

12B1


o más descargadores

de protección a la



AC

B B MP


los elementos de


1)Trimestral


contactor AC B B MC

Tabla 11: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, inversor.


Página 91 de 120

# Modo de fallo Criticidad del modo de fallo

Criticidad potencial del modo de fallo

(€/año)

Actividad de Mantenimiento

actual

Acción de mantenimiento a ejecutar

Frecuencia de

aplicación Observaciones

1A1

Deterioro en el núcleo

B M MC

Al suponer un tiempo de parada de la planta alto, se ha de mantener un stock de seguridad en almacén.

1A2 fallo en las bornas B B MC

1A3

Daño en los devanados

B M MC


2A1

Mala colocación de la pica B B MC

2A2

Daño mecánico en la pica, ya sea rotura parcial o total. B B MC


Página 92 de 120



(€/año)


actual


Frecuencia de


3A1

Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la salida del bloque de transformación

B B MP

1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.

1)Trimestral

3B1

Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la salida del bloque de transformación

B B MP


1)Trimestral

4A1

Daño mecánico en el conmutador de tomas B B MC


Página 93 de 120



(€/año)


actual


Frecuencia de


5A1

Error en la conexión eléctrica

B B MC

5A2

Error en la configuración informática B B MC

6A1

Deformación de las aletas en la estructura del tanque

B A MC


6A2

Rotura de alguna aleta del tanque

B A MC


6B1

Fugas del líquido refrigerante (Aceite)

B B MP

1)Inspección visual 1) Semestral Realizar mantenimiento basado en condición (MBC), ya que existen variables que pueden ser monitorizadas (temperatura y niveles de aceite)

6B2

Aceite en malas condiciones

B B MP

1)Comprobación de las propiedades del aceite mediante extracción de una pequeña cantidad

1)Anual Realizar mantenimiento basado en condición (MBC), ya que existen variables que pueden ser monitorizadas (temperatura)


Página 94 de 120



(€/año)


actual


Frecuencia de


6B3

Fallo en el depósito de expansión que eleva la presión en el sistema del líquido refrigerante

B B MC


6B4

Fallo en el relé de Buchholz

B M MP


1)Trimestral Realizar mantenimiento basado en condición (MBC), ya que existen variables que pueden ser monitorizadas (Presión y nivel del aceite)

7A1

Daño mecánico en el interruptor automatico de protección a la salida del transformador.

B A MP


1)Trimestral


Página 95 de 120



(€/año)


actual


Frecuencia de


7A2

Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo

B A MP


1)Trimestral

7B1

Daño mecánico en el interruptor automático de protección a la salida del transformador.

B A MP


1)Trimestral

7B2

Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo

B A MP


1)Trimestral

Tabla 12: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, centro de transformación.


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7.3.6 Resultados: selección de políticas de mantenimiento

Una vez realizado el análisis de modos y efectos de fallos Tablas 8 y 9, así como la

consideración de las principales características de los Planes de Mantenimiento

preexistentes y sus carencias detectadas (Tabla 10 y 11), se ha realizado la revisión de

esos planes preexistentes (Tabla 10 y 11) y se ha seleccionado un conjunto de

modificaciones y actuaciones a llevar a cabo en dichos planes (Tabla 12 y 13).

En esta revisión, el equipo de trabajo ha tenido en cuenta que las actividades de

prevención, anticipación o corrección de fallos funcionales deben estar orientadas a

atacar modos de fallo específicos asociados a cada fallo funcional. Para la definición de

las políticas de mantenimiento se ha aplicado la lógica RCM, que se muestra en la

Figura 18 (Véase la sección 7.3.5).

En la Tabla (12 y 13) se presentan las modificaciones y actuaciones a llevar a cabo

en los Planes de Mantenimiento con objeto de atacar a cada uno de los modos de fallo

estudiados mediante la metodología RCM. La Tabla (12 y 13), para cada MF, contiene

las siguientes recomendaciones:

Propuesta de nuevas inspecciones a realizar.

Propuesta de modificación en los planes de mantenimiento correspondientes.

Propuesta de implementación de mantenimiento basado en condición.

Propuesta para mantener stock de recambio suficiente y minimizar el impacto de indisponibilidad de la planta.


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# Modo de fallo Acción/Inspección propuesta

Función principal del sistema

1A1 Error en la configuración del convertidor AD

1A2 Fallo en la rama "X" 1) Vigilar la evolución del resultado de las termografías. 2) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC). 3) Mantener un stock de seguridad en almacén.

1A3 Saturación del PI de corriente

1A4 Daño en el variador

1A5 Fallo en el filtro de armónicos

1A6 Fallo en el filtro de emisiones electromagnéticas

Sistema de protección frente a derivación a tierra

2A1 Daño mecánico en el vigilante de aislamiento ante una o varias derivaciones a tierra

2B1 Daño mecánico en el vigilante a tierra

2B2 Exceso de sensibilidad en el vigilante de aislamiento que provoca que actúe antes de que le corresponda.

Sistema de protección frente a sobreintensidad a la entrada del inversor en DC

3A1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC

3B1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC

Sistema de protección frente a sobretensión a la entrada del inversor en DC

4A1 Daño mecánico en uno o varios descargadores ante una sobretensión a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC

4A2 Daño mecánico en uno o varios varistores ante una sobretensión a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC

1) Mantener un stock de seguridad en almacén.

4B1 Daño mecánico en uno o varios descargadores a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC

4B2 Daño mecánico en uno o varios varistores a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.


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Sistema de protección ante el paso de una corriente inapropiada DC

5A1 Daño mecánico en el contactor DC

Sistema de monitorización del estado de la Red

6A1 Daño mecánico en la tarjeta de control ante una frecuencia fuera de rango, rango de operación [49Hz-51Hz]

6A2 Daño mecánico en la tarjeta de control ante una tensión fuera de rango, rango de operación [195V-253V]

6B1 Daño mecánico en la tarjeta de control ante una frecuencia dentro de rango de operación [49Hz-51Hz]

6B2 Daño mecánico en la tarjeta de control dentro de rango de operación [195V-253V]

Sistema de parada de la instalación

7A1 Daño mecánico en la seta de emergencia.

Sistema de comunicaciones

8A1 Error en la conexión (wifi o de cualquier otro tipo) 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.

8A2 Error debido al firmware 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.

8A3 Error en la configuración informática 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.


9A1 Acumulación de polvo y suciedad 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)

9A2 Daño mecánico en el ventilador de impulsión 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)

9A3 Daño mecánico en el ventilador de extracción 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)

9B1 Exceso de suciedad en los conductos de ventilación o rejillas/filtros de ventilación 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)

9B2 Deterioro en el ventilador de impulsión 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)


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Sistema de alimentación

10A1 fallo mecánico en la conexión eléctrica

Sistema de protección frente a sobreintensidad a la salida del inversor en AC

11A1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la salida del inversor en el circuito de corriente AC

11A2 Daño mecánico en el magnetotérmico auxiliar de protección ante una sobreintensidad a la salida del inversor en el circuito de corriente AC

11B1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la salida del inversor en el circuito de corriente AC

11B2 Daño mecánico en el magnetotérmico auxiliar de protección a la salida del inversor en el circuito de corriente AC

Sistema de protección frente a sobretensión a la salida del inversor en AC

12A1 Daño mecánico en uno o más descargadores de protección ante una sobretensión a la salida del inversor en el circuito de corriente AC

12B1 Daño mecánico en uno o más descargadores de protección a la salida del inversor en el circuito de corriente AC

Sistema de protección ante el paso de una corriente inapropiada AC

13A1 Daño mecánico en el contactor AC

Tabla 13: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el inversor.


Función principal del sistema

1A1 Deterioro en el núcleo 1) mantener un stock de seguridad en el

almacén.

1A2 Fallo en las bornas

1A3 Daño en los devanados 1) mantener un stock de seguridad en el

almacén.

Sistema de protección frente a derivación a tierra


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2A1 Mala colocación de la pica

2A2 Daño mecánico en la pica, ya sea rotura parcial o total.

Sistema de protección frente a sobreintensidad salida bloque de transformación

3A1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la salida del bloque de transformación

3B1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la salida del bloque de transformación

Sistema de relación de transformación

4A1 Daño mecánico en el conmutador de tomas

Sistema de comunicaciones

5A1 Error en la conexión eléctrica

5A2 Error en la configuración informática


6A1 Deformación de las aletas en la estructura del tanque 1) mantener un stock de seguridad en el

almacén.

6A2 Rotura de alguna aleta del tanque 1) mantener un stock de seguridad en el

almacén.

6B1 Fugas del líquido refrigerante (Aceite) 1) Realizar mantenimiento basado en

condición (MBC)

6B2 Aceite en malas condiciones 1) Realizar mantenimiento basado en

condición (MBC)

6B3 Fallo en el depósito de expansión que eleva la presión en el sistema del líquido refrigerante 1) mantener un stock de seguridad en el

almacén.

6B4 Fallo en el relé de Buchholz 1) Realizar mantenimiento basado en

condición (MBC)

Sistema de protección frente a sobreintensidad salida del transformador de BT-MT

7A1 Daño mecánico en el interruptor automático de protección a la salida del transformador.

7A2 Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo

7B1 Daño mecánico en el interruptor automático de protección a la salida del transformador.

7B2 Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo

Tabla 14: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el centro de transformación.


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A los resultados extraídos de la aplicación RCM cabe destacar además los siguientes:

Evaluando las consecuencias de los fallos y proponiendo actividades de mantenimiento preventivo en función de la severidad de estas consecuencias, se consigue un ahorro económico ya que se reducen los gastos económicos derivados de aplicar el correctivo.

Podría darse una mayor importancia a actividades correctivas, si el modo de fallo de estas pudieran provocar graves incidencias en la seguridad de las personas.

Todo el personal que participa en el proceso de desarrollo del análisis RCM conoce de forma más precisa los elementos con los que suele trabajar provocando como consecuencia de esto una mejora en sus tareas de mantenimiento y una mayor especialización.

Una vez finalizado el proceso RCM se puede estimar el impacto económico que puede tener la implementación de un mantenimiento basado en la condición, llegando así al equilibrio perfecto en plantas fotovoltaicas. Este equilibrio se traducirían en una disminución de gastos derivados a fallos y a gastos económicos por sustitución de equipos.

7.3.7 Resumen de los resultados del proceso de análisis

RCM

El procedimiento RCM se dá por finalizado en este punto del proyecto, pero es

necesario antes de concluir con esta metodología de trabajo hacer un breve resumen

de los resultados cuantitativos obtenidos de aplicar la RCM en el sistema inversor y

centro de transformación de la planta solar A, viendo además las actividades que se

han propuesto para mejorar el mantenimiento en ella.

Inversor fotovoltaico Centro de transformación Sistema Conjunto

Funciones definidas 13 7 20

Fallos funcionales 20 10 30

Modos de fallo

12 alta criticidad 6 alta criticidad 18

6 media criticidad 3 media criticidad 9

19 baja criticidad 11 baja criticidad 30

Actividades preventivas propuestas

11 de 37 8 de 20 19 de un total de 57

MFs

Nota: Las criticidades consideradas son potenciales, es decir, en función del

daño que podría causar la aparición del MF correspondiente. También

destacar que 19 modos de fallos de un total de 57 se verán afectados por

diferentes propuestas de mantenimiento predictivo, gestión de stock en el

almacén, etc.


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7.3.8 Análisis coste riesgo beneficio del sistema Inversor

Como se observa en el título de este nuevo apartado, se realizará el análisis coste

riesgo beneficio del sistema inversor. Se ha decidido excluir al centro de

transformación por diversas razones:

El centro de transformación es un elemento que como se observa durante el

desarrollo de la aplicación RCM, no suele tener incidencias. Al ser un elemento

de un alto coste y que trabaja con elevadas tensiones, es un equipo muy

seguro.

Por otro lado el centro de transformación tiene un plan de mantenimiento más

escaso que el del inversor fotovoltaico, por tanto, nuestras medidas de

mantenimiento se verán limitadas.

Además, de la experiencia de empresas que se dedican al sector fotovoltaico,

se sabe que no es común que el centro de transformación forme parte del

mantenimiento de sus plantas, teniendo así menos interés en nuestro estudio.

Finalmente aunque no sea mucho mayor tenemos un mayor de propuestas de

mantenimiento para el caso del inversor fotovoltaico que para el centro de

transformación. Teniendo además de esto, 12 MFs de alto impacto para el

inversor frente a solo 6 del centro de transformación, este hecho hace

prácticamente necesario descarta al CT y centrarse en el inversor.

Por tanto en este apartado se cubrirá la fase 5 del modelo de gestión de

mantenimiento, mencionado en la figura 11 y para ello previamente se estudiara la

técnica predictiva frente al posible tipo de avería. Como se comentó anteriormente

en este apartado se diferenciarán dos casos (Caso A y Caso B).

Es apartado del proyecto da soporte a la toma de decisiones del

departamento de mantenimiento. Observaremos que hay un doble objetivo, por un

lado, analizaremos la información disponible que existe actualmente en el

mantenimiento preventivo de inversores y por otro lado, a partir de esa información

emplear los resultados del RCM, para facilitar la toma de decisiones en programas

de MP (mantenimiento Preventivo) en equipos de alta criticidad.

El objetivo será optimizar los planes de mantenimiento con una metodología

basada en riesgo, pero en ningún caso se pretende establecer una regla general

para la disminución de este tipo de actividades en estos equipos.

Este procedimiento permite conocer para los equipos de alta y media criticidad,

los posibles escenarios que pueden darse como resultados de actuaciones sobre

la política de gestión de mantenimiento. Con la información extraída aplicando

este procedimiento, permite comparar el impacto económico que supone un

determinado modo de fallo, frente al coste que supone introducir técnicas de

mantenimiento predictivo.


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Para el Análisis de Coste-Riesgo-Beneficio en plantas solares fotovoltaicas

seguiremos la siguiente estructura:

Análisis de la información de Mantenimiento Preventivo disponible.

Vinculación de la información contenida en las gamas de mantenimiento a cada

uno de los equipos.

Unión de los resultados obtenidos con el análisis RCM.

7.3.8.1 Obtención de la información

Lo primero que se va a hacer es analizar la información disponible sobre el

mantenimiento preventivo en plantas fotovoltaicas. Para realizar esto se han utilizado

planes de mantenimientos preventivos de plantas solares fotovoltaicas así como los

históricos de correctivos que se han registrados en las plantas fotovoltaicas.

Del análisis de esa información, se extrajo como conclusión que los datos estaban

vinculada a los sistemas y no a los equipos. Al estar evaluada la criticidad a nivel de

equipo, se concretó la necesidad de trasladar a los equipos la información contenida a

nivel de sistema. Para ello se definieron los siguientes pasos a seguir:

1. Análisis de la información disponible en el centro de control:

Como consecuencia del análisis de criticidad y con el fin de mejorar la

información incluida en el sistema se ha analizado el inventario y se han

realizado las siguientes acciones:

a. Propuesta de estructura técnica de la planta (Figura 13 del proyecto)

b. Uso del catálogo de modos de fallo para los equipos que forman el

sistema inversor (Procedimiento RCM desde la tarea 7.3).

c. Introducción en el sistema de equipos.

Nota: Todos estos aspectos ya han sido realizados con anterioridad.

2. Estudio del actual plan de mantenimiento preventivo por sistema:

Se analizarán las actividades que se realizan a los distintos equipos que

componen el sistema.


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Tabla 15: Ejemplo de plan de mantenimiento preventivo de la planta solar fotovoltaica A.

3. Particularización a nivel de elemento de las gamas de mantenimiento

actuales:

Una vez analizada la información disponible y seleccionada la necesaria

para llevar a cabo el Análisis Coste Riesgo Beneficio (ACRB) en equipos de

alto impacto, una de las razones por las que se decidió escoger al inversor.

Se ha elaborado un listado de mantenimiento preventivo por elementos,

de acuerdo a las necesidades futuras de cara a la obtención de resultados del

ACRB. Para ello, se ha aprovechado los datos recogidos del análisis de

criticidad y la información utilizada para la realización del RCM, anexionando la

información necesaria por equipo de los mantenimientos preventivos,

obteniendo como resultado la siguiente estructura (tabla 16):


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PLAN DE MANTENIMIENTO GENERAL DEL SISTEMA INVERSOR

Equipo Acción de mantenimiento a ejecutar Frecuencia de

aplicación

Variador de potencia

1) Comprobación de la firmeza de las conexiones del cableado de potencia. 2) Comprobación de oxidaciones o deformaciones. 3)Termografía

1)Trimestral 2)Trimestral 3)Semestral

Protecciones DC 1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.

1)Trimestral

Seta de parada de emergencia

1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.

1)Trimestral

Sistema de comunicación con el

centro de control 1)Chequeo de comunicaciones y contadores 1)Trimestral

Sistema de refrigeración del

inversor

1) Inspección visual. 2) Limpieza de las rejillas y esteras de los filtros de aire. 3) Limpieza de los filtros.

1)Mensual 2)Trimestral 3)Anual

1)Comprobación del funcionamiento de los ventiladores para refrigeración

1)Trimestral

Protecciones AC 1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.

1)Trimestral

Tabla 16: Mantenimiento preventivo particularizado por equipo

4. Estudio del mantenimiento correctivo por modo de fallo y equipo en el

sistema inversor:

Se han utilizado los datos históricos disponibles de los últimos años de

empresas dedicadas al sector fotovoltaico. Los datos recogidos no siguen

ningún patrón, por lo que se aprovechan los resultados de la implantación de la

RCM del inversor, obteniendo por tanto:

Identificación de todos los modos de fallo en el inversor.

Frecuencia de cada uno de los modos de fallo, obtenidas del

histórico del mantenimiento correctivo de la planta.

Coste del mantenimiento correctivo para la reposición de la

función del equipo.

Tiempo de indisponibilidad de la planta ocasionado por cada

modo de fallo.


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El resultado de la implantación del análisis RCM y que se aprovecha para

este procedimiento puede observase en la tabla 9 ya presentada antes.

7.3.8.2 Análisis de la información

Cuando toda la información ha sido recogida. El siguiente paso será vincular

los resultados del análisis RCM a la información disponible de mantenimiento

preventivo/correctivo. Para ello se seguirán los siguientes pasos:

1. Con el actual plan de mantenimiento preventivo, la frecuencia de cada modo de

fallo es la que se obtiene de la revisión del histórico de mantenimiento correctivo.

2. Para realizar el cálculo de la penalización de la no producción por indisponibilidad

de la planta, causada por cada uno de los modos de fallo, se tiene en cuenta lo

siguiente:

o Tiempo corto de restitución de la función: 0,5 días de indisponibilidad.

o Tiempo medio de restitución de la función: 1,5 días de indisponibilidad.

o Tiempo medio-largo de restitución de la función: 4,5 días de

indisponibilidad.

o Tiempo largo de restitución de la función: 8 días de indisponibilidad.

3. Para el impacto económico por un día de no producción, se ha supuesto que el

inversor (100KW), instalado en una planta fotovoltaica estándar, produce alrededor

de 600 KWh en un día normal de producción. Al precio que en el momento de la

realización de este estudio se encuentra el KWh producido, supone un total de

48€/día de producción.

4. Hay que tener en cuenta los costes de implantación de la tecnología necesaria

para la monitorización de los inversores. Además, las horas hombre para el

análisis de la información y la interpretación de los resultados. Por lo tanto, a modo

de ejemplo y como base para el estudio de la técnica predictiva, la siguientes

tablas 17 y 18 (Caso A y Caso B respectivamente) son un resumen de los costes

aproximados para la monitorización de variables.

5. Los costes se han diferenciado en costes durante el primer año y sucesivos. Los

costes de mantenimiento de los equipos de monitorización a lo largo de su vida útil

se desconocen, por lo que no se incluyen en el estudio de la técnica predictiva.


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Tabla 17: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso A.

Coste Montaje Instrumentación

(€)

Coste de elementos auxiliares (cámaras termográficas,…)

(€)

Periodicidad del plan de

mantenimiento

horas de trabajo [minutos/operación]

Técnicos necesarios

Coste hora de trabajo

Coste total

primer año

(€/año)

Coste total segundo año y

sucesivos (€/año)

Variable del

inversor

Temperatura del inversor

200 €

Mensual 10 1 20€

240 € 40 €

Consumo ventiladores

200 €

Mensual 10 1 20€

240 € 40 €

Frecuencia de fase

200 €

Mensual 10 1 20€

240 € 40 €

Tensión de fase 200 €

Mensual 10 1 20€

240 € 40 €

Otros

Comunicaciones (Software y hardware)

1.000 € 1000 €

Seguimiento termográfico

700 € Cuatrimestral 30 1 20€

740 € 40 €

Total 2700 € 200 €


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Coste Montaje Instrumentación

(€)

Coste de elementos auxiliares (cámaras

termográficas,…) (€)

Periodicidad del plan de

mantenimiento horas de trabajo

[minutos/operación] Técnicos

necesarios

Coste hora de trabajo

Coste total

primer año

(€/año)

Coste total segundo

año y sucesivos

(€/año)

Variable del inversor

Temperatura del inversor 200 € Mensual 10 1 120 € 440 € 240 €

Consumo ventiladores 200 € Mensual 10 1 120 € 440 240 €

Frecuencia de fase 200 € Mensual 10 1 120 € 440 € 240 €

Tensión de fase 200 € Mensual 10 1 120 € 440 240 €

Otros

Comunicaciones (Software y hardware) 1.000 € 120 € 1.000 €

Seguimiento termográfico 700 € Cuatrimestral 30 1 120 € 940 € 240 €

Total 3.700 € 1.200 €

Tabla 18: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso B.


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7.3.8.3 Resultados del análisis

Una vez recogida toda la información, lo siguiente que se debe hacer es comparar

el coste que supone aplicar un correctivo (los costes se obtendrán de los históricos del

inversor) frente al coste de implantación y análisis del mantenimiento basado en

condición.

Los modos de fallos que se van a utilizar para esta comparativa, son aquellos

pertenecientes al análisis RCM que permiten aplicarles una monitorización. En las

siguientes tablas se realizarán dichas comparativas, destacar que en ellas, el coste de

implantación de la monitorización es individual para cada uno de los inversores que

hay en la planta y que los costes en mantenimiento correctivo también son para cada

inversor. Además del coste de monitorización, se tiene que contar con un coste extra

perteneciente al montaje del sistema de comunicación de la planta con el centro de

control (modem, software, wifi, etc…), que a diferencia de los anteriores, es

independiente del número de inversores que haya en la planta. Por último destacar

que para el cálculo en el coste horas de trabajo está incluido el desplazamiento,

siendo por tanto este valor en el caso B 6 veces superior, tal y como se comentó, el

desplazamiento era una variable con mucho peso debido al difícil acceso que tiene el

emplazamiento escogido para el parque tipo B.

Observando los resultados, las técnicas de mantenimiento predictivo, tienen un

coste de implantación que disminuirá proporcionalmente al número de inversor que se

pretendan monitorizar, siendo además, los costes de seguimiento casi nulos, debido al

poco tiempo que necesitan los técnicos de mantenimiento a llevar un control y un

seguimiento del sistema.

El impacto que pueda tener el mantenimiento predictivo a estos modos de fallo no

es inmediato, se estima, que para poder cuantificar su potencial, seguridad y fiabilidad

deben pasar entre 1 a 3 años aproximadamente y este plazo dependerá del tipo de

medidas que finalmente la empresa mantenedora decida tomar (sustitución o

reparación antes de que ocurra el fallo, mantener equipos de repuesto en stock para

minimizar el impacto por indisponibilidad, etc)


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Tabla 19: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso A

PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SISTEMA

INVERSOR

COSTE DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO ANUAL

MANTENIMIENTO BASADO EN CONDICIÓN

Equipo Acción de

mantenimiento a ejecutar

Frecuencia de

aplicación

Modos de fallo recomendados en RCM a monitorizar

Coste de mantenimiento

correctivo (€/año)

Variable de monitorizaci

ón

Coste implantació

n (*) y seguimiento durante el

1º año

Coste seguimiento

2º año



1)T 2)T 3)S

1) Fallo en la rama "X"

497

1)Tensión de fase 2)Frecuencia de fase 3)Seguimiento termográfico

1220 80

Protecciones DC


1)T No existe variable de monitorización

Seta de parada de

emergencia



Comunicación con el

Centro de Control

1)Chequeo de comunicaciones y contadores


Turbina de refrigeración del inversor y

sistema de ventilación

1) Inspección visual. 2) Limpieza de las rejillas y esteras de filtros. 3) Limpieza de los filtros.

1)M 2)T 3)A

1)Exceso de suciedad en los conductos de ventilación o rejillas/filtros de ventilación

432

1)Temperatura del inversor

480 120


1)T

1)Daño mecánico en el ventilador de impulsión 2)Daño mecánico en el ventilador de extracción 3)Deterioro en el ventilador de impulsión

1)Consumo de los ventiladores

Protecciones AC



929 €

2.700 € 200 €


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Tabla 20: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso B.

PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SISTEMA

INVERSOR

COSTE DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO ANUAL

MANTENIMIENTO BASADO EN CONDICIÓN

Equipo Acción de

mantenimiento a ejecutar

Frecuencia de

aplicación

Modos de fallo recomendados en RCM a monitorizar

Coste de mantenimiento

correctivo (€/año)

Variable de monitorizaci

ón

Coste implantació

n (*) y seguimiento durante el

1º año

Coste seguimiento

2º año



1)T 2)T 3)S

1) Fallo en la rama "X"

497

1)Tensión de fase 2)Frecuencia de fase 3)Seguimiento termográfico

1820 80

Protecciones DC



Seta de parada de

emergencia



Comunicación con el

Centro de Control

1)Chequeo de comunicaciones y contadores


Turbina de refrigeración del inversor y

sistema de ventilación

1) Inspección visual. 2) Limpieza de las rejillas y esteras de filtros. 3) Limpieza de los filtros.

1)M 2)T 3)A

1)Exceso de suciedad en los conductos de ventilación o rejillas/filtros de ventilación

432

1)Temperatura del inversor

880 120


1)T

1)Daño mecánico en el ventilador de impulsión 2)Daño mecánico en el ventilador de extracción 3)Deterioro en el ventilador de impulsión

1)Consumo de los ventiladores

Protecciones AC



929 €

3.700 € 200 €


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8 Conclusiones

Una vez finalizado el estudio por completo, en este punto se expondrá la conclusión

final y junta a ella las recomendaciones que se deben aplicar para optimizar la implantación

de la metodología RCM en instalaciones solares fotovoltaicas.

A lo largo del proyecto se ha aplicado la metodología para la implantación del

mantenimiento centrado en fiabilidad (RCM), siendo un proceso que identifica las funciones

del sistema. El sistema sujeto a estudio ha sido analizado de manera milimétrica obteniendo

de él todas sus funciones, la manera en la que estas pueden dejar de trabajar, los modos de

fallo que provoca cada una de las pérdidas funcionales y la gravedad, para el sistema y para

la planta a nivel general, que representará la pérdida funcional, particularizada para cada

modo de fallo que la ocasione. Gracias a todo ello, se ha podido aplicar un mantenimiento

preventivo efectivo, basado siempre en las consecuencias que la ocurrencia de los fallos

traiga consigo.

Por tanto, las recomendaciones generales que se han decido tomar para la correcta

implantación de la RCM son:

Se debe integrar en esta nueva metodología de trabajo, al personal dedicado a las tareas de mantenimiento, así como fomentar en ellos un alto grado de motivación y compromiso a la hora de aplicar esta nueva tarea. El objetivo es tener un equipo de profesionales con conocimientos en la materia para implantar la metodología de forma precisa.

Durante el desarrollo de este proceso, no se ha saturado a la implantación de la metodología con muchos equipos. En otras palabras, se decidió aplicar únicamente esta técnica a dos equipos (inversor y centro de transformación), siendo esta decisión previamente meditada, como consecuencia de la alta criticidad, su complejidad y su alto número de modos de fallo que tenían los sistemas para la planta solar fv.

La metodología RCM no se aplica de forma aislada, esta se integra a las tareas de mantenimiento ya existente y es continuación de un análisis previo de criticidad, gracias al cual se determinan los equipos más críticos de la planta para aplicarles a ellos la técnica. Además para reforzar las nuevas actividades creadas a partir de la RCM se realizó un análisis coste riesgo beneficio.

Para este proyecto se ha contado con la base de dato de mantenimiento de empresas del sector. Por tanto, se considera de alto interés incorporar el catálogo de modos de fallos al GMAO de las empresas.

Una vez que se implanta la metodología en una empresa, es muy importante que el trabajo desarrollado se emplee adecuadamente y se integre en los sistemas de gestión. Esto serviría para erradicar uno de los problemas que hemos encontrado durante el desarrollo del estudio, como era la mala calidad de la información registrada en los centros de control, es decir, existía gran cantidad de datos, pero al no estar bien organizados muchos de ellos no eran útiles.


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El RCM resume el conocimiento sobre las condiciones del sistema, sus modos de fallo

y las estrategias de mantenimiento actualmente en práctica para combatirlos. Para que

todo el conocimiento de los sistemas analizados no se olvide una vez acabo el análisis y

que posibles modificaciones en la planta (eliminación o aportación de equipos a la

estructura técnica) no implique empezar de cero con la metodología RCM, se propone la

búsqueda de un sistema que permita gestionar todo lo aprendido durante el desarrollo del

estudio.

Por lo comentado en el párrafo anterior, para optimizar la mejora de los planes de

mantenimiento obtenidos, se aconsejaría a las empresas del sector que implantasen un

software con las funciones necesarias para introducir los análisis RCM estudiados,

permitiendo por tanto:

Un mayor apoyo en el GMAO para que a la hora de tomar las decisiones, estas sean más acertadas durante las fases del ciclo de gestión de mantenimiento.

Mejorar los procedimientos de recopilación y verificación de los datos necesarios, ya

que, como se comentó antes, en la mayoría de empresas esto es un problema a la hora

de aplicar el RCM.

Obtener retroalimentación de los procesos de recopilación y análisis de datos.

Desarrollar un seguimiento efectivo de las recomendaciones emitidas por el análisis RCM.

Ampliar las variables monitorizadas y que puedan añadir alertas tempranas en modos de fallos considerados críticos o incluso semicríticos con mantenimiento basado en condición y predictivos.

Como ya se comentó en la tarea 7.3.8.3 los primeros resultados con un cierto margen de fiabilidad aparecerán durante el periodo de 1 a 3 años, por tanto este proyecto se considera de largo alcance y con visión de futuro.

Para concluir con el presente proyecto y de forma más técnica, destacar que la

monitorización de ciertas variables en los inversores permitiría realizar un seguimiento de

su mantenimiento desde los centros de control de las empresas del sector fotovoltaico.

Aunque la monitorización en su primer año de implantación eleve mucho el coste de

mantenimiento, es cierto que a largo plazo podría ser rentable bajo ciertas condiciones,

siendo aún más económica si esta se aplica a más inversores de un mismo parque.

Destacar que para el caso A, un emplazamiento con fácil acceso y cerca de la

organización que ha facilitado los datos para la realización del estudio, no sería

económicamente beneficioso aplicar este sistema. Es cierto que la monitorización no solo

tiene un carácter de económico sino que también tiene un carácter formativo permitiendo a

una organización mejorar y ajustar sus tareas de mantenimiento.

Además esta metodología permite reducir horas de tiempo en algunas actividades

preventivas, es decir, es capaz de reducir tiempo de trabajo en alguna de ellas, que no

necesitan tanto mantenimiento (por ejemplo, una tarea que era trimestral pasarla a

semestral).


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Por otro lado y observando el desarrollo de la metodología en la planta tipo A, una vez

realizado la metodología de trabajo en el centro de transformación, se ha observado cómo

aunque a priori parecía interesante gastar recursos económico en ese sistema,

observando y analizado el equipo al detalle, se llega a la conclusión que siendo un equipo

que no falla prácticamente nunca, no es interesante gastar dinero en mantenimientos

preventivos o predictivos en él. Siendo de distinta manera, el sistema inversor que a priori

y por la experiencia de empresas del sector parecía interesante y una vez finalizado el

estudio RCM, se ha confirmado que sí ha sido útil su análisis.

Para el caso B, un emplazamiento de difícil acceso y donde el tiempo de

desplazamiento es muy elevado aumentando así el coste de horas de trabajo muy por

encima del caso A, si sería rentable a largo plazo aplicar un sistema de monitorización, ya

que permitiría ahorrar mucho dinero en desplazamiento.

Finalmente y para acabar, simplemente mencionar que según el tipo de instalación

que tengamos habrá que ajustar de una manera o de otra el estudio RCM y analizar si es

rentable o no la utilización de un sistema de monitorización en las plantas. Las plantas

solares pueden ser de diferente forma según ciertos factores como pueden ser:

condiciones climatológicas, geográficas, de diseño, etc…

9 Líneas de futuro trabajo

A continuación, se propondrán una serie de futuras líneas de trabajo en relación al

estudio llevado a cabo que permitan analizar con mayor profundidad los tipos de fallos e

incidencias que aparecen en la tecnología fotovoltaica y poder definir un sistema predictivo

avanzado.

Como se ha comentado anteriormente, el enfoque elegido a lo largo del desarrollo del

presente estudio ha dependido en todo momento del tipo de información disponible,

orientando el análisis de fallos e incidencias de acuerdo a determinadas necesidades en el

ámbito profesional. Por tanto, para obtener una mejor visión del objeto de estudio en

cuestión, se tienen las siguientes consideraciones de cara a futuros análisis:

Desde el punto de vista estadístico y siguiendo el mismo enfoque de este estudio, si

se analizara un mayor número de parques y plantas fotovoltaicas, así como un

horizonte temporal más amplio, sería posible obtener los valores de la probabilidad

de fallo de cada uno de los componentes con mayor precisión, además de las

respectivas distribuciones de frecuencia, pudiendo determinar si dichas

distribuciones presentan un comportamiento determinado y por tanto, identificar el

tipo de distribución de variable discreta que siguen.

En relación a la propia tecnología fotovoltaica, se tiene constancia de la dificultad que

supone conocer de forma exacta cuándo se produce un fallo o incidencia en un

módulo fotovoltaico, ya que, debido a la inmensidad del campo solar, éste es

inapreciable. Por tanto, si se tuviera un control más riguroso de los fallos que se


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producen en los módulos FV de una planta, como la detección de roturas en los

vidrios o la existencia de puntos calientes, además de conocer el número de módulos

que son sustituidos y por tanto resultan fallidos, podría determinarse de forma más

exacta la fiabilidad de los mismos durante su operación, pudiendo incluso

compararlos por tecnologías.

Sería interesante aplicar este estudio a instalaciones aisladas que dispongan de baterías

ya que es un elemento bastante frágil y que podría estar sujete a un buen plan de

mantenimiento. En este tipo de instalaciones también podemos encontrar reguladores,

dispositivo que también podría ser interesante analizar.

Respecto a los equipos de inversión de potencia, para obtener mejores conclusiones

acerca de la fiabilidad de los mismos en función del tamaño, sería recomendable

considerar un mayor número de inversores, así como realizar un análisis en función

de las horas de operación. De esta forma se conocería, además de cuando un

inversor se para o arranca más tarde, el tiempo que dura dicho fallo y por tanto, el

tiempo que el inversor no ha producido. Al final de dicho análisis, se tendría un total

de horas de operación por inversor y por unidad de tiempo (mes, año, etc.) frente al

total de horas de sol disponibles y en las que dicho inversor debería haber estado

operando, pudiendo estimar la fiabilidad del mismo con mayor exactitud. Este

enfoque sería interesante, ya que determinaría qué proporción de horas de sol, el

inversor ha operado correctamente y por tanto no ha presentado ninguna deficiencia.

Otra consideración a tener en cuenta dentro del análisis de fallos en inversores, sería

contrastar el total de incidencias detectadas con el histórico de alarmas registradas por el

sistema de monitorización de los inversores, con el fin de determinar el origen de dichos

fallos e incidencias. Asimismo, se podría establecer una nueva clasificación de fallos

atendiendo a diferentes causas o motivos. De esta forma, podría determinarse qué

porcentaje del total de alarmas registradas son falsas, y por otro lado, qué porcentaje de

las mismas generan un fallo real en el equipo, con lo que se estaría evaluando la fiabilidad

del sistema de detección automática de fallos.

Si todas las consideraciones anteriores se llevan a cabo para un número considerable

de plantas fotovoltaicas, el análisis gozaría de mayor rigor y credibilidad, y un punto de

partido muy importante para la implementación del RCM.


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10 Siglas

Sigla Definición

FV Fotovoltaico

PID degradación de potencia inducida

AC/ DC Corriente alterna / corriente continua

RCM Reliability Centered Maintenance = Mantenimiento Centrado en

Fiabilidad

CMS Condition monitoring systems = Condiciones del sistema de

monitorización

MTTR Mean time to repair = tiempo de reparación

MF Modo de fallo

MP Mantenimiento preventivo

CBM Mantenimiento basado en condición

MGM Modelo de gestión de mantenimiento

MC Mantenimiento correctivo

CTR Criticidad total por riesgo

PR Performance ratio (coeficiente de rendimiento)

CT Centro de transformación

GMAO Gestión del mantenimiento asistido por Ordenador

INGEMAN Asociación para el desarrollo de la Ingeniería de Mantenimiento

Tabla 21. Siglas


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11 Documentación de Referencia

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Tabla 22. Documentación de referencia


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aplicación de la metodología rcm en plantas solares...

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