gt de mantenimiento - aeeolica · -los que más tiempo de parada requieren son el sensor de...
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Asociación Empresarial Eólica
GT DE MANTENIMIENTO
MASTER D, 28/04/2011
ORDEN DEL DÍA
1. Aprobación del acta de la reunión anterior.
2. Presentación de ejemplos y casos concretos que justifican la
utilidad de la creación de una base de datos común con datos de
mantenimiento:
3. Definición de indicadores básicos para el correcto análisis de las
tasas de fallo y la disponibilidad de los parques eólicos.
4. Avance en el desarrollo de la creación de una base de datos
unificadas en España:
5. Propuesta de proyecto de I+D+i relacionado con la elaboración de
una base de datos común – preparación de una reunión de
información en el marco de AEE-REOTLEC.
6. Presentación del programa de las Jornadas Técnicas de AEE en
WindPowerExpo (Zaragoza, Septiembre 2011):
7. Temas a abordar en futuras reuniones.
8. Ruegos y preguntas.
1-Aprobación del acta de la reunión anterior.
2-Presentación de ejemplos y casos concretos
que justifican la utilidad de la creación de
una base de datos común con datos de
mantenimiento:
• IEA TASK 11 “BASE TECHNOLOGY INFORMATION EXCHANGE”
INICIATIVAS SIMILARES
BASES DE DATOS EXISTENTES BASES DE DATOS EN CREACIÓN
- WMEP, Alemania
- LWK, Alemania
- Windstats, Alemania
- Windstats, Dinamarca
- VTT, Finlandia
- Elforsk, Suecia
- Offshore WMEP, Alemania
- EVW, Alemania
- BADEX (AEE), España
Fuente: Fraunhofer IWES & AEE
• WMEP y Offshore WMEP, Fraunhofer IWES – Alemania
– WMEP 20 años de funcionamiento
– Offshore WMEP en proceso de creación
• Base de datos en Suecia.
INICITATIVAS SIMILARES
6
IEA TEM ”International Statistical Analysis on Wind Turbine Failures”Fischer, Besnard, Bertling
30-31 March 2011
7
Statistical analysis of wind turbine failures in Sweden
• WT with a rated capacity ≥ 1MW have higher failure rates than
smaller WT (Ribrant 2006, Sallhammar 2011)
Source: Sallhammar (Chalmers/LTH, 2011)
≤ 500 kW
500 kW < capacity < 1 MW
≥ 1 MW
No. of turbines ≤ 500 kW
No. of WT 500 kW <c.< 1 MW
No. of WT ≥ 1 MW
IEA TEM ”International Statistical Analysis on Wind Turbine Failures”Fischer, Besnard, Bertling
30-31 March 2011
8
Role of wind turbine capacity (data 2000-2004)
Capacity group Subsystems with
highest
failure rate
Subsystems with
longest
downtime/failure
Subsystems causing
longest
downtime/year/WT
≤ 500kW 1) Sensors
2) Electrical system
3) Control system
1) Control system
2) Yaw system
3) Generator
1) Control system
2) Yaw system
3) Electrical system
500 kW < … < 1000 kW 1) Hydraulic system
2) Electrical system
3) Control system
1) Drive train
2) Gearbox
3) Generator
1) Gearbox
2) Electrical system
3) Blades
≥ 1000kW 1) Yaw system
2) Gearbox
3) Electrical system
1) Gearbox
2) Blades
3) Control system
1) Gearbox
2) Yaw system
3) Electrical system
Source: Sallhammar (Chalmers/LTH, 2011)
• Subsystem ”Gearbox” less critical in wind turbines ≤ 500kW
• Subsystem ”Electrical system” major source of downtime in turbines of
all capacities (here onshore, more severe impact expected offshore)
IEA TEM ”International Statistical Analysis on Wind Turbine Failures”Fischer, Besnard, Bertling
30-31 March 2011
9
Subsystem-specific analysis (all turbines, 2000-2004)
• Dominant subsystem component with respect to average
downtime per year and wind turbine:
– Blades incl. pitch system: hydraulic system
– Electrical system: rotor current control
– Gearbox: bearings
– Generator: windings
– Sensors: anemometer, temperature sensors
– Yaw system: yaw gears
Source: Sallhammar (Chalmers/LTH, 2011)
• Estructura de los datos a disposición de AEE: Tres
series de datos organizadas de forma diferentes
• Series de datos pre-tratadas limitación en la
explotación de los datos
• Análisis separada de las tres series.
• Comparación con otras bases de datos existentes.
Nota: la clasificación utilizada a continuación se comenta en el punto 4
del orden del día.
ANÁLISIS DE LOS DATOS A DISPOSICIÓN DE AEE
10
Resultados SERIE 1
Base de datos de explotación de parques eólicos
Los resultados que se presentan a continuación se han realizado a
partir de datos de diversos parques eólicos:
• Parques eólicos de diferentes fabricantes.
• Aerogeneradores de entre 1 y 2 MW con generador DFIG y
sistema pitch de paso variable.
• Parques eólicos de distintas regiones de España.
• Parques eólicos de diferentes promotores.
• Parques eólicos con diferentes empresas de mantenimiento a
cargo.
• Datos tomados en diferentes periodos de tiempo (máximo 3
años de antigüedad de los aerogeneradores).
Tiempo de parada por subsistema afectado
Base de datos de explotación de parques eólicos
El sistema eléctrico y el sistema yaw suponen más de un 43%
del tiempo total de las paradas de las máquinas.
23.77%
19.18%
17.46%
15.91%
6.74%
4.94% 3.42%
3.31% 1.33%
1.32%1.15%
0.66%
0.33%
0.18%0.14%
0.11%0.07%
Tiempo de parada por Subsistema (%)
SISTEMA ELÉCTRICOSISTEMA YAWPREVENTIVOSISTEMA HIDRÁULICOSISTEMA DE CONTROLESTRUCTURASTREN DE POTENCIASISTEMA TRANSFORMADORSISTEMA MULTIPLICADORAMANTENIMIENTO PREVENTIVOSISTEMA GENERADORSISTEMA CAMBIO DE PASOBALANCE OF PLANTCELDA DE MEDIA TENSIÓNSISTEMA ROTORSOFTWAREPALAS
Tiempo de parada por componente afectado
Base de datos de explotación de parques eólicos
•Componentes de los armarios eléctricos:
- Los que más tiempo de parada requieren son el sensor de velocidad
que comunica con el PLC, el inversor y automáticos.
- Los que tienen mayor tasa de fallo son el módulo de comunicación del
Top con el Hub, inversor y la CPU.
•Componentes del sistema de orientación:
- Los que más tiempo de parada requieren son relés térmicos del
motor del yaw, variador del yaw y corona.
- Los que tienen mayor tasa de fallo son la corona, variador del yaw y
relés térmicos del motor del yaw.
•Componentes del sistema hidráulico:
- Los que más tiempo de parada requieren son el contactor del grupo
hidráulico, cableado del balluf y aceite, debido a fugas.
- Los que tienen mayor tasa de fallo son componentes sistema pitch,
cableado del balluf y aceite, debido a fugas.
Pérdida económica por sistema afectado
Base de datos de explotación de parques eólicos
22.13%
21.64%
18.94%
14.50%
6.78%
6.30%
5.69%
2.46% 0.89%
0.38%
0.09%
0.07%
0.05% 0.05%
0.01%0.004%
0.001%
Pérdida Económica por Subsistema (%)
SISTEMA ELÉCTRICOSISTEMA YAWSISTEMA HIDRÁULICOESTRUCTURASSISTEMA DE CONTROLPREVENTIVOSISTEMA TRANSFORMADORTREN DE POTENCIASISTEMA MULTIPLICADORASISTEMA GENERADORCELDA DE MEDIA TENSIÓNPALASSOFTWARESISTEMA ROTORSISTEMA CAMBIO DE PASOMANTENIMIENTO PREVENTIVOBALANCE OF PLANT
Pérdida económica por sistema y componentes
Base de datos de explotación de parques eólicos
• Los sistemas de armarios eléctricos y del sistema
de orientación suponen un 44.50% de la pérdida
económica total de las paradas de las máquinas.
• Los componentes que más afectan a la pérdida
económica son los pertenecientes al sistema de
comunicación Top-Hub, el inversor y sensores de
velocidad.
Tasa de fallo por subsistema afectado
Base de datos de explotación de parques eólicos
Los subsistemas con mayor número de fallos son el sistema de
orientación, el hidráulico y los armarios eléctricos, que acumulan
el 80% de la tasa de fallos.
42.20%
30.11%
7.10% 6.68%4.46% 4.31%
3.01%0.57% 0.52% 0.36% 0.17% 0.17% 0.17% 0.08% 0.07% 0.01% 0.01%
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
Tasa
de
fallo
(%)
Subsistema
Tasa de fallo por subsistema(%)
Resultados SERIE 2
Base de datos de explotación de parques eólicos
Los resultados que se presentan a continuación se han realizado a
partir de datos de diversos parques eólicos:
• Parques eólicos de diferentes fabricantes.
• Aerogeneradores de diversas tecnologías.
• Parques eólicos de distintas regiones de España.
• Parques eólicos de diferentes promotores.
• Parques eólicos con diferentes empresas de mantenimiento a
cargo.
• Datos tomados en diferentes periodos de tiempo.
En esta serie de datos se han excluido las paradas por tareas
de mantenimiento preventivo.
Tiempo de parada por subsistema afectado
Base de datos de explotación de parques eólicos
28%
16%
16%
9%
9%
8%
4%
3%2%
2% 2%1% 0% 0% 0% ARMARIO GROUND
GENERADOR
MULTIPLICADORA
ARMARIO TOP
ROTOR
SISTEMA YAW
SISTEMA HIDRÁULICO
SISTEMA DE FRENADO
MEDIDAS AMBIENTALES
NACELLE
COMUNICACIONES AERO
SISTEMA PITCH
SISTEMA REFRIGERACIÓN
TRANSFORMADOR MT
TORRE
El sistema eléctrico
supone un 37% del
tiempo total de las
paradas de las
máquinas.
Y el Yaw solo un 8 %.
Tiempo de parada por subsistema afectado
Base de datos de explotación de parques eólicos
28%
16%
16%
9%
9%
8%
4%
3%2%
2% 2%1% 0% 0% 0% ARMARIO GROUND
GENERADOR
MULTIPLICADORA
ARMARIO TOP
ROTOR
SISTEMA YAW
SISTEMA HIDRÁULICO
SISTEMA DE FRENADO
MEDIDAS AMBIENTALES
NACELLE
COMUNICACIONES AERO
SISTEMA PITCH
SISTEMA REFRIGERACIÓN
TRANSFORMADOR MT
TORRE
Componentes grandes
aparecen en la
clasificación:
generador,
multiplicadora, rotor
representan el 41%
del tiempo total de las
paradas de las
máquinas.
20
Tiempo de parada por tipología de fallo
58%
18%
10% 9%
2% 2% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Base de datos de explotación de parques eólicos
Las alarmas locales y automático: el 76% de los tiempos de parada. El 56%
suponen el desplazamiento de un técnico.
Sustituciones y reparaciones solo un 12% de los tiempos de parada.
21
Tiempo de parada por subsistema y tipología de fallo
Base de datos de explotación de parques eólicos
Las alarmas locales y automático: el 76% de los tiempos de parada que
suponen el desplazamiento de un técnico.
Sustituciones y reparaciones solo un 12% de los tiempos de parada.
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
Tiempo de parada por subconjunto y tipología de fallo -
TOP 15Sustituciones componenteRevisionesRetrofit/ActualizacionesReparacionesRearmesProblemas comunicaciónMantenimiento aceitesLimpiezasIncidentesHielo en palasEngrasesAprietesAlineacionesAlarmas vientoAlarmas remotoAlarmas localAlarmas automáticoAjustes
Sustitución de componenteProblemas de comunicación
22
Número anual de paradas por subsistema
Base de datos de explotación de parques eólicos
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Sistemas eléctricos
Grandes componentes
23
Criticidad de componentes
Base de datos de explotación de parques eólicos
ARMARIO GROUND
ARMARIO TOP
GENERADOR MULTIPLICADORA
NACELLE
FRENO SISTEMA YAW
ROTOR
SISTEMA HIDRÁULICO
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000
Ho
ras d
e p
ara
da
Horas mano de obra
Criticidad de componentes
Tamaño de la burbuja = frecuencia anual de parada.
Resultados SERIE 3
Base de datos de explotación de parques eólicos
Los resultados que se presentan a continuación se han realizado a
partir de datos de diversos parques eólicos:
• Parques eólicos de diferentes fabricantes.
• Aerogeneradores de diversas tecnologías.
• Parques eólicos de una sola región de España.
• Parques eólicos de diferentes promotores.
• Parques eólicos con diferentes empresas de mantenimiento a
cargo.
• Datos tomados en el mismo periodo de tiempo.
25
Base de datos de explotación de parques eólicos
Evolución del número anual de paradas por subsistema (dos años)
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
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Evolución de frecuencia de fallo por sistema - 24 meses SISTEMA YAW
SISTEMA PITCH
SISTEMA HIDRÁULICO
SISTEMA ELÉCTRICO
SISTEMA DE CONTROL
ROTOR
MULTIPLICADORA
GENERADOR
FRENO
ESTRUCTURAS
BALANCE OF PLANT
AÑO 1 AÑO 2
Datos provenientes de parques eólicos con la misma antigüedad e instalados en la misma área geográfica.
Destacan: Estructuras – Sistema de Control – Sistemas eléctricos
Base de datos de explotación de parques eólicos
26
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
20
07
/01
20
07
/02
20
07
/03
20
07
/04
20
07
/05
20
07
/06
20
07
/07
20
07
/08
20
07
/09
20
07
/10
20
07
/11
20
07
/12
20
08
/01
20
08
/02
20
08
/03
20
08
/04
20
08
/05
20
08
/06
20
08
/07
20
08
/08
20
08
/09
20
08
/10
20
08
/11
20
08
/12
Evolución de las horas de parada por sistema - 24 meses
SISTEMA YAW
SISTEMA PITCH
SISTEMA HIDRÁULICO
SISTEMA ELÉCTRICO
SISTEMA DE CONTROL
ROTOR
MULTIPLICADORA
GENERADOR
FRENO
ESTRUCTURAS
BALANCE OF PLANT
Tiempo de parada por subsistema a lo largo de dos añosAÑO 1 AÑO 2
Datos provenientes de parques eólicos con la misma antigüedad e instalados en la misma área geográfica.
Base de datos de explotación de parques eólicos
27
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
35,00%
40,00%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Frecuencia de fallos Factor de capacidad mensual
Evolución de frecuencia de paradas en función del factor de capacidad
Datos provenientes de parques eólicos con la misma antigüedad e instalados en la misma área geográfica.
En cambio, el factor de capacidad se ha calculado para España peninsular.
Hay una clara correspondencia para el periodo entre la frecuencia de fallos y el factor
de capacidad, relacionado con la velocidad del viento.
Inv. Invierno Inv.VeranoVerano
Hay una clara estacionalidad en la repartición de los fallos.
Base de datos de explotación de parques eólicos
28
Tiempo de mano de obra por subsistema a lo largo de dos años
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
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/12
SISTEMA YAWSISTEMA PITCHSISTEMA HIDRÁULICOSISTEMA ELÉCTRICOSISTEMA DE CONTROLROTORMULTIPLICADORAGENERADORFRENOESTRUCTURASBALANCE OF PLANT
Los grandes componentes como el generador, la multiplicadora son los que suponen
más mano de obra.
Se observa también una cierta estacionalidad en el uso de la mano de obra. No están
contemplados los trabajos preventivos que se suponen se realizan más en verano.
AÑO 1 AÑO 2
Inv. Invierno Inv.VeranoVerano
Base de datos de explotación de parques eólicos.
29
Comparación de los datos AEE con otras bases de datos.
Average failure rate
[failures/turbine/year] over
whole survey period
Annual downtime
[hours/turbine/year]
over whole survey period
WMEP 2,4 156
LWK 1,9 27
Windstats 1,8 93
Windstats 0,7 -
VTT 1,5 237
Elforsk 0,9 58
AEE (serie 2
y 3)1,5 36
Fuente: Fraunhofer IWES & AEE
Highest failure rate Longest downtime per failure
WMEPElectric
Control
Sensors
Gearbox
Drive train
Generator
LWKElectric
Blades
Control
Gearbox
Blades
Electric
WindstatsBlades
Electric
Sensors
Gearbox
Blades
Drive Train
WindstatsControl
Blades
Yaw-System
–
VTTHydraulic
Blades
Gearbox
Gearbox
Blades
Support & Housing
ElforskElectric
Hydraulic
Sensors
Drive train
Yaw-System
Gearbox
AEEElectric
Gearbox
Generator
Drive Train
Generator
Yaw-System
Comparación de los datos AEE con otras bases de datos.
Base de datos de explotación de parques eólicos.
Fuente: Fraunhofer IWES & AEE
3-Definición de indicadores básicos para el
correcto análisis de las tasas de fallo y la
disponibilidad de los parques eólicos.
ORGANIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN
32
BBDD – AEE
BADEX
INFORMACIÓN
SUMINISTRADA
• La información que se recibe no tiene un único formato:
– Ordenes de trabajo digitalizadas.
– SCADAs y alarmas.
– Datos pre-tratados.
• Es necesario homogenizar esta información:
– Sin que suponga un trabajo adicional para la entidad que
suministra esta información.
– La homogenización tiene que ir acompañada de un proceso de
simplificación durante el cual se debe mantener la máxima
cantidad de información.
ORGANIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN
33
BBDD – AEE
BADEX
INDICADORESINFORMACIÓN
SUMINISTRADA
• Los indicadores son el fruto de la explotación de la información
contenida en la base de datos.
• Para su definición es necesario :
- Tener en cuenta los objetivos de la creación de una base de
datos compartida (intercambio de información – obtención de
valores a nivel de sector – mejora de la eficiencia en el
mantenimiento).
- El consenso de los miembros del GT.
- Que haya coherencia entre la información que se acepta
suministrar y los resultados que quieren obtener.
• La definición de los indicadores permite deducir la información
necesaria para alimentar la base de datos.
• Encuesta difundida en el GT de Mantenimiento de AEE.
• Detalle de las respuestas:
– 10 respuestas.
– Tipos de empresas participantes:
• Promotores / Gestores de parques eólicos
• Empresas de servicios de mantenimiento
• Fabricantes de componentes
• Compañías de seguro
• Laboratorios de ensayo de componentes
• Faltan los fabricantes de aerogeneradores
• Valoración de las proposiciones de datos de entrada y de salida:
RESULTADOS DE LA ENCUESTA: INPUTS / OUTPUTS BBDD DE
MANTENIMIENTO
34
1 2 3 4 5
Poco
importante
Muy
importante
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
35
Campos Rep
1
Re
p 2
Rep
3
Rep
4
Rep
5
Rep
6
Rep
7
Rep
8
Rep
9
Rep
10
Promedio Promotores SD
Empresas de
servicios de
mantenimiento SD
Antigüedad del aerogenerador /
parque 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5,00 5,00 0,00 5,00 0,00
Potencia de la
maquina
Rangos de
potencia 5 5 5 5 5 4 5 5 4,88 5,00 0,00 5,00 0,00
Valores de
potencia 5 3 5 5 4 4 5 5 4,50 5,00 0,00 5,00 0,00
Tipo de
Generador
Síncrono 3 5 5 5 1 4 4 5 4,00 4,33 1,15 4,50 0,71
Asíncrono 3 5 5 5 1 4 4 5 4,00 4,33 1,15 4,50 0,71
DFM 3 5 5 5 1 5 4 5 4,13 4,33 1,15 4,50 0,71
Tipo de sistema
de pitch
Paso fijo 4 5 5 5 4 3 5 5 4,50 4,67 0,58 5,00 0,00
Paso variable 4 5 5 5 4 4 5 5 4,63 4,67 0,58 5,00 0,00
Fabricante de los
aerogeneradores 5 2 5 3 5 4 5 5 4,25 4,33 1,15 5,00 0,00
CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
36
CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR
5,00 4,88
4,50
4,00 4,004,13
4,504,63
4,25
5,00 5,00 5,00
4,33 4,33 4,33
4,67 4,67
4,33
5,00 5,00 5,00
4,50 4,50 4,50
5,00 5,00 5,00
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
An
tig
üe
da
d d
el a
ero
ge
ne
rad
or /
pa
rqu
e
Ra
ng
os d
e p
ote
ncia
de
la
m
aq
uin
a
Va
lore
s d
e p
ote
ncia
de
la
m
aq
uin
a
Ge
ne
rad
or
Sín
cro
no
Ge
ne
rad
or
Asín
cro
no
Ge
ne
rad
or D
FM
Sis
tem
a p
itch
de
pa
so
fijo
Sis
tem
a p
itch
de
pa
so
va
ria
ble
Fa
bri
ca
nte
de
los
ae
rog
en
era
do
res
Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
37
CARACTERISTICAS DE LA PARADA Y COMPONENTE AFECTADO
Campos
Rep
1
Rep
2
Rep
3
Rep
4
Rep
5
Rep
6
Rep
7
Rep
8
Re
p 9
Rep
10
Promedio Promotores SD
Empresas de
servicios de
mantenimiento
SD
Fecha parada 3 4 5 5 4 4 5 1 3,88 3,00 2,00 5,00 0,00
Duración parada 5 5 5 5 4 4 5 5 4,75 5,00 0,00 5,00 0,00
Velocidad media
durante parada
Rangos de velocidad 5 5 5 1 4 3 3 5 3,88 3,67 2,31 4,00 1,41
Valores de velocidad 5 3 5 1 4 3 3 5 3,63 3,67 2,31 4,00 1,41
Tipo de
componente
Mecánico 5 5 5 2 4 3 5 5 5 4,33 4,00 1,73 5,00 0,00
Eléctrico 5 5 5 2 4 4 5 5 5 4,44 4,00 1,73 5,00 0,00
Electrónico 5 5 5 2 2 4 5 5 5 4,22 4,00 1,73 5,00 0,00
Grado de detalle
en el que cree
que sea útil y
viable recopilar
información
Componente (ej. :IGBT) 5 3 5 5 1 3 5 5 5 4,11 5,00 0,00 5,00 0,00
Subsistema (ej: convertidor) 5 5 3 5 5 1 4 5 4 5 4,20 4,67 0,58 5,00 0,00
Sistema (ej: armarios
eléctricos) 5 3 5 5 1 4 5 3 5 4,00 4,33 1,15 5,00 0,00
Componente/Sist
ema
Componente en el que
ocurre el fallo 5 5 3 5 5 1 5 5 5 5 4,40 5,00 0,00 5,00 0,00
Sistema al que pertenece el
componente en el que
ocurre el fallo 5 3 5 5 4 4 4 4 5 4,33 4,67 0,58 4,67 0,58
Componente en el que
ocurre el fallo y sistema al
que pertenece 5 3 5 5 1 4 4 1 3,50 3,67 2,31 4,50 0,71
Coste del componente 4 5 5 5 2 3 5 5 4 4,22 4,67 0,58 4,67 0,58
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
38
CARACTERISTICAS DE LA PARADA Y COMPONENTE AFECTADO
3,875
4,75
3,8753,625
3,00
5,00
3,67 3,67
5,00 5,00
4,00 4,00
Fe
ch
a p
ara
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Du
ració
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Ra
ng
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e
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locid
ad
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Va
lore
s d
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ve
locid
ad
me
dia
du
ran
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ara
da
Duración de parada
Promedio
Promotores
Empresas de servicios de mantenimiento
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Tip
o d
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: M
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Tip
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de
talle
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talle
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re
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pe
rte
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Co
ste
de
l co
mp
on
ente
Componente/sistema averiado
Promedio
Promotores
Empresas de servicios de mantenimiento
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
39
CARACTERISTICAS DE LA INTERVENCIÓN Y CAUSE DE LA AVERIA
Campos
Rep
1
Rep
2
Rep
3
Rep
4
Rep
5
Rep
6
Rep
7
Rep
8
Rep
9
Rep
10
Promedio
Prom
otore
s
SD
Empresas de
servicios de
mantenimiento
SD
Intervención
Reparación 3 5 5 3 4 5 5 5 4,38 3,67 1,15 5,00 0,00
Coste de la
reparación 4 5 5 2 2 4 5 5 4 4,00 3,67 1,53 4,67 0,58
Sustitución 3 5 5 3 4 5 5 5 4,38 3,67 1,15 5,00 0,00
Coste de la
sustitución 4 5 5 2 2 4 5 5 4 4,00 3,67 1,53 4,67 0,58
Tipo de trabajo
Preventivo 3 5 5 4 4 5 5 1 4,00 2,67 1,53 5,00 0,00
Retrofit 3 5 5 4 4 4 5 5 4,38 4,00 1,00 5,00 0,00
Pequeño
Correctivo 3 5 5 4 4 3 5 1 3,75 2,67 1,53 5,00 0,00
Gran Correctivo 3 5 5 4 4 5 5 5 4,50 4,00 1,00 5,00 0,00
Detección avería
Predictivo 5 5 5 5 2 4 5 5 5 4,56 4,00 1,73 5,00 0,00
Preventivo 5 5 5 5 2 4 5 5 5 5 4,60 4,00 1,73 5,00 0,00
No se detectó 5 5 5 5 2 4 4 5 5 5 4,50 4,00 1,73 5,00 0,00
No aplica 5 5 5 2 2 1 5 1 5 3,44 2,67 2,08 5,00 0,00
Causa avería
Fallo 5 5 5 1 4 4 5 5 5 4,33 3,67 2,31 5,00 0,00
Desgaste 5 5 5 1 4 5 5 5 5 4,44 3,67 2,31 5,00 0,00
Clima 5 5 1 4 3 2 1 5 3,25 2,33 2,31 4,00 1,73
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
40
CARACTERISTICAS DE LA INTERVENCIÓN Y CAUSE DE LA AVERIA
4,38
4,00
4,38
4,00 4,00
4,38
3,75
4,50 4,56 4,604,50
3,44
4,334,44
3,25
3,67 3,67 3,67 3,67
2,67
4,00
2,67
4,00 4,00 4,00 4,00
2,67
3,67 3,67
2,33
5,00
4,67
5,00
4,67
5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00
4,00
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Inte
rve
nció
n: R
ep
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Tip
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De
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De
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De
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No
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Ca
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: Fa
llo
Ca
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ave
ría
: De
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Ca
usa
ave
ría
: Clim
a
Intervención/Avería
Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento
INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA
• “OTROS”:
– No fijarse tanto en la edad de la máquina, sino en el tiempo de
funcionamiento o la potencia entregada
– Clase de viento (evaluación de la ubicación)
– En palas: „Causa de la avería‟: cuantos fallos se producen por impacto
de rayo/erosión/hielo/desequilibrado
– Diferenciar componentes “top” y componentes “ground”
– En las causas se podría añadir:
• “Fuerza mayor”
• “Defecto de montaje”
– Plan de Mantenimiento:
• Preventivo - Control de la Condición, alta sensibilidad: S/N
• Preventivo - Control de la Condición, “trend monitoring”: fabricante,
P/N, diseño
• Preventivo - Inspecciones Programadas
• Correctivo
41
• TASA DE FALLO (1/3)
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
Tasa de fallo
general
Por tipo de
generador
Por tipo de
pitch
Para cada rango
de potencia
Tasa de fallo por
componentes y
sistemas
3.75 3.67 5
4.50 5 5
3.63 3.33 5
3.88 4 5
4.25 4.33 3.5
Leyenda:
3.2 2.9 4.3
Promedio general
Promedio promotores
Promedio
empresas de
mantenimiento
Fondo Rojo = al menos
un 1 o un 2 en las
respuestas
• TASA DE FALLO (2/3)
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
43
Tasa de fallo
por turbina
Por tipo de
componente (elec. /
meca / hidr.)
Por sistema
Para cada rango
de potencia
Para cada rango
de potencia
Por tipo de
generador
Por tipo de
pitch
Por año de
operación
Por sistemaPara cada rango
de potencia
Por año de
operación
Por tipo de
generador
Por tipo de
pitch
3.86 4 4
4.63 5 5
4.29 4.5 4
3.43 3 4
3.43 3 4
3.71 3.5 4
3.88 3.5 4.33
• TASA DE FALLO (3/3)
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
44
3,75
4,50
4,253,88
3,63
4,63
3,86
3,43 3,43
4,29
3,883,713,67
5,00
4,334,00
3,33
5,00
4,00
3,00 3,00
4,50
3,50 3,50
5,00 5,00
3,50
5,00 5,00 5,00
4,00 4,00 4,00 4,00
4,33
4,00
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Tasa
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TASA DE FALLO
Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento
TIEMPOS DE PARADA (1/3)
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
Tiempo de
parada general
Por tipo de
generador
Por tipo de
pitch
Para cada rango
de potencia
Tiempo de parada
por componentes y
sistemas
4.38 3.67 5
4.44 4 5
3.88 3 5
3.88 3 5
4.5 4 5
TIEMPOS DE PARADA (2/3)
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
46
Tiempo de
parada por
turbina
Por sistemaPara cada rango
de potencia
Por tipo de
generador
Por tipo de
pitch
Por tipos de trabajo
(Preventivo, correctivo. Gran
correctivo, retrofit)
Por tipo de
generador
Por tipo de
pitch
4.25 4.33 4
3.75 3.67 4
3.75 3.67 4
3.63 3.33 5
4.13 4.33 5
Por rangos de
velocidades de
viento
3.75 2 5
5 5 5
Por tipo de
componente (elec. /
meca / hidr.)
Para cada rango
de potencia
4.63 4.33 5
Tiempo de
parada general
TIEMPOS DE PARADA (3/3)
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
47
4,38
4,44 4,50
3,883,75
5,00
4,13
3,63
4,63
4,25
3,75 3,75 3,753,67
4,00 4,00
3,00 3,00
5,00
4,33
3,33
4,33 4,33
3,67 3,67
2,00
5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00
4,00 4,00 4,00
5,00
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
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mp
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m/s
–13 m
/s; 1
3
m/s
–18 m
/s; 1
8 m
/s –
25 m
/s)
TIEMPO DE PARADA
Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento
TASA DE SUSTITUCIÓN Y PERDIDAS ECONÓMICAS
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
48
Campos
Rep
1
Rep
2
Re
p 3
Rep
4
Rep
5
Rep
6
Rep
7
Rep
8
Rep
9
Rep
10
Promedio Promotores SD
Empresas de
servicios de
mantenimiento
SD
TA
SA
DE
SU
ST
ITU
CIÓ
N
Tasa de sustitución
general de componentes5 5 5 5 3 4 5 1 4,13 3,67 2,31 5,00 0,00
Tasa de sustitución de
componente (por
componente) y por año
de operación
5 5 5 5 4 4 5 5 4,75 5,00 0,00 5,00 0,00
Tasa de sustitución de
componente y por año de
operación, por tipo de
sistema de pitch
3 4 5 3 2 4 5 3 3,63 3,00 0,00 5,00 0,00
Tasa de sustitución de
componente y por año de
operación, por tipo de
generador
3 4 5 5 2 4 5 3 3,88 3,67 1,15 5,00 0,00
PE
RD
IDA
S
Pérdidas económicas
ligadas a la perdida de
producción (se puede
desglosar por sistema,
subsistema,
componentes)
5 5 5 5 3 4 5 5 5 5 4,70 4,33 1,15 5,00 0,00
Coste del mantenimiento 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 4,90 5,00 0,00 4,75 0,50
TASA DE SUSTITUCIÓN Y PERDIDAS ECONÓMICAS
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
49
4,134,75
3,63
3,883,67
5,00
3,00
3,67
5,00 5,00 5,00 5,00
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
Tasa
de
su
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Tasa
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or
tip
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or
TASA DE SUSTITUCIÓN
Promedio
Promotores
Empresas de servicios de mantenimiento
4,70
4,90
4,33
5,005,00
4,75
4,0
4,5
5,0
Pé
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imie
nto
PERDIDAS
Promedio
Promotores
Empresas de servicios de mantenimiento
• “OTROS”:
– Posibilidad de detectar la estacionalidad de los fallos:
• Contemplado con la identificación de la fecha
– Horas de mano de obra.
OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS
50
CONCLUSIONES DE LA ENCUESTA
Conclusiones globales:
– Participación: 10 (138 contactos en el GT de mantenimiento).
– Valoración general positiva a excepción de algunos puntos.
– Por grupo:
• Empresas de mantenimiento: valoración muy positiva y
homogénea.
• Promotores: valoración más selectiva – más diferencias
dentro del grupo.
– Varias propuestas en la categoría “otros”: voluntad / interés de
profundizar en el análisis de los datos.
51
CONCLUSIONES DE LA ENCUESTA
Conclusiones sobre los datos de entrada:
- Posible problema para la adquisición de datos de estimación de
perdidas económicas:
• Velocidades de viento durante la parada
• Coste de componentes y de sustitución
- No hay consenso sobre la necesidad de conocer en detalle las
causas de las averías:
• “Clima” no se ha valorado como elemento importante
• Paralelamente se han propuesto otras causas (“Fuerza mayor” y
“Defecto de montaje”)
- Es mejor prescindir de la identificación del tecnólogo
- Es necesario poder atribuir las averías y paradas a un
aerogenerador o al menos conocer el numero total de
aerogeneradores para los que se reciben datos.
52
CONCLUSIONES DE LA ENCUESTA
Conclusiones sobre los datos de salida:
- Tasa de fallo general: solo un 3.75 / 5 = interés medio (datos utilizado en
las comparaciones con otras bases de datos). Por componentes si interesa.
- De la tasa de fallo por turbina y sistema/componente, interesa si:
- Se calcula por rango de potencia
- Se calcula por año de operación
- Los tiempos de parada:
- Se juzgan importantes: por tipos de trabajo y por sistema/componente y
rango de potencia.
- No se juzga importante el tiempo de parada por velocidades de viento
que permite la evaluación de perdidas de producción o la disponibilidad
energética.
- Hay mucha divergencias sobre la clasificación por tipos de generadores /
sistema de pitch
- Incoherencia en varias respuestas entre la no importancia de las
velocidades de viento durante las paradas y la obtención de las perdidas
económicas.53
4-Avance en la creación de una base de datos
unificada en España
SUBDIVISION DE COMPONENTES Y SISTEMAS
Para realizar la clasificación que propone la AEE se han estudiado
las subdivisiones de componentes y sistemas que proponen:
• RDS (Reference designation system)
• GADS – NERC (North American Electric Reliability Corporation)
• VTT
CLASIFICACION SEGÚN RDS
Según la clasificación de RDS se pueden distinguir los siguientes
sistemas:
Turbina eólica
Generador
ConvertidorTransformador
Media Tensión
Rotor
Yaw,
Tren de potencia
Multiplicadora
CLASIFICACION SEGÚN RDS
El sistema turbina eólica está compuesto por los siguientes subsistemas
Sistema turbina eólica
Sistema generador
Sistema convertidor
Sistema trasformador
Sistema de Media Tensión
Sistema turbina eólica
Rotor
Yaw
Tren de potencia
Palas Sistema suministro
de lubricante
Sistema Control y
protección
Sistema hidráulico
CLASIFICACION SEGÚN RDS
El sistema generador está compuesto por los siguientes subsistemas
Sistema turbina eólica
Sistema generador
Sistema convertidor
Sistema trasformador
Sistema de Media Tensión
Sistema generador
Generador
Circuito primario de intercambio
térmico del rotor y del estator con
agua como refrigerante
Circuito primario de intercambio
térmico del rotor y del estator con
aire como refrigerante
Sistema de protección y
control.
CLASIFICACION SEGÚN RDS
El sistema convertidor está compuesto por los siguientes subsistemas
Sistema turbina eólica
Sistema generador
Sistema convertidor
Sistema trasformador
Sistema de Media Tensión
Sistema convertidor
Sistema eléctrico de BT, nivel 1 de
voltaje
Sistema eléctrico de BT, nivel 2 de
voltaje
Sistema eléctrico de BT en CA, por
sistemas de seguridad.
Sistema UPS
Sistema eléctrico de BT en CC
CLASIFICACION SEGÚN RDS
El sistema transformador está compuesto por los siguientes subsistemas
Sistema turbina eólica
Sistema generador
Sistema convertidor
Sistema trasformador
Sistema de Media Tensión
Sistema Transformador
Cableado de potencia
Elementos de seguridad
Sistema de compensación.
Transformador, incluyendo sistema de
refrigeración
CLASIFICACION SEGÚN RDS
Sistema de media tensión
Sistema de
distribución de AT,
220 kV - 380 kV.
El sistema media tensión está compuesto por los siguientes subsistemas
Sistema turbina eólica
Sistema generador
Sistema convertidor
Sistema trasformador
Sistema de Media Tensión
Sistema de
distribución de AT,
110 kV - 220 kV.
Sistema de
distribución de AT,
60 kV - 110 kV.
Sistema de
distribución de MT,
30 kV - 60 kV.
Sistema de
distribución de MT,
1 kV - 30 kV.
Sistema de
distribución de BT,
<1 kV
Contadores
Protecciones
ControlSistema de
subestación
CLASIFICACION SEGÚN NERC
Según la clasificación de NERC se pueden distinguir los siguientes
sistemas:
Balance of plant
FrenoSistema de
controlTren de potencia
Sistema eléctrico
Evento externo Multiplicadora GeneradorSistema
hidráulicoSistema pitch
Rotor Estructuras Sistema yaw.
Component
Pitch
BrakesElectrical system
Generator
Yaw system
Sensors
Hydraulics
Control system
Grid connection
Rotor
Structure
Heating
Gear
Other Unknown
Tip brake
Mechanical brakeFreqency
converterFreqency
converter, cooling
system
Cables
Capacitors
Switches
Power
electronics
Relays
Bearings
Windings
Slip rings
Bolts
Cogwheels
Motor
Control unit
Power transformer
Bearings
Nacelle
Hub
Shaft
Main shaft
Bearings
Cogwheel
Sealings
Converter
Bolts
Blades
Tower
CATEGORIZACION DE
COMPONENTES SEGÚN VTT
Además del RDS y NERC
existe otras clasificaciones de
sistemas y componentes.
El centro de investigación
técnico de Finlandia VTT
utiliza un total de 15
categorías.
ELECCIÓN DEL MÉTODO DE CLASIFICACIÓN AEE
Se considera que utilizar como base la clasificación de NERC es
un buen punto de partida, ya que:
- La subdivisión es sencilla, tanto para aportar cambios futuros a
nivel de diseño como para que el usuario encuentre sin
demasiados problemas el componente o el sistema en avería.
- Se considera lo suficientemente agregada, completa y clara.
Fraunhofer IWES utiliza la clasificación RDS dado que ofrece un
servicio comercial y necesita un clasificación muy detallada
CLASIFICACION SISTEMA – COMPONENTE AEE
Sistema Componente
Balance of Plant
General
Medición de relés
Líneas aéreas
Mantenimiento Preventivo
SCADA
Sistema de compensación de reactiva
Subestación
Sistema de control de parque eólico
FrenoGeneral
Freno mecánico eje de alta
Sistema de Control
General
Sistema de refrigeración
Sistema de control por baja temperatura
Sistema de control de comunicación entre Top y
Bottom
Sistema de control cableado BT
Procesador
Sistema de refrigeración de procesador
Sistema de control de energía reactiva
Sensores
Sistema de regulación de tensión
VRCC
Veletas y Anemómetros
Sistema Componente
Tren de potencia
General
Acoplamiento de alta
Rodamientos principales
Eje principal
Cardan
Sistema eléctrico
General
Interruptores
Sistema de compensación
Convertidores de potencia
Cables de transmisión
Rotor
General
Freno aerodinámico
Rodamiento Pitch Pala
Pala
Sistema baja temperatura
Buje
Sistema de protección de rayo
Cono
Estructuras
General
Cimentaciones
Nacelle
Sistema de refrigeración de nacelle
Torre
CLASIFICACION SISTEMA – COMPONENTE AEE
Sistema Componente
Sistema Externo
General
Accidente
Fuera servicio de RED
Presencia agua y hielo
Tormentas eléctricas
Multiplicadora
General
Multiplicadora
Sistema de refrigeración de multiplicadora
Sistema de lubricación multiplicadora
Filtro Multiplicadora
Par
Generador
General
Bobinas de excitación
Generador
Rodamientos del generador
Sistema de refrigeración del generador
Sistema de lubricación del generador
Eje del generador
Cableado del generador
Sistema hidráulico
General
Bomba y motor
Filtros
Válvulas, latiguillos
Acumulador hidráulico
Sistema Pitch
General
Eléctrico
Mecánico/Eléctrico
Pitch hidráulico
CLASIFICACION SISTEMA – COMPONENTE AEE
HOMOGENIZACION DE ORDENES DE TRABAJO Y ALARMAS
Actualmente se trabaja en una herramienta que permite homogenizar las
ordenes de trabajo y las alarmas para posteriormente asignarlas al sistema
de clasificación de AEE propuesta
Clasificación
AEE
Ordenes de
trabajo
Datos pre-
tratados
Alarmas
Homogenización
Ej. OT “Error accionamiento pitch” Subconjunto “armario ground”
Clasificación alarma AEE “Alarma remoto”
5PROPUESTA DE PROYECTO DE I+D+i DE
ELABORACIÓN DE UNA BASE DE DATOS
COMUN.
• Nombre del proyecto: BADEX (Base de Datos de Explotación)
• Proyecto coordinado por AEE e impulsado por la plataforma
tecnológica del sector eólico REOLTEC.
• Objetivo: Creación de una herramienta de gestión de base de
datos compartida.
• Descripción:
– Plataforma web de carga de datos para los usuarios.
– Posibilidad de utilizar diversos formatos de datos.
– Automatización de elaboración de informes.
– Acceso del usuario a los informes analíticos.
• Financiación: CDTI? MICINN? IDAE?
• Consorcio: por definir, próxima reunión…
MARCO DEL PROYECTO
7TEMAS A ABORDAR EN FUTURAS
REUNIONES
72
8RUEGOS Y PREGUNTAS
73
Muchas gracias
por su atención
Asociación Empresarial Eólica