GT DE MANTENIMIENTO - AEEolica · -Los que más tiempo de parada requieren son el sensor de...

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.

110308_Acta GT Mantenimiento.pdf

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

01_Stefan Faulstich_IWES_AEE.ppt

02_Philip_Lyding_IWES_AEE.ppt

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


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


500 kW < … < 1000 kW 1) Hydraulic system


3) Control system

1) Drive train

2) Gearbox

3) Generator

1) Gearbox


3) Blades

≥ 1000kW 1) Yaw system

2) Gearbox


1) Gearbox

2) Blades

3) Control system

1) Gearbox

2) Yaw system



• 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)


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


• 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


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


•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


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


• 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


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





• Aerogeneradores de diversas tecnologías.

• Parques eólicos de distintas regiones de España.



cargo.

• Datos tomados en diferentes periodos de tiempo.

En esta serie de datos se han excluido las paradas por tareas

de mantenimiento preventivo.



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 %.



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%


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


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


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Sistemas eléctricos

Grandes componentes

23

Criticidad de componentes


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





• Aerogeneradores de diversas tecnologías.

• Parques eólicos de una sola región de España.



cargo.

• Datos tomados en el mismo periodo de tiempo.

25


Evolución del número anual de paradas por subsistema (dos años)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2007

/01

2007

/02

2007

/03

2007

/04

2007

/05

2007

/06

2007

/07

2007

/08

2007

/09

2007

/10

2007

/11

2007

/12

2008

/01

2008

/02

2008

/03

2008

/04

2008

/05

2008

/06

2008

/07

2008

/08

2008

/09

2008

/10

2008

/11

2008

/12

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


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



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


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.


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

2007

/01

2007

/02

2007

/03

2007

/04

2007

/05

2007

/06

2007

/07

2007

/08

2007

/09

2007

/10

2007

/11

2007

/12

2008

/01

2008

/02

2008

/03

2008

/04

2008

/05

2008

/06

2008

/07

2008

/08

2008

/09

2008

/10

2008

/11

2008

/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


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.


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

Encuesta BBDD/110418_Encuesta_BBDD_AEE_v2.docx

Encuesta BBDD/Respuestas/Repuestas BBDD_diff.xlsx

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


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


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


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


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

da

Du

ració

n p

ara

da

Ra

ng

os d

e

ve

locid

ad

me

dia

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ara

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ve

locid

ad

me

dia

du

ran

te p

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

e c

om

po

ne

nte

: M

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nic

o

Tip

o d

e c

om

po

ne

nte

: Elé

ctr

ico

Tip

o d

e c

om

po

ne

nte

: E

lectr

ón

ico

Gra

do

de

de

talle

de

re

co

pila

ció

n in

form

ació

n:

co

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Gra

do

de

de

talle

de

re

co

pila

ció

n in

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ació

n:

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bsis

tem

a

Gra

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talle

de

re

co

pila

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n in

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ació

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mp

on

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el q

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l fa

llo

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en

el q

ue

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e

l fa

llo y

sis

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a a

l qu

e

pe

rte

ne

ce

Co

ste

de

l co

mp

on

ente

Componente/sistema averiado

Promedio

Promotores



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


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

ara

ció

n

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ste

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la r

ep

ara

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ba

jo: P

reve

ntivo

Tip

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Tip

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ba

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C

orr

ectivo

Tip

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ran

C

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ectivo

De

tecció

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ve

ría

: Pre

dic

tivo

De

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ría

: P

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ntivo

De

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se

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No

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de

tecció

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ría

Ca

usa

ave

ría

: Fa

llo

Ca

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ave

ría

: De

sg

aste

Ca

usa

ave

ría

: Clim

a

Intervención/Avería



• “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



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



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

de

fa

llo

ge

ne

ral

Tasa

de

fa

llo

po

r co

mp

on

en

te y

po

r sis

tem

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Tasa

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fa

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on

en

te y

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Tasa

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tem

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pitch

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ño

de

op

era

ció

n d

e …

TASA DE FALLO


TIEMPOS DE PARADA (1/3)


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



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



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

Tie

mp

o d

e p

ara

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m/s

–9 m

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m/s

–13 m

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3

m/s

–18 m

/s; 1

8 m

/s –

25 m

/s)

TIEMPO DE PARADA


TASA DE SUSTITUCIÓN Y PERDIDAS ECONÓMICAS


48

Campos

Rep

1

Rep

2

Re

p 3

Rep

4

Rep

5

Rep

6

Rep

7

Rep

8

Rep

9

Rep

10


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


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


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


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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ció

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era

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op

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ció

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or

TASA DE SUSTITUCIÓN

Promedio

Promotores


4,70

4,90

4,33

5,005,00

4,75

4,0

4,5

5,0

Pé

rdid

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PERDIDAS

Promedio

Promotores


• “OTROS”:

– Posibilidad de detectar la estacionalidad de los fallos:

• Contemplado con la identificación de la fecha

– Horas de mano de obra.


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 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 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


El sistema turbina eólica está compuesto por los siguientes subsistemas

Sistema turbina eólica

Sistema generador

Sistema convertidor

Sistema trasformador

Sistema de Media Tensión


Rotor

Yaw

Tren de potencia

Palas Sistema suministro

de lubricante

Sistema Control y

protección

Sistema hidráulico


El sistema generador está compuesto por los siguientes subsistemas


Sistema generador

Sistema convertidor



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.


El sistema convertidor está compuesto por los siguientes subsistemas


Sistema generador

Sistema convertidor



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


El sistema transformador está compuesto por los siguientes subsistemas


Sistema generador

Sistema convertidor



Sistema Transformador

Cableado de potencia

Elementos de seguridad

Sistema de compensación.

Transformador, incluyendo sistema de

refrigeración


Sistema de media tensión

Sistema de

distribución de AT,

220 kV - 380 kV.

El sistema media tensión está compuesto por los siguientes subsistemas


Sistema generador

Sistema convertidor



Sistema de


110 kV - 220 kV.

Sistema de


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


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


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

6JJTT DE AEE EN WINDPOWEREXPO

(ZARAGOZA)

programa

71

110406 Borrador programa JT Zaragoza.doc

7TEMAS A ABORDAR EN FUTURAS

REUNIONES

72

8RUEGOS Y PREGUNTAS

73

Muchas gracias

por su atención

Asociación Empresarial Eólica

GT DE MANTENIMIENTO - AEEolica · -Los que más tiempo de parada requieren son el sensor de...

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