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PROYECTO FINAL DE CARRERA

ANÁLISIS DE INCIDENCIAS EN LA MONITORIZACIÓN Y CONTROL DE

INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA EN RÉGIMEN ESPECIAL: APLICACIÓN A PARQUES EÓLICOS

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD DE SEVILLA

AUTOR: MOISÉS GUERRERO CÁCERES TUTOR: ISIDORO LILLO BRAVO

SEPTIEMBRE DE 2013

Escuela Superior de Ingeniería Análisis de incidencias en la monitorización y control de instalaciones de producción de energía en Régimen Especial: Aplicación a Parques Eólicos. Universidad de Sevilla

Moisés Guerrero Cáceres 2

ÍNDICE

ÍNDICE............................................................................................................................2 CAPÍTULO 1. – INTRODUCCIÓN.............................................................................4 CAPÍTULO 2. - OBJETIVO DEL PROYECTO ........................................................5 CAPÍTULO 3. - DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL.........7

3.1. INTEGRACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO...................................................7 3.2. OPERATIVIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO ................................................9 3.3. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN RÉGIMEN ESPECIAL ..................11

CAPÍTULO 4. – SISTEMAS DE MONITORIZACIÓN Y CONTROL EN INSTALACIONES DE RÉGIMEN ESPECIAL.......................................................13

4.1. ELEMENTOS PRODUCTORES DE ENERGÍA Y OTROS..............................15 4.2. PLC’s ....................................................................................................................16 4.3. SERVIDOR DEL TECNÓLOGO........................................................................16 4.4. SUBESTACIÓN O CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Y UCS.....................17 4.5. SERVIDOR REMOTO DE TELEMANTENIMIENTO .....................................18 4.6. SERVIDOR CENTRAL.......................................................................................19 4.7. CENTRO DE CONTROL....................................................................................19 4.8. DESPACHO DELEGADO ..................................................................................21

4.8.1. Fases del proceso de las consignas de regulación de potencia .......................22 4.8.2. Requisitos para un Despacho Delegado .........................................................24 4.8.3. Causas de la restricción de máxima potencia .................................................24

4.9. EQUIPO DE TELEMANTENIMIENTO ............................................................26 4.10. RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA ......................................................................28

CAPÍTULO 5. – INCIDENCIAS REGISTRADAS EN INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL ............................................................31

5.1. CLASIFICACIÓN DE INCIDENCIAS SEGÚN EL SERVICIO AFECTADO.32 5.2. CLASIFICACIÓN DE INCIDENCIAS SEGÚN EL MÓDULO CORRUPTO..38 5.3. INCIDENCIAS EXTERNAS...............................................................................43

CAPÍTULO 6. – ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE INCIDENCIAS REGISTRADAS, APLICADO A PARQUES EÓLICOS........................................................................48

6.1. GRÁFICAS DE INCIDENCIAS REGISTRADAS.............................................49 6.1.1. Incidencias por servicio afectado ...................................................................49

6.1.1.1. Comparativa por número de incidencias ..................................................49 6.1.1.2. Comparativa por porcentajes ....................................................................53 6.1.1.3. Comparativa por repercusión económica para el cliente..........................56

6.1.2. Incidencias por módulo corrupto....................................................................59 6.1.2.1. Comparativa por número de incidencias ..................................................59 6.1.2.2. Comparativa por porcentajes ....................................................................62 6.1.2.3. Incidencias internas por módulo corrupto ................................................63

6.1.3. Incidencias externas al equipo de telemantenimiento ....................................64



6.1.3.1. Origen de las incidencias..........................................................................64 6.1.3.2. Comparativa por número de incidencias externas....................................65 6.1.3.3. Comparativa por porcentajes ....................................................................67

CAPÍTULO 7. - GUÍA DE RECOMENDACIONES................................................69 7.1. EQUIPO DE TELEMANTENIMIENTO ............................................................69 7.2. COMUNICACIÓN CLIENTE-EMPRESA DE TELEMANTENIMIENTO ......69 7.3. PROCEDIMIENTO PARA RESOLUCIÓN DE INCIDENCIAS.......................69 7.4. CRITERIOS EN LA RESOLUCIÓN DE INCIDENCIAS..................................70

7.4.1. Clasificación de tiempos de resolución máximos...........................................70 7.4.2. Resolución de incidencias con retenes de parque...........................................71 7.4.3. Priorización en la resolución de incidencias ..................................................71 7.4.4. Verificación de resolución por parte del cliente.............................................72

7.5. MANTENIMIENTOS PREVENTIVOS..............................................................73 CAPÍTULO 8. – CONCLUSIONES ...........................................................................74 CAPÍTULO 9. – BIBLIOGRAFÍA .............................................................................76



CAPÍTULO 1. – INTRODUCCIÓN

El auge de las energías renovables debido al encarecimiento y escasez de los

combustibles fósiles, así como por la mayor concienciación social con el

medioambiente está propiciando un cambio progresivo en la forma de obtener energía

eléctrica para las necesidades del ser humano.

Ante la creciente importancia y peso de las tecnologías de producción de

electricidad a partir de energías renovables en el sistema español de generación de

energía eléctrica, se hace necesario crear sistemas que permitan operar sobre este tipo de

plantas generadoras de energía.

Por una parte, la energía eléctrica no puede almacenarse en gran escala. Bajo

esta premisa será necesario que, en función del consumo de energía instantáneo que se

demanda en España, exista la posibilidad de regular la cantidad de energía eléctrica

generada en las plantas de generación de energía eléctrica, ya que no se puede generar

más electricidad que la que se demanda en un momento determinado. Esto nos lleva a la

necesidad de que exista un sistema regulador de producción a nivel nacional por parte

de REE (Red Eléctrica de España), que decida quién y cuánta energía eléctrica puede

producirse en cada momento.

Por otra parte, la producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía

renovables presenta el inconveniente de depender de condiciones externas

(climatológicas, principalmente). Debido a que la producción en estas instalaciones no

es constante, la regulación de la producción en este tipo de plantas es más compleja que

en otro tipo de plantas. Por este motivo, se hace necesario disponer de complejos

sistemas de operación sobre estas instalaciones de producción de energía que posibiliten

una mayor eficiencia y rendimiento aprovechando las condiciones climatológicas, así

como cumplir con las órdenes de regulación de producción impuestas desde REE.



CAPÍTULO 2. - OBJETIVO DEL PROYECTO

Para posibilitar un total control de la explotación de una instalación de

producción en régimen especial es necesario tener un completo sistema de

monitorización y control sobre el mismo a través de Scadas. Este sistema tendrá

garantizado un correcto funcionamiento en todo momento gracias a una empresa de

telemantenimiento, encargada de solucionar todos los posibles fallos que puedan

producirse en las comunicaciones, monitorización y control de las instalaciones de

producción.

El aspecto clave en la explotación de las plantas de generación de energía

eléctrica a partir de fuentes de energía renovables es la maximización de beneficios en

la producción, puesto que las plantas suponen importantes inversiones para los

propietarios y esperan obtener una gran rentabilidad. Por ello, todas las empresas

involucradas en el control de una planta generadora deben trabajar en coordinación para

evitar que haya fallos en el sistema que supongan pérdidas económicas. Cada segundo

que se deja de producir energía por un error en el sistema supone una pérdida

económica que hay que evitar, en especial cuando las condiciones meteorológicas son

las ideales para la producción de energía según la fuente de energía renovable que se

emplea (días con abundancia de sol, viento, corrientes de agua, etc.).

La intención de reducir las pérdidas económicas que se producen en la

producción de energía eléctrica debido a fallos en la monitorización y control de las

instalaciones a través de los Scadas lleva a la necesidad de realizar un análisis de los

tipos de fallos observados, con el objetivo de estudiar los puntos débiles del sistema y

las posibles soluciones que se pueden llevar a cabo por la empresa de

telemantenimiento, tanto en acciones preventivas como correctivas.

El objetivo de este proyecto es realizar un análisis de los tipos de fallos que se

registran en el sistema de monitorización y control de parque eólicos desde varios

puntos de vista distintos y clasificarlos. Se realizarán análisis estadísticos según las

clasificaciones estimadas y se hará especial hincapié en las incidencias más críticas del

sistema de monitorización y control. Este análisis se hará en base a las 2850 incidencias



registradas por una empresa de telemantenimiento en un total de 230 parques eólicos,

ubicados en España, Portugal y Sudamérica, en el período comprendido entre el 1 de

enero de 2013 y el 1 de septiembre de 2013.

No se pretende con este estudio llegar hasta el máximo detalle en los orígenes de

los fallos (drivers con funcionamientos anómalos, protocolos de comunicaciones que

fallan, etc.), ni estudiar las posibles correcciones que conllevaría cada tipo de

incidencia, sino acotar las partes del sistema más propensas a provocar errores para así

poder realizar estudios más exhaustivos y abordar posibles modificaciones e

innovaciones en el sistema de monitorización y control en el futuro, de cara a mejorar el

rendimiento y rentabilidad de las plantas productoras en Régimen Especial cuyo

mantenimiento está a cargo de la empresa de telemantenimiento.



CAPÍTULO 3. - DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

ESPAÑOL

3.1. INTEGRACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Los principios generales sobre el suministro de energía eléctrica y las distintas

opciones de contratación vienen recogidos en la Ley 54/1997, del sector eléctrico, y en

su desarrollo normativo, principalmente el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre,

y las disposiciones relativas a las tarifas.

Para entender el funcionamiento del sistema eléctrico es necesario aclarar cuáles

son los distintos organismos que integran y regulan el mercado de la energía eléctrica en

España.

Reguladores:

o La Administración General del Estado que ejerce las facultades de la

planificación eléctrica, regula la organización y el funcionamiento del mercado

de producción, establece la regulación básica de la generación, transporte,

distribución y comercialización de energía eléctrica y determina los requisitos

mínimos de calidad y seguridad en el suministro eléctrico.

o La Comisión Nacional de Energía que vela por la competencia efectiva del

sector eléctrico y por su objetividad y transparencia.

Operadores:

o El Operador del Sistema es el responsable de la gestión técnica del sistema y

tiene por objeto garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y

la correcta coordinación del sistema de producción y transporte. La Ley asigna

esta función a Red Eléctrica (REE).



o El Operador del Mercado es el responsable de la gestión económica: gestiona el

sistema de ofertas de compra y venta de energía que los diferentes agentes

efectúan en el mercado de producción y realiza la liquidación final resultante. La

Ley asigna esta función a la Compañía Operadora del Mercado Español de

Electricidad (OMEL).

Productores:

o Se considera agente productor de energía eléctrica en régimen ordinario a toda

aquella persona física o jurídica que tiene la función de generar energía eléctrica,

así como construir, operar y mantener las centrales de producción.

o Los productores en régimen especial son los productores que utilizan energía

primaria de origen renovable o cogeneración de alta eficiencia, así como los

autoproductores, siempre y cuando la potencia instalada de las instalaciones no

supere los 50 MW.

Comercializadores:

Las empresas comercializadoras de electricidad son aquellas empresas eléctricas

encargadas de vender la electricidad a los clientes finales. Las comercializadoras de

mercado libre venden la energía a la tarifas fijadas por ellas mismas y las de Último

Recurso son designadas por el Gobierno para ofertar la Tarifa de Último Recurso (TUR)

a los precios fijados por el Ministerio de Industria según el Real Decreto 485/2009, de 3

de abril, que regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de

la energía eléctrica. En dicha norma se establece que, a partir del 1 de julio de 2009, se

inicia el suministro de último recurso realizado por los comercializadores de último

recurso siguientes:

o Endesa Energía XXI, S.L.

o Iberdrola Comercialización de Último Recurso, S.A.U.

o Unión Fenosa Metra, S.L.

o Hidrocantábrico Energía ültimo Recurso, S.A.U.

o E.ON Comercializadora de Último Recurso, S.L.



Distribuidores:

Los agentes distribuidores tienen la función de distribuir energía eléctrica, así

como construir, mantener y operar las instalaciones de distribución destinadas a situar la

energía en los puntos de consumo y proceder a su venta a aquellos consumidores finales

que adquieran la energía eléctrica a tarifa o a otros distribuidores que también adquieran

la energía eléctrica a tarifa. Las principales empresas distribuidoras son: Endesa,

Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y E.ON.

Consumidores:

Son las personas físicas o jurídicas que compran la energía para su propio

consumo. Aquellos consumidores que adquieren energía directamente en el mercado de

producción (generalmente grandes industrias) se denominan Consumidores Directos en

Mercado.

3.2. OPERATIVIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Como ya se ha comentado, Red Eléctrica (REE) es la compañía responsable de

la operación del sistema eléctrico español y de la gestión de la red de transporte de

energía eléctrica.

Para realizar estas funciones básicas y garantizar el funcionamiento global del

sistema eléctrico, controla y opera el sistema en tiempo real y garantiza la correcta

coordinación entre la generación de las centrales eléctricas y el transporte de energía,

asegurando, en todo momento, la continuidad y seguridad del suministro eléctrico.

La energía, en primer lugar, la producen y entregan los generadores a la red de

transporte, en las cantidades y horas que se asignan en los mercados y teniendo en

cuenta que REE debe autorizar que la energía que se produce pueda entregarse a la red

si no sobrepasa la demanda existente en cada momento.



El transporte lo gestiona REE empleando su propia red y la de otros

transportistas, realizando la entrega física de la energía a los distribuidores y a algunos

consumidores en alta tensión. Los distribuidores (Endesa, Iberdrola, etc.) reciben la

energía del transporte y la entregan a los consumidores, transformada al nivel de tensión

que éstos precisen.

En la siguiente imagen puede verse un esquema del sistema eléctrico español:

El precio de la energía eléctrica viene determinado por la llamada subasta

eléctrica. Una explicación sencilla del sistema de subasta eléctrica sería que los

generadores ofertan la electricidad que van a producir al día siguiente y las empresas

compran esa electricidad. De esta forma se iguala la generación a la demanda, pues sólo

producirán electricidad los generadores que hayan conseguido un comprador para su

electricidad. Como ya se ha mencionado anteriormente, el operador del mercado es

OMEL.



En cuanto a las energías renovables, estas tarifas y el régimen económico vienen

regulados por el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la

actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

3.3. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN RÉGIMEN ESPECIAL

El régimen económico para las instalaciones generadoras de energía en Régimen

Especial viene regulado por el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se

regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. En especial,

el grupo de energía eólica sobre tierra pertenece al subgrupo b.2.1.

Según este Real Decreto, los productores tienen dos opciones:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o distribución,

percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los períodos de programación,

expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.

b) Vender la electricidad en el mercado de producción de energía eléctrica. En

este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado

organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la

instalación, complementado, en su caso, por una prima en céntimos de euro por

kilovatio-hora.



Este régimen especial ofrece la ventaja de introducir y fomentar la competencia

entre los productores en el mercado eléctrico, además de promover la producción de

electricidad renovable en las horas punta (que suelen tener mayor coste).

El coste de las primas a las energías renovables y la cogeneración se traslada al

consumidor final incluyéndolo en la tarifa eléctrica, como una partida dentro de los

peajes de acceso.

Aparte de las primas que ofrece el régimen especial, estas instalaciones

generadoras de energía eléctrica tienen prioridad de acceso de la red frente al resto de

generadores. En lo relativo a la conexión, en caso de existir limitaciones de generación

de energía en el punto de conexión, las instalaciones generadoras renovables tendrán

preferencia frente al resto de generadores.

El sistema prevé igualmente otras bonificaciones e incentivos para fomentar

comportamientos beneficiosos para el sistema:

o Discriminación horaria: para las instalaciones a tarifa ordinaria, existe la

posibilidad de obtener una bonificación o penalización de hasta el 37%

dependiendo de si la energía se produce en horas punta o valle.

o Complemento por eficiencia para las cogeneraciones, según el nivel de

aprovechamiento del calor útil.

o Complemento por energía reactiva por el mantenimiento de determinados

valores del factor de potencia para la estabilidad de la red.

o Complemento por seguridad de suministro: para las plantas eólicas que sean

capaces de no desconectarse de la red, en caso de huecos de tensión. Con ello se

evita la desconexión de todo el parque en caso de pequeños fallos de la red, lo

que podría desestabilizar totalmente el sistema.



CAPÍTULO 4. – SISTEMAS DE MONITORIZACIÓN Y CONTROL

EN INSTALACIONES DE RÉGIMEN ESPECIAL

El sistema de monitorización y control de la generación de energía eléctrica a

partir de energías renovables requiere un doble control en las centrales o parques, ya

que tanto el propietario de la instalación (o el operador en el que delegue la operación

de las instalaciones) como Red Eléctrica Española, operador del sistema de energía

eléctrica en España, necesitan poder intervenir en el funcionamiento del la instalación

en cuestión.

Podemos ver en la siguiente figura un esquema aproximado de la estructura

jerárquica de las comunicaciones entre instalaciones de producción de electricidad a

partir de fuentes de energía renovables y un sistema central que coordina la

monitorización y control de varios parques de España:



Normalmente el radio de acción de la empresa de telemantenimiento abarca los

servidores remotos y centrales y también pueden llegar hasta el equipo del Despacho

Delegado, aunque esto dependerá del agente operador y del contrato de mantenimiento

existente entre las partes.

En otros países, como Portugal, el operadores de la red no regula la producción

de energía las plantas de energías renovables y la figura del Despacho Delegado no

existe como tal, sino que se mandan los datos de producción al operador de la red para

que realice los cálculos pertinentes sobre la red.

Aunque cada planta y cada tipología de generación de energía en Régimen

Especial tienen sus particularidades y pueden diferir, a continuación se describirán las

distintas partes que entran en acción en el control y el telemantenimiento de las

instalaciones de producción de energía eléctrica en Régimen Especial.



4.1. ELEMENTOS PRODUCTORES DE ENERGÍA Y OTROS

Dentro de los elementos productores de energía se incluyen los aerogeneradores,

torres solares, paneles fotovoltaicos, turbinas, etc., que obtienen electricidad a partir de

las fuentes de energía renovables.

Además de los elementos productores, suelen existir también en las instalaciones

de producción una o más estaciones meteorológicas que recogen las condiciones

climatológicas para así poder tener más datos sobre la operación y posibilidades de

generación del parque.

En los elementos de producción existen sensores instalados de todo tipo para

conocer el estado de funcionamiento de cada máquina productora. Las señales digitales

y analógicas que emiten estos sensores son enviadas al PLC que tiene cada máquina

instalado para que sea interpretado como una variable que se enviará a los servidores

que tratan los datos de todo el parque

Al mismo tiempo, los elementos de producción también tienen actuadores que

permiten cambiar el estado de funcionamiento de los mismos. Es decir, que los

elementos de producción deben poder recibir órdenes de arranque o parada de

producción, e incluso pueden recibir órdenes para producir energía por debajo de su

potencia nominal. Los actuadores realizarán cada acción en función de las señales que el

PLC de la máquina en cuestión les envíe. Estas órdenes suelen ser enviadas desde el

Centro de Control del agente operador por imposición de REE, pero también pueden

aplicarse por algún técnico de instalaciones desde el mismo PLC situado junto al

elemento de producción para realizar labores de mantenimiento.

La energía eléctrica producida por cada elemento de producción es vertida a la

subestación por la que se evacua la energía de toda la instalación, una vez transformada

al nivel de tensión adecuado.



4.2. PLC’s

Los PLC’s son pequeñas computadoras que admiten y tratan señales de entrada

y salida, tanto analógicas como digitales. Cada elemento de producción suele tener su

propio PLC y, al mismo tiempo, todos los PLC están conectados con el servidor del

fabricante (también llamado tecnólogo) de los elementos de producción.

Normalmente, las señales que producen los transductores que un elemento de

producción tiene instalado son enviadas a su PLC. Este las interpreta tanto si son

analógicas como digitales y les asigna una variable con un nombre o “tag” relacionado

con su significado físico, de forma que los valores de cada variable que sean enviados al

servidor del tecnólogo tengan un nombre reconocible por este.

Al mismo tiempo, cuando se desea enviar una orden de arranque o parada a un

elemento de producción es su PLC el que, al recibir desde el servidor del tecnólogo un

cierto valor para una variable o “tag”, lo interpreta como una orden a enviar al actuador

correspondiente.

4.3. SERVIDOR DEL TECNÓLOGO

El fabricante de los elementos de producción o tecnólogo, cuando construye las

instalaciones de producción instala también un servidor que es el encargado de recoger

las señales y medidas de todos los elementos de producción enviadas a través de sus

PLCs.

El cometido de este servidor no es realizar ningún tipo de control sobre la

instalación, sino suministrar los datos de funcionamiento de todos los elementos de

producción al servidor de telemantenimiento instalado en el mismo parque de una forma

centralizada, evitando que el servidor de telemantenimiento tenga que estar conectado

individualmente con todos los PLCs.



Además, cuando desde el Centro de Control del agente operador se envían

órdenes de arranque o parada a los elementos de producción, es este servidor del

tecnólogo el encargado de dirigir la orden al PLC del elemento de producción en

cuestión.

El mantenimiento de este servidor corre a cargo del tecnólogo o del agente

operador y la empresa de telemantenimiento no tiene acceso al mismo.

4.4. SUBESTACIÓN O CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Y UCS

La subestación está formada los transformadores que realizan la función de

convertir la electricidad generada en baja o media tensión a media o alta tensión, para su

transporte y distribución por la red eléctrica.

Las subestaciones envían datos de funcionamiento de la instalación mediante un

servidor llamado UCS (Unidad de Control de Subestación) al equipo remoto de la

empresa de telemantenimiento, que a su vez los enviará al servidor central vía satélite

para visualizar su estado en el Scada del operador. Los datos que servirán serán los de

producción en cada instante, los estados de los interruptores y los transformadores, las

alarmas que estén activas, etc.

Las operaciones de mando para apertura y cierre de interruptores se enviarán por

parte de los operadores desde el Scada del servidor central y será la UCS la que

interpretará estas órdenes para maniobrar sobre la aparamenta.

Al mismo tiempo, esta UCS es una estación de control que permite que el

técnico de la instalación pueda maniobrar sobre la aparamenta de las subestaciones

desde el mismo parque para hacer que una planta comience a verter o deje de verter

energía a la red en caso de que fallasen las órdenes enviadas desde el Scada central del

agente operador.



En las subestaciones también existen otros equipos llamados servidores SCRE

(Seguimiento del Cumplimiento de Regulación Reactiva) encargados de controlar el

factor de potencia de la potencia generada en las instalaciones, para evitar que la energía

reactiva alcance cotas indeseables que puedan provocar multas por parte de REE. Para

ello, este servidor se comunica con una batería de condensadores que permiten regular

el factor de potencia. Funciona mediante envío de consignas de una forma similar a los

elementos de producción cuando reciben consignas de limitación de potencia.

4.5. SERVIDOR REMOTO DE TELEMANTENIMIENTO

El equipo remoto de telemantenimiento es el encargado de recoger los datos de

funcionamiento de cada parque (a través del servidor del tecnólogo) y subestación y

enviarlos vía satélite al equipo central del agente operador.

Aprovechando que en el servidor puede haber una base de datos existirá la

posibilidad de crear un Scada en estos servidores remotos para que los supervisores de

la instalación puedan monitorizar e interactuar con los elementos productores de una

forma similar a como se hace en un Centro de Control.

Este servidor remoto recibirá las órdenes de operación procedentes del equipo

central, las interpretará y las enviará al servidor del tecnólogo y, en caso de existir

Scada local en la instalación, las órdenes también podrán ser enviadas mediante el

mismo. Dependiendo de los intereses del agente operador, las órdenes de operación

podrán ser enviadas desde el mismo Centro de Control seleccionando sobre qué

elementos de producción se desea interactuar, o bien podrá permitirse que sea un

algoritmo del servidor remoto el que seleccione qué elementos de producción

arrancarán o pararán.

Cuando estos equipos remotos disponen de una base de datos que almacena

datos de operación permitirá sacar informes de distintos tipos a los operarios de parque,

con el fin de poder realizar un completo seguimiento del estado de producción de una

planta y evaluar su funcionamiento.



En ocasiones, estos servidores funcionan con redundancia instalándose dos

similares, para que en el caso de que uno de ellos quede fuera de funcionamiento las

comunicaciones se conmuten al servidor de respaldo.

4.6. SERVIDOR CENTRAL

El equipo central de un agente operador recibe vía satélite los datos de los

distintos equipos remotos de instalaciones que un mismo operador posee en cualquier

parte del mundo. Estos datos son almacenados en una base de datos central que permite

publicarlos en tiempo real en un Scada que controla el operador en su propio Centro de

Control, además de poder sacar informes de producción de los distintos parques sobre

los que opera. Este Centro de Control se conecta vía Internet a los datos del equipo

central para poder visualizar el Scada.

Las órdenes que son enviadas a través del Scada central son gestionadas desde

este servidor central y enviadas a los parques vía satélite.

El equipo central también recibe órdenes de regulación de potencia para las

instalaciones desde los Despachos Delegados para que sean enviadas a los parques y a

su vez surte a los Despachos Delegados de los datos que REE reclama en tiempo real.

Estos datos se especifican en el apartado correspondiente a los Despachos Delegados.

4.7. CENTRO DE CONTROL

El propietario de la instalación de producción de energía eléctrica necesita tener

un total control sobre sus instalaciones para poder operar con la planta de la forma más

eficiente y alcanzando las mayores ganancias posibles. Este cliente suele dejar la

operación y mantenimiento de las instalaciones en manos de otra empresa externa, el

llamado agente operador, con más experiencia para la explotación y operación de las

mismas.



El cometido principal del agente operador es maximizar la producción de

energía eléctricas de las instalaciones generadoras para el beneficio económico de sus

clientes.

Para poder operar, el agente operador necesita tener una completa

monitorización del funcionamiento de todas las instalaciones sobre las que opera y

además debe tener maniobrabilidad desde un lugar centralizado para poder operar sobre

los distintos elementos de las instalaciones de producción. Todo esto suele llevarse a

cabo desde un Centro de Control operativo 24 horas y se tiende a integrar todas las

plantas que tenga un mismo agente operador de instalaciones en un mismo Scada para

facilitar esta labor.

Scada de Centro de Control

Los agentes operadores monitorizan y actúan desde su Centro de Control para

controlar todas las plantas que gestionan a través de este Scada que las aglutina. Este



Scada es una herramienta muy completa que permite un total control sobre las plantas,

otorgando la posibilidad de enviar órdenes de funcionamiento a los elementos de

producción de las instalaciones.

Los datos que se visualizan en el Scada son ofrecidos desde el equipo central de

la empresa encargada del telemantenimiento a través de Internet. En estos Scadas es

posible ver valores de funcionamiento y producción de la planta en tiempo real, ver

datos meteorológicos, detectar fallos y alarmas o errores en elementos situados en las

instalaciones u obtener informes de distintos tipos, entre otras múltiples posibilidades.

También tienen permitido operar sobre los las subestaciones en las que vierten su

energía las plantas generadoras de energía.

El correcto funcionamiento de este Scada depende de la empresa de

telemantenimiento, la cual debe cuidar de que todos los parques muestren todos sus

datos correctamente y que cuando se mandan órdenes desde el mismo, estas lleguen a

las instalaciones de generación de energía eléctrica, prestando especial atención a que

las comunicaciones con las instalaciones sean estables.

4.8. DESPACHO DELEGADO

El Despacho Delegado, como tal, existe en España pero no en las plantas que el

equipo de telemantenimiento mantiene en el extranjero. En otros países sólo es

necesario que el operador de la red reciba los valores de producción de las instalaciones

o bien, si desea regular algún parque, lo hace a través de un sistema ajeno a la empresa

de telemantenimiento.

En lo concerniente a España, con fecha 2 de diciembre de 2005 se publicó el

Real Decreto 1454/2005, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas

al sector eléctrico. En su Artículo sexto, punto cinco “se establece la obligación para

todas las instalaciones del régimen especial con potencia superior a 10 MW de estar

asociadas a un centro de control, que actuará como interlocutor del operador del



sistema, transmitiendo las instrucciones a los distintos propietarios de dichas

instalaciones o sus representantes, con objeto de garantizar en todo momento la

fiabilidad del sistema eléctrico".

El servicio de Despacho Delegado se describe como un interlocutor con REE

para las instalaciones de generación renovable de más de 10 MW que debe atender al

envío de medidas y recepción de consignas que garanticen la seguridad del sistema

eléctrico. Estos datos se recibirán y enviarán a los parques a través del servidor central

de un agente operador o bien directamente con los parques. Las consignas se referirán a

la disminución de la potencia máxima que puede ofertar cada instalación y serán

ordenadas por REE en último término, siempre que no existan otros medios para excluir

de riesgos al sistema. La actuación será en tiempo real o con la antelación suficiente,

bien porque ya se ha actuado sobre la energía gestionable, bien porque únicamente es

posible su solución mediante la actuación sobre la energía no gestionable.

En los procedimientos de operación de REE y documentación adicional se

encuentra una descripción del proceso, no invadiendo el terreno de la relación entre el

productor o propietario de la instalación y el Centro de Control o agente operador

contratado, que puede calificarse de libre entre las partes.

Las partes implicadas directamente en este proceso de limitaciones de potencia

son:

- Los Centros de Control.

- Los productores en régimen especial.

- El CECRE de REE.

El Centro de Control de Régimen Especial de Red Eléctrica (CECRE) se inserta

en el Centro de Control Eléctrico de Red Eléctrica (CECOEL), habiéndose diferenciado

el tratamiento al régimen especial en el control del operador del sistema por garantizar

la seguridad y calidad del abastecimiento para la energía en régimen especial.

4.8.1. Fases del proceso de las consignas de regulación de potencia:



1. Envío a REE de medidas del parque.

La frecuencia del envío deberá ser, como máximo, de 12 segundos e incluir, al

menos, la potencia activa, reactiva, la conectividad del parque y, si están disponibles, la

medida de tensión, la intensidad y ciertos datos meteorológicos en función del tipo de

tecnología usada para la generación de energía. En concreto, para los parques eólicos es

obligatorio facilitar la dirección del viento y la temperatura.

2. Recepción y gestión de las consignas enviadas por REE.

Cada minuto, REE analiza las medidas que recibe al nivel del nudo de conexión

y envía consignas a los productores por parque y tipo de parque a través de sus

Despachos Delegados. El Despacho Delegado recibe la consigna y, o bien la gestiona

directamente a través de un acceso remoto a las instalaciones, bien reenvía la consigna

al centro de operaciones del parque al que se encuentra conectado. Independientemente

del medio escogido, la consigna debe materializarse en un plazo inferior a los minutos

que correspondan a la tecnología de generación utilizada, si bien existe una pequeña

tolerancia.

3. Adaptación de las consignas de REE.

REE analiza el sistema al nivel de los nudos de red. Si un nudo no es gestionado

completamente por un mismo centro de control, REE propone las consignas por parque

y tipo de parque mediante un reparto proporcional. En caso contrario, la consigna se

emitirá por nudo, pudiendo el Centro de Control redistribuir la consigna entre los

parques con las consabidas justificaciones.

4. Levantamiento de la consigna.

Actualmente las consignas se envían cada minuto debiendo ser mantenidas

mientras sean recibidas, satisfaciendo el plazo de respuesta mínima de los minutos

requeridos en función de la tecnología. En concreto, para parques eólicos el tiempo de

respuesta está fijado en 15 minutos. En un futuro es posible que las consignas se

mantengan para un plazo de 10 minutos incorporando medidas que suavicen las

consignas aportando una mayor estabilidad a las reducciones de potencia.

5. Incumplimientos.



Ante un incumplimiento de las consignas, REE puede ordenar el disparo del

interruptor principal del parque. Además, pueden suponer una grave penalización

económica a las empresas generadoras, debido a que estos incumplimientos pueden

derivar en problemas severos en la red eléctrica, como apagones en núcleos urbanos en

el peor de los escenarios.

4.8.2. Requisitos para un Despacho Delegado:

o Los centros de control de Despecho Delegado deben disponer de una conexión

punto a punto dedicada con el CECRE, redundantes y con un ancho de banda

mínimo que garantice el correcto intercambio de la información (256 kbps). Una

infraestructura técnica y los recursos humanos suficientes para garantizar el

funcionamiento y el envío de medidas 24 horas todos los días del año.

o Un sistema SCADA en funcionamiento 24x7 que cubra el fallo simple de un

equipo o función.

o Un sistema de control continuo que permita la atención de cualquier incidencia

en el funcionamiento en un plazo inferior a una hora.

o Los centros de control de generación deben cumplir el protocolo de

comunicación determinado por REE.

o Todas estas cuestiones serán confirmadas y habilitadas por parte de REE con los

agentes que deseen proveer el servicio de centro de control de Despacho

Delegado.

4.8.3. Causas de la restricción de máxima potencia

El envío de las consignas se realizará debidamente motivado por el operador del

sistema, recogiéndose, actualmente, los siguientes motivos:

o No limitación (motivo = 0): No se produce limitación alguna.



o Congestión de la evacuación de generación (motivo = 1): Sobrecargas

inadmisibles sobre elementos de la red de transporte debidos a excesos de

producción respecto a la capacidad de evacuación. En primer lugar se actuará

sobre la energía en régimen ordinario hasta su mínimo técnico, posteriormente,

sobre la energía en régimen especial. El distribuidor también puede comunicar la

necesidad de reducción al operador del sistema.

o Estabilidad – Hueco tensión (motivo = 2): Asociadas a la máxima pérdida de

generación que el sistema puede soportar debido a un hueco de tensión

actuando, en caso de reducción de producción, en primer lugar, sobre las

instalaciones con menores tolerancias a los huecos de tensión. Se antoja como la

causa más probable de reducción de potencia.

o Potencia de cortocircuito (motivo = 3): Asociadas a la máxima pérdida de

generación que el sistema puede soportar debido a un hueco de tensión

actuando, en caso de reducción de producción, en primer lugar, sobre las

instalaciones con menores tolerancias a los huecos de tensión. Se antoja como la

causa más probable de reducción de potencia.

o Viabilidad de los balances de potencia (motivo = 4): En la programación de la

generación, el operador del sistema debe asegurar la viabilidad de los balances

de potencia activa y reactiva teniendo en cuenta las circunstancias singulares de

operación y los límites técnicos de las plantas gestionables imprescindibles para

cubrir la demanda en los períodos horarios próximos. Se asocia a horizontes

diarios sobre la totalidad del sistema.

o Excedentes de generación no integrables en el sistema (motivo = 5): En

determinadas circunstancias, una demanda inferior a la prevista o una

producción superior a la previsión pueden ser consideradas inviables por el

operador del sistema el cual puede determinar el corte de alguna instalación.



o Mecanismo excepcional (motivo = 6): En último término el operador del sistema

puede determinar excepcionalmente cualquier acción sobre el sistema si carece

de medios para la resolución de la incidencia.

4.9. EQUIPO DE TELEMANTENIMIENTO

Otro vértice importante en el control de plantas de generación de energía

eléctrica a partir de energías renovables es la empresa que se encarga del

telemantenimiento de las mismas.

Esta empresa pone a disposición del propietario de las plantas generadoras

Scadas a medida y tienen el cometido de asegurar que en todo momento los datos de

funcionamiento de la planta llegan correctamente al Centro de Control del operador de

plantas y/o del propietario de la instalación y que a su vez todas las órdenes que este

manda remotamente lleguen correctamente a los elementos de producción de la

instalación. También hay plantas en las que existen Scadas que se pueden visualizar

desde los servidores remotos para realizar un seguimiento en tiempo real de la

producción desde la misma instalación.



Seguimiento de parque eólico

Los datos que la empresa de telemantenimiento toma del parque unas veces son

ofrecidos a través de servidores que instalan los tecnólogos o constructores de la planta

(en la mayoría de los casos) y otras veces son tomados directamente desde las máquinas

productoras. Para llegar a los Centros de Control, los datos pasan por un equipo remoto

situado en parque y por un servidor central en el que se aglutinan los datos de todas las

plantas de un mismo agente operador, ambos servidores gestionados por la empresa de

telemantenimiento.

La empresa de telemantenimiento trabaja vía Internet para realizar las acciones

preventivas y correctivas en el funcionamiento del sistema. Cuando se atiende una

incidencia que requiere la acción de un técnico en parque, esta actuación será

responsabilidad del agente operador.

La empresa de telemantenimiento también tiene otros cometidos como asegurar

la correcta comunicación de datos y órdenes entre los servidores centrales y los

Despachos Delegados y REE o como facilitar diferentes herramientas generadoras de

informes a los clientes y operadores de plantas.



El campo a abarcar por el equipo de telemantenimiento dependerá del contrato

existente entre esta empresa y el agente operador, pero habitualmente se encarga de

gestionar y mantener los servidores remotos y los servidores centrales de los Centros de

Control de los operadores.

4.10. RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

Red Eléctrica Española (REE) es la compañía responsable de la operación del

sistema eléctrico español y de la gestión de la red de transporte de energía eléctrica. Esta

entidad es la encargada de realizar un control en tiempo real de la energía que se

produce en España en todo momento y la que se consume, ya que, como es sabido, la

energía eléctrica no puede almacenarse a gran escala.

Para controlar la energía eléctrica generada y consumida, surge la necesidad de

crear redes de transporte y distribución de la energía eléctrica que canalicen el flujo

continuo de la energía entre las centrales generadoras y los consumidores de la energía.

El conjunto de estas redes forman un entramado de líneas y nudos que debe estar en

constante equilibrio, pues no puede haber desfases entre la energía producida y

consumida.



Hay situaciones que son especialmente críticas en la gestión de la energía

eléctrica: cuando existe una previsión de producción superior a la demanda, REE se ve

obligada a realizar limitaciones de potencia a los generadores de energía. En función de

unos complejos cálculos sobre el sistema de nudos de red del sistema eléctrico, los

operadores de REE ordenan la limitación de la potencia mediante consignas a las

plantas generadoras que les interesen para equilibrar el sistema de manera óptima y

rápida. Por ley, quedan exentas de limitaciones de REE las plantas de producción de

energía con una potencia nominal instalada inferior a los 10MW.

Las consignas son enviadas a los Despachos Delegados para que estos la

manden a los servidores centrales de los agentes operadores y sean aplicadas en las

instalaciones sobre las que operan. Estos mismos Despachos Delegados son también los

que le ofrecen a REE los valores en los que las plantas generadoras están funcionando



en tiempo real y que por Ley están obligados a mandar a REE. En función de estos

valores se realizan los pertinentes cálculos que permiten calcular las necesarias

consignas de potencia a aplicar sobre las instalaciones de producción de energía

eléctrica.

En otros países, como en Portugal, el operador de la red eléctrica no regula la

energía generada en las plantas, pero sí que necesita visualizar los datos de producción a

través de los servidores centrales de los operadores.



CAPÍTULO 5. – INCIDENCIAS REGISTRADAS EN

INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL

Para realizar el análisis estadístico de los tipos concretos de incidencias

registradas en una instalación de producción de energía en Régimen Especial es

necesario realizar una primera clasificación que sirva para cualquier tipo de instalación

y tecnología.

Las incidencias pueden agruparse, para empezar, por grupos en función del

servicio del sistema que se ve afectado. Más tarde, una vez encontradas la causa y la

solución del error, se clasificará en función de la parte del sistema que causó la

incidencia.

Como ya se ha dicho previamente ni todas las instalaciones con la misma fuente

de energía renovable ni las que funcionan con distintas tecnologías siguen esquemas

idénticos en la estructura jerárquica de las comunicaciones y control, pero como

guardan similitudes se ha intentado realizar una clasificación que pueda resultar válida

para todas las tecnologías disponibles.

Finalmente, se realizará una división entre las incidencias que son

responsabilidad de una compañía ajena a la empresa de telemantenimiento (incidencias

externas) y las que sí lo son.



5.1. CLASIFICACIÓN DE INCIDENCIAS SEGÚN EL SERVICIO AFECTADO

Los tipos de incidencias, por una parte, pueden clasificarse en los siguientes

grupos según la parte del sistema en la que el cliente ve afectado el correcto

funcionamiento de una instalación o del Scada central:

o Acceso Scada: Se dan cuando al intentar entrar en el Scada de los Centros de

Control los usuarios no logran tener acceso, ya sea porque las páginas webs no

se cargan o porque los usuarios y/o contraseñas no logan correctamente.

o Aspectos estéticos: Se agrupan aquí las incidencias en las que se observa que

hay algún elemento de los Scadas que no está bien diseñado desde el punto de

vista estético y necesita una modificación.

o Envío de datos DD/REE: Cuando el envío permanente de los datos obligatorios

por ley desde el Despacho Delegado de un agente operador a Red Eléctrica

Española no se está llevando a cabo correctamente y esta no puede conocer el

estado del funcionamiento de la instalación en tiempo real.

o Recepción consignas DD/REE: Incidencias en las que las consignas restrictivas

de potencia que REE ordena a los Despachos Delegados no son recibidas

correctamente en el Despacho Delegado del agente operador para llevar a cabo

las acciones oportunas y reducir la producción de energía eléctrica.

o Comunicación con sistema local: En ocasiones, las comunicaciones con el

servidor remoto de telemantenimiento que se encuentra en las instalaciones se

pierden, imposibilitando el acceso y cualquier actuación de la empresa de

telemantenimiento. La razón suele ser porque algún tipo de hardware como un

router, un switch, firewall o algún cable haya dejado de funcionar correctamente.

Al perderse estas comunicaciones, en el Scada dejan de aparecer datos

actualizados de los parques y resulta imposible poder operar sobre los elementos

de producción de los mismos.



o Control elementos de producción: Estas incidencias se dan cuando se intentan

mandar órdenes a los elementos productores de energía eléctrica y estas no

llegan correctamente. Estas órdenes suelen mandarse por motivos de

mantenimiento o intereses de producción para arrancar o parar dichos elementos.

Por tanto, son incidencias que afectan directamente a los intereses económicos

de las plantas.

o Control potencia activa: Agrupa incidencias que afectan al comportamiento del

control de la potencia activa que se genera en los parques. Este control de

potencia es el encargado de hacer que se cumplan las consignas de potencia que

REE ordena a las instalaciones cuando hay un exceso de producción de energía

eléctrica en el país. También es el encargado de permitir que una vez que las

consignas han sido levantadas, la planta pueda volver a producir hasta el

máximo que marca su potencia nominal.

o Control potencia reactiva: Las subestaciones incluyen un sistema regulador del

control de potencia reactiva con baterías de condensadores para la potencia

transferida a la red, con el fin de obtener un factor de potencia lo más cercano a

1 posible y así evitar sanciones de la compañía transportadora de la energía. Las

incidencias que afectan a este control de potencia reactiva se engloban en este

apartado.

o Control de mandos de subestación: Aglutina incidencias en las que las órdenes

de mandos de subestación como apertura o cierre de interruptores generales o de

líneas, de seccionadores, de tomas de transformador, etc. no llegan a producirse

correctamente en la subestación porque dichas órdenes no llegan hasta ella.

o Generación de eventos: Una de las opciones que permiten los Scadas de los

Centros de Control es consultar los históricos de eventos, alarmas y errores

producidos tanto en parques como en subestaciones. Este grupo engloba los

errores que se producen en este servicio, ya sea por incorrecta generación de la

lista de eventos, de la categorización de los mismos, etc.



o Generación de informes: Los agentes operadores tienen la posibilidad de

elaborar informes de producción, de la disponibilidad de las instalaciones,

condiciones climatológicas, etc. de los períodos de tiempo que deseen, tanto

desde el Centro de Control como desde los equipos remotos instalados en las

plantas, así como otras funcionalidades extras. En este apartado tienen cabida

todas las incidencias que tengan que ver con la generación de estos informes.

o Lecturas de contadores: Estas incidencias se dan cuando los datos de lecturas de

contadores son incorrectos porque algún contador ha sufrido algún problema, o

bien cuando los datos de energía que van recogiendo y ofreciendo a la base de

datos sufren alguna anomalía que hace que no se muestre bien la energía

generada en el Scada.

o Monitorización de datos de subestación en Scada: Incidencias en las que los

datos que se visualizan de subestación en el Scada de los Centros de Control

dejan de refrescarse o se muestran gráficamente de forma incorrecta, como en la

apertura o cierre de interruptores, por ejemplo.



Datos de funcionamiento de subestación

o Monitorización de datos de elementos de producción en Scada: Incidencias

similares a las de subestación, pero con elementos de producción como

aerogeneradores o paneles fotovoltaicos. Cada elemento de producción de

energía tiene en el Scada cierto parámetros como la potencia activa y reactiva

generada o las condiciones climatológicas que soporta y que refrescan en tiempo

real para conocer en todo momento el estado en que se encuentra funcionando,

así como poder conocer si se encuentra funcionando con algún error o alguna

alarma activa.



Estado de funcionamiento de un aerogenerador

Parámetros de funcionamiento de un aerogenerador

o Monitorización de datos globales en Scada: En este grupo tienen cabida las

incidencias que afecten a la actualización en tiempo real de los datos globales de

funcionamiento de una instalación, como la potencia total generada o cualquier

otra medición que se haga en planta para tener una idea del estado de operación

en que se encuentra. Cuando los problemas de monitorización son de más de un

tipo también se encuadran las incidencias en este tipo.



Datos de funcionamiento de huerto fotovoltaico

o Monitorización de datos de estaciones meteorológicas en Scada: Son las

incidencias que afectan a la monitorización de los datos que ofrecen las

estaciones meteorológicas mediante anemómetros, piranómetros, etc. y que dan

pistas sobre la producción que puede alcanzarse en las instalaciones.

o Monitorización de eventos en Scada: Otra opción que presentan los Scadas de

los Centros de Control es la visualización de los últimos eventos que van

produciéndose en las distintas instalaciones de un mismo agente operador, ya

sea en forma de alarmas, eventos de funcionamiento, errores, consignas de

potencia, etc. Cuando hay eventos que no se muestran o lo hacen indebidamente

se cataloga la incidencia en este grupo.

Visor de eventos de Scada



5.2. CLASIFICACIÓN DE INCIDENCIAS SEGÚN EL MÓDULO CORRUPTO

Una vez que las incidencias son investigadas y resueltas también son

clasificables en función del módulo que estaba funcionando erróneamente bajo el

control de la empresa de telemantenimiento. Unas veces las incidencias son subsanadas

por la empresa de telemantenimiento y otras veces es responsabilidad de un agente

externo la reparación del módulo, por tanto esta puede estimarse como otra de las

clasificaciones que puede realizarse a la hora de catalogar las incidencias.

Por motivos de confidencialidad de la empresa de telemantenimiento, para

realizar la clasificación de las incidencias según el módulo que corrompe el sistema de

comunicaciones, monitorización y control, estos se agruparán en grandes grupos que

ayudarán a la comprensión y análisis de las mismas. Por tanto, no se ahondará en las

causas del funcionamiento anómalo de los módulos.

En función del módulo del sistema que se encontraba funcionando

incorrectamente, las incidencias podrían encuadrarse en los siguientes grandes grupos

generales:

o Comunicación entre servidor del tecnólogo y el servidor remoto de parque: Las

comunicaciones entre el servidor de los elementos de producción y el servidor

de la empresa de telemantenimiento suelen establecerse por un estándar de

comunicaciones OPC o similar. Este estándar ofrece un interfaz común para

comunicación que permite que componentes software individuales interaccionen

y compartan datos.

Estas comunicaciones siguen una arquitectura servidor-cliente. El servidor OPC

ofrece datos en forma de variables y cualquier aplicación basada en OPC puede

acceder a estos datos para su lectura y escritura.



La principal ventaja del OPC es que es una solución abierta que se aleja de los

problemas que presentan los drivers y softwares propietarios.

Cuando se produce un error que corrompe las comunicaciones entre estos dos

servidores se agruparán en este tipo de incidencias.

o Comunicación entre subestación y el servidor remoto de parque: En las

subestaciones puede haber dos tipos de servidores que comuniquen datos al

servidor remoto de telemantenimiento por el mismo tipo de arquitectura

servidor-cliente:

• Por una parte, suele haber un servidor que comunica mediante

protocolo IEC 101, 104, OPC o similar, los datos de funcionamiento

en tiempo real de la energía evacuada en la subestación y del estado

de interruptores de línea, seccionadores, tomas de transformadores,

etc. El IEC 101 es un estándar internacional indicado para la

monitorización de sistemas de energía, de control y sus

comunicaciones. También deben poder escribirse variables en este

servidor de subestación que permitan abrir y cerrar interruptores y

seccionadores, cambiar tomas de transformadores, etc.

• Por otra parte, hay otro servidor encargado de ofrecer datos al

servidor remoto de telemantenimiento acerca de la energía reactiva

que se está generando en la planta, la cual debe ser lo menor posible

para que el factor de potencia se acerque a 1 en la energía eléctrica

vertida a la red. Si esto no se consiguiera acarrearía sanciones

económicas a la compañía productora. Mediante un PLC conectado a

este servidor se controla una batería de condensadores que controlan

el factor de potencia.

Las incidencias que se deban a fallos de comunicación entre la subestación y el

servidor remoto de telemantenimiento se imputarán en este grupo.

o Comunicación entre servidor remoto de parque y Scada central: Para comunicar

los datos entre el servidor remoto situado en el parque y el servidor central del



agente operador es necesario usar una antena de radiofrecuencia que transmita

mediante estándar OPC, IEC 104 o similar. Estas antenas van conectadas a

routers que interconectan los distintos servidores o elementos hardware que

existen en los parques.

Los fallos de comunicación entre el servidor remoto y el Scada central impiden

tanto la lectura de datos del funcionamiento en tiempo real del parque como

poder enviar órdenes de funcionamiento al mismo o consignas de potencia, por

tanto estamos ante unas incidencias especialmente sensibles y que requieren una

rápida solución.

En ocasiones, cuando se pierden las comunicaciones desde el Centro de Control

resulta imposible el acceso desde el mismo remotamente y es necesario que

acudan técnicos especialistas a las instalaciones a revisar el estado de las

conexiones y del hardware que establece la comunicación.

Se agrupan aquí las incidencias que se deban a algún fallo que impida la correcta

comunicación entre las instalaciones del parque y el Scada central que cada

agente operador posee.

o Comunicación entre Scada central y Despacho Delegado: Los Despachos

Delegados, como ya se ha comentado, deben ofrecer ciertos datos

constantemente a REE por ley. Estos datos se leen del servidor central y se

transmiten mediante estándar de comunicaciones OPC o similar.

Del mismo modo, las órdenes de consignas de potencia que son recibidas en los

Despachos Delegados desde REE deben ser aplicadas en un margen de tiempo

en las plantas. Para ello, cuando llegan al Despacho Delegado, deben enviarse en

primer lugar al servidor central del agente operador y posteriormente ya se

envían a la planta.



Los errores del sistema que afecten en cualquiera de los dos sentidos a la

comunicación entre en el Scada central y el Despacho Delegado tendrán cabida

en este grupo de incidencias.

o Control sobre elementos de producción y subestación: Tanto los elementos de

producción como las subestaciones son susceptibles de ser controladas desde el

Centro de Control mediante el Scada central. Para ello, desde el Scada pueden

enviarse órdenes de funcionamiento que diferentes drivers se encargan de cifrar

e interpretar tanto en el servidor central como en el remoto, para posteriormente

ser enviadas mediante un protocolo que tanto los PLC’s de los elementos

productores como los de subestación sabrán interpretar para hacer maniobrar los

actuadores necesarios.

Cuando estas órdenes no son bien generadas por estos drivers y no se consiguen

que lleguen correctamente cifradas al servidor del tecnólogo o al de subestación

se considerará como incidencia pertenencia a este grupo.

o Gestión y generación de históricos e informes: Tanto los Scadas centrales de los

agentes operadores como los equipos instalados en las plantas permiten la

generación de diferentes tipos de informes en relación a la energía generada,

disponibilidad de máquinas, condiciones climatológicas, eventos y alarmas

generadas, etc.

Los informes se generan a partir de las bases de datos que existen y se ofrecen

múltiples herramientas tanto a los técnicos de los parques como a los Centros de

Control para realizarlos.

Este grupo aglutina incidencias en las que los informes generados presenten

datos incongruentes o fallos en las aplicaciones que permiten generar los

mismos a los técnicos.

o Averías de hardware: sustitución o reparación: En ocasiones las incidencias no

se deben a meras causas informáticas de software, sino que tienen su origen en



averías de los equipos a nivel hardware que requiere una reparación del mismo

o, en última instancia, una sustitución.

Cuando se realizan sustituciones de equipos se requiere una configuración de los

mismos y realizar las pruebas necesarias tanto en la instalación como

remotamente que verifiquen el correcto funcionamiento del sistema

o Procesamiento de módulos Web: Los Scadas necesitan una serie de aplicaciones

que capten la información a mostrar de las bases de datos para lanzarlas hacia la

Web. Estas aplicaciones se encargan de mantener el Scada operativo y de

mostrar los distintos módulos de la Web funcionando y actualizando datos de

operación en tiempo real.

Del mismo modo, en los equipos que albergan las Web de los Despachos

Delegados también deberán existir estos plugins para mantener las webs

operativas.

En este grupo se incluyen errores que afectan a la correcta monitorización de los

distintos módulos de los que constan los Scadas, de las consultas de eventos e

incluso de fallos que se puedan producir en la ejecución y acceso a la Web.

o Ejecución del sistema Scada: Para que puedan mostrarse datos en el Scada es

necesario que una serie de plugins traten la información que se recibe desde el

servidor del tecnólogo para insertarla en las BBDD y luego puedan ser

mostradas de distintas maneras en función de lo que el agente operador desee

conocer a través del Scada.

Hay ciertos datos que se ofrecen desde la Web que no son lecturas directas

obtenidas del servidor del parque, si no que se tratan de cálculos realizados en

base a estas lecturas.

Como existen parques en los que hay Scadas locales para controlar el

funcionamiento de las plantas desde el mismo parque, estos plugins funcionarán



tanto a nivel de parque como a nivel de los sistemas centrales de los agentes

operadores. Por tanto, en este grupo quedarán encuadradas incidencias que

puedan afectar tanto a la ejecución de los Scadas de los servidores remotos como

al Scada del equipo central de un agente operador y al Scada instalado en los

Despachos Delegados en los que se monitorizan los datos que son enviados a

REE.

o Sistemas operativos de los servidores: Puesto que los servidores funcionan con

sistemas operativos como cualquier otro equipo informático, a veces estos tienen

funcionamientos indeseables produciendo errores en el rendimiento del sistema

de los servidores de telemantenimiento.

A veces el único remedio pasa por reiniciar los equipos in situ, yendo un técnico

a las instalaciones para realizarlo. No es aconsejable realizarlo remotamente sin

un técnico en parque, ya que cualquier posible fallo en el reinicio podría dejar

sin comunicación a todo un parque hasta que un técnico acudiera al mismo para

solucionar el problema.

o Notificaciones y peticiones: A veces los clientes hacen llegar notificaciones al

equipo de telemantenimiento sobre situaciones que se están dando en equipos

del sistema o de cualquier otro tipo. También pueden hacer llegar peticiones

para que se modifiquen aspectos del Scada o para que se cambie la

configuración de cualquier parámetro de control del sistema, por poner sólo

algunos ejemplos.

Estas casuísticas no quedan clasificadas como incidencias porque no se debe a

que haya fallos propiamente dichos del sistema de telemantenimiento, sino que

se trata de mejorar el rendimiento del sistema entre el cliente y la empresa de

telemantenimiento.

5.3. INCIDENCIAS EXTERNAS



La categorización de las incidencias de comunicaciones y control corre a cargo

de la empresa de telemantenimiento, pues es la encargada de asegurar el correcto

funcionamiento del entramado de comunicaciones desde el parque hasta los Centros de

Control y REE y viceversa y por tanto debe encontrar dónde se encuentra el foco del

error en cada incidencia.

Sin embargo, hay ciertos tipos de incidencias que no son responsabilidad de la

empresa de telemantenimiento y, de hecho, ante algunas de ellas no puede realizar

ninguna acción correctiva. Son errores que se producen en componentes del sistema que

no han sido desarrollados por la empresa de telemanimiento.

Puesto que los diferentes fabricantes de elementos de producción como

aerogeneradores o paneles fotovoltaicos utilizan distintos equipos y protocolos de

comunicaciones, los errores en comunicaciones debidos a los servidores de estos

tecnólogos serán clasificados en función del fabricante. En cualquier caso, por motivos

comerciales, en este proyecto no serán nombradas empresas implicadas en el sector y

tan sólo se les dará nombres genéricos tanto en la descripción de las incidencias como

en el análisis estadístico para que la imagen de dichas empresas no se vea afectada.

De aquí en adelante se listarán las diferentes causas externas que generan fallos

en el sistema de comunicaciones y control de parques y sus posibles soluciones:

o Problemas de comunicaciones con las instalaciones: En esta categoría quedan

recogidas incidencias por fallos de comunicaciones de diferentes tipos como

deficiencias en routers, elementos conversores de buses, cableados, lentitud de

comunicaciones que hacen perder datos, equipos que perdieron la conexión,

inclemencias meteorológicas que afectan a las comunicaciones o simplemente

fallos momentáneos en las comunicaciones de datos atribuibles a la inestabilidad

de las mismas.

En estos casos cada incidencia presenta una casuística y solución distinta, pero

en ocasiones ni siquiera requieren intervención puesto que al cabo de unos



minutos las comunicaciones se restablecen. Otras veces hay que resetear routers

u otros elementos directamente en las instalaciones del parque.

En otras ocasiones, las comunicaciones deben ser revisadas por empresas

encargadas del mantenimiento de las conexiones ADSL.

o Gestión de contadores: A veces se producen fallos por desbordamiento en las

lecturas de los contadores de los elementos de parque generadores de energía

debido a cortes del suministro de electricidad en un parque o alguna otra razón.

Cuando esto ocurre el técnico de parque tiene que introducir manualmente en el

contador los valores de energía acumulada, ya que de lo contrario los cálculos

que se realizan de la producción de cada aerogenerador mostrará valores

incoherentes. Además, requiere rellenar en la base de datos los valores no leídos

durante el tiempo que los contadores no estuvieron funcionando correctamente

para que en el Scada se muestren correctamente los valores.

o Hardware: Se agrupan incidencias debidas a indisponibilidades de algún

hardware ajeno a la empresa de telemantenimiento. A veces sólo necesitan un

simple reseteo para volver a funcionar correctamente.

o Hardware - Reparación: Incidencias en las que algún tipo de hardware, tras un

funcionamiento incorrecto, necesitó una reparación o actuación por parte de

algún técnico de la instalación.

o Hardware – Sustitución: Cuando algún hardware no funciona correctamente y la

reparación se hace inviable, la única solución que queda es proceder a su

sustitución.

o Lectura de datos del servidor OPC del tecnólogo: Cada fabricante de elementos

de producción emplea su propio protocolo de comunicaciones y envía los datos

a los equipos remotos de telemantenimiento desde el propio servidor que tienen

en parque. El más empleado es el estándar de comunicaciones OPC, que



funciona mediante servidores que ofrecen datos y esclavos que los leen y

escriben. Estos servidores sirven los distintos datos que se requieren para hacer

posible el funcionamiento de los Scadas de los Centros de Control y para aportar

los datos obligatorios a REE a través de los Despachos Delegados. Cuando estos

servidores dejan de ofrecer valores válidos y actualizados los parques quedan

incomunicados.

Se diferenciarán las incidencias en función del fabricante pero no se hará

referencia explícita a estos, sino que se le darán nombres genéricos: tecnólogo

A, B, C, etc.

Cuando se produce una incidencia de este tipo son los propios tecnólogos o la

empresa operadora los que tienen que revisar si el fallo está en el mismo

servidor o en las comunicaciones entre los aerogeneradores con el propio

servidor.

o Lectura de datos de Red Lonwork: Es un tipo especial de comunicaciones que

no se realizan desde servidores sino desde el propio PLC de cada elemento

generador de energía eléctrica. Cuando se da una incidencia de Red Lonwork es

el propio tecnólogo el que tiene que revisar sus instalaciones para averiguar

dónde se encuentra el fallo que imposibilita las comunicaciones, ya que este tipo

de red conecta a los elementos de producción en serie.

o Lectura de datos SCRE: Se trata del módulo de Seguimiento del Cumplimiento

de Regulación Reactiva, una unidad de control presente en la subestación para

cumplir con los parámetros de energía reactiva producida que exige REE para

evacuar la energía a la red, como por ejemplo, el coseno de φ. Mediante esta

unidad se pueden conocer estos datos, pero debe permitir también modificar los

parámetros de potencia y el factor de potencia de funcionamiento del parque.

A veces deja de comunicar y el técnico de la instalación tiene que reiniciarla

para que vuelva a comunicar o necesita algún tipo de reparación ajena a la

empresa de telemantenimiento.



o Lectura de datos UCS: La unidad de control de subestación es básicamente un

equipo servidor que ofrece los valores de tensión, corriente, potencia, estados de

interruptores y seccionadores, etc. en los que está funcionando el parque en cada

momento. Es también la encargada de recibir las órdenes de apertura o cierre de

interruptores de las distintas líneas que conforman el esquema unifilar de la

subestación.

Cuando deja de comunicar con el equipo remoto u ofrece datos incongruentes al

servidor remoto del parque es necesario que un técnico acuda al parque a revisar

su estado.

o Maestro Modbus: Este protocolo de comunicaciones es usado por algunos

Despachos Delegados para comunicar los datos directamente con los esclavos de

los parques. Cuando falla puede ser problema derivado del servidor del

Despacho Delegado, en cuyo caso se procede a revisar los servicios encargados

de comunicar con el esclavo. Si el problema está en que el esclavo no ofrece

lecturas de los datos de operación del parque es preciso revisar el estado del

equipo servidor remoto.

o Matrikon Security Gateway: Es un tipo de servidor, propiedad del operador, que

obtiene datos de varios parques distintos y actúa como concentrador de datos

para luego enviarlos a su Despacho Delegado.

o Matrikon Tunneller: Se trata de una tecnología que configura y establece la

conexión entre dos equipos mediante comunicación OPC y que permite el envío

y recepción de datos entre equipos servidores y clientes. Es usado entre los

servidores OPC de los parques y el concentrador de datos Matrikon Security

Gateway. Cuando el driver que controla las comunicaciones por Matrikon

Tunneller deja de enviar bien los datos es necesario revisar el mismo tanto en el

servidor como en el cliente.



CAPÍTULO 6. – ANÁLISIS ESTADÍSTICO DE INCIDENCIAS

REGISTRADAS, APLICADO A PARQUES EÓLICOS

Para realizar el análisis estadístico de las incidencias que se dan en el

telemantenimiento de parques eólicos, se ha tenido acceso a los datos estadísticos de

incidencias tratadas en una empresa de telemantenimiento. Se ha tomado como muestra

el período entre el 1 de enero de 2013 y el 1 de septiembre de 2013, donde se

registraron un total de 2850 incidencias en 230 parques eólicos de España, Portugal y

Sudamérica. Se estima que es un período lo suficientemente grande como para ser

representativo del funcionamiento ordinario de los parques.

Sobre estas 2850 incidencias dentro del período acotado se realizarán los

siguientes estudios estadísticos:

o Incidencias en función del servicio afectado.

o Incidencias en función del módulo corrupto.

o Incidencias externas o internas de la empresa de telemantenimiento.

Finalmente, se hará una inspección de las conclusiones que se pueden sacar de

dichas estadísticas, teniendo en cuenta aspectos como la frecuencia de los distintos tipos

de incidencias o la importancia que puedan tener algunas de ellas, así como algunos

gráficos más que ayuden a obtener más información, como los gráficos según la

repercusión económica de las incidencias.

Debido a que los sistemas cuyo mantenimiento corre a cargo del equipo de

telemantenimiento no son sólo de España, sino también de otros países, se ha tenido en

cuenta que en España existe la figura de los Despachos Delegados y existen

regulaciones de potencia por parte de REE, mientras que en otros países o bien no se

regula, o bien se hace mediante métodos y sistemas ajenos a los equipos del sistema de

telemantenimiento, quedando fuera de este estudio estadístico. Por este motivo y para

no falsear las gráficas, se han separado las gráficas de incidencias de España y del resto

de países.



6.1. GRÁFICAS DE INCIDENCIAS REGISTRADAS

6.1.1. Incidencias por servicio afectado

En primer lugar se analizarán las incidencias registradas según el servicio que el

agente operador vio afectado en el sistema de monitorización y control de las

instalaciones. Se comparará en función del número total de incidencias y del porcentaje

que cada tipo de error representa sobre el total.

6.1.1.1. Comparativa por número de incidencias

España:

5626

105

58

182

59

119

2152

2780

265

199

392

555

7

104 113

28 37

0

100

200

300

400

500

600

Número de incidencias

Servicios afectados

Incidencias por servicio afectado - España

Acceso SCADA Aspectos estéticosComunicación DD / REE::Envío datos Comunicación DD / REE::Recepción consignasComunicación con sistema local Control de aerosControl potencia activa Control potencia reactivaControl de mandos SET Históricos: ContadoresHistóricos: Eventos Históricos: InformesMonitorización datos de SET Monitorización datos de aerosMonitorización datos globales Monitorización datos de meteosMonitorización datos de estados aeros Monitorización de eventosNotificaciones Peticiones



Resto de países:

4

28

5

1622 18

0

15 11

57

43

96

2

34

1 1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


Servicios afectados

Incidencias por servicio afectado - Extranjero

Acceso SCADA Aspectos estéticosComunicación Operado de Red::Envío datos Comunicación con sistema localControl de aeros Control de mandos SETHistóricos: Contadores Históricos: EventosHistóricos: Informes Monitorización datos de SETMonitorización datos de aeros Monitorización datos globalesMonitorización datos de meteos Monitorización de eventosNotificaciones Peticiones

6.1.1.1.1. Incidencias más frecuentes y posibles soluciones

Como puede verse, el fallo más frecuente es el de la monitorización de datos

globales. Esto es lógico por dos razones: por una parte es el fallo más fácilmente

detectable desde los Scadas de los Centros de Control con sólo estar monitorizando el

estado de los parques y, por otra parte, porque cualquier fallo que se produce en la

ejecución de alguno de los distintos servicios que hay en los servidores remotos puede

provocar que dejen de actualizarse los distintos datos de los parques.

En España, la segunda más frecuente es la monitorización de los datos de

aerogeneradores. Esto suele deberse a que la comunicación entre el servidor del

tecnólogo y el remoto de telemantenimiento dejan de establecer comunicación mediante

el protocolo estándar de comunicaciones.



Las siguientes más frecuentes son la monitorización de datos de subestación, los

fallos de comunicación con los parques y la generación de informes de datos históricos.

Para los parques eólicos extranjeros se observa que la monitorización de datos

de subestación genera más incidencias que la monitorización de datos de

aerogeneradores, a diferencia de lo que ocurre en España. Esta situación es posible ya

que en España hay parques en los que la monitorización de la subestación no se realiza

en el Scada de la empresa de telemantenimiento. Por este motivo hay menos incidencias

de monitorización de datos de subestación en España.

Los tres fallos de monitorización citados son incidencias que deben quedar

solucionadas por el equipo de telemantenimiento en la mayor brevedad posible, pues es

de vital importancia poder conocer desde los Centros de Control el estado en el que se

encuentra produciendo un parque para poder operar sobre él. El cliente puede llegar a

acumular pérdidas económicas si durante varias horas no puede operar sobre el parque

eólico y para ello necesita conocer tanto el estado de los aerogeneradores como de la

energía vertida a la red a través de la subestación.

Ante esta situación, se podría estudiar la posibilidad de implementar Scadas en

todos los parques a nivel local, de modo que cuando los datos no sean visualizados en

los Centros de Control, puedan visualizarse en este Scada local que sería accesible a

través del servidor remoto de telemantenimiento. De este modo, los Centros de Control

no perderían operatividad sobre los parques cuando el problema se encuentra en la

transmisión de datos desde el parque eólico hacia el servidor central del agente

operador.

En cuanto al servicio de comunicación con sistema local o comunicación remota

con los parques eólicos, normalmente queda fuera del alcance de la empresa de

telemantenimiento y es necesario que técnicos acudan a parque para comprobar el

estado de los routers, switches, antenas, etc. Esta actuación es igualmente crítica porque

cuando se pierde la comunicación no existe monitorización ni puede accederse a los

equipos del parque.



Para solucionar los problemas de comunicación con los parques eólicos se

convendrá la posibilidad de implantar una segunda vía de comunicación a través de la

que poder mandar y recibir datos desde el servidor central al parque eólico y viceversa.

De este modo, cuando las comunicaciones a través del satélite no sean posibles, existirá

otra alternativa para poder comunicar con el parque y operar sobre el mismo.

Con el fin de evitar incidencias debidas a elementos encargados de establecer la

comunicación con el parque eólico que son propiedad de la empresa de

telemantenimiento y que están ubicados en las propias instalaciones, tales como los

servidores remotos, se realizarán visitas con carácter de mantenimiento preventivo para

revisar el estado de los mismos. Además, se recomienda instalar servidores remotos de

telemantenimiento con redundancia, para que en el caso de que uno quede inoperativo

puedan establecerse las comunicaciones con un servidor secundario, haciendo las

mismas funciones que el servidor principal.

Por último, la generación de informes de datos históricos no es una incidencia

que sea crítica desde el punto de vista de su gravedad y habitualmente requiere una

investigación exhaustiva, pues puede deberse a multitud de causas.

6.1.1.1.2. Incidencias de mayor gravedad

Hay ciertas incidencias que, sean frecuentes o no, revisten una mayor gravedad y

necesitan ser solucionadas en un plazo no superior a unas cuantas horas. Estas

incidencias son las que afectan a los siguientes servicios:

o Acceso Scada: Si el Scada deja de funcionar es evidente que los agentes

operadores no podrán realizar su trabajo.

o Comunicación Despacho Delegado / REE: Para evitar sanciones económicas o

que REE ordene el disparo en la subestación de un parque es necesario que la

información fluya en ambos sentidos.



o Comunicación con sistema local: Ya se ha comentado la importancia y

repercusión que tiene que un parque quede incomunicado.

o Control de potencia activa: Cuando el control de potencia activa no funciona

pueden incumplirse consignas de potencia ordenadas por REE, lo que puede

desembocar en sanciones o incluso en un disparo de subestación. Igualmente

puede provocar que los aerogeneradores no arranquen cuando deben hacerlo.

o Control de aerogeneradores y de subestación: Estas incidencias no permiten

mandar órdenes a elementos del parque pero tienen la ventaja de que pueden

realizarse directamente en el parque mediante técnicos. El problema está en que

no siempre hay técnicos disponibles en los parques por lo que puede producir

pérdidas económicas si los aerogeneradores dejan de producir.

o Monitorización de datos globales, aerogeneradores y subestación: Como se ha

comentado es muy importante que desde los Centros de Control puedan conocer

los datos con los que un parque se encuentra produciendo, aunque desde el

parque los técnicos pueden conocerlo mediante otros sistemas o Scadas.

o Monitorización de eventos: La monitorización de eventos en el Scada de los

Centros de Control permite a los operadores detectar rápidamente las alarmas

que se dan tanto en aerogeneradores como en subestaciones para actuar con una

mayor rapidez, por tanto es una herramienta muy valiosa.

6.1.1.2. Comparativa por porcentajes

España:



Incidencias por servicio afectado - España

7%

1%

2%

1%

3%

11%

8% 22%

2%5% 1%

1%

5%4%

0%

2%4%2% 1%

16%

Acceso SCADA

Aspectos estéticos

Comunicación DD / REE::Envío datos

Comunicación DD / REE::Recepción consignas

Comunicación con sistema local

Control de aeros

Control potencia activa

Control potencia reactiva

Control de mandos SET

Históricos: Contadores

Históricos: Eventos

Históricos: Informes

Monitorización datos de SET

Monitorización datos de aeros

Monitorización datos globales

Monitorización datos de meteos

Monitorización datos de estados aeros

Monitorización de eventos

Notificaciones

Peticiones

Resto de países:

Incidencias por servicio afectado - Extranjero

1%

8%1%4%6%

26%

3%

0%

0%

16%1%

5%4%

0%

3%

12%

9%

Acceso SCADA

Aspectos estéticos

Comunicación Operado de Red::Envío datos


Control de aeros

Control de mandos SET

Históricos: Contadores

Históricos: Eventos

Históricos: Informes

Monitorización datos de SET

Monitorización datos de aeros

Monitorización datos globales

Monitorización datos de meteos

Monitorización datos de estados aeros

Monitorización de eventos

Notificaciones

Peticiones



Como ya se ha comentado anteriormente, la principal diferencia entre ambas

reside en el porcentaje de incidencias por monitorización de datos de aerogeneradores y

de subestación. Debido a que en el extranjero no hay incidencias por control de potencia

ni por recepción de consignas, casi todas las categorías tienen un mayor porcentaje en

los parques extranjeros que en España.

En el próximo gráfico puede verse con mayor claridad el peso que tienen los

fallos según los distintos servicios afectados. Queda bastante claro que los servicios más

afectados son los que tienen que ver con la monitorización en tiempo real por parte de

los Centros de Control de los agentes operadores.

Mediante el siguiente gráfico pueden verse los servicios agrupados por familias:

España:

Incidencias por familia de sevicios - España

1637%

1114%

1406%

37215%

137055%

1827%

261%

653%56

2%

Comunicación DD / REE

Control elementos

Control potencia

Gestión de históricos

Monitorización

Notificaciones y peticiones

Acceso SCADA

Aspectos estéticos


Resto de países:



Incidencias por familia de servicios - Extranjero

51%

24467%

21%4

1%40

11%

267%

164%

288%

Comunicación Operador de Red

Control elementos

Gestión de históricos

Monitorización

Notificaciones y peticiones

Acceso SCADA

Aspectos estéticos


Los servicios de monitorización son claramente los que presentan un mayor

número de incidencias alcanzando un porcentaje superior al 50%, claro síntoma de que

son servicios que requieren una mayor eficiencia. Se han agrupado aquí todas las

incidencias que tienen que ver con la monitorización de datos en tiempo real.

El control de elementos incluye tanto los aerogeneradores como los mandos de

subestación y presentan un porcentaje bastante bajo (sobre todo en España), lo cual

permite una operación en el parque bastante segura y una intervención de supervisores y

técnicos de instalaciones relativamente pequeña.

En cuanto a la comunicación entre los Despachos Delegados y REE que viene

obligada por la legislación española presenta un 6% de incidencias en España, lo que

representa un buen resultado.

6.1.1.3. Comparativa por repercusión económica para el cliente

En base a los servicios ya clasificados, podremos hacer una gráfica que refleje

las incidencias en función de la repercusión y pérdidas económicas que puede sufrir el

cliente cuando uno de los servicios se ve afectado en su normal funcionamiento. Se van

a clasificar en 3 grupos distintos:



o Servicios con repercusión económica directa e inmediata. A este grupo

pertenecen los servicios de Comunicación entre DD y REE, control de

aerogeneradores, control de potencia activa y reactiva y control de mandos

de subestación. Son lo más críticos, puesto que cualquier fallo en estos

servicios supone una pérdida inmediata de ganancias económicas.

o Servicios que puedan conllevar posibles pérdidas económicas. Se encuadran

en este grupo servicios que, dependiendo del momento en que fallen, pueden

llegar a suponer pérdidas económicas para el cliente. Son los servicios del

acceso a Scada, la comunicación con los sistemas locales de las

instalaciones, los servicios de monitorización de datos (excepto el de la

monitorización de la estación meteorológica) y la monitorización de eventos

desde el Scada. En la mayor parte de los casos no suponen pérdidas

económicas para el cliente.

o Servicios que no tienen repercusión económica directa. Se incluyen los

servicios que ayudan a un mejor rendimiento del sistema de monitorización y

control pero que no tienen influencia económica directa e inmediata para el

cliente. Son los servicios de aspectos estéticos, los históricos de contadores,

eventos e informes, la monitorización de datos de estaciones meteorológicas

y las notificaciones y peticiones.

España:



Incidencias por repercusión económica - España

41417%

160164%

47019%

Repercusión directaPosible repercusiónSin repercusión

Resto de países:

Incidencias por repercusión económica - Extranjero

4512%

26272%

5816%

Repercusión directa

Posible repercusión

Sin repercusión

Se consigue que el porcentaje que afecta a las incidencias que una repercusión y

pérdidas económicas directas quede por debajo del 20%. El porcentaje de los fallos con

posibles repercusiones es difícil de valorar ya que, como se ha comentado, dependiendo

del instante en que se produzcan pueden suponer pérdidas económicas para el cliente,

aunque en la mayoría de los casos no llega a representar una amenaza a la rentabilidad

económica de la planta. A pesar de ello, sería deseable un menor número de incidencias

de este tipo.



Debido a que en el extranjero los parques no tienen sistemas de control de

potencia ni recepción de consignas de potencia, se obtiene un mejor resultado en las

incidencias con repercusión económica directa.

Si tenemos en cuenta que el período acotado de este estudio abarca desde el 1 de

enero hasta el 1 de septiembre del presente año, son un total de 243 días.

Las 459 incidencias de repercusión económica directa provocan que se produzca

1,89 incidencias de este tipo cada día. Si el estudio realizado comprende un total de 230

parques eólicos, nos encontramos con que se producen 1,99 incidencias por parque en el

período acotado. O lo que es lo mismo: cada 121,7 días se produce en cada parque una

incidencia que supone pérdidas económicas para el cliente, representando una cantidad

aceptable.

En cuanto a la cifra total de incidencias, 2850, teniendo en cuenta los 243 días

del período acotado y los 230 parques eólicos estudiados, arroja una cantidad de 11,72

incidencias totales al día. En el período acotado se registra una media de 12,39

incidencias por parque, dando como media una incidencia por parque eólico cada 19,6

días. Teniendo en cuenta que el porcentaje de ellas que representan verdaderas pérdidas

económicas es bajo, se puede considerar que es una cifra aceptable.

6.1.2. Incidencias por módulo corrupto

6.1.2.1. Comparativa por número de incidencias

En primer lugar se representará un análisis estadístico de las incidencias

registradas según el módulo corrupto del sistema, teniendo en cuenta tanto las que son

internas como externas al equipo de telemantenimiento. Debido a que la cantidad de

incidencias por fallos en el módulo de comunicación entre el Scada central y el

Despacho Delegado es baja, no se ha estimado conveniente separar las gráficas por

países, puesto que los resultados son similares en España y en los parques extranjeros.



494

688

252

378

1770

140

51

355

125

280

0

100

200

300

400

500

600

700


Tipos de módulos

Incidencias por módulo corrupto Ejecución de Scada

Comunicación servidor tecnólogo -servidor remotoComunición subestación - servidorremotoComunicación parque - Scada central

Comunicación Scada central -Despacho DelegadoControl sobre elementos de parque ysubestaciónGestión históricos - informes

Hardware: sustición o reparación

Procesamiento de módulos de laWebSistemas operativos de servidores

Otros

6.1.2.1.1. Incidencias más frecuentes y posibles soluciones

Al analizar el gráfico de incidencias según el módulo que entró en error de

ejecución se ve que las comunicaciones entre el servidor del fabricante de

aerogeneradores y el servidor remoto de la empresa de telemantenimiento es el módulo

que presenta una mayor cantidad de fallos de funcionamiento. Unas veces se debe a

problemas en la recepción de datos por parte del servidor de telemantenimiento y otras

es debido a fallos en el envío de los datos por parte del servidor del tecnólogo, lo que se

considera una incidencia externa. El análisis de las incidencias de este tipo no suele ser

demasiado complejo y, en la mayoría de los casos, permite realizar reparaciones en

tiempos de actuación no demasiado altos.

Debido a la alta cantidad de incidencias en este módulo, se impone la necesidad

de elaborar un mantenimiento preventivo en colaboración con el cliente y la empresa

encargada del mantenimiento del servidor del tecnólogo (el propio tecnólogo o el agente

operador), con el fin de reducir el número de incidencias que existen en este módulo de

comunicaciones. Al mismo tiempo, se recomienda acordar y programar un protocolo de



actuación entre ambas partes para una rápida actuación en caso de que el fallo de

comunicación de datos sea responsabilidad del servidor del tecnólogo.

En general, las comunicaciones entre distintos equipos suponen algo más del

25% de las incidencias. Teniendo en cuenta esta casuística, se debería discutir con el

cliente o el agente operador la conveniencia de estudiar la implantación de distintos

protocolos de comunicaciones con el fin de llegar a un punto de la relación rendimiento

– costes lo más favorable posible con alguno de ellos.

El segundo módulo con mayor número de fallos es el que permite la ejecución

de los Scadas. Este módulo ofrece datos de todo tipo actualizados en tiempo real para

ser visualizados en el Scada y poder realizar el control de los parques desde los Centros

de Control. Este tipo de incidencias, al igual que las de procesamiento de módulos de la

Web son vitales para el funcionamiento de los Centros de Control y por tanto mientras

existan incidencias en estos módulos el control sobre los parques no podrá ser 100%

efectivo.

Basándonos en esta gráfica, estos dos módulos son los que precisan una mayor

revisión y mejora si pretendemos tener un funcionamiento más eficiente del sistema de

monitorización y control de los parques, además de la comunicación entre los servidores

remotos y el Scada central, módulo que también contabiliza bastantes errores en el

período analizado.

6.1.2.1.2. Incidencias de mayor gravedad

A pesar de que las incidencias que provocan un funcionamiento erróneo del

Scada suponen un problema para los Centros de Control, los módulos que realmente

resultan más críticos suponen los de comunicación entre los distintos servidores y,

especialmente, el de control sobre elementos de parque y subestación.

El módulo más crítico y que conlleva las pérdidas económicas más directas es el

del control sobre elementos de parque y subestación, ya que una incidencia de este tipo

suele acarrear o bien que un aerogenerador no arranque cuando se manda una orden o



bien que no se detenga cuando hay regulación de control de potencia por parte de REE,

exponiéndose a las pertinentes sanciones. Este módulo es el que requiere un mayor

mantenimiento preventivo para que las mejoras en el mismo sean continuas.

Cuando falla la comunicación entre dos servidores es habitual que un parque o

una subestación deje de poder ser monitorizado y/o deje de ser capaz de recibir órdenes

desde los Centros de Control. Este tipo de fallos pueden llegar a afectar de forma directa

e inminente a la producción de los parques si no existe comunicación con un parque en

el momento en que un aerogenerador requiere ser arrancado o bien se quieren enviar

órdenes de regulación de potencia. Por eso, estos módulos también requieren una

especial atención y actuaciones correctivas rápidas.

Las incidencias en la monitorización de ciertos datos o módulos del Scada

pueden suponer molestias y un control de los parques inferior al deseado, pero no tiene

por qué afectar de una forma inminente e irremediable a la producción y control de un

parque.

El módulo menos crítico de todos es el de la generación de informes, ya que,

salvo excepciones, la obtención de informes y eventos pasados suele generarse con

vistas a realizar estudios de producción que incrementen la rentabilidad de los parques

pero no de una forma inmediata.




Incidencias por módulo corrupto

49417%

68825%

2529%

37813%

1254%

28010%

171%

702%

1405%

512%

35512%

Ejecución de Scada

Comunicación servidor tecnólogo - servidorremotoComunición subestación - servidor remoto

Comunicación parque - Scada central

Comunicación Scada central - DespachoDelegadoControl sobre elementos de parque ysubestaciónGestión históricos - informes


Procesamiento de módulos de la Web

Sistemas operativos de servidores

Otros

Se puede ver que las incidencias que conllevan inmediatas pérdidas económicas

en el módulo de control sobre elementos de parque y subestación representan un exiguo

2% del total. Esto es señal de un buen trabajo de mantenimiento preventivo.

Por el contrario, las incidencias de pérdidas de comunicación en sus distintas

variantes alcanzan el 48% del total, siendo un ratio bastante mejorable para asegurar el

rendimiento económico del cliente.

6.1.2.3. Incidencias internas por módulo corrupto

Las incidencias analizadas en las dos gráficas anteriores representan el total de

los fallos registrados en el sistema de monitorización y control de parques eólicos, tanto

las internas como las externas del equipo de telemantenimiento. Sin embargo, para

poder realizar un mejor diagnóstico de las partes más vulnerables del sistema, será

necesario filtrar las incidencias y realizar también el análisis estadístico de las

incidencias que son internas y de exclusiva responsabilidad del sistema de

telemantenimiento. Dichas incidencias se representan a continuación:



Incidencias internas por módulo corrupto

47023%

935%

1437%

33317%

1206%

24413%

1729%

342% 16

1%613%

26614%

Ejecución de Scada

Comunicación servidor tecnólogo -servidor remotoComunición subestación - servidorremotoComunicación parque - Scada central

Comunicación Scada central - DespachoDelegadoControl sobre elementos de parque ysubestaciónGestión históricos - informes


Procesamiento de módulos de la Web

Sistemas operativos de servidores

Otros

Según este gráfico, las incidencias responsabilidad del equipo de

telemantenimiento más frecuentes se deben a fallos en el módulo de ejecución del

Scada, en primer lugar. En segundo lugar, el procesamiento de módulos que conforman

la web. En tercer lugar, los módulos que presentan más fallos son el de la comunicación

entre el servidor del tecnólogo y el servidor remoto de telemantenimiento, así como las

del módulo de gestión de informes de históricos.

El módulo de ejecución del Scada no es el más crítico de todos desde el punto de

vista de las pérdidas económicas que supone para el cliente, pero puede provocar la

indisponibilidad del Centro de Control para operar sobre los parques eólicos y llegar a

ocasionar pérdidas económicas. Por ese motivo, debido al alto número de incidencias

que presenta, se recomienda que sean revisadas las distintas partes que conforman este

módulo, con el fin de mejorar la eficiencia del sistema y reducir el número de

incidencias.

6.1.3. Incidencias externas al equipo de telemantenimiento

6.1.3.1. Origen de las incidencias



En primer lugar se muestra una gráfica con la proporción de incidencias externas

respecto a las internas (que son responsabilidad de la empresa de telemantenimiento),

donde puede apreciarse que más de dos terceras partes son incidencias responsabilidad

del telemantenimiento.

Externas o internas al telemantenimiento

Externas83429%

Internas201671%

Internas

Externas

6.1.3.2. Comparativa por número de incidencias externas

En la siguiente gráfica se puede apreciar que los principales motivos de

incidencias externas a la empresa de telemantenimiento son debido a problemas de

comunicaciones o a fallos en los servidores de datos OPC de los fabricantes de

aerogeneradores.

Puesto que estas incidencias no son responsabilidad de la empresa de

telemantenimiento, el estudio de las mismas sólo nos aporta información que se puede

aportar al cliente, con el fin de que tome las medidas que estime oportunas para mejorar

el rendimiento de sus parques eólicos.



194

210 2 8 14

1829

177

4

111

30

59

2

97

6 922

40

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


1Origen de incidencia

Incidencias de origen externo

Comunicaciones Gest. ContadoresHardware Hardware::ReparacionHardware::Sustitucion Lectura datos OPC tecnólogo ALectura datos OPC tecnólogo B Lectura datos OPC tecnólogo CLectura datos OPC tecnólogo D Lectura datos OPC tecnólogo ELectura datos OPC tecnólogo F Lectura datos parque::OtroLectura datos parque::Red Lonwork Lectura datos parque::SCRELectura datos parque::UCS Maestro ModbusMatrikon Security Gateway Matrikon TunnellerOtros

Las incidencias más frecuentes por causa externa a la empresa de

telemantenimiento son las de comunicaciones con los parques y las de lecturas de datos

por protocolo OPC desde los servidores de los tecnólogos hacia los servidores remotos

de telemantenimiento. Ambos tipos de incidencias pertenecen a módulos de

comunicaciones y, como tales, merecen una especial atención para procurar un mejor

mantenimiento preventivo por parte de las empresas responsables de dichas

comunicaciones.

En cuanto a la comunicación entre el servidor remoto de telemantenimiento y el

servidor del tecnólogo, como ya se ha comentado en el apartado anterior, se recomienda



abordar un protocolo de actuaciones entre las 3 partes implicadas con el fin de reducir el

número de incidencias y el tiempo de indisponibilidad del sistema.

En el caso de las incidencias por fallos en las comunicaciones con los parques,

estas son responsabilidad del suministrador de la conexión ADSL con el agente

operador. Estas deben ser tratadas a tres bandas entre el equipo de telemantenimiento, el

agente operador y la empresa encargada de proporcionar la conectividad vía satélite

entre los parques y el servidor central. Debe acordarse un protocolo de actuación ante

estas incidencias, para que el equipo de telemantenimiento pueda verificar lo más rápido

posible que la intervención de la empresa encargada de las comunicaciones haya

resultado satisfactoria tras una incidencia.

También se ha mencionado anteriormente la posibilidad de implementar una

segunda vía de comunicación a través de la que poder mandar y recibir datos desde el

servidor central al parque eólico y viceversa, en el caso de haber problemas en la

comunicación vía satélite. Un método probado con buenos resultados como alternativa

es la comunicación por radio o GPRS.

Esta posibilidad se le presentará al cliente dentro del compromiso adquirido con

el mismo para mejorar el rendimiento económico de los parques eólicos, pero seguirá

sin ser responsabilidad de la empresa de telemantenimiento las comunicaciones a través

de esta nueva vía.


En el próximo gráfico se puede ver la proporción de fallos externos y es notorio

que existen fabricantes de aerogeneradores generan un porcentaje de incidencias

superior. Sin embargo, hay que tener en cuenta que no todos los fabricantes están

presentes en el mismo número de parques ni tienen el mismo número de

aerogeneradores. Por este motivo, el estudio de este dato necesitaría una mayor

profundización junto al cliente. Esta profundización no es el objeto de este proyecto y se



deja como opción de estudio al cliente para mejorar el rendimiento de sus parques

eólicos.

Incidencias de origen externo

23%

0%

1%

0%

21%

0%

13%

4%0% 12%

1%

1%

3%

5%

7%

1%

2%

3% 2%

ComunicacionesGest. ContadoresHardwareHardware::ReparacionHardware::SustitucionLectura datos OPC tecnólogo ALectura datos OPC tecnólogo BLectura datos OPC tecnólogo CLectura datos OPC tecnólogo DLectura datos OPC tecnólogo ELectura datos OPC tecnólogo FLectura datos parque::OtroLectura datos parque::Red LonworkLectura datos parque::SCRELectura datos parque::UCSMaestro ModbusMatrikon Security GatewayMatrikon TunnellerOtros



CAPÍTULO 7. - GUÍA DE RECOMENDACIONES

7.1. EQUIPO DE TELEMANTENIMIENTO

Tras desarrollar el sistema de monitorización y control específico para cada

cliente, será necesario formar un equipo de trabajo que realice el telemantenimiento de

los parques y los sistemas centrales.

Un requerimiento esencial será ofrecer un servicio de 24 horas, los 7 días de la

semana y durante los 365 días del año, para que cualquier incidencia urgente pueda ser

tratada y solucionada sin dilación. Para ello, será necesario contar con un equipo que

conozca el completo funcionamiento del sistema de mantenimiento.

El equipo de mantenimiento deberá realizar informes periódicos para analizar las

incidencias más recurrentes y, de este modo, poder llevar a cabo mantenimientos

preventivos para evitar las incidencias más repetitivas.

7.2. COMUNICACIÓN CLIENTE-EMPRESA DE TELEMANTENIMIENTO

Para una correcta comunicación entre los clientes y la empresa de

telemantenimiento deberá simplificarse lo máximo posible, con el fin de reducir la

posibilidad de que las notificaciones por parte del cliente lleven a la confusión a la hora

de tratar una incidencia.

Se abren dos canales de comunicación: por una parte se podrán notificar las

incidencias por vía telefónica y por otra por correo electrónico, siendo este último canal

el más recomendable para incidencias en las que haya fallos de monitorización

concretos o de errores en aspectos estéticos del Scada.

7.3. PROCEDIMIENTO PARA RESOLUCIÓN DE INCIDENCIAS



Para la correcta organización del trabajo del equipo será preciso crear una

aplicación informática en la que se pueda recoger toda la información acerca de las

incidencias notificadas por los clientes. De esta forma, mientras una incidencia es

tratada se podrá recopilar toda la información precisa y almacenarla en un lugar al

alcance de cualquier parte del equipo.

Esta aplicación estará preparada para poder ser visualizada también por los

clientes y así conocer el estado de cada incidencia.

Cuando una incidencia sea cerrada satisfactoriamente, esta misma aplicación

podrá utilizarse para avisar al cliente de la solución y medidas adoptadas ante la

incidencia notificada.

7.4. CRITERIOS EN LA RESOLUCIÓN DE INCIDENCIAS

7.4.1. Clasificación de tiempos de resolución máximos.

Tras realizar un estudio y clasificación de los distintos tipos de incidencias en

función de los servicios afectados, se toma la determinación de establecer unos tiempos

de respuesta máximos para resolver las incidencias más críticas que afecten, sobre todo,

a las comunicaciones y al control de subestaciones y aerogeneradores.

Los tiempos de resolución máximos que se recomiendan (siempre a criterio de la

importancia que el cliente le dé a cada aspecto) para los tipos de incidencias más críticas

son:

Los tiempos de resolución máximos que se recomiendan (siempre a criterio de la

importancia que el cliente le dé a cada aspecto) para los tipos de incidencias más críticas

son:

o Acceso Scada: 4 horas.

o Comunicación Despacho Delegado / REE: 2 horas.



o Control de potencia activa y reactiva: 2 horas.

o Control de aerogeneradores y de subestación: 4 horas.

o Monitorización de datos globales, aerogeneradores y subestación: 8 horas.

o Monitorización de eventos: 8 horas.

En el caso de las incidencias encuadradas en el servicio “Comunicación con

sistema local” al no depender en la mayoría de las ocasiones de la empresa de

telemantenimiento, puede establecerse un protocolo para que los técnicos acudan a

parque lo antes posible y para que empresas de comunicaciones revisen el estado de las

mismas.

7.4.2. Resolución de incidencias con retenes de parque.

Cuando un retén tenga que acudir a un parque para revisar el estado de los

equipos encargados de establecer las comunicaciones entre la instalación y el servidor

central (routers, switches, etc.) pasará a ser una acción prioritaria la comunicación y

coordinación con dicho retén con un doble fin. Por una parte, para que el equipo de

telemantenimiento pueda asesorar al retén desplazado al parque acerca de los equipos y

elementos que debe revisar para intentar recuperar las comunicaciones con el parque.

Por otra parte, el equipo de telemantenimiento debe tener conocimiento de las

actuaciones llevadas a cabo en el parque para dar parte de las mismas al cliente en la

resolución de la incidencia.

7.4.3. Priorización en la resolución de incidencias.

Una vez establecida la prioridad de cada tipo de incidencia según el servicio

afectado, el equipo de telemantenimiento deberá priorizar la resolución de las



incidencias más críticas en el desempeño diario de su labor, impidiendo en la medida de

lo posible que se superen los tiempos de resolución máximos.

Las incidencias en las que sea preciso permanecer en contacto con técnicos y

retenes de parque tendrán prioridad sobre otras y deberán atenderse de una forma

inmediata.

Por otra parte, cuando por algún motivo de mantenimiento preventivo, algún

cliente solicite realizar pruebas de órdenes a aerogeneradores o a subestaciones, estas

deberán consensuarse para una fecha y una hora concretas, quedando el equipo de

telemantenimiento comprometido a hacer un seguimiento en tiempo real de las mismas

como medida prioritaria para la fecha y hora acordadas, elaborando el correspondiente

informe a la finalización de las maniobras.

En el caso de existir incidencias que afecten al correcto funcionamiento de un

sistema central, estas adquirirán una prioridad superior a las incidencias registradas en

parques. Se abrirá la posibilidad de establecer tiempos de resolución máximos de

incidencias distintos para los fallos registrados en sistemas remotos y los hallados en

sistemas centrales como medida de priorización para las incidencias producidas en los

sistemas centrales de los clientes.

7.4.4. Verificación de resolución por parte del cliente.

Cuando una incidencia sea resuelta, se recomienda que, aparte de usar la

aplicación de gestión de incidencias mencionada en el apartado 7.2 de esta guía de

recomendaciones, se ponga en conocimiento del cliente vía telefónica la resolución de

la misma, con el fin de que el Centro de Control del cliente correspondiente pueda

verificar y validar que la incidencia ha quedado cerrada.

De esta forma, la comunicación es más directa y se abre la posibilidad de que el

Centro de Control pueda resolver dudas acerca de la resolución del fallo notificado en el

mismo momento, evitando intercambios de información a posteriori.



7.5. MANTENIMIENTOS PREVENTIVOS

Con el fin de evitar en la medida de lo posible las incidencias que afectan al

correcto funcionamiento de la monitorización y control de los parques, se recomienda

realizar una mejora continua de los sistemas de telemantenimiento, evitando así que se

reproduzcan incidencias repetitivas y ya conocidas.

Las mejoras que se realicen en parques eólicos donde haya problemas

recurrentes deberían trasladarse al resto de instalaciones, con el fin de evitar incidencias

futuras.

Sería recomendable emplear una parte del equipo de telemantenimiento

exclusivamente en la investigación, desarrollo y evolución de las aplicaciones que

controlan el sistema de telemantenimiento, con el fin de conseguir una mejora continua

en la monitorización y control de los parques.

La generación de informes y análisis estadísticos mensuales serán de vital

importancia para detectar las partes del sistema más vulnerables y que provocan más

incidencias, elaborando calendarios de mejoras de los servicios por parte del equipo de

telemantenimiento. Se analizará la parte exacta de los distintos módulos donde se

generan más errores y se harán las mejoras pertinentes o incluso el diseño de nuevos

softwares o aplicaciones que implementen una mayor eficiencia en el sistema. Cuando

para llevar a cabo estas mejoras se requiera realizar actuaciones conjuntas con los

clientes, se procederá a acordar una fecha en la que se puedan realizar todas las pruebas

posibles con el fin de poder llevar a cabo dichas mejoras de una forma eficaz para

ambas partes.

La elaboración de mantenimientos preventivos debe ir encaminada a crear

aplicaciones y herramientas capaces de subsanar los fallos del sistema sin necesidad de

la intervención de los operarios del equipo de telemantenimiento al registrarse una

incidencia.



CAPÍTULO 8. – CONCLUSIONES

En vista de los gráficos, estadísticas obtenidas y propuestas citadas en el capítulo

6 del presente proyecto, se puede llegar a una serie de conclusiones que servirán para

poder proponer y ofrecer un mejor servicio a los clientes de la empresa de

telemantenimiento. Las conclusiones finales más importantes serán las extraídas del

análisis de fallos según el módulo corrupto, ya que para poder realizar las mejoras del

sistema es necesario conocer el comportamiento de los distintos módulos cuando se

produce una incidencia.

o En el período estudiado se han registrado de media una incidencia cada 19,6 días

por parque y un fallo con repercusiones económicas directas cada 121,7 días por

parque eólico. Estas cifras representan un aceptable resultado para el sistema de

monitorización y control, pero resulta mejorable.

o Se podría estudiar la posibilidad de implementar Scadas en todos los parques a

nivel local, de modo que cuando los datos no sean visualizados en los Centros de

Control, puedan visualizarse en este Scada local.

o Para solucionar los problemas de comunicación con los parques eólicos se

convendrá la posibilidad de implantar una segunda vía de comunicación como el

GPRS. Así, cuando las comunicaciones a través del satélite no sean posibles,

existirá otra alternativa para poder comunicar con el parque y operar sobre el

mismo. Deberá abordarse un protocolo de actuación entre el equipo de

telemantenimiento, el agente operador y la empresa suministradora de las

comunicaciones vía satélite para las incidencias en las que fallen las

comunicaciones con el parque.

o Con el fin de evitar incidencias debidas a elementos de comunicación del

sistema, tales como los servidores remotos, se realizarán visitas con carácter de

mantenimiento preventivo para revisar el estado de los mismos. Además, se

recomienda instalar servidores remotos de telemantenimiento con redundancia,

para que en el caso de que uno quede inoperativo puedan establecerse las



comunicaciones con un servidor secundario, haciendo las mismas funciones que

el servidor principal.

o Se impone la necesidad de elaborar un mantenimiento preventivo en

colaboración con el cliente y la empresa encargada del mantenimiento del

servidor del tecnólogo. También se recomienda acordar un protocolo de

actuación entre ambas partes y el agente operador para una rápida actuación en

caso de que el fallo de comunicación de datos sea responsabilidad del servidor

del tecnólogo.

o Se debería discutir con el cliente o el agente operador la conveniencia de

estudiar la implantación de distintos protocolos de comunicaciones entre

servidores con el fin de llegar a un punto de la relación rendimiento – costes lo

más favorable posible con alguno de ellos.

o Debido al alto número de incidencias que presenta el módulo de ejecución del

Scada, se recomienda que sean revisadas las distintas partes que conforman este

módulo.



CAPÍTULO 9. – BIBLIOGRAFÍA

o Anaya-Lara O, Jenkins N, McDonald JR. Communications requirements and

technology for wind farm operation and maintenance. 1st International

Conference on Industrial and Information Systems, ICIIS 2006. 2006:173-178.

o Li Z., Zhu W. The design of SCADA system for wind farm. Advanced

Materials Research. 2012. No. 383-390.

o Park J., Kim B., Lee J. Development of condition monitoring system with

control functions for wind turbines. World Academy of Science, Engineering and

Technology. 2011;81:286-291.

o Qiao Y., Lu Z., Xu F., Wang X., Hou Y., Zhu C. Study on the integrated

monitoring & control platform of wind farms. Power System Protection and

Control. 2011;39(6):117-123.

Legislación

o España. Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. Boletín Oficial

del Estado, 28 de noviembre de 1997.

o España. Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y

procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. Boletín Oficial

del Estado, 27 de diciembre de 2000.

o España. Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican

determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico. Boletín Oficial del Estado,

23 de diciembre de 2005.

o España. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial. Boletín Oficial del Estado,

26 de mayo de 2007.

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