GT DE MANTENIMIENTO. Asociación Empresarial Eólica

Transcripción

1 GT DE MANTENIMIENTO Asociación Empresarial Eólica MASTER D, 28/04/2011

2 ORDEN DEL DÍA 1. Aprobación del acta de la reunión anterior. 2. Presentación de ejemplos y casos concretos que justifican la utilidad de la creación de una base de datos común con datos de mantenimiento: 3. Definición de indicadores básicos para el correcto análisis de las tasas de fallo y la disponibilidad de los parques eólicos. 4. Avance en el desarrollo de la creación de una base de datos unificadas en España: 5. Propuesta de proyecto de I+D+i relacionado con la elaboración de una base de datos común preparación de una reunión de información en el marco de AEE-REOTLEC. 6. Presentación del programa de las Jornadas Técnicas de AEE en WindPowerExpo (Zaragoza, Septiembre 2011): 7. Temas a abordar en futuras reuniones. 8. Ruegos y preguntas.

3 1- Aprobación del acta de la reunión anterior.

4 2- Presentación de ejemplos y casos concretos que justifican la utilidad de la creación de una base de datos común con datos de mantenimiento:

5 INICIATIVAS SIMILARES IEA TASK 11 BASE TECHNOLOGY INFORMATION EXCHANGE BASES DE DATOS EXISTENTES BASES DE DATOS EN CREACIÓN - WMEP, Alemania - LWK, Alemania - Windstats, Alemania - Windstats, Dinamarca - VTT, Finlandia - Elforsk, Suecia - Offshore WMEP, Alemania - EVW, Alemania - BADEX (AEE), España Fuente: Fraunhofer IWES & AEE

6 INICITATIVAS SIMILARES WMEP y Offshore WMEP, Fraunhofer IWES Alemania WMEP 20 años de funcionamiento Offshore WMEP en proceso de creación Base de datos en Suecia. 6

7 Statistical analysis of wind turbine failures in Sweden 500 kw 500 kw < capacity < 1 MW 1 MW No. of turbines 500 kw No. of WT 500 kw <c.< 1 MW No. of WT 1 MW Source: Sallhammar (Chalmers/LTH, 2011) WT with a rated capacity 1MW have higher failure rates than smaller WT (Ribrant 2006, Sallhammar 2011) IEA TEM International Statistical Analysis on Wind Turbine Failures Fischer, Besnard, Bertling March

8 Role of wind turbine capacity (data ) Capacity group Subsystems with highest failure rate 500kW 1) Sensors 2) Electrical system 3) Control system 500 kw < < 1000 kw 1) Hydraulic system 2) Electrical system 3) Control system 1000kW 1) Yaw system 2) Gearbox 3) Electrical system Subsystems with longest downtime/failure 1) Control system 2) Yaw system 3) Generator 1) Drive train 2) Gearbox 3) Generator 1) Gearbox 2) Blades 3) Control system Subsystems causing longest downtime/year/wt 1) Control system 2) Yaw system 3) Electrical system 1) Gearbox 2) Electrical system 3) Blades 1) Gearbox 2) Yaw system 3) Electrical system Source: Sallhammar (Chalmers/LTH, 2011) Subsystem Gearbox less critical in wind turbines 500kW Subsystem Electrical system major source of downtime in turbines of all capacities (here onshore, more severe impact expected offshore) IEA TEM International Statistical Analysis on Wind Turbine Failures Fischer, Besnard, Bertling March

9 Subsystem-specific analysis (all turbines, ) Dominant subsystem component with respect to average downtime per year and wind turbine: Blades incl. pitch system: hydraulic system Electrical system: rotor current control Gearbox: bearings Generator: windings Sensors: anemometer, temperature sensors Yaw system: yaw gears Source: Sallhammar (Chalmers/LTH, 2011) IEA TEM International Statistical Analysis on Wind Turbine Failures Fischer, Besnard, Bertling March

10 ANÁLISIS DE LOS DATOS A DISPOSICIÓN DE AEE Estructura de los datos a disposición de AEE: Tres series de datos organizadas de forma diferentes Series de datos pre-tratadas limitación en la explotación de los datos Análisis separada de las tres series. Comparación con otras bases de datos existentes. Nota: la clasificación utilizada a continuación se comenta en el punto 4 del orden del día. 10

11 Base de datos de explotación de parques eólicos Resultados SERIE 1 Los resultados que se presentan a continuación se han realizado a partir de datos de diversos parques eólicos: Parques eólicos de diferentes fabricantes. Aerogeneradores de entre 1 y 2 MW con generador DFIG y sistema pitch de paso variable. Parques eólicos de distintas regiones de España. Parques eólicos de diferentes promotores. Parques eólicos con diferentes empresas de mantenimiento a cargo. Datos tomados en diferentes periodos de tiempo (máximo 3 años de antigüedad de los aerogeneradores).

12 Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por subsistema afectado SISTEMA ELÉCTRICO SISTEMA YAW PREVENTIVO SISTEMA HIDRÁULICO SISTEMA DE CONTROL ESTRUCTURAS TREN DE POTENCIA SISTEMA TRANSFORMADOR SISTEMA MULTIPLICADORA MANTENIMIENTO PREVENTIVO SISTEMA GENERADOR SISTEMA CAMBIO DE PASO BALANCE OF PLANT CELDA DE MEDIA TENSIÓN SISTEMA ROTOR SOFTWARE PALAS 1.32% 0.33% 0.14% 1.15% 3.31% 1.33% 0.18% 4.94% 3.42% 0.66% 6.74% 15.91% 17.46% 0.11% 0.07% 23.77% El sistema eléctrico y el sistema yaw suponen más de un 43% del tiempo total de las paradas de las máquinas % Tiempo de parada por Subsistema (%)

13 Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por componente afectado Componentes de los armarios eléctricos: - Los que más tiempo de parada requieren son el sensor de velocidad que comunica con el PLC, el inversor y automáticos. - Los que tienen mayor tasa de fallo son el módulo de comunicación del Top con el Hub, inversor y la CPU. Componentes del sistema de orientación: - Los que más tiempo de parada requieren son relés térmicos del motor del yaw, variador del yaw y corona. - Los que tienen mayor tasa de fallo son la corona, variador del yaw y relés térmicos del motor del yaw. Componentes del sistema hidráulico: - Los que más tiempo de parada requieren son el contactor del grupo hidráulico, cableado del balluf y aceite, debido a fugas. - Los que tienen mayor tasa de fallo son componentes sistema pitch, cableado del balluf y aceite, debido a fugas.

14 Base de datos de explotación de parques eólicos Pérdida económica por sistema afectado SISTEMA ELÉCTRICO 0.05% SISTEMA YAW 2.46% 0.09% 0.05% SISTEMA HIDRÁULICO 0.89% 0.07% 0.01% 0.004% ESTRUCTURAS SISTEMA DE CONTROL 5.69% 0.38% 0.001% PREVENTIVO 6.30% 22.13% SISTEMA TRANSFORMADOR 6.78% TREN DE POTENCIA SISTEMA MULTIPLICADORA SISTEMA GENERADOR 14.50% CELDA DE MEDIA TENSIÓN 21.64% PALAS SOFTWARE 18.94% SISTEMA ROTOR SISTEMA CAMBIO DE PASO MANTENIMIENTO PREVENTIVO BALANCE OF PLANT Pérdida Económica por Subsistema (%)

15 Base de datos de explotación de parques eólicos Pérdida económica por sistema y componentes Los sistemas de armarios eléctricos y del sistema de orientación suponen un 44.50% de la pérdida económica total de las paradas de las máquinas. Los componentes que más afectan a la pérdida económica son los pertenecientes al sistema de comunicación Top-Hub, el inversor y sensores de velocidad.

16 Tasa de fallo (%) Base de datos de explotación de parques eólicos Tasa de fallo por subsistema afectado Tasa de fallo por subsistema(%) 42.20% 30.11% 7.10% 6.68% 4.46% 4.31% 3.01% 0.57% 0.52% 0.36% 0.17% 0.17% 0.17% 0.08% 0.07% 0.01% 0.01% Subsistema Los subsistemas con mayor número de fallos son el sistema de orientación, el hidráulico y los armarios eléctricos, que acumulan el 80% de la tasa de fallos.

17 Base de datos de explotación de parques eólicos Resultados SERIE 2 Los resultados que se presentan a continuación se han realizado a partir de datos de diversos parques eólicos: Parques eólicos de diferentes fabricantes. Aerogeneradores de diversas tecnologías. Parques eólicos de distintas regiones de España. Parques eólicos de diferentes promotores. Parques eólicos con diferentes empresas de mantenimiento a cargo. Datos tomados en diferentes periodos de tiempo. En esta serie de datos se han excluido las paradas por tareas de mantenimiento preventivo.

18 Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por subsistema afectado 9% 8% 3% 2% 2% 1% 0% 0% 2% 0% ARMARIO GROUND GENERADOR 4% 28% MULTIPLICADORA ARMARIO TOP ROTOR SISTEMA YAW SISTEMA HIDRÁULICO SISTEMA DE FRENADO MEDIDAS AMBIENTALES NACELLE El sistema eléctrico supone un 37% del tiempo total de las paradas de las máquinas. Y el Yaw solo un 8 %. 9% 16% COMUNICACIONES AERO SISTEMA PITCH 16% SISTEMA REFRIGERACIÓN TRANSFORMADOR MT TORRE

19 Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por subsistema afectado 9% 8% 3% 2% 2% 1% 0% 0% 2% 0% ARMARIO GROUND GENERADOR 4% 28% MULTIPLICADORA ARMARIO TOP ROTOR SISTEMA YAW SISTEMA HIDRÁULICO SISTEMA DE FRENADO MEDIDAS AMBIENTALES NACELLE Componentes grandes aparecen en la clasificación: generador, multiplicadora, rotor representan el 41% del tiempo total de las paradas de las máquinas. 9% 16% COMUNICACIONES AERO SISTEMA PITCH 16% SISTEMA REFRIGERACIÓN TRANSFORMADOR MT TORRE

20 70% Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por tipología de fallo 60% 58% 50% 40% 30% 20% 18% 10% 10% 9% 0% 2% 2% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Las alarmas locales y automático: el 76% de los tiempos de parada. El 56% suponen el desplazamiento de un técnico. Sustituciones y reparaciones solo un 12% de los tiempos de parada. 20

21 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por subconjunto y tipología de fallo - Tiempo de parada por subsistema tipología de fallo TOP 15 Problemas Sustitución de comunicación de componente Sustituciones componente Revisiones Retrofit/Actualizaciones Reparaciones Rearmes Problemas comunicación Mantenimiento aceites Limpiezas Incidentes Hielo en palas Engrases Aprietes Alineaciones Alarmas viento Alarmas remoto Alarmas local Alarmas automático Ajustes Las alarmas locales y automático: el 76% de los tiempos de parada que suponen el desplazamiento de un técnico. Sustituciones y reparaciones solo un 12% de los tiempos de parada. 21

22 Base de datos de explotación de parques eólicos Número anual de paradas por subsistema Sistemas eléctricos Grandes componentes

23 Horas de parada Base de datos de explotación de parques eólicos Criticidad de componentes Criticidad de componentes ARMARIO GROUND GENERADOR MULTIPLICADORA ARMARIO TOP ROTOR FRENO SISTEMA YAW SISTEMA HIDRÁULICO NACELLE Horas mano de obra Tamaño de la burbuja = frecuencia anual de parada. 23

24 Base de datos de explotación de parques eólicos Resultados SERIE 3 Los resultados que se presentan a continuación se han realizado a partir de datos de diversos parques eólicos: Parques eólicos de diferentes fabricantes. Aerogeneradores de diversas tecnologías. Parques eólicos de una sola región de España. Parques eólicos de diferentes promotores. Parques eólicos con diferentes empresas de mantenimiento a cargo. Datos tomados en el mismo periodo de tiempo.

25 2007/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / Base de datos de explotación de parques eólicos Evolución del número anual de paradas por subsistema (dos años) Evolución de frecuencia de fallo por sistema - 24 meses AÑO 1 AÑO 2 SISTEMA YAW SISTEMA PITCH SISTEMA HIDRÁULICO SISTEMA ELÉCTRICO SISTEMA DE CONTROL ROTOR MULTIPLICADORA GENERADOR FRENO ESTRUCTURAS BALANCE OF PLANT Datos provenientes de parques eólicos con la misma antigüedad e instalados en la misma área geográfica. Destacan: Estructuras Sistema de Control Sistemas eléctricos 25

26 2007/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de parada por subsistema a lo largo de dos años Evolución AÑO de 1las horas de parada por sistema AÑO meses SISTEMA YAW SISTEMA PITCH SISTEMA HIDRÁULICO SISTEMA ELÉCTRICO SISTEMA DE CONTROL ROTOR MULTIPLICADORA GENERADOR FRENO ESTRUCTURAS BALANCE OF PLANT Datos provenientes de parques eólicos con la misma antigüedad e instalados en la misma área geográfica. 26

27 Base de datos de explotación de parques eólicos Evolución de frecuencia de paradas en función del factor de capacidad Inv. Verano Invierno Verano Inv. Hay una clara estacionalidad en la repartición de los fallos. 40,00% 35,00% 30,00% 25,00% 20,00% 15,00% 10,00% 5,00% 0,00% Frecuencia de fallos Factor de capacidad mensual Datos provenientes de parques eólicos con la misma antigüedad e instalados en la misma área geográfica. En cambio, el factor de capacidad se ha calculado para España peninsular. Hay una clara correspondencia para el periodo entre la frecuencia de fallos y el factor de capacidad, relacionado con la velocidad del viento. 27

28 2007/ / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / Base de datos de explotación de parques eólicos Tiempo de mano de obra por subsistema a lo largo de dos años AÑO 1 AÑO 2 SISTEMA YAW SISTEMA PITCH SISTEMA HIDRÁULICO SISTEMA ELÉCTRICO SISTEMA DE CONTROL ROTOR MULTIPLICADORA Verano GENERADOR FRENO ESTRUCTURAS BALANCE OF PLANT Inv. Verano Invierno Inv Los grandes componentes como el generador, la multiplicadora son los que suponen más mano de obra. Se observa también una cierta estacionalidad en el uso de la mano de obra. No están contemplados los trabajos preventivos que se suponen se realizan más en verano. 28

29 Base de datos de explotación de parques eólicos. Comparación de los datos AEE con otras bases de datos. Average failure rate [failures/turbine/year] over whole survey period Annual downtime [hours/turbine/year] over whole survey period WMEP 2,4 156 LWK 1,9 27 Windstats 1,8 93 Windstats 0,7 - VTT 1,5 237 Elforsk 0,9 58 AEE (serie 2 y 3) 1,5 36 Fuente: Fraunhofer IWES & AEE 29

30 Base de datos de explotación de parques eólicos. Comparación de los datos AEE con otras bases de datos. WMEP LWK Windstats Windstats VTT Elforsk AEE Highest failure rate Electric Control Sensors Electric Blades Control Blades Electric Sensors Control Blades Yaw-System Hydraulic Blades Gearbox Electric Hydraulic Sensors Electric Gearbox Generator Longest downtime per failure Gearbox Drive train Generator Gearbox Blades Electric Gearbox Blades Drive Train Gearbox Blades Support & Housing Drive train Yaw-System Gearbox Drive Train Generator Yaw-System Fuente: Fraunhofer IWES & AEE

31 3- Definición de indicadores básicos para el correcto análisis de las tasas de fallo y la disponibilidad de los parques eólicos.

32 ORGANIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN INFORMACIÓN SUMINISTRADA BBDD AEE BADEX La información que se recibe no tiene un único formato: Ordenes de trabajo digitalizadas. SCADAs y alarmas. Datos pre-tratados. Es necesario homogenizar esta información: Sin que suponga un trabajo adicional para la entidad que suministra esta información. La homogenización tiene que ir acompañada de un proceso de simplificación durante el cual se debe mantener la máxima cantidad de información. 32

33 ORGANIZACIÓN DE LA INFORMACIÓN INFORMACIÓN SUMINISTRADA BBDD AEE BADEX INDICADORES Los indicadores son el fruto de la explotación de la información contenida en la base de datos. Para su definición es necesario : - Tener en cuenta los objetivos de la creación de una base de datos compartida (intercambio de información obtención de valores a nivel de sector mejora de la eficiencia en el mantenimiento). - El consenso de los miembros del GT. - Que haya coherencia entre la información que se acepta suministrar y los resultados que quieren obtener. La definición de los indicadores permite deducir la información necesaria para alimentar la base de datos. 33

34 RESULTADOS DE LA ENCUESTA: INPUTS / OUTPUTS BBDD DE MANTENIMIENTO Encuesta difundida en el GT de Mantenimiento de AEE. Detalle de las respuestas: 10 respuestas. Tipos de empresas participantes: Promotores / Gestores de parques eólicos Empresas de servicios de mantenimiento Fabricantes de componentes Compañías de seguro Laboratorios de ensayo de componentes Faltan los fabricantes de aerogeneradores Valoración de las proposiciones de datos de entrada y de salida: Poco importante Muy importante 34

35 Rep 1 Rep 2 Rep 3 Rep 4 Rep 5 Rep 6 Rep 7 Rep 8 Rep 9 Rep 10 INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR Empresas de servicios de Campos Promedio Promotores SD mantenimiento SD Antigüedad del aerogenerador / parque ,00 5,00 0,00 5,00 0,00 Potencia de la maquina Tipo de Generador Rangos de potencia ,88 5,00 0,00 5,00 0,00 Valores de potencia ,50 5,00 0,00 5,00 0,00 Síncrono ,00 4,33 1,15 4,50 0,71 Asíncrono ,00 4,33 1,15 4,50 0,71 DFM ,13 4,33 1,15 4,50 0,71 Tipo de sistema Paso fijo ,50 4,67 0,58 5,00 0,00 de pitch Paso variable ,63 4,67 0,58 5,00 0,00 Fabricante de los aerogeneradores ,25 4,33 1,15 5,00 0,00 35

36 Antigüedad del aerogenerador / parque Rangos de potencia de la maquina Valores de potencia de la maquina Generador Síncrono Generador Asíncrono Generador DFM Sistema pitch de paso fijo Sistema pitch de paso variable Fabricante de los aerogeneradores INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR 5,0 4,5 4,0 5,00 5,00 5,00 4,88 5,00 5,00 5,00 5,00 4,50 4,50 4,50 4,50 4,33 4,33 4,33 4,13 4,00 4,00 4,50 5,00 5,00 5,00 4,67 4,63 4,67 4,25 4,33 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento 36

37 Rep 1 Rep 2 Rep 3 Rep 4 Rep 5 Rep 6 Rep 7 Rep 8 Rep 9 Rep 10 INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA CARACTERISTICAS DE LA PARADA Y COMPONENTE AFECTADO Campos Promedio Promotores SD Empresas de servicios de mantenimiento Fecha parada ,88 3,00 2,00 5,00 0,00 Duración parada ,75 5,00 0,00 5,00 0,00 Velocidad media Rangos de velocidad ,88 3,67 2,31 4,00 1,41 durante parada Valores de velocidad ,63 3,67 2,31 4,00 1,41 Mecánico ,33 4,00 1,73 5,00 0,00 Tipo de Eléctrico ,44 4,00 1,73 5,00 0,00 componente Electrónico ,22 4,00 1,73 5,00 0,00 Grado de detalle en el que cree que sea útil y viable recopilar información Componente (ej. :IGBT) ,11 5,00 0,00 5,00 0,00 Subsistema (ej: convertidor) ,20 4,67 0,58 5,00 0,00 Sistema (ej: armarios eléctricos) ,00 4,33 1,15 5,00 0,00 Componente en el que ocurre el fallo ,40 5,00 0,00 5,00 0,00 Sistema al que pertenece el componente en el que Componente/Sist ocurre el fallo ema Componente en el que ,33 4,67 0,58 4,67 0,58 ocurre el fallo y sistema al que pertenece ,50 3,67 2,31 4,50 0,71 Coste del componente ,22 4,67 0,58 4,67 0,58 SD 37

38 Tipo de componente: Mecánico Tipo de componente: Eléctrico Tipo de componente: Electrónico Grado de detalle de recopilación información: componente Grado de detalle de recopilación información: subsistema Grado de detalle de recopilación información: sistema Componente en el que ocurre el fallo Sistema al que pertenece el componente en el que ocurre el fallo Componente en el que ocurre el fallo y sistema al que pertenece Coste del componente Fecha parada Duración parada Rangos de velocidad media durante parada Valores de velocidad media durante parada INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA CARACTERISTICAS DE LA PARADA Y COMPONENTE AFECTADO Duración de parada Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento 5,00 5,00 5,00 4,75 3,875 3,875 4,00 4,5 4,00 3,67 3,625 3,67 4,0 3,00 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 5,0 Componente/sistema averiado 1,0 0,5 0,0 Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento 38

39 Rep 1 Rep 2 Rep 3 Rep 4 Rep 5 Rep 6 Rep 7 Rep 8 Rep 9 Rep 10 INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA CARACTERISTICAS DE LA INTERVENCIÓN Y CAUSE DE LA AVERIA Campos Promedio Prom otore s SD Empresas de servicios de mantenimiento SD Intervención Tipo de trabajo Detección avería Causa avería Reparación ,38 3,67 1,15 5,00 0,00 Coste de la reparación ,00 3,67 1,53 4,67 0,58 Sustitución ,38 3,67 1,15 5,00 0,00 Coste de la sustitución ,00 3,67 1,53 4,67 0,58 Preventivo ,00 2,67 1,53 5,00 0,00 Retrofit ,38 4,00 1,00 5,00 0,00 Pequeño Correctivo ,75 2,67 1,53 5,00 0,00 Gran Correctivo ,50 4,00 1,00 5,00 0,00 Predictivo ,56 4,00 1,73 5,00 0,00 Preventivo ,60 4,00 1,73 5,00 0,00 No se detectó ,50 4,00 1,73 5,00 0,00 No aplica ,44 2,67 2,08 5,00 0,00 Fallo ,33 3,67 2,31 5,00 0,00 Desgaste ,44 3,67 2,31 5,00 0,00 Clima ,25 2,33 2,31 4,00 1,73 39

40 Intervención: Reparación Coste de la reparación Intervención: Sustitución Coste de la sustitución Tipo de trabajo: Preventivo Tipo de trabajo: Retrofit Tipo de trabajo: Pequeño Correctivo Tipo de trabajo: Gran Correctivo Detección avería: Predictivo Detección avería: Preventivo Detección avería: no se detectó No aplica detección avería Causa avería: Fallo Causa avería: Desgaste Causa avería: Clima INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA CARACTERISTICAS DE LA INTERVENCIÓN Y CAUSE DE LA AVERIA Intervención/Avería 5,0 4,5 4,0 3,5 5,00 5,00 4,38 4,67 4,67 4,38 4,00 4,00 4,00 3,67 3,67 3,67 3,67 5,00 4,38 4,00 5,00 3,75 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 4,50 4,56 4,60 4,50 4,44 4,33 4,00 4,00 4,00 4,00 3,67 3,67 3,44 3,25 4,00 3,0 2,67 2,67 2,67 2,5 2,33 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento 40

41 OTROS : INPUTS: INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA No fijarse tanto en la edad de la máquina, sino en el tiempo de funcionamiento o la potencia entregada Clase de viento (evaluación de la ubicación) En palas: Causa de la avería : cuantos fallos se producen por impacto de rayo/erosión/hielo/desequilibrado Diferenciar componentes top y componentes ground En las causas se podría añadir: Fuerza mayor Defecto de montaje Plan de Mantenimiento: Preventivo - Control de la Condición, alta sensibilidad: S/N Preventivo - Control de la Condición, trend monitoring : fabricante, P/N, diseño Preventivo - Inspecciones Programadas Correctivo 41

42 TASA DE FALLO (1/3) OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS Tasa de fallo por componentes y sistemas Para cada rango de potencia Tasa de fallo general Por tipo de generador Leyenda: Promedio general Promedio empresas de mantenimiento Por tipo de pitch Promedio promotores Fondo Rojo = al menos un 1 o un 2 en las respuestas

43 TASA DE FALLO (2/3) OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS Por tipo de componente (elec. / meca / hidr.) Para cada rango de potencia Por tipo de generador Tasa de fallo por turbina Por sistema Para cada rango de potencia Por tipo de pitch Por año de operación Por sistema Para cada rango de potencia Por año de operación Por tipo de generador Por tipo de pitch

44 Tasa de fallo general Tasa de fallo por componente y por sistema Tasa de fallo por componente y por sistema, para cada rango de potencia Tasa de fallo por tipo de generador Tasa de fallo por tipo de sistema de pitch Tasa de fallo por turbina y por tipo de componente (mecánico, eléctrico o electrónico) para cada rango de potencia Tasa de fallo por turbina (y por sistema) para cada rango de potencia Tasa de fallo por turbina (y por sistema) y por rango de potencia para cada tipo de generador Tasa de fallo por turbina (y por sistema) y por rango de potencia para cada tipo de sistema de pitch Tasa de fallo por turbina (y por sistema), para cada rango de potencia, por año de operación de las turbinas Tasa de fallo por turbina (y por sistema), para cada rango de potencia y cada tipo de generador, por año de operación de las Tasa de fallo por turbina (y por sistema), para cada rango de potencia y cada tipo de sistema de pitch, por año de operación de TASA DE FALLO (3/3) OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 5,00 5,00 5,00 4,50 4,33 3,75 4,25 3,67 3,50 TASA DE FALLO 5,00 5,00 5,00 5,00 4,63 4,50 4,29 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 4,00 3,88 3,63 3,86 3,33 3,43 3,43 3,00 3,00 4,33 4,00 3,88 3,71 3,50 3,50 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento 44

45 TIEMPOS DE PARADA (1/3) OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS Tiempo de parada por componentes y sistemas Para cada rango de potencia Tiempo de parada general Por tipo de generador Por tipo de pitch

46 TIEMPOS DE PARADA (2/3) Tiempo de parada general OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS Por tipos de trabajo (Preventivo, correctivo. Gran correctivo, retrofit) Por tipo de generador Por tipo de pitch Tiempo de parada por turbina Por tipo de componente (elec. / meca / hidr.) Por sistema Por rangos de velocidades de viento Para cada rango de potencia Para cada rango de potencia Por tipo de generador Por tipo de pitch

47 Tiempo de parada general Tiempo de parada por componente y por sistema Tiempo de parada por componente y por sistema, para cada rango de potencia Tiempo de parada por tipo de generador Tiempo de parada por tipo de sistema de pitch Tiempo de parada por tipo de trabajo (preventivo, correctivo, gran correctivo, retrofit) Tiempo de parada por tipo de trabajo (preventivo, correctivo, gran correctivo, retrofit) para cada tipo de generador Tiempo de parada por tipo de trabajo (preventivo, correctivo, gran correctivo, retrofit) para cada tipo de sistema de pitch Tiempo de parada por turbina (y por tipo de componente (mecánico, eléctrico o electrónico) para cada rango de potencia Tiempo de parada por turbina (y por sistema) para cada rango de potencia Tiempo de parada por turbina (y por sistema) y por rango de potencia para cada tipo de generador Tiempo de parada por turbina (y por sistema) y por rango de potencia para cada tipo de sistema de pitch Tiempo de parada por rangos de velocidad (0 m/s-3 m/s; 3 m/s 9 m/s; 9 m/s 13 m/s; 13 m/s 18 m/s; 18 m/s 25 m/s) OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS TIEMPOS DE PARADA (3/3) TIEMPO DE PARADA 5,0 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 4,38 4,63 4,5 4,44 4,50 4,33 4,33 4,25 4,33 4,0 4,00 4,00 4,13 4,00 4,00 4,00 3,88 3,67 3,75 3,75 3,75 3,63 3,67 3,67 3,75 3,5 3,33 3,00 3,00 3,0 5,00 2,5 2,0 2,00 1,5 1,0 0,5 0,0 Promedio Promotores Empresas de servicios de mantenimiento 47

48 PERDIDAS TASA DE SUSTITUCIÓN Rep 1 Rep 2 Rep 3 Rep 4 Rep 5 Rep 6 Rep 7 Rep 8 Rep 9 Rep 10 OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS TASA DE SUSTITUCIÓN Y PERDIDAS ECONÓMICAS Campos Tasa de sustitución general de componentes Tasa de sustitución de componente (por componente) y por año de operación Tasa de sustitución de componente y por año de operación, por tipo de sistema de pitch Tasa de sustitución de componente y por año de operación, por tipo de generador Promedio Promotores SD Empresas de servicios de mantenimiento ,13 3,67 2,31 5,00 0, ,75 5,00 0,00 5,00 0, ,63 3,00 0,00 5,00 0, ,88 3,67 1,15 5,00 0,00 Pérdidas económicas ligadas a la perdida de subsistema, componentes) producción (se puede desglosar por sistema, ,70 4,33 1,15 5,00 0,00 Coste del mantenimiento ,90 5,00 0,00 4,75 0,50 SD 48

49 Tasa de sustitución general de componentes Tasa de sustitución de componente (por componente) y por año de operación Tasa de sustitución de componente y por año de operación, por tipo de sistema de pitch Tasa de sustitución de componente y por año de operación, por tipo de generador Pérdidas económicas ligadas a la perdida de producción (se puede desglosar por sistema, subsistema, componentes) Coste del mantenimiento OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS TASA DE SUSTITUCIÓN Y PERDIDAS ECONÓMICAS 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 TASA DE SUSTITUCIÓN 5,00 5,00 5,00 5,00 5,00 4,75 4,13 3,88 3,67 3,67 3,63 3,00 Promedio Promotores 5,0 4,5 4,70 5,00 PERDIDAS 4,90 5,00 4,75 Promedio Promotores 2,0 4,33 1,5 1,0 0,5 0,0 Empresas de servicios de mantenimiento 4,0 Empresas de servicios de mantenimiento 49

50 OUTPUTS: RESULTADOS ESPERADOS OTROS : Posibilidad de detectar la estacionalidad de los fallos: Contemplado con la identificación de la fecha Horas de mano de obra. 50

51 Conclusiones globales: CONCLUSIONES DE LA ENCUESTA Participación: 10 (138 contactos en el GT de mantenimiento). Valoración general positiva a excepción de algunos puntos. Por grupo: Empresas de mantenimiento: valoración muy positiva y homogénea. Promotores: valoración más selectiva más diferencias dentro del grupo. Varias propuestas en la categoría otros : voluntad / interés de profundizar en el análisis de los datos. 51

52 CONCLUSIONES DE LA ENCUESTA Conclusiones sobre los datos de entrada: - Posible problema para la adquisición de datos de estimación de perdidas económicas: Velocidades de viento durante la parada Coste de componentes y de sustitución - No hay consenso sobre la necesidad de conocer en detalle las causas de las averías: Clima no se ha valorado como elemento importante Paralelamente se han propuesto otras causas ( Fuerza mayor y Defecto de montaje ) - Es mejor prescindir de la identificación del tecnólogo - Es necesario poder atribuir las averías y paradas a un aerogenerador o al menos conocer el numero total de aerogeneradores para los que se reciben datos. 52

53 CONCLUSIONES DE LA ENCUESTA Conclusiones sobre los datos de salida: - Tasa de fallo general: solo un 3.75 / 5 = interés medio (datos utilizado en las comparaciones con otras bases de datos). Por componentes si interesa. - De la tasa de fallo por turbina y sistema/componente, interesa si: - Se calcula por rango de potencia - Se calcula por año de operación - Los tiempos de parada: - Se juzgan importantes: por tipos de trabajo y por sistema/componente y rango de potencia. - No se juzga importante el tiempo de parada por velocidades de viento que permite la evaluación de perdidas de producción o la disponibilidad energética. - Hay mucha divergencias sobre la clasificación por tipos de generadores / sistema de pitch - Incoherencia en varias respuestas entre la no importancia de las velocidades de viento durante las paradas y la obtención de las perdidas económicas. 53

54 4- Avance en la creación de una base de datos unificada en España

55 SUBDIVISION DE COMPONENTES Y SISTEMAS Para realizar la clasificación que propone la AEE se han estudiado las subdivisiones de componentes y sistemas que proponen: RDS (Reference designation system) GADS NERC (North American Electric Reliability Corporation) VTT

56 CLASIFICACION SEGÚN RDS Según la clasificación de RDS se pueden distinguir los siguientes sistemas: Turbina eólica Rotor Yaw, Tren de potencia Multiplicadora Media Tensión Generador Transformador Convertidor

57 Sistema turbina eólica Sistema generador Sistema convertidor Sistema trasformador Sistema de Media Tensión CLASIFICACION SEGÚN RDS El sistema turbina eólica está compuesto por los siguientes subsistemas Tren de potencia Palas Sistema suministro de lubricante Yaw Sistema Control y protección Rotor Sistema turbina eólica Sistema hidráulico

58 Sistema turbina eólica Sistema generador Sistema convertidor Sistema trasformador Sistema de Media Tensión CLASIFICACION SEGÚN RDS El sistema generador está compuesto por los siguientes subsistemas Circuito primario de intercambio térmico del rotor y del estator con agua como refrigerante Circuito primario de intercambio térmico del rotor y del estator con aire como refrigerante Generador Sistema generador Sistema de protección y control.

59 Sistema turbina eólica Sistema generador Sistema convertidor Sistema trasformador Sistema de Media Tensión CLASIFICACION SEGÚN RDS El sistema convertidor está compuesto por los siguientes subsistemas Sistema eléctrico de BT, nivel 2 de voltaje Sistema eléctrico de BT en CA, por sistemas de seguridad. Sistema UPS Sistema eléctrico de BT, nivel 1 de voltaje Sistema convertidor Sistema eléctrico de BT en CC

60 Sistema turbina eólica Sistema generador Sistema convertidor Sistema trasformador Sistema de Media Tensión CLASIFICACION SEGÚN RDS El sistema transformador está compuesto por los siguientes subsistemas Elementos de seguridad Sistema de compensación. Cableado de potencia Sistema Transformador Transformador, incluyendo sistema de refrigeración

61 Sistema turbina eólica Sistema generador Sistema convertidor Sistema trasformador Sistema de Media Tensión CLASIFICACION SEGÚN RDS El sistema media tensión está compuesto por los siguientes subsistemas Sistema de media tensión Sistema de distribución de AT, 220 kv kv. Sistema de distribución de AT, 110 kv kv. Sistema de distribución de AT, 60 kv kv. Sistema de distribución de MT, 30 kv - 60 kv. Sistema de distribución de MT, 1 kv - 30 kv. Sistema de distribución de BT, <1 kv Protecciones Control Sistema de subestación Contadores

62 CLASIFICACION SEGÚN NERC Según la clasificación de NERC se pueden distinguir los siguientes sistemas: Balance of plant Freno Sistema de control Tren de potencia Sistema eléctrico Evento externo Multiplicadora Generador Sistema hidráulico Sistema pitch Rotor Estructuras Sistema yaw.

63 CATEGORIZACION DE COMPONENTES SEGÚN VTT Además del RDS y NERC existe otras clasificaciones de sistemas y componentes. El centro de investigación técnico de Finlandia VTT utiliza un total de 15 categorías. Freqency converter Freqency converter, cooling system Cables Capacitors Switches Power electronics Relays Converter Bolts Cogwheels Motor Pitch Electrical system Yaw system Hydraulics Grid connection Component Brakes Generator Sensors Control system Rotor Tip brake Mechanical brake Bearings Windings Slip rings Control unit Bearings Bolts Blades Power transformer Gear Nacelle Hub Tower Structure Heating Shaft Main shaft Bearings Cogwheel Sealings Other Unknown

64 ELECCIÓN DEL MÉTODO DE CLASIFICACIÓN AEE Se considera que utilizar como base la clasificación de NERC es un buen punto de partida, ya que: - La subdivisión es sencilla, tanto para aportar cambios futuros a nivel de diseño como para que el usuario encuentre sin demasiados problemas el componente o el sistema en avería. - Se considera lo suficientemente agregada, completa y clara. Fraunhofer IWES utiliza la clasificación RDS dado que ofrece un servicio comercial y necesita un clasificación muy detallada

65 CLASIFICACION SISTEMA COMPONENTE AEE Sistema Balance of Plant Freno Sistema de Control General Medición de relés Líneas aéreas Componente Mantenimiento Preventivo SCADA Sistema de compensación de reactiva Subestación Sistema de control de parque eólico General Freno mecánico eje de alta General Sistema de refrigeración Sistema de control por baja temperatura Sistema de control de comunicación entre Top y Bottom Sistema de control cableado BT Procesador Sistema de refrigeración de procesador Sistema de control de energía reactiva Sensores Sistema de regulación de tensión VRCC Veletas y Anemómetros

66 CLASIFICACION SISTEMA COMPONENTE AEE Sistema Tren de potencia Sistema eléctrico Rotor Estructuras Componente General Acoplamiento de alta Rodamientos principales Eje principal Cardan General Interruptores Sistema de compensación Convertidores de potencia Cables de transmisión General Freno aerodinámico Rodamiento Pitch Pala Pala Sistema baja temperatura Buje Sistema de protección de rayo Cono General Cimentaciones Nacelle Sistema de refrigeración de nacelle Torre

67 CLASIFICACION SISTEMA COMPONENTE AEE Sistema Sistema Externo Multiplicadora Generador Sistema hidráulico Sistema Pitch Componente General Accidente Fuera servicio de RED Presencia agua y hielo Tormentas eléctricas General Multiplicadora Sistema de refrigeración de multiplicadora Sistema de lubricación multiplicadora Filtro Multiplicadora Par General Bobinas de excitación Generador Rodamientos del generador Sistema de refrigeración del generador Sistema de lubricación del generador Eje del generador Cableado del generador General Bomba y motor Filtros Válvulas, latiguillos Acumulador hidráulico General Eléctrico Mecánico/Eléctrico Pitch hidráulico

68 HOMOGENIZACION DE ORDENES DE TRABAJO Y ALARMAS Actualmente se trabaja en una herramienta que permite homogenizar las ordenes de trabajo y las alarmas para posteriormente asignarlas al sistema de clasificación de AEE propuesta Ej. OT Error accionamiento pitch Subconjunto armario ground Clasificación alarma AEE Alarma remoto Ordenes de trabajo Alarmas Clasificación AEE Datos pretratados Homogenización

69 5 PROPUESTA DE PROYECTO DE I+D+i DE ELABORACIÓN DE UNA BASE DE DATOS COMUN.

70 Nombre del proyecto: BADEX (Base de Datos de Explotación) Proyecto coordinado por AEE e impulsado por la plataforma tecnológica del sector eólico REOLTEC. Objetivo: Creación de una herramienta de gestión de base de datos compartida. Descripción: MARCO DEL PROYECTO Plataforma web de carga de datos para los usuarios. Posibilidad de utilizar diversos formatos de datos. Automatización de elaboración de informes. Acceso del usuario a los informes analíticos. Financiación: CDTI? MICINN? IDAE? Consorcio: por definir, próxima reunión

71 6 JJTT DE AEE EN WINDPOWEREXPO (ZARAGOZA) programa 71

72 7 TEMAS A ABORDAR EN FUTURAS REUNIONES 72

73 8 RUEGOS Y PREGUNTAS 73

74 Muchas gracias por su atención Asociación Empresarial Eólica