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Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Dep. Termodinámica y Energías Renovables
Escuela Técnica Superior de Ingeniería
Universidad de Sevilla
Sevilla, 2017
Trabajo Fin de Grado
Grado en Ingeniería de la Energía
Aplicación de la metodología RCM en plantas
solares fotovoltaicas
Autor: Álvaro Crisóstomo Barrero
Tutores: Isidoro Lillo Bravo & Adolfo Crespo Márquez
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Proyecto Fin de Carrera: Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:
Presidente:
Vocales:
Secretario:
Acuerdan otorgarle la calificación de:
Sevilla, 2017
Autor: Álvaro Crisóstomo Barrero
Tutor: Isidoro Lillo Bravo & Adolfo Crespo Márquez
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Agradecimientos
En primer lugar, quería agradecer a mi familia todo el apoyo recibido durante estos años, con mención especial para mis padres y a mi hermano, porque gracias a ellos y a su continuo apoyo he podido formarme como ingeniero.
A mi tutor Isidoro Lillo Bravo por darme la oportunidad de entrar en el mundo laboral ofreciéndome unas prácticas en la empresa Irradia Energía además de tutorizarme este proyecto.
A todos los compañeros de la Empresa Irradia Energía y con especial mención a Emilio Clemente, compañero y amigo, junto al cual he colaborado en el proyecto de investigación y desarrollo que me ha sido de gran utilidad para la elaboración del trabajo fin de grado.
Al grupo de investigación de Termodinámica y Energías Renovables (GTER) dirigido por Adolfo Crespo Márquez en colaboración con Antonio de la Fuente y Eduardo Candón los cuales han contribuido en gran parte del desarrollo de la metodología descrita en el proyecto aportando a esta infinidad de documentación.
Finalmente a mis compañeros de clase, y a todos los profesores que he tenido en mis años de universidad, todos ellos me han aportado grandes conocimientos durante esta etapa.
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Índice
1 Introducción ............................................................................................................... 9
2 Objeto ...................................................................................................................... 10
3 Mantenimiento en plantas fotovoltaicas .................................................................. 10
3.1 Problemática actual del mantenimiento en plantas FV. .......................................... 12
3.2 Riesgo de pérdida de rendimiento en plantas FV .................................................. 13
3.3 Tipos de programas de mantenimiento ................................................................. 13
3.3.1 Mantenimiento Correctivo .............................................................................. 15
3.3.2 Mantenimiento Preventivo .............................................................................. 16
3.3.3 Mantenimiento Predictivo ............................................................................... 16
3.4 Mantenimiento en la actualidad ............................................................................ 17
4 Análisis bibliográfico ............................................................................................... 19
5 Mantenimiento centrado en la fiabilidad, RCM ........................................................ 28
5.1 Identificación de Tecnologías y Normativas .......................................................... 28
5.2 Definición de Requisitos y Especificaciones .......................................................... 29
6 Definición de las plantas sujetas al estudio RCM ................................................... 31
6.1 Caso A ................................................................................................................ 31
6.2 Caso B ................................................................................................................ 32
7 Desarrollo de la metodología RCM aplicada ........................................................... 32
7.1 Test para determinar la bondad del modelo .......................................................... 33
7.2 Definición del modelo tipo para el desarrollo del sistema predictivo inteligente ....... 34
7.2.1 Introducción y objetivo del procedimiento de análisis criticidad ........................ 35
7.2.2 Desarrollo del procedimiento .......................................................................... 36
7.2.3 Directrices generales para la valoración de equipos ........................................ 41
7.2.4 Resultados del análisis de criticidad ............................................................... 42
7.3 Simulación del procedimiento ............................................................................... 46
7.3.1 Selección del sistema y definición del contexto operacional ............................ 46
7.3.2 Determinación de las funciones del sistema y de cada subsistema, de sus
estándares y contextos de operación. ......................................................................... 49
7.3.3 Determinación de los fallos funcionales .......................................................... 52
7.3.4 Análisis de los modos de fallo, efectos de los fallos y su criticidad ................... 52
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7.3.5 Recogida de otros datos para el estudio y selección de políticas de
mantenimiento ........................................................................................................... 81
7.3.6 Resultados: selección de políticas de mantenimiento ...................................... 96
7.3.7 Resumen de los resultados del proceso de análisis RCM.............................. 101
7.3.8 Análisis coste riesgo beneficio del sistema Inversor ...................................... 102
8 Conclusiones ......................................................................................................... 112
9 Líneas de futuro trabajo......................................................................................... 114
10 Siglas .................................................................................................................. 116
11 Documentación de Referencia............................................................................ 117
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Lista de Figuras
Figura 1: Esquema de una central fotovoltaica. ................................................................. 11
Figura 2: Tasa de fallo de un componente con el tiempo ................................................... 14
Figura 3: Pérdidas de la energía máxima en una instalación fotovoltaica ............................ 20
Figura 4: Nomenclatura de un parque fotovoltaico ............................................................. 20
Figura 5: Total de incidentes, TIC y pérdidas de energía asoaciado a fallos, ICEL. ............. 26
Figura 6: Distribución total de incidentes debidos a causas internas y externas y si o no
afecta a la producción de energía. .................................................................................... 26
Figura 7: La probabilidad de que un inversor tiene un número de incidentes....................... 27
Figura 8: Flujograma de la aplicación de RCM .................................................................. 29
Figura 9: Módulo fotovoltaico ............................................................................................ 31
Figura 10: Ficha técnica de los inversores ......................................................................... 32
Figura 11: Modelo de gestión de mantenimiento en 8 fases de INGEMAN. ........................ 33
Figura 12: Representación genérica de la matriz de criticidad ............................................ 35
Figura13: Estructura técnica de la instalación fotovoltaica del modelo ................................ 37
Figura 14: Matriz de criticidad, caso A ............................................................................... 45
Figura 16: Ampliación del sistema inversor, subsistemas que contiene, entradas y salidas. 48
Figura 18: Lógica RCM..................................................................................................... 81
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Lista de Tablas
Tabla 1: Objetivos del mantenimiento ............................................................................... 34
Tabla 2: Consecuencias para la evaluación de la pérdida funcional de un elemento en el
análisis de criticidad ......................................................................................................... 40
Tabla 3: Análisis de Criticidad para el caso A, generador fv y estructura............................. 43
Tabla 4: Análisis de criticidad para el caso A, inversor, cableado y centro de transformación.
....................................................................................................................................... 43
Tabla 5: Análisis de criticidad para el caso A, terreno, caseta, elementos de vigilancia, etc . 44
Tabla 7: Criterio y escalas utilizadas para el cálculo de la matriz ........................................ 45
Tabla 8: Funciones del sistema inversor de la planta solar fotovoltaica y sus estándares,
para el sistema general y para cada uno de sus subsistemas ............................................ 51
Tabla 9: Funciones del centro de transformación de la planta solar fotovoltaica y sus
estándares, para el sistema general y para cada uno de sus subsistemas. ........................ 51
Tabla 10: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Inversor. ................ 71
Tabla 11: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Centro de
Transformación ................................................................................................................ 80
Tabla 12: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, inversor. 90
Tabla 13: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, centro de
transformación. ................................................................................................................ 95
Tabla 14: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el
inversor. .......................................................................................................................... 99
Tabla 15: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el
centro de transformación. ............................................................................................... 100
Tabla 16: Ejemplo de plan de mantenimiento preventivo de la planta solar fotovoltaica A. 104
Tabla 17: Mantenimiento preventivo particularizado por equipo ....................................... 105
Tabla 18: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso
A. .................................................................................................................................. 107
Tabla 19: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso
B. .................................................................................................................................. 108
Tabla 20: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso A ................... 110
Tabla 21: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso B. .................. 111
Tabla 22. Siglas ............................................................................................................. 116
Tabla 23. Documentación de referencia .......................................................................... 119
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1 Introducción
Se denomina energía renovable a la energía procedente de fuentes naturales
virtualmente inagotables, ya sea por la inmensa cantidad de energía que contienen, o
porque son capaces de regenerarse por medios naturales. Existen de diferentes tipos según
el recurso natural del que proceda, entre las más destacadas, son aquellas que provienen
del sol. De este recurso existen la solar térmica y la solar fotovoltaica, siendo esta última el
objeto del estudio.
En el presente informe se aplicará la metodología RCM (Reliability Centred
Maintenance) a una planta solar fotovoltaica real y a otra de carácter imaginario sujeta a
ciertas condiciones extremas.
Para aplicar esta metodología de trabajo previamente se ha hecho un estudio del
mantenimiento que existe actualmente en este tipo de energía renovable, analizando los
tipos de instalaciones que existen hoy día y donde se ha concretado en un tipo de
instalación. Además se ha querido demostrar cómo es de importante el mantenimiento de
las plantas solares y como perjudica un mal uso de esta técnica en la producción de
energía.
Por otro lado se han analizado todos los tipos de mantenimiento que hay en la
actualidad definiéndolos y conociéndolos con mayor profundidad.
Una vez conocida a fondo esta materia y observando que se está frente a una
energía madura y con un alto crecimiento en el mundo de las renovables, se ha decidido
aplicar una metodología de trabajo basada en la condición que es muy conocida en otro tipo
de empresas por su alta eficiencia y calidad a la hora de mejorar los planes de
mantenimiento.
Para ello se hará un estudio de criticidad de la planta real y sobre ella se aplicara
proceso de implantación RCM, se analizarán todos los equipos que existen en ella, hasta
decir en cuál de ellos es recomendable aplicar esta técnica. Tras acabar con el proceso de
análisis e implantación, se obtendrán unos primeros resultados y conclusiones, que se
reforzarán o se modificarán una vez realizado un último análisis económico.
Durante todo el proyecto se ha colaborado con una gran cantidad de expertos en la
materia (técnicos de mantenimientos, ingenieros de planta, profesionales en sistemas de
monitorización, y expertos en la metodología y aplicación de la RCM). Además destacar que
en el desarrollo del proyecto se hará un buen usó de figuras, tablas y gráficas para apoyar y
facilitar el entendimiento de esta metodología que aunque a priori parece compleja se
observará que con una buena estructura de trabajo se pueden obtener fantásticos
resultados.
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2 Objeto
El alcance de este proyecto es el de mejorar la vida útil de las plantas solares
fotovoltaicas que existen en la actualidad. Para ello se pretenden modificar los planes
de mantenimiento que existen en ellas, intentando dejar a un lado, el ya bastante
extendido mantenimiento correctivo e intentando impulsar los mantenimientos
preventivos y predictivos para así ahorrar costes. De todo ello aparece la idea de
aplicar la metodología RCM (mantenimiento basado en la fiabilidad) a este tipo de
energía renovable proponiendo nuevas actividades de mantenimiento que alarguen
la vida útil de los equipos que conforman las plantas y provocando ahorros
económicos a las empresas del sector.
3 Mantenimiento en plantas fotovoltaicas
Las instalaciones fotovoltaicas se agrupan en dos grandes grupos en función del
objeto de la misma. Por un lado están las instalaciones fotovoltaicas aisladas de la red
cuyo objeto es cubrir las necesidades de energía eléctrica en un lugar determinado,
normalmente aislado de la red eléctrica convencional. Entre las instalaciones fotovoltaicas
aisladas las aplicaciones más frecuentes son suministro eléctrico para bombeo de agua para
riego, electrificación rural para casas en el campo, señalización e iluminación para
carreteras, túneles, etc. Estas instalaciones disponen de módulos fotovoltaicos o células
solares y además suelen incluir otros equipos como baterías, inversores y reguladores.
Por otro lado, están las instalaciones fotovoltaicas de conexión a red, que tienen
como objetivo fundamental inyectar la energía producida a la red de la compañía eléctrica
obteniendo unos ingresos con esta venta de energía. Estas instalaciones, además de los
módulos fotovoltaicos llevan un inversor, unas protecciones eléctricas y contadores. Este
último grupo será el que se va a estudiar a lo largo del proyecto.
Un esquema de una central fotovoltaica o instalación FV de conexión a red puede ser
algo como:
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Figura 1: Esquema de una central fotovoltaica.
El elemento básico de una central fotovoltaica son los módulos fotovoltaicos o
paneles fotovoltaicos (1), los cuales se encuentran formados por células solares asociadas
entre sí, las células, captan la energía solar, transformándola en corriente eléctrica continua
mediante el efecto fotoeléctrico. Lógicamente, la producción de electricidad de dichas
células depende de las condiciones meteorológicas existentes en cada momento. Dichas
condiciones son medidas y analizadas con la ayuda de una torre meteorológica (2).
La energía eléctrica que circula por la red de transporte lo hace en forma de corriente
alterna por lo que la corriente continua generada en los paneles solares debe ser
transformada a corriente alterna. Así, es conducida primeramente a un armario de corriente
continua (DC) (4), para ser convertida en corriente alterna (AC) por medio de un inversor (5)
y ser finalmente transportada a un armario de corriente alterna (6).
Posteriormente, la energía eléctrica producida pasa por un centro de transformación
(7) donde se adapta a las condiciones de intensidad y tensión de las líneas de transporte (8)
para su utilización en los centros de consumo.
El funcionamiento de todos los equipos de la central se supervisa desde la sala de
control (3), en la que se recibe información de los distintos sistemas de la instalación: torre
meteorológica, inversor, armarios de corriente continua y alterna, centro de transformación,
etc.
Durante la operación de una planta fotovoltaica es normal la aparición de fallos o
incidencias que afectan de diferente manera a las distintas componentes y que, por tanto,
pueden afectar a su productividad. De esta manera, se considera imprescindible el máximo
conocimiento de estos fallos para garantizar la fiabilidad de la planta.
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3.1 Problemática actual del mantenimiento en plantas FV.
Hoy en día, en el mantenimiento de plantas fotovoltaicas, es posible encontrar una
problemática relacionada con los siguientes aspectos:
Procesos de negocio de mantenimiento por definir. En muchas instalaciones el
mapa de procesos para el mantenimiento de la instalación es inexistente.
Sistemas de soporte a la gestión insuficientes. En ocasiones los sistemas de
soporte a la toma de decisiones de mantenimiento no tienen suficiente nivel o no
existen. La estructura técnica de la instalación no está adecuadamente definida, el
modo de fallo no se captura, los preventivos no están adecuadamente posicionados
en la estructura técnica, los niveles de gestión de mantenimiento no están
adecuadamente establecidos, etc.
Planes de mantenimiento preventivo con muchas posibilidades de mejora. Por
lo general los planes de preventivo no están optimizados para cada instalación, sino
que se desarrollan en base a la potencia pico estimada y siguiendo
recomendaciones generales de los fabricantes e instaladores. La optimización de
planes para asegurar el cumplimiento eficiente del ciclo de vida útil está por hacer.
Bajo nivel de desarrollo del mantenimiento predictivo, actualmente las
instalaciones carecen de mantenimiento predictivo avanzado para poder optimizar su
ciclo de vida útil.
Escasa explotación de la información disponible, actualmente las plantas
fotovoltaicas generan gran cantidad de información que no es lo suficientemente
analizada para poder generar análisis tipo coste-riesgo-beneficio de diferentes
políticas de mantenimiento. La información de monitorización se muestra en formatos
muy variados (debido a los distintos fabricantes de sistemas de monitorización), así
como extensos en cuanto a datos se refiere.
Gestión y reclamaciones de garantías, debido a la crisis actual, los fabricantes de
inversores y módulos fotovoltaicos (principales activos de una instalación
fotovoltaica) están disminuyendo en muchos casos sus niveles de servicio en nuestro
territorio, dificultándose la gestión de las garantías con el fabricante, que en muchos
casos no continúan con la actividad y pueden llegar a provocar grandes problemas
para el funcionamiento normal de la instalación.
Gestión de stock, actualmente se tiene un stock en la instalación, pero no se tiene
estudiado el stock óptimo conforme al objetivo del negocio para su ciclo de vida útil.
Rápida obsolescencia tecnológica, actualmente los tiempos de remplazo de los
equipos se aceleran por motivos de obsolescencia tecnológica de los mismos. La
consideración de esta variable en el estudio de los tiempos de reposición de
componentes es esencial.
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3.2 Riesgo de pérdida de rendimiento en plantas FV
La electricidad generada a partir de los sistemas de energía fotovoltaica es una
importante fuente de energía renovable que implica cero emisiones de gases de efecto
invernadero y el no consumo de combustibles fósiles. Esta capacidad, sin embargo, no es
constante ni predecible debido a la naturaleza y comportamiento estocástico de su fuente
primaria de energía, la radiación solar, y por extensión los propios sistemas de energía
fotovoltaica.
A nivel interno, la alta incertidumbre y variabilidad asociada con los componentes del
sistema junto con los factores ambientales locales característicos de cada sistema, plantean
importantes retos en el diseño, operación y mantenimiento de grandes sistemas de energía
fotovoltaica.
En primer lugar, un sistema fotovoltaico se compone de un gran número de
componentes cada uno de los cuales presenta cierto grado de vulnerabilidad, estando su
fiabilidad a lo largo de su ciclo de vida fuertemente relacionada con aspectos como
temperatura, pérdidas de potencia y marco de funcionamiento. Al mismo tiempo, la radiación
solar y por lo tanto la alimentación del sistema FV pueden variar mucho y con gran
velocidad, debido a los ciclos bruscos de variación de las condiciones ambientales,
(temperatura, nubes, agentes atmosféricos,…) condiciones que aumentan el estrés de
funcionamiento del sistema pudiendo llegar acortar los ciclos de vida operativos.
En segundo lugar, hay que considerar la integración de la generación fotovoltaica
dentro de la red de distribución de energía. Eventos como la aparición de flujo de potencia
inversa puede causar picos de tensión que pueden afectar a la instalación, activando las
protecciones y provocando la desconexión y parada del parque junto con episodios de
fluctuaciones abruptas de la tensión de red.
Esto tiene una afección directa sobre las redes de distribución donde los sistemas FV
se integran, aumentando significativamente el riesgo de incremento de los costes directos
de mantenimiento y los cortes de energía, por lo que se hacen necesarias nuevas
metodologías y herramientas para cuantificar y controlar la seguridad de funcionamiento
(concepto que abarca la propia fiabilidad) de los sistemas fotovoltaicos.
3.3 Tipos de programas de mantenimiento
¿Qué es el mantenimiento y por qué se realiza? Se tiene una idea de
mantenimiento, tanto en empresas privadas como públicas en nuestro país que de forma
directa o indirecta intervienen en el sector que consideran que el mantenimiento son las
acciones asociadas con la reparación del equipo después de que se ha roto. El diccionario
define el mantenimiento de la siguiente manera: "el trabajo de mantener algo en condiciones
adecuadas". Esto implicaría que el mantenimiento debe ser acciones tomadas para prevenir
que un dispositivo o componente falle o para reparar la degradación de un equipo debido a
su operación para mantenerlo en buen estado de funcionamiento.
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Por desgracia, los datos obtenidos en numerosos estudios durante la última década
indica que la mayoría de las instalaciones privadas y del gobierno no dedican los recursos
necesarios para mantener el equipo en buenas condiciones de funcionamiento. Por el
contrario, esperan a que el fallo del equipo se produzca y luego tomar las acciones que sean
necesarias para reparar o reemplazar el equipo.
La necesidad de mantenimiento se basa en el fracaso real o inminente, idealmente,
el mantenimiento se lleva a cabo para mantener el equipo y los sistemas funcionando de
manera eficiente por lo menos durante la vida de diseño del componente o componentes.
Como tal, el funcionamiento práctico de un componente es la función basada en el tiempo.
Si uno fuera a representar gráficamente la tasa de fracaso de una población en función del
tiempo de componentes, es probable que el gráfico que tomaría la forma de "bañera" se
muestre en la figura 4. En la figura, el eje Y representa la tasa de fallos y el eje X es el
tiempo. A partir de su forma, la curva se puede dividir en tres distintas: la mortalidad infantil,
la vida útil, y los períodos de desgaste.
El período de mortalidad inicial de la curva de la “bañera” se caracteriza por la alta
tasa de fracaso seguido de un período de disminución. Muchos de los fracasos asociados a
esta región están vinculados a un mal diseño, mala instalación o uso indebido. El período de
la mortalidad infantil es seguido por un período de tasa de fracaso casi constante conocido
como vida útil. Hay muchas teorías sobre por qué componentes fallan en esta región, pero la
mayoría reconoce que la mala operación y mantenimiento a menudo desempeña un papel
importante. Está generalmente extendido que las prácticas de mantenimiento excepcionales
como los preventivos y predictivos puede extender este periodo.
Figura 2: Tasa de fallo de un componente con el tiempo
La vida útil de la mayoría de equipos requiere un mantenimiento periódico. En
algunos casos, determinados componentes necesitan ser reemplazados, (por ejemplo,
turbina de aire o condensadores) para asegurar que el equipo principal (inversor) alargue su
vida útil. Durante los últimos 30 años, se han desarrollado diferentes enfoques de
mantenimientos para asegurar que el equipo alcance o supere su vida útil. Además de
esperar a que un equipo falle (mantenimiento correctivo), podemos utilizar el mantenimiento
preventivo, mantenimiento predictivo, o centrado en la fiabilidad mantenimiento.
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3.3.1 Mantenimiento Correctivo
El mantenimiento correctivo es básicamente “dejarlo hasta que se rompa”. Ninguna
acción ni esfuerzo son considerados para mantener el equipo como lo detalla el fabricante y
no se trata de alargar su vida útil. Estudios recientes desglosan el porcentaje para cada tipo
de mantenimiento:
>55% Correctivo
31% Preventivo
12% Predictivos
2% otros
Llama la atención que más del 55% de los programas de mantenimiento de las distintas
industrias y tecnologías son a correctivos.
Ventajas Mantenimiento Correctivo:
Bajo costo
Menos personal
Desventajas del mantenimiento correctivo
Aumento del coste debido al tiempo de inactividad no planificado de los equipos.
Aumento de los costes laborales, especialmente si se necesita tiempo extra.
Coste asociado a la reparación o sustitución del equipo.
Daños secundarios de los equipos
Ineficiente uso de los recursos
Las ventajas del mantenimiento correctivo puede ser un arma de doble filo. Si
estamos manteniendo equipos nuevos, podemos esperar un mínimo de incidencias. Si
nuestro programa de mantenimiento es puramente correctivo no incurrimos a priori en coste
de mano de obra o gastos en el capital hasta que algo se rompa.
Dado que no se ve ningún costo de mantenimiento asociado, podríamos ver este
período como un ahorro de dinero. En realidad, durante el tiempo que creemos que estamos
ahorrando gatos de mantenimiento y de capital, en realidad estamos gastando más dinero
de lo que tendría bajo un enfoque de mantenimiento diferente. Estamos gastando más, ya
que, a la espera de que el equipo se rompa, estamos acortando la vida útil del equipo que
es la situación más frecuente. Se trata de un aumento de los costes que no habría ocurrido
si nuestro programa de mantenimiento fuera más proactivo. Nuestro coste de mano de obra
asociada a la reparación es probablemente más alto de lo normal debido a que la incidencia
más probable requiera reparaciones más extensas. Este coste se podría minimizar con una
estrategia diferente de mantenimiento.
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3.3.2 Mantenimiento Preventivo
El mantenimiento preventivo se puede definir de la siguiente manera: Acciones
planificadas con la finalidad de la degradación de un componente o sistema con el objetivo
de mantener y ampliar su vida útil.
La Marina de EE.UU. fue pionera en el mantenimiento preventivo como medio para
aumentar la fiabilidad de sus buques. Simplemente la ampliación de los recursos necesarios
para llevar a cabo actividades de mantenimiento previstas por el fabricante del equipo, la
vida del equipo se extiende y aumenta su fiabilidad, además de un ahorro de dinero. Los
estudios indican que este ahorro puede ascender desde un 12% a un 18% de promedio.
Ventajas:
Rentable en muchos procesos
Aumento del ciclo de vida de los componentes
Flexibilidad que permite la periocidad del mantenimiento.
Ahorros de energía y maximizar la producción.
Necesidad de equipamiento reducido y fallos en los procesos.
Se estima que entre el 12% y el 18% ahorro de costes frente al mantenimiento
correctivo.
Desventajas:
Fallos importantes pueden ocurrir aún.
Mucha mano de obra
Incluye tareas de mantenimiento en piezas que no sean necesarias.
Es obvio que la estrategia de mantenimiento a preventivos no es el óptimo, pero
tiene grandes ventajas frente a una estrategia a correctivos. Al realizar un mantenimiento
preventivo de acuerdo a las instrucciones del fabricante y tu propia experiencia se extiende
la vida útil del equipo y la puede acercar a la del diseño. Esto se traduce en dinero. El
mantenimiento preventivo, por ejemplo en la tecnología fotovoltaica ya sea lubricación en
seguidores, cambios de filtros,… harán que el equipo en su totalidad optimice su
rendimiento y reduzca las probabilidades de fallo.
3.3.3 Mantenimiento Predictivo
El mantenimiento predictivo se puede definir de la siguiente manera: mediciones que
detectan la aparición de degradación del sistema, permitiendo así que los factores de estrés
puedan ser eliminadas o controladas antes de cualquier deterioro significativo en el estado
físico del componente. Los resultados indican la capacidad funcional actual y futura.
Es un conjunto de técnicas de mantenimiento que permite identificar fallos en los
momentos iníciales de gestación, antes de que se produzcan.
Relaciona una variable física o química con el estado de degradación del equipo, y
permite predecir cuándo fallará.
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Se puede entonces organizar la reparación antes que el fallo llegue a afectar a la
producción. Son técnicas comparativas: comparan el valor actual de la variable elegida con
un de referencia.
El mantenimiento predictivo se diferencia del mantenimiento preventivo en que se
basa en la condición real de la máquina y no en algún programa preestablecido.
Es más barato, ya que permite conocer en todo momento el estado de la máquina
analizada sin apenas interferir en su producción. Sólo se interviene si el equipo da síntomas
de fallo (“si funciona, no lo toques”)
Las piezas que se sustituyen agotan su vida útil: no se cambian piezas en función del
tiempo que llevan funcionando, sino de su estado. Se evitan los fallos infantiles de piezas
tras una revisión sistemática.
Ventajas:
Aumento de la componente operacional vida / disponibilidad.
Disminución de equipo o proceso el tiempo de inactividad.
Disminución de los costos de piezas y mano de obra.
Mejora calidad del producto.
Mejora del medio ambiente y seguridad del trabajador.
Mejora la moral del trabajador.
Ahorros de energía.
Estimación de 8% a 12% de ahorro de costes en programa de mantenimiento
preventivo.
Mejora la planificación del mantenimiento
Aumenta la fiabilidad de las máquinas
Reduce las averías caras, al detectar en los momentos precoces el fallo
Desventajas:
Aumento de la inversión en equipos de diagnóstico.
Una mayor inversión en la formación del personal.
Ahorros potenciales no son fácilmente vistos por la dirección.
En general es necesario disponer de los valores de referencia para poder
diagnosticar correctamente.
En general, son necesarios equipos de alto precio. Es necesario tener un
conocimiento exhaustivo de los equipos que se analizan.
Es necesario tener fuertes conocimientos en las herramientas que se
emplean. Es necesario tener un conocimiento profundo de la técnica.
3.4 Mantenimiento en la actualidad
Una vez definidos los tres tipos de mantenimiento, se debe tener en cuenta que la
tendencia actual es la de una migración progresiva hacia el mantenimiento predictivo o
mantenimiento basado en la condición, se considera que el 60 % del mantenimiento que se
realiza en nuestro país es todavía mantenimiento al fallo o mantenimiento correctivo.
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Como se ha comentado, el mantenimiento predictivo se basa en la detección
temprana de averías mediante la identificación de patrones de fallo. Se persigue la
eliminación de fallos imprevistos de manera que se pueda aumentar la disponibilidad y
fiabilidad de los activos. Su filosofía es la de intervenir en las máquinas sólo cuando es
necesario. Se evitan así desmantelamientos de máquinas que no aportan mayor fiabilidad,
ya que se demuestra que casi el 70% de los fallos que se generan evolucionan de una
manera totalmente aleatoria, se pueden presentar en cualquier momento, con lo cual el
mantenimiento preventivo a intervalo fijo comienza a ser bastante cuestionable.
La tendencia va a ser la de predecir la mayoría de los modos de fallo y la de prevenir
aquellos que no es posible predecir, dejando para mantenimiento al fallo aquellos que no es
posible ni predecir ni prevenir, siempre y cuando las consecuencias del fallo sean asumibles.
La correcta distribución de tareas de mantenimiento (predictivo, preventivo y
correctivo) es fundamental. En general, cuando se logra desplazar el mantenimiento
correctivo por debajo del 20% (desde niveles del 60%) es cuando se reducen sensiblemente
los costes de mantenimiento (≈55%).
La implementación de mantenimiento predictivo parte de una fase inicial de
obtención de información (datos) mediante sensores y sistemas adquisición de datos CMS.
El procesamiento de esta información mediante diversas técnicas permite monitorizar el
estado de salud de los activos, detectar el tipo de fallo presente y su gravedad, predecir su
evolución y planificar su corrección de manera que su impacto en la producción sea mínimo.
A partir de la información de una máquina o instalación se genera un patrón de
normalidad. A partir de éste, mediante los algoritmos de minería de datos sobre nuevos
datos, es posible detectar síntomas o desviaciones del comportamiento normal que
advierten de la aparición y desarrollo de un determinado tipo de avería (“enfermedad”)
durante un próximo periodo de funcionamiento.
En el contexto actual, los sistemas de producción se conciben como sistemas
inteligentes conectados. Tienen capacidades de reconocer lo que pasa en el entorno y
capacidad para tomar decisiones. Son colaborativos, lo que permitirá una mayor flexibilidad
de gestión y eficiencia de los recursos. El concepto se sustenta en una nueva generación de
sistemas de producción caracterizados por sus elevadas capacidades cognitivas, en tiempo
real, sobre el proceso, el producto o la demanda de los clientes, así como por los elevados
niveles de conectividad y colaboración con redes externas.
Se debe desarrollar capacidad de auto-diagnóstico, que permita conocer su
disponibilidad y sus necesidades de mantenimiento en tiempo real.
Es preciso que el coste de los sistemas para la captura (sensores y sistemas de
adquisición) así como de tratamiento y análisis de señal sea lo suficientemente bajo para su
introducción masiva en las líneas de producción.
Se requieren sistemas de energía eléctrica para proporcionar mejoras en la fiabilidad
y, al mismo tiempo, reducir los costos operativos. Los métodos manuales de inspección
periódica y el mantenimiento programado se están sustituyendo por sensores para la
monitorización continua.
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4 Análisis bibliográfico
Cada vez existe un conocimiento más detallado de la operación y funcionamiento de
estas instalaciones lo cual contribuye a la mejora, no sólo del diseño de equipos e
instalaciones y puesta en marcha de la mismas, sino también a la optimización de los planes
de mantenimiento y a la optimización económica acerca de la viabilidad económica de las
mismas.
En los últimos años, se han desarrollado cada vez mejores y más métodos diferentes
para detectar fallos, incidencias e ineficiencias en los distintos equipos de las instalaciones y
especialmente en el inversor lo cual mejora la operación y el mantenimiento de los mismos y
que en cada caso habría que tener en cuenta para un buen sistema predictivo.
Hay que destacar, que de acuerdo a diferentes estudios, en las instalaciones
fotovoltaicas el equipo que más probabilidad de fallo tiene dentro de una instalación
fotovoltaica es el inversor. En este sentido, la información aportada por el fabricante de
estos equipos es fundamental para lograr un buen sistema predictivo.
Un adecuado sistema predictivo tiene como objeto contribuir a incrementar la
viabilidad económica de la instalación fotovoltaica. Desde el punto de vista económico la
operación de una instalación fotovoltaica genera ingresos por la venta de energía y por ello
conocer la energía generada y las pérdidas de energía que se pueden producir es
fundamental.
En este punto se hace hincapié en los aspectos técnicos que influyen en el sistema
predictivo indicando los parámetros técnicos a tener en cuenta para su diseño.
En las instalaciones PV existen dos grandes grupos de causas que influyen en que la
instalación fotovoltaica no produzca la energía máxima a la salida de un módulo
fotovoltaico, ME. Estos dos grupos son las pérdidas de energía por incidencias o fallos,
ICEL y las pérdidas de energía por ineficiencias, INEL.
Las pérdidas de energía por incidencias o fallos son debidas a que uno o varios
equipos no funcionen total o parcialmente y requiere mantenimiento correctivo. Comprenden
este grupo, fallos en cualquier equipo por su operación o por otras circunstancias como
robos, vandalismo y extremas condiciones climáticas.
Las pérdidas de energía por ineficiencias permiten el funcionamiento de los equipos
de la planta fotovoltaica pero de forma parcial. Sus causas pueden ser muy diversas, tales
como la temperatura del módulo, PID, el efecto de las sombras, la suciedad de los módulos,
la degradación de los módulos fotovoltaicos, la estructura de seguimiento del sol, pérdidas
por incidencias en el cableado, efecto del desajuste, pérdida del seguimiento del punto de
máxima potencia, pérdidas en los inversores, reducción y efecto de la temperatura en los
inversores,…
Para evaluar la fiabilidad y las pérdidas de energía de plantas fotovoltaicas a través
de la operación y el mantenimiento de los datos de seguimiento. La metodología ha sido
aplicada a 153 instalaciones FV de 15 parques fotovoltaicos. Todas las instalaciones FV
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analizadas están conectadas a la red, sin necesidad de sistemas de almacenamiento y
sistemas de seguimiento solar.
Figura 3: Pérdidas de la energía máxima en una instalación fotovoltaica
Para cuantificar estas pérdidas de energía y, a partir de esta información la
disminución de ingresos debido a una incidencia, se expone una metodología básica
aplicada a un parque fotovoltaico compuesto por f instalaciones fotovoltaicas, cada una de
ellas con k campo solares y k inversores.
Se adjunta en la siguiente imagen de un esquema de un parque fotovoltaico
compuesto por f instalaciones fotovoltaicas, cada una de ellas con k campo solares y k
inversores.
Figura 4: Nomenclatura de un parque fotovoltaico
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A partir de esta imagen se indican algunas expresiones que permiten cuantificar las
pérdidas energéticas derivadas de un fallo de la instalación.
Las pérdidas de energía asociadas al fallo y restitución de un módulo son
, desde la hora hasta la hora , se determina de acuerdo a la ecuación
siguiente:
Ec.1
Donde PRmfse define como:
Siendo el coeficiente de temperatura de potencia del módulo fotovoltaico, , la
temperatura del módulo expresada en K, la potencia pico de la instalación y la
energía neta producida por la instalación en el periodo considerado.
Las pérdidas totales de energía de los módulos que han fallado en el parque
fotovoltaico en un cierto periodo, se determinan según la siguiente ecuación:
Ec.2
Las pérdidas de energía del cableado de un string , de la instalación y campo solar
, que han fallado desde la hora hasta la hora .
Ec.3
Donde esla potencia pico del string que ha fallado.
Las pérdidas totales de energía debidas al cableado de strings en el parque
fotovoltaico completo en un cierto periodo, se determinan según la ecuación siguiente.
Ec.4
Las pérdidas de energía del cableado que ha fallado desde la hora hasta la hora
, de la instalación y campo solar , que sale de la caja de conexiones , con strings, se
determina según la ecuación siguiente.
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Ec.5
Las pérdidas totales de energía debidas al cableado de strings en el parque
fotovoltaico completo en un cierto periodo se determinan según la siguiente ecuación.
Ec.6
Las pérdidas de energía totales en cableado de corriente continua en el parque
fotovoltaico completo en un cierto periodo, se determina según ¡Error! No se encuentra el
origen de la referencia..
Ec.7
Las pérdidas de energía de la caja de conexiones b que ha fallado desde la hora
hasta la hora y que impide la salida de la energía de strings conectados a la misma.
Ec.8
Pérdidas totales de energía de las cajas de conexiones en el parque fotovoltaico
completo en un cierto periodo.
Ec.9
Las pérdidas totales de energía en el parque
Ec..
Ec.10
Las pérdidas de energía por fallo de un inversor de la instalación y campo
solar , por operación desde la hora hasta la hora , se determinan según la
Ec.1.
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Ec.1
Las pérdidas totales de energía por fallo de
Ec. 2.
Ec. 2
Las pérdidas de energía por fallo de arranque y paradas del inversor desde la
hora hasta la hora , de la instalación y campo solar , se determinan según
=
Ec. 3.
Ec. 3
Las pérdidas totales de energía por fallo de
Ec. 4.
Ec. 4
Las pérdidas totales de energía por incidencias
Ec. 5.
Ec. 5
En el caso de existir transformador de tensión, las pérdidas de energía por fallo de
operación del transformador a desde la hora hasta la hora , se determina según
Ec. 6
Ec. 6
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Las pérdidas totales de energía por fallo totales
Ec. 7.
Ec. 7
Las pérdidas de energía por fallo de operación
Ec. 8.
Ec. 8
Las pérdidas totales de energía por fallo debido
Ec. 9.
Ec. 9
Las pérdidas totales por incidencias en
Ec. 10.
Ec. 10
Las pérdidas de energía por fallo de operación de la red desde la hora hasta la
hora , se determina según =
Ec. 11.
Ec. 11
Las pérdidas de energía por fallo totales de la red debido a efectos climáticos desde
la hora hasta la hora , se determina según =
Ec. 12
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Ec. 12
Las pérdidas totales por incidencias en la red
Ec. 13.
Ec. 13
Las pérdidas totales debidas a incidencias resultan:
Ec. 14
Las incidencias asociadas al sistema de monitorización no se han computado en esta
metodología como pérdida de energía.
Un parámetro muy utilizado en las instalaciones fotovoltaicas es el performance ratio:
Ec. 25
Se define un performance ratio suponiendo que no existen perdidas de energía por
incidencias, , resultando:
Ec. 26
La energía máxima teórica, suponiendo ninguna pérdida en todos los equipos
desde la potencia pico de los módulos es:
Ec. 27
Lo cual permite estimar las pérdidas de energía.
Ec. 28
Todas estas expresiones permiten estimar las pérdidas energéticas que se
producirán en un parque fotovoltaico siendo fundamental para estimar las pérdidas
económicas en la planificación del sistema predictivo.
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Figura 5: Total de incidentes, TIC y pérdidas de energía asociado a fallos, ICEL.
Donde TICSF, TICI, TICST, TICG y TICMS, son el total de incidentes en el campo
solar, inversor, estación de transformadores, red eléctrica y el sistema de monitorización,
respectivamente.
Resaltar que el sistema de monitorización es el responsable de la mayoría de
los incidentes, pero esos incidentes no tienen un impacto significativo sobre la producción de
energía. Sin embargo, a pesar de que el porcentaje mínimo, 6,48%, que la red eléctrica y la
estación del transformador incidentes representan, las pérdidas de energía asociadas a
dichos equipos suponen aproximadamente el 68% del total de las pérdidas de energía.
En la siguiente figura se muestra la distribución del total de incidentes, TIC basado
en causas internas y externas de una instalación FV, y si han tenido impacto en la
producción o no dentro de cada uno de esos grupos.
Figura 6: Distribución total de incidentes debidos a causas internas y externas y si o no afecta a la
producción de energía.
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De acuerdo con la figura 6, el 55.65% de incidentes afectan a la producción de
energía, dentro de los cuales 52.51% de estos son debido a causas internas y 3.14% a
causas externas. Por otro lado, el 44.35% no afectan a la producción de energía, de los
cuales 3,97% de ellos son debidos a causas internas y el 40.38% a causas externas.
Mencionar que cuando se habla de causas internas se hace referencia a los equipos
de la instalación FV es decir, paneles FV, inversores y el centro de transformación. Por
tanto causas externas serán equipos que están fuera de la instalación pero no son
necesarios para un correcto funcionamiento del parque como son el sistema de
monitorización y la red eléctrica.
Para concluir destacar que sólo el 55.6% de las incidencias afectan a la producción
de energía. De estos incidentes, el 66.56% se debe a causas internas del parque
FV, mientras que el resto se debe a causas externas. Desde el punto de vista de la
fiabilidad, el sistema de vigilancia es el menos fiable, ya que representa el 40.38% de los
incidentes, pero este tipo de incidentes no afectan a la producción de energía.
El 60% de los inversores no han presentado ningún incidente, y que no hay
inversores con más de 8 incidentes registrados durante el período analizado (ver figura 7).
Figura 7: La probabilidad de que un inversor tiene un número de incidentes.
Desde el punto de vista de los incidentes, la red eléctrica y la estación
transformadora sólo representan el 6,48% de los incidentes, mientras que el campo solar,
inversor y sistemas de vigilancia representan la mayoría de los incidentes 93.51%. Sin
embargo, desde el punto de vista de las pérdidas de energía, el campo solar representa sólo
un 4,26%, mientras que el inversor, un transformador estación y red eléctrica representa
95,74% de todas las pérdidas de energía debido a los incidentes.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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5 Mantenimiento centrado en la fiabilidad, RCM
Se estudia esta técnica al estar fuertemente unida a la utilización de tecnologías
predictivas. La metodología RCM desarrolla un plan de mantenimiento basado en el análisis
de fallos de la instalación, lo cual permite, evitar fallos que puedan producirse en un sistema
o minimizar los efectos de éstos, al mínimo coste posible.
En plantas modernas donde se aplica RCM, es común que:
Sólo es admisible técnicamente utilizar tecnologías de monitorización para un 20%
de los modos de fallo.
Además, sólo es viable económicamente la aplicación de estas tecnologías en la
mitad de estos casos (10%).
Por último, de todas las categorías estudiadas para el conocimiento de la condición,
son adecuadas sólo para el 25-35% de los modos de fallo.
Los objetivos que se pretenden con la aplicación de la técnica RCM por lo tanto son:
Determinar las modificaciones necesarias en la instalación para evitar fallos que
puedan producirse o para minimizar los efectos de estos.
Determinar las tareas de preventivos y predictivo.
Modificar los procedimientos de operación de forma que el riesgo de avería
desaparezca o disminuya.
Estudiar las necesidades de formación.
Analizar las medidas provisionales a adoptar en caso de fallo.
5.1 Identificación de Tecnologías y Normativas
La norma ISO 14224-2004 permite definir los límites de contorno del sistema a
evaluar y determinar los ítems mantenibles dentro de los subsistemas de los equipos.
Proporciona además un formato para analizar si un determinado dato de fiabilidad y
mantenimiento de un elemento es apropiado para asociarlo a un análisis de fiabilidad del
equipo.
Este estándar internacional es aplicable a datos recogidos durante el ciclo de vida
operacional del equipo, incluyendo la instalación, puesta en marcha, operación,
mantenimiento y modificaciones.
Se centra principalmente en:
Requerimientos para el “tipo de dato” que debe ser recogido para su uso en varias
metodologías de análisis.
Estandarización del formato de datos para facilitar el intercambio de datos de
fiabilidad y mantenimiento entre plantas, propietarios, etc.
Algunos principios para estas colecciones de datos de fiabilidad y mantenimiento a
nivel de equipo pueden ser aplicados a la monitorización y el análisis del funcionamiento en
plantas o sistemas constituidos por diferentes tipos de equipos.
En esta norma hay una serie de ejemplos de equipos, describiendo en detalle:
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Clasificación del tipo de equipo.
Definición del límite de contorno.
Subdivisión en niveles.
Datos del equipo (datos específicos por cada clase de equipo)
5.2 Definición de Requisitos y Especificaciones
El mantenimiento centrado en la fiabilidad es por tanto, un método que permite
conocer las necesidades de mantenimiento de cualquier activo físico en su contexto
operacional. Mediante la implantación de esta metodología de trabajo, se tienen en cuenta,
básicamente, el impacto de los fallos sobre el sistema general, de rango jerárquico superior,
al que da servicio el sistema en estudio.
El impacto de los fallos frecuentemente varía según el modo de fallo que lo produce,
el coste de reparación, el tiempo que la planta ha dejado de producir a causa del fallo,
etc…Para medir el impacto que el fallo causa se empleará un conjunto de factores que son
clave para la prestación del servicio y funcionalidades del citado sistema de rango superior.
Para sistemas de carácter general los factores suelen ser: la seguridad de las personas, la
repercusión en la producción, la prestación del servicio, los propios productos, el valor del
resto de activos, los costes totales del restablecimiento de las funcionalidades después de
que se hayan perdido, etc.
A continuación se mostrará la Figura 1que ilustra las etapas del proceso RCM y su
secuencia de aplicación.
Figura 8: Flujograma de la aplicación de RCM
En el flujograma se distinguen dos grupos claramente diferenciados:
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Fase Inicial, este bloque viene referido a la formación del equipo humano de
trabajo y debe integrar los siguientes perfiles:
o Personal de Operación: expertos en la operación del sistema y equipos, las
personas que viven el día a día de la operación de los dispositivos. o Personal de Mantenimiento: expertos en mantenimiento preventivo y
reparaciones del sistema y dispositivos.
o Ingeniero de Procesos: aporta la visión global de los procesos. o Programador: aporta la visión sistémica de la actividad de los dispositivos. o Especialista externo: experto en el área técnica específica del dispositivo
objeto del estudio. En ciertas ocasiones, también es interesante incluir al fabricante del equipo.
o Facilitador: asesor experto en la metodología RCM.
Fase de implantación, dividida en tres bloques principales y un bloque extra a modo de recogida de datos o resumen: o Selección del sistema y definición del contexto operacional.
En este paso, se establece el sistema o sistemas a los que se va a realizar el
estudio RCM y se definen sus límites de batería y condiciones de operación.
Con el objeto de ser eficientes, solo se aplicará el estudio a los sistemas de
la planta, cuya pérdida funcional producirá los mayores impactos en la
empresa. Para evaluarlos, se llevará a cabo un análisis de criticidad de todos
los sistemas de una planta en Huelva. Destacar que este análisis de criticidad
no forma parte del procedimiento, pero debe hacerse antes, para ayudar a
seleccionar los sistemas a los que se aplicará la RCM.
o Análisis de los modos y efectos de fallos y su criticidad.
Se aplica este método para analizar las consecuencias, de todos los posibles
fallos que puedan afectar al sistema en estudio. Se consideran los modos de
fallo a nivel de subsistema y elemento gestionable. Se valoran los efectos
sobre el sistema (y cómo afectan a la planta) y la probabilidad de que ocurra
cada uno de esos modos de fallo.
o Aplicación de la lógica RCM.
Permite elegir las tareas concretas de mantenimiento que se llevarán a cabo
para enfrentarse a cada uno de los modos de fallo definidos en el paso
anterior. Es decir, se refiere a cada uno de los elementos, que, asociados a
sus respectivos problemas, van a constituir los modos de fallo.
o Documentación de los resultados.
Este bloque se podría englobar en el apartado de implementación, sirve para
dar constancia escrita de los nuevos planes y acciones a llevar a cabo para
mejorar el mantenimiento del sistema en estudio.
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6 Definición de las plantas sujetas al estudio RCM
Durante el estudio de este proceso se aplicará la metodología RCM a dos
instalaciones fotovoltaicas que denominaremos, caso A y caso B. A continuación pasaremos
a definir cada una de las dos situaciones.
6.1 Caso A
La planta solar A es una planta real, que actualmente se encuentra en
funcionamiento ubicada en la provincia de Huelva. Este parque ocupa 6 Hectáreas de
superficie.
Dicho parque tiene 10.512 paneles fijos, es decir, sin sistema de seguimiento. Los
módulos fotovoltaicos son de la marca Atersa de una potencia pico de 230W y utilizan
tecnología policristalina. Las placas ocupan 0,9 metros de ancho y tienen una altura de
1,645 metros ocupando un total de 15.563 m2. El complejo solar además consta de 25
inversores Ingeteam que tienen como objetivo transformar toda la corriente DC producida
por los paneles FV en corriente AC obteniéndose un total de 2,42 MWp de potencia.
Figura 9: Módulo fotovoltaico
El parque solar A está compuesto por 25 instalaciones, 16 instalaciones que utilizan
inversores de 100 kW de potencia nominal, 8 instalaciones que tienen inversores de 30 kW
y 1 instalación que utiliza un inversor de 50 kW de potencia. Todas ellas vuelcan la energía
alterna transformada por los inversores a un transformador de tensión que la elevará de los
rangos de baja tensión hasta los de media tensión.
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Figura 10: Ficha técnica de los inversores
6.2 Caso B
La planta solar B es exactamente igual a la del caso A salvo que se encuentra en un
emplazamiento distinto. El lugar escogido para la planta B, es una zona de difícil acceso.
Esta dificultad de traduce en un alto tiempo de desplazamiento, que tendrá una cierta
importancia a la hora de realizar el estudio. Destacar que los valores climatológicos son
exactamente los mismos que los de la provincia de Huelva.
7 Desarrollo de la metodología RCM aplicada
Durante el desarrollo de este estudio se abordarán todas las fases que conforman
esta metodología de trabajo que, aunque a priori, se tienda a pensar en un método
complejo, farragoso y de difícil aplicación, en realidad con pocos recursos y un buen
conocimiento de la instalación, además de tiempo, se puede desarrollar y beneficiarse de
sus excelentes resultados.
Como ya se ha comentado, el estudio se centrará en dos casos de similares
característica salvo en algunos parámetros que afectarán únicamente al proceso del análisis
coste riesgo beneficio y por tanto en las conclusiones finales del estudio. Por tanto se
procederá al desarrollo de la metodología RCM y este se aplicara al caso A ya que para el
caso B es exactamente el mismo desarrollo y mismos resultados.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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7.1 Test para determinar la bondad del modelo
Este apartado del proyecto se centrará en la elección de un sistema de mantenimiento
predictivo, así como del diseño del mismo, de tal forma que los resultados obtenidos
garanticen una mejora en la disponibilidad, seguridad y eficiencia de los equipos. Para lograr
estos objetivos se identificarán las técnicas que permiten prolongar al máximo la vida útil de
los equipos y sus componentes, anticiparse al fallo de los mismos mediante la
monitorización de algunas variables significativas y el correspondiente análisis de datos y
posterior diagnóstico de los fallos.
Antes de plantearse la elaboración de un buen programa de monitorización, debemos
resolver a las siguientes preguntas:
1. ¿Qué equipos y componentes hay que monitorizar? 2. ¿Qué tecnologías de monitorización utilizar? 3. ¿Cómo, de acuerdo a que señales, debe realizarse el programa? 4. ¿Con que frecuencia debe monitorizarse? 5. ¿Cuáles son los criterios para la interpretación de resultados y las acciones
pertinentes a llevar a cabo?
Para poder responder a las cuestiones planteadas, en primer lugar se han de
identificar los equipos “críticos” dentro de la estructura técnica de la planta, es decir, el caso
tipo A. Una vez identificados los equipos críticos, el siguiente paso será aplicar la
metodología RCM. Como ya se ha comentado, esta técnica evaluará el estado de
funcionamiento de los equipos, los modos de fallo, las consecuencias de los fallos y el plan
de mantenimiento adecuado para su implementación.
Una vez finalizado el estudio RCM, se continuará con el proceso de toma de
decisiones que dará respuesta al resto de preguntas, y así cumplir con el objetivo de diseñar
un sistema eficiente de mantenimiento predictivo.
Figura 11: Modelo de gestión de mantenimiento en 8 fases de INGEMAN.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Tomando como referencia el Modelo de Gestión de Mantenimiento (MGM) de estas 8
fases de Ingeman, Figura 11. El análisis de criticidad corresponde a la fase 2, la descripción
de los procesos y análisis de equipos de alto impacto corresponden a la fase 3, el diseño de
los planes de mantenimiento utilizando la metodología RCM a la fase 4 y el análisis coste
riesgo beneficio a la fase 5. El resto de fases no serán objeto de nuestro estudio.
7.2 Definición del modelo tipo para el desarrollo del sistema
predictivo inteligente
En base al modelo MGM comentado anteriormente y correspondiendo con la fase 1
se muestran en la tablas 1 los objetivos estratégicos del mantenimiento que se piensa
seguir:
Objetivos
estratégicos
Metas Planes de acción Perspectivas
Mejorar la
eficiencia de los
costes de
mantenimiento
Actual: 10%
Objetivo: 7%
·Asegurar adquisición de
datos adecuada y la
realización de análisis de
criticidad de equipos
Financiera
Mejoras el tiempo
para reparar y la
calidad del
mantenimiento
·Nº de fallos repetitivo < X
·Reducir el MTTR en un
15%
·Programa de análisis de
fallos
·Programa de mejora del
soporte de mantenimiento
Clientes
Mejora del proceso
de mantenimiento
y de su
documentación
Certificado de
mantenimiento
·Desarrollar los
procedimientos e
inspecciones técnicas
pendientes
Procesos internos
Asegurar niveles
adecuados de
entrenamiento y
formación para
cumplir la misión
Definición de los niveles
precisos de formación por
nivel de mantenimiento
·Definir nivel de
entrenamiento por cada
nivel de mantenimiento
·Realizar entrenamiento y
evaluación
Aprendizaje
Tabla 1: Objetivos del mantenimiento
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7.2.1 Introducción y objetivo del procedimiento de análisis
criticidad
7.2.1.1 Introducción al análisis de criticidad
El análisis de criticidad utiliza herramientas que permiten identificar y jerarquizar por
importancia los activos de una instalación sobre los cuales vale la pena dirigir recursos ya
sean humanos, económicos o tecnológicos, este apartado corresponde a la fase 2 del
modelo MGM. Es decir, con otras palabras, el proceso de análisis de criticidad usa técnicas
que sirven para determinar la importancia y las consecuencias de los posibles fallos en los
sistemas dentro del contexto operacional en el cual trabajan.
El término “crítico” y la propia definición de criticidad pueden tener diferentes
interpretaciones dependiendo del objetivo que se está tratando de jerarquizar. El análisis de
criticidad pretende establecer un método que sirva de instrumento de ayuda en la
determinación de la jerarquía de sistemas y equipos, permitiendo subdividir los elementos
en secciones que puedan ser manejadas de manera controlada y auditable.
Figura 12: Representación genérica de la matriz de criticidad
En este sentido, existe una gran diversidad de posibles factores que permiten evaluar
la criticidad de un elemento. Estos factores pueden variar según las condiciones de las
instalaciones, los contratos de estas, los países donde se explotan y sus regulaciones, etc.
Específicamente, para el desarrollo de este proyecto, la metodología de trabajo se basará
en la teoría del riesgo (consecuencia del análisis de criticidad), este concepto mezcla el
factor fiabilidad (frecuencia de fallos) con el factor de severidad/consecuencia del fallo
(impacto de los fallos en: seguridad, fiabilidad operacional, costes, medioambiente,…)
Destacar que de los resultados que se obtienen con la aplicación, las técnicas de
criticidad constituye la base del proceso de optimización basado en la aplicación de
ingeniería de fiabilidad y mantenimiento, en nuestro caso será la base para la realización del
RCM y su estudio del sistema de mantenimiento predictivo.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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7.2.1.2 Objetivo del análisis de criticidad
El objetivo de este proceso es el de elaborar una matriz de criticidad donde se
clasifiquen los activos en función de la importancia de estos. Como resultado del
procedimiento se obtendrá una información estructurada de los activos con el fin de
optimizar los procesos de operación y mantenimiento de forma objetiva.
Como ya se ha comentado, el proceso se basa en una metodología denominada
CTR, Criticidad total por riesgo, proceso de análisis semicuantitativo, sencillo y práctico,
sostenido por el concepto del riesgo, entendiendo este, como la consecuencia de multiplicar
la frecuencia de una perdida funcional por la severidad de la misma. En la actualidad es un
procedimiento muy utilizado en las empresas del sector industrial.
7.2.2 Desarrollo del procedimiento
Para el desarrollo de este procedimiento se utilizarán una serie de factores
ponderados y una estimación del riesgo que serán la base de un modelo semicuantitativo de
criticidad.
A continuación, se presentan los criterios considerados para el alcance para el
análisis, los criterios y los algoritmos a utilizar.
7.2.2.1 Definición del alcance del análisis
Este procedimiento evalúa la criticidad de los elementos de la instalación al nivel de
elementos gestionables:
o Para plantas de este tipo, el nivel seleccionado es el de “Equipo” que en la estructura
técnica queda en el nivel:
Parque solar/Instalación/Sistema/Subsistema/EQUIPO
El objetivo de desgranar la estructura técnica hasta este nivel, es porque de
este modo se puedeser mucho más precisos a la hora de asignar las operaciones de
mantenimiento preventivo y predictivo, una vez finalice el proceso de análisis.
7.2.2.2 Definición de la estructura técnica del modelo
Empezando con el procedimiento, en primer lugar de se debe llevar a cabo la
implantación del modelo, es necesario disponer de una estructura organizada y jerárquica
de todos los subsistemas y sistemas que forman parte de una instalación en donde
aparecerán los diferentes equipos.
La estructura técnica que se ha adoptado en el modelo es la que se mostrará en la
siguiente figura, destacar de la estructura se representará en horizontal debido a su
complejidad y a la gran cantidad de equipos que esta contiene:
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Figura13: Estructura técnica de la instalación fotovoltaica del modelo
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7.2.2.3 Definición de los factores a contemplar y sus niveles
Se considerarán los siguientes factores:
1. Factor de frecuencia de fallo, considerada como la frecuencia promedio anual de
pérdidas funcionales del elemento objeto de estudio y se calcula en función del
número de incidencias durante un año operativo del equipo.
El cálculo se realiza tomando el periodo de los 2 últimos años, por lo que es una media
móvil.
Sus niveles serán: Muy Alto, (MA) Alto (A), Medio (M), Bajo (B)
2. Factores que miden las consecuencias de la pérdida funcional. Se pondera el peso
relativo de cada factor, sobre un total de 100, con porcentaje.
Factor de SEGURIDAD.
El factor evalúa las consecuencias de la pérdida funcional de un elemento en:
o Daño al personal de la instalación, propio o ajeno, y/o a cualquier otra persona que pudiera verse involucrada en el entorno de la misma.
o Daño en el valor de los activos industriales, en instalaciones propias o ajenas.
Sus niveles serán los siguientes: Catastrófico (CA), Alto (A), Medio (B) y Bajo
(B).
Factor de DISPONIBILIDAD.
Por lo general, evalúa la consecuencia de la pérdida funcional de un elemento
sobre la capacidad nominal de la instalación. Este factor se mide como la
relación entre las horas de funcionamiento de la instalación y el número
máximo posible de horas de funcionamiento de la misma.
Sus niveles: Muy Alto (MA), Alto (A), Medio (M), Bajo (B).
Factor de EFICIENCIA
Este factor evalúa la consecuencia de la pérdida funcional de un elemento
sobre la eficiencia global de la instalación. Este factor se mide como la
relación entre la energía registrada en el contador frente a la irradiancia
registrada en la planta y superficie de la misma.
Sus niveles serán los siguientes: Muy Alto (MA), Alto (A), Medio (M), Bajo (B).
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Factor de COSTE DE MANTENIMIENTO/REPOSICIÓN.
Este factor evalúa las consecuencias de la pérdida funcional de un elemento
en los costes de mantenimiento correctivo/reposición del mismo, incluyendo
todos los costes asociados.
Sus niveles: Muy Alto (MA), Alto (A), Medio (M), Bajo (B).
Para entender la asignación del nivel de consecuencia a cada elemento, es
importante observar la tabla de consecuencias (tabla 2), que resume los factores y los
niveles, con la ponderación correspondiente.
Más adelante se observará la matriz de criticidad obtenida, donde debemos destacar
que los elementos sobre fondo rojo, se considerarán elementos con consecuencias
inadmisibles para un determinado factor y nivel de impacto causado por la pérdida funcional
del elemento.
Losvalores de ponderación deben además de:
1. Estar en consonancia con el impacto del factor en la consecuencia de los
objetivos estratégicos de la planta.
2. Tomar un valor entre 0 y 100. Con la suma total de todos los factores igual
a 100.
3. Que puedan existir casos de perdidas funcionales de consecuencias
inadmisibles para un determinado factor, en estos casos se asigna
automáticamente un valor 100 a la consecuencia de la perdida funcional del
elemento para ese factor, caracterizando directamente la perdida funcional
del elemento para ese factor, y a su vez la perdida funcional del elemento
como de máxima severidad, independientemente de las posibles
consecuencias para otros factores, y de la ponderación elegida para los
mismos.
En la siguiente tabla veremos cómo sería para el caso de plantas fotovoltaicas.
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Tabla 2: Consecuencias para la evaluación de la pérdida funcional de un elemento en el análisis de
criticidad
7.2.2.4 Obtención de los niveles de criticidad
Una vez definidos los factores a tener en cuenta se pasará a la obtención de los niveles
de criticidad gracias a los cuales formaremos la matriz. Para obtener el nivel de criticidad de
cada equipo, se toman los valores totales de cada uno de los factores principales: frecuencia
(fallos/año) y consecuencias de los fallos (donde se tomarán valores adimensionales de
entre 0 a 100). Esto coloca a cada equipo en una de las celdas en la matriz de criticidad, en
el ejemplo más abajo se observará como se obtendrán 4x11celdas (filas por columnas, ver
figura 10). El valor de frecuencia de fallos se ubica en el eje vertical y el valor de
consecuencias se ubica en el eje horizontal (se toma el resultado final de la expresión
S+D+EF+CM, con valores de cada criterio convenientemente convertidos a la escala
seleccionada). El número de equipos que una vez analizados quedan clasificados en cada
celda de la matriz, se indica en el interior de la celda.
La matriz de criticidad mostrada a continuación permite jerarquizar los sistemas en tres
áreas (ver figura 10):
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Para sistemas No Críticos fondos Verde
Para sistemas de Media Criticidad fondos Amarillo Para sistemas Críticos fondos Rojo
Los umbrales fijados inicialmente entre las diferentes zonas son los siguientes:
Umbral baja-media criticidad: 50 puntos adimensionales de criticidad
Umbral media-alta criticidad: 90 puntos adimensionales de criticidad
Por tanto se establecerá como criterio de severidad alta, a los elementos que estén por
encima de 90, donde resultarán críticos siempre con independencia de su frecuencia de
fallo. Además se incluirá, de cara al mantenimiento, los elementos de severidad de fallo
media (50-60), ya que estos podrían considerarse críticos para nuestra gestión de
mantenimiento si se alcanzasen frecuencias de fallo muy altas. De igual forma podría ocurrir
en interfaces baja-media criticidad.
7.2.3 Directrices generales para la valoración de equipos
Siempre que se valoran equipos hay que hacerlo siguiendo unas ciertas directrices
que se explicarán a continuación. Estas pautas permiten describir con detalle el proceso a
seguir para realizar las valoraciones de las consecuencias de las pérdidas funcionales de un
equipo.
Hay que tener en cuenta los seis pasos que se describirán a continuación para una
valoración objetiva y precisa según las consecuencias del fallo de los equipos.
En lugar de entrar directamente a evaluar las consecuencias del fallo del equipo, se
aconseja repasar con tranquilidad las funciones que realiza el equipo, entender
convenientemente el impacto que tiene su pérdida funcional en la disponibilidad de la
instalación donde se encuentra, y en eficiencia de la misma.
También es importante es la consideración de los aspectos directos e indirectos de la
pérdida funcional, así como la consideración de los efectos derivados de la recuperación de
la función de los equipos.
1. Definición de la instalación, sistema y subsistema:
-Descripción general de la instalación.
-Definición de los sistemas existentes dentro de la instalación.
-Relación entre los sistemas existentes en la instalación y su papel en proceso
global de la instalación.
-Relación entre los sistemas y subsistemas.
2. Determinación de la función general del sistema/subsistema:
-Señalar función o funciones principales del sistema/subsistema donde se
encuentra el equipo.
- Determinación de los efectos de las funciones sobre la instalación.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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3. Identificación de funciones del equipo, modos de operación y contexto operacional:
-Detallar el modo de operación principal: ¿Qué hace el equipo y cuándo?
-Valoración de otros posibles modos de operación asociados al equipo
4. Definición de los fallos funcionales:
-Pérdida de la función o funciones detectadas en el paso anterior
5. Análisis de las consecuencias de todos los fallos funcionales:
-Efectos directos de la pérdida de función
-Efectos derivados de la recuperación de la función
-Medir las consecuencias de los efectos anteriores sobre cada uno de los factores
considerando aspectos técnicos del impacto.
6. Obtención de la severidad del fallo del equipo considerando, para cada factor, la
valoración más alta.
7.2.4 Resultados del análisis de criticidad
Como se ha mencionado con anterioridad para la realización del análisis de criticidad
se utilizará la estructura técnica, siendo el nivel seleccionado el de “Equipo”. Una vez
definido dicho elemento, se le aplicará cada uno de los factores comentados en el punto
7.2.2.3 que a su vez dichos factores vendrán definidos por un valor. Para facilitar el
concepto de análisis de criticidad, en las siguientes imágenes se mostrará cómo se trabaja
con esta metodología.
Como se comentó se utilizará una instalación real situada en la provincia de Huelva,
el parque solar A.
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Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A1 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A2 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A3 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A4 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A5 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A6 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie A7 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie B1 Media 7 Baja
Huelva Generador FV Subgenerador FV01 Serie B2 Media 7 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A1 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A2 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A4 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A5 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A6 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija A7 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija B1 Baja 3 Baja
Huelva Estructura/Seguidor Estructura Fija B2 Baja 3 Baja
SUBSISTEMA EQUIPOLOCALIZACION SISTEMA FRECUENCIA CONSECUENCIA CRITICIDAD
Tabla 3: Análisis de Criticidad para el caso A, generador fv y estructura.
Huelva Inversores Inversor Stack de potencia Alta 55 Media
Huelva Inversores Inversor Turbina Media 55 Media
Huelva Inversores Inversor Ventilador Muy_Alta 55 Alta
Huelva Inversores Inversor FA Alta 55 Media
Huelva Inversores Inversor Descargador de tensión Baja 55 Media
Huelva Inversores Inversor Temporizador Alta 55 Media
Huelva Inversores Inversor Contactor Alta 45 Media
Huelva Inversores Inversor Vigilante de aislamiento Media 65 Media
Huelva Cableado y protecciones 0 Cableado DC Media 12 Baja
Huelva Cableado y protecciones 0 Cableado AC Media 12 Baja
Huelva Cableado y protecciones 0 Protecciones DC Media 100 Alta
Huelva Cableado y protecciones 0 Protecciones AC Media 100 Alta
Huelva Medida y comunicaciones 0 Módem Media 7 Baja
Huelva Medida y comunicaciones 0 Contador Media 7 Baja
Huelva Medida y comunicaciones 0 Cableado Media 7 Baja
Huelva Centro de transformación 0 Seccionador Media 65 Media
Huelva Centro de transformación 0 Interruptor general Media 65 Media
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Núcleo Baja 36 Baja
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Devanados/Bobinas Baja 36 Baja
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Sistema de refrigeración Alta 56 Media
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Tanque Baja 46 Baja
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Bornas BT-MT Baja 36 Baja
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Conmutador de tomas Baja 36 Baja
Huelva Centro de transformación Transformador BT-MT Sistema de seguridad (Protecciones) Media 56 Media
SUBSISTEMA EQUIPOLOCALIZACION SISTEMA FRECUENCIA CONSECUENCIA CRITICIDAD
Tabla 4: Análisis de criticidad para el caso A, inversor, cableado y centro de transformación.
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Huelva Terreno 0 Caminos Baja 3 Baja
Huelva Terreno 0 Terreno Baja 3 Baja
Huelva Terreno 0 Canales Baja 3 Baja
Huelva Casetas 0 Ventilación Baja 41 Baja
Huelva Casetas 0 Climatización Baja 41 Baja
Huelva Casetas 0 Cuadro SSAA Baja 16 Baja
Huelva Casetas 0 Edificio Baja 37 Baja
Huelva Vallado 0 Cimentación Baja 37 Baja
Huelva Vallado 0 Vallas Baja 37 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Barrera µo 1 Media 3 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Barrera µo 2 Media 3 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Barrera µo 3 Media 3 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Barrera µo 5 Media 3 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Barrera µo 6 Media 3 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Cableado Media 13 Baja
Huelva Detección Intrusos 0 Centralita de alarmas Media 17 Baja
Huelva CCTV 0 Cámara 1 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 Cámara 2 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 Cámara 3 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 Cámara 4 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 Cámara 5 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 FA Cámara 1 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 FA Cámara 2 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 FA Cámara 3 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 FA Cámara 4 Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 Videograbador Baja 7 Baja
Huelva CCTV 0 Módem Media 3 Baja
Huelva CCTV 0 Cableado Baja 3 Baja
Huelva Iluminación 0 Foco 1 Baja 13 Baja
Huelva Iluminación 0 Foco 2 Baja 13 Baja
Huelva Iluminación 0 Foco 3 Baja 13 Baja
SUBSISTEMA EQUIPOLOCALIZACION SISTEMA FRECUENCIA CONSECUENCIA CRITICIDAD
Tabla 5: Análisis de criticidad para el caso A, terreno, caseta, elementos de vigilancia, etc
Cabe destacar que la planta A contiene más equipos que los mostrados en la tablas
anteriores. Teniendo en cuenta todos los equipos que componen dicha instalacion se
procederá al análisis completo.
La siguiente figura (figura 10) se recogen los resultados de la matriz de criticidad.
Destaca, el porcentaje de equipos en la esquina inferior izquierda (muy baja
criticidad). Sin entrar en mayor detalle, estos resultados apuntan a una posible reducción de
mantenimiento preventivo. Para los equipos situados en la zona intermedia (criticidad
media), existe el riesgo que el aumento de la frecuencia de fallo situe a estos en la zona de
alta criticidad. Estos equipos además de los críticos que parece obvio, son los adecuados
para tener en cuenta en el estudio RCM y posterior análisis coste-riesgo-beneficio para
incluir en el sistema de análisis predictivo.
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Figura 14: Matriz de criticidad, caso A
En la siguiente tabla se verá el criterio y las escalas utilizadas en los cálculos de la
matriz de criticidad. Destacar que las escalas propuestas vienen definidas por expertos en la
materia.
Fallos Clasificación Escala propuesta
8 < f Muy alto 2
2 < f ≤ 8 alto 1,75
1 ≤ f ≤ 2 medio 1,25
< 1 bajo 1
Clasificación Escala propuesta
Catastrófico 100
alto 20
medio 10
bajo 0
Clasificación Escala propuesta
Muy alto 40
alto 25
medio 10
bajo 1
Clasificación Escala propuesta
Muy alto 20
alto 10
medio 5
bajo 1
Coste promedio del correctivo Clasificación Escala propuesta
> 5.000 € Muy alto 20
5.000€ > Correctivo > 2.000€ alto 10
2.000€ > Correctivo > 500€ medio 5
< 500€ bajo 1
Frecuencia de fallos
Seguridad (20%)
Disponibilidad (40%)
Eficiencia (20%)
Coste de MC (20%)
Tabla 6: Criterio y escalas utilizadas para el cálculo de la matriz
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Una vez realizada la evaluación de criticidad de los elementos de la planta solar A, a
nivel de equipo, se habrá completado la fase 3 correspondiente al modelo de gestión de
mantenimiento (ver Figura 18: Modelo de gestión de mantenimiento en 8 fases de
INGEMAN) y por tanto se procederá a la aplicación de la metodología RCM.
7.3 Simulación del procedimiento
En este apartado se procederá al desarrollo del procedimiento que incluye:
Criterios que se han utilizado para la elección del equipo o equipos a los cuales se les va a realizar la aplicación, para ello se estudiará la composición concreta del equipo.
Descripción del límite de batería del sistema y definición de su contexto operacional.
Análisis de los modos, efectos de fallos y su criticidad y la selección de las políticas de mantenimiento más adecuadas para cada uno de los subsistemas y elementos que componen el sistema.
Durante los apartados siguientes se comentará brevemente cada uno de esos puntos.
7.3.1 Selección del sistema y definición del contexto operacional
El primer paso de la fase de implantación del RCM es la selección del sistema o
sistemas a los que se va a aplicar la metodología.
7.3.1.1 Selección del sistema objeto de estudio mediante RCM
Para la selección se utilizarán los siguientes criterios:
Resultados obtenidos del análisis de criticidad sobre la planta fotovoltaica tipo A servirán para seleccionar el sistema de máxima criticidad, el cual debe ser objeto del estudio RCM.
Complejidad del sistema a estudiar, esto se traduce, en un sistema con un gran número de funcionalidades y modos de fallos
Experiencia en el área de operación y mantenimiento fotovoltaico, hay que conocer de forma profunda el sistema en estudio. El sistema tendrá numerosas gamas de mantenimiento preventivo, consumiendo muchos recursos de mantenimiento y es posible que, además, esté generando necesidades de correctivo. Existirá la percepción de que el mantenimiento del sistema a estudiar se podría optimizar o, al menos, valdría la pena revisar la idoneidad de los planes que se están llevando acabo.
Con estos criterios,se ha seleccionado de forma clara al inversor de la planta, para someterlo al estudio de la metodología RCM ya que es un equipo cuya pérdida funcional produce graves impactos en la planta, además, tiene una gran cantidad de tareas preventivas relacionadas con en él y se gasta una cantidad importante de dinero en correctivos. Por otro lado se ha selecciona también al centro de transformación debido al alto impacto que sus fallos provocan a la planta. Ambos equipos se pueden considerar el corazón de las instalaciones solares fotovoltaicas.
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7.3.1.2 Definición de los límites del sistema y de su contexto operacional
Este apartado del estudio tiene una gran importancia en el proyecto, en este punto
definiremos a que se enfrentan, es decir, aquí se decide cómo será el sistema o sistemas
que se quiere estudiar, así como desguazar cada uno de ellos para poder realizar un
análisis exhaustivo.
Destacar que este punto es primordial, si este punto no está bien definido no se puede
empezar con la metodología RCM. Mencionar que, es posible, que a medida que el estudio
RCM avance sea necesario realizar algún cambio en los límites del sistema o el contexto
operacional, también se podría ampliar este ratio de trabajo o añadir subsistemas que
previamente no se consideraron relevantes. Además, también se podría eliminar equipos
que no aporten información al procedimiento.
Por tanto, este punto puede requerir un análisis iterativo y retocarlo tantas veces como
se vea necesario hasta que los resultados obtenidos sean coherentes con el estudio.
Para la definición y representación gráfica de los límites de contorno del sistema a
evaluar y de su contexto operacional, (lo mismo que para la representación de los
subsistemas que se tratan en el punto siguiente) se utilizará la norma ISO 14224:2004.
En las siguientes figuras se recogen los límites del sistema Inversor y centro de
transformación así como el límite global que hemos decido escoger para nuestra planta
fotovoltaica, además, el contexto operacional (entradas y salidas del sistema) de estos, y la
definición de sus subsistemas.
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Tensión de entrada
3 x 400 Vac 50 Hz
Tensión de Salida
3 x 20
kVac50 Hz
Entrada DC panelesFotovoltaicos.
≈ 405 – 900 Vdc (rango de operac.)
Inversor fotovoltaico Centro de transformación
Figura 15: Definición de límite escogido para la planta fv tipo, entradas y salidas.
Figura 16: Ampliación del sistema inversor, subsistemas que contiene, entradas y salidas.
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Bloque de Transformación
Transformador BT-MT
Tensión de entrada
3 x 400 Vac
50 Hz
Tensión de Salida
3 x 20 kVac
50 Hz
Entrada aire de
refrigeración (opcional)
Salida aire de
refrigeración (opcional)
Comunicaciones(opcional)
Corriente de fallo a
tierra
Seccionador
comunicaciones y display
Sistema de refrigeración
(Aceite y Aletas)Interruptor Automático
BornaBT
NúcleoBobina
Primaria
Bobina Secundaria
BornaMT
Protecciones: Fusibles, puesta
a tierra, ...
Conmutador de tomas
Entrada del aceite
(refrigerante)
Salida del aceite (refrigerante)
Figura 17: Ampliación del sistema CT, subsistemas que contiene, entradas y salidas.
7.3.1.3 Definición de los subsistemas que componen el sistema en estudio
Basándose en el punto anterior, esta etapa sigue el mismo procedimiento. Para la
representación de los subsistemas se utilizará la norma ISO 14224:2004. También será un
proceso iterativo donde se retocara los subsistemas tanta veces como sea necesario hasta
que los resultados sean acorde y tengan sentido.
La definición de los subsistemas está ligada a la de las distintas funciones principales y secundarias del sistema en estudio. Por ello, este punto también tiene un tratamiento iterativo con el correspondiente a la determinación de las funciones. En las figuras 16 y 17 se han recogido los subsistemas que se han considerado para los sistema inversor y centro de transformación de la planta fotovoltaica.
7.3.2 Determinación de las funciones del sistema y de cada
subsistema, de sus estándares y contextos de operación.
Una función se define como el propósito o la misión de un activo en un contexto operacional específico. Por otro lado, se define estándar de operación como el parámetro que permite especificar, cuantificar y evaluar de forma clara la función de un activo, sistema o subsistema en estudio. El sistema en estudio y cada subsistema pueden
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tener más de un estándar de operación en su contexto operacional. Las funciones están ligadas a cada uno de los subsistemas, pudiendo tener, cada uno, más de una función. Es posible que, al determinar las funciones y sus estándares de operación, haya que retocar la definición de los subsistemas. En la tabla 7 se recogen las funciones definidas para el sistema general de inversor y sus subsistemas.
1.Función principal del sistema
Transformar la corriente eléctrica continua de entrada a corriente alterna, con la calidad
establecida y de forma segura.
Entradas:
Corriente continua de los paneles fotovoltaicos (0-900 Vdc).
Tensión y frecuencia en alterna para monitorizar el estado de la red. Como
alimentación nocturna (opcional).
Aire de refrigeración.
Parada de emergencia (on/off).
Comunicaciones.
Conexión a la alimentación auxiliar (opcional) que alimenta a: ventiladores,
contactores y fuentes auxiliares de la electrónica (fuente de alimentación).
2.Variador de potencia (IGBT, tarjeta de control, tarjeta de disparo, etc)
Encargado de la vigilancia de la red y el control de la transformación de corriente continua
a corriente alterna con la calidad adecuada.
3.Protecciones DC (contactores, fusibles, descargadores de tensión, vigilante de
aislamiento)
Protege tanto a la instalación como a las personas ante la posibilidad, entre otras, de una
sobreintensidad, sobretensión o de una derivación a tierra.
4.Protecciones AC (contactores, magnetotérmicos, descargadores de tensión)
Protege tanto a la instalación como a las personas ante la posibilidad, entre otras, de una
sobreintensidad o sobretensión.
5.Ventilador o turbina de refrigeración
Encargado de mantener la temperatura del inversor dentro de unos límites establecidos
para el buen funcionamiento del sistema.
6.Seta de parada de emergencia
Elemento de seguridad para detener manualmente el inversor.
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7.Fuente de alimentación (opcional)
Solo se activará de noche, cuando no existe alimentación procedente del campo solar, y
solo para alimentar a las fuentes auxiliares.
8.Transformador (opcional)
Transformar la corriente de media a alta tensión, en algunos modelos de inversores es
interno al sistema, en otros es externo. El valor establecido para la salida dependerá de
cada modelo en cuestión.
9. Tarjeta de comunicaciones (opcional).
Para las comunicaciones con la sala de control.
Tabla 7: Funciones del sistema inversor de la planta solar fotovoltaica y sus estándares, para el
sistema general y para cada uno de sus subsistemas
A continuación pasaremos a definir de la misma manera (Tabla 8)las funciones para el sistema general de centro de transformación y sus subsistemas.
1.Función principal del sistema
Convierte la energía eléctrica alterna de un cierto nivel de tensión, en energía alterna a otro nivel de tensión, basándose en la inducción electromagnética.
Entradas:
Aire exterior / Aceite
3x400 Vac; 50/60 HZ
Comunicaciones.
2.Conmutador de tomas
Elemento mecánico que permite de forma manual cambiar la relación de transformación
3.Bloque de transformación
Conjunto de elementos (núcleo, bornas de BT-MT y devanados) que se encargan de elevar la tensión procedente de los inversores desde rangos de baja tensión a media tensión
4.Protecciones (fusibles, puesta a tierra, interruptor y seccionador)
Protege tanto a la instalación como a las personas ante la posibilidad, entre otras, de una sobreintensidad, sobretensión o de una derivación a tierra.
5.Comunicación
Encargado de dar datos para el correcto mantenimiento del equipo, estos datos pueden ser: Temperatura del sistema, niveles de aceite, rangos de presión, etc…
6.Sistema de refrigeración
Encargado de mantener la temperatura del transformador dentro de unos límites establecidos para el buen funcionamiento del sistema.
Tabla 8: Funciones del centro de transformación de la planta solar fotovoltaica y sus estándares, para
el sistema general y para cada uno de sus subsistemas.
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7.3.3 Determinación de los fallos funcionales
Cuando las funciones de los sistemas y subsistemas están bien definidas en su contexto
operacional o a priori así lo parece, el siguiente paso es determinar en qué consisten los
fallos de esas funciones. Cada función puede llevar asociados más de un fallo funcional ya
que puede ocurrir la pérdida total o parcial de la función y además dicha pérdida funcional
afectar a determinados estándares de operación.
En las dos primeras columnas de las tablas 10 y 11 se relacionan las funciones
requeridas de cada subsistema estudiado (inversor y ct), con sus posibles fallos funcionales.
7.3.4 Análisis de los modos de fallo, efectos de los fallos y su
criticidad
Mediante esta metodología del análisis de fallos, que forma parte del RCM, se
determinarán los siguientes aspectos de cada fallo funcional:
Los modos de fallo (MF), cuyas apariciones conducen al sistema en estudio al fallo funcional considerado.
Los efectos que producirá la aparición de cada MF, sobre el sistema general de orden superior. En el este caso, para el sistema de inversor y centro de transformación, el sistema de orden superior es la planta solar fotovoltaica.
La criticidad de cada MF, que como se ha visto durante apartados anteriores del
proyecto es realmente importante.
La forma de proceder es la siguiente, teniendo en cuenta también los pasos 7.3.2 y
7.3.3 comentados anteriormente:
Definir las funciones de cada subsistema y sus respectivos estándares de operación. (Se ha realizado en 7.3.2)
Definir los fallos funcionales asociados a cada función de cada subsistema. (Se ha realizado en7.3.3)
Definir los modos de fallo asociados a cada fallo funcional.
Determinar los efectos perjudiciales / consecuencias derivados de cada modo de fallo.
7.3.4.1 Determinación de los modos de fallo
Otra de las etapa importantes que tiene esta metodología de trabajo es la de determinar
los modos de fallos que hay en cada subsistema, sabiendo que un subsistema es un
conjunto de elementos con una estructura jerárquica. Esta estructura llega hasta los
elementos mantenibles o reemplazados, que se definió previamente como el nivel de
“equipo”.
Al trabajar en una estructura arbolada, la pérdida de la función en un elemento de nivel
inferior podría afectar a niveles superiores pudiendo ocasionar la pérdida de la función
requerida del subsistema al que pertenece. Por tanto para definir los modos de fallos en un
subsistema, se trabajará del siguiente modo:
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Determinar los equipos, del nivel inferior de la estructura de tipo árbol (elementos reemplazables), cuyo problema provocaría la perdida de la función requerida del subsistema en estudio. (Las pérdidas funcionales son las que se determinaron en7.3.3).
Determinar los problemas o daños que pueden aparecer en cada uno de aquellos equipos (lo que provocará la pérdida de la función del subsistema). Esto podrían ser: roturas, desajustes, averías, etc.
Cada modo de fallo queda descrito por uno de los equipos determinados junto con un problema o daño que le afecte.
Se observa que hay normalmente más de un modo de fallo por cada fallo funcional.
Cada fallo funcional está relacionado a uno o varios modos de fallo y a la causa física que
origina el fallo funcional.
7.3.4.2 Determinación de los efectos perjudiciales y consecuencias de los
modos de fallo
Hay que tener en cuenta los siguientes conceptos:
Los efectos perjudiciales de los MF se miden con respecto al sistema global, de tal forma que, si se produce, habrá consecuencias para la producción de energía. Para el caso del centro de transformación y el inversor se tendrá en cuenta los problemas que puedan ocasionar a la planta fotovoltaica, a las personas y al elemento en sí. Recordemos que uno de los aspectos más importantes es siempre la seguridad de las personas.
Hay que establecer unos factores para evaluar estas consecuencias perjudiciales. Por ejemplo en el daño a la seguridad de las personas o las posibles consecuencias económicas por las pérdidas de energía.
Para cada pérdida funcional, las consecuencias varían con el MF que la haya provocado debido a: o Diferente tiempo de indisponibilidad, hasta la completa reparación, según
sea el MF.
o Diferente coste de mantenimiento correctivo derivado del modo de fallo.
Para finalizar, la importancia de un determinado MF, depende no solo de sus consecuencias, sino también de la frecuencia de ocurrencias del MF, que, por tanto, también deberá ser recogida. Este factor como ya se comentó tiene un plus de importancia ya que un fallo poco perjudicial se podría considerar crítico si este se repite en muchas ocasiones.
Posteriormente, en la etapa de estudio, se determinará la criticidad de cada MF. Sin embargo, cuando se lleva a cabo un programa de mantenimientos preventivos muy intenso, especialmente con MF cuyas consecuencias serían inadmisibles, es posible que la criticidad calculada de la forma indicada diese resultados nulos o muy bajos, debido a que gracias a los mantenimientos preventivos aplicados, las frecuencias de aparición de esos fallos sea nula o muy baja. Por ello, en este caso, se determinará la “criticidad potencial” que en definitiva es valorar como de grave puede llegar a ser el MF, sin tener en cuenta el histórico de la planta.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Por otro lado en la Tabla 9 de recogida de datos, las columnas que a continuación
se relacionan, para cada una de las cuales se indican los posibles valores a registrar:
Dentro del efecto del fallo, se incluyen: o Evidencia del modo de fallo: Cuyos valores serán “Si” o “No”. Indica si el
fallo es evidente y si este se puede detectar mediante una alarma. o Efecto operacional: Indica el efecto operacional producido cuando ocurre el
modo de fallo. Aquí deben describirse, de forma breve, todos los síntomas que acompañan al modo de fallo. Esto luego puede servir si se hace de forma precisa a determinar un buen plan de mantenimiento así como las consecuencias económicas.
o Acción correctiva: Se indica la acción correctiva que habría que llevar a cabo si ocurriera el modo de fallo. Además se debe indicar el tiempo de indisponibilidad medio hasta la recuperación total de la función del equipo.
Fallos en “x” años y Frecuencia fallos/año: Frecuencia de ocurrencia del MF, medida en veces cada “x” años, de donde se calcula el nº fallos/año (Frecuencia fallos/año). Este valor depende por tanto del histórico que tengamos recogido de la planta, mientras mayor sea este histórico, mejor para la elaboración del futuro plan de mantenimiento. Para el estudio la incógnita “x” será de 6 años.
7.3.4.3 Determinación de la criticidad de los modos de fallo
Con el fin de obtener un buen plan de mantenimiento aplicando recursos económicos
con un cierto sentido, primeramente se jerarquizarán los modos de fallo según su criticidad.
Estas criticidades se dividirán en 3 categorías siendo estas: A (alta), M (media) y B (baja).
Este dato saldrá de las tablas 9 y 10 según sea para el inversor o centro de transformación
respectivamente.
Para estimar la criticidad de los MF, a diferencia de los estudios de criticidad de
elementos (por ejemplo, el análisis de criticidad de los elementos de la planta solar
fotovoltaica), se considerará la criticidad “potencial”; es decir, con independencia de la
frecuencia. Se procederá de esta manera para evitar el efecto de los planes preventivos
actualmente inejecución, que podrían conducir a unas criticidades bajas para MFs de
severidades altas (se explicado también en 7.3.4.2). Por ello, en la expresión general de
cálculo de la criticidad, se considerará Frecuencia del MF = 1.
Criticidad MF=Frecuencia MF x ∑Valores factores evaluación efectos del MF=
=1 x ∑Valores factores evaluación efectos del MF=
= ∑Valores factores evaluación efectos del MF.
Donde el valor del coste del mantenimiento correctivo es un dato en € proporcionado
por la empresa para cada MF, y el coste de la penalización por indisponibilidad de la planta
se ha supuesto de 48€/día para una planta con una producción media de 600kWh diarios.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Este valor corresponde a la pérdida económica diaria por no producción de una planta solar
fotovoltaica con un inversor como el caso de estudio.
El resultado de esta operación se recoge en la columna “Criticidad potencial del
modo de fallo” de la Tabla 7: B (c < 500 €/año), M (500 ≤ c < 1000), A (1000 ≤ c)
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
1
Transformar la
corriente eléctrica
continua de
entrada a corriente
alterna, con la
calidad establecida
y de forma segura.
A
No
transformar la
corriente
continua en
corriente
alterna
1A
1
Error en la
configuración del
convertidor AD
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
992,0
6 0,625
Evidente: Si Descripción del
evento: el contactor no
realiza bien su trabajo
provocando la parada total
del inversor, lo cual implica
cambiar la tarjeta electrónica,
alarma del inversor "fallo
lectura convertidor AD"
Tiempo estimado en cambiar
tarjetas electrónicas medio
Si Medio 1,5 M A
1A
2
fallo en la rama "X" 1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
4-Reparación de
la línea afectada
= variable
900 0,125
Evidente: Si Descripción del
evento: En la fase en cuestión
puede existir un pequeño
corte o un contacto hecho de
forma incorrecta, provocando
pérdidas de energía (fugas)
provocando la parada
inmediata del inversor,
alarma del inversor "fallo en
la electrónica de potencia"
Esto afecta directamente a
los IGBTs que a su vez pueden
llegar a afectar a la tarjeta
electrónica. Tiempo de
reparación largo
Si Largo 8 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 57 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
1A
3
Saturación del PI de
corriente
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
992,0
6 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Controlador PI se
encuentra dentro del
firmware que pertenece a la
tarjeta electrónica por tanto
el tiempo estimado de
cambiar una tarjeta
electrónica es medio
Si Medio 1,5 B A
1A
4
Daño en el variador 1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
4184 1,375
Evidente: Si Descripción del
evento: Se daña el variador
provocando una parada de la
planta, el tiempo estimado de
cambiar el variador es medio Si Medio 1,5 A A
1A
5
Fallo en el filtro de
armónicos
Sustitución filtro
armónicos =
972,66€ 972,6
6 0,125
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en los filtros de armónicos,
los cuales producen la parada
total de la producción.
Tiempo de reparación medio
Si medio 1,5 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 58 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
1A
6
Fallo en el filtro de
emisiones
electromagnéticas
1-Sustitución:
700€
700 0,125
Evidente: Si Descripción del
evento: Parada total en la
producción motivada al
funcionamiento incorrecto
del filtro de emisiones
electromagnéticas. Tiempo
de reparación medio
Si medio 1,5 B M
2 Proteger la
instalación frente a
una derivación a
tierra
A No proteger la
instalación
cuando hay
una derivación
2A
1
Daño mecánico en
el vigilante de
aislamiento ante
una o varias
derivaciones a
tierra
Se incluye en el
variador.
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
900 0
Evidente: No Descripción del
evento: Se produce una
parada total de la producción,
alarma en el inversor "fallo de
aislamiento DC". Posibilidad
de producir lesiones físicas a
personas que trabajan en la
planta. Tiempo de reparación
medio
No Medio 1,5 B M
B Daño o disparo
del vigilante
de aislamiento
en ausencia de
derivación a
tierra
2B1
Daño mecánico en
el vigilante a tierra
Se incluye en el
variador.
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
900 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce una
parada de la producción,
alarma en el inversor “Error
en las protecciones DC".
Tiempo de reparación medio
Si Medio 1,5 B M
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 59 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
del variador =
992,06€
2B2
Exceso de
sensibilidad en el
vigilante de
aislamientoque
provoca que actúe
antes de que le
corresponda.
1-Sustitución del
vigilante de
aislamiento
550 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Evidente: Si
Descripción del evento: Se
produce una parada de la
producción, alarma en el
inversor “Error en las
protecciones DC". Tiempo de
reparación medio.
Si Medio 1,5 B M
3 Proteger la
instalación ante
una
sobreintensidad a
la entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
A Fallo de las
protecciones
cuando se
produce una
sobreintensida
d.
3A
1
Daño mecánico en
uno o más fusibles
de protección ante
una
sobreintensidad a
la entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
60€/und
60 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce una
parada de la producción,
alarma en el inversor
"Tensión de entrada alta en
los paneles". Posibilidad de
producir daños en la
electrónica del inversor y
tiempo de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 60 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
B Disparo de las
protecciones
cuando no hay
una
sobreintensida
d
3B1
Daño mecánico en
uno o más fusibles
de protección a la
entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
60€/und
60 0,25
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce una
parada de la producción,
alarma en el inversor "Error
en los fusibles de entrada”.
Tiempo de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
4 Proteger la
instalación ante
sobretensión a la
entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
A Fallo de las
protecciones
cuando se
produce una
sobretensión. 4A
1
Daño mecánico en
uno o varios
descargadores ante
una sobretensión a
la entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
1-Descargador de
tensión = 107,5€
107,5 2
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce una
parada en la producción
debida a la parada del
inversor, alarma del inversor
"error protecciones DC"
Puede afectar a los
elementos electrónicos del
inversor. Tiempo de
reparación corto
Si Corto 0,5 B B
4A
2
Daño mecánico en
uno o varios
varistores ante una
sobretensión a la
entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
Se incluye en el
variador.
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
900 0
Evidente: Si Descripción del
evento: se produce la parada
del inversor, alarma en el
inversor "fallo en los
varistores". Puede afectar a la
electrónica del inversor.
Tiempo de reparación medio-
largo
Si Medio-
largo 4,5 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 61 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
del variador =
992,06€
B Disparo de las
protecciones
cuando no hay
una
sobretensión
4B1
Daño mecánico en
uno o varios
descargadores a la
entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
1- Descargador
de tensión =
107,5€
107,5 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce una
parada en la producción
debida a la parada del
inversor, alarma del inversor
"error protecciones DC"
Tiempo de reparación corto
Si Corto 0,5 B B
4B2
Daño mecánico en
uno o varios
varistores a la
entrada del
inversor en el
circuito de
corriente DC
Se incluye en el
variador.
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
900 0
Evidente: Si Descripción del
evento: se produce una
parada del inversor, alarma
en el inversor "fallo en los
varistores". Tiempo de
reparación medio-largo Si
Medio-
largo 4,5 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 62 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
5 Proteger la
instalación ante el
paso de una
corriente
inapropiada DC
A No protege la
instalación
ante una
corriente DC
inadecuada
5A
1
Daño mecánico en
el contactor DC
1-Sustitución del
contactor DC =
650
Evidente: Si Descripción del
evento: se produce una
parada del inversor debido a
fallo en el contactor, alarma
del inversor "error en el
convertidor AD"
Tiempoestimado de cambiar
el contactor DC es
medio 1,5 B B
6 Monitorizar el
estado de la Red
A Fallo en la
tarjeta de
control (tarjeta
electrónica)
cuando se
produce una
tensión o
frecuencia
fuera de rango
6A
1
Daño mecánico en
la tarjeta de control
ante una frecuencia
fuera de rango,
rango de operación
[49Hz-51Hz]
1-reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06 €
992,0
6 0
Evidente: Si Descripción del
evento: la tarjeta de control
no es capaz de detectarte el
valor de frecuencia no
admisible provocando la
destrucción de algún
elemento electrónico,
principalmente suele afectar
a los IGBTs. Tiempo de
reparación de la tarjeta
electrónica medio.
Si Medio 1,5 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 63 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
6A
2
Daño mecánico en
la tarjeta de control
ante una tensión
fuera de rango,
rango de operación
[195V-253V]
1-reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06 €
992,0
6 0
Evidente: Si Descripción del
evento: la tarjeta de control
no es capaz de detectarte el
valor de tensión no admisible
provocando la destrucción de
algún elemento electrónico,
principalmente suele afectar
a los IGBTs, parada inmediata
de la producción de energía.
Tiempo de reparación de la
tarjeta electrónica medio
Si Medio 1,5 B A
B Fallo en la
tarjeta de
control (tarjeta
electrónica)
cuando la
tensión o la
frecuencia
están dentro
de rango
6B1
Daño mecánico en
la tarjeta de control
ante una frecuencia
dentro de rango de
operación [49Hz-
51Hz]
1-reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06 €
992,0
6 0
Evidente: Si Descripción del
evento: la tarjeta de control
corta la producción ya que
recibe los valores de
frecuencia de forma errónea
y piensa que son incorrectos.
Produce parada del inversor,
alarma del inversor
"frecuencia de red
incorrecta" Tiempo de
reparación medio
Si Medio 1,5 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 64 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
6B2
Daño mecánico en
la tarjeta de control
dentro de rango de
operación [195V-
253V]
1-reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06 €
992,0
6 0
Evidente: Si Descripción del
evento: la tarjeta de control
corta la producción ya que
recibe los valores de tensión
de forma errónea y piensa
que son incorrectos. Produce
parada del inversor, alarma
del inversor "tensión de red
incorrecta" Tiempo de
reparación medio
Si Medio 1,5 B A
7 Parada del equipo
en caso de
emergencia
A No se produce
la parada de
emergencia
cuando se
requiere
7A
1
Daño mecánico en
la seta de
emergencia.
1-reparación
tarjeta de control
del variador = 70
€ 70 0
Evidente: Si Descripción del
evento: No se produce la
parada total del inversor,
alarma en el inversor "Paro
manual". Puede provocar
serios problemas en la
electrónica del inversor.
Tiempo de reparación corto
Si Corto 0,5 B B
8 Comunicación con
el Centro de
Control (opcional)
A El Centro de
Control no
recibe señal
del estado del
equipo
8A
1
Error en la
conexión (wifi o de
cualquier otro tipo)
No se puede
estimar
0
Evidente: No Descripción del
evento: No es posible la
recepción de datos por parte
de inversor. Tiempo de
reparación medio largo
No medio-
largo 4,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 65 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
8A
2
Error debido al
firmware
Se incluye en el
variador.
1-Sustitución del
variador = 4184 €
2-Reparación del
variador = 900€
3-Reparación
tarjeta de control
del variador =
992,06€
900 1
Evidente: No Descripción del
evento: Parada en las
comunicaciones debido a una
modificación en el firmware o
a la carga del firmware,
alarma del inversor "Paro por
cambio de firmware".
Provoca problemas en la
tarjeta electrónica del
inversor. Tiempo de
reparación medio-largo
No Medio-
largo 4,5 A A
8A
3
Error en la
configuración
informática
100 €
100 0
Evidente: No Descripción del
evento: Parada en las
comunicaciones, alarma en el
inversor "paro por cambio en
la configuración". Tiempo de
reparación medio-largo
No medio-
largo 4,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 66 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
9 Refrigeración del
sistema: Mantener
el sistema a una
temperatura
optima de trabajo
A Fallo total de
ventilación
que provoca
una
sobretemperat
ura en el
inversor y la
parada del
mismo
9A
1
Acumulación de
polvo y suciedad
No se puede
estimar
0
Evidente: Si Descripción del
evento: La aglomeración de
suciedad impide el
funcionamiento del
ventilador de impulsión, lo
que provocaría un aumento
progresivo de la temperatura
del inversor haciendo que
este se pare pudiendo incluso
afectar a componentes
electrónicos, alarma del
inversor "sobretemperatura
en la electrónica de potencia"
Tiempo de reparación corto
Si corto 0,5 B B
9A
2
Daño mecánico en
el ventilador de
impulsión
1-Sustitución
ventiladores =
160€
160 0,625
Evidente: Si Descripción del
evento: funcionamiento
inadecuado del ventilador de
impulsión, elevando la
temperatura del inversor
provocando la parada de
este, alarma del inversor
"sobretemperatura en la
electrónica de potencia"
Puede afectar a la electrónica
del inversor. Tiempo
estimado de la reparación
Si medio 1,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 67 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
medio
9A
3
Daño mecánico en
el ventilador de
extracción
1-Sustitución
ventilador
extractor =
364,2€
364,0
0 €
Evidente: Si Descripción del
evento: Funcionamiento
inadecuado del ventilador de
extracción, elevando la
temperatura del inversor
provocando la parada de
este, alarma del inversor
"sobretemperatura en la
electrónica de potencia"
Puede afectar a la electrónica
del inversor. Tiempo de
reparación medio
Si medio 1,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 68 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
B Ventilación
insuficiente,
merma en la
capacidad de
refrigeración
del ventilador
provocando un
calentamiento
anómalo del
equipo
9B1
Exceso de suciedad
en los conductos de
ventilación o
rejillas/filtros de
ventilación
No se puede
estimar
0
Evidente: No Descripción del
evento: atasco por suciedad
en los conductos o rejillas no
permitiendo el correcto
funcionamiento del sistema
de refrigeración, aumentando
así la temperatura del
inversor y provocando una
caída en su rendimiento.
Tiempo de reparación corto
No corto 0,5 B B
9B2
Deterioro en el
ventilador de
impulsión
1-Sustitución
ventiladores =
160€
2-Sustitución
ventilador
extractor =
364,2€
160 1,625
Evidente: Si Descripción del
evento: Deterioro físico de la
pieza (el ventilador)
provocando un
funcionamiento inadecuado
en el sistema de
refrigeración, aumentando la
temperatura del inversor y
provocando una caída en su
rendimiento. Tiempo de
reparación medio
Si Medio 0 B B
1
0
Alimentación
auxiliar del sistema
con la tensión y
frecuencia deseada
A Falta de
alimentación
al inversor
10
A1
fallo mecánico en la
conexión eléctrica
100 €
100 0
Evidente: Si Descripción del
evento: el equipo no obtiene
la tensión necesaria para
poder funcionar. Tiempo de
Si corto 0,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 69 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
reparación corto
1
1
Proteger la
instalación ante
una
sobreintensidad a
la salida del
inversor en el
circuito de
corriente AC
A Fallo de las
protecciones
cuando se
produce una
sobreintensida
d
11
A1
Daño mecánico en
uno o más fusibles
de protección ante
una
sobreintensidad a
la salida del
inversor en el
circuito de
corriente AC
70€/und
70 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en los fusibles, produciendo
la parada del inversor, alarma
en el inversor “AC
protección". Posibilidad de
producir daños en la
electrónica del inversor y
tiempo de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
11
A2
Daño mecánico en
el magnetotérmico
auxiliar de
protección ante
una
sobreintensidad a
la salida del
inversor en el
circuito de
corriente AC
1-Sustitución
magn. y dif.
rearmable CGP
AG FV 25 =
796,22€ 796,2
2 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en el magnetotérmico,
produciendo una parada del
inversor, alarma del inversor
"error en el magnetotérmico
AC" Puede afectar a los
elementos electrónicos del
inversor. Tiempo de
reparación corto
Si Corto 0,5 B M
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 70 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
B Disparo de las
protecciones
cuando no hay
una
sobreintensida
d
11B
1
Daño mecánico en
uno o más fusibles
de protección a la
salida del inversor
en el circuito de
corriente AC
70€/und
70 0,875
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en los fusibles, produciendo
la parada del inversor, alarma
en el inversor “AC
protección". Tiempo de
reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
11B
2
Daño mecánico en
el magnetotérmico
auxiliar de
protección a la
salida del inversor
en el circuito de
corriente AC
1-Sustitución
magn. y dif
rearmable CGP
AG FV 25 =
796,22€
796,2
2 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en el magnetotérmico,
produciendo una parada del
inversor, alarma del inversor
"error en el magnetotérmico
AC". Tiempo de reparación
corto
Si Corto 0,5 B M
1
2
Proteger la
instalaciones ante
sobretensiones a
la salida del
inversor en el
circuito de
corriente AC
A Fallo de las
protecciones
cuando se
produce una
sobretensión 12
A1
Daño mecánico en
uno o
másdescargadores
de protección ante
una sobretensión a
la salida del
inversor en el
circuito de
corriente AC
1-Descargador de
tensión = 107,5€
/ und
107,5 1
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en los descargadores,
produciendo la parada del
inversor, alarma en el
inversor “AC protección".
Posibilidad de producir daños
en la electrónica del inversor
y tiempo de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 71 de 120
# Función requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la pérdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc.)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia
de eventos
por año
(fallos/año)
Efecto de fallo (consecuencia
visible o medible, impacto en
la instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio, alto,
muy alto) y tiempo de
reparación)
Efecto negocio
Evidenc
ia del
modo
de fallo
Tiempo de
Restitución
de la
función
Días de
parada
de la
planta
Criticid
ad del
modo
de fallo
Criticidad
potencial
del modo
de fallo
B Disparo de las
protecciones
cuando no hay
una
sobretensión
12B
1
Daño mecánico en
uno o más
descargadores de
protección a la
salida del inversor
en el circuito de
corriente AC
1-Descargador de
tensión = 107,5€
/und
107,5 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en los descargadores,
produciendo la parada del
inversor, alarma en el
inversor “AC protección".
Tiempo de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
1
3
Proteger la
instalación ante el
paso de una
corriente
inapropiada AC
A No protege la
instalación
ante una
corriente AC
inadecuada
13
A1
Daño mecánico en
el contactor AC
1-Sustitución del
contactor AC =
650
Evidente: Si Descripción del
evento: se produce una
parada del inversor debido a
fallo en el contactor, alarma
del inversor "error en el
convertidor AD" Tiempo
estimado de cambiar el
contactor AC es medio.
Medio 1,5 B B
Tabla 9: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Inversor.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 72 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
1 Transforma la energía
eléctrica alterna de un
cierto nivel de tensión,
en energía alterna a
otro nivel de tensión,
con la calidad necesaria
y de forma segura.
A No eleva la
tensión de la
corriente
alterna 1
A
1
Deterioro en el
núcleo
1-Sustitución
del núcleo =
400€
2- Sustitución
del
transformador
= 10000€ (es lo
más común)
400 0
Evidente: Si Descripción del
evento: el núcleo de hierro
sufre una rotura parcial o
total que no permite
transmitir el flujo
magnético. Tiempo de
reparación largo.
Si Largo 8 B M
1
A
2
Fallo en las bornas 1-Sustitución
de las bornas
Bt = 5 €
2-Sustitución
de las bornas
Mt = 20 €
20 0,25
Evidente: Si Descripción del
evento: Las bornas de BT o
las bornas de MT no están
bien conectadas
provocando que la
corriente no pueda ser
sobretensionada. Tiempo
de reparación medio.
Si Medio 1,5 B B
1
A
3
Daño en los
devanados
1-Sustitución
del devanado
= 180 €
2-Sustitución
del
transformador
= 10000€ (es lo
180 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se dañan alguna de
las bobinas (primarias o
secundarias) provocando
una mala elevación de
tensión o incluso omitiendo
esta acción. Tiempo de
Si Largo 8 B M
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 73 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
más común) reparación largo.
2 Proteger la instalación
frente a una derivación
a tierra
A No proteger la
instalación
cuando hay
una derivación 2
A
1
Mala colocación de
la pica
1-Colocación
óptima de la
pica= 10 €
10 0
Evidente: No Descripción
del evento: El sistema tiene
una pérdida de corriente
que no se lleva a tierra ya
que la pica no está bien
colocada. Posibilidad de
provocar un grave daño a
las personas que lo
manipulan. Tiempo de
reparación corto.
No Corto 0,5 B B
2
A
2
Daño mecánico en
la pica, ya sea
rotura parcial o
total.
1-Sustitución
de la pica =
24€
24 0
Evidente: No Descripción
del evento: Se produce una
derivación que no se
solventa ya que la pica está
rota y no funciona de forma
correcta. Posibilidad de
dañar a las personas.
Tiempo de reparación
corto.
No Corto 0,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 74 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
3 Proteger la instalación
ante una
sobreintensidad a la
salida del bloque de
transformación
A Fallo de las
protecciones
cuando se
produce una
sobreintensid
ad.
3
A
1
Daño mecánico en
uno o más fusibles
de protección ante
una
sobreintensidad a
la salida del bloque
de transformación
120€/und
120 0
Evidente: Si Descripción
del evento: Se produce una
parada de la producción de
corriente en MT. Posibilidad
de producir daños en la
electrónica del
transformador y tiempo de
reparación corto. Tiempo
de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
B Disparo de las
protecciones
cuando no hay
una
sobreintensid
ad
3
B
1
Daño mecánico en
uno o más fusibles
de protección a la
salida del bloque
de transformación
120€/und
120 0,125
Evidente: Si Descripción
del evento: Se produce una
parada de la producción de
corriente en MT. Posibilidad
de producir daños en la
electrónica del
transformador y tiempo de
reparación corto. Tiempo
de reparación corto.
Si Corto 0,5 B B
4 Cambio en la relación
de transformación
A No se produce
el cambio de
rt 4
A
1
Daño mecánico en
el conmutador de
tomas
1- Sustitución
conmutador =
30 € 30 0
Evidente: No Descripción
del evento: Al querer
cambiar el número de
espiras del transformador,
el equipo no lo hace
provocando que el sistema
pierda
No Medio 1,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 75 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
funcionalidad.Tiempo de
reparación medio.
5 Comunicación
(opcional)
A El display no
funciona
5
A
1
Error en la
conexión eléctrica
No se puede
estimar
0
Evidente: No Descripción
del evento: No es posible la
visualización de datos como
pueden ser, valores de
temp interior, niveles del
aceite, valores de presión
interna,… ya que la pantalla
no se enciende. Tiempo de
reparación corto.
No Corto 0,5 B B
5
A
2
Error en la
configuración
informática
1- Reparación
software =
100€ 100 0
Evidente: No Descripción
del evento: La pantalla
muestra valores erróneos o
simplemente no muestra
nada. Tiempo de reparación
medio.
No Medio 1,5 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 76 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
6 Refrigeración del
sistema: Mantener el
sistema a una
temperatura optima de
trabajo
A Fallo en la
refrigeración
por
convección
mediante
aletas en el
tanque que
provoca una
sobretempera
tura en el
transformador
6
A
1
Deformación de las
aletas en la
estructura del
tanque
1-Sustitución
del
transformador
al completo =
10000 €
10000 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Alguna de las aletas
está doblada debido a algún
golpe que impide su
funcionamiento óptimo
provocando una subía en la
temperatura del sistema.
Tiempo de reparación largo.
Si Largo 8 B A
6
A
2
Rotura de alguna
aleta del tanque
1-Sustitución
del
transformador
al completo =
10000 €
10000 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Alguna de las aletas
está completamente
partida debido a algún
golpe que impide su
funcionamiento óptimo
provocando una subía en la
temperatura del sistema y
una posible pérdida del
líquido refrigerante. Tiempo
de reparación largo.
Si Largo 8 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 77 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
B Fallo en el
sistema de
refrigeración
interno
6
B
1
Fugas del líquido
refrigerante
(Aceite)
1-Sustitución
del
transformador
(si es rotura en
tanque) =
10000 €
2-Sustitución
del tapón de
salida= 15 €
15 0,125
Evidente: Si Descripción del
evento: El tanque puede
sufrir algún corte que
provoque una fuga del
líquido o que el tapón de
salida del aceite esté roto y
provoque también la
pérdida de refrigerante en
el sistema. Provoca una
sobretemperatura del
equipo y una alarma que
diría: "Sobretemperatura
del sistema". Tiempo de
reparación medio.
Si Medio 1,5 B B
6
B
2
Aceite en malas
condiciones
1-Sustitución
del aceite =
400€ cada
barril de 250L
400 0
Evidente: Si Descripción del
evento: El aceite empleado
no está en unas condiciones
normales de operación
(exceso de suciedad,
elevada densidad,…) que no
permite la refrigeración
total ni el aislamiento del
equipo de forma segura.
Alarma: "sobretemperatura
del equipo". Tiempo de
reparación corto.
Si Corto 0 B B
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 78 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
6
B
3
Fallo en el depósito
de expansión que
eleva la presión en
el sistema del
líquido refrigerante
1-Sustitución
del depósito
de expansión=
85 €
85 0
Evidente: Si Descripción del
evento: El aceite crea una
sobrepresión que puede
provocar graves daños en el
equipo. Alarma:
"Sobrepresión del sistema".
Tiempo de reparación
medio-largo.
Si Medio-
largo 4,5 B B
6
B
4
Fallo en el relé de
Buchholz
1-Sustitución
del relé = 380
€
380 0
Evidente: Si Descripción del
evento: El relé no evita la
acumulación de gas
producida por el aceite
debido a calentamientos
locales en los
arrollamientos así como
cuando el nivel del aceite es
demasiado bajo para enfriar
el sistema. Tiempo de
reparación medio-largo.
Si Medio-
largo 4,5 B M
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 79 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
7 Proteger la instalación
ante una
sobreintensidad a la
salida del
transformador de BT-
MT
A Fallo de las
protecciones
cuando se
produce una
sobreintensid
ad
7
A
1
Daño mecánico en
el interruptor
automático de
protección a la
salida del
transformador.
1-Sustitución
interruptor
rearmable=
2400€ 2400 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
el interruptor pudiendo
provocar fallos eléctricos en
el equipo. Tiempo de
reparación corto.
Si Corto 0,5 B A
7
A
2
Daño mecánico en
el seccionador ante
una
sobreintensidad a
la salida del trafo
1-Sustitución
del
seccionador=
1550 € 1550 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
el seccionador pudiendo
provocar fallos eléctricos en
la red eléctrica. Tiempo de
reparación corto.
Si Corto 0,5 B A
B Disparo de las
protecciones
cuando no hay
una
sobreintensid
ad
7
B
1
Daño mecánico en
el interruptor
automático de
protección a la
salida del
transformador.
1-Sustitución
interruptor
rearmable y
puesta a
tierra= 2400 € 2400 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en el interruptor saltando
sin la aparición de una
sobreintensidad.
Simplemente se debe
rearmar. Tiempo de
reparación corto.
Si Corto 0,5 B A
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
Página 80 de 120
# Función
requerida #
Fallo funcional
(consecuencia
de no realizar
la función)
#
Modo de fallo
(Causa física del
modo de fallo que
lleva a la perdida
funcional,
(corrosión, mal
funcionamiento,
daño mecánico,
etc)
Coste de
reparación del
modo de fallo
(correctivo sin
IVA)
Coste
Frecuencia de
eventos por
año
(fallos/año)
Efecto de fallo
(consecuencia visible o
medible, impacto en la
instalación, impacto en las
personas, impacto en la
producción, coste de
reparación (bajo, medio,
alto, muy alto) y tiempo de
reparación)
Evidenci
a del
modo
de fallo
Tiempo de
Reparació
n TOTAL
Días de
parada
de la
planta
Critici
dad
del
modo
de
fallo
Criticidad
potencial
del modo de
fallo (€/año)
7
B
2
Daño mecánico en
el seccionador
ante una
sobreintensidad a
la salida del trafo
1-Sustitución
del
seccionador=
1550 € 1550 0
Evidente: Si Descripción del
evento: Se produce un fallo
en el seccionador actuando
sin la aparición de una
sobreintensidad. Tiempo de
reparación corto.
Si Corto 0,5 B A
Tabla 10: Análisis funcional, de modos de fallo y de su criticidad para Centro de Transformación
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7.3.5 Recogida de otros datos para el estudio y selección de
políticas de mantenimiento
Con la ayuda de las tablas anteriores, el estudio y la selección de políticas de mantenimiento
se hace aplicando la lógica RCM, tal y como se observa en la figura 12.
Podemos observar que lo primero que hay que considerar es si el fallo es oculto o
no. Por esta razón, esta propiedad del fallo, para cada MF, se recogió en la Tabla 9 y 10
del inversor y ct, empleándose para la determinación de la criticidad (véanse las secciones
7.3.4.2 y 7.3.4.3).
Figura 18: Lógica RCM
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Para mejorar los planes de mantenimiento existentes en las plantas tipo actualmente,
ayudando a la selección de las mejores políticas, deberán ser recogidas las
principales características de estos planes de mantenimiento, que se están aplicando con
anterioridad a la realización del estudio RCM.
Como complemento a las tablas 10 y 11, se incluirán varias columnas más y así
mejoraremos el plan de mantenimiento futuro. Estas serán:
Actividad de mantenimiento actual: MP (mantenimiento preventivo), CBM (mantenimiento basado en condición), MC (mantenimiento correctivo)
Acción de mantenimiento a ejecutar: breve descripción.
Frecuencia de aplicación: Nº de veces al año o frecuencia trimestral, semestral,
anual, etc.
Observaciones: Comentario breve acerca del mantenimiento preexistente, cambio
a realizar en el mismo, implementación de nuevo mantenimiento, etc.
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
1A1
Error en la
configuración del
convertidor AD
M A MC
1A2 Fallo en la rama "X" B A MP
1) Comprobación de la
firmeza de las
conexiones del cableado
de potencia. 2)
Comprobación de
oxidaciones o
deformaciones.
3)Termografía
1) Trimestral
2) Trimestral
3)
Semestral
Vigilar la evolución del
resultado de las
termografías.
Al suponer un tiempo de
parada de la planta alto, se
ha de mantener un stock de
seguridad en almacén.
Realizar mantenimiento
basado en condición (MBC),
ya que existen variables que
pueden ser monitorizadas
(temperatura, frecuencia y
tensión de fase).
1A3 Saturación del PI de
corriente B A MC
1A4 Daño en el variador A A MC
1A5 Fallo en el filtro de
armónicos B A MC
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
1A6
Fallo en el filtro de
emisiones
electromagnéticas
B M MC
2A1
Daño mecánico en el
vigilante de
aislamiento ante una o
varias derivaciones a
tierra
B M MC
2B1 Daño mecánico en el
vigilante a tierra B M MC
2B2
Exceso de sensibilidad
en el vigilante de
aislamientoque
provoca que actúe
antes de que le
corresponda.
B M MC
3A1
Daño mecánico en uno
o más fusibles de
protección ante una
sobreintensidad a la
entrada del inversor en
el circuito de corriente
DC
B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
3B1
Daño mecánico en uno
o más fusibles de
protección a la entrada
del inversor en el
circuito de corriente
DC
B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
4A1
Daño mecánico en uno
o varios
descargadores ante
una sobretensión a la
entrada del inversor en
el circuito de corriente
DC
B B MC
4A2
Daño mecánico en uno
o varios varistores
ante una sobretensión
a la entrada del
inversor en el circuito
de corriente DC
B A MC
Al suponer un tiempo de
parada de la planta alto, se
ha de mantener un stock de
seguridad en almacén.
4B1
Daño mecánico en uno
o varios
descargadores a la
entrada del inversor en
el circuito de corriente
B B MC
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
DC
4B2
Daño mecánico en uno
o varios varistores a la
entrada del inversor en
el circuito de corriente
DC
B A MC
Al suponer un tiempo de
parada de la planta alto, se
ha de mantener un stock de
seguridad en almacén.
5A1 Daño mecánico en el
contactor DC B M MC
6A1
Daño mecánico en la
tarjeta de control ante
una frecuencia fuera
de rango, rango de
operación [49Hz-51Hz]
B A MC
6A2
Daño mecánico en la
tarjeta de control ante
una tensión fuera de
rango, rango de
operación [195V-253V]
B A MC
6B1 Daño mecánico en la
tarjeta de control ante
una frecuencia dentro
B A MC
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
de rango de operación
[49Hz-51Hz]
6B2
Daño mecánico en la
tarjeta de control
dentro de rango de
operación [195V-253V]
B A MC
7A1 Daño mecánico en la
seta de emergencia. B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
8A1
Error en la conexión
(wifi o de cualquier
otro tipo)
B B MP
1)Chequeo de
comunicaciones y
contadores.
1)Trimestral
Al suponer un tiempo de
parada de la planta alto, se
ha de mantener un stock de
seguridad en almacén.
8A2 Error debido al
firmware A A MC
Al suponer un tiempo de
parada de la planta alto, se
ha de mantener un stock de
seguridad en almacén.
8A3
Error en la
configuración
informática
B B MC
Al suponer un tiempo de
parada de la planta alto, se
ha de mantener un stock de
seguridad en almacén.
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
9A1 Acumulación de polvo
y suciedad B B MP
1) Inspección visual.
2) Limpieza de las rejillas
y esteras de los filtros de
aire.
3) Limpieza de los filtros.
1) Mensual
2) Trimestral
3) Anual
Realizar mantenimiento
basado en condición (MBC),
ya que existen variables que
pueden ser monitorizadas
(temperatura y consumo
eléctrico).
9A2 Daño mecánico en el
ventilador de impulsión B B MP
1)Comprobación del
funcionamiento de los
ventiladores para
refrigeración
1)Trimestral
9A3
Daño mecánico en el
ventilador de
extracción
B B MC
9B1
Exceso de suciedad
en los conductos de
ventilación o
rejillas/filtros de
ventilación
B B MP
1) Inspección visual.
2) Limpieza de las rejillas
y esteras de los filtros de
aire.
3) Limpieza de los filtros.
1) Mensual
2) Trimestral
3) Anual
9B2 Deterioro en el
ventilador de impulsión B B MP
1) Comprobación del
funcionamiento de los
ventiladores para
refrigeración.
1)Trimestral
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
10A1 Fallo mecánico en la
conexión eléctrica B B MC
11A1
Daño mecánico en uno
o más fusibles de
protección ante una
sobreintensidad a la
salida del inversor en
el circuito de corriente
AC
B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
11A2
Daño mecánico en el
magnetotérmico
auxiliar de protección
ante una
sobreintensidad a la
salida del inversor en
el circuito de corriente
AC
B M MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
11B1
Daño mecánico en uno
o más fusibles de
protección a la salida
del inversor en el
circuito de corriente
AC
B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
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# Modo de fallo Criticidad del
modo de fallo
Criticidad
potencial del modo
de fallo (€/año)
Actividad de
Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento
a ejecutar
Frecuencia
de
aplicación
Observaciones
11B2
Daño mecánico en el
magnetotérmico
auxiliar de protección a
la salida del inversor
en el circuito de
corriente AC
B M MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
12A1
Daño mecánico en uno
o más descargadores
de protección ante una
sobretensión a la
salida del inversor en
el circuito de corriente
AC
B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
12B1
Daño mecánico en uno
o más descargadores
de protección a la
salida del inversor en
el circuito de corriente
AC
B B MP
1) Prueba funcional de
los elementos de
seguridad del inversor.
1)Trimestral
13A1 Daño mecánico en el
contactor AC B B MC
Tabla 11: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, inversor.
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# Modo de fallo Criticidad del modo de fallo
Criticidad potencial del modo de fallo
(€/año)
Actividad de Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación Observaciones
1A1
Deterioro en el núcleo
B M MC
Al suponer un tiempo de parada de la planta alto, se ha de mantener un stock de seguridad en almacén.
1A2 fallo en las bornas B B MC
1A3
Daño en los devanados
B M MC
Al suponer un tiempo de parada de la planta alto, se ha de mantener un stock de seguridad en almacén.
2A1
Mala colocación de la pica B B MC
2A2
Daño mecánico en la pica, ya sea rotura parcial o total. B B MC
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# Modo de fallo Criticidad del modo de fallo
Criticidad potencial del modo de fallo
(€/año)
Actividad de Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación Observaciones
3A1
Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la salida del bloque de transformación
B B MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral
3B1
Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la salida del bloque de transformación
B B MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral
4A1
Daño mecánico en el conmutador de tomas B B MC
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# Modo de fallo Criticidad del modo de fallo
Criticidad potencial del modo de fallo
(€/año)
Actividad de Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación Observaciones
5A1
Error en la conexión eléctrica
B B MC
5A2
Error en la configuración informática B B MC
6A1
Deformación de las aletas en la estructura del tanque
B A MC
Al suponer un tiempo de parada de la planta alto, se ha de mantener un stock de seguridad en almacén.
6A2
Rotura de alguna aleta del tanque
B A MC
Al suponer un tiempo de parada de la planta alto, se ha de mantener un stock de seguridad en almacén.
6B1
Fugas del líquido refrigerante (Aceite)
B B MP
1)Inspección visual 1) Semestral Realizar mantenimiento basado en condición (MBC), ya que existen variables que pueden ser monitorizadas (temperatura y niveles de aceite)
6B2
Aceite en malas condiciones
B B MP
1)Comprobación de las propiedades del aceite mediante extracción de una pequeña cantidad
1)Anual Realizar mantenimiento basado en condición (MBC), ya que existen variables que pueden ser monitorizadas (temperatura)
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# Modo de fallo Criticidad del modo de fallo
Criticidad potencial del modo de fallo
(€/año)
Actividad de Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación Observaciones
6B3
Fallo en el depósito de expansión que eleva la presión en el sistema del líquido refrigerante
B B MC
Al suponer un tiempo de parada de la planta alto, se ha de mantener un stock de seguridad en almacén.
6B4
Fallo en el relé de Buchholz
B M MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral Realizar mantenimiento basado en condición (MBC), ya que existen variables que pueden ser monitorizadas (Presión y nivel del aceite)
7A1
Daño mecánico en el interruptor automatico de protección a la salida del transformador.
B A MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral
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# Modo de fallo Criticidad del modo de fallo
Criticidad potencial del modo de fallo
(€/año)
Actividad de Mantenimiento
actual
Acción de mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación Observaciones
7A2
Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo
B A MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral
7B1
Daño mecánico en el interruptor automático de protección a la salida del transformador.
B A MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral
7B2
Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo
B A MP
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del transformador.
1)Trimestral
Tabla 12: Recogida de otros datos para selección de políticas de mantenimiento, centro de transformación.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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7.3.6 Resultados: selección de políticas de mantenimiento
Una vez realizado el análisis de modos y efectos de fallos Tablas 8 y 9, así como la
consideración de las principales características de los Planes de Mantenimiento
preexistentes y sus carencias detectadas (Tabla 10 y 11), se ha realizado la revisión de
esos planes preexistentes (Tabla 10 y 11) y se ha seleccionado un conjunto de
modificaciones y actuaciones a llevar a cabo en dichos planes (Tabla 12 y 13).
En esta revisión, el equipo de trabajo ha tenido en cuenta que las actividades de
prevención, anticipación o corrección de fallos funcionales deben estar orientadas a
atacar modos de fallo específicos asociados a cada fallo funcional. Para la definición de
las políticas de mantenimiento se ha aplicado la lógica RCM, que se muestra en la
Figura 18 (Véase la sección 7.3.5).
En la Tabla (12 y 13) se presentan las modificaciones y actuaciones a llevar a cabo
en los Planes de Mantenimiento con objeto de atacar a cada uno de los modos de fallo
estudiados mediante la metodología RCM. La Tabla (12 y 13), para cada MF, contiene
las siguientes recomendaciones:
Propuesta de nuevas inspecciones a realizar.
Propuesta de modificación en los planes de mantenimiento correspondientes.
Propuesta de implementación de mantenimiento basado en condición.
Propuesta para mantener stock de recambio suficiente y minimizar el impacto de indisponibilidad de la planta.
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# Modo de fallo Acción/Inspección propuesta
Función principal del sistema
1A1 Error en la configuración del convertidor AD
1A2 Fallo en la rama "X" 1) Vigilar la evolución del resultado de las termografías. 2) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC). 3) Mantener un stock de seguridad en almacén.
1A3 Saturación del PI de corriente
1A4 Daño en el variador
1A5 Fallo en el filtro de armónicos
1A6 Fallo en el filtro de emisiones electromagnéticas
Sistema de protección frente a derivación a tierra
2A1 Daño mecánico en el vigilante de aislamiento ante una o varias derivaciones a tierra
2B1 Daño mecánico en el vigilante a tierra
2B2 Exceso de sensibilidad en el vigilante de aislamiento que provoca que actúe antes de que le corresponda.
Sistema de protección frente a sobreintensidad a la entrada del inversor en DC
3A1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC
3B1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC
Sistema de protección frente a sobretensión a la entrada del inversor en DC
4A1 Daño mecánico en uno o varios descargadores ante una sobretensión a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC
4A2 Daño mecánico en uno o varios varistores ante una sobretensión a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC
1) Mantener un stock de seguridad en almacén.
4B1 Daño mecánico en uno o varios descargadores a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC
4B2 Daño mecánico en uno o varios varistores a la entrada del inversor en el circuito de corriente DC 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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# Modo de fallo Acción/Inspección propuesta
Sistema de protección ante el paso de una corriente inapropiada DC
5A1 Daño mecánico en el contactor DC
Sistema de monitorización del estado de la Red
6A1 Daño mecánico en la tarjeta de control ante una frecuencia fuera de rango, rango de operación [49Hz-51Hz]
6A2 Daño mecánico en la tarjeta de control ante una tensión fuera de rango, rango de operación [195V-253V]
6B1 Daño mecánico en la tarjeta de control ante una frecuencia dentro de rango de operación [49Hz-51Hz]
6B2 Daño mecánico en la tarjeta de control dentro de rango de operación [195V-253V]
Sistema de parada de la instalación
7A1 Daño mecánico en la seta de emergencia.
Sistema de comunicaciones
8A1 Error en la conexión (wifi o de cualquier otro tipo) 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.
8A2 Error debido al firmware 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.
8A3 Error en la configuración informática 1) Mantener un stock de seguridad en almacén.
Sistema de refrigeración
9A1 Acumulación de polvo y suciedad 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)
9A2 Daño mecánico en el ventilador de impulsión 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)
9A3 Daño mecánico en el ventilador de extracción 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)
9B1 Exceso de suciedad en los conductos de ventilación o rejillas/filtros de ventilación 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)
9B2 Deterioro en el ventilador de impulsión 1) Realizar mantenimiento basado en condición (MBC)
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# Modo de fallo Acción/Inspección propuesta
Sistema de alimentación
10A1 fallo mecánico en la conexión eléctrica
Sistema de protección frente a sobreintensidad a la salida del inversor en AC
11A1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la salida del inversor en el circuito de corriente AC
11A2 Daño mecánico en el magnetotérmico auxiliar de protección ante una sobreintensidad a la salida del inversor en el circuito de corriente AC
11B1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la salida del inversor en el circuito de corriente AC
11B2 Daño mecánico en el magnetotérmico auxiliar de protección a la salida del inversor en el circuito de corriente AC
Sistema de protección frente a sobretensión a la salida del inversor en AC
12A1 Daño mecánico en uno o más descargadores de protección ante una sobretensión a la salida del inversor en el circuito de corriente AC
12B1 Daño mecánico en uno o más descargadores de protección a la salida del inversor en el circuito de corriente AC
Sistema de protección ante el paso de una corriente inapropiada AC
13A1 Daño mecánico en el contactor AC
Tabla 13: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el inversor.
# Modo de fallo Acción/Inspección propuesta
Función principal del sistema
1A1 Deterioro en el núcleo 1) mantener un stock de seguridad en el
almacén.
1A2 Fallo en las bornas
1A3 Daño en los devanados 1) mantener un stock de seguridad en el
almacén.
Sistema de protección frente a derivación a tierra
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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# Modo de fallo Acción/Inspección propuesta
2A1 Mala colocación de la pica
2A2 Daño mecánico en la pica, ya sea rotura parcial o total.
Sistema de protección frente a sobreintensidad salida bloque de transformación
3A1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección ante una sobreintensidad a la salida del bloque de transformación
3B1 Daño mecánico en uno o más fusibles de protección a la salida del bloque de transformación
Sistema de relación de transformación
4A1 Daño mecánico en el conmutador de tomas
Sistema de comunicaciones
5A1 Error en la conexión eléctrica
5A2 Error en la configuración informática
Sistema de refrigeración
6A1 Deformación de las aletas en la estructura del tanque 1) mantener un stock de seguridad en el
almacén.
6A2 Rotura de alguna aleta del tanque 1) mantener un stock de seguridad en el
almacén.
6B1 Fugas del líquido refrigerante (Aceite) 1) Realizar mantenimiento basado en
condición (MBC)
6B2 Aceite en malas condiciones 1) Realizar mantenimiento basado en
condición (MBC)
6B3 Fallo en el depósito de expansión que eleva la presión en el sistema del líquido refrigerante 1) mantener un stock de seguridad en el
almacén.
6B4 Fallo en el relé de Buchholz 1) Realizar mantenimiento basado en
condición (MBC)
Sistema de protección frente a sobreintensidad salida del transformador de BT-MT
7A1 Daño mecánico en el interruptor automático de protección a la salida del transformador.
7A2 Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo
7B1 Daño mecánico en el interruptor automático de protección a la salida del transformador.
7B2 Daño mecánico en el seccionador ante una sobreintensidad a la salida del trafo
Tabla 14: Detalle de las propuestas de actuación en los planes de mantenimiento para el centro de transformación.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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A los resultados extraídos de la aplicación RCM cabe destacar además los siguientes:
Evaluando las consecuencias de los fallos y proponiendo actividades de mantenimiento preventivo en función de la severidad de estas consecuencias, se consigue un ahorro económico ya que se reducen los gastos económicos derivados de aplicar el correctivo.
Podría darse una mayor importancia a actividades correctivas, si el modo de fallo de estas pudieran provocar graves incidencias en la seguridad de las personas.
Todo el personal que participa en el proceso de desarrollo del análisis RCM conoce de forma más precisa los elementos con los que suele trabajar provocando como consecuencia de esto una mejora en sus tareas de mantenimiento y una mayor especialización.
Una vez finalizado el proceso RCM se puede estimar el impacto económico que puede tener la implementación de un mantenimiento basado en la condición, llegando así al equilibrio perfecto en plantas fotovoltaicas. Este equilibrio se traducirían en una disminución de gastos derivados a fallos y a gastos económicos por sustitución de equipos.
7.3.7 Resumen de los resultados del proceso de análisis
RCM
El procedimiento RCM se dá por finalizado en este punto del proyecto, pero es
necesario antes de concluir con esta metodología de trabajo hacer un breve resumen
de los resultados cuantitativos obtenidos de aplicar la RCM en el sistema inversor y
centro de transformación de la planta solar A, viendo además las actividades que se
han propuesto para mejorar el mantenimiento en ella.
Inversor fotovoltaico Centro de transformación Sistema Conjunto
Funciones definidas 13 7 20
Fallos funcionales 20 10 30
Modos de fallo
12 alta criticidad 6 alta criticidad 18
6 media criticidad 3 media criticidad 9
19 baja criticidad 11 baja criticidad 30
Actividades preventivas propuestas
11 de 37 8 de 20 19 de un total de 57
MFs
Nota: Las criticidades consideradas son potenciales, es decir, en función del
daño que podría causar la aparición del MF correspondiente. También
destacar que 19 modos de fallos de un total de 57 se verán afectados por
diferentes propuestas de mantenimiento predictivo, gestión de stock en el
almacén, etc.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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7.3.8 Análisis coste riesgo beneficio del sistema Inversor
Como se observa en el título de este nuevo apartado, se realizará el análisis coste
riesgo beneficio del sistema inversor. Se ha decidido excluir al centro de
transformación por diversas razones:
El centro de transformación es un elemento que como se observa durante el
desarrollo de la aplicación RCM, no suele tener incidencias. Al ser un elemento
de un alto coste y que trabaja con elevadas tensiones, es un equipo muy
seguro.
Por otro lado el centro de transformación tiene un plan de mantenimiento más
escaso que el del inversor fotovoltaico, por tanto, nuestras medidas de
mantenimiento se verán limitadas.
Además, de la experiencia de empresas que se dedican al sector fotovoltaico,
se sabe que no es común que el centro de transformación forme parte del
mantenimiento de sus plantas, teniendo así menos interés en nuestro estudio.
Finalmente aunque no sea mucho mayor tenemos un mayor de propuestas de
mantenimiento para el caso del inversor fotovoltaico que para el centro de
transformación. Teniendo además de esto, 12 MFs de alto impacto para el
inversor frente a solo 6 del centro de transformación, este hecho hace
prácticamente necesario descarta al CT y centrarse en el inversor.
Por tanto en este apartado se cubrirá la fase 5 del modelo de gestión de
mantenimiento, mencionado en la figura 11 y para ello previamente se estudiara la
técnica predictiva frente al posible tipo de avería. Como se comentó anteriormente
en este apartado se diferenciarán dos casos (Caso A y Caso B).
Es apartado del proyecto da soporte a la toma de decisiones del
departamento de mantenimiento. Observaremos que hay un doble objetivo, por un
lado, analizaremos la información disponible que existe actualmente en el
mantenimiento preventivo de inversores y por otro lado, a partir de esa información
emplear los resultados del RCM, para facilitar la toma de decisiones en programas
de MP (mantenimiento Preventivo) en equipos de alta criticidad.
El objetivo será optimizar los planes de mantenimiento con una metodología
basada en riesgo, pero en ningún caso se pretende establecer una regla general
para la disminución de este tipo de actividades en estos equipos.
Este procedimiento permite conocer para los equipos de alta y media criticidad,
los posibles escenarios que pueden darse como resultados de actuaciones sobre
la política de gestión de mantenimiento. Con la información extraída aplicando
este procedimiento, permite comparar el impacto económico que supone un
determinado modo de fallo, frente al coste que supone introducir técnicas de
mantenimiento predictivo.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Para el Análisis de Coste-Riesgo-Beneficio en plantas solares fotovoltaicas
seguiremos la siguiente estructura:
Análisis de la información de Mantenimiento Preventivo disponible.
Vinculación de la información contenida en las gamas de mantenimiento a cada
uno de los equipos.
Unión de los resultados obtenidos con el análisis RCM.
7.3.8.1 Obtención de la información
Lo primero que se va a hacer es analizar la información disponible sobre el
mantenimiento preventivo en plantas fotovoltaicas. Para realizar esto se han utilizado
planes de mantenimientos preventivos de plantas solares fotovoltaicas así como los
históricos de correctivos que se han registrados en las plantas fotovoltaicas.
Del análisis de esa información, se extrajo como conclusión que los datos estaban
vinculada a los sistemas y no a los equipos. Al estar evaluada la criticidad a nivel de
equipo, se concretó la necesidad de trasladar a los equipos la información contenida a
nivel de sistema. Para ello se definieron los siguientes pasos a seguir:
1. Análisis de la información disponible en el centro de control:
Como consecuencia del análisis de criticidad y con el fin de mejorar la
información incluida en el sistema se ha analizado el inventario y se han
realizado las siguientes acciones:
a. Propuesta de estructura técnica de la planta (Figura 13 del proyecto)
b. Uso del catálogo de modos de fallo para los equipos que forman el
sistema inversor (Procedimiento RCM desde la tarea 7.3).
c. Introducción en el sistema de equipos.
Nota: Todos estos aspectos ya han sido realizados con anterioridad.
2. Estudio del actual plan de mantenimiento preventivo por sistema:
Se analizarán las actividades que se realizan a los distintos equipos que
componen el sistema.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Tabla 15: Ejemplo de plan de mantenimiento preventivo de la planta solar fotovoltaica A.
3. Particularización a nivel de elemento de las gamas de mantenimiento
actuales:
Una vez analizada la información disponible y seleccionada la necesaria
para llevar a cabo el Análisis Coste Riesgo Beneficio (ACRB) en equipos de
alto impacto, una de las razones por las que se decidió escoger al inversor.
Se ha elaborado un listado de mantenimiento preventivo por elementos,
de acuerdo a las necesidades futuras de cara a la obtención de resultados del
ACRB. Para ello, se ha aprovechado los datos recogidos del análisis de
criticidad y la información utilizada para la realización del RCM, anexionando la
información necesaria por equipo de los mantenimientos preventivos,
obteniendo como resultado la siguiente estructura (tabla 16):
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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PLAN DE MANTENIMIENTO GENERAL DEL SISTEMA INVERSOR
Equipo Acción de mantenimiento a ejecutar Frecuencia de
aplicación
Variador de potencia
1) Comprobación de la firmeza de las conexiones del cableado de potencia. 2) Comprobación de oxidaciones o deformaciones. 3)Termografía
1)Trimestral 2)Trimestral 3)Semestral
Protecciones DC 1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)Trimestral
Seta de parada de emergencia
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)Trimestral
Sistema de comunicación con el
centro de control 1)Chequeo de comunicaciones y contadores 1)Trimestral
Sistema de refrigeración del
inversor
1) Inspección visual. 2) Limpieza de las rejillas y esteras de los filtros de aire. 3) Limpieza de los filtros.
1)Mensual 2)Trimestral 3)Anual
1)Comprobación del funcionamiento de los ventiladores para refrigeración
1)Trimestral
Protecciones AC 1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)Trimestral
Tabla 16: Mantenimiento preventivo particularizado por equipo
4. Estudio del mantenimiento correctivo por modo de fallo y equipo en el
sistema inversor:
Se han utilizado los datos históricos disponibles de los últimos años de
empresas dedicadas al sector fotovoltaico. Los datos recogidos no siguen
ningún patrón, por lo que se aprovechan los resultados de la implantación de la
RCM del inversor, obteniendo por tanto:
Identificación de todos los modos de fallo en el inversor.
Frecuencia de cada uno de los modos de fallo, obtenidas del
histórico del mantenimiento correctivo de la planta.
Coste del mantenimiento correctivo para la reposición de la
función del equipo.
Tiempo de indisponibilidad de la planta ocasionado por cada
modo de fallo.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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El resultado de la implantación del análisis RCM y que se aprovecha para
este procedimiento puede observase en la tabla 9 ya presentada antes.
7.3.8.2 Análisis de la información
Cuando toda la información ha sido recogida. El siguiente paso será vincular
los resultados del análisis RCM a la información disponible de mantenimiento
preventivo/correctivo. Para ello se seguirán los siguientes pasos:
1. Con el actual plan de mantenimiento preventivo, la frecuencia de cada modo de
fallo es la que se obtiene de la revisión del histórico de mantenimiento correctivo.
2. Para realizar el cálculo de la penalización de la no producción por indisponibilidad
de la planta, causada por cada uno de los modos de fallo, se tiene en cuenta lo
siguiente:
o Tiempo corto de restitución de la función: 0,5 días de indisponibilidad.
o Tiempo medio de restitución de la función: 1,5 días de indisponibilidad.
o Tiempo medio-largo de restitución de la función: 4,5 días de
indisponibilidad.
o Tiempo largo de restitución de la función: 8 días de indisponibilidad.
3. Para el impacto económico por un día de no producción, se ha supuesto que el
inversor (100KW), instalado en una planta fotovoltaica estándar, produce alrededor
de 600 KWh en un día normal de producción. Al precio que en el momento de la
realización de este estudio se encuentra el KWh producido, supone un total de
48€/día de producción.
4. Hay que tener en cuenta los costes de implantación de la tecnología necesaria
para la monitorización de los inversores. Además, las horas hombre para el
análisis de la información y la interpretación de los resultados. Por lo tanto, a modo
de ejemplo y como base para el estudio de la técnica predictiva, la siguientes
tablas 17 y 18 (Caso A y Caso B respectivamente) son un resumen de los costes
aproximados para la monitorización de variables.
5. Los costes se han diferenciado en costes durante el primer año y sucesivos. Los
costes de mantenimiento de los equipos de monitorización a lo largo de su vida útil
se desconocen, por lo que no se incluyen en el estudio de la técnica predictiva.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Tabla 17: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso A.
Coste Montaje Instrumentación
(€)
Coste de elementos auxiliares (cámaras termográficas,…)
(€)
Periodicidad del plan de
mantenimiento
horas de trabajo [minutos/operación]
Técnicos necesarios
Coste hora de trabajo
Coste total
primer año
(€/año)
Coste total segundo año y
sucesivos (€/año)
Variable del
inversor
Temperatura del inversor
200 €
Mensual 10 1 20€
240 € 40 €
Consumo ventiladores
200 €
Mensual 10 1 20€
240 € 40 €
Frecuencia de fase
200 €
Mensual 10 1 20€
240 € 40 €
Tensión de fase 200 €
Mensual 10 1 20€
240 € 40 €
Otros
Comunicaciones (Software y hardware)
1.000 € 1000 €
Seguimiento termográfico
700 € Cuatrimestral 30 1 20€
740 € 40 €
Total 2700 € 200 €
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Coste Montaje Instrumentación
(€)
Coste de elementos auxiliares (cámaras
termográficas,…) (€)
Periodicidad del plan de
mantenimiento horas de trabajo
[minutos/operación] Técnicos
necesarios
Coste hora de trabajo
Coste total
primer año
(€/año)
Coste total segundo
año y sucesivos
(€/año)
Variable del inversor
Temperatura del inversor 200 € Mensual 10 1 120 € 440 € 240 €
Consumo ventiladores 200 € Mensual 10 1 120 € 440 240 €
Frecuencia de fase 200 € Mensual 10 1 120 € 440 € 240 €
Tensión de fase 200 € Mensual 10 1 120 € 440 240 €
Otros
Comunicaciones (Software y hardware) 1.000 € 120 € 1.000 €
Seguimiento termográfico 700 € Cuatrimestral 30 1 120 € 940 € 240 €
Total 3.700 € 1.200 €
Tabla 18: Coste de montaje de instrumentación y posterior análisis de la información, Caso B.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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7.3.8.3 Resultados del análisis
Una vez recogida toda la información, lo siguiente que se debe hacer es comparar
el coste que supone aplicar un correctivo (los costes se obtendrán de los históricos del
inversor) frente al coste de implantación y análisis del mantenimiento basado en
condición.
Los modos de fallos que se van a utilizar para esta comparativa, son aquellos
pertenecientes al análisis RCM que permiten aplicarles una monitorización. En las
siguientes tablas se realizarán dichas comparativas, destacar que en ellas, el coste de
implantación de la monitorización es individual para cada uno de los inversores que
hay en la planta y que los costes en mantenimiento correctivo también son para cada
inversor. Además del coste de monitorización, se tiene que contar con un coste extra
perteneciente al montaje del sistema de comunicación de la planta con el centro de
control (modem, software, wifi, etc…), que a diferencia de los anteriores, es
independiente del número de inversores que haya en la planta. Por último destacar
que para el cálculo en el coste horas de trabajo está incluido el desplazamiento,
siendo por tanto este valor en el caso B 6 veces superior, tal y como se comentó, el
desplazamiento era una variable con mucho peso debido al difícil acceso que tiene el
emplazamiento escogido para el parque tipo B.
Observando los resultados, las técnicas de mantenimiento predictivo, tienen un
coste de implantación que disminuirá proporcionalmente al número de inversor que se
pretendan monitorizar, siendo además, los costes de seguimiento casi nulos, debido al
poco tiempo que necesitan los técnicos de mantenimiento a llevar un control y un
seguimiento del sistema.
El impacto que pueda tener el mantenimiento predictivo a estos modos de fallo no
es inmediato, se estima, que para poder cuantificar su potencial, seguridad y fiabilidad
deben pasar entre 1 a 3 años aproximadamente y este plazo dependerá del tipo de
medidas que finalmente la empresa mantenedora decida tomar (sustitución o
reparación antes de que ocurra el fallo, mantener equipos de repuesto en stock para
minimizar el impacto por indisponibilidad, etc)
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Tabla 19: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso A
PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SISTEMA
INVERSOR
COSTE DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO ANUAL
MANTENIMIENTO BASADO EN CONDICIÓN
Equipo Acción de
mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación
Modos de fallo recomendados en RCM a monitorizar
Coste de mantenimiento
correctivo (€/año)
Variable de monitorizaci
ón
Coste implantació
n (*) y seguimiento durante el
1º año
Coste seguimiento
2º año
Variador de potencia
1) Comprobación de la firmeza de las conexiones del cableado de potencia. 2) Comprobación de oxidaciones o deformaciones. 3)Termografía
1)T 2)T 3)S
1) Fallo en la rama "X"
497
1)Tensión de fase 2)Frecuencia de fase 3)Seguimiento termográfico
1220 80
Protecciones DC
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)T No existe variable de monitorización
Seta de parada de
emergencia
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)T No existe variable de monitorización
Comunicación con el
Centro de Control
1)Chequeo de comunicaciones y contadores
1)T No existe variable de monitorización
Turbina de refrigeración del inversor y
sistema de ventilación
1) Inspección visual. 2) Limpieza de las rejillas y esteras de filtros. 3) Limpieza de los filtros.
1)M 2)T 3)A
1)Exceso de suciedad en los conductos de ventilación o rejillas/filtros de ventilación
432
1)Temperatura del inversor
480 120
1)Comprobación del funcionamiento de los ventiladores para refrigeración
1)T
1)Daño mecánico en el ventilador de impulsión 2)Daño mecánico en el ventilador de extracción 3)Deterioro en el ventilador de impulsión
1)Consumo de los ventiladores
Protecciones AC
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)T No existe variable de monitorización
929 €
2.700 € 200 €
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Tabla 20: Comparación Modo de Fallo vs Técnica de monitorización, caso B.
PLAN DE MANTENIMIENTO PREVENTIVO DEL SISTEMA
INVERSOR
COSTE DE MANTENIMIENTO CORRECTIVO ANUAL
MANTENIMIENTO BASADO EN CONDICIÓN
Equipo Acción de
mantenimiento a ejecutar
Frecuencia de
aplicación
Modos de fallo recomendados en RCM a monitorizar
Coste de mantenimiento
correctivo (€/año)
Variable de monitorizaci
ón
Coste implantació
n (*) y seguimiento durante el
1º año
Coste seguimiento
2º año
Variador de potencia
1) Comprobación de la firmeza de las conexiones del cableado de potencia. 2) Comprobación de oxidaciones o deformaciones. 3)Termografía
1)T 2)T 3)S
1) Fallo en la rama "X"
497
1)Tensión de fase 2)Frecuencia de fase 3)Seguimiento termográfico
1820 80
Protecciones DC
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)T No existe variable de monitorización
Seta de parada de
emergencia
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)T No existe variable de monitorización
Comunicación con el
Centro de Control
1)Chequeo de comunicaciones y contadores
1)T No existe variable de monitorización
Turbina de refrigeración del inversor y
sistema de ventilación
1) Inspección visual. 2) Limpieza de las rejillas y esteras de filtros. 3) Limpieza de los filtros.
1)M 2)T 3)A
1)Exceso de suciedad en los conductos de ventilación o rejillas/filtros de ventilación
432
1)Temperatura del inversor
880 120
1)Comprobación del funcionamiento de los ventiladores para refrigeración
1)T
1)Daño mecánico en el ventilador de impulsión 2)Daño mecánico en el ventilador de extracción 3)Deterioro en el ventilador de impulsión
1)Consumo de los ventiladores
Protecciones AC
1) Prueba funcional de los elementos de seguridad del inversor.
1)T No existe variable de monitorización
929 €
3.700 € 200 €
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8 Conclusiones
Una vez finalizado el estudio por completo, en este punto se expondrá la conclusión
final y junta a ella las recomendaciones que se deben aplicar para optimizar la implantación
de la metodología RCM en instalaciones solares fotovoltaicas.
A lo largo del proyecto se ha aplicado la metodología para la implantación del
mantenimiento centrado en fiabilidad (RCM), siendo un proceso que identifica las funciones
del sistema. El sistema sujeto a estudio ha sido analizado de manera milimétrica obteniendo
de él todas sus funciones, la manera en la que estas pueden dejar de trabajar, los modos de
fallo que provoca cada una de las pérdidas funcionales y la gravedad, para el sistema y para
la planta a nivel general, que representará la pérdida funcional, particularizada para cada
modo de fallo que la ocasione. Gracias a todo ello, se ha podido aplicar un mantenimiento
preventivo efectivo, basado siempre en las consecuencias que la ocurrencia de los fallos
traiga consigo.
Por tanto, las recomendaciones generales que se han decido tomar para la correcta
implantación de la RCM son:
Se debe integrar en esta nueva metodología de trabajo, al personal dedicado a las tareas de mantenimiento, así como fomentar en ellos un alto grado de motivación y compromiso a la hora de aplicar esta nueva tarea. El objetivo es tener un equipo de profesionales con conocimientos en la materia para implantar la metodología de forma precisa.
Durante el desarrollo de este proceso, no se ha saturado a la implantación de la metodología con muchos equipos. En otras palabras, se decidió aplicar únicamente esta técnica a dos equipos (inversor y centro de transformación), siendo esta decisión previamente meditada, como consecuencia de la alta criticidad, su complejidad y su alto número de modos de fallo que tenían los sistemas para la planta solar fv.
La metodología RCM no se aplica de forma aislada, esta se integra a las tareas de mantenimiento ya existente y es continuación de un análisis previo de criticidad, gracias al cual se determinan los equipos más críticos de la planta para aplicarles a ellos la técnica. Además para reforzar las nuevas actividades creadas a partir de la RCM se realizó un análisis coste riesgo beneficio.
Para este proyecto se ha contado con la base de dato de mantenimiento de empresas del sector. Por tanto, se considera de alto interés incorporar el catálogo de modos de fallos al GMAO de las empresas.
Una vez que se implanta la metodología en una empresa, es muy importante que el trabajo desarrollado se emplee adecuadamente y se integre en los sistemas de gestión. Esto serviría para erradicar uno de los problemas que hemos encontrado durante el desarrollo del estudio, como era la mala calidad de la información registrada en los centros de control, es decir, existía gran cantidad de datos, pero al no estar bien organizados muchos de ellos no eran útiles.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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El RCM resume el conocimiento sobre las condiciones del sistema, sus modos de fallo
y las estrategias de mantenimiento actualmente en práctica para combatirlos. Para que
todo el conocimiento de los sistemas analizados no se olvide una vez acabo el análisis y
que posibles modificaciones en la planta (eliminación o aportación de equipos a la
estructura técnica) no implique empezar de cero con la metodología RCM, se propone la
búsqueda de un sistema que permita gestionar todo lo aprendido durante el desarrollo del
estudio.
Por lo comentado en el párrafo anterior, para optimizar la mejora de los planes de
mantenimiento obtenidos, se aconsejaría a las empresas del sector que implantasen un
software con las funciones necesarias para introducir los análisis RCM estudiados,
permitiendo por tanto:
Un mayor apoyo en el GMAO para que a la hora de tomar las decisiones, estas sean más acertadas durante las fases del ciclo de gestión de mantenimiento.
Mejorar los procedimientos de recopilación y verificación de los datos necesarios, ya
que, como se comentó antes, en la mayoría de empresas esto es un problema a la hora
de aplicar el RCM.
Obtener retroalimentación de los procesos de recopilación y análisis de datos.
Desarrollar un seguimiento efectivo de las recomendaciones emitidas por el análisis RCM.
Ampliar las variables monitorizadas y que puedan añadir alertas tempranas en modos de fallos considerados críticos o incluso semicríticos con mantenimiento basado en condición y predictivos.
Como ya se comentó en la tarea 7.3.8.3 los primeros resultados con un cierto margen de fiabilidad aparecerán durante el periodo de 1 a 3 años, por tanto este proyecto se considera de largo alcance y con visión de futuro.
Para concluir con el presente proyecto y de forma más técnica, destacar que la
monitorización de ciertas variables en los inversores permitiría realizar un seguimiento de
su mantenimiento desde los centros de control de las empresas del sector fotovoltaico.
Aunque la monitorización en su primer año de implantación eleve mucho el coste de
mantenimiento, es cierto que a largo plazo podría ser rentable bajo ciertas condiciones,
siendo aún más económica si esta se aplica a más inversores de un mismo parque.
Destacar que para el caso A, un emplazamiento con fácil acceso y cerca de la
organización que ha facilitado los datos para la realización del estudio, no sería
económicamente beneficioso aplicar este sistema. Es cierto que la monitorización no solo
tiene un carácter de económico sino que también tiene un carácter formativo permitiendo a
una organización mejorar y ajustar sus tareas de mantenimiento.
Además esta metodología permite reducir horas de tiempo en algunas actividades
preventivas, es decir, es capaz de reducir tiempo de trabajo en alguna de ellas, que no
necesitan tanto mantenimiento (por ejemplo, una tarea que era trimestral pasarla a
semestral).
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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Por otro lado y observando el desarrollo de la metodología en la planta tipo A, una vez
realizado la metodología de trabajo en el centro de transformación, se ha observado cómo
aunque a priori parecía interesante gastar recursos económico en ese sistema,
observando y analizado el equipo al detalle, se llega a la conclusión que siendo un equipo
que no falla prácticamente nunca, no es interesante gastar dinero en mantenimientos
preventivos o predictivos en él. Siendo de distinta manera, el sistema inversor que a priori
y por la experiencia de empresas del sector parecía interesante y una vez finalizado el
estudio RCM, se ha confirmado que sí ha sido útil su análisis.
Para el caso B, un emplazamiento de difícil acceso y donde el tiempo de
desplazamiento es muy elevado aumentando así el coste de horas de trabajo muy por
encima del caso A, si sería rentable a largo plazo aplicar un sistema de monitorización, ya
que permitiría ahorrar mucho dinero en desplazamiento.
Finalmente y para acabar, simplemente mencionar que según el tipo de instalación
que tengamos habrá que ajustar de una manera o de otra el estudio RCM y analizar si es
rentable o no la utilización de un sistema de monitorización en las plantas. Las plantas
solares pueden ser de diferente forma según ciertos factores como pueden ser:
condiciones climatológicas, geográficas, de diseño, etc…
9 Líneas de futuro trabajo
A continuación, se propondrán una serie de futuras líneas de trabajo en relación al
estudio llevado a cabo que permitan analizar con mayor profundidad los tipos de fallos e
incidencias que aparecen en la tecnología fotovoltaica y poder definir un sistema predictivo
avanzado.
Como se ha comentado anteriormente, el enfoque elegido a lo largo del desarrollo del
presente estudio ha dependido en todo momento del tipo de información disponible,
orientando el análisis de fallos e incidencias de acuerdo a determinadas necesidades en el
ámbito profesional. Por tanto, para obtener una mejor visión del objeto de estudio en
cuestión, se tienen las siguientes consideraciones de cara a futuros análisis:
Desde el punto de vista estadístico y siguiendo el mismo enfoque de este estudio, si
se analizara un mayor número de parques y plantas fotovoltaicas, así como un
horizonte temporal más amplio, sería posible obtener los valores de la probabilidad
de fallo de cada uno de los componentes con mayor precisión, además de las
respectivas distribuciones de frecuencia, pudiendo determinar si dichas
distribuciones presentan un comportamiento determinado y por tanto, identificar el
tipo de distribución de variable discreta que siguen.
En relación a la propia tecnología fotovoltaica, se tiene constancia de la dificultad que
supone conocer de forma exacta cuándo se produce un fallo o incidencia en un
módulo fotovoltaico, ya que, debido a la inmensidad del campo solar, éste es
inapreciable. Por tanto, si se tuviera un control más riguroso de los fallos que se
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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producen en los módulos FV de una planta, como la detección de roturas en los
vidrios o la existencia de puntos calientes, además de conocer el número de módulos
que son sustituidos y por tanto resultan fallidos, podría determinarse de forma más
exacta la fiabilidad de los mismos durante su operación, pudiendo incluso
compararlos por tecnologías.
Sería interesante aplicar este estudio a instalaciones aisladas que dispongan de baterías
ya que es un elemento bastante frágil y que podría estar sujete a un buen plan de
mantenimiento. En este tipo de instalaciones también podemos encontrar reguladores,
dispositivo que también podría ser interesante analizar.
Respecto a los equipos de inversión de potencia, para obtener mejores conclusiones
acerca de la fiabilidad de los mismos en función del tamaño, sería recomendable
considerar un mayor número de inversores, así como realizar un análisis en función
de las horas de operación. De esta forma se conocería, además de cuando un
inversor se para o arranca más tarde, el tiempo que dura dicho fallo y por tanto, el
tiempo que el inversor no ha producido. Al final de dicho análisis, se tendría un total
de horas de operación por inversor y por unidad de tiempo (mes, año, etc.) frente al
total de horas de sol disponibles y en las que dicho inversor debería haber estado
operando, pudiendo estimar la fiabilidad del mismo con mayor exactitud. Este
enfoque sería interesante, ya que determinaría qué proporción de horas de sol, el
inversor ha operado correctamente y por tanto no ha presentado ninguna deficiencia.
Otra consideración a tener en cuenta dentro del análisis de fallos en inversores, sería
contrastar el total de incidencias detectadas con el histórico de alarmas registradas por el
sistema de monitorización de los inversores, con el fin de determinar el origen de dichos
fallos e incidencias. Asimismo, se podría establecer una nueva clasificación de fallos
atendiendo a diferentes causas o motivos. De esta forma, podría determinarse qué
porcentaje del total de alarmas registradas son falsas, y por otro lado, qué porcentaje de
las mismas generan un fallo real en el equipo, con lo que se estaría evaluando la fiabilidad
del sistema de detección automática de fallos.
Si todas las consideraciones anteriores se llevan a cabo para un número considerable
de plantas fotovoltaicas, el análisis gozaría de mayor rigor y credibilidad, y un punto de
partido muy importante para la implementación del RCM.
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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10 Siglas
Sigla Definición
FV Fotovoltaico
PID degradación de potencia inducida
AC/ DC Corriente alterna / corriente continua
RCM Reliability Centered Maintenance = Mantenimiento Centrado en
Fiabilidad
CMS Condition monitoring systems = Condiciones del sistema de
monitorización
MTTR Mean time to repair = tiempo de reparación
MF Modo de fallo
MP Mantenimiento preventivo
CBM Mantenimiento basado en condición
MGM Modelo de gestión de mantenimiento
MC Mantenimiento correctivo
CTR Criticidad total por riesgo
PR Performance ratio (coeficiente de rendimiento)
CT Centro de transformación
GMAO Gestión del mantenimiento asistido por Ordenador
INGEMAN Asociación para el desarrollo de la Ingeniería de Mantenimiento
Tabla 21. Siglas
Aplicación de la metodología RCM en plantas solares fotovoltaicas
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11 Documentación de Referencia
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Solar Energy. 2016; 133. 294–304.
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