Qué es optimizar el Mantenimiento?

Selección de un

Mantenimiento adecuado

Jornadas AEE, 01 y 02 de Diciembre de 2010

C.Viescas

power expo 2008

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INDICE

1. Importancia de la O&M en la energía eólica

2. Optimización del Mantenimiento

3. Formas de Optimizar el Mantenimiento

4. Estructura de Mantenimiento

5. Costes: Distribución de costes de O&M

6. O&M integral vs O&M de servicios

7. Estrategia para optimizar el Mantenimiento

8. Técnicas de optimización

9. Mantenimiento Preventivo vs Predictivo

10. Conclusiones

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10. Conclusiones


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La O&M tiene doble impacto en el beneficio de un parque eólico:

Es el principal factor de influencia sobre la disponibilidad del parque: Afectadirectamente a los ingresos

Es el principal factor de influencia sobre los costes operativos del parque: Afectadirectamente al EBITDA y al resultado

Diseño: Corregible mediante retrofits / Amortiguado mediante O&M

Montaje y Commisioning: Falta de afine, corregible durante O&M

Operación y Mantenimiento: Único factor influyente durante la vida operativa delparque para establecer y corregir tendencias

DISPONIBILIDAD

Factores influyentes sobre la disponibilidad

COSTES

Amortización: Dependiente de la inversión. Una vez establecido Irreversible

Financieros: No son costes operativos. Poco modificables y más dependientes de lasituación de mercado que de la capacidad de influencia del promotor/operador

Seguros / Impuestos locales / Cánones y Arrendamientos: Menos significativos yfijados al inicio del proyecto con muy poca capacidad de mejora, más bien amenaza deincremento

Operación y Mantenimiento: Supone el 50% de los costes totales (incluidosfinancieros) durante la vida operativa del proyecto y aprox. el 25% del gasto totaldesenvuelto durante la inversión y explotación del parque. Es el único factorsignificativamente gestionable durante la vida operativa del parque

Factores influyentes sobre los costes

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10. Conclusiones


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Operación remota y centralizada

Asistencia local a la operación

Operación

Está optimizado el Mantenimiento?

Situación de juventud con técnicas muy básicas y primitivas:

Muy basado en ganmas preventivas bajo criterio temporal sin criterios de confiabilidad ymuy reactivo frente a averías

Está orientada la optimización del Mantenimiento?

Momento de muchas iniciativas y propuestas. Época turbulenta de ideas pero sin unavisión / ponderación consecuente de los costes

Queda poco margen para la optimización:Incrementar Fiabilidad / Automatización

Mantenimiento

Durante la vida económica del activo (para un parque eólico, inicialmente 20 años)

Buscando la envolvente que combine el mínimo de la función:

(Coste servicio + interrupción de la función productiva)

¿Qué es optimizar el Mantenimiento?

Aplicar las prácticas y técnicas que aseguren que el activo mantenga susfunciones y prestaciones de la siguiente forma:

Además hay que respetar las “reglas del juego”:

La seguridad del personal

Compatibilidad con el M.A.

Compatibilidad con el entorno sociocultural

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10. Conclusiones

3. Formas de optimizar el Mantenimiento

8

3. Formas de optimizar el Mantenimiento

Las vías de optimizar deberán Implementar prácticas de O&M más eficientes dirigidas a:

Reducir costes sin afectar resultados

Realizar las intervenciones cuando son necesarias (eliminar intervenciones ociosas) Aumentar MTBF + MTBI y recortar MTDI sin afectar al coste Reducir el coste de las intervenciones bien por abaratamiento, bien por anticipación a

una avería catastrófica

Mejorar resultados al mismo coste Mejorar disponibilidad / Producción Aumentar MTBF y MTBI Concentrar las intervenciones en ventanas de NO viento

Mejorar el rendimiento de los Aerogeneradores

¿Es posible optimizar el Mantenimiento bajo gestión integral del OEM?

Es factible aplicar técnicas de optimización

Se pueden alinear intereses de Promotor y OEM

Siempre existirá un gap entre los riesgos que está dispuesto a asumir elPromotor/Operador y el OEM

Esto establece una diferencia de valoración por los servicios

Sin gobierno de la actividad, dificultad para dirigir hacia intereses propios

Será difícil encontrarse en el óptimo del Promotor

Es posible encontrar un punto de encuentro confortable para ambos

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4. Disponibilidad: Distribución de los fallos






10. Conclusiones


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Estadística de horas de parada por tipo de Mantenimiento

Incid. Mant AEROGENERADORES SET (*)

Tipo Correctivo Preventivo G.C. Retrofit Correctivo Preventivo

Frecuencia 10907 669 48 104 1195 102

(*) 83,7% 5,1% 0,4% 0,8% 0,1% 0,0%

Horas 15.784 4.122 3.469 4.011 4.103 1.015

48,6% 12,7% 10,7% 12,3% 12,6% 3,1%

Energía 10.385 1.269 1.475 1.464 1.124 114

MWh 65,6% 8,0% 9,3% 9,2% 7,1% 0,7%

WT: 121 (*) Contabilizado por WT. Por incidencias SET: 14 3

MW: 184

SET: 6 EDPR-España

Incid. Mant AEROGENERADORES SET (*)

Tipo Correctivo Preventivo G.C. Retrofit Correctivo Preventivo

Frecuencia 14768 949 57 1863 218 157

(*) 82,0% 5,3% 0,3% 10,3% 1,2% 0,9%

Horas 39.514 4.866 3.322 2.808 2.604 2.580

70,9% 8,7% 6,0% 5,0% 4,7% 4,6%

Energía 10.791 373 708 339 116 115

MWh 86,7% 3,0% 5,7% 2,7% 0,9% 0,9%

WT: 234 (*) Contabilizado por WT. Por incidencias SET: 6 2

MW: 186

SET: 3 EDPR-España

Tecnología 1

Tecnología 2

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Distribución del down-time/energy por tipo de Mantenimiento

Tecnologia 2: ENERGIA1%1%3%

6% 3%

87%

Correctivo

Preventivo

G.C.

Retrofit

Corr.SET

Prev.SET

Tecnologia 2: HORAS

71%

5%6%

9%

5% 5%Correctivo

Preventivo

G.C.

Retrofit

Corr.SET

Prev.SET

Tecnologia 1: ENERGIA

66%

9%

9%

8%

7%1%

Correctivo

Preventivo

G.C.

Retrofit

Corr.SET

Prev.SET

Tecnologia 1: HORAS3%

13%

13%11%

12% 49%

Correctivo

Preventivo

G.C.

Retrofit

Corr.SET

Prev.SET

EDPR-España


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Distribución de tipos de Mantenimiento: Comentarios de la experiencia de EDPR

Realizado con dos tecnologías preferentes. La vida media de losAerogeneradores es 3,5 años para la tecnologia 1 y 6 años para la tecnología 2

Escogida una muestra de parques para cada tecnología y datos de un año corridoentre 2008 y 2009

Tanto en reparto de tiempo como de energía el Mantenimiento correctivo deAerogeneradores es con mucho el mayor responsable de indisponibilidadcopando entre 50 y 70% en horas y amplificado hasta 65-85% en términos deenergía

Durante el período estudiado se constata que no han sido relevantes los grandescorrectivos (G.C.) acontecidos ni se han producido retrofits drásticos. Enexperiencia de EDPR estos Mantenimientos han influido enormemente en otrosocasiones

El correctivo normal (Operación, troubleshooting, y pequeñas reparaciones) seconcentra en períodos de más alta producción que los preventivos y grandescorrectivos. Es decir, falla más cuando la máquina debe funcionar: recorrido demejora en fiabilidad

Para las SET, el mant. preventivo se planifica adecuadamente en períodos de bajoviento

Los costes de cada tipo de mantenimiento tienen un reparto muy diferente alreparto de incidencia


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10. Conclusiones


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5. Costes: Estructura de Costes de O&M

Fuente: EDPR

Parques operados y mantenidos bajo contratos de servicios (sin paraguas de garantías) contres empresas diferentes

Casi 1/3 del coste total son preventivos y atención local del parque

Los costes variables de Aeros (G.C.+correctivo+mat.) suponen más del 50% del coste total

Experiencia del primer año sin garantía con niveles de correctivo y G.C. anormalmenteelevado: Reconducción de problemas subyacentes arrastrados de años previos

COSTES O&M P.E.

29%

21%

8%

20%

14%

8%

Preventivo & Mant local Grandes correctivos

Mant. elect + viales Mant.correctivo variable

Materiales Rep. Especiales

BASE: 186 MW en 6 P.E. (225 WT. 6 años Operación)

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5. Costes: Estructura de Costes Operativos

Fuente: EDPR

Parques operados y mantenidos bajo contratos de servicios (sin paraguas de garantías)

Un 60% del coste total son gastos de O&M

Gastos de administración elevados

Los costes propios de personal y Despacho son reducidos. Tendencia creciente

COSTES OPERATIVOS P.E.

52%

16%

12%

14%

6%

O&M Seg+canones

Imp.locales Gestion y administ

(O&M + C.Control) propios


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10. Conclusiones


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Fuente: EDPR

Incremento de coste anual del 3,2%. Si no se considera reparación especial sufrida en unparque, el coste se habría reducido un 5,6%

Ha habido costes superiores a los esperados en G.C. y en correctivo

Alternativa pseudointegral (tecnólogo) aún un 10% superior en coste

Paradójicamente donde mayor era la oferta del tecnólogo es donde los costes de G.C. ycorrectivo han sido inferiores a lo esperado y viceversa

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 110,0 120,0

INTEGRAL PREVIO: 96,8%

ACTUAL SERVICIOS: 100 %

(*)

ALTERNATIVA POST. INTEGRAL: 110,2 % (**)

(*) Eliminando Rep.Especiales: 91,2%

(**) No todas las alternativas integral

COSTE O&M s/base 100

COSTES O&M P.E.


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Fuente: EDPR

Disponibilidad reducida 0,6% bajo la cobertura de servicios

Disponibilidad muy influenciada por G.C. y correctivos anormales experimentados

Parte de los defectos arrastrados de períodos anteriores que se expresan con mayorpresencia en el 6º año. Período de tiempo hasta reconducirlo con disponibilidades bajas

La tendencia de fallos y averías esperada es creciente con la edad

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91

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100

DISPONIBILIDAD TECNICA P.E.

BASE: 186 MW en 6 P.E. (225 WT. 6 años

Operación)

ACTUAL

SERVICIOS

(año 6)

97,2%

INTEGRAL

PREVIO

(año 3-5)

97,8%

6 P.E. (186 MW) Año 3-5 Año 6

Grandes correctivos (total) 13 21

G.C. / año 13 7

G.C. Año 3-5 Año 6

Palas 6 2

Multiplicadoras 6 2

Generadores 9 6

Rod+Eje Principal 0 1

Coronas 0 2

TOTAL 21 13

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Vistos los resultados, Es lo esperado?, Hay decepción?, Merece la pena?

Los costes se han reducido aún con correctivo mucho mayor de lo esperado y lomodelizado

Hay que dotarse de más recursos propios que amortigua algo el efecto anterior

Por tanto, existe un margen amplio como estaba previsto

Se ha sufrido un transitorio, y la situación está bien orientada

Hoy conocemos mucho más para afrontar futuras alternativas con mucho máscriterio

Las soluciones con OEM son alternativas válidas. Pero estamos mucho máspreparados para sopesarlas y analizar riesgos

Siempre está en nuestra estrategia contar con las OEM. El punto esencial es fijar elalcance


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10. Conclusiones

7. Estrategia para optimizar el mantenimiento

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7. Estrategias para optimizar el Mantenimiento

¿Qúé estrategia es mejor para optimizar el mantenimiento?

Bajo paraguas integral de OEM

Se acota el riesgo, pero no se optimiza el mantenimiento Las mejoras obtenidas se transfieren al Operador en disponibilidad/producción, NO en

costes Los márgenes de disponibilidad y las coberturas garantizadas son limitadas

Bajo paraguas de Servicios Cualquier mejora es aprovechada prioritariamente por el operador: Costes y Producción Cualquier empeoramiento tb se transfiere integramente al operador Requiere mucho más esfuerzo y dedicación por parte del operador

¿Qué decidir?

No siempre optimizar tiene porque ser lo bueno para la compañía

La compañía debe de estudiar su cartera y analizarla en términos de riesgos

Dependiendo de tecnología, de márgenes, de emplazamientos, y de los riesgos aasumir por la empresa no tiene porque darse la misma solución a todos losparques

Siempre se deben de mantener vivas las alternativas

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10. Conclusiones


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The Six Patterns of failure A: Curva de la bañera. Típica de nuevos componentesen general. El Aerogenerador en su conjunto yespecialmente en la aparición de nuevos modelos

B: Componente falla a partir de un punto. Su fiabilidadcae tremendamente a partir de un punto en la vida delmismo. Típico de componentes sometidos a desgastecomo rodamientos, bombas, juntas y sellados. Falta deengrase acelera efecto para las piezas con trabajo atribología

C: Típico de componentes sometidos a fatiga. Palas ymultiplicadoras son un ejemplo

D: Componentes muy seguros al principio. Típico deelementos de refrigeración o calentamiento. Hasta queno se someten a cargas nominales prolongadamenteno fallan.

E: Fallo aleatorio. El componente queda obsoleto antesde agotarse. La Nacelle y algunos componenteselectrónicos maduros presentan este comportamiento

F: Componentes con alta mortalidad infantil. Malacalidad de diseño o fallos de construcción y montaje.Bastidores, tubos de torres y trafos son ejemplos

Un componente puede seguir varios comportamientoso puede estar sometido a combinaciones que acelerensu consumo de vida: stress-corrosion / desgaste +fatiga, etc.

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Situación apartada del parque y dificultad de acceso p/ubicación confinada y en altura delequipo

Solicitaciones y velocidades variables. Solicitaciones singulares con poca historia de alto pary baja velocidad

Sin observación directa (No hay operador sobre el equipo)

Materia prima no gestionbale

Muchas máquinas: elevan coste de implementacion por falta de economía de escala

Técnicas Posibles

Investigar y conocer para cada componente su patrón de vida útil para aplicar elmantenimiento adecuado:

- Para patrones D, E, o F con tasa de fallo cte, no es eficaz la revisión preventiva nisustituciones preventivas

- Para patrones C, hay que determinar el punto de sustitución: Es un análisis deriesgo/beneficio

- Para patrones A y B fundamental determinar el punto crítico de aceleración delconsumo de vida para sustituir

Esto hace que a las prácticas preventivas se le deban unir prácticas predictivas comoúnica fuente de determinar los puntos de intervención

Después para aplicar las técnicas considerar los condicionantes específicos de la energía eólica

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Life Cycle Cost

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10. Conclusiones


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Teoría

Coste M

f (prev)

fopt

Prev

Corr

Tot

Cmin

P.I.

f (prev)

fopt

Prev

Corr

Tot

PImin

Costes de Mantenimiento

Perdida de Ingresos evitada

+ =

El número óptimo de preventivos a realizar para el equipoque atiende a las curvas es el que minimiza el coste totalconsiderado como suma de los dos términos:

Tot= Cost. Mant + Perd. Ingresos

Total

foptT

f (prev)

foptP foptC

PI

PIminCmin

Tmin

C

T

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Caso especial del CBM

Coste M / PI

f (pred)

fopt

Corr

Tmin

Pred

Tot

En general el coste delmantenimiento predictivo es fijo eigual a la amortización de lainversión inicial

(Excepción de predictivos querequieran toma de muestras yanálisis externos)

El ahorro de coste de correctivotendrá un comportamiento similaral preventivo:

- Reducción de coste por mayor longevidad del equipo (aviso de alarmas p/ atención como engrase, refrigeración, etc)

- Reducción de coste por sustitución anterior a rotura con potencial montaje y reparación más económico

El CBM por lo general no comporta costes incrementales

Debido a ello el CBM es interesante siempre que su inversión sea recuperable

Ayuda a aumentar la fiabilidad y la disponibilidad lo que a un coste fijo,operativamente siempre es rentable: Mejora ingresos sin contrapartida decostes

Exige disponer de medios para hacerlo efectivo: Repuestos, Planificación, …


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10. Conclusiones10. Conclusiones

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10. Conclusiones

1. Los costes de O&M son el factor más gestionable e influyente en la rentabilidad de un parque eólicodurante la vida operativa del parque

2. Optimizar el Mantenimiento se ha convertido en estratégico en muchos pomotores/explotadoreseólicos una vez que disponen de una cartera importante, la promoción es mucho más restringida, yla situación de crisis actual presiona aún más a mejorar en todo lo posible el rendimiento de losactivos en explotación.

3. Optimizar el Mantenimiento pasa porque el Operador dueño de los activos tome el control de suO&M.

4. No existen soluciones universales y explotar siempre bajo el paraguas de empresas de serviciosdejando a un lado al OEM no tiene porque ser lo bueno para la compañía.

5. Cada Compañía debe de analizar su flota y su cartera y analizar en términos de riesgos lo que leconviene, que por lo general siempre suele ser una diversificación de estrategias para no quedartotalmente expuesto a los mismos riesgos

6. Cada compañía debe de fijar su referencia con la que basar y analizar las diferentes alternativas quele ofrezca el mercado

7. Debe de mantenerse siempre vivas las opciones y alternativas. La competencia es requisito obligadode optimización y de eficiencia

8. El mantenimiento eólico tiene un amplio recorrido de optimización y mejora en base a técnicaspredictivas aún muy nuevas en lo que respecta a consolidación de resultados fiables

9. Los sistemas y equipos predictivos deben de tener en cuenta la multicidad de aerogeneradoresexistentes en un parque eólico como incoveniente a la aplicación de economía de escala y en ordena logar plazos de recuperación razonables. En este sentido el mantenimiento predictivo en base aindicadores que utilizan los datos disponibles en los sistemas SCADAs y de supervisión tienen unpotencial enorme y economías muy atractivas.

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