DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECÁNICA
TRABAJO DE DIPLOMA
ÍNDICES DE FUNCIONABILIDAD DEL PARQUE EÓLICO GIBARA II
Autor: Bryan Ricardo Turruellas.
Tutores: P.A. Ing. Elio Rafael Hidalgo Batista, M.Sc.
HOLGUÍN 2017
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RESUMEN
En el trabajo de diploma se aborda el análisis de la base de datos existente sobre el surgimiento de fallos en los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II, de procedencia china. Siendo su objetivo central determinar los principales índices de fiabilidad de estos equipos debido al desconocimiento de los mismos durante sus años de explotación. Para el análisis se utilizó el tabulador electrónico Excel por las bondades que éste brinda. De este estudio se ha conocido indicadores tales como: tiempo promedio para reparar las fallas, tiempo promedio para el mantenimiento, el flujo de fallos, el aerogenerador que más falla y el que menos falla, los tipos de fallas y la hora del día donde con mayor frecuencia ocurren los fallos. Estas variables permiten conocer como se ha desarrollado la explotación y el mantenimiento de estos equipos, además estos indicadores facilitan una correcta gestión de los recursos financieros y humanos destinados al Parque eólico de Gibara II.
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SUMMARY
The diploma work deals with the analysis of the existing database on the occurrence of failures in the wind turbines model S50-750 of the Gibara II Wind Farm, of Chinese origin. Its central objective is to determine the main reliability indexes of these equipment due to their lack of knowledge during their years of operation. For the analysis was used the electronic tab Excel for the benefits that it provides. From this study we have known indicators such as: average time to repair faults, average time for maintenance, fault flow, the most failing and least failing wind turbine, types of faults and time of day where The more frequently failures occur. These variables allow us to know how the exploitation and maintenance of these equipment has developed, and these indicators facilitate a correct management of the financial and human resources destined to the wind farm of Gibara II.
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ÍNDICE
INTRODUCCIÓN ... 1
Capítulo I. Fundamentación teórica ... 6
1.1- Energía eólica: Antecedentes históricos y Descripción ... 6
1.2- Generadores Eólicos ... 10
1.2.1- Subsistemas ... 11
1.2.2- Sistemas auxiliares del aerogenerador ... 12
1.2.3- Otros sistemas y equipos ... 12
1.3- Clasificación de los Aerogeneradores ... 13
1.3.1- Clasifican según potencia eléctrica que pueden generar ... 13
1.3.2- Desde el punto de vista del diseño ... 13
1.3.3- Por su posición respecto al viento ... 14
1.3.4- Según número de Palas ... 15
1.3.5- Según velocidad de giro y coeficiente de potencia ... 16
1.4- Funcionamiento de una central eólica ... 18
1.5- Comportamiento de los Índices de Funcionabilidad de Parques Eólicos en el Mundo ... 19
1.6- Índices de Funcionabilidad de la Fiabilidad ... 23
CAPÍTULO II. ESTUDIO Y ANÁLISIS DE LOS AEROGENERADORES MODELO S50-750 DEL PARQUE EÓLICO GIBARA II ... 29
2.1- Caracterización de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II ... 29
2.2- Resultados del análisis de los datos de explotacion en los años (2014- 2015) ... 33
2.3- Determinación de los índices de la fiabilidad ... 42
2.4- Implicación económica de los fallos ... 46
2.5- Impacto Ambiental ... 46
CONCLUSIONES ... 47
RECOMENDACIONES ... 48
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REFERENCIAS ... 49 BIBLIOGRAFÍA ... 52 ANEXO
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INTRODUCCIÓN
La utilización de los combustibles fósiles y nucleares como las vías más explotadas por el hombre para la obtención de energía eléctrica, ha causado serios problemas al medio ambiente. Esto se debe, tanto al agotamiento de las reservas de los combustibles fósiles, como a los efectos nocivos, que provocan la combustión de los mismos. (Mandujano, 2010). Además de los peligros que representan la manipulación y el almacenamiento de desechos por el uso de la energía nuclear.
Hoy día hay una fuerte y creciente importancia de las energías renovables en la producción de energía eléctrica. El uso del viento constituye una de las fuentes de energía con mayor impulso y atractivo, como lo demuestra el hecho de que a escala mundial, el nivel de potencia instalada de origen eólico cada vez es más considerable y no cesan de proliferar proyectos de construcción de nuevos parques eólicos. (twenergy, 2012).
Casi la totalidad de las energías renovables e incluso la energía de origen fósil provienen del sol. Aproximadamente entre un uno o dos por ciento de ésta energía es convertida en energía de viento, la energía eólica es la energía producida por el viento (Rodríguez, Burgos, y Arnalte, 2003).
Los esfuerzos humanos para hacer un uso útil de la energía del viento vienen desde tiempos ancestrales, su evolución ha pasado de máquinas rudimentarias usadas en los inicios, hasta la sofisticada tecnología de los aerogeneradores de hoy. La energía eólica es una de las fuentes de energías renovables en la que se dispone de una amplia tecnología, gracias a ello, su explotación es competitiva con las fuentes de energía tradicionales.
En el caso de Cuba se prevé que, en un futuro próximo (año 2030) los campos eólicos de la zona norte central y nororiental del país abastezcan más de 630 MW a la matriz energética. Ello está respaldado también por proyectos nacionales de uso de fuentes de energías renovables. Es por ello, trascendental crear desde hoy, las bases para el uso de tecnologías confiables que garantice tal misión futura, según (Torres y Martínez, 2016).
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2 La provincia de Holguín se vio beneficiada por Eolo, el dios Griego de los vientos, pues el municipio de Gibara es hoy el hogar de dos Parques Eólicos (Figura1). El primer parque eólico, construido por la empresa española Gamesa, fue inaugurado el 16 de febrero de 2008 y en diciembre del 2010 Gibara II, con otras seis turbinas de la firma china Goldwind, para convertirse en la de mayor capacidad instalada en el país con 9,6 MW. Formando parte del programa de desarrollo energético llevado a cabo por el país en función de promover la energía sostenible y reducir la dependencia de los combustibles fósiles.
Figura 1. Ubicación Geográfica del Parque Eólico Gibara II (de los Ángeles, Orozco, de las Nieves, Melgarez y Marsal, 2009).
El Parque Eólico Gibara II (figura 2), está compuesto por 6 aerogeneradores GOLDWIND S50/750, fabricados en China bajo licencia de la compañía REpower de Alemania, y basados en su modelo RE 48/750. El aerogenerador GOLDWIND S50/750 es una máquina tripalas de eje horizontal con potencia nominal unitaria de 750 kW, con diámetro de rotor extendido a 50 m, de Clase II-a según IEC61400-1 Edición 2, 1999, rotor a barlovento (viento arriba) y orientación activa, de velocidad de rotación fija, con paso fijo de palas, regulación de potencia por pérdida de sustentación aerodinámica, con generador asíncrono jaula de ardilla de un solo enrollado conectado a la red a través de un transformador, las características de los generadores, multiplicadores y sistemas de control de sus turbinas eólicas han sido adaptadas para su utilización en un país con red eléctrica que utiliza frecuencia de 60 Hz, como el caso de Cuba.
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3 Figura 2. Vista parcial del parque eólico Gibara II. Fotografía de Juan Pablo Carreras.
Han transcurrido varios años de explotación de este parque y se ha acumulado una experiencia valiosa por parte del personal encargado directamente de la operación del mismo, lo que ha permitido el funcionamiento del parque y un aporte considerable de energía al Sistema Electro energético Nacional (SEN).
Diversos problemas técnicos se han presentado a lo largo del período de explotación, algunos de dichos problemas han sido resueltos parcial o totalmente de manera operativa, pero otros persisten aún y afectan la eficiencia del parque
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4 por lo cual se realizaron algunos trabajos de investigación en centros universitarios, pero han sido insuficientes. Se cuenta con una base de datos recogidos en el programa (SioGE), (Anexo 1), los cuales se procesaran estadísticamente pues se desconocen índices fundamentales como los pertenecientes a la propiedad de funcionabilidad, necesarios para la eficiente explotación de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
Esta es la situación problémica del presente trabajo de diploma.
En consecuencia se plantea como Problema de Investigación:
Se desconocen los principales índices de funcionabilidad de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
Una vez definido el problema de investigación se plantea que el Objeto de estudio es: Aerogenerador modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
Campo de acción: Índice de funcionabilidad de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
Hipótesis:
Si se procesan estadísticamente los datos de explotación recolectados durante los años 2014 al 2015, se conocerían los principales índices de funcionabilidad de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
Objetivo general: Conocer los principales índices de funcionabilidad de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
Tareas:
1. Buscar en la bibliografía especializada los siguientes temas:
Energía Eólica.
Generadores Eólicos.
Comportamiento de los índices de funcionabilidad de los Parques Eólicos en el mundo.
Índices de funcionabilidad.
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5 2. Caracterizar los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II.
3. Procesar estadísticamente los datos de explotación de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II, durante los años (2014-2015).
4. Calcular los principales índices de funcionabilidad.
5. Elaborar el informe final.
Métodos de investigación:
Empíricos:
Consulta de expertos: Se realizaron consultas a expertos en el tema, mecánicos, electricistas e ingenieros del Parque Eólico Gibara II.
Entrevistas: se obtuvo información sobre principales problemas que afectan la funcionabilidad del Parque Eólico Gibara II.
Teóricos:
Histórico-Lógico: Se empleó para el estudio de los antecedentes de investigación de la funcionalidad de los aerogeneradores modelo GOLDWIND S50-750.
Análisis y síntesis: Este método resultó de gran ayuda para sistematizar la información ofrecida por el personal del Parque Eólico Gibara II. Además se utilizó en la revisión y consulta de la bibliografía especializada sobre el tema.
Resultados esperados: Con el desarrollo de este trabajo de diploma se aspira conocer, los principales índices de funcionabilidad de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II. Permitiendo así trazar nuevas estrategias para logras la mayor disponibilidad del Parque Eólico y un ahorro considerable a la economía del país.
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6 Capítulo I. Fundamentación teórica
El objetivo de este primer capítulo es realizar una búsqueda de la información relacionada con los antecedentes relacionados con los generadores eólicos y sus principales índices de funcionabilidad en el mundo.
1.1- Energía eólica: Antecedentes históricos y descripción
La energía eólica es una de las formas de energía más antiguas usadas por la humanidad. Hay que retroceder hasta el año 3.000 a. C. para encontrar el primer uso generalizado del viento como fuente de energía. Fue en los primeros barcos veleros en el antiguo Egipto. Los primeros usos que se le dieron a la energía del viento fueron para el regadío, moler el grano, aserrar madera, bombeo de agua, desecar las zonas ocupadas por el mar y más adelante para generar energía. La invención de los molinos de viento tiene un origen remoto y dudoso, se habla que sus orígenes se pudieron dar en Babilonia, Persia, Egipto y China.
Entre los siglos VII y XII aparecieron en Europa los primeros molinos en Holanda, Francia e Inglaterra, eran molinos de eje horizontal, fabricados en madera con un número de aspas variante entre 4 y 8, sus vigas de madera se cubrían con tela o planchas de madera las cuales debían ser orientadas. En el siglo XVIII las turbinas empezaron a experimentar serias mejoras, se introdujeron los sistemas de potencia y de orientación, pero pronto se abandonó su desarrollo debido a la aparición de motores durante la revolución industrial.
Con la invención de la máquina de vapor durante la Revolución Industrial, los molinos perdieron sentido y el siguiente paso en la historia de la energía eólica llegó en los primeros años de ese siglo XIX. En 1802 Lord Kelvin tuvo la idea de acoplar un generador eléctrico a una máquina que aprovechara el viento. El inventor Charles F. Brush creó en 1888 la primera turbina eólica para generar electricidad. Dos años después, Dinamarca inició un programa para investigar esta energía y apenas dos años después Poul la Cour puso en marcha la primera máquina diseñada específicamente para generar electricidad a partir de la energía eólica. (Beltrán, 2000; Johnson, 2001 y Molenaar, 2003).
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7 Fue entre las guerras mundiales cuando aparecieron, como consecuencia de los progresos técnicos de las hélices de aviación, y con ellas los proyectos de grandes aerogeneradores de dos o tres palas, sin embargo, a este tipo de generadores no se les prestó interés hasta la primera crisis del petróleo.
Con la crisis del petróleo se vio la necesidad de reducir la dependencia de los recursos no renovables, esto estimuló el estudio de fuentes de energía alternativas como la energía eólica. Agencias gubernamentales como la NASA en Estados Unidos, se dedican al desarrollo de grandes turbinas de viento, las aplicaciones de las modernas tecnologías, y en especial de las desarrolladas para la aviación, ha dado como resultado la aparición de una nueva generación de máquinas eólicas muy perfeccionadas; también se crearon mapas eólicos que permitieron cuantificar el potencial eólico disponible y se procedió a la agrupación de estos aerogeneradores en parques eólicos para suministrar la energía generada por ellos a una red eléctrica (Beltrán, 2000; Johnson, 2001 y Molenaar, 2003).
Fue en los años 80 cuando la energía eólica comenzó a crecer de forma imparable, sobre todo a partir de los movimientos contra la energía nuclear, y en la última década del siglo XX se produjeron los avances que hicieron de esta fuente de energía una alternativa viable a las tradicionales.
En 2001 se creó en Dinamarca la Asociación Mundial de Energía Eólica (World Wind Energy Association), con sede en Bonn (Alemania) y concebida como una organización internacional para la promoción mundial de esta fuente de energía.
Cuenta actualmente con unos 500 miembros en más de cien países. En la actualidad, generan energía eólica más de 80 países, prácticamente la totalidad de los desarrollados pero también, y cada vez más, países en desarrollo. Europa es la región con mayor número de aerogeneradores. Hay unos 200.000 distribuidos por el mundo que, según datos de finales de 2011, generan 238,351 MW de energía (Energía Eólica; relevancia, historia y evaluación de la energía eólica, s/f).
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8 La energía eólica es la energía obtenida a partir del viento, es decir, la energía cinética generada por efecto de las corrientes de aire, y que es convertida en otras formas útiles de energía para las actividades humanas. El término «eólico»
proviene del latín aeolicus, que significa «perteneciente o relativo a Eolo», dios de los vientos en la mitología griega. En la actualidad, la energía eólica es utilizada principalmente para producir electricidad mediante aerogeneradores conectados a las grandes redes de distribución de energía eléctrica.
La energía eólica es una transformación de la energía solar. El Sol radia por hora una energía de 174.423.000.000.000 kWh a la Tierra. Esta energía no llega a la Tierra de una manera uniforme, sino que calienta las zonas próximas al Ecuador más que las zonas polares. Además de esto, los continentes se calientan y enfrían más rápido que los océanos. En la atmósfera el aire caliente es mucho más ligero que el aire frío, por lo que se eleva hasta una altura de aproximadamente 10 km, para posteriormente orientarse dirección norte y sur. De esta manera, las corrientes de aire frío se desplazan por debajo de las corrientes de aire caliente.
Asimismo, las masas de agua y aire se mueven en un sistema rotatorio, que no sigue una línea recta sino que, debido a la rotación de la Tierra, sigue una trayectoria circular (en sentido de las agujas del reloj en el hemisferio norte, y en sentido contrario en el hemisferio sur). La ley de Coriolis explica esta dirección de giro del viento.
Para la generación de energía eléctrica a partir de la energía del viento a nosotros nos interesa mucho más el origen de los vientos en zonas más específicas del planeta, estos vientos son los llamados vientos locales, entre estos están las brisas marinas que son debida a la diferencia de temperatura entre el mar y la tierra, también están los llamados vientos de montaña que se producen por el calentamiento de las montañas y esto afecta en la densidad del aire y hace que el viento suba por la ladera de la montaña o baje por esta dependiendo si es de noche o de día ( Figura 1.1 ).
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9 Figura 1.1. Comportamiento de los vientos locales (Vientos regulares: brisas marinas y brisas montaña-valle, 2012).
Expertos internacionales del clima y el medio ambiente han llegado a la siguiente conclusión: la tierra se calienta, y los recursos se acaban. Además las centrales eléctricas de los 60 y 70 van a tener que reemplazarse, todo esto con una situación política y económica diferente a la de entonces. Ya no podemos seguir ignorando los problemas medioambientales que nos rodean. Las grandes potencias parecen darse cuenta, y la cantidad de partículas de CO2 emitidas se está empezando a reducir. La probabilidad de que las energías renovables sigan su proceso de ascenso es cada vez mayor, por lo que el sector de la energía eólica tiene todas las papeletas para tener su futuro asegurado (Energía Eólica;
relevancia, historia y evaluación de la energía eólica, s/f).
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10 1.2- Generadores Eólicos
Un generador eólico es una máquina capaz de transformar la energía cinética del viento en energía mecánica, los generadores dañan menos el medio ambiente que otras fuentes, aunque no siempre son prácticos, porque requieren al menos 3 m/s de velocidad media del viento, según el uso que se le dará a esa energía mecánica, se pueden dividir en dos tipos: los aerogeneradores que utilizan esa energía mecánica para el accionamiento de un generador eléctrico y así generar electricidad, o los aeromotores que utilizan directamente esa energía mecánica para el accionamiento de una máquina. La generación de energía eléctrica es el uso de la energía eólica más importante hoy en día (Rodríguez, Burgos y Arnalte, 2003 y Villarrubia, 2004).
Los Aerogeneradores poseen varios componentes que se explicaran en el epígrafe 1.2.1 (Ver figura 1.2).
Figura 1.2. Principales componentes de un aerogenerador (Esquema de un aerogenerador, s/f):
https://encryptedtbn1.gstatic.com/images?q=tbn:ANd9GcS385X8zFLKLPNspR9d YwkHrJpD7KiiUsWpiXwjB97yBqroyu49.).
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11 1.2.1- Subsistemas
Los componentes de la figura 1.2 se agrupan en el tren de potencia del aerogenerador.
Tren de potencia: su función es convertir la energía cinética del viento en energía eléctrica.
Rotor: su función es convertir la energía cinética del viento en energía mecánica de rotación, son el conjunto de componentes del aerogenerador que giran fuera de la góndola. Está compuesto por las palas, el buje y la nariz.
Palas: son el elemento del aerogenerador que por aprovechamiento aerodinámico capturan la energía del viento y transmiten su potencia hacia el buje al que están conectadas.
Buje: es el elemento de unión entre las palas y el sistema de rotación, ya que este está acoplado al eje de baja velocidad del aerogenerador
Cono o nariz: es la cubierta metálica con forma cónica que se encara al viento, y lo desvía hacia el tren motor. Debe tener la forma aerodinámica adecuada para impedir la formación de turbulencias.
Eje de baja velocidad: es el encargado de conectar el buje del rotor con la multiplicadora y transmitir la energía captada por las palas.
Multiplicadora : debido a que la velocidad a la que gira el rotor es mucho menor a la que necesita el generador para producir electricidad, se necesita de una multiplicadora, para aumentar la velocidad a la que gira el rotor y así lograr el accionamiento del generador.
Eje de alta velocidad: es el encargado del accionamiento del generador eléctrico.
Generador eléctrico: su función es convertir la energía mecánica de rotación que le entrega la multiplicadora, en energía eléctrica. El generador eléctrico de un aerogenerador, tiene que trabajar bajo niveles de cargas fluctuantes, debido a las variaciones en la velocidad del viento.
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12 Góndola: la góndola encierra en su interior la multiplicadora, el generador eléctrico y los sistemas auxiliares del aerogenerador, dispone de una cubierta de protección y de insonorización de los componentes de la máquina, también, incorpora las aberturas necesarias para lograr una ventilación efectiva del multiplicador y del generador (Rodríguez, et al. 2003 y Villarrubia, 2004).
1.2.2- Sistemas auxiliares del aerogenerador
Sistema de regulación y control: Este sistema tiene como función, mantener la velocidad de rotación constante y regular, y limitar la potencia eólica aprovechada o recuperada por el rotor. Cuando la velocidad del viento es menor a la de conexión o mayor a la de desconexión, el sistema de control frena el aerogenerador como medio para prevenir daños. Para lograr esto, el aerogenerador cuenta con dos tipos de frenos, el freno aerodinámico y el freno mecánico.
El primero, frena el aerogenerador por medio del giro del ángulo de las palas, gracias a esto el aerogenerador se detiene de forma suave y segura en unas pocas vueltas, cuando se aplica este freno, el aerogenerador queda en estado de libre giro pero no detenido completamente. El freno mecánico es un freno de disco situado en el eje de alta velocidad del multiplicador, éste, frena completamente el aerogenerador, se usa en caso de emergencia (fallo del freno aerodinámico) o durante las tareas de mantenimiento, para inmovilización por seguridad.
Sistema de orientación: Este sistema tiene como función orientar el rotor de forma que quede colocado de forma perpendicular a la dirección del viento y así presente siempre la mayor superficie de captación (Rodríguez, et al. 2003 y Villarrubia, 2004).
1.2.3- Otros sistemas y equipos
Anemómetro: Se utiliza para medir la velocidad del viento.
Veleta: Se utiliza para medir la dirección del viento.
Sistema hidráulico: Proporciona la potencia hidráulica para los accionamientos del aerogenerador.
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13 Torre: Es la encargada de soportar la góndola y el rotor. Entre más alta sea la torre mayor cantidad de energía podrá obtenerse, ya que la velocidad del viento aumenta con la altura respecto al nivel del suelo.
Cimentación : Plataforma de alta resistencia sobre la cual se dispone el conjunto del aerogenerador (Rodríguez, et al., 2003 y Villarrubia, 2004).
1.3- Clasificación de los aerogeneradores
Los aerogeneradores según sus elementos y disposición se pueden clasificar de varias maneras pues estos varían sus características y eficiencia en dependencia de estas, a continuación se resumen las clasificaciones más importantes.
1.3.1- Clasifican según potencia eléctrica que pueden generar
Aerogeneradores Pequeños: Son constituidos por una potencia inferior a los 30 kW. Los principales fabricantes de estos equipos están en EEUU (Bergey, Atlantic Orient) y ocupan en el mercado mundial aproximadamente el 30 % (Ríos, 2011).
Aerogeneradores de Tamaño Medio. Es el sector más avanzado y amplio, en donde se involucran la mayor parte de las instalaciones conectadas a red. Su potencia está entre 30 y 600 kW. En este tipo de máquinas son los fabricantes europeos los que dominan el mercado (NEG MICON, VESTAS, ENERCON, GAMESA, MADE).Siendo este el caso estudiado.
Aerogeneradores Grandes. Su potencia está por encima de un MW, representan lo último en tecnología.
1.3.2- Desde el punto de vista del diseño
Eje Horizontal o Eje Vertical. El eje sobre el que van las palas, Horizontal Axis Wind Turbine (HAWT) o Vertical Axis Wind Turbine (VAWT). Las máquinas de eje horizontal son las más extendidas, mientras que las de eje vertical quedan reducidas a prototipos (Darrieus) o a máquinas pequeñas (ver Figura 1.3) (Ríos, 2011).Siendo las máquinas de eje horizontal el caso estudiado.
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14 Figura 1.3. Aerogeneradores de tipo: Eje Horizontal o Eje Vertical. Fuente (Ríos, 2011).
1.3.3- Por su posición respecto al viento
A Sotavento o a Barlovento. El conjunto formado por la góndola y la turbina puede estar a favor del viento (sotavento), que es su posición natural, o en contra (barlovento) siendo esta última opción la de empleo más generalizado (ver Figura1.4). La máquina a sotavento tiene como ventaja la de no necesitar un mecanismo de orientación, ya que tanto el rotor como la góndola, tienen un diseño que permite seguir la dirección del viento, aunque, por otra parte, su comportamiento se ve afectado por las turbulencias que crea la torre. A este tipo de máquinas pertenece el prototipo MOD-0A (Ríos, 2011).En el caso estudiado es a barlovento.
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15 Figura 1.4. Máquinas a Sotavento y a Barlovento (Ríos, 2011).
1.3.4- Según número de palas
En los aerogeneradores de media y gran potencia es casi un estándar la utilización de turbinas tripalas, a pesar que los primeros modelos de las máquinas grandes eran bipalas e incluso monopala (ver Figura 1.5). Los rotores con una o dos palas giran a mayor velocidad que los tripalas y tienen a su favor un ahorro en el coste de la turbina, así como en la instalación. En su contra tienen una mayor complejidad en el diseño, ya que su rotor ha de ser basculante para evitar las oscilaciones producidas por el paso de las palas por delante de la torre (Ríos, 2011).Los aerogeneradores S50-750 son máquinas de turbinas tripalas.
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16 Figura 1.5. Turbinas de 1, 2 y 3 Palas (Ríos, 2011).
En los aerogeneradores pequeños, aunque el número de modelos tripalas supera ampliamente al resto, es habitual encontrar diseños con 2, 4, 5 y 6 palas, e incluso más, como ocurre con el molino de viento americano (Ríos, 2011).
1.3.5- Según velocidad de giro y coeficiente de potencia
Con relación a su velocidad de rotación, se pueden concebir dos formas de funcionamiento para el rotor de un aerogenerador, a velocidad fija y a velocidad variable, a continuación se explica cada una de ellas (Villarrubia,2004)
1.3.5.1- Aerogeneradores de velocidad de giro variable y coeficiente de potencia constante
Se caracteriza porque la velocidad de giro del rotor varia con la velocidad del viento, de forma que el rotor gira más cuando aumenta la velocidad del viento y más lento en caso contrario. Dado que el rotor girará a velocidad variable, la frecuencia de la onda eléctrica también será variable y en consecuencia no podremos inyectarla directamente a la red. El aerogenerador S50-750 es una máquina de velocidad de giro variable y coeficiente de potencia constante.
Para poder realizar esta inyección, la interconexión a red se lleva a cabo a través de un sistema rectificador-inversor. El rectificador convierte la señal de corriente alterna de frecuencia variable en una señal de corriente continua y posteriormente el inversor u ondulador vuelve a convertir la tensión continua en alterna pero a frecuencia constante e igual a la de la red (ver Figura 1.6) (Villarrubia, 2004).
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17 Figura 1.6. Sistema eólico con rotor a velocidad variable. Fuente (Villarrubia, 2004).
1.3.5.2- Aerogeneradores de velocidad de giro fija y coeficiente de potencia variable.
Se caracterizan porque la velocidad de giro del rotor se mantiene prácticamente constante e independiente de la velocidad del viento, la velocidad de giro de su generador eléctrico que está directamente conectado a la red es constante, dado que la frecuencia de la red es constante, esto se logra con ayuda del sistema de regulación y control.
El sistema de regulación y control tiene como funciones mantener la velocidad de rotación constante y regular, y limitar la potencia eólica aprovechada o recuperada por el rotor. Cuando la velocidad del viento alcanza valores muy elevados que puedan poner en riesgo la integridad de la máquina, este sistema debe ser capaz de detener el rotor y sacarlo fuera de la acción del viento para evitar daños sobre el mismo (ver Figura 1.7) (Rodríguez, 2003 y Villarrubia, 2004).
Al mantener el rotor una velocidad de rotación constante, la velocidad de salida de la caja multiplicadora también lo es y el alternador eléctrico siempre gira a velocidad constante (síncrono) o casi-constante (asíncrono), y de esta forma se garantiza la estabilidad de la frecuencia de la corriente que se inyecta a la red (Villarrubia, 2004).
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18 Figura 1.7. Sistema eólico con rotor a velocidad constante. Fuente (Villarrubia, 2004)
1.4- Funcionamiento de una central eólica
Para producir electricidad con una central eólica es necesario que el viento sople a una velocidad de entre 3 y 25 m/s. El viento hace girar las palas al incidir sobre ellas, convirtiendo así la energía cinética del viento en energía mecánica que se transmite al rotor. Esta energía se transmite mediante un eje de baja velocidad a la caja del multiplicador, de donde sale a una velocidad 50 veces mayor. Es entonces cuando se puede transmitir al eje del generador eléctrico para producir energía eléctrica.
En un aerogenerador se crea electricidad estática al producirse el roce del viento sobre él. Está electricidad estática se descarga a través de una presa en el suelo que tienen todos los aerogeneradores. Esta presa en el suelo se instala porque, debido a la altura de la torre, se crea una diferencia de potencial entre el suelo y el aerogenerador.
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19 1.5- Comportamiento de los índices de funcionabilidad de Parques Eólicos en el mundo
En España aproximadamente unos 630 Parques Eólicos con una potencia total Instalada de unos 16,740 MW. Esto implica que suponiendo un emplazamiento tipo para la península Ibérica de unas 2 000 horas, la energía evacuada por el parque total nacional debiera ser de unos 33.480 GWh, anualmente. En el año 2008 la producción energética nacional de este tipo de tecnología rondó los 30,306 GWh
De esto se desprende que si extraemos las indisponibilidades por problemas de red que rondan un valor medio del 4 %, las instalaciones eólicas españolas de media son instalaciones con una disponibilidad cercana al 94 %, lo cual indica que existe todavía un margen de mejora considerable en la disponibilidad y rendimiento de los parques eólicos españoles (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
La experiencia de OPEXenergy indica que si bien por regla general la disponibilidad de los parques eólicos españoles se mantiene en el 96 % también existen parques cuyo rendimiento supera escasamente el 98 % y en otros casos no llega al 94 %.
De esto se desprende que situar la disponibilidad de un parque alrededor del 98
% es un valor alcanzable pero implica un gran reto, reto que requiere un gran esfuerzo por parte de todos los agentes implicados (promotores, fabricantes, mantenedores entre otros) para poder situar el conjunto de parques, en valores cercanos al 98 % de disponibilidad (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
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20 Según se recoge en diferentes estudios, una correcta optimización de una instalación eólica puede conseguir aumentar el retorno de la inversión de un parque en valores cercanos al 20 %. Si suponemos un parque de 50 MW y 2000 horas anuales de funcionamiento y aplicáramos la fórmula anteriormente comentada (disponibilidad operativa) veríamos que por cada punto porcentual, la producción de este parque tipo aumentaría en unos 1000 MWh, aproximadamente unos 78.000 €, cifra nada desdeñable (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
- La disponibilidad
Es un factor que, como se ha comentado con anterioridad difiere en su manera de cálculo, dependiendo de quien proporcione el dato promotores (disponibilidad económica/energética), mantenedores y fabricantes (disponibilidad técnica) pero una definición de consenso podría ser la disponibilidad operativa, el factor que relacionaría la producción de un aerogenerador y/o parque eólico partido por la producción total teórica de un aerogenerador y/o parque eólico sin indisponibilidades achacables al propio parque. y/o aerogenerador (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
- Disponibilidad técnica
Fórmula 1.1.
Donde:
Hind: horas de indisponibilidad Htot: horas totales
Disponibilidad Económica
Fórmula 1.2.
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21 Nota: En este caso tan solo se tiene en cuenta las horas que el viento tiene velocidades superiores a 4 m/s e inferiores a 25 m/s.
- El rendimiento energético:
Se podría definir como la relación entre la potencia teórica que debiera entregar un aerogenerador o un parque y la potencia real que se extrae de cada aerogenerador y/o parque en función de la curva de potencia garantizada por el fabricante (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
Para conseguir que la instalación se situé en cotas cercanas al 98 % de disponibilidad con el máximo rendimiento energético posible, existen dos claves fundamentales:
- El desarrollo de herramientas informáticas:
En función de toda la información que se pueda rescatar, se han de buscar patrones, confeccionar cuadros de mando y procedimientos que nos permitan optimizar todas las acciones futuras a realizar con la experiencia extraída de las acciones pasadas y así poder identificar con la suficiente antelación medidas correctoras, que causen el menor impacto posible en la producción.
- Implicación de todos los agentes:
Todos y cada uno de los agentes han de estar informados y motivados para que la optimización de las instalaciones sea una realidad. Todos los actores son importantes, desde los operarios cuya labor diaria será puesta a “examen” y deberán a posteriori alimentar el sistema de mejora continua, hasta los responsables de las áreas de explotación y mantenimiento que deberán sentirse identificados con el proyecto y colaborar en la evaluación de los cuadros de mando, que les permitirán tener mayor control y agilidad de respuesta en las deficiencias detectadas en sus instalaciones (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
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22 - Coeficiente de disponibilidad técnica
A este coeficiente se le conoce sencillamente como coeficiente de disponibilidad.
Este indicador no tiene en cuenta el tiempo en que el aerogenerador no funciona por efecto de encontrarse la velocidad del viento fuera del intervalo de operación.
Tampoco tiene en cuenta el tiempo en que la red eléctrica está fuera de servicio, es decir, sólo tiene en cuenta el número de horas de disponibilidad del aerogenerador, tiempo disponible (TD) para generar electricidad, sin la influencia del comportamiento del viento ni de la red eléctrica. Se define entonces como el cociente entre este número de horas de disponibilidad (TD) y el número de horas totales del intervalo analizado (T), y se expresa:
CDT = TD/T. Fórmula 1.3.
El valor de (TD) tiene en cuenta las horas que el aerogenerador está fuera de operación por efecto de las horas de indisponibilidad no programadas debidas a fallos o averías, es decir, el mantenimiento correctivo y las horas de indisponibilidad programadas correspondientes a las horas anuales de paradas programadas por mantenimiento preventivo. Por tanto, el número de horas anuales (TD) resulta de la resta de las horas anuales (8 760 horas) menos las dedicadas al mantenimiento preventivo y correctivo. Un coeficiente de disponibilidad fiable resulta de datas provenientes de un gran número de aerogeneradores operando en un periodo de varios años.
En los comienzos de esta tecnología, a principios de los años ochenta, la disponibilidad era cercana a 20 %, y ya en los finales de esos años los mejores aerogeneradores alcanzaban coeficientes de disponibilidad del orden de 95 %, después de cinco años de operación. Actualmente, la disponibilidad de los aerogeneradores con una tecnología madura se encuentra entre 97 y 99 % (Optimización de la Operación y el Mantenimiento en Parques Eólicos, s/f).
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23 1.6- Índices de funcionabilidad
-La fiabilidad viene definida, en la norma AFNOR X 06-501 de noviembre de 1977, como la característica de un dispositivo expresada por la probabilidad de que este dispositivo cumpla una función requerida en las condiciones de utilización y para un periodo de tiempo determinado. La fiabilidad se refiere a la permanencia de la Calidad de los productos o servicios a lo largo del tiempo. Decimos que un aparato o componente es fiable si desarrolla adecuadamente su labor a lo largo de su vida útil. Un aparato fiable funcionará correctamente durante su vida, mientras que otro que no lo sea dará numerosos problemas. El estudio de la Calidad, en una primera etapa, se limita a garantizar que el producto sale de fábrica en buenas condiciones. La Fiabilidad intenta garantizar que el producto permanecerá en buenas condiciones durante un periodo razonable de tiempo (Villagarcía, 2003).
La fiabilidad se suele representar con la letra R (de la palabra inglesa reliability) y también como “calidad” en el tiempo. Una medida de la fiabilidad es el MTBF (Mean Time Between Failures) o, en castellano, TMEF: Tiempo Medio Entre Fallos (Gonzálex, s/f).
-Se define mantenibilidad como la probabilidad de que el equipo, después del fallo o avería sea puesto en estado de funcionamiento en un tiempo dado. Una medida de la mantenibilidad es el MTTR (Mean Time To Repair) o TMDR en castellano:
Tiempo Medio De Reparación (Gonzálex, s/f).
-La disponibilidad es la probabilidad, en el tiempo, de asegurar un servicio requerido. Hay autores que definen la disponibilidad como el porcentaje de equipos o sistemas útiles en un determinado momento, frente al parque total de equipos o sistemas. No obstante, hay que analizar la disponibilidad teniendo en cuenta o no el mantenimiento preventivo o, mejor dicho, las paralizaciones ocasionadas por dicho preventivo (Gonzálex, s/f).
Obtendremos la disponibilidad como el porcentaje de equipos o sistemas útiles en un determinado momento, frente al parque total de equipos o sistemas.
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24 D = MTBF Fórmula 1.4.
MTBF + MTTR
En la figura 1.8 aparece un esquema de la vida de un material en el que se relacionan los tres términos definidos anteriormente.
La vida de una máquina comprende una alternancia de paros y de “buen
funcionamiento, figura 1.8 , durante su duración potencial de utilización (tiempo requerido= t 0 , t 1 = TO)
Figura 1.8.Vida útil de una máquina (Gonzálex, s/f).
Una parte (variable) de los TA(tiempos de paro) está constituida por los TTR (tiempos técnicos de reparación), figura 1.9 .
Figura 1.9.Tiempos técnicos de reparación (Gonzálex, s/f).
La MTBF es el valor medio entre paros consecutivos, para un periodo dado de la vida de un dispositivo:
Fórmula 1.5.
De la misma forma, la MTTR será:
Fórmula 1.6.
En la expresión de la disponibilidad, el MTTR engloba todas las paradas del sistema, equipo o instalación pues el sumatorio de TTR no diferenciaba entre paralizaciones correctivas o preventivas.
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25 De este razonamiento se deduce que, en este aspecto, habrá dos ratios de control asociadas a nuestro mantenimiento:
Donde R1 son las reparaciones asociadas a fallos o averías y R2 son las revisiones sistemáticas preventivas.
Como MTTR= MTTR1 + MTTR2, tendremos tres líneas de mejora de la disponibilidad:
Mejora asociada a reducir cuantitativamente el número de fallos, que redundará en aumentar el MTBF.
Mejora asociada a disminuir los MTTR1, o reducir los tiempos de reparación de averías.
Mejora asociada a disminuir los MTTR2, o a reducir las paralizaciones por mantenimientos preventivos, mediante programaciones de actividades más a la medida (predictivas), reduciendo o eliminando el preventivo que no añada valor, o atomizando los planes de mantenimiento en pequeñas operaciones que puedan programarse aprovechando otras paradas (Gonzálex, s/f).
-Utilización: La utilización también llamada factor de servicio, mide el tiempo efectivo de operación de un activo durante un período determinado (Indicadores de Confiabilidad Propulsores en la Gestión del Mantenimiento, s/f).
-Confiabilidad: Es la probabilidad de que un equipo cumpla una misión específica bajo condiciones de uso determinadas en un período determinado. El estudio de confiabilidad es el estudio de fallos de un equipo o componente. Si se tiene un equipo sin fallo, se dice que el equipo es ciento por ciento confiable o que tiene una probabilidad de supervivencia igual a uno. Al realizar un análisis de confiabilidad a un equipo o sistema, obtenemos información valiosa acerca de la condición del mismo: probabilidad de fallo, tiempo promedio para fallo, etapa de la
Fórmula 1.7 Fórmula 1.8
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26 vida en que se encuentra el equipo (Indicadores de Confiabilidad Propulsores en la Gestión del Mantenimiento, s/f).
Con objeto de garantizar su disponibilidad y fiabilidad, cada vez hay más técnicas que permiten realizar un seguimiento de la vida de los aerogeneradores. Estas técnicas, usan la información de monitorización continua disponible de la vida de operación, para intentar, tanto detectar y diagnosticar posibles anomalías que puedan acabar en fallos inesperados, como poder así evaluar mejor la condición de los aerogeneradores a corto-medio plazo. El conseguir una mayor disponibilidad de estos equipos, es de esperar que vaya acompañada de una reducción de los costes de explotación y mantenimiento de los parques eólicos (de Andrade y Sanz, s/f).
En la actualidad, el mantenimiento que se viene aplicando en los aerogeneradores en operación, típicamente utiliza modelos de mantenimiento preventivo basados en intervenciones a intervalos de tiempo constante, o por número de horas de funcionamiento. Estas estrategias de mantenimiento son las recomendadas por los fabricantes de los aerogeneradores. Sin embargo, éstas no tienen presente la vida real y local de los aerogeneradores, como, por ejemplo, las condiciones meteorológicas locales, posible estrés por sobrecargas, horas trabajadas de forma continua, arranques, etc. Todos estos factores son determinantes para conocer el detalle de la vida real de cada aerogenerador, y el mantenimiento que realmente necesita. La aplicación del mantenimiento realmente necesario permitirá llevar a cabo una política de inversión óptima en recursos de mantenimiento, y además ayudará a prolongar tanto como sea posible el ciclo de vida del aerogenerador (de Andrade y Sanz, s/f).
El análisis de fallos de componentes de aerogeneradores y sus causas es un área de especial atención en la investigación actual, que tiene por objetivo la mejora de su fiabilidad y mantenibilidad. Los más recientes avances en tecnología de medida permiten el uso de sensores, capaces de monitorizar características relevantes de la condición de salud de componentes industriales.
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27 Los aerogeneradores son máquinas que trabajan de forma remota desasistida y que, traen de fábrica un importante número de sensores que, típicamente, son esenciales en el control automático de las diferentes partes del aerogenerador.
Estos sensores no sólo son útiles desde el punto de vista de operación, sino que también pueden tener un importante valor en el mantenimiento de la máquina. De hecho, los sensores instalados, más otros que se pueden añadir, podrían usarse para aplicar técnicas de seguimiento de la condición del estado de salud de los aerogeneradores. Asimismo, técnicas de minería de datos y de Inteligencia Artificial también están siendo usadas de manera intensiva para contribuir al mismo propósito. Los resultados de estas técnicas son la base de otros nuevos modelos de mantenimiento predictivo y/o basadas en la condición (de Andrade y Sanz, s/f).
-Tasa de fallo.
Según (Mayordomo, 2015), la tasa de fallos, nominada h (t), es un “estimador” de la fiabilidad. En efecto, representa un porcentaje de dispositivos sobrevivientes en un instante t. Frecuentemente se expresa en “averías/hora”. Su forma general es:
h (t) = número de fallos Fórmula 1.9.
Duración de uso
-Duración de la vida de un equipo
1. Juventud (mortalidad infantil, fallos precoces).
-En estado de funcionamiento al principio (puesta en servicio) -Periodo de rodaje (pre desgaste, golpe de útil inicial)
-Preselección de los componentes electrónicos 2. Madurez (periodo de vida útil, de fallos aleatorios).
-Periodo de rendimiento óptimo del material -Tasa de fallo constante
-Los fallos aparecen sin degradaciones previas visibles, por causas diversas, según un proceso de envenenamiento (fallos aleatorios).
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28 3. Obsolescencia (vejez, desgaste).
-Una forma de fallo predominante, generalmente visible, da lugar a una degradación acelerada, con tasa de fallo creciente (para un mecanismo). A menudo, se presenta un desgaste mecánico, la fatiga, una erosión o una corrosión.
A cierto nivel de h (t), el material está “muerto”. Entonces es desclasificado y después rechazado, o a veces reconstruido. La determinación de (T), nivel de reforma, se obtiene a partir de criterios técnico-económicos (Mayordomo, 2015).
En la figura 1.8, están representadas en forma de gráfico las diferentes etapas señaladas anteriormente por las que pasa un equipo durante su vida útil. Se representa la tasa de fallos frente al tiempo.
Figura 1.8. Curva en bañera (Mayordomo, 2015).
En el trabajo se utilizara para el cálculo de la tasa de fallo la ecuación:
λanual = NF/Tobserv.
Dónde: λanual es la tasa anual de fallos específica, NF es cantidad de fallos reportados en el período, Tobserv es el tiempo de observación (en horas), según (Torres y Martínez, 2016).
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29 CAPÍTULO II. ESTUDIO Y ANÁLISIS DE LOS AEROGENERADORES MODELO
S50-750 DEL PARQUE EÓLICO GIBARA II
Con el análisis realizado en el capítulo anterior se reconoce la necesidad de procesar la base de datos y con esta información llegar a conocer los índices de funcionabilidad de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II desconocidos hasta el momento, siendo este el objetivo central del capítulo.
2.1- Caracterización de los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II
Los aerogeneradores modelo S50-750 del Parque Eólico Gibara II forman parte de una estrategia ambiental de la República de Cuba en aras del desarrollo económico y social en las condiciones cubanas, pues la utilización de fuentes renovables de energía las cuales son más limpias que las tradicionales y afectan menos el medio ambiente ya que con la obtención de energía por este midió se evita la contaminación atmosférica por la quema de combustibles fósiles, además de las experiencia que se ha adquirido de esta tecnología tan novedosa .
El Parque Eólico Gibara II está situado en el municipio Gibara, al norte de la provincia Holguín, en el extremo oriental de la República de Cuba, ubicado a 5 km al Noreste de la ciudad de Gibara , ocupa una franja costera en el área de Punta Rasa, paralela a la carretera de Coletones, que bordea dicha costa. El Parque se encuentra a unos 150 m al oeste de la carretera, la cual que constituye la vía de acceso directo al mismo como a continuación se muestra en la Figura 2.1.
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30 Figura 2.1. Ubicación geográfica del Parque Eólico Gibara II (de los Ángeles, et al, 2009).
El Parque Eólico Gibara II, está compuesto por 6 aerogeneradores GOLDWIND S50/750, fabricados en China bajo licencia de la compañía REpower de Alemania, y basados en su modelo RE 48/750.El aerogenerador GOLDWIND S50/750 (figura 2.2), es una máquina tripalas de eje horizontal con potencia nominal unitaria de 750 kW, con diámetro de rotor extendido a 50 m, de Clase II-a según IEC61400-1 Edición 2, 1999, rotor a barlovento (viento arriba) y orientación activa, de velocidad de rotación fija, con paso fijo de palas, regulación de potencia por pérdida de sustentación aerodinámica, con generador asíncrono jaula de ardilla de un solo enrollado conectado a la red a través de un transformador, con una capacidad de generación de 4.5 MW, las características de los generadores, multiplicadores y sistemas de control de sus turbinas eólicas han sido adaptadas para su utilización en países con red eléctrica que utiliza frecuencia de 60 Hz, como en el caso de Cuba, se muestran en la (Tabla 2.1) (de los Ángeles, et al, 2009)
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31 Figura 2.2. Esquema general del aerogenerador marca GOLDWIND S50/750 (de los Ángeles, et al, 2009)
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32 Tabla 2.1. Características de los aerogeneradores modelo S50-750 (de los Ángeles, et al, 2009)
Productor Goldwind
Turbina Eólica Clase de Seguridad Tipo
Potencia Nominal (kW) Tipo de Ajuste de Potencia Diámetro del Rotor (m) Altura de Centro (m) Velocidad del Rotor (min-1) Velocidad de Conexión (m/s) Velocidad Nominal (m/s) Velocidad de Corte (m/s) Vida útil (años)
Velocidad de supervivencia (período de 3 segundos) (m/s).
Red
Voltaje (V).
Frecuencia (Hz).
Amplitud de inestabilidad de voltaje.
Duración máxima de interrupción de red (días).
Rotor Tipo
Material de las Palas Número de Palas
Longitud de las Palas (m) Dirección
Ángulo de inclinación (º) Ángulo de cono (º) Dirección del Viento Dirección rotacional Área de Barrido (m2) Ángulo de Ajuste (º) Caja multiplicadora.
Tipo
II A (IEC)
Goldwind S50/750 (60 Hz) 750
Fijo 50 50 21,7 4 14-15 25 20 59,5
690±10%
60±2%
≤2%
7 HT24
Fibra de resina de vidrio reforzada
3 24
Eje Horizontal 5
2,5
De cara al viento (barlovento) Sentido Horario 1963,5
0-87 FDG
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33 2.2- Resultados del análisis de los datos de explotacion en los años (2014- 2015)
Procesar los datos registrados en la base de datos existente en el Parque Eólico Gibara II, permitió conocer las distintas variables que se toman en cuenta por la base de dato las cuales son: número del aerogenerador comenzando desde el siete al doce, fecha y hora de parada, fecha y hora de puesta en marcha, tipo de alarma, causa, estado, operador y descripción de la falla.
En la figura 2.3, se representan los seis equipos con las fallas surgidas en el período analizado, dentro de estos destacan los fallos ocurridos en la máquina número doce representando el 22,5 % del total con (400 fallos), registrando el mayor número de incidencias, además en el aerogenerador número 10 solamente han surgidos el 11,5 %, (205 fallos), siendo el que menos fallos registro.
Figura 2.3. Fallos por aerogenerador. Fuente elaboración propia.
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34 El diplomante, al realizar la comparación entre el aerogenerador número 12 y el número 10 (figura 2.4), concluye que los fallos eléctricos son los que más afectan a los equipos, seguidos de los problemas en el grupo hidráulico pero estos serán explicados más adelante al ser analizados por separado.
Figura 2.4. Comparación entre los aerogeneradores (10-12). Fuente elaboración propia.
Como se puede observar en la figura 2.3 los aerogenerador (7 y 10) poseen valores similares, esto se debe a que estuvieron aproximadamente 117 y 187 días respectivamente sin trabajar pues los operarios del parque eólico necesitaban una plataforma suspendida para la reparación de la avería en las puntas de pala, lo cual afecto en gran medida la disponibilidad del mismo como se muestra a continuación.
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35 En la figura 2.5 se ha representado el tiempo que los equipos no estuvieron disponible debido al surgimiento de fallas y su posterior solución por el equipo de operadores del parque eólico. De la misma se concluye: el aerogenerador con mayor tiempo indisponible para generar electricidad es el número 10 con 287 334 minutos o 199 días, 12 horas y 54 minutos, seguido del 7 con 175 182 minutos o 121 días, 15 horas y 42 minutos, el equipo con menor tiempo indisponible es el 9 con 24147 minutos o 16 días, 18 horas y 27 minutos.
Figura 2.5. Tiempo Indisponible por cada aerogenerador. Fuente elaboración propia.
