Aprovechamiento de Corrientes Marinas 4

8/18/2019 Aprovechamiento de Corrientes Marinas 4

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Universidad de Sevilla

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Proyecto Fin de Carrera

Aprovechamiento de CorrientesMarinas para la Generación de

Energía Eléctrica

José María López Muñoz

Tutores

Ángel Luis Trigo García

Jesús Manuel Riquelme Santos

Sevilla, 6 de Abril de 2015


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Ingeniero Industrial Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla

2 Aprovechamiento de Corrientes Marinas para la Generación de Energía Eléctrica


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A mis padres y familia por creer en mí.

A mis amigos por acompañarme en esta andadura.

A mis profesores por compartir conmigo sus conocimientos.


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Índice

1. Historia y antecedentes ........................................................................................................ 12

2. Objetivos ............................................................................................................................. 19

3. Proyectos actuales ............................................................................................................... 20

4. Clasificación de Turbinas .................................................................................................... 23

4.1 Tipos de turbinas ............................................................................................................. 23

4.1.1 Turbinas de Eje Horizontal ......................................................................................... 23

4.1.2 Turbinas de Eje Vertical .............................................................................................. 27

4.1.3 Perfil Hidrodinámico Oscilante (Hydrofoil) ............................................................... 28

4.1.4 Sistema de Efecto Venturi ........................................................................................... 29

4.1.5 Tonillo de Arquímedes ................................................................................................ 31

4.1.6 Tidal Kite (Cometa de Corriente) ................................................................................ 32

4.2 Características principales de las turbinas ....................................................................... 33

4.2.1 Condiciones de trabajo ................................................................................................ 33

4.2.2 Generador eléctrico ..................................................................................................... 384.2.3 Curvas de generación .................................................................................................. 41

4.3 Tipo de anclaje al lecho marino ...................................................................................... 46

4.3.1 Base fijada por gravedad en el lecho marino .............................................................. 46

4.3.2 Pilotes .......................................................................................................................... 48

4.3.3 Fijaciones flexibles ...................................................................................................... 51

4.3.4 Hydrofoils en la base ................................................................................................... 55

4.4 Conclusiones ................................................................................................................... 55

5. Estudio de estelas ................................................................................................................ 57

5.1 Efecto de bloqueo ............................................................................................................ 57

5.2 Efecto estela .................................................................................................................... 58

5.3 Configuración de dispositivos en granja ......................................................................... 60

5.3.1 Alta densidad de rotores .............................................................................................. 60


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5.3.2 Baja densidad de rotores ............................................................................................. 62

5.4 Definición del modelo ..................................................................................................... 63

5.5 Simulación experimental ................................................................................................. 66

5.6 Configuración de instalaciones ....................................................................................... 71

5.6.1 Configuraciones .......................................................................................................... 71

5.6.2 Carga de las turbinas ................................................................................................... 73

5.6.3 Resultados ................................................................................................................... 75

5.7 Conclusiones ................................................................................................................... 84

6. Sistema eléctrico ................................................................................................................. 86

7. Coste de la energía .............................................................................................................. 88

8. Impacto medioambiental ................................................................................................... 111

9. Conclusiones ..................................................................................................................... 113

10. Bibliografía ................................................................................................................... 115


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Lista de Figuras

Figura 1. Efecto de la atracción gravitatoria en las corrientes ............................................... 12

Figura 2. Distribución de localizaciones energéticas en Europa ............................................ 14

Figura 3. Localización Proyecto Pelamis................................................................................. 17

Figura 4. Programa de ejecución del proyecto Iberdrola Pelamis ......................................... 17

Figura 5. Evolución de las turbinas Seagen, Openhydro y HR1000 ....................................... 20

Figura 6. Evolución de las turbinas Voithhydro, Deepgen y Deltastream .............................. 21

Figura 7. Evolución de las turbinas Pulsestream, AR1000 y Deepgreen ................................ 21

Figura 8. Modelo de turbina Seagen ...................................................................................... 23

Figura 9. Modelo turbina AK1000 .......................................................................................... 24

Figura 10. Prototipo turbina Gesmey ................................................................................... 25

Figura 11. Modelo turbina HS1000 ...................................................................................... 25

Figura 12. Modelo turbina KHPS .......................................................................................... 26

Figura 13. Prototipo turbina Cormat .................................................................................... 26

Figura 14. Modelo turbina Tocardo ..................................................................................... 27

Figura 15. Modelo turbina Daerrius ..................................................................................... 28

Figura 16. Sistema de fondeo y emersión turbina Pulsetidal .............................................. 29

Figura 17. Modelo turbina Pulsetidal ................................................................................... 29

Figura 18. Modelo turbina LTT ............................................................................................. 30

Figura 19. Efecto conducto Venturi ..................................................................................... 30

Figura 20. Extracción de energía con y sin conducto Venturi .............................................. 31

Figura 21. Modelo turbina Tornillo Arquimedes .................................................................. 32

Figura 22. Modelo turbina Minesto ..................................................................................... 33

Figura 23. Curva de generación TidalSails ............................................................................ 34

Figura 24. Curva de generación AK1000 .............................................................................. 34

Figura 25. Curva de generación HS1000 .............................................................................. 35

Figura 26. Curva de generación KHPS .................................................................................. 35


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Figura 27. Curva de generación CorMat .............................................................................. 35

Figura 28. Localización Gesmey ........................................................................................... 37

Figura 29. Disposición del Domo .......................................................................................... 39

Figura 30. Modelo generador eléctrico ................................................................................ 40

Figura 31. Curva de generación Deep Gen IV ...................................................................... 42

Figura 32. Curva de generación T100 ................................................................................... 42



Figura 35. Maqueta y curva de generación DG10 ................................................................ 44



Figura 38. Base de anclaje AK1000 ...................................................................................... 46

Figura 39. Base de anclaje Deltastream ............................................................................... 47

Figura 40. Base de anclaje HS1000....................................................................................... 47

Figura 41. Base por pilote turbina Seagen ........................................................................... 48

Figura 42. Peso de pilote en función de la velocidad de corriente ...................................... 49

Figura 43. Pilote instalado en lecho marino de roca ............................................................ 50

Figura 44. Anclaje por pilote turbina KHPS .......................................................................... 50

Figura 45. Anclaje turbina Tidalsails ..................................................................................... 51

Figura 46. Anclaje turbina Tidalsails vertical ........................................................................ 51

Figura 47. Módulo de fondeo Gesmey ................................................................................. 53

Figura 48. Disposición turbina Cormat ................................................................................. 53

Figura 49. Fijación turbina Minesto ..................................................................................... 54

Figura 50. Estructura flotante turbinas verticales ................................................................ 55

Figura 51. Maqueta HydroGen ............................................................................................. 55

Figura 52. Contorno de velocidades en una instalación de 5 turbinas ................................ 58

Figura 53. Velocidad de flujo ante diferentes extracciones ................................................. 61


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Figura 54. Elevación del canal ante diferentes extracciones ............................................... 61

Figura 55. Flujo de potencia frente al número de turbinas ................................................. 63

Figura 56. Montaje de motor y caja de cambios .................................................................. 65

Figura 57. Modelo de la turbina utilizada para ensayos ...................................................... 65

Figura 58. Montaje de turbina y medidor ............................................................................ 67

Figura 59. Puntos de medición de velocidad ....................................................................... 68

Figura 60. Velocidad en punto 0 .......................................................................................... 68

Figura 61. Velocidad en punto 1R y 1L ................................................................................. 69

Figura 62. Velocidad en punto 2R y 2L ................................................................................. 70

Figura 63. Velocidad en punto 1U y 2U ................................................................................ 70

Figura 64. Velocidad en punto 1D y 2D ................................................................................ 71

Figura 65. Velocidad en punto 1RDR y 1RDL ........................................................................ 71

Figura 66. Configuraciones principales de instalaciones ..................................................... 72

Figura 67. Localizaciones de turbina A para configuración 1 ............................................... 73

Figura 68. Localizaciones de turbina A para configuración 2 ............................................... 73

Figura 69. Tensiones para configuración 1-1 ....................................................................... 75


Figura 71. Tensiones para configuración 1-3-3 .................................................................... 76

Figura 72. Tensiones para configuración 1-3-6 .................................................................... 77




Figura 76. Energía producida para configuración 1-1 .......................................................... 79






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Figura 81. Velocidad en el punto 0 para configuración 2-2 ................................................. 83


Figura 83. Configuración 2-3 extra ....................................................................................... 84

Figura 84. Interconexión para una central de turbinas marinas .......................................... 86

Figura 85. Armadura de cable submarino ............................................................................ 87

Figura 86. Distribución mensual de potencial del canal en Cairn Point ............................... 89

Figura 87. Distancias entre rotores de la central ................................................................. 90

Figura 88. Distribución de turbinas y potencia instalada por filas ....................................... 90

Figura 89. Energía mensual entregada al sistema eléctrico ................................................. 91

Figura 90. Distribución de costes de una central ................................................................. 94

Figura 91. Precio final medio de la energía en España ........................................................ 95

Figura 92. Precio final medio periodo 2011-2014 ................................................................ 96

Figura 93. Distribución de costes de una central ............................................................... 107

Figura 94. Curva de evolución Coste-Potencia instalada ................................................... 109


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Lista de Tablas

Tabla 1. Resumen de Velocidades, Potencia y Par para diferentes Diámetros ................ 64

Tabla 2. Resumen de Resultados para Modelos A, B y C .................................................. 66

Tabla 3. Comparativa de Tensión para Configuraciones 1 y 2 .......................................... 74

Tabla 4. Comparativa de Potencia Nominal para Configuraciones 1 y 2 .......................... 74

Tabla 5. Potencia Mensual del Canal ................................................................................ 89

Tabla 6. Distribución de Turbinas de la Central por Filas ................................................. 90

Tabla 7. Potencia Entregada al Sistema Eléctrico ............................................................. 91

Tabla 8. Resumen de Costes de una Central ..................................................................... 93

Tabla 9. Precio Medio Mensual de la Energía en el Mercado Español ............................. 95

Tabla 10. Precio Final Medio periodo 2011-2014 ............................................................... 96

Tabla 11. Resumen de Flujos de Caja Netos ....................................................................... 98

Tabla 12. Primas al Sector Energético según Real Decreto-Ley 661/2007 ......................... 99

Tabla 13. Precio Final Medio en el Mercado Español con Primas a Renovables .............. 100

Tabla 14. Resumen de Flujos de Caja Netos ..................................................................... 101

Tabla 15. Resumen de los Elementos del VAN para la tasa de interés K .......................... 103

Tabla 16. Resultado VAN para la Tasa de Interés K .......................................................... 103

Tabla 17. Gastos de Operación y Mantenimiento ............................................................ 104

Tabla 18. Gastos de Seguridad .......................................................................................... 105

Tabla 19. Gastos Totales ................................................................................................... 105

Tabla 20. TIR para Distintos Índices de Incremento de la Energía .................................... 106

Tabla 21. Comparativa de Costes ...................................................................................... 107

Tabla 22. Resumen de Impacto Medioambiental ............................................................. 112


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1. Historia y antecedentes Las mareas son el movimiento cíclico de las masas de agua de la Tierra debido a las fuerzasgravitatorias creadas por el sistema Sol-Tierra-Luna. Estos movimientos cambian losniveles de los océanos en las costas, creando flujos cíclicos conocidos como corrientes

marinas.

El Sol y la Luna interactúan, con la Tierra y sus masas de agua, a través de las fuerzasgravitatorias, y dependiendo de su posición relativa producen diferentes tipos de mareas conun amplio espectro de variaciones en las mismas. Como se representa en la figura 1, cuandoel Sol y la Luna están separados 90º vistos desde la Tierra, las fuerzas gravitacionales producen las mareas muertas o mareas de menor rango, y cuando están alineados Luna ySol, las fuerzas gravitacionales son tales que producen las mareas vivas, las de mayor rangode marea y corrientes marinas más fuertes. [12]

Figura 1. Efecto de la atracción gravitatoria en las corrientes

Los primeros dispositivos en aprovechar la energía contenida en las corrientes de aguafueron los molinos de molienda de cereales instalados en cauces de ríos y cuyos primerosvestigios datan del siglo I a. c. en el este del Mediterráneo y Oriente Medio. No fue, sinembargo, hasta la edad Media cuando alcanzaron un importante estatus social, siendocomún que todas las poblaciones con cauces de ríos cercanos poseyeran uno o variosmolinos de agua, convirtiéndose así en una de las más comunes formas de aprovechamientode energías renovables al transformar la energía cinética y potencial procedente del flujo deagua en energía de rotación.

A pesar de la disponibilidad de las fuentes de energía hidráulicas y su utilización en áreaslocalizadas, no es hasta el Siglo XX el momento en que el conocimiento de la técnica y ladisminución de costes permiten la transformación y transporte de la energía eléctrica agrandes distancias. Este hecho representa un gran auge de la energía hidráulica y uno de los principales objetivos, es el desarrollo de las turbinas para su extracción.

A finales del Siglo XX y debido a la creciente importancia de las energías renovables parareducir la dependencia de otros tipos de energía más contaminantes o de efecto invernadero,como los combustibles fósiles o nucleares, se comienza a recurrir a energías limpias como parte de la solución al problema energético. Dentro de éstas, las más estudiadas y con un


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mayor grado de desarrollo en la tecnología y aprovechamiento, se encuentran principalmente las eólica, solar e hidráulica por acumulación y salto de masas de agua. [18]

Sin embargo, en los últimos años se ha producido un profundo reconocimiento del enorme potencial energético que representan los océanos. Dentro de este potencial, puede

diferenciarse entre la energía contenida en las olas, por gradientes de salinidad ytemperaturas de masas de agua y la de las corrientes marinas y oceánicas.

Es en el aprovechamiento de la energía contenida en los flujos de corrientes marinas de losocéanos para la generación de energía eléctrica mediante turbinas marinas instaladas en ellecho marino en la que se centra el presente texto, debido a su disponibilidad en zonascercanas a la costa y su accesibilidad.

Son numerosas las empresas del sector energético renovable, que están realizando grandesinversiones con vistas a la investigación, desarrollo y comercialización de equipos capacesde extraer esta energía de la manera más eficiente posible, si bien, en la actualidad ningún

dispositivo se encuentra en disposición de ser comercializado.

La energía contenida en las corrientes marinas, presenta una gran ventaja respecto a otrostipos de energías renovables, ya que su generación puede resultar casi ininterrumpida y predecible, al existir tablas de mareas conocidas con semanas de antelación de todas laslocalizaciones posibles para estas turbinas.

Al interés despertado por el enorme potencial energético contenido en las corrientes marinasentre los inversores privados del sector de las energías renovables, ha de sumarse elcompromiso de los países desarrollados en combatir el calentamiento global minimizando eluso de los combustibles fósiles. Con ese objeto, los gobiernos de los estados con mayor

capacidad económica y con unos mayores recursos energéticos en corrientes marinas, handesarrollado planes estratégicos de ayuda al sector, si bien, estos planes se han vistoafectados negativamente por la crisis económica y financiera desde el año 2007, y más particularmente desde el año 2010. [13]

El país con un mayor desarrollo de este tipo de proyectos y que ha presentado una mayorafección por este recurso energético es Reino Unido, el cual ha fijado sus objetivos enatender el 15 % de su demanda eléctrica para el año 2015 a partir de fuentes renovables. Porsu parte el gobierno escocés lo ha fijado en un 80 % para el año 2020, frente al 18 % producido en 2008.

Como muestra del potencial energético de las fuentes procedentes de los océanos, éste seestima en 83500 TWh/año, lo cual, representaría un 58,4 %, de los 142958,4 TWh/año delconsumo mundial de energía primaría registrados en el año 2012 según [PE2013-2027]. Deestos 83500 TWh/año, 8000 TWh/año corresponderían al potencial energético de lascorrientes marinas. [17]

La distribución de localizaciones para el aprovechamiento energético de las corrientesmarinas en Europa, se muestra en la figura 2:


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Figura 2. Distribución de localizaciones energéticas en Europa

Según estudios del gobierno escocés, el potencial energético en sus costas se estima en 7,5GW. [26]

Las tecnologías que generan electricidad a partir de las corrientes marinas, usan el flujo de

agua creado por las corrientes y acelerados por la topografía marina. Estas corrientes estángeneradas por la atracción gravitatoria lunar y solar y las turbinas marinas utilizan la energíacinética contenida en ellas. En algunas ubicaciones, como puede ser el estrecho deGibraltar, estas corrientes están generadas principalmente por el gradiente térmico entre lasaguas atlánticas y mediterráneas.

Las corrientes marinas siguen una curva sinusoidal con sus picos situados en las mareasmedias. En la mayoría de las localizaciones, la velocidad del flujo es demasiado lenta ydifusa como para permitir la explotación de la energía de forma eficiente.

Uno de los principales inconvenientes a que se debe hacer frente a la hora de encarar la problemática que supone la extracción de este tipo de energía es la profundidad de trabajode los equipos. Las principales fuentes de recurso, se encuentran en zonas donde la profundidad del agua es relativamente poco profunda, existe una gran amplitud de mareas yla velocidad de las corrientes es amplificada por canalizaciones naturales que hacen que lasección de agua disminuya. Por ejemplo, estrechos o canales entre islas, son localizacionesen las que existe una gran diferencia entre las velocidades de las corrientes entre ambosextremos de los mismos. Las entradas a bahías, lagos y puertos, a menudo poseen grandescorrientes, que igualmente, pueden ser utilizadas para la generación de energía.

Una buena localización para una turbina marina, será aquella cuyas barimetría y

propiedades del lecho marino permitan situar el dispositivo de generación de energía,


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teniendo poco o ningún impacto en el uso del espacio donde se emplaza, y que permita porcercanía conectar el dispositivo a la red eléctrica local. Estas características, limitan las posibles ubicaciones a zonas costeras o próximas a la costa con una orografía suave y queno estén protegidas por leyes medioambientales.

Para la viabilidad económica de un proyecto de generación de energía eléctrica a partir decorrientes marinas, se estima que la velocidad media de las corrientes debe estar entre 2 y2,5 m/s o la densidad de energía sería insuficiente. A pesar de ello, existen diseños dedispositivos capaces de trabajar en un amplio espectro de velocidades, y que endeterminadas circunstancias, presentarán unas características más apropiadas que otrossimilares para una localización concreta.

La física involucrada en la conversión de energía de las corrientes marinas, guardasimilitudes a la de la conversión de energía cinética del viento. Muchos de los dispositivosdiseñados a tal efecto, tienen un gran parecido a los aerogeneradores, siendo la mayoría delos diseños de turbinas marinas, turbinas de eje horizontal, aunque las turbinas de eje

vertical y otros dispositivos oscilatorios no han sido rechazados por sus creadores y prosiguen con su desarrollo en busca de mejores rendimientos para dar solución ante laimposibilidad de utilizar los dispositivos de eje horizontal.

Hay tres elementos básicos que componen los dispositivos de conversión de energía procedente de corrientes marinas:

- Rotor de la turbina. Convierte la energía de la corriente en energía de rotación en eleje y debe ser diseñado para aprovechar lo más eficientemente posible la energía.

- Caja de cambios. Convierte la velocidad de rotación, de manera que la baja

velocidad del eje se transforme en la adecuada para que el generador eléctricofuncione en condiciones óptimas.

- Conexión a la red. La energía eléctrica producida por el generador, se transmite a lared a través de un cable submarino, que conecta a la red local más próxima. [3]

Los distintos prototipos de turbinas se encuentran en fase de diseño, desarrollo o pruebas,tanto a escala en taques de simulación, como a tamaño real en instalaciones desarrolladas atal efecto como el EMEC en Reino Unido o Ness of Duncansby in the Pentland Firth.

Los diseños se basan en su mayoría en los conocimientos provenientes de los

aerogeneradores, al ser la base física del aprovechamiento de corrientes la misma en amboscasos.

La potencia que puede obtenerse de los rotores marinos depende de una ecuación similar ala de estos:

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2 P P C A V

Donde ρ es la densidad del fluido, A el área barrida por el rotor y V la velocidad de la

corriente incidente en el fluido. Sin embargo, las turbinas no pueden aprovechar toda esta

potencia, estando limitada por el conocido como “Límite de Betz”, cuyo coeficiente


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considera las pérdidas previsibles en el sistema de aprovechamiento, sin considerar las propias de la máquina, y cuyo valor se puede estimar en una primera aproximación en 0,3,quedando la ecuación de potencia:

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2 P P C A V

Debido a la mayor densidad del agua marina respecto a la del aire, se hace evidente, que para una potencia similar, el diámetro del rotor en el caso de las turbinas marinas, seráconsiderablemente inferior al de los aerogeneradores.

Según los estudios realizados por A.S. Bahaj y L.E. Myers [1], para una turbina de viento de2 MW, tomando una velocidad media de 7 m/s y un diámetro de 60 m, la potencia mediasería de 600 kW. Si se asume una corriente marina de 2 m/s con un 10 % de pérdidasmecánicas, y una velocidad de la corriente de 1,8 m/s, se necesitaría un diámetro del rotorde 24 m. Esto supone, un dispositivo de unas dimensiones aproximadamente 60 % menores,

por lo que se requerirá una menor inversión en los componentes estructurales, si bien estos,se verán afectados por las condiciones ambientales de trabajo y los materiales utilizados ensu fabricación.

Una problemática muy acusada en este tipo de turbinas, es el ambiente en el que debentrabajar. La corrosión provocada por el agua marina obliga, tanto a protegerconvenientemente cada uno de los componentes expuestos, siendo necesario en algunoscasos utilizar materiales no metálicos, como a realizar un mantenimiento continuo de losequipos. Los rotores pueden verse también, dañados por escombros que se encuentren, yasea en el lecho marino, como suspendidos en el agua y que sean arrastrados por la corriente.

Otro inconveniente es la vida marina, la cual puede adherirse a las palas del rotor,reduciendo su efectividad con el paso del tiempo por desprendimiento de capa límite delflujo. Este problema se afronta con el uso de pinturas y materiales con efectos anti-incrustantes similares a los empleados en los cascos de las embarcaciones.

La densidad el agua marina suele ser aproximadamente 1025 kg/m3 en la superficie marina(la variación es amplia en función de la salinidad y la profundidad, composición y propiedades del agua marina, etc.) con lo cual, el empuje axial en la turbina será de unamagnitud elevada. Estas fuerzas, deberán ser soportadas en todo momento por la estructurade la turbina, así como por el sistema utilizado para la fijación de la misma. [13]

Actualmente, Iberdrola se encuentra inmersa en la ejecución del proyecto Pelamis para laimplantación de una central de generación de energía eléctrica a partir de corrientes marinaslocalizado en Escocia como se muestra en la figura 3. Este proyecto cuenta con el aval delgobierno escocés y queda enmarcado dentro del programa iniciado en 2008 por el gobiernoescocés para reducir las emisiones de gases contaminantes.


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Figura 3. Localización Proyecto Pelamis

El proyecto se compone de cuatro fases de desarrollo como se muestra en la figura 4, una primera fase de pruebas que abarca de 2012 a 2016 repartida entre el EMEC y otra

instalación de pruebas en la isla Islay, en el Sudeste de Escocia, y una posteriorimplantación en fases de diferentes potencias en Ness of Duncansby, en la costa Noroestede Escocia, alcanzando los 35 MW de potencia instalada en el año 2020.

Figura 4. Programa de ejecución del proyecto Iberdrola Pelamis

Además de la granja de turbinas marinas, será necesario construir la infraestructurarequerida para conectar las turbinas a la red local de energía. La localización para laejecución del proyecto, se ha elegido a una distancia que difiere dependiendo del punto dela instalación seleccionado entre 1,5 y 2,5 km, lo cual, debido a la cercanía a la costaabaratará los costes y riesgos a la hora de realizar la conexión.

Para este proyecto, se han elegidos turbinas Andritz Hydro, desarrolladas por HammerfestStrom, la cual está diseñada para trabajar a unas profundidades superiores a 40 m, lo que las


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hacen adecuadas para la localización elegida cuya profundidad oscila entre los 50 y 70 m.[26]


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2. Objetivos El objeto de este proyecto es el estudio de la situación actual de la tecnología en el ámbitodel aprovechamiento de las corrientes marinas para la generación de energía eléctrica.

Para ello se examinarán diferentes soluciones adoptadas por los distintos diseños deturbinas, así como de su sistema de fijación al lecho marino.

Se realizará, igualmente, un estudio de las localizaciones propuestas para los distintos proyectos, haciendo una comparativa de la idoneidad de unos diseños frente a otros.

Por último, se llevará a cabo un caso de estudio, en aras de establecer la viabilidadeconómica del proyecto, a partir de datos extraídos de diferentes estudios sobre costes decapital, de instalación, de generación y el beneficio obtenido en la generación de energía.


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3. Proyectos actualesActualmente, existe una gran variedad de proyectos, basados en diferentes propuestas pararesolver el problema de encontrar la mayor eficiencia en el aprovechamiento de lascorrientes marinas.

La dirección del rotor respecto a la corriente, el tipo de anclaje al lecho marino, la viabilidadde la instalación y la conexión mediante cable submarino a la red eléctrica local, sonalgunas de las preguntas a las que han de dar respuesta las diferentes propuestas en el diseñode turbinas marinas.

La mayoría de diseño de turbinas, actualmente se encuentran en fase de desarrollo, noexistiendo ninguna turbina en fase de comercialización, siendo la turbina Seagen de MarineCurrent la que se encuentra en una fase más avanzada de pruebas a escala real, estando prevista su comercialización para finales del año 2014, principios de 2015.

Son numerosos, los proyectos que cuentan con un desarrollo a partir de prototipos de una potencia inferior, probando en estos las diferentes propuestas de diseño y poder, así,descartar aquellas que no responden adecuadamente a los requerimientos tanto defuncionamiento como de localización.

En las figuras 5 a 7 se muestran los gráficos de evolución de diferentes turbinas. Como puede observarse la mayoría de los proyectos actualmente, se encuentran en fase de pruebas, bien sea de prototipos a escala, bien a escala real en instalaciones específicas parasu estudio, como el EMEC en Reino Unido, donde estos prototipos son conectados a unared local para evaluar su funcionamiento durante la producción de energía.

Esta fase de pruebas debe ser prolongada, para que una vez la turbina se instale formando parte de una central, los posibles errores y fallos hayan sido descartados o cuanto menostenidos en consideración, reduciendo así los costes a la hora, tanto de su puesta en servicio,como de operar la instalación.

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Figura 5.

Evolución de las turbinas Seagen, Openhydro y HR1000


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Figura 6. Evolución de las turbinas Voithhydro, Deepgen y Deltastream

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Figura 7. Evolución de las turbinas Pulsestream, AR1000 y Deepgreen

Uno de los dispositivos que presenta un mayor grado de avance es el desarrollado por la

compañía británica Marine Current, la cual inició sus estudios para el modelo Seagen a partir de las conclusiones obtenidas en el desarrollo y periodo de pruebas del modelo de300 kW SeaFlow, realizadas en North Devon (Reino Unido) y que se mantuvo en operaciónentre 2003 y 2006. Éste, reportó importante información acerca de la eficienciahidrodinámica, el mantenimiento y la instalación, al tratarse de un modelo a escala real, pero que constaba de un único rotor de eje horizontal de 12 m de diámetro, con unaeficiencia hidrodinámica del 40% y montado sobre un pilote de 2 m de diámetro ytrabajando con una corriente de 2,7 m/s; a diferencia del modelo Seagen que consta de dosrotores de 600 kW, cada uno de 18 m de diámetro, montados sobre un sistema de dos brazoshorizontales articulados a un pilote central.


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Un desarrollo similar al seguido por Marine Current con la turbina Seagen, es el realizado para la turbina Hammerfest Strom, HS1000 de 1 MW de potencia. En este caso se partió para su desarrollo, de los conocimientos adquiridos de una versión anterior de 300 kW, laHS300, la cual fue construida y puesta en funcionamiento en 2004 en Finnmark, al norte de Noruega, y desde entonces ha estado inyectando energía a la red eléctrica local a razón de

0,5 GW/año. Con estos datos de generación energética, se ha producido un impacto positivoen el desarrollo de la HS1000, debido a la demostración de la viabilidad técnica y comercialdel proyecto. Esto ha llevado a la planificación de implantación de la turbina HS1000 en elEMEC a partir de 2014.

La HS1000, ha sido también el modelo seleccionado, para el primer proyecto de una centralde generación energía eléctrica a partir de corrientes marinas, cuya ejecución corre a cuentade compañía española Iberdrola en Ness of Duncansby, en el nordeste de Escocia, al sur delas islas Orkney. Este proyecto, cuenta con el aval del gobierno escocés y queda enmarcadodentro del programa iniciado en 2008 por el gobierno escocés para reducir las emisiones degases contaminantes.

En otros proyectos, se ha optado por un plan de desarrollo que incluye varios pasos antes dealcanzar la potencia de diseño definitivo, este es el caso de la turbina Tocardo. Así, en 2008se puso en funcionamiento la T100, turbina de eje horizontal de 100 kW, en las costas próximas a la ciudad neerlandesa de Den Oever, completando con ella la primera fase dedesarrollo. La T100, fue seguida por los modelos T200 y T500 de 200 y 500 kWrespectivamente. [13]


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4. Clasificación de TurbinasSe pueden clasificar las turbinas en función de la forma y características del rotor, el tipo deanclaje al fondo marino y las condiciones de diseño del dispositivo.

4.1 Tipos de turbinas

4.1.1 Turbinas de Eje Horizontal

Este tipo de turbinas se llaman de eje horizontal, ya que el flujo de corriente tiene lamisma dirección que el eje de giro del rotor. El principio de extracción de energía de lacorriente es similar al de los aerogeneradores, la corriente de agua hace girar el rotorgenerando una fuerza de sustentación debido al movimiento del flujo alrededor de las palas. Este movimiento rotacional es usado para generar electricidad. Estos sistemas pueden ser albergados en carcasas o conductos convergentes para acelerar el fluido queatraviesa el rotor, aumentando así la energía extraída.

Es el diseño utilizado en la mayoría de los proyectos, ya que debido a su similitud conlos aerogeneradores, todos los conocimientos extraídos de éstos, se han aplicado en eldesarrollo de las turbinas marinas.Si bien todos estos diseños son similares en cuanto a su concepción, si tienen peculiaridades que los hacen diferentes y únicos, como son el número de rotores y sudiámetro, el número de palas por rotor o la potencia nominal de la turbina.Uno de los modelos más relevantes es el de la turbina Seagen mostrado en la figura 8, lacual opta por dos grandes rotores de 18 m de diámetro, de dos palas cada uno, montadosen un brazo que se articula a un pilote. Cada uno de estos dos rotores, son capaces degenerar hasta 600 kW cuando trabaja a la velocidad nominal de corriente marina para la

que está diseñado. Esta velocidad nominal, varía debido al sistema que poseen las palas,el cual permite girarlas de forma que pueda aprovechar de la manera más eficiente posible, la velocidad y dirección del flujo. [11]

Figura 8. Modelo de turbina Seagen

Otro modelo de turbina que incorpora dos rotores, es el desarrollado por la compañíaAtlantis, la AK-1000 de 1000 kW. A diferencia de la turbina Seagen, en este caso,ambos rotores no se encuentran situados en paralelo de forma que ven la mismacorriente, sino que uno se sitúa a favor de la corriente y otro a contra corriente,habiendo una separación de 180º entre los dos. Esta disposición puede observarse en lafigura 9, según la cual, cuando varía la dirección de la corriente, uno de los dos rotoresve la corriente siempre en plenitud, pudiendo el otro permanecer estático o en giro. Los


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rotores se montan en una góndola que culmina el dispositivo sobre un poste que vafijado a la estructura de anclaje. Para la AK-1000, se han escogido rotores de 18 m dediámetro formados por tres palas. [15]

Figura 9. Modelo turbina AK1000

Otro ejemplo significativo por poseer una concepción más compacta que los dosanteriores es el representado por el proyecto español Gesmey, que desarrolla unaturbina de 1000 kW, de eje horizontal. Si bien el diseño aún está en fase de estudio de prototipos, todas las alternativas analizadas cuentan con un único rotor de tres palas,montado en una estructura flotante que contiene todos los elementos necesarios para laconversión energética. La figura 10, muestra una imagen del prototipo elegido para eldesarrollo del proyecto.

La orientación de la turbina hacia la corriente se realiza a través del control de unostorpedos sumergibles que incluyen un sistema de presión de aire, que permite al domollenarse y vaciarse de agua, controlando así la flotabilidad de la estructura. La propiaacción del flujo sobre la turbina, por otro lado, permite a la estructura orientarse en lamisma dirección del flujo, encontrándose siempre la corriente el rotor en primer lugar y posteriormente la estructura de sujeción.Al poder ser controlada la orientación de la turbina a través de la propia estructura y lacorriente, las palas han sido seleccionadas de paso fijo. Esto representa la ventajarespecto a las turbinas de paso variable de la eliminación de partes mecánicas y proporcionan una mayor fiabilidad y eficiencia al sistema. [20]


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Figura 10.

Prototipo turbina Gesmey

Otro modelo que consta de un único rotor por dispositivo, es el desarrollado en el casode la turbina HS1000 por la compañía Hammerfest y que se muestra en la figura 11. LaHS1000 cuenta con un sistema de góndola fijado a una estructura, donde se sitúa unrotor de 21 m de diámetro, que lo convierte en uno de los mayores que puedeencontrarse entre este tipo de dispositivos. El rotor está constituido por tres palasorientables para un correcto aprovechamiento de las corrientes y proporciona una potencia de 1 MW. [27]

Figura 11. Modelo turbina HS1000

Un diseño parecido, en cuanto a concepción de la turbina, se encuentra en la KineticHydropower System de la compañía estadounidense Verdant Power, cuyo modelo se

muestra en la figura 12. En este caso la potencia extraída se fija en 500 kW, obtenida a


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través de una turbina de un único rotor de tres palas, con un diámetro de 5 m, que loconvierte en uno de los más compactos entre las turbinas de eje horizontal con fijaciónsobre pilote. [22]

Figura 12. Modelo turbina KHPS

Un diseño que rompe con el concepto mostrado con anterioridad, es el de la turbinaCormat, de 500 kW de potencia nominal mostrada en la figura 13, consta de dos rotores

trabajando en contra rotación. Ambos giran con sentido contrario uno respecto al otrocuando son atacados por la corriente marina. Esto se debe a la diferente inclinación delas palas de uno de los rotores respecto al otro. Los rotores, se montan sobre un ejecomún, donde el que se instala aguas arriba está formado por tres palas, y el que seencuentra aguas abajo por cuatro palas, siendo el diámetro de los dos rotores de 14 m. [9]

Figura 13. Prototipo turbina Cormat


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En el caso de la turbina Tocardo, la compañía optó en el diseño de su turbina por unmodelo formado por un solo rotor de 6 m de diámetro, de dos palas de paso fijo ymontado sobre una góndola de 4,38 m de largo, que al estar suspendida mediante cablesen el seno marino, se orienta automáticamente en la dirección de la corriente, norequiriendo de ningún sistema auxiliar para que la turbina pueda aprovechar

eficientemente el empuje del flujo sobre las palas. La figura 14 muestra unaesquematización de la turbina Tocardo. [6]

Figura 14. Modelo turbina Tocardo

4.1.2 Turbinas de Eje Vertical Las turbinas de eje vertical, son unos dispositivos que consisten en perfileshidrodinámicos montados en dirección perpendicular al flujo de la corriente,habitualmente 3 o 4 perfiles forman el rotor que usualmente conectan con un pilotecentral.En este tipo de turbinas, el flujo ejerce una fuerza de sustentación y arrastre sobre las palas, cuyas componentes radial y tangencial provocan el giro del rotor. Como laturbina gira continuamente, esto provoca que dicha fuerza se genere tanto aguas arribadel dispositivo, como aguas abajo. Esto se traduce en una variación en el par en las palas en función del flujo que vea en cada momento. Estos pares deben ser tenidos muyen consideración en el diseño de la turbina, ya que pueden influir negativamente en la

viabilidad y vida útil de la misma. [24] El manejo de estos pares, son la principal desventaja de las turbinas de eje verticalrespecto a las de eje horizontal. Sin embargo, también presentan una serie de ventajas:- Los generadores pueden ser fácilmente manipulados sobre la superficie del agua- El sistema puede suspenderse de un único eje central que va conectado al generador

eléctrico, con lo cual, se reducen las pérdidas y posibles fallos mecánicos.- La dirección del flujo de corriente no tiene ninguna implicación en la rotación de la

turbina, ya que siempre existe un perfil que se enfrenta a la corriente con un ánguloadecuado.

- Las turbinas de eje vertical, poseen un diseño y unas características orientadas a ser

utilizadas suspendidas de puentes o cualquier otro tipo de infraestructura existente.


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Un ejemplo de este tipo de turbinas, es la desarrollada por la compañía canadiense BlueEnergy. Se trata de una turbina de eje vertical a partir de un pre diseño realizado por elingeniero francés Darrieus hace más de 50 años, que derivó del realizado igualmente por Darrieus para turbinas eólicas de eje vertical, siendo sus fundamentos físicossimilares. Un esquema de la turbina desarrollada por Blue Energy se muestra en la

figura 15. En el, puede observarse las palas del rotor unidas al pilote central medianteunos braazos de soporte. Este pilote central realiza las veces de eje de la turbina yculmina en el generador eléctrico, el cuál queda situado por encima de la superficiemarina. [14]

Figura 15. Modelo turbina Daerrius

4.1.3 Perfil Hidrodinámico Oscilante (Hydrofoil)

El hydrofoil es un perfil hidrodinámico que se instala sobre un brazo que permite laoscilación vertical de éste. Este movimiento vertical se debe al flujo horizontal que provoca la sustentación del perfil. El extremo opuesto del brazo se encuentra unido auna estructura apoyada en el lecho marino, que posee a su vez un sistema hidráulico quehace que el brazo realice un movimiento oscilatorio de balancín por el efecto desustentación del perfil. Este movimiento oscilatorio del líquido hidráulico acciona un pistón, el cual hace girar un eje y mediante un generador asíncrono se genera la energíaeléctrica. Este sistema, es representado en la figura 17 por un modelo de la turbinaPS100 de la compañía Pulsetidal.

Este tipo de dispositivos presentan una serie de ventajas respecto a las más extendidasturbinas de eje horizontal. La principal se halla en el hecho de que al ser dispositivosque no requieren una gran magnitud vertical, pueden ser utilizados en localizacionescon profundidades pequeñas. Esto es debido, a que el perfil hidrodinámico va dispuestoen posición horizontal. Consecuentemente, también es posible instalar turbinas de unamayor potencia en localizaciones donde la potencia de turbinas de eje horizontal seviera restringida por la profundidad.Además, esta característica permite trabajar al dispositivo con un menor riesgo deimpacto de elementos flotantes en la superficie marina o de embarcaciones.Su instalación, mantenimiento y conexión a la red, también será más fácil de realizar, yaque podremos trabajar a profundidades menores y regiones submarinas más cercanas a

la costa, reduciendo así los costes de inversión y producción. Para minimizar los costes


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de instalación y labores de mantenimiento, se ha dotado al dispositivo de un sistema deflotabilidad para poder transportarlo desde la costa al punto de instalación y para laemersión de la turbina en caso de requerirse alguna operación de mantenimiento. Unarepresentación de este sistema se muestra en la figura 16.

Figura 16. Sistema de fondeo y emersión turbina Pulsetidal

Desde 2009, la turbina de perfiles hidrodinámicos PS100, de 100 kW de potencia, haestado operando en el lecho de un rio y suministrando energía a una industria químicalocal. Esta primera fase de implantación se decidió realizar en el lecho de un río para noincurrir en mayores gastos de instalación durante las primeras fases de desarrollo del proyecto. [28]

Figura 17. Modelo turbina Pulsetidal

4.1.4 Sistema de Efecto Venturi

La turbina de efecto Venturi, se trata de una turbina de eje horizontal envuelta en unacarcasa que va estrechando su sección hasta llegar a un diámetro ligeramente mayor queel rotor y que aguas abajo de la turbina vuelve a ensancharse. Este conducto provocauna aceleración del fluido a su paso por el rotor, obteniéndose un mayor rendimiento delas turbinas.Un ejemplo de este tipo de dispositivos es el desarrollado por la compañía LunarEnergy en el caso de la turbina LTT de 2,4 MW, lo que la hace la turbina de mayor potencia de las que se están desarrollando actualmente. El prototipo que se muestra enla figura 18, consta de una turbina de eje horizontal con la particularidad de que el rotorrecibe el flujo a través de un conducto de efecto Venturi que, como se ha señaladoanteriormente, acelera el fluido, haciendo que el rotor vea una corriente de mayorvelocidad.


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Figura 18. Modelo turbina LTT

Esto le proporciona a esta tecnología la ventaja de que para obtener una potenciadeterminada a partir de una misma corriente, el tamaño del rotor puede llegar a ser hastacinco veces menor que en otros dispositivos sin conducto. Debido a esta característica,la LTT, al igual que las turbinas por hydrofoils, puede ser utilizada en localizacionesdonde la pequeña profundidad del lecho marino representa una limitación.El diseño simétrico del conducto y su disposición, permiten a la turbina trabajar con lamisma eficiencia cuando la corriente fluye en ambos sentidos, ya que el ángulo de las palas del rotor es el óptimo para la extracción máxima posible de la energía contenidaen la corriente. Esto hace también innecesario el uso de palas de paso móvil,simplificando el diseño del rotor y aportado consistencia y fiabilidad a la turbina y conun resultado más económico para el diseño, fabricación y explotación de la misma.En la figura 19 se muestra las líneas de corriente al paso por el rotor tanto para turbinascon conducto, como sin él. Como puede observarse, al añadir el conducto a la turbina,las líneas de flujo son conducidas, concentrando y acelerando las líneas de corriente asu paso por la misma.

Figura 19. Efecto conducto Venturi

La mejora en la eficiencia de la turbina con conducto ha sido evaluada en prototipos

estudiados en tanques de simulación. Uno de los puntos donde se ha puesto especial


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atención, es en la incidencia del ángulo de ataque de la corriente sobre el eje axial delrotor. Los resultados del estudio mostrados en la figura 20 evidencian la mejoraexperimentada en la extracción de energía en el caso de una turbina que cuenta con unconducto para el flujo. Para el caso de turbinas con conducto Venturi, se observa que elmáximo de potencia, se obtiene para un ángulo de ataque de 27º respecto al eje del

rotor. [10]

Figura 20. Extracción de energía con y sin conducto Venturi

4.1.5 Tonillo de Arquímedes

Se trata de un sistema con una configuración helicoidal de tornillos sacacorchos. Estehelicoide gira en un eje central anclado al lecho marino. La corriente marina al atravesarel helicoide provoca el movimiento de giro de la turbina.Uno de los pocos ejemplos de estos dispositivos es el ideado por la compañía Flumill, lacual está involucrada en el desarrollo de una turbina de 2 MW de potencia basada eneste concepto, para producir energía a partir de las corrientes marinas, cuyo modelo semuestra en la figura 21.Estos tornillos de Arquímedes, presentan la ventaja de un menor impacto ambiental alser concebidos con un diseño más compacto que cualquier otra turbina de potenciasimilar.Este menor tamaño de la turbina aporta otra serie de ventajas, como por ejemplo,menores turbulencias aguas abajo de la turbina o menores costes en la instalación de lasmismas, ya que al ser menos pesadas y más fáciles de transportar, presentaran unadisminución de costes de instalación respecto a sus competidoras en el mercado. [4]


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Figura 21. Modelo turbina Tornillo Arquímedes

4.1.6 Tidal Kite (Cometa de Corriente)

Se trata de un dispositivo en forma de cometa que lleva instalada una turbina colgada deésta y anclada al lecho marino. Esta cometa se encuentra en suspensión en el agua amodo de una cometa en el aire. La fuerza para sustentarla es proporcionada por lacorriente marina. La cometa describe una trayectoria con forma de ocho, aprovechandoen su movimiento las aceleraciones durante su descenso en picado para una mayorrotación de la turbina, produciendo así una mayor energía.Este tipo de turbinas, presentan como principal ventaja, respecto a los convencionalesde eje horizontal, una alta eficiencia a velocidades bajas de flujo, ya que las altasvelocidades alcanzadas en los descensos compensan el bajo nivel energético de lacorriente de baja velocidad.

Muestra de este tipo de tecnología es la turbina Deep Green desarrollada por lacompañía sueca Minesto, con base para las pruebas de sus prototipos en la islaHolyhead en País de Gales. Estos prototipos van desde los 220 kW de los primerosconstruidos, hasta los 1,5 MW de los que se encuentran en desarrollo actualmente ycuyo modelo se muestra en la figura 22, con el objetivo de alcanzar los 10 MW endiseños futuros.Su diseño, consta de una turbina fijada a la parte inferior a un ala, de diferente tamañoen función de la potencia del dispositivo. El rotor de la turbina, recibe la acción defuerzas ejercidas por la corriente durante los movimientos ascendentes y descendentesdel ala, con lo cual, también recibe las aceleraciones de flujo creadas por estos

movimientos, que provocan la percepción por parte del rotor de un flujo a una velocidadhasta diez veces mayor que la de la corriente. [2]


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Figura 22. Modelo turbina Minesto

4.2 Características principales de las turbinasLas principales características que identifican y diferencian entre sí los dispositivos para elaprovechamiento de corrientes marinas para la generación de energía, pueden dividirse endos grandes grupos, condiciones nominales de trabajo y características del sistema degeneración, tanto hidráulico como eléctrico.Todas las turbinas deben incluir en su diseño, al menos, un rotor, una caja multiplicadora yun generador eléctrico y deben considerar las condiciones de trabajo que se encontrarán enla localización elegida para su ubicación.

4.2.1

Condiciones de trabajo

En el diseño de la turbina o a la hora de elegir una turbina para un determinado proyecto, hay que tener en consideración el entorno en el que ha de trabajar. Dentro deestos parámetros de diseño o elección de turbina, se debe tener en cuenta principalmente, profundidad marina en el punto donde se localizará la turbina, tipo delecho (arenoso, rocoso, etc.), vida marina, distancia al punto más cercano de conexión ala red y velocidades y direcciones de los flujos de corriente. En cada caso, existirá undiseño más apropiado para una localización dada, sin significar esto, que el resto dediseños o varios de ellos no pudieran ser utilizados.En la mayoría de las turbinas, la velocidad de flujo para que trabajen en condicionesnominales oscila entre los 2 y los 2,5 m/s, que suelen ser las velocidades más habitualesque se encuentran en corrientes marinas. Sin embargo, es posible encontrar turbinas queson capaces de generar energía a partir de velocidades de corriente de 0,4-1 m/s, comoes el caso de la turbina TidalSails cuya curva de generación se muestra en la figura 23 yque comienza a generar energía a una velocidad de flujo de 1 m/s, alcanzando la potencia nominal para 1,8 m/s. Otros prototipos pueden soportar velocidades de hasta16 m/s, siendo estas velocidades de corriente poco usuales.


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Figura 23.

Curva de generación TidalSails

Entre las turbinas de eje horizontal, cabe destacar, que las fijadas al lecho, bien sea porgravedad o por pilotes, trabajan en su mayoría a velocidades nominales de flujo algosuperiores, alcanzando la potencia nominal para 2,5-2,7 m/s, mientras las montadas enestructuras flexibles, trabajan generalmente a una velocidad nominal de 2 m/s. Lasfiguras 24 a 26 muestran las curvas de generación de las turbinas AK1000, HS1000 yKHPS las cuales van montadas fijadas al lecho marino mediante fijación rígida. Para lasdos primeras, la potencia nominal se alcanza para una velocidad de flujo de 2,5 m/s,mientras en el caso de la KHPS la velocidad nominal se eleva hasta los 3,2 m/s.En los tres casos, una vez es alcanzada la potencia nominal la curva de generación entra

en saturación hasta que la velocidad de corriente se eleva hasta la velocidad de corte dela turbina.

Figura 24. Curva de generación AK1000


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Figura 25. Curva de generación HS1000

Figura 26.

Curva de generación KHPS

Claras excepciones a esta generalización, son la turbina Hydro-Gen, la cual estádiseñada para trabajar a velocidades nominales de 4 m/s, y la turbina Cormat, que aunutilizando una fijación flexible trabaja a una velocidad nominal de flujo de 2,5 m/s,como puede observarse en la figura 27.

Figura 27. Curva de generación CorMat


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Estas velocidades nominales, si bien son una característica muy a tener en cuenta a lahora de elegir que diseño es más apropiado para una localización determinada, no debenser determinantes a la hora de excluir un diseño del espectro de turbinas elegibles, yaque para todas las turbinas existe un rango de velocidades donde la eficiencia seaproxima a la nominal, siendo este rango limitado inferiormente por una velocidad algo

inferior a la nominal y superiormente por la velocidad máxima a la que puede trabajar laturbina sin riesgo de sufrir daños la estructura y/o el sistema de generación.Estos valores máximos difieren para cada turbina, y están en gran parte determinados por la máxima velocidad del flujo esperada en una localización dada.Otra característica fundamental a la hora de diseñar una turbina submarina, es la profundidad del lecho marino y a la que deberá trabajar el dispositivo.Al igual que ocurre con la velocidad del flujo de las corrientes, las turbinas estarándiseñadas para trabajar y ser instaladas en un determinado rango de profundidades. Porejemplo, para las turbinas que van instaladas en estructuras flotantes, la profundidad dellecho marino necesaria sólo debe exceder en unos pocos metros el diámetro del rotor.

Esto es lo que ocurre en el caso de la turbina HidroGen, cuyo diámetro del rotor es de3,5 m, y basta con dejar un paso de 0,5 m de servidumbre bajo las palas del mismo.En el caso de dispositivos, que se amarran al lecho marino mediante cables o cadenas,las profundidades de trabajo son muy variables. Éstas, pueden variar para la mayoría deellos entre unos pocos metros y pueden alcanzar hasta la centena. Se debe, a que susistema de fijación le permite, al estar suspendida en la corriente, trabajar a una misma profundidad independientemente de la profundidad del lecho marino sin más queutilizar para el amarre cables más largos y resistentes y una fijación al lecho de éstos demayor resistencia. Sí se ha de tener en cuenta, que en localizaciones donde se instalencables de mayor longitud, es necesario poner especial atención a las distancias entre

turbinas en una central, ya que los desplazamientos de aquellas que no tienen limitadostodos sus grados de libertad pueden ser considerablemente mayores a los habituales.Este problema, no afectaría a aquellos que por su diseño del sistema de fijación no permiten a la turbina desplazarse lateralmente, o bien, éste es controlado por los mismoscables. El proyecto Gesmey, con un diseño pensado para trabajar en las aguas delestrecho de Gibraltar, donde la profundidad del lecho marino tiene una media de 80 m yuna profundidad mínima de 40, presenta un rango de profundidades hábiles de entre 40y 100 m, siendo en cualquiera de los casos la profundidad a la que trabaja el rotor de 30m. La figura 28, muestra una imagen del estrecho de Gibraltar con una especificaciónde la profundidad del lecho marino.


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Figura 28. Localización Gesmey

Las turbinas que presentan una mayor profundidad de trabajo son las fijadas al lecho

marino por cables. La turbina Cormat desarrollada por la compañía Natrucity Limited, puede instalarse en localizaciones con profundidades de hasta 500 m, sin que ellosuponga una mayor complejidad que la de instalar las fijaciones de los cables en ellecho.Frente a las características de gran profundidad de trabajo de las turbinas fijadas porcables al fondo marino, se encuentran las fijadas rígidamente o por pilotes. Esto se debea las dificultades de trabajar a gran profundidad para realizar cimentaciones o perforaciones para la introducción de pilotes bajo el agua. Este es el caso de las turbinasSeagen, que puede trabajar en aguas poco profundas, menos de 30 m, y la KHPS queaún necesitando menos distancia mínima al lecho, apenas 3 m, también presenta unagran limitación de profundidad de trabajo.En este tipo de dispositivos donde la unión al lecho marino se realiza a través de un pilote y éste se extiende hasta la superficie, se ha de considerar a la hora de diseñar laestructura, el rango de mareas previsible en la ubicación donde se instalará la turbina.Para el caso del EMEC donde se encuentra instalada la turbina Seagen, ese rango seestima que tiene un máximo de 4,1 m en la temporada de primavera, y una media de 0,5m durante el resto del año.Un caso excepcional a la poca profundidad de trabajo de las turbinas con una uniónrígida al lecho marino, es la turbina TidalSails, la cual se ha diseñado para llegar atrabajar en aguas de hasta 500 m de profundidad, si bien, los costes tanto de ejecucióncomo de mantenimiento podrían ser considerablemente elevados.


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Aunque lo anteriormente expuesto, aporta una visión inmovilista y de utilización enunas determinadas localizaciones de los distintos dispositivos, estas profundidades dediseño, pueden alterarse con la única modificación del sistema de anclaje, el cual seráanalizado más adelante en este mismo documento.

4.2.2

Generador eléctricoEl diseño más habitual de turbinas marinas, principalmente turbinas de eje horizontal, secompone de un rotor montado en una góndola, la cual está unida al sistema de fijaciónal lecho marino. En este tipo de dispositivos, la góndola ejerce las labores de continentey protección de todos los elementos necesarios para realizar la conversión de energíacinética de las corrientes en energía eléctrica, así como albergar todos o parte de lossistemas auxiliares, como por ejemplo los sistemas de control de orientación de laturbina o de inmersión y emersión.En el caso de la turbina Gesmey, todos estos elementos se encuentran en el interior deldomo central de la turbina. Su planteamiento y distribución, se ha realizado para que

todos y cada uno de ellos queden encapsulados en el interior del domo, quedando lomás accesibles posible una vez retirada la envolvente para labores de mantenimiento oreparación. Esta configuración, puede tomarse como referencia de los componentes presentes en la mayoría de turbinas de eje horizontal, si bien, existirán algunos que puedan variar en función del tipo de anclaje utilizado o del procedimiento deestabilización en el seno marino.En el interior del domo representado en la figura 29 se pueden diferenciar:

a) Rotor, formado por el núcleo y tres palas, que está situado fuera de la parteestanca del domo

b) El eje de baja velocidad

c)

La bocina con sus dos cierresd) La chumacera de empujee) El disco de frenado de baja velocidadf) Los dos frenos de baja velocidadg) El multiplicador de velocidad, formado por un tren de engranajes

planetariosh) El eje y disco de frenado de alta velocidadi) Los tres frenos de alta velocidadk) Generador eléctricol) La bomba de sentinasm) La bomba y auxiliares de refrigeración del multiplicadorn) La bomba y auxiliares de refrigeración del alternadoro) El interruptor de protección y conexionado p) El cuadro de 230 Vq) El cuadro de control electrónicor) Las botellas de aire comprimidos) El cuadro de válvulas del sistema de lastres


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Figura 29. Disposición del Domo

El domo tiene su cubierta exterior formada por una envolvente elipsoidal de modo que,sus formas sean hidrodinámicamente eficientes y en su estructura se integran losrefuerzos de la proa, de la parte central y de popa, la escotilla de acceso y los pilones desoporte del tren electromecánico. Entre la cubierta y la estructura se sitúan losintercambiadores de refrigeración de agua y aceite. [21] De todos estos elementos insertados en la góndola, destaca el generador eléctrico, quees el encargado de realizar la conversión de energía mecánica del rotor, en energíaeléctrica de baja tensión. Los generadores empleados suelen ser, generadores asíncronosde 2 polos girando a una velocidad nominal muy superior a la que gira el rotor. Es poresto, que se hace necesario el uso de una caja multiplicadora, que eleve la velocidad de

giro del rotor de la turbina al rotor del generador haciéndolo girar a velocidades delorden de 1000 rpm. A la salida de este generador, suele encontrarse un convertidorIGBT como paso previo al transformador, como el mostrado en la figura 30, el cualeleva la tensión a la de la red local en la que se inyectará la energía extraída de lacorriente marina. [25]

a b

d e

s

r

i


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Figura 30. Modelo generador eléctrico

En el caso del dispositivo Gesmey, ha sido seleccionado un alternador síncrono deimanes permanentes, refrigerado por agua, el cual no requiere de alimentación para laexcitación, ni requiere elementos auxiliares como rectificadores y posee enconsecuencia un mantenimiento más sencillo y un mejor rendimiento.

Puede observarse que por razones de ahorro de espacio, los convertidores de electrónicade potencia irán fuera del domo (normalmente en una plataforma de concentración deenergía del parque).En el diseño de las turbinas, ha de tenerse en cuenta las especificaciones de salida de laenergía obtenida, las cuales vendrán impuestas por la normativa vigente en cada zonageográfica donde el generador sea instalado para la conexión a la red eléctrica detransporte. En el caso de España se han de considerar los siguientes requerimientos:

Sistema trifásico

50 Hz

Potencia reactiva mínima

Filtrado de armónicos Control de micro cortes

Tensión adecuada para la conexión a la red más cercana a través de laestación transformadora

En otro tipo de turbinas como pueden ser las de eje vertical, donde existe una parte deldispositivo que se encuentra sobre la superficie marina, es en ésta donde suele situarseel generador eléctrico, quedando de este modo al alcance desde una embarcación paralabores de mantenimiento o conexión y desconexión. Esta ubicación del generador presenta otra gran ventaja, si bien la envolvente deberá ser estanca, no deberá diseñarse para soportar las presiones marinas que deben soportar en el caso de que el generador se

encuentre sumergido.[20]


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4.2.3 Curvas de generación

La característica más importante para una turbina a la hora de evaluar su capacidad degeneración y aprovechamiento de la fuente primaria de energía, es su curva degeneración. Ésta, suele representarse como potencia generada en función de lavelocidad del flujo de la corriente marina, aunque en algunas ocasiones, se representa la potencia generada durante un periodo concreto de tiempo o un determinado ciclo decorrientes.En todas las curvas de generación de los distintos dispositivos, se observa el mismocomportamiento. El inicio de la generación se produce para una determinada velocidadde flujo, aumentando la potencia generada a medida que se aumenta la velocidad deflujo hasta alcanzar la velocidad nominal, momento en el que la turbina se encontrarágenerando la potencia nominal de diseño. Esta potencia nominal se mantiene una vezalcanzada y rebasada la velocidad nominal de flujo hasta alcanzar la velocidad de corte,velocidad a la cual el dispositivo podría sufrir daños si continuara en funcionamiento.Dado que las corrientes son fácilmente previsibles gracias a su predicción precisa con

varias semanas de antelación y su recurrencia, la mayoría de las turbinas estándiseñadas para soportar las mayores velocidades de flujo previsibles en una localizaciónconcreta, sin alcanzar estas velocidades de corte salvo en ocasiones puntuales. Esto hace posible que el dispositivo trabaje un alto porcentaje de las horas del año, facilitando asísu rentabilidad frente a otro tipo de energías renovables como la eólica o la fotovoltaica.A continuación, se detallan las curvas de generación de distintas turbinas, a las quehabría que sumar, las mostradas anteriormente en las figuras 23, 24, 25, 26 y 27 para lasturbinas TidalSails, AK1000, HS1000, KHPS y CorMat respectivamente.La figura 31, muestra la curva de generación de la turbina Deep Gen IV a lo largo de un periodo total de aproximadamente 336 horas (14 días completos). En ella, se observa

como para velocidades superiores a los 3 m/s se alcanza la potencia nominal de laturbina de 1 MW. Esta potencia nominal, es generada para ambos sentidos de lacorriente. Puede observarse también, como para velocidades inferiores a los 3 m/s, laturbina genera una potencia inferior y en los tramos de tiempo en que la corrientecambia de dirección, existe un lapso de tiempo en que la turbina se desconecta al noexistir suficiente velocidad de flujo para arrancar los rotores. Este comportamiento, provoca que la curva de generación de la turbina presente al igual que la corriente unacurva sinusoidal.


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Figura 31. Curva de generación Deep Gen IV

En las figuras 32 a 34 se encuentran representadas las curvas de generación de lasturbinas desarrolladas por la compañía Tocardo, T100, T200 y T500 recibiendo sunombre a partir de la potencia nominal de cada una de ellas.La velocidad de arranque de la turbina en los tres modelos es de aproximadamente1 m/s. De cada una de las turbinas, existen cinco modos de funcionamiento quelimitan la potencia a una inferior a la nominal, y que se alcanzan a velocidades de

corriente inferiores a la nominal, siendo esta última en los tres casos de 4 m/s.

Figura 32. Curva de generación T100


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Las figuras 35 a 37 muestran una esquematización de la cometa y la unión de la turbina,

así como las curvas de generación de los tres modelos construidos en el desarrollo de laturbina Deep Gen. Las tres curvas tienen presentan un crecimiento exponencial a partirde los 0.5 m/s de flujo de corriente. La diferencia entre los tres modelos se halla en la potencia nominal, alcanzando los 250, 500 y 850 kW para los modelos DG 10, Dg 12 yDG 14 respectivamente. Estas potencias nominales, se alcanzan para velocidades deflujo aproximadas de 1.5 m/s, siendo la velocidad nominal para el modelo DG 10 algoinferior y para el DG 14 algo superior a esos 1.5 m/s.La diferencia de potencia entre los tres modelos, provoca que la cometa y la turbinadeban ser de unas dimensiones mayores conforme se aumenta la potencia, variando ladimensión transversal de la cometa de los 10 m a los 14 m, siendo esta dimensión la queda nombre al modelo. Igualmente a la longitud trasversal, la longitudinal con la turbinatambién aumenta con la potencia entre los 2.16 m y los 3 m.


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Figura 35. Maqueta y curva de generación DG10


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Figura 36.

Maqueta y curva de generación DG12

Figura 37. Maqueta y curva de generación DG14


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como para aportar al sistema un centro de gravedad bajo, de forma que gracias a lasfuerzas ejercidas por el peso propio, el vuelco y el desplazamiento queden impedidos.

Figura 39. Base de anclaje Deltastream

Otra configuración que podría englobarse dentr

Aprovechamiento de Corrientes Marinas 4

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