Diseño de una turbina para una central de energía mareomotriz

Diseño de una turbina para una central de energía mareomotriz

Trabajo final de grado

Facultat de Nàutica de Barcelona Universitat Politècnica de Catalunya

Trabajo realizado por:

Pol Jodar Hernandez

Dirigido por:

Santiago Ordas Jimenez

Grado en sistemas y tecnología naval

Barcelona, 10/06/2020

Departamento de CEN

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ii

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Resumen

En los últimos años la corriente de las mareas se ha utilizado para la obtención de energía de una manera

previsible y eficiente. En este trabajo, se ha diseñado una turbina mareomotriz de 222,5KW de 10 metros

de diámetro y tres palas. Se hizo un análisis numérico utilizando JavaFoil de los diferentes de perfiles NACA

más usados ya que el tipo de perfil tiene un gran impacto en el desempeño de la turbina. También, se

realizó una optimización de las palas para saber la longitud de la cuerda y el ángulo de torsión a lo largo

de la pala para que la obtención de la energía sea la máxima utilizando la teoría de momento elemento

de pala mediante Harp_Opt, con una velocidad de diseño de 2,4 m/s. Además, se hizo una selección del

material más adecuado para la pala utilizando la herramienta CES Edupack. Posteriormente se llevó a cabo

un análisis económico y de impacto medioambiental para comprobar si la turbina es rentable y no afecta

demasiado a la naturaleza.


iv

Abstract

In recent years tidal currents have been used to obtain energy in a predictable and efficient way. In this

work, a 222,5 KW tidal turbine, 10-meter diameter and 3-bladed has been designed. A numerical analysis

was made using JavaFoil of different and most used NACA profiles because the type of profile has a great

impact on the performance of the turbine. Furthermore, an optimization of the blade was carried out to

know the twist and the length of the chord along the blade to have a better performance using the blade

element momentum theory with Harp_Opt with a design speed of 2,4 m/s. Moreover, a selection of the

most suitable material for the blade was made using CES Edupack. Subsequently, an economic and

environmental impact analysis was carried out to check if the turbine is profitable and does not affect

nature too much.

v

Tabla de contenidos

RESUMEN ........................................................................................................................................... III

ABSTRACT .......................................................................................................................................... IV

TABLA DE CONTENIDOS ........................................................................................................................... V

LISTADO DE FIGURAS ............................................................................................................................ VIII

LISTADO DE TABLAS ................................................................................................................................ X

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 11

CAPÍTULO 2. ESTADO DEL ARTE........................................................................................................ 12

2.1 CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ....................................................................................................... 12

2.2 ENERGÍA MAREOMOTRIZ .................................................................................................................. 13

2.3 CREACIÓN DE LAS MAREAS ............................................................................................................... 13

2.4 TIPOS DE MAREAS .......................................................................................................................... 14

2.5 TIPOS DE SISTEMAS PARA OBTENER ENERGÍA DE LAS MAREAS .................................................................... 16

2.5.1 PRESAS ................................................................................................................................................. 16

2.5.2 TIDAL LAGOON....................................................................................................................................... 17

2.5.3 TURBINAS MAREOMOTRICES .................................................................................................................... 18

2.6 PARTES DE LA TURBINA MAREOMOTRIZ ............................................................................................... 18

2.6.1 ESTRUCTURA ......................................................................................................................................... 19

2.6.2 COMPONENTES ELÉCTRICOS ..................................................................................................................... 19

2.7 REGULACIÓN DE POTENCIA ............................................................................................................... 20

2.8 DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ................................................................................................................. 20

2.8.1 TRANSMISIÓN ........................................................................................................................................ 20

2.8.1.1 ALTO VOLTAJE CON CORRIENTE ALTERNA ................................................................................................. 21

2.8.1.2 ALTO VOLTAJE CON CORRIENTE CONTINUA .............................................................................................. 21

2.8.2 TIPOS DE CONFIGURACIONES PARA UNA GRANJA DE TURBINAS ....................................................................... 21

2.9 TIPOS DE TURBINAS ........................................................................................................................ 22

2.10 DISPOSITIVOS RECÍPROCOS ............................................................................................................. 26

2.11 LUGARES PARA OBTENER ESTE RECURSO ............................................................................................. 27

2.12 PROBLEMAS DE LAS TURBINAS ......................................................................................................... 27

CAPÍTULO 3. DISEÑO DE LA TURBINA ............................................................................................... 29

3.1 EMPLAZAMIENTO DE LA TURBINA ....................................................................................................... 29


vi

3.2 HYDROFOILS ................................................................................................................................. 30

3.2.1 FUERZAS HIDRODINÁMICAS ..................................................................................................................... 30

3.2.2 CAVITACIÓN .......................................................................................................................................... 31

3.3 ELECCIÓN DEL PERFIL ÓPTIMO ........................................................................................................... 32

3.4 PARÁMETROS DE DISEÑO ................................................................................................................. 36

3.5 DIMENSIONAMIENTO DE LA TURBINA .................................................................................................. 38

3.6 BEMT (BLADE ELEMENT MOMENTUM THEORY) .................................................................................... 40

3.6.1 TEORÍA DEL MOMENTO ........................................................................................................................... 40

3.6.2 TEORÍA DEL ELEMENTO DE PALA ................................................................................................................ 42

3.7 PROGRAMA HARP_OPT Y OPTIMIZACIÓN DE LA PALA ............................................................................. 43

CAPÍTULO 4. ELECCIÓN DEL MATERIAL DE LA PALA .......................................................................... 49

4.1 REQUERIMIENTOS ESTRUCTURALES ..................................................................................................... 49

4.2 TIPOS DE CONFIGURACIONES ESTRUCTURALES EN LA PALA ........................................................................ 50

4.2.1 MAIN SPAR ........................................................................................................................................... 50

4.2.2 REFUERZOS INTERNOS ............................................................................................................................. 50

4.2.3 REFUERZOS INTEGRALES .......................................................................................................................... 50

4.3 SELECCIÓN DE MATERIALES ............................................................................................................... 51

4.3.1 PROGRAMA CES EDUPACK ...................................................................................................................... 51

4.4 SELECCIÓN DEL MATERIAL MEDIANTE EL PROGRAMA CES EDUPACK ............................................................ 52

CAPÍTULO 5. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA TURBINA ........................................................................ 60

5.1 COSTE DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA ............................................................................................... 60

5.1.1 INFLUENCIAS EN EL COSTE DE LA TURBINA ................................................................................................... 61

5.2 COSTES DEL TIC ............................................................................................................................. 61

5.3 COSTES DEL OPEX ......................................................................................................................... 62

5.4 RESULTADO ECONÓMICO ................................................................................................................. 64

CAPÍTULO 6. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL ...................................................................................... 67

6.1 EFECTOS DE LAS TURBINAS ............................................................................................................... 67

6.1.1 EFECTOS ACÚSTICOS Y VIBRACIONALES ....................................................................................................... 68

6.1.2 EFECTOS FÍSICOS .................................................................................................................................... 68

6.1.3 CALIDAD DEL AGUA ................................................................................................................................. 68

6.2 IMPACTO DE LAS PRESAS MAREOMOTRICES .......................................................................................... 68

6.2.1 COLUMNA DE AGUA E HIDROLOGÍA............................................................................................................ 68

CAPÍTULO 7. DESARROLLOS FUTUROS, TIEMPO DE LA ELABORACIÓN Y PRESUPUESTO DEL TFG. ....... 69

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES ........................................................................................................... 71

vii

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................. 73

ANEXO ............................................................................................................................................ 76

1. PERFILES HYDROFOILS ....................................................................................................................... 76

A 1.1 NACA 4418 ......................................................................................................................................... 76

A 1.2 NACA 4415 ......................................................................................................................................... 78

A.1.3 NACA 63-818 ..................................................................................................................................... 80

A.1.4 NACA 63-218 ..................................................................................................................................... 83

A.2.PROPIEDADES DEL POLÍMERO REFORZADO CON FIBRA DE VIDRIO UTILIZADO EN LA TURBINA ............................. 85


viii

Listado de figuras

Figura 1. Consumo mundial de los diferentes tipos de energías desde 1990 hasta 2017-[1] ................... 12

Figura 2.Acción de la gravedad creada por la luna sobre el planeta Tierra ideal- [6] ................................ 14

Figura 3.Diferentes tipos de mareas en el planeta Tierra- [3].................................................................... 15

Figura 4. Tipos de mareas- [3] .................................................................................................................... 16

Figura 5. Central de energía mareomotriz La Rance- [2] ............................................................................ 17

Figura 6, Tidal lagoon Swansea Bay ............................................................................................................ 17

Figura 7. Partes de una turbina mareomotriz- [7] ...................................................................................... 18

Figura 8. Diferentes tipos de estructuras para la turbina- [16] .................................................................. 19

Figura 9. Configuración de una granja de turbinas- [8] .............................................................................. 22

Figura 10. Deltastream Turbine- (Tidal energy Ltd) ................................................................................... 23

Figura 11.Evopod tidal turbine (oceanflow Energy) ................................................................................... 23

Figura 12.Free Flow turbine (Verdant power) ............................................................................................ 23

Figura 13.Nereus y Solon tidal turbines- (Atlantis resources Corporation Ltd) ......................................... 24

Figura 14.Rotech Tidal Turbine- (Lunar energy Ltd) ................................................................................... 24

Figura 15. Turbina Helicoidal de Gorlov- [9] ............................................................................................... 24

Figura 16. Open centre Turbine- (Open Hydro Ltd) ................................................................................... 25

Figura 17. Seagen Tidal Turbine- (Marine Current Turbines Ltd) ............................................................... 25

Figura 18. Davis hydro turbine- (Blue Energy) ............................................................................................ 25

Figura 19. Free Flow turbines- (Verdant Power Ltd) .................................................................................. 26

Figura 20. Neptune Tidal stream device- (Aquamarine power Ltd) ........................................................... 26

Figura 21. Stingray tidal energy converter. - [11] ....................................................................................... 27

Figura 22. Velocidad del flujo dependiendo de la profundidad-[23] ......................................................... 29

Figura 23. Nomenclatura del hydrofoil- [22] .............................................................................................. 30

Figura 24. Daño estructural provocado por la cavitación de un propulsor –[24] ...................................... 32

Figura 25. Perfiles NACA4418, NACA4415, NACA63-818 y NACA63-218 – [25]......................................... 33

Figura 26. Coeficiente de sustentación para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M. ............. 34

Figura 27. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M ...................... 34

Figura 28. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M ...................... 35

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Figura 29. Coeficientes de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=8.......................................... 36

Figura 30. Coeficiente de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=12. ........................................ 36

Figura 31. Diametro del rotor dependiendo de la profundidad–[23] ........................................................ 38

Figura 32. Tubo de flujo y disco actuador de la teoría de momento.[48]. ................................................. 41

Figura 33. Flujo en la pala y fuerzas- [49] ................................................................................................... 42

Figura 34. Modelación de la pala- [30]. ...................................................................................................... 44

Figura 35. Interfase del programa Harp_opt.............................................................................................. 44

Figura 36. Potencia obtenida respecto la velocidad del flujo. ................................................................... 45

Figura 37. Cuerda y pre-Twist óptimos respecto el radio de la pala. ......................................................... 46

Figura 38. Momento generado en la parte de la conexión con el rotor de la pala respecto a la velocidad

del flujo. ...................................................................................................................................................... 46

Figura 39. Variación del par respecto la velocidad del flujo. ..................................................................... 47

Figura 40. Pala optimizada dibujada con SolidWorks. ............................................................................... 47

Figura 41. Fallo en la pala de la turbina Verdant Power- [37] .................................................................... 49

Figura 42.Perfil con la configuración Main Spar. [29] ............................................................................... 50

Figura 43. Perfil con refuerzos internos. [39] ............................................................................................. 50

Figura 44. Perfil con refuerzo integral [39] ................................................................................................ 51

Figura 45. Mapa Ashby de CES EduPack de las diferentes familias de materiales en relación de módulo de

Young y densidad. ...................................................................................................................................... 52

Figura 46. Carga distribuida en una placa plana. - [40]. ............................................................................. 53

Figura 47. Límite elástico en relación a la densidad ................................................................................... 55

Figura 48. Módulo de elasticidad en relación a la densidad. ..................................................................... 56

Figura 49. E vs. ρ donde se incluye la restricción de resistencia a flexión. ................................................ 56

Figura 50. Tenacidad a fractura en relación a la densidad, incluyendo restricciones a flexión. ................ 57

Figura 51. Resistencia a la corrosión marina en relación a la densidad. .................................................... 58

Figura 52. Resistencia a la corrosión en agua de mar frente al precio por unidad de masa. .................... 59

Figura 53. Resumen de los costos y parámetros de las tecnologías de obtención de energía marinas. - [42]

.................................................................................................................................................................... 60


x

Listado de tablas

Tabla 1. Comparación de los diferentes perfiles estudiados ..................................................................... 35

Tabla 2. Parámetros de diseño de la turbina.............................................................................................. 40

Tabla 3. Parámetros de la optimización obtenidos con Harp_Opt ............................................................ 48

Tabla 4. Requisitos de diseño de las palas.................................................................................................. 54

Tabla 5. Comparación de las características de los materiales escogidos ................................................. 58

Tabla 6.Costes y porcentajes del TIC de la turbina. .................................................................................... 61

Tabla 7. Factores que afectan O&M. .......................................................................................................... 63

Tabla 8. Costes y porcentajes del OPEX de la turbina ................................................................................ 64

Tabla 9. Tiempo de elaboración del trabajo ............................................................................................... 69

Tabla 10. Presupuesto de elaboración del trabajo ..................................................................................... 70

Capítulo 1. Introducción

11

Capítulo 1. Introducción La gran demanda de energía viene subministrada por los combustibles fósiles. Esto es un problema ya que

no es sostenible para el medio ambiente. Cada vez hay más complicaciones relacionadas con la energía

como el cambio climático y la contaminación. Esto es muy preocupante y se están empezando a tomar

medidas para reducir los gases de efecto invernadero.

La mejor opción es hacer una transición hacia la energía renovable limpia ya que tiene un amplio potencial

para satisfacer la demanda energética mundial. El único problema que tienen las energías renovables es

su variación de producción de energía, aunque eso se puede paliar diversificando las diferentes fuentes

de las que procede la energía. La obtención de energía de los efectos naturales presentes en el planeta

como el sol, viento, mareas, olas y diferencia de temperaturas puede suponer una reducción de los gases

de efecto invernadero muy substancial.

El océano tiene un gran potencial y hay varias vías de obtención de energía que se han desarrollado:

energía mareomotriz, maremotérmica, undimotriz y la energía obtenida por el gradiente salino del mar.

La energía mareomotriz es la que parece tener más futuro y puede conseguir energía mediante la

diferencia de alturas construyendo un dique o por la velocidad del fluido causada por la corriente. La

obtención mediante esta última tecnología es la más simple y tiene poco impacto medioambiental. La

velocidad es la variable más importante para que funcione la turbina. Por eso, se tiene que elegir la

localización adecuada para que esta sea máxima. Otra ventaja es que las mareas son previsibles y cíclicas

y permite una obtención continua de energía en el tiempo.

El objetivo de este trabajo es el diseño de una turbina mareomotriz de 3 palas y de 10 metros de diámetro

en unas condiciones determinadas de operación y diseño para obtener energía eléctrica mediante las

corrientes que generan las mareas.

En este trabajo se aborda el diseño del rotor de una turbina mareomotriz. Las tareas del proyecto son las

siguientes:

-Estudio hidrodinámico de diferentes perfiles para ver cuál es el más adecuado.

-Dimensionamiento y emplazamiento de la turbina.

-Cantidad de energía obtenida y optimización de la pala.

-Selección del material para las palas.

-Estudio económico e impacto medioambiental.


12

Capítulo 2. Estado del arte

2.1 Consumo mundial de energía

Según los datos de 2016 (ilustrado en figura 1) en ktoe (kilotonnes of oil equivalent) las necesidades

energéticas globales vienen dadas principalmente por el consumo de petróleo con alrededor de 4.500.000

ktoe, seguido del carbón cerca de 4.000.000 ktoe y gas natural pasado los 3.000.000 ktoe [1]. Por lo tanto,

la mayor parte de las necesidades energéticas vienen subministradas por combustibles fósiles. Estos,

tienen un potencial limitado ya que en el futuro lejano quedarán pocas reservas, pero el factor más

preocupante es la cantidad de CO2 que se emite a la atmosfera de forma ininterrumpida impidiendo que

los rayos del sol vuelvan al espacio y provocando un aumento de temperatura que se conoce como cambio

climático. Esta situación está teniendo efectos muy graves en el planeta y se ha intentado aliviar con la

energía nuclear, aunque esto crea otros problemas como el almacenamiento de residuos tóxicos de larga

duración.

Viendo las consecuencias provocadas por estos tipos de combustibles las energías renovables pueden ser

una gran alternativa creando energía limpia, sin embargo, no son muy utilizadas hoy en día. Las energías

renovables podrían evitar problemas ambientales y de salud para la población. Sin embargo, este tipo de

energías están bastante influenciadas por la política energética de cada país. Por eso, se ha desarrollado

más la energía solar y del viento que son las más rentables. La gran desventaja de este tipo de tecnologías

es la variabilidad en la intensidad de producción de energía y en la disponibilidad de esta.

Figura 1. Consumo mundial de los diferentes tipos de energías desde 1990 hasta 2017-[1]


13

2.2 Energía mareomotriz

La energía mareomotriz es la obtención artificial de la energía de las subidas y bajas de las mareas o de la

corriente que estas provocan. Las condiciones geográficas disponibles donde se pueda utilizar esta

tecnología están limitadas a unos cuantos lugares alrededor del mundo donde haya gran diferencia de

altura o una gran velocidad de la corriente.

Los últimos años ha habido un gran avance en las explotaciones de este tipo de energía para fines

comerciales. Sin embargo, esta tecnología no es nueva ya que se viene utilizando en el pasado. Durante

la era romana ya había molinos de agua que utilizaban las mareas y ríos. No obstante, su uso fue más

extendido durante la Edad Media. Se buscaba poder mecánico para moler grano o levantar cargas

pesadas.

Hay algunas plantas de energía mareomotriz hechas que funcionan de una manera similar a energía

hidroeléctrica, mediante un dique y haciendo pasar el agua a través de las turbinas. La mayor planta de

energía mareomotriz está instalada en la Rance, Francia en 1960 con una potencia de 240 MW [2]. El

desarrollo y el estudio de esta tecnología se paralizó en las décadas posteriores por la cantidad de dinero

que era necesario utilizar y los problemas medioambientales provocados [2]. Desde 1990 hasta hoy en

día los gobiernos han empezado a considerar la energía producida por las mareas por la preocupación del

cambio climático.

Los avances se están haciendo en el aprovechamiento de la energía cinética provocada por la corriente.

Aunque este método está 15 años por detrás de la tecnología del aprovechamiento de viento, se puede

beneficiar de los avances en la ciencia e ingeniería en el desarrollo de los aerogeneradores de viento ya

que los principios son muy parecidos [5]. Las mejores ventajas de esta energía es que es predecible, no

contamina y es fiable.

Hoy en día el suministro de energía no tiene por qué ser constante, pero tiene que ser fiable ya que debe

ser capaz de prever si habrá suministro y en que cantidades para que pueda ser combinado con otro tipo

de generación de energía para satisfacer la demanda. Este es el principal inconveniente de las energías

renovables porque dependen del medio ambiente, de si hay sol, olas o viento. Por ejemplo, un

aerogenerador puede experimentar horas o días sin viento y esto hace que no sean del todo fiables

porque dependen de fenómenos naturales incontrolables. El viento se puede saber con horas de

antelación, el sol por otra parte solo se puede saber minutos antes por las nubes y las olas del océano con

días de antemano, con la gran imprecisión en el pronóstico de estos fenómenos [5].

La ventaja que tiene la energía mareomotriz es que no depende del tiempo sino de fuerzas astronómicas,

por eso es mucho más predecible que las otras tecnologías renovables [6]. Si la corriente de una marea

en un lugar donde se produzca es estudiada durante 29 días se puede saber con bastante precisión su

variación en los siguientes 20 o 30 años del proyecto [3].

2.3 Creación de las mareas

Las mareas son creadas por las fuerzas centrifugas y gravitacionales entre la luna, el sol y la tierra, estas

fuerzas provocan el aumento y disminución de la altura del agua respecto a la costa [9]. Estas diferencias


14

de alturas cambian dependiendo de la estación, geomorfología y la alineación astral entre otros factores.

Las mareas son predecibles y cíclicas.

La fuerza de atracción de la luna es mayor a la del sol, aunque este astro sea más grande, la luna está más

cerca y es la que más efecto tiene sobre las mareas [2,3]. La gravedad de la luna crea unas fuerzas de

atracción “mareas” que crean protuberancias sobre el mar. Este fenómeno aparece dos veces cada 24h

50 min y 28 segundos [2].

Las fuerzas de atracción crean unas protuberancias y la mayor se crea en la parte de la Tierra más cercana

a la luna. En el lado opuesto, por las fuerzas centrifugas creadas por la rotación de la Tierra se crea otra

protuberancia [3]. Si la masa de agua está alineada con la luna habrá marea alta mientras que si está a

90 grados respecto de la Luna habrá marea baja [2].

Figura 2.Acción de la gravedad creada por la luna sobre el planeta Tierra ideal- [6]

Lo anteriormente descrito solo ocurriría si la tierra fuese una perfecta esfera con solo una gran masa de

agua. Como hay continentes la realidad difiere un poco con lo ideal. Aparte, la tierra no hace una rotación

sobre si misma de forma recta, sino que tiene un ángulo de inclinación que hará que estas fuerzas de

atracción difieran un poco [3].

Aunque se cree que solo se producen en el mar, este efecto se puede apreciar en los lagos también. A

parte, hay un tipo de mareas que no son predecibles ni cíclicas que se llaman mareas meteorológicas las

cuales son provocadas por los cambios de presión en el ambiente [8].

2.4 Tipos de mareas

La amplitud de las mareas depende de las fuerzas gravitacionales de los astros y de la posición de estos.

Los astros tienen una influencia directa en el tiempo que dura la marea y altura de esta [8].

Hay dos tipos de mareas que ocurren dos veces dependiendo de la posición de los astros y se diferencian

por su tamaño, que son las mareas muertas y las mareas de primavera. Las muertas ocurren cuando el

Sol y la Luna están a 90 grados entre ellos y cuando la luna está en el primer cuarto y tercer cuarto

causando que las fuerzas gravitacionales se contrarresten entre ellas provocando que la altura de las

mareas sea menor a lo normal. La velocidad de estas mareas es de 2-2,5 m/s [3].


15

Las de primavera ocurren cuando la luna y el sol se alinean con la tierra haciendo que las fuerzas

gravitacionales se refuercen entre ellas cuando hay Luna nueva y Luna llena provocando que el océano

tenga mareas con alturas más altas y más bajas de lo normal. La velocidad que se puede obtener con estas

mareas es de 3,5-4 m/s [3].

El día lunar, día de marea o ciclo de marea dura 24 horas y 50 min. Un día en la tierra es de 24 horas

tiempo que la tierra tarda en rotar 360 grados respecto su eje. Entretanto, la luna va girando durante un

período sideral de 27 días 7h y 43 min en la misma dirección [2].

Si nos fijamos en un punto concreto en la tierra llamado X que está alineado con la luna, cuando la tierra

haya dado un giro completo de 24h el punto X estará en el mismo lugar, pero la luna que se ha ido

desplazando con ella no estará aun alineada con ella y le llevará a la tierra 50 min más para volver a estar

alineados, es por eso que un ciclo de marea dura 24 horas y 50 min [2].

Como el planeta no es una esfera perfecta y como hay relieves (continentes) no hay mareas

perfectamente sinusoidales ni iguales. Existen diversos tipos de mareas porque la protuberancia creada

por las fuerzas de los astros es bloqueada por los continentes y por la rotación de la Tierra. Como la gran

masa de agua no se puede mover sin ser bloqueada, en cada océano y zona se genera diferentes patrones

de mareas [3]. También, el efecto Coriolis, la topografía de la costa, las corrientes oceánicas entre otras

provocan diferencias en las alturas de las mareas [8].

Figura 3.Diferentes tipos de mareas en el planeta Tierra- [3]

Los tipos de mareas que existen son:

-Mareas diurnas: Corresponden a una subida y bajada de la marea cada día lunar [3].

-Mareas semidiurnas: En un día lunar, consiste en dos subidas de marea similares y en dos bajadas de

marea similares. Entre la primera subida máxima y la última el tiempo que tarda es de 12h y 25 min [8].

La mayoría de costas del mundo tienen este tipo de mareas.

-Mareas mixtas semidiurnas: Es un ciclo con dos mareas bajas y dos altas durante un día lunar y con

diferentes alturas cada ciclo lunar [3].


16

Figura 4. Tipos de mareas- [3]

Esto influye completamente en la producción de energía por las turbinas ya que dependiendo de en qué

zona este colocada, el tipo de marea que habrá tendrá una mayor o menor producción de energía. Por

ejemplo, una turbina generará más energía en la costa este que en la oeste de Canadá ya que la marea

semidiurna es la más óptima por la cantidad de subidas y bajadas de mareas y la cantidad de corrientes

que se generarán.

2.5 Tipos de sistemas para obtener energía de las mareas

2.5.1 Presas

La tecnología utilizada para la obtención de energía mediante las presas es igual que en una central

hidroeléctrica, es decir, se construye un dique enorme que cubre toda la anchura del rio, bahía o

desembocadura. Entonces, cuando el agua por el efecto de las mareas sube y baja, pasa a través de los

túneles del dique, entrando en contacto con las turbinas. Las compuertas del dique se abren cuando la

marea está subiendo y cuando está en su máximo nivel se cierran creando un espacio cerrado. Luego, se

abren dejando pasar el agua a un ritmo que puede ser controlado.

El gran problema que genera este tipo es que tiene un gran impacto medioambiental para las especies

que viven en estos hábitats ya que no volverá a ser igual que antes. Solo pueden generar electricidad

cuando hay movimiento de las mareas que sería alrededor de 10 horas al día [2]. Lo bueno es que se

puede saber cuándo subirá o bajará y planear que otro tipo de energía haga el suministro necesitado.

Otros problemas serian el gran coste de la construcción y que solo se pueden situar en lugares adecuados.

Un gran ejemplo de este tipo de obtención de energía es la presa La Rance (ilustrada en figura 5) situada

en Francia con una capacidad de 240MW. Tiene una longitud de 720 m de largo y encierra 22 km2 de

agua. Está compuesta de 24 turbinas reversibles con una potencia de 10 MW cada una. Además, produce

alrededor de 480 GWh por año [2].


17

Figura 5. Central de energía mareomotriz La Rance- [2]

2.5.2 Tidal lagoon

Este método consiste en encerrar una gran superficie de agua mediante unas barreras. Es bastante

parecido a una presa, pero de dimensiones más pequeñas, se crea una gran masa de agua cuando la

marea está alta y luego cuando está baja se deja salir al agua a través de las turbinas.

La ventaja de este método es que el impacto medioambiental es mucho menor que se si construye una

presa bloqueando todo el río. Sin embargo, la energía obtenida es bastante pequeña y los costes altos.

Hay un proyecto en desarrollo para instalar la “Tidal Lagoon” en Nueva Gales del Sud que produciría

energía 4 veces por día consistiendo en 16 turbinas y generaría una potencia de 320 MW [6].

Figura 6, Tidal lagoon Swansea Bay


18

2.5.3 Turbinas mareomotrices

El principio de funcionamiento es la generación de electricidad por la energía cinética provocada por las

corrientes. El diseño es bastante parecido a un aerogenerador. Gracias a la mayor densidad del agua

respecto al viento, las palas de esta son más pequeñas y se mueven más lentamente [5]. Sin embargo,

experimentarán momentos y fuerzas mayores por estar emplazadas en el agua. La turbina debe generar

electricidad en las subidas y bajas de las mareas y aguantar las cargas de la corriente y de su propio peso.

También, tienen las ventajas de ser mucho más baratas de construir y no tiene los problemas ambientales

que tendría una presa. Las granjas de este tipo de turbinas se tienen que disponer en lugares cercanos a

la costa y en aguas someras. Si se quisiera obtener energía en aguas profundas más alejadas de la costa

se debería depender de la tecnología que aprovecha las olas y las corrientes.

En muchas zonas de los océanos las corrientes marinas no son adecuadas ya que la velocidad es muy

pequeña. Si la topografía que hay debajo del agua es la adecuada como estrechos entre islas, estrechos

entre tierra e isla y aguas poco profundas se generará bastante energía cinética. Si el flujo es mayor a

2,5m/s como ocurre en estos sitios, emplazar una turbina sería económicamente viable [2].

2.6 Partes de la turbina mareomotriz

La turbina consiste en un conjunto de palas montadas sobre un núcleo que el conjunto se llamaría rotor.

También tendría una caja reductora y un generador. La caja reductora se usa para cambiar la velocidad

del eje y transmitirla a unas velocidades más adecuadas para el generador. Cambiar la velocidad es una

complicación para todo el sistema porque el tamaño de la caja reductora es un factor crítico. Por eso la

distribución de cargas y la duración del patrón en las corrientes marinas debería ser analizado.

Las palas del rotor se mueven por el efecto hidrodinámico del agua pasando a través de estas. La caja

reductora se utilizaría para pasar de la velocidad del eje del rotor a la velocidad del generador. Luego, la

electricidad que se ha generado es enviada a tierra a través de cables. La turbina estará sujeta a una

estructura que debe de ser capaz de aguantar las cargas ambientales.

Figura 7. Partes de una turbina mareomotriz- [7]


19

2.6.1 Estructura

Al diseñar la turbina la estructura es una parte crucial ya que tiene que aguantar las duras condiciones en

el ambiente marino, las cargas de las corrientes y el propio peso de la turbina.

Los diferentes tipos de estructuras para una turbina son:

-Estructura de gravedad: consiste en un pilar y una base de cemento y acero para aguantarla al suelo

marino y tener estabilidad.

-Estructura monopila: consiste en una viga hueca de acero con un gran diámetro que está encajada en el

suelo marino. La viga se encaja a una profundidad de 20 a 30 metros [4]. La mayor ventaja es que no

necesita que haya una preparación y base en el suelo marino como en la de gravedad.

-Estructura trípode: este tipo de estructura está anclada al suelo marino utilizando tres pilares de acero

en las tres esquinas que tiene la base. Los pilares se introducen de 10 a 20 metros [4] en el suelo marino

dependiendo de las condiciones de este. Las ventajas que tiene esta estructura es que hay una reducción

de las cargas estructurales si se compara con otras estructuras y la menor posible corrosión ya que la

longitud de los pilares es menor.

-Estructura flotante: Consiste en un artefacto montado en una estructura flotante que está anclado al

fondo marino mediante cadenas. Este tipo de estructura es perfecta para situaciones donde el fondo

marino es muy profundo.

Figura 8. Diferentes tipos de estructuras para la turbina- [16]

2.6.2 Componentes eléctricos

Entre cada turbina y la red eléctrica debe de haber una serie de elementos para que la transmisión de la

energía obtenida se lleve a cabo. Consiste en:

-Generador AC, normalmente asíncrono.

-Reguladores de potencia.

-Cables AC o DC.

-Transformador.


20

Estos componentes se pueden encontrar organizados en dos posibles lugares. Dentro de la carcasa o en

una subestación.

Ya que la carcasa está sumergida en el agua todas las conexiones deben ser impermeables. Para este tipo

de situaciones debería de utilizarse los conectores húmedos (wet-mate) en la salida de la carcasa ya que

se puede conectar y desconectar dentro del agua mientras que los conectores secos (dry-mate) deben de

conectarse antes de sumergirlos. Con los conectores húmedos es más simple la conexión, pero también

saldría más caro. Sin embargo, todos los conectores de alto voltaje cuestan más y el límite comercial

disponible es de 11Kv AC [17].

Para instalar una subestación se debería procesar 30 MW o más [17]. Si el tamaño de los elementos es

grande y costoso se debería instalar en tierra. Si se decide instalar en el mar tiene que ser en una

plataforma fija o flotante.

2.7 Regulación de potencia

La regulación de potencia se consigue posicionando adecuadamente las palas para maximizar la salida de

potencia, para minimizarla o una combinación de ambas. Eso se consigue con palas de paso variable o

mediante la regulación de perdidas.

-Palas de paso variable: Hace que las palas se orientes de una forma determinada hasta que la salida de

potencia sea la de diseño y se queden así de forma constante. Estos sistemas son controlados por sistemas

hidráulicos o también electrónicamente mediante motores eléctricos. Si se sobrepasa la potencia de

diseño las palas aumentan su ángulo de ataque y así limitan la potencia que sale [5].

-Regulación de perdidas: Consiste en que las palas están conectadas al eje siempre con un mismo ángulo

de ataque. Cuando la velocidad de la corriente excede la de diseño, las palas están diseñadas

hidrodinámicamente para que cuando esto ocurra se limite el ángulo de ataque y eso hace que el fluido

vaya por separado. Esto pasa en la cara de la pala que no está orientada al flujo del fluido. Esto hace que

se reduzca el par y, por ende, que se reduzca la potencia [5].

2.8 Distribución eléctrica

La electricidad generada por las turbinas en el mar debe ser transportada hacia tierra. Lo bueno, es que

está tecnología ya ha sido estudiada por los aerogeneradores offshore y se puede aprovechar el

conocimiento.

2.8.1 Transmisión

Para poder transmitir la electricidad a tierra se debe aumentar bastante el voltaje para evitar pérdidas,

para ello es necesario un transformador. El tamaño de este dependerá de la distancia a la que esté puesto

el dispositivo de tierra. La transmisión se puede hacer de dos formas.


21

2.8.1.1 Alto voltaje con corriente alterna

Los factores más importantes para la transmisión de electricidad son el voltaje y la corriente. El sistema

de transmisión mediante corriente alterna es el mejor y más usado. Consiste en transmitir la corriente

alterna a un alto voltaje [5]. Este sistema se basa en:

-Sistema de recolección de electricidad alterna en la turbina.

-Un cable submarino trifásico.

-Una subestación que contiene transformadores y una compensación de energía reactiva situado en el

mar.

-Otra subestación que contiene transformadores y una compensación de energía reactiva situado en

tierra.

2.8.1.2 Alto voltaje con corriente continua

Este sistema consiste en transmitir corriente continua a un alto voltaje. Es una opción económicamente

fiable para la distribución de electricidad a largas distancias. Muchos problemas con conexión de

dispositivos eléctricos en la mar con la red eléctrica se han resuelto utilizando este sistema [5]. Se basa

en:

-Transformadores.

-Convertidores de CA a CC.

-Cable de CC.

-Convertidores de CC a AC.

2.8.2 Tipos de configuraciones para una granja de turbinas

Hay tres opciones para transmitir la electricidad de la granja de turbinas a tierra.

-La primera opción consiste en una sola turbina con un generador AC, convertidor de potencia y un

transformador. Esta opción no es muy recomendable ya que la obtención de energía sería pequeña en

comparación con el coste de la instalación y se suele utilizar para investigación.

-La segunda opción consiste en varias turbinas con varios generadores AC, convertidores y un

transformador. Este sistema tiene una gran flexibilidad y deja que los generadores roten a diferentes

velocidades. Igualmente, es un sistema bastante costoso y complejo.


22

Figura 9. Configuración de una granja de turbinas- [8]

-La tercera opción es conectar diversos generadores a un solo convertidor de potencia. Este sistema se

puede utilizar cuando hay poca variación en la velocidad de las turbinas que componen la granja. Tiene

un coste más reducido.

-La cuarta opción es con DC y cada generador tiene su rectificador que pasa de AC a DC. Luego hay un

inversor para pasar de DC a AC. Seguidamente se pone un transformador para aumentar el voltaje y evitar

bastantes pérdidas.

2.9 Tipos de turbinas

-Turbina mareomotriz de eje horizontal: Las palas rotan en un eje que es paralelo a la dirección del flujo.

La mayoría de dispositivos que existen son de este tipo. Cuantas más palas tiene, el dispositivo generará

un buen par y más estabilidad que si solo tuviese una pala. En contra, cuantas más palas, más perdidas

hidrodinámicas habrá. También, dependiendo de la turbina las palas pueden ser de paso controlable o

no.

-Turbina mareomotriz de eje vertical: Las palas rotan en un eje que es perpendicular al flujo de agua.

Consiste, en que las palas están montadas en verticalmente en un soporte. El mayor problema que

generan estas turbinas es que generan un par demasiado grande con cada revolución y no tiene poder

para empezar a rotar por si sola. Se pueden reducir estos problemas poniendo las palas de forma elíptica

pero su rendimiento será mucho menor comparado a las palas normales.

Hoy en día este tipo de tecnología está aún en su infancia, y se está estudiando su fiabilidad.

Existe un centro en Europa llamado European Marine Energy Centre (EMEC), el cual se dedica a estudiar

la energía mareomotriz para el desarrollo de las energías renovables marinas. También se dedica a probar

las turbinas en un tanque de pruebas para ver si son viables [5].

A continuación, se expondrán los diferentes tipos de turbinas que existen hoy en día. Algunas están en

fase de diseño y otras ya están en funcionamiento.


23

-Deltastream turbine (figura 10): Consiste en tres turbinas con una estructura trípode. Son turbinas de

rotación de eje horizontal con tres palas y un diámetro de 15 m cada una. Produce una potencia de 1,2

MW [5].

Figura 10. Deltastream Turbine- (Tidal energy Ltd)

-Evopod tidal turbine (figura 11): Turbina de eje horizontal de rotación y 4 palas. Tiene una estructura

flotante y está anclada al suelo marino. Tiene un diámetro de 1,5 metros y produce 35 KW de potencia.

Ha sido probada en Inglaterra exitosamente [11].

Figura 11.Evopod tidal turbine (oceanflow Energy)

-Free Flow turbine (figura 12): Turbina de eje horizontal con 3 palas y 5 metros de diámetro. Ha sido

probada en Estados Unidos generando 70 MW/h [10].

Figura 12.Free Flow turbine (Verdant power)

-Nereus tidal turbine (figura 13): Esta turbina está diseñada para aguas someras. Tiene una capacidad de

100KW y un peso de 30 toneladas. Fue probada exitosamente en Australia en 2007.[5].


24

-Solon tidal turbine (figura 13): Esta turbina es para ríos. Es muy robusta y tiene la capacidad de aguantar

el flujo con grandes cantidades de escombros. Tiene 500 KW de potencia y fue probada exitosamente en

Singapur. Tiene una velocidad de diseño de 2,6m/s [5].

Figura 13.Nereus y Solon tidal turbines- (Atlantis resources Corporation Ltd)

-Lunar Energy Turbine (figura 14): Turbina bidireccional de eje horizontal con un diámetro de 11,5 metros.

Tiene una estructura de gravedad y contiene un difusor para aumentar la velocidad del flujo. El conducto

tiene una distancia de 19,2 m. Se hizo una prueba exitosa en 2008 produciendo 1 MW de potencia. [11].

Figura 14. Rotech Tidal Turbine- (Lunar energy Ltd)

-Gorlov Heleical Turbine (figura 15): Esta turbina fue desarrollada por GCK Technology Inc. Es de eje

vertical y utiliza palas helicoidales. Tiene un diámetro de 1 m y 2,5 de altura [9].

Figura 15. Turbina Helicoidal de Gorlov- [9]


25

-Open centre turbine (figura 16): Es una turbina de eje horizontal. Tiene un rotor de 6 m de diámetro con

una capacidad de 1 MW y fue puesta en Canadá exitosamente en 2009. [2].

Figura 16. Open centre Turbine- (Open Hydro Ltd)

-Seagen Tidal Turbine (figura 17): Consiste en dos rotores de eje horizontal con dos palas de paso variable

de 16 metros de diámetro. Instalada en Irlanda del norte y operativa desde 2009. Tiene una potencia de

1,2 MW [11].

Figura 17. Seagen Tidal Turbine- (Marine Current Turbines Ltd)

-Davis Hydro Turbine (figura 18): Es una turbina de eje vertical con cuatro palas y se le conoce como valla

de marea. Tiene una potencia de 125 KW [11].

Figura 18. Davis hydro turbine- (Blue Energy)


26

-Free flow turbines (figura 19): Turbinas de eje horizontal de rotación con un diámetro de 4,86 metros

han sido probadas exitosamente en Nueva York generando 1MWh de electricidad por día [2].

Figura 19. Free Flow turbines- (Verdant Power Ltd)

-Neptune tidal stream device (figura 20): Turbina con dos rotores de ejes horizontales y 3 palas de paso

variable cada una. Tiene una estructura monopila y una capacidad de generar 2,4 MW [5].

Figura 20. Neptune Tidal stream device- (Aquamarine power Ltd)

2.10 Dispositivos recíprocos

Este tipo de dispositivos genera electricidad por el movimiento de oscilación. Esta oscilación es creada

por el movimiento del agua. Funcionan mediante un sistema hidráulico y se genera un gran par y poca

velocidad de salida. La presión generada por las hidro alas es transmitida mediante el aceite a un motor

hidráulico que luego mueve un generador eléctrico.

Este tipo de obtención de energía es bastante más caro que las turbinas mencionadas anteriormente y

aparte no es muy eficiente.

-Stingray Tidal Energy Converter. Esta turbina que convierte la energía cinética de la corriente en potencia

hidráulica con una capacidad de 150 KW. Fue instalado en el Reino Unido pero retirado semanas después

[11].


27

Figura 21. Stingray tidal energy converter. - [11]

2.11 Lugares para obtener este recurso

Los lugares para poder hacer una granja de turbinas dependerán sobre todo de la velocidad. Si tiene una

velocidad de más de 2,5 m/s es considerada una buena zona y suele ser económicamente viable. Sin

embargo, también habrá ciertas limitaciones que habrá que tener en cuenta como las condiciones del

suelo marino, la profundidad y el oleaje [5]. Normalmente las zonas para obtener este tipo de energía se

encuentran en estrechos. Hay muchas zonas del mundo donde se podría instalar una granja de turbinas y

que sea rentable pero los lugares más adecuados del mundo son [16]:

-El Estrecho de Magallanes -El Golfo de México

-Messina -El Golfo de ST. Lawrence

-Río de la Plata -Gibraltar

-Sicilia -El Canal Inglés

-Hebrides -Bósforo

-Mar de Irlanda -La bahía de Fundy

-Skagerrak-Kattegat -Las Amazonas

-Océano Ártico

2.12 Problemas de las turbinas

Los problemas principales al instalar una granja de turbinas son: los impactos medioambientales, la

instalación, el mantenimiento, la transmisión de energía y las condiciones de carga que deberá soportar

[5].

La instalación de una turbina comprende un gran desafío. Lo bueno es que este conocimiento se puede

obtener de otras tecnologías offshore. Para la instalación habrá un tiempo corto entre mareas para hacer

los cimientos. Esta turbina deberá ser diseñada para una velocidad de diseño y se tendrá que proteger

con métodos efectivos contra la corrosión como las pinturas.

A parte, la turbina tiene que ser accesible para el mantenimiento. El barco que realiza el mantenimiento

debe tener acceso al dispositivo. Durante la fase de diseño es imprescindible que se adopten medidas


28

para evitar que el mantenimiento sea muy complicado y que la frecuencia sea mínima. Por ejemplo, una

parte del mantenimiento corresponderá a elevar la turbina por encima del agua, con un barco o una

plataforma.

Otro de los problemas es la distribución de la electricidad. La transmisión desde el mar a tierra es bastante

compleja. A menudo habrá grandes distancias y la transmisión deberá ser a alto voltaje.

Las turbinas mareomotrices generarán un empuje mayor que los aerogeneradores marinos porque la

densidad del agua es mayor [2]. Esto provocará que los materiales de las turbinas deban ser mucho más

resistentes y que por consecuencia más costosos. También, las diferencias de velocidad en el fluido al

entrar en la turbina pueden causar vibraciones que pueden provocar fallo por fatiga [17]. Al diseñarla se

tiene que tener en cuenta estas variaciones.

Se conoce que los impactos en el medio marino son mínimos si se comparan con las turbinas que hay en

las presas. Para evitar impactos se tendrá que instalar la granja en lugares donde se sepa que no hay

mucha vida marina.

Capítulo 3. Diseño de la turbina

29


3.1 Emplazamiento de la turbina

Primeramente, para diseñar la turbina se tiene que decidir si se pondrá en el rio o en el mar. En cualquier

caso, los principios son los mismos, pero con algunas características diferentes.

-Dirección: En las mareas el flujo es bidireccional, por ese motivo, el rotor debe tener los mecanismos

adecuados para poder obtener energía de diferentes cambios de dirección en el flujo. En cambio, en el

río el flujo es unidireccional y eso el rotor deberá estar diseñado para ese tipo de flujo.

-Emplazamiento (igual para río que para marea): Se puede elegir entre disponer la turbina en el fondo

marino, donde el flujo tiene menos velocidad o en la superficie donde el flujo será más veloz (figura 22).

Figura 22. Velocidad del flujo dependiendo de la profundidad-[23]

Además, habrá diferencias en la velocidad dependiendo de a la distancia que esté de tierra y la geografía

del canal. Si se pone el dispositivo en flotación habrá inconvenientes ya que la distribución de la

electricidad se puede hacer más compleja. Otros inconvenientes serían el transporte marino, la pesca y

actividades de ocio que verían su espacio de uso reducido por la granja de turbinas.

-Densidad: La densidad del agua del río es menor a la del agua del mar. Eso implica que haya menos

generación de potencia en el río, pero también implica que si se dispone en el mar las palas tienen que

ser más resistentes para aguantar cargas mayores. La densidad también puede variar en el mar por los

cambios de temperatura y salinidad dependiendo de la localización [16].

El lugar escogido para el emplazamiento de la turbina es el canal de Hoenggan en la costa oeste de Korea

del Sud con una velocidad máxima de 2,5 m/s y una profundidad de 30 metros [31].


30

3.2 Hydrofoils

Los hydrofoils son las secciones transversales de la pala de una turbina. La misión de las palas es crear una

fuerza de sustentación para que rote el rotor y genere potencia. La eficiencia de la turbina dependerá del

tipo de hydrofoil utilizado ya que cada pala está diseñada con uno o varios tipos. Normalmente cuanto

más fino más eficiente será, pero eso tendrá problemas ya que la pala tiene que aguantar unas ciertas

cargas estructurales. Por eso la anchura debe ser mayor cuanto más cerca del rotor esté. Como se ha

dicho anteriormente, las fuerzas hidrodinámicas actuando en la turbina van a ser mucho mayores que las

que actúan en un aerogenerador. Eso hace que las secciones de las palas deban ser más anchas [21].

El objetivo del diseño de la pala es aumentar el coeficiente de sustentación y disminuir el de resistencia y

el momento de pitching. El mayor de los problemas a los que se enfrentan las palas es la cavitación. Cuanto

más fina es, más susceptible a que cavite. Para que el rotor genere la potencia necesaria la proporción

entre los coeficientes de sustentación y arrastre (Cl/Cd) debe ser lo más alto posible. Mientras que el

número de cavitación deberá ser lo más bajo posible [22].

El hydrofioil (figura 23) consiste en una cara de presión que es la de mayor curvatura (upper Surface) y

una cara de succión que es la de menor (lower Surface). La cuerda (chord line) va de un extremo a otro,

se indica con una c y corresponde a la longitud del hydrofoil. El ángulo de ataque es el ángulo geométrico

entre la velocidad relativa y la cuerda. Está representado por α. La “camber line” es la línea que delimita

la mitad del hydrofoil desde las dos superficies. La distancia entre la superficie inferior y superior medidas

perpendicularmente desde la cuerda es la anchura del hydrofoil.

Figura 23. Nomenclatura del hydrofoil- [22]

3.2.1 Fuerzas Hidrodinámicas

Como el hydrofoil está sumergido en agua experimentará una serie de fuerzas provocadas por la presión,

los cambios de velocidad y la viscosidad del fluido. Este experimentará: la fuerza de arrastre (draft), la

fuerza de sustentación (lift) y el “pitching moment”. Las fórmulas son las siguientes [22].


31

𝐹𝑑 =1

2𝜌 ∪2 𝑏𝑐 ∗ 𝐶𝑑

(1)

𝐹𝑙 =1

2𝜌 ∪2 𝑏𝑐 ∗ 𝐶𝑙

(2)

𝑀𝑝 =1

2𝜌 ∪2 𝑏𝑐2 ∗ 𝐶𝑚

(3)

Donde ρ es la densidad del fluido en 𝐾𝑔/𝑚3. b es la longitud de span (longitud perpendicular de la pala

relativa a la sección transversal) en metros, c es la longitud de la cuerda en metros. 𝐶𝑑𝐶𝑙𝐶𝑚 son los

coeficientes de arrastre, sustentación y de momento respectivamente. U es la velocidad del fluido en

𝑚/𝑠.

La fuerza de arrastre es ejercida en el cuerpo por el fluido y es paralela a su velocidad. Es provocada por

la resistencia viscosa y la diferencia de presiones en la superficie del hydrofoil [18].

La fuerza de sustentación es provocada por la diferencia de presiones. Al moverse el fluido por el hydrofoil

la velocidad de las partículas es mayor en la superficie de arriba que de abajo provocado por el ángulo de

ataque y la “camber line”. En la superficie de arriba la velocidad es mayor y por lo tanto la presión es

menor y lo contrario ocurre en la superficie de abajo del hydrofoil.

El “pitching moment” es producido como una función integral de los momentos de las fuerzas de presión

sobre las superficies del hydrofoil [18].

El punto donde se aplican las tres cargas es aceptado ser la distancia desde el inicio hasta c/4 (figura 22).

Estas cargas variarían dependiendo de las formas del hydrofoil y del tipo de fluido.

3.2.2 Cavitación

La cavitación en las palas de la turbina es un gran problema. Depende del coeficiente de presión (𝐶𝑝) que

es adimensional y del número de cavitación. Las equaciones son respectivamente [22]:

𝐶𝑝 =𝑃 − 𝑃∞

12

𝜌𝑈2

(4)

𝜎 =𝑃𝑜 − 𝑃𝑣

12 𝜌𝑉𝑟

2

(5)


32

Donde U es la velocidad del flujo en 𝑚/𝑠 , ρ es la densidad del fluido en 𝐾𝑔/𝑚3, P es la presión estática

y 𝑃∞ la presión dinámica en 𝑁/𝑚2. 𝑃𝑜 es la presión loca en 𝑁/𝑚2 , 𝑃𝑣 es la presión de vapor en 𝑁/𝑚2 y

𝑉𝑟 es la velocidad dinámica en 𝑚/𝑠.

La cavitación ocurre cuando el liquido fluye a gran velocidad haciendo que la presión caiga demasiado y y

el agua empieza a hervir formando burbujas de vapor. Esto empieza cuando la presión estática del líquido

baja por debajo de la presión de vapor. La cavitación ocurre en las las zonas de la pala con más velocidad.

Cuando explotan las burbujas de vapor provocan una presión muy grande sobre la superficie de la pala

haciendo que se vaya erosionando y generando mucho ruido. Si las burbujas son lo suficientemente

grandes a parte de dañar la superficie harán que se reduzca la eficiencia de la turbina. Esto puede ser

evitado diseñando las palas para que la presión estática no caiga por debajo de la de vapor[23].

Si el coeficiente de presión en valor absoluto es mayor a al número de cavitación habrá cavitación

׀𝐶𝑝׀ ) ≥ 𝜎 ) [22].

Figura 24. Daño estructural provocado por la cavitación de un propulsor –[24]

3.3 Elección del perfil óptimo

Para la elección del perfil hidrodinámico óptimo se puede usar mucha información sobre el diseño y la

operación de los aerogeneradores. Sin embargo, hay algunas diferencias que se han de tener en cuenta

como el número de Reynolds, la posible cavitación y diferentes características de perdidas (stall) [28]. La

selección de un perfil óptimo para la turbina es esencial para las fases iniciales del diseño ya que de esto

dependerá el nivel de eficiencia de esta.

Hacer pruebas en un tanque de agua no estaba a la disposición de este proyecto así que se usó un código

numérico analítico 2D para hacer el análisis de los perfiles. Hay muchos disponibles, pero en el estudio se

utilizó el código JavaFoil que es de libre acceso [25]. Este código hace un análisis hidrodinámico para

determinar la fuerza de sustentación, la de resistencia y de momento del perfil. También se puede obtener

la velocidad y el coeficiente de presión a lo largo de la superficie. Estos análisis se hacen calculando la

velocidad local y la presión local basándose en la ecuación de Bernoulli [26].

Para mejorar la eficiencia de la turbina habrá que escoger el perfil más óptimo entre las series disponibles.

Los más comúnmente usados en las turbinas de eje horizontal son las series: NACA63-8XX, NACA44XX y


33

RisO-A1-XX [28]. NACA son el tipo de perfiles más conocidos y hay un montón de análisis hechos para ser

usados en aerogeneradores y turbinas hidro-cinéticas.

En el estudio se miró el comportamiento hidrodinámico de los perfiles NACA4418, NACA4415, NACA63-

818 y NACA63-218 para ver cuál es el más óptimo.

Figura 25. Perfiles NACA4418, NACA4415, NACA63-818 y NACA63-218 – [25]

NACA 4418 se seleccionó para empezar el estudio. Las siglas significan 18% de anchura, 4% de curvatura

máxima en el 40% de la cuerda. Luego, NACA4415 con 15% de anchura, 4% de curvatura máxima en el

40% de la cuerda. Después los perfiles NACA63-818 y NACA63-218 con 18% de anchura al 30% de la cuerda

desde el ángulo de entrada.

Al empezar el estudio se eligió el primer perfil y después de especificar el número de Reynolds y el ángulo

de ataque el programa primero calculó la distribución de la velocidad y luego hizo un análisis de la capa

límite. Después dio como resultado los coeficientes de sustentación, arrastre, de momento y de presión.


34

Para los perfiles se ha escogido ángulos pequeños de 0-20 grados porque el coeficiente de sustentación

es mayor y el de arrastre más bajo [32].

En el estudio se utilizó un Re=2 ∗ 106 característico de las turbinas mareomotrices ya que de momento

no se saben los parámetros principales de la turbina. Los coeficientes de sustentación y arrastre fueron

analizados para cada ángulo de ataque de 0-20 de todos los perfiles seleccionados. Luego, los datos

obtenidos por el método numérico fueron trasladados a Excel para hacer la comparación y se obtuvieron

los siguientes gráficos (figuras 26, 27, 28).

Figura 26. Coeficiente de sustentación para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M.

Figura 27. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 5 10 15 20 25

Cl

ángulos de ataque

NACA 4418

NACA 4415

NACA 63-818

NACA 63-218

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0 5 10 15 20 25

Cd

ángulos de ataque

NACA 4418

NACA 4415

NACA 63-218

NACA 63-818


35

Figura 28. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M

Perfil Espesor % 𝐶𝑙 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 𝐶𝑙

𝐶𝑑 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜

α al

𝐶𝑙


𝐶𝑝 𝑚𝑖𝑛 en el

𝐶𝑙


NACA 4418

18 2,065 97,114 4 -1,594

NACA4415 15 1,859 117,968

6

-2,065

NACA 63-818 18 1,961 169,363

7

-2,841

NACA 63-218 18 1,521 121,173

6 -2,094

Tabla 1. Comparación de los diferentes perfiles estudiados

NACA 63-818 sobresale bastante por encima de los otros perfiles teniendo una mejor relación Cl/Cd, NACA

4415 y NACA 63-218 tienen unas relaciones Cl/Cd similares. NACA 4418 tiene una relación Cl/Cd

ligeramente por debajo de los perfiles anteriores, pero tiene el coeficiente de presión más bajo. El

coeficiente de presión medio de NACA 63-818 es ligeramente mayor a los otros perfiles. Esto hace que

este perfil sea más propenso a la cavitación. A grandes ángulos de ataque en los perfiles NACA 63-218 y

NACA 63-818 provocan coeficientes de presión grandes haciéndoles bastante propensos a cavitar. Lo más

importante para el perfil es que tenga un coeficiente de sustentación (Cl) alto al igual que una alta relación

(Cl/Cd). Intentando que el coeficiente de presión sea el mínimo posible para que no cavite.

El hydrofoil cavitará si el coeficiente de presión (Cp) es superior al número de cavitación. Por eso se deberá

comprobar si habrá cavitación. Igualmente, para evitar la cavitación se puede sumergir más la turbina

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

0 5 10 15 20 25

Cl/

Cd

ángulos de ataque

NACA 4418

NACA 4415

NACA 63-818

NACA 63-218


36

para que la columna de agua sea mayor, aunque la obtención de energía será menor cuando más profunda

esté la turbina.

Debido a que la relación Cl/Cd es mayor en NACA 63-818 será el perfil elegido ya que hará la turbina más

eficiente. Más adelante se comprobará si existe la cavitación.

Figura 29. Coeficientes de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=8.

Figura 30. Coeficiente de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=12.

3.4 Parámetros de diseño

-Potencia obtenible de la corriente de la marea:

𝑃 =1

2𝜌𝐴𝑉3

(6)


37

Siendo 𝜌 la densidad del fluido 𝑘𝑔/𝑚3, 𝐴 el área barrida de la turbina en 𝑚2 y 𝑉 la velocidad del fluido

en 𝑚/𝑠.

-El área barrida de la turbina se calcula mediante la fórmula (5).

𝐴 = 𝜋𝑟2 (7)

Siendo 𝑟 el radio de la turbina en 𝑚.

-El límite de Betz: La máxima eficiencia de una turbina mareomotriz, como otras turbinas viene estimada

por el límite de Betz. Betz fue un físico alemán que determinó que una turbina no puede convertir más

del 59,3 % de la energía cinética del fluido [23]. Entonces la eficiencia máxima conocida como coeficiente

de potencia es de 0,59.

𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥 = 0,59 (8)

-El límite de Betz no se puede conseguir por las pérdidas mecánicas. Cada turbina tiene su propio 𝐶𝑝 que

va entre 0,35-0,45 [23]. La potencia de la turbina se puede expresar como:

𝑃𝑡 =1

2 𝐶𝑝𝜌𝐴𝑉3

(9)

𝐶𝑝 =𝑃𝑡

𝑃=

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑎𝑟𝑒𝑎

(10)

𝑃𝑡 = 𝐶𝑝 ∗ 𝑃 (11)

Siendo 𝐶𝑝 el coeficiente de potencia de Betz, 𝜌 la densidad del fluido en 𝑘𝑔/𝑚3, 𝐴 el área barrida de la

turbina en 𝑚2 y 𝑉 la velocidad del fluido en 𝑚/𝑠 .

-Coeficiente de empuje.

𝐶𝑡 =2𝑇

𝜌𝐴𝑉2

(12)

Siendo 𝑇 el empuje máximo axial en 𝑁.


38

-Tip speed ratio (TSR) es la relación entre la velocidad máxima de la pala y la velocidad del flujo.

𝑇𝑆𝑅 = 𝜆 =𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑙𝑎 (𝑅Ω)

𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 (𝑉)

(13)

Donde 𝑅Ω es la velocidad de la pala en 𝑟𝑎𝑑/𝑠 y 𝑉 es la velocidad del flujo en 𝑚/𝑠

-El TSR óptimo se puede calcular con la fórmula 14.

𝜆𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑎 =4𝜋

𝑛

(14)

Siendo 𝑛 el número de palas de la turbina.

-Revoluciones del rotor:

Ω =∪∗ 𝜆

𝑅

(15)

Donde ∪ es la velocidad del canal en 𝑚/𝑠 , 𝜆 es el TSR óptimo y R el radio de la turbina en 𝑚.

3.5 Dimensionamiento de la turbina

En el canal de Hoenggan la velocidad del agua tiene un rango de 0,5m/s- 2,5 m/s y hay una profundidad

de 30 metros [31]. La turbina escogida es de eje horizontal con 3 palas ya que hacen que la turbina tenga

menos vibraciones, que sea más estable y que haya una reducción de la fatiga. Además, con 3 palas puede

operar a bajas TSR reduciendo la posibilidad de que haya cavitación [27].

El diámetro de la turbina dependerá de si hay tráfico marino (figura 31). En canal de Hoenggan la

profundidad es de 30 metros i hay tráfico marino. Por lo tanto, se debería escoger diámetro de entre 10

m y 12 m [27]. Se ha elegido un diámetro del rotor de 10 para evitar contacto con los barcos.

Figura 31. Diámetro del rotor dependiendo de la profundidad–[23]


39

Las suposiciones hechas sobre la turbina son las siguientes. La potencia del rotor se ha determinado con

la fórmula (1 y 2) con un 𝐶𝑝 de 0,40 [23].

La velocidad del rotor se ha determinado variable y el control de las palas como fijo. Las palas se han

supuesto no circulares en la unión con el rotor ya que el control de estas es fijo. Si el control es variable

se incrementaría bastante el presupuesto. Sin embargo, debe haber mucho más material en la raíz de la

pala para aguantar las cargas que podrían ser reguladas con un control variable [33].

El diámetro del rotor se ha determinado como un 10 % del diámetro de la turbina [34]. Siendo por lo tanto

1 metro. La velocidad de diseño se ha cogido como 2,4 m/s.

Un informe de la comisión europea indica que la turbina se debería estacionar aproximadamente en el

medio del canal [36]. Por ese motivo se ha puesto a 15 metros del fondo marino.

-Potencia obtenible de la corriente de la marea (fórmulas 6,7):

𝑃 =1

2𝜌𝐴𝑉3 =

1

2∗ 1025 ∗ 78,53 ∗ 2,43 = 556,369 𝐾𝑊

𝐴 = 𝜋𝑟2 = 𝜋 ∗ 52 = 78,53 𝑚2

-Potencia de la turbina (fórmula 11):

𝑃𝑡 = 𝐶𝑝 ∗ 𝑃 = 0,40 ∗ 556,369 = 222,547 𝐾𝑊

-El TSR de las turbinas mareomotrices suele estar entre 4 y 6. Un TSR más pequeño es más preferible para

evitar la cavitación. Sin embargo, un alto TSR hace que la turbina sea más eficiente [23] (fórmula 14).

𝜆𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑎 =4𝜋

𝑛=

4𝜋

3= 4,18

-Las revoluciones del rotor (fórmula 15):

Ω =∪∗ 𝜆

𝑅=

2,4 ∗ 4,18

5= 2,0064

𝑟𝑎𝑑

𝑠= 19,15 𝑟𝑝𝑚

-Los parámetros principales se pueden ver en la siguiente tabla:


40

Parámetros de diseño Valores

Velocidad del flujo (V) 0,5 m/s-2,5 m/s

Densidad agua del mar (ρ) 1.025 kg/𝑚3

Viscosidad cinemática (𝜇) 1,06E-06 𝑚2/𝑠

Profundidad 30 m

Diámetro del rotor (D) 10 m

Número de palas 3

TSR 4,18

Rpm del rotor 19,15 rpm

Perfil de las palas NACA 63-818

Velocidad de diseño 2,4 m/s

Tabla 2. Parámetros de diseño de la turbina

3.6 BEMT (Blade element momentum theory)

Las mejoras en las técnicas del modelado numérico han hecho posible el análisis de las turbinas

mareomotrices usando simulaciones complejas en CFD. Hacer este tipo de análisis permite evaluaciones

detalladas, interacción fluido-estructura, las cargas dinámicas y la formación de estela con una gran

precisión. Sin embargo, esto conlleva a un largo tiempo de proceso y un alto precio computacional.

Otra opción es utilizar BEM. Esta teoría combina la teoría del elemento de pala y la teoría del momento y

es bastante efectiva y simple. Este método permite predecir el comportamiento del rotor de la turbina y

ha sido utilizado en el estudio de aerogeneradores, pero también está adaptado para turbinas

mareomotrices. Los beneficios de este método consisten en un tiempo computacional muy reducido, no

se necesita un software costo y haciendo que se puedan calcular modelos que necesiten realizar muchas

iteraciones.

3.6.1 Teoría del momento

Esta teoría que modela la turbina como un disco actuador semipermeable delgado e infinito delimitado

por un tubo de flujo (figura 32). Así, se pueden relacionar las presiones y velocidades a diferentes

posiciones utilizando las ecuaciones de Bernoulli y la conservación de masa.


41

Figura 32. Tubo de flujo y disco actuador de la teoría de momento.[48].

El empuje que corresponde a la fuerza axial en el disco se deriva del cambio diferencial de presión y

momento en el tubo [48]. Por lo tanto:

𝑑𝑇 = 4𝜋𝜌𝑈02𝑎(1 − 𝑎)𝑟 𝑑𝑟 (16)

Donde la fórmula 17 es el factor de inducción axial, 𝑑𝑇 es el empuje del elemento N, 𝜌 es la densidad del

fluido en 𝐾𝑔/𝑚3, 𝑟 es el radio local del elemento, 𝑈0 es la velocidad de referencia en 𝑚/𝑠 y 𝑑𝑟 es la

longitud local del elemento en metros.

𝑎 =𝑈0 − 𝑈𝑑

𝑈0=

𝑈0 − 𝑈∞

2𝑈0

(17)

El momento rotacional es adquirido por el flujo en la estela que puede equipararse al par transmitido por

el rotor. Al ser una función de la velocidad tangencial, el disco se divide en varios anillos circulares donde

el par se aplica:

𝑑𝑄 = 4𝜋𝜌𝑎′Ω𝑈0(1 − 𝑎)𝑟3 𝑑𝑟 (18)

Donde 𝑑𝑄 es el par del elemento (N m), 𝑎′ =𝑤

2Ω es el factor de inducción tangencial, 𝑤 es la velocidad

angular de la estela (rad/s) y Ω es la velocidad angular de la turbina (rad/s).


42

3.6.2 Teoría del elemento de pala

Esta teoría divide las palas en un número determinado de perfiles 2D de hydrofoils. Donde las

interacciones radiales no son tenidas en cuenta.

La teoría del elemento de pala hace dos suposiciones:

-No hay interacción hidrodinámica entre los elementos de la pala.

-Las fuerzas actuando en los elementos de la pala dependen solo del coeficiente de sustentación y

arrastre.

Por consiguiente, la fuerza y el empuje que causan el par pueden ser resueltas como función de las fuerzas

hidrodinámicas y un ángulo de entrada usando las velocidades axial y tangencial figura (33).

𝑑𝑇 =1

2𝜌𝑊2𝐵𝑐(𝐶𝐿𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝐶𝐷𝑠𝑖𝑛 𝜑) 𝑑𝑟

(19)

𝑑𝑄 =1

2𝜌𝑊2𝐵𝑐(𝐶𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑 + 𝐶𝐷𝑐𝑜𝑠 𝜑)𝑟 𝑑𝑟

(20)

Donde, 𝐵 es el número de palas, 𝑊 es la velocidad resultante del fluido en 𝑚/𝑠, 𝑐 es la cuerda del perfil

en metros, 𝜑 es el ángulo de entrada en grados y 𝐶𝐿 𝐶𝐷 los coeficientes de sustentación y arrastre

respectivamente.

Figura 33. Flujo en la pala y fuerzas- [49]

La teoría del momento provee dos ecuaciones para el empuje y el par que expresa los valores en términos

de parámetros del flujo. La teoría de elemento de pala provee dos ecuaciones con los mismos parámetros

pero que expresa los valores en términos de los coeficientes de sustentación y arrastre del perfil.


43

En BEM se asume que el cambio de momento es responsable de las fuerzas hidrodinámicas que actúan

en los elementos de la pala. Los coeficientes de empuje (𝐶𝑇) y potencia del rotor (𝐶𝑝) son calculados en

un rango de TSR definiendo:

𝐶𝑇 =Σ𝑟ℎ𝑢𝑏

𝑅 𝑑𝑇

12 𝜌𝐴𝑈0

2

(21)

𝐶𝑝 =Σ𝑟ℎ𝑢𝑏

𝑅 𝑑𝑄Ω

12

𝜌𝐴𝑈03

(22)

𝑇𝑆𝑅 =Ω𝑅

𝑈0

(23)

Donde 𝐴 es el área mojada del disco en 𝑚2.

3.7 Programa Harp_Opt y optimización de la pala

Hoy en día los métodos principales para la optimización de las palas de una turbina son los cibernéticos

optimizados, programación matemática y algoritmo genético [35].

Para la optimización de las palas se utilizó el programa Harp_opt (horizontal axis perfomance

optimization) que es un código de libre acceso hecho por el National Renewable Energy Laboratory. Es un

programa de algoritmo genético que utiliza los algoritmos de Matlab y la teoría de momento de pala-

elemento (BEM) para optimizar el rotor de aerogeneradores o turbinas mareomotrices obteniendo la

mayor potencia de la turbina cambiando las características de la pala. El objetivo es maximizar la

producción de energía anual (AEP). También se puede hacer una optimización estructural disminuyendo

el peso para aguantar las cargas mínimas y también si es el caso de una turbina mareomotriz se puede

marcar para que en la optimización no haya cavitación [30].

Aunque está en su infancia y se está continuamente desarrollando, el programa tiene algunas

limitaciones. La primera es que la optimización tarda demasiado tiempo dependiendo de la cantidad de

iteraciones que se impongan. Además, la predicción de cavitación no informa donde ocurre, sino que

elimina el diseño y lo marca como un diseño inviable. Esto se podría mejorar ya que cambios pequeños

en la distribución del giro (twist) puede hacer que disminuya la cavitación y dar una solución adecuada.

En cuanto al diseño estructural, el programa está diseñado principalmente para aerogeneradores. Por eso

en la estructura del perfil solo se dispone de la estructura externa y no interna (figura 34). Esto puede ser

un problema para las turbinas hidro-cinéticas ya que la densidad del agua es mayor a la del aire y las

cargas que tendrá que soportar la pala serán mayores. Para que el diseño estructural fuese el adecuado

se debería poder definir la estructura con vigas internas para poder aguantar mejor las cargas.


44

Figura 34. Modelación de la pala- [30].

Para empezar el diseño se tuvo que poner los parámetros de entrada (figura 35). Estos parámetros van

desde la geometría de la turbina, propiedades del flujo y el tipo de hydrofoil escogido insertando los

coeficientes de sustentación, de arrastre y los diferentes coeficientes de presión en un rango de -180 a

180 grados obtenidos del programa JavaFoil, los límites superiores e inferiores a lo largo de la longitud de

la cuerda, la distribución de giro (twist) y el porcentaje del espesor a lo largo de 5 partes del perfil. Una

vez todos los parámetros han sido introducidos el algoritmo empezó a hacer la optimización.

Figura 35. Interfase del programa Harp_opt


45

El objetivo de optimización fue que el diseño de la pala maximizase la obtención de energía entre una

velocidad variable de 0,5 m/s y 2,5 m/s siendo una hélice de paso variable y comprobando si existe

cavitación. Así el programa determinó la cuerda y la distribución de giro óptimos a lo largo de la pala.

Como resultado el programa obtuvo unas gráficas (figuras 36,37,38,39) y la optimización de energía dio

como resultado (AEP) =495355 KW-hora/año.

En la figura 36 se obtuvo la potencia del rotor y el coeficiente de potencia respecto a la velocidad del flujo.

En la figura 37 se obtuvo la cuerda y la distribución de giro (twist) en 30 secciones donde se define la

forma externa de la pala. En las figuras 38 y 39 se puede ver el par producido por los cambios de velocidad

y el momento generado en la pala.

Figura 36. Potencia obtenida respecto la velocidad del flujo.

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0P

ow

er C

oef

fici

ent,

Cp

Ro

tor

Po

wer

(k

w)

Flow Speed (m/s)

Power

Power Coefficient


46

Figura 37. Cuerda y pre-Twist óptimos respecto el radio de la pala.

Figura 38. Momento generado en la parte de la conexión con el rotor de la pala respecto a la velocidad del flujo.

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

16,0

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0

Pre

-Tw

ist

(deg

)

Ch

ord

(m

)

Blade Radius (m)

Chord

Pre-Twist

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

Ro

ot

Fla

p M

om

ent

(kN

-m)

Flow Speed (m/s)


47

Figura 39. Variación del par respecto la velocidad del flujo.

Después de la optimización, un modelo de la pala CAD 3D fue dibujado utilizando SolidWorks (figura 40)

para poder visualizar la pala. Para crear el dibujo las coordenadas producidas por Harp_Opt fueron

introducidas con su correcta cuerda y ángulo de torsión de cada uno de los perfiles NACA63-818 (tabla 3).

Figura 40. Pala optimizada dibujada con SolidWorks.

r/R Radius Pre-Twist Chord

(-) (m) (deg) (m)

0,115 0,288 36,13 0,953

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0

To

rqu

e (k

N-m

)

Flow Speed (m/s)


48

0,145 0,363 33,31 0,819

0,175 0,438 30,70 0,729

0,205 0,513 28,32 0,663

0,235 0,588 26,15 0,610

0,265 0,663 24,17 0,568

0,295 0,738 22,37 0,532

0,325 0,813 20,72 0,501

0,355 0,888 19,23 0,474

0,385 0,963 17,87 0,450

0,415 1,038 16,63 0,429

0,445 1,113 15,51 0,409

0,475 1,188 14,50 0,392

0,505 1,263 13,58 0,375

0,535 1,338 12,74 0,360

0,565 1,413 12,00 0,346

0,595 1,488 11,34 0,333

0,625 1,563 10,74 0,320

0,655 1,638 10,20 0,308

0,685 1,713 9,72 0,297

0,715 1,788 9,30 0,286

0,745 1,863 8,92 0,276

0,775 1,938 8,56 0,266

0,805 2,013 8,26 0,257

0,835 2,088 7,98 0,249

0,865 2,163 7,72 0,240

0,895 2,238 7,48 0,233

0,925 2,313 7,26 0,226

0,955 2,388 7,04 0,219

0,985 2,463 6,83 0,213

Tabla 3. Parámetros de la optimización obtenidos con Harp_Opt

Capítulo 4. Elección del material de la pala

49


4.1 Requerimientos estructurales

Las palas de la turbina son una estructura compleja y que depende de dos etapas. La primera es la elección

de la forma hidrodinámica (capítulo 2) y la segunda consiste en la elección adecuada del material y la

configuración estructural para poder mantener la forma de esta sin que falle por las diferentes cargas que

afectan a la pala.

Las cargas provocadas por la velocidad del agua inducen principalmente una flexión en la superficie de la

pala y en el borde de esta. Estas cargas tienen tanto un componente estático como componente dinámico

que produce fatiga en el material.

Para producir la rotación el par es necesario. Este par se produce por toda la pala y si no está bien diseñada

se puede producir un fallo estructural como le pasó a la empresa Verdant Power cuando instaló su primera

turbina en East River New York (figura 41). Esto fue provocado por subestimar las cargas y no poner el

espesor adecuado de material.

Figura 41. Fallo en la pala de la turbina Verdant Power- [37]

La base de la selección del material depende de las distribuciones del momento flector, del coste de

producción y del entorno operativo de la turbina. Los grandes esfuerzos a los que se ve sometida la pala

requiere materiales con alta resistencia y rigidez para que no pierda su forma hidrodinámica. También, al

estar inmersa en el mar puede aparecer corrosión y que a lo largo del tiempo pueda degradar ciertas

propiedades del material. Por esos motivos el material seleccionado debe resistir este ambiente corrosivo

mientras mantiene la resistencia y la rigidez [38]. Además, la turbina está instalada en una distancia

profunda de 15 metros y la realización de mantenimiento es escaso debido a la dificultad que supone


50

acceder a la turbina desde la superficie. Aparte, la estructura de la pala deberá aguantar la presión

hidrostática provocada por la profundidad.

El material debe tener una alta resistencia para aguantar las cargas extremas, debe tener una resistencia

a la fatiga elevada para resistir la variación en las cargas durante su vida operativa para evitar que haya

una reducción del material. También debe tener una elevada rigidez para mantener la forma

hidrodinámica y por la abrasión que puede causar los sedimentos que hay en el mar y también los

impactos. Además, debe tener una baja densidad para minimizar los gastos y para que se produzca más

potencia [39].

4.2 Tipos de configuraciones estructurales en la pala

La configuración de una pala consiste en la estructura externa que se encarga de la estabilidad de la forma

hidrodinámica y la estructura interna que se encarga de aguantar los esfuerzos con vigas internas

longitudinales.

4.2.1 Main spar

Este tipo de pala está formada por la caja y la carcasa que son fabricados separados y unidos

posteriormente [39]. La caja se encarga de aguantar las diferentes cargas.

Figura 42.Perfil con la configuración Main Spar. [29]

4.2.2 Refuerzos internos

Las dos carcasas del perfil están unidas por dos o más vigas internas para resistir los diferentes esfuerzos.

Figura 43. Perfil con refuerzos internos. [39]

4.2.3 Refuerzos integrales

Este tipo de pala se produce en un solo proceso y consiste en una viga interna para resistir las cargas.


51

Figura 44. Perfil con refuerzo integral [39]

4.3 Selección de materiales

La selección del material adecuado es de gran importancia ya que de esto dependerá el correcto

funcionamiento del componente a diseñar.

Existen diferentes tipos de estrategias para seleccionar el material adecuado que son: los métodos

tradicionales, método gráfico y las bases de datos (fuentes bibliográficas o mediante un software).

En el método tradicional la selección se basa en la experiencia del diseñador en los componentes similares

que ya están funcionando y que lo hacen adecuadamente. A partir de su conocimiento escoge un material

igual o parecido.

En el método gráfico la selección se basa en mapas de materiales. Con los que se hace una selección

aproximada dependiendo de sus propiedades.

La base de datos de materiales se basa en investigaciones de ensayos de materiales y suelen ser de acceso

libre y distribuidas por empresas que venden materiales. Puede haber literarias y numéricas y las más

conocidas son: NASA, SAE, ASTM, AISI, ASM, etc. Además, para la base de datos existen softwares como

el CES EduPack que es bastante conocido para la selección de materiales.

4.3.1 Programa CES EduPack

El CES EduPack es un software para la selección de materiales que se basa en los mapas Ashby que tiene

una gran base de datos de materiales y procesos. Hay más de 3000 materiales y 200 procesos incluidos

con ilustraciones y las propiedades técnicas [40]. Agrupados en diferentes familias y niveles (figura 45).

La utilización de los mapas Ashby consiste en:

-Determinar los requisitos de diseño del material.

-Eliminar los materiales que no se adecuen a las especificaciones.

-Ordenar los materiales más adecuados para su objetivo.

-Buscar más información de los materiales seleccionados para hacer la elección definitiva.


52

Para hacer la selección adecuada del material se ha de definir la función, las restricciones, los objetivos, y

las variables libres. Por último, hacer un filtrado donde se eliminar los materiales que no pueden ser

usados para la tarea.

Figura 45. Mapa Ashby de CES EduPack de las diferentes familias de materiales en relación de módulo de Young

y densidad.

4.4 Selección del material mediante el programa Ces Edupack

Las palas de la turbina se encuentran sometidas a esfuerzos de flexión, entre otros, durante su vida en

servicio. Por este motivo, es requisito funcional que no sufran deflexión, , ni se supere el límite elástico,

y, bajo la acción de una fuerza de flexión, F. Por ese motivo las palas han de presentar rigidez y resistencia

a flexión.

Para simplificar su geometría, las palas se consideraron placas planas donde la longitud, L, y la anchura,

w, están fijadas (requisitos geométricos). El espesor, t, es una variable libre que junto con la elección del

material son los dos parámetros que el diseñador puede modificar.

Las ecuaciones de las restricciones para la rigidez y la resistencia a flexión son función de la distribución

de los esfuerzos aplicados sobre el elemento. La figura 46 muestra la geometría simplificada de las palas

de la turbina cuando estas se encuentran sometidas a una fuerza F distribuida uniformemente por toda

la sección.


53

Figura 46. Carga distribuida en una placa plana. - [40].

Ecuación de la restricción para la rigidez a flexión:

𝛿 =𝐶1 · 𝐹 · 𝐼3

𝐸 · 𝑤 · 𝑡3=

5 · 𝐹 · 𝐼3

32 · 𝐸 · 𝑤 · 𝑡3

(24)

Donde 𝛿 es la deflexión, la deformación sufrida por la fuerza de flexión F que actúa sobre las palas; E, es

el módulo de Young; I es el segundo momento de área que depende de la geometría del elemento y w y

t son respectivamente la anchura y el espesor.

Ecuación de la restricción para la resistencia a flexión:

(25)

Donde 𝜎𝑦 es el límite elástico; F es la fuerza de flexión que actúa en la pala; I es el segundo momento del

área, w y t son la anchura y el espesor, respectivamente.

Otra de las restricciones funcionales a considerar es el comportamiento a corrosión en agua marina donde

se buscará maximizar su resistencia química en este medio acuoso.

El objetivo de diseño es que las palas de la turbina sean ligeras, así pues, la función objetivo a minimizar

es:

𝑚 = 𝐿 · 𝑤 · 𝑡 · 𝜌

(26)

Donde m es la masa del elemento; 𝜌 la densidad y L, w y t son la longitud, anchura y espesor del álabe,

respectivamente.


54

La tabla 4 presenta a modo de resumen las restricciones, las variables libres y el objetivo del diseño de la

pala.

Objetivo: Minimizar la masa

Restricciones funcionales:

Restricciones geométricas:

Rigidez, resistencia a flexión y a la corrosión

Longitud y anchura

Variables libres: Espesor y material

Tabla 4. Requisitos de diseño de las palas

Al tener múltiples restricciones se consideró primero la restricción de resistencia a flexión que han de

soportar las palas, por lo tanto, se han de diseñar para que no se supere su límite elástico.

Se aísla el espesor, variable libre, de la ecuación de la restricción para la resistencia a flexión (25) y se

sustituye en la función objetivo:

𝜎𝑦 =3 · 𝐹 · 𝐼

4 · 𝑤 · 𝑡2⟹ 𝑡 = (

3 · 𝐹 · 𝐼

4 · 𝑤 · 𝜎𝑦)

1/2

𝑚 = 𝐿 · 𝑤 · 𝑡 · 𝜌 = 𝐿 · 𝑤 · (3 · 𝐹 · 𝐼

4 · 𝑤 · 𝜎𝑦)

1/2

· 𝜌

Agrupamos términos en función de los requerimientos funcionales, de los factores geométricos y de las

variables que dependen de las propiedades del material y la ecuación de prestaciones se define como:

𝑚 = (3 · 𝐹

4)

1/2

· 𝐼1/2 · 𝐿 · 𝑤1/2 ·𝜌

𝜎𝑦1/2

Donde 𝜌

𝜎𝑦1/2 es el índice de prestaciones que se quiere minimizar o bien, maximizar el recíproco

𝜎𝑦1/2

𝜌

𝜎𝑦1/2

𝜌= 𝑀

Los diagramas de Ashby se representan en escala logarítmica, por lo tanto,

log 𝜎𝑦 = 2 log 𝜌 + log 𝑀

La ecuación anterior se corresponde con la ecuación de una recta de pendiente 2. La figura 47 muestra el

mapa de Ashby límite elástico versus densidad donde los materiales candidatos que maximizan el índice

de prestaciones anterior se encuentran situados por encima de la recta de pendiente 2.


55

Figura 47. Límite elástico en relación a la densidad

La segunda restricción impuesta es que las palas han de presentar rigidez a flexión. Operando de la misma

manera se obtiene la siguiente ecuación de prestaciones:

𝑚 = (5 · 𝐹

32 · 𝛿)

1/3

· 𝐼 · 𝐿 · 𝑤2/3 ·𝜌

𝐸1/3

Donde 𝜌

𝐸1/3 es el índice de prestaciones que se quiere minimizar o bien, maximizar el recíproco 𝐸1/3

𝜌

𝐸1/3

𝜌= 𝑀

log 𝐸 = 3 log 𝜌 + log 𝑀

Que se corresponde con la ecuación de una recta de pendiente 3. La figura 48 presenta el diagrama

módulo de Young en relación a la densidad donde los materiales candidatos que maximizan el índice de

prestaciones anterior se encuentran situados por encima de la recta de pendiente 3.

Density (kg/m^3)100 1000 10000

Yie

ld s

tre

ng

th (

ela

sti

c l

imit

) (M

Pa

)

0.01

0.1

1

10

100

1000


56

Figura 48. Módulo de elasticidad en relación a la densidad.

Si se tienen en cuenta ambas restricciones, los diagramas anteriores ya no incluyen todos los materiales

mostrados, tal y como se observa en la figura 49 donde se representa el módulo elástico y la densidad,

destacándose en color gris, aquellos materiales situados por encima de la recta de selección que ya no se

consideran al incluir el criterio de resistencia a la flexión.

Figura 49. E vs. ρ donde se incluye la restricción de resistencia a flexión.

Una restricción que hasta ahora no se ha considerado es la tenacidad a fractura, que se define como la

resistencia a la propagación de una grieta. El diseño de las palas ha de contemplar esta importante

propiedad mecánica que puede conducir al fallo catastrófico, a la fractura frágil de la pala si no se diseña

Density (kg/m^3)100 1000 10000

Yo

un

g's

mo

du

lus (

GP

a)

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

Density (kg/m^3)100 1000 10000

Yo

un

g's

mo

du

lus (

GP

a)

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000


57

teniendo en cuenta que el material ha de presentar una tenacidad a fractura superior a 15 MPa·m1/2.

Asumiendo este valor, el material es suficientemente tenaz y deformaría plásticamente antes de romper.

La figura 50 representa la tenacidad a fractura frente a la densidad incluyendo las restricciones

anteriormente expuestas. La línea horizontal de pendiente cero se sitúa en el valor de 15 MPa·m1/2y todos

los materiales situados por encima de esta recta cumplen con las tres restricciones impuestas. Estas son:

resistencia y rigidez a flexión y tenacidad a fractura superior a 15 MPa·m1/2.

Figura 50. Tenacidad a fractura en relación a la densidad, incluyendo restricciones a flexión.

Teniendo en cuenta este último criterio en la selección de materiales, el campo de candidatos se reduce

considerablemente. Las únicas familias de materiales que cumplen las restricciones impuestas son tres

aleaciones metálicas (titanio, aluminio y magnesio) y dos materiales compuestos (polímero reforzado con

fibra de vidrio y reforzado con fibra de carbono).

Por último, se requiere un excelente comportamiento a corrosión en agua marina ya que la vida en

servicio de las palas se encuentra inmersa en este medio. Considerando todas las restricciones

anteriormente expuestas, los únicos candidatos son los polímeros reforzados con fibra de vidrio o con

fibra de carbono, tal y como se observa en la figura 51.

Density (kg/m^3)100 1000 10000

Fra

ctu

re t

ou

gh

ne

ss (

MP

a.m

^0

.5)

0.01

0.1

1

10

100GFRP, epoxy matrix (isotropic)

Magnesium alloys

CFRP, epoxy matrix (isotropic)

Aluminum alloys

Titanium alloys


58

Figura 51. Resistencia a la corrosión marina en relación a la densidad.

Propiedades Polímero reforzado con fibra de

carbono

Polímero reforzado con fibra de

vidrio

Módulo de Young E (GPa) 69-150 15-28

Límite elástico 𝜎𝑦 (MPa) 550-1,05e3 110-192

Densidad 𝜌 (𝐾𝑔/𝑚3) 1,5e3-1,6e3 1,75e3-1,97e3

Precio (EUR/KG) 29,8-33,1 19,4-27,4

Tenacidad a la fractura

(Mpa.m^0.5)

6,12-20 7-23

Tabla 5. Comparación de las características de los materiales escogidos

El precio nunca ha sido contemplado como una restricción, pero dado que ambos materiales compuestos

presentan índices de desempeño similares para la función requerida, la elección de uno u otro vendrá

determinada por su precio de mercado. En este sentido, el diagrama mostrado en la figura 52 representa

la resistencia a la corrosión en el medio salino en función del coste por unidad de masa. El precio del

polímero reforzado con fibra de vidrio es ligeramente inferior al del polímero reforzado con fibra de

carbono. Así pues, el material escogido para la construcción de las palas es el polímero reforzado con fibra

de vidrio ya que, aunque las propiedades mecánicas sean inferiores (tabla 5) el material supera los

parámetros mínimos determinados. Además, el polímero compuesto por fibra de carbono es más

susceptible a la corrosión galvánica cuando está al lado de un metal [41].

Density (kg/m^3)100 1000 10000

Wa

ter

(sa

lt)

Unacceptable

Limited use

Acceptable

Excellent

GFRP, epoxy matrix (isotropic)



59

Figura 52. Resistencia a la corrosión en agua de mar frente al precio por unidad de masa.

Price (EUR/kg)0.1 1 10 100 1000 10000

Wa

ter

(sa

lt)

Unacceptable

Limited use

Acceptable

Excellent


GFRP, epoxy matrix (isotropic)


60

Capítulo 5. Estudio económico de la turbina

5.1 Coste de producción de la energía

El coste de la mayoría de tecnología marina para la obtención de energía es bastante difícil de evaluar ya

que hay muy poca fabricación e implementación.

En la mayoría de casos los parámetros y los costes se basan en información bastante escasa debido a la

falta de referencias y de operación de las turbinas mareomotrices. Por lo tanto, se suelen hacer costes

estimados. En la figura 53 se muestra los costes aproximados de las turbinas mareomotrices entre otras

tecnologías de obtención de energía marinas.

Figura 53. Resumen de los costos y parámetros de las tecnologías de obtención de energía marinas. - [42]

El coste de producción de la energía es un importante parámetro ya que de ello dependerá el diseño y la

construcción de la turbina. Con la energía obtenida del viento se suele utilizar algoritmos lineales MPC

para saber el coste/MW h producido por la turbina. En el caso de la energía de las mareas el cálculo es

más sencillo ya que las velocidades de la marea son más predecibles y puede saberse de un modo más

real [46].

Para saber el coste que tendrá generar energía hay diferentes maneras de calcularlo: el coste por unidad

de electricidad generada (coste/KWh), el coste por unidad de área (coste/unidad de área) y el coste por

la potencia de la turbina (coste/MW) que es el método más común para saber el coste del proyecto [5].

Para hacer el cálculo hay que tener presente los diferentes costes que supone el montaje e instalación de

la turbina. Lo primero son los costes del capital (CAPEX) (capital expenditure) los cuales solo se hacen una

vez. Se dividen en el coste del aparato y el coste del lugar específico. El primero se basa en los costes de

la turbina, es decir, la estructura, los cimientos, la maquinaria eléctrica, los sistemas de control, el

cableado, el envío y ensamblaje. El coste del lugar se basa en los permisos, las comisiones, la instalación,

la conexión a la red eléctrica, el diseño y especificaciones [43].

También, hay que considerar los problemas de la instalación y transportación ya que el envío de la turbina

desde la fábrica al lugar donde se instala requiere de un costoso transporte. Además, puede haber

restricciones en la carretera a consecuencia del tamaño de la turbina. La instalación también puede ser

compleja porque se realiza debajo del agua y el tamaño de la turbina es considerable.


61

Por otro lado, están los costes de mantenimiento y operación, los cuales son anuales y se basan en los

impuestos, administración, telecomunicaciones, servicio y seguro. Por último, estarían los costes del

repago de los préstamos a los bancos e inversores.

5.1.1 Influencias en el coste de la turbina

Los costes de una turbina mareomotriz dependen de lo siguiente:

- Velocidad máxima de la corriente: Esta velocidad repercutirá sobre las cargas estructurales y por lo tanto

en el coste estructural que incrementa en el cuadrado de la velocidad del fluido [44].

-Distribución de la velocidad: Si la velocidad de la turbina aumenta, también lo hará los costes de

transmisión de la electricidad. Si la velocidad es demasiado elevada el coste de capital para extraer la

energía también se incrementará llegando a un punto donde no sale rentable.

-Composición del suelo marino: El tipo de suelo marino tiene un gran impacto sobre el diseño de los

cimientos de la turbina. Para una estructura monopila el tipo de suelo determina el proceso de instalación.

Si el suelo es blando los costes de la estructura se incrementarían a diferencia de si fuese más rocoso.

5.2 Costes del TIC

Para este estudio se definió la descomposición de los costes basándose en el estudio económico de una

granja de turbinas mareomotrices [44].

Hay que tener presente que los costes de una sola turbina valdrán más que las siguientes unidades

instaladas. Donde el precio por cada turbina será más reducido debido a la escala económica ya que el

coste de la infraestructura para conectar los dispositivos a la red eléctrica puede ser compartida y los

costes por turbina son menores. También, el coste de instalación será menor ya que puede ser

compartido. Además, la instalación de la primera turbina será más costosa que las siguientes ya que se

consigue una mayor eficiencia operacional con la práctica [44].

Coste estimado (k$) Porcentaje %

Sistema de conversión de energía 317,79 24,2

Elementos estructurales 186,71 14,22

Coste cables submarinos 13,35 1

Instalación de la turbina 422,61 32,20

Instalación de los cables

submarinos

266,61 20,3

Interconexión de la red eléctrica a

tierra

105,18 8

Coste total (TIC) 1.312,25 100

Tabla 6.Costes y porcentajes del TIC de la turbina.


62

El sistema de conversión de energía consta de todos los elementos que hacen pasar de la energía del

fluido a energía eléctrica y los elementos de conexión con el sistema de colector eléctrico. Incluye las

palas, rotor, generador, la conexión, transformador, etc. La estimación del coste está basada en el coste

del tren de transmisión de aerogeneradores offshore hecho por NREL [47]. Con los ajustes necesarios por

estar dentro del agua.

El coste de los elementos estructurales corresponde a todos los elementos que aguantan la turbina en el

lugar.

El coste de los cables submarinos corresponde a los cables que se encargan de la transmisión de la

electricidad desde la turbina a tierra.

Los costes de la instalación de la turbina incluyen todos los componentes para emplazarla en el lugar con

el uso de equipamiento offshore de gran tamaño como remolcadores, gabarras de grúa, equipo de

perforación, buques suministro. Además, se incluye los costes de la movilización de los elementos y costes

de los trabajadores.

El coste de la instalación de los cables submarinos se corresponde al tendido de cables desde la turbina

hasta tierra.

Los costes de la interconexión a la red eléctrica en tierra consisten en el coste de todos los componentes

para llevar la electricidad a la siguiente subestación.

5.3 Costes del OPEX

No hay casi información respecto al mantenimiento de las turbinas mareomotrices ya que es una

tecnología bastante nueva. Por eso, no se puede hacer un cálculo realista del OPEX. Además, hay que

añadir la dificultad que supone poder llegar al dispositivo que pueden ser restringido por las condiciones

meteorológicas en el lugar como: el viento, las olas y las corrientes.

Existe un método para calcular el OPEX eludiendo las dificultades anteriormente mencionadas. Se basa

en el cálculo de dos componentes obtenidos a partir de un cierto porcentaje del TIC que fueron calculados

mediante la información de operación y mantenimiento de los aerogeneradores offshore.

También existe otros métodos en el campo de las turbinas mareomotrices que sería hacer una estimación

en relación con la probabilidad de las condiciones de acceso a la turbina combinado con la probabilidad

de las cantidades de fallos y reparaciones [46].

Normalmente los costes del capital inicial suelen ser mayores que los costes de mantenimiento y

operación, aunque estos últimos son más inciertos.

Estos costes están influenciados por factores ambientales, la configuración de la granja y por la fiabilidad

de sus componentes ya que normalmente el coste más grande no es el recambio del componente sino la

operación de ir a la turbina y hacer el recambio. Además, hay que añadir los costes de la inactividad de la

turbina al no poder producir energía [50].


63

Para determinar los costes operacionales es importante determinar la tasa de fallos de cada componente

y los procedimientos para hacer el recambio igual que el mantenimiento rutinario como el cambio de

aceite.

Factores ambientales Configuración de la

turbina

Vida del componente y

tasa de fallo

Otros factores

Tiempo (tormenta) Distancia del

emplazamiento de la

turbina

Palas Tasa de descuento en

materiales y mano de

obra

Condiciones del mar

(olas, viento, etc.)

La geometría de la

turbina (tamaño, formas,

etc.)

Soporte estructural Vida nominal útil de los

componentes

La velocidad de la

corriente de la marea

Tamaño de la granja Caja de transmisión Coeficientes de

transmisión

Generador eléctrico y

cables

Coeficientes de eficiencia

eléctrica

Freno Cargas mecánicas

Tabla 7. Factores que afectan O&M.

La vida de la turbina también afectará estos costes ya que el equipamiento viejo necesita más

mantenimiento. La vida de una turbina podría ser extrapolada a la de una plataforma offshore que

normalmente es de 30 años o más. Sin embargo, los diseños de turbinas dispuestos hoy en día tienen una

vida de entre 20 y 30 años [50].

Hay que tener presenta la configuración de la granja ya que como los aerogeneradores tienen dos

modelos. El que se considera de barrera una al lado de otra, que merma la eficiencia por la afectación y

de flujo y la otra configuración seria espaciosa donde se incrementarían los costes de mantenimiento por

las distancias. No obstante, en el estudio económico solo se tendrá presente una turbina.

El coste de seguro cambia bastante dependiendo de los riesgos del proyecto. Como esta tecnología es

bastante nueva la granja de turbinas suele tener un coste de seguro similar a un proyecto offshore.

Para hacer el cálculo del OPEX se utilizó el porcentaje determinado referente al TIC. Con un coste del

seguro anual del 4% y con un coste de operación y mantenimiento del 5% [43].

Coste estimado (k$) Porcentaje %

Coste de operación y

mantenimiento

65,6 55,6

Coste anual del seguro 52,4 44,4

Coste total (OPEX) 118 100


64

Tabla 8. Costes y porcentajes del OPEX de la turbina

5.4 Resultado económico

LCOE (levelized cost of energy) es un valor que mide el coste de electricidad generada y sirve para

comparar los costes de generación de energía de las diferentes fuentes. Para hacer una aproximación de

este valor se ha utilizado la siguiente fórmula [43].

𝐿𝐶𝑂𝐸 =𝑇𝐼𝐶 ∗ 𝐹𝐶𝑅 + 𝑂𝑃𝐸𝑋

𝐴𝐸𝑃

(27)

Dónde TIC (total instaled costs) son los costes totales instalados que son los ítems de CAPEX. FCR (Fixed

charged rate) tasa de carga fija, que es la cantidad de ingresos por unidad de inversión que anualmente

debe recaudarse de los clientes para pagar la inversión. AEP (anual energy production) que depende de

las variables de la turbina y fue calculado mediante BEMT por el programa Harp_Opt. OPEX (operation

expenditure) que corresponde a los costes anuales de mantenimiento, operación, seguro, servicio,

alquiler de instalaciones, personal de operaciones y los costes preventivos y correctivos del

mantenimiento [46].

Se asume un FCR de 9,5 % [43] y un AEP= 495.355 kW-hr/yr obtenido mediante Harp_Op. Se obtiene

LCOE:

𝐿𝐶𝑂𝐸 =𝑇𝐼𝐶 ∗ 𝐹𝐶𝑅 + 𝑂𝑃𝐸𝑋

𝐴𝐸𝑃=

1.312.250 ∗ 0,095 + 118.000

495.355= 0,48 $/𝐾𝑊ℎ

SPP (Simply Payback period) corresponde a una aproximación del tiempo que se tarda en recuperar la

inversión inicial [45].

𝑆𝑃𝑃 =𝑇𝐼𝐶

𝐴𝐸𝑃 ∗ 𝐺𝐼

(28)

Se asume un 𝐺𝐼 (Incentivos del gobierno) de 0,3 $/KWh. Se obtiene el SPP:

𝑆𝑃𝑃 =𝑇𝐼𝐶

𝐴𝐸𝑃 ∗ 𝐺𝐼=

1.312.250

495.355 ∗ 0,3= 8,8 𝑎ñ𝑜𝑠

Ingresos anuales: el ingreso anual corresponde al producto de la potencial anual de salida 𝐴𝐸𝑃 por la

suma del precio de la electricidad 𝐸 más los incentivos del gobierno 𝐺𝐼 [8].


65

𝐼𝑎 = 𝐴𝐸𝑃(𝐸 + 𝐺𝐼) (29)

Asumiendo un AEP de 495.355 KWh/año, el precio de la electricidad 𝐸 de 0,076$/KWh y los incentivos

del gobierno 𝐺𝐼 de 0,3$/KWh. Se obtiene el ingreso anual:

𝐼𝑎 = 𝐴𝐸𝑃(𝐸 + 𝐺𝐼) = 495.355(0,076 + 0,3) = 186.253,48$

El método de anualidad se utiliza para saber el resultado económico que es lo mismo que las ganancias

anuales y se calcula con la fórmula 30. Donde 𝑃𝑎 es la ganancia anual, 𝐼𝑛𝑎 es el ingreso neto anual, 𝑂𝑀𝑎

es el coste anual de operaciones y mantenimiento y 𝐶𝑎 es el coste anual del capital.

𝑃𝑎 = 𝐼𝑛𝑎 − 𝐶𝑎 − 𝑂𝑀𝑎 (30)

Se asume que el ingreso neto anual es:

𝐼𝑛𝑎 = 𝐼𝑎 − 𝑂𝑀𝑎 (31)

Donde 𝐼𝑎 calculado anteriormente es 186.253$ y el 𝑂𝑀𝑎 es de 65.600$ (tabla 8).

𝐼𝑛𝑎 = 𝐼𝑎 − 𝑂𝑀𝑎 = 186.253 − 65.600 = 120.653$

Para saber la anualidad 𝑎 se utiliza la fórmula 32 donde 𝑟 es el índice de interés y 𝑛 es la depreciación de

tiempo en años. Para calcular 𝐶𝑎 se utiliza la fórmula 33.

𝑎 =𝑟(1 + 𝑟)𝑛

(1 + 𝑟)𝑛 − 1

(32)

𝐶𝑎 = 𝑎 ∗ 𝑇𝐼𝐶 (33)

Se ha asumido un interés del 6% y el tiempo de depreciación de 20 años. La anualidad 𝑎 es:


66

𝑎 =0,06(1 + 0,06)20

(1 + 0,06)20 − 1= 0,087185

Así, el coste capital anual 𝐶𝑎 es:

𝐶𝑎 = 𝑎 ∗ 𝑇𝐼𝐶 = 0,087185 ∗ 1.312.250 = 114.408,5$

Donde 𝑎 es la anualidad y TIC es el coste del capital de 1.312.250 (tabla 6).

Por último, la ganancia anual 𝑃𝑎 es:

𝑃𝑎 = 𝐼𝑛𝑎 − 𝐶𝑎 = 115.643 − 114.408,5 = 1.234,5$

Método de valor presente: este es otro método que se emplea para calcular el resultado económico de

la turbina. Donde 𝑃𝑉 es el valor presente, 𝑅 es el ingreso neto anual y 𝑓𝐶 es el factor de capitalización

(fórmula 35) donde 𝑟 es el índice de interés y 𝑛 es la depreciación de tiempo en años. Si el 𝑃𝑉 es mayor

que los costes de inversión el proyecto será rentable.

𝑃𝑉 = 𝑓𝐶 ∗ 𝑅

(34)

𝑓𝑐 =(1 + 𝑟)𝑛

(1 + 𝑟)𝑛 − 1

(35)

Para hacer el cálculo se ha asumido un período de depreciación de 20 años y un índice de interés del 6%.

𝑓𝑐 =(1 + 𝑟)𝑛

(1 + 𝑟)𝑛 − 1=

(1 + 0,06)20

(1 + 0,06)20 − 1= 11,5

𝑃𝑉 = 11,5 ∗ 120.653 = 1.387.509$

El beneficio en los 20 años de operación será:

𝑃𝑉20 = 𝑃𝑉 − 𝑇𝐼𝐶 = 1.387.509 − 1.312.250 = 75.259$

Hay que tener presente que el precio de la turbina es muy elevado ya que se instala una sola. Se estima

que si fuese una granja al repartirse mucho los costes la unidad saldría alrededor de 0,5 M$ [44].

Capítulo 6. Impacto medioambiental

67

Capítulo 6. Impacto medioambiental

6.1 Efectos de las turbinas

Las turbinas mareomotrices son una de las tecnologías que afectan menos al medioambiente en

comparación con otras formas de extracción de energía en el mar. Aunque no generen emisiones de gases

contaminantes directamente, sí que lo hacen indirectamente en la producción y transporte de cada una

de sus partes.

Las granjas de obtención de energía de la marea afectan la vida marina, la flora y la fauna del ecosistema

marino. Además, también afecta la columna de agua y la hidrología. Las partes en movimiento de la

turbina puede colisionar con animales. El campo electromagnético generado puede perjudicar la

navegación de los peces. También puede ser perjudicial si pasan cerca de la zona de baja presión de la

turbina.

Se ha comprobado que los efectos de las turbinas en el nivel del agua son mínimo e insignificantes.

Además, la cantidad de bacterias fecales, velocidad del flujo y la cantidad de sedimentos disminuyeron

[52].

Este tipo de turbinas tiene un gran potencial en la aceptación pública ya que no se ven y tampoco hacen

ruido exterior como si lo hacen los aerogeneradores. El sonido que generan dentro del agua es muy bajo

en comparación con los propulsores de los barcos. No bloquea bahías, no altera el recorrido de la marea,

ni la hidrología como sí hacen las presas mareomotrices que tienen un gran impacto sobre el ecosistema.

Como utilizan la corriente de las mareas se pueden colocar en lugares donde no afecten la migración de

los animales. Además, al tener unas revoluciones bajas el movimiento de las palas reduce bastante la

mortalidad en los peces [51].

Al ser una tecnología bastante nueva hay bastante incertidumbre y aún se está estudiando el impacto que

podría tener sobre el ecosistema. La hidrología del lugar podría cambiar como la profundidad del lugar

del emplazamiento, la distribución de la velocidad y la sedimentación, especialmente en aguas someras.

Lo mejor para prevenir una gran degradación del ecosistema seria hacer un estudio de la biodiversidad y

evitar lugares sensibles.

Al emplazar la turbina hay que considerar algunos problemas que podrían surgir:

-El efecto del espacio en el uso recreacional.

-Arqueología subacuática.

-El efecto que puede tener en la pesca.

-Las posibles colisiones con los mamíferos acuáticos.


68

6.1.1 Efectos acústicos y vibracionales

En el emplazamiento y operación de las turbinas se genera ruido y vibraciones considerables que afectan

la vida marina ya que estos animales utilizan el sonido para cazar y moverse. Esto podría afectar bastante

a la salud de la fauna y aumentar la mortalidad. Hay dos tipos de sonidos generados: el sonido

hidrodinámico que es causado por el contacto entre la pala y el agua y el sonido mecánico causado por la

transmisión. El sonido hidrodinámico se transmite normalmente por debajo del agua y el mecánico al

revés, aunque este sonido puede disminuir mejorando la eficiencia de la transmisión.

6.1.2 Efectos físicos

El efecto que pueden provocar las turbinas sobre el medioambiente marino son que pueden cambiar el

régimen de transporte de sedimentos, la salinidad, las mareas, la circulación del agua, disolución de

oxígeno y la calidad del medioambiente en general [52].

A causa de las turbinas se aumenta la disposición de sedimentos y esto provoca que se disminuya la

concentración de sedimentos suspendidos en el agua y la disminución de bacterias fecales. Por este

motivo, los nutrientes y las concentraciones de metales son afectadas.

Otra consecuencia, es que la extracción de este tipo de energía provoca que se reduzca la energía

obtenible en el sitio y la altura de la marea.

6.1.3 Calidad del agua

Uno de los problemas asociados a esta tecnología es que el lubricante contamine el agua o que en las

operaciones de instalación y mantenimiento haya vertidos de fuel y aceite en la zona.

6.2 Impacto de las presas mareomotrices

La creación de una barrera en un lugar como una bahía puede tener resultados medioambientales

nefastos ya que rompe la disposición natural del lugar. Provoca que se inunden zonas y no se puedan

reproducir los pájaros, ni que las aves puedan cazar adecuadamente y en consecuencia la población se

vería reducida [53]. Además, el cambio en los patrones de las mareas también hará que haya cambios en

los patrones de sedimentación.

Estas barreras pueden hacer que los mamíferos acuáticos no puedan acceder a las zonas para alimentarse

y a las zonas de cría. También tendrá un efecto sobre los animales que emigran impidiéndoles pasar. Otro

gran problema serie el impacto de la fauna con las turbinas ya que pueden absorber rápidamente y giran

a muchas revoluciones.

6.2.1 Columna de agua e hidrología

Aguas arriba de la barrera en el flujo de entrada y aguas abajo en el flujo de salida creará una restricción

en el paso del flujo causando flujo turbulento en mezcla con sedimentos. Aguas arriba la mayor parte del

tiempo el agua está estática esto puede provocar que en verano haya cambios en el fitoplancton y

estratificación [53].

Capítulo 7. Desarrollos futuros, tiempo de elaboración y presupuesto del TFG

69

Capítulo 7. Desarrollos futuros, tiempo de

la elaboración y presupuesto del TFG.

7.1 Desarrollo futuro

En este trabajo se ha hecho un estudio preliminar del diseño de una turbina mareomotriz. Para continuar

con el trabajo se recomendaría hacer un análisis CFD para ver las cargas que afectan a las palas de la

turbina y posteriormente hacer un análisis estructural mediante elementos finitos. También hacer una

optimización estructural de la pala para disminuir el peso de esta y hacer una buena distribución del

espesor del material.

7.2 Tiempo de elaboración del trabajo

En la tabla 9 se expone el tiempo dedicado a las principales tareas para la realización del trabajo.

Tareas Tiempo empleado en horas

Estado del arte 80

Dimensionamiento y emplazamiento de la turbina 120

Estudio de los diferentes perfiles 165

Optimización de la pala 150

Dibujo de la pala 10

Selección del material de la pala 110

Estudio económico y de impacto medioambiental 70

Tiempo total 705

Tabla 9. Tiempo de elaboración del trabajo

7.3. Presupuesto para la elaboración del trabajo.

En el coste humano se considera un sueldo de 8 €/hora y una carga de trabajo de 705 horas. En el coste

no humano se considera el coste del ordenador. El coste de los softwares no sea ha contabilizado ya que

la universidad paga la licencia.


70

El coste del ordenador sería de 900 euros y en cuanto a los softwares utilizados sería el Office, Matlab

para la ejecución de Harp_Opt el cual es de libre acceso, JavaFoil que es de libre acceso, Solidworks y CES

EduPack.

Recursos Costes €

Salario del trabajador 5.600

Ordenador 900

Presupuesto total 6.500

Tabla 10. Presupuesto de elaboración del trabajo

Capítulo 8. Conclusiones

71

Capítulo 8. Conclusiones La mayoría de la energía utilizada es obtenida a partir de los combustibles fósiles que provocan

contaminación y cambio climático. Una forma de paliar estos efectos son las energías renovables sobre

todo la eólica y la solar. Sin embargo, estas tienen variación en la producción de energía ya que dependen

de si hay sol o viento. Hay otra forma de obtener energía renovable que sea predecible y seguras que es

la energía mareomotriz ya que depende de las mareas las cuales ocurren en un tiempo determinado todos

los días.

Entre las diferentes formas de obtención de esta energía están los diques para utilizar la diferencia de

alturas como la central La Rance o las tidal lagoons. Otra forma serían las turbinas hidro-cinéticas que

aprovechan el flujo de la corriente. Estas últimas se han visto que son bastante eficientes y que afectan

mucho menos al medioambiente. Estas turbinas necesitan unos lugares determinados para poder

instalarse ya que necesitan una velocidad de flujo mayor a 2 m/s para que sean eficientes. Hoy en día hay

varias turbinas dispuestas por el mundo. No obstante, es una tecnología que está en su infancia y que a

lo largo del tiempo irá mejorando.

Para este trabajo se ha realizado un estudio preliminar del diseño de una turbina mareomotriz. Al estudiar

esta turbina se han hecho una serie de suposiciones y asunciones para simplificar el proceso de diseño

basándose en estudios realizados sobre estas. Se ha comprobado que los métodos para el cálculo y el

diseño se basan directamente en los procedimientos utilizados en el diseño de los aerogeneradores ya

que son muy similares.

Estas turbinas constan de un rotor, la parte eléctrica y la parte de la estructura para anclarla al suelo

marino. Este trabajo se ha centrado en el diseño del rotor eligiendo una turbina de eje horizontal de tres

palas.

Se empezó el diseño por el estudio hidrodinámico de las palas con la utilización del programa JavaFoil que

se basa en métodos numéricos el cual es bastante más sencillo y más rápido que un programa CFD. Se

comprobó cuál era el comportamiento de los perfiles de la familia NACA, NACA4418, NACA4415, NACA63-

818 y NACA63-218 para ver cuál es el más óptimo y elegir uno de ellos para las palas. Se comprobó que el 𝐶𝑙

𝐶𝑑 máximo era el del perfil NACA 63-818 ya que esté índice muestra la eficiencia del perfil. También se

obtuvo los coeficientes de presión ya que si son mayores al número de cavitación habría cavitación (

׀𝐶𝑝׀ ≥ 𝜎 ).

Posteriormente se eligió el lugar donde se emplazaria la turbina y los parámetros principales con un

diámetro de 10 metros y tres palas. Después se realizó el dimensionado de esta obteniendo todo los

demás parámetros necesarios para el diseño y obteniendo una potencia de 222,547 KW con una velocidad

de diseño de 2,4 m/s.

Para mejorar la eficiencia de la turbina, obtener el AEP y comprobar si cavitará se realizó una optimización

de las palas mediante Harp_Opt. Como resultados se obtuvo un AEP= 495.355KW-hora/año, aparte, la

cuerda y el ángulo de torsión a lo largo del radio de la pala evitando la cavitación y también se obtuvo

otra información relevante al desempeño de la turbina. Con los parámetros obtenidos de la pala se hizo

un dibujo mediante SolidWorks para poder visualizarla. Luego, se seleccionó el material más adecuado


72

basandose en los esfuerzos sometidos a la pala utilizando el programa CES Edupack. Se comprobó la

resistencia a la flexión, resistencia a la corrosión marina y la rigidez entre todos los materiales. Como

resultado se obtuvieron el polimero reforzado con fibra de carbono y el polímero reforzado con fibra de

vidrio pero como los dos cumplian su función perfectamente se eligió el último por razones economicas.

Para finalizar se hizo un estudio de la viabilidad economica de la turbina y de impacto medioambiental el

cual es mínimo si se compara con otras formas de obtención de energía. En cuanto a la parte económica

el precio de la turbina es de 1.312.250$ el cual es bastante elevado. También, se obtuvo un coste de

energía generada de 0,48 $/KWh. Esto es así porque es una tecnologia bastante nueva que con el tiempo

se veria reducido su precio. Además, si se hiciese una granja de turbinas por cada unidad habría una

reducción del precio basante representativa. Se repartirian mucho más los gastos al compartir la

infraestructura, instalación, el mantenimeinto y la obtención de energía sería mucho mayor.

Bibliografía

73

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76

Anexo

1. Perfiles hydrofoils

A 1.1 NACA 4418

Figura A.1 Coeficiente de sustentación respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 4418. Re= 2M.

Figura A.2 Coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 4418. Re=2 M.

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 5 10 15 20 25

Cl

ángulos de ataque

NACA 4418

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0 5 10 15 20 25

Cd

ángulos de ataque

NACA 4418

Anexo

77

Figura A.3 Relación coeficiente de succión entre coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de ataque

NACA 4418. Re=2 M.

Figura A.4 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 4418 α=4°. Re= 2

M.

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

0 5 10 15 20 25

Cl/

Cd

ángulos de ataque

NACA 4418


78

Figura A.5 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 4418 α=12°. Re=2

M.

A 1.2 NACA 4415

Figura A.6 Relación coeficiente de succión respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 4415. Re= 2M.

0,000

0,200

0,400

0,600

0,800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0 5 10 15 20 25

Cl

ángulos de ataque

NACA 4415

Anexo

79

Figura A.7 Coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 4415. Re=2 M.

Figura A.8 Relación coeficiente de succión entre coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de ataque

NACA 4415. Re =2 M.

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0 5 10 15 20 25

Cd

ángulos de ataque

NACA 4415

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

0 5 10 15 20 25

Cl/

Cd

ángulos de ataque

NACA 4415


80

Figura A.9 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 4415 α=8°.Re= 2M.

Figura A.10 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 4415 α=12°.Re=

2M.

A.1.3 NACA 63-818

Anexo

81

Figura A.11 Coeficiente de succión respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 63-818. Re= 2M.

Figura A.12 Coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 63-818. Re= 2M.

0,000

0,500

1,000

1,500

2,000

2,500

0 5 10 15 20 25

Cl

ángulos de ataque

NACA 63-818

0,00000

0,01000

0,02000

0,03000

0,04000

0,05000

0,06000

0,07000

0,08000

0,09000

0 5 10 15 20 25

Cd

ángulos de ataque

NACA 63-818


82

Figura A.13 Relación coeficiente de succión entre coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de

ataque NACA 63-818. Re= 2M.

Figura A.14 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 63-818 α=8°. Re=

2M.

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

0 5 10 15 20 25

Cl/

Cd

ángulos de ataque

NACA 63-818

Anexo

83

Figura A.15 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 63-818

α=12°.Re=2 M.

A.1.4 NACA 63-218

Figura A.16 Coeficiente de succión respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 63-218. Re= 2M.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

1,6

0 5 10 15 20 25

Cl

ángulos de ataque

NACA 63-218


84

Figura A.17 Coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de ataque NACA 63-218. Re= 2M.

Figura A.18 Relación coeficiente de succión entre coeficiente de arrastre respecto a diferentes ángulos de

ataque NACA 63-218 Re=2 M.

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

0 5 10 15 20 25

Cd

ángulos de ataque

NACA 63-218

0,000

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

0 5 10 15 20 25

Cl/

Cd

ángulos de ataque

NACA 63-218

Anexo

85

Figura A.19 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 63-218 α=8°. Re=

2M.

Figura A.20 Distribución de los coeficientes de presión a lo largo de la longitud del perfil NACA 63-218 α=12° Re=

2M.

A.2.Propiedades del polímero reforzado con fibra de vidrio utilizado en la turbina


86

Figura A.2. Propiedades polímero reforzado con fibra de vidrio.

Documents

Diseño de una turbina para una central de energía mareomotriz