Eolico Mar

7/30/2019 Eolico Mar

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Foundations for offshore wind turbines

Felipe Alberto Villalobos Jara *1

Fundaciones para turbinas elicas costa afuera

* Universidad Catlica de la Santsima Concepcin. CHILE

Fecha de recepcin: 29/ 12/ 2008Fecha de aceptacin: 15/ 03/ 2009PAG. 33 - 48

Abstract

This paper describes the beginning and evolution of the now worldwide growing offshore wind energy industry. In particular, the current renewable energy

policy in the UK is described. The characteristics of the environmental loads offshore, type of seabed soils and foundations commonly adopted are explained.

The type of structure and loading regime establish new conditions from a Civil Engineering point of view. Suction caissons are introduced as an alternative

foundation for offshore wind turbines. Suction caissons are currently an accepted alternative to pile foundations in applications for the oil and gas industry.

However, this is not yet the case in applications for offshore wind turbines.

Keywords: Wind energy, offshore wind turbines, marine foundations, suction caisson

Resumen

Este artculo describe el comienzo y la evolucin de la hoy en da creciente mundialmente industria de la energa elica costa afuera. Como un caso

particular, se describe la actual poltica de energas renovables en el Reino Unido. Se explican las caractersticas de las cargas ambientales existentes costa

afuera, tipos de suelos del fondo marino y las fundaciones que se utilizan comnmente. El tipo de estructura y rgimen de carga establecen nuevas condiciones

desde el punto de vista de la Ingeniera Civil. Se presentan las cmaras a succin como una fundacin alternativa para turbinas de viento costa afuera. Las

cmaras a succin son actualmente una alternativa aceptada en vez de usar pilotes en aplicaciones para la industria del petrleo y el gas. Sin embargo,

este no es el caso todava en aplicaciones para aerogeneradores costa afuera.

Palabras Clave: Energa elica, aerogeneradores costa afuera, fundaciones marinas, cmaras a succin

La creciente necesidad de produccin de energalimpia y sustentable en un futuro cercano, ha dado comoresultado la bsqueda de alternativas a los combustiblesfsiles como fuente de energa. La energa elica es una delas opciones ms prometedoras para la generacin deelectricidad, con pronsticos de crecimiento optimistaspara el futuro cercano. El gobierno del Reino Unido (UKGovernment 2002), en el reglamento RO, estimplementando una poltica de energa renovable parareducir las emisiones de CO2, con la meta de abastecer

de fuentes renovables el 10% del consumo total deelectricidad para el 2010, y segn el DTI (2003) el 20% enel 2020. Actualmente estn funcionando siete parqueselicos costa afuera a lo largo de las costas del Reino Unido(ver Tabla 1). Como parte de la primera ronda de proyectosde parques elicos costa afuera (alrededor de 630 turbinas,

Revista Ingeniera de Construccin Vol. 24 No1, Abril de 2009 www.ing.puc.cl/ric 33

1 Autor de correspondencia / Corresponding author:E-mail: [email protected]

The need for increased production of clean andsustainable energy in the near future has resulted in asearch for alternatives to fossil fuels as sources of energy.Wind energy is one of the most promising options forelectricity generation, with optimistic growth forecasts forthe near future. The UK Government (2002), in theRenewables Obligations, order is implementing a renewableenergy policy to reduce CO2 emissions, with the target tosupply from renewable sources 10% of the total electricityconsumed in 2010, and according to the DTI (2003) 20%

in 2020. Currently, seven offshore wind farms are operatingalong the UK coasts (see Table 1). As part of the firstround of offshore wind farm projects (ca. 630 turbines,

1. Introduccin 1. Introduction

Foundations for offshore wind turbines/Fundaciones para turbinas elicas costa afuera


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Felipe Alberto Villalobos Jara

sumando un total de 1700 MW) otros 10 parques elicospronto sern construidos y otros 15 estn anunciadospara ser construidos en los prximos diez aos comoparte de la segunda ronda de proyectos (alrededor de2000 turbinas, sumando un total de 7100 MW). Dado lo

anterior, se ha estimado que la energa elica costa afueraser capaz de proporcionar alrededor del 9% delsuministro de electricidad del Reino Unido. Sin embargo,si el 20% de la electricidad fuera suministrada por elviento costa afuera (usando turbinas de 3.5 MW) otras3200 turbinas pudieran ser necesarias para alcanzar el11% restante para lograr tal objetivo.

Dentro de este contexto, un gran proyecto deinvestigacin fue emprendido por una sociedad entreindustrias y universidad con la finalidad de mejorar losmtodos de diseo actuales usados para instalar turbinaselicas costa afuera. En la universidad de Oxford la

investigacin se ha centrado en el estudio de un nuevotipo de fundacin para turbinas elicas costa afuera. Sepuede encontrar informacin sobre el proyecto en Oxforden Houlsby y Byrne (2000), Byrne et al. (2002), Byrne yHoulsby (2003, 2006) y Villalobos et al. (2004).

El diseo de fundaciones se basa en unaproporcin equilibrada de teoras y empirismo. Unplanteamiento predominantemente emprico es aceptablecuando el tipo de fundacin es familiar al ingenierogeotcnico en base a su experiencia. Sin embargo, enpresencia de un nuevo tipo de fundacin tal enfoquepuede llevar a demasiado riesgo. Para emplear con

confianza en la prctica un nuevo tipo de fundacin sedebe emprender una investigacin completa de surespuesta bajo diversas pero probables, condiciones decarga. sta es la razn principal para estudiar nuevostipos de fundaciones tales como cmaras a succin paraturbinas elicas costa afuera.

2. La industria de la energa elicacosta afuera

El uso del viento como fuente de energa data

de muchos siglos atrs. Se alcanza un hito en el sigloXVIII cuando alrededor de 200.000 molinos de vientogiraban en Europa para moler maz o bombear agua. Peroen 1888 Charles Brush construy la primera turbina elicapara generar electricidad. Mejoras en la eficiencia de lasturbinas llevaron a la construccin de miles de turbinaselicas en tierra firme, particularmente en California enlos aos 80 y en Alemania a principios del 2000. Lasprotestas de la comunidad respecto a la contaminacin

totalling around 1700 MW) another 10 wind farms willbe soon built and another 15 are announced to be builtin the next ten years as part of the second round ofprojects (ca. 2000 turbines, totalling around 7100 MW).Given that, it is estimated that offshore wind energy will

be capable of providing around 9% of the UK's electricitysupply. However, if the 20% of electricity were suppliedby offshore wind (using 3.5 MW turbines) another 3200turbines might be necessary to achieve the remainder11% target.

Within this context, a large research projectwas undertaken by an industry-university partnershipwith the aim of improving current design methods usedfor placing wind turbines offshore. At the University ofOxford the research has focused on the study of a novel

foundation for offshore wind turbines. Information aboutthe project at Oxford can be found in Houlsby and Byrne(2000), Byrne et al. (2002), Byrne and Houlsby (2003,2006) and Villalobos et al. (2004).

The design of foundations is based on a balancedproportion of theories and empiricism. A predominantlyempirical approach is suitable when the type of foundationis familiar to the geotechnical engineer due to previousexperience. However, in the presence of a novel type offoundation such an approach may lead to too much risk.To employ a novel foundation in practice with confidence

a complete investigation of its response under differentlikely loading conditions should be undertaken. This isthe main reason for studying novel foundations such assuction caissons for offshore wind turbines.

2. The offshore wind energy industry

The use of wind as a source of energy dates

from centuries ago. A milestone was reached in the18th century when around 200000 windmills wererotating in Europe to grind corn or pump water. But in1888 Charles Brush built the first wind turbine togenerate electricity. Improvements in turbine efficiencyled to the construction of thousands of onshore windturbines particularly in California in the 1980s and inGermany in early 2000s. Protests by communitiesabout the turbines visual and noise contamination


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Figura 1. Estimated offshore wind energy potential in Europe (taken from Khn, 2002)

Figure 1. Potencial estimado de energa elica costa afuera en Europa (tomado de Khn, 2002)


visual y de ruido de las turbinas elicas respaldaron laidea relativamente nueva de aprovechar la energa elicacosta afuera, donde tambin es ms intensa. De hecho,Khn (2002) demuestra tericamente que hay suficienterecurso elico explotable costa afuera para suministrar el

consumo total de electricidad en Europa. En 1998 elconsumo de electricidad anual de los estados de la UEera de 2500 TWh, que segn la Figura 1 podra ser obtenidode parques elicos situados entre 30 y 40 km de lacosta con profundidades del mar entre 20 y 30 m.

En 1985 una fila de 16 turbinas elicas fueronfundadas sobre el terrapln de un embarcadero en elpuerto de Ebeltoft, Dinamarca. Sin embargo, se considera

que Nogersund en el mar Bltico, Suecia, se convirtien 1991 en la primera turbina elica costa afuera enfuncionamiento. Fue erigida con una capacidad degeneracin de 220 kW, a 250 m de la orilla y con unaprofundidad del agua de 7 m. Tambin en 1991 el primerparque elico costa afuera del mundo fue construido enVindeby, Dinamarca. Once turbinas con una capacidadde 450 kW cada una componen el parque elico con lasturbinas apoyadas sobre fundaciones del tipo basegravitacional 1.5 km de la costa y con profundidades delmar entre 3 y 5 m. La Tabla 1 presenta un resumen delos parques elicos costa afuera existentes.

La Tabla 2 presenta una estimacin por pas delnmero de turbinas elicas y la capacidad para los prximosaos. Comparando con la situacin actual habr unaumento de aproximadamente 20 veces el nmero deturbinas, lo cual generar 40 veces ms electricidad. Elpanorama futuro es muy prometedor. Alemania y el ReinoUnido son los pases con los programas ms ambiciosos

brought support to the relatively new idea of harnessingthe wind energy from offshore, where it is also moreintense. In fact, Khn (2002) shows that theoreticallythere is enough exploitable offshore wind resource tosupply completely the electricity consumption in Europe.

In 1998 the annual electricity consumption of the EUstates was 2500 TWh, which according to Figure 1 couldbe obtained from wind farms located between 30 and40 km from the shore with water depths between 20 and30 m.

In 1985 a row of 16 wind turbines were foundedon an embankment pier in the harbour of Ebeltoft,Denmark. However, it is considered that Nogersund in

the Baltic sea, Sweden, became in 1991 the first operatingoffshore wind turbine. It was erected with a generationcapacity of 220 kW, at 250 m from the shore and in 7 mwater depth. Also in 1991 the world's first offshore windfarm was constructed at Vindeby, Denmark. Eleventurbines with a capacity of 450 kW each compose thewind farm with turbines resting on gravity base foundations1.5 km from the shore and between 3 and 5 m waterdepth. A summary of the existing offshore wind farms ispresented in Table 1.

An estimation per country of the number of turbinesand the capacity for the next few years is presented in Table2. By comparison with the current situation there will be anincrease by approximately 20 times in the number of turbines,which will generate 40 times more electricity. The futurescenario is very promising. Germany and the UK arethe countries with the most ambitious programmes


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Tabla 1. Parques elicos costa afuera operativos en el mundo

Table 1. Operating offshore wind farms in the world


(vanse por ejemplo las publicaciones Windpower Monthlyy Renewable Energy World para informacin actualizada).

3. Carga ambiental del viento

La velocidad del viento puede ser consideradatil para extraer energa cuando es superior a 3 m/s (vientoligero), pero para plena produccin (vara sin embargocon el equipo) se requiere 12 m/s (viento fuerte). Paradetener la produccin de electricidad, el viento debeestar sobre 25 m/s (tormenta). La fuerza aerodinmicagenerada por el viento en una turbina puede ser asumidacomo proporcional a la presin dinmica del vientov1

2a/2 multiplicado por el rea del barrido del rotor

2, donde v1 es la velocidad lejana del viento aguasarriba, a es la densidad del aire, y R es el radio delrotor. Entonces la fuerza del empuje est dada por:

donde el coeficiente de empuje cT considera el hechode que las hlices estn girando, por lo tanto, es unafuncin de la razn de velocidades en la punta de lashlices = /v1 donde es la velocidad del rotor enrad/s. Asumiendo una turbina genrica de 3.5 MW conuna velocidad de rotor de 15 RPM ( /2 rad/s), radio delrotor de 60 m y una velocidad del viento v1 = 15 m/s,resulta en = 2 . As, de la Figura 2 el coeficiente de

empuje esc

T = 0.8.

(see for example the magazines Windpower Monthly andRenewable Energy World for updated information).

3. Environmental load of the wind

The wind velocity can be considered useful toharness energy if it is above 3 m/s (light wind), but fullproduction (though varies with device) requires 12 m/s(strong wind). The wind to stop electricity generation isabove 25 m/s (storm). The aerodynamic force generatedby the wind on a turbine can be assumed proportional tothe wind dynamic pressure v12 a/2 multiplied by the rotorswept area , where v1 is the far upstream wind speed,

is the air density, and R is the rotor radius. Then thethrust force is giving by:

where the thrust coefficient cT accounts for the fact thatthe blades are rotating, therefore, it is a function of the tipspeed ratio = R/v1, where is the rotor speed in rad/s.Assuming a generic 3.5 MW wind turbine, with a rotorspeed of 15 RPM ( /2 rad/s), rotor radius of 60 m, and awind speed v1 = 15 m/s, results in = 2 . Thus, fromFigure 2 the thrust coefficient is cT = 0.8.

(1)

En lnea/Online199119911994199519961997200020002000200120022003

20032003200320042004200420052005200520062006200720072007

Parque elico/Wind farmNogersundVindebyMedemblik(Lely)Tun KnobDrontenBockstigenBlythMiddelgrundenUtgrundenYttre StengrundHorns RevSams

FrederikshavnRodsand(Nysted)North HoyleScroby SandsArklow BankEms-EmdenBarrowWilhelmhavenKentish FlatsBreitlingEgmondBeatriceLillgrundBurbo

Pas/CountryS

DKNLDKNLSWUKDKSWSWDKDK

DKDKUKUKIRGEUKD

UKDNLUKS

UK

N1114101952207580104723030713013013624825

MW0.25.025

11.42.53.840101016023

10.61586060

25.24.5904.5902.51081011090

Fundacin/Foundationmultiple pilesgravity basesmonopilesgravity basesmonopilesmonopilesmonopilesgravity basesmonopilesmonopilesmonopilesmonopiles

monopiles*gravity basesmonopilesmonopilesmonopilesmultiple pilesmonopilessuctioncaissonmonopilesmultiple pilesmonopilesmultiple pilesgravity basesmonopiles

de la costa/Off, km a

0.251.50.753-60.02

30.8385

14-203.5

0.267-82.312

0.048

0.558.50.51825710

Profundidad/Depth, m b

73-55-103-556

6-113-67-106-106-1415-18

46-9.510-204-82-53

15-20552

16-22453

1-8

Total: 491 1104

a distancia costa afuera, bprofundidad del agua; * 3 pilotes aislados y 1 cmara a succin / adistance offshore, b water depth; * 3 monopiles and 1 suction caisson


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Tabla 2. Crecimiento futuro estimado de turbinas y capacidad en el mundo

Table 2. Estimated future growing of turbine number and capacity in the world

Figura 2. Coeficiente del empuje de una turbina como una funcin de la razn de velocidades en la hlice (de Khn, 2002)Figure 2. Thrust coefficient of a turbine as a function of the speed tip ratio (from Khn, 2002)


De la ecuacin (1), tomando a = 1.2 kg/m3

(despreciando los efectos de variacin de altitud,temperatura del aire, presin atmosfrica y humedadrelativa) la fuerza de empuje resultante sobre el eje de laturbina es FT = 1.2 MN. Advirtase que para vientos detormenta, digamos v1 = 30 m/s, cT ( = ) se reduce a 0.3,resultando en un aumento de FT a 1.8 MN.

Los valores exactos dependern del diseo dela turbina, no obstante los clculos antes realizados sontiles puesto que dan el orden de la magnitud de la cargahorizontal aplicada por el viento a lo largo del eje de laturbina. Ms importane an, es el hecho que la fuerzade empuje acta a un nivel que crea un momento muyalto a nivel de la fundcin (vase la Figura 6a).

From equation (1), taking a = 1.2 kg/m3

(neglecting variation effects of altitude, air temperature,atmospheric pressure and relative humidity) the resultingthrust force on the hub is FT = 1.2 MN. Note that for stormwind, say v1 = 30 m/s, cT ( = ) reduces to 0.3, resultingin an increase ofFT to 1.8 MN.

Exact values will depend on the turbine design,nevertheless the above calculations are useful since theygive the order of magnitude of the horizontal load appliedat the hub level by the wind. More importantly, the thrustforce acts at a level that creates a very high moment atthe foundation level (see Figure 6a).

Pas/Country

Belgium

China

Denmark

France

Germany

Ireland

Netherland

Polan

Spain

Sweden

USA

UK

N

60

40

130

232

6122

433

96

100

170

630

519

2705

MW

300

200

350

700

27300

1205

220

200

450

2040

1260

10151

Fuente/Source

www.offshorewindenergy.org

Windpower Monthly

www.windpower.org

www.iwr.de/wind/offshore


www.iwea.com/offshore






www.bwea.comTotal: 11237 44376


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(4)


4. Carga ambiental de las olas y lascorrientes

Las olas inducen vrtices de partculas de agua,las cuales generan fuerzas de arrastre sobre obstculos.Adems, un fluido que se mueve horizontalmente tambingenera presiones sobre obstculos. Si una ola extrema

dominante se idealiza, entonces las cargas hidrodinmicasse pueden obtener de las fuerzas de arrastre y de inerciaaplicadas sobre la parte sumergida de la torre de la turbina(Khn, 2002):

donde CD 0.7 y CM 2 son coeficientes empricosde arrastre e inercia para secciones tubulares lisas, esla densidad del agua, 2 es el dimetro de la torre, Hses la altura de ola significativa, dw es la profundidad delagua, = 2 / T es la frecuencia angular de la onda, Tes el perodo de la ola y = 2 / es el nmero de ondasiendo L la longitud de onda. El nmero de onda se puedeobtener de:

en el caso de aguas profundas = , donde g es laaceleracin de la gravedad. Cuando la fuerza de arrastrey la fuerza de inercia por unidad de longitud son integradasdesde el fondo del mar hasta la superficie del agua, laprimera vara con el tiempo por medio de la funcin cos2

en en tanto que la segunda vara con el tiempo a travsde la funcin seno. Por lo tanto, la carga horizontaltotal H se puede expresar de la siguiente forma:

En lo siguiente, un ejemplo con valoresrazonables mostrar el orden de magnitud de losparmetros en estudio. La Figura 3 muestra la cinemticay las cargas asociadas a una ola de 6.4 m de alturay un perodo de 9.4 s aplicados a una torre de 3 mde dimetro y 10 m de profundidad del agua.

4. Environmental load of the wavesand currents

Waves induce vortices of water particles, whichgenerate drag forces on obstacles. In addition, a fluidmoving horizontally also generates pressures overobstacles. If a dominant extreme wave is idealized then

hydrodynamic loads can be obtained from the drag andinertia forces applied on a submerged turbine tower asfollows (Khn, 2002):

where CD 0.7 and CM 2 are empirical coefficientsfor drag and inertia for smooth tubular sections, is thewater density, 2 is the tower diameter, Hs is the significantwave height, dw is the water depth, = 2 / T is theangular wave frequency and T is the wave period, and

= 2 / is the `wave number' with L being the wavelength. The wave number can be obtained from:

in a deep water case = , where g is the accelerationof gravity. When the drag force and the inertia force perunit length are integrated from the seabed to the watersurface, the former varies with time through a cos2 functionwhilst the latter varies with time through a sin function.Therefore, the total horizontal load H can be expressedby:

In the following an example with reasonablevalues will show the order of magnitude of the parametersin study. Figure 3 shows the kinematics and loadsassociated with a wave of 6.4 m height and 9.4 s periodapplied on a tower 3 m diameter and 10 m water depth.

(2)

(3)

(5)


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Figura 3. Cinemtica y fuerzas de una ola extrema en aguas bajas o poco profundas (tomado de Khn, 2002)

Figure 3. Kinematics and forces of an extreme wave in shallow water (from Khn, 2002)


El diagrama en la Figura 3 muestra que la carga horizontalmxima es de 0.45 MN y debido a que la carga acta auna altura de 10 m, el momento sobre la fundacin esde 4.5 MNm. Si se considera el siguiente caso:2 = 6 m, dw = 15, dw = 15 m y una ola significativa

= 12 m y = 12 s, resulta una fuerza de arrastremxima de 0.7 MN y una fuerza de inercia mxima de2 MN. Pero debido a que ambas cargas no estn en fase,la carga horizontal mxima es de 2 MN, generando unmomento de 30 MNm a nivel del fondo del mar.

Aguas someras de 10 a 20 m pueden cambiardramticamente con la variacin de la marea como porejemplo en el mar Irlands, donde ocurren variacioneshasta de 8 m. Por lo tanto, las fuerzas inducidas porcorrientes se deberan incluir en la carga horizontal.Aparte de la componente horizontal de la carga, las olaspueden inducir una componente cclica vertical importante

de la carga, de traccin y compresin durante la depresiny la cresta de la ola respectivamente. Esta carga cclicavertical es importante en trminos de desplazamientos yrigidez ms que en trminos de resistencia de la fundacin.

The plot in Figure 3 shows that the maximum horizontalload is 0.45 MN and because the load acts at 10 m height,it results in a moment of 4.5 MNm on the foundation.Considering the following case: 2 = 6 m, dw = 15 m anda significant wave = 12 m and = 12 s, results in a

maximum drag force of 0.7 MN and a maximum inertialforce of 2 MN. But because both loads are not in phasethe maximum horizontal load is 2 MN, generating amoment of 30 MNm at seabed level.

Shallow waters of 10 to 20 m can changedramatically with tidal range as in the Irish Sea for example,where variations up to 8 m occur. Therefore, currentinduced forces should be included in the horizontal load.Apart from the horizontal load component, waves caninduce an important vertical cyclic load component, pulland push during trough and crest respectively. This vertical

cyclic loading is important in terms of displacements andstiffness rather than in terms of foundation resistance.


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Tabla 3. Primera ronda de parques elicos en el Reino Unido

Table 3. First round of wind farms in the United Kingdom


5. Materiales del fondo marino enlugares propuestos del ReinoUnido

El terreno de fundacin dictar si una cmaraa succin es instalable o no. De hecho las cmaras asuccin no son apropiadas en suelos con gravas o bolones,

arcillas agrietadas duras y rocas. Sin considerar esos casosel diseo de cmaras estar condicionado por el tipo desuelo. La Tabla 3 da una descripcin general de lascondiciones del suelo en los lugares propuestos en elReino Unido para la primera ronda de parques elicos.

La Figura 4 muestra los sedimentos marinos enel mar Irlands y los sitios proyectados para los parqueselicos. Hay sobre todo arena, en la forma de bancos dearena. A estos bancos de arena les subyace arcilla, rocao simplemente la arena contina con la profundidad. Sinembargo, hay tambin algunos lugares con arcilla sobreroca. Una caracterstica particular de los bancos de arenaes su movilidad regular causada por mareas y corrientes.Este fenmeno causar el transporte de sedimento ysocavacin, lo cual requerir un enrocado u otra formade proteccin alrededor de las cmaras a succin (HRWallingford, 2004). Este tema no est considerado eneste artculo.

5. Seabed materials at the UK sitesproposed

The foundation ground will dictate whether asuction caisson is installable or not. In fact suction caissonsare not suitable for soils with gravels or boulders, stiff

fissured clays and rocks. Disregarding those cases, thecaisson design will be constrained by the type of soil.Table 3 gives a general description of the ground conditionsin the UK sites proposed for the first round of wind farms.

Figure 4 shows the seabed sediments in the IrishSea and the sites of wind farms projected. There is mostlysand, corresponding to sand banks. These sand banksare underlain by clay, bedrock or simply sand continuesdeeper. However, there are also some sites with clayunderlain by bedrock. A particular feature of the sandbanks is their regular mobility caused by tides and currents.This phenomenon will cause sediment transport andscour, which will require a rip-rap or other form ofprotection around the suction caissons (HR Wallingford,2004). This issue is not considered in this paper.

Area

Mar Irlands/Irish Sea

Baha Swansea/Swansea Bay

Estuario del Tmesis/ThamesEstuary

East Anglia - Skegness

Northeast

Parque elico/Wind farm

Robin RiggBarrow - Isle of Walney*Shell Flats (3 sites)Burbo Bank*North Hoyle*Rhyl Flats - Constable Bank

Scaweather Sands

Kentish Flats*Gunfleet Sands

Scroby Sands*CromerInner Dowsing

Lynn

Teeside

Sitio/Site

Solway FirthCumbriaLancashireLiverpool BayNorth WalesNorth Wales

South Wales

KentEssex

NorfolkNorfolkLincolnshire

Lincolnshire

Cleveland

Condiciones del suelo/Soil conditionsArena sobre (arcilla sobre)/sand over (clay over)

Arcilla media & arcilla dura/medium & hard clayArcilla media & arcilla dura/medium & hard clayArcilla blanda/soft clayArena, arcilla media & dura/sand, medium & hard clayArena, roca firme & (roca firme)/sand, bedrock & (bedrock)Arena, arcilla media & dura/sand, medium & hard clay

(roca firme) & roca firme/(bedrock) & bedrock

Arcilla blanda & arcilla dura/soft & hard clayArcilla blanda, media & dura/soft, medium & hard clay

Arena/SandArcilla media & roca firme/medium clay & bedrockArcilla media & roca firme/medium clay & bedrock

Arcilla media & roca firme/medium clay & bedrock

roca firme & (roca firme)/bedrock & (bedrock)

N de turbinas/Nof turbines

603090303030

30

3030

303030

30

30

*en operacin/operating


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Figura 4. Sedimentos marinos en el mar Irlands, se muestran los lugares para los proyectos deparques elicos costa afuera (British Geological Survey, 2004)

Figure 4. Seabed sediments in the Irish Sea, showing sites for offshore wind farm projects (British Geological Survey, 2004)


Un fenmeno que afecta a las arenas sueltas esla prdida de resistencia debido al incremento de lapresin de poros causada por la rotacin continua de losejes de las tensiones principales mientras el desviador detensiones se mantiene constante. Ishihara y Towhata

(1983) usando un equipo de ensayo de corte torsional,demostraron que el incremento de presin de porosreduce la resistencia cclica en una forma que el equipode ensayo triaxial cclico convencional no pudo reproducir.Experimentos han demostrado que las cargas de oleajeprogresivas y severas puede inducir licuacin en arenassueltas (Sassa y Sekiguchi, 1999, 2001). En el caso dearenas medias y densas puede ocurrir movilidad cclicaque es el incremento de la presin de poros sin unaprdida seria de resistencia. Puesto que la arenacontemplada en los proyectos no est en un estado suelto,la posibilidad de falla de flujo (licuacin) es muy poco

probable.

A phenomenon that affects loose sands is thereduction of strength due to build-up of pore water pressurecaused by continuous rotation of the principal stress axeswhilst the deviator stress is kept constant. Ishihara andTowhata (1983) using a torsional shear test apparatus,

demonstrated that the build-up of pore pressure reducesthe cyclic strength in a form that the conventional cyclictriaxial test apparatus was not able to reproduced.Experiments have shown that severe progressive waveloading can induce liquefaction in loose sands (Sassa andSekiguchi, 1999, 2001). In the case of medium and densesands cyclic mobility may occur, which is the build-upof pore water pressure without serious loss of strength.Since the sand contemplated in the projects is not in aloose state, the possibility of flow failure (liquefaction) isvery unlikely.

Steep slopes: ticks on downslope side

Submarine canyon

Channels in sea bed

Gravel furrows parallel to the main tidal stream

Gravel waves, showing orientation of crests

Sand ribbons, commonly with minor transverse sand waves.Sand ribbon orientation is parallel to the main tidal stream

Barchan-type sand waves, commonly elongated

Sand waves: crest lines normal to main tidal currents

Rough, variable, sea bed indicating rock outgrop

Moderately rough with strong acoustic response.Till outcrop or coarse-grained, gravelly sediments

Smooth to gently rounded, with weak acoustic character.Fine- to coarse-grained sheet sediments including areasof till outcrop thinly masked by sediment

Smooth and featureless, with insignificant acousticresponse. Generally muddy sediments

Sand-wave fields. Omament lines distinguish the generaltrend of the wave crests


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Figura 5. Opciones existentes de fundacin para las aerogeneradores costa afuera: (a) Bases Lillgrund,(b) pilote hincado, www.kentishflats.co.uk, (c) torre sobre estructura metlica apilotada en Beatriz,

www.renewable-energy-world.com, y (d) cilindro de hormign armado en Ems-Emden, www.enova.de

Figure 5. Existing foundation options for offshore wind turbines: (a) Lillgrund gravity bases,(b) driven monopile, www.kentishflats.co.uk, (c) Beatrice piled jacket tower,

www.renewable-energy-world.com, and (d) piled reinforced concrete cylinder in Ems-Emden, www.enova.de


6. Actuales opciones de fundacinpara turbinas elicas costa afuera

Segn la Tabla 1 las fundaciones con un pilotehan dominado los proyectos de energa elica costa afueraseguidos por las bases gravitacionales (Figura 5a). Esimportante darse cuenta que el aumento de tamao de

una turbina por sobre los 3 MW implica cargas msgrandes actuando en la base de la turbina, y por lo tanto,fundaciones ms grandes. Indicativo de esta situacin esel hecho de que los dimetros de los pilotes son de4 m y 4.6 m en los recientes proyectos de Kentish Flatsy Egmond respectivamente (Figura 5b), significativamentems grandes que los pilotes comnmente hincados costaafuera. Por otra parte, la turbina elica ms grande delmundo de 5 MW, en el parque elico costa afuera Beatrizen Moray Firth, Escocia, ha sido erigida a una profundidaddel mar de 45 m. La torre descansa sobre una estructurade acero de 50 m de altura, la cual est fundada en cuatropilotes (Figura 5c). Finalmente, la Figura 5d muestra uncilindro de hormign armado muy grande fundado sobrepilotes para un proyecto de turbinas de 4.5 MW en Ems-Emden, Alemania.

6. Existing foundation options foroffshore wind turbines

According to Table 1 monopile foundationshave dominated the offshore wind energy projects followedby gravity bases (Figure 5a). It is important to realize thatthe increase of the turbine size above 3 MW implies larger

loads acting on the turbine base, and hence, largerfoundations. Indicative of this situation is the fact that themonopile diameters in the recent projects of Kentish Flatsand Egmond are 4 m and 4.6 m respectively (Figure 5b),significantly larger than usual offshore driven piles.Moreover, the 5 MW world's largest wind turbine, theBeatrice offshore wind farm in the Moray Firth, Scotland,has been erected in 45 m water depth. The tower restson jacket structures of 50 m height, which are foundedon four piles (Figure 5c). Finally, Figure 5d shows a verylarge reinforced concrete cylinder founded on piles fora 4.5 MW turbine project in Ems-Emden, Germany.

a) b)

c)

d)


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Las soluciones existentes de fundacin adoptadaspara grandes turbinas son extremadamente complicadas,consumidoras de tiempo y recursos. Es por ello que tantoinvestigadores como ingenieros estn buscando solucionesms baratas y ms simples. Se ha propuesto que las

fundaciones cmaras a succin, usadas previamente comoanclas en aguas profundas y como fundacionessuperficiales en plataformas petroleras, pudieran ser unamejor alternativa desde el punto de vista econmico,tcnico y ambiental.

7. Fundaciones cmaras a succin

Las cmaras a succin adquieren ese nombredel hecho de que una cmara es una caja hermticagrande donde la presin interior difiere de la presinatmosfrica. La succin corresponde a la presin negativa

o a la baja presin aplicada dentro de la cmara paraextraer el agua y de esta manera penetrar el permetro dela cmara en el terreno. Debido a que su forma se asemejaa un balde al revs, las cmaras a succin tambin sehan denominado baldes a succin.

The existing foundation solutions adopted forlarge turbines seem to be cumbersome, time and resourceconsuming. As a result cheaper and simpler solutions arebeing sought by researchers and engineers. It has beenproposed that suction caisson foundations, used previously

as anchors in deep waters and as shallow foundations foroil rigs, might be a better alternative from the economic,technical and environmental point of view.

7. Suction caisson foundations

Suction caissons acquire the name from the factthat a caisson is a large water-tight box where the pressureinside differs from the atmospheric pressure. Suctioncorresponds to the negative pressure or underpressureapplied inside the caisson to extract water and in thisway penetrate the caisson skirts into the ground. Becausein shape they resemble an upside-down bucket, suctioncaissons have also been called suction buckets.

Figura 6. Cargas y dimensiones tpicas para un aerogenerador de 3.5 MW mostrando fundaciones diferentes:(a) cmara a succin aislada, y (b) cmaras a succin mltiples

Figure 6. Typical loads and dimensions for a 3.5 MW turbine showing different foundations:(a) monopod suction caisson, and (b) multiple suction caissons

a) b)


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Las cmaras a succin flotantes han demostradoser ms eficientes que los pilotes, en trminos de tiempode instalacin en aplicaciones para la industria del petrleoy el gas (Andersen y Jostad, 1999). Estos aspectos adquierenms importancia en usos costa afuera donde son frecuentes

las condiciones atmosfricas duras. La eficiencia en lainstalacin de las cmaras a succin se basa en el usode bombas en lugar de martinetes grandes y pesadosusados para hincar las pilotes, sin mencionar pilotes preperforados ni inyectados con lechada, los cuales requierende perforaciones previas y posteriores.

Adems, las cmaras a succin se puedenremover fcilmente (cambiando la succin porsobrepresin), hacindolas ms verstiles y respetuosasdel ambiente, comparadas con fundaciones apilotadas.

Las Figuras 6a y 6b muestran las dosconfiguraciones de cmara a succin descritas por Houlsby

y Byrne (2000) para turbinas elicas costa afuera. La Figura6a corresponde a una fundacin cmara a succin aisladay la Figura 6b representa una fundacin de cmara a succinmltiple, trpode o tetrpoda. Cada configuracin tiene unsistema predominante de carga. En la primera alternativalas cargas horizontales en el eje de la turbina y a nivelde rompiente de las olas, conducen a un momentovolcante resultante de 120 MNm que se transmitedirectamente a la fundacin. Mientras que en la segundaalternativa el mismo momento se transfiere a travs delenrejado de soporte de la torre a la fundacin comocargas verticales de traccin y compresin.

En el estudio de problemas de interaccin deestructura y fundacin se debe prestar atencin a lasdiferencias substanciales entre, por ejemplo, el problemade una plataforma elevadora (Figura 7) y el problema deuna turbina elica, segn lo precisado por Houlsby yByrne (2000). En primer lugar, la profundidad del aguaen estructuras petroleras y de gas es mucho ms profundaque para las turbinas elicas, en el orden de 100 m paralas estructuras fijas y de hasta 2000 m para las estructurasflotantes (Sparrevik, 2002). Por el contrario, la profundidaddel agua en los lugares asignados por la corona para losproyectos de parques elicos es de entre 10 m y 20 m.En segundo lugar, el estado de carga tambin se diferenciapuesto que las plataformas petroleras son estructurasbastante pesadas. De esta manera las fuerzasgravitacionales dominan sobre las fuerzas ambientales.Por lo dems, las turbinas elicas costa afuera sonestructuras esbeltas y ligeras.

Suction caissons have demonstrated to be moreefficient than piles, in terms of installation time in applicationsfor the oil and gas industry (Andersen and Jostad, 1999).These issues acquire more importance in offshoreapplications where harsher weather conditions are

prevalent. The efficiency in the installation of suctioncaissons relies on the use of pumps rather than large andheavy hammers used to drive piles, not to mentionsocketed and grouted piles, which require pre or postdrilled holes.

Furthermore, suction caissons can be removedeasily (by changing the suction to overpressure), makingthem more versatile and environmentally friendly, ascompared with piled foundations.

Figures 6a and 6b show the two suction caissonconfigurations described by Houlsby and Byrne (2000)

for offshore wind turbines. Figure 6a corresponds to amonopod suction caisson foundation, and Figure 6b depictsa multiple suction caisson foundation, tripod or tetrapod.Each configuration has a predominant loading system.In the first alternative the horizontal loads at the hub andat the wave-breaking level leads to a resultant overturningmoment of 120 MNm which is transmitted directly to thefoundation. Whilst in the second alternative the samemoment is transferred through the lattice to the foundationas tensile and compressive vertical loads.

In the study of structure-foundation interactionproblems attention should be paid to the substantialdifferences between for instance the jack-up problem(Figure 7) and the wind turbine problem, as pointed outby Houlsby and Byrne (2000). Firstly, the water depth foroil and gas structures is much deeper than for windturbines, in the order of 100 m for fixed structures andup to 2000 m for floating structures (Sparrevik, 2002). Bycontrast, the water depth at the sites designated by CrownEstates for the wind farm projects is between 10 m and20 m. Secondly, the state of loading also differs since oilrigs are fairly heavy structures. Then gravity forces dominateover environmental forces. Conversely, offshore windturbines are slender and light structures.


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Figura 7. Unidad elevadora de tres patas mostrando fundaciones del tipo spudcan (de Byrne and Houlsby, 2003)

Figure 7. Three-legged jack-up unit showing spudcan footings (from Byrne and Houlsby, 2003)


Valores extremos tpicos de carga para turbinaselicas de 3.5 MW se muestran en las Figuras 6a y 6b,donde es posible observar que las fuerzas ambientalestienen el mismo orden de magnitud que las fuerzas degravedad, lo cual es claramente diferente al caso de la

plataforma elevadora tpica mostrada en la Figura 7 (Byrney Houlsby, 2003).

Es importante destacar que el costo de lasfundaciones tiene una fuerte influencia en el costo totalde los proyectos de parques elicos costa afuera,fluctuando entre 15% y 40% (Houlsby y Byrne, 2000).Feld et al. (1999) informaron que el costo de lasfundaciones gravitacionales de Vindeby y de Tun Knobrepresent el 23% de los costos totales del parque elico.Feld et al., tambin determinaron que una fundacintrpode con cmaras puede ahorrar hasta un 34% delacero de las fundaciones en comparacin con un trpodecon pilotes para el caso de arcilla muy dura (R dsand),mientras que en arena densa solamente se ahorrara un6% (Horns Rev). Por otra parte, Ibsen et al. (2003) indicaronque en el proyecto de Horns Rev los costos totales de lafundacin se desglosaron en 8% en diseo, 46% enacero y 46% en la instalacin. Adems, se estim quelas cmaras a succin aisladas pueden ahorrar hasta25% de acero comparado con las monopilotes.

Typical extreme load values for a 3.5 MW windturbine are shown in Figures 6a and 6b, where is possibleto observe that the environmental forces have the sameorder of magnitude as the gravity forces, which is clearlydifferent to the case of a typical jack-up shown in

Figure 7 (Byrne and Houlsby, 2003).

It is important to highlight that the foundationcost has a strong influence on the total cost of offshorewind farm projects, typically being between 15% and40% (Houlsby and Byrne, 2000). Feld et al. (1999) reportedthat the cost of the gravity base foundations at Vindebyand Tun Knob represented 23% of the total costs of thewind farm. Feld et al., also determined that a tripod caissonreduces the footing steel by up to 34% in comparisonwith a tripod pile for the case of very hard clay (Rdsand),whereas for dense sand only 6% would be saved (HornsRev). Moreover, Ibsen et al. (2003) indicated that in theHorns Rev project the foundation total costs comprisedof 8% design, 46% steel and 46% installation. In addition,it was estimated that monopod suction caissons cansave up to 25% of steel compared with monopiles.


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Sin embargo, un estudio econmico realizado porBeresford (2003) contradice la estimacin antedicha paralos proyectos de parques elicos de Kentish Flats y SolwayFirth. Considerando solamente los materiales implicados,Beresford (2003) determin que un monopilote es la

solucin ms barata (alrededor de 80k) comparadacon: i) pilotes tetrpodos (alrededor de 160k), ii) cmaraa succin aislada (alrededor de 400k en arena y 300ken arcilla), e iii) cmaras a succin tetrpodas (alrededorde 280k en arena y arcilla). Sin embargo, los costosvariables de instalacin pueden ser fcilmente igualeso an ms elevados que los costos fijos de materialesy diseo. Por ejemplo, en el proyecto Scroby Sands el30 % del costo de las fundaciones fue igualmentedividido entre los costos fijos y variables, sin ningunademora inesperada debido al buen tiempo. Los costosvariables fueron controlados sobre todo por el arriendo

de una barcaza por 50k/dia.En octubre del 2002 la primera cmara a

succin aislada (2 = 12 m, = 6 m) fue instalada enla arena de Frederikshavn. Sin embargo, fundacionescmara a succin todava no han sido instaladas costaafuera. Tambin se instal una segunda cmara a succin(2 = 16 m, = 15 m) en la arena en Wilhelmshaven.Aunque la informacin del primer proyecto estdisponible, se ha publicado escasa informacin sobreel segundo proyecto debido a confidencialidad.

Finalmente, se puede pensar que una turbinaelica se podra montar totalmente en tierra firme y

despus transportarse e instalarse de una vez usandofundaciones cmaras a succin. Esta posibilidad es unaventaja extraordinaria sobre las opciones de fundacinexistentes puesto que representa un uso eficiente detiempo y recursos.

8. Comentarios finales

El gobierno del reino Unido ha establecidometas de suministro de energa de fuentes renovablespara reducir las emisiones de CO2. Dentro de este

contexto la industria de energa elica costa afuera estcreciendo rpidamente no slo en el Reino Unido sinoque tambin alrededor del mundo. El sistema de cargaambiental que tiene que resistir una turbina elica costaafuera es mucho ms severo que en tierra firme y diferentede aquel resistido por plataformas petroleras pesadas.

However, an economic study carried out by Beresford(2003) contradicts the above estimate for the Kentish Flatsand Solway Firth wind farm projects. Accounting onlyfor the materials involved, Beresford (2003) determinedthat a monopile is the cheapest solution (ca. 80k)

compared with: i) tetrapod piles (ca. 160k),ii) monopod caisson (ca. 400k in sand and ca. 300kin clay), and iii) tetrapod caissons (ca. 280k in sandand clay). However, the variable costs of installationcan be easily equal or even higher than the fixed costsof materials and design. For instance, in the ScrobySands project 30% of the foundation cost was equallysplit between fix and variable costs, without anyunexpected delay owing to good weather. Variable costswere mostly controlled by the hire of a barge for 50k/day.

In October 2002 the first monopod suctioncaisson ( = 12 m, = 6 m) was installed into the sandof Frederikshavn. However, suction caisson foundationshave not yet been installed offshore. A second caisson(2 = 16 m, = 15 m) was installed into sand too inWilhelmshaven. Although information of the first projectis available, scarce information of the second projecthas been published due to confidentiality.

Finally, it is thought that a wind turbine couldbe completely assembled onshore and then transported

and installed at once using suction caisson foundations.This possibility is an extraordinary advantage over theexisting foundation options since it is an efficient useof time and resources.

8. Final comments

The UK government has established targets ofenergy supply from renewable sources to reduce CO2emissions. Within this context the offshore wind industry

is growing rapidly not only in the UK but also aroundthe world. The environmental loading system that anoffshore wind turbine has to resist is much more severethan onshore and different from that of heavy oil rigs.


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The current foundations used for offshore windturbines are resource and time consuming. This couldnot allow reaching the targets in the time established.Suction caissons are a new foundation option,which simplifies the installation reducing the time of

installation to hours rather than days as it usual the casefor the existing foundation options. However, there hasnot yet been a suction caisson installed offshore for awind turbine application.

9. Acknowledgements

The author acknowledges the funding for thisresearch from the UK Engineering and Physical SciencesResearch Council, the Department of Trade and Industry

and the DIN 02/2008 project of the Universidad Catlicade la Santsima Concepcin.

Las fundaciones actualmente usadas para turbinas elicascosta afuera consumen demasiados recursos y tiempo.Esto podra no permitir alcanzar las metas en el tiempoestablecido. Las cmaras a succin son una nueva opcinde fundacin, que simplifica la instalacin reduciendo

el tiempo de instalacin a horas en lugar de das comoes generalmente el caso para las opciones de fundacinexistentes. Sin embargo, todava no se ha instalado unacmara a succin costa afuera como fundacin de unaturbina elica.

9. Agradecimientos

El autor agradece el financiamiento para estaInvestigacin, el cual fue otorgado por EPSRC y DTI delReino Unido y por el Proyecto DIN 02/2008 de la

Universidad Catlica de la Santsima Concepcin.

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