Aprovechamiento de Corrientes Marinas para la Generación de...

Universidad de Sevilla

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Proyecto Fin de Carrera

Aprovechamiento de Corrientes

Marinas para la Generación de

Energía Eléctrica

José María López Muñoz

Tutores

Ángel Luis Trigo García

Jesús Manuel Riquelme Santos

Sevilla, 6 de Abril de 2015

Ingeniero Industrial Escuela Técnica Superior de Ingeniería de Sevilla

2 Aprovechamiento de Corrientes Marinas para la Generación de Energía Eléctrica



A mis padres y familia por creer en mí.

A mis amigos por acompañarme en esta andadura.

A mis profesores por compartir conmigo sus conocimientos.



Índice

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4.2.2 Generador eléctrico ..................................................................................................... 38

4.2.3 Curvas de generación .................................................................................................. 41

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Lista de Figuras

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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



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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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




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







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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Lista de Tablas

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



1. Historia y antecedentes Las mareas son el movimiento cíclico de las masas de agua de la Tierra debido a las fuerzas

gravitatorias creadas por el sistema Sol-Tierra-Luna. Estos movimientos cambian los

niveles de los océanos en las costas, creando flujos cíclicos conocidos como corrientes

marinas.

El Sol y la Luna interactúan, con la Tierra y sus masas de agua, a través de las fuerzas

gravitatorias, y dependiendo de su posición relativa producen diferentes tipos de mareas con

un amplio espectro de variaciones en las mismas. Como se representa en la figura 1, cuando

el Sol y la Luna están separados 90º vistos desde la Tierra, las fuerzas gravitacionales

producen las mareas muertas o mareas de menor rango, y cuando están alineados Luna y

Sol, las fuerzas gravitacionales son tales que producen las mareas vivas, las de mayor rango

de marea y corrientes marinas más fuertes. [12]

Figura 1. Efecto de la atracción gravitatoria en las corrientes

Los primeros dispositivos en aprovechar la energía contenida en las corrientes de agua

fueron los molinos de molienda de cereales instalados en cauces de ríos y cuyos primeros

vestigios datan del siglo I a. c. en el este del Mediterráneo y Oriente Medio. No fue, sin

embargo, hasta la edad Media cuando alcanzaron un importante estatus social, siendo

común que todas las poblaciones con cauces de ríos cercanos poseyeran uno o varios

molinos de agua, convirtiéndose así en una de las más comunes formas de aprovechamiento

de energías renovables al transformar la energía cinética y potencial procedente del flujo de

agua en energía de rotación.

A pesar de la disponibilidad de las fuentes de energía hidráulicas y su utilización en áreas

localizadas, no es hasta el Siglo XX el momento en que el conocimiento de la técnica y la

disminución de costes permiten la transformación y transporte de la energía eléctrica a

grandes distancias. Este hecho representa un gran auge de la energía hidráulica y uno de los

principales objetivos, es el desarrollo de las turbinas para su extracción.

A finales del Siglo XX y debido a la creciente importancia de las energías renovables para

reducir la dependencia de otros tipos de energía más contaminantes o de efecto invernadero,

como los combustibles fósiles o nucleares, se comienza a recurrir a energías limpias como

parte de la solución al problema energético. Dentro de éstas, las más estudiadas y con un



mayor grado de desarrollo en la tecnología y aprovechamiento, se encuentran

principalmente las eólica, solar e hidráulica por acumulación y salto de masas de agua. [18]

Sin embargo, en los últimos años se ha producido un profundo reconocimiento del enorme

potencial energético que representan los océanos. Dentro de este potencial, puede

diferenciarse entre la energía contenida en las olas, por gradientes de salinidad y

temperaturas de masas de agua y la de las corrientes marinas y oceánicas.

Es en el aprovechamiento de la energía contenida en los flujos de corrientes marinas de los

océanos para la generación de energía eléctrica mediante turbinas marinas instaladas en el

lecho marino en la que se centra el presente texto, debido a su disponibilidad en zonas

cercanas a la costa y su accesibilidad.

Son numerosas las empresas del sector energético renovable, que están realizando grandes

inversiones con vistas a la investigación, desarrollo y comercialización de equipos capaces

de extraer esta energía de la manera más eficiente posible, si bien, en la actualidad ningún

dispositivo se encuentra en disposición de ser comercializado.

La energía contenida en las corrientes marinas, presenta una gran ventaja respecto a otros

tipos de energías renovables, ya que su generación puede resultar casi ininterrumpida y

predecible, al existir tablas de mareas conocidas con semanas de antelación de todas las

localizaciones posibles para estas turbinas.

Al interés despertado por el enorme potencial energético contenido en las corrientes marinas

entre los inversores privados del sector de las energías renovables, ha de sumarse el

compromiso de los países desarrollados en combatir el calentamiento global minimizando el

uso de los combustibles fósiles. Con ese objeto, los gobiernos de los estados con mayor

capacidad económica y con unos mayores recursos energéticos en corrientes marinas, han

desarrollado planes estratégicos de ayuda al sector, si bien, estos planes se han visto

afectados negativamente por la crisis económica y financiera desde el año 2007, y más

particularmente desde el año 2010. [13]

El país con un mayor desarrollo de este tipo de proyectos y que ha presentado una mayor

afección por este recurso energético es Reino Unido, el cual ha fijado sus objetivos en

atender el 15 % de su demanda eléctrica para el año 2015 a partir de fuentes renovables. Por

su parte el gobierno escocés lo ha fijado en un 80 % para el año 2020, frente al 18 %

producido en 2008.

Como muestra del potencial energético de las fuentes procedentes de los océanos, éste se

estima en 83500 TWh/año, lo cual, representaría un 58,4 %, de los 142958,4 TWh/año del

consumo mundial de energía primaría registrados en el año 2012 según [PE2013-2027]. De

estos 83500 TWh/año, 8000 TWh/año corresponderían al potencial energético de las

corrientes marinas. [17]

La distribución de localizaciones para el aprovechamiento energético de las corrientes

marinas en Europa, se muestra en la figura 2:



Figura 2. Distribución de localizaciones energéticas en Europa

Según estudios del gobierno escocés, el potencial energético en sus costas se estima en 7,5

GW. [26]

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

agua creado por las corrientes y acelerados por la topografía marina. Estas corrientes están

generadas por la atracción gravitatoria lunar y solar y las turbinas marinas utilizan la energía

cinética contenida en ellas. En algunas ubicaciones, como puede ser el estrecho de

Gibraltar, estas corrientes están generadas principalmente por el gradiente térmico entre las

aguas atlánticas y mediterráneas.

Las corrientes marinas siguen una curva sinusoidal con sus picos situados en las mareas

medias. En la mayoría de las localizaciones, la velocidad del flujo es demasiado lenta y

difusa como para permitir la explotación de la energía de forma eficiente.

Uno de los principales inconvenientes a que se debe hacer frente a la hora de encarar la

problemática que supone la extracción de este tipo de energía es la profundidad de trabajo

de los equipos. Las principales fuentes de recurso, se encuentran en zonas donde la

profundidad del agua es relativamente poco profunda, existe una gran amplitud de mareas y

la velocidad de las corrientes es amplificada por canalizaciones naturales que hacen que la

sección de agua disminuya. Por ejemplo, estrechos o canales entre islas, son localizaciones

en las que existe una gran diferencia entre las velocidades de las corrientes entre ambos

extremos de los mismos. Las entradas a bahías, lagos y puertos, a menudo poseen grandes

corrientes, que igualmente, pueden ser utilizadas para la generación de energía.

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

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



teniendo poco o ningún impacto en el uso del espacio donde se emplaza, y que permita por

cercanía conectar el dispositivo a la red eléctrica local. Estas características, limitan las

posibles ubicaciones a zonas costeras o próximas a la costa con una orografía suave y que

no estén protegidas por leyes medioambientales.

Para la viabilidad económica de un proyecto de generación de energía eléctrica a partir de

corrientes marinas, se estima que la velocidad media de las corrientes debe estar entre 2 y

2,5 m/s o la densidad de energía sería insuficiente. A pesar de ello, existen diseños de

dispositivos capaces de trabajar en un amplio espectro de velocidades, y que en

determinadas circunstancias, presentarán unas características más apropiadas que otros

similares para una localización concreta.

La física involucrada en la conversión de energía de las corrientes marinas, guarda

similitudes a la de la conversión de energía cinética del viento. Muchos de los dispositivos

diseñados a tal efecto, tienen un gran parecido a los aerogeneradores, siendo la mayoría de

los diseños de turbinas marinas, turbinas de eje horizontal, aunque las turbinas de eje

vertical y otros dispositivos oscilatorios no han sido rechazados por sus creadores y

prosiguen con su desarrollo en busca de mejores rendimientos para dar solución ante la

imposibilidad de utilizar los dispositivos de eje horizontal.

Hay tres elementos básicos que componen los dispositivos de conversión de energía

procedente de corrientes marinas:

- Rotor de la turbina. Convierte la energía de la corriente en energía de rotación en el

eje y debe ser diseñado para aprovechar lo más eficientemente posible la energía.

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

velocidad del eje se transforme en la adecuada para que el generador eléctrico

funcione en condiciones óptimas.

- Conexión a la red. La energía eléctrica producida por el generador, se transmite a la

red a través de un cable submarino, que conecta a la red local más próxima. [3]

Los distintos prototipos de turbinas se encuentran en fase de diseño, desarrollo o pruebas,

tanto a escala en taques de simulación, como a tamaño real en instalaciones desarrolladas a

tal efecto como el EMEC en Reino Unido o Ness of Duncansby in the Pentland Firth.

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

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

casos.

La potencia que puede obtenerse de los rotores marinos depende de una ecuación similar a

la de estos:

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2PP C A V

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

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

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



considera las pérdidas previsibles en el sistema de aprovechamiento, sin considerar las

propias de la máquina, y cuyo valor se puede estimar en una primera aproximación en 0,3,

quedando la ecuación de potencia:

31

2PP C A V

Debido a la mayor densidad del agua marina respecto a la del aire, se hace evidente, que

para una potencia similar, el diámetro del rotor en el caso de las turbinas marinas, será

considerablemente inferior al de los aerogeneradores.

Según los estudios realizados por A.S. Bahaj y L.E. Myers [1]

, para una turbina de viento de

2 MW, tomando una velocidad media de 7 m/s y un diámetro de 60 m, la potencia media

sería de 600 kW. Si se asume una corriente marina de 2 m/s con un 10 % de pérdidas

mecánicas, y una velocidad de la corriente de 1,8 m/s, se necesitaría un diámetro del rotor

de 24 m. Esto supone, un dispositivo de unas dimensiones aproximadamente 60 % menores,

por lo que se requerirá una menor inversión en los componentes estructurales, si bien estos,

se verán afectados por las condiciones ambientales de trabajo y los materiales utilizados en

su fabricación.

Una problemática muy acusada en este tipo de turbinas, es el ambiente en el que deben

trabajar. La corrosión provocada por el agua marina obliga, tanto a proteger

convenientemente cada uno de los componentes expuestos, siendo necesario en algunos

casos utilizar materiales no metálicos, como a realizar un mantenimiento continuo de los

equipos. Los rotores pueden verse también, dañados por escombros que se encuentren, ya

sea en el lecho marino, como suspendidos en el agua y que sean arrastrados por la corriente.

Otro inconveniente es la vida marina, la cual puede adherirse a las palas del rotor,

reduciendo su efectividad con el paso del tiempo por desprendimiento de capa límite del

flujo. Este problema se afronta con el uso de pinturas y materiales con efectos anti-

incrustantes similares a los empleados en los cascos de las embarcaciones.

La densidad el agua marina suele ser aproximadamente 1025 kg/m3 en la superficie marina

(la variación es amplia en función de la salinidad y la profundidad, composición y

propiedades del agua marina, etc.) con lo cual, el empuje axial en la turbina será de una

magnitud elevada. Estas fuerzas, deberán ser soportadas en todo momento por la estructura

de la turbina, así como por el sistema utilizado para la fijación de la misma. [13]

Actualmente, Iberdrola se encuentra inmersa en la ejecución del proyecto Pelamis para la

implantación de una central de generación de energía eléctrica a partir de corrientes marinas

localizado en Escocia como se muestra en la figura 3. Este proyecto cuenta con el aval del

gobierno escocés y queda enmarcado dentro del programa iniciado en 2008 por el gobierno

escocés para reducir las emisiones de gases contaminantes.



Figura 3. Localización Proyecto Pelamis

El proyecto se compone de cuatro fases de desarrollo como se muestra en la figura 4, una

primera fase de pruebas que abarca de 2012 a 2016 repartida entre el EMEC y otra

instalación de pruebas en la isla Islay, en el Sudeste de Escocia, y una posterior

implantación en fases de diferentes potencias en Ness of Duncansby, en la costa Noroeste

de Escocia, alcanzando los 35 MW de potencia instalada en el año 2020.

Figura 4. Programa de ejecución del proyecto Iberdrola Pelamis

Además de la granja de turbinas marinas, será necesario construir la infraestructura

requerida para conectar las turbinas a la red local de energía. La localización para la

ejecución del proyecto, se ha elegido a una distancia que difiere dependiendo del punto de

la instalación seleccionado entre 1,5 y 2,5 km, lo cual, debido a la cercanía a la costa

abaratará los costes y riesgos a la hora de realizar la conexión.

Para este proyecto, se han elegidos turbinas Andritz Hydro, desarrolladas por Hammerfest

Strom, la cual está diseñada para trabajar a unas profundidades superiores a 40 m, lo que las



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



2. Objetivos

El objeto de este proyecto es el estudio de la situación actual de la tecnología en el ámbito

del aprovechamiento de las corrientes marinas para la generación de energía eléctrica.

Para ello se examinarán diferentes soluciones adoptadas por los distintos diseños de

turbinas, así como de su sistema de fijación al lecho marino.

Se realizará, igualmente, un estudio de las localizaciones propuestas para los distintos

proyectos, haciendo una comparativa de la idoneidad de unos diseños frente a otros.

Por último, se llevará a cabo un caso de estudio, en aras de establecer la viabilidad

económica del proyecto, a partir de datos extraídos de diferentes estudios sobre costes de

capital, de instalación, de generación y el beneficio obtenido en la generación de energía.



3. Proyectos actuales

Actualmente, existe una gran variedad de proyectos, basados en diferentes propuestas para

resolver el problema de encontrar la mayor eficiencia en el aprovechamiento de las

corrientes marinas.

La dirección del rotor respecto a la corriente, el tipo de anclaje al lecho marino, la viabilidad

de la instalación y la conexión mediante cable submarino a la red eléctrica local, son

algunas de las preguntas a las que han de dar respuesta las diferentes propuestas en el diseño

de turbinas marinas.

La mayoría de diseño de turbinas, actualmente se encuentran en fase de desarrollo, no

existiendo ninguna turbina en fase de comercialización, siendo la turbina Seagen de Marine

Current la que se encuentra en una fase más avanzada de pruebas a escala real, estando

prevista su comercialización para finales del año 2014, principios de 2015.

Son numerosos, los proyectos que cuentan con un desarrollo a partir de prototipos de una

potencia inferior, probando en estos las diferentes propuestas de diseño y poder, así,

descartar aquellas que no responden adecuadamente a los requerimientos tanto de

funcionamiento como de localización.

En las figuras 5 a 7 se muestran los gráficos de evolución de diferentes turbinas. Como

puede observarse la mayoría de los proyectos actualmente, se encuentran en fase de

pruebas, bien sea de prototipos a escala, bien a escala real en instalaciones específicas para

su estudio, como el EMEC en Reino Unido, donde estos prototipos son conectados a una

red local para evaluar su funcionamiento durante la producción de energía.

Esta fase de pruebas debe ser prolongada, para que una vez la turbina se instale formando

parte de una central, los posibles errores y fallos hayan sido descartados o cuanto menos

tenidos en consideración, reduciendo así los costes a la hora, tanto de su puesta en servicio,

como de operar la instalación.

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



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

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2006

2007

2008

2009

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2012

2013

2014

2015

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

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

compañía británica Marine Current, la cual inició sus estudios para el modelo Seagen a

partir de las conclusiones obtenidas en el desarrollo y periodo de pruebas del modelo de

300 kW SeaFlow, realizadas en North Devon (Reino Unido) y que se mantuvo en operación

entre 2003 y 2006. Éste, reportó importante información acerca de la eficiencia

hidrodinámica, el mantenimiento y la instalación, al tratarse de un modelo a escala real,

pero que constaba de un único rotor de eje horizontal de 12 m de diámetro, con una

eficiencia hidrodinámica del 40% y montado sobre un pilote de 2 m de diámetro y

trabajando con una corriente de 2,7 m/s; a diferencia del modelo Seagen que consta de dos

rotores de 600 kW, cada uno de 18 m de diámetro, montados sobre un sistema de dos brazos

horizontales articulados a un pilote central.



Un desarrollo similar al seguido por Marine Current con la turbina Seagen, es el realizado

para la turbina Hammerfest Strom, HS1000 de 1 MW de potencia. En este caso se partió

para su desarrollo, de los conocimientos adquiridos de una versión anterior de 300 kW, la

HS300, la cual fue construida y puesta en funcionamiento en 2004 en Finnmark, al norte de

Noruega, y desde entonces ha estado inyectando energía a la red eléctrica local a razón de

0,5 GW/año. Con estos datos de generación energética, se ha producido un impacto positivo

en el desarrollo de la HS1000, debido a la demostración de la viabilidad técnica y comercial

del proyecto. Esto ha llevado a la planificación de implantación de la turbina HS1000 en el

EMEC a partir de 2014.

La HS1000, ha sido también el modelo seleccionado, para el primer proyecto de una central

de generación energía eléctrica a partir de corrientes marinas, cuya ejecución corre a cuenta

de compañía española Iberdrola en Ness of Duncansby, en el nordeste de Escocia, al sur de

las islas Orkney. Este proyecto, cuenta con el aval del gobierno escocés y queda enmarcado

dentro del programa iniciado en 2008 por el gobierno escocés para reducir las emisiones de

gases contaminantes.

En otros proyectos, se ha optado por un plan de desarrollo que incluye varios pasos antes de

alcanzar la potencia de diseño definitivo, este es el caso de la turbina Tocardo. Así, en 2008

se puso en funcionamiento la T100, turbina de eje horizontal de 100 kW, en las costas

próximas a la ciudad neerlandesa de Den Oever, completando con ella la primera fase de

desarrollo. La T100, fue seguida por los modelos T200 y T500 de 200 y 500 kW

respectivamente. [13]



4. Clasificación de Turbinas

Se pueden clasificar las turbinas en función de la forma y características del rotor, el tipo de

anclaje al fondo marino y las condiciones de diseño del dispositivo.

4.1 Tipos de turbinas

4.1.1 Turbinas de Eje Horizontal

Este tipo de turbinas se llaman de eje horizontal, ya que el flujo de corriente tiene la

misma dirección que el eje de giro del rotor. El principio de extracción de energía de la

corriente es similar al de los aerogeneradores, la corriente de agua hace girar el rotor

generando una fuerza de sustentación debido al movimiento del flujo alrededor de las

palas. Este movimiento rotacional es usado para generar electricidad. Estos sistemas

pueden ser albergados en carcasas o conductos convergentes para acelerar el fluido que

atraviesa el rotor, aumentando así la energía extraída.

Es el diseño utilizado en la mayoría de los proyectos, ya que debido a su similitud con

los aerogeneradores, todos los conocimientos extraídos de éstos, se han aplicado en el

desarrollo de las turbinas marinas.

Si bien todos estos diseños son similares en cuanto a su concepción, si tienen

peculiaridades que los hacen diferentes y únicos, como son el número de rotores y su

diámetro, el número de palas por rotor o la potencia nominal de la turbina.

Uno de los modelos más relevantes es el de la turbina Seagen mostrado en la figura 8, la

cual opta por dos grandes rotores de 18 m de diámetro, de dos palas cada uno, montados

en un brazo que se articula a un pilote. Cada uno de estos dos rotores, son capaces de

generar hasta 600 kW cuando trabaja a la velocidad nominal de corriente marina para la

que está diseñado. Esta velocidad nominal, varía debido al sistema que poseen las palas,

el cual permite girarlas de forma que pueda aprovechar de la manera más eficiente

posible, la velocidad y dirección del flujo. [11]

Figura 8. Modelo de turbina Seagen

Otro modelo de turbina que incorpora dos rotores, es el desarrollado por la compañía

Atlantis, la AK-1000 de 1000 kW. A diferencia de la turbina Seagen, en este caso,

ambos rotores no se encuentran situados en paralelo de forma que ven la misma

corriente, sino que uno se sitúa a favor de la corriente y otro a contra corriente,

habiendo una separación de 180º entre los dos. Esta disposición puede observarse en la

figura 9, según la cual, cuando varía la dirección de la corriente, uno de los dos rotores

ve la corriente siempre en plenitud, pudiendo el otro permanecer estático o en giro. Los



rotores se montan en una góndola que culmina el dispositivo sobre un poste que va

fijado a la estructura de anclaje. Para la AK-1000, se han escogido rotores de 18 m de

diámetro formados por tres palas. [15]

Figura 9. Modelo turbina AK1000

Otro ejemplo significativo por poseer una concepción más compacta que los dos

anteriores es el representado por el proyecto español Gesmey, que desarrolla una

turbina de 1000 kW, de eje horizontal. Si bien el diseño aún está en fase de estudio de

prototipos, todas las alternativas analizadas cuentan con un único rotor de tres palas,

montado en una estructura flotante que contiene todos los elementos necesarios para la

conversión energética. La figura 10, muestra una imagen del prototipo elegido para el

desarrollo del proyecto.

La orientación de la turbina hacia la corriente se realiza a través del control de unos

torpedos sumergibles que incluyen un sistema de presión de aire, que permite al domo

llenarse y vaciarse de agua, controlando así la flotabilidad de la estructura. La propia

acción del flujo sobre la turbina, por otro lado, permite a la estructura orientarse en la

misma dirección del flujo, encontrándose siempre la corriente el rotor en primer lugar y

posteriormente la estructura de sujeción.

Al poder ser controlada la orientación de la turbina a través de la propia estructura y la

corriente, las palas han sido seleccionadas de paso fijo. Esto representa la ventaja

respecto a las turbinas de paso variable de la eliminación de partes mecánicas y

proporcionan una mayor fiabilidad y eficiencia al sistema. [20]



Figura 10. Prototipo turbina Gesmey

Otro modelo que consta de un único rotor por dispositivo, es el desarrollado en el caso

de la turbina HS1000 por la compañía Hammerfest y que se muestra en la figura 11. La

HS1000 cuenta con un sistema de góndola fijado a una estructura, donde se sitúa un

rotor de 21 m de diámetro, que lo convierte en uno de los mayores que puede

encontrarse entre este tipo de dispositivos. El rotor está constituido por tres palas

orientables para un correcto aprovechamiento de las corrientes y proporciona una

potencia de 1 MW. [27]

Figura 11. Modelo turbina HS1000

Un diseño parecido, en cuanto a concepción de la turbina, se encuentra en la Kinetic

Hydropower System de la compañía estadounidense Verdant Power, cuyo modelo se

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



través de una turbina de un único rotor de tres palas, con un diámetro de 5 m, que lo

convierte en uno de los más compactos entre las turbinas de eje horizontal con fijación

sobre pilote. [22]

Figura 12. Modelo turbina KHPS

Un diseño que rompe con el concepto mostrado con anterioridad, es el de la turbina

Cormat, de 500 kW de potencia nominal mostrada en la figura 13, consta de dos rotores

trabajando en contra rotación. Ambos giran con sentido contrario uno respecto al otro

cuando son atacados por la corriente marina. Esto se debe a la diferente inclinación de

las palas de uno de los rotores respecto al otro. Los rotores, se montan sobre un eje

común, donde el que se instala aguas arriba está formado por tres palas, y el que se

encuentra aguas abajo por cuatro palas, siendo el diámetro de los dos rotores de 14 m. [9]

Figura 13. Prototipo turbina Cormat



En el caso de la turbina Tocardo, la compañía optó en el diseño de su turbina por un

modelo formado por un solo rotor de 6 m de diámetro, de dos palas de paso fijo y

montado sobre una góndola de 4,38 m de largo, que al estar suspendida mediante cables

en el seno marino, se orienta automáticamente en la dirección de la corriente, no

requiriendo de ningún sistema auxiliar para que la turbina pueda aprovechar

eficientemente el empuje del flujo sobre las palas. La figura 14 muestra una

esquematización de la turbina Tocardo. [6]

Figura 14. Modelo turbina Tocardo

4.1.2 Turbinas de Eje Vertical Las turbinas de eje vertical, son unos dispositivos que consisten en perfiles

hidrodinámicos montados en dirección perpendicular al flujo de la corriente,

habitualmente 3 o 4 perfiles forman el rotor que usualmente conectan con un pilote

central.

En este tipo de turbinas, el flujo ejerce una fuerza de sustentación y arrastre sobre las

palas, cuyas componentes radial y tangencial provocan el giro del rotor. Como la

turbina gira continuamente, esto provoca que dicha fuerza se genere tanto aguas arriba

del dispositivo, como aguas abajo. Esto se traduce en una variación en el par en las

palas en función del flujo que vea en cada momento. Estos pares deben ser tenidos muy

en consideración en el diseño de la turbina, ya que pueden influir negativamente en la

viabilidad y vida útil de la misma. [24]

El manejo de estos pares, son la principal desventaja de las turbinas de eje vertical

respecto a las de eje horizontal. Sin embargo, también presentan una serie de ventajas:

- Los generadores pueden ser fácilmente manipulados sobre la superficie del agua

- El sistema puede suspenderse de un único eje central que va conectado al generador

eléctrico, con lo cual, se reducen las pérdidas y posibles fallos mecánicos.

- La dirección del flujo de corriente no tiene ninguna implicación en la rotación de la

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

adecuado.

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

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



Un ejemplo de este tipo de turbinas, es la desarrollada por la compañía canadiense Blue

Energy. Se trata de una turbina de eje vertical a partir de un pre diseño realizado por el

ingeniero francés Darrieus hace más de 50 años, que derivó del realizado igualmente

por Darrieus para turbinas eólicas de eje vertical, siendo sus fundamentos físicos

similares. Un esquema de la turbina desarrollada por Blue Energy se muestra en la

figura 15. En el, puede observarse las palas del rotor unidas al pilote central mediante

unos braazos de soporte. Este pilote central realiza las veces de eje de la turbina y

culmina en el generador eléctrico, el cuál queda situado por encima de la superficie

marina. [14]

Figura 15. Modelo turbina Daerrius

4.1.3 Perfil Hidrodinámico Oscilante (Hydrofoil)

El hydrofoil es un perfil hidrodinámico que se instala sobre un brazo que permite la

oscilación vertical de éste. Este movimiento vertical se debe al flujo horizontal que

provoca la sustentación del perfil. El extremo opuesto del brazo se encuentra unido a

una estructura apoyada en el lecho marino, que posee a su vez un sistema hidráulico que

hace que el brazo realice un movimiento oscilatorio de balancín por el efecto de

sustentación del perfil. Este movimiento oscilatorio del líquido hidráulico acciona un

pistón, el cual hace girar un eje y mediante un generador asíncrono se genera la energía

eléctrica. Este sistema, es representado en la figura 17 por un modelo de la turbina

PS100 de la compañía Pulsetidal.

Este tipo de dispositivos presentan una serie de ventajas respecto a las más extendidas

turbinas de eje horizontal. La principal se halla en el hecho de que al ser dispositivos

que no requieren una gran magnitud vertical, pueden ser utilizados en localizaciones

con profundidades pequeñas. Esto es debido, a que el perfil hidrodinámico va dispuesto

en posición horizontal. Consecuentemente, también es posible instalar turbinas de una

mayor potencia en localizaciones donde la potencia de turbinas de eje horizontal se

viera restringida por la profundidad.

Además, esta característica permite trabajar al dispositivo con un menor riesgo de

impacto de elementos flotantes en la superficie marina o de embarcaciones.

Su instalación, mantenimiento y conexión a la red, también será más fácil de realizar, ya

que podremos trabajar a profundidades menores y regiones submarinas más cercanas a

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



de instalación y labores de mantenimiento, se ha dotado al dispositivo de un sistema de

flotabilidad para poder transportarlo desde la costa al punto de instalación y para la

emersión de la turbina en caso de requerirse alguna operación de mantenimiento. Una

representación de este sistema se muestra en la figura 16.

Figura 16. Sistema de fondeo y emersión turbina Pulsetidal

Desde 2009, la turbina de perfiles hidrodinámicos PS100, de 100 kW de potencia, ha

estado operando en el lecho de un rio y suministrando energía a una industria química

local. Esta primera fase de implantación se decidió realizar en el lecho de un río para no

incurrir en mayores gastos de instalación durante las primeras fases de desarrollo del

proyecto. [28]

Figura 17. Modelo turbina Pulsetidal

4.1.4 Sistema de Efecto Venturi

La turbina de efecto Venturi, se trata de una turbina de eje horizontal envuelta en una

carcasa que va estrechando su sección hasta llegar a un diámetro ligeramente mayor que

el rotor y que aguas abajo de la turbina vuelve a ensancharse. Este conducto provoca

una aceleración del fluido a su paso por el rotor, obteniéndose un mayor rendimiento de

las turbinas.

Un ejemplo de este tipo de dispositivos es el desarrollado por la compañía Lunar

Energy en el caso de la turbina LTT de 2,4 MW, lo que la hace la turbina de mayor

potencia de las que se están desarrollando actualmente. El prototipo que se muestra en

la figura 18, consta de una turbina de eje horizontal con la particularidad de que el rotor

recibe el flujo a través de un conducto de efecto Venturi que, como se ha señalado

anteriormente, acelera el fluido, haciendo que el rotor vea una corriente de mayor

velocidad.



Figura 18. Modelo turbina LTT

Esto le proporciona a esta tecnología la ventaja de que para obtener una potencia

determinada a partir de una misma corriente, el tamaño del rotor puede llegar a ser hasta

cinco veces menor que en otros dispositivos sin conducto. Debido a esta característica,

la LTT, al igual que las turbinas por hydrofoils, puede ser utilizada en localizaciones

donde la pequeña profundidad del lecho marino representa una limitación.

El diseño simétrico del conducto y su disposición, permiten a la turbina trabajar con la

misma eficiencia cuando la corriente fluye en ambos sentidos, ya que el ángulo de las

palas del rotor es el óptimo para la extracción máxima posible de la energía contenida

en la corriente. Esto hace también innecesario el uso de palas de paso móvil,

simplificando el diseño del rotor y aportado consistencia y fiabilidad a la turbina y con

un resultado más económico para el diseño, fabricación y explotación de la misma.

En la figura 19 se muestra las líneas de corriente al paso por el rotor tanto para turbinas

con conducto, como sin él. Como puede observarse, al añadir el conducto a la turbina,

las líneas de flujo son conducidas, concentrando y acelerando las líneas de corriente a

su paso por la misma.

Figura 19. Efecto conducto Venturi

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

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



atención, es en la incidencia del ángulo de ataque de la corriente sobre el eje axial del

rotor. Los resultados del estudio mostrados en la figura 20 evidencian la mejora

experimentada en la extracción de energía en el caso de una turbina que cuenta con un

conducto para el flujo. Para el caso de turbinas con conducto Venturi, se observa que el

máximo de potencia, se obtiene para un ángulo de ataque de 27º respecto al eje del

rotor. [10]

Figura 20. Extracción de energía con y sin conducto Venturi

4.1.5 Tonillo de Arquímedes

Se trata de un sistema con una configuración helicoidal de tornillos sacacorchos. Este

helicoide gira en un eje central anclado al lecho marino. La corriente marina al atravesar

el helicoide provoca el movimiento de giro de la turbina.

Uno de los pocos ejemplos de estos dispositivos es el ideado por la compañía Flumill, la

cual está involucrada en el desarrollo de una turbina de 2 MW de potencia basada en

este concepto, para producir energía a partir de las corrientes marinas, cuyo modelo se

muestra en la figura 21.

Estos tornillos de Arquímedes, presentan la ventaja de un menor impacto ambiental al

ser concebidos con un diseño más compacto que cualquier otra turbina de potencia

similar.

Este menor tamaño de la turbina aporta otra serie de ventajas, como por ejemplo,

menores turbulencias aguas abajo de la turbina o menores costes en la instalación de las

mismas, ya que al ser menos pesadas y más fáciles de transportar, presentaran una

disminución de costes de instalación respecto a sus competidoras en el mercado. [4]



Figura 21. Modelo turbina Tornillo Arquímedes

4.1.6 Tidal Kite (Cometa de Corriente)

Se trata de un dispositivo en forma de cometa que lleva instalada una turbina colgada de

ésta y anclada al lecho marino. Esta cometa se encuentra en suspensión en el agua a

modo de una cometa en el aire. La fuerza para sustentarla es proporcionada por la

corriente marina. La cometa describe una trayectoria con forma de ocho, aprovechando

en su movimiento las aceleraciones durante su descenso en picado para una mayor

rotación de la turbina, produciendo así una mayor energía.

Este tipo de turbinas, presentan como principal ventaja, respecto a los convencionales

de eje horizontal, una alta eficiencia a velocidades bajas de flujo, ya que las altas

velocidades alcanzadas en los descensos compensan el bajo nivel energético de la

corriente de baja velocidad.

Muestra de este tipo de tecnología es la turbina Deep Green desarrollada por la

compañía sueca Minesto, con base para las pruebas de sus prototipos en la isla

Holyhead en País de Gales. Estos prototipos van desde los 220 kW de los primeros

construidos, hasta los 1,5 MW de los que se encuentran en desarrollo actualmente y

cuyo modelo se muestra en la figura 22, con el objetivo de alcanzar los 10 MW en

diseños futuros.

Su diseño, consta de una turbina fijada a la parte inferior a un ala, de diferente tamaño

en función de la potencia del dispositivo. El rotor de la turbina, recibe la acción de

fuerzas ejercidas por la corriente durante los movimientos ascendentes y descendentes

del ala, con lo cual, también recibe las aceleraciones de flujo creadas por estos

movimientos, que provocan la percepción por parte del rotor de un flujo a una velocidad

hasta diez veces mayor que la de la corriente. [2]



Figura 22. Modelo turbina Minesto

4.2 Características principales de las turbinas

Las principales características que identifican y diferencian entre sí los dispositivos para el

aprovechamiento de corrientes marinas para la generación de energía, pueden dividirse en

dos grandes grupos, condiciones nominales de trabajo y características del sistema de

generación, tanto hidráulico como eléctrico.

Todas las turbinas deben incluir en su diseño, al menos, un rotor, una caja multiplicadora y

un generador eléctrico y deben considerar las condiciones de trabajo que se encontrarán en

la localización elegida para su ubicación.

4.2.1 Condiciones de trabajo

En el diseño de la turbina o a la hora de elegir una turbina para un determinado

proyecto, hay que tener en consideración el entorno en el que ha de trabajar. Dentro de

estos parámetros de diseño o elección de turbina, se debe tener en cuenta

principalmente, profundidad marina en el punto donde se localizará la turbina, tipo de

lecho (arenoso, rocoso, etc.), vida marina, distancia al punto más cercano de conexión a

la red y velocidades y direcciones de los flujos de corriente. En cada caso, existirá un

diseño más apropiado para una localización dada, sin significar esto, que el resto de

diseños o varios de ellos no pudieran ser utilizados.

En la mayoría de las turbinas, la velocidad de flujo para que trabajen en condiciones

nominales oscila entre los 2 y los 2,5 m/s, que suelen ser las velocidades más habituales

que se encuentran en corrientes marinas. Sin embargo, es posible encontrar turbinas que

son capaces de generar energía a partir de velocidades de corriente de 0,4-1 m/s, como

es el caso de la turbina TidalSails cuya curva de generación se muestra en la figura 23 y

que comienza a generar energía a una velocidad de flujo de 1 m/s, alcanzando la

potencia nominal para 1,8 m/s. Otros prototipos pueden soportar velocidades de hasta

16 m/s, siendo estas velocidades de corriente poco usuales.



Figura 23. Curva de generación TidalSails

Entre las turbinas de eje horizontal, cabe destacar, que las fijadas al lecho, bien sea por

gravedad o por pilotes, trabajan en su mayoría a velocidades nominales de flujo algo

superiores, alcanzando la potencia nominal para 2,5-2,7 m/s, mientras las montadas en

estructuras flexibles, trabajan generalmente a una velocidad nominal de 2 m/s. Las

figuras 24 a 26 muestran las curvas de generación de las turbinas AK1000, HS1000 y

KHPS las cuales van montadas fijadas al lecho marino mediante fijación rígida. Para las

dos primeras, la potencia nominal se alcanza para una velocidad de flujo de 2,5 m/s,

mientras en el caso de la KHPS la velocidad nominal se eleva hasta los 3,2 m/s.

En los tres casos, una vez es alcanzada la potencia nominal la curva de generación entra

en saturación hasta que la velocidad de corriente se eleva hasta la velocidad de corte de

la turbina.

Figura 24. Curva de generación AK1000



Figura 25. Curva de generación HS1000

Figura 26. Curva de generación KHPS

Claras excepciones a esta generalización, son la turbina Hydro-Gen, la cual está

diseñada para trabajar a velocidades nominales de 4 m/s, y la turbina Cormat, que aun

utilizando una fijación flexible trabaja a una velocidad nominal de flujo de 2,5 m/s,

como puede observarse en la figura 27.

Figura 27. Curva de generación CorMat



Estas velocidades nominales, si bien son una característica muy a tener en cuenta a la

hora de elegir que diseño es más apropiado para una localización determinada, no deben

ser determinantes a la hora de excluir un diseño del espectro de turbinas elegibles, ya

que para todas las turbinas existe un rango de velocidades donde la eficiencia se

aproxima a la nominal, siendo este rango limitado inferiormente por una velocidad algo

inferior a la nominal y superiormente por la velocidad máxima a la que puede trabajar la

turbina sin riesgo de sufrir daños la estructura y/o el sistema de generación.

Estos valores máximos difieren para cada turbina, y están en gran parte determinados

por la máxima velocidad del flujo esperada en una localización dada.

Otra característica fundamental a la hora de diseñar una turbina submarina, es la

profundidad del lecho marino y a la que deberá trabajar el dispositivo.

Al igual que ocurre con la velocidad del flujo de las corrientes, las turbinas estarán

diseñadas para trabajar y ser instaladas en un determinado rango de profundidades. Por

ejemplo, para las turbinas que van instaladas en estructuras flotantes, la profundidad del

lecho marino necesaria sólo debe exceder en unos pocos metros el diámetro del rotor.

Esto es lo que ocurre en el caso de la turbina HidroGen, cuyo diámetro del rotor es de

3,5 m, y basta con dejar un paso de 0,5 m de servidumbre bajo las palas del mismo.

En el caso de dispositivos, que se amarran al lecho marino mediante cables o cadenas,

las profundidades de trabajo son muy variables. Éstas, pueden variar para la mayoría de

ellos entre unos pocos metros y pueden alcanzar hasta la centena. Se debe, a que su

sistema de fijación le permite, al estar suspendida en la corriente, trabajar a una misma

profundidad independientemente de la profundidad del lecho marino sin más que

utilizar para el amarre cables más largos y resistentes y una fijación al lecho de éstos de

mayor resistencia. Sí se ha de tener en cuenta, que en localizaciones donde se instalen

cables de mayor longitud, es necesario poner especial atención a las distancias entre

turbinas en una central, ya que los desplazamientos de aquellas que no tienen limitados

todos sus grados de libertad pueden ser considerablemente mayores a los habituales.

Este problema, no afectaría a aquellos que por su diseño del sistema de fijación no

permiten a la turbina desplazarse lateralmente, o bien, éste es controlado por los mismos

cables. El proyecto Gesmey, con un diseño pensado para trabajar en las aguas del

estrecho de Gibraltar, donde la profundidad del lecho marino tiene una media de 80 m y

una profundidad mínima de 40, presenta un rango de profundidades hábiles de entre 40

y 100 m, siendo en cualquiera de los casos la profundidad a la que trabaja el rotor de 30

m. La figura 28, muestra una imagen del estrecho de Gibraltar con una especificación

de la profundidad del lecho marino.



Figura 28. Localización Gesmey

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

marino por cables. La turbina Cormat desarrollada por la compañía Natrucity Limited,

puede instalarse en localizaciones con profundidades de hasta 500 m, sin que ello

suponga una mayor complejidad que la de instalar las fijaciones de los cables en el

lecho.

Frente a las características de gran profundidad de trabajo de las turbinas fijadas por

cables al fondo marino, se encuentran las fijadas rígidamente o por pilotes. Esto se debe

a las dificultades de trabajar a gran profundidad para realizar cimentaciones o

perforaciones para la introducción de pilotes bajo el agua. Este es el caso de las turbinas

Seagen, que puede trabajar en aguas poco profundas, menos de 30 m, y la KHPS que

aún necesitando menos distancia mínima al lecho, apenas 3 m, también presenta una

gran limitación de profundidad de trabajo.

En este tipo de dispositivos donde la unión al lecho marino se realiza a través de un

pilote y éste se extiende hasta la superficie, se ha de considerar a la hora de diseñar la

estructura, el rango de mareas previsible en la ubicación donde se instalará la turbina.

Para el caso del EMEC donde se encuentra instalada la turbina Seagen, ese rango se

estima que tiene un máximo de 4,1 m en la temporada de primavera, y una media de 0,5

m durante el resto del año.

Un caso excepcional a la poca profundidad de trabajo de las turbinas con una unión

rígida al lecho marino, es la turbina TidalSails, la cual se ha diseñado para llegar a

trabajar en aguas de hasta 500 m de profundidad, si bien, los costes tanto de ejecución

como de mantenimiento podrían ser considerablemente elevados.



Aunque lo anteriormente expuesto, aporta una visión inmovilista y de utilización en

unas determinadas localizaciones de los distintos dispositivos, estas profundidades de

diseño, pueden alterarse con la única modificación del sistema de anclaje, el cual será

analizado más adelante en este mismo documento.

4.2.2 Generador eléctrico

El diseño más habitual de turbinas marinas, principalmente turbinas de eje horizontal, se

compone de un rotor montado en una góndola, la cual está unida al sistema de fijación

al lecho marino. En este tipo de dispositivos, la góndola ejerce las labores de continente

y protección de todos los elementos necesarios para realizar la conversión de energía

cinética de las corrientes en energía eléctrica, así como albergar todos o parte de los

sistemas auxiliares, como por ejemplo los sistemas de control de orientación de la

turbina o de inmersión y emersión.

En el caso de la turbina Gesmey, todos estos elementos se encuentran en el interior del

domo central de la turbina. Su planteamiento y distribución, se ha realizado para que

todos y cada uno de ellos queden encapsulados en el interior del domo, quedando lo

más accesibles posible una vez retirada la envolvente para labores de mantenimiento o

reparación. Esta configuración, puede tomarse como referencia de los componentes

presentes en la mayoría de turbinas de eje horizontal, si bien, existirán algunos que

puedan variar en función del tipo de anclaje utilizado o del procedimiento de

estabilización en el seno marino.

En el interior del domo representado en la figura 29 se pueden diferenciar:

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

estanca del domo

b) El eje de baja velocidad

c) La bocina con sus dos cierres

d) La chumacera de empuje

e) El disco de frenado de baja velocidad

f) Los dos frenos de baja velocidad

g) El multiplicador de velocidad, formado por un tren de engranajes

planetarios

h) El eje y disco de frenado de alta velocidad

i) Los tres frenos de alta velocidad

k) Generador eléctrico

l) La bomba de sentinas

m) La bomba y auxiliares de refrigeración del multiplicador

n) La bomba y auxiliares de refrigeración del alternador

o) El interruptor de protección y conexionado

p) El cuadro de 230 V

q) El cuadro de control electrónico

r) Las botellas de aire comprimido

s) El cuadro de válvulas del sistema de lastres



Figura 29. Disposición del Domo

El domo tiene su cubierta exterior formada por una envolvente elipsoidal de modo que,

sus formas sean hidrodinámicamente eficientes y en su estructura se integran los

refuerzos de la proa, de la parte central y de popa, la escotilla de acceso y los pilones de

soporte del tren electromecánico. Entre la cubierta y la estructura se sitúan los

intercambiadores de refrigeración de agua y aceite. [21]

De todos estos elementos insertados en la góndola, destaca el generador eléctrico, que

es el encargado de realizar la conversión de energía mecánica del rotor, en energía

eléctrica de baja tensión. Los generadores empleados suelen ser, generadores asíncronos

de 2 polos girando a una velocidad nominal muy superior a la que gira el rotor. Es por

esto, que se hace necesario el uso de una caja multiplicadora, que eleve la velocidad de

giro del rotor de la turbina al rotor del generador haciéndolo girar a velocidades del

orden de 1000 rpm. A la salida de este generador, suele encontrarse un convertidor

IGBT como paso previo al transformador, como el mostrado en la figura 30, el cual

eleva la tensión a la de la red local en la que se inyectará la energía extraída de la

corriente marina. [25]

a b

d e

s

r

i



Figura 30. Modelo generador eléctrico

En el caso del dispositivo Gesmey, ha sido seleccionado un alternador síncrono de

imanes permanentes, refrigerado por agua, el cual no requiere de alimentación para la

excitación, ni requiere elementos auxiliares como rectificadores y posee en

consecuencia un mantenimiento más sencillo y un mejor rendimiento.

Puede observarse que por razones de ahorro de espacio, los convertidores de electrónica

de potencia irán fuera del domo (normalmente en una plataforma de concentración de

energía del parque).

En el diseño de las turbinas, ha de tenerse en cuenta las especificaciones de salida de la

energía obtenida, las cuales vendrán impuestas por la normativa vigente en cada zona

geográfica donde el generador sea instalado para la conexión a la red eléctrica de

transporte. En el caso de España se han de considerar los siguientes requerimientos:

Sistema trifásico

50 Hz

Potencia reactiva mínima

Filtrado de armónicos

Control de micro cortes

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

estación transformadora

En otro tipo de turbinas como pueden ser las de eje vertical, donde existe una parte del

dispositivo que se encuentra sobre la superficie marina, es en ésta donde suele situarse

el generador eléctrico, quedando de este modo al alcance desde una embarcación para

labores de mantenimiento o conexión y desconexión. Esta ubicación del generador

presenta otra gran ventaja, si bien la envolvente deberá ser estanca, no deberá diseñarse

para soportar las presiones marinas que deben soportar en el caso de que el generador se

encuentre sumergido. [20]



4.2.3 Curvas de generación

La característica más importante para una turbina a la hora de evaluar su capacidad de

generación y aprovechamiento de la fuente primaria de energía, es su curva de

generación. Ésta, suele representarse como potencia generada en función de la

velocidad del flujo de la corriente marina, aunque en algunas ocasiones, se representa la

potencia generada durante un periodo concreto de tiempo o un determinado ciclo de

corrientes.

En todas las curvas de generación de los distintos dispositivos, se observa el mismo

comportamiento. El inicio de la generación se produce para una determinada velocidad

de flujo, aumentando la potencia generada a medida que se aumenta la velocidad de

flujo hasta alcanzar la velocidad nominal, momento en el que la turbina se encontrará

generando la potencia nominal de diseño. Esta potencia nominal se mantiene una vez

alcanzada y rebasada la velocidad nominal de flujo hasta alcanzar la velocidad de corte,

velocidad a la cual el dispositivo podría sufrir daños si continuara en funcionamiento.

Dado que las corrientes son fácilmente previsibles gracias a su predicción precisa con

varias semanas de antelación y su recurrencia, la mayoría de las turbinas están

diseñadas para soportar las mayores velocidades de flujo previsibles en una localización

concreta, sin alcanzar estas velocidades de corte salvo en ocasiones puntuales. Esto hace

posible que el dispositivo trabaje un alto porcentaje de las horas del año, facilitando así

su rentabilidad frente a otro tipo de energías renovables como la eólica o la fotovoltaica.

A continuación, se detallan las curvas de generación de distintas turbinas, a las que

habría que sumar, las mostradas anteriormente en las figuras 23, 24, 25, 26 y 27 para las

turbinas TidalSails, AK1000, HS1000, KHPS y CorMat respectivamente.

La figura 31, muestra la curva de generación de la turbina Deep Gen IV a lo largo de un

periodo total de aproximadamente 336 horas (14 días completos). En ella, se observa

como para velocidades superiores a los 3 m/s se alcanza la potencia nominal de la

turbina de 1 MW. Esta potencia nominal, es generada para ambos sentidos de la

corriente. Puede observarse también, como para velocidades inferiores a los 3 m/s, la

turbina genera una potencia inferior y en los tramos de tiempo en que la corriente

cambia de dirección, existe un lapso de tiempo en que la turbina se desconecta al no

existir suficiente velocidad de flujo para arrancar los rotores. Este comportamiento,

provoca que la curva de generación de la turbina presente al igual que la corriente una

curva sinusoidal.



Figura 31. Curva de generación Deep Gen IV

En las figuras 32 a 34 se encuentran representadas las curvas de generación de las

turbinas desarrolladas por la compañía Tocardo, T100, T200 y T500 recibiendo su

nombre a partir de la potencia nominal de cada una de ellas.

La velocidad de arranque de la turbina en los tres modelos es de aproximadamente

1 m/s. De cada una de las turbinas, existen cinco modos de funcionamiento que

limitan la potencia a una inferior a la nominal, y que se alcanzan a velocidades de

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

Figura 32. Curva de generación T100





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

así como las curvas de generación de los tres modelos construidos en el desarrollo de la

turbina Deep Gen. Las tres curvas tienen presentan un crecimiento exponencial a partir

de los 0.5 m/s de flujo de corriente. La diferencia entre los tres modelos se halla en la

potencia nominal, alcanzando los 250, 500 y 850 kW para los modelos DG 10, Dg 12 y

DG 14 respectivamente. Estas potencias nominales, se alcanzan para velocidades de

flujo aproximadas de 1.5 m/s, siendo la velocidad nominal para el modelo DG 10 algo

inferior y para el DG 14 algo superior a esos 1.5 m/s.

La diferencia de potencia entre los tres modelos, provoca que la cometa y la turbina

deban ser de unas dimensiones mayores conforme se aumenta la potencia, variando la

dimensión transversal de la cometa de los 10 m a los 14 m, siendo esta dimensión la que

da nombre al modelo. Igualmente a la longitud trasversal, la longitudinal con la turbina

también aumenta con la potencia entre los 2.16 m y los 3 m.



Figura 35. Maqueta y curva de generación DG10



4.3 Tipo de anclaje al lecho marino

4.3.1 Base fijada por gravedad en el lecho marino

Este tipo de anclaje tiene como principio, la acción de la gravedad. Suele emplearse un

bloque de grandes dimensiones que se fija al lecho marino debido a su alto peso.

Ocasionalmente, pueden emplearse anclajes adicionales o bien se lleva a cabo el

enterramiento de parte de la base para que quede completamente fijada y no exista la

posibilidad de movimientos laterales de la turbina. [13]

Uno de los ejemplos típicos de este tipo de anclajes es el utilizado para la turbina

AK1000, de la compañía Atlantis. En la AK1000, la turbina se compone de una góndola

sobre un pilote que apoya en una estructura llamada GBS, como se muestra en la figura

38. Esta estructura está construida en acero, pesa aproximadamente 1500 toneladas y

posee unas dimensiones de 22x22x2,5 m3. La estructura está diseñada para ser

completamente ensamblada en la superficie y sumergida posteriormente en la

localización elegida para la turbina.

Para facilitar las tareas de mantenimiento en la turbina, el pilote se fija a la base y la

góndola puede desprenderse de éste para poder elevarla hasta la superficie y realizar

dichas tareas. De esta forma, los costes de mantenimiento no serán tan elevados como si

tuviera que extraerse toda la estructura o realizarlas bajo el agua.

Figura 38. Base de anclaje AK1000

Una modificación a este sistema, es la utilización de una base de fijación al lecho

marino como la utilizada para la turbina DeltaStream. Ésta, persigue el mismo concepto

físico que en el caso anterior, el de construir una estructura físicamente estable sin

ninguna necesidad de utilizar ningún otro tipo de sistema de fijación. En este caso, el

diseño elegido es una base triangular de 30 m de lado, como la mostrada en la figura 39,

en cuyos vértices se sitúan tres góndolas, con una altura lo suficientemente pequeña



como para aportar al sistema un centro de gravedad bajo, de forma que gracias a las

fuerzas ejercidas por el peso propio, el vuelco y el desplazamiento queden impedidos.

Figura 39. Base de anclaje Deltastream

Otra configuración que podría englobarse dentro de este tipo de anclajes, es un

entramado estructural apoyado sobre el lecho marino y que a su vez, va anclado en

algunos puntos de la estructura para evitar desplazamientos o vuelcos de la misma.

Dentro de este grupo, puede incluirse el sistema de anclaje de la turbina HS1000. Una

estructura triangular formada por tubos, sobre la que se apoya la góndola, que posee

unas dimensiones de 18,5x25,5x21 m3 y un peso aproximado de 140 toneladas. Esta

estructura, mostrada en la figura 40, se fija al lecho marino en los vértices de la

estructura, quedando así impedidos vuelcos y desplazamientos horizontales.

Figura 40. Base de anclaje HS1000



4.3.2 Pilotes

Este tipo de estructura es similar a las empleadas en aerogeneradores instalados en el

mar. Consta de un pilote que se incrusta en el lecho marino. A simple vista, parece una

estructura de fácil instalación, pero conlleva problemas como construir los cimientos,

que en ocasiones deberán ser realizados a unas profundidades considerables debido a la

baja consistencia y las propiedades arenosas del lecho marino.

Existen varias configuraciones posibles para este tipo de anclajes, como por ejemplo

pilotes únicos, pilotes gemelos o pilotes enterrados superficialmente y anclados al lecho

mediante tirantes.

Esta configuración de anclaje por pilotes, está orientada principalmente a turbinas de

corrientes marinas de eje horizontal.

La turbina Seagen, utiliza para la fijación de su dispositivo, un pilote cuya longitud debe

variar en función de la profundidad en la localización elegida para su instalación. En el

prototipo, que se encuentra en pruebas en el EMEC, la profundidad es de 24 m con una

oscilación media de mareas de 4,1 m. Esto provoca, que el pilote de anclaje debe tener

un mínimo de 35 m, sin contar con la parte enterrada en el lecho marino. La

configuración de la estructura una vez instalada, se muestra en la figura 41.

Figura 41. Base por pilote turbina Seagen

Una de las principales ventajas de este sistema de fijación es, que debido a que el pilote

debe sobresalir una longitud considerable de la superficie marina, para permitir la

emersión de todo el equipo de generación, también puede ser utilizado para ordenar el

tráfico marítimo o como plataforma auxiliar en alguna tarea relacionada con la

navegación.

Por su parte, el diámetro debe ser tal que, el pilote pueda soportar las tensiones laterales

provocadas por las corrientes sobre la turbina. En el caso del prototipo ubicado en el

EMEC, se construyó de 4 m de diámetro.



El pilote soporta el brazo horizontal, el cual contiene los dos rotores, así como el

sistema eléctrico y el sistema de elevación del brazo. Este sistema de elevación engrana

en una guía que se encuentra en el pilote, que hace posible el desplazamiento del brazo

a lo largo del pilote.

El peso de todos los componentes inmersos en la tarea de generación de energía, así

como el peso propio de la estructura, juegan un papel determinante en la fijación. Sin

embargo, a la hora de calcular las dimensiones y peso de la estructura, hay que

considerar tanto las corrientes a las que se enfrentará, como el tipo de suelo al que debe

ir fijado. En un estudio realizado para la demostración de la viabilidad del proyecto

Seagen, se establece la relación entre el peso del pilote y la velocidad de flujo para

diferentes tipo de suelo, llegando tal y como se muestra en la figura 42 a variar el peso

hasta un valor siete veces mayor, de 50 a 350 toneladas, para una velocidad que varía

entre 1 y 5 m/s.

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

La instalación de este tipo de estructuras, ha sido llevada a buen puerto en el caso de

centrales eólicas marinas en el golfo de Méjico, San francisco, Washington o Alaska,

llegando a ser localizadas a profundidades incluso seis veces mayores de las estudiadas

para el caso del proyecto Seagen.

Para la instalación, se requiere de una estructura provisional desde la que realizar la

perforación del lecho y el pilotaje. En la figura 43 se muestran los pasos del proceso en

el caso de que la instalación se realice en un lecho marino de roca, con una fina capa de

sedimentos. Los pasos involucrados son:

1. Ubicación del tubo conductor y colocación de la zapata de entubación en el

lecho marino.

2. Perforación del fondo marino hasta alcanzar el lecho rocoso.

3. Introducción o construcción del pilote desde la plataforma flotante.

4. Fijación del pilote y desmontaje de la estructura auxiliar de montaje para la

construcción del nuevo pilote.



Figura 43. Pilote instalado en lecho marino de roca

Dentro del grupo de estructuras de anclaje por pilotes, podemos incluir también,

aquellas en las que existe una base fijada al lecho marino, sin necesidad de que exista

una parte que sobresalga por encima de la superficie marina.

El sistema de fijación de la turbina KHPS, consta de un pilote de pequeño tamaño que

soporta en su cúspide la góndola de la turbina. La altura del pilote por encima del lecho

marino, deberá ser tal que el rotor de la turbina permanezca a una distancia del suelo

que no represente ningún riesgo de impacto o de levantamiento de partículas o restos

que se encuentren en el fondo marino. Sobre el diseño actual, con un diámetro del rotor

de 5 m, se considera que una distancia limpia entre el rotor y el fondo de 3 m sería

suficiente, ya que la velocidad de giro es lo suficientemente pequeña como para que las

turbulencias generadas en el giro del rotor incidan sobre el depósito marino. En la figura

44 se muestra el sistema de pilotaje de la turbina KHPS.

Figura 44. Anclaje por pilote turbina KHPS

Locate conductor tube with casting shoe on

sea bed

Seat casing shoe into

rock head and drill rock

socket

Remove drill and conductor tube,

leaving casing shoe behind. Float out pile

and lower into rock socket

Fill aisnolus with

grout allow to cure

and move to next

location



En el caso de la turbina Tidalsails, el sistema elegido es de tres anclajes fijos, uno en

cada vértice de la turbina. Estos anclajes deben ser capaces de soportar las solicitaciones

flectoras y de torsión del rotor mientras recibe la fuerza de empuje de la corriente y

realiza su giro, ya que el rotor engrana en los anclajes En la figura 45 se muestra uno de

los puntos de anclaje de la turbina en el caso de una disposición horizontal.

Figura 45. Anclaje turbina Tidalsails

Existe una variedad para esta turbina, que consiste en dos anclajes fijos en dos de los

vértices, y un hydrofoil en el tercero, de forma que el empuje producido por la corriente

en el perfil, colabore a la fijación de la turbina y al mismo tiempo las fuerzas de

sustentación ayuden a mantener al rotor sometido a tensión, sin necesidad de una tercera

fijación y permitiendo a la turbina trabajar en posición vertical. Este sistema se muestra

en la figura 46 como variedad al mostrado en la figura anterior. [5]

Figura 46. Anclaje turbina Tidalsails vertical

4.3.3 Fijaciones flexibles

Este tipo de anclajes pueden dividirse a su vez en tres grupos:

a) Anclaje flexible. La turbina se ancla mediante un cable o cadenas a una base fija en

el lecho marino. Esto permite que el sistema pueda moverse libremente en el flujo

de la corriente marina y atender así a los cambios de dirección de ésta. Esta libertad



a la hora de desplazarse la turbina horizontalmente, obligará a la hora de diseñar

una central de este tipo a establecer una gran separación lateral entre turbinas.

b) Anclaje rígido. Se basa en el mismo principio de los anteriores, con la salvedad de

que deja a la turbina con menos grados de libertad, o incluso, restringiéndolos por

completo. Este tipo de anclajes permiten, en caso de restringir los desplazamientos

laterales, diseñar instalaciones que ocupen una menor área y sean más compactas,

ya que la posición de las turbinas está definida con exactitud.

Dentro de estos dos grupos pueden englobarse los anclajes de varios diseños de

turbinas que se encuentran en desarrollo actualmente.

Uno de los ejemplos de turbinas que utilizan un anclaje flexible, es la turbina

Gesmey. En este proyecto español, el anclaje se realiza a través un clave flexible

que va fijado al lecho. El cable, se une a la turbina en un único punto, bien en el

torpedo inferior, bien en el vértice central de una estructura triangular que une los

torpedos entre sí. La función de este cable, es únicamente la de mantener a la

turbina en una zona localizada, siendo los sistemas propios de la turbina los que

controlan la profundidad y la orientación de la misma. La acción que la corriente

ejerce sobre la turbina, es la que realiza la función de orientación, ya que el cable de

fijación no le restringe ningún grado de libertad, y la turbina puede girar libremente.

Por su parte, la profundidad es controlada por tres torpedos o flotadores, que en

función de la cantidad de aire que posean en su interior, otorgan a la turbina la

altura deseada en cada momento. Además, estos torpedos se encargan de

mantenerla con la inclinación adecuada para encarar la corriente o durante las fases

de hundimiento y emersión de la turbina. En la figura 47 se muestra el sistema de

fijación y fondeo de la turbina Gesmey.



Figura 47. Módulo de fondeo Gesmey

De entre los dispositivos con anclaje rígido destaca el utilizado en la turbina

Cormat, la cual utiliza cables o cadenas que sólo otorgan a la turbina el grado de

libertad de giro para orientarse al flujo de corriente, estando la profundidad y la

posición controladas por los cables. Según la el sistema representado en la figura

48, los cables, tres en este caso, se fijan al lecho a través de unos pilotes de acero de

1,4 m de altura sobre la superficie del lecho y 0,8 de diámetro. La posición de estos

tres pilotes en el lecho marino, dependerá de la morfología, profundidad y

barimetría, equilibrando el coste de instalación y la correcta fijación de la turbina.

La profundidad a la que los cables mantienen a la turbina en el seno marino, debe

ser por seguridad de 12 m como mínimo al lecho marino y 10 m a la superficie para

garantizar que no se produzcan incidencias con el tráfico marítimo.

Figura 48. Disposición turbina Cormat

Para turbinas de aprovechamiento de corrientes marinas con un diseño de cometa de

corriente o Tidal Kite, la fijación se realiza a través de un cable flexible, que al

igual que en el caso de la Gesmey, no restringe ningún grado de libertad, ya que la

turbina necesita estar libre de restricciones para hacer sus trayectorias en forma de



ocho para acelerar la corriente vista por la turbina, tal y como se observa en la

figura 49. En este caso, el cable se fija a la turbina por la parte inferior de la

góndola que pende del ala de la cometa. En este tipo de instalaciones, la separación

entre turbinas deberá ser considerablemente mayor que en otras de un anclaje

similar, ya que los desplazamientos laterales de la turbina pueden alcanzar la decena

de metros.

Figura 49. Fijación turbina Minesto

c) Estructura flotante. En este caso, la turbina en su conjunto está flotando en la

superficie marina o a una profundidad dada en algunos modelos. Las cadenas o

cables están sujetos por un extremo a la turbina y por el otro al lecho marino,

permitiendo que la estructura permanezca flotando siempre en el mismo lugar.

Son las que presentan unos costes de mantenimiento menores, ya que no es

necesario incorporar ningún sistema para sumergir o hacer emerger la turbina.

Además, al estar la estructura flotando en la superficie marina, puede ser usada

como baliza para el ordenamiento marítimo.

Una de las principales desventajas de este tipo de estructura es la vulnerabilidad al

oleaje, ya que la estructura flotante se encontrará constantemente en movimiento,

pudiendo, según la localización, oscilar incluso varios metros de altura. El

dispositivo deberá diseñarse para ser estable ante marejadas y estar equipado con un

sistema de desconexión para proteger la turbina. [16]

Las turbinas verticales, suelen utilizar este sistema de fijación, como se muestra en

la figura 50, lo cual les permite localizar el generador eléctrico por encima de la

superficie marina, protegido por la misma estructura.



Figura 50. Estructura flotante turbinas verticales

Otro ejemplo de estructuras de fijación flotantes es el utilizado en la turbina

Hydrogen, mostrada en la figura 51. En esta turbina el rotor de eje horizontal pende

la estructura solidariamente. Esta estructura, debe mantener al rotor de la turbina, al

menos a 4 m de profundidad por seguridad para el dispositivo, para protegerlo de

impactos con navíos o cualquier tipo de elemento flotante.

Figura 51. Maqueta HydroGen

4.3.4 Hydrofoils en la base

Se basa en el principio de sustentación de los hydrofoils. Se instalan en una base, de

forma que al pasar la corriente por ellos, provoque una fuerza de sustentación hacia el

fondo, ejerciendo en su conjunto una fuerza vertical hacia abajo que fija la estructura de

forma similar al mostrado en la figura 41 para la turbina TidalSails en posición vertical.

4.4 Conclusiones

La búsqueda de la eficiente explotación de un recurso, es el objeto de la industria en general

y de la industria energética en particular.



Las grandes inversiones, públicas y privadas, realizadas con el fin de encontrar la mayor

eficiencia a la hora de extraer la energía contenida en las corrientes marinas, ha llevado al

sector a un amplio abanico, tanto de turbinas, como de sistemas de fijación al lecho marino.

Los siguientes pasos a dar, se orientan hacia la maximización del rendimiento mediante la

elección de un diseño determinado para cada localización. Para ello, la fase de desarrollo y

las pruebas a escala real de los distintos dispositivos, se antoja crucial en el futuro de las

turbinas marinas, así como, de la instalación de plantas eléctricas piloto que permitan

extraer resultados y conclusiones de las distintas soluciones técnicas que se encuentran

actualmente en estudio.



5. Estudio de estelas

En este apartado, se analiza la interacción hidráulica entre turbinas actuando en una

configuración de granja de turbinas en una central eléctrica. Para ello, se estudian las

eficiencias y potencias generadas bajo distintas hipótesis y configuraciones.

El objetivo fundamental de este estudio es calcular el espacio longitudinal y lateral que debe

existir entre las turbinas, para que los efectos de las turbulencias generadas a la salida del

rotor y los efectos de bloqueo no afecten negativamente a los dispositivos colindantes.

Para el estudio se emplean tres prototipos de una máquina de eje horizontal, sin sistema de

conducción y fijados al lecho de un estanque, que realiza las veces de localización

submarina, donde velocidad y dirección del flujo pueden ser controladas. [12]

La eficiencia de las turbinas trabajando en la granja de turbinas, se define como:

(%) 100granja

libre

EEficiencia

E

Donde, Egranja representa la energía generada por una turbina trabajando dentro de la granja

y Elibre la energía generada por la misma turbina trabajando aislada de otros dispositivos y en

flujo de corriente libre.

5.1 Efecto de bloqueo

La presencia de un rotor puede causar un efecto de bloqueo en el flujo debido a la

resistencia que presentan los rotores contra el flujo, que puede hacer que el flujo se desvíe

hacia el exterior del área barrida por el rotor, en busca de una ruta con menos resistencia.

Este efecto de bloqueo, se mide a través de un factor adimensional que representa la

relación entre el área barrida por los rotores y el área total de estudio donde se encuentran

las turbinas.

(%) 100barrida

barrida libre

ABloqueo

A A

A la hora de analizar el bloqueo, debe tenerse en especial consideración la separación lateral

entre turbinas y la forma y disposición del rotor, ya que el flujo puede ser, por este efecto,

desviado del área ocupada por las palas del rotor y dirigirse a las áreas libres, donde se

aceleran para mantener el flujo estacionario en el área total de estudio. Esto afectaría

negativamente a la producción de energía, ya que el flujo visto por los rotores será menor o

de una menor velocidad que en condiciones normales.

Este efecto, se ha observado y cuantificado en diferentes análisis de simulaciones

numéricas. La figura 52 representa una simulación de dinámica de fluidos 2D del flujo en

una instalación de un conjunto de cinco turbinas.

La aceleración del flujo, puede observarse en el espacio entre las turbinas y las zonas

colindantes a las paredes, llegando a ser un 31 % superior a la velocidad del fluido aguas

arriba de la instalación, mientras que el flujo se ralentiza aguas abajo del rotor.



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

Estos resultados numéricos, han sido refutados por los datos obtenidos en los estudios

empíricos realizados, donde la velocidad de flujo máxima de entrada se obtiene en los

alrededores del rotor de la turbina para la escala evaluada.

El efecto de bloqueo, es altamente dependiente de las dimensiones del canal y el número de

rotores instalados, por lo tanto, ha de considerarse al trabajar con dispositivos a escala, si

una determinada distribución ocasiona en el fluido unos efectos de bloqueo similares,

comparados con una instalación a escala real, trabajando en una localización real, donde el

canal se extiende mucho más allá del límite del área ocupada por los rotores. En el caso de

las turbinas de viento, el efecto bloqueo observado en túneles de viento, no tiene aplicación

en instalaciones al aire libre, es por esto que en el caso de turbinas marinas, debe estudiarse

en detalle, antes de tomar medidas en uno u otro caso.

En caso de detectarse efecto bloqueo, pero sin embargo no existiese el suficiente espacio

entre rotores como para que el flujo pasara entre ellos, éste no tendría otro camino más que

el de atravesar los rotores y generar así la rotación y consecuentemente energía eléctrica.

5.2 Efecto estela

El movimiento del rotor durante el proceso de extracción de la energía de las corrientes

marinas, genera unas estelas en el flujo de menor velocidad aguas abajo que aguas arriba del

rotor, debido a la reducción de energía experimentada por el fluido a su paso por la turbina.

Puede distinguirse el efecto estela en dos zonas, cerca del rotor y lejos de éste.

En las aguas cercanas al rotor, en las puntas de las palas y junto a la estructura de soporte y

fijación, se producen unos vórtices asociados a una corriente de velocidad menor que la del

flujo libre. Esta estela, suele observarse en unas distancia de entre 0 y ¾ el diámetro del

rotor, a partir de la cual, las turbulencias del flujo libre destruyen estos vórtices,

mezclándose los fluidos de baja y alta velocidad.

En las aguas más alejadas de la influencia del rotor, los vórtices dejan de ser representativos

por la mezcla con el fluido de alta velocidad hasta el punto en que alcanza la velocidad

nominal aguas arriba del rotor.

Puede decirse, por tanto, que es la velocidad de flujo libre, la que determina la velocidad de

las estelas y la extensión sobre la cual tienen influencia. Esta extensión, es una característica

clave a la hora de diseñar el dispositivo, ya que de ser muy amplia, podría afectar a otros

7.20

6.60

6.00

5.40

4.80

4.20

3.60

3.00

2.40

1.80

1.20

0.60

0.00

Contours of velocity Magnitude (m/s)



dispositivos aguas abajo del que la provoca, alcanzándolos y haciendo que reciban una

velocidad inferior a la nominal en caso de que el flujo libre no sea capaz de disiparla por

completo.

Existen otros factores que afectan al efecto estela de las turbinas:

- El rendimiento del dispositivo. Cuanta mayor es la energía extraída del fluido por

parte de la turbina, menor será la velocidad a la salida del rotor y, por tanto, mayor

será la extensión de la estela y más afectados podrán verse otros dispositivos

cercanos.

- Las turbulencias externas al dispositivo. Las turbulencias generadas, ya sea por las

condiciones ambientales o por el propio dispositivo es otra característica a tener en

consideración, si bien no suelen extenderse a una región mayor que la propia estela.

Estas turbulencias debidas a las condiciones ambientales pueden provenir, tanto de

las creadas en el fondo marino y ser generadas por los elementos que lo forman y

sus formas, como de las aparecidas por la acción del oleaje de la superficie marina.

De igual manera, la sola presencia de estas superficies límite, lecho marino y

superficie, ya puede considerarse que afectan al fluido, ya que limitan la capacidad

del fluido para deslazarse verticalmente, obligándolo para un mismo flujo a un

mayor desplazamiento lateral. Una separación suficiente entre dispositivos aguas

abajo será esencial, para permitir al fluido recuperar la velocidad de flujo libre y la

dirección.

El objetivo es, por tanto, establecer la distancia mínima que debe existir entre dispositivos

aguas abajo de uno dado, para que no se vean afectados por el efecto de las estelas de los

situados aguas arriba, ya que si el dispositivo recibe un flujo a una velocidad inferior a la de

diseño, el rendimiento de la instalación se verá afectado negativamente.

Los estudios de Myers y Bahaj, estiman la caída en el flujo mediante la aplicación del

teorema de conservación del momento. Así, la reducción en el momento del fluido al

atravesar una hilera de turbinas marinas, definirá la nueva velocidad de flujo para la hilera

situada a continuación.

La relación entre la velocidad de entrada y la velocidad aguas abajo del rotor, viene dada

por la siguiente expresión:

(1 )W OU a U

Donde UW representa la velocidad en la estela, UO la velocidad de entrada del fluido y a es

un factor de inducción axial del rotor, cuyo valor óptimo vale 1/3 y se alcanza cuando el

rotor opera a rendimiento máximo, por tanto, a mayor rendimiento en la extracción de

energía de la corriente, menor velocidad aguas abajo del rotor.

Si se considera la superficie libre y la ocupada por los rotores, la nueva velocidad a la salida

del rotor se define como:

[ (1 ) ]Ocupada Libre

DR O DF O

Total Total

A AU a U R U

A A

Donde el elemento RDF es definido como el factor adimensional de decaimiento de la

velocidad de flujo.



5.3 Configuración de dispositivos en granja

Una de las mayores incertidumbres y que han servido de inicio de discrepancias entre

diseñadores y fabricantes, es acerca de cuál sería la configuración que permitiera una mayor

extracción de energía manteniendo una eficiencia óptima.

Algunos fabricantes optan por una configuración que disponga de una primera línea de

turbinas de grandes rotores que extraigan la mayor cantidad posible de energía, con la

consecuente repercusión negativa que esto tendría sobre los dispositivos situados aguas

abajo.

Por el contrario, otros defienden que el mejor rendimiento de la instalación se lograría

instalando dispositivos de menor potencia que extrajesen menor energía individualmente

pero que mantuvieran una mayor eficiencia por elemento.

Ambas configuraciones, tendrán diferentes repercusiones en la eficiencia de los

dispositivos, en la producción de energía total, en el impacto ambiental y en el ámbito

económico. A pesar de lo indicado, las dos posibilidades pueden ser enmarcadas dentro del

conocido como “Método granja”, una metodología de extracción de energía, según la cual,

el número óptimo de dispositivos y por tanto la energía extraída, depende únicamente del

tamaño del dispositivo, y su eficiencia de la densidad de dispositivos en la granja.

5.3.1 Alta densidad de rotores

En el estudio y desarrollo de centrales de turbinas eólicas se ha demostrado

ampliamente las ventajas, tanto técnicas como económicas, que presenta la disposición

de grandes rotores en un área relativamente pequeña, que extraen la mayor energía

posible del viento.

Sin embargo, esto no es automáticamente extrapolable a las turbinas marinas, debido a

las diferencias existentes entre ambos fluidos y el entorno donde se emplazan.

Las turbinas de corrientes marinas, se localizan en canales estrechos, y que por tanto, se

encuentran mucho más cerca de los límites del área de influencia que las turbinas de

viento, por lo que la disposición de grandes rotores podría suponer un gran impacto en

las características de la instalación.

En una configuración de alta densidad, se necesitarían grandes distancias tras las

primeras turbinas antes de la siguiente línea de emplazamiento para permitir la

recuperación del régimen libre del fluido. Como queda demostrado en el estudio de

Myers y Bahaj, a mayor cantidad de energía extraída, menor será la velocidad de la

corriente aguas abajo, necesitándose una mayor distancia entre filas de dispositivos para

la recuperación de velocidad del fluido por parte del flujo libre que circunscribe las

turbinas, siendo también factores determinantes, la velocidad inicial del fluido, la forma

y características físicas del canal y la turbulencia. En la figura 53, se muestra el

resultado de la simulación numérica de la evolución de la velocidad de la corriente

aguas abajo del rotor, en función de la energía extraída.

Como puede observarse, una extracción del 50 % de la energía, provocaría una caída de

un 7 % en la velocidad de la corriente del canal, recuperándose apenas un 33 % de esta

caída al alejarnos a una distancia de 7 km del punto de extracción.

Por el contrario, para extracciones menores, del 10 o el 20 %, la caída de velocidad se

cifra en 1 y 2 % respectivamente, recuperando una velocidad próxima a la de flujo libre

a medida que nos alejamos del punto donde está ubicada la turbina.



Figura 53. Velocidad de flujo ante diferentes extracciones

Otro factor a considerar, es la variación producida por esta alta densidad de grandes

rotores, tanto en el lecho marino, como en la superficie. En efecto, al disminuir

considerablemente la velocidad del fluido, si el espacio libre se viera muy reducido

debido al uso de grandes rotores, estas corrientes producirían unos cambios

significativos en las corrientes que se encuentran en contacto con el lecho y en la

superficie respecto a la situación libre de turbinas, provocando cambios en el canal.

En el trabajo de estudio de la Universidad Robert Gordon de Escocia, cuyo resultado se

muestra en la figura 54, se analizan los efectos de la extracción de energía cinética, en

diferentes porcentajes del total de la energía contenida de una corriente, en la elevación

de la superficie del canal. Los resultados mostrados han sido extraídos para una

profundidad media de 65 m y una velocidad de flujo de 2 m/s para flujo libre.

Según estos resultados, una extracción del 30 % de la energía, provoca una caída de 10

cm en la elevación de la superficie marina, siendo esta diferencia menor a medida que

se disminuye el porcentaje de energía extraída, no resultando significativo el salto

producido para un porcentaje de 7,5 o inferior.

Figura 54. Elevación del canal ante diferentes extracciones



En este tipo de instalaciones de alta densidad de rotores, además del obvio impacto

ambiental debido a la instalación de gran cantidad de dispositivos, la reducción de

energía disponible en el fluido, y la consecuente disminución en la velocidad de la

corriente, provocarán, por ejemplo, cambios en el transporte de sedimentos y

alteraciones en la vida marina.

5.3.2 Baja densidad de rotores

Las instalaciones con baja densidad de rotores y un gran espaciado entre estos causan,

en contraposición con la configuración de alta densidad, poco efecto bloqueo y

presentan una producción de energía más distribuida, debido al uso de rotores más

pequeños y repartidos en un mayor número de filas.

Un menor porcentaje de energía extraída, representa una menor caída de la velocidad

del flujo por cada hilera de turbinas en comparación con la configuración de alta

densidad, definiéndose así, unas características y rendimientos de la instalación

diferentes.

En una instalación con esta configuración, puede pensarse en un principio, que al contar

con un mayor número de turbinas y más espaciadas entre sí dentro de una misma hilera,

el área ocupada por la central sería sensiblemente superior a las instalaciones de alta

densidad. Sin embargo, al producirse una menor caída de la velocidad al paso por cada

una de las filas de turbinas, el espaciado longitudinal puede disminuirse, dando como

resultado, una instalación más pequeña en el sentido longitudinal de la corriente y

pudiendo resultar una instalación que ocupara un área menor en el cómputo total para

una misma potencia.

Otra ventaja de esta configuración, sería la disminución de los efectos ambientales y

del riesgo de provocar cambios en las características del canal.

En efecto, una menor caída de la velocidad del flujo de la corriente marina, representa

una menor extracción de energía del fluido, lo que significaría una incidencia menor en

la vida marina, en la evolución de la elevación de la superficie y en el transporte de

sedimentos en el lecho marino.

Además de las consideraciones técnicas en cuanto a configuración de la instalación

expuestas con anterioridad, a la hora de elegir el número de dispositivos de los que ha de

constar una granja de turbinas marinas, se ha que tener en consideración el aspecto

económico.

Si se optara por un número muy alto de dispositivos, los últimos en recibir el flujo serían

alcanzados por una corriente insuficiente para poder trabajar en niveles de rendimiento

próximos al de las primeras unidades, ya que todos los instalados aguas arriba habrían

extraído la mayor parte de la energía contenida en la corriente. Además, la instalación de

estos últimos dispositivos, supondrían un coste que no sería rentable al no suponer ningún

aporte de energía.

Estudios realizados para una localización dada, en Pentland Firth, muestra como existe un

máximo, al representar la relación entre el potencial contenido en el flujo, y el número de

turbinas de la granja.

En este estudio, de Agbeko, Love y Fitzpatrick, cuyo resultado se encuentra representado en

la figura 55, se ha considerado un valor KT que representa este número de turbinas ubicadas

en dicha central.



Se observa, a tenor de los resultados, como existe un valor máximo KT a partir del cual, la

extracción de energía incluso comenzaría a disminuir. Esto es debido, a los efectos bloqueo

y estela provocados por todos los dispositivos situados aguas arriba.

Figura 55. Flujo de potencia frente al número de turbinas

Con estos datos, y considerando los costes de instalación y explotación de cada turbina, se

podría obtener cual sería el número óptimo de turbinas a instalar para cada posible

localización, estando éste situado en un valor KT un poco inferior al que proporcionaría el

máximo de energía obtenida, debido a que el aumento de energía extraída por turbina no

compensaría los costes de la instalación de un nuevo dispositivo.

5.4 Definición del modelo

Para el estudio de estelas, se utiliza el canal de ensayos del laboratorio de hidrodinámica de

la universidad de Strathclyde, en Glasgow. Se trata de un canal con unas dimensiones de

34,5 m de longitud y 1 m de ancho. El agua, se hace circular impulsada por un sistema de

bombeo, con un caudal máximo de 140 l/s, resultando una velocidad de corriente de 0,47

m/s.

Antes de exponer los resultados del estudio, es necesario definir una serie de parámetros:

1. TSR. El tip speed ratio, muestra la relación entre la velocidad de la punta de la pala

del rotor y la velocidad del fluido. Un TSR de 4 se asume en los cálculos del

estudio, siendo éste, un valor razonable en turbinas de eje horizontal trabajando a

potencia máxima. Una vez obtenidos y analizados los resultados, el TSR resulta ser

de 4,5 para las turbinas particulares del estudio.

_

_

Velocidad palaTSR

Velocidad fluido

2. Cp. Este coeficiente característico, indica el porcentaje de energía extraíble por un

dispositivo de un fluido sobre el máximo teórico. Para el estudio, se asume un Cp de

0,3, significando este valor, que sólo el 30 % de la energía contenida en el fluido,



puede ser extraída por la turbina, si bien en dispositivos de alto rendimiento, este

valor puede alcanzar el 40 % o superarlo.

La potencia extraída por una turbina, de la corriente se calcula como

31

2PP C AU

Con ρ = densidad del agua, A = área ocupada por el rotor y U = velocidad el fluido.

El diámetro del rotor, se elige en función de la velocidad el fluido y de la potencia que se

quiere obtener de éste. Sin embargo, un factor a tener en consideración a la hora de

seleccionar el rotor, es que la turbina sea capaz de vencer el par de arranque del generador.

La velocidad de giro del rotor, se obtuvo a partir de la velocidad en punta de las palas, que

viene dada por el TSR, una vez elegida la velocidad del fluido en el canal.

Para un diámetro de 12 cm, la velocidad será de:

2 /33,3 318,3

0,06

rotorrotor

rotor

V m s radrpm

R m s

El par, por su parte, se obtiene una vez calculada la velocidad de giro del rotor a partir de la

potencia de diseño del dispositivo:

23 31 1

0,3 998,2 0,06 0,50,212 2 6,35

33,3 33,3 /

PC AUWP

T mNmrad s

Actuando de manera similar, para diferentes valores del diámetro del rotor, los resultados

obtenidos son los mostrados en la tabla 1. Como es de esperar, a tenor de la ecuación, el par

varía como la velocidad del fluido al cubo. Esto provoca que una pequeña variación en la

velocidad de la corriente de flujo, provoque una gran variación en el par generado por el

rotor.

Diámetro rotor (cm) Velocidad rotor (rpm) Potencia rotor (W) Par (mNm)

12 318,30 0,21 6,35

13 293.82 0,25 8,07

16 238,73 0,38 15,05

19 201,04 0,53 25,21

22 173,62 0,71 39,13

25 152,79 0,92 57,42

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

Para el generador, se utiliza un modelo comercial de la compañía MFA de 3 polos y eje de

4mm de diámetro, similar al mostrado en la figura 56, que incluye una caja de cambios

metálica de 25 mm de diámetro y una relación de velocidad 30:1. Dado que el rotor se

diseña para trabajar a velocidades de entre 150 y 300 rpm, la velocidad nominal del rotor

tras pasar por la caja de cambios será de entre 4500 y 9000 rpm a circuito abierto, velocidad

que determinará la tensión de salida del generador.



Figura 56. Montaje de motor y caja de cambios

Debido a la falta de instalaciones para la producción de un rotor, bajo las consideraciones de

diseño que se exigen para una turbina marina, donde es la eficiencia la característica que

prima a la hora de su fabricación, se decide utilizar una hélice de aeromodelismo,

trabajando en sentido inverso al de su diseño. Si bien, los datos de rendimiento y extracción

no podrán ser objeto de análisis para una instalación, si que serán de utilidad para un estudio

en el que se trata de obtener información sobre el efecto que pueden ejercer unos

dispositivos sobre otros, en una instalación a gran escala de turbinas marinas. Para ello,

todos los dispositivos deberán tener las mismas características de diseño, y a fin de que al

trabajar en carga, el par resistente del generador no representara una limitación o pudiera

crear una alteración en los datos, se opta por fabricarlos de un diámetro de 25 mm.

Para el montaje de la turbina, el rotor se conecta al eje del generador y es encapsulado en un

cilindro de plástico, que hace las veces de góndola de la turbina, a fin de tener un

dispositivo estanco que pueda trabajar bajo el agua. Este conjunto se monta en un pilote de

10 cm de alto y con una base de 10 cm2

apoyado en el lecho del canal, según la disposición

mostrada en la figura 57.

Figura 57. Modelo de la turbina utilizada para ensayos

Como paso previo al estudio de la interacción de los dispositivos, cada modelo construido

debe ser puesto en funcionamiento de manera individual, y las medidas obtenidas, serán

consideradas como los valores de referencia de cada uno de ellos.



Una vez realizadas las medidas con las mismas condiciones del canal, los valores obtenidos

son recogidos en la tabla 2.

Si bien, los datos no son exactamente iguales, estas diferencias entre los tres modelos, son

debidas al proceso de fabricación de los diferentes componentes, y al suponer errores muy

pequeños, se puede considerar en lo que sigue, que los tres dispositivos son idénticos en

cuanto al funcionamiento hidráulico y eléctrico del sistema.

Modelo A Modelo B Modelo C

Velocidad del fluido (m/s) 0,39 0,39 0,39

Velocidad de rotación del rotor (rpm) 104,00 107,00 100,00

Velocidad en punta del rotor (m/s) 1,36 1,40 1,31

TSR 3,49 3,59 3,36

Potencia (W) 0,44 0,44 0,44

Par (mNm) 40,03 38,91 41,63

Tensión a circuito abierto (V) 0,95 0,90 0,70

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

Para las medidas a circuito cerrado, la velocidad del fluido se eleva hasta el máximo que

puede soportar la instalación, ya que, este valor de flujo de corriente va a ser el utilizado

para las medidas en carga, a fin de obtener la máxima potencia extraíble del fluido con

nuestras turbinas. Esto permite, de igual manera, variar la carga a la salida del generador, de

forma que el estudio se realiza para distintos factores de carga del sistema.

Los resultados obtenidos a partir de estas condiciones de velocidad del fluido 0,47 m/s, y

potencia máxima son los siguientes:

Intensidad = 120 mA

Tensión = 0,8 V

Potencia = 96 mW

Dado que, la potencia máxima teórica extraíble por nuestro dispositivo es de 0,67 W, el

rendimiento electromecánico de la turbina será de:

0,09614,33%

0,67

5.5 Simulación experimental

Antes de iniciar el experimento con las tres turbinas trabajando simultáneamente, en aras de

conocer más detalladamente el funcionamiento de cada una de ellas, se decide realizar un

estudio previo individual.

Para ello, se instala cada uno de los dispositivos en el canal de pruebas a una distancia de 10

m del principio del canal. Con esta distancia, se estima que el régimen de circulación del

fluido estaría completamente desarrollado y todos los puntos del rotor verían una corriente

idéntica de flujo libre.



La velocidad del fluido se decide que sea de 0,4 m/s, un 25 % de la capacidad del sistema de

bombeo, y la profundidad del canal de agua de 40 cm.

La medición de la velocidad del fluido se realiza con un medidor de velocidad basado en el

efecto Doppler, tomando las medidas cada 25 cm (la distancia se elige igual al diámetro del

rotor) aguas abajo del rotor, hasta una distancia de 2,75 m, es decir, 11 veces el diámetro del

rotor, en la dirección longitudinal al flujo. Para que las medidas no se vean afectadas por

distorsiones provocadas por el movimiento del medidor, se escoge un sistema de fijación en

el que el medidor permanece suspendido rígidamente de un brazo situado en la parte

superior del canal, de manera que el brazo queda fuera del agua y solidario al canal, tal

como se muestra en la figura 58.

Figura 58. Montaje de turbina y medidor

Las medidas del velocímetro, se realizan en las tres coordenadas, siendo la más importante

en el estudio, la coordenada en la dirección axial de la corriente.

En la sección transversal a la corriente, la velocidad se mide en 11 puntos diferentes, tal y

como se muestra en la figura 59, y donde se puede observar, que dos de estos puntos están

situados fuera de la sección ocupada por el rotor, con lo cual, se registrará la velocidad en el

área circundante a la turbina, donde como se ha dicho con anterioridad, se producen

aceleraciones del fluido debido al efecto bloqueo.



Figura 59. Puntos de medición de velocidad

Los resultados de la velocidad en los distintos puntos de medición se muestran y analizan a

continuación:

1. Punto 0

Los resultados para el punto situado en el eje del rotor en los tres modelos

fabricados, se muestran en la figura 60.

Se observa, como los tres modelos tienen un comportamiento similar en la

recuperación de la velocidad aguas abajo del dispositivo. Partiendo desde una caída

de velocidad de aproximadamente el 55 % de la velocidad de flujo libre a una

distancia igual al diámetro del rotor, llega a alcanzarse una velocidad del 90 % de la

de flujo libre a una distancia de 11 veces el diámetro del rotor, siendo esta

recuperación de velocidad más pronunciada en las proximidades de la turbina.

Figura 60. Velocidad en punto 0

Debido a la similitud en el comportamiento de los tres modelos en el punto más

crítico, se decide asumir que el error a la hora de considerar un idéntico

comportamiento para los tres es lo suficientemente pequeño como para

despreciarlo. Por esto, los resultados del resto de medidas en la sección transversal

al rotor, se realizan únicamente sobre el modelo de turbina A.



2. Puntos 1R y 1L

La figura 61, muestra los resultados de la velocidad obtenida para los puntos 1R y

1L.

Como era de esperar, dos puntos simétricos respecto al eje, tienen el mismo

comportamiento. Sin embargo, destaca que, para estos puntos no es apreciable la

recuperación de la velocidad conforme nos alejamos del rotor, sino que se mantiene

aproximadamente constante entorno al 85 % del valor de la velocidad de flujo libre

aguas abajo de la turbina, teniendo, inclusive, zonas de un ligero descenso de

velocidad, que podrían deberse al efecto de las estelas provocadas por el rotor en el

fluido.

Figura 61. Velocidad en punto 1R y 1L

Otra posible justificación de este comportamiento, podría encontrarse en las

limitaciones en el área del canal de flujo, haciendo que la estela provocada por el

dispositivo se mantenga a lo largo de la distancia considerada en el estudio.

3. Puntos 2R y 2L

La figura 62, muestra los resultados de la velocidad obtenida para los puntos 2R y

2L.

De nuevo, se observa que no existe recuperación de la velocidad del fluido aguas

abajo del rotor. Si bien ésta se mantiene en el entorno del 95 % de la velocidad de

flujo libre hasta una distancia de dos veces el diámetro del rotor, a partir de este

punto comienza un ligero descenso. Este comportamiento puede deberse a que en

las proximidades del rotor, al encontrarse estos puntos de medida en los bordes de

la estela con el fluido libre no se vean afectados intensamente por la reducción de

velocidad asociada a la extracción de energía, sin embargo, al alejarnos más del

rotor, la estela se expande, afectando también a estas zonas y reduciendo su

velocidad al encontrarse ya dentro de la misma estela.



Figura 62. Velocidad en punto 2R y 2L

4. Puntos 1U y 2U

La figura 63, muestra los resultados de la velocidad obtenida para los puntos 1U y

2U.

En estos puntos no se aprecia una recuperación de la velocidad en la zona superior

de la estela, manteniéndose aproximadamente en el 85 % de la velocidad de flujo

libre. Si cabe destacar, que el punto 2U, más cercano a la superficie del canal de

agua, posee una velocidad media ligeramente más elevada debido a que la entrefase

formada por el agua y el aire ejerce una limitación para la expansión de la estela,

viéndose menos afectada la velocidad en ese punto.

Figura 63. Velocidad en punto 1U y 2U

5. Puntos 1D y 2D

La figura 64, recoge los resultados de la velocidad obtenida para los puntos 1D y

2D.

En este caso, si se observa una recuperación de velocidad conforme nos alejamos

del rotor, alcanzando una velocidad de régimen estacionario del 85 %, siendo la



velocidad de partida menor para el punto situado en la parte inferior, punto 2D, ya

que el lecho del canal ejerce de freno sobre el flujo de agua en ese punto.

Figura 64. Velocidad en punto 1D y 2D

6. Puntos 1RDR y 1RDL

La figura 65, muestra los resultados de la velocidad obtenida para los puntos 1RDR

y 1RDL.

En ambos puntos, se observa que no existe una alteración del flujo aguas abajo de la

turbina, manteniéndose la velocidad igual a la de flujo libre durante todo el canal de

agua. Esto quiere decir, que las estelas provocadas por el dispositivo, se limitan a un

área de acción reducida, no afectando a las aguas colindantes del canal.

Figura 65. Velocidad en punto 1RDR y 1RDL

5.6 Configuración de instalaciones

5.6.1 Configuraciones

En los pasos previos del estudio, se han analizado las características de la turbinas en

diferentes disposiciones, para obtener información de cómo la configuración en

instalaciones puede afectar a la eficiencia de las turbinas.



Las dos configuraciones principales y que merecen ser objeto de un estudio más

detallado para una instalación de tres turbinas, se estructuran en dos hileras de

dispositivos.

Genéricamente, la configuración 1 se referirá a aquella en la que en la primera fila se

instala una única turbina, modelo A, y en la segunda fila las dos restantes, modelos B y

C. En la configuración 2, los modelos A y B se disponen en la primera hila de turbinas y

el modelo C en la segunda. La figura 66, muestra las dos configuraciones consideradas

para el estudio.

Figura 66. Configuraciones principales de instalaciones

Además de las configuraciones propuestas, diferentes variaciones dentro de las mismas

han de ser estudiadas. En estas nuevas disposiciones, el espaciado lateral de las turbinas

en la misma fila y el espaciado longitudinal entre ambas hileras son modificadas hasta

obtener seis combinaciones de ambas.

De estas seis combinaciones, tres son producto de variar la distancia entre filas de

turbinas. Estas distancias han sido fijadas a tres, seis y nueve veces el diámetro del

rotor, de este modo, en ningún caso se supera la máxima distancia medida para la

turbinas de manera individual y los resultados pueden compararse con los obtenidos

entonces.

Para la nomenclatura de las diferentes combinaciones, se utiliza una codificación

compuesta por tres caracteres, siendo el primero 1 o 2 en función de la configuración a

la que se refiere, un segundo número que define el espaciado lateral entre las turbinas y

el tercer carácter que indica la distancia entre filas 3 ,6 o 9.

En la configuración 1, ejemplificada en la figura 67, el número 1 en el segundo carácter

indica que la proyección de la turbina A se encuentra centrada respecto a los modelos B

y C; el número 2 que el dispositivo A cubre parcialmente al B; y el 3 que la proyección

de la A cubre totalmente el modelo B.



Figura 67. Localizaciones de turbina A para configuración 1

Para la configuración 2, según se muestra en la figura 68, en lugar de indicar la posición

relativa del modelo A respecto a los que se encuentran aguas abajo, representa la

separación lateral entre las turbinas dispuestas en la primera hilera. El número 1

representa una separación lateral de 2 veces el diámetro, el 2 una separación de 1,5

veces el diámetro y por último el 3 una distancia ente turbinas de 1 vez el diámetro del

rotor, lo que equivale a que las áreas ocupadas por ambos rotores serían tangentes en el

punto medio de ambos.

Figura 68. Localizaciones de turbina A para configuración 2

Así, la combinación 2-2-3, resulta de una instalación que dispone dos turbinas en la

primera hilera, separadas 1,5 veces el diámetro del rotor y con la segunda fila a una

distancia de 3 veces el diámetro.

Debido a la estrechez del canal utilizado en el estudio, no se puede realizar el

experimento para separaciones laterales superiores a las propuestas anteriormente y que

serían más próximas a las que se podrían encontrar en una instalación real, sin embargo,

sí que los resultados obtenidos, aportarán una idea de la influencia que ejerce una

turbina sobre otras instaladas aguas abajo de ella.

5.6.2 Carga de las turbinas

Para analizar, como la presencia de un par resistente eléctrico afecta a las características

de las turbinas, el experimento se realiza bajo diferentes estados de carga.



1. Circuito abierto

En este caso, las diferentes combinaciones de configuración de instalación se

estudian sin ninguna carga conectada a la salida del generador, es decir, no se

extraerá energía del flujo. Por este motivo, las tensiones de salida de los diferentes

modelos serán usadas para evaluar los efectos que acarrean unas turbinas sobre

otras. De este modo, la característica de producción de cada una de las turbinas se

mostrará como una función del valor nominal de la tensión Vn.

El valor nominal para cada dispositivo se considera como aquel que produce

trabajando en flujo libre, es decir, sin la influencia de otros situados aguas arriba.

Los valores nominales se obtienen para la misma velocidad de corriente que se

emplea en el caso de sistema con carga, que como se ha detallado con anterioridad,

se escoge como la máxima que puede soportar el sistema de 0,47 m/s.

Bajo estas condiciones, los valores nominales de la tensión obtenidos se recogen en

la tabla 3. En ellos, puede observarse, como para turbinas situadas en la misma fila

de turbinas, la tensión nominal es similar, como era de esperar al ser los tres

modelos de unas características consideradas idénticas.

Tensión nominal [V]

Configuración 1 Configuración 2

Modelo A 0,85 1,2

Modelo B 1,2 0,85

Modelo C 1,2 1,3

Tabla 3. Comparativa de Tensión para Configuraciones 1 y 2

2. Circuito cerrado

Las turbinas son analizadas trabajando con un par resistente conectado y, por tanto,

generando energía eléctrica. Para evaluar la influencia de unas turbinas sobre otras

en la instalación, se considera como característica principal, la potencia de salida

del generador para compararla con la producida en ausencia de otros dispositivos.

Con anterioridad, se ha calculado que la máxima energía producida por los modelos

utilizados es de 96 mW, una vez funcionando como granja y en carga, la potencia

producida por cada una de las turbinas resulta según los valores recogidos en la

tabla 4:

Potencia nominal [mW]

Configuración 1 Configuración 2

Modelo A 76 o 46 85

Modelo B 85 85

Modelo C 85 81

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



El valor doble obtenido en el caso de la configuración 1 para el modelo A, se debe a

que éste ha sido sometido a variaciones en la carga, siendo la carga de 2 Ω y 12 Ω

para unas potencias de 76 y 47 mW respectivamente. Esta variación de la carga, se

realiza para estudiar la influencia de la estela al extraer una energía mayor del

fluido.

5.6.3 Resultados

Instalación sin carga conectada.

1. Configuración 1-1

Los resultados obtenidos para la configuración 1-1 y trabajando el sistema a circuito

abierto se muestran en la figura 69.

Se observa, como en esta configuración, el modelo A, no tiene ninguna influencia

sobre la eficiencia de los modelos B y C, ya que éstos alcanzan su tensión nominal.

Figura 69. Tensiones para configuración 1-1

Este comportamiento, es similar en las configuraciones 1-1-6 y 1-1-9 como era de

esperar, ya que la no interferencia de la estela a una distancia de tres veces el

diámetro del rotor, hacía presagiar que tampoco afectaría a distancias mayores, ya

sea por la propia disipación de la estela generada por la turbina A o porque ésta no

llega a afectar fuera de su proyección en la segunda hilera de turbinas.

Estos resultados, eran de esperar, ya que no se está extrayendo energía del fluido, al

estar trabajando la instalación a circuito abierto.


Los resultados obtenidos para la configuración 1-2 y trabajando el sistema a circuito

abierto se muestran en la figura 70.

En este caso, la proyección de la turbina A, cubre parcialmente a la B, y esto genera

una caída en la velocidad del flujo recibido por el modelo B que genera una caída

en la tensión a la salida del generador B de un 8,4 %.




Repetido el experimento para una distancia de seis veces el diámetro del rotor, se

observa que la tensión generada vuelve a su valor nominal, con lo cual, se puede

concluir que el flujo ha recuperado su velocidad en ese incremento de distancia.

3. Configuración 1-3-3

Los resultados obtenidos para la configuración 1-3-3 y trabajando el sistema a

circuito abierto se muestran en la figura 71.

Para esta configuración, el efecto estela provocado por la turbina A sobre la B es

aún mayor que en la 1-2, disminuyendo la tensión de salida hasta el 75 % de la

nominal.

Figura 71. Tensiones para configuración 1-3-3

Para esta configuración, el efecto estela provocado por la turbina A sobre la B es

aún mayor que en la 1-2, disminuyendo la tensión de salida hasta el 75 % de la

nominal.

La explicación de este bajo valor puede encontrarse, si se tiene en cuenta que la

velocidad del punto 0, punto tomado en el eje, a una distancia de tres veces el

diámetro del rotor, descendía hasta el 72,5 % del valor de la velocidad de flujo

aguas arriba del rotor. De hecho, teniendo en cuenta este bajo valor de la velocidad,

cabría esperar, que el descenso en la tensión del modelo B fuera aún mayor, sin

embargo, las velocidades medidas en el resto de puntos del área barrida por el rotor



eran mayores, y el resultado obtenido de la tensión en este punto promedia el efecto

de la velocidad en todo el área ocupada por el rotor.

4. Configuración 1-3-6

Los resultados obtenidos para la configuración 1-3-6 y trabajando el sistema a

circuito abierto se muestran en la figura 72.

La recuperación es obvia, incrementándose la tensión del modelo B hasta un valor

del 83,3 %, 1 V. Se concluye, por tanto, que el flujo recupera parte de su velocidad

con una mayor distancia aguas abajo del rotor.

Figura 72. Tensiones para configuración 1-3-6

No obstante, repetido el experimento a una distancia de nueve veces el diámetro del

rotor, los valores se repiten, luego puede concluirse que el flujo no sigue

recuperando velocidad con una mayor distancia.


En la configuración 2, es lógico pensar que los modelos A y B producirán la tensión

nominal cualquiera que sea el espacio lateral y longitudinal. Es por esto, que sólo

cabe mostrar los resultados obtenidos para la turbina C, instalada en la segunda fila.

Particularizando para la configuración 2-1, la turbina C, genera en todo caso la

tensión nominal, no existiendo influencia de las turbinas aguas arriba sobre el área

barrida por el modelo. La figura 73 muestra la configuración empleada de las

turbinas y las tensiones generadas en bornes de la turbina C.





La figura 74, muestra la configuración 2-2, así como las tensiones obtenidas en el

estudio para la turbina C para las diferentes disposiciones longitudinales estudiadas.

Cuando la distancia lateral entre A y B se reduce, y éstas cubren parcialmente a la

turbina C, el efecto estela si se muestra, haciendo disminuir la tensión generada por

la turbina.


Como era de esperar, el efecto tiene una mayor repercusión a una distancia más

pequeña al no recuperar el fluido su velocidad. Sin embargo, al igual que ocurría en

la configuración 1, la recuperación de la velocidad se estanca a partir de una

determinada distancia, haciendo que la tensión para separación de nueve veces el

diámetro del rotor sea la misma que para una de seis, situándose en el 92,3 % del

valor nominal.

Comparando este resultado, con el obtenido para la configuración 1-2, se observa

que para la 2-2 es superior. Esto es debido, a que la proyección del área ocupada

por las turbinas aguas arriba cubre un área menor de la barrida por la turbina situada

en la segunda fila.


Las tensiones obtenidas para la configuración 2-3 son recogidas en la figura 75.



Esta configuración, si bien no provoca la mayor caída de tensión registrada en el

estudio, la cual corresponde para la 1-3-3 y era del 75 %, si que provoca una caída

permanente en el modelo situado aguas abajo, sin que exista recuperación del fluido

al alejarse de los dispositivos de la primera fila.


Instalación en carga


Para la configuración 1, sólo los datos recogidos para las turbinas B y C son

significativos, ya que la turbina A generará en todos los casos el 100 % de la

energía nominal.

En la figura 76, se muestran los valores de la energía generada por las turbinas B y

C para las tres separaciones estudiadas para la configuración 1-1.

Para el caso concreto de la configuración 1-1, el resultado muestra la no influencia

de la generación de la turbina A sobre la extracción de energía en las turbinas B y

C, produciendo éstas su energía nominal de 85 mW independientemente de la

distancia entre ambas filas.

Figura 76. Energía producida para configuración 1-1




Para el caso de la configuración 1-2, la energía producida por ambas turbinas se

representa en la figura 77.

Puede observarse, como la turbina B se ve afectada por la estela de la A, situada

ahora en la línea aguas arriba de ella. La turbina genera una corriente de 80 mA a

una tensión de 0,95 V, dando como resultado una potencia de 76 mW, con un

rendimiento respecto a la generación en flujo libre del 89,5 %.

Este comportamiento, es exclusivo para una distancia de tres veces el diámetro del

rotor y cuando la turbina A está extrayendo una energía de 76 mW. Cuando se

extrae una energía menor del fluido, éste no sufre una caída de velocidad suficiente

como para que ésta afecte negativamente a la turbina B.



Por último, la figura 78, recoge los valores obtenidos para la configuración 1-3.

En esta ocasión, la turbina A se sitúa cubriendo completamente a la B y los efectos

de la estela se pueden observar con claridad. De igual manera, también la cantidad

de energía extraída del fluido por parte de la turbina A tiene incidencia sobre la B.

Frente a lo observado cuando el experimento se realiza en ausencia de carga, ahora

el fluido no se recupera por completo a una distancia de seis veces el diámetro del

rotor, sino que esta recuperación es apreciable para un espaciado longitudinal

superior.

La diferencia de carga en la turbina A provoca una diferencia de hasta el 13 % en la

eficiencia de la turbina B, sin embargo, es reseñable indicar que la recuperación

sigue una progresión similar con el aumento de la distancia, incrementándose la

potencia de salida entre 6 y 10 mW cada distancia de tres diámetro de rotor.





En la configuración 2, sólo los datos recogidos de la turbina C son indicativos, ya

que los modelos A y B son atacados por el flujo de corriente libre, y generan su

energía nominal.

La figura 79, muestra los datos de energía generada por la turbina C para la

configuración 2-1.

En la configuración 2-1, no se observan efectos de estela sobre la turbina C

produciendo una corriente de 90 mA a una tensión de 0,9 mV, resultando una

potencia nominal igual a 81 mW.





Para el caso de la configuración 2-2, los resultados se recogen en la figura 80.

En esta configuración, se aprecia un comportamiento anómalo, produciendo la

turbina C, para una distancia de tres veces el diámetro del rotor, una corriente de 85

mA a una tensión de 0,85 mV, resultando una potencia de 72 mW con una

eficiencia del 88,8 %. Al incrementar la distancia entre las hileras de turbinas, sería

de esperar que la potencia aumentase, al igual que ocurría en las anteriores

configuraciones, sin embargo, la potencia de la turbina C descendió a 64 mW y 56

mW para seis y nueve veces el diámetro del rotor respectivamente.


La explicación para este fenómeno, puede ser la expansión de la estela producida

por los modelos A y B, provocando un descenso en la velocidad del flujo visto por

el C.

Para clarificar este comportamiento, se decide realizar medidas de velocidades para

esta configuración, obteniéndose para el punto 0 los resultados representados en la

figura 81.

Como puede observarse, la velocidad del flujo para el punto 0 sigue el mismo sino

que la potencia, disminuyendo aproximadamente un 2,1 % cada vez que la distancia

se incrementa en tres diámetros de rotor. Si tenemos en cuenta que la potencia varía

como el cubo de la velocidad del fluido, se encuentra la correspondencia con los

datos obtenidos de potencia de una caída del 9,3 % cada tres diámetros.

Es destacable igualmente, que la velocidad a una distancia de tres veces el diámetro

del rotor, es superior a la velocidad de entrada del flujo. Este efecto puede deberse

al efecto bloqueo, que acelera el fluido en el espacio entre ambas turbinas.



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


La figura 82 muestra los resultados obtenidos en el caso de la configuración 2-3.

En este caso, la caída de velocidad del fluido provocada por la estela de las turbinas

A y B, provoca una caída en la potencia generada por la C de un 40 %

independientemente del espacio longitudinal considerado, produciendo una

corriente de 70 mA, a una tensión de 0,7 V, resultando una potencia de 49 mW, con

un rendimiento del 60 %.


7. Configuración 2-3 extra

Esta configuración especial, mostrada en la figura 83, se estudia en aras a investigar

si el efecto bloqueo provocado por los modelos A y B, haciendo que el flujo se

desvíe por la parte externa, se extiende al área entre las turbinas y los extremos del

canal.

En esta posición, la turbina C produce una tensión de 0,75 V y una corriente de 75

mA, dando una potencia de 56 mW. Este valor, representa un incremento de un



14,3 % respecto a la energía producida cuando se situaba en la línea central de las

dos dispuestas aguas arriba. Podría extraerse, por tanto, que el fluido es desviado

por el efecto bloqueo y acelerado en el espacio entre las turbinas y las paredes del

canal.

Figura 83. Configuración 2-3 extra

Como confirmación de este efecto, se decide medir la velocidad en este punto para

esta configuración, resultando una velocidad de 0,476 m/s, sensiblemente superior a

la velocidad de flujo libre.

5.7 Conclusiones

o Configuración

Tras analizar los resultados obtenidos en el estudio, se puede concluir, que las

configuraciones 1-1 y 2-1 serían óptimas, si el objetivo fuera minimizar los efectos de

estela y bloqueo, alcanzando así el máximo de energía producida con una eficiencia de

la instalación del 100 %.

Sin embargo, considerando el ancho del canal y que es esperable una mayor extensión

de la estela a gran escala, un mayor espaciado lateral entre los dispositivos de la misma

hilera de turbinas debería ser considerado. De esta forma, un mayor caudal de flujo

libre pasará entre las turbinas y permitirá una mejor recuperación de la velocidad del

flujo aguas abajo de cada fila de dispositivos. Ya que las instalaciones reales, estarán

compuestas por varias filas, esta mayor recuperación de la velocidad del flujo, ayudará

a un mejor rendimiento global de la instalación, si bien, resulta imposible alcanzar una

eficiencia del 100 %.

o Efectos de bloqueo

Los resultados obtenidos en la configuración 2-3 extra, que cifran el efecto de bloqueo

en un 12 %, muestran claramente los efectos ocasionados por una fila de turbinas sobre

las posteriores. Esto implica, que a la hora de proyectar una instalación de este tipo, se

debe tener muy presente la aceleración del fluido en el entorno de la turbinas para

aprovechar al máximo la velocidad del flujo.

o Efectos de estela



De acuerdo a los resultados obtenidos, la estela producida por las turbinas marinas, es

un factor clave a la hora de diseñar una instalación.

La recuperación de velocidad del flujo a niveles inferiores a los de flujo libre, hacen

necesario un estudio en profundidad en unas condiciones donde el canal y el espacio

entre turbinas no estén tan limitados, para así, estimar con mayor precisión este efecto,

con vista a mejorar la recuperación y, por ende, la eficiencia de la instalación.

La elaboración de estudios como el realizado anteriormente y que analiza la influencia de

unos dispositivos sobre otros instalados en la misma granja de turbinas, tienen una gran

importancia a la hora de maximizar la eficiencia del trabajo de un conjunto de turbinas.

Para ello, el estudio en tanques de laboratorio y en localizaciones reales de los efectos de

bloqueo y estela provocados por los dispositivos es uno de los objetivos a desarrollar, una

vez el diseño e instalación de las turbinas en el lecho marino hayan sido estudiados y

desarrollados en profundidad.

Los resultados y conclusiones extraídos de estos estudios, deberán ser posteriormente

implementados en las centrales eléctricas marinas para posteriormente ser evaluada la

eficiencia de la instalación, con el fin de que cada dispositivo extraiga la energía nominal

para la que se ha diseñado el sistema.



6. Sistema eléctrico

El sistema eléctrico de las turbinas marinas, se compone de un generador instalado en el

interior de la turbina, un transformador para elevar el nivel de tensión y un cable submarino

que enlaza a una subestación de la red local de energía mediante la aparamenta de seguridad

necesaria. La figura 84, muestra el conexionado eléctrico de una instalación de

aprovechamiento de corrientes marinas. [23]

Figura 84. Interconexión para una central de turbinas marinas

Conjuntamente al cable submarino de conexión con la subestación, un cable de fibra óptica

suele ser instalado para el control, supervisión y operación del dispositivo desde las

instalaciones terrestres. Gracias a los datos sobre la operación de las turbinas obtenidos en el

centro de control de la instalación, los costes asociados a mantenimiento reparaciones

pueden disminuirse, ya que puede conocerse la turbina donde se ha producido un error, o

que componente es el que ha provocado la avería, ayudando así, a los operarios a la hora de

localizarlas y subsanarlas.

Los cables submarinos, son similares a los utilizados en centrales eólicas, de gas y de

petróleo localizadas en plataformas marinas. Están construidos con un aislamiento estanco y

una armadura adicional, la cual protege los cables de las duras condiciones ambientales y

los altos niveles de estrés a que se ven sometidos a lo largo de la vida útil de la central.

Debido a estas condiciones desfavorables para la operación de los conductores y la

vulnerabilidad ante daños que puede llegar a presentarse, se hace necesario que sean

instalados enterrados o entubados.

El aislamiento eléctrico suele ser XLPE, el cual, cumple con la normativa de protección

medioambiental exigida para el entorno marino. La figura 85 muestra una sección de cables

sumergibles, en la que puede observarse los conductores, armaduras y aislamiento.



Figura 85. Armadura de cable submarino

En el punto de conexión a la red, al menos se han de instalar interruptores automáticos y si

fuera necesario, compensadores de reactiva, protecciones contra sobretensiones, así como

otros dispositivos que cubrieran requisitos específicos de la instalación.

En la central, se deberá disponer de una red eléctrica mallada redundante, con el fin de

evitar la desconexión de todo el sistema en caso del fallo de alguno de los cables o alguna

turbina, aislando así la falla y pudiendo extraer la energía generada por la turbina por una

vía alternativa.

Esta redundancia en el sistema eléctrico, no supone un crecimiento considerable en los

costes de producción de la energía, si se considera los beneficios en caso de una falla

aislada. Además, el aumento en los costes de instalación y el impacto medioambiental

tampoco suponen un mayor problema, ya que los conductores redundantes irán dispuestos

por la misma ruta que los originales.



7. Coste de la energía

El coste de cualquier tipo de energía es una característica muy útil a la hora de analizar su

estado técnico y su nivel de explotación, y compararlo con los de otras tecnologías similares

y que compiten con ella. [12]

El coste de extracción de la energía de corrientes marinas es básicamente dependiente de los

costes de capital, operación y mantenimiento y de la cantidad de energía producida. Como

en otras tecnologías, los dispositivos serán económicamente viables siempre y cuando los

beneficios superen los costes de producción.

El coste capital de las turbinas marinas puede ser principalmente dividido en costes

mecánicos y eléctricos. En estos se incluyen todos los costes asociados al diseño y al

proceso de fabricación del rotor y los dispositivos necesarios para la extracción de energía

de la corriente y su conversión en electricidad.

Otros costes elevados, son los asociados a la estructura, donde se incluyen la propia

estructura y su fijación al lecho marino, y los asociados a la conexión a la red, que incluye

los cables submarinos para conectar las turbinas a la red y todas las protecciones requeridas.

A partir de los datos estimados por la compañía Marine Current Turbine para su dispositivo

y con una ubicación seleccionada en Cairn Point, Reino Unido, se realiza un breve estudio

de viabilidad de un proyecto extrapolado al sistema eléctrico español, considerando el

precio medio mensual del mercado eléctrico en España.

Como primer paso, se ha de calcular el potencial energético del canal donde se instalará la

central. Este potencial puede ser conocido, aproximadamente, con meses de antelación,

debido a la previsibilidad de las corrientes marinas. Este potencial, dependerá de la sección

del canal, la barimetría y la velocidad del flujo.

Con estos datos, los valores de potencial extraíble medio de la corriente durante el año 2005

distribuido por meses, especificando de igual forma el porcentaje del potencial mensual

respecto a la media anual, se muestra en la tabla 5 y figura 86.

Como puede observarse, el potencial adquiere sus valores máximos en las épocas de

equinoccio tanto de primavera como de otoño, tomando valores de 134 y 129 en Marzo y

Octubre respectivamente.

Sin embargo, puede considerarse, que el potencial es estable a lo largo del periodo anual, ya

que la diferencia máxima entre dos meses es inferior al 30 %, y si se tiene en cuenta que

sólo un porcentaje del potencial total puede ser extraído, la diferencia entre el potencial

máximo y mínimo se establece en 5 MW.



Potencia mensual del canal [MW]

Potencial Total % sobre la media Potencial extraíble

Enero 108 93,3% 16 Febrero 126 108,9% 18

Marzo 134 115,8% 20

Abril 125 108,0% 18

Mayo 107 92,5% 16

Junio 103 89,0% 15

Julio 104 89,9% 15

Agosto 115 99,4% 17

Septiembre 129 111,5% 19

Octubre 128 110,6% 19

Noviembre 115 99,4% 17

Diciembre 101 87,3% 15

Media 115,7 100% 17

Tabla 5. Potencia Mensual del Canal

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

Del potencial total del canal, sólo el 15 % puede ser extraído para no incurrir en efectos de

estela, tal como se ha desarrollado en el punto 5 de este documento. Con esta limitación, el

potencial medio extraído por las turbinas será de aproximadamente 17 MW.

Considerando unos rendimientos del 96 % y 95 % para la caja multiplicadora y el generador

respectivamente, y las pérdidas eléctricas hasta el punto de conexión con el sistema

eléctrico local, cifradas en un 8 %; la potencia eléctrica media entregada al sistema se cifra

en 14,6 MW.

La central considerada en el estudio cuenta con 66 turbinas de 18 m de diámetro,

distribuidas en 7 filas, con una separación entre filas de 180 m, 10 veces el diámetro del

rotor, y una separación lateral de 10 m entre rotores instalados en el mismo pilote y 9 entre

rotores de pilotes diferentes, según se observa en la figura 87.



Figura 87. Distancias entre rotores de la central

Cada turbina, tiene una potencia máxima de 759 kW, resultando una potencia instalada de la

central de 50 MW, con una distribución por fila de turbinas como se muestra en la tabla 6 y

figura 88. Para el diseño de la central, se ha seleccionado una distribución de forma que las

filas centrales posean una mayor número de turbinas, por lo que el área ocupada por la

instalación tendrá una forma ensanchada por la zona central de la misma.

Distribución de turbinas en la central

Fila Turbinas Potencia [MW]

1 6 4,6 2 9 6,8

3 12 9,1

4 12 9,1

5 9 6,8

6 10 7,6

7 8 6,1

Total 66 50,1

Tabla 6. Distribución de Turbinas de la Central por Filas

Figura 88. Distribución de turbinas y potencia instalada por filas



La energía entregada al sistema, será el resultado de la suma de energía extraída por cada

turbina a lo largo de cada mes, tomando como valor medio de la potencia extraída, la

correspondiente a dicho mes. En la tabla 7 y la figura 89 se muestra la potencia y energía

mensuales entregadas al sistema eléctrico por la central. Como ya ocurría con el potencial

total del canal, la máxima energía se obtiene en los meses de Marzo y Octubre, alcanzando

los 12.000 MWh una vez descontadas las perdidas en los sistemas hidráulico y eléctrico.

La energía total entregada al sistema se cifra en 128.099 MWh, esto supondría

aproximadamente un 2 %, si se compara con los 7065 GWh generados por la energía

hidráulica no considerada como gran central (potencias menores a los 50 MW) durante el

año 2014 en el sistema eléctrico español.

Potencia extraíble

[MW]

Energía extraída

[MWh]

Energía entregada al

sistema [MWh]

Enero 16,2 12.053 10.116 Febrero 18,9 12.701 10.660

Marzo 20,1 14.954 12.552

Abril 18,75 13.500 11.331

Mayo 16,05 11.941 10.023

Junio 15,45 11.124 9.337

Julio 15,6 11.606 9.742

Agosto 17,25 12.834 10.772

Septiembre 19,35 13.932 11.693

Octubre 19,2 14.285 11.990

Noviembre 17,25 12.420 10.424

Diciembre 15,15 11.272 9.461

Total

152.622 128.099

Tabla 7. Potencia Entregada al Sistema Eléctrico

Figura 89. Energía mensual entregada al sistema eléctrico



Los costes de la central, se pueden dividir en 8 conceptos, 6 sobre elementos estructurales e

instalación y 2 sobre la operación del equipo:

1. Sistema de conversión de potencia. Los costes asociados al sistema de conversión

de energía, incluyen todos los elementos necesarios para convertir la energía

hidráulica de las corrientes en energía eléctrica a la salida de la turbina y todos los

pasos intermedios necesarios. Los principales elementos son las palas del rotor, caja

multiplicadora, generador eléctrico, electrónica para la sincronización a la red y el

transformador para elevar la potencia. Los costes se basan en los asociados a

sistemas similares con los ajustes económicos necesarios para su uso submarino.

2. Elementos estructurales. Engloba todos los elementos requeridos para mantener la

turbina en la ubicación seleccionada. En el caso del modelo de turbina elegido para

el estudio, turbina Seagen, un pilote y un brazo transversal que hace las funciones

de soporte de los rotores.

3. Cable submarino. Incluye el coste de los cables, tanto para el transporte de la

energía extraída hasta una instalación terrestre, como los cables para la operación de

las turbinas desde el centro de control.

4. Instalación de la turbina. Estos, representan los costes de todos los componentes

necesarios para la instalar la turbina, uso de embarcaciones, estructuras temporales,

equipamiento para el desplazamiento de unidades de gran tamaño y peso y costes de

mano de obra. Estos costes, se calculan en base a la experiencia con proyectos de

similar complejidad como centrales eólicas marinas en superficie y pilotaje marino.

5. Instalación del cable submarino. Se incluyen los costes acarreados en la creación de

una zanja para la conducción y el anclaje de los cables, mediante la utilización de

una barcaza de perforación y grúa.

6. Conexión a la red eléctrica local. Los costes incurridos en los componentes de

transporte de energía y aparamenta de seguridad para la conexión a la subestación

eléctrica más cercana se recogen en este concepto.

7. Costes de mantenimiento y operación. Los costes directamente asociados a la

operación de la central, a las labores de mantenimientos de los componentes de la

instalación y a los componentes de seguridad, así como los costes de personal

incurridos para la realización de estas tareas, se engloban en este concepto. Dentro

de los costes de mantenimiento, se han de considerar, tanto los costes de reparación

de componentes defectuosos, como de su reemplazo en caso de ser necesario. De

igual forma, también se han que contabilizar los costes asociados a la desconexión

de uno o varios dispositivos por una falla o por la realización de labores de

mantenimiento, como pueden ser los incurridos por la incapacidad para generar

energía durante dicho proceso. Para la estimación de estos costes, se ha de tener en

cuenta la vida útil de los componentes y la experiencia acumulada en los modelos a

escala y pruebas a escala real y en instalaciones similares. Por último, se requiere de

la elaboración de un programa estratégico para el mantenimiento, así como un

estudio de las estrategias más económicas y seguras para la realización de dichas

tareas, por parte de un equipo de expertos.



8. Costes de seguridad. Pueden variar enormemente en función de los riesgos

previsibles del proyecto. Debido a la inexperiencia en este tipo de instalaciones, se

considera que sería apropiado la asunción de unos costes similares a los de las

centrales eólicas marinas, los cuales se calculan como el 1,5 % del coste total de la

instalación.

La siguiente tabla, tabla 8, muestra los costes estimados de la instalación. En ella se hayan

detallados los costes totales de la central, y se han especificado los costes asociados a una

turbina, y el coste de producción de cada kW de potencia. La figura 90 muestra la

distribución de costes porcentualmente.

Como es de prever, los mayores costes son los relacionados con la turbina y los elementos

que forman parte de la estructura de fijación, suponiendo éstos, un 67.3 % del total.

Además, al emplearse para la fijación de la turbina un sistema de pilotes, en este caso

concreto de estudio, la instalación de la estructura también acarrea un elevado coste,

situándose en un 19.3 % del total.

Por otra parte, los costes anuales de operación suponen un 3.72 % del coste de instalación.

Teniendo en cuenta este valor, y que la vida útil de la central se estima en 25 años, el coste

total de operación, sin tener en cuenta tasas de actualización de costes, se cifra en

aproximadamente 89 millones de euros, lo que supone un coste inferior al de la propia

central.

Resumen de Costes

€/kW €/Turbina €/Central %

Sistema de conversión de energía 575,16 436.154,71 28.803.564,92 30,0% Elementos estructurales 715,23 543.183,38 35.850.108,42 37,3%

Coste cable submarino 28,01 21.062,21 1.390.128,68 1,4%

Instalación turbina 369,44 280.329,90 18.501.766,07 19,3%

Instalación cable submarino 186,47 141.555,15 9.342.620,39 9,7%

Conexión a la red de energía 43,77 33.160,79 2.188.600,00 2,3%

Total costes de instalación 1.918,09 1.455.446,14 96.076.788,49 100,0%

Costes de mantenimiento y

operación 42,90 32.290,60 2.131.206,15 59,7%

Costes de seguridad 28,89 21.835,22 1.441.151,95 40,3%

Total anual costes de operación y

mantenimiento 71,79 54.125,83 3.572.358,11 100,0%

Tabla 8. Resumen de Costes de una Central



Figura 90. Distribución de costes de una central

Una vez establecidos los costes de la central eléctrica, se deben estimar los ingresos

obtenidos gracias a la energía suministrada al sistema eléctrico local. Para esta estimación,

se ha obtenido el precio mensual medio final de la energía en el sistema eléctrico nacional

de España durante el periodo 2010-2014. El resumen de precios de la energía se muestra en

la tabla 9 y la figura 91. [19]



Precio final medio demanda nacional €/MWh

2014 2013 2012 2011 2010

Enero 50,51 65,51 63,84 53,43 41,73 Febrero 32,99 59,06 66,21 58,02 38,06

Marzo 40,13 41,57 59,23 56,05 30,51

Abril 40,43 32,31 53,4 53,98 35,1

Mayo 53,22 54,64 53,72 56,7 43,8

Junio 61,73 53,36 63,71 58,83 46,88

Julio 59,53 62,42 61,29 60,8 50,87

Agosto 59,34 57,66 58,84 62,05 50,4

Septiembre 69,97 61,32 58,3 68,45 53,98

Octubre 68,2 65,09 59,77 68,95 51,02

Noviembre 60,01 56,12 57,06 61,64 50,53

Diciembre 61,63 81,67 57,78 63,63 56,76

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

Figura 91. Precio final medio de la energía en España

En un rápido análisis de los precios obtenidos, se observa un descenso en el precio de la

energía a partir de 2011. Esto es coherente con la bajada en el consumo global de energía

debido a la crisis económica. Si además se considera, la caída en el precio de los

hidrocarburos, y el aumento de las reservas estimadas de petróleo debido a las nuevas

técnicas de extracción, se hace complicado intuir un gran aumento en el precio de la energía

a corto plazo.

Por estos motivos, se considera un precio de la energía medio de los últimos años, sin

considerar los datos correspondiente a 2010, debido a la gran diferencia existente entre estos

valores y los obtenidos en el periodo 2011-2014. El precio final medio mensual en España

en el periodo 2011-2014 se recoge en la tabla 10 y representa en la figura 92.



Según estos datos del sistema eléctrico español, los periodos donde se alcanzan los precios

máximos de la energía serían el estival y el invernal, siendo la época de menor precio

energético los meses de Febrero a Mayo, con una diferencia máxima de 21,1475 €/MWh.

Precio final medio demanda nacional €/MWh

Enero 58,3225 Febrero 54,07

Marzo 49,245

Abril 45,03

Mayo 54,57

Junio 59,4075

Julio 61,01

Agosto 59,4725

Septiembre 64,51

Octubre 65,5025

Noviembre 58,7075

Diciembre 66,1775

Tabla 10. Precio Final Medio periodo 2011-2014

Figura 92. Precio final medio periodo 2011-2014

Para la valoración del proyecto, se utilizan los parámetros del VAN, el TIR y la Tasa de

Recuperación, y un horizonte temporal del estudio de 25 años, ya que son los años

estimados de vida útil de la turbina y sus componentes.

El VAN, valor actual neto, permite evaluar los flujos netos de caja futuros en el tiempo

presente para compararlos con la inversión inicial que se ha de realizar al comenzar el

proyecto. El VAN se define como:

0

1 1

nt

tt

FNCVAN I

k



Donde, FNCt representa el flujo neto de caja en el año t, k es la tasa o tipo de interés, n el

número de años que componen el horizontal temporal e I0 la inversión inicial del proyecto.

Si el VAN toma un valor positivo, el proyecto se considera rentable para el tipo de interés

definido y proporciona beneficios por encima del tipo de interés, y por el contrario, no

resulta rentable a dicho tipo de interés de ser negativo.

Al tipo de interés que hace que el valor del VAN resulte nulo, se conoce como TIR o tasa

interna de retorno y se define como la rentabilidad que nos proporcionaría el proyecto.

Por último, la tasa de recuperación, que es el tiempo que se tarda en recuperar la inversión

inicial realizada, a través de los flujos netos de caja obtenidos en el proyecto, se calcula para

una estimación de la capacidad del proyecto para devolver la inversión.



- Caso 1

Costes y precio de la energía constantes durante todo el horizonte temporal del proyecto.

Durante la vida del proyecto, los gastos anuales de operación y mantenimiento no se mantendrán constantes, sin embargo, el precio de la energía

también será variable, y al no poder ser estimada con exactitud esta variación, y existiendo la posibilidad de que la variación sea aproximadamente

proporcional, se adopta la decisión de considerar precios y gastos constantes. El resumen de gastos, ingresos y flujos de caja para los 25 años del

proyecto se muestran en la tabla 11.

Año 0 1 2 3 4 … 25

Inversión inicial 96.076.788,49 0 0 0 0 … 0

Gastos 0 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 … 3.572.358,11

Ingresos 0 7.409.028,86 7.409.028,86 7.409.028,86 7.409.028,86 … 7.409.028,86

FNC -96.076.788,49 3.836.670,75 3.836.670,75 3.836.670,75 3.836.670,75 … 3.836.670,75

Tabla 11. Resumen de Flujos de Caja Netos

Con estos datos de Flujo neto de caja, la tasa de recuperación se sitúa en 25 años y 2 semanas, es decir, la suma de los flujos netos de caja, aún sin

actualizarlos al valor actual, no cubren la inversión inicial a lo largo del horizonte temporal fijado para el estudio.

Este dato, muestra que actualmente esta tecnología se encuentra en una fase inicial y no se trata de una tecnología desarrollada. Los costes de

inversión, mantenimiento y operación han de ser reducidos hasta unos niveles que atraigan a los inversores, tanto públicos, como privados a los

diferentes proyectos que se están llevando a cabo. Igualmente, estudios como el realizado en este caso concreto, han de ser realizados para otros

diseños, con el objeto de descartar los menos rentables y priorizar el desarrollo de aquellos con mejores resultados en la obtención de beneficios

futuros.

Con objeto de obtener algunas conclusiones que puedan ser de ayuda en el futuro de los distintos proyectos que se encuentran en estudio en este

momento, se evalúan diferentes opciones, realizando una serie de hipótesis sobre los costes y precios de la energía respecto a las realizadas en el

caso 1.



- Caso 2

En este caso, los costes y precio de la energía se mantienen constantes, sin embargo, se rectifican los ingresos incurridos por la energía entregada

al sistema con las primas de ayuda al sector establecidas en el Real Decreto-Ley 661/2007, hasta la entrada en vigor del Real Decreto-Ley 1/2012,

por el que se revocaban tales primas, a aquellos proyectos que no estuvieran registrados en el listado de instalaciones de régimen especial a fecha

de dicho Real Decreto.

Esta prima se establecía para el caso de venta de energía al precio de mercado más prima, para el grupo de régimen especial b.3 (instalaciones que

únicamente utilicen como energía primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotérmica y la

energía de las corrientes marinas) en la cuantía recogida en la tabla 12. Esta tabla distingue entre las primas recibidas durante los 20 primeros años

del proyecto y a partir del año 21 hasta la terminación del mismo.

Grupo b.3 Plazo Prima de referencia [€/MWh]

Primeros 20 años 38.444

A partir de entonces 30.600

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



Esta prima, será sumada al precio de mercado obtenido anteriormente, resultando los ingresos por MWh mostrados en la tabla 13. En la tabla 14

se recogen los costes, ingresos y flujos de caja obtenidos para el horizonte temporal completo del proyecto. Los valores obtenidos para el cálculo

del VAN para distintas tasas de interés se encuentran recogidos en la tabla 15. Por último, la tabla 16, muestra el resumen de valores del VAN

para esas distintas tasas de interés.

Primeros 20 años [€/MWh] A partir año 21[€/MWh]

Enero 96,7665 88,9225

Febrero 92,514 84,67

Marzo 87,689 79,845

Abril 83,474 75,63

Mayo 93,014 85,17

Junio 97,8515 90,0075

Julio 99,454 91,61

Agosto 97,9165 90,0725

Septiembre 102,954 95,11

Octubre 103,9465 96,1025

Noviembre 97,1515 89,3075

Diciembre 104,6215 96,7775

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



Con estos nuevos precios medios mensuales, se calculan los nuevos ingresos y flujos de caja netos del proyecto.

Año 0 1 2 3 4 5 … 20

Inversión

inicial

96.076.788,49 0 0 0 0 0 … 0

Gastos 0 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 … 3.572.358,11

Ingresos 0,00 12.333.671,12 12.333.671,12 12.333.671,12 12.333.671,12 12.333.671,12 … 12.333.671,12

FNC -96.076.788,49 8.761.313,02 8.761.313,02 8.761.313,02 8.761.313,02 8.761.313,02 … 8.761.313,02

Año 21 22 23 24 25

Inversión

inicial

0 0 0 0 0

Gastos 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11 3.572.358,11

Ingresos 11.328.861,69 11.328.861,69 11.328.861,69 11.328.861,69 11.328.861,69

FNC 7.756.503,58 7.756.503,58 7.756.503,58 7.756.503,58 7.756.503,58

Tabla 14. Resumen de Flujos de Caja Netos

Una vez obtenidos los flujos de caja del proyecto, mediante la ecuación de cálculo del VAN se calculan los distintos elementos de éste con el

valor actualizado de los flujos de caja correspondientes.

K=

0.1

Elementos VAN

Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8

96.076.788,49 7.964.830,01 7.240.754,56 6.582.504,14 5.984.094,68 5.440.086,07 4.945.532,79 4.495.938,90 4.087.217,18


3.715.651,98 3.377.865,44 3.070.786,76 2.791.624,33 2.537.840,30 2.307.127,55 2.097.388,68 1.906.716,98 1.733.379,07

Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 1.575.799,16 1.432.544,69 1.302.313,35 1.048.140,76 952.855,23 866.232,03 787.483,66 715.894,24



K

=0.0

8

Elementos VAN


96.076.788,49 8.112.326,87 7.511.413,77 6.955.012,75 6.439.826,62 5.962.802,42 5.521.113,35 5.112.141,99 4.733.464,81


4.382.837,79 4.058.183,14 3.757.576,98 3.479.237,94 3.221.516,61 2.982.885,75 2.761.931,25 2.557.343,75 2.367.910,88

Año 18 Año 19 Año 20 Año 21 Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 2.192.510,08 2.030.101,92 1.879.724,00 1.540.874,02 1.426.735,20 1.321.051,11 1.223.195,47 1.132.588,40

K=

0.0

75

Elementos VAN


96.076.788,49 8.150.058,62 7.581.449,88 7.052.511,52 6.560.475,83 6.102.768,21 5.676.993,69 5.280.924,36 4.912.487,78


4.569.756,07 4.250.935,88 3.954.358,96 3.678.473,45 3.421.835,77 3.183.103,04 2.961.026,08 2.754.442,87 2.562.272,43


K=

0.0

75

75

5

Elementos VAN


96.076.788,49 8.144.339,32 7.570.813,06 7.037.674,65 6.542.079,97 6.081.385,19 5.653.132,63 5.255.037,72 4.884.976,75


4.540.975,55 4.221.199,00 3.923.941,19 3.647.616,34 3.390.750,36 3.151.972,93 2.930.010,27 2.723.678,26 2.531.876,21




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

El valor final del VAN para los cuatro valores del tipo de interés estudiado son los recogidos en la tabla 16, donde el valor final obtenido que hace

que el resultado del VAN reporte valor cero, será la TIR del proyecto.

K 0,10 0,08 0,075 0,075755

VAN -17.116.185,93 -3.412.481,61 628.058,10 0,00

Tabla 16. Resultado VAN para la Tasa de Interés K

Este valor de rentabilidad del 7.57 % atraería a inversores privados al sector de la generación de energía a partir de corrientes marinas, si bien, con

el avance en el desarrollo de esta tecnología y la reducción de los costes de instalación y producción, así como de mantenimiento y operación a

través de la experiencia, tanto en el proyecto propio como en otros similares, se podrían alcanzar valores de rentabilidad superiores.



- Caso 3

En este tercer caso, se considera el incremento de los costes de mantenimiento y operación de la instalación conforme a un IPC supuesto, y los

relacionados con los seguros de la central se incrementan a un tipo fijo ΔS, menor al IPC. A partir de estos costes resultantes, y partiendo del

precio de la energía medio considerado en los casos anteriores sin sumar el valor de las primas, se calcula el índice medio de incremento que

debería sufrir el precio de la energía (E) durante la vida útil de la instalación, para obtener una determinada rentabilidad.

El IPC medio considerado para el periodo de los 25 años del estudio se estima del 1,4 %, este valor coincide con el incrementado experimentado

en el año 2014 en España. Por su parte, el índice de incremento de los costes relacionados con los seguros de la instalación se toma como 1/3 del

IPC, es decir, un incremento del 0.47 %.

Con estos índices considerados, la evolución de los costes se muestra en la tabla 17 para los costes de operación y mantenimiento, 18 para los

costes de seguridad y los costes totales en la tabla 19.

Gastos de operación y mantenimiento

IPC 1.4 % Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8

2.131.206,15 2.161.043,04 2.191.297,64 2.221.975,81 2.253.083,47 2.284.626,64 2.316.611,41 2.349.043,97


2.381.930,59 2.415.277,62 2.449.091,50 2.483.378,78 2.518.146,09 2.553.400,13 2.589.147,73 2.625.395,80 2.662.151,34


Tabla 17. Gastos de Operación y Mantenimiento



Gastos de seguridad

ΔS 0.47% Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8

1.441.151,95 1.447.925,37 1.454.730,62 1.461.567,85 1.468.437,22 1.475.338,88 1.482.272,97 1.489.239,65


1.496.239,08 1.503.271,40 1.510.336,78 1.517.435,36 1.524.567,31 1.531.732,77 1.538.931,92 1.546.164,90 1.553.431,87


Tabla 18. Gastos de Seguridad

Total gastos

Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5 Año 6 Año 7 Año 8

3.572.358,11 3.608.968,41 3.646.028,26 3.683.543,66 3.721.520,69 3.759.965,51 3.798.884,38 3.838.283,62


3.878.169,67 3.918.549,02 3.959.428,28 4.000.814,14 4.042.713,39 4.085.132,90 4.128.079,65 4.171.560,70 4.215.583,21


Tabla 19. Gastos Totales

En la tabla 20, se detallan los ingresos totales obtenidos durante el horizonte temporal completo del proyecto, la tasa de recuperación y el TIR,

para diferentes índices de incremento de la energía. El incremento en los ingresos es debido al incremento de los precios medios de la energía con

el índice E. Este incremento en los ingresos, provoca una mayor rentabilidad del proyecto y menores tasas de recuperación, al aumentar los flujos

de caja anuales.



Índice E [%] Total de ingresos [€] Tasa de Recuperación TIR [%]

2 237.313.414,92 19 años, 2 meses y 2 semanas 2,56

3 270.127.741,43 17 años, 1 mes y 1 semana 4,07



5,56 381.989.059,64 13 años, 9 meses y 2 semanas 7,50

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

Se observa, que para obtener una rentabilidad similar al caso 2, el precio de la energía debería incrementarse una media de un 5.56 % anualmente.

Este valor, si bien sirve para un estudio teórico como el seguido en este documento, es difícilmente alcanzable en el estado actual de la economía

y con un precio del crudo en descenso.

Sin embargo, estos datos resultan de interés, en aras a incrementar la inversión en este tipo de tecnología, en busca de una reducción de los costes

y un mayor desarrollo tecnológico en el momento que el mercado revierta la tendencia actual de disminución de costes energéticos.



En el caso de estudios relacionados con diseños diferentes al elegido anteriormente, la

distribución de costes estimados por los desarrolladores típica en una central se representa

en la figura 93. En este tipo de turbinas, la estructura y sistema de conversión de energía

suponen la mayor parte de la inversión, acumulando un 78 % del total. [8]

Figura 93. Distribución de costes de una central

Estos costes guardan similitud con los obtenidos en el caso de estudio tratado, si bien

difieren significativamente tanto en los costes de instalación como de conexión a la red.

Esto puede ser debido a que los nuevos datos corresponden a turbinas con un anclaje

flotante, que al no conllevar una obra civil de gran envergadura en el lecho marino, suponen

una menor contribución al total de los costes fijos de inversión. La tabla 21 recoge una

comparativa de costes entre los estimados en el caso de estudio y otro tipo de centrales.

Como puede observarse, existe correlación entre unos costes y otros salvo en el apartado

derivado de la instalación al tratarse de turbinas con diferente sistema de anclaje al lecho

marino.

Estructura Instalación Conexión a

la red

Sistema de

conversión de energía

Caso de

estudio 37,3 % 29 % 2,3 % 30 %

Otras

centrales 39 % 2 % 13 % 39 %

Tabla 21. Comparativa de Costes



Estos costes, así como los costes de operación y mantenimiento, son específicos para cada

localización, y están sujetos a cambios significativos en su contribución al coste total

dependiendo básicamente del tamaño y la localización de la central, por lo que han de ser

tomados de manera orientativa.

Otro concepto importante a la hora de evaluar la eficiencia del sistema de extracción de

energía, es el denominado coste de producción de energía, el cual se define como:

Coste Inversión Coste Operación y MantenimientoCoste de producción

Energía producida

El coste de las centrales de turbinas marinas en primera aproximación ha sido estimado

entre 0,11 y 0,22 €/kWh, con unos valores medios de entre 0,15 y 0,18 €/kWh.

Sin embargo, en el caso de la central en estudio, estos costes se sitúan para el horizonte de

25 años en 0.057 €/kWh, si se consideran los costes anuales constantes. Esto muestra la

eficiencia del sistema seleccionado para el estudio, y la necesidad de una mayor inversión

en el desarrollo de las distintas tecnologías en busca de unos costes de producción bajos,

que permitan una alta rentabilidad de la inversión.

Paralelamente a la reducción de costes a través del desarrollo de las turbinas, y al igual que

sucedió con la energía eólica, existe un gran margen de reducción a medida que se

incremente la potencia instalada, que provocarían mejoras en la tecnología y modelos de

explotación más eficientes. [7]

Algunas estimaciones del gobierno de Reino Unido sugieren que el coste de energía podría

reducirse hasta 0,034 €/kWh para una potencia instalada de 3 GW como muestra la figura

94.



Figura 94. Curva de evolución Coste-Potencia instalada

Ante los datos y resultados expuestos y teniendo en consideración el panorama como el

actual, en el que la crisis económica comienza a ser superada en las grandes economías

mundiales y con previsiones de crecimiento económico a nivel global, es previsible un

incremento progresivo, tanto del consumo energético, como del precio de las materias

primas y la energía.

Recientemente, la bajada en precios de los combustibles fósiles y el aumento en la reserva

de éstos provocado por las nuevas técnicas de extracción, han revertido la percepción de la

necesidad de las energías renovables para el sector energético.

Sin embargo, no hay que obviar, que esta tesitura se estima temporal, y consecuentemente,

un desarrollo progresivo de los dispositivos utilizados para la generación de energía a partir

de fuentes renovables, colocaría al sector en disposición de una implantación rápida en el

sistema energético en el momento en que sea requerido.

Para ello, y ante la baja rentabilidad actual de la extracción de la energía contenida de las

corrientes marinas, las instituciones públicas deberían realizar importantes inversiones en el

desarrollo del sector o bien promover la inversión privada a través de ayudas financieras o

primas económicas.

En el caso de España, la recuperación de las primas económicas entregadas al sector de las

renovables revocadas por Real Decreto en 2012, estimularían la inversión privada ante la

previsión de rentabilidades futuras significativas.



Además, este estímulo al sector, colocaría a España como uno de los referentes a nivel

mundial en el aprovechamiento de las corrientes marinas, como ya han hecho países como

Reino Unido o Estados Unidos.



8. Impacto medioambiental

El impacto medioambiental que una instalación para la extracción de energía marina puede

producir, no es completamente conocido por el momento, al no haberse ejecutado ningún

proyecto completo de granja de turbinas marinas. Sin embargo, el impacto se estima que

será pequeño en la vida marina.

Los principales aspectos considerados son el impacto de la extracción de energía en la

barimetría del lugar, así como en la vida marina local.

Algunos estudios sugieren que la extracción de la energía por parte de las turbinas marinas

reduciría la velocidad media en el entorno de la localización de las turbinas y por ende

provocaría una reducción de la energía disponible y una menor actividad en el transporte de

sedimentos.

En cuanto a la vida marina, el rotor de la turbina gira a tan baja velocidad que resulta poco

probable que la fauna local choque contra el dispositivo o le ocasione una distorsión

apreciable en sus condiciones de vida cotidiana.

Por otra parte, el impacto visual no sería significativo, ya que la turbina se encontraría

completamente sumergida, o bien, como ocurre en la turbina SeaGen, sólo una pequeña

parte del pilote sería visible, evitando perturbaciones en el área donde se encuentre la

turbina. Además, este pilote sobresaliente de la superficie marina serviría para la

señalización y ordenación para el transporte marítimo. [12]

La tabla 22 muestra un resumen del impacto medioambiental de esta tecnología:



Escala Duración Residuos Significancia

Lo

cal

Reg

ion

al

Nac

ion

al

Inte

rnac

ion

al

Co

rto

Pla

zo

Med

io P

lazo

Lar

go

Pla

zo

Sin

Res

idu

os

Co

n R

esid

uo

s

May

or

Med

io

Men

or

Impactos Físicos

Oleaje X X X X

Flujo de corriente X X X X

Lecho X X X X

Calidad del agua X X X X

Impactos

Biológicos

Vida marina X X X X

Especies marinas X X X X

Aves X X X X

Impactos

paisajísticos

> 3 km X X X X

2 – 3 km X X X X

1,5 – 2 km X X X X

1 – 1,5 km X X X X

Pesca X X X X

Navegación X X X X

Ruido X X X X

Tabla 22. Resumen de Impacto Medioambiental



9. Conclusiones

Durante el presente estudio se han analizado los distintos tipos de tecnologías existentes en

el aprovechamiento de la energía contenida en las corrientes marinas.

Las principales características diferenciadoras se centran en el modo en que se extrae la

energía contenida en el flujo y en el sistema utilizado para anclar la turbina al lecho marino.

La dirección del rotor respecto al flujo de corriente es el factor determinante en la forma de

operar la turbina, destacando los prototipos que utilizan un diseño de turbina de eje

horizontal por su grado de avance en el desarrollo tecnológico, encontrándose algunos

diseños en una fase cercana a la de comercialización, y por su adaptabilidad a los distintos

tipos de fijación existentes; si bien, modelos de eje vertical, por Hydrofoils o de efecto

Venturi, pueden llegar a alcanzar características nominales similares.

El sistema de anclaje se encuentra en gran medida determinado por la orografía marina. A

partir de los diseños analizados, se deduce que el más común entre los desarrolladores, por

su menor coste y su capacidad para operar en cualquier tipo de fondo marino, es un sistema

basado en cables anclados en uno de sus extremos al lecho marino y unido por el otro a la

turbina, la cual se mantiene en suspensión a la profundidad deseada, y que permite a su vez,

la emersión del dispositivo hasta la superficie. Destaca igualmente, un sistema basado en

una estructura con fijaciones rígidas o por gravedad en el lecho marino y que mantienen a la

turbina en la posición y ubicación predefinidas.

Las características nominales de los diferentes diseños, tanto de turbinas como de anclajes,

se han utilizado para definir las ventajas de unos respectos a otros en ubicaciones con

diferentes propiedades, tanto del flujo, como físicas del terreno. Así, en localizaciones de

poca profundidad puede ser más aconsejable una fijación por gravedad, mientras para

grandes profundidades la opción más viable resulta ser la fijación flexible por cables. Por

otra parte, las curvas de generación de los distintos modelos estudiados, permiten

seleccionar el que presente una mejor adaptación a las velocidades encontradas en el

localización elegida.

El estudio de la configuración de centrales y distribución de turbinas en la misma, permite

concluir, que la una configuración en filas con una distribución en triángulo, de forma que

la energía extraída por cada dispositivo no sea demasiado alta, permite la obtención de la

máxima energía extraíble con una alta eficiencia.

Por último, se ha evaluado el potencial económico de proyectos basados en esta tecnología

y la alta concentración de energía presente en las corrientes marinas. De este, se deduce que

el alto potencial energético de las corrientes marinas estimado en 8000 TWh anuales, de los

cuales aproximadamente 1500 TWh/año podrían extraerse sin consecuencias negativas

sobre la vida marina, una cifra que equivaldría al 7,2 % de la demanda mundial de energía

eléctrica, estimada para el año 2015 en aproximadamente 20500 TWh según datos de la

Agencia Internacional de la Energía, unido a su predictibilidad y continuidad la convierten

en una de las fuentes renovables más interesantes del sector.



Un estímulo gubernamental en forma de inversión directa o ayudas al sector, podría

aproximar las rentabilidades a unos niveles similares a otras tecnologías renovables como la

solar o la eólica, o al menos rentabilidades entre el 7,5 y el 10 %, haciéndola atractiva para

la inversión del sector privado.

Aún sin estos estímulos públicos, el desarrollo de la tecnología de extracción de la energía

contenida en las corrientes marinas tendería a precios de producción competitivos en el

sector energético que se estiman podrían reducirse a medio plazo hasta los 0.034 €/kWh al

incrementar la potencia instalada y realizar un escrupuloso estudio de las condiciones de

trabajo de la turbina con objeto de poder elegir el modelo y sistema de fijación que

minimicen los costes de inversión, y maximicen al mismo tiempo la eficiencia en la

conversión electromecánica.

Ante estos datos, la inversión en la tecnología para el aprovechamiento de las corrientes

marinas se presenta como una oportunidad de negocio a medio y largo plazo que

complementaría a otras fuentes del sector energético renovable menos continuas y

predecibles como la eólica o la solar, con un estado de desarrollo similar como la energía

mareomotriz, o sólo aprovechables en áreas muy localizadas como la geotérmica.



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