Modelización y simulación con elementos finitos de plataformas tipo Jacket para aerogeneradores marinos

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¡

UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE CARTAGENA

Escuela Técnica Superior de Ingeniería Industrial

MODELIZACIÓN Y SIMULACIÓN CON ELEMETOS FINITOS DE

PLATAFORMAS TIPO JACKET PARA AEROGENERADORES MARINOS

EVALUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE ROTACIÓN DE UNIONES DE ACERO

SEMIRRÍGIDAS UTILIZANDO MODELOS MICROMECÁNICOS DE

FRACTURA Y ANÁLISIS POR ELEMENTOS FINITO

GRADO EN INGENIERÍA MECÁNICA

Autora: D. VICTORIA VERA PAZ Director: Dr. JESÚS MARTÍNEZ FRUTOS

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Modelización y Simulación con Elementos Finitos de plataformas tipo Jacket para Aerogeneradores Marinos

ETSII -UPCT

Agradecimientos

A Jesús, por supuesto, por la paciencia y la ayuda prestada.

A José A. Bautista. Gracias por el apoyo incondicional, en todos los ámbitos más allá de la universidad.

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Modelización y Simulación con Elementos Finitos

de plataformas tipo Jacket para Aerogeneradores ETSII -UPCT

Índice general

1 INTRODUCCIÓN 1

1.1 MOTIVACIÓN ... 1

1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO ... 2

1.3 ENERGÍA EÓLICA MARINA ... 2

1.4 ESTRUCTURA DEL PROYECTO ... 5

2 AEROGENERADORES MARINOS 7 2.1 FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN AEROGENERADOR ... 8

2.2 ESTADO DEL ARTE ... 9

2.3 TIPOLOGÍAS Y CONFIGURACIONES ESTRUCTURALES ... 12

2.3.1 Cimentación por gravedad ... 12

2.3.2 Cimentación monopilote (monopile foundation) ... 13

2.3.3 Cimentación trípode (tripod foundation) ... 14

2.3.4 Jacket ... 15

2.3.5 Estructuras flotantes ... 16

3 ELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO 18 4 CONDICIONES AMBIENTALES Y PROFUNDIDAD 20 4.1 PROFUNDIDAD ... 20

4.2 VIENTO ... 20

4.2.1 Velocidades medias ... 20

4.2.2 Velocidades máximas ... 22

4.3 OLEAJE ... 23

5 AEROGENERADOR ESCOGIDO 26 6 TIPOLOGÍA DE LA JACKET 28 7 CARGAS A ESTUDIAR 30 7.1 CARGA CONSECUENCIA DEL VIENTO ... 30

7.1.1 Carga del viento en el aerogenerador ... 31

7.1.2 Carga del viento en la jacket ... 34

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7.2 CARGA CONSECUENCIA DEL OLEAJE ... 36

7.3 CARGAS CONSECUENCIAS DE LAS CORRIENTES ... 48

7.4 PESO ... 49

7.4.1 Peso del aerogenerador ... 49

7.4.2 Peso de la Jacket ... 50

7.5 EMPUJE ... 50

8 CASOS DE CARGA 51 9 DESCRIPCIÓN DEL MODELO 55 9.1 CONDICIONES DE CONTORNO ... 55

9.2 DISEÑO DEL MODELO ... 56

9.2.1 Pieza de transición ... 57

9.2.2 Perfiles de la estructura ... 58

9.3 APLICACIÓN DE LAS CARGAS ... 58

9.3.1 Peso del aerogenerador ... 58

9.3.2 Empuje ... 58

9.3.3 Cargas generadas por el viento ... 59

9.3.4 Cargas generadas por el oleaje y la corriente ... 60

10 RESULTADOS 61 10.1ANÁLISIS DE LA ESTRUCTURA... 61

10.1.1 Análisis hidrostático ... 62

10.1.2 Reacciones en los apoyos ... 62

10.2 ANÁLISIS ESTRUCTURAL DE LOS PILARES ... 63

10.2.1 Características geométricas ... 63

10.2.2 Esfuerzos axiles ... 63

10.2.3 Esfuerzos cortantes ... 64

10.2.4 Momentos flectores ... 65

10.2.5 Momento torsor ... 66

10.2.6 Desplazamientos ... 67

10.2.7 Von Mises ... 68

10.3 ANÁLISIS ESTRUCTURAL DE REFUERZOS HORIZONTALES ... 70

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10.3.2 Esfuerzos axiales ... 70

10.3.4 Momentos flectores máximos ... 73

10.3.5 Momento torsor máximo ... 74

10.3.7 Von Mises ... 75

10.4ANÁLISIS ESTRUCTURAL DE LOS REFUERZOS OBLICUOS ... 76

10.4.2 Esfuerzos axiales ... 76

10.4.4 Momentos flectores máximos ... 78

10.4.5 Momento torsor máximo ... 78

10.4.7 Tensión equivalente de Von Mises ... 80

11 COMPROBACIÓN CON EUROCÓDIGO 3 81 11.1 ¿QUÉ SON LOS EUROCÓDIGOS? ... 81

11.2 ¿Cómo funciona? ... 82

11.2.1 Comprobaciones con Eurocódigo ... 84

11.2.2 Resistencia a tracción simple ... 84

11.2.3 Resistencia a compresión simple ... 85

11.2.4 Resistencia a la flexión simple ... 86

11.2.5 Resistencia a corte ... 87

11.2.6 Resistencia a la flexión compuesta ... 88

11.2.7 Flexión simple con cortante ... 89

11.2.8 Resistencia a la flexión, cortante y axial ... 90

11.2.9 Resistencia al pandeo por compresión ... 91

11.2.10 Resistencia al pandeo por flexión ... 93

11.2.11 Pandeo lateral ... 94

12 CONCLUSIÓN 95

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ETSII -UPCT

13 REFERENCIAS 96

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Índice de figuras

Figura 1. Mapa de áreas eólicas offshore de España ... 4

Figura 2. Diferentes perfiles de viento según localización. ... 4

Figura 3. Metodología ... 6

Figura 4. Esquema de un aerogenerador marino. ... 8

Figura 5. Esquema básico de un aerogenerador. ... 9

Figura 6. Detalle interior del aerogenerador Haliade 150-6MW. ... 10

Figura 7. Comparativa de la altura de la turbina Haliade-X con monumentos histórico 10 Figura 8. Detalle del funcionamiento de las palas del generador SUMUR cuando se pliega por velocidades de viento excesivas. ... 11

Figura 9. Ensayo con cargas de viento y olas en prototipo de turbina eólica marina INNWIND ... 12

Figura 10. A la izquierda esquema de una estructura por gravedad. A la derecha el aerogenerador Vivi Ventus, soportado por una estructura por gravedad salvando una profundidad de 100m. ... 13

Figura 11. Esquema y simulación de una estructura monopilote. ... 14

Figura 12. A la izquierda una estructura de un soporte trípode. A la derecha una foto de la instalación de un soporte trípode. ... 15

Figura 13. Esquema de la instalación de una estructura tipo Jacket con pilotado previo. ... 16

Figura 14. Esquema y simulación de una estructura Jacket. ... 16

Figura 15. Distintos tipos de estructuras flotantes. ... 17

Figura 16. Localización de los parques eólicos ubicados en el Mar del Norte. ... 18

Figura 17.Histograma de la velocidad media del viento anual medidas a 10 metros sobre el nivel del mar desde 2006 hasta 2020 ... 21

Figura 18. Histograma de la velocidad media del viento anual medidas a 90 metros sobre el nivel del mar desde 2006 hasta 2020 ... 22

Figura 19. Histograma de la velocidad máxima del viento anual medidas a 10 metros sobre el nivel del mar desde 2006 hasta 2020 ... 22

Figura 20. Alturas máximas del oleaje registrado anualmente. ... 24

Figura 21. Periodo máximo registrado anualmente. ... 24

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Figura 22. Curva potencia-velocidad del aerogenerador escogido... 26 Figura 23. Captura de pantalla de la jacket que es objeto de cálculo. ... 28 Figura 24. Fuerza del viento sobre el aerogenerador... 31 Figura 25. Coeficiente de arrastre en función del número de Reynolds, del tipo de figura y de la rugosidad superficial. ... 32 Figura 26. Jacket con la numeración que se ha utilizado en los refuerzos. ... 34 Figura 27. Desplazamiento de partículas de agua desde la ubicación media para aguas superficiales (izquierda) y profundas (derecha) ... 39 Figura 28. Dirección y sentido posibles considerados para viento, oleaje y corrientes. 54 Figura 29. Primera idea sobre el modelado de las condiciones de contorno ... 55 Figura 30. Apoyos empotrados en la base de la jacket. ... 56 Figura 31. Sketch de la jacket. ... 57 Figura 32. Vista superior del nudo que sustituye a la pieza de transición en el modelo. 57 Figura 33. Aplicación de la fuerza peso del aerogenerador sobre el nudo superior. ... 58 Figura 34. Fuerza que ejerce el empuje sobre cada elemento de la jacket. ... 59 Figura 35. Fuerza que ejerce el viento sobre cada elemento de la jacket y, en la parte superior, fuerza y momento que ejerce el viento sobre el aerogenerador. ... 59 Figura 36. Aplicación de las fuerzas producidas por el viento y el oleaje sobre la estructura sumergida. ... 60 Figura 37. Reacciones en los apoyos de la jacket ... 62 Figura 38. Pilares verticales sometidos a compresión. ... 63 Figura 39. Axiles a los que se encuentran sometidos los pilares verticales en el caso de carga 28. ... 64 Figura 40. Cortantes en el eje Y (izquierda) para el caso de carga 28 y cortantes cortantes en el eje Z (derecha) a la que se encuentran sometidos los pilares verticales en el caso de carga 29. ... 65 Figura 41. Momentos flectores en el eje Y (izquierda) para el caso de carga 28 y momentos flectores en el eje Z (derecha) a la que se encuentran sometidos los pilares verticales en el caso de carga 29. ... 66 Figura 42. Momento torsor en el que se encuentra sometido los pilares verticales para el caso de carga 28. ... 67 Figura 43. Diagrama de desplazamientos que sufren los pilares verticales para el caso de carga de la envolvente. ... 68

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Figura 44. Tensión equivalente de Von Mises en los refuerzos verticales para el caso de carga 28. ... 69 Figura 45. Detalle de la zona de las vigas verticales en las que plastificará el material para el caso de carga 29. ... 69 Figura 46. Axiles a los que se encuentran sometidos los refuerzos horizontales en el caso de carga 29 ... 71 Figura 47. Cortantes en el eje Y (izquierda) para el caso de carga 28 y cortantes en el eje Z (derecha) a la que se encuentran sometidos los refuerzos horizontales en el caso de carga 27 ... 72 Figura 48. Momentos flectores en el eje Y (izquierda) para el caso de carga 28 y momentos flectores en el eje Z (derecha) a la que se encuentran sometidos los refuerzos horizontales en el caso de carga 27. ... 73 Figura 49. Momento torsor en el que se encuentra sometido los refuerzos horizontales para el caso de carga 28. ... 74 Figura 50. Diagrama de desplazamientos que sufren los refuerzos horizontales para el caso de carga de la envolvente. ... 75 Figura 51. Tensión equivalente de Von Mises en los refuerzos horizontales para el caso de carga 29. ... 75 Figura 52. Axiles a los que se encuentran sometidos los refuerzos oblicuos en el caso de carga 29 ... 76 Figura 53. Cortantes en el eje Y (izquierda) para el caso de carga 27 y cortantes en el eje Z (derecha) a la que se encuentran sometidos los refuerzos oblicuos en el caso de carga 29 ... 77 Figura 54. Momentos flectores en el eje Y (izquierda) para el caso de carga 27 y momentos flectores en el eje Z (derecha) a la que se encuentran sometidos los refuerzos oblicuos en el caso de carga 29 ... 78 Figura 55. Momento torsor en el que se encuentra sometido los refuerzos oblicuos para el caso de carga 29 ... 79 Figura 56. Desplazamientos totales en los refuerzos oblicuos para el caso de carga de la envolvente ... 80 Figura 57. Tensión equivalente de Von Mises en los refuerzos oblicuos para el caso de carga 29. ... 80 Figura 58. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de tracción simple.

... 85 Figura 59. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de compresión simple.

... 86

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ETSII -UPCT

Figura 60. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de flexión simple. 87 Figura 61. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de cortante simple.

... 88 Figura 62. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de flexión compuesta con axial. ... 89 Figura 63. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de flexión simple con cortadura. ... 90 Figura 64. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de flexión, axil y cortante. ... 91 Figura 65. Barra recta sometida a un esfuerzo de compresión P. ... 91 Figura 66. Total criterion (izquierda) y secction’s class para el caso de pandeo por compresión. ... 93 Figura 67. Secction’s class para el caso de pandeo por flexión. ... 94 Figura 68. Detalle de las cargas aplicadas en el nudo superior de la jacket ... 95

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Índice de tablas

Tabla 1. Propiedades del aerogenerador NREL 5MW. ... 26

Tabla 2. Propiedades geométricas de la turbina escogida. ... 27

Tabla 3. Propiedades geométricas de la jacket tipo z-braces. ... 29

Tabla 4. Propiedades del material del que está construida la jacket. ... 29

Tabla 5. Casos de viento ... 30

Tabla 6. Coeficiente de arrastre para cada caso de velocidad en función del número de Reynolds. ... 33

Tabla 7. Fuerza y momento resultante para cada caso de velocidad del viento que incide sobre el rotor. ... 33

Tabla 8. Fuerza y momento resultante para cada caso de velocidad del viento que incide sobre la torre del aerogenerador. ... 33

Tabla 9. Fuerza y momento total como consecuencia de la acción del viento sobre el aerogenerador. ... 34

Tabla 10. Coeficiente aerodinámico del viento sobre las barras de la jacket para su correspondiente número de Reynolds y diámetro. ... 35

Tabla 11. Fuerza que actúa sobre las barras de la jacket por unidad de superficie para cada caso de viento y para cada diámetro ... 36

Tabla 12. Altura y periodo de la ola para cada caso de viento. ... 36

Tabla 13.- Comprobación de la Ecuación 9, si es aplicable la ecuación de Morison para los distintos casos de oleaje y diámetro de las barras de la jacket. ... 37

Tabla 14. Clasificación de la profundad relativa en función de la profundidad absoluta y la longitud de onda del oleaje. ... 39

Tabla 15. Clasificación de la profundidad relativa para cada caso de oleaje. ... 39

Tabla 16. Frecuencia y número de ola para cada caso. ... 41

Tabla 17. Componentes de la velocidad y aceleración para el caso de Ola típica. ... 42

Tabla 18. Componentes de la velocidad y aceleración para el caso de Ola media ... 42

Tabla 19. Componentes de la velocidad y aceleración para el caso de Ola máxima ... 42

Tabla 20. Componentes de la velocidad y aceleración para el caso de Ola extrema. .... 43

Tabla 21. Valor de los coeficientes de arrastre y de inercia sugeridos por Clauss. ... 43

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ETSII -UPCT

Tabla 22. Cálculo del número de Reynolds y de Keulegan-Carpenter para cada refuerzo

en el caso de Ola típica. ... 44

Tabla 23. Cálculo del número de Reynolds y de Keulegan-Carpenter para cada refuerzo en el caso de Ola media ... 45

Tabla 24. Cálculo del número de Reynolds y de Keulegan-Carpenter en el eje x para cada refuerzo en el caso de Ola máxima. ... 45

Tabla 25. Cálculo del número de Reynolds y de Keulegan-Carpenter en el eje z para cada refuerzo en el caso de Ola máxima. ... 45

Tabla 26. Cálculo del número de Reynolds y de Keulegan-Carpenter en el eje x para cada refuerzo en el caso de Ola extrema ... 46

Tabla 27. Cálculo del número de Reynolds y de Keulegan-Carpenter en el eje z para cada refuerzo en el caso de Ola Extrema ... 46

Tabla 28. Componentes de la fuerza por unidad de longitud en cada refuerzo sumergido de la jacket para el caso de Ola típica. ... 46

Tabla 29. Componentes de la fuerza por unidad de longitud en cada refuerzo sumergido de la jacket para el caso de Ola Media ... 47

Tabla 30. Componentes de la fuerza por unidad de longitud en cada refuerzo sumergido de la jacket para el caso de Ola máxima ... 47

Tabla 31. Componentes de la fuerza por unidad de longitud en cada refuerzo sumergido de la jacket para el caso de Ola máxima ... 47

Tabla 32. Velocidad de la corriente marina en el mar del norte en función de la profundidad. ... 48

Tabla 33. Presión y fuerza por unidad de longitud que provocan las corrientes sobre los refuerzos de la jacket. ... 49

Tabla 34. Peso de cada una de las piezas que forman el aerogenerador. ... 49

Tabla 35. Casos de carga para la situación de producción de energía. ... 51

Tabla 36. Casos de carga para la situación de producción de energía y que ocurra fallo ... 52

Tabla 37. Casos de carga para la situación de puesta en marcha. ... 52

Tabla 38. Casos de carga para la situación de parada normal. ... 52

Tabla 39. Casos de carga para la situación de parada o inactivo ... 53

Tabla 40. Casos de carga para el caso de estacionamiento y condición de fallo. ... 53

Tabla 41. Valores posibles de los factores de carga aplicados a cada caso de carga. .... 54

Tabla 42. Límites de esbeltez considerados por el Eurocódigo en su Tabla 5.3 ... 83

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Tabla 43. Coeficientes parciales de seguridad del acero ... 84

Índice Ecuaciones

Ecuación 1. Cálculo del gasto másico del aire. ... 7

Ecuación 2. Cálculo de la energía cinética contenida en el viento. ... 7

Ecuación 3. Cálculo de la potencia del viento. ... 7

Ecuación 4. Ley exponencial de Hellman. ... 21

Ecuación 5. Fuerza resultante que ejerce el viento sobre el aerogenerador. ... 31

Ecuación 6. Momento resultante que produce la fuerza resultante del viento sobre la base del aerogenerador. ... 31

Ecuación 7. Cálculo del número de Reynolds. ... 32

Ecuación 8. Fuerza que ejerce el viento sobre las barras de la jacket. ... 35

Ecuación 9. Condición para que la ecuación de Morison sea aplicable. ... 36

Ecuación 10. Ecuación para calcular la longitud de ola de la ola iterando. ... 37

Ecuación 11. Fuerza de provoca el viento sobre cilindros verticales sumergidos. ... 37

Ecuación 12. Fuerza que provoca el oleaje sobre cilindros sumergidos inclinados en la componente X. ... 38

Ecuación 13. Fuerza que provoca el oleaje sobre cilindros sumergidos inclinados en la componente Y. ... 38

Ecuación 14.- Velocidad de la ola en la dirección x para aguas intermedias. ... 40

Ecuación 15. Velocidad de la ola en la dirección z para aguas intermedias. ... 40

Ecuación 16 Aceleración de la ola en la dirección x para aguas intermedias. ... 40

Ecuación 17 Aceleración de la ola en la dirección z para aguas intermedias. ... 40

Ecuación 18. Velocidad de la ola en la dirección x para aguas profundas. ... 40

Ecuación 19. Velocidad de la ola en la dirección z para aguas profundas. ... 40

Ecuación 20. Aceleración de la ola en la dirección x para aguas profundas. ... 40

Ecuación 21. Aceleración de la ola en la dirección z para aguas profundas. ... 40

Ecuación 22. Frecuencia de la ola ... 41

Ecuación 23. Número de ola... 41

Ecuación 24. Cálculo del número de Keulegan-Carpenter ... 44

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ETSII -UPCT

Ecuación 25. Presión de la corriente. ... 48

Ecuación 26. Fuerza por unidad de longitud. ... 48

Ecuación 27. Formula para el empuje ... 50

Ecuación 28.- Peso de la estructura de acero... 62

Ecuación 29. Carga crítica de Euler ... 92

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Capítulo 1

1 Introducción

El consumo de energía eléctrica mundial ha incrementado año a año tal como demuestran los datos del Índice Red Eléctrica (IRE) (1). Según IRE, el consumo de las grandes y medianas empresas ha aumentado un 0.7% en el mes de abril 2020 respecto al año anterior y un 1.7% en los últimos doce meses. Por lo que las fuentes de energía tradicionales no satisfacen, o no satisfarán la demanda de la población, población que está cada vez más concienciada con la protección del medio ambiente y la reducción de la huella de carbono. Esto ha llevado a casi doscientos países a adherirse al Convenio Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) (2) (3) y hace lógico el cambio hacia un nuevo modelo en el que el papel de la producción de energía para abastecer esta demanda sea otorgado a las fuentes de producción de energía renovables.

En España las renovables alcanzaron el 43.6% de la generación de energía eléctrica en 2020, su mayor cuota desde que existen registros. En el año 2020 la energía eólica supuso la quinta parte de la producción de energía (21.7%) de la producción total, solo precedida de cerca por la energía nuclear que supuso un 22.2% de la producción total. (4)

Con todo esto, la energía eólica es la segunda fuente de energía renovable más utilizada. Se espera que en 10 años doble la capacidad mundial que actualmente tiene instalada, con un ritmo del 3.3% de crecimiento anual según recoge Global Wind Market Update – Demand & Supply 2017 (5).

La principal desventaja de la energía eólica radica en el emplazamiento de los aerogeneradores, ya que implican un impacto tanto visual como acústico. Las turbinas offshore, además de corregir la contaminación visual y acústica conlleva una mayor generación de energía debido a las características del viento lejos de la costa. Las estructuras offshore se encuentran situadas en el mar, a gran distancia de la costa y sometidas a condiciones climatológicas adversas. Por ello este trabajo se centra en el análisis estructural de turbinas eólicas offshore, en alta mar, en concreto sobre un soporte tipo jacket, que más adelante se describirá.

1.1 MOTIVACIÓN

La principal motivación para emprender este trabajo es que sirva como introducción al campo del cálculo por elementos finitos. La asignatura optativa Aplicaciones del método de los elementos finitos (MEF) en Ingeniería Estructural aporta

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de programas informáticos como ayuda al cálculo de tensiones y de desplazamientos de sistemas estructurales continuos. Es entonces cuando se comprende que el MEF se usa en el diseño y mejora de productos y aplicaciones industriales, así como en la simulación de sistemas físicos.

En este trabajo se ha utilizado el software comercial de análisis estructural CivilFEM junto con el software de elementos finitos MARC para el análisis estructural de una plataforma tipo Jacket para soportar un aerogenerador offshore de 5MW.

1.2 OBJETIVOS DEL PROYECTO

El principal objetivo del trabajo es el estudio, utilizando el método de elementos finitos, del comportamiento estructural de plataformas tipo Jacket para aerogeneradores marinos. Para ello se analizará una estructura de plataforma tipo Jacket para un aerogenerador de 5 MW utilizando el programa de elementos finitos CivilFEM+MARC.

Se llevarán a cabo diferentes tipos de análisis (estático, dinámico, carga crítica, y frecuencias) para garantizar que los estados limites relevantes (fatiga, ultimo, servicio, accidental) no se exceden y que se mantienen los rangos de frecuencias naturales de la turbina. En función de la evolución del proyecto se plantea la optimización de la pieza de transición que es la que conecta la turbina con el soporte. Esta pieza supone un gran porcentaje del presupuesto del aerogenerador ya que es una pieza metálica que requiere grandes costes de construcción debido a su complejidad.

Los objetivos parciales que persigue este proyecto son:

• Introducción al análisis de elementos finitos del comportamiento dinámico de estructuras offshore.

• Análisis utilizando el software de elementos finitos CivilFEM+MARC de una plataforma tipo Jacket para aerogeneradores marinos de 5 MW.

• Comparación de las diferentes tipologías de estructuras Jacket para Aerogeneradores Marinos.

1.3 ENERGÍA EÓLICA MARINA

Se entiende por energía renovable aquella proveniente de recursos ilimitados en el horizonte temporal, bien por la cantidad de energía que contienen dichas fuentes o por la posibilidad que presenta de regenerarse por medios naturales.

Las renovables contabilizaron por 70% la capacidad de generación energética que se sumó a nivel global en 2017 (6). Se trata del mayor aumento de la capacidad de fuentes renovables en la historia, según el Reporte 2018 sobre la Situación Mundial de Renovables (GSR). En 2020 se superaron las primeras estimaciones y se batieron los récords de consumos anteriores pese a la desaceleración económica fruto de la pandemia de COVID-19. Según los datos arrojados por la Agencia Internacional de energías renovables (IRENA) (7) el año pasado la capacidad energética renovable mundial

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aumentó en más de 260 gigavatios (GW), cerca de un 50% por encima del crecimiento registrado en 2019. Más del 80% de la nueva capacidad eléctrica agregada el año anterior fue renovable, representando la energía solar y la eólica un 91% de las nuevas renovables.

La energía eólica en concreto consiste en aprovechar la energía del viento para transformarla en formas útiles de energía para las actividades humanas. Generalmente se utiliza para la producción de electricidad por medio de aerogeneradores, ya sean onshore (en tierra) u offshore (en el mar).

A pesar de que la base de la energía eólica ya estaba creada no supuso una repercusión hasta la década de los 70, debido a la crisis del petróleo, que provocó la investigación de nuevas formas de generación de energía. De esta forma, los primeros aerogeneradores comerciales produjeron en 1980 con una capacidad de 55 kW. Los avances en las investigaciones, unidos al rechazo popular de la energía nuclear contribuyeron a la consolidación de la energía eólica como un recurso viable para la producción de energía.

En la actualidad, España produce 27370 MW, aproximadamente un 32.9% de la demanda energética actual (8), siendo así el 5º país del mundo por potencia eólica instalada, detrás de China, EE. UU, Alemania e India (9). España no consta apenas con megavatios eólicos marinos instalados en sus costas y, sin embargo, es líder mundial en desarrollo tecnológico e innovación ‘offshore’ por parte de su industria y de los centros de investigación, por ejemplo, Tecnalia. Según Álvaro Martínez Palacios, director de operaciones de Iberdrola, esto se debe a que la costa española no cumple los dos requisitos necesarios suficientes para que sea eficiente un parque eólico marino: el recurso y la profundidad (10). IDEA (El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía) señala a Galicia como la zona que presenta valores de potencial de energía más elevados, con potencias medias indefinidas entre 40-45kW/m. Sin embargo, en el Mar del Norte, Mar Báltico o Mar de Irlanda se suelen superarlos 75 kW/m de media anual, según un informe de Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy System Technologies IWES (11). Se concluye con esto que el escaso desarrollo de la energía eólica offshore en España se debe principalmente a la profundidad de las costas españolas, debido a que a partir de los 60 metros aumenta la complejidad en la instalación de los aerogeneradores. Una alternativa posible para las costas españolas es la energía eólica flotante.

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Figura 1. Mapa de áreas eólicas offshore de España

Actualmente el Reino Unido posee el mayor mercado eólico offshore del mundo, un 36% de la capacidad total instalada, seguido por Alemania con un 29%. En 2016 China alcanzó a Dinamarca en el ranking mundial, con un 11% de la capacidad mundial instalada frente al 8.8% que representa Dinamarca. Otros países, como Finlandia, Irlanda, España, Japón, Corea del Sur, Estados Unidos y Noruega contemplan el balance del mercado (12).

El atractivo de la energía eólica marina se debe a las características del viento en el mar. En alta mar el viento es mucho más constante que en tierra y depende menos de las épocas del año por lo que la producción eléctrica es menos variable. La diferencia de temperaturas a distintas altitudes de la atmosfera es inferior que tierra adentro, siendo emplazables los aerogeneradores a menos altura. El viento también depende del rozamiento con la superficie de la tierra. En caso de que la rugosidad del terreno sea menor podrá alzar una velocidad superior a menor altura (13). Este efecto se explica en la Figura 2 (14).

Figura 2. Diferentes perfiles de viento según localización.

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La principal desventaja de esta tecnología radica principalmente en el factor económico. Las estructuras offshore requieren un coste mayor que las estructuras onshore y la dificultad añadida en las tareas de construcción en el mar.

1.4 ESTRUCTURA DEL PROYECTO

En primer lugar, se comentará el estado del arte de los aerogeneradores marinos, así como los tipos de cimentaciones posibles. A continuación, se elegirá un emplazamiento viable y se analizaran las condiciones ambientales y de profundidad que se dan. Una vez elegido el aerogenerador eólico y la jacket a estudiar se analizarán las cargas a ambientales y estructurales que soportará la estructura. Se analizarán los casos de carga de acuerdo a la normativa DNVGL-ST-0437 Loads and site conditions for winds turbines. Obtenidos estos casos de carga se analizarán los esfuerzos que produce en la jacket mediante elementos finitos con el programa CivilFem. Obtenidos los resultados se chequeará que cumple a estática y que cumple la normativa Eurocódigo 3 para estructuras de acero.

El siguiente organigrama contiene los pasos para este proceso.

(20)

Búsqueda de información -Ubicación

-Condiciones ambientales -Tipología de la jacket

Casos de carga

Obtención de los casos de carga a estudiar en base a las condiciones ambientales registradas en la ubicación escogida.

Modelo

Calculo mediante elementos finitos de los esfuerzos que se dan en la jacket como consecuencia de los casos de carga obtenidos.

jacket.

Resultados

Análisis los resultados obtenidos con el modelo, tanto los esfuerzos como el cumplimiento con la normativa Eurocódigo 3.

Conclusiones

Figura 3. Metodología

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Capítulo 2

2 Aerogeneradores marinos

Un aerogenerador, es un dispositivo mecánico que convierte la energía cinética del viento en energía eléctrica. Esta energía cinética produce energía mecánica en el rotor del dispositivo, que a través de un sistema de engranajes hace girar el rotor de un alternador trifásico que finalmente transforma la energía mecánica rotacional en energía eléctrica. La potencia de un aerogenerador se puede calcular como una relación con la potencia del viento.

Supuesta una superficie circular de radio r de aire que se mueve con una velocidad v, perpendicular a su superficie durante un tiempo t, la masa de aire es igual a:

𝑚̇ = 𝜌 ∙ 𝑄 = 𝜌 ∙ 𝐴 ∙ 𝑣 = 𝜌 ∙ 𝜋 ∙ 𝑟²∙ 𝑣 Ecuación 1. Cálculo del gasto másico del aire.

Por lo tanto, la potencia del aire es:

𝐸 =1

2∙ 𝑚̇ ∙ 𝑣²=𝜋

2∙ 𝜌 ∙ 𝑟²∙ 𝑡 ∙ 𝑣³

Ecuación 2. Cálculo de la energía cinética contenida en el viento.

𝑃𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 =𝐸 2=𝜋

2∙ 𝜌 ∙ 𝑟²∙ 𝑣³

Ecuación 3. Cálculo de la potencia del viento.

Siendo

• 𝑚̇: gasto másico del viento, 𝑘𝑔 𝑠⁄ .

• 𝐴: superficie del círculo formado por las aspas del aerogenerador, m².

• 𝜌: densidad del viento, 𝑘𝑔⁄𝑚³.

• 𝑄: caudal volumétrico, 𝑚³⁄ . 𝑠

• 𝑣: velocidad del viento, 𝑚 𝑠⁄ .

• 𝑡: tiempo, 𝑠.

• 𝑟: radio del rotor, 𝑚.

Los factores que afectan a la potencia que se obtiene del viento dependen de la densidad del aire, del área de barrido de las palas y de la velocidad del viento. Estos dos

(22)

emplear y donde se va a ubicar. Esta potencia del viento no es equivalente a la potencia de la turbina. Según el modelo de Betz es imposible que la velocidad de sotavento sea nula, lo que significa que es imposible extraer toda la energía cinética del aire. En condiciones óptimas el límite de la energía que se puede extraer es el 59,3% (15).

Estas instalaciones cuentan con distintos factores que reducen la eficiencia de la obtención de la energía. El rendimiento de la hélice, el multiplicador, el alternador y el transformador del aerogenerador, suelen tener una eficiencia del 85%, 98%, 95%, 98%;

respectivamente. Aplicando estos rendimientos como norma general, se obtiene un rendimiento global de la instalación del 46%, lo que supone que en condiciones generales la potencia del viento que se aprovecha es de aproximadamente el 50%.

Un aerogenerador marino cuenta con tres partes principales: el rotor, la góndola (nacelle) y la estructura de soporte, que está compuesta por la torre, la pieza de transición y la cimentación. Generalmente se emplean aerogeneradores de eje horizontal tripala.

Figura 4. Esquema de un aerogenerador marino

2.1 FUNCIONAMIENTO BÁSICO DE UN AEROGENERADOR

Las turbinas eólicas constan de una veleta y un anemómetro como instrumentos de medida del viento. La veleta consiste en una pieza generalmente en forma de flecha que gira indicando la dirección del viento al aerogenerador, lo que le permite girar respecto a la torre y orientarse de manera automática. Por otro lado, el anemómetro es un

(23)

instrumento meteorológico utilizado para medir la velocidad del viento. Los aerogeneradores pueden generar electricidad a partir de vientos muy suaves, aproximadamente 10 km/h. Cuando la velocidad del viento es excesiva (90 km/h para aerogeneradores onshore), las palas cambian de posición, en bandera (girando sobre si mismas) y la turbina se frena por motivos de seguridad.

Las palas están unidas al aerogenerador a través del buje que a su vez está unido al eje lento, llamado así porque gira a la misma velocidad que las palas, entre 7 y 12 rpm.

La caja de cambios multiplica la velocidad de giro y es trasmitida a un generador mediante en eje rápido. Este generador aprovecha la energía cinética del eje rápido para transformarla en energía eléctrica, corriente continua en concreto. Un convertidor la transforma en energía alterna y un transformador eleva la tensión para que pueda ser transportada hacia los puntos de consumo.

Figura 5. Esquema básico de un aerogenerador.

2.2 ESTADO DEL ARTE

En el apartado anterior se han explicado a grandes rasgos las partes comunes de una turbina eólica. No obstante, actualmente no hay en el mercado un solo tipo de aerogenerador. Las empresas utilizan su know-how e I+D para sacar nuevos diseños que cubran las demandas actuales o que simplemente supongan una mejora respecto a diseños anteriores, en orden de una optimización del recurso eólico o de un mayor tiempo de vida de los componentes que forman el aerogenerador.

A continuación, van a ser expuestos cuatro proyectos para ilustrar evolucionará el sector eólico a corto y medio plazo.

(24)

Haliade 150-6MW

Este modelo de turbina no consta de caja de cambios. Las palas de esta turbina miden 73.5 m (16) y está diseñada para colocarse en zonas con velocidades de viento de referencia de 50m/s. Este modelo no consta de caja de cambios. Haliade 150-6MW está equipada con un generador de imán permanente de accionamiento directo. La turbina consta de menos partes rotativas al carecer de caja de la multiplicadora de velocidad, lo cual incrementa el tiempo de funcionamiento de la turbina reduciendo los costes de mantenimiento.

Figura 6. Detalle interior del aerogenerador Haliade 150-6MW.

Haliade-X

Un modelo siguiente al Haliade 150-6Mw es el Haliade X. Actualmente es la mayor turbina eólica offshore que ha entrado al mercado. Se trata de una turbina de 12Mw, superando al aerogenerador Vestas, el mayor en funcionamiento actualmente, con una capacidad de 8.8 MW frente a las costas de Bahía de Aberdeen, Escocia.

Haliade-X ha supuesto un reto para los calculistas de General Electric ya que consta de un rotor de 200 metros y unas palas de 107 metros (17).

Figura 7. Comparativa de la altura de la turbina Haliade-X con monumentos históricos.

(25)

Turbina SUMR

Esta turbina, actualmente en fase de desarrollo en la Universidad de Virginia, supone un cambio radical con respecto al diseño de una turbina eólica convencional. Las palas para este denominado aerogenerador de rotor segmentado ultraligero (SUMUR) se orientarían a sotavento. El diseño “go-with-the-flow” se inspira en las palmeras y se ha desarrollado para resistir vendavales y huracanes. Al igual que las hojas de las palmeras se doblan y ceden a la dirección del viento, las palas segmentadas para la turbina SUMR se plegarán juntas, alineadas en la dirección del viento cuando este sople fuerte. Se esperan que están palas tengan al menos 200 metros de longitud. Una bisagra de muñón cerca del cubo permitiría que las palas se plegasen. Cada pala se fabricará en cinco a siente segmentos y se ensamblará en el lugar de instalación, evitando así la tarea de descubrir como transportar palas con la longitud de dos campos de futbol (18).

Figura 8. Detalle del funcionamiento de las palas del generador SUMUR cuando se pliega por velocidades de viento excesivas.

INNWIND

Sistemas para la Conversión eólica para Aplicaciones Eólicas (Innovative Wind Convertion System for offshore Aplications). Se trata de un proyecto cuyo objetivo es diseñar turbinas eólicas innovadoras de alto rendimiento entre 10 y 20 MW, además de demostradores de los componentes más críticos. También se busca la reducción de coste de la energía. Entre los objetivos secundarios propuestos, destaca la investigación y valoración de conceptos innovadores para el subsistema más crítico de aerogeneradores multimegawatio:

• El Rotor ligero con características adaptativas, como acoples pasivos estructurales y geométricos, y sensores inteligentes de control sobre la pala.

• Generadores de bajo peso y de acople directo.

• Estructura y subestructura que simplifiquen y aúnen las características estructurales de la turbina en distintas profundidades bajo agua.

(26)

Este proyecto sigue el camino del proyecto Upwind en el que se estudiaban los aerogeneradores hasta de 20 MW. Esto abrió nuevos caminos al diseño de aerogeneradores multimegawatio offshore (19).

Figura 9. Ensayo con cargas de viento y olas en prototipo de turbina eólica marina INNWIND

2.3 TIPOLOGÍAS Y CONFIGURACIONES ESTRUCTURALES

Las estructuras offshore se encuentran situadas en el mar, a gran distancia de la costa y sometidas a condiciones climatológicas adversas.

La elección de la estructura de soporte depende en gran medida de la profundidad a la que se va a colocar el aerogenerador. Estos soportes estructurales para parques eólicos se dividen en dos categorías: estructuras flotantes y estructuras directas o fijas dependiendo de si el peso de la estructura se encuentra fijado al suelo o se sujeta por flotabilidad. Para cimentaciones poco profundas o con profundidades intermedias consistirán en estructuras fijadas en el fondo marino. Para salvar las grandes profundidades están pensadas las plataformas flotantes.

En la elección de una solución para el soporte del aerogenerador se tienen en cuenta factores como: la profundidad del agua, carga a soportar, esfuerzos flectores y torsores, problemas específicos de la ubicación como el viento, oleaje, marea, corrientes, geología y suelo del fondo marino, movimientos de socavación y sedimentos, impacto medioambiental, requerimientos constructivos, requerimientos de instalación y materiales entre otros.

A grandes rasgos, los principales tipos de soportes son los siguientes.

2.3.1 Cimentación por gravedad

Se trata de una estructura similar a las que se encuentra en los aerogeneradores instalados en tierra. Este tipo de cimentaciones trabaja usando el propio peso de la

(27)

estructura para estabilizar la torre. Echas mayormente de hormigón. Para anclar la cimentación se utiliza lastre (arena, hierro o un relleno de roca) en la base de la estructura.

Debajo de la placa de cimentación se encuentra una falda de acero que penetra la superficie del suelo marino aportando estabilidad.

Esta falda de acero es fácilmente erosionable debido a las corrientes marinas. Con el objetivo de evitarlo se utiliza una superficie artificial y horizontal de piedras y grava que cubren la zapata.

Se pueden instalar en gran variedad de fondos razonablemente, de 20 a 80 metros de profundidad. La empresa Vici Venus desarrollo una que llegó a los 100 metros de profundidad con una base de 34 metros de diámetro y capaz de soportar más de 5000 toneladas de peso (20).

Figura 10. A la izquierda esquema de una estructura por gravedad. A la derecha el aerogenerador Vivi Ventus, soportado por una estructura por gravedad salvando una profundidad de 100m.

2.3.2 Cimentación monopilote (monopile foundation)

Se trata de en un cilindro de acero largo y hueco por su interior presionado hacia abajo en el suelo marino. El monopilote se divide en dos partes: una que va instalada en el fondo marino y otra que se monta en la parte superior de la anterior. Ambas partes están conectadas mediante hormigón que rellena los huecos existentes entre los tubos. El diámetro del monopilote alcanza valores de 6 m y 150mm de espesor de pared. El peso que puede soportar oscila las 650 toneladas.

Utilizable en distintos tipos de suelos marinos ya que la profundidad de

(28)

vibración, ya que se someten a grandes cargas cíclicas laterales y momentos flectores, debido a las cargas de corriente y oleaje además de las cargas axiales.

La profundidad máxima a la que es instalable una estructura monopilar es aproximadamente de 30 metros (21).

Figura 11. Esquema y simulación de una estructura monopilote.

2.3.3 Cimentación trípode (tripod foundation)

Se trata de una estructura de acero de tres patas relativamente ligeras en comparación con una estructura tipo jacket. Se compone de un monopilote dividido en un marco triangular de barras de acero. Bajo la columna central de acero hay un bastidor de acero que transfiere las fuerzas de la torre a los tres pilotes de acero. Los pilotes penetran entre 10 y 20 metros en el fondo marino. La base presenta buena estabilidad, aunque no es adecuado para profundidades inferiores a 6 metros por posibles problemas a los buques que se acercan (21).

Similar a las estructuras tipo jacket, distribuye las reacciones verticales sobre una mayor base y de esta manera optimizando su resistencia a momentos inducidos por las cargas horizontales debidas al oleaje, corrientes, viento y movimientos de hielo.

Las ventajas del trípode es que son operativas para mayores profundidades de agua, y un mínimo de trabajos previos requeridas en el terreno antes de la instalación. La erosión no es un problema asociado con este tipo de cimentaciones.

Como desventaja, los trípodes no son adecuados para lugares con fondos marinos desiguales con rocas grandes y la unión principal entre los elementos tiene un riesgo potencialmente mayor de fatiga debido al gran impacto del viento y las olas.

(29)

Figura 12. A la izquierda una estructura de un soporte trípode. A la derecha una foto de la instalación de un soporte trípode.

2.3.4 Jacket

Se trata de una estructura estándar en la industria del petróleo. Estas estructuras metálicas consisten en tres o más elementos principales casi verticales, unidos entre sí por medio de una celosía. Este tipo de estructura se encuentra anclada gracias a unos pilotes de acero envueltos por la estructura tubular del soporte. Las juntas tubulares están soldadas.

Estos tipos de estructuras se consideran adecuadas para sitios con una profundidad de agua que oscila entre 20 m y 50 m según la DNV (Det Norske Veritas) (21). Las cargas de los elementos tienen un carácter principalmente axial. La gran base de las estructuras tipo jacket ofrece resistencia ante el vuelco.

Una ventaja es que soportan cargas de corriente y oleaje bajas en comparación con las estructuras con monopilotes. Esto se debe a que la estructura es muy rígida y el área expuesta al movimiento de las olas es mucho menor que en el caso de los monopilotes.

Otra ventaja es que cuenta con una gran experiencia en la construcción de este tipo de soportes de estructura, debido al suministro a la industria petrolera y de gas.

Como desventaja cabe destacar que los costes iniciales de construcción son elevados, además de unos posibles costes de mantenimiento. Asimismo, el transporte también es considerado relativamente complejo y caro.

Hay dos procesos constructivos que se emplean en gran medida: el pilotado previo y el pilotado posterior.

El pilotado previo consiste en introducir en primer lugar los pilotes utilizando una plantilla que asegure una correcta ubicación e inclinación de los mismos. Posteriormente se coloca y ajustan las patas del jacket en los pilotes.

(30)

Figura 13. Esquema de la instalación de una estructura tipo Jacket con pilotado previo.

El pilotado posterior es más común en las plataformas petrolíferas. Las patas de la jacket son utilizadas como guía de los pilotes. Posteriormente se introduce la lechada para fijar los pilotes a la estructura.

Para evitar la corrosión de este tipo de estructuras se utilizan ánodos de sacrificio, epoxi y galvanizados debajo de la pintura que recubre las barras.

Figura 14. Esquema y simulación de una estructura Jacket.

2.3.5 Estructuras flotantes

Todas las cimentaciones explicadas anteriormente dejan de ser válidas cuando la profundidad del emplazamiento supera los 60 metros. Tanto los costes económicos como las dificultades prácticas de instalación las hacen inviables. Es por este motivo, que se requieren nuevas estructuras para que puedan ser utilizadas a grandes profundidades.

Estas estructuras se conocen como estructuras flotantes.

(31)

Consiste en estructuras que no tienen contacto directo con el fondo marino. Se encuentran ancladas al mismo por medio de distintos de sistemas de fondeo (catenarias, cables pretensados, etc).

Además de conseguir salvar grandes profundidades, otra ventaja reseñable es el traslado de estas plataformas, gracias a su flotabilidad se pueden trasladar mediante arrastre hasta la posición final.

Una desventaja es el balanceo y arrastre que sufren una vez ancladas como consecuencia del oleaje. Según Frank Grotelüschen, Ingeniero de la universidad de Stuttgart: “Este balanceo generado por las olas provoca que la generación de potencia sea errática, debido a que con gran oleaje el aerogenerador puede girar hasta 15º” (22).

Debido a esto las palas de los aerogeneradores son rediseñadas. Una posible solución al balanceo es aumentar el peso de la plataforma, pero el encarecimiento del conjunto lo hace no viable.

Figura 15. Distintos tipos de estructuras flotantes.

(32)

Capítulo 3

3 Elección del emplazamiento

Para la ubicación de la jacket se ha elegido el Mar del Norte. Se trata de un mar marginal del océano atlántico situado al oeste del continente europeo entre Reino Unido, Alemania, Francia, Bélgica, Países Bajos, Dinamarca, Suecia y Noruega. Se trata de un mar poco profundo, ligeramente más hondo en su parte norte. Su profundidad máxima se estima en 700 metros en la región de Noruega y la profundidad promedio es de unos 90- 95 metros. (23)

En la actualidad se encuentran instaladas 36 parques eólicos en el Mar del norte, lo que supone una capacidad eólica instalada de unos 10006.5 MW aproximadamente (24).

Figura 16. Localización de los parques eólicos ubicados en el Mar del Norte.

(33)

El principal motivo que ha llevado a la elección de esta zona de emplazamiento lo han determinado los datos de viento y oleaje que se han podido obtener para la realización del cálculo de cargas que debe de ser capaz de soportar la jacket. En el resto de ubicaciones barajadas no ha sido posible obtener información meteorológica o la obtenida era insuficiente para que fuese representativa.

Se ha escogido una zona a unos 70 Km de las costas de Borkum (Alemania) ya que la boya de la que se han obtenido los datos se encuentra ubicada enfrente de esas costas. Justo en esta zona se encuentran instalados otros parques eólicos tal y como se detalla en el punto 4.1.

A continuación, se analizará zona escogida para el emplazamiento, tanto las condiciones necesarias para una producción de energía optima como las condiciones ambientales que allí tienen lugar.

(34)

Capítulo 4

4 Condiciones ambientales y profundidad

Para comprobar si la ubicación escogida es óptima se deben estudiar tres fatores principalmente: la profundidad, el viento predominante y las condiciones del oleaje.

4.1 PROFUNDIDAD

Para la ubicación de esta jacket se ha escogido el Mar del Norte, enfrente de las costas alemanas, en concreto muy cerca de otras granjas eólicas allí situadas como BARD Offshore 1 (54°21′18″N5°58′48″E) y Veja Mate (54°19′00″N5°52′0″E). El rango de profundidades en esa zona es de 40-50 metros. En este mar se encuentran también parques eólicos como Lincs (53°11′0″N0°29′0″E), Horns Rev I (55°31′47″N7°54′22″E) o Thorntnonbanck (51°38′39″N2°55′38″E) a profundidades que oscilan entre los 10 y los 20 metros. Para salvar estas pequeñas profundidades las turbinas de estos parques son soportadas por cimentaciones por gravedad o monopilotes. El objetivo del presente proyecto es el cálculo de una estructura jacket marina y por ello escogemos una zona con una mayor profundidad, de 50 metros en concreto.

4.2 VIENTO

El viento junto con la profundidad son los factores más influyentes a la hora de ubicar un parque eólico. En el caso del viento debe de atenderse tanto a las velocidades que alcanza como su constancia temporal. Las propiedades del viento son importantes para determinar la viabilidad de la turbina eólica en un determinado lugar y calcular los esfuerzos que van a producirse en el soporte.

Una boya situada en frente a las costas de Borkum posee registros de viento y oleaje desde septiembre de 2006 hasta la actualidad. Estos datos son tomados cada 3 horas hace una medición de la velocidad y de la dirección del viento en esa zona (25). Esta boya también recoge datos sobre la altura y el periodo del oleaje utilizados en apartados posteriores.

4.2.1 Velocidades medias

Conocer el rango de velocidades medias que se dan en la ubicación elegida es importante para la elección del aerogenerador. Con las velocidades del viento registradas durante catorce años se obtiene la siguiente gráfica donde se muestran las velocidades medias anuales de esa zona a 10 metros sobre el nivel del mar.

(35)

Figura 17.Histograma de la velocidad media del viento anual medidas a 10 metros sobre el nivel del mar desde 2006 hasta 2020

Como ha sido explicado en el punto 1.3 Energía eólica marina, el gradiente del viento varía con la altura, el rotor del aerogenerador está a 110.5 metros de altura, por tanto, las velocidades de viento que recibirá serán mayores.

Usando la Ley exponencial de Hellman se extrapolan las velocidades medias anuales a la altura del rotor, de manera que estas velocidades son igual a:

𝑣_ℎ = 𝑣₁₀∙ (ℎ 10)

𝛼

Ecuación 4. Ley exponencial de Hellman.

Siendo:

• 𝑣_ℎ: velocidad del viento a la altura del rotor

• 𝑣₁₀: velocidad del viento a 10 metros sobre el nivel del mar

• ℎ: altura del rotor

• 𝛼: exponente de Hellman, varía con la rugosidad del terreno. Para el caso que nos ocupa, lugares llanos de mar o costa es igual a 0.14.

Se obtiene así la gráfica de la figura 17 con las velocidades medias del viento a la altura del rotor.

6.92 6.71 6.83 6.38 6.16 6.88 6.85 6.73 6.84 7.90

7.05 7.40 9.57

14.2014.99

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Velocidad media anual del viento en

m/s a 10 m sobre le nivel del mar

(36)

Figura 18. Histograma de la velocidad media del viento anual medidas a 90 metros sobre el nivel del mar desde 2006 hasta 2020

4.2.2 Velocidades máximas

Para el cálculo de los esfuerzos que provoca el viento en la estructura se atiende a las velocidades máximas que se dan en la zona. A mayor velocidad del viento mayores serán estos esfuerzos. Para el cálculo a estática por MEF de la jacket interesa saber el peor caso posible y comprobar si la estructura es o no capaz de soportarlo.

A continuación, se muestra en una gráfica la velocidad máxima anual registrada cada año.

Figura 19. Histograma de la velocidad máxima del viento anual medidas a 10 metros sobre el nivel del mar desde 2006 hasta 2020

9.68 9.39 9.56 8.93 8.62 9.63 9.60 9.43 9.5711.07

9.87 10.35 13.40

19.8820.98

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Velocidad media anual del viento en m/s a 110.5 m sobre le nivel del mar

18 20 22

18 19 19 19 22

18

23 21 24 33

38 42

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Velocidad máxima anual del viento en

m/s a 10 metros sobre el nivel del mar

(37)

Extrapolando para la altura del hub con la Ecuación 4.- Ley exponencial de Hellman se obtiene las siguientes velocidades máximas en dicha altura.

Estos valores de velocidad están considerados para la altura del hub, a 110.5 m metros de altura sobre el nivel del mar. Para los diferentes casos de carga se considerarán contantes estas velocidades de viento.

El máximo viento calculado a nivel del mar es de 42 m/s.

El registro de viento estudiado tiene datos recogidos en los últimos 14 años. Para el cálculo del viento máximo que debe soportar la jacket se necesita la peor ráfaga que se pueda producir en 50 años. Para hacer una aproximación estadística del peor viento generado para un periodo de retorno de 50 años se ha utilizado el método estadístico de Weibull-Gumbel y se ha obtenido una ráfaga de 49.1 m/s a 10 metros sobre el nivel del mar.

Extrapolando este valor para la altura del rotor con la Ley de Hellman (Ecuación 4) se obtiene una ráfaga máxima para un periodo de retorno de 50 años a 110.5 metros sobre el nivel del mar de 76.03m/s.

4.3 OLEAJE

Las olas que se producen guardan estrecha relación con el viento ya que es este el que genera las olas más comunes y de mayor intensidad energética. El tamaño que pueden alcanzar estas olas depende de tres factores:

1. La intensidad: Velocidad de acción del viento contra la superficie del agua.

2. Duración: tiempo durante el que sopla el viento contra la superficie marina 3. Alcance, Fetch, sobre el que el viento actúa sobre la masa de agua.

En función de la profundidad relativa ^ℎ

𝜆, siendo h la profundidad del mar y λ la altura de la ola, se pueden clasificar las olas como:

• Olas en aguas profundas: ^ℎ

𝜆 >¹

2

• Olas en aguas intermedias: ¹

20< ^ℎ

𝜆 < ¹

2

• Olas en aguas poco profundas: ¹

20>^ℎ

𝜆

En las olas de aguas profundas se caracterizan porque su perfil no se ve influenciado por el fondo marino. En las olas de aguas intermedias la presencia del lecho marino empieza a tener efectos sobre el perfil de las olas. En las olas en aguas poco profundas el perfil de la ola queda totalmente deformado por efecto de la presencia del lecho marino.

En el histograma de la Figura 18 podemos ver la altura de las olas máximas registradas anualmente en las costas de Bokurm (25).

(38)

Figura 20. Alturas máximas del oleaje registrado anualmente.

Observamos que la altura máxima registrada en los últimos catorce años es de 6.5 metros de altura.

Para el cálculo del oleaje la norma DNVGL-ST-437Loads and site conditions for wind turbinespide (26) pide utilizar el valor de la peor ola para un tiempo de retorno de 50 años. Volvemos a usar el método estadístico de Weibull-Gumbel para el cual se obtiene una ola de 9.159 metros de altitud.

En el histograma de la Figura 20 podemos ver la altura de las olas máximas registradas anualmente en las costas de Bokurm.

Figura 21. Periodo máximo registrado anualmente.

Observamos que el periodo máximo registrado en estos últimos catorce años es de 17 segundos. Volviendo a aplicar el método estadístico de Gumbel se obtiene que el

6.50 6.70 5.90

5.305.70 5.90 5.806.10

4.50 4.70 4.605.10 3.80

2.80 2.70

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00

200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020

Altura máximas en metros del oleaje registrado anualmente

15.00 13.00

16.00 13.00

12.00 16.00

11.00

13.0014.0015.00

12.0013.00 15.00

17.00 14.00

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Periodo en segundos máximo

registrado anualmente

(39)

periodo máximo para un periodo de retorno de 50 años a partir de este registro es de 19.612 segundos. Por tanto, la ola extrema a estudiar tendrá una altura de 9.159 metros y un periodo de 19.612 segundos.

(40)

Capítulo 5

5 Aerogenerador escogido

La turbina escogida es el modelo NREL 5 MW. Las características, propiedades y dimensiones de esta turbina eólica son (27):

Características:

Potencia nominal 5 MW

Orientación del rotor Contraviento

Configuración 3 Palas

Diámetro del rotor 126 m

Diámetro del Hub 3m

Altura del Hub 90 m

Velocidades de corte, máxima y mínima, y nominal

3 m/s, 11.4m/s, 25m/s

Masa del rotor 110 Ton

Masa de la góndola 240 Ton

Masa de la torre 347.46 Ton

Coordenadas del centro de masas (-0.2m, 0.0m, 64.0m) Tabla 1. Propiedades del aerogenerador NREL 5MW.

La curva de la potencia propia de la turbina se muestra en la Figura 22.:

Figura 22. Curva potencia-velocidad del aerogenerador escogido.

Tal como se mostraba en la figura 16, el ratio de velocidades medias a 90 metros sobre el nivel del mar es de 8.43 a 10.76 m/s. No obstante, se esperan velocidades medias

(41)

anuales sensiblemente mayores ya que las medidas con las que se han calculado estas ráfagas de viento fueron recogidas en la misma costa de Bokurm y nuestra plataforma se encuentra a 70 metros de la misma. Por otro lado, las velocidades medias anuales del viento en la ubicación de estudio se suponen adecuadas y suficientes ya que el objetivo de este proyecto es el cálculo de la jacket que soporta dicho aerogenerador y para ello el objeto de estudio es la velocidad máxima que se pueda dar y los esfuerzos que esta ráfaga produce sobre la cimentación.

Tabla 2. Propiedades geométricas de la turbina escogida.

Las propiedades de la sección circular de la torre varían con la altura, siendo el diámetro de 6 metros en la base y con un espesor de 0.027 metros y de 3.87 metros en la parte superior con un espesor de 0.019 metros, a 87.6 metros del soporte.

(42)

Capítulo 6

6 Tipología de la jacket

La jacket escogida es una estructura tradicional de jacket con los brazos en Z (28).

Figura 23. Captura de pantalla de la jacket que es objeto de cálculo.

A continuación, se adjuntan las dimensiones y las propiedades de los elementos que conforman la jacket:

(43)

Jacket tipe: Z-braces

Altura total 66 m

Largo de la pierna 69.97 m Largo del brazo oblicuo superior 20.07 m Largo del brazo oblicuo medio 28.94 m Largo del brazo oblicuo base 37.18 m Largo del brazo horizontal superior 14.58 m Largo del brazo horizontal medio 22.24 m Largo del brazo horizontal base 31.13 m

Espesor del brazo 0.03 m

Espesor de la pierna 0.04 m Diámetro de los brazos 0.90 m Diámetro de las piernas 1.80 m Tabla 3. Propiedades geométricas de la jacket tipo z-braces.

Material: Acero A36

Densidad 7800 kg m⁄ ³ Módulo de Young 200 GPa

Poisson 0.3

Límite elástico 250 MPa

Tabla 4. Propiedades del material del que está construida la jacket.

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Capítulo 7

7 Cargas a estudiar

En este apartado se van a calcular se van a mostrar las cargas provocadas por:

1. La acción del viento 2. La acción del oleaje 3. La acción de la corriente 4. Peso del aerogenerador 5. Empuje

7.1 CARGA CONSECUENCIA DEL VIENTO

Para el cálculo de la carga como consecuencia del viento se consideran las siguientes velocidades. Estas velocidades son las que se especifican en el DNGL-437 para el cálculo posterior de los casos de carga.

Viento Velocidad (m/s)

Arrancada 3

Nominal -2 9

Nominal 11

Nominal +2 13

Parada 25

Máximo anual 42

Extremo 50 años 76

Tabla 5. Casos de viento

Estos valores de velocidad están considerados para la altura del hub, a 110.5 m metros de altura sobre el nivel del mar. Para los diferentes casos de carga se considerarán contantes estas velocidades de viento.

Con Weibul-Gumbel se obtuvo que la peor ráfaga para un periodo de retorno de 50 años era de 54.32 m/s a una altura de 10 metros sobre el nivel del mar. Extrapolando con la ley de Hellman (Ecuación 4) se obtiene una ráfaga de 76 m/s para una altura de 110.5 metros sobre el nivel del mar.

Para simular la carga que produce el viento en la estructura se tiene que calcular la resultante del viento en el aerogenerador y en la parte que sobresale del agua.