Hibridación de energía de viento y olas en Australia

1 Curso: 2024-2025 Director/Directora: Alain Ulazia Manterola Estudiante: Eneko Gandarias Eizaguirre HIBRIDACIÓN DE ENERGÍA DE VIENTO Y OLAS EN AUSTRALIA MÁSTER UNIVERSITARIO EN INGENIERIA ENERGETICA SOSTENIBLE TRABAJO FIN DE MÁSTER Fecha: Bilbao, 12 de septiembre de 2025 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2 RESUMEN El objetivo de este proyecto es analizar la viabilidad de la energía eólica offshore y undimotriz en Australia, y como se comportarían en caso de una hibridación de ambas. Para ello, por una parte, se analizará el recurso energético de ambas tecnologías en las costas de Australia, para ver que ventajas y desventajas podría tener hacer una instalación este tipo de tecnologías en costas australianas, como el recurso energético disponible, la profundidad del mar, etc. Este proceso se llevará a cabo de manera diferente en cada una de las tecnologías, dado que para poder estimar el recurso energético eólico se utilizará la herramienta Global Wind Atlas, mientras que para la energía de olas se utilizarán datos de los océanos recogidos por el satélite TOPEX/Poseidón entre 1993 hasta 2005. Para poder manipular estos datos, se utilizará el programa R, donde se elaborarán mapas de Australia donde se representará el recurso energético undimotriz de las costas australianas. Una vez conocido el recurso energético tanto de la energía eólica offshore como el de las olas, se procederá a analizar el potencial de dos ubicaciones concretas de la costa, donde se estudiará el potencial y el desempeño que tendría un aerogenerador flotante y una boya, destacando los puntos fuertes de los mismos. Además, se compararán ambas ubicaciones para determinar cual sería el sitio más interesante para llevar a cabo instalaciones de este tipo. Este proceso se llevará a cabo a través del software Matlab. Finalmente, se hará una simulación de como se comportarían ambas tecnologías combinadas en ambas ubicaciones, para poder ver si realmente tiene algún beneficio y en caso de tenerlo, se compararán los resultados de ambos sitios para ver cual es el más idóneo para que se lleve a cabo esta hibridación. LABURPENA Proiektu honen helburua Australiako offshore energia eolikoa eta olatu-energiaren bideragarritasuna aztertzea da, eta biak hibridatuz gero nola jokatuko luketen ikustea. Horretarako, alde batetik, Australiako kostaldean bi teknologia hauen baliabide energetikoa aztertuko da, teknologia hauek kostalde horietan ezartzeak izan ditzakeen abantailak eta desabantailak ikusteko, hala nola eskuragarri dagoen baliabide energetikoa, itsasoaren sakonera, etab. Prozesu hau modu desberdinean egingo da teknologia bakoitzean, izan ere, baliabide eolikoa estimatzeko Global Wind Atlas tresna erabiliko da, eta olatuen energia aztertzeko, berriz, TOPEX/Poseidon sateliteak 1993 eta 2005 bitartean bildutako ozeanoetako datuak erabiliko dira. Datu horiek manipulatzeko R programa erabiliko da, eta bertan Australiako kostaldeetako olatu-energiaren baliabidea irudikatzen duten mapak egingo dira. Behin offshore haize-energiaren eta olatuen baliabide energetikoa ezagututa, kostaldeko bi kokapen zehatzen potentziala aztertuko da, eta bertan aerosorgailu flotatzaile baten eta buia baten potentziala eta errendimendua ikertuko dira, euren indarguneak azpimarratuz. Gainera, bi kokapenak alderatuko dira, halako instalazioak egiteko interesgarriena zein litzatekeen zehazteko. Prozesu hau Matlab softwarearen bidez egingo da. Azkenik, bi teknologia horiek konbinatuta bi kokapenetan nola jokatuko luketen simulazioa egingo da, benetan onurarik ote duten ikusteko, eta baldin badute, bi kokapenen emaitzak alderatuko dira hibridazio hori gauzatzeko egokiena zein den jakiteko. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3 ABSTRACT The objective of this project is to analyze the feasibility of offshore wind and wave energy in Australia, and how they would perform in the case of a hybridization of both. To this end, on the one hand, the energy resource of both technologies along the Australian coasts will be assessed, in order to identify the advantages and disadvantages of installing such technologies there, considering factors such as the available energy resource, sea depth, etc. This process will be carried out differently for each technology: to estimate the wind resource, the Global Wind Atlas tool will be used, while for wave energy, ocean data collected by the TOPEX/Poseidon satellite between 1993 and 2005 will be used. To process this data, the R software will be employed to produce maps of Australia representing the wave energy resource along the coasts. Once the energy resource of both offshore wind and wave energy has been identified, the potential of two specific coastal locations will be analyzed. At each site, the potential and performance of a floating wind turbine and a buoy will be studied, highlighting their strengths. Furthermore, both locations will be compared to determine which would be the most suitable for implementing such installations. This process will be conducted using Matlab software. Finally, a simulation will be carried out to analyze how both technologies combined would perform at the two locations, in order to determine whether hybridization offers real benefits. If so, the results from both sites will be compared to establish which is the most appropriate for this type of hybrid system. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4 INDICE 1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................... 1 1.1 ENERGIA MARINA .......................................................................................................................... 1 1.2 ENERGÍA EOLICA OFFSHORE ....................................................................................................... 1 1.2.1 RECURSO ENERGETICO ............................................................................................................ 1 1.3 ENERGIA DE OLAS .......................................................................................................................... 2 1.3.1 RECURSO ENERGETICO ............................................................................................................ 2 1.3.2 TECNOLOGIA .............................................................................................................................. 2 1.4 GLOBAL WIND ATLAS ................................................................................................................... 4 1.5 TOPEX/POSEIDON ........................................................................................................................... 4 2. AUSTRALIA ........................................................................................................................................... 6 2.1 LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA EN AUSTRALIA ......................................................................... 6 2.2 POTENCIAL DE ENERGÍAS RENOVABLES EN AUSTRALIA ...................................................... 6 2.2.1 ENERGÍA MARINA EN AUSTRALIA ........................................................................................... 7 2.2.1.1 ENERGIA EÓLICA MARINA EN AUSTRALIA ...................................................................... 8 2.2.1.2 ENERGÍA DE LAS OLAS EN AUSTRALIA ............................................................................ 9 3. METODOLOGIA .................................................................................................................................. 12 3.1 METODOLOGÍA ............................................................................................................................. 12 3.1.1 ESTIMACIÓN DE ENERGÍA DE OLAS MEDIANTE DATOS DE ALTIMETRÍA ...................... 12 3.1.2 ANÁLISIS DE FUERZAS DE UN CUERPO FLOTANTE DE ABSORCIÓN DE PUNTO .......... 13 3.1.3 ENERGÍA EÓLICA ..................................................................................................................... 15 3.1.4 IMPACTO DE LA HIBRIDACIÓN DE LA ENERGÍA UNDIMOTRIZ Y LA ENERGÍA EÓLICA 16 3.2 PROGRAMACIÓN .......................................................................................................................... 19 3.2.2 ENERGÍA DE OLAS ................................................................................................................... 19 3.2.3 ENERGÍA EÓLICA OFFSHORE ................................................................................................. 32 4. RESULTADOS ..................................................................................................................................... 36 4.1 ANALISIS DEL RECURSO ENERGETICO DE AUSTRALIA ........................................................ 36 4.1.1 ENERGÍA DE OLAS ................................................................................................................... 36 4.1.2 ENERGÍA EOLICA OFFSHORE ................................................................................................. 40 4.2 GENERACIÓN DE POTENCIA DE LOS DISPOSITIVOS .............................................................. 43 4.2.1 ENERGÍA DE OLAS ................................................................................................................... 43 4.2.2 ENERGÍA EOLICA OFFSHORE ................................................................................................. 44 4.3 IMPORTANCIA DE LA HIBRIDACIÓN DE AMBAS TECNOLOGIAS ......................................... 46 5. CONCLUSIÓN ..................................................................................................................................... 49 6. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 50 1 1. INTRODUCCIÓN 1.1 ENERGIA MARINA La energía marina agrupa varias tecnologías capaces de generar electricidad en el medio oceánico. Estas energías incluyen la energía de las olas (la cual aprovecha el movimiento de las olas para generar energía), la mareomotriz (aprovecha el movimiento de las mareas o la energía cinética de las corrientes marinas), la térmica oceánica (utiliza el salto térmico entre aguas superficiales y aguas poco profundas en el océano), la osmótica (aprovechando la diferencia de salinidad del agua para generar energía, mayormente en estuarios), y también la energía eólica offshore o marina (aprovechando la energía cinética del viento para generar energía en medio marino). Todas ellas aprovechan recursos diferentes del océano, y por lo tanto, su diversidad representa una ventaja clave frente a otras energías renovables, ya que permite cubrir distintas condiciones geográficas y climáticas [1]. 1.2 ENERGÍA EOLICA OFFSHORE La energía eólica offshore consiste en la generación de electricidad mediante aerogeneradores instalados en el océano, generalmente en zonas costeras o mar adentro, donde los vientos son más fuertes y constantes que en tierra firme. A diferencia de la eólica onshore, estas turbinas pueden estar sobre plataformas fijas (en aguas poco profundas) o flotantes (en aguas profundas), adaptándose a distintas profundidades marinas. La industria comenzó en 1991 en Dinamarca, y Europa ha liderado su desarrollo desde entonces. Actualmente se estima un potencial técnico global de más de 17 TW, especialmente en países con costas favorables como Reino Unido, China o Argentina. La innovación actual se centra en turbinas flotantes, que extienden el recurso a aguas profundas previamente inaccesibles [2]. 1.2.1 RECURSO ENERGETICO La energía eólica offshore es una alternativa ideal para la captación de energía, dado que el mar presenta menor rugosidad superficial y ausencia de obstáculos que la eólica terrestre, lo que genera vientos promedio superiores a 7 m/s, con menos turbulencia. Esto mejora la eficiencia de las turbinas offshore. Además, por lo general el viento es más constante, y se puede aprovechar más el recurso disponible, por lo que hoy en día se han llegado a registrar factores de potencia de entre 43%-51% en algunos parques eólicos offshore, valores muy superiores a los 28%-41% con los que suele contar la eólica onshore. Se estima un potencial técnico global de al menos 17 TW instalables en aguas de hasta 50 m de profundidad, y cifras aún mayores si se incluyen tecnologías flotantes. Países como China y Argentina podrían generar hasta 3 TW solo en alta mar. Sin embargo, estos casos todavía cuentan con retos técnicos tales como la profundidad del mar, los fenómenos meteorológicos violentos que se dan en estas localizaciones o la distancia con la costa, y por lo tanto la necesidad de encontrar alguna manera de almacenar la energía eléctrica producida [3]. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2 1.3 ENERGIA DE OLAS 1.3.1 RECURSO ENERGETICO La energía marina agrupa distintas formas de obtener electricidad a partir del océano. Entre ellas, una de las más prometedoras es la energía de las olas, que proviene principalmente de la acción del viento sobre la superficie del mar. Este viento, al soplar sobre el agua, transfiere su energía cinética y genera olas. Por tanto, su origen está indirectamente relacionado con la radiación solar, ya que el calentamiento desigual de la superficie terrestre provoca los movimientos de aire. Las zonas de mayor potencial se encuentran entre las latitudes 30º y 60º, tanto en el hemisferio norte como en el sur. En estas regiones, la densidad energética de las olas puede alcanzar hasta 100 kW/m, muy por encima de otras energías renovables como la solar o la eólica, que suelen estar alrededor de 1 kW/m². Sin embargo, esta alta densidad también implica mayores desafíos técnicos, ya que las condiciones del mar son más extremas [4]. Figura 1: Recurso energético undimotriz global [5] 1.3.2 TECNOLOGIA Actualmente, existen numerosos prototipos y diseños en desarrollo, debido a que este tipo de energías cuentan con ciertas limitaciones técnicas y económicas que todavía se tienen que solventar. Por lo tanto, al haber tantas tecnologías diferentes, se dividen en tres grandes categorías: 1.3.2.1 Por funcionamiento: • OWC (Oscillating Water Column): Columnas de agua oscilantes que utilizan el aire comprimido por las olas para mover una turbina. • Sistemas de rebose (Overtopping): Acumulan agua de las olas en depósitos elevados y la hacen pasar por turbinas. • Cuerpos oscilantes: Boyas u otros elementos flotantes que se mueven con las olas y transforman ese movimiento en electricidad [6] BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3 Figura 2: Funcionamiento de un sistema de rebose u overtopping [6, Fig. 3] 1.3.2.2 Por ubicación: • Onshore: dispositivos fijos en la costa, fáciles de mantener, pero con menor captación de energía. • Nearshore: instalados cerca de la costa, a poca profundidad, donde el recurso sigue siendo importante. • Offshore: situados mar adentro, donde las olas son más potentes, aunque los costes y dificultades técnicas son mayores [7]. Figura 3: Clasificación de dispositivos por ubicación [7, Fig. 2] 1.3.2.3 Por orientación al oleaje: • Punto absorbente: Captan energía desde cualquier dirección. • Terminator o finalizador: Captan energía de olas que llegan en una sola dirección. • Atenuadores: Flotan en paralelo al movimiento de las olas y absorben su energía a lo largo de su estructura. • Además, se explican las bases físicas del movimiento de las olas, como las trayectorias orbitantes de las partículas de agua y su modificación según la profundidad. Estos conocimientos permiten estimar mejor el potencial energético disponible y diseñar tecnologías adecuadas. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4 Figura 4: Convertidor terminador fijo [8, Fig. 5] 1.4 GLOBAL WIND ATLAS El Global Wind Atlas (GWA) es una plataforma digital interactiva desarrollada por el DTU Wind Energy (Technical University of Denmark) con el propósito de proporcionar acceso libre y gratuito a datos geoespaciales de alta resolución sobre el recurso eólico a nivel global, con especial enfoque en países en desarrollo donde la información sobre viento suele ser limitada o inexistente. En cuanto a su funcionamiento, el Global Wind Atlas combina modelos meteorológicos globales de reanálisis (como ERA5 del ECMWF) con modelos mesoescalares de alta resolución como WRF, y en algunos casos se aplican técnicas de microescala como simulaciones CFD (dinámica de fluidos computacional) para afinar aún más los resultados. Estos modelos se validan y ajustan utilizando datos reales medidos en estaciones meteorológicas y torres de medición. El resultado es un conjunto de mapas con una resolución que puede llegar hasta los 250 metros, ofreciendo estimaciones de velocidad del viento a diferentes alturas (10 m, 50 m, 100 m y 200 m), lo que se adapta a distintos tipos de aerogeneradores. Además, permite explorar variables clave como la velocidad media anual del viento, la densidad de potencia eólica (W/m²), la distribución direccional del viento mediante rosas de los vientos, y mapas de rugosidad del terreno y elevación. También incluye capas de exclusión para señalar zonas donde no se pueden instalar aerogeneradores (como áreas protegidas, zonas urbanas o cuerpos de agua interiores). Es más, incorpora herramientas para el cálculo estimado de producción anual de energía (AEP). Todos estos datos están disponibles para descarga en formatos compatibles con software SIG (Sistemas de Información Geográfica), lo que permite realizar análisis técnicos profesionales [9]. A futuro, se esperan mejoras continuas: incorporación de datos más recientes y precisos como los de ERA5, extensión del análisis a nuevas alturas operativas adaptadas a turbinas modernas, integración de inteligencia artificial para refinar las predicciones, y habilitación de APIs para facilitar su integración en plataformas externas. 1.5 TOPEX/POSEIDON TOPEX/POSEIDON fue una misión conjunta de la NASA y el Centro Nacional de Investigación Espacial Frances (CNES) lanzada en 1992, cuyo objetivo principal era medir con precisión la topografía de los océanos desde el espacio. Utilizando un radar-altímetro, el satélite medía la distancia entre él y la superficie marina, permitiendo elaborar mapas detallados que BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 5 revelaban estructuras casi imperceptibles como colinas submarinas, corrientes oceánicas y zonas de alta o baja presión. Aunque dejó de funcionar en 2006, su legado sigue siendo importante: sus datos ayudaron a entender mejor fenómenos como El Niño, La Niña, el cambio climático y a mejorar la predicción de tormentas y la navegación marítima. Fue sucedido por satélites como Jason-1, Jason-2, Jason-3 y Sentinel-6 Michael Freilich, que siguen su trabajo con tecnologías más avanzadas para medir la altura del mar y la topografía oceánica con mayor precisión [10]. Figura 5: Satélite TOPEX/Poseidón [10] BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 12 3. METODOLOGIA 3.1 METODOLOGÍA 3.1.1 ESTIMACIÓN DE ENERGÍA DE OLAS MEDIANTE DATOS DE ALTIMETRÍA A la hora de calcular la densidad de potencia de una ola, los parámetros más importantes a tener en cuenta son el periodo (𝑇) y la altura (𝐻) de la ola. En definitiva, la potencia que puede generar una ola se expresa mediante la siguiente ecuación: 𝑃=𝑔2𝜌𝐻2𝑇 64𝜋 [𝑊 𝑚] (1) A través de la ecuación 1, se obtiene la potencia (𝑊) por metro de frente de ola, en la cual intervienen dos parámetros adicionales: la aceleración de la gravedad (𝑔) y la densidad del agua (𝜌). Estos valores se consideran normalmente constantes, siendo g = 9,8 m/s² y ρ = 1025 kg/m³, aunque ciertos factores pueden influir en ellos [20]. Considerando dichos valores como constantes, la densidad de potencia de las olas puede expresarse mediante la siguiente ecuación: 𝑃=490,27𝐻𝑠2𝑇𝑒[𝑊 𝑚]→𝑃=0,49𝐻𝑠2𝑇𝑒[𝑘𝑊 𝑚] (2) Por otra parte, para calcular la potencia sería necesario un mar regular, pero dado que en la realidad las olas difieren en altura, periodo y dirección, se utilizan como referencia la altura significativa de ola (𝐻𝑠) y el periodo energético de ola (𝑇𝑒) [21]. La altura significativa se define como la media del tercio superior de las olas más altas, mientras que el periodo energético representa la energía disponible en el oleaje durante un intervalo de tiempo determinado. Este último puede relacionarse con el periodo de cruce por cero (𝑇𝑧), que mide los intervalos de tiempo en que las olas cruzan el nivel medio del mar (SWL). Aunque es similar al periodo medio de las olas, se adapta mejor a condiciones de oleaje irregular, ya que refleja el patrón general del oleaje y no los ciclos individuales. La relación entre Te y Tz consiste en aplicar un factor de 1,18, como se muestra en la ecuación correspondiente: 𝑇𝑒=1,18∙𝑇𝑧 (3) Esto resulta especialmente relevante porque los satélites de altimetría proporcionan como datos básicos la altura significativa de ola (𝐻𝑠) y el coeficiente de retrodispersión del radar (𝜎0), que indica la cantidad de energía devuelta al radar, aportando información sobre la superficie estudiada. Por lo tanto, para obtener 𝑇𝑒 es necesario primero estimar 𝑇𝑧 mediante una relación lineal basada en los datos proporcionados por el radar. 𝑇𝑧=(𝜎0∙𝐻𝑠2)0,25 (4) BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 13 La principal ventaja de este método es que, una vez estimado 𝑇𝑒 a partir de los datos de altimetría satelital, es posible calcular de manera sencilla la densidad de potencia de las olas [22]. 3.1.2 ANÁLISIS DE FUERZAS DE UN CUERPO FLOTANTE DE ABSORCIÓN DE PUNTO Los dispositivos que emplean el método de absorción de punto utilizan el movimiento oscilatorio de las olas para obtener energía. En estos equipos, al relacionar los movimientos con la hidrodinámica, se asume que el comportamiento del cuerpo es ideal, considerando que su movimiento es exclusivamente vertical y despreciando la componente horizontal. Además, se supone que el cuerpo no realiza giros, aunque en una situación real esto no siempre sea cierto. En la siguiente figura puede observarse cómo se plantea la dinámica de un dispositivo de este tipo (Figura 14). Figura 14: Modelo de oscilación de un dispositivo de absorción de punto [21, Fig. 8] Para describir el movimiento del cuerpo que aparece en dicha figura, se utiliza la siguiente ecuación matemática: (𝑚+𝑚∞)𝑧󰇘+∫𝐾𝑟𝑎𝑑 𝑡 0(𝑡−𝜏)𝑧󰇗𝑑𝜏+(𝑆𝑔𝜌)𝑧=𝑓𝑒𝑥𝑡+𝑓𝑃𝑇𝑂 (5) En esta ecuación, los términos 𝑧󰇘,𝑧󰇗 y 𝑧 representan la aceleración, la velocidad y el desplazamiento del dispositivo en el eje vertical. Se consideran también otros parámetros relevantes, como la masa del cuerpo (𝑚), la masa adicional inercial del agua de mar (𝑚∞), el nivel del agua (𝑆), la densidad del agua (𝜌), la acción de la gravedad (𝑔) sobre el cuerpo y el amortiguamiento que este sufre debido a la energía transmitida por las oscilaciones de las olas en forma de radiación (∫𝐾𝑟𝑎𝑑 𝑡 0(𝑡−𝜏)𝑧󰇗𝑑𝜏). Entre las fuerzas que actúan sobre el dispositivo se encuentran la componente vertical de la fuerza de excitación producida por la ola( 𝑓𝑒𝑥𝑡) y la fuerza del PTO (Power Take Off, 𝑓𝑃𝑇𝑂), que corresponde al sistema encargado de absorber la potencia. Si se realiza su desarrollo matemático, se obtiene la siguiente formula: (𝑚+𝑚∞)𝑧󰇘=𝑓𝑒𝑥𝑡−𝐵𝑧󰇗−(𝑆𝑔𝜌)𝑧+𝑓𝑃𝑇𝑂 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 14 (6) A partir del desarrollo matemático de la ecuación 3, se obtiene la ecuación 4, la cual, a diferencia de la anterior, no incluye el término de impulso radiado de las olas (𝐾𝑟𝑎𝑑). Este término puede desarrollarse mediante funciones exponenciales complejas, obteniendo así el coeficiente de amortiguamiento por radiación (𝐵), representado como 𝑏𝑧󰇗 [23]. Además, en la ecuación 4 se considera que la fuerza del PTO es lineal, lo cual se representa matemáticamente en la siguiente ecuación: 𝑓𝑃𝑇𝑂 =𝑐𝑃𝑇𝑂𝑧󰇗+𝑘𝑃𝑇𝑂𝑧 (7) Mediante esta ecuación, se descompone la fuerza PTO en dos coeficientes: el coeficiente de amortiguamiento del PTO (𝑐𝑃𝑇𝑂) y el coeficiente de rigidez elástica del PTO (𝑘𝑃𝑇𝑂), mostrado en la Figura 14 mediante un muelle. De esta manera, tras aplicar esta simplificación, la dinámica del cuerpo se vuelve completamente lineal y puede expresarse a través de una ecuación lineal: (𝑚+𝑚∞)𝑧󰇘+(𝑏+𝑐𝑃𝑇𝑂)𝑧󰇗+(𝑆𝑔𝜌+𝑘𝑃𝑇𝑂)𝑧=𝑓𝑒𝑥𝑡 (8) Esta formulación permite describir de manera lineal la hidrodinámica de un cuerpo flotante, lo que a su vez facilita su modelización y control. En lugar de trabajar en el dominio temporal, la ecuación puede transformarse al dominio de la frecuencia aplicando la transformada de Laplace: 𝑍(𝑠) 𝑓𝑒𝑥𝑡(𝑠)=1 (𝑚+𝑚∞)𝑠2+(𝑏+𝑐𝑃𝑇𝑂)𝑠+(𝑆𝑔𝜌+𝑘𝑃𝑇𝑂) (9) Además, a pesar de que 𝑠=𝜎+𝑗𝜔 , también se puede expresar como 𝑠=𝑗𝜔, ya que el movimiento del cuerpo se ve influido por la frecuencia de las olas (𝜔), definida como 𝜔= 2𝜋/𝑇, donde el periodo de la ola (𝑇) es un parámetro esencial. La función de transferencia puede representarse con la siguiente ecuación: 𝑍(𝑗𝜔) 𝑓𝑒𝑥𝑡(𝑗𝜔)=1 (𝑆𝑔𝜌+𝑘𝑃𝑇𝑂)−(𝑚+𝑚∞)𝜔 2+(𝑏+𝑐𝑃𝑇𝑂)𝑗𝜔 (10) Mediante esta ecuación se obtiene la variable necesaria para calcular el valor medio de la potencia (𝑃), el desplazamiento del cuerpo en relación con la frecuencia de las olas (𝑍), es decir, la amplitud del movimiento vertical que el dispositivo realiza al ser excitado por el oleaje. Por lo tanto, la potencia se podría describir de la siguiente manera: 𝑃=1 2𝑐𝑃𝑇𝑂𝜔 2|𝑍|2 (11) BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 15 Sin embargo, para poder alcanzar la potencia óptima, debe cumplirse la condición 𝑐𝑃𝑇𝑂 =𝑏, ya que el amortiguamiento por radiación y el amortiguamiento del PTO han de ser equivalentes [23]. Asimismo, la frecuencia de las olas (𝜔) debe ajustarse según la ecuación correspondiente: 𝜔=√𝑆𝑔𝜌+𝑘𝑃𝑇𝑂 𝑚+𝑚∞ (12) En definitiva, para que el movimiento del cuerpo sea óptimo, este debe comportarse como un oscilador libre, sin amortiguamiento, con una frecuencia definida por la masa (𝑚+𝑚∞) y la rigidez efectiva dada por (𝑆𝑔𝜌+𝑘𝑃𝑇𝑂). 3.1.3 ENERGÍA EÓLICA La energía eólica se basa en la conversión de la energía cinética del viento en energía mecánica mediante rotores aerodinámicos, que posteriormente se transforma en electricidad a través de un generador acoplado. Este proceso descansa en principios físicos bien establecidos de la mecánica de fluidos como la ley de Bernoulli, a través de la cual se sabe que para mantener constante el caudal de un fluido, cuando el área se reduce la velocidad del fluido debe aumentar, y viceversa. Este efecto genera una diferencia de presión que es la que produce el movimiento de las aspas de un aerogenerador. Las partículas de aire que se encuentran en una misma línea avanzan juntas, de modo que, cuando encuentran un obstáculo como el ala de una pala, se dividen. Las partículas que circulan por la parte inferior de la pala recorren un trayecto más corto por lo que las que pasan por encima deben aumentar su velocidad. Esta aceleración de las partículas provoca una caída de presión. Así se genera la fuerza de sustentación, también conocida como fuerza lift, que impulsa la pala hacia arriba y, en consecuencia, produce la rotación (Anderson & Eberhardt, n.d.). Figura 15: Simulación del flujo de aire en un pala, donde poder ver la aceleración y deceleración [24, Fig 2] Incidiendo en este método desde un punto de vista científico, el viento puede considerarse un flujo de aire con densidad 𝜌 que se desplaza a una velocidad 𝑣. El flujo atraviesa un área 𝐴 barrida por el rotor del aerogenerador, generando una potencia teórica disponible dada por la siguiente ecuación fundamental: 𝑃=1 2𝜌𝐴𝑣3 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 16 (13) Como se puede apreciar, 𝑃 representa la potencia contenida en el viento, 𝜌 es la densidad del aire (aproximadamente 1,225 kg/m³ a nivel del mar y condiciones estándar), 𝐴 es el área circular definida por el diámetro de las palas, y 𝑣3 es la velocidad del viento incidente. Esta relación cúbica muestra cómo pequeñas variaciones en la velocidad del viento impactan de manera significativa en la potencia disponible, lo que convierte a la medición y modelización del recurso eólico en un aspecto crítico para la planificación de proyectos [25]. No obstante, no toda la energía cinética puede transformarse en electricidad. El límite de Betz establece que la eficiencia máxima teórica de un aerogenerador ideal es del 59,3 %. En la práctica, factores aerodinámicos, mecánicos y eléctricos reducen esta eficiencia, alcanzándose habitualmente coeficientes de potencia (𝐶𝑝) entre 0,35 y 0,5 en turbinas comerciales modernas. Así, la potencia real extraída por un aerogenerador se expresa como: 𝑃=1 2𝜌𝐴𝐶𝑝𝑣3 (14) La relación entre la potencia generada y la velocidad del viento se representa a través de la denominada curva de potencia del aerogenerador. Esta curva describe tres regiones fundamentales: velocidad de arranque (dependiendo del modelo, alrededor de 3-4 m/s), velocidad nominal (dependiendo del modelo, siendo los más común entre 12-15 m/s) y velocidad de corte (alrededor de 20-25m/s). Figura 16: Curva de potencia de un aerogenerador Este comportamiento permite comprender la estrecha relación entre la disponibilidad del recurso eólico y la producción efectiva de un parque. El análisis detallado de la curva de potencia, en conjunto con los datos meteorológicos de largo plazo, es esencial para la estimación de la energía anual generada (AEP), el factor de capacidad (CF), que son la producción estimada frente a la que se obtendría si el aerogenerador trabajara a potencia nominal y la cantidad de horas en las que podrá funcionar, datos esenciales para hacer el dimensionamiento adecuado de la infraestructura de integración en la red. 3.1.4 IMPACTO DE LA HIBRIDACIÓN DE LA ENERGÍA UNDIMOTRIZ Y LA ENERGÍA EÓLICA 3.1.4.1 Influencia de las olas en la generación eólica offshore A pesar de que la energía eólica offshore ofrece ciertas ventajas en comparación con la energía eólica convencional u onshore, es cierto que tiene sus inconvenientes técnicos que todavía hoy en día se están tratando de pulir. Entre ellos se encuentra la influencia que tienen las olas BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 17 del mar en la producción eólica, dado que como bien se ha mencionado previamente, las palas de los aerogeneradores deben estar situados de una determinada forma para poder aprovechar lo máximo posible el recurso eólico con el que se cuenta, lo cual dificultan las olas, especialmente en casos de energía eólica offshore flotante, dado que en estos casos las estructuras se mueven más y es más difícil mantener una posición firme frente al viento. Las plataformas flotantes de los aerogeneradores offshore son muy sensibles a la excitación recibida por las olas incidentes, que provocan un momento de escora o momento pitch en los propios aerogeneradores [26]. El empuje hidrostático provocado por las olas desequilibra el aerogenerador, lo cual se puede expresar de la siguiente manera: 𝑀=𝜌𝑔𝐴𝐻𝑠𝑙 (15) Esta ecuación refleja el momento pitch que sufre el aerogenerador, siendo la 𝜌 la densidad del agua de mar, la 𝑔 la fuerza de la gravedad, la 𝐴 el área de flotación de la plataforma del aerogenerador, el 𝐻𝑠 la altura significante de ola y la 𝑙 el brazo de la palanca (la distancia desde el centro de carena al centro de aplicación de la fuerza) [26]. Por lo tanto, cuando mayor sea el aerogenerador, mayor será la inestabilidad que tendrá contra las olas, teniendo que compensarla con plataformas más robustas. Figura 17: Angulo de escora de un cuerpo Una vez se sabe el momento, se puede obtener la aceleración angular de la plataforma en escora usando la segunda ley de Newton, aplicada para rotaciones, donde habría que relacionar el momento de escora con el momento de inercia de la plataforma respecto al eje de escora, como se puede observar en la siguiente imagen [27]: 𝛼=𝑀 𝐼 (16) Gracias a esta ecuación, se conoce la respuesta angular de la estructura debido al momento hidrodinámico [27]. Esta respuesta angular, suponiendo que la respuesta de la plataforma BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 18 puede aproximarse a una oscilación armónica lineal forzada, permite conocer la amplitud angular de la oscilación. Esto consiste en que la oscilación forzada por el momento hidrostático cuente con una frecuencia igual al de la ola [27]. Esto se puede expresar mediante la siguiente ecuación: 𝜃= 𝛼 𝜔2 (17) Por lo que se puede observar, se relaciona la aceleración angular (𝛼 )provocada con las olas con la frecuencia angular de las mismas (𝜔), el cual non es más que 𝜔=2𝜋 𝑇 , obteniendo de esta manera la amplitud angular (𝜃), la cual es la causante de la perdida de potencia del aerogenerador al sacarlo de su punto óptimo. Esto debido a que el movimiento en escora modifica la orientación del rotor respecto al viento incidente, reduciendo la captación aerodinámica, cuya aproximación es: 𝑃𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑜=𝑃0(1−𝑐𝑜𝑠3(𝜃)) (18) En esta ecuación, 𝑃0 representa la potencia del aerogenerador sin perturbaciones, y como este se ve afectado por el ángulo de escora que modifica su posición sobre el viento incidente, lo que deriva en un control necesario más preciso de estos equipos. 3.1.4.2 Modelo de disipación de ola por boya Los obstáculos con los que se encuentran las olas, dependiendo de las características físicas del objeto en cuestión, puede provocar una disipación de la ola, es decir, una disminución de su altura, y por lo tanto, podría aplicarse este método para la reducción de su impacto en los aerogeneradores. Para ello, primero hay que conocer la longitud de onda que tienen las olas. Para poder obtener dicha expresión, hay que relacionarla con el periodo de ola, la cual tiene relación lineal en casos en los cuales las aguas son profundas, ℎ>𝐿/2 , es decir, cuando la profundidad es mayor a la mitad de la longitud de onda: 𝐿=𝑔𝑇2 2𝜋 (19) En la ecuación, 𝐿 es la longitud de onda de la ola, la distancia que hay entre una ola y otra, la 𝑔 la gravedad y la 𝑇 el periodo de ola, la diferencia de tiempo que hay entre dos olas. Cuando una ola encuentra un obstáculo flotante (boya, dispositivo de energía undimotriz, rompeolas flotante), parte de la energía se refleja, parte se disipa y parte se transmite [28]. A través de un modelo exponencial simplificado, aplicable a obstáculos en línea, se puede usar la siguiente expresión: 𝐾𝑡=exp (−2𝑛𝜆𝑏 𝐿) (20) BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 19 La ecuación representa la fracción que se transmite de la ola incidente, que cantidad de la primera ola pasará a partir del obstáculo, en este caso, una boya. La 𝐿 representa la longitud de onda calculada previamente, 𝑛 la cantidad de obstáculos que habrá delante de la ola y 𝜆𝑏 el ancho característico de cada boya. Una vez se conoce la fracción de ola que se va a transmitir, se puede obtener la altura de ola significante que quedará después de que la ola haya pasado por el obstáculo, relacionándolo linealmente con la altura significante de ola, como se puede ver en la siguiente ecuación [28]: 𝐻𝑠𝑒𝑓𝑓 =𝐾𝑡𝐻𝑠 (21) Mediante esta fórmula, se puede saber cuál será la altura significante de la ola que incidirá sobre la plataforma flotante del aerogenerador, gracias a la disipación de la ola incidente gracias a las boyas que forman un obstáculo delante. 3.2 PROGRAMACIÓN 3.2.2 ENERGÍA DE OLAS 3.2.2.1 Datos de TOPEX/Poseidon Para este proyecto se utilizarán los datos del nivel del mar recogidos por el satélite TOPEX/Poseidon desde enero de 1993 hasta noviembre de 2005. Estos datos recogen los niveles del mar de todo el mundo, ofreciendo los promedios de los datos obtenidos cada mes, como puede verse en la siguiente figura: Figura 18: Datos recogidos por TOPEX en 1993 En cada archivo de la Figura 18 aparecen, para un mes concreto, el indicador de altura de ola (𝐻𝑠) y el coeficiente de retrodispersión del radar (𝜎0), distribuidos en puntos del mundo según pares de coordenadas de longitud y latitud, tal y como se muestra en la siguiente figura: BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 20 Figura 19: Datos del nivel del mar de enero de 1993 3.2.2.2 Distribución de los datos por estaciones Una vez conocido el contenido de cada archivo, éstos se agrupan por estaciones, guardándolos en carpetas correspondientes a cada una. Figura 20: Carpetas de cada estación Dado que el objetivo del trabajo es colocar un cuerpo flotante del tipo absorbedor puntual en dos puntos distintos de la costa australiana, antes de realizar el análisis es necesario tener en cuenta que el recurso energético presente en el mar no se mantiene constante a lo largo del año. Por ello, el análisis del recurso energético en las costas australianas se llevará a cabo de manera estacional, para observar las variaciones de producción que los dispositivos podrían tener en cada estación y así obtener conclusiones más precisas. Para distribuir los datos por estaciones, los 12 archivos de cada año se han clasificado en las carpetas correspondientes a cada estación. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 21 Figura 21: Carpeta de verano Como se puede observar en la Figura 21, los archivos de enero, febrero y marzo se han introducido en la carpeta de verano, siguiendo el mismo patrón con el resto de estaciones. Es importante señalar que, aunque estos archivos corresponderían al invierno en España, al encontrarse Australia en el hemisferio sur, allí se consideran verano. Lo mismo ocurre con la primavera y el otoño. Por lo tanto, los datos de los tres primeros meses del año se toman como datos de verano y no de invierno. 3.2.2.3 Tratamiento de los datos mediante el programa R Una vez que los datos están clasificados por estaciones, es necesario tratarlos con el programa R. Figura 22: Importación de los datos de julio de 1993 Tomando como ejemplo los datos del invierno australiano, en la Figura 22 se puede observar cómo se importan los archivos de la carpeta de invierno en R, aplicando las medidas necesarias para que el programa pueda manipular correctamente los datos, entre ellas definir como “Na” aquellos registros que puedan tener el valor “-999”. De esta manera se evita que los datos faltantes influyan en los cálculos, ya que alterarían los resultados. A partir de aquí, los datos ya están listos para trabajar con ellos en R. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 28 las dos primeras columnas contienen la latitud y la longitud, y las restantes contienen las alturas de ola y períodos. Una vez identificadas las filas correspondientes, como se quiere organizar la información de manera mensual, se definen el inicio y el final de los datos, y se guarda en la variable “fechas” cada uno de los meses para cada fila. Figura 37: Meses del primer año del parámetro “fechas” A continuación, deben extraerse todas las alturas significativas de ola de esas filas (sin tener en cuenta aún los períodos), y almacenarlas en la variable “H_por_mes”, distribuidas en filas para cada ubicación y en columnas para cada mes. Figura 38: Altura significante de ola repartida en meses Después de organizar los datos mensualmente en la misma variable, es necesario transponerlos, de modo que pasen de estar en distintas filas a colocarse en una misma columna. Es importante señalar el detalle del código mostrado al final de la Figura 38: los datos de 2005 solo abarcan 10 meses, por lo que para construir una matriz con dimensiones homogéneas se decidió incluir un valor “NaN”. Esto resuelve el problema dimensional y, al mismo tiempo, no altera los resultados posteriores, ya que los “NaN” no se tienen en cuenta en los cálculos. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 29 Figura 39: Hacer matriz y el gráfico de las alturas de ola significante y Figura 40: Matriz de altura significante de ola de 1993 a 2005 Con la matriz de alturas de ola ya creada, se puede elaborar un diagrama de cajas para analizar la distribución mensual de las alturas, como se muestra en la Figura 40. El mismo procedimiento debe repetirse con los períodos, utilizando en este caso las columnas correspondientes en la variable “H_mes_perth”, ya que los períodos aparecen justo después de los datos de altura dentro de la variable “datos”. Tras organizar los períodos de la misma manera, se podrán calcular las potencias mes a mes aplicando la ecuación 2 (Memoria, 3.1.1). Figura 41: Creación de la matriz de periodos y del grafico de potencia 3.2.2.8 Datos de la simulación de la boya Para realizar las simulaciones con la boya, primero es necesario definir su forma, sus características físicas y las propiedades del agua que la rodeará. La boya tendrá la siguiente forma (Figura 42): BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 30 Figura 42: Diseño de la boya o cuerpo flotante Una vez definida la estructura de la boya, deben especificarse sus dimensiones, ya que posteriormente se llevará a cabo un análisis hidrodinámico del cuerpo. Este análisis se realiza con el software NEMOH, una herramienta utilizada para el estudio hidrodinámico de cuerpos flotantes. NEMOH permite analizar las distintas cargas que sufren los cuerpos al interactuar con las olas, como por ejemplo la masa añadida de agua de mar mientras se mueve la boya. Las características físicas de la boya se muestran en la Figura 43: Figura 43: Características físicas de la boya Las primeras especificaciones corresponden a las propiedades propias de la boya, recogidas del prototipo australiano de energía undimotriz “CETO 5”, el cual contaba con 11m de diámetro y un peso aproximado de 50 toneladas. Los datos que aparecen tras la masa provienen de NEMOH y representan las cargas que el mar ejercería sobre dicho cuerpo, dispuestas en una matriz. Estas cargas incluyen: masa inercial adicional del agua asociada (m_inf), amortiguamiento por radiación (B), excitación (Fe) y frecuencia de las olas (w). Estos parámetros aparecen en las ecuaciones presentadas anteriormente (Memoria, 3.1.2). Definidas las características físicas, es necesario realizar el análisis hidrodinámico de las boyas a simular, indicando todas las fuerzas que actuarán sobre ellas, tal como se explicó previamente (Memoria, 3.1.2). Para ello, en Matlab se debe definir la influencia de todas las fuerzas representadas en la Figura 14. Como los dos emplazamientos estudiados estarán sometidos a las mismas fuerzas, se presenta primero la definición para una sola boya. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 31 Figura 44: Análisis de fuerzas que hay sobre un cuerpo flotante de absorción de punto En la Figura 44 se muestra el análisis de fuerzas para la boya instalada en Perth. El código incluye un bucle que recorre los meses del año, calculando los valores medios de altura significativa de ola y período, a partir de los cuales se determina la frecuencia de las olas y, con ello, la potencia captada. Una vez obtenidos estos datos, se realiza una interpolación en las matrices generadas con NEMOH para determinar los valores correspondientes de cada parámetro en función de la frecuencia de las olas. Después, se definen los parámetros PTO en condiciones óptimas, tal como se presenta en la ecuación 12. Finalmente, se construye la función de transferencia de la boya con todos los parámetros definidos hasta el momento. Esta función permite calcular el desplazamiento vertical de la boya para cada altura de ola y período, desplazamiento que después se transforma en potencia mediante la ecuación 11. Todo el proceso se ejecuta dentro de un bucle mensual, de manera que se obtiene la potencia media de la boya para cada mes: Figura 45: Potencia mensual obtenida por la boya en Perth El mismo proceso debe repetirse para la segunda boya, almacenando los resultados bajo un nombre distinto para evitar sobrescribir los datos y poder compararlos más adelante. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 32 Figura 46: Graficación de las potencias de las dos localizaciones De este modo, una vez conocidas las potencias mensuales en ambas localizaciones, se representan en dos tipos de gráficos distintos (barras y líneas), tal como se muestra en la Figura 46. Además, para facilitar la interpretación, se calcula y se dibuja en los gráficos la potencia media en cada caso, lo que permite observar la diferencia entre los dos emplazamientos. 3.2.3 ENERGÍA EÓLICA OFFSHORE 3.2.3.1 Curva de potencia del aerogenerador con Matlab Para poder estimar la generación energética de un aerogenerador, primero hay que hacer calcular su curva de potencia. El aerogenerador elegido es un aerogenerador de 5 MW, que cuenta con las siguientes características técnicas: Figura 47: Ficha técnica del aerogenerador de 5 MW seleccionado [30] BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 33 Teniendo en cuenta estos datos, se puede elaborar una curva de potencia, sabiendo que a 3 m/s no hay generación y que a 11,4 m/s se generan 5 MW, aplicando la siguiente ecuación: 𝑃 (𝑘𝑊)=𝑎×𝑈3(𝑚 𝑠)+𝑏 (22) Por lo tanto, aplicando esta ecuación en Matlab, y metiendo diferentes parámetros de las características técnicas descritas en la figura anterior, se puede obtener la curva de potencia del aerogenerador: Figura 48: Calculo y desarrollo de diagrama de la curva de potencia del aerogenerador Mediante este código, se genera la curva de potencia del aerogenerador, donde están registrada la potencia que el aerogenerador generará por cada velocidad de viento, importante a la hora de hacer el análisis del siguiente punto. 3.2.3.2 Impacto de las olas en la generación de energía eólica offshore flotante A pesar de que las plataformas sobre las que se posan los aerogeneradores flotantes son mejores, el efecto de las olas sobre ellos es un problema a tener en cuenta. Al final, cuando una incide sobre un aerogenerador, este pierde la posición especifica con la que cuenta parea generar una cantidad exacta de energía. Las olas hacen que el control de estos aerogeneradores sea más complejo, dado que el movimiento debido a las olas hace que el control del pitch de los aerogeneradores (el sistema que utilizan para controlar la energía que se quiere generar) varía, y esto hace que esta desviación se dé constantemente en estas situaciones, siendo de mayor o menor gravedad dependiendo de la altura y el periodo de las olas. Aplicando el método explicado previamente (Memoria,3.1.4.1), se puede hacer una aproximación de la energía que pierde un aerogenerador debido a las olas. Por lo tanto, esto se aplicará para los diferentes análisis que se realizarán, como se puede observar en la siguiente figura: BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 34 Figura 49: Calculo de las pérdidas de potencia del aerogenerador por culpa de las olas En la figura se puede observar que se han otorgado diferentes parámetros físicos constantes tanto del entorno como del aerogenerador usado, para poder llevar a cabo los cálculos que se quieren realizar. Además, también se definen las alturas significantes y periodos de ola registrados, para poder hacer un análisis en función de ambos parámetros. Una vez definidos los datos, se realizan los cálculos para estimar la perdida de potencia, eficiencia que tiene el aerogenerador con los datos de las olas correspondientes y la potencia que genera después de aplicarle la perdida de potencia. Figura 50: Gráficos de perdida de potencia del aerogenerador Para poder visualizar en condiciones estos resultados y que el análisis sea más apropiado, se opta por usar gráficos de dispersión, donde se podrán ver cada uno de los casos por altura de ola significante y periodo de ola. 3.2.3.3 Impacto de la hibridación de la energía de olas con la energía eólica offshore BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 35 Para reducir el impacto que tienen las olas en la generación de un aerogenerador offshore flotante, hay que reducir la amplitud de las olas, o dicho de otra manera, la altura significante de las mismas, dado que es más fácil que cambiar el periodo de estas. Por lo tanto, hacer una instalación hibrida de boyas y aerogeneradores es una alternativa porque estos cuando pase la hora la aprovecharán para generar energía, pero además indirectamente reducirán su altura, disminuyendo su impacto en el aerogenerador. Además, el poner más de una boya de estas por aerogenerador, hace que el impacto de las olas se reduzca todavía más, ya que la superficie que ocupan es mayor. Por lo tanto, aplicando las ecuaciones vistas anteriormente (Memoria, 3.1.4.1), y sustituyendo la altura mencionada en el código anterior por el nuevo obtenido, el código queda de la siguiente manera: Figura 51: Influencia de las boyas en las pérdidas de los aerogeneradores BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 36 4. RESULTADOS 4.1 ANALISIS DEL RECURSO ENERGETICO DE AUSTRALIA 4.1.1 ENERGÍA DE OLAS 4.1.1.1 Análisis estacional de los mapas obtenidos con R Tal y como se mencionó anteriormente (Memoria, 3.2.3.2), el recurso energético de las olas en Australia no es constante a lo largo del año, presentando las variaciones más notables en el suroeste del país. Mediante el programa R, se han obtenido las alturas de ola y los períodos en torno a Australia, para conocer el recurso energético costero de forma estacional, como se muestra en la Figura 52. Figura 52: WEF de Australia entre 2003 y 2005 repartido en estaciones Se observa que el recurso energético de las olas en Australia presenta grandes variaciones en la zona suroeste, donde en otoño y sobre todo en invierno el recurso es muy elevado. Este resultado no es sorprendente, ya que en esa región se producen fuertes tormentas, especialmente en los meses invernales, que generan vientos de gran velocidad. La energía cinética de estos vientos se transmite al mar, produciendo finalmente olas de gran tamaño. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 37 Por este motivo, se aprecia que en la zona de la ciudad de Perth existe un recurso muy elevado. Aunque en primavera y verano el recurso no es tan grande, sigue siendo lo suficientemente interesante como para considerar la instalación de un dispositivo. Incluso en los meses con menor recurso, este sigue siendo muy alto, ya que en pocas regiones del mundo se encuentra una disponibilidad energética tan significativa. No obstante, hay que señalar que las aguas en esa zona son muy profundas. Teniendo en cuenta las limitaciones actuales de la tecnología, habría que evaluar si realmente es posible instalar un dispositivo y si merece la pena desplazarse mar adentro para aprovechar esa energía, comparado con la que podría captarse más cerca de la costa. Además, el hecho de que el recurso sea tan variable plantea un desafío adicional: si las olas superan lo que el dispositivo puede resistir, éste puede romperse o desgastarse, reduciendo su vida útil. Por otro lado, en el norte de Australia el recurso energético es muy limitado, inferior a 10 kW/m y con pocas variaciones. Hay que tener en cuenta que la instalación de un dispositivo para aprovechar la energía de las olas solo se considera viable a partir de los 5 kW/m [25]. La ventaja de esta zona radica en su batimetría: a diferencia del sur, la profundidad del mar aumenta muy poco al alejarse de la costa, manteniéndose entre 20 y 100 m. Sin embargo, el hecho de que el recurso se mantenga en valores tan bajos en toda la costa norte hace cuestionable si realmente merece la pena la inversión. Por último, cabe destacar que el recurso en la zona occidental y en el sureste de Australia es más interesante de lo que muestran las figuras. Aunque no es tan elevado como en el suroeste, presenta una ventaja clave: se mantiene bastante constante a lo largo del año. Desde el punto de vista de la durabilidad del dispositivo, esto es muy importante, ya que las olas que recibirá serán en general similares, reduciendo el riesgo de rotura. Además, el recurso energético en estas regiones se sitúa entre 15 y 60 kW/m, valores muy superiores al mínimo necesario para justificar la instalación de un dispositivo. La desventaja, de nuevo, es la gran profundidad marina a medida que se avanza mar adentro. 4.1.1.2 Localizaciones de las instalaciones analizadas Este análisis se realiza en dos zonas de Australia que presentan recursos muy diferentes entre sí. El objetivo es observar las diferencias en las alturas significativas de ola y en la potencia, para después relacionarlas con el impacto que esto puede tener en la simulación de un dispositivo. Las zonas seleccionadas son: • La costa de Sídney (34º S, 152º E). • Un punto al sur de la costa de Perth con alto recurso (38º S, 118º E). Estas ubicaciones se muestran en la Figura 53, señaladas con una chincheta amarilla y un recuadro rojo: BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 44 Figura 61: Diferencia de la potencia obtenida por ambas boyas En la Figura 61se presentan dos gráficos que muestran los resultados de forma diferente: en el primero, mediante un gráfico de barras y en el segundo, mediante un gráfico de líneas. Ambos representan la potencia mensual que obtendría cada boya a lo largo del año, pero cada formato permite interpretar de distinta manera las diferencias entre las dos localizaciones. En cuanto al grafico de barras, se observa claramente que la boya de Perth generaría una potencia mucho mayor que la de Sídney. Al final, el valor mínimo de la boya de Perth ronda los 500 kW, mientras que el valor máximo de la boya de Sídney no alcanza los 250 kW. Por lo tanto, el emplazamiento de Perth es mucho más adecuado desde el punto de vista del aprovechamiento energético, ya que incluso en las condiciones menos favorables generaría el doble de energía que la de Sídney. En cuanto al grafico de líneas, también se confirma que la boya de Perth obtiene una potencia mucho mayor. Se destaca, además, la variabilidad del recurso en Perth frente a la constancia en Sídney. En Perth, durante los meses de verano, la potencia de la boya es de unos 500 kW, pero al llegar el invierno aumenta significativamente, alcanzando valores de hasta 2000 kW. La media de potencia obtenida por la boya de Perth es de 994,7 kW, más de 1000 kW por debajo del valor máximo, lo que refleja la gran irregularidad ya señalada en el análisis del recurso. En Sídney, en cambio, la potencia se mantiene prácticamente constante a lo largo del año. Aunque existe cierta diferencia entre verano e invierno, la variación no es muy grande. La potencia media de la boya es de 161 kW, con una dispersión de apenas ±40 kW respecto a la media. Esto contrasta con la gran variabilidad observada en Perth. 4.2.2 ENERGÍA EOLICA OFFSHORE A pesar de que en el análisis del recurso eólico offshore se han dado ciertos datos de generación del aerogenerador, estos no tienen en cuenta la influencia que tienen las olas en los aerogeneradores, lo cual provoca una pérdida de potencia cada vez incide una ola BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 45 considerablemente energética. Sin embargo, en las dos ubicaciones que se están analizando el tamaño de las olas y los periodos son diferentes, así que se hará el análisis individualmente para poder ver mejor el impacto que tiene en cada uno. Instalación de Sídney: Figura 62: Perdidas del aerogenerador de Sídney Se puede ver como a medida que aumenta la altura significante de ola y el periodo la potencia perdida también lo hace, concentrándose la mayoría de las perdidas por debajo de 100 kW para la gran mayoría de las olas. Esto se debe a que como se ha mencionado anteriormente, las olas en esta ubicación son bastante constantes durante todo el año, no varían demasiado, por lo que el impacto que tendrán en los aerogeneradores tampoco. Además, se puede ver que prácticamente en la mayoría de los casos la eficiencia de los aerogeneradores se mantiene en el 97% o más. En los casos más desfavorables, los cuales son con 3,5m de altura significante de ola y periodos mayores a 8 segundos, se han dado pérdidas de 350 kW, lo que supone alrededor de un 93% de eficiencia. Por último, hay que destacar también el impacto que tiene también el periodo, debido a que a pesar de que el aumento de la altura de las olas no es muy significativo de los casos más comunes a los más extraños, la eficiencia y por ende la perdida de potencia aumenta bastante. Instalación de Perth: BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 46 Figura 63: Perdidas del aerogenerador de Perth En cuanto a la figura 63, se puede ver como la influencia de las olas en esta instalación es mayor, lo cual es normal viendo la diferencia en las alturas de olas vistas en los análisis anteriores. En esta instalación la gran mayoría de los casos se sitúan por debajo de los 1000 kW de perdidas, siendo las pérdidas de carácter lineal a medida que aumenta la altura de ola. Además, hay que destacar que en los casos más desfavorables se llega a registrar pérdidas de 2000-2500 kW, lo que equivaldría a la mitad de la producción nominal del aerogenerador. En cuanto a la eficiencia, más de los mismo. Esta sigue una progresión ligeramente lineal, estando la mayoría de los casos de 70% para arriba. En los casos más desfavorables, se obtienen valores de alrededor del 60% de eficiencia, con un caso ligeramente inferior al 50%. 4.3 IMPORTANCIA DE LA HIBRIDACIÓN DE AMBAS TECNOLOGIAS Como bien se ha mencionado anteriormente, la influencia que tienen las boyas en la reducción de altura significante de las olas es de muy a tener en cuenta, así como la cantidad de boyas usadas por la zona que ocupan. Por lo tanto, en las simulaciones se ha optado por hacer el análisis con una línea de 10 boyas delante del aerogenerador, para ver como reduce la perdida. Esto se aplicará en ambas instalaciones. Instalación de Sídney: BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 47 Figura 64: Reducción de pérdidas del aerogenerador de Sídney En esta figura se ve que el incluir 10 boyas delante del aerogenerador ha influido en la mejora del rendimiento del aerogenerador, manteniendo gran parte de las perdidas registradas por debajo de 50 kW y manteniendo eficiencias de 99,5% o más, prácticamente anulando la influencia que tienen las olas en este aerogenerador. Al final, hay que tener en cuenta que en el caso sin boya las perdidas eran de alrededor de 100 kW, por lo que podría decirse que se han reducido a la mitad. En cuanto a los casos más desfavorables, también se han reducido a la mitad aproximadamente, pasando de ser pérdidas de 350 kW a perdidas de alrededor de 150 kW, lo que en eficiencia pasa a ser una transición de 93% a 97%. Instalación de Perth: BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 48 Figura 65: Reducción de pérdidas del aerogenerador de Perth En el caso de la instalación de Perth, esta también ha sufrido un cambio considerable. Por una parte, ya no se mantiene esa linealidad que se podía apreciar en el caso sin boya, por lo que las pérdidas se han reducido hasta quedarse la mayoría por debajo de 100 kW, habiendo unos pocos casos entre 100-200 kW y los casos más desfavorables de entre 500-700 kW. Este cambio es más notable a el caso anterior, ya que ha pasado de tener perdidas por debajo de 1000 kW a perdidas por debajo de 100 kW, y reduciendo los peores casos de 2000 kW a 500 kW. En cuanto a la eficiencia, al estar conectado con las perdidas, también se ha visto un aumento considerable. En el caso sin boyas, la mayoría de los casos se situaban entre el 70-80% de eficiencia, con algunos casos de alrededor de 60%. Con la hibridación, sin embargo, la mayoría de los casos han pasado a ser de 94% de eficiencia, con algunos casos menores de 90%, pero en los casos más desfavorables. La influencia de las boyas tiene sentido que sea mayor para estos casos, debido a que tenían más margen para actuar que en el caso de Sídney. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 49 5. CONCLUSIÓN Los resultados confirman que Australia, y en especial su costa suroeste, dispone de un potencial excepcional para el desarrollo de energías marinas híbridas. Si bien existen desafíos técnicos asociados a la profundidad de las aguas y a la integración en red, la complementariedad de la eólica offshore y la energía undimotriz ofrece una vía prometedora para incrementar la estabilidad y sostenibilidad del sistema eléctrico nacional. Además, el análisis evidencia una clara diferencia entre los emplazamientos estudiados, lo que también deja entre ver las diferentes posibilidades que tiene Australia en cuanto a recurso energético de este tipo de tecnologías. Por ejemplo, Perth presenta un recurso energético undimotriz muy superior al de Sídney, alcanzando potencias de hasta 2000 kW en condiciones invernales, mientras que en Sídney la producción media apenas supera los 160 kW y se mantiene más estable. Esto posiciona a Perth como el lugar con mayor potencial para el desarrollo de proyectos híbridos. Sin embargo, se ha evidenciado la influencia de las olas sobre los aerogeneradores flotantes se ha confirmado como un factor determinante en su rendimiento. En Sídney, las pérdidas de potencia son relativamente reducidas (en la mayoría de los casos inferiores a 100 kW), manteniéndose eficiencias cercanas al 97%. En Perth, en cambio, las olas generan pérdidas mucho más significativas, llegando en los escenarios más desfavorables hasta 2500 kW (cerca del 50% de la capacidad nominal). Por otra parte, la incorporación de boyas como tecnología complementaria a los aerogeneradores muestra beneficios claros. Las simulaciones con líneas de boyas en ambas ubicaciones demuestran que es posible reducir considerablemente la altura de ola incidente y, con ello, las pérdidas de potencia. En Sídney, la reducción de pérdidas es cercana al 50%, mientras que en Perth se alcanzan mejoras aún más notables, con descensos de pérdidas desde 2000 kW hasta valores en torno a 500 kW, elevando las eficiencias medias hasta niveles superiores al 90%. Cabe destacar que las simulaciones se han hecho utilizando boyas muy grandes en tamaño y poniendo una gran cantidad de estas, lo cual habría que analizar desde el punto de vista económico si realmente merecía la pena la inversión en ellos para reducir perdidas de los aerogeneradores. Por último, hay que destacar que La investigación realizada pone de manifiesto la necesidad de profundizar en estudios de escalado, impacto ambiental y costes asociados a la implementación de proyectos híbridos. El caso de Sídney aparece como el escenario idóneo para el desarrollo de prototipos piloto que permitan validar en la práctica los beneficios identificados a nivel teórico y de simulación, debido a su abundante recurso energético y a la vez menores limitaciones técnicas que puede llegar a plantear. BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 50 6. REFERENCIAS [1] IRENA. (n.d.). Ocean energy. Retrieved September 20, 2024, from https://www.irena.org/Energy-Transition/Technology/Ocean-energy [2] Watson, S. C. L., Somerfield, P. J., Lemasson, A. J., Knights, A. M., Edwards-Jones, A., Nunes, J., Pascoe, C., McNeill, C. L., Schratzberger, M., Thompson, M. S. A., Couce, E., Szostek, C. L., Baxter, H., & Beaumont, N. J. (2024). The global impact of offshore wind farms on ecosystem services. In Ocean and Coastal Management (Vol. 249). Elsevier Ltd. https://doi.org/10.1016/j.ocecoaman.2024.107023 [3] Foody, R., Coburn, J., Aird, J. A., Barthelmie, R. J., & Pryor, S. C. (2024). Quantitative comparison of power production and power quality onshore and offshore: a case study from the eastern United States. Wind Energy Science, 9(1), 263–280. https://doi.org/10.5194/wes-9-263-2024 [4] Czech, B., & Bauer, P. (2012). Wave energy converter concepts : Design challenges and classification. In IEEE Industrial Electronics Magazine (Vol. 6, Issue 2, pp. 4–16). https://doi.org/10.1109/MIE.2012.2193290 [5] Kaylie L. McTiernan and Krish Thiagarajan Sharman 2020 J. Phys.: Conf. Ser. 1452 012016. (n.d.). Review of Hybrid Offshore Wind and Wave Energy Systems. Retrieved September 25, 2024, from https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1742-6596/1452/1/012016/pdf [6] Guedes Soares, C., & GUEDES SOARES Joydip BHATTACHARJEE Debabrata KARMAKAR, C. (2014). OVERVIEW AND PROSPECTS FOR DEVELOPMENT OF WAVE AND OFFSHORE WIND ENERGY. 65. https://www.researchgate.net/publication/298424440 [7] Ormaza, M. A. (2012). La energía renovable procedente de las olas. https://www.ehu.eus/ikastorratza/8_alea/energia/energia.pdf [8] Drew, B., Plummer, A. R., & Sahinkaya, M. N. (2009). A review of wave energy converter technology. In Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of Power and Energy (Vol. 223, Issue 8, pp. 887–902). https://doi.org/10.1243/09576509JPE782 [9] Davis, N. N., Badger, J., Hahmann, A. N., Hansen, B. O., Mortensen, N. G., Kelly, M., Larsén, X. G., Olsen, B. T., Floors, R., Lizcano, G., Casso, P., Lacave, O., Bosch, A., Bauwens, I., Knight, O. J., Potter van Loon, A., Fox, R., Parvanyan, T., Krohn Hansen, S. B., … Drummond, R. (2023). The Global Wind Atlas: A High-Resolution Dataset of Climatologies and Associated WebBased Application. Bulletin of the American Meteorological Society, 104(8), E1507–E1525. https://doi.org/10.1175/BAMS-D-21-0075.1 [10] Buis, A., Buis, A. D., Richardson, A., Srinivasan, M., Sullivant, R., & Ward, A. (n.d.). Ocean Surface Topography Mission/Jason-2 Please call the Public Affairs Offices at NASA, NOAA, CNES or EUMETSAT before contacting individual scientists at these organizations. NASA Jet BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 51 Propulsion Laboratory. http://www.nasa.gov/ostmhttp://sealevel.jpl.nasa.gov/mission/ostm.htmlNOAAWebsitehtt p://www.osd.noaa.gov/ostm/index.htmhttp://www.aviso.oceanobs.com/en/missions/futur e-missions/jason-2/index.html [11] Department of Climate Change, E. the E. and W. (2023). Australian Energy Update 2023_0. https://www.energy.gov.au/sites/default/files/Australian%20Energy%20Update%202023_0. pdf [12] Li, H. X., Edwards, D. J., Hosseini, M. R., & Costin, G. P. (2020). A review on renewable energy transition in Australia: An updated depiction. In Journal of Cleaner Production (Vol. 242). Elsevier Ltd. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2019.118475 [13] Taylor, M. (2023). Marine spatial planning and offshore wind: preliminary principles for australia. Renewable Energy Law and Policy Review, 11(2-3), 48-56. https://doi.org/10.4337/relp.2022.02-03.02 [14] Chen, S., Cahoon, S., Fan, H., Cooper, M., & Haward, M. (2024). Preliminary evaluation of the supply chain capability for offshore wind farm development in tasmania.. https://doi.org/10.1115/omae2024-135212 [15] Wimalaratna, Y. P., Hassan, A., Afrouzi, H. N., Mehranzamir, K., Ahmed, J., Siddique, B. M., & Liew, S. C. (2022). Comprehensive review on the feasibility of developing wave energy as a renewable energy resource in Australia. Cleaner Energy Systems, 3, 100021. https://doi.org/10.1016/J.CLES.2022.100021 [16] Hemer Tracey Pitman Kathy McInnes Uwe Rosebrock, M., & Hemer, C. M. (2018). The Australian Wave Energy Atlas Project Overview and Final Report ARENA Emerging Renewables Program Funding Agreement Number A00521 Contributing authors Collaborating partners. https://www.csiro.au/en/Research/OandA [17] Morim, J., Cartwright, N., Etemad-Shahidi, A., Strauss, D., & Hemer, M. (2014). A review of wave energy estimates for nearshore shelf waters off Australia. In International Journal of Marine Energy (Vol. 7, pp. 57–70). Elsevier Ltd. https://doi.org/10.1016/j.ijome.2014.09.002 [18] Hemer Tracey Pitman Kathy McInnes Uwe Rosebrock, M., & Hemer, C. M. (2018). The Australian Wave Energy Atlas Project Overview and Final Report ARENA Emerging Renewables Program Funding Agreement Number A00521 Contributing authors Collaborating partners. https://www.csiro.au/en/Research/OandA [19] AUSTRALIAN GOVERNMENT. ARENA. [ONLINE] Eskuragarri hemen: https://arena.gov.au/projects/carnegie-ceto-6-technology/ [20] Pérez-Zapata, J. (2017). IDENTIFICACIÓN Y CUANTIFICACIÓN DEL POTENCIAL DE ENERGÍA UNDIMOTRIZ EN LA COSTA DEL DEPARTAMENTO DEL ATLÁNTICO, COLOMBIA Identification BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 52 and quantification of potential wave energy in the coast of Atlántico state in Colombia. Colombia Revista Ingeniería Investigación y Desarrollo, 17(2), 93–102. [21] Ponce de León, S., Restano, M., & Benveniste, J. (2023). Assessment of Wave Power Density Using Sea State Climate Change Initiative Database in the French Façade. Journal of Marine Science and Engineering, 11(10). https://doi.org/10.3390/jmse11101970 [22] Ponce de León, S., Bettencourt, J. H., Ringwood, J. V., & Benveniste, J. (2024). “Assessment of combined wind and wave energy in European coastal waters using satellite altimetry.” Applied Ocean Research, 152. https://doi.org/10.1016/j.apor.2024.104184 [23] Xie, J., & Zuo, L. (2013). Dynamics and control of ocean wave energy converters. International Journal of Dynamics and Control, 1(3), 262–276. https://doi.org/10.1007/s40435-013-0025-x [24] Anderson, D., & Eberhardt, S. (1999). How airplanes fly: A physical description of lift. Sport Aviation. https://cadmac.co.uk/index_htm_files/how_airplanes_fly.pdf [25] Carreno-Madinabeitia, S., Ibarra-Berastegi, G., Sáenz, J., & Ulazia, A. (2021). Long term changes in offshore wind power density and wind turbine capacity factor in the Iberian Peninsula (1900–2010). Energy, 226, 120364. https://www.mdpi.com/19961073/12/13/2635 [26] Bennetts, L., & Williams, T. (2014). Water wave transmission by an array of floating disks. http://arxiv.org/abs/1403.3766 [27] De Chowdhury, S., Nader, J.-R., Madrigal Sanchez, A., Fleming, A., Winship, B., Illesinghe, S., Toffoli, A., Babanin, A., Penesis, I., & Manasseh, & R. (n.d.). A review of hydrodynamic investigations into arrays of ocean wave energy converters. Department of Climate Change, E. the E. and W. (2023). Australian Energy Update 2023_0. https://www.energy.gov.au/sites/default/files/Australian%20Energy%20Update%202023_0. pdf [28] Ursell, F. (1961). The transmission of surface waves under surface obstacles. Mathematical Proceedings of the Cambridge Philosophical Society, 57(3), 638–668. https://doi.org/10.1017/S0305004100035696 [29] Ma, C., Zhao, Y. P., Xu, Z., & Bi, C. W. (2022). Experimental investigation on the wave performance with the interference of floating aquaculture cages in single and tandem arrangements. Ocean Engineering, 262. https://doi.org/10.1016/j.oceaneng.2022.112255 [30] Jonkman, J., Butterfield, S., Musial, W., & Scott, G. (2009). Definition of a 5-MW Reference Wind Turbine for Offshore System Development. http://www.osti.gov/bridge