j. r. wilhelmi ayza - CICCP - Colegio de Ingenieros de Caminos

Energías marinas
José R. Wilhelmi Ayza
DESCRIPTORES
ENERGÍA DE LAS MAREAS
ENERGÍA DE LAS CORRIENTES MARINAS
ENERGÍA DEL OLEAJE
ENERGÍAS RENOVABLES
Introducción
Dentro del conjunto de las energías renovables, las de origen
marino suelen ocupar un lugar marginal por diversos motivos.
En un estudio sobre las posibilidades de desarrollo de las
energías renovables hasta el año 2010, realizado dentro del
Programa Altener de la Unión Europea [1], se reflejan las
principales limitaciones que experimentan las diferentes tecnologías, así como las posibles intervenciones que, en materia
de política energética, podrían llevarse a cabo para favorecer
su extensión. Entre las energías renovables que se consideran
se encuentran la energía de las mareas y la del oleaje, a las
que habría que añadir la de las corrientes marinas, que ha
comenzado a recibir alguna atención en los últimos años.
En este trabajo se comentan los principales aspectos del
estado actual de las tres tecnologías mencionadas, que tienen
de común el que la energía primaria que se utiliza es energía
mecánica almacenada en el agua del mar. No se considera
aquí, por tanto, el aprovechamiento de otras formas de energía disponibles en los océanos, como la térmica o la asociada a los gradientes salinos.
Las ventajas de la economía de escala se aplican a la
energía de las mareas a partir de los cincuenta; para ello se
contaba con la tecnología de las centrales hidroeléctricas de
pequeño salto, ya desarrollada.
La utilización de la energía de las mareas para producir
energía eléctrica comenzó en 1966 con la central de La Rance en Bretaña. Sus 24 grupos de 10 MW la convierten, aún
en la actualidad, en la mayor central mareomotriz del mundo
(véase la tabla 1).
Características de las mareas
El origen de las mareas reside esencialmente en la atracción
gravitatoria de la luna y del sol, proceso que viene modulado
por los diferentes ciclos que se manifiestan en el mismo (lo que
da lugar a las mareas vivas y mareas muertas), y por las respuestas oscilatorias de los diferentes mares; en el mar abierto las amplitudes máximas no suelen llegar a un metro, aumentando por efectos locales, tales como: reflexión, profundidad reducida, formas costeras, embocaduras, resonancia [2].
Energía de las mareas
El recurso
Antecedentes
Energía natural
La utilización de las mareas como fuente de energía se remonta a los molinos de marea, de los que se tienen noticias
desde el siglo XI en el Reino Unido [1].
A finales del siglo XIX y principios del siglo XX, el progresivo desarrollo de los sistemas eléctricos y el tamaño creciente de las centrales productoras de energía eléctrica motivaron
el abandono progresivo de las fuentes de energía de carácter
local, entre otras los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y los molinos de marea.
El concepto de “energía natural” (Gibrat, 1966) [3] sirve para evaluar un determinado emplazamiento, suministrando un
límite superior a la energía que puede ser extraída en el mismo. Denominando:
A: amplitud de la marea; diferencia entre los niveles de las
mareas alta y baja,
z:
altura del agua embalsada; 0 ≤ z ≤ A,
S(z): superficie del embalse,
V:
volumen del embalse,
-86-
TABLA 1
Centrales mareomotrices existentes (Hammons, 1993)
Emplazamiento
Carrera media de marea (m)
Superficie embalsada (km2)
Potencia instalada (MW)
17
Producción aproximada (GWh/a)
Año de puesta en servicio
La Rance (Francia)
8
540
1966
Kislaya Guba (Rusia)
2,4
2
240
0,4
–
1968
Jiangxia (Rep. P. China)
7,1
2
3,2
11
1980*
Annapolis (Canadá)
6,4
6
17,8
30
1984
Varios (Rep. P. China)
–
–
1,8
–
–
* Primer grupo en 1980; sexto grupo en 1986.
la energía cedida durante el vaciado en bajamar es:
TABLA 2
Potencial técnico de las mareas
en Europa Occidental (Hammons, 1993)
A
E1 =
0 S(z) z dz
(1)
País
E2 =
0 S(z) (A - z) dz
(2)
Por tanto, la energía total resulta:
A
E = E1 + E2 = A
0 S(z) dz = AV
TWh/a
Reino Unido
25,2
50,2
47,7
Francia
22,8
44,4
42,1
Irlanda
4,3
8,0
7,6
Holanda
1,0
1,8
1,8
Alemania
0,4
0,8
0,7
España
0,07
0,13
0,1
Total Europa Occidental
(3)
Supongamos que se dispone de un embalse auxiliar que
se llena por bombeo, y que la energía necesaria para ello se
obtiene utilizando la disponible durante el llenado en pleamar.
Sea:
z': altura del agua embalsada en el embalse auxiliar;
A ≤ z' ≤ B.
% del total europeo
GW
y la cedida durante el llenado en pleamar:
A
Recurso disponible técnicamente
63,8
105,4
100
En el estudio realizado por Vallarino [5] puede verse una
relación exhaustiva de los emplazamientos en España capaces de producir más de 12 GWh/a; la producción estimada
de los que parecían tener posibilidades de realización en la
fecha del estudio es algo mayor que la que figura en la tabla
anterior: 147 GWh/a.
T(z’): superficie del embalse auxiliar.
VB:
volumen del embalse auxiliar.
Aprovechamiento de la energía
Admitiendo que el rendimiento de la maquinaria fuera la
unidad se obtiene la energía:
A
E2 =
B
0 S(z) (A - z) dz = A T(z') (z' - A) dz
(4)
Y al turbinar el agua almacenada se obtiene la energía:
A
EB =
Embalse único
B
0 S(z) z dz + A T(z') z' dz = A (V + VB)
Los sistemas que se consideran normalmente se basan en el almacenamiento del agua en el embalse que se forma al construir un dique en una bahía o estuario. El esquema más utilizado es el de un sólo embalse, que se describe a continuación.
(5)
Las expresiones anteriores no incluyen las pérdidas en la
maquinaria y suponen una fuerte simplificación del problema. En todo caso, hay que tener en cuenta que el dique modificará la longitud inicial del estuario, y por tanto la amplitud de la marea variará en más o en menos con respecto a la
que existía antes de la construcción de la central.
Potencial técnico
En la referencia [2] se da una valoración reciente del potencial técnico en Europa Occidental (véase la tabla 2). El potencial técnico mundial se estima en 500 -1.000 TWh/a, lo
que representa una fracción exigua de la energía disipada
por las mareas en el planeta, que puede estimarse a su vez
en 26.000 TWh/a [4].
-87-
En este caso existen los siguientes modos de operación:
• Generación durante el reflujo. Se efectúa el llenado con las
compuertas abiertas y el vaciado con turbinación (Fig. 1).
• Generación durante el flujo. Se realiza el llenado con turbinación y el vaciado con las compuertas abiertas. Es menos
eficiente que el anterior, porque el embalse trabaja con niveles más bajos y la capacidad de almacenamiento es menor.
• Generación bidireccional (Fig. 2). En este caso la potencia
utilizable es menor debido a que se reduce el rango de variación del nivel embalsado. El rendimiento también es menor al no ser posible optimizar las turbinas y el caudal. Sin
embargo, el factor de utilización de la planta es mayor.
• Utilización del bombeo. Aumenta el nivel de generación y
la flexibilidad de operación, lo que da lugar a una mayor
eficiencia económica. El aumento en la producción puede
llegar al 10 %. Los equipos tienen un coste mayor, y es necesario incluir el equipo de arranque de la bomba (por
ejemplo, con convertidores de frecuencia).
O.P. N.o 52. 2000
Fig. 1. Generación durante el reflujo. (Tomada de Gibrat, 1966).
Fig. 2. Generación bidireccional. (Tomada de Gibrat, 1966).
La experiencia confirma que es más económico y ambientalmente aceptable limitar la generación a la fase de reflujo; la carrera de marea en el embalse estaría entonces dentro de la mitad superior de la que existía previamente [1].
diados en el Reino Unido se ha supuesto que su valor debe
ser superior a cinco metros para asegurar la viabilidad económica. En España los mayores valores están en el entorno de
cuatro metros [5].
La evaluación de la rentabilidad exige una cuidadosa determinación de la energía producible, lo cual requiere un proceso de optimización y predicción de las condiciones de funcionamiento de la planta, incluyendo los efectos de la implantación del dique en las mareas existentes en el emplazamiento.
Equipos
En la elección de las turbinas se deben considerar los aspectos específicos de este tipo de planta, entre los que cabe citar:
bajo salto, variabilidad de salto y caudal, frecuencia de
arranques y paradas y, en su caso, requisitos para bombeo o
para generación bidireccional.
Las turbinas “tubulares” se consideran frecuentemente en
este tipo de aprovechamientos, ya que son especialmente
adecuadas para sus características [6]. Dentro de esta categoría de turbinas tienen amplia difusión los grupos “bulbo”,
que llevan alojada la maquinaria en el interior del cuerpo
central; su regulación se efectúa mediante distribuidor y
orientación de álabes y pueden funcionar como bomba. Existe otra concepción de grupos de turbina tubular con rodete
Kaplan que incorporan un generador periférico; tienen mayor rendimiento y mayor inercia y no están todavía desarrollados para funcionar como bomba.
Un área abierta para futuros estudios básicos es el diseño
hidrodinámico de las turbinas, incluyendo la optimización del
dimensionado y del modo de operación [1].
Estudios de factibilidad
Los principales parámetros que hay que considerar en un estudio de factibilidad son: la longitud del dique, superficie embalsada, nivel mínimo del agua, coste y carrera de marea. Este último es el más importante; en los emplazamientos estu-
Tendencias de desarrollo
Los nuevos desarrollos de estos aprovechamientos energéticos
se verán influidos por algunos aspectos que han ido emergiendo en los últimos años. Entre ellos hay que destacar las innovaciones en las técnicas de construcción [7, 8] y las tecnologías de
generación combinadas, bien con la hidroeléctrica, por ejemplo en la ensenada de Cook (Alaska) o en Tugur y Mezen (Rusia); o bien con la solar, por ejemplo en Australia (Great Sandy
Desert - Secure Bay) o en la India (Rann of Kutch) [2].
Por otro lado, conviene notar que muchos de los nuevos
emplazamientos previstos (véase la tabla 3) están muy alejados de los centros de consumo, lo cual obliga a transportar la
energía producida a considerables distancias. En estas situaciones el transporte en corriente continua en alta tensión
(CCAT) ofrece unas prestaciones muy notables, pudiendo llegar hasta 10.000 kilómetros con pérdidas del 3 % cada
1.000 kilómetros. Esto permitiría inyectar la energía generada en emplazamientos remotos en las redes eléctricas principales, como puede ser el caso de aprovechamientos en Alaska y Penzhinsk (Rusia) conectados a una línea de transporte
intercontinental a través del estrecho de Bering. Así mismo
-88-
TABLA 3
Emplazamientos más destacados para el desarrollo de centrales mareomotrices (Extraído de Hammons, 1993 y Bernshtein, 1995)
Carrera media de marea (m)
Superficie embalsada (km2)
Potencia instalada (MW)
Producción aproximada (GWh/a)
5,9
–
6.800
20.000
Bahía de Secure (Australia)
10,9
–
–
7.800
Cobequid (Canadá)
12,4
240
5.338
14.000
Emplazamiento
San José (Argentina)
Bahía de Mezen (Rusia)
Mar de Okhost (Peenzhinsk, Rusia)
6,76
11,4
2.640
12.160
45.000
20.530
87.400
190.000
Bahía de Tugur (Rusia)
6,81
1.080
7.800
16.200
Turnagain Arm (EE UU)
7,5
–
6.500
16.600
Golfo de Cambay (India)
6,8
1.970
7.000
15.000
Severn (Reino Unido)
7
520
8.640
17.000
son destacables las posibilidades que ofrecen los enlaces en
CCAT para las interconexiones entre redes de diferentes países, como por ejemplo India occidental y Pakistán, lo que facilitaría el desarrollo de este tipo de proyectos [2].
Factores económicos
Entre los aspectos económicos destaca el elevado coste del kilovatio instalado (> 250.000 pta/kW en 1984), en el que la
obra civil juega un papel preponderante, ya que el coste de
la planta no supera al 50 % del de aquélla. Además, la larga
duración del proceso constructivo, 5-7 años, y el bajo factor
de carga, 22-35 %, inciden negativamente en el coste resultante del kilovatio-hora. La razón principal por la que el factor de carga resulta ser tan bajo reside en las variaciones estacionales de la carrera de marea.
Entre los factores que inciden positivamente en el coste,
hay que citar el bajo coste de operación y mantenimiento
(< 0,5 %) y la alta disponibilidad (> 95 %), que está relacionada con el número elevado de máquinas.
De todo esto resulta la importancia de estudiar los posibles efectos beneficiosos diferentes de los energéticos para
evaluar la viabilidad de un proyecto de esta naturaleza.
Energía de las corrientes marinas
Introducción
Un recurso energético importante de los océanos reside en la
energía cinética contenida en las corrientes marinas. Su origen está ligado, entre otras causas, a las diferencias de temperatura o de salinidad, a las que se añade la influencia de
las mareas. Los efectos se amplifican cuando la corriente atraviesa zonas estrechas limitadas por masas de terreno, incrementándose la velocidad.
El proceso de captación puede basarse en convertidores de
energía cinética similares a las aeroturbinas (Fig. 3) [9, 10]. El
comentario que sigue se refiere esencialmente a este concepto,
aunque existen otras propuestas de aprovechamiento de las corrientes marinas; entre ellas se cita la descrita en [11] para el
estrecho de Gibraltar, que comprende dos centrales maremotrices submarinas superpuestas situadas a lo largo del estrecho.
Consideraciones ambientales
En primer lugar conviene destacar la alteración del régimen
hidrodinámico (menor dispersión de efluentes; influencia en el
transporte de sedimentos). La carrera de marea en el estuario
influye en el medio ambiente; típicamente un aprovechamiento reduce a aproximadamente un 50 % la máxima marea viva y tiene un efecto menor sobre la muerta.
La tarea de prever los cambios en el ecosistema no está
tan bien establecida; los cambios en el ecosistema son específicos de cada emplazamiento. Para realizar una previsión
de los cambios físicos inducidos en el estuario, es necesario
conocer las distribuciones de la salinidad, turbidez, corrientes
contaminantes y nutrientes. Las partículas en suspensión reducen la penetración de la luz solar, lo que afecta negativamente a la productividad natural del estuario
Entre los efectos positivos sobre el medio ambiente cabe
citar la posible protección frente a mareas extraordinarias y
el desplazamiento de combustibles fósiles.
En general un aprovechamiento pequeño tiene mayor impacto en relación con la energía producida.
-89-
Figura 3. Concepto de turbina de flujo axial para corrientes marinas
montada sobre el fondo del mar. (Tomada de Lewis et al., 1996).
O.P. N.o 52. 2000
El recurso
En Europa se han identificado más de 100 lugares con corrientes marinas importantes. El potencial energético se estima en 48 TWh/a, equivalentes a una potencia instalada de
12,5 GW con los factores de capacidad esperados. Los emplazamientos más prometedores están en el Reino Unido, Irlanda, Francia, España, Italia y Grecia. Hay bastantes lugares
que ofrecen potencial para extraer más de 10 MW/km2 [9].
Entre las ventajas que pueden esperarse de estos aprovechamientos cabe citar:
• Posibilidad de predecir su disponibilidad.
• Factores de capacidad del 40 al 60 % (el doble del de otras
fuentes renovables intermitentes).
• Pequeño impacto ambiental, especialmente en lo que se refiere al ruido, uso del suelo e impacto visual.
Aprovechamiento de la energía
Técnicas de captación
Las técnicas de extracción son similares a las que se utilizan con
las turbinas eólicas, empleando en este caso instalaciones submarinas. El rotor de la turbina va montado en una estructura apoyada en el fondo o suspendida de un flotador. Es conveniente que
la posición del rotor esté próxima a la superficie, para aprovechar la zona donde las velocidades del agua son más altas.
Potencia extraíble
El valor de la velocidad del agua más apropiado para el diseño se estima entre 2 y 3 m/s; hay numerosos emplazamientos disponibles donde la velocidad es del orden de 2 m/s [9].
La potencia extraíble por unidad de área barrida es proporcional a ρV3, siendo ρ la densidad del fluido y V la velocidad. Teniendo en cuenta que la densidad del agua es 850 veces superior a la del aire, y que la velocidad del fluido es más
pequeña que en el caso del aire (20 a 30 %), resulta que la potencia por unidad de área barrida es superior en un factor de
6,8 a 23 a la que se obtendría en una aeroturbina [10].
A partir de 1990 cabe apreciar un interés creciente por el
tema. En 1992-93 se lleva a cabo la evaluación del recurso
energético de las corrientes marinas en el Reino Unido. Se ha
estimado que resulta accesible una energía de 20 TWh/a
aproximadamente, a un coste menor que 0,13 €/kWh. Así
mismo se realiza la instalación en Loch Linnhe (Escocia) de un
rotor de 3,5 metros de diámetro, de flujo axial, suspendido
bajo un pontón flotante (1994); con V = 2,25 m/s se alcanzó una potencia de 15 kW [9].
Proyecto UE-Joule Cenex (1994-95)
El objetivo de este estudio es la evaluación del recurso energético de las corrientes marinas en Europa. Se establece que
el coste de la energía producida dependerá de los siguientes
factores: tamaño, tiempo de vida, tipo de interés, coste de
operación y mantenimiento, así como del factor de carga; cabe esperar en principio para este último valores comprendidos entre el 20 y el 60 %.
Evidentemente los resultados dependerán de la velocidad del
agua. Para V = 2 m/s, se puede lograr un coste de 0,15 €/kWh,
con un factor de carga del 40 %; mientras que para V = 3 m/s,
se puede lograr un coste de 0,07 €/kWh, con un factor de carga del 35 % [9].
Estudio de factibilidad
para las Islas Orkney y Shetland
(Reino Unido) (1994-95)
En este emplazamiento el recurso se basa esencialmente en la
existencia de corrientes de marea. Conviene destacar el hecho de que en los sistemas insulares el coste actual del kilovatio-hora suele ser más elevado, lo cual favorece la implantación de nuevas fuentes de generación de energía eléctrica.
La información necesaria se obtuvo a partir de medidas en el
emplazamiento y se utilizó un modelo de computador para simular las características de las corrientes.
Características de la turbina
En la primera generación se están considerando rotores de
15 a 25 metros de diámetro, que corresponden a potencias
comprendidas entre 200 y 800 kW (Fig. 4).
Es conveniente notar que los esfuerzos que debe absorber
la turbina son mayores que en el caso eólico, debido a la mayor densidad del agua; sin embargo este efecto viene contrarrestado en parte por la menor relación entre velocidad punta y velocidad media.
Experiencia adquirida
En los años anteriores a 1990 la actividad en este tema es escasa. En 1980-82 tiene lugar el desarrollo de una turbina para corriente fluvial de tres metros de diámetro para bombear
agua de riego en el Nilo. Durante 1988 funcionó una instalación en el lecho marino del estrecho de Kurashima (Japón);
se trata de un modelo de 1,5 metros de diámetro, 3,5 kW, tipo Darrieus. Además se realizaron algunos estudios en el Reino Unido, Canadá y Japón.
Fig. 4. Potencia extraíble de las corrientes marinas,
con un rendimiento del 30%. (Tomado de Lewis et al., 1996).
-90-
Las turbinas se han dimensionado para una potencia de
200 kW y V = 2 m/s; el factor de carga estaría en el intervalo del 45 al 55 %. El coste de instalación se ha estimado
920 k€ para una turbina de 200 kW (diámetro 15 m).
El coste de producción resultaría ser 0,13 €/kWh, estimado sobre la base de un factor de carga del 50 %, un tiempo de vida de 15 años y un tipo de interés del 5 %. Sin embargo, con un grupo de ocho turbinas de 20 metros de diámetro, el coste de producción se reduce a 0,08 €/kWh.
donde el momento espectral de orden n viene dado por:
Limitaciones
En [17] pueden verse otras expresiones similares de la potencia.
2π
mn =
0
dθ
∞
0 f
n
S(f, θ) df
(10)
g
En zonas de gran profundidad, h >> λ, resulta Vg =
4πf
y (8) se convierte en [13, 16]:
Pw =
ρg2H 2s Te
ρg2
ρg2
m-1 =
m0Te =
64π
4π
4π
(11)
En principio, los posibles efectos negativos se presentarían sobre
todo en relación con las actividades de navegación y pesca [9].
Estimación del recurso
Energía del oleaje
Características del oleaje
Interesa aquí determinar el flujo de energía asociado al oleaje. Considérese inicialmente el caso de un frente de onda plano, de anchura indefinida, que se propaga en el sentido positivo del eje X con velocidad c y periodo T = 2 π/ω (onda monocromática). La longitud de onda es λ = cT = 2π/k. La oscilación de la superficie libre viene dada por una expresión del
tipo: η = N sen(kx - ωt). El análisis basado en el potencial de
velocidades de Airy [12,13,14] permite determinar el flujo de
energía por unidad de tiempo a través de una sección de anchura unidad situada normalmente a la dirección de propagación, obteniéndose:
P=
2kh
1
ρ g N2 c sen2(kx - ωt) 1 +
=
2
sh(2kh)
= ρ g {N sen(kx - ωt)}2 Vg
(6)
que muestra cómo la densidad de energía, ρgη2 se propaga
a la velocidad de grupo, Vg. El valor medio resulta:
P=
ρ g N2 T
8π
th(kh) 1 +
2kh
sh(2kh)
(7)
El oleaje real es un proceso aleatorio complejo. El comportamiento local de las ondas puede ser descrito por el espectro
direccional completo, S(f, θ), del estado del mar, que da la distribución de la densidad de energía en los dominios de la frecuencia, f, y de la dirección, θ [13, 15, 16]. El flujo de energía por unidad de longitud de frente de ola es:
2π
Pw = ρ g
0
dθ
∞
0 S(f, θ) Vg(f, h) df
(8)
Aprovechamiento de la energía
Los parámetros más utilizados para describir las características del oleaje son la altura de ola significante, Hs y el periodo de energía (o periodo medio), Te, que se definen por:
Hs = 4 m0 ;
Se estima que la energía que llega a las costas europeas con
el oleaje es del orden de 1.000 TWh/a [9]. La potencia puede alcanzar valores elevados; por ejemplo, un valor medio
anual de 35 kW/m en la costa de Galicia o de 45-50 kW/m
en las costas noroccidentales de las Islas Británicas y de Noruega [17]. Conviene destacar que 100 kilómetros de un frente de onda que transmite 50 kW/m dan lugar a una potencia
disponible de 2.000 MW, suponiendo que el rendimiento global fuera del 40 %. Los mayores recursos se localizan en las
costas del noroeste de Europa, que reciben la energía generada en el Atlántico Norte. En el resto, costas del Mar del Norte, del mar Báltico y del Mediterráneo, la energía recibida es
menor, con la excepción de algunas zonas limitadas, como el
norte y oeste de las costas danesas, sur de Italia y algunas islas griegas. Una distribución estimada del recurso sería:
• Línea costera del noroeste de Europa: 75 %
• Costas del Mar del Norte: 1,5 %
• Línea costera del Mediterráneo: 23,5 %
Es difícil evaluar la parte de dicha energía técnicamente
aprovechable, dado el pequeño número de instalaciones
construidas. Una estimación del total se cifra en 120 TWh/a.
Sin embargo existe otra estimación para el noroeste de Europa de 400 TWh/a.
La evaluación sistemática del recurso en Europa se lleva a
cabo dentro del programa Joule. Se trata en primer lugar de
elaborar el Atlas Europeo de la Energía del Oleaje (proyecto
Weratlas) [16, 18] con datos para toda la línea costera a una
profundidad de 20 metros. El segundo paso consistirá en el
cálculo del recurso disponible en determinadas áreas o emplazamientos, utilizando modelos de oleaje para profundidades reducidas. En [17] está documentado un estudio específico para las costas españolas.
Te =
m-1
m0
(9)
-91-
Pocas instalaciones se han ensayado en el mar a escala natural, por lo que falta experiencia operativa con prototipos.
En general, a medida que aumenta la distancia a la costa la densidad de energía es mayor, pero la supervivencia está más comprometida y hay mayor complicación para el
transporte de la energía generada. Cabe hablar de un compromiso entre la supervivencia y la densidad de energía.
O.P. N.o 52. 2000
Existen bastantes modalidades de aparatos que permiten
obtener energía del oleaje, aunque no está todavía claro cuáles son las opciones más favorables. En [19] puede verse un
estudio muy completo y una clasificación de los mismos. Se
resumen a continuación sus características principales [9]:
Sistema de columna de agua oscilante
Está próximo a la madurez comercial. El principio de funcionamiento es simple y su construcción se basa en tecnología convencional. Consiste en una cámara abierta al mar, que encierra
un volumen de aire que se comprime y expande por la oscilación del agua inducida por el oleaje (Fig. 5); el aire circula través de una turbina que puede ser bidireccional, tipo Wells. Se
les puede considerar aparatos de primera generación. Un generador de 500 kW tendría típicamente una cámara de 150 m2
de sección, con una anchura paralela a la costa de10 metros.
Fig. 5. Principio de funcionamiento de un sistema de columna
de agua oscilante. (Tomado de “The Indian Wave Energy Programme.
Power from Sea Waves”, Ocean Engineering Centre,
Indian Institute of Technology).
Captadores puntuales
Se dispone un gran número de los mismos para capturar la
energía, de forma similar a la de un receptor de ondas de radio. Su pequeño tamaño resulta ventajoso y permite su fabricación en serie. La mayoría de este tipo de aparatos utilizan
el efecto de bombeo que proporciona un flotador. Sus inconvenientes derivan principalmente de la fiabilidad de los anclajes y de la interconexión eléctrica. Se les puede considerar
aparatos de segunda generación [20].
Grandes aparatos flotantes
El que ofrece un potencial mayor de producción de electricidad a un nivel económico es el CLAM. Su funcionamiento se
basa en impulsar aire a una cámara interior mediante la deformación inducida por el oleaje en elementos flexibles montados sobre las paredes laterales de una estructura flotante; el
aire circula través de una turbina que puede ser bidireccional.
Una configuración típica para una máquina de 250 kW es un
toroide de unos 60 metros de diámetro. Se le puede considerar como un aparato de segunda o tercera generación.
Otros dispositivos, como el Salter Duck, requieren más desarrollo tecnológico, especialmente en lo que se refiere a la captación de energía, anclajes y cableado eléctrico. Se les puede considerar como aparatos de tercera generación.
Experiencia adquirida
Proyectos más destacados en el mundo
El sistema de columna de agua oscilante (OWC) es el que se
ha desarrollado en mayor grado, habiéndose construido ya
varias plantas piloto. Se cuenta con dispositivos de este tipo
construidos en el Reino Unido, Noruega, Japón, China e India. Entre ellos destacan:
• Planta japonesa en Sakata: capacidad de generación limitada, 60 kW. [21]
• Planta noruega: destruida por un fuerte temporal, tras varios años en operación [22].
• Planta en Vizhinjam (India) de 150 kW (Figs. 6 y 7): buen
funcionamiento; se prevén más unidades [23].
Figs. 6 y 7. Planta experimental de Vizhinjam (India).
Sección transversal y vista general del cajón.
(Tomado de “The Indian Wave Energy Programme. Power from Sea Waves”,
Ocean Engineering Centre, Indian Institute of Technology).
-92-
La experiencia operativa es limitada, sin que en la mayor
parte de los casos se haya alcanzado su capacidad plena.
Entre las otras concepciones destaca un prototipo de estructura flotante desarrollado en Japón, denominado Mighty
Whale, cuyo funcionamiento se basa en el principio de la columna de agua oscilante (OWC). Tiene tres cámaras y utiliza
turbinas tipo Wells; los generadores son de 50 kW [24].
N
Proyectos en Europa
Dentro del programa Joule, se han previsto varias plantas piloto de este tipo:
• Proyecto Islay (R.U.). Diseño de un sistema modular [25].
• Isla de Pico, en las Azores, con cámara de hormigón y situada en la línea costera (Figs. 8 y 9); el generador está impulsado por una turbina Wells de 500 kW [26].
• Dounreay, Escocia. Dispositivo de construcción metálica, fijo, situado en una zona próxima a la costa; está dotado
con cuatro turbinas Wells de 500 kW cada una [27].
Además de las realizaciones mencionadas existe una planta piloto que ha sido construida en Noruega según una concepción diferente [22]. Se denomina Tapchan (tapered channel), y consiste en un canal horizontal que recoge las olas por
su embocadura, convenientemente ensanchada, convirtiendo
la mayor parte de la energía de las olas en energía potencial,
y vertiendo el agua sobre un embalse, tres metros por encima
del nivel medio del mar. La capacidad del embalse es de
8.500 m3 y alimenta a una turbina Kaplan de 0,35 MW. La
longitud total del canal es de 170 metros; la forma de la embocadura se ha obtenido por voladura de la roca existente y
la parte estrecha, que corresponde a la mitad de la longitud
total, ha sido construida de hormigón. Ha funcionado durante seis años con un comportamiento razonable, habiéndose
cerrado después para realizar reparaciones. El número de
emplazamientos potenciales es limitado.
Planta
PORTO CACHORRO
VÁLVULA
DE ALIVIO
Proyectos en España
En primer lugar hay que citar el diseño propuesto en [19], denominado Resonador Hidroneumático Fijo Colector (RHFC),
que es “un rompeolas hidroneumático terminador de cámara
abierta por el frente, con colección de flujos de aire en conductos de alta y baja presión a través de válvulas de retención”.
Dentro de la categoría de los sistemas de columna oscilante, se ha desarrollado un nuevo dispositivo que se diferencia de los anteriores en que el elemento de acoplamiento entre la superficie oscilante dentro de la cámara y el generador
es una boya [28]. Su movimiento se transmite al eje del generador mediante una cadena acoplada a un rectificador mecánico y un multiplicador, de forma que el movimiento alternativo del flotador en la columna de agua oscilante se convierte en giros en el mismo sentido en el eje del generador.
Se construyó una planta experimental de este tipo por
Unión Fenosa, dentro del Programa PIE, aprovechando la instalación hidráulica del sistema de refrigeración de uno de los
condensadores de la central térmica de Sabón (La Coruña).
-93-
Figs. 8 y 9. Planta piloto europea en la isla de Pico (Azores).
Arriba, línea costera en Porto Cachorro, mostrando
el emplazamiento de la central. Abajo, perspectiva de la central.
(Tomado de Falcão et al., 1996).
En esta instalación se efectuaron registros de las principales
magnitudes de operación. Además, con el propósito de plantear un diseño preliminar de una instalación de captación de
energía de las olas basado en este concepto, se realizó un estudio por el Centro de Estudios de Puertos y Costas del CEDEX
(Centro de Estudios y Experimentación de Obras Públicas) y
la E.T.S.I. de Caminos, Canales y Puertos de Madrid [29]. En
dicho estudio se llevaron a cabo medidas del oleaje existente
en la zona, y se desarrolló un modelo dinámico de la instalación en SYSL y MATLAB-Simulink. Los principales resultados
O.P. N.o 52. 2000
de este estudio pueden verse en la referencia [30]. En [31, 32]
se presentan criterios de dimensionamiento que permiten obtener el comportamiento óptimo del sistema para unas características dadas del oleaje. Con el fin de aprovechar mejor las
condiciones variables del oleaje se ha supuesto que el acoplamiento a la red se efectúa a través de un convertidor de
frecuencia, y se han obtenido así mismo criterios para fijar el
ajuste óptimo de la velocidad del generador.
Costes estimados
La producción de energía eléctrica a partir del oleaje se encuentra en la actualidad en un estado de desarrollo incipiente, al nivel de pre-demostración, por lo que sus costes son difíciles de valorar. Entre las ventajas que supone cabe citar el
hecho de que no son necesarias grandes infraestructuras,
siendo los tiempos de construcción relativamente cortos.
En [1] se da una estimación del coste de la instalación en
aproximadamente 1.000 £/kW (1991). Suponiendo un factor de carga del 35-40 %, y una disponibilidad del 90 %, con
un precio de venta de 0,08 £/kWh, se obtendría una rentabilidad del 8 % durante un periodo de 10 años. Se ha supuesto que los costes de mantenimiento no superan el 25 %
del ingreso anual.
En un diseño reciente del dispositivo CLAM se ha estimado el coste de la energía generada en 0,095 £/kWh. Por su
parte, el coste de las instalaciones costeras depende fuertemente del emplazamiento; en el caso de sistemas de columna
de agua oscilante (OWC) o Tapchan en emplazamientos favorables se puede llegar a unos costes de generación de
0,05-0,06 £/kWh [1].
El coste de la energía producida es, en principio, relativamente alto, comparado con el de otras fuentes renovables, como la eólica. Dada la importancia que representa la obra civil en los costes de la instalación, se obtienen reducciones
considerables aprovechando la infraestructura que ofrece un
dique de abrigo, cuya construcción sea necesaria como obra
de defensa del oleaje (Fig. 10) [23, 30].
Consideraciones ambientales
Aunque los efectos sobre el medio ambiente dependerán estrechamente del tipo de dispositivo utilizado, se pueden citar,
en principio, los siguientes aspectos, que deben ser tenidos en
cuenta en un proyecto de esta naturaleza:
• El clima marítimo se altera (sedimentos; ecosistema).
• Emisión de ruido; intrusión visual.
• Efectos sobre la reproducción de algunas especies.
• Efectos sobre la sedimentación en costas y playas.
• Riesgos para la navegación.
• Posibles beneficios: amortiguamiento del oleaje en zonas
portuarias o erosionables.
Previsiones para el futuro
Parece razonable prever en Europa una contribución de la
energía generada a partir del oleaje del orden de 1 TWh/a
hacia el año 2010, que es menos del 1% del potencial técnicamente aprovechable. El ritmo de nuevas instalaciones sería
de 20-30 MW anuales, para llegar en el año 2010 a una potencia instalada de unos 300 MW [9]. Para lograr estos objetivos es necesario un programa de apoyo a la investigación
que permita avanzar en los siguientes aspectos [27]:
• Optimización de los dispositivos.
• Métodos de diseño y construcción.
• Desarrollo de sistemas eficientes de conversión de energía.
• Desarrollo de modelos de estimación de energía.
• Supervivencia, sustitución y condiciones de servicio de los
sistemas.
En el estudio relativo a las energías renovables en Europa
hasta el año 2010 [1], se destacan dos de los dispositivos mencionados, en lo que se refiere a sus posibilidades de desarrollo y demostración: el canal de paso (Tapchan) y el sistema de
columna de agua oscilante (OWC). Suponiendo aportaciones
medias de 10 kW/m, y capturando la energía correspondiente a una línea de costa de 150 metros, con un rendimiento del orden del 33 %, resultan potencias del orden de
0,5 MW. La viabilidad de una instalación de canal de paso
está muy condicionada por la configuración natural del emplazamiento, donde las obras de adaptación del mismo deben mantenerse dentro de límites razonables, debido a sus repercusiones negativas en el coste y en el medio ambiente. El
sistema de columna de agua oscilante no depende tan estrechamente del emplazamiento, requiriendo esencialmente profundidades mínimas de 10 metros, aumentando mar adentro.
Aunque las consideraciones económicas y ambientales determinan ampliamente su viabilidad, sería razonable, según el
citado documento, llegar en Europa en el año 2010 a 100
canales de paso (50 MW) y 500 sistemas de columna de
agua oscilante (150 MW).
Conclusiones
Fig. 10. Conjunto de cajones de columna de agua oscilante integrados
en un dique de abrigo. (Tomado de “The Indian Wave Energy Programme.
Power from Sea Waves”, Ocean Engineering Centre,
Indian Institute of Technology).
Las consideraciones anteriores han puesto de manifiesto que
entre las tecnologías de aprovechamiento de las energías marinas de origen mecánico, solamente la de las mareas es la
que ha alcanzado un nivel de desarrollo suficiente. El hecho de
que muchos de los emplazamientos más atractivos se encuen-94-
tren en zonas relativamente remotas y alejadas de los centros
de consumo ha limitado su desarrollo, junto con los problemas
ambientales que se suelen presentar. Sin embargo, los problemas que se derivan de las emisiones de las centrales térmicas
y el desarrollo en las tecnologías de transporte de la energía,
que posibilitan la integración de sistemas eléctricos en una escala continental [7], permiten suponer que en los próximos
años pueda aumentar el interés por esa fuente de energía.
La energía de las corrientes marinas se encuentra en la
actualidad en un estado de desarrollo incipiente, pero ofrece
posibilidades razonables con el empleo de turbinas sumergidas, que no requieren grandes infraestructuras. El potencial
aprovechable en Europa es apreciable, y sería necesario un
esfuerzo de I+D para poner a punto esta tecnología [9]. Otros
modos de aprovechamiento, como el propuesto en [11], que
requieren grandes infraestructuras, comparten los problemas
mencionados para las centrales mareomotrices.
En cuanto a la energía del oleaje, su estado de desarrollo
está más avanzado que el de las corrientes marinas, ya que
existe un cierto número de prototipos, pero le queda un largo
camino por recorrer hasta alcanzar su madurez comercial. La
magnitud del recurso en Europa es importante y parece conveniente continuar con las actividades de I+D, que deberán
tratar de resolver los principales problemas planteados, entre
los que cabe citar la supervivencia y el control de los convertidores para reducir los problemas que se derivan del carácter pulsante de la potencia generada.
■
José-Román Wilhelmi Ayza
Doctor Ingeniero de Caminos, Canales y Puertos
Catedrático de Universidad
Departamento de Ingeniería Civil. Hidráulica y Energética
E.T.S.I. de Caminos, Canales y Puertos. Universidad Politécnica de Madrid
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-95-
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