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Estudio Integral de la Metodología en el Diseño de SCEEM (OWECS)

Capítulo 3 Página 22 de 209

3 Descripción de una Metodología en el Diseño de Sistemas de Conversión de Energía Eólica en el Mar

3.1 Introducción La metodología que se sigue en la elaboración de esta parte del proyecto, sigue mayoritariamente, el esquema que se presenta en el proyecto “Opti-OWECS”, en el volumen 1 de su informe final (Ver Ilustración 3), en el que se describe el esquema de diseño de sistemas de conversión de energía eólica en el mar (OWECS, Offshore Wind Energy Converter System).

En esta ilustración se observan, organizado en columnas, tres enfoques distintos, de izquierda a derecha; enfoque conceptual, enfoque de actuación y enfoque humano. Así pues, se advierte una descomposición en los subsistemas; Turbina Eólica, Estructura Soporte, Conexión a la Red y Esquema del Parque y Operación y Mantenimiento, que conforma, básicamente, nuestra metodología, con la salvedad de que amplia las Consideraciones Ambientales, vagamente referidas en el diagrama.

Por tanto, nuestra metodología se centrará en:

• Consideraciones Ambientales; donde se comentará como se realiza la evaluación del recurso eólico y la evaluación de los efectos de mareas, corrientes, etc., y donde se describe como debe realizarse una Evaluación del Impacto Medio-Ambiental.

• Turbinas Eólicas; en el cual se describirán las distintas tipologías que pueden observarse en el mercado y sus características técnicas. Nos centraremos, fundamentalmente, en la característica más importante para el diseño de la estructura soporte, es decir, nos dedicaremos a analizar el Rango Operacional de la Turbina.

• Estructura Soporte; aquí se describen las consideraciones a tener en cuenta en el cálculo estructural, propiamente dicho. Por tanto, se detallan las hipótesis de cálculo consideradas, además de las combinaciones entre ellas y sus coeficientes de ponderación, también se enumeran los pasos a seguir para generar un modelo de la estructura, principalmente para análisis mediante el Método de Elementos Finitos. Y por último, se describen como debemos analizar los distintos resultados, además de indicar que tipos de análisis deben realizarse.

• Conexión a la Red y Esquema del Parque; donde se establecen los efectos por la agrupación de varias turbinas eólicas. Además, se enumeran varios tipos de conexión eléctrica y la tecnología usada, así como, la conexión a la Red Pública en tierra.

• Operación y Mantenimiento del Parque; en el cual se muestran las distintas estrategias de mantenimiento y repasa las opciones disponibles para el equipamiento de mantenimiento principal, poniendo de relieve sus ventajas y desventajas.

udio Integral de la Metodología en el Diseño de SCEEM (OWECS)

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Ilustración 3. Sistema de control multi-nivel dentro de la propuesta de diseño OWECS integrado.

Entrega de Energía Efectiva

Beneficio Potencia, calidad y continuidad Vida

Coste de Producción por kwh

Adaptación a la Ubicación

Fiabilidad Estructural y Dinámica

Esfuerzos de Instalación y Control

Disponibilidad de OWECS

Diseño del Mantenimiento

Fiabilidad del Sistema

Operación del Parque

Operación y Mantenimiento

Equipamiento de Corte, Transformadores, etc.

Cable

Esquema del Parque

Conexión de Red y Esquema del Parque

Instalación de los OWECS

Estructura Soporte

Estructura Soporte e Instalación

Re-diseño de la Turbina Eólica

Re-diseño de las Palas del Rotor

Turbina Eólica

Director de Proyecto,

Jefes de grupo, personal experto

Ingenieros O

rdenación Política

Jefes de grupo

Cliente

Est

C

Sistema

Objetivos

Aspectos del Sistem

a Subsistem

as Elem

entos


3.2 Consideraciones Ambientales

3.2.1 Caracterización de Parámetros Ambientales

3.2.1.1 Introducción

Para evaluar el potencial eólico hay que considerar (y evaluar) los siguientes parámetros. La Tabla 5 puede usarse como recordatorio de los parámetros de diseño de las estructuras en el mar.

Tabla 5. Parámetros ambientales para el diseño de instalaciones en el mar

Valor de los Parámetros requeridos Influencia en los valores

El Viento

• Velocidad y Dirección del Viento Extremo

• Perfil Vertical

• Velocidad de las Ráfagas y Espectro

Promediado en Tiempo

Altura sobre el Nivel del Mar (ANM-ASL)

El Oleaje

• Elevación de la Cresta de la Ola Extrema

• Altura de Ola Extrema, Dirección y Rango en los

períodos asociados

• Distribución de frecuencia Acumulada de Alturas

de Ola Individual

• Probabilidad Conjunta de Altura de Ola

Significante y Periodo

• Tendencias de Espectro y la Dirección de la Ola

Profundidad del Agua

Corrientes

Promediados en Tiempo

Profundidad del Agua y Variaciones del Nivel del Mar

• Profundidad del Agua por debajo del Nivel Medio

del Mar

• Variaciones del Nivel del Agua Tranquila Extrema

Cambios a Largo Plazo en la Profundidad del Agua

Mareas y Oleaje en Tempestad



Corrientes

• Velocidad y Dirección del Corriente Extrema

• Variación a lo largo de la Profundidad del Agua

• Velocidad de la Corriente para el Diseño a Fatiga

Mareas y Corrientes Residuales

Promediadas en Tiempo

Temperaturas

• Temperaturas del Aire Extrema, máximo y mínimo

• Temperaturas del Mar Extrema, máximo y mínimo

Profundidad por debajo de la superficie del mar

Nieve e Hielo

• Espesor máximo de nieve

• Espesor máximo de hielo

• Densidad de la nieve y el hielo

Parte de la Estructura

Crecimiento Marino

• Tipo de crecimiento

• Espesores permitidos

• Perfil de Espesores Final

Profundidad del Agua

Ratio de Crecimiento

Nótese que ubicación geográfica y la estación del año influencian la mayoría de los parámetros

A continuación pasamos a describir con más detalle los parámetros aquí resumidos.



3.2.1.2 El Viento

3.2.1.2.1 Introducción

El viento es un parámetro importante en el diseño de instalaciones en el mar por dos razones;

• porque la estructura debe diseñarse para resistir la fuerza ejercida por el viento sobre

ella misma, y

• porque la altura y dirección de las olas están muy influenciadas por la velocidad y

dirección del viento

Por ello, se requieren estimaciones de la velocidad del viento extremo con un periodo de retorno no menor de 50 años, promediados en intervalos de tiempo de 3 segundos (es decir, un valor de la ráfaga extrema) para 24 horas.

Las estimaciones se refieren a una altura estándar de 10 m sobre nivel del mar pero pueden necesitarse velocidades del viento a distintas alturas.

Las velocidades del viento con períodos de retorno menores de 50 años son una entrada obligada para ciertos aspectos del diseño de detalle.

En suma, hay muy pocos datos disponibles medidos para instalaciones en el mar aunque se pueden adaptar, con precaución, de datos establecidos en tierra.



Ilustración 4. Recursos Eólicos sobre mar abierto (mas de 10 km de la costa) para cinco alturas estándar (fuente: RISØ, http://130.226.52/oceanmap.htm).

10 m 25 m 50 m 100 m 200 m

m/s W/m2 m/s W/m2 m/s W/m2 m/s W/m2 m/s W/m2

>8.0 >600 >8.5 >700 >9.0 >800 >10.0 >1100 >11.0 >1500

7.0-8.0

350-600

7.5-8.5

450-700

8.0-9.0

600-800

8.5-10.0

650-1100

9.5-11.0

900-1500

6.0-7.0

250-300

6.5-7.5

300-450

7.0-8.0

400-600

7.5-8.5

450-650

8.0-9.5

600-900

4.5-6.0

100-250

5.0-6.5

150-300

5.5-7.0

200-400

6.0-7.5

250-450

6.5-8.0

300-600

<4.5 <100 <5.0 <150 <5.5 <200 <6.0 <250 <6.5 <300


http://130.226.52/oceanmap.htm


3.2.1.2.2 Medidas In-Situ del Viento

a) Criterio de Uso

Una serie de medidas de viento, bien controlada, en la ubicación de una instalación en el mar es una valiosa fuente de datos, aunque las medidas tomadas en un intervalo de corta duración pueden dar estimaciones engañosas de la velocidad de viento extremas a largo plazo.

Los extremos derivados de medidas específicas de la zona a corto plazo sólo deben usarse, preferentemente a los valores indicativos, si se tiene el cuidado de ajustar la información para reflejar la climatología a largo plazo; por ejemplo analizado conjuntamente con la información de una zona cercana con al menos 10 años de medidas horarias continúas.

Las medidas específicas de la zona deben hacerse consistentemente a lo largo del período y de manera adecuada para estimar extremos climatológicos. En particular:

• la altura de medidas del viento sobre nivel del mar debe ser conocido y debe ser suficientemente alto para estar libre de interferencias del flujo del aire sobre la superficie de la ola.

• debe conocerse el promediado, en tiempo, de las medidas de velocidad del viento.

• el anemómetro no debe protegerse.

Las medidas del viento en un puesto terrestre, aún si está comparativamente cerca de una ubicación en el mar, puede ser falaz debido al agudo gradiente de velocidad del viento cerca del litoral. Si se decide usar las medidas de tierra, porque no se dispone de las medidas en el mar, debería tenerse en cuenta este efecto.

b) Estimaciones de la velocidad del viento con un periodo de retorno de 50 años.

Se recomienda que los datos de viento de la zona específica sean analizados en dos fases, para producir una estimación de la velocidad del viento extremo. La primera fase se usará una técnica reconocida (tal como el ajuste de los datos a una distribución Weibull, Gumbel o logarítmico normal) para obtener una velocidad del viento extrema, con un período de retorno menor o del mismo orden que la longitud disponible del registro, por ejemplo, un período de retorno de 2 ó 5 años. La distribución de Weibull ha sido usada para predecir los valores indicativos.



Ilustración 5. Distribución de Probabilidad Weibull para la velocidad del viento a 30m sobre un modelo teórico y otro modelo ensayado.

Si se dispone de medidas de 10 o más años en la ubicación, la siguiente fase consiste en extrapolar la velocidad del viento con un periodo de retorno de 2 ó 5 años a una velocidad con un periodo de retorno de 50 años usando relaciones estándares. Si la extensión de las medidas de la velocidad del viento son menores de 10 años, las medidas realizadas durante un período de climatológica anómalo podría dominar el conjunto de datos.

Por lo tanto, los datos pueden no ser típicos del clima, a largo plazo, en la ubicación y no deban extrapolarse directamente usando las relaciones estándares. En estas circunstancias, las velocidades del viento con un periodo de retorno de 50 años deberían obtenerse multiplicando la velocidad con período de retorno de 2 ó 5 años por una relación específica de la zona.

Esta relación debe obtenerse de los datos a una zona de referencia cercana que tiene un amplio registro de medidas del viento adecuadas, al menos 10 años y preferiblemente más tiempo. La relación se estima de la velocidad del viento con un periodo de retorno de 50 años, obtenida de los datos de la zona de referencia, dividido por la velocidad con un periodo de retorno de 2 ó 5 años, estimada de los datos de la zona de referencia, sobre el mismo periodo sobre el cual se dispone de medidas en la localización de la instalación. Esta relación es válida solamente si se ha calculado para una zona de referencia suficientemente cercana a la localización para ser correlacionada de manera sinóptica. Una separación máxima de 180 km parece suficientemente cercana.



3.2.1.2.3 Valores Indicativos del Viento

a) Velocidad del viento horaria a 10 m sobre el nivel del mar

Uno de los principales valores indicativos del viento es la velocidad horaria a 10 m sobre el nivel del mar.

b) Otros promediados en el tiempo

Las relaciones entre la velocidad del viento con un periodo de retorno de 50 años con promediados en tiempos mayores que una hora y la velocidad horaria se muestra en la Tabla 6.

Tabla 6. Factores para convertir velocidades del viento horaria con periodos de retorno de 50 años a velocidades de viento en un tiempo promediado mayor con un periodo de retorno de 50 años

Promediados en Tiempos (horas) Factor multiplicativo

1 1.00

3 0.97±0.01

6 0.93±0.02

12 0.87±0.02

24 0.80±0.02

Fuente: Análisis de medidas (OTH 89 299)

c) Mayores alturas sobre el nivel del mar

Las estimaciones de la velocidad del viento con un periodo de retorno de 50 años, para alturas hasta 140 m sobre nivel del mar pueden obtenerse de hipótesis estadísticas.

d) Velocidad direccional del viento (la rosa de los vientos)

Una vez definida la velocidad del viento, según alguna función de distribución Weibul o similar, se necesita conocer como se comporte dicho viento en las distintas direcciones. Así pues, en la Ilustración 6 posemos observar, tanto las distribución del viento en velocidades como en direcciones.



Ilustración 6. Distribución de velocidad del viento a 62m de altura observados en Horn’Rev.

e) Variaciones estacionales

Las estimaciones de la variación estacional de la velocidad del viento con un periodo de retorno de 50 años se pueden establecer mediante variables de probabilidad, si bien, estas estimaciones deben estar contrastadas con resultados experimentales en la zona.

El análisis de estos datos demuestra que las consideraciones del ciclo diurno de velocidad del viento son esenciales en cualquier evaluación del potencial eólico en el mar, especialmente para aquellos cercanos a la costa donde se establecieron los primeros parques eólicos. Para vientos con interferencias de la costa, que tienen un ciclo diurno pronunciado, alcanzan el máximo a principios de la tarde, en primavera, verano, y otoño. El pico del ciclo puede dar una velocidad del viento media superior en verano que en invierno. En invierno, las velocidades del viento tienen un ciclo diurno sin grandes interferencias. El ciclo diurno parece no tener ninguna relación con la dirección del viento, siendo puramente un función de la influencia de la costa. Todos estos efectos pueden observarse claramente en la Ilustración 7.



Ilustración 7. Adquisición de datos en Gorleston, en la costa este de Inglaterra, entre 1987 y 1993.

3.2.1.3 El Oleaje

La fuerza predominante en las instalaciones en el mar viene, generalmente, del oleaje. La información referente a olas, usada en el diseño, deben incluir alturas, períodos y direcciones.

a) Amplitud Extrema de la Ola de Diseño

La amplitud extrema de la ola de diseño debería considerarse no menor que aquella que tenga un período de retorno de 50 años. Para una instalación fija, que se sitúe sobre el lecho marino, esta ola debe ser aquella que desarrolle las máximas cargas sobre la estructura, como un conjunto, y en alguno, o todos, sus elementos principales. La elevación de la cresta máxima de esta ola será necesaria para calcular la altura de seguridad para la superestructura. El comportamiento de una instalación flotante sujeta a una ola con un periodo de retorno de 50 años también tiene que examinarse, aunque la respuesta máxima de la estructura puede originarse bajo otras condiciones.

Los métodos generales para estimar los parámetros de la ola de diseño son apropiados únicamente para condiciones de agua profunda, así pues se necesitan modificaciones cuando estemos en aguas poco profundas. También puede ser apropiado considerar variaciones estacionales en los parámetros de la ola de diseño, por ejemplo para maniobras a corto plazo

b) Respuesta Extrema de la Ola de Diseño

El análisis puede mostrar que las cargas máximas pueden desarrollarse en respuesta a una ola, o grupo de olas, menor que la amplitud extrema de la ola de diseño descrita anteriormente. Esto se aplica particularmente para instalaciones flotantes, aunque también puede ser significativo para instalaciones que descansan sobre el lecho marino.



3.2.1.3.1 Medidas In-Situ del Oleaje

a) Criterio para el uso

Idealmente, los parámetros de ola usados en el diseño deben basarse en una serie de medidas de ola específicas de la zona.

Ilustración 8. Altura de ola extrema (m) para un período de retorno de 50 años.

Sin embargo, una serie corta de medidas en una ubicación puede dar resultados engañosos y los parámetros de ola derivados de las medidas específicas de la zona no debe usarse, a menos que haya al menos 6 meses invernales consecutivos de medidas 3-horarias disponibles.

Donde se dispone de un conjunto pero es demasiado corto para dar a los parámetros de ola, satisfaciendo las necesidades anteriores, sus resultados son útiles como una verificación independiente de los valores indicativos. Cuando aparecen discrepancias significativas entre valores y parámetros indicativos derivados de medidas específicas de la zona, estas deben resolverse.



b) Estimación de la elevación de la cresta extrema y de la altura de ola extrema

Un programa de medidas de oleaje específico de la zona produce valores de altura significante de ola, , período promedio asociado, y normalmente otras medidas del período

derivadas del espectro. Estos parámetros son típicamente medidos en intervalos 3-horarias sobre un período de muestra de ola de al menos 1000 segundos. Si se dispone de suficientes datos, debería hacerse un análisis del valor extremo asintótico para obtener una estimación de la altura de ola significante, que tiene un período de retorno de 50 años . De lo contrario,

los datos de altura significante , deberían ajustarse a una distribución de probabilidad

conocida y esta usarse para obtener una estimación del valor de , con un periodo de

retorno de 50 años. La elección entre las diferentes distribuciones (por ejemplo Fisher-Tippett, Weibull, etc.) debe hacerse basándose en la bondad de ajuste u otras consideraciones pertinentes. La exactitud con la cual puede estimarse de este modo crece con el número

de años para los cuales se dispone de datos.

SH zT

50SH

SH

50SH

50SH

c) Períodos de ola asociados

Ni el valor del período promedio ( ), asociado con el estado del mar extremo, ni el período

de la ola extrema individual ( ) puede estimarse directamente de las medidas. zT

assT

d) Distribución direccional del la ola extrema

Si existe información suficiente para evidenciar claramente una dirección predominante del oleaje podríamos obtener una ventaja estructural. Los datos disponibles deben ser distribuidos entre, por ejemplo, ocho sectores direccionales orientados a 45 º de modo que el pico de la distribución angular descanse en el centro del sector correspondiente.

La información relativa al oleaje puede expresarse forma diversa, si bien, la más habitual es la rosa del oleaje; que representa la probabilidad de que una ola tenga una dirección determinada, y en esta dirección representa la probabilidad de que la altura significante esté en un rango u otro. En la Ilustración 9 se muestra un ejemplo de rosa del oleaje.



Ilustración 9. Rosa del Oleaje en un punto de medidas del Estrecho de Gibraltar.

3.2.1.3.2 Valores Indicativos del Oleaje

Los valores indicativos del oleaje son:

1) Altura de ola significante;

2) Elevación de crestas, alturas y períodos de ola

Estos son los valores estimados que pueden esperarse si los efectos de la batimetría fueran poco importantes. En particular, no se tiene en cuenta para nada, la refracción, el decrecimiento de la profundidad o el rompiente de las olas que puede aparecer donde predominan las condiciones de “agua poco profundas”.

3.2.1.3.3 Efectos en Aguas Poco Profundas

El efecto del lecho marino sobre la velocidad de propagación de las olas empieza a ser significantes cuando la relación entre la profundidad del agua y la longitud de la ola es menor de 0.25. En este caso, cuando se estiman los parámetros de ola extrema, deben considerarse los diferentes efectos de las aguas poco profunda, en función de la profundidad del agua.

3.2.1.4 El Nivel del Mar


La profundidad total del mar, en cualquier ubicación, consiste de una profundidad media, definida como la distancia vertical entre el lecho marino y un dato superficial apropiado, y un componente oscilante que varia con los cambios en el nivel del mar.



Ilustración 10. Niveles de Referencia.

Las fluctuaciones son debidas principalmente a la marea y al oleaje. Las variaciones de la marea son regulares y fáciles de predecir, limitada por la marea astronómica más alta, (HAT, highest astronomical tide) ó Pleamar Viva Equinoccial - PMVE, y la marea astronómica más baja, (LAT, lowest astronomical tide) ó Bajamar Viva Equinoccial - BMVE. El oleaje, por el contrario, se genera meteorológicamente y por lo tanto es esencialmente irregular, y está superpuesto a las variaciones de la marea, así pues, el nivel del agua total puede situarse por encima del HAT y por debajo del LAT (véase la Ilustración 10).

3.2.1.4.2 Medidas In-Situ de la Profundidad del Mar

Las mejor estimaciones de la profundidad media del mar y de sus fluctuaciones (HAT, LAT, elevación de oleaje extremo y nivel medio del mar) se derivan de medidas específicas de la zona, obtenida mediante elementos de medidas apropiados (mareógrafos). Para obtener estimaciones precisas se requieren, al menos, un año completo, preferiblemente varios años, de datos horarios de la alta calidad en la ubicación del estudio.

El procedimiento de análisis recomendado exige:

• substracción de la presión atmosférica de lecturas de manómetros de presión

• conversión de medidas de presión para las profundidades equivalentes, usando

correcciones de densidad/temperatura

• análisis de marea armónica, dando los valores de todas las constantes de marea

significativas y la profundidad media

• predicción de mareas durante, al menos, 20 años y extracción de HAT y LAT

• análisis estadísticos separados de los niveles de marea y oleaje

• combinación de las distribuciones de frecuencias de la elevación de marea y del oleaje



Cuando no existen datos de marea y la determinación de la profundidad media se ha realizado a través de sondeos locales, deben realizarse correcciones del estado de las mareas por referencia a tabas de mareas, cartas de navegación o por datos de marea cercanos y disponibles. El error total en las medidas de la profundidad, media de esta forma, está entorno a 2 m, y por tanto las mediciones de profundidad por sondeos no se recomiendan.

3.2.1.4.3 Valores Indicativos de la Profundidad del Mar

Los valores indicativos necesarios para describir las características del nivel del mar son:

a) Profundidad media del mar

b) Niveles de marea; BMVE (Bajamar Viva Equinoccial), PMVE (Pleamar Viva Equinoccial), NMM (Nivel Medio del Mar).

c) Elevaciones de Oleaje

d) Marea y Oleaje combinados

3.2.1.4.4 Variaciones Estacionales de la Profundidad del Agua

Los niveles de marea alta y baja varían a lo largo del año. Las mayores mareas suelen ocurrir en los equinoccios de primavera y otoño. Así pues, para períodos de medida menores de un año puede darse estimaciones aceptables de la profundidad media y las constantes de marea.

Las estimaciones del oleaje extremo y de los niveles del agua extremos, obtenidas durante un periodo inferior a un año, resulta una información poco fiable, sin embargo, estas medidas de corta duración pueden arrojar información útil, como verificación independiente de los valores indicativos.

3.2.1.5 Las Corrientes Marinas


La corriente en cualquier ubicación y tiempo son la suma vectorial de las componentes de la marea y de otras componentes distintas de la marea, p.e. corrientes residuales.

Las corrientes de la marea son regulares y fáciles de predecir, y la corriente de la marea máxima es asociada con la marea astronómica más alta o más baja, HAT o LAT. Las corrientes residuales son irregulares, pero en la mayoría de las localizaciones la mayor corriente residual será, probablemente, la corriente de oleaje extremo.

3.2.1.5.2 Medidas In-Situ de las Corrientes

Las medidas de corriente in situ, en la localización de una instalación, pueden usarse como la base para una estimación independiente de los extremos más probables o para la verificación de los valores indicativos de marea, oleaje y otras corrientes residuales. Para predecir las



corrientes residuales y la corriente total, con un periodo de retorno (PR) de 50 años, solo desde los datos de una zona especifica, es necesario tener un conjunto de datos de alta calidad durante al menos una año, y preferiblemente más.

Cuando aparecen discrepancias significativas entre valores indicativos y los valores in situ, estas deben resolverse antes de continuar.

3.2.1.5.3 Valores Indicativos de las Corrientes

La caracterización de las corrientes pasa por describir los siguientes valores indicativos:

a) Corrientes de marea

i) valor promedio en profundidad

ii) estructura vertical

b) Corrientes de oleaje



c) Corrientes de marea y oleaje combinados



d) Otras corrientes residuales

3.2.1.6 La Temperatura del Aire y del Mar

Las temperaturas extremas se han estimado en siempre como “extremos probables”, es decir, los valores que, probablemente, nunca se excedieron, y no “los valores extremos con un periodo de retorno especificado”. Esta práctica se continúa aquí.

Las temperaturas mínimas en tierra son, generalmente, inferiores que las temperaturas mínimas en el mar.

3.2.1.7 La Nieve y el Hielo

Las estimaciones deberían hacerse sobre la extensión en la cual, la nieve y el hielo, pueden acumularse en una instalación en el mar. La información en las acumulaciones máximas permitidas, junto con los detalles de las acciones que debe tomarse si parece probable que se excedan los niveles permitidos deba estar disponible al personal en la instalación.



3.2.1.8 El Crecimiento Marino

Todas las instalaciones diseñadas en aguas tienen la probabilidad de ser embadurnadas con el crecimiento de organismos marinos.

El crecimiento puede afectar a las cargas de las olas en los miembros estructurales y a la necesidad de limpieza previa para inspecciones estructurales bajo el mar. La carga de oleaje aumenta debido al diámetro extra de los miembros afectados y debido a la rugosidad extra de la superficie de miembro.

Los niveles permitidos del crecimiento deben estar disponibles al personal de la instalación para actuar cuando resulte necesario.

3.2.2 Metodología de Evaluación de Impacto Ambiental

3.2.2.1 Evaluación de Impacto Ambiental

La Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) puede definirse como “el proceso de identificación, previsión, evaluación y mitigación de los efectos biofísicos, sociales y otros relevantes, de propuestas de desarrollo antes de que las decisiones fundamentales se tomen y los compromisos sean asumidos” (IAIA, 1999).

Existen diversos sistemas nacionales y regionales de EIA, con procedimientos administrativos diferentes. Un proceso de EIA típico incluye las siguientes fases:

• Selección de acciones (screening) para las que se determina la necesidad de someter

un determinado proyecto al proceso de EIA;

• Definición del alcance (scoping), en el que se definen los factores medioambientales a

analizar, las metodologías a utilizar y las áreas de estudio, en función de los impactos

medioambientales previsibles y de las eventuales preocupaciones públicas provocadas;

• Elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EsIA) en el que se describe el

proyecto y las alternativas consideradas. Se identifican, caracterizan y evalúan los

impactos principales, se definen las medidas protectoras, correctoras y

compensatorias, y el plan de seguimiento y vigilancia ambiental;

• Revisión del EsIA por la Administración y/o por entidades independientes;

• Decisión de la autoridad competente;

• Seguimiento y vigilancia, fase posterior a la decisión en la que se ejecutan las medidas

protectoras, correctoras y compensatorias, y se observa la evolución del medio natural

y socioeconómico.



La Evaluación de Impacto Ambiental es un proceso participativo. Además de los momentos específicos, previstos en la legislación nacional o regional, de consulta y participación pública, la elaboración del EsIA ganará al contar con la participación activa de las instituciones de la Administración y del público interesado y afectado, incluyendo las organizaciones no gubernamentales de defensa de la naturaleza o las vinculadas a recursos o actividades que potencialmente pueden ser afectadas por el proyecto.

3.2.2.2 Estudio de Impacto Ambiental

Uno de los objetivos de la presente Guía es su utilización como herramienta de trabajo para la definición del alcance de los Estudios de Impacto Ambiental de proyectos de parques eólicos marinos en áreas turísticas. En este sentido, es importante señalar que aunque a lo largo del desarrollo de la Guía se hace referencia a EsIA de proyectos, la gran mayoría de los conceptos que en ella se desarrollan son también aplicables a la EAE, y en concreto a la evaluación de impacto ambiental de Planes y Programas.

La elaboración de un Estudio de Impacto Ambiental implica el desarrollo de varios pasos fundamentales que no deben entenderse como un proceso lineal y meramente secuencial, sino como un proceso iterativo. Por ejemplo, la identificación preliminar de impactos empieza antes de la caracterización del ambiente afectado y esta caracterización sufre a menudo modificaciones a lo largo del desarrollo del proyecto y del EsIA.

A grandes rasgos, la elaboración de un EsIA comprende las siguientes etapas:

1) El análisis y comprensión del proyecto y, conjuntamente, la identificación de los problemas fundamentales, potencialmente resultantes de su ejecución. En este paso se identifican las interacciones principales, el alcance de los efectos, los límites geográficos del análisis, las variables principales y los indicadores a analizar. Debe ser construido un modelo para el análisis y desarrollo de la evaluación.

2) La caracterización del territorio afectado. En esta fase se procede a la comprensión y descripción de los aspectos principales y características del territorio en el área de influencia potencial del proyecto analizado, tendencias históricas y principales tendencias de evolución. Se analizan las principales interacciones entre los distintos medios (físico, biológico, paisaje, socioeconómico). Al final de esta fase se deberá realizar un análisis del medio en su conjunto, integrando todos y cada uno de los elementos que se han ido estudiando de manera individual, con objeto de poder obtener conclusiones al respecto.

3) La construcción de escenarios con y sin proyecto para la previsión de los efectos del proyecto en su área de influencia y la evaluación de los impactos generados. En este paso se procede a la construcción definitiva de variables e indicadores, la identificación de conexiones de causalidad y sinergia, y valorización de impactos. Los modelos constituyen una herramienta muy útil para la evaluación de impactos en



aquellos casos en los que sea necesario reproducir los procesos iniciados por la ejecución del proyecto y los efectos que provoca. La utilización de modelos deberá ser perfectamente referenciada, indicando el tipo de modelo empleado y los datos de entrada y salida, de forma que, en caso necesario, sus resultados puedan ser contrastados.

4) Definición de medidas protectoras, correctoras y compensatorias a aplicar. En función de los impactos previstos se definirán las medidas destinadas a evitar, reducir o compensar los impactos negativos y que deberán ser adoptadas en las fases de diseño, construcción y funcionamiento del proyecto. Podrán, también, ser definidas medidas de maximización de impactos positivos.

5) Seguimiento y vigilancia. Debe definirse un Plan de Vigilancia Ambiental de los principales impactos, sobre todo de aquellos cuya previsión es más difícil y compleja, o sobre los que hay menos información de base disponible durante la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. En base a dicho Plan, se verificará, durante las fases de construcción y funcionamiento, la previsión de impactos realizada, en función de los impactos que efectivamente se produzcan, y se verificará la efectividad de las medidas protectoras, correctoras y compensatorias, y se propondrán nuevas medidas si fuese necesario.

Un EsIA debe elaborarse en estrecha relación con el desarrollo del proyecto, permitiendo ir considerando (y/o abandonando) las diferentes alternativas e incorporando medidas preventivas o correctoras en la propia concepción del proyecto.

Para la realización de un EsIA es muy recomendable la colaboración con especialistas, equipos de investigación u otras entidades públicas o privadas que tengan experiencia en algunos de los aspectos que se analizan en el EsIA. Esta colaboración puede extenderse a lo largo de las distintas fases del proyecto y comprendería, tanto la elaboración de las guías metodológicas pertinentes, como el análisis y seguimiento de los elementos del medio, sus afecciones y su recuperación. Asimismo, y de cara al desarrollo del Plan de Vigilancia Ambiental, se deberá considerar la posibilidad de elaborar proyectos desde una perspectiva científica y rigurosa, cuyos resultados permitan, entre otros, ser de aplicación para futuras experiencias.

La elaboración del EsIA debe tener una fuerte componente de interdisciplinariedad, y no suponer una suma de contribuciones de diferentes especialistas de varias disciplinas. Las interrelaciones entre los diversos factores medioambientales y socioeconómicos son esenciales para una correcta caracterización y evaluación de impactos, para la definición de las medidas protectoras, correctoras y compensatorias y para la elaboración del plan de seguimiento y vigilancia. Esta interacción interdisciplinaria requiere cierto esfuerzo de coordinación en la realización del EsIA.



Como indicación final, todo EsIA deberá incluir un apartado bibliográfico que incluya todas las referencias de la documentación analizada para su elaboración. Si esta documentación resultara de especial relevancia para la comprensión y evaluación del proyecto o resultara de difícil acceso o consulta, se deberá incorporar al propio EsIA.

3.2.2.3 Consideración de Impactos Acumulados

El Estudio de Impacto Ambiental se centra, a menudo, en el análisis de un solo proyecto. Este hecho no permite, en muchas ocasiones, apreciar el verdadero alcance de los impactos, ya que no se investiga de qué modo se combinan, acumuladamente, con los efectos de otros proyectos.

De acuerdo con la definición del Council on environmental Quality de los EEUU (1987) retomada en la Guía de la Comisión Europea – DGXI (1999), los impactos acumulados son los impactos en el ambiente que resultan de incrementar los impactos producidos por un determinado proyecto cuando se les suman los impactos de otros proyectos pasados, presentes o previstos en un futuro razonable, independientemente de los promotores de los mismos.

El impacto acumulado es, por tanto, el impacto resultante, directa o indirectamente, del proyecto, sumado a los impactos, directos o indirectos, de otros proyectos o acciones.

Al contrario de los análisis de impacto habituales, el análisis de impactos acumulados implica, por tanto, una apreciación no localizada, cuyo objetivo deja de ser un proyecto para pasar a ser los factores ambientales, ahora entendidos como recursos.

Es decir, el centro del análisis deja de ser el proyecto que supone impactos potenciales en determinados recursos ambientales, para pasar a ser el recurso o recursos, en el cual los potenciales impactos del proyecto pueden dejarse sentir, pero en un contexto en el que son también considerados los impactos de otros proyectos y acciones, que ya se ejecutaron, se van a ejecutar o, previsiblemente, se ejecutarán, y que afectarán a ese mismo recurso.

El análisis de los impactos acumulados puede constituir un estudio autónomo o ser integrado en el contexto de los Estudios de Impacto Ambiental.

Desarrollado en el contexto del EsIA, permite verificar mejor la valoración de impactos del proyecto, una vez que los contextualiza en la dinámica de los recursos. Así, un impacto aparentemente poco significativo puede tener un significado real muy superior si el recurso sobre el cual se ejerce el impacto ha sido, está o va a estar sujeto a presiones significativas por parte de varios proyectos o acciones.



Ilustración 11. Diferentes perspectivas del análisis de impactos: a la izquierda una concepción usual en los EsIA; a la derecha la perspectiva de análisis de impactos acumulados (CANTER, 1999)

En este sentido, cabe señalar que una de las principales dificultades a las que se enfrenta la práctica de la EIA de proyectos es la integración en el proceso de evaluación de impactos acumulados. Es frecuente que la conclusión de un EsIA sea que el impacto generado por un determinado proyecto es despreciable, dado que el resto de actividades suelen ser ajenas al proyecto que se evalúa.

Aunque el análisis de este tipo de impactos es un objetivo fijado en gran parte de las normativas de EIA, existen numerosas dificultades de orden administrativo, técnico y metodológico para su aplicación práctica. Una de las estrategias para la mejora del análisis de los impactos acumulados es su tratamiento en el nivel estratégico de Planes y Programas. Así, la EAE se considera el ámbito y contexto más adecuado para la consideración de los impactos globales de las actividades, actuales o potenciales, que se superponen en el territorio y de los efectos inducidos por los proyectos de desarrollo, causas potenciales todas ellas de impactos acumulados.

Los métodos de evaluación de impactos acumulados abordan el problema, básicamente, desde dos perspectivas diferentes, que coinciden con los enfoques de la EIA y la EAE (OÑA et & al, 2002): Desde el punto de vista de la evaluación de los impactos, en el que se evalúan analíticamente los efectos acumulados de varias acciones, en un enfoque propio de la EAE de proyectos.

Desde el punto de vista de la planificación, en la que se busca la minimización de la presión acumulada sobre los recursos y los ecosistemas en un ámbito territorial determinado y en el contexto de la EAE, donde la posibilidad de manejar distintos escenarios y alternativas es mayor.

Componente ambiental


PROYECTO


Proyecto analizado

Otros proyectos o acciones existentes

RECURSO

Otros proyectos o acciones previstas

en el futuro


Otros proyectos o

acciones pasadas



Teniendo en cuenta lo que se ha indicado anteriormente, la identificación y evaluación de impactos acumulados, en el contexto del EsIA, deberá constar de los siguientes pasos:

1. Identificación de los recursos ambientales afectados por el Proyecto.

2. Límites espaciales y temporales apropiados para el análisis del significado del impacto sobre los recursos.

3. Identificación de otros proyectos o acciones, pasados, presentes o razonablemente previsibles en el futuro, que afectaron, afectan o podrán afectar, significativamente, los recursos identificados.

4. Análisis de las interacciones entre los impactos del proyecto en estudio y los impactos de los restantes proyectos o acciones identificados y determinación de la importancia relativa en la afección de los recursos.

5. Identificación de medidas de protección, corrección y compensación.

6. Identificación de las principales lagunas de conocimiento.

Esta perspectiva debe ser asumida e integrada en el análisis de cada uno de los factores ambientales que integran el EsIA, y ser, posteriormente, objeto de síntesis en el contexto de la valoración global de impactos realizada en el EsIA.

3.2.2.4 Definición de Alternativas y Selección del Emplazamiento

En el desarrollo metodológico de un Estudio de Impacto Ambiental, el análisis de alternativas constituye un apartado de suma importancia de cara a plantear un proyecto, ya que el objetivo que se persigue es la adopción de la mejor solución desde el punto de vista ambiental que a su vez resulte técnica y económicamente viable.

Con la selección de la mejor alternativa para el proyecto se pretende conseguir la mayor minimización posible de los impactos ambientales y sociales generados, no sólo por el parque eólico, sino también por las infraestructuras asociadas al mismo, tal como puede ser la línea eléctrica de evacuación de la energía generada, red de media tensión, subestación transformadora, etc.

Suponiendo la previa existencia de una Evaluación Ambiental Estratégica, en la que mediante el desarrollo de un Plan o Programa se han definido posibles áreas de implantación para un Parque Eólico, se sugieren a continuación posibles pasos a seguir a la hora de realizar el análisis de alternativas en un EsIA:

• Análisis de los datos del recurso eólico en las áreas con potencial eólico.

• Una vez analizado el recurso eólico, la realización de un inventario ambiental y

estudio socioeconómico sobre estas zonas técnicamente viables puede suponer la

aparición de nuevas zonas incompatibles, aún cuando – debido al carácter global del



proyecto de sectorización, al poco nivel de detalle o escala de trabajo poco apropiada a

nivel local- hubiesen sido consideradas inicialmente como aptas desde el punto de

vista ambiental y social.

• Finalmente, sobre estas zonas con recurso eólico disponible deben aplicarse criterios

ambientales (biocenosis presente, fauna, vegetación, etc.), socioeconómicos (recurso

turístico, recurso pesquero, navegación, yacimientos arqueológicos, etc.) y técnicos

(profundidad del lecho marino, parque de maquinaria a utilizar, líneas de evacuación y

media tensión, subestación transformadora, etc.), a fin seleccionar aquel

emplazamiento que represente la mejor solución tanto desde el punto de vista

ambiental como social y técnico.

3.2.2.5 Definición del Área de Estudio e Inventario Ambiental

El ámbito de las acciones de proyecto a las que se refiere esta Guía Metodológica es el medio marino. Por ello, en lo que respecta a la línea eléctrica de conexión del Parque Eólico en el Mar y la red de distribución, únicamente se estudian aquellas acciones e impactos producidos sobre el medio marino y no las generados en tierra.

Esta definición de alcance viene dada por el objetivo principal de esta Guía, que es el de aportar una herramienta para el estudio de las posibles afecciones ambientales y autorización de Parques Eólicos Marinos en aquellos campos en los que no existe información suficiente procedente de la experiencia actual. En este sentido, se entiende que los efectos producidos por la instalación de la subestación transformadora (caso de situarse en tierra) o de la línea eléctrica de evacuación del Parque Eólico en su tramo terrestre (aéreo o subterráneo) llevan años siendo tratados en los EsIA y no existen deficiencias significativas en el conocimiento de los impactos medioambientales que producen, dada la amplia experiencia aportada por los numerosos estudios realizados hasta la fecha.

Únicamente destacar el tramo de transición existente en el paso del medio marino al terrestre, normalmente realizado mediante un tramo subterráneo que afecta a ambos medios. La parte en tierra de este tramo producirá una afección sobre el medio equivalente al descrito en numerosos estudios de líneas eléctricas subterráneas terrestres. En cuanto al efecto sobre el medio marino, tal y como se indicó anteriormente, es objeto de esta Guía su análisis y definición.

Para las líneas de evacuación, en cualquier caso, la definición del trazado en tierra de este tramo de transición será de gran importancia para la afección sobre el medio acuático, al condicionar su posterior entrada en el agua y trayectoria submarina, ya que el área costera más superficial suele poseer la riqueza biológica más significativa de todo el trazado de la línea sumergida. Por tanto, será crucial, con el fin de minimizar el impacto global, realizar el



estudio simultáneo de las variables medioambientales terrestres y marinas, y buscar el punto de transición que suponga una menor afección para ambos medios.

En el Anexo 1 se incluye, a título informativo, el listado de las acciones susceptibles de causar impacto en el medio terrestre y que, tal y como se ha comentado, son debidas a la construcción y puesta en servicio de la subestación transformadora y la línea eléctrica de evacuación (aérea y/o subterránea).

En lo que se refiere al inventario ambiental o al estudio del medio en el que se llevan a cabo los proyectos de parques eólicos en el mar, deberá desarrollarse contemplando las principales variables ambientales que potencialmente puedan ser afectadas.

3.2.2.5.1 Variables Ambientales

En términos generales, estas variables pueden agruparse en cuatro conjuntos interrelacionados, pero que tratan ámbitos de conocimiento diferenciados. Estos grupos son los siguientes:

3.2.2.5.1.1 Medio Físico

Dentro del conjunto de variables del medio, las pertenecientes al medio físico constituyen aquella parte del entorno que no posee una dimensión biológica o social.

Son por tanto, la componente inerte, aunque igualmente sensible, de los ecosistemas naturales.

Según esta definición, el medio físico estará formado por:

• Tierra

o Geología / Geomorfología

o Suelo

• Agua

o Calidad

o Dinamismo

• Aire

o Calidad



3.2.2.5.1.2 Medio Biológico

Está constituido por los elementos vivos que forman parte de un ecosistema, sin considerar, al igual que en el caso del medio físico, lo que se refiere al entorno humano.

Por tanto, está constituido por las variables de:

• Bentos / Plancton

o Composición

o Distribución

o Rareza

o Cobertura

o Calidad

o Estabilidad

o Interés científico

• Comunidades piscícolas, aves y mamíferos marinos

o Abundancia

o Estabilidad

o Rareza

o Representatividad

o Singularidad

o Interés científico

o Estabilidad de biotopos

o Abundancia de biotopos

o Rareza de biotopos

3.2.2.5.1.3 Paisaje

Existen numerosas definiciones de paisaje, desde las que consideran el paisaje como un sumatorio integrado de los diferentes elementos humanos y naturales que constituyen un determinado territorio hasta las que se limitan a considerar la componente visual de percepción de un determinado territorio. Actualmente, existe la tendencia de considerar al



paisaje más como “medio” que como “escenario” (Hodge, 1999, citado por Morris & Therivel, 2001).

En la Evaluación de Impacto Ambiental, el Landscape Institute for Environmental Assessment (Reino Unido) define el paisaje como “el aspecto de la tierra, incluyendo su forma, textura y colores. Incluye también el modo en que estos diferentes componentes se combinan para crear imágenes y patrones específicos que son característicos de determinadas localizaciones” (LI/IEA, 1995).

La Convención Europea de Paisaje (Florencia, 2000) define el paisaje como “el área, tal y como la percibe la población, cuyo carácter resulta de la acción de factores naturales y/o humanos y de la integración entre ellos” (Consejo de Europa, 2002).

Un paisaje puede ser caracterizado por la visibilidad (el territorio visible desde una determinada localización), la calidad del paisaje (basada en diferentes factores como la calidad escénica, la rareza, la representatividad y el carácter) y la capacidad o fragilidad (capacidad del paisaje de absorber elementos extraños).

Los elementos de caracterización del paisaje deben incluir tanto el medio acuático como terrestre. Un paisaje y su percepción pueden ser caracterizados a través de los siguientes elementos:

• Relieve (topografía, orientación solar)

• Ocupación del territorio (vegetación, áreas construidas), incluyendo las variaciones

estacionales

• Utilización del plano de agua (presencia de embarcaciones o estructuras flotantes)

• Actividades humanas, con especial atención en las actividades relacionadas con el

turismo, recreo y patrimonio cultural material (por ejemplo monumentos) o no

material (por ejemplo fiestas religiosas)

• Objetos principales que determinan el parque eólico

• Áreas consideradas como paisajes protegidos

• Valores históricos o culturales asociados al paisaje

• Intervisibilidad, principales puntos de vista (por ejemplo, localización de miradores

panorámicos) y barreras visuales

• Frecuencia y tipo de observadores en los diferentes medios (terrestre y acuático) y su

ocurrencia estacional



3.2.2.5.1.4 Medio Socioeconómico

El estudio de medio socioeconómico incluye una concepción amplia y sistémica de lo que se considera lo “social”.

Así, se entiende como evaluación de los impactos de un proyecto en el medio socioeconómico como la identificación, estudio y valoración de los efectos del proyecto en los individuos, grupos y poblaciones, en las diversas dimensiones que constituyen el sistema social (económico, social y cultural), consideradas en su relación con el territorio y con perspectiva dinámica.

En este sentido, se propone un análisis del medio socioeconómico en cuatro dimensiones fundamentales, que deben considerarse con una perspectiva integrada e interactiva. Estas dimensiones, y los aspectos que las constituyen son los siguientes:

• Territorio (terrestre y marítimo), considerando los siguientes aspectos:

o Usos y utilización de espacios

o Población y sistema urbano

o Vías, recorridos, circulación, rutas, flujos de tránsito, movilidad

o Infraestructuras

o Zonas protegidas o de uso condicionado

• Población

o Volumen, estructuras y dinámicas demográficas

• Aspectos económicos

o Recursos

o Turismo

o Pesca

o Otros sectores y actividades económicas

o Empleo

• Aspectos socioculturales

o Actores sociales, organizaciones, movimientos

o Instituciones



o Cohesión social

o Representación y valoración del territorio

o Creencias, valores e identidad cultural

o Patrimonio cultural

o Percepción del cambio, aceptación del proyecto

3.2.2.5.2 Ámbito de Estudio

En cuanto al ámbito de estudio necesario para caracterizar adecuadamente cada una de las variables indicadas, debe considerarse que cada una de ellas tendrá, posiblemente, en función del aspecto afectado y las características de la zona, un ámbito diferente. En términos generales, pueden definirse los siguientes:

3.2.2.5.2.1 Medio Físico

El área de estudio vendrá definida por las necesidades de estudio de los tres medios considerados: medio terrestre, aéreo y acuático.

En términos generales, quedará definida por el entorno inmediato del parque eólico, la localización de la subestación transformadora y la línea submarina de evacuación.

• Tierra

De forma genérica, el estudio deberá centrarse en el área de instalación del proyecto.

Sin embargo, deberán considerarse ciertos aspectos:

o Para el estudio del transporte de los materiales movilizados, en virtud de los

cambios morfológicos a los que puede dar lugar, deberá conocerse la

morfología de las áreas en las que se depositarán los sedimentos, bien como

área establecida para tal fin o bien como lugar de destino de los sedimentos en

suspensión.

o En el mismo sentido, en caso de movilizarse algún tipo de contaminante,

deberán conocerse la calidad y vulnerabilidad de las áreas en las que se

depositen.

o También el efecto en la morfología local debido a la variación de corrientes y

oleaje, y la propia movilización/retención de sedimentos, requiere el

conocimiento de las características morfológicas del entorno afectado.



• Agua

En este caso, dado lo dinámico de este medio, el área de estudio vendrá definida por:

o La trayectoria de las corrientes marinas a estudiar. Deberá considerarse todo el

ámbito necesario para su correcta caracterización.

o El estudio de la variación de la calidad del agua por el transporte de los

materiales movilizados o el derrame accidental de alguna sustancia se centrará

en un entorno suficientemente amplio en torno al parque como para garantizar

la dilución / deposición.

o Por lo que se refiere al ruido, su ámbito de afección será reducido. En

cualquier caso, en virtud de los niveles previsibles, deberá definirse el área de

estudio de forma que se garantice un análisis suficientemente amplio.

• Aire

En este caso, el estudio del medio aéreo es independiente de los factores anteriores, y

en general deberá definirse según las siguientes consideraciones:

o Para el caso del estudio del ruido, deberá extenderse el área de estudio hasta la

costa o, en cualquier caso, hasta un punto lo suficientemente alejado como para

garantizar la correcta caracterización y valoración del impacto.

o De igual manera, para el caso de la contaminación lumínica el estudio se

extenderá hasta la costa o, al menos, hasta una zona en la que el impacto

producido no sea significativo.

o Finalmente, considerando el ahorro de emisiones, el ámbito de referencia es

claramente de gran amplitud.

En todos los casos, como puede apreciarse, la interrelación entre los aspectos estudiados supone la definición del área de estudio considerando el análisis simultáneo de los tres medios y, en particular, el medio terrestre y acuático por un lado, y el acuático/atmosférico por otro.

3.2.2.5.2.2 Medio Biológico

En el caso del medio biológico, el área de estudio vendrá definida por el ámbito de influencia sobre las diferentes comunidades estudiadas.

• Bentos / Plancton

En este caso, deberán caracterizarse las comunidades presentes en la propia área de



instalación del proyecto (parque eólico, subestación transformadora y línea de

evacuación) así como la de aquellas áreas en las que potencialmente se vaya a

producir afección al bentos, como las zonas de deposición de sedimentos.

• Comunidades piscícolas, aves y mamíferos marinos

El área de estudio de la fauna es muy variable y variará en virtud de las características

de las especies estudiadas y de la zona.

o Será fundamental definir las vías migratorias y rutas habituales de

alimentación de las comunidades piscícolas, aves y mamíferos marinos,

estudiándose toda el área necesaria para su correcta caracterización.

o También deberán definirse las comunidades costeras, fundamentalmente de

aves, por lo que el área deberá extenderse hasta el litoral.

o En cuanto al medio acuático, también el estudio del litoral y la caracterización

de los mamíferos marinos y los peces serán necesarios.

En resumen, el área de estudio vendrá definida por la zona de instalación del parque, extendiéndose en virtud de la afección al bentos hasta las zonas en las que se depositen los sedimentos, y en virtud de las comunidades piscícolas, aves y mamíferos marinos en toda el área que forme parte de su hábitat, incluyendo el ámbito cercano de sus migraciones y desplazamientos habituales.

3.2.2.5.2.3 Paisaje

Un parque eólico en el mar es observado, principalmente, desde tierra, si bien debe considerarse también su observación desde el mar (por ejemplo, desde embarcaciones de recreo).

Por tanto, deberá caracterizarse el potencial de observación como cierto ámbito, variable en función de las características del litoral y del tipo de condiciones meteorológicas dominantes, en torno al parque eólico. Esta caracterización debe incluir la delimitación de áreas a partir de las cuales el parque es visible, total o parcialmente (lo que puede realizarse de forma sencilla utilizando modelos digitales del terreno), así como la delimitación de las áreas terrestres o acuáticas con algún régimen de protección de paisaje a nivel nacional, regional o local.

En este sentido, y en lo que respecta al área de estudio a considerar, cabe mencionar que a distancias superiores a 10 km los aerogeneradores de un parque eólico no suelen resultar fácilmente visibles.




El área de influencia de un parque eólico en el mar en el medio socioeconómico es muy variable, pudiendo abarcar varias escalas: local, regional, nacional e internacional, dependiendo del tipo de efectos que sean considerados.

Generalmente, los efectos directos son los más localizados. La afección sobre los recursos pesqueros y de la pesca en sí, de la navegación (aérea y marítima) y otros usos del medio marino, se realiza de forma directa en el área de implantación del parque eólico. Lo mismo ocurre con la instalación de las infraestructuras necesarias en tierra.

El área de influencia de los efectos directos puede extenderse. La alteración de las rutas de navegación o de las rutas migratorias de especies piscícolas (consideradas en este caso como recurso), por ejemplo, puede tener sus efectos en una zona más o menos extensa más allá del área del parque eólico.

Lo mismo ocurre con las telecomunicaciones, el radar y la TV, en lo que se refiere a interferencias, un área que dependerá del radio de acción del parque y la sensibilidad de las infraestructuras afectadas.

Por otro lado, algunos efectos directos pueden tener mayor incidencia en áreas alejadas del parque eólico que en áreas cercanas. Normalmente, el impacto visual sobre los observadores en tierra será más importante que en el propio parque eólico, ya que la mayor parte de éstos se encuentran en la costa. El área de influencia visual de un parque eólico depende necesariamente de la distancia, posiciones y orientaciones en las que el mismo es visible.

Finalmente, hay efectos directos que tienen su influencia fundamentalmente fuera del área de implantación del parque, y a distancias más o menos considerables. En las fases de proyecto y construcción, la adjudicación del proyecto y la fabricación, transporte, montaje y almacenamiento de los equipos, tienen efectos económico-financieros sobre empresas que pueden situarse a decenas o millares de kilómetros.

Por lo que se refiere a los efectos indirectos, generalmente ejercen su influencia fuera del área del parque, si bien también pueden hacerlo en él. La formación de arrecifes artificiales en las cimentaciones de los aerogeneradores puede dar lugar a la generación de áreas de colonización de bivalvos, crustáceos y otras especies, dando lugar a un nuevo recurso en el área del parque. La perturbación del fondo marino y la fauna bentónica, puede afectar a los recursos piscícolas al constituir parte de la cadena alimenticia. Por otro lado, en el caso de que el parque eólico se convirtiera en un recurso turístico, ello supondría un incremento de la navegación en su perímetro.

Sin embargo, la mayor parte de los efectos indirectos más importantes se dejarán notar en tierra, concretamente en las poblaciones más próximas al parque eólico.



El tipo de percepción producido, la aparición o desarrollo de temores o expectativas o el grado de aceptación o rechazo social, son efectos inevitables que surgen tras la fase de planificación y proyecto, y deben ser adecuadamente identificados y considerados.

Además, en la fase de construcción y funcionamiento, los efectos indirectos (positivos y/o negativos) de la presencia del parque eólico como atractivo turístico local o en los ingresos de las familias de pescadores, por ejemplo, pueden tener efectos relevantes en el empleo y la calidad de vida de los individuos y familias y, por tanto, en la vitalidad económica y social de las poblaciones.

La producción de energía eléctrica es el efecto más directo y justificativo de un parque eólico. Pero sus efectos son de localización variable o de difícil localización. Desde luego, la distribución de energía producida puede tener efectos locales, sobre todo en momentos de elevada demanda energética, pero normalmente constituye un recurso más de la red general. Por otro lado, la producción de energía “limpia” puede suponer la disminución de generación de energía en instalaciones más contaminantes.

La energía eólica es un recurso endógeno. Su aprovechamiento a través de parques eólicos puede tener efectos relevantes, sobre todo de forma acumulada, en lo que se refiere a la sustitución de importaciones de energía eléctrica o materias primas utilizadas en la generación térmica (carbón, gas natural, fueloil, etc.), reflejándose en la economía energética nacional.

En suma, la amplitud de los impactos en el medio socioeconómico implica también una gran diversidad en lo que respecta a la definición del ámbito geográfico del área de estudio. Sin embargo, en conclusión, y teniendo como perspectiva el análisis de un proyecto determinado, se indican a continuación algunas orientaciones prácticas:

1) Los efectos de un parque eólico en el mar en el medio socioeconómico pueden dejarse

sentir a varias escalas, aspecto que debe ser tenido en consideración.

2) Sin embargo, dos escalas deben ser objeto de una mayor consideración:

a. el área de implantación directa de las infraestructuras que constituyen el parque

eólico (terrestre y acuático).

b. el ámbito territorial, poblacional, social y económico más próximo, en donde la

mayor parte de los efectos tendrá, potencialmente, particular relevancia.

3) La definición del área de estudio debe ser hecha caso a caso, y no de forma genérica.

Debe tener lugar después de una identificación preliminar de impactos, en función de

la cual se definirán los límites del área de estudio y se desarrollará la caracterización

del medio potencialmente afectado.



La definición del área de estudio puede sufrir nuevos ajustes a lo largo del desarrollo del EsIA, en el caso de que aparezcan nuevos impactos de ámbito diferente o se desestimen impactos que resulten no ser relevantes.


3.2.2.6 Identificación de Acciones del Proyecto

Para poder realizar una adecuada evaluación de impactos es necesario conocer y analizar la actuación que se va a evaluar, y considerar las características y situaciones derivadas del proyecto que pueden tener alguna incidencia sobre el medio ambiente.

En lo que respecta a las actividades de proyecto, será especialmente determinante conocer los siguientes aspectos:

• Datos generales sobre el proyecto: dimensión de las máquinas, número, ubicación,

potencia instalada, etc.

• Previsión de acceso (embarcaciones, helicópteros) a la zona durante la construcción,

funcionamiento y desmantelamiento.

• Cronograma de actividades durante la fase de obras, con objeto de poder especificar

los periodos especialmente sensibles para la fauna y las actividades pesqueras.

• Especificación de los volúmenes y sistemas de dragado a emplear durante la fase de

construcción, ya que la magnitud de los impactos generados puede variar mucho

dependiendo del tipo de sustrato presente.

• Deben especificarse en fase de proyecto aquellos aspectos constructivos que puedan

resultar especialmente críticos, sin esperar a la evolución del proyecto para decidir

cómo solventar las dificultades que puedan aparecer.

En todo proyecto las acciones que se producen pueden identificarse con las etapas del mismo; así, se pueden distinguir aquéllas que se producen en la fase de instalación del parque eólico en el mar (excavación de cimentaciones de los aerogeneradores, instalación de las torres, tendido de conductores, etc.), de las que tienen lugar durante la fase de funcionamiento de la misma (generación y transporte de electricidad, labores de mantenimiento) y durante el desmantelamiento (desmontaje de aerogeneradores, eliminación de cimentaciones, retirada de conductores).



A continuación se enumeran las principales acciones de un proyecto de parque eólico en el mar que pueden tener alguna incidencia en el medio, separando la fase de instalación, la fase de funcionamiento y la de desmantelamiento de la infraestructura.

3.2.2.6.1 Fase de Construcción

• Preparación del emplazamiento (aerogeneradores, subestación transformadora, etc.) y

áreas afectadas.

• Estabilización del lecho marino, movimientos de materiales y excavaciones para la

cimentación de aerogeneradores, elementos de la subestación transformadora, etc. y

para la apertura de zanjas.

• Preparación de plataformas para los trabajos de construcción.

• Cimentaciones.

• Montaje de aerogeneradores, línea eléctrica de evacuación y subestación

transformadora.

• Ocupación del espacio marítimo-terrestre.

• Presencia de equipos, embarcaciones y trabajadores.

• Transporte de materiales y equipos.

• Parque de maquinaria, acopio de materiales de construcción y residuos.

• Creación de zonas de exclusión.

3.2.2.6.2 Fase de Funcionamiento

• Presencia del parque eólico e infraestructuras asociadas.

• Rotación de las palas.

• Creación de zona de exclusión.

• Generación, transformación y transporte de energía.

• Visitas y mantenimiento.



3.2.2.6.3 Fase de Clausura ó Abandono

• Retirada de los aerogeneradores, cimentaciones, cables conductores y resto de

infraestructuras asociadas.

• Transporte a vertedero y/o reutilización de materiales.

• Presencia de equipos, embarcaciones y trabajadores.

• Parque de maquinaria.

• Abandono del emplazamiento.

• Creación de zonas de exclusión.

3.2.2.7 Identificación de Impactos. Matriz de Acciones-Impactos

El análisis de las alteraciones ambientales causadas por la instalación de un parque eólico en el mar va dirigido a identificar los problemas que se derivan del planteamiento, diseño y ejecución del proyecto. Los problemas ambientales tienen sus raíces en una serie de condicionantes físicos, biológicos, socioeconómicos y paisajísticos que pueden resultar afectados por la instalación del parque. A continuación se revisan estos condicionantes, señalando los factores afectados de cada elemento ambiental.

Los motivos de independizar para su estudio los distintos elementos del medio que pueden verse afectados son los siguientes:

• La zona de influencia del proyecto en estudio no es la misma para todos los elementos

o factores afectados. En el caso del bentos (por ejemplo) se analizará el área concreta

del proyecto y sus aledaños, mientras que para el paisaje el límite será aquél desde el

cual se vean las infraestructuras. El límite geográfico de los factores socioeconómicos

abarca entornos muy diferentes.

• Los parámetros o características de los elementos ambientales, que son indicadores de

su calidad o de su situación, son distintos para cada uno de ellos.

• En el desarrollo del proyecto de parque eólico en el mar no se ven igualmente

afectados todos los elementos del medio.

• Permite conocer cuáles son las alteraciones que se producen sobre cada elemento,

informando sobre qué acciones del proyecto es necesario actuar, mediante la

aplicación de las correspondientes medidas protectoras o correctoras, para así atenuar

o evitar el impacto en cuestión.



A continuación se incluye la relación de impactos sobre el medio físico, biológico, el paisaje y el medio socioeconómico que pueden generar las acciones de proyecto anteriormente indicadas.









3.3 Turbinas Eólicas (o Aerogeneradores) en el Mar

3.3.1 Introducción

3.3.1.1 Componentes de turbina eólica

Los componentes principales que componen una turbina eólica, de eje horizontal, son:

• El rotor, que extrae la energía cinética del viento y la transforman en energía mecánica;

• El tren de engranajes y sistema soporte, que transfiere las cargas del rotor a la superestructura de la góndola y a la estructura soporte, y cede la potencia desde el rotor al generador;

• El sistema eléctrico, que convierte la energía mecánica en energía eléctrica.

• El sistema de control de potencia, que limita y condiciona la potencia extraída

Por lo general, el conjunto de componentes necesarios para el uso en el mar no difiere tanto de aquellos utilizados para el despliegue de tierra, prestándose algo de atención a sus ventajas y desventajas relativas, las cuales se consideraran mas adelante.

Nos centraremos en los asuntos que influyen en el diseño de las turbinas, específicamente para su uso en el mar.

3.3.1.2 Aspectos del diseño para turbinas eólicas

Se pueden realizar pocas afirmaciones definitivas respecto al diseño de turbina para uso en el mar, únicamente podremos asegurar que serán maquinas grandes, superiores a un 1MW. El



tamaño más favorable y realizable, para considerarse rentable en el futuro, son tamaños de 4 ó 5 MW de potencia.

Las condiciones del viento en el mar difieren de las halladas en tierra. El “entorno alternativo” suministrado por el mar puede tener otras influencias. Por ejemplo, en tierra pueden existir personas que se vean afectadas por molestias sonoras, así pues, el ruido producido por la turbina no tiene por que ser una consideración de diseño principal. Por ello, las características de la turbina dirigidas a reducir el ruido, por ejemplo reduciendo la velocidad del rotor a velocidades de viento inferiores, no resulta tan atractivo.

La ausencia de vecinos humanos, en el entorno del mar, también significa que los fallos violentos de la máquina pueden considerarse menos críticos. En tierra, sin embargo, éstos son muy peligrosos para aquellas personas que están cerca de la máquina, y deba evitarse bajo cualquier circunstancia. En una zona marina remota, la única pérdida sería la máquina y posiblemente las máquinas adyacentes si el fallo es excepcionalmente violento. Esto puede contemplarse como una ventaja, dado que podemos diseñar maquinas en el mar que trabajen muy cerca de su condición límite, con el objetivo de reducir costos de capital. Sin embargo esta posibilidad, previamente inexplorada, está sujeta a la aprobación (probablemente contraria) de organizaciones de certificación en el mar.

Esta claro que, a causa del contraste entre las condiciones en tierra y en mar, el diseño óptimo de una turbina en el mar diferirá considerablemente del de una maquina en tierra. Ello se hará mas evidente en las interacciones entre la turbina y el resto de los “componentes” principales de un OWECS (Sistema de Conversión de Energía Eólica en el Mar), es decir, la estructura soporte, el esquema del parque y la conexión eléctrica, y la disponibilidad de facilidades para la operación y el mantenimiento.

3.3.1.3 Características deseables de las turbinas eólicas para uso en el mar

Hay varias cualidades fundamentales por las cuales un OWECS (del inglés “Offshore Wind Energy Converter System”, Sistema de Conversión de Energía Eólica en el Mar), o en realidad casi cualquier maquina, puede evaluarse, entre ellas;

La Fiabilidad

Como casi cualquier máquina, una turbina eólica, para uso en el mar, debe ser fiable, en otras palabras, el tiempo medio entre fallos (MTBF del inglés “Mean Time Between Failures”) debe ser aceptable. Sin embargo, debe equilibrarse con otras características, particularmente el costo del capital.

La fiabilidad es un asunto particularmente importante para las turbinas eólicas en el mar, gracias al considerable gasto de reparación y las dificultades implícitas en la accesibilidad de las localizaciones en el mar.



Accesibilidad y mantenibilidad

La ‘mantenibilidad’ de un OWECS es una medida de cuanto esfuerzo se necesita para ejecutar operaciones de mantenimiento habituales. En cierta medida, incrementar la ‘mantenibilidad’ de una turbina puede contrarrestar los problemas de fiabilidad, reduciendo los costos de operaciones individuales. Debe tenerse en cuenta que la ‘mantenibilidad’ puede tener una gran influencia en costo del capital del OWECS.

Eficiencia

En este contexto, una máquina eficiente es aquella que hace mejor uso del viento, produciendo la máxima cantidad de energía eléctrica. La eficiencia debe estar, por supuesto, compensada con el costo inicial del capital y la fiabilidad de máquina.

Por otro lado, y ya que la velocidad media del viento en el mar es mayor que en tierra, una maquina con alta eficiencia podría ser un criterio secundario.

Vida útil

La vida útil de una turbina puede fijarse como el tiempo desde su instalación hasta que deja de ser económico mantenerla operativa.

Las turbinas con una vida útil larga son preferibles para el uso en el mar, siempre y cuando la vida extra no tenga ningún efecto pernicioso en el costo de capital. Esta circunstancia puede conllevar especificaciones de vida útil diferentes para componentes diferentes del OWECS, por ejemplo, dado que la estructura soporte y la conexión a la red tienen una vida útil más larga que la turbina, cuando la vida de esta expire, puede adherirse a la estructura soporte existente una nueva turbina.

El coste de Capital (inversión)

El coste del capital de una turbina es efectivamente su precio de compra.

Seguridad

La instalación de una turbina debe cubrir todos los requerimientos de seguridad necesarios.



3.3.2 Características Técnicas de las Turbinas Eólicas en el Mar


La siguiente tabla resume las características técnicas de una turbina eólica, con sus posibles elecciones.

Tabla 7. Opciones Principales del Subsistema "Turbina"

Subsistema “Turbina” Elecciones principales

Sistema de Control de Potencia

- Control por paso de pala (pasivo o activo)

- Control por perdidas (pasivo o activo)

- Control por giro

- Control por paso parcial

Opciones de Pala - Material flexible o rígido

- El número de palas

Opciones de Velocidad del Rotor

- Velocidad fija

-. Velocidad dual

- Velocidad variable completa

- Velocidad variable parcial

Opciones de Eje - Rígido

- Oscilante

- Girable

Tren de Engranajes - Caja de engranajes modular

- Caja de engranajes integral

- Toma directa

Sistema de seguridad - Frenos aerodinámicos (perdida/paso)

- Frenos mecánicos

- Frenada controlada por Giro

- Frenada electrodinámica



3.3.2.2 Opciones del Control de Potencia del rotor

3.3.2.2.1 Control por perdida – paso fijo

Este método de operación utiliza las pérdidas aerodinámicas para controlar los niveles de potencia del rotor, para la velocidad del viento correspondiente. A velocidades del viento bajas, las estelas trabajan eficientemente. A velocidades del viento más altas, el ángulo de ataque de los alabes provoca la estela, poniéndolo en perdida y llegando a ser ineficiente (debido al fuerte incremento de las fuerzas de arrastre), reduciendo así la potencia por debajo de la potencia nominal. A velocidades del viento todavía mayores (normalmente más de 25m/s) el rotor debe detenerse porque las “ineficientes” fuerzas de succión llevarían al rotor por encima de la potencia nominal del tren de engranajes.

Ventajas

• sistema pasivo simple

• ningún moviendo de partes

• gran experiencia a lo largo del mundo con las turbinas controladas por pérdidas

Desventajas

• no es tan eficiente como el control por paso, en los términos de captación de energía

• debe prestarse atención al diseñar el rotor para las condiciones del viento en la zona

• debe suministrarse el freno del rotor (normalmente freno aerodinámico)

3.3.2.2.2 Control por paso activo

En control por paso activo, las alabes son movidas alrededor de su eje longitudinal para dar el ángulo de paso óptimo a cada velocidad del viento. Las alabes son accionados desde el eje. Un mecanismo hace girar las alabes, según las indicaciones del sistema de control. Existen diversos mecanismos para llevar a cabo este giro, entre ellos; los sistemas hidráulicos/mecánicos o accionamiento por motor eléctrico.

El control por paso activo es el sistema de control usado en muchas turbinas eólicas de tamaño medio y grande, por ejemplo, Vestas (DK), Windmaster (NL), Kenetech (EE.UU.), Zond (EE.UU.), Enercon (DE), WEG (RU)

En la mayor parte de los casos, el ajuste del ángulo por paso es activado por sistemas hidráulicos; por lo tanto la potencia hidráulica debe transmitirse en el sistema de giro.

Ventajas

• aumenta la salida de energía anual comparada con rotores controlados por pérdidas

• se dispone de freno aerodinámico

• cargas reducidas a altas velocidades del viento



Desventajas

• los sistema de control por paso no pueden adaptarse con precisión a cambios rápidos en las velocidades del viento, así pues, el daño de fatiga no se reduce tanto, comparado con los rotores controlados por pérdidas

• requiere dispositivos y mecanismos muy caros

• baja fiabilidad debido al alto número de partes en movimiento

• las palas deben tener rigidez a la torsión

3.3.2.2.3 Control por perdida activa

Este es una variante del control por paso activo. El mecanismo es similar, pero el control de la torsión del rotor es por pérdida. Las palas son giradas en una posición establecida, particular para un rango de velocidad del viento. El mecanismo y el sistema de control pueden operarse más lentamente que en el control por paso activo.

Ventajas

• captura de energía mayor que el control por pérdida puro

• bajas velocidades y cargas en los mecanismos de control por paso

• algo de fiabilidad mejorada sobre sistemas por paso activo

Desventajas

• se requieren mecanismos y dispositivos para el control por paso, aun cuando sea mas simple

3.3.2.2.4 Control por paso inclinado

Este sistema usa una inclinación de pala regulable, en lugar de la pala completa, para controlar la velocidad del rotor. El otro tercio de la pala produce la mayor parte de la potencia y este método ponen el control donde se necesita.

Ventajas

• salida de energía mayor que el control por perdida es posible

• área de la pala móvil más pequeña que cuando la pala entera no puede moverse

• se requieren mecanismos y dispositivos más pequeños

Desventajas

• el mecanismo de activación debe ser ajustado en un espacio pequeño en la propia pala

• el acceso al mecanismo es difícil para mantenimiento

• la fiabilidad de los mecanismos de paso del extremo necesitan subir para el nivel del mecanismo de paso del tramo completo

• todas otras desventajas de control por paso activo



3.3.2.2.5 Control por paso pasivo

El control por paso pasivo usa las fuerzas centrífugas y aerodinámicas para ajustar el ángulo de ataque dinámicamente, en respuesta a la velocidad del rotor y a la velocidad del viento. Esto solo puede usarse en conjunción con turbinas eólicas de velocidad variable. Puede, por tanto, llevarse a cabo, para cualquier combinación de velocidad rotor/viento, el ángulo de ataque óptimo.

Ventajas

• el mecanismo pasivo no necesita ninguna potencia auxiliar para funcionar, así pues no necesita extraer potencia a las palas para rotar los acoplamientos

• la captura de energía anual es más alta que en el control por perdidas

Desventajas

• sólo pueda usarse en combinación con turbinas de velocidad variables

3.3.2.3 Opciones de las Palas

3.3.2.3.1 Flexibilidad

El propósito de aumentar la flexibilidad de la pala consiste en reducir las cargas de la misma. La flexibilidad de pala se mide por la relación de la primera frecuencia (de resonancia), propia de alabeo de la pala (flexión o torsión), frente a la frecuencia de rotación. La frecuencia propia alcanzable más baja se produce para una pala con una torsión de alabeo central, permitiendo el alabeo libre, sin la actuación del amortiguamiento en la torsión. Normalmente se usan palas rígida (3 o 4P).

Las palas torsionadas han sido usadas, con buenos resultados, por fabricantes de las turbinas más pequeñas, Lagerwey (NL) y Südwind (DE). La turbina holandesa “1 MW NEWECS-45” tiene una pala flexible relativa con una frecuencia propia de alabeo de 2.3 P, esta lleva a una reducción de carga de, aproximadamente, un 20% comparado con las palas rígidas.

3.3.2.3.2 Opciones en materiales

Aunque no un tema conceptual, el uso de materiales diferentes de pala es importante en diseño de máquina. La primera generación de palas de rotor existentes estaban fabricadas en fibra de vidrio reforzada con poliéster (GRP). Los fabricantes están substituyendo este material, cada vez más, por fibra de vidrio epoxy en forma de matrices pre-impregnadas (llamados pre-pregs). Éstos tienen una garantía de calidad mucho mayor, y se está convirtiendo en el material estándar actual para las palas de las turbinas eólicas.

Fibra de carbono epoxy también ha sido usada con un alcance limitado. Ambos permiten obtener las palas mas ligeras, especialmente las de fibra de carbono. La reducción de costos de este último material, en los últimos años, lo han señalado como una opción prometedora.



Madera de Epoxy ha sido usado por WEG y Howden (RU) y Windmaster Nederland (NL), usando la tecnología de la afianzada industria maderera, junto con la resina epoxy.

Acero se ha usado como el mástil de la carga en algunas grandes máquinas experimentales (Growian (DE), LS-1 (RU)), pero no ofrece ninguna ventaja comparativa con las palas de GRP.

3.3.2.4 Opciones de Velocidad del Rotor

3.3.2.4.1 Velocidad fija

Estas turbinas eólicas operan con una velocidad de rotor fijo, o dos velocidades discretas de rotor.

La mayor parte de las turbinas controladas por paso, y casi todas las controladas por pérdidas, usan una operación de velocidad fija. El control por pérdida esta, casi siempre, combinado con la operación de velocidad fija. Esto hace de la opción por pérdidas una vía de diseño barata y efectiva.

El generador de inducción esta restringido dentro de sus frecuencias principales. Un aumento en la potencia del rotor aumenta el deslizamiento del generador que produce mayor potencia en las bornas del generador.

Dos velocidades de operación son bastante comunes. Esta opción usa un generador bifilar que puede operar a dos velocidades diferentes. El de baja velocidad es usado a velocidades del viento bajas y los de alta velocidad para altas velocidades del viento. Esto incrementa la eficiencia del generador a velocidades del viento bajas, incrementando la captura de energía total.

3.3.2.4.2 Velocidad variable completa

Bajo la mayoría de los regímenes de viento, la captura de energía a través de turbinas eólicas con velocidad variable es mayor que para máquinas de velocidad fija. El rotor puede hacerse funcionar muy cerca de los picos de rendimiento eficiente a lo largo de la mayoría del rango de velocidad del viento operativo, hasta la velocidad nominal del viento. Las turbinas de velocidad variables pueden ofrecer una mejora en la captura de energía de hasta un 6%, comparado con las maquinas reguladas por pérdidas con velocidad fija.

La operación de velocidad variable habilita a las turbinas para absorber la energía durante ráfagas de viento, a través de un incremento momentáneo en la velocidad rotacional del rotor. Con la operación de velocidad fija, esta energía es transferida como cargas de impulso en los componentes del tren de engranajes. Tales cargas, en las maquinas de velocidad fija, significa que se necesitan componentes mas resistentes, y por lo tanto más caro, en comparación con máquinas de velocidad variables. Así la operación de velocidad variable ofrece ventajas desde el punto de vista del tamaño de componentes del tren de engranajes.



Operar a velocidad variable significa que, a velocidades del viento bajas la velocidad de rotor disminuye, induciendo la reducción del ruido aerodinámico, en comparación con operación de velocidad fija. La reducción de molestia de ruido que estas ofrecen son significativamente pequeñas para un parque de energía eólica en el mar, pero pueda ser importante para parques eólicos cercanos a la orilla. La mayoría de las máquinas de velocidad variables dependen del control de paso activo (por ejemplo, Enercon (DE), Kenetech (EE.UU.))

Los controles aerodinámicos pasivos pueden combinarse bien con la operación de velocidad variable. Como la velocidad del rotor aumenta, la fuerza centrífuga actúa sobre la pala del rotor pudiendo usarse para a alterar su paso. El cambio en el ángulo de ataque de la pala reduce el torsor principal en el rotor, limitando su velocidad efectiva.

Para lograr una salida eléctrica de frecuencia fija de una turbina con velocidad del viento variable se requiere un proceso de conversión de doble paso. La corriente AC de frecuencia variable generada debe transformarse primero a corriente DC, de esta puede sintetizarse entonces una corriente AC de frecuencia fija. El sistema electrónico necesario para tales conversiones puede ser caro, pero esto debe compensarse con los ahorros de los componentes del tren de engranajes que permite la velocidad del viento variable.

Ventajas

• incrementa la captura de energía

• reduce las cargas sobre los componentes

• reducción del ruido

• posible control aerodinámico pasivo

• pueda combinarse con generadores de toma directa

Inconvenientes

• costos extras de la electrónica de potencia

• aspectos del mantenimiento de la electrónica en el mar

• rango de excitación mayor de las frecuencias propias estructurales especialmente de la torre

3.3.2.4.3 Velocidad variable parcial

Esta opción usa un generador de deslizamiento variable para obtener muchas de las ventajas de la opción de velocidad completamente variable, sin penalización del costo. Este sistema fue desarrollado por Vestas como sistema “Opti-slip”. Usa un acoplador óptico para controlar la impedancia efectiva del rotor del generador, habilitando la modulación de la frecuencia del deslizamiento, con lo cual disminuye las cargas de impacto sobre el tren de engranajes y mejorando la calidad de la potencia.



3.3.2.5 Opciones del Tren de Engranajes

3.3.2.5.1 La función del tren de engranajes

El propósito del tren de engranajes es convertir la potencia, en el eje del rotor, a electricidad en las bornas del generador. El rotor se caracteriza por una velocidad rotacional baja y torsores elevados. La generación de electricidad necesita una velocidad relativamente alta entre las partes móviles y estacionarias de los generadores a torsión baja. Los generadores de velocidad fija trabajan, típicamente, entre los 750, 1000 o 1500 rpm.

La segunda función del tren de engranajes es transferir fuerzas indeseadas y reacciones a la placa base o a la estructura soporte, de una forma eficiente.

3.3.2.5.2 Opciones de Engranaje

3.3.2.5.2.1 Tren de engranajes modular

Es un tren de engranajes donde los componentes principales son encajados por separado en una placa base de conexión. Normalmente consiste en; cojinete principal, eje de baja velocidad, cojinete de cola, caja de engranajes, eje de alta velocidad y generador. Los frenos de disco mecánicos pueden situarse en cualquier lugar del eje de baja o alta velocidad.

La función del cojinete principal es transferir el peso del rotor y empuje del rotor a la placa base, permitiendo movimiento rotatorio del eje de baja velocidad

El eje de baja velocidad transfiere movimiento angular y puede contener el disco de freno. Su longitud se escoge, a menudo, para obtener un buen equilibrio de masas en la cima de la torre. A menudo se incluyen acoplamientos de elastómeros para absorber energía de impacto y para introducir amortiguamiento.

El segundo cojinete asegura la buena alineación del eje de entrada en la caja de engranajes.

La caja de engranajes eleva la velocidad de rotación del rotor al generador. Para grandes turbinas eólicas, montadas con generadores estándares, tienen normalmente cajas de engranaje de 3 etapas con primera y segunda etapa epicicloidal, y tercera etapa de eje paralelo. El diseño epicicloidal da un diseño más ligero y compacto que el diseño de ejes paralelos para el mismo torsor y relación de velocidades.

El eje de alta velocidad une el eje de salida de la caja de engranajes al eje de entrada del generador, a menudo cargada con el disco de freno principal y, también, cargada con acoplamiento flexible para corregir cualquier desalineamiento entre la caja de engranajes y generador.

El generador en un sistema engranado trabaja a una o dos de las velocidades estándares, de 1500,1000 ó 750 rpm, y genere potencia eléctrica a una frecuencia de 50Hz. Estos generadores tienen 4,6 y 8 polos respectivamente.



Ventajas

• buena accesibilidad para el mantenimiento

• puede disponerse de componentes industriales estándares

Desventajas

• solución más pesada

• las cajas de engranajes para grandes turbinas eólicas pueden estar fuera de los rangos de torsión estándares de los fabricantes

3.3.2.5.2.2 Tren de engranajes integral (tren de engranajes compacto)

El término ‘tren de engranajes integral’ cubre muchas variedades en el diseño de sistemas de engranajes. Todos estos buscan reducir los pesos y costos totales del sistema modular descrito anteriormente.

En algunas series, el desarrollo de trenes de engranajes en turbinas eólicas de tamaño pequeño y mediano, se ha dirigido hacia el uso de trenes de engranajes integrados, cuyas funciones de soporte y engrane están integradas. Las funciones del cojinete del primer eje del rotor y del cojinete del la caja de cambios principal pueden integrarse, cuando se esta usando una caja de engranajes paralela. El generador puede montarse directamente sobre el eje de alta velocidad, permitiendo fabricar trenes de engranajes muy compactos y ligeros. En concreto, una gran proporción del peso de la placa base puede evitarse. Esta configuración se complica con el diseño de engranajes epicicloides, los cuales están en la primera fase de engranaje requerida para turbinas grandes.

Ventajas

- peso inferior

- bajo costo posible combinando funciones en un componente

- reducción de cargas a la placa base y a la torre

Inconvenientes

- el acceso para el mantenimiento más difícil

- deben fabricarse componentes especiales

- los módulos para reemplazarse son físicamente mayores que en el diseño ‘modular’

3.3.2.5.3 Opción Toma directa / sin engranajes

La caja de engranajes es un artículo caro, con requisitos de mantenimiento regular. Así pues, otra alternativa atractiva consiste en conectar directamente el generador al rotor de la turbina eólica, sin la necesidad de una caja de engranajes.



Los principales componentes de un toma directa, o sistema sin engranajes, son un cojinete soporte del rotor y un generador. Los generadores de toma directa se están desarrollando de varias formas, de hecho, algunas empresas fabrican turbinas eólicas usando esta técnica.

La toma directa normalmente se combina con la operación de velocidad variable, que combina la necesidad de usar la electrónica de potencia para hacer funcionar un generador, razonablemente grande, con la ventaja de la energía extra obtenida usando la opción de velocidad variable del viento.

Los generadores de toma directa tienen un gran número de polos dispuestos alrededor de un gran radio.

Ventajas

• elimina la caja de engranajes, un articulo de alto coste

• ofrece expectativas de bajos costes de mantenimiento

• posibilita un diseño muy compacto

• requiere sólo uno o dos cojinetes en el tren de engranajes

• mayor eficiencia que un sistema combinado de caja de engranajes / generador

• en combinación con la operación de velocidad variable, captura de energía mayor que con la operación de velocidad fija convencional

Desventajas

• deben proponerse construir generadores de tamaño especial

• debe usarse en combinación con convertidores de frecuencia incluido en la electrónica de potencia

• se requieren grandes series de producción para obtener economías de escala en la fabricación del generador

• el generador no puede encapsularse completamente contra el impacto ambiental corrosivo

3.3.2.6 Opciones del sistema de seguridad

3.3.2.6.1 Necesidades de certificación

Los equipos de certificación y el estándar internacional IEC-61400-1 insisten en que todas las turbinas eólicas sean equipadas con dos sistemas de seguridad independientes, capaces de parar la turbina para evitar varias condiciones operacionales y extremas potenciales.



La mayoría de las turbinas eólicas actuales utilizan sistemas aerodinámicos como el sistema de seguridad primario y un sistema mecánico como un sistema secundario, para cumplir con este criterio.

3.3.2.6.2 Frenos Aerodinámicos en Turbinas Reguladas por Pérdidas

Normalmente consisten de unos casquillos de freno que pueden activarse, de forma automática, con una condición de sobre-velocidad del rotor por fuerza centrífuga, o pueden accionarse por señales de control actuando sobre los mismos. Los casquillos se diseñan normalmente para que cumplan los requisitos de seguridad garantizada, operando con fuerzas recuperadoras, cuando se aplica la potencia hidráulica o mecánica, necesarias para reestablecerlos.

3.3.2.6.3 Frenos Aerodinámicos – Turbinas Reguladas por Paso

Las turbinas reguladas por paso activo usan el mecanismo de paso de pala para ‘poner en bandera’ las palas cuando la turbina necesite ponerse en reposo.

3.3.2.6.4 Frenos Mecánicos

Los frenos mecánicos son normalmente frenos de disco, con la elasticidad correspondiente, y accionamiento hidráulico o neumático. Al principios de las maquinas reguladas por perdidas, el freno se posicionaba en el eje de baja velocidad. Con el aumento de la experiencia, los frenos se sitúan ahora en el eje de alta velocidad, posibilitando tamaños de discos significativamente menores, pero con la desventaja de tener pares de frenado transferidos a través de los dientes del engranaje de la caja de engranajes.

3.3.2.6.5 Frenada de Giro Controlado

Una turbina usa el control de giro activo para mover el rotor, perpendicular al viento a fin de traer el rotor al reposo. Esto requiere una relación de giro muy alta e impone fuerzas giroscópicas grandes en el rotor. Esto puede superarse usando un rotor oscilante.

3.3.2.6.6 Frenada Electrodinámica

Este concepto esta experimentando actualmente un renacimiento desde su primer uso, en los 80 en los parques eólicos de California. Usa una carga eléctrica impuesta sobre el generador para reducir la velocidad del rotor. La tecnología es simple, relés automáticos, condensadores y resistencias de carga de colector para imponer la carga sobre el generador. Sin embargo, dado que a bajas velocidades los campos electromagnéticos colapsan, este sistema trabajará solamente por encima del 20% de la velocidad del rotor. Además, se necesita frenos de parada para poner el rotor completamente en reposo.



3.3.3 Ejemplos

Tras una descripción exhaustiva de las distintas opciones de diseño de una turbina eólica, pasamos a mostrar una tabla de características de ejemplos concretos de turbina, aunque es preferible solicitar esta información al fabricante.

Tabla 8. Datos principales de una turbina eólica en el mar, regulada por paso.

Turbina Eólica en el Mar Regulada por Paso WTS-80

Diámetro del rotor 80 m

Potencia nominal 3 MW

Número de palas 2

Altura de buje 78 m

Rango de operación 5-25 m/s

Velocidad del viento estimada 13.7 m/s

Control de potencia Por paso cubierto completo

Estructura soporte Monopila, monotorre

Profundidad del agua 20 m

Máximo diámetro de la monopila 3.5 m

Primera frecuencia natural de la estructura soporte

0.278 Hz

Tabla 9. Datos principales de la turbina eólica en el mar regulada por pérdidas

Turbina Eólica en el Mar Regulada por Perdidas

Diámetro del rotor 54 m

Potencia nominal 1 MW

Número de palas 3

Altura de buje 48 m

Rango de operación 3.5-25 m/s



Velocidad del viento estimada 16 m/s

Control de potencia Por paso de pala fijo

Estructura soporte Monopila, monotorre

Profundidad del agua 20 m

Máximo diámetro de la monopila 3 m

Primera frecuencia natural de la estructura soporte

0.54 Hz

3.3.4 Rango operacional de la turbina eólica

El rango operacional de la turbina eólica está definido por dos velocidades. La velocidad del viento de corte inferior (cut-in), que es la velocidad mínima del viento a la cual una turbina eólica empieza producir energía, y la velocidad del viento de corte superior (cut-out), que es la velocidad del viento máxima a la cual una turbina eólica puede operar. Otra velocidad del viento características es la velocidad del viento nominal. Es la velocidad del viento a la cual se alcanza la potencia nominal de una turbina eólica. Estas tres velocidades del viento se muestran en la Ilustración 12, para dos tipos de turbinas eólicas distintas.



Ilustración 12. Curvas de potencia de un turbina eólica regulada por paso y otra regulada por pérdidas. Normalmente se rota la pala en la dirección positiva reduciendo el ángulo de ataque, por lo tanto disminuyendo también las fuerzas de succión y arrastre. Este tipo del control de potencia es más preciso porque el flujo esta todavía adherido a la superficie de sustentación y las fuerzas pueden predecirse con precisión.

La turbina eólica empieza operar a la velocidad del viento de corte-inferior, la potencia de salida aumenta con la tercera potencia de la velocidad del viento. La potencia de salida nominal se alcanza a la velocidad del viento nominal. Hasta este punto ambos tipos de turbinas eólicas se comportan en una forma similar. La diferencia estriba en la región de velocidad del viento más alta, donde la potencia de salida tiene que ser limitada.

3.3.4.1 Turbina Controlada por Paso

El control por perdidas pasivo mantiene la velocidad rotacional constante, de modo que el ángulo de ataque crece con la velocidad del viento. A velocidades del viento más altas (ángulos de ataque más altos), aparecen las perdidas, el flujo se adhiere a la superficie de sustentación y las fuerzas succión colapsan. El problema con un control por pérdidas pasivo es que las pérdidas son un fenómeno inestable altamente no lineal, así pues el control de la potencia de salida se vuelve, más bien, errático porque las fuerzas no se pueden predecir con exactitud.



Los dos tipos de regulación de potencia dan lugar a características de carga diferentes. La Ilustración 13 muestra las fuerzas de empuje en una turbina regulada por paso y otra regulada por pérdidas. Como pueda verse la fuerza de empuje de una turbina regulada por perdidas crece monótonamente con la velocidad del viento. No tiene ninguna posibilidad de reducir las cargas aerodinámicas. Además, debido a las pérdidas, el amortiguamiento de la pala es inferior al de las palas reguladas por paso. En cambio, las turbinas reguladas por paso pueden ajustar el ángulo de paso de pala para reducir las cargas aerodinámicas, por lo tanto reduciendo las fuerzas de empuje.

Ilustración 13. Fuerzas de empuje del rotor de una turbina eólica controlada por paso y otra controlada por pérdidas.

A lo largo de este apartado se usan dos turbinas reales. La turbina regulada por paso, de referencia, es una turbina eólica diseñada para aplicaciones en el mar, desarrollada por Kvaerner Turbin y Kvaerner Oil & Gas Limited. Esta tiene dos palas con un rotor de 80 m. La velocidad del viento nominal es 13.7 m/s. Las palas están controladas por paso por encima de la velocidad del viento nominal. La turbina tiene una potencia nominal de 3 MW. La estructura soporte consiste en una monopila directamente conectada a una monotorre a través de una brida. La profundidad del mar en la localización es de 20 m. Véase la Ilustración 14.



Después de velocidades del viento de corte exterior (cut-out), las palas se colocan en una posición para reducir las fuerzas de arrastre de la pala durante las tormentas. Esto significa que las fuerzas aerodinámicas no contribuyen de una forma significativa a la flexión de la torre durante las condiciones de viento extremo.

Ilustración 14. Las dimensiones de la turbina controlada por paso

3.3.4.2 Turbina Controlada por Perdidas

La turbina, de referencia, controlada por pérdidas tiene una potencia nominal de 1 MW con una velocidad del viento media de 16 m/s. El diámetro del rotor es de 54 m y tiene una altura de buje de 48 m. La estructura soporte es del tipo de monotorre con una cimentación de monopila. La profundidad de agua es de 20 m. La velocidad del viento de corte inferior es 3.5 m/s y la velocidad de viento de corte exterior es 25 m/s.

Debería notarse que la comparación absoluta de respuestas de estas dos turbinas no es relevante porque el tamaño de las mismas no es el mismo. El propósito principal es




El fabricante de turbinas nos facilita las cargas que transmite la turbina a la estructura en distintas hipótesis de carga definidos en normativas.

3.3.4.3 Cargas a la Estructura Soporte

simplificar, para definir, las diferencias fundamentales en las respuestas extremas, tratando con dos conceptos de control diferentes. Obsérvese que la turbina por perdidas no tiene ninguna posibilidad de reducir las fuerzas de empuje durante una tormenta, mediante el paso de pala. Esto tiene una influencia en la respuesta extrema para la estructura soporte, puesto que la contribución del empuje aerodinámico es relativamente alto comparado con la turbina controlada por paso mencionada mas arriba.


Tabla 10.Casos de carga para los ELU, representativos para un periodo de retorno de 50 años.

Situación deDiseño

Caso de Carga Eólica

Condición del Viento Otras condiciones

Caso deCarga según IEC 61400-1

Oleaje para simulaciones simultaneas

1

10in hub outv U v< < + desviación estándar característica

de el cuantil de la velocidad del viento del

, 90%U cσ = en la distribución de probabilidad de Uσ

Para la predicción de eventos extremos

1.1 N/A

2 102 2 sr hub rv m s U v m− < < + + ráfaga coherente

extrema con cambio de velocidad

1.4 max,10 añosH −

3 10in hub outv U v< < + modelo de turbulencia extremo 1.3 ,10S años H −

Producción de Potencia

4 10in hub outv U v< < + esfuerzo cortante del viento

extremo

1.5 ,50S años H −

Producción de potencia mas la ocurrencia de un fallo

5




Fallo del sistema de control o perdida de la conexión eléctrica

2.1 ,10S años H −








6 10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + ráfaga de operación

extrema en un año


Arranque

7 10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + cambio de dirección

extremo


Parada Normal 8

10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + ráfaga de operación

extrema en un año


Parada de Emergencia

9

10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + el perfil eólico

normal para hallar el valor medio vertical del esfuerzo cortante del viento a través del área barrida por el rotor



Est

C








10a 10 10,50hub añosU U −= + la desviación estándar

característica de la velocidad del viento ,U cσ , mínima

100.11 hubU⋅

6.1 ,10S años (1) H −

10b (2) 10 10,10hub añosU U −= + la desviación estándar


100.11 hubU⋅

N/A ,50S años H −

Estacionado (todavía inactivo o marchando en vacío)

11 10 10,1hub añosU U −= + la desviación estándar

característica de la velocidad del viento

,U cσ , mínima

100.11 hubU⋅

Error de giro extremo 6.3 ,10S años H −

(1) Cuando las condiciones del viento y del oleaje se correlacionan hasta el grado que los extremos de las dos condiciones ocurren

simultáneamente, la velocidad media del viento diez minutal a 50-años , se combinará con la altura de ola significante a 50-años

os , mejor que con la altura de ola significante a 10 años os , cuando se hacen las simulaciones de las cargas y sus efectos para viento y oleaje simultaneo.

10,50 añosU −

,50S añH − H −,10S añ

(2) Caso de carga de viento 10b es sólo aplicable cuando las simulaciones va a llevarse a cabo para el viento y las olas simultáneas


3.4 Estructura Soporte e Instalación

3.4.1 Introducción

3.4.1.1 Nomenclatura

Con el objetivo de simplificar y clarificar los distintos componentes de la estructura soporte de una turbina eólica en el mar, vamos a definir las distintas secciones que podemos encontrarnos en ella, basándonos en su uso estructural.

• Torre; elemento estructural que resiste las cargas generadas por la turbina eólica y las

provocadas por el viento sobre el mismo, transmitiéndolas a la sub-estructura.

• Subestructura; elemento estructural que resiste las cargas transmitidas por la torre y las

provocadas por el mar sobre ella misma, transmitiéndolas a la cimentación.

• Cimentación; elemento estructural que resiste las cargas transmitidas por la

subestructura, transmitiéndolas al terreno.

Ilustración 15. Definición de las Secciones de una Estructura Soporte



3.4.1.2 Características de las Estructuras Soporte

Después de describir las distintas secciones de la estructura soporte, pasamos a referir las distintas opciones dentro de cada sección y como conjunto.

‘Subsistema’ Estructura Soporte Elecciones principales

Concepto general Rígido-rígido

Flexible-rígido

Flexible-flexible

Torre Mono-torre

Torre en celosía

Torre telescópica

Subestructura Pilote

Tri-pode (Jacked-up)

Cuadri-pode

Multi-pode

Reforzada

Cimentación Bordeada (Skirted)

Por gravedad

Pilotada

Por campana de succión

Micro-pilotada (gravedad y micropilotes)

Instalación Izado

Flotado

3.4.1.2.1 Principio básico

Hay tres propuestas generales para la construcción de estructuras soporte de WECS (Sistemas de Conversión de Energía Eólica), la visión general del objetivo es evitar la resonancia de la estructura con la fuerza de excitación periódica más probable.

• Rígido-rígido

• Flexible-rígido



• Flexible-flexible

Los diseños típicos, durante el inicio de la industria, son del tipo rígido-rígido, según el cual el soporte tiene una frecuencia propia por encima de la frecuencia de rotación del rotor y la frecuencia de paso de pala. En los últimos años se están viendo el uso de torres flexibles-rígidas, las cuales tienen frecuencias propias cuidadosamente situadas entre la frecuencia de rotación y la frecuencia de paso de pala, y tienen la ventaja de reducir las cargas aerodinámicas variables y suministrar una solución mas ligera. Estructuras flexible-flexible, con frecuencias propias por debajo de la frecuencia de rotación son también posible, pero solo se construyen para grandes turbinas eólicas o cuando se necesitan elevadas alturas del buje.

3.4.1.2.2 Estructuras Soporte de OWECS (Sistema de Conversión de Energía Eólica en el Mar)

Comparado con la maquinas de tierra, el diseño de la estructura soporte para una turbina eólica en el mar se complica por la necesidad de ajustar fuerzas tanto hidrodinámicas como aerodinámicas. Las cargas de oleaje hacen el diseño flexible-flexible difícil de implementar. Las dificultades en la construcción precisa de una cimentación en el mar implican que el diseño flexible-rígido debe considerarse con cuidado, por tanto sería bastante posible que las imprecisiones coloquen la frecuencia natural dentro de una zona prohibida. Desde un punto de vista estructural, una torre flexible-flexible es la mejor opción.

Optando por una aproximación al diseño integral, donde se propone que la estructura soporte no puede considerarse independientemente de la turbina, una estructura flexible-flexible o flexible-rígida es preferible, desde el punto de vista del diseñador de la turbina, dado que esto soluciona muchas necesidades de amortiguamiento para las fuerzas dinámica en el conjunto completo. Con una torre rígida, el amortiguamiento tiene que suministrarse por otra parte.

Desde el principio, deben tomarse alguna consideraciones para los medios mediante los cuales la estructura soporte y la turbina serán instaladas en su ubicación en el mar. Como ejemplo, el izado de una góndola difícil de manejar sobre una estructura soporte previamente instalada, no es una operación deseable en el mar, y por tanto debería ser preferible instalar la estructura sopote y la góndola previamente emparejadas, en una operación simple. Esto tiene implicaciones para la elección de la cimentación, excluyendo cualquier posibilidad de mover la monopila lo cual podría dañar la turbina previamente instalada.

3.4.1.2.3 Conceptos de la Estructura Soporte de un OWECS

Los conceptos de estructura soporte para grandes unidades de conversión de energía eólica en el mar abarcan varios tipos genéricos, los cuales puede catalogarse ampliamente por; la naturaleza de su cimentación, sus métodos de instalación, su configuración estructural y los materiales con los que se construyen. Las opciones disponibles para cada una de estas están repartidas como se muestra en las siguientes secciones.



Cimentaciones

Las opciones para cimentaciones en el mar son básicamente de tres tipos:

• Basada en la Gravedad

• Pilotada

• Campana de Succión

Las cimentaciones pilotadas son las más comunes de las cimentaciones en el mar. El método estándar de instalación es clavar el pilote dentro del lecho marino usando un martillo impulsado hidráulicamente o por vapor. La manipulación y conducción del pilote requiere, generalmente, el uso de una grúa, y preferiblemente, una embarcación grúa.

Probablemente se piense que las vibraciones resultantes de las operaciones de pilotaje podría presentar un gran riesgo para las partes componentes del equipamiento mecánico e instrumental emplazados en la góndola y como consecuencia, el pilotaje necesitaría llevarse a cabo antes de la instalación de la góndola.

La estructura puede configurarse como una monopila o tener varios pilotes que son dirigidas a través de elementos de camisa y son unidas a la estructura principal por una conexión lechosa o de forja. Como tal, el pilote proporciona los medios para transferir las cargas de tensión y compresión desde la estructura hasta el lecho marino.

Los pilotes son una construcción tubular simple, barato de producir y proporcionar, con costos menores en la opción de fabricación. Dada su dependencia en la provisión de la grúa, la cimentación pilotada es probablemente la mas usada en combinación con una estructura soporte instalada por izado.

La cimentación por gravedad, a diferencia de la cimentación pilotada, esta diseñada con el objetivo de evitar cargas de tracción entre la estructura soporte y el lecho marino. Esto se logra suministrando suficiente peso muerto para establecer la estructura bajo los momentos de vuelco resultantes de la acción del viento y las olas.

Las estructuras por gravedad tienen sentido cuando las cargas ambientales son modestas y el peso muerto es significante o cuando una reducción de costo apreciable puede lograrse evitando la dependencia de una embarcación de grúa pesada.

Las campanas de succión son similares, en apariencia, a las cimentaciones por gravedad pero se caracterizan por que posee paredes alrededor de su perímetro. A diferencia de una cimentación por gravedad, esta variedad se diseña para transferir cargas de tensión transitoria y su comportamiento depende del drenaje del suelo. Esta aplicación para estructuras dominadas por cargas de oleaje puede ser significativa debido a la naturaleza transitoria de la carga. Su recomendación para estructuras eólicas en el mar grandes es, sin embargo, cuestionable debido al considerable componente estático de la carga del viento.



Instalación

Las unidades de OWEC nos proporcionan una variedad de métodos diferentes de instalación, lo que supone varias formas de instalación completamente gradual para la colocación de la unidad completa, que incluye la góndola y el rotor como piezas simples. La instalación se alcanza por izado o flotado de los componentes. Los siguientes párrafos muestran las opciones disponibles para estructuras soporte de OWEC.

El izado del OWEC es, en principio, el método más directo de instalación, y requiere una embarcación grúa de capacidad suficiente. La extensión de la misma debe permitir instalar las unidades de OWEC simple y eficientemente.

Aunque, consecuentemente, por normas costeras, la altura de una estructura soporte, diseñada para un OWEC multi-megavatios, está más allá de la capacidad de todas las naves, excepto las embarcaciones grúa más grandes. Por otro lado, el izado de la unidad en varias partes ofrece ciertas facilidades, sin embargo la altura de la sección final, combinada con la dificultad y sensibilidad del ensamblaje del rotor, limitan de nuevo las embarcaciones capaces de operar sólo un pequeño número de la totalidad.

Uno de los beneficios principales de usar una embarcación grúa pesada es que tiene la capacidad y todo el equipo necesario para hincar la estructura al lecho marino. Idealmente, la góndola completa con el rotor podría ser preinstalado en la estructura soporte en el astillero de fabricación, de tal modo que maximizamos el tiempo para la acreditación; sin embargo por causa de las vibraciones asociadas con el impulso de la hinca, la instalación de la unidad como una pieza sencilla parece sólo posible usando una cimentación por gravedad.

Puede considerarse la posibilidad de izar la estructura usando un soporte en la embarcación construido (o modificado) a propósito, sin embargo la larga duración de la operación de instalación probablemente elimine cualquier beneficio.

Poner la estructura soporte en el lugar ofrece la posibilidad de instalar la estructura soporte completa, evitando la necesidad de usar una grúa principal. Como un cuerpo flotante la estructura necesita ser construida en un dique o izada desde un muelle. Esto necesita flotabilidad inherente o flotabilidad auxiliar para poner y tener la estabilidad suficiente para su transporte y durante su colocación.

Obviamente los requerimientos para una embarcación grúa, una estructura soporte flotante es la mejor configuración para una cimentación por gravedad.

Configuración

La configuración de estructura soporte puede ser clasificada en tres tipos básicos:

• monotorre; una columna sencilla.

• monotorre reforzada; una columna central apuntalada con elementos de refuerzo.

• torre en celosía; una estructura completamente reforzada



Cada uno tiene diferentes ventajas, la monotorre y la monotorre reforzada proporcionan los beneficios de la simplicidad mientras que la torre en celosía ofrece la solución más eficiente, estructuralmente hablando.

Materiales

Los posibles materiales usados para los elementos de la torre en la estructura soporte de un OWEC son, principalmente, acero y hormigón pretensado. El acero ofrece el beneficio de ser unas cuatro veces más rígido y resistente, por unidad de masa, que el hormigón y como tal ofrece la posibilidad de construir estructuras apreciablemente más ligeras. Es esta combinación de construcción rígida y ligera, combinada con la flexibilidad del acero en la construcción de estructuras de refuerzo, lo que hace del acero el material preferido. Su peso reducido también proporciona facilidades a la hora del izado de la estructura o requiriendo una menor flotabilidad para navegar.

El material usado para la cimentación no esta tan claro. En el caso de las cimentaciones pilotadas, el acero presenta la solución obvia, mientras que para las cimentaciones por gravedad, acero u hormigón pueden ser apropiados con arena, piedra o mineral de hierro usado como material de lastre.

3.4.1.3 Topologías, Ventajas e Inconvenientes

De las secciones precedentes puede concluirse que las estructuras soporte potenciales para el desarrollo de OWEC pueden identificarse de lo siguiente:

• La opción de campana de succión no está incluida debido a la inexperiencia de este tipo de configuración en estructuras soporte de instalaciones eólicas en el mar. Ahora bien, si esta interesado en este tema se puede localizar información en la documentación aportada.

• Existe un total de ocho tipos de estructuras soporte disponible, si bien, sólo se tratarán con detalle a cinco de ellas, por resultar de mayor interés. Entre estas están, las estructuras con cimentación por pilotes izada y por gravedad flotante, junto con una variante de la cimentación por pilotes flotante, únicamente para la monotorre. Esta última configuración es especialmente práctica para izar monotorres pilotadas usando una pieza de transición, donde el pilote se instala en primer lugar y la torre, probablemente con la turbina correctamente instalada, se posiciona en una operación posterior. Esta última parte del proceso de instalación podría, en principio, llevarse a cabo igualmente con las técnicas de izado o flotante.



3.4.2 Planteamiento del Problema

3.4.2.1 Prediseño

3.4.2.1.1 Estructura Soporte y Cimentación

Se consideran apropiadas las siguientes actividades de verificación para el prediseño de una estructura soporte y su cimentación:

• aspectos y parámetros de diseño que se aplicarán en los cálculos respecto a las cargas,

las combinaciones de cargas, los coeficientes parciales de seguridad, etc.

• métodos de diseño estructural y geotécnico que se aplicaran.

• ensayos del modelo que se llevaran a cabo (opcional).

3.4.2.2 Diseño

3.4.2.2.1 Estructura soporte y cimentación

El diseño conceptual puede estar, opcionalmente, sujeto a verificación. Por el contrario, el diseño detallado está siempre sujeto a verificación.

La verificación de las estructuras soporte en el mar y cimentación se llevaran a cabo basándose en las cargas de la turbina eólica suministrada.



La verificación del diseño estructural incluye la revisión del diseño y el análisis del diseño independiente como sigue:

- Cálculos de diseño para el Estado Límite Último, el Estado Límite de Servicio (por

ejemplo rigidez permitida de la estructura soporte/cimentación) y el Estado Límite de

Fatiga.

- Los cálculos y consideraciones del diseñador en cuanto al impacto de los barcos y

sobre los métodos de instalación y mantenimiento, con respecto a la integridad

estructural de la instalación final.

- Sistema(s) de protección contra la corrosión propuestos (con el propósito de exigir la

vida de diseño, normas y códigos, y mantenimiento).

- Documentación de La Verificación del Diseño, Los Dibujos y Especificaciones del

Diseño.

- Análisis independientes de combinaciones de cargas.

- Análisis de elemento finitos independientes de respuesta estructural.

- La evaluación de la mecánica de la fractura del diseño independiente para soldaduras.

La verificación del diseño geotécnico incluye la evaluación de:

- Extensión y relevancia de la investigación geotécnica y derivación de los parámetros

del suelo de estas investigaciones.

- Evaluación de los métodos de cálculo, estabilidad y modos de fallo.

- Revisión de los cálculos del diseño geotécnico para los ELU, los ELS y si es relevante

los ELA.

- Revisión de la documentación de diseño con respecto a la preparación de lecho de

marino, tolerancias y protección del socavamiento.

- Rigidez y amortiguamiento real de la estructura soporte y la cimentación serán

verificadas frente a las suposiciones hechas en los cálculos de las cargas de la turbina

eólica.



3.4.2.2.2 Instalación

Para llevar a cabo la instalación deberán desempeñarse las siguientes actividades de verificación:

- Revisión de los Procedimiento(s) de Instalación(es) incluyendo Procedimiento(s) de

Izado

- Revisión de diseño estructural de los Aparatos de Izado

- Revisión de las cargas marinas (cargas de transporte en el mar, cargas de izado en el

mar e instalación)

3.4.3 Hipótesis de Cálculo


En esta sección se definen y especifican los componentes de la carga y combinaciones de carga consideradas en el análisis de resistencia, así como las presiones de diseño aplicables en las fórmulas para el diseño local.

Esto es un requisito previo que la turbina eólica y la estructura soporte, como mínimo, satisfarán, amén de los requisitos de cargas dados en IEC61400-1 para condiciones eólicas de la zona específica.

3.4.3.2 Bases para la Selección de las Cargas Características

A menos que se apliquen específicas excepciones, la base para la selección de las cargas características o el efecto de las cargas características se especifican a continuación, aplicándose en las condiciones de diseño temporal y operacional, respectivamente

Las condiciones de diseño temporales cubren las condiciones de diseño durante transporte, montaje, mantenimiento, reparación y desmantelamiento de la estructura de turbina eólica.

Las condiciones de diseño operacionales cubren las condiciones de diseño en la fase permanente que incluye condiciones estables tal como producción de potencia, a medio gas y parada así como condiciones transitorias asociadas con el arranque, paradas, desvíos y fallos.



Tabla 11. Base para la selección de las cargas características y los efectos de las cargas para las condiciones de diseño operacional.

Estados límites – condiciones de diseño operacional

ELA Categoría de la

carga ELU ELF Estructura

intacta Estructura dañada (*)

ELS

Permanente (G) Valor estimado

Variable (Q) Valor especificado

Entorno (E)

Un cuantil del 98% en la distribución de la carga máxima anual o el efecto de la carga (Carga o efecto de la carga con un periodo de retorno de 50 años)

Historia de carga estimada o historia del efecto de la carga estimada

No aplicable

Carga o efecto de la carga con un período de retorno no menor de 1 año

Valor especificado

Accidental (A) Valor especificado

Cargas anormales en turbina eólica

Valor especificado

Deformación (D) Valor extremo estimado

(*) Solamente para estructuras soporte y cimentaciones para estaciones transformadoras

Dondequiera que las cargas ambientales y accidentales pueden actuar simultáneamente, las cargas características deben determinarse basándonos en la distribución de probabilidad conjunta.

Los valores característicos de las cargas ambientales o efectos de la carga, que se especifican con el cuantil del 98% en la distribución del máximo anual de la carga o efectos de la carga, estarán estimadas por su valor medio.



3.4.3.3 Cargas permanentes (G)

Los cargas permanentes son las cargas que no variarán en magnitud, posición o dirección durante el período consideraron. Los ejemplos son:

• masa de la estructura

• masa del lastre y equipamiento permanente

• presión hidrostática externa e interna de carácter permanente

El valor característico de una carga permanente es definido como el valor estimado basado en datos exactos de la unidad, la masa del material y el volumen en cuestión.

3.4.3.4 Cargas con variación funcional (Q)

Las cargas con variación funcional son las cargas que puede variar en magnitud, posición y dirección durante el período de referencia, y que está relacionado con operaciones y uso normal de la instalación. Los ejemplos son:

• personal

• cargas de operación con grúa

• impacto de barcos

• cargas de defensa

• cargas asociados con las operaciones de instalación

• cargas de lastre y equipamiento variable

• materiales almacenados, equipamiento, gas, fluidos y liquido a presión

• botes salvavidas

Para una estructura de una turbina eólica en el mar, las cargas con variación funcional normalmente consisten en:

• cargas de accionamiento

• cargas en plataformas de acceso y estructuras internas tales como escaleras de mano y plataformas

• impactos de barcos de embarcaciones de servicio

• cargas de operación con grúa



3.4.3.5 Cargas Medio-Ambientales (E)

Las cargas ambientales son cargas que pueden variar en magnitud, posición y dirección durante el período de referencia, y que están relacionadas con operaciones y uso normal de la estructura. Los ejemplos son:

• cargas eólicas

• cargas hidrodinámicas inducidas por el oleaje y las corrientes, incluyendo las fuerzas de arrastre y fuerzas de inercia

• cargas de terremotos

• cargas inducidas por las corrientes

• efectos de marea

• crecimiento marino

• cargas de nieve e hielo

3.4.3.5.1 Cargas de la Turbina Eólica

Las cargas de generación eólica en el rotor y el torre deberían considerarse, incluyendo las cargas eólicos producidas directamente por el flujo del viento así como las cargas indirectas como resultado de los movimientos de la turbina eólica y la operación de la turbina eólica generados por el viento.

Las cargas directamente generadas por el viento consisten en:

• cargas aerodinámicas de la pala (durante la operación, durante la parada y el funcionamiento en vacío, durante la frenada, y durante el arranque)

• fuerzas aerodinámicas de arrastre sobre la torre y la góndola

Las siguientes cargas, las cuales sólo se producen indirectamente por el viento y las cuales son el resultado de la operación de la turbina eólica, serán consideradas como cargas eólicas en el diseño estructural:

• cargas gravitatorias en las palas del rotor, variación con el tiempo debido a la rotación

• fuerzas centrífugas y fuerzas de Coriolis debido a la rotación

• fuerzas giroscópicas debido al girado

• fuerzas de frenada debido a la frenada de la turbina eólica




Para la determinación de las cargas eólicas, deben considerarse los siguientes factores:

• la sombra de la torre, la contención de la torre y la generación de vortices, que son alteraciones del flujo del viento por causa de la presencia del torre

• los efectos de la estela cuando se coloca la turbina eólica detrás de otras turbinas tal y como sucede en parques eólicos

• el desalineamiento del flujo del viento relativo al eje de rotor, por ejemplo, por causa de un error de giro

• el efecto rotacional, por ejemplo, la turbulencia de baja frecuencia será transferida a cargas de alta frecuencia debido al corte de las palas a través de los vortices

• efectos de aeroelasticidad, por ejemplo, la interacción entre el movimiento de la turbina en un lado y el campo eólica en el otro

• la descompensación aerodinámica y la descompensación de la masa del rotor debido al paso de pala

• la influencia del sistema de control en la turbina eólica, por ejemplo limitando las cargas por la inclinación de la pala

• turbulencia y ráfagas

• las inestabilidades causadas las perdidas inducidas por la forma de alerón y vibraciones de filo deben evitarse

• amortiguamiento

• controlador de turbina eólica

Todos los aspectos anteriormente descritos quedan recogidos en las siguientes tablas.


Tabla 12.Casos de carga para los ELU, representativos para un periodo de retorno de 50 años.



Condición del Viento Otras condiciones Caso deCarga según IEC 61400-1


1




Para la predicción de eventos extremos 1.1 N/A

2 102 2 sr hub rv m s U v m− < < + + ráfaga coherente

extrema con cambio de velocidad


3 10in hub outv U v< < + modelo de turbulencia extremo 1.3 ,10S años H −

Producción de Potencia

4 10in hub outv U v< < + esfuerzo cortante del viento

extremo

1.5 ,50S años H −


5




Fallo del sistema de control o perdida de laconexión eléctrica

2.1 ,10S años H −







6 10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + ráfaga de operación

extrema en un año


Arranque

7 10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + cambio de dirección

extremo


Parada Normal 8 10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + ráfaga de operación

extrema en un año


Parada de Emergencia

9

10hub inU v= , , y inv 2rv m s± + el perfil eólico normal

para hallar el valor medio vertical del esfuerzo cortante del viento a través del área barrida por el rotor








10a 10 10,50hub añosU U −= + la desviación estándar


100.11 hubU⋅

6.1 ,10S años (1) H −

10b (2) 10 10,10hub añosU U −= + la desviación estándar


100.11 hubU⋅

N/A ,50S años H −


11 10 10,1hub añosU U −= + la desviación estándar

característica de la velocidad del viento

,U cσ , mínima

100.11 hubU⋅

Error de giro extremo 6.3 ,10S años H −



os , mejor que con la altura de ola significante a 10 años os , cuando se hacen las simulaciones de las cargas y sus efectos para viento y oleaje simultaneo.

10,50 añosU −

,50S añH − H −,10S añ

(2) Caso de carga de viento 10b es sólo aplicable cuando las simulaciones va a llevarse a cabo para el viento y las olas simultáneas



Tabla 13. Casos de carga para los ELF

Situación de Diseño





Producción de potencia

12 10in hub outv U v< < + desviación estándar característica

de el cuantil de la velocidad del viento del , 90%U cσ =

en la distribución de probabilidad de Uσ

1.2SH como función

de 10hubU


13


de el cuantil de la velocidad del viento del , 90%U cσ =

en la distribución de probabilidad de Uσ

Fallo del sistema de control o de protección

2.4 SH como función

de 10hubU

Arranque 1410in hub outv U v< < + el perfil eólico normal para hallar

el valor medio vertical del esfuerzo cortante del viento a través del área barrida por el rotor

3.1SH como función

de 10hubU

Parada normal 15 10in hub outv U v< < + el perfil eólico normal para hallar

el valor medio vertical del esfuerzo cortante del viento a través del área barrida por el rotor

4.1SH como función

de 10hubU

Estacionado (aun inactivo o marchando en vacío)

16 10 10,500.7hub añosU U −< ⋅ SH como función

de 10hubU



Tabla 14. Casos de carga de viento anormal

Situación de Diseño Caso de Carga Eólica



17 10in hub outv U v< < +

modelo de turbulencia extremo

Fallo del sistema de control o perdida de la conexión eléctrica

2.2 10S hubE H U⎡ ⎤⎣ ⎦


18 10hub inU v= , , yinv

2rv m s± + ráfaga de

operación extrema

Fallo eléctrico externo o interno incluida perdidas de conexión a la red eléctrica

2.3 max 10hubE H U⎡ ⎤⎣ ⎦

19a 10 10,50hub añosU U −=

Pérdidas de conexión a la red eléctrica 6.2 ,10S años (1) H −


19b (2) 10 10,10hub añosU U −= Pérdidas de conexión a la red eléctrica N/A ,50S años H −

Estacionado y en condiciones de fallo 20 10 10,1hub añosU U −=

7.1 ,1S añosH −


Est

C



Situación de Diseño Caso de Carga Eólica



Transporte, ensamblaje, mantenimiento y reparación

21 10 10,1hub añosU U −=

8.2 ,1S añosH −



osH , mejor que con la altura de ola significante a 10 años osH , cuando se hacen las simulaciones de las cargas y sus efectos para viento y oleaje simultaneo.

10,50 añosU −

,50S añ− −,10S añ

(2) Caso de carga de viento 10b es sólo aplicable cuando las simulaciones va a llevarse a cabo para el viento y las olas simultáneas.


3.4.3.5.2 Cargas de Oleaje

Para el cálculo de las cargas del oleaje, sería de aplicación una conocida teoría de oleaje para la representación de la cinemática del oleaje. La teoría del oleaje sería seleccionada en función de la profundidad del agua y el rango de validez de la teoría.

Los métodos para la predicción de cargas de oleaje serían aplicados apropiadamente, teniendo en cuenta el tamaño, la forma y el tipo de estructura.

Para estructuras esbeltas, como las estructuras jacket y las estructuras de monopila, puede aplicarse la ecuación de Morison para calcular las cargas del oleaje.

Para estructura muy voluminosas, para las cuales la cinética del oleaje se distorsiona por la presencia de la estructura, se realizará un análisis de la difracción de las olas para determinar la cargas de oleaje locales (fuerzas de presión) y globales. Para estructuras flotantes las fuerzas de radiación del oleaje deben incluirse.

3.4.3.5.3 Cargas de Hielo

Donde resulte relevante, deben tenerse en cuenta otras cargas de hielo causadas por un movimiento lateral del hielo. Tales cargas de hielo incluyen, pero no limitan, las siguientes:

• las cargas debidas a la cubierta rígida del hiero, incluidas las cargas debidas a los efectos de arco y las fluctuaciones del nivel del agua

• las cargas debidas a la masa de hielo congelado en la estructura

• las presiones sobre las paredes del hielo y del hielo compactado

• las presiones térmicas del hielo asociadas con fluctuaciones de temperatura en una cobertura rígida de hielo

• las cargas posibles de impacto durante el deshielo del hielo, por ejemplo por caídas de bloques de hielo

• las cargas debidas a la congelación

3.4.3.5.4 Cargas del Nivel del Mar

Los efectos de la marea y el oleaje se considerarán de interés en la evaluación de la respuesta. Los niveles media de agua más altos tienden a incrementar las cargas hidrostáticas y las cargas de corriente sobre la estructura. Además, con estos niveles existe una disminución en el espacio vacío disponible para acceder a la plataforma y otros componentes estructurales, los cuales dependen de un espacio libre mínimo.



3.4.3.5.5 Cargas de Terremotos

Cuando una estructura de turbina eólica se diseña para una instalación en una zona en la cual puede ocurrir un terremoto, la estructura deberá resistir las cargas de terremotos.

El espectro de la respuesta, en términos del pseudo espectro de la respuesta, puede usarse para este propósito.

Cuando una estructura de turbina eólica se diseña en un área en la cual puede ocurrir un tsunami, iniciado por un terremoto, se considerará el efecto de la carga del tsunami sobre la estructura.

3.4.3.5.6 Crecimiento Marino

El crecimiento marino se tendrá en cuenta aumentando el diámetro exterior de los miembros estructurales en cuestión en los cálculos de la carga por oleaje.

3.4.3.5.7 Socavamiento

El socavamiento es el resultado de la erosión de las partículas del suelo cerca de una cimentación, causada por el oleaje y las corrientes. El socavamiento es un efecto de carga y pueda tener un impacto en la capacidad geotécnica de una cimentación, y con ello en la respuesta estructural que gobierna los efectos de carga última y de fatiga en componentes estructurales.

3.4.3.5.8 Cargas de Transporte y Carga de Instalación

Los criterios serán definidos por las condiciones externas aceptables durante el transporte, instalación y desmantelamiento de las estructuras de turbinas eólicas en el mar y su cimentación. Estas incluyen condiciones externas durante la instalación, desmantelamiento y reemplazo de rotor y góndola de la turbina eólica, así como las cargas involucradas en las estructura soporte y cimentaciones respectivas. Basado en los procedimientos de trabajo aplicados, en las embarcaciones usadas y en la duración de la operación en cuestión, se especificarán los límites aceptables para las siguientes propiedades ambientales:

• velocidad del viento

• altura de ola y cresta de ola

• nivel del mar

• corriente

• hielo

Se documentará que la colocación de accesorios montados sobre la estructura sujeto para izar se forma y manipula de tal manera que la estructura no será dañada durante el izado, bajo las condiciones extrema especificadas.



3.4.3.6 Combinación de Cargas Medio-Ambientales

Esta sección describe los requisitos para la combinación de cargas medio-ambientales en las condiciones de operación.

Los requisitos hacen referencia a las características de las cargas de la turbina eólica, basada en una investigación de los casos de cargas especificados en Tabla 12, Tabla 13 y Tabla 14.

Para diseñar frente a los ELU, los efectos de las cargas ambientales características se tomarán como el cuantil del 98% en la distribución del efecto de la carga ambiental máxima anual, es decir, el efecto de la carga cuyo periodo de retorno es de 50 años, y cuya probabilidad de superarse es 0.02. Cuando el efecto de la carga es el resultado de la ocurrencia simultánea de dos o más procesos de cargas ambientales, éstas necesitan caracterizar el efecto de la carga aplicado al efecto de la carga combinada, desde el proceso de carga actuando simultáneamente. Las cláusulas respectivas especifican como las cargas ambientales, actuando simultáneamente, pueden combinarse para llegar al efecto de carga combinado y característico.

Las cargas ambientales son cargas ejercidas por el entorno que rodea la estructura. Normalmente son el viento, las olas, las corrientes, y el hielo, aunque también pueden considerarse la temperatura o el tráfico marítimo. Cada entorno, normalmente se caracteriza por un parámetro de intensidad.

El viento se caracteriza habitualmente por la velocidad del viento media diez-minutal (datos medidos cada 10 minutos), las olas por la altura de ola significativa, la corriente por la corriente media, y el hielo por el grosor del hielo.

3.4.3.6.1 Carga Combinada y Efecto de la Carga debido a la Carga de Viento y a la Carga de Oleaje

A corto plazo, en una combinación de oleaje y viento fluctuante, puede asumirse que sus respectivas medias no están correladas, para las variaciones individuales del los dos proceso de carga.

Esta suposición puede hacerse aunque las intensidades y direcciones de los procesos de carga, puedan currelarse.

Existen dos métodos principales para la combinación de las cargas de viento y oleaje:

• Combinación lineal de la carga del viento y del oleaje, o los efectos de las cargas de viento y los efectos de las cargas de oleaje.

• Combinación de la carga de viento y oleaje por simulación.



3.4.3.6.2 Combinación Lineal de las Cargas de Viento y las Cargas de Oleaje

El efecto de carga combinada en la estructura, debido a la simultaneidad de las cargas de viento y oleaje, puede calcularse por combinación del efecto de la carga del viento y el efecto de las cargas de oleaje, calculadas separadamente, por superposición lineal. Este método puede aplicarse para evaluaciones conceptuales y también en algunos casos para el cálculo de las cargas del diseño final., por ejemplo en aguas poco profundas o cuando puede demostrarse que no hay efectos dinámicos particulares del oleaje, el viento, el hielo o sus combinaciones.

3.4.3.6.3 Combinación de las Cargas de Viento y las Cargas de Oleaje por Simulación

El efecto de carga combinada en la estructura, debido a la simultaneidad de las cargas de viento y oleaje puede calcularse alternativamente por una simulación directa. Esta aproximación se basa en el análisis estructural en el dominio del tiempo para una serie simulada, aplicadas simultáneamente, de cargas de viento y cargas de oleaje. Mediante esta aproximación, se interpretan los resultados del efecto de las cargas combinadas, y desde el cual puede obtenerse un efecto de carga característica combinada, . kS

3.4.3.6.4 Casos de Carga Básicos

Cuando no se dispone de información para obtener el efecto característico de las cargas combinadas, este efecto puede obtenerse mediante la combinación de los efectos de las cargas características individuales, debido al tipo de carga ambiental individual respectiva. La



Tabla 15 especifica una lista de casos de cargas que se considerarán cuando se use esta aproximación, con ello se asegurar que el efecto de las cargas características combinadas, definido como el efecto de la carga combinada con un periodo de retorno de 50 años, son aceptables para el diseño. Cada caso de carga se define como la combinación de dos o más tipos de carga ambiental. Para cada tipo de carga, en la combinación de un caso de carga particular, la tabla especifica el valor característico correspondiente, independientemente del efecto determinado de la carga. El valor característico se especifica en términos del periodo de retorno.



Tabla 15. Combinaciones de Cargas Ambientales

Tipo de carga ambiental y periodo de retorno para definir el valor característico del efecto de carga correspondiente

Estado Límite

Combinación de Carga

Viento Olas Corriente Hielo Nivel de Agua

1 50 años 5 años 5 años 50 años



4 5 años 5 años 5 años 50 años * Nivel medio

ELU

5 50 años 5 años 50 años Nivel medio

* La carga de hielo de 50-años, en esta combinación de carga, se refiere a la condición de rotura en primavera

Cada vez que se investiga una combinación de carga, que contiene una contribución del efecto de la carga debida a la carga del viento, la combinación de carga se analizará para dos hipótesis diferentes sobre el estado de la turbina eólica:

• turbina eólica en operación (producción de potencia)

• turbina eólica estacionada (marchando en vacío o permaneciendo quieta)

El mayor efecto de carga resultante de los dos análisis correspondientes, se usará para diseño.

3.4.3.6.5 Casos de Carga Transitorios

Las cargas de actuación de la operación y el control de la turbina eólica producen cargas eólicas transitorias en la estructura de la turbina eólica. Los siguientes eventos producen cargas transitorias y se considerarán:

• arranque desde cero o desde la marcha en vacío

• parada normal

• parada de emergencia

• eventos de fallos normales: fallos en el sistema de control y pérdida de conexión de red eléctrica

• eventos de fallos anormales: fallos en el sistema de protección y los sistemas eléctricos

• giros



3.4.3.6.6 Combinación de Carga para el Estado Límite de Fatiga

Para el análisis del estado límite de fatiga, se aplicará una distribución del efecto de la carga característica, la cual es la distribución del efecto de la carga esperado durante la vida de diseño. Esta es una distribución de recorrido en tensiones debidas a las fluctuaciones y las contribuciones incluidas en el viento, el oleaje, las corrientes, el hielo y el nivel del agua, así como otras posibles fuentes. La distribución del efecto de la carga esperada incluirá contribuciones desde:

turbina eólica en funcionamiento

• turbina eólica estacionada (marchando en vacío y completamente parada)

• arranque

• parada normal

• fallos de control, protección y sistema, incluidas pérdidas de conexión de la red eléctrica

• transporte y montaje previo a la puesta en servicio de la turbina eólica

• mantenimiento y reparación durante la vida de servicio

Para el análisis de fatiga de una cimentación por pilote, la distribución del efecto de la carga característica incluirá la historia de rangos de tensión asociada con el manejo del pilote, previo a la instalación de la turbina eólica y su puesta en servicio.

3.4.3.7 Análisis de los Efectos de las Cargas

Los efectos de las cargas, en términos de movimientos, desplazamientos, fuerzas y tensiones internas, en la estructura de una turbina eólica se determinaran prestando especial atención a:

incluyendo su naturaleza espacial y temporal

• posibles no linealidades de la carga

• carácter dinámico de la respuesta

• los estados de límite pertinentes para verificaciones de diseño

• la exactitud deseada en la fase de diseño apropiada

Las cargas permanentes, las cargas funcionales, las cargas por deformación, y las cargas de fuego pueden tratarse, generalmente, por métodos estáticos de análisis. Las cargas ambientales (viento, oleaje, corriente, hielo y terremotos) y ciertas cargas accidentales (impactos y explosiones) pueden necesitar un análisis dinámico. Las fuerzas de inercia y el amortiguamiento son importantes cuando los periodos de las cargas estacionarias están cerca del período natural o cuando ocurren cargas transitorias.

En general, necesitan considerarse tres bandas de frecuencia para las estructuras en el mar.



Alta Frecuencia (HF) Períodos naturales de cuerpos rígidos por debajo de los periodos de oleaje dominantes.

Frecuencia de Oleaje (WF) Generalmente los períodos de oleaje en el rango de 4 a 25 segundos. Aplicable a todas las estructuras en el mar localizadas en la zona de la oleaje activo

Baja Frecuencia (LF) Esta banda de frecuencias se relaciona con respuestas variando lentamente con períodos naturales más allá de aquellos que dominan la energía del oleaje (normalmente movimientos variando lentamente)

Para estructuras completamente restringidas se requiere un análisis viento-oleaje-estructura-cimentación estático o dinámico.

Las incertidumbres en los modelos de análisis se tienen en cuenta con los factores de resistencia y cargas. Si las incertidumbres son particularmente altas, se harán suposiciones conservadoras.

Si los modelos analíticos son especialmente inciertos, se examinará la sensibilidad de los modelos y los parámetros utilizados en los mismos. Si las desviaciones geométricas o las imperfecciones tienen un efecto significativo en los efectos de carga, se usarán parámetros geométricos conservadores en el cálculo.

En la fase final del diseño, los métodos teóricos para la predicción de las respuestas de cualquier sistema nuevo, se verificarán con pruebas de modelos apropiados. Las pruebas, a tamaño natural, también pueden ser apropiadas, en particular, para parques eólicos grandes.

Las cargas de un terremoto se considerarán, solamente, para modos de comportamiento restringidos.

3.4.3.7.1 Análisis de Movimiento Global

El propósito de los análisis de movimientos consiste en determinas los desplazamientos, las aceleraciones, las velocidades y las presiones hidrodinámicas relevantes para las cargas en una estructura soporte de un turbina eólica. Se considerarán las excitaciones por oleaje, corrientes y viento.

3.4.3.7.2 Los efectos de las cargas en estructuras y suelo de cimentación

Los desplazamientos, fuerzas y tensiones en la estructura y la cimentación, se determinarán por combinaciones significativas de cargas, por medio de métodos reconocidos, los cuales tendrán debidamente en cuenta; la variación de las cargas en el tiempo y el espacio, los movimientos de la estructura y los estados límites que se verificarán. Se determinarán los valores característicos de los efectos de las cargas.



Los efectos no lineales y dinámicos asociados con las cargas y la respuesta estructuras se tendrán en cuenta siempre que sea significativo.

Se tendrá en cuenta adecuadamente la naturaleza estocástica de las cargas ambientales.

3.4.3.8 Cargas Accidentales (A)

Las cargas accidentales son cargas relacionadas con operaciones anormales o fallos técnicos. Los ejemplos de cargas accidentales son las cargas causadas por:

• caídas de objetos

• impactos de colisión

• explosiones

• fuego

• el cambio de la diferencia de presión proyectada

• impacto accidental de embarcación, helicóptero u otros objetos

• el cambio no premeditado en la distribución del lastre

Las cargas accidentales importantes se determinarán en base a hipótesis y a experiencias relevantes.

Para condiciones de diseño temporales, la carga característica puede ser un valor específico dependiente de las necesidades prácticas. El nivel de seguridad relacionado con las condiciones de diseño temporales no será inferior al nivel de seguridad requerido por las condiciones de diseño de funcionamiento.

3.4.3.9 Cargas por Deformación (D)

Las cargas por deformación son cargas causadas por deformaciones impuestas tales como:

• cargas de temperatura

• deformaciones inherentes

• asiento de cimentaciones

Cargas de temperatura.

Las estructuras se diseñarán para soportar las diferencias de temperatura más extremas, a las cuales pueden ser expuestas.

El ambiente marino o la temperatura del aire se calcularán como el valor extremo cuyo período de retorno es de 50 años.

Las estructuras se diseñarán para una intensidad de radiación solar de 21000W m .



Asientos

Se considerarán los asientos, de la estructura soporte y su cimentación, debidos a deformaciones verticales de los suelos de apoyo. Esto incluye la consideración de los asientos diferenciales.

3.4.4 Modelado de la Estructura Soporte

3.4.4.1 Modelo

Los resultados de un análisis mediante el FEM (Finite Element Method, Método de los Elementos Finitos) pueden documentarse por un gran número de planos y documentos impresos, lo cual puede extenderlo a una tarea abrumadora para descubrir lo que realmente ha sido calculado y como se han llevado a cabo los cálculos.

La documentación para el análisis debe documentar claramente que modelo se ha considerado, y los resultados pertinentes deben documentarse por planos y documentación impresa.

Los aspectos del modelo, listados a continuación, deben verificarse antes de la ejecución del análisis mediante el FEM.

3.4.4.1.1 Control de la geometría

Una verificación del modelo geométrico, a través de un chequeo de las dimensiones, es una tarea importante y a menudo más bien simple. Este puede revelar si los datos han sido introducidos, sin mala intención, de modo incorrecto.

3.4.4.1.2 Masa, volumen, centro de gravedad

La masa y volumen del modelo deben verificarse siempre. De igual modo, el centro de la gravedad debería corresponderse con el valor esperado.

3.4.4.1.3 Material

Pueden usarse varios materiales diferentes en el mismo modelo del FEM. Alguno de estos puede ser ficticio. Esto debe verificarse, en base a los planos, mostrando que material es asignado a cada elemento, y listando las propiedades de los materiales.

Aquí debería tenerse especial cuidado, verificando que las propiedades de los materiales están dadas con un conjunto de unidades consistente.

3.4.4.1.4 Tipo de elemento

Pueden usarse varios tipos de elemento diferentes, y aquí también deberían presentarse los planos y listado de los tipos de elementos usados.



3.4.4.1.5 Sistema de coordenadas local

Con respecto a elementos viga y elementos compuestos, los sistemas de coordenadas locales se verificarán, preferiblemente, mediante la impresión de los sistemas de coordenadas elementales.

3.4.4.1.6 Modelado de las Cargas y las Condiciones de Contorno

Las cargas y condiciones de contornos se esbozarán para verificar las direcciones de estas, y los valores se verificarán de los listados. Para ser capaces de verificar la correspondencia entre el dibujo y los listados, se requiere la documentación de nodos/numero de elemento y coordenadas.

3.4.4.2 Reacciones

Las fuerzas y momentos de reacción son habitualmente calculados por los programas del FEM y se verificarán fácilmente. Como mínimo, se comprobará que la reacción total se corresponde con las cargas aplicadas. Esto es especialmente relevante cuando las cargas son aplicadas a áreas y volúmenes, y no meramente como punto de carga discreto. Para ciertos programas es posible dibujar las reacciones nodales, que pueden ser muy ilustrativas.

La razón principal para escoger un análisis mediante el FEM como la herramienta de análisis de una estructura o parte estructural es que los cálculos complejos pueden aplicarse para este objetivo. Esto implica que no existe ninguna forma simple de verificar los resultados. En cambio las verificaciones pueden llevarse a cabo para hacer que los resultados del análisis mediante el FEM sean correctos

Refinamiento del Mallado

La forma más simple de establecer si el presente modelo o mallado es bastante denso consiste en remallar el modelo con una malla más densa, y entonces calcular las diferencias entre los resultados del análisis usando las dos mallas. Aunque pueden crearse y probarse varias mallas, este procedimiento puede, sin embargo, consumir mucho tiempo. Además, como la simplificación del modelado puede inducir un comportamiento poco realista localmente, este procedimiento puede, en algunos casos, resultar útil en mallas demasiado densas.

En cambio, sería preferible una indicación de si el modelo o mallado son suficientes.

3.4.4.3 Resultados

Inicialmente, los resultados se verificaran para ver si la solución resulta realista. Una verificación simple se hace basándose en la evaluación de la deformación del componente, el cual reflejaría, naturalmente, la carga y las condiciones de contorno aplicadas así como la rigidez del componente. También, las tensiones en una superficie libre deben ser cero.



La mayoría de los programas comerciales de FEM tienen algunos medios para el cálculo de estimación de errores. Tales estimaciones pueden venir definidas de varias formas. Una de las estimaciones más comúnmente usadas es una estimación del error en la tensión. La tensión ‘correcta’ estimada es hallada interpolando las tensiones por las mismas funciones de forma que se usan para los desplazamientos.

Otro método de conseguir una indicación de los errores de tensión se dada mediante la comparación de las tensiones nodales calculadas para cada uno de los elementos que están conectados a ese nodo.

Las grandes variaciones indican que la malla debe ser más densa.

Si los resultados del análisis se establecen como combinaciones lineales de los resultados de casos de cargas sencillas, los factores de combinación de cargas deberán establecerse claramente.

La deformación global de la estructura se representará apropiadamente escalada. Para valoraciones adicionales, los componentes de la deformación se representarán como dibujos de contorno para ver las deformaciones absolutas.

Para modelos con simetría de revolución, un grafico de la deflexión relativa para un sistema de coordenada polar resulta más apropiado para la evaluación de los resultados.

Todos los componentes de las tensiones serán calculados, y será posible representar cada componente por separado para evaluar la distribución de tensiones calculada.

Las tensiones principales se representarán con indicación de la dirección de la componente de tensión, y estas direcciones deben evaluarse en relación con la distribución estimada.

En cuanto a la evaluación de las tensiones resultantes, también los componentes de las deformaciones resultantes y la deformación principal se representarán en una evaluación de los resultados del análisis.

3.4.5 Análisis de Resultados


Una vez obtenidos los resultados, debemos verificar que se cumplen los requisitos estructurales. Para ello, se define el concepto ‘estado límite’, que se define como una condición más allá de la cual una estructura o componente estructural no satisfacen las necesidades de diseño.

Los estados de límite considerados son los siguientes:

• Estado Límite Último (ELU) corresponde a la máxima resistencia a la carga soportada

• Estado Límite de Fatiga (ELF) corresponden al fallo debido al efecto de la carga cíclica



• Estado Límite Accidental (ELA) corresponden a daño a componentes debido a un evento accidental o fallo operacional

• Estado Límite de Servicio (ELS) corresponden a los criterios de tolerancia aplicables al uso normal

Dentro de categoría podemos considerar distintos tipos de análisis. A continuación, pasamos a mostrar varios ejemplos de estados límite, dentro de cada categoría.

3.4.5.2 Estado Límite Último (ELU)

• pérdida de resistencia estructural (debilidad excesiva y pandeo)

• fallo de componentes debido a fractura frágil

• pérdida de equilibrio estático de la estructura, o de una parte de la estructura, considerada como un cuerpo rígido, por ejemplo. volcando o zozobrando.

• fallo de componentes críticos de la estructura causado por excediendo la resistencia última ( que en algunos casos está reducido debido a carga repetitiva ) o la deformación última de los componentes

• transformación de la estructura en un mecanismo (colapso o deformación excesiva)

3.4.5.3 Estado Límite de Fatiga (ELF)

• daño acumulado debido a cargas repetidos

3.4.5.4 Estado Límite Accidental (ELA)

• daño estructural causado por cargas accidentales tales como impactos de buque

3.4.5.5 Estado Límite de Servicio (ELS)

• deformaciones que pueden alterar el efecto de las fuerzas que actual

• deformaciones que pueden cambiar la distribución de las cargas entre objetos soportados rígidos y la estructura de apoyo.

• vibraciones excesivas produciendo incomodidad o afectando a componentes no estructurales.

• movimientos que exceden la limitación del equipamiento

• hundimientos diferenciales del asiento de las cimentaciones causando inclinación intolerable de la turbina eólica

• deformaciones inducidas por la temperatura



3.5 Conexión de Red y Esquema del Parque

3.5.1 Introducción

Los estudios previos han mostrado que un parque eólico en el mar sería económicamente viable. El tamaño exacto es difícil de especificar, pero en algunas regiones, alrededor de 60-300MW de potencia total parece razonable. Existen varias formas para organizar físicamente un gran número de máquinas individuales necesarias por tales instalaciones. El esquema escogido influirá en la eficiencia aerodinámica del parque completo, y en los costos de la línea eléctrica necesaria para cubrir todas las turbinas del parque.

A fin de proporcionar electricidad útil, los sistemas de generación eólica deben unirse a la Red Pública, con base en tierra. Esta conexión comprende dos partes: en primer lugar, las turbinas individuales deben estar interconectadas para ‘recolectar’ la potencia, y en segundo lugar uno o más cables deben cubrir la distancia entre la formación del parque y la Red Eléctrica Pública de tierra (el cable de “transmisión de potencia”). La elección del esquema de recolección de potencia esta, sin embargo, vinculado estrechamente con el esquema del parque, lo cual ocurre porque las dos características, si bien son diferentes técnicamente, se consideran juntas.

A continuación se presenta una tabla resumen de las principales elecciones que podemos hacer dentro de este subsistema.

Subsistema Conexión a la Red Principales elecciones

Recopilación de potencia dentro de un parque eólico

Concepto de Conexión

Tipo de corriente - AC

- DC

Tipo físico del cable - Bajo el mar

- Sobre la superficie

Transmisión a la costa Tipo de corriente - AC

- DC

Tipo de cable - Bajo el mar

- Sobre la superficie



3.5.2 Conexión a la Red

La “conexión a la red” se considera al sistema eléctrico que recoge la potencia suministrada en los puntos de conexión de las turbinas, reúne la potencia en un punto céntrico del grupo y lo transmite al punto de conexión en tierra con la red pública.

La recolección de potencia consiste en:

• transformar al voltaje de recolección (normalmente en cada turbina)

• derivar líneas con interruptores y disyuntores

• transmitir potencia, por medio de cables y líneas de transmisión, dentro del grupo

Los siguientes componentes están incluidos en el sistema de transmisión de potencia:

• transformador para el voltaje de transmisión

• inversores (si existen)

• interruptores y disyuntores

• transformadores para el voltaje de la Red Pública (si existe)

• cables o líneas de transmisión

Con respecto a la conexión a la Red Pública, debería hacerse una distinción entre un parque eólico y un o varias turbinas eólicas. Debido a la gran cantidad de potencia involucrada en el parque eólico, este se conectará a un nivel de tensión mayor.

Esto es ventajoso porque, por lo general, existen menos restricciones en el caso de una conexión a un nivel mayor de potencia, y se dispone de más opciones para requerimientos de adaptación (por ejemplo, para la potencia reactiva).

En la Tabla 16 se muestran las opciones básicas para la conexión a la red, en principio esto se aplica a ambos casos, parques eólicos en el mar y en tierra. Todo tipo de variaciones de estas opciones básicas son posibles. No se prevee ninguna restricción técnica real, dado que los componentes electrónicos, de hoy en día, están disponibles para una amplia variedad de aplicaciones y, además, son modulares. La principal elección que ha de hacerse consiste en decidir entre una conexión AC ó DC para la conexión a la costa. También para la recolección de potencia existe la posibilidad de elegir entre AC y DC. Las primeras dos opciones, A1 y A2, son los mas comúnmente usadas para parques eólicos en tierra. Además existen algunas limitaciones, obtenidas de la experiencia en tierra con los esquemas, de la opción B. La opción C, debido al acoplamiento en AC de todas las turbinas eólicas unidas con una conexión en DC a la costa (“AC en isla”), puede causar problemas técnicos con respecto a obtención de una operación estable.



A continuación se discutirán las opciones para los componentes. Aunque el generador es, en este proyecto, mirado como parte de la turbina eólica, aquí será discutido debido a sus implicaciones para la conexión a la red.

Los tipos de generadores comúnmente empleados en las turbinas eólicas son los generadores de inducción y los generadores sincrónicos. La ventaja del tipo de inducción es su simplicidad y bajo costo correspondiente, pero requiere potencia reactiva. El generador sincrónico, en la combinación con un enlace AC-DC-AC, permite operaciones de velocidad variable de la turbina eólica, lo cual conlleva un beneficio de energía elevado y baja carga de fatiga. El nivel de voltaje de los generadores comunes, para las turbinas de megavatios, varía desde 460V hasta 1.2 KV. Un nivel de voltaje más alto puede ser ventajoso, a fin de reducir los costos para la transformación con voltajes más altos para la transmisión.

Tabla 16. Opciones básicas de Conexión a la Red

Conexión AC a la costa Conexión DC a la costa

Conexión AC dentro del parque eólico

[A1]

[A2]

[C]

Conexión DC dentro del parque eólico

[B]

[D]

Los transformadores se usan para cambiar en nivel de tensión. Un nivel de tensión alto es ventajoso para la transmisión de potencia, porque las pérdidas (debido a resistencia Ohmica) dependen del cuadrado de la corriente, por tanto, incrementando el nivel de tensión, la corriente disminuye, para la misma potencia eléctrica.

Pueden usarse varios niveles de tensión dentro de un parque eólico en el mar. Es posible emplear un transformador para cada turbina eólica, para traer el nivel de voltaje del generador al nivel de voltaje I. La potencia del grupo, que consiste de varias turbinas eólicas, puede reunirse y transformarse a otro nivel de voltaje II. La potencia de todos los grupos puede recogerse entonces en un punto de conexión del parque eólico y, antes de la transmisión a la



costa, transformarlo al nivel de voltaje III. El número de niveles de voltaje dependerá de la potencia total del parque eólico y del coste de los transformadores. Los niveles de voltaje escogidos estarán de acuerdo con las normas europeas.

El equipamiento de interrupción es necesario para tratar algunos cortocircuitos. La instalación del equipamiento de interrupción en cada turbina y/o en el punto(s) de recolección debe determinarse según las necesidades, desde el punto de vista de la disponibilidad y seguridad, y del propietario del parque.

Para las líneas de transmisión se tiene que considerar la recolección dentro del parque y la transmisión a la costa. Las opciones para la recolección dentro del parque son usar cable (submarino) o líneas aéreas. La ventaja substancial de las líneas aéreas es un costo relativo (muy) bajo, comparado con los cables submarinos (incluyendo los costes de la colocación). Tal vez la compensación de esta ventaja económica radica en que la fiabilidad de los cables aéreos en climas marinos podría no ser adecuada, y que parece improbable que éstas pudieran ser prácticas para espaciados entre turbinas muy grandes. Además debería verificarse si las líneas representan un obstáculo para otras actividades de instalación y mantenimiento.

La transmisión puede ser o AC o DC. La transmisión AC suponen pérdidas dieléctricas altas (el material de aislamiento actúa como un condensador); estas pérdidas son proporcionales a la longitud de cable y el voltaje. Se necesitan tres cables para la transmisión en AC correspondientes a las tres fases. Por el contrario, la transmisión DC requiere convertidores caros. Para distancias cortas, la transmisión AC es la opción de menor costo efectivo y para distancias largas es preferible la transmisión DC. El punto de cruce depende de los costos de los componentes involucrados y además deberá ser estudiado con detalle.

Los sistemas de transmisión HVDC (Alta Tensión en DC) están siendo cada vez más usados en los últimos años, para transportar electricidad desde fuentes de energía remotas a la red de distribución. Actualmente la capacidad máxima es de 600 MW, aunque para el año 2015 se estiman factibles sistemas de 1000 MW aproximadamente, con los mismos costos del cable por kilómetro.



Normalmente los generadores usados operan con AC, así como la red pública. Esto significa que, donde se usa un enlace DC intermedio, se necesitan rectificadores AC/DC e inversores de DC/AC. Las estaciones de convertidor consisten, entre otros artículos, en interruptores de tiristor. Tienen que situarse en serie porque pueden conmutar sólo un voltaje limitado (8kV). Con los desarrollos en tecnología de semiconductores, se estima que el voltaje que puede ser conmutado por un tiristor aumente gradualmente. Esto significa costos inferiores, a igual potencia, y pérdidas de energía inferiores. Como alternativa pueden usarse interruptores IGBT que no necesitan potencia reactiva.

El criterio de diseño para el esquema de los cables o líneas es el coste de los componentes implicados y la fiabilidad. Una conexión en estrella resulta de mayor fiabilidad comparada con una conexión en circuito o cadena. El costo de capital mas elevado de los cables extras para una conexión en estrella debería equilibrarse con el beneficio mayor de energía.

3.5.3 Esquema del Parque Eólico

Las turbinas eólicas en un parque pueden situarse regularmente en líneas (rectangular) o en varios subgrupos. Una turbina eólica situada dentro de un parque (y por tanto colocada en la estela de otra turbina eólica) experimentará una velocidad del viento promedio inferior y una intensidad de turbulencias mayor. Mayores turbulencias repercute en cargas de fatiga mayores. Existen modelos que permiten predecir estos efectos de la estela.

A fin de limitar las pérdidas de potencia, las turbinas eólicas en un parque en tierra, se sitúan a una distancia de 3 a 5 D (diámetros del rotor) cada una, perpendicularmente a la dirección de viento predominantes, en la otra dirección, el espaciado está de 8 a 10 D. Los parques eólicos en el mar requieren un espaciado mayor.



Las razones para esto son tres;

1. En primer lugar, el equilibrio entre la velocidad de la estela promedio y la velocidad del viento ambiente fuera de la estela (inalterado), necesita una distancia mayor debido a la turbina (por causa de la intensidad de turbulencia inferior). Por lo tanto, los parques eólicos en el mar, con el mismo espaciado que un parque eólico en tierra, tienen una eficiencia aerodinámica de grupo inferior.

2. En segundo lugar, el incremento relativo de la intensidad de turbulencias en la estela es mayor para una situación en el mar.

3. Finalmente, otra razón para usar un espaciado alto es que, en general, las restricciones en el área disponible del parque es menor para una situación en el mar. Las menores pérdidas debidas a un espaciado mayor debería balancearse con los costes elevados para los cables de potencia (incluidos los costos de colocación y las pérdidas de potencia a lo largo de esto cables) dentro del parque. Las propiedades del suelo y las variaciones de la profundidad del mar, en algunos sitios específicos, puede ser tal que el esquema de parque actual podría diferenciarse del esquema óptimo.

Todos los resultados indicados anteriormente establecen un comportamiento genérico del parque eólico, dentro de la configuración del mismo. Para tener un orden de magnitud del los efectos considerados, pasamos a mostrar las tablas siguientes, donde se pueden verificar los efectos anteriormente comentados.

Tabla 17. La eficiencia del parque como función del espaciado (dado en diámetros del rotor), para un esquema de parque eólico de 10 filas y 10 columnas e igual espaciamiento en ambas direcciones. La orientación es tal que un lado esté enfrentando al norte.

Espaciado (en D) Eficiencia del parque (%)

8 90.0

10 93.2

12 95.0

14 96.2

16 97.0



Tabla 18. Eficiencia del parque como función de la orientación (cero grados se corresponde con el lado del cuadrado orientado al norte, orientado según las manecillas del reloj), para un esquema de parque eólico de 10 filas y 10 columnas e igualmente espaciamiento de 10 diámetros de rotor en las dos direcciones.

Orientación (en grados) Eficiencia del parque (%)

0 93.2

15 93.0

30 93.0

45 92.9

60 92.8

75 93.0

Existe muchas formas de conectar en conjunto turbinas eólicas individuales para ‘recolectar’ la electricidad antes de su transmisión a la costa, pero la mayor parte de los esquemas pueden clasificarse a partir de uno de tres tipos; conexión en circuito (Ilustración 16), conexión en cadena (Ilustración 17) o conexión en estrella (no mostrado, pero con una interpretación obvia). Cada uno de los esquemas de conexión tiene ciertas ventajas e inconvenientes. El esquema de circuito, por ejemplo, es más seguro que la conexión en cadena, dado que todas las turbinas podrían permanecer conectadas cuando cualquier cable sencillo fallara, pero es también más caro requiriendo una cantidad mayor de cable. El esquema de conexión en estrella requiere las longitudes de cable mas largas y por tanto es el más caro, pero proporciona la máxima fiabilidad máxima en caso de fallo de múltiples cables.



Ilustración 16. Conexión de turbinas tipo circuito

Ilustración 17. Conexión de turbinas tipo cadena

Existe un límite físico en el número de turbinas que es posible conectar en un circuito, debido a la capacidad (en intensidad) de los cables y la caída de tensión a lo largo de la longitud de cable. El número máximo de turbinas por circuito es, por lo tanto, una función de la potencia nominal de la turbina y el espaciado entre ellas. Las turbinas, en un parque eólico grande, están conectadas en una combinación de grupos, con estos unidos a un punto central de recolección de potencia, como se ilustra en la Ilustración 18.



Ilustración 18. Esquema de turbina y conexiones asumiendo el modelo de costes. Los círculos representan turbinas individuales, las líneas sólidas representan conexión de circuito ‘local’ y las líneas de puntos representan los cables troncales que unen todos los circuitos a un punto central.



3.6 Operación y Mantenimiento de Un Parque Eólico en el Mar

3.6.1 Introducción

El coste de la mano de obra y los repuestos son los principales componentes del coste de operación y mantenimiento (O&M), para turbinas eólicas de tierra. En cambio, los costes de O&M de un parque eólico en el mar están gobernados por los gastos del transporte hacia y desde el sitio en el mar.

La consideración cuidadosa de la estrategia de O&M, para un parque eólico en el mar, es esencial, minimizando el número de viajes que son necesarios. En esta discusión, solo se prestará atención a las necesidades de la turbina eólica, debiendo asumirse que la estructura soporte y la conexión de red están, esencialmente, “libres de mantenimiento”.

Una estrategia de operación y mantenimiento puede establecerse usando los pasos siguientes:

• consideración del diseño de la turbina

• consideración sobre las propuestas de mantenimiento

• consideración del ‘equipamiento’ de O&M

• definición de la estrategia de O&M

Por lo general, estos cuatro aspectos tienen que considerarse varias veces, a fin de alcanzar la mejor estrategia de O&M.

El diseño de la turbina eólica escogida determina el comportamiento del sistema completo que comprende el ‘parque eólico’. La frecuencia de los fallos y las tareas de mantenimiento preventivo requeridas, influyen en la fiabilidad de la turbina eólica. La mantenibilidad de la turbina, por ejemplo; como de fácil es cambiar la góndola u otros componentes, tendrá implicaciones para la elección del equipamiento de izado.



Tabla 19. Opciones principales de Operación y Mantenimiento

Aspectos de la Operación y Mantenimiento (O&M)

Elecciones Principales

Localización de la base de mantenimiento

• en el mar

• en tierra

Tipo de base marina (si hay)

• embarcación

• plataforma

• gatos hidráulicos

Transporte de tripulación

• embarcación

• helicóptero

‘Equipamiento’ de O&M

Izado del equipamiento

• embarcación grúa

• barcaza con gatos hidráulicos

• barcaza con gatos hidráulicos autopropulsada

Estrategia de “no-mantenimiento”

Estrategia de “solo mantenimiento CM”

Estrategia de “oportunidad de mantenimiento”

Estrategia de “mantenimiento PM & CM”

Estrategias de O&M

Estrategia de “mantenimiento con verificaciones periódicas”



El próximo paso requiere la selección de la propuesta de mantenimiento apropiado, que tiene en cuenta las necesidades del diseño de turbina eólica escogida. Existe dos tipos diferentes de la acción de mantenimiento: el mantenimiento preventivo (PM), que propone reducir la ocurrencia de fallos, y mantenimiento correctivo (CM), que involucra la acción únicamente después de ocurrido el fallo. Cualquier otra propuesta de mantenimiento puede emplear o combinar estas acciones.

Con el conocimiento del diseño de la turbina eólica y la propuesta de mantenimiento, es posible estimar la cantidad de trabajo necesario para el mantenimiento, en horas-hombre por año, y para determinar el número de personal requerido para ‘operar’ el parque. Provisto con esta información, la elección del ‘equipamiento’ de mantenimiento es el próximo paso.

A continuación, tienen que tomarse las decisiones sobre una posible base de mantenimiento, dispositivos de transporte de tripulación, equipamiento de izado, etc. El tamaño y tipo de cualquier equipamiento de izado necesario, depende de la mantenibilidad de la turbina eólica. El número de dispositivos de transporte de tripulación necesario, depende de la estrategia de mantenimiento escogida y las tasas de averías de las turbinas, que determinan a su vez la probabilidad de ocurrencia simultánea de fallos. Las condiciones atmosféricas esperadas son muy importantes en la selección de los dispositivos de transporte de tripulación.

Finalmente, la estrategia de mantenimiento tiene que especificarse. Con respecto al objetivo completo, es decir, costos de producción nivelado minimizado, los costos de O&M y de capital involucrado, tiene que contrapesarse frente a la energía producida, y por tanto al beneficio generado. Aumentar los esfuerzos de mantenimiento mejorará la disponibilidad completa del parque eólico pero aumentará también los costos relacionados con la O&M.

3.6.2 Posibles dispositivos para la Operación y el Mantenimiento

Se dispone de equipamiento especializado para simplificar la ejecución de pesadas tareas de mantenimiento en instalaciones en el mar. Los principales temas afectados por los OWECS son:

1) la posición y naturaleza de la base de mantenimiento, desde la cual las actividades podrán ‘lanzarse’

2) los medios por los cuales el personal se transporta hasta y desde los OWECS y

3) la elección del equipamiento de izado pesado.

Las decisiones deben hacerse equilibrando los costos adicionales del equipamiento frente a cualquier ahorro en los costos de mantenimiento y el incremento de la producción de energía debido a las mejoras disponibles.

Esta sección repasa las opciones disponibles para el equipamiento de mantenimiento principal, y pone de relieve sus ventajas y desventajas.



3.6.2.1 Localización de la base de mantenimiento

Las operaciones de mantenimiento podrían simplificarse considerablemente mediante la adopción de una base de mantenimiento gobernada permanente o regularmente. Y aunque sea una muy buena opción, sin embargo, el mantenimiento puede llevarse a cabo perfectamente sin dicha base. Una base de mantenimiento, si se necesita, podría localizarse en la costa, o en un puerto existente o construido deliberadamente en la zona, o en el mar, cerca del parque eólico.

Desde el principio puede excluirse la propuesta de construirse, expresamente, una base de mantenimiento en tierra, en la costa, con el fin de minimizar la distancia del parque eólico en el mar a la costa.

El elevado numero de puertos existentes, bien equipados, a lo largo de las costas europeas supone que la solución de construir uno, expresamente, no puede justificarse. Los pocos minutos ahorrados en el viaje no compensarán el coste de la inversión inicial para la instalación de tal base, con las facilidades, incluyendo grúas, muelles, etc., que están completamente disponibles en cualquier puerto existente.

Si los costos de una base en el mar son justificados, debidos fundamentalmente a la distancia desde el grupo de turbinas eólicas al puerto adecuado más cercano. Los costos del transporte de la tripulación desde una base principal terrestre a las turbinas eólicas y el costo adicional para el transporte de cada componente a la base principal terrestre tienen que nivelarse con los costes de instalación de una base en el mar.

3.6.2.2 Posibles bases de mantenimiento en el mar

Una embarcación de apoyo, permanentemente estacionada dentro del parque eólico, o proporcionaría alojamiento para tripulaciones. En el caso de un cambio repentino del tiempo, mientras trabajan en el parque eólico, esta ofrece una retirada relativamente segura para las tripulaciones de mantenimiento. La embarcación de apoyo es capaz de moverse alrededor del parque eólico y así ayudar a reducir el tiempo de viaje entre las turbinas eólicas. A intervalos regulares puede regresarse a un puerto para el relevo de las tripulaciones, existencias de reserva frescas, etc. Sin embargo, la embarcación de apoyo no ofrece una ‘plataforma’ de trabajo estable, y ciertas operaciones de mantenimiento estarían subordinadas a encontrar el mar en calma. Además el espacio disponible a bordo esta limitado.

Así pues, al ejecutar las revisiones principales, es decir, palas, cajas de engranajes, a bordo de una embarcación de apoyo, en una base regular, parece muy poco práctico.

Una base de mantenimiento debería situarse en una estructura fija, localizada en el centro del grupo de turbinas eólicas. La base, en contraste con la embarcación de apoyo, no solo ofrece facilidades de alojamiento sino también talleres para revisar componentes principales, tales como palas o cajas de engranajes. Combinar la estructura con la ubicación del transformador de electricidad puede ser una posible vía de reducir el costo de la inversión inicial.



Las ventajas de una embarcación de apoyo pueden combinarse con esas estructuras soporte, construidas a conciencia, en una plataforma de gatos hidráulicos autopropulsada. Así es posible moverse alrededor del parque eólico y, una vez extendidos los gatos, ofrecer una plataforma de trabajo estable, independiente del estado del mar. De esta forma, una plataforma de gatos hidráulicos autopropulsada parece ser la elección más probable, debido a que ésta puede equiparse con una grúa de alta capacidad, así como permitir el alojamiento de la tripulación.

3.6.2.3 Transporte de tripulación

El acceso en helicóptero o en barco parece ser la opción de acercamiento más razonable, para parques eólicos en el mar. Una simple comparación del acceso en helicóptero frente al acceso en barco muestra que el helicóptero ofrece la alternativa más rápida pero más carga. Sin embargo, el costo de los tiempos muertos, evitado por el uso del helicóptero, no compensan los altos costos de operación del helicóptero.

La ventaja de usar helicópteros para el acceso de una turbina eólica, estriban en la disminución de la dependencia con la atmósfera. Esta ventaja también tiene que evaluarse frente a los costos de las modificaciones iniciales necesarias, a fin de dotar a las turbinas eólicas para el acceso de helicóptero.

3.6.2.4 Equipamiento de izado

Al menos pueden distinguirse dos propuestas de mantenibilidad para el concepto de diseño de turbina eólica:

• Primeramente, los fallos podrían repararse por medio del intercambio de componentes

individuales.

• Alternativamente, las máquinas podrían diseñarse para permitir el intercambio

modular de componentes del ensamblaje.

El uso de helicópteros y del sistema de izado incorporado en las plataformas eólicas son posibles soluciones, si se escoge la primera propuesta. Sin embargo, debería tenerse en cuenta que las operaciones de izado en helicóptero son caras, susceptibles a ráfagas de viento y por lo tanto no es posible, en malas condiciones ambientales, e impracticable si los componentes tienen que levantarse a fin de quitar pestillos, etc. Además, el helicóptero es el dispositivo de izado mas caro con respecto a la relación de costos y la capacidad de izado.

El equipamiento de izado incorporado en la estructura de las plataformas eólicas está a la mano, siempre que se necesitan. Así se asegura un tiempo de reacción rápido, en caso de demanda de equipamiento de izado. Sin embargo, proporcionar a cada turbina eólica con un sistema de izado significa elevados costes de inversión inicial.



Para la segunda propuesta, el cambio de módulos, el intercambio puede llevarse a cabo mediante tres dispositivos de izado alternativos:

• embarcación grúa

• barcaza de gatos hidráulicos

• plataforma de gatos hidráulicos autopropulsada

Las embarcaciones grúa son de tres tipos diferente: el tipo barcaza de fondo plano, el tipo con forma de barco y el tipo de embarcación semisumergible. Las operaciones de izado con estos tipos de la grúa dependen de la altura de ola, que restringe la ejecución de las operaciones a ciertas condiciones ambientales. Las barcazas de gatos hidráulicos y las plataformas de gatos hidráulicos autopropulsada son también dependientes de la altura de ola, pero únicamente mientras que no esta en la posición de gato extendido. Una vez en posición de trabajo, ofrecen una plataforma de trabajo estable donde las operaciones de izado pueden ejecutarse a pesar de la altura de ola. La operación de izado, en si misma, esta limitada a cierta velocidad del viento, que es más o menos la misma con todas las alternativas.

3.6.3 Posibles estrategias para la Operación y el Mantenimiento

Es posible concebir varias estrategias de O&M viables para las instalaciones de parques eólicos en el mar. Entre ellas, cada intento de equilibrar los costos de capital, costos de operación y producción de energía, de forma diferente. En vista de estas ideas, es importante recordar que nuestro objetivo es minimizar los costos de la electricidad producidos por el parque. Esto no es igual que maximizar la producción de energía, y en realidad el plan más económico puede ser aquel que sacrifica un poco de electricidad para una gran reducción en costos de mantenimiento.

En la práctica, todos los conceptos de turbina eólica/parque eólico están teniendo problemas de neófitos en su introducción. Para un período inmediatamente después de la construcción de parque eólico, 6 meses, debería tenerse un régimen especial de mantenimiento comisionado en operación hasta que se estabilizaran esos problemas de principiantes. Para la consiguiente operación, se han identificado las siguientes estrategias de mantenimiento.

3.6.3.1 La estrategia de “no-mantenimiento”

Con esta estrategia no se ejecutan ni tareas de mantenimiento preventivas ni correctivas.

El fallo, y por tanto la parada, de una turbina eólica, se tiene en cuenta en el diseño original de la plataforma eólica durante la operación del parque eólico. Una propuesta es incorporar redundancia en el número de turbinas eólicas, es decir, se construirán mas turbinas eólicas de las inicialmente necesarias para producir la potencia de diseño del parque. Durante la vida del parque, muchas máquinas fallarán, pero la redundancia debe ser suficiente para que el parque siempre produzca o exceda su potencia de diseño.



Además, la disminución de la disponibilidad de turbinas con el transcurso del tiempo tiene que aceptarse como una ‘característica’ de diseño. Así pues, la potencia nominal de la planta descendería hasta el final de su vida.

La única intervención ‘permitida’ dentro del parque sería el intercambio de las góndolas fallidas con reemplazos completamente funcionales. Las turbinas eólicas serían intercambiadas cuando la fiabilidad caiga por debajo de un valor mínimo predefinido, o cuando la turbina eólica ha estado en operación durante un periodo especificado. Otra alternativa podría contemplar, también, el reemplazo de una simple turbina eólica tan pronto como ella falle. En ciertas circunstancias, y particularmente en regímenes posteriores, los componentes en buen estado de las góndolas reemplazadas podrían reciclarse y usarse para construir unidades restauradas para operaciones de futuro reemplazo.

3.6.3.2 La estrategia de “solo mantenimiento correctivo”

Con esta estrategia únicamente se llevan a cabo tareas de mantenimiento correctivo. Las turbinas eólicas son reparadas tan pronto como ellas fallan, o hasta que han fallado y se han reparado un cierto número de veces. Bajo esta estrategia, no se necesitan tripulaciones de mantenimiento permanentes para las tareas de mantenimiento correctivo reales. La tripulación adecuada puede alquilarse en una parada base para movilizarse a corto plazo, o mediante solicitud a compañías de mantenimiento.

3.6.3.3 La estrategia de “oportunidad de mantenimiento”

Esta estrategia es muy similar a la estrategia de “sólo mantenimiento correctivo”. La intención principal es ejecutar tareas de mantenimiento correctivo (CM, Corrective Maintance), según demanda. Sin embargo, si una turbina eólica requiere un mantenimiento correctivo, la oportunidad es usada también para llevar a cabo las tareas de mantenimiento preventivo en la misma turbina. Esto significa que el mantenimiento preventivo es ejecutado a intervalos muy irregulares, y únicamente después de un fallo de la turbina eólica. La filosofía detrás de esta estrategia es reducir el número de visitas a las turbinas eólicas.

3.6.3.4 La estrategia de “mantenimiento correctivo y preventivo”

Bajo este esquema, se programa un alcance completo de las tareas de mantenimiento predictivo (PM, Predictive Maintance) y se lleva a cabo en todas las turbinas dentro de un horario bien planeado. También se inicia un CM completo cuando y donde sea necesario. Esta es esencialmente la estrategia de mantenimiento empleada habitualmente para parques eólicos en tierra.

Hay que tener en mente que, para parques eólicos en tierra, los costes del trabajo y repuestos son los principales iniciadores del costo de O&M. Los costos de transporte y el acceso a las turbinas eólicas en tierra representan únicamente un pequeña parque de los costes totales de O&M. En cambio, para un parque eólico en el mar, el coste de la O&M está fuertemente



afectado por los esfuerzos para el transporte y acceso a las plataformas. Por tanto, para instalaciones en el mar, el número de visitas a la turbina eólica necesita ser cuidadosamente controlado.

3.6.3.5 La estrategia de “mantenimiento suave preventivo y suave correctivo”

Como con la estrategia previa, se llevan a cabo ambos mantenimientos, correctivo y preventivo. La diferencia significativa con la estrategia previa, sin embargo, es que el alcance de las operaciones puede limitarse para debajo de un cierto coste o complejidad. Por ejemplo, el reemplazo de componentes pequeños, que podría instalarse con un mínimo de equipamiento y unas tripulaciones muy pequeñas, podría realizarse sin problemas. Las operaciones de grandes necesidades de equipamiento pesado y comparativamente muchos trabajadores, por ejemplo, cambios de pala, no pueden admitirse. Las máquinas que requieren reparaciones a gran escala, deberían abandonarse o repararse en operaciones de grupo esporádicas, como con la estrategia de no mantenimiento.

La idea, detrás de esta estrategia, es lograr un equilibrio razonable entre propuestas a gran escala y propuestas de mantenimiento mínimo o cero. El mantenimiento completo hace mejor uso de la inversión inicial en el parque, pero es operacionalmente caro.

3.6.3.6 La estrategia de “mantenimiento por verificaciones periódicas”

Las turbinas se inspeccionan completamente después de completarse cualquier tarea de PM y CM. Además de las visitas regulares, no se realiza ningún otro trabajo de mantenimiento, de modo que, por ejemplo, las turbinas en fallo se dejan inoperativas hasta la próxima visita programada.

3.6.3.7 Evaluación de las estrategias de mantenimiento

La comparación cualitativa de las estrategias de mantenimiento propuestas no puede tomarse a la ligera. A fin de proporcionar una base más sólida para la toma de decisiones, se debe desarrollar una herramienta de simulación para evaluar las estrategias como una función del diseño de la turbina, diseño completo de la plataforma eólica y el ‘equipamiento’ de mantenimiento empleado.

A continuación se muestra una tabla con las distintas estrategias propuestas.



Ilustración 19. Árbol de decisión de las estrategias de mantenimiento para un parque eólico en el mar.


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