Fundaciones para turbinas eólicas costa afuera

1. Introducción

La creciente necesidad de producción de energía limpia y sustentable en un futuro cercano, ha dado como resultado la búsqueda de alternativas a los combustibles fósiles como fuente de energía. La energía eólica es una de las opciones más prometedoras para la generación de electricidad, con pronósticos de crecimiento optimistas para el futuro cercano. El gobierno del Reino Unido (UK Government 2002), en el reglamento RO, está implementando una política de energía renovable para reducir las emisiones de C0₂, con la meta de abastecer de fuentes renovables el 10% del consumo total de electricidad para el 2010, y según el DTI (2003) el 20% en el 2020. Actualmente están funcionando siete parques eólicos costa afuera a lo largo de las costas del Reino Unido (ver Tabla 1). Como parte de la primera ronda de proyectos de parques eólicos costa afuera (alrededor de 630 turbinas, sumando un total de 1700 MW) otros 10 parques eólicos pronto serán construidos y otros 15 están anunciados para ser construidos en los próximos diez años como parte de la segunda ronda de proyectos (alrededor de 2000 turbinas, sumando un total de 7100 MW). Dado lo anterior, se ha estimado que la energía eólica costa afuera será capaz de proporcionar alrededor del 9% del suministro de electricidad del Reino Unido. Sin embargo, si el 20% de la electricidad fuera suministrada por el viento costa afuera (usando turbinas de 3.5 MW) otras 3200 turbinas pudieran ser necesarias para alcanzar el 11% restante para lograr tal objetivo.

Dentro de este contexto, un gran proyecto de investigación fue emprendido por una sociedad entre industrias y universidad con la finalidad de mejorar los métodos de diseño actuales usados para instalar turbinas eólicas costa afuera. En la universidad de Oxford la investigación se ha centrado en el estudio de un nuevo tipo de fundación para turbinas eólicas costa afuera. Se puede encontrar información sobre el proyecto en Oxford en Houlsby y Byrne (2000), Byrne et al. (2002), Byrne y Houlsby (2003,2006) y Villalobos et al. (2004).

El diseño de fundaciones se basa en una proporción equilibrada de teorías y empirismo. Un planteamiento predominantemente empírico es aceptable cuando el tipo de fundación es familiar al ingeniero geotécnico en base a su experiencia. Sin embargo, en presencia de un nuevo tipo de fundación tal enfoque puede llevar a demasiado riesgo. Para emplear con confianza en la práctica un nuevo tipo de fundación se debe emprender una investigación completa de su respuesta bajo diversas pero probables, condiciones de carga. Ésta es la razón principal para estudiar nuevos tipos de fundaciones tales como cámaras a succión para turbinas eólicas costa afuera.

2. La industria de la energía eólica costa afuera

El uso del viento como fuente de energía data de muchos siglos atrás. Se alcanza un hito en el siglo XVIII cuando alrededor de 200.000 molinos de viento giraban en Europa para moler maíz o bombear agua. Pero en 1888 Charles Brush construyó la primera turbina eólica para generar electricidad. Mejoras en la eficiencia de las turbinas llevaron a la construcción de miles de turbinas eólicas en tierra firme, particularmente en California en los años 80 y en Alemania a principios del 2000. Las protestas de la comunidad respecto a la "contaminación" visual y de ruido de las turbinas eólicas respaldaron la idea relativamente nueva de aprovechar la energía eólica costa afuera, donde también es más intensa. De hecho, Kühn (2002) demuestra teóricamente que hay suficiente recurso eólico explotable costa afuera para suministrar el consumo total de electricidad en Europa. En 1998 el consumo de electricidad anual de los estados de la UE era de 2500 TWh, que según la Figura 1 podría ser obtenido de parques eólicos situados entre 30 y 40 km de la costa con profundidades del mar entre 20 y 30 m.

Figura 1. Estimated offshore wind energy potential in Europe (taken from Kühn, 2002)

En 1985 una fila de 16 turbinas eólicas fueron fundadas sobre el terraplén de un embarcadero en el puerto de Ebeltoft, Dinamarca. Sin embargo, se considera que Nogersund en el mar Báltico, Suecia, se convirtió en 1991 en la primera turbina eólica costa afuera en funcionamiento. Fue erigida con una capacidad de generación de 220 kW, a 250 m de la orilla y con una profundidad del agua de 7 m. También en 1991 el primer parque eólico costa afuera del mundo fue construido en Vindeby, Dinamarca. Once turbinas con una capacidad de 450 kW cada una componen el parque eólico con las turbinas apoyadas sobre fundaciones del tipo base gravitacional 1.5 km de la costa y con profundidades del mar entre 3 y 5 m. La Tabla 1 presenta un resumen de los parques eólicos costa afuera existentes.

La Tabla 2 presenta una estimación por país del número de turbinas eólicas y la capacidad para los próximos años. Comparando con la situación actual habrá un aumento de aproximadamente 20 veces el número de turbinas, lo cual generará 40 veces más electricidad. El panorama futuro es muy prometedor. Alemania y el Reino Unido son los países con los programas más ambiciosos (véanse por ejemplo las publicaciones Windpower Monthly y Renewable Energy World para información actualizada).

3. Carga ambiental del viento

La velocidad del viento puede ser considerada útil para extraer energía cuando es superior a 3 m/s (viento ligero), pero para plena producción (varía sin embargo con el equipo) se requiere 12 m/s (viento fuerte). Para detener la producción de electricidad, el viento debe estar sobre 25 m/s (tormenta). La fuerza aerodinámica generada por el viento en una turbina puede ser asumida como proporcional a la presión dinámica del viento V₁² p_a/2 multiplicado por el área del barrido del rotor πR² donde v₁ es la velocidad lejana del viento aguas arriba, p_a es la densidad del aire, y R es el radio del rotor. Entonces la fuerza del empuje está dada por:

(1)

donde el coeficiente de empuje c_T considera el hecho de que las hélices están girando, por lo tanto, es una función de la razón de velocidades en la punta de las hélices λ = Ω R/v₁ donde Ω es la velocidad del rotor en rad/s. Asumiendo una turbina genérica de 3.5 MW con una velocidad de rotor de 15 RPM (π/2 rad/s), radio del rotor de 60 m y una velocidad del viento v, = 15 m/s, resulta en λ= 2π . Así, de la Figura 2 el coeficiente de empuje es c_T= 0.8.

Tabla 1. Parques eólicos costa afuera operativos en el mundo

Tabla 2. Crecimiento futuro estimado de turbinas y capacidad en el mundo

De la ecuación (1), tomando _a= 1.2 kg/m³ despreciando los efectos de variación de altitud, temperatura del aire, presión atmosférica y humedad relativa) la fuerza de empuje resultante sobre el eje de la turbina es F_T = 1.2 MN. Adviértase que para vientos de tormenta, digamos v₁= 30 m/s, c_T(λ= π) se reduce a 0.3, resultando en un aumento de F_Ta 1.8 MN.

Figura 2. Coeficiente del empuje de una turbina como una función de la razón de velocidades en la hélice (de Kühn, 2002)

Los valores exactos dependerán del diseño de la turbina, no obstante los cálculos antes realizados son útiles puesto que dan el orden de la magnitud de la carga horizontal aplicada por el viento a lo largo del eje de la turbina. Más importane aún, es el hecho que la fuerza de empuje actúa a un nivel que crea un momento muy alto a nivel de la fundción (véase la Figura 6a).

4. Carga ambiental de las olas y las corrientes

Las olas inducen vórtices de partículas de agua, las cuales generan fuerzas de arrastre sobre obstáculos. Además, un fluido que se mueve horizontalmente también genera presiones sobre obstáculos. Si una ola extrema dominante se idealiza, entonces las cargas hidrodinámicas se pueden obtener de las fuerzas de arrastre y de inercia aplicadas sobre la parte sumergida de la torre de la turbina (Kühn, 2002):

(2)

(3)

Donde C_D≈ 0.7 and C_M≈ 2 son coeficientes empíricos de arrastre e inercia para secciones tubulares lisas, ρ_w es la densidad del agua, 2R es el diámetro de la torre, H, es la altura de ola significativa, dw es la profundidad del agua, co=2 jt/T es la frecuencia angular de la onda, T es el período de la ola y Ψ = 2π/L es el 'número de onda' siendo L la longitud de onda. El número de onda se puede obtener de:

(4)

en el caso de aguas profundas ω², donde g es la aceleración de la gravedad. Cuando la fuerza de arrastre y la fuerza de inercia por unidad de longitud son integradas desde el fondo del mar hasta la superficie del agua, la primera varía con el tiempo por medio de la función cos² en en tanto que la segunda varía con el tiempo a través de la función seno. Por lo tanto, la carga horizontal total H se puede expresar de la siguiente forma:

(5)

En lo siguiente, un ejemplo con valores razonables mostrará el orden de magnitud de los parámetros en estudio. La Figura 3 muestra la cinemática y las cargas asociadas a una ola de 6.4 m de altura y un período de 9.4 s aplicados a una torre de 3 m de diámetro y 10 m de profundidad del agua.

El diagrama en la Figura 3 muestra que la carga horizontal máxima es de 0.45 MN y debido a que la carga actúa a una altura de 10 m, el momento sobre la fundación es de 4.5 MNm. Si se considera el siguiente caso: 2R = 6 m, d_w = 15, d_w = 15 m y una ola significativa H_s = 12 m y T = 12 s, resulta una fuerza de arrastre máxima de 0.7 MN y una fuerza de inercia máxima de 2 MN. Pero debido a que ambas cargas no están en fase, la carga horizontal máxima es de 2 MN, generando un momento de 30 MNm a nivel del fondo del mar.

Aguas someras de 10 a 20 m pueden cambiar dramáticamente con la variación de la marea como por ejemplo en el mar Irlandés, donde ocurren variaciones hasta de 8 m. Por lo tanto, las fuerzas inducidas por corrientes se deberían incluir en la carga horizontal.

Aparte de la componente horizontal de la carga, las olas pueden inducir una componente cíclica vertical importante de la carga, de tracción y compresión durante la depresión y la cresta de la ola respectivamente. Esta carga cíclica vertical es importante en términos de desplazamientos y rigidez más que en términos de resistencia de la fundación.

Figura 3. Cinemática y fuerzas de una ola extrema en aguas bajas o poco profundas (tomado de Kühn, 2002)

5. Materiales del fondo marino en lugares propuestos del Reino Unido

El terreno de fundación dictará si una cámara a succión es instalable o no. De hecho las cámaras a succión no son apropiadas en suelos con gravas o bolones, arcillas agrietadas duras y rocas. Sin considerar esos casos el diseño de cámaras estará condicionado por el tipo de suelo. La Tabla 3 da una descripción general de las condiciones del suelo en los lugares propuestos en el Reino Unido para la primera ronda de parques eólicos. La Figura 4 muestra los sedimentos marinos en el mar Irlandés y los sitios proyectados para los parques eólicos. Hay sobre todo arena, en la forma de bancos de arena. A estos bancos de arena les subyace arcilla, roca o simplemente la arena continúa con la profundidad. Sin embargo, hay también algunos lugares con arcilla sobre roca. Una característica particular de los bancos de arena es su movilidad regular causada por mareas y corrientes.

Este fenómeno causará el transporte de sedimento y socavación, lo cual requerirá un enrocado u otra forma de protección alrededor de las cámaras a succión (HR Wallingford, 2004). Este tema no está considerado en este artículo.

Tabla 3. Primera ronda de parques eólicos en el Reino Unido

Un fenómeno que afecta a las arenas sueltas es la pérdida de resistencia debido al incremento de la presión de poros causada por la rotación continua de los ejes de las tensiones principales mientras el desviador de tensiones se mantiene constante. Ishihara y Towhata (1983) usando un equipo de ensayo de corte torsional, demostraron que el incremento de presión de poros reduce la resistencia cíclica en una forma que el equipo de ensayo triaxial cíclico convencional no pudo reproducir.

Experimentos han demostrado que las cargas de oleaje progresivas y severas puede inducir licuación en arenas sueltas (Sassa y Sekiguchi, 1999, 2001). En el caso de arenas medias y densas puede ocurrir movilidad cíclica que es el incremento de la presión de poros sin una pérdida seria de resistencia. Puesto que la arena contemplada en los proyectos no está en un estado suelto, la posibilidad de falla de flujo (licuación) es muy poco probable.

Figura 4. Sedimentos marinos en el mar Irlandés, se muestran los lugares para los proyectos de parques eólicos costa afuera (British Geological Survey, 2004)

6. Actuales opciones de fundación para turbinas eólicas costa afuera

Según la Tabla 1 las fundaciones con un pilote han dominado los proyectos de energía eólica costa afuera seguidos por las bases gravitacionales (Figura 5a). Es importante darse cuenta que el aumento de tamaño de una turbina por sobre los 3 MW implica cargas más grandes actuando en la base de la turbina, y por lo tanto, fundaciones más grandes. Indicativo de esta situación es el hecho de que los diámetros de los pilotes son de 4 m y 4.6 m en los recientes proyectos de Kentish Flats y Egmond respectivamente (Figura 5b), significativamente más grandes que los pilotes comúnmente hincados costa afuera. Por otra parte, la turbina eólica más grande del mundo de 5 MW, en el parque eólico costa afuera Beatriz en Moray Firth, Escocia, ha sido erigida a una profundidad del mar de 45 m. La torre descansa sobre una estructura de acero de 50 m de altura, la cual está fundada en cuatro pilotes (Figura 5c). Finalmente, la Figura 5d muestra un cilindro de hormigón armado muy grande fundado sobre pilotes para un proyecto de turbinas de 4.5 MW en Ems -Emden, Alemania.

Figura 5. Opciones existentes de fundación para las aerogeneradores costa afuera: (a) Bases Lillgrund, (b) pilote hincado, www.kentishflats.co.uk, (c) torre sobre estructura metálica apilotada en Beatriz, www.renewable-energy-world.com, y (d) cilindro de hormigón armado en Ems-Emden, www.enova.de

Las soluciones existentes de fundación adoptadas para grandes turbinas son extremadamente complicadas, consumidoras de tiempo y recursos. Es por ello que tanto investigadores como ingenieros están buscando soluciones más baratas y más simples. Se ha propuesto que las fundaciones cámaras a succión, usadas previamente como anclas en aguas profundas y como fundaciones superficiales en plataformas petroleras, pudieran ser una mejor alternativa desde el punto de vista económico, técnico y ambiental.

7. Fundaciones cámaras a succión

Las cámaras a succión adquieren ese nombre del hecho de que una cámara es una caja hermética grande donde la presión interior difiere de la presión atmosférica. La succión corresponde a la presión negativa o a la baja presión aplicada dentro de la cámara para extraer el agua y de esta manera penetrar el perímetro de la cámara en el terreno. Debido a que su forma se asemeja a un balde al revés, las cámaras a succión también se han denominado baldes a succión.

Figura 6. Cargas y dimensiones típicas para un aerogenerador de 3.5 MW mostrando fundaciones diferentes: (a) cámara a succión aislada, y (b) cámaras a succión múltiples

Las cámaras a succión flotantes han demostrado ser más eficientes que los pilotes, en términos de tiempo de instalación en aplicaciones para la industria del petróleo y el gas (Andersen y Jostad, 1999). Estos aspectos adquieren más importancia en usos costa afuera donde son frecuentes las condiciones atmosféricas duras. La eficiencia en la instalación de las cámaras a succión se basa en el uso de bombas en lugar de martinetes grandes y pesados usados para hincar las pilotes, sin mencionar pilotes pre perforados ni inyectados con lechada, los cuales requieren de perforaciones previas y posteriores.

Además, las cámaras a succión se pueden remover fácilmente (cambiando la succión por sobrepresión), haciéndolas más versátiles y respetuosas del ambiente, comparadas con fundaciones apilotadas.

Las Figuras 6a y 6b muestran las dos configuraciones de cámara a succión descritas por Houlsby y Byrne (2000) para turbinas eólicas costa afuera. La Figura 6a corresponde a una fundación cámara a succión aislada y la Figura 6b representa una fundación de cámara a succión múltiple, trípode o tetrápoda. Cada configuración tiene un sistema predominante de carga. En la primera alternativa las cargas horizontales en el eje de la turbina y a nivel de rompiente de las olas, conducen a un momento volcante resultante de 120 MNm que se transmite directamente a la fundación. Mientras que en la segunda alternativa el mismo momento se transfiere a través del enrejado de soporte de la torre a la fundación como cargas verticales de tracción y compresión.

En el estudio de problemas de interacción de estructura y fundación se debe prestar atención a las diferencias substanciales entre, por ejemplo, el problema de una plataforma elevadora (Figura 7) y el problema de una turbina eólica, según lo precisado por Houlsby y Byrne (2000). En primer lugar, la profundidad del agua en estructuras petroleras y de gas es mucho más profunda que para las turbinas eólicas, en el orden de 100 m para las estructuras fijas y de hasta 2000 m para las estructuras flotantes (Sparrevik, 2002). Por el contrario, la profundidad del agua en los lugares asignados por la corona para los proyectos de parques eólicos es de entre 10 m y 20 m. En segundo lugar, el estado de carga también se diferencia puesto que las plataformas petroleras son estructuras bastante pesadas. De esta manera las fuerzas gravitacionales dominan sobre las fuerzas ambientales. Por lo demás, las turbinas eólicas costa afuera son estructuras esbeltas y ligeras.

Figura 7. Unidad elevadora de tres patas mostrando fundaciones del tipo spudcan (de Byrne and Houlsby, 2003)

Valores extremos típicos de carga para turbinas eólicas de 3.5 MW se muestran en las Figuras 6a y 6b, donde es posible observar que las fuerzas ambientales tienen el mismo orden de magnitud que las fuerzas de gravedad, lo cual es claramente diferente al caso de la plataforma elevadora típica mostrada en la Figura 7 (Byrne y Houlsby, 2003).

Es importante destacar que el costo de las fundaciones tiene una fuerte influencia en el costo total de los proyectos de parques eólicos costa afuera, fluctuando entre 15% y 40% (Houlsby y Byrne, 2000). Feld et al. (1999) informaron que el costo de las fundaciones gravitacionales de Vindeby y de Tun Knob representó el 23% de los costos totales del parque eólico. Feld et al., también determinaron que una fundación trípode con cámaras puede ahorrar hasta un 34% del acero de las fundaciones en comparación con un trípode con pilotes para el caso de arcilla muy dura (R dsand), mientras que en arena densa solamente se ahorraría un 6% (Horns Rev). Por otra parte, Ibsen et al. (2003) indicaron que en el proyecto de Horns Rev los costos totales de la fundación se desglosaron en 8% en diseño, 46% en acero y 46% en la instalación. Además, se estimó que las cámaras a succión aisladas pueden ahorrar hasta 25% de acero comparado con las monopilotes. Sin embargo, un estudio económico realizado por Beresford (2003) contradice la estimación antedicha para los proyectos de parques eólicos de Kentish Flats y Solway Firth. Considerando solamente los materiales implicados, Beresford (2003) determinó que un monopilote es la solución más barata (alrededor de £80k) comparada con: i) pilotes tetrápodos (alrededor de el60k), ii) cámara a succión aislada (alrededor de £400k en arena y £300k en arcilla), e iii) cámaras a succión tetrápodas (alrededor de £280k en arena y arcilla). Sin embargo, los costos variables de instalación pueden ser fácilmente iguales o aún más elevados que los costos fijos de materiales y diseño. Por ejemplo, en el proyecto Scroby Sands el 30 % del costo de las fundaciones fue igualmente dividido entre los costos fijos y variables, sin ninguna demora inesperada debido al buen tiempo. Los costos variables fueron controlados sobre todo por el arriendo de una barcaza por £50k/dia.

En octubre del 2002 la primera cámara a succión aislada (2Í? = 12 m, L = 6 m) fue instalada en la arena de Frederikshavn. Sin embargo, fundaciones cámara a succión todavía no han sido instaladas costa afuera. También se instaló una segunda cámara a succión (2R = 16 m, L = 15 m) en la arena en Wilhelmshaven. Aunque la información del primer proyecto está disponible, se ha publicado escasa información sobre el segundo proyecto debido a confidencialidad.

Finalmente, se puede pensar que una turbina eólica se podría montar totalmente en tierra firme y después transportarse e instalarse de una vez usando fundaciones cámaras a succión. Esta posibilidad es una ventaja extraordinaria sobre las opciones de fundación existentes puesto que representa un uso eficiente de tiempo y recursos.

8. Comentarios finales

El gobierno del reino Unido ha establecido metas de suministro de energía de fuentes renovables para reducir las emisiones de CO2. Dentro de este contexto la industria de energía eólica costa afuera está creciendo rápidamente no sólo en el Reino Unido sino que también alrededor del mundo. El sistema de carga ambiental que tiene que resistir una turbina eólica costa afuera es mucho más severo que en tierra firme y diferente de aquel resistido por plataformas petroleras pesadas.

Las fundaciones actualmente usadas para turbinas eólicas costa afuera consumen demasiados recursos y tiempo. Esto podría no permitir alcanzar las metas en el tiempo establecido. Las cámaras a succión son una nueva opción de fundación, que simplifica la instalación reduciendo el tiempo de instalación a horas en lugar de días como es generalmente el caso para las opciones de fundación existentes. Sin embargo, todavía no se ha instalado una cámara a succión costa afuera como fundación de una turbina eólica.

9. Agradecimientos

Felipe Alberto Villalobos Jara

El autor agradece el financiamiento para esta Investigación, el cual fue otorgado por EPSRC y DTI del Reino Unido y por el Proyecto DIN 02/2008 de la Universidad Católica de la Santísima Concepción