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Equation Chapter 1 Section 1

Trabajo Fin de Grado

Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales

Estimación de la Energía Anual Generada en una

Central Undimotriz

Autor: Beatriz Fernández Jiménez

Tutores: Antonio de la Villa Jaén y Dan El Andrés Montoya Andrade

Dep. Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2015

iii

Trabajo de Fin de Grado

Grado en Ingeniería de Tecnologías Industriales

Estimación de la Energía Anual Generada en una

Central Undimotriz

Autor:

Beatriz Fernández Jiménez

Tutores:

Dr. Antonio de la Villa Jaén

Dr. Dan El Andrés Montoya Andrade

Dep. de Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla

Sevilla, 2015

v

Proyecto Fin de Grado: Estimación de la Energía Anual Generada en una Central Undimotriz

Autor: Beatriz Fernández Jiménez

Tutores: Antonio de la Villa Jaén y Dan El Andrés Montoya Andrade

El tribunal nombrado para juzgar el Proyecto arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros:

Presidente:

Vocales:

Secretario:

Acuerdan otorgarle la calificación de:

Sevilla, 2015

El Secretario del Tribunal

vii

Índice

Índice ........................................................................................................................................................... vii

Índice de Tablas ............................................................................................................................................ xi

Índice de Figuras ......................................................................................................................................... xiii

1 Introducción .......................................................................................................................................... 1 1.1 Origen de la energía undimotriz ................................................................................................................. 1 1.2 Potencial de la energía undimotriz ............................................................................................................. 3 1.3 Objetivo del trabajo ..................................................................................................................................... 3

2 Caracterización del oleaje ...................................................................................................................... 5 2.1 Oleaje regular............................................................................................................................................... 7 2.2 Oleaje irregular ............................................................................................................................................ 7

2.2.1 Período pico (Tp) .................................................................................................................................. 7 2.2.2 Altura significante (Hs) ......................................................................................................................... 7

2.3 Diagramas de caracterización de oleaje .................................................................................................... 7 2.3.1 SEM-REV (Nantes, Francia) ................................................................................................................. 8 2.3.2 EMEC (Orkney, Escocia)....................................................................................................................... 8 2.3.3 Isla de Yeu (Vandea, Francia) .............................................................................................................. 9 2.3.4 Lisboa (Portugal) .................................................................................................................................. 9 2.3.5 Belmullet (Irlanda) ............................................................................................................................. 10 2.3.6 Plataforma Deltana (Venezuela) ...................................................................................................... 10

3 Sistema de captación ........................................................................................................................... 11 3.1 Wave Energy Converter (WEC) ................................................................................................................. 12

3.1.1 Sistema de extracción de potencia (PTO) ........................................................................................ 12 3.1.2 Generador lineal ................................................................................................................................ 12

3.2 Clasificación de los WECs .......................................................................................................................... 14 3.2.1 Clasificación según situación relativa a las olas ............................................................................... 14

3.2.1.1 Totalizador o terminador .......................................................................................................... 14 3.2.1.2 Atenuador .................................................................................................................................. 14 3.2.1.3 Absorbedor puntual .................................................................................................................. 15

3.2.2 Clasificación según situación relativa a la costa .............................................................................. 15 3.2.2.1 Sistemas cercanos a la costa ..................................................................................................... 15 3.2.2.2 Sistemas alejados de la costa .................................................................................................... 17

3.3 Absorbedor puntual con desplazamiento vertical ................................................................................... 20 3.4 Absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical ................................................................ 21 3.5 Dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical .......................................................... 23 3.6 Estructura fija con múltiples boyas........................................................................................................... 24 3.7 Estructura flotante con múltiples boyas .................................................................................................. 26 3.8 Dispositivo de placa oscilante ................................................................................................................... 27 3.9 Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante .............................................................................................. 29 3.10 Columna oscilante de agua flotante ........................................................................................................ 30

4 Breve descripción de los métodos de control de los convertidores de energía de las olas ................... 33 4.1 Control pasivo convencional ..................................................................................................................... 34 4.2 Control pasivo mejorado ........................................................................................................................... 34 4.3 Control reactivo convencional .................................................................................................................. 34 4.4 Control reactivo mejorado ........................................................................................................................ 35

5 Evaluación de la capacidad de generación de una central undimotriz ................................................. 37 5.1 Proceso de cálculo genérico a seguir ....................................................................................................... 37

5.1.1 Potencia media .................................................................................................................................. 38 5.1.2 Energía anual absorbida ................................................................................................................... 39

5.2 Descripción del algoritmo de cálculo diseñado ....................................................................................... 40 5.2.1 Estructura y funcionamiento del programa .................................................................................... 40

5.2.1.1 Archivo de datos ........................................................................................................................ 40 5.2.1.2 Script de inicio............................................................................................................................ 41 5.2.1.3 Función de datos disponibles ................................................................................................... 41 5.2.1.4 Función de datos nuevos .......................................................................................................... 41 5.2.1.5 Función programa ..................................................................................................................... 41 5.2.1.6 Función calcular ......................................................................................................................... 42

5.3 Justificación del algoritmo empleado ...................................................................................................... 46 5.4 Resultados: cálculos y representaciones gráficas ................................................................................... 46

5.4.1 Absorbedor puntual con desplazamiento vertical .......................................................................... 47 5.4.2 Absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical ....................................................... 50 5.4.3 Dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical ................................................ 54 5.4.4 Estructura fija con múltiples boyas .................................................................................................. 57 5.4.5 Estructura flotante con múltiples boyas .......................................................................................... 61 5.4.6 Dispositivo de placa oscilante ........................................................................................................... 64 5.4.7 Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante ..................................................................................... 68 5.4.8 Columna oscilante de agua ............................................................................................................... 71 5.4.9 Conclusiones ...................................................................................................................................... 75 5.4.10 Absorbedor puntual de diámetro 2.5 m sin considerarse límite de excursión ............................ 85 5.4.11 Absorbedor puntual de diámetro 2.5 m considerando límite de excursión ................................. 89 5.4.12 Absorbedor puntual de diámetro 5 m sin considerarse límite de excursión ................................ 93 5.4.13 Absorbedor puntual de diámetro 5 m considerando límite de excursión .................................... 96

6 Análisis de sensibilidad ...................................................................................................................... 101 6.1 Variación del período pico de referencia ............................................................................................... 101

6.1.1 Aumento del período pico de referencia ...................................................................................... 101 6.1.2 Disminución del período pico de referencia ................................................................................. 102

6.2 Variación de la altura significante de referencia................................................................................... 103 6.2.1 Aumento de la altura significante de referencia ........................................................................... 103 6.2.2 Disminución de la altura significante de referencia ...................................................................... 104

6.3 Variación simultánea del período pico y la altura significante de referencia ..................................... 105

7 Análisis económico ............................................................................................................................ 107 7.1 Viabilidad económica de implementar el control pasivo mejorado .................................................... 107 7.2 Viabilidad económica de implementar el control reactivo mejorado ................................................. 108

8 Situación actual de los sistemas de energía undimotriz ..................................................................... 111

9 Conclusiones ...................................................................................................................................... 113

Anexo I: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro sin considerar límite de excursión ................................................................................................................................................... 115

Anexo II: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro considerando límite de excursión ................................................................................................................................................... 121

ix

Anexo III: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin considerar límite de excursión .................................................................................................................................................... 127

Anexo IV: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 5 m de diámetro considerando límite de excursión .................................................................................................................................................... 133

Referencias ................................................................................................................................................ 139

xi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Energía disponible y utilizada actualmente según la fuente de energía. .......................................... 3

Tabla 2. Tipos de mar según la altura de las olas [2]. ...................................................................................... 6

Tabla 3. Resultados obtenidos para el absorbedor puntual con desplazamiento vertical. ............................. 47

Tabla 4. Resultados obtenidos para el absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical. .......... 50

Tabla 5. Resultados obtenidos para el dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical. ... 54

Tabla 6. Resultados obtenidos para la estructura fija con múltiples boyas. ................................................... 57

Tabla 7. Resultados obtenidos para la estructura flotante con múltiples boyas. ............................................ 61

Tabla 8. Resultados obtenidos para el dispositivo de placa oscilante. ............................................................ 64

Tabla 9. Resultados obtenidos para el dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante. ........................................ 68

Tabla 10. Resultados obtenidos para la columna de agua oscilante................................................................ 71

Tabla 11. Relación energía/masa de los absorbedores puntuales simple y sumergido. ................................. 78

Tabla 12. Relación energía/masa de dispositivo de placa oscilante y dispositivo de placa

oscilante de 3 cuerpos flotante. .......................................................................................................................... 79

Tabla 13. Relación energía/masa de las estructuras fija y flotante con múltiples boyas. .............................. 80

Tabla 14. Relación energía/área de los absorbedores puntuales simple y sumergido. .................................. 83

Tabla 15. Relación energía/área de dispositivo de placa oscilante y dispositivo de placa

oscilante de 3 cuerpos flotante. .......................................................................................................................... 84

Tabla 16. Relación energía/masa de las estructuras fija y flotante con múltiples boyas. .............................. 84

Tabla 17. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en SEM-REV. .. 86

Tabla 18. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en EMEC. ......... 86

Tabla 19. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Isla de Yeu. . 87

Tabla 20. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Lisboa. ......... 87

Tabla 21. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Belmullet. .... 88

Tabla 22. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en

Plataforma Deltana. ............................................................................................................................................ 88

Tabla 23. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en SEM-REV. ... 90

Tabla 24. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en EMEC. ......... 90

Tabla 25. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Isla de Yeu. .. 91

Tabla 26. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Lisboa. .......... 91

Tabla 27. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Belmullet. ..... 92

Tabla 28. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en


Tabla 29. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en SEM-REV. . 93

Tabla 30. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en EMEC. ........ 94

Tabla 31. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Isla de Yeu. . 94

Tabla 32. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Lisboa. ......... 95

Tabla 33. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Belmullet. ... 95

Tabla 34. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en


Tabla 35. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en SEM-REV. ..... 97

Tabla 36. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en EMEC. ............ 97

Tabla 37. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Isla de Yeu. ..... 98

Tabla 38. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Lisboa. ............. 98

Tabla 39. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Belmullet. ........ 99

Tabla 40. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en


Tabla 41. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 m considerando

límite de excursión al aumentar el período pico de referencia. ....................................................................... 101

Tabla 42. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 5 m considerando

límite de excursión al aumentar el período pico de referencia. ....................................................................... 102


límite de excursión al disminuir el período pico de referencia. ...................................................................... 103


límite de excursión al disminuir el período pico de referencia. ...................................................................... 103

Tabla 45. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 considerando

límite de excursión al aumentar la altura significante de referencia. .............................................................. 104


límite de excursión al aumentar la altura significante de referencia. .............................................................. 104


límite de excursión al disminuir la altura significante de referencia............................................................... 105


límite de excursión al disminuir la altura significante de referencia............................................................... 105


límite de excursión al aumentar el período pico y disminuir la altura significante de referencia. ................ 106


límite de excursión al aumentar el período pico y disminuir la altura significante de referencia. ................ 106

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Generación de una onda en una cuerda [1]. ...................................................................................... 2

Figura 2. Movimiento de las moléculas de agua en las olas [2]. ..................................................................... 2

Figura 3. Trayectoria elíptica de las moléculas del agua al acercarse a la costa [3]. ..................................... 2

Figura 4. Onda senoidal pura. ............................................................................................................................ 5

Figura 5. Zona de rotura de las olas [6]............................................................................................................. 5

Figura 6. Ola rompiendo en forma de tubo [7]. ................................................................................................ 6

Figura 7. Scatter Diagram de oleaje en SEM-REV [8]. .................................................................................. 8

Figura 8. Scatter Diagram de oleaje en EMEC [8]. ......................................................................................... 8

Figura 9. Scatter Diagram de oleaje en Isla de Yeu [8]................................................................................... 9

Figura 10. Scatter Diagram de oleaje en Lisboa [8]. ....................................................................................... 9

Figura 11. Scatter Diagram de oleaje en Belmullet [8]. .................................................................................. 10

Figura 12. Scatter Diagram de oleaje en Plataforma Deltana [9]. .................................................................. 10

Figura 13. Esquema de un sistema de captación [10]. ..................................................................................... 11

Figura 14. Generador lineal acoplado a una boya [11]. ................................................................................... 13

Figura 15. Disposición de los polos en el translator de un generador lineal [12]. ........................................ 13

Figura 16. Representación gráfica de sistema de captación [11]. ................................................................... 14

Figura 17. Instalaciones de columna oscilante de agua [2]. ............................................................................ 15

Figura 18. Sistema Pendulor [2]. ...................................................................................................................... 16

Figura 19. Sistema Tapchan [2]. ....................................................................................................................... 16

Figura 20. Mighty Whale [13]. ........................................................................................................................... 17

Figura 21. Wave Dragon. Mar en calma [14]. .................................................................................................. 18

Figura 22. Wave Dragon. Captación de energía [14]. ..................................................................................... 18

Figura 23. Pelamis [15]. ..................................................................................................................................... 18

Figura 24. Explotación de varias unidades Pelamis en proximidad [16]. ...................................................... 19

Figura 25. PowerBuoy [17]. ............................................................................................................................... 19

Figura 26. Componentes de Seabased WEC [18]. ........................................................................................... 20

Figura 27. Absorbedor puntual con desplazamiento vertical [8]. ................................................................... 20

Figura 28. Matriz de potencia de absorbedor puntual con desplazamiento vertical [8]. ............................... 21

Figura 29. Boya Ceto [19]. ................................................................................................................................ 21

Figura 30. Absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical [8]. ................................................. 22

Figura 31. Matriz de potencia de absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical [8]. ............. 22

Figura 32. Wavebob [20]. ................................................................................................................................... 23

Figura 33. Dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical [8]. .......................................... 23

Figura 34. Matriz de potencia de dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical [8]. ...... 24

Figura 35. Wavestar [21]. .................................................................................................................................. 24

Figura 36. Estructura fija con múltiples boyas [8]. .......................................................................................... 25

Figura 37. Matriz de potencia de estructura fija con 20 boyas [8]. ................................................................. 25

Figura 38. Pontoon Power Converter [22]. ...................................................................................................... 26

Figura 39. Estructura flotante con múltiples boyas [8]. ................................................................................... 26

Figura 40. Matriz de potencia de estructura flotante con múltiples boyas [8]. .............................................. 27

Figura 41. Oyster [23]. ....................................................................................................................................... 27

Figura 42. Dispositivo de placa oscilante [8]. .................................................................................................. 28

Figura 43. Matriz de potencia de dispositivo de placa oscilante [8]. .............................................................. 28

Figura 44. Langlee [24]. .................................................................................................................................... 29

Figura 45. Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante [8]. .............................................................................. 29

Figura 46. Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante [8]. .............................................................................. 30

Figura 47. OE Buoy [25]. ................................................................................................................................... 30

Figura 48. Columna oscilante de agua flotante [8]. ......................................................................................... 31

Figura 49. Matriz de potencia de columna oscilante de agua flotante [8]. ..................................................... 31

Figura 50. Sistema eléctrico y sistema de control [10]. ................................................................................... 33

Figura 51. Scatter diagram de una ubicación geográfica genérica [8]. .......................................................... 37

Figura 52. Matriz de potencia de un dispositivo genérico [8]. ........................................................................ 38

Figura 53. Esquema de funcionamiento. .......................................................................................................... 40

Figura 54. Esquema de transmisión de datos. .................................................................................................. 42

Figura 55. Matriz de potencia de ejemplo [10]. ............................................................................................... 42

Figura 56. Scatter diagram de ejemplo [8]. ..................................................................................................... 43

Figura 57. Matriz de potencia interpolada de ejemplo. ................................................................................... 43

Figura 58. Interpolación lineal de la potencia para Hs. .................................................................................... 44

Figura 59. Interpolación lineal de la potencia para Tp ..................................................................................... 45

Figura 60. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en SEM-REV. . 47

Figura 61. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en EMEC. ........ 48

Figura 62. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Isla de Yeu. . 48

Figura 63. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Lisboa. ........ 49

Figura 64. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Belmullet. ... 49

Figura 65. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en


Figura 66. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento

vertical en SEM-REV. ....................................................................................................................................... 51


vertical en EMEC. .............................................................................................................................................. 51


vertical en Isla de Yeu. ....................................................................................................................................... 52


vertical en Lisboa. .............................................................................................................................................. 52


vertical en Belmullet. ......................................................................................................................................... 53

xv


vertical en Plataforma Deltana. .......................................................................................................................... 53

Figura 72. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento

vertical en SEM-REV. ....................................................................................................................................... 54


vertical en EMEC. .............................................................................................................................................. 55


vertical en Isla de Yeu. ....................................................................................................................................... 55


vertical en Lisboa................................................................................................................................................ 56


vertical en Belmullet. ......................................................................................................................................... 56


vertical en Plataforma Deltana. .......................................................................................................................... 57

Figura 78. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en SEM-REV. ........................ 58

Figura 79. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en EMEC. ............................... 58

Figura 80. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Isla de Yeu. ....................... 59

Figura 81. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Lisboa. ............................... 59

Figura 82. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Belmullet. .......................... 60

Figura 83. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Plataforma Deltana. .......... 60

Figura 84. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en SEM-REV. ................. 61

Figura 85. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en EMEC. ....................... 62

Figura 86. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Isla de Yeu. ................ 62

Figura 87. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Lisboa. ........................ 63

Figura 88. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Belmullet. ................... 63

Figura 89. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Plataforma Deltana. ... 64

Figura 90. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en SEM-REV. ................................ 65

Figura 91. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en EMEC. ....................................... 65

Figura 92. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Isla de Yeu. ................................ 66

Figura 93. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Lisboa. ....................................... 66

Figura 94. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Belmullet. .................................. 67

Figura 95. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Plataforma Deltana. .................. 67

Figura 96. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en SEM-REV. ............ 68

Figura 97. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en EMEC. ................... 69

Figura 98. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Isla de Yeu. ............ 69

Figura 99. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Lisboa. ................... 70

Figura 100. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Belmullet. ............ 70

Figura 101. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en


Figura 102. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en SEM-REV. ................................... 72

Figura 103. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en EMEC. .......................................... 72

Figura 104. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en Isla de Yeu. .................................. 73

Figura 105. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en Lisboa. .......................................... 73

Figura 106. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en Belmullet. ..................................... 74

Figura 107. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en plataforma Deltana. ..................... 74

Figura 108. Energía anual absorbida en función de la masa característica en SEM-REV. .......................... 75

Figura 109. Energía anual absorbida en función de la masa característica en EMEC. ................................. 76

Figura 110. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Isla de Yeu. .......................... 76

Figura 111. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Lisboa. .................................. 76

Figura 112. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Belmullet. ............................. 77

Figura 113. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Plataforma Deltana. ............. 77

Figura 114. Energía anual absorbida en función del área característica en SEM-REV. ............................... 80

Figura 115. Energía anual absorbida en función del área característica en EMEC ....................................... 81

Figura 116. Energía anual absorbida en función del área característica en Isla de Yeu. ............................... 81

Figura 117. Energía anual absorbida en función del área característica en Lisboa. ...................................... 81

Figura 118. Energía anual absorbida en función del área característica en Belmullet. ................................. 82

Figura 119. Energía anual absorbida en función del área característica en Plataforma Deltana. ................. 82

Figura 120. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro sin

considerar límite de excursión aplicando control pasivo. ................................................................................ 115

Figura 121. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro

sin considerar límite de excursión aplicando control pasivo. .......................................................................... 116


considerar límite de excursión aplicando control pasivo mejorado. ............................................................... 116


sin considerar límite de excursión aplicando control pasivo mejorado. ......................................................... 117


considerar límite de excursión aplicando control reactivo. ............................................................................. 117


sin considerar límite de excursión aplicando control reactivo. ....................................................................... 118


considerar límite de excursión aplicando control reactivo mejorado. ............................................................ 118


sin considerar límite de excursión aplicando control reactivo mejorado. ...................................................... 119

Figura 128. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro

considerando límite de excursión aplicando control pasivo. ........................................................................... 121




considerando límite de excursión aplicando control pasivo mejorado. .......................................................... 122




considerando límite de excursión aplicando control reactivo. ........................................................................ 123


considerando límite de excursión aplicando control reactivo. ........................................................................ 124

xvii


considerando límite de excursión aplicando control reactivo mejorado. ........................................................ 124



Figura 136. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin


Figura 137. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin







considerar límite de excursión aplicando control reactivo............................................................................... 129


considerar límite de excursión aplicando control reactivo............................................................................... 130


considerar límite de excursión aplicando control reactivo mejorado. ............................................................. 130


considerar límite de excursión aplicando control reactivo mejorado. ............................................................. 131

Figura 144. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m de diámetro


Figura 145. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 5 m de diámetro







considerando límite de excursión aplicando control reactivo.......................................................................... 135


considerando límite de excursión aplicando control reactivo.......................................................................... 136





Estimación de la Energía Anual Generada en una Central Undimotriz

1

1 INTRODUCCIÓN

Los mares y océanos constituyen una fuente inagotable de diversos tipos de energías renovables. Las más

significativas son: la energía de las corrientes marinas, de las que se aprovecha su energía cinética de forma

análoga a como se hace con la energía eólica; la energía térmica oceánica, que utiliza procesos termodinámicos

para obtener energía eléctrica a partir de la diferencia de temperaturas entre la superficie del agua y el fondo; la

energía de las mareas, que aprovecha la diferencia de alturas del agua entre pleamar y bajamar para, mediante

presas móviles, almacenarla y a continuación turbinarla; y finalmente, la energía undimotriz, que emplea tanto

la energía cinética de las olas generadas en la superficie del agua como su energía potencial y de presión,

generando energía eléctrica a través del movimiento de un dispositivo situado en el agua que accionará un

generador eléctrico, para posteriormente hacer pasar la energía eléctrica generada por convertidores de potencia.

Considerando la inmensa extensión de los océanos, resulta de gran interés sacar partido de todas estas

fuentes inagotables de energía en la medida en que se puedan explotar de una forma económicamente viable. El

actual desarrollo e investigación de la energía undimotriz surge de su posibilidad de aportar una cantidad de

energía considerable al suministro eléctrico mediante la correcta explotación de los recursos disponibles.

1.1 Origen de la energía undimotriz

Una ola es una onda superficial que puede ser generada por diversas causas, como pueden ser las fuerzas

de atracción gravitatorias que tanto la luna como el sol ejercen sobre las masas de agua de los mares y océanos,

los movimientos sísmicos cuyo epicentro se localice en el fondo del mar, causando una fuerte agitación del

mismo, las tormentas, y en definitiva cualquier fenómeno meteorológico capaz de ejercer una acción sobre el

agua.

Sin embargo, la mayor parte de las olas es generada fundamentalmente por la acción que ejerce el viento

sobre la superficie oceánica. A su vez, el viento se produce debido a la diferencia de presión existente entre un

punto y otro. Estas diferencias de presión son causadas por las diferencias de temperatura entre los distintos

puntos del planeta provocadas por la acción desigual de la radiación solar. Por esta razón, se considera que la

energía de las olas es un derivado terciario de la energía solar, y asimismo, el oleaje se convierte en un sistema

de almacenamiento de dicha energía solar.

El viento no es sólo el causante de la gran mayoría de las olas, sino que también genera las olas de mayor

densidad energética. El viento transmite al agua su energía, y en consecuencia, el agua empieza a moverse,

formándose ondulaciones en su superficie. Este intercambio de energía entre el viento y la superficie del agua

tiene lugar debido a que las moléculas del aire en movimiento actúan sobre las del agua. La fuerza resultante de

esta interacción provoca que la superficie del agua deje de ser lisa y pase a tener una mayor superficie de contacto

con el aire de la que tenía antes de que tuviera lugar la acción del viento. Este incremento de superficie de

contacto provoca a su vez un aumento de la fricción que existe entre el aire y el agua. Gracias a este aumento de

la fricción aire-agua se favorece el desarrollo de la ola. Cuando la ola ha aumentado su tamaño, el viento podrá

ejercer una presión mayor sobre ella.

Una vez generadas, las olas se van desplazando, alejándose del punto donde fueron formadas. En esta etapa,

sus crestas son más regulares y lisas, y ello facilita que se extiendan por el océano sufriendo pérdidas de energía

pequeñas en su desplazamiento. Esta fase del oleaje es denominado marejada de fondo.

Cabe señalar que, aunque en apariencia, una ola oceánica da la impresión de ser un movimiento transversal

de agua que se desplaza de un punto a otro, en realidad, quien se desplaza de esta forma es la energía, no el agua

en sí. El agua no está avanzando hacia la orilla, es la energía quien lo hace, de forma parecida al caso de la

traslación de una onda en una cuerda como se muestra en la figura:

Introducción

2

Figura 1. Generación de una onda en una cuerda [1].

No existe movimiento de las partículas de la cuerda en dirección horizontal. Del mismo modo, la ola

oceánica provoca que la superficie del agua se mueva arriba y abajo allá por donde pasa, y propaga este

movimiento a lo largo de su recorrido, pero no existe un flujo de agua en dicha dirección. Por tanto, son flujos

de energía que van desde su punto de creación hasta su rotura.

El movimiento real descrito por las moléculas de agua no es por tanto un desplazamiento longitudinal hacia

la orilla, sino un movimiento circular, tal como se muestra en la siguiente figura:

Figura 2. Movimiento de las moléculas de agua en las olas [2].

En zonas de gran profundidad, las circunferencias descritas en el movimiento de las partículas cercanas a

la superficie son del mismo tamaño que la altura de la ola, como puede apreciarse en la figura. Asimismo, se

observa que el diámetro de esta trayectoria circunferencial disminuye exponencialmente cuanto mayor es la

profundidad de la partícula considerada.

La dirección que sigue la ola en su camino depende de la dirección del viento que la ha generado. El

desplazamiento de la ola continúa hasta coincidir con otras olas con distintas direcciones, generándose en esa

interacción un oleaje resultante más complejo. Finalmente el oleaje se acerca a la costa. Cuando recorre zonas

de baja profundidad de agua, la altura de la ola aumenta, y lo hace en función de las características específicas

de la costa a la que ha llegado. Además, el movimiento circular de las partículas descrito anteriormente pasa a

ser un movimiento elipsoidal: al disminuir la profundidad, el movimiento de la partícula tiene mayor

componente horizontal que vertical, como se muestra en la figura a continuación:

Figura 3. Trayectoria elíptica de las moléculas del agua al acercarse a la costa [3].


3

1.2 Potencial de la energía undimotriz

La energía contenida en el agua de los mares y océanos es inmensa e inagotable. Aun teniendo en cuenta

que sólo una fracción de ésta es explotable en la práctica, sigue siendo un recurso muy considerable.

Según diversos estudios de estimación del potencial mundial, la potencia mundial disponible a obtenerse a

partir de la energía undimotriz alcanza el valor de 2 TW, y la energía total que se podría generar en un año sería

aproximadamente de 17500 TWh/año. Aun si consideramos que de este total, la fracción explotable está entre

el 10% y el 25%, es decir, entre 1750 y 4300 TWh/año [2], confirmamos que la energía undimotriz puede

suponer un aporte significativo a la generación de energía eléctrica.

En la situación actual, el Consejo de Energía Mundial estima que se disponen de entre 140 y 700 TWh/año

de energía disponible y económicamente explotable, pero empleando sistemas de conversión más eficientes y

métodos de control más adecuados, podrían superarse los 2000 TWh/año.

Para obtener una visión clara del potencial de la energía undimotriz en comparación el resto de energías

renovables, se muestra la siguiente tabla [4]:

Fuente de energía

Energía disponible [1018 J]

Actualmente utilizada [1018 J]

Biomasa 283 50

Hidroeléctrica 50 10

Solar 1570 0.2

Eólica 580 0.2

Geotérmica 1401 2

Oceánica 730 0

Total 4614 62.4

Tabla 1. Energía disponible y utilizada actualmente según la fuente de energía.

Además del considerable potencial energético contenido en el océano, la energía undimotriz constituye una

fuente de energía renovable con dos ventajas adicionales sobre el resto de energías limpias. Por un lado, el oleaje

es significativamente más predecible que el comportamiento del viento y que la intensidad de la radiación solar,

de forma que se puede calcular con una mayor precisión la energía eléctrica que vamos a poder obtener de él.

Por otro lado, se trata de una fuente de energía estable, es decir, siempre existe oleaje, e incluso cuando el viento

cesa, las olas continúan desplazándose.

Sin embargo, el gran potencial energético contenido en el océano supone asimismo una complicación para

su explotación: los dispositivos Wave Energy Converter (WEC) podrían tener que soportar condiciones de

operación muy extremas que limitasen su vida útil drásticamente.

1.3 Objetivo del trabajo

Los objetivos de este trabajo se detallan a continuación:

La creación de un algoritmo programado en el entorno MATLAB capaz de calcular de forma

automática la potencia media anual y la energía anual total absorbida que se obtendría de explotar

diferentes tipos de WEC, gobernados por diversos tipos de control automático, en distintas

localizaciones geográficas de las que se disponen datos estadísticos de oleaje anual.

La adecuación de dicho algoritmo para posibilitar la adaptación de datos nuevos al formato

necesario para su posible uso posterior.

El uso de este algoritmo para analizar los resultados obtenidos en una serie de emplazamientos

marítimos, estudiándose el posible interés de explotación según el tipo de dispositivo WEC con

cada uno de los métodos de control disponibles.

Introducción

4

Un análisis de sensibilidad, en el cual se aplica una pequeña variación a las características del

dispositivo WEC para estudiar la variación obtenida en los resultados y el beneficio que podría

existir en modificar los parámetros del dispositivo de una forma o de otra.

Un análisis económico para evaluar la rentabilidad de la inversión a realizar para implementar este

tipo de sistemas de aprovechamiento de energía en una ubicación marítima determinada.


5

2 CARACTERIZACIÓN DEL OLEAJE

Para llevar a cabo la caracterización del oleaje, conviene recordar en primer lugar los conceptos básicos

ligados al estudio de las ondas. Una onda se define como la propagación de energía sin que exista desplazamiento

de la materia. Es decir, las ondas son portadoras de energía. En cuanto a su origen, se debe a una perturbación

aplicada en algún punto perteneciente a un medio elástico. Dicha pertubación se propaga a los puntos que lo

rodean, de manera que se traspasa la energía de unos a otros [5]. Podemos caracterizar una onda sinusoidal

mediante los siguientes tres parámetros:

1. Longitud de onda (L): distancia que separa dos picos consecutivos

2. Altura de onda (H): distancia que separa un pico de un valle

3. Período (T): tiempo empleado por un pico o un valle en recorrer la longitud de onda

Figura 4. Onda senoidal pura.

A partir del valor del período, la frecuencia f de la ola se define como 𝑓 = 1/𝑇 , y corresponde al número

de oscilaciones pico a pico de la superficie de la ola por unidad de tiempo.

Por otro lado, se define la velocidad de propagación de la ola como 𝑐 = 𝐿/𝑇.

Conforme la ola se acerca a la costa, disminuye su velocidad de avance, denominada velocidad de fase, y

su longitud de onda, mientras que la altura va aumentando. El momento de rotura de la ola se define como aquél

en el que la velocidad de las partículas del fluido supera la velocidad de avance de la ola. En ese momento, la

ola pasa a ser inestable y se rompe.

Figura 5. Zona de rotura de las olas [6].

Caracterización del oleaje

6

Se estima que una ola pasa a ser inestable cuando la relación entre su altura H y la profundidad h está en

torno a 0.78.

Existen tres tipos de rompimiento de olas que caracterizan el comportamiento de la ola en la zona de rotura

en función de la pendiente del fondo en esta zona: de tubo, surcado y dispersivo. Las más llamativas son aquellas

con rompimiento de tubo. En ellas, la profundidad decrece rápidamente, de modo que la elevación de la altura

de la ola es muy repentina y esto provoca que rompa con fuerza. Al producirse el rompimiento de forma rápida

y violenta, se genera una especie de “tubo” hueco en la ola, como se ilustra en la imagen:

Figura 6. Ola rompiendo en forma de tubo [7].

Por otra parte, el tamaño que adquiere una ola está caracterizado por otros tres parámetros:

1. La velocidad del viento que genera la ola.

2. El tiempo que está actuando el viento sobre el agua.

3. La distancia total que está siendo objeto de la acción del viento.

Dado que la forma que adquiere el oleaje está caracterizada por la altura que alcanzan las olas, se presenta

a continuación la siguiente clasificación internacional de denominación del oleaje, según Perey Douglas [2]:

Mar número Denominación

del mar Altura de las olas (m)

0 Calma 0

1 Rizada 0-0.1

2 Marejadilla 0.1-0.5

3 Marejada 0.5-1.25

4 Marejada fuerte 1.25-2.5

5 Mar gruesa 2.5-4.0

6 Mar muy gruesa 4.0-6.0

7 Arbolada 6.0-9.0

8 Montañosa 9.0-14.0

9 Enorme >14.0

Tabla 2. Tipos de mar según la altura de las olas [2].


7

2.1 Oleaje regular

Se define oleaje regular como el oleaje que está compuesto por una sola onda sinusoidal con características

definidas. Es decir, se considera que el oleaje estudiado se corresponde en la realidad con una superposición de

ondas definidas por los parámetros habituales y que dichos parámetros son siempre los mismos.

2.2 Oleaje irregular

Se define oleaje irregular como el oleaje compuesto por la superposición de ondas de diferentes

características. Este oleaje es el que se correspondería con el oleaje de verdad, dado que en realidad, el océano

no está formado por ondas senoidales puras, sino por la superposición de muchas de ellas, lo cual da como

resultado su superficie irregular.

El empleo de oleaje irregular aplicado al estudio de la energía undimotriz complica significativamente su

análisis. Por ejemplo, la potencia total contenida en un metro de oleaje irregular es la suma de la potencia de

cada una de las componentes que lo forman. Este proceso de estudio es inviable y surge la necesidad de poder

estimar la potencia total mediante una potencia promedio.

Ante esta necesidad, se pueden usar dispositivos de medida de las características de las olas reales y obtener

una simplificación. Estos dispositivos determinan la variación del nivel que se produce en la superficie del mar

durante un periodo de tiempo específico. Empleando esta información, se pueden definir dos parámetros del

oleaje que simplifican su estudio notablemente: el período pico (Tp) y la altura significativa (Hs).

2.2.1 Período pico (Tp)

Es el período característico asociado a la componente de las olas que se da con mayor frecuencia en el

espectro del oleaje.

2.2.2 Altura significante (Hs)

Es la altura promedio calculada a partir de la tercera parte de las alturas de las olas de mayor altura que se

hayan registrado.

2.3 Diagramas de caracterización de oleaje

En el estudio de la potencia generada por un determinado sistema energético instalado, la caracterización

del oleaje del emplazamiento a estudiar es un factor determinante.

Por esta razón, antes de instalar un sistema para el aprovechamiento de la energía de las olas en un

determinado punto del océano, es necesario llevar a cabo un análisis de la tipología de las olas que allí tienen

lugar y de las horas anuales en las que se da dicho oleaje. Esta caracterización requiere un estudio a largo plazo

del comportamiento de las olas en ese emplazamiento concreto, y dicho estudio sólo será válido para ese

emplazamiento.

La caracterización del oleaje en una determinada localización se lleva a cabo mediante datos estadísticos

medidos en ese punto durante años hasta obtener unos valores que puedan considerarse representativos de forma

duradera. La fiabilidad de estos datos es considerable debido a la exactitud característica de las predicciones del

comportamiento del oleaje.

Habitualmente, la forma de representar esta información consiste en diagramas de dispersión (Scatter

diagrams). En estos diagramas se muestra la cantidad de horas anuales que, en ese determinado emplazamiento,

se da cada determinado tipo de ola. Para cada combinación de un valor concreto de período pico Tp (eje

horizontal del diagrama) con un determinado valor de altura significativa Hs (eje vertical del diagrama), se

corresponde un número de horas anuales que tenemos olas de ese Tp con esa Hs.

A continuación, se muestran los diagramas de dispersión de los distintos emplazamientos estudiados en

este trabajo.


8

2.3.1 SEM-REV (Nantes, Francia)

Figura 7. Scatter Diagram de oleaje en SEM-REV [8].

2.3.2 EMEC (Orkney, Escocia)

Figura 8. Scatter Diagram de oleaje en EMEC [8].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7

Período pico Tp (s)

Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento SEM-REV

0

50

100

150

200

250

300

350

400

6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento EMEC

0

100

200

300

400

500

600


9

2.3.3 Isla de Yeu (Vandea, Francia)

Figura 9. Scatter Diagram de oleaje en Isla de Yeu [8].

2.3.4 Lisboa (Portugal)

Figura 10. Scatter Diagram de oleaje en Lisboa [8].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento Isla Yeu

0

50

100

150

200

250

300

8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento Lisboa

0

50

100

150

200

250

300

350

400


10

2.3.5 Belmullet (Irlanda)

Figura 11. Scatter Diagram de oleaje en Belmullet [8].

2.3.6 Plataforma Deltana (Venezuela)

Figura 12. Scatter Diagram de oleaje en Plataforma Deltana [9].

6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento Belmullet

0

20

40

60

80

100

120

140

160

4 6 8 10 12 14 16 18

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

2.4


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento Plataforma deltana. Venezuela

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


11

3 SISTEMA DE CAPTACIÓN

La generación de energía eléctrica a partir de la energía contenida en las olas implica el estudio en

profundidad de las características del oleaje, así como un análisis exhaustivo de los distintos sistemas de

captación de la energía de las olas y la investigación sobre los diversos métodos de transmisión de la energía

captada para llevarla a cabo de forma eficiente y adecuada. Aunque habitualmente la investigación ha girado en

torno a la optimización del sistema de extracción de energía, de igual importancia es el perfeccionamiento de la

conversión de la energía extraída a energía eléctrica.

En este trabajo, se han considerado diferentes sistemas basados en diversas tecnologías, pero el WEC en el

que más se centra nuestro estudio es un sistema formado por un absorbedor puntual que directamente acciona a

un generador lineal. A continuación se detalla un esquema genérico del proceso de funcionamiento:

Figura 13. Esquema de un sistema de captación [10].

En primer lugar, en contacto directo con la fuente de energía, el mar, tenemos el sistema hidrodinámico de

captación, el cual es accionado directamente por las olas. Su función es ser el sistema que absorbe la energía

primaria que ofrece el oleaje mediante la interacción directa con el agua. A continuación se tiene el sistema de

transmisión de la potencia captada. Se lleva a cabo de esta forma el proceso de la extracción de potencia por el

PTO (Power Take-Off). El PTO transmitirá la energía que ha capturado, accionando con su movimiento a un

generador eléctrico, que puede ser rotativo o lineal.

La potencia eléctrica generada será adaptada mediante el empleo de dos convertidores de potencia, uno en

el lado del generador y otro en el lado de la red, conectados mediante un enlace DC (configuración back to back).

De esta forma, se posibilita la inyección de la potencia generada a la red. El uso de electrónica de potencia

permite la implementación de diversos métodos de control cuyo objetivo será maximizar la potencia.

En general, un sistema para la generación de energía eléctrica a partir de la energía undimotriz debe

diseñarse de forma específica para los tipos de oleaje concretos cuya extracción de energía sea económicamente

viable con el sistema que se pretende instalar, ya que cada tipología de oleaje nos permitirá obtener energía

eléctrica a un coste razonable siempre que empleemos el método de extracción de energía que mejor se adapte

a sus características. Por ello, se hace necesario el estudio de los distintos sistemas de extracción de energía para

determinar su comportamiento con cada tipo de oleaje específico, en base a elegir siempre el más adecuado para

las características del océano en ese punto.

Sistema de captación

12

3.1 Wave Energy Converter (WEC)

Se denomina WEC (Wave Energy Converter) al conjunto formado por el sistema de extracción y

transmisión de potencia (PTO) y el generador eléctrico. Su función consiste en captar la energía contenida en

las olas (cinética o potencial) mediante el PTO y transmitirla a un generador eléctrico que la transforme en

energía eléctrica de una forma eficiente.

Las principales dificultades que han encontrado estos sistemas para cumplir su función son las siguientes:

1. El oleaje real se corresponde con el oleaje irregular anteriormente descrito. Esto implica irregularidad

de amplitud y fase de las ondas, así como de la dirección seguida por las olas, que es variable. Esto se

traduce en un amplio rango de frecuencias de excitación, por lo que será difícil optimizar el

rendimiento del sistema.

2. Su emplazamiento en el mar les obliga a ser capaces de soportar todo tipo de fenómenos

meteorológicos, incluidas catástrofes como huracanes, maremotos o tsunamis, que ejercerán unos

esfuerzos mecánicos sobre los dispositivos muy superiores a los esperados en su funcionamiento

normal.

3. La frecuencia de una ola es aproximadamente de 0.1 Hz, lo cual implica una cierta complicación a la

hora de adaptar este movimiento a la excitación de un generador eléctrico, cuya frecuencia es mucho

mayor.

A continuación, analizamos de forma separada las partes que componen el WEC: el PTO y el generador

eléctrico.

3.1.1 Sistema de extracción de potencia (PTO)

Como ya se ha comentado, el PTO es el componente encargado de extraer la potencia del oleaje y

transmitirla de la forma más eficiente posible al generador. Para llevar a cabo su misión, tratará de explotar

adecuadamente uno o varios de los siguientes fenómenos físicos que tienen lugar en el oleaje [4]:

1. Oscilación del nivel de la superficie del mar: se produce una variación de la energía potencial de una

masa de agua que oscila arriba y abajo cuando pasa la ola. Este fenómeno puede explotarse en

cualquier punto del mar, independientemente de cuál sea su profundidad.

2. Diferencia de presión: el agua de la ola es capaz de ejercer una presión que se puede traducir en la

captación de esta energía mediante dispositivos apropiados.

3. Empuje de la ola: se sitúa un elemento en el agua que recibirá la energía contenida en el oleaje

mediante el empuje de ésta, y la transmitirá a un elemento móvil, como por ejemplo un pistón.

Una vez captada la energía del oleaje, ésta es transmitida al generador eléctrico, cuyo funcionamiento se

analiza en el siguiente apartado.

3.1.2 Generador lineal

Aunque las máquinas rotativas han sido lo más habitual en la gran mayoría de aplicaciones, en el caso de

la generación a partir de la energía undimotriz el generador lineal toma un papel destacado. Su justificación más

evidente radica en el hecho de que, en muchos casos, el movimiento que pretendemos transformar en energía

eléctrica es una traslación lineal. La trayectoria del movimiento demandado por un generador lineal se adapta a

la perfección al recorrido que hacen los sistemas de extracción de potencia del tipo absorbedor puntual: un

movimiento recto y recíproco. Dado que en este trabajo se va a analizar principalmente este tipo de sistemas,

nos interesa analizar el funcionamiento de estos generadores.

El empleo de un generador lineal en un absorbedor puntual facilita la reducción de pérdidas mecánicas en

la transmisión de potencia respecto al caso de un generador rotacional, ya que se emplea un menor número de

elementos mecánicos, tales como sistemas neumáticos e hidráulicos. Asimismo, no sólo las pérdidas son

menores sino que se obtiene también la consecuente reducción de tareas de mantenimiento.

Un generador lineal, de la misma forma que uno rotacional, se compone de una parte fija (estátor) y una

parte móvil (denominada en este caso, translator). La zona entre ambas partes es denominada del mismo modo


13

que en los generadores rotacionales, “entrehierro”, y es a través de ella por donde se induce la tensión.

Se muestra a continuación una imagen de un generador lineal acoplado a una boya:

Figura 14. Generador lineal acoplado a una boya [11].

Físicamente, el translator está constituido de imanes permanentes, mientras que en el estátor se encuentran

las bobinas conductoras. El oleaje pondrá en movimiento rectilíneo al translator respecto del estátor. A causa

del movimiento lineal del translator, es decir, del movimiento de imanes permanentes, se genera un campo

magnético que varía con el movimiento. Cabe señalar que la dirección del flujo magnético se va alternando,

siguiendo la trayectoria del translator. La disposición de los imanes es tal que las polaridades quedan alternadas,

como se muestra en la siguiente figura:

Figura 15. Disposición de los polos en el translator de un generador lineal [12].


14

De esta forma, a través del entrehierro, se induce una fuerza electromotriz 𝐸 en el estátor, que contiene el

devanado trifásico, según la ley de inducción de Faraday:

𝐸 = −𝑑𝜙

𝑑𝑡

Donde 𝜙 representa el flujo magnético que existe en el devanado estatórico. Como tenemos dicho devanado

conectado a una carga, se obtiene una corriente que circula por él. A su vez, dicha corriente circulando por el

devanado estatórico genera un flujo magnético que interacciona con el flujo magnético creado por los imanes

permanentes en movimiento. A causa de esta interacción, se ejerce una fuerza sobre el translator.

Para resguardar al generador frente a oleajes demasiado fuertes, se sitúan unos resortes tanto en la parte

superior como en la inferior. La misión de los resortes superiores es la de frenar al translator de forma suave en

caso de una subida demasiado brusca. Por otro lado, los de la parte inferior lo protegen frente a un posible

descenso repentino por gravedad.

La energía eléctrica generada es de amplitud y frecuencia variables, y además, existe un cambio de fase

debido al movimiento ascendente-descendente del translator. Para poder inyectar a la red, surge la necesidad de

emplear un rectificador trifásico a la salida de nuestro generador lineal. La corriente a la salida del rectificador

se transmite por un enlace DC hasta llegar a tierra, donde emplearemos un inversor trifásico que la adecue a los

valores exigidos por la red.

Figura 16. Representación gráfica de sistema de captación [11].

3.2 Clasificación de los WECs

Pese a que el WEC se compone siempre, de forma genérica, de un sistema de extracción de energía (PTO)

y un generador eléctrico rotacional o lineal, existe una gran diversidad de diseños surgidos a lo largo de la

historia. Dada la extensa variedad de métodos de generación de energía eléctrica que se han implementado para

aprovechar la energía del mar, existen distintos criterios de clasificación para los WEC.

3.2.1 Clasificación según situación relativa a las olas

En primer lugar, se pueden clasificar los tipos de WECs en función de su forma y situación respecto a la

dirección del oleaje.

3.2.1.1 Totalizador o terminador

El sistema de extracción de potencia consiste en elementos de geometría alargada, cuyo eje principal se sitúa

paralelo al frente de la ola. Por esta razón, se capta toda la energía de golpe, ya que la ola interactúa con todo el

dispositivo a la vez.

3.2.1.2 Atenuador

Son estructuras también alargadas, pero en este caso, se sitúan con el eje en dirección perpendicular al

frente de la ola, es decir, son paralelos a la dirección de movimiento de la ola. De este modo, la ola no interactúa


15

con el dispositivo de una sola vez, como en el caso anterior, sino que lo va recorriendo de manera progresiva, y

la extracción de energía ocurrirá de forma gradual. Las ventajas de este sistema radican en que el sistema se

deteriora en menor medida, y son más fáciles de anclar que los totalizadores.

3.2.1.3 Absorbedor puntual

Son elementos oscilantes de reducido tamaño, cuyas dimensiones horizontales son mucho menores que su

dimensión vertical. Su explotación suele ser en grupos, siendo habitual situarlos en línea en zonas cercanas a la

costa. Su interés radica en los altos valores de potencia que absorben en relación al volumen que ocupan.

3.2.2 Clasificación según situación relativa a la costa

Otro posible criterio de clasificación de los tipos de WECs es según su distancia de ubicación respecto a la

costa.

3.2.2.1 Sistemas cercanos a la costa

Es la ubicación más habitual de los WECs, pero también aquella en que el oleaje contiene menor potencia.

Tienen la ventaja de que, al estar situados próximos a la costa, no se requiere un gran cable submarino como

medio de transporte de la energía generada. Además, la poca profundidad facilita tanto su fijación al suelo como

sus tareas de mantenimiento. Sin embargo, su instalación está sujeta a diversos tipos de requerimientos tales

como salvaguardar el paisaje natural o no interferir en la posible actividad turística de la costa.

Se detallan a continuación unos ejemplos representativos de sistemas cercanos a la costa.

3.2.2.1.1 Columnas oscilantes de agua (OWC: Oscillating Water Column)

Su principio de funcionamiento es muy sencillo. En primer lugar, se dispone una estructura en forma de

columna hueca, en la cual, entra el agua hasta un determinado nivel. Por encima de ese nivel, se tiene aire

contenido en una cámara de compresión. Cuando el oleaje llega a la zona donde está instalada la estructura, el

nivel del agua dentro de la columna sube, de forma que comprime el aire de la zona superior. De esta forma, el

aire es forzado a circular por un conducto desde la columna hacia los álabes de una turbina, que a su vez acciona

un generador eléctrico rotacional. Del mismo modo, cuando el nivel del agua dentro de la columna desciende al

alejarse la ola, se produce una succión de aire en la columna a través del mismo conducto, y esta succión acciona

la turbina circulando en sentido contrario al anterior, es decir, ahora el aire circula desde la atmósfera a la

columna.

En la siguiente figura se muestra un esquema de una OWC:

Figura 17. Instalaciones de columna oscilante de agua [2].

Dado que el sentido de circulación del aire a través de la turbina es bidireccional, se emplean turbinas Wells,

caracterizadas por girar en la misma dirección tanto cuando es atravesada en un sentido como en otro.


16

Son el sistema con el que más se ha experimentado en zonas costeras y también pueden encontrarse en

sistemas alejados de la costa, siempre que se acompañen de un sistema de anclaje más elaborado.

3.2.2.1.2 Pendulor

El funcionamiento de este tipo de sistema consiste en situar una puerta giratoria de cara al frente de olas.

Cuando la ola incide sobre la puerta, la hace girar sobre su eje debido al empuje que le ejerce, y esto acciona un

cilindro hidráulico. Se muestra un esquema en la siguiente figura:

Figura 18. Sistema Pendulor [2].

3.2.2.1.3 Tapchan

Este tipo de sistemas pretenden conseguir almacenar una masa de agua en un depósito a una determinada

altura para poder turbinarla posteriormente de forma análoga a la que tiene lugar en las centrales hidroeléctricas.

El llenado del depósito se consigue abriendo un canal de llenado de cara al frente de olas, a través del cual, el

agua va entrando al depósito.

El esquema de funcionamiento se representa en la siguiente figura:

Figura 19. Sistema Tapchan [2].


17

3.2.2.2 Sistemas alejados de la costa

Permiten extraer una mayor potencia que los anteriores, debido a que la energía contenida en el oleaje es

mayor en zonas de aguas profundas. Constan de una estructura principal fija respecto de la cual se moverán las

partes móviles que captan la energía del agua. Requieren mayores esfuerzos de amarre y un mantenimiento más

complejo. Además, deben ser capaces de hacer frente a las posibles condiciones extremas de alta mar.

Se proporciona a continuación una breve descripción de algunos de los más importantes.

3.2.2.2.1 Mighty Whale

Se trata de un dispositivo de enormes dimensiones: 50 metros de largo por 30 metros de ancho. Fue

desarrollado en Japón en 1988, generando 110 kW. Está situado en el océano Pacífico, a 1.5 km de la costa.

Su funcionamiento es el de las columnas oscilantes de agua. En su interior, existen tres cámaras de aire

donde se produce la compresión al subir el nivel del agua, lo que hace circular al aire por las turbinas. Es decir,

la energía de las olas se convierte en energía neumática.

Además, dispone de baterías para poder proporcionar electricidad aun en el caso de no existir oleaje

aprovechable. La energía generada es suministrada a las zonas costeras.

Se muestra una imagen del dispositivo a continuación:

Figura 20. Mighty Whale [13].

3.2.2.2.2 Wave Dragon

Desarrollado en Dinamarca, este dispositivo emplea el mismo sistema que los Tapchan descritos

anteriormente, pero disponen de un diseño patentado en el canal de llenado para concentrar la ola hacia la rampa

de subida, a fin de llenar el depósito superior con una masa de agua que estará disponible para ser turbinada. Las

turbinas empleadas son de tipo Kaplan.

La potencia generada por 7 unidades de Wave Dragon ocupando 4 km de longitud puede rondar los 40 ó

50 MW.

En las siguientes imágenes puede verse el dispositivo Wave Dragon en el mar en calma y con el oleaje

subiendo por sus rampas:


18

Figura 21. Wave Dragon. Mar en calma [14].

Figura 22. Wave Dragon. Captación de energía [14].

3.2.2.2.3 Pelamis

Este sistema está compuesto por una es una estructura cilíndrica alargada dotada de articulaciones

intermedias y que reposa parcialmente sumergida. Cuando el oleaje la atraviesa, provoca el movimiento de los

distintos segmentos de la estructura, doblándose ésta ligeramente por los puntos de unión. En las articulaciones

se dispone de unos émbolos hidráulicos que bombean aceite con este movimiento. De esta forma se activa un

motor hidráulico que a su vez permitirá accionar un generador eléctrico.

Figura 23. Pelamis [15].


19

Existe la posibilidad de conectar varios dispositivos entre sí de forma que sólo sea necesario un cable de

transmisión en el fondo del mar.

Figura 24. Explotación de varias unidades Pelamis en proximidad [16].

Se calcula que una única unidad Pelamis proporciona 750 kW, siendo la potencia prevista de los proyectos

actualmente en desarrollo de entre 10 y 50 MW.

3.2.2.2.4 PowerBuoy

Este sistema transforma la variación de nivel del mar en movimiento oscilante de una serie de boyas

situadas próximas las unas de las otras. La energía del movimiento de las boyas se transmite a través de un

sistema de potencia optimizado que termina accionando a un generador eléctrico. Posteriormente, la energía

generada se transporta a tierra mediante un cable submarino.

Una de las características más significativas de PowerBuoy es que dispone de un elaborado sistema de

comunicaciones. La actividad de las boyas y del oleaje es registrada y transmitida a tierra a tiempo real.

Además, al disponer de sensores que recogen toda esa actividad, se previenen posibles daños a los

dispositivos frente a condiciones de oleaje extremas, ya que su funcionamiento se bloquea en caso de

detectarse una situación de alerta.

Ha sido desarrollado por la empresa Ocean Power Technologies, y se estima que la capacidad de

generación de un conjunto PowerBuoy que ocupase 0.125 km2 de superficie oceánica alcanzaría los 10

MW.

Figura 25. PowerBuoy [17].


20

3.3 Absorbedor puntual con desplazamiento vertical

Este sistema está inspirado en el sistema Seabased WEC, actualmente en desarrollo en Suecia. En la

siguiente figura se muestran los componentes que lo forman:

Figura 26. Componentes de Seabased WEC [18].

El dispositivo es una boya de sección transversal en forma de elipse que se mantiene flotando en la

superficie oceánica. La boya está conectada mediante un cable al resto de su maquinaria, que permanece

en el fondo del mar, lo cual actúa como sistema de anclaje. La maquinaria mencionada consiste en un

generador lineal situado en el interior de una cavidad de acero montada sobre una estructura de hormigón.

La acción ejercida por el oleaje sobre la boya hace que ésta se desplace verticalmente y tire del cable que

acciona al generador.

En la figura 27 se detalla un esquema simplificado del sistema y sus dimensiones más características

en metros.

Figura 27. Absorbedor puntual con desplazamiento vertical [8].

Podemos caracterizar la capacidad de generación de potencia de este dispositivo de la misma forma

en que caracterizamos el oleaje: mediante una matriz de dispersión. En ella está contenida toda la

información sobre el comportamiento esperado en generación. Cada tipo de ola que pueda incidir en el

sistema tiene un valor de potencia generada asociado. Para cada combinación de período pico de ola (Tp)


21

con cada valor de altura significante (Hs) tenemos la potencia que vamos a generar.

La matriz de potencia de un sistema de absorbedores puntuales con desplazamiento vertical de las

dimensiones mostradas en la figura anterior y que ocupa una superficie total de 42 m2 es la siguiente:

Figura 28. Matriz de potencia de absorbedor puntual con desplazamiento vertical [8].

3.4 Absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical

Este convertidor emplea una boya Ceto, que está siendo desarrollada en Australia y Francia. En la

figura 29 se muestra el aspecto de este tipo de boyas:

Figura 29. Boya Ceto [19].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Small bottom-referenced heaving buoy (matriz original)

0

5

10

15


22

El principio de funcionamiento es muy similar al del sistema descrito anteriormente. Las diferencias

más remarcables son que la boya empleada es significativamente más grande, del orden del doble de

diámetro, que ésta permanece completamente sumergida y que el sistema de transmisión de potencia

capturada es de tipo hidráulico. Del mismo modo que en el otro caso, el resto del sistema está situado en el

fondo del mar y actúa de amarre para la boya.

En las siguientes imágenes se muestran de forma esquemática el dispositivo y sus dimensiones más

importantes, y la matriz de potencia que caracteriza su capacidad de generación en un sistema que ocupa

220 m2:

Figura 30. Absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical [8].

Figura 31. Matriz de potencia de absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical [8].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Bottom-referenced submerged heave-buoy (matriz original)

0

50

100

150

200

250


23

3.5 Dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical

Se basa en el diseño del WEC Wavebob, sistema que está siendo estudiado en Irlanda. Su aspecto se

muestra en la figura 32:

Figura 32. Wavebob [20].

Se trata de un dispositivo de simetría axial compuesto de dos estructuras oscilantes que son controladas

por un sistema de amortiguación que responde a las predicciones de altura de ola, frecuencia y potencia. El

sistema de transmisión de potencia es accionado por el movimiento relativo de los dos cuerpos, que es

rectilíneo y vertical.

El esquema de funcionamiento se muestra en la siguiente figura:

Figura 33. Dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical [8].


24

A diferencia de los dos absorbedores puntuales descritos, el Wavebob no necesita la reacción contra el

suelo para ejercer su movimiento vertical, lo que reduce significativamente los costes de instalación de

estructuras y además posibilita su instalación en aguas profundas. El sistema de amarre únicamente cumple

la función de evitar que el dispositivo se desplace a la deriva.

La capacidad de generación de potencia en un sistema que emplea 2100 m2 de océano se muestra en

la figura 34:

Figura 34. Matriz de potencia de dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical [8].

3.6 Estructura fija con múltiples boyas

Inspirado en el Wavestar desarrollado en Dinamarca. Es un sistema de grandes dimensiones, como

puede observarse en la siguiente imagen:

Figura 35. Wavestar [21].

Los elementos que interactúan con el oleaje son numerosos flotadores con forma semiesférica que se

sumergen en el agua. Estos flotadores están conectados todos a una estructura principal que permanece fija

al fondo del mar y sirve de referencia para los distintos flotadores. La conexión entre los flotadores y la

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Floating two-body heaving converter (matriz original)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000


25

estructura se hace a través de un brazo que se une mediante una articulación al resto del sistema. El oleaje

hace que los flotadores suban y bajen moviendo a los brazos que conectan con la estructura. El movimiento

relativo de los brazos respecto a la estructura es transformado en energía eléctrica empleando cilindros

hidráulicos.

A continuación se muestra un plano esquemático de uno de los flotadores y su brazo en representación

del sistema global:

Figura 36. Estructura fija con múltiples boyas [8].

Para un sistema Wavestar con 20 flotadores ocupando una superficie de 4350 m2, la generación de

potencia queda determinada por la siguiente matriz de dispersión:

Figura 37. Matriz de potencia de estructura fija con 20 boyas [8].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Bottom-fixed heave-buoy array (matriz original)

0

500

1000

1500

2000

2500


26

3.7 Estructura flotante con múltiples boyas

Este WEC está inspirado en el Pontoon Power Converter, desarrollado en Noruega. El aspecto que

presenta en el mar es el siguiente:

Figura 38. Pontoon Power Converter [22].

Se trata de un sistema con múltiples boyas conectadas todas a una única estructura común que

permanece sumergida. Esta estructura sirve de referencia común para las distintas boyas y se conecta por

debajo a una serie de “cestas” a las que se añade un determinado peso. La conexión con las cestas tiene

lugar mediante unos tirantes que ejercen tensión. La fuerza de flotación que ejercen las boyas hacia arriba

se compensa con la fuerza de gravedad ejercida sobre la estructura sumergida y las cestas con sus pesos

adicionales.

Las boyas se conectan con la estructura sumergida a través de un sistema de transmisión de potencia

de tipo hidráulico, y la potencia extraída pasa a ser convertida en potencia eléctrica.

Un esquema de este tipo de sistemas es el siguiente:

Figura 39. Estructura flotante con múltiples boyas [8].


27

Un sistema de este tipo con un total de 10 boyas ocupando una extensión de 4800 m2 presenta la siguiente

matriz de potencia:

Figura 40. Matriz de potencia de estructura flotante con múltiples boyas [8].

3.8 Dispositivo de placa oscilante

Este Sistema proviene del Oyster WEC, estudiado por la empresa Aquamarine Power en Escocia. Su

apariencia es la siguiente:

Figura 41. Oyster [23].

El dispositivo consiste en una placa colocada de forma perpendicular al suelo. Su arista inferior está

conectada a un eje situado a la altura del fondo del mar. En torno a este eje, la placa gira debido a la acción del

oleaje que incide en ella. En la base del equipo se cuenta con un sistema hidroeléctrico constituido por una

bomba en el eje de rotación que impulsa aceite presurizado a una estación que está en la costa. En dicha estación,

la energía hidráulica se transforma en energía eléctrica.

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Floating heave-buoy array (matriz original)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000


28

El esquema del sistema es el siguiente:

Figura 42. Dispositivo de placa oscilante [8].

La matriz de potencia de un sistema que emplea dispositivos de esta tipología con las medidas detalladas

en el esquema anterior y ocupando un área total de 2020 m2 es la siguiente:

Figura 43. Matriz de potencia de dispositivo de placa oscilante [8].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Bottom-fixed oscillating flap (matriz original)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500


29

3.9 Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante

Este dispositivo surge del WEC Langlee, investigado y desarrollado en Noruega. Se muestra a continuación

una imagen del sistema:

Figura 44. Langlee [24].

Su método de captación de energía del oleaje es muy similar al del WEC anterior. En este caso, el sistema

se compone de unas placas dispuestas verticalmente y articuladas en sus aristas inferiores a una estructura común

con forma de marco. El movimiento relativo de las placas respecto al marco es aprovechado mediante sistemas

de extracción y transmisión de potencia y de esta forma se genera en energía útil.

El esquema de este tipo de dispositivos es el siguiente:

Figura 45. Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante [8].


30

Un sistema que emplea este tipo de dispositivos ocupando una superficie oceánica de 2200 m2 presenta la

siguiente matriz de potencia:

Figura 46. Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante [8].

3.10 Columna oscilante de agua flotante

Este sistema viene del OE Buoy desarrollado por Ocean Energy Ltd. en Irlanda y tiene el aspecto que se

muestra en la siguiente imagen:

Figura 47. OE Buoy [25].

Se trata de una versión particular de los sistemas de columna oscilante de agua. Es un sistema flotante y de

grandes dimensiones. La estructura dispone de una única cámara de aire y puede moverse con 6 grados de

libertad. Posee una abertura por la que será recibida el agua una vez el sistema sea alcanzado por una ola. El

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Floating three-body oscillating flap device (matriz original)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


31

agua recogida recorre una columna hueca constituida por delgadas paredes de acero. La columna de agua obliga

al aire de la cámara a circular en una determinada dirección, al final de la cual, encontrará y accionará una turbina

de aire que a su vez activará al generador eléctrico.

Esquemáticamente, el sistema es de la siguiente forma:

Figura 48. Columna oscilante de agua flotante [8].

Un sistema que emplea este tipo de WECs y ocupa una extensión de 6500 m2 presenta la siguiente matriz

de potencia:

Figura 49. Matriz de potencia de columna oscilante de agua flotante [8].

4 6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Floating oscillating water column (matriz original)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000


32


33

4 BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS DE

CONTROL DE LOS CONVERTIDORES DE

ENERGÍA DE LAS OLAS

La industria de la generación de energía eléctrica en centrales undimotrices se propone llevar a cabo la

conversión energética con la máxima eficiencia posible. Surge de este objetivo la necesidad de implementación

de métodos de control que gobiernen el comportamiento de los convertidores de potencia del sistema para que

la adaptación de la energía generada a los valores demandados por la red tenga lugar en condiciones óptimas

que maximicen la potencia. Esta adaptación es necesaria debido a que el tipo de energía del que partimos en

estas centrales es pulsante, por lo que la potencia eléctrica a la salida del generador no es adecuada a priori para

su inyección a la red: su tensión y su frecuencia son variables. El método de control que empleemos en este

proceso de conversión influye de manera determinante en el rendimiento global obtenido en el proceso.

Se muestra en la siguiente imagen un diagrama general del funcionamiento del sistema eléctrico sometido

a un método de control:

Figura 50. Sistema eléctrico y sistema de control [10].

El control del convertidor del lado del generador tiene como propósito ajustar los valores de intensidad para

minimizar las pérdidas y hacer que la fuerza del PTO se aproxime lo máximo posible a la que se haya definido

como valor de referencia. Del sistema hidrodinámico situado en el mar, que interactúa de forma directa con el

oleaje, obtenemos una determinada información de posición, velocidad y fuerza contenidas en una serie de

parámetros que serán variables de entrada para la estrategia de control empleada en este convertidor. Por otro

lado, este control también recibirá como información de entrada la frecuencia de excitación del sistema ωe, las

intensidades por cada una de las fases del estátor del generador lineal, y los valores de la resistencia e inductancia

del modelo, Rs y Ls. Como variables de salida, arrojará los valores apropiados para la señal de modulación de

control del convertidor de potencia.

El control del convertidor del lado de la red regula el valor de la tensión del enlace de continua y controla

el intercambio de reactiva con la red. Las variables de entrada a este control contienen información relativa a la

tensión en la red, y también se reciben los valores de las intensidades de cada una de las fases que estamos

inyectando, la resistencia e inductancia de la red, R y L, y tanto la tensión del enlace DC como su valor de

referencia a seguir. Sus valores de salida determinarán las señales de consigna que caracterizan la actuación del

Breve descripción de los métodos de control de los convertidores de energía de las

olas

34

PWM del convertidor del lado de la red.

Se aprecia en el esquema anterior que los métodos de control se aplican de forma desacoplada a cada uno

de los convertidores.

Actualmente, existen diversos tipos de control aplicados a los convertidores de energía de las olas que

permiten mejorar los resultados de generación de la central. La idoneidad de un determinado método de control

u otro vendrá determinada por la evaluación de la capacidad de generación empleando cada uno de ellos teniendo

en cuenta las características del oleaje en el lugar de emplazamiento y la matriz de potencia del dispositivo que

se va a emplear para la conversión de energía.

En este trabajo, los WECs en los que más centramos nuestro estudio son los absorbedores puntuales con

desplazamiento vertical. Por tanto, analizaremos la potencia media y la energía anual generada de dos

absorbedores puntuales de distinto tamaño cuando se emplean cuatro métodos de control: el control pasivo, el

control reactivo, y otros dos controles que llamamos pasivo mejorado y reactivo mejorado.

Además del estudio de estos cuatro métodos de control, existe la posibilidad de añadir otro factor a

considerar en los absorbedores puntuales de desplazamiento vertical, y en cada uno de dichos controles: el límite

de excursión máxima del sistema oscilante. Esto significa tener en cuenta que la carrera que hace el sistema

oscilante es finita, y por tanto, existe un tope para el que no podrá seguir con su recorrido.

4.1 Control pasivo convencional

El control pasivo convencional es un método de control aplicado a sistemas de energía undimotriz cuya

característica más representativa consiste en que sólo permite que exista flujo de potencia desde el sistema de

extracción hacia la red, y nunca al revés, de manera que los sistemas de generación que emplean este tipo de

control nunca van a consumir energía de la red.

Este control debe su calificación de “pasivo” al hecho de que la fuerza que ejerce el sistema de extracción

de potencia se modela como una resistencia de carga. Esta fuerza ejercida por el PTO es directamente

proporcional a la velocidad con la que el sistema oscilante se está moviendo.

El empleo de control pasivo da como resultado un comportamiento del sistema oscilante bastante tranquilo:

la velocidad y amplitud son moderadas, lo que conlleva unos máximos de potencia admisibles para el sistema.

Del mismo modo, eso implica que los valores de potencia generada suelen ser menores que mediante el empleo

de otros tipos de control.

4.2 Control pasivo mejorado

Habitualmente, los métodos de control han perseguido la maximización de la potencia absorbida por el

PTO. En el caso del control pasivo mejorado, lo que se pretende es maximizar la potencia eléctrica que realmente

se genera. Por consiguiente, el objetivo de este tipo de control radica en minimizar las pérdidas que tienen lugar

en el cobre del generador lineal de modo que se transfiera al convertidor de potencia del lado del generador la

mayor cantidad de energía posible.

El razonamiento que sigue esta estrategia de control es buscar aquellas condiciones de funcionamiento en

las cuales la potencia eléctrica generada sea máxima, lo que significa encontrar el escenario de trabajo en el que

la potencia absorbida por el PTO menos las pérdidas producidas en el cobre del generador sea lo mayor posible,

en lugar de preocuparnos de maximizar simplemente la potencia absorbida por el PTO, como ocurre en el control

pasivo convencional.

4.3 Control reactivo convencional

A diferencia del control pasivo, en el control reactivo sí existe flujo de potencia bidireccional: el sistema

puede tanto generar energía eléctrica e inyectarla como consumirla de la red. Esto implica que en determinados

instantes de funcionamiento, estamos consumiendo nosotros energía de la red y aportándosela al sistema


35

oscilante.

Esta estrategia de control parte de la base de que la máxima transferencia de potencia tiene lugar cuando la

impedancia del generador es el complejo conjugado de la impedancia del elemento que se le ha conectado.

Además de esto, se añade la existencia de un punto de resonancia mecánica del WEC que tiene lugar cuando su

impedancia total sólo tiene parte real. Haciendo operar al sistema oscilante en resonancia con el oleaje que lo

excita, el sistema de extracción de potencia absorbe la máxima cantidad de energía posible. Para conseguir este

objetivo, se controla la impedancia del generador para trabajar en las condiciones deseadas.

El empleo de esta estrategia de control nos obliga a emplear un sistema capacitado para el transporte de

potencia bidireccional, y está especialmente indicado para aquellas frecuencias de excitación que se aproximen

a la frecuencia natural del sistema.

4.4 Control reactivo mejorado

El control reactivo mejorado que consideramos en este trabajo actúa de forma análoga al control reactivo

convencional que se ha descrito en el apartado anterior, pero teniendo como objetivo nuevamente la

maximización de la potencia verdaderamente entregada al convertidor del lado del generador en lugar de la

potencia absorbida por el PTO. Esto es, de nuevo, tener en cuenta las pérdidas en el cobre del generador lineal

a la hora de establecer los parámetros de control necesarios.

Breve descripción de los métodos de control de los convertidores de energía de las

olas

36


37

5 EVALUACIÓN DE LA CAPACIDAD DE

GENERACIÓN DE UNA CENTRAL UNDIMOTRIZ

El objetivo principal de este estudio consiste en evaluar la potencia media y la energía anual generada por

una central undimotriz para cada uno de los WECs descritos anteriormente y en cada uno de los emplazamientos

geográficos cuyo oleaje se caracteriza por los Scatter diagrams mostrados en el apartado 2 de este trabajo.

Para llevar a cabo los cálculos necesarios, se ha diseñado un código en el entorno Matlab que toma como

información de partida las matrices de potencia generada por los distintos dispositivos según las características

de la ola que lo accione y la información referente a los tipos de olas estadísticamente más probables en cada

una de las ubicaciones estudiadas.

Además, se considerará también el caso de unos absorbedores puntuales de diámetro 2.5 y 5 m, para los

cuales no sólo se evaluará su capacidad de generación sino que se podrán comparar los resultados obtenidos

considerando el empleo de cada una de las estrategias de control descritas.

5.1 Proceso de cálculo genérico a seguir

En este apartado procedemos a explicar el procedimiento de cálculo a seguir para obtener los valores de

potencia media y energía anual generada, que posteriormente será redefinido en forma de algoritmo para ser

implementado en Matlab.

En primer lugar, vamos a analizar la información de partida disponible referente al comportamiento

estadístico del oleaje. Esta información hace referencia únicamente a la ubicación geográfica del sistema, es

decir, es independiente del WEC empleado para la conversión de energía y de los posibles métodos de control

que se utilicen.

Partiremos de un Scatter diagram como el que se muestra en la siguiente figura:

Figura 51. Scatter diagram de una ubicación geográfica genérica [8].

Evaluación de la capacidad de generación de una central undimotriz

38

En él, disponemos de la información probabilística anual del oleaje en nuestro emplazamiento.

Considerando que los parámetros característicos de ola incidente que nos interesan para este análisis son su

período pico Tp (eje horizontal) y su altura significante Hs (eje vertical), vemos que este diagrama nos arroja el

número de horas anuales que, estadísticamente y en esa localización del océano, tendremos olas cuyo período

pico sea Tpx y cuya altura significante sea Hsx.

Por otro lado, tenemos la matriz de potencia del dispositivo a emplear. Esta matriz hace referencia tanto al

sistema de conversión de energía (WEC) empleado como a la estrategia de control implementada para

perfeccionar su funcionamiento, y es independiente de la ubicación oceánica del sistema.

Se muestra una matriz de potencia genérica a continuación:

Figura 52. Matriz de potencia de un dispositivo genérico [8].

Del mismo modo que en los diagramas de oleaje, en estas matrices podemos consultar la información de

un tipo de ola con un determinado período pico genérico, Tpx, y una determinada altura significante genérica,

Hsx. Se tiene en este caso la potencia generada por nuestro dispositivo en kW cuando le incide una ola de esas

características.

Combinando la información contenida en estas dos matrices, obtendremos la potencia media y energía

anual generada por nuestra central.

5.1.1 Potencia media

Nos disponemos a calcular la potencia media que se estará generando en la central en un año completo.

Para ello, el proceso seguido es el siguiente:

1. Creación de una nueva matriz que contenga los datos estadísticos del oleaje y que, en lugar de contener

las horas que se prevé tener cada tipo de ola a lo largo de un año, contenga esta misma información en

tanto por uno. Es decir, para esto, basta con dividir cada elemento de la matriz de probabilidad de oleaje

por el número de horas totales de un año, 8760.


39

Ejemplo: si el Scatter diagram nos dice que tendremos 438 horas anuales de olas caracterizadas por un

Tp= 9 segundos y una Hs=3 metros, significará que el 5% del tiempo de un año tenemos ese tipo de ola

de ese Tp y esa Hs:

438 horasaño⁄

8760 horasaño⁄

· 100 = 5%

El elemento correspondiente a ese Tp y esa Hs en esta nueva matriz en tanto por uno que estamos

creando será 0.05.

2. Creación de una matriz auxiliar que sea el resultado de multiplicar, elemento a elemento y no de forma

natural, la matriz de tantos por uno anterior por la matriz de potencia del dispositivo.

Ejemplo:

En la matriz creada en el punto anterior se determinó que el 5% del tiempo que dura un año

tendríamos olas de Tp= 9 segundos y Hs=3 metros.

En nuestra matriz de potencia tenemos, por ejemplo, que para olas con ese Tp y esa Hs,

generamos una potencia de 500 kW.

El elemento correspondiente en esta matriz auxiliar que creamos sería 25 kW:

0.05 · 500 kW = 25 kW

Es decir, traducimos que esos 500 kW que habríamos estado generando durante el 5% del tiempo que

dura un año, equivalen a estar generando 25 kW todo el año entero.

Generación de 500 kW el 5% del tiempo de un año:

500 kW · 438 horas = 219000 kWh

Generación de 25 kW el 100% del tiempo de un año:

25 kW · 8760 horas = 219000 kWh

Por tanto, esta nueva matriz contiene los valores de potencia que cada tipología de ola “está generando

de forma ininterrumpida” durante todo el año.

3. Suma de los elementos de la matriz auxiliar creada en el punto 2. Dado que en cada elemento de la

matriz tenemos la potencia que cada tipo de ola “genera durante todo el año de forma continua”, la

potencia media total que genera la central es la suma de todas estas potencias que se están “generando

de forma continua”. De esta forma, obtenemos la potencia media que a la que trabaja nuestra central

undimotriz a lo largo de un año entero.

5.1.2 Energía anual absorbida

El cálculo de la energía anual absorbida es muy similar al descrito anteriormente para el de la potencia

media. Se detalla a continuación:

1. Conocemos los kW de potencia que el WEC genera cuando trabaja con cada tipo de ola posible (matriz

de potencia del dispositivo).

2. Disponemos de las horas anuales que se prevé que vamos a tener cada tipo de ola posible (Scatter

diagram del emplazamiento geográfico)

3. Multiplicamos, elemento a elemento, los valores de kW de potencia generados cuando incide cada tipo

de ola por el número de horas anuales que tenemos cada una de ellas.

4. Sumamos todos esos elementos, y como resultado, se tienen los kWh totales de energía anual

absorbida.

Una vez descrito el proceso genérico de cálculo a seguir, pasamos a detallar el programa implementado en

Matlab que llevará a cabo estas operaciones de forma sistemática, combinando la información de la potencia

que genera cada dispositivo con los datos del oleaje previsto en cada ubicación.


40

5.2 Descripción del algoritmo de cálculo diseñado

En este apartado se va a describir de forma precisa la estructura y el contenido del conjunto de funciones

programadas en Matlab en este proyecto.

5.2.1 Estructura y funcionamiento del programa

En la siguiente figura se muestra un esquema de cada una de las partes que componen el algoritmo de

recogida de datos y cálculo, así como la interacción entre sus distintas partes que caracterizan su funcionamiento:

Figura 53. Esquema de funcionamiento.

5.2.1.1 Archivo de datos

Se trata de un archivo de extensión .mat que contiene toda la información disponible para la ejecución del

programa.

El contenido de este archivo se puede clasificar de la siguiente forma:

Scatter diagrams del oleaje de los emplazamientos geográficos analizados. Estos diagramas fueron

detallados en el apartado 2 de este trabajo: Caracterización del oleaje.

Matrices de potencia en el PTO de los WECs objeto de nuestro análisis, mostradas en el apartado 3

de este trabajo: Sistemas de captación.

Parámetros de caracterización de estos dispositivos tales como la masa y el área características para

ofrecer la posibilidad de cálculo de magnitudes unitarias como son la energía absorbida por kg de

dispositivo o la energía absorbida por m2 de superficie ocupada.

Las matrices de potencia de dos absorbedores puntuales de 2.5 y 5 m de diámetro cuando se aplica

control pasivo, pasivo mejorado, reactivo y reactivo mejorado, tanto en el caso de considerarse el

límite de excursión máxima como en el caso en que no se considera. Para cada caso, disponemos de

dos matrices de potencia independientes: una que representa la potencia en el PTO y otra que

representa la potencia realmente entregada al convertidor del lado del generador. Estos valores de

potencia han sido obtenidos mediante una serie de simulaciones llevadas a cabo por el Dr. Dan El

Andrés Montoya [10] y se muestran las correspondientes matrices de potencia en los anexos I, II, III

y IV de este trabajo.

inicio.m

programa.m 2

calcular.m 3

4

1

5

1) Envío de opción elegida por teclado por el usuario a la función inicio.m

2) Llamada a la función programa.m

3) Llamada a la función calcular.m

4) Devolución de resultados calculados

5) Muestra de resultados por pantalla


41

5.2.1.2 Script de inicio

El script de inicio es un archivo de extensión .m diseñado para ser ejecutado al comenzar a usar el programa.

Una vez se ejecuta, este script ofrece por pantalla al usuario la posibilidad de seguir adelante con la información

contenida en la base de datos del archivo anterior, o bien con datos nuevos que éste desee añadir y evaluar.

Posteriormente, el propósito de este archivo consiste en ejecutar la función “programa.m”, a la cual llamará

enviándole como variable de entrada únicamente la opción elegida por el usuario. Si éste ha indicado que desea

emplear la base de datos disponibles, llamará a la función programa con un 1, si por el contrario se quieren añadir

datos nuevos, llamamos a la función programa enviándole un 2.

Una vez la función programa ha devuelto toda la información relevante que se podía calcular, desde este

script se muestran los resultados por pantalla y se pregunta al usuario si desea continuar usando el programa o

si prefiere finalizar su ejecución.

5.2.1.3 Función de datos disponibles

El cometido de esta función es el de cargar la base de datos disponibles en el archivo datos.mat e ir

preguntando por pantalla al usuario cuáles de ellos son exactamente los datos con los que desea continuar, es

decir:

Qué localización geográfica de aquellas de las que se dispone su Scatter diagram quiere analizar.

Qué sistema WEC de aquellos de los que se dispone su matriz de potencia pretende evaluar en dicho

emplazamiento.

Qué estrategia de control desea considerar para aquellos WECs de los que se dispone información al

respecto.

Qué potencia se quiere considerar: la absorbida por el PTO o la que realmente es entregada al

convertidor.

Conforme el usuario especifica sus elecciones, vamos almacenando en las variables de salida de esta

función la información que finalmente vamos a emplear en los cálculos, es decir, los datos correspondientes a

cada opción concreta que se ha elegido, y serán estos valores los que se utilizarán a la hora de obtener la potencia

media y la energía anual absorbida

5.2.1.4 Función de datos nuevos

El objetivo de esta función es considerar la posibilidad de que el usuario quiera utilizar el programa no sólo

para obtener potencia y energía referentes a la información disponible en el programa, sino que desee utilizar

datos nuevos porque, por ejemplo, disponga del Scatter diagram del oleaje de otro emplazamiento, la matriz de

potencia de un nuevo WEC o bien la matriz de potencia de un sistema gobernado por una estrategia de control

distinta.

Por esta razón, se ofrece la posibilidad de editar un archivo de extensión .m que contiene la información

relativa a todos estos aspectos. El archivo está estructurado en su interior de forma esquemática, con comentarios

que indican en qué lugar del código debe introducirse cada cosa, y contiene datos ficticios cargados de manera

que resulte obvia la forma en que los nuevos deben añadirse, puesto que pasa a tratarse de una simple sustitución

de los que ya contiene.

Del mismo modo que la función de datos disponibles, la función de datos nuevos irá almacenando en las

variables de salida de la misma todos los parámetros a tener en cuenta en el posterior cálculo de la potencia

media y la energía anual absorbida.

5.2.1.5 Función programa

Como se ha explicado anteriormente, la función programa es llamada desde el script de inicio y recibe

como única variable de entrada la elección del usuario sobre si ha elegido usar los datos de la base de datos, o si

ha elegido usar los datos contenidos en la función de datos nuevos. Acorde a esta elección, se ejecutará la función

conveniente (función datos disponibles o función datos nuevos).

Posteriormente, una vez se ha ejecutado la función correspondiente y ésta ha arrojado de vuelta los valores


42

de datos a emplear en cuanto a oleaje, matriz de potencia, estrategia de control empleada, etc, tiene lugar la

llamada a la función calcular, enviándole toda esta información, necesaria para los cálculos, como variables de

entrada. En la siguiente figura se muestra un croquis de la transmisión de información en esta parte del programa:

Figura 54. Esquema de transmisión de datos.

5.2.1.6 Función calcular

En esta función es donde finalmente se llevan a cabo las operaciones de cálculo descritas en el apartado

anterior para obtener la potencia media y la energía anual absorbida.

En primer lugar, hay que tener en cuenta que no se puede proceder a dichas operaciones de cálculo descritas

sin una adaptación previa de los datos a emplear. La razón de la necesidad de esta adaptación reside en que, la

mayor parte de las veces, los datos disponibles sobre oleaje que nos arrojan los Scatter diagrams contienen

información para combinaciones de Tp y Hs diferentes que aquellos para los que disponemos de valores de

potencia generada en las matrices de potencia del dispositivo que queremos analizar. Ejemplo:

Matriz de potencia original a emplear y Scatter diagram del oleaje:

Figura 55. Matriz de potencia de ejemplo [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Control reactivo mejorado (en el convertidor) (matriz original)

100

200

300

400

500

600

700

inicio.m programa.m Opción elegida

Opción 1 ó 2 Datos a emplear

datos disponibles datos nuevos

Si opción = 2 Si opción = 1


43

Figura 56. Scatter diagram de ejemplo [8].

Los valores de los ejes no son los mismos, por lo que la información contenida en una de las matrices es

para unos tipos de olas distintos que la información de la otra matriz. Por esta razón, el programa diseñado lleva

a cabo una adaptación de los datos de potencia de partida para obtener una matriz de potencia nueva de este tipo:

Figura 57. Matriz de potencia interpolada de ejemplo.

6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Probabilidad de oleaje (horas/año) en el emplazamiento Belmullet

0

20

40

60

80

100

120

140

160

6 8 10 12 14 16

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia (kW) Control reactivo mejorado (en el convertidor) (matriz interpolada)

100

200

300

400

500

600

700


44

Como se puede observar en las figuras, la matriz de potencia nueva, que denominaremos a partir de ahora

matriz de potencia interpolada, contiene los datos de potencia para los mismos tipos de olas (mismos Tp y mismas

Hs) que el Scatter diagram del oleaje, y ya es por tanto posible llevar a cabo las operaciones descritas

anteriormente para los cálculos.

El proceso seguido en esta función para obtener la matriz interpolada lo describimos a continuación. En

primer lugar, la función calcular hace un recorrido por un vector, recibido como variable de entrada, que contiene

los valores de Hs del eje vertical de la matriz de potencia. De forma progresiva, va comparando estos valores con

los del correspondiente vector de valores Hs de la matriz del oleaje. Si son iguales, no hará falta ninguna

adaptación en este sentido. Si no lo son, la función crea una matriz de potencia auxiliar nueva cuyo eje vertical

de Hs sea el mismo que el de la matriz de oleaje. Esta nueva matriz de potencia la iremos rellenando, calculando

los valores correspondientes mediante interpolación lineal de los valores más próximos disponibles en la matriz

de potencia original.

Por ejemplo:

Sabemos de la matriz de potencia original que para olas de Hs = 3 metros y Tp = 9 segundos, se

genera una potencia de 500 kW.

Por otro lado, sabemos que para olas de Hs = 4 metros y Tp = 9 segundos, se genera una potencia

de 525 kW.

Por desgracia, en el Scatter diagram del oleaje, no disponemos del número de horas que se tienen

esos tipos de olas. En su lugar, por ejemplo, sabemos que tenemos 420 horas anuales de olas con

Hs = 3.2 metros y Tp = 9 segundos.

Interpolamos de forma que obtengamos los kW generados por el dispositivo para olas de Hs = 3.5

metros y Tp = 9 segundos de la siguiente forma:

𝑃 − 500 =525 − 500

4 − 3(𝐻𝑠 − 3)

→ 𝑃 = 25𝐻𝑠 + 425

→ (𝐻𝑠 = 3.2 m

𝑃 = 505 kW)

El valor de la matriz de potencia auxiliar intermedia correspondiente a Hs = 3.2 metros y Tp = 9

segundos sería 505 kW.

De este modo, vamos recorriendo la matriz auxiliar entera hasta haberla rellenado por completo.

Una vez creada dicha matriz auxiliar, pasamos a llevar a cabo un proceso totalmente análogo pero, en lugar

de con los valores Hs, con los valores Tp. Para ello, se lleva a cabo un recorrido por otro vector, recibido

igualmente como variable de entrada, que contiene los valores de Tp del eje horizontal de la matriz de potencia

auxiliar anteriormente creada. Durante este recorrido, se van comparando estos valores con los del

correspondiente vector de valores Tp de la matriz del oleaje. Si son iguales, dejamos la matriz tal cual estaba. Si

no lo son, la función crea una matriz de potencia final nueva cuyo eje horizontal de Tp sea el mismo que el de la

matriz de oleaje. Del mismo modo que en el proceso anterior, esta nueva matriz de potencia la iremos rellenando,

calculando los valores correspondientes mediante interpolación lineal de los valores más próximos disponibles

en la matriz de potencia auxiliar creada previamente.

Por ejemplo:

Sabemos de la matriz de potencia original que para olas de Hs = 3 metros y Tp = 9 segundos, se

genera una potencia de 500 kW.

Figura 58. Interpolación lineal de la potencia para Hs.


45

Por otro lado, sabemos que para olas de Hs = 3 metros y Tp = 8 segundos, se genera una potencia

de 525 kW.

Por desgracia, en el Scatter diagram del oleaje, no disponemos del número de horas que se tienen

esos tipos de olas. En su lugar, por ejemplo, sabemos que tenemos 420 horas anuales de olas con

Hs = 3 metros y Tp = 8.3 segundos.

Interpolamos de forma que obtengamos los kW generados por el dispositivo para olas de Hs = 3

metros y Tp = 8.3 segundos de la siguiente forma:

𝑃 − 500 =525 − 500

9 − 8(𝑇𝑝 − 8)

→ 𝑃 = 25𝑇𝑝 + 300

→ (𝑇𝑝 = 8.3 s

𝑃 = 507.5 kW)

El valor de la matriz de potencia auxiliar intermedia correspondiente a Hs = 3 metros y Tp = 8.3

segundos sería 507.5 kW.

Tras terminar el recorrido entero de la matriz, ya disponemos de datos de oleaje y potencia para los mismos

tipos de olas en ambos casos. Comprobamos que esta matriz nueva de potencia es fiel a la original, ya que, como

se observa en las imágenes anteriores, la distribución de colores es la misma en la matriz de potencia original

que en la generada ahora. Es una forma muy clara de observar que la generación de la nueva matriz de potencia

es correcta.

Además, esta matriz de potencia nueva ya sí concuerda con la matriz de oleaje: los ejes verticales y

horizontales empiezan en el mismo valor, terminan en el mismo valor, y contienen los mismos valores

intermedios de Hs y de Tp. Es posible ya en este momento comenzar a evaluar la potencia media y la energía

anual absorbida.

Para obtener la potencia media, basta con multiplicar elemento a elemento, como ya se explicó en el

apartado 5.1.1, la matriz de oleaje en tanto por uno y la matriz de potencia interpolada que hemos obtenido. Tras

esto, sumamos todos los elementos de la matriz obtenida y el resultado será la potencia media.

Para obtener la energía anual absorbida, seguimos el proceso explicado en el apartado 5.1.2: multiplicamos

elemento a elemento la matriz de oleaje en horas/año por la matriz de potencia interpolada calculada en esta

función. A continuación, sumamos todos los elementos de la matriz resultado y obtenemos así la energía anual

absorbida.

Lo siguiente que lleva a cabo esta función las siguientes representaciones gráficas:

La matriz de potencia original del dispositivo mediante curvas de nivel.

La matriz interpolada obtenida mediante colores como se ha mostrado hasta ahora.

Un gráfico en tres dimensiones de la energía anual absorbida según el tipo de ola.

Los resultados obtenidos así como los datos de partida son almacenados en una estructura que será devuelta

por la función calcular a la función programa, que fue desde dónde se ejecutó. La función programa a su vez

envía esta información al script de inicio, que pasa a mostrar por pantalla al usuario los valores calculados.

Figura 59. Interpolación lineal de la potencia para Tp


46

5.3 Justificación del algoritmo empleado

El objetivo primordial que pretende lograr este programa es ofrecer al usuario la posibilidad de hacerse a

la idea, de forma fácil y rápida, de la capacidad de generación de una central undimotriz en función del sistema

de captación que se emplee y de la ubicación geográfica del mismo. Igualmente, se brinda la oportunidad de

comparar distintas estrategias de control y determinar de esta forma cuál de ellas puede ser la más oportuna para

un determinado oleaje o para un tipo de WEC específico.

Consideramos que la forma más adecuada de llevar a cabo dicho propósito es la que se ha propuesto con

este algoritmo debido a su sencillez, a la comodidad de uso que ofrece y a su reducido gasto computacional,

dado que toda su actividad está dividida en funciones independientes de las cuales sólo se ejecutará su código

en caso de ser necesario.

Por otro lado, el algoritmo empleado se ha diseñado en base a que se puedan añadir datos nuevos que se

hayan obtenido sin suponer ningún esfuerzo de programación extra, más que editando un archivo .m para

sustituir unos valores ficticios por los nuevos que se deseen utilizar. Es ésta una de las principales razones de

que la estructura de carga de datos del programa se haga de forma separada mediante el uso de las funciones de

datos disponibles o de datos nuevos.

Aparte de dicha funcionalidad, el programa facilita la adaptación de datos que no son concordantes entre sí

mediante la creación de la llamada matriz interpolada. De este modo, estamos posibilitando la evaluación de la

capacidad de generación de una central undimotriz en una ubicación específica aún en el caso de que los tipos

de olas de los que disponemos datos de estadísticas de oleaje no se correspondan con los tipos de olas de los que

tenemos datos de potencia generada. Ofertar esta posibilidad justifica el cometido inicial de la función calcular

que se ha programado.

Por todas estas razones, justificamos que la estructuración del funcionamiento del programa óptima es la

del algoritmo que se ha planteado.

5.4 Resultados: cálculos y representaciones gráficas

Este apartado contiene los resultados arrojados por el programa descrito, para cada uno de los WECs

empleados, en cada uno de los emplazamientos oceánicos y según las estrategias de control consideradas.

Antes de mostrar los resultados, conviene definir los conceptos de masa y área características del sistema,

y superficie oceánica ocupada, ya que de ahora en adelante se emplearán también valores de energía referidos

en por unidad a alguno de estos parámetros.

Llamamos masa característica del sistema a la masa de los elementos que lo componen, incluyendo la masa

de los cimientos en aquellos sistemas que reciben del suelo la fuerza de reacción que los empuja en vertical

(sistemas anclados). Para sistemas flotantes, no se añade la masa del sistema de amarre a este valor, si bien se

considera la masa característica del sistema de entre 1,15 ± 0,1 veces su valor, para tenerlos en cuenta en cierta

medida.

En cuanto al área característica, se trata de la superficie mojada del sistema, teniéndose en cuenta los

cimientos de los sistemas anclados del mismo modo que para la masa característica. Sin embargo, la superficie

adicional atribuida a los sistemas de amarre no se incluye en este valor de caracterización del sistema.

Por su parte, el área oceánica ocupada se refiere a la superficie del mar que es visiblemente ocupada por

los dispositivos del sistema.

Se muestran a continuación una serie de tablas con los valores de potencia media y energía anual absorbida

obtenidos para los distintos WECs que se describieron en el apartado 2 de este trabajo: Sistemas de captación.

Asimismo, se adjuntan en cada apartado las figuras correspondientes a la energía anual absorbida por cada uno

de ellos en gráficos tridimensionales para cada emplazamiento.


47

5.4.1 Absorbedor puntual con desplazamiento vertical

Propiedades {Masa característica = 31 Mg

Área característica = 42 m2

Absorbedor puntual con desplazamiento

vertical SEM-REV EMEC Isla de Yeu Lisboa Belmullet

Plataforma Deltana

Potencia media anual absorbida (kW)

1.6 2.6 3.2 3.2 4.4 1.7

Energía anual absorbida (MWh)

13.6 22.4 28.4 28.0 38.9 14.8

Energía absorbida por kg (kWh/kg)

0.4 0.7 0.9 0.9 1.3 0.5

Energía absorbida por m2 (MWh/m2)

0.3 0.5 0.7 0.7 0.9 0.4

Tabla 3. Resultados obtenidos para el absorbedor puntual con desplazamiento vertical.

Figura 60. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en SEM-REV.

46

810

1214

16

2

4

6

0

100

200

300

400

Periodo pico Tp (s)

Small bottom-referenced heaving buoy-3D-SEM-REV

Altura significante Hs (m)

Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


48

Figura 61. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en EMEC.

Figura 62. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Isla de Yeu.

6

8

10

12

14

16

18

24

68

10

0

500

1000

1500

Periodo pico Tp (s)

Small bottom-referenced heaving buoy-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

2

4

6

0

500

1000

1500

Periodo pico Tp (s)

Small bottom-referenced heaving buoy-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


49

Figura 63. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Lisboa.

Figura 64. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Belmullet.

8

10

12

14

16

12

34

56

7

0

200

400

600

800

1000

Periodo pico Tp (s)

Small bottom-referenced heaving buoy-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

68

1012

1416

24

68

0

200

400

600

800

Periodo pico Tp (s)

Small bottom-referenced heaving buoy-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


50

Figura 65. Energía anual absorbida con absorbedor puntual con desplazamiento vertical en Plataforma Deltana.

5.4.2 Absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical



Absorbedor puntual sumergido con

desplazamiento vertical SEM-REV EMEC Isla de Yeu Lisboa Belmullet

Plataforma Deltana


9.2 20.7 26.8 22 35 11.5


80.5 181.7 234.4 192.8 306.6 101.1


0.4 0.9 1.2 1 1.5 0.5


0.4 0.8 1.1 0.9 1.4 0.5

Tabla 4. Resultados obtenidos para el absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical.

5

10

15

0.51

1.52

2.5

0

500

1000

1500

2000

2500

Periodo pico Tp (s)

Small bottom-referenced heaving buoy-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


51

Figura 66. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical en SEM-REV.

Figura 67. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical en EMEC.

5

10

15

2

4

6

0

500

1000

1500

2000

2500

Periodo pico Tp (s)

Bottom-referenced submerged heave-buoy-3D-SEM-REV


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

6

8

10

12

14

16

18

24

68

10

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Periodo pico Tp (s)

Bottom-referenced submerged heave-buoy-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


52

Figura 68. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical en Isla de Yeu.

Figura 69. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical en Lisboa.

5

10

15

2

4

6

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Periodo pico Tp (s)

Bottom-referenced submerged heave-buoy-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

810

1214

16

2

46

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Periodo pico Tp (s)

Bottom-referenced submerged heave-buoy-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


53

Figura 70. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical en Belmullet.

Figura 71. Energía anual absorbida con absorbedor puntual sumergido con desplazamiento vertical en Plataforma Deltana.

68

1012

1416

24

68

0

2000

4000

6000

8000

Periodo pico Tp (s)

Bottom-referenced submerged heave-buoy-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

0.51

1.52

2.5

0

0.5

1

1.5

2

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-referenced submerged heave-buoy-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


54

5.4.3 Dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical



Dispositivo flotante de dos cuerpos con

desplazamiento vertical SEM-REV EMEC Isla de Yeu Lisboa Belmullet

Plataforma Deltana


82.4 138.5 186.3 193.1 360.4 63.7


721.6 1212.9 1631.7 1691.6 3157.5 558.4


0.1 0.2 0.3 0.3 0.6 0.1


0.3 0.6 0.8 0.8 1.5 0.3

Tabla 5. Resultados obtenidos para el dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical.

Figura 72. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical en SEM-REV.

46810121416

2

46

0

0.5

1

1.5

2

x 104


Floating two-body heaving converter-3D-SEM-REV

Periodo pico Tp (s)

Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


55

Figura 73. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical en EMEC.

Figura 74. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical en Isla de Yeu.

68

1012

1416

18

24

68

10

0

1

2

3

4

5

6

7

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating two-body heaving converter-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

2

4

6

0

2

4

6

8

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating two-body heaving converter-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


56

Figura 75. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical en Lisboa.

Figura 76. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical en Belmullet.

810

1214

16

2

4

6

0

1

2

3

4

5

6

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating two-body heaving converter-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

6

8

10

12

14

16

2

4

6

8

0

2

4

6

8

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating two-body heaving converter-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


57

Figura 77. Energía anual absorbida con dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical en Plataforma Deltana.

5.4.4 Estructura fija con múltiples boyas



Estructura fija con múltiples boyas

SEM-REV EMEC Isla de Yeu Lisboa Belmullet Plataforma

Deltana


145.9 269.9 344.4 351.2 679.6 116.3


1277.7 2364.1 3016.6 3076.8 5953.4 1018.4


0.8 1.5 1.9 1.9 3.7 0.6


0.3 0.5 0.7 0.7 1.4 0.2

Tabla 6. Resultados obtenidos para la estructura fija con múltiples boyas.

5

10

15

0.51

1.5

22.5

0

2

4

6

8

10

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating two-body heaving converter-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


58

Figura 78. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en SEM-REV.

Figura 79. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en EMEC.

46

810

1214

16

2

4

6

0

0.5

1

1.5

2

2.5

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed heave-buoy array-3D-SEM-REV


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

68

1012

1416

18

2

4

6

8

10

0

5

10

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed heave-buoy array-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


59

Figura 80. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Isla de Yeu.

Figura 81. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Lisboa.

5

10

15

2

4

6

0

5

10

15

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed heave-buoy array-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

8

10

12

14

16

12

34

56

7

0

2

4

6

8

10

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed heave-buoy array-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


60

Figura 82. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Belmullet.

Figura 83. Energía anual absorbida con estructura fija con múltiples boyas en Plataforma Deltana.

68

1012

1416

24

68

0

5

10

15

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed heave-buoy array-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

0.51

1.52

2.5

0

0.5

1

1.5

2

x 105

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed heave-buoy array-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


61

5.4.5 Estructura flotante con múltiples boyas



Estructura flotante con múltiples boyas


Deltana


132.4 281.7 372.9 297.5 407.7 162.4


1160.2 2467.4 3266.3 2606.5 3571.1 1422.8


0.2 0.5 0.6 0.5 0.7 0.3


0.2 0.5 0.7 0.5 0.8 0.3

Tabla 7. Resultados obtenidos para la estructura flotante con múltiples boyas.

Figura 84. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en SEM-REV.

5

10

15

2

4

6

0

1

2

3

4

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating heave-buoy array-3D-SEM-REV


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


62

Figura 85. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en EMEC.

Figura 86. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Isla de Yeu.

68

1012

1416

18

24

68

10

0

5

10

15

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating heave-buoy array-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

12

34

56

7

0

0.5

1

1.5

2

x 105

Periodo pico Tp (s)

Floating heave-buoy array-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


63

Figura 87. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Lisboa.

Figura 88. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Belmullet.

810

12

1416

2

4

6

0

2

4

6

8

10

12

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating heave-buoy array-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

6

8

10

12

14

16

2

4

6

8

0

2

4

6

8

10

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating heave-buoy array-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


64

Figura 89. Energía anual absorbida con estructura flotante con múltiples boyas en Plataforma Deltana.

5.4.6 Dispositivo de placa oscilante



Dispositivo de placa oscilante


Deltana


242 407.5 525.3 569.1 1084.7 171.1


2120 3569.5 4601.3 4985.7 9502.4 1498.8


0.6 0.9 1.2 1.3 2.5 0.4


1 1.8 2.3 2.5 4.7 0.7

Tabla 8. Resultados obtenidos para el dispositivo de placa oscilante.

5

10

15

0.51

1.52

2.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

x 105

Periodo pico Tp (s)

Floating heave-buoy array-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


65

Figura 90. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en SEM-REV.

Figura 91. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en EMEC.

5

10

15

2

4

6

0

1

2

3

4

5

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed oscillating flap-3D-SEM-REV


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

68

1012

1416

18

24

68

10

0

0.5

1

1.5

2

x 105

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed oscillating flap-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


66

Figura 92. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Isla de Yeu.

Figura 93. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Lisboa.

5

10

15

12

34

56

7

0

0.5

1

1.5

2

2.5

x 105

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed oscillating flap-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

810

1214

16

2

4

6

0

5

10

15

x 104

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed oscillating flap-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


67

Figura 94. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Belmullet.

Figura 95. Energía anual absorbida con dispositivo de placa oscilante en Plataforma Deltana.

6

8

10

12

14

16

2

4

6

8

0

0.5

1

1.5

2

2.5

x 105

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed oscillating flap-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

0.51

1.52

2.5

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

x 105

Periodo pico Tp (s)

Bottom-fixed oscillating flap-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


68

5.4.7 Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante



Dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante


Deltana


44.2 103.8 131 104.5 144.5 66.8


387.4 909.1 1147.2 915 1266 584.7


0.2 0.6 0.7 0.6 0.8 0.4


0.2 0.4 0.5 0.4 0.6 0.3

Tabla 9. Resultados obtenidos para el dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante.

Figura 96. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en SEM-REV.

5

10

15

2

4

6

0

5000

10000

15000

Periodo pico Tp (s)

Floating three-body oscillating flap device-3D-SEM-REV


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


69

Figura 97. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en EMEC.

Figura 98. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Isla de Yeu.

68

1012

1416

18

24

68

10

0

1

2

3

4

5

6

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating three-body oscillating flap device-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

2

4

6

0

2

4

6

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating three-body oscillating flap device-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


70

Figura 99. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Lisboa.

Figura 100. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Belmullet.

8

10

12

14

16

12

34

56

7

0

1

2

3

4

5

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating three-body oscillating flap device-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

68

1012

1416

24

68

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating three-body oscillating flap device-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


71

Figura 101. Energía anual absorbida con dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante en Plataforma Deltana.

5.4.8 Columna oscilante de agua



Columna oscilante de agua


Deltana


126.5 229 299.6 311.7 609.2 96.2


1108.1 2005.7 2624.4 2730.1 5336.5 842.9


0.6 1.1 1.5 1.5 3 0.5


0.2 0.3 0.4 0.4 0.8 0.1

Tabla 10. Resultados obtenidos para la columna de agua oscilante.

5

10

15

0.5

1

1.5

2

2.5

0

2

4

6

8

10

12

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating three-body oscillating flap device-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


72

Figura 102. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en SEM-REV.

Figura 103. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en EMEC.

5

10

15

2

4

6

0

0.5

1

1.5

2

2.5

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating oscillating water column-3D-SEM-REV


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

68

1012

1416

18

24

68

10

0

2

4

6

8

10

12

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating oscillating water column-3D-EMEC


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


73

Figura 104. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en Isla de Yeu.

Figura 105. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en Lisboa.

5

10

15

2

4

6

0

5

10

15

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating oscillating water column-3D-Isla Yeu


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

8

10

12

14

16

12

34

56

7

0

2

4

6

8

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating oscillating water column-3D-Lisboa


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


74

Figura 106. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en Belmullet.

Figura 107. Energía anual absorbida con columna oscilante de agua en plataforma Deltana.

68

1012

1416

24

68

0

2

4

6

8

10

12

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating oscillating water column-3D-Belmullet


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)

5

10

15

0.51

1.5

22.5

0

5

10

15

x 104

Periodo pico Tp (s)

Floating oscillating water column-3D-Plataforma deltana. Venezuela


Energ

ía a

nual absorb

ida (

kW

h)


75

5.4.9 Conclusiones

En primer lugar, de las representaciones tridimensionales cabe destacar que la tipología de ola de la cual

obtenemos la mayor cantidad de energía no es ni la más frecuente (generan poca potencia), ni aquella para la

que el WEC genera la máxima potencia (son poco frecuentes), sino un término medio entre aquellas que se dan

con una asiduidad no despreciable y para las cuales, la generación de potencia es considerable. Es posible

determinar en cada caso cuál es el tipo de ola que ha dado la mayor cantidad de energía, basta con analizar el

máximo de la curva tridimensional correspondiente y observar para qué valor de Tp y de Hs ha tenido lugar.

A continuación, y en vista de los resultados expuestos en las tablas anteriores, podemos llevar a cabo un

análisis cualitativo del comportamiento de los distintos sistemas. Este estudio se llevará a cabo en base a las

tendencias que se pueden observar en cada uno de los casos, estudiando las distintas capacidades de generación

en función de determinados parámetros característicos.

Del mismo modo, para estos ocho sistemas de captación analizados es posible examinar la variación en la

energía anual absorbida en función de dos valores que definen al WEC en cuestión: la masa y el área

característica del sistema. Nos proponemos analizar individualmente dicha variación de energía absorbida en

cada uno de los emplazamientos geográficos considerados.

En primer lugar nos vamos a centrar en estudiar la influencia de la masa. De esta forma, pretendemos

averiguar si la masa característica del sistema es una variable determinante en la capacidad de generación del

mismo, y en caso de que lo sea, si su grado de influencia es diferente según las características del oleaje que se

esté examinando.

Además, también servirá para observar la relación (Energía absorbida) / (Masa característica) en sistemas

que presenten similitudes entre sí, con el objetivo de poder compararlos en este sentido, y para averiguar qué

sistemas presentan una mayor absorción de energía por unidad de masa.

Si representamos la energía anual absorbida obtenida con cada sistema de captación en una gráfica, y lo

hacemos en función de los kg de masa característica, se obtienen las siguientes curvas para cada una de las

ubicaciones del océano estudiadas:

Figura 108. Energía anual absorbida en función de la masa característica en SEM-REV.

13,6 80,5

1277,7

387,4

1108,1

2120

1160,2

721,6

0

500

1000

1500

2000

2500

31 200 1600 1622 1800 3800 5233 5704

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)

Masa característica (Mg)

SEM-REV


76

Figura 109. Energía anual absorbida en función de la masa característica en EMEC.

Figura 110. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Isla de Yeu.

Figura 111. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Lisboa.

22,4181,7

2364,1

909,1

2005,7

3569,5

2467,4

1212,9

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

31 200 1600 1622 1800 3800 5233 5704

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


EMEC

28,4234,4

3016,6

1147,2

2624,4

4601,3

3266,3

1631,7

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

31 200 1600 1622 1800 3800 5233 5704

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Isla de Yeu

28 192,8

3076,8

915

2730,1

4985,7

2606,5

1691,6

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

31 200 1600 1622 1800 3800 5233 5704

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Lisboa


77

Figura 112. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Belmullet.

Figura 113. Energía anual absorbida en función de la masa característica en Plataforma Deltana.

A primera vista, no parece que exista en la capacidad de generación una dependencia absoluta respecto a

la masa característica del sistema, si bien se pueden sacar diversas conclusiones sobre su influencia.

En los dos WECs representados que corresponden al tipo absorbedor puntual, el simple (Masa = 31 Mg),

y el sumergido (Masa = 200 Mg), sí existe una relación directamente proporcional entre la masa y la energía

anual absorbida: cuanto mayor es la masa del dispositivo, más energía captura.

Vemos que para los absorbedores de tipo puntual, se confirma que el sistema que actúa sumergido tiene un

comportamiento mejor en generación que el habitual. Cabría pensar que su mayor generación de energía se

pudiera deber a que el sistema sumergido estudiado es más grande y posee una mayor masa característica, pero

observando los valores obtenidos de energía por unidad de masa desechamos esta idea, ya que el absorbedor

puntual sumergido también absorbe más por cada kg de su masa característica.

Si calculamos ahora la relación de energía por unidad de masa en ambos, se obtienen los siguientes valores:

38,9 306,6

5953,4

1266

5336,5

9502,4

3571,13157,5

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

31 200 1600 1622 1800 3800 5233 5704

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Belmullet

14,8101,1

1018,4

584,7

842,9

1498,81422,8

558,4

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

31 200 1600 1622 1800 3800 5233 5704

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Plataforma Deltana


78

Absorbedor puntual simple con desplazamiento vertical

(𝐌𝐚𝐬𝐚 = 𝟑𝟏 𝐌𝐠)


desplazamiento vertical

(𝐌𝐚𝐬𝐚 = 𝟐𝟎𝟎 𝐌𝐠)

Emplazamiento Energía (MWh)

(MWh Mg⁄ )

Energía (MWh)

(MWh Mg⁄ )

SEM-REV 13.6 0.4 80.5 0.4

EMEC 22.4 0.7 181.7 0.9

Isla de Yeu 28.4 0.9 234.4 1.2

Lisboa 28 0.9 192.8 1

Belmullet 38.9 1.3 306.6 1.5

Plataforma Deltana

14.8 0.5 101.1 0.5

Tabla 11. Relación energía/masa de los absorbedores puntuales simple y sumergido.

A continuación, tenemos la estructura fija con múltiples boyas, (Masa = 1600 Mg). Se observa que presenta

la mejor relación (MWh absorbidos) / (Mg de masa característica) de todos los sistemas considerados, dado que

absorbe una mayor cantidad de energía por kg, y lo hace en todos los emplazamientos analizados. Es decir, este

WEC presenta la máxima capacidad de absorción de energía por unidad de masa, independientemente de las

características del oleaje en que esté trabajando.

Si lo comparamos ahora con el siguiente sistema de captación, que es el dispositivo de placa de 3 cuerpos

flotante, (Masa = 1622 Mg), vemos que, siendo prácticamente igual el valor de la masa característica, la energía

absorbida por este sistema es mucho menor tanto en valor como por unidad de masa, lo cual puede ser debido a

que los tipos de olas para los cuales se obtienen los picos de potencia empleando este dispositivo están situados

muy lejanos a las tipologías de olas más frecuentes.

Esto puede comprobarse si observamos la matriz de potencia del dispositivo, mostrada en la Figura 46. El

dispositivo de placa de 3 cuerpos flotante tiene la ventaja sobre el sistema anterior de que no necesita sistema de

anclaje al suelo, dado que se trata de un sistema flotante, pero por el contrario la energía capturada es

considerablemente inferior.

La columna oscilante de agua, (Masa = 1800 Mg), presenta un mejor comportamiento. A pesar de que la

diferencia de masa entre ésta y el anterior no es demasiado grande, la energía capturada por la columna oscilante

de agua no sólo es siempre mayor en todos los tipos de oleaje en valor, sino que también es mayor por unidad

de masa.

Pasamos ahora a observar el comportamiento del dispositivo de placa oscilante, (Masa = 3800 Mg). Este

sistema de captación posee la mayor energía anual absorbida en valor de todos, pero no por unidad de masa.

Cabe señalar que este WEC no sólo proporciona la mayor cantidad de energía en todos los emplazamientos,

sino que es el que presenta un comportamiento más regular, ya que siempre, en todas las ubicaciones, responde

muy bien.


79

Esto puede ser debido a que la matriz de potencia que caracteriza su capacidad de generación, que se

muestra en la Figura 43, es la que posee el mayor área de tonos rojos y amarillos en su representación

bidimensional. Esto quiere decir que, aunque los valores de potencia alcanzados para unos determinados Tp y Hs

no sean los más altos de forma individual, sí que hay una mayor cantidad de combinaciones Tp-Hs para las que

se obtiene potencia elevada.

Por todo esto, es un sistema de conversión muy interesante desde el punto de vista de los valores totales de

generación de energía.

Si comparamos este dispositivo de placa oscilante con el dispositivo de placa oscilante de 3 cuerpos

flotante, obtenemos los siguientes valores de energía:

Dispositivo de placa

oscilante

(𝐌𝐚𝐬𝐚 = 𝟑𝟖𝟎𝟎 𝐌𝐠)

Dispositivo de placa oscilante de 3 cuerpos flotante

(𝐌𝐚𝐬𝐚 = 𝟏𝟔𝟐𝟐 𝐌𝐠)


(MWh Mg⁄ )

Energía (MWh)

(MWh Mg⁄ )

SEM-REV 2120 0.6 387.4 0.2

EMEC 3569.5 0.9 909.1 0.6

Isla de Yeu 4601.3 1.2 1147.2 0.7

Lisboa 4985.7 1.3 915 0.6

Belmullet 9502.4 2.5 1266 0.8

Plataforma Deltana

1498.8 0.4 584.7 0.4

Tabla 12. Relación energía/masa de dispositivo de placa oscilante y dispositivo de placa oscilante de 3 cuerpos flotante.

El dispositivo de placa oscilante simple parece justificar su incremento de masa característica frente al de

3 cuerpos flotante dado que proporciona una mayor absorción de energía en todos los emplazamientos y su

relación por unidad de masa es claramente superior.

El siguiente WEC es la estructura flotante con múltiples boyas, (Masa = 5233 Mg). De este sistema cabe

destacar que la relación de energía absorbida por kg es bastante baja. A pesar de suponer un aumento muy

considerable en masa respecto al mencionado anteriormente, la energía anual absorbida es significativamente

inferior.

Si procedemos a hacer una comparativa la relación (MWh absorbidos) / (Mg de masa característica) entre

las estructuras con múltiples boyas, fija y flotante, se obtiene que la estructura fija proporciona más energía en

determinados lugares: SEM-REV, Lisboa y Belmullet, sitios en los que el oleaje más frecuente ronda los

períodos pico 8, 9, 10 u 11 segundos. En cambio, la estructura flotante aporta más energía que la fija en EMEC,

en la Isla de Yeu y en la Plataforma Deltana de Venezuela, donde los períodos picos más probables son algo

inferiores. En cuanto a la energía por kg de masa, la estructura fija es siempre superior a la flotante.

En la tabla siguiente se detallan los resultados de dicha comparación:


80

Estructura fija

con múltiples boyas

(𝐌𝐚𝐬𝐚 = 𝟏𝟔𝟎𝟎 𝐌𝐠)

Estructura flotante

con múltiples boyas

(𝐌𝐚𝐬𝐚 = 𝟓𝟐𝟑𝟑 𝐌𝐠)


(MWh Mg⁄ )

Energía (MWh)

(MWh Mg⁄ )

SEM-REV 1277.7 0.8 1160.2 0.2

EMEC 2364.1 1.5 2467.4 0.5

Isla de Yeu 3016.6 1.9 3266.3 0.6

Lisboa 3076.8 1.9 2606.5 0.5

Belmullet 5953.4 3.7 3571.1 0.7

Plataforma Deltana

1018.4 0.6 1422.8 0.3

Tabla 13. Relación energía/masa de las estructuras fija y flotante con múltiples boyas.

Por último, está el dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical (Masa = 5704 Mg). Este

sistema, a pesar de ser el de mayor masa de todos los considerados, genera bastante menos energía que el

anterior, siendo su aportación muy interesante en localizaciones con características específicas de oleaje como

períodos pico altos combinados con alturas significantes frecuentes de entre 2 y 5 metros, como por ejemplo

ocurre en Belmullet.

A continuación, pasamos a analizar el interés de cada uno de estos sistemas en función del área

característica. Si representamos, del mismo modo que se ha hecho para la masa, la energía anual absorbida por

cada uno de ellos en función de su área, se obtienen las siguientes gráficas:

Figura 114. Energía anual absorbida en función del área característica en SEM-REV.

13,6 80,5

2120

721,6

387,4

1277,71160,2 1108,1

0

500

1000

1500

2000

2500

42 220 2020 2120 2160 4350 4750 6500

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)

Área característica (m2)

SEM-REV


81

Figura 115. Energía anual absorbida en función del área característica en EMEC

Figura 116. Energía anual absorbida en función del área característica en Isla de Yeu.

Figura 117. Energía anual absorbida en función del área característica en Lisboa.

22,4181,7

3569,5

1212,9909,1

2364,1 2467,4

2005,7

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

42 220 2020 2120 2160 4350 4750 6500

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


EMEC

28,4234,4

4601,3

1631,7

1147,2

3016,63266,3

2624,4

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

42 220 2020 2120 2160 4350 4750 6500

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Isla de Yeu

28 192,8

4985,7

1691,6

915

3076,82606,5 2730,1

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

42 220 2020 2120 2160 4350 4750 6500

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Lisboa


82

Figura 118. Energía anual absorbida en función del área característica en Belmullet.

Figura 119. Energía anual absorbida en función del área característica en Plataforma Deltana.

La primera conclusión que podemos sacar a partir de las representaciones anteriores es que el hecho de que

un sistema posea una mayor superficie característica no implica necesariamente que genere más energía.

Empezamos analizando los WECs de tipo absorbedor puntual: el simple, (Área = 42 m2), y el sumergido,

(Área = 220 m2). De los resultados obtenidos, se concluye que en los sistemas de tipo absorbedor puntual, cuanto

mayor es el área característica del mismo, mayor es su absorción de energía, lo cual parece bastante lógico

teniendo en cuenta el funcionamiento de estos dispositivos. El absorbedor puntual sumergido, que posee un

mayor área característica, absorbe más energía que el no sumergido en todos los emplazamientos considerados,

por lo que deducimos que es mejor independientemente de las características estadísticas del oleaje en que

trabaje. Si representamos en una tabla los valores de energía anual absorbida y la relación (MWh absorbidos) /

(m2 de área característica), se obtienen los resultados mostrados en la tabla 14 de la siguiente página.

Nuevamente, como ocurría con la relación por unidad de masa, el sumergido presenta un mayor ratio de

energía absorbida por unidad de superficie característica que el no sumergido. Es decir, el absorbedor puntual

sumergido no sólo absorbe más energía de forma total, sino que también lo hace por unidad de masa y por unidad

de superficie. De estos resultados concluimos que en la tecnología en que se basan los WECs de tipo absorbedor

puntual, el sumergido siempre presenta un mejor comportamiento en la absorción de energía que el no

sumergido.

38,9 306,6

9502,4

3157,5

1266

5953,4

3571,1

5336,5

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

42 220 2020 2120 2160 4350 4750 6500

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Belmullet

14,8101,1

1498,8

558,4 584,7

1018,4

1422,8

842,9

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

42 220 2020 2120 2160 4350 4750 6500

Ener

gía

anu

al a

bso

rbid

a (M

Wh

)


Plataforma Deltana


83

Absorbedor puntual simple con desplazamiento vertical

(Á𝐫𝐞𝐚 = 𝟒𝟐 𝐦𝟐)


desplazamiento vertical

(Á𝐫𝐞𝐚 = 𝟐𝟐𝟎 𝐦𝟐)


(MWh Mg⁄ )

Energía (MWh)

(MWh Mg⁄ )

SEM-REV 13.6 0.3 80.5 0.4

EMEC 22.4 0.5 181.7 0.8

Isla de Yeu 28.4 0.7 234.4 1.1

Lisboa 28 0.7 192.8 0.9

Belmullet 38.9 0.9 306.6 1.4

Plataforma Deltana

14.8 0.4 101.1 0.5

Tabla 14. Relación energía/área de los absorbedores puntuales simple y sumergido.

Pasamos ahora al dispositivo de placa oscilante (Área = 2020 m2). Como puede verse en las distintas curvas

representadas, este WEC, que ya vimos que poseía la mayor capacidad de absorción de energía en términos

globales pero no por unidad de masa, es el que presenta la mejor relación (MWh absorbidos) / (m2 de área

característica). Su actuación es significativamente mejor que el de todos los demás, ya que además de ser el que

más energía absorbe, también es el que menos área característica necesita por MWh absorbido. Es por tanto un

sistema muy competente, y que resultará de gran interés para casos en los que queramos instalar un WEC en

una localización en la que nos encontremos con una limitación en cuanto al área característica que podamos

emplear.

A continuación, tenemos el dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical (Área = 2120

m2), y el dispositivo de placa oscilante de tres cuerpos flotante (Área = 2160 m2). Ambos presentan un área

característica muy similar, si bien el primero absorbe más energía que el segundo en casi todos los

emplazamientos, a excepción de la Plataforma Deltana de Venezuela.

Podemos concluir que el dispositivo de palca oscilante de 3 cuerpos flotante supera en energía total

absorbida al flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical únicamente en los emplazamientos cuyo oleaje

más probable se caracterice por períodos pico frecuentes de entre 8 y 11 segundos y cuyas alturas significantes

más frecuentes estén entre 1.2 y 2.2 metros. En lo demás, teniendo ambos un área característica muy similar, el

dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical parece responder mejor tanto absorción de

energía total como por unidad de superficie.

A continuación, calculamos de nuevo los ratios (MWh absorbidos) / (m2 de área característica), esta vez

para el dispositivo de placa oscilante y el dispositivo de placa oscilante de tres cuerpos flotante. Resulta

interesante llevar a cabo esta comparación dado que ambos emplean la tecnología oscilating-flap.

Los valores que se obtienen se muestran en la siguiente tabla:


84

Dispositivo de placa oscilante

(Á𝐫𝐞𝐚 = 𝟐𝟎𝟐𝟎 𝐦𝟐)

Dispositivo de placa oscilante de 3 cuerpos flotante

(Á𝐫𝐞𝐚 = 𝟐𝟏𝟔𝟎 𝐦𝟐)


(MWh Mg⁄ )

Energía (MWh)

(MWh Mg⁄ )

SEM-REV 2120 1 387.4 0.2

EMEC 3569.5 1.8 909.1 0.4

Isla de Yeu 4601.3 2.3 1147.2 0.5

Lisboa 4985.7 2.5 915 0.4

Belmullet 9502.4 4.7 1266 0.6

Plataforma Deltana

1498.8 0.7 584.7 0.3

Tabla 15. Relación energía/área de dispositivo de placa oscilante y dispositivo de placa oscilante de 3 cuerpos flotante.

A simple vista podemos corroborar lo que ya sabíamos, que el dispositivo de placa oscilante es muy

superior al de placa oscilante de tres cuerpos flotante, tanto en términos globales como por unidad de superficie.

Pasamos a ver ahora la relación (MWh absorbidos) / (m2 de área característica) existente entre las

estructuras con múltiples boyas, fija (Área = 4350 m2), y la flotante (Área = 4750 m2):

Estructura fija con múltiples boyas

(Á𝐫𝐞𝐚 = 𝟒𝟑𝟓𝟎 𝐦𝟐)

Estructura flotante con múltiples boyas

(Á𝐫𝐞𝐚 = 𝟒𝟕𝟓𝟎 𝐦𝟐)

Emplazamiento Energía (MWh) (MWh Mg⁄ ) Energía (MWh) (MWh

Mg⁄ )

SEM-REV 1277.7 0.3 1160.2 0.2

EMEC 2364.1 0.5 2467.4 0.5

Isla de Yeu 3016.6 0.7 3266.3 0.7

Lisboa 3076.8 0.7 2606.5 0.5

Belmullet 5953.4 1.4 3571.1 0.8

Plataforma Deltana

1018.4 0.2 1422.8 0.3

Tabla 16. Relación energía/masa de las estructuras fija y flotante con múltiples boyas.


85

Como ya se vio en su comparativa respecto a la masa, cada una de ellas es la más apropiada dependiendo

de la localización en que la evaluemos, aunque en relación a los kg de masa, la fija superaba a la flotante en

todos los casos. Se observa que, de nuevo, la estructura fija supera a la flotante al presentar una mayor

capacidad de absorción de energía por unidad de superficie en casi todos los emplazamientos, exceptuando el

de la Plataforma Deltana. Por esto, se deduce que la estructura fija es más conveniente en la mayoría de

ubicaciones si existe limitación respecto al área característica, pero si no es así, dependiendo de las

características del oleaje a explotar convendrá más una u otra en términos totales de energía anual absorbida.

Finalmente, se tiene el sistema de mayor superficie característica: la columna de agua oscilante (Área =

6500 m2). Este WEC presenta un buen comportamiento en cuanto a energía total absorbida, y lo hace en todos

los oleajes considerados, si bien su área característica es bastante superior al del resto de sistemas. Resultará de

interés dado que su absorción total de energía lo sitúa en una de las mejores opciones, pero la relación de energía

absorbida por unidad de superficie no es tan alta como en los demás dispositivos, de manera que deberá ser un

factor a tener en cuenta a la hora de emplear columnas de agua oscilantes.

En resumen, viendo lo que hemos obtenido en cada uno de los análisis realizados, podemos concluir de

forma general lo siguiente:

1. El WEC que mayor energía absorbe de todos es el dispositivo de placa oscilante, y lo hace en todos

los emplazamientos considerados.

2. Los siguientes sistemas de conversión de energía que mejor comportamiento presentan en términos

globales son las estructuras fija y flotante con múltiples boyas, así como la columna oscilante de agua.

La superioridad cada uno de ellos es función de las características del oleaje más probable, siendo

predominante la cantidad de energía absorbida por uno u otro diferente en cada emplazamiento,

aunque habitualmente del mismo orden.

3. Por su parte, el dispositivo flotante de dos cuerpos con desplazamiento vertical y el dispositivo de

placa de tres cuerpos flotante presentan una capacidad de absorción muy similar, si bien el primero

suele ser algo superior al segundo en la mayoría de casos.

4. Los absorbedores puntuales aumentan la cantidad de energía absorbida cuanto mayor es su tamaño, y

además presentan un mejor comportamiento cuando trabajan sumergidos de forma total.

Una vez analizados los resultados de estos ocho sistemas de conversión, damos paso a los resultados

obtenidos para los dos absorbedores puntuales de 2.5 m y 5 m de diámetro gobernados por cada una de las

estrategias de control descritas. En las tablas siguientes, se detallan tanto la potencia como la energía, y en estos

casos, vamos a diferenciar entre valores medidos en el PTO y valores medidos en el convertidor.

5.4.10 Absorbedor puntual de diámetro 2.5 m sin considerarse límite de excursión

En este apartado se presentan los valores obtenidos por el programa diseñado en caso de evaluar un WEC

constituido por un absorbedor puntual de diámetro 2.5 m, sin considerarse en su obtención el límite de excursión

existente en el dispositivo. Los datos empleados en las matrices de potencia usadas en los cálculos fueron

obtenidos por el Dr. Dan El Andrés Montoya Andrade [10] mediante simulaciones llevadas a cabo de forma

independiente para cada una de las estrategias de control descritas en el apartado 4. Dichas matrices de potencia

pueden consultarse en el anexo I de este trabajo.

Resulta de interés primero obtener el valor del área oceánica ocupada por un absorbedor puntual de este

tamaño, para así poder evaluar la energía total por m2 y hacernos una idea de cuál podría ser el total generado

en caso de tener disponible una determinada superficie del mar para instalar varias unidades.

Área oceánica ocupada = π R2 = π (2.5

2)

2

= 4.908 m2


86

Absorbedor puntual de 2.5 m sin considerarse límite de

excursión

SEM-REV

Potencia media anual absorbida

(kW)

Energía anual absorbida

(MWh)

Energía anual absorbida por área

(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 7.9 69.6 14.2

En el convertidor

0.2 1.5 0.3

Control pasivo

mejorado

En el PTO 6.2 53.9 11

En el convertidor

3.4 30.1 6.1

Control reactivo

En el PTO 184.5 1616.6 329.3

En el convertidor

-72289.1 -633252711 -129005.2

Control reactivo

mejorado

En el PTO 7.5 65.8 13.4

En el convertidor

3.9 34.5 7

Tabla 17. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en SEM-REV.


excursión

EMEC


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 13.7 120.4 24.5

En el convertidor

0.7 6 1.2

Control pasivo

mejorado

En el PTO 11.7 102.8 20.9

En el convertidor

6.8 59.3 12.1

Control reactivo

En el PTO 200.4 1755.6 357.7

En el convertidor

-58230.8 -510101509 -103917

Control reactivo

mejorado

En el PTO 15.2 132.8 27.1

En el convertidor

8 70.2 14.3

Tabla 18. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en EMEC.


87


excursión

Isla de Yeu


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 17.9 156.8 31.9

En el convertidor

0.7 6.2 1.3

Control pasivo

mejorado

En el PTO 15.3 133.7 27.2

En el convertidor

8.8 77.1 15.7

Control reactivo

En el PTO 250.2 2192 446.5

En el convertidor

-43822.4 -383883844 -78204.2

Control reactivo

mejorado

En el PTO 19.7 172.8 35.2

En el convertidor

10.4 91.4 18.6

Tabla 19. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Isla de Yeu.


excursión

Lisboa


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 19.5 170.8 34.8

En el convertidor

0.3 2.6 0.5

Control pasivo

mejorado

En el PTO 15.4 134.6 27.4

En el convertidor

8.6 75.1 15.3

Control reactivo

En el PTO 472.6 4140.2 843.4

En el convertidor

-163730.1 -1434276091 -292188.3

Control reactivo

mejorado

En el PTO 18.8 165 33.6

En el convertidor

9.8 86.1 17.5

Tabla 20. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Lisboa.


88


excursión

Belmullet


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 37.7 330.3 67.3

En el convertidor

0.1 0.9 0.2

Control pasivo

mejorado

En el PTO 29.8 261 53.2

En el convertidor

16.2 142.1 29

Control reactivo

En el PTO 852.1 7464.1 1520.6

En el convertidor

-246913.9 -2162965837 -440635.8

Control reactivo

mejorado

En el PTO 35.3 309.5 63.1

En el convertidor

18.1 158.4 32.3

Tabla 21. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Belmullet.


excursión

Plataforma Deltana


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 5.8 50.7 10.3

En el convertidor

0.5 4.6 0.9

Control pasivo

mejorado

En el PTO 5.2 45.3 9.2

En el convertidor

3.1 27.1 5.5

Control reactivo

En el PTO 61.3 537.1 109.4

En el convertidor

-11810.4 -103459465 -21076.6

Control reactivo

mejorado

En el PTO 7 61.7 12.6

En el convertidor

3.8 33.2 6.8

Tabla 22. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m sin considerar límite de excursión en Plataforma Deltana.


89

Si observamos los resultados obtenidos, lo primero que salta a la vista es que el control reactivo

convencional no resulta de interés en ninguno de los oleajes considerados. A pesar de que con él es con quien

se obtiene la mayor potencia en el PTO, lo que verdaderamente interesa desde el punto de vista de la generación

eléctrica es la potencia que realmente se entrega al convertidor del lado del generador, que resulta ser negativa

y muy alta. Es decir, estaríamos consumiendo energía de la red en lugar de inyectando.

Este resultado obtenido es lógico dada la estrategia que sigue el control reactivo, que es permitir que el

sistema consuma de la red de forma que la potencia absorbida por el PTO sea la máxima posible. Estaremos

consumiendo energía todo el tiempo con el objetivo de maximizar la energía captada por el sistema oscilante, y

esto, por sí sólo, no resulta rentable para el absorbedor puntual que estamos considerando en ninguno de los

emplazamientos oceánicos, dado que al fijar como objetivo el maximizar la energía en el PTO, el consumo que

hacemos de la red se dispara de manera inaceptable.

Por otro lado, observamos que cualquiera que sea la estrategia de control que apliquemos, se obtiene un

valor de potencia entregada al convertidor inferior al de la potencia en el PTO. Esto no podía ser de otra manera;

primero se captura la energía en el sistema oscilante, se transmite al generador lineal, y una vez descontadas las

pérdidas de generación y transporte, tenemos la potencia entregada al convertidor, que lógicamente sale de valor

inferior.

Como comparativa entre estrategias pasiva y reactiva, cabe destacar que para la potencia en el PTO, la

reactiva es siempre superior a la pasiva, tanto en los controles convencionales como en los mejorados. Sin

embargo, para la potencia entregada al convertidor, que es la que realmente nos interesa, el control pasivo

convencional ofrece un comportamiento mejor que el reactivo convencional, mientras que el reactivo mejorado

es superior al pasivo mejorado.

En términos de potencia realmente generada y entregada al convertidor, el control reactivo mejorado es el

que destaca sobre todos los demás, y lo hace por los siguientes motivos:

Es la estrategia de control para la cual, independientemente del oleaje considerado, se obtiene una

mayor potencia eléctrica entregada al convertidor de potencia, y por consiguiente, es con el que más

energía se puede inyectar a la red eléctrica.

En cuanto a la potencia en el PTO, es mucho más limitada que la del control reactivo convencional,

lo cual se traduce en un comportamiento mecánico mucho más sosegado que conllevará menos

problemas de mantenimiento del sistema de transmisión de potencia mecánica.

En cuanto al control pasivo mejorado, cabe destacar que, a pesar de proporcionar menos potencia que el

reactivo mejorado, significa una gran mejoría respecto al control pasivo convencional. La potencia entregada al

convertidor es significativamente superior empleando el control pasivo mejorado que el convencional.

Aunque cabría preguntarse cuál podría ser el interés del control pasivo mejorado existiendo la estrategia de

control del reactivo mejorado, que proporciona más potencia que ningún otro, el control pasivo mejorado resulta

de gran interés si se tiene en cuenta que la transición de control pasivo convencional a control pasivo mejorado

es mucho más simple que pasar al control reactivo mejorado. Esto es así debido a que el control reactivo implica

la instalación de un sistema que permita el flujo de potencia bidireccional, mientras que con las estrategias

pasivas el flujo de potencia sigue siendo siempre en un único sentido, del sistema hacia la red.

Por tanto, el incremento de potencia que supone el pasivo mejorado respecto al pasivo convencional es

muy importante dado el caso de que no queramos llevar a cabo la inversión requerida para que los elementos de

transporte de nuestra instalación unidireccional sean sustituidos por otra que permita el traspaso de potencia en

ambos sentidos.

5.4.11 Absorbedor puntual de diámetro 2.5 m considerando límite de excursión

Se detallan a continuación los valores de potencia media y energía anual absorbida para el mismo

dispositivo considerado en el apartado anterior, pero esta vez habiendo teniendo en cuenta el límite de excursión

en la obtención de las matrices de potencia de partida [10].

Las matrices de potencia pueden consultarse en el anexo II de este trabajo.


90

Absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de

excursión

SEM-REV


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 7.4 64.7 13.2

En el convertidor

0.2 1.5 0.3

Control pasivo

mejorado

En el PTO 5.4 47.2 9.6

En el convertidor

3 26.5 5.4

Control reactivo

En el PTO 2.8 24.7 5

En el convertidor

-66.6 -583670.2 -118.9

Control reactivo

mejorado

En el PTO 6.3 55.5 11.3

En el convertidor

3.4 29.4 6

Tabla 23. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en SEM-REV.


excursión

EMEC


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 12.3 107.7 21.9

En el convertidor

0.7 5.9 1.2

Control pasivo

mejorado

En el PTO 9.6 84.3 17.2

En el convertidor

5.6 49.1 10

Control reactivo

En el PTO 5.3 46.2 9.4

En el convertidor

-53.8 -471600.1 -96.1

Control reactivo

mejorado

En el PTO 11.7 102.2 20.8

En el convertidor

6.3 55 11.2

Tabla 24. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en EMEC.


91


excursión

Isla de Yeu


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 16.1 141.3 28.8

En el convertidor

0.7 6.1 1.2

Control pasivo

mejorado

En el PTO 12.5 109.8 22.4

En el convertidor

7.3 63.8 13

Control reactivo

En el PTO 6.3 55.1 11.2

En el convertidor

-62.3 -545463.9 -111.1

Control reactivo

mejorado

En el PTO 14.9 130.6 26.6

En el convertidor

8 70.3 14.3

Tabla 25. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Isla de Yeu.


excursión

Lisboa


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 17.2 150.6 30.7

En el convertidor

0.3 2.5 0.5

Control pasivo

mejorado

En el PTO 12.4 108.7 22.1

En el convertidor

7 61 12.4

Control reactivo

En el PTO 5.8 50.8 10.3

En el convertidor

-79.4 -695328.1 -141.7

Control reactivo

mejorado

En el PTO 14.3 125.4 25.6

En el convertidor

7.6 66.4 13.5

Tabla 26. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Lisboa.


92


excursión

Belmullet


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 28.9 253.5 51.6

En el convertidor

0.1 0.8 0.2

Control pasivo

mejorado

En el PTO 19.7 172.4 35.1

En el convertidor

10.8 94.6 19.3

Control reactivo

En el PTO 8.6 75.6 15.4

En el convertidor

-85.6 -749705.1 -152.7

Control reactivo

mejorado

En el PTO 21.6 189.1 38.5

En el convertidor

11.4 99.6 20.3

Tabla 27. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Belmullet.


excursión

Plataforma Deltana


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 5.9 51.4 10.5

En el convertidor

0.5 4.5 0.9

Control pasivo

mejorado

En el PTO 5.1 45 9.2

En el convertidor

3.1 26.9 5.5

Control reactivo

En el PTO 3.2 28.1 5.7

En el convertidor

-60.3 -527823.9 -107.5

Control reactivo

mejorado

En el PTO 6.8 59.2 12.1

En el convertidor

3.6 31.9 6.5

Tabla 28. Resultados de absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión en Plataforma Deltana.


93

Estamos analizando el mismo dispositivo que en el apartado anterior, un absorbedor puntual de 2.5 m de

diámetro, de modo que las conclusiones que se obtuvieron de su análisis son aplicables a los resultados de este

nuevo caso también.

La diferencia entre ambas simulaciones reside en que, en esta ocasión, estamos considerando el límite de

excursión máxima del sistema, que tiene lugar cuando se alcanza el tope de carrera en el desplazamiento

mecánico de la pieza móvil que es accionada por el oleaje.

La principal diferencia que existe entre no considerar el límite de excursión y sí considerarlo es que, como

es lógico, la potencia generada sale menor en los resultados de las simulaciones que sí tienen en cuenta la

existencia de este límite. Esto es así exceptuando el caso de la potencia en el PTO aplicando control pasivo

convencional en la Plataforma Deltana, para el que sale un valor ligeramente superior al tener en cuenta el límite

de excursión (5.9 kW) que al no tenerlo en cuenta (5.8 kW), irregularidad que puede ser achacada debido a que

el número de simulaciones que se han llevado a cabo, representando un oleaje real para obtener los valores de

las matrices de potencia de cada caso, es limitado y puede dar lugar a ligeras anomalías como ocurre en este

valor específico.

Por lo demás, las conclusiones que pueden extraerse de los resultados obtenidos respecto a la idoneidad de

los distintos métodos de control son las mismas que ya se plantearon en el caso de estudio anterior.

5.4.12 Absorbedor puntual de diámetro 5 m sin considerarse límite de excursión

Este apartado contiene los valores obtenidos por el programa para el caso de un absorbedor puntual de

diámetro 5 m, nuevamente sin considerarse el límite de excursión. Los datos empleados en las matrices de

potencia de partida pueden consultarse en el anexo III.

Calculamos en primer lugar el área oceánica ocupada por este nuevo WEC:

Área oceánica ocupada = π R2 = π (5

2)

2

= 19.635 m2

Tras ejecutar el programa, recibimos los siguientes resultados:

Absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de

excursión

SEM-REV


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 24.5 214.9 10.9

En el convertidor

11.1 97.1 4.9

Control pasivo

mejorado

En el PTO 24.4 213.5 10.9

En el convertidor

16.8 147.1 7.5

Control reactivo

En el PTO 222.7 1950.6 99.3

En el convertidor

-10359 -90744432.2 -4621.6

Control reactivo

mejorado

En el PTO 43.8 383.8 19.5

En el convertidor

24.7 216.6 11

Tabla 29. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en SEM-REV.


94


excursión

EMEC


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 40.5 354.4 18.1

En el convertidor

22.9 200.6 10.2

Control pasivo

mejorado

En el PTO 40.9 358.5 18.3

En el convertidor

29.9 261.8 13.3

Control reactivo

En el PTO 263 2304.1 117.3

En el convertidor

-7723.4 -67657044.6 -3445.7

Control reactivo

mejorado

En el PTO 78.5 687.7 35

En el convertidor

45.7 400.8 20.4

Tabla 30. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en EMEC.


excursión

Isla de Yeu


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 51.2 448.6 22.8

En el convertidor

30.1 263.7 13.4

Control pasivo

mejorado

En el PTO 52 455.2 23.2

En el convertidor

38.2 334.8 17.1

Control reactivo

En el PTO 298.4 2613.8 133.1

En el convertidor

-5646.6 -49463941 -2519.2

Control reactivo

mejorado

En el PTO 101.9 893 45.5

En el convertidor

59.2 518.9 26.4

Tabla 31. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Isla de Yeu.


95


excursión

Lisboa


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 59 517.1 26.3

En el convertidor

27.7 242.7 12.4

Control pasivo

mejorado

En el PTO 58.9 515.9 26.3

En el convertidor

40.8 357.8 18.2

Control reactivo

En el PTO 529.7 4640.5 236.3

En el convertidor

-22741.7 -199217702 -10146.1

Control reactivo

mejorado

En el PTO 108 946 48.2

En el convertidor

60.9 533.8 27.2

Tabla 32. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Lisboa.


excursión

Belmullet


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 119.8 1049.2 53.4

En el convertidor

53.9 471.9 24

Control pasivo

mejorado

En el PTO 119.5 1047 53.3

En el convertidor

81.4 713.1 36.3

Control reactivo

En el PTO 1103 9662 492.1

En el convertidor

-33130.8 -290225628 -14781.1

Control reactivo

mejorado

En el PTO 216.3 1894.6 96.5

En el convertidor

120.5 1055.5 53.8

Tabla 33. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Belmullet.


96


excursión

Plataforma Deltana


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 15.9 139.5 7.1

En el convertidor

10.4 90.9 4.6

Control pasivo

mejorado

En el PTO 16.2 142.3 7.2

En el convertidor

12.4 109 5.6

Control reactivo

En el PTO 74 648.4 33

En el convertidor

-1562.4 -13686607.5 -697.1

Control reactivo

mejorado

En el PTO 32.1 281.2 14.3

En el convertidor

19.3 168.7 8.6

Tabla 34. Resultados de absorbedor puntual de 5 m sin considerarse límite de excursión en Plataforma Deltana.

Como cabía esperar, este nuevo absorbedor puntual, al ser de un tamaño superior (5 m de diámetro) al

considerado anteriormente (2.5 m de diámetro), absorbe una potencia total de mayor valor. Sin embargo, en este

caso resulta de interés llevar a cabo la comparación de los resultados obtenidos en energía absorbida por unidad

de área ocupada respecto a los que se obtenían en el sistema de 2.5 m de diámetro. En este apartado, haremos

esta comparación entre ambos absorbedores cuando no se tiene en cuenta el límite de excursión.

En cuanto a valores en el convertidor, es el absorbedor de 5 m de diámetro quien supera siempre al de 2.5

m de diámetro por cada m2 de superficie ocupada. Sin embargo, para los valores de energía en el PTO ocurre

lo contrario. Se concluyen de esta observación las siguientes afirmaciones:

En términos de energía entregada al convertidor de potencia, el absorbedor puntual de 5 m de diámetro

proporciona más que el de 2.5 m de diámetro, tanto en valores totales como en valor por cada m2 de

superficie ocupada.

En términos de energía absorbida por el sistema PTO, el absorbedor puntual de 5 m de diámetro supera

al de 2.5 m de diámetro en valor total, pero es el de 2.5 m de diámetro el que absorbe más por cada m2

de superficie ocupada.

Además, estos resultados corroboran nuevamente que el control reactivo mejorado es el que mejor

comportamiento presenta de todos los considerados.

Por su parte, el pasivo mejorado supone un incremento de potencia disponible para inyectar a la red muy

significativo respecto al pasivo convencional.

5.4.13 Absorbedor puntual de diámetro 5 m considerando límite de excursión

Se presentan en este apartado los resultados del mismo absorbedor puntual de 5 metros de diámetro,

considerándose en este caso el límite de excursión del dispositivo. Las matrices de potencia de partida se

adjuntan en el anexo IV.


97

Absorbedor puntual de 5 m considerando límite de

excursión

SEM-REV


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 24.6 215.4 11

En el convertidor

11.1 97.4 5

Control pasivo

mejorado

En el PTO 24.4 214 10.9

En el convertidor

16.8 147.3 7.5

Control reactivo

En el PTO 33.1 289.8 14.8

En el convertidor

-423.1 -3706268.2 -188.8

Control reactivo

mejorado

En el PTO 43.6 382.1 19.5

En el convertidor

24.6 215.9 11

Tabla 35. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en SEM-REV.


excursión

EMEC


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 40.7 356.6 18.2

En el convertidor

23.1 202.3 10.3

Control pasivo

mejorado

En el PTO 41.1 359.8 18.3

En el convertidor

30 263 13.4

Control reactivo

En el PTO 51.2 448.8 22.9

En el convertidor

-237 -2076474.3 -105.8

Control reactivo

mejorado

En el PTO 77.6 679.7 34.6

En el convertidor

45.3 397.1 20.2

Tabla 36. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en EMEC.


98


excursión

Isla de Yeu


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 51.5 450.8 23

En el convertidor

30.2 264.3 13.5

Control pasivo

mejorado

En el PTO 52.2 457.4 23.3

En el convertidor

38.4 336.1 17.1

Control reactivo

En el PTO 64.1 561.9 28.6

En el convertidor

-330.5 -2895315.9 -147.5

Control reactivo

mejorado

En el PTO 100.8 882.9 45

En el convertidor

58.6 513.4 26.1

Tabla 37. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Isla de Yeu.


excursión

Lisboa


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 59.4 520.1 26.5

En el convertidor

28.1 246 12.5

Control pasivo

mejorado

En el PTO 59.2 518.5 26.4

En el convertidor

41.1 360.2 18.3

Control reactivo

En el PTO 61.2 536.1 27.3

En el convertidor

-565.8 -4956687 -252.4

Control reactivo

mejorado

En el PTO 107.7 943.1 48

En el convertidor

60.8 532.8 27.1

Tabla 38. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Lisboa.


99


excursión

Belmullet


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 119.1 1043 53.1

En el convertidor

53.7 470.3 24

Control pasivo

mejorado

En el PTO 118.3 1036.6 52.8

En el convertidor

80.7 706.6 36

Control reactivo

En el PTO 71.6 627.5 32

En el convertidor

-728.4 -6380911.5 -325

Control reactivo

mejorado

En el PTO 204.4 1790.2 91.2

En el convertidor

114.6 1004.3 51.1

Tabla 39. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Belmullet.


excursión

Plataforma Deltana


(kW)


(MWh)


(MWh/m2)

Control pasivo

En el PTO 16.4 143.7 7.3

En el convertidor

10.7 93.7 4.8

Control pasivo

mejorado

En el PTO 16.7 146.3 7.5

En el convertidor

12.8 112.1 5.7

Control reactivo

En el PTO 42.4 371.1 18.9

En el convertidor

-211 -1847928.5 -94.1

Control reactivo

mejorado

En el PTO 33.3 291.7 14.9

En el convertidor

20 174.8 8.9

Tabla 40. Resultados de absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión en Plataforma Deltana.


100

En este caso, podemos observar las siguientes peculiaridades:

Cuando los controles empleados son de tipo reactivo, se obtiene una menor potencia al considerar el

límite de excursión en las simulaciones que en el caso de no considerarlo.

Por el contrario, con las estrategias de control pasivo, se obtienen valores ligeramente superiores en

caso de considerar el límite de excursión que en el caso de no tenerlo en cuenta. Esta anomalía es

debida a que las matrices de potencia que se han obtenido al simular los controles pasivos

considerando el límite de excursión, aunque nos aportan valores de potencia lógicamente menores que

sin tener en cuenta este límite, sí que han proporcionado un área de generación más coincidente con

los tipos de horas más probables, que las matrices de potencia obtenidas al no considerar dicho límite.

Esto implica que en estos casos, aunque la potencia individual de cada tipo de ola es menor, porque

estamos considerando un límite adicional, sí que existen más combinaciones Tp-Hs con valores de

potencia a los que también corresponde un alto número de horas, y por esta razón se obtiene como

resultado una potencia levemente superior en los resultados.

En el emplazamiento de Plataforma Deltana, considerar el límite de excursión siempre proporciona

más potencia que no considerarlo, exceptuando el caso del control reactivo convencional, que ya se

determinó que provocaba un comportamiento inadmisible de consumo mayor que generación. La

obtención de una mayor potencia al considerar este límite reside en el mismo hecho que se ha

explicado en el punto anterior.


101

6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

El objetivo de este apartado es llevar a cabo un análisis de la variación que tendría lugar en la potencia

generada por los absorbedores puntuales considerados de 2.5 y 5 m de diámetro en el caso de modificar de

manera unitaria sus valores de referencia en los parámetros que hemos usado para la caracterización de las olas,

es decir, el período pico y la altura significante.

Para ello, vamos a considerar que el comportamiento en generación de nuestro sistema, caracterizado por

su matriz de potencia, lo manipulásemos para que fuera distinto al que es en realidad, generando una nueva

matriz de potencia hipotética de su nuevo comportamiento. Posteriormente, y en cada uno de los casos ficticios

que consideraremos, obtendremos los resultados de potencia media y energía anual obtenida.

De este modo, podremos deducir qué modificaciones convendría llevar a cabo en los WECs, y si dichas

modificaciones supondrían una mejora notable en los resultados, o si por el contrario no merecería la pena el

esfuerzo a realizar.

Los datos de partida que se van a emplear en este apartado son aquellos en los que se ha considerado el

límite de excursión, por considerarse estos más adecuados a la realidad.

El proceso seguido se describe en cada sub-apartado.

6.1 Variación del período pico de referencia

6.1.1 Aumento del período pico de referencia

En primer lugar, se lleva a cabo la modificación de la matriz de potencia original, sustituyéndola por una

nueva en la que el valor de período pico para el cual se obtiene la potencia máxima incremente unitariamente.

Esto significaría "desplazar" la matriz de potencia inicial una unidad a la derecha, es decir, aumentar en un

segundo los valores de período pico.

A continuación, se repiten todos los cálculos empleando esta vez en el programa de Matlab esta nueva

matriz de potencia, para, en vista de los resultados que se obtengan, valorar si se ha producido un incremento o

una disminución de la potencia media y la energía anual absorbida.

Los resultados obtenidos son los siguientes:


excursión 𝐓𝐫𝐞𝐟 = 𝐓𝐫𝐞𝐟𝟎 + 𝟏

∆P media anual absorbida (%)

SEM-REV EMEC Isla de

Yeu Lisboa Belmullet

Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO 4% 2% 3% 4% 5% 2%

En el convertidor 111% 118% 142% 180% 270% 121%

Control pasivo

mejorado

En el PTO 8% 6% 7% 9% 9% 6%


Control reactivo

En el PTO 14% 13% 11% 13% 10% 21%

En el convertidor - - - - - -

Control reactivo

mejorado

En el PTO 11% 9% 9% 11% 11% 10%


Tabla 41. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión al aumentar el

período pico de referencia.

Análisis de sensibilidad

102


excursión 𝐓𝐫𝐞𝐟 = 𝐓𝐫𝐞𝐟𝟎 + 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO 0% 0% -2% 1% 2% -3%


Control pasivo

mejorado

En el PTO 1% 0% -2% 2% 3% -2%


Control reactivo

En el PTO 6% 0% 6% 10% 19% -10%

En el convertidor - - - - - -

Control reactivo

mejorado

En el PTO 4% -2% -2% 4% 7% -7%

En el convertidor 5% 2% 1% 6% 8% -2%

Tabla 42. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión al aumentar el


Como puede observarse, un aumento en el período pico de referencia implicaría un aumento en la

generación de energía en el caso del absorbedor de 2.5 m de diámetro, y tendría lugar mediante el empleo de

cualquiera de las estrategias de control, para todos los emplazamientos considerados.

Sin embargo, en el caso del absorbedor de 5 m de diámetro, ocurriría lo mismo exceptuando los valores de

potencia en el PTO en la Plataforma Deltana en Venezuela y los correspondientes al control reactivo mejorado.

Esto es debido a que el tipo de oleaje más probable en esta ubicación es de períodos picos en general entre 8 y

11 segundos y de altura significante entre 1 y 2 metros. Al aumentar el período pico de referencia de las matrices

de potencia correspondientes, nos alejamos de esta zona de actuación y se produce la disminución que se refleja

en dicho resultado. Ver: Scatter diagram de Plataforma Deltana, matriz de potencia en el PTO de absorbedor

puntual de 5 m aplicando control pasivo (Figura 144), matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5

m aplicando control pasivo mejorado (Figura 146), matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m

aplicando control reactivo (Figura 148), matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m aplicando

control reactivo mejorado (Figura 150) y matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 5 m

aplicando control reactivo mejorado (Figura 151).

Aunque el aumento de la potencia en el PTO en el caso del absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro con

control pasivo parece ser desorbitada, superior al 100%, no hay que perder de vista que esto es debido a que en

el caso original, los valores eran muy despreciables (de entre 0.1 y 1 kW) y que por tanto cualquier adaptación

a partir de la cual se obtenga de entre 1 a 10 kW supone un incremento de semejante magnitud.

La potencia en el convertidor en el caso del control reactivo convencional seguirá siendo de valor negativo

y no tiene objeto analizarla en este estudio.

En líneas generales, se observa que un aumento en el período pico de referencia tiene resultados positivos

en casi todas las ubicaciones de este estudio, y que el incremento en la potencia media en el convertidor ronda

desde el 1 al 14% en el caso del absorbedor puntual de 2.5 m y de entre un 1 y un 8% para el de 5 m.

6.1.2 Disminución del período pico de referencia

En este caso, repetimos todo el proceso descrito antes pero ahora, en lugar de aumentar el período pico de

referencia, lo disminuimos una unidad. Una vez rehechos los cálculos por parte del programa, se valoran los

resultados de esta modificación y llevamos a cabo una comparación con los obtenidos en el caso del aumento

unitario.

Tras la ejecución del programa con la nueva matriz de potencia, se obtuvieron los siguientes resultados:


103


excursión 𝐓𝐫𝐞𝐟 = 𝐓𝐫𝐞𝐟𝟎 − 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO -4% -4% -3% -5% -5% -3%

En el convertidor -57% -60% -65% -79% -79% -61%

Control pasivo

mejorado

En el PTO -8% -8% -8% -9% -9% -7%


Control reactivo

En el PTO -13% -13% -11% -11% -9% -17%


Control reactivo

mejorado

En el PTO -10% -11% -10% -11% -10% -11%


Tabla 43. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión al disminuir el



excursión 𝐓𝐫𝐞𝐟 = 𝐓𝐫𝐞𝐟𝟎 − 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO -1% 0% 0% -3% -2% 0%


Control pasivo

mejorado

En el PTO -2% -1% 0% -4% -3% -1%


Control reactivo

En el PTO -9% -6% -9% -13% -18% 2%


Control reactivo

mejorado

En el PTO -5% -2% -2% -7% -7% -1%


Tabla 44. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión al disminuir el período

pico de referencia.

Tal y como cabía esperar, una variación opuesta a la anterior refleja, en general, una variación en la potencia

a la inversa a las descritas en el caso del aumento. No de forma necesaria en todos los casos, dado que la matriz

de valores que estamos desplazando no es lineal, pero sí a grandes rasgos.

Deducimos de estos resultados que reducir el período pico no es de interés en general.

6.2 Variación de la altura significante de referencia

6.2.1 Aumento de la altura significante de referencia

De forma totalmente análoga a la del período pico, pasamos ahora a aumentar en 1 m la altura significante

de referencia, lo que equivale a desplazar una posición hacia arriba la matriz de potencia a evaluar.

Una vez ejecutado el programa con los valores correspondientes, se obtiene que la variación de potencia

media anual es la siguiente:


104


excursión 𝐇𝐫𝐞𝐟 = 𝐇𝐫𝐞𝐟𝟎 + 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO -65% -54% -53% -52% -36% -87%


Control pasivo

mejorado

En el PTO -66% -56% -53% -53% -36% -86%


Control reactivo

En el PTO -67% -54% -51% -48% -34% -77%


Control reactivo

mejorado

En el PTO -67% -56% -52% -53% -36% -86%


Tabla 45. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 considerando límite de excursión al aumentar la altura

significante de referencia.

Absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión

𝐇𝐫𝐞𝐟 = 𝐇𝐫𝐞𝐟𝟎 + 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO -65% -54% -54% -54% -41% -87%


Control pasivo

mejorado

En el PTO -65% -55% -55% -54% -41% -87%


Control reactivo

En el PTO -65% -51% -43% -44% -28% -84%


Control reactivo

mejorado

En el PTO -66% -55% -54% -55% -40% -87%


Tabla 46. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión al aumentar la altura


Se deduce de forma contundente que aumentar la altura significante de referencia es nocivo para el WEC.

Esto era lo que cabía esperar, teniendo en cuenta que las olas más probables son siempre de altura significante

más baja. Si planteamos qué ocurriría al desplazar el máximo de generación de potencia a valores de alturas

significantes más altos, lógicamente vamos a obtener una disminución de la potencia dado que estamos alejando

los valores de mayor potencia del oleaje más probable.

6.2.2 Disminución de la altura significante de referencia

Si disminuimos ahora en 1 m la altura significante de referencia de las matrices de potencia, obtenemos los

siguientes valores:


105

Absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión

𝐇𝐫𝐞𝐟 = 𝐇𝐫𝐞𝐟𝟎 − 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO 114% 86% 72% 70% 41% 174%


Control pasivo

mejorado

En el PTO 113% 87% 70% 67% 40% 161%


Control reactivo

En el PTO 89% 63% 56% 58% 36% 100%


Control reactivo

mejorado

En el PTO 109% 83% 65% 63% 38% 143%


Tabla 47. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión al disminuir la altura



𝐇𝐫𝐞𝐟 = 𝐇𝐫𝐞𝐟𝟎 − 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO 119% 91% 84% 81% 54% 178%


Control pasivo

mejorado

En el PTO 119% 91% 84% 81% 54% 178%


Control reactivo

En el PTO 62% 67% 47% 40% 23% 92%


Control reactivo

mejorado

En el PTO 121% 89% 80% 80% 51% 178%


Tabla 48. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión al disminuir la altura


6.3 Variación simultánea del período pico y la altura significante de referencia

Una vez determinadas las modificaciones que conllevarían a un aumento en la potencia, tanto para el

período pico como para la altura significante de referencia, pasamos a evaluar el impacto que existiría de

combinar las dos manipulaciones de forma simultánea. Para ello, ejecutaremos nuevamente el programa, esta

vez con una matriz de potencia resultado de ambas variaciones.

Tras llevar a cabo todas estas operaciones, los resultados obtenidos son los que se detallan a continuación.


106

Absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión

𝐓𝐫𝐞𝐟 = 𝐓𝐫𝐞𝐟𝟎 + 𝟏 𝐇𝐫𝐞𝐟 = 𝐇𝐫𝐞𝐟𝟎 − 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO 121% 88% 77% 76% 47% 177%


Control pasivo

mejorado

En el PTO 130% 96% 81% 82% 53% 176%


Control reactivo

En el PTO 109% 82% 71% 74% 50% 122%


Control reactivo

mejorado

En el PTO 129% 95% 77% 80% 52% 164%


Tabla 49. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 2.5 m considerando límite de excursión al aumentar el período

pico y disminuir la altura significante de referencia.


𝐓𝐫𝐞𝐟 = 𝐓𝐫𝐞𝐟𝟎 + 𝟏 𝐇𝐫𝐞𝐟 = 𝐇𝐫𝐞𝐟𝟎 − 𝟏




Plataforma Deltana

Control pasivo

En el PTO 118% 90% 81% 82% 56% 166%


Control pasivo

mejorado

En el PTO 121% 90% 82% 84% 58% 166%


Control reactivo

En el PTO 79% 68% 58% 60% 49% 89%


Control reactivo

mejorado

En el PTO 126% 82% 75% 85% 59% 156%


Tabla 50. Variación de la potencia media anual en absorbedor puntual de 5 m considerando límite de excursión al aumentar el período

pico y disminuir la altura significante de referencia.

De estos resultados concluimos que resulta de interés el aumento del período pico y la disminución de la

altura significante para las cuales la actuación del sistema oscilante y el PTO proporcionan sus mejores valores

de potencia.

Las conclusiones obtenidas en este análisis pueden verificarse de forma cualitativa sin necesidad de hacer

todos los cálculos, dado que es bastante intuitivo que si acercamos el punto de mejor funcionamiento del sistema

al tipo de olas más frecuentes, vamos a obtener más potencia. Sin embargo, el interés principal de este estudio

no es tanto corroborar lo que parecía lógico desde el principio, sino cuantificar de forma numérica el resultado

que se obtendría de hacer las modificaciones descritas.

En caso de investigarse el diseño físico y el comportamiento mecánico del sistema oscilante y del PTO de

manera que pudiéramos variar el período pico y la altura significante de referencia para los cuales obtenemos

los puntos de máxima potencia, podemos afirmar que se obtendría una mejora significativa en términos

generales.


107

7 ANÁLISIS ECONÓMICO

En este apartado, vamos a estudiar desde el punto de vista económico uno de los casos específicos de los

considerados anteriormente. El objetivo es analizar la viabilidad de la explotación de una central undimotriz

mediante el empleo de los controles mejorados respecto a los convencionales.

Para ello, plantearemos en primer lugar el cálculo del valor actualizado neto (VAN) que se obtendría en

caso de gobernarse el funcionamiento por dichas estrategias de control, dejando como incógnita el valor

correspondiente a la inversión a realizar. Considerando que cada año de funcionamiento generaríamos

aproximadamente los mismos MWh, la ecuación del VAN se simplifica y queda como se muestra a

continuación:

𝑉𝐴𝑁 = −𝐶𝑖𝑛𝑣 + 𝐶 ·(1 + 𝑘)𝑁 − 1

𝑘 · (1 + 𝑘)𝑁

Donde 𝐶𝑖𝑛𝑣 es el valor de la inversión a realizar, 𝐶 es el ingreso anual que supone la venta de la energía

generada, 𝑁 es el número de años de vida útil de la central, y 𝑘 es la tasa de actualización para cada uno de los

sucesivos años de explotación.

Sabemos que una inversión es rentable dado el caso de que su VAN sea de valor positivo. Por tanto,

mediante la expresión expuesta, podemos considerar el caso límite de rentabilidad económica (VAN=0), y

despejar el valor de 𝐶𝑖𝑛𝑣, obteniendo así cuál sería la inversión máxima para que el proyecto no fuese ni rentable

ni no rentable, y establecer que la inversión a realizar deberá ser inferior al límite obtenido.

𝐶𝑖𝑛𝑣 = 𝐶 ·(1 + 𝑘)𝑁 − 1

𝑘 · (1 + 𝑘)𝑁− 𝑉𝐴𝑁 → [𝑆𝑖 𝑉𝐴𝑁 = 0] → 𝐶𝑖𝑛𝑣−𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒 = 𝐶 ·

(1 + 𝑘)𝑁 − 1

𝑘 · (1 + 𝑘)𝑁

𝑆𝑖 𝐶𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑟 < 𝐶𝑖𝑛𝑣−𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒 → 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 𝑟𝑒𝑛𝑡𝑎𝑏𝑙𝑒

El precio de la energía se ha tomado de 45 € MWh⁄ , y la vida útil de la instalación de 25 años. Como tasa

de actualización se ha tomado un 10% (𝑘 = 0,1).

La situación a analizar es la siguiente:

Emplazamiento: Lisboa.

Sistema de conversión empleado: absorbedor puntual con desplazamiento vertical de 5 metros de

diámetro.

Tipo de estudio: considerando límite de excursión.

Estrategias de control consideradas: control pasivo convencional, pasivo mejorado y reactivo

mejorado.

7.1 Viabilidad económica de implementar el control pasivo mejorado

En primer lugar, analizamos la rentabilidad de instalar una central empleando control pasivo convencional,

para posteriormente compararlo con el control pasivo mejorado.

De los resultados arrojados por el programa, tenemos que la energía anual realmente entregada al

convertidor de potencia del lado del generador, en el caso del control pasivo convencional, toma el siguiente

valor:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑑𝑜𝑟 = 246 MWh

Esta energía, teniendo en cuenta el precio de venta, supone un ingreso anual de:

𝐶 = 45 €

MWh· 246 MWh = 11070 €

Análisis económico

108

Por tanto, si planteamos el cálculo de la inversión límite, se obtiene:

𝐶𝑖𝑛𝑣−𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒 = 𝐶 ·(1 + 𝑘)𝑁 − 1

𝑘 · (1 + 𝑘)𝑁= 11070 € ·

(1 + 0.1)25 − 1

0.1 · (1 + 0.1)25= 100483 €

De estos cálculos, concluimos que la inversión para llevar a cabo desde cero una central undimotriz

gobernada por control pasivo convencional en Lisboa, con un único absorbedor puntual de 5 m de diámetro,

debe ser inferior a 100483 € para ser rentable.

A continuación, consideramos el empleo del control pasivo mejorado. Dado que la transición entre el

empleo de control pasivo convencional al control pasivo mejorado no supone ningún coste adicional de

inversión, puesto que solamente hay diferencia en las consignas de control, y no se requiere por tanto llevar a

cabo ninguna modificación en el PTO ni del sistema de transporte de energía, podemos afirmar que en el paso

de uno a otro, el incremento de la inversión es 0.

∆𝐶𝑖𝑛𝑣 = 0

Por otro lado, el resultado devuelto por el programa en cuanto a energía en el convertidor empleando el

control pasivo mejorado es el siguiente:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑑𝑜𝑟 = 360.2 MWh


𝐶 = 45 €

MWh· 360.2 MWh = 16209 €

Lo cual supone un incremento de ingresos anual respecto al empleo de control pasivo convencional de:

∆𝐶 = 16209 − 11070 = 5139 €

Si planteamos ahora el VAN de comparación de ambas opciones, se tiene:

∆𝑉𝐴𝑁 = −∆𝐶𝑖𝑛𝑣 + ∆𝐶 ·(1 + 𝑘)𝑁 − 1

𝑘 · (1 + 𝑘)𝑁= [∆𝐶𝑖𝑛𝑣 = 0] = 0 + 5139 ·

(1 + 0.1)25 − 1

0.1 · (1 + 0.1)25= 46647 €

El incremento que supone el empleo de control pasivo mejorado respecto al convencional es muy

significativo.

7.2 Viabilidad económica de implementar el control reactivo mejorado

De forma análoga a como se hizo en la primera parte del apartado anterior, pasamos a analizar la inversión

máxima a realizar en el caso de emplearse control reactivo mejorado. En este caso, no haremos una comparación

con el control reactivo convencional dado que, para el caso de absorbedores puntuales, hemos determinado ya

que el control reactivo no proporciona un buen funcionamiento, y por tanto, sólo tendría sentido emplear el

mejorado en este tipo de WECs.

Los resultados calculados por el programa daban como valor para este tipo de control:

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑡𝑖𝑑𝑜𝑟 = 532.8 MWh


𝐶 = 45 €

MWh· 532.8 MWh = 23976 €

Por tanto, si planteamos el cálculo de la inversión límite, se obtiene:

𝐶𝑖𝑛𝑣−𝑙í𝑚𝑖𝑡𝑒 = 𝐶 ·(1 + 𝑘)𝑁 − 1

𝑘 · (1 + 𝑘)𝑁= 23976 € ·

(1 + 0.1)25 − 1

0.1 · (1 + 0.1)25= 217631 €

Deducimos de este resultado que sería rentable llevar a cabo una central que emplease un absorbedor

puntual de 5 m de diámetro en Lisboa empleando control reactivo mejorado siempre que la instalación llevada

a cabo no supusiese una inversión superior a 217631 €. Este valor límite es superior a los que se obtienen en los


109

casos de control pasivo convencional y mejorado, así que tendríamos más margen para invertir inicialmente, si

bien la instalación de una central para el empleo de control reactivo implicará la necesidad de permitir el flujo

de potencia bidireccional, que supondría un coste superior al caso de los controles pasivos en este aspecto.

Análisis económico

110


111

8 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS SISTEMAS DE

ENERGÍA UNDIMOTRIZ

Actualmente, la energía undimotriz se encuentra en fase de desarrollo. La energía contenida en el oleaje ha

sido objeto de estudio desde las últimas décadas, si bien la urgencia por reducir el consumo de combustibles

fósiles ha servido de impulso para fomentar el progreso, no sólo de los demás sistemas de energías de renovables,

sino también de este tipo de tecnología. Tal como ocurrió con los primeros destellos de la energía eólica, en los

últimos años el capital procedente de inversiones privadas ha aumentado en el sector de la energía undimotriz.

El progreso que ha tenido lugar en la última década ha sido notable tanto en los sistemas cercanos a la costa

como en los alejados, y esto se debe al considerable potencial que existe en la energía undimotriz, que hace que

su investigación y perfeccionamiento merezcan la pena. Uno de los principales problemas que la industria de la

energía undimotriz debe solventar es la supervivencia del sistema oscilante y del PTO a las condiciones extremas

de oleaje que se puedan dar en su ubicación y hacerlo de un modo que sea viable económicamente.

Durante el impulso que se ha vivido en los últimos años, se han llevado a cabo diferentes proyectos piloto

de experimentación en numerosos lugares del mundo, y algunos de ellos están activos en la actualidad, como el

Pelamis o el Wave Dragon, que fueron descritos en el apartado 2. Esto confirma que ya se dispone de la

tecnología necesaria para explotar la energía de las olas, y que la continuación del estudio de estos sistemas

permitirá que en el futuro la aportación de la energía undimotriz a la generación sea significativa.

La mayor parte de los sistemas que se han empleado hasta el momento se basan en la tecnología de la

columna oscilante de agua, no superándose los 2 MW de potencia nominal. El objetivo de continuar con la

investigación de estos sistemas es la instalación de “parques” con los que obtener una potencia más significativa.

Los países que más comprometidos están actualmente con el desarrollo de los sistemas de energía

undimotriz son Australia, China, Dinamarca, EE.UU, Finlandia, Gran Bretaña, Grecia, Holanda, India,

Indonesia, Irlanda, Japón, Maldivas, Noruega, Portugal y Suecia. Sería altamente recomendable que los países

que dispongan de una costa explotable considerasen invertir en la investigación y el progreso de la energía

undimotriz.

En lo que respecta a España, la generación no se está explotando de manera comercial en la actualidad.

Aunque la energía undimotriz no juega actualmente un papel importante en España, han existido diversos

proyectos: la central de Santoña (Cantabria), la de Motrico (País Vasco), y un tercer proyecto ubicado en

Granadilla (Tenerife).

Situación actual de los sistemas de energía undimotriz

112


113

9 CONCLUSIONES

En este trabajo se ha llevado a cabo la elaboración de un programa para la evaluación automática de la

capacidad de generación de las centrales de energía undimotriz, conteniendo este programa una base de datos

ya disponible para el empleo del usuario, así como ofreciéndole la posibilidad al mismo de introducir datos

nuevos para su valoración. Del mismo modo, en su contenido se ha elaborado un sistema de adaptación de los

datos a emplear para considerar los casos en los que la matriz de caracterización de oleaje que se pretende

emplear posee un rango de valores de Tp y Hs a emplear distinto que la matriz de potencia del correspondiente

WEC.

Mediante la ejecución de este programa, hemos obtenido la potencia media y la energía anual absorbida de

ocho WECs, tanto en términos globales como por unidad de masa y área características, en un total de seis

emplazamientos geográficos de los cuales se disponía el Scatter diagram del oleaje, realizando en vista de los

resultados un análisis cualitativo de la respuesta de cada uno de los sistemas en cada ubicación y una serie de

comparativas según las distintas tecnologías de cada uno de ellos.

Posteriormente, se ha recurrido al programa nuevamente para la estimación de la potencia media y la

energía anual absorbida, tanto en valor total como por unidad de superficie oceánica ocupada, de dos WECs de

tipo absorbedor puntual de distinto tamaño, llevándose a cabo el estudio de ambos considerando cuatro

estrategias de control diferentes: controles pasivo convencional y mejorado, y reactivo convencional y mejorado.

Del mismo modo, en cada caso, se han presentado los resultados que se obtienen tanto de considerar el límite

de excursión máxima como de no considerarlo. Analizando los resultados arrojados por el programa, se han

sacado diversas conclusiones en cuanto a área oceánica ocupada y estrategias de control.

Tras esa primera estimación de generación, se ha llevado a cabo el denominado análisis de sensibilidad,

mediante el cual, se ha ejecutado nuevamente el programa para recalcular los resultados de los absorbedores

puntuales de 2.5 y 5 m en caso de desplazarse sus matrices de potencia de forma unitaria a la derecha, izquierda,

arriba o abajo. De los incrementos y decrementos de potencia que se obtienen se ha determinado la idoneidad

de, en general, disminuir la altura de referencia y aumentar el período pico para obtener una mayor potencia,

dado el caso de que se proceda a investigar cómo modificar el comportamiento del sistema mecánico para poder

producir el mismo valor del pico de potencia actual a alturas significantes más bajas, o a períodos picos más

altos.

Finalmente, hemos llevado a cabo un análisis de tipo económico con el fin de determinar la viabilidad de

los proyectos de centrales de energía undimotriz basados en WECs de tipo absorbedor puntual de 5 m de

diámetro.

En resumen, el estudio llevado a cabo en este trabajo contempla los resultados de evaluación de ocho

tecnologías de extracción de energía del mar distintas, cuatro estrategias de control, seis ubicaciones diferentes

de trabajo, y tanto el caso de consideración del límite de excursión como el caso de no consideración. Se cumple

por tanto amplio rango de posibilidades que ofrecen al lector la posibilidad de consultar valores de potencia

media y energía anual absorbida para una enorme variedad de escenarios, así como observar las tendencias que

tienen lugar en función de diversos parámetros característicos.

Conclusiones

114


115

ANEXO I: MATRICES DE POTENCIA DE

ABSORBEDOR PUNTUAL DE 2.5 M DE DIÁMETRO

SIN CONSIDERAR LÍMITE DE EXCURSIÓN

Figura 120. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro sin considerar límite de excursión aplicando

control pasivo [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el PTO aplicando control pasivo (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Anexo I: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro sin

considerar límite de excursión

116

Figura 121. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro sin considerar límite de excursión

aplicando control pasivo [10].


control pasivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el convertidor aplicando control pasivo (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el PTO aplicando control pasivo mejorado (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


117


aplicando control pasivo mejorado [10].


control reactivo [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el convertidor aplicando control pasivo mejorado (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el PTO aplicando control reactivo (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90



118


aplicando control reactivo [10].


control reactivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el convertidor aplicando control reactivo (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el PTO aplicando control reactivo mejorado (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


119


aplicando control reactivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)

Potencia en el convertidor aplicando control reactivo mejorado (kW)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90



120


121

ANEXO II: MATRICES DE POTENCIA DE

ABSORBEDOR PUNTUAL DE 2.5 M DE DIÁMETRO

CONSIDERANDO LÍMITE DE EXCURSIÓN

Figura 128. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro considerando límite de excursión aplicando


2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

Anexo II: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro

considerando límite de excursión

122

Figura 129. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 2.5 m de diámetro considerando límite de excursión aplicando




2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50


123





2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50



124





2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50


125



2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50



126


127

ANEXO III: MATRICES DE POTENCIA DE

ABSORBEDOR PUNTUAL DE 5 M DE DIÁMETRO

SIN CONSIDERAR LÍMITE DE EXCURSIÓN

Figura 136. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin considerar límite de excursión aplicando


2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Anexo III: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin


128

Figura 137. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin considerar límite de excursión

aplicando control pasivo [10].

Figura 138. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin considerar límite de excursión aplicando control

pasivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000


129

Figura 139. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 5 m de diámetro sin considerar límite de excursión aplicando



reactivo [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000



130




reactivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000


131



2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000



132


133

ANEXO IV: MATRICES DE POTENCIA DE

ABSORBEDOR PUNTUAL DE 5 M DE DIÁMETRO

CONSIDERANDO LÍMITE DE EXCURSIÓN

Figura 144. Matriz de potencia en el PTO de absorbedor puntual de 5 m de diámetro considerando límite de excursión aplicando control

pasivo [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Anexo IV: Matrices de potencia de absorbedor puntual de 5 m de diámetro


134

Figura 145. Matriz de potencia en el convertidor de absorbedor puntual de 5 m de diámetro considerando límite de excursión aplicando



pasivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


135




reactivo [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100



136




reactivo mejorado [10].

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


137



2 4 6 8 10 12 14 16 18

1

2

3

4

5

6

7

8


Altura

sig

nific

ante

Hs (

m)


-10

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100



138


139

REFERENCIAS

[1] Website: http://www.grandesimagenes.com/onda-longitudinal/.

[2] José Antonio Carta González; Roque Calero Pérez; Antonio Colmenar Santos; Manuel-Alonso Castro

Gil, "Centrales de energías renovables. Generación eléctrica con energías renovables.", Pearson Prentice

Hall, pp. 570-595.

[3] Website: http://cursa.ihmc.us/rid=1NNYSWKD8-NLS1MQ-

21W4/Recursos%20para%20LAS%20OLAS.

[4] Agustín García Santana, "Técnica mejorada de control reactivo aplicada a centrales undimotrices con

accionamiento directo mediante generadores lineales", Sevilla, 2013, p. 11.

[5] Website: http://deconceptos.com/ciencias-naturales/onda.

[6] Website: http://hidrosferagrupobase.blogspot.com.es/2012/06/las-olas-1-como-se-producen-las-

olas.html.

[7] Website: http://energiasrenovablesunig9.weebly.com/energiacutea-undimotriz.html.

[8] Babarit A, et al., «Numerical benchmarking study of a selection of wave energy converters,» Renewable

Energy, pp. 5, 9-16, 2011.

[9] Juan B. Font, Rafael Becemberg, «Medición de oleaje y corrientes en la Plataforma Deltana,

Venezuela.,» Font et al., p. 9, 2008.

[10] Dan El Andrés Montoya Andrade, Modelado y control de centrales undimotrices con accionamiento

directo mediante generador lineal ante oleaje irregular, Sevilla, 2014.

[11] Website: http://www.monografias.com/trabajos93/energia-undimotriz-i/energia-undimotriz-i.shtml.

[12] Website: http://www.imanes-de-neodimio.com/news/Motor-lineal-166.html.

[13] Website: http://www.enrenovables.com/energia-del-oleaje-dispositivos-de-los-sistemas-de-

aprovechamiento/.

[14] Website: http://www.wavedragon.net/.

[15] Website: http://buildipedia.com/aec-pros/public-infrastructure/pelamis-wave-energy-converter-

renewable-energy-from-ocean-waves.

[16] Website: http://cul2012ng4.jimdo.com/tecnolog%C3%ADa-aplicada-al-medio-ambiente/.

[17] Website: http://www.sinelab.com/resources/illustration/oceanpowerAnimation.html.

[18] Website: http://graphic.com.gh/features/features/36017-power-generation-contribution-from-tidal-

waves.html.

Referencias

140

[19] Website: http://arena.gov.au/project/perth-wave-energy-project/.

[20] Website: http://sine.ni.com/cs/app/doc/p/id/cs-12703.

[21] Website: http://www.mdpi.com/1996-1073/7/12/8178.

[22] Website: http://www.ciaas.no/other-projects/.

[23] Website: http://www.hydro-international.com/news/id3248-

Oyster_Wave_Power_Wins_Innovator_Of_The_Year.html.

[24] Website: http://www.langleewavepower.com/?q=media-centre.

[25] Website: http://tethys.pnnl.gov/annex-iv-sites/ocean-energy-buoy.

trabajo fin de grado -...

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