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Línea de Negocio Energías del Mar 55

5 Análisis de los Generadores de Accionamiento Directo

En el presente capítulo se realizará una presentación de los principios de conversión electromagnética en los que se basa la generación de energía eléctrica a través del uso de generadores, tras esto se realiza un análisis de los generadores de accionamiento directo y los distintos dispositivos que utilizan dicha tecnología, presentando su principio de funcionamiento, su estado de desarrollo y sus principales ventajas e inconvenientes.

Situaremos mediante la Figura 33 esta tipología de generación en función de las distintas clasificaciones que se presentaros en el capítulo anterior.

Figura 33.- Posicionamiento de la tecnología a analizar

Como se muestra en la figura, los generadores de accionamiento directo están diseñados para su instalación en aguas profundas, aunque existen autores que piensan que quizás fuera más adecuada su instalación en aguas intermedias de manera que se facilite su accesibilidad y se reduzcan costes de mantenimiento [Carbon Trust, 2006].

Se comienza por tanto el capítulo con una presentación de los conceptos básicos en los que se sustenta el principio de conversión electromagnética de la energía.

Las máquinas eléctricas son dispositivos que convierten energía mecánica en energía eléctrica, en su funcionamiento como generadores, o viceversa si estos funcionan como motores, utilizando el campo electromagnético como soporte para dicha conversión.

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Con los valores habitualmente utilizados para las intensidades de campo eléctrico y de campo magnético (y que vienen impuestos fundamentalmente por las propiedades de los materiales electrotécnicos normalmente disponibles) la mayor parte de la energía se transforma utilizando como medio de acoplamiento el campo magnético, cuya densidad de energía es típicamente cinco ordenes de magnitud superior a la del campo eléctrico [Sanz, 2004]

La relación fundamental que rige el comportamiento de un circuito magnético viene dada por la ecuación de Maxwell:

DrotH J

t

∂= +∂

(Ecuación 1)

En esta expresión, el segundo sumando de la derecha de la igualdad representa el efecto de las corrientes de desplazamiento, que en la gama de frecuencias utilizadas industrialmente (de hasta unos centenares de Hz) es totalmente despreciable frente al primer sumando, que representa el efecto de las corrientes de conducción. La ecuación anterior se puede escribir en forma integral, aplicando el teorema de Stoke, de la forma:

H Jds=∫ ∫ ∫ (Ecuación 2)

donde J representa la densidad de corriente, ds es el elemento de superficie, H es la intensidad del campo magnético y dl el elemento de longitud de la línea cerrada Γ que delimita la superficie S. Esta relación es válida sea cual sea dicha superficie, con tal de que se apoye en la misma línea Γ . Si, como es el caso normal en máquinas eléctricas, la corriente circula por conductores, la integral de superficie toma valor nulo en todos los puntos excepto en los correspondientes a la sección transversal de los conductores y se obtiene:

jJds F I= =∑∫∫ (Ecuación 3)

La magnitud F se denomina fuerza magnetomotriz (f.m.m.) y representa la suma de las corrientes de que produce dicho campo magnético. En la mayor parte de los circuitos magnéticos que se dan en la práctica se puede elegir como línea Γ una línea de fuerza y suponer que H es constante en cada tramo del circuito.

Éste es el caso de circuito magnético de la Figura 34.-Teorema de Ampère. Circuito toroidal con dos materiales formado por una pieza de forma toroidal interrumpida por un pequeño espacio de aire o entrehierro. Si suponemos que el radio medio del toroide es mucho mayor que el radio de la sección recta del mismo podemos admitir que el campo magnético es uniforme en su interior (H=cte en cualquier sección recta) y su dirección coincide en todo momento con la tangente al eje del toroide ( Γ ). Por tanto se puede escribir la ecuación 2 con la forma siguiente:

j jH l F NI= =∑ (A v) (Ecuación 4)

ya que ahora tenemos una corriente de I amperios que atraviesa N veces cualquier superficie que se apoye sobre la línea Γ .

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Figura 34.-Teorema de Ampère. Circuito toroidal con dos materiales

La densidad de flujo o inducción magnética (B) de un campo magnético de intensidad H depende de una propiedad del material a través del cual se establece el campo magnético, denominada permeabilidad magnética. La relación entre las tres magnitudes es:

B Hµ= (T) (Ecuación 5)

La permeabilidad magnética µ del material magnético se expresa normalmente como un múltiplo de la del vacío, cuyo valor es:

7

04 10µ π −= (T m / A) (Ecuación 6)

Si H viene expresado en amperios-vuelta por metro (A-vuelta/m) y B en Teslas (T). Para un material magnético cualquiera se puede por tanto escribir:

0rµ µ µ= (Ecuación 7)

La permeabilidad magnética relativa µr de los materiales ferromagnéticos es muy elevada, normalmente entre 2000 y 5000, pudiendo llegar hasta 10000 para determinadas aleaciones. En cualquier caso, y debido al fenómeno de la saturación magnética, la permeabilidad no es constante y la relación entre B y H es no lineal. Además, en los materiales ferromagnéticos aparecen fenómenos de histéresis más o menos acusados según el tipo de material [Sanz, 2004].

Si en cada uno de los sumando de la izquierda de la ecuación 4 sustituimos Hj en función de la correspondiente densidad de flujo, y multiplicamos y dividimos por la sección transversal sj en dicho tramo, se tiene:

j

j j j j

j j

ls B F

sφ

µℜ =∑ ∑ (Ecuación 8)

En esta expresión Φj es el flujo magnético en cada sección transversal del circuito magnético, es decir, la integral de superficie de la componente normal de la inducción B, y Rj es la denominada reluctancia magnética que queda definida por:

l

Sµℜ = (Ecuación 9)

Si se compara la ecuación 8 con la ley de Ohm de los circuitos eléctricos en corriente continua, se ve que la fuerza magnetomotriz F representa el papel de la tensión en voltios aplicada al circuito, el flujo magnético (que para el ejemplo de la figura TAL es el mismo en todas las partes del circuito) representa el papel de la corriente y la reluctancia de cada parte del circuito magnético representa el papel de cada una de las resistencias en serie en el mismo. Obsérvese la analogía entre las magnitudes que definen la reluctancia (longitud, sección y permeabilidad) y las que definen la resistencia (longitud,

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sección y conductividad). Por eso la ecuación 8 se conoce como la ley de Ohm de los circuitos magnéticos [Haytz, 2008]. Cada uno de los sumandos ΦjRj o sus equivalente Hjlj reciben el nombre de caídas de tensión magnética y se expresan en amperios-vuelta.

El inverso de la reluctancia magnética se conoce con el nombre de permeancia y viene expresada en henrios (H) o en weber/amperio (Wb/A). Las dimensiones de la reluctancia son, lógicamente, (H-1) o (A/Wb).

1 SP

l

µ= =ℜ

(Ecuación 10)

La Figura 35 representa la estructura básica de una electroimán formado por una pieza móvil y una fija de material ferromagnético, ambas de la misma sección transversal, alrededor de la cual se monta una bonina de N espiras recorridas por una corriente I. Las líneas de flujo magnético se establecen a través de ambas piezas y se cierran atravesando los dos espacios de aire denominados entrehierros. El material magnético, debido a que su permeabilidad es mucho mayor que la del aire, produce el efecto de “canalizar” las líneas de campo a su través.

Figura 35.- Circuito magnético serie

La función Φ=Φ (F) para dicho circuito magnético es la representada en la Figura 36. En ella se observa que conforme aumenta la frecuencia magnetomotriz aumenta el flujo magnético, que para un determinado valor de éste, la frecuencia magnetomotriz puede descomponerse en dos partes o caídas de tensión magnéticas: una de ellas se encarga de vencer la reluctancia magnética de los dos entrehierros, mientras que la otra representa la frecuencia magnetomotriz necesaria para vencer la reluctancia de los trayectos del campo magnético a través del hierro. Se observa que en la parte correspondiente al aire, al ser éste un material lineal, el flujo crece proporcionalmente a la caída de tensión Fg, mientras que para el hierro esta relación deja de ser lineal a partir de un cierto valor, cuando comienza a ponerse de manifiesto el fenómeno de la saturación [Haytz ,2008]. Asimismo se observa que la caída de tensión magnética en el hierro es al principio mucho más pequeña que la del aire (a pesar de tener un recorrido más largo) y que a medida que se entra en la zona de saturación ambas caídas de tensión se van haciendo del mismo orden de magnitud.

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Figura 36.- Característica Φ=Φ (F)

En un circuito magnético como el de la Figura 37, en el que se observan varios brazos o ramas compuestos de diferentes materiales magnéticos y con dimensiones distintas, siguen siendo válidos los anteriores conceptos.

Figura 37.- Circuito magnético serie-paralelo y circuito "equivalente" eléctrico

Se ha explicado hasta ahora el comportamiento del flujo magnético a través de materiales de distintas permeabilidades. Introduciremos ahora el efecto que dicho flujo ejerce sobre una bobina al atravesarla, generando los enlaces de flujo, regidos según la ley de inducción de Faraday [Reitz, 2008].

En la Figura 38a representamos una bobina de 7 espiras y una representación (arbitraria) del aspecto de las líneas de campo magnético que produce al ser recorrida por una corriente. Al abarcar todas las espiras el mismo número de líneas de campo, el flujo total abarcado por la bobina es de 7 x 8 = 56 líneas de fuerza. En general

Nψ φ= (Ecuación 11)

La magnitud ψ recibe el nombre de enlaces de flujo de la bobina. Si como en el caso de la Figura 38b no todas las espiras abarcan el mismo flujo, el número de enlaces de flujo vendrá dado por la suma de productos

k kNψ φ=∑ (Ecuación 12)

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Figura 38.- Enlaces de flujo. a) Concatenación uniforme b) Concatenación variable

Es decir, en nuestro caso 7 x 4 + 5 x 2 + 3 x 2 = 44 enlaces de flujo. Cuando el flujo magnético abarcado por una espira simple varía, se genera en dicha espira una fuerza electromotriz, así denominada históricamente porque se la consideraba causa directa del movimiento de las cargas eléctricas en el interior del conductor. La variación de flujo puede ser debida a una variación temporal del campo magnético, a una variación en la posición relativa de la espira respecto del mismo o bien a una combinación simultánea de ambas causas. En el primer caso se habla de frecuencia electromotriz de transformación, ya que éste es el tipo de fenómeno que se produce en los transformadores; el segundo casi se habla de frecuencia electromotriz de movimiento. El valor de la frecuencia electromotriz inducida depende sólo del a magnitud de la variación de flujo, con independencia de que su origen se deba a variaciones en el tiempo o a cambios geométricos. La ley de la inducción electromagnética enunciada por Faraday en 1831 dice que “el valor absoluto de dicha frecuencia electromotriz viene dado por la rapidez de variación del flujo abarcado y que su sentido es tal que tiende a establecer una corriente que se oponga a la variación de flujo que la produce (ley de Lenz)”.

de

dt

φ=

Si adoptamos el criterio clásico de que frecuencias electromotrices positivas producen corrientes positivas (convenio generador) y corrientes positivas producen flujos positivos [Sanz, 2004], de acuerdo con la Figura 39, se tiene:

Figura 39.- F.e.m. inducida por transformación

de

dt

φ= − (Ecuación 13)

Y en general para una bobina que abarque ψ enlaces de flujo, la fuerza electromotriz viene dada por:

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de

dt

ψ= − (Ecuación 14)

Si la espira, idealmente de resistencia nula, se cierra externamente por medio de un conductor de resistencia R, se produce una circulación neta de cargas. Si la variación de flujo en la espira es negativa, la corriente en el exterior del circuito va del punto de mayor potencial al de menor, los sentidos reales de tensiones y corrientes coinciden con los mostrados en la Figura 39 y se cumple que:

/d dti

R

ψ= − (Ecuación 15)

El sentido de esta corriente al circular por el exterior es oponerse a la reducción del flujo concatenado con la espira y tiende a salir por el terminal positivo que está situado a mayor tensión. La espira actúa por tanto como un generador eléctrico. Visto del lado de la resistencia, esta corriente produce en ella una caída de tensión de valor u=iR.

En la Figura 40 se muestra una espira formada por un conductor rectilíneo de longitud l que se mueve con una velocidad constante v=dx/dt en un campo magnético de valor B perpendicular al plano de la espira. Este movimiento del conductor respecto del campo provoca la aparición de fuerzas sobre las cargas libres del conductor. Aparece en este caso un campo eléctrico interno E, fuerza por unidad de carga, cuyo valor viene dado por:

E v B= × (V/m) (Ecuación 16)

Figura 40.- F.e.m. inducida por movimiento

La circulación de dicho campo entre los extremos 1 y 2 del conductor nos permite calcular la tensión inducida entre ambos puntos. Al ser constante la intensidad del campo eléctrico para cualquier elemento dl entre los puntos 1 y 2, y ser el conductor perpendicular a la velocidad y al campo, el valor de la tensión inducida será:

( )2 2

1 1

e Edl v B dl Blv= = × ⋅ =∫ ∫ (Ecuación 17)

Cuando se cierre el circuito con una resistencia externa circulará una corriente a través de la resistencia E dada por:

e BlviR R

= = (Ecuación 18)

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Si analizamos el fenómeno desde otro punto de vista, el desplazamiento del conductor en una cantidad dx produce una variación del flujo total que atraviesa la espira en una cantidad dada por dΦ=-B l dx, ya que la superficie de la espira tiende a reducirse. Si esta variación tiene lugar en un tiempo infinitesimal dt, la tensión inducida en el conjunto de la espira valdrá, de acuerdo con la ley de Faraday, y teniendo en cuenta el signo impuesto por la ley de Lenz:

d d dx dxe Bl Blv

dt dx dt dt

φ φ= − = = = (Ecuación 19)

es decir, coincidente con la ecuación 17. Se observa que razonando tanto en términos de fenómenos locales en el conductor como en términos de fenómenos globales en el conjunto de la espira se llega siempre a las mismas expresiones para la frecuencia electromotriz inducida, y esto es un principio de validez general que nos permitirá aplicar en cada caso la formulación que resulte más cómoda.

En estas condiciones se ejerce sobre las cargas en movimiento del conductor una fuerza F que según la ley de Biot y Savart vale:

( )F l i B= ⋅ × (Ecuación 20)

en este caso, F=B i l, y que tiene sentido opuesto al movimiento. El trabajo desarrollado por las fuerzas externas para mover el conductor con velocidad v se disipa en forma de calor en la resistencia externa R. También en este caso el conjunto de espira-conductor móvil actúa como generador eléctrico.

La ecuación 14 corresponde al fenómeno tal como se produce físicamente y es la que se utiliza habitualmente en el análisis “interior” de la máquina. La frecuencia electromotriz, entendida como causa que contribuye a la circulación de corriente lleva asociada necesariamente una connotación de “fuente”, y su convenio de referencia es, de forma natural, el convenio generador.

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5.1 Generador Eléctrico Lineal El concepto de Generador Eléctrico Lineal está basado en la idea de eliminar totalmente todos los pasos intermedios involucrados en el proceso completo de generación, evitando así perdidas y aumentando la eficiencia de la conversión [Mueller, 2002].

Un generador eléctrico lineal puede entenderse como el ‘despliegue’ de un generador rotativo convencional [Cruz, 2008] como se muestra en la Figura 41.

Figura 41.- Adaptación del generador rotativo a lineal. [Cruz, 2008]

Como su homólogo rotativo, el generador eléctrico lineal está compuesto por una parte fija, que es llamada igualmente estátor, y una parte móvil, la cual es normalmente citada en la literatura anglosajona como ‘translator’, aunque aquí será nombrada como rotor lineal.

En base a esta primera división organizaremos nuestro análisis, comenzando por la parte móvil, el rotor lineal. Éste es el elemento físico de la máquina responsable de la inducción, la cual puede realizarse mediante el uso de imanes permanentes, o a través de una corriente de excitación, como analizaremos a continuación.

El tipo de excitación usado en la máquina, determinará de manera importante el resto de los subsistemas involucrados en la generación. El uso del oleaje como fuente primaria para la generación de energía eléctrica, exige, debido a las bajas velocidades verticales, que las fuerzas electromagnéticas implicadas han de ser elevadas [Mueller, 2002]. Para cumplir con este primer objetivo, la inducción mediante imanes permanentes parecer ser la mejor opción (luego se analizará la alternativa de corriente de excitación). No obstante, esta opción, introduce su propia problemática asociada.

Las fuerzas electromagnéticas provocadas por los imanes pueden dividirse en dos [Mueller, 2007]; las fuerzas tangenciales, responsables de la generación y de dirección coincidente con el movimiento del rotor; y las fuerzas normales, de dirección perpendicular al movimiento del rotor y cuya aparición es un efecto absolutamente parásito (Figura 42).

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Figura 42.- Descomposición de las fuerzas electromagnéticas en fuerza normales (rojo) y tangenciales (verde)

Además, con un análisis un poco más profundo de estas, podemos suponer que el aumento del tamaño del imán, para conseguir mayores fuerzas tangenciales, supondrá también el aumento de las fuerzas normales, las cuales generan grandes cargas mecánicas a soportar por la estructura metálica, fruto de la atracción. Este efecto incremente, por tanto, los ya elevados requerimientos mecánicos de la estructura debido a la agresividad del medio [Cruz, 2008].

Una posible solución a este problema surge de la eliminación en la medida de lo posible de la masa total de hierro en el estátor de la máquina, esto será explicado con más detalle en análisis dedicado al estudio de las configuraciones del estátor que se realiza más adelante.

Como ya hemos observado desde el punto de vista cualitativo las fuerzas normales suponen un efecto negativo para la máquina, pero este se agrava aún más cuando lo analizamos cuantitativamente, pues la fuerzas normales crecen de manera cuadrática con respecto al flujo magnético, mientras que las tangenciales lo hacen linealmente [Polinder, 2007], como se muestra en laFigura 43.

Figura 43.- Comportamiento de las fuerzas electromagnéticas

El circuito magnético representa por tanto una significante diferencia con respecto a las máquinas rotativas, ya que este se encuentra abierto en ambos extremos. Por tanto, la superficie activa de la interacción rotor-estátor puede no ser constante, lo cual se convierte en un requisito de diseño [Cruz, 2008]. Para optimizar por tanto la superficie activa esta debe de permanecer constante durante toda la carrera, construyéndose por tanto uno de mayores dimensiones con respecto al otro. Al ser la longitud de la carrera del orden de metros [Danielsson, 2003], para adecuarse a la altura predominante del

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oleaje, se debe afrontar la solución a este problema desde un punto de vista tanto técnico como económico.

Aumentar la longitud del estátor implicaría menor coste constructivo, ya que el precio del cobre es menor que el de los imanes, pero sin embargo, con esta solución se introducirían mayores pérdidas Joule, que repercuten en una disminución de la eficiencia del dispositivo y un aumento de las cargas térmicas. Por tanto, la solución adoptada suele ser la construcción de un rotor mayor, que supone sólo un aumento del coste sin involucrar técnicamente el funcionamiento de la máquina.

Además, los extremos abierto tienen una influencia sobre el flujo magnético y el patrón que este sigue en el entrehierro de las máquinas lineales [Danielsson, 2003].

El entrehierro es también un aspecto con cierta diferencia en la tipología lineal, las citadas fuerzas normales, los efectos térmicos y las tolerancias de fabricación hacen que no se puedan reducir sus valores a cotas tan pequeñas como en máquinas rotativas, estando actualmente en torno a los 5 mm [Polinder, 2004].

Otro aspecto a analizar, es como afecta la disposición de los imanes permanentes sobre el rotor. Estos pueden ser colocados de manera apilada o superficial, como se muestra en la Figura 44, influyendo de maneta diversa sobre el comportamiento de la máquina.

Figura 44.- Disposición Apilada (Izqda) y Superficial (Dcha) de los Imanes Permanentes [Danielsson, 2003]

Para medir su influencia en parámetros como la masa total de imanes, la eficiencia, la potencia o el ángulo de carga de la máquina Danielsson (2003) realizó un estudio comparativo de ambas tipologías. Ambas disposiciones fueron probadas en una máquina de flujo longitudinal, la cual será explicada más detenidamente en la siguiente sección, por su simplicidad constructiva, y con dos tipos de imanes, de ferrita clásica (Fe) y neo-dymium-Iron-Boron (NdFeB), bajo una velocidad relativa de trabajo de 1 m/s. De la comparación de ambas configuraciones se extrajeron las siguientes consideraciones:

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• Disposición apilada. Mejor distribución del flujo magnético en la periferia del entrehierro, y mayor protección frente a los campos magnéticos transitorios generados por cortocircuitos en el circuito exterior. Una parte del flujo magnético que atraviesa la pared exterior de aluminio, sujeción, se pierde, por tanto se disminuye su eficiencia.

• Disposición superficial: Están más expuestos a los transitorios y aumenta el riesgo

de desmagnetización, pero no presenta cortocircuitos como en el caso de la configuración apilada. Con esta disposición aumenta el riesgo de desmagnetización.

La diferencia mayor entre las dos configuraciones es que en el montaje superficial en ancho del imán permanente viene limitado por el ancho del “pole”, pieza metálica de separación entre imanes (Figura 45), mientras el montaje apilado no presenta una limitación teórica.

Figura 45.- Vista en detalle del flujo magnético de la disposición superficial [Danielsson, 2003]

La conclusión final fue que la disposición con mejores características era un montaje superficial con imanes NdFeB. Los resultados eran similares para la disposición apilada con imanes de ferrita, pero se necesitaría una masa total de imanes unas diez veces superior, lo cual dispararía el peso del rotor. Además analizando estos dos casos desde un punto de vista económico se observaba también la primera como la mejor opción. En la Tabla 16 se presentan los principales valores del ensayo.

Tabla 16.- Tabla resumen con los datos del experimento [Danielsson, 2003]

Superficial ferrita

Superficial NdFeB

Pole shoe ferrita

Pole shoe NdFeb

Masa Iman Fe (Kg)

2275 N/A 1240 N/A

Masa Iman NdFeB (Kg)

N/A 120 N/A 242

Masa del nucleo (Kg)

3852 893 1020 1334

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Superficial ferrita

Superficial NdFeB

Pole shoe ferrita

Pole shoe NdFeb

Cable (m)

3779 m 1272 m 1234 m 1299 m

Eficiencia

68.5 85.2 85.1 83.5

Ángulo de carga

6.2 4.5 4..8 5.2

Otro de los efectos parásitos a minimizar, y a ser posible eliminar, en las maquinas eléctricas que utilizan imanes permanentes son las fuerzas cogging, creadas en los bordes de los imanes y proporcionales a las dimensiones de estos.

Estas aparecen a causa de los harmónicos, de la variación no lineal en la permeabilidad magnética y el número discreto de huecos (slots) en el estátor.

En generadores eléctricos lineales, los cuales montan imanes de grandes dimensiones, estos efectos son considerables. Un modo de combatirlos, a través de mejorar el diseño geométrico, es utilizar un número fraccional (racional) de “slots per pole” en el estátor, reduciendo sustancialmente dichas fuerzas. Dando forma a los imanes de modo que se genere una densidad de flujo lo más sinusoidal posible en el entrehierro también se ven reducidos estos efectos [Ivanova, 2004].

Para estudiar estos efectos se simuló una máquina de imanes permanentes de 136 kW (ver parámetros del oleaje simulado) para distintos valores de ‘q’ [Ivanova, 2004]

Se puede observar, comparando los valores para q=1 y q=9/8 que los efectos se reducen en un orden de magnitud en el segundo caso, pasando a suponer del 50 al 5% de las fuerzas electromagnéticas, reduciéndose además su variabilidad. Los resultados son similares para otros valores fraccionales de ‘q’.

Figura 46.- Comparación de las fuerzas cogging para un q=1 y q=9/8. [Ivanova, 2004]

Se disipación del efecto de las fuerzas cogging hace aumentar la media de las fuerzas electromagnéticas de 157 kN para el caso q=1 a 163 kN para q=9/8.

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Este diseño mejorado para contrarrestar estos efectos tiene además una influencia positiva en la curva de potencia extraída, cuyas fluctuaciones se ven también reducidas, aliviando así los posteriores procesos de rectificado de la señal.

Figura 47.- Influencia sobre la curva de potencia de ambos diseños. [Ivanova, 2004]

Con respecto a la potencia generada, además de una mejora de la calidad de onda se produce un aumento del nivel de potencia media generada de unos 6 kVA [Ivanova, 2004].

Como podemos comprobar, el uso de imanes permanentes para la inducción soluciona el problema de las grandes fuerzas a inducir por las bajas velocidades de trabajo, pero lleva asociado una serie de problemas, mayormente estructurales.

Además, existe un último aspecto problemático con respecto al uso de imanes, y es la sobrecarga generada ante temporales del oleaje. Esto supone que el resto de subsistemas eléctricos involucrados en la generación deban estar sobredimensionados, para que no resulten dañados ante estas sobrecargas. Como solución a este problema surge la idea de realizar la inducción mediante corriente de excitación. Esto permitiría controlar los niveles de flujo magnético inducido en los distintos regímenes de trabajo, adaptando este a la velocidad relativa rotor-estátor, optimizando así la generación y protegiendo los subsistemas de posibles sobrecargas eléctricas. [Vining, 2009].

Los niveles de generación con este tipo de inducción serían claramente inferiores al caso del uso de imanes permanentes, ya que las fuerzas electromagnéticas son inferiores. No obstante, su uso conllevaría otros importantes beneficios. La eliminación de los imanes supondría una importante reducción de los costes, ya que el material magnético supone en torno a un 80% del precio total del dispositivo. De igual manera, los subsistemas asociados no necesitarían un sobredimensionado ya que las sobrecargas pueden ser controladas regulando el nivel de inducción y se relajarían los requerimientos sobre la estructura provocadas por las fuerzas normales y los efectos cogging. Ambas situaciones conllevarían de nuevo una disminución de los costes de fabricación del dispositivo.

Este tipo de inducción mediante un rotor lineal bobinado ha sido únicamente propuesto por la Universidad de Wisconsin, Madison, y será analizado más adelante [Vining, 2009].

Pasaremos ahora a analizar el estátor de las máquinas lineales. Éste puede ser clasificado según como es concatenado el flujo a través de él. En este sentido, se pueden distinguir

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tres tipos principales, el generador de flujo longitudinal (LFPM1), el de flujo transversal (TFPM2) y el de núcleo de aire (TAPM3).

El generador de flujo longitudinal

Es la tipología de generador eléctrico lineal más desarrollada debido a su simplicidad constructiva y robustez. Es también llamado como generador síncrono, debido a que su desarrollo ha ido ligado al uso de imanes permanentes para la inducción, como la mayoría de conceptos de generación lineal.

Su nomenclatura de longitudinal viene justificada por la dirección que sigue el flujo a través del estátor, como se muestra en la Figura 48.

Figura 48.- Sección de un generador de flujo longitudinal

Esta tipología ha sido investigada mediante métodos de elementos finitos [Danielsson et al, 2006] y analíticos [Polinder et al, 2004] para su aplicación a dispositivos de energía de las olas y su estado de desarrollo ha sido tal que se han llegado a realizar pruebas a escala en mar en dispositivos como el AWS o el Seabased, que serán descritos más adelante.

Con la geometría longitudinal, sin embargo, se limita el ancho de los dientes del estátor y el área de la sección transversal de los conductores para unas dimensiones dadas del ‘pole pitch’, lo cual supone una repercusión negativa, ya que consecuentemente limita la fem por polo y la densidad de potencia por área en el entrehierro.

Este tipo de generador, como ventaja, presenta una baja reactancia síncrona, por lo que sus necesidades de compensación son bajas.

El generador de flujo transversal

En esta disposición del estátor, la dirección en la que fluye el flujo magnético concatenado es perpendicular a la dirección del movimiento del rotor lineal.

Este tipo de generador fue introducido a finales de los ochenta [Weh et al, 1988] y más recientemente se retomó su investigación para aplicación a dispositivos de energía de las olas por autores como Mueller (2002) o Harris (1997).

1 Siglas en inglés de Longitudinal Flux Permanent Magnet 2 Siglas en inglés de Transversal Flux Permanent Magnet 3 Siglas en inglés de Tubular Air-cored Permanent Magnet

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En esta disposición el rotor lineal desplaza los imanes permanentes rodeados de núcleos alternados en forma de C de material ferromagnético, ver Figura 49.

Figura 49.- Esquema de funcionamiento del generador de flujo transversal

Con esta disposición se soluciona la limitación del área de la sección transversal y el ancho de los dientes con respecto a las dimensiones del ‘pole pitch’, pudiéndose elevadas densidades de flujo para pequeños ‘pole pitch’. En contraposición, esta tipología presenta una elevada inductancia síncrona [Cruz, 2008].

Estructuralmente también se trata de un generador complejo, por la disposición de los núcleos en C, independientes uno de otro, y sometidos a las elevadas fuerzas normales. Esto ha impedido que, hasta la fecha, haya sido implementado en ningún dispositivo undimotriz, a pesar de presentar los mayores valores para el ratio potencia por área de entrehierro.

Sus ventajas, electromagnéticas, en comparación a la tipología longitudinal fueron demostradas por Mueller (2002), en la Tabla 17 se exponen las características de los generadores analizados.

Tabla 17.- Características de los generadores comparados. [Mueller, 2002]

Características LFPM TFPM

Longitud axial (mm) 500 500

Dimensiones de los imanes 5 x 100 x 500 5 x 20 x 200

Inducción magnética imanes (T) 1,2 1,2

Permeabilidad 1,02 1,02

Profundidad de ranura (mm) 60 50

Factor de relleno 0,4 0,4

Inducción del núcleo (T) 1,3 1,3

Ancho de fase (mm) 105 20

Temperatura (ºC) 80 80

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En el estudio también se calculan las pérdidas de ambos generadores para una velocidad pico de 2 m/s, siendo el generador de tipo TFPM el que presenta unas menores pérdidas totales en el núcleo. También se pone de manifiesto la mayor necesidad de acondicionamiento de la señal de salida del generador.

Algunos de los valores registrados para ambos generadores probados a distintas velocidades de trabajo se presentan en la Tabla 18.

Tabla 18.- Comparativa de generadores longitudinales y transversales a distintas velocidades [Mueller, 2002]

Velocidad pico (m/s) 0,5 1 2

Generador LFPM TFPM LFPM TFPM LFPM TFPM

Peso de los imanes (kg) 227 126 151 94 112 78

Masa total (kg) 3535 2857 1802 1460 938 760

Fuerza tangencial (kN/m2) 24,3 48 24,3 48 24,3 48

Longitud del estátor lineal (m) 8,2 4,1 4,1 2,1 2,1 1

Otra característica importante en su comparación con el longitudinal son las mayores pérdidas magnéticas que presenta el transversal debido a la mayor frecuencia eléctrica de trabajo que se alcanza.

El generador de núcleo de aire

Este modelo de generador lineal, propuesto por Baker y Mueller (2004) para su implementación en dispositivos de energía undimotriz, presenta como característica principal la eliminación del núcleo de hierro para la sujeción del bobinado, el cual se monta en un material no magnético. Con este diseño se persigue la eliminación de las fuerzas normales de atracción entre rotor lineal y estator, derivando en una gran facilidad constructiva de la máquina [Pirisi, 2009]

Se encuentra en fase de investigación y desarrollo, y su disposición normalmente cilíndrica es la mostrada en la Figura 50.

Figura 50.- Esquema de funcionamiento del generador de núcleo de aire.

Sin embargo, esta configuración implica unas mayores pérdidas magnéticas y un menor flujo, al tener que discurrir este en su totalidad por el aire de elevada reluctancia. Como consecuencia de ello, la potencia por unidad de área en el entrehierro es considerablemente menor para esta tipo de generador lineal respecto a la máquina longitudinal o transversal. No obstante, la masa total de la máquina también disminuye

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considerablemente con la eliminación del núcleo metálico, por tanto, los valores del ratio potencia masa mantienen valores aceptables.

En la actualidad se está investigando volver a plantear el estátor con materiales magnéticos ya que las pérdidas son demasiado importantes, manteniendo, sin embargo, la simetría de revolución permite facilitar las tareas constructivas [Pirisi, 2009].

Figura 51. Diagrama simplificado del campo magnéticos en un en un generador lineal tubular en cada una de las 3 fases. [Pirisi,

2009]

La tipología de núcleo de aire se ha desarrollado también en conceptos no tubulares como evolución de conceptos heredados de la tecnología eólica, como los mostrados en la Figura 52, y que serán particularmente analizados en la siguiente sección.

Figura 52.- Conceptos no tubulares de tipología de núcleo de aire.[Veermark, 2010],[Mueller, 2007]

El generador lineal híbrido

Como principal característica de este tipo de generador eléctrico destaca la eliminación de los imanes permanentes en el rotor lineal y la inducción del campo magnético mediante una corriente de excitación en el bobinado alojado en el rotor lineal, evitando así los problemas asociados a las fuerzas cogging y la atracción entre imanes y estructuras.

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Figura 53.- Distribución del flujo magnético en el generador lineal híbrido. [Vining, 2009]

El término híbrido se usa debido a que el flujo magnético circula de manera transversal por el rotor lineal y de manera longitudinal por el estátor como se observa en la Figura 53. Está tipología también será analizada más detalladamente en la sección comparativa.

Una vez clasificados los generadores según la dirección que sigue el flujo magnético por su estator pasaremos a realizar un análisis de las pérdidas energéticas que se producen.

Las máquinas eléctricas son dispositivos de conversión de energía que, en comparación con otros dispositivos técnicos, presentan unas pérdidas de energía relativamente bajas. Ello significa que las irreversibilidades del proceso global son muy pequeñas. De hecho, el proceso de conversión electromecánica en sí es completamente reversible. Las irreversibilidades asociadas al mismo son debidas al carácter no ideal de los materiales electrotécnicos (resistencia de los conductores y perdidas asociadas al campo magnético) o mecánicos (rozamientos).

Estas pérdidas de energía producidas durante el funcionamiento de las máquinas eléctricas se convierten en energía térmica cuya evacuación implica una elevación de la temperatura de la máquina sobre la temperatura ambiente que resulta necesaria para que se produzca un flujo de calor desde la máquina a la atmósfera o al medio refrigerante externo. Tanto los procesos que originan dichas pérdidas como su valor por unidad de tiempo (potencia de pérdidas) y la forma en que se transmiten al exterior (método de refrigeración) condicionan la temperatura que pueden llegar a alcanzar cada una de las partes de la máquina y, por tanto, la clase de aislamiento necesaria para la misma.

De acuerdo con la Tabla 19 podemos clasificar las pérdidas, por su origen, en pérdidas en el cobre (o en los devanados), en el hierro o pérdidas mecánicas. En una primera aproximación cabría pensar que las pérdidas en los conductores se deben al efecto Joule, a causa de la intensidad que circula por los devanados, por lo mismo que las pérdidas en el hierro cabe asociarlas a los fenómenos de histéresis y de corrientes de Foucault en aquellas máquinas en donde existan campos alternativos.

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Tabla 19.- Clasificación de las pérdidas en máquinas eléctricas [Sanz, 2002]

Normales Adicionales

Pérdidas eléctricas. Efecto Joule en el cobre (RI2). Por la resistencia de contacto en escobillas

Por variación local de la inducción y por efecto pelicular

Pérdidas en el hierro. Normales (histéresis y corrientes parásitas)

Debidas al efecto del ranurado (pulsaciones de densidad de flujo) y a los armónicos de campo magnético

Pérdidas mecánicas. Rozamiento en escobillas, cojinetes, fricción, ventilación...

Sin embargo, en máquinas reales pueden producirse pérdidas en el cobre en devanados que no conducen corriente (en vacío) o pérdidas en el hierro en máquinas cuyo campo magnético es constante en el tiempo. Estos dos tipos de pérdidas constituyen las denominadas pérdidas adicionales o suplementarias.

Finalmente existen las pérdidas mecánicas o asociadas al sistema mecánico y que tienen su origen básicamente en tres fuentes: pérdidas por rozamiento, pérdidas por fricción y pérdidas por ventilación. Las primeras se producen allí donde hay un elemento fijo que roza con uno móvil. Es el caso de las pérdidas que se producen en los cojinetes que soportan el rotor de la máquina. Pero también se producen en las máquinas que poseen escobillas fijas al estator que rozan con algún elemento conductor situado en el rotor. Este tipo de pérdidas en generadores eléctricos lineales quedarían acotadas a las pérdidas por rozamiento que se darían en las barras de guiado del rotor lineal, ya que el resto serían pérdidas mecánicas características de las máquinas rotativas, para las cuales este análisis de pérdidas es completamente similar.

Las segundas se producen por fricción de las partes móviles con el aire, u otro fluido, con el cual estén en contacto. Estas pérdidas sólo se podrían evitar haciendo funcionar la máquina en el vacío, pero no sería posible en ese caso el uso de fluidos refrigerantes para evacuar las demás pérdidas de energía. Por último, las pérdidas por ventilación corresponden a la potencia necesaria para impulsar el caudal de fluido de refrigeración. Esta impulsión puede producirse por medio de un ventilador calado en el propio eje de la máquina, opción no factible para máquinas lineales solo en rotativas, o mediante un ventilador externo accionado por un motor auxiliar. Esta última solución es más factible para máquinas con elevados periodos de funcionamiento a bajas velocidades, como sería el caso undimotriz.

Admitiendo que la temperatura ambiente (o del medio refrigerante) se mantiene constante, que la máquina se comporta como un cuerpo homogéneo con una cierta

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capacidad calorífica equivalente cp y que la potencia de pérdidas Pp en la máquina es constante, la evolución del calentamiento (diferencia de temperatura entre la máquina y el medio ambiente, supuesta esta inalterable) se puede calcular expresando el balance de energías en un cierto intervalo de tiempos ∆t:

Energía de pérdidas = calor disipado + calor almacenado

O bien, expresado en forma matemática:

Tomando límites cuando ∆t tiende a cero:

En donde ∆v es el calentamiento, α es el coeficiente de transmisión global por convección (único mecanismo de transmisión de calor que se considera), S es la superficie total de intercambio de calor con el medio refrigerante y m es la masa del cuerpo. Los valores del coeficiente de transmisión de calor por convección natural toman valores a los 5 W/m2 ºC, y los de transmisión por radiación en torno a los 12-15 W/m2 ºC.

En el caso de ventilación por convección forzada el coeficiente de transmisión de calor depende mucho de la velocidad de circulación del fluido y puede alcanzar valores 4 o 5 veces superior a la suma de los coeficientes de convección natural y radiación juntos.

Una expresión aproximada de este coeficiente es:

Donde v es la velocidad del aire en metros por segundos y L la longitud característica en metros. Para refrigeración por convección natural se suele tomar α=14 W/(m2K) que incluye el calor transmitido por radiación.

La solución de la ecuación diferencial de la potencia es una función exponencial de la forma:

Donde

y representa la diferencia de temperatura final de equilibrio, y

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es la denominada constante de tiempo térmica de calentamiento de la máquina. La evolución del calentamiento dado por la expresión anterior se muestra en la Figura 54.

Dado que el proceso de transferencia de calor responde a la misma ecuación diferencial durante el calentamiento y el enfriamiento, la curva de enfriamiento es también exponencial y amortiguada. Partiendo del punto de equilibrio térmico inicial (∆temp=0), el calentamiento alcanza el 63% del valor final al cabo de un tiempo igual a la constante de tiempo térmica.

Figura 54.- Curvas de calentamiento y enfriamiento. Constante de tiempo térmica [Sanz, 2002]

Es importante señalar que el valor de la constante de tiempo no depende de la temperatura final alcanzada sino de las características de la máquina, de su geometría y de las condiciones de refrigeración, como se pone de manifiesto en la Figura 55 para dos temperaturas finales diferentes. Para máquinas pequeñas y medianas el valor de esta constante de tiempo toma valores comprendidos entre 10 y 30 minutos, llegando a órdenes de magnitud de horas para máquinas grandes.

Figura 55.- Constante de tiempo térmica a diferentes temperaturas finales. [Sanz, 2002]

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Volviendo al análisis de las principales fuentes de pérdidas en estas máquinas, particularizaremos el tratamiento de las pérdidas eléctricas y las pérdidas en el hierro, y sus posibles soluciones, para el caso de las máquinas lineales.

Con respecto a las pérdidas en el hierro, estas están producidas por los campos magnéticos cambiantes, en el tiempo y en la dirección del flujo, aunque puedan existir también, como se explicó anteriormente, pérdidas en campos constantes.

El estator de estas máquinas debe ser lo más simple posible, y para ello, este es construido a base de acero laminado, con dichas laminaciones en dirección perpendicular al flujo. Sin embargo, una desventaja de este método es la aparición de estas pérdidas en el hierro debido a los campos tridimensionales [Polinder et al, 2005].

Para tener una cuantificación de las pérdidas por corrientes de Foucault en el hierro debemos usar la expresión por unidad de volumen de hierro siguiente:

2 2 2

12

FeFe

Fe

B bP

ωρ

=

donde omega representa la frecuencia angular, B la densidad de flujo, b el ancho de la laminación y ro la densidad del hierro.

En el estudio realizado por Polinder (2005) estas pérdidas se cuantificaron en 21kW traduciéndose en una pérdida anual de energía de 184MWh.

De cara a reducir estas pérdidas se plantearon diversas soluciones [Polinder et al, 2005]:

• Cambiar la dirección del laminado en pequeñas partes de los ‘yokes’ del rotor lineal. Aunque esto complicaría considerablemente la construcción.

• Construir la máquina con polvos metálicos. Con ello se reducen ciertamente las pérdidas por Corrientes parásitas pero aumentan en mayor medida las pérdidas por histéresis y disminuye la permeabilidad magnética y la densidad de saturación del flujo.

• Realizar ranuras superficiales en el laminado [Pistoyes, 1927] aumenta la longitud del camino a seguir por las corrientes parásitas. Con ranuras de apenas centímetros estas pérdidas se reducen por factor de 5 a 10, hasta unos 2,5kW, siendo estos ya valores más aceptables.

Con respecto a las pérdidas Joule en el bobinado, últimamente se ha presentado una nueva disposición de las bobinas que reduce dichas pérdidas y representa importantes ventajas económicas en la construcción de la máquina [Randewijk et al, 2007].

Esta disposición del bobinado son las llamadas no solapadas (Non-overlapping) o concentradas. Con ellas, a pérdidas eléctricas fijas, se consigue solo el 80% de fuerza tangencial con respecto a las clásicas solapadas (overlapping) pero supone un ahorro en material de cobre del 50%, lo cual supone un gran ahorro de costes.

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Figura 56.- Comparación de bobinas solapas (Izqda) y no solapadas o concentradas (Dcha). [Randewijk, 2007]

Abandonando ya el análisis de las pérdidas, otro aspecto que es necesario analizar es el nivel de potencia unitario del dispositivo y las implicaciones que tiene para el resto del sistema.

Desde el punto de vista de la generación eléctrica, la cantidad en el número total de dispositivos que conformen la planta de generación también conlleva importantes consecuencias, tanto en el nivel de potencia generada como en la calidad de onda de esta. Uno de los retos que presenta la generación de energía con generadores eléctricos lineales usando el oleaje como fuente primaria, es la alternancia en el movimiento, la cual se traduce en dos puntos de retorno en cada ciclo, y por tanto pasos por ceros de la velocidad del rotor y, por consiguiente, dos picos de generación (Ver Figura 57).

Figura 57.- Estudio del movimiento del rotor lineal [Thorburn, 2007]

Esta alternancia de movimiento provoca importantes irregularidades en la curva de potencia extraída. Nótese que, además de la irregularidad propia del movimiento del rotor lineal hay que considerar la irregularidad en los parámetros del recurso, es decir, la no homogeneidad del oleaje. Con esto concluimos en lo mostrado en la Figura 58, la cual nos muestra un perfil de onda generada por un solo dispositivo, en bornas del mismo dispositivo, sin para por ninguna etapa de rectificado.

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Figura 58.- Señal de salida en bornas de un generador eléctrico lineal [Boström, 2009]

Para estudiar este efecto, en 2007 fue llevado a cabo un estudio en la universidad de Uppsala donde se analizaban las señales de salida de un número de generadores lineales sometidos a distintas solicitaciones de entrada. La salida era de una calidad adecuada cuando el generador respondía a un perfil de onda ideal, altura y periodo constante, y un desfase regular entre las olas incidente en los distintos dispositivos. Sin embargo, la señal se iba distorsionando cuando el oleaje iba siendo cada vez más parecido a un espectro real, con todos sus parámetros totalmente variables ola a ola.

En la última fase del estudio, se analizaba de nuevo la influencia sobre la señal de salida del número de dispositivos empleados, y se pasaba de someter al mismo espectro de olas de cinco a diez dispositivos (Ver Figura 59).

Figura 59.- Comparación de la onda de salida de cinco (izqda) y diez (dcha) dispositivos. [Thorburn, 2007]

Se puede observar como la onda de salida, de la corriente en este caso, se alisa más cuanto mayor es el número de dispositivos empleados. Esta regularización de la corriente de salida se entiende como el efecto de cobertura que los dispositivos ejercen unos sobre otros al paso de la ola, combinándose los pasos por cero de un cierto número de máquinas con los picos máximos de otras.

Esta cobertura, puede ser optimizada para distintos oleajes, idealmente de manera continua (en tiempo real para cada ola) o al menos secuencialmente para determinados márgenes preestablecidos del oleaje incidente, jugando con la distancia entre

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dispositivos. Si imaginamos una planta forma por numerosos clúster, y a su vez cada clúster formado por diversos dispositivos, podríamos pensar en una estructura móvil que sea capaz de variar la distancia y optimizar la calidad de la señal de salida.

Figura 60.- Ejemplos de clúster móviles

Si analizamos los niveles de potencia desde el aspecto económico, será menos costosa una máquina de una potencia más reducida, del orden de las centenas de kilovatios, con respecto potencias mayores, del orden de los megavatios, básicamente por simplicidad constructiva. Además, para una potencia de planta dada, la elección de dispositivos de menor potencia derivaría en un mayor número de estos en la instalación, lo cual podría provocar economías de escala en el proceso de fabricación, tanto del dispositivo en sí, como de los distintos subsistemas a él asociado (convertidores de potencia, por ejemplo) [Mueller, 2002], reduciéndose además, sobre estos subsistemas eléctricos los requerimientos, intentando simplificar en la medida de lo posible la etapa posterior de filtrado y rectificado de la señal.

5.1.1 Dispositivos con generadores eléctricos lineales

De las tipologías expuestas anteriormente, no todas han sido implementadas y probadas en dispositivos, incluso algunas no han pasado más allá de su diseño teórico. No fue hasta finales de los noventa cuando se comenzó a plantear su aplicación a la energía de las olas. A continuación presentamos algunos de los dispositivos y generadores que trabajan de manera lineal, indicando quién es el responsable de su desarrollo, qué tipología son, los niveles de potencia que desarrollan, su principio de funcionamiento y sus principales ventajas y desventajas.

• Archimedes Wave Swing (AWS)

Dispositivo desarrollado por la empresa Archimedes Wave Swing Ocean Energy. Fue el primer prototipo de tecnología undimotriz en emplear un generador eléctrico lineal. Este era de tipología LFPM, y estaba diseñado para 2 MW de potencia pico. La forma del generador a dos caras trataba reducir los efectos de las fuerzas normales y mediante la geometría de los imanes se reducían los efectos cogging [Sousa, 2006]. Tras varios años de desarrollo, han optado por cambiar de PTO, a circuito hidráulico, conservando la configuración del dispositivo [Polinder, 2005].

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Este se encuentra totalmente sumergido y la parte superior de una cámara de gas oscila verticalmente con el paso de las olas, accionando un pistón hidráulico en vez de accionar el generador eléctrico lineal.

Figura 61.- Esquema de funcionamiento (izqda), disposición de los imanes (centro) y sistema de bobinado del estator (dcha)

El modo de funcionamiento de este dispositivo es algo distinto al habitual en absorbedores puntuales, al paso de la ola, al encontrarse totalmente sumergido, la presión ejercida por la columna de agua superior hace descender la cámara, y cuando esta pasa por completo el gas interior de la cámara la hace ascender de nuevo.

La regulación de este gas permite acoplar la hidrodinámica del sistema para trabajar en resonancia con las olas incidentes, aumentando así la eficiencia del sistema.

El hecho de ser un dispositivo totalmente sumergido al suelo le ofrece una gran garantía de supervivencia ante oleajes extremos. Sin embargo, ese mismo hecho hace que se compliquen las previsibles labores de mantenimiento.

Podemos encontrar más información sobre el desarrollo de este dispositivo consultando las siguientes publicaciones: Cruz, 2008; Sousa, 2006; Polinder, 2002; Polinder, 2005; Mueller, 2000; Mueller, 2005; Leijon, 2005; Thorburn, 2004 y Sarmento, 1998.

• SeaBased

Dispositivo desarrollado conjuntamente entre la Universidad de Uppsala y la empresa Seabased. En este caso el generador es de nuevo de tipología LFPM y diseñado para una potencia de 100 kW [Thorburn, 2004] Este nivel de potencia responde a la corriente de diseño “small is beautifull” seguida por el equipo, que defiende la idea de implantación de numerosos dispositivos de pequeña potencia frente al uso de pocas unidades de potencias elevadas El dispositivo se encuentra en este caso igualmente sumergido y fijado al suelo marino, y el generador es accionado mediante una boya que flota en la superficie y sigue el movimiento del oleaje el cual transmite al rotor lineal conectada mediante una cable de acero a él. El dispositivo, según los datos publicados, funciona en unos niveles de eficiencia que alcanzan el 86%. El generador probado es un generador de cuatro caras diseñado para contrarrestar el efecto de las fuerzas normales ejercidas por los imanes sobre la estructura. Actualmente investigan la posibilidad de multiplicar el número de caras hasta

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ocho para conseguir un aumento de la potencia y la eficiencia y reducir a su vez el efecto parasito de las fuerzas coggings [Ivanova, 2005].

Figura 62.- Ilustración del dispositivo Seabased y el generador octogonal bajo investigación.

Sobre el dispositivo Seabased, podemos profundizar más sobre su tecnología consultando los siguientes autores: Enrström, 2007; Wolfbrand, 2006; Rahm, 2009; Svensson, 2005; Langhamer, 2010; Leijon, 20008 y Eriksson, 2007.

• L-10

Desarrollado por la Universidad estatal de Oregon y la empresa Columbia Power Technologies (CPT). Dispositivo de 10 kW que en esta caso emplea un generador eléctrico lineal de tipo TAPM, con imanes permanentes de sección circular. Esta tipología se caracteriza por la ausencia de fuerzas normales entre el rotor y el estator, lo cual relaja los requerimientos mecánicos sobre la estructura y permite reducir las dimensiones del entrehierro [Brekken, 2009].

Figura 63.- Generador eléctrico lineal de tipo TAPM

En contrapartida, la eliminación de material ferromagnético provoca que el flujo tenga que ser concatenado completamente a través del aire, lo cual limita considerablemente los niveles de potencia que pueden ser alcanzados debido a la baja permeabilidad magnética del aire. En su funcionamiento, el fuste del dispositivo está fijado al fondo marino mediante el sistema de anclajes mientras que el flotador oscila verticalmente a lo largo del fuste debido a la acción del oleaje. El rotor lineal, es decir, los imanes, se encuentra unido al flotador del dispositivo, estando el estator integrado en el interior del fuste. En la parte

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inferior del dispositivo se sitúa la salida del cable umbilical encargado de la evacuación de la potencia generada.

Flotador

Generador eléctrico lineal

Fuste (spar)

Lastre

~ 4 m

~ 7 m

Figura 64.- Dispositivo L-10 [Brekken, 2009]

Se puede ampliar la información consultando los siguientes autores: Elwood, 2009; Rhinefrank, 2006 y Jouanne, 2008.

• Trindent Energy

El TE5 es un generador lineal desarrollado por la empresa Trident Energy para ser emplazado sobre estructura flotante. Es también de tipología air-cored pero se colocan unas láminas ferromagnéticas alrededor de las bobinas que ayudan al guiado del flujo magnético y permiten una ganancia en la potencia de salida. El generador está diseñado para una potencia de 30 kW. La tipología tubular del generador fue elegida por su simplicidad constructiva y su baja auto inductancia unitaria [Clifton, 2009].

Figura 65.- Visión interior del dispositivo TE5

Cada estructura flotante está compuesta por cuatro flotadores y cada flotador acciona a través de un mástil rígido a dos generadores, aislados uno del otro a través de un

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sistema mecánico que equilibra las fuerzas en ambos lados, y con un sistema axial de bobinado bifásico.

Su principal característica diferenciadora radica en su estrategia de supervivencia. Cuando se detectan olas superiores a una cota establecida (1,7 metros) los generadores pasan a funcionar como motores y el dispositivo es replegado para evitar sobrecargas y garantizar su supervivencia.

Figura 66.- Principio de operación del TE5 e imanen de su transporte a la zona de pruebas.

Sin embargo, su instalación bajo la configuración de estructura flotante se ha convertido quizás en uno de sus principales hándicaps, ya que en las pruebas realizadas en mar en 2009 la estructura volcó, evidenciando los problemas de estabilidad que su uso genera.

• Snapper

Sistema de generación lineal propuesto por Ed Spooner (Univ of Durham) y desarrollado bajo financiación FP7 en colaboración con la Universidad de Edimburgo. Los trabajos de investigación y desarrollo están aún enfocados en el propio generador, sin estar todavía establecido el dispositivo en el que este sería implantado [Spooner, 2010].

En este sistema tanto el translator como el estator son partes móviles del dispositivo. El translator está directamente accionado por la boya, mientras que el estator no está fijado a la base del dispositivo, sino que se encuentra vinculado mediante un muelle a este, siguiendo durante una parte del recorrido el movimiento del translator. Alcanzado un cierto límite, el cual se determina con el dimensionamiento del muelle, el estator retrocede hasta la siguiente posición de equilibrio de los imanes, cediendo la energía acumulada en las bobinas y aumentando la velocidad relativa entre translator y rotor, solucionando así uno de los problemas inherente de los ‘direct drive’ como es la baja velocidad vertical que produce el oleaje.

Con esta modalidad de funcionamiento se disminuye también en cierto grado la dependencia de la potencia producida con respecto a la amplitud de la ola. En sus estudios publicados argumentan que la relación de la potencia generada con la amplitud del oleaje no es lineal, como en el resto de los casos, y para una reducción del 50% de la amplitud del oleaje se consigue hasta un 80% de la potencia nominal [Bailey, 2010].

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Figura 67.- Esquema de funcionamiento del Snapper

Este sistema presenta además un excelente ratio de potencia masa, 30kW/Tn frente a los aproximadamente 4kW/Tn de los generadores lineales clásicos de imanes permanentes.

El objetivo del proyecto es conseguir un ahorro en los costes basado en reducción de material necesario, disminuyendo de 40k€ a 7k€ para una máquina de 175kW. El generador está diseñado para su implementación en un absorbedor puntual, y se estudia su posible implementación a dispositivos de energías de las corrientes, presentando una eficiencia energética del 75-80% [Snapper, 2010].

Tras el análisis de esta tecnología, se podría deducir que quizás su mayor inconveniente es la necesidad de mayores labores de mantenimiento, debido a la existencia de más partes móviles. A su vez, se observa el punto crítico que supone el dimensionamiento exacto de los muelles.

• Hybrid Trans / Long Flux

Este tipo de generador lineal está siendo desarrollado por la universidad de Wisconsin. Nos encontramos en el mismo caso del snapper, los trabajos están enfocados en el desarrollo del generador, sin estar en principio acotado su uso a un dispositivo concreto.

Como principal característica destaca la eliminación de los imanes permanentes en el rotor lineal y la inducción del campo magnético mediante una corriente de excitación en el bobinado alojado en el rotor lineal, evitando así los problemas asociados a las fuerzas cogging y la atracción entre imanes y estructuras [Vining, 2009].

La principal ventaja de este tipo de inducción es la capacidad de evitar sobrecargas ante oleajes, ya que permite regular el campo magnético en el entrehierro, permitiendo por tanto un dimensionamiento óptimo de los subsistemas implicados en la generación (cableado, electrónica de potencial...) evitando los sobredimensionamientos excesivos que generan sobrecostes.

El término ‘hybrid’ hace referencia a que la concatenación del flujo magnético se realiza de manera distinta en el estator y en el rotor lineal.

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En el estator el flujo magnético es guiado en dirección longitudinal, paralelo al movimiento del rotor lineal, favoreciendo el acoplamiento magnético. En el rotor lineal, en cambio, el flujo es transversal a la propia dirección de movimiento aumentando la densidad de fuerzas.

Figura 68.- Esquema de funcionamiento del generador híbrido

La máquina puede ser montada con tres tipos de inducción. Asíncrona (AC), síncrona (DC) o con jaula de ardilla. Las ventajas e inconvenientes de cada montaje se exponen Tabla 20.

Tabla 20.- Distintos tipos de inducción del generador hibrido

Asíncrono Síncrono Jaula de Ardilla

• En grandes máquina, el modo asíncrono es más estable que el síncrono debido a los efectos de amortiguamiento.

• Ofrece una mejor captura de energía

• Requiere más electrónica de potencia

• Se puede usar un cable flexible en lugar de los anillos usados en máquinas rotativas

• Menor necesidad de electrónica de potencia

• Un sistema bobinado puede ser más adecuado en ambientes marinos debido a la fragilidad de los imanes

• Robustez en el diseño

• Requerimiento de poca electrónica de potencia

• Bajos rendimientos a bajas velocidades

• Grado de control limitado

Este generador tiene paralelamente desarrollado un sistema de control que garantiza la máxima extracción de potencia en función de la velocidad y mantiene la ortogonalidad del flujo entre rotor lineal y estator [Vining, 2010].

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• Novel Air-cored Typology

Es un nuevo concepto de tipología air-cored propuesto por la Universidad de Stellenbosch [Vermaak, 2010]. La máquina consiste en un cierto número de generadores lineales de doble cara (planos) dispuesto de manera tubular.

Como principales ventajas presenta la reducción total de masa y perdidas, por la eliminación de los ’yokes’ de hierro, la eliminación de las fuerzas normales y una mejor distribución del flujo magnético en el entrehierro.

Las secciones individuales del estator son construidas modularmente, lo que supone un ahorro en costes y un fácil montaje y posibilidad de rápido recambio ante averías. Pueden ser conectadas en serie o en paralelo. Las bobinas están dispuestas de modo ‘non-overlapping’ lo que supone un ahorro en masa, y coste, del cobre y una mejora de la eficiencia.

La eliminación de las fuerzas cogging en el estator air-cored supone también una mejora en la calidad de onda de salida.

Figura 69.- Prototipo de la nueva tipología de air-cored y detalle de bobinado.

En la Tabla 21 podemos observar la evolución en el diseño que ha seguido el equipo encargado de su desarrollo. De ella podemos deducir que la tendencia es la búsqueda de una solución de compromiso, en la que cabe la opción de disminuir parámetros como el nivel de producción o la eficiencia a cambio de importantes reducciones de material activo.

Tabla 21.- Evolución en el diseño del prototipo [Vermaak, 2010]

Primer prototipo 2kW con 90% de eficiencia.

Segunda evolución 27% de longitud activa más corta, diámetro 10% mayor. 10% menos de PM y 26% menos de cobre. 2kW manteniendo un 90% de eficiencia.

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Tercera evolución 31% de longitud activa más corta, 35% de reducción de PM y 46% menos de cobre. 2kW con 85% de eficiencia.

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5.2 Generador Eléctrico Rotativo A continuación pasaremos a realizar una descripción de la máquina eléctrica rotativa. Esta es una tecnología bien conocida y desarrollada en el campo industrial y cuya aplicación en los dispositivos undimotrices se está empezando a plantear precisamente para aprovechar su estado de madurez. En su aplicación a este campo, los generadores que con más fuerza están siendo probados son los de imanes permanentes, y será en ellos en los que centraremos el análisis.

Todas las máquinas eléctricas estás constituidas por uno o varios circuitos eléctricos acoplados magnéticamente. Para reforzar este acoplamiento, y por tanto, aumentar la potencia que son capaces de transformar por unidad de volumen se utilizan materiales ferromagnéticos que tienen una doble función: por un lado, permiten estableces un camino de baja reluctancia para el campo magnético, y por otro, sirven de soporte estructural a los devanados y sus aislantes. Las máquinas eléctricas constan de una parte fija llamada estator, y de una móvil llamada, en las máquinas rotativas, rotor.

El estator está constituido por chapas magnéticas apiladas o material ferromagnético macizo, va alojado bajo una carcasa o envolvente de protección que tiene como misión protegerlo de contactos y agresiones externas y dar rigidez al conjunto, así como permitir su fijación a la base o estructura que soporta la máquina. El rotor, constituido asimismo por chapas de material ferromagnético, va montado sobre un eje que constituye el elemento resistente y que es el encargado de transmitir el par al sistema mecánico. Entre el rotor y el estator existe un espacio de aire llamado entrehierro que además de proporcionar la holgura mecánica suficiente para permitir el libre giro del rotor es la zona de espacio donde realmente tiene lugar el proceso de conversión electromagnética explicado en la primera sección de este capítulo.

Se comenzará por analizar la máquina rotativa síncrona elemental. Esta consta de un estator en forma de cilindro hueco, que dispone de ranuras practicadas en su superficie interior, paralelas a las generatrices del cilindro, en cuyo interior se alojan los conductores del devanado (A-A’ en la figura). El rotor puede ser de polos salientes o de rotor liso, como se muestra en la Figura 70. En ambos casos, las bobinas del rotor se conectan en serie entre sí y se conectan a dos anillos rozantes de material conductor (normalmente aleación de cobre) fijos en el eje pero aislados eléctricamente de él, sobre los que se hacen contacto unas escobillas de carbón (grafito) fijas a la carcasa y conectadas a una alimentación exterior de corriente continua.

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Figura 70.- Estructura de una máquina síncrona monofásica elemental de polos salientes (izqda) y de rotor liso (dcha)

En reposo, al circular una corriente por el devanado inductor del rotor, se crea un flujo magnético que cruza el entrehierro saliendo por un polo Norte, recorriendo el circuito magnético del estator y retornando al rotor por un polo Sur. La forma de los polos inductores o la distribución de los conductores del rotor es tal que la variación de la inducción magnética B a lo largo de la periferia del entrehierro es aproximadamente senoidal.

Si hacemos girar el rotor a velocidad constante, el flujo abarcado por una espira situada en dos ranuras del estator diametralmente opuestas variará de forma senoidal, induciéndose por tanto una tensión de frecuencia constante proporcional a la velocidad de giro del rotor. Si conectamos una resistencia a los extremos de esa espira, circulará una corriente, y la potencia disipada en la resistencia procederá de la potencia mecánica puesta en juego para mover el rotor. Se obtiene así una máquina sincronía monofásica elemental.

Si ahora colocamos dos espiras más en el estator desfasados entre sí 120º, como se indica en la Figura 71, aparecerán en ellos los mismos fenómenos anteriores (tensiones y corrientes inducidas) pero con desfase en el tiempo igual a 1/3 de periodo, correspondiente al tiempo que tarde el rotor en pasar por posiciones homólogas respecto de cada una de las tres espiras. Tenemos entonces una máquina trifásica elemental.

Figura 71.- Máquina trifásica síncrona elemental

Un caso particular de estas máquinas síncronas son las máquinas de imanes permanentes. Estas básicamente sustituyen el devanado inductor y los necesarios anillos rozantes de alimentación por imanes permanentes en el rotor. Esta solución ha sido posible dados los enormes avances que se han conseguido en la fabricación de imanes permanentes en cuanto a la energía almacenada (producto de energía del material) y resistencia a la desmagnetización (campo coercitivo). A causa de las propias características de estos materiales magnéticos, la forma geométrica, y sobre todo la

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disposición de los imanes en el interior del rotor, adopta formas muy diversas: imanes superficiales, imanes interiores, con y sin dispositivos de concentración de flujo, etc. También existen máquinas de corriente continua de pequeña potencia en las que el devanado inductor se ha sustituido, pero en este caso las diferencias estructurales con las máquinas de corriente continua clásicas son mucho menores.

Figura 72.- Diferentes tipos de inductores con imanes permanentes

Este tipo de máquinas de imanes permanentes es conveniente para su aplicación en dispositivos undimotrices offshore, así como en eólica offshore debido a la exigencia de su funcionamiento en isla. Este tipo de generadores además de disponer de mejores rendimiento y de soportar sobrecargas transitorias mayores presentan un excelente comportamiento dinámico (tiempos de respuesta reducidos, control del par instantáneo, errores mínimos en sistemas de posicionados, etc.). En el caso de su empleo en la tecnología offshore puede ser de utilidad el uso de generadores con imanes permanentes en los que la fuerza magnetomotriz básica para el funcionamiento de la máquina procede de la propia característica de magnetización de los imanes.

Existen dos configuraciones básicas: máquinas de imanes superficiales y máquinas de imanes interiores. En el primer caso, los imanes permanentes tienen forma aproximadamente de “pastilla” y están fijados a la superficie exterior de un rotor de material ferromagnético y con forma cilíndrica. La magnetización de los imanes es radial y su ancho es una fracción del paso polar, normalmente comprendida entre 0,66 y 0,80. Una variante de esta disposición es aquella en la que los imanes están parcialmente encastrados en el circuito magnético del rotor. En la segunda configuración los imanes se encuentran dispuestos en forma sensiblemente radial en el interior del circuito magnético del rotor, y el sentido del campo magnético en ellos es circunferencial, de modo que las líneas de campo magnético alcanzan el entrehierro por los espacios comprendidos entre imanes (Figura 73) Una u otra disposición influyen de forma sensible en las características funcionales de la máquina.

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Figura 73.- Diferentes configuraciones de máquinas de imanes permanentes

En cualquier caso, la densidad de flujo en el entrehierro está relacionada directamente con la inducción en el punto de trabajo ( ),m mB H del imán, que se obtiene por la

intersección de la recta de carga dada por la ecuación siguiente:

mm o m o m

m

A lB H CP H

A

δµ µδ

= − = − ⋅ (Ecuación 21)

m

m

A lCP

A

δ

δ=

y la característica de desmagnetización del imán. En el segundo cuadrante, esta última se puede aproximar en la mayor parte de los casos por una recta de ecuación:

m r r o mB B Hµ µ= + (Ecuación 22)

donde µr es la permeabilidad correspondiente a la recta de retorno del imán, como se muestra en laFigura 74.

Figura 74.- Determinación del punto de trabajo del iman

Combinando la ecuación 21 y la relación m mB A B Aδ δ= obtenemos:

0

mm

e

lB Hδ µ

δ= − (Ecuación 23)

Y tras operar resultan los valores:

m r

r

CPB B

CP µ=

+ (Ecuación 24)

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r

r

CPB B C

CPδ φµ

=+

(Ecuación 25)

En donde CP es el coeficiente de permeancia definido anteriormente y eδ es el

entrehierro efectivo, después de considerar el factor de Carter. Esta última ecuación también se puede escribir de la forma:

m

r

r e m

l CB B

C l

φδ

φµ δ=

+ (Ecuación 26)

Al coeficiente /mC A Aφ δ= entres las secciones de paso de flujo en los imanes y en el

entrehierro se le denomina factor de concentración de flujo. En el caso de imanes superficiales, al ser estos por lo general de pequeño espesor, la sección transversal de los imanes coincide con la sección transversal del entrehierro y Cφ es próximo a la unidad.

No es éste el caso de las máquinas de imanes interiores, en donde Cφ puede ser

bastante mayor, permitiendo así que, para una misma inducción en el imán, la inducción en el entrehierro sea algo mayor.

Como se indica en la Figura 75, las inducciones remanentes oscilan entre 0,4 T para las ferritas y los 0,9-1,2 T en los imanes de tierras raras. Con estos últimos, por tanto, no es difícil conseguir densidades de flujo en el entrehierro entre 0,8-0,9 T, que se traducen en los dientes en los habituales valores próximos a los 1,8 T. La menor capacidad de magnetización de los imanes de ferrita debe compensarse con una mayor fuerza magnetomotriz de inducido, lo que implica diseñar la máquina con dientes más estrechos y ranuras más anchas y aprovechar el mencionado factor de concentración de flujo a base de disponer los imanes radialmente.

Figura 75.- Características de desmagnetización de diferentes materiales

La forma de la onda de inducción en el entrehierro creada por los imanes superficiales es de tipo rectangular. Suponiendo que éstos tengan una anchura relativa y /p pbβ τ=

respecto del paso polar, la amplitud del primer armónico de la onda de inducción será:

1

4sin

2B Bδ

βππ

=

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Este valor es el que interviene en la del cálculo del flujo por polo debido al armónico fundamental. La fuerza electromotriz Ef inducida por los imanes es, por tanto, constante. Un generador síncrono construido de esta forma no podría regular la tensión en bornes ni la potencia reactiva generada.

Dado que la permeabilidad relativa de los imanes es muy próxima a la del aire, una máquina de imanes superficiales se comporta como una máquina lineal, debido al elevado valor del entrehierro ( )m eI δ+ . Además, como la reluctancia del entrehierro

según ejes d y q es la misma, es perfectamente aplicable la teoría de reacción única.

En las máquinas de imanes insertados (Figura 73b) la situación es algo diferente, ya que en este caso la reluctancia según ejes d y q no es idéntica. Además y a diferencia de lo que en las máquinas de polos salientes, dicha reluctancia es mayor según el eje d que según el eje q, debido a que en el segundo caso el entrehierro total efectivo es algo menor. La principal consecuencia es que la curva par-ángulo de carga presenta el efecto del par de reluctancia pero con la forma cambiada, como se muestra en la Figura 76. Una situación similar se da en las máquinas de imanes interiores, en las que los trayectos de flujo según el eje d han de atravesar inevitablemente el espesor del imán, de baja permeabilidad, mientras que a lo largo del eje q los trayectos de flujo pueden establecerse completamente a través de material ferromagnético de alta permeabilidad.

Figura 76.- Forma de las curvas par-ángulo para máquinas de imanes superficiales, insertados y radiales

Dada la imposibilidad de estas máquinas para variar la frecuencia magnetomotriz de excitación hay que recurrir inevitablemente a controlar de forma adecuada la reacción de inducido. Esto se puede conseguir con relativa facilidad cuando la máquina se conecta a la red mediante un convertidor de frecuencia. En el caso de un generador, la tensión en bornes se convierte en corriente continua en un circuito intermedio mediante un rectificador para posteriormente convertirla en alterna a la frecuencia de red. Este tipo de convertidores de frecuencia está formado por dos puentes trifásicos controlados en tensión, frecuencia y fase, tanto del lado de la red como del lado de la máquina, de modo que para cualquier frecuencia de alimentación de la máquina (y, por tanto, para cualquier velocidad de giro) se pueden controlar de forma independiente el valor eficaz de la corriente en cada puente y su ángulo de desfase o, lo que es lo mismo, el factor de potencia (control de velocidad). El resultado es que no sólo se puede controlar el instantáneo de la máquina, lo que abre las puertas a un control extraordinariamente preciso de la velocidad, sino también el nivel de flujo magnético de la máquina, ya que, según la teoría de la máquina síncrona, la reacción de inducido puede ser magnetizante o desmagnetizante y por tanto puede reforzar o reducir el flujo en el entrehierro. (Figura 77)

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Figura 77.- Esquema de conexiones de un generador undimotriz de imanes permanentes a frecuencia variable

En el funcionamiento de la máquina como generador el objetivo no es tanto mantener una determinada tensión constante, ya que la tensión de salida se controla en magnitud y fase en el convertidor de salida, como optimizar el comportamiento de la máquina, es decir, minimización de las pérdidas en el hierro y el cobre, control de los valores de par y potencia máximos, etc.

Un aspecto de máxima importancia en máquinas de imanes permanentes es el tema de la posible desmagnetización de los imanes como consecuencia de un cortocircuito franco en bornes que da lugar a una reacción de inducida totalmente desmagnetizante, ya que una vez fijados los imanes a la estructura magnética del rotor resulta enormemente complicado, incluso a veces imposible, realizar su sustitución. Los imanes permanentes están sometidos a un cierto proceso de desmagnetización lenta que ocurre de forma natural, pero en presencia de campos magnéticos opuestos, sobre todo si ocurre con temperaturas elevadas, su desmagnetización total o parcial es irreversible, y comienza cuando se supera el punto inicial de desmagnetización representado por el punto D en laFigura 74.

Cuando la máquina está sometida a una frecuencia magnetomotriz desmagnetizante, la ecuación básica del circuito magnético es

m mH l H l Fδ δ+ = (Ecuación 27)

Sustituyendo el valor de mH en la ecuación 22 y teniendo en cuenta que m mB A B Aδ δ=

se obtiene:

0

m r

m r

r CPB B

l CP

µ µµ

= + +

(Ecuación 28)

lo cual nos permite formular la condición límite para la desmagnetización ( m DB B≥ ) y a

partir de ella fijar el valor de la máxima frecuencia magnetomotriz de reacción de inducido desmagnetizante:

lim

m rD r

o r

l CPF B B

CP

µµ µ

+ ≥ −

(Ecuación 29)

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Obsérvese que el término de la derecha es negativo por tanto supone un límite a la máxima intensidad desmagnetizante que, para una máquina trifásica, resulta ser:

lim

13 2

m rD r

o rs w

l CPpI B B

CPN k

µπµ µ

+ ≤ −

(Ecuación 30)

5.2.1 Dispositivos con generadores eléctricos rotativos

En general son muchos los dispositivos que están implementando la tecnología de generación rotativa. Se presentan a continuación los que están avanzando más en su desarrollo, mostrando mejores resultados, indicando quién es el responsable de su desarrollo, qué tipología son, los niveles de potencia que desarrollan, su principio de funcionamiento y sus principales ventajas y desventajas.

• Contact-Less Force Transmission System (CFTS)

Este generador, ideado por la Oregon State Unversity, utiliza un mecanismo de bola y husillo (ball screw) que convierte el movimiento lineal de la oscilación vertical de la ola en un movimiento rotativo. El eje del mecanismo está conectado mediante un embrague al eje del generador, por lo que funciona de manera unidireccional, evitando así someter al eje a mayores solicitaciones mecánicas (Figura 78). Los creadores justifican el uso del sistema de bola y husillo debido a su gran fiabilidad y extendido uso en la industria, y también su alta eficiencia mecánica [Agamloh, 2008]

Figura 78.- Descripción de los componentes del CFTS

El pistón se encuentra rodeado de un anillo exterior de imanes permanentes, los cuales se encuentran acoplados magnéticamente a un anillo interior de acero situado en la boya. Este acoplamiento magnético es la base de la estrategia de supervivencia, ya que ante temporales, la ola incidente genera una fuerza vertical sobre el flotador que el pistón no puede seguir y por tanto el sistema se desacopla, evitándose así sobrecargas

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eléctricas. Cuando se restablece el nivel de oleaje, el pistón y el flotador vuelven a acoplarse magnéticamente de manera autónoma, comenzando de nuevo a generar.

El sistema de acoplamiento pistón-flotador puede tener diferentes geometrías, las cuales se muestran en la siguiente figura.

La eficiencia del generador es elevada, ya que se consigue trabajar a altas velocidades de giro, aunque la eficiencia del sistema del sistema global, en el mejor de los casos es del 60%, para un nivel de generación de 100W, debido a las perdidas introducidas por el embrague y el mecanismo de bolas (ensayado con una boya de D: 0,6m H: 0,6m y una longitud activa de aproximadamente 1 m).

El modo de funcionamiento unidireccional del generador permitiría la introducción de un disco de inercia que estabilizara la señal de salida evitando huecos de tensión durante el periodo de descenso del pistón, cuando el sistema se encuentra desembragado.

Otra opción, con vistas a mejorar la eficiencia global y el nivel de energía generada, sería colocar un segundo generador que se accionara durante el descenso. Cada generador estaría óptimamente diseñado para las características del empuje en la subida y la bajada, aunque se debería introducir también un segundo embrague, con sus consecuentes perdidas y posibles labores de mantenimiento.

De cara a adaptar la máquina a los distintos niveles de oleaje, la boya puede ser parcialmente inundada para adaptar sus características hidrodinámicas y conseguir un funcionamiento en resonancia con el oleaje.

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• Manta – SeaRay

Dispositivo desarrollado por Columbia Power Technologies que genera energía eléctrica aprovechando tanto el movimiento de oscilación vertical (heave) como el de oleada lateral (surge). Esto provoca que se duplique el nivel de potencia generada con respecto a absorbedores puntuales de dimensiones similares. Para el aprovechamiento de la energía de la oleada lateral el dispositivo es auto-orientable [Rhinefrank, 2009].

Figura 79.- Detalle de los generadores y dimensiones

Consiste en dos flotadores, independientes uno del otro, con un rango de giro de 90º y conectados mediante sus ejes al cuerpo central, en cuya parte superior se sitúa el generador o generadores. En la parte inferior de mástil se encuentra una base diseñada para que el dispositivo permanezca relativamente estacionario en dirección vertical.

Las grandes dimensiones de los generadores tienen como objetivo aumentar en lo posible la velocidad de trabajo en el entrehierro, consiguiéndose, en el caso ideal, eficiencias del 95% para una velocidad de trabajo en el entrehierro de 1,4 m/s.

Existen varias opciones para el montaje del generador o generadores. Se puede montar un solo generador con dos partes móviles, es decir, el rotor se encontraría conectado al eje de un flotador y el estator al otro, de manera que se aumenta la velocidad relativa de trabajo en el entrehierro de la máquina, o montar dos generadores, fijados al eje del flotador independiente uno del otro, y trabajando de modo bidireccional.

Otra opción posible, no propuesta por los desarrolladores, sería la de usar los generadores de manera unidireccional, introduciendo un sistema de embrague y un disco de inercia, para conseguir una señal de salida más lisa y aumentar la eficiencia del dispositivo.

Ya han sido validados los modelos a escala 1:50 y 1:33 y están en etapa de diseño los modelos 1:15 y 1:5, y los resultados del ensayo del modelo numérico reflejaban una potencia generada entre 250 y 1000kW, dependiendo del clima de oleaje [Rhinefrank, 2011]. El diseño del dispositivo a escala completa presentaría unas dimensiones de 25 metros de altura y 18 metros de diámetro de los flotadores.

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• SeaHeart

Proyecto en estado de idea propuesto por la empresa tecnológica Oceanic Power, sólo se ha realizado un diseño preliminar de los elementos del conjunto. La propuesta tiene como objetivo la hibridación con la energía eólica, diseñando plantas offshore donde ambas tecnologías se encuentren combinadas.

La idea consiste en un flotador en anillo montado alrededor del mástil, o mástiles, de sujeción de la torre eólica que accione mediante un mecanismo piñón-cremallera un generador rotativo situado en el interior del propio flotador.

Con respecto a las dimensiones, un flotador de aproximadamente 8 metros de diámetro podría generar entre 500 y 1000kW.

Plantean diferentes configuraciones de los dispositivos en la planta, aprovechando la infraestructura y reduciendo así el coste de la energía generada.

Para la disposición óptima se montarían dos generadores en el flotador, diseñados individualmente para las características concretas de la fuerza de empuje en la subida y bajada de la ola, cada uno de ellos trabajando de modo independiente y de manera unidireccional, incluyéndose por tanto en el montaje embrague y discos de inercia. Las pérdidas introducidas por los sistemas mecánicos nombrados están cuantificadas en un 15%.

El flotador presenta un sistema de válvulas por el cual puede ser parcialmente inundado, adaptándose así a las características hidrodinámicas del oleaje e incluso ser sumergido de manera remota como estrategia de supervivencia ante temporales desfavorables.

• Neptune

Se trata de un dispositivo desarrollado por la empresa del mismo nombre. Este consistente en una boya que contiene un péndulo horizontal (disco desequilibrado) en su interior, el cual se encuentra directamente acoplado al eje de un generador eléctrico rotativo (NeptuneWavePower, 2010).

El diseño modular del dispositivo permite una fácil construcción, transporte, instalación, anclaje y mantenimiento. No existen partes móviles expuestas al exterior.

Los diseñadores señalan que el dispositivo es operativo con olas de apenas pocos centímetros (una pulgada), aunque está optimizado para alturas de olas entre 0.5 y 2 metros

Está diseñado para ser instalado entre 50-75 metros de profundidad y a una distancia de la costa de 1 o 2 kilómetros.

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Los dispositivos tienen una potencia unitaria de 50-100kW y presentan una eficiencia de 70-90%. Están pensados para su instalación en planta de múltiples unidades dispuestas a 50 metros de distancia entre centros. Tienen un ciclo de vida de 20 años. Los test han sido realizados en el canal de olas de la universidad estatal de Oregon.

• C-Gen

Es un nuevo concepto de la tipología air-cored que está siendo desarrollado por la universidad de Edimburgo aplicado a generadores rotativos de accionamiento directo. El principal beneficio es la reducción sustancial de la masa total, hasta el 50% con respecto a máquinas equivalentes con núcleo de hierro y evitar, a su vez, las fuerzas normales con los imanes permanentes [Keysan, 2010]

La construcción de la estructura se realiza de manera modular por lo que disminuyen los costes y es fácil de ensamblar.

La reducción de masa permite que se pueda aumentar bastante el radio sin convertirse en una máquina excesivamente pesada, aumentando así la velocidad relativa de trabajo en el entrehierro.

Se plantea la posibilidad de que el generador trabaje completamente inundado con el agua del mar, con ello se mejoraría el comportamiento térmico de la máquina y se produciría un ahorro en el sistema de aislamiento aunque se aumentarían los requerimientos de los materiales ante la corrosión.

Se está estudiando la implementación de este tipo de generador en dos dispositivos:

Oyster:

Se disponen dos generadores laterales de 600kW cada uno de tipología de flujo radial.

Este proyecto se realiza de manera paralela al actual sistema hidráulico.

No sería estrictamente un sistema de accionamiento directo, ya que se monta una caja multiplicadora simple que aumenta la velocidad de giro.

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Turbina Scotrenewables (SRTT)

Dos generadores se accionan mediante turbinas de corrientes colgantes de una estructura flotante. En este caso el generador presenta una tipología de flujo axial, aumentando así el ratio de superficie activa contra tamaño.

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5.3 Comparativa Generador Eléctrico Lineal / Rotativo

Llevar a cabo una comparativa entre las distintas tecnologías presentadas anteriormente no es tarea fácil, debido a la inexistencia de unos estándares en este tipo de máquina todavía inmaduras y relativamente poco desarrolladas.

Empezaremos por comparar las distintas tipologías de generadores lineales. De ellos, la tipología más usada hasta el momento ha sido la LFPM. Esto es debido a su simplicidad constructiva y robustez. Con esta tipología, el problema de las fuerzas normales de atracción de los imanes permanentes se ha intentado mitigar mediante la multiplicidad de caras del generador, compensando así dichas fuerzas y aumentan el nivel de potencia generada [Ivanova, 2005].

Sin embargo, con respecto a la densidad de potencia, la tipología TFPM presenta mejores condiciones [Polinder, 2005]. De este modo se eleva el ratio potencia masa, y por tanto potencia precio. Este puede ser un factor clave a la hora de intentar conseguir reducidos precios de la energía generada para la consecución de un dispositivo comercialmente viable.

No obstante, esta ventaja lleva asociado dos importantes hándicaps. El aumento de una mayor densidad de potencia se produce gracias al aumento de las fuerzas tangenciales desarrolladas, pero esto, como vimos en el primer apartado de este capítulo, esto lleva asociado un aumento, de manera cuadrática, del nivel de fuerzas normales, las cuales se disparan, convirtiéndose en esta tipología en un importante problema, provocando que la estructura este sometida a elevados requerimientos mecánicos.

El segundo inconveniente de esta tipología es la alta reactancia síncrona que presenta el generador TFPM, y su alta necesidad de compensación de reactiva [Cruz, 2008]. Del mismo modo, el trabajo a mayores frecuencias eléctricas conlleva mayores pérdidas en el hierro en esta tipología de generador [Polinder, 2003]. A pesar de estos dos inconvenientes comentados, la característica de su gran densidad de potencia en el entrehierro lo convierte en un excelente candidato a ser estudiado y desarrollado con más profundidad, pues su gran capacidad para producir elevados niveles de potencia unitaria representa una importante ventaja para conseguir un coste de la energía generada bajo, uno de los grandes retos a superar por la tecnología undimotriz.

Tanto el problema de las fuerzas normales como las altas reactancias síncronas viene resuelto con la eliminación del material ferromagnético del estator que se realiza en la tipología TAPM [Elwood, 2009]. El inconveniente aquí reside en las relativamente bajas densidades de potencia en el entrehierro que se consiguen debido a la eliminación de un excelente conductor para el flujo magnético [Szabó, 2007] y que este tenga que ser concatenado por el aire, de permeabilidad muy inferior [Mueller, 2002]. A pesar de esta importante desventaja este tipo de generador si ha sido más desarrollado e implementado en algunos dispositivos precomerciales. Su baja complejidad constructiva es su gran baza competitiva frente a sus competidores lineales. Su estudio y desarrollo en diseños como el propuesto por la Universidad de Stellenbosch han alcanzado niveles muy altos de eficiencia, presentando además importantes oportunidades en el ahorro de costes de material activo [Vermaak, 2010].

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Para estudiar la viabilidad de este concepto se comparó con dos máquinas existentes de tipología longitudinal, de 1 y 10 kw desarrolladas por OSU y Uppsala respectivamente [Vermaak, 2010].

Las dimensiones de los imanes, poles, longitud del rotor y del estator de la máquina bajo estudio se tomaron en base a las ya existentes. Los principales parámetros de las máquinas que se construyeron se presentan en la TABLA.

Parámetros OSU N1 Uppsala N2

Nucleo del estátor Iron Air Iron Air

Long. estátor (m) 0.288 0.288 1.3 1.3

Long rotor (m) 1.152 1.152 1.8 1.8

Área entrehierro (m2)

0.54 1.56 2.08 7

Poles 4 4 26 26

Ancho del Pole (mm)

72 72 50 50

Ratio ancho imán – pole

0.72 0.72 0.8 0.7

Frecuencia (Hz) 5.3 5.3 7 7

Densidad de flujo pico en el

entrehierro (T)

0.94 0.7 1 0.7

Densidad de corriente (A/mm2)

2.25 2.25 1.8 1.8

Carga eléctrica (kA/m)

3.67 6.8 9.72 5.5

Tensión tangencial (kN/m2)

2.44 3.4 6.87 2.7

Fuerza tangencial (kN)

1.315 5.3 14.29 19.1

Velocidad media (m/s)

0.76 0.76 0.7 0.7

Potencia (kW) 1 4 10 13.4

Perdidas cobre (p.u.)

- 0.002 0.06 0.003

Eficiencia (%) - 79 86 84

Tensión pico por fase (V)

346 162 163 162

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Parámetros OSU N1 Uppsala N2

Resistencia de fase (Ω)

4.58 2.05 0.4 0.47

Masa de cobre (Kg) 28.55 80 70 315

Masa total de estator (Kg)

139.4 106 836 419

Masa de imanes (Kg)

222 504 115 754

Masa total del rotor (Kg)

1446 607 547 903

Número de circuitos en

paralelo

- 3 - 18

Se obtuvo de esta comparación que, para la misma longitud activa de la máquina se aumentaba entre un 190 y 240 % el área de entrehierro con la topología propuesta con respecto a ambas configuraciones iniciales.

En el caso de la N2, debido a la profundidad de los ‘slots’ que permite mayor número de vueltas del bobinado, se aumentaba la potencia de salida en un 34%, aunque con una eficiencia ligeramente inferior. En el caso del N1, la potencia de salida era un 300 % mayor, aunque aquí la eficiencia era relativamente reducida, alcanzando tan solo el 79%.

Como contra de este tipo de máquinas es el aumento significativo de material de cobre que supone mayores costes en este concepto a la vez que mayores pérdidas tipo Joule. Además, el aumento de la superficie de entrehierro conlleva que una mayor parte de este material de cobre permanezca inactivo durante parte del proceso.

También podemos observar como aumenta considerablemente la masa total de imanes permanentes usados, con las consecuentes implicaciones económicas que conlleva.

A pesar del aumento en material de cobre e imanes permanentes, la eliminación del acero de la estructura resulta en una máquina final más ligera.

No obstante, las desventajas de esta tipología pueden ser solventadas, ha de tenerse en cuenta que estas máquinas no fueron diseñadas bajo criterios de optimización, sino del modo más equivalente posible a aquellas con las que se compararían.

En términos de eficiencia los generadores lineales que usan imanes permanentes para la inducción presentan valores muy altos, siempre superior al 80% [Wolfbrand, 2006]. Su utilización, como se explicó en los apartados anteriores, viene justificada por la necesidad de las altas fuerzas magnéticas necesarias para conseguir niveles de producción aceptables a las bajas velocidades de trabajo impuestas por el medio marino. Este alto nivel de fuerzas electromagnéticas inducidas se convierte en un importante problema cuando los regímenes de trabajo aumentan considerablemente, es decir, en

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temporales y tormentas. En esos momentos se disparan los niveles de producción y se compromete lo que podríamos considerar como la “supervivencia eléctrica” del dispositivo. Las sobrecargas producidas en estas condiciones del oleaje pueden dañar los distintos subsistemas eléctricos involucrados en la generación de energía. Esto obliga además a que estos subsistemas deban estar ampliamente sobredimensionados, lo cual no ayuda en la optimización y reducción de los costes de fabricación.

Para evitar estos problemas la alternativa de la inducción mediante sistemas “clásicos” de corriente de excitación presenta un importante avance. Con estos sistemas las sobrecargas producidas en temporales y tormentas pueden ser evitas mediante la regulación en el rotor lineal de las fuerzas electromagnéticas inducidas.

Esta opción presenta también sus desventajas asociadas. Como ya se ha comentado anteriormente los niveles de fuerzas magnéticas inducidas deben ser altos por las bajas velocidades verticales del oleaje y con este sistema de inducción los niveles de fuerzas magnéticas son inferiores a los producidos por los imanes permanentes. Esto supone pasar de los 1,6 T habituales de las máquinas de imanes permanentes [Wolfbrand, 2006] a niveles de 0,5-0,6 T [Sanz, 2004]. Esta reducción conlleva que los niveles de potencia por dispositivo sean presumiblemente inferiores.

No obstante también presenta esta tipología una importante ventaja en su facilidad constructiva, la no existencia de fuerzas normales constantes hace que la construcción y ensamblaje de estas máquinas sea más sencilla que sus homologas de imanes permanentes, imponiendo, además, menos requerimientos mecánico sobre la estructura.

En la Tabla 22 se resumen los principales parámetros expuestos anteriormente.

Tabla 22.- Comparación de generadores lineales

Tipo Potencia por área de

entrehierro (kW/m2)

Ratio flujo (IX/E)

Complejidad constructiva

Ventaja Inconveniente

LFPM ~25 0.1-0.5 Media Simple / Robusto. Baja reactancia sincronía.

Bajo ratio flujo/área entrehierro.

TFPM ~50 1.6-2.6 Alta Gran densidad potencia.

Alta reactancia sincronía. Estator complejo.

TAPM ~12.8 <0.3 Baja Eliminación de las FN

Muy bajo ratio flujo/área entrehierro.

Corriente Excitación

N/D N/D Baja Control ante sobrecargas eléctricas.

Bajo ratio flujo/área entrehierro.

Datos obtenidos para velocidades de trabajo de 1m/s.

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Con respecto a los generadores rotativos, su primer desventaja, es que necesitan, de manera inequívoca un paso de conversión del movimiento lineal, propio del recurso, al rotativo.

Este paso no implica que no se trate de generadores de accionamiento directo, pues la velocidad de trabajo del generador sigue estando directamente establecida por la del recurso. Pero si provoca que las eficiencias totales en la conversión sean inferiores con respecto a los generadores lineales.

No obstante, el uso de generadores rotativos supone una ventaja tecnológica, que se basa en su madurez. El uso de este tipo de máquinas, altamente desarrolladas y usadas en diversos sectores tecnológicos supone un importante avance en el logro de un dispositivo comercialmente viable. Sin embargo, aunque las máquinas rotativas presentan también niveles altos de eficiencia, estos suelen ser efectivos a altas velocidades de trabajo. Esta condición sin embargo no es así en su aplicación a la tecnología undimotriz. Descartamos además el uso de cajas multiplicadoras, por las pérdidas que introducen. Por tanto, es necesario un esfuerzo en el desarrollo de máquinas rotativas específicamente diseñadas para su aplicación a la tecnología de las olas que mejoren los niveles de eficiencia actuales.

Comparando los generadores rotativos expuestos en el apartado anterior, podemos realizar una clara distinción; aquellos diseñados para trabajar de modo unidireccional, y los diseñados para trabajar de modo bidireccional.

Estos últimos parecen ser la tendencia más dominante, al presentar mejores niveles de eficiencia [Rhinefrank, 2009]. Esta eficiencia se debe a que no se introduce ninguna etapa intermedia de conversión del movimiento. Sin embargo también presentan algunas desventajas. La primera de ella son lo elevados requerimientos mecánicos a los que someten al eje de transmisión. De nuevo recordaremos que la generación basada en la energía de las olas está definida por bajas velocidades y grandes fuerzas. Estas grandes fuerzas se traducen en grandes pares en el eje que, además, cambian de signo cada pocos segundos.

El otro inconveniente de los generadores bidireccionales es que producen la energía, como en el caso de los generadores lineales, mediante pulsos irregulares. Esto supone de nuevo requerimientos añadidos a la electrónica de potencia involucrada en el proceso de generación, la cual ha de estar diseñada para tratar grandes pulsos de potencia y ejercer un control sobre la máquina de manera que se maximice la energía generada [Mueller, 2002].

Este inconveniente de los generadores bidireccionales se traduce en la gran ventaja de los generadores unidireccionales, los cuales producen energía de una manera más regular, aliviando los requerimientos de la etapa de potencia y permitiendo que el control de la máquina pueda estar basado en un sistema mecánico actuando sobre el eje de transmisión.

Otra ventaja de los generadores unidireccionales es que permiten un cierto almacenamiento de energía mediante sistemas clásicos como los volantes de inercia. Su uso, permitiría aumentar las eficiencias de estos, y estabilizaría aún más el nivel de producción [Barton, 2004].

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Plantear una etapa de acumulación de energía en lo generadores bidireccionales solo podría ser posible de manera similar a los generadores lineales, mediante el uso de súper condensadores o acumulación por uso de baterías de hidrogeno [Molinas, 2007].

Tabla 23.- Comparación de generadores rotativos

Tipo de Generador Ventaja Inconveniente

Bidireccional Eficiencias más elevadas

(con respecto a los unidireccionales)

Elevados requerimientos mecánicos en el eje.

Generación a pulsos.

Unidireccional Generación más estable.

Posibilidad de acumulación de energía.

Etapa de electrónica de potencia más sencilla.

Mayor número de componentes mecánicos.

Menores eficiencias.

Mayor mantenimiento.

Teniendo en cuenta ambos conceptos, lineal y rotativo, se llevó a cabo una investigación por parte de la OSU (Oregon State University) en la que se comparaban diversos conceptos de generación lineal y rotativos [Brekken, 2010].

En él, se modelaron y construyeron a escala los cinco generadores con características más prometedoras. El resultado del estudio estableció, que, con el estado actual de la tecnología, el generador eléctrico lineal, en configuración de absorción lineal, solo es una buena solución para niveles de potencia reducidos, inferiores a los 10 kW, quedando por tanto su uso limitado a las pequeñas aplicaciones de energía undimotriz [Rhinefrank, 2006].

Para valores superiores a esta cota, los problemas aparecidos en la estructura y las barras del generador lineal hacen que no sea una opción viable, quedando como la mejor opción el generador rotativo bidireccional, similar al usado en el dispositivo Manta – SeaRay. Conclusiones similares han sido presentadas recientemente por Grilli (2011), donde se proponen dos dispositivos de tipología lineal para su trabajo en aguas que presentan bajos niveles de potencia extraíble. Estos están diseñados para potencia no superiores a 1 kW, y aprovechar la energía generada para alimentar posible equipos auxiliares de puertos o plataformas marinas.

En la última parte del capítulo trataremos realizaremos una selección de la tecnología con mejores características de cara a una futura planta de generación de energía de las olas.

Para realizar esta selección tecnológica hemos de tener en cuenta multitud de variables. Una de las claves de éxito para alcanzar la comercialización de este tipo de energía es conseguir un coste de la energía competitivo con el resto de tecnologías. Esto pasa por reducir al máximo las labores de mantenimiento del dispositivo, ya que estas tienen una fuerte influencia sobre el coste final de la energía generada.

Por ello, los siguientes aspectos son deseables en la tecnología undimotriz:

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• Menor número de componentes

• Potencial para alcanzar una gran potencia por dispositivo

• Acceso sencillo al equipamiento

• Instalación y desmontaje sencillo

• Menor ocupación de área de mar por unidad de energía producida

• Menor oscilación de la energía eléctrica enviada a la red

• Utilización de equipamientos convencionales

• Potencial para la reducción de costes

• Estrategias de supervivencia bien identificadas

Las tecnologías de energía undimotriz anteriormente presentadas van a ser evaluadas atendiendo a 3 niveles; estado actual de la energía, viabilidad técnica y credibilidad de la tecnología, y viabilidad económica de la tecnología y credibilidad del tecnólogo.

Nivel Criterio

Estado actual de la tecnología

Desarrollo actual de la tecnología

kW/nº de componentes

Utilización de equipamiento estándar

Utilización de anclajes estándar

MW / km2 con un potencial energético de 40 kW/m

Viabilidad técnica y credibilidad de la tecnología

Supervivencia

Consistencia en el desarrollo

Experiencia del equipo de desarrollo

Viabilidad económica de la tecnología y credibilidad del tecnólogo

Costes de producción presentados por el tecnólogo

Posibilidad de reducción de costes

Capacidad de Instalación en diversas zonas del mundo

Operaciones de instalación y mantenimiento

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Estado actual de la tecnología

• Desarrollo actual de la tecnología El conocimiento y análisis de esta etapa de desarrollo de cada tecnología nos permite prever el horizonte temporal hacia la comercialización y el coste que supondrá.

Bajo este criterio, presentamos en la siguiente Tabla 24, de mayor desarrollo a menor, las distintas tecnologías presentadas en el apartado anterior:

Tabla 24.- Comparación de tecnologías por estado de desarrollo

Pos Tecnología Generador Estado 1 AWS Lineal 5 2 Seabased Lineal 5 3 Manta–Sea Ray Rotativo 4 4 L-10 Lineal 3 5 Trident Energy Lineal 3 6 Neptune Rotativo 3 7 Snapper Lineal 2 8 CFTS Rotativo 2 9 C-Gen Rotativo 2 10 Novel Air-cored Typology Lineal 1 11 Hybrid Trans/Long Flux Lineal 1 12 SeaHeart Rotativo 1

Criterio de puntuación: 1-Menor estado de desarrollo, 5-Mayor estado de desarrollo

Como hemos observado, el mayor estado de desarrollo lo ocupa el dispositivo de AWS junto al dispositivo Seabased, ambos de tipo lineal, aunque el primero, tras varios años de desarrollo usando un generador eléctrico lineal haya sufrido un cambio hacia un sistema hidráulico. Observamos que los conceptos de generadores eléctricos lineales más desarrollados corresponden a la tipología LFPM, aunque actualmente se estén realizando importantes investigaciones tanto en la tipología aircored como en los conceptos sin imanes permanentes.

La aplicación de generadores rotativos, aunque con algo más de retraso también está entrando con fuerza en su aplicación a absorbedores puntuales debido al avance en madurez tecnológica que supone y al aumento en los niveles de potencia.

• kW/nº de componentes

La potencia de los prototipos influye de forma notable en los costes de fabricación y producción, así como en la ubicación del dispositivo. Es importante saber en qué medida la potencia de los prototipos es escalable al tamaño real, y las posibilidades a escala completa de aumentar la potencia del dispositivo, ya que muestra el posible margen de mejora de la tecnología.

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A este respecto clasificaremos en la Tabla 25 los distintos dispositivos bajo estudio atendiendo a su ratio de potencia por número de componentes distinguiéndolos entre bajo, medio y alto.

Tabla 25.- Comparación de tecnologías por ratio potencia número de componentes

Pos Tecnología Generador Ratio 1 L-10 Lineal Bajo 2 AWS Lineal Bajo 3 Seabased Lineal Medio 4 Novel Air-cored Typology Lineal Medio 5 Hybrid Trans/Long Flux Lineal Medio 6 Snapper Lineal Alto 7 Trident Energy Lineal Alto 8 Manta–Sea Ray Rotativo Alto 9 Neptune Rotativo Alto 10 C-Gen Rotativo Alto 11 CFTS Rotativo Alto 12 SeaHeart Rotativo Alto Los generadores eléctricos lineales, en consecuencia de los expuesto en la anterior clasificación presentan una mayor simplicidad en lo que a número de componentes se refiere, lo cual les otorga dos importantes características, elevadas eficiencias y reducción de labores de mantenimiento. Los generadores rotativos, en cambio, incorporan un paso para la conversión del movimiento, lo cual supone ciertas pérdidas energéticas, así como posibles actividades de mantenimiento.

• Utilización de equipamiento estándar

Con el análisis de este parámetro medimos la fiabilidad técnica de las distintas tecnologías. La utilización de componentes estándar permite reducir los fallos, al existir mayor disponibilidad de componentes de cara a la sustitución o reparación de los mismos, aumentando por tanto la seguridad.

Según el criterio de utilización de elementos estándar se establece la clasificación de la Tabla 26.

Tabla 26.- Comparación de tecnologías por utilización de equipamiento estándar

Pos Tecnología Generador Uso 1 Manta–Sea Ray Rotativo Elevado 2 CFTS Rotativo Elevado 3 SeaHeart Rotativo Elevado 4 Neptune Rotativo Elevado 5 C-Gen Rotativo Medio 6 L-10 Lineal Medio

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7 Seabased Lineal Medio 8 AWS Lineal Bajo 9 Trident Energy Lineal Bajo 10 Snapper Lineal Bajo 11 Novel Air-cored Typology Lineal Bajo 12 Hybrid Trans/Long Flux Lineal Bajo

Concluimos con esta clasificación en algo que ya habíamos comentado con anterioridad, y es que el mayor estado de madurez de los generadores rotativos se traduce en la existencia de unos componentes estándares que aportan mayor fiabilidad y aumentan las garantías de éxito de los dispositivos. Este es el gran objetivo a conseguir en el desarrollo de generadores lineales, adquirir una madurez tecnológica tal que se pueda garantizar su funcionamiento en aplicaciones de energía de las olas.

• Utilización de anclajes estándar

Parámetro muy relacionado con el anterior, su análisis se basa en la búsqueda de la mayor fiabilidad posible. En este caso el elemento bajo estudio es el anclaje, que responde a criterios mecánicos y de ahí su evaluación por separado con respecto al punto anterior, donde los criterios evaluados eran de carácter eléctrico.

Establecemos en este caso una clasificación en la que sólo se encuentran incluidas aquellas tecnologías que han sido implementadas en un dispositivo y lanzadas al mar.

Tabla 27.- Comparación de tecnologías por utilización de anclajes estándar

Pos Tecnología Generador Anclajes 1 AWS Lineal Estándar y universal 2 Seabased Lineal Estándar y universal 3 Manta–Sea Ray Rotativo Estándar 4 L-10 Lineal Estándar 5 Trident Energy Lineal Poco estándar

Los anclajes, no obstante, quedan fuera del alcance de estudio de este proyecto.

• Potencia prevista con un potencial de ‘x’ kW/m

La potencia específica es un parámetro útil para comparar la eficiencia de diferentes dispositivos, pero para ello ambos deben evaluarse con un potencial energético similar. En este punto nos encontramos ante una problemática, que es la de definir dicho potencial energético para comparar las distintas tecnologías, y en caso de ser decidido este, no sería acertado comparar dispositivos diseñados para distintos potenciales.

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Por todo ello, estableceremos en la Tabla 28 la clasificación de las tecnologías en base a sus eficiencias máximas de conversión de la energía eléctrica.

Tabla 28.- Comparación de tecnologías según su eficiencia

Pos Tecnología Generador Eficiencia 1 Manta–Sea Ray Rotativo 95 2 Neptune Rotativo 90 3 C-Gen Rotativo 90 4 Novel Air-cored Typology Lineal 90 5 Seabased Lineal 86 6 SeaHeart Rotativo 85 7 Snapper Lineal 80 8 CFTS Rotativo 60 9 L-10 Lineal N/D 10 AWS Lineal N/D 11 Trident Energy Lineal N/D 12 Hybrid Trans/Long Flux Lineal N/D

Puede parecer contradictorio, que siendo las altas eficiencias la principal ventaja del concepto lineal los primeros puestos estén ocupados por dispositivos con generadores rotativos. Esto puede explicarse argumentado que los datos aquí recogidos son los publicados por cada tecnólogo, sin especificarse a veces si estos datos se refieren a eficiencias máximas, medias, etc. En el caso, por ejemplo, del Manta-SeaRay se trata de la eficiencia máxima ideal que puede alcanzar el dispositivo a una cierta velocidad [Rhinefrank, 2009], mientras que el caso del SeaBased corresponde a su eficiencia media [Engström, 2007]. Por ello volvemos a hacer hincapié en que, bajo las mismas condiciones de trabajo, los generadores eléctricos lineales presentan eficiencias más elevadas que los generadores eléctricos rotativos, debido a la inexistencia absoluta de pasos intermedios en la conversión de la energía.

Viabilidad y credibilidad de la tecnología

• Supervivencia

La supervivencia ante situaciones climatológicas adversas como temporales y tormentas son factores claves para el éxito en el desarrollo comercial de los dispositivos undimotrices. Es necesaria la identificación de los aspectos críticos para poder afrontar la búsqueda de soluciones. Las estrategias ante temporales no garantizan la supervivencia pero aumentan las posibilidades de éxito.

De nuevo en este punto podremos clasificar únicamente las tecnologías que llevan asociadas en su desarrollo tanto el generador como el dispositivo, y así lo hacemos en la Tabla 29.

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Tabla 29.- Comparación de tecnologías por estrategia de supervivencia

Pos Tecnología Generador Nivel 1 AWS Lineal 5 2 Manta–Sea Ray Rotativo 5 3 Trident Energy Lineal 4 4 Seabased Lineal 4 5 Neptune Rotativo 3 6 L-10 Lineal 3 7 SeaHeart Rotativo 3

1.-Cuestiones fundamentales en el concepto de la tecnología que ponen en duda la supervivencia 2.-Identificados varios aspectos críticos que ponen en riesgo la supervivencia de la tecnología 3.-Aspectos puntuales aparentemente críticos que no han sido comprobados/explicados 4.-Aspectos puntuales aparentemente críticos con solución presentada (pero no comprobada) 5.-No presenta aspectos particularmente críticos relacionados con la supervivencia

En este apartado merece la pena señalar por separado dos casos que aún no están implementados en dispositivos, pero que presentan buenas cualidades en su futura estrategia de supervivencia. En primer lugar nombraremos el generador rotativo C-Gen. Su aplicación en la tecnología undimotriz está, en principio planteada para su instalación en la parte inferior del dispositivo Oyster, hibridando tecnología hidráulica y accionamiento directo. Esta ubicación la zona inferior, pegado al suelo marino, evita cualquier tipo de peligro ante temporales de oleaje, al ser este un fenómeno de la superficie del agua. Por otro lado señalaremos las cualidades del ‘Hybrid Trans/Long Flux’. En lo correspondiente a la sobrecarga eléctrica que se produce en condiciones desfavorables del clima, la eliminación de los imanes permanentes en los dispositivos supone una importante ventaja. La posibilidad de regular la inducción garantiza por tanto la supervivencia ‘eléctrica’ del dispositivo.

En este caso, por tanto, podríamos concluir que la supervivencia no responde tanto a la tipología del generador como al adecuado diseño del dispositivo, su ubicación y una correcta estrategia para soportar las condiciones adversas. Aunque como hemos señalado anteriormente, desde el punto de vista eléctrico, son más adecuados bajo este criterio aquellas máquinas que no montan imanes permanentes, tanto por la sobrecarga que producen como por la fragilidad de estos.

• Consistencia en el desarrollo

La forma en que se lleva a cabo el desarrollo de la tecnología es importante, ya que muestra el grado de planificación, y si se ha planificado de forma correcta el proceso global. Una gestión dubitativa o con errores muestra que la planificación no ha sido la adecuada o que se han finalizado etapas sin realizar las verificaciones necesarias.

En este campo resulta especialmente complicado establecer una clasificación, debido a lo innovativo del campo tecnológico, en numerosas ocasiones el acceso a la información es complicado o en algunos casos, de uso estrictamente confidencial.

No obstante se ha establecido en la Tabla 30 la siguiente clasificación.

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Tabla 30.-Clasificación de las tecnologías según su consistencia en el desarrollo

Pos Tecnología Generador Nivel 1 Manta–Sea Ray Rotativo 5 2 AWS Lineal 4 3 L-10 Lineal 4 4 Seabased Lineal 4 5 C-Gen Rotativo 3 6 Snapper Lineal 3 7 Trident Energy Lineal 3 8 Neptune Rotativo 3 9 Hybrid Trans/Long Flux Lineal 3 10 Novel Air-cored Typology Lineal 3 11 CFTS Rotativo 2 12 SeaHeart Rotativo 1

1 Ausencia de información sobre las simulaciones (falta credibilidad) 2 Falla en algunas etapas importantes del desarrollo 3 Desarrollo estructurado en la fase actual del prototipo 4 Desarrollo estructurado desde la fase conceptual al prototipo 5 Desarrollo muy bien estructurado desde la fase conceptual al desarrollo del prototipo

En este sentido la tecnología del Manta-SeaRay es claramente vencedora. Se trata de un generador, según sus creadores, de tercera generación, que ha llegado a su escala completa previo paso por diferentes escalas sometidos a test de supervivencia y niveles de producción con resultados siempre satisfactorios.

• Experiencia del equipo de desarrollo

La experiencia previa de los integrantes del equipo de desarrollo es un factor fundamental para el éxito, esta es una garantía de trabajo bien realizado y también proporciona credibilidad de cara al exterior. Además de la experiencia que se adquiere con el trabajo, la formación y la vigilancia tecnológica son herramientas importantes.

La tónica habitual en este sentido suele ser empresas tecnológicas trabajando en estrecha colaboración con investigadores de alguna universidad. Fruto de estos esfuerzos en investigación surgen, en ocasiones, más de un concepto que pasa ser desarrollado, como es el caso de las colaboraciones entre Columbia Power Technologies y la Universidad Estatal de Oregon.

Tabla 31.-Clasificación de las tecnologías según la experiencia del equipo investigador

Pos Tecnología Generador Nivel 1 Seabased Lineal 5 2 Manta–Sea Ray Rotativo 4 3 L-10 Lineal 4 4 CFTS Rotativo 4 5 AWS Lineal 4

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6 Trident Energy Lineal 3 7 Snapper Lineal 3 8 C-Gen Rotativo 3 9 Neptune Rotativo 3 10 Hybrid Trans/Long Flux Lineal 3 11 Novel Air-cored Typology Lineal 3 12 SeaHeart Rotativo 2

1.-Equipo poco flexible respecto a la cobertura de las áreas necesarias (gestión y tecnología). Falta de información o de credibilidad en la información disponible 2.-Capacidad demostrada en la gestión o en la parte técnica; pero con carencias en algunas de las áreas 3.-Capacidad demostrada en la gestión y en la parte técnica; pero con margen de mejora significativo 4.-Abarca varias áreas de experiencia en el sector, con capacidad de cubrir las posibles carencias 5.-Gran capacidad de gestión y cuerpo técnico de referencia internacional; experiencia offshore significativa

A pesar de que es importante la experiencia y capacidades de los diferentes equipos de trabajo que están detrás del desarrollo de cada tecnología, tampoco es del alcance de este proyecto su valoración detallada.

• Costes de producción presentados por el tecnólogo

Los costes de producción de una tecnología tienen un peso muy importante de cara a su viabilidad. Hay que tener en cuenta las posibles ayudas que se subvencionan en cada país, no todos tienen ayudas a la producción. Un cierto coste de producción puede hacer que una tecnología sea viable en un país y no lo sea en otro gracias a este tipo de ayudas.

Bajo este criterio resulta imposible establecer una clasificación. De nuevo la inaccesibilidad a los datos, o la confidencialidad de estos no permite disponer de la información necesaria de cada una de las tecnologías para establecer una comparación.

Viabilidad económica y credibilidad

• Posibilidad de reducción de costes

Pese a que en la actualidad una tecnología no sea viable, un mayor desarrollo de la misma puede hacer que disminuyan los costes y pase a serlo. Es necesario realizar un análisis exhaustivo de los diferentes campos donde se puede mejorar y el grado de mejora que es posible alcanzar para poder evaluar de forma adecuada si existe la posibilidad de reducción de costes. En este caso ese análisis está basado en las posibilidades de desarrollo de la tecnología en función de su madurez actual.

En relación a ese potencial de mejora en la reducción de gastos se ha establecido la clasificación de la

Tabla 32.

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Tabla 32.- Comparación de las tecnologías por su potencial en la reducción de costes

Pos Tecnología Generador Nivel 1 Snapper Lineal 3 2 Manta–Sea Ray Rotativo 2 3 Novel Air-cored Typology Lineal 2 4 Hybrid Trans/Long Flux Lineal 2 5 Seabased Lineal 2 6 Trident Energy Lineal 2 7 AWS Lineal 2 8 C-Gen Rotativo 2 9 L-10 Lineal 1 10 Neptune Rotativo 1 11 CFTS Rotativo 1 12 SeaHeart Rotativo 1

1 Sin potencial de reducción 2 Posible potencial de reducción 3 Claro potencial de reducción de costes

En este apartado cabe destacar que la inmadurez tecnológica pueda ser, bajo este criterio, una ventaja. Podemos observar como existe una tendencia de generadores lineales que, aunque en estados todavía más prematuros, pueden presentar grandes posibilidades de reducir los costes de su tecnología. En el caso del snapper mediante el aumento de la potencia por unidad de dispositivo, en el del generador Novel Air-cored Typology mediante la reducción de material activo (cobre) y en el caso más extremo el generador híbrido, eliminando totalmente los imanes permanentes del rotor lineal [Vining, 2010].

• Capacidad de instalación en diversas zonas del mundo

Algunas tecnologías están diseñadas para unos parámetros de olas determinados. Otras tecnologías pueden adaptarse utilizando mecanismos de control.

Una vez más, en este apartado incluimos únicamente aquellas tecnologías que incluyen ya la implementación en un dispositivo, pues es realmente de este de quien dependen las posibilidades de trabajar en diferentes ubicaciones.

En función de dicha capacidad de adaptación a diversos climas de oleajes establecemos la clasificación de la Tabla 33

Tabla 33.-Comparación de tecnologías por su capacidad de adaptación

Pos Tecnología Generador Nivel 1 Manta–Sea Ray Rotativo 3 2 SeaHeart Rotativo 2 3 Neptune Rotativo 2

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4 Trident Energy Lineal 2 5 AWS Lineal 2 6 L-10 Lineal 1 7 Seabased Lineal 1

1.-No adaptable 2.-Adaptable 3.-Altamente flexible

Como se ha indicado antes, esta característica es más dependiente del diseño del dispositivo en el que se encuentre implementado el generador que del propio generador. Aunque podemos observar una mayor adaptabilidad de los conceptos montados con generadores eléctricos rotativos, esto es debido a que para su diseño las características del oleaje predominante no tienen la importancia que tienen en el caso del lineal, en el cual determina por completo parámetros como la carrera del rotor lineal o la superficie activa en el entrehierro.

• Operaciones de instalación y mantenimiento

Estos dos factores son críticos en el caso de los dispositivos offshore, ya que para ambas se depende de las condiciones climatológicas. Es necesario diseñar los dispositivos de modo que sean fácilmente accesibles y que se realicen las tareas de mantenimiento en el menor tiempo posible. Los costes de mantenimiento suponen un porcentaje muy importante de los costes de producción.

Quizás este no sea la rama más desarrollada en el campo de la tecnología undimotriz, pues para ello se requeriría de un conocimiento exhaustivo de la tecnología a implantar, y todavía no existe una convergencia clara.

No obstante, la facilitación de las labores de instalación y la minimización del mantenimiento son criterios tenidos en cuenta en las distintas fases de diseño. La Tabla 34 muestra una clasificación de nuevo de los conceptos que incluyen los dispositivos de absorción.

Tabla 34.-Clasificación de la tecnología por sus labores de instalación y mantenimiento

Pos Tecnología Generador Nivel 1 Manta–Sea Ray Rotativo 3 2 Neptune Rotativo 2 3 L-10 Lineal 1 4 Trident Energy Lineal 2 5 SeaHeart Rotativo 2 6 AWS Lineal 2 7 Seabased Lineal 1

1 Sin estrategia definida/ Falta de información o de credibilidad 2 Estrategia con graves lagunas 3 Estrategia con lagunas 4 Estrategia clara de coste medio 5 Estrategia clara de bajo coste

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Observamos como para establecer las labores de instalación y la accesibilidad al mantenimiento las mejores características las presentan aquellos dispositivos que trabajan de manera flotante en la superficie. Algo más compleja resultan las labores para la instalación del Trident Energy, de plataforma flotante, donde las condiciones climáticas del momento de su instalación cobran una importancia aun mayor.

No obstante la configuración de dispositivos con las labores de instalación y accesibilidad al mantenimiento más compleja son los que trabajan sumergidos, debido a las labores extras a realizar en la fase de hundimiento y las necesidad de un equipo altamente cualificado para realizar las labores de inspección y mantenimiento.

• Selección final

Como hemos podido ir observando a lo largo de los distintos parámetros analizados existen dos tecnologías con características sobresalientes al resto. Estos son los dispositivos AWS y Manta-SeaRay.

Sus principales características ventajosas son su alta capacidad de producción y sus contrastadas posibilidades de supervivencia ante temporales. No obstante, el dispositivo AWS presenta dos puntos débiles respecto al Manta-SeaRay. El primero es que al ser un dispositivo sumergido complica considerablemente las labores de mantenimiento. Y el segundo es, que como ya se comentó anteriormente, en su última evolución el dispositivo AWS cambió su sistema de generación a un circuito hidráulico, abandonando por tanto el concepto de generación lineal de accionamiento directo.

Por tanto, bajo criterio del autor, la tecnología más adecuada para la instalación y puesta en marcha de una planta de generación de energía de las olas es el dispositivo Manta-SeaRay con generador eléctrico rotativo. Este dispositivo ha superado uno de los principales retos de la tecnología undimotriz como es la supervivencia y además presenta importantes características como su simplicidad y robustez. Sus posibilidades en conseguir un coste de la energía reducido gracias a la madurez de su sistema de conversión y la alta potencia unitaria por dispositivo.

5.an lisis de los generadores de accionamiento...

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