Eólica | Wind Power FuturEnergy | Septiembre September 2017 www.futurenergyweb.es 39 excitación (periodo 1,58 s),donde la línea pierde totalmente la tensión y la recupera súbitamente enungolpe de tensión (snap load). Impacto de la dinámica del fondeo en las cargas de diseño El código se acopló al simulador integrado de aerogeneradores FAST [3] y se utilizó para realizar una extensa evaluación del efecto de la dinámica de los fondeos sobre las cargas extremas y de fatiga. Para ello se tomaron los tres modelos de aerogenerador flotante mostrados en la Figura 3, que son representativos de las tres principales tipologías existentes: spar, semisumergible y TLP. Los modelos son públicos y puede encontrarse una descripción detallada de cada uno en [4], [5] y [6]. Cada una de estas plataformas soporta el mismo aerogenerador NREL Baseline de 5 MW y se supone que están ubicadas en una misma localización, cercana a la costa irlandesa (52º 10’N, 11º 45’O), con una profundidad del mar de 200m. Siguiendo la normativa IEC 61400-3 [1], se lanzaron y procesaronmás de 20.000 casos para calcular las cargas, utilizando el modelo dinámico de fondeos y comparándolo con unmodelo cuasi-estáticomás simple. El efecto de la dinámica de los fondeos depende de la tipología de plataforma y esmás importante en los componentes cercanos a la plataforma. Conclusiones La dinámica de las líneas de fondeo ha demostrado tener sobre todo influencia en el cálculo de las siguientes cargas: • Tensiones equivalentes de fatiga y extremas de las líneas, en las tres plataformas consideradas. • En particular, tensiones equivalentes de fatiga para el concepto semisumergible. • Cargas de fatiga y extremas para el aerogenerador soportado por la plataforma TLP. • Cargas de fatiga en la base de la torre para plataformas con los amarres de las líneas situados lejos del centro de la plataforma, como la semisumergible y la TLP. Las cargas afectadas al considerar la dinámica del fondeo son críticas para el diseño y dimensionamiento de: • La pieza de transición del aerogenerador a la plataforma. • La plataforma. • Los sistemas de anclaje y amarre del fondeo. • Las líneas de fondeo. El desarrollo del codigo OPASS permite a los técnicos de CENER abordar los diseños de las soluciones eólicas marinas flotantes con una visión global que integra la criticidad de las relaciones existentes entre el aerogenerador, la plataforma y el sistema de fondeo. De esta manera las soluciones de diseño que se proponen resultan realmente efectivas en la optimización del conjunto y, en última instancia, del coste de la energía producida. Conclusions Mooring line dynamics have demonstrated that it mainly influences the calculation of the following loads: • Equivalent fatigue tensions and ultimate tensions of the mooring lines, for the three platforms considered. • In particular, equivalent fatigue tensions for the semisubmersible concept. • Fatigue and ultimate loads for the wind turbine supported by the TLP platform. • Fatigue loads at the tower base for platforms with the mooring lines located far from the centre of the platform, such as the semi-submersible and the TLP. The loads affected by taking into account mooring line dynamics are critical to the design and dimensioning of the: • Transition piece between wind turbine and platform. • Dimensions of the platform. • Fairlead and anchoring systems. • Mooring lines. The development of the OPASS code allows CENER’s technicians address the design of floating offshore wind power solutions from a global perspective that integrates the critical relations existing between the wind turbine, the platform and the mooring system. As a result, the design solutions proposed are truly effective to optimise the entire structure and, at the end of the day, the cost of the energy produced. Figura 3. Aerogeneradores flotantes: spar (izquierda), semisumergible (centro) y TLP (derecha). Fuente: NREL | Figure 3. Floating wind turbines: spar (left), semi-submersible (centre) and TLP (right). Source: NREL. Referencias | References [1] International Electrotechnical Commission. IEC 61400- Ed.1.0. Wind turbines - Design Requirements for OffshoreWind Turbines (2009). [2] J. Azcona. Computational and Experimental Modelling of Mooring Line Dynamics for Offshore Floating Wind Turbines. PhD Thesis, Universidad Politécnica de Madrid, España (2016). http:// oa.upm.es/44708 [3] J.M. Jonkman. Dynamics Modeling and Loads Analysis of an Offshore FloatingWind Turbine. PhD Thesis, University of Colorado, Boulder, USA (2007). [4] J.M. Jonkman. Definition of the Floating System for Phase IV of OC3. NREL, TechnicalReport TP500-47535. Golden, Colorado, USA (2010). [5] A. Robertson, J.M. Jonkman, M. Masciola, H. Song, A. Goupee, A. Coulling y C. Luan. Definition of the Semisubmersible Floating System for Phase II of OC4. NREL, Technical Report TP-5000-60601. Golden, Colorado, USA (2014). [6] G. Stewart, M. Lackner y A. Goupee. Calibration and Validation of a FAST Floating Wind Turbine Model of the DeepCwind Scaled Tension-Leg Platform. 22nd International Offshore and Polar Engineering Conference, ISOPE. Rhodes, Greece (2012). José Azcona Armendáriz Responsable del Área de Eólica Marina del Dpto. de Energía Eólica de CENER Head of OffshoreWind Power at the CENERWind Energy Department
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