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Diseño de una turbina para una central de
energía mareomotriz
Trabajo final de grado
Facultat de Nàutica de Barcelona
Universitat Politècnica de Catalunya
Trabajo realizado por:
Pol Jodar Hernandez
Dirigido por:
Santiago Ordas Jimenez
Grado en sistemas y tecnología naval
Barcelona, 10/06/2020
Departamento de CEN

Diseño de una turbina para una central de energía mareomotriz
ii

iii
Resumen
En los últimos años la corriente de las mareas se ha utilizado para la obtención de energía de una manera
previsible y eficiente. En este trabajo, se ha diseñado una turbina mareomotriz de 222,5KW de 10 metros
de diámetro y tres palas. Se hizo un análisis numérico utilizando JavaFoil de los diferentes de perfiles NACA
más usados ya que el tipo de perfil tiene un gran impacto en el desempeño de la turbina. También, se
realizó una optimización de las palas para saber la longitud de la cuerda y el ángulo de torsión a lo largo
de la pala para que la obtención de la energía sea la máxima utilizando la teoría de momento elemento
de pala mediante Harp_Opt, con una velocidad de diseño de 2,4 m/s. Además, se hizo una selección del
material más adecuado para la pala utilizando la herramienta CES Edupack. Posteriormente se llevó a cabo
un análisis económico y de impacto medioambiental para comprobar si la turbina es rentable y no afecta
demasiado a la naturaleza.

iv
Abstract
In recent years tidal currents have been used to obtain energy in a predictable and efficient way. In this
work, a 222,5 KW tidal turbine, 10-meter diameter and 3-bladed has been designed. A numerical analysis
was made using JavaFoil of different and most used NACA profiles because the type of profile has a great
impact on the performance of the turbine. Furthermore, an optimization of the blade was carried out to
know the twist and the length of the chord along the blade to have a better performance using the blade
element momentum theory with Harp_Opt with a design speed of 2,4 m/s. Moreover, a selection of the
most suitable material for the blade was made using CES Edupack. Subsequently, an economic and
environmental impact analysis was carried out to check if the turbine is profitable and does not affect
nature too much.

v
Tabla de contenidos
RESUMEN........................................................................................................................................... III
ABSTRACT .......................................................................................................................................... IV
TABLA DE CONTENIDOS ........................................................................................................................... V
LISTADO DE FIGURAS ............................................................................................................................VIII
LISTADO DE TABLAS................................................................................................................................ X
CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN........................................................................................................... 11
CAPÍTULO 2. ESTADO DEL ARTE........................................................................................................ 12
2.1 CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA....................................................................................................... 12
2.2 ENERGÍA MAREOMOTRIZ.................................................................................................................. 13
2.3 CREACIÓN DE LAS MAREAS ............................................................................................................... 13
2.4 TIPOS DE MAREAS .......................................................................................................................... 14
2.5 TIPOS DE SISTEMAS PARA OBTENER ENERGÍA DE LAS MAREAS .................................................................... 16
2.5.1 PRESAS................................................................................................................................................. 16
2.5.2 TIDAL LAGOON....................................................................................................................................... 17
2.5.3 TURBINAS MAREOMOTRICES .................................................................................................................... 18
2.6 PARTES DE LA TURBINA MAREOMOTRIZ ............................................................................................... 18
2.6.1 ESTRUCTURA......................................................................................................................................... 19
2.6.2 COMPONENTES ELÉCTRICOS ..................................................................................................................... 19
2.7 REGULACIÓN DE POTENCIA ............................................................................................................... 20
2.8 DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ................................................................................................................. 20
2.8.1 TRANSMISIÓN........................................................................................................................................ 20
2.8.1.1 ALTO VOLTAJE CON CORRIENTE ALTERNA................................................................................................. 21
2.8.1.2 ALTO VOLTAJE CON CORRIENTE CONTINUA .............................................................................................. 21
2.8.2 TIPOS DE CONFIGURACIONES PARA UNA GRANJA DE TURBINAS....................................................................... 21
2.9 TIPOS DE TURBINAS ........................................................................................................................ 22
2.10 DISPOSITIVOS RECÍPROCOS ............................................................................................................. 26
2.11 LUGARES PARA OBTENER ESTE RECURSO............................................................................................. 27
2.12 PROBLEMAS DE LAS TURBINAS ......................................................................................................... 27
CAPÍTULO 3. DISEÑO DE LA TURBINA............................................................................................... 29
3.1 EMPLAZAMIENTO DE LA TURBINA ....................................................................................................... 29

vi
3.2 HYDROFOILS................................................................................................................................. 30
3.2.1 FUERZAS HIDRODINÁMICAS ..................................................................................................................... 30
3.2.2 CAVITACIÓN .......................................................................................................................................... 31
3.3 ELECCIÓN DEL PERFIL ÓPTIMO ........................................................................................................... 32
3.4 PARÁMETROS DE DISEÑO ................................................................................................................. 36
3.5 DIMENSIONAMIENTO DE LA TURBINA.................................................................................................. 38
3.6 BEMT (BLADE ELEMENT MOMENTUM THEORY) .................................................................................... 40
3.6.1 TEORÍA DEL MOMENTO ........................................................................................................................... 40
3.6.2 TEORÍA DEL ELEMENTO DE PALA................................................................................................................ 42
3.7 PROGRAMA HARP_OPT Y OPTIMIZACIÓN DE LA PALA ............................................................................. 43
CAPÍTULO 4. ELECCIÓN DEL MATERIAL DE LA PALA .......................................................................... 49
4.1 REQUERIMIENTOS ESTRUCTURALES..................................................................................................... 49
4.2 TIPOS DE CONFIGURACIONES ESTRUCTURALES EN LA PALA ........................................................................ 50
4.2.1 MAIN SPAR ........................................................................................................................................... 50
4.2.2 REFUERZOS INTERNOS............................................................................................................................. 50
4.2.3 REFUERZOS INTEGRALES .......................................................................................................................... 50
4.3 SELECCIÓN DE MATERIALES............................................................................................................... 51
4.3.1 PROGRAMA CES EDUPACK...................................................................................................................... 51
4.4 SELECCIÓN DEL MATERIAL MEDIANTE EL PROGRAMA CES EDUPACK ............................................................ 52
CAPÍTULO 5. ESTUDIO ECONÓMICO DE LA TURBINA ........................................................................ 60
5.1 COSTE DE PRODUCCIÓN DE LA ENERGÍA ............................................................................................... 60
5.1.1 INFLUENCIAS EN EL COSTE DE LA TURBINA................................................................................................... 61
5.2 COSTES DEL TIC............................................................................................................................. 61
5.3 COSTES DEL OPEX ......................................................................................................................... 62
5.4 RESULTADO ECONÓMICO ................................................................................................................. 64
CAPÍTULO 6. IMPACTO MEDIOAMBIENTAL ...................................................................................... 67
6.1 EFECTOS DE LAS TURBINAS ............................................................................................................... 67
6.1.1 EFECTOS ACÚSTICOS Y VIBRACIONALES ....................................................................................................... 68
6.1.2 EFECTOS FÍSICOS .................................................................................................................................... 68
6.1.3 CALIDAD DEL AGUA................................................................................................................................. 68
6.2 IMPACTO DE LAS PRESAS MAREOMOTRICES .......................................................................................... 68
6.2.1 COLUMNA DE AGUA E HIDROLOGÍA............................................................................................................ 68
CAPÍTULO 7. DESARROLLOS FUTUROS, TIEMPO DE LA ELABORACIÓN Y PRESUPUESTO DEL TFG. ....... 69
CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES........................................................................................................... 71

vii
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................................. 73
ANEXO............................................................................................................................................ 76
1. PERFILES HYDROFOILS ....................................................................................................................... 76
A 1.1 NACA 4418......................................................................................................................................... 76
A 1.2 NACA 4415......................................................................................................................................... 78
A.1.3 NACA 63-818 ..................................................................................................................................... 80
A.1.4 NACA 63-218 ..................................................................................................................................... 83
A.2.PROPIEDADES DEL POLÍMERO REFORZADO CON FIBRA DE VIDRIO UTILIZADO EN LA TURBINA ............................. 85

viii
Listado de figuras
Figura 1. Consumo mundial de los diferentes tipos de energías desde 1990 hasta 2017-[1] ................... 12
Figura 2.Acción de la gravedad creada por la luna sobre el planeta Tierra ideal- [6]................................ 14
Figura 3.Diferentes tipos de mareas en el planeta Tierra- [3].................................................................... 15
Figura 4. Tipos de mareas- [3] .................................................................................................................... 16
Figura 5. Central de energía mareomotriz La Rance- [2]............................................................................ 17
Figura 6, Tidal lagoon Swansea Bay............................................................................................................ 17
Figura 7. Partes de una turbina mareomotriz- [7]...................................................................................... 18
Figura 8. Diferentes tipos de estructuras para la turbina- [16].................................................................. 19
Figura 9. Configuración de una granja de turbinas- [8].............................................................................. 22
Figura 10. Deltastream Turbine- (Tidal energy Ltd) ................................................................................... 23
Figura 11.Evopod tidal turbine (oceanflow Energy)................................................................................... 23
Figura 12.Free Flow turbine (Verdant power)............................................................................................ 23
Figura 13.Nereus y Solon tidal turbines- (Atlantis resources Corporation Ltd) ......................................... 24
Figura 14.Rotech Tidal Turbine- (Lunar energy Ltd)................................................................................... 24
Figura 15. Turbina Helicoidal de Gorlov- [9]............................................................................................... 24
Figura 16. Open centre Turbine- (Open Hydro Ltd) ................................................................................... 25
Figura 17. Seagen Tidal Turbine- (Marine Current Turbines Ltd)............................................................... 25
Figura 18. Davis hydro turbine- (Blue Energy)............................................................................................ 25
Figura 19. Free Flow turbines- (Verdant Power Ltd).................................................................................. 26
Figura 20. Neptune Tidal stream device- (Aquamarine power Ltd)........................................................... 26
Figura 21. Stingray tidal energy converter. - [11]....................................................................................... 27
Figura 22. Velocidad del flujo dependiendo de la profundidad-[23] ......................................................... 29
Figura 23. Nomenclatura del hydrofoil- [22].............................................................................................. 30
Figura 24. Daño estructural provocado por la cavitación de un propulsor –[24] ...................................... 32
Figura 25. Perfiles NACA4418, NACA4415, NACA63-818 y NACA63-218 – [25]......................................... 33
Figura 26. Coeficiente de sustentación para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M.............. 34
Figura 27. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M...................... 34
Figura 28. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M...................... 35

ix
Figura 29. Coeficientes de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=8.......................................... 36
Figura 30. Coeficiente de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=12......................................... 36
Figura 31. Diametro del rotor dependiendo de la profundidad–[23]........................................................ 38
Figura 32. Tubo de flujo y disco actuador de la teoría de momento.[48].................................................. 41
Figura 33. Flujo en la pala y fuerzas- [49]................................................................................................... 42
Figura 34. Modelación de la pala- [30]....................................................................................................... 44
Figura 35. Interfase del programa Harp_opt.............................................................................................. 44
Figura 36. Potencia obtenida respecto la velocidad del flujo. ................................................................... 45
Figura 37. Cuerda y pre-Twist óptimos respecto el radio de la pala.......................................................... 46
Figura 38. Momento generado en la parte de la conexión con el rotor de la pala respecto a la velocidad
del flujo....................................................................................................................................................... 46
Figura 39. Variación del par respecto la velocidad del flujo. ..................................................................... 47
Figura 40. Pala optimizada dibujada con SolidWorks. ............................................................................... 47
Figura 41. Fallo en la pala de la turbina Verdant Power- [37].................................................................... 49
Figura 42.Perfil con la configuración Main Spar. [29] ............................................................................... 50
Figura 43. Perfil con refuerzos internos. [39]............................................................................................. 50
Figura 44. Perfil con refuerzo integral [39] ................................................................................................ 51
Figura 45. Mapa Ashby de CES EduPack de las diferentes familias de materiales en relación de módulo de
Young y densidad. ...................................................................................................................................... 52
Figura 46. Carga distribuida en una placa plana. - [40].............................................................................. 53
Figura 47. Límite elástico en relación a la densidad................................................................................... 55
Figura 48. Módulo de elasticidad en relación a la densidad...................................................................... 56
Figura 49. E vs. ρ donde se incluye la restricción de resistencia a flexión. ................................................ 56
Figura 50. Tenacidad a fractura en relación a la densidad, incluyendo restricciones a flexión................. 57
Figura 51. Resistencia a la corrosión marina en relación a la densidad..................................................... 58
Figura 52. Resistencia a la corrosión en agua de mar frente al precio por unidad de masa. .................... 59
Figura 53. Resumen de los costos y parámetros de las tecnologías de obtención de energía marinas. - [42]
.................................................................................................................................................................... 60

x
Listado de tablas
Tabla 1. Comparación de los diferentes perfiles estudiados ..................................................................... 35
Tabla 2. Parámetros de diseño de la turbina.............................................................................................. 40
Tabla 3. Parámetros de la optimización obtenidos con Harp_Opt ............................................................ 48
Tabla 4. Requisitos de diseño de las palas.................................................................................................. 54
Tabla 5. Comparación de las características de los materiales escogidos ................................................. 58
Tabla 6.Costes y porcentajes del TIC de la turbina..................................................................................... 61
Tabla 7. Factores que afectan O&M........................................................................................................... 63
Tabla 8. Costes y porcentajes del OPEX de la turbina................................................................................ 64
Tabla 9. Tiempo de elaboración del trabajo............................................................................................... 69
Tabla 10. Presupuesto de elaboración del trabajo..................................................................................... 70

Capítulo 1. Introducción
11
Capítulo 1. Introducción
La gran demanda de energía viene subministrada por los combustibles fósiles. Esto es un problema ya que
no es sostenible para el medio ambiente. Cada vez hay más complicaciones relacionadas con la energía
como el cambio climático y la contaminación. Esto es muy preocupante y se están empezando a tomar
medidas para reducir los gases de efecto invernadero.
La mejor opción es hacer una transición hacia la energía renovable limpia ya que tiene un amplio potencial
para satisfacer la demanda energética mundial. El único problema que tienen las energías renovables es
su variación de producción de energía, aunque eso se puede paliar diversificando las diferentes fuentes
de las que procede la energía. La obtención de energía de los efectos naturales presentes en el planeta
como el sol, viento, mareas, olas y diferencia de temperaturas puede suponer una reducción de los gases
de efecto invernadero muy substancial.
El océano tiene un gran potencial y hay varias vías de obtención de energía que se han desarrollado:
energía mareomotriz, maremotérmica, undimotriz y la energía obtenida por el gradiente salino del mar.
La energía mareomotriz es la que parece tener más futuro y puede conseguir energía mediante la
diferencia de alturas construyendo un dique o por la velocidad del fluido causada por la corriente. La
obtención mediante esta última tecnología es la más simple y tiene poco impacto medioambiental. La
velocidad es la variable más importante para que funcione la turbina. Por eso, se tiene que elegir la
localización adecuada para que esta sea máxima. Otra ventaja es que las mareas son previsibles y cíclicas
y permite una obtención continua de energía en el tiempo.
El objetivo de este trabajo es el diseño de una turbina mareomotriz de 3 palas y de 10 metros de diámetro
en unas condiciones determinadas de operación y diseño para obtener energía eléctrica mediante las
corrientes que generan las mareas.
En este trabajo se aborda el diseño del rotor de una turbina mareomotriz. Las tareas del proyecto son las
siguientes:
-Estudio hidrodinámico de diferentes perfiles para ver cuál es el más adecuado.
-Dimensionamiento y emplazamiento de la turbina.
-Cantidad de energía obtenida y optimización de la pala.
-Selección del material para las palas.
-Estudio económico e impacto medioambiental.

12
Capítulo 2. Estado del arte
2.1 Consumo mundial de energía
Según los datos de 2016 (ilustrado en figura 1) en ktoe (kilotonnes of oil equivalent) las necesidades
energéticas globales vienen dadas principalmente por el consumo de petróleo con alrededor de 4.500.000
ktoe, seguido del carbón cerca de 4.000.000 ktoe y gas natural pasado los 3.000.000 ktoe [1]. Por lo tanto,
la mayor parte de las necesidades energéticas vienen subministradas por combustibles fósiles. Estos,
tienen un potencial limitado ya que en el futuro lejano quedarán pocas reservas, pero el factor más
preocupante es la cantidad de CO2 que se emite a la atmosfera de forma ininterrumpida impidiendo que
los rayos del sol vuelvan al espacio y provocando un aumento de temperatura que se conoce como cambio
climático. Esta situación está teniendo efectos muy graves en el planeta y se ha intentado aliviar con la
energía nuclear, aunque esto crea otros problemas como el almacenamiento de residuos tóxicos de larga
duración.
Viendo las consecuencias provocadas por estos tipos de combustibles las energías renovables pueden ser
una gran alternativa creando energía limpia, sin embargo, no son muy utilizadas hoy en día. Las energías
renovables podrían evitar problemas ambientales y de salud para la población. Sin embargo, este tipo de
energías están bastante influenciadas por la política energética de cada país. Por eso, se ha desarrollado
más la energía solar y del viento que son las más rentables. La gran desventaja de este tipo de tecnologías
es la variabilidad en la intensidad de producción de energía y en la disponibilidad de esta.
Figura 1. Consumo mundial de los diferentes tipos de energías desde 1990 hasta 2017-[1]

13
2.2 Energía mareomotriz
La energía mareomotriz es la obtención artificial de la energía de las subidas y bajas de las mareas o de la
corriente que estas provocan. Las condiciones geográficas disponibles donde se pueda utilizar esta
tecnología están limitadas a unos cuantos lugares alrededor del mundo donde haya gran diferencia de
altura o una gran velocidad de la corriente.
Los últimos años ha habido un gran avance en las explotaciones de este tipo de energía para fines
comerciales. Sin embargo, esta tecnología no es nueva ya que se viene utilizando en el pasado. Durante
la era romana ya había molinos de agua que utilizaban las mareas y ríos. No obstante, su uso fue más
extendido durante la Edad Media. Se buscaba poder mecánico para moler grano o levantar cargas
pesadas.
Hay algunas plantas de energía mareomotriz hechas que funcionan de una manera similar a energía
hidroeléctrica, mediante un dique y haciendo pasar el agua a través de las turbinas. La mayor planta de
energía mareomotriz está instalada en la Rance, Francia en 1960 con una potencia de 240 MW [2]. El
desarrollo y el estudio de esta tecnología se paralizó en las décadas posteriores por la cantidad de dinero
que era necesario utilizar y los problemas medioambientales provocados [2]. Desde 1990 hasta hoy en
día los gobiernos han empezado a considerar la energía producida por las mareas por la preocupación del
cambio climático.
Los avances se están haciendo en el aprovechamiento de la energía cinética provocada por la corriente.
Aunque este método está 15 años por detrás de la tecnología del aprovechamiento de viento, se puede
beneficiar de los avances en la ciencia e ingeniería en el desarrollo de los aerogeneradores de viento ya
que los principios son muy parecidos [5]. Las mejores ventajas de esta energía es que es predecible, no
contamina y es fiable.
Hoy en día el suministro de energía no tiene por qué ser constante, pero tiene que ser fiable ya que debe
ser capaz de prever si habrá suministro y en que cantidades para que pueda ser combinado con otro tipo
de generación de energía para satisfacer la demanda. Este es el principal inconveniente de las energías
renovables porque dependen del medio ambiente, de si hay sol, olas o viento. Por ejemplo, un
aerogenerador puede experimentar horas o días sin viento y esto hace que no sean del todo fiables
porque dependen de fenómenos naturales incontrolables. El viento se puede saber con horas de
antelación, el sol por otra parte solo se puede saber minutos antes por las nubes y las olas del océano con
días de antemano, con la gran imprecisión en el pronóstico de estos fenómenos [5].
La ventaja que tiene la energía mareomotriz es que no depende del tiempo sino de fuerzas astronómicas,
por eso es mucho más predecible que las otras tecnologías renovables [6]. Si la corriente de una marea
en un lugar donde se produzca es estudiada durante 29 días se puede saber con bastante precisión su
variación en los siguientes 20 o 30 años del proyecto [3].
2.3 Creación de las mareas
Las mareas son creadas por las fuerzas centrifugas y gravitacionales entre la luna, el sol y la tierra, estas
fuerzas provocan el aumento y disminución de la altura del agua respecto a la costa [9]. Estas diferencias

14
de alturas cambian dependiendo de la estación, geomorfología y la alineación astral entre otros factores.
Las mareas son predecibles y cíclicas.
La fuerza de atracción de la luna es mayor a la del sol, aunque este astro sea más grande, la luna está más
cerca y es la que más efecto tiene sobre las mareas [2,3]. La gravedad de la luna crea unas fuerzas de
atracción “mareas” que crean protuberancias sobre el mar. Este fenómeno aparece dos veces cada 24h
50 min y 28 segundos [2].
Las fuerzas de atracción crean unas protuberancias y la mayor se crea en la parte de la Tierra más cercana
a la luna. En el lado opuesto, por las fuerzas centrifugas creadas por la rotación de la Tierra se crea otra
protuberancia [3]. Si la masa de agua está alineada con la luna habrá marea alta mientras que si está a
90 grados respecto de la Luna habrá marea baja [2].
Figura 2.Acción de la gravedad creada por la luna sobre el planeta Tierra ideal- [6]
Lo anteriormente descrito solo ocurriría si la tierra fuese una perfecta esfera con solo una gran masa de
agua. Como hay continentes la realidad difiere un poco con lo ideal. Aparte, la tierra no hace una rotación
sobre si misma de forma recta, sino que tiene un ángulo de inclinación que hará que estas fuerzas de
atracción difieran un poco [3].
Aunque se cree que solo se producen en el mar, este efecto se puede apreciar en los lagos también. A
parte, hay un tipo de mareas que no son predecibles ni cíclicas que se llaman mareas meteorológicas las
cuales son provocadas por los cambios de presión en el ambiente [8].
2.4 Tipos de mareas
La amplitud de las mareas depende de las fuerzas gravitacionales de los astros y de la posición de estos.
Los astros tienen una influencia directa en el tiempo que dura la marea y altura de esta [8].
Hay dos tipos de mareas que ocurren dos veces dependiendo de la posición de los astros y se diferencian
por su tamaño, que son las mareas muertas y las mareas de primavera. Las muertas ocurren cuando el
Sol y la Luna están a 90 grados entre ellos y cuando la luna está en el primer cuarto y tercer cuarto
causando que las fuerzas gravitacionales se contrarresten entre ellas provocando que la altura de las
mareas sea menor a lo normal. La velocidad de estas mareas es de 2-2,5 m/s [3].

15
Las de primavera ocurren cuando la luna y el sol se alinean con la tierra haciendo que las fuerzas
gravitacionales se refuercen entre ellas cuando hay Luna nueva y Luna llena provocando que el océano
tenga mareas con alturas más altas y más bajas de lo normal. La velocidad que se puede obtener con estas
mareas es de 3,5-4 m/s [3].
El día lunar, día de marea o ciclo de marea dura 24 horas y 50 min. Un día en la tierra es de 24 horas
tiempo que la tierra tarda en rotar 360 grados respecto su eje. Entretanto, la luna va girando durante un
período sideral de 27 días 7h y 43 min en la misma dirección [2].
Si nos fijamos en un punto concreto en la tierra llamado X que está alineado con la luna, cuando la tierra
haya dado un giro completo de 24h el punto X estará en el mismo lugar, pero la luna que se ha ido
desplazando con ella no estará aun alineada con ella y le llevará a la tierra 50 min más para volver a estar
alineados, es por eso que un ciclo de marea dura 24 horas y 50 min [2].
Como el planeta no es una esfera perfecta y como hay relieves (continentes) no hay mareas
perfectamente sinusoidales ni iguales. Existen diversos tipos de mareas porque la protuberancia creada
por las fuerzas de los astros es bloqueada por los continentes y por la rotación de la Tierra. Como la gran
masa de agua no se puede mover sin ser bloqueada, en cada océano y zona se genera diferentes patrones
de mareas [3]. También, el efecto Coriolis, la topografía de la costa, las corrientes oceánicas entre otras
provocan diferencias en las alturas de las mareas [8].
Figura 3.Diferentes tipos de mareas en el planeta Tierra- [3]
Los tipos de mareas que existen son:
-Mareas diurnas: Corresponden a una subida y bajada de la marea cada día lunar [3].
-Mareas semidiurnas: En un día lunar, consiste en dos subidas de marea similares y en dos bajadas de
marea similares. Entre la primera subida máxima y la última el tiempo que tarda es de 12h y 25 min [8].
La mayoría de costas del mundo tienen este tipo de mareas.
-Mareas mixtas semidiurnas: Es un ciclo con dos mareas bajas y dos altas durante un día lunar y con
diferentes alturas cada ciclo lunar [3].

16
Figura 4. Tipos de mareas- [3]
Esto influye completamente en la producción de energía por las turbinas ya que dependiendo de en qué
zona este colocada, el tipo de marea que habrá tendrá una mayor o menor producción de energía. Por
ejemplo, una turbina generará más energía en la costa este que en la oeste de Canadá ya que la marea
semidiurna es la más óptima por la cantidad de subidas y bajadas de mareas y la cantidad de corrientes
que se generarán.
2.5 Tipos de sistemas para obtener energía de las mareas
2.5.1 Presas
La tecnología utilizada para la obtención de energía mediante las presas es igual que en una central
hidroeléctrica, es decir, se construye un dique enorme que cubre toda la anchura del rio, bahía o
desembocadura. Entonces, cuando el agua por el efecto de las mareas sube y baja, pasa a través de los
túneles del dique, entrando en contacto con las turbinas. Las compuertas del dique se abren cuando la
marea está subiendo y cuando está en su máximo nivel se cierran creando un espacio cerrado. Luego, se
abren dejando pasar el agua a un ritmo que puede ser controlado.
El gran problema que genera este tipo es que tiene un gran impacto medioambiental para las especies
que viven en estos hábitats ya que no volverá a ser igual que antes. Solo pueden generar electricidad
cuando hay movimiento de las mareas que sería alrededor de 10 horas al día [2]. Lo bueno es que se
puede saber cuándo subirá o bajará y planear que otro tipo de energía haga el suministro necesitado.
Otros problemas serian el gran coste de la construcción y que solo se pueden situar en lugares adecuados.
Un gran ejemplo de este tipo de obtención de energía es la presa La Rance (ilustrada en figura 5) situada
en Francia con una capacidad de 240MW. Tiene una longitud de 720 m de largo y encierra 22 km2 de
agua. Está compuesta de 24 turbinas reversibles con una potencia de 10 MW cada una. Además, produce
alrededor de 480 GWh por año [2].

17
Figura 5. Central de energía mareomotriz La Rance- [2]
2.5.2 Tidal lagoon
Este método consiste en encerrar una gran superficie de agua mediante unas barreras. Es bastante
parecido a una presa, pero de dimensiones más pequeñas, se crea una gran masa de agua cuando la
marea está alta y luego cuando está baja se deja salir al agua a través de las turbinas.
La ventaja de este método es que el impacto medioambiental es mucho menor que se si construye una
presa bloqueando todo el río. Sin embargo, la energía obtenida es bastante pequeña y los costes altos.
Hay un proyecto en desarrollo para instalar la “Tidal Lagoon” en Nueva Gales del Sud que produciría
energía 4 veces por día consistiendo en 16 turbinas y generaría una potencia de 320 MW [6].
Figura 6, Tidal lagoon Swansea Bay

18
2.5.3 Turbinas mareomotrices
El principio de funcionamiento es la generación de electricidad por la energía cinética provocada por las
corrientes. El diseño es bastante parecido a un aerogenerador. Gracias a la mayor densidad del agua
respecto al viento, las palas de esta son más pequeñas y se mueven más lentamente [5]. Sin embargo,
experimentarán momentos y fuerzas mayores por estar emplazadas en el agua. La turbina debe generar
electricidad en las subidas y bajas de las mareas y aguantar las cargas de la corriente y de su propio peso.
También, tienen las ventajas de ser mucho más baratas de construir y no tiene los problemas ambientales
que tendría una presa. Las granjas de este tipo de turbinas se tienen que disponer en lugares cercanos a
la costa y en aguas someras. Si se quisiera obtener energía en aguas profundas más alejadas de la costa
se debería depender de la tecnología que aprovecha las olas y las corrientes.
En muchas zonas de los océanos las corrientes marinas no son adecuadas ya que la velocidad es muy
pequeña. Si la topografía que hay debajo del agua es la adecuada como estrechos entre islas, estrechos
entre tierra e isla y aguas poco profundas se generará bastante energía cinética. Si el flujo es mayor a
2,5m/s como ocurre en estos sitios, emplazar una turbina sería económicamente viable [2].
2.6 Partes de la turbina mareomotriz
La turbina consiste en un conjunto de palas montadas sobre un núcleo que el conjunto se llamaría rotor.
También tendría una caja reductora y un generador. La caja reductora se usa para cambiar la velocidad
del eje y transmitirla a unas velocidades más adecuadas para el generador. Cambiar la velocidad es una
complicación para todo el sistema porque el tamaño de la caja reductora es un factor crítico. Por eso la
distribución de cargas y la duración del patrón en las corrientes marinas debería ser analizado.
Las palas del rotor se mueven por el efecto hidrodinámico del agua pasando a través de estas. La caja
reductora se utilizaría para pasar de la velocidad del eje del rotor a la velocidad del generador. Luego, la
electricidad que se ha generado es enviada a tierra a través de cables. La turbina estará sujeta a una
estructura que debe de ser capaz de aguantar las cargas ambientales.
Figura 7. Partes de una turbina mareomotriz- [7]

19
2.6.1 Estructura
Al diseñar la turbina la estructura es una parte crucial ya que tiene que aguantar las duras condiciones en
el ambiente marino, las cargas de las corrientes y el propio peso de la turbina.
Los diferentes tipos de estructuras para una turbina son:
-Estructura de gravedad: consiste en un pilar y una base de cemento y acero para aguantarla al suelo
marino y tener estabilidad.
-Estructura monopila: consiste en una viga hueca de acero con un gran diámetro que está encajada en el
suelo marino. La viga se encaja a una profundidad de 20 a 30 metros [4]. La mayor ventaja es que no
necesita que haya una preparación y base en el suelo marino como en la de gravedad.
-Estructura trípode: este tipo de estructura está anclada al suelo marino utilizando tres pilares de acero
en las tres esquinas que tiene la base. Los pilares se introducen de 10 a 20 metros [4] en el suelo marino
dependiendo de las condiciones de este. Las ventajas que tiene esta estructura es que hay una reducción
de las cargas estructurales si se compara con otras estructuras y la menor posible corrosión ya que la
longitud de los pilares es menor.
-Estructura flotante: Consiste en un artefacto montado en una estructura flotante que está anclado al
fondo marino mediante cadenas. Este tipo de estructura es perfecta para situaciones donde el fondo
marino es muy profundo.
Figura 8. Diferentes tipos de estructuras para la turbina- [16]
2.6.2 Componentes eléctricos
Entre cada turbina y la red eléctrica debe de haber una serie de elementos para que la transmisión de la
energía obtenida se lleve a cabo. Consiste en:
-Generador AC, normalmente asíncrono.
-Reguladores de potencia.
-Cables AC o DC.
-Transformador.

20
Estos componentes se pueden encontrar organizados en dos posibles lugares. Dentro de la carcasa o en
una subestación.
Ya que la carcasa está sumergida en el agua todas las conexiones deben ser impermeables. Para este tipo
de situaciones debería de utilizarse los conectores húmedos (wet-mate) en la salida de la carcasa ya que
se puede conectar y desconectar dentro del agua mientras que los conectores secos (dry-mate) deben de
conectarse antes de sumergirlos. Con los conectores húmedos es más simple la conexión, pero también
saldría más caro. Sin embargo, todos los conectores de alto voltaje cuestan más y el límite comercial
disponible es de 11Kv AC [17].
Para instalar una subestación se debería procesar 30 MW o más [17]. Si el tamaño de los elementos es
grande y costoso se debería instalar en tierra. Si se decide instalar en el mar tiene que ser en una
plataforma fija o flotante.
2.7 Regulación de potencia
La regulación de potencia se consigue posicionando adecuadamente las palas para maximizar la salida de
potencia, para minimizarla o una combinación de ambas. Eso se consigue con palas de paso variable o
mediante la regulación de perdidas.
-Palas de paso variable: Hace que las palas se orientes de una forma determinada hasta que la salida de
potencia sea la de diseño y se queden así de forma constante. Estos sistemas son controlados por sistemas
hidráulicos o también electrónicamente mediante motores eléctricos. Si se sobrepasa la potencia de
diseño las palas aumentan su ángulo de ataque y así limitan la potencia que sale [5].
-Regulación de perdidas: Consiste en que las palas están conectadas al eje siempre con un mismo ángulo
de ataque. Cuando la velocidad de la corriente excede la de diseño, las palas están diseñadas
hidrodinámicamente para que cuando esto ocurra se limite el ángulo de ataque y eso hace que el fluido
vaya por separado. Esto pasa en la cara de la pala que no está orientada al flujo del fluido. Esto hace que
se reduzca el par y, por ende, que se reduzca la potencia [5].
2.8 Distribución eléctrica
La electricidad generada por las turbinas en el mar debe ser transportada hacia tierra. Lo bueno, es que
está tecnología ya ha sido estudiada por los aerogeneradores offshore y se puede aprovechar el
conocimiento.
2.8.1 Transmisión
Para poder transmitir la electricidad a tierra se debe aumentar bastante el voltaje para evitar pérdidas,
para ello es necesario un transformador. El tamaño de este dependerá de la distancia a la que esté puesto
el dispositivo de tierra. La transmisión se puede hacer de dos formas.

21
2.8.1.1 Alto voltaje con corriente alterna
Los factores más importantes para la transmisión de electricidad son el voltaje y la corriente. El sistema
de transmisión mediante corriente alterna es el mejor y más usado. Consiste en transmitir la corriente
alterna a un alto voltaje [5]. Este sistema se basa en:
-Sistema de recolección de electricidad alterna en la turbina.
-Un cable submarino trifásico.
-Una subestación que contiene transformadores y una compensación de energía reactiva situado en el
mar.
-Otra subestación que contiene transformadores y una compensación de energía reactiva situado en
tierra.
2.8.1.2 Alto voltaje con corriente continua
Este sistema consiste en transmitir corriente continua a un alto voltaje. Es una opción económicamente
fiable para la distribución de electricidad a largas distancias. Muchos problemas con conexión de
dispositivos eléctricos en la mar con la red eléctrica se han resuelto utilizando este sistema [5]. Se basa
en:
-Transformadores.
-Convertidores de CA a CC.
-Cable de CC.
-Convertidores de CC a AC.
2.8.2 Tipos de configuraciones para una granja de turbinas
Hay tres opciones para transmitir la electricidad de la granja de turbinas a tierra.
-La primera opción consiste en una sola turbina con un generador AC, convertidor de potencia y un
transformador. Esta opción no es muy recomendable ya que la obtención de energía sería pequeña en
comparación con el coste de la instalación y se suele utilizar para investigación.
-La segunda opción consiste en varias turbinas con varios generadores AC, convertidores y un
transformador. Este sistema tiene una gran flexibilidad y deja que los generadores roten a diferentes
velocidades. Igualmente, es un sistema bastante costoso y complejo.

22
Figura 9. Configuración de una granja de turbinas- [8]
-La tercera opción es conectar diversos generadores a un solo convertidor de potencia. Este sistema se
puede utilizar cuando hay poca variación en la velocidad de las turbinas que componen la granja. Tiene
un coste más reducido.
-La cuarta opción es con DC y cada generador tiene su rectificador que pasa de AC a DC. Luego hay un
inversor para pasar de DC a AC. Seguidamente se pone un transformador para aumentar el voltaje y evitar
bastantes pérdidas.
2.9 Tipos de turbinas
-Turbina mareomotriz de eje horizontal: Las palas rotan en un eje que es paralelo a la dirección del flujo.
La mayoría de dispositivos que existen son de este tipo. Cuantas más palas tiene, el dispositivo generará
un buen par y más estabilidad que si solo tuviese una pala. En contra, cuantas más palas, más perdidas
hidrodinámicas habrá. También, dependiendo de la turbina las palas pueden ser de paso controlable o
no.
-Turbina mareomotriz de eje vertical: Las palas rotan en un eje que es perpendicular al flujo de agua.
Consiste, en que las palas están montadas en verticalmente en un soporte. El mayor problema que
generan estas turbinas es que generan un par demasiado grande con cada revolución y no tiene poder
para empezar a rotar por si sola. Se pueden reducir estos problemas poniendo las palas de forma elíptica
pero su rendimiento será mucho menor comparado a las palas normales.
Hoy en día este tipo de tecnología está aún en su infancia, y se está estudiando su fiabilidad.
Existe un centro en Europa llamado European Marine Energy Centre (EMEC), el cual se dedica a estudiar
la energía mareomotriz para el desarrollo de las energías renovables marinas. También se dedica a probar
las turbinas en un tanque de pruebas para ver si son viables [5].
A continuación, se expondrán los diferentes tipos de turbinas que existen hoy en día. Algunas están en
fase de diseño y otras ya están en funcionamiento.

23
-Deltastream turbine (figura 10): Consiste en tres turbinas con una estructura trípode. Son turbinas de
rotación de eje horizontal con tres palas y un diámetro de 15 m cada una. Produce una potencia de 1,2
MW [5].
Figura 10. Deltastream Turbine- (Tidal energy Ltd)
-Evopod tidal turbine (figura 11): Turbina de eje horizontal de rotación y 4 palas. Tiene una estructura
flotante y está anclada al suelo marino. Tiene un diámetro de 1,5 metros y produce 35 KW de potencia.
Ha sido probada en Inglaterra exitosamente [11].
Figura 11.Evopod tidal turbine (oceanflow Energy)
-Free Flow turbine (figura 12): Turbina de eje horizontal con 3 palas y 5 metros de diámetro. Ha sido
probada en Estados Unidos generando 70 MW/h [10].
Figura 12.Free Flow turbine (Verdant power)
-Nereus tidal turbine (figura 13): Esta turbina está diseñada para aguas someras. Tiene una capacidad de
100KW y un peso de 30 toneladas. Fue probada exitosamente en Australia en 2007.[5].

24
-Solon tidal turbine (figura 13): Esta turbina es para ríos. Es muy robusta y tiene la capacidad de aguantar
el flujo con grandes cantidades de escombros. Tiene 500 KW de potencia y fue probada exitosamente en
Singapur. Tiene una velocidad de diseño de 2,6m/s [5].
Figura 13.Nereus y Solon tidal turbines- (Atlantis resources Corporation Ltd)
-Lunar Energy Turbine (figura 14): Turbina bidireccional de eje horizontal con un diámetro de 11,5 metros.
Tiene una estructura de gravedad y contiene un difusor para aumentar la velocidad del flujo. El conducto
tiene una distancia de 19,2 m. Se hizo una prueba exitosa en 2008 produciendo 1 MW de potencia. [11].
Figura 14. Rotech Tidal Turbine- (Lunar energy Ltd)
-Gorlov Heleical Turbine (figura 15): Esta turbina fue desarrollada por GCK Technology Inc. Es de eje
vertical y utiliza palas helicoidales. Tiene un diámetro de 1 m y 2,5 de altura [9].
Figura 15. Turbina Helicoidal de Gorlov- [9]

25
-Open centre turbine (figura 16): Es una turbina de eje horizontal. Tiene un rotor de 6 m de diámetro con
una capacidad de 1 MW y fue puesta en Canadá exitosamente en 2009. [2].
Figura 16. Open centre Turbine- (Open Hydro Ltd)
-Seagen Tidal Turbine (figura 17): Consiste en dos rotores de eje horizontal con dos palas de paso variable
de 16 metros de diámetro. Instalada en Irlanda del norte y operativa desde 2009. Tiene una potencia de
1,2 MW [11].
Figura 17. Seagen Tidal Turbine- (Marine Current Turbines Ltd)
-Davis Hydro Turbine (figura 18): Es una turbina de eje vertical con cuatro palas y se le conoce como valla
de marea. Tiene una potencia de 125 KW [11].
Figura 18. Davis hydro turbine- (Blue Energy)

26
-Free flow turbines (figura 19): Turbinas de eje horizontal de rotación con un diámetro de 4,86 metros
han sido probadas exitosamente en Nueva York generando 1MWh de electricidad por día [2].
Figura 19. Free Flow turbines- (Verdant Power Ltd)
-Neptune tidal stream device (figura 20): Turbina con dos rotores de ejes horizontales y 3 palas de paso
variable cada una. Tiene una estructura monopila y una capacidad de generar 2,4 MW [5].
Figura 20. Neptune Tidal stream device- (Aquamarine power Ltd)
2.10 Dispositivos recíprocos
Este tipo de dispositivos genera electricidad por el movimiento de oscilación. Esta oscilación es creada
por el movimiento del agua. Funcionan mediante un sistema hidráulico y se genera un gran par y poca
velocidad de salida. La presión generada por las hidro alas es transmitida mediante el aceite a un motor
hidráulico que luego mueve un generador eléctrico.
Este tipo de obtención de energía es bastante más caro que las turbinas mencionadas anteriormente y
aparte no es muy eficiente.
-Stingray Tidal Energy Converter. Esta turbina que convierte la energía cinética de la corriente en potencia
hidráulica con una capacidad de 150 KW. Fue instalado en el Reino Unido pero retirado semanas después
[11].

27
Figura 21. Stingray tidal energy converter. - [11]
2.11 Lugares para obtener este recurso
Los lugares para poder hacer una granja de turbinas dependerán sobre todo de la velocidad. Si tiene una
velocidad de más de 2,5 m/s es considerada una buena zona y suele ser económicamente viable. Sin
embargo, también habrá ciertas limitaciones que habrá que tener en cuenta como las condiciones del
suelo marino, la profundidad y el oleaje [5]. Normalmente las zonas para obtener este tipo de energía se
encuentran en estrechos. Hay muchas zonas del mundo donde se podría instalar una granja de turbinas y
que sea rentable pero los lugares más adecuados del mundo son [16]:
-El Estrecho de Magallanes -El Golfo de México
-Messina -El Golfo de ST. Lawrence
-Río de la Plata -Gibraltar
-Sicilia -El Canal Inglés
-Hebrides -Bósforo
-Mar de Irlanda -La bahía de Fundy
-Skagerrak-Kattegat -Las Amazonas
-Océano Ártico
2.12 Problemas de las turbinas
Los problemas principales al instalar una granja de turbinas son: los impactos medioambientales, la
instalación, el mantenimiento, la transmisión de energía y las condiciones de carga que deberá soportar
[5].
La instalación de una turbina comprende un gran desafío. Lo bueno es que este conocimiento se puede
obtener de otras tecnologías offshore. Para la instalación habrá un tiempo corto entre mareas para hacer
los cimientos. Esta turbina deberá ser diseñada para una velocidad de diseño y se tendrá que proteger
con métodos efectivos contra la corrosión como las pinturas.
A parte, la turbina tiene que ser accesible para el mantenimiento. El barco que realiza el mantenimiento
debe tener acceso al dispositivo. Durante la fase de diseño es imprescindible que se adopten medidas

28
para evitar que el mantenimiento sea muy complicado y que la frecuencia sea mínima. Por ejemplo, una
parte del mantenimiento corresponderá a elevar la turbina por encima del agua, con un barco o una
plataforma.
Otro de los problemas es la distribución de la electricidad. La transmisión desde el mar a tierra es bastante
compleja. A menudo habrá grandes distancias y la transmisión deberá ser a alto voltaje.
Las turbinas mareomotrices generarán un empuje mayor que los aerogeneradores marinos porque la
densidad del agua es mayor [2]. Esto provocará que los materiales de las turbinas deban ser mucho más
resistentes y que por consecuencia más costosos. También, las diferencias de velocidad en el fluido al
entrar en la turbina pueden causar vibraciones que pueden provocar fallo por fatiga [17]. Al diseñarla se
tiene que tener en cuenta estas variaciones.
Se conoce que los impactos en el medio marino son mínimos si se comparan con las turbinas que hay en
las presas. Para evitar impactos se tendrá que instalar la granja en lugares donde se sepa que no hay
mucha vida marina.

Capítulo 3. Diseño de la turbina
29
3.1 Emplazamiento de la turbina
Primeramente, para diseñar la turbina se tiene que decidir si se pondrá en el rio o en el mar. En cualquier
caso, los principios son los mismos, pero con algunas características diferentes.
-Dirección: En las mareas el flujo es bidireccional, por ese motivo, el rotor debe tener los mecanismos
adecuados para poder obtener energía de diferentes cambios de dirección en el flujo. En cambio, en el
río el flujo es unidireccional y eso el rotor deberá estar diseñado para ese tipo de flujo.
-Emplazamiento (igual para río que para marea): Se puede elegir entre disponer la turbina en el fondo
marino, donde el flujo tiene menos velocidad o en la superficie donde el flujo será más veloz (figura 22).
Figura 22. Velocidad del flujo dependiendo de la profundidad-[23]
Además, habrá diferencias en la velocidad dependiendo de a la distancia que esté de tierra y la geografía
del canal. Si se pone el dispositivo en flotación habrá inconvenientes ya que la distribución de la
electricidad se puede hacer más compleja. Otros inconvenientes serían el transporte marino, la pesca y
actividades de ocio que verían su espacio de uso reducido por la granja de turbinas.
-Densidad: La densidad del agua del río es menor a la del agua del mar. Eso implica que haya menos
generación de potencia en el río, pero también implica que si se dispone en el mar las palas tienen que
ser más resistentes para aguantar cargas mayores. La densidad también puede variar en el mar por los
cambios de temperatura y salinidad dependiendo de la localización [16].
El lugar escogido para el emplazamiento de la turbina es el canal de Hoenggan en la costa oeste de Korea
del Sud con una velocidad máxima de 2,5 m/s y una profundidad de 30 metros [31].

30
3.2 Hydrofoils
Los hydrofoils son las secciones transversales de la pala de una turbina. La misión de las palas es crear una
fuerza de sustentación para que rote el rotor y genere potencia. La eficiencia de la turbina dependerá del
tipo de hydrofoil utilizado ya que cada pala está diseñada con uno o varios tipos. Normalmente cuanto
más fino más eficiente será, pero eso tendrá problemas ya que la pala tiene que aguantar unas ciertas
cargas estructurales. Por eso la anchura debe ser mayor cuanto más cerca del rotor esté. Como se ha
dicho anteriormente, las fuerzas hidrodinámicas actuando en la turbina van a ser mucho mayores que las
que actúan en un aerogenerador. Eso hace que las secciones de las palas deban ser más anchas [21].
El objetivo del diseño de la pala es aumentar el coeficiente de sustentación y disminuir el de resistencia y
el momento de pitching. El mayor de los problemas a los que se enfrentan las palas es la cavitación. Cuanto
más fina es, más susceptible a que cavite. Para que el rotor genere la potencia necesaria la proporción
entre los coeficientes de sustentación y arrastre (Cl/Cd) debe ser lo más alto posible. Mientras que el
número de cavitación deberá ser lo más bajo posible [22].
El hydrofioil (figura 23) consiste en una cara de presión que es la de mayor curvatura (upper Surface) y
una cara de succión que es la de menor (lower Surface). La cuerda (chord line) va de un extremo a otro,
se indica con una c y corresponde a la longitud del hydrofoil. El ángulo de ataque es el ángulo geométrico
entre la velocidad relativa y la cuerda. Está representado por α. La “camber line” es la línea que delimita
la mitad del hydrofoil desde las dos superficies. La distancia entre la superficie inferior y superior medidas
perpendicularmente desde la cuerda es la anchura del hydrofoil.
Figura 23. Nomenclatura del hydrofoil- [22]
3.2.1 Fuerzas Hidrodinámicas
Como el hydrofoil está sumergido en agua experimentará una serie de fuerzas provocadas por la presión,
los cambios de velocidad y la viscosidad del fluido. Este experimentará: la fuerza de arrastre (draft), la
fuerza de sustentación (lift) y el “pitching moment”. Las fórmulas son las siguientes [22].

31
𝐹𝑑 =
1
2
𝜌 ∪2
𝑏𝑐 ∗ 𝐶𝑑
(1)
𝐹𝑙 =
1
2
𝜌 ∪2
𝑏𝑐 ∗ 𝐶𝑙
(2)
𝑀𝑝 =
1
2
𝜌 ∪2
𝑏𝑐2
∗ 𝐶𝑚
(3)
Donde ρ es la densidad del fluido en 𝐾𝑔/𝑚3
. b es la longitud de span (longitud perpendicular de la pala
relativa a la sección transversal) en metros, c es la longitud de la cuerda en metros. 𝐶𝑑𝐶𝑙𝐶𝑚 son los
coeficientes de arrastre, sustentación y de momento respectivamente. U es la velocidad del fluido en
𝑚/𝑠.
La fuerza de arrastre es ejercida en el cuerpo por el fluido y es paralela a su velocidad. Es provocada por
la resistencia viscosa y la diferencia de presiones en la superficie del hydrofoil [18].
La fuerza de sustentación es provocada por la diferencia de presiones. Al moverse el fluido por el hydrofoil
la velocidad de las partículas es mayor en la superficie de arriba que de abajo provocado por el ángulo de
ataque y la “camber line”. En la superficie de arriba la velocidad es mayor y por lo tanto la presión es
menor y lo contrario ocurre en la superficie de abajo del hydrofoil.
El “pitching moment” es producido como una función integral de los momentos de las fuerzas de presión
sobre las superficies del hydrofoil [18].
El punto donde se aplican las tres cargas es aceptado ser la distancia desde el inicio hasta c/4 (figura 22).
Estas cargas variarían dependiendo de las formas del hydrofoil y del tipo de fluido.
3.2.2 Cavitación
La cavitación en las palas de la turbina es un gran problema. Depende del coeficiente de presión (𝐶𝑝) que
es adimensional y del número de cavitación. Las equaciones son respectivamente [22]:
𝐶𝑝 =
𝑃 − 𝑃∞
1
2
𝜌𝑈2
(4)
𝜎 =
𝑃𝑜 − 𝑃𝑣
1
2 𝜌𝑉𝑟
2
(5)

32
Donde U es la velocidad del flujo en 𝑚/𝑠 , ρ es la densidad del fluido en 𝐾𝑔/𝑚3
, P es la presión estática
y 𝑃∞ la presión dinámica en 𝑁/𝑚2
. 𝑃𝑜 es la presión loca en 𝑁/𝑚2
, 𝑃𝑣 es la presión de vapor en 𝑁/𝑚2
y
𝑉
𝑟 es la velocidad dinámica en 𝑚/𝑠.
La cavitación ocurre cuando el liquido fluye a gran velocidad haciendo que la presión caiga demasiado y y
el agua empieza a hervir formando burbujas de vapor. Esto empieza cuando la presión estática del líquido
baja por debajo de la presión de vapor. La cavitación ocurre en las las zonas de la pala con más velocidad.
Cuando explotan las burbujas de vapor provocan una presión muy grande sobre la superficie de la pala
haciendo que se vaya erosionando y generando mucho ruido. Si las burbujas son lo suficientemente
grandes a parte de dañar la superficie harán que se reduzca la eficiencia de la turbina. Esto puede ser
evitado diseñando las palas para que la presión estática no caiga por debajo de la de vapor[23].
Si el coeficiente de presión en valor absoluto es mayor a al número de cavitación habrá cavitación
( ‫׀‬𝐶𝑝‫׀‬ ≥ 𝜎 ) [22].
Figura 24. Daño estructural provocado por la cavitación de un propulsor –[24]
3.3 Elección del perfil óptimo
Para la elección del perfil hidrodinámico óptimo se puede usar mucha información sobre el diseño y la
operación de los aerogeneradores. Sin embargo, hay algunas diferencias que se han de tener en cuenta
como el número de Reynolds, la posible cavitación y diferentes características de perdidas (stall) [28]. La
selección de un perfil óptimo para la turbina es esencial para las fases iniciales del diseño ya que de esto
dependerá el nivel de eficiencia de esta.
Hacer pruebas en un tanque de agua no estaba a la disposición de este proyecto así que se usó un código
numérico analítico 2D para hacer el análisis de los perfiles. Hay muchos disponibles, pero en el estudio se
utilizó el código JavaFoil que es de libre acceso [25]. Este código hace un análisis hidrodinámico para
determinar la fuerza de sustentación, la de resistencia y de momento del perfil. También se puede obtener
la velocidad y el coeficiente de presión a lo largo de la superficie. Estos análisis se hacen calculando la
velocidad local y la presión local basándose en la ecuación de Bernoulli [26].
Para mejorar la eficiencia de la turbina habrá que escoger el perfil más óptimo entre las series disponibles.
Los más comúnmente usados en las turbinas de eje horizontal son las series: NACA63-8XX, NACA44XX y

33
RisO-A1-XX [28]. NACA son el tipo de perfiles más conocidos y hay un montón de análisis hechos para ser
usados en aerogeneradores y turbinas hidro-cinéticas.
En el estudio se miró el comportamiento hidrodinámico de los perfiles NACA4418, NACA4415, NACA63-
818 y NACA63-218 para ver cuál es el más óptimo.
Figura 25. Perfiles NACA4418, NACA4415, NACA63-818 y NACA63-218 – [25]
NACA 4418 se seleccionó para empezar el estudio. Las siglas significan 18% de anchura, 4% de curvatura
máxima en el 40% de la cuerda. Luego, NACA4415 con 15% de anchura, 4% de curvatura máxima en el
40% de la cuerda. Después los perfiles NACA63-818 y NACA63-218 con 18% de anchura al 30% de la cuerda
desde el ángulo de entrada.
Al empezar el estudio se eligió el primer perfil y después de especificar el número de Reynolds y el ángulo
de ataque el programa primero calculó la distribución de la velocidad y luego hizo un análisis de la capa
límite. Después dio como resultado los coeficientes de sustentación, arrastre, de momento y de presión.

34
Para los perfiles se ha escogido ángulos pequeños de 0-20 grados porque el coeficiente de sustentación
es mayor y el de arrastre más bajo [32].
En el estudio se utilizó un Re=2 ∗ 106
característico de las turbinas mareomotrices ya que de momento
no se saben los parámetros principales de la turbina. Los coeficientes de sustentación y arrastre fueron
analizados para cada ángulo de ataque de 0-20 de todos los perfiles seleccionados. Luego, los datos
obtenidos por el método numérico fueron trasladados a Excel para hacer la comparación y se obtuvieron
los siguientes gráficos (figuras 26, 27, 28).
Figura 26. Coeficiente de sustentación para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M.
Figura 27. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 5 10 15 20 25
Cl
ángulos de ataque
NACA 4418
NACA 4415
NACA 63-818
NACA 63-218
0
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0 5 10 15 20 25
Cd
ángulos de ataque
NACA 4418
NACA 4415
NACA 63-218
NACA 63-818

35
Figura 28. Coeficiente de arrastre para diferentes ángulos de ataque y perfiles. Re = 2 M
Perfil Espesor % 𝐶𝑙 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 𝐶𝑙
𝐶𝑑
𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜
α al
𝐶𝑙
𝐶𝑑
𝐶𝑝 𝑚𝑖𝑛 en el
𝐶𝑙
𝐶𝑑
NACA 4418
18 2,065 97,114 4 -1,594
NACA4415
15 1,859 117,968 6 -2,065
NACA 63-818
18 1,961 169,363 7 -2,841
NACA 63-218
18 1,521 121,173 6 -2,094
Tabla 1. Comparación de los diferentes perfiles estudiados
NACA 63-818 sobresale bastante por encima de los otros perfiles teniendo una mejor relación Cl/Cd, NACA
4415 y NACA 63-218 tienen unas relaciones Cl/Cd similares. NACA 4418 tiene una relación Cl/Cd
ligeramente por debajo de los perfiles anteriores, pero tiene el coeficiente de presión más bajo. El
coeficiente de presión medio de NACA 63-818 es ligeramente mayor a los otros perfiles. Esto hace que
este perfil sea más propenso a la cavitación. A grandes ángulos de ataque en los perfiles NACA 63-218 y
NACA 63-818 provocan coeficientes de presión grandes haciéndoles bastante propensos a cavitar. Lo más
importante para el perfil es que tenga un coeficiente de sustentación (Cl) alto al igual que una alta relación
(Cl/Cd). Intentando que el coeficiente de presión sea el mínimo posible para que no cavite.
El hydrofoil cavitará si el coeficiente de presión (Cp) es superior al número de cavitación. Por eso se deberá
comprobar si habrá cavitación. Igualmente, para evitar la cavitación se puede sumergir más la turbina
0,000
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
0 5 10 15 20 25
Cl/Cd
ángulos de ataque
NACA 4418
NACA 4415
NACA 63-818
NACA 63-218

36
para que la columna de agua sea mayor, aunque la obtención de energía será menor cuando más profunda
esté la turbina.
Debido a que la relación Cl/Cd es mayor en NACA 63-818 será el perfil elegido ya que hará la turbina más
eficiente. Más adelante se comprobará si existe la cavitación.
Figura 29. Coeficientes de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=8.
Figura 30. Coeficiente de presión a lo largo del perfil NACA 63-818 con α=12.
3.4 Parámetros de diseño
-Potencia obtenible de la corriente de la marea:
𝑃 =
1
2
𝜌𝐴𝑉3 (6)

37
Siendo 𝜌 la densidad del fluido 𝑘𝑔/𝑚3
, 𝐴 el área barrida de la turbina en 𝑚2
y 𝑉 la velocidad del fluido
en 𝑚/𝑠.
-El área barrida de la turbina se calcula mediante la fórmula (5).
𝐴 = 𝜋𝑟2 (7)
Siendo 𝑟 el radio de la turbina en 𝑚.
-El límite de Betz: La máxima eficiencia de una turbina mareomotriz, como otras turbinas viene estimada
por el límite de Betz. Betz fue un físico alemán que determinó que una turbina no puede convertir más
del 59,3 % de la energía cinética del fluido [23]. Entonces la eficiencia máxima conocida como coeficiente
de potencia es de 0,59.
𝐶𝑝 𝑚𝑎𝑥 = 0,59 (8)
-El límite de Betz no se puede conseguir por las pérdidas mecánicas. Cada turbina tiene su propio 𝐶𝑝 que
va entre 0,35-0,45 [23]. La potencia de la turbina se puede expresar como:
𝑃𝑡 =
1
2
𝐶𝑝𝜌𝐴𝑉3 (9)
𝐶𝑝 =
𝑃𝑡
𝑃
=
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑚𝑎𝑟𝑒𝑎
(10)
𝑃𝑡 = 𝐶𝑝 ∗ 𝑃 (11)
Siendo 𝐶𝑝 el coeficiente de potencia de Betz, 𝜌 la densidad del fluido en 𝑘𝑔/𝑚3
, 𝐴 el área barrida de la
turbina en 𝑚2
y 𝑉 la velocidad del fluido en 𝑚/𝑠 .
-Coeficiente de empuje.
𝐶𝑡 =
2𝑇
𝜌𝐴𝑉2
(12)
Siendo 𝑇 el empuje máximo axial en 𝑁.

38
-Tip speed ratio (TSR) es la relación entre la velocidad máxima de la pala y la velocidad del flujo.
𝑇𝑆𝑅 = 𝜆 =
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑝𝑎𝑙𝑎 (𝑅Ω)
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 (𝑉)
(13)
Donde 𝑅Ω es la velocidad de la pala en 𝑟𝑎𝑑/𝑠 y 𝑉 es la velocidad del flujo en 𝑚/𝑠
-El TSR óptimo se puede calcular con la fórmula 14.
𝜆𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑎 =
4𝜋
𝑛
(14)
Siendo 𝑛 el número de palas de la turbina.
-Revoluciones del rotor:
Ω =
∪∗ 𝜆
𝑅
(15)
Donde ∪ es la velocidad del canal en 𝑚/𝑠 , 𝜆 es el TSR óptimo y R el radio de la turbina en 𝑚.
3.5 Dimensionamiento de la turbina
En el canal de Hoenggan la velocidad del agua tiene un rango de 0,5m/s- 2,5 m/s y hay una profundidad
de 30 metros [31]. La turbina escogida es de eje horizontal con 3 palas ya que hacen que la turbina tenga
menos vibraciones, que sea más estable y que haya una reducción de la fatiga. Además, con 3 palas puede
operar a bajas TSR reduciendo la posibilidad de que haya cavitación [27].
El diámetro de la turbina dependerá de si hay tráfico marino (figura 31). En canal de Hoenggan la
profundidad es de 30 metros i hay tráfico marino. Por lo tanto, se debería escoger diámetro de entre 10
m y 12 m [27]. Se ha elegido un diámetro del rotor de 10 para evitar contacto con los barcos.
Figura 31. Diámetro del rotor dependiendo de la profundidad–[23]

39
Las suposiciones hechas sobre la turbina son las siguientes. La potencia del rotor se ha determinado con
la fórmula (1 y 2) con un 𝐶𝑝 de 0,40 [23].
La velocidad del rotor se ha determinado variable y el control de las palas como fijo. Las palas se han
supuesto no circulares en la unión con el rotor ya que el control de estas es fijo. Si el control es variable
se incrementaría bastante el presupuesto. Sin embargo, debe haber mucho más material en la raíz de la
pala para aguantar las cargas que podrían ser reguladas con un control variable [33].
El diámetro del rotor se ha determinado como un 10 % del diámetro de la turbina [34]. Siendo por lo tanto
1 metro. La velocidad de diseño se ha cogido como 2,4 m/s.
Un informe de la comisión europea indica que la turbina se debería estacionar aproximadamente en el
medio del canal [36]. Por ese motivo se ha puesto a 15 metros del fondo marino.
-Potencia obtenible de la corriente de la marea (fórmulas 6,7):
𝑃 =
1
2
𝜌𝐴𝑉3
=
1
2
∗ 1025 ∗ 78,53 ∗ 2,43
= 556,369 𝐾𝑊
𝐴 = 𝜋𝑟2
= 𝜋 ∗ 52
= 78,53 𝑚2
-Potencia de la turbina (fórmula 11):
𝑃𝑡 = 𝐶𝑝 ∗ 𝑃 = 0,40 ∗ 556,369 = 222,547 𝐾𝑊
-El TSR de las turbinas mareomotrices suele estar entre 4 y 6. Un TSR más pequeño es más preferible para
evitar la cavitación. Sin embargo, un alto TSR hace que la turbina sea más eficiente [23] (fórmula 14).
𝜆𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑎 =
4𝜋
𝑛
=
4𝜋
3
= 4,18
-Las revoluciones del rotor (fórmula 15):
Ω =
∪∗ 𝜆
𝑅
=
2,4 ∗ 4,18
5
= 2,0064
𝑟𝑎𝑑
𝑠
= 19,15 𝑟𝑝𝑚
-Los parámetros principales se pueden ver en la siguiente tabla:

40
Parámetros de diseño Valores
Velocidad del flujo (V) 0,5 m/s-2,5 m/s
Densidad agua del mar (ρ) 1.025 kg/𝑚3
Viscosidad cinemática (𝜇) 1,06E-06 𝑚2
/𝑠
Profundidad 30 m
Diámetro del rotor (D) 10 m
Número de palas 3
TSR 4,18
Rpm del rotor 19,15 rpm
Perfil de las palas NACA 63-818
Velocidad de diseño 2,4 m/s
Tabla 2. Parámetros de diseño de la turbina
3.6 BEMT (Blade element momentum theory)
Las mejoras en las técnicas del modelado numérico han hecho posible el análisis de las turbinas
mareomotrices usando simulaciones complejas en CFD. Hacer este tipo de análisis permite evaluaciones
detalladas, interacción fluido-estructura, las cargas dinámicas y la formación de estela con una gran
precisión. Sin embargo, esto conlleva a un largo tiempo de proceso y un alto precio computacional.
Otra opción es utilizar BEM. Esta teoría combina la teoría del elemento de pala y la teoría del momento y
es bastante efectiva y simple. Este método permite predecir el comportamiento del rotor de la turbina y
ha sido utilizado en el estudio de aerogeneradores, pero también está adaptado para turbinas
mareomotrices. Los beneficios de este método consisten en un tiempo computacional muy reducido, no
se necesita un software costo y haciendo que se puedan calcular modelos que necesiten realizar muchas
iteraciones.
3.6.1 Teoría del momento
Esta teoría que modela la turbina como un disco actuador semipermeable delgado e infinito delimitado
por un tubo de flujo (figura 32). Así, se pueden relacionar las presiones y velocidades a diferentes
posiciones utilizando las ecuaciones de Bernoulli y la conservación de masa.

41
Figura 32. Tubo de flujo y disco actuador de la teoría de momento.[48].
El empuje que corresponde a la fuerza axial en el disco se deriva del cambio diferencial de presión y
momento en el tubo [48]. Por lo tanto:
𝑑𝑇 = 4𝜋𝜌𝑈0
2
𝑎(1 − 𝑎)𝑟 𝑑𝑟 (16)
Donde la fórmula 17 es el factor de inducción axial, 𝑑𝑇 es el empuje del elemento N, 𝜌 es la densidad del
fluido en 𝐾𝑔/𝑚3
, 𝑟 es el radio local del elemento, 𝑈0 es la velocidad de referencia en 𝑚/𝑠 y 𝑑𝑟 es la
longitud local del elemento en metros.
𝑎 =
𝑈0 − 𝑈𝑑
𝑈0
=
𝑈0 − 𝑈∞
2𝑈0
(17)
El momento rotacional es adquirido por el flujo en la estela que puede equipararse al par transmitido por
el rotor. Al ser una función de la velocidad tangencial, el disco se divide en varios anillos circulares donde
el par se aplica:
𝑑𝑄 = 4𝜋𝜌𝑎′Ω𝑈0(1 − 𝑎)𝑟3
𝑑𝑟 (18)
Donde 𝑑𝑄 es el par del elemento (N m), 𝑎′
=
𝑤
2Ω
es el factor de inducción tangencial, 𝑤 es la velocidad
angular de la estela (rad/s) y Ω es la velocidad angular de la turbina (rad/s).

42
3.6.2 Teoría del elemento de pala
Esta teoría divide las palas en un número determinado de perfiles 2D de hydrofoils. Donde las
interacciones radiales no son tenidas en cuenta.
La teoría del elemento de pala hace dos suposiciones:
-No hay interacción hidrodinámica entre los elementos de la pala.
-Las fuerzas actuando en los elementos de la pala dependen solo del coeficiente de sustentación y
arrastre.
Por consiguiente, la fuerza y el empuje que causan el par pueden ser resueltas como función de las fuerzas
hidrodinámicas y un ángulo de entrada usando las velocidades axial y tangencial figura (33).
𝑑𝑇 =
1
2
𝜌𝑊2
𝐵𝑐(𝐶𝐿𝑐𝑜𝑠𝜑 + 𝐶𝐷𝑠𝑖𝑛 𝜑) 𝑑𝑟
(19)
𝑑𝑄 =
1
2
𝜌𝑊2
𝐵𝑐(𝐶𝐿𝑠𝑖𝑛𝜑 + 𝐶𝐷𝑐𝑜𝑠 𝜑)𝑟 𝑑𝑟
(20)
Donde, 𝐵 es el número de palas, 𝑊 es la velocidad resultante del fluido en 𝑚/𝑠, 𝑐 es la cuerda del perfil
en metros, 𝜑 es el ángulo de entrada en grados y 𝐶𝐿 𝐶𝐷 los coeficientes de sustentación y arrastre
respectivamente.
Figura 33. Flujo en la pala y fuerzas- [49]
La teoría del momento provee dos ecuaciones para el empuje y el par que expresa los valores en términos
de parámetros del flujo. La teoría de elemento de pala provee dos ecuaciones con los mismos parámetros
pero que expresa los valores en términos de los coeficientes de sustentación y arrastre del perfil.

43
En BEM se asume que el cambio de momento es responsable de las fuerzas hidrodinámicas que actúan
en los elementos de la pala. Los coeficientes de empuje (𝐶𝑇) y potencia del rotor (𝐶𝑝) son calculados en
un rango de TSR definiendo:
𝐶𝑇 =
Σ𝑟ℎ𝑢𝑏
𝑅
𝑑𝑇
1
2 𝜌𝐴𝑈0
2
(21)
𝐶𝑝 =
Σ𝑟ℎ𝑢𝑏
𝑅
𝑑𝑄Ω
1
2 𝜌𝐴𝑈0
3
(22)
𝑇𝑆𝑅 =
Ω𝑅
𝑈0
(23)
Donde 𝐴 es el área mojada del disco en 𝑚2
.
3.7 Programa Harp_Opt y optimización de la pala
Hoy en día los métodos principales para la optimización de las palas de una turbina son los cibernéticos
optimizados, programación matemática y algoritmo genético [35].
Para la optimización de las palas se utilizó el programa Harp_opt (horizontal axis perfomance
optimization) que es un código de libre acceso hecho por el National Renewable Energy Laboratory. Es un
programa de algoritmo genético que utiliza los algoritmos de Matlab y la teoría de momento de pala-
elemento (BEM) para optimizar el rotor de aerogeneradores o turbinas mareomotrices obteniendo la
mayor potencia de la turbina cambiando las características de la pala. El objetivo es maximizar la
producción de energía anual (AEP). También se puede hacer una optimización estructural disminuyendo
el peso para aguantar las cargas mínimas y también si es el caso de una turbina mareomotriz se puede
marcar para que en la optimización no haya cavitación [30].
Aunque está en su infancia y se está continuamente desarrollando, el programa tiene algunas
limitaciones. La primera es que la optimización tarda demasiado tiempo dependiendo de la cantidad de
iteraciones que se impongan. Además, la predicción de cavitación no informa donde ocurre, sino que
elimina el diseño y lo marca como un diseño inviable. Esto se podría mejorar ya que cambios pequeños
en la distribución del giro (twist) puede hacer que disminuya la cavitación y dar una solución adecuada.
En cuanto al diseño estructural, el programa está diseñado principalmente para aerogeneradores. Por eso
en la estructura del perfil solo se dispone de la estructura externa y no interna (figura 34). Esto puede ser
un problema para las turbinas hidro-cinéticas ya que la densidad del agua es mayor a la del aire y las
cargas que tendrá que soportar la pala serán mayores. Para que el diseño estructural fuese el adecuado
se debería poder definir la estructura con vigas internas para poder aguantar mejor las cargas.

44
Figura 34. Modelación de la pala- [30].
Para empezar el diseño se tuvo que poner los parámetros de entrada (figura 35). Estos parámetros van
desde la geometría de la turbina, propiedades del flujo y el tipo de hydrofoil escogido insertando los
coeficientes de sustentación, de arrastre y los diferentes coeficientes de presión en un rango de -180 a
180 grados obtenidos del programa JavaFoil, los límites superiores e inferiores a lo largo de la longitud de
la cuerda, la distribución de giro (twist) y el porcentaje del espesor a lo largo de 5 partes del perfil. Una
vez todos los parámetros han sido introducidos el algoritmo empezó a hacer la optimización.
Figura 35. Interfase del programa Harp_opt

45
El objetivo de optimización fue que el diseño de la pala maximizase la obtención de energía entre una
velocidad variable de 0,5 m/s y 2,5 m/s siendo una hélice de paso variable y comprobando si existe
cavitación. Así el programa determinó la cuerda y la distribución de giro óptimos a lo largo de la pala.
Como resultado el programa obtuvo unas gráficas (figuras 36,37,38,39) y la optimización de energía dio
como resultado (AEP) =495355 KW-hora/año.
En la figura 36 se obtuvo la potencia del rotor y el coeficiente de potencia respecto a la velocidad del flujo.
En la figura 37 se obtuvo la cuerda y la distribución de giro (twist) en 30 secciones donde se define la
forma externa de la pala. En las figuras 38 y 39 se puede ver el par producido por los cambios de velocidad
y el momento generado en la pala.
Figura 36. Potencia obtenida respecto la velocidad del flujo.
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Power
Coefficient,
Cp
Rotor
Power
(kw)
Flow Speed (m/s)
Power
Power Coefficient

46
Figura 37. Cuerda y pre-Twist óptimos respecto el radio de la pala.
Figura 38. Momento generado en la parte de la conexión con el rotor de la pala respecto a la velocidad del flujo.
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0
Pre-Twist
(deg)
Chord
(m)
Blade Radius (m)
Chord
Pre-Twist
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Root
Flap
Moment
(kN-m)
Flow Speed (m/s)

47
Figura 39. Variación del par respecto la velocidad del flujo.
Después de la optimización, un modelo de la pala CAD 3D fue dibujado utilizando SolidWorks (figura 40)
para poder visualizar la pala. Para crear el dibujo las coordenadas producidas por Harp_Opt fueron
introducidas con su correcta cuerda y ángulo de torsión de cada uno de los perfiles NACA63-818 (tabla 3).
Figura 40. Pala optimizada dibujada con SolidWorks.
r/R Radius Pre-Twist Chord
(-) (m) (deg) (m)
0,115 0,288 36,13 0,953
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0
Torque
(kN-m)
Flow Speed (m/s)

48
0,145 0,363 33,31 0,819
0,175 0,438 30,70 0,729
0,205 0,513 28,32 0,663
0,235 0,588 26,15 0,610
0,265 0,663 24,17 0,568
0,295 0,738 22,37 0,532
0,325 0,813 20,72 0,501
0,355 0,888 19,23 0,474
0,385 0,963 17,87 0,450
0,415 1,038 16,63 0,429
0,445 1,113 15,51 0,409
0,475 1,188 14,50 0,392
0,505 1,263 13,58 0,375
0,535 1,338 12,74 0,360
0,565 1,413 12,00 0,346
0,595 1,488 11,34 0,333
0,625 1,563 10,74 0,320
0,655 1,638 10,20 0,308
0,685 1,713 9,72 0,297
0,715 1,788 9,30 0,286
0,745 1,863 8,92 0,276
0,775 1,938 8,56 0,266
0,805 2,013 8,26 0,257
0,835 2,088 7,98 0,249
0,865 2,163 7,72 0,240
0,895 2,238 7,48 0,233
0,925 2,313 7,26 0,226
0,955 2,388 7,04 0,219
0,985 2,463 6,83 0,213
Tabla 3. Parámetros de la optimización obtenidos con Harp_Opt

Capítulo 4. Elección del material de la pala
49
4.1 Requerimientos estructurales
Las palas de la turbina son una estructura compleja y que depende de dos etapas. La primera es la elección
de la forma hidrodinámica (capítulo 2) y la segunda consiste en la elección adecuada del material y la
configuración estructural para poder mantener la forma de esta sin que falle por las diferentes cargas que
afectan a la pala.
Las cargas provocadas por la velocidad del agua inducen principalmente una flexión en la superficie de la
pala y en el borde de esta. Estas cargas tienen tanto un componente estático como componente dinámico
que produce fatiga en el material.
Para producir la rotación el par es necesario. Este par se produce por toda la pala y si no está bien diseñada
se puede producir un fallo estructural como le pasó a la empresa Verdant Power cuando instaló su primera
turbina en East River New York (figura 41). Esto fue provocado por subestimar las cargas y no poner el
espesor adecuado de material.
Figura 41. Fallo en la pala de la turbina Verdant Power- [37]
La base de la selección del material depende de las distribuciones del momento flector, del coste de
producción y del entorno operativo de la turbina. Los grandes esfuerzos a los que se ve sometida la pala
requiere materiales con alta resistencia y rigidez para que no pierda su forma hidrodinámica. También, al
estar inmersa en el mar puede aparecer corrosión y que a lo largo del tiempo pueda degradar ciertas
propiedades del material. Por esos motivos el material seleccionado debe resistir este ambiente corrosivo
mientras mantiene la resistencia y la rigidez [38]. Además, la turbina está instalada en una distancia
profunda de 15 metros y la realización de mantenimiento es escaso debido a la dificultad que supone

50
acceder a la turbina desde la superficie. Aparte, la estructura de la pala deberá aguantar la presión
hidrostática provocada por la profundidad.
El material debe tener una alta resistencia para aguantar las cargas extremas, debe tener una resistencia
a la fatiga elevada para resistir la variación en las cargas durante su vida operativa para evitar que haya
una reducción del material. También debe tener una elevada rigidez para mantener la forma
hidrodinámica y por la abrasión que puede causar los sedimentos que hay en el mar y también los
impactos. Además, debe tener una baja densidad para minimizar los gastos y para que se produzca más
potencia [39].
4.2 Tipos de configuraciones estructurales en la pala
La configuración de una pala consiste en la estructura externa que se encarga de la estabilidad de la forma
hidrodinámica y la estructura interna que se encarga de aguantar los esfuerzos con vigas internas
longitudinales.
4.2.1 Main spar
Este tipo de pala está formada por la caja y la carcasa que son fabricados separados y unidos
posteriormente [39]. La caja se encarga de aguantar las diferentes cargas.
Figura 42.Perfil con la configuración Main Spar. [29]
4.2.2 Refuerzos internos
Las dos carcasas del perfil están unidas por dos o más vigas internas para resistir los diferentes esfuerzos.
Figura 43. Perfil con refuerzos internos. [39]
4.2.3 Refuerzos integrales
Este tipo de pala se produce en un solo proceso y consiste en una viga interna para resistir las cargas.

51
Figura 44. Perfil con refuerzo integral [39]
4.3 Selección de materiales
La selección del material adecuado es de gran importancia ya que de esto dependerá el correcto
funcionamiento del componente a diseñar.
Existen diferentes tipos de estrategias para seleccionar el material adecuado que son: los métodos
tradicionales, método gráfico y las bases de datos (fuentes bibliográficas o mediante un software).
En el método tradicional la selección se basa en la experiencia del diseñador en los componentes similares
que ya están funcionando y que lo hacen adecuadamente. A partir de su conocimiento escoge un material
igual o parecido.
En el método gráfico la selección se basa en mapas de materiales. Con los que se hace una selección
aproximada dependiendo de sus propiedades.
La base de datos de materiales se basa en investigaciones de ensayos de materiales y suelen ser de acceso
libre y distribuidas por empresas que venden materiales. Puede haber literarias y numéricas y las más
conocidas son: NASA, SAE, ASTM, AISI, ASM, etc. Además, para la base de datos existen softwares como
el CES EduPack que es bastante conocido para la selección de materiales.
4.3.1 Programa CES EduPack
El CES EduPack es un software para la selección de materiales que se basa en los mapas Ashby que tiene
una gran base de datos de materiales y procesos. Hay más de 3000 materiales y 200 procesos incluidos
con ilustraciones y las propiedades técnicas [40]. Agrupados en diferentes familias y niveles (figura 45).
La utilización de los mapas Ashby consiste en:
-Determinar los requisitos de diseño del material.
-Eliminar los materiales que no se adecuen a las especificaciones.
-Ordenar los materiales más adecuados para su objetivo.
-Buscar más información de los materiales seleccionados para hacer la elección definitiva.

52
Para hacer la selección adecuada del material se ha de definir la función, las restricciones, los objetivos, y
las variables libres. Por último, hacer un filtrado donde se eliminar los materiales que no pueden ser
usados para la tarea.
Figura 45. Mapa Ashby de CES EduPack de las diferentes familias de materiales en relación de módulo de Young
y densidad.
4.4 Selección del material mediante el programa Ces Edupack
Las palas de la turbina se encuentran sometidas a esfuerzos de flexión, entre otros, durante su vida en
servicio. Por este motivo, es requisito funcional que no sufran deflexión, , ni se supere el límite elástico,
y, bajo la acción de una fuerza de flexión, F. Por ese motivo las palas han de presentar rigidez y resistencia
a flexión.
Para simplificar su geometría, las palas se consideraron placas planas donde la longitud, L, y la anchura,
w, están fijadas (requisitos geométricos). El espesor, t, es una variable libre que junto con la elección del
material son los dos parámetros que el diseñador puede modificar.
Las ecuaciones de las restricciones para la rigidez y la resistencia a flexión son función de la distribución
de los esfuerzos aplicados sobre el elemento. La figura 46 muestra la geometría simplificada de las palas
de la turbina cuando estas se encuentran sometidas a una fuerza F distribuida uniformemente por toda
la sección.

53
Figura 46. Carga distribuida en una placa plana. - [40].
Ecuación de la restricción para la rigidez a flexión:
𝛿 =
𝐶1 · 𝐹 · 𝐼3
𝐸 · 𝑤 · 𝑡3
=
5 · 𝐹 · 𝐼3
32 · 𝐸 · 𝑤 · 𝑡3
(24)
Donde 𝛿 es la deflexión, la deformación sufrida por la fuerza de flexión F que actúa sobre las palas; E, es
el módulo de Young; I es el segundo momento de área que depende de la geometría del elemento y w y
t son respectivamente la anchura y el espesor.
Ecuación de la restricción para la resistencia a flexión:
(25)
Donde 𝜎𝑦 es el límite elástico; F es la fuerza de flexión que actúa en la pala; I es el segundo momento del
área, w y t son la anchura y el espesor, respectivamente.
Otra de las restricciones funcionales a considerar es el comportamiento a corrosión en agua marina donde
se buscará maximizar su resistencia química en este medio acuoso.
El objetivo de diseño es que las palas de la turbina sean ligeras, así pues, la función objetivo a minimizar
es:
𝑚 = 𝐿 · 𝑤 · 𝑡 · 𝜌 (26)
Donde m es la masa del elemento; 𝜌 la densidad y L, w y t son la longitud, anchura y espesor del álabe,
respectivamente.

54
La tabla 4 presenta a modo de resumen las restricciones, las variables libres y el objetivo del diseño de la
pala.
Objetivo: Minimizar la masa
Restricciones funcionales:
Restricciones geométricas:
Rigidez, resistencia a flexión y a la corrosión
Longitud y anchura
Variables libres: Espesor y material
Tabla 4. Requisitos de diseño de las palas
Al tener múltiples restricciones se consideró primero la restricción de resistencia a flexión que han de
soportar las palas, por lo tanto, se han de diseñar para que no se supere su límite elástico.
Se aísla el espesor, variable libre, de la ecuación de la restricción para la resistencia a flexión (25) y se
sustituye en la función objetivo:
𝜎𝑦 =
3 · 𝐹 · 𝐼
4 · 𝑤 · 𝑡2
⟹ 𝑡 = (
3 · 𝐹 · 𝐼
4 · 𝑤 · 𝜎𝑦
)
1/2
𝑚 = 𝐿 · 𝑤 · 𝑡 · 𝜌 = 𝐿 · 𝑤 · (
3 · 𝐹 · 𝐼
4 · 𝑤 · 𝜎𝑦
)
1/2
· 𝜌
Agrupamos términos en función de los requerimientos funcionales, de los factores geométricos y de las
variables que dependen de las propiedades del material y la ecuación de prestaciones se define como:
𝑚 = (
3 · 𝐹
4
)
1/2
· 𝐼1/2
· 𝐿 · 𝑤1/2
·
𝜌
𝜎𝑦
1/2
Donde
𝜌
𝜎𝑦
1/2 es el índice de prestaciones que se quiere minimizar o bien, maximizar el recíproco
𝜎𝑦
1/2
𝜌
𝜎𝑦
1/2
𝜌
= 𝑀
Los diagramas de Ashby se representan en escala logarítmica, por lo tanto,
log 𝜎𝑦 = 2 log 𝜌 + log 𝑀
La ecuación anterior se corresponde con la ecuación de una recta de pendiente 2. La figura 47 muestra el
mapa de Ashby límite elástico versus densidad donde los materiales candidatos que maximizan el índice
de prestaciones anterior se encuentran situados por encima de la recta de pendiente 2.

55
Figura 47. Límite elástico en relación a la densidad
La segunda restricción impuesta es que las palas han de presentar rigidez a flexión. Operando de la misma
manera se obtiene la siguiente ecuación de prestaciones:
𝑚 = (
5 · 𝐹
32 · 𝛿
)
1/3
· 𝐼 · 𝐿 · 𝑤2/3
·
𝜌
𝐸1/3
Donde
𝜌
𝐸1/3 es el índice de prestaciones que se quiere minimizar o bien, maximizar el recíproco
𝐸1/3
𝜌
𝐸1/3
𝜌
= 𝑀
log 𝐸 = 3 log 𝜌 + log 𝑀
Que se corresponde con la ecuación de una recta de pendiente 3. La figura 48 presenta el diagrama
módulo de Young en relación a la densidad donde los materiales candidatos que maximizan el índice de
prestaciones anterior se encuentran situados por encima de la recta de pendiente 3.
Density (kg/m^3)
100 1000 10000
Yield
strength
(elastic
limit)
(MPa)
0.01
0.1
1
10
100
1000

56
Figura 48. Módulo de elasticidad en relación a la densidad.
Si se tienen en cuenta ambas restricciones, los diagramas anteriores ya no incluyen todos los materiales
mostrados, tal y como se observa en la figura 49 donde se representa el módulo elástico y la densidad,
destacándose en color gris, aquellos materiales situados por encima de la recta de selección que ya no se
consideran al incluir el criterio de resistencia a la flexión.
Figura 49. E vs. ρ donde se incluye la restricción de resistencia a flexión.
Una restricción que hasta ahora no se ha considerado es la tenacidad a fractura, que se define como la
resistencia a la propagación de una grieta. El diseño de las palas ha de contemplar esta importante
propiedad mecánica que puede conducir al fallo catastrófico, a la fractura frágil de la pala si no se diseña
Density (kg/m^3)
100 1000 10000
Young's
modulus
(GPa)
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
Density (kg/m^3)
100 1000 10000
Young's
modulus
(GPa)
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000

57
teniendo en cuenta que el material ha de presentar una tenacidad a fractura superior a 15 MPa·m1/2
.
Asumiendo este valor, el material es suficientemente tenaz y deformaría plásticamente antes de romper.
La figura 50 representa la tenacidad a fractura frente a la densidad incluyendo las restricciones
anteriormente expuestas. La línea horizontal de pendiente cero se sitúa en el valor de 15 MPa·m1/2
y todos
los materiales situados por encima de esta recta cumplen con las tres restricciones impuestas. Estas son:
resistencia y rigidez a flexión y tenacidad a fractura superior a 15 MPa·m1/2
.
Figura 50. Tenacidad a fractura en relación a la densidad, incluyendo restricciones a flexión.
Teniendo en cuenta este último criterio en la selección de materiales, el campo de candidatos se reduce
considerablemente. Las únicas familias de materiales que cumplen las restricciones impuestas son tres
aleaciones metálicas (titanio, aluminio y magnesio) y dos materiales compuestos (polímero reforzado con
fibra de vidrio y reforzado con fibra de carbono).
Por último, se requiere un excelente comportamiento a corrosión en agua marina ya que la vida en
servicio de las palas se encuentra inmersa en este medio. Considerando todas las restricciones
anteriormente expuestas, los únicos candidatos son los polímeros reforzados con fibra de vidrio o con
fibra de carbono, tal y como se observa en la figura 51.
Density (kg/m^3)
100 1000 10000
Fracture
toughness
(MPa.m^0.5)
0.01
0.1
1
10
100
GFRP, epoxy matrix (isotropic)
Magnesium alloys
CFRP, epoxy matrix (isotropic)
Aluminum alloys
Titanium alloys

58
Figura 51. Resistencia a la corrosión marina en relación a la densidad.
Propiedades Polímero reforzado con fibra de
carbono
Polímero reforzado con fibra de
vidrio
Módulo de Young E (GPa) 69-150 15-28
Límite elástico 𝜎𝑦 (MPa) 550-1,05e3 110-192
Densidad 𝜌 (𝐾𝑔/𝑚3
) 1,5e3-1,6e3 1,75e3-1,97e3
Precio (EUR/KG) 29,8-33,1 19,4-27,4
Tenacidad a la fractura
(Mpa.m^0.5)
6,12-20 7-23
Tabla 5. Comparación de las características de los materiales escogidos
El precio nunca ha sido contemplado como una restricción, pero dado que ambos materiales compuestos
presentan índices de desempeño similares para la función requerida, la elección de uno u otro vendrá
determinada por su precio de mercado. En este sentido, el diagrama mostrado en la figura 52 representa
la resistencia a la corrosión en el medio salino en función del coste por unidad de masa. El precio del
polímero reforzado con fibra de vidrio es ligeramente inferior al del polímero reforzado con fibra de
carbono. Así pues, el material escogido para la construcción de las palas es el polímero reforzado con fibra
de vidrio ya que, aunque las propiedades mecánicas sean inferiores (tabla 5) el material supera los
parámetros mínimos determinados. Además, el polímero compuesto por fibra de carbono es más
susceptible a la corrosión galvánica cuando está al lado de un metal [41].
Density (kg/m^3)
100 1000 10000
Water
(salt)
Unacceptable
Limited use
Acceptable
Excellent

59
Figura 52. Resistencia a la corrosión en agua de mar frente al precio por unidad de masa.
Price (EUR/kg)
0.1 1 10 100 1000 10000
Water
(salt)
Unacceptable
Limited use
Acceptable
Excellent

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