Innovative Autonomously-Driven Offshore Wind Turbines: a prefeasibility analysis

Abstract

[ES] Esta Tesis M Sc describe una tecnología disruptiva inexistente hasta la fecha. Dos modelos integrados independientes de entre sí más un análisis de costos allanan el camino para futuras investigaciones. Los dos modelos presentados son el modelo de evaluación la energía eólica producida (WEYA) y el modelo de pérdidas. El modelo de evaluación del rendimiento de la energía eólica constituye tres modelos utilizados para cuantificar los beneficios potenciales de las turbinas eólicas en movimiento (WT) en el Mar del Norte: el primer modelo es la referencia para evaluar la energía extra del otro dos. El segundo modelo establece un límite superior para la tecnología propuesta y el tercero representa una implementación más realista. Ninguno de estos modelos tiene en cuenta la energía necesaria para mover los WT, ni el control de la energía almacenada. Los resultados de una simulación se realizaron en el sur del Mar del Norte para todo 2018. El Upper-Bound model mostró un 45.19% extra de AEP para todo 2018, y 20.98% extra para el modelo de Reachable Area, ambos en comparación con la producción de energía del modelo convencional, que se verificó con otra investigación. Una revisión del estado actual del sistema de almacenamiento de energía (ESS) se muestra y se encontraron tres tecnologías ESS adecuadas para ser instaladas a bordo turbinas eólicas en movimiento: baterías de iones de litio, baterías de hidrógeno y zinc-aire. El modelo de pérdidas de potencia representa la potencia requerida para mover ADO-WT en el mar. Se diseñó un casco de catamarán simple para garantizar la flotabilidad para cada tecnología. Los resultados muestran que el hidrógeno es la tecnología más ligera que proporciona perfil de menos pérdidas de potencia seguido de baterías de zinc-aire. Además, debido a que la turbina de viento está en moviendo, ésta puede funcionar para un rango más amplio de velocidades de viento, capaces de producir a la potencia nominal para velocidades de viento libre de hasta 31 m / s para LH2 ADO-WTs, sin aumentar las cargas en las palas o el rotor. Además, se muestran las velocidades óptimas de la embarcación para cada velocidad y tecnología de viento libre. Se realizó un análisis de costos con enormes limitaciones con respecto a la disponibilidad de datos. Se analizaron cinco casos: un parque eólico convencional con una subestación instalada en el mar (LCOE = $ 88.34 / MWh), un parque eólico de ADO-WT con una terminal en el mar para ambos ADO-WT con almacenando hidrógeno (LCOE = $ 104.81 / MWh) y baterías de iones de litio (LCOE = $ 3, 774 / MWh) y parque eólico ADO-WT con una terminal instalada en tierra para hidrógeno (LCOE = $ 99.37 / MWh) y baterías de iones de litio (LCOE = $ 3, 767 / MWh).

[EN] This M Sc Thesis describes a disruptive technology inexistent up to date envisioned by the author of this M Sc Thesis called Autonomously-Driven Offshore Wind Turbines (ADO-WTs). Two integrated models independent from each other plus a costs analysis pave the way for future research. The two models presented are the Wind Energy Yield Assessment model and the Power Losses model. The Wind Energy Yield Assessment model constitutes three models used to quantify potential benefits from moving wind turbines (WTs) on the North Sea: the first model is the reference to assess the extra energy from the other two. The second model sets an upper bound for the proposed technology and the third represents a more realistic implementation. Neither of these models account for the energy losses required to move the WTs nor model the energy system storage. Results for a simulation ran in the Southern North Sea for the whole 2018 historical data shown 45.19% of extra AEP for Upper-Bound model, and 20.98% for Reachable Area model, both compared with the energy production based on the Conventional model, which was verified based on results from other research. A review of the current State of Art of Energy Storage System (ESS) is shown and three ESS technologies were found suitable for being installed aboard moving wind turbines: Li-ion batteries, Hydrogen and Zinc-Air batteries. The Power Losses model accounts for power required to move ADO-WTs on the sea. A simple catamaran hull to ensure buoyancy was designed for each technology. Results show Hydrogen to be the lightest technology providing the least power losses profile followed by Zinc-Air batteries. Moreover, because of moving the whole system, the wind turbine can work for a wider range of free wind speeds, able to produce at rated power for free wind speeds up to 31m/s for LH2 ADO-WTs, without increasing loads on the blades or rotor. Moreover, optimal boat speeds are shown for each free wind speed and technology. A cost analysis was carried out with huge limitations regarding data availability. Five cases were analysed: a conventional wind farm with an offshore substation (LCOE = $88.34/MWh), ADO-WTs wind farm with an offshore terminal for both ADO-WTs with hydrogen as ESS (LCOE = $104.81/MWh) and Li-ion batteries (LCOE = $3, 774/MWh) and ADO-WTs wind farm with an onshore terminal for hydrogen (LCOE = $99.37/MWh) and Li-ion batteries (LCOE = $3, 767/MWh).