Come l'impianto FLOWIC di Aberdeen mira a dare una spinta al settore eolico offshore galleggiante del Regno Unito / How Aberdeen's FLOWIC facility aims to turbocharge the UK's floating offshore wind sector

Come l'impianto FLOWIC di Aberdeen mira a dare una spinta al settore eolico offshore galleggiante del Regno Unito / How Aberdeen's FLOWIC facility aims to turbocharge the UK's floating offshore wind sector

Segnalato dal Dott. Giuseppe Cotellessa / Reported by Dr. Giuseppe Cotellessa

Un centro di innovazione di recente apertura ad Aberdeen mira ad accelerare la posizione del Regno Unito nel campo emergente dell'eolico offshore galleggiante. Jon Excell riferisce.

Con una capacità installata pari a 15 GW, l'energia eolica offshore è diventata una delle fonti principali di energia elettrica del Regno Unito, generando il 17% della nostra elettricità totale nel 2023.

Ma se vogliamo avvicinarci anche solo lontanamente alle nostre ambizioni di zero emissioni nette per il 2050, ne avremo bisogno di molto di più. E con le crescenti pressioni sull'uso dei fondali marini nel Regno Unito, gli sviluppatori sono sempre più entusiasti della prospettiva di usare la tecnologia eolica offshore galleggiante, che usa turbine montate su strutture galleggianti ancorate al fondale marino, anziché su fondamenta fisse, per sfruttare le zone di oceano più profonde, ventose e finora in gran parte inutilizzate che si trovano più al largo.

Un nuovo centro di innovazione alla periferia di Aberdeen punta ad accelerare questa espansione, sfruttando l'esperienza maturata nel Regno Unito nell'eolico galleggiante e fornendo accesso ad una serie di strutture di prova specializzate per aiutare le aziende di ingegneria della regione ad applicare le loro radicate conoscenze ingegneristiche offshore a questa nuova entusiasmante frontiera.

 

Attualmente tutta la tecnologia è fissa sul fondo, quindi è fisicamente collegata al fondale marino. Quando si superano i 30 o 40 GW, si inizia a esaurire lo spazio fisso sul fondo nel Regno Unito.

Andy Macdonald - Direttore dello sviluppo e delle operazioni, ORE Catapult

 Creato per supportare lo sviluppo e la convalida delle tecnologie chiave richieste per l'eolico galleggiante, principalmente ancore, ormeggi e sistemi di cavi dinamici, il Floating Wind Innovation Centre (FLOWIC) da 9 milioni di sterline è considerato la prima struttura dedicata del suo genere al mondo. Gestito dalla catapulta Offshore Renewable Energy (ORE), parte della rete britannica di nove hub di innovazione focalizzati sul settore, integra l'attuale struttura di collaudo di ORE più a sud a Blyth, Northumberland, dove pale di turbine, tecnologie di trasmissione e sistemi elettrici vengono messi alla prova.  In qualità di inquilino chiave per l' Aberdeen Energy Transition Zone (ETZ), un sito di 250 ettari accanto al nuovissimo porto in acque profonde da 420 milioni di sterline di Aberdeen, la struttura è anche al centro di piani più ampi per far crescere un nuovo importante cluster regionale di innovazione net zero. 

Parlando con The Engineer durante una visita in loco all'inizio di quest'anno (maggio 2024), il direttore dello sviluppo e delle operazioni di OREs, Andy Macdonald, ha affermato che l'eolico galleggiante avrà un ruolo fondamentale nell'aumento della capacità eolica offshore del Regno Unito da dove si trova ora ai 100 GW stimati che saranno necessari entro il 2050. "Attualmente tutta la tecnologia è a fondo fisso (monopali o jacket), quindi è fisicamente collegata al fondale marino", ha affermato, "Quando si superano i 30 o 40 GW, si inizia a esaurire lo spazio a fondo fisso nel Regno Unito".

Ad oggi, la capacità eolica galleggiante globale è modesta, con solo una manciata di progetti di prova e dimostrazione in funzione. In effetti, i due progetti esistenti nel Regno Unito, il parco eolico Kincardine da 50 MW al largo di Aberdeen (visibile dall'edificio FLOWIC) ed il progetto Hywind Scotland da 30 MW al largo della costa di Peterhead, rappresentano insieme più di un terzo della capacità installata globale.

Ma l'appetito per la tecnologia sta crescendo rapidamente sia in tutto il mondo, sia qui nel Regno Unito. Infatti, la Crown Estate, che gestisce i fondali marini intorno a Inghilterra e Galles, stima che l'energia galleggiante rappresenti l'80 percento del potenziale eolico offshore globale, mentre il leader laburista Sir Kier Starmer si è impegnato a investire massicciamente nella tecnologia se il suo partito dovesse vincere le elezioni generali del luglio 2024. 

Inoltre, il Regno Unito ha una delle più grandi organizzazioni di nuovi progetti al mondo, con un totale di 29 nuovi progetti eolici galleggianti finora ottenuti tramite accordi di locazione sui fondali marini ed un nuovo round di locazione (round di locazione 5) che mira allo sviluppo di capacità galleggiante nel Mar Celtico al largo delle coste del Galles e dell'Inghilterra sud-occidentale. 

Sbloccare questo potenziale, tuttavia, presenta alcune sfide tecniche importanti. Mentre la maggior parte delle turbine eoliche offshore esistenti operano in profondità d'acqua fino a circa 50 metri e sono montate su fondamenta perforate nel fondale marino, spostarsi in acque più profonde richiede un approccio fondamentalmente diverso.

In sostanza, ciò comporta il montaggio di turbine su sottostrutture galleggianti riempite di zavorra che sono ancorate al fondale marino tramite linee di ormeggio. Gli sviluppatori possono scegliere tra diversi metodi: sistemi spar-buoy, piattaforme strette e profonde che si estendono per 100 metri o più sotto l'acqua; piattaforme semi-sommergibili, in cui le turbine sono montate su una serie parzialmente sommersa di colonne collegate; piattaforme con gambe tese (TLP), in cui la piattaforma è ormeggiata al fondale marino tramite cavi verticali tesi; e sistemi montati su chiatte. Dei due parchi eolici galleggianti esistenti nel Regno Unito, Hywind utilizza la tecnologia spar buoy, mentre le turbine di Kincardine sono semi-sommergibili.

Sebbene ogni approccio abbia diversi pro e contro, ciò che hanno tutti in comune è la necessità di tecnologie di ormeggio ed ancoraggio sottomarine e la necessità di cavi di alimentazione in grado di gestire i rigori delle operazioni galleggianti. FLOWIC si concentra sulla riduzione del costo di queste tecnologie abilitanti chiave.

Il tour rapido dell'ingegnere della struttura inizia nella sala prove cavi, che ospita un impianto di prova cavi dinamico personalizzato da 2 milioni di sterline. Progettato e prodotto dalla ditta Osbit del Northumberland, questo gigantesco sistema azionato idraulicamente verrà utilizzato per i test di fatica dei cavi elettrici sottomarini utilizzati per collegare i parchi eolici alla costa e per collegare le turbine insieme in una matrice. 

Mentre i cavi di alimentazione utilizzati per le turbine eoliche a letto fisso sono in genere ben protetti dall'ambiente oceanico, quelli installati su sistemi galleggianti sono molto più esposti. Garantire che siano progettati per far fronte a questo ambiente più dinamico è una priorità fondamentale. 

"Per una turbina tradizionale a fondo fisso, il cavo scende lungo un tubo dal fondo ed è interrato, ma per una piattaforma galleggiante il cavo può muoversi nella colonna d'acqua e quel movimento è sufficiente a richiedere una progettazione diversa nella progettazione del cavo", ha spiegato Macdonald. "Sta creando attrito che crea calore, il che significa che la temperatura del cavo sarà leggermente diversa. Quindi è necessario che sia progettato per quelle diverse proprietà".

Il banco di prova FLOWIC funziona applicando un carico di trazione ad un campione di cavo e poi agitandolo vigorosamente avanti e indietro attraverso una gamma di angoli diversi, spesso piuttosto estremi. Progettato per replicare 25 anni di funzionamento sul campo, un tipico ciclo di prova durerà circa sei mesi, durante i quali il cavo subirà circa 1,5 milioni di cicli. Alla fine di questo processo, gli ingegneri FLOWIC sezionano il cavo per valutare il livello di fatica meccanica e, se tutto va bene, convalidarlo per l'uso in applicazioni galleggianti.

In una sala adiacente, un'altra struttura fondamentale consente di testare versioni ridotte dei sistemi di ancoraggio utilizzati per tenere in posizione le turbine eoliche galleggianti.

Spesso pesanti fino a 30 o 40 tonnellate e larghe 6 metri, le gigantesche ancore di ancoraggio più comunemente utilizzate per questa applicazione sono comprensibilmente difficili da testare, quindi la capacità di convalidare versioni ridotte è considerata una capacità fondamentale per accelerare lo sviluppo della tecnologia galleggiante.

L'impianto di prova delle ancore di FLOWIC è dotato di una serie di sabbiere e di un complesso sistema di argani e motori che possono essere utilizzati per tirare modelli in scala di ancore nella sabbia in modo controllato da diverse angolazioni e direzioni, per comprendere come si comporteranno diversi tipi di ancore in diverse condizioni. 

Harvey North, responsabile del laboratorio di prova per la tecnologia e lo sviluppo di FLOWIC, ha spiegato che per riprodurre il più possibile le condizioni del fondale marino, la sabbia utilizzata viene trattata in una macchina chiamata Pluviator, che consente al gruppo di modificare la densità della sabbia utilizzata e di adattare efficacemente una gamma di diverse condizioni del fondale marino.

North ha aggiunto che, oltre ad aiutare ad accelerare la convalida dei progetti di ancoraggio, la struttura potrebbe anche rivelarsi fondamentale per affrontare alcune delle sfide geologiche uniche affrontate dagli sviluppatori di parchi eolici galleggianti. "Un punto interessante dei parchi eolici offshore galleggianti che sono stati proposti è che la geologia cambierebbe sulla distanza di un parco eolico perché sono così grandi, quindi ci sono alcuni test da fare lì dove potremmo usare diversi tipi di sabbia per replicare le condizioni del fondale marino in tutto il parco eolico".

Una volta in posizione, nonostante l'ambiente dinamico dell'oceano, queste ancore non si muoveranno. Ma sopra la superficie è un'altra storia. Infatti, mentre le turbine a fondo fisso sono esattamente questo, le correnti oceaniche e le onde possono causare l'aumento di pressione, l'oscillazione, il sollevamento ed il rollio delle turbine galleggianti, presentando una serie di sfide aggiuntive, in particolare in termini di manutenzione. 

Per simulare questo, FLOWIC è anche dotato di una piattaforma di movimento Hexapod, che viene utilizzata per replicare una varietà di condizioni di onde e maree. Un'area di particolare interesse è il test e la convalida di tecniche per affrontare la sfida del trasferimento di persone ed attrezzature da una nave di trasferimento ad una turbina galleggiante. North ha spiegato: "Una delle sfide dell'eolico galleggiante rispetto a quello fisso è che per quello fisso puoi mettere un martinetto accanto con una gru. La turbina è fissa e passi da fisso a fisso. Ma non appena hai una piattaforma galleggiante, sollevare le cose... diventa improvvisamente molto difficile".

Per risolvere questo problema, il gruppo sta attualmente convalidando un sistema di sollevamento elettrico che compensa il movimento relativo della nave e della torre della turbina. Sviluppato dalla società scozzese Pict Offshore, questo cosiddetto sistema GUS (Get Up Safe) può essere azionato dalla nave di trasferimento dell'equipaggio ed utilizza la tecnologia di tracciamento del ponte basata su laser per vedere come la piattaforma e la nave si muovono l'una rispetto all'altra e garantire che la piattaforma della turbina possa essere caricata in sicurezza.

È ancora presto per FLOWIC. Al momento della visita di The Engineer, i sistemi chiave erano ancora in fase di messa in servizio. Ma secondo Macdonald la struttura sta già attirando molto interesse. Con le aziende in coda per utilizzare i suoi banchi di prova e segnali più ampi che l'effetto di clustering sperato è già in corso, FLOWIC sembra destinata a svolgere un ruolo chiave nel settore galleggiante in rapida crescita del Regno Unito.

Oltre al suo impatto regionale, Macdonald ritiene che, dato il crescente interesse internazionale per l'eolico galleggiante, il centro potrebbe in ultima analisi aiutare ad aprire opportunità chiave per esportare la tecnologia e le competenze del Regno Unito in tutto il mondo. Ha aggiunto che nonostante la sua attenzione al Regno Unito, la struttura ha già suscitato interesse da progetti in Giappone, Stati Uniti, Brasile e India. 

"Ci occupiamo principalmente di guidare la crescita economica del Regno Unito, zero emissioni nette e sicurezza energetica: il nostro obiettivo è di apportare benefici al Regno Unito", ha affermato. "Ma siamo intrinsecamente interessati a ciò che sta accadendo a livello globale. La maggior parte del lavoro su petrolio e gas svolto ad Aberdeen è per l'intero mondo e si desidera lo stesso per l'eolico offshore!"

ENGLISH

A newly opened innovation centre in Aberdeen is aiming to accelerate the UK’s position in the emerging field of floating offshore wind. Jon Excell reports.

Already accounting for 15GW of installed capacity, offshore wind has become a major contributor to the UK’s electricity requirements, generating 17 per cent of our total electricity in 2023.

But if we’re going to come anywhere near our 2050 net zero ambitions, we’ll need a lot more of it. And with pressures on seabed use around the UK growing, developers are increasingly excited about the prospect of using floating offshore wind technology - which uses turbines mounted on buoyant structures tethered to the seabed, rather than fixed foundations - to exploit the deeper, windier and hitherto largely untapped patches of ocean that lie further offshore.

A new innovation centre on the edge of Aberdeen is aiming to accelerate this expansion, building on the UK’s existing expertise in floating wind by providing access to a suite of specialised test facilities to help engineering firms in the region apply their deep-rooted offshore engineering knowledge to this exciting new frontier.

 

Currently all the technology is fixed bottom so it’s physically connected to the seabed. As you get beyond 30 or 40 GW you start to run out of fixed bottom space in the UK

Andy Macdonald - Director of Development and Operations, ORE Catapult

 Set up to support the development and validation of key technologies required for floating wind - chiefly anchors, moorings and dynamic cable systems - the £9 million Floating Wind Innovation Centre (FLOWIC) is claimed to be the first dedicated facility of its kind in the world. Operated by the Offshore Renewable Energy (ORE) catapult - part of the UK’s network of nine sector focussed innovation hubs - it complements ORE’s existing testing facility further South in Blyth, Northumberland, where turbine blades, drivetrain technologies and electrical systems are put through their paces.  As a key tenant for the Aberdeen Energy Transition Zone (ETZ) - a 250 Hectare site next to Aberdeen’s brand new £420 million deep-water harbour - the facility is also at the heart of wider plans to grow a major new regional cluster of net zero innovation. 

Talking to The Engineer during a site visit earlier this year (May 2024) OREs’s director of development and operations Andy Macdonald claimed that floating wind will play a vital role in growing UK offshore wind capacity from where it is now to the estimated 100GW that will be required by 2050.  “Currently all the technology is fixed bottom (monopiles or jackets) so it’s physically connected to the seabed,” he said, “As you get beyond 30 or 40 GW you start to run out of fixed bottom space in the UK.”

To date, global floating wind capacity is modest with just a handful of test and demonstration projects up and running.  Indeed, the UK’s two existing projects, the 50MW Kincardine wind farm off Aberdeen (which is visible from the FLOWIC building) and the 30MW Hywind Scotland project off the coast of Peterhead, together represent more than a third of global installed capacity.

But the appetite for the technology is growing rapidly both around the world, and here in the UK. Indeed, the Crown Estate, which manages the seabed around England and Wales, estimates that floating accounts for 80 per cent of global offshore wind potential, whilst labour leader Sir Kier Starmer has pledged to invest heavily in the technology should his party win the July 2024 general election. 

What’s more, the UK has one of the biggest pipelines of new projects in the world, with a total of 29 new floating wind projects so far securing seabed leasing deals, and a new leasing round (leasing round 5) looking at developing floating capacity in the Celtic Sea off the coast of Wales and South West England. 

Unlocking this potential, however, presents some major technical challenges. Whilst most existing offshore wind turbines operate in water depths of up to around 50 metres and are mounted on foundations drilled into the seabed, moving into deeper water requires a fundamentally different approach.

Essentially, this involves mounting turbines to ballast-filled floating substructures that are anchored to the seabed via mooring lines. There are a number of different methods for developers to choose from:  spar-buoy systems - narrow deep platforms extending up 100metres or more below the water;  semi-submersible platforms, in which the turbines are mounted on a partially submerged series of connected columns;  tensioned leg platforms (TLP) - in which the platform is moored to the seabed via vertical tensioned tethers; and barge mounted systems. Of the UK’s two existing floating wind farms, Hywind uses spar buoy technology, whilst Kincardine’s turbines are semi-subs.

Whilst each approach has different pros and cons, what they all have in common is a need for subsea mooring and anchoring technologies and a requirement for power cables able to deal with the rigours of floating operations. FLOWIC is focused on driving down the cost of these key enabling technologies.

The Engineer’s whistlestop tour of the facility begins in the cable testing hall, home to a bespoke £2million dynamic cable test rig. Designed and manufactured by  Northumberland firm Osbit,  this giant hydraulically-powered system will be used for fatigue testing of the subsea power cables that are used to link wind farms to the shore and to link turbines together in an array. 

Whilst the power cables used for fixed bed wind turbines are typically well-protected from the ocean environment, those deployed on floating systems are far more exposed. Ensuring that they are designed to cope with this more dynamic environment is a key priority. 

“For a traditional fixed bottom turbine, the cable goes down a pipe out the bottom and it’s buried, but for a floating platform the cable can move in the water column and that movement is enough to require different engineering in the design of the cable,” explained Macdonald.  “It’s creating friction which creates heat, which means that the temperature of the cable will be slightly different. So you need it to be engineered for those different properties.”

The FLOWIC test rig works by applying a tensile load to a sample of cable and then vigorously waggling it back and forth through a range of different - and often quite extreme - angles. Designed to replicate 25 years of operation in the field, a typical test cycle will last for around six-months, during which time the cable will undergo around 1.5 million cycles. At the end of this process, FLOWIC engineers will dissect the cable to assess the level of mechanical fatigue and - all being well – validate it for use in floating applications.

In an adjacent hall, another key facility enables the testing of scaled down versions of the anchor systems that are used to hold floating wind turbines in place.

Often weighing up to 30 or 40 tonnes and measuring 6 metres across, the gigantic drag embedment anchors most commonly used for this application are understandably difficult to test, so an ability to validate scaled down versions is viewed as a key capability for accelerating the development of floating technology.

FLOWIC’s anchor testing facility features a series of sandpits and a complex system of winches and motors that can be used to pull scale models of anchors through the sand in a controlled manner from a variety of angles and directions in order to understand how different anchor designs will perform in different conditions. 

Harvey North, FLOWIC’s Test Laboratory Manager for Technology and Development, explained that in order to mimic seabed conditions as closely as possible, the sand used is treated in a machine called a Pluviator, which enables the team to alter the density of the sand used and effectively dial up a range of different seabed conditions.

North added that as well as helping speed the validation of anchor designs, the facility could also prove key to addressing some of the unique geological challenges faced by floating wind farm developers. “One interesting point with the floating offshore wind farms that have been proposed is that the geology would change over the distance of a wind farm because they’re just that big, so there’s some testing to do there where we might be using different types of sand to replicate sea bed conditions across the wind farm.”

Once in place, despite the dynamic ocean environment, these anchors will not move. But above the surface it’s a different story.  Indeed, whilst fixed bottom turbines are exactly that, ocean currents and waves can cause floating turbines to surge, sway, heave and roll, presenting a range of additional challenges, particularly in terms of maintenance. 

In order to simulate this, FLOWIC is also equipped with a Hexapod motion platform, which is being used to replicate a variety of wave and tidal conditions.  One particular area of focus is the test and validation of techniques to deal with the challenge of transferring people and equipment from a transfer vessel to a floating turbine.  North explained: “One of the challenges of floating wind as opposed to fixed is that for fixed you can put a jack up next to it with a crane. The turbine’s fixed and you go from fixed to fixed. But as soon as you’ve got a floating platform, lifting things…suddenly becomes very difficult.”

To address this, the team is currently validating an electric lifting system that compensates for the relative movement of the vessel and the turbine tower.  Developed by Scottish firm Pict Offshore,  this so-called GUS (Get Up Safe) system can be operated from the crew transfer vessel and uses laser based deck-tracking technology to see how the platform and vessel are moving in relation to one another and ensure that the turbine platform can be safely loaded.

It’s early days at FLOWIC. At the time of The Engineer’s visit, key systems were still in the process of being commissioned. But according Macdonald the facility is already attracting a great deal of interest. With firms queuing up to use its test rigs, and broader signs that that hoped-for clustering effect is already underway, FLOWIC looks set to play a key role in the UK’s fast-growing floating sector.

Beyond its regional impact, Macdonald-believes that - given the growing international interest in floating wind - the centre could ultimately help open up key opportunities to export UK technology and expertise around the world. He added that despite its UK focus, the facility has already generated interest from projects in Japan, the United States, Brazil and India. 

“We’re primarily about driving UK economic growth, net zero and energy security – our aim is to benefit the UK” he said. “But we’re inherently interested in what’s happening globally.  Most of the oil and gas work done in Aberdeen is for the whole word and you want the same for offshore wind!”

Da:

https://www.theengineer.co.uk/content/in-depth/buoyant-future-how-aberdeens-flowic-facility-aims-to-turbocharge-the-uks-floating-offshore-wind-sector