| dc.description.abstract | Flytende havvind kan utnytte vindpotensial på dypere vann og være en verdifull kilde til fornybar og ren energi. For at disse vindturbinene skal bli kostnadseffektive, er det nødvendig å oppskalere. Ved oppskalering kan viktigheten av belastninger og respons endres. Koblede aero-hydro-servo-elastiske simuleringer er nødvendig for bedre å forstå den komplekse dynamiske oppførselen. Denne masteroppgaven utforsker oppskalering av en flytende vindturbin. Den evaluerer resultatene av koblede analyser, og undersøker endring i naturlig periode, svingeform og utmattelsesskader ved ulike tårnmodifikasjoner.
En litteraturstudie utføres innen aerodynamikk, hydrodynamikk og flytende vindturbin-dynamikk, for å forklare koblede simuleringer. Ulike typer oppskaleringsmetoder undersøkes. For oppskalering av turbinen blir egenvekten en begrensende faktor, da den skaleres med radius i tredje. Geometrisk oppskalering av flytere er ikke nødvendigvis det beste alternativet, og typisk utføres en parametrisk studie for å optimalisere designet. Store turbiner er sett å ha eksitasjonsfrekvenser som beveger seg mot bølgefrekvensområdet, og skaper mulige utfordringer med resonans. Andre utfordringer for oppskalering inkluderer produksjon, transport, testing og installasjonsfasiliteter, samt det faktum at den menneskelige skalaen forblir uendret.
Den numeriske modellen av en 25 MW vindturbin er vellykket oppskalert basert på INO WINDMOOR 12 MW-plattformen og IEA 15 MW UMaine VolturnUS-S-tårnet og -turbinen. Modellen lages i sima og koblede aero-hydro-servo-elastiske analyser utføres. Det oppskalerte designet er stabilt og operativt under innledende testing. 25 MW turbinen har en nominell vindhastighet på 11 m/s, en maksimal skyvekraft på 3 MN og en gjennomsnittlig generatoreffekt på 26 MN. Det er videre funnet at 1P frekvensbåndet ligger i bølgefrekvensområdet, som har vist seg å være en av hovedutfordringene til store flytende vindturbiner. Fri bevegelsestester uten vind, med nominell vind og høyere enn nominell vind, bekrefter korrekt koblet oppførsel av vindturbinen. Vindturbintårnet viser seg å være i stiv-stiv området, og forenklede knekkingskontroller viser at det oppskalerte tårndesignet er stabilt når det gjelder global knekking. Regulære bølgetester bekrefter den naturlige perioden funnet fra fri bevegelsestest. Det gjennomføres en utmattelsesanalyse basert på miljøforhold fra det EU-finansierte prosjektet LIFES50+. Utmattelsesanalysen viser at den geometriske oppskaleringen av turbintårnet opplever utmattingssvikt før det har gått 20 år.
To alternative tårndesign, design 2 og 3, er laget for å undersøke trendene i tårnets egenfrekvens, svingeform, og tretthetsskader. Endringene er begrenset til endring av diameter og tykkelse, mens alle andre parametere holdes konstante. For begge utformingene er det liten effekt på naturlige perioder for globale bevegelser, grunnet lave vektforskjeller. Den naturlige perioden for tårnbøying reduseres ettersom diameter- og tykkelsesmodifikasjonene gjør tårnet stivere. Det samme sees for svingeform, der bøyningen er mindre for de stivere tårndesignene.
Design 2 har større diameter og redusert tykkelse. Den økte diameteren gir en mye bedre utmattingskapasitet og utmattelsesskadefordeling. Imidlertid opplever tårnet fortsatt svikt fra tretthet før 20 år. For design 3 økes diameteren ytterligere, men tykkelsen endres ikke. Diameteren endres i henhold til forholdet mellom diameter, spenning og utmattelsesskader. Design 3 har den beste tretthetsmotstanden av de tre designene. Tretthetsskaden er konstant langs 3/4 av tårnlengden, like over D=1. Selv om det er forbedret, er tretthetsskaden fortsatt >1, så design 3 av turbintårnet opplever også svikt fra utmatting. I tillegg, på grunn av den økte diameteren, kan tårnet også være utsatt for lokal knekking.
Gjennom denne oppgaven vises det at ved oppskalering er en full geometrisk oppskalering ikke det beste alternativet. Det er imidlertid et godt utgangspunkt for designmodifikasjoner. Design 1 og 3 har omtrent samme mengde stål, men en annen fordeling av det og dermed en betydelig forskjell i utmattingsmotstand. En smartere fordeling av stålet viser seg å gi en bedre utnyttelse av materialet, uten å gi store påvirkninger på andre koblede aspekter av systemet. Mye tyder på at dersom flere designmodifikasjoner blir gjennomført, ville det være mulig å ende opp med et 25 MW tårndesign som tåler 20 år uten å oppleve utmatting eller lokal knekking. | |
| dc.description.abstract | A Floating Offshore Wind Turbine (FOWT) can exploit abundant wind potential in deeper waters and be a valuable source of renewable and clean energy. For FOWTs to become cost-efficient, the structures are required to increase in size. When upscaling, the importance of loads and responses may change. Coupled aero-hydro-servo-elastic simulations are required to better understand the complex dynamic behavior. This thesis explores the upscaling of a FOWT. It evaluates the results of coupled analyses and examines the trends in natural periods, mode shapes, and fatigue damage for tower modifications.
A literature study is conducted on aerodynamics, hydrodynamics, and FOWT dynamics to explain the baseline of coupled simulations. Different types of upscaling methods are examined. For upscaling of the turbine, the self-weight becomes a limiting factor, as it scales with the radius cubed. Geometric upscaling of floaters is not necessarily the best option, and typically a parametric study is carried out to optimize the design. Large turbines are seen to have excitation frequencies that move towards the wave frequency area, creating possible challenges of resonance. Other challenges for upscaling include manufacturing, transportation, testing, and installation facilities, as well as the fact that the human scale remains unchanged.
The numerical model of a 25 MW FOWT is successfully upscaled based on the INO WINDMOOR 12 MW platform and the IEA 15 MW UMaine VolturnUS-S tower and turbine. The model is created in sima and coupled aero-hydro-servo-elastic analyses are conducted. The upscaled design is stable and operational during initial testing. The 25 MW turbine is found to have a rated wind speed of 11 m/s, a maximum thrust force of 3 MN, and a mean generator power of 26 MN. It is further found that the 1P frequency band is located in the wave frequency range, which is one of the big challenges for large FOWTs. Decay tests without wind, with rated wind, and above-rated wind, confirms correct coupled behavior of the FOWT. The wind turbine tower is in the stiff-stiff range, and simplified buckling checks show that the upscaled tower design is stable in terms of global buckling. Regular wave tests confirm the natural period found from decay. A fatigue analysis is conducted based on environmental conditions from the LIFES50+ EU-funded project. The fatigue analysis shows that the geometric upscale of the turbine tower experience fatigue failure before 20 years.
Two alternative tower designs, designs 2 and 3, are created to examine the trends in tower natural frequency, mode shapes, and fatigue damage. The changes are limited to changing diameter and thickness, while all other parameters are kept constant. For both designs, there is little effect on natural periods for global motions, due to low weight differences. The natural period for tower bending is decreased as the diameter and thickness modifications make the tower stiffer. This is again seen for mode shapes, where the bending is less profound for the stiffer tower designs.
Design 2 has a larger diameter and decreased thickness. The increased diameter results in a much better fatigue capacity and fatigue damage distribution. However, the tower still experiences failure from fatigue before 20 years. For design 3, the diameter is increased further, but the thickness is not altered. The diameter is changed according to the relationship between diameter, stress, and fatigue damage. Design 3 has the best fatigue resistance of the three designs. The fatigue damage is constant along 3/4 of the tower length, just above D=1. Though improved, the fatigue damage is still >1, so design 3 of the turbine tower also experiences failure. In addition, due to the increased diameter, the tower is also exposed to local buckling.
Through this thesis, it is shown that when upscaling, a strict geometric upscaling is not the best option. It is however a good starting point for design modifications. Designs 1 and 3 have approximately the same amount of steel, but a different distribution of it and hence a significant difference in fatigue resistance. A smarter distribution of the steel has proven to give a better utilization of the material, without causing large influences on other coupled aspects of the system. It seems likely that if several design modifications were implemented, it would be possible to end up with a 25 MW tower design that can withstand 20 years without experiencing fatigue or local buckling. | |
