Elasticity, Wave Load Modeling and Upscaling of Spar Floating Wind Turbine

Abstract

Denne oppgaven undersøker elastisitet, bølgelast modellering og oppskalering av flytende vindturbiner med spar fundament. En litteraturstudie ble gjennomført for å få samle inn informasjon om emnene. En metode for å beregne stråling og diffraksjonstrykk fra lineær potensialstrømningsteori og implementere det til en elastisk struktur ble brukt basert på Svendsen [33]. En 10 MW spar utviklet av Hegseth et al. [17] ble brukt til å støtte 10 MW DTU vindturbinen [4]. En oppskalert versjon av 10 MW sparen ble laget for å støtte 15 MW IEA vindturbinen [1] og et tårn utviklet av Gaertner et al. [15].

Fire modeller ble laget for 10 MW sparen; en modell med stivt skrog og bølgelaster basert på lineær potensialstrømningsteori (PFT, ved bruk av HydroD), en modell med stivt skrog og bølgelaster i henhold til Morisons ligning (ME), en fleksibel modell basert på ME og en fleksibel modell basert på lineær PFT (ved bruk av WAMIT). De samme fire konseptene ble brukt for den oppskalerte sparen. Aero-hydro-servo-elastiske analyser ble utført ved bruk av SIMA, og aerodynamikken til vindturbinene er basert på teorien om "blade element momentum" (BEM) teorien. De fleksible modellene er basert på bjelketeorien og laget med RIFLEX-elementer. Stive modeller er representert med "rigid body" dynamikk, og panel-modeller laget i GeniE ble brukt.

Den oppskalerte sparen viste lignende hydrodynamisk oppførsel som 10 MW sparen. PFTog ME-modeller hadde lignende bølgeekspitasjoner for små bølgefrekvenser, men ME utviste større eksitasjoner for store frekvenser (ω > 1). Tillegsmassen var større for ME-modellene i jag og trim. Dempning var lik for begge PFT-modellene, bortsett fra at WAMIT estimerer en større verdi i trim. Strålingsdemping var ikke inkludert i MEmodellene. Konstant vindtester bekreftet forventet rotoradferd. De naturlige periodene som ble funnet fra "decay testene" var like i surge, hiv og trim, men gir er større for de stive modellene. Naturlige bøyefrekvenser ved tårnbunnen var godt innenfor "stiff-stiff" regionen for 10 MW-modellene, og de stive modellene hadde høyere naturlige frekvenser. 15 MW-modeller hadde naturlige frekvenser nærmere bladets passeringsfrekvens (3p), og PFT-modellene viste større frekvenser.

"Response amplitude operators" (RAO) ble laget basert på resultatene fra regulære bølgetester, og uttrykte lignende resultater i jag, hiv og trim, bortsett fra et avvik i hiv for den fleksible ME-modellen. Bøyemoment RAO viste at bøyemomentet er størst ved tårnets base og toppen av sparen. RAOs for bøyespenningen viste en jevn fordeling langs 10 MW tårnene, mens 15 MW tårnene hadde større belastning i midten. MEmodeller viste større verdier i jag, trim, moment og spenning for ω > 1, og 15 MW MEmodellene viste en mer betydelig forskjell fra PFT. Irregulære bølgetester ble utført for femten sjøforhold, og utmattelsesskaden var større for ME-modellene for lave bølgeperioder (Tp). "Damage equivalent loads" (DEL) viste ikke det samme avviket mellom ME og PFT. Spektralanalysen avslørte at surge og trim hovedsakelig var eksitert av vind. Bøyemomentsspektrene viste små topper nær de naturlige bøyefrekvensene. For tilstand 4 (Tp = 5 s) ble ME-modellene betydelig eksitert for de naturlige frekvensene sammenlignet med PFT-modeller.

For å konkludere, så var oppskaleringen vellykket og rotorene oppførte seg som forventet. Tregheten fra ballast manglet for de fleksible modellene, noe som forklarer hvorfor de naturlige periodene i gir var større for stive spar. Det ble gjort inspeksjoner for å sikre at gir var liten i testene. De naturlige bøyefrekvensene for 15 MW FWT var nærmere 3p siden den er lengre og økningen i stålvekt for skroget var minimal (bare 36% større masse enn den opprinnelige sparen). RAOs for bevegelsene bekreftet at modellene oppførte seg på samme måte, bortsett fra den fleksible ME-modellen i hiv. Hiv bevegelsen var liten for sparene og burde ikke ha påvirket resultatene. De forskjellige spenningsfordelingene langs tårnene kan forklares med at 10 MW tårnet er et optimalisert design som sannsynligvis hadde samme maksimale spenningsbegrensning for alle seksjoner. Derimot er 15 MW tårnet et mer konvensjonelt tårn. ME-modellene overvurderte bølgeekspitasjonene for ω > 1 siden metoden forutsetter store bølgeperioder. Det fører til større moment, spenning og utmattelseskader for lave bølgeperioder. De naturlige bøyefrekvensene ble eksitert av bølger for 15 MW-modeller, men de naturlige frekvensene for 10 MW-modeller var godt utenfor bølgefrekvensområdet. De kan ha blitt eksitert av en "multiple" av 3p. Dette antyder at andre eksitasjoner enn bølger kan påvirkes av valg av bølgelastmodell.

This thesis investigates elasticity, wave modeling and upscaling of spar-type floating wind turbine (FWT) foundations. A literature review was conducted to gain information about the topics. A method for computing the radiation and diffraction pressures from linear potential flow theory and implementing it to an elastic structure was adapted from Svendsen [33]. A 10 MW spar developed by Hegseth et al. [17] was used to support the 10 MW DTU wind turbine [4]. An upscaled version of the 10 MW spar was made to support the 15 MW IEA wind turbine [1] and a tower developed by Gaertner et al. [15].

Four models were created for the 10 MW spar; a model with rigid hull and wave loads based on linear potential flow theory (PFT, using HydroD), a model with rigid hull and wave loads according to Morison’s equation (ME), a flexible model based on ME and a flexible model based on linear PFT (using WAMIT). The same four concepts was used for the upscaled spar. Aero-hydro-servo-elastic analysis was performed using SIMA, and the aerodynamics of the wind turbines are based on blade element momentum (BEM) theory. The flexible models are based on beam theory and created using RIFLEX elements. Rigid models are represented by rigid body dynamics, and panel models made in GeniE are used.

The upscaled spar displayed similar hydrodynamic behavior to the 10 MW spar. PFT and ME models had similar wave excitations for small wave frequencies, but ME exhibited larger excitations for large freqencies (ω > 1). The added mass was greater for the ME models in surge and pitch. Damping was similar for both PFT models, except that WAMIT estimates a larger value in pitch. Radiation damping was not included in the ME models. Constant wind tests verified expected rotor behavior. The natural periods found from decay tests were similar in surge, heave and pitch, but the yaw period is larger for the rigid models. Natural bending frequencies at the tower base were well within the stiff-stiff region for the 10 MW models, and the rigid models had higher natural frequencies. 15 MW models had natural frequencies closer to the blade passing frequency (3p), and the PFT models displayed larger frequencies.

Response amplitude operators (RAO) produced from regular waves tests expressed similar results in surge, heave and pitch, apart from a deviation in heave for the flexible ME model. Bending moment RAOs showed that the bending moment is most significant at the tower’s base and top of the spar. The bending stress RAOs displayed an even distribution along the 10 MW towers, while the 15 MW towers had larger stress at the middle. ME models exhibited larger values in surge, pitch, moment and stress for ω > 1, and the 15 MW ME models showed a more considerable difference to PFT. Irregular waves tests were performed for fifteen sea conditions, and the fatigue damage was larger for the ME models for low peak periods (Tp). Damage equivalent loads (DELs) did not show the same deviation between ME and PFT. The spectral analysis revealed that surge and pitch are mainly excited by wind. The bending moment spectra showed small peaks close to the natural bending frequencies. For condition 4 (Tp = 5 s), the ME models were significantly excited at the natural frequencies compared to PFT models.

In conclusion, the upscaling was successful and the rotors behaved as expected. The inertia from ballast was missing for the flexible models, which explains why the natural periods in yaw were larger for rigid spars. Inspections were made to ensure the yaw motion was small. The natural bending frequencies for the 15 MW FWTs were closer to 3p since it is longer and the increase in steel weight for the hull was minimized (only 36% larger mass than the original spar). RAOs for the motions verified that the models behaved similarly, except for the flexible ME model in heave. Heave motion was small for the spars and should not have affected the results. The different stress distributions along the towers can be explained by the 10 MW tower being an optimized design that likely had the same maximum stress constraint for all sections. In contrast, the 15 MW tower is a more conventional tower. The ME models overestimated the wave excitations for ω > 1 since the method assumes large wave periods. That lead to larger moment, stress and fatigue damage for low wave periods. The natural bending frequencies were excited by waves for 15 MW models, but the natural frequencies for 10 MW models were well outside the wave frequency region. They could have been excited by a multiple of 3p. This suggested that other excitations than waves can be affected by choice of wave load model