Computational fluid dynamics analysis of floating wind turbine rotor aerodynamics

Renewable energy is becoming more and more important for electric power generation since the scope is to replace carbon-based fossil fuel-fired plants. This task is keenly carried out by wind energy reducing noticeably carbon dioxide emissions. This is supported by the development of optimisation techniques relying on accurate Computational Fluid Dynamics (CFD) analyses. Besides, well-established High Performance Computing, solving Navier-Stokes equations iteratively, provides a paramount cost reduction of the design stage. The complex aerodynamics, usually entailing unsteady flows past these devices, can be predicted in order to calculate loads and stresses within the components. The work presented herein uses a compressible Navier-Stokes research code applied to a novel field: floating offshore wind turbines (FOWTs). Offshore wind farms feature higher power extraction, rather than onshore installations, however FOWTs require a deeper understanding of the rotor aerodynamics deriving from additional rigid-body motions allowed by floating platforms and mooring systems. NREL $5$ MW horizontal axis wind turbine is studied for simulating fixed-bottom and floating wind turbines. Several CFD modelling options are investigated in the fixed-bottom mode, in steady flow. In unsteady analyses, tower pitching, with amplitude of 4 gradi and a frequency of 0.2 Hz at near rated condition is implemented to describe oscillatory motion caused by the floater. Results are compared to those obtained with a commercial incompressible code and FAST, a low--fidelity code based on Blade Element Momentum Theory (BEMT). A qualitative agreement is found, nevertheless the peak rotor power of the compressible flow analysis is about 20% higher than that of the incompressible analysis. This difference may come from compressibility effects since instantaneous local Mach number is found to be higher than 0.4. The validation using absolute and relative frame formulations and low-speed preconditioning (LSP) is based on unsteady flow analyses past the NREL Phase VI rotor and an industrial small horizontal axis wind turbine.

L'energia rinnovabile sta diventando sempre più importante nell'ambito della produzione di energia elettrica con lo scopo di ridurre gli impianti alimentati da combustibili fossili. Tale compito è svolto brillantemente dagli impianti eolici riducendo drammaticamente le emissioni di anidride carbonica. Tutto ciò è corroborato dallo sviluppo di tecniche di ottimizzazione basate sull'analisi CFD (Computational Fluid Dynamics). Inoltre, la consolidata esperienza nelle risorse computazionali, risolvendo le equazioni di Navier-Stokes in modo iterativo, implica un'importante riduzione dei costi durante la fase di progettazione. La complessa aerodinamica, tipica dei regimi instazionari, è valutata per determinare le forze esercitate sui componenti di tali impianti. Il presente lavoro è svolto utilizzando un codice CFD comprimibile volto a un'applicazione recente: le turbine offshore galleggianti (FOWTs: Floating Offshore Wind Turbines). Le piattaforme offshore vantano una maggior capacità di estrarre energia dal vento rispetto alle installazioni onshore. Tuttavia, richiedono una profonda comprensione dell'aerodinamica dovuta ai movimenti indotti dalla piattaforma flottante e dai cavi di ancoraggio. La turbina ad asse orizzontale NREL 5 MW è studiata sia per simulare il comportamento degli aerogeneratori ancorati ai fondali marini con basse profondità sia quelli montati sopra sistemi galleggianti in mare aperto. Diverse tecniche risolutive del codice di ricerca sono state confrontate simulando le turbine offshore con basamento fisso in regime stazionario. Nel caso di impiego in profondità maggiori, solo simulazioni instazionarie risultano adeguate allo studio del movimento oscillante del rotore dovuto al moto ondoso impresso al galleggiante. Il lavoro svolto analizza una turbina eolica che oscilla con un moto di ampiezza di 4 gradi e con frquenza di 0.2 Hz in condizioni prossime a quelle di massima potenza. I risultati ottenuti sono confrontati con quelli un codice commerciale incomprimibile e con un codice ingegneristico basato sull'approccio Blade Element Momentum (BEM). I risultati offrono un'ottima corrsipondenza nonostante il fatto che il codice comprimibile stimi un picco di potenza più alto del 20% rispetto a quello del codice incomprimibile. Ciò può essere spiegato con gli effetti di comprimibilità, trascurati nel secondo caso di codice incomprimibile, poichè i regimi di velocità locale superano numero di Mach 0.4. La validazione del codice è avvenuta con due casi di turbine ad asse orizzontale per mini-eolico in regime instazionario: NREL Phase VI e una turbina industriale. Con la validazione sono state verificate le formulazioni delle equazioni di Navier-Sokes nel riferimento inerziale e non-inerziale ed è stato impiegata la tecnica del precondizionamento (LSP: low-speed preconditioning).