An aero-servo-elastic wind farm control strategy implemented within OpenFAST

The clustering of Wind Turbines is an advantageous praxis from an economic point of view. However, the interaction between the turbines and the wind produces a wake that strongly affects the power extraction of the entire wind farm. Indeed, the wakes developed in the farm are characterized by a strong deficit in wind speed acting on downstream turbines and an increased turbulence intensity, increasing the fatigue loads on the machines. Due to these non desirable effects, a method to control the wake is needed both to increase turbine’s lifetime and power efficiency. The method proposed and investigated in this thesis is the wake steering one. It is based on the control of the yaw angles of the various machines in the farm. It is an optimized method and not a "sub-optimal" one, like "greedy" yaw control, since it’s accounting for the effect that steering the upwind wakes has on the downwind turbines. The optimization isn’t trivial due to the intrinsic non-stationary nature of the wind and the many environmental and working conditions that can be found during machine operations. A proposal of SuperController for the whole farm is defined in this work, together with estimators for wind speed and direction for the single turbines; moreover a new model of wind is defined, starting from a steady-state model (FLORIS) applied to a turbine aero-elastic simulator (OpenFAST), which will be useful to understand the effects of wake steering in a reference wind farm setting. A comprehensive simulation will then be carried out with a CFD-coupling between the aero-elastic simulator(OpenFAST) and the Atmospheric Boundary Layer simulator(SOWFA-OpenFOAM), to show the achieved improvement in power extraction. The entire work has been performed keeping as reference the NREL 5MW Wind Turbine.

Raggruppare le turbine in parchi eolici è una prassi particolarmente conveniente da un punto di vista economico. Tuttavia, l’interazione tra il vento e le pale eoliche produce delle scie che impattano negativamente sull’estrazione di potenza totale nel parco. Infatti, quese scie sono caratterizzate da un forte deficit di velocità e da un au- mento di turbolenza rispetto al flusso indisurbato; quest’ ultimo punto in paricolare causa una diminuzione della vita utile della macchina dovuto ad effetti di fatica sui componenti strutturali. Per questi motivi, una strategia di controllo per la scia è necessaria per aumentare sia la durata che l’efficienza dell’intero gruppo elico. Il metodo proposto in questa tesi si basa sulla virata della scia prodotta dalle turbine sopravento; per fare ciò si agisce sull’angolo di imbardata delle varie macchine. E’ un metodo "ottimo" poichè si massimizza l’estrazione totale del parco e non, come avveniva in precedenza, la potenza della singola macchina. Quello dell’ ottimizzazione, però, è un problema tutt’altro che semplice, data la natura intrinsecamente non stazionaria del vento ed il continuo susseguirsi di condizioni ambientali e operative sulle macchine non definibili in maniera determin- istica. Verrà presentato in questa tesi, un possibile SuperControllore per il parco eolico, insieme a degli stimatori per la singola macchina dell’intensità e direzione del vento; sarà inoltre proposto un modello di vento e scia stazionario (basato su FLORIS) integrato in un simulatore aeroelastico di turbina eolica (OpenFAST). Questo nuovo modello si è rivelato particolarmente utile nel capire gli effetti prodotti dalla virata della scia nel parco eolico adottato come riferimento. Saranno infine presentati i risultati ottenuti da una simulazione CFD eseguita abbinando al simulatore della dinamica delle macchine (OpenFAST), un simulatore dello strato limite atmosferico (SOWFA/OpenFOAM) per mostrare i vantaggi derivanti dall’adottare la suddetta strategia di ottimizzazione. L’intero lavoro è stato svolto prendendo come riferimento le turbine NREL 5MW.