Pitch and surge motion effects on floating wind turbine unsteady aerodynamics

Nowadays wind energy production is one of the benchmark for the renewable energy green transition. In this context during last years its floating offshore branch is gaining ground trying t exploiting the economy scale logic to lower the energy production costs and to couple it with other green technologies, like hydrogen production, from water by means of wind turbines energy surplus. The machine dimensions combined with the harshness of their locations make experimental set-up too complex and expensive for a consistent data analysis on their performance and the surrounding wind. In this context numerical simulations, coupled with a constant increase of the computational resources, gained a lot of attention both in research and industrial area. A fully-resolved CFD simulation of the turbines costs too much for in terms of computational time and resources. simpler numerical codes were hence implemented in order to simulate the equivalent turbine-flow force interaction, and among them there exist the ac{AL} models, on which POLIMI has based its in-house developed code. This model can be seen as the compromise between a complete CFD solution and an iterative code like BEM. It was found useful to analyse the unsteady aerodynamics effect also with numerical codes like this one. For this scope an implementation in the codes already allowed to impose a prescribed surge motion to the turbine rotor and a additional one was performed for this thesis work, namely he platform pitch motion. This kind of displacement is considered to be more relevant with respect to the other ones, due to the skewed inflow conditions to which is subjected; in a surge period of oscillation the rotor is always perpendicular to the incoming flow direction. In order to quantify these discrepancies among the floating turbine degrees of freedom a comparative analysis was indeed developed in this thesis work, and the benchmark outputs were referred to the loads distribution on the blades and on the wake generation downstream the turbine rotor. The dual cases were selected according to a synthetic parameter called reduced velocity. The results of the numerical solution shed light on the strong similarity in terms of loads between the surge and pitch compared cases, even if the evolution of the wake profile seems to be less smooth behind the wake in the second case, causing a potential additional unbalance of loads on aligned turbines in a wind farm.

Oggi la produzione di energia eolica è uno dei punti di riferimento per la transizione verde delle energie rinnovabili. In questo contesto negli ultimi anni sta guadagnando terreno il settore offshore, che cerca di sfruttare la logica dell'economia di scala per abbassare i costi di produzione dell'energia e di accoppiarla ad altre tecnologie green, come la produzione di idrogeno dall'acqua, tramite il surplus energetico delle turbine eoliche. Le dimensioni della macchina combinate con le asperità dei luoghi in cui si trovano rendono le misurazioni sperimentale troppo complesse e costose per un'analisi coerente dei dati sulle loro prestazioni e sul vento circostante. In questo contesto le simulazioni numeriche, abbinate ad un costante aumento delle risorse computazionali, hanno riscosso molta attenzione sia nell'ambito della ricerca che in quello industriale. Una simulazione CFD delle turbine vera e propria costa troppo in termini di tempo e risorse di calcolo. Sono stati quindi implementati codici numerici più semplici per simulare l'interazione equivalente turbina-flusso, e tra questi esistono i modelli Actuator Line, di cui il POLIMI ha scritto e sviluppato un codice. Questo modello può essere visto come il compromesso tra una soluzione CFD completa e un codice iterativo come il BEM. Si è ritenuto utile analizzare gli effetti non stazionari anche con codici numerici ibridi come questo. Per questo scopo un'implementazione nel codice già consentiva di imporre un moto di Surge prescritto al rotore della turbina e ne è stata eseguita una aggiuntivo in questo lavoro di tesi, vale a dire la movimentazione in pitch della piattaforma. Questo tipo di spostamento è considerato più rilevante rispetto agli altri, a causa delle condizioni di afflusso sbilanciate a cui è sottoposto il rotore; in un periodo di oscillazione di Surge il rotore è sempre perpendicolare alla direzione del flusso in ingresso. Per quantificare queste discrepanze tra i gradi di libertà della turbina flottante è stata infatti sviluppata un'analisi comparativa in questo lavoro di tesi, e i risultati di riferimento sono stati riferiti alla distribuzione dei carichi sulle pale e sulla generazione di scia a valle del rotore della turbina. I casi duali sono stati selezionati secondo un parametro sintetico chiamato velocità ridotta. I risultati della soluzione numerica mettono in luce la forte somiglianza in termini di carichi tra i casi di Surge e di Pitch a confronto, anche se l'evoluzione del profilo della scia sembra essere meno regolare dietro la macchina nel secondo caso, causando un potenziale ulteriore squilibrio dei carichi sulle turbine successive in un parco eolico.