Development of an aeroelastic simulation model of a three-turbine wind farm and wind tunnel validation

The development of this thesis work focuses on reproducing, through the FAST.Farm and OpenFast codes coupled with TurbSim, the numerical model of some specific experimental tests conducted in the POLIMI Wind Tunnel on a wind farm composed of three turbines. The underlying objective is the validation of the FAST.Farm engineering tool developed by NREL, by checking its predictiveness in peculiar test conditions, in order to extend its use to similar cases. The main activity of this work is the design of simulations using FAST.Farm. This process involves generating a turbulent wind model which replicates the same characteristics as that present in the wind tunnel, digitizing the turbine model, and accurately configuring all necessary parameters in FAST.Farm to ensure stable and reliable simulations. For an overall evaluation of the results, turbine power and thrust have been compared between experimental tests and simulations, pursuing two different turbulent wake modeling strategies simultaneously: Curl and Polar. However, in this study the most relevant results are provided by the thrust curves, while power is reported for a sake of completeness more than a real added value to the discussion. The reason is that in the present scale model of the turbine, the design strategy is primarily aimed at matching the thrust coefficient CT, rather than the power coefficient CP, which consequently results different from the real full-scale design value. This choice is justified by the greater relevance of the thrust in turbulent wake development and interaction with turbines within a wind farm. With these premises, the predictive capability of the FAST.Farm code has been confirmed in capturing the trend of performance curves in response to various imposed maneuvers, thus demonstrating that most of the physics behind wake interaction phenomena is well modeled. Between Curl and Polar formulations, the first one exhibits a better matching of experimental curves trends in terms of oscillation amplitudes and step reaction to maneuvers. This is a consequence of a more appropriate wake modeling to capture wake steering. However, significant quantitative discrepancies remain regarding the static performance values of the turbines due to the offline estimation of rotors incident wind speed, the physical model design strategy and its production process.

Lo sviluppo del presente lavoro di tesi verte sulla riproduzione, tramite i codici FAST.Farm e OpenFast accoppiati con TurbSim, del modello numerico fedele di specifici test sperimentali condotti nella Galleria del Vento del Politecnico di Milano su una wind farm composta da tre turbine. L’obiettivo alla base consiste nella validazione del tool ingegneristico FAST.Farm sviluppato da NREL, in termini di predittività rispetto a particolari condizioni di test riprodotte in galleria del vento, così da poterne estendere l’utilizzo a casi analoghi. L’ attività principale di questo lavoro è la progettazione delle simulazioni mediante l’utilizzo di FAST.Farm. Questo processo implica la generazione di un vento turbolento che replichi le stesse caratteristiche di quello presente in galleria del vento, la digitalizzazione del modello di turbina e la configurazione accurata di tutti i parametri necessari in FAST.Farm, al fine di garantire simulazioni stabili e affidabili. Per una valutazione complessiva dei risultati, potenza e thrust sulle turbine sono state confrontate tra test sperimentali e simulazioni, portando avanti parallelamente due diverse strategie di modellazione della scia turbolenta: Curl e Polar. Tuttavia, in questo studio i risultati più rilevanti sono forniti dalle curve di thrust, mentre la potenza è stata riportata più per completezza che per un reale contributo alla valutazione. Il motivo è identificabile nel fatto che nel presente modello in scala della turbina la strategia di design è indirizzata principalmente alla riproduzione del coefficiente di thrust CT, piuttosto che del coefficiente di potenza CP, il quale di conseguenza risulta più lontano rispetto al reale valore di design della turbina full-scale, nelle varie situazioni operative. Questa scelta è giustificata dalla maggior rilevanza del contributo del thrust nell’analisi dell’interazione della scia turbolenta con le turbine all’interno di una wind farm. Con queste premesse, è stata constatata la capacità predittiva del codice FAST.Farm nel catturare il trend delle curve di performance in risposta alle varie manovre imposte, dimostrando così che buona parte della fisica del fenomeno di interazione di scia sia ben modellata e riprodotta dal codice numerico. Tuttavia, restano delle discrepanze quantitative importanti riguardo i valori statici di performance delle turbine a causa della stima offline della velocità del vento incidente i rotori, della strategia di progettazione del modello fisico e della sua successiva fabbricazione.