Analisi di differenti configurazioni per turbine

Simulazione
g Ilmas Bayati*, Alfredo Cigada*, Federico Cheli*, Edoardo Sabbioni*, Emanuele Zappa* *Politecnico di Milano, Dipartimento di Meccanica
M. Cantù#, P. Caramuscio# #Enel Ingegneria e Innovazione SpA
Analisi di differenti
configurazioni per turbine
eoliche offshore
L’eolico offshore sta catturando l’attenzione del mondo scientifico e industriale per la sua potenziale capacità di sfruttare
l’ampia disponibilità di vento presente al largo delle coste. Lo studio di turbine eoliche offshore è però un compito
estremamente complesso in quanto deve includere la deformabilità delle struttura, le caratteristiche aerodinamiche della
turbina e la sua interazione con il campo di forze idrodinamico. Questo articolo presenta una analisi di differenti tipologie di
ormeggio e configurazione per turbine eoliche flottanti effettuata con un modello multibody flessibile della struttura in grado
di interagire con il campo di forze aerodinamico e idrodinamico
L
a costante ricerca di fonti di energia alternativa, negli ultimi anni, si sta focalizzando, tra le altre, sull’eolico offshore data la sua potenziale capacità di sfruttare l’ampia disponibilità di vento presente
al largo delle coste ed in particolare in corrispondenza di fondali considerevolmente
profondi (profondità di 200 m). In questo
scenario, l’installazione di turbine eoliche
su piattaforme galleggianti sembra essere
l’obiettivo predominante. Tuttavia l’ostilità
di tali siti, in termini di forzamento eolico e
idrodinamico, rende necessario lo sviluppo
e l’utilizzo di strumenti di calcolo integrati, in fase analitico-progettuale, in grado di
tenere in considerazione l’eterogeneità di
fenomeni fisici legati il funzionamento di
queste macchine. In particolare, il fattore
predominante che deve necessariamente
essere incluso nella simulazione del funzionamento di turbine eoliche galleggianti
(o floating offshore wind turbines) è il moto accoppiato del sistema (noto come aero-servo-idro-elasticità) dovuto alla simultanea interazione tra il rotore della turbina
ed il vento incidente e tra il moto ondoso e
la fondazione flottante. All’interno della simulazione, deve inoltre essere inclusa l’azione di controllo del rotore e, nel caso di
turbine di elevate dimensioni, la flessibilità
di pale e struttura.
In questo articolo viene proposto un confronto tra differenti sistemi di ancoraggio
e condizioni di funzionamento (upwind e
downwind) per turbine eoliche offshore effettuato presso il Dipartimento di Meccanica del Politecnico di Milano utilizzando il
software multibody MSC ADAMS per la
modellazione a corpi flessibili della struttura ed i toolbox AdWiMo e WaveLoads per
la modellazione dei campi di forze aerodinamico e idrodinamico, rispettivamente.
Specificatamente lo studio ha riguardato
i due sistemi di ancoraggio mostrati in Figura 2 e la loro applicazione ad una turbina
tripale da 5MW, le cui principali caratteristiche (con riferimento a Figura 1) sono ripor-
a
b
Figura 1 - Configurazione upwind (a) e downwind (b).
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Figura 2 - Sistemi di ancoraggio analizzati.
tate in Tabella 1 [1]. Il sistema Hywind [2]
è costituito da un galleggiante ancorato al
fondale da tre cavi. Nel sistema Sway [3] il
galleggiante è collegato tramite un palo di
ormeggio (tension leg) ad una fondazione
pesante posta sotto il fondale. In entrambi
i sistemi i pesi sono distribuiti in modo che
il baricentro del sistema cada al di sotto del
centro di spinta e quindi la turbina abbia
sufficiente stabilità. Prototipi di entrambi
i sistemi sono attualmente stati testati su
turbine da 2.3MW e fondali con profondità approssimativamente di 200m e 100m,
rispettivamente. È però in fase di studio
di studio la loro applicazione a fondali più
profondi e turbine a maggiore potenza/dimensione. Tali sistemi di ancoraggio risultano infatti praticamente indipendenti dalla
profondità del fondale e dalle sue condizioni [4]. La distribuzione dei pesi può inoltre
essere facilmente modificata in modo che
le frequenze proprie di beccheggio, rollio
e serpeggio della struttura siano al di fuori
del range eccitato dal moto ondoso e dalla turbina1.
Modello multibody della
piattaforma flottante
Il modello della turbina eolica galleggiante
e dei diversi sistemi di ancoraggio, come
anticipato, è stato realizzato in ambiente
MSC ADAMS, utilizzando in particolare i
tool AdWiMo [5]-[6] e WaveLoads [7] per
effettuare la modellazione rispettivamente del carico aerodinamico e quello idrodinamico.
Il modello realizzato include la deformabilità di pale, torre e struttura di ancoraggio,
nonché quelle della trasmissione del generatore (Figura 3).
Potenza nominale
5MW
Numero pale
3
Diametro rotore
126m
Altezza rotore
90m
Velocità di cut-in, nominale e di cut-off del vento
3m/s, 11.4m/s, 25m/s
Velocità di cut-in e nominale del rotore
6.9rpm, 12.1rpm
Rapporto di trasmissione
1:97
Configurazione
upwind
downwind
Tilt angle
5°
0°
Cone angle
2.5°
-2.5°
Tabella 1 - Caratteristiche della turbina
1
Tuttavia, la resistenza a fatica della torre potrebbe diventare un problema non trascurabile.
AeroDyn consente all’utente di modellare le forze aerodinamiche utilizzando l’approccio
TLM (Tip-Loss Model) alternativamente all’approccio BEM.
2
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Nel seguito è descritta l’interazione della
turbina con vento e moto ondoso.
Interazione turbina-vento
Le forze aerodinamiche che agiscono sulla turbina sono calcolate tramite la routine AeroDyn sviluppata da NREL (National
Renewable Energy Laboratory) e NWTC
(National Wind Technology Center) ed implementata all’interno del tool AdWiMo
[5]-[6]. Specificatamente AeroDyn suddivide la lunghezza di ciascuna pala in segmenti e calcola le forze aerodinamiche di
portanza (lift, L) e resistenza (drag, D) che
agiscono su ogni segmento sulla base delle caratteristiche geometriche del profilo
e del flusso locale. Figura 4-a mostra, per
un segmento di pala, il triangolo di velocità
che definisce la velocità relativa locale tra
la sezione della pala e il vento, nonché gli
angoli caratteristici necessari per determinare le forze aerodinamiche di lift e drag e
la loro proiezione in direzione perpendicolare (thrust, T) e parallela (torque, Q) al piano del rotore (Figura 4-b). Le componenti
di thrust e di torque (dT e dQ) per un segmento di pala di spessore infinitesimo dr
posto ad una distanza r dall’asse del rotore sono calcolate secondo la teoria BEM2
Simulazione
(Blade Element Momentum, [8]):
1 2
Vtot (CL cos + Cd sin )cdr
2
1 2
dQ = Vtot
(CL sin – Cd cos )cdr
2
dT =
In eq. (1), ρ è la densità dell’aria, c è la corda della sezione, CL e CD sono i coefficienti
di lift e drag e Vtot è la velocità relativa locale tra vento e pala. I coefficienti aerodinamici dipendono dalle caratteristiche geometriche della pala e dall’angolo di attacco
locale del flusso sulla pala stessa. In particolare, si può notare come l’angolo di incidenza del flusso φ dipenda dal beccheggio
locale della pala β e dall’angolo di attacco
α. Inoltre, l’angolo di beccheggio locale della pala è definito dalle caratteristiche geometriche e dalle deformazioni subite dalla
pala, nonché dalle azioni di controllo. L’angolo di attacco è invece funzione della velocità di rotazione della sezione della pala
(Vrot), della velocità di deformazione della
pala (vpe, vpi) e della velocità del vento incidente (U).
E’ fondamentale rilevare che siccome le
forze aerodinamiche influenzano la deformazione delle pale e viceversa, si ha una
b
a
Figura 3 - Modello multibody della turbina: modi di vibrare della turbina (a); modello della trasmissione (b).
interazione pienamente aeroelastica.
Nel caso in cui la turbina operi in configurazione downwind (il rotore lavora in scia
alla torre, Figura 1-b), la velocità del vento
è corretta in modo da tenere in considerazione la sua riduzione per effetto della presenza della torre.
Facendo riferimento a Figura 5, la riduzione
di velocità uwake è data da [9]:
a
b
Figura 4 - Triangolo di velocità (a); forze aerodinamiche (b).
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U = (u – uwake )U∞
uwake =
 y 
cos 
 2 d 
d
Cdt
dove U è la velocità locale del vento, U∞
è la velocità del vento lontano dalla torre
(velocità indisturbata), Cdt è il coefficiente
aerodinamico di drag della sezione torre,
d è la distanza radiale del punto di interesse dall’asse del rotore e u rappresenta la distribuzione locale adimensionale di
velocità del vento parallelamente all’asse
del rotore ed in corrispondenza della torre.
L’effetto di schermatura della torre produce quindi una riduzione delle forze aerodinamiche ogni volta che una pala passa
dietro di essa. Nel caso di una turbina a
tre pale, questo produce un forzamento
con frequenza pari a tre volte la velocità
del rotore (componente 3xgiro), che deve
essere tenuto in considerazione in fase di
progettazione della turbina.
Interazione struttura-moto ondoso
Le forze legate all’interazione tra turbina e
moto ondoso FH includono componenti idrostatiche FHs, componenti idrodinamiche legate alla diffrazione e rifrazione delle onde FHd,
componenti legate al sistema di ormeggio
Fl [11],[12]:
FH 0 FHs +FHd + Fl
Le forze idrostatiche includono la spinta di
Archimede e un termine elastico che dipende dalla profondità del fondale e dalle proprietà geometriche della piattaforma. Tali forze sono modellate tramite forze concentrate
applicate al centro di spinta.
Le forze idrodinamiche sono invece state inserite nel modello avvalendosi del tool WaveLoads [7]. Tale tool suddivide il galleggiante (ovvero la parte di struttura sottostante il
pelo libero dell’acqua) in segmenti e per ogni
segmento calcola, secondo la teoria di Morrison [14], la forza idrodinamica agente su di
esso sulla base delle sue caratteristiche geometriche, del moto relativo tra segmento e
moto ondoso, della profondità del segmento considerato sotto il pelo libero del mare
e delle caratteristiche del moto ondoso. Nel
presente studio, il moto ondoso è calcolato
attraverso la trasformazione inversa di Fourier dello spettro del forzamento, definito secondo l’approccio JONSWAP (Joint North
Figura 5 - Rappresentazione dell’effetto di scia dovuto al palo e relative convenzioni.
Spettro del moto ondoso
Velocità vento
Hs [m]
Tp [s]
[m/s]
1.5
8.5
5.0
2.5
9.5
9.0
2.5
6.5
11.4
3.0
6.0
14.0
Tabella 2 - Caratteristiche del moto ondoso.
Sea Wave Project, [10]). Tale approccio consente di caratterizzare il moto ondoso tramite l’altezza (ovvero l’altezza media in metri
dell’onda da cresta a valle) ed il periodo (ovvero il periodo temporale medio che intercorre fra due onde successive) dell’onda significativa. Tabella 2 mostra i valori di altezza
(Hs) e periodo (Tp) dell’onda significativa utilizzati nell’arco dello studio in funzione della
velocità del vento. Tali dati sono relativi al sito di coordinate 63°N–20°W per un area di
500x500km [11].
Due differenti approcci sono stati utilizzati
per modellare le forze dovute ai due sistemi
di ormeggio considerati. Nel caso del sistema Sway (Figura 6-b), le forze idrodinamiche
agenti sul tension leg (ipotizzato incernierato al fondale) sono state calcolate, come nel
caso del galleggiante, tramite il tool WaveLoads. Viceversa le forze trasmesse dai cavi
di ormeggio del sistema Hywind (Figura 6-a)
sono state modellate come una forza equivalente applicata al punto di attacco dei cavi,
funzione della rigidezza e del precarico statico dei cavi d’ormeggio stessi. Per entrambi
i sistemi di ormeggio è stata considerata la
medesima profondità del fondale (200m) e
le medesime caratteristiche geometriche ed
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inerziali del galleggiante.
Sistema di controllo
Due sistemi di controllo indipendenti sono
stati messi a punto per velocità del vento
inferiori e superiori alla velocità nominale
(11.4m/s). Al di sotto della velocità nominale, viene controllata la coppia del generatore al fine di massimizzare la potenza prodotta, mentre l’angolo di beccheggio delle
pale viene mantenuto costante. Al di sopra
della velocità nominale del vento, viene invece controllato l’angolo di beccheggio delle pale (mentre la coppia del generatore è
mantenuta costante) per regolare la velocità
del rotore al di sopra del punto di funzionamento nominale.
Risultati
Il modello sviluppato è stato utilizzato per
studiare l’influenza del sistema di ormeggio
(sistema Sway o Hywind) sulla potenza generata dalla turbina eolica. Per ciascun sistema di ormeggio è stata considerata sia la
configurazione upwind che downwind. Bisogna a tal proposito precisare che, mentre in configurazione upwind è indispensabile tiltare l’asse del rotore (Figura 1-a) per
Simulazione
a
b
Figura 6 - Schema dei modelli di ormeggio realizzati in ADAMS: (a) sistema Hywind; (b) sistema Sway.
Figura 7 - Storie temporali della potenza in configurazione upwind alle velocità del vento di:
(a) 11,4m/s, (b) 9m/s, (c) 7,5 e (d) 5m/s: in blu il sistema Sway, in rosso il sistema Hywind.
evitare il rischio che le pale, data la loro deformabilità, urtino la torre, in configurazione
downwind non si ha tale necessità (Figura
1-b). Dunque le simulazioni in configurazione
upwind e downwind non sono state svolte a
parità di inclinazione dell’asse del rotore (Tabella 1). Le simulazioni sono state effettuate
imponendo e mantenendo costanti velocità
di vento e rotore. I sistemi di controllo precedentemente descritti regolano, durante le
simulazioni i valori di angolo di beccheggio
delle pale e coppi del generatore. Figura 7
e Figura 8 mostrano i risultati delle simulazioni effettuate in configurazione upwind
e downwind rispettivamente, una volta raggiunta la condizione di regime. In entrambe
le figure sono riportate le storie temporali
delle potenze generate dalle turbine flottanti
per quattro differenti velocità del vento (che
come detto in precedenza modifica anche
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le caratteristiche del moto ondoso, secondo
quanto riportato in Tabella 2): 11.4m/s, 9m/s,
7.5ms, 5m/s. In blu si riportano i risultati per
il sistema di ancoraggio Sway, in rosso quelli
del sistema Hywind.
Data la modalità di simulazione (velocità di
rotore e vento imposte), la potenza media
prodotta dalla turbina risente poco della configurazione (upwind o downwind) e del sistema di ormeggio adottati (variazione massima pari a circa il 3%). Viceversa, le storie
temporali della potenza generata dalla turbina presentano una dispersione decisamente superiore (oscillazioni di maggiore ampiezza) nel caso di configurazione upwind,
indipendentemente dal tipo di ancoraggio.
Questo fenomeno è imputabile al fatto che,
come precisato, in tale configurazione, l’inclinazione dell’asse del rotore non è nulla.
Come si può notare da Figura 9, dove si riporta lo spettro della potenza generata dalla
turbina in configurazione upwind con angolo
di inclinazione dell’asse del rotore nullo3 (rosso) o diverso da zero (blu) per una velocità
del vento pari a 5m/s, tiltare l’asse del rotore, comporta un aumento del forzamento ad
una frequenza sincrona con quella di rotazione del rotore (componente 1xgiro). Si verifica quindi un aumento delle oscillazioni nella
potenza generata in configurazione upwind,
soprattutto a velocità del vento comprese fra
7.5m/s e 11.4m/s, dove il forzamento 1xgiro cade in prossimità delle prime risonanze
della struttura. Relativamente al sistema di
ancoraggio, si osserva come questo abbia
un effetto poco rilevante sia sul valor medio
che sulla varianza della potenza. La rigidezza
dei cavi di ancoraggio del sistema Hywind
e del tension leg del sistema Sway è infatti
paragonabile. Si può tuttavia notare generalmente si abbia generalmente una maggiore
dispersione associata al sistema di ancoraggio Hywind che consente maggiore libertà
di movimento alla turbina.
La simulazione in configurazione upwind e angolo
di tilt nullo è stata eseguita allontanando il punto di
attacco delle pale dalla torre per evitare urti.
3
Dr. Daniele Catelani per il per i preziosi suggerimenti per la modellazione del sistema tramite il
software MSC ADAMS.
Bibliografia
Figura 8 - Storie temporali della potenza in configurazione downwind alle velocità del vento di:
(a) 11,4m/s, (b) 9m/s, (c) 7,5 e (d) 5m/s : in blu il sistema Sway, in rosso il sistema Hywind.
Figura 9 - Confronto tra gli spettri delle potenze in caso angolo di tilt uguale e diverso da zero. Sistema Sway.
Conclusioni
La modellazione di turbine eoliche offshore
flottanti è un compito estremamente complesso in quanto richiede di considerare la
flessibilità della struttura e la sua interazione
con i campi di forze aerodinamico ed idrodinamico, nonché con le leggi di controllo per
regolare l’orientamento delle pale e la coppia del generatore. Nel presente lavoro, tale
compito è stato affrontato utilizzando il software MSC ADAMS ed i tool interati AdWI-
Mo e WaveLoads dedicati rispettivamente alla modellazione dell’interazione turbina-vento e turbina-moto ondoso. I modelli realizzati
hanno consentito di analizzare l’effetto di differenti configurazioni e sistemi di ormeggio
sulla potenza prodotta dalla turbina.
■
© RIPRODUZIONE RISERVATA
Ringraziamenti
Gli autori desiderano ringraziare Enel Ingegneria
e Innovazione SpA per il supporto alla ricerca e il
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