DISS. ETH No. 23329

Downwind Wind Turbine Performance, Loading and Design Considerations

A thesis submitted to attain the degree of DOCTOR OF SCIENCES of ETH ZURICH (Dr. sc. ETH Zurich)

presented by CHRISTIAN ULRICH GEORG KRESS MSc ETH in Mechanical Engineering, ETH Zurich born on 12.12.1984 citizen of Germany

accepted on the recommendation of Prof. Dr. Reza S. Abhari, examiner Prof. Dr. Gijs van Kuik, co-examiner Dr. Ndaona Chokani, co-examiner

2016

Abstract Due to their inherent yaw stability, downwind turbines are well suited for floating offshore platforms, for which there is a need to substantially lower the cost of wind-generated electricity. On downwind turbines, the additional leeway for the blade to deflect downstream and the reduced risk of a blade-tower strike enables improved handling of aerodynamic loads through flexible blade designs and a rotor layout that is optimized to match the incoming flow. The overall aim of this research project is to improve understanding of the performance, unsteady structural loading and operational stability of megawatt-size downwind wind turbines in relation to upwind turbines. Furthermore it is the goal of this work to translate those findings into recommendations for design and application of downwind turbines. For the experimental part of this work a modular scale-model wind turbine that allows for either upwind or downwind operation, with a range of rotor cone, tilt and yaw angles, is used. Unsteady three-dimensional full-scale numerical studies allow assessing benefits and drawbacks of multi-megawatt downwind compared to upwind turbines further. At optimum tip speed ratio, the power output of the model turbine and the computationally predicted power of the full-scale turbine is larger by 4% and 3% respectively for the downwind compared to the corresponding upwind rotor orientation. Likewise 3% higher thrust for the downwind is found for experiment and simulation. The higher power for the downwind is a consequence of higher flow incidence across the blade span and a higher axial velocity over the inboard portion of the blade span. These features arise due to a favorable upstream blockage effect of the nacelle, and subsequent acceleration of the flow towards the rotor plane on the downwind

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configuration. The measured shaft torque unsteadiness is elevated by 68% for the rotor orientation with the rotor installed downstream of the tower compared to upwind. On the other hand the unsteadiness of the measured shaft torque increases by a factor 6 less to changes in operating point on the downwind compared to the upwind turbine turbine. The increased unsteadiness in measured shaft torque for the downwind is primarily at the frequency at which the blades are passing the tower and thus is a result of interactions between the blades and the tower. Numerical simulations of the full-scale turbine similarly predict by a factor 3 larger peak-to-peak variations of the unsteady loads on downwind compared to upwind that are primarily related to blade tower interactions. Downwind turbine rotors with 0◦ , 5◦ and 10◦ cone angle show similar yaw stability. Upwind rotor configurations with 0◦ and 5◦ rotor cone are found to have notably reduced yaw stability, while the 10◦ cone upwind configuration is unstable. The yaw stability of downwind turbines increases further with tip speed ratio. In 10◦ positive or negative yaw the drop in power output is more pronounced (5% - 9%) than the accompanying decrease in rotor thrust (1% - 3%) on both downwind and upwind turbines. This adverse effect on power emphasizes the need for reliable alignment of the turbine with the inflow irrespective of the rotor design. As the tilt angle is increased, the fluctuations, which are primarily at the blade passing frequency, decrease on downwind turbines. On downwind turbines tilting combines the benefits of the increased tower-blade clearances with a reduced radial migration, and thus best use the undisturbed above hub-height inflow. Rotor cone on downwind turbines enhances the radially outboard migration of flow on the blades; the increased radial migration has larger variations over a rotor rotation that result in increased fluctuations of torque and thrust, as well as a degraded aerodynamic performance. On the contrary, on tilted and un-tilted upwind configurations, coning is well suited to reduce unsteadiness in the rotor torque and thrust, as coning beneficially orients the blades to the radially diverging upstream streamlines. Model experiments show that floating wind turbine platform pitch motions modulate shaft torque and rotor thrust through variation of the instan-

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taneous hub-height velocity of the inflow. For typical floating platform pitch frequencies the majority of the turbine tower head load variations are associated with platform pitch motion. On floating platforms it is thus instructive to precisely monitor hub-height velocity and use it as a basis for tower head load mitigation strategies. In comparison to platform pitch motions, platform roll movement, moderate rotor yaw misalignment and downwind versus upwind rotor orientation have very limited to no effect on unsteady turbine loads. Overall, it is concluded that downwind turbines with moderate or zero rotor cone and a pronounced tilt angle combine high power output with relatively low load fluctuations. Their inherent yaw stability facilitates rotor yaw control. This is especially useful if installed on floating substructures. The experiments show that the pronounced rotor tilt is especially advantageous in situations of upward flow inclinatons and on inclined floating offshore platforms.

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Kurzfassung Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung sind f¨ ur die Installation auf schwimmenden Plattformen auf See wegen ihrer charakteristischen Gierstabilit¨at sehr gut geeignet. Damit k¨onnen solche Windturbinen einen Beitrag zur Kostenreduktion der Stromerzeugung auf See liefern. Bei Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung k¨onnen die Rotorbl¨atter weiter nach Lee ausschwenken. Ausserdem erlaubt das deutlich reduzierte Risiko einer Kollision der Rotorbl¨atter mit dem Turm der Windturbine eine bessere Aufnahme der aerodynamischen Kr¨afte durch elastischere Rotorbl¨atter. Des Weiteren kann bei solchen Windturbinen die Ausrichtung des Rotors zum Wind hin optimiert werden. Das Ziel dieser Forschungsarbeit ist ein verbessertes Verst¨andnis der Leistung von Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung, sowie der auftretenden Lasten und der Stabilit¨at im Vergleich zu Windturbinen mit windzugewandter Rotorausrichtung. Weiterhin ist es ein Ziel dieser Arbeit aus diesen Ergebnissen Auslegungs- und Anwendungsempfehlungen f¨ ur Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung abzuleiten. F¨ ur den experimentellen Teil dieser Arbeit wird ein skaliertes, modulares Modell einer Windturbine der Megawatt-Klasse verwendet, das sowohl mit windzugewandter aus auch mit windabgewandter Rotorausrichtung betrieben werden kann. Das Modell erlaubt es ausserdem den Kippwinkel des Rotors und den Neigewinkel der Rotorbl¨atter, sowie den Gierwinkel zu ver¨andern. Zeitaufgel¨oste dreidimensionale numerische Simulationen einer Windturbine der Megawatt-Klasse erlauben eine vertiefte Bewertung der Vorz¨ uge und Nachteile von Windturbinen mit windabgewandter im Vergleich zu windzugewandter Rotorausrichtung. Die experimentell ermittelte Leistung des Turbinenmodells und die berech-

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nete Leistung der vollmassst¨ablichen Windturbine ist bei optimaler Schnelllaufzahl 4% bzw. 3% gr¨osser f¨ ur die Turbine mit windabgewandter Rotorausrichtung. Entsprechend wurde auch ein jeweils 3% h¨oherer Schub f¨ ur die Turbine mit windabgewandter Rotorausrichtung im Experiment und in der Simulation ermittelt. Die h¨ohere Leistung ergibt sich aus einem gr¨osseren Anstellwinkel am Rotorblatt der Windturbine mit windabgewandter Rotorausrichtung und einer gr¨osseren axialen Str¨omungsgeschwindigkeit am inneren Teil des Rotorblatts. Diese Ergebnisse sind eine Konsequenz eines positiven Verdr¨angungseffekts durch die Windturbinengondel und eine sich daraus ergebende Beschleunigung der Str¨omung in Richtung des windabgewandten Rotors. Das gemessene Wellendrehmoment hat eine 68% h¨ohere Standardabweichung f¨ ur die Windturbine mit windabgewandter im Vergleich zu windzugewandter Rotorausrichtung. Auf der anderen Seite erh¨oht sich die gemessene Standardabweichung nur um ein Sechstel bei einer Abweichung im Betriebspunkt f¨ ur die Windturbine mit windabgewandter im Vergleich zu windzugewandter Rotorausrichtung. Die erh¨ohten Schwankungen des gemessenen Wellendrehmoments der Windturbine mit windabgewandter Rotorausrichtung treten in erster Linie bei jener Frequenz auf, mit der die Rotorbl¨atter den Turm der Turbine passieren. Entsprechend sind diese Schwankungen eine Folge von Interaktionen zwischen den Rotorbl¨attern und dem Turm der Windturbine. Numerische Simulationen der vollmassst¨ablichen Turbine ergeben dreimal h¨ohere Lastschwankungen f¨ ur die Windturbine mit windabgewandter verglichen mit windzugewandter Rotorausrichtung. Windabgewandte Windturbinen mit Blattneigungen von 0◦ , 5◦ , und 10◦ haben eine vergleichbare Gierstabilit¨at im Wind. Windzugewandte Rotoren mit Blattneigungen von 0◦ und 5◦ haben eine deutlich reduzierte Gierstabilit¨at, wohingegen der windzugewandte Rotor mit 10◦ Blattneigung instabil ist. Die Gierstabilit¨at von Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung nimmt mit steigender Schnelllaufzahl weiter zu. Unter einem positiven oder negativen Gierwinkel von 10◦ f¨allt die Turbinenleistung deutlicher (5%-9%) als die Schubkraft auf den Rotor (1%3%) bei Turbinen beider Rotorausrichtungen. Dieser nachteilige Effekt eines Gierwinkels auf die Turbinenleistung verdeutlicht die Notwendigkeit einer verl¨asslichen Ausrichtung der Windturbine zum Wind unabh¨angig

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vom vorliegenden Rotordesign. Bei Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung reduziert eine Erh¨ohung des Rotorkippwinkels Lastschwankungen, die haupts¨achlich bei der Rotorblattfrequenz auftreten. Durch Vergr¨osserung dieses Rotorkippwinkels bei windabgewandten Rotoren lassen sich die Vorteile eines erh¨ohten Abstands zwischen den Rotorbl¨attern und dem Turm der Turbine einerseits und einer parallelen Reduktion von radialen Str¨omungen auf dem Rotorblatt andererseits kombinieren. Dadurch kann die freie Anstr¨omung oberhalb der Nabenh¨ohe besser ausgenutzt werden. Bei Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung f¨ uhrt das Neigen der Rotorbl¨atter weg von der Anstr¨omung zu erh¨ohten radialen Str¨omungen entlang der Rotorbl¨atter und zu gr¨osseren Schwankungen von Wellendrehmoment und Schubkraft auf den Rotor. Ausserdem reduziert sich dadurch die aerodynamische Leistung von Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung. Demgegen¨ uber f¨ uhrt das Neigen der Rotorbl¨atter in Windrichtung bei gekippten und nichtgekippten, windzugewandten Rotoren zu niedrigeren Schwankungen von Wellendrehmoment und Rotorschubkraft. Das Neigen der Rotorbl¨atter zum Wind richtet die Rotorbl¨atter vorteilhaft relativ zu den radial auseinanderlaufenden Stromlinien der Anstr¨omung aus. Messungen am Modell der Windturbine zeigen, dass die Hin-und-her-Bewegungen von schwimmenden Plattformen in Windrichtung das Wellendrehmoment und den Rotorschub einer darauf installierten Windturbine auf Grund entsprechender Schwankungen der Anstr¨omung auf Nabenh¨ohe beeinflussen. Solch typische Bewegungen einer schwimmenden Plattform verursachen einen Grossteil der Lastschwankungen auf die Windturbine. Bei schwimmenden Installationen ist es daher von Vorteil die Anstr¨omgeschwindigkeit auf Nabenh¨ohe genau zu ermitteln und diese dann f¨ ur die Entwicklung von Strategien zur Lastreduktion zu verwenden. Verglichen mit Bewegungen in Windrichtung sind die Effekte von Rollbewegungen der Plattform, eines Gierwinkels des Rotors oder dessen windzugewandte oder -abgewandte Ausrichtung auf Lastschwankungen sehr begrenzt bzw. nicht nachweisbar. Zusammenfassend verf¨ ugen Windturbinen mit windabgewandter Rotorausrichtung mit m¨assig oder nicht geneigten Rotorbl¨attern und einem erh¨ohten

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Rotorkippwinkel sowohl u ¨ber eine hohe Leistung als auch u ¨ber relativ niedrige Lastschwankungen. Die charakteristische Gierstabilit¨at solcher Turbinen vereinfacht die Regelung der Ausrichtung des Rotors zum Wind. Dies ist besonders vorteilhaft bei schwimmenden Installationen von Windturbinen. Die Messungen zeigen weiterhin, dass ein erh¨ohter Rotorkippwinkel besonders in aufw¨arts gerichteter Str¨omung oder bei sich in Windrichtung neigenden, schwimmenden Plattformen von Vorteil ist.

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