Rüzgar türbinlerinin yorulma analizinde özel durumlar
Special cases in fatigue anaysis of wind turbines
Yazar: ONUR GÜNEŞ
Danışman: DOÇ. DR. ALİ SARI
İstanbul Teknik Üniversitesi / Fen Bilimleri Enstitüsü / Yapı Mühendisliği Ana Bilim Dalı / Yapı Mühendisliği Bilim Dalı
Derece: Yüksek Lisans, 2020
Konu: Enerji = Energy ; İnşaat Mühendisliği = Civil Engineering

Özet:
Yakın gelecekte fosil yakıt kıtlığı tahmini, geleneksel enerji üretim yöntemlerinin kullanılmasının yol açtığı olumsuz çevresel kirlilik ve küresel ısınma etkilerinin yanı sıra, enerji üretimi alanında sürdürülebilir yeni enerji kaynaklarını keşfetmeye zorlamıştır. Bu amaçla, artan yenilenebilir enerji üretimine olan talep, çok sayıda teknolojik gelişmelere ve araştırmalara neden olmuştur. Artan yatırımlarla kara tabanlı rüzgar enerjisi, on yıldan uzun bir süredir yüzde bazında dünyanın en hızlı büyüyen yenilenebilir enerji sektörü olmuştur. Rüzgar enerjinin efektif şekilde kullanmak adına daha yüksek rüzgar hızına ve daha düşük türbülans bulunması nedeniyle açık denizlere yönelim rüzgar enerjisi endüstrisi için atılan doğal bir atılımdır. 
Rüzgar türbinlerinin enerji üretim kapasiteleri daha verimli mekanik araçlar, daha yüksek kule boyu ve uzun kanatlar kullanılmasına neden olmuştur. Türbinlerin giderek daha zorlu koşullarda çalışması ve servis ömrünü olabildiğince verimli geçirmesi önem kazanır. Çalışma koşulları gereği türbinler sürekli olarak stokastik ve dinamik olarak rüzgar yüklerine maruz kalırlar. Çevrimli dinamik yüklerin etkisi ile elemanlar üzerinde yorulma kavramını ön plana getirir. Yorulma, tekrarlı yüklere maruz kalması ile oluşan mikro çatlakların yükleme ile beraber yayılması ve öngörülemeyen instabilite sorunlarına neden olması durumu ile açıklanabilir. 
Rüzgar türbinleri tipik olarak rotorlar ve bıçaklar gibi hareketli bileşenlerin yorulmaya bağlı arızaları nedeniyle 20 yıllık hedef hizmet ömrü için tasarlanmıştır. Kulenin diğer bileşenlerle aynı kullanım ömrüne sahip olacak şekilde tasarlanması, rüzgar türbini sisteminin optimizasyonu için açıkça arzu edilir. Bu çalışmada, rüzgar yüküne maruz kalan kule tabanı bağlantısının yorulma ömrüne odaklanmaktadır. Zaman alanında doğrusal olmayan rüzgar yüküne maruz kalan rüzgar türbinleri için NREL (Ulusal Yenilebilir Eneji Laboratuvarı) tarafıdan açık kaynaklı yazılım olarak üretilen kapsamlı aerodinamik simülatörü olan FAST programı kullanılmıştır. Hollanda kıyılarında yıllık rüzgar verileri rüzgar dağılımı ve türbülans yoğunluğu bilinen koordinat için TurbSim rüzgar simülatörü kullanılarak rüzgar verileri üretilmiş ve bu analizler için kullanılmıştır. FAST simülatörü ile hesaplanan kule tabanında oluşan momentler ve kuvvetler hesaplandı ve yazılan özel MATLAB kodları ile kule kestinin farklı noktalarında gerilmeler okundu. Değişken gerilmeler yağmur akışı sayım (rainflow counting) yöntemi kullanılarak histogram şeklinde çevrimsel gerilmeler toplandı ve incelenen detay için standartlarca belirlenen S-N eğrileri ile hasar tespiti yapıldı. Kümülatif hasar birikimi yöntemi olan Palmgren-Miner hasar yöntemi modeli olarak kullanıldı. 
Kule tabanında ve eleman birleşim bağlantısı için çatlak ilerlemesi de dahil olmak üzere yapının yorulma ömrünü değerlendirilmiştir. IEC 61400-1 (Uluslararası Elektroteknik Komisyonu) tarafından sunulan rüzgar türbini dizayn koşullarında, türbinin enerji üretimi durumunda olduğu varsayılmıştır. Analizi bu bölümünde referans olarak iki farklı türbin; NREL 5 MW kara tabanlı rüzgar türbini ve DTU (Danimarka Teknik Üniversitesi) 10 MW referans rüzgar türbini kullanıldı. Referans alınan konum için verilen ortalama rüzgar hızı ve türbülans yoğunluğu NREL 5 MW rüzgar türbini ile uyumlu olarak 90 metre yükseklik konumu için verilmiştir. Türbin boyutları birbirinden farklı olması nedeniyle IEC standartında yer alan formüller ile DTU 10 MW rüzgar türbini göbek yüksekliği ve kanat genişliğine uygun rüzgar alanları oluşturulmuş ve analiz sonucunda yorulma hasarına maruz kalan detaylar karşılaştırılmıştır.
IEC 61400 tasarım standardı, rüzgar türbinleri için tasarım gereksinimlerini belirler. Tasarım standardı oluşan yükleri ve yapı bütünlüğünün analizi için önemlidir. Türbin üzerinde oluşacak nihai ve yorulma yüklerini belirlemeyi hedefler. Türbinin hizmet verdiği ömrü boyunca karşılaşabileceği farklı modları belirler. Bu operasyonel durumlar normal çalışma, devreye alma, kapanma, acil kapanma, park durumu ve bu koşulların sistem arızaları nedeniyle meydana gelebilecek koşulları içeren sekiz farklı durumu temsil eder.
Kontrol sistemi yaw açısı, kanat elemanlarının pitch açısı ve tork kontrolünü içerir. Türbin üzerinde oluşacak yükleri kontrol eder ve enerji üretimini optimum seviyede tutmak için önemlidir. Bu sistemlerin arızası koşulu IEC standartları gereği modellenmesi için literatür araştırması kapsamında yaygın karşılan arıza koşulları tercih edilmiştir. Bu tezin kapsamında, IEC tasarım standartı tarafından belirtilen koşulları aynı rüzgar şartlarına maruz bırakarak oluşan yorulma hasarlarını karşılaştırmış ve değerlendirmiştir.

Abstract:
In the near future, fossil fuel shortage estimation as well as the negative environmental pollution and global warming effects caused by the use of traditional energy production methods have forced to discover sustainable new energy sources in the field of energy production. To this end, the demand for increased renewable energy production has led to numerous technological developments and research. With increased investments, land-based wind power has been the world's fastest growing renewable energy sector in more than a decade. Wind energy is a natural breakthrough for the offshore wind energy industry due to higher wind speed and lower turbulence for effective use. 
The energy generation capacities of wind turbines have resulted in the use of more efficient mechanical vehicles, higher tower lengths and longer blade spans. It is important that turbines operate in increasingly demanding conditions and spend service life as efficiently as possible. Due to operating conditions, turbines are continuously subject to stochastic and dynamic wind loads. Brings to the fore the concept of fatigue on the elements by the effect of cyclic dynamic loads. Fatigue can be explained by the spread of micro cracks caused by repetitive load exposure with loading and causing unforeseen instability problems.
Wind turbines are typically designed for 20 years of target service life due to fatigue-related failures of moving components such as rotors and blades. Designing the tower to have the same lifespan as other components is clearly desirable for the optimization of the wind turbine system. This study focuses on the fatigue life of the tower base connection exposed to wind load. The FAST (Fatigue, Aerodynamics, Structures, and Turbulence) code, a comprehensive aerodynamic simulator produced by NREL (National NewebleEnergy Laboratory) as open source software, was used for wind turbines exposed to nonlinear wind load in the time domain. Annual wind data of the coast of the Netherlands were produced and used for these analyses using the TurbSim wind simulator for the known coordinate of wind distribution and turbulence intensity. The moments and forces formed at the base of the tower calculated by FAST simulator were calculated and the stresses were read at different points of the tower section with special MATLAB codes written. Variable stresses were collected as histograms using the rainflow counting method, and damage was determined by S-N curves determined by the standards for the examined detail. The Palmgren-Miner method, a cumulative damage accumulation method, was used.
The fatigue life of the turbine tower was evaluated, including crack propagation for the tower base and element joint connection. Under wind turbine design conditions submitted by IEC 61400-1 (International Electrotechnical Commission), the turbine is assumed to be in a state of power generation. In this part of the analysis, two different turbines are referenced; NREL 5 MW land-based wind turbine and DTU (Technical University of Denmark) 10 MW reference wind turbine were used. The AeroDyn module used for the calculation of aerodynamic loads has been updated to take into account the version difference for DTU 10 MW wind turbine. "AeroDyn v14 "has been replaced with" AeroDyn v15 " as it ignores the effect of the wind coming onto the tower on the structure. As a result, more realistic analysis can be said to have taken place.
The average wind speed and turbulence intensity given for the referenced position are given for a height position of 90 meters in accordance with the NREL 5 MW wind turbine. Since the turbine sizes are different, wind fields suitable for the hub height and blade length of the DTU 10 MW wind turbine were created with the formulas in IEC standard and the details exposed to fatigue damage were compared as a result of the analysis.
The IEC 61400 design standard sets design requirements for wind turbines. The design standard is important for the analysis of the ultimate loads and structure integrity. It aims to determine the final and fatigue loads that will occur on the turbine. Determines the different modes the turbine may encounter during its service life. These operational situations represent eight different situations that include normal operation, startup, shutdown, emergency shutdown, maintenance, parked situation, and conditions that may occur due to system failures of these conditions. I also ignored the 8.x cases, which relate to transport, assembly, maintenance, and repair.
The control system includes yaw angle, blade pitch angle and torque control. It controls the loads that will occur on the turbine and is important to keep energy production at an optimum level. Failure conditions of these systems have been preferred to be modeled according to IEC standards in the context of the literature survey. In the scope of this thesis, IEC has compared and evaluated the fatigue damage caused by exposing the conditions specified by the design standard to the same wind conditions.
The generator-torque and blade-pitch control systems are operating properly and the turbine is producing power normally in DLCs 1.x and prior to the fault in DLCs 2.x. For the power-production cases with and without faults, DLCs 1.x and 2.x, the quasi-steady BEM axial-induction model with the Beddoes-Leishman dynamic-stall model in AeroDyn was used. In DLCs 6.x and 7.x, the control system is disabled.  Instead, the rotor is idling in these DLCs with no generator or brake reaction torques, and all blades are fully feathered to the maximum pitch setting of 90º for NREL 5 MW reference wind turbine. For DTU 10 MW reference wind turbine,  all blades are feathered to the pitch angle setting of 82º. Therefore, it is modeled as idle condition.
For DLCs 2.x and 7.x, which involve fault conditions, the IEC design standards require choosing faults with the worst consequences. Common design-driving faults are chosen depending on land-based wind turbine loads analyses.  For DLC 2.x, a fault in the rotor-collective blade-pitch control system was simulated where one blade ignores its command and runs away to the minimum set point of 0º at the full pitch rate of 8º/s.  For DLC 7.x, the fault condition where one blade is seized at the minimum set point (i.e., flat into the wind) was simulated while idling with the other two blades fully feathered. The turbulent full-field three-component wind conditions was generated with TurbSim.  The Kaimal wind spectrum was used because TurbSim does not have the capability of generating turbulent-wind inflow with the IEC-recommended Mann model (The IEC design standards also allow for the use of the Kaimal wind spectrum).
There are several ways to start a turbine. One common way is to pitch the blades from feather to the run position and let the wind accelerate the rotor until a certain speed is reached. Active control of the blade angle was not possible in the analysis with the ServoDyn. For this reason, the analysis of the blade element in the adjusted position was continued as constant. 
For DLC 4.x, all blades are fully feathered to the maximum pitch setting of 90º with low pitch rate. For DLC 5.x, all blades are fully feathered to the maximum pitch setting of 90º with 80/s pitch rate. The fully deployed high speed shaft-brake torque system with 28116.2 Nm power applied alongside aerodynamic braking contributes to the emergency closure of the turbine..
As a result, fatigue damages were assessed for two turbines. The results showed fatigue damage caused by stresses at different points of the turbine tower section. Matrices created using wind frequency rose have deterministically identified fatigue damage. A higher level of fatigue damage was detected in faulty conditions than in no turbine failure conditions. The highest fatigue damage in the measured values for the NREL 5 MW turbine was determined to occur in turbine startup condition. This analysis could not be carried out in startup condition model for the DTU 10 MW reference wind turbine. In case of park or idling, fatigue damage values remained very low. 
It is important that the wind regimes in which the turbines are designed are compatible with the location of the turbine. 600 seconds of wind data were taken into account in the analyses. Design loads was obtained using analysis of Vin