Influence of mean tension on mooring line fatigue life for a floating offshore wind turbine

Abstract

A growing energy demand throughout the world has seen an increasingly higher interest in wind turbines operating in deeper waters. By reaching deeper waters, higher wind speeds and less turbulence are more likely. Annoyance with visual and noise attributes of increasingly larger wind turbines will not affect residents. Currently, the cost of energy for floating concepts is too high and the technology is not yet competitive. As a result, the costs for floating wind must be reduced to become a viable alternative for energy production.

Recently published studies have documented a significant mean load effect on fatigue capacity for offshore mooring chains, showing that a reduction of mean loads gives an increase in fatigue life. Standard design practice has been to base S-N fatigue design curves on tests carried out at 20 % of the chain minimum breaking load (MBL). These curves are then used to compute damage for all tension cycles, regardless of their actual mean value.

This thesis investigates the mean load dependency in mooring chains for a floating offshore wind turbine by describing the mean load tension associated with each stress cycle in three different ways. The first method takes the average of the maximum and minimum load in each cycle, namely the cycle mean. Second, a 1-hour mean load representation for the sea state the cycle is encountered in follows, called the 1-hour mean. Finally, the mooring lines pre-tension is applied as a basis for the mean load. A parametrized S-N curve design approach developed by Fernandez et al. [1] is used to account for the mean tension while keeping the same level of confidence of the existing curves. The method applies a Smith-Watson-Topper correction model, which includes relevant stress concentration factors for R3 graded chains. Time-domain analysis of a semi-submersible floating platform has been performed on the INO WINDMOOR 12 MW wind turbine to provide reliable results, under relevant wind and wave loads. The model was exposed to 21 different FLS conditions, all performed at a water depth of 150 m.

For most sea states, the mean tension is seen to be below 20 % MBL, even though some deviations occur. Furthermore, slight deviance between 1-hour mean and cycle mean can be found, due to the rainflow counting algorithm accounting for cycle means, also half-cycles. However, a significant reduction in fatigue damage can be seen for all mooring lines, especially for the lines located on the leeward side of the wind.

Et økende energibehov i verden har gitt større interesse for at vindturbiner skal kunne operere i dypere farvann. Dypere farvann betyr at vindhastigheten øker, samt mindre turbulens som fører til en mer effektiv energiutnyttelse. Ved å flytte vindturbinene lengre ut i havet vil ikke mennesker påvirkes i særlig grad av støy og visuelle forhold. Teknologien for flytende havvind er i stadig utvikling og kommersialiseres i større grad enn tidligere, selv om det per i dag ikke er særlig kostnadseffektivt. For at dette konseptet skal være levedyktig fremover, må kostnadene reduseres slik at det kan være et fornuftig alternativ for global energiproduksjon. Nylig publiserte studier har vist en signifikant betydning av middelspenningens innvirkning på utmattingskapasiteten til offshore forankring, og har samtidig vist at en reduksjon av middelspenningen kan øke utmattingslevetiden. Standard S-N kurver for ankerkjettinger er konstruert med hensyn på 20 % av minimal knekklast (MBL). Disse kurvene gjør seg gjeldende for alle spenningssykler, uavhengig av middelspenningsverdien. Dette medfører en underestimering av utmattingslevetiden for kjettinger som ikke utsettes for høye middelspenninger, og en tilsvarende overestimering av levetiden til enheten som faktisk er utsatt for middelspenninger over 20 % MBL. Denne oppgaven undersøker avhengighetsforholdet til middelspenningen i ankerkjettinger for flytende vindturbiner ved å beskrive middelspenningen som er assosiert med hver spenningssykel på tre ulike måter. Den første måten tar utgangspunkt i gjennomsnittet av maksimal og minimal last i hver sykel, derav navnet sykel-middel. Den neste metoden baseres på 1-times middelspenning for hver sjøtilstand, og kalles derfor 1-times middel. Til slutt undersøkes muligheten for å benytte ankerkjettingens forspenning som utgangspunkt for middelspenningen. En parametrisert S-N kurve utviklet av Fernandez et al. [1] benyttes som utgangspunkt for å ta høyde for middelspenningen, samtidig som konfidensintervallet til eksisterende kurver ivaretas. Metoden benytter seg av Smith-Watson-Topper korreksjonsmodellen, hvor relevante spenningskonsentrasjonsfaktorer (SCF) for grad R3 av ankerkjettinger er inkludert. En tidsdomene analyse av den halvt nedsenkbare INO WINDMOOR 12 MW vindturbinen er gjennomført for å generere pålitelige resultater til analysen, under 21 ulike vind- og bølgelasttilfeller ved en dybde på 150 m. I samtlige simulerte sjøtilstander ligger middelspenningen under 20 % MBL, selv om noen avvik forekommer. Videre foreligger det en liten forskjell mellom 1-times middel og sykel-middel-metoden. Resultatene viser likevel at det potensielt eksisterer en betydelig reduksjon i utmattingsskaden for samtlige ankerliner, og da spesielt for liner som ligger i le av vinden.