之 WindSim 模型应用 WindSim Application to Site Calibration on Complex Terrain 王瑞明 Ruiming Wang 2016 年 10 月 一般复杂地形下场地标定 莱维塞尔
一. 场地标定的定义二. 问题背景三. 场地标定函数的实测四.WindSim 模型的建立五.WindPRO 模型的建立六. 对比分析结果七. 结论八. 参考文献
一 场地标定的定义
二 问题背景 随着越来越多风力发电机组在复杂地形的运行, 功率曲线验证的工作也越来越复杂 ; 许多复杂地形的风力发电场由于种种原因在建立风力发电场前未建立场地标定函数 ; 不满足立测风设备来测量参考测风塔和临时测风塔测量风况建立场地标定函数 ;
三 场地标定函数的实测 95 175
三 场地标定函数的实测 风电场还未建成 风电场地形不满足 IEC 61400-12-1 标准 [1] 附录 B 表格的要求 编号 海拔 (m) 和风电机组点位的 距离 L(m) 方位 ( ) A01# 1505 -- -- Mast 1497 273 281
三 场地标定函数的实测 编号 风速传感器安装高度 (m) 风向传感器安装高度 (m) A01# 80 80 Mast 80A(320 )/80B(130 ) 78.5
三 场地标定函数的实测 与测试风力发电机的距离 X 扇区最大坡度观测的最大坡度最大平面地形变化 观测的最大平面地形变化 X<2L 360 <3% 5.90%(210 ) <0.04(H+D)=7.2 8m(350 ) 2L X<4L 测量扇区 <5% 3.20(150 )% <0.08(H+D)=14.4 10m(160 ) 2L X<4L 非测量扇区 <10% 5.91%(190 ) 不适用不适用 4L X<8L 测量扇区 <10% 1.30%(120 ) <0.13(H+D)=23.4 35m(120 )
三 场地标定函数的实测 - 参考测风塔两个风速传感器现场对比
主风速传感器风速 (m/s) 三 场地标定函数的实测 - 参考测风塔两个风速传感器现场对比 12.000 10.000 8.000 y = 1.0041x + 0.0296 R²= 1 6.000 4.000 2.000 0.000 0.000 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 控制风速传感器风速 (m/s) In situ Comparision 线性 (In situ Comparision)
三 场地标定函数的实测 - 参考测风塔两个风速传感器现场对比 分段中心风速 (m/s) 数据个数 主风速传感器风速 (m/s) 控制风速传感器风速 (m/s) 算术平方根 (m/s) 6 98 6.048 5.986 0.008 7 98 7.042 6.990 0.007 8 68 8.021 7.968 0.010 9 17 9.014 8.946 0.008 10 8 9.970 9.894 0.015 11 6 10.843 10.771 0.018
三 场地标定函数的实测 - 参考测风塔和风电机组点位临时测风塔风速对比
三 场地标定函数的实测 - 数据库应满足的条件 风数据中应包括平均值 标准变差 最大值和最 小值 每个风向区间应该不大于 10, 且不能小于 风向传感器的不确定度 ; 对每个未被排除的风速区间, 每个测量的风向区 间中应该包含至少 24 小时的数据, 其中分别有至少 6 小时的平均风速大于 8 m/s 和小于 8 m/s; 参考测风塔安装于 130 的风速传感器数据被过 滤后用于场地标定函数的建立
三 场地标定函数的实测 - 数据过滤原则 不在测量扇区的数据 ; 结冰情况 ( 温度小于等于 2 且湿度大于 80%); 风速小于 4m/s 或风速大于 16m/s; 塔影效应数据, 参考测风塔的主风速传感器处于 305 ~335 扇区对应这个风速传感器的数据 ; 测量系统不可用
风速比值 数据个数 三 场地标定函数的实测 1.020 300 250 1.010 200 150 1.000 100 50 0.990 95 125 155 扇区 [ ] 0 Occurrences Site Calibratrion_Measured
风速比值 数据个数 三 场地标定函数的实测 1.090 300 1.080 1.070 1.060 250 1.050 1.040 1.030 200 1.020 1.010 1.000 0.990 0.980 0.970 0.960 0.950 0.940 0.930 150 100 50 0.920 0-5 25 55 85 115 145 175 205 235 265 295 325 355 扇区 [ ] Occurrences Site Calibratrion_Measured
四 WindSim 模型的建立 中国科学院计算机网络信息中心科学数据中心地理空间数据云 [7] 中下载了 30m 分辨率的地形图 GDEMV2 进行分析 为了确认场址周围地形是否为简单地形,IEC 61400-12-2 [3] 标准建议的电子版地形图的分辨率应至少为 30m 因此选用的地形图是符合标准的, 这个地形图用于 Windsim 模型地形资料的输入 ; 粗糙度采用统一值 0.03; 无障碍物 ; 无森林 ; 计算范围 18km 18km; 加密范围 6km 6km, 风电机组点位处于正中心
四 WindSim 模型的建立
四 WindSim 模型的建立
四 WindSim 模型的建立
五 WindPRO 模型的建立 ( 基于 WAsP11 计算 ) 中国科学院计算机网络信息中心科学数据中心地理空间数据云 [7] 中下载了 30m 分辨率的地形图 GDEMV2 进行分析 为了确认场址周围地形是否为简单地形,IEC 61400-12-2 [3] 标准建议的电子版地形图的分辨率应至少为 30m 因此选用的地形图是符合标准的, 这个地形图用于 Windsim 模型地形资料的输入 ; 粗糙度采用统一值 0.03; 无障碍物 ; 无森林 ; 计算范围 18km 18km; 加密范围 6km 6km, 风电机组点位处于正中心
五 WindPRO 模型的建立 ( 基于 WAsP11 计算 )
五 WindPRO 模型的建立 ( 基于 WAsP11 计算 )
风速比值 数据个数 六 对比分析结果 1.090 300 1.080 1.070 1.060 250 1.050 1.040 1.030 200 1.020 1.010 1.000 0.990 0.980 0.970 0.960 0.950 0.940 0.930 150 100 50 0.920 0-5 25 55 85 115 145 175 205 235 265 295 325 355 扇区 [ ] Occurrences Site Calibratrion_Measured Site Calibratrion_WindSim Site Calibratrion_WindPRO
风速比值 数据个数 六 对比分析结果 1.030 300 1.020 250 1.010 200 1.000 150 0.990 100 0.980 50 0.970 0-5 25 55 85 115 145 175 205 235 265 295 325 355 扇区 [ ] Occurrences Site Calibratrion_Measured Site Calibratrion_WindSim Site Calibratrion_WindPRO
风速比值 数据个数 六 对比分析结果 1.030 300 250 1.020 200 1.010 150 100 1.000 50 0.990 0-5 25 55 85 115 145 175 205 235 265 295 325 355 扇区 [ ] Occurrences Site Calibratrion_WindSim Site Calibratrion_WindPRO
六 对比分析结果 扇区 ( ) 实测值实测值 /WindSim 实测值 /WindPRO 100 1.012 1.002 1.007 110 1.005 0.996 1.002 120 1.004 0.996 1.000 130 1.000 0.992 0.994 140 1.015 1.005 1.007 150 1.014 1.005 1.005 160 1.018 1.005 1.008 170 1.019 1.007 1.007 平均值 1.011 1.001 1.004 标准偏差 0.007 0.006 0.005
七 结论 WindSim 和 WindPRO 对场地标定系数都有低估,WindSim 在平均值上低估 0.1%,WindPRO 在平均值上低估 0.4%, 在平均值上,WindSim 值更接近事实 ; WindSim 场地标定值各扇区震荡大一些,WindPRO 场地标定值各扇区变化平缓 ; 考虑的计算成本, 对于一般复杂地形, 即超出 IEC 61400-12-1 规定的地形不超过 100% 时, 当无法进行实测场地标定值时, 参照 IEC 标准测风点位和风电机组点位的况差别不能超出 1% 的要求,WindSim 计算结果和 WindPRO 计算结果都可接受, 在时间允许的情况下, 优先推荐 WindSim 计算结果
八 参考文献 1. IEC 61400-12-1 Ed.1: Wind turbines - Part 12-1: Power performance measurements of electricity producing wind turbines, December 2005; 2. MEASNET Power Performance Measurement Procedure (Version 5), 2009; 3. IEC 61400-12-2 Ed.1: Power performance of electricity producing wind turbines based on nacelle anemometry, 2013; 4. CDV IEC 61400-12-1: Wind turbines - Part 12-1: Power performance measurements of electricity producing wind turbines[s], February 2013; 5. http://www.ngdc.noaa.gov/geomag-web/#declination ; 6. IEC 61400-1 Ed.3.0: Wind turbines - Part 1: Design requirements, October 2010; 7. http://www.gscloud.cn/; 8. ACCUWIND -Classification of Five Cup Anemometers According to IEC61400-12- 1, T.F. Pedersen, J.-Å. Dahlberg, Peter Busche, May 2006.
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