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复杂地形下的 风 电机组功率曲线考核评估方法

阅读：0发布：2022-03-31

专利汇可以提供复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明涉及一种复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，包括如下步骤：S1.基本信息收集；S2.确定测试风电机组、激光雷达测风仪的布置位置；S3. 数据采集；S4.测试风电机组轮毂高度处风速推算；S5. 数据处理分析；S6.若实测功率曲线所估算得到的年发电量在保证功率曲线估算年发电量的95％及以上，则认为测试风电机组考核合格；否则，认为测试风电机组考核不合格。本发明具有投资成本低、安装灵活方便、适合复杂地形、可同时对临近多台风电机组功率曲线进行测试的优点。，下面是复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：包括如下步骤：
S1.基本信息收集，收集风电场等高线地形图、各风电机组对应坐标、风电机组轮毂高度、叶轮直径及机组厂家提供的保证功率曲线；
S2.确定测试风电机组、激光雷达测风仪的布置位置，及激光雷达测风仪的测试高度：
S21.激光雷达测风仪的布置位置与测试风电机组保持一定的距离，所述距离为测试风电机组叶轮直径的2-4倍；
S22.激光雷达测风仪测试高度至少包括H+h1-(h2+1)、H+D/4+h1-(h2+1)、H+D/2+h1-(h2+1)、H-D/4+h1-(h2+1)、H-D/2+h1-(h2+1)五个测试高度，其中，H为测试风电机组轮毂高度，D为叶轮直径，h1为海拔高度；h2为激光雷达测风仪海拔高度，激光雷达测风仪自身高度为1m；
S3.数据采集：
S31.利用激光雷达测风仪对其所在位置的大气压力、温度、相对湿度以及其上方不同高度处风速、风向进行实地测量采集；
S32.利用由电流互感器、电压互感器，功率变送器组成的功率测试系统对测试风电机组功率进行采集；
S33.采集测试期间测试风电机组的运行状态值、故障检修、停机记录；
S4.测试风电机组轮毂高度处风速推算，根据步骤S1收集的基本信息和步骤S3采集的数据，利用Meteodyn WT 软件推算出测试风电机组轮毂高度处风速、风向；
S5.数据处理分析：
S51.利用测试风电机组轮毂高度处推算风速、风向及测试风电机组功率，参照标准IEC
61400-12-1进行数据剔除整理后，绘制实测功率曲线；
S52.参照标准IEC 61400-12-1利用实测功率曲线和保证功率曲线，分别进行年发电量(AEP)估算，分析两者的差异，其中年发电量包括年发电量-测量值和年发电量-外推值；
S6.若实测功率曲线所估算得到的年发电量在保证功率曲线估算年发电量的95％及以上，则认为测试风电机组考核合格；否则，认为测试风电机组考核不合格。
2.根据权利要求1所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的步骤S22中，激光雷达测风仪设置10个测试高度。
3.根据权利要求1所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的步骤S21中，激光雷达测风仪的布置方向为测试风电机组的主风向方向，或者为测试风电机组的两侧。
4.根据权利要求1所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的步骤S3中，功率测试系统与激光雷达测风仪的数据采集时间保持一致，且电流互感器、电压互感器、功率变送器分别满足标准IEC 61400-12-1中的精度等级要求。
5.根据权利要求1所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的步骤S4中，利用Meteodyn WT软件推算前期包括准备等高线地形图文件、粗糙度文件、点位坐标、计算区域确定，为后期Meteodyn WT软件推算做好准备工作。
6.根据权利要求1所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的步骤S5中，所述数据剔除整理包括参照标准IEC 61400-12-1进行测量扇区排除、数据剔除和数据标准化。
7.根据权利要求6所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的数据剔除整理后，所选数据组采用区间法存储，且完整的数据库包括至少180h的采样数据且每一个区间至少包含30min的采样数据；风速范围划分为以0.5m/s整倍数的风速为中心，左右各0.25m/s的连续区间。
8.根据权利要求1所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的步骤S5中，利用实测功率曲线和保证功率曲线，用与形状参数为2的威布尔分布完全相同的瑞利分布作为参考风速的频率分布，利用如下公式进行年发电量(AEP)估算：
其中，AEP为年发电量，Nh为年中的小时数，N为区间个数，Vi为第i个区间标准化的平均风速，Pi为第i个区间标准化的平均输出功率，F(V)为风速的瑞利累积概率分布函数，Vave为轮毂高度的年平均风速，V为风速，且求和初始化设置为Vi-1＝Vi－0.5m/s，Pi-1＝0.0kW。
9.根据权利要求8所述的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，其特征是：所述的年发电量包括年发电量-测量值和年发电量-外推值，年发电量-测量值从实际测试所得，认为所有测量功率曲线范围之外的风速对应的功率均为零；年发电量-外推值从测量功率曲线所得，认为测量功率曲线上，在最低风速以下风速对应的功率为零，在测量功率曲线的最高风速及切出风速之间的风速对应的功率为常数；外推所使用的常数功率为测量功率曲线的最高风速区间的功率值。

说明书全文

复杂地形下的风 电机组功率曲线考核评估方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种风电机组功率评估方法，特别是一种基于激光雷达测风仪和Meteodyn WT 软件复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法。

背景技术

[0002] 功率曲线是风电机组输出功率随风速变化的曲线关系，是风电机组的设计依据，也是考核机组性能、评估发电能力的一项重要指标。风机制造商在提供设备时会提交风机的保证功率曲线(也称标准功率曲线)，保证功率曲线是按IEC61400-12标准在试验风场内测定出来的；风电机组在实际运行过程中，若实际功率曲线低于标准功率曲线，造成项目收益率低于预期值；若实际功率曲线高于标准功率曲线，则机组处于过负荷状态，会影响其寿命。

[0003] 功率曲线考核的关键因素之一是风速测量，虽然风电机组自身可以测得风速，但由于风速仪位于叶轮后方，受风机尾流影响，测得的风速数据不准确；目前传统的测量方法是按照相关标准在与风电机组一定距离相对理想的区域建造符合标准的测风塔，但由于风电机组所处一般为复杂地形，往往无法找到合适的立塔点，很难测出风电机组处真实的风况，同时塔体本身带来的塔影效应以及冰冻发生时测量不到数据的诸多限制，都对风电机组功率曲线的考核结果带来了相当大的不确定性，而且测风塔一旦建造，难以移动，对测试带来不便。

[0004] 相较于测风塔，激光雷达测风仪现场移动搬迁非常方便，可以节省测风塔建造、拆移的费用，并极大地减少测风塔塔影效应造成的气流畸变带来的风险；且可以测量整个叶轮扫风面积内真实的风切变和湍流强度；同时不受冰冻气候影响，可在冰冻区域和寒冷地区进行不间断测量；无论是在测量精度方面，还是在实用性方面激光雷达测风仪都具有较大优势。

[0005] 风能资源评估软件-Meteodyn WT软件是法国美迪公司专门为解决大气边界层问题而设计的软件，采用计算流体力学的方法(CFD)进行空间风流模拟，完全求解三维Navier-Stokes方程，并应用适合的湍流模型及边界条件对目标区域的风流特性参数进行求解计算，适用于任何地形条件的风流自动测算。Meteodyn WT通过载入地形数据、定义绘图区域、定义测风点以及结果点，通过计算一系列风向数据来获得定向结果，推算出一定区域的风资源分布，还可以修正地形对测量的影响，特别适用于复杂地形下的风能资源计算。

[0006] 因此在风速变化较大的复杂地形，可使用激光雷达测风仪测风数据，结合Meteodyn WT软件全方位精确计算风电机组轮毂高度处真实的风况，实现风电机组功率曲线的精确考核。

发明内容

[0007] 本发明所要解决的技术问题是提供一种基于激光雷达测风仪和Meteodyn WT软件的复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法。

[0008] 本发明解决上述技术问题所采用的技术方案如下：

[0009] 复杂地形下的风电机组功率曲线考核评估方法，包括如下步骤：

[0010] S1.基本信息收集，收集风电场等高线地形图、各风电机组对应坐标、风电机组轮毂高度、叶轮直径及机组厂家提供的保证功率曲线；

[0011] S2.确定测试风电机组、激光雷达测风仪的布置位置，及激光雷达测风仪的测试高度：

[0012] S21.激光雷达测风仪的布置位置与测试风电机组保持一定的距离，该距离为测试风电机组叶轮直径的2-4倍；

[0013] S22.激光雷达测风仪测试高度至少包括H+h1-(h2+1)、H+D/4+h1-(h2+1)、H+D/2+h1-(h2+1)、H-D/4+h1-(h2+1)、H-D/2+h1-(h2+1)五个测试高度，其中，H为测试风电机组轮毂高度，D为叶轮直径，h1为海拔高度；h2为激光雷达测风仪海拔高度，激光雷达测风仪自身高度为1m；

[0014] S3.数据采集：

[0015] S31.利用激光雷达测风仪对其所在位置的大气压力、温度、相对湿度以及其上方不同高度处风速、风向进行实地测量采集；

[0016] S32.利用由电流互感器、电压互感器，功率变送器组成的功率测试系统对测试风电机组功率进行采集；

[0017] S33.采集测试期间测试风电机组的运行状态值、故障检修、停机记录；

[0018] S4.测试风电机组轮毂高度处风速推算，根据步骤S1收集的基本信息和步骤S3采集的数据，利用Meteodyn WT软件推算出测试风电机组轮毂高度处风速、风向；

[0019] S5.数据处理分析：

[0020] S51.利用测试风电机组轮毂高度处推算风速、风向及测试风电机组功率，参照标准IEC 61400-12-1进行数据剔除整理后，绘制实测功率曲线；

[0021] S52.参照标准IEC 61400-12-1利用实测功率曲线和保证功率曲线，分别进行年发电量(AEP)估算，分析两者的差异，其中年发电量包括AEP-测量值和AEP-外推值；

[0022] S6.若实测功率曲线所估算得到的年发电量在保证功率曲线估算年发电量的95％及以上，则认为测试风电机组考核合格；否则，认为测试风电机组考核不合格。

[0023] 作为优选，步骤S22中，激光雷达测风仪设置10个测试高度。

[0024] 作为优选，步骤S21中，激光雷达测风仪的布置方向为测试风电机组的主风向方向，或者为测试风电机组的两侧，尽量布置在海拔高差较小、所处地形相近的位置。

[0025] 作为优选，步骤S3中，功率测试系统与激光雷达测风仪的数据采集时间保持一致，且电流互感器、电压互感器、功率变送器分别满足标准IEC 61400-12-1中的精度等级要求。

[0026] 作为优选，步骤S4中，利用Meteodyn WT软件推算前期包括准备等高线地形图文件、粗糙度文件、点位坐标、计算区域确定，为后期Meteodyn WT软件推算做好准备工作。

[0027] 作为优选，步骤S5中，数据剔除整理包括参照标准IEC 61400-12-1进行测量扇区排除、数据剔除和数据标准化。

[0028] 作为优选，数据剔除整理后，所选数据组采用区间法存储，且完整的数据库包括至少180h的采样数据且每一个区间至少包含30min的采样数据；风速范围划分为以0.5m/s整倍数的风速为中心，左右各0.25m/s的连续区间。

[0029] 作为优选，步骤S5中，利用实测功率曲线和保证功率曲线，用与形状参数为2的威布尔分布完全相同的瑞利分布作为参考风速的频率分布，利用如下公式进行年发电量(AEP)估算：

[0030]

[0031]

[0032] 其中，AEP为年发电量，Nh为年中的小时数，N为区间个数，Vi为第i个区间标准化的平均风速，Pi为第i个区间标准化的平均输出功率，F(V)为风速的瑞利累积概率分布函数，Vave为轮毂高度的年平均风速，V为风速，且求和初始化设置为Vi-1＝Vi－0.5m/s，Pi-1＝0.0kW。

[0033] 作为优选，AEP包括AEP-测量值和AEP-外推值，AEP-测量值从实际测试所得，认为所有测量功率曲线范围之外的风速对应的功率均为零；AEP-外推值从测量功率曲线所得，认为测量功率曲线上，在最低风速以下风速对应的功率为零，在测量功率曲线的最高风速及切出风速之间的风速对应的功率为常数；外推所使用的常数功率为测量功率曲线的最高风速区间的功率值。

[0034] 本发明同现有技术相比具有以下优点及效果：

[0035] 1、由于本发明采用的设备结构简单，投资成本低。

[0036] 2、由于本发明采用的设备结构简单，安装灵活方便。

[0037] 3、本发明具有测试准确度高，特别适合复杂地形的优点。

[0038] 4、本发明可同时对临近多台风电机组功率曲线进行测试。附图说明

[0039] 为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

[0040] 图1为本发明的流程示意图。

具体实施方式

[0041] 下面结合实施例对本发明做进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。

[0042] 实施例1：如图1所示，本实施例包括如下步骤：

[0043] S1.基本信息收集，收集风电场等高线地形图、各风电机组对应坐标、风电机组轮毂高度、叶轮直径及机组厂家提供的保证功率曲线。

[0044] S2.确定测试风电机组、激光雷达测风仪的布置位置，及激光雷达测风仪的测试高度：

[0045] S21.激光雷达测风仪的布置位置与测试风电机组保持一定的距离，该距离为测试风电机组叶轮直径的2-4倍；激光雷达测风仪的布置方向为测试风电机组的主风向方向，原则上尽量布置在海拔高差较小、所处地形相近的位置。

[0046] S22.激光雷达测风仪测试高度至少包括H+h1-(h2+1)、H+D/4+h1-(h2+1)、H+D/2+h1-(h2+1)、H-D/4+h1-(h2+1)、H-D/2+h1-(h2+1)五个测试高度，其中，H为测试风电机组轮毂高度，D为叶轮直径，h1为海拔高度；h2为激光雷达测风仪海拔高度，激光雷达测风仪自身高度为1m。

[0047] S3.数据采集：

[0048] S31.利用激光雷达测风仪对其所在位置的大气压力、温度、相对湿度以及其上方不同高度处风速、风向进行实地测量采集。

[0049] S32.利用由电流互感器、电压互感器，功率变送器组成的功率测试系统对测试风电机组功率进行采集；功率测试系统与激光雷达测风仪的数据采集时间保持一致，且电流互感器、电压互感器、功率变送器分别满足标准IEC61400-12-1中的精度等级要求。

[0050] S33.采集测试期间测试风电机组的运行状态值、故障检修、停机记录。

[0051] S4.测试风电机组轮毂高度处风速推算，根据步骤S1收集的基本信息和步骤S3采集的数据，利用Meteodyn WT软件推算出测试风电机组轮毂高度处风速、风向；利用Meteodyn WT软件推算前期包括准备等高线地形图文件、粗糙度文件、点位坐标、计算区域确定，为后期Meteodyn WT软件推算做好准备工作。

[0052] S5.数据处理分析：

[0053] S51.利用测试风电机组轮毂高度处推算风速、风向及测试风电机组功率，参照标准IEC 61400-12-1进行数据剔除整理后，绘制实测功率曲线。数据剔除整理后，所选数据组采用区间法存储，且完整的数据库包括至少180h的采样数据且每一个区间至少包含30min的采样数据；风速范围划分为以0.5m/s整倍数的风速为中心，左右各0.25m/s的连续区间。

[0054] S52.参照标准IEC 61400-12-1利用实测功率曲线和保证功率曲线，分别进行年发电量(AEP)估算，分析两者的差异，其中年发电量包括AEP-测量值和AEP-外推值。

[0055] S6.若实测功率曲线所估算得到的年发电量在保证功率曲线估算年发电量的95％及以上，则认为测试风电机组考核合格；否则，认为测试风电机组考核不合格。

[0056] 上述步骤S5中，数据剔除整理包括参照标准IEC 61400-12-1进行测量扇区排除、数据剔除和数据标准化。

[0057] 其中，测量扇区排除包括参照标准IEC 61400-12-1排除由于临近且运行的风电机组和障碍物的尾流影响的扇区。

[0058] 数据剔除为剔除所采集的故障时段对应的数据，包括因故障导致风电机组的停机、因检修或维护的停机、电网限电的停机。

[0059] 数据标准化是利用测试所得的大气压力、温度及相对湿度将轮毂高度处风速折算到标准空气密度下的风速，进一步将实测功率曲线折算成标准空气密度下的功率曲线。

[0060] 数据剔除整理后，至少覆盖扩展的风速范围，即从切入风速以下1m/s到风电机组额定功率85％对应风速的1.5倍；另一选择为，风速范围应从切入风速以下1m/s到“AEP-测量值”大于或等于“AEP-外推值”95％时对应的风速。

[0061] 上述步骤S5中，利用实测功率曲线和保证功率曲线，用与形状参数为2的威布尔分布完全相同的瑞利分布作为参考风速的频率分布，利用如下公式进行年发电量(AEP)估算：

[0062]

[0063]

[0064] 其中，AEP为年发电量，Nh为年中的小时数，N为区间个数，Vi为第i个区间标准化的平均风速，Pi为第i个区间标准化的平均输出功率，F(V)为风速的瑞利累积概率分布函数，Vave为轮毂高度的年平均风速，V为风速，且求和初始化设置为Vi-1＝Vi－0.5m/s，Pi-1＝0.0kW。

[0065] 其中，AEP包括AEP-测量值和AEP-外推值，AEP-测量值从实际测试所得，认为所有测量功率曲线范围之外的风速对应的功率均为零；AEP-外推值从测量功率曲线所得，认为测量功率曲线上，在最低风速以下风速对应的功率为零，在测量功率曲线的最高风速及切出风速之间的风速对应的功率为常数；外推所使用的常数功率为测量功率曲线的最高风速区间的功率值。

[0066] 实施例2：

[0067] 本实施例与实施例1相似，其不同之处仅在于：

[0068] 1、在步骤S22中，激光雷达测风仪设置10个测试高度，进而提高测量精度和准确度。

[0069] 2、在步骤S21中，激光雷达测风仪的布置方向为测试风电机组的两侧，尽量布置在海拔高差较小、所处地形相近的位置。

[0070] 本实施例中未作说明的技术特征，参照实施例1。

[0071] 此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，其零、部件的形状、所取名称等可以不同。凡依本发明专利构思所述的构造、特征及原理所做的等效或简单变化，均包括于本发明专利的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实施例做各种各样的修改或补充或采用类似的方式替代，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均应属于本发明的保护范围。

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