任务二
风能资源的测量

任务描述

风能的储量是巨大的，为了决策风能开发的可能性、规模性和潜在的能力，对一个地区乃至全国的风能资源储量的了解是必须的，因此风能资源的测量也是必不可少的。通过本任务的学习，了解风能资源的数学表达和测量方法，熟悉风速风向仪的基本原理和结构，掌握风速风向仪的安装和测试方法。

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一、风能的特点

与其他能源形式相比，风能具有以下特点：

（1）风能蕴藏量大、分布广

据世界气象组织估计，全球可利用风能资源约为200亿千瓦，为地球上可利用水资源的10倍。我国约20%左右的国土面积具有比较丰富的风能资源，我国2004年风力普查显示，我国陆地上风能资源技术可开发量为2.97亿千瓦。

（2）风能是可再生能源

不可再生能源是指消耗一点就少一点，短期内不能再产生的自然能源。它包括煤、石油、天然气、核燃料等。可再生能源是指可循环使用或不断得到补充的自然资源，如风能、太阳能、水能、潮汐能、生物能等。因此，风能是一种可再生能源，但又是一种过程性能源，不能直接储存。

（3）风能利用基本对环境不造成直接的污染和影响

风电机组运行时，只降低了地球表面气流的速度，对大气环境的影响较小。风力发电机组运行时，噪声在40~50 dB左右，远小于汽车的噪声，在距风力发电机组50 m外已基本没有影响。风力发电机组对鸟类的歇息环境可能有一定的影响。因此，风力发电属于清洁能源，对环境的负面影响非常有限，对于保护地球环境、减少CO ₂ 等温室气体排放具有重要意义。

（4）风能的能量密度低

由于风能来源于空气的流动，而空气的密度是很小的，因此，风力的能量密度也很小，只有水力的1/816，这是风能的一个重要缺陷。因此，风力发电机组的单机容量一般较小。我国一般以2~5 MW级机组为主。

（5）不同地区风能差异大

由于地形的影响，风力的地区差异非常明显。一个邻近的区域，有利地形下的风力，往往是不利地形下的几倍甚至几十倍。

（6）风能具有不稳定性

风能随季节性影响很大，我国亚洲大陆东部，濒临太平洋，季风强盛。冬季我国北方受西伯利亚冷空气影响较大，夏季我国东南部受太平洋季风影响较大。由于气流瞬息万变，风的脉动、日变化、季变化以至年际的变化都十分明显，波动很大，极不稳定。

二、风能资源的数学描述

在统计风能资源时，主要考虑风况和风功率密度。

1.风况

（1）年平均风速

年平均风速是一年中各次观测的风速之和除以观测的次数，是最直观、最简单表示风能大小的指标之一。

我国在建设风力发电场时，一般要求当地在10 m高处的年平均风速在6 m/s左右，这时，风功率密度在200~250 W/m ² ，相当于风力发电机组满功率运行的时间在2 000~2 500 h，从经济分析来看是有利的。

但是用年平均风速来要求也存在一定的缺点，因为它不包含空气密度和风频在内，即使年平均风速相同，其风速概率分布 p （ v ）不一定相同，计算出的可利用风能小时数和风能有很大的差异，见表1.3。由表中可以看出，一年中风速大于等于3 m/s的小时数，在年平均风速基本相同的情况下，最大的可相差几百小时，占一年中风速大于等于3 m/s的小时数的30%，两者相同的几乎没有。

（2）风速年变化

风速年变化是风速在一年内的变化。我国一般是冬、春季风速大，夏、秋季风速小。这既有利于风电和水电的互补，又便于安排风力发电机组的检修时间（一般安排在风速较小的月份）。

（3）风速日变化

风速是瞬息万变的。风速日变化是风速在一日内的变化。风速日变化的原因是太阳辐射而造成的地面热力不均匀。一般说来，风速日变化分陆、海两种类型。陆地午后风速大，14时达到最大；夜间风速小，6时左右风速最小。因为午后地面最热，上下对流最旺盛，高空大风的动能下传也最多。海上白天风速小、夜间风速大，这是由于白天大气层的稳定度大，海面上气温比海温高。

当风速日变化与电网的日负载曲线特性相一致时，风况也是最好的。

（4）风速随高度变化

在大气边界层中，由于空气运动受地面植被、建筑物的影响，风速会随距地面高度增加而发生明显的变化，一个典型的风速与离地高度的关系如图1.18所示，这个曲线也称为风廓线，是表示风速随地面高度变化的曲线，这种效应称为风剪切又称为风切变。风切变指数对于风电机组的设计非常重要，同一台风电机组在不同的高度，遭遇的风速是不同的。例如，一台风电机组的轮毂高度为40 m，叶轮直径为40 m，则叶轮扫风面最上端（60 m高度）的风速可达9.3 m/s，最下端（20 m高度）的风速为7.7 m/s，这就意味着叶轮扫风面承受着巨大的压力差。风廓线一般接近于对数分布律或指数分布律。

①对数分布律。即某高度的风速与高度成对数关系，如果已知某一高度 Z _ref 的风速为 v _ref 和地面粗糙度 Z ₀ ，那么，高度 Z 的风速 v （ Z ）由下列公式计算。

该公式只在中性大气稳定条件下准确，即相对于大气温度，地面既没有加热作用，也没有冷却作用。对数律在气象学中应用较多，在100 m高度范围内用对数律表达风廓线比较准确，超过这一高度将会得到偏于保守的结果。

【例】 已知高度 Z _ref =20 m处的风速 v _ref 为8 m/s，一风电机组轮毂高度为50 m，风场着落在有一些房屋和高8 m但距离超过500 m的灌木、树木等的田野上，粗糙度等级为2，粗糙度长度为0.1 m，求轮毂高度的风速。

解：高度50 m处的风速 v （50）为

粗糙度在数值上被定义为贴近地面平均风速为零处的高度（即风廓线中平均风速为零的高度）。粗糙度取决于地表粗糙单元的几何形状、大小和排列等，在物理上这一高度并不真正存在。对于水面和具有弹性的植被，粗糙度还与风速有关。一般来讲，地表表面的粗糙度越大，对风的减速效果越明显。例如，森林和城市对风速影响很大，草地和灌木地带对风的影响相对比较大，机场跑道对风的影响相对较小，而水面对风的影响更小。不同地表面状态下的粗糙度见表1.4。

②指数分布律。目前多数国家采用经验的指数分布律来描述近地层中平均风速随高度的变化，风速廓线的指数分布律可以表示为

式中， v _ref —— Z _ref 高度处的风速，m/s；

v （ Z ）—— Z 高度处的风速，m/s；

a ——风切变指数。

a 取值大小受地面环境的影响，在计算不同高度风速时， a 可按表1.5取值。

如果已知 Z _ref 、 Z 两个高度的实际平均风速，风切变指数 a 可由式（1.6）计算。

实测结果表明：用对数分布律和指数分布律都能较好地描述风速随高度的分布规律，其中指数分布律偏差较小，而且计算简便，因此更为通用。

（5）风玫瑰图

一般采用风向和风能玫瑰图来描述风向、风能在水平面上的分布情况。玫瑰图是根据风向或风能在各扇区的频率分布，以相应的比例长度绘制的形如玫瑰花朵的概率分布图。

出现频率最高的风向可能由于风速小，不一定是风能密度最大的方向。当主风向和主风能的方向不一致时，应以风能玫瑰图为主。也就是说，在一个测风周期内风向出现的频率高，对应的风能不一定多，因为风能与风速的立方成正比，风速比风频对主风能方向的影响更明显。

图1.19所示是某测风塔风向、风能分布玫瑰图，从风向玫瑰图来看，南风出现的频次最高，其次为西西北和西北风，从风能玫瑰图来看，西北方向风能频率最高，其次为西西北和南风，综合来看，测风塔的主风向为西北和西西北风。这是因为南风虽然出现的频率较高，但风速较小，对应的风能不大，而西北风出现的频率虽然相对较小，但风速较大，对应的风能较大，为最大风能方向。

（6）湍流强度

湍流是指风速、风向及其垂直分量的迅速扰动或不规则运动，是重要的风况特征。湍流在很大程度上取决于环境的粗糙度、地层的稳定性和障碍物。

大气湍流产生的原因主要有两个，一个是当气流流动时，气流会受到地面粗糙度的摩擦或者阻滞作用，另一个原因是空气密度差异和大气温度差异引起的气流垂直运动。通常情况下，上述两个原因往往同时导致湍流的产生。在中性大气中，空气会随着自身的上升而发生绝热冷却，并与周围环境温度达到热平衡，因此在中性大气中，湍流强度大小完全取决于地表粗糙度情况。

反映脉动风速的主要特征参数是湍流强度。风速的湍流强度反映的是风速变化强弱情况，湍流强度是脉动风速的均方差 σ 与平均风速 的比值，即

式中， I _T ——湍流强度；

σ ——10 min平均风速标准偏差值，m/s；

——10 min平均风速，m/s。

I _T 值在0.10或以下时表示湍流较小，大于等于0.25时表明湍流过大。一般海上 I _T 范围在0.08~0.10，陆地上范围为0.12~0.15。湍流有两种不利的影响，即减少输出的功率和引起风能转换系统的振动与荷载的不均匀，最终使风力发电机组受到破坏。在风电机组的设计规范中，对风电机组所承受的不同湍流强度做了规定。一般情况下，可以通过增加风电机组的轮毂高度来减小由地面粗糙度引起的湍流强度的影响。

2.风功率密度

（1）风能

风能就是空气运动的能量，或者表述为每秒在面积 A 上以速度 v 自由流动的气流中所获得的能量，即

式中， W ——风能，W；

ρ ——空气密度，kg/m ³ ，一般取1.225 kg/m ³ ；

v ——风速，m/s；

A ——面积，m ² 。

因为对于一个地点来说空气密度是一个常数，当面积一定时，风能由风速决定。因此风速取值的准确与否对风能的估计有决定性作用。

（2）风功率密度

为了衡量一个地方风能的大小，评价一个地区的风能的潜力，风功率密度是最方便的一个量。风功率密度是指气流垂直流过单位面积（风轮面积）的风能，又称风能密度。

因此在与风能公式相同的情况下，将风轮面积定为1 m ² 时，即得到风功率密度为

风功率密度的单位是W/m ² 。由于风速是一个随机性很大的量，必须通过一段时间的观测来了解它的平均状况。因此在一段时间（如一年）内的平均风功率密度将式（1.10）对时间积分后求平均，即

式中， ——平均风能，单位W/m ² ；

T ——总时数，单位h。

而当知道了在 T 时间长度内风速 v 的概率分布 p （ v ）后，平均风功率密度就可以计算出来。在研究了风速的统计特性后，风速分布 p （ v ）可以用一定的概率分布形式来拟合，这样就大大简化了计算的过程。

①空气密度

从风能的公式可知， ρ 的大小直接关系到风能的多少，特别是在高海拔的地区，影响更突出。所以计算一个地点的风功率密度，需要掌握所计算时间区间下的空气密度和风速。另一方面，由于我国地形复杂，空气密度的影响也必须要加以考虑。空气密度 ρ 是气压、气温和湿度的函数，其计算公式为

式中， p ——气压，hPa；

t ——气温，℃；

p _w ——水气压，hPa。

②风速的统计特性

风的随机性很大，因此在判断一个地方的风况时，必须依靠该地区风的统计特性。在风能利用中，反映风的统计特性的一个重要形式是风速的频率分布。根据长期观察的结构表明，年度风速频率分布曲线最有代表性。为此，应该具有风速的连续记录，并且资料应至少有3年以上的观测记录，一般要求能达到5~10年。

风速频率分布一般为正态分布，要想描述这样一个分布至少要有3个参数，即平均风速、频率离差系数和偏差系数。

③平均风功率密度

根据式（1.10）可知， w 为 ρ 和 v 两个随机变量的函数，对于同一个地方而言，空气密度 ρ 的变化可忽略不计，因此， w 的变化主要是由 v ³ 随机变化所决定，这样 w 的概率密度分布只决定于风速的概率分布特征，即

经过数学分析可知，只要确定了风速的威布尔分布两个参数 c 和 k ， v ³ 的平均值便可以确定，平均风功率密度便可以求得，即

④参数 c 和 k 的估计

估计风速的威布尔分布参数的方法有多种，根据可供使用的风速统计资料的不同情况可以作出不同的选择。通常可采用的方法有累积分布函数拟合威布尔曲线方法（即最小二乘法）、平均风速和标准差估计威布尔分布参数方法、平均风速和最大风速估计威布尔分布参数方法等。根据国内外大量验算结果，上述方法中最小二乘法误差最大。在具体使用中，前两种方法需要有完整的风速观测资料，需要进行大量的统计工作，后一种方法中的平均风速和最大风速可以从常规气象资料中获得，因此，这种方法较前两种方法有优越性。

⑤有效风功率密度

统计风速在3~25 m/s内的风功率密度值，作为有效风功率密度值，蕴含风速、风速分布和空气密度的影响，是风场风能资源的综合指标。

⑥风能可利用时间

在确定了风速的威布尔分布两个参数 c 和 k 后，可以得出风能可利用时间。一般年风能可利用时间在2 000 h以上时，可视为风能可利用区。

由以上可知，只要给定了威布尔分布两个参数 c 和 k 后，平均风功率密度、有效风功率密度、风能可利用小时数都可以方便地求得。另外，知道了分布参数 c 和 k 后，风速分布形式便确定了，具体的风力发电机组设计的各个参数同样可以确定，而无需逐一查阅和重新统计所有的风速观测资料。它无疑给实际应用带来了许多方便。

3.风功率密度等级表

风功率密度等级在国家标准GB/T 8710—2002《风力发电场风能资源评估方法》中给出了7个级别，见表1.6。一般来说，平均风速越大，风功率密度也越大，风能可利用小时数就越多。

4.风能的区划指标体系

风能资源潜力的多少，是风能利用的关键。划分风能区划的目的是了解各地风能资源的差异，以便合理地开发利用。风能分布具有明显的地域性规律，这种规律反映了大型天气系统的活动和地形作用的综合影响。气象局发布的我国风能三级区划指标体系如下。

（1）第一级区划指标

第一级区划选用能反映风能资源多少的指标，即利用年有效风能密度和年平均风速≥3 m/s风速的年累积小时数的多少将中国分为4个区，见表1.7。

①风能丰富区，考虑有效风能密度的大小和全年有效累积小时数，年平均有效风能密度大于200 W/m ² 、3~20 m/s风速的年累积小时数大于5 000 h的划为风能丰富区，用“Ⅰ”表示。

②风能较丰富区，年平均有效风能密度150~200 W/m ² 、3~20 m/s风速的年累积小时数在3 000~5 000 h的划为风能较丰富区，用“Ⅱ”表示。

③风能可利用区，年平均有效风能密度50~150 W/m ² 、3~20 m/s风速的年累积小时数在2 000~3 000 h的划为风能可利用区，用“Ⅲ”表示。

④风能贫乏区，年平均有效风能密度50 W/m ² 以下、3~20 m/s风速的年累积小时数在2 000 h以下的划为风能贫乏区，用“Ⅳ”表示。

（2）第二级区划指标

主要考虑一年四季中各季风能密度和有效风力出现小时数的分配情况。

（3）第三级区划指标

选用风力机最大设计风速时，一般取当地的最大风速。在此风速下，要求风力机能抵抗垂直于风的平面上所受到的压强，使风机保持稳定、安全，不致产生倾斜或被破坏。由于风力机寿命一般为20~30年，为了安全，取30年一遇的最大风速值作为最大设计风速。

5.我国的风能资源分布

（1）我国风能资源分布概述

我国地域辽阔，独特的宏观地理位置和微观地形地貌决定了我国风能资源分布的特点。我国在宏观地理位置上属于世界上最大的大陆板块——欧亚大陆的东部，东临世界上最大的海洋——太平洋，海陆之间热力差异非常大，北方地区和南方地区分别受大陆性和海洋性气候相互影响，季风现象明显。北方具体表现为温带季风气候，冬季受来自大陆的干冷气流的影响，寒冷干燥，夏季温暖湿润；南方表现为亚热带季风气候，夏季受来自海洋的暖湿气流的影响，降水较多。

我国对风能资源的观测研究工作始于20世纪70年代，中国气象局先后于20世纪70年代末和80年代末进行了两次全国风能资源的调查，利用全国900多个气象台站的实测资料给出了全国离地面10 m高度层上的风能资源量。据资料介绍，当时我国的风能资源总储量为32.26亿千瓦，陆地实际可开发量为 2.53 亿千瓦，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦。

根据中国气象局于2004~2006年组织完成的第三次全国风能资源调查，利用全国2 000多个气象台站近30年的观测资料，对原有的计算结果进行修正和重新计算，调查结果表明：我国可开发风能总储量约有43.5亿千瓦，其中可开发和利用的陆地上风能储量有6亿~10亿千瓦，近海风能储量有1亿~2亿千瓦，共计7亿~12亿千瓦。

2009年12月中国气象局正式公布全国风能资源详查阶段成果数字为陆上50 m高度潜在开发量约23.8亿千瓦，近海5~25 m水深线内可装机量约2亿千瓦。

（2）我国主要的风能丰富区

①“三北”（东北、华北、西北）风能丰富带

该地区包括东北三省、河北、内蒙古、甘肃、青海、西藏、新疆等省区近200 km宽的地带，是风能丰富带。该地区可设风电场的区域地形平坦，交通方便，没有破坏性风速，是我国连成一片的最大风能资源区，适于大规模开发利用。

②东南沿海地区风能丰富带

冬春季的冷空气、夏秋的台风，都能影响到该地区沿海及其岛屿，是我国风能最佳丰富带之一，年有效风功率密度在200 W/m ² 以上，如台山、平潭、东山、南鹿、大陈、嵊泗、南澳、马祖、马公、东沙等地区，年可利用小时数在 7 000~8 000 h。东南沿海由海岸向内陆丘陵连绵，风能丰富地区距海岸仅在 50 km之内。

③内陆局部风能丰富地区

在两个风能丰富带之外，局部地区年有效风功率密度一般在100 W/m ² 以下，可利用小时数为3 000 h以下。但是在一些地区由于湖泊和特殊地形的影响，也可能成为风能丰富地区。

④海拔较高的风能可开发区

青藏高原腹地也属于风能资源相对丰富区之一。另外，我国西南地区的云贵高原海拔在3 000 m以上的高山地区，风力资源也比较丰富。但这些地区面临的主要问题是地形复杂，受道路和运输条件限制，施工难度大，再加上海拔高、空气密度小，能够满足高海拔地区风况特点的风电机组较少等，增加了风能开发的难度。

⑤海上风能丰富区

海上风速高，很少有静风期，可以有效利用风电机组发电。一般估计海上风速比平原沿岸高20%，发电量增加70%，在陆上设计寿命20年的风电机组在海上可达25年到30年。我国海上风能丰富地区主要集中在浙江南部沿海、福建沿海和广东东部沿海地区，这些地区海上风力资源丰富且距离电力负荷中心很近，与海上风电开发成本虽高，但具有高发电量的特点相适应。

（3）影响我国风能资源分布的气象条件

①冷空气活动能资源

冬季（12月到次年2月）整个亚洲大陆完全受蒙古高压控制，其中心位置在蒙古国的西北部，从蒙古高压中不断有小股冷空气南下并进入我国，同时还有移动性的高压不时地南下，气温较低，形成大范围的大风降温天气。

影响我国的冷空气有5个源地，由这5个源地侵入我国的路线称为路径。第1条路径来自新地岛以东附近的北冰洋面，从西北方向进入蒙古国西部再东移南下影响我国；第2条是源于新地岛以西的北冰洋面，经俄罗斯、蒙古国进入我国；第3条源于地中海附近，东移到蒙古国西部再影响我国；第4条是源于太梅尔半岛附近洋面，向南移入蒙古国，然后再向东南影响我国；第5条源于贝加尔湖以东的东西伯利亚地区，进入我国东北及华北地区。

②热带气旋活动

在我国东南沿海每年夏秋季节经常受到热带气旋的影响。台风是一种直径为1 000 km左右的圆形气旋，中心气压极低，台风中心10~30 km范围内是台风眼，台风眼中天气较好，风速很小。在台风眼外壁天气最为恶劣，最大破坏风速就出现在这个范围内。所以一般只要不是在台风正面直接登陆的地区，风速一般小于10级（26 m/s），它的影响平均有800~1 000 km的直径范围，每当台风登陆后我国沿海可以产生一次大风过程，而风速基本上在风电机组切出风速（25 m/s）范围之内，是一次发电的好机会。

在我国登陆台风每年平均有7次，而广东每年登陆台风最多为3.5次，海南次之，为2.1次，台湾1.9次，福建1.6次，广西、浙江、上海、江苏、山东、天津、辽宁合计仅1.7次，由此可见台风影响的地区由南向北递减。

（4）影响风能利用的灾害性天气

①台风

台风是影响我国的主要灾害性天气之一。台风移近海岸时，狂风可引起大范围巨大的海潮，使沿海地区受到猛烈冲击。登陆台风带来的狂风暴雨常使建筑物、输电线路等地面设施遭受严重破坏，对裸露在大气中，以自然风为动力的风电机组叶轮构成了很大的威胁，轻者引起发电机组部件损伤，重者造成叶片损坏甚至塔架倾覆。

②低温

温度条件也是风电场建设要考虑的一个重要因素。低温下发电机组的运行状况、零部件的性能、机组的可维护性等方面将发生变化。例如，随着温度的降低，空气密度将增大，可能使风电机组出现过载现象。一般金属材料的疲劳极限随温度的降低而降低，许多主要零部件在高寒环境下存在低温疲劳问题，特别是焊缝处容易脆断破裂。电子电气器件功能受温度影响也较大。有些类型的风电机组在正常运行时，如温度低于-20℃，风速超过额定值后，会产生无规律叶片瞬间振动现象，可导致机组振动迅速增加，影响机组正常发电，后者造成机组停机，同时也可能造成叶片损伤。另外，风电机组所使用的油品在低温时流动性变得很差，致使机组难以运转，进而危及设备安全运行。

③积冰

积冰是指地面树木、设施等物体表面产生的结冰现象，也称覆冰。积冰对风电场及导线线路有很大的危害，不仅增加了导线、杆件等的垂直载荷，而且使导线、杆件等的界面增大，从而增大机构的挡风面积，使风载荷增加，在积冰严重的地区有时会导致导线跳头、扭断甚至拉断或结构倒塌等事故。

④雷暴

雷暴是积雨云在强烈发展阶段产生的雷电现象。雷暴过境时，气象要素和天气变化都剧烈，常伴有大风、暴雨甚至冰雹和龙卷风，是一种局地性的但却很猛烈的灾害性天气。由于风电机组和电线线路多建在空旷地带，处于雷雨云形成的大气电场中，相对于周围环境，往往成为十分突出的目标，很容易发生尖端放电而被雷电击中，雷电释放的巨大能量会造成风电机组叶片损坏、发电机绝缘击穿、控制元件烧毁等，致使设备和线路遭受严重破坏，即使没有被雷电直接击中，也可能因静电和电磁感应引起高幅值的雷电压行波，并在终端产生一定的入地雷电流，造成不同程度的危害。

⑤沙尘暴

沙尘暴是指强风将地面大量沙尘卷入空中，使空气混浊，水平能见度小于1 km的天气现象。而强沙尘暴则是使空气非常混浊，水平能见度小于500 m的天气现象。

沙尘暴发生时，往往狂风大作，黄沙滚滚，遮天蔽日，天空呈土黄色，甚至红黄色，阳光昏暗，能见度非常低，严重时甚至伸手不见五指，强风可吹倒或拔起大树、电杆，刮断输电线路，毁坏建筑物和地面设施，造成人畜伤亡，破坏力极大。

对于风电场来说，沙尘暴的危害是多方面的。首先，沙尘暴都伴随有大风，强沙尘暴风力达8级以上，甚至有的可达12级，相当于台风登陆的风力，大风对风电场的破坏力已不言而喻。其次是大风夹带的沙粒及黄豆大小乃至核桃大的石块还会击打、磨蚀建筑物和其他裸露物体的表面，不仅会使风电机组叶片的表面受到严重磨损，而且还会使叶片表面出现凹凸不平的坑洞，影响风电机组出力，同时严重破坏叶片表面的强度和韧性及叶片整体的强度，对风电场仪器设备构成较大的危害。另外，沙尘暴在以排山倒海之势向前移动时，还驱动着下层的沙粒也随之一起前行，遇到迎风和隆起的地形，沙尘暴可对土壤造成不同程度的刮蚀，每次风蚀深度可达1~10 cm；遇到背风凹洼的地形或障碍物时，随风而至的大量沙尘又会造成沙埋，严重的沙埋深度可达1 m以上。例如，风电场建在迎风坡或地势较高的地区，沙尘暴对土地的刮蚀会对塔基的牢固程度造成影响；在背风坡或地势低洼的地区，其沙埋作用又可使塔架的高度发生变化，影响风能吸收和转换。

三、风能资源测量方法

1.测量位置和数量

1）测量位置

（1）所选测量位置的风况应基本代表该风力发电场的风况。

（2）测量位置附近应无高大建筑物、树木等障碍物，与单个障碍物距离应大于障碍物高度的3倍，与成排障碍物距离应保持在障碍物最大高度的10倍以上。

（3）测量位置应选择在风力发电场主风向的上风向位置。

2）测量数量

测量位置数量依风力发电场地形复杂程度而定。对于地形较为平坦的风力发电场，可选择一处安装测量设备；对于地形较为复杂的风力发电场，应选择两处及以上安装测风设备。

2.测量参数

1）基本参数

测量项目的核心是收集风速、风向和气温数据。使用这些指定的参数，以获得评估风能开发可行性时所需要的与资源有关的基本资料。

（1）风速。风速数据是评估场址风能资源的最重要的指标，推荐在多个高度测量，以确定场址中风的特性，进行风力发电机组在几个轮毂高度之间的性能模拟，同时在多个高度的测量数据可以互为备用。一般测量如下数据。

①10 min平均风速：每秒采样一次，自动计算和记录每10 min的平均风速（m/s）。

②小时平均风速：通过10 min平均风速值获取每小时的平均风速（m/s）。

③极大风速：每3 s采样一次的风速的最大值（m/s）。

（2）风向。

①风向采集：与风速同步采集的该风速的风向。

②风向区域：所记录的风向都是某一风速在该区域的瞬时采样值。风向区域分为16等分时，每个扇形区域含22.5°，也可以采用多少度来表示风向。

（3）气温。空气温度是风力发电场运行环境的一个重要表征，通常测量高度或者接近地面（2~3 m），或者接近轮毂高度。在很多地方，平均近地空气温度与轮毂高度处平均温度相差1℃以内。

2）可选参数

如要扩展测量范围，额外的测量参数有太阳辐射、垂直风速、温度变化和大气压。

（1）太阳辐射。当太阳辐射与风速和每天发生时间结合应用时，太阳辐射也是大气稳定性的一个指标，用于风流动的数值模拟。推荐测量高度为地面上3~4 m。利用风能测量系统来测量太阳能资源，也可用于以后的太阳能评估研究。

（2）垂直风速。此参数提供了场内湍流参数的信息，是风力发电机组负载状况的一个良好预测因素。为了测量垂直风速风量，使之作为风湍流的指标之一，要在较高的基本风速测量高度附近安装一台风速计或超声波测风仪。

（3）温度随高度的变化。该项测量也称为温差（AT），提供了湍流的信息。过去被用于指示大气稳定性。要在不干扰风测量的较高和较低的测量高度安装一套温度传感器。

（4）大气压。大气压与空气温度用于确定空气密度。大风的环境难以精确测量，因为当风吹过仪器部件时，产生了压力波动，压力传感器最好安装在室内。因此，多数资源评估项目并不测量大气压，而以当地国家气象站取得的资料代之，再根据海拔高度进行调整。

3）记录参数和采样间隔

上述参数应每1 s或2 s采样一次，并记录平均值、标准偏差、最大和最小值。数据记录应自然成系列，并注明相应的时间和日期标记。各记录参数列于下文并汇总在表1.8中。

（1）平均值。应计算所有参数的10 min平均值，10 min是风能测量的国际标准间隔。除风向外，平均值定义为所有样本的平均。风向的平均应为一个单位矢量（合成矢量）值。平均数据用于报告风速变化率级风速和风向的频率分布。

（2）标准偏差。风速和风向的标准偏差定义为所有1 s和2 s样本在每个平均时段内的真实总量。风速和风向的标准偏差是湍流水平和大气稳定性的指标。标准偏差也在验证平均值时用于检验可疑或错误的数据。

（3）最大值和最小值。至少要计算每天的风速和气温的最大值和最小值。最大（最小）值定义为所选时段内1 s或2 s读数的最高（最低）值。对应于最大（最小）风速的风向也应当记录。

3.测量仪器

1）测风仪

测风仪在现场安装前应经法定计量部门检验合格，在有效期内使用。

（1）风速传感器。测量范围：0~60 m/s；误差范围：±0.5 m/s（3~30 m/s范围内）；工作环境气温：-40~+50℃；响应特性距离常数：5 m。

（2）风向传感器。测量范围：0°~360°；精度值：±2.5°；工作环境温度：-40~+50℃。

（3）数据采集器。应具有测量参数的采集、计算和记录的功能；应能在现场可直接从外部观察到采集的数据；应具有在现场或室内下载数据的功能；应能完整地保存不低于3个月采集的数据量；应能在现场工作环境温度下可靠运行。

2）大气温度计

测量范围：-40~+50℃；精确度：±1℃。

3）大气压力计

测量范围：60~108 kPa；精确度：±3%。

4.测量设备安装

1）测风塔

（1）测风塔结构可选择桁架型或立杆拉线型等不同形式，并应便于其上安装的测风仪器的维修。在沿海地区，结构能承受当地30年一遇的最大风载的冲击，表面应防盐雾腐蚀。

（2）风力发电场在安装测风塔时，其高度不应低于拟安装的风力发电机组的轮毂中心高度。风力发电场多处安装测风塔时，其高度可按10 m的整数倍选择，但至少有一处测风塔的高度不应低于拟安装的风力发电机组的轮毂中心高度。

（3）测风塔顶部应有避雷装置，接地电阻不应大于4Ω。

（4）测风塔应悬挂有“请勿攀登”的明显安全标志。测风塔位于航线下方时，应根据航空部门的要求决定是否装航空信号灯。在有牲畜出没的地方，应设防护围栏。

2）测风仪

测风仪包括风速传感器、风向传感器和数据采集器三部分。

（1）测风仪数量

只在一处安装测风塔时，测风塔上应安装三层风速、风向传感器，其中两层应选择在10 m高度和拟安装的风力发电机组的轮毂中心高度处，另一层可选择10 m的整数倍高度安装。

若风力发电场安装两处及以上测风塔时，应有一套风速、风向传感器安装在10 m高度处，另一套风速、风向传感器应固定在拟安装的风力发电机组的轮毂中心高度处，其余的风速、风向传感器可固定在测风塔10 m的整数倍高度处。

（2）风速、风向传感器安装

①风速、风向传感器应固定在桁架式结构测风塔直径的3倍以上、圆管型结构测风塔的直径的6倍以上的牢固横梁处，迎主风向安装（横梁与主风向成90°），并进行水平校正。

②应有一处迎主方向对称安装两套风速、风向传感器。

③风向标应根据当地磁偏角修正，按实际“北”定向安装。

（3）数据采集器

①野外安装数据采集器时，安装盒应固定在测风塔上离地1.5 m处，也可安装在现场的临时建筑物内。

②安装盒应防水、防冻、防腐和防沙尘。

③数据采集器安装在远离测风现场的建筑物内时，应保证传输数据的准确性。

3）大气温度计、大气压力计

大气温度计、压力计可随测风塔安装，也可安装在距测风塔中 30 m以内、离地高度1.2 m的百叶箱内。

5.测量数据收集

（1）现场测量应连续进行，不应少于1年。

（2）现场采集的测量数据完整率应在98%以上。

（3）采集测量数据可采用遥控、现场或室内下载的方法，数据采集器的芯片或存储器脱离现场不得超过1 h。

（4）采集数据的时间间隔最长不宜超过1个月。

（5）下载的测量数据应作为原始资料正本保存，用复制件进行数据整理。

6.测量数据整理

不得对现场采集的原始数据进行任何的删改或增减，应对原始数据进行初判，看其是否在合理的范围内，对下载数据应及时进行复制和整理。数据合理性范围见表1.9，数据相关性见表1.10，数据变化趋势见表1.11。

在数据整理过程中，发现数据缺漏和失真时，应立即与现场测风人员联系，认真检查测风设备，及时进行设备检修或更换，对缺漏和失真数据应说明原因。

整理数据时序依：每日0时~23时；每月1日~28日（或29、30、31日）；每年为1月~12月（也可由实际测风起始月、日、时起记录）。

风速标准偏差（ σ ）以10 min为基准进行计算与记录，其计算公式如下。

式中， V _i ——10 min内每一秒的采样风速（m/s）；

V ——10 min的平均风速（m/s）。

任务实施

风速风向仪的测试

一、风速风向仪的工作原理

风速风向仪是专为各种大型机械设备研制开发的大型智能风速传感报警设备，其内部采用了先进的微处理器作为控制核心，外围采用了先进的数字通信技术。系统稳定性高、抗干扰能力强、检测精度高，风杯采用特殊材料制成，机械强度高、抗风能力强，显示器机箱设计新颖独特，坚固耐用，安装使用方便，如图1.20所示。

1.风向部分

由风向标、风向轴及风向度盘（磁罗盘）等组成，装在风向度盘上的磁棒与风向度盘组成磁罗盘用来确定风向方位。风向度盘外盘下方具有锁定旋钮，当下拉锁定旋钮并向右旋转定位时，回弹顶杆将风向度盘放下，使得锥形宝石轴承于轴尖接触，此时风向度盘将自动定北，风向指示值由风向指针在风向盘上稳定位置来确定。

2.风速部分

风速部分采用传统的三环旋转架结构，仪器内的单片机对风速传感器的输出频率进行采样、计算，最后仪器输出瞬时风速、1 min平均风速、瞬时风级、1 min平均风级、平均风速及对应的浪高。测得的参数在液晶显示器上用数字直接显示出来。风速传感器的感应元件是三杯风组件，由3个碳纤维风杯和杯架组成。转换器为多齿转杯和狭缝光耦。当风杯受水平风力作用而旋转时，通过轴转杯在狭缝光耦中的转动，输出频率的信号。

二、安装风速风向仪

如图1.21所示，将风速仪、风向仪安装在风力发电机机身上，并将电源线与信号线引出。

1.风速测量

旋下手柄（电池仓）下侧端盖，取出内部电池架，按电池架上标示电池方向装上 3 节AAA7号电池后将电池架装于电池仓内，电池架安装时注意正极朝向内侧（电池架装反时按电源开关仪器无显示），旋上电池仓盖，按下底部电源开关，仪器初始化显示“16025”，随后即显示风速及风级数据，进行风速及风级的测量时仪器左侧显示2位数据为风级（单位：级），右侧显示3位为风速（单位：m/s），风级显示精度为级，风速显示精度为0.1 m/s。

2.风向测量

在测量前应先检查风向部分是否垂直牢固地连接在风速仪风杯的回弹顶杆上，下拉锁定旋钮并向右旋转定位时，回弹顶杆将风向度盘放下，使锥形宝石轴承与轴尖相接。观测时应在风向指针稳定时进行读取方位读数。测量完成后为了保护轴尖与锥形宝石轴承，应及时左旋转锁定旋钮并使其向上回弹复位，使回弹顶杆将风向度盘顶起并定位在仪器上部，并使锥形宝石轴承与轴尖相分离。

实践训练

1.阐述风速风向仪的结构。

2.调节风力发电系统的变频器模拟风力发电场风速，观察风速仪数据，并记录下频率与风速的关系，绘制出风速-频率曲线图。

3.调节风力发电场方向，观察风向仪变化情况，记录下屏幕上对应的风向数据。

知识拓展

我国风力发电的发展趋势

1986年山东荣成风电场的成功并网代表着我国风电开发建设的开始，至今我国风力发电开展技术的开发与应用研究已经过了38年，实现了从无到有、由弱变强质的飞跃。在技术研究之初主要由相关高等院校及科研机构进行理论、原理样机方面的研究，之后出现了一批风力发电技术企业，在国家政策的引导、扶持下，通过技术引进与创新加快了我国风力发电的速度，完善了风力发电相关产业链，技术创新方面取得了新的突破。2018年风电发电3 660亿千瓦·时，2019年中国风电发电大幅增长到4 057亿千瓦·时，同比增长10.85%；2020年上半年全国风电发电量为2 379亿千瓦·时，同比增长10.91%。自2010年起弃风现象开始显现。此后的2011年和2012年全国平均弃风率逐年上升。进入2015年弃风限电问题再次上演“疯狂”一幕，国家能源局公布的数字显示全国平均弃风率达到15%，全年的弃风电量达到339亿千瓦·时，直接电费损失超过180亿元。2019年国家积极推进风电无补贴平价上网项目建设，全面推行风电项目竞争配置工作机制，建立健全可再生能源电力消纳新机制，结合电力改革推动分布式可再生能源电力市场化交易等，全面促进可再生能源高质量发展。截至2019年弃风电量166亿千瓦·时，全国弃风率下降至4%；而新疆下降至14%，甘肃下降至8%，均创历史新低。

总体来说，在风电装备的制造领域我国技术不断创新，2009年我国的新增风电装机国产化率已达85%以上，国产的0.15万千瓦、0.2万千瓦机组已经成为应用的主流机组。2010年之后研发了海上0.4万千瓦等机型，并在应用中取得良好效果。当前我国已经形成了涵盖技术研发、整机制造、开发建设、标准和检测认证体系以及市场运维的完整的风电产业链体系，在叶片设计、塔筒结构、控制系统等方面研发了新技术，我国陆地主流机型由1.5兆瓦向2~2.5兆瓦发展，适用于海上的7兆瓦风电机组也已经有了实验样机。全球风能理事会（GWEC）发布的《全球风电市场供应侧报告2019》显示，2019年全球共安装了来自33个制造商的22 893台风机，新增装机量超过63吉瓦，创造了风电行业供应侧的历史新高。在全球风机制造商前十五强中有八家中国公司。

我国风力发电技术发展过程中还存在诸多问题，如变速恒频运行技术、风电机组的大型化技术、变桨距控制技术等还未取得重大的突破，风电机组欠佳的低电压穿越、高电压穿越、阻尼控制等特性导致电机在应用中水土不服，脱网事故频发。仍需针对相应的问题进行创新，加强技术研发。此外，国产机组的风电场与国外机组相比可利用率较低，一些国产机组在运行中主轴问题、电机故障、齿轮箱故障等发生的频率较高，风电机组的整机设计软件与我国的资源条件不相匹配；与先进的欧洲国家相比，海上风力资源的风电场选址技术、风力资源测量分析技术落后。与风电场相关的输送、消纳配套产业发展滞后，存在风电入网送出难问题。

我国风力发电的发展趋势有以下几个方面。

继续研发大容量机组，提升机组单机容量。风电机组的单机容量升高可降低机组运行中的成本，提升机组运行的规模效应。为了适应大容量的风电机组，需要实现机组结构设计的轻盈化、柔性和紧凑性，如设计直驱动系统、采用高新复合材料加长风机叶片等。2020年7月12日，国内首台10兆瓦海上风电机组在三峡集团福建福清兴化湾二期海上风电场成功并网发电。这是目前我国自主研发的单机容量亚太地区最大、全球第二大的海上风电机组，刷新了我国海上风电单机容量历史纪录。

风电技术发展趋势。针对我国风电技术中存在的问题，风电技术的未来发展趋势主要集中在双馈异步发电技术，直驱式、全功率变流技术，低电压穿越技术，全功率变流技术，提升大型机组关键部件性能，加大大容量直驱风电机组的研发。在机组运行将引入智能控制技术，如研究改进的神经网络最佳功率跟踪控制策略，整机设计中融入智能控制技术。通过风电技术的研发及创新应用，确保我国风电系统和电网的稳定、安全运行。

加快海上风电发展速度。海上风速大且稳定，海上风电场年平均利用时间可达3 000 h以上，年发电量可比陆上高出50%，但是我国海上风电的发展相对落后，主要原因有以下四个方面：一是我国企业不具备发展海上风电的核心技术；二是我国的海上风电的运维成本比较高，需要投入大量的资金建设海上风电项目；三是海上风电的并网送出机制并不完善；四是海上风电在运行管理中需要涉及海洋管理部门、渔业部门等多个领域，协调管理机制不完善。但是由于海上风电具有风能资源丰富、利用时间长、不占用土地、消纳方便等优点，还需要发展海上风电技术。

近年来，由于我国陆上风电的建设技术已日趋成熟，国家风电发展政策逐渐向海上发电倾斜，此外海上风电资源更为广阔。在我国东部沿海的海上，其可开发风能资源约达7.5亿千瓦，不仅资源潜力巨大且开发利用市场条件良好。据国家能源局统计数据显示，2013年以来我国海上风电市场份额稳步提升，2013年海上风电累计装机容量为45万千瓦，仅占总体的0.58%，到2020年上半年增长至699万千瓦，占总体的3.22%。预计未来，海上风电市场份额将进一步提升。近几年我国海上风电发展速度有所提升，发展速度需进一步加快。 NIBtR9lj+tbAwmW2FCmU0v1HGNWO5ToBEbVMgigLgx96mDCAeG3i1sUKI8rbRJmo