学习情境一　风资源的测量与评估

任务一　平坦地形风资源的测量与评估

学习目标：

1.了解风的形成。

2.掌握测风系统的组成、工作原理、系统类型与设备功能。

3.熟悉风资源的测量过程，学会正确使用各测风仪器设备。

4.掌握测风数据的验证、计算、订正处理。

5.学会风能资源的统计计算与评估。

风资源的形成受多种自然因素的影响，特别是天气气候背景及地形和海陆对风资源的形成有着至关重要的影响。由于风能在空间分布分散，时间分布具有不稳定和不连续性，风速对天气气候非常敏感。尽管如此，风能资源在时间和空间分布上仍存在着很强的地域性和时间性。中国风能资源丰富且主要分布在东北、西北、华北、江苏沿海及岛屿，在一些特殊地形或湖岸地区呈孤岛式分布。

要研究风能利用的发展前景，则需要对它的总储量进行科学的估算。风能的大小即计算气流所具有的动能，与气流通过的面积、空气密度和气流速度的立方成正比。要评价一个地区风能的潜力，需要分析当地的风况。风况是影响风力发电经济性的一个重要因素。风能资源的测量与评价是建设风电场成败的关键所在。

随着风力发电技术的不断完善，根据国内外大型风电场的开发建设经验，为保证风力发电机组稳定高效地运行，达到预期目的，风电场场址必须具备较丰富的风能资源。由此，对风能资源进行详细的勘测和研究越来越被人们所重视。风能资源评价主要是以现有测风塔和气象台站的测风数据为基础，通过整理、分析，对目标地区（区域）风况分布和风能资源的大小进行评价。

基于大型风电场的建设，要对预建风电场区域的风资源进行测量统计计算和评估，判定风资源是否满足风力发电场的建设要求和条件。

一、风能资源测量与评估的理论基础

（一）风的形成

风是人类最熟悉的一种自然现象，风无处不在。太阳辐射造成地球表面大气层受热不均，引起大气压力分布不均。在不均压力作用下，空气沿水平方向运动就形成了风。尽管大气运动很复杂，但大气运动始终遵循着大气动力学和热力学变化的规律。

1.大气环流

风的形成是空气流动的结果。空气流动的原因是地球绕太阳运转，由于日地距离和方位不同，地球上各纬度所接受的太阳辐射强度也就各异。在赤道和低纬地区与极地和高纬地区相比太阳辐射强度强，地面和大气接受的热量多，因而温度高。这种温差形成了南北间的气压梯度，在北半球等压面向北倾斜，空气向北流动。

由于地球自转形成的地转偏向力称作科里奥利力，简称偏向力或科氏力。在此力的作用下，北半球使气流向右偏转，南半球使气流向左偏转。所以，地球大气的运动，除受到气压梯度力的作用外，还受地转偏向力的影响。地转偏向力在赤道为零，随着纬度的增高而增大，在极地达到最大。

当空气由赤道两侧上升向极地流动时，开始因地转偏向力很小，空气基本受气压梯度力影响，在北半球，由南向北流动，随着纬度的增加.地转偏向力逐渐加大，空气运动也就逐渐地向右偏转，即逐渐转向东方。在纬度30°附近，偏角到达90°，地转偏向力与气压梯度力相当，空气运动方向与纬圈平行，所以在纬度30°附近上空，赤道来的气流受到阻塞而聚积，气流下沉，形成这一地区地面气压升高，即副热带高压。

副热带高压下沉气流分为两支。一支从副热带高压向南流动，指向赤道。在地转偏向力的作用下，北半球吹东北风，南半球吹东南风，风速稳定且不大，约3～4级，即信风，所以在南北纬30°之间的地带称为信风带。这一支气流补充了赤道上升气流，构成了一个闭合的环流圈，称此为哈德来（Hadley）环流，也称为正环流圈。此环流圈南面上升，北面下沉。另一支从副热带高压向北流动的气流，在地转偏向力的作用下，北半球吹西风，且风速较大，这就是所调的西风带。在北纬60°附近处，西风带遇到了由极地向南流来的冷空气，被迫沿冷空气上面爬升，在北纬60°地面出现一个副极地低压带。

副极地低压带的上升气流到了高空又分成两股：一股向南，一股向北。向南的一股气流在副热带地区下沉，构成一个中纬度闭合圈，正好与哈德来环流流向相反，此环流圈北面上升、南面下沉，所以称为反环流圈，也称费雷尔（Ferrel）环流圈。向北的一股气流从上升到达极地后冷却下沉，形成极地高压带，这股气流补偿了地面流向副极地带的气流，而且形成了一个闭合圈，此环流圈南面上升、北面下沉，且与哈德来环流流向类似的环流圈，因此也称为正环流。在北半球，此气流由北向南，受地转偏向力的作用，吹偏东风，在60°～90°之间，形成了极地东风带。

综上所述，在地球上由于地球表面受热不均形成地面与高空的大气环流。各环流圈伸屈的高度，以热带最高，中纬度次之，极低最低，这主要由于地球表面增热程度随纬度增高而降低的缘故。这种环流在地球白转偏向力的作用下，形成了赤道到纬度30°环流圈（哈德来环流）、北纬30°～60°环流圈和纬度北纬60°～90°环流赤道圈，这便是著名的“三圈环流”，如图1-1-1所示。

当然，“三圈环流”仍是一种理论的环流模型。由于地球上海陆分布不均匀，因此，实际的环流比上述情况要复杂得多。

2.季风环流

在一个大范围地区内，它的盛行风向或气压系统有明显的季节变化，这种在一年内随着季节不同而有规律转变风向的风称为季风。季风盛行地区的气候又称季风气候。

季风明显的程度可用一个定量的参数来表示，称为季风指数。地面冬夏盛行风向之间的夹角在120°～180°之间称为季风，季风指数采用1月和7月盛行风向出现的频率F1和F2表示为

当I＞40%为季风区（1区），I＝40%～60%为较明显季风区（2区），I＞60%为明显季风区（3区）。亚洲东部的季风主要包括我国的东部、朝鲜、日本等地区；亚洲南部的季风以印度半岛最为显著，这是世界闻名的印度季风。

我国位于亚洲的东南部，所以东亚季风和南亚季风对我国天气气候变化都有很大影响。

形成我国季风环流的因素很多，主要包括海陆分布、行星风带位置的季节转换以及地形特征等。

（1）海陆分布对我国季风的作用。海洋的热容量比陆地大得多，冬季陆地比海洋冷，大陆气压高于海洋，气压梯度力自大陆指向海洋，风从大陆吹向海洋；夏季则相反，陆地很快变暖，海洋相对较冷，陆地气压低于海洋，气压梯度力由海洋指向大陆，风从海洋吹向大陆。我国东临太平洋，南临印度洋，冬夏的海陆温差大，所以季风明显。

（2）行星风带位置的季节转换对我国季风的作用。地球上存在着5个风带，即信风带、盛行西风带、极地东风带，这5个风带在南半球和北半球对称分布，在北半球的夏季都向北移动，而冬季则向南移动。冬季西风带的南缘地带，夏季可以变成东风带，因此，冬夏盛行风就会发生180°的变化。冬季我国主要在西风带影响下，强大的西伯利亚高压笼罩着全国，盛行偏北气流。夏季西风带北移，我国在大陆热低压控制之下，副热带高压也北移，盛行偏南风。

（3）地形特征对我国季风的作用。青藏高原占我国陆地的1/4，平均海拔在4000m以上，对应于周围地区具有热力作用。在冬季，高原上温度较低，周围大气温度较高，这样形成下沉气流，从而加强了地面高压系统，使冬季风增强；在夏季，高原相对于周围自由大气是一个热源，加强了高原周围地区的低区系统，使夏季风得到加强。另外，在夏季，西南季风由孟加拉湾向北推进时，沿着青藏高原东部的南北走向的横断山脉流向我国的西南地区。

3.局地环流

（1）海陆风。海陆风的形成与季风相同，也是大陆与海洋之间的温度差异的转变引起的。不过海陆风的范围小，以日为周期，势力也薄弱。

由于海陆物理属性的差异，造成海陆受热不均，白天陆上增温比海洋快，空气上升，而海洋上空气温相对较低，使地面有风自海洋吹向大陆，补充大陆地区上升气流，而陆上的上升气流流向海洋上空而下沉，补充海上吹向大陆气流，形成一个完整的热力环流；夜间环流的方向正好相反，所以风从陆地吹向海洋。将这种白天风从海洋吹向大陆称海风，夜间风从陆地吹向海洋称陆风，故将在1d中海陆之间的周期性环流总称为海陆风（图1-1-2）。

海陆风的强度在海岸最大，随着离岸距离的增大而减弱，一般影响距离在20～50km左右。海风的风速比陆风大，在典型的情况下，风速可达4～7m/s。而陆风一般仅2m/s左右。海陆风最强烈的地区，发生在温度日变化最大及昼夜海陆温度最大的地区。低纬度日射强，所以海陆风较为明显，尤以夏季为甚。

此外，在大湖附近同样日间有风自湖面吹向陆地称为湖风，夜间自陆地吹向湖面称为陆风，合称湖陆风。

（2）山谷风。山谷风的形成原理跟海陆风类似。白天，山坡接受太阳光热较多，空气增温较多；而山谷上空同高度上的空气因离地较远，增温较少。于是山坡上的暖空气不断上升，并从山坡上空流向谷地上空，谷底的空气则沿山坡向山顶补充，这样便在山坡与山谷之间形成一个热力环流。下层风由谷底吹向山坡，称为谷风。到了夜间，山坡上的空气受山坡辐射冷却影响，空气降温较多；而谷地上空，同高度的空气因离地面较远，降温较少。于是山坡上的冷空气因密度大，顺山坡流入谷地，谷底的空气因会合而上升，并从上面向山顶上空流去，形成与白天相反的热力环流。下层风由山坡吹向谷地，称为山风。白天风从山谷吹向山坡的风称为谷风；到夜间，风自山坡吹向山谷，这种风称为山风。山风和谷风又总称为山谷风（图1-1-3）。

山谷风一般较弱，谷风比山风大一些，谷风一般为2～4m/s，有时可达6～7m/s，谷风通过山隘时，风速加大。山风一般仅1～2m/s，但在峡谷中，风力还能增大一些。

（二）风力等级

风力等级是风速的数值等级，它是表示风强度的一种方法，风越强，数值越大。用风速仪测得的风速可以套用为风级，同时也可目测海面、陆地上物体征象估计风力等级。

1.风级

风力等级（简称风级）是根据风对地面或海面物体影响而引起的各种现象，按风力的强度等级来估计风力的大小。国际上采用的系英国人蒲福（Francis Beaufort，1774—1859）于1805年所拟定的风力等级，故又称“蒲福风级”。蒲福风级从静风到飓风共分13级。自1946年以来，人们又对蒲福风级做了一些修订，由13级变为17级，见表1-1-1。

2.风速与风级的关系

除查表外，还可以通过风速与风级之间的关系来计算风速，即

N级风的最小风速的计算式为

（三）测风系统

风电场选址时，当采用气象台、站所提供的统计数据时，往往只是提供较大区域内的风能资源情况，而且其采用的测量设备精度也不一定能满足风电场微观选址的需要。因此，一般要求对初选的风电场选址区用高精度的自动测风系统进行风的测量。

1.测风系统的组成

自动测风系统主要由六部分组成，包括传感器、主机、数据存储装置、电源、安全与保护装置。

传感器分风速传感器、风向传感器、温度传感器（即温度计）和气压传感器。输出信号为频率（数字）或模拟信号。

主机利用微处理器对传感器发送的信号进行采集、计算和存储，由数据记录装置、数据读取装置、微处理器、就地显示装置组成。

由于测风系统安装在野外，因此数据存储装置（数据存储盒）应有足够的存储容量，而且为了野外操作方便，采用可插接形式。一般，系统工作一定时间后，将已存有数据的存储盒从主机上替换下来，进行风能资源数据分析处理。

测风系统电源一般采用电池。为提高系统工作可靠性，应配备一套或两套备用电源，如太阳能光电板等。主电源和备用电源互为备用，当出现某一故障时可自动切换。对有固定电源地段（如地方电网），可利用其为主电源，但也应配备一套备用电源。

由于系统长期工作在野外，输入信号可能会受到各种干扰，设备会随时遭受破坏，如恶劣的冰雪天气会影响传感器信号、雷电天气干扰传输信号出现误差，甚至毁坏设备等，因此，一般在传感器输入信号和主机之间增设保护和隔离装置，从而提高系统运行可靠性。另外，测风设备应远离居住区，并在离地面一定高度区内采取措施进行保护以防人为破坏，主机箱应严格密封，防止沙尘进入。

总之，测风系统应具有较高的性能和精度，防止自然灾害和人为破坏和保护数据安全准确的功能。

风为矢量，既有大小，又有方向。风的测量包括风向测量和风速测量。风向测量是指测量风的来向，风速测量是测量单位时间内空气在水平方向上所移动的距离。

2.风向测量

风向一般用16个方位表示，即北东北（NNE）、东北（NE）、东东北（ENE）、东（E）、东东南（ESE）、东南（SE）、南东南（SSE）、南（S）、南西南（SSW）、西南（SW）、西西南（WSW）、西（W）、西西北（WNW）、西北（NW）、北西北（NNW）、北（N）。静风记为C。

风向也可以用角度来表示，以正北为基准，顺时针方向旋转，东风为90°，南风为180°，西风为270°，北风为360°，如图1-1-4所示。

各种风向的出现频率通常用风向玫瑰图来表示。风向玫瑰图是在极坐标图上点出某年或某月各种风向出现的频率，称为风向玫瑰图，如图1-1-5所示。同理，统计各种风向的风能图称为风能玫瑰图。

风向标是测量风向的最通用的装置，有单翼型、双翼型和流线型等（图1-1-6）。风向标一般是由尾翼、指向杆、平衡锤及旋转主轴四部分组成的首尾不对称的平衡装置。其重心在支撑轴的轴心上，整个风向标可以绕垂直轴自由摆动。在风的动压力作用下取得指向风的来向的一个平衡位置，即为风向的指示。传送和指示风向标所在方位的方法很多，有电触点盘、环形电位、自整角机和光电码盘4种类型，其中最常用的是码盘。

风向杆的安装方位指向正南，风速仪（风速和风向）一般安装在离地10m的高度上。

3.风速测量

风速是单位时间内空气在水平方向上移动的距离。风速的测量仪器有旋转式风速计、散热式风速计、超声波风速计、风廓线仪等。

（1）旋转式风速计。旋转式风速计如图1-1-7所示。它的感应部分是一个固定转轴上的感应风的组件，常用的有风杯和螺旋桨叶片两种类型。风杯旋转轴垂直于风的来向，螺旋桨叶片的旋转轴平行于风的来向。

测定风速最常用的传感器是风杯，杯形风速计的主要优点是它与风向无关，所以百余年来获得了世界上广泛的采用。

杯形风速计一般由3个或4个半球形或抛物锥形的空心杯壳组成。杯形风速计固定在互成120°的三叉星形支架上或互成90°的十字形支架上，杯的凹面顺着同一方向，整个横臂架则固定在能旋转的垂直轴上。

由于凹面和凸面所受的风压力不相等，在风杯受到扭力作用而开始旋转。它的转速与风速成一定的关系。推导风标转速与风速关系可以有多种途径，大都在设计风速计时要进行详细的推导。

（2）压力式风速计。压力式风速计是利用风的压力测定风速的仪器，利用流体的全压力与静压差来测定风速的大小。

压力式风速计具有双联皮托管，一个管口迎着气流的来向，它感应着气流的全压力p0；另一个管口背着气流的来向，因为所感应的压力p有抽吸作用，比静压力稍低些。两个管子所感应的有一个压力差Δp为

由上式可计算出风速，并可以看出v与Δp不是线性关系。

（3）散热式风速计。散热式风速计利用被加热物体的散热速率与周围空气流速的关系来测量风速。它主要适用于测量小风速，但不能测量风向。

（4）声学风速计。声学风速计是利用声波在大气中传播速度与风速间的函数关系来测量风速。在大气中传播的速度为声波传播速度与气流速度的代数和，它与气温、气压、湿度等有关。在一定距离内，声波顺风与逆风传播有一个时间差，由这个时间差，便可确定气度。

声学风速计没有转动部件，响应快，能测定沿任何指定方向的风速分量等特性，但造价太高。一般的测量风速还是用旋转式风速计。

4.风速记录

风速记录是通过信号的转换方法来实现，一般有4种方法。

（1）机械式。当风速感应器旋转时，通过蜗杆带动涡轮转动，再通过齿轮系统带动指针旋转，从刻度盘上直接读出风的行程，除以时间得到平均风速。

（2）电接式。由风杯驱动的蜗杆通过齿轮系统连接到一个偏心凸轮上，风速旋转一定圈数，凸轮相当于开关，使两个接点闭合或打开，完成一次接触，表示一定的风程。

（3）电机式。风速感应器驱动一个小型发电机中的转子，输出与风速感应器转速成正比的交变电流，输送到风速的指示系统。

（4）光电式。风杯旋转轴上装有一圆盘，盘上有等距的孔，孔上面有一红外光源，正下方有一光电半导体，风杯带动圆盘旋转时，由于孔的不连续性，形成光脉冲信号，经光电半导体元件接收放大后变成电脉冲信号输出，每一个脉冲信号表示一定的风程。

5.风速表示

各国表示速度的单位的方法不尽相同，如用m/s、n mile/h、km/h、ft/s、mil/h等。各种单位换算的方法见表1-1-2。

风速大小与风速计安装高度和观测时间有关。

各国基本上都以10m高度处观测为基准，但取多长时间的平均风速不统一，有取1min、2min、10min平均风速，有取1h平均风速，也有取瞬时风速等。

我国气象站观测时有三种风速：一日4次定时2min平均风速，自记10min平均风速和瞬时风速。风能资源计算时，都用自记10min平均风速。安全风速计算时用最大风速（10min平均最大风速）或瞬时风速。

在实际风电场建设中会用到以下几种风速：

（1）3s平均风速。在风机运行过程中，只要检测到3s内的平均风速超出了风机的最大切出风机，风机就会停机。

（2）10min平均风速。风机在启动过程中，只要10min的平均分速达到风机的切入风速，风机就会启动。

（3）年平均风速。根据年平均风速，可以得出该地区的风资源是否丰富，是否具有开发风电场的意义。

（4）有效风速。风机在启动和停机之间的风速。

（四）风资源测量与评估的通用方法

风能资源评估方法可分为统计分析方法和数值模拟方法两类。其中统计分析方法又可分为基于气象站历史观测资料的统计分析方法和基于测风塔观测资料的统计分析方法两种。我国目前主要采用基于气象站历史观测资料的统计分析方法和数值模拟方法对风能资源进行评估。

在一个给定的地区内调查风能资源时可以划分为3种基本的风能资源评估的规模或阶段：区域的初步识别、区域风能资源估计和微观选址。

1.区域的初步识别

区域的初步识别是从一个相对大的区域中筛选合适的风能资源区域，筛选是基于气象站测风资料、地貌、被风吹得倾向一侧的树木和其他标志物等。在这个阶段，可以选择新的测风位置。

2.区域风能资源估计

区域风能资源估计阶段采用测风计划以表征一个指定区域或一组区域的风能资源，这些区域已经考虑要发展风电。在这个规模上测风最基本的目标是：①确定和验证该区域内是否存在充足的风能资源，以支持进一步的具体场址调查；②比较各区域以辨别相对发展潜力；③获得代表性资料来估计选择的风电机组的性能及经济性；④筛选潜在的风电机组安装场址。

3.微观选址

风能资源评估的第三步是微观选址，用来为一台或更多风电机组定位，以使风电场的全部电力输出最大，风电机组排布最佳。

（五）风能资源测量与评估程序与步骤

1.风资源测量与评估程序

风能资源评估的目标是确定该区域是否有丰富（或者较好）的风能资源，通过数据估算选择合适的风电机组，提高经济性，并为微观选址提供依据。风能资源测评程序如图1-1-8所示。

2.测风步骤

现场测风的目的是获取准确的风电场选址区的风况数据，要求数据具有代表性、精确性和完整性。因此，应制定严格的测风计划和步骤。

（1）制定测风原则。为了能够确定在各种时间和空间条件下风能变化的特性，需要测量风速、风向及其湍流特性；为进行风力发电机组微观选址，根据建设项目规模和地形地貌，需要确定测风点及塔的数量、测风设备的数量。测风时间应足够长，以便分析风能的日变化和年变化，还应借助与风电场有关联的气象台、站长期记录数据以分析风的年际变化。

测风时间应连续，至少一年以上。连续漏测时间应不大于全年的5%。有效数据不得少于全部测风时间的90%。采样时间为1s，每10min计算有关参数并进行记录。

（2）测风设备选定。选用精度高、性能好、功耗低的自动测风设备，并具有抗自然灾害和人为破坏、保护数据安全准确的功能。

（3）确定测风方案。测风方案依测风的目的可分为短期临时测风方案和长期测风方案。短期临时测风方案可设立临时测风塔，测风高度一般为10m高度和预计轮毂高度；长期测风方案则需设立固定的多层塔，测风塔一般要求具有上、下直径相等的拉线塔，伸出的臂长是塔身直径的6倍以上，但有的预选风电场是用自立式（衍架式结构）塔，下粗上细，臂长要求是塔身直径3倍以上，而实际上很难做到，因此，由于塔身对风的绕流的影响，也可造成风速不准确。测风高度一般为10m、30m、50m、70m。

对于复杂地形，需增设测风塔及测风设备数量，视现场具体情况定，每个风电场应安装一个温度传感器和一个气压传感器。安装高度为2～3m。

（4）测风位置确定。测风塔应尽量设立在能够代表并反映风电场风况的位置。测风应在空旷的开阔地进行，尽量远离高大树木和建筑物。在选择位置时应充分考虑地形和障碍物影响。最好采用110000比例地图或详细的地形图确定测风塔位置。如果测风塔必须位于障碍物附近，则在盛行风向的下风向与障碍物的水平距离不应少于该障碍物高度的10倍；如果测风塔必须设立在树木密集的地方，则至少应高出树木顶端10m。塔的数量依地形和项目的规模而定。为进行精确的风力发电机组微观选址，在平坦地区，测风塔的数量一般不能少于2座；在地形较复杂的地区，有条件应增至4～8座。

（5）测风数据文件的记录。记录内容包括数据文件名称、采集开始和结束时间、测风塔编号、海拔及经纬度等。

（6）测风数据的提取、存储和保存。测风数据提取后，每次以文件形式保存并对其进行编号，记录编号内容，包括数据文件名称、数据采集开始及结束时间、风电场所在地名称、风电场名称、测风塔编号、测风塔海拔及经纬度等。

（六）我国风资源测量与评价标准

我国现有的关于风资源测量与评价的相关标准如下：

（1）GB/T 18709—2002《风电场风能资源测量方法》。为适应中国风电场开发建设的需要，规范风能资源测量方法而制定的。标准是在总结我国风电场开发建设中风能资源测量方法的基础上，参考国外有关标准编制而成。

标准中规定了风电场进行风能资源测量的方法，包括测量位置、测量参数、测量仪器及其安装、测量和数据采集，标准适用于拟开发和建设的风电场风能资源的测量。

（2）GB/T 18710—2002《风电场风能资源评估方法》。本标准规定了评估风能资源应收集的气象数据、测风数据的处理及主要参数的计算方法、风功率密度的分级、评估风能资源的参考判据、风能资源评估报告的内容和格式，适用于风电场风能资源评估。

（3）《全国风能资源评价技术规定》。本规定介绍测风宏观选址方法、风电场联网条件、交通运输和施工安装条件、工程地质条件等。

（4）《风电场风能资源测量和评估技术规定》。为加强风电场风能资源测量和评估技术管理，统一和规范工作内容、方法和技术要求，提高工作成果质量，根据GB/T 18709—2002《风电场风能资源测量方法》和GB/T 18710—2002《风电场风能资源评估方法》，中国水电工程顾问集团公司作为“加速中国可再生能源商业化能力建设项目”中数据处理和风资源评估的承担单位制定了《风电场风能资源测量和评估技术规定》。

该规定适用于规划建设的大型风电场项目，其他风电场项目可参照执行。规定中给出了测风塔位置和数量的确定原则，明确了测量参数，提出了对测量设备及其安装的要求，对数据的采集及质量控制也做出了规定。

（5）《风电场场址选择技术规定》。该规定介绍了风能资源测量时场址选择的内容、深度和技术要求。第三条明确提出了使用现有的气象数据作为风能资源评价的依据，规定中还给出了数据不足和地形复杂地区判断风能资源是否丰富的定性分析方法。

二、测风仪器设备的使用及测风数据处理

风能资源评估项目所采用的仪器应满足所有数据测量规范。例如，设备应在整个测量过程中在规定高度可靠地测量所选参数，并且保证规定水平的数据完整率和准确性。它还应该适应要进行测风地点的环境（如极端天气、沙尘、盐碱）和距离的遥远（如数据是手工提取还是通过通信连接）。设备还应经过检验，价位合理，并易于应用。

本任务描述了一个风能资源测站的设备组成，详述了测站的主要部件（如传感器、塔架和数据采集器）及辅助部件，如电源、电缆、接地、数据存储设备、软件和通信系统。

（一）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与资源有关的基本资料。

（1）风速。风速数据是场址风能资源的最重要的指标，推荐在多个高度测量，以确定场址的风切变特性，进行风电机组在几个轮毂高度的性能模拟，同时多个高度的测量数据可以互为备用。

（2）风向。要确定盛行风向，应在全部有意义的高度设置风向标，风向频率资料对确定更好的地形和方向，以及优化风电机组在风电场内的布置很重要。

（3）气温。空气温度是风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（2～3m），或者接近轮毂高度。在很多地方，近地面平均温度与轮毂高度处平均温度相差1℃以内。它也用于计算空气密度，这是估算风功率密度和风电机组功率输出所需的一个变量。

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3～4m。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。此参数提供了场址内湍流参数的信息，是风电机组负载状况是否良好的预测因素。为了测量垂直风速分量，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声学式风速计，但不要恰好在那个高度，以避免仪器干扰。

（3）温度随高度的变化。该项测量也称为AT（温差），它提供了有关湍流的信息，过去用于指示大气稳定性，需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，而代之以当地国家气象站的相关资料，再根据海拔做调整。

3.记录参数和采样间隔

被测参数风速、风向、气压代表了数据采集器的内部处理功能。所有参数应每1s或2s采样一次，并记录平均值，标准偏差和最大，最小值，见表1-1-3。数据记录应自然成系列，并注明相应的时间和日期标记。

（1）平均值。应计算所有参数的10min平均值，这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。风向的平均值应为一个单位矢量（合成矢量）值。平均数据用于报告风速变化率及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1s或2s样本在每个平均时段内的真实总量标准偏差（万）。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数据。

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

测风计划的最主要目的是收集资料，用于基本的风能资源评估。然而，进一步处理如下数据，将为风电场提供更详细的资料；应记录每10min的每秒风速最大值及对应的风向；应确定安装在不同高度的两台测风仪之间的风速差异；应每10min记录一次每秒风速差异的平均值、准偏差和最大值。

（二）传感器

1.基本传感器

气象传感器用来测量指定的环境参数。表1-1-4列出了部分气象传感器的标准规格。

（1）风速计。应用最普遍的测量水平风速的传感器类型有杯式风速计和螺旋桨风速计。

1）杯式风速计。如图1-1-9所示，杯式风速计的转换器把旋转运动转换成电信号，通过线路送至数据采集器，然后记录仪用已知的斜率和偏移（或截距）常数来计算实际风速。

2）螺旋桨式风速计。如图1-1-10所示，螺旋桨式风速计传感器需要一个转换器把螺旋桨的旋转方向（显示风向上或向下运动）和速度都转换成电信号。这个信号通常是由数据记录系统（或接口设备）分解成有极性的直流电压。极性代表旋转方向，数量值代表旋转速度，然后数据记录器应用已知的斜率和偏移计算实际垂直风速。

3）风速计的选择。尽管这两种传感器型式对风速波动的响应多少有些不同，但相对比都没有明显的优势。实际上杯式风速计是风能资源测量中最普遍应用的。选择风速计型式时，应考虑以下几点：

a.应用目的。用于低风速的测风仪，如空气污染研究，通常由轻材料制造，可能不适用于高风速或冰冻环境。

b.启动阈值。启动阈值是风速计启动和保持旋转的最小风速。对于风能资源评估目的，风速计能经受25m/s的阵风非常重要。

c.距离常数。距离常数是当风速变化时，风使风杯或螺旋桨达到稳定速度的63%的时间内空气经过风速计的距离。这是风速计对风速变化的“反应时间”，较长的距离常数通常对应着较重的风速计，当风速降低时，惯性使它们需要较长的时间慢下来。较大距离常数的风速计可能会高估风速。

d.可靠性和维护。测风传感器是机械的，尽管大多数装有较长寿命（2年以上）的轴承，但最终会因磨损而废弃。

风能资源测量最常用的测风传感器是NRG Maximum 40号三杯风速计。它有长期的可靠性和稳定性。风杯的材料是黑色聚碳酸酯塑料模塑，它被连接到一个加硬的铜铍合金轴上，通过改进的特弗龙（Teflon）轴承来旋转。此轴承配件不需维护，并在大多数环境下至少能够保持2年的精确度。

通常在轮毂高度使用一台备用风速计，以使主要传感器失灵造成的风速数据丢失的风险最小化。备用传感器的位置应不干扰主要传感器测风，当主要传感器处在塔架尾流中（即当风向使主要传感器恰好处于塔架的下风向时，会导致错误数据），备用传感器也可用于提供替代数据。测量开始时，备用传感器测量的结果要与紧邻的主要传感器的连续记录值比较，这种检验将明确仪器本身引起的读数差异。为保证收集的样本数量充足并代表了较大范围的风速，检验期应至少持续一周。这期间应注意风向，使得任何一个处于塔架下风向的传感器的数据不被包括在比较范围内。对有效数据的最小平方回归分析提供了备用传感器的斜率和偏移标定常数。

（2）风向标。如图1-1-11所示，用风向标测量风向最普遍应用的型式是一个叶片连接到一根垂直轴上。风向标不断通过对准风向寻找力平衡的位置。大多数风向标使用电位表型式的转换器，产生与风向标位置相关的电信号。电信号通过电线传送到数据采集器，把风向标的位置联系到一个已知的参考点（通常是正北），与一个指定参考点风向标对齐（或定向）。

数据采集器提供一个已知的、经过全部电位表元件的信号电压，测量一个电刷臂接触导电元件处的电压，这两个电压间的比例确定了风向标的位置。信号被数据采集器系统解释，应用已知的斜率和偏移来计算实际的风向。从电子角度讲，线性电位表元件不能覆盖整个360°角。“开口”区域是风向标的死区，当电刷臂处于此区时，输出信号是随机的。一些制造商在他们的数据采集器软件中对死区做了补充，以防止产生随机信号。因此，死区不应对准或接近主风向。

选择风向标时，应注意电位表开口死区的大小，它不应该超过80°。风向标的分辨率也很重要，一些风向标将整个360°旋转范围分成16个22.5°扇区。普遍应用的风向标型号是NRG 200P，因为它设计简单，维护要求低，是一种热塑塑料和不锈钢零件组成的负电位计。其他型号提供的性能有较高灵敏度，但价格高。

（3）空气温度传感器。如图1-1-12所示，典型的空气温度传感器由三部分组成，即转换器、接口设备和辐射防护罩。转换器的原材料（通常为镍或铂）电阻与温度有关。通常推荐使用的元件为热敏电阻、电阻热探测仪和半导体。电阻值通过数据采集器（或接口设备）测量，用一个已知的公式计算实际空气温度。转换器装在一个辐射防护罩内，以防止直接的太阳辐射。常用的防护罩是Gill型、多层、被动式防护罩。

2.可选传感器

（1）太阳辐射计。太阳辐射计用来测量球状（或总强度）的太阳辐射，包括太阳直射和天空散射。通常的型式是应用光电二极管在一个固定电阻两边产生与辐射量（日射）成比例的微小电压（mV级）。常见的有LICOR的LI-200S型，它是光电二极管传感器。另一种常用型式应用了热电堆，即一组反应辐射能量的热传感器，并产生与温度成比例的电压。数据采集器（或接口设备）测量这两种型式产生的输出电流，应用已知的斜率和偏移计算地球太阳辐射。输出电流通常非常小（1μA或更小）。通常，测量仪器有一个微小电阻和放大器处理信号，产生合适的输出范围。

为了测量准确，太阳辐射计应水平安装，它的吊臂伸向南方（在北半球），以防止遮挡或使遮挡最少。

（2）超声波测风仪。超声波测风仪用来测量湍流强度，其技术要求见表1-1-5。

（3）气压传感器。气压计测量大气压力。多数是应用一个压电传送器产生一个标准输出给数据采集器，这可能需要外部电源才能正常运行。同样，咨询数据采集器制造商来确定相配的传感器型式。

（三）数据采集器

数据采集器有不同的型式，从简单的条形图表记录器计算机的集成电子板卡，提供包括外围存储和数据传输设备的完整的数据记录系统。

数据采集器可以通过数据传输的方式分类为现场或遥控。拥有远端电话调制解调器和移动电话数据传送器的性能，无需频繁去现场就可获得和检查存储的数据。

数据采集器应是电子仪器，并能与传感器类型、传感器数量、测量参数和要求的取样和记录间隔匹配。它应安装在无腐蚀、防水和封闭的电器箱中，以保护它与外围设备不受环境影响和破坏。数据采集器应具备以下特点：

（1）能够以连续的格式存储数据值，并标明对应的时间和日期。

（2）对从传感器接收来的信号产生的误差可以忽略。

（3）内部数据存储容量至少40d。

（4）运行的极限环境条件同表1-1-5所列。

（5）提供可重复使用的数据存储媒体。

（6）用电池电源运行。

（四）数据存储设备

每种电子数据采集器都有一些运行软件，用一个小的内部数据缓冲器来临时存储增量（如每秒一次）数据。内部算法利用此缓冲器来计算和记录所要求的数据参数，数据值存储在两个内存中的某一个之中。某些数据采集器有一个不能更换的固定内部程序，其他是人机对话式的，可以为某个特定的目的编程，程序和数据缓冲器通常存储在临时内存中。它们的缺陷是需要一个连续的电源来保留数据，包含内部备用电池或用非临时性内存的数据采集器。

1.数据处理和存储

数据加工和存储的方法要依数据采集器的选择而定。在数据保护方面，对记录器如何处理数据是非常重要的。有两种常用的记录和存储数据的方法，即环存储器和即满即止存储器。

（1）环存储器。在这种格式下，数据连续归档。然而，一旦获得的信息充满容量，最新的数据就重写在最陈旧的数据上。一定要在存储设备的内存容量充满之前取出数据。

（2）即满即止存储器。在这种配置下，内存容量充满后，就不再读取数据。在获得更多内存之前，可以有效地停止数据的记录处理。这种设备必须在更换或卸载和删除后才能读取新数据。

2.存储设备

最常用的数据存储设备参见表1-1-6。

（五）数据传输设备

通常依据用户资金和要求选择数据传输和处理程序及数据采集器型号。数据一般通过手动或遥控方式取出并传送给计算机。

1.人工数据传输

人工数据传输需要去现场传输数据。一般需要以下两步：

（1）取出和更换现有存储设备（如数据卡）或直接把数据传输到便携式计算机。

（2）把数据装载到办公室内的中心计算机。

人工数据传输的优点是促进了对设备的现场检查。缺点是加上了额外的数据处理步骤（导致数据丢失的可能性增加）和频繁的现场检查。

2.远程数据传输

远程数据传输需要通信系统把现场数据采集器与中心计算机连接起来。通信系统包括直接电缆、调制解调器、电话线、移动电话设备或遥测设备，或一些它们的组合。这种方法的优点是可以更频繁地获取和检查数据，不必亲自去现场，而且更快地检查和解决现场问题。其缺点是成本高，购买和安装设备的周期长。但是如果测量问题能被更早检查和迅速纠正，采用远程传输是可取的。

获取远程数据有两种基本类型：第一种需要用户引入通信设备（呼出）；另一种与中心计算机联系（呼入）。两种都是以事先设定好的时间间隔为准来收取数据。第一种类型需要监视通讯系统的运行，首先建立与现场数据采集器的通信联系，下载数据，检验数据传输情况，然后删除记录器的内容。某些呼出数据采集器与计算机终端模拟软件兼容，这些软件有成批呼叫特性。通过使调制解调器事先设定的时间间隔按顺序拨号，从而为不同场址测站排序，成批呼叫与数据传输过程自动匹配。批处理程序还可以包括常规的数据检验过程。用户可与数据采集器制造商咨询，以确定他们的设备能否与这种有益的功能特性兼容。

呼入型数据采集器自动呼叫中心计算机传输数据。与呼入模式相比，呼出模式下的一台个人计算机可以与大量场址联系。在呼入模式下，每次呼叫都要分配足够的时间来完成一次常规的数据传输，对失败的传输要多次重试。移动电话式数据采集器具有易于应用、价格合理的优点。研究这种型式的系统时，要确定数据采集器所要求的最小信号强度并与实际现场测试联系起来。可以用手机在规划的场址确定信号强度和移动电话公司情况。信号弱的位置可以选择通过有较强接收功能的天线来增强。通常数据采集器供应商提供建立移动系统的指导，用户应与供应商和移动电话公司密切合作，在开始监测前解决所有问题。为避免与当地或区域移动工作网冲突，应该把资料传输安排在非高峰时间，以满足数据传输频繁地进行，并且使数据完整率达到最大化。

（六）电源供应

所有电子数据采集器系统都需要一个满足整个系统供电要求的主电源系统。为尽量减少因电源失效造成的数据丢失，还应设置备用电源。备用电源设计的目的是保护存储的数据，这可以通过在电压降到规定的低水平时关闭外围设备（调制解调器、移动电话功能和其他数据传输设备），或留出指定用于保护数据的特定电源来实现。

很多系统应选择不同的电池供电，如长寿命锂电池或不同充电方式（交流电或太阳能）的铅酸蓄电池。镍镉电池在低温下充电不良。供电电源的形式如下：

1.交流电

交流电（通过变压器）只有在有备用蓄电池的情况下才能用作系统的直接电源。这种情况下，应该用交流电给数据采集器提供电源的蓄电池点滴式充电。一定要安装涌流/尖峰抑制设备，保护系统免于电力波动影响，另外，确定这两个系统都合理接地。

2.铅酸电池

深度放电、凝胶型铅酸蓄电池是更好的电源。它允许反复地充电和放电，而不会明显地影响电池的蓄电容量。它还提供了超过湿铅酸蓄电池的安全余量，因为酸被包在凝胶里，不容易溢出。使用蓄电池时需要小心，以避免电池终端间短路。

3.太阳能电池

不能获得交流电时，用太阳能充电是给铅酸电池充电的一种简便方式。

太阳能电池板必须能够在低日照的情况下（例如冬季）提供足够的电能来给蓄电池充电并且维持系统供电。作为预防，蓄电池的储备容量应能提供全系统至少一周的电力供应而无需充电。应确定太阳能电池板带有二极管进行反偏压保护，以防止蓄电池的电力在夜间流向太阳能电池板。另外，太阳能电池板必须包括电压调节器，以提供与蓄电池相容的电压并防止过度充电。

（七）塔架和传感器支撑构件

1.塔架

安装传感器的塔架有圆筒式和桁架式两种基本型式。这两种型式都有上斜式、嵌套式和固定式。另外，这些型式或者是桅杆拉绳型，或者是自立型。在新场址，常使用圆筒式桅杆拉绳支撑的型式，因为它们容易安装（塔架装配和传感器安装及维修可在地面高度），地面准备工作较少，并且成本相对低。塔架应具备以下条件：

（1）安装高度应满足最高的测量高度。

（2）能经受该处可能发生极端情况下风和冰的载荷。

（3）结构稳定，风引起的振动最小。

（4）具有安全的拉绳和适当型式的地锚，地锚应与场址的土壤情况匹配。

（5）装备有雷电保护设备，包括避雷针、电缆和接地杆。

（6）防止故意破坏和未经许可攀登塔架。

（7）地面的所有部件要有明显标识，以避免冲撞事故。

（8）防止环境造成的腐蚀，包括海上基础。

（9）防止牲畜或其他食草动物的破坏。

2.传感器支撑构件

传感器支撑构件包括支柱（垂直方向）和横梁（水平方向）。这两者都必须使传感器的位置离开塔架，以使塔架和横梁构件对测量参数的影响最小。传感器支持构件应具备以下条件：

（1）能经受该处可能发生极端情况下风和冰的载荷。

（2）结构稳定，风引起的振动最小。

（3）正确定向到主风向并固定于塔架。

（4）防止环境造成的腐蚀，包括海上基础。

（5）不要堵塞传感器外罩的排水孔，冰冻条件下积水膨胀可能会破坏传感器内部元件，应使用管式（中空）传感器支柱，而不是实心杆材。

（八）电线和电缆

应用电线电缆的指导原则如下：

（1）应用电压水平（典型的低电压）对应的合适等级的电线。

（2）应用带有防紫外线（UV）绝缘套管的电线。

（3）应用在场址可能发生的整个温度范围内都保持柔韧的绝缘体和导体类型。

（4）应用屏蔽式或双绞线式电缆，通常使用中仅把屏蔽电缆的屏蔽线的一端接地。

（九）接地和防雷保护

使用电子数据采集器和传感器时，接地设备特别重要。电子涌流事故，因静电放电、雷电导致的脉冲或涌流或大地的电位差在整个监测过程中都可能发生。在每种事故中，由于单个传感器失效或数据采集器熔毁，连续的数据都有中断的危险。塔架和数据采集器制造商可能提供保护系统的完整接地组件。牢记不同的地区可能有不同的需要。易于雷击的场址可能需要高水平的防护，但并不能保证对直击雷的防护。

单点接地系统如图1-1-13所示，可以使接地环造成的电势差最小。在这种系统中，下行导线通过接地杆，埋于地下的环或金属板直接连接到地（或其组合）。它的路线不经过数据采集器的接地接线柱。传感器输出线或屏蔽线经过数据采集器的通用接地接口（端子板）的电气连接到相同的接地点。地势是对应于大地的电势（电压）水平。典型的接地杆、环或盘是铜质的，以使放电电阻较低，其尺寸决定了与土壤的接触面积，是系统接地是否合理的关键因素，如果它们之间是电气连接，可以用三者的组合来增加接触面积。

了解土壤的阻抗特性有利于选择合适的接地系统，即单位体积的土壤（通常接近地面）对流过的电流的电阻，可以通过测量两个传导杆之间的阻抗来估计，传导杆以规定的深度和距离插入土壤。土壤阻抗越低，它提供的接地越好。低阻抗的土壤（如湿土）可以迅速消散掉两点间积累的电压，从而提供较好的接地。高阻抗的土壤（如干沙）可能产生带破坏性的高电压或电流。接地系统和土地之间的阻抗应小于100Ω。土壤阻抗可能随季节变化。早春时节、冬季的雪融化之后的值可能不能反映雷雨季节的土壤情况。另外，如果塔架在干燥气候下接地不良，可能容易发生静电放电。如果有疑问，可以用保守的方式增加保护。

1.数据采集器和传感器接地

雷电保护装置如放电器、高电压冲击保护器和金属氧化物压敏电阻应包括在数据采集器系统中以增强接地，作为风速计和风向标电路的一部分，已经带有金属氧化物压敏电阻，如果没有也容易配备。它们的主要目的是在转移破坏性涌流电流时限制了允许到达被保护设备的尖峰涌浪电流。应该调查每个数据采集器制造商提供的保护设备，雷电多发区可能需要额外的保护设备。

2.塔架接地

塔架上一定要安装雷电保护设备，并与地连接。一套雷电保护装备包括避雷针以及大尺寸非绝缘铜导线（该导线被称为下行导体），通过接地杆或环连接到地。避雷针的接地应至少有一个点，建议有几个点（电流延迟避雷针）。

防护设备设计成能平衡土壤和塔顶空气之间的任何电势。这项功能的实现是使电子通过下行导线从土壤表面向上流动，再通过避雷针分散到周围空气中。这种设备不作为闪电通过的途径。

（十）测风数据处理

测风数据处理包括对测风数据验证、缺测数据订正、计算处理及其评估。

1.数据验证

在验证处理测风数据时，必须先进行审定，主要从数据的代表性、准确性和完整性着手，因为它直接关系到现场风能资源的大小。对提取的测风数据进行检查，判断其完整性、连贯性和合理性，挑选出不合理的、可疑的数据以及漏测的数据，对其进行适当的修补处理，从而整理出较实际合理的完整数据以供进一步分析处理。

完整性及连贯性检查包括检查测风数据的数量是否等于测风时间内预期的数据数量；时间顺序是否符合预期的开始结束时间，时间是否连续。合理性检查包括测风数据范围检验，即各测量参数是否超出实际极限；测风数据相关性检验，即同一测量参数在不同高度的值差是否合理；测风数据的趋势检验，即各测量参数的变化趋势是否合理等，见表1-1-7～表1-1-9。

（1）数据代表性。首先了解现场测点的位置，现场是简单的平坦地形、还是丘陵或者是复杂的地形，测点在这几种地形下所处的位置。在一个场地测风仪安装在最高、最低或者峡谷口等不具有代表性，因为将来安装风力发电机组是几十台或几百台，面积较大，测风点应是在平均地形状况下测得的风速，否则就偏大或偏小。因为建造在经济上可行的风电场，必须有最低限度的风能资源要求，可能在山顶上达到了最低限度的风能资源要求，在谷地达不到要求。

若在预选风电场有多点测风数据，可以进行对比分析，进行多点平均。在平均时删除最低风速地形的值。而且以后安装风力发电机组时，这些地形也不予以考虑。

此外，在测风点附近有无建筑物和树木，如有，测风点是否在建筑物和树木高度的10倍距离之外，这也是衡量测风点是否具有代表性的一个要素。

（2）数据准确性。数据序列既然是一种观测结果的时间序列，必然受到风速本身变化和观测仪器、观测方法以及观测人员诸因素变化的影响。对于风电场测风的数据不能只从数据上分析其准确性，而要从现场测风点做实地考察，如风速感应器是否水平。如某一风电场在40m高处的风杯支臂向西倾斜45°，影响风速的记录，某咨询公司做可行性研究报告时，在风洞中进行测试，其结果如下：

由上式可知：当吹10m/s西风时，风速偏小1.2m/s；又如某一风电场测风杯盐蚀严重，再风洞进行测试，风速2m/s时，还不能启动。根据风洞测试两台风速仪结果为

由此可见，现场测风的数据非常不准确，在风速为0时，实际上已有1.59m/s的风速，在10m/s时，已有10.82m/s的风速。无疑现场风速测量的准确性差。

风向的准确性关系到确定主导风向，但有的现场测风站仅用罗盘，把北标记对准地磁方向的“北”，没有进行地磁偏角方向找正。还有的风向指北杆各点不一致，在测量塔装多层风向标，上下指北杆有5°～10°的差异，这些都影响风向玫瑰图的精度。

（3）数据完整性。由于传感器、数据处理器和记录器的失灵或者电池更换不及时等都能引起数据遗漏，使现场观测的风速值产生不连续，形成资料不完整，实际上一年的资料中间断断续续加起来仅七八个月的数据，这样的资料无法用WASP软件进行计算，也缺乏其代表性。数据完整率应是采集时间的95%以上，最差也不能低于90%。有效数据完整率为

应测数目是测量期间总小时数，缺测数目为没有记录到小时的数目，无效数据数目为确认是不合理的小时数目。

风电场要求至少有一年的完整数据（最好是一个自然年从1月1日至12月31日）。因为一年是建立风况季节性特性资料的最短期限，这样也有利于与气象站资料进行对比分析，若用前一年的下半年和后一年的上半年作为一年，往往很难判断是大风年还是小风年。

一般来说，数据验证工作应在测风数据提取后立即进行。检验后列出所有可疑的数据和漏测的数据及其发生时间。对可疑数据进行再判断，从中挑选出符合实际的有效数据放回原数据中；无效数据则采用前后相邻数据取平均、参考其他类似测风设备同期数据、或者凭经验进行替代而变为有效数据，对无法平均或无法替代的则视为无效数据；误测和漏测数据除按可疑数据进行处理外，应及时通知测风人员尽快采取措施予以纠正，最终整理出一组连续的数据，数据完整率（即除去漏测数据数量和无效数据数量后的实际数据数量占应测量数据的比例）应达到90%以上。

最后，将所有经验证后的数据汇总，得到至少连续一年的一套完整的数据。

2.缺测数据订正

缺测数据可参照如下方法进行订正：

（1）按不同风向求相关。需要借助邻近气象站或者现场多点观测的其他点数据进行比较。这种方法的基础是同大气环流形势、相邻的观测数据变化是有联系的，其振动幅度大致是一致的。于是，两点间风的变化是相关的。

从理论上讲，在同一天气系统下，相邻两点风向一致，所以寻求各风向下的风速相关是合理的。其方法是建一直角坐标系，横坐标为基准站（气象站）风速，纵坐标为风电场场测站的风速。按风电场测点在某一象限内（如西北风）的风速值，找出参考站对应时刻的风速值点图，求出相关性，最好能建立回归方程式，对于其他象限重复上述过程，可获得16个风向测点的相关性，然后按各方向对缺测的数据进行订正。

（2）按不同风速求相关性。风速相关性一般来说，小风即风速3m/s以下时，相关性较差，因为小风时受局地影响很大，如甲地风速在1m/s内时，相邻乙地可能是2m/s，绝对不能得出甲地比乙地风速小50%的结论。同时小风时风向也不稳。只有当风速较大时相关性才较好。

（3）长年数据订正。在风电场测风，虽有一两年的资料，想取得历年之间及各季之间的风力变化资料，显然是做不到的。所以必须根据相邻气象站或水文站、海洋站的长时间（30年以上）资料进行订正。

从长时间来看，由于风电场测风时的年份所测的风速可能是正常年，也可能是大风年或者是小风年的风速，若不作修正，有产生风能估计偏大或偏小的可能，但也不能简单地将气象站的30年资料拿来进行对比。因为气象要素随时间的变化不仅含有气候的变化的影响，而且还含有站址的搬迁，站址周围建筑物和树木的成长等变化的影响，所以往往气象站的风速有随着年代推移逐年偏小的趋势，故不能看到气象站的风速序列中与风电场测风的年份比20世纪50—80年代小就认为是小风年。应该分析气象站资料，最近一些年来周围环境的变化，再确定相应风电场哪一年属于是什么年（大风、小风或正常年），然后以每年与气象站风速的差值推算出风电场长时间资料。即反映风电场长期平均水平的代表性资料。

3.数据计算处理

将验证后的数据与附近气象台、站获取的长期统计数据进行相关比较并对其进行修正，从而得出能反映风电场长期风况的代表性数据；将修正后的数据通过分析计算如应用WASP程序，变成评估风电场风能资源所需要的标准参数指标，如月平均风速、年平均风速、风速和风能频率分布（每个单位风速间隔内风速和风能出现的频率）、风功率密度、风向频率（在各风向扇区内风向出现的频率）等，计算风功率密度和有效风速小时数，绘制出风速频率曲线、风向玫瑰图、风能玫瑰图，年、月、日风速变化曲线。

4.测风数据用于风能资源的评估

对计算处理后的各参数指标及其他因素进行评估。其中包括重要参数指标的分析与判断，如风功率密度等级的确定、风向频率及风能的方向分布、风速的日变化和年变化、湍流强度分析、天气等；将各种参数以图表形式绘制出来。如绘制全年各月平均风速，风速频率分布图，各月、年风向和风能玫瑰图等，以便能直观地判断风速风向变化情况，从而估计及确定风力发电机组机型和风力发电机组排列方式。

三、风能资源的统计计算

（一）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次数，它是最直观简单地表示风能大小的指标之一。

我国建设风电场时，一般要求当地在10m高处的年平均风速在6m/s左右，这时，风功率密度在200～250W/m2，相当于风力发电机组满功率运行的时间在2000～2500h，从经济分析来看是有益的。

但是用年平均风速来要求也存在着一定的缺点，它没有包含空气密度和风频在内，所以年平均风速即使相同，其风速概率分布型式p（v）并不一定相同，计算出的可利用风能小时数和风能有很大的差异，见表1-1-10。可以看出，在平均风速基本相同的情况下，一年中风速大于等于3m/s在一年中出现的小时数，最大的可相差几百小时，占一年中风速大于等于3m/s出现小时数的30%，两者相等的几乎没有；其能量值相差就更为突出，有的可以相差1.5倍以上。从全国300余站资料的分析来看，情况大体相似，两站平均风速基本相同，其一年中风速大于等于3m/s的小时数和风能却不相同，若以相差5%为相同者，其站数还不到总站数的5%。

一般是春季风速大，夏秋季风速小。这有利于风电和水电互补，也可以将风力发电机组的检修时间安排在风速最小的月份。同时，风速年变化曲线与电网年负荷曲线对比，一致或接近的部分越多越理想。

2.风速日变化

风速虽瞬息万变，但如果把长时间的资料平均起来便会显出一个趋势。一般说来，风速日变化有陆、海两种基本类型：①陆地，白天午后风速大，夜间风速小，因为午后地面最热，上下对流最旺，高空大风的动量下传也最多；②海洋，白天风速小，夜间风速大，这是由于白天大气层的稳定度大，因为白天海面气温比海温高所致。

风速日变化与电网的日负载曲线特性相一致时，也是最好的。

3.风速随高度变化

在近地层中，风速随高度有显著的变化，造成风在近地层中的垂直变化的原因有动力因素和热力因素，前者主要来源于地面的摩擦效应，即地面的粗糙度；后者主要表现与近地层大气垂直稳定度的关系。当大气层结为中性时，乱流将完全依靠动力发展，这时风速随高度变化服从普朗特经验公式，即

经过推导可以得出幂定律公式为

如果没有不同高度的实测风速数据，风切变指数a取1/s（0.143）作为近似值，这相当地面为短草。在广州电视塔观测a为0.22，上海南京路电视塔为0.21，武汉跨江铁塔为0.19，北京八达岭风电试验站为0.19。

风速垂直变化取决于a值。a值的大小反映风速随高度增加的快慢，a值大表示风速随高度增加得快，即风速梯度大；a值小表示风速随高度增加得慢，即风速梯度小。

a值的变化与地面粗糙度有关，地面粗糙度是随地面的粗糙程度变化的常数，不同地面粗糙度风速随高度变化差异很大。粗糙的表面比光滑表面更易在近地层的垂直混合更为充分，混合作用的加强使得近地层风速梯度减小，所以粗糙的地面比光滑地面的风速小。

4.风向频率玫瑰图

风向频率玫瑰图可以确定主导风向，对于风电场机组位置排列具有关键作用，因为机组排列是垂直于主导风向的。

5.湍流强度

湍流是指风速、风向及其垂直分布的迅速扰动或不规律性，是重要的风况特征。湍流很大程度上取决于环境的粗糙度、地层稳定性和障碍物湍流强度，是脉动风速的均方差σ与平均风速的比值，即

Ir≤0.10时表示湍流较小，Ir≥0.25表示湍流过大，一般海上Ir＝0.08～0.10，陆地上Ir＝0.12～0.15。它有两种不利的影响，减少输出功率和引起风能转换系统的振动和荷载的不均匀，最终使风力发电机组受到破坏。

（二）风功率密度

1.风能

风能是空气运动的动能，或每秒在面积F上从以速度v自由流动所获得的能量，即获得的功率w。它等于面积、速度、气流动压的乘积，即

实际上，同一个地点空气密度为常数，当面积一定时，则风速是决定风能多少的关键因素。

风功率密度是气流垂直通过单位面积（风轮面积）的风能。它是表征一个地方风能多少的指标。因此在与风能公式相同的情况下，将风轮面积定为1m2（F＝1m2）时，风能具有的功率为

衡量一地风能的大小，要视常年平均风能的多少而定。由于风速是一个随机性很大的变量，必须通过一定长度的时间观测来了解它的平均状况。因此，在一段时间（如一年）长度内风功率密度可以将上式对时间积分后平均，即

由时间T内风速v的概率分布p（v）可计算出平均风功率密度。

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。

2.空气密度

从风能公式可知，ρ的大小直接关系到风能的多少，特别是在高海拔的地区，影响更为突出。所以，计算一个地点的风功率密度，需要掌握的量是所计算时间区间内的空气密度和风速。在近地层中，空气密度ρ的量级为100，而风速v3的量级为102～103。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。空气密度是ρ气压、气温和温度的函数，其计算公式为

3.风速的统计特性

由于风的随机性很大，因此在判断一个地方的风况时，必须依靠各地区风的统计特性。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，长期观察的结果表明，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，并且资料的长度至少有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偏态，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。关于风速的分布，国外有过不少的研究，近年来国内也有探讨。风速分布一般均为正偏态分布，一般说，风力越大的地区，分布曲线越平缓，峰值降低右移。这说明风力大的地区，一般大风速所占比例也多。如前所述，由于地理、气候特点的不同，各种风速所占的比例有所不同。

通常用于拟合风速分布的线形很多，有瑞利分布、对数正态分布、Γ分布、双参数威布尔分布、三参数威布尔分布等，也可用皮尔逊曲线进行拟合。但普遍认为双参数威布尔分布曲线是适用于风速统计描述的概率密度函数。

威布尔分布是一种单峰的，两参数的分布函数簇。其概率密度函数可表达为

当c＝1时，称为标准威布尔分布。形状参数k的改变对分布曲线形式有很大影响。当0＜k＜1时，分布的众数为0，分布密度为x的减函数；当k＝1时，分布呈指数形；k＝2时，便成为瑞利分布；k＝3.5时，威布尔分布实际已很接近于正态分布了。

估计风速的威布尔分布参数有多种方法，依不同的风速统计资料进行选择。通常采用方法有三种：①最小二乘法，即累积分布函数拟合威布尔分布曲线法；②平均风速和标准差估计法；③平均风速和最大风速估计法。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。在具体使用当中，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获得，因此，这种方法较前两种方法有优越性。

4.平均风功率密度

根据式可知，w为ρ和v两个随机变量的函数，对一地而言，空气密度ρ的变化可忽略不计，因此，w的变化主要是由v3随机变化所决定，这样w的概率密度分布只决定风速的概率分布特征，即风速立方的数学期望为

令y，则

可见，风速立方的分布仍然是一个双参数威布尔分布，只不过它的形状参数变为3/k，尺度参数为c3。因此，只要确定了风速的双参数威布尔分布的参数c和k，风速的立方的平均值便可确定，平均风能密度为

5.参数c和k的估计

用即最小二乘法、平均风速和标准差估计威布尔参数方法、平均风速和最大风速估计威布尔分布参数的方法说明如下：

（1）用最小二乘法估计威布尔参数。根据风速的威布尔分布，风速小于vg的累积概率（分布函数）为

取对数整理后，有

令y＝ln｛-ln［1-p（v≤vg）］｝，x＝lnvg，a＝-klnc，b＝k，于是参数k和c可以由最小二乘法拟合y＝a＋bx得到。将观测到的风速出现范围划分成n个风速间隔：0～v1、v1～v2、…、vn-1～vn。统计每个间隔中风速观测值出现的频率f1、f2、…、fn和累积频率p1＝f1、p2＝p1＋f2、…、pn＝pn-1＋fn。取下列变换

并令

因此，根据以上式子及上述风速累积频率观测资料，便可得到a、b的最小二乘估计值为

由上可得

（2）根据平均风速和标准差si估计威布尔分布参数。

可见仅仅是k的函数。因此当知道了分布的均值和方差拌便可求解k。由于直接用求解k比较困难，因此通常可用上式的近似关系式求解k为

因而得出

以平均风速估计μ，样本标准差sv估计σ，即

由上式便可求得k和c的估计值。在各个等级风速区间（如0、1m/s、2m/s、3m/s、…、m/s）的频数已知的情况下，v和sv可以近似地计算如下

（3）用平均风速和最大风速估计威布尔分布参数。我国气象观测规范规定，最大风速的挑选指的是一日任意时间的10min最大风速值。设vmax为时间T内观测到的10min平均最大风速，显然它出现的概率为

对上式逆变换得

因此在知道了vmax和后，以作为μ的估计值，由上式就可能解出k。直接计算比较麻烦，而大量的观测表明，k值通常变动范围为1.0～2.6之间。此时≈0.90，于是得k的近似解为

进而求得

考虑到vmax的抽样随机性很大，又有较大的年际变化，为了减小抽样随机性误差，在估计一地的平均风能潜力时，应根据v和vmax的多年平均值（最好10年以上）来估计风速的威尔分布参数，有较好的代表性。

6.有效风功率密度

在有效风速范围（风力发电机组切入风速到切出风速之间的范围）内，设风速分布为p′（v），风速立方的数学期望为

上式可通过数值积分求得。因此有效风能密度便可计算出来，即

确定了风速的威布尔分布两个参数c和k之后，在工作风速风，切入风速v1到切出风速v2，其有效平均风能密度的计算为

式中，

，积分号下为不完全Γ函数，可以通过数值积分求得。

一般年风能可利用时间在2000h以上时，可视为风能可利用区。

确定了风速的威布尔分布两个参数c和k之后，风能可利用时间t，即时段N内出现有效风速（v1≤v≤v2）的小时数为

7.风能可利用时间

在风速概率分布确定以后，还可以计算风能的可利用时间。

只要给定了威布尔分布参数c和k之后，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、k，风速的分布型式便给定了，具体风力发电机组设计的各个参数同样可以加以决定，而无须逐一查阅和重新统计所有的风速观测资料，它无疑给实际使用带来许多方便。一些研究结果还表明，威布尔分布不仅可用于拟合地面风速分布，也可用于拟合高层风速分布。其参数在近地层中随高度的变化很有规律。当知道了一个高度风速的威布尔分布参数，便不难根据这种规律求出近地层中任意高度风速的威布尔分布参数。

（三）风功能密度等级及风能可利用区的划分

风功率密度等级蕴涵着风速、风速频率分布和空气密度的影响，是衡量风电场风能资源的综合指标。风功率密度等级在国标“风电场风能资源评估方法”中给出了7个级别，见表1-1-11。

由表1-1-11可以看出当风功率密度大于150W/m2、年平均风速大于5m/s的区域被认为是风能资源可利用区；10m高处年平均风速在6m/s，风功率密度为200～250W/m2为较好的风电场；年平均风速为7m/s，风功率度为300～400W/m2为很好的风电场。

一般说平均风速越大，风功率密度也大，风能可利用小时数就越多。我国风能区域等级划分的标准如下：

（1）风能资源丰富区。年有效风功率密度大于200W/m2，3～20m/s风速的年累积小时数大于5000h，年平均风速大于m/s。

（2）风能资源次丰富区。年有效风功率密度为200～150W/m2，3～20m/s。风速的年累积小时数为5000～4000h，年平均风速在5.5m/s左右。

（3）风能资源可利用区。年有效风功率密度为150～100W/m2如，3～20m/s风速的年累积小时数为4000～2000h，年平均风速在5m/s左右。

（4）风能资源贫乏区。年有效风功率密度小于100W/m2，3～20m/s风速的年累积小时数小于2000h，年平均风速小于4.5m/s。

风能资源丰富区和较丰富区具有较好的风能资源，为理想的风电场建设区。

风能资源可利用区，有效风功率密度较低，这对电能紧缺地区还是有相当的利用价值。实际上，较低的年有效风功率密度也只是对宏观的大区域而言，而在大区域内，由于特殊地形有可能存在局部的小区域大风区，因此，应具体问题具体分析。通过对这种地区进行精确的风能资源测量，详细了解分析实际情况，选出最佳区域建设风电场，效益还是相当可观的。

风能资源贫乏区，风功率密度很低，对大型并网型风电机组一般无利用价值。

（四）风能资源的评估

风能资源多少是风能利用的关键。收集能量的成本是由风电机组设备的成本、安装费用和维修费等与实际的生产能量所确定的。因此，不但要着重考虑节省基本投资，而且要根据当地风能资源选择适当的风电机组，使风电机组与风能资源两者相匹配，才能获得最大的经济效益。

根据风的气候特点，较长时间的观测资料才有较好的代表性。一般说来，需要有10年以上的观测资料才能比较客观地反映一地的真实状况。为此，计算了全国900余个气象台站10年平均风能密度值，绘制成全国年平均风功率密度分布图。利用图上的10W/m2、25W/m2、50W/m2、100W/m2、200W/m2和大于2000W/m2的各风功率密度等值线间的面积，然后分别乘以各等级风功率密度的代表值。

由于考虑一个单位截面积的风能转换装置，风吹过后必须经前后左右各10倍直径距离后才能恢复到原来的速度，所以将各等级风功率密度等值线的面积的总和除以100，即可得到风能总储量。

据测算，在10m高处我国风能理论资源储量约为32.0亿kW，实际可供开发的量按32.0亿kW的1/10估计，则可开发量为3.2亿kW。考虑到风电机组风轮的实际扫掠面积为圆形，对于1m直径风轮的面积为0.52π＝0.785m2。因此，再乘以面积系数0.785，即为经济可开发量。由此，得到全国风能经济可开发量为2.53×1010W，即2.53亿kW。

（五）风能资源的分区

根据全国有效风功率密度和一年中风速大于等于3m/s时间的全年累积小时数，可以看出我国风能资源的地理分区。

（1）东南沿海及其岛屿为我国最大风能资源区。有效风功率密度大于等于200W/m2的等值线平行于海岸线，沿海岛屿的风功率密度在300W/m2以上，一年中风速大于等于3m/s的时数为7000～8000h。但从这一地区向内陆则丘陵连绵，冬半年强大冷空气南下，很难长驱直下，夏半年台风在离海岸50km，风速便减少到68%。所以东南沿海仅在山海岸向内陆几十千米的地方有较大的风能，再向内陆风能锐减，在不到100km的地带，风功率密度降至50W/m2以下，反为全国最小区。但在沿海的岛屿上（如福建台山、平潭等，浙江南鹿、大陈，嵊泗等广东的南澳）风能都很大。其中台山风功率密度为534.4W/m2，一年中风速大于等于3m/s的时数累计出现7905h。换言之，平均每天一年中风速大于等于3m/s的时数有21h20min，它是我国平地上有记录的风能资源最大的地方之一。

（2）内蒙古和甘肃北部以北广大地带为次大区。这一带终年在高空西风带控制之下，且又是冷空气入侵首当其冲的地方，风功率密度在200～300W/m2，一年中风速大于等于3m/s的时间全年有5000h以上，从北向南逐渐减少，但不像东南沿海梯度那样大。最大的虎勒盖地区，一年中风速大于等于3m/s的时间累积时数可达7659h。这一区虽较东南沿海岛屿上的风功率密度小一些，但其分布的范围较大，是我国连成一片的最大地带。

（3）黑龙江和吉林东部及辽东半岛沿海风能也较大，风功率密度在200W/m2以上，一年中风速大于等于3m/s的时数也达5000～7000h。

（4）青藏高原北部风功率密度在150～200W/m2之间，一年中风速大于等于3m/s可达6500h，但由于青藏高原海拔高，空气密度较小，所以风功率密度相对较小，在4000m的空气密度大致为地面的67%。也就是说，同样是8m/s的风速，在平地为31306W/m2，而在4000m只有209.9W/m2。所以，若仅按一年中风速大于等于3m/s的时数，青藏高原应属风能最大区，实际上这里的风能远较东南沿海为小。

（5）云南、贵州、四川，甘肃、陕西南部、河南、湖南西部以及福建、广东、广西的山区，西藏、雅鲁藏布江以及新疆塔里木盆地为我国最小风能区，有效风功率密度在50W/m2以下，一年中风速大于等于3m/s的时数在2000h以下。在这一地区，尤以四川盆地和西双版纳地区风能最小，这里全年静风频率在60%以上，如绵阳67%、巴中60%、阿坍67%、恩施75%、德格63%、耿马孟定72%、景洪79%，一年中风速大于等于3m/s的时数仅有300多h，所以这一地区除高山顶和峡谷等特殊地形外，风力潜能很低，无利用价值。

（6）在（4）和（5）地区以外的广大地区为风能季节利用区。如有的在冬季、春季可以利用，有的在夏秋可以利用等，这一地区风功率密度在50～150W/m2之间，一年中风速大于等于3m/s的时数为2000～4000h。表1-1-12给出了我国风资源可开发量和经济可开发量。

必须说明，上述的资源储量不包括近海的储量，根据不完整的资源估算，近海（水深10m），离海面10m高，风能储量约为陆地的3倍，即约7.5亿kW。

四、风资源测量与评估案例

（一）玉门风能资源

1.区域风资源概况

甘肃风能资源风能总储量居全国第6位，全省有效风能储量由西北向东南逐渐减少，风能丰富区为河西走廊酒泉地区。酒泉地区南部为祁连山脉，北部为北山山系，中部为戈壁荒滩，形成两山夹一谷的地形，成为东西风的通道。玉门镇位于河西走廊西部，风能资源十分丰富。酒泉地区部分气象站风能资源统计见表1-1-13。

2.玉门镇气象站

（1）气象站基本情况。玉门镇气象站为国家基本气象站，位于玉门镇南郊，东经97°02′，北纬40°16′。气象站观测场高程1526m，于1952年7月设立，观测至今，记录有完整连续的气象资料。大唐玉门风电场场址距离玉门镇气象站约8km，其间地形平坦，没有大尺寸地形阻碍，与风电场平均高程相差40m，因此玉门镇气象站可作为分析该风电场风能资源的参证站。

玉门镇气象站建站至2003年风速测量一直采用人工站记录方式，人工记录测风仪为EL型，高度10.5m；于2003年开始人工站和自动站并行记录，自动站测风仪为EL15-2/2A型，高度为10.5m，人工和自动站互为备份。风向标经过磁偏角修正，设备经过标定。

玉门镇属大陆性中温带干旱性气候，根据玉门镇气象站1971—2000年30年气象资料统计，年平均气温7.1℃，年平均气压847.2hPa，年平均水汽压4.9hPa，年平均相对湿度42%，年平均降水量66.7mm。玉门镇气象站气象要素统计见表1-1-14。

（2）多年年平均风速。玉门镇气象站自1952年建站以来已有60多年的气象观测资料，本阶段选取近30年（1978—2007年）的气象资料进行统计分析计算，玉门气象站1978—2007年年平均风速统计值见表1-1-15。

从图表中可以看出，从20世纪70年代至今，玉门镇气象站年平均风速有逐年减小的趋势，与全国其他气象站近年来的变化基本一致。经调查分析，这与气象站周围高大建筑物逐年增多及全球气候变化有关。

（3）月平均风速。玉门镇气象站1978—2007年各月平均风速统计表见表1-1-16；该地区大风月集中在11月至次年4月，小风月集中在7—9月。也就是说，冬春季风大，夏季风小。

（4）风向玫瑰图。根据玉门镇气象站资料，该地区风向玫瑰图如图1-1-14所示。

由图1-1-14中可以看出，该地区盛行风向为东风、西风。在时间分布上，年盛行风向和季节变化基本一致，冬季盛行西风，夏季盛行东风。

（二）玉门风电场测风资料

1.测风塔情况

为开发大唐玉门风电场风能资源，大唐甘肃发电公司2004年6月在风电场东南设立了一座60mm测风塔（大唐0001号），测风塔基本情况见表1-1-16。

测风资料基本情况为：大唐0001号测风塔有2004年6月12日至2006年12月30日（10m、40m、50m、60m）10min风速风向资料，其中2006年6月5日以后测风塔60m高度测风仪损坏。

2.测风数据检验与处理

为了有效地评估风电场风能资源，应对原始测风数据进行验证，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理的数据和缺测的数据。因2006年6月5日以后测风塔60m高度测风仪损坏，本次选用2004年6月12日至2006年6月5日近两年测风资料进行风能资源评价。

按照GB/T 18710—2002《风电场风能资源评价办法》，采用北京木联能软件公司编制的《风电场测风数据验证和评估软件》2.0版本对各测风塔原始数据进行完整性和合理性检验，检验项目如下：

（1）小时平均风速值范围为0～340m/s。

（2）风向值范围0°～360°。

（3）当切入风速大于5.0m/s时，风速和风向连续6h无变化。

（4）小时平均风速变化小于10.0m/s。

（5）相隔高度在1～20m条件下平均风速差小于2.0m/s。

（6）相隔高度在21～40m条件下平均风速差小于4.0m/s。

（7）相隔高度在1～20m条件下平均风向差小于22.5°。

（8）当切入风速大于5.0m/s时，风速标准差值小于10。

对测风塔的实测数据分别进行完整性检验、范围检验、相关性检验和风速变化趋势检验，检验后列出所有不合理的数据和缺测数据及对应的时间，对不合理数据再次进行判断，挑出符合实际情况的有效数据，回归原始数据组。测风塔数据检验结果见表1-1-17。

0001号测风塔不同高度实测月平均统计见表1-1-18，测风塔60m高度全年各扇区风向和风功率分布统计见表1-1-19。由表1-1-19中可以看出。本风场主风向和主风能方向稳定且一致，以东东北（ENE）风和西（W）风的风速、风功率最大和频次最高，东东北风速占14.70%～22.23%，风功率占11.94%～23.91%；西风风速占13.95%～18.54%，风功率占24.05%～35.72%。

3.测风数据订正

为得到一套反映该风电场长期平均水平的风速代表性数据，需借鉴玉门镇气象站长期测风资料对0001号测风塔实测逐小时风速风向数据进行订正。

由玉门镇气象站多年年平均风速变化直方图可以看出，从20世纪70年代到现在，玉门镇气象站年平均风速有逐年减小的趋势，1997年以后基本稳定在一个水平，与全国其他气象站近年来的变化基本一致。玉门镇气象站建站至2003年风速测量一直采用人工站记录方式，于2003年开始人工站和自动站并行记录，经分析比较2003年以后年平均风速，未发现因测风记录仪器的改变引起的波动。

为到一套反映该风电场长期平均水平的风速代表性数据，经分析认为玉门镇气象二站年平均风速1997年以后基本稳定，1996年6月至2006年5月年平均风速2.98m/s。而与场0001号风塔同期记录的气象站。2004年6月至2005年年平均风速为3.04m/s，2005年6月至2006年5月年平均风速为3.00m/s，2004年6月至2006年5月年平均风速为3.02m/s，与近10年1996年6月至2006年5月年平均风速持平。为了使选取的0001号测风资料能够代表本风电场长期的平均风速水平，本次选用0001号测风塔2004年6月12日至2008年6月5日两年实测60m高处10min风速风向数据。由测风时段气象站10m与0001号测风塔60m高平均风速变化曲线看出0001号测风塔与气象站风速变化周期基本相同。

0001号测风塔60m高代表年平均风速为7.19m/s。0001号测风塔代表年平均风速、风功率密度统计见表1-1-20。

（三）风电场风资源计算

1.空气密度

根据玉门镇气象站30年（1978—2007年）各月平均气温、气压和水汽压计算空气密度，计算得到玉门镇空气密度为1.059kg/m3。玉门风电场与玉门镇气象站距离较近，平均地面高差约40m。其间地形平坦，没有大尺寸地形阻碍，所以大唐玉门风电场的空气密度取为1.059kg/m3。

2.风能计算

0001号测风塔65m高度风速数据由2005年、2006年两年的60m高度平均数据推算（风切变指数取0.10），风向采用60m高数据。

（1）平均风速及风功率密度。根据0001号测风塔代表年65m高度数据统计，年平均风速为7.24m/s，平均风能密度为374W/m2。0001号测风塔代表年65m高度月平均风速统计见表1-1-21。

（2）风频曲线及威布尔分布参数。风频曲线采用威布尔分布，概率分布函数用下式表示：

用WAsP9.0程序进行曲线拟合计算，得到0001号测风塔10m高代表年平均风速为5.85m/s，平均风功率密度为212W/m2，威布尔参数c＝6.6，k＝1.92；40m高代表年平均风速为7.06m/s，平均风功率密度为341W/m2，威布尔参数c＝8.0，k＝2.09；50m高代表年平均风速为7.18m/s，平均风功率密度为358W/m2，威布尔参数c＝8.1，k＝2.09；65m高代表年平均风速为7.32m/s，平均风功率密度为380W/m2，威布尔参数c＝8.3，k＝2.09。0001号测风塔65m高度风速威布尔分布。

（3）风速、风向特性。

1）风向及风速特性。0001号测风塔65m高度全年风向和风能玫瑰图分别如图1-1-15和图1-1-16所示，0001号测风塔65m高度全年各扇区风向和风能分布统计见表1-1-22。从图1-1-14和表1-1-22中可以看出，该风场主风能方向一致，以西（W）风和东东北（ENE）风的风速、风功率最大和频次最高。西风（W）风风向占15.72%，风功率占29.80%；东东北（ENE）风风向占18.50%，风功率占18.01%。

从0001号测风塔65m高度风速、风功率密度分布看，年有效风速（3.0～20.0m/s）时数为7893h，占全年的90%，11～20m/s时数为1633h，占全年的18.65%；小于3m/s的时数占全年的8.80%，大于20m/s的时数占全年的0.086%。有效风速时段较短，全年均可发电，无破坏性风速。

2）风速的年内变化。通常情况下，本地区年内大风月集中在11月至次年4月，小风月集中在7—9月。也就是说，冬春季风大，夏季风小。但各年尚不完全相同，在总趋势下，存在一些偶然因素影响。

由0001号测风塔65m高度风速和风功率密度年内变化曲线，0001号测风塔65m高度各月风向、风能玫瑰图可以看出，7—9月以东风为主，其他月份以西风为主，在时间分布上，年盛行风向和季节变化基本一致，冬春季盛行西风，夏季盛行东风。

3）风速的日变化。风速一日之内的变化是十分复杂的，难以用一条曲线表示。从0001号测风塔65m高度风速、风功率密度各月日变化曲线图中可以看出，1日内11：00—12：00风速开始加大，17：00—18：00风速最大，然后逐渐减小，至凌晨最小。就总体情况看，晚上小，白天大。

4）实测最大风速。风电场各测风塔不同高度实测最大风速、极大风速统计见表1-1-23。

（4）风切变指数。根据0001号测风塔不同高度测风资料计算风切变指数见表1-1-24。

根据0001号测风塔不同高度（10m、40m、50m、60m）测风资料，不同高度及其风速值拟合幂指数方程（方程为Y＝4.5566　X0.1132），相关系数为0.998，相关性较好，切变指数为0.11。

综合以上风切变指数分析成果，风切变指数变化规律基本稳定，风切变指数采用为1.10。

（5）50年一遇极大风速。根据玉门镇气象站近30年（1977—2006年）实测年最大风速，采用极值Ⅰ型概率分布统计出50年一遇10m最大风速为28.4m/s（50年一遇极大风速取50年一遇最大风速的1.4倍）。

推算至风力发电机组轮毂60m、61.5m和65m高度50年一遇极大风速分别为47.6m/s、47.7m/s和47.9m/s（切变指数取0.10），小于52.5m/s。

另对0001号测风塔（2004年12月至2006年6月）60m高度极大风速与同期气象站10m高度极大风速进行相关分析（相关方程为：Y＝1.1832 X＋1.0019），相关系数为0.82，相关性较好。通过此相关方程推算风电场场址区60m高度50年一遇极大风速应为47.97m/s。

（6）湍流强度。15m/s风速段湍流强度按下式计算

将测风塔实测各高度15m/s风速段平均风速和相应风速标准偏差分别代入上式计算，求出各高度湍流强度见表1-1-25。

由表1-1-25可以看出，风电场40m高度湍流强度0.0762，50m高度湍流强度0.0726，60m高度端流强度0.0657，小于0.1风电场40～60m高度湍流相对较小。

（四）风力资源综合评价

该风电场主风向和主风能方向一致，以西（W）和东东北（ENE）风的风速、风能最大和频次最高，盛行风向稳定。风速冬春季大，夏季小，白天大，晚上小。

65m高度风速频率主要集中在3.0m/s以下和20m/s以上的无效风速和破坏性风速少，年内变化小，全年均可发电。WAsP 9.0程序进行曲线拟合，计算结果根据《风电场风能资源评估方法》判定该风电场风功率等级为3级，风能资源较为丰富。

风力发电机组轮毂60m、61.5m和65m高度50年一遇极大风速分别为47.6m/s、47.7m/s和47.9m/s（切变指数取0.10），小于52.5m/s。

60m高度15m/s风速段湍流强度0.07左右，小于0.1，湍流强度较小。根据国际电工协会IEC61400-1（2005）标准判定该风电场属IECⅢ类风场。

综上所述，本风电场无破坏性风速，盛行风向稳定。风能资源较为丰富，具有一定规模的开发的前景，是一个较理想的风力发电扬。

任务回顾与思考

1.试述风的形成。

2.试述我国风资源分布情况。

3.我国风能资源的区域等级划分的标准是什么？

4.测风所需的工器具是什么？测风的步骤是什么？

5.如何进行风资源的统计计算与评估？