风资源评估-工程应用-windfarmer操作步骤

Windfarmer软件操作步骤及注意事项

目录

一、目的： (1)

二、准备资料 (1)

三、计算步骤 (2)

1 wasp——导入文件: (2)

2 wasp-------输出文件： (2)

3 导入windfarmer： (2)

4 设置： (2)

Windfarmer 应用步骤 (2)

001 前提：选型完成之后—— (2)

02 wasp部分 (3)

003 windfarmer部分 (5)

01 以现场测量数据为依据 (8)

004 RIX（陡峭度指标问题） (11)

006 损耗 (13)

007 不确定性 (13)

一、目的：

windfarmer用于简单地形——基于wasp模型——同时也用于复核计算（湍流）

二、准备资料

1 原始风速数据——windgrogher——输出。Tab文件

2 边界坐标——txt-wob——或者自己在windfarmer里面地图上画

3 风机点位坐标——或者自己排布优化

4 功率曲线——.wtg 文件——wasp中建立一个风机后直接save为。Wtg格式文件

5 地图——.map+roughness

6

三、计算步骤

1 wasp——导入文件:

windgrogher导出tab文件

wasp turbine editor导出风机功率曲线wtg文件

cad—globalmaper—wasp editor—导出contours+roughness的map文件

风机点位文件

计算resource grid文件前要设置边界（control+shift—画，control—移动）

若测风塔在风场边界之外则计算三个资源栅格（mast高度、mast轮毂高度、轮

毂高度）

2 wasp-------输出文件：

Hub 高度的wrg文件

Mast 高度的wrg文件

3 导入windfarmer：

Map+roughness地图文件

画边界点或者拖入wob文件

画出禁止区域等设置

导入风场和测风塔点位的wrg文件

布机或者导入风机点位坐标

风机属性设置——功率曲线设置——导入wtg文件

优化——迭代300-500次左右

4 设置：

控制面板设置

Windfarmer 应用步骤

001 前提：选型完成之后——

01 windogragher部分风速数据处理整理成txt格式，包括风速风向标准偏差，

●风速注意：风速和风向同时删除或者拟合——为了生成tab文件

注意：在生成拟合轮毂高度处tab文件前得先观察风剪切的大小，看有几个高度，测风塔最高度离轮毂高度的距离。要是50m测风塔，轮毂90m，如果根据当地的区域情况，决定是否根据现有的风剪切直接用windogragher推上去；再者，可以在50m导出tab 文件载入wasp，，然后根据地形地貌直接推上去的测风塔单点的wrg文件中观察90m 高度处的平均风速与windogragher拟合上去的90m风速比较。然后仔细比较决定用哪个风速，一般情况下，建议用windogragher拟合，如果有几个高度的实测风速。而且拟合的也比较好，在1.5-3.0之间都可以考虑。

●拟合的高度风速注意两点：拟合高度的风速插入测风塔高度的风速的标准偏差——为了

后续在旧版的windfarmer中生成wti文件，算轮毂高度出的湍流（也可以在新版的4.2中生成wti然后修正后可以）

注意插入之后，在左边要排序，删除空格值，有时候0太多也要处理，windfarmer中要有至少三个要求：风速、风向、标准偏差，越少越好！

02 wasp部分

1 地图中要有粗糙度信息，粗糙度根据北京截图画完后，必须在global mapper中的望远镜中观察看粗糙度设置的时候是否和等高线连在一起。

如果连在一起，需要处理如下，把对应粗糙度的数据全选，选择左下方的“编辑已选“按钮，选择ELEVATION ——删除！

2 建立wasp工程中，在测风塔点风资源栅格先算，再算hub 风资源栅格。注意在设置区域后，点击右键，选择do all calcultion 计算才可以。

3 注意观察风资源栅格后statistics中的RIX值，不能超过30%。要注意观察不同扇区的值的大小，delta-rix也要观察。

003 windfarmer部分

001 导入包含粗糙度的地图。

002 导入原始数据——测风塔高度处的风速、风向、标准偏差，拟合高度处的风速和标准偏差—然后生成不同高度的wti文件，（一下是旧、新的windfarmer中生成的wti文件）

003 风资源栅格文件，不同高度不同资源栅格——项目属性中处理

004 不同高度的湍流强度载入

005 发电量中空气密度和场址参考高度（测风塔海拔+温度计高度）的设置

006 发电量效率设置，和国外报告保持一致！同时也是损失的设置——目的是在以后生成的excel报告中直接用发电量（净发电量就是计算上网电量）。

可以外加在控制面板中的不确定度设置后，可以计算出P50等值

007 如果风速在标准空气密度下没有超，而湍流超了，这时候就需要用到扇区管理

扇区管理前提处理：选择文件中的输出——输出风流和特征湍流

然后选择项目风机：

输出txt格式后观察不同扇区的原始湍流超了与否：格式后观察不同扇区的原始湍流超了与否：

观察以上可以确定那个扇区的湍流超了，可以用于不同风机的扇区管理

附加：扇区管理原则：间隔风机管理；尽量不要关闭主风向上的15m/s特征湍流；关闭后湍流条件符合，发电量会降低，须给项目经理说明。如果关闭的扇区基本都位于主风向，而且主风向比较明显，则需要仿真的算一算载荷是否超了。超了的话则需要更换机型。仿真的算需要提供“关于风速的估计设计等效湍流“文件。

001

Windpro学习

发电量计算步骤：

01 以现场测量数据为依据

在气象对象中输入测量数据。可接受的输入数据有四种：

1）原始数据录入文件（一般为txt数据，包括时间序列，风速风向标准偏差等；

如果只有rwd、csc、NDF等后缀格式，先用记事本打开一个文件夹。查看结果是否可读，如果是继续用txt格式，即ASCII格式；

如果不是，则必须用记录仪制造商提供的软件将数据转化为ASCII格式，

例如：RWD文件来自于NRG记录仪，，数据转换软件可以在：https://www.360docs.net/doc/ec8183779.html,/support/softerware.php下载；

NDF文件来自于NOMAD记录仪，数据转换软件可以再：https://www.360docs.net/doc/ec8183779.html,/answer.aspx?id=96下载）

还有一种在线数据：NCAR，分辨率为经纬度都是2.5度，时间分辨率为6h，只有风速和风向，在具体使用时候要观察地形，海拔，坡度，粗糙度等，如果一致，可以考虑做

相关，而且相关性在0.8以上比较好。但是不适合都在温带地区（欧洲南部以及接近赤道的区域，主要是由于热驱动风的影响。与相对真实值偏差较大。）

2）如电子表格那样的时间序列数据，

3）表格数据（风速及风向频率）或W AsP .TAB 文件，

4）Weibull 参数（或平均风速）与风向的关系（或只是初步计算用的平均风速，平均风速=0.888*A；参数k是形状因子，通常是2左右，越高表示各个风速集中于平均风速）。

运行“PARK”（对于风电场）或“METEO”（对于单台风电机组或场址分析，比如改变轮毂高度或风电机组型号）。注：数据应能代表长期风资源条件。测量必须在轮毂高度上进行或风剪切必须已知。当风电机组 3.0 发电量计算模块—简介、模块和步骤?1399 EMD International A/S ? www.emd.dk ? WindPRO 2.6 ? Jan. 08位置与测风塔的距离大于50 m 时，这种方法只能用于简单地形（平坦，无局部障碍物或表面粗糙度变化），否则请参见第3.0.2.4 节。

02 粗糙度输入：

通过线条对象建立场址周围5 km 范围内的等高线；

建立场址周围约20 km 范围内的粗糙度说明。有三种方法：

1）粗糙度玫瑰图（场址数据对象---用于ATLAS计算----粗糙度—导入第三个—浏览.wpo文件），

2）粗糙度线（线条对象.map制作而来），

3）从区域对象输出的粗糙度线。--蓝绿色四边形

如果有局部障碍物，建立它们（障碍物对象）。），

2）从区域对象输出的粗糙度线。（可从Shape或者AutoCAD文件中导入数据.shp 或者.dxf ；也可导入Surfer与ArcGIS网络-----.grd/.asc）

如果有局部障碍物，建立它们（障碍物对象）。

如果一个区域含有不止一个粗糙等级，建议对该区域的粗糙等级进行简单加权。

例如，如果该区域二级粗糙度占2/4，一级粗糙度占1/4，三级粗糙度占1/4，则得到的粗糙等级为：(2×2 + 1×1 + 1×3)/4 = 2。

粗糙度分级必须覆盖整个粗糙度区域（带），就是说，宽1000 m，含10 m 高交叉障碍带的粗糙带应评估为二级粗糙度。经常看到这样的区域，在障碍带之前一直被划为一级粗糙度，然后在障碍带的几米宽度上变为三级粗糙度，在障碍带之后又变回一级粗糙度。这是错误的！“欧洲风资源地图”建议，在从风电机组向外看时，遇到的每个粗糙带的宽度都加倍。

另一个重要原则：即使某区域的地面高度低于风电机组场址的高度，这一事实也不影响粗糙度分级。地形高度的差别已经包括在山丘模型之内。实际上，在进行地形评估时，到现场考察，并对粗糙等级和粗糙度变化距离做出初步记录非常重要。此外，还应该记录局部障碍物及其尺寸。完成现场考察后，可以在办公桌上用地图和前面提到的工具确定粗糙度变化之间的确切距离以及粗糙度分级的最终设计。然而，使用WindPRO 的数字化背景地图可以免除大量测量工作（见下面对该特性的说明）。现场考察时一定要带着地图。它可以使您能确认地图信息并估计局部障碍物的大小和孔隙度。

附加：

01对大区域或复杂区域，强烈建议使用区域对象，以避免产生可能导致W AsP 计算严重误差的交叉线或不连续线等问题。

02下图中，粗糙度一致性检查清楚标出（红色阴影区）了因区域中央粗糙度线被赋予了错

误粗糙度值而产生的不一致性。

003 计算发电量的基础数据

要估算一台风电机组的年发电量需要两组基础数据：

1）轮毂高度处的风速分布

2）风电机组功率曲线如果多台风电机组放在一起组成风电机组群即风电场，风向风速分布和风电机组的精确位置以及它们的Ct 曲线也必须已知。

004 RIX（陡峭度指标问题）

定义：为一个对象周围陡度超过某限值的面积百分数;

经验值：

01通常从30%陡度起就会出现流动分离，这意味着W AsP 模型的假定不再适用。试验表明，RIX 值可提供因地形陡度而产生的不确定度指标。

02如果规划场址（风电机组位置）和参考地点（测量桅杆位置）的陡度大致相同（ΔRIX< 8%），预期计算误差会非常小。（（ΔRIX =规划场址RIX -参考地点RIX）。）

03 继而对发电量的影响：如果参考地点（测量桅杆位置）非常陡峭，比如RIX = 20，而规

划场址（风电机组位置）不太陡峭（比如RIX= 0），于是ΔRIX = - 20%。根据上图，风电机组位置处风速会低估30%。这会使计算发电量低约60%。

如果参考地点（测量桅杆位置）不太陡峭，比如RIX = 0，而预期场址（风电机组位置）非常陡峭（比如RIX =20%），于是ΔRIX = + 20%。根据上图，风电机组位置处风速会高估40%。这会使计算发电量高约80%。

风速约为8 m/s 时，发电量预测误差大约为平均风速误差的两倍。风速为6~7 m/s 时，发电量预测误差可能为平均风速误差的三倍。风速为9 m/s 时，应为1.5 倍（见下面根据典型风电机组画出的图）。（不懂）

005 基本常识定义

01等效粗糙度是在没有障碍物的平坦地形上，使计算发电量相同时，对应的粗糙等级。如果有山地或障碍物，它可能随主要结果所选的轮毂高度而变化；但因障碍物/山地而产生的等值粗糙度降低/提高则随轮毂高度变化。

02风电场效率是将阵列损耗占总发电量的比例考虑在内的每台风电机组发电量的度量值。03容量系数是风电机组如果在额定容量下运行发出与计算值相同电量所需小时数占年小时数的百分比

04利用率—利用的风能占叶轮扫风面积内可用总风能的百分数。对高风速地点，该数值将远低于低风速地点。该数值并不直接表示场址的质量，但在具体场址比较不同型号风电机组时可能很有用处。

05年运行小时数—在给定的功率曲线和风资源数据下，风电机组每年运行的小时数。最大值为8,760 h（一年的总小时数）。该数据可用于诸如闪变等计算。

06等效满负荷小时数—如果风电机组以额定容量运行，发出计算发电量所需的小时数。006 损耗

必须进行损耗估算并把它从计算结果中减去。典型损耗有：

01电网损耗—（可用WindPRO 中的eGRID 模块计算）。记住风电机组内置变压器的损耗非常重要，因为功率曲线测量通常不减掉变压器损耗。

02可用率—通常现代风电机组的可用率损失约为3%。它与制造厂家提供的担保和服务/维护协议有很大关系。某些国家电网停运情况相当常见，因而损失可能很高。但在大部分工业化国家，电网可用率通常可视为100%。

03叶片老化和冰冻—这在某些地区可能是个问题，需要专门分析。

04高风速滞后现象—如果风速高于风电机组的切出风速（每年至少一次），则风电机组恢复运行需要一段时间。发电量计算中没有考虑这一点，需要手工减去。根据我们在丹麦的经验，每发生一次这种情况，将损失0.3%的年发电量（这只是粗略估计）。

05运行方式损失—出于不同原因，风电机组可能减出力运行，原因可能是湍流（风电机组排布太近，在某些风向下会停运），闪变（近邻出现重大闪变时，持续数小时）或以减噪模式运行（如在夜间）。目前，用户必须手工减去这些损耗。以后版本会在PARK 模块加入新功能，处理这些损耗。

06最后，在得到净发电量之前，还需要修正由RIX（见第3.4.3.1 节RIX 计算）或功率曲线带来的某些偏差。

007 不确定性

计算发电量时，通常会存在以下不确定性（括号内数字表示良好条件下的不确定度估计值）：01风资源统计数据（5%）

02地形说明，即粗糙度、山丘和障碍物（5%）

03功率曲线（5%，如果已确认过的话，见5.2 节）

04计算方法（5%，正常情况下，不太复杂的地形）

估计相互独立、互不相关的不确定性的综合不确定度的常用方法是计算RMS 值，即：

综合不确定度= SQRT(52+52+52+52) = SQRT(100) = 10%

07，最新的建议是再加上一个因风长期变化造成的5%的不确定性。

007 尾流损失

01风电机组从风中获取能量时，会在风电机组的下风向产生尾流。如果邻近的

风电机组处在这一尾流影响区域内，该下风风电机组的出力会低于运行于自由风的情况。出力的减少通常约为年出力的2% - 20%，它取决于风能资源分布、风电机组特性及风电场（风电机组阵列）排布。

02WindPRO目前提供的可用模型都是单尾流模型，即只能描述一台风电机组下风气流的模型。对多台风电机组的情况，用经验组合原理将单尾流模型汇总为综合结果。

03．

组合尾流模型——现在（2005 年）多数尾流模型仍然是单尾流模型。因此，对于有多台风电机组的风电场，为得到可用结果，必须把这些单尾流组合为综合效应。这可以使用不同尾流模型通过纯经验方法做到。概述——在试图将多个单尾流模型综合为一个单下风风速时，会出现两个问题：

1．因为很多单尾流模型的结果是风速或风速变化是非均匀分布的，所以这些结果必须平均或组合为有效（均一）风速。这是必需的，因为风电机组出力要通过可用的功率曲线来估算。

2．在用单尾流确定每台风电机组的下风风速时，单尾流结果必须加到综合作用里面。

问题1：求单尾流结果的平均值

很多单尾流计算得到的结果是非均匀速度场。然而为了从测量的功率曲线计算出力，该速度场必须在风轮面积上进行平均。在WindPRO 中，使用动量变化平方法计算这一降低。该方法类似于Lange 等提出的方法[1]。

（1）

式中，u0 是自由流速；urotor 是风轮处的平均速度；uw 是非均匀尾流速度（即它是轮毂方向及与轮毂距离的函数）。对尾流模型有效性的研究表明，使用线性风速组合与使用3 阶指数得到的平均风速只有很小差别。式（1）中的积分可通过数值平均来实现。

问题2：尾流综合模型

可采用不同组合来求均值。Dierf[2]提出了四种不同尾流组合方法：1）速度变化

的平方和；2）能量平衡；3）矢量和；4）线性叠加。Djerf 认为，不应推荐用方法3）和4）。Schepers[3]提出了另一个方法。他首先计算上风风电机组的尾流。然后用这一尾流计算下风第二台风电机组的轴向力系数。然后从轴向力系数计算第二台风电机组后面的初始速度变化。WindPRO 中使用“速度变化平方和”法。速度变化平方和N. O. Jensen 模型最初用于WindPRO PARK 模块和WAsP / PARK 模块，使用速度变化平方和计算尾流综合作用。

计算步骤简述

简要计算步骤如下：

1．从最上风位置处的风电机组（luv 风电机组）开始计算。

2．直接寻找（计算）该风电机组的上风风速。

3．计算该风电机组的下风风速，即所有下风风电机组位置处的风速。

4．计算所有下风风电机组位置处的风速变化，即相对自由风速的变化。

5．如果下风风电机组仅有部分处于尾流中，则速度变化要乘以重合面积与下风风电机组风轮面积的比。

6．计算速度变化的平方。

7．计算下一台风电机组（用第一步），对速度变化平方求和。

008 湍流定义

01湍流强度定义为风速的标准偏差σu 与10 分钟平均风速U10 之比。在考虑风电机组尾流时，通常将10 分钟平均风速看作自由风速（即尾流之外的风速）02 对风电机组进行设计、寿命和疲劳计算时，湍流水平非常重要。湍流风的来源有以下方面：

1．山地地形诱发的湍流，即气流通过山地和丘陵。

试验数据表明，风速标准差变化很慢。Armit [1]、Dyrbye 和Hansen [2]认

为，直到内部边界层的一半高度，使用不变的标准差都是合理的。这一假定也用于WAsP 和多数建筑法规。

所以，直接用windogragher拟合到轮毂高度处的风速外加测风高度处的标准偏差就可以当做湍流计算来实现

2．粗糙地形导致的湍流，即由区域内的对象产生的气流。

3．风电机组产生的湍流，即由风电机组的尾流引起的湍流。

由尾流引起的湍流即可以从包含湍流模拟的（单）尾流模型推导，也可以从专门的（经验）湍流模型推导。从不同模型算得的湍流用很多方法参数化，参见图2，从涡流黏度尾流模型得到输出。采用EV 模型可以建立涡流黏度与湍流强度之间的关系，也可以使用经验值。此外，有些模型包含纯经验的尾流湍流。湍流模型必须与尾流模型关联使用，以便将风电场的风速降低考虑进去。

小附：湍流模型的计算结果通常可以分为以下四类

1．附加湍流模型—用于单湍流之后的尾流计算。

2．附加湍流模型—用于周围所有风电机组的计算。

3．全湍流模型—用于单湍流之后的尾流计算。

4．全湍流模型—用于周围所有风电机组的计算。

模型（1）和（2）给出的是尾流增加的湍流贡献。它应该加到背景湍流水平上。第（3）类模型给出给定位置处给定尾流的总湍流强度（背景和尾流引起的湍流之和），它必须是考虑了全部上风风电机组的综合作用结果。第（4）类模型以综合方式给出总的湍流水平，无需再加上单个尾流。WindPRO 中使用的所有湍流模型都属于这四类。

WindPRO 的目前版本主要考虑风电机组产生的湍流。山地和粗糙地形产生的湍流仅包含在现场测量的气象数据中—或通过用户定义的湍流输入水平考虑。

附加推力系数问题：Lange 报道说，公式在Ct = 0.97 附近存在奇异点，因此建议，当Ct > 0.9 时，令Ct = 0.9。我们的风机为何在3m/s风速时候能够大于1呢

008 不同湍流模型

01 丹麦导则—湍流模型

包含尾流影响的湍流

湍流总强度用下式计算：

02湍流模型— Frandsen 和DIBt

特大风电场湍流的增强如风电场多于5排，风电场本身就会对背景风气候产生很大影响。而且如果与主导风向垂直的各排风电机组间距小于3倍风轮直径的话，

就必须考虑平均湍流强度的提高。

补充一：N.O. Jensen (EMD)：2005

它允许进行尾流引起的湍流、风电场内风速降低和基于PPV模型的风电场功率曲线计算。EMD建议选择经验湍流—荷兰TNO实验室湍流模型与N. O.Jensen 模型一起使用，但也可以与除B. Lange：2002模型之外的其他模型组合使用。补充二：S. Frandsen, 1999

该模型有大量选项。它们在理论部分都有说明。其特有性能是其几何方面（风机排布是成群的还是成行的）。正常情况下，WindPRO自己可以描述出来，但如果风电场布局是随机的，则结果可能不正确。

03湍流模型— D. C. Quarton 和TNO 实验室

注意：使用Quarton—Ainslie常数时，背景湍流必须以百分数输入（即10）；而与TNO常数

合用的背景湍流必须用小数（即0.10）。

04 湍流模型— B. Lange

B. Lang湍流模型只能用于涡流黏度尾流模型，因为其湍流参数是直接从涡流黏度推导的。

05 湍流模型— G. C. Larsen

009扇区参数

它们用来定义背景湍流。前面提到，默认设置只给出均一的尾流衰减常数0.075，它对多数场址都适用（见下图）。

湍流、强度、粗糙长度和尾流衰减常数彼此关联。粗糙长度（部分地）是产生湍流的原因，而湍流决定了尾流衰减常数。

可以分别改变这三个参数，也可以通过选择地形类型一起设置。

背景湍流可以通过定义更多扇区来详细定义。这时右边的三个圆图会显示湍流强度、粗糙度和尾流衰减常数在各个方向上的分布。

另一个选项是从气象对象加载湍流数据。这要求气象对象含湍流强度的时间序列（通常根据10分钟读数的标准偏差生成）。

按下“从气象数据中导入”按钮会打开一个选择工具。可以从中选择适当的气象数据和高度。这时用户可以选择只包含特定风速的湍流或简单输入全部风速范围的湍流。如果选择了多个风速，WindPRO会求湍流强度的平均值来计算粗糙长度和尾流衰减常数。