风能发电系统 风力发电机组功率特性测试

1GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022风能发电系统风力发电机组功率特性测试本文件规定了单台风力发电机组功率特性的测试方法，适用于所有类型和大小的并网型风力发电机组。此外，本部分描述了并网及与蓄电池组相连的小型风力发电机组（IEC61400-2中定义的风力发电机组）的功率特性测试方法。测试方法可以用来评估特定地理位置的特定风力发电机组的性能。同样，当考虑特定场地条件和数据筛选的影响时，本方法可以用来对不同类型或不同设置的风力发电机组进行通用对比。风力发电机组功率特性由测量功率曲线和年发电量（AEP）决定。测量功率曲线定义为风速和风力发电机组输出功率之间的关系，由一定时间段内同步采集的气象参数（包括风速）和风力发电机组信号（包括输出功率）确定，该时间段要足够长，使得在一定的风速范围和大气条件变化的情况下，能够建立统计意义上的数据库。AEP是利用测量功率曲线和参考风速的频率分布计算而得，且假定风力发电机组的可利用率为100%。本部分规定的测量方法要求对测量功率曲线和年发电量的不确定度来源及其合成影响进行评估。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。IEC60688电子测量传感器用于将交流电气量转换为模拟或数字信号（ElectricalmeasuringtransducersforconvertingACandDCelectricalquantitiestoanalogueordigitalsignals）IEC61400-2风力发电机组第2部分：小型风力发电机组(Windturbines-Part2:Smallwindturbines)IEC61400-12-2风能发电系统第12-2部分基于机舱风速计法的功率特性测试(Windenergygenerationsystems-Part12-2:Powerperformanceofelectricity-producingwindturbinesbasedonnacelleanemometry)IEC61400-12-3风能发电系统第12-3部分：功率特性测试场地标定((Windenergygenerationsystems–Part12-3:Powerperformance–Measurementbasedsitecalibration)IEC61400-12-5风能发电系统第12-5部分：障碍物与地形评估（Windenergygenerationsystems-Part12-5:Powerperformance-Assessmentofobstaclesandterrain）IEC61400-50-1风能发电系统第50-1部分：风速测量气象桅杆、机舱与轮毂安装仪器的应用2GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022（Windenergygenerationsystems-Part50-1:Windmeasurement-Applicationofmeteorologicalmast,nacelleandspinnermountedinstruments）IEC61400-50-2风能发电系统第50-2部分：风速测量地基式遥感（Windenergygenerationsystems-Part50-2:Windmeasurement-Applicationofground-mountedremotesensingtechnology）IEC61869-1互感器第1部分：通用技术要求（InstrumentTransformers-Part1:Generalrequirements）IEC61869-2互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求（InstrumentTransformers-Part2:Additionalrequirementsforcurrenttransformers）IEC61869-3互感器第3部分：电磁式电压互感器的补充技术要求（InstrumentTransformers-Part3:Additionalrequirementsforinductivevoltagetransformers）ISO2533标准大气压（Standardatmosphere）ISO/IECGUIDE98-3:2008不确定度测量第3部分：测量不确定度表达指南（Uncertaintyofmeasurement-Part3:Guidetotheexpressionofuncertaintyinmeasurement(GUM:1995)）3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。3.1准确度accuracy被测量（物）的测量值与真实值的接近程度。3.2年发电量annualenergyproductionAEP利用测量功率曲线和轮毂高度不同风速频率分布估算得到的一台风力发电机组一年时间内生产的全部电能，计算中假设可利用率为100%。3.3大气稳定度atmosphericstability对风是否促进或抑制垂直混合趋势的度量。注：稳定大气的特点是相对于不稳定大气，随海拔变化的温度梯度高，风切变高，可能存在风转向和较低的湍流强度。中性和不稳定大气通常导致较低的温度梯度和风切变。3.4复杂地形complexterrain试验场地周围有可能引起气流畸变的地形显著变化的地带或障碍物（3.18）。3.5切入风速cut-inwindspeed风力发电机组开始发电的最低风速。3.6GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022切出风速cut-outwindspeed风力发电机组由于风速过大从电网切出的风速。3.7数据组dataset在连续时段内采集的数据集。3.8距离常数distanceconstant风速计的时间响应指标。定义为风速计显示值达到输入风速实际值的63%时，通过风速计的气流行程长度。3.9外推功率曲线extrapolatedpowercurve用估计方法对测量功率曲线从测量的最大风速到切出风速的延伸。3.10气流畸变flowdistortion由障碍物、地形变化或其它风力发电机组引起的气流改变，其结果是造成测量位置和风力发电机组位置上的风速差异。3.11轮毂高度（风力发电机组）hubheight从地面到风力发电机组风轮扫掠面中心的高度。注：垂直轴风力发电机组的轮毂高度定义为转子扫掠面质心到地面的高度。3.12测量功率曲线measuredpowercurve按确定的程序测试、校正和规格化处理后，用图形和表格表示的风力发电机组净功率输出与风速的函数关系。3.13测量周期measurementperiod功率特性测试中收集具有统计意义的重要数据的时间段。3.14测量扇区measurementsector获取功率曲线所需数据的风向扇区。3.15区间法methodofbins将测试数据按照间隔区间分组的数据处理方法。注：对于各区间数据，记录数据量、数据样本，对各区间参数求和并计算平均值。3.16净有功功率netactiveelectricpower4GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022风力发电机组输送给电网的电功率值。3.17正常维护normalmaintenance任何独立于功率特性测试的，在正常维护计划内的改变，如更换机油，清洗叶片，任何超出常规维护程序（如修理损坏部件）但不改变风力发电机组配置的事件。3.18障碍物obstacle阻挡风流动，产生气流畸变的固定物体，如建筑物和树。3.19桨距角pitchangle在指定的叶片径向位置（通常为100%叶片半径处叶片弦线与风轮旋转平面间的夹角。3.20功率系数powercoefficient风力发电机组净功率与风轮扫掠面上从自由流得到的可用功率之比。3.21功率特性powerperformance风力发电机组发电能力的度量。3.22额定功率ratedpower部件、仪器和装置在特定运行条件下，通常由制造商制定的功率量值。3.23风轮等效风速rotorequivalentwindspeed考虑风速随高度变化，与风轮扫掠面的动能通量相应的风速，如式（5）所示。3.24专项维护specialmaintenance任何在正常维护程序范围之外的，不改变风力发电机组配置的事件，例如，在测试期间改进功率特性，计划外的叶片清洗，主要部件的更换。3.25标准不确定度standarduncertainty用标准偏差表示的测量结果不确定度。3.26扫掠面积sweptarea对于水平轴风力发电机组，是指旋转风轮在垂直于旋转轴平面上的投影面积。注：对于跷跷板式风轮，指的是风轮在垂直于低速轴的平面上的投影面积。对于垂直轴风力发电机组，指的是旋转风轮在垂直平面的投影面积。3.27测试场地testsiteGB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022被测风力发电机组所在地点及环境。3.28测量不确定度uncertaintyinmeasurement关系到测试结果的，表征由测量造成可得量值合理离散的参数。3.29测风设备windmeasurementequipment测风塔或遥感设备。3.30风切变windshear风力发电机组风轮高度范围内的风速变化。3.31风切变指数windshearexponentα风速随高度变化的幂指数。注：此参数作为IEC61400-12vziha...............................................................(1)式中：vh——轮毂高度处的风速（m/sH——轮毂高度（mvzi——高度zi处的风速（m/sα——风切变指数。3.32风转向windveer风力发电机组风轮高度范围内的风向变化。4符号和单位AAiAwAEPBB10min风轮扫掠面积第i段风轮的面积威布尔分布尺度参数年发电量大气压测量气压的10min平均皮托管压头系数第i个区间的功率系数[m/s][Wh]--6GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022CQAccB,icd,icindexck,icccp,iDDeDndF(V)ififr,MMfr,RSDHhIkkwkbkckfkρKB,tKB,sKB,dKT,tKT,sKT,d广义气动扭矩系数推力系数参数的（偏微分）灵敏度系数第i个区间的气压灵敏度系数第i个区间的数据采集系统灵敏度系数索引参数灵敏度系数第i个区间的第k个分量的灵敏度系数第i个区间的温度灵敏度系数第i个区间的风速灵敏度系数第i个区间的空气密度校正灵敏度系数风轮直径等效风轮直径邻近运行风力发电机组的风轮直径测风塔直径风速的瑞利累积概率分布函数风速区间内风速的相对发生概率利用测风塔上安装的设备测量的风切变校正系数利用遥感设备测量的风切变校正系数风力发电机组轮毂高度障碍物的高度杯式风速计转子的转动惯量分级值威布尔分布形状参数阻塞校正系数风洞校准系数其他风洞的风洞校正系数（仅用于不确定度评估）空气密度的湿度校正气压计灵敏度气压计增益气压计采样转换温度传感器灵敏度温度传感器增益温度传感器采样转换---[W/Pa]---[W/K][W/(m/s)][W/(kg/m3)]----[kg•m2]------[N/(m2•V)]--[K/A][A/V]-GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022Kp,t压力传感器灵敏度-Kp,s压力传感器增益-Kp,d压力传感器采样转换-Lm测风塔桁架相邻支架间距离L风力发电机组与测风设备之间的距离Le风力发电机组或测风设备与障碍物之间的距离Ln风力发电机组或测风设备与邻近运行风力发电机组之间的距离障碍物的高度障碍物的宽度M每个区间内的不确定度分量个数-MAA类不确定度分量个数-MBB类不确定度分量个数-N区间个数-Nh一年的小时数，约8760小时Ni风速区间i内10min数据组个数-Nj风向区间j内的10min数据组个数-n采样间隔内的采样数-nh可用的测量高度个数-PO障碍物的孔隙度（0：实心的，1：无障碍物）-Pi第i个区间的规格化平均功率Pn规格化功率Pn,i,j第i个区间内数据组j的规格化功率输出P10min测量功率的10min平均值PW蒸气压力QA气动扭矩[N•m]Qf摩擦扭矩[N•m]R风轮半径R0干燥空气气体常数（287.05）[J/(kg•K)]Rd到测风塔中心的距离Rw水蒸气气体常数（461.5）[J/(kg•K)]RSD遥感设备-r相关系数-sA类不确定度分量-8GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022sAsk,isissscsɑ,jSTTIT10mintUUdUiUt--Uuuuuc,iuindexV,iT,iVT,i,jAD,iuuuuVVi风洞风速时间序列的A类标准不确定度第i个区间内分量k的A类标准不确定度第i个区间内合成标准不确定度第i个区间内功率的A类标准不确定度场地标定的A类标准不确定度气象变量的A类标准不确定度第j个区间内风速比的A类标准不确定度测风塔实度绝对温度湍流强度测量绝对气温10min平均值风速中心风速偏差值等效水平风速第i个区间内的风速临界风速风速矢量B类标准不确定度分量年发电量估计的合成标准不确定度第i个区间内气压的B类标准不确定度第i个区间内功率的合成标准不确定度第i个区间内的B类合成不确定度索引参数的B类标准不确定度第i个区间内分量k的B类标准不确定度第i个区间内功率的B类标准不确定度第i个区间内风速的B类标准不确定度第i个区间内气温的B类标准不确定度场地标定在风速区间i和风向区间j内的合成标准不确定度第i个区间内空气密度校正的B类标准不确定度风速轮毂高度的年平均风速第i个区间规格化平均风速---[m/s][Wh]---[m/s][m/s][m/s][m/s][m/s]--[W•h]---[m/s][m/s][kg/m3][m/s][m/s][m/s]GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022Vn规格化风速[m/s]Vn,i,j第i个区间内数据组j的规格化风速[m/s]V10min测量风速的10min平均值[m/s]v风速横向分量[m/s]v平均气流速度[m/s]veq测量等效风速[m/s]veq,final最终风轮等效风速[m/s]veq,MM基于测风塔测量的等效风速[m/s]veq,RSD基于遥感设备测量的等效风速[m/s]vh轮毂高度处的风速[m/s]vh,MM用测风塔测量的轮毂高度处风速[m/s]vhn特定的轮毂高度规格化风速[m/s]vh,RSD用遥感设备测量的轮毂高度处风速[m/s]vi在高度i处测量的风速[m/s]vzi高度zi处的风速[m/s]WME测风设备-w风速垂直分量[m/s]wi确定偏差包络的加权函数-Xk预处理时间周期内的参数平均-X10min10min参数平均-x上风向障碍物到测风设备或风力发电机组的距离[m]z地面以上高度[m]zi风力发电机组第i段风轮的高度[m]C幂律风切变指数-εmax,i风速范围内任意风速区间的最大偏差[m/s]θ干扰扇区[o]K卡尔曼常数0.4-λ叶尖速比-p空气密度[kg/m3]p0标准空气密度[kg/m3]p10min空气密度的10min平均值σP,i第i个区间内标准化功率数据的标准偏差[W]σ10min参数10min平均的标准偏差-GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022σ/σ/σφΦ纵向/横向/垂直风速的标准偏差相对湿度（范围从0%到100%）角速度--[rad/s]5功率特性方法概述大型风力发电机组风轮高度范围内的风切变和风转向因大气稳定度条件不同可能发生显著变化，它同时也受现场地形的影响。极端大气稳定度条件的出现是特定场地问题，如果在功率特性测试期间出现极端大气条件，功率曲线会出现明显变化。本部分所使用的功率特性测试方法基于功率曲线的定义，该功率曲线表示为所产生功率和能够有效表征通过风轮扫掠区域的风动能通量的风速之间的关系。通过垂直捕获区域的动能通量（指特定时间点或时间段，通常为10min，假设风速在此时间内没有变化1)通常用式（2）表示：P=pV3dA..............................................................(2)A式中风V为在风轮区域上的一个测量点的水平风速2)。该水平风速定义为瞬时风速水平分量的平均速值，仅由纵向分量和横向（非垂直）分量组成。对于水平轴风力发电机组，还要考虑风转向，并根据轮速毂高度处的风向校正风动能，通常用式（3）表示：P=pVcos(Q-Qhub))3dA.................................................(3)A式中Qhub为轮毂高度处的风向。大型风力发电机组风轮高度处的风转向在极端大气稳定度条件下可能出现明显变化，它同时也受现场地形的影响。本部分不考虑水平面上的风切变和风转向。因此，由式（3）动能表达式中导出的与风动能相对应的能量等效风速，通常用式（4）表示：V3dAi1/3..............................................(4)式中：i——风轮面内不同测量高度的编号3)。1)如果在某个时间段内风速发生变化（即湍流强度>0则动能（在此时间段内平均强度>0的情况下，式（234）在此也被认为是有效的。风速变化对时间平均动能的影响以及对风力发电机组功率曲线的相关影响，采用附录E中的湍2)对于单点轮毂高度风速测量，风力发电机组功率与水平风速定义的相3)然而，当文件中提到风速时，默认定义是指轮毂高度风速，除非明确说明为该定义为能量等效风速。GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022虽然水平风速被认为是影响风速的参数，但在具有显著非水平气流（上升流或下降流）的地点，水平风速的测量和风力发电机组的响应都存在额外的不确定度。当风轮处的风切变和风转向小且均匀（以及对于在可能更复杂的气流条件下的风轮直径较小的风力发电机组）时，轮毂高度测量的风速可以很好地表示风轮捕获的动能。轮毂高度风速是本部分所有历史版本中定义功率曲线时所用的风速。因此，即使在叶轮高度范围内有更全面的风速测量，在轮毂高度处测量的风速作为风速的默认定义，也应始终进行测量和报告。在极端大气稳定度条件频繁出现的地点和季节，建议测量风切变。如果风轮的整个高度范围没有测量风切变和风转向，则在等效风速中增加了不确定度。该不确定度随着风速和风向在不同高度上测量点的增加而降低。如果测量仅限于轮毂高度，且没有测量风轮的重要区域上的风切变，则意味着在确定等效风速时应增加不确定度。对于小型风力发电机组4)，由于受风切变和风转向的影响较小，风速仅用轮毂高度测量的风速来表示，不会因为缺少风切变和风转向测量而增加不确定度。对于垂直轴风力发电机组，不存在风转向的影响，风转向应忽略。如果测试风力发电机组或测风设备位于任何风力发电机组的尾流中，测试风力发电机组位置和测风设备位置处的风况可能显著不同，因此应将这种情况排除在测试之外。空气密度p在大型风力发电机组风轮高度范围内变化。然而，这种变化是很小的。在功率特性测试方法的实际执行中，仅定义和确定轮毂高度处的空气密度就足够了。功率曲线被规格化为在测量周期内测量现场的平均空气密度或预定义的参考空气密度。功率曲线也受到测试场地湍流的影响，并且湍流可能在风轮范围内变化。本部分仅考虑轮毂高度处的场地湍流。高强度湍流增大了功率曲线在切入风速和在额定功率下开始功率调节时的曲率半径，而低湍流将使功率曲线的这些位置更尖锐。应测量现场湍流并作为功率曲线的补充。如果需要，可以使用附录E的方法对指定的湍流进行规格化。总之，本部分的功率曲线是具体气候条件的功率曲线，其中：a)空间某一点的风速定义为水平风速；b)功率曲线的风速定义为轮毂高度风速。考虑到垂直风切变和风转向5)，该定义可以用式（4）中定义的等效风速来补充；c)空气密度为轮毂高度处的测量值，并将功率曲线规格化至测试期间的场地平均空气密度或预定义的参考空气密度；d)在轮毂高度处测量湍流，功率曲线在湍流没有规格化的情况下得出；e)功率曲线可规格化到更宽范围的气候条件（例如特定空气密度、湍流强度、垂直风切变和风转向）。4)小型风力发电机组，参见IEC61400-2。6)功率曲线规格化仅适用于现场实际条件下有限的气候条件范围。GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022在本部分中，提供了测量、标定、分级、数据校正、数据规格化和不确定度确定的所有必要程序。但是，如果不是所有参数都经过充分测量，则应考虑由于缺乏该测量导致的不确定度。例如，仅用轮毂高度风速传感器测量大型风力发电机组的功率曲线。在这种情况下，对于风切变和风转向的变化，应考虑不确定度。通过测量所有必需参数和使用所有相关程序，可以获得使用本部分的最佳结果。但是，如果无法做到这一点，还有其他可选的测量装置和程序。表1中描述了这些可选项。这些可选项涉及测风设备的使用，规格化方法的应用以及由于缺乏相关测量导致的额外不确定度。表1满足本部分功率曲线测量要求的测风设备配置概述1.轮毂高度测风塔和2.低于轮毂高度测风塔和所有高度的遥感3.高于轮毂高度的测平坦地形的大型风力发电机组7)（参见IEC平坦地形的大型风力发电机组（参见IEC所有地形的大型、小所有地形的大型、小空气密度、风切变见空气密度、风切变见空气密度、风切变见缺少风切变测量引入额外不确定度取决于额外不确定度取决于额外不确定度取决于大型风力发电机组缺少垂直风切变测量，引入总的额外不确定度湍流、风转向和入流湍流、风转向和入流湍流、风转向和入流测风塔气流畸变见9.1.6场地标定见IEC1.轮毂高度测风塔和2.低于轮毂高度测风塔和所有高度的遥感3.高于轮毂高度的测7)大型风力发电机组和小型风力发电机组的定义参考IEC61400-2。8)入流角对功率曲线的影响，可以用三维声波风速计或入流式风向标测量。如果采用入流角规格化，则应记录该GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:20226功率特性测试的前期准备6.1概述与风力发电机组功率特性相关的测试条件，应在测试报告中明确说明，详见第10章。6.2风电发电机组与电气连接如第10章所述，描述并记录风力发电机组及电气连接情况，用以确定被测风力发电机组的唯一配置。6.3测试场地6.3.1概述应在被测风力发电机组附近安装测风设备，以确定驱动风力发电机组的风速。测试场地的风切变和大气稳定特性可能会对风速测量和风力发电机组的实测功率特性产生重大影响。一般来说，大气稳定度存在一个昼夜循环，夜间为稳定大气特性，白天由于日照，增加湍流和边界层的混叠，形成不稳定大气。风切变、风转向和湍流都与大气稳定度相关，它们影响轮毂高度风速和风轮等效风速之间的关系，异常风廓线可能会影响风力发电机组的能量转化。此外，气流畸变可能会引起测量设备处风速和风力发电机组风速不同，尽管彼此是相关的。测试前，需要对测试场地可能引起气流畸变的因素进行评估，以便于：a)选择测风设备的安装位置；b)确定合适的测量扇区；c)评定是否需要场地标定，然后依据IEC61400-12-3进行测量，确定准确气流校正系数；d)评定气流畸变引起的不确定度。应特别考虑以下因素：a)地形变化和粗糙度；b)其他风力发电机组；c)障碍物（建筑物，树林等）。测试场地的情况应描述清楚，详见第10章。6.3.2测风设备位置应特别注意测风设备的安装位置，不应距风力发电机组太近，因为所测风速会受被测风力发电机组影响。同时也不能距风力发电机组太远，否则所测风速和输出功率之间的相关性将减小。测风设备应安装于距被测风力发电机组2倍～4倍风轮直径D之间，推荐使用2.5倍风轮直径D的距离。对于垂直轴风力发电机组，参照附录C的H.4。进行功率特性测试前，为有助于选择测风设备的位置，应选在所有扇区内排除测风设备和风力发电机组受气流干扰的测量扇区。多数情况下，测风设备的最佳位置是位于风力发电机组的上风向，测试过程中大部分有效风来自这GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022个方向。然而，在有些情况下，宜将测风设备安置在风力发电机组旁边，例如风力发电机组安装在山脊上的情况。6.3.3测量扇区测量扇区应排除有明显障碍物和其他风力发电机组的方向，从被测风力发电机组和测风设备两者看过去都应如此。应当运用IEC61400-12-5的程序排除所有受邻近的风力发电机组和障碍物的尾流影响的扇区。测风设备与被测风力发电机组距离分别是2D、2.5D和4D时，测风设备受到被测风力发电机组尾流影响而排除的扰动扇区如图1所示。减小测量扇区的原因可能是特殊的地形情况，或者在有复杂障碍物的方向上获取了不合适的测量数据。减小测量扇区的所有原因都应有明确记录。图1测风设备距离要求及允许的最大测量扇区6.3.4由地形引起的气流畸变的校正系数和不确定度由于地形变化可能引起气流畸变，应对测试场地进行评估。应根据IEC61400-12-5确定在不进行场地标定的情况下是否可以测量功率曲线。如果测试场地满足IEC61400-12-5的要求，就无需进行场地标定。但是，假定不需要气流畸变校正，则当测风设备在距风力发电机组2D~3D处，由测试场地气流畸变引起的不确定度至少是测量风速的2%；当测风塔在3D~4D处，不确定度为3%或更大9)。除非有客观证据对上述不确定度有不同的量化。如果测试场地不满足IEC61400-12-5的要求，或者要减小测试场地气流畸变引起的不确定度，则应依据IEC61400-12-3进行测试场地标定，对每个扇区给出测量的气流校正系数。9)这些不确定度来源于符合IECGB/T1841.220××/IEC61400-12-1:20227测试设备7.1电功率风力发电机组净电功率的测量应采用功率测量装置（例如：功率变送器并基于每相的电压和电流进行。电流互感器的精度等级应符合IEC61869-2的要求，如果使用电压互感器，则应符合IEC61869-3的要求。两种互感器的精度应为0.5级或更高。如果功率测量装置是功率变送器，它的精度应符合IEC60688的要求，等级为0.5级或更高。如果功率测量装置不是功率变送器，则其测量精度应等同于功率变送器的0.5级。功率测量装置的量程应设置为测量风力发电机组瞬时功率的正负峰值。建议兆瓦级有功功率控制风力发电机组的功率测试装置的满刻度量程应设置为风力发电机组额定功率的-25%～+125%之间10)。在测试期间所有数据都应作周期性检查，以确保不超过功率测量装置的量程。功率变送器应依据可溯源性标准进行校准。功率测量装置应安装在风力发电机组和电网连接点之间，以确保测量的仅是净有功功率，即减去风力发电机组消耗的功率。应说明测量是在变压器的风力发电机组侧还是电网侧进行。7.2风速7.2.1概述仅在轮毂高度处测量的风速是默认的风速，也应一直使用。轮毂高度风速因为只测量了一个高度的风速，相对于风轮等效风速（REWS）存在一定的局限性，而且由于缺少风廓线和风转向（见B.11.2.2）的测量，会产生额外的不确定度。推荐测量风轮下叶尖至轮毂中心的风切变作为轮毂高度风速测量的补充，以降低风速测量的不确定度。为了进一步降低风速测量的不确定度，应将风轮等效风速（REWS）（详见9.1.3.2和附录H）作为功率曲线的风速输入变量。考虑到目前各种测量技术相对于不同复杂程度的地形存在的限制，表2总结了各种风速测量配置。遥感设备应用前提是水平气流均匀通过扫描体，该技术限制了其只能应用在非复杂地形条件下的功率特性测试。因此，风速测量配置应按照表2要求。表2风速测量配置表√√轮毂高度测风塔+遥√√√遥感设备+非轮毂高√√10)其他情况下可能需要更大的范围，这需要单独确定。GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022高于轮毂高度+2/3风√√√√不同的传感器配置包括按照IEC61400-50-1要求的测风塔顶部安装风速计、测风塔侧面安装风速计和按照IEC61400-50-2要求的遥感设备，这些设备提供轮毂高度风速、风轮等效风速和风廓线的测量。IEC61400-50-1将对顶部安装风速计，侧面安装风速计和遥感设备配置的一般和通用要求进行描述，同时，IEC61400-50-2将对使用这些传感器配置进行测量的特殊应用要求进行描述。7.2.2测风塔风速计通用要求以下要求适用于IEC61400-50-1描述的所有杯式风速计和声波风速计应用。用于功率特性测试的风速计安装应包括一个轮毂高度的主风速计和一个控制风速计。传感器应符合IEC61400-50-1对杯式风速计和声波风速计的要求。用于功率特性测试的风速计的等级不低于1.7A或1.7C。此外，在需要进行场地标定的地形中，推荐使用等级不低于2.5B、2.5D或1.7S的风速计，详见IEC61400-50-1。风速计在测量前应根据IEC61400-50-1进行校准，如有需要，应在测试完成后再次进行校准（即后校准）。必须进行检查和记录以保证在整个测试期间风速计校准的有效性。可以通过将初始校准结果与后校准结果进行比对来实现，或者作为替代方案，可依据IEC61400-50-1进行风速计现场比对来实现。在进行了后校准的情况下，在4m/s～12m/s的风速区间内，测试前后校准回归线的偏差应在±0.1m/s之间。只有在测试前进行了校准的风速计，才能用于功率特性测试。风速计校准的流程应按照IEC61400-50-1进行。在4m/s～12m/s风速区间内，如果测试前后校准回归线的最大偏差超出了±0.1m/s，则风速计校准的标准不确定度（uVS,precal,i）需增加（至少是最大偏差，但不要超过±0.2m/s）。如果偏差超过±0.2m/s，就需要依据IEC61400-50-1进行风速计现场比对，以便找出数据偏离发生的时间点，后续的错误数据就应进行剔除。如果通过现场比对检查不能确定数据偏差发生的时间点，需要把后校准的偏差加入到不确定度中。作为替代方案，应使用IEC61400-50-1规定的现场校准流程来检查风速计在整个测试期间的完整性。在这个过程中需要有一个参考风速计用来监控主风速计。在使用杯式风速计作为主风速计的情况下，应使用杯式或声波风速计作为参考风速计。如果使用声波风速计作为主风速计，参考风速计应使用杯式风速计。如果功率特性曲线中的风轮等效风速（REWS）是通过高于轮毂高度的测风塔测量，需要在轮毂高度处侧面安装一个主风速计，参考风速计的安装需符合IEC61400-50-1的安装要求。IEC61400-50-1列出了风速测量不确定度的多种来源。校准不确定度应依据IEC61400-50-1得出。由运行特性带来的不确定度应依据IEC61400-50-1标明的不同风速计等级得出。安装不确定度应依据GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022IEC61400-50-1得出。7.2.3顶部安装风速计如果使用顶部安装风速计进行风速测量，应依据IEC61400-50-1规定的安装要求进行风速计安装。风速计的安装高度11)应通过测量进行验证，并记录测量方法及其标准不确定度12)。风速传感器距离地面估计高度的测量标准不确定度应不大于0.2m。参考风速计的安装也应符合IEC61400-50-1的要求。关于避雷针与顶部风速计分开距离及尾流干扰应满足IEC61400-50-1要求，则不需要考虑由于流场畸变引起的额外不确定度。7.2.4侧面安装风速计安装应符合IEC61400-50-1中对侧面安装风速计的安装要求。侧面安装风速计的安装高度应通过测量进行验证，并记录测量方法及其标准不确定度（见脚注11)）。高度测量的标准不确定度应不大于0.2m。工作在测风塔尾流中的风速计会受到高度干扰。这种情况下风速不能用于功率特性分析。允许对侧面安装风速计进行测风塔气流畸变校正，详细的校正方法将在9.1.2和IEC61400-50-1中进行描述。校正的技术依据和校正的结果都应进行记录。风速计的安装横杆应采用一致的方向，确保在不同高度层的气流畸变相似。测风塔和横杆应设计为在传感器处具有相似的气流畸变效应，在不同高度之间的最大允许风速偏差为1%。测风塔截面尺寸在每一个高度应一致。因此，对于独立测风塔，在较低高度测风塔横截面面积较大的情况下，应特别注意IEC61400-50-1中的建议。另一替代的方法是，在各测量高度的另一个横杆上安装第二个风速计来限制测量扇区，使得风速测量偏离不超过1%。7.2.5遥感设备（RSD）遥感设备应用前提是水平气流均匀通过扫描体，该技术限制了其只能应用在IEC61400-12-5中定义的非复杂地形条件下的功率特性测试。遥感设备必须在测试开始前进行验证或依据IEC61400-50-2进行现场比对。遥感设备可以测量多于一个高度的风速，能用于测量轮毂高度风速、风廓线、风转向和风轮等效风速等（详见7.2.8）。无论如何，遥感设备都应持续与安装高度不低于风力发电机组风轮下叶尖高度或不低于40m（详见IEC61400-50-2）的顶部安装风速计同步比对。此处顶部安装风速计的要求与7.2.3中描述的相同。遥感设备风速测量的不确定度应依据IEC61400-50-2得出。7.2.6风轮等效风速测量如果风速测量与7.2.8中定义的一样，测量三个及以上不同风轮高度的风速，可以依据9.1.3计算出风轮的等效风速。注意，推荐三个及以上测量高度。以下是三种测量风轮等效风速的描述：a)如果现场地形符合IEC61400-12-5中地形要求，轮毂高度测风塔顶部安装风速计符合7.2.3要求，11)为了定义地面高度，可以对测风塔底座周围2m半径或风力发电机组底座周围5m半径范围内的平均海拔进行估计。传感器高度测量不确定度应排除地面高度估计的不确定度。对于海上条件，地面水平应被视为平均海平面。12)测量可以通过具有可追踪校准的测量装置来进行，例如能够从垂直平面中的角度测量中获得高度的经纬仪。GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022并且遥感设备符合7.2.5要求。结合风速计与遥感设备测量的风速数据，依据9.1.3计算出风轮等效风速；b)如果现场地形符合IEC61400-12-5中地形要求，非轮毂高度测风塔顶部安装风速计符合7.2.3要求，并且遥感设备符合7.2.5要求，通过遥感设备测量的风速数据，依据9.1.3直接计算出风轮等效风速；c)如果现场用于测量的测风塔高于轮毂高度，且安装有覆盖风轮高度的侧面安装风速计，其中一个安装在轮毂高度。通过侧面安装风速计测得的风速数据，依据9.1.3直接计算出风轮等效风速。7.2.7轮毂高度风速测量以下描述了三种轮毂高度风速的测量方案：a)如果使用了轮毂高度的测风塔，则轮毂高度风速测量应符合7.2.3的要求；b)如果地形符合IEC61400-12-5的要求，则轮毂高度风速能通过符合7.2.5要求的遥感设备进行测量。特别注意，需要有顶部安装的风速计与遥感设备持续进行比对；c)如果安装有高于轮毂高度的测风塔，就能更好的覆盖风轮范围。在这种情况下，轮毂高度的风速将通过安装在横杆上的侧面安装风速计来测得，并符合7.2.4中的要求。根据轮毂高度风速的定义，缺乏风轮扫掠面内的垂直风切变和风转向的信息，依据附录B要求应基于所测得的或估计的风切变和风转向添加不确定度分量。如果只有轮毂高度的风速测量是可用的，基于场地特性（如粗糙度）、前期测量数据或场地模型（如资源评估模型）估算的风切变和风转向应加入到不确定度评估中。当轮毂高度风速是通过遥感设备或高于轮毂高度测风塔的侧面安装风速计或低于轮毂高度的侧面安装风速计测得，且符合7.2.8最低要求，通过遥感设备和侧面安装风速计取得的风切变和风转向应加入到不确定度评估中。7.2.8风切变测量当风速测量涵盖多个测量高度时，应测量风切变，并用于风轮等效风速的计算或风切变幂律指数的计算。风切变可以通过7.2.4中描述的侧面安装风速计或7.2.5中描述的遥感设备测量。使用遥感设备或测风塔测量风切变的更进一步的要求在IEC61400-50-2和IEC61400-50-1中单独给出。风轮等效风速测量应包含测量轮毂高度以上的风速。为了使基于测量的风切变校正可用，至少需要风轮扫掠面积范围内的三个高度的风速测量。当然，为了使风速不确定度尽可能的小，建议尽可能多的测量不同高度的风速。测量高度应对称地分布在轮毂中心垂直方向两侧。测量高度至少应包含以下高度：a)轮毂高度±1%；b)H-R到H-2/3R之间；c)H+2/3R到H+R之间。其中，H是风力发电机组轮毂中心高度，R是风轮半径，具体示意详见图2。GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022图2适用于测量风轮等效风速的风切变测量高度如果测风塔高度与轮毂中心高度相等或稍高一点，就无法测量高于轮毂高度处的风速，以至于无法按常规进行风切变测量。这种情况下，风切变的测量高度至少包含以下高度：a)在靠近轮毂高度处安装一个符合IEC61400-50-1要求，与顶部安装风速计独立的侧面安装风速计；b)在H-R到H-2/3R之间安装一个符合IEC61400-50-1要求的侧面安装风速计。其中，H是风力发电机组轮毂中心高度，R是风轮半径，具体示意见图3。图3当无法获取高于轮毂高度风速时的风切变测量高度（只适用于风切变指数的测定）GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:20227.3风向风向测量作为场地标定的一个输入量，用于剔除无效扇区和测定风转向。风向应由风向传感器测得，风向传感器可以是风向标、2D/3D的声波风速计或遥感设备。如果使用了声波风速计，需要同时使用传统风向标作为参考风向标。如果使用遥感设备，需依据IEC61400-50-2对遥感设备的风向进行验证测试。平均风向应通过确定瞬时水平风向并进行10min平均计算得到。矢量平均（对瞬时风向的余弦分量和正弦分量进行平均，然后对平均值进行求反正切，然后调整到0°~360°范围内。）是一种获得平均风向的方法。另一种方法是，扩展风向的范围超过360°,进行10min平均，然后调整到0°~360°范围内。通常在风向传感器本体的北向标识处存在数据测量盲区，而这个盲区通常又未定义（开路或短路盲区内的数据应被剔除。风向测量的校准、运行、安装的合成不确定度应小于5°。风向传感器必须依据IEC61400-50-1提供的指导进行校准。7.4空气密度空气密度应通过测量气温、气压和空气相对湿度得到。作为湿度测量的一种替代方案，如果未测量湿度，可以假定相对湿度为50%。空气密度的计算可以采用9.1.5中的式（12）进行计算。温度传感器应安装在与轮毂高度差小于10m的范围内，以代表风轮中心的气温。温度传感器的安装要求参见IEC61400-50-1，其中所用到的测风塔的高度低于轮毂的高度。温度传感器应安装在辐射罩内。气压传感器应安装在与轮毂高度差小于10m的范围内，以代表风轮中心的气压。气压的测量应依据ISO2533校正至轮毂高度。湿度传感器应安装在与轮毂高度差小于10m范围内，以代表风轮中心的湿度。如果用于功率曲线测试的测风塔低于轮毂高度（特别是像附录D中定义的，当较低的测风塔和遥感设备结合使用的情况温度、湿度和压力传感器应安装在距主风速计1.5m~10m的高度范围内。根据本部分标准，大气压需调整到轮毂高度处。此外，应假设大气按照ISO2533标准变化，将空气温度调整到轮毂高度；或者将温度传感器安装在风力发电机组机舱上，安装高度至少高于机舱顶1m，且位于任何通风系统的上风向。7.5风轮转速和桨距角如有特殊需要，在整个测试中应测量转速和桨距角，例如进行与噪声测试相关的测量。如果进行测量，需要在报告中按照第10章进行说明。7.6叶片状况叶片状况可能影响功率曲线，尤其对于失速控制的风力发电机组。监控影响叶片状况的因素有利于了解风力发电机组的特性，这些因素包括降雨、结冰、昆虫和污垢等。7.7风力发电机组控制系统GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022应识别、验证和监控足够多的状态信号以便依据8.4来筛选数据。这些状态信号可从风力发电机组控制系统得到13)，应在报告中说明每种状态信号的定义。7.8数据采集系统数据采集系统用于收集测试数据并存储数据或按8.3所述统计数据组，每个通道的采样率至少是1Hz。将已知可溯源的校准源的信号接入传感器终端并将这些数据的输入信号与记录数据进行比对，以验证数据采集系统通道（传输、信号调理和数据存储）的校准和精度。通常与传感器的不确定度相比，数据采集系统的不确定度可忽略不计。8测量程序8.1概述测量程序的目标是采集一系列满足明确定义要求的数据，测量程序应确保这些数据有足够的数量和质量，以精确确定风力发电机组功率特性。如第10章所述，测量程序应详细记录，使每个步骤和测试条件都可以重新查看，如有必要，可以重复测量。如附录A所述，测量准确度须用标准不确定度表述。在测试周期中，数据应周期性检查以保证测试结果的高质量及可重复性。在功率特性测试期间，应把所有重要事件写入工作日志。8.2风力发电机组运行在测试期间，风力发电机组应按照其运行手册的规定正常运行，同时风力发电机组的配置不能更改。应按第10章中的描述，记录风力发电机组的运行状态。整个测试期间，风力发电机组可以进行正常维护，但应在测试日志中记录。任何特殊维护操作，如为了保证良好的功率特性所进行的定期叶片清洗都应特别注明。通常应避免此类特殊维护。8.3数据采集数据应以1Hz或更高的采样频率连续采集。如果测量气温、气压、湿度以及降雨量（可选项），则可以用较低采样频率采集，但至少每分钟一次。数据采集系统应存储采样数据，或数据组的以下统计值：a)平均值；b)标准偏差；c)最大值；d)最小值。所选数据组应基于10min的连续测量数据。数据应采集直到满足8.5中定义的要求。8.4数据筛选应确保只有在风力发电机组正常运行下采集的数据用于分析，且数据没有被破坏，下列情况下的数13)发电机切入时的状态信号足以验证切出滞后控制算法GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022据组应从数据库中剔除：a)除风速外的其他外部条件超出风力发电机组的运行范围；b)风力发电机组故障引起风力发电机组停机；c)风力发电机组手动停机、在测试或维护模式；d)测量仪器故障或降级（例如，由结冰引起）；e)风向在6.3.3规定的测量扇区之外；f)风向在场地标定有效扇区之外；g)场地标定期间筛选的任何特殊大气条件也应在功率曲线测试期间进行筛选。其他任何筛选标准都应在报告中明确说明。切出控制算法中大的滞后环对功率曲线的影响可能相当大。这些对功率曲线的影响应排除在外，并且排除风力发电机组在高风速下停止发电的所有数据组。在测试期间风力发电机组有切出动作的情况下，这些测量值应在一个特殊的数据库中显示，这个数据库中包含所有数据点。功率曲线应记录切入控制算法的滞后影响以及切入风速以下的附加损失。切出滞后会影响到高风速区间，并且忽略它会导致对发电量的过高估计，特别是在年平均风速较高的情况下。测量期间特殊运行条件（如灰尘、盐、昆虫和结冰或者是电网条件差异大）或大气条件（如降雨、风切变）下收集的子数据库可以被选定为特殊数据库。8.5数据库数据规格化之后（见9.1），所选数据组采用区间法存储（见9.2）。风速范围应被分成以0.5m/s整数倍的风速中心，左右各0.25m/s的连续区间。所选数组应至少覆盖扩展的风速范围，即从切入风速以下1m/s到风力发电机组额定功率85%对应风速的1.5倍。另一种选择为，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%时所对应的风速，见9.3。其中“AEP-测量值”和“AEP-外推值”是采用恰当的、一致的风速定义来定义的（如由轮毂高度的风速导出的功率曲线和风速分布以及由REWS导出的功率曲线和风速分布）。对于主动变桨控制的风力发电机组，当达到额定功率以上，有三个连续风速区间的平均功率变化不超过0.5%或者5kW，且无上升趋势时，也可以考虑测试完成。报告中应体现使用了以上哪种风速范围。当满足下列条件时，数据库认为是完整的：a)每一个区间至少包含30min的采样数据；b)数据库包含至少180h的采样数据。如果某一区间不完整导致测试不完整，则可用2个完整的邻近区间的线性插值来估计其区间值。数据库应在测试报告中表示出来，详见第10章。9导出结果9.1数据规格化GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:20229.1.1概述以下小节中，阐述了三种规格化方法，基于影响功率曲线结果的主要气象因素：空气密度、风切变和湍流强度。数据规格化是通过具体公式对每一个变量进行规格化处理，其目的是为了提高结果的准确性。这在一定程度上可以允许不同数据组结果的对比，使它们具有一致性。应按照图4中的流程对数据进行规格化。图4数据规格化流程14)9.1.2测风塔侧面安装风速计的气流畸变校正对测风塔上侧面安装风速计的风速数据进行气流畸变校正是允许的（在应用校正之前，仍然需要满足IEC61400-50-1中关于测风塔气流畸变上限为1%的要求）。任何校正方法应按照10章中的要求进行记录和报告。可以通过缩小测量扇区进而使得气流畸变低于一定阈值，从而使测风塔气流畸变对风切变测量的影响最小。任何这种缩小扇区的技术依据都应记录。IEC61400-50-1给出了一种用于校正桁架式测风塔气流畸变的方法。9.1.3风切变校正（REWS测量可用）9.1.3.1概述假设风力发电机组风轮面内的风速是一致的，则轮毂高度处的风速可以代表风力发电机组风轮面的风速，并且这种代替是合理的。然而，对于大型风力发电机组来讲，使用轮毂高度处风速来代表整个风14)如果可选REWS测量可用，则REWS数据与默认轮毂高度数据同步规格化，如方括号中的条款所示。对于所有规格化步骤，REWS数据的规格化是在每个测量高度独立进行的，最后变/REWS/风转向校正。在与轮毂高度数据点的同步进行的每个校正子步骤中，每个10分钟数据GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022轮面风速的假设就不能成立。因此有必要引入校正，这些校正应该考虑到轮毂高度处风速以及由风轮面上的风切变引起的风速变化。以下定义三个参数：a)风轮等效风速；b)风切变校正系数；c)风切变校正后风速。风切变校正系数可用于导出附录G中所述的特定气候下的功率曲线。然而，这种校正是基于风力发电机组能够转换全部可用动能的假设。9.1.3.2风轮等效风速风轮等效风速是指当考虑垂直方向风切变时，与风轮扫掠面的动能通量一致的风速，至少需要有三个高度处的测量风速可用（见7.2.6），风轮等效风速计算公式见式（5）。(n3Ai)1/3=|(n3Ai)1/3A)式中：nh——测量高度数量（nh≥3）；vi——第i个高度处的风速；A——风轮扫掠面积(πR2，风轮半径为R）；Ai——第i段的面积，即第i个高度处风速vi所对应的段面，由式（6）导出。段面（面积为Ai）的分界线应选择在位于两个测量点的中间。然后根据式（6）导出段面面积：c(z)dz=g(zi+1)-g(zi)...............................................(6)式中：zi——第i段面分界线（H-R<zi<H+R）的高度，按照与vi相同的顺序（自上而下或自下而上）编号。风轮在高度z处的宽度以式（7）表示：c(z)=2........................................................(7)式中R风轮半径；H轮毂高度。积分公式为式（8R2-(z-H)22z-HR2-(z-H)R2-(z-H)2..........................(8)GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022一个10min风速文件计算REWS的示例。本算例中，假定风力发电机组的轮毂高度为80m，风轮直径为100m。测风塔测量5个高度的风速。如果高度可以选择，理想情况下它们将是均匀分布的（40m、60m、80m、100m和120m）。本示例展示了用于REWS计算时高度独立选定的情况。段面分界线设置在两个连续测量点的中间。得到的REWS等于9.38m/s，见表3。表3REWS算例m%mmm9.1.3.3风切变校正系数1）示例1：轮毂高度测风塔配合遥感设备或遥感设备配合低于轮毂高度的测风塔当使用遥感设备测量时，风切变校正系数定义为风轮等效风速和轮毂高度处测量风速的比值，根据式（9）计算：fr,RSD=veq,RSD/vh,RSD...........................................................(9)式中：veq,RSD由遥感设备测得的风轮等效风速，根据式（5）定义；vh,RSD由遥感设备测得的轮毂高度处风速。2）示例2：测风塔高度高于轮毂高度当使用测风塔测量时，风切变校正系数定义为风轮等效风速和轮毂高度处测量风速的比值，根据式（10）15)计算。fr,MM=veq,MM/vh,MM.........................................................(10)式中：veq,MM是由测风塔上风速计测得的风轮等效风速，根据式（5）定义；vh,MM是由轮毂高度处风速计测得的风速。9.1.3.4风速的风切变校正注意，fr,MM仅用于出具报告。GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022如果轮毂高度处风速及风切变均由相同类型的测风设备测得，则风轮等效风速根据式（5）计算得如果轮毂高度处风速由测风塔上安装的风速计测得，且风切变由遥感设备测得，则最终的风轮等效风速由式（11）计算得出：=fr,RSDvh,MM..........................................................(11)9.1.4风转向校正如附录H所述，风轮高度范围内的风向变化（风转向）可能对风力发电机组的输出功率有着显著影响，对于风轮直径较大的风力发电机组，推荐使用包含风转向的风轮等效风速的扩展定义。9.1.5空气密度规格化空气密度应由测得的气温、气压、相对湿度根据式（12）计算得出：(Bin-ΦPw(0-))..........................................(12)式中：p10min——推导出的10min空气密度平均值；T10min——测量的绝对气温的10min平均值，单位为开（KB10min——校正到轮毂高度处的10min气压平均值，单位为帕（PaR0——干燥空气的气体常数287.05，单位为焦每千克开尔文[J/(kg•K)]；Φ——相对湿度（范围0%~100%Rw——水蒸气气体常数461.5，单位为焦每千克开尔文[J/(kg•K)]；PW——水蒸气压力，等于0.0000205exp(0.0631846T10min)，单位为帕（Pa水蒸气压力PW由10min气温平均值确定。所选数据组应至少规格化到一个参考空气密度下。参考空气密度值应该是在测试期间，测试场地测得的有效空气密度数据的平均值（见8.4或者也可以选择预定义的场地特定空气密度。测得的空气密度的平均值应精确到0.01kg/m3，并且按第10章所述进行报告。对于定桨距、定转速的失速调节风力发电机组，应根据式（13）对测量的风力发电机组输出功率进行规格化处理：P)...........................................................(13)式中：Pn规格化后的输出功率；PpGB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022p12）推导出的10min空气密度平均值。对于采用有功功率控制的风力发电机组，则根据式（14）对风速进行规格化处理：Vn=V)1/3.........................................................(14)式中：Vn规格化后的风速；V10min测量风速10min平均值。9.1.6湍流规格化湍流强度会影响风力发电机组的功率曲线测试，一个重要原因是对测量输出功率和测量风速进行了10min平均处理。推荐根据附录E将功率曲线数据规格化到参考湍流强度下，以消除该影响。参考湍流强度应在功率曲线测试之前进行定义，可定义为轮毂高度处风速的函数，如果未定义，则使用10%作为参考湍流强度。应考虑湍流规格化的不确定度，如果功率曲线数据并未进行湍流规格化，应评估湍流对功率曲线不确定度的影响，推荐使用附录E中描述的不确定度评估方法16)。9.2测试功率曲线的确定功率曲线的确定应基于轮毂高度处风速和风轮等效风速（若测得）。然而，仅由轮毂高度处的风速测量数据导出的功率曲线的不确定度，是由于缺少对影响风况的其他参数的信息造成的更高不确定度的一部分。需要考虑垂直风切变、风转向和湍流强度，以减小测试功率曲线的不确定度，推荐把风轮等效风速作为代表性风速，并且根据附录E导出湍流规格化后的输出功率。功率曲线可由特定风廓线（见附录G）下的规格化风速和湍流规格化后的输出功率数据导出。若需要对不同的功率曲线进行对比或把功率曲线用于风资源的评估，推荐选择该方法。为了表示单个10min平均值，相应风速变量应增加一个下标j。对于规格化后的数据组采用区间法确定测试功率曲线，用0.5m/s的区间，依据式（15）和式（16）对每一风速区间计算得到规格化后的风速平均值和规格化后的输出功率平均值：V=Vn,i,j.............................................................(15)P=Pn,i,j.............................................................(16)式中：Vi——第i区间内规格化后的平均风速；Vn,i,j——第i区间内的第j个数据组规格化后的风速；Pi——第i区间内规格化后的平均输出功率；16)需要注意的是，杯式风速计、遥感设备和超声波风速计测量的湍GB/T1841.220××/IEC61400-12-1:2022Pn,i,j——第i区间内的第j个数据组规格化后的输出功率；Ni——第i区间内10min数据组的数目。测试功率曲线应按第10章中所述要求给出，若功率曲线的测试是基于风轮等效风速，那么基于轮毂高度处风速的功率曲线同样也要给出。9.3年发电量（AEP）年发电量的计算方式有两种，一种是“AEP-测量值”，另外一种是“AEP-外推值”。如果测试功率曲线并未包含切出风速数据，则功率曲线应从最大完整测量风速外推到切出风速。此外，AEP可以被定义为通用AEP或特定场地的AEP。通用AEP是结合测试功率曲线和不同的参考风速频率分布来评估的。对于特定项目，场地的风气候条件是已知的。如果这样，特定场地的AEP可以基于该信息进行计算并报告。需强调，由测量轮毂高度处风速得出的功率曲线只能与轮毂高度处风速频率分布相结合来得出AEP，而从REWS测量得出的功率曲线只能与REWS频率分布相结合来推导出AEP。将REWS功率曲线与轮毂高度风速频率分布（反之亦然）结合而得出的AEP是无效的。应采用瑞利分布即形状因子为2的威布尔分布来统计参考风速频率的分布情况。根据式（17A