(高清版)GBT 18451.2-2021 风力发电机组 功率特性测试

GB/T18451.2—2021/IEC61400-12-1:20风力发电机组功率特性测试performancemeasurementsofelectricityproducingwindturbines,IDT)IGB/T18451.2—2021/IEC6 V 1 1 2 4 86功率特性测试的前期准备 6.1概述 6.2风电发电机组与电气连接 6.3测试场地 7测试设备 7.1电功率 7.2风速 7.4空气密度 7.5风轮转速和桨距角 7.6叶片状况 7.7风力发电机组控制系统 7.8数据采集系统 8测量程序 8.1概述 8.2风力发电机组运行 8.3数据采集 8.4数据筛选 8.5数据库 9.1数据规格化 9.2测试功率曲线的确定 239.3年发电量(AEP) 239.4功率系数 2410报告格式 附录A(规范性附录)测试场地风力发电机组和障碍物影响评估 附录B(规范性附录)测试场地地形评估 附录C(规范性附录)场地标定程序 Ⅱ附录D(规范性附录)测量不确定度评定 附录E(资料性附录)区间法确定测量不确定度的理论基础 附录F(规范性附录)风速计风洞校准规程 附录G(规范性附录)测风塔设备安装 附录H(规范性附录)小型风力发电机组的功率特性测试 附录I(规范性附录)杯式风速计和声波风速计分级 附录J(规范性附录)杯式风速计和声波风速计评估 附录K(规范性附录)风速计现场比对 附录L(规范性附录)遥感技术的应用 附录M(资料性附录)基于湍流强度的功率曲线数据规格化 附录N(资料性附录)风向传感器的风洞校准程序 附录O(资料性附录)寒冷气候下的功率特性测试 附录P(资料性附录)风切变规格化程序 附录R(资料性附录)多风力发电机组测试不确定度的考虑 附录S(资料性附录)桁架测风塔的桅杆气流畸变校正 参考文献 Ⅲ 互感器第1部分：通用技术要求(IEC61869-1:2007,MOD)互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求(IEC61869-2:2012,GB/T18451.2—2021/IEC6140本部分由全国风力机械标准化技术委员会(S国电联合动力技术有限公司、中车株洲电力机车研究所有限公司风电事业部、广 VGB/T18451.2—2021/IEC61——风力发电机组运营商，可以证实新的或维修好的风力发电机组满足所陈述的或所要求的功率 本部分在风力发电机组功率特性测试的测量、分析和报告编写方面提供证风力发电机组的开发和运营在风力发电机组功率特性上的一致性以及技术交分给出的测量和报告编写程序能得到可以被他人重复的准确结果。同时，切和湍流的较大变化所引起的差别。在功率特性测试合同签署前，标准使用者需功率特性测试的关键因素之一是风速测量。本部分规定使用杯式风会导致它们的测量结果存在潜在差异。这些设备具有鲁棒性并且被认为适用于功围内的风速情况，本部分介绍了一种对于风速的附加定义。相较此前风速定义为只在轮毂此轮毂高度风速对应的功率曲线作为对照，和风轮等效风速对应的功率曲线附录I和附录J给出了对杯式风速计和超声波风速计进行分级的程序。附录L给出了对遥感设备进行分级的程序。在风速测量中需特别注意测风设备的选择，因为不同选择可能会给测试结果带来1机组的可利用率为100%。GB/T33225—2016风力发电机组基于机舱风速计法的功率特性测试(IEC61400-12-2:2013,ISO3966:2008封闭管道中液体流量的测量用皮托静压管的速度面积法(MeasurementofISO/IEC指南98-3:2008测量的不确定度第3部分：测量中不确定度的表示指南[Uncertaintyofmeasurement—Part3:Guidetotheexpressionofuncertaintyinmeasurement(GtenceoftestingandcalibrationIEC61869-1:2007互感器第1部分：通用技术要求(Instrumenttransformers—Part1:GeneralIEC61869-2:2012互感器第2部分：电流互感器的补充技术要求(Instrumenttransformers—Part2:Additionalrequirementsforcurrenttransformers)IEC61869-3:2011互感器第3部分：电磁式电压互感器的补充技术要求(Instrumenttrans-formers—Part3:Additionalr2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全部电能，计算中假设可利用率为100%。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3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。功率特性powerperformance4GB/T18451测量不确定度uncertaintyinmeasurementα (1)风力发电机组风轮高度范围内的风向变化。AA;第i段风轮的面积5BCDDeD。dfHhIkk。kfk。Lm测量气压的10min平均第i个区间的功率系数第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)mmmmmmN/(m²·V)m6LmLemmmmMNNhhNN;nP₀PWWPn,i,;WP10mirWN·mQN·mRmR₀RamRwrSW第j个区间内风速比的A类标准不确定度STKKtsU7UUUuuVVUUWXxZZα等效水平风速临界风速W风速规格化风速风速横向分量平均气流速度测量等效风速基于测风塔测量的等效风速基于遥感设备测量的等效风速轮毂高度处的风速特定的轮毂高度规格化风速高度zi处的风速测风设备风速垂直分量确定偏差包络的加权函数预处理时间周期内的参数平均地面以上高度幂律风切变指数WKmmm8GB/T18451.2—2021/IE0K卡尔曼常数0.4λ叶尖速比p空气密度的10min平均值第i个区间内标准化功率数据的标准偏差Wσ,/o,/owφ相对湿度(范围从0%～100%)w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10mi (2)V——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值，仅由纵向分量和横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9GB/T18451.2—2021/IEC61400-12-1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使用附录M的方法对指定的湍流进行规格化。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、垂直风切变和转到这一点，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1.轮毂高度测风塔和塔和所有高度的遥感3.高于轮毂高度的测典型应用平坦地形的大型风力发电机组”(见附录B)平坦地形的大型风力发电机组(见附录B)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、风切变见空气密度见9.1.5的额外不确定度测量高度覆盖范围测量高度覆盖范围测量高度覆盖范围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塔气流畸变见9.1.6,湍流和上流角见9.1.6,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GB/T18451.2—2021/IEC6140a)选择测风设备的安装位置；1)地形变化和粗糙度；2)其他风力发电机组；3)障碍物(建筑物、树林等)。应特别注意测风设备的安装位置。它不应距风力发电机组太近，因为所测机组影响。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应运用附录A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D由于地形变化可能引起气流畸变，应对测试场地进行评估。应根据附录B确定在不进行场地标定的情况下是否可以测量功率曲线。如果测试场地满足附录B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》。除非有客观证据对如果测试场地不满足附录B的要求，或者要减小测试场地气流畸变引起的不确定度，则应依据附的要求。两种互感器的精度应为0.5级或更高。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%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仅在轮毂高度处(HH)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(REWS)(详见和附录Q)作为功率曲线的风速输入变量。遥感设备应用前提是水平气流均匀通过扫描体，该技术限复杂地形复杂地形√√√√√√√√√√√√表示允许的配置。传感器应符合附录I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GB/T18451.2—2021/IEC6140照附录F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如果偏差超过±0.2m/s,就需要依据附录K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作为替代方案，应使用附录K规定的现场校准流程来检查风速计在整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，速计。如果功率特性曲线中的风轮等效风速(REWS)表D.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附录F得出。由运行特性带来的不确定度应依据附录I中标明的不同风速计等级得出。安装不确定度应依据附录G得出。如果使用顶部安装风速计进行风速测量，应依据附录G规定的安装要求进行风速安装应符合附录G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和附录S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间的最大允许风速偏差为1%。测风塔截面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%。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附录B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L.3进行现场比对。遥感(详见L.1)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附录L得出。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a)轮毂高度±1%;GB/T18451.2—2021/IEC6140地面Qb)在(H-R)～(H-2/3R)安装一个符合附录G要求的侧面安装风速计。Q(接近H,同时仍满足附录G的要求)Q地面图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)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GB/T18451.2—2021/IEC6140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见附录G,其中所用到的测风塔的高度低于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。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 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0.5a)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湍流规格化(9.1.6)9.1.2测风塔侧面安装风速计的气流畸变校正足附录G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。附录S给出了一种用于校正桁架式测风塔气流畸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风轮面风速的假设就不能成立。因此有必要引入校正，这些校正应考虑到轮毂高度处风速以及由风轮a)风轮等效风速；风切变校正系数可用于导出附录P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段面(面积为A;)的分界线应选择在位于两个测量点的中间。然后根据式(6z₁——第i段面分界线(H-R<z;<H+R)的高度，按照与vi相同的顺序(自上而下或自下而c(z)=2√R²-(z—H)H——轮毂高度。GB/T18451.2—2021/IEC积分公式为：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%段面下边界(z)m段面上边界(z;+1)mm*段面权重定义为段面面积与风轮面积的比风切变校正系数.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： (9)Vm,rsp——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.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)Vh,MM——由轮毂高度处风速计测得的风速。风速的风切变校正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)计算得出。GB/T18451.2—2021/IE (11)如附录Q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 (12)R。——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。参考空气密度值应是在测试期间，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 (14)GB/T18451.2—2021/IE了10min平均处理。推荐根据附录M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)。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效风速作为代表性风速，并且根据附录M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P)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(17),AEP的估算应包含轮毂高度处年平 GB/T18451.2—2021/IECN年的总计小时数，约8760h;V——第i区间内的规格化后的平均风速；P;——第i区间内的规格化后的平均输出功率。F(V)——风速的瑞利累积概率分布函数；Vave——年平均风速；求和初始化设置：Vi-1=V₁-0.5对于特定场地，风气候的场地条件是已知的。这种情况下，要计算并报告基于此特定场地信息的特定场地AEP,如果特定场地的风速分布是已知的，并且以表格形式给出，那么特定场地的AEP可以通过先将风速分布转化为相应的累积分布计算出来。功率曲线的每个测量风速点对应的测量小时数可以通过累积分布函数两个相邻值之间的线性插值得出。各风速点测量小时数均除以表格中总测量小时数，通常是一年内的总计小时数。最后，AEP由式(17)计算得出。表格中风速分布数据应使用与测试功率曲线相同的风速数据(轮毂高度处风速或REWS),否则得到的均为无效AEP值。如果特定风场的风速分布是已知形状因子和尺度因子的威布尔分布，则AEP仍可以用式(17)计算，但要用威布尔分布函数(19)代替瑞利累积分布函数(18):F(V)——当前风速的威布尔累积概率分布函数；Aw——威布尔分布尺度因子；kw——威布尔分布形状因子。AEP-测量值应从测试功率曲线中获得，即假设所有测试功率曲线范围之外的风速对应的功率均为AEP-外推值从测试功率曲线中获得，即假设所有测试功率曲线在最低风速以下风速对应的功率为零，在测试功率曲线对应的最高风速到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应是测试功率曲线的最高风速区间的功率值。AEP-测量值和AEP-外推值应在测试报告中按照第10章所述要求给出。对于所有AEP计算，风力发电机组的可利用率应设为100%。对给定的年平均风速，当计算表明AEP-测量值小于AEP-外推值的95%时，AEP测量值应标记为“不完整”。根据附录D的要求，对所有给定的年平均风速的AEP-测量值，应在报告中估计年发电量AEP的标准不确定度。如上所述，AEP的不确定度仅针对功率特性测试引起的不确定度，并没有考虑与给定风力发电机组实际发电量相关的重要因素引起的不确定度。9.4功率系数测试结果中应将风力发电机组的功率系数Cp按照第10章所述要求给出。Cp应根据式(20)由测GB/T18451.2—2021/IEC (20)V;——第i区间规格化后的平均风速(风速既可以是风轮等效风速，也可以是轮毂高度处风速);A——风轮扫掠面积；a)被测风力发电机组具体结构的识别和描述(见6.2),包括：2)风轮直径和所用验证方法的描述或风轮直径的参考记录；3)风轮转速或转速范围；4)额定功率和额定风速；6)轮毂高度和塔架类型；7)控制系统的描述(设备和软件版本)和用于数据筛选的状态信号文档；8)风力发电机组并网条件描述，包括电压、频率及它们允许的偏差范围，以及功率变送器安1)所有测量扇区的照片，最好从风力发电机组的轮毂高度处拍摄；2)测试场地的地图，(要求)至少覆盖以20倍风力发电机组风轮直径为半径的周边区域，并指明(被测)风力发电机组、测风设备和有影响的障碍物和其他风力发电机组的地形和位3)场地评估结果，即有效测量扇区的范围；4)如果进行场地标定，应在报告中说明最终测量扇区的范围，包括对场地评估结果做出任5)被测风力发电机组、测风设备和障碍物评估中所考虑的任何重大障碍物的坐标和高c)测试设备的描述(见第7章):3)对测量期间保持测风设备处于良好校准状态的方法进行描述，及表明一直维持良好校准d)测试程序的描述(见第8章): 3)给出与图7类似的Cp曲线；1)也可给出在特殊运行工况或大气条件下采集的数据库子集所得到的功率曲线。如果出 2)表格还应包括：3)若对任何年平均风速AEP-测量值小于AEP-外推值95%时，应在表格AEP-测量值一栏3)报告还应包括附录C要求的图表。1)与程序的偏差：功率/功率/KWGB/T18451.2—2021/IEC0 ●标准差●平均值0一55—0.05—0.15—0.25标准空气密度：1.225kg/m³不确定度S不确定度ue区间(10min平均值)456789GB/T18451.2—2021/IEC6140表4(续)不确定度S区间(10min平均值)523GB/T18451.2—2021/IEC61400-12-表5年发电量估算示例[按照最后一个(风速)区间的功率值外推_风速(瑞利分布)(测量功率曲线)不确定度不确定度%(外推功率曲线)456876859443的气流(WME:测风塔或遥感设备)可能会受到运行风力发电机组和/或障碍a)评估运行风力发电机组的影响(被测风力发电机组以及邻近运行风力发电机组)如A.2所述；b)评估障碍物的影响，如A.3所述(考虑A.5所述的扩展障碍物的特定要求)。被测风力发电机组和测风设备不应受邻近运行风力发电机组的影响。若有如果在功率特性测试过程中有处于停机状态的风力发电机组，应将其视为障碍物，并按照A.3进被测风力发电机组与邻近运行风力发电机组的最小距离应为邻近风力发电机组风轮直径D。的2倍。测风设备与邻近运行风力发电机组的最小距离应为2倍的风力发电机组风轮直径。因邻近运行风力发电机组尾流而排除的扇区由图A.1得出。需要考虑与邻近运行风力发电机组的实际距离L。和应评估被测风力发电机组或测风设备附近的障碍物。每一障碍物应作为地形的一部分(如附距离风力发电机组或测风设备一定的距离内的测量扇区内不应有大型障停止运行的风力发电机组)。只允许有与风力发电机组运行或测风设备有关的小型建筑物。如果存在GB/T18451.2—2021/IE判定大型障碍物(相对于被测风力发电机组和/或测风设备)的标准是超过表A.1中给出的一个或多个限值。表A.1适用于所有地点：a)对被测风力发电机组周围环境的评估(即以被测风力发电机组为圆心，半径为2L、4L、8L、b)对测风设备周围环境的评估(将设备的位置作为圆心，半径为2L、4L、8L和16L障碍物偏离地表的最大高度初步测量扇区初步测量扇区初步测量扇区无高度限制障碍物与被测风力发电机组的距离，或障碍物到测风设备的距离，L是被测风力发电机组与测风设备的水平距离。初步测量扇区应理解为对邻近运行的风力发电机组评估后的有效区域(如A.2所述，使用A法),同时也应考虑外部小于40°的所有方向。H为被测风力发电机组轮毂高度，D为被测风力发电机组风轮直径。应根据图A.1评估邻近运行风力发电机组尾流对被测试风力发电机组及对测风设备的影响。对于运行风力发电机组，需要考虑的参数是实际距离Ln(从被测风力发电机组中心到测风设备位如果根据表A.1被判定为大型障碍物，应根据图A.1评估障碍物尾流对被测风力发电机组的如果根据表A.1认定为大型障碍物，应根据图A.1评估障碍物尾流对测风设备的影关于障碍物，需要考虑的参数为实际水平距离Le(从被测风力发电机组的中心或从测风设备位置)De——等效风轮直径；lh——障碍物高度；21)通过L(被测风力发电机组和测风设备之间的距离)和D(被测风力发电机组的风轮直径)评估被测风力发电机组对测风设备的影响。N附近运行风力发电机组4障碍物影响扇区=64°障碍物N附近运行风力发电机组附近运行风力发电机组障碍物N△L附近运行风力发电机组影响扇区=44°N影响扇区=40°障碍物N影响扇区=40°障碍物N270°—图A.2(续)a)测风设备(测风塔或遥感设备)在被测风力发电机组的尾流中；b)测风设备在邻近运行风力发电机组的尾流中；c)被测风力发电机组在邻近运行风力发电机组的尾流中；d)测风设备在大型障碍物的尾流中；e)被测风力发电机组在大型障碍物的尾流中；f)上述所有情况的组合。4L距离内的障碍物(距被测风力发电机组中心或测风设备),在任一水平方向上延伸超过50m,则a)将90m×90m的障碍物划分为4个50m×50m的局部障碍物。选择这些局部障碍物，使其重叠10m,从而使4个局部障碍物的组合与原障碍物相同。b)将70m×10m的障碍物划分为2个50m×10m的局部障碍物。选取这些局部障碍物，使其22)从实用性来讲，创建具有相同形状的局部障碍物是有意义的(例如，50m×50m的方形)。这是一种保守的方法，因此是允许的。在这种情况下，所有局部障碍物的固定组合覆盖的面积大于原来的障碍物。GB/T18451.2—2021/IEC6140表B.1):应使用网格分辨率为30m或更精细的地形数字模型对表B.1应适用于以下测量扇区的位置：a)评估被测风力发电机组的环境影响(以被测风力发电机组为圆心，半径为2L、4L、8L和16L风电机组位置的测风设备相对距离扇区最大倾角%测量扇区不适用扇区最大倾角%测量扇区测量扇区不适用默认将测量扇区理解为在执行附录A方法后的剩余有效扇区，也允许使用较小的测量扇区24h与扇区地形最吻合，并通过塔架基础平面的最大倾角，示例请参见图B.2。将塔架基础连接到扇区内地形表面上的各个地形点的最陡坡度线，示例请参见图B.3。4图B.2“2L～4L”“测量扇区”内，最佳拟合平面确定的倾角和地形变化(表B.1,第2行)GB/T18451.2—2021/IEC61400场地标定可以量化并可能降低地形对功率特性测试的影响。地形可能会导致性测试的风速与风力发电机组所在位置轮毂高度(与风速计距地面高度相等)处的风速存在系统偏差。此外，参考测风塔位置处风速与风力发电机组位置处风速之间的相关性也可为不同的风切变可能会导致测量点之间的相关性不同，特别是当风力发电对测试结果产生影响。考虑到这些因素，场地标定和功率特性测试应在相同季节本程序中的风速指轮毂高度处风速。本程序不要求测风塔高度达到上叶在安装风力发电机组之前(或拆除已存在的风力发电机组之后),应竖立两个测风塔。其中一个测图C.1为场地标定前期准备和标定分析过程的流程图。GB/T18451.2—2021/IE是否否风切变是否导无偏差是否完成是评估(C.6)场地标定完成图C.1场地标定流程图参考测风塔应与功率曲线测试所用的测风塔相同。风力发电机组位置处测风塔应尽可能靠近被测GB/T18451.2—2021/IEC6140风力发电机组将在或曾经所在的位置，且距离被测风力发电机组中心发电机组轮毂高度。推荐风力发电机组位置处测风塔和参考测风塔应为测风塔具有良好的相关性。场地标定的目的是测量在风随着地形地貌发生变类型上进行测试时的预期结果。地形类型的示例如图C.2所示。类型A:A类地形是最不复杂的地形类型。A类地形的场地通常不会导致风力发电机组轮毂高度相对标对A类地形的场地进行场地标定时，参考测风塔的风切变条件可能与类型B:变。因此，风切变不会像A类场地那样重要。然而，在B类场地，场地标从测试角度来看，C类地形包括最极端的地形。C类场地通常具有陡峭的地形特征，如山地或峡测风力发电机组和参考测风塔之间的风速相关性。C类测风力发电机组之间的相关性可能较差。相邻风向区间的气流校正可能有很气流分离K图C.2地形类型场地标定中使用的测风设备应符合7.2的要求，并遵循具有相同运行特性且在同一风洞内进行校准。功率曲线测试用的风速计与场地标定用的风速计应为同通过识别与异常值有关的异常大气条件来提高场地标定及功率曲线测试的整体a)对于较小的风力发电机组，推荐在距轮毂高度10%或5m以内进行垂直风速测量(如使用三维超声波风速计),以免违反附录G中关于顶部传感器的安装要求。这种测试结果可用于确b)推荐在下叶尖高度风速测量位c)如果场地标定过程中出现结冰情况，推荐在轮毂高度附近安装温度传感器或其他的用于结冰中不能拆除参考测风塔及其风向传感器。如果主风向传感器被拆除或更换，应增加额外的不确量(见C.7.4)。如果在场地标定和功率曲线测a)测试设备故障或降级(如结冰引起);b)风向在6.3.3规定的测量扇区之外；c)风力发电机组位置处测风塔平均风速低于4m/s或高于16m/s;d)任何影响场地标定结果并选择作为筛选准则的其他特殊大气条件；e)在功率特性测试期间被作为筛选准则且会影响场地标定结果的特殊大气条件。场地标定测量了空间中两个特定位置风速的关系。地形对这种关系产生了静态的影响(地形不会随着时间推移而改变),但是风切变为这种关系添加了一个动态因素，这是因为风梯度会随着高度的变因此，场地标定第一步是评估场地的风切变状况。要进行这种评估首先应进行C.5.1中的计算与b)应用幂次定律分别计算两个测风塔位置处的风切变指数(见3.31)。c)24h制的时间应根据时间戳和场地当地时间的时差进行确定。因夏季相对于冬季有更多的日照时间而对当地时间进行的任何调整(如夏令时这种分析方法应取决于风切变是否为场地的一个重要因素。高风切变，或者更确切地说是大范围的风切变值，通常是由于夜间稳定大气和白天不稳定大气的昼夜循环所致。为了说明场地的风切变条1)风切变指数日变化的散点图；2)风切变指数与风向关系的散点图；3)风切变指数与风速关系的散点图；4)风速日变化的散点图。应谨慎划分白昼时间。主要原因是因为当地日出和日落时间的相关性往往会数倍开始的区间)。风切变区间的风切变指数增量应为0.05,并以0.05的整数倍为区间中心。a)对于每个风向区间来说，该风向区间内所有风切变区间的数据点总数量应至少为144个(24h8m/s以下各6h的数据。b)完整的风向区间内的每个风切变区间应包含至少3个数据点。c)在不完整风向扇区的风切变区间如至少包含6h数据，可以认为是完整的。C.5.3以风向区间为基础对数据进行评估。变化水平应根据场如果风切变区间之间的变化导致场地标定系数的变化高于一个或多如果风切变区间之间的变化导致场地标定系数的变化低于一个或多的风切变指数。应用到轮毂高度风速的校正系数为风速比，该风速比通过对应风向区间的风切变区间切变区间是0.6风切变区间，则允许外推测量的风切变指数值在0.600～0.625(其中0.625是0.6风切变区间的上边缘，区间宽为0.05,范围为0.575～0.625)。允许使用两个完整的C.5.3方法2:非显著风切变的线性回归方法数据组按风向区间分类。风向区间的尺寸应为10°。要求场地标定和功每个风向区间应至少包含24h数据，其中至少6h的风速大于8m/s,至少6h的风速小于8m/s。为了说明参考位置处风速和风力发电机组位置处风速之间的相关性，VTurbLpredicted=F(WD,α)·VpM……………Qresidual=VTurb_predite-VTurbmesuredd)k分区的统计不确定度由C.6.1.2确定。A类的总不确定度等于每个分区的不确定度平方和除以k的平方根。选择k=10,以便剩下的数据组信息足以涵盖正在评估的数据集中的风速范围，然而也可以选择其因为两个位置之间的风速关系的变化可能同与时间相关的气象条件有关，所以分区按时间戳划分对于k折交叉验证中的每个分区，在风力发电机组位置处，经过场地标定校正后的风速和测风塔dj,——在k分区的第j个10k分区的统计A类标准不确定度为：f场地标定中10min数据的数量减去场地标定算法所有参数的数量。如果场地标定气流校正系数采用风速比区间平均的形式，则每个风向子扇区的场地标定算法参数数量等于风切变区间的数量。f等于NA减去风向子扇区的数量(通常是10°扇区的数量)。如果场地标定气流校正系数采用线性回区间数。如果场地标定气流校正系数采用风向区间和风切变区间的形式，f等于N。减在场地标定不确定度的计算过程中应考虑风力发电机组测风塔风速计的运行特性标准不确定度。应研究场地标定期间风速计运行特性方面的关联，以确定风力发电机组位置处行特性不确定度的关联程度。取决于功率曲线测试期间与场地标定期间环境条件差异，可能需要增加场地标定的不确定度评估，应考虑风力发电机组测风塔风速计及参考测风塔uavr,根据附录D和附录E的评估数据采集系统导致的风速标准不确定度。在评估场地标定合成不确定度时，应认为A类和B类不确定度彼此应用式(C.3)计算得出的自洽性参数对每个风向区间进行收敛性核查。这一最具说明性的图表中标绘出了自洽性参数的累计平均值与每个风向区间的小时数的关系。这些累均值的0.5%以内，且收敛时数据量小于该区间16h数据或总数据点25%的较大者。若不满足该准则，则应执行其他步骤(例如：另行筛选),以尝试解释并纠正数据的不收敛性。若执行这些步骤后未能收计算场地标定的统计不确定度时所用的k折交叉验证方法应能反映较高的非收敛性试验不确定在相邻两个风向区间的气流校正系数变化超过2%时，推荐剔除测量扇区中的该风向区间。对此，a)评估该数据并计算场地标定气流校正系数。b)变换一个风向扇区的场地标定气流校正系数，将气流校正系统或回归参数应用于相邻风向区c)利用上一步中调整的场地标定的气流校正系数以及场地标定数据，每10min计算一次风力发d)计算每个风向区间的平均自洽性参数。若该平均值低于0.98或高于1.02,则应排除这些风向区间。如果这些风向区间没有排除，则这些风向区间不确定度应增加1减去自洽参数平均值×100%除以2倍根号3。若某扇区的相邻两扇区均应用了该调整，则该扇区的不确定度增加GB/T18451.2—2021/IEC61scCp;,;-1——利用风向区间j-1的场地标定校正系数计算的风C.7.4在场地标定和功率特性测试期间拆除风向传感器若在场地标定和功率特性测试期间拆除了风向传感器，则可能会因为风(两次安装之间)导致误差。应对每个风向区间额外增加一例如，场地标定和功率曲线测试期间的风向标失效并更换为相似类型的风定度定为3°,风向区间的大小为10°。用C.7.3中相邻风向区间校正系数变化值乘以3/10。除了应用度分量。例如，若之前的测风塔仍处在原位置且只更换了相同型号的传感器(安装在同一桅杆和支座C.7.5不同季节的场地标定和功率特性测试季节性风况变化以及因植被、降水(雪和冰)以及水体结冰导致的地表粗标定气流校正系数存在季节相关性。因此推荐在一年中的同一时段进行场地应对比测量扇区内，在场地标定期间参考测风塔位置处平均风况与功率特b)湍流强度，3%;曲线测试中每10min周期内风力发电机组的代表性风速。该风速与风速计或遥感设备测得的风速进行比较。理想情况下，这个比例不应随风向而变化。该比例变化很大的a)逆功率曲线定义为风速区间平均值作为功率曲线评估所用数据集的输出功率的函数。对于主动控制的风力发电机组，空气密度规格化后的风速用于评估逆功率曲线。对于非主动控制的场地标定结果可用，空气密度规格化后的风速应用于区间分析。所使用的结果应包括满足以b)应用逆功率曲线(RPC),以便根据被测风力发电机组运行中每10min间隔的有功功率的测量线性插值。其结果是风力发电机组风轮的代表性风速。对于主动控制的风力发电机组，其结果代表风力发电机组风轮空气密度规格化后的环境风速。对于非主动控制的风力发电机组，d)推导和测量的风速应在测量扇区内保持一致，因此比值应接近统一。由于场地影响、场地标测风塔确定的风速并不能代表被测风力发电机组，这些区间可以通晰识别。应进一步分析更大的偏差。如果确定是由于场地影响，这些扇区应从最终功率曲线e)应重新评价剩余扇区的功率曲线。自洽性核查可与重新计算的RPC一起重复进行。如有需24525526527528529530C.9.1示例A风切变指数日变化风切变指数日变化风机位置◆参考测风塔1001白昼时间从图C.4可以看出，风切变在夜间较高，而在白天较低。这是一个大气稳定度昼夜循环的典型场步骤2:验证风力发电机组和参考测风塔位置风切变的相关性为了验证风力发电机组和参考测风塔位置之间风切变指数的相关性，的风切变指数与参考测风塔处的风切变指数的关系图(参见图C.5)。0参考测风塔的风切变指数是风力发电机组位置风切变指数的一个良好步骤3:根据C.5.1.3的计算结果●矩阵中每个点的校正系数为其所在区间中风速比的平均值；●对矩阵区间内所有有效数据点进行计数。表C.1和表C.2分别显示了场地标定气流校正系数和区间数。图C.6是这些结果的图解说明。GB/T18451.2—2021/IEC6110一表C.1场地标定气流校正系数(风速比)风切变区间风向区间 GB/T18451.2—2021/IEC6140表C.2场地标定数据量风切变区间风向区间88995652332133330911003000记录入流角度，根据C.3.2规定的场地条件可以估算风速计运行特性的不确定度。所有风向区间数均落在A级风速计运行特性的范围内。因此，A级风速计运行级为1.4A。用了区间内超过50h的数据，满足16h或所有区间内数据总量的25%之间较大者的要求。所有相邻区间的气流校正系数变化幅度在0.02以内。C.9.2示例B部的被测风力发电机组3倍风轮直径的上风向处(平原上)。被测风力发电机组与参考测风塔处的高程10与示例A相似，夜间的风切变要比日间的风切变高，而这也表明了大气稳定度的一个昼夜循环。但风力发电机组位置的风切变与参考测风塔处的风切变明显不同。由于两个GB/T18451.2—2021/IE步骤2:验证风力发电机组和参考测风塔位置风切变的相关性——示例B001参考测风塔风切变指数图C.9风力发电机组位置与参考测风塔位置的风切变指数关系，示例B风切变值大于0.25时没有相关性。这表明在稳定的大气条件下，场地标定气流校正系数是不一致的。为了说明/验证这种情况，可以使用C.5.3中描述的图(见图C.10)。图C.10330°区间内风力发电机组与参考测风塔位置轮毂高度处风速的线性回归线性回归中存在明显的截距。在较低的风速下离散性也很高。10 —320——330340350.32000GB/T18451.2—2021/IEC611步骤3:计算结果风切变指数(0.10～0.20)。这消除了场地标定气流校正系数与风切变的相关对于每个风向区间，计算风力发电机组位置处的风速与参考测风塔位置处的步骤4:额外不确定度收敛性核查(见图C.16)。根据C.7.2(见表C.3)。区间中心/()残差的绝对平均值/(m/s)残差的标准偏差/(m/s)根据C.7.3(见表C.4)。区间中心/(°)区间间的变化幅度(左)区间间的变化幅度(右)附加的标准不确定度/%0(限值内)0(限值内)0(限值内)0(限值内)U=1/3×abs(VTurb_predicted一VRMmeasured)…………(C.9)GB/T18451.2—2021/IEC6140C.9.3示例C是C类地形。测风塔位于同一山脊和相近的海拔高度(5m以内),且距离被测风力发电机组的2.5倍风轮直径风切变指数低，有时甚至是负值。所有的风切变指数在-0.05～0.20,该步骤2:对于每个风向区间，计算风力发电机组位置处的风速与参考测风塔位置处的r²值。记录每个风向扇区中的有效数据量。数据离散度非常高，风向区间之间的气数据证实该场地位于上风向山脊的回流区。数据离散程度非常高，结果和被测风力发电机组并排放置在相近高度且地形相似的山脊上，但两个位置之间的风速相关性很差。所有风向区间的数据收敛性核查均未通过。尽管核查到数据量的75%,但数据不会收敛到最终值的0.5%以内。其中一个风向区间的核查如图C.18所示。10/19/0810/24/0810/29/0811/03/081GB/T18451.2—2021/IEC61所有相邻区间的幅值变化都在10%左右。额外不确定度计算如下：区间中心/(°)区间间的变化幅度(左)区间间的变化幅度(右)场地标定和功率特性测试是在不同季节(秋季和夏季)进行的，但风切变和湍流强度的变化均未超不确定度类别电流互感器电压互感器数据采集系统(见下文)BBBBA风速(杯式和声波风速计)分级数据采集系统(见下文)BBBBBBB风速(遥感设备)安装影响BBBBBBBB风向(风向标和声波)北向标识桅杆指向运行(测风塔的影响)磁偏角数据采集系统(见下文)BBBBBB表D.1(续)不确定度类别风向(遥感设备)分级磁偏角数据采集系统(见下文)BBBBBBB安装影响数据采集系统(见下文)BBBB安装影响数据采集系统(见下文)BBB安装影响数据采集系统(见下文)BBB系统精度BBB地形(无场地标定)B地形(有场地标定)安装影响替代安装数据采集系统(见下文)校正系数的变化(邻近风向区间)季节性波动BBBBBBBBBBBBBAGB/T18451.2—2021/IEC表D.1(续)不确定度类别空气密度校正风况-缺少风切变信息风况-缺少风转向信息风况-缺少入流角信息风况-缺少湍流信息季节性影响湍流规格化(或没有湍流规格化)BBBBBBBB应注意，本部分所述的轮毂高度风速功率曲线方法，是基于风力发电机组的10min平均功率完全可用同时刻的10min轮毂高度平均风速和空气密度解释的假设。然而，事实并非如此。其他气流分量也会影响发电量，因此即使轮毂高度风速和空气密度相同，相同的风力发电机组也会在不同的地点产生不同的发电量。这些分量包括风轮上平均风速对应的风速的波动(在三个方向)、气流矢量相对于水平面的倾斜度、湍流强度以及风切变。目前，分析工具在确定其中一些变量的影响方面几乎没有帮助，实验方法也遇到同样的问题。结果是功率曲线会因风场而异，这将表现为不确定度。这种不确定度源于在不同地形和气候条件下观察到的发电量的差异，即当比较在平坦地形测量的AEP和在非平坦风电场测量的AEP时。这种明显的不确定度难以量化。根据现场条件和气候，不确定度可能高达百分之几。一般来说，不确定度可能会随着地形复杂性和非中性大气条件频率的增加而增加。然而，本部分提出了一些方法，至少可以解释一些变量的影响(例如风切变和湍流)。还应评估这些校正方法的不确定度。因此，隐含的意思是，如果这些变量被认为是重要的，并且没有进行校正，那么不确定度应增加，以解决缺少校正的问题。E.1概述为了获得一个清晰的结构来介绍这个相当复杂的主题，本附录的结构E.2基本的数学原理和一个包含所有不确定度分量及其默认值的表格；uk,i——第i个区间中分量k的标准不确定度；Pk,,,——第i个区间中的不确定度分量k与区间j中的不确定度分量l之间的相关系数(在表达式中，分量k和l都在第i个区间中)。不确定度分量是每个测量参数不确定度的单独输入量。估计年发电量中的合成标准不确定度，GB/T18451.2—2021/IEC61Nh——一年中的小时数≈8760。要明确推导出所有相关系数Pk,L,,;的值几乎是不可能的，因此通常需要简化。为了将上述合成不a)不确定度分量或是全相关(pk,L,i,;=1,意味着通过线性求和得到合成标准不确定度),或是不相c)仅与场地标定不确定度相关：A类不确定度在风向区间之间不相关，而B类不确定度在风向评估不同测风高度之间的相同类型不确定度的相关性。每个不确定度可以首先在风轮当量或风切变/s;第i个区间中的A类合成不确定度；u;——第i个区间中的B类合成不确定度。应注意的是，因为sp,;依赖于区间中的数据集的数量，因此ue,i²不依赖于区间大小[参见式式(E.4)中第二项的意义在于，每个单独的B类不确定度分量都传递到了相应的AEP不确定度，对单独分量应用了区间之间完全相关的假设。最后，将交叉区间的组合不确定度加到最终的AEP不确定度中。此外，A类不确定度的某些分量不一定能方便地在逐个区间的基础上得到或估计定方法A类分量可能是通过对AEP计算的灵敏度分析得出的。在这种情况下，这些分量应以平方的方式添加到最终的AEP不确定度中。有关这方面类不确定度分量单独合并之前，对其交叉区间求和并不方便。求跨区间的B类合成不确定度之前(即由该表达式获得的uAEP总是等于或大于使用式(E.4)获得的UAEP%u2,z=s²,i+c³,ssc,;+u³,i+c³,u³,i+c²,u²,十cB,;u³,i十ckH,ukH,;+c³,u²,GB/T18451.2—2021/IEC在上面的公式中，由数据采集系统引起的不确定度是每个测量参数不确定度的一部分。图6和表4所示的测量功率曲线用于本附录中的不确定度计算。图6、表4和表5中也显示了示例中不确定度分析的结果。所有灵敏度系数列于表E.10,B类不确定度列于表E.11。表E.2A类和B类不确定度列表不确定度灵敏度功率输出电流互感器电压互感器或功率测量装置DAQ(见E.4.2)风速(杯式或声波)分级安装效果DAQ(见E.4.2)bbdddd(同上)(同上)率曲线不确定度的最后一个区间),使用使用：风速(RSD)分级相同高度下不同探针体积中的dCy,(见上方)见E.7.3风转向cy,;(见上方)见E.8.2见E.8.3表E.2(续)不确定度灵敏度cv,(见上方)没有场地标定安装效果dbbdd(同上)(同上)cy,(见上方)(海上1%或者2%)DAQ(见E.4.2)校正系数的变化(邻近风向区间)向传感器的拆除季节性波动见E.9.8空气密度安装影响DAQ(见E.4.2)安装影响DAQ(见E.4.2)安装影响DAQ(见E.4.2)空气密度规格化ccCT.(见E.10.2)CB,i(见E.10.7)CRH.(见E.10.11)(主动调节风力发电机组)调节风力发电机组)校正系数的1%～2%(相对湿度)GB/T18451.2—2021/IEC61400-12-表E.2(续)风况-风转向风况-入流角季节性影响dddddUM,we,iCy,(见上方)见E.11.2.1a)或b)(仅适用于带的RSD)风向风向标/声波无(见E.12.2.1)b见E.12.2.1桅杆指向d运行(测风塔的影响)磁偏角DAQ(见E.4.2)风向(RSD磁偏角DAQ(见E.4.2)dc无(见E.12.3)见E.12.3.1表E.2(续)不确定度灵敏度电功率Cv,(见上方)参见标准。“假设”。统计。定的不确定度分量与所应用的特定测试方法无关(见E.14),否则，根据GUM不确定度分量不能设为0。此外，重要的是要注意风向不确定度不会直接影响功率曲线或AEP的不确定度(除非应用风转向应扇区的数据校正的准确度。由于应报告风向不确定度，表E.2给出了风向不确定度应考虑的最小不需要考虑功率测量和规格化过程中的A类不确定度以及由气候变化和场地标定(如果进行)引起E.3.2功率中的A类不确定度Op,——第i个区间中规格化功率数据的标准偏差；GB/T18451.2—202N;——第i个区间中10min数据集的数量。E.3.3场地标定中的A类不确定度场地标定校正后的风速和风力发电机组测风塔处测量的风速之间的残差用于定义场地标定的A类不确定度Ssc。推导方法参见C.6.1。E.4B类不确定度：介绍和数据采集系统假设B类不确定度与仪器、数据采集系统、功率特性测试场地周围的地形、风况以及与所用方法相关的不确定度有关。如果不确定度表示为不确定度限值，或者具有隐含的非统一包含因子，则应评估标准不确定度，或者将其适当转换为标准不确定度。考虑表示为不确定度限值±U的不确定度。如果假设为矩形概率分布，标准不确定度为：如果假设为三角形概率分布，标准不确定度为：E.4.2B类不确定度：数据采集系统与数据采集相关的不确定度已经包含在特定信号的处理中。功率的不确定度包含数据采集引起的分量，风速和其他测量信号的不确定度也包括此分量。我们在本附录中假设数据采集系统具有标准不确定度ua,为每个测量通道量程的0.1%。但是，对于特定功率特性测试的报告，应针对特定测试设置估计数据采集不确定度，至少包括对E.4.2中提到的数据采集不确定度的贡献值。在数据采集系统中，传输、信号调理、模数转换和数据处理可能存在不确定度。每个测量通道的不确定度可能不同。对于某个特定测量通道量程，数据采集系统的标准不确定度ua,;可表示为：Wa,sT,;——由于第i个区间中的信号传输引起的不确定度；ua,sA,;——由于第i个区间中的系统精度造成的不确定度；ud.sc,i——由于第i个区间中的信号调理引起的不确定度。尽管在许多情况下，假设标准不确定度为测量通道量程的0.1%是合理的，但是特定的硬件和条件会导致该值更高。为了确保与传感器的不确定度相比，数据采集系统的不确定度确实可以忽略不计(推荐这个标准不确定度相对比值为10),应对所用数据采集系统的实际不确定度进行评估。E.5.1概述关于输出功率的B类不确定度基于这里介绍的四种不同的不确定度分量。这个不确定度分量的符号为Up,。功率测量的不确定度来自电流和电压互感器以及功率变送器(或其他功率测量设备)。这些子分量的不确定度通常通过它们的分级来说明。最后，应增加与功率信号数据采集相关的不确定度。该不确定度分量包括传感器分级中的电流互感器分级引起的不确定度。这个不确定度分量的符号是up,CT,i。0.5级电流互感器(此处电流互感器的额定负荷设计为与额定功率2000kW匹配，而不是额定功率的125%)见IEC61689-2,它们在100%负荷下具有±0.5%电流的不确定度极限。然而，在20%和5%负荷下，不确定度极限分别增加到电流的±0.75%和±1.5%。对于风力发电机组的功率特性测试，发电量主要在较低的功率下产生的。因此，我们预计20%载荷下±0.75%电流的不确定度极限是一个电流互感器的不确定度分布假设为矩形分布。如果电流互感器未在设为完全相关的(一般假设的一个例外),并且被线性求和。由于每个电流互感器对功率测试贡献为三0.5级的电压互感器具有不确定度极限见IEC61869-3,在所有负荷下的电压为±0.5%。不确定度电网电压通常较为恒定，与风力发电机组功率无关。三个电压互感器的不的一个例外),并且被线性求和。由于每个电压互感器对功率测试贡献为三分之一，因此所有电压互感该不确定度分量包括传感器分级中的功率变送器或其他这个不确定度分量的符号是up,PT,i参见IEC60688的0.5级功率变送器，额定功率为2500kW(风力发电机组额定功率的125%,c)与风轮等效风速(REWS)相关的不确定度。这种不确定度也在附录L中讨论。1)测试期间测量环境变量[根据附录L的式(L.6)]:M——根据分级测试被认为对遥感设备精度有相关影响的环境变量的数量；m;——描述遥感设备风速测量对环境变量j的灵敏度斜率，从至少3次分级测试结果的组合Xrc,,i——在功率曲线测试期间第i个风速区间中的环境变量j的平均值；Xver,j,i——在遥感设备的性能验证测试期间存在的第i个风速区间中的环境变量j的平均值。2)测量期间未测量环境变量：M——根据分级测试被认为对遥感设备精度有相关影响的环境变量的数m;——描述遥感设备风速测量对环境参数j的灵敏度斜率，从至少3次分级测试结果的组合xmax,j,i——第i个风速区间Xvo,,;——在遥感设备的性能验证测试期间存在的第i个风速区间中的环境变量j的平均值。详见L.4.4。该不确定度分量的默认值为测量风速的1.0%～1.5%。这个不确定度分量包含了与遥感设备安装相关的不确定度。GB/T18451.2—2021/IEC这种不确定度也在附录L中讨论。应估计遥感设备由于不理想的调平而产生的不确定度。不确定度在很大程度上取决于所用仪器的该不确定度分量的默认值是测量风速的0.1%。该不确定度分量包含了与遥感设备测量区域内气流变化相关的不确定度。这个不确定度分量的符号是uVR,low,i。这种不确定度也在附录L中讨论。用户应咨询遥感设备制造商，以获得在测试现场评估其特定设备不确定度的最佳方法。以下程序推荐用于标准用途[根据参考文献[12]25]]:a₁——进入探测区域的入流角；a₂——离开探测区域的入流角；φ——RSD设备的测量锥角。进入和离开探测区域的入流角初步估计之后分别使用1°和-1°。根据L.4.5,这种默认的初步估计会产生测量风速的2%～3%的不确定度分量