海上风能资源测量及评估中几个关键问题分析

根据中国第四次风能资源详查和评价工作结果，中国近海5～50 m水深线以内的风能资源技术开发量为5亿 kW[1]，海上风能资源丰富。根据全球风能理事会的数据[2]，2017年中国海上风电新增装机容量116万 kW，累计总装机容量达279万 kW，全球排名第三。海上风电项目的开发需考虑风能资源、海洋水文、海底地质条件、电网接入和消纳等多方面的因素[3]。其中，风能资源的测量及评估是海上风电项目开发的基础。

国内外许多科研机构对区域风能资源评估、风能资源特征参数展开了研究，主要利用气象站数据[4-6]、中尺度数值天气预报模式[7-9]、卫星遥感探测[10-12]等进行区域资源评估，并提出了复杂山地、内陆平原测风塔数据相关插补、切变拟合、代表年分析等特征参数分析方法[13-22]。国外工程设计规范及技术导则也对风能资源测量及测风塔的设置进行了规定[23]。已有研究成果及规范主要针对陆上风能资源，涉及海上风能资源测量及评估方法的研究较少。由于海上风资源测量环境与陆地差异较大，风能资源测量成本较高，测风塔设计、仪器设置、安装要求、评估方法等关键问题与陆上较大差异，测量和评估有一定难度。

本文分析并总结了海上风电场设计阶段风能资源测量和评估的几个关键问题，结合中国海上风能资源测量和评估的实例，提出了解决方案，可为中国规模化开发海上风电项目过程中风能资源测量和评估提供参考。

在风电场建设的不同阶段，对风能资源的评估深度要求不同，所侧重使用的评价指标也不同。虽然采用数值天气预报模式、卫星遥感探测等可初步满足风电场规划阶段普查风能资源水平的要求[24-30]，但目前在海上风电场设计阶段，获取海上测风数据的主要方式仍然是建设海上测风塔，并采用机械式测风设备测量风能资源。考虑到对通航的影响，海上测风塔一般不采用拉线式塔，而是自立式塔。自立式海上测风塔可选择圆筒结构和桁架结构，其中三角桁架结构最为常见。

根据《海上风电场风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T 31029—2012要求[31]，海上测风塔位置应具有代表性，且安装点周围空间开阔，其测量高度应高于预装风电机组的轮毂高度。由于海水的粗糙度较均一，摩擦层对风速影响较小，风速沿垂直高度方向上的变化不明显。目前主流海上风电机组轮毂高度一般在100 m左右，故海上测风塔一般也在100 m左右。海上测风塔测量要素主要包括：风速、风向、温度、气压、相对湿度等，测量高度一般为20～100 m。

随着中国海上风电项目开发逐渐向深远海发展，以及漂浮式激光雷达测风等遥感式测量技术水平的提高，遥感式测量技术可作为海上测风的补充。激光雷达主要包括4个部分：激光器、接收系统、发射系统、数据处理系统[32]。通过激光器发射出相干辐射束照射空气中的天然气溶胶，一小部分光被反向散射到接收器中。空气中的气溶胶沿光束方向运动，形成多普勒频移导致光的频率改变。将返回信号与原始光束的一部分混合，并在光电检测器上检测频率差，以此测量频移，从而计算径向风速。

漂浮式激光雷达测风系统具有可重复使用、建设周期短、运维方便、探测高度可覆盖40～200 m、测量层数灵活等优点。但受限于其测风原理，漂浮式激光雷达的数据完整率和可靠性不如机械式测风设备，且其结果为反演推算，非实测所得，不易复核原始测风数据。此外，海上测风条件恶劣，不利天气影响可能引起较大的测量误差。因此，目前海上风电设计项目主要依靠桁架式海上测风塔及机械式测风设备测量风数据。

海上风能资源测量环境复杂，为保证海上测风塔数据的代表性、可靠性和完整性，应注意测风塔选择的代表性及支臂朝向设置。

测风塔设立的位置是判断测风塔测风数据能否代表风电场区资源平均水平的重要依据。目前已有的研究及规范均未对海上测风塔的位置选择细节有所规定。

2.1.1 分析方法

由于海上施工难度较陆上更大，海上测风塔位置的选择通常需考虑建设成本、运输及安装方便等因素。因此，测风塔可能会设立在就近的岛礁上。需结合岛礁地形分析测风塔高度的起算点，并判断测风塔位置对海上风电场的代表性。

2.1.2 案例

1）项目背景

浙江某海上风电场，场区呈四边形，东西长约18 km，南北宽约6.2 km。风电场初选轮毂高度为100 m，场区内有一座岛礁，东西长约1.7 km，南北宽约400 m，其上设有一座自立式测风塔，该塔基础高出平均海平面约50 m，地面以上铁塔净高70 m。场区外设有一座自立式海上测风塔，基础高出平均海平面约12 m，平台以上铁塔净高90 m。两座海上测风塔照片见图1，位置示意图见图2。

图1 浙江某海上及岛礁测风塔照片 Fig.1 Photo of offshore and island anemometer tower

图2 测风塔位置示意图 Fig.2 Anemometer tower location

2）测风高度分析

结合地形分析两座测风塔测风高度的起算点，考虑到岛礁较小，可视为测风塔平台处理，故岛礁测风塔的测风高度以平均海平面计，即以120 m作为测风塔的测风高度。同理，采用102 m作为海上测风塔的测风高度。

3）测风塔代表性分析

分析两座测风塔对本风电场区的代表性。岛礁测风塔虽位于场区内部的岛礁上，但下垫面条件与场区有较大差异；海上测风塔虽位于场区外部，但与场区中心相距仅7 km，根据规范[31]要求，海上风电场测风塔控制半径应不超过10 km。岛礁测风塔的控制半径基本能够覆盖场区，且塔高高于轮毂高度，对区域的风能资源评估具有一定代表性。

经统计，测风年（2013年11月～2016年10月）岛礁测风塔60 m、100 m高度风速分别为6.44 m/s、7.38 m/s，60～100 m高度拟合切变指数为0.2667；海上测风塔52 m、102 m高度风速分别为6.78 m/s、7.32 m/s，52～102 m高度拟合切变指数为0.1153。分析可知，由于海面粗糙度较均一，岛礁地形粗糙度变化相对海面更复杂，造成岛礁测风塔拟合切变指数显著大于海上测风塔，风速在垂直高度方向上变化更明显。

由于海上测风塔下垫面与风电场区更相似，其测风半径满足规范[31]要求，故选取海上测风塔作为该风电场的代表塔，岛礁测风塔作为参考塔进行风能资源评估。

“塔影效应”主要是由于测风塔塔架的干扰气流造成流场变化，影响测风仪器对实际风矢量的观测记录。目前测风塔的风速及风向传感器均安装在塔架横向支臂上，不可避免会受到“塔影效应”的影响，处于塔体背风区（即塔影区）的风速传感器测值会明显偏低。

2.2.1 分析方法

与国外气候特点不同，中国沿海地区基本处于季风气候区，一年内盛行风向随季节显著变化，冬夏两季的主方向基本相反。因此，应特别注意海上测风塔支臂安装朝向。为减小“塔影效应”的影响，海上测风塔需安装两套独立的风速传感器，以便在数据处理时进行塔影分析。

2.2.2 案例

1）项目背景

江苏某海域有两座测风塔，高100 m，两座塔相距50 km，且均需安装两套风速数据记录仪。

参考其周边沿岸气象站多年风向玫瑰图，如图3所示，该地区主导风向为ESE、E、SE，相应频率分别为8.8%、8.4%、8.0%。

图3 测风塔附近气象站多年风向玫瑰图 Fig.3 Wind rose of the ajacent meteorological station

2）测风塔仪器朝向设置

根据相关研究，当测风塔架与自由来流夹角为90°时，风速仪受“塔影效应” 影响最小[24]。因此，测风塔仪器朝向应尽量垂直于SE～NW方向。

2#塔分别在100 m、90 m、80 m、60 m、40 m、20 m高度的SW和NE两个方向各安装一套测风设备进行风速观测。作为参照对比，1#塔分别在100 m、80 m、65 m、55 m、40 m、25 m高度的SE和NW两个方向各安装一套测风设备进行风速观测。

“塔影效应”对风速测量有较大影响，而对温度、湿度、气压的测量基本无影响。因此，温度、湿度、气压传感器的朝向可根据测风塔建设条件安装。

在海上风电场设计阶段进行风能资源评估的最终目的，是根据海上测风塔实测数据，并结合长期参证站数据，分析得出预装风电机组轮毂高度处能代表风电场运营期25年平均水平的风速、风向、风功率密度、风切变指数、湍流强度、空气密度以及50年一遇最大风速等风能资源特征参数，以准确评估风电场建成后运行期的效益。

由于海陆环境不同，海上测风塔的设置条件和方法与陆上塔有显著差异，且测风数据类型及参数不同。现行的风能资源评估规范及研究主要针对采用陆上测风塔进行的风能资源评估[34]，虽给出了部分风能资源特征参数的计算方法，但并不完全适用于海上风能资源评估。结合工程经验，海上风能资源评估关键点主要有塔影分析、50年一遇最大风速计算等。

3.1.1 分析方法

根据IEC风力发电机组功率特性测试规范[23]，自由来流受桁架测风塔塔架的干扰，造成塔架周围的流场变化，其三维CFD（computational fluid dynamics）模拟如图4所示。气流在塔架迎风面减速，在塔架附近加速流动，并在塔架背风面形成尾流衰减区域。气流中心线风速的偏差Ud可表示为CT以及Lm/Rd的函数：

式中：Lm为桁架测风塔的面宽度；Rd为到三角形桁架测风塔中心的距离；CT表示推力系数，为单元长度的总阻力除以压力和宽度，可根据测风塔侧全部构建的投影面积与总面积的比查表得[23]。

图4 三维CFD模拟不同风向的三角桁架测风塔扰流（CT=0.27，图左下方红色箭头方向为来流方向） Fig.4 3D CFD derived flow distortion for two different wind directions around a triangular lattice meteorological mast(CT=0.27，flow direction see red arrow lower left in each figure)

根据目前针对陆上风能资源测量与评估的规范规定[33]，当在相同高度上设置两个风速传感器时，应按下式对风速数据进行塔影修正：

式中：V1和V 2分别表示通道1和通道2第i时段的i i风速。

然而，与陆上拉线式测风塔不同，海上通常为自立式测风塔。陆上测风塔塔架最大跨度一般不到1 m，而海上测风塔塔体最大跨度可达10 m左右。由于塔体较大，塔体背风区风速偏低，且塔体迎风面会出现风速偏高的现象[23]。因此，海上测风塔“塔影效应”处理方法和陆上有所区别。

根据工程经验，在塔影影响较明显的象限可参考式（2），采用受塔影影响相对较小的朝向仪器实测风速作为该高度的代表风速，其余象限宜采用测风塔两朝向风速仪实测风速的平均值作为该高度的代表风速。

3.1.2 案例

1）塔影效应分析

分析2.2.2节中两座测风塔受塔影效应的影响程度。1#测风塔各高度NW、SE两朝向风速差见图5。从图中可以看出，测风塔两朝向数据受塔影影响十分严重，两套仪器不同象限上风速差异最大达4.5 m/s。其中，SE朝向风速大于NW朝向风速的区域主要分布在ESE、SE象限，而NW朝向风速大于SE朝向风速的区域主要分布在WNW、NW象限。由于该测风塔风速观测仪安装朝向平行于盛行风向，塔体对风速影响效果加剧，塔影效应十分明显，因此该塔实测数据需要经过合理塔影分析后才可代表各高度实际风速。

2#测风塔各高度SW、NE两朝向风速差见图6。从图中可以看出，测风塔在NE、SW两象限受塔影影响导致的风速差值较大。但不同高度受影响程度不一样：如对于100 m高度的风速，NE-SW象限的风速差异小于0.75 m/s；对于90 m高度的风速，NE-SW象限的风速差异最大约1.4 m/s。其主要原因可能是100 m高度SW朝向、90 m高度NE朝向的风速仪受塔体影响，导致测量结果偏大；或100 m高度NE朝向、90 m高度SW朝向的风速仪受塔体影响，导致测量结果偏小。20 m高度由于受基础平台及下垫面影响，塔影影响与其他高度存在一定差异。

图5 1#海上测风塔两朝向16象限风速差值曲线 Fig.5 Wind speed difference of two offshore anemometers in 16 wind direction quadrant for 1# mast

图6 2#海上测风塔两朝向16象限风速差值曲线 Fig.6 Wind speed difference of two offshore anemometers in 16 wind direction quadrant for 2# mast

为充分表征场区风速分布，根据3.1.1节总结的海上测风塔塔影分析方法，1#塔各象限风速值进行如下处理：ESE、SE象限采用测风塔SE朝向风速仪实测风速作为代表风速数据；WNW、NW象限采用测风塔NW朝向风速仪的实测风速作为代表风速数据；其余象限采用测风塔SE、NW两朝向风速仪实测风速的平均值作为代表风速数据。同理，2#测风塔“塔影效应”处理方法为：NE象限采用测风塔NE朝向风速仪的实测风速作为代表风速数据；SW象限采用测风塔SW朝向风速仪的实测风速作为代表风速数据；其余象限采用测风塔NE、SW两朝向风速仪实测风速的平均值作为代表风速数据。

2）小结

由上述案例分析可知：①海上测风塔塔体较大，风速仪安装的支臂朝向宜垂直于主导风向，否则风速仪测量数据受“塔影效应”影响将十分明显；②对海上测风塔进行塔影分析时，受“塔影效应”影响严重的象限，宜采用风速最大值修正计算；但其余象限，宜采用两朝向风速平均值作为修正的代表风速。

中国海域多数为台风区，风电机组抗风性能需满足当地环境要求。风电场内安装风机的抗风等级由场区风速、湍流强度等外部条件决定。风电场50年一遇最大风速是指50年重现期内任意10 min平均风速的最大值，它是风电机组选型的重要参考指标。根据国内外现行规范[34-35]，参考这一指标可将风电力发电机组的抗风能力分为三级，如表1所示，其中10 min参考风速的重现期至少为50年。

表1 风力发电机组抗风等级 Table1 Wind turbine wind-resistance rating by wind speed

风力发电机组抗风等级 I II III 10 min平均参考风速/(m/s) 50 42.5 37.5

3.2.1 计算方法

目前主要的计算风电场50年一遇最大风速的方法包括：5倍风速法、风压法、Gumbel法、5d最大风速法、相关法等。

1）5倍风速法

当Weibull分布形状参数k≥1.77时[36]，可采用平均风速Vave估算50年一遇最大风速V50：

2）风压法

风压法查表[37]得各省市不同重现期的风压，由风压公式推求近地面10 m高度的V50，再根据切变关系推求轮毂高度的V50。基本风压ω0按下式计算：

式中：v0为基本风速；ρ为空气密度。

3）Gumbel法

Gumbel法通过测风塔的实测数据即可推算场区的V50。此方法要求测量时段长度超过7年且各数据样本相对独立。一般测风塔测量时长无法满足该要求，因此Gumbel法的计算结果只能作为参考。

Gumbel法利用最小二乘法，作最大风速样本x(P)与对应的-ln(-lnP)的线性回归，得到相关方程和相关系数，包括方程的斜率和截距，计算该时段内的最大概率风速Vmax，从而推求V50。

最大风速x(P)服从极值Ⅰ型概率分布时，其分布函数及逆函数分别为式（ 5）和式（ 6）：

式中：α为分布的尺度参数；u为分布的位置参数，即分布的众值。

分布参数与均值µ和标准差σ的关系按下式确定：

式中：Vi为连续n年的大风样本序列；系数c1、c2通过修正的矩估计法估算，可查表获得。

假设样本的时段长度为K年，由式（6）得：

式 （10）～ （11）相减，由麦克劳林公式展开，并略去高阶项，得：

4）5d最大风速法

5d最大风速法和Gumbel法类似，可采用测风塔实测数据直接估算V50。该方法要求测风塔实际测量时间不小于1年，选取测风塔代表年内每5日的10 min平均风速的最大值作为样本序列，可获取n个5d最大风速样本。由《全国风能资源评价技术规定》推荐的极值I型概率分布法，根据样本计算参数，查表求得方程的斜率和截距，估算V50：

均值µ计算见式（7）；尺度参数α及位置参数 u 计算见式（9）；当测风塔实测时间为1年时，n=365/5=73，通过查表内插可得：c1=1.187907，c2=0.555403。

5）相关法

相关法是风电场设计阶段的通行做法，首先估算气象站的V50，再由气象站和测风塔同时期测量风速的相关关系推算测风塔位置的V50。该方法的关键在于气象站与海上测风塔相关样本的选取。目前并无明确的规范或准则规定相关法相关样本选取方式，而不同的大风样本可能导致计算结果的差异。根据相关样本的选取方式，相关法可分为逐日相关法和大风过程相关法。逐日相关法的样本数量一定，与大风过程无关。大风过程相关法需要考虑实际大风过境的影响，选取样本应满足：

①大风样本应为气象站和测风塔受同一场大风影响下的数据；

②大风样本中，测风塔与气象站数据的风向基本一致，且出现时间间隔不宜过长；

③大风样本独立，同一个大风过程仅取一个样本点。相关法计算主要包括以下几个步骤：

①频率计算，根据气象站多年最大风速资料，由极值I型概率分布法计算其观测高度下的V50；

②建立相关，根据气象站与测风塔同期大风资料建立相关关系，并以此推算测风塔位置的V50；

③切变推算，根据测风塔切变指数推算风电场轮毂高度处的V50。

3.2.2 案例

1）项目背景

江苏某海上风电场区域内有一座100 m高海上测风塔。该塔从2012年7月开始测风，收集到截至2014年9月的实测数据。其实测数据质量较好，测量成果对场区资源具有较好的代表性。经评估，测风塔100 m高度的年平均风速为7.77 m/s，Weibull参数k=2.27，空气密度为1.214 kg/m3。

沿岸有一气象站，位于风电场的西南偏南方向50 km位置。气象站海拔高度3.61 m（1985国家高程基准），风杯离地高度为24.8 m。气象站多年实测最大风速为20.0 m/s，发生于1983年。

2）场区V50估算

由气象站1970～2014年的逐年最大风速，依据《风能资源评价技术规定》中的I型极值概率分布法计算气象站的V50。查表可知，n=45时，c1=1.15185，c2=0.54362。计算分布参数α=0.5754，u=13.3706，由此估算气象站V50=20.2 m/s。

根据测风塔100 m实测最大风速与气象站同时段最大风速做相关分析。分别用逐日相关法和大风过程相关法两种方法取样。两种方法均通过0.05信度水平下的F检验，显著性检验结果见表2。采用逐日相关法取样时，气象站与该海上测风塔100 m同期风速相关系数仅为0.2243；而采用大风过程相关取样法时，二者的相关系数为0.7435。

表2 逐日相关与大风过程相关显著性检验 Table2 Significance test of daily correlation and extreme wind process correlation

方案 相关方程 相关系数 F值 P值逐日相关法 y=0.5419x＋9.3376 0.2242 38.2822 1.0246E-09大风过程相关 y=1.1840x＋2.3588 0.7435 27.1964 3.1350E-05

由于海上测风塔与气象站距离较远，测风环境不同，逐日最大风速样本不能很好反应两者的大风相关关系；采用随机方法选择出部分样本对数据相关系数有一定提高，但随机相关关系不能很好地反应气象站与测风塔最大风速样本之间的关系，不适合用于推算测风塔V50；结合大风出现时刻及风向、地理位置，选择气象站与海上测风塔在同一次大风过程均出现大风的样本，且一次大风过程只选取一组独立样本，基本可满足工程上推算测风塔处V50的要求。

将大风过程相关法计算的结果与前文提到的其他主流计算V50方法的结果换算至标准空气密度，见表3。

表3 各方法计算标准空气密度下V50结果 Table3 Results of standard air density V50 of all methods

5倍风计算方法 速法 风压法 Gumbel法 5d最大风速法大风过程相关法V50，标 40.2 35.3 32.9 33.8 38.7

结合表1和表3可知，5倍风速法及大风过程相关法计算结果表明，本风电场区可选用IEC II类及以上的风电机组，其余方法计算结果均低于IEC III类标准。参考本项目周边其他项目情况以及江苏省气候中心就本区域一系列项目完成的最大风速专题报告，本风电场区附近V50均在37～39 m/s之间，接近按大风过程相关法推算的结果。5倍风速法和风压法计算风电场V50无需测风塔实测数据，但精确度不高[38-39]；Gumbel法要求测风数据时长超过7年，否则其计算结果亦存在较大不确定性；5d最大风速法可采用测风塔满年数据直接计算V50，无需收集气象站资料，但其结果准确度不高[39-40]。因此，海上风电场计算V50，宜采用大风过程相关法。

3）小结

通过上述案例可知：①海上测风塔测量环境和陆上气象站差异较大，分析V50时，可采用多种方法佐证分析，减小不确定性；②宜采用大风过程相关法估算海上风电场V50，该方法选取的相关样本均受同一场大风影响，较逐日相关法样本的相关性更强。

海上风能资源测量和评估对海上风电场的选址、机型选择、经济性评价等方面有重要影响。本文通过分析目前海上风电场设计阶段海上测风塔测量评估存在的关键问题和技术难点，结合多个实际海上风电项目实例，提出适合于海上风能资源测量和评估的方法。主要结论如下：

1）岛礁的特殊地形可能造成岛礁测风塔风速在垂直高度方向上与场区有较大差异，因此一般海上测风塔代表性优于岛礁测风塔。

2）海上测风塔代表性及测量高度应结合其位置、观测环境判断。

3）在海上测风塔垂直于主导风向的支臂上设置两个风速仪，可减小塔影效应的影响。

4）对海上测风塔进行塔影修正时，受塔影影响较明显的象限，可采用最大值修正法计算代表风速；其余象限宜采用两朝向风速仪实测风速的平均值作为代表风速。

5）采用大风过程相关法推算场区V50的结果可更好地反应测风塔与气象站的大风相关关系。