Observation of Offshore Wind Farm Wakes by Spaceborne Synthetic Aperture Radar

In this paper,studies on offshore wind farm wakes observed by spaceborne synthetic aperture radar(SAR)are reviewed mainly based on our previous research.Particularly,we focus on investigating wind wakes and tidal current wakes observed by spaceborne SAR of Terra SAR-X,Gaofen-3 and Radarsat-2 in high spatial resolution,in two offshores wind farms,i.e.,the Alpha Ventus in the North Sea and the one near Donghai bridge in the East China Sea.Representing examples of wind wakes and tidal current wakes observed by SAR in the two farms are presented and compared.A preliminary statistical analysis on morphology of wind feature downstream Alpha Ventus is presented as well.Besides these studies on wind wakes generated by a single offshore wind farm,we show an example of wakes downstream multiple wind farms in the North Sea to demonstrate"cluster"effect of multiple offshore wind farms on sea wind.

How far the wake of a wind farm can persist for?

With the increased penetration of wind energy in our nation’s energy portfolio, wind farms are placed in a way close to each other. Thus, their wakes have to be fully considered in the design and operation of a wind farm. In this study, we investigate the wake of a wind farm using large-eddy simulation with wind turbine rotor modelled by the actuator disk model. The simulated results show that the wake of a wind farm can persist for a long distance in its downstream. For the considered wind farm layout, the velocity in the wake recovers 95% of that of the undisturbed inflow at 55 rotor diameters downstream from its last row, suggesting that the wake of a wind farm should be fully considered in the optimal design and operation for its downstream wind farms.

Exergy Analysis of Single Array Wind Farm Using Wake Effects

The influence of wake parameters on the exergy analysis of single array wind farm is studied in this paper. Key parameters which influence wake effects in a wind farm are wind velocity, tip speed ratio, number of blades, rotor speed, rotor diameter and hub height. Three different models namely power, wake and exergy model were used in estimating the exergy efficiency of the single array wind farm. Even though it is ideal for wind farms to fix the wind turbines in rows and columns the conditions of the site may not always be condu- cive for it. Hence analysis has been done keeping the wind turbines at random in a row and the effect of positioning on the performance is analyzed. Energy and exergy efficiency calculations were made for different cases by varying the positions of wind turbines in the single array wind farm. Standard relations were used in estimating the energy deficit in the wind farm due to wake effects. The wake effects were found to have an aggregated influence on the energy production of the wind farm, which results from the changes in the key parameters mentioned above. Potential areas for reducing energy losses by proper location and selection of turbines based on rating are highlighted. The influence of individual parameters contributing to the wake ef-fect were analyzed and discussed in detail.

Performance of the Wind Farm Parameterization Scheme Coupled with the Weather Research and Forecasting Model under Multiple Resolution Regimes for Simulating an Onshore Wind Farm

We use the Wind Farm Parameterization(WFP) scheme coupled with the Weather Research and Forecasting model under multiple resolution regimes to simulate turbulent wake dynamics generated by a real onshore wind farm and their influence at the local meteorological scale. The model outputs are compared with earlier modeling and observation studies. It is found that higher vertical and horizontal resolutions have great impacts on the simulated wake flow dynamics. The corresponding wind speed deficit and turbulent kinetic energy results match well with previous studies. In addition, the effect of horizontal resolution on near-surface meteorology is significantly higher than that of vertical resolution. The wake flow field extends from the start of the wind farm to downstream within 10 km, where the wind speed deficit may exceed 4%. For a height of 150 m or at a distance of about 25 km downstream, the wind speed deficit is around 2%. This indicates that, at a distance of more than 25 km downstream, the impact of the wind turbines can be ignored. Analysis of near-surface meteorology indicates a night and early morning warming near the surface, and increase in near-surface water vapor mixing ratio with decreasing surface sensible and latent heat fluxes. During daytime, a slight cooling near the surface and decrease in the near-surface water vapor mixing ratio with increasing surface sensible and latent heat fluxes is noticed over the wind farm area.

基于风况预测误差自适应的海上风电场尾流偏转控制方法

风电场尾流偏转控制是降低尾流效应、提升整场发电量的重要手段。风况预测值是风电场尾流偏转控制的重要输入,其误差给实际控制效果带来巨大影响,甚至导致全场发电量“不增反降”,极大限制了风电场尾流偏转控制技术的工程应用。以某海上风电场实际运行数据为例,探索了分钟级风速和风向预测误差对风电场尾流偏转控制效果的影响,提出了风况预测误差自适应的海上风电场尾流偏转控制方法及基于深度神经网络的控制模型。研究结果表明:与不考虑风况预测误差自适应的传统风电场尾流偏转控制方法相比,所提方法的全场发电量提高了1.77%。

基于等效粗糙度模型的风电场尾流数值模拟方法

随着风电场规模的扩大和密度的增加,风电场整场的尾流效应也日益显著且备受关注。准确评估风电场尾流效应对于风电场的建设和开发具有重要的意义,但目前仍缺乏同时兼顾计算精度和效率的尾流计算方法。本文基于OpenFOAM平台中的雷诺时均方法,实现了风电场等效粗糙度模型和雷诺平均方法的嵌套。结果表明,该方法相较于工程中常用的Jensen尾流模型和尾流叠加模型,计算精度得到了大幅的提高,且因为其对于风电场建模简单,所需计算资源较少,是用在大型风电场的一种工程应用价值较高的下游尾流计算方法。

考虑迟延的风电场模型预测尾流优化控制

降低风电场出力波动性有利于促进电网友好运行,而尾流优化控制是降低整场出力波动的重要措施。现有尾流优化控制大都基于稳态模型,却忽略尾流动态迟延特性。但尾流迟延在风速不确定性基础上会进一步增加风电场出力的波动性。为此,该文基于稳态尾流模型辅以迟延计算,构建风电场准稳态尾流模型以同时兼顾尾流干涉作用与动态迟延特性。在此基础上,提出一种考虑迟延的模型预测平稳控制方法(predictive control considering delay,MPC-D),以指令跟踪与功率波动最小为目标协调各机组出力。最后,在WFSim上构建含33台机组的风电场仿真模型,并基于此分析尾流迟延对风电机组以及整场运行性能影响。结果表明,所建准稳态尾流模型能同时模拟尾流速度损失、机组功率迟延和整场功率阶梯变化等特性。并且由MPC-D所得整场出力较基于稳态模型的控制方法平均相对误差、均方根误差以及滑动均方根误差均得到改善,同时能防止机组桨距角频繁动作。

计及尾流的风电场智能等效建模及偏航优化控制

大型风电场中存在的尾流干扰会降低风电场整体输出功率,因此需要对风电场建立等效模型,并通过优化尾流分布来提升风电场整体功率输出能力。在所提出的新型风电场偏航优化框架中,提出了一种利用参数监督学习和正则化技术改进的径向基函数神经网络算法,并建立了面向多自由度偏航控制的风电场功率转换智能等效模型。在该模型的基础上,定义了以风电机组偏航角为决策变量的场级最大输出功率优化问题,提出了一种改进的精英多种群遗传算法并进行优化求解,得到各机组偏航角优化值以减少机组间尾流干扰。利用实际风电场布局和风况数据进行了仿真测试。结果表明:所建立的风电场功率转换智能等效模型与其实际特性吻合良好,在特定风况下,偏航优化控制使得风电场总功率提升718.79 kW;连续风况下,所提优化控制方法在不同风况下均有明显的优化效果,风电场总功率平均提升1208 kW,验证了所提出的新型风电场偏航优化框架在提升风电场整体输出功率上的优越性。

考虑大气稳定度的风电场等效粗糙度模型研究

目前模型未充分考虑大气稳定度的影响,针对该问题,在不同大气稳定度下,通过建立风电场边界层的动量平衡关系和揭示风电场的流动不均匀性,提出一种适用于不同大气稳定度的风电场等效粗糙度模型。采用大涡模拟方法对所提模型进行验证,结果显示该方法能有效评估大气稳定度对风电场流动不均匀性以及等效粗糙度的影响,所得等效粗糙度平均误差约10%。

基于二维代理模型的风力机尾流计算和风电场布局优化

针对现有风力机尾流采用计算流体力学方法(CFD)进行数值模拟遇到的网格数量多、计算资源需求大的问题,提出采用二维代理模型的风力机尾流数值模拟方法,并将此代理模型运用于风电场的布局优化中。首先对单台风力机的尾流进行数值模拟研究,并根据现场实测数据对模拟结果进行检验;其次将代理模型运用于多台风力机的风电场模拟中,分析风力机在不同来流风向角下尾流效应情况。最后结合风速风向玫瑰图计算多台等距矩形布置的风电场的年发电量,分析风电场与N(北)方向的夹角与风电场年发电量的关系。仿真表明:现场实测数据和模拟数据相关程度高且误差较小,验证了二维代理模型的可行性和计算结果的准确性。风电场与N(北)方向的夹角在0°~40°范围内时,夹角大于0°时的风电场年发电量均大于夹角等于0°时的年发电量;风电场布局优化时选择合适的风电场与N(北)方向的夹角有利于提高风电场的年发电量,提高经济效益。

基于稳定偏航的风电场协同控制

为了令协同控制下的风力机能在实时变化的来流中安全可靠的达到提升发电量的目的,提出一种基于稳定偏航的协同控制方法。在该方法中,解析尾流模型被用来实时模拟风电场中的流场状态;差分进化算法用以优化场内机组的最佳偏航角度;将上述优化结果与机组自身的偏航控制逻辑相结合,能令机组稳定地执行最优协同控制指令。在动态风环境下的模拟表明,相较于传统的单机最优控制策略,该文提出的协同控制方法令风电场整体发电量提升4.76%。且该方法能令各机组仅需少量的主动偏航动作在实时变化的湍流风况中达成减少尾流影响的目的。研究结果说明该文提出的基于稳定偏航的风电场协同控制方法具有一定的实际应用价值。

考虑尾流效应的风电场分群综合惯性控制研究

为解决尾流效应导致风电场风速分布不均匀、风电场单机等值模型不能进行精准综合惯性控制的问题,提出一种风电场分群综合惯性控制策略。该策略以具备相近调频能力为机组分群原则,定义调频能力因子作为分群指标,通过聚类算法对机组进行动态分群;综合惯性控制环建立以系统频率偏差量、系统频率变化率为输入,惯性控制比例系数、惯性控制微分系数为输出的模糊自适应综合惯性控制器,进而实现风电场分群综合惯性控制。仿真结果表明,所提出的分群指标是有效的,建立的风电场多机等值模型较准确地体现了各机组群的调频能力,且建立的风电场分群综合惯性控制策略可以提供更为可靠的惯性支撑。

考虑不同约束区间的风电场布局分级优化

为了提高风电场布局优化中尾流模型预测精度,以便能够较好预测风机安装台数和最大限度降低度电成本,本文基于改进三维尾流模型,考虑风力机处于不同约束区间,采用分级优化策略对2 km×2 km风电场进行精确布局优化。首先,利用网格法对风电场进行第一阶优化;其次,考虑不同约束区间,采用坐标法对第一级优化结果进行第二阶优化。研究表明:与Jensen尾流模型相比,改进后的三维尾流模型可以更合理地优化风电场布局;考虑收敛速度及度电成本,当约束区域为l_(imit)=150、200 m时,第二阶算法迭代速度较快,优化后其度电成本为0.8498/W,相比第一阶优化结果,降低了3.33%。

基于三次修正Jensen尾流模型的海上风电场布局优化

目前修正的Jensen尾流模型均没有同时修正尾流初始半径和尾流初始风速,无法准确预测海上风电场的实际尾流风速。基于二次修正Jensen尾流模型基础上,提出三次修正Jensen尾流模型,并通过海上风电场风洞实验数据验证该修正尾流模型的正确性。其次,考虑全尾流及部分尾流面积,将该三次修正Jensen尾流模型应用到海上风电场的布局优化中,以风力机的坐标及数量为优化变量,以度电成本为优化目标函数,并利用樽海鞘算法对海上风电场的风力机布局进行优化设计。优化结果表明:对比采用改进Jensen模型指导风电场布局,采用三次修正Jensen模型时,风电场的布局更加均匀;对比考虑全尾流的布局,当考虑部分尾流布局时,度电成本降低了2.16%。

计及禁区影响的风电场布局优化研究

本研究基于查表法判别风电机组与禁区的相对位置,而后将该方法嵌入基于改进帝王蝶算法的风电场布局优化模型中,求解同时满足禁区约束和输出功率最大化的布局结果。应用本模型优化含禁区的2 km×2 km风电场布局,得到布局方案及其适应度数值。结果表明,优化的布局方案能够有效避开禁区,且相比无禁区情况下的布局,有禁区时布局方案的适应度削弱0.5%。与传统帝王蝶、粒子群算法和差分自适应帝王蝶算法对比,进行30次单独运行,本算法在多次结果中均得到满足约束的布局方案,表现出较好的全局搜索能力以及寻优精度。

计及尾流效应的风电场短路故障动态等值建模

快速、准确分析大型风电场短路特性具有重要的工程应用价值,而尾流效应影响下风电场各机组短路特性差异大,需建立风电场短路故障时等值模型.提出一种考虑尾流效应影响的风电场短路故障动态等值方法,首先定义尾流效应因子反映机组受尾流效应影响程度,并采用尾流效应因子作为分组依据,缩小尾流效应影响下组内各机组运行状态差异性.为提高非对称短路故障下的等值模型有效性,分析风电场短路时正、负、零三序网络的构成,提出适用于零序集电网络的等值方法,搭建平台并加以验证.仿真结果表明,该风电场短路故障动态等值模型能准确反映尾流效应影响下风电场有功、无功短路输出特性.

主动偏航尾流控制研究成果综述

基于偏航尾流模型、偏航尾流特性及主动偏航尾流控制(Active Yaw Control, AYC)对风场的影响三个角度,调研了主动偏航控制技术最近几年来的研究进展,并针对目前研究的一些局限性以及AYC的工程应用实践性作出展望。调研结果显示:偏航会改变风机的尾流特性,主要表现在尾流的风速分布和偏航尾流偏置量上;整体来看上游风机主动偏航能提升整场发电量,但同时也会改变风机的载荷;目前国内外常用的几个偏航尾流模型中,Bastankhah模型和Qian-Ishihara模型与实测数据的匹配性较好,具有很高的工程实践性。同时,在后续偏航尾流研究中,应基于风场实际数据对偏航尾流特性和模型进行验证与分析。

海面粗糙度与尾流衰减系数对近海风电场发电量的影响

海上风电场正迎来加速发展期,准确评估发电量对项目的经济收益至关重要。远海风电场的发电量预估值已与实际值十分接近,但近海风电场的发电量预估值与实际值还有一定差距。为了寻找能准确评估近海岸风电场发电量的模型,对常用的风电场发电量计算软件WAsP进行研究,探究不同参数取值对发电量的影响。围绕海面粗糙度、尾流衰减系数这两个参数的取值对发电量的影响展开研究,测算了0~0.005范围内的海面粗糙度及0.03~0.05范围内的尾流衰减系数对发电量计算结果的影响,并根据实际项目给出了取值建议。结果表明:随着海面粗糙度的增大发电量减小,而随着尾流衰减系数的增大发电量增大。该研究为近海岸风电场发电量评估提供了数据基础和理论支撑,具备一定的科学意义和应用价值。

大基地风电场“以大代小”等容量排布方案分析

“以大代小”是风电项目进行等容或扩容改造升级常用的一种方式。以大基地风电场为研究对象,探究针对大基地项目进行“以大代小”技术改造的规划方案。将大基地风电场划分为9个待改造区域,分别采用两种改造方案,从机组单机容量、机组轮毂高度、改造区域机组对周边机组的尾流影响等几个关键因素入手,分析这些因素对场区发电量的影响及发电量提升效果,进而得到最优的改造机型和布局规划。研究结果表明,保持轮毂高度不变,提升单机容量,发电量增加幅度并不显著。当抬升轮毂高度且提升机组单机容量时,发电量提升效果较为明显。当选取的轮毂高度与周边机组轮毂高度较为接近时,随着改造区域单机容量增大,对周边机组的尾流影响越大,影响最大的为处于改造区域下风向的机组,影响最小的通常为处于改造区域上风向的机组。抬升轮毂高度,随着单机容量的提升,发电量提升效果较为显著。根据大基地风电场的实际风资源条件,在场区中间区域适当抬升轮毂高度,可以提升发电量并减少对周边风电场的尾流影响。等容量技术改造时,应优先选择高塔架大兆瓦机组进行改造。