Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1 

82 страницы

608.00 ₽

Купить ГОСТ Р 54418.12.2-2013 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Описывает метод измерения рабочей мощности одной ветроэнергетической установки с горизонтальной осью вращения. Стандарт следует применять в случаях, когда требования стандарта ГОСТ Р 54418.12.1 не могут быть выполнены.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения и сокращения

5 Описание метода испытаний

6 Подготовка к проверке рабочих характеристик

7 Испытательное оборудование

8 Методика измерений

9 Результаты и выводы

10 Формат отчетности

Приложение А (справочное) Крепление оборудования на гондоле

Приложение Б (обязательное) Процедура определения сектора измерений

Приложение В (обязательное) Процедура оценки передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле (NTF)

Приложение Г (обязательное) Процедура измерения передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле (NTF)

Приложение Д (обязательное) Оценка погрешности измерений

Приложение Е (обязательное) Теоретическая основа определения погрешностей измерений методом бинов

Приложение Ж (обязательное) Оценки и расчет погрешности NTF/NPC

Приложение И (обязательное) Допустимые типы анемометров

Приложение К (справочное) Результаты и анализ погрешности

Приложение Л (справочное) Пример расчета погрешности NTF/NPC для нескольких ветроэнергетических установок

Приложение М (справочное) Организация испытаний, безопасность и передача информации

 
Дата введения01.07.2015
Добавлен в базу12.02.2016
Актуализация01.02.2020

Этот ГОСТ находится в:

Организации:

06.09.2013УтвержденФедеральное агентство по техническому регулированию и метрологии1053-ст
ИзданСтандартинформ2015 г.
РазработанОАО НИИЭС

Renewable power engineering. Wind power engineering. Wind turbine. Part 12-2. Measurement of power performance of electricity producing wind turbines based on nacelle anemometer

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ


ГОСТ Р

54418.12.2—

2013


Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика

УСТАНОВКИ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ

Часть 12-2

Измерение показателей мощности ветроэнергетической установки с использованием анемометра, установленного на гондоле

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2015

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Научно-исследовательский институт энергетических сооружений» (ОАО «НИИЭС»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 330 «Процессы, оборудование и энергетические системы на основе возобновляемых источников энергии»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 6 сентября 2013 г. № 1053-ст

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТР 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок—в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru)

© Стандарти нформ, 2015

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ Р 54418.12.2-2013

Op t— среднее квадратическое отклонение нормализованных данных по мощности в бине/, Вт;

0,0л*)—среднее квадратическое отклонение параметра, осредненное за 10 минут;

ajcjcw — средние квадратическое отклонения продольной, поперечной и вертикальной скоростей ветра, м/с;

<р — относительная влажность (диапазон от 0 до 1);

ii — угловая скорость, с"1.

5 Описание метода испытаний

Настоящий метод измерения вырабатываемой энергии при помощи анемометра, установленного на гондоле, аналогичен методу, приведенному в стандарте ГОСТ Р 54418.12.1, где данные получают для построения кривой мощности ветроэнергетические установки, то есть мощности в виде функции скорости свободного ветрового потока. В обоих методах скорость свободного ветрового потока является горизонтальной составляющей свободного ветрового потока, который бы наблюдался на месте центра ротора ветроэнергетической установки до ее установки.

В методе по ГОСТ Р 54418.12.1 анемометр располагается на метеорологической вышке на расстоянии от ветроэнергетической установки, в 2—4 раза превышающем диаметр ротора ветроэнергетической установки.

Для ровной местности данное положение обеспечивает получение хороших результатов измерения скорости ветра, которые наблюдались бы в данном месте нахождения ветроэнергетической установки до ее установки. В сложной местности на калибровку площадки накладывается поправка на искажение скорости ветра между метеорологической вышкой и точкой в центре ротора ветроэнергетической установки. В данном методе ветер измеряется при помощи анемометра, установленного перед или на гондоле ветроэнергетической установки. Место его расположения находится близко к центру ротора ветроэнергетической установки, таким образом окружающая территория и препятствия в меньшей степени приводят к искажению ветра между желаемой и действительной точками измерений. Однако ротор ветроэнергетической установки и гондола значительно изменяют параметры ветра. Следовательно, необходимо выразить данное искажение количественно и учесть его при испытании. В данном методе это искажение описывается в виде передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле (Л/7Т). которая получается экспериментальным путем (см. приложение Г), с установлением критерия по определению достоверности передаточной функции для конкретной ВЭУ. После получения передаточной функции метод с использованием анемометра, установленного на гондоле, для установления кривой мощности, то есть кривой мощности, замеренной на гондоле (NPC), подобен методу, изложенному в ГОСТ Р 54418.12.1. В этом стандарте данная часть метода называется «Проверка рабочих характеристик». Данные, подобные получаемым по ГОСТ Р 54418.12.1, собираются по скорости ветра (скорости ветра на гондоле, вместо скорости ветра на метеорологической вышке), направлению ветра (при помощи угла рыскания ВЭУ и флюгера, установленного на гондоле), электрической мощности, температуре воздуха, давлению воздуха и другим параметрам. Передаточная функция накладывается на замеренную скорость ветра аналогичным способом, применяемым для поправок калибровки площадки. Достоверные данные отбираются и объединяются в бины; кривая мощности, замеренной на гондоле, отображается в табличном и графическом виде. Годовое производство энергии и погрешности измерений определяются и фиксируются в отчете. При использовании метода, представленного в настоящем стандарте, необходимо обратить внимание на следующие моменты. Отображение полученной кривой мощности не идентично отображению согласно ГОСТ Р 54418.12.1, т. к. передаточная функция может быть установлена и применима при работе ВЭУ при передаче электроэнергии в сеть. Кроме того, данный метод основывается на допущении, что рельеф не влияет на работу ВЭУ, то есть влияние рельефа фиксируется при калибровке площадки, влияние ротора фиксируется в передаточной функции. Допущение, что все влияния рельефа фиксируются при калибровке площадки, также лежит в основе стандарта ГОСТ Р 54418.12.1. По этой причине принимаются во внимание дополнительные компоненты погрешности вследствие влияния рельефа. В итоге, данный метод базируется на допущении, что передаточная функция и результирующая кривая мощности не являются зависимыми от времени года, что не совсем соответствует действительности. Поэтому оценка погрешности отражает сезонную зависимость. Пользователь данного стандарта должен быть осведомлен в данных вопросах при применении настоящего стандарта на практике. Необходимо отметить, что калибровка площадки не относится к измерению кривой мощности, замеренной на гондоле. Однако калибровка площадки может потребоваться для определения передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле. Метод полной проверки кривой мощности, замеренной на гондоле, в графическом виде представлен на рисунке 1.

7


Рисунок 1 — Обзор процедуры


ГОСТ Р 54418.12.2-2013

6 Подготовка к проверке рабочих характеристик

Условия конкретных испытаний, относящихся к измерениям характеристик мощности ВЭУ необходимо строго определять и записывать в отчет по испытаниям, согласно 10.5.

6.1    Генераторная система ВЭУ

В соответствии с разделом 10, ВЭУ должна быть оценена, описана и зафиксирована в отчете, чтобы однозначно идентифицировать конкретную конфигурацию испытуемой ВЭУ.

Конфигурация ВЭУ имеет значительное влияние на кривую мощности ВЭУ, полученную на основе скорости ветра, замеренной на гондоле. В частности, искажения потока из-за ротора и гондолы будет причиной того, что скорость ветра, замеренная на гондоле ветроэнергетической установки, будет отличаться от скорости ветра, замеренной на вышке в соответствии с ГОСТ 54418.12.3.

Конфигурация ВЭУ должна быть оценена на предмет источников влияния на передаточную функцию скорости ветра, замеренной на гондоле, для того чтобы:

-определить достоверность ранее полученной передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле (см. приложение В);

-    разработать соответствующую передаточную функцию скорости ветра, замеренной на гондоле;

-    оценить погрешность вследствие искажения ветрового потока.

Как минимум следует рассмотреть следующие факторы:

-    аппаратуру ВЭУ;

-    расположение анемометра и флюгера;

-    тип анемометра и флюгера;

-    калибровку анемометра и флюгера;

-    крепление анемометра и флюгера;

-    метод сбора данных и периоды осреднения;

-    турбинную систему;

-    тип лопасти и площадь, ометаемая ротором;

-    аэродинамические приспособления на лопастях (вихрегенераторы и т.п.).

-    смещение лопасти на нулевой тангаж;

-рабочий режим;

-форму гондолы:

-    размещение авиационных маяков;

-    контрольные параметры;

-    стратегию управления.

Конфигурацию ВЭУ необходимо задокументировать, согласно разделу 10.

6.2    Испытательная площадка

Условия на испытательной площадке могут значительно увеличить погрешность в измерениях выработки энергии. Хотя близость расположения анемометра, установленного на гондоле, к желаемой точке измерений (центр ротора) снижает искажение, которое существует между анемометром, установленным на метеорологической вышке, и анемометром на гондоле ветроэнергетической установки, топография и препятствия все равно могут оказывать влияние на результаты испытания.

Необходимо провести оценку испытательной площадки на источники искажения течения ветра для того, чтобы:

-    определить подходящий сектор измерений, учитывая местонахождение препятствий и классификацию рельефа;

-    рассчитать погрешность для кривой мощности, обусловленную искажением течения ветра.

Необходимо учитывать следующие факторы:

-    топографические колебания и опорную длину неровности:

-другие ВЭУ;

-    турбулентность в виде функции скорости ветра и направления ветра;

-    препятствия (здания, деревья и др ).

Другие ВЭУ и значительные препятствия, находящиеся с той стороны, откуда дует ветер к испытуемой ВЭУ, образуют спутный след, который влияет как на выработку энергии, так и на измерения анемометром. установленным на гондоле. В настоящее время не существуют методики для минимизации данного

9

воздействия при измерениях. Вследствие чего спутных потоков следует избегать. Топографические колебания могут изменить вертикальный угол вектора ветра на ВЭУ. В зависимости от расположения анемометра на гондоле, передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле, может меняться в зависимости от изменений в вертикальном угле ветра. Поэтому необходимо оценить зависимость локальной скорости ветра, замеряемой при помощи анемометра, установленного на гондоле, от вертикального угла ветра. На основе данной зависимости и топологии испытательной площадки можно будет исключить определенные направления ветра.

Некоторые условия на испытательной площадке могут неблагоприятно повлиять на результаты испытаний и должны быть учтены при помощи дальнейших исключений допустимых направлений ветра, если они четко отражены в отчете по испытаниям. Направления ветра, которые не исключаются по вышеуказанным причинам, составляют сектор измерений, даже если сектор не является непрерывным.

Так как местный рельеф может повлиять на передаточную функцию скорости ветра, замеренной на гондоле, и кривую мощности, полученную при измерении скорости ветра на гондоле, в данном разделе предлагается классификация рельефа для проведения оценки компонент погрешности для различных типов рельефа.

Одна компонента погрешности в передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле, относится к сложности рельефа. Для оценки рельефной компоненты погрешности в передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле, коэффициент неровности, составляющий 30R/X10, должен быть вычислен для каждого сектора направлений в 10° вокруг испытуемой ВЭУ. Коэффициент неровности вычисляется по следующему методу:

-    топографическая карта оцифровывается на радиус, равный 20 диаметрам ротора, от испытуемой ветроэнергетической установки:

-    в данном секторе направлений шириной 10' точки возвышения определяются через каждые 30 метров вдоль линии, проходящей через центр сектора направлений:

-    наклон между смежными точками возвышения рассчитывается следующим образом:

(возвышение, — возвышение^) наклон, =-—-,    (1)

где возвышение, и возвышение м — высоты над уровнем моря, выраженные в метрах, для смежных точек возвышения: вычисляются для всех точек возвышения в радиусе до 20 диаметров ротора;

-    коэффициент неровности вычисляется как выраженное в процентах количество склонов в определенном месте в пределах сектора направлений, превышающее 10 % (называется R/X10).

Хребетное образование должно рассматриваться иначе, т. к. у него будет вероятно только одна точка, относящаяся к сложному рельефу по вышеуказанной процедуре, и поэтому может быть неправильно отнесено к классу 2. Хребетное образование рассматривается как шаг возвышенности местности более 0,08(H+D), где Н — высота ступицы, a D — диаметр ротора. Класс рельефа для местности с хребетными образованиями должен быть по крайней мере на класс выше, чем в вышеуказанной процедуре, и возможно на 2 класса выше, в зависимости от крутизны и размеров хребта.

Таблица 1— Классификация рельефа

RIX, о <*>

Класс рельефа

Соответствует ГОСТ Р 54418.12.1 (использовать L = 2,50)

1

0 S Я/Х10 < 8. но не класс 1

2

8 <, RIXy0 < 16

3

16SR/X10<24

4

24 < Я/Х10

5

Сектор измерений должен быть определен согласно приложению Б. Испытательная площадка и сектор измерений должны быть задокументированы в соответствии с разделом 10.

ГОСТ Р 54418.12.2-2013

6.3    Передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле (NTF)

Для данного метода по определению выработки энергии ВЭУ требуется передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле. Данная передаточная функция предсказывает, какой будет скорость свободного ветрового потока в центре ротора ВЭУ. при помощи скорости ветра, замеренной анемометром, установленным на гондоле. Как правило, данная передаточная функция действительна только для определенных конфигураций ВЭУ, углов наклона, вертикального ветрового потока и направлений горизонтального ветрового потока относительно гондолы. Определенные конфигурации ВЭУ, характеристики площадки и условия испытания должны быть рассмотрены для определения того, является ли ранее полученная передаточная функция действительной для проводимой проверки выработки энергии, согласно приложению В. Если передаточная функции отсутствует или не доказано, что ранее полученная передаточная функция является действительной для конкретных условий испытания, тогда передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле, должна быть получена в соответствии с процедурой приложения Г.

Передаточную функцию можно использовать для более сложного рельефа, чем тот. который наблюдался при измерении передаточной функции, если передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле, вычислялась для класса 1. ее можно использовать для классов от 1 до 5. Применение передаточной функции для менее сложного рельефа не рекомендуется, и поэтому разница может быть только в один класс. Таким образом, передаточная функция для класса 3 может быть использована для классов от 2 до 5, но не для класса 1.

Погрешность данной передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле, необходимо оценить согласно приложению Д.

6.4    План испытания

План испытания должен быть разработан до начала испытания, в соответствии с разделом 10. Необходимо также изучить руководство, приведенное в приложении Л относительно организации испытания, безопасности и обмена информацией.

7 Испытательное оборудование

7.1    Электроэнергия

Полезную электрическую мощность ВЭУ необходимо измерять, используя прибор для измерения мощности (например, датчик мощности) и базируясь на измерениях тока и напряжения на каждой фазе.

Датчики тока и датчики напряжения должны иметь класс 0.5 и выше.

Прибор измерения мощности, если это датчик мощности, должен иметь класс 0.5 и выше. Если прибор для измерения мощности не является датчиком мощности, то точность должна быть эквивалента датчикам мощности класса 0.5.

Рабочий диапазон прибора для измерения мощности должен быть настроен на измерение всех положительных и отрицательных мгновенных максимумов мощности, вырабатываемых ВЭУ. Для руководства можно принять, что полномасштабный диапазон прибора для измерения мощности должен быть настроен от минус 50 % до 200 % от номинальной мощности ВЭУ. Все данные во время испытаний необходимо периодически пересматривать, чтобы не допустить превышения пределов диапазона прибора для измерения мощности. Датчики мощности должны быть откалиброваны. Кроме того, должна быть возможность проведения проверки на месте. Прибор для измерения мощности необходимо устанавливать между ВЭУ и подключением к электрической сети, чтобы гарантировать измерения только полезной активной электрической мощности (то есть уменьшенной на величину внутреннего потребления). Необходимо указывать место проверки мощности: или непосредственное ВЭУ. или на входе в сеть.

7.2    Скорость ветра

7.2.1 Скорость ветра, замеренная на гондоле

Скорость ветра, замеренная на гондоле, должна измеряться при помощи анемометра, установленного на гондоле, удовлетворяющего требованиям приложения И. Измеряемая скорость ветра определяется как средняя величина горизонтальной составляющей вектора скорости мгновенного ветра, включая только продольные и поперечные составляющие турбулентности, без вертикальной составляющей. Все замеряемые скорости ветра и все погрешности, связанные с рабочими характеристиками, необходимо соотно-

11

сить с таким определением скорости ветра. Анемометр должен быть того же класса и установлен таким же образом, что и анемометр, используемый для измерения передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле, как описано в приложении Г.

Сигналы должны быть подробно отражены в отчете, в соответствии с разделом 10.

Перед проведением измерений анемометр должен быть откалиброван в соответствии с процедурой по ГОСТ Р 54418.12.1 и приложению Г. Конструкция крепления, используемая при калибровке анемометра, предназначенного для измерения скорости ветра, должна быть такая же, как и конструкция крепления для измерения передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле. Калибровка действительна в течение 1 года работы в полевых условиях. Анемометр необходимо калибровать либо после предыдущего измерения, либо необходимо использовать два расположенных рядом анемометра для гарантии точной работы анемометров. Если калибровка проводится на месте, должна использоваться калибровка по ГОСТ Р 54418.12.1.

Рекомендуется устанавливать анемометр в соответствии с приложением А. Погрешность в измерении скорости ветра возникает из-за следующих основных факторов (см. таблицу Д.2):

-    калибровка инструмента;

-    рабочие характеристики анемометра;

-    искажение потока, вызываемое установкой инструмента и гондолой;

-    влияние рельефа;

-    влияние ротора ветроэнергетической установки на анемометр.

Погрешность в калибровке определяют по процедуре, описанной в ГОСТ Р 54418.12.1. Погрешность, обусловленную рабочими характеристиками, необходимо определять согласно ГОСТ Р 54418.12.1 по классификации анемометров. Погрешность из-за установочных эффектов определяют по приложению Д. Погрешности из-за влияний рельефа и ротора определяют по приложению Д.

7.3 Направление ветра

7.3.1    Измерение направления ветра

На измерение направления ветра на гондоле ВЭУ оказывает влияние угол рыскания ВЭУ. Флюгер подает сигнал зависящий от угла рыскания ВЭУ. Важно помнить, что на направление мгновенного ветра также влияет спутная струя от ротора ВЭУ. Поэтому сигналы направления ветра должны объединять мгновенный сигнал об угле рыскания гондолы и мгновенный сигнал флюгера. Такое сложение нельзя проводить после усреднения исходных данных.

7.3.2    Угол рыскания гондолы

Необходимо измерить угол рыскания гондолы ВЭУ. Для этой цели можно использовать сигнал с пульта управления ВЭУ. Сигнал об угле рыскания гондолы должен быть проверен на месте для определения правильного функционирования и установления зависимости с истинным направлением на север. Рекомендуется проводить данную проверку путем сравнения замеренного угла рыскания с известным поведением многочисленных опорных точек, но и другие методы допустимы.

Рекомендуется проводить проверку для гарантии того, что настройка сигнала об угле рыскания гондолы не изменилась во время измерения кривой мощности.

7.3.3    Направление ветра на гондоле

Необходимо замерить направление ветра на гондоле. Для этой цели можно использовать сигнал с пульта управления ВЭУ. Инструмент для измерения необходимо устанавливать на конструкции крепления гондолы, как описано в приложении А. Сигнал о направлении ветра на гондоле должен быть проверен на месте для определения правильного функционирования и установления зависимости с истинным севером (относительно угла рыскания гондолы).

Кроме установления передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле, для определения влияния ротора на скорость ветра, также возможно установить передаточную функцию скорости ветра, замеренной на гондоле, для определения влияния ротора на направление ветра, как описано в приложении Г. Погрешность из-за искажения потока вокруг гондолы может быть снижена путем наложения передаточной функции направления ветра, полученной при помощи данных с испытания передаточной функции скорости ветра на гондоле. Если передаточная функция для направления ветра на гондоле создана, необходимо также оценить калибровку площадки для направления ветра, используя ту же методику, что и для калибровки площадки для скорости.

Сигналы должны быть подробно отражены в отчете, как описано в разделе 10.

ГОСТ Р 54418.12.2-2013

Содержание

1    Область применения....................................... 1

2    Нормативные ссылки....................................... 2

3    Термины и определения...................................... 2

4    Обозначения и сокращения.................................... 4

5    Описание метода испытаний.................................... 7

6    Подготовка к проверке рабочих характеристик........................... 9

7    Испытательное оборудование................................... 11

8    Методика измерений....................................... 14

9    Результаты и выводы...................................... 17

10    Формат отчетности......................................... 19

Приложение А (справочное) Крепление оборудования на гондоле.................. 27

Приложение Б (обязательное) Процедура определения сектора измерений.............. 28

Приложение В (обязательное) Процедура оценки передаточной функции скорости ветра, замеренной

на гондоле (NTF)................................... 32

Приложение Г (обязательное) Процедура измерения передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле (NTF)................................. 33

Приложение Д (обязательное) Оценка погрешности измерений.................... 38

Приложение Е (обязательное) Теоретическая основа определения погрешностей измерений методом

бинов......................................... 41

Приложение Ж (обязательное) Оценки и расчет погрешности NTF/NPC................ 48

Приложение И (обязательное) Допустимые типы анемометров.................... 61

Приложение К (справочное) Результаты и анализ погрешности.................... 63

Приложение Л (справочное) Пример расчета погрешности NTF/NPC для нескольких ветроэнергетических установок................................. 67

Приложение М (справочное) Организация испытаний, безопасность и передача информации.....    76

ГОСТ Р 54418.12.2-2013

Введение

Настоящий стандарт разработан с учетом положений проекта международного стандарта МЭК 61400-12-2 Ed. 1.0 «Установки ветроэнергетические. Измерение показателей мощности ветроэнергетической установки с использованием анемометра, установленного на гондоле» (IEC 61400-12-2 Ed.1.0 «Power performance of electricity producing — Wind turbines based on nacelle anemometry»).

Назначение настоящего стандарта в создании единого метода измерений, анализа и отчетности показателей мощности отдельных ветроэнергетических установок, вырабатывающих электроэнергию с использованием установленных на гондоле анемометров. Настоящий стандарт предназначен только для ветроэнергетических установок с горизонтальной осью вращения такого размера, чтобы установленный на гондоле анемометр не оказывал сильного воздействия на рабочие характеристики ветроэнергетической установки. Целью настоящего стандарта является предоставление методов измерения показателей для тех случаев, когда требования стандарта ГОСТ Р 54418.12.1 невыполнимы. Эти методы гарантируют максимальнодостоверные, точные и воспроизводимые результаты, полученные при помощи современной измерительной аппаратуры и методик измерений.

Методика, описанная в настоящем стандарте, рассматривает определение рабочих характеристик мощности на основе кривой измеренной мощности и оценочного годового производства электроэнергии с использованием установленных на гондоле анемометров. В этой методике анемометр располагается на гондоле испытательной ветроэнергетической установки или в непосредственной близости от нее. В этой точке анемометр измеряет скорость ветра, на значение которой оказывает сильное влияние ротор испытательной ветроэнергетической установки. Методика включает в себя методы определения и наложения соответствующих поправок для такого воздействия. Следует отметить, что поправки увеличивают погрешность измерений по сравнению с испытанием, проводимым в надлежащей конфигурации в соответствии со стандартом ГОСТ Р 54418.12.1. Методика также представляет способы определения погрешности измерений, включая оценку источников погрешности, и рекомендации по их суммированию в погрешности для представляемой в отчете мощности и годовой выработки энергии.

Ключевым элементом при проверке характеристик мощности является измерение скорости ветра. Даже если анемометры тщательно откалиброваны в аэродинамической трубе, отклонения в величине и направлении ветра может привести к тому, что разные анемометры будут работать по разному в полевых условиях. Кроме того, режимы потока вблизи гондолы ветроэнергетической установки сложны и изменчивы. Поэтому особое внимание следует обратить на выбор и установку анемометра.

Настоящий стандарт также разработан для тех, кто участвует в проектировании, производстве, монтаже. выдаче разрешений, обслуживании, эксплуатации и настройках ветроэнергетической установки.

Термины и определения элементов конструкции ветроэнергетических установок даны в соответствии с ГОСТ Р 51237.

IV

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Возобновляемая энергетика.

Ветроэнергетика

УСТАНОВКИ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ

Ч а сть 12-2

Измерение показателей мощности ветроэнергетической установки с использованием анемометра, установленного на гондоле

Renewable power engineering. Wind power engineering. Wind turbines. Part 12-2. Measurement of power performance of electricity producing wind turbine based on nacelle anemometer

Дата введения —2015—07—01

1 Область применения

Настоящий стандарт описывает метод измерения рабочей мощности одной ветроэнергетической установки (ВЭУ) с горизонтальной осью вращения. Стандарт следует применять в случаях, когда требования стандарта ГОСТ Р 54418.12.1 не могут быть выполнены. Метод можно использовать для оценки рабочих характеристик конкретных ветроэнергетических установок в конкретных местах, но в равной степени метод можно использовать и при обобщающих сравнениях между ветроэнергетическими установками различных моделей или при различных настройках ветроэнергетических установок.

На рабочие характеристики мощности, определяемые на основе кривой измеренной мощности и оценки годового производства электроэнергии (АЕР) с использованием установленных на гондоле анемометров, будет оказывать влияние ротор ветроэнергетической установки. Скорость ветра, измеренная при помощи установленного на гондоле анемометра, должна быть откорректирована в связи с искажением потока. В ГОСТ Р 54418.12.1 анемометр располагается на метеорологической вышке, которая устанавливается на расстоянии от ветроэнергетической установки, в 2-4 раза превышающем диаметр ротора ветроэнергетической установки, против ветра от испытуемой ветроэнергетической установки. Такое расположение позволяет проводить прямые измерения «свободного» ветрового потока с минимальными помехами от ротора испытательной ветроэнергетической установки. В методике, описываемой в настоящем стандарте, анемометр располагается на гондоле испытательной ветроэнергетической установки или в непосредственной близости от нее. В этой точке анемометр измеряет скорость ветра, на значение которой сильное влияние оказывает ротор и гондола испытательной ветроэнергетической установки.

В настоящем стандарте кривая измеренной мощности и оценка годового производства электроэнергии (АЕР) определяется на основе данных измерения скорости ветра анемометром, расположенным на гондоле, и вырабатываемой мощности в течение продолжительного периода времени, достаточного для образования статистически значимой базы данных по диапазону скоростей ветра и в условиях изменения ветра и параметров атмосферы. Для точного построения кривой мощности скорость ветра, измеренная на гондоле, корректируется при помощи передаточной функции для оценки скорости свободного ветрового потока. Процедура измерения и проверки этой переходной функции представлена в настоящем стандарте. Годовое производство энергии рассчитывается путем наложения замеренной кривой мощности на эталонные частоты распределения скорости ветра в предположении 100 %-ной эксплуатации ветроэнергетической установки. В стандарте также приводится руководство по определению погрешности измерений, включая оценку источников погрешности и рекомендации по их объединению в погрешности для представляемой в отчете мощности и годовой выработки энергии.

Издание официальное

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 51237-98 Нетрадиционная энергетика. Ветроэнергетика. Термины и определения.

ГОСТ Р 54418.12.1-2011 (МЭК 61400-12-1:2005) Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 12-1. Измерение мощности, вырабатываемой ветроэлектрическими установками.

ГОСТ Р 54418.12.3-2012 Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 12.3. Методы испытаний для определения количества электроэнергии, вырабатываемой ветроэлектростанциями.

ГОСТ Р 54418.21-2011 (МЭК 61400-21:2008) Возобновляемая энергетика. Ветроэнергетика. Установки ветроэнергетические. Часть 21. Измерение и оценка характеристик, связанных с качеством электрической энергии ветроэлектрических установок, подключенных к электрической сети.

ГОСТ IEC 60044-1-2013 Трансформаторы измерительные. Часть 1. Трансформаторы тока

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии о сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3    Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    величина неровности: Экстраполированная высота, при которой средняя скорость ветра становится нулевой, если подразумевается, что вертикальный профиль ветра отличается логарифмическим изменением по высоте.

3.2    ВЭУ при постоянном подключении к сети: Состояние ветроэнергетической установки при нормальном функционировании, исключая включение или отключение, но включая любое функционирование при скорости вращения ротора из диапазона рабочих режимов, когда ветроэнергетическая установка в течение короткого периода отключается от сети, например переключение генераторов, ступеней генератора. звезды-треугольника и т. п.

3.3    высота ступицы (ветроэнергетической установки): Высота центра ометаемой площади ротора ветроэнергетической установки над поверхностью земли.

3.4    годовое производство электроэнергии (АЕР): Полный объем произведенной ВЭУ электрической энергии в течение одного года, определенной на основе измеренной выходной мощности и различных базовых плотностей распределения скорости ветра на высоте оси ветроколеса в предположении 100 %-ной готовности ВЭУ.

3.5    годовое производство электроэнергии — измеренное (АЕР — измеренное): Оценка полного производства электроэнергии ветроэнергетической установки в течение одного года путем наложения замеренной кривой мощности на различные эталонные плотности распределения скорости ветра на высоте ступицы в предположении 100 %-ной эксплуатации ВЭУ без экстраполяции на более высокие скорости ветра.

3.6    годовое производство электроэнергии — экстраполированное (АЕР — экстраполированное): Оценка полного производства электроэнергии ветроэнергетической установки в течение одного года путем наложения замеренной кривой мощности на различные эталонные плотности распределения скорости ветра на высоте ступицы в предположении 100 %-ной эксплуатации ВЭУ с экстраполяцией на скорости ветра, приводящие к отключению ветроэнергетической установки.

2

ГОСТ Р 54418.12.2-2013

3.7    гондола: Рама с приводным механизмом и другими элементами и с генератором ветроэнергетической установки с горизонтальной осью вращения.

3.8    документация: Любая информация относительно испытания, содержащаяся в файлах и/или данных, но необязательно представленная в итоговом отчете.

3.9    искажение потока: Изменение в потоке воздуха, вызываемое препятствиями, топографическими изменениями или другими ветровыми данными, которое в конечном итоге приводит к отклонению замеренной скорости ветра от скорости ветра в свободном потоке и к существенной погрешности.

3.10    интенсивность турбулентности: Отношение среднеквадратичной пульсации скорости ветра к средней скорости ветра, определенной из того же самого набора выборок измерений скорости ветра, которое берется за указанный период времени.

3.11    испытательная площадка: Территория для проведения измерений мощности, включающая место установки ВЭУ и окрестности.

3.12    калибровка местности: Процедура, потенциально снижающая влияние рельефа и препятствий путем корреляции (относительно направления ветра) скорости ветра, замеренной на опорной метеорологической вышке и скорости ветра, измеренной на гондоле ВЭУ.

3.13    коэффициент мощности: Отношение полезной электрической генерируемой мощности ВЭУ к мощности, образующейся в свободном потоке ветра по ометаемой площади ротора.

3.14    коэффициент неровности (RIX10): Вычисляется как выраженное в процентах количество склонов в определенном месте в пределах сектора направлений, превышающее 10 %.

3.15    кривая измеренной мощности: Табличные и графические представления замеренной, исправленной и нормализованной полезной выработанной мощности ветроэнергетической установки в функции измеренной скорости ветра, при соответствии строго определенной методике измерений.

3.16    кривая мощности, замеренная на гондоле (NPC): Замеренные показатели мощности ветроэнергетической установки, выраженные как полезная активная электрическая выходная мощность в виде функции скорости свободного ветрового потока.

Примечани е — Для NPC скорость свободного ветрового потока напрямую не измеряется, а измеряется лишь скорость ветра на гондоле, и затем накладывается передаточная функция скорости ветра на гондоле для достижения скорости свободного ветрового потока.

3.17    метод бин: Способ уменьшения числа измеренных данных на основе группировки измеренных значений некоторого параметра в интервалах скоростей ветра (бинах).

Примечание — Для каждого бина рассчитывается среднее значение, записывается число наборов данных и их сумма, и рассчитывается среднее значение параметра внутри каждого бина.

3.18    набор данных: Совокупность данных, полученных выборкой в течение непрерывного периода.

3.19    номинальная мощность: Величина мощности, указываемая производителем при заданных рабочих условиях для устройства, прибора или оборудования.

3.20    ометаемая площадь: Площадь проекции поверхности, которую описывает ветроколесо за один полный оборот, на плоскость, перпендикулярную к направлению скорости ветра. Для качающихся ветро-колес предполагается, что ветроколесо остается перпендикулярным низкооборотному валу. Для ВЭУ с вертикальной осью площадь вращения ветроколеса проецируется на вертикальную плоскость.

3.21    отчет: Любая информация относительно испытания, содержащаяся в итоговом документе.

3.22    передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле (NTF): Функция, выражающая скорость свободного ветрового потока в виде функции скорости ветра, замеренной на гондоле.

Примечание — Предполагается, что функция корректирует влияние ротора испытательной ВЭУ и искажение потока вокруг гондолы.

3.23    период измерений: Интервал времени, в течение которого для проверки величины вырабатываемой мощности собрана статистически достоверная база совокупных данных.

3.24    погрешность измерения: Параметр результата измерения, который характеризует рассеивание значений и которое достоверно может быть приписано измеряемой величине.

3.25    показатель мощности: Мера способности ветроэнергетической установки вырабатывать электрическую мощность.

3.26    полезная активная электрическая мощность: Мера электрической мощности, генерируемой ветроэнергетической установкой, которая поступает в электрическую силовую сеть.

3.27    препятствия: Предметы, которые блокируют ветер и создают искажение течения, например здания или деревья.

3

3.28    работоспособность ветроэнергетической установки: Отношение общего количества часов в определенном интервале времени, в течение которых ВЭУ может вырабатывать электроэнергию (включая количество часов, в течение которых ветроэнергетическая установка не функционирует по причине техобслуживания или неисправности), к общему количеству часов временного интервала, выраженное в процентах.

3.29    сдвиг ветра: Изменение скорости ветра в плоскости, перпендикулярной направлению ветра.

3.30    сектор измерений: Совокупность направлений ветра, по которым собираются данные для построения графика выходной мощности.

3.31    скорость ветра, замеренная на гондоле: Горизонтальная скорость ветра, замеренная на вершине или перед гондолой ВЭУ.

3.32    скорость свободного ветрового потока: Горизонтальная скорость ветра, замеренная против потока, идущего от ротора генератора ВЭУ, то есть на которую не влияет аэродинамика ротора.

3.33    сложная местность: Окружающая местность, которая имеет существенные изменения рельефа и препятствия на поверхности земли, которые могут вызывать искажение воздушного потока.

3.34    стандартная погрешность: Погрешность результата измерения, выраженная как среднее квадратичное отклонение.

3.35    точность: Близость совпадения результатов измерения и истинного значения измеряемой величины.

3.36    угол наклона лопасти: Угол между линией хорды в определенной радиальной точке лопасти (обычно 100 % от радиуса лопасти) и плоскостью вращения ротора.

3.37    экстраполированная кривая мощности: Кривая вырабатываемой мощности, достроенная в интервале скоростей ветра от наибольшей скорости ветра до скорости ветра отключения.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие обозначения и сокращения:

А — площадь, ометаемая ветроколесом ветроэнергетической установки, м2;

АЕР—годовое производство электроэнергии. Вт-час;

АЕРт— замеренное годовое производство электроэнергии на ВЭУ т. Вт-час;

AEPS — сумма годового производства электроэнергии, Вт-час;

В —барометрическое давление, Па;

B10rflin — измеренное давление воздуха, осредненное за 10 минут, Па;

С р—коэффициент мощности;

С р, — коэффициент мощности в бине /;

с—коэффициент чувствительности по параметру (частная производная); с в, — коэффициент чувствительности давления воздуха в бине /, Вт/Па; с d j — коэффициент чувствительности системы сбора данных в бине /; с |у — коэффициент чувствительности компоненты к в бине /'; с | j — коэффициент чувствительности компоненты / в бине/;

с m, — коэффициент чувствительности поправки на плотность воздуха в бине /, (Вт-м3)/кг; cm k I — коэффициент чувствительности компоненты к в бине/ на ВЭУ т, Вт/К;

Ст.1—коэффициент чувствительности температуры воздуха в бине /', Вт/К;

Су/, — коэффициент чувствительности скорости ветра в бине /, Вт-с/м;

D—диаметр ветроколеса. м;

0е—эквивалентный диаметр ветроколеса, м;

Dn—диаметр ветроколеса соседней и работающей ветроэнергетической установки, м;

D,—диаметр ротора лопасти, м;

Elevaton — высота над уровнем моря, м;

F(V) — интегральная функция распределения вероятности Релея для скорости ветра, м;

Н— высота ступицы ветроэнергетической установки, м;

Н— высота препятствия минус смещения нуля, м;

К — число Кармана;

NT — количество ВЭУ;

кр — поправка на влажность к плотности;

1_е — расстояние между ВЭУ или метеорологической вышкой и препятствием, м;

4

ГОСТ Р 54418.12.2-2013

Ln — расстояние между ВЭУ или метеорологической вышкой и соседней и работающей ветроэнергетической установкой, м;

Lh—действительная высота препятствия, м;

Lw—расстояние между ВЭУ или метеорологической вышкой и соседней и работающей ВЭУ. являющейся препятствием;

М — число компонент погрешности в каждом бине;

МА — число компонент погрешности категории А;

МВ—число компонент погрешности категории В;

N — число бинов;

Nh — количество часов в одном году, приблизительно равное 8760;

N,—количество 10-минутных наборов данных в бине/ скорости ветра:

W,—количество 10-минутных наборов данных в бинеу направления ветра:

Nm—число бинов на ветроэнергетической установке т;

Л/п—число бинов на ветроэнергетической установке л;

N—количество выборок внутри выборочного интервала;

пТеЛ — количество испытательных ветроэнергетических установок;

N — показатель степени профиля скорости (л = 0,14);

NPC— кривая мощности, замеренной на гондоле:

NTF — передаточная функция скорости ветра, замеренной на гондоле;

Р,—нормализованная и осредненная генерируемая мощность в бине/, Вт;

Р0 — пористость препятствия (0 — сплошное. 1 — нет препятствия);

Рп— нормализованная выходная мощность. Вт;

Рп ч — нормализованная выходная мощность набора данных j в бине /, Вт;

Piomm — измеренная мощность, осредненная за 10 минут, Вт;

Pw—давление пара, Па;

R — расстояние до центра мачты, м;

R0 — газовая постоянная, равная 287,05. Дж/(кг-К);

Pw — газовая постоянная водяного пара, равная 461.5, Дж/(кг К);

RIX/о — выраженное в процентах количество склонов в определенном месте в пределах сектора направлений, превышающее 10 %;

S*с , — стандартное отклонение отношений скоростей ветра в бине /; s — компонента погрешности категории А, Вт;

sA—стандартная погрешность категории А временных рядов скорости ветра в трубе, Вт; sA£P.k — погрешность годового производства энергии из компоненты к категории А, Вт; sk j — стандартная погрешность категории А компоненты к в бине /', Вт;

S, — суммарные погрешности категории А в бине Вт;

sP, — стандартная погрешность категории А мощности в бине /, Вт;

sw j — стандартная погрешность категории А климатических вариаций в бине /';

s,, — стандартная погрешность категории А коэффициентов скорости ветра в бине;', Вт;

5вдЕР — стандартная погрешность среднего годового производства энергии в выборке. Втчас; slopei—наклон между соседними точками возвышения;

Т—абсолютная температура, К;

TI—интенсивность турбулентности;

Лопп—измеренная абсолютная температура воздуха, осредненная за 10 минут, К; t — время, с;

и — продольная составляющая скорости ветра, м/с;

U—компонента погрешности категории В:

Удрр—суммарная стандартная погрешность в оцениваемом годовом производстве энергии, Вт час:

Uaep avg—погрешность в среднем годовом производстве энергии, Па;

иАЕр к — погрешность в годовом производстве энергии из компоненты к категории В. Вт час;

Up£p mk — погрешность в годовом производстве энергии из компоненты к категории В на ветроэнергетической установке т, Вт час;

Уаеряатю — коэффициент погрешности в годовом производстве энергии, Вт час; и an0 class — погрешность, связанная с классом анемометра, Вт; ив, — стандартная погрешность категории В для давления воздуха в бине /', Вт; ис j — суммарная стандартная погрешность для мощности в бине /', Вт;

5

uFS—компонента погрешности скорости свободного ветрового потока. Вт;

и, — суммарные погрешности категории В в бине /;

uk i—стандартная погрешность категории В компоненты к в бине /, Вт;

итХ, — стандартная погрешность категории В компоненты к в бине / на ветроэнергетической установке т. Вт кг/м3;

Uij — стандартная погрешность компоненты / в бине у, Вт;

ит,—стандартная погрешность категории В поправки к плотности воздуха в бине /', м/с; uN — компонента погрешности для скорости ветра на гондоле;

Untfm I — приближенная оценка величины изменений исходя из передаточной функции скорости ветра, замеренной на гондоле в разное время года, используя то же оборудование, Вт м/с;

u^naiafwAEP—общая погрешность в годовой выработке энергии ветроэлектростанции, Вт час;

Up, — стандартная погрешность категории В мощности в бине /, Вт;

иК, j— компонента погрешности калибровки площадки в бине / скорости ветра и в бине у направления ветра. Вт;

uVt — стандартная погрешность категории В скорости ветра в бине /. Вт;

Цуо — погрешность в направлении ветра, м/с;

wwo sensor — погрешность в направлении ветра, замеренном на гондоле, *;

1/уауу — погрешность в направлении ветра, компонента угла рыскания,

Uj | — стандартная погрешность категории В температуры воздуха в бине /, К; иа, 4 — суммарная стандартная погрешность калибровки площадки в бине / скорости ветра и в бине у направления ветра, м/с:

ист, — суммарная погрешность для мощности в бине / на ветроэнергетической установке т, Вт;

V— скорость ветра, м/с;

Vave—средняя годовая скорость ветра на высоте ступицы, м/с;

V(rpe — скорость ветра, замеренная на гондоле, с поправкой на передаточную функцию ветра, м/с; V — нормализованная и осредненная скорость ветра в бине /, м/с;

Vn — нормализованная скорость ветра, м/с;

VnJj — нормализованная скорость ветра набора данных у в бине /. м/с;

Vm*.. — среднее значение скорости ветра на метеорологической вышке в бине i скорости ветра, определенной при помощи анемометра, установленного на гондоле, м/с;

Угу**»*—значение, полученное при помощи анемометра, установленного на гондоле для определения скорости свободного ветрового потока;

V10mn — измеренная скорость ветра, осредненная за 10 минут, м/с;

VP—скорость ветра, полученная исходя из выходной мощности, м/с;

X—расстояние по потоку от препятствия до метеорологической вышки, м;

Z — высота над поверхностью, м;

Z0—высота неровности, м;

А — возмущенный сектор,

а.—отношение скорости ветра в бине направлений ветра у (положение ветроэнергетической установки к положению метеорологической вышки);

ДС/г — влияние препятствия на разность скоростей ветра, м/с;

Р—коэффициент корреляции;

Ao.ij — коэффициент корреляции между компонентой погрешности к в бине / и компонентой погрешности /в б и не у;

Pk.m.n — коэффициент корреляции между ветроэнергетической установки т и ветроэнергетической установкой л для компоненты к:

Pk.mj.ij/»—коэффициент корреляции между компонентой погрешности к в бине / на ветроэнергетической установке т и компонентой погрешности / в бине у на ветроэнергетической установке п\

Р0 — эталонная плотность воздуха, кг/м3;

Р\о<пп — плотность воздуха, осредненная за 10 минут, кг/м3;

Р*. m — коэффициент корреляции для давления;

Ркжп.т.п — коэффициент корреляции для метода;

pupi т.п — коэффициент корреляции для электрической мощности;

Psp.m.n—статистический коэффициент корреляции;

Put.m п — коэффициент корреляции для температуры;

Puvt.m п— коэффициент корреляции для скорости ветра;