02DEWI Magazin Nr. 17, August 2000 5 Outdoor Comparison of Cup Anemometers Comparación de anemómetros de copa al aire libre Abweichendes Verhalten von Schalensternanemometern im

DEWI Magazin Nr. 17, August 2000

5

Outdoor Comparison of Cup AnemometersComparacin de anemmetros de copa al aire libreAbweichendes Verhalten von Schalensternanemometern im Freifeld

A. Albers, H. Klug, D. Westermann, DEWI Wilhelmshaven

Zusammenfassung

Das Deutsche Windenergie-Institut (DEWI) fhrt im Rahmen des von der EuropischenUnion gefrderten Projektes Identification of Variables for Site Calibration and Power CurveAssessment in Complex Terrain (JOR3-CT98-0257) Vergleichsmessungen von Schalen-sternanemometern unterschiedlicher Bauart unter Freifeldbedingungen durch. Es hat sichgezeigt, dass selbst in flachem Gelnde Schalensternanemometer unterschiedlichen Typs,die in der Windszene weit verbreitet sind, Abweichungen in der Grenordnung von 2 %bzgl. der Windgeschwindigkeitsmessung aufweisen. Im Windkanal sind diese Effekte durchdie Abwesenheit der in freier Strmung vorhandenen Turbulenz nicht nachvollziehbar. DieUrsache fr das abweichende Verhalten verschiedener Schalensternanemometer ist nichtabschlieend geklrt. Allerdings existieren verschiedene Hinweise, dass die in freier Str-mung immer vorhandene turbulenzbedingte Schwankung der vertikalen Windgeschwindig-keitskomponente mageblich zu dem Effekt beitrgt. Da die resultierenden zustzlichen Un-sicherheiten bei Standortanalysen wie auch bei Leistungskennlinienmessungen fr die Indu-strie nicht akzeptabel sind, gibt es aufgrund der neuen Ergebnisse starke Bestrebungen, inden Richtlinien ber Vermessungen von Windenergieanlagen zu definieren, welche Windge-schwindigkeitskomponenten gemessen werden sollen, die Horizontalkomponente oder derGesamtbetrag des Windgeschwindigkeitsvektors, inklusive der Vertikalkomponente. BeiEnergieertragsprognosen sollte der fr die Windmessung verwendete Anemometertyp mitdem fr die Leistungskennlinienmessung verwendeten Anemometertyp der in Planung be-findlichen Windenergieanlage abgestimmt werden. Abweichungen von 5% zwischen Er-tragsprognose und realem Energieertrag sind sonst allein aufgrund der Verwendung ver-schiedener Anemometertypen mglich.

1. Introduction

Within the ongoing project Identification ofVariables for Site Calibration and Power CurveAssessment in Complex Terrain (SiteParIden,contract: JOR3-CT98-0257), which is co-fundedby the European Commission, cup anemome-

Fig. 1: Test rig for outdoor comparison of cupanemometers

Fig. 1: Aparatos de pruebas para la com-paracin de anemmetros de copa.

ters of different type are compared in the open.The aim of these investigations is to study howfar cup anemometers are influenced by the

1. IntroduccinDentro del proyecto en curso Identificacin deVariables Para Calibracin de Emplazamientos yEvaluacin de Curvas de Potencia en terrenocomplejo (Emplazamiento ParIden, contrato:JOR3-CT98-0257) cofinanciado por la comisinEuropea, se comparan anemmetros de copade diferentes tipos al aire libre. El propsito deestas investigaciones es estudiar hasta quepunto los anemmetros de copa estninfluenciados por las turbulencias presentes enla atmsfera y hasta que punto los efectos deflujo inducidos por el terreno influyen en lasmediciones anemomtricas. Para ello, se estnrealizando mediciones de viento simultneascon diferentes anemmetros de copa montadoscon la misma disposicin en el campo depruebas, tanto en terreno llano por DEWI, comoen terreno complejo por el Netherland EnergyResearch Foundation (ECN). Los resultados deesas mediciones difieren bastante de loesperado. Incluso en terreno llano se hanencontrado grandes desviaciones entre lasdiferentes medidas de los anemmetros, delorden del 2 %. Estos hallazgos, llevan aconclusiones que repercuten significativamenteen las evaluaciones de curva de potencia y deemplazamientos.


6

turbulence present in the atmosphere and howfar terrain induced flow effects influence theanemometer measurements. For this purposesimultaneous wind speed measurements withdifferent cup anemometers mounted in thesame arrangement in the field are performed inflat terrain by DEWI and in complex terrain bythe Netherlands Energy Research Foundation(ECN). The results from these measurementsdeviate far from the expectations. Even in flatterrain large deviations between wind speedmeasurements with different cup anemometersin the order of 2 % have been found. Thesefindings are linked with significant conse-quences for wind turbine power performancetests as well as for site assessments.

2. MethodologyTwo cup anemometers of different type havebeen mounted on a special test rig on top of a8 m high met mast (see Fig. 1). The cup ane-mometers are separated by a distance of 2.4 m.A sonic anemometer is centred between the cupanemometers for measurements of turbulencecharacteristics. The whole test rig is alignedautomatically perpendicular to the wind. Beforeanemometers of different type have been com-pared, detailed tests with two identical ane-mometers have been made in order to ensurethat at the two anemometer positions the samewind regime is present. Furthermore, to avoideffects caused by different wind tunnel calibra-tions, all anemometers are calibrated in thesame wind tunnel according to the latest stan-dards [1], [2]. In flat terrain the experimentshave been repeated in various heights up to70 m above ground at different locations by us-ing a simplified test rig (without ultra sonic ane-mometer, use of a very limited wind directionsector instead aligning the rig perpendicular tothe wind). All cup anemometer comparisons arebased on averages of the wind speed meas-urements over 10 minute intervals.

3. Expectations Until 2000In the last years wind speed measurements re-lated to wind energy applications went through along harmonisation process. In the beginning ofthe ninetieth large deviations between differentwind tunnel calibration procedures have beenidentified as a severe problem in terms of windturbine testing and site assessment. Meanwhile,a good comparability of wind tunnel calibrationsis achieved by MEASNET [1]. But unfortunatelystill anemometer calibrations outside theMEASNET quality ensurance are used for windspeed measurements or power performancemeasurements which show unacceptable differ-ences (Fig. 2). Furthermore, it is known that cupanemometers are influenced by the vertical flowcomponent [2]. This effect is strongly dependent

2. Metodologa

Se han montado dos anemmetros de copa enel extremo de un mstil de medicin de 8 metrosen una zona especial de pruebas (ver figura 1).Los dos anemmetros estn a una distancia de2.4 m. Un anemmetro snico est situado en elcentro de ambos para medir las caractersticasde la turbulencia. La zona de pruebas estalineada permanentemente en direccinperpendicular al viento. Antes de esta pruebacon anemmetros distintos, se han realizadopruebas con anemmetros iguales para verificarque los regmenes de viento son iguales en lasdos posiciones. Adems, para evitar efectoscausados por diferentes calibraciones, todos losanemmetros se han calibrado en el mismotnel de viento de acuerdo con las ltimasnormativas [1], [2].

En terrenos llanos, los experimentos se hanrepetido a diversas alturas sobre el nivel delsuelo hasta 70 m en diferentes lugares, usandouna disposicin ms sencilla (sin anemmetrosnico, usando un sector de viento muy limitadoen vez de alinearlos perpendiculares al viento).Todas las comparaciones entre anemmetrosde copa se basan en medias de intervalos dediez minutos de medidas de velocidad de viento.

3. Espectativas hasta el 2000En los ltimos aos, las mediciones develocidad del viento relacionadas conaplicaciones de energa elica han idoarmonizndose. Al principio de los 90, lasgrandes diferencias entre los procedimientos decalibracin en los diferentes tneles de vientosupusieron grandes problemas en cuanto apruebas de aerogeneradores y evaluaciones deemplazamientos. Entre tanto, se ha conseguidoun buen nivel de comparabilidad encalibraciones de tnel de viento gracias a

Difference of Wind Tunnel Calibrations (1999)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

2 4 6 8 10 12 14 16 18

v [m/s]

Dif

fere

nce

in W

ind

Sp

eed

[%

]

MEASNET(DEWI) - None_MEASNET

MEASNET(DEWI) - MEASNET(Other)

Fig. 2: Observed differences of wind tunelcalibrations in 1999.

Fig. 2: Diferencias observadas en la calibracinen tneles de viento en 1999.

MEASNET [1]. Por desgracia, todava se utilizanpara mediciones de viento o curvas de potencia,anemmetros fuera de la calidad asegurada por


8

on the type of anemometer and in some casesalso on the wind speed (Fig. 3).

Overall, the general expectation until the newmillennium was that good quality cup ane-mometers would deviate insignificantly in flatterrain when they are calibrated in the samewind tunnel. In complex terrain with steep ter-rain slopes significant deviations were expected,because systematic vertical flow inclination canoccur.

Sensitivity of Cup Anemometers on Flow Inclination

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.02

1.04

1.06

1.08

70 75 80 85 90 95 100 105 110

Inclination []

Flo

w S

pee

d/v

-an

emo

met

er Thies 4.3303.22.000, 8m/sVector A100, 8m/scosinus

Fig. 3: Influence of vertically inclined air flow ontwo different cup anemometers as ob-served in a wind tunnel.

Fig. 3: Influencia en dos anemmetros del flujode aire inclinado verticalmente, tal comose ve en un tnel de viento

4. ResultsThe investigations have been initialised withmeasurements 8 m above ground. Contrary toall expectations cup anemometers of differenttype show large differences in wind speedmeasurements up to 4 % even in flat terrain(Fig. 4). The experiments have been repeatedat higher height levels above ground. Fig. 5 il-lustrates that at 30 m height the different cup

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

0 5 10 15v-Thies 4.3303.22.000 / m/s

Dif

fere

nce

: v-

X -

v-T

hie

s / %

Risoe P2445bVector A100VaisalaMierijFriedrichs 4033.1100xThies Compact

Fig. 4: Difference in wind speed measurementsof various cup anemometers comparedto the Thies 4.3303.22.000 cup ane-mometer in flat terrain measured 8 mabove ground.

Fig. 4: Diferencias en las mediciones develocidad del viento de varios anemmetros decopa medidos a 8 m de altura en terreno llano,comparados con el Thies 4.3303.22.000.

MEASNET, que muestran diferenciasinaceptables (Fig. 2).

Adems, se sabe que los anemmetros de copaestn influenciados por la componente verticaldel flujo [2]. Este efecto depende fuertementedel tipo de anemmetro y en algunos casos dela velocidad del viento (Fig. 3).

La expectativa general hasta el nuevo siglo, eraque los anemmetros de calidad tuvieran unadesviacin insignificante en terreno llano cuandohaban sido calibrados en el mismo tnel deviento. En terreno complejo y escarpado, seesperaban grandes desviaciones, ya que puedeproducirse una sistemtica inclinacin verticaldel flujo.

4. ResultadosLas investigaciones se han iniciado conmediciones a 8 metros sobre el nivel del suelo.Contrariamente a todas las expectativas, losanemmetros de diferentes tipos muestrangrandes diferencias en las medidas de velocidaddel viento, hasta un 4% incluso en terreno llano(Fig. 4). Los experimentos se han repetido aalturas superiores. La Fig. 5 muestra que a 30 mde altura los diferentes anemmetrosconcuerdan ms que a 8 m. Sin embargo,incluso a 65 metros sobre el suelo, se observauna diferencia del 2% en terreno llano entre losanemmetros Thies 4.3303.22.00 y el VectorA100 (Fig. 6.).

Se han obtenido las mismas desviaciones entreanemmetros de copa por ECN en terrenocomplejo, con un Mierij usado como referen-cia.

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

0 5 10 15 20

v-Thies 4.3303.22.000 / m/s

Dif

fere

nce

: v-

X -

v-T

hie

s /%

Risoe 8m-MastRisoe 30m-MastVector 8m-MastVector 30m-MastFriedrichs 8m-MastFriedrichs 30m-Mast

Fig. 5: Difference in wind speed measurementsof various cup anemometers comparedto the Thies 4.3303.22.000 cupanemometer in flat terrain measured 8 mand 30 m above ground.

Fig. 5: Diferencias en las mediciones de velo-cidad del viento de varios anemmetrosde copa medidos a 30 y a 8 m de alturaen terreno llano, comparados con elThies 4.3303.22.000.


9

anemometers are closer compared to 8 mheight. However, even at 65 m height aboveground an effect of about 2 % in wind speed hasbeen observed in flat terrain between the Thies4.3303.22.000 and the Vector A100 anemome-ter (Fig. 6).

The same tendency in the deviations betweencup anemometers has been found by ECN incomplex terrain, where a Mierij anemometer hasbeen used as reference.

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

0 5 10 15 20

v-Thies 4.3303.22.000 / m/s

Dif

fere

nce

: v-

X -

v-T

hie

s / %

Vector 8m-Mast, I=16%Vector 30m-Mast, I=12%Vector 52m-Mast, I=11%Vector 65m-Mast, I=9%

Fig. 6: Difference in wind speed measurementsbetween the Thies 4.3303.22.000 andthe Vector A 100 cup anemometer ob-served at various sites in flat terrain indifferent heights above ground. The av-erage turbulence intensity is displayedfor each site.

Fig. 6: Diferencias en las mediciones de velo-cidad del viento entre los anemmetrosThies 4.3303.22.000 y Vector A 10, ob-servados en varios emplazamientos enterreno llano a diferentes alturas sobreel nivel del suelo. La intensidad mediade turbulencia se muestra para cadaemplazamiento.

5. Origin of the EffectThe comparison between the Thies4.3303.22.000 and the Ris P2445b ane-mometer has been done using different types ofoutput signals of the anemometers. The differ-ences in wind speed measurements have beenfound to be independent of the electrical signalconditioning. Hence, the different aerodynamicsof the anemometers must be responsible for theeffect.

The data gained from comparisons between theThies 4.3303.22.000 and the Vector A100 ane-mometer in flat terrain from different sites andheights above ground have been classified ac-cording the turbulence intensity (Fig. 7). Astrong tendency of the differences in windspeed measurements to increase with increas-ing turbulence intensity is seen. From this resultit is clear, why different types of anemometersshow differences in the open, although they

5. Origen del efectoLa comparacin entre los anemmetros Thies4.3303.22.000 y el Ris P22445B se harealizado usando distintos tipos de seales desalida de los anemmetros. Las diferencias enlas medidas de viento han resultado serindependientes de la condicin de sealelctrica. Por ello, se deduce que la diferenteaerodinmica de los anemmetros debe ser laresponsable de este efecto.

Los datos obtenidos por comparacin entre elThies 4.3303.22.000 y el Vector A100 endistintos emplazamientos y alturas sobre elsuelo en terreno llano, se han clasificado deacuerdo a la intensidad de turbulencia (Fig. 7).Se observa una marcada tendencia de ladiferencia en las mediciones a aumentarconforme aumenta la turbulencia. Por esteresultado, queda claro por qu diferentes tiposde anemmetros muestran diferencias al airelibre aunque estn calibrados en el mismo tnelde viento. En el tnel de viento existe unaturbulencia muy baja, y la calibracin no esrepresentativa del rgimen al aire libre.

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

0 5 10 15 20

v-Thies 4.3303.22.000 / m/s

Dif

fere

nce

: v-

X -

v-T

hie

s / %

Vector A100, I=0-5%Vector A100, I=5-10%Vector A100, I=10-15%Vector A100, I=15-20%Vector A100, I>20%

Fig. 7: Difference in wind speed measurementsbetween the Thies 4.3303.22.000 andthe Vector A 100 cup anemometer in flatterrain classified according to theturbulence intensity.

Fig. 7: Diferencias en las mediciones de veloci-dad del viento entre los anemmetrosThies 4.3303.22.000 y Vector A 10,observadas en varios emplazamientosen terreno llano clasificadas segn laintensidad de la turbulencia.

Todava no se comprenden del todo qucaractersticas de las turbulencias producen lasdiferencias en las medidas de los anemmetrosen mayor medida.

Sin embargo, hay indicaciones de que lasfluctuaciones de la componente vertical de lavelocidad debido a la turbulencia juegan unpapel primordial. Algunos anemmetros tiendena medir ms o menos la componente horizontaldel flujo, mientras que otros tienden a medir el


10

are calibrated in the same wind tunnel. In thewind tunnel a very low turbulence intensity ispresent, and the calibration is not representativefor the outdoor wind regime.

It is not fully understood yet which turbulencecharacteristics mainly rule the differences in cupanemometer measurements.

However, there are indications, that the fluctua-tions of the vertical flow speed component dueto turbulence play a mayor role. Some ane-mometers tend to measure more or less thehorizontal flow component, while others tend tomeasure the complete wind speed vector, in-cluding the vertical flow component. Indeedsuch anemometers, which have the tendency tomeasure only the instantaneous horizontal flowcomponent (Ris P2445b) or even less thanthat (Vector A100), show in the outdoor ane-mometer comparison a smaller wind speed thanthe Thies 4.3303.22.000 anemometer, which isknown to measure in tendency the full windspeed vector (compare Fig. 3 with Fig. 4 andFig. 5). Furthermore, simulations of the effect ofturbulent fluctuations of the vertical flow compo-nent predict differences in cup anemometermeasurements up to 2 % [3], [4].

Another source for the differences in measure-ments with different types of cup anemometersis the fact that the acceleration of cup ane-mometers during increasing wind speeds islarger than the deceleration when the wind isdecreasing. This true measurement error isknown as overspeeding and is strongly depend-ent on the type of the cup anemometer, which isexpressed in the so called distance constant.However, simulations of the overspeeding effectas well as experiments show that overspeedingplays a minor role. According to reference [2]the overspeeding effect is in the order of just0.2 % in a conservative scenario with a turbu-lence intensity of 15 % and an anemometer witha large distance constant of 5 m.

An interesting result from the outdoor ane-mometer comparison so far is that the ane-mometers measuring the highest wind speeds,which are the Thies compact, the Friedrichs4033.1100x and the Thies 4.3303.22.000, allhave semispherical cups, while the anemome-ters measuring the lowest wind speeds (VectorA100,Ris P2445b) have conical cups (Fig. 4).This fact supports well the thesis that the differ-ences are to a large part originating from fluc-tuations of the vertical flow component, becausethe drag of the cups as well as the Bernoulli ef-fect in respect to vertically oriented flow de-pends much on the cups shape. A further result

vector de velocidad completo, incluyendo lacomponente vertical. Ciertamente, esosanemmetros que tienden a medir slo lacomponente horizontal instantnea (RisP24445b) o incluso menos que eso (VectorA100), muestran en la comparacin exterior delanemmetro una velocidad del viento menosque el Thies 4.3303.22000, del que se sabe quetiende a medir el vector de velocidad completo(comparar Fig. 3 con Fig. 4 y Fig. 5). Adems,en simulaciones del efecto de las fluctuacionesturbulentas de la componente vertical del flujo sepredicen diferencias en mediciones de losanemmetros hasta un 2% [3] [4].

Otra razn para las diferencias en medicionesentre los anemmetros, es el hecho de que laaceleracin de los anemmetros convelocidades en aumento, es mayor que ladeceleracin cuando el viento decrece. Esteefecto es conocido como overspeeding (sobrevelocidad) y depende fuertemente del tipo deanemmetro; se cuantifica con el parmetroconstante de distancia. Sin embargo,simulaciones y experimentos sobre eloverspeeding, demuestran que este efectodesempea un papel secundario. De acuerdocon la referencia [2], el efecto overspeeding esdel orden del 0.2 % en un escenarioconservativo, con una intensidad de turbulenciadel 15% y un anemmetro con una constante dedistancia de 5 m.

Un resultado interesante de la comparativaexterior de anemmetros, es que losanemmetros que miden la mayor velocidad delviento, el Thies Compact, el Friedrichs4033.1100x y el Thies 4.3303.22.000, tienentodos copas semiesfricas; mientras que los quemiden la velocidad ms baja (Vector A100, RisP2445b) tienen copas cnicas (Fig. 4). Estehecho, refuerza la tesis de que las diferenciasson, en gran parte, originadas por fluctuacionesde la componente vertical del flujo, ya que elarrastre de las copas as como el efectoBernoulli respecto al flujo orientadoverticalmente, depende mucho de la forma de lacopa. Un resultado posterior es que el tamaode las copas o de toda la parte rotora delanemmetro, parece no tener influencia. Porejemplo, anemmetros muy pequeos como elThies compact (165 mm de dimetro), estn enel mismo grupo que el gran Thies 4.3303.2200(315 mm de dimetro) (Fig. 4).

6. Consecuencias para el mercado de laenerga elica

En la Fig. 8 se da un ejemplo del efecto dedistintos anemmetros en las mediciones decurva de potencia. Las curvas de potencia de los


12

is that the size of the cups or the whole rotatingpart of the anemometer seems to have no majorinfluence. For instance, very small anemome-ters, like the Thies compact (diameter 165 mm),fall into the same group as the large Thies4.3303.22.000 anemometer (diameter 315 mm)(Fig. 4).

6. Consequences for the Wind EnergyMarket

An example for the effect of different cup ane-mometers on power curve measurements isgiven in Fig. 8. Power curves of a large windturbine have been measured in flat terrain si-multaneously with two anemometers, a Thies4.3303.22.000 and a Vector A 100. The experi-ment has been repeated in complex terrain atan medium sized wind turbine. The effect of thetype of anemometer on the measured powerperformance is enormous, below rated power itis in the order of 5 % or more.

Influence on Power Curve

-10

-5

0

5

10

15

20

25

0 5 10 15 20v / m/s

P(V

eco

rA10

0) -

P(T

hie

s) /

%

Flat Terrain, MW Turbine, H=65m, I=9%

Complex Terrain, Med Sized Turbine, H=45m, I=13%

Fig. 8: Differences of wind turbine powercurves measured simultaneously with aThies 4.3303.22.000 and a Vector A100 cup anemometer in flat terrain andcomplex terrain.

Fig. 8: Diferencias en las mediciones de curvade potencia, medidas simultneamentecon los anemmetros Thies4.3303.22.000 y Vector A 10 en terre-nos llano y complejo.

The effect on the annual energy production cal-culated from the power curves is for a locationwith an annual average wind speed of 7 m/s inthe order of 3 % in flat terrain and about 6 % incomplex terrain (Fig. 9). The differences in AEPare increasing with decreasing annual averagewind speed. Thus, especially at low wind sites,were the use of wind energy is often linked tohigh financial risks anyway, the observed differ-ences in wind speed measurements due to thedifferent types of anemometers lead to severeadditional uncertainties. The fatal aspect aboutthis source of uncertainty is that it systematicallygoes in one direction, dependent on the type ofanemometer in use. This is in contrast to otheruncertainty components like e. g. the effect of

grandes aerogeneradores se han medido enterreno llano simultneamente con dosanemmetros, un Thies 4.3303.22.000 y elVector A100. El experimento se ha repetido enterreno complejo con un aerogenerador detamao medio. El efecto del tipo de anemmetroen la medicin de la curva de potencia esenorme; bajo potencia media es del orden del 5% o ms.

El efecto en la produccin anual de energacalculada para las curvas de potencia es, paraun emplazamiento con una velocidad mediaanual de 7 m/s, del orden del 3% en terrenollano y del 6% en terreno complejo (Fig. 9). Lasdiferencias en la PAE aumentan cuando decrecela velocidad media anual. De este modo, prin-cipalmente en zonas de bajo viento, donde eluso de energa elica est a menudo ligada agrandes riesgos financieros, las diferencias ob-servadas en la velocidad del viento debidas a di-ferentes anemmetros producen incertidumbresadicionales importantes. El peor aspecto de estetipo de incertidumbres es que van sistemtica-mente en una direccin, dependiendo del tipo deanemmetro que se usa. Esto contrasta con o-tros componentes de incertidumbre en las medi-ciones de curva de potencia, como por ejemploel terreno. En resumen, esta situacin es total-mente insatisfactoria para la industria ya que laproduccin de los diferentes aerogeneradoresno puede ser comparada si se mide con dife-rentes anemmetros. Adems, las curvas de po-tencia medidas no son tiles para la prediccinde la energa especfica del emplazamiento

Influence on Annual Energy Production (AEP)

-2

0

2

4

6

8

10

12

4 5 6 7 8 9 10 11

v-average / m/s

AE

P(V

eco

rA10

0) -

AE

P(T

hie

s) /

%

Flat Terrain, MW Turbine, H=65m, I=9%

Complex Terrain, Med Sized Turbine, H=45m, I=13%

Fig. 9: Difference in the annual energyproduction (AEP) resulting from powercurves measured simultaneously with aThies 4.3303.22.000 and a Vector A 100cup anemometer in flat terrain andcomplex terrain

Fig. 9: Diferencias en produccin anual deenerga (PAE) que proceden de curvasde potencia medidas simultneamentecon los anemmetros Thies4.3303.22.000 y Vector A 10 en terrenosllano y complejo.


13

the terrain on wind turbine power performancemeasurements. In short, the present situation iscompletely unsatisfying for the wind industry,because the power performance of wind tur-bines can not be compared if measured withdifferent anemometer types. Furthermore,measured power curves are useless for theprediction of the site specific energy production,when the type of anemometer in use for thepower curve determination does not match thetype of anemometer applied for the site as-sessment.

7. RecommendationsThe observed differences in wind speed meas-urements due to the use of different types ofcup anemometers lead to the following recom-mendations: The ideal solution for the problem would be

the use of a unified cup anemometer for allwind energy related measurements. Thispath is followed by the project Developmentof a Standardised Cup Anemometer Suitedto Wind Energy Applications (CLASSCUP,JOR3-CT98-0263), which is co-funded bythe European Commission. However, firstdiscussions between specialists give onlypoor hope of the feasibility of this solution inthe near future.

Standards and recommendations for windturbine testing and wind energy related windmeasurements [2], [5], [6], [7] must definethe flow speed component to be measured.Related to this issue are requirements on theanemometer class to be used (see nextpoint).

Cup anemometers must be classified, e. g.according to results from investigations oftheir sensitivity on vertically inclined air flowor based on open field comparisons.

Site assessments should be based on windmeasurements with the same class of ane-mometers which have also been used for thedetermination of the power performance ofthe planned wind turbine type or vice versa.A fatal scenario is the determination of thewind potential on the bases of a fast ane-mometer (e. g. Thies or Friedrichs) com-bined with a power curve based on meas-urements with a slow anemometer (e. g.Ris P2445b or Vector A100).

The development of a correction for meas-ured wind turbine power curves from oneanemometer class to the other is necessaryin order to make power curves comparable.This is also needed for site assessments,because a match between the anemometerused for the wind potential prediction and theanemometer applied for the wind turbinepower performance test will not always be

cuando el tipo de anemmetro que se usa parala determinacin de la curva, no es equiparableal tipo de anemmetro utilizado en la evaluacindel emplazamiento.

7. RecomendacionesLas diferencias observadas en las medicionesde viento, debido al uso de diferentes tipos deanemmetros, permite hacer las siguientesrecomendaciones: La solucin ideal para el problema, sera el

uso de anemmetros de copa unificadospara todas las mediciones relacionadas conenerga elica. Este camino es seguido porel proyecto Desarrollo de un anemmetroestndar adecuado para aplicaciones deEnerga Elica (CLASSCUP, JOR3-CT98-0263), cofundado por la Comisin Europea.Sin embargo, las primeras discusiones entreespecialistas otorgan pocas esperanzas deviabilidad para esta solucin en un futurocercano.

Normas y recomendaciones para pruebasde aerogeneradores y mediciones relacio-nadas con energa elica [2], [5], [6], [7],deben definir la componente de la velocidaddel flujo a medir. En relacin con este asuntoestn los requerimientos en el tipo deanemmetro a usar (ver siguiente punto).

Los anemmetros de copa deben serclasificados, por ejemplo, de acuerdo conresultados de investigaciones de susensibilidad al flujo de aire vertical inclinadoo basado en comparaciones en campoabierto.

Las evaluaciones de los emplazamientosdeben basarse en medidas de viento con elmismo tipo de anemmetros que han sidousados para determinar la curva de potenciadel aerogenerador o viceversa. La peorsituacin es la determinacin del potencialelico basado en un anemmetro rpido (porejemplo Thies o Friedrichs) combinado conuna curva de potencia basada en medicionescon un anemmetro lento (por ejemplo RisP2445b o Vector A100).

Es necesario el desarrollo de una correccinde las curvas de potencia de aerogenera-dores medidas con un tipo de anemmetrosu otro para que sean comparables. Estotambin se necesita para la evaluacin delemplazamiento, ya que no siempre seconseguir una paridad entre el anemmetrousado para medir el potencial elico y elutilizado para medir la curva de potencia.

Es necesaria una investigacin avanzadasobre la cuestin de qu parmetrosdominan las diferencias entre las medicio-nes de los anemmetros. Esto tiene que serrespondido mediante una adecuada clasi-


15

possible. Further research is required regarding the

question which turbulence parameters domi-nate the differences in cup anemometermeasurements. This has to be answered fora proper classification of cup anemometersand for the development of an adequate cor-rection of wind turbine power curves from oneanemometer class to the other. The resultspresented here indicate that an anemometercorrection must take the turbulence intensityinto account. Key issue is, whether other sitespecific turbulence or flow characteristics, likee. g. the ratio between longitudinal andvertical turbulence, the turbulence lengthscale or the average flow inclination have tobe taken into account.

Some helpful steps should be taken immedi-ately: In all power curve certificates and windpotential determinations a clear statementshould be given regarding the used ane-mometer. Power performance guaranteesshould clearly state the anemometers forwhich the power curve is valid. Furthermore,MEASNET offers the possibility for a quickagreement on a certain class of anemome-ters to be used within the MEASNET group.The expert group of the Technical Guidelinefor Wind Turbines [7] has already agreed onthe determination of the full wind speedvector for wind turbine power performancemeasurements.

8. AcknowledgementsThe work is partially supported by the EuropeanCommission under contract number JOR3-CT98-0257. Thanks belong also to the wind tur-bine manufacturers which have allowed to usethe measurements performed at their wind tur-bines for this work.

9. References / Referencias[1] MEASNET: Measurement Procedure Cup

Anemometer Calibrations, 1997[2] International Energy Agency: Expert Group

Study on Recommended Practices for WindTurbine Testing and Evaluation, 11. WindSpeed Measurement and Use of Cup Ane-mometry, 1999

[3] P. Nrgaard, T. F: Pedersen, S. Frandsen:The Art of Compromises in On-Site PowerPerformance Verification in Contractual Ap-plications, Proceedings of DEWEK 2000

ficacin de los anemmetros y el desarrollode una correccin adecuada de las curvasde potencia de un anemmetro a otro. Losresultados presentados aqu, indican que lacorreccin de un anemmetro debe tomar enconsideracin la intensidad de la turbulencia.Otros puntos clave son si se han de tener encuenta otra turbulencia especfica ocaracterstica de flujo, por ejemplo el ratioentre la turbulencia vertical y longitudinal, laescala de longitud de turbulencia o lainclinacin media del flujo.

Algunos pasos tiles deben darseinmediatamente: En todas las certificacionesde curvas de potencia y determinaciones depotencial elico se debe proporcionar unaexposicin detallada sobre el uso delanemmetro. Las garantas de la produccinde potencia deberan especificar claramentelos anemmetros para los que esta curva esvlida. Adems, MEASNET ofrece la posi-bilidad de un acuerdo con cierta clase deanemmetros para ser usados dentro delgrupo MEASNET. El grupo de expertos paralas Directrices Tcnicas para Aerogenera-dores [7], se ha puesto ya de acuerdo en ladeterminacin del vector completo de veloci-dad para mediciones de curva de potencia.

8. ReconocimientosEl trabajo est financiado parcialmente por laComisin Europea bajo el numero de contratoJOR3-CT98-0257. Los agradecimientos sontambin para los fabricantes de aerogenera-dores que han permitido utilizar las medicioneshechas en sus aerogeneradores para estetrabajo.

[4] E. I. Kaganov, A. M. Yaglom: Errors in WindSpeed Measurements by Rotation Ane-mometers, Boundary-Layer Meteorol., 10, 1-11 (1976)

[5] IEC 61400-12: Wind turbine generator sys-tem Part 12: Wind turbines power perform-ance testing, 1998

[6] MEASNET: Power Performance Measure-ment Procedure, 1997

[7] Frdergesellschaft Windenergie e.V.: Tech-nische Richtlinien fr Windenergieanlagen,Teil 2 Bestimmung von Leistungskurve undstandardisierten Energieertrgen, Revision13, Stand 1.1.2000

Documents

02DEWI Magazin Nr. 17, August 2000 5 Outdoor Comparison of Cup Anemometers Comparación de anemómetros de copa al aire libre Abweichendes Verhalten von Schalensternanemometern im