SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT
The purpose of the article is to establish the regularities of the daily and seasonal dynamic of the wind shear coefficient at the site of the operating wind power plant and its influence on the electricity production forecast. Seasonal and diurnal fluctuations of the vertical wind shear coefficient α f...
Gespeichert in:
| Datum: | 2023 |
|---|---|
| Hauptverfasser: | , , , |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Ukrainisch |
| Veröffentlicht: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2023
|
| Schlagworte: | |
| Online Zugang: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/384 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Institution
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871103609886736384 |
|---|---|
| author | Petrenko, K. Kuznietsov, M. Ivanchenko, I. Karmazin, О. |
| author_facet | Petrenko, K. Kuznietsov, M. Ivanchenko, I. Karmazin, О. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "K. Petrenko",
"institution": "Institute of Renewable Energy NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine."
},
{
"author": "M. Kuznietsov",
"institution": "Institute of Renewable Energy NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine."
},
{
"author": "I. Ivanchenko",
"institution": "Institute of Renewable Energy NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine."
},
{
"author": "О. Karmazin",
"institution": "Institute of Renewable Energy NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine."
}
] |
| author_sort | Petrenko, K. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:18Z |
| description | The purpose of the article is to establish the regularities of the daily and seasonal dynamic of the wind shear coefficient at the site of the operating wind power plant and its influence on the electricity production forecast.
Seasonal and diurnal fluctuations of the vertical wind shear coefficient α for a period of 1 year (50,831 series of unique measurements) for eight rhumbs were investigated in the paper.
It was found that the use of the average coefficient α for each of eight rhumbs allows to reduce the average relative error of the wind speed on the upper sensor from 6.39 % to 3.90 %; usage the seasonal variability of the vertical profile parameter α leads to reducing the average relative error to 3.78 %, and taking into account the daily variability - to 3.20 %.
Since the average wind speeds are in the range of intensive changes in the power of wind turbines, the specified errors in the wind speed determination lead to a significant increase in errors in the calculations of power and electricity production of wind turbines. Thus, at a wind speed close to 8 m/s, a 3 % reduction in the calculated wind speed error will lead to a 7-8 % reduction in the value of the electricity production error, depending on the type of wind turbine. For modern wind energy, such clarification is considered to be essential, that determines the practical value of the proposed study. |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2023.1(72).41-51 |
| first_indexed | 2025-07-17T11:38:57Z |
| format | Article |
| fulltext |
41
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
УДК 621.311.24, 551.554, 551.559 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2023.1(72)41-51
АНАЛІЗ СЕЗОННОЇ ТА ДОБОВОЇ МІНЛИВОСТІ ПАРАМЕТРА ВЕРТИКАЛЬНОГО ПРОФІЛЮ ВІТРУ
Отримано 02 лют. 2023; рекомендовано до публікації 22 бер. 2023
Доступно онлайн 31 бер. 2023
К. В. Петренко1, М. П. Кузнєцов2
І. В. Іванченко3, О. О. Кармазін4
Автор для коресподенції: Олексій Кармазін,
e-mail: alexey.karmazin@gmail.com
Мета статті – встановити закономірності добового
та сезонного ходу параметра вертикального профілю
вітру на площадці діючої ВЕС та його вплив на прогно-
зування виробітку електричної енергії.
У роботі досліджено сезонні та добові коливання параметра вертикального профілю вітру α за пе-
ріод в 1 рік (50 831 ряд унікальних вимірів) за вісьма румбами.
Встановлено, що використання середнього параметра α для кожного з восьми румбів дає змогу змен-
шити середню відносну похибку швидкості вітру на верхньому давачі з 6,39 до 3,90 %; урахування се-
зонної мінливості параметра вертикального профілю α дозволяє зменшити середню відносну похи-
бку до 3,78 %, а врахування добової мінливості – до 3,20 %.
Оскільки середні швидкості вітру варіюють у діапазоні інтенсивної зміни потужності ВЕУ, то озна-
чені похибки у визначенні швидкості вітру призводять до значного зростання похибок у розрахунках
потужності й виробітку електроенергії ВЕУ. Так, при швидкості вітру, близькій до 8 м/с зменшення
похибки у розрахунковій швидкості вітру на 3 % приведе до зменшення погрішності у значенні показ-
ника виробітку електроенергії на 7-8 %, залежно від типу ВЕУ. Для сучасної вітроенергетики таке
уточнення вважається істотним, отже, пропоноване дослідження має практичну цінність.
Бібл. 21, табл. 2, рис. 9.
Ключові слова: параметр вертикального профілю вітру, вертикальний профіль вітру, швидкість
вітру, роза вітрів.
SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT
Received 02 Feb. 2023; accepted 22 Mar. 2023
Available online 31 Mar. 2023
K. Petrenko1, M. Kuznietsov2,
I. Ivanchenko3, O. Karmazin4
Author for correspondence: Oleksii Karmazin,
e-mail: alexey.karmazin@gmail.com
The purpose of the article is to establish the regularities of the
daily and seasonal dynamic of the wind shear coefficient at
the site of the operating wind power plant and its influence
on the electricity production forecast.
Seasonal and diurnal fluctuations of the vertical wind shear coefficient α for a period of 1 year (50,831 series of
unique measurements) for eight rhumbs were investigated in the paper.
1 аспірант.
https://orcid.org/0009-0004-4658-9946
2 д-р техн. наук.
https://orcid.org/0000-0002-0497-7439
3 інженер І категорії.
https://orcid.org/0000-0002-5083-4180
4 канд. техн. наук.
https://orcid.org/0000-0002-7628-6880
1, 2, 3, 4 Інститут відновлюваної енергетики
НАН України, м. Київ, Україна.
1 Doctor of Tech. Sciences.
https://orcid.org/0000-0004-4658-9946
2 Senior teacher.
https://orcid.org/0000-0002-0497-7439
3 engineer of the 1st category.
https://orcid.org/0000-0002-5083-4180
1 Cand. of Tech. Sciences.
https://orcid.org/0000-0002-7628-6880
1,2,3,4 Institute of Renewable Energy NAS of
Ukraine, Kyiv, Ukraine.
42
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
It was found that the use of the average coefficient α for each of eight rhumbs allows to reduce the average
relative error of the wind speed on the upper sensor from 6.39 % to 3.90 %; usage the seasonal variability of
the vertical profile parameter α leads to reducing the average relative error to 3.78 %, and taking into account
the daily variability - to 3.20 %.
Since the average wind speeds are in the range of intensive changes in the power of wind turbines, the specified
errors in the wind speed determination lead to a significant increase in errors in the calculations of power and
electricity production of wind turbines. Thus, at a wind speed close to 8 m/s, a 3 % reduction in the calculated
wind speed error will lead to a 7-8 % reduction in the value of the electricity production error, depending on the
type of wind turbine. For modern wind energy, such clarification is considered to be essential, that determines
the practical value of the proposed study.
Ref. 21, tabl. 2, fig. 9.
Keywords: wind shear coefficient, vertical wind profile, wind speed, wind rose.
Перелік використаних скорочень та позначень
ВЕУ – вітроелектрична установка
ВЕС – вітроелектростанція
ВДЕ – відновлювані джерела енергії
ОЕС – об’єднана енергосистема
МС – метеорологічна станція
Вступ. Атмосфера Землі за своїми фізичними властивос-
тями неоднорідна як по вертикалі, так і по горизонталі.
За характером взаємодії із земною поверхнею атмо-
сферу поділяють на пограничний шар (шар тертя) і віль-
ну атмосферу. В пограничному шарі (висотою до
1,0−1,5 км) на параметри атмосфери значний вплив ма-
ють земна поверхня та сили турбулентного тертя. В
цьому шарі добре прослідковуються добові зміни усіх
метеорологічних параметрів.
У пограничному шарі виділяють приземний шар атмо-
сфери (висотою 50−100 м), в межах якого метеорологічні
величини (зокрема, швидкість вітру) суттєво зміню-
ються з висотою [1].
Біля земної поверхні та на певній висоті над нею (z0 )
швидкість вітру знижується до 0 м/с. Цей шар назива-
ється шаром шорсткості і змінюється від 0,03 см (для пу-
стелі) до кількох метрів (для лісів та міської забудови).
Зі збільшенням висоти результуюча сила тертя зменшу-
ється, внаслідок чого швидкість вітру з висотою зростає
за модулем і під впливом обертаючої сили Землі здійс-
нює правий поворот, наближаючись до напрямку гео-
строфічного вітру. За розрахунками [1], швидкість вітру
в приземному шарі стрімко зростає (за логарифмічним
законом), тоді як напрямок вітру змінюється мало
(2−5°). На висоті понад 100 м над земною поверхнею
швидкість вітру зростає повільніше, а напрямок зміню-
ється швидше.
Основною причиною добре вираженого добового ходу
швидкості вітру в приземному шарі є зміни інтенсивно-
сті турбулентного обміну впродовж доби. В денні го-
дини внаслідок збільшення термічної нестійкості атмос-
фери збільшується і турбулентний обмін, тому екстре-
муми у добових графіках швидкості вітру на різних рів-
нях над земною поверхнею можуть не лише не збіга-
тися, а й бути у протифазі [2], що в свою чергу ускладнює
можливість прогнозування зміни швидкості вітру з висо-
тою (особливо в короткочасовому масштабі) [3, 1]. Се-
зонний хід швидкості та напрямку вітру на різних висо-
тах над земною поверхнею теж є чітко вираженим та
має свої закономірності [4].
Вітроенергетика зазнала стрімкого зростання на світо-
вому енергетичному ринку завдяки розробці вітрових
турбін з високими вежами, що виходять за межі призем-
ного шару атмосфери. Розуміння умов зміни швидкості
вітру, точність оцінки параметра вертикального про-
філю вітру є ключовими факторами для оцінювання віт-
рового потенціалу та прогнозування виробництва елек-
троенергії. У [5] розглядається вплив атмосферної ста-
більності на профіль вітру, виробництво електроенергії
та ін. Дослідженнями, пов’язаними з оцінкою вітрових ре-
сурсів, встановлено, що незначне відхилення у швидко-
сті вітру викликає велике відхилення у значенні вихідної
потужності вітрової турбіни через кубічний зв’язок між
цими двома параметрами [6]. Сучасні дослідження до-
водять, що точні оцінки швидкості вітру на висоті осі ро-
тора ВЕУ мають вирішальне значення для цілей експлу-
атації ВЕС, таких як прогнозування та робота мережі, а
також для оцінки вітропотенціалу в регіональному мас-
штабі. Результати дослідження [7] вказують на те, що
спрощені методи визначення параметра вертикального
профілю вітру α призводять до похибки середнього зна-
чення швидкості вітру на 23–33 %. Вдосконалення ме-
тодів оцінки параметра вертикального профілю вітру за-
безпечить точність прогнозування вітроенергетичного
потенціалу задля визначення оптимального розмі-
щення ВЕС.
Однією із сучасних задач вітроенергетики є підвищення
точності прогнозних моделей виробітку електроенергії,
оскільки зростання частки ВЕС у складі ОЕС призводить
до ускладнення регулювання енергобалансу, тому що
надходження вітрової енергії має випадковий характер.
43
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
Крім того, є низка нормативних вимог щодо прогнозу-
вання виробітку електроенергії ВДЕ [8]. Зокрема, зако-
нодавством передбачено досить жорсткі вимоги до
прогнозування поточної потужності ВДЕ, в тому числі за-
явка виробника електроенергії має містити не лише су-
марну прогнозовану вироблену енергію на наступну
добу, а й погодинний графік.
Таким чином, надзвичайно важливо з’ясувати законо-
мірності розподілу швидкості та напрямку вітру на різних
висотах, дослідити, як змінюється вертикальний про-
філь вітру залежно від часу доби та сезону, а також якою
мірою фактичний напрям вітру визначає вертикальний
профіль вітру.
Метою цієї роботи є встановлення закономірностей
добового та сезонного ходу швидкості вітру на різних
висотах для діючої ВЕС для підвищення точності прогно-
зування.
Матеріали та методи. Для прогнозування виробітку
електричної енергії ВЕУ використовуються дані про швид-
кість вітру на висоті осі ротора. Для ВЕУ малої потужно-
сті (100–300 кВт), висота осі ротора яких становить 20–
40 м, технічно нескладно організувати вимірювання па-
раметрів вітру на потрібній висоті, проте ВЕУ мегават-
ного класу і вище мають висоти осі ротора від 80 м (на-
разі до 165 м [9]). Тому виникає потреба в пошуку ін-
струментів перерахунку швидкості вітру з висоти вітро-
вимірювального приладу до висоти осі ротора майбут-
ньої ВЕУ [10].
Для перерахунку швидкості вітру з висоти h до висоти
осі ротора можна застосувати формулу Хеллмана [11]
𝑣𝑣𝐻𝐻 = 𝑣𝑣ℎ �𝐻𝐻
ℎ
�
𝛼𝛼
, (1)
де 𝑣𝑣𝐻𝐻 – швидкість вітру на висоті осі ротора ВЕУ 𝐻𝐻 (м)
над земною поверхнею,
𝑣𝑣ℎ – швидкість вітру на висоті давача ℎ < 𝐻𝐻 (м) над
земною поверхнею,
𝛼𝛼 – параметр вертикального профілю вітру, який врахо-
вує вплив оточуючого ландшафту на швидкість вітру.
Спочатку параметр вертикального профілю вітру 𝛼𝛼 мав
конкретне значення (1
5
), пізніше, для територій з незнач-
ною шорсткістю підстильної поверхні, було запропоно-
вано використовувати 𝛼𝛼 = 1
7
≈ 0,14 [12]. Згодом було
запропоновано таблицю значень параметра 𝛼𝛼, в якій
значення змінювалися залежно від оточуючих ландшаф-
тів від 0,1 (для рівної землі та відкритих водойм) до 0,4
(для міської забудови) [13, 14] та навіть до 3,0 (для се-
редмість з високою забудовою) [15].
У приземному шарі атмосфери часто використовують
два типи законів профілю вітру: теоретично отриманий
логарифмічний профіль з поправками на нейтральну
температурну стратифікацію атмосфери та емпіричний
степеневий закон [16]. Часто наголошується на необхід-
ності встановлення змінних індексів степеневого закону
𝛼𝛼, які залежать від вибраної локації та є критичними для
розрахунків швидкості вітру [17].
Використання табличних значень параметра вертикаль-
ного профілю вітру доцільне в процесі попереднього
оцінювання вітрового потенціалу певної території, коли
єдиним джерелом інформації є багаторічні метеороло-
гічні дані найближчої МС.
У цій роботі для аналізу сезонної та добової мінливості
вертикального профілю вітру було використано дані ре-
альних спостережень за швидкістю та напрямком вітру
на площадці Ботіївської ВЕС (Запорізька обл.) на двох
висотах (66 та 94 м) тривалістю в один рік (з 14.02.2015
до 13.02.2016). Обсяг вибірки становив 50 831 унікаль-
них рядів значень.
Первинна обробка даних включала в себе:
• виключення випадків, в яких швидкість вітру на ниж-
ньому давачі вища за швидкість вітру на верхньому
давачі [10];
• пари значень швидкості вітру, для яких розрахова-
ний параметр вертикального профілю вітру α пере-
вищує 0,5 [10];
• виключення швидкостей вітру менше 3 м/с (через
те, що стартові швидкості за кривими потужностей
більшості виробників сучасних ВЕУ вищі 3 м/с).
Обсяг робочої вибірки – 32 584 вимірів.
Актуальність дослідження. На діючих МС стандартна
висота вітровимірювального приладу становить 10 м,
тоді як реальна висота сучасних ВЕУ становить кілька де-
сятків метрів. Так, для ВЕУ типу Vestas V112-3.0 (встанов-
лені на найбільшій українській ВЕС – Ботіївській) висота
вежі становить 84–119 м, а діаметр ротора – 112 м.
Отже, коректне визначення реальної потужності ВЕУ
має спиратися на якісне моделювання вертикального
профілю вітру.
Вважаємо, що ВЕУ має типову енергетичну характери-
стику (рис. 1), висоту осі ротора Н (м) та радіус поверхні
обмаху ротора R (м). Для зручності всі розміри відно-
симо до висоти Н, тоді висота рівна 1, радіус R/Н = r,
поточна висота h/Н = y. Номінальна потужність ВЕУ
Pnom = 1, тобто 𝑃𝑃𝑛𝑛(𝑉𝑉) = 𝑃𝑃(𝑉𝑉)
𝑃𝑃𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚� , де Pn – відносна
(нормована) потужність ВЕУ, Р – реальна потужність,
Pmax – максимальна (розрахункова) потужність (МВт).
Оскільки швидкість вітру змінюється з висотою, то
вздовж поверхні обмаху ротора питома потужність ста-
новитиме 𝑝𝑝(𝑦𝑦) = 𝑝𝑝[𝑉𝑉(𝑦𝑦)] = 𝑃𝑃𝑛𝑛(𝑉𝑉)
𝑆𝑆� , де 𝑆𝑆 = 𝜋𝜋𝑟𝑟2 –
площа поверхні обмаху. Тоді повна потужність ВЕУ ви-
значається інтегруванням питомої потужності по всій
поверхні обмаху ротора:
44
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
𝑃𝑃𝛴𝛴 = 𝑃𝑃𝑛𝑛(𝛼𝛼, 𝑦𝑦0,𝑉𝑉0) = ∫ 𝑝𝑝(𝑦𝑦)𝑑𝑑𝑑𝑑 =𝑆𝑆
2
𝜋𝜋𝑟𝑟2 ∫ 𝑝𝑝(𝑦𝑦)�𝑟𝑟2 − (1 − 𝑦𝑦)2𝑑𝑑𝑑𝑑1+𝑟𝑟
1−𝑟𝑟 ,
де вигляд функції p(y) визначається енергетичною ха-
рактеристикою ВЕУ.
У загальному випадку інтеграл (2) не має аналітичного
розв’язку. В окремому випадку, при α = 0, тобто V(h) = V0,
отримуємо PΣ = P(V0).
Оскільки вигляд P(V) здебільшого задається таблично,
то інтегрування доцільно виконувати в скінченних різ-
ницях; для зручності криву потужності можна апрокси-
мувати поліномом (сплайнами), логістичною кривою
тощо.
Встановимо, наскільки відрізнятиметься PΣ від Pn(V0) = Р0
та від Pn[V(1)] = Р1 залежно від α, тобто наскільки крути-
зна вертикального профілю впливає на точність визна-
чення реальної потужності ВЕУ при відомій швидкості
вітру на тестовій висоті.
Розглядаємо досить типову ситуацію, коли енергетична
характеристика ВЕУ аналогічна зображеній на рис. 1,
при цьому r = 0,6. Тестова швидкість вітру виміряна на
висоті y = 0,5 – тобто на нижній частині поверхні обмаху
ротора. На рис. 2 зображено значення розрахункової
відносної потужності ВЕУ на осі ротора Р(1) залежно від
тестової швидкості вітру та показника α. Саме ця потуж-
ність використовується при оцінці виробітку електро-
енергії ВЕУ.
Розглядалися значення α в межах від 0,1 до 0,3.
Як видно на рис. 2, найбільший вплив параметра верти-
кального профілю швидкості вітру на значення розрахун-
кової потужності ВЕУ помітний при швидкостях, що вхо-
дять до діапазону ∆V (рис. 1), а саме зони інтенсивного
зростання потужності. Очевидно, при менших швидкос-
тях вітру ВЕУ переважно не працює, а при більших вхо-
дить в режим регулювання з постійною потужністю. Цей
ефект помітний також для потужності (2), визначеної ін-
тегруванням по поверхні обмаху ротора. На рис. 3 зо-
бражено відношення інтегральної потужності PΣ (як
(2)
Рис. 1. Типова енергетична характеристика ВЕУ
Fig. 1. Typical energy characteristics of wind turbines
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 … Vm
Pn
V, м/с
∆
Рис. 2. Розрахункова відносна потужність ВЕУ
Fig. 2. Estimated relative power of wind turbines
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
P(1)
V0, m/s
alfa=0.1
alfa=0.2
alfa=0.3
=
45
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
розрахованої точніше) до Р(1) як орієнтовної при набли-
жених розрахунках.
З рис. 2, 3 випливає, що при зростанні показника α по-
хибка оцінки теоретичної потужності зростає і може ко-
ливатися в межах 5 % – це вплив точності визначення
параметра вертикального профілю швидкості вітру, при
цьому тестова швидкість вітру визначена досить ви-
соко – на половині висоти вежі ВЕУ. Ще помітнішим є
вплив оцінки вертикального профілю, якщо вежа ВЕУ
значно більша від тестової висоти. На рис. 4 зображено
розглянуті вище залежності при y = 0,1 (наприклад, ви-
соті вежі ВЕУ Н = 100 м за умови h0 = 10 м). Це характер-
но для потужних ВЕУ мегаватного класу.
Отже, точність побудови вертикального профілю – ви-
значення параметра α – істотно впливає на розрахун-
кову потужність ВЕУ, як орієнтовну (за значенням швид-
кості вітру на осі ротора), так і уточнену інтегруванням
по поверхні обмаху ротора. Особливо це помітно для
потужних ВЕУ, в яких висота вежі істотно (в рази)
Рис. 3. Пропорція інтегральної та приведеної до осі ротора потужності ВЕУ
Fig. 3 The proportion of integral and axis-adjusted power of wind turbines
0,92
0,94
0,96
0,98
1,00
1,02
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
PΣ/P(1)
V0, m/s
alfa=0.1
alfa=0.2
alfa=0.3
а
б
Рис. 4. Вплив параметра вертикального профілю вітру за умови h0 = 0,1Н
Fig. 4 The influence of the surface roughness parameter at h0 = 0.1Н
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
P(1)
V0, m/s
alfa=0.1
alfa=0.2
alfa=0.3
0,92
0,94
0,96
0,98
1,00
1,02
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
PΣ/P(1)
V0, m/s
alfa=0.1
alfa=0.2
alfa=0.3
46
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
переважає тестову висоту вимірювання швидкості вітру.
Крім висоти важливо також враховувати енергетичну
характеристику ВЕУ.
Нижче наведено залежність середньорічного виробітку
електроенергії ВЕУ Vestas V110-2.0 MW від параметра
Хеллмана α на площадці МС «Чорнобиль» (рис. 5) [18].
Як видно з рис. 5, показники виробітку електроенергії
ВЕУ істотно залежать від значення параметра α.
Результати дослідження. Вертикальний профіль вітру – це
напівемпірична залежність, яка використовується для опису
вертикального розподілу горизонтальних середніх швидко-
стей вітру в межах приземного шару атмосфери [19].
Висота приземного шару не є постійною в часі, вона зале-
жить від інтенсивності змішування шарів повітря, що ма-
ють різні температурні характеристики. Удень, коли по-
верхня Землі нагрівається Сонцем, утворюються висхідні по-
токи тепла, які направлені від перегрітої земної поверхні
вгору, в прохолодніші шари атмосфери. Це термічне пере-
мішування повітряних мас (конвекція) приводить до роз-
ширення приземного шару приблизно до кілометра.
І навпаки, вночі, коли поверхня Землі охолоджується
швидше, ніж атмосфера, відбувається перенесення те-
пла вниз. Цей процес знижує інтенсивність перемішу-
вання, і глибина приземного шару може становити
менше ніж 100 м.
Під час нічного охолодження підстильної поверхні тур-
булентний обмін зменшується і зростання швидкості ві-
тру з висотою стає стрімкішим, тоді як нагрівання по-
верхні впродовж світлового дня приводить до збільшення
конвективної турбулентності і, відповідно, до «плав-
ного» профілю вітру [20]. Таким чином, параметри при-
земного шару атмосфери визначаються щоденним со-
нячним циклом.
Нерівномірний характер розподілу температури повітря
на різних висотах в атмосфері над різними типами під-
стильної поверхні визначає параметри розподілу тиску,
нерівномірність розподілу якого своєю чергою спричи-
няє горизонтальний рух повітряних мас (вітер).
Вертикальний профіль вітру залежить не лише від абсо-
лютних значень швидкості вітру на різних висотах в ат-
мосфері, а також від характеру підстильної поверхні (її
шорсткості) в тому напрямку, з якого дме вітер.
Доведено, що зростання висоти місцевості на 5 % може
привести до 5%-го зростання середньої швидкості вітру
і, відповідно, 15%-ве збільшення потужності (на висоті
осі ротора ВЕУ) [20].
Отже, оточуючий ландшафт здатен суттєво впливати на
швидкість вітру, тому є сенс розглядати параметр верти-
кального профілю вітру α відповідно до рози вітрів
(тобто в прив’язці до конкретного румбу).
Роза вітрів для території Ботіївської ВЕС представлена на
рис. 6.
Рис. 6. Роза вітрів для території Ботіївської ВЕС
Fig. 6. Wind rose for the territory of Botiivska WPS
11,64
14,31
18,57
10,38
7,5010,61
15,60
11,40
0
5
10
15
20
Пн
ПнС
С
ПдС
Пд
ПдЗ
З
ПнЗ
Рис. 5. Залежність середньорічного виробітку електроенергії ВЕУ Vestas V110-2.0 MW
від параметра Хеллмана α
Fig. 5 Dependence of the average annual electricity production of the Vestas V110-2.0 MW WPP
on the Hellman parameter α
47
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
Відповідно до цього графіка в районі ВЕС переважаю-
чим є перенесення повітряних мас в напрямку схід−за-
хід. На східні вітри припадає понад 18,5 % випадків, а ча-
стка західних вітрів становить 15,6 %. Незважаючи на те
що ВЕС розташована на березі Азовського моря, частка
південних вітрів є незначною (7,5 %). Отримані дані до-
бре корелюють з даними [21].
Відповідно до рози вітрів було розраховано значення
параметра вертикального профілю вітру α та середню
швидкість вітру для кожного із 8 румбів (рис. 7) [10].
Згідно з рис. 7, а найбільші значення параметра α відмі-
чаються на західному (α = 0,25) та північно-східному (α =
0,25) напрямках, що в рельєфі відповідає доволі пересі-
ченим долинам річок Домузла та Корсак і одноповерхо-
вій забудові населених пунктів (Новокостянтинівка,
Приморський Посад та Ботієве). У південному та пів-
денно-східному напрямках значення параметра α є
мінімальними (α = 0,16), на місцевості цим напрямкам
від-повідає берегова лінія Азовського моря. У північ-
ному та північно-західному напрямках лежать відкриті
прос-тори сільськогосподарських угідь (α = 0,18−0,21).
Відповідно до рис. 7, б найбільші швидкості притаманні ві-
трам східного напрямку (9,17 м/с на висоті 66 м та 9,85 м/с
на висоті 94 м), тимчасом як найслабшими є вітри пів-
денно-східного напрямку (5,32 та 5,63 м/с відповідно).
Перерахунок швидкості вітру за даними давача на ви-
соті 66 м до висоти 94 м з використанням формули
Хеллмана (1) та змінних значень параметра α відпо-
відно до румбу на висоті 66 м, дав змогу зменшити се-
редню похибку з 6,39 % (для розрахунків за середньою
α = 0,21) до 3,90 %. Середня абсолютна похибка розра-
хунку становить 0,33 м/с.
Аналіз сезонної мінливості параметра вертикального
профілю вітру α представлено в табл. 1 та на рис. 8.
а
б
Рис. 7. Розподіл вертикального профілю вітру α (а) та середніх швидкостей (б) по румбах
Fig. 7. Distribution of the wind shear coefficient α (a) and average wind speed (b) by rhumbs
0,21 0,25
0,2
0,16
0,160,19
0,25
0,18
0,1
0,15
0,2
0,25
Пн
ПнС
С
ПдС
Пд
ПдЗ
З
ПнЗ
α
4
6
8
10
Пн
Пн
С
С
Пд
С
Пд
Пд
З
З
Пн
З
V 66, м/с V 94, м/с
V, м/с
Таблиця 1. Сезонна мінливість параметра вертикального профілю α за румбами
Table 1. Seasonal variability of the wind shear coefficient α by rhumbs
Зима Весна Літо Осінь Середньорічна по
румбах
Пн 0,22 0,19 0,22 0,21 0,21
ПнС 0,24 0,30 0,28 0,23 0,25
С 0,24 0,19 0,17 0,20 0,20
ПдС 0,23 0,17 0,10 0,14 0,16
Пд 0,25 0,14 0,09 0,20 0,16
ПдЗ 0,23 0,18 0,14 0,22 0,19
З 0,27 0,24 0,24 0,25 0,25
ПнЗ 0,19 0,16 0,18 0,19 0,18
Середня за сезон 0,23 0,20 0,18 0,21
48
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
Як видно з табл. 1, найвищих середніх значень параметр
α на Ботіївській ВЕС набуває взимку (α = 0,23), при цьому
максимальні значення відмічаються для вітрів західного
напрямку (α = 0,27). Мінімальні середні значення пара-
метра α характерні для літніх місяців (α = 0,18), при
цьому найменші значення α притаманні південним та
південно-східним вітрам (α = 0,09–0,1).
Перерахунок швидкості вітру до висоти 94 м з викорис-
танням змінних значень параметра α (табл. 1) відпо-
відно до сезону та румбу дав можливість зменшити
похибку розрахунку до 3,78 %. Середня абсолютна по-
хиб-ка розрахунку становить 0,32 м/с.
Щоб встановити наявність добової динаміки параметра
вертикального профілю вітру α, було проаналізовано річ-
ний хід параметра α для різних частин доби (рис. 9).
Як видно з рис. 9, найвищі значення параметра α впро-
довж року характерні для нічних годин (00:00–06:00), а
найнижчі – для денних (12:00–18:00). При цьому най-
більший розкид значень α характерний для літніх місяців,
коли впродовж доби параметр α може змінювати своє
Рис. 8. Сезонна мінливість параметра вертикального профілю α за румбами
Fig. 8. Seasonal variability of the wind shear coefficient α by rhumbs
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
Пн
ПнС
С
ПдС
Пд
ПдЗ
З
ПнЗ
Зима
Весна
Літо
Осінь
Рис. 9. Річний хід параметра вертикального профілю вітру α, розрахованого для різних частин доби
Fig. 9. The annual variations of wind shear coefficient α calculated for different time of the day
0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
0,4
α
ранок день вечір ніч
49
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
значення майже в 4 рази (у серпні в денні години α =
0,09, а вночі α = 0,34).
Найменші добові коливання α притаманні зимовим мі-
сяцям.
Загалом упродовж року зберігається така закономірність:
найвищі значення α – вночі та ввечері, найменші – зранку
та вдень, що є наслідком температурної стратифікації ат-
мосфери при нагріванні Сонцем земної поверхні.
Щоб дослідити вплив добової динаміки параметра вер-
тикального профілю α на точність перерахунку швидко-
сті вітру до висоти осі ротора відповідно до сезону та на-
прямку вітру, було вибрано серпень як такий місяць, для
якого добовий розкид параметра α є максимальним
(табл. 2).
Для цього місяця теж спостерігається вищеописана за-
кономірність з нічним максимумом та денним мініму-
мом значення параметра α, а також параметр зміню-
ється відповідно до румбу, набуваючи мінімальних зна-
чень для південних, південно-східних та північно-захід-
них вітрів.
Перерахунок швидкості вітру до висоти 94 м з викорис-
танням змінних значень параметра α (табл. 2) відпо-
відно до часу доби та румбу показав зменшення відно-
сної похибки розрахунку до 3,20 %. Середня абсолютна
похибка розрахунку становить 0,25 м/с.
Висновки. Коректне визначення реальної продуктивно-
сті ВЕУ має спиратися на якісне моделювання верти-
кального профілю вітру. Параметр вертикального про-
філю вітру α суттєво залежить від характеру підстильної
поверхні у напрямку переважаючих вітрів та конвектив-
ної турбулентності, яка своєю чергою залежить від сту-
пеня нагріву підстильної поверхні, що визначає інтенси-
вність конвективного перемішування повітря. Відпо-
відно, параметр вертикального профілю вітру має чітко
виражений сезонний та добовий хід.
У роботі розраховані параметри вертикального профілю
вітру α для площадки діючої ВЕС для різних румбів, різ-
них сезонів та різних частин доби.
Встановлено, що використання середнього параметра α
для кожного з восьми румбів дає змогу зменшити сере-
дню відносну похибку швидкості на верхньому давачі з
6,39 % (для розрахунків за середньою α = 0,21) до
3,90 %.
Урахування сезонної мінливості параметра вертикаль-
ного профілю α дозволяє зменшити середню відносну
похибку швидкості на верхньому давачі до 3,78 %.
Застосування даних про добову мінливість параметра
вертикального профілю α відповідно до часу доби та на-
прямку вітру дало можливість знизити значення серед-
ньої відносної похибки швидкості вітру на верхньому
давачі до 3,20 %.
Оскільки середні швидкості вітру варіювали в діапазоні
інтенсивної зміни потужності ВЕУ (рис. 1), то означені
похибки у визначенні швидкості вітру призводять до
значного збільшення похибок у розрахунках потужності
й виробітку електроенергії ВЕУ. Так, при швидкості вітру,
близької до 8 м/с, зменшення похибки у розрахунковій
швидкості вітру на 3 % приведе до зменшення похибки
у значенні показника виробітку електроенергії на 7-8 %,
залежно від типу ВЕУ. Для сучасної вітроенергетики таке
уточнення вважається істотним, отже пропоноване до-
слідження має практичну цінність.
Дана тематика має науково-практичний інтерес, а тому
потребує подальших досліджень.
Стаття підготовлена в рамках виконання науково-тех-
нічних робіт Національної академії наук України: «Ком-
плекс-Інтегро», «Вітроводень» (КПКВК 6541030).
Таблиця 2. Добова мінливість параметра вертикального профілю α за румбами (серпень, 2015)
Table 2. Daily variability of the wind shear coefficient α by rhumbs (August, 2015)
Ранок
(6:00-12:00)
День
(12:00-18:00)
Вечір
(18:00-21:00)
Ніч
(00:00-06:00)
Cередньо-
місячна по
румбах
Пн 0,23 0,10 0,28 0,36 0,24
ПнС 0,30 0,12 0,28 0,37 0,27
С 0,16 0,10 0,25 0,29 0,20
ПдС 0,10 0,08 0,19 0,14 0,13
Пд 0,06 0,04 0,12 0,06 0,07
ПдЗ 0,20 0,08 0,23 0,18 0,17
З 0,25 0,14 0,29 0,30 0,25
ПнЗ 0,15 0,05 0,26 0,23 0,17
Середньозважена
для частини доби 0,16 0,09 0,25 0,34
50
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
ПОСИЛАННЯ
1. Матвеев Л. Т. Курс общей метеорологии. Физика ат-
мосферы. Л.: Гидрометеоиздат, 1984. 752 с.
2. Кузнєцов М. П., Лисенко О. В. Оцінка характеристик
вітрового режиму півдня України для потреб вітро-
енергетики. Науковий вісник НУБіП України. Сер. Те-
хніка та енергетика АПК. 2017. № 261. C. 195–202.
3. Probst O., Cárdenas D. State of the Art and Trends in Wind
Resource Assessment. Energies 2010. Vol. 3. Pp. 1087–
1141.
4. Дворецька І. В., Савенець М. В. Сезонні особливості
висотного розподілу вітру над територією України.
[Електронний ресурс]. URL:
http://maptimes.inf.ua/CH_17/Ch17_Article8_Wind-
distribution-above-Ukraine.html (дата звернення:
14.02.2023)].
5. C. Pérez Albornoz, M. A. Escalante Soberanis, V. Ramírez
Rivera, M. Rivero. Review of atmospheric stability esti-
mations for wind power applications. Renewable and
Sustainable Energy Reviews. Vol. 163, July 2022.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112505.
6. Murthy K.S. R., Rahi O. P. A comprehensive review of
wind resource assessment. Renewable and Sustainable
Energy Reviews. Vol. 72. 2017. Pp. 1320–1342.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.10.038.
7. Crippa P., Alifa M., Bolster D., Genton M. G., Castruccio
S. A temporal model for vertical extrapolation of wind
speed and wind energy assessment. Applied Energy.
Vol. 301/ November 2021.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117378.
8. Закон України від 13.04.2017 № 2019-VIII «Про ринок
електричної енергії України» [Електронний ресурс].
URL:https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-
19#Text (дата звернення: 14.02.2023).
9. Vestas to install prototype of world’s ‘Tallest And Most
Powerful Wind Turbine’ in 2022 [Електронний ресурс].
URL: https://www.cnbc.com/2021/10/18/vestas-to-in-
stall-prototype-of-most-powerful-wind-turbine.html
(дата звернення: 14.02.2023).
10. Точеный В. А., Тучинский Б. Г., Иванченко И. В. Поста-
новка задачи и методы оценивания параметра мо-
дели вертикального профиля ветра. Международ-
ный научный журнал Альтернативная энергетика и
экология. 2011. 8 (100). С. 59–65.
11. Hellman G., Uber die Bewegung der Luft in den unterste
Schichten der Atmosphäre. Meteorol. Z. 1915. Vol. 32.
Pp. 1–16.
12. Rohatgi J. S., Nelson V. Wind Characteristics. Alternative
Energy Institute. 1994. 239 p.
13. ГКД 341.003.003.006-2000 Площадки для вітрових
електростанцій. Метеорологічні дослідження харак-
теристик вітру. К. 2000.
14. Bechrakis D. A., Sparis P. D. Simulation of the wind
speed at different heights using artificial neural net-
works. Wind Engineering. 2000. 24 (2). 2000. 127–136.
15. Manwell J. F., McGowan J. G., Rogers A. L. Wind Energy
Explained: Theory, Design, and Application. Jon Wiley
and Sons Limited. 2002.
16. Manwell J. F, McGowan J. G., Rogers A. L. Wind Energy
Explained: Theory, Design and Application. 2nd Ed. John
Wiley and Sons. 2010.
17. Ray M., Rogers A., McGowan, J. Analysis of wind shear
models and trends in different terrain. 2006. [Елек-
тронний ресурс]. URL:
https://www.researchgate.net/publica-
tion/251965566_Analysis_of_wind_shear_mod-
els_and_trends_in_different_terrain (дата звернення:
14.02.2023).
18. Кудря С.А., Тучинский Б.Г., Иванченко И.В. Ветро-
энергетика в чернобыльской зоне отчуждения.
// Международный научный журнал "Альтернативная
энергетика и экология" (ISJAEE). - 2017. - № 4–6. - С. 53–
62.
19. Oke T. R. Boundary layer climates. London: Routledge.
1990. 435 p.
20. Николаев В. Г., Ганага С. В., Кудряшов Ю. И. Нацио-
нальный кадастр ветроэнергетических ресурсов Рос-
сии и методические основы их определения. М.: Ат-
мограф. 2008.
21. Атлас енергетичного потенціалу відновлюваних
джерел енергії України / за заг. ред. С. О. Кудрі. Київ:
Інститут відновлюваної енергетики НАН України.
2020. С. 13–21.
https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas.pdf.
REFERENCES
1. Matveev L. T. Kurs obshchei meteorolohyy. Fizika at-
mosfery. L.: Hydrometeoizdat. 1984. 752 s.
2. Kuznietsov M. P., Lysenko O. V. Otsinka kharakterystyk
vitrovoho rezhymu pivdnia Ukrainy dlia potreb vitroen-
erhetyky. Naukovyi visnyk NUBiP Ukrainy. Ser. Tekhnika
ta enerhetyka APK. 2017. № 261. S. 195–202.
3. Probst O., Cárdenas D. State of the Art and Trends in Wind
Resource Assessment. Energies 2010. Vol. 3. Pp. 1087–
1141.
4. Dvoretska I. V., Savenets M. V. Sezonni osoblyvosti
vysotnoho rozpodilu vitru nad terytoriieiu Ukrainy.
[Elektronnyi resurs]. URL:
http://maptimes.inf.ua/CH_17/Ch17_Article8_Wind-
distribution-above-Ukraine.html (data zvernennia:
14.02.2023).
5. C. Pérez Albornoz, M. A. Escalante Soberanis, V. Ramírez
Rivera, M. Rivero. Review of atmospheric stability
https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112505
https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.10.038
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#Text
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#Text
https://www.cnbc.com/2021/10/18/vestas-to-install-prototype-of-most-powerful-wind-turbine.html
https://www.cnbc.com/2021/10/18/vestas-to-install-prototype-of-most-powerful-wind-turbine.html
https://www.researchgate.net/publication/251965566_Analysis_of_wind_shear_models_and_trends_in_different_terrain
https://www.researchgate.net/publication/251965566_Analysis_of_wind_shear_models_and_trends_in_different_terrain
https://www.researchgate.net/publication/251965566_Analysis_of_wind_shear_models_and_trends_in_different_terrain
https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas.pdf
51
Відновлювана енергетика. №1/2023 | Вітроенергетика
estimations for wind power applications. Renewable
and Sustainable Energy Reviews. Vol. 163. July 2022.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112505
6. Murthy K. S. R., Rahi O. P. A comprehensive review of
wind resource assessment. Renewable and Sustainable
Energy Reviews. Vol. 72. 2017. Pp. 1320–1342.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.10.038.
7. Crippa P., Alifa M., Bolster D., Genton M. G., Castruccio
S. A temporal model for vertical extrapolation of wind
speed and wind energy assessment. Applied Energy.
Vol. 301. November 2021.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117378.
8. Zakon Ukrainy vid 13.04.2017 № 2019-VIII «Pro rynok
elektrychnoi enerhii Ukrainy» [Elektronnyi resurs]. URL:
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#Text
(data zvernennia: 14.02.2023).
9. Vestas to install prototype of world’s ‘Tallest And Most
Powerful Wind Turbine’ in 2022 [Elektronnyi resurs].
URL: https://www.cnbc.com/2021/10/18/vestas-to-in-
stall-prototype-of-most-powerful-wind-turbine.html
(data zvernennia: 14.02.2023).
10. Tochenyi V. A., Tuchynskyi B. H., Ivanchenko Y. V. Post-
anovka zadachy y metody otsenivanyia parametra
modeli vertikalnoho profilia vetra. Mezhdunarodnyi
nauchnyi zhurnal Alternatyvnaia enerhetyka i ekolohiia.
2011. 8 (100). S. 59–65.
11. Hellman G., Uber die Bewegung der Luft in den unterste
Schichten der Atmosphäre. Meteorol. Z. 1915. Vol. 32.
Pp. 1–16.
12. Rohatgi J. S., Nelson V. Wind Characteristics. Alternative
Energy Institute. 1994. 239 p.
13. HKD 341.003.003.006-2000 Ploshchadky dlia vitrovykh
elektrostantsii. Meteorolohichni doslidzhennia kharak-
terystyk vitru. K. 2000.
14. Bechrakis D. A., Sparis P.D. Simulation of the wind speed
at different heights using artificial neural networks.
Wind Engineering. 2000. 24 (2). S. 127–136.
15. Manwell J. F., McGowan J. G., Rogers A. L. Wind Energy
Explained: Theory, Design, and Application. Jon Wiley
and Sons Limited. 2002.
16. Manwell J. F., McGowan J. G., Rogers A. L. Wind Energy
Explained: Theory, Design, and Application. 2nd Ed. Jon
Wiley and Sons Limited. 2010.
17. Ray M., Rogers A., McGowan, J. Analysis of wind shear
models and trends in different terrain. 2006. [El-
ektronnyi resurs]. URL:
https://www.researchgate.net/publica-
tion/251965566_Analysis_of_wind_shear_mod-
els_and_trends_in_different_terrain (data zvernennia:
14.02.2023).
18. Kudrya S. A., Tuchinskij B. G., Ivanchenko I. V. Vetroen-
ergetika v chernobylskoj zone otchuzhdeniya. Mezhdu-
narodnyj nauchnyj zhurnal "Alternativnaya energetika i
ekologiya" (ISJAEE). 2017. № 4–6. S. 53–62.
19. Oke T. R. Boundary layer climates. London: Routledge.
1990. 435 p.
20. Nykolaev V. H., Hanaha S. V., Kudriashov Yu. Y.
Natsyonalnyi kadastr vetroenerheticheskikh resursov
Rossii i metodicheskye osnovy ikh opredeleniia. M.: At-
mohraf. 2008.
21. Atlas enerhetychnoho potentsialu vidnovliuvanykh
dzherel enerhii Ukrainy / za zah. red. S. O. Kudri. Kyiv:
Instytut vidnovliuvanoi enerhetyky NAN Ukrainy. 2020.
S. 13–21
https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas.pdf.
.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112505
https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/2019-19#Text
https://www.cnbc.com/2021/10/18/vestas-to-install-prototype-of-most-powerful-wind-turbine.html
https://www.cnbc.com/2021/10/18/vestas-to-install-prototype-of-most-powerful-wind-turbine.html
https://www.researchgate.net/publication/251965566_Analysis_of_wind_shear_models_and_trends_in_different_terrain
https://www.researchgate.net/publication/251965566_Analysis_of_wind_shear_models_and_trends_in_different_terrain
https://www.researchgate.net/publication/251965566_Analysis_of_wind_shear_models_and_trends_in_different_terrain
https://www.ive.org.ua/wp-content/uploads/atlas.pdf
|
| id | veorgua-article-384 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:10:56Z |
| publishDate | 2023 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/fd/1b191d2f28b5cb8a78636e11ec2638fd.pdf |
| spelling | veorgua-article-3842026-07-18T06:32:18Z SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT АНАЛІЗ СЕЗОННОЇ ТА ДОБОВОЇ МІНЛИВОСТІ ПАРАМЕТРА ВЕРТИКАЛЬНОГО ПРОФІЛЮ ВІТРУ Petrenko, K. Kuznietsov, M. Ivanchenko, I. Karmazin, О. wind shear coefficient, vertical wind profile, wind speed, wind rose. параметр вертикального профілю вітру, вертикальний профіль вітру, швидкість вітру, роза вітрів. The purpose of the article is to establish the regularities of the daily and seasonal dynamic of the wind shear coefficient at the site of the operating wind power plant and its influence on the electricity production forecast. Seasonal and diurnal fluctuations of the vertical wind shear coefficient α for a period of 1 year (50,831 series of unique measurements) for eight rhumbs were investigated in the paper. It was found that the use of the average coefficient α for each of eight rhumbs allows to reduce the average relative error of the wind speed on the upper sensor from 6.39 % to 3.90 %; usage the seasonal variability of the vertical profile parameter α leads to reducing the average relative error to 3.78 %, and taking into account the daily variability - to 3.20 %. Since the average wind speeds are in the range of intensive changes in the power of wind turbines, the specified errors in the wind speed determination lead to a significant increase in errors in the calculations of power and electricity production of wind turbines. Thus, at a wind speed close to 8 m/s, a 3 % reduction in the calculated wind speed error will lead to a 7-8 % reduction in the value of the electricity production error, depending on the type of wind turbine. For modern wind energy, such clarification is considered to be essential, that determines the practical value of the proposed study. Мета статті&nbsp;– встановити закономірності добового та сезонного ходу параметра вертикального профілю вітру на площадці діючої ВЕС та його вплив на прогнозування виробітку електричної енергії. У роботі досліджено сезонні та добові коливання параметра вертикального профілю вітру α за період в 1 рік (50&nbsp;831 ряд унікальних вимірів) за вісьма румбами. Встановлено, що використання середнього параметра α для кожного з восьми румбів дає змогу змен-шити середню відносну похибку швидкості вітру на верхньому давачі з 6,39 до 3,90&nbsp;%; урахування сезонної мінливості параметра вертикального профілю α дозволяє зменшити середню відносну похибку до 3,78&nbsp;%, а врахування добової мінливості&nbsp;– до 3,20&nbsp;%. Оскільки середні швидкості вітру варіюють у діапазоні інтенсивної зміни потужності ВЕУ, то означені похибки у визначенні швидкості вітру призводять до значного зростання похибок у розрахунках потужності й виробітку електроенергії ВЕУ. Так, при швидкості вітру, близькій до 8&nbsp;м/с зменшення похибки у розрахунковій швидкості вітру на 3&nbsp;% приведе до зменшення погрішності у значенні показника виробітку електроенергії на 7-8&nbsp;%, залежно від типу ВЕУ. Для сучасної вітроенергетики таке уточнення вважається істотним, отже, пропоноване дослідження має практичну цінність. Бібл. 21, табл. 2, рис. 9. Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2023-04-13 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/384 10.36296/1819-8058.2023.1(72).41-51 Vidnovluvana energetika ; No. 1(72) (2023): Scientific and applied Journal renewable energy ; 41-51 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 1(72) (2023): Scientific and applied Journal renewable energy ; 41-51 Відновлювана енергетика; № 1(72) (2023): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 41-51 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2023.1(72) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/384/299 Copyright (c) 2023 K. Petrenko, M. Kuznietsov, I. Ivanchenko, О. Karmazin https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | wind shear coefficient vertical wind profile wind speed wind rose. Petrenko, K. Kuznietsov, M. Ivanchenko, I. Karmazin, О. SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT |
| title | SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT |
| title_alt | АНАЛІЗ СЕЗОННОЇ ТА ДОБОВОЇ МІНЛИВОСТІ ПАРАМЕТРА ВЕРТИКАЛЬНОГО ПРОФІЛЮ ВІТРУ |
| title_full | SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT |
| title_fullStr | SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT |
| title_full_unstemmed | SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT |
| title_short | SEASONAL AND DAILY VARIABILITY ANALYSIS OF THE WIND SHEAR COEFFICIENT |
| title_sort | seasonal and daily variability analysis of the wind shear coefficient |
| topic | wind shear coefficient vertical wind profile wind speed wind rose. |
| topic_facet | wind shear coefficient vertical wind profile wind speed wind rose. параметр вертикального профілю вітру вертикальний профіль вітру швидкість вітру роза вітрів. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/384 |
| work_keys_str_mv | AT petrenkok seasonalanddailyvariabilityanalysisofthewindshearcoefficient AT kuznietsovm seasonalanddailyvariabilityanalysisofthewindshearcoefficient AT ivanchenkoi seasonalanddailyvariabilityanalysisofthewindshearcoefficient AT karmazino seasonalanddailyvariabilityanalysisofthewindshearcoefficient AT petrenkok analízsezonnoítadobovoímínlivostíparametravertikalʹnogoprofílûvítru AT kuznietsovm analízsezonnoítadobovoímínlivostíparametravertikalʹnogoprofílûvítru AT ivanchenkoi analízsezonnoítadobovoímínlivostíparametravertikalʹnogoprofílûvítru AT karmazino analízsezonnoítadobovoímínlivostíparametravertikalʹnogoprofílûvítru |