拖动转子直径、额定风速与 Cp 系数的滑块，风力涡轮机功率曲线随之刷新；结合威布尔风速分布自动给出年发电量与容量系数，并能与贝兹极限 Cp_max ≈ 0.593 做距离对比。
贝兹极限: $C_{p,max} = 16/27 \approx 0.593$
暂停时，拖动滑块即可即时更新结果。
风力涡轮机捕获的风功率，其核心是计算气流通过转子扫风面积时带有的动能。这是所有风机设计的起点。
$$P = \frac{1}{2}\rho \pi r^2 C_p v^3$$P：涡轮机捕获的机械功率（瓦）。ρ：空气密度（约1.225 kg/m³）。r：转子半径（米）。Cp：功率系数（效率，≤0.593）。v：风速（米/秒）。注意功率与风速的三次方成正比，这意味着风速增加一点，可获得功率会暴增！
为了估算实际发电量，必须考虑风速的随机性。威布尔分布是描述风速概率特性的经典模型。
$$f(v) = \frac{k}{c}\left( \frac{v}{c}\right)^{k-1}e^{-(v/c)^k}$$f(v)：风速v出现的概率密度。c：尺度参数，与平均风速相关。k：形状参数，描述分布形状（k≈2时即为瑞利分布）。年发电量（AEP）通过对所有风速积分求得：$AEP = 8760 \times \int_{0}^{\infty} P(v) \cdot f(v) \, dv$，其中8760是一年的小时数。
风电场微观选址：工程师使用包含本工具原理的复杂软件，在规划的风电场内为每一台风机寻找最佳位置。他们需要分析历史风速数据（拟合威布尔分布），并结合地形、湍流等因素，最大化整个风电场的总发电量和容量系数，避免风机之间的尾流干扰。
风机产品线规划：制造商如Vestas或金风科技，需要为不同风资源区设计不同型号的风机。对于“低风速风场”，会设计更大转子直径和较低额定风速的机型，以提高在常见风速下的发电能力，这正是你在模拟器中调节“转子直径”和“额定风速”所模拟的决策过程。
发电性能评估与验证：风电场建成后，运营方会持续监测每台机的实际发电量和容量系数，并与设计阶段的预测值进行对比。如果实际值显著偏低，可能意味着风机有问题、风速预测不准或存在未预料到的尾流损失，需要排查优化。
新兴技术预研：在研发超长叶片、智能偏航或先进翼型时，研究人员通过调整Cp曲线模型（不仅是一个最大值，而是整个风速范围内的效率曲线），在仿真中预测新技术对年发电量的提升潜力，从而指导研发方向，确保投入能带来实际收益。
开始使用此工具时，有几个需要注意的关键点。首先，切勿简单认为“提高设计风速（额定风速）就能增加发电量”。虽然理论上输出功率随风速的三次方增长，但实际风况中强风持续时间有限。例如，在平均风速7m/s的场址将额定风速设为15m/s，通常会导致设备利用率极低，年发电量反而下降。在工具中固定“平均风速”仅提高“设计风速”时，可观察到年发电量存在峰值拐点。这正是需要根据场址风况选择涡轮机的原因。
其次，不要认为将功率系数(Cp)逼近贝茨极限0.59就能解决所有问题。理论上虽如此，实际涡轮机设计需要持续权衡取舍。例如，为提升Cp采用复杂翼型会导致制造成本飙升，追求轻量化又会引发强度问题。实践中应以综合成本、耐久性、可维护性的“发电成本”最小化为目标，单纯追求Cp是危险的。
最后，切勿将计算结果绝对化。本工具的基础计算基于“均匀稳定风速”假设。实际场景中，地形湍流、其他涡轮机的尾流效应、气温气压导致的空气密度变化等都会显著影响发电量。若通过工具得出“此方案可行”的结论，下一步仍需通过更精细的流体分析(CFD)或场址专用湍流模型进行验证。