2021 风电场受限电量评估导则

犌犅／犜４０６０３—２０２１

目次

前言…………………………Ⅲ

１范围………………………１

２规范性引用文件…………………………１

３术语和定义………………１

４总体要求…………………２

５数据准备…………………２

６评估方法…………………３

附录Ａ（规范性）实际风电机组功率曲线拟合方法……………………５

附录Ｂ（规范性）理论风电机组功率曲线校正方法……………………６

附录Ｃ（规范性）风电场测风数据外推方法……………７

附录Ｄ（规范性）受限状态风电机组在受限时段内的机舱风速修正方法……………８

附录Ｅ（规范性）风电机组理论发电功率计算方法……………………９

附录Ｆ（规范性）风电场理论发电功率和风电场可用发电功率计算方法……………１０

附录Ｇ（规范性）风电场理论发电电量、可用发电电量和实际发电电量计算方法…１１

附录Ｈ（规范性）电量相对偏差计算方法………………１２

附录Ｉ（规范性）风电场场内受限电量和场外受限电量计算方法……１３

Ⅰ

书

犌犅／犜４０６０３—２０２１

前言

本文件按照ＧＢ／Ｔ１．１—２０２０《标准化工作导则第１部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定

起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由中国电力企业联合会提出。

本文件由全国电网运行与控制标准化技术委员会（ＳＡＣ／ＴＣ４４６）归口。

本文件起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司国家电力调度控制中心、中国

南方电网电力调度控制中心、国家电网公司西南分部、国家电网公司西北分部、云南电网有限责任公司、

国网冀北电力有限公司、国网甘肃省电力公司、国网宁夏电力有限公司、国网黑龙江省电力有限公司、

国网四川省电力公司。

本文件主要起草人：梁志峰、王勃、王铮、冯双磊、陈国平、李明节、董存、迟永宁、冷喜武、王皓怀、

徐斌、向异、杨永强、王靖然、李晓虎、耿天翔、王莉丽、丘刚、李丹、兰天、汪鹏、车建峰、王钊、赵艳青、

姜文玲、张菲、裴岩、汪步惟、靳双龙、宋宗朋、滑申冰、胡菊、刘晓琳、马振强、韩振永、孙晨蕾、郭于阳、

张艾虎、兰癑、赵丽君。

Ⅲ

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风电场受限电量评估导则

１范围

本文件规定了风电场受限电量评估的相关要求和方法。

本文件适用于电力调度机构、试运行结束后的并网风电场和受限电量评估服务商等，用于开展风电

场理论发电功率、风电场可用发电功率、风电场场内受限电量和风电场场外受限电量评估工作。

２规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文

件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于

本文件。

ＧＢ／Ｔ１８４５１．２风力发电机组功率特性测试

ＧＢ／Ｔ１８７０９风电场风能资源测量方法

ＧＢ／Ｔ１８７１０风电场风能资源评估方法

ＧＢ／Ｚ３５４８３风力发电机组发电量可利用率

３术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

３．１

单机功率犪犮狋犻狏犲狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱狋狌狉犫犻狀犲

风电场内每台风电机组实际输出的有功功率。

３．２

机舱风速狑犻狀犱狋狌狉犫犻狀犲狀犪犮犲犾犾犲狑犻狀犱狊狆犲犲犱

风电场内每台风电机组机舱顶部监测的风速。

注：根据温度和压力修正为标准参考条件。

３．３

实际风电机组功率曲线犪犮狋狌犪犾狆狅狑犲狉犮狌狉狏犲狅犳狑犻狀犱狋狌狉犫犻狀犲

由风电机组厂家根据现场特定风况给出的风电机组净功率输出与机舱风速的函数关系。

３．４

理论风电机组功率曲线狋犺犲狅狉犲狋犻犮犪犾狆狅狑犲狉犮狌狉狏犲狅犳狑犻狀犱狋狌狉犫犻狀犲

按确定的测量程序测试、修正和标准化处理后，风电机组净功率输出与机舱风速的函数关系。

注：用图形和表格表示。

３．５

单机运行状态狑犻狀犱狋狌狉犫犻狀犲狅狆犲狉犪狋犻狅狀狊狋犪狋狌狊

风电机组的实时发电状态，由待机状态、正常发电状态、场外受限状态、场内受限状态等构成。

注１：待机状态以数值０标识，包括技术待机状态、无风待机状态、大风切出待机状态。

注２：正常发电状态以数值１标识，包括全性能正常发电状态、性能退化但正常发电状态等。

注３：场外受限状态以数值２标识，包括调峰受限状态、断面受限状态等。

１

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注４：场内受限状态以数值３标识，包括覆冰状态、叶片污损状态、环境超限状态、检修状态、故障停机状态、缺陷状

态等。

３．６

受限时段狆犲狉犻狅犱犻狀犮狌狉狋犪犻犾犿犲狀狋

至少存在一台风电机组处于场外受限状态的时段。

３．７

非受限时段狆犲狉犻狅犱狅犳狀狅犮狌狉狋犪犻犾犿犲狀狋

没有任何一台风电机组处于场外受限状态的时段。

３．８

风电机组理论发电功率狋犺犲狅狉犲狋犻犮犪犾犵犲狀犲狉犪狋犻狅狀狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱狋狌狉犫犻狀犲

风电机组处于正常发电状态或假设处于正常发电状态，理论上能够发出的有功功率。

３．９

风电场理论发电功率狋犺犲狅狉犲狋犻犮犪犾犵犲狀犲狉犪狋犻狅狀狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱犳犪狉犿

风电场内所有设备处于正常状态时能够发出的有功功率。

３．１０

风电场可用发电功率犪狏犪犻犾犪犫犾犲犵犲狀犲狉犪狋犻狅狀狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱犳犪狉犿

风电场内待机状态和场内受限状态的风电机组单机功率与正常发电状态和场外受限状态的风电机

组理论发电功率的总和。

３．１１

风电场实际发电功率犪犮狋狌犪犾犵犲狀犲狉犪狋犻狅狀狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱犳犪狉犿

风电场内所有单机功率的总和。

３．１２

风电场场内受限电量犻狀狊犻犱犲犮狌狉狋犪犻犾犿犲狀狋狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱犳犪狉犿

风电场内所有处于待机状态和场内受限状态的风电机组可发而未发的损失电量。

３．１３

风电场场外受限电量狅狌狋狊犻犱犲犮狌狉狋犪犻犾犿犲狀狋狆狅狑犲狉狅犳狑犻狀犱犳犪狉犿

非风电场自身原因造成的损失电量。

４总体要求

４．１风电场理论发电功率和风电场可用发电功率应实时评估，数据时间间隔不应大于５ｍｉｎ，单次评估

时间不应大于３ｍｉｎ。

４．２应每日评估前一日的风电场场内受限电量和风电场场外受限电量，单次评估时间不应大于３ｍｉｎ。

４．３风电场实际功率曲线和风电场理论功率曲线应满足ＧＢ／Ｔ１８４５１．２的相关规定，并报送电力调度

机构。

４．４单机运行状态应满足ＧＢ／Ｚ３５４８３的相关规定。

５数据准备

５．１风电场受限电量评估所需收集的数据应包括测风数据和风电机组运行数据。

５．２风电场测风数据的监测应按照ＧＢ／Ｔ１８７０９的要求开展，并满足如下要求：

———测风数据应来自测风塔等实时测风设备，测风设备的位置应满足ＧＢ／Ｔ１８７１０的规定；

———采集量至少应包括１０ｍ、３０ｍ、５０ｍ、７０ｍ及轮毂高度的风速和风向，以及１０ｍ层高的气温、

２

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气压、湿度等信息；

———测风数据取５ｍｉｎ平均值，数据的时间间隔不应大于５ｍｉｎ，数据传输延时应小于３ｍｉｎ。

５．３风电机组运行数据应带时标，且满足以下要求：

———风电机组运行数据应包括风电场内所有风电机组的单机功率、机舱风速、单机运行状态等；

———风电机组运行数据的时间间隔不应大于５ｍｉｎ，数据传输延时应小于３ｍｉｎ。

６评估方法

６．１风电机组功率曲线获取

６．１．１风电机组功率曲线应优先采用实际风电机组功率曲线，实际风电机组功率曲线按照附录Ａ的方

法根据非受限时段的风电机组运行数据拟合确定，并应满足以下要求：

———用于拟合实际风电机组功率曲线的有效数据长度不应少于１个月，且应选择临近时段的数据；

———拟合的实际风电机组功率曲线应定期修正，时间间隔不应超过１个月；

———每台风电机组的实际风电机组功率曲线应分别拟合。

６．１．２对于无法拟合出实际风电机组功率曲线的风电机组，采用理论风电机组功率曲线，理论风电机

组功率曲线应符合ＧＢ／Ｔ１８４５１．２的规定，并按照附录Ｂ的方法进行校正。

６．２风电机组轮毂位置测风数据获取及修正

６．２．１稳定获取风电机组机舱风速数据的风电场，可将风电机组机舱风速作为风电机组轮毂位置测风

数据。

６．２．２不能获取风电机组机舱风速数据或机舱风速数据质量较差的风电场，依据５．２的测风数据，按照

附录Ｃ的方法计算获得风电机组轮毂位置测风数据。

６．２．３处于受限状态的风电机组在受限时段内的轮毂位置测风数据，按照附录Ｄ的方法进行修正。

６．３风电机组理论发电功率计算

风电机组理论发电功率根据风电机组轮毂位置处、经修正后的测风数据，采用６．１的风电机组功率

曲线，按照附录Ｅ的方法计算确定。

６．４风电场理论发电功率和风电场可用发电功率计算

６．４．１风电场理论发电功率按照附录Ｆ中Ｆ．１给出的方法确定。

６．４．２风电场可用发电功率按照Ｆ．２给出的方法确定。

６．５风电场理论发电电量、风电场可用发电电量和风电场实际发电电量计算

６．５．１风电场理论发电电量按照附录Ｇ中Ｇ．１给出的方法确定。

６．５．２风电场可用发电电量按照Ｇ．２给出的方法确定。

６．５．３风电场实际发电电量按照Ｇ．３给出的方法确定。

６．６计算模型优化

６．６．１如非受限时段内，计算获得的风电场可用发电电量与风电场实际发电电量的月度电量相对偏差

大于３％，应对涉及的相关参量进行校验。按照附录Ｈ的方法计算确定电量相对偏差。

６．６．２若偏差由模型导致，应对计算模型进行优化，直至满足要求。

３

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６．７风电场场内受限电量和风电场场外受限电量计算

６．７．１风电场场内受限电量按照附录Ｉ中Ｉ．１给出的方法确定。

６．７．２风电场场外受限电量按照Ｉ．２给出的方法确定。

４

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附录犃

（规范性）

实际风电机组功率曲线拟合方法

犃．１数据处理

根据风电机组运行日志，剔除出力受控、停运等状态的功率数据和测风设备故障等情况下的测风

数据。

犃．２风电机组实际功率曲线拟合

功率曲线拟合采用机舱风速及单机功率，根据非参数回归方法，按照公式（Ａ．１）计算得到，其中的

核函数在本文件中选用标准正态核，按照公式（Ａ．２）计算得到。

狀狀

狏犼－狏犻狏犼－狏犻

犘犼＝犓犘犻犓……（Ａ．１）

［犻∑＝１（犺）］／犻∑＝１（犺）

－１１２

犓（狌）＝（２π）２ｅｘｐ（－２狌）…………（Ａ．２）

式中：

犘犼———与狏犼对应的拟合出的单机功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

犓———核函数，常见的有均匀核、标准正态核和抛物线核等；

狀———用于拟合的样本数量；

狏犼———第犼风速水平下的风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ），在０ｍ／ｓ～２５ｍ／ｓ范围内取值，狏犼与狏犼＋１的

间隔为０．５ｍ／ｓ；

狏犻———第犻个输入的机舱风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犺———核窗宽，一般取０．１左右；

犘犻———第犻个单机功率，单位为千瓦（ｋＷ）。

５

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附录犅

（规范性）

理论风电机组功率曲线校正方法

犅．１空气密度

空气密度可根据实测气温及气压按照公式（Ｂ．１）计算得到，平均空气密度可根据逐５ｍｉｎ空气密度

按照公式（Ｂ．２）计算得到。

犅５ｍｉｎ

５ｍｉｎ…………（Ｂ．１）

ρ＝犚犜５ｍｉｎ

１犖

＝犻…………（Ｂ．２）

ρ犖犻∑＝１ρ

式中：

ρ５ｍｉｎ———５ｍｉｎ平均空气密度，单位为千克每立方米（ｋｇ／ｍ３）；

犅５ｍｉｎ———５ｍｉｎ平均气压，单位为千帕（ｋＰａ）；

犚———气体常数（取２８７．０５），单位为焦耳每千克开尔文［Ｊ／（ｋｇ·Ｋ）］；

犜５ｍｉｎ———５ｍｉｎ平均气温，单位为摄氏度（℃）；

ρ———实测平均密度，单位为千克每立方米（ｋｇ／ｍ３）；

犖———样本个数。

犅．２风电机组理论功率曲线的校正

若风电机组理论功率曲线经过实验验证，且实测空气密度在１．２２５ｋｇ／ｍ３±０．０５ｋｇ／ｍ３范围内，风

电机组理论功率曲线无需校正；若在此范围以外，则风电机组理论功率曲线需进行校正。对于失速控

制、具有恒定桨矩和转速的风电机组，按照公式（Ｂ．３）的方法校正；对于功率自动控制的风电机组，按照

公式（Ｂ．４）的方法校正。

犘校正＝犘０·ρ…………（Ｂ．３）

ρ０

／

０１３

校正ρ…………（）

犞＝犞０（ρ）Ｂ．４

式中：

犘校正———折算后的功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

犘０———折算前的功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

ρ———实测平均密度，单位为千克每立方米（ｋｇ／ｍ３）；

ρ０———标准空气密度（取１．２２５），单位为千克每立方米（ｋｇ／ｍ３）；

犞校正———折算后的风速，单位为千瓦（ｋＷ）；

犞０———折算前的风速，单位为千瓦（ｋＷ）。

６

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附录犆

（规范性）

风电场测风数据外推方法

综合考虑风电场所处区域的地形、粗糙度变化情况，结合风电场布局，建立风电场数字化模型；采用

微观气象学理论或计算流体力学的方法，按照公式（Ｃ．１）的方法将测风风速外推至每台风电机组轮毂高

度处，建立各风向扇区的风速转化函数。

犞外推＝犳（犞测风，犽１，犽２，…，犽狀）…………（Ｃ．１）

式中：

犞外推———由测风设备外推至风电机组轮毂高度处的风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犳———转化函数；

犞测风———测风塔等实时测风设备实测风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犽１，犽２，…，犽狀———影响因子（地形、粗糙度、尾流效应等）。

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附录犇

（规范性）

受限状态风电机组在受限时段内的机舱风速修正方法

在风电机组处于正常发电状态时，采用测风设备分别监测风轮前轮毂中心位置处和风轮后机舱处

的风速。风电机组风轮前轮毂中心位置处风速和风轮后机舱处风速呈公式（Ｄ．１）所示的现线性关系。

根据辨识出的α和β，在受限时段内，风电机组机舱风速或由实时测风数据外推得到风电机组所在位置

的测风数据等于风轮前风速，即公式（Ｄ．１）中的犞风轮前，犼，利用公式（Ｄ．１）计算风轮后的风速。

犞风轮后，犼＝α·犞风轮前，犼＋β…………（Ｄ．１）

式中：

α———修正系数，通过测风设备监测的风轮前轮毂中心位置处风速和风轮后机舱处风速辨识

获得；

β———修正系数，可通过测风设备监测的风轮前轮毂中心位置处风速和风轮后机舱处风速辨

识获得；

犞风轮后，犼———修正后的风电机组测风数据，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犞风轮前，犼———修正前的风电机组测风数据，单位为米每秒（ｍ／ｓ）。

８

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附录犈

（规范性）

风电机组理论发电功率计算方法

利用公式（Ｅ．１）计算风电机组理论发电功率，输入数据为修正后的风电机组轮毂高度处的风速。

烄０，犞风轮后＜犞１

犆（犞风轮后），犞１≤犞风轮后＜犞２

犘ＷＴＧ＝烅…（Ｅ．１）

犘ｃａｐ，犞２≤犞风轮后＜犞３

烆０，犞３＜犞风轮后

式中：

犘ＷＴＧ———风电机组的理论发电功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

犞风轮后———修正后的风电机组测风数据，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犆（·）———风电机组功率曲线函数，当犆（·）为实际风电机组功率曲线时，按照附录Ａ的方法计算

得到；但犆（·）为理论风电机组功率曲线时，按照附录Ｂ的方法计算得到；

犘ｃａｐ———风电机组的额定容量，单位为千瓦（ｋＷ）；

犞１———风电机组切入风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犞２———风电机组额定风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ）；

犞３———风电机组切出风速，单位为米每秒（ｍ／ｓ）。

９

犌犅／犜４０６０３—２０２１

附录犉

（规范性）

风电场理论发电功率和风电场可用发电功率计算方法

犉．１风电场理论发电功率计算方法

风电场理论发电功率按照公式（Ｆ．１）通过风电场内所有风电机组的理论发电功率加和获得。

狀

犘ＷＴＧ，狋，犻

犘ｔｈｅｏｒｙ，狋＝…………（Ｆ．１）

狋∑＝１１０００

式中：

犘ｔｈｅｏｒｙ，狋———狋时刻的风电场理论发电功率，单位为兆瓦（ＭＷ）；

狀———风电场内所有并网风电机组的数量；

犘ＷＴＧ，狋，犻———狋时刻第犻风电机组的理论发电功率，单位为千瓦（ｋＷ）。

犉．２风电场可用发电功率计算方法

风电场可用发电功率按照公式（Ｆ．２）通过风电场内处于待机状态、场内受限状态的单机功率和处于

正常发电状态、场外受限状态的风电机组理论功率加和获得。

狀０狀１狀２狀３

犜ＷＴＧ，狋，犻０犘ＷＴＧ，狋，犻１犘ＷＴＧ，狋，犻２犜ＷＴＧ，狋，犻３

犘ａｖａｉｌａｂｌｅ，狋＝＋＋＋……（Ｆ．２）

犻∑０＝１１０００犻∑１＝１１０００犻∑２＝１１０００犻∑３＝１１０００

式中：

犘ａｖａｉｌａｂｌｅ，狋———狋时刻风电场可用发电功率，单位为兆瓦（ＭＷ）；

狀０———风电场内处于待机状态的风电机组数量；

犜ＷＴＧ，狋，犻０———狋时刻第犻０风电机组的单机功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

狀１———风电场内处于正常发电状态的风电机组数量；

犘ＷＴＧ，狋，犻１———狋时刻第犻１风电机组的理论发电功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

狀２———风电场内处于场外受限状态的风电机组数量；

犘ＷＴＧ，狋，犻２———狋时刻第犻２风电机组的理论发电功率，单位为千瓦（ｋＷ）；

狀３———风电场内处于场内受限状态的风电机组数量；

犜ＷＴＧ，狋，犻３———狋时刻第犻３风电机组的单机功率，单位为千瓦（ｋＷ）。

１０

犌犅／犜４０６０３—２０２１

附录犌

（规范性）

风电场理论发电电量、可用发电电量和实际发电电量计算方法

犌．１风电场理论发电电量计算方法

风电场理论发电电量按照公式（Ｇ．１）通过风电场理论发电功率积分获得。

犖

犈ｔｈｅｏｒｙ＝Δ狋·犘ｔｈｅｏｒｙ，狋…………（Ｇ．１）

狋∑＝１

式中：

犈ｔｈｅｏｒｙ———风电场理论发电电量，单位为兆瓦时（ＭＷ·ｈ）；

Δ狋———风电场理论发电功率数据的时间间隔，单位为小时（ｈ）；

犖———统计时段内风电场理论发电功率数据的数据量；

犘ｔｈｅｏｒｙ，狋———狋时刻风电场理论发电功率，单位为兆瓦（ＭＷ）。

犌．２风电场可用发电功率计算方法

风电场可用发电电量按照公式（Ｇ．２）通过风电场可用发电功率积分获得。

犖

犈ａｖａｉｌａｂｌｅ＝Δ狋·犘ａｖａｉｌａｂｌｅ，狋…………（Ｇ．２）

狋∑＝１

式中：

犈ａｖａｉｌａｂｌｅ———风电场可用发电电量，单位为兆瓦时（ＭＷ·ｈ）；

Δ狋———风电场可用发电功率数据的时间间隔，单位为小时（ｈ）；

犖———统计时段内风电场可用发电功率数据的数据量；

犘ａｖａｉｌａｂｌｅ，狋———狋时刻风电场可用发电功率，单位为兆瓦（ＭＷ）。

犌．３风电场实际发电功率计算方法

风电场实际发电电量按照公式（Ｇ．３）通过风电场实际发电功率积分获得。

犖狀

犜ＷＴＧ，狋，犻

犈ｒｅａｌ＝Δ狋·…………（Ｇ．３）

狋∑＝１犻∑＝１１０００

式中：

犈ｒｅａｌ———风电场实际发电电量，单位为兆瓦时（ＭＷ·ｈ）；

Δ狋———风电机组单机功率数据的时间间隔，单位为小时（ｈ）；

犖———统计时段内单台风电机组的采样数；

狀———风电场内所有并网风电机组的数量；

犜ＷＴＧ，狋，犻———狋时刻第风电