《風電功率預測功能規(guī)范》及編制說明-修改

1、Q / GDW 588 2011ICS 29.240 29.240 P 29.240Q/GDW備案號：CEC 4002010國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準Q / GDW588 2011風電功率預測功能規(guī)范Function specification of wind power forecasting2011-03-03發(fā)布2011-03-03實施國家電網(wǎng)公司發(fā)布0 Q / GDW 588 2011目次 前言II1 范圍12 規(guī)范性引用文件13 術語和定義14 預測建模數(shù)據(jù)準備25 數(shù)據(jù)采集與處理26 預測功能要求37 統(tǒng)計分析48 界面要求49 安全防護要求510 數(shù)據(jù)輸出511 性能要求5附錄A6附錄

2、B7編制說明9前言根據(jù)關于下達2010年度國家電網(wǎng)公司技術標準編制（修）訂計劃的通知（國家電網(wǎng)科2010320號）的要求，中國電力科學研究院和吉林省電力有限公司開展了風電功率預測功能規(guī)范的編制工作。為進一步提高風電調度運行管理水平，規(guī)范電網(wǎng)調度機構和風電場風電功率預測系統(tǒng)的建設，并指導系統(tǒng)的研發(fā)、驗收和使用，特制訂本功能規(guī)范。本標準由國家電力調度通信中心提出并解釋；本標準由國家電網(wǎng)公司科技部歸口；本標準主要起草單位：中國電力科學研究院、吉林省電力有限公司；本標準主要起草人：劉純、裴哲義、王勃、董存、馮雙磊、范高鋒、范國英、郭雷。I風電功率預測功能規(guī)范1范圍本標準規(guī)定了風電功率預測系統(tǒng)的功能，主

3、要包括術語和定義、預測建模數(shù)據(jù)準備、數(shù)據(jù)采集與處理、預測功能要求、統(tǒng)計分析、界面要求、安全防護要求、數(shù)據(jù)輸出及性能要求等。本標準適用于電網(wǎng)調度機構和風電場風電功率預測系統(tǒng)的建設，系統(tǒng)的研發(fā)、驗收和運行可參照使用。2規(guī)范性引用文件下列文件對于本標準的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本標準。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本標準。Q/GDW 3922009 風電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定Q/GDW 4322010 風電調度運行管理規(guī)范3術語和定義下列術語和定義適用于本文件。3.1風電場wind farm 由一批風電機組或風電機組群（包括機組單元變壓器

4、）、匯集線路、主升壓變壓器及其他設備組成的發(fā)電站。3.2數(shù)值天氣預報numerical weather prediction根據(jù)大氣實際情況，在一定的初值和邊值條件下，通過大型計算機作數(shù)值計算，求解描寫天氣演變過程的流體力學和熱力學方程組，預測未來一定時段的大氣運動狀態(tài)和天氣現(xiàn)象的方法。3.3風電功率預測wind power forecasting以風電場的歷史功率、歷史風速、地形地貌、數(shù)值天氣預報、風電機組運行狀態(tài)等數(shù)據(jù)建立風電場輸出功率的預測模型，以風速、功率或數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)作為模型的輸入，結合風電場機組的設備狀態(tài)及運行工況，預測風電場未來的有功功率。3.4短期風電功率預測short-t

5、erm wind power forecasting預測風電場次日零時起3天的有功功率，時間分辨率為15min。3.5超短期風電功率預測ultra-short-term wind power forecasting預測風電場未來0-4h的有功功率，時間分辨率不小于15min。3.6置信度confidence degree總體參數(shù)值落在樣本統(tǒng)計值某一區(qū)內的概率。3.7風電有效發(fā)電時間effective wind power generation time單個或多個風電場有功功率大于零的時間，單位為小時。3.8風電同時率wind power simultaneity factor單個或多個風電場有

6、功功率與額定容量的比率。4預測建模數(shù)據(jù)準備4.1風電場歷史功率數(shù)據(jù)a）投運時間不足1年的風電場應包括投運后的所有歷史功率數(shù)據(jù)，時間分辨率不小于5min；b）投運時間超過1年的風電場的歷史功率數(shù)據(jù)應不少于1年，時間分辨率應不小于5min。4.2歷史測風塔數(shù)據(jù)a）測風塔位置宜在風電場5km范圍內；b）應至少包括10m、70m及以上高程的風速和風向以及氣溫、氣壓等信息；c）應為最近兩年內的數(shù)據(jù)，有效時長應不少于1年； d）數(shù)據(jù)的時間分辨率應不小于10min。4.3風電機組信息風電機組信息應包括機組類型，每類風機的單機容量、輪轂高度、葉輪直徑、功率曲線、推力系數(shù)曲線，每臺風機的首次并網(wǎng)時間、風機位置（

7、經(jīng)、緯度）、海拔高度等。4.4風電機組/風電場運行狀態(tài)記錄風電機組狀態(tài)數(shù)據(jù)應包括風電機組故障和人為停機記錄，風電場運行狀態(tài)應包括風電場開機容量和限電記錄。4.5地形和粗糙度數(shù)據(jù)4.5.1地形數(shù)據(jù)應包括對風電場區(qū)域內10km范圍內地勢變化的描述，格式宜為CAD文件，比例尺宜不小于1:5000。4.5.2粗糙度數(shù)據(jù)應通過實地勘測或衛(wèi)星地圖獲取，包括對風電場所處區(qū)域20km范圍內粗糙度的描述。5數(shù)據(jù)采集與處理5.1數(shù)據(jù)采集范圍數(shù)據(jù)采集至少應包括測風塔實時測風數(shù)據(jù)、風電場實時功率數(shù)據(jù)和機組狀態(tài)數(shù)據(jù)。5.2數(shù)據(jù)采集要求5.2.1所有數(shù)據(jù)的采集應能自動完成，并支持通過手動方式補充錄入。5.2.2測風塔實時

8、測風數(shù)據(jù)時間延遲應小于5min，其余實時數(shù)據(jù)的時間延遲應小于1min。5.2.3風電功率預測系統(tǒng)所用的測風塔實時測風數(shù)據(jù)應滿足以下要求：a）測風塔至風電功率預測系統(tǒng)的實時測風數(shù)據(jù)傳送時間間隔應不大于5min；b）測風塔宜在風電場外15km范圍內且不受風電場尾流效應影響，宜在風電場主導風向的上風向，位置應具有代表性； c）采集量應至少包括10m、70m及輪轂高度的風速和風向以及氣溫、氣壓等信息，宜包括瞬時值和5min平均值；d）電網(wǎng)調度機構的風電功率預測系統(tǒng)所用的測風數(shù)據(jù)應通過電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)由風電場上傳；e）風電場的測風塔至風電功率預測系統(tǒng)的數(shù)據(jù)傳輸應采用可靠的無線傳輸或光纖傳輸?shù)确绞?；f）測風

9、塔數(shù)據(jù)可用率應大于99。5.2.4風電場實時功率數(shù)據(jù)的采集周期應不大于1min，其中：a）電網(wǎng)調度機構的風電功率預測系統(tǒng)的數(shù)據(jù)應取自所在安全區(qū)的基礎數(shù)據(jù)平臺；b）風電場風電功率預測系統(tǒng)的數(shù)據(jù)應取自風電場計算機監(jiān)控系統(tǒng)。5.2.5風電機組狀態(tài)數(shù)據(jù)的采集周期應不大于15min，應通過電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)由風電場計算機監(jiān)控系統(tǒng)上傳。5.3數(shù)據(jù)的處理5.3.1所有數(shù)據(jù)存入數(shù)據(jù)庫前應進行完整性及合理性檢驗，并對缺測和異常數(shù)據(jù)進行補充和修正。5.3.2數(shù)據(jù)完整性檢驗應滿足：a）數(shù)據(jù)的數(shù)量應等于預期記錄的數(shù)據(jù)數(shù)量；b）數(shù)據(jù)的時間順序應符合預期的開始、結束時間，中間應連續(xù)。5.3.3數(shù)據(jù)合理性檢驗應滿足：a）對功率

10、、數(shù)值天氣預報、測風塔等數(shù)據(jù)進行越限檢驗，可手動設置限值范圍；b）對功率的變化率進行檢驗，可手動設置變化率限值；c）對功率的均值及標準差進行檢驗；d）對測風塔不同層高數(shù)據(jù)進行相關性檢驗；e）根據(jù)測風數(shù)據(jù)與功率數(shù)據(jù)的關系對數(shù)據(jù)進行相關性檢驗。5.3.4缺測和異常數(shù)據(jù)應按下列要求處理：a）以前一時刻的功率數(shù)據(jù)補全缺測的功率數(shù)據(jù)；b）以裝機容量替代大于裝機容量的功率數(shù)據(jù)；c）以零替代小于零的功率數(shù)據(jù)；d）以前一時刻功率替代異常的功率數(shù)據(jù)；e）測風塔缺測及不合理數(shù)據(jù)以其余層高數(shù)據(jù)根據(jù)相關性原理進行修正；不具備修正條件的以前一時刻數(shù)據(jù)替代；f）數(shù)值天氣預報缺測及不合理數(shù)據(jù)以前一時刻數(shù)據(jù)替代；g）所有經(jīng)過

11、修正的數(shù)據(jù)以特殊標示記錄；h）所有缺測和異常數(shù)據(jù)均可由人工補錄或修正。5.4數(shù)據(jù)的存儲數(shù)據(jù)的存儲應符合下列要求：a）存儲系統(tǒng)運行期間所有時刻的數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)；b）存儲系統(tǒng)運行期間所有時刻的功率數(shù)據(jù)、測風塔數(shù)據(jù)，并將其轉化為15min平均數(shù)據(jù)；c）存儲每次執(zhí)行的短期風電功率預測的所有預測結果；d）存儲每15min滾動執(zhí)行的超短期風電功率預測的所有預測結果；e）預測曲線經(jīng)過人工修正后存儲修正前后的所有預測結果；f）所有數(shù)據(jù)至少保存10年。6預測功能要求6.1總體要求應根據(jù)風電場所處地理位置的氣候特征和風電場歷史數(shù)據(jù)情況，采用適當?shù)念A測方法構建特定的預測模型進行風電場的功率預測。根據(jù)預測時間尺度的

12、不同和實際應用的具體需求，宜采用多種方法及模型，形成最優(yōu)預測策略。6.2預測的空間要求6.2.1預測的基本單位為單個風電場。6.2.2風電場的風電功率預測系統(tǒng)應能預測本風電場的輸出功率。6.2.3電網(wǎng)調度機構的風電功率預測系統(tǒng)應能預測單個風電場至整個調度管轄區(qū)域的風電輸出功率。6.3預測的時間要求6.3.1短期風電功率預測應能預測次日零時起3天的風電輸出功率，時間分辨率為15min。6.3.2超短期風電功率預測應能預測未來0-4h的風電輸出功率，時間分辨率不小于15min。6.4預測執(zhí)行方式6.4.1短期風電功率預測應能夠設置每日預測的啟動時間及次數(shù)。6.4.2短期風電功率預測應支持自動啟動預

13、測和手動啟動預測。6.4.3超短期風電功率預測應每15min自動執(zhí)行一次。6.5其他要求6.5.1應支持設備故障、檢修等出力受限情況下的功率預測。6.5.2應支持風電場擴建情況下的功率預測。6.5.3應支持多源數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)的集合預報。6.5.4 應能對風電功率預測曲線進行修正。6.5.5應能對預測曲線進行誤差估計，預測給定置信度的誤差范圍。7統(tǒng)計分析7.1數(shù)據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)統(tǒng)計應符合以下要求：a）參與統(tǒng)計數(shù)據(jù)的時間范圍應能任意選定；b）歷史功率數(shù)據(jù)統(tǒng)計應包括數(shù)據(jù)完整性統(tǒng)計、分布特性統(tǒng)計、變化率統(tǒng)計等；c）歷史測風數(shù)據(jù)、數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)統(tǒng)計應包括完整性統(tǒng)計、風速分布統(tǒng)計、風向分布統(tǒng)計等；d）風電場

14、運行參數(shù)統(tǒng)計應包括發(fā)電量、有效發(fā)電時間、最大出力及其發(fā)生時間、同時率、利用小時數(shù)及平均負荷率等參數(shù)的統(tǒng)計，并支持自動生成指定格式的報表，各參數(shù)的計算方法參見附錄A。7.2相關性分析應能對歷史功率數(shù)據(jù)、測風數(shù)據(jù)和數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)進行相關性統(tǒng)計，分析數(shù)據(jù)的不確定性可能引入的誤差。7.3誤差統(tǒng)計誤差統(tǒng)計應符合以下要求：a）應能對任意時間區(qū)間的預測結果進行誤差統(tǒng)計；b）應能對多個預測結果分別進行誤差統(tǒng)計；c）誤差統(tǒng)計指標至少應包括均方根誤差、平均絕對誤差、相關性系數(shù)、最大預測誤差等，各指標的計算方法參見附錄B。8界面要求8.1展示界面8.1.1應支持單個和多個風電場實時出力監(jiān)視，以地圖的形式顯示，包括

15、風電場的分布、風電場的實時功率及預測功率。8.1.2應支持多個風電場出力的同步監(jiān)視，宜同時顯示系統(tǒng)預測曲線、實際功率曲線及預測誤差帶；電網(wǎng)調度機構的風電功率預測系統(tǒng)還應能夠同時顯示風電場上報預測曲線。實際功率曲線應實時更新。8.1.3支持不同預測結果的同步顯示。8.1.4應支持數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)、測風塔數(shù)據(jù)、實際功率、預測功率的對比，提供圖形、表格等多種可視化手段。8.1.5應支持時間序列圖、風向玫瑰圖、風廓線以及氣溫、氣壓、濕度變化曲線等氣象圖表展示。8.1.6應支持統(tǒng)計分析數(shù)據(jù)的展示。8.1.7監(jiān)視數(shù)據(jù)更新周期應不大于5min。8.2操作界面8.2.1應具備開機容量設置、調度控制設置及查詢頁

16、面。8.2.2應支持異常數(shù)據(jù)定義設置，支持異常數(shù)據(jù)以特殊標識顯示。8.2.3應支持預測曲線的人工修改。8.2.4應具備系統(tǒng)用戶管理功能，支持用戶級別和權限設置，至少應包括系統(tǒng)管理員、運行操作人員、瀏覽用戶等不同級別的用戶權限。8.2.5應支持風電場基本信息的查詢。8.3其他要求8.3.1應具備功率預測系統(tǒng)運行狀態(tài)監(jiān)視頁面，實時顯示系統(tǒng)運行狀態(tài)。8.3.2所有的表格、曲線應同時支持打印輸出和電子表格輸出。9安全防護要求9.1電網(wǎng)調度機構和風電場的風電功率預測系統(tǒng)均應運行于電力二次系統(tǒng)安全區(qū)。9.2風電功率預測系統(tǒng)應滿足電力二次系統(tǒng)安全防護規(guī)定的要求。10數(shù)據(jù)輸出10.1電網(wǎng)調度機構的風電功率預測

17、系統(tǒng)至少應提供次日96點單個風電場和區(qū)域風電功率預測數(shù)據(jù)；每15min提供一次未來4h單個風電場風電功率預測數(shù)據(jù)，預測值的時間分辨率為15min。10.2風電場的風電功率預測系統(tǒng)應根據(jù)調度部門的要求向調度機構的風電功率預測系統(tǒng)至少上報次日96點風電功率預測曲線；每15min上報一次未來4h超短期預測曲線，預測值的時間分辨率不小于15min。10.3風電場的風電功率預測系統(tǒng)向調度機構上報風電功率預測曲線的同時，應上報與預測曲線相同時段的風電場預計開機容量。10.4風電場的風電功率預測系統(tǒng)應能夠向調度機構的風電功率預測系統(tǒng)實時上傳風電場測風塔的測風數(shù)據(jù)，時間分辨率不小于5min。11性能要求11.

18、1電網(wǎng)調度機構的風電功率預測系統(tǒng)應至少可擴容至200個風電場。11.2風電功率預測單次計算時間應小于5min。11.3單個風電場短期預測月均方根誤差應小于20，超短期預測第4h預測值月均方根誤差應小于15，限電時段不參與統(tǒng)計。11.4系統(tǒng)硬件平均無故障時間（MTBF）應大于100000h。11.5系統(tǒng)月可用率應大于99。附錄A（資料性附錄）風電場運行參數(shù)統(tǒng)計方法A.1風電同時率（Fsf）（A.1）A.2平均負荷率（Flf）（A.2）i時刻的實際功率；Cap風電場的開機總容量；所有樣本個數(shù)。附錄B（資料性附錄）誤差計算方法B.1均方根誤差（Erms）（B.1）B.2平均絕對誤差（Eav）（B.2

19、）B.3相關性系數(shù)（r）（B.3）B.4最大預測誤差（dmax）（B.4）式中：i時刻的實際功率；i時刻的預測功率；所有樣本實際功率的平均值；所有預測功率樣本的平均值；Cap風電場的開機總容量；所有樣本個數(shù)。風電功率預測功能規(guī)范編制說明目 次一、編制背景11二、編制主要原則11三、與其它標準文件的關系12四、主要工作過程12五、標準結構和內容12六、條文說明12一、編制背景大力發(fā)展風電等先進能源技術在改善能源結構、減少溫室氣體排放等方面具有非常積極的作用，然而，與常規(guī)電源相比，風電場的輸出功率受人為因素干預較小，幾乎完全由自然條件決定。隨機變化的風速、風向導致風電場輸出功率具有波動性、間歇性、

20、隨機性的特點，大量風電場集中并網(wǎng)會對電網(wǎng)的安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行帶來影響，并成為了限制電網(wǎng)接納風電的主要障礙之一。對風電場的輸出功率進行預測被認為是提高電網(wǎng)調峰能力、增強電網(wǎng)接納風電發(fā)電的能力、改善電力系統(tǒng)運行安全性與經(jīng)濟性的最有效、最經(jīng)濟的手段之一。通過預測，風電將從未知變?yōu)榛疽阎?，調度運行人員可根據(jù)預測的波動情況，合理安排應對措施，提高電網(wǎng)的安全性和可靠性；而將功率預測與負荷預測相結合，還有利于調度運行人員調整和優(yōu)化常規(guī)電源的發(fā)電計劃，改善電網(wǎng)調峰能力，增加風電的并網(wǎng)容量；根據(jù)風電功率預測結果，只需增加對應預測誤差的旋轉備用容量，可以顯著降低額外增加的旋轉備用容量，對改善電力系統(tǒng)運行經(jīng)濟性

21、，減少溫室氣體排放具有非常重要的意義，風電功率預測還可以增強風電在電力市場中的競爭力，提高上網(wǎng)電價。對發(fā)電企業(yè)來說，風電功率預測有助于發(fā)電企業(yè)合理安排檢修計劃、減少棄風，提高企業(yè)的盈利能力。本標準依據(jù)關于下達2010年度國家電網(wǎng)公司技術標準編制（修）訂計劃的通知（國家電網(wǎng)科2010320號）的要求編寫。二、編制主要原則功能規(guī)范編制的原則是遵守現(xiàn)有相關法律、條例、標準和導則等，兼顧電網(wǎng)運行和風電發(fā)展的要求。下面列出和本標準相關的主要國家法律和條例的部分條款。（1）中華人民共和國可再生能源法修正案（修正案）第十四條國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度。國務院能源主管部門會同國家電力監(jiān)管機構和國

22、務院財政部門，按照全國可再生能源開發(fā)利用規(guī)劃，確定在規(guī)劃期內應當達到的可再生能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重，制定電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先調度和全額收購可再生能源發(fā)電的具體辦法，并由國務院能源主管部門會同國家電力監(jiān)管機構在年度中督促落實。電網(wǎng)企業(yè)應當與按照可再生能源開發(fā)利用規(guī)劃建設，依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂并網(wǎng)協(xié)議，全額收購其電網(wǎng)覆蓋范圍內符合并網(wǎng)技術標準的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目的上網(wǎng)電量。發(fā)電企業(yè)有義務配合電網(wǎng)企業(yè)保障電網(wǎng)安全。電網(wǎng)企業(yè)應當加強電網(wǎng)建設，擴大可再生能源電力配置范圍，發(fā)展和應用智能電網(wǎng)、儲能等技術，完善電網(wǎng)運行管理，提高吸納可再生能源電力的能力，為可再生能源發(fā)電提供

23、上網(wǎng)服務。第二十九條違反本法第十四條規(guī)定，電網(wǎng)企業(yè)未完成收購可再生能源電量的最低限額指標的，由國家電力監(jiān)管機構責令限期改正；造成可再生能源發(fā)電企業(yè)經(jīng)濟損失的，應當承擔賠償責任；拒不改正的，處以可再生能源發(fā)電企業(yè)經(jīng)濟損失額一倍以下的罰款。（2）國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準風電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定（Q/GDW 392-2009）5風電場功率預測風電場應配置風電功率預測系統(tǒng)，系統(tǒng)具有048h短期風電功率預測以及15min4h超短期風電功率預測功能。風電場每15min自動向電網(wǎng)調度部門滾動上報未來15min4h的風電場發(fā)電功率預測曲線，預測值的時間分辨率為15min。風電場每天按照電網(wǎng)調度部門規(guī)定的時間上報次日

24、024時風電場發(fā)電功率預測曲線，預測值的時間分辨率為15min。（3）國家電網(wǎng)公司企業(yè)標準風電調度運行管理規(guī)范（Q/GDW 432 2010）4.4 風電場應配備風電功率預測系統(tǒng)，可向調度機構提交日前和超短期（未來15min4h）預測結果。6.6 風電場應根據(jù)超短期風電功率預測結果，通過風電場集中監(jiān)控系統(tǒng)，每15min自動向調度機構滾動申報未來15min至4h的風電功率預測曲線。7.1 風電場應根據(jù)風電功率預測系統(tǒng)的日前測結果進行上網(wǎng)電力的預測與申報工作，每日在規(guī)定的申報時間前向電網(wǎng)調度機構提交次日風電功率申報曲線。7.5 電網(wǎng)調度機構對風電場上報的預測曲線按日考核并發(fā)布，對風電場功率進行限制

25、的時段不參與考核。功能規(guī)范編制的原則是遵守現(xiàn)有相關法律、條例、標準和導則等，兼顧電網(wǎng)運行和風電發(fā)展的要求，同時盡量使條文具有可操作性，從而指導電網(wǎng)調度機構和風電場的風電功率預測系統(tǒng)的建設，并為系統(tǒng)的研發(fā)、驗收和使用提供參考。由于國內外尚無同類標準可供參考，同時國內風電發(fā)展迅速，因此本規(guī)范在對相關條款的描述中有所保留。三、與其它標準文件的關系本功能規(guī)范制訂時參考了調度自動化系統(tǒng)相關國家標準、行業(yè)標準和企業(yè)標準，包括可再生能源法、風電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定、風電調度運行管理規(guī)范。其中可再生能源法從法律層面確定了國家對于風電開發(fā)利用的支持，同時指出發(fā)電企業(yè)有義務配合電網(wǎng)企業(yè)保障電網(wǎng)安全；風電場接入電網(wǎng)技

26、術規(guī)定和風電調度運行管理規(guī)范要求風電場必須配備風電功率預測系統(tǒng)，并向調度機構上報短期和超短期預測功率，風電調度運行管理規(guī)范同時還提出電網(wǎng)調度機構應對風電場上報的預測期限進行考核。以上一系列法規(guī)、標準的出臺和執(zhí)行，有效地規(guī)范了電網(wǎng)運行和風電的開發(fā)利用，但是目前國內外尚無對應的文件對風電功率預測系統(tǒng)的建設進行規(guī)范，因此本功能規(guī)范是上述標準的重要補充。四、主要工作過程本項目的執(zhí)行期為2010年1月至2010年12月，項目的實際啟動時間為2009年7月。制訂過程中結合實際調研數(shù)據(jù)，多次廣泛征求意見，于2010年8月形成風電功率預測功能規(guī)范送審稿，并于2010年12月順利通過送審稿專家評審會。（1）20

27、09年7月，確立工作總體目標，確定參編單位及人員，開展課題前期研究工作。（2）2009年8月至9月，廣泛調研各網(wǎng)省公司及風電場的具體應用需求，并詳細查閱國內外在該領域的研究水平，確立了本功能規(guī)范的初步框架和內容。（3）2009年10月至12月，根據(jù)調研結果，結合我國其他相關標準中的要求，編寫本功能規(guī)范的初稿。（4）2010年1月，在國網(wǎng)公司范圍內廣泛征求相關專家的意見并進行修改。（5）2010年2月，作為技術文件下發(fā)各網(wǎng)省公司（國家電網(wǎng)調2010201號），并收集意見。（6）2010年3至4月，根據(jù)討論意見對功能規(guī)范初稿進行修訂，形成征求意見稿。（7）2010年4月至6月，征求意見稿在網(wǎng)上進行

28、公示，接受社會范圍監(jiān)督。（8）2010年7月，根據(jù)反饋意見對征求意見稿進行修改。（9）2010年8月，通過標準形式審查，形成送審稿。（10）2010年12月，組織專家對送審稿進行評審，按照修改意見修改后形成報批稿。五、標準結構和內容本標準依據(jù)GB/T 1.12000標準化工作導則第1部分：標準的結構和編寫規(guī)則和DL/T 6002001電力行業(yè)標準編寫基本規(guī)定的編寫要求進行標準編制。標準的主要結構和內容如下：1. 目次；2. 前言；3. 功能規(guī)范正文，共設11章：范圍、規(guī)范性引用文件、術語和定義、預測建模數(shù)據(jù)準備、數(shù)據(jù)采集與處理、預測功能要求、統(tǒng)計分析、界面要求、安全防護要求、數(shù)據(jù)輸出、性能要求

29、；此外包括2個附錄，分別列出了風電場運行參數(shù)及誤差計算方法。六、條文說明本功能規(guī)范制定時主要考慮以下幾方面：預測建模數(shù)據(jù)要求、數(shù)據(jù)采集與處理、預測功能要求、安全防護要求、性能指標等。（1）預測建模數(shù)據(jù)要求基礎資料的質量直接影響預測效果，本部分對風電場預測模型構建所需的基礎資料進行明確界定。風電場歷史功率數(shù)據(jù)是建立統(tǒng)計模型的基礎，一般來說，為了保證模型的泛化能力，至少需要一年的歷史數(shù)據(jù)作為支撐；對于新建風電場，實際運行功率數(shù)據(jù)可對通過其他方法構建的模型進行修正。測風塔數(shù)據(jù)對于預測精度的提高非常重要，可根據(jù)測風塔數(shù)據(jù)對歷史功率進行甄別篩選，剔除錯誤功率數(shù)據(jù)，同時可對數(shù)值天氣預報數(shù)據(jù)進行修正。測風塔

30、數(shù)據(jù)應能夠反映風電場所處區(qū)域的風況，因此要求測風塔在風電場5km范圍內，且時間區(qū)間盡量與歷史功率數(shù)據(jù)同步；由于歷史測風塔數(shù)據(jù)的存儲周期一般為10min，因此對數(shù)據(jù)的時間分辨率并未提出更高的要求。在風電場歷史功率不具備的情況下，可根據(jù)風電機組信息、地形和粗糙度數(shù)據(jù)建立風電功率預測的物理模型，以保證功率預測系統(tǒng)隨風電場同步投運。（2）數(shù)據(jù)采集與處理風電功率預測系統(tǒng)實時運行需要大量數(shù)據(jù)作支撐，包括測風塔實時測風數(shù)據(jù)、風電場實時功率數(shù)據(jù)和機組運行狀態(tài)數(shù)據(jù)，本節(jié)對系統(tǒng)運行所需的數(shù)據(jù)及處理方式提出了明確的要求。預測系統(tǒng)需實時運行，因此所有數(shù)據(jù)采集應可自動完成，在出現(xiàn)網(wǎng)絡故障時，數(shù)據(jù)應可以進行手動補錄?？紤]到系統(tǒng)運行的實時性，因此對數(shù)據(jù)的時效性提出了明確要求，即：測風塔數(shù)據(jù)的時間延遲小于5min，其余實時數(shù)據(jù)的時間延遲小于1min。實時測風塔數(shù)據(jù)對于超短期功率預測和短期預測結果的修正非常重要，數(shù)據(jù)應不受風電場尾流效應的影響，且能真實反映風電場所處區(qū)域的風況，因此風機機頭處的測風設備是不滿足應用要求的。根據(jù)理論計算，風電場外1-5km范圍內的地區(qū)受尾流效應影響較小，因此建議實時測風塔安裝在風電場外1-5km范圍內，且位置應具有代表性。風電場功率預測系統(tǒng)和調度機構風電功率預測系統(tǒng)是同步運行的，因此