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NB／T 10205-2019 风电功率预测技术规定简介：

NB/T 10205-2019，全称为《风电功率预测技术规定》，是由中国国家标准管理委员会发布的一项关于风电功率预测的行业标准。该标准主要针对风电场的功率预测技术进行规定，其目的是为了提高风电的可调度性和电网的运行效率，保障电力系统的稳定运行。

该标准主要包括以下几个方面内容：

1. 风电功率预测的基本要求：对风电功率预测的精度、时间尺度、预测的选择等提出了具体要求。

2. 预测方法：规定了基于统计学方法（如ARIMA、趋势外推等）、物理（如风电功率与风速、温度等气象因素的关系）、机器学习方法（如神经网络、支持向量机等）等多种预测方法的使用和评估。

3. 数据采集与处理：明确了数据源、数据质量要求以及数据预处理的步骤。

4. 预测系统的建设和运行：规定了预测系统的结构、功能、性能指标等。

5. 预测结果的评估与反馈：提出了预测结果的评估标准和反馈机制。

该标准对于风电场的运营、电网调度以及电力市场的运行都具有重要的指导意义。

NB／T 10205-2019 风电功率预测技术规定部分内容预览：

4.1风电场的风电功率预测系统应具备短期风电功率预测以及超短期风电功率预测的能力。 4.2电力调度机构的风电功率预测系统应能预测调度管辖区域内分散式风电、风电场至整个调度管辖区 域的风电输出功率，还应具备接收风电场端风电功率预测系统上报的数据、评价与考核、统计与分析和 信息发布等功能。 4.3风电场的风电功率预测系统应满足电力监控系统安全防护的要求，与电力调度机构的风电功率预测 系统建立数据接口并运行于同一安全区，具备自动向电力调度机构实时传送预测结果的能力。 4.4风电功率预测系统功能及性能应符合NB/T31046的规定。 4.5同一区域的分散式风电项目可联合开展风电功率预测工作，同一区域的分散式风电联合预测的相关 技术要求参照本标准对风电场的相关要求执行。 4.6风电场发电功率预测工作也可由风电场企业委托第三方风电功率预测技术服务商承担。对第三方预 测技术服务商开展风电场发电功率预测的相关技术要求参照本标准对风电场的相关要求执行。

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5.1.1预测的输入数据应包括风电场信息、历史运行数据、实时运行数据、开机容量计划和数值天气 预报数据、气象观测数据等，各类数据的详细要求见附录A。 5.1.2气象观测历史数据、数值天气预报历史数据应与功率历史运行数据具有同步的时标。 5.1.3预测的输入数据应通过完整性及合理性检验，并对缺测和异常数据进行补充和修正，具体的检 验及修补等数据预处理要求参见附录B。 5.1.4数据输入预测前，宜比较分析不同数值天气预报来源、不同时间及空间分辨率对预测结果精度 的影响，分析不同数值天气预报数据对预测对象的适用性，综合考虑数据购买成本和预测结果精度选择 合适的数值天气预报来源及其时间及空间分辨率。

5.2.1风电功率预测按照预测时间尺度分为短期风电功率预测和超短期风电功率预测，短期风电功率预测 输出结果的有效时间长度应不少于72小时，超短期风电功率预测输出结果的有效时间长度应为4小时。 5.2.2风电功率预测的主要对象包括单个风电场、若干个风电场组成的风电场群、同一区域的分散式风电 以及整个调度管辖区域内的风电理论可发功率。 5.2.3风电功率预测结果应至少具备点预测的形式，点预测的内容应是不大于15分钟的每个时段内风电 输出有功功率的平均值。除点预测形式外，还可包括概率预测、多场景生成与削减、给定置信水平下的 区间预测等功能。 5.2.4风电功率预测的时间间隔应不大于15分钟

5.3.1预测应根据风电场所处地理位置的气候特征、地形地貌、可用数据情况和风电机组空间排布， 采用适当的预测方法进行风电功率预测建模。 5.3.2预测按照所使用的数据分为基于数值天气预报数据的物理、基于历史数据的统计以及 物理和统计相结合的组合。根据预测时间尺度的不同和实际应用的具体需求，宜采用多种 预测方法或组合SH／T 3197-2017标准下载，利用多源数值天气预报数据，形成最优预测策略，输出多组预测结果并生成最终 的组合预测结果。 5.3.3预测应能够根据风电场开机计划、风电机组故障等情况自动调整预测结果。 5.3.4预测宜考虑极端风速、沙尘暴等极端自然天气情况的影响。 5.3.5预测宜能够根据表1所列预测对象的各类地形地貌及气象条件等自动调整预测结果

5.3.6预测应考虑风电场装机扩容对发电能力的影响，支持风电场装机扩容情况下的功率预测。 5.3.7超短期预测的单次计算时间应不大于5分钟。 5.3.8超短期预测应至少每15分钟滚动执行预测一次，并具有在线建模和滚动修正能力。 5.3.9风电场运行人员可对预测预测得到的结果进行人工修正或对多组预测结果人工组合，人工修 正应设置严格的权限管理。 5.3.10预测宜具备对预测曲线进行误差估计的能力

5.1.1风电功率预测结果的评价指标包括均方根误差、平均绝对误差、相关系数、最大预测误差、准确率、 合格率等。电力调度机构宜统计风电场所报送预测结果的上报率、负荷峰段正偏差率、负荷谷段负偏差 率、高风速段预测准确率、低风速段预测准确率，作为评估预测结果对电网调度影响的观察项。以上各 指标的计算方法参见附录D。 6.1.2风电场发电功率预测结果的月平均准确率、月平均合格率和月平均上报率作为电力调度机构对风电 场发电功率预测水平的评价指标。 5.1.3风电功率预测结果评价指标计算所需的真值为风电实际输出功率。风电实际输出功率取各被评价时 段内采样的风电输出功率数据的算术平均值，采样间隔应不大于1分钟。 一 6.1.4以下情况对应的时段不参与风电功率预测结果评价：

a）极端恶劣自然灾害发生期间：

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a）极端恶劣自然灾害发生期间； b）风电场投产6个月内； 5.1.5当风电场弃风时，应采用NB/T31055规定的计算方法得到的风电理论可发功率作为评价指标计算 的实际发电功率参考值。

6.2.1电力调度机构可根据下式对风电场上报的风电功率预测结果进行综合评价：

式中： S 风电功率预测综合评价结果： 月平均合格率，の,为该指标权重； R一一月平均相关系数，①の为该指标权重； EPeak 月平均负荷峰段正偏差率，のp为该指标权重； Evaly 月平均负荷谷段负偏差率，Ovalley为该指标权重 月平均高风速段预测准确率，w为该指标权重； w 月平均低风速段预测准确率，OLw为该指标权重； 各类上报数据的综合月上报率。 5.2.2风电功率预测综合评价公式（1）中各评价指标的权重选取宜按表2选取，电力调度机构可根据实 际需求适当调整指标权重。

表2风电功率预测综合评价指标权重

6.3.1风电场短期风电功率预测月平均准确率应不低于80%，月平均合格率应大于80%，月平均上报率 应达到100%。 6.3.2风电场超短期风电功率预测月平均准确率应不低于85%，月平均合格率应大于85%，月平均上报 率应达到100%。 6.3.3整个调度管辖区域的风电功率预测精度应在单个风电场平均精度基础上有所提高。 6.3.4针对短期、超短期时间尺度和平地、丘陵、山区、海岸、海上等不同地形地貌特征，风电场及省级 电力调度机构开展的风电功率预测准确性宜满足表3要求。

同时间尺度和地形地貌特征的风电功率预测准码

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风电场信息包括风电场概况、风电场中各设备的参数信息、风电场地理信息等。 A.1.1风电场概况包括： a）风电场占地面积，以及所在区域的平均海拔高度； b）风力发电机组台数、气象量测装置的台数； c）升压站电压等级和并网线路名称； d）风电场装机容量； e）风电场扩容时间及对应容量。 A.1.2风电场中各设备的参数信息包括： a）风力发电机组的生产厂家、机组类型和型号，每种型号机组的单机额定容量、功率曲线、轮毂 高度、叶轮直径、切入和切出风速、推力系数曲线JC∕T 842-2016 水泥工业用单筒冷却机，功率曲线和推力系数的数据间隔不大于1米/秒，每 台风机的首次并网时间、风机位置（东经，北纬，和海拨）等： b）气象量测装置的安装位置（东经，北纬，和海拔）及所在区域的地形地貌信息、装置类型、测 量条件及测量精度等。有效气象测量装置包括测风塔、地面/海洋气象观测站和其它边界层气象测量装置 等。安装于风力发电机组机舱外部的测风设备和温度传感器亦可作为气象量测装置。 A.1.3风电场地理信息包括： a）地形数据包括对风电场区域外10千米范围内地势变化的描述，格式宜为CAD文件，比例尺不 宜小于1:5000；对于海上风电场，地形数据应包括海岸线陆上地形数据。 b）对于陆地风电场，地理信息包括以风电场所在网格为中心，风电场所处区域外20千米范围内3 公里×3公里网格地表（包括陆面、植被和水面）粗糙度数据，应通过实地勘测或卫星地图获取，网格跨 度以风电场内两台风机最远直线距离为参老。对王海上风电场、地理信息应包括海平面粗糙度数据

A.1.1风电场概况包活

a）地形数据包括对风电场区域外10千米范围内地势变化的描述，格式宜为CAD文件 宜小于1:5000：对于海上风电场，地形数据应包括海岸线陆上地形数据。 b）对于陆地风电场，地理信息包括以风电场所在网格为中心，风电场所处区域外20于 公里×3公里网格地表（包括陆面、植被和水面）粗糙度数据，应通过实地勘测或卫星地图获 度以风电场内两台风机最远直线距离为参考。对于海上风电场，地理信息应包括海平面粗糙

兄的历史记录等。具体内容包括： a）预测对象功率历史记录一般为预测目标区域内的风电总有功输出的历史记录。对于电力调度机 勾，还包括整个调度管辖区域内总的风电有功输出的历史记录 b）风电场运行情况的历史记录，包括全场风电机组的故障/非故障停运记录、开机容量、限电记录 等，所有状态记录数据应同时包含对应的起止时间； c）风电场内每台风机历史运行数据，应至少包括风速、风向、环境温度、机舱位置（偏航角度） 有功功率、无功功率、风机运行状态等信息。 1.2.2投运时间超过1年的预测对象应包括不少于1年且连续的历史功率数据及其对应的开机容量、限 电记录等数据JTG∕T 2340-2020 公路工程节能规范，数据时间间隔不大于5分钟，取平均值；投运时间不足1年的风电场应包括投运后的所 有历史功率数据及其对应的开机容量、限电记录等数据，数据时间间隔不大于5分钟，取平均值。 A.2.3当历史运行数据对应的部分时段存在风电场弃风时，应采用NB/T31055规定的计算方法得到的 风电理论可发功率作为预测的输入数据。

实时运行数据包括预测对象实时 的实时运行数据等。具体内容包括： a）预测对象实时功率一般为预测 有功的实时值。对于电力调度机构，还包括

整个调度管辖区域内总的实时风电有功输出： b）风电场内每台风机的实时运行数据，应至少包括机头风速、风向、环境温度、机舱位置（偏航 角度）、有功功率、无功功率、风机运行状态（正常、故障、人为停机、故障停机、限电状态）等信息； c）风电场的实时功率数据的采集周期应不大于1分钟，应取自风电场升压站计算机监控系统，输 出数据为1分钟内的算术平均值； d）风电机组实时状态数据的采集周期应不大于15分钟，时间延迟应小于5分钟，应通过电力调 度数据网由风电场计算机监控系统上传