1.1 本规范规定了风电功率预测系统的功能，主要包括预测时间尺度、数据准备、数据采集与处理、功率预测、统计分析、界面要求、安全防护、接口要求及性能指标等。

1.2 本规范用于指导电网调度机构和风电场的风电功率预测系统的研发、建设和应用管理。

本规定的适用于国家电网公司经营区域内的各级电网调度机构和风电场。

2.1 风电场 Wind Farm 

由一批风电机组或风电机组群组成的发电站。

2.2 数值天气预报 Numerical Weather Prediction 

根据大气实际情况， 在一定的初值和边值条件下， 通过大型计算机作数值计算， 求解描写天气演变过程的流体力学和热力学的方程组， 预测未来一定时段的大气运动状态和天气现象的方法。

2.3 风电功率预测 Wind Power Forecasting 

以风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、 数值天气预报、 风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型， 以风速、 功率或数值天气预报数据作为模型的输入， 结合风电场机组的设备状态及运行工况， 得到风电场未来的输出功率； 预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。

2.4 短期风电功率预测 Short term Wind Power Forecasting 未来 3 天内的风电输出功率预测，时间分辨率不小于 15min。

2.5 超短期风电功率预测 ultra-short term Wind Power Forecasting 0h~4h 的风电输出功率预测，时间分辨率不小于 15min。

风电功率预测系统建模使用的数据应包括风电场历史功率数据、 历史测风塔数据、 历史数值天气预报、风电机组信息、风电机组及风电场运行状态、地形地貌等数据。

3.1 风电场历史功率数据

风电场的历史功率数据应不少于 1a，时间分辨率应不小于 5min。

3.2 历史测风塔数据

a） 测风塔位置应在风电场 5km 范围内；

b） 应至少包括 10m、70m 及以上高程的风速和风向以及气温、气压等信息；

c） 数据的时间分辨率应不小于 10min。

3.3 历史数值天气预报

历史数值天气预报数据应与历史功率数据相对应， 时间分辨率应为 15min，应包括至少三个不同层高的风速和风向以及气温、气压、湿度等参数。

3.4 风电机组信息

风电机组信息应包括机组类型、 单机容量、 轮毂高度、 叶轮直径、 功率曲线， 并网时间、位置（经、纬度）等。

3.5 风电机组及风电场运行状态

风电机组及风电场运行状态数据应包括风电机组故障及人为停机记录、 风电场开机容量和限电记录。

3.6 地形地貌数据

3.6.1 地形数据应为 CAD 文件，包括对风电场区域内 10km 范围地势变化的描述。

3.6.2 地貌数据应通过实地勘测或卫星地图获取，包括对风电场区域内 20km 范围内粗糙度的描述。

风电功率预测系统实时运行需要的数据应包括数值天气预报数据、 实时测风塔数据、 实时输出功率数据、风电机组及风电场运行状态等。

4.1 实时数据的采集

所有数据的采集均可自动完成，并可通过手动方式录入。

4.1.1 数值天气预报数据应能定时自动获取。

4.1.2 风电功率预测系统所用的实时气象数据应满足以下要求：

a） 测风塔位置应在风电场 5km 范围内且不受风电场尾流影响，宜在风电场主导风向的上风向；

b） 应至少包括 10m、70m 及以上高程的风速、风向、气温、气压等信息，时间分辨率应不小于 5min；

c） 风电场风电功率预测系统应通过 GPRS 或光纤采集测风塔实时气象信息， 时间间隔不大于 5min ；

d） 风电场应通过电力调度数据网向电网调度机构风电功率预测系统传送风电场实时

气象数据，时间间隔不大于 5min；

4.1.3 风电场实时功率数据的采集频率应小于 5min，其中：

a） 电网调度机构的风电功率预测系统的数据应取自所在安全区的基础数据平台；

b） 风电场端风电功率预测系统的数据应取自风电场升压站计算机监控系统。

4.1.4 风电机组状态数据的采集频率应小于 15min，其中：

a） 电网调度机构的风电功率预测系统的数据应通过电力调度数据网由风电场端风电

功率预测系统获取；

b） 风电场端风电功率预测系统的数据应取自风电场计算机监控系统。

4.2 数据的处理

所有数据存入数据库前必须进行完整性及合理性检验，并对缺测和异常数据进行修正。

4.2.1 完整性检验

a） 数据数量应等于预期记录的数据数量；

b） 数据的时间顺序应符合预期的开始、结束时间，中间应连续。

4.2.2 合理性检验

a） 应对功率、数值天气预报、测风塔等数据进行越限检验，可手动设置限值范围；

b） 应对功率的变化率进行检验，可手动设置变化率限值；

c） 应对功率的均值及标准差进行检验；

d） 应对测风塔不同层高数据进行相关性检验；

e） 应根据测风数据与功率数据的关系对数据进行相关性检验。

4.2.3 不合理及缺测数据的处理

f） 缺测功率数据应以前后相邻时刻的数据进行插补；

g） 大于装机容量的功率应以装机容量替代；

h） 小于零的功率应以零替代；

i） 其余不合理功率应以前一时刻功率替代；

j） 测风塔缺测及不合理数据以其余层高数据根据相关性原理进行修正； 不具备修正条件的以前后相邻时刻的数据进行插补；

k） 数值天气预报缺测及不合理数据应以前后相邻时刻的数据进行插补 ；

l） 所有经过修正的数据应以特殊标示记录；

m） 所有缺测和异常数据均可由人工补录或修正。

4.3 数据的存储

a） 应存储系统运行期间所有时刻的数值天气预报数据；

b） 应存储系统运行期间所有时刻的功率数据、测风塔数据，并将其转化为 15min平均数据；

c） 应存储每次执行的短期风电功率预测的所有预测结果；

d） 应存储每 15min 滚动执行的超短期风电功率预测的所有预测结果；

e） 预测曲线经过人工修正后应存储修正前后的所有预测结果；

f） 所有数据应至少保存 10a。

应根据风电场所处地理位置的气候特征和风电场历史数据情况， 采用适当的预测方法构建特定的预测模型进行风电场的功率预测，根据预测时间尺度的不同和实际应用的具体需求，宜采用多种方法及模型。

5.1 预测的空间要求

5.1.1 预测的最小单位为单个风电场。

5.1.2 风电场端的风电功率预测系统能够预测本风电场的输出功率。

5.1.3 电网调度端的风电功率预测系统应能够预测单个风电场、局部控制区域和整个调度管辖区域的风电输出功率。

5.2 预测的时间要求

5.2.1 短期风电功率预测应至少能够预测风电场未来 3 天的风电输出功率，时间分辨率为15min。

5.2.2 超短期风电功率预测能够预测未来 0h~4h 的风电输出功率， 时间分辨率不小于 15min。

5.3 系统启动方式

5.3.1 短期风电功率预测应能够设置每日预测的启动时间及次数。

5.3.2 短期风电功率预测系统应支持自动启动预测和手动启动预测。

5.3.3 超短期预测应每 15min 自动预测一次，自动滚动执行。

5.4 其他要求

5.4.1 应考虑出力受限、风电机组故障和机组检修等非正常停机对风电场发电能力的影响，支持限电和风电机组故障等特殊情况下的功率预测。

5.4.2 应考虑风电场装机扩容对发电的影响，支持不断扩建中的风电场的功率预测。

5.4.3 对于风电功率预测系统预测得到的曲线，可人工修正，人工修正应设置严格的权限管理。

5.4.4 能够对预测曲线进行误差估计，预测给定置信度的误差范围。

6.1 数据统计

a） 参与统计数据的时间范围可任意选定；

b） 历史功率数据统计应包括数据完整性统计、频率分布统计、变化率统计等；

c） 历史测风数据、 数值天气预报数据统计应包括完整性统计、 风速频率分布统计、 风向频率分布统计等。

d） 风电场运行参数统计应包括发电量、 有效发电时间、 最大出力及其发生时间、 同时率、利用小时数及平均负荷率等参数的统计，并支持自动生成指定格式的报表。

6.2 相关性校验

能对历史功率数据、 测风数据和数值天气预报数据进行相关性校验， 根据分析结果， 给出数据的不确定性可能引入的误差。

6.3 误差统计

能对任意时间区间的预测结果进行误差统计， 误差指标应包括均方根误差、 平均绝对误差率、相关性系数等，各指标的计算方法见附录 A。

6.4 误差分析

能根据误差统计和相关性校验的结果，判定误差产生的原因。

6.5 考核统计

能对调度管辖范围内的各风电场上报的预测曲线进行误差统计。

7.1 展示界面

7.1.1 应支持风电场（群）实时出力监测，以地图的形式显示各风电场的分布，地图页面应显示风电场（群）的实时功率及预测功率，页面更新周期不应超过 5min。

7.1.2 应支持多个风电场出力的同步监视，可同时显示系统预测曲线、实际功率曲线及预测误差带； 电网调度机构的风电功率预测系统还应能够同时显示风电场上报预测曲线。 实际功率曲线需实时更新，更新周期不应超过 5min。

7.1.3 应支持不同时刻预测结果的同步显示。

7.1.4 应支持数值天气预报数据与测风塔数据、实际功率与预测功率的对比，提供图形、表格等多种可视化手段。

7.1.5 应支持时间序列图、 风向玫瑰图、风廓线以及气温、 气压、湿度变化曲线等气象图表，对测风塔数据和数值天气预报数据进行展示。

7.2 操作界面

7.2.1 应支持预测曲线的人工修改。

7.2.2 应具备开机容量设置、调度限电设置及查询页面。

7.2.3 应支持异常数据定义的设置，支持异常数据以特殊标识显示。

7.2.4 应具备系统用户添加和管理功能， 支持用户级别和权限设置， 至少应包括系统管理员、运行操作人员、浏览用户等不同级别的用户权限。

7.3 统计查询界面

7.3.1 应支持风电场基本信息的查询，风电场基本信息应包括装机容量、风电机组类型、风电机组台数、接入变电站名称、接入电压等级以及开发商等。

7.3.2 应支持多预测结果的误差统计，提供表格、曲线、直方图等多种展示手段。

7.4 其他要求

7.4.1 应具备系统运行状态监视页面，实时显示系统运行状态。

7.4.2 所有的表格、曲线应同时支持打印输出和电子表格输出。

8.1 电网调度机构的风电功率预测系统应运行于安全区Ⅱ或安全区Ⅲ， 宜与发电计划子系统运行于同一安全区。

8.2 风电场的风电功率预测系统应与调度机构的风电功率预测系统运行于同一安全区。

8.3 按照电力二次系统安全防护规定的要求， 不同安全区之间的数据传输应配置必要的安全隔离装置。

9.1 电网调度机构的风电功率预测系统向基础数据平台提供次日 96 点单个风电场和区域风电功率预测数据；每 15min 提供一次未来 4h 单个风电场和区域风电功率预测数据，且时间分辨率不小于 15min。

9.2 风电场的风电功率预测系统应根据调度部门的要求向上级调度机构的风电功率预测系统上报次日 96 点风电功率预测曲线；每 15min 上报一次未来 4h 超短期预测曲线，时间分辨率不小于 15min 。

9.3 风电场的风电功率预测系统向上级调度机构的风电功率预测系统上报风电功率预测曲线时，同时上报与预测曲线相同时段的风电场预计开机容量和测风数据。

9.4 风电场的风电功率预测系统应能够向上级调度机构的风电功率预测系统实时上传风电场测风塔的测风数据，时间分辨率不大于 5min。

9.5 风电功率预测系统具备与其它经过电网调度机构认定的预测算法的通用接口。

10.1 电网调度机构的风电功率预测系统应至少可扩容至 200 个风电场。

10.2 风电功率预测应不受风电场机组检修和扩建限制，即风电场任何运行状态皆可进行功率预测。

10.3 风电功率预测模型计算时间应小于 5min 。

10.4 单个风电场短期预测月均方根误差应小于 20%。超短期预测第 4h 预测值月均方根误差应小于 15%。

10.5 系统硬件可靠性应大于 99%。

10.6 系统月可用率应大于 99%。

来源： 中国电力科学研究院、吉林省电力有限公司