路径: 主页 > NB/T > 第27页 > NB/T 10205-2019 | 标准编号 | NB/T 10205-2019 (NB/T10205-2019) | | 中文名称 | 风电功率预测技术规定 | | 英文名称 | (Wind power forecasting technical regulations) | | 行业 | 能源行业标准 (推荐) | | 中标分类 | F20 | | 国际标准分类 | | | 字数估计 | 19,138 | | 发布日期 | 2019-06-04 | | 实施日期 | 2019-10-01 | | 标准依据 | 国家能源局公告2019年第4号 | | 发布机构 | 国家能源局 | NB/T 10205-2019: 风电功率预测技术规定
NB/T 10205-2019 英文名称: (Wind power forecasting technical regulations)
中华人民共和国能源行业标准
代替 NB/T 31043 -2012
风电功率预测技术规定
国家能源局 发 布
1 范围
本标准规定了风电功率预测相关的输入数据、预测内容和模型、预测结果和评价等技术要求。
本标准适用于风电场、分散式风电、各级电力调度机构和第三方预测技术服务商等开展的风电功率
预测工作或服务。
2 规范性引用文件
下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。
NB/T 31046 风电功率预测系统功能规范
NB/T 31079 风电功率预测系统测风塔数据测量技术要求
NB/T 31055 风电场理论可发电量与弃风电量评估导则
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
4 基本要求
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/T 31046 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。
5 预测技术
5.1 输入数据
5.1.1 预测模型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 预测模型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 数据输入预测模型前，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 预测内容
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 预测模型
5.3.1 预测模型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 预测模型按照所使用的数据分为基于数值天气预报数据的物理模型、基于历史数据的统计模型以及
物理模型和统计模型相结合的组合模型。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
预测方法或组合模型，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 预测模型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 预测模型宜考虑极端风速、沙尘暴等极端自然天气情况的影响。
5.3.5 预测模型宜能够根据表 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 预测模型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 超短期预测模型的单次计算时间应不大于 5 分钟。
5.3.8 超短期预测模型应至少每 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模型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 预测模型宜具备对预测曲线进行误差估计的能力。
5.4 数据报送
5.4.1 风电场上报的预测结果应包含预测值及其对应时标、预测结果的生成时间等，并标明风电场名称、
结果类型等身份识别信息。
5.4.2 风电场上报的所有预测结果及数据应采用文本的形式。
5.4.3 风电功率预测结果、气象观测数据、数值天气预报、预计开机容量等上报数据应采用国家规定的公
制计量单位并在文件中予以说明，有效位数应满足电力调度机构的要求，风电功率预测结果应以 MW 为
单位并保留两位小数。
5.4.4 风电场应每天按照电力调度机构规定的时间自动上报次日 0 至 72 小时每 15 分钟共 288 个时间段的
风电场短期有功功率预测结果及同期的预计开机容量。
5.4.5 风电场应每 15 分钟自动向电力调度机构滚动上报未来 0 至 4 小时每 15 分钟共 16 个时间段的风电
场超短期有功功率预测结果及同期的预计开机容量。
5.4.6 风电场应每 5 分钟自动向电力调度机构滚动上报风电场实时气象观测数据和当前时刻的开机总容
量。实时气象观测数据应至少包括距地面 10 米、30 米、50 米、70 米高程和风机轮毂高度处的风速、风
向，以及 10 米高程的气温、气压、相对湿度等在最近 5 分钟内观测数据的平均值。
5.4.7 风电场应每天按照电力调度机构规定的时间自动上报其开展预测所依据的次日 0 至 72 小时每 15
分钟共 288 个时间段的数值天气预报数据。数值天气预报数据至少包含距地面 10 米、70 米、100 米等
高程的风速、风向和 10 米高程的气温、相对湿度、气压。
5.4.8 数据报送时间延迟应小于 5 分钟。
5.4.9 风电场应通过电力调度数据网的非控制区（安全区 II）向电力调度机构报送预测结果、开机容量、
测风数据等数据。
5.4.10 数据报送格式宜采用电力系统数据标记语言（E 文本格式）或可扩展标记语言（XML），E 文本格
式参见附录 C。
6 预测结果评价
6.1 评价指标
6.1.1 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。
6.1.3 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。
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；
b） 风电场投产 6 个月内；
6.1.5 当风电场弃风时，应采用 NB/T 31055 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 综合评价
6.2.2 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。
6.3 预测准确性要求
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%。......
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