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NB／T 10205-2019 风电功率预测技术规定a）极端恶劣自然灾害发生期间：
NB /T 10205 2019
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。
GB/T 1312-2022 管形荧光灯灯座和启动器座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，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，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模型的输入数据。
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
当前预测时段对应的开机容量计划数据应满足如下要求： a）风电场计划开机容量数据的时间间隔应不大于15分钟； b）当风电场日前报送的计划开机容量有变化时应在15分钟内将最新的计划开机容量报送给电力 周度机构，风电场及电力调度机构应根据最新的计划开机容量开展风电功率预测； c）当风电场的风电机组生产厂家、机组类型和型号不同时，风电场计划开机容量数据应按照风电 机组的生产厂家、机组类型和型号等进行详细划分。
A.5数值天气预报数据
A.5.1数值天气预报数据包括日常预报数据和历史预报数据。日常预报数据指风电功率预测系统投运之 后每日定时提供的数值天气预报结果；历史预报数据是风电功率预测系统投运之前的日常预报数据的历 史记录。
A.5.2数值天气预报数据的具体要求包括：
a）数值天气预报内容应至少包含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。 b）数值天气预报数据时间间隔不大于15分钟，内容覆盖至少从次日零点至未来3天： c）数值天气预报的空间范围应覆盖预测对象。预测网格尺度不大于10公里×10公里，预测结果的 垂直高度取相对高度，即距地面高度； d）宜每日至少提供两次数值天气预报数据： e）数值天气预报应满足雨/雪等特殊天气类型的预报。 4.5.3风电场投运时间超过1年时，历史数值天气预报数据长度应不少于1年。投运时间不足1年的风 电场应包括自投运之日起的所有历史数值天气预报数据。
A.6.1风电场应配套建立测风塔并符合NB/T31079的技术要求； A.6.2气象观测数据包括由测风塔或雷达测风仪观测得到的实时数据及历史数据等，雷达测风仪数据的 要求参照测风塔数据的要求。具体内容包括： a）数据的时间间隔应不大于5分钟；！ b）测风塔气象观测数据应至少包括10米、30米、50米、70米高程和风电机组轮毂高度的每段时 可间隔内的平均风速、平均风向、极大风速和风速标准差，以及10米高程的每段时间间隔内的平均气 温、平均气压和平均湿度等实时数据及历史数据：对于使用风电机组的测风和测温设备作为气象观测数 据参考时，需提供风机轮毂高处的每段时间间隔内的平均风速、平均风向，以及近地面平均气温的实时 数据及历史数据； c）投运时间不足1年的测风塔，应包括投运后的测风塔所有历史数据；投运时间超过1年的，应 包括最近两年内且连续的数据，且数据长度应不少于1年； d）实时数据的时间每1分钟采集一次，延迟应小于5分钟；输出数据为1分钟内的算术平均值 5分钟、10分钟和15分钟等数据周期根据 1分钟采集的数据算术平均值
B.1数据完整性检验应满足
a） 数据的数量应等于要求记录的数据数量； b） 数据的时间顺序应符合要求的开始、结束时间，中间应连续， 2 数据合理性检验应满足： 对功率、数值天气预报、测风塔等数据进行越限检验； b） 对功率的变化率进行检验； c） 对功率的均值及标准差进行检验； d） 对测风塔不同层高数据进行相关性检验： e） 根据测风数据与功率数据的关系对数据进行相关性检验，
B.2数据合理性检验应满足
B.3缺测和异常数据宜按照下列要求处理
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（资料性附录） 预测输入数据的数据预处理要求
a）以前一预测点的功率数据补全缺测的功率数据； b） 以装机容量替代大于装机容量的功率数据； c 以零替代小于零的功率数据； d） 以前一预测点功率替代异常的功率数据； e）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 预测点数据替代； f）数值天气预报缺测及不合理数据以前一预测点数据替代； g）所有经过修正的数据以特殊标示记录； h）所有缺测和异常数据均可由人工补录或修正
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C.1短期预测报文的E文本格式说明如下：
期预测报文的E文本格式
D.1均方根误差（Ems）
Pm,——k时段的实际平均功率； P.——k时段的预测平均功率; k时段的开机总容量； 误差统计时间区间内的时段总数减去免考核时段数
D.2平均绝对误差（EMAF）
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功率预测结果的评价指
PM一一误差统计时间区间内的预测结果样本对应的实际功率的平均值； P一一误差统计时间区间内的预测结果样本的平均值； R一一相关系数，用以反映预测功率与实际功率之间相关关系密切程度的统计指标。 月（年）平均相关系数为日相关系数的算术平均值；超短期风电功率预测的日相关系数为当日内全 部超短期预测相关系数的算术平均值
氏： 预测准确率； 一 对于短期风电功率预测，取96减去免考核时段数；对于超短期风电功率预测，取16减 去免考核时段数。 月（年）平均准确率（%）为日准确率的算术平均值；超短期风电功率预测的日平均准确率为当日 全部超短期预测准确率的算术平均值，
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式中： 2一一预测合格率； B一一k时段的预测合格率判定结果。 月（年）平均合格率（%）为日合格率的算术平均值；超短期风电功率预测的日平均合格率为当日 内全部超短期预测合格率的算术平均值。
D.6 上报率 (r)
月（年）成功上报次数
对于每一类需要上报的数据，分别统计其上报率；各类上报数据的综合上报率为每类数据上 算术平均值。
每日应上报次数×月（年）日历天数 对于每一类需要上报的数据，分别统计其上报率；各类上报数据的综合上报率为每类数据上报 平均值。
D.7负荷峰段正偏差率（Ek）
D.8) (D.9)
式中： Epek一一预测结果的负荷峰段正偏差率； npeak 一取负荷峰段的总时段数减去免考核时段数，电力调度机构可根据整个调度管辖区域的 负荷实际特性调整负荷峰段起止时间。 月（年）平均负荷峰段正偏差率为日负荷峰段正偏差率的算术平均值；超短期风电功率预测的日平 均负荷峰段正偏差率为当日内全部超短期预测负荷峰段正偏差率的算术平均值。 D.&负荷谷段负偏差率（E
D.8负荷谷段负偏差率（E
式中： Evaley 预测结果的负荷谷段负偏差率； nvalley 取负荷谷段的总时段数减去免考核时段数NB/T 10414-2020 煤矿井下降温系统工程质量验收规范，电力调度机构可根据整个调度管辖区域 的负荷实际特性调整负荷谷段起止时间。 月（年）平均负荷谷段负偏差率为日负荷谷段负偏差率的算术平均值；超短期风电功率预测的日平 均负荷谷段负偏差率为当日内全部超短期预测负荷谷段负偏差率的算术平均值
D.9高风速段预测准确率（r）
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nHw——取被评价风电场的平均风速高于10m/s的总时段数减去免考核时段数； 一取被评价风电场的平均风速。 月（年）平均准确率（%）为日准确率的算术平均值；超短期风电功率预测的日平均准确率为当日 内全部超短期预测准确率的算术平均值。riw和nHw的计算中，可根据取被评价风电场的风电机组额定 风速实际情况调整高风速段判据。
D.10低风速段预测准确率（r）
Tw——预测结果的低风速段预测准确率； 一取被评价风电场的平均风速低于4m/s的总时段数减去免考核时段数。 月（年）平均准确率（%）为日准确率的算术平均值；超短期风电功率预测的日平均准确率为当日 内全部超短期预测准确率的算术平均值。Iiw和nLw的计算中SZDBZ 43-2011 卓越绩效模式应用指南，可根据取被评价风电场的风电机组切入风 速实际情况调整低风速段判据。