風能發(fā)電系統(tǒng) 風力發(fā)電場后評價及改造技術(shù)規(guī)范

ICS27.180

CCSF11

中華人民共和國國家標準

GB/TXXXXX—XXXX

`

風能發(fā)電系統(tǒng)風力發(fā)電場后評價及改造技

術(shù)規(guī)范

Windenergygenerationsystems—Technicalspecificationsforpost-evaluationand

retrofittingofwindfarms

（征求意見稿）

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX實施

GB/TXXXXX—XXXX

前言

本文件按照GB/T1.1—2020《標準化工作導則第1部分：標準化文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的規(guī)

定起草。

請注意本文件的某些內(nèi)容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構(gòu)不承擔識別專利的責任。

本文件由中國機械工業(yè)聯(lián)合會提出。

本文件由全國風力發(fā)電標準化技術(shù)委員會（SAC/TC50）歸口。

本文件起草單位：新疆金風科技股份有限公司、XXX

本文件主要起草人：XXXX

II

GB/TXXXXX—XXXX

風能發(fā)電系統(tǒng)風力發(fā)電場后評價及改造技術(shù)規(guī)范

1范圍

本文件規(guī)定了風力發(fā)電場（簡稱風電場）、風力發(fā)電機組（簡稱機組）后評價及改造技術(shù)相關(guān)

內(nèi)容，包括評估要求、風力發(fā)電場設(shè)計后評價、風力發(fā)電場運行后評價、風力發(fā)電場技改方案和技

改效果評價。

本文件適用于已投產(chǎn)并產(chǎn)生運行數(shù)據(jù)的陸上風力發(fā)電場后評價及針對發(fā)電量提升的優(yōu)化方案設(shè)

計，海上風電場可參照執(zhí)行。

2規(guī)范性引用文件

下列文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用

文件，僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）

適用于本文件。

GB/T18451.1-2022風力發(fā)電機組設(shè)計要求

GB/T18451.2-2021風力發(fā)電機組功率特性測試

GB/T19963.1-2021風電場接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定第1部分：陸上風電

GB/T33225-2016風力發(fā)電機組基于機艙風速計法的功率特性測試

GB/T37523-2019風力發(fā)電場氣象觀測資料審核、插補與訂正技術(shù)規(guī)范

NB/T10103-2018風力發(fā)電場工程微觀選址技術(shù)規(guī)范（附條文說明）

NB/T10205-2019風電功率預(yù)測技術(shù)規(guī)定

NB/T10590-2021多雷區(qū)風電場集電線路防雷改造技術(shù)規(guī)范

NB/T10909-2021微觀選址中風能資源分析及發(fā)電量計算方法

NB/T31046-2022風電功率預(yù)測系統(tǒng)功能規(guī)范

NB/T31085-2016風電場項目經(jīng)濟評價規(guī)范

IEC61131-1-2003可編程控制器第1部分：總論（Programmablecontrollers.Part1:General

information）

IEC60204-1:2016機械安全機械的電氣設(shè)備第1部分：一般要求（SafetyOfMachinery-

ElectricalEquipmentOfMachines-Part1:GeneralRequirements）

IEC61131-2:2017工業(yè)過程測量和控制可編程控制器第2部分：設(shè)備要求和試驗（Industrial-

processmeasurementandcontrol-Programmablecontrollers-Part2:Equipmentrequirementsandtests）

IEC61400-26-1:2019風能發(fā)電系統(tǒng)-第26-1部分：風能發(fā)電系統(tǒng)的可用性（Windenergy

generationsystems-Part26-1:Availabilityforwindenergygenerationsystems）

3術(shù)語和定義

下列術(shù)語和定義適用于本文件。

3.1

微觀選址報告micrositingreport

3

GB/TXXXXX—XXXX

（在）風力發(fā)電場設(shè)計階段，風力發(fā)電場設(shè)計方根據(jù)現(xiàn)場踏勘成果及機組制造商安全復(fù)核報告，

在初步方案的基礎(chǔ)上修改、完善，形成的一種書面材料。。

3.2

微觀選址復(fù)核報告micrositingreviewreport

機組制造商或第三方單位，結(jié)合風力發(fā)電場設(shè)計方微觀選址的成果，與風力發(fā)電場設(shè)計方、開

發(fā)商達成一致，根據(jù)微觀選址報告，形成的一種書面材料。

3.3

再分析數(shù)據(jù)reanalysisdata

利用長期一致性觀測資料，采用資料同化和數(shù)值模式系統(tǒng)，生成長期、連續(xù)、具有更高時空分

辨率的描述大氣狀態(tài)的資料。

注1：資料同化為采用最優(yōu)標準和方法，將不同空間、不同時間、通過不同觀測手段獲得的觀測數(shù)據(jù)和數(shù)值動力

模式結(jié)合，得到反映真實大氣狀態(tài)的一個最優(yōu)估算。

注2：數(shù)值模式是用來描述不同類型的大氣運動而建立的閉合方程組及其數(shù)據(jù)求解方法。

3.4

機艙風速windspeedmeasuredbynacelleanemometer

由安裝在葉輪后方的機艙頂部的風速計測量得到的風速。

3.5

機艙傳遞函數(shù)nacelletransferfunction

機組機艙風速風速（10min平均值）與能夠代表該機組輪轂高度處測風塔風速計測量的風速

（10min平均值）之間的函數(shù)關(guān)系，用于將機艙風速校正為遠前方自由來流風速。

3.6

功率曲線符合度powercurveconsistency

單臺風力發(fā)電機組所有風速倉區(qū)間內(nèi)每個風速倉下的實際功率與實測風頻（或指定風頻）乘積

累計值與所有風速倉區(qū)間內(nèi)每個風速倉下的理論功率（或擔保功率）與實測風頻（或指定風頻）乘

積累計值的比值，也稱功率曲線保證值。對于多臺機組，是多個機組功率曲線保證值的算術(shù)平均值。

3.7

實際發(fā)電量actualenergyproduction

風力發(fā)電機組與電力匯集系統(tǒng)連接點處（一般指箱變與機組連接側(cè)）所測量的電能。

3.8

損失發(fā)電量lostproduction

風力發(fā)電機組未能發(fā)出的電能。

3.9

實際應(yīng)發(fā)電量actualenergyproductionthatshouldbegenerated

根據(jù)基于機艙風速計的測量功率曲線計算出的機組所能發(fā)出的電量，它等于機組記錄的發(fā)電量

累計值與各類損失發(fā)電量之和。

3.10

設(shè)計理論發(fā)電量designtheoreticalenergyproduction

在風力發(fā)電場設(shè)計階段，以機組合同功率曲線、實測地形圖、前期測風數(shù)據(jù)作為輸入，經(jīng)風資

源評估并考慮各種折減、損失后得出的年理論發(fā)電量。

3.11

自動發(fā)電控制automaticgenerationcontrol

通過自動控制程序，實現(xiàn)對控制區(qū)內(nèi)各發(fā)電機組、風電場和光伏發(fā)電站有功出力的自動重新調(diào)

節(jié)分配，來維持系統(tǒng)頻率、聯(lián)絡(luò)線交換功率在計劃目標范圍內(nèi)的控制過程。

4

GB/TXXXXX—XXXX

[來源:DL/T1870-2018，3.4]

4評估要求

4.1資料收集

風力發(fā)電場后評價應(yīng)收集風力發(fā)電場前期資料、運行資料、其他資料，詳細說明參照附錄A。

4.2數(shù)據(jù)完整性

4.2.1測風數(shù)據(jù)

項目建設(shè)前期測風塔測風時間段宜覆蓋一個完整年，項目運行期風功率預(yù)測塔與激光雷達測風

時間宜與要求的評估時間段一致，其中激光雷達測風時間段應(yīng)不少于一個月，原始測風數(shù)據(jù)完整率

應(yīng)在90%以上。

4.2.2運行數(shù)據(jù)

風力發(fā)電機組運行數(shù)據(jù)時間宜至少一個完整年，原始數(shù)據(jù)完整率應(yīng)在90%以上。對于因信息傳輸

及存儲問題引起的機組運行數(shù)據(jù)完整性降低，應(yīng)考慮結(jié)果的不確定性。

風力發(fā)電機組運行數(shù)據(jù)應(yīng)包含的參數(shù)參照附錄A。

4.3數(shù)據(jù)規(guī)格化

4.3.1數(shù)據(jù)格式

測風塔、風功率預(yù)測塔以及激光雷達數(shù)據(jù)應(yīng)處理成常規(guī)可識別的文件及格式。

機組運行數(shù)據(jù)應(yīng)具有明確表達數(shù)據(jù)含義的數(shù)據(jù)表頭，同廠家同型號機組運行數(shù)據(jù)應(yīng)保持統(tǒng)一數(shù)

據(jù)表頭，表頭信息包含但不限于附錄A要求。

4.3.2數(shù)據(jù)篩選

數(shù)據(jù)篩選包括數(shù)據(jù)檢驗、異常數(shù)據(jù)處理、缺失數(shù)據(jù)處理等。

按照GB/T37523-2019第5章對測風數(shù)據(jù)范圍、相關(guān)性、變化趨勢進行檢驗。測風數(shù)據(jù)各參數(shù)合

理取值如表1、表2、表3所示，機組運行數(shù)據(jù)各參數(shù)合理取值范圍參考如表4所示。

按照GB/T37523-2019第6章方法對缺失數(shù)據(jù)進行插補。在原始數(shù)據(jù)完整率低于90%情況下，測風

塔數(shù)據(jù)可采用同塔插補、異塔插補、再分析數(shù)據(jù)插補、激光雷達數(shù)據(jù)插補，此方法同樣適用于激光

雷達數(shù)據(jù)。對于機組運行數(shù)據(jù)可采用相鄰測風塔插補、相鄰機組插補、再分析數(shù)據(jù)插補、激光雷達

數(shù)據(jù)插補，數(shù)據(jù)插補會產(chǎn)生不確定度，應(yīng)判斷數(shù)據(jù)間相關(guān)性，根據(jù)實際情況決定插補條件。

表1測風塔數(shù)據(jù)主要參數(shù)合理取值范圍

主要參數(shù)合理范圍

平均風速(0～75)m/s

風向(0～360)°

主要參數(shù)合理范圍

氣溫(-80～60)℃

平均氣壓(600～1100)hPa

表2測風塔數(shù)據(jù)主要參數(shù)的合理相關(guān)性參考值

5

GB/TXXXXX—XXXX

主要參數(shù)合理相關(guān)性

50m以上間隔不超過20m的兩個高度層小時平均風速差值＜2.0m/s

10m-50m之間間隔不超過20m的兩個高度層小時平均風速差值＜3.0m/s

30m以上間隔不超過20m的兩個高度層有效風速（3m/s-25m/s）的風向差值＜22.5°

表3測風塔數(shù)據(jù)主要參數(shù)的合理變化范圍參考值

主要參數(shù)合理變化范圍

10min平均風速變化＜20m/s

1h平均溫度變化＜5℃

3h平均氣壓變化＜10hPa

表4SCADA基本數(shù)據(jù)合理取值范圍參考值

主要參數(shù)合理范圍

平均風速（10min平均值）(0～50)m/s

網(wǎng)側(cè)有功功率（10min平均值）(-50～1.1×額定功率)kW

發(fā)電機轉(zhuǎn)速（瞬時值）(0～1.2×額定轉(zhuǎn)速)rpm

偏航位置（瞬時值）(-900～900)°

變槳角度（瞬時值）(-5～91)°

對風角度（瞬時值）(-180～180)°

加速度有效值（瞬態(tài)最大值）＜0.2g

環(huán)境溫度（10min平均值）(-45～60)℃

注：超出以上取值范圍的數(shù)據(jù)，應(yīng)根據(jù)項目實際數(shù)據(jù)情況進行合理性判斷；其中g(shù)=9.80665m/s2，為重力加速度。

4.3.3數(shù)據(jù)修正

4.3.3.1風速

風電場機位點機艙風速應(yīng)修正到同一空氣密度下，見附錄B風速標準化。

按照GB/T18451.2-2021規(guī)定的方法修正機艙風速。對不滿足測試要求且需要修正機艙風速的風

電場，參照附錄C機艙傳遞函數(shù)求解經(jīng)驗方法，開展機艙風速二次修正。

4.3.3.2風向

風電場發(fā)電量評估應(yīng)將SCADA數(shù)據(jù)中的相對風向轉(zhuǎn)化為絕對風向，首選通過單臺機組風向真北標

定的方法進行絕對風向修正，對于平坦地形的風電場也可參考區(qū)域中尺度風向?qū)θ珗鰴C組風向進行

批量修正。

4.4數(shù)據(jù)分類

按照IEC61400-26-1:2019要求，將機組運行狀態(tài)編碼劃分為12個信息類別，分別為正常運行發(fā)

電、非正常運行發(fā)電、技術(shù)待機、超出環(huán)境條件、指令停機、超出電氣范圍、定期維護、計劃性改

進、強制停機、暫停作業(yè)、不可抗力、無數(shù)據(jù)。

按照機組運行狀態(tài)編碼歸類評估機組實際應(yīng)發(fā)電量、實際發(fā)電量、損失發(fā)電量、時間可利用率、

發(fā)電量可利用率。

6

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5風力發(fā)電場設(shè)計后評價

5.1概述

風力發(fā)電場設(shè)計后評價應(yīng)包含風力發(fā)電場前期測風塔代表性、機組前后期配置一致性、機組地

形一致性、風資源如空氣密度、風速、風向、風切變、湍流強度等風參數(shù)的前后差異以及前后發(fā)電

量差異。

5.2測風塔代表性

測風塔覆蓋的代表性分析應(yīng)符合NB/T10103-2018中5.1.2的要求，對不滿足條件的復(fù)雜地形，

宜從海拔落差、風險區(qū)域方面分析，必要時應(yīng)采用激光雷達進行補測。

5.3機組配置

風電場設(shè)計及運行時會存在前后機組地理位置、機組類型、塔架配置、控制器配置不一致的情

況，通過對比前后機組相關(guān)配置，了解前后期機組配置的一致性和差異性，保證發(fā)電量評估準確性。

5.4機組地形

人為和環(huán)境因素會造成機組設(shè)計和建設(shè)時地形發(fā)生變化，可對風電場機組做地形評級，評估風

電場運行后機組地形變化及所處風險區(qū)域。

5.5風資源

5.5.1空氣密度

空氣密度主要受機組海拔高度、氣候、年際變化影響，評估前后期空氣密度的一致性，挖掘發(fā)

電量偏差原因。

5.5.2風速

風速主要受年際變化影響，評估風電場設(shè)計與運行時年平均風速、月度平均風速前后期風速的

一致性，挖掘發(fā)電量偏差原因。

5.5.3風向

風向主要受年際變化影響，通過修正機組相對風向，評估運行風電場同時期測風數(shù)據(jù)風向、前

期設(shè)計風向與機組修正風向偏差，挖掘發(fā)電量偏差原因。

5.5.4風切變

一般風電場機組運行數(shù)據(jù)無法提供各高度層風切變，在條件允許的情況下，應(yīng)利用相鄰雷達數(shù)

據(jù)，評估運行風電場同時期測風數(shù)據(jù)風切變與前期設(shè)計風切變的一致性，前后偏離過大會導致發(fā)電

量偏差。

5.5.5湍流強度

湍流強度主要受機組所在地形影響，如可獲取十分鐘風速平均值及標準差數(shù)據(jù)，應(yīng)評估運行風

電場同時期測風數(shù)據(jù)湍流強度與前期設(shè)計湍流強度的一致性，前后偏離過大會導致發(fā)電量偏差，并

建議進行安全性復(fù)核。

7

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5.6發(fā)電量偏差

5.6.1概述

風力發(fā)電場理論發(fā)電量與實際發(fā)電量一般不完全一致，前后發(fā)電量差異一般會受外界環(huán)境因素

影響，如地形變化、主風向遮擋、風資源的年際變化、電網(wǎng)限電、折減取值、可利用率變化等。

除發(fā)生極端天氣外，風資源的年際變化、風資源評估模型偏差、折減系數(shù)取值是導致風電場前

后期發(fā)電量差異主要原因

5.6.2風資源的年際變化

風在不同年份具有差異性，通過評估前期測風塔位置處的風電場再分析數(shù)據(jù)與前期測風塔間月

度相關(guān)性，判斷風電場風速是否進行年際變化修正。

一般當月度相關(guān)性R2≥0.7時，可考慮采用比例修正后的風速時間序列仿真得到實際運行年下的

機組設(shè)計理論發(fā)電量，消除風資源年際變化對前后期發(fā)電量差異。當月度相關(guān)性R2＜0.7時，應(yīng)考慮

不確定性后確定是否進行年際變化修正。再分析數(shù)據(jù)年際變化見圖1。

5.80

5.60

5.40

5.20

5.00

4.80

4.60

4.40

199119921993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020

各年平均風速30年平均風速20年平均風速10年平均風速

圖1再分析數(shù)據(jù)年際變化

5.6.3模型偏差

模型偏差包括仿真軟件偏差、地形偏差、測風偏差，屬前期折減系數(shù)中不確定性，這項折減的

主要部分，推薦計算方法如下所示。

根據(jù)機組實際應(yīng)發(fā)電量、設(shè)計理論發(fā)電量、功率曲線保證值評估模型誤差，具體計算公式1如下。

Pshould

1-100%………………(1)

KP

式中：

——模型偏差；

Pshould——實際應(yīng)發(fā)電量，單位為千瓦時（kWh）；

K——功率曲線保證值；

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P——設(shè)計理論發(fā)電量，單位為千瓦時（kWh）。

5.6.4折減系數(shù)

風電場前期折減系數(shù)取值與風電場運行后基于運行數(shù)據(jù)對應(yīng)折減取值對應(yīng)關(guān)系如下表所示，基

于數(shù)據(jù)分類，比較前后折減項的差異性和取值，可為再建風電場項目提供參考依據(jù)。

表5前后期折減項取值對應(yīng)關(guān)系

前期設(shè)計折減系數(shù)取值項運行期折減系數(shù)取值項

尾流修正尾流修正

空氣密度修正空氣密度修正

葉片污染折減

控制和湍流折減功率曲線綜合折減

功率曲線折減

機組可利用率折減機組可利用率折減（強制停機、定期維護）

場用電及線損折減場用電及線損折減

氣候影響停機折減冰凍因素折減

模型偏差

非正常運行-降級

技術(shù)待機

超出電氣規(guī)范

超出環(huán)境條件-無風

超出環(huán)境條件-其它（冰凍除外）

不確定性

指令停機-電網(wǎng)限功率停機除外

計劃性改進

非正常運行-降額

指令停機-電網(wǎng)限功率停機

暫停作業(yè)

不可抗力

注1：該表考慮了4.5章節(jié)數(shù)據(jù)分類；

注2：“斜體項”不納入計算前期設(shè)計折減系數(shù)取值項中的不確定性部分，其余項納入前期設(shè)計折減系數(shù)取值項。

6風力發(fā)電場運行后評價

6.1概述

風力發(fā)電場運行后評價應(yīng)包括評估風力發(fā)電場實際發(fā)電量、風力發(fā)電場機組發(fā)電量可利用率、

風力發(fā)電場機組時間可利用率、基于故障及典型狀態(tài)變化趨勢（如加速度趨勢、葉片失速、偏航解

纜和加脂、啟停機次數(shù)和時長、啟停機變槳速率的可靠性、功率曲線）、與發(fā)電性能相關(guān)參量如對

風偏差、欠發(fā)、損耗、轉(zhuǎn)速-扭矩曲線、轉(zhuǎn)速-風速曲線等。

6.2發(fā)電量

6.2.1實際發(fā)電量

9

GB/TXXXXX—XXXX

實際發(fā)電量反映機組實際發(fā)電水平，通過橫向比較風電場各機組及全場實際發(fā)電量、各機組實

際發(fā)電量與修正后平均風速相關(guān)性，識別全場發(fā)電量最差及最優(yōu)機組。在發(fā)電量與平均風速對應(yīng)關(guān)

系較差時，可考慮相關(guān)影響因素如風速儀誤差、機組故障、地形差異、電網(wǎng)限電、功率曲線符合度

差等。

6.2.2損失發(fā)電量

風電場損失電量分為故障損失電量、計劃檢修損失電量、限電損失電量和陪停損失電量。

具體如下：

a)故障損失電量：因設(shè)備問題造成的損失電量，包括設(shè)備一般故障、大部件損壞故障、預(yù)防

性故障處理等；

b)計劃檢修損失電量：發(fā)電設(shè)備和輸變電設(shè)備根據(jù)規(guī)程需定期檢修時的損失電量；

c)限電損失電量：非場站內(nèi)設(shè)備原因，使發(fā)電設(shè)備限功率運行時的電量損失，主要包括電網(wǎng)

調(diào)度控制、電網(wǎng)設(shè)備故障、電網(wǎng)保電等。棄風限電損失電量統(tǒng)計應(yīng)參考“樣板機”發(fā)電量

（無樣板機場站參考臨近未限電的無故障機組），即受限風機限電損失電量為同時間段內(nèi)

樣板機發(fā)電量和限電風機實際發(fā)電量的差值；

d)陪停損失電量：非場站內(nèi)設(shè)備等原因，需場站設(shè)備停電造成的電量損失，主要包括電網(wǎng)檢

修、改造、電網(wǎng)跳閘等。

停機損失發(fā)電量的計算可以考慮由風機實際風速和風機標準功率曲線來計算得到，將所在風機

采集的風速時序序列帶入到該風機的標準功率曲線中，來得到該風機在這段時間的發(fā)電功率曲線，

對曲線進行積分(累加)得到該風機在這段時間的發(fā)電量即為停機損失發(fā)電量。棄風限電損失電量=停

機損失發(fā)電量-限電期間的發(fā)電量

根據(jù)機組運行狀態(tài)編碼，基于發(fā)電量的可利用率評估結(jié)果，對比分析風力發(fā)電場及機組實際應(yīng)

發(fā)電量、損失發(fā)電量，劃分全場和單機主要損失發(fā)電量類型和占比，挖掘損失發(fā)電量優(yōu)化空間。

6.2.3能量可利用率

能量可利用率是反映機組發(fā)電量性能的重要指標，按照IEC61400-26-1-2019，對應(yīng)的發(fā)電量可

利用信息模型如表5所示。

根據(jù)實際發(fā)電量以及損失發(fā)電量計算機組PBA，具體計算公式（2）如下。

P

PBA(1loss)100%……………….(2)

pPactual+loss

式中：

PBA——基于發(fā)電量的可利用率；

Ploss——損失發(fā)電量，為實際應(yīng)發(fā)電量與實際發(fā)電量的差值，單位為千瓦時（kWh）；

Pactual——實際發(fā)電量，為機組記錄的發(fā)電量累計值，單位為千瓦時（kWh）。

6.3發(fā)電性能

6.3.1功率曲線

功率曲線符合度指實際測量功率曲線與合同功率曲線的符合度。它是風電機組發(fā)電性能符合度

的主要指標之一，通常采用功率曲線保證值K指標進行衡量。

功率曲線保證值K，可通過測試功率曲線與擔保功率曲線計算得到，具體計算公式（3）如下。

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n

Pai

i1..(3)

Kn100%………………

Pyi

i1

式中：

K——功率曲線保證值；

Pai——實測功率曲線第i個風速倉下對應(yīng)功率與對應(yīng)風頻（或指定風頻）乘積值，單位為千瓦

時（kWh）；

P

yi——擔保功率曲線第個風速倉下對應(yīng)功率與對應(yīng)風頻（或指定風頻）乘積值，單位為千瓦

時（kWh）；

n——表示所有風速倉數(shù)，風速范圍被分成以0.5m/s整數(shù)倍的風速中心，左右各0.25m/s的連續(xù)

區(qū)間。

評估全場機組功率曲線離散度并分析風電場整體發(fā)電性能趨勢，結(jié)合單臺機組功率曲線保證值

K及實際發(fā)電量識別風電場擔保發(fā)電量未達標/合格機組，結(jié)合機組地形、機組性能、測風等因素分

析離群原因。

6.3.2相關(guān)參數(shù)

6.3.2.1對風偏差

對風應(yīng)評估每臺機組在切入風速到額定風速間各個風速倉內(nèi)最大功率點對應(yīng)的對風角度，并對

各個風速倉的計算結(jié)果加權(quán)平均得到最終對風偏差角度。

應(yīng)設(shè)定對風偏差起始判斷閾值，當統(tǒng)計的對風偏差大于該閾值，應(yīng)排查機組風向標是否安裝異

常，當統(tǒng)計的對風偏差小于該閾值，應(yīng)考慮對機組進行對風糾偏，當對風偏差在誤差范圍內(nèi)，可認

為是合理的，無需對機組進行優(yōu)化。

6.3.2.2超發(fā)欠發(fā)

基于功率曲線滿發(fā)段的數(shù)據(jù)進行評估，在功率曲線的分倉數(shù)據(jù)中，若功率值大于額定功率的105%

則統(tǒng)計為超發(fā)，若出現(xiàn)功率值小于額定功率則統(tǒng)計為欠發(fā)。

6.3.2.3控制特性曲線

比較全場各臺機組轉(zhuǎn)速-扭矩、轉(zhuǎn)速-風速、功率-槳距角、風速-槳距角分布離散度及其與設(shè)計

參數(shù)一致性。

評估轉(zhuǎn)速-扭矩關(guān)系時，應(yīng)關(guān)注同機型機組關(guān)鍵控制參數(shù)一致性，關(guān)鍵參數(shù)包括額定轉(zhuǎn)速、并網(wǎng)

轉(zhuǎn)速、額定扭矩、最優(yōu)增益設(shè)定值。

評估轉(zhuǎn)速-風速關(guān)系時，應(yīng)關(guān)注同機型機組曲線變化一致性、轉(zhuǎn)速范圍與設(shè)計參數(shù)的一致性，同

時考慮每臺機組的測風差異性。

評估功率-槳距角關(guān)系時，應(yīng)關(guān)注機組提前變槳、各個功率段變槳動作情況、滿發(fā)段槳距角離散

度等。

評估風速-槳距角關(guān)系時，應(yīng)關(guān)注機組在各個風速段變槳動作異常狀況、識別各機組最小槳距角

設(shè)定值，同時考慮每臺機組的測風差異性。

通過識別控制參數(shù)異常機組，判斷與初始化文件配置、參數(shù)設(shè)置、其他功能開關(guān)開啟因素相關(guān)

的差異性，實現(xiàn)風電機組控制參數(shù)校核。

6.3.2.4損耗

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損耗包括發(fā)電機、動力電纜、偏航電機損耗以及變流器機側(cè)到并網(wǎng)口間損耗（包括變流器損耗、

400V回路損耗、控制回路線纜損耗）等電氣元件損耗。

橫向?qū)Ρ日页鰮p耗偏高的機組，結(jié)合機組運行特征判斷根因。

6.4可靠性

6.4.1時間可利用率

時間可利用率反映機組正常運行時間占比，一般分為運行可利用率（運營商）和技術(shù)可利用率

（制造商）。通過評估全場機組的時間可利用率，識別全場可利率離群機組，計算方法按照IEC61400-

26-1-2019。

6.4.2可靠性指標

風電場停機情況主要分為計劃停機（巡檢、定檢等）和非計劃停機（主要為故障），對計劃停機

情況進行時長及頻次統(tǒng)計，提出調(diào)度優(yōu)化方案。故障種類應(yīng)至少包含變流、變槳、發(fā)電機、齒輪箱、

偏航、液壓系統(tǒng)、安全鏈、電網(wǎng)、電網(wǎng)故障。

評估單個風電場故障和多個風電場共性故障，具體如下。

a)單個風電場應(yīng)從故障類型、故障頻次、故障時長、故障頻發(fā)機組、故障分布時間、機組無

故障運行時間等維度分析；

b)多個風電場應(yīng)提取各類故障統(tǒng)計結(jié)果，找出批量故障以及批量故障與區(qū)域、時間、配置、

環(huán)境等因素相關(guān)性，為風電場運維管理和檢修計劃提供數(shù)據(jù)支撐。

6.4.3故障及典型異常狀態(tài)

6.4.3.1振動趨勢及異常

統(tǒng)計機艙x、y加速度前5%的散點，按風速和轉(zhuǎn)速分倉計算加速度均值，可代表機組在對應(yīng)風速

和轉(zhuǎn)速時振動趨勢。

基于整機主狀態(tài)，篩選出大于經(jīng)驗閾值的所有散點，作為異常值進行分析，判斷每日整場機組

的平均趨勢是否異常和每日單機趨勢是否異常。

6.4.3.2葉片失速

葉片失速應(yīng)評估機組葉片失速致因、失速所處控制段及載荷影響程度。

失速致因應(yīng)考慮葉片表面污染、葉片結(jié)冰、高溫低空氣密度影響、高海拔低空氣密度影響、機

組參數(shù)與現(xiàn)場環(huán)境不適配、特殊風況影響、葉片型號失速裕度低、葉片彎扭耦合變形因素。

失速所處控制段及載荷影響程度應(yīng)考慮機組所處不同運行段，如表6所示。

表6機組不同運行段

運行段機組運行狀態(tài)可能失速原因載荷影響程度

機組葉片處在最優(yōu)槳葉角，轉(zhuǎn)速為最小轉(zhuǎn)速，控制方式為扭

I區(qū)：啟動段－輕度

矩PI控制

機組葉片處在最優(yōu)槳葉角，轉(zhuǎn)速為最優(yōu)轉(zhuǎn)速，此區(qū)為最優(yōu)葉跳轉(zhuǎn)速、污染、結(jié)

II區(qū)：跟蹤段中度

尖速比跟蹤段，也稱MPPT段冰

機組葉片處在最優(yōu)槳葉角，轉(zhuǎn)速特征為最大設(shè)定轉(zhuǎn)速，控制空氣密度降低、

III區(qū)：過渡段重度

方式為扭矩PI控制污染、結(jié)冰

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表6機組不同運行段（續(xù)）

運行段機組運行狀態(tài)可能失速原因載荷影響程度

槳葉特征為變槳控制，轉(zhuǎn)速特征為最大設(shè)定轉(zhuǎn)速，控制方式陣風、湍流、污

IV區(qū)：滿發(fā)段中度、重度

為恒功率控制或恒轉(zhuǎn)矩控制染、結(jié)冰

由于降轉(zhuǎn)速措

V區(qū)：暴風控制段槳葉特征為變槳控制降扭矩或轉(zhuǎn)速控制施，易在此段造重度

成葉片失速

注：表中內(nèi)容僅供參考。

6.4.3.3偏航解纜和加脂

評估統(tǒng)計周期內(nèi)的單次偏航時長、偏航頻次、解纜時長、解纜次數(shù)以及偏航系統(tǒng)潤滑加脂時長，

識別異常狀態(tài)，以及異常狀態(tài)與風速、風向、湍流等特定風況的相關(guān)性。

6.4.3.4機組啟停機次數(shù)和時長

評估各機組在一段時間內(nèi)的啟機次數(shù)和停機次數(shù)、平均啟機時長和平均停機時長、單次啟機時

長分布和單次停機時長分布，識別異常狀態(tài)。需關(guān)注啟停機次數(shù)超高和啟停機時長超長的機組。

6.4.3.5機組啟停機變槳速率

評估各機組在一段時間內(nèi)的單次啟機變槳速率分布和單次停機變槳速率分布，識別異常狀態(tài)，

關(guān)注啟停機變槳速率異常機組。

6.5安全性

6.5.1外部條件

評估氣候環(huán)境、電網(wǎng)環(huán)境等外部條件對風力發(fā)電機組的載荷、使用壽命和正常工作方面的影響，

應(yīng)滿足機組安全運行要求。

氣候環(huán)境包括風況、雷電、冰雪、地震等，電網(wǎng)環(huán)境包括電壓、頻率、電壓不平衡度、自動并網(wǎng)

時間間隔、斷電時間間隔等。

6.5.2載荷

機組的載荷包括慣性力和重力載荷、空氣動力載荷、運行載荷及其它載荷。

通過對機組載荷的計算，來評估機組載荷未超過設(shè)計值，以確定機組載荷在安全范圍內(nèi)運行。

6.5.3控制和保護系統(tǒng)

6.5.3.1基本要求

評估控制系統(tǒng)和保護系統(tǒng)的安全基本要求，具體如下：

a)控制系統(tǒng)的硬件設(shè)備及元器件應(yīng)符合相應(yīng)的標準及IEC60204-1:2016的有關(guān)規(guī)定，可編程

控制器應(yīng)符合IEC61131-1:2013和IEC61131-2:2017的標準；

b)手動或自動的介入，應(yīng)不損害保護系統(tǒng)功能，允許手動介入的裝置在必要處應(yīng)有清晰可辨

的相應(yīng)標記；

c)控制和保護系統(tǒng)的復(fù)位應(yīng)能自由進行，不受干擾；

d)控制系統(tǒng)承受件或活動件中任何一件單獨失效不應(yīng)引起保護系統(tǒng)誤動作；

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e)可導致風力發(fā)電機組關(guān)機的緊急關(guān)機按鈕應(yīng)優(yōu)先與自動控制系統(tǒng)的功能，并應(yīng)安裝在每個

主要的工作地點；

f)當控制功能和安全功能發(fā)生沖突時，控制系統(tǒng)的功能應(yīng)服從保護系統(tǒng)的要求；

g)由于內(nèi)部故障或危急風力發(fā)電機組安全的跳閘停機時，風力發(fā)電機組應(yīng)不能自動重新啟動；

h)與保護系統(tǒng)功能有關(guān)的單個元器件的失效，應(yīng)不會導致保護系統(tǒng)失效；

i)保護系統(tǒng)應(yīng)至少能啟用兩套相互完全獨立的制動系統(tǒng)。

6.5.3.2控制系統(tǒng)

評估控制系統(tǒng)的功能和參數(shù)，控制系統(tǒng)的功能應(yīng)能保持正常工作，控制系統(tǒng)的參數(shù)應(yīng)保持在正

常范圍內(nèi)。

控制系統(tǒng)可控制的功能或參數(shù)包括但不限于功率范圍、風輪轉(zhuǎn)速、接通電負荷、啟動或關(guān)機過

程、電纜線纏繞、對風調(diào)解、電網(wǎng)電壓波動等。

6.5.3.3保護系統(tǒng)

評估控制系統(tǒng)失效或內(nèi)部及外部損傷或當發(fā)生危險導致機組不能保持正常工作時，保護系統(tǒng)應(yīng)

起作用。

保護系統(tǒng)應(yīng)起作用包括但不限于：超速、發(fā)電機超載或出現(xiàn)故障、振動超限、電網(wǎng)失電、負荷

丟失出現(xiàn)的關(guān)機故障、電纜扭轉(zhuǎn)、短路、槳距角超限、控制系統(tǒng)故障等。

6.5.3.4電氣系統(tǒng)

評估所有電氣元件和系統(tǒng)均須滿足IEC60204-1:2016的要求。

評估電氣系統(tǒng)的保護、接地系統(tǒng)、電磁兼容性、降低設(shè)備干擾措施、控制電路、指示電路、電

纜、自勵、過電壓保護、諧波和功率調(diào)節(jié)裝置、分離裝置應(yīng)滿足相關(guān)要求。

6.5.4機械系統(tǒng)

評估機組齒輪箱、聯(lián)軸器、軸及附屬裝置是否存在零件錯誤裝配、錯誤連接的情況。

6.5.5防雷系統(tǒng)

評估機組防雷系統(tǒng)的防雷措施是否滿足所在區(qū)域內(nèi)雷擊放電的保護要求。

6.6并網(wǎng)性能

6.6.1風電場功率預(yù)測

6.6.1.1基本要求

風電場應(yīng)符合DL/T1870-2018、NB/T31046-2022的規(guī)定，配置風電功率預(yù)測系統(tǒng)。風電功率預(yù)

測系統(tǒng)應(yīng)具備0h-240h中期風電功率預(yù)測、0h-72h短期風電功率預(yù)測以及15min-4h超短期風電功率預(yù)

測功能，預(yù)測實踐分辨率應(yīng)不低于15min。

6.6.1.2預(yù)測技術(shù)

預(yù)測模型的輸入數(shù)據(jù)應(yīng)包含風電場基礎(chǔ)信息、歷史運行數(shù)據(jù)、實時運行數(shù)據(jù)、開機容量計劃數(shù)

據(jù)和數(shù)值天氣預(yù)報數(shù)據(jù)、氣象觀測數(shù)據(jù)等。

6.6.1.3預(yù)測內(nèi)容

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風電功率預(yù)測系統(tǒng)的功能應(yīng)至少包括長期電量預(yù)測、中期功率預(yù)測、短期功率預(yù)測和超短期功

率預(yù)測、概率預(yù)測和數(shù)據(jù)統(tǒng)計?？臻g尺度應(yīng)至少包括單個風電場。

6.6.1.4預(yù)測模型

預(yù)測模型應(yīng)根據(jù)風電場所處地理未知的氣候特征、地形地貌、可用數(shù)據(jù)情況和機組空間排布，

采用適當?shù)念A(yù)測方法進行風電功率預(yù)測建模。

6.6.1.5數(shù)據(jù)報送

風電場的風電功率預(yù)測系統(tǒng)應(yīng)每日向電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)上報兩次中期、短期風電功率謖結(jié)果，

應(yīng)每15min向電力系統(tǒng)調(diào)度機構(gòu)上報一次超短期功率預(yù)測結(jié)果。

風電場上報的預(yù)測結(jié)果應(yīng)包含預(yù)測值及其對應(yīng)時標、預(yù)測結(jié)果的生成時間等，并標明風電場名

稱、結(jié)果類型等身份識別信息。風電場上報的所有預(yù)測結(jié)果及數(shù)據(jù)應(yīng)采用文本的形式。

6.6.1.6預(yù)測結(jié)果評價指標

風電功率預(yù)測結(jié)果的評價指標包括均方根誤差、平均絕對誤差、相關(guān)系數(shù)、準確率、合格率。

電力調(diào)度機構(gòu)宜統(tǒng)計風電場所報送預(yù)測結(jié)果的上報率、負荷峰段正偏差率、負荷谷段負偏差率、高

風速段預(yù)測準確率、低風速段預(yù)測準確率，作為評估預(yù)測結(jié)果對電網(wǎng)調(diào)度影響的觀察項。以上各指

標的計算方法參見NB/T10205-2019的計算方法。

6.6.1.7預(yù)測準確性要求

風電場短期風電功率預(yù)測月平均準確率不應(yīng)低于80%，月平均合格率應(yīng)大于80%,月平均上報率應(yīng)

達到100%。

風電場超短期風電功率預(yù)測月平均準確率不應(yīng)低于85%，月平均合格率應(yīng)大于85%，月平均上報

率應(yīng)達到100%。

針對短期、超短期時間尺度和平地、丘陵、山區(qū)、海岸、海上等不同地形地貌特征，風電場及省

級電力調(diào)度機構(gòu)開展的風電功率預(yù)測準確性以滿足表7的要求。

表7針對不同時間尺度和地形地貌特征的風電功率預(yù)測準確率要求

短期功率預(yù)測準確率短期功率預(yù)測合格率超短期功率預(yù)測準確率超短期功率預(yù)測合格率

地形地貌特征

（月平均）（月平均）（月平均）（月平均）

平地≧85%≧85%≧90%≧90%

丘陵≧83%≧83%≧88%≧88%

山區(qū)≧80%≧80%≧85%≧85%

海岸≧83%≧83%≧88%≧88%

海上≧85%≧85%≧90%≧90%

7風力發(fā)電場技改方案推薦

7.1概述

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風力發(fā)電場技術(shù)改造方案應(yīng)結(jié)合后評價情況，對風電場發(fā)電設(shè)備、輸變電設(shè)備及涉網(wǎng)設(shè)備進行

發(fā)電量或可靠性技改，一般可根據(jù)優(yōu)化效果的程度分為如下幾類：

a)優(yōu)化類改造:不對現(xiàn)有硬件設(shè)備進行顯著變更，而主要基于歷史風資源和機組運行數(shù)據(jù)積累，

對機組控制和性能進行改進，如優(yōu)化風電場或機組的控制策略和氣動性能；

b)部件替換類改造：對機組中部件進行替換，如替換機組機頭、葉片等，對故障率較高的系

統(tǒng)或部件進行改造升級或者更換，常見有變流器、齒輪箱、變槳、發(fā)電機、液壓系統(tǒng)、偏航

系統(tǒng)等；

c)整機改造：對原有機組進行整體替換或進行移機；

d)其他提升改造方式：如通過增加新能源側(cè)儲能參與消峰填谷、減小棄電，優(yōu)化功率預(yù)測精

度、參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的項點、集電線路防雷改造等。

7.2控制優(yōu)化方案

7.2.1槳距角自尋優(yōu)

機組葉片實際翼型與理論翼型可能存在差異、葉片表面嚴重污染或者磨損以及現(xiàn)場安裝問題等，

仿真中獲得最優(yōu)槳距角在實際并非最優(yōu)，機組捕風能力未處于最佳狀態(tài)。

技術(shù)要求：搭建槳距角自尋優(yōu)數(shù)據(jù)庫，結(jié)合Cp-Lamda曲線，在滿發(fā)和過渡階段尋找實際最優(yōu)槳

距角。

效果參考：結(jié)合已實施現(xiàn)場效果評估，實施槳距角自尋優(yōu)后全場可提升發(fā)電量為1%-2%不等。

7.2.2偏航控制優(yōu)化

偏航控制是為保證機組與風向保持一致已捕捉最大風能，但頻繁實施偏航控制會造成額外的能

源消耗，引起機組總體出力下降。

技術(shù)要求：基于不同機位機組歷史發(fā)電和偏航能耗數(shù)據(jù)，給不同機組定制偏航策略，以獲得最

大發(fā)電收益。主要改善點如下：

a)在高風速和低風速段減少偏航頻次；

b)在過渡段偏航系統(tǒng)盡可能敏感，使機組盡可能對風，提升機組出力；

c)在大湍流工況下降低頻繁偏航帶來的機組載荷增加風險。

效果參考：根據(jù)已實施現(xiàn)場評估效果，實施偏航控制優(yōu)化后全場發(fā)電量可提升1%~2%不等。

7.2.3能耗優(yōu)化

因現(xiàn)場氣候和環(huán)境變化引起風能與電能間轉(zhuǎn)換不平衡，導致機組未能達到最佳的風能利用效率。

技術(shù)要求：基于機組運行數(shù)據(jù)建立自身動態(tài)損耗模型（損耗定義見運行后評價章節(jié)），結(jié)合不

同工況下機組運行特征，實現(xiàn)損耗最優(yōu)控制。

效果參考：根據(jù)已實施現(xiàn)場評估效果，實施能耗優(yōu)化后全場發(fā)電量可提升0.5%-1%。

7.2.4切出風速自適應(yīng)

風電場內(nèi)由于風速概率分布不均，各點位風速條件存在差異，部分機組在大風條件下發(fā)生頻繁

啟停機，造成出力受限。

技術(shù)要求：基于歷史風速和機組運行數(shù)據(jù)，在保證機組安全運行前提下，適當延長切出風速且

減少大風條件的頻繁啟停機次數(shù)。

7.2.5轉(zhuǎn)速自適應(yīng)

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技術(shù)要求：根據(jù)各機位點的風資源條件，如輪轂高度的平均風速、湍流強度及額定風速的概率

密度分布，以機組的安全運行為底線，適應(yīng)性調(diào)整機組的額定轉(zhuǎn)速，使機組在滿發(fā)過渡段擁有更高

的功率輸出，由于過渡段對應(yīng)的風速概率密度分布較大，可以有效提高機組的發(fā)電量。

7.2.6風機除冰控制

對于低溫高濕環(huán)境風電場，結(jié)冰期對風機發(fā)電量影響較大，可通過使用葉片表面敷設(shè)加電熱元

件、葉片內(nèi)部通熱風等技術(shù)，對葉片表面除冰，減少葉片結(jié)冰停機時間，增加風機的電量輸出。

7.2.7扇區(qū)管理優(yōu)化

對于某些湍流強度大，地形復(fù)雜的風場，風電場設(shè)計前期可能采用扇區(qū)管理模式對機組進行安

全保護。風電場后評估可重新對扇區(qū)管理計算并優(yōu)化，以提高發(fā)電量，保證扇區(qū)管理的準確性。

7.3氣動優(yōu)化方案

7.3.1渦流發(fā)生器

渦流發(fā)生器（VG）通過帶動高能流動區(qū)域的能量進入邊界層內(nèi)的低能區(qū)域，使流體能量重新分

布、抑制了流動分離。VG能夠減少由于氣流分離帶來的性能損失，應(yīng)在安裝VG之前考慮其對風力機

的載荷和性能影響。應(yīng)綜合考慮實施效果和成本投入，VG的尺寸、外形設(shè)計及安裝位置對風機功率

提升的效果都很重要。另外，使用價格合適、安全、快速的方式來實施安裝也是非常值得注意的方

面。加裝渦流發(fā)生器的效果見圖2。

技術(shù)要求：針對葉片氣流分離區(qū)長度較大的機組，安裝VG可以提升發(fā)電量，而如果風機葉片氣

流分離區(qū)較小，則加裝VG反而可能會導致輸出功率的下降。使用風洞試驗、CFD模擬、現(xiàn)場試驗等手

段來判定葉片氣流分離區(qū)的大小，可避免在氣流分離區(qū)較小的風機進行VG加裝。

效果參考：根據(jù)已實施現(xiàn)場評估效果，安裝合適的VG后風電場年發(fā)電量可提升1%~2%不等。

圖2加裝渦流發(fā)生器效果圖

7.3.2前緣修護和保護

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機組葉片前緣磨蝕是導致葉片翼型氣動性能下降的最主要問題之一，尤其是在沙塵、低溫、鹽

霧、凝冰覆冰區(qū)域的機組更值得注意。檢查前緣磨蝕應(yīng)當對葉片進行近距離觀察，當肉眼可以看到

葉片表面有許多細小的裂縫和分層時，需對葉片前緣進行修復(fù)。葉片前緣磨蝕修復(fù)見圖3。

主要措施包括：

a)通過貼保護膜緩解葉片氣動損失；

b)通過涂漆防治進一步的腐蝕與風化。

圖3葉片前緣磨蝕修復(fù)

7.3.3葉片延長

對機組進行葉尖延長或葉尖加裝小翼，提高葉片長度，優(yōu)化葉尖氣動效果，可提升葉片總體氣

動效果。

7.4更換類方案

7.4.1概述

在機位點的機組機型和風資源不匹配（行業(yè)發(fā)展水平、前期設(shè)計偏差等）或機組部件不足以支

撐機組安全運行的情況下，可以通過更換部件的方式來提升風電場發(fā)電量或可靠性。

部件更換過程中需對新替換部件與原有保留部件的兼容性進行檢查和評估，選擇可行性方案，

并考慮工程施工因素進行實施。

7.4.2更換風機葉片

新葉片可以繼續(xù)使用原有機型的基礎(chǔ)、塔筒、機艙各項配置的前提下，可以僅更換風機葉片即

完成風機機型的變更。

7.4.3更換機艙和葉片

新機型可以使用原有的基礎(chǔ)、塔筒，可以替換原有的葉片、機艙，從而完成風機機型變更。

7.4.4更換機艙、葉片和塔筒

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如果碰到塔筒不適合新機型，但基礎(chǔ)適合的情況下，可以保留原有基礎(chǔ)，安裝新的塔筒、機艙

和葉片。

7.4.5更換其他部件

對故障率較高的系統(tǒng)或部件，應(yīng)考慮進行改造升級或者更換，常見有變流器、齒輪箱、變槳、

發(fā)電機、液壓系統(tǒng)、偏航系統(tǒng)等。

7.4.6新機型安裝

將舊機型完全移除，安裝新風機，需要完成基礎(chǔ)、塔筒到吊裝等全部工程，該過程相當于新項

目建設(shè)，針對原有資產(chǎn)處置應(yīng)在法律合理范圍內(nèi)進行。

7.5涉網(wǎng)設(shè)備優(yōu)化方案

7.5.1AGC場控優(yōu)化

將并網(wǎng)點功率接入能量管理系統(tǒng)中，通過全場閉環(huán)控制，提升AGC（AutomaticGeneration

Control）功率控制的精度，降低因線損導致的發(fā)電量損失，從而提升發(fā)電量。

7.5.2新能源側(cè)儲能

可考慮增加新能源側(cè)儲能參與消峰填谷、減小棄電，提高功率預(yù)測精度、參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的

項點。

7.6集電線路優(yōu)化方案

7.6.1防雷改造

針對多雷區(qū)風電場集電線路防雷改造方案參考NB/T10590-2021多雷區(qū)風電場集電線路防雷改

造技術(shù)規(guī)范執(zhí)行。

8風力發(fā)電場技改效果評價

8.1安全性

8.1.1概述

應(yīng)評估技改方案對機組安全性的影響。

對于移機等僅改變機組外部環(huán)境條件的技改項目，需要確定各機位新的風況條件，并與機組設(shè)

計條件進行比對，如果外部環(huán)境條件超出機組設(shè)計水平，則應(yīng)進行機組安全性評價。

對于更換或加長葉片、改變?nèi)~片翼型、改變機組控制策略等機組設(shè)計優(yōu)化項目，除應(yīng)評估更改

部件自身的安全性，還需要進行機組安全性評估，必要時應(yīng)根據(jù)IECRE澄清單CSH002的要求開展型

式測試。

對于齒輪箱、發(fā)電機和變頻器等部件輔助功能（如散熱器等）的改造，對于機組整體安全性影

響較小，應(yīng)通過分析或測試手段來驗證改造部件功能的有效性。

技改后機組的安全性評價應(yīng)依據(jù)GB/T18451.1-2022進行，至少包含控制系統(tǒng)、載荷、機械結(jié)構(gòu)

部件、葉片和電氣部件等。

8.1.2控制系統(tǒng)

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對機組控制系統(tǒng)硬件技改，應(yīng)評價硬件自身的安全性以及與整機的匹配性等；對機組控制系統(tǒng)

軟件技改，應(yīng)評價技改后機組控制系統(tǒng)對整機安全性的影響，宜通過載荷仿真計算或綜合分析的方

式進行。

8.1.3載荷

技改對整機載荷的影響宜通過對比技改后機組的載荷與技改前機組設(shè)計載荷的方式進行。如機

組基于某一平臺設(shè)計，可將改造后機組的載荷與平臺的包絡(luò)載荷進行比較。

技改后的載荷仿真計算模型和控制器應(yīng)能代表技改后的機組。載荷仿真采用的外部條件宜根據(jù)

NB/T10909-2021和GB/T18451.1-2022標準進行分析計算得到。

在現(xiàn)場場址環(huán)境條件獲取困難的情況下，可采用風電場設(shè)計前期的環(huán)境條件作為參考。

如技改前風力發(fā)電機組通過型式認證驗證其設(shè)計符合相關(guān)標準要求，則可通過技改前后風力發(fā)

電機組載荷變化情況評估技改安全性。這種情況下，若技改后風力發(fā)電機組載荷低于技改前，則可

認為技改安全性滿足要求。

如技改前風力發(fā)電機組設(shè)計是否符合相關(guān)標準要求未知，則需采用技改后風力發(fā)電機組載荷，

對風力發(fā)電機組機械和結(jié)構(gòu)部件安全性進行校核，以驗證其是否滿足GB/T18451.1的要求。

8.1.4機械結(jié)構(gòu)部件

技改后機組部件載荷超出設(shè)計載荷，或存在部件改造、更換或其他設(shè)計變更時，應(yīng)進行機械結(jié)

構(gòu)安全性分析。

8.1.5葉片

技改后葉片載荷超出原葉片設(shè)計載荷，或葉片存在改造、更換或其他設(shè)計變更時，應(yīng)進行葉片

結(jié)構(gòu)安全性分析。

8.1.6電氣部件

電氣部件存在改造或更換的情況，應(yīng)評估技改后電氣部件的安全性能、執(zhí)行能力以及電氣部件

與原機組的匹配性等。

8.2技改效果

8.2.1概述

技改效果評價主要包括功率曲線評價、機組可靠性評價、實際上網(wǎng)電量評價和涉網(wǎng)性能評價。

功率曲線反映機組的功率特性變化；機組可靠性反映機組故障、維護水平和可利用率的變化；實際

上網(wǎng)電量反映機組功率特性改變、故障治理、風資源差異等綜合作用效果；涉網(wǎng)性能反映機組的電

能質(zhì)量、有功無功調(diào)節(jié)特性和機組適應(yīng)電網(wǎng)的能力。

技改效果評價可選擇全部實驗機組整體比對或部分技改標桿機組比對兩種。整體比對適用于所

有機組工作狀態(tài)穩(wěn)定，且機組風速儀等沒有發(fā)生變化的情況。當有部分機組工作狀態(tài)不穩(wěn)定（如可

利用率前后差異較大或其它情況），或機組間差異較大時，可采用標桿機組來行比對，標桿機組的

選取應(yīng)具有代表性。

采用SCADA數(shù)據(jù)進行技改效果評估時，基準評估期和優(yōu)化評估期宜選擇不同年的同期數(shù)據(jù)進行，

數(shù)據(jù)量均不應(yīng)少于3個月，考慮到運行越長，機組性能越穩(wěn)定，宜采用技改前后1年以上的數(shù)據(jù)進行

評價。

8.2.2功率曲線評價

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8.2.2.1功率曲線測試法

依據(jù)GB/T14851.2進行技改前后機組功率曲線測試，得到實驗機組在基準評估期和優(yōu)化評估期

的實測功率曲線，選取風電場實際風頻分布計算發(fā)電量增加量和發(fā)電量增加量百分比。

8.2.2.2功率矩陣前后對比法

選取風電場內(nèi)實驗機組基準評估期和優(yōu)化評估期的運行數(shù)據(jù)進行評估，以風速、空氣密度分區(qū)

間對各機組的功率曲線建立功率矩陣，基于各區(qū)間內(nèi)機組數(shù)據(jù)集的權(quán)重進行加權(quán)平均，得到改機組

的基準評估期和優(yōu)化評估期的功率矩陣，選取風電場實際風頻分布計算發(fā)電量增加量和發(fā)電量增加

量百分比。

若技改后機艙風速計傳遞函數(shù)發(fā)生變化且未進行標定時，不宜采用“功率矩陣前后對比法”。

8.2.2.3參考機組對比法

選擇和實驗機組可利用率接近、風資源差異較小和機組功率特性接近，且工作狀態(tài)穩(wěn)定的機組

作為參考機組。分別選取風電場內(nèi)實驗機組和參考機組基準評估期和優(yōu)化評估期的運行數(shù)據(jù)進行評

估。

在基準評估期建立實驗機組和參考機組的相關(guān)性函數(shù)；在優(yōu)化評估期利用相關(guān)性函數(shù)推出實驗

機組的推算風速，得到實驗機組優(yōu)化評估期的功率曲線；結(jié)合參考機組基準評估期和優(yōu)化評估期的

功率曲線；選取風電場實際風頻分布計算發(fā)電量增加量和發(fā)電量增加量百分比。

8.2.3可靠性評價

可靠性評價通過分析機組的SCADA數(shù)據(jù)和維護日志，統(tǒng)計技改前后基準評估期和優(yōu)化評估期內(nèi)的

機組故障、維護頻次和總時間，計算機組的平均無故障運行時間、平均故障修復(fù)時間、時間可利用

率以及故障頻次，以評估優(yōu)化前后的機組可靠性情況。

技改后的可靠性評價，可同步參考第5章節(jié)內(nèi)容。

8.2.4實際上網(wǎng)電量評價

實際上網(wǎng)電量比對時宜采用參考機組比對的方式進行。應(yīng)參考8.2.1.3中選擇原則選取參考機組，

并將實驗機組和參考機組兩兩分組，比對組內(nèi)實驗機組和參考機組在技改時間節(jié)點前的發(fā)電水平應(yīng)

接近。優(yōu)化效果計算公式4如下：

(AEP‘?AEP)?(AEP’?AEP)

?=??????????????????……………….(1)

AEP?????

式中：

????????——優(yōu)化前試驗機組的AEP，單位為千瓦時（kWh）；

???????——優(yōu)化前參考機組的AEP，單位為千瓦時（kWh）；

‘

AEP?????——優(yōu)化后試驗機組的AEP，單位為千瓦時（kWh）；

‘

AEP????——優(yōu)化后參考機組的AEP，單位為千瓦時（kWh）。

8.2.5涉網(wǎng)性能評價

涉網(wǎng)性能應(yīng)符合GB/T19963.1-2021相關(guān)內(nèi)容以及風電場所在地區(qū)電網(wǎng)給出的并網(wǎng)要求。

8.3經(jīng)濟性

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風力發(fā)電場投運后涉及技術(shù)改造的項目應(yīng)參考NB/T31085-2016第7章“改擴建項目財務(wù)評價”，

遵循“有無對比”原則，構(gòu)建合理的財務(wù)模型，計算技改費用、增量效益和增量費用，評估技術(shù)改造

在財務(wù)上的可行性和合理性。采用LCOE度電成本評估技改后經(jīng)濟效益。

9報告要求

風電場后評價報告應(yīng)包括如下內(nèi)容：

a)風電場基本信息