目前，国内大部分整机制造商提供的担保功率曲线（理论功率曲线）并非通过现场测试得到，大都由设计仿真计算而来。由于风况、传动链阻尼及系统测风等因素的影响，机组实际功率曲线与理论功率曲线会出现差异[1]。实际运行功率曲线反映的是机组实际运行状态，受到的各种影响因素很多，也极其复杂。所以，机组实际运行得到的功率曲线很难准确反映机组的出厂性能。
1 风电机组功率曲线的认识
功率曲线是风电机组的重要运行性能。所谓功率曲线就是以风速(Vi)为横坐标，以有功功率Pi为纵坐标的的一系列规格化数据对(Vi，Pi)所描述的特性曲线[2]。
标准功率曲线是在标准工况下，根据风电机组设计参数计算给出的风速与有功功率的关系曲线。标准功率曲线所对应的环境条件是：温度为15℃，1 个标准大气压(1013.3hPa)，空气密度为1.225kg/m3。标准功率曲线只是通过静态的模拟计算获得，而未考虑其他可能影响到风电机组功率曲线的因素，如图1所示。
在标准空气密度（ρ=1.225kg/m3）的条件下，风电机组的输出功率与风速的关系曲线称该风电机组的标准功率曲线[3]。
图1 1.5MW风电机组静态功率曲线
静态功率曲线忽略了风的湍流特性，它是理想情况下的机组出力性能。在对风电机组进行仿真时还需要考虑控制策略的作用,以反映机组的实际运行状态,如变速变桨机组需要通过桨距角的改变来控制输出功率的大小，在快达到满负荷与满负荷之间有明显的拐点，如图1所示。静态功率曲线是在风速恒定条件下得到的风电机组可以产生的电功率,但实际的风速是不停地变化。
图2 1.5MW风电机组动态功率曲线
动态功率曲线是在考虑风的湍流特性而绘制的功率与风速关系曲线,每种风速下的功率是一定时间内的功率平均值。动态功率曲线在达到额定功率之前更平滑,没有明显的拐点，如图2所示，显然更符合机组平缓运行的实际情况[4]，因此，机组动态功率曲线的满负荷发电风速高于静态功率曲线的满负荷发电风速。
2 机组实际运行功率曲线的考核
2.1 评估风电机组运行功率曲线的长期性和复杂性
由于机组实际测试功率曲线受环境和控制策略等因素的影响，导致实测功率曲线与标准功率曲线存在着很大的偏差[5]。
功率曲线是由机组发电功率与风速一一对应而形成的特性曲线。因机组叶轮的质量很大，在监控系统上显示的瞬时风速和风电功率不一致的情况会经常出现，且风况变化的随机性很大。从实践来讲，风速点的数据量过少，不具有评估价值。在短时间内，机组不能形成较为完整、准确的功率曲线。风电机组实际运行功率曲线的形成需要一个较长的时间过程，因此，评价功率曲线一定要长期数据来评估。同时，现场的功率曲线调整后所需的验证时间较长。
GB/T18709-2002《风电场风能资源测量方法》规定，风电场风能资源测量时，测量数据的采集应满足连续性和完整性的要求。现场测量应连续进行，不应少于1年；现场采集的测量数据完整率应达到98%以上。采集数据的时间间隔不宜超过1个月[2]。
根据国家标准GB/T18709-2002《风电场风能资源测量方法》和GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》制定的《风电场风能资源测量和评估技术规定》(发改能源[2003]1403号)中要求：“现场测量收集数据应至少连续进行一年，并保证采集的有效数据完整率达到90%以上”。这就是说，在考察风电场机组的实际运行功率曲线时，不仅要考察每台机位的湍流强度等风况条件和地形条件，功率曲线形成的时间长短、数据的完整性，还需考虑有效数据完整率，例如：风电场限电后所生成的功率曲线数据，不能称之为有效数据，受到干扰和影响的数据因不能反映机组的真实性能，因此，这些数据不能计入机组实际运行功率曲线的形成和统计之中。
机组运行功率曲线是通过散点分布图绘制而成。图3为实测功率曲线的散点分布图，严格意义上讲，功率曲线是测不准的，因为，机组的实测功率曲线很离散，且范围较宽。由图3可知，在满负荷风速以下的风速段，不仅同一风速机组功率的最大值和与最小值之间的偏差巨大，而且，功率平均值也是一个很宽的范围，因功率曲线散点分布的离散性，所以，同一机组在不同时间的实际运行功率曲线一定是不同的。在其他条件完全相同的情况下，因主控的不同（包括：主控参数，主控硬件，软件等）会造成功率曲线的不同。
图3 风电机组功率特性测试的散点分布图
由于机组实际运行功率曲线受到风电场的风况和形成条件的影响，在不同工况和条件下形成的功率曲线是不同的。一台性能优异的风电机组，在风况较差的条件下，形成的功率曲线完全可能达不到其理论值，发电量低于其他同类型机组[6]。
所以，在通过实际运行功率曲线考察机组性能时，应当考虑影响功率曲线的多种因素，并对环境、障碍物等影响因素给以严格的限制条件。根据负载的性质，负载的大小以及风电机组安装现场的风速、风向、地形等情况的不同，风电机组的功率曲线是一组而不是一条[7]。也就是说，同一机组会因条件（如：时间、季节、位置、限负荷等）的改变形成一系列不同的功率曲线。
2.2 采用61400-12标准考核机组功率曲线所存在的问题
随着中国风电的迅猛发展，装机总量突飞猛进，越来越多的业主开始对机组功率特性进行测试[8]。机组功率特性测试一般按照IEC61400-12-1进行[9]。
机组功率特性主要体现在机组的功率曲线、年发电量及功率系数[10]。影响机组功率特性的主要外界因素有：地形、空气密度、大气压强及风况等[11]。进行功率特性测试应收集足够数量且覆盖一定风速范围和大气条件变化的数据。
2.2.1 利用IEC61400-12评估实际运行功率曲线的难点及问题
IEC61400-12标准规定了功率曲线的测量评估方法。有如下要求：
第一、风速、电功率传感器应具有一定的采样频率和测量精度；
第二、要求对机位的地形条件进行评估，排除地形、障碍物对机组出力的影响；
第三、要求搭建标准的测风塔来测量风电机组的来流风速，并对测风塔测量的扇区进行规定，即保证测风塔测出的是被测机组的来流风速，而不是尾流；
第四、要求在计算平均风速时，考虑空气密度对风能的影响，要求进行风速修正，即修正到标准空气密度；
第五、评估方法是按照10分钟的统计平均值来进行，即计算风电机组正常运行的每个10分钟时间段内的平均风速、平均功率，再按照所有的10分钟平均风速大小来排列分类，按照0.5m/s区分1个区间。最后在每个区间内再计算平均风速、平均功率。以此作为功率曲线的数据点；
第六、要求在每个0.5m/s内测到的10分钟平均风速、功率数据，应超过规定的数据量；
第七、要求对测量的不确定度进行评估。
由以上的规定条件和测定要求可知：功率曲线现场测试是相当复杂的。虽然，实际机组监控系统功率曲线的绘制方法是根据相应得国际标准进行，但是，由于风速、电功率采用的是机组自身的传感器，其测量精度难以达到IEC61400-12中相关标准的要求；没有排除地形、障碍物对功率曲线测量的影响；也没有对空气密度进行准确地修正。因此，风电场机组所形成的功率曲线难以准确反映机组的实际性能。
2.2.2 采用IEC61400-12标准评估实际运行功率曲线实际操作存在的问题
依据IEC61400-12-1 进行风电机组功率特性测试，可以较为准确地评估出机组的运行状态估算出年发电量，通过进一步分析可以发现机组存在的问题。但是，通过对风电场机组功率曲线实际测试过程的总结，发现以下几点问题：
（1）依据IEC 标准进行功率特性测试虽然准确地评估出单台机组的运行状态，但耗费了大量的人力物力及时间，如何准确地、快速地、低成本地测试风电场所有机组的性能是一个亟待解决的问题。
（2）IEC 标准采用10分钟内的平均风速，但是在额定风速处曲线表现的较为平滑，相对准确地确定额定风速存在一定的难度。
（3）IEC 标准在估算年发电量时采用的是瑞利分布，若采用风电场实测数据进行威布尔曲线拟合，此时估算的年发电量或为更加准确。
（4）国内风电场的地形普遍比较复杂，对于投产后机组如何进行场地标定是需要研究解决的问题[12]。
2.2.3 IEC61400-12-2标准评估机组运行功率曲线所存在的问题
在接近满负荷发电时，湍流强度对机组功率曲线影响较大，如图4所示。因此，IEC61400-12-2标准特别阐述了湍流强度对功率曲线的影响，因湍流导致风电机组在低风速段的实际功率曲线优于静态功率曲线；在高风速段，特别是额定风速段，实际的湍流功率曲线比静态功率曲线差。机组实际功率曲线的满负荷发电风速远高于静态功率曲线上的满负荷风速，如图1和图2所示。
图4 湍流对风电机组功率曲线的影响
风电场的瞬时风速与瞬时风能是不断变化变化的，而风能与风速的三次方成正比。因此，当采用一段时间内的平均风速和平均风能相对应时，其结果：相对应的风速、风能与风电场实际情况是不一致的，后者高于前者。因此，在低风速段，动态功率曲线优于静态功率曲线。
但是，在高风速段，由于机组有额定功率的限制，控制系统使机组一直保持在额度功率附近不超过允许值，这样，导致高风速时的能量被损耗掉了。因此，在高风速段，由于湍流的影响，动态风速下超过额定电功率的部分被削峰了，而低于额定电功率的部分又没有有效手段填平，因此，实际动态功率曲线在接近满负荷风速段低于静态功率曲线，如要求其完全满足静态功率曲线是不科学的。
IEC61400-12-2标准推荐了一种技术方案，通过动态湍流功率曲线来推导静态功率曲线。但是，该方案有一些假设，如：假设无论风速如何快速变化，风电机组的实际运行状态都能够快速变化使风电机组运行在最佳状态。然而，叶轮及机舱的质量很大，因其惯性的作用，在实际上是不可能达不到的；另一个假定，时域内的动态风速转化到频域内是符合正态分布的，其正态分布函数就是平均风速和湍流强度。因此，该标准仅提供了评估风电场众多机组功率特性的一种思路和方法，对风电场机组实际运行功率曲线的技术评估具有一定的参考价值，但实用性不大。
因此，某些整机生产厂家在投标书中不提供机组的静态功率曲线，而只提供机组在不同湍流强度下的动态功率曲线，这样，考核功率曲线更接近于机组的实际运行功率曲线，从而有利于功率曲线的考核。
3 风电合同功率曲线考核的规定与解读
几乎所有的风电机组主设备合同均对功率曲线考核及赔款作了详尽的规定。如何科学地制订、理解和检验风电机组功率曲线合同条款是整机厂家和业主共同面临的问题。
3.1 某风电合同对机组功率曲线和发电量的规定
3.1.1 某风电合同对机组功率曲线的规定
合同对功率曲线的要求：以卖方保证功率曲线作为项目的考核功率曲线。
考核时间指买方为风电场最后一台机组出具初步验收合格证书起至5年质量保证期结束，共5年时间。
机组功率曲线考核单元为每台风电机组，考核时段为年，考核指标为每台机组的实测功率曲线与考核功率曲线的比值，*比值应≥95%。
机组功率曲线考核值计算方法：
考核值（K）=（实测推算年发电量/保证推算年发电量）×100%
实测推算年发电量=风频分布值×8760×实测功率曲线值
保证推算年发电量=风频分布值×8760×保证功率曲线值
风频分布值以风电场内测风塔的轮毂高度测风仪的实测值为准，或以每台机组的实测值为准。
实测功率曲线以风场中央监控系统记录的每台机组的风速和功率为准。
考核时间指买方为风电场最后一台机组出具初步验收合格证书起，至质量保证期结束。
如在第一年或第二、三、四年达不到上述考核指标，卖方必须立即设法检测原因，并排除问题。同时，卖方应赔偿买方因此而造成的损失，赔偿费用在合同尾款中扣除，赔偿金额按如下计算方法：
赔偿金额（人民币元）＝（当年风电场的保证推算年发电量（万kWh ）－当年风电场的实测推算年发电量）×上网电价
此外，如在第五年达不到上述考核指标，买方将推迟卖方提交的项目最终验收报告书的确认。同时，卖方必须无条件地延长风电机组设备的质量保质期6个月，卖方在此期间需采取措施进行检测，排除故障；若仍达不到上述考核指标，卖方必须再次无条件地延长风电机组设备的质量保质期6个月，进行风电机组设备的检测，排除故障。
由上述原因延长的质量保质期期间：
（1）其所有的责任和费用均按以下条款执行；
该条款的“保证功率曲线”规定如下：
买方有权在风电场任选一台机组，按照IEC61400-12测定该机组的功率曲线。运行时间至少达三个月，以证明功率曲线完整风速序列已经根据标准得到充分测定。如在测量期间未采集到满足标准的要求，监测应当最大延长三个月。
（2）卖方赔偿买方在此期间的损失，计算方法如下：
赔偿金额（人民币元）＝（延长时间风电场的保证推算年发电量（万kWh ）－延长时间风电场的实测推算年发电量）×上网电价
如果经过上述二个6个月的质量保质期延长，仍未达到考核指标。卖方应保证实测功率曲线与考核功率曲线的比值，*比值应≥90%，否则，买方有权要求卖方自费对该台设备进行更换或将该机组退货（卖方退还买方相应的设备价款）。
3.1.2 某风电合同对风电场年上网电量及年等效满负荷小时数的考核
考核内容为风电场年上网电量及年等效满负荷小时数。
年上网电量及年等效满负荷小时数的考核单元为整个风电场，考核时段为年。
考核时间指买方为风电场全部投运起，至5年质量保证期结束，共5年时间。
风电场年上网电量及年等效满负荷小时数考核指标：卖方应按合同有关要求对风电场原始测风数据进行综合测算，根据风资源实际情况综合选择本风场的风电机组型号进行合理配置，参与微观选址并签字确认各机组机位点，计算风电场年上网电量及年等效满负荷小时数计入合同文件和合同条款。承诺如运行期风电场实际年上网电量及年等效满负荷小时数达不到承诺值，卖方应赔偿买方因此而造成的损失，赔偿费用在质保保函中扣除，赔偿金额及计算方法，比照质量保证期内功率曲线的条款进行考核。
3.2 合同对实际运行功率曲线规定存在的问题
由前面分析可知，该合同对功率曲线考核存在以下几方面问题：
第一、现场机组形成完整功率曲线的规定时间存在问题
合同条款规定：“买方有权在风电场任选一台机组，按照IEC61400-12测定该机组的功率曲线。运行时间至少达三个月，以证明功率曲线完整风速序列已经根据标准得到充分测定。如在测量期间未采集到满足标准的要求，监测应当最大延长三个月。”
在三个月，或半年左右的时间就要考核现场运行机组的完整功率曲线，这显然不符合国家的相关标准、机组运行实际以及功率曲线形成的相关要求。
第二、考核功率曲线时没有考虑实际机位的风况条件，尾流和湍流对功率曲线的影响
风电场实际运行的风电场每个机位的风况差别很大，且机组之间的尾流会相互影响，每台机组实际形成的功率曲线不同，且偏差很大，然而，合同条款没有对被考核的每台机组的机位风况条件给予严格限定，因此，上述合同的功率曲线考核标准存在严重的技术缺陷。在通常情况下，机组的实际运行功率曲线完全可能不符合考核标准。
第三、把机组利用率视为100%，把测风塔的风资源当成实际每台机位的风资源
合同规定可知，功率曲线的考核实质上是假定了机组可利用率为100%时对机组的发电量考核。只有当机组可利用率为100%时，可利用率才不会对发电量造成，其影响因素仅为功率曲线和风资源情况。
再者，风资源如是按风电场的测风塔得到，用其风频分布代表每台机组的风资源状况，则测风塔的风资源数据并不能完全代表每台机组实际机位的风资源状况。
第四、在考核功率曲线的实际操作上存在问题
功率曲线考核的K≥95%并不是要求风电机组的实际功率曲线的每个点（一般是每0.5m/s或者1m/s一个点）的实际功率均应该在考核功率的95%以上。而是根据现场风速分布的权重来计算总体的计算达到考核发电量、或功率曲线的95%以上即可。
这一点是实际工作中常常误解的地方。不管总体情况，而经常反映说某台机组的某个风速点的实际功率达不到95%，但是，如果按照总体计算常常是满足要求的。
风电机组的功率曲线与火电机组的经济性曲线差异很大，因为，风电机组不是工作在一个稳定的额定工况，而是处于变工况运行中。因此，风电机组的经济性应追求在全部工作范围内的总体情况良好。即：在保证机组和部件安全的前提下，重点是对变工况进行控制和调节，以达到机组的总体效率较高。
第五、没有充分考虑考核功率曲线的复杂性
功率曲线是机组的经济性指标，一种机型不同机组的功率曲线，在相同外界条件下其性能是基本一致的。因考察功率曲线的复杂性，需要考虑的因素和限制条件很多。要准确测定风电场众多机组每台机组的实际运行功率曲线，不仅费工、费时，而且，也是不现实的。
因此，在考核时，可以仅对同一厂家、同型号、同批次部分、或一台机组的实际运行功率曲线考核即可，没有必要对同一整机厂家、同种型号的每台机组进行考核。
第六、通过年发电量考核机组性能存在的问题
从该合同条款的发电量考核标准来看，实际上已经隐含了整个风电场每个机位、每年的实际风资源状况是不变的这个条件，因此，这显然与客观实际相违背。
每台机组每年的风况条件是变化的，年发电量主要与各机位的风况条件有关，而与机组性能的相关性较差。整个风电场的年发电量不仅与机组性能有关，主要与宏观选址和每年的气候条件有关。同一风电场随各年的气候条件差异，风电场年发电量波动很大，而与机组性能没有必然的联系。
另一方面，合同既规定了功率曲线考核标准，同时还规定了发电量考核标准，这两者之间存在重叠。因风况、环境等因素的影响，机组的运行功率曲线与年发电量之间还可能相互矛盾，例如：风电场某些台机组的年发电量可能很高，而实际运行功率曲线较差，低于合同要求。
风电机组的年发电量与机组功率曲线相比，其受影响因素更多。当把风电场年上网电量及年等效满负荷作为考核标准时，没有对机组以外的原因造成机组不可利用的情况给出较为详尽的规定。例如：风电场因线路停电、箱变故障、主变故障等风电场附属设施造成机组停机，另外，因电网故障、风电场限电等因素造成的风电场年发电量损失，在合同中没有给以说明和规定，因此，该合同把风电场年发电量作为考核标准有失周密和公平。
4 片面追求机组效率和发电量所带来的隐患
在考核机组性能时应当简便易行、避免纠纷以利于行业的发展；在提高机组效率、优化功率曲线时，必须综合考虑：机组在整个生命周期内的机组部件损坏、故障几率，维修和维护成本和长期的度电成本等，否则，必然是得不偿失。
4.1 造成维护成本提高和远期度电成本的增加
在通常情况下，风电机组出厂时，制造商会向用户提供机组的标准功率曲线。然而，由于实际风电场的风况和风电场中机组工作环境条件与机组设计条件存在不同，以及风电机组在运行过程中某些参数的变化和操作方式等因素的影响，可能导致风电机组的实际功率曲线与设计的标准功率曲线不吻合。如果实际功率曲线高于标准功率曲线将会使风电机组处于过负荷状态，影响机组寿命[2]。
为了满足业主提高发电量和机组效率的需求，生产厂家采取各种手段，超过机组部件设计能力地提高机组发电量，从而使机组的远期故障率增加。主轴轴承、齿轮箱等重要部件的使用寿命缩短；在齿轮箱、轮毂、轮毂螺栓、塔筒等重要部件没有得到充分验证的条件下，生产厂家就通过增加叶片长度，提高机组单机发电量和优化功率曲线，从而造成机组的远期维护、维修成本和度电成本大幅度增加，甚至还可能带来安全隐患。
通过优化机组的控制策略可以优化机组功率曲线、提高发电量。但是，就机组控制算法而言，目前尚未有集所有优点于一体的控制算法。设计高性能的风电机组控制策略需针对具体风能环境，兼顾控制成本和控制目的，最大程度地量化控制指标，实现多目标优化设计[13]。因此，在通过机组控制优化功率曲线、提高发电量的同时须兼顾机组安全、部件损坏和长期度电成本。
在风电场因限电进行功率管理时，不仅需要对机组功率进行有效控制以满足电网要求，同时，还应考虑到机组的使用寿命和部件安全等。例如：当风电场风速在满负荷发电风速以上时，66台1.5MW机组能发10万千瓦，因限电，电网分配给风电场的负荷仅为6000KW。有的功率管理控制策略是把电网负荷平均分配给每台机组，这样，每台机组分到的发电负荷在100KW以下。从设备安全和延长机组使用寿命的角度来讲，这未必是较优的控制策略，因为，机组运行于高风速低速运转时，齿轮箱等转动部件难以形成正常的油膜，机组部件的磨损加重、寿命缩短。此时的功率管理的控制策略，如果采取部分机组处于满负荷发电状态，部分机组运行在较高负荷，而绝大部机组处于停机状态，即：把6000KW负荷，采取3台满发，2台工作于750KW左右，其他机组均处于停机状态。当风速，或电网分配负荷有较大变化时，其他机组再由功率管理软件控制，自动启机。这样的控制策略，可能更有利于降低机组故障几率，保障部件安全，延长机组的使用寿命。
4.2 机组功率曲线验证与第三方论证存在的问题
因为机组质保期不能按时结束，制造商有巨额质保金没有能够收回[1]。究其原因，大都因合同中的功率曲线考核条款纠纷，而不能出保。因合同中的现场功率曲线考核条款不符合实际，或对功率曲线考核标准在认识上的分歧造成机组实际运行功率曲线不能达到“标准功率曲线”。生产厂家与业主之间对功率曲线的分歧严重，从而严重影响了机组出保、货款回收及风电行业的正常发展。
由于风电场实测机组功率曲线的复杂性，某些功率曲线考核的合同条款严重脱离机组的运行实际以及业内人士对功率曲线认知上的偏差，使机组的形成实际运行功率曲线失去了应有的价值和作用。
即使性能完全相同的风电机组，在不同环境条件下，风电场实测功率曲线的偏差值，超过10%也是很正常的。实际运行功率曲线因湍流、尾流、地面粗糙度等多种因素的影响，在达到满负荷发电风速之前，同种风速的发电功率会有偏差：有的高于合同要求；有的与合同值相近；有的则低于合同要求，这本应属于正常现象。
如果把同一风电场同种机型的一批机组长期运行的有效数据，且形成正常（主控的功率曲线相关参数设置正确，数据采样、筛选合理，软件形成符合规范等）的一系列功率曲线进行综合分析和考察。这将对考察这些机组实际效率有一定的参考价值；还可以通过同一机组在不同时期形成功率曲线之间的差异，判断出机组故障，或风况变化。
但是，由于业内人士对功率曲线在认知上的偏差，无论在何种地理位置和风况条件下均要求风电场机组所形成功率曲线上每一风速点的发电功率都不应低于合同保证值的95%，更有甚者，还要求机组在几天或一个月内所形成的功率曲线也要在合同保证值以上，例如：在机组过240预验收时，要求每台机组的实际运行功率曲线均要达到合同保证值，这显然违背了风电机组运行的基本规律。这样的要求，不仅使功率曲线的数据量极其庞大，而且，不造假是难以达到上述要求的。
为了让每台机组在短时间内均能形成相当“漂亮”的功率曲线，整机商只得采取适当的手段使机组在短时间内形成的功率曲线 “相当好”，且每台机组、在每个风速段上机组的发电功率都达到，或超过合同要求，否则，整机厂商就要赔发电量、被扣款。殊不知，这样形成的功率曲线是不可能反映该机位的气象条件、地理条件和实际机组运行状况的，从而导致生成的功率曲线失去了其应有价值和实际意义。
因准确考核机组的实际运行功率曲线极其困难且复杂，且实测数据可能严重偏离其理论计算值。因业主对功率曲线的苛求，有的生产厂家为了使机组在投标中取胜，不仅机组实际生成的功率曲线折算出来的功率系数远高于理论最高值0.593，而且，给出的标准功率曲线，在不少风速点的功率系数超过0.6，有的风速段折算的功率系数已经达到了0.8。
在签订风电机组合同时，一般功率曲线作为一项重要的保证条款，可向整机厂商索赔，且索赔金额较大，相关行业标准制订又相对滞后。如论证的结果是功率曲线不合格，业主则可能得到一笔金额较大的索赔，或者因功率曲线争议而延迟出保。因此，在中国各种各样的功率曲线论证公司，也应运而生，因功率曲线测试的复杂性，其准确和公正程度值得怀疑。
5 结语
同一生产厂家，同种型号机组的生产一致性是容易考察和做到的，而实际运行功率曲线则是反映机组的实际运行状态，因外界条件的不同，存在差异，甚至差异很大，且难以准确测定。减少现场机组功率特性考核的分歧；让风电场机组功率曲线能真实地反映机组实际运行状态；切实降低机组运营度电成本等还需要整机厂商、业主及其他风电同行们共同努力。
