但是，在高风速段，由于风电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，最终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缺乏有效手段填平。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：通过占额定功率的百分比动态湍流功率曲线来推导静态功率曲线。但该方案有一些假设，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并以最佳状态运行。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。由此可见，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。
功率曲线考核带来的隐忧
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风电机组的运行实况以及业内人士对功率曲线认知上的偏差，风电机组形成的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，与合同要求不符，而这本应属于正常现象。
如果对同一风电场同种机型的一批机组长期运行的有效数据（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），且形成正常的一系列功率曲线进行综合分析和考察，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，判断机组故障，或风况变化。
但是，业内人士对功率曲线存在认知上的偏差，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，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。
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。如何简便、有效地验证和考察机组的功率特性值得探讨。建议国家、行业出台相应的政策、法规以规范市场。
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