额定风速是风力发电机达到额定功率输出的基准风速参数，其确定需综合考虑风能转换效率与经济性平衡。风功率与风速的三次方成正比的物理特性（公式：=rac{1}{2} ho Av^3C_p$）决定了风速对发电量的决定性作用。工程设计中，额定风速既要满足年平均风速1.67-2倍的取值要求（对失速型风力机需高于2倍），又要通过贝茨理论控制最大风能利用系数不超过59%。2024年研究表明，将额定风速从12m/s降至11m/s可提升年发电量15%，证明低风速区选择更小额定风速具有经济合理性。国家标准GB/T 13981-1992明确规定该参数需与切入风速、切出风速形成完整工作区间，微型机组通常设定13m/s以上以确保安全。

风功率密度与风速呈三次方正比关系决定了额定风速的阈值特性。当实际风速超过额定值时，通过变桨系统维持恒定功率输出。贝茨理论证明最大风能捕获效率为59.3%，这约束了额定风速下的功率转化极限。实验数据显示：5m/s风速对应75W/m2功率密度，而10m/s时达到600W/m2，指数增长特性要求精确设定额定点。

国家标准GB/T 19068.1-2003规定额定风速需与其他运行参数形成梯度配置：切入风速一般为3-4m/s，切出风速多设定为25m/s，安全风速需超出切出值20%。根据机型差异，可变桨风力机取年平均风速的1.67-1.77倍，失速型则需达到2倍以上。垂直轴风机在年平均风速6m/s时，实际输出功率约为额定值的10%，凸显低风速区效率瓶颈。

2024年实证研究表明：单机容量固定条件下，额定风速每降低1m/s可使年发电量增长7%。以11m/s替代传统12m/s方案，虽然叶片成本增加36.93万元，但年发电量提升707MW（增幅15%），投资回收期缩短2.1年。数学模型揭示叶片成本占比应控制在15%-25%区间，当超过30%时应优先降低额定风速取值。

沿海台风区需将额定风速提高至14m/s并加强结构防护，而内地平原建议采用降额设计，如年平均风速6m/s地区取1.67至1.77倍额定值。对低风速资源区（年平均＜6m/s），采用增大叶片半径20%的方案可提升发电量15%，且成本增幅为36.93万元。高原地区因空气密度低，需额外补偿15%额定风速设定值。

以年总电能量最大化为目标的优化模型显示：最佳额定风速{R(OPT)}$与年平均风速(v)$满足{R(OPT)}=b·E(v)$，其中系数b由韦布尔分布形状参数k决定。当k=2时，b值在1.8-2.3之间波动，对应我国三类风区的适配区间。启动风速与截止风速需按特定比例与额定值联动调整。

超过额定风速后，变桨系统每增加1°桨距角可降低载荷12%，当持续超速触发紧急制动。双馈型机组在1.2倍额定风速时启动功率斜率控制，限制增速不超过0.5m/s2。根据2025年新规，所有并网风机必须配置三级超速保护，其中第三级保护动作值不得超过额定风速的140%。