1、云南省山脊50MW风电场建设项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月云南省山脊50MW风电场建设项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月289可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目 录1综合说明- 1 -1.1概述- 1 -1.2风能资源- 2 -1.3工程地质- 3 -1.4项目任务和规模- 3 -1.5风2、电机组选型和布置- 4 -1.6电气- 4 -1.7工程消防设计- 5 -1.8土建工程- 5 -1.9施工组织设计- 6 -1.10工程管理设计- 6 -1.11环境保护与水土保持设计- 7 -1.12劳动安全与工业卫生设计- 8 -1.13工程设计概算- 8 -1.14财务评价及社会效果分析- 9 -1.15结论和建议- 9 -结论- 9 -建议- 10 -1.16工程特性表- 10 -2风能资源- 13 -2.1区域风能资源分析- 13 -大理州自然地理概况- 13 -xx县自然地理概况- 14 -xx气象站风速分析- 14 -2.2风电场场址概况- 17 -自然地理概况- 17 -测风3、塔及其测风资料概况- 18 -2.3数据验证- 19 -检验标准- 19 -1号测风塔数据检验- 21 -2号测风塔数据检验- 22 -数据插补- 24 -2.4数据订正- 26 -参照站的选择- 26 -参照站基本风况- 27 -相关分析- 29 -数据延长订正- 30 -2.5场址风况分析- 33 -空气密度- 33 -风速和风功率密度的年内变化- 33 -风速和风功率密度的日变化- 37 -风速和风能频率分布- 45 -风向频率及风能密度方向分布- 50 -风切变指数- 63 -湍流强度- 63 -50年一遇最大风速（10min平均）- 64 -50年一遇极大风速（3s平均）- 65 -4、其它气象要素- 68 -数据报告- 69 -2.6场址风能资源评价- 70 -3工程地质- 73 -3.1绪言- 73 -3.2区域构造稳定性- 74 -区域地质背景- 74 -区域构造稳定性评价- 78 -3.3场地基本地质条件- 78 -地形地貌- 79 -地层岩性- 79 -地质构造- 82 -物理地质现象- 83 -水文地质条件- 83 -岩（土）体物理力学参数建议值- 84 -3.4场地工程地质评价- 91 -场地工程地质条件- 91 -场地水文地质条件- 92 -场地地震效应及稳定性- 92 -场地土类别及场地类别- 92 -地基土的均匀性评价- 92 -主要工程地质问题- 92 5、-3.5塔基工程地质条件评价- 93 -3.6升压站工程地质条件评价- 93 -场地地形地貌及地质概况- 93 -地基土层工程地质评价- 95 -3.7天然建筑材料- 95 -3.8结论- 96 -4项目任务和规模- 97 -4.1项目任务- 97 -社会经济概况- 97 -电力系统概况- 99 -供电范围- 100 -建设必要性- 101 -4.2项目规模- 103 -5风电机组选型、布置及风电场发电量估算- 104 -5.1风电机组选型- 104 -单机容量选择- 104 -机型选择- 105 -轮毂高度- 113 -5.2风机布置- 113 -5.3风电场年上网电量估算- 114 -理论6、发电量估算- 114 -上网电量估算- 116 -6电气- 121 -6.1风电场接入系统方案- 121 -供电区电网现状及发展规划- 121 -风电场接入系统方案- 121 -6.2电气一次- 122 -风电场配电系统- 122 -升压站电气主接线- 122 -主要电气设备选择- 123 -电气设备布置- 125 -6.3防雷接地与过电压保护- 126 -风电场防雷接地- 126 -110kV升压站防雷接地- 126 -过电压保护- 126 -6.4电气二次- 127 -计算机监控系统- 127 -保护、测量、信号和现地控制- 128 -二次设备布置- 130 -通信- 130 -电工实验室7、- 130 -6.5配套送出工程- 130 -6.6主要电气设备- 131 -7工程消防设计- 134 -7.1消防设计原则- 134 -7.2设计规范- 134 -7.3建筑物火灾危险性分类和耐火等级- 134 -7.4防火间距- 135 -7.5消防措施- 135 -7.6建筑安全疏散、消防车道- 136 -8土建工程- 137 -8.1工程地质、水文条件- 137 -8.2工程等级及建筑物等级- 138 -8.3风电基础结构布置- 138 -8.4箱变基础结构布置- 140 -8.5电缆直埋沟- 140 -8.6110kV升压站- 140 -升压站的布置- 140 -给水、排水- 1418、 -8.7xx基地- 141 -9施工组织设计- 142 -9.1施工条件- 142 -自然条件- 142 -地理位置及对外交通运输条件- 143 -施工条件及主要建筑材料、施工期供水、供电的来源- 144 -施工特点- 145 -9.2施工总布置- 145 -总布置原则- 145 -临时设施- 145 -骨料加工系统- 145 -混凝土搅拌站- 146 -施工用电- 146 -施工用水- 146 -渣场规划- 146 -9.3施工交通运输- 147 -对外交通运输方案- 147 -重大件运输方案- 147 -场内交通运输- 148 -9.4施工用地- 148 -工程永久性用地- 148 -工9、程临时用地- 148 -9.5工程征用地- 149 -征地区概况- 149 -设计依据- 149 -建设征地范围- 150 -建设征地实物指标- 151 -建设征地处理措施- 152 -建设征地处理投资概算- 152 -结论- 155 -9.6主体工程施工- 155 -风电机组基础和箱式变电站基础施工- 155 -风电机组的运输及安装- 156 -箱式变压站的安装- 157 -升压站及主要建筑物的施工要求和方法- 157 -9.7施工总进度- 157 -施工总进度设计原则- 157 -施工总进度计划- 159 -9.8附图及附表- 159 -附表- 159 -附图- 161 -10工程管理设计10、- 162 -10.1工程管理机构- 162 -工程管理机构的组成和编制- 162 -工程管理范围- 163 -10.2主要管理设施- 164 -主要设施规划- 164 -电源- 165 -供水- 165 -管理区绿化- 166 -通信方式和设施- 166 -11环境保护与水土保持设计- 167 -11.1环境保护设计- 167 -环境影响评价- 167 -环境保护措施设计- 169 -环境监测与管理- 173 -11.2水土保持设计- 176 -水土流失现状- 176 -水土流失影响- 177 -水土保持措施- 178 -水土保持监测- 183 -水土保持设计综合评价- 183 -11.3环11、境保护与水土保持投资- 183 -12劳动安全与工业卫生设计- 185 -12.1设计依据、任务与目的- 185 -法律法规及技术规范与标准- 185 -任务与目的- 185 -12.2工程概述与风电场总体布置- 185 -工程概述- 185 -风电场总体布置- 186 -12.3工程安全与卫生危害因素分析- 186 -施工期危害因数- 186 -运行期危害因数- 186 -12.4劳动安全与卫生对策措施- 186 -风电机安装安全措施- 187 -防火、防爆- 187 -防电气伤害- 187 -防机械伤害、防坠落伤害- 188 -工业卫生设计- 188 -12.5安全卫生设施- 189 -112、2.6事故应急救援预案- 189 -13工程设计概算- 190 -13.1工程概况- 190 -13.2主要编制依据- 190 -13.3基础资料- 190 -人工预算价格- 190 -材料预算价格- 190 -施工机械台时费- 191 -混凝土半成品单价- 191 -13.4设计概算编制- 191 -项目划分- 191 -设备及安装工程概算编制- 191 -建筑工程概算编制- 191 -其他费用概算编制- 193 -分年度投资及资金流量计算- 193 -预备费- 193 -建设期还贷利息- 194 -总投资- 194 -13.5工程设计概算- 194 -14财务评价及社会效果分析- 207 13、-14.1概述- 207 -14.2财务评价- 208 -项目投资和资金筹措- 208 -分析和评价- 209 -财务评价结论- 212 -14.3CDM的申请- 214 -14.4社会效果分析- 215 -节能和减排效益- 215 -其它社会效益- 215 -1 综合说明1.1 概述2006年12月，中国xx集团昆明勘测设计研究院（以下简称xx院）编制完成了全国风电建设前期工作成果（规划报告篇）第25卷云南省。xx风电场为云南省风电场规划选择的十三个风电场之一，位于大理州xx县，在乔后、炼铁、凤羽和茈碧四乡（镇）交界的xx上。随着xx风电场前期工作的推进，在原规划场址以北又新增了一块场址，x14、x风场的规划范围扩大，装机规模增加。鉴于场址的范围和规模较原规划发生了较大变化，20x年3月昆明院在原规划基础上完成了xx风电场的规划修编工作，提出了云南省大理州xx县xx风电场工程总体规划报告（以下简称规划报告）。xx规划场址地理坐标介于北纬25532614，东经99489957之间，场址范围约90km2，海拔高程在3100m3650m之间。规划场址为一条近南北向延伸的山脊，涉及大理州xx县的乔后、炼铁、凤羽和茈碧四个乡镇。规划场址局部地区展开较宽，xx至乔后的公路从山脊穿过，公路以北的部分较为开阔、平坦，地形起伏不大；公路以南则为两条平行的山脊。场址区地类以草类和小灌木为主，山脊两侧有部分15、林地分布。根据场址地形情况，可将规划场址分为五片，从南到北依次为凤羽片、xx片、xx片、xx片和xx片，其中凤羽片位于xx至乔后的公路以南，场址主要为两条西西南走向的山脊，该片区域装机容量约60MW，考虑到该区域涉及到鸟吊山州级自然保护区，具体开发时间及开发方式有待进一步研究确定。根据规划风电场场址的地形、地质及风能资源条件及初选机组容量和机组布置原则对风机进行初步布置，装机规模约210MW，场址范围约65km2。根据云南省风电开发情况和规划场址实际情况，拟将规划风电场分为四期开发，对应风电场分别为xx风电场、xx风电场、xx风电场及xx风电场，装机规模分别为48.75MW、50MW、50MW16、61.25MW。其中xx风电场的建设条件最好，拟作为一期工程先进行开发，其装机容量为48.75MW。风电场地理位置见图NE26-3349-0922-22-01，场址规划范围及分区情况见图NE26-3349-0922-22-02。2007年8月，中国xx集团公司云南分公司（以下简称“xx云南分公司”）与昆明院签定了xx风电场勘测设计合同，按照合同要求和国家有关政策标准及规程规范，昆明院立即全面展开了预可行性研究和可行性研究工作。经过大量的分析研究工作，昆明院于20xx年7月完成并提交了云南省大理州xx县xx风电场工程预可行性研究报告（以下简称预可研报告）。20xx年7月29日，云南省发展和改革17、委员会在昆明主持召开了预可研报告审查会。经过与会专家的认真讨论和评估，认为预可研报告基本达到了预可阶段的设计深度和要求，初拟工程的装机容量为49.3MW（58850kW）。预可研报告通过审查后，根据风电场工程可行性研究报告编制办法、风电场工程可行性研究报告设计概算编制办法及计算标准、风电场风能资源测量和评估技术规定、风电场场址工程地质勘察技术规定、风电场工程建设用地及环境保护管理暂行办法等相关规定，昆明院立即展开了本项目的可行性研究工作。通过大量的现场勘察和室内分析研究，于20xx年5月完成了可行性研究工作，通过进一步的深入研究，结合现场微观选址等情况，拟定xx风电场的装机规模为48.75MW18、，拟安装39台单机容量为1250kW的风电机组，工程静态总投资59639.19万元。xx风电场位于云南省风能资源较为丰富的大理州，工程建设可以有效利用当地丰富的风能资源，工程建成后将给系统提供48.75MW的电力和11120.81万kWh的电量，可以部分满足当地负荷增长的需求，改善大理地区枯水期供电不足的状况，是加快本地区能源电力结构调整，改善生态、保护环境，促进地区电力及国民经济可持续发展的需要，并将进一步促进当地旅游业的发展。大理州境内江河纵横，雨量充沛，具有丰富的水能资源，而目前大理州境内电源装机几乎全为水电装机，能源结构较为单一。风能是可再生的清洁能源，风电建设符合国家能源产业政策和能19、源发展战略，可以得到国家激励政策和措施的保证，有利于保护生态环境，符合大理州发展旅游业的目标。工程建成后可在一定程度上调整大理州电源结构，在季节上实现风电水电互补，满足当地经济发展的需要，社会效益和环境效益显著，建设该风电场是十分必要的。通过可行性研究分析，xx风电场在技术上是可行的，在经济是合理的，对大理州和云南省都有着积极的作用。1.2 风能资源xx风电场位于大理州中部的xx县，为云南省风能资源丰富的地区之一，场址位于风能资源较为丰富的xx上。xx云南分公司先后在风场内设立了两个测风塔，并于2007年4月开始测风。目前已收集到1号和2号测风塔近两年的资料。根据测风塔在风场内的分布情况，两个20、测风塔的资料基本能反映xx片区场址的风况。根据两个测风塔和xx气象站的资料，分析得到场址代表年70m高度的年平均风速为10.9m/s，年平均风功率密度为1591.3W/m2；达到风功率密度等级7级；年有效利用小时数很高，在7500h左右；风速和风能的年内变化趋势基本一致；场址风向和风能密度方向稳定，主要集中于W至SW扇区，具有明显的主风能方向；风速和风功率密度的年内变化和日变化均较小，风切变指数较小，湍流强度属较弱等级，可以较好地应用于风力发电。需要注意的是，由气象站资料初步推断，场址所处地区可能有不利于风机运行的恶劣天气和自然灾害，如雷暴天气、强降水、结冰等，应进一步收集资料进行深入的分析并21、提出对策措施。1.3 工程地质xx风电场工程区处于扬子准地台区西部边缘，区域构造复杂，活动断裂较为发育，新构造运动迹象明显，属于构造稳定性差的地区。根据1：400万中国地震动参数区划图（GB18308-2001），工程区50年超越概率10%的地震水平动峰值加速度为0.30g，相应的地震基本烈度为度，地震动反应谱特征周期为0.40s。拟建风电场位于xx盆地西面xx的狭长形山脊上，山顶高程一般为3200m3400m，沿山脊顶宽为500m1000m，两侧地形坡度约2030，场地内不良物理地质现象不发育，场地所在的山体稳定性较好，有布置风电场的地形条件。场址区断层较发育，风塔布置应避开断层破碎带，断层22、对场址的影响较小。由于该场地地处条形山脊上，地势较狭窄，属抗震不利地段。由于地处山顶部位，基岩风化不完全，坡、残积层中普遍夹有含量不等的碎石，再结合场地土层结构及力学性质，判定场地土的类型主要为中硬土；场地类别为类。坡积层结构松散，不宜作为持力层考虑，建议建筑物基础置于残积土层或全强风化基岩中。地基土不存在砂土液化问题，但部分塔基可能存在不均匀沉降及边坡稳定问题。工程建设所需天然建筑材料相对较少，推荐料场及备用料场均可满足工程需要。1.4 项目任务和规模风能是取自于大自然的清洁能源，也是取之不尽、用之不竭的可再生能源，其开发利用潜力巨大。随着风电技术的日益成熟，风力发电已成为目前最具有发展前途23、的可再生能源之一。xx风电场的建设有利于促进大理州地方经济的发展，社会效益和环境效益显著。建设该风电场可以得到国家激励政策和措施的保证，对充分利用大理州的风力资源，完成云南“十一五”规划目标，开拓新能源等都是十分必要的。xx风电场建设规模为48.75MW，拟安装39台单机容量为1250kW的风电机组，建设110kV升压站1座，主变容量初步选择1台63MVA。110kV升压站汇集所有风机电能后以一回110kV出线，接到规划新建的110kV宁湖变电站。本风电场需建设110kV升压站一座，分为生产、办公、生活三个区域。1.5 风电机组选型和布置从场址风能资源条件、地形条件、交通运输条件、施工安装条件24、和国产化率等方面综合分析考虑，xx风场宜选择单机容量在600kW1500kW之间，安全等级为IECI的风电机组。在考虑机组技术先进性、商业化程度、经济性和国产化率等因素后，可供选择的机组较少，本次选择了3种机型进行比较，通过技术经济综合比较，本阶段推荐采用单机容量为1250kW的变桨、变速风电机组。xx风场主风能方向明显，风能集中在W至SW扇区，风机按垂直于SW方向进行布置。xx场址较为开阔，西南部地形起伏复杂，东北部为一NNW向的长条形山脊，场址西南部风机按矩阵布置考虑，场址东北部风机按单排布置考虑，尽量布置在风能资源较好的山脊或山包处。由于场址的主风能方向稳定，机组尾流影响主要集中在该主风25、能方向上，其它扇区的尾流影响较小，单排布置风机的间距适当缩小，按不低于3倍风轮直径考虑。另外，还根据场址实际情况，考虑交通运输、施工安装和各种限制性因素进行风机布置。经过优化布置，xx风电场拟安装39台单机容量为1250kW的风电机组，总装机容量48.75MW，估算的风电场年上网电量为11120.81万kWh，平均单机年上网电量为285.15万kWh，年等效满负荷小时数为2281h，容量系数为0.26。1.6 电气根据大理州负荷预测和电源安排，网内电源无法满足大理州供电负荷需要，xx风电场的电量在大理州有消纳空间。因此，该风电场供电范围初步拟定为云南省网覆盖下的大理州境内。考虑风电场本身特点，26、以及就近上网、节约投资的原则，初拟在风电场附近配套建设110kV升压站1座，主变容量初步选择1台63MVA，选型为SFZ9-63000，12181.25%/35kV型风冷有载调压变压器，接线组别YN，d11。110kV升压站汇集所有风机电能后以一回110kV出线，接到规划新建的110kV宁湖变电站。后续工程按220kV电压等级送出。最终接入系统方案将以接入系统专题设计研究论证为准，服从于电网整体规划。xx风电场共布置风机39台，采用一机一变的接线方式，共39台箱变。综合考虑35kV集电线路的走向、与风电场内交叉跨越和环保生态等因素，将风电场内的39台风机箱变分为3组，每组箱变35kV侧并联至127、回35kV集电线路，3回集电线路电缆直埋至风电场110升压站35kV配电室开关柜内。升压站工程与xx风电场工程配套建成，建设主变压器1台，110kV出线1回，采用线路变压器组接线；35kV进出线5回，单母线接线，设置1组户外无功补偿电容器。本风电场全部设备均由计算机监控系统进行监控。风电场分为三级监控：在各台风力发电机现场对单机进行监控；在110kV升压站的中央控制室对全部风电机组和电气设备进行集中监控；根据需要可在远方调度，对整个风电场设备进行监控。1.7 工程消防设计贯彻“预防为主，防消结合”的消防设计原则，消防设备设计选用经国家有关产品质量检测单位检验合格，符合现行有关国家标准的产品，并28、做到安全、可靠、使用方便、经济合理。升压站推荐采用推车式或手提式干粉灭火器。主变压器设备引起的初起火灾，用干粉灭火器扑灭或抑制。对于主变压器设备引起的严重火灾，可采用事故集油池、集油井、干粉灭火器、砂子等有效防止火灾的扩大蔓延。场区内道路宽4m，与风电场施工道路相连接，满足消防车道宽度要求。1.8 土建工程本项目的土建工程主要是风力发电机组基础、箱式变电站基础、中控楼和场内道路等。场址地质条件较好，根据场地地质条件和风机厂家提供的相关资料，拟定风机基础埋深4.1m，采用C30钢筋混凝土圆形扩展基础，基础直径14.5m，端部高度1.5m，根部高度2.5m；台柱高度1.5m，直径5m。基础浇筑完成29、后，基坑采用土石分层回填并夯实到第一台顶部。风机基础的结构设计及地基处理方案，需要根据下一阶段地质工作提供的详细勘测资料以及风机厂家相关资料经计算、比较后最终予以确定。本工程采用一台风机配备一台箱变的形式，共有箱变基础39个。初拟箱变基础与风机基础相距2m，为条形基础与上部口字形直立墙连为整体的钢筋混凝土结构。直立墙顶部为变压器搁置轨道梁。变压器基础底部埋深1.8m，轨道梁顶面高于地坪0.8m。残积层及以下全、强风化岩层作为箱变基础建基面。根据工程需要，拟在距1测风塔东北约400m建110kV升压站一座，占地面积约10000m2。场内布置充分考虑了生产、办公、生活的不同要求，将场地划分为生产区30、办公区和生活区三个区域并分别设置相应的配套设施。1.9 施工组织设计xx风电场位于云南省xx县境内的xx上，场址距xx县城公路里程约为30km，有xx炼铁的县道（X89线）经过场址，对外交通较为方便。对外交通运输主要采用公路运输，线路为：昆明大理xx场址，总里程约420km，交通具体情况如下：昆明大理公路里程314km，为高速公路；大理xx公路里程76km，为三级或四级公路；xx场址公路里程30km，为等外公路。工程永久占地596220m2，临时占地494450m2，占地区不涉及人口、房屋及专项设施，以林地和草地为主，工程建设征地处理补偿费用静态总费用为1971.36万元。工程建设所需的水、31、电、砂石骨料、水泥、混凝土等较少，可从当地购买或附近接入。根据现场的地形、场内道路规划条件、安装部件重量及起吊高度等要求，配置吊装设备，每套吊装设备为主、辅吊各一台。主吊选用500t汽车吊，辅吊选用100t汽车吊。工程总工期18个月，从第1年7月开工建设，第2年底全部工程竣工。1.10 工程管理设计本风电场和110kV升压站按少人值班的原则进行设计，根据生产经营需要，本着精干、统一、高效的原则，体现现代化风电场运行特点，风电场设立经理、风电场场长和主任工程师各1名，另外还设置技术部、检修部、运行部、后勤部和财务部等部门，初拟人员为30人，其中技术部2人、检修部9人、运行部10人、后勤部4人、财32、务部2人。负责提高设备可利用率和供电可靠性，保证风电场的安全经济运行和工作人员的人身安全，保持输出电能符合电网质量标准，降低各种损耗。工程的管理范围主要为一线的生产基地，包括39台风电机组、39台箱式变电站、110kV升压站和相关输变电设施以及场区交通公路。另外，生活基地的管理范围主要为各种办公设施及生活设施。生产基地拟新建一座110kV升压站，占地面积约10000m2，考虑了生产、办公、生活的不同要求，利用公路将场地划分为生产区、办公区和生活区三个区域并分别设置相应的配套设施。考虑到本风电场及未来xx风电公司工作人员在xx县调度、办公、生活的需要，拟建设一个生产管理及生活基地，设置调度中心、33、生活区和辅助设施等。另外，配备三辆皮卡车，作为风电场运行车辆。1.11 环境保护与水土保持设计工程施工期施工人员进驻可能增加对鸟类的猎捕，需要加强对施工人员环保教育和宣传。施工占地和施工噪声将缩小当地留鸟的栖息地。施工期夜间值班人员和运行期升压站管理人员照明若不采取遮光措施，对在浓雾天的迁徙鸟类形成误导而飞扑灯光。施工期影响可通过调整施工时间，加强夜间遮光措施和设置防护网罩来减免。在风电场运行的秋季浓雾天气，迁徙鸟类降低飞行高度，沿场区南端的xx垭口通过，此时将可能撞上机组而发生伤亡事件。本风电场在布置风机时已根据环保要求调整了xx垭口北侧的风机布置，并根据环保部门要求在工程建成后在秋季迁徙期34、设立鸟类监测点，掌握工程建设对鸟类的影响情况，适时调整保护措施予以保护，必要时停止个别对鸟类影响较大的风机运转，以最大程度地减免对鸟类迁徙的影响。xx风电场建设施工期将产生爆破噪声和施工设备噪声影响，运行期产生的叶片扫风动力噪声和机组内部机械运转噪声，由于附近没有村庄居民点，噪声仅对现场施工人员产生影响；工程建设将损毁地表植被，导致地表裸露，产生水土流失，导致土地沙化；场区邻近xx垭口鸟类迁徙通道，电场施工和运行管理照明引诱鸟类，风机运转可能会对迁徙鸟类造成伤害，拟通过采取遮光和网罩防护，并进行后续观测以调整保护措施等减小对迁徙鸟类的影响；施工扬尘和开挖裸露面，对地处下风向的xx县城产生局部影35、响。这些影响均可采取相应的环境保护措施将其降低到较小程度。风电工程属国家鼓励的新能源开发项目之一，工程建设可减少不可再生资源的损耗及由此带来的废气排放，具有明显的环境效益。从环境保护的角度来看，只要认真落实各项环境保护措施，本工程建设是可行的。xx风电场周边区水土流失较轻，流失面积以轻度和中度侵蚀为主，强度以上侵蚀极少。工程扰动地表总面积为114.58hm2。损坏水土保持设施面积为109.58hm2，工程最终弃渣量为157.7万m3（自然方）。项目建设区现状水土流失强度总体上为轻度土壤侵蚀区。若不采取水土保持措施，项目区新增水土流失量为30661.80 t。为解决工程建设造成的水土流失问题，提36、出了水土保持分区防治措施，主要有风机场区临时防护措施和绿化植草措施，升压站区绿化措施和临时防护措施，场内道路区道路防护林和临时防护措施，弃渣场防治区排水设施、弃渣拦挡设计、施工管理措施、临时防护措施和植被恢复措施，施工辅助设施区的临时防护措施、植被恢复措施和水土保持要求。本工程场区环境保护措施费用包括水土保持措施费、鸟类保护费、废污水处理费、植被恢复费、噪声防护费、生活垃圾处理费、粉尘防治费和环境监测费。计算得本工程环境保护静态投资为1065.34万元。1.12 劳动安全与工业卫生设计风电场施工和生产期间必须坚持“安全第一、预防为主”的方针，建立、健全安全生产网络，全面落实安全生产责任制，严格37、执行风力发电场安全规程（DL796-2001）、风力发电场运行规程（DL/T666-1999）、风力发电场检修规程（DL/T797-2001）等规程规范的规定，提高人员的安全意识，杜绝人身伤亡和设备事故，避免不必要的经济损失。工业卫生设计在防噪声及防振动、温度和湿度控制、采光与照明、防尘、防污、防腐蚀、防毒、防电磁辐射等方面均按现行的有关规程、规范和标准规定执行。风电场应配备能满足运行人员生产和生活需要的设施。根据需要设置专门的安全与卫生管理部门，负责安全卫生方面的宣传教育及专门归口管理。配置必要的声级计、温度计、湿度计、照度计、振动测量仪、电磁场测量仪、微波漏能测量仪等仪器、仪表，对风电场及38、升压站进行监测。1.13 工程设计概算按2009年一季度价格水平计算，本项目静态总投资为59639.19万元（不含送出工程，下同），其中资本金占20%，贷款占80%，单位千瓦静态投资12234元/kW。建设期利息2615.62万元，工程动态总投资62254.81万元（不含流动资金），单位千瓦动态投资12770元/kW。1.14 财务评价及社会效果分析财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的基础上，对项目进行财务效益分析，考察项目的赢利能力、清偿能力和财务生存能力等财务状况，判断其在财务上的可行性。按资本金财务内部收益率8%测算的经营期上网电价为0.7211元/kWh（不含增值税，含增值税为0.39、7824元/kWh），按这一电价计算，总投资收益率3.27%，资本金净利润率7.56%，贷款偿还期13.38年，满足银行贷款期限不超过15年的要求。xx风电场项目的目标是使用风能资源来生产电力，本项目实施可替代相应的火力发电，减排效果明显，可以申请成为CDM项目。如果本项目能够通过CDM的审批和注册，可以进一步提高本项目的经济竞争力，降低项目实施的市场和技术风险。经初步估算，考虑CDM收入后，项目的电价可降低0.0813元/kWh，即项目的不含税电价可由0.7211元/kWh降低至0.6398元/kWh，降低了11.27。可见，考虑CDM收入后，项目的财务指标将得到显著改善。云南省的风能资源开40、发利用起步较晚，xx作为云南省第一批规划的十三个风电场之一，将和大风坝风电场、者摩山风电场一起，为大理州乃至云南省的风力发电事业开辟广阔的天地，使云南省跨入规模化利用新能源的时代。xx风电场具有明显的环境效益和社会综合效益，该风电场的建设对大理州乃至云南省都有着积极的作用。1.15 结论和建议1.15.1 结论xx风电场位于大理州中部的xx县，为云南省风能资源丰富的地区之一。场址范围内两测风塔风速均达到风能资源评估规范的风功率密度等级表中的6级风速参考值，风功率密度等级均达到7级；风速、风功率密度日内变化趋势一致，年内变化趋势比较一致；各月的风向和风能密度方向分布与全年的基本一致，风向、风能密41、度方向分布集中；风切变指数较小，湍流强度属较弱等级。总体而言，xx风电场工程可以较好地应用于并网风力发电，具有较大的开发价值。xx风电场安装单机容量为1250kW的风电机组39台，装机容量48.75MW，风电场年上网电量为11120.81万kWh，平均单机年上网电量为285.15万kWh，年等效满负荷小时数为2281h，容量系数为0.26。根据工程需要，建设110kV升压站一座，占地面积约10000m2，布置生产区、办公区和生活区三个区域并分别设置相应的配套设施。新建主干道约11.4km，施工支线约16.5km，工程永久占地596220m2，临时占地494450m2，总工期18个月。工程静态总42、投资为59639.19万元，单位千瓦静态投资12234元/kW，动态总投资62254.81万元（不含流动资金），单位千瓦动态投资12770元/kW。按满足资本金内部收益率8%测算的经营期电价不含增值税为0.7211元/kWh，含增值税为0.7824元/kWh，总投资收益率3.27%，资本金净利润率7.56%，贷款偿还期13.38年，满足银行贷款期限不超过15年的要求。xx风电场具有明显的环境效益和社会综合效益。该项目在技术上是可行的，在经济是合理的，对大理州乃至云南省都有着积极的作用。1.15.2 建议1、建议业主尽快委托有资质的单位完成相关的专题设计，抓紧风电场资金筹措和建设工作的落实，争取43、早日核准开工建设。2、场址两个测风塔于2007年4月开始测风，至今已采集到近两年的测风资料。受地形影响，风场各测风塔风速与长期站关系不密切。因此，建议风场严格按照国家标准风电场风能资源测量方法（GB/T 187092002）的规定，继续采集各测风塔的测风资料，尽可能延长各测风塔的测风序列，以利于今后复核分析场址的风能资源情况，指导风电场运行，提高发电效益。1.16 工程特性表xx风电场工程特性表名 称单位（或型号）数 量备 注风电场场址海拔高度m333039台机平均经度（东经）99509954纬度（北纬）2559263年平均风速（70m高度）m/s10.9风电场平均风功率密度（70m高度）W/44、m21591.3风电场平均盛行风向SW主要设备风电场主要机电设备风电机组台数台39额定功率kW1250叶片数个3风轮直径m64风轮扫风面积m23215切入风速m/s3额定风速m/s15切出风速m/s25安全风速m/s70轮毂高度m65风轮转速r/min13.224.5发电机额定功率kW1250发电机功率因素0.95+0.95额定电压V690箱式变电站YBF-40.5/0.6939升压变电站主变压器型号SFZ9-63000/110GY，12181.25%/35kV台数台1容量kVA63000VA额定电压V110出线回路数及电压等级出线回路数回1电压等级kV110土建风电机组基础台数座39型式圆形45、扩展基础地基特性中硬土箱式变电站基础台数座39型式钢筋混凝土条形基础与上部口字形直立墙相连施工土石方开挖m31340000土石方回填m3156200混凝土m31300浆砌石m3124100道路长度km27.9施工期限总工期月18第一批机组发电工期月10概算指标静态投资（编制年）万元59639.192009年一季度工程总投资万元62401.06不含流动资金单位千瓦静态投资元/kW12234单位千瓦动态投资元/kW12770设备及安装工程万元40131.12建筑工程万元12377.18其它费用万元5393.82基本预备费万元1737.06建设期利息万元2615.62经济指标装机容量MW48.75年46、上网电量kWh11120.81年等效满负荷小时数h2281平均上网电价（不含增值税）元/ kWh0.7211平均上网电价（含增值税）元/ kWh0.7824赢利能力指标总投资收益率%3.27资本金净利润率%7.56项目投资财务内部收益率%6.42资本金财务内部收益率%8.00清偿能力资产负债率%52.88还贷期平均2 风能资源2007年8月，中国xx集团公司云南分公司与昆明院签定了勘测设计合同。2008年3月昆明院计划经营部下达了勘测设计科研试验任务书，昆明院随即开始了相关资料收集和勘测设计工作，其间得到了云南省气候中心的大力协助和支持，双方共同合作完成了云南省大理州xx县xx风电场工程风能资47、源评估报告（简称“评估报告”），并于2008年7月25日通过云南省发展和改革委员会能源局组织的评审，形成以下五点主要评审意见：一、该报告严格按照GB-T18710-2002风电场风能资源评估方法、QX/T74-2007风电场气象观测及资料审核、订正技术规范之规定进行编写。二、xx风电场1、2号测风塔观测项目满足风资源评价要求，安装规范。1、2号测风塔观测取得的有效数据可用于风能资源评价。三、xx风电场1、2号测风塔2008年23月间，受五十年一遇冰雪灾害影响，出现无效观测数据，报告对无效数据进行了插补、订正，所使用的插补订正方法符合相关技术规范，订正数据可以用于风能资源评价。四、该报告采用1、48、2号测风塔连续一年观测数据（含订正后数据）和计算得出的风能资源评价参数、评估方法符合有关规范要求，评估结果合理可信。五、xx风电场工程风能资源评估报告结论显示工程所在位置风速、风功率密度较大，风能资源较为丰富，具有较高开发价值。“评估报告”在对测风数据进行验证、订正的基础上，客观、充分反映了xx风电场工程区域的风能资源状况。目前，xx1号、2号测风塔仍只有一年多的测风资料，因此，本阶段沿用“评估报告”中，依据两测风塔2007年5月1日2008年4月30日的连续一年测风资料进行的风能资源评估成果。2.1 区域风能资源分析2.1.1 大理州自然地理概况大理白族自治州（以下简称大理州）位于云南省西部49、，东连楚雄彝族自治州，西接保山市，北与丽江市毗邻，南和临沧、思茅地区接壤，全州面积为2.95万km2，主要有白、汉、回、彝、藏、傈僳等25个民族，白族占总人口的三分之一。大理州地处云贵高原与横断山脉结合部位，地势西北高，东南低，地貌复杂多样。境内的山脉主要属云岭山脉及怒山山脉，点苍山位于州境中部，如拱似屏、巍峨挺拔。州内群山的最高峰为北部剑川与兰坪交界处的雪斑山，海拔4295m，最低点是云龙县怒江边的丙栗坝，海拔730m。州内湖盆众多，面积在1.5km2以上的盆地有18个，面积共1871.46km2，占全州总面积的6.6%。大理州地处低纬高原，在低纬度高海拔地理条件综合影响下，形成了低纬高原季50、风气候，特点是冬暖夏凉，四季如春，日照充足，雨热同季，干湿分明，风能丰富；同时海拔高差悬殊，立体气候明显，具有中亚热带、北亚热带、暖温带、中温带、寒温带等5种不同的气候类型，形成热、温、寒三层兼有，干、湿类型并存的气候特征。气候随海拔高程的变化很明显，可谓“一山分四季，十里不同天”。2.1.2 xx县自然地理概况xx县位于大理州北部，在北纬25482626、东经993210020之间。东邻鹤庆县、宾川县，南接大理市、漾濞县，西毗云龙县，北连剑川县。2004年起总面积2533km2，其中坝区面积占42，山区面积占58。县城所在地玉湖镇距省会昆明411km，距州府大理市73km。xx，意即大理洱海51、的发源地，县境内湖泊众多，资源丰富，被誉为“温泉之乡”、“素心兰之乡”、“乳牛之乡”、“梅子之乡”，茈碧湖更有洱海的母亲湖之称。xx县地处云岭南部，横断山脉与云贵高原的交界地带，地势西北高，东南低，东部多为盆地，西部多为高山峡谷。最高海拔南无山为3958.4m，最低海拔金玉河下游为1550m。境内山脉均为云岭支脉，由北向南延伸，主要山脉有xx脉、西xx山脉、马鞍山山脉。主要河流为黒惠江、弥苴河、落漏河，主要湖泊有洱海（北部）、茈碧湖、西湖和东湖等，多属澜沧江水系。xx县属低纬度高原季风气候，年均日照为2427.9h，无霜期为273d，年平均气温为14.2，年平均降雨量为719.2mm。主要气象52、灾害有低温冷害、霜冻、洪涝、干旱、冰雹等。2003年末，境内有214国道线60km，省道177km，县乡公路159.7km，乡村公路694.9km，通车里程1091.6km，90个村民委员会均有公路相通。2.1.3 xx气象站风速分析xx气象站位于大理州xx县城，地处东经9958，北纬2607。由xx气象站1971年2000年30年的风速资料统计，其多年平均风速为2.2m/s。xx气象站多年月平均风速成果见表2.1-1。表2.1-1 xx气象站多年月平均风速成果表月份123456789101112全年风速（m/s）2.5 3.1 3.1 2.8 2.7 2.2 1.7 1.3 1.5 1.8 53、1.9 1.9 2.2 根据xx气象站1971年2000年的逐月平均风速资料，绘制xx气象站风速年际和年内变化直方图，见图2.1-1和图2.1-2。由图2.1-1可以看出，除1980年的年平均风速略小于多年平均值2.2m/s外，1971年1992年的各年平均风速值均达到或大于多年平均风速；而1993年以后风速有所减小，1993年2000年的年平均风速都在2.0m/s以下。最大年平均风速出现在1988年，为2.5m/s；最小出现在1997年，为1.8m/s，最大最小年平均风速的比值为1.4，xx气象站的风速年际变化较小。由图2.1-2可见，xx气象站大风月是1月5月，平均风速2.9m/s；小风月54、是7月12月，平均风速为1.7m/s。最大为2月和3月，平均风速为3.1m/s，最小为8月，平均风速为1.3m/s，最大最小月平均风速的比值为2.4，xx气象站的风速年内变化较年际变化大，较大风速出现在枯水季节(1月5月)。图2.1-1 xx气象站历年年平均风速变化直方图（1971年2000年）图2.1-2 xx气象站多年平均月平均风速变化直方图（1971年2000年）2.2 风电场场址概况2.2.1 自然地理概况2.2.2 自然地理概况xx风电场位于大理州中部的xx县，为云南省风能资源丰富的地区之一。坝区年平均风速一般在2.0m/s2.5m/s以上，年平均风功率密度在50W/m2100W/m55、2之间，部分地区年有效利用小时数可达3500h4000h；坝区周围的山上，年平均风速、年平均风功率密度和有效利用小时数均比坝区增加得较多。xx从西北往东南延伸，在漾濞江和洱海之间树起一道天然的屏障，从西面来的气流由于地形隆起得到加速，形成了丰富的风能资源。因此，拟将规划场址选于该山脊上。规划报告中规划场址为一条近南北向延伸的山脊，涉及大理州xx县的乔后、炼铁、凤羽和茈碧四个乡镇，海拔高程在3100m3650m之间。规划场址局部地区展开较宽，xx至乔后的公路从山脊穿过，公路以北的部分较为开阔、平坦，地形起伏不大；公路以南则为两条平行的山脊，局部地段较为平坦开阔。场址区地类以草类和小灌木为主，山脊56、两侧有部分林地分布。场址概况见图2.2-1和图2.2-2（2005年11月拍摄）。图2.2-1 xx风电场场址概况图（图中上方向为南）图2.2-2 xx风电场场址概况图（图中上方向为北）根据现场踏勘，发现场址内除了部分小灌木外，其余均为草类覆盖。在山脊的迎风坡分布有部分灌木，但随着海拔高程升高，越靠近山脊，灌木的高度越小，在山脊上几乎没有分布。在山脊靠背风坡的边缘，虽然有部分松树，但由于受西南风的长期吹刮，树枝基本向着同一方向生长。从场址的这些情况可知，该处的年平均风速较大，主风向稳定，风能资源非常丰富。现场临时测风结果也在一定程度上表明了该处的风能资源较好，2005年11月25日下午进行的几57、次观测中，平均风速在7.7m/s10.0m/s之间，风向均为WSW。2.2.3 测风塔及其测风资料概况2007年3月，xx风电场工程测风塔安装工程进入基础施工和测风塔架安装阶段，在乔后xx公路以北安装两个测风塔。测风塔测风仪器均采用北京莱维塞尔科技有限公司代理的NRG测风仪。2007年4月7日，1号测风塔安装完毕，4月8日，2号测风塔安装完毕，并分别于2007年4月25日、4月27日通过验收。xx风电场工程两测风塔位置见xx场址范围示意图（图号：NE26-3349-0922-62-01）。xx风电场工程测风塔塔架均为垳架，1号、2号测风塔高度均为70m，海拔高程分别为3151m、3507m。其58、测风设备配置相同：分别在10m、30m、50m和70m高度安装风速计，在10m和70m高度安装风向标，分别测有风速、风向、气温、气压等项目，观测记录为每10分钟一个。每一个观测仪器占用一个记录通道，每个记录通道应记录有某10分钟之内的平均值、方差、最大值、最小值共四项。风向通道仅记录有平均值、方差；气温、气压通道仅记录有平均值。两测风塔基本情况详见表2.2-1。由于2008年2月15日发生了50年一遇的雨雪冰冻灾害，在大雪重压之下，两个测风塔相继倒塌，至3月29日才重新设立、测量。另外，受恶劣气候影响，2号塔于2008年12月13日再次倒塌，之后不再重新设立，中断测验。根据测风资料情况，采用两59、测风塔2007年5月1日2008年4月30日的连续一年测风资料进行风能资源分析。表2.2-1 xx风电场测风塔基本情况表项目测风塔名称1号测风塔2号测风塔海拔高度（m）31513507地理坐标北纬255950.5826328.68东经995155.14995144.58记录通道高度（m）风速70 50 30 1070 50 30 10风向70107010温度77湿度77气压77电压77资料长度2007年4月7日今2007年4月8日2008年12月12日2.3 数据验证按风电场气象观测及资料审核订正技术规范（QX/T 742007）和风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002）规定，60、在使用风电场测风塔测风数据时，应对数据的合理性和完整性进行判断，剔除由于仪器故障、传输错误、特殊天气等原因造成的不真实数据，最大限度满足数据的客观性要求。合理性检验包括数据取值范围检验、一致性检验和相关性检验。除特别说明之外，本报告检验均采用逐小时记录进行。2.3.1 检验标准2.3.1.1 各要素取值范围根据QX/T 742007规定，各要素合理性取值范围如表2.3-1。表2.3-1 各要素取值范围主要参数单 位合理取值范围气温变化-8060气压变化hPa5001100风速变化m/s075风向变化0360或16个方位和静风上述取值范围符合xx风电场工程的实际测量情况，无需加以特别说明或对取值61、范围进行变更。2.3.1.2 一致性检验标准根据QX/T 742007规定，风速风向一致性检验标准如表2.3-2，其中V和D取值均取逐小时值。表中，V（风速）和D（风向）下标表示数据获得的高度，V300.2m/s或V500.2m/s说明有一高度测值为静风。表2.3-2 一致性检验标准项目标 准各高度风速一致性|V50-V30|4.0m/s和|V50-V10|8.0m/s各高度风向一致性|D50-D30|330或V300.2m/s或V500.2m/s2.3.1.3 相关性检验标准测风数据中，极大风速最大风速，逐时风速最大风速。气温、气压也遵循上述规定。2.3.1.4 完整性检验有效数据完整率按下62、式计算：式中，应测数目测量期间小时数； 缺测数目没有记录的小时数目；无效数据数目确认为不合理的数据小时数目。按规范，数据完整率应达到90%以上。2.3.2 1号测风塔数据检验本次测风数据时段为2007年5月1日00时至2008年4月30日23时，每个要素应有8784个小时平均记录。2.3.2.1 取值范围检验经检验，1号测风塔有118个相对湿度记录值大于100%，经分析，应为水汽饱和状况，修订为100%后视为有效。其它所有测量数据均在有效范围以内。2.3.2.2 一致性检验经检验，1号测风塔共计有349个记录不符合风速一致性检验规定，占总记录数的4.0%。其中70m高度层79个，占0.9%；563、0m高度层90个，占1.0%；30m高度层66个，占0.8%；10m高度层114个，占1.3%。一致性检验不合规定的原因主要是2008年1月2631日期间出现不同高度测风数据偏差超过标准，其原因可能与低温造成风速仪转动速度下降有关。1月31日以后测风数据基本归零，视为缺测。1号测风塔风向观测分别设在10m和70m，这种摆设方法符合GB-T 18710-2002规定，但无论GB/T 18710-2002或QX/T 74-2007均给出的是30m/50m的验证标准，按此标准检验10m/70m的真实性会出现系统性误差。尽管如此，我们仍然检验了逐10分钟风向的合理性。在总样本52704个中，缺测90864、8个。按10m/70m风向差30为合格，则无效数据1203个，缺测率17.2%，无效率2.3%，数据总有效率80.5%；按10m/70m风向差60为合格，则无效数据336个，无效率0.8%，数据总有效率82.1%。由于按风向差60的标准检验无效率非常低，且较为分散，对结果影响甚微，故在本次分析均不予剔除。2.3.2.3 相关性检验经验证，1号测风塔风速数据均符合相关性规定，予以采用。气压值和相对湿度值均符合相关性规定，予以采用。气温值有17个记录最大值小于平均值，49个记录最小值大于平均值，但误差均在0.1以内，视最高、最低气温挑选不正常，平均值视为有效。2.3.2.4 完整性检验1号测风塔风65、速数据检验结果见表2.3-3。由表可知，由于缺测记录过多，1号测风塔实测样本有效率不能达到90%的规定。缺测记录过多的原因是由于2008年2月15日发生了50年一遇的雨雪冰冻灾害，造成了风速仪异常，并最终导致测风塔倒塌，至3月29日才重新测量。表2.3-3 1号测风塔风速数据检验结果项目10m30m50m70m应测记录数8784878487848784缺测记录数1371139613761400无效记录数114669079有效记录数7299732273187305数据有效率83.1%83.4%83.3%83.2%另外，气压、气温和相对湿度分别有1024、1023和1023个记录缺测，数据总有效率66、为88.3%、88.3%和88.4%。2.3.3 2号测风塔数据检验本次测风数据时段为2007年5月1日00时至2008年4月30日23时，每个要素应计有8784个记录。2.3.3.1 取值范围检验经检验，2号测风塔有194个逐时相对湿度记录超过100%，经分析为过饱和所致，修订为100%后视为有效。其它所有测量数据均在有效范围以内。2.3.3.2 一致性检验经检验，2号测风塔共计有471个记录不符合风速一致性检验规定，占总记录数的5.4%。其中70m 132个，占1.5%；50m 126个，占1.4%；30m 143个，占1.6%；10m 70个，占0.8%。一致性检验不合规定的原因主要是267、007年12月36日、9日、2729日和2008年1月8日出现不同高度测风数据偏差超过标准，其原因可能与低温造成风速仪转动速度下降有关。1月25日16时以后风速测量数据十分紊乱，视为缺测。2号测风塔风向观测分别设在10m和70m，这种摆设方法符合GB-T 18710-2002规定，但无论GB/T 18710-2002或QX/T 74-2007均给出的是30m/50m的验证标准，按此标准检验10m/70m的真实性会出现系统性误差。尽管如此，我们仍然检验了逐10分钟风向的合理性。在总样本52704中，缺测9534个。按10m/70m风向差30为合格，则无效数据899个，缺测率18.1%，无效率1.68、7%，数据总有效率80.2%；按10m/70m风向差60为合格，则无效数据280个，无效率0.6%，数据总有效率81.4%。由于按风向差60的标准检验无效率非常低，本次分析不予剔除。2.3.3.3 相关性检验经验证，2号测风塔风速数据均符合相关性规定，予以采用。气压值和相对湿度值均符合相关性规定，予以采用。有13个气温记录的最大值小于平均值，57个记录最小值大于平均值，但误差均在0.1以内，视最高、最低气温挑选不正常，平均值视为有效。2.3.3.4 完整性检验2号测风塔风速数据完整性检验结果见表2.3-4。表2.3-4 2号测风塔风速数据完整性检验结果项目10m30m50m70m应测记录数8769、84878487848784缺测记录数1557158115811572无效记录数70143126132有效记录数7157706070777080数据有效率81.5%80.4%80.6%80.6%由表可知，2号测风塔由于缺测记录过多，实测样本不能达到有效率超过90%的规定，且缺测数和无效数据均明显多于1号测风塔。2号测风塔缺测记录过多的原因与1号测风塔相同，同时由于2号测风塔海拔更高，受低温雨雪冰冻灾害的影响更大，因而缺测数据和无效数据更多属于正常现象。另外，气压、气温和相对湿度分别有1059、1058和1487个记录缺测，数据总有效率为87.9%、88.0%和83.1%。2.3.4 数据插补由70、于缺测、实测数据无效等原因，为得到连续1年的完整数据，需对缺测、无效数据进行处理，即数据插补。风速数据插补基于以下原则进行：（1）若某层某时期缺测或数据无效，而该时期同一塔的其它层观测数据完整，则采用风切变系数订正插补。剔除缺测和无效记录后，对xx1号和2号测风塔各高度逐小时平均风速进行相关分析，其结果见表2.3-5。表2.3-5 1号和2号测风塔逐小时平均风速层间相关系数层次10m-30m50m-10m50m-30m70m-10m70m-30m70m-50m1号相关系数0.99280.99010.99540.98720.99500.99732号相关系数0.99610.99330.99760.71、98890.99510.9978从表中可见，两测风塔各层间相关关系非常好，相关系数最小值也在0.98以上，通过0.001水平的显著性检验，可以用于缺测值的插补计算。其方法是选取适当的廓线函数拟合风速垂直分布参数，然后对缺测层的数据进行插补。风切变幂律公式如下：式中，V1为高度Z1的风速，V2为高度Z2的风速，为风切变指数，计算公式如下：其计算值如表2.3-6。表2.3-6 同塔10m高度与其他高度层插值系数测风塔70m50m30m1号0.06930.071930.08112号-0.0109-0.0194-0.0155（2）某一测风塔某时刻所在层次均无效或缺测，而同一时刻另一测风塔为有效测值，则72、用该测风塔的数据进行插值。表2.3-7给出了1号和2号测风塔相应层次逐小时风速的相关系数。从表中可以看出，两个测风塔相应层次的风速相关性虽不如同一测风塔不同层次的好，但已经达到或接近0.8，足以满足0.001水平的显著性检验，可以使用。表2.3-7 xx1号和2号测风塔相应层次逐小时风速相关系数时段70m50m30m10m雨季08108080840794407901干季07669075560750307479全年08124080430793207911计算可获得风切变指数如表2.3-8。表2.3-8 两塔间同层高度插值系数项目70m50m30m10m2号：1号1.22901.24011.29173、81.4365（3）对于所有测风塔同时刻均无有效数据或数据缺测的情况，原则上不应进行插补，但因xx风电场工程的测风期间遭遇50年一遇的低温雨雪冰冻灾害，造成2008年2月15日3月29日长时间段两个塔的数据序列均缺测，若不插补则不能达到90%的数据完整率，且2月3月基本无可利用数据，因此仍然采用统计方法进行插补。对2007年11月1日2008年4月30日期间1号测风塔10m高度层与剑川气象站日平均风速进行分析，可建立如下数学模型：由于剑川站位于坝区，会出现小于1m/s的风速，为使推算值不为负数，特设定当剑川站风速小于1m/s时，取剑川站风速值为1m/s。基于以上公式与设定，用2008年1月2674、日2008年3月29日剑川气象站逐小时风速推算出1号测风塔10m层对应时段逐小时风速；再用同塔不同层之间的指数关系推算出1号塔其它层风速；最后用同层不同塔之间的比例关系推算出2号测风塔10m、30m、50m、70m层风速。风向缺测情况的处理原则如下：（1）若同塔不同高度缺测（含无效），以该塔有记录的风向替代。（2）若不同塔间出现交替缺测，以有记录的记录替代。（3）若两塔均缺测，以参照站同期风向替代。经过插补处理后，获得了连续1年的逐小时观测记录，将用于下一阶段数据分析和评价。2.4 数据订正由于xx风电场工程两个测风塔仅有一年的测风资料，不能代表风电场风资源的长期平均水平，若将已获得的测风数据75、直接应用于风能资源分析，将有可能因为风速的年际变化直接影响到设计成果的客观性。因此，GB/T 18710-2002和QX/T 742007均要求对风电场测风资料进行风速订正处理。按照GB/T 18710-2002，气温、气压和相对湿度数据延长均为可选项，本次仅对风速作延长订正。2.4.1 参照站的选择根据QX/T 742007关于风场序列延长的参照站选取规定，考察xx、剑川、丽江3个邻近气象站情况。表2.4-1给出了3个气象站的参数。表2.4-1 xx风电场工程相邻气象站站点参数站点东经北纬与1号距离的(km)与2号的距离(km)xx9958260716.612.2剑川9955263259.576、53.0丽江100132652102.296.2从数据订正的统一性考虑，应选定唯一的站点作为参照站。为使参照站的选择合理，首先给出了3个站与测风塔按季节划分的逐日平均风速相关系数（表2.4-2）。在计算相关系数时，从客观考虑，所有数据均采用实测有效值，而未引用插补数据。从表中可以看出，由于共处一个风带，两个测风塔逐日平均风速与3个相邻站点相关性系数值除丽江干季1号测风塔和xx雨季2号测风塔相关较差以外，其它均通过0.001水平的信度检验，满足QX/T 74-2007的要求。表2.4-2 1号和2号测风塔10米逐日风速与相邻气象站同期逐日风速相关系数表站点测风塔干季逐日值雨季逐日值全年逐日值xx77、1号测风塔0.39230.43860.50602号测风塔0.44200.28480.4220剑川1号测风塔0.58220.59870.57552号测风塔0.67170.49600.5894丽江1号测风塔0.23430.58820.56102号测风塔0.29880.52630.5057综合分析上述两个表，基于以下理由选择剑川气象站作为参照站。（1）丽江气象站虽然海拔高度与测风塔最为相似，但相距太远，造成干季风速相关系数较低。（2）xx气象站虽然距测风塔最近，但海拔相差较大，且处于山顶的测风塔与处于山脚的气象站间地形差异较大，造成其风速相关性不好。（3）剑川气象站海拔高度与风电场相近，风速相关系数78、总体上优于其它两站，且均衡性最好。2.4.2 参照站基本风况剑川气象站1971年2000年各月风速气候统计值如表2.4-3。表2.4-3 剑川气象站风速气候平均值月份123456789101112年均风速m/s3.44.03.93.43.43.62.92.12.32.62.62.73.1从表中可以看出，剑川气象站的风速存在明显的月季变化特征：上半年为高值期，各月均超过3.4m/s，其中2月最大，达4.0m/s；而下半年为低值期，各月均不足3m/s，其中8月仅2.1m/s。从年均值（3.1m/s）看，剑川气象站是云南省风速最大的测站之一。图2.4-1是风速的月季变化图，可以更明了地看出其中的变化79、结果。从图中可以直观地看到，上半年1月6月为风能利用的最佳时期。图2.4-1 剑川气象站风速月际变化图图2.4-2给出了剑川气象站1957年2007年风速变化图及线性趋势线、5阶多项式拟合曲线。其中1968年、1974年和2005年年平均风速无统计值，从客观性考虑未予补齐。图2.4-2 1957年2007年剑川气象站风速年际变化图从图中可以看出，剑川气象站的年平均风速总体上呈增加的趋势，递增率为每10年0.11m/s（通过了0.01的信度检验）。其中在1950年代至1960年代末期明显增加，1990年代中期出现了明显的减小，近年来又略有回升，但仍未回到1971年2000年气候平均水平。2.4.80、3 相关分析根据QX/T 712007规定，数据的订正应按季节或风向扇区进行分类，本次订正采用季节分类。考虑到同一强度的气流在移动时的时差，不可能同时出现在两个相距50km的地域，因此不进行逐小时相关分析，而采用按季节内进行日平均风速值相关分析。由于云南地处低纬高原，其季节的划分存在特殊性，因此在检验相关时季节划分按照云南气候学界公认的雨季（5月10月）和干季（11月次年4月）进行。表2.4-4是剑川气象站10m高度与两个测风塔同期不同高度观测资料按不同季节的逐日平均风速相关系数。表2.4-4 剑川县气象站与两个测风塔不同季节逐日平均风速相关系数塔号测风高度干季逐日雨季逐日全年逐日1号10m081、.58220.59870.575530m0.59160.60240.583950m0.59530.60340.582270m0.58900.60190.57682号10m0.67170.49600.589430m0.66860.49950.585950m0.66480.49920.583270m0.65960.50340.5790从表中可见，两个测风塔不同高度测风数据与剑川气象站10m高度风速的相关系数最大值为0.6717，最小值为0.4960，均能够通过0.001的信度检验，可以认为以剑川作为参照站是合理的，其订正值可信度较高。图2.4-3给出了xx两个测风塔月平均风速与剑川气象站同期风速的82、比较，图中为使测风塔风速变化连续，已经引用了订正值。图2.4-3 xx测风塔月平均风速与同期剑川气象站比较从图中可以看出，测风塔风速与剑川气象站风速的月际变化基本是一致的，但其变幅明显偏大，风速的绝对值也大得多。2.4.4 数据延长订正2.4.4.1 数据延长为得到风电场的风资源平均状况，需将为期一年的测风样本与参照站气候平均值进行比较，以取得风速序列的延长。参照站的当年实测风速值x1与气候平均值x2之比值c表明了该年度风速与气候平均值间的变率即年际变化的幅度（表2.4-5）。表2.4-5 参照站测风时段月平均风速（m/s）与气候平均值的比率项目1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月83、12月气候平均x23.44.03.93.43.43.62.92.12.32.62.62.7测风时段x13.33.02.72.92.93.32.92.02.02.32.12.7c0.9710.7500.6920.8530.8530.9171.0000.9520.8700.8850.8081.000假设测风塔风速的年际变化与参照站相同，则该比值亦可用于测风塔数据的比较。即测风塔风速的气候平均值y2可以由下式推算：式中，y1为同期测风塔实测风速。按月系数即可求出代表气候平均的逐小时值序列。表2.4-6和表2.4-7给出了1号和2号测风塔气候延长订正前后的情况。表中显示，由于测风时段的风速值小于气候平84、均值，订正后的风速在多数时段有所增加，年平均增加幅度为13.8%。其中2月3月增加幅度最大，分别达33%和44%，而7月和12月无变化。测风塔经过气候平均值订正后的风速月际变化如图2.4-4。图2.4-4 气候平均订正后两个测风塔风速的月际变化表2.4-6 xx1号测风塔测风资料平均状况订正（单位：m/s）观测时间10m30m50m70m原序订正增减原序订正增减原序订正增减原序订正增减1月10.510.80.312.012.30.312.212.50.312.412.80.42月7.910.52.68.611.52.98.911.82.99.012.03.03月7.711.13.48.412.85、23.88.712.53.88.812.73.94月9.911.61.710.612.41.811.012.91.911.113.01.95月6.67.71.17.58.81.37.68.91.37.79.11.46月7.27.90.78.18.90.88.18.80.78.29.00.87月6.96.90.07.87.80.07.87.80.07.97.90.08月4.14.30.24.64.80.24.54.70.24.85.00.29月6.17.00.96.87.81.06.87.81.07.08.11.110月6.57.30.87.18.00.97.28.10.97.38.31.01186、月5.77.11.46.17.61.56.27.71.56.58.11.612月9.49.40.09.49.40.09.49.40.09.49.40.0全年7.48.41.08.29.31.18.39.41.18.59.61.1表2.4-7 xx2号测风塔测风资料平均状况订正（单位：m/s）观测时间10m30m50m70m原序订正增减原序订正增减原序订正增减原序订正增减1月15.415.90.514.915.40.514.915.30.415.115.50.42月11.315.13.811.114.93.81114.63.611.114.83.83月1115.84.810.815.64.81087、.615.34.710.715.54.84月14.116.62.513.916.32.413.6162.413.7162.35月9.911.71.89.611.21.69.511.11.69.511.11.66月12.313.41.111.712.81.112.611.6111.412.51.17月10.910.9010.410.4010.310.3010.110.108月55.20.24.850.24.95.10.24.750.39月7.48.51.17.18.117.28.31.17.18.21.110月10.111.41.39.811.11.39.7111.39.711.11.311月988、11.22.28.710.82.18.610.628.710.82.112月13.313.3013.213.201313013.313.30全年10.812.31.510.511.91.410.411.81.410.411.91.52.4.4.2 合理性分析通过订正所得到的结果显示了测风年平均风速比气候平均值偏小的结论，这是由于参照站测风时段风速小于气候平均值所致。按周围其它测站在该时段的测风情况上看，是合理的，即风电场常年风速应大于测风时段的风速。其中2月3月订正偏差甚大，分析下来主要原因是由于1号测风塔在2008年1月25日3月29日记录缺测，2号测风塔在2008年1月31日3月29日记录89、缺测，按照气象资料审核统计有关规定，2月3月不应作统计。但为了保证数据完整率达到90%以上，采取了以参照站为依据的方法插补。由于参照站该时段风速严重偏小，造成测风阶段的数据插补值偏小。从最终订正结果上看，此结果更符合该风带风速的变化规律。在订正方法选择中，由于其中有相当长的时段内风电场无同时刻测风数据可供订正使用，对于这种情况无论在GB/T 18710-2002和QX/T 74-2007均未说明处理办法。本次分析所采用的数据为统计推算值，可能存在一定误差。虽然从理论上讲这种误差常常是可以接受的，但在下一步分析中应加以说明。为获得更为客观准确的实测风速数据，建议继续严格按QX/T者74-200790、或GB/T 18709-2002的标准进行测风，以便进一步复核。2.5 场址风况分析依据以上两测风塔订正后的测风数据，从测风塔代表年的月、年平均风速、风功率密度、风向频率、风能频率、风能密度分布、风切变指数、湍流强度以及年、月风况变化等方面，进行xx风电场工程的风能资源分析。2.5.1 空气密度空气密度指单位容积的空气质量。根据xx风电场工程两个测风塔2007年5月2008年4月的测验资料，统计气温、气压及计算得到的空气密度成果见表2.5-1。xx1号、2号测风塔的空气密度分别为0.859kg/m3、0.833kg/m3。表2.5-1 两测风塔气温、气压及空气密度成果表位置站点海拔(m)气温(91、)气压(kpa)空气密度(kg/m3)1号塔31517.669.20.8592号塔35075.366.50.8332.5.2 风速和风功率密度的年内变化xx风电场工程两个测风塔各测风高度的风速和风功率密度年内变化情况见表2.5-2、表2.5-3和图2.5-1图2.5-6。从图表分析可知：同一测风塔各测风高度的风速、风功率密度年内变化比较一致，2号塔各测风高度的风速、风功率密度差异比1号塔的小。两测风塔风速、风功率密度的年内变化基本一致。风速、风功率密度都是1月4月的较大，风速最大的均是4月，风功率密度最大的均是3月；7月11月份的风速、风功率密度较小，最小的均是8月。5月份的风速、风功率密度较92、4月份明显减小，至8月份达到最小值，8月以后又逐渐增大。从两测风塔50m测风高度的风速和风功率密度年内变化曲线也可以看出，同一测风塔风速和风功率密度变化是比较相应的。总体而言，xx风电场工程两个测风塔的风速和风功率密度的年内变化均呈冬春季大，夏秋季小的特点，与水电的丰枯季节正好相反。风电与水电可形成较为统一的互补关系，对改善电力系统的电能质量有一定的积极作用。表2.5-2 1号测风塔各高度风速和风功率密度年内变化表风速-m/s；风功率密度-W/m2月份记录小时数（h）10m高度30m高度50m高度70m高度平均风速平均风功率密度平均风速平均风功率密度平均风速平均风功率密度平均风速平均风功率密度93、174410.8789.112.31165.412.51224.612.81266.4269610.51235.911.51615.311.81747.312.01850.6374411.11400.012.21844.312.51990.212.72089.3472011.6937.312.41187.712.91289.913.01314.757447.7314.98.8458.18.9468.29.1481.567207.9281.58.9401.18.8402.29.0412.277446.9236.57.8329.47.8331.37.9337.287444.383.64.8112.94、54.7105.85.0118.697207.0320.17.8426.17.8425.98.1443.9107447.3247.68.0329.28.1342.18.3351.1117207.1284.07.6371.87.7390.58.0413.4127449.4477.510.5666.610.6701.610.9730.8全年87848.5789.19.41165.49.51224.69.71266.4表2.5-3 2号测风塔各高度风速和风功率密度年内变化表风速-m/s；风功率密度-W/m2月份记录小时数（h）10m高度30m高度50m高度70m高度平均风速平均风功率密度平均风速平均95、风功率密度平均风速平均风功率密度平均风速平均风功率密度174415.92041.815.41876.115.31843.315.51916.1269615.13551.614.93376.214.63233.414.83332.4374415.93890.915.63713.015.43546.715.53637.3472016.62407.116.32285.316.02149.016.02155.2574411.61126.211.2995.111.1946.911.1933.8672013.41433.412.81243.812.61174.212.51136.9774410.9998.96、810.4876.210.3829.610.1797.287445.3152.95.0136.25.2134.75.0127.497208.5531.18.1480.88.3479.08.2472.21074411.41032.211.1930.411.0892.711.0891.81172011.21187.710.81069.610.61019.410.81049.01274413.31413.913.21349.613.11330.513.31381.1全年878412.42041.812.11876.111.91843.312.01916.1图2.5-1 1号测风塔不同测风高度风速年内97、变化曲线注：图中“1-70m”表示1号测风塔70m测风高度，依次类推，下同。图2.5-2 2号测风塔不同测风高度风速年内变化曲线图2.5-3 1号测风塔不同测风高度风功率密度年内变化曲线图2.5-4 2号测风塔不同测风高度风功率密度年内变化曲线图2.5-5 1号测风塔50m测风高度风速和风功率密度年内变化曲线图2.5-6 2号测风塔50m测风高度风速和风功率密度年内变化曲线2.5.3 风速和风功率密度的日变化xx风电场工程两个测风塔各测风高度全年风速和风功率密度日变化情况见表2.5-4、表2.5-5及图2.5-7图2.5-14。从全年的日变化来看，同一测风塔不同各高度的风速、风功率密度日变化比98、较一致，2号塔各测风高度的风速、风功率密度差异比1号塔的小。两测风塔风速、风功率密度日变化均呈明显的波浪型。基本情况为：从0点9点左右逐渐减小，之后逐渐增大，到16时达到最大值，继而又逐渐减小。从两测风塔50m测风高度的风速和风功率密度日变化曲线也可以看出，与年内变化趋势一样，同一测风塔风速和风功率密度日变化也是比较相应的。从各月的日变化来看，两测风塔各个高度风速、风功率密度的变化趋势与全年的日变化趋势是一致的。各月变化曲线基本呈波浪型，其中大风月1月4月、12月波型起伏较大，特别是2月、3月，日内小时平均风速最大相差约20m/s；小风月的波型起伏较小，7月10月的波型较为平缓。总的来看，xx99、风电场工程的风速、风功率密度日变化总体呈波浪型，大风月的风速日内变化相对较大，应注意风速变幅对电力系统影响。需要说明的是，受天气等因素影响，两测风塔2月、3月的绝大部分测风数据是通过与剑川气象站的相关插补后再进行订正得到的，因此2月、3月的日内小时平均风速差异受剑川站实测资料的影响，与剑川站的成果是密切相关的。场址区日内风速变化的实际情况，有待下阶段进一步分析和研究后确定。表2.5-4 1号测风塔各测风高度全年风速和风功率密度日变化表风速-m/s；风功率密度-W/m2小时10m高度30m高度50m高度70m高度风速风功率密度风速风功率密度风速风功率密度风速风功率密度07.9378.08.851100、9.99.0556.19.3588.617.7340.28.6470.48.8503.09.1531.327.5335.28.4459.68.6493.08.9521.237.4321.78.2439.08.4470.38.6497.847.0283.47.9393.48.0419.88.3446.056.9278.17.7382.17.9407.68.2435.966.8252.57.6349.17.7371.88.0396.676.5236.77.2321.07.3341.97.6366.486.5244.37.1325.07.2341.67.5365.696.6258.17.1336.1101、7.1349.57.4369.7107.0318.97.5405.87.5418.47.7438.0117.8433.78.4544.48.4561.78.6581.9128.9628.49.6802.39.6836.39.7866.7139.9870.710.71134.810.81189.210.91231.91410.5977.811.61295.311.61361.811.81406.21511.11113.412.21485.412.31566.212.41614.01611.31188.712.61602.212.71690.912.81736.41711.21128.012.51102、534.812.61617.712.71655.91810.7960.812.01330.812.21413.312.41458.0199.8722.511.01014.611.21080.711.51121.8209.2593.910.4822.910.6876.410.8916.1218.5455.89.6630.89.8672.410.0704.7228.3433.49.3592.49.5629.49.8660.8238.0389.89.0537.09.2574.79.4606.3表2.5-5 2号测风塔各测风高度全年风速和风功率密度日变化表风速-m/s；风功率密度-W/m2小时10m高103、度30m高度50m高度70m高度风速风功率密度风速风功率密度风速风功率密度风速风功率密度012.31385.212.01289.311.91249.212.01265.4112.11277.211.81191.111.71152.211.81169.9211.91260.111.71177.211.61139.311.71154.4311.61164.911.31090.211.31059.511.31077.2411.11070.510.9994.710.8963.510.9975.2510.91033.610.7963.010.6932.910.7946.6610.6961.110.489104、7.910.3872.210.4886.4710.0866.89.8801.69.7784.79.8805.489.6777.79.3716.29.3698.49.4718.799.3757.38.9687.78.9667.08.9686.3109.7867.89.3785.79.2751.79.2767.21110.71157.710.31045.810.1989.710.11001.71212.11684.511.71549.111.51466.711.51480.61313.32216.712.82053.212.61941.412.61973.91414.22530.913.72348105、.013.52223.713.52265.41515.12878.914.62678.914.42548.114.42586.71615.53080.215.02856.114.72716.214.72751.71715.42937.414.92724.814.72591.514.72627.11815.22649.914.82462.814.62353.414.72391.21914.42184.514.12030.214.01951.614.01977.02013.91944.613.51806.013.51742.613.51761.42113.21649.612.91530.312.8106、1480.612.81487.72213.01576.612.61463.112.51411.912.61416.42312.51407.612.21316.012.11277.212.21289.1图2.5-7 1号测风塔不同测风高度风速日变化曲线图2.5-8 2号测风塔不同测风高度风速日变化曲线图2.5-9 1号测风塔不同测风高度风功率密度日变化曲线图2.5-10 2号测风塔不同测风高度风功率密度日变化曲线图2.5-11 1号测风塔50m测风高度风速和风功率密度日变化曲线图2.5-12 2号测风塔50m测风高度风速和风功率密度日变化曲线图2.5-13 1号测风塔50m测风高度风速和风功率密107、度各月日变化曲线W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2W/m2图2.5-14 2号测风塔50m测风高度风速和风功率密度各月日变化曲线2.5.4 风速和风能频率分布以1m/s为一个风速区间，统计xx风电场工程两个测风塔各高度的风速和风能在不同风速区间出现的频率，详见表2.5-6、表2.5-7和图2.5-15图2.4-20。目前风机的切入风速为3m/s4m/s，额定风速在12m/s14m/s之间，切出风速在25m/s左右，因此有效小时数按风速位于3.5m108、/s24.4m/s之间的小时数之和计算。经分析，1号测风塔各测风高度的风速基本集中在3.5m/s14.4m/s之间，风能集中在9.5m/s28.4m/s风速段内。50m测风高度的有效利用小时数为7514h（占全年的85.54%）。2号测风塔各测风高度的的风速集中在3.5m/s20.4m/s之间，风能集中在13.5m/s35.4m/s风速段内。50m测风高度的有效利用小时数为7392h（占全年的84.15%）。以50m测风高度成果分析，在有效风速段3.5m/s24.4m/s的风速频率分布，1号塔为85.54%，2号塔为84.15%，两者差异不大，而风能频率分布1号塔为84.45%，2号塔仅为70109、.02%，2号塔较1号塔小了14.43%。也就是说，虽然2号塔的风速和风能比1号塔的大，但受风机切出风速的限制，2号塔大风速段的风能无法利用，其可利用风能比例反而不如1号塔的高。表2.5-6 1号测风塔风速和风能频率分布表风速段（m/s）10m高度30m高度50m高度70m高度风速频率（%）风能频率（%）风速频率（%）风能频率（%）风速频率（%）风能频率（%）风速频率（%）风能频率（%）00.40.750.000.490.000.220.000.260.000.51.43.270.002.770.002.800.002.290.001.52.46.390.054.300.024.350.024110、.180.022.53.44.530.105.090.075.580.084.710.063.54.46.120.315.430.205.880.215.100.174.55.47.190.706.150.436.120.415.800.385.56.48.301.387.520.936.560.766.720.776.57.48.892.367.021.396.981.306.961.237.58.48.763.468.182.397.872.188.502.278.59.48.794.977.963.337.572.997.963.019.510.47.455.767.394.247.23111、3.937.864.1110.511.46.726.857.385.607.385.307.355.0711.512.44.956.646.126.056.055.686.075.4612.513.44.126.984.856.104.985.925.145.8513.514.43.206.764.076.404.296.424.496.4514.515.42.275.923.196.153.366.173.446.0915.516.41.695.352.375.552.405.382.465.2716.517.41.365.191.805.081.885.031.975.1017.518.4112、1.094.961.665.551.775.621.956.0018.519.40.975.171.254.931.345.011.154.1219.520.40.744.661.024.721.074.691.144.7520.521.40.745.340.733.850.824.150.803.8821.522.40.584.760.825.070.603.530.693.8922.523.40.413.850.694.890.795.220.644.0823.524.40.464.870.483.800.604.550.684.9424.525.40.192.330.474.180.41113、3.460.483.8725.526.40.060.800.474.760.434.120.423.8926.527.40.000.000.192.190.394.140.353.6727.528.40.010.190.080.990.192.300.283.2328.529.40.000.000.050.640.060.770.101.2929.530.40.000.000.010.180.010.170.050.6430.531.40.000.000.000.000.010.190.000.0031.532.40.010.290.000.000.000.000.010.1932.533.4114、0.000.000.000.000.000.0033.534.40.000.000.000.000.000.0034.535.40.010.290.000.000.000.0035.536.40.000.000.010.290.010.273.524.4(有效风速段)84.8096.2486.0886.6585.5484.4586.8782.89表2.5-7 2号测风塔风速和风能频率分布表风速段（m/s）10m高度30m高度50m高度70m高度风速频率（%）风能频率（%）风速频率（%）风能频率（%）风速频率（%）风能频率（%）风速频率（%）风能频率（%）00.40.240.000.430.00115、0.070.000.130.000.51.41.950.002.600.002.160.002.540.001.52.43.000.013.040.012.730.013.010.012.53.46.610.056.580.056.700.056.700.053.54.44.010.074.060.074.390.084.140.084.55.44.280.134.090.145.080.184.180.145.56.44.630.254.370.254.120.254.340.256.57.44.160.364.080.384.200.404.190.407.58.43.850.503.98116、0.564.310.634.020.588.59.44.010.744.410.874.340.914.480.919.510.44.101.034.741.294.821.374.801.3510.511.45.221.755.301.925.221.975.011.8711.512.45.102.235.332.505.942.905.832.8012.513.45.002.785.273.155.313.335.723.5113.514.45.083.515.784.305.744.465.894.5214.515.45.794.925.485.025.655.405.535.2115.117、516.45.345.525.085.634.845.604.965.6716.517.44.725.844.495.984.185.784.325.9017.518.44.005.874.026.384.527.494.286.9818.519.43.776.503.736.923.596.973.636.9319.520.43.466.952.856.152.485.622.605.7920.521.42.606.082.295.782.215.802.195.6421.522.41.804.851.634.691.444.341.444.2622.523.41.293.941.033.4118、00.923.180.963.2223.524.40.983.430.883.320.853.360.893.4124.525.40.913.620.712.990.652.870.672.9225.526.40.592.630.562.670.512.550.472.3026.527.40.542.660.492.640.362.020.422.3227.528.40.402.220.392.340.493.050.422.6128.529.40.412.520.442.970.433.000.412.8129.530.40.443.000.423.110.413.120.513.8930.119、531.40.392.880.332.680.312.600.241.9931.532.40.322.620.302.660.312.850.333.0432.533.40.312.780.252.440.363.760.252.5433.534.40.282.850.333.510.171.910.313.3634.535.40.272.940.151.720.111.380.141.6335.536.40.101.220.070.860.020.300.050.5936.537.40.020.300.030.480.020.320.020.3237.538.40.020.310.000.0120、00.000.000.000.0038.539.40.000.000.010.190.010.190.010.1939.540.40.010.180.000.003.524.4(有效风速段)83.1967.2582.8968.7084.1570.0283.4069.42图2.5-15 1号测风塔各测风高度风速频率分布图图2.5-16 2号测风塔各测风高度风速频率分布图图2.5-17 1号测风塔各测风高度风能频率分布图图2.5-18 2号测风塔各测风高度风速频率分布图图2.5-19 1号测风塔50m测风高度风速与风能频率分布直方图图2.5-20 2号测风塔50m测风高度风速与风能频率分布直方图2121、.5.5 风向频率及风能密度方向分布xx风电场工程两个测风塔都有两个风向通道，分别为10m和70m。两测风塔全年风向频率和风能密度方向分布统计表见表2.5-8，两测风塔成果具体见表2.5-9、表2.5-10，全年风向、风能玫瑰图见图2.5-21图2.5-24，各月风向、风能玫瑰图见图2.5-25图2.5-32。由此分析两测风塔风速和风能在各扇区的基本分布情况：从全年来看，受海拔高度等差异（2号塔比1号塔高356m）的影响，两测风塔的风向及风能密度风向分布差异明显。1号塔的风向、风能主要集中于SW扇区，发生在该扇区的风速比例在42%以上，风能比例在46%以上；2号塔的风向、风能主要集中于WSW、122、W扇区，且这两扇区的风向、风能相当，W扇区的略高。发生在W扇区的风速比例在31%以上，风能比例在33%以上。1号塔的风向和风能的风向分布更为集中。从各月来看：两测风塔的风向频率，除2月、3月的主要集中在N扇区外，1号塔其余月份的风向基本集中于SW扇区，2号塔其余月份的风向基本集中于W扇区和WSW扇区；两测风塔的风能密度方向分布，1号塔除2月的主要集中在SSW扇区外，其余月份的风能基本集中于SW扇区；2号塔除2月的主要集中在SSW扇区、3月的主要集中在S扇区和SSW扇区外，其余月份的风能基本集中于W扇区。各月风向频率和风能密度风向分布情况与全年的基本一致。xx两个测风塔2月、3月的风向与全年主风123、向差异较大，主要是因为两测风塔2月、3月的风向不是实测值，而是直接采用xx气象站同期的风向成果。由于海拔高程与塔、站距离的差异，场址的风向与xx气象站的风向不同的情况是可能出现的。总的来说，该风电场的风向和风能密度方向均较为稳定，具有明显的主风能方向，对风机布置较为有利。同时，还可减少风机偏航操作，对减少风机故障、延长风机寿命等都有积极的作用。表2.5-8 两测风塔全年风向频率和风能密度方向分布统计表项目1号2号10m70m10m70m风向频率集中于SSWSWWSW(共73.66%)SSWSW(共66.75%)WSWW(共62.15%)SWWSWW(共83.84%)最高SW(53.76%)SW124、(42.88%)W(32.38%)W(31.67%)风能密度方向频率集中于SSWSWWSW(共76.66%)SSWSWWSW(共76.76%)SSWSWWSWW(共83.84%)SSWSWWSWW(共81.77%)最高SW(53.39%)SW(46.18%)W(36.53%)W(33.72%)表2.5-9 1号测风塔全年风向频率和风能密度方向分布表扇区10m高度（%）70m高度（%）风向风能风向风能N3.040.883.050.89NNE2.450.962.471.01NE3.521.983.892.22ENE6.163.366.322.59E2.970.312.350.24ESE0.910.125、380.800.39SE0.690.700.740.71SSE0.951.391.101.39S1.996.702.656.83SSW10.1712.2223.8720.75SW53.7653.3942.8846.18WSW9.7311.056.009.83W1.493.951.644.22WNW0.481.200.551.22NW0.560.630.560.62NNW1.130.901.130.91表2.5-10 2号测风塔全年风向频率和风能密度方向分布表扇区10m高度（%）70m高度（%）风向风能风向风能N3.241.023.371.37NNE2.571.012.521.11NE1.220126、.411.240.43ENE1.670.261.450.25E5.580.654.740.56ESE3.940.634.410.71SE1.670.682.260.72SSE1.611.481.611.52S1.946.482.206.75SSW3.349.013.679.44SW5.216.976.858.70WSW29.7731.3326.7029.91W32.3836.5331.6733.72WNW3.702.024.913.24NW0.990.641.140.67NNW1.170.871.280.91图2.5-21 1号测风塔10m测风高度风向（左）和风能（右）玫瑰图图2.5-22 1127、号测风塔70m测风高度风向（左）和风能（右）玫瑰图图2.5-23 2号测风塔10m测风高度风向（左）和风能（右）玫瑰图图2.5-24 2号测风塔70m测风高度风向（左）和风能（右）玫瑰图图2.5-25 1号测风塔10m测风高度各月风向玫瑰图图2.5-26 1号测风塔70m测风高度各月风向玫瑰图图2.5-27 2号测风塔10m测风高度各月风向玫瑰图图2.5-28 2号测风塔70m测风高度各月风向玫瑰图图2.5-29 1号测风塔10m测风高度各月风能玫瑰图图2.5-30 1号测风塔70m测风高度各月风能玫瑰图图2.5-31 2号测风塔10m测风高度各月风能玫瑰图图2.5-32 2号测风塔70m测风128、高度各月风能玫瑰图2.5.6 风切变指数风切变指数可描述风矢量在垂直方向上的空间变化情况。xx1号、2号测风塔的风切变指数见表2.5-11。经分析，xx风电场工程两个测风塔各高度与10m高度间的风切变指数较小，说明两测风塔处的风速随高度的变化小。具体来看，风切变指数略大的是1号塔，最大为0.0741。由于2号塔10m高度的风速最大，因此风切变指数为负值。表2.5-11 两测风塔的风切变指数成果表测风高度（m）1号测风塔2号测风塔年平均风速（m/s）年平均风速（m/s）108.512.4309.40.074112.1-0.0196509.50.061511.9-0.0240709.70.0555129、12.0-0.0155平均值0.0637-0.0197最大值0.0741-0.02402.5.7 湍流强度湍流强度用于度量相对于风速平均值而起伏的湍流的强弱。对风电场建设而言，主要关心的是大风速对风机的影响，特别小的风速对风机的影响是不大的，因此本次分别取4m/s、12m/s、18m/s以上的风速进行湍流强度计算，成果见表2.5-12。由表可知，切入风速为4m/s时，xx1号、2号测风塔各高度的湍流强度在0.0560.100之间，平均湍流强度分别为0.080、0.064。切入风速为12m/s时，xx1号、2号测风塔各高度的湍流强度在0.0560.063之间，平均湍流强度分别为0.052、0.0130、47。切入风速为18m/s时，xx1号、2号测风塔各高度的湍流强度在0.0240.041之间，平均湍流强度分别为0.025、0.034。xx两测风塔各高度的湍流强度属于相对较小程度，对风力发电机组的破坏小。表2.5-12 两测风塔湍流强度计算成果表 湍流强度 通道1号塔2号塔切入风速4m/s切入风速12m/s切入风速18m/s切入风速4m/s切入风速12m/s切入风速18m/s10m风速0.1000.0630.0250.0730.0550.04130m风速0.0770.0510.0260.0630.0460.03350m风速0.0750.0510.0260.0620.0460.03270m风速131、0.0680.0460.0240.0560.0420.029平均值0.0800.0520.0250.0640.0470.034最大值0.1000.0630.0260.0730.0550.0412.5.8 50年一遇最大风速（10min平均）测风塔各测风高度的风速是存在一定差异的，一般来说是随着高度的增加，风速增大，当然也存在风速负切变的情况。在设计中，以测风塔最大风速相应的测风高度代表整个风电场，进行风电场的安全风速的计算，成果是偏安全的。xx风电场风能分析的参考气象站为剑川站，根据剑川气象站1971年2005年共35年的最大风速系列，采用全国风能资源评价技术规定推荐的极值型概率分布法，计算得132、到其50年一遇最大风速为19.9m/s。xx风电场两个测风塔均只有一年多的测风资料，无法直接采用全国风能资源评价技术规定推荐的极值型概率分布法计算50年一遇最大风速。受资料条件限制，目前尚无相对可行、可靠的计算方法。因此结合工程实际，用以下三种经验方法估算。（1）根据剑川气象站50年一遇最大风速成果，以两位置同时段实测最大风速的比值修正。xx风电场与剑川气象站共处一个风带，且距离较近。1号、2号测风塔与剑川气象站同时段（2007年5月2008年4月）实测最大风速分别27.0m/s、32.5m/s、12.1m/s，计算得到1号、2号测风塔50年一遇最大风速分别为44.4m/s、53.5m/s。（133、2）根据剑川气象站50年一遇最大风速成果，用风电场与气象站的风速相关关系推求。受资料条件限制，借用两位置小时平均风速相关关系，推算1号、2号测风塔50年一遇最大风速，分别约为28m/s、34m/s。从数值来看，该成果仅比实测最大风速分别高1m/s、1.5m/s，成果明显偏小。由于采用的相关关系为小时平均成果，必然与最大风速相关存在较大差异，该成果可靠性不高。（3）以平均风速的5倍计。欧洲风电机组标准中建议，在中纬度地区，当weibull分布的形状参数1.65k(=/)-1.0862.0时，V50-max/Vave=5是合适的。从纬度看，云南不属于中纬度地区（3060SN之间），根据剑川气象站的134、统计参数计算的k也不在适用范围。但xx风电场海拔高，基本符合夏季温暖、冬季严寒的中纬度地区特点；由于海拔差异大，剑川气象站的k值不能完全反映风电场的情况。因此，用平均风速的5倍计算该风电场50年一遇最大风速有一定的依据。1号、2号风电场的多年年平均风速分别为9.7m/s、12.4m/s（订正后成果，取各高度的最大值），计算得到50年一遇最大风速分别为48.5m/s、62.0m/s。经分析，方法（1）与方法（3）的成果相差不大，受资料条件限制，方法（2）的成果可靠性略低。1号、2号测风塔三种方法的平均为40.3m/s、49.8m/s。考虑一定的安全余度，推荐1号、2号测风塔50年一遇最大风速（1135、0min平均）分别采用50.0m/s、55.0m/s。2.5.9 50年一遇极大风速（3s平均）用以下三种经验方法估算xx风电场50年一遇极大风速。（1）取最大风速的1.4倍。这是目前应用比较多的经验估算方法，即50年一遇的极大3S平均风速取10min平均风速的1.4倍。xx风电场1号、2号测风塔50年一遇极大风速分别为70.0m/s、77.0m/s。（2）根据测风塔10min与3s平均风速的相关关系推求。由实测资料，建立测风塔10min与3s平均风速的相关，根据50年一遇最大风速，由相关关系推算50年一遇极大风速。该相关关系较好，点群分布趋势明显。计算得到1号、2号测风塔50年一遇极大风速分136、别为59.0m/s、64.0m/s。（3）根据风力发电机组 安全要求GB18451.1-2001中的方法。根据风力发电机组 安全要求GB18451.1-2001：V50-max（Z）=1.4Vref（Z/Zhub）0.11其中V50-max（Z）Z高度50年一遇极大风速；Zhub轮毂高度，风电场的轮毂高度为65m；Vref参考风速，由平均风速、湍流强度等查表“各等级WTGS基本参数”得到。按平均风速、湍流强度、风切变指数等参数确定参考风速Vref为50m/s。由于公式中只与轮毂高度及参考风速Vref有关。计算得到1号、2号测风塔50年一遇极大风速差异很小，均为71.0m/s左右。经分析，方法（137、1）比方法（2）的成果大20%左右，三种方法计算的1号、2号塔平均分别为66.7m/s、70.7m/s。推荐xx风电场1号、2号测风塔区域50年一遇极大风速（3s平均）分别采用65m/s、70m/s。2.5.10 新增资料风况简要分析由于2008年2月15日发生了50年一遇的雨雪冰冻灾害，在大雪重压之下，xx风电场两个测风塔相继倒塌，至3月29日才重新设立、测量。另外，受恶劣气候影响，2号塔于2008年12月13日再次倒塌，之后不再重新设立，中断测验。根据两测风塔测风资料情况，采用1号塔的新增资料（2008年5月2009.3月）进行简要分析。1号塔2008年5月2009.3月间，未出现缺测时段138、，不符合范围、相关性等检验规则的数据较少，可直接采用实测数据进行分析。1号塔各高度2007年5月2009年3月月平均风速成果见表2.5-13，50m高度各月月变化见图2.5-33。经分析：本次风能资源参数分析采用的2007年5月2008年4月的年平均风速，与2008年5月2009年3月（11个月，缺4月）的差异较小，且各月风速变化趋势基本相应。2008年2月、3月的风速为插补值，与2009年相应月份的相比，明显偏小，而订正的2008年2月、3月风速与2009年的实测风速比较相应。综合来看，采用订正成果进行xx风电场风能资源分析是合适的。表2.5-13 1号测风塔2007年5月2009年3月风速139、统计表（单位：m/s）时间测风高度10m30m50m70m原序订正增减原序订正增减原序订正增减原序订正增减2007年5月6.67.71.17.58.81.37.68.91.37.79.11.42007年6月7.27.90.78.18.90.88.18.80.78.29.00.82007年7月6.96.90.07.87.80.07.87.80.07.97.90.02007年8月4.14.30.24.64.80.24.54.70.24.85.00.22007年9月6.17.00.96.87.81.06.87.81.07.08.11.12007年10月6.57.30.87.18.00.97.28.1140、0.97.38.31.02007年11月5.77.11.46.17.61.56.27.71.56.58.11.62007年12月9.49.40.09.49.40.09.49.40.09.49.40.02008年1月10.510.80.312.012.30.312.212.50.312.412.80.42008年2月7.910.52.68.611.52.98.911.82.99.012.03.02008年3月7.711.13.48.412.23.88.712.53.88.812.73.92008年4月9.911.61.710.612.41.811.012.91.911.113.01.92007.141、52008.4平均7.4 8.5 1.1 8.1 9.3 1.2 8.2 9.4 1.2 8.3 9.6 1.3 2008年5月6.97.17.57.62008年6月6.76.97.17.22008年7月4.95.25.25.32008年8月6.06.56.56.62008年9月4.75.05.05.22008年10月6.36.86.87.02008年11月7.78.38.48.62008年12月7.37.87.98.02009年1月9.310.110.310.52009年2月11.012.212.512.62009年3月10.911.912.112.02008.52009.3平均7.48.0142、8.18.2图2.5-33 1号测风塔50m高度2007年5月2009年3月月平均风速变化图2.5.11 其它气象要素距拟建风电场较近的气象站为xx气象站。xx气象站位于大理州xx县城，地处东经9958，北纬2607，与xx风电场直线距离约15km。xx站1971年2000年及场区海拔较高的2号测风塔实测气象资料统计见表2.5-14。xx站站累年平均气温14.2，极端最高气温31.4，极端最低气温-7.6；累年平均气压794.4hPa，相对湿度68；累年平均降水量719.2mm；累年平均年大风日数8.7d，年雷暴日数46.6d，年冰雹日数0.4d。风电场场址海拔高程在3125m3585m之间，143、2号塔比xx气象站高1500m左右，两位置气象特征会存在一定差异。由于场址处于地形抬升区域，与xx气象站相比，场址区内的气温、气压、空气密度略低，破坏性风速出现的概率增加，降水量可能会略大、雷暴日数可能会略多、冰冻灾害加大等等。根据场区测风塔的实测资料统计，实测最低气温-12.5，最高气温19.1，平均空气密度约0.83kg/m30.86kg/m3，相对湿度75%，实测瞬时最大风速接近40m/s。根据气温随海拔高程的变化规律：地面至海拔11km的空气中，海拔每升高1km，气温将下降6.5，由此推算场区累年极端最低温度约-18。总体而言，场址气候条件比气象站恶劣一些，结冰现象出现的概率较大，推算144、的场区累年极端最低温度约-17.4，对风电场的运行影响有限。但在风机设计及运行中，仍应注意降水、雷暴、冰冻、破坏性风速等恶劣天气产生的不利影响。表 2.514 xx站、2号塔主要气象要素特征值项目xx站风电场（2号塔）实测根据气象站成果按海拔高差换算多年平均气压（hpa）794.4665气温（）多年平均14.25.3极端最高31.419.1极端最低-7.6-12.5-17.4日最大温差19.2多年平均水汽压（hpa）11.3相对湿度（）多年平均6875历年最小4降水量（mm）多年平均719.2最大一日66降水日数 0.1mm日数124.5 10.0mm日数23.6 25.0mm日数5.5 50145、.0mm日数0.2多年平均蒸发量（mm）2030.2多年平均风速（m/s）2.250年一遇极大风速（m/s）70最多风向SW年日照时数（h）2427.9年大风日数（d）8.7年沙尘暴日数（d）0年雾日数（d）0.8年冰雹日数（d）0.4年雷暴日数（d）46.62.5.12 数据报告xx风电场工程主要风况参数见表2.5-15、表2.5-16。表2.5-15 1号测风塔主要风况参数表风况参数测量高度（m）等级10m30m50m70m风功率密度（W/m2）789.11165.41224.61266.46级年平均风速（m/s）8.59.49.59.7风切变指数0.0560.074最大或极大风速（m/s146、）风向发生时间主风向SW风场最大27.0SW2008-3-30平均空气密度(kg/m3)0.859风场极大35.8SW2008-1-19年平均湍流强度(50m高度，切入风速4m/s)0.07550年一遇最大风速（m/s）50.050年一遇极大风速（m/s）65.0表2.5-16 2号测风塔主要风况参数表风况参数测量高度（m）等级10m30m50m70m风功率密度（W/m2）2041.81876.11843.31916.17级年平均风速（m/s）12.412.111.912.0风切变指数-0.016-0.024最大或极大风速（m/s）风向发生时间主风向WSW、W风场最大32.5WSW2008-4147、-14平均空气密度(kg/m3)0.833风场极大37.4WSW2008-4-14年平均湍流强度(50m高度，切入风速4m/s)0.06250年一遇最大风速（m/s）55.050年一遇极大风速（m/s）70.0xx风电场工程1号、2号测风塔的风速与风功率密度等级均达到6级或6级以上，而且场址主风向明显，风切变指数较小，湍流强度弱，该场址对于并网风力发电较为有利。然而，受切出风速限制，较大风速段的风能利用率不高，因此，在风机选型等方面，确保尽量提高风能资源的利用率。2.6 场址风能资源评价由以上分析得出xx风电场工程风能资源情况的基本结论如下：（1）由于1号和2号测风塔2月3月记录缺测，所采用的148、资料均为参照站逐小时数据经过二重订正而得，因而其可靠性存在一定的不确定性，表现在成果上主要有两点异常，即2月3月的风功率密度异常偏高和风向偏离主导风向。详细分析认为，通过二重订正的方法获得的风速风向数据在平均态上具有合理性，例如第二重订正有效地修正了第一重订正中2月3月平均风速明显低于1月和4月的现象。但由于订正方法采用QX/T 74-2007规定的相关比值法，与参照站的风速呈线性相关，而参照站风速明显低于测风塔区域，其相对变率远大于绝对变化程度，造成订正值序列变率偏大。而风功率密度与风速的3次方相关，加剧了绝对数值的变化，因而在风功率的计算结果上出现了2月和3月平均风速小于1月和4月，但风功149、率密度远大于1月和4月的现象。同时由于订正风向直接引用参照站同期风向，而参照站风向在低风速时风向变化较大，因而也造成了2月3月主导风向异常，但扇区风功率与主导风向吻合的情况。（2）风速较大，风能资源丰富。1号测风塔10m、30m、50m、70m高度的年平均风速分别达到8.5m/s、9.4m/s、9.5m/s、9.7m/s；2号测风塔10m、30m、50m、70m高度的年平均风速分别达到12.4m/s、12.1m/s、11.9m/s、12.0m/s。两测风塔风速均达到风能资源评估规范的风功率密度等级表中的6级风速参考值。（3）风功率密度较大。1号测风塔10m、30m、50m、70m高度的年平均风150、功率密度分别为789.1W/m2、1165.4W/m2、1224.6W/m2、1266.4W/m2；2号测风塔10m、30m、50m、70m高度的年平均风功率密度分别为2041.8W/m2、1876.1W/m2、1843.3W/m2、1916.1W/m2。两测风塔的风功率密度等级均达到7级，具有较大的开发价值。（4）xx风电场工程的风速、风功率密度日内变化趋势一致，呈波浪型，风速日内变化相对较大，将对电力系统产生一定影响。受天气等因素影响，两测风塔2月、3月的风速资料非实测值，而是通过与剑川气象站的相关插补后再进行订正得到，下阶段应进一步分析和研究场址的日内风速变化情况。（5）风速和风能的年内151、变化趋势比较一致；1号塔的风速主要集中在3.5m/s14.4m/s风速段，风能频率主要集中在9.5m/s28.4m/s风速段；2号塔的风速主要集中在3.5m/s20.4m/s风速段，风能频率主要集中在13.5m/s35.4m/s风速段；1号、2号测风塔50m测风高度的有效利用小时数分别为7514h、7392h，占全年的85.54%、84.15%，风能频率频率分布分别为84.45%、70.02%，受风机切出风速的限制，2号塔大风速段的风能利用率不高。（6）各月的风向和风能密度方向分布与全年的基本一致，风向、风能密度方向分布集中。1号塔风向、风能密度主要集中于SW扇区，发生在该扇区的风速比例在42152、%以上，风能比例在46%以上；2号塔风向、风能密度主要集中于扇区W，其次为WSW扇区，发生在W扇区的风速比例在31%以上，风能比例在33%以上。风向、风能的相对集中对风机布置较为有利，同时，还可减少风机偏航操作，对减少风机故障、延长风机寿命等都有积极的作用。（7）风切变指数较小，湍流强度属较弱等级。（8）根据各经验公式分析，1号、2号测风塔区域50年一遇最大风速（10min平均）分别为50.0m/s、55.0m/s，50年一遇极大风速（3s平均）分别为65.0m/s、70.0m/s。（9）另外，由于地理位置、海拔高程的因素，场区可能存在对风机运行不利的雷暴、冰雹、结冰等天气情况。总体而言，xx153、风电场工程的风能资源条件较好，风能资源丰富，具有较好的开发前景。需要注意的是，xx风电场工程场址内地形差异较大，测风塔相对于场址的代表性不足，各测风塔仅能代表其周边地形、海拔相近区域的风况，在风机布置时应注意这一点。该分析依据的测风塔资料仅为2007年5月2008年4月一整年的成果，且2008年2月、3月的风速资料并非实测值，该年资料虽已经过数据订正，但仍可能存在代表性不足的问题。为了更客观、实际评估xx风电场工程的风能资源，提出如下建议：（1）继续观测风电场测风资料。观测数据时应严格遵守国家标准风电场风能资源测量方法（GB/T187092002）中对测风记录的观测要求，尽可能提高观测质量；（154、2）进一步查明场址区内不利于风机运行的恶劣天气和自然灾害等情况。3 工程地质3.1 绪言xx风电场位于大理州xx县乔后、炼铁、凤羽和茈碧四乡镇交界的xx上，地理坐标介于北纬2559263，东经99509954之间，高程在3000m3650m之间。场址沿山脊展布，长约5.0km，宽约1.5km，距xx县城较近，直线距离约15km，xx至乔后公路从场址南端通过，距xx县城公里里程为38km，对外交通较为便利。中国xx集团公司云南分公司（项目业主，以下简称xx云南公司）先后在工程范围内设立了两个测风塔，并于2007年4月开始测风。目前已收集到1号和2号测风塔近两年的资料。根据已有的测风资料初步分析，155、该场址的风速较大，风向集中于W和SW之间，具有明显的主风向，风能资源较好。根据该场址的地形条件，布置39台单机容量为1250kW的风机，装机规模48.75MW，年发电量1.112亿kWh。本工程主要包括39台风机及一个升压站。2007年8月，xx云南公司与昆明院签定了勘测设计合同。2008年7月昆明院计划经营部下达了勘测设计科研试验任务书，随即开始了相关资料收集和地质勘察工作。勘探工作由昆明院勘察分院勘探大队完成，试验工作由昆明院勘察分院试验室完成，地质工作由昆明院地质分院完成。完成的主要勘测工作如表3.1-1。本报告依据风电场场址工程地质勘察技术规定及风电场工程可行性研究报告编制办法，参照 156、水力发电工程地质勘察规范（GB502872006）、岩土工程勘察规范（GB500212001）及建筑抗震设计规范（GB500112001）编制。表 3.13.11 勘测、试验工作量汇总表序号项目单位工作量(预可研)工作量(可研)1地质1:20万区域构造稳定性复核km22500250021:10000地质测绘km216.516.531:2000地质纵横剖面测绘m7728.6122682.084勘探点及地质点测量个110485试验土样室内物理力学试验组3126标准贯入试验组10557重型动力触探试验组5438水质简分析组319勘探钻孔m/个103.20/6569.50/1910坑槽探m3 5008157、673.2 区域构造稳定性3.2.1 区域地质背景本区位于扬子准地台区一级构造单元西部边缘与兰坪思茅坳陷的交汇部位，地质构造较为复杂，并以洱海深大断裂为界，东部为地台区，西部为地槽区，工程区处于洱海深大断裂以西，构造线主要以NNW及NE向为主。区域内的沉积建造、岩浆活动及变质作用均受区域构造控制。地层出露较齐全，元古界至新生界地层都有出露。本区岩浆活动微弱，岩浆岩仅在大理、巍山一带零星出露。其岩性主要为花岗岩及基性火山喷出岩。区域内变质作用十分强烈，主要形成了苍山哀牢山变质带。3.2.1.1 地形地貌工程区位于云贵高原和横断山脉交接地区。区域东部属滇西山地峡谷区之丽江山原湖盆亚区，西部属滇西山158、地峡谷区之兰坪高山峡谷亚区，峰峦重叠，山巅峥嵘，山高谷深，气势磅礴。地形总体北高南低，山脉、河流走向与区域构造线一致，南北延伸，东西相间，平行南下。风电场场址位于中xx山脊部位，海拔3000m3400m，xx最高峰高程为3656m，整个山脊属级剥夷面，地貌上属构造剥蚀地貌。3.2.1.2 地层岩性区域内出露地层较全，工程部位出露的地层主要为：中生界三迭系浅海相滨海相、海陆交互相、陆相碎屑沉积建造；前古生界前寒武系一套浅至中深变质岩系。由老到新分述如下：1 前古生界苍山群（Ancn）：分布于整个场区，厚度大于1220m，与周围古生代、中生代地层均为断层接触。在场区范围内分布下列五段：第一段（An159、cn1）：为绢云千枚岩、石英片岩、绿泥片岩、白云石英片岩夹石英。厚度大于350m。第二段（Ancn2）：为薄层大理岩、条带状大理岩、结晶白云质灰岩，夹绢云微晶片岩、千枚岩。厚度大于120m。第三段（Ancn3）：为绿泥绢云微晶片岩、绢云微晶片岩、绿泥片岩，夹大理岩、结晶白云质灰岩，夹层厚0.8m2.0m至30.0m40.0m不等。厚度大于300m。第四段（Ancn4）：为混合岩化花岗质碎裂岩、白粒岩。厚度大于150m。第五段（Ancn5）：为黑云母斜长变粒岩、柘榴石黑云斜长变粒岩、白粒岩、条带状混合岩化黑云母变粒岩，夹石英片岩。中部常有角闪变粒岩、斜长角闪岩、变质安山岩及黄绿色条带状大理岩夹层160、。厚度大于300m。2 中生界三迭系（T）：仅出露上统，分布于场区东北部位，厚度大于460m，与上覆地层呈假整合接触。上统歪古村组（T3W）：岩性为紫色、灰绿色千枚岩夹砂岩、砂砾岩。3 新生界第四系（Q）：区内第四系地层分布广泛，按成因主要有坡积层（Qdl）、残积层（Qel）等。3.2.1.3 地质构造及活动性工程区在大地构造上处于扬子地台区西部边缘，地质构造比较复杂。主要断裂构造有：维西乔后断裂带、红河断裂（石钟山xx大断裂）等、各断裂位置见图3.2-1，构造线总体呈NNW向。维西乔后断裂带：北起维西，向东南至乔后、漾濞，至巍山，总体产状N1030W，NE6080，该带由45条大致平行的断裂161、组成，它们分别控制不同时代地层和岩浆分界线，总的展布宽度10km15km，单条断裂破碎带宽100m200m，早期的活动性质以挤压为主，第四纪以来则以右旋走滑为主兼具张性。地震活动较强，1948年6月27日，该断裂带曾发生61/4级地震。红河断裂带（石钟山xx大断裂）：区内出露其东西两侧，即石钟山xx段，走向北北西，陡倾北东或南西。红河断裂是一条切割岩石圈的深断裂带，构成川滇菱形块体的西南边界。石钟山xx段由2条次级断裂组成，从东向西依次是：石钟山xx东侧大断裂、弥沙河大断裂。断裂在地貌上显示十分明显，它控制了xx、洱海、凤仪、弥渡等盆地及高原湖泊的发育。其活动性质为右旋兼拉张。断裂带北段历史上162、地震活动强烈，1514年以来发生6级地震八次，其中7级地震有两次，即弥渡南1952年7月13日7级地震和大理1925年3月16日7级地震，震中烈度皆为度。维西乔后断裂带、石钟山xx断裂带、程海宾川断裂带图 3.21 区域活动断裂及地震震中分布图3.2.2 区域构造稳定性评价3.2.2.1 区域地震地质环境工程区地质构造背景复杂，位于滇西北活动构造区范围，总体上新构造运动、深部构造变形、断裂活动、现代地壳形变等均较强烈，属于构造稳定性差的地区。工程区位于青藏地震区的鲜水河滇东地震带及滇西南地震带接触地带。上述两个地震带地震活动总体表现为频度高、强度大。地震对场址的影响主要来自上述两个地震带。地震163、的空间分布显示了明显的不均一性，但中强地震的震中呈条带性分布。4.7级以上历史地震多呈现北西向、近南北向分布。总体上地震强度与频度为北部强、西部及南部弱。震源深度分布均在35km之内，区内的地震一般属于地壳中上层的浅源构造地震。区内地震活动在时间上表现为非平稳性的特点，即地震活动随时间出现相对平静和显著活跃相互交替转化的发展过程，目前正处于1988年以来的地震活跃幕中。场地周围分布多条规模大，活动性强的区域性深大断裂带，且距发震构造较近。总体上，构造稳定性差。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2001），该场地属对建筑抗震不利地段。3.2.2.2 历史地震对场区的影响据有关资料，维西乔后断164、裂带、红河断裂带（石钟山xx大断裂）地震活动强烈，具强度大、频度高及成带分布的特征，充分显示了断裂带具有强烈的现今活动性。场地50km范围内，公元886年至今发生震级M5级的地震共27次，其中M6级的地震6次，M7级的地震2次。其震中位置都在xx盆地、洱海盆地的边缘。根据地震震中分布位置，利用中国地震烈度区划图(1990)西部衰减关系折合的烈度衰减关系计算出工程区历史强震对场区影响烈度最大达度多。3.2.2.3 地震基本烈度及地震动参数工程区域地震地质环境复杂，发震构造较发育，周边地区地震活动较为频繁。 根据1400万中国地震动参数区划图(GB18306-2001)，本区50年超越概率为10的165、地震动峰值加速度为0.30g，相应的地震基本烈度为度，地震动反应谱特征周期为0.40s。3.3 场地基本地质条件3.3.1 地形地貌xx风电场处于云南高原中西部，属于云贵高原和横断山脉的接壤地带，属高中山地貌范畴。场地位于近南北向延伸的山脊，由xx和山间鞍部组成的带状地形，总体走向为NNW，地势北高南低，长度约6000m。山脊较宽，最宽处达1000m；山脊高程一般为3200m3400m，最高点为中xx山顶，高程3656m，最低点洱乔公路（xx到乔后）部位，高程约3000m，各山脊与鞍部高差一般10m20m，山脊和鞍部间常分布多级平缓台地。沿山脊地形相对较缓，坡度一般510，山脊两侧地形坡度相对166、较陡，坡度一般1020，且冲沟较发育，但规模一般较小。山坡植被较密，植被主要以松树、灌木为主。3.3.2 地层岩性工程场地内出露的地层主要为：中生界三迭系浅海相滨海相、海陆交互相、陆相碎屑沉积建造；前古生界前寒武系一套浅至中深变质岩系。由老到新分述如下：1 前古生界苍山群（Ancn）：分布于整个场区，厚度大于1220m，与周围古生代、中生代地层均为断层接触。在场区分为五段：第一段（Ancn1）：分布于场区北部靠西部位，为绢云千枚岩、石英片岩、绿泥片岩、白云石英片岩夹石英。厚度大于350m。第二段（Ancn2）：分布于场区北部，为薄层大理岩、条带状大理岩、结晶白云质灰岩，夹绢云微晶片岩、千枚岩。167、厚度大于120m。第三段（Ancn3）：分布于场区北部靠东部位，为绿泥绢云微晶片岩、绢云微晶片岩、绿泥片岩，夹大理岩、结晶白云质灰岩，夹层厚0.8m2.0m至30.0m40.0m不等。厚度大于300m。第四段（Ancn4）：分布于场区北部，为混合岩化花岗质碎裂岩、白粒岩。厚度大于150m。第五段（Ancn5）：分布于场区南部，为黑云母斜长变粒岩、柘榴石黑云斜长变粒岩、白粒岩、条带状混合岩化黑云母变粒岩，夹石英片岩、微晶片岩。中部常有角闪变粒岩、斜长角闪岩、变质安山岩及黄绿色条带状大理岩夹层。厚度大于300m。2 新生界第四系（Q）：区内第四系地层分布广泛，按成因主要有坡积层（Qdl）、残积层（168、Qel）等。 坡积层（Qdl）：主要为紫红色、灰绿色碎石质粉土、粉质粘土、粉土，松散，干燥。碎石成分主要为石英、长石、大理岩、千枚岩等。分布范围遍及整个场区。厚度一般0.3m1.8m。 残积层（Qel）：遍布全区，一般位于坡积层以下，岩性为紫红色、灰绿色碎石质粉土、碎石土、含碎石粉质粘土、粉土，稍湿，松散中等密实。厚度一般1.8m6.25m。各钻孔揭露的坡、残积层厚度见表3.3-1，各探坑坡、残积层厚度见表3.3-2。表 3.31 钻孔资料汇总表孔号孔深(m)基岩岩性地下水位覆盖层底界埋深(m)风化层底界深度(m)埋深(m)坡积残积全强弱ZK131.60变粒岩干孔3.229.731.6ZK22169、2.60变粒岩干孔2.45.619.722.6ZK332.80千枚岩干孔24.529.0032.8ZK421.20板岩干孔2.14.219.521.2ZK523.00变粒岩干孔2.4718.723ZK632.30千枚岩干孔3.98.929.0032.3ZK722.30大理岩干孔2.004.619.0022.3ZK922.20变粒岩干孔2.4011.0014.722.2ZK1032.20变粒岩干孔4.005.415.229.532.2ZK1132.90变粒岩干孔3.28.532.0032.9ZK1221.60板岩干孔0.816.0021.6ZK1325.20变粒岩干孔1.86.2519.225.170、2ZK1432.10变粒岩干孔2.103.6011.726.0032.1ZK1532.20变粒岩0.81.615.6032.2ZK1631.80变粒岩大理岩16.003.59.0012.131.8ZK1722.00变粒岩5.60.51.903.222ZK1829.30变粒岩干孔29.3ZK1926.80变粒岩干孔1.614.721.626.8ZK0822.60变粒岩干孔1.62.122.2ZK2022.5变粒岩干孔1.6321.6ZK2122.5变粒岩干孔1.8322.4ZK2223.2变粒岩干孔0.81.822.2ZK2322.8变粒岩干孔1.63.522.6ZK2432.6变粒岩干孔0.5171、1.69.232.2ZK2532.4变粒岩干孔3.330.8表 3.32 探坑资料汇总表风机编号高程(m)坑深(m)覆盖层底界埋深(m)风化层底界深度(m)坡积层残积层全风化强风化TKJ013498.4504.202.604.20TKJ023531.3884.401.802.304.40TKJ033553.6814.101.002.004.10TKJ043527.7343.500.601.153.50TKJ053514.7063.900.902.203.90TKJ063537.8832.200.251.001.602.20TKJ073541.0404.101.052.404.10TKJ0835172、74.4743.000.150.803.00TKJ093570.6412.500.200.802.50TKJ103585.5813.500.701.203.50TKJ113543.5713.200.250.603.20TKJ123467.8614.100.952.304.10TKJ133434.9944.200.904.20TKJ143441.6344.150.301.104.15TKJ153406.8902.500.100.902.50TKJ163401.5614.000.902.304.00TKJ173369.3743.001.703.00TKJ183281.4184.200.902.20173、4.20TKJ193273.7653.600.601.453.60TKJ203285.2593.500.251.753.50TKJ213291.5083.201.202.103.20TKJ223271.8222.500.200.602.50TKJ233181.4002.200.852.20TKJ243275.9413.100.401.003.10TKJ253316.9242.500.901.402.50TKJ263289.3323.102.202.403.10TKJ273314.1703.800.802.053.80TKJ283241.5542.200.701.302.20TKJ293222.174、5513.801.503.80TKJ303235.9522.200.702.20TKJ313267.8923.001.101.503.00TKJ323200.3153.801.001.303.80TKJ333171.0944.001.002.204.00TKS013121.3262.000.200.602.00TKS023.100.903.10TKS033109.8183.200.250.653.20TKS043113.0943.200.201.703.20TKS053101.0733.500.200.803.50TKS063103.7863.500.753.50TKS073.301.303.175、30TKS083098.6333.000.300.803.003.3.3 地质构造区域性的石钟山xx大断裂带及维西乔后断裂带距场地分别约1.0km、0.5km，受其影响，场地内构造较发育，构造线以北北西向或近南北向为主，主要表现为断层及单斜岩层片理面及层间褶皱。1. 断层 场区发育较大的断层有四条，其中二条延伸长度大于10.0km，走向多呈NNW向，以压扭性构造为主；一条延伸长度大于5.0km，走向近EW向，以压性构造为主。F1：属于石钟山xx断裂带，位于场区以东约1500m处，断层产状为N1020W，NE5060，破碎带宽约10m100m，属压扭性逆断层，断层大部分被第四系坡、残积层覆盖，破176、碎带物质主要由构造角砾岩、糜棱岩等组成。延伸长大于10km。F2：属于维西乔后断裂带，位于场区西南侧，断层产状为N1030W，SW5060，破碎带宽约20m100m，属压扭性逆断层，断层大部分被第四系坡、残积层覆盖，xx乔后公路旁揭露到该断裂，破碎带物质主要由灰白色断层泥、构造角砾岩、糜棱岩及碎裂岩等组成。延伸长大于10km。F3：位于场区中部，断层产状为EW向近垂直，破碎带宽约5m10m，断层大部分被第四系坡、残积层覆盖，破碎带物质主要为构造角砾岩、挤压片状岩等，断层两侧岩性差异明显，延伸长大于5km。F4：位于场区南西部，断层产状为N3040E，NW6580，破碎带宽约5m，断层大部分被第177、四系坡、残积层覆盖。探槽（TC01）揭露，破碎带物质主要为构造糜棱岩、灰白色断层泥、压碎岩、挤压片状岩等，延伸长约2km。2. 节理场区岩层片理产状为：N1030W，NE5060，片理面走向与区域构造线方向大体一致，部分岩层受区域性断层影响，小褶皱较发育，岩层产状变化较大。场区内节理发育，主要有以下二组：（1）N70W，NE80，面平直、粗糙，地表张开约2mm，充填泥、岩屑，间距10cm20cm，延伸一般大于5m；（2）N30E，NW40，面平直、粗糙，地表张开约5mm，充填泥、岩屑，间距5cm15cm，延伸一般大于2m。 3.3.4 物理地质现象场区处于山脊部位，受地形影响，其物理地质作用主178、要表现为滑坡和岩体风化，而卸荷作用不明显。3.3.4.1 滑坡及崩塌场区地处山脊部位，滑坡、崩塌相对不发育。根据地质测绘，工程场地及附近未发现规模较大的滑坡体。局部体积较小的滑坡体，均为浅表层滑坡，多与人工开挖边坡有关，对工程影响不大。3.3.4.2 岩体风化本区以表层均匀风化为主，受地形、岩性和地质构造的影响，局部具夹层风化和襄状风化现象。岩性对风化程度的影响主要体现在岩石的抗风化能力强弱，石英片岩、大理岩等抗风化能力相对较强，风化层较薄，地表多出露强风化岩体；在抗风化能力较弱的绢云千枚岩、绿泥绢云片岩分布地段风化较厚，基岩露头多呈全风化状态。地质构造发育地段，岩石破碎，易遭受风化营力作用，179、故在断层附近常出现深厚风化层，较周围岩体的风化深度大，风化界线起伏较大。依据钻孔资料（表3.3-1）及结合平面地质测绘成果，工程区全风化底界垂直埋深变化较大，一般15m，强风化底界垂直埋深一般20m。3.3.5 水文地质条件场区水文地质条件相对较简单。场地位于山顶部位，冲沟发育，存在常年水流的冲沟在场区中部北西侧、场区南部南西侧各见有一条，流量较大，且靠近场区。场址区地下水主要接受大气降水补给。区内含水层较为单一。按地下水赋存的介质条件不同，含水层主要为基岩裂隙含水层，次为第四系松散堆积物孔隙含水层，与其相对应的地下水类型为基岩裂隙水及孔隙水，前者主要赋存在裂隙化的片岩、石英片岩节理裂隙中，后180、者主要赋存于第四系松散堆积物的孔隙中。场内岩体透水性存在差异，场区分布的变粒岩、片岩、石英片岩由于节理裂隙相对闭合且多为泥质充填，透水性弱；绢云千枚岩、混合岩化花岗质碎裂岩中节理裂隙较发育，连通性较好，岩体透水性较强，为主要含水层，但水量一般不丰富。场区内出露有五个泉水点（见表3.3-3），1号泉、3号泉、4号、5号泉为常年流水， 2号泉位于低洼处，汛期有积水。各泉水流量随季节变化，增加或减少。场区处于山顶部位，地下水位埋深大。表 3.33 场址区泉水统计表编号出露位置出露高程颜色味道透明度流量(m)(l/s)泉1场区南面沟边3140无色无味透明0.5泉2场区南面中部3185浑浊无味混浊0.5181、泉3场区北面中部3395无色无味透明1.5泉4场区中部3260无色无味透明0.5泉5场区南面沟边3060无色无味透明0.5根据场区泉水样的水质分析，试验成果见表3.3-4。场区地表水为中性，PH值一般5.256.78，中性水；矿化度一般0.063g/l0.071 g/l，属低矿化度淡水；总硬度一般20.0 mg/l58.7 mg/l，总碱度一般25.0mg/l55.5mg/l，按硬度划分，为软水。地表水水质类型为重碳酸钾钠型水，按水力发电工程地质勘察规范（GB502872006）标准，地表水对混凝土为分解类溶出型中等腐蚀、一般酸性型弱强腐蚀，碳酸型型弱强腐蚀。3.3.6 岩（土）体物理力学参数182、建议值为了解地基岩（土）体（主要是覆盖层）的物理力学性质，本阶段分别在场区的25个钻孔、30个探坑中进行了标准贯入、动力触探现场试验63次，其中在探坑中进行的轻型触探试验38次，试验成果见表3.3-5、表3.3-6。并且在钻孔内采取土样（第四系坡、残积层）15组，分别进行土工物理力学试验，试验成果见表3.3-7。场区第四系坡、残积及全风化地层中均含有未风化完全的碎石，在标贯、触探试验中，多数点位于第四系坡积层的土层间，岩性为粉土、碎石土，实验中实际锤击数普遍较低，试验成果表明除地表坡积层较松散、干燥外，以下土层密实度较低。表 3.34 水质化学简分析成果汇总表取 样 地点1泉2泉3泉4泉5泉侵183、蚀性鉴定气温C1623物理性质水温C1822颜色无茶无无无嗅味无无无无无阴离子CO32-mmol/L0.000.000.000.000.141泉溶出型中等腐蚀；2泉溶出型中等腐蚀，一般酸性型强腐蚀；3泉溶出型中等腐蚀；4溶出型中等腐蚀；5泉溶出型弱腐蚀。mmol/L(%)0.00.00.00.011.0HCO3-mmol/L0.600.500.700.700.97mmol/L(%)51.745.156.4.56.976.4SO42-mmol/L0.260.310.240.130.08mmol/L(%)22.4127.919.410.66.3CL-mmol/L0.300.300.300.400.184、08mmol/L(%)25.927.024.232.56.3mmol/L 合计1.161.111.241.231.27阳离子Ca2+mmol/L0.200.300.400.400.71mmol/L(%)17.2127.032.332.555.9Mg2+mmol/L0.300.100.100.200.46mmol/L(%)25.99.08.116.336.2K+Na+mmol/L0.660.710.740.630.10mmol/L(%)56.964.059.651.27.9mmol/L 合计1.161.111.241.231.27硬 度总硬度mg/L25.020.025.030.058.7暂硬度185、mg/L25.020.025.030.055.5负硬度或永久硬度mg/L5.05.010.05.03.2碱 度重碳酸盐mg/L30.025.035.030.048.6碳酸盐mg/L0.00.00.00.06.9总碱度mg/L30.025.035.030.055.5二氧化碳(CO2)游离 mg/ L44.0308.017.622.00.0侵蚀性mg/ L0.011.02.24.40.0PH6.225.256.786.608.32矿化度g/L0.0660.0660.0710.0680.063水 质 类 型重碳酸钾钠型水重碳酸钾钠型水重碳酸钾钠型水重碳酸钾钠型水重碳酸钙镁型水表 3.3-5 标准贯入186、动力触探试验成果汇总表孔号试验类型试验位置(m)杆长(m)实际锤击数校正后锤击数承载力（kPa）岩性地层层位Zk0313.914.216.04350ZK04标贯2.602.904.41010190碎石质粉土坡积层ZK062.903.205.088150ZK142.102.404.31413120ZK081.201.503.21515510ZK211.151.453.177150ZK231.301.603.255100ZK10触探2.402.804.777280ZK201.301.403.288320平均值9208ZK01触探1.501.703.01212480碎石土残积层ZK022.803.187、005.61211440ZK092.402.604.7552005.005.107.6441707.307.809.887280ZK134.204.506.487270ZK1512.312.514.8127360ZK163.803.905.91312480ZK22标贯0.801.153.177190ZK23触探2.903.05.766190平均值8306ZK02触探6.606.809.01210400碎石土全风化13.413.615.687280ZK047.607.809.41813510ZK0512.112.214.53017630ZK06标贯9.8010.111.797100触探19.21188、9.421.817936026.326.528.7179360ZK0912.712.815.21410400ZK105.605.87.98728013.013.215.52213510ZK119.8010.111.711936016.316.518.11610400ZK12标贯3.03.304.81211120触探5.86.008.21412480ZK138.208.4010.8131040010.911.013.21612480ZK1411.211.313.62717630ZK1523.223.425.81910400ZK08标贯2.42.604.53030540触探4.604.706.81189、51351012.612.715.01512470续表 3.3-5 标准贯入、动力触探试验成果汇总表孔号试验类型试验位置(m)杆长(m)实际锤击数校正后锤击数承载力（kPa）岩 性地层层位Zk20触探4.804.906.81815510碎石土全风化标贯6.606.708.53631540触探13.914.015.91512470ZK213.203.305.515155106.506.608.810832013.213.315.41310400ZK22标贯3.603.905.615155108.79.010.83027540ZK23触探8.708.8011.2201854013.613.716.190、187150平均值13422注：动力触探为重型动力触探。表 3.3-6 轻型触探试验成果汇总表坑号试验位置（m)锤击数承载力（kpa）岩性TKJ012.101598.0粉土、粘土TKJ020.8031223.4粘土、碎石土TKJ030.3017113.7碎石土TKJ040.4036262.6碎石土TKJ052.0032231.3全风化变粒岩TKJ072.0036262.6碎石土TKJ081.2036262.6全风化云母片岩TKJ122.3037270.5碎石土TKJ132.2022152.9碎石土TKJ160.401490.2粉土2.0022152.9碎石土TKJ171.4016105.8碎石191、土TKJ181.6045333.2碎石土TKJ190.301598.0粉土TKJ211.3031223.4碎石土TKJ221.1029207.8碎石土TKJ240.3027192.1碎石土TKJ250.4016105.8碎石质粉土TKJ262.4017113.7碎石土TKJ280.8552388.1碎石土TKJ291.101166.6粉土TKJ311.5031223.4碎石土TKJ320.401382.3粉土TKS011.0027192.1碎石土2.0054403.8强风化变粒岩TKS021.0018121.5碎石土1.8047348.9全风化变粒岩TKS031.0018121.5碎石土3.2192、042309.7全风化变粒岩TKS041.0022152.9碎石土2.1088670.3全风化变粒岩TKS051.00735.3粉土2.3042309.7碎石土TKS061.0027192.1碎石土2.5054403.8粘土、粉土TKS071.0028199.9碎石质粉土2.1075568.4碎石土TKS081.0032231.3碎石土2.1075568.4全风化变粒岩场区处于山顶部位，第四系覆盖层中土体分层性、连续性差，总体上，坡积层以粉土或碎石质粉土为主，夹少量碎块石。残积层以碎石质粉土、碎石土为主。原状样不易取到，现有试验成果基本反映了各土层的物理力学性质，覆盖层中各土层，天然含水量较高193、，一般20.8%47.3%；一般为中压缩性，局部为高压缩性，密实度松散，压缩系数a1-2为0.64 MPa-10.19MPa-1。受原状样数量的限制，仅对试验数据进行平均值统计，各土层物理力学性的平均值为：粉质粘土天然密度1.89g/cm3，孔隙比0.88，内摩擦角约16.55，粘聚力33.12kPa。表3.3-7 土 工 试 验 成 果 汇 总 表 试验编号取土钻孔号取样深度(m)天 然 状 态界 限 含 水 量颗 粒 组 成 （%）土的名称密度(g/cm3)含水量(%)比重GS孔隙比e饱和度Sr(%)液限wL(%)塑限wp(%)塑性指数IP液性指数IL粗 粒 组细 粒 组名称角 砾砂 粒粉194、 粒粘粒粗中细粗中细颗 粒 大 小 (mm)40202010105522110.50.50.250.250.0750.0750.050.050.010.010.0050.005TG08426ZK03-218.0018.201.9522.72.750.73085.528.616.512.10.51777837511315819粉质粘土TG08427ZK055.806.002.0219.42.750.62585.333.217.915.30.10112434385241035粉质粘土TG08428ZK1119.4019.662.0120.82.750.65387.629.616.113.50.35195、12547614416734粉质粘土TG08429ZK12-17.607.801.8916.32.660.63768.130.817.013.80128210922319618粉砂TG08430ZK12-213.0013.201.8032.42.630.93591.257.232.225.00113311321750粘土TG08431ZK16-14.604.801.9227.42.710.79893.031.217.913.30.71736728721515514粉砂TG08432ZK16-225.7025.901.9126.72.700.79191.135.118.816.30.481227196、6162251029粉质粘土TG08433ZK3-116.5016.701.8631.72.750.94792.143.525.018.50.3674711485989919砾砂TG08434ZK3-219.8020.001.7747.32.751.289100.049.227.621.60.914361046373121032粘土TG08435ZK3-324.2024.401.7938.12.771.13792.847.926.021.90.55361157491121032粘土TG08436ZK3-424.7024.901.8338.12.791.10596.250.427.922.50.197、45194684536110826砾砂TG08637ZK817.8018.001.8314.72.720.70556.734.118.715.40110101341171549412砾砂TG08638ZK217.808.001.8926.62.690.80289.229.816.713.10.76427839923513611粉砂TG08639ZK2112.1012.301.9126.12.760.82287.636.519.916.60.3716121313374935312角砾TG08640ZK236.807.001.8327.42.780.93581.542.921.521.40.285198、26618522927粘土续表3.3-7 土 工 试 验 成 果 汇 总 表试验编号试验状态饱和度%固 结 试 验试验状态饱和度%剪 力 试 验垂 直 压 力 (MPa)内摩擦角（度）粘聚力C(kPa)压 缩 指 标0.00.10.20.30.4压缩模量ES（0.10.2）TG08426浸水83.5孔隙比 ei0.7480.7140.6950.6800.6679.2浸水快剪压缩系数 avMPa-10.340.190.150.13TG0842786.5孔隙比 ei0.6170.5770.5540.5270.5147.085.314.035.0压缩系数 avMPa-10.400.230.270.1199、3TG0842887.6孔隙比 ei0.6530.6170.5850.5670.5525.287.612.229.3压缩系数 avMPa-10.360.320.180.15TG0842973.7孔隙比 ei0.6680.6310.6020.5830.5675.8压缩系数 avMPa-10.370.290.190.16TG0843090.2孔隙比 ei0.9450.8590.7950.7520.7223.091.216.730.0压缩系数 avMPa-10.860.640.430.30TG0843195.2孔隙比 ei0.7800.7360.7130.6950.6817.793.027.022.200、0压缩系数 avMPa-10.440.230.180.14TG0843292.2孔隙比 ei0.7820.7170.6810.6560.6415.091.116.735.0压缩系数 avMPa-10.650.360.250.15TG08433浸水97.3孔隙比 ei0.8960.8420.8170.8010.7827.6浸水快剪92.127.923.0压缩系数 avMPa-10.540.250.160.19TG08434100.0孔隙比 ei1.2011.0831.0351.0020.9774.6100.018.937.7压缩系数 avMPa-11.180.480.330.25TG084358201、9.0孔隙比 ei1.1861.0701.0140.9780.9513.992.821.031.7压缩系数 avMPa-11.160.560.360.27TG0843693.2孔隙比 ei1.1411.0290.9700.9320.9023.696.225.522.3压缩系数 avMPa-11.120.590.380.30TG08637非浸水孔隙比 ei0.6770.6460.6050.5760.5564.1非浸水快剪56.720.118.3压缩系数 avMPa-10.310.410.290.20TG08638孔隙比 ei0.7920.7720.7470.7260.7097.289.222.6202、23.3压缩系数 avMPa-10.200.250.210.17TG08639孔隙比 ei0.7940.7620.7350.7160.7006.6压缩系数 avMPa-10.320.270.190.16TG08640孔隙比 ei0.9350.9110.8760.8470.8255.581.518.426.7压缩系数 avMPa-10.240.350.290.22根据现场地质条件并类比有关工程经验，提出各类岩 (土)体的物理力学参数建议值如表3.3-8。表 3.38 岩（土）体物理力学参数建议值岩性天然密度(g/cm3)压缩系数a1-2 (MPa-1)内摩擦角()粘聚力(kPa)承载力特征值(k203、Pa)坡积层1.720.300.3815182030150200残积层粉土、粉质粘土、粘质粉土1.780.280.3220242532200250碎石土1.850.300.4025302025300350基岩全风化片岩类1.9024263240250350全风化变粒岩类2.0028322535350380强风化片岩类2.0026304050350400强风化变粒岩类2.20303550704005003.4 场地工程地质评价3.4.1 场地工程地质条件拟建风电场位于xx盆地西面xx山顶的狭长形山脊上，山顶高程一般为3200m3400m，沿山脊顶宽一般500m1000m。山脊两侧地形坡度约203204、0，且冲沟较发育，其东区（xx乔后公路以西）多条冲沟内有常年流水，其余皆为雨季地表水流汇集形成的冲沟。受汇水面积及植被的影响，冲沟向源侵蚀及侧蚀的速率缓慢。场内地表分布有高山草甸、低矮植物及少量松林。场地内不良物理地质现象不发育。地基岩土性质受原岩影响大，场区范围大，跨越地层较多，F3以南地区，以黑云斜长变粒岩、石英片岩为主，F3以北地区，则以绿泥绢云片岩、大理岩、石英片岩、变粒岩居多。塔基基础可置于第四系残积层或全、强风化基岩中。坡积层的物质组成以细粒土为主，结构松散，均一性差，力学指标低，厚度一般小于3.5m，建议予以挖除。残积层厚度不均，但结构较密实，力学指标相对较高，其岩性与母岩关系密205、切。从总体上，残积层及以下全、强风化岩层能满足塔基地基土承载力要求，可作为持力层。场址区主要发育两条断层：F3、F4，风塔布置应尽量避开断层破碎带。根据调查，场址内无古文化遗址。3.4.2 场地水文地质条件场地水文地质条件相对简单，地表接受大气降水补给，沿地表汇入冲沟或垂直下渗，山顶部位基岩裂隙水及第四系松散层中孔隙水受季节的变化影响较大，且地下水埋藏较深，地下水对场地的影响较小。3.4.3 场地地震效应及稳定性根据1：400万中国地震动参数区划图（GB18308-2001），工程区50年超越概率10%的地震水平动峰值加速度为0.30g，相应的地震基本烈度为度，地震动反应谱特征周期为0.40s206、。虽然场地地基土层以碎石土为主，无地下洞穴及液化土存在，场地中分布有粉土层，但成层性、连续性差，且地下水位埋深较大，本场地可不考虑液化影响。但该场地地处条形山脊顶部，地势相对较狭窄，属抗震不利地段。3.4.4 场地土类别及场地类别根据场区地质资料分析，场地的第四系覆盖层厚度0.2m15.6m，场区基岩岩性以变粒岩、片岩、大理岩、石英片岩、绢云千枚岩、混合岩化花岗质碎裂岩为主，残积层岩性主要为粉土或碎石土。由于地处山顶部位，基岩风化不完全，坡、残积层中普遍夹有含量不等的碎石，再结合场地土层结构及力学性质，判定场地土的类型主要为中硬土，场地类别为类。3.4.5 地基土的均匀性评价受地形控制，各土层207、在不同部位厚度存在一定差异，山顶、山脊及边坡部位，第四系覆盖层总体较薄，山脊间的平缓冲沟部位第四系覆盖层总体较厚。一般情况下，在山脊开阔地带，地基土层厚度差异性较小，而在狭窄山脊地带，各土层厚度差异较大，尤其是开挖相同深度时，建基面上各部位地基承载力及物理力学性状可能存在较大的差异，存在不均匀变形问题。3.4.6 主要工程地质问题3.4.6.1 不均匀沉降问题拟建工程地处基岩山区，第四系覆盖层厚度差异较大，基岩面起伏较大，各风塔位于山顶部位，地形狭窄，开挖面地基土的物理力学性差异较大，因而存在不均匀变形稳定问题。3.4.6.2 边坡稳定问题风塔塔基主要布置于山顶部位，一般情况下塔基开挖范围、深208、度不大，边坡稳定问题不突出。场区山脊狭窄，局部地段风塔布置后，道路为了避开风塔，将顺山坡布置，由于山坡坡度较陡，岩土体较松散，边坡开挖可能会影响塔基的稳定，因而，应合理设计，处理好塔基与交通道路的关系。3.5 塔基工程地质条件评价初拟风机位置基本布置于级剥夷面的山顶或山脊之上，各塔基位置不存在不良物理地质现象，总体上山体稳定性较好，少数塔基位置山脊较单薄，宜适当扩大开挖范围及深度，做好两侧山体护坡。由于场地位于山脊部位，基岩岩性主要为变粒岩、片岩、大理岩、石英片岩、绢云千枚岩、混合岩化花岗质碎裂岩，风化差异较大，不同的塔基位置，地基土层差异较大。地基土层主要分为3类。2.0m内可见全风化基岩的209、塔基，如37#、36#、32#、30#、29#、26#、21#、20#、16#、9#、8#等塔基（塔基编号从场址北至南），此类塔基地基土体工程地质条件一般，地基土强度较高，地基以碎石土地基为主，岩体以碎裂结构为主。2.0m3.0m内见有强风化基岩的塔基，如34#、31#、25#、18#、15#、12#等塔基，此类塔基地基土体工程地质条件较好，地基土以块碎石为主，岩体以碎裂结构为主。除上述塔基外，其它塔基只能置于残积层碎石质粉土、碎石质粘土或碎石土层中，此类塔基地基土体工程地质条件相对较差，风塔基础设计时应结合不同的地质条件进行设计。3.6 升压站工程地质条件评价3.6.1 场地地形地貌及地质概210、况升压站位于场区南部偏东的平缓山坡，山坡南北方向延伸较长，地形较开阔、平缓，无冲沟发育，南北方向山坡地形坡度约510，东西方向山坡地形坡度约414，具有布置升压站的地形条件，建筑物场地较稳定。场地内共布置钻孔5个，探坑8个，钻孔成果见表3.6-1，标准贯入试验、重型动力触探成果见表3.6-2，探坑轻型动力触探成果见表3.6-3。表 3.6-1 钻孔成果汇总表孔号孔深(m)基岩岩性地下水位埋深(m)覆盖层底界埋深(m)风化层底界深度(m)坡积残积全ZK0822.6变粒岩干孔1.62.122.2ZK2022.5变粒岩干孔1.6321.6ZK2122.5变粒岩干孔1.8322.4ZK2223.2变粒211、岩干孔0.81.822.2ZK2322.8变粒岩干孔1.63.522.6表 3.6-2 标准贯入、动力触探试验成果汇总表孔号试验类型试验位置(m)杆长(m)实际锤击数校正后锤击数岩 性密实度ZK8标贯1.21.53.201515碎石土中密2.42.554.503030碎石土密实触探4.64.76.801513碎石土中密12.612.715.001512碎石土中密ZK20触探1.31.43.2088碎石质粉土稍密4.84.96.801815碎石土中密标贯6.66.758.503631碎石土密实触探13.914.015.901512碎石土中密ZK21标贯1.151.453.1077碎石土稍密触探3212、.23.35.501515碎石土中密6.56.68.80108碎石土稍密13.213.315.401310碎石土稍密ZK22标贯0.81.153.1077碎石质粉土稍密3.63.95.601515碎石土中密8.79.010.803027碎石土密实触探12.512.614.50107碎石土稍密ZK23标贯1.31.63.2055粉土松散触探2.93.05.7066碎石质粉土稍密8.78.811.202018碎石土中密13.613.716.1087碎石质粉土稍密表 3.6-3 探坑轻型动力触探试验成果汇总表坑号试验位置（m)锤击数承载力（Kpa）岩性TKS011.0027192.1碎石土2.005213、4403.8强风化变粒岩TKS021.0018121.5碎石土1.8047348.9全风化变粒岩TKS031.0018121.5碎石土3.2042309.7全风化变粒岩TKS041.0022152.9碎石土2.1088670.3全风化变粒岩TKS051.00735.3粉土2.3042309.7碎石土TKS061.0027192.1碎石土2.5054403.8粘土、粉土TKS071.0028199.9碎石质粉土2.1075568.4碎石土TKS081.0032231.3碎石土2.1075568.4全风化变粒岩建筑区主要是坡、残积及全风化变粒岩地层，坡积层厚小于1.8m，岩性为褐黄色碎石质粉土，含214、有大量植物根系，结构松散，干燥；残积层厚度约1.0m3.0m，岩性为灰褐、灰白色碎石质粉土，碎石含量约10%20%，碎石粒径一般1cm3cm，最大粒径达6cm，碎石成分为灰白色变粒岩、石英岩，偶夹植物根系，中等密实；全风化基岩岩性主要为碎石土层，灰褐、灰白色，碎石含量约20%30%，碎石粒径一般2cm3cm，最大粒径达6cm，碎石成分为灰褐、灰白色变粒岩、石英岩。3.6.2 地基土层工程地质评价建筑区地基土层顺坡向呈层状分布，连续性较差。在划分的地基天然土层中，坡、残积层中普遍含有植物根系，不宜作持力层，因此建议基础置于3.5m以下的碎石土层中，其力学性质可参照表3.3-6中碎石土的力学性考虑215、。受碎石含量的影响，地基土层的均一性存在一定差异；场地平坦，开挖不大，不存在较大的边坡稳定问题；场地周围无临空面、地下洞穴及液化土存在，建筑物场地稳定条件较好。3.7 天然建筑材料本工程所需砼骨料量较小。场地范围内工程建筑的建筑材料，上阶段推荐其采用xx至乔后公路K39+000右侧山坡为砂、石骨料场，经地质勘察及2个钻孔勘探，揭露该料场地层岩性为前古生界苍山群第五段（Ancn5），为黑云母斜长变粒岩、柘榴石黑云斜长变粒岩、白粒岩、条带状混合岩化黑云母变粒岩，夹石英片岩、微晶片岩。中部常有角闪变粒岩、斜长角闪岩、变质安山岩及黄绿色条带状大理岩夹层，岩性较杂。岩层片理产状为：N1030W，NE50216、60。岩体风化较深，强风化底界一般大于3.3m。储量及质量基本满足工程要求，开采条件一般。本阶段推荐备用料场为铁甲石料场，位于xx乔后公路K17处，距场址公路里程21.0km，料场岩性为结晶灰岩，该料场现已在开采加工，交通较为方便，料源较充足，质量满足工程要求。同时也可采用xx城市民用建筑相同的砂、石骨料。3.8 结论1. 本区处于扬子准地台区西部边缘，区域构造复杂，活动断裂较为发育，新构造运动迹象明显，属于构造稳定性差的地区。根据1：400万中国地震动参数区划图（GB18308-2001），工程区50年超越概率10%的地震水平动峰值加速度为0.30g，相应的地震基本烈度为度，地震动反应谱特征217、周期为0.40s。2. 拟建风电场位于xx盆地西面xx的狭长形山脊上，山顶高程一般为3200m3400m，沿山脊顶宽为500m1000m，两侧地形坡度约2030，场地内不良物理地质现象不发育，场地所在的山体稳定性较好，有布置风电场的地形条件。场址区断层较发育，风塔布置应避开断层破碎带，断层对场址的影响较小。由于该场地地处条形山脊上，地势较狭窄，属抗震不利地段。3. 由于地处山顶部位，基岩风化不完全，坡、残积层中普遍夹有含量不等的碎石，再结合场地土层结构及力学性质，判定场地土的类型主要为中硬土；场地类别为类。4. 坡积层结构松散，不宜作为持力层考虑，建议建筑物基础置于残积土层或全强风化基岩中。5218、. 地基土不存在砂土液化问题，但部分塔基可能存在不均匀沉降及边坡稳定问题。6. 工程建设所需天然建筑材料相对较少，推荐料场及备用料场均可满足工程需要。4 项目任务和规模4.1 项目任务4.1.1 社会经济概况4.1.1.1 xx县自然地理概况xx县位于云南省大理白族自治州中北部，因洱海之源而得名，地处北纬25492626，东经993210021。东邻鹤庆县、宾川县，南接大理市、漾濞县，西连云龙县，北靠剑川县。总面积2533km2。2006年末总人口27.59万人，其中农业人口25.57万人，占总人口的92.25%。县境东西最大横距80.25km，南北最大纵距68km，山区占85.6%。县城玉湖219、镇，海拔2050m，距大理市区90km，距省会昆明411km。 xx县属北亚热带高原湿润季风气候，地处低纬度高海拔地区，光照充足、四季不明显；冬春干燥，夏秋多雨。全县立体气候和区域性小气候特点明显。xx境内最高海拔3958.4m，为马鞍山系的南无峰。境内主要河流有黑惠江、弥苴河、落漏河，径流面积2621.2km2。根据云南省风能资源评价报告，xx县属云南省风能资源丰富的地区，坝区年平均风能密度可达100W/m2，有效小时数在2500小时以上；坝区周围的山上，年平均风能密度可达180W/m2，有效小时数在3500小时以上。矿产资源已探明的金属矿有金、银、铜、铅、锑、钛，非金属矿有岩盐、大理石、硅220、藻土、硫磺、砚石、煤等。xx历史悠久，旅游资源丰富，山清水秀，胜境众多，与大理的“玉洱银苍”相连，有西湖、茈碧湖、海西海、鸟吊山及九气蒸腾的温泉疗养区、下山口旅游区、茈碧湖旅游区和温泉城等。xx土特产种类繁多，兰花、乳制品、梅制品、大理石等，少数民族风土民情浓郁。4.1.1.2 xx县经济概况“十五”期间，xx县国民经济持续、快速、健康发展，2007年全县国内生产总产值达到17.21亿元，其中第一产业产值6.88亿元，第二产业产值4.65亿元，第三产业产值5.68亿元。 据统计，2007年，全县实现农林牧渔业总产值137646万元，同比增长12.9，粮食总产量达13.84万吨，同比增长4.59221、，农民人均纯收入2394万元，同比增加268元，增长12.6，创历史最高。在市场拉动下，xx县农林牧渔各业发展稳定，农业种植业产值达73743万元，同比增长10.1；林业产值达5686万元，同比增长23.8；畜牧业产值达53817万元，同比增长15.8；渔业产值达3203万元，同比增长11.8。全年粮食种植面积达39.05万亩，比上年增加1.52万亩，粮食作物与经济作物面积比例为74.4425.56。全县农田水利和防洪体系建设等惠农工程建设不断推进，农业和农村经济呈现出强劲增长的良好势头。近年来，xx县大力发展非公有制经济，成果显著。xx大力发展乳制品生产及加工和梅子制品加工，努力吸引资金开发222、优势项目，各行业发展平稳迅速。人民生活水平显著提高。4.1.1.3 大理州自然地理概况大理州位于云南省中西部，东连楚雄彝族自治州，西接保山市，北与丽江市毗邻，南和临沧、普洱市接壤，全州面积为2.95万km2，主要有白、汉、回、彝、藏、傈僳等25个民族，白族占总人口的三分之一。大理市是大理州的州府所在地，位于大理州中部，横断山脉南端，地处东经9958至10027，北纬2525至2558之间，是一个依山傍水的高原盆地。市境东西横距46.3km，南北纵距59.3km。历史以来就是陆路连接滇西八地州和通往东南亚的交通要冲，现已成为连接滇西八地州的交通枢纽和商贸、旅游、文化中心。大理州地处云贵高原与横断223、山脉结合部位，地势西北高，东南低，地貌复杂多样。境内的山脉主要属云岭山脉及怒山山脉，点苍山位于州境中部，如拱似屏、巍峨挺拔。州内群山的最高峰为北部剑川与怒江州兰坪交界处的雪斑山，海拔4295m，最低点是云龙县怒江边的丙栗坝，海拔730m。州内湖盆众多，面积在1.5km2以上的盆地有18个，面积共1871.46 km2，占全州总面积的6.6%。大理州地处低纬高原，在低纬度高海拔地理条件综合影响下，形成了低纬高原季风气候特点，四季温差小，干湿季分明，垂直差异显著。全州土地面积4258万亩，人均13.6亩，山地占全州总面积的80%以上。现有耕地295.73万亩，人均0.93亩，其中水田151.43万224、亩，旱地144.3万亩；园地面积20余万亩，占土地总面积的0.5%，是柑桔、苹果、桃、梅、梨、茶、桑等作物的生产基地；水域面积约83万亩，占土地面积的1.9%左右。全州林地约占60%，牧地占20%，耕地占11.2%，其它用地占8.8%。州境内植被的垂直分布明显，点苍山、鸡足山从山脚到山顶分布着热带北缘至温带、高山寒带的各种不同的植被类型和景观。州内的主要植被类型有半湿性常绿阔叶林、寒温山地硬叶常绿栎类林、寒温性针叶林、寒温性灌丛、干热河谷灌丛、高原湖泊水生植被6类。大理州有得天独厚的旅游资源，良好的区位优势，秀丽的自然风光，悠久的历史文化，古朴的民族风情，奇山秀水闻名中外。大理的自然风光以“苍225、洱毓秀”、“风花雪月”闻名遐尔，素有“文献名邦”、“东方日内瓦”之美称。众多的名胜文物古迹，宜人的四季如春气候吸引着古今中外旅游者纷至沓来。4.1.1.4 大理州经济概况大理州共辖大理市、宾川县、祥云县、永平县、云龙县、xx县、剑川县、鹤庆县、南涧彝族自治县、漾濞彝族自治县、巍山彝族回族自治县、弥渡县等十二个县市，自治州首府设在大理市。2007年底全州总人口348万人。大理州是一个多民族聚居地，主要有白、汉、彝、回、傈僳、苗、纳西、傣、藏、布朗、壮、拉祜、哈尼等民族，少数民族人口占全州总人口的50左右。“十五”期间，大理州国民经济持续、快速、健康发展。2007年全州国内生产总值达到321427226、5万元，名列云南省第5位，其中第一产业产值852926万元，第二产业产值1196483万元，第三产业产值1164866万元，一、二、三产业的比重为27.835.636.6，产业结构逐步趋于合理。人均GDP达到9321元，居全省第9位；农民人均纯收入2677元，居全省第3位。4.1.2 电力系统概况4.1.2.1 电力系统现状截至2008年底，大理州境内共有电源装机容量636.4MW，水电装机588.4 MW，风电装机48 MW。地方拥有中小水电站134座，装机容量333.4MW。省网电源有西洱河梯级电站，总装机容量为255MW，并具有多年调节能力。截至2008年底，大理州境内有500kV变电站227、（750MVA）1座；220kV变电站4座，变电容量810MVA，分别为下关变（2120MVA）、剑川变（2120MVA）、祥云变（1150MVA）、苏屯变（1180MVA）；18座110kV变电站，变电容量806MVA，分别为新七五、邓川、天井山、荒草坝、巍山、南涧、弥渡、宾川、清华洞、浑水海、鹤庆、云龙、永平、漾濞、顺濞、漕涧、上兰、小团山变电站。到2008年，110kV电网已基本覆盖全州所有县市，大理市境内有5条220kV线路，总长252.46km，110kV线路43条，总长度712.5km。另外还有下关变至漫湾电站双回、祥云变至谢家河变等220kV线路，属于省网的骨干输电线路。2008228、年，大理州年用电量达31.3亿kWh，负荷发展较快。大理州电力系统现状接线图见图NE26-3349-0922-20-01。4.1.2.2 大理州负荷预测根据云南电网公司、云南省电力设计院、西南电力设计院等联合编制的云南省“十一五”电网规划（修编稿）第一卷负荷预测及电力电量平衡，大理州2010、2015年需发电负荷分别为966MW、1414MW，需发电量分别为42.2亿kWh、61.0亿kWh，最大负荷利用小时分别为4369h、4314h。4.1.2.3 大理州电源发展规划根据大理州电源建设相关资料，目前全州有在建水电站14座，装机容量130.1MW，拟建水电站21座，装机容量352.25MW。229、到2010年，新增中小水电装机容量482.35MW（未计龙开口、鲁地拉、功果桥、苗尾等大型电站容量），全州水电电源装机容量将达到1070.75MW。2008年前，大理州境内已建成大风坝风电场（48.0MW）和者磨山风电场（30.6MW）。全州电源总装机容量将达到1149.35MW。“十一五”期间，大理州将抓住国家和全省开发澜沧江、金沙江水能资源的机遇，加快功果桥电站、苗尾、鲁地拉、龙开口等水电站建设进程，实施风力发电；做好全州电网的规划建设，全面完成农网、城网改造，完成大理凤仪吉祥村500kV超高压输变电站的建设，新建和改造一批输变电站项目，扩增运行容量，提高电网等级，完善电网结构。积极把大理230、州建设成为全省电力生产、输送和后勤的重要基地，滇西电力输送网络中心、枢纽负荷中心。4.1.3 供电范围xx风电场工程装机48.75MW，规划投产时间为2010年左右。xx风电场可研阶段按单机容量为1250kW的风机进行初步布置，约可布置39台风机，装机规模48.75MW。按年利用小时数2000h考虑，年发电量为0.975亿kWh。大理州负荷发展较快，大理州2010、2015年需发电负荷分别为966MW、1414MW，考虑检修及备用后，约需1352MW和1980MW的发电装机容量方可满足全州负荷发展需求，而至2010年本州电力装机为1149.35MW，2010、2015年分别还缺约200MW和8231、30MW的装机容量。因此，“十一五”和“十二五”期间大理州中、小水电电源不能满足经济发展对用电负荷的需求，xx风电场电量在大理州有消纳空间，该风电场的建设能适当缓解未来经济发展造成的电力供需矛盾，促进当地经济发展。因此，xx风电场供电范围初步拟定为云南省网覆盖下的大理州境内。4.1.4 建设必要性（1）大理州具有开发风电场的资源优势根据云南省风能资源评价报告，大理州中部属云南省风能资源丰富的地区，坝区年平均风能密度可达100W/m2，有效小时数在2500h以上；坝区周围的山上，年平均风能密度可达180W/m2，有效小时数在3500h以上。且风速的地形效应非常显著，风速随相对高度的增大而增大，平232、均风能密度和有效小时数随海拔的增高而增大，可见，大理州具备开发建设风电场的资源优势。xx风电场风能资源较好，场址地形地质条件满足风电场的建设要求，交通运输条件便利，不存在工程建设的制约性因素，工程建设条件总体较好。（2）项目建设符合能源结构调整政策和可持续发展方向截至2008年底，大理州境内共有电源装机容量636.4MW，基本均为水电装机，调节性能较差，电源结构单一。而发展火电受煤炭、交通、环保等因素制约。2000年9月1日开始实施中华人民共和国大气污染防治法，对新建、扩建火电厂的污染物排放标准或总量控制的力度逐步加大，新建和改建火电厂成本将大大增加，这必将制约大理州火力发电的建设和发展。合理233、利用可再生能源风能发电，可适当改善大理州电源结构。因此，xx风电场建设是十分必要的，同时xx风电场的建设符合国家可持续发展的方向。（3）满足大理州经济发展的需要大理州负荷发展较快，2010年大理州需发电负荷为966MW，考虑检修及备用后，约需1352MW的装机方可满足全州负荷发展需求。而至2010年水电装机将达到1149.35MW，还缺约200MW的装机容量。因此，“十一五”期间大理州中、小水电电源不能满足经济发展对用电负荷的需求，xx风电场的建设能适当缓解未来经济发展造成的电力供需矛盾，促进当地经济发展。（4）风电建设有利于保护生态环境，符合大理州发展旅游业的目标风能是一种取之不尽，用之不竭234、的可再生能源。风电的突出优点是环境效益好，不排放任何有害气体和污染物，风力发电全过程能量投入产出比高达300%，风力发电是一种高度清洁的能源技术。风电场场址虽然范围较大，但实际占用的面积很小，不影响农田和牧场的正常生产。风能资源好的地方往往多是草地和山地，风光秀丽，建设风电场的同时也开发了旅游资源。风电利用可再生能源风能进行发电，既没有燃料的消耗，又没有废水、废气和废渣等污染物的排放，在促进当地经济发展的同时，不会破坏原有生态环境和人居环境。风电场的建设可替代燃煤电厂，减少废气、废渣的排放，xx风电场装机容量48.75 MW，年上网电量1.112亿kWh，与同等规模火电厂相比，每年可节约标煤约235、2.85万t，相应地可减少因燃煤产生的废气、废渣排放处理所需耗费的资源。大理州历来是旅游胜地，xx县旅游资源丰富，地热和民族文化、自然景观构成了xx县的独特风景。xx风电场的建设不仅不会对xx县的自然环境造成负面的影响，反而会给xx这个美丽的小城带来一抹现代文明的亮色。（5）开发风电受到国家政策扶持和法律保障2003年国务院电价改革方案规定，风电暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买。国家发展改革委从2003年开始推行风电特许权开发方式，通过招投标确定风电开发商和上网电价，并与电网公司签订规范的购电协议，保证风电电量全部上网，风电价格高出常规部分在全省范围内分摊，有利于吸236、引国内外各类投资者开发风电。2005年2月28日通过、2006年1月1日起正式实施的中华人民共和国可再生能源法为我国风电今后的发展提供了法律保证。该法规定，“可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定”，“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收”，“电网企业依照本法第十九条规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊”。国家将237、风电特许权项目中的特殊之处用法律条文加以规定，将今后风电的发展纳入法制的框架，为风电的发展提供了强有力的支持。综上所述，xx风电场的建设能调整大理州电源结构，满足当地经济发展的需要，社会效益和环境效益显著。建设该风电场可以得到国家激励政策和措施的保证，对充分利用大理州的风力资源，完成云南“十一五”规划目标，开拓新能源是十分必要的。4.2 项目规模规划阶段初拟xx场址的装机规模为50MW；预可阶段根据xx风场的风能资源条件、地形条件、以及目前的风机设备制造技术等，初拟xx风电场建设规模为49.3MW。本阶段通过进一步的深入研究，结合现场微观选址等情况，拟定xx风电场的装机规模为48.75MW。由238、于2010年大理州约需电源装机容量1352MW，xx风电场装机容量仅占3.6%，对当地电网影响很小。另外，本风电场位于山脊，无人员居住和耕地分布，场址区以草地为主，兴建风电场对当地经济的不利影响较小，无制约工程建设的因素。因此，本阶段xx风电场建设规模为48.75MW，拟安装39台单机容量1250kW的风电机组，建设110kV升压站一座，布置生产区、办公区和生活区三个区域并分别设置相应的配套设施。主变容量初步选择1台63MVA。110kV升压站汇集所有风机电能后以一回110kV出线，接到规划新建的110kV宁湖变电站，长度约25km。新建主干道约11.4km，施工支线约16.5km，工程永久占239、地596220m2，临时占地494450m2，总工期18个月，工程静态总投资为59639.19万元。5 风电机组选型、布置及风电场发电量估算5.1 风电机组选型5.1.1 单机容量选择目前风机市场上的主流机型为水平轴、上风向、三叶片的机组，有定桨定速、变桨定速和变桨变速三大类型。三类机型技术均较为成熟，但各有优缺点。三种机型以变桨变速机组的效率最高，已逐渐成为市场的主流产品。目前国内外生产和投入运行的风力发电机组的单机容量越来越大，投入商业运行的风力发电机组，最大单机容量已达到5MW。国内风电场的单机容量从最早的150kW逐渐发展到了600kW和750kW，目前最大达到2500kW。单机容量在240、600kW1500kW的风力发电机组在技术先进性、运行可靠性、单位千瓦造价、商业化普及程度等方面均有较大优势，是目前市场的主力机型。根据xx风场的特点，风电机组单机容量的选择主要从场址风能资源情况、地形条件、交通运输条件、施工安装条件以及国产化率等方面综合分析后确定。1、风能资源情况xx风场的风能资源较为丰富，场址70m高度的年平均风速为10.9m/s，年平均风功率密度为1591.3W/m2，达到风功率密度等级7级；风切变指数较小，湍流强度属较弱等级，场址风向和风能密度方向稳定，主要集中于W至SW扇区，具有明显的主风能方向，具备建设并网风力发电场的条件。1号、2号测风塔区域50年一遇极大风速（241、3s平均）分别为65.0m/s、70.0m/s。根据场址的年平均风速和50年一遇最大风速，该风场宜选用安全等级为IECI的风机。2、场址地形条件xx风电场地形起伏较大，场址海拔高程在3125m3585m之间。为保持风机间距以减小尾流影响，并充分利用场址的风能资源，宜选择单机容量较大的机型。3、场内交通条件目前，场址内有简易道路通过，为满足风电场的场内交通和工程施工要求，需扩建和新建道路。由于风机叶片在所有的部件中尺寸最长，道路的等级要满足叶片的运输要求。鉴于布置风机的地形复杂，道路修建工程量大，所选风机的单机容量不宜过大。从目前主流机型来看，不同单机容量的风机叶片长度如下：单机容量600kW1242、000kW，叶片长约20m30m；单机容量1000kW1500kW，叶片长约30m40m；单机容量1500kW以上，叶片长一般在40m以上；从场址交通运输条件来看，所选单机容量宜控制在1500kW以下。4、场外交通条件xx地处西部内陆，而风机制造厂大多位于沿海地带。从制造厂家到风场的运输拟采用公路运输方式，风机运输没有制约性因素。从省会昆明到大理州有高速公路相通；xx场区道路通过局部的改扩建可满足风机部件的运输要求，场址距大理州区较近，目前有简易公路与xx相连，对外交通条件相对较为便利。从保证风机设备顺利运抵风场，并减少道路改扩建工程量来看，不宜选用单机容量较大的机组。经初步分析，在选择风电机243、组时，机组单机容量不宜超过1500kW。5、施工安装条件为满足风电场施工大型吊装设备的场地要求，需平整出一块吊装平台，若所选机组较大，则吊装平台面积和开挖量都相应增大，对吊装设备的要求也比较高。另外，由于风场地形复杂，使得吊装设备的吊装高度和重量受到一定程度的限制。因此，从施工安装条件考虑，也不宜选择单机容量较大的机组。6、国产化率根据国家发展改革委关于风电建设管理有关要求的通知（发改办能源20051204号），不满足设备国产化率70%要求的风电场不允许建设，因此，在机组选型时必须考虑机组的国产化率这一制约因素。目前，国内风机制造厂商日渐增多，国外厂商纷纷进驻中国建厂生产风电设备，可供选择的机244、型也在增多。但是，受技术先进性、运行可靠性、单位千瓦造价、商业化普及程度等因素的影响，国产化率较高机组的单机容量多在600kW1500kW之间。因此，从国产化率方面考虑，也宜选择单机容量在600kW1500kW之间的机组。从以上分析可知，从场址风能资源、地形、交通运输、施工安装和国产化率等方面综合分析，xx风场宜选择单机容量在600kW1500kW之间，安全等级为IECI的风电机组。5.1.2 机型选择水平轴风力发电机组对起动风速要求普遍较低，适合非强台风经常出没的地区使用，发电效率较高。变桨距风力发电机组在低空气密度地区仍可达到额定功率，在风速达到额定风速以后，保持恒定的功率输出，同时，其在245、低风速下也可通过改变叶片安装角来提高功率输出。由于变桨距风力发电机组为叶片气动刹车，因此，在制动过程中对于整机传动系统的冲击较小。变速运行风力发电机组在低风频率较高的地区，年发电量较多，同时运行过程中噪音水平较低，可以满足较高的环境要求，适合本风电场的选型要求。因此，从技术先进性方面来说，本风场应选择变桨变速的风电机组。同种类型相同额定功率的两种风力发电机组相比，风轮直径越大，风力发电机组利用效率越高，发电量越多。但大直径风轮使风力发电机组结构受力增加，抗大风性能减弱。本风场地处内陆地区，区域大风出现频率低，代表年70米高平均风速10.9m/s，极端风速65m/s70m/s。随着新技术、新材料246、在风力发电机组中的不断应用，将大大改善风力发电机组的技术指标和性能。因此，在相同额定功率的情况下，建议采用技术成熟、风轮直径大、机组可靠性高的机型。通过对目前600kW1500kW，安全等级为IECI的主流机组进行分析，在考虑机组技术先进性、商业化程度、经济性、国产化率和机组供货情况等因素后，可供选择的机组较少，本次初步选择了3种机型进行比较，各机型主要参数见表5.1-1，功率曲线见表5.1-2和图5.1-1。表5.11 不同机型风电机组主要参数一览表风力发电机组 技术参数WTG1WTG2WTG3风 轮直径（m）52.064.070.0扫风面积（m2）212432153849转速（r/min）247、14.630.813.224.511.019.0功率调节变桨/变速变桨/变速变桨/变速切入风速（m/s）433.5额定风速（m/s）1612.313.5切出风速（m/s）252525安全风速（m/s）707070发电机型式双馈双馈双馈容量（kW）85012501500电压（V）690690690频率（Hz）505050齿轮箱类型1级行星/2级斜齿1级行星/2级平行轴1级行星/2级平行轴转速比1:61.741:53.151:95叶 片数量（片）333长 度（m）25.33134.23刹车系统气动系统全顺浆制动3叶片独立变桨制动3叶片独立变桨制动机械制动盘式制动器高速轴机械刹车盘式制动器塔 架形式248、锥型钢筒锥型钢筒锥型钢筒高度（m）556563重 量风轮（t）101516.5机舱（t）235060.7塔架（t）578499.4图 5.1-1 不同机型风电机组标准功率曲线图 表 5.12 不同机型风电机组功率曲线风速功率（空气密度为1.225kg/m3）WTG1WTG2WTG33133.5258428373356585104612316820472032883448307442530943563176610565850104211685107812941278012341441138411250148914848125015001584912501500168501250150017850249、1250150018850125015001985012501500208501250150021850125015002285012501500238501250150024850125015002585012501500三种机型都是变桨变速的双馈发电机机组，可较充分利用风能，机组效率较高。WTG2、WTG3为兆瓦级机组，运输难度较WTG1大。从机组功率曲线上看，WTG2风机切入风速及额定风速最低。场址地形较开阔，风机按矩阵布置考虑。场址主风向和主风能方向一致且非常明显，按主风向列距不低于3倍风轮直径、行距不低于5倍风轮直径原则对三个机型方案进行风机布置，各方案风机布置见图5.1-2、图5.250、1-3和图5.1-4。其中WTG1方案布置58台风机，装机规模为49.3MW；WTG2方案布置39台风机，装机规模为48.75MW；WTG3方案布置33台风机，装机规模为49.5MW。在机型比较时，以1、2号测风塔经过订正的资料，采用WASP软件对各方案发电量进行初步计算，成果见表5.1-3。图 5.1-2 WTG1方案机组初步布置图图 5.1-3 WTG2方案机组初步布置图图 5.1-4 WTG3方案机组初步布置图由以上机组初步布置可知，由于本风场处于地形复杂的山区，机位受地形影响较大，地形条件较好的机位较少。从充分利用风场的风能资源考虑，宜选择单机容量较大的机组，但受施工安装和交通运输条件251、的限制，所选机组的单机容量也不宜太大。根据估算的风电场单机平均年上网电量，以及各方案的静态总投资，计算各机型方案的单位千瓦投资和单位电度投资，见表5.1-3。表 5.1-3 不同机型技术经济比较表项目单位WTG1 WTG2WTG3单机容量kW85012501500台数台583933总容量MW49.348.7549.5风电场年理论发电量万kWh216752166622590单机平均年理论发电量万kWh373.70555.55684.54风电场年上网电量万kWh111251112111595单机平均年上网电量万kWh191.81285.15351.36年等效满负荷小时数h225722812342容252、量系数0.2580.2600.267轮毂高度m556563塔架重量t578499.4叶片长度m25.33134.23风轮直径m52.064.070.0机舱重量t235060.7风轮重量t102716.5工程投资设备及安装工程万元41926.5441416.8641100.56建筑工程万元12163.1610875.0910144.91其他项目万元5363.965240.215126.34基本预备费万元1783.621725.961691.15合计万元61237.2859258.1258062.96单位千瓦投资元/kW124211215611730单位电度投资元/kWh5.505.335.01说253、明：单位千瓦投资和单位电度投资由该工程投资除以风电场装机容量和平均年上网电量得到。由表5.1-3可以看出，三个方案的单位千瓦投资和单位电度投资随着单机容量的增加而逐渐降低。从经济性方面考虑，宜选择单位电度投资较低的WTG2、WTG3机型。从技术角度考虑，三个方案均为变桨变速机组，风能利用率较高，是目前风机市场上的主流机组。WTG3单机容量为1500kW，机组部件尺寸较大，叶片长度达到了34.23m，对本风场来说，对外公路改建及运输难度较大。而WTG1和WTG2则相对更适合本风场。综上所述，本阶段推荐采用WTG2机型，本报告采用该机型进行风机布置和发电量估算。机组机型最终由业主招标确定。5.1.254、3 轮毂高度针对以上选择推荐的风电机组，对机组不同的轮毂高度进行理论发电量计算，成果见表5.1-4。由表可知，轮毂高度从65m提高到68m时，风电场的年上网电量增加62万kWh。风电场的发电量随着轮毂高度的增加而增加，但增加的发电量不大，这与风场风切变指数较小，风速随高度增加较小的规律是一致的。另外，增加轮毂高度将相应增加塔筒投资，且本风场位于地形复杂的山脊上，交通运输、施工安装较差，由于地形复杂，履带吊车不能适应风电场的工作环境，只能采用汽车吊进行风机吊装。风机轮毂高度越高，吊装难度越大。本场址吊装条件较差，从减小吊装难度等方面考虑，宜采用轮毂高度较低的方案。综上所述，本阶段推荐采用轮毂高度255、65m方案。表 5.1-4 推荐风电机组不同轮毂高度发电量比较表项 目单 位数 值轮毂高度m6568风电场理论发电量万kWh2166621788单机平均理论发电量万kWh555.55558.66风电场年上网电量万kWh1112111183差值万kWh62塔架重量t8488年等效满负荷小时h22812294容量系数0.2600.2625.2 风机布置xx场址较为开阔，西部地形起伏复杂，东部为一近似西北-东南走向的长条形山脊，长约5km。场址风能资源条件较好，主风能方向明显。根据场址的实际情况，确定风电机组布置的原则如下：（1）风机垂直于SW方向进行布置。场址主风能方向明显，风能集中在W至SW扇区256、，风机按垂直于SW方向进行布置；（2）场址西部风机按矩阵布置考虑，场址东部风机按单排布置考虑，尽量布置在风能资源较好的山脊或山包处；（3）考虑风机的施工安装和交通运输条件。布置风机的地形狭窄、陡峭，风机布置、吊装以及交通运输条件较差，为满足风机布置、吊装和运输，需进行大量的开挖。因此，为适当减小土建工程量，在风机布置应考虑风机的施工安装和交通运输条件。（4）风机布置避开自然保护区。根据大理州“大政办复20095号”关于调整xx县罗平鸟吊山州级自然保护区范围的批复，调整后的保护区范围为：南方边界不变，北方边界调整至洱乔公路xx丫口护鸟房。风机布置时已避开了鸟吊山自然保护区，场址最南端的1号风机距257、护鸟房为670m；（5）风机行距按不低于5倍风轮直径考虑，列距按不低于3倍风轮直径考虑，并根据地形条件以及其他限制性因素综合分析后具体确定机位。根据以上布机原则，采用12000实测地形图，考虑地形条件等因素，对风机进行初步布置，结合现场微观选址情况对机位进行局部调整。由于本风场交通运输和施工安装条件的限制，以上所选机位是在满足交通运输、施工安装及其它限制条件的前提下选择的，其变动的余地不大，采用WASP软件计算风电场的发电量，对风机布置进行适当优化。经过优化调整，选择了39个布机点，拟安装39台单机容量为1250kW的风电机组，总装机容量48.75MW，各布机点坐标见表5.3-1。5.3 风电258、场年上网电量估算根据以上机型选择和风机布置，xx风电场拟安装39台单机容量为1250kW的风电机组，总装机容量48.75MW。本报告针对该布置方案，采用相关资料对风电场的发电量进行估算。5.3.1 理论发电量估算本风场地形较为复杂，且受到不同地表面的影响，难以用其中一个测风塔的资料来代表场址风况进行发电量计算。因此，为更准确的计算风电场发电量，本次估算发电量时，根据风机所处的地形条件，以及其与测风塔的关系，将风机分为两组，分别采用两个测风塔的资料进行发电量估算，其中126号风机采用1号塔的资料，2739号风机采用2号塔的资料。风电场发电量计算和尾流影响采用国内外普遍使用的WASP软件进行，首先259、通过测风资料和现场实际情况对场址的粗糙度进行率定，然后以该粗糙度为基础，根据每个布机点周围的实际情况，设置每台风机的粗糙度，以订正后的测风资料进行发电量计算。经过计算，得到风电场的理论发电量为21666.40万kWh，平均单机理论发电量为555.55万kWh，各布机点的主要参数和理论发电量见表5.3-1。表 5.3-1 xx风电场布机点参数表序号布机点坐标高程轮毂高度平均风速理论发电量xymmmmm/s万kWh117586655.52877016.83171659.44541.1217586257.62877249.632046510.14575.5317586050.42877553.132260、686510.77592.3417586823.82877895.53232659.10505.9517586556.62878123.93226658.16450.3617586372.32878227.53235658.27458.7717585979.42878066.13204658.23459.6817586087.32878410.03232658.06442.9917585919.02878614.53244658.19453.11017585513.52878994.73318659.31512.31117585514.02879244.23290658.06441.71217261、586028.62879118.73322658.55475.41317586500.52879099.83353659.00512.31417586829.02879197.83353659.22525.61517586821.02878927.53310658.67490.61617586955.92878766.43278658.42475.21717586839.72878459.43248658.14451.31817588531.92877830.43154659.17513.21917588625.52878083.73184659.88560.32017588594.72878262、364.732346512.22626.72117588413.22878455.032726512.45624.02217588218.22878549.432946512.78620.62317587893.62878507.432866511.41599.22417587704.82878686.132786510.52589.82517587498.92878786.23270659.52546.12617587635.52879066.332866510.48592.22717587444.12879354.733686513.26613.12817587300.42879477.1263、33686512.80608.52917587139.22879559.334056512.68612.83017586964.32879611.734076512.10603.53117586771.72879667.234306512.18616.93217586560.32879730.134256511.54603.433 17586472.72879910.034346511.83597.534 17586232.92880011.134666512.55618.935 17586053.12880221.635446513.81629.736 17586021.02880401.7264、35476513.81627.837 17585863.82880549.335826514.04629.438 17585709.82880717.335726513.44635.239 17585648.62880900.835746513.62633.8说明：布机点坐标采用的坐标系与本阶段实测12000地形图采用的坐标系一致。5.3.2 上网电量估算风电场年上网电量是在理论发电量的基础上，考虑空气密度、风机利用率、叶片污染、尾流影响、控制和湍流以及风电场内能量损耗等因素的影响，对其进行修正得到的上网电量。根据本场址的实际情况，对各项损耗修正系数考虑如下。5.3.2.1 空气密度修正xx风265、电场场址海拔较高，在3500m左右，空气密度较小，对风功率密度影响较大。根据实测的气温气压资料计算得到场址的平均空气密度为0.846 kg/m3，该空气密度与标准空气密度1.225 kg/m3之比即得到空气密度修正系数，为69%。5.3.2.2 尾流影响尾流影响采用WASP软件进行计算，由于场址西部采用矩阵布置，东部采用单排布置，尾流影响较小，根据计算结果，将尾流影响系数取为96%。5.3.2.3 风机利用率风机利用率主要考虑风机、输电线路、电气设备检修和故障、灾害天气等因素，根据有关工程的经验数据，初步取风机利用率为95%。5.3.2.4 叶片污染影响本风电场位于山脊上，周围环境状况较好，空266、气质量较高，叶片污染很小，初步考虑叶片污染造成的损耗按2%计，叶片污染系数取为98%。5.3.2.5 低温停机影响由于风电场海拔较高，空气密度小，且冬季温度较低，湿度较大，常出现雾凇天气，对风机运行造成影响。初步考虑将低温停机影响造成的电能损耗按6%计，低温折减系数取为94%。5.3.2.6 控制和湍流影响场址的湍流强度均小于0.10，属于较弱强度，根据相关工程的建设经验，控制和湍流影响造成的电能损耗初步按4%考虑，控制和湍流折减系数取为96%。5.3.2.7 风电场内能量损耗风电场内的能量损耗包括线路、设备损耗和厂用电等，根据电气布置方案等估算。结合相关风电场的建设经验，风电场内的能量损耗按267、5%计，相应的能量损耗系数为95%。5.3.2.8 综合折减系数以上各项折减系数相乘，考虑到其他不确定因素的影响，另计3%的其他影响损失，可计算得到风电场的年发电量综合折减系数为0.5133。根据风电场的理论发电量和年发电量综合折减系数，估算得到xx风电场的年上网电量为11120.81万kWh，平均单机年上网电量为285.15万kWh，各台风机的发电量见表5.3-3，年等效满负荷小时数为2281h，容量系数为0.26。风电场主要指标见下表5.3-2。 表 5.3-2 xx风电场主要参数表序号项 目单位数值备 注1装机容量MW48.752装机台数台393单机容量kW12504风电场理论发电量万k268、Wh21666.405平均单机理论发电量万kWh555.55 6风电场年上网电量万kWh11120.817平均单机年上网电量万kWh285.158年等效满负荷小时数h22819容量系数0.26表 5.3-3 xx风电场发电量估算表序号布机点坐标理论发电量电量修正上网电量年等效满负荷小时xy尾流影响空气密度风机利用率叶片污染低温停机控制和湍流场内损耗mm万kWh万kWh万kWh万kWh万kWh万kWh万kWh万kWh万kWhh1586656 2877017 541.1 519.46 358.74 340.81 333.99 313.95 301.39 286.32 277.73 2222 258269、6258 2877250 575.5 552.48 381.55 362.47 355.22 333.91 320.55 304.53 295.39 2363 3586050 2877553 592.3 568.61 392.69 373.05 365.59 343.66 329.91 313.41 304.01 2432 4586824 2877896 505.9 485.66 335.41 318.64 312.26 293.53 281.79 267.70 259.67 2077 5586557 2878124 450.3 432.29 298.54 283.62 277.94 261.270、27 250.82 238.28 231.13 1849 6586372 2878228 458.7 440.35 304.11 288.91 283.13 266.14 255.50 242.72 235.44 1884 7585979 2878066 459.6 441.22 304.71 289.47 283.68 266.66 256.00 243.20 235.90 1887 8586087 2878410 442.9 425.18 293.64 278.96 273.38 256.97 246.69 234.36 227.33 1819 9585919 2878615 453.1 271、434.98 300.40 285.38 279.67 262.89 252.38 239.76 232.56 1861 10585514 2878995 512.3 491.81 339.65 322.67 316.21 297.24 285.35 271.08 262.95 2104 11585514 2879244 441.7 424.03 292.84 278.20 272.64 256.28 246.03 233.73 226.71 1814 12586029 2879119 475.4 456.38 315.18 299.43 293.44 275.83 264.80 251.56272、 244.01 1952 13586501 2879100 512.3 491.81 339.65 322.67 316.21 297.24 285.35 271.08 262.95 2104 14586829 2879198 525.6 504.58 348.47 331.04 324.42 304.96 292.76 278.12 269.78 2158 15586821 2878928 490.6 470.98 325.26 309.00 302.82 284.65 273.26 259.60 251.81 2014 16586956 2878767 475.2 456.19 315.05 299.30 293.31 275.71 264.69 251.45 243.91 1951 17586840