1、广西48兆瓦24x2000kW大（2）型风电场工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月广西48兆瓦24x2000kW大（2）型风电场工程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328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 目录第1章 综合说明11.1 项目概述11.2 风能资源61.3 工程地质71.4 项2、目任务与规模81.5 风力发电机组选型和布置81.6 电气81.7 工程消防设计91.8 土建工程101.9 施工组织设计111.10 工程管理设计111.11 环境保护及水土保持设计111.12 劳动安全与工业卫生121.13 节能减排121.14 工程设计概算131.15 财务评价131.16 社会稳定风险分析141.17 风电场工程建设项目招标141.18 结论和建议15第2章 风能资源192.1 风电场所在地气候概述192.2 参证气象站202.3 XX气象站简况202.4 MERRA气象站简况252.5 风电场测风322.6 代表年分析442.7 空气密度442.8 风切变与大风切变3、452.9 风能资源评价882.10 气候影响分析92第3章 工程地质963.1 概述963.2 区域稳定性983.3 工程地质条件1013.4 场址工程地质条件初步评价1043.5 地基与基础方案选择1063.6 矿产资源与文物古迹调查1063.7 结论及建议107第4章 项目任务与规模1084.1 项目任务1084.2 项目规模114第5章 风力发电机组选型和布置1175.1 选型依据1175.2 地图数字化1205.3 风力发电机组选型1215.4 理论发电量测算1345.5 风电场上网发电量估算1375.6 结论139第6章 电气1406.1 电气一次1406.2 电气二次1586.34、 风电场线路部分170第7章 工程消防设计1737.1 工程概况和消防总体设计1737.2 工程消防设计1757.3 施工消防176第8章 土建工程1788.1 工程地质条件及工程等级1788.2 风电机组及箱式变电站基础1798.3 风电场220KV升压站1838.4 地质灾害治理1838.5 风电场建筑采暖通风184第9章 施工组织设计1869.1 自然条件1869.2 施工条件1879.3 施工总布置1899.4 施工交通运输1939.5 工程征用地1949.6 主体工程施工1959.7 施工总进度2019.8 施工注意事项204第10章 工程管理设计20610.1 工程管理机构20615、0.2 主要管理设施20710.3 运营期管理设计208第11章 环境保护与水土保持设计21511.1 评价标准和技术规范21511.2 风电场所在地区环境状况21611.3 环境影响评价21711.4 环境保护和水土保持措施22411.5 构筑独特的旅游景观22611.6 结论227第12章 劳动安全与工业卫生设计22812.1 设计依据、任务与目的22812.2 工程概述与风电场总体布置22912.3 工程安全与卫生因素分析23012.4 劳动安全和工业卫生对策23012.5 风电场安全与卫生机构设置、人员配备及管理制度23112.6 事故应急救援预案23412.7 预期效果评价237第16、3章 节能减排23813.1 用能标准及节能规范23813.2 项目概况23913.3 能源供应情况分析24513.4 建设项目节能方案24613.5 节能效果评价249第14章 工程设计概算25214.1 编制说明25314.2 概算表259第15章 财务评价27815.1 概述27815.2 财务评价27915.3 财务评价结论28415.4 财务评价表285第16章 社会稳定风险分析30416.1 编制依据30416.2 项目稳定性风险分析调查30416.3 项目社会稳定风险因素识别30616.4 项目社会稳定风险防范和化解措施30816.5 项目社会稳定风险应急预案30916.6 项目7、社会稳定风险评价31016.7 结论和建议311第17章 风电场工程建设项目招标31217.1 招标范围31217.2 招标段划分及招标顺序31217.3 招标组织形式31317.4 招标方式313第18章 结论和建议31418.1 结论31418.2 建议314第19章 附图316第1章 综合说明 1.1 项目概述1.1.1 地理位置xx广西xx48MW风电场工程位于广西壮族自治区xx市xx苗族自治县。广西壮族自治区地处中国华南，位于东经1042611204，北纬20542624之间，北回归线横贯全区中部。广西南临北部湾，面向东南亚，西南与越南毗邻，东邻粤、港、澳，北连华中，背靠大西南。广西8、周边与广东、湖南、贵州、云南等省接壤。是中国与东盟之间唯一既有陆地接壤又有海上通道的省区，是华南通向西南的枢纽，是全国唯一的具有沿海、沿江、沿边优势的少数民族自治区。xx，又称龙城，是广西重要的区域中心城市，广西工业名城、历史名城、文化名城、旅游名城。xx市位于广西壮族自治区中北部。全市总面积18618km2，其中市区面积约为658.31km2，2008年建成区面积约为126.88km2。下辖6县分别为：柳城县、柳江县、鹿寨县、融安县、xx苗族自治县、三江侗族自治县。xx县位于广西壮族自治区北部，属xx市管辖。东临融安县，南连柳城县，西与环江毛南族自治县， 西南与罗城仫佬族自治县接壤，北与贵州9、省从江县，东北与三江侗族自治县毗邻，行政区域面积4624 km2。县境地势为中部高四周低，中西部和西南部为中山地区，海拔1500 m以上的山峰有57 座，其中摩天岭海拔1938 m，元宝山海拔2081 m。东南部和东北部为低山地区。南端为丘陵岩溶区，该地区较为平缓，被称之为县内平原。在气候分区上，属典型的中亚热带季风气候，气候温和雨量充沛，多年年均气温为19.0，历年平均气温值介于18.619.8之间。xx广西xx县风电场规划总容量为400MW，分八期建设（名称分别为摩天岭、梓山坪、xx、庆林山、尧告岭、阿扣山、帮福、沙坪顶风电场。），本风电场为xx广西xx风电场（以下简称xx风电场），容量410、8MW，建设24台2MW风电机组。风电场内主要是荒地，局部是林地，地形以山地为主，起伏较大，海拔为5001750m，本风电场在规划中的位置图见图1-1。本风电场拐点坐标见表1-1所示。 图 11： 风电场地理位置图图 12：本风电场在规划中的位置图表 11：xx风电场拐点坐标(WGS84坐标)区域一：区域二：编号XY编号XY1267463281447412690672811168226744228131612266832280628932700002813070327366227994244270000281447942758442804520前四期风电场合建一座220kV升压站，总容量20011、MVA，位于xx风电场东南部，坪浪村东北方向约2km。本风电场扩建一台100MVA主变压器，前四期风电场全部接入此站，经过升压后，220kV线路向南接入贝江220kV变电站（规划站）。1.1.2 业主介绍及工程任务北京xx投资管理有限公司，是UPC可再生能源集团公司（简称“UPC”）于2006年在北京注册成立的，全权负责UPC中国风电项目的开发、建设及运营管理等风电相关业务。UPC可再生能源集团公司正式成立于1993年，距今已拥有二十余年的风电开发、融资、建设和运营经验，是全球经验最丰富的风电开发投资公司之一。目前UPC已在全球范围建立了广泛的业务关系网络，在美洲、欧洲、亚洲、非洲等地区积极开12、展可再生能源开发事业。北京xx投资管理有限公司致力于开发、建设、运营“精品风电工程”，通过风险防范，成本控制和标准化管理来开发建设高回报率的优质风电项目。同时，公司在项目开发、建设及运营期间都会持续关注环境保护问题，以符合公司的股东关于环境和社会责任的行为标准。公司十分重视开发中国风电市场的潜力，除UPC公司自身逐渐加大对中国的投资外，还陆续引入了GEF基金（全球环境基金）、麦格理银行、DB Masdar、中信银行等国际金融投资机构，以保证风电场开发建设的资金需求。北京xx投资管理有限公司先后在沈阳，呼和浩特，长春，哈尔滨，济南，乌鲁木齐，南宁，承德等城市成立了办事处，是业内积累经验最丰富的风13、电开发投资公司之一。截至2012年底，北京xx投资管理有限公司在辽宁、吉林、河北、内蒙古、山东、宁夏、陕西、山西、黑龙江、湖南、广西、新疆、贵州、浙江、云南、安徽、江苏等风能资源丰富的地区自主开发了66个风电项目，规划装机容量约1500万千瓦，计划总投资额达人民币1300亿元。现已在内蒙、辽宁、安徽省实现投运项目共4个，总容量198MW，年总收益近2.2亿元人民币；在吉林、山东、广西有核准在建并即将投产的项目共5个，总容量223.5MW；累计列入国家能源局拟核准计划项目共12个，取得路条项目29个。北京xx投资管理有限公司于2010年进入广西自治区，目前正分别在桂林市全州县和xx市xx县两个地14、区推进10个风电场项目的前期工作，即 ：全州六字界、白竹项目，xx摩天岭、梓山坪、xx、庆林山、尧告岭、阿扣山、帮福、沙坪顶项目，并已于2012年2月20日全部取得省级路条。目前，xx摩天岭风电场项目各支持性文件已经全部取得，且已获得项目核准，并已在xx市注册成立了全资项目公司xxxxxx风力发电有限公司，全权负责xx整个八期风电场项目核准后的建设及运营管理等相关事宜。xx风电场项目已经与广西电网公司签署完毕并网意向协议。 随着国内风电政策和市场环境的变化，北京xx投资管理有限公司调整发展策略，战略中心南移，广西已成为公司的重点开发区域。xx风电场工程作为北京xx投资管理有限公司在广西自主开发15、的首批风电项目，将得到公司在人、财、物等方面全方位的支持。xx受北京xx投资管理有限公司的委托，承担了xx广西xx48MW风电场工程可行性研究报告的编制工作。报告的编制按照国家发展和改革委员会发改办能源2005899号文件的要求进行。报告内容包括综合说明、风能资源、工程地质、项目任务与规模、风力发电机组选型和布置、电气、工程消防设计、土建工程、施工组织设计、工程管理设计、环境保护与水土保持设计、劳动安全与工业卫生设计、工程设计概算、财务评价、节能减排、风电场工程建设项目招标以及结论和建议。1.1.3 建设必要性1、能源和环境可持续发展的需要常规化石燃料资源在地球中的储量是有限的。随着大规模工业16、开采和不断增长的能源消费需求，全世界都面临着化石能源资源日益枯竭的巨大压力。中国的一次能源资源的储量远低于世界的平均水平，且人口众多，人均能源资源占有量非常低，能源形势比世界能源形势要严峻得多。能源是经济和社会发展的重要物质基础，能源供应的安全保障问题，将关系到我国的政治稳定和社会经济发展。我国能源资源是“富煤、缺油、少气”多元化的结构，作为我国主要的能源资源的煤炭在一次能源品种的消费构成中占到了总量的69.7%，而据统计，煤炭燃烧排放的污染物占全国同类排放物的比例分别为：SO2为87%，CO2为71%，NOx为67%，烟尘为60%。显然，煤炭消费已成为我国大气污染的主要来源。由于能源消费的快17、速增长，环境问题日益严峻，尤其是大气污染状况日益严重，既影响经济发展，也影响人民生活和健康。随着我国经济的高速发展，能耗的大幅度增加，能源和环境对可持续发展的约束作用越来越显著。因此，大力开发风能、太阳能、地热能和海洋能等可再生能源利用技术，将成为减少环境污染的重要措施，同时也是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。开发和利用清洁的、可再生的能源已成为我国能源可持续发展战略的重要组成部分。而风能既是绿色环保的可再生能源，同时也是目前技术成熟的、可作为产业开发的可持续发展的重要能源，大规模发展风力发电是解决我国能源和电力短缺最现实的战略选择。2、符合国家的能源发展战略和可再生能源规划可再生18、能源在满足能源需求、改善能源结构、减少环境污染、促进经济发展等方面可以发挥重要作用。中国为加快可再生能源发展，颁布了可再生能源法，制定了可再生能源中长期发展规划。初步统计，2014年上半年我国新增并网装机约632万kW，累计并网容量8277万kW。2013年发电量达到了1369亿kWh，2014年上半年发电量达到767亿kWh，在新的能源规划编制中，水电、风电、光伏等可再生能源都将有较大发展空间，到2020年，力争常规水电装机达到3.5亿kW左右，风电和光伏发电装机分别达到2亿和1亿kW以上。我国已向国际社会承诺，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%左右。为此，到“十二五”末，争取19、非化石能源在一次能源消费中的比重达到11.4%。为了确保上述目标的实现，国家从提高全社会的认识、建立持续稳定的市场需求、改善市场环境条件、制定电价和费用分摊政策、加大财政投入和税收优惠力度、加快技术进步及产业发展等多个方面，支持和保证可再生能源的发展。因此，在xx地区建设风电场是开发利用可再生能源，符合国家的能源发展策略和规划；同时，风电场建设对优化能源结构、保护环境、减排温室气体、应对气候变化具有十分重要的作用。本风电场已列入广西陆上风电建设规划，有利于项目开展核准、建设工作。3、节能、降耗低碳经济是以低能耗、低污染、低排放为基础的经济模式，是人类社会继农业文明、工业文明之后的又一次重大进步20、。低碳经济实质是能源高效利用、清洁能源开发、追求绿色GDP的问题，为促进低碳经济发展，我国将进一步调整产业和产品结构，促进旅游等服务业的发展，同时，调整能源结构，大力发展风电、核电、太阳能等清洁能源和可再生能源。利用新能源替代传统能源，体现了中国高度重视节能降耗。在2009年11月26日，中国政府宣布“控制温室气体排放的行动目标，到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%至45%，作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中”。在努力实现这一目标的过程中，风电作为清洁能源将成为首要开发的领域。正处于迅速发展中的清洁能源产业必然会与中国的节能降耗目标紧密结合，通过项目开发加速突破资21、源利用对社会经济发展产生的瓶颈制约。本工程技术方案和设备、材料选择、建筑结构设计等方面，充分考虑了节能的要求，减少线路投资，节约土地资源，并能够适应远期风电场建设规模和地区电网的发展。4、改善当地投资环境、促进经济发展风电场建设是技术含量高的建设工程，可以作为当地经济发展标志性象征，有利于吸引外来投资、促进与电力相关企业的外部投资环境，增强其投资意向。另外风电场的开发建设保证和促进了当地财政收入的稳步增长，由于工程建设所需的水泥、钢材、木材、油料以及施工用电、用水等均主要从当地县市或临近县市相关企业采购和运输，有利于这些企业的发展，进而必然带动当地地方财政的增加。由于风电场建设所带来的地方财政22、收入的增加，将进一步促进风电场场区人口的脱贫致富，减轻地方财政负担，壮大地方经济实力和发展后劲，从而进一步促进当地经济的发展。综上所述，风电场的开发建设符合可持续发展的原则和国家能源政策的要求，可减少化石资源的消耗，减少燃煤等排放的有害气体，减轻对环境的污染，并且对于促进当地的旅游业，带动地方经济快速发展都将起到积极作用，因此项目的建设是必要的。1.2 风能资源经过对xx风电场工程内3座70m测风塔各层高度代表年分析计算，得到测风塔完整一年的测风数据，测风塔各层年平均风速和风功率密度见表1-1，推算至3座测风塔80m高度处风速为5.08.7m/s，风功率密度为165592W/m2；综合风切变指23、数为0.08100.1022，风速随高度的增加变化适中，80m轮毂高度处50年一遇最大风速为31.633.9m/s，换算到标准空气密度下为29.230.5m/s。70m高度处15m/s湍流强度介于0.120.16间，按照湍流强度随高度较小的规律，80m高度处15m/s湍流强度小于0.120.16。本风电场宜选机型为IIIB类。xx风电场盛行风向位于SSW扇区，次盛行风向位于NNNE扇区，基本表现为以西风、西南风为主；盛行风能方向位于SSW扇区，次盛行风能方向位于NNNE扇区，与风向分布较为一致。xx风电场代表年份测风塔各层高度上的风速数据如表1-2所示：表 12：xx风电场工程代表年风能资源参24、数高度平均风速平均风功率平均风速平均风功率平均风速平均风功率测风塔0185#测风塔0190#测风塔0194#80m6.93528.75925.016575m6.93498.75885.016470m6.83478.65845.016360m6.83358.65624.915750m6.62988.55414.814530m6.32678.34944.613310m5.82257.43624.195按照国家标准风电场风能资源评估方法(GB/T18710-2002)中推荐的参考值，0185#测风塔代表年在测风塔处风能资源等级为3级；0190#测风塔代表年在测风塔处风能资源等级为6级；0194#测风25、塔代表年在测风塔处风能资源等级为1级。综合3个测风塔的风能资源和风电场风能资源图谱，判定xx风电场风能资源等级为3级，具有并网发电前景，可用于风电场的建设和开发。1.3 工程地质场址区区域构造相对稳定，场地内容易选择地质条件良好的地段架设风电机组，场地适宜进行风电场建设。场址区大部分区域地震动峰值加速度值为小于0.05g，对应的地震基本烈度为6度，布设风机位地段不存在饱和粉土或砂土，初步判定不存在地震液化的条件。场址区属中高山地貌，山体自然坡度一般为1025，局部较陡为3040，山顶高程一般为1400m1900m，山间相对低洼地段为1100m1200m，高差为300m800m。地表现状多位树木26、，低矮灌木及杂草为主。场地山体高差较大，边坡陡峭，交通条件很差，需要专门修建运输道路。初步判定各风机位为抗震一般地段；基岩直接出露的地段，初步评判为I0类场地、有少量土层覆盖的风机位初步评判为I1类场地。风机位处地表水排泄条件良好，风机位不受其影响；地下水埋深较大，对风机基础施工无影响。根据附近其他工程的资料，场址区土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，土对钢结构具有微腐蚀性。拟建场区未发现大规模崩塌、滑坡、泥石流、岩溶塌陷、地面沉降等不良地质作用，地质灾害发育不明显。建议采用天然地基与整板基础， 根据现场踏勘调查，场址内无可开采矿产资源；亦未见风景名胜及压埋文物现象。1.4 项目任务27、与规模xx县位于广西壮族自治区北部，属xx市管辖。属典型的中亚热带季风气候，气候温和雨量充沛，多年年均气温为19.0，历年平均气温值介于18.619.8之间。xx广西xxxx县风电场规划容量400MW，其中本风电场为xx风电场，面积60km2，海拔为500-1750m，装机容量为48MW。1.5 风力发电机组选型和布置通过Windsim和WindFarmer的测算，本工程年理论发电量为17645.0万kWh，综合考虑空气密度修正、尾流修正、风力发电机组利用率、风力发电机组功率曲线影响、叶片污染损耗、线损及自用电损耗、湍流影响损失、气候影响、偏航修正、覆冰影响和周围风电场影响等各种损失后，综合折28、减系数为70.8%；本风电场年上网发电量为12493.05万kWh，满发小时为2602.71h，容量系数为0.2971。1.6 电气本风电场与广西xx风电场摩天岭、梓山坪、庆林山风电场拟合建一座220kV升压站，升压站位于滚贝乡平浪村附近，本风电场建设1100MVA升压变，通过摩天岭、梓山坪风电场已经规划好的220kV线路接入贝江220kV变电站220kV母线侧。本风电场扩建一台100MVA主变压器，布置在#1主变西侧；220kV配电装置为户内GIS设备，布置在综合配电楼二楼；35kV配电装置以及35kV动态无功补偿装置均布置在综合配电楼一楼。主控楼布置在站区西侧，进站道路由站区西侧中部进入变29、电站。全站设4.5m宽的主运输道路，在220kV配电装置和主变压器之间设有4.0m宽的主道路，以方便设备运输、正常运行、检修和维护。整个站区布置紧凑合理，功能分区清晰明确。220kV主接线采用单母线接线，出线回路前期已建设1回，本期不建设，终期1回。35kV本期采用单母线分段接线，终期采用单母线分段接线。本期新上分段1回，集电线路3回、接地变1回，站用变1回、#2PT 1回、#2主变进线1回、#2SVG1回。本工程接入摩天岭风电场工程220kV升压站，该升压站前期已建成，本风电场扩建1台主变、3回35kV集电线路、1回动态无功补偿、1回接地变、1回站用变、1回35kV分段。本风电场扩建1台主变30、3回35kV集电线路、1回动态无功补偿、1回接地变、1回35kV分段。该风电场及其升压站仍按无人值班、少人值守的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。该工程包括两套综合自动化系统，分别为风电场监控系统和升压站计算机监控系统，升压站计算机监控系统前期已建成，本风电场仅需对升压站监控系统进行增容，新增一套风电场监控系统。两套综合自动化系统具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现风电场及升压站的全功能自动化管理及风电场与调度端的遥测、遥信功能和与风力发电有限公司总部的监测功能。1.7 工程消防设计根据建筑设计防火规范GB50016-2006、火力发电厂与变电站设计防火规范GB50229-31、2006及水喷雾灭火系统设计规范GB50219-1995等有关规定，风电场升压变电站区消防系统由摩天岭风电场总体统筹规划，消防系统包括：(1) 火灾探测报警系统；(2) 水消防系统；(3) 其他灭火系统。1）火灾探测报警系统在升压站主控楼内设备控制室等处设置火灾探测及报警装置，并将火警信号传至控制室。2）水消防系统站区消防给水管网，从联合泵房内消防泵出水管接至站区消防给水管网。室外消火栓：在建筑物的周围沿道路布置室外消火栓，室外消火栓采用室外消火栓，每个消火栓有1个DN100mm和1个DN65mm的栓口，并在消火栓处有明显标志，室外消火栓间距不大于60m。变压器消防：在变压器周围设置专放灭火器32、的消防箱，箱内配推车式干粉灭火器及手提式灭火器。3）其他灭火系统：在控制室、电子设备间、风机组零米塔筒内及箱式变压器室等精密仪器、设备及表盘等场所设置手提式、推车式灭火器。1.8 土建工程1.8.1 工程等别及建筑物等级本工程建设规模48MW，推荐采用单机容量为2000kW的风电机组共24台，升压变电站电压等级为220kV，在摩天岭风电场工程中已建设，本工程中需扩建一个主变间隔。根据风电场工程等级划分及设计安全标准，本工程等别为II等，工程规模为大（2）型。单机容量2000kW的风机轮毂高度为80m，按风电机组地基基础设计规定（试行）（FD003-2007），机组塔架地基基础设计级别为1级。根33、据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)(1:400 万)，场区50 年超越概率10%的地震动峰值加速度小于0.05g，相应的地震基本烈度6 度。1.8.2 风电机组及箱式变基础风机基础基础垫层为厚100mm的C15素混凝土，基础底部为半径11m的圆形钢筋砼结构；基础中预埋连接塔筒的底法兰段。基础总埋深为3.3m。混凝土设计强度等级为C35。基础开挖边坡采用1:1。根据相关地质资料及现场踏勘揭示，箱变基础拟采用天然地基上的浅埋基础进行设计，根据箱式变压器厂家提供的箱式变压器基础外形尺寸，平面上呈“长方形”布置，长约5.24m，宽约3.18m。采用C25现浇钢筋混凝土筏板基础，基础下设34、厚100mm的C15素混凝土垫层。1.8.3 220kV升压站本工程在广西xx摩天岭风电场中已经考虑建设220kV升压站一座，本工程需在220kV升压站内扩建一个主变间隔。1.9 施工组织设计本风电场位于广西省xx市xx苗族自治县西北部区域，风电场范围面积约为60km2。本风电场在升压站旁，坪浪村南侧建立一个施工临建场地，场地大小为8100m2。风电设备可自广西xx沿G209至xx，而后沿S309省道（广西）西行至滚贝路口，而后北行走县道X640至梓山坪风电场，再由梓山坪风电场道路接入。根据风电场建设投资大、工期紧、建设地点分散、施工场地移动频繁及质量要求高等特点，遵循施工工艺要求和施工规范，35、保证合理工期；采用优选法和运筹学，形成足够的满足施工需要的生产能力，能极大的加快工程进度，能适应日益先进的企业管理需要，能满足当前生产生活的基本水平；平面上紧凑合理、工艺上符合流程、协调上快捷方便、用地上精简节约、感观上文明整齐。本工程计划总工期为12个月。1.10 工程管理设计本风电场为xx风电场工程，装机容量为48MW，初步拟定安装24台单机容量为2000kW风力发电机组，并配备安装24座35kV箱式变电站。在项目建成后，接入摩天岭风电场220 kV变电站，推荐场内风力发电机组和电气设备与220kV变电站统一管理，设置专门的运营机构进行集中管理。根据生产和经营需要，结合以往风电场管理运行经36、验，遵循统一、合理等原则，对运营机构的设置实施企业管理。本风电场风力发电机组采用远动方式进行监控，变电站按照按无人值班、少人值守进行设计。根据业主的要求，前四期风电场合建一座220kV升压站，其中摩天岭风电场定员16人，梓山坪、庆林山、xx风电场工程定员均为10人，后续根据实际情况调整。1.11 环境保护及水土保持设计风电场对周围环境的影响主要分两个阶段，第一阶段为建设期环境影响，第二阶段为运行期环境影响。风电场在建设的过程中对周围环境影响主要有施工对植被的破坏、固体废弃物的堆放、施工机械及运输车辆产生的噪音及扬尘等。建设过程中为防止水土流失将采取水土保持措施，具体包括施工期采取的洒水降尘措施37、变电站及进场道路附近绿化、临时征地绿化等。风电场运行期对环境的影响主要有转动机械及电器设备产生的噪音、电气系统产生的电磁场、场内升压站生活污水排放等，这几种因素对环境的影响极小。本工程建设期和运行期均不同程度地存在着扰动地表、破坏原地貌结构，加速土壤流失的问题。为遏制工程建设和运行期间的人为土壤流失，必须坚持预防为主，因地制宜和因害设防的原则，采取有效的水土保持防护措施进行预防和治理，严格按照环境保护和水土保持设计要求进行生产运行，维护好各项设施，构成行之有效的防治体系，遏制新增水土流失的发生。提高区域水土保持能力，治理人为造成的水土流失，保证主体工程安全运行。1.12 劳动安全与工业卫生本38、风电场施工期劳动安全问题为高处坠落、提升及车辆伤害、触电、物体打击、机械损伤等。风力发电机组安装要按厂家提供的安装手册的要求进行，吊装过程要严格执行各项安全操作规程，杜绝一切设备事故的发生。本阶段安全设计从工程施工管理、安全生产制度、安全管理等方面提出了预防措施。只要业主、工程监理、工程承包商各自严格按照管理办法运作，可有效预防危害事故的发生，最大限度保证工作人员的安全。风电场建成投产后，主要预防灾害为自然灾害和工业灾害，包括防火防爆、防触电、防静电和机械伤害等事故。本工程设计中各个专业均遵循国家有关安全生产的规定，对可能采取的事故拟定了预防性措施，在自然灾害事故发生时可以将损失降到最低，并对39、工业灾害进行有效预防，最大限度保证工作人员和财产安全。1.13 节能减排风能为可再生的清洁能源，为国家节约标煤，同时可减少多种有害气体和废气排放，如：减少二氧化硫、二氧化碳、烟尘、一氧化碳和碳氢化合物等排放量。xx风电场工程拟安装24台单机容量2000kW的风力发电机组，总装机容量为48MW，按2013年标准煤耗321g/kWh计算，预计建成投产后每年可为电网提供电量万12493.05万kWh，与同等规模的燃煤发电厂相比，每年可以为国家节约标煤40103t，可减少向大气排放粉尘239t、二氧化碳71364t、二氧化硫363t、氮氧化物317t。该项目节能和环保效益十分明显。1.14 工程设计概40、算本项目由北京xx投资管理有限公司投资建设，项目资本金比例按33.34%计算，符合2009年5月25日颁布的国发200927号文件国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知中外资资本金比例为1/3及以上的规定。本项目总投资49703.18万元，其中资本金为16595.97万元，占总投资的33.34，其余66.66%由国内银行贷款解决，借款额为33107.21万元。工程建设期为12个月，建设期贷款利息984.67万元，经计算：工程静态投资： 48574.51万元工程动态总投资： 49559.18万元单位千瓦静态投资： 10119.69元/kW单位千瓦动态投资： 10324.83元/kW本工程41、投资概算包括风力发电机组、塔筒、箱式变压器、直埋电缆、35kV集电线路、场区检修道路及升压站配套设施等（不含送出工程投资）。第一部分施工辅助工程费1635.81万元；第二部分设备及安装工程费35796.63万元；第三部分建筑工程费5973.60万元；第四部分其它费用4216.03元；第五部分基本预备费952.44万元。（本投资估算不包含送出工程）。1.15 财务评价本项目的财务评价是在国家现行财税制度和现行物价水平的基础上，依据国家发改委和建设部联合发布的建设项目经济评价方法与参数（第三版）、国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知发改价格20091906号文件要求，本项目经营期内按不42、含增值税上网电价0.5214元/kWh，含增值税上网电价0.6100元/kWh进行计算。本工程投资回收期所得税前8.60年、所得税后9.19年；项目投资财务内部收益率所得税前11.42%、所得税后9.98%；资本金财务内部收益率14.24%。资本金财务内部收益率高于风电行业的资本金内部收益率基准值8%，方案可行。项目其他指标如下：投资利税率 = 年平均利税总额/总投资= 6.02%资本金净利润率 = 年平均净利润/资本金= 13.69%总投资收益率 = 年平均息前税前利润/总投资= 7.35 %1.16 社会稳定风险分析通过对xx风电场工程项目建设过程中可能发生的社会稳定进行了识别和评价，结论43、如下： 本项目造成环境破坏的风险很小，抵制征收的风险很小，群众对生活环境变化的不适风险很小，引发社会矛盾的风险很小，风险程度低。目前已采取的和下一步将采取的系列风险防范措施，在一定程度上会起到降低以致消除社会风险的效果。1、建议落实风险防范和化解措施：强化组织领导，高度重视社会稳定风险预测和防范工作，成立专业的应急机构，确保重大事项组织实施相关信息灵敏、快捷、畅通，一旦出现重要情况能够超前防范、迅速处置；需深入细致地展开调查研究，倾听公众的建议、意见，及时主动的化解矛盾；需加强宣传教育工作，使公众了解项目建设必要性、对当地社会经济的贡献，使公众了解项目可能产生的负面影响及建设单位采取的措施，使44、公众理解并支持项目建设；需制定应急预案，落实应急措施，发生突发事件时保证得到及时有效的处理，避免事件扩大；各单位需加强协调配合，避免信息不对称或出现推诿现象；严格考核奖惩，对处理不力的部门及有关人员进行处理。2、项目实施过程中处理好土地补偿与征用事项，避免补偿标准过低，补偿不及时、被截留、补偿方案得不到公众认可等。建议项目建设单位事先开展宣传教育工作，适当提高补偿标准，制定并严格实施方案，补偿款项及时到位，避免截留现象，避免出现补偿不公平现象。3、加强施工期的环境管理，如噪音控制、扬尘控制、固体废料处置，应认真执行环境保护相关法律法规，防止对环境造成不良影响。4、场内道路所经过的路段比较陡峭，45、项目建设涉及面广、难度大，为使项目顺利实施，需要建立相应的协调机制。同时在项目建成后及时进行植被恢复，落实水土保持措施。1.17 风电场工程建设项目招标风力发电机组设备及其他设备采购采用招标方式，由业主自行招标或委托有相应资质的公司或招标代理机构组织招标。本工程招标范围分为两部分，一是风电场场内部分，包括风力发电机组设备、塔架、箱式变电站、设备安装及土建工程；二是主变压器、35kV高压开关柜、自动化系统、设备安装及土建工程等。1.18 结论和建议1.18.1 结论xx风电场工程场址所处风能资源基本适于并网型风力发电，具有一定的开发前景。场址区域内地质构造较稳定，可进行大型风电场的建设。电气并网46、方案经济、可行，地形以山地为主，起伏较大，施工建设条件较差，经过一定处理措施，能满足施工要求。经过项目投资估算和财务分析，该项目具有一定的盈利能力。项目建成后能带动当地经济发展、增加当地财政收入，并能为当地提供一定的电量，因此，建设该项目是必要的。1.18.2 建议1、 根据目前风电场范围和风机布置情况移动现有测风塔位置，将0185#、0190#、0193#测风塔移致摩天岭、梓山坪、xx风电场，适当调整0194#位置，并选择具有代表性的区域作为移动位置，并根据新观测的数据更清晰地掌握风资源状况，作为风功率预测的基础数据。2、 建议采用适合于本风电场建设的低风速地区高轮毂、长叶片机型，提高发电量47、。3、 建议业主在招标过程中，有针对性地提出对于风机的低电压穿越、防雷暴、防潮湿、防覆冰等技术要求。招标确定的风电机组应具备低电压穿越能力，并能通过电能质量检测。具有较好的防雷暴、防潮湿、防覆冰性能， 4、 建议业主在塔筒招标过程中，对风机塔筒的抗覆冰问题予以重视，确保塔筒足够安全，若遇到风机严重覆冰，建议停止发电，并做偏航处理。5、 建议风电场应配置风电功率预测系统、无功电压控制系统和电能质量检测设备。6、 本风电场区冬季覆冰现象严重，建议避开冬季施工，如遇上冬季施工，应加强道路防滑措施，减少施工安全隐患。运营期加强监测，防止叶片及塔筒上的掉落造成人员伤亡。7、 本工程场区为高雷暴区，建议业48、主对风机及升压站内设备防雷措施予以重视，加强防雷设计。8、 本风电场周围有矿区，风电场本身已经避开矿区，在后续施工过程中注意处理好与矿区的关系，同时做好施工管理、征地补偿、植被保护等工作，尽量避免纠纷，维护社会稳定。9、 建议尽快开展本项目的支持性文件编制、接入系统设计、地质勘察等工作，以便推动项目的进程。10、 建议应加紧与银行、物价部门、土地管理部门、环保部门、电网公司等职能部门联系，尽快办理各项批复工作。11、 建议业主在国家政策允许的情况下，适时开展CDM项目的申报准备工作，若申请CDM项目成功，项目收益将大幅提高。附表A：工程特性表名 称单位（或型号）数 量风电场场址海拔高度m50049、-1750经度（E）1084053-1084647.25纬度（N）252538-251653年平均风速（80m高）m/s5.08.7风功率密度（80m高）W/m2165592盛行风能方向SSW主要设备风电场主要机电设备风力发电机组台数台24额定功率kW2000叶片数3风轮直径m114轮毂高度m80风轮扫风面积m210207切入风速m/s3额定风速m/s13切出风速m/s25安全风速m/s52.5风轮转速rpm13.07发电机额定功率kW2000额定电压V690主要机电设备主变压器SZ11-100000/22022081.25%/37kV，Yn，d11 Uk=13.5%1箱式变电站S11-22050、0/373722.5%/0.69 kV24回路数及电压等级出线回路数回3电压等级kV35土建风力发电机组基础台数24型式圆形地基特征钢筋混凝土扩展基础箱式变电站基础台数24型式天然地基施工工程数量土石方开挖m3869894混凝土m319360基础钢筋t1734新建道路km32.8施工工期月12估算指标静态投资（编制年）万元48574.51工程动态总投资万元49559.18单位千瓦静态投资元10119.69单位千瓦动态投资元10324.83机电设备及安装工程万元35796.63建筑工程万元5973.60其他费用万元4216.03基本预备费万元952.44建设期利息万元984.67送出工程万元0经51、济指标装机容量MW48年上网电量万kWh12493.0491年等效满负荷小时数h2602.71平均上网电价（不含增值税）元/kWh0.5214平均上网电价（含增值税）元/kWh0.6100投资利税率%6.02资本金净利润率%13.69总投资收益率%7.35项目投资融资前税前内部收益率%11.42项目投资税前财务净现值（万元）(ic=5%)万元27133.89资本金税后内部收益率%14.24资本金财务净现值(ic=8%)万元9247.69投资回收期（税前）年8.60投资回收期（税后）年9.19第2章 风能资源2.1 风电场所在地气候概述xx市，地处北纬23542603，东经10832110 2852、之间。东与桂林市的龙胜、永福和荔浦为邻，西接河池市的环江毛南族自治县、罗城仫佬族自治县和宜州市，南界新设立的来宾市金秀瑶族自治县、象州县、兴宾区和忻城县，北部和西北部分别与湖南省通道侗族自治县和贵州省黎平县、从江县相毗邻。全市辖6县4区，总面积1.8万km2，总人口372万。xx市地处广西中北部，属中亚热带季风气候，夏半年盛行偏南风，高温、高湿、多雨，冬半年盛行偏北风，干燥、少雨。夏长冬短、雨热同季，光、温、水气候资源丰富，但地区差异较大，北部各县具有较明显的山地气候特征。xx市气象灾害主要有：春季低温阴雨和干旱，夏季的暴雨洪涝和雷雨大风，局部地区春夏之交季节有冰雹，秋季寒露风和秋旱，以及冬季53、的寒潮霜冻害。xx苗族自治县位于广西北部，属xx市所辖。东临融安县，南连柳城县，西与环江毛南族自治县，西南与罗城仫佬族自治县接壤，北与贵州省从江县，东北与三江侗族自治县毗邻，行政区域面积4624 km2。xx县地势为中部高四周低，中西部和西南部为中山地区，海拔1500m以上的山峰有57座，其中摩天岭海拔1938m，元宝山海拔2081m。东南部和东北部为低山地区。南端为丘陵岩溶区，该地区较为平缓，被称之为县内平原。 xx县属典型的中亚热带季风气候。由于海拔较高，山地较多，故山区气候特征比较明显。具体表现为：季风显著，气温较高，湿度大，降水量多，太阳辐射强，日照时数长；气候温和，历年（1959-254、000年）年平均为19.0，历年值介于18.6-19.8之间，最冷月是1月，大部分地区6.3-8.9之间，最热月的7月，大部分地区在28以上，最高气温大部分为36-38；雨量充沛但分布不均，本县为全区多雨中心之一；夏长冬短，四季不均，县境内以夏季最长，冬季次之，春季最短。夏季多雨，冬季干燥，雨热同季。 2.2 参证气象站2.3 xx气象站简况2.3.1 xx气象站代表性距离本风电场最近的气象站为xx气象站，xx气象站为国家基本气象站，区站号为57948，地理位置为E1091514、N25436，观测台海拔为122.7m，该站至今已有30多年的气象观测记录。xx气象站周围没有高大障碍物，观测场环55、境受周围树木、建筑影响有一定影响，但影响较小，本阶段采用xx气象站资料作为分析风电场现场风能资源的参考资料，气象站周边环境及与风电场位置关系见图2-1。图2-1 xx气象站周边环境图及与风电场位置关系图2.3.2 xx气象站多年气象要素根据气象站提供资料，自建站以来气象站多年平均气温为19，多年极端最高气温为38.8，极端最低气温为-3，多年平均大气压为999.2hPa。气象站地形、地貌与风电场有所差异，推测风电场的气象参数也与气象站有所差异。气象站极端最低气温为-3，风电场平均海拔比xx气象站高1200m左右，按气温直减率-0.65/100m计算，风电场极端最低气温为-10.8，而气压、空气56、密度也将低于气象站，且风电场结冰日数、冰雹日数和雷暴日数会比气象站多。本阶段采用xx县气象站数据作为长期测站资料统计依据。由上图可知气象站与风电场地形差异较大，气象站周围地形平坦，风电场位于山区。xx气象站基本情况见表2-1，表2-2。表2-1 xx气象站基本情况一览表区站号位 置东 经北 纬高程(m)57948xx县109151425 436122.7表2-2 xx气象站气象参数值统计表观测项目数值累年平均气温（）19.0多年极端最高气温（）38.8多年极端最低气温（）-3累年平均气压（hPa）999.2多年平均相对湿度（%）78累年平均水汽压（hPa）19.3多年平均日照时数（h）136057、.3多年平均雷暴日（d）57.7多年冰雹日数（d）0.0059多年沙尘暴日数（d）/年均降水量（mm）1712.8多年平均暴雨日数（d）72.4多年平均霜日（d）4.7多年平均台风日数（d）1多年最长结冰日数（d）32.3.3 xx气象站风向玫瑰图统计xx气象站1982年2011年多年平均风向频率，其风向玫瑰图见图2-2。由风向统计图可知，气象站累年盛行风向为N-NE，气象站风向与测风塔风向存在差异，分析原因为气象站位于城镇，受到周围建筑物影响导致风向产生了一定差异。单位：(%)图2-2 气象站多年风向玫瑰图2.3.4 xx气象站多年年平均风速及累年月平均风速统计根据对气象站历年平均风速进行统58、计分析，气象站从1982-2011近30年平均风速为1.8m/s；从1992-2011近20年平均风速为1.6m/s；从20022011年近10年的平均风速为1.5m/s。气象站历年平均风速见表2-3，xx气象站风速直方图见图2-3。自上世纪80年代末以来，气象站风速出现了较为明显的衰减，并呈逐渐下降的趋势，据了解风速下降的主要原因是受到气候变化的影响、且站址位于城镇内，周围树木长高、建筑物增多对风速具有减小作用。为合理反映风电场的风资源情况，本阶段选用气象站1982年-2011年长期系列作为风电场风资源分析的长期测站系列数据作为分析依据，其多年平均风速为1.8m/s。表2-3 气象站历年年平59、均风速和累年月平均风速统计表（单位：m/s）年 月123456789101112年平均19822.22.52.32.21.51.71.51.32.31.82.12.32.019832.93.02.32.41.61.71.91.71.72.42.02.32.219843.02.92.32.32.32.01.82.11.72.12.33.22.319852.42.82.62.02.01.91.91.92.42.62.02.92.319862.32.62.42.21.92.01.72.01.92.22.52.02.119872.02.52.72.42.11.61.41.72.02.12.42.02.60、119882.92.82.81.92.22.01.81.51.83.02.12.22.319892.82.52.12.11.72.01.61.71.92.12.52.02.119902.42.31.91.81.71.72.01.72.02.12.02.12.019912.12.02.21.81.71.51.71.52.11.91.71.51.819921.62.02.91.81.71.81.42.02.12.72.11.92.019932.72.22.21.82.21.51.51.51.92.32.22.42.019942.43.22.22.11.41.51.31.42.02.01.82.3261、.019952.41.61.51.61.21.21.61.41.52.01.82.01.719961.81.92.11.61.81.71.41.31.61.92.21.41.719971.71.61.81.71.21.41.41.61.51.51.71.81.619982.11.91.81.21.51.11.11.11.51.81.52.11.619991.71.51.71.61.72.01.51.61.92.12.11.91.820002.31.81.41.51.41.71.21.31.71.92.01.81.720011.91.41.51.41.81.81.61.61.81.41.42.362、1.720021.31.51.72.11.61.21.01.01.81.21.01.71.420031.21.51.61.81.41.11.51.11.31.41.71.61.420042.01.61.71.51.41.11.11.31.41.41.61.61.520051.72.11.31.21.40.81.51.11.31.71.21.81.420061.81.81.41.41.51.21.31.51.51.51.71.71.520071.91.41.61.31.21.31.41.41.51.81.61.81.520082.01.71.31.41.31.21.31.31.51.61.51.63、71.520091.71.81.41.31.21.21.31.41.51.52.01.61.520101.52.01.81.51.41.21.31.41.51.91.51.51.520111.91.31.61.41.41.31.41.31.71.51.31.81.5近30年2.12.11.91.71.61.51.51.51.71.91.92.01.8近20年1.91.81.71.61.51.41.41.41.61.81.71.81.6近10年1.71.71.51.51.41.21.31.31.51.61.51.71.5图2-3 气象站多年风速年度变化通过计算，xx气象站近30年年平均风速为1.64、8m/s，近20年年平均风速为1.6m/s，近10年年平均风速为1.5m/s。xx气象站2002年、2003年风速下降明显，出现近30年年平均风速最小值。图2-4 气象站多年风速月度变化由累年月平均风速数据及图2-4可以看出，该地区年风速具有明显的季节性变化，xx气象站小风月为68月，大风月为123月。2.3.5 xx气象站空气密度根据气象站多年实测气压、气温及水汽压资料，计算气象站空气密度为1.1834kg/m3。推导公式如下：式中：累年平均空气密度，kg/m3； P累年平均气压，999.2hPa；e累年平均水汽压，19.3hPa；t累年平均气温，19.0。由常规气象参数统计表得气象站多年累65、计平均大气压为999.2hPa，水汽压为19.3hPa，平均气温为19.0。2.4 MERRA气象站简况MERRA数据来源于美国宇航局/戈达德太空飞行中心的全球建模和同化办公室。MERRA分析是用GEOS-5 ADAS系统完成的。网格模型的精度为：纬度每0.5，经度每2/3来划分的。选取MERRA气象位点（经度：108.8779，纬度：25.39593），MERRA位点与风电场0194#测风塔基本重合，地表下垫面较为一致。MERRA气象站与测风塔位置见图2-5。现收集到19812014年的观测数据，包括风向、风速资料，数据年限较长且完整。并且MERRA气象位点周围地形与测风塔所处地形一致，测风66、时段长并且均能涵盖各测风塔测风时段，具有较好的参考性。分别选取包含测风塔0185# 测风时段的数据段1983年4月21日2013年4月20日，包含测风塔0190#及测风塔0194#测风时段的数据段1983年6月17日2013年6月16日作为分析依据。MERRA气象站测风塔位置图2-5 MERRA气象站与测风塔位置关系示意图2.4.1 MERRA气象站多年气象要素根据MERRA气象站19812014年观测数据，气象要素统计见表2-4。表2-4 MERRA气象站气象要素统计表（19812014年）气象要素单位指标发生时间气 温多年平均17.6多年极端最高31.11981年6月多年极端最低-3.8167、982年2月气 压多年平均大气压hPa945.7多年平均水汽压hPa/湿 度多年平均%/降水量多年平均年总量mm/冻土深度30年一遇cm/风速多年平均m/s7.28多年实测最大风速m/s18.78（N）1981年5月2日风向多年盛行风向及频率NNE（20.23%）沙尘暴多年平均d/雷暴多年平均d/积雪厚度多年最大mm/2.4.2 MERRA气象站风速和风向分析一、 风速年际变化和年变化MERRA气象站1983.6.172013.6.16各年平均风速见表2-5，风速年际变化见图2-6，多年月平均风速见表2-6，多年平均月变化直方图见图2-7。由图中可见，MERRA气象站1983.6.17201368、.6.16年风速变化呈现波动态势，其30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别为7.29m/s、7.19m/s、7.20m/s、7.22m/s，长期趋势表现为风速在小范围波动，近30年风速变化较为平稳。MERRA气象站2012.6.17-2013.6.16年年平均风速为7.29m/s，比近30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别大0.0m/s、0.1m/s、0.09m/s、0.07m/s。表2-5 MERRA气象站多年平均风速统计(单位：m/s)年份平均风速年份平均风速年份平均风速1983.6.17-1984.6.167.37 1993.6.17-1994.6.167.23 200369、.6.17-2004.6.167.36 1984.6.17-1985.6.167.55 1994.6.17-1995.6.166.85 2004.6.17-2005.6.167.00 1985.6.17-1986.6.167.20 1995.6.17-1996.6.167.41 2005.6.17-2006.6.167.30 1986.6.17-1987.6.167.69 1996.6.17-1997.6.167.29 2006.6.17-2007.6.167.00 1987.6.17-1988.6.167.63 1997.6.17-1998.6.167.02 2007 6.17-2008.670、.167.27 1988.6.17-1989.6.167.74 1998.6.17-1999.6.167.69 2008.6.17-2009.6.166.93 1989.6.17-1990.6.167.42 1999.6.17-2000.6.166.84 2009.6.17-2010.6.167.30 1990.6.17-1991.6.167.71 2000.6.17-2001.6.167.16 2010.6.17-2011.6.167.41 1991.6.17-1992.6.167.07 2001.6.17-2002.6.167.08 2011.6.17-2012.6.167.16 199271、.6.17-1993.6.167.40 2002.6.17-2003.6.167.31 2012.6.17-2013.6.167.29 表2-6 MERRA气象站多年月平均风速统计(单位：m/s)（1983.6.172013.6.16年）风速123456789101112平均风速近5年7.34 7.98 8.08 7.58 7.20 6.72 7.67 6.39 6.56 6.98 6.87 7.26 7.22 近10年7.30 7.92 7.91 7.75 7.29 6.54 7.72 6.11 6.62 6.97 7.11 7.20 7.20 近20年7.31 7.83 7.90 7.9972、 7.19 6.87 7.45 6.12 6.58 6.92 7.01 7.18 7.19 近30年7.30 7.86 8.08 7.98 7.36 7.07 7.63 6.10 6.74 7.13 7.09 7.12 7.29 图2-6 MERRA气象站1983.6.172013.6.16年风速年际变化直方图（其中1983表示1983.6.17-1984.6.16）图2-7 MERRA气象站多年平均月变化直方图MERRA气象站1983.4.212013.4.20各年平均风速见表2-7，风速年际变化见图2-8，多年月平均风速见表2-8，多年平均月变化直方图见图2-9。由图中可见，MERRA气象73、站1983.4.212013.4.20年风速变化呈现波动态势，其30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别为7.29m/s、7.20m/s、7.21m/s、7.20m/s，长期趋势表现为风速在小范围波动，近30年风速变化较为平稳。MERRA气象站2012.4.21-2013.4.20年年平均风速为7.29m/s，比近30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别大0.0m/s、0.09m/s、0.08m/s、0.09m/s。表2-7 MERRA气象站多年平均风速统计(单位：m/s)年份平均风速年份平均风速年份平均风速1983.4.21-1984.4.207.37 1993.4.21-19974、4.4.207.23 2003.4.21-2004.4.207.36 1984.4.21-1985.4.207.55 1994.4.21-1995.4.206.85 2004.4.21-2005.4.207.00 1985.4.21-1986.4.207.20 1995.4.21-1996.4.207.41 2005.4.21-2006.4.207.30 1986.4.21-1987.4.207.69 1996.4.21-1997.4.207.29 2006.4.21-2007.4.207.00 1987.4.21-1988.4.207.63 1997.4.21-1998.4.207.02 275、007.4.21-2008.4.207.27 1988.4.21-1989.4.207.74 1998.4.21-1999.4.207.69 2008.4.21-2009.4.206.93 1989.4.21-1990.4.207.42 1999.4.21-2000.4.206.84 2009.4.21-2010.4.207.30 1990.4.21-1991.4.207.71 2000.4.21-2001.4.207.16 2010.4.21-2011.4.207.41 1991.4.21-1992.4.207.07 2001.4.21-2002.4.207.08 2011.4.21-20176、2.4.207.16 1992.4.21-1993.4.207.40 2002.4.21-2003.4.207.31 2012.4.21-2013.4.207.29 表2-8 MERRA气象站多年月平均风速统计(单位：m/s)（1983.4.212013.4.20年）风速123456789101112平均风速近5年7.34 7.98 8.08 7.50 7.26 6.52 7.67 6.39 6.56 6.98 6.87 7.26 7.20 近10年7.30 7.92 7.91 7.76 7.40 6.45 7.72 6.11 6.62 6.97 7.11 7.20 7.21 近20年7.3177、 7.83 7.90 7.98 7.24 6.85 7.45 6.12 6.58 6.92 7.01 7.18 7.20 近30年7.30 7.86 8.08 8.01 7.38 6.99 7.63 6.10 6.74 7.13 7.09 7.12 7.29 图2-8 MERRA气象站1983.4.212013.4.20年风速年际变化直方图（其中1983表示1983.4.21-1984.4.20）图2-9 MERRA气象站多年平均月变化直方图二、 多年风向频率根据MERRA气象站1983.6.172013.6.16年观测数据，其多年盛行风向为NNE、S、NE，但也受SSW风向的影响。其多年风向78、总趋势以西南风和东北风为主；多年风向季节趋势为春季以西南风和东北风为主，夏季以南风和西南风为主，秋季以东北风为主，冬季以东北风为主。2012.6.17-2013.6.16年MERRA气象站风向频率较为集中的扇区为NNE、S、NE，与多年风向频率分布一致。MERRA气象站1983.6.172013.6.16风向频率统计见表2-9，2012.6.17-2013.6.16年同期风向频率分布见表2-10，风向玫瑰图见图2-10。表2-9 MERRA气象站多年平均风向频率统计（单位：%）风向NNNENEENEEESESESSE频率3.7420.4614.307.065.024.384.978.29风向S79、SSWSWWSWWWNWNWNNW频率16.6210.451.970.670.440.400.480.76表2-10 MERRA气象站测风年同期平均风向频率统计（单位：%）风向NNNENEENEEESESESSE频率4.1022.6513.950.734.333.444.499.70风向SSSWSWWSWWWNWNWNNW频率16.749.731.860.730.540.580.550.61多年风向玫瑰图测风年风向玫瑰图图2-10 气象站多年风向玫瑰图根据MERRA气象站1983.4.212013.4.20年观测数据，其多年盛行风向为NNE、S、NE，但也受SSW风向的影响。其多年风向总趋势以80、西南风和东北风为主；多年风向季节趋势为春季以西南风和东北风为主，夏季以南风和西南风为主，秋季以东北风为主，冬季以东北风为主。2012.4.21-2013.4.20年MERRA气象站风向频率较为集中的扇区为NNE、S、NE，与多年风向频率分布一致。MERRA气象站1983.4.212013.4.20风向频率统计见表2-11，2012.4.21-2013.4.20年同期风向频率分布见表2-12，风向玫瑰图见0。表2-11 MERRA气象站多年平均风向频率统计（单位：%）风向NNNENEENEEESESESSE频率3.7320.2314.137.065.064.414.988.31风向SSSWSWW81、SWWWNWNWNNW频率16.5810.351.950.660.430.390.470.76表2-12 MERRA气象站测风年同期平均风向频率统计（单位：%）风向NNNENEENEEESESESSE频率3.9022.9114.266.214.573.795.269.28风向SSSWSWWSWWWNWNWNNW频率15.489.901.770.650.500.490.430.59多年风向玫瑰图测风年风向玫瑰图图2-11 气象站多年风向玫瑰图2.4.3 xx气象站与MERRA气象站风向比较分析xx气象站多年的盛行风向为N-NE，与MERRA气象站多年的盛行风向NNE、测风年盛行风向NE基本趋势一82、致，略微差异主要是由于气象站和风电场的局部地形地貌差异引起的。分析原因为xx气象站位于城镇，受到气象站周围地形地貌与建筑物影响较大，MERRA气象站位于风电场内，与测风塔周围环境较相似，距离xx气象站位置较远，导致风向产生了一定差异。2.5 风电场测风2.5.1 基本测风资料及选取为了有效掌握xx和庆林山风电场风资源状况，现已获得场址区域内4座70m高测风塔测风数据，编号分别为0185#、0190#、0193#和0194#，测风塔0185#测风时段为2011年10月22日-2013年4月21日、测风塔0190#测风时段为2012年6月17日-2014年2月16日、测风塔0193#测风时段为2083、12年6月18日-2013年6月30日，测风塔0194#测风时段为2012年6月15日-2013年6月29日。其与本风电场、MERRA气象站的相对位置见图2-5。测风塔设备有风速计、风向标、温度计、气压计，基本情况见表2-13。表2-13 测风塔基本情况表编号位置高度（m）设备0185#E 108 47.912N 25 28.826海拔1727m70风速计68风向标60风速计50风速计30风速计10风速计、风向标8气压计、温度计0190# E 10843.783 N 2524.595 海拔1900m70风速计、风向标60风速计50风速计30风速计12温度计10风速计、风向标8气压计0193#E84、 10841.278N 2528.500海拔1540m70风速计、风向标60风速计50风速计30风速计10风速计、风向标8气压计、温度计0194#E 10852.674N 2523.756海拔1385#70风速计、风向标60风速计50风速计30风速计10风速计、风向标、温度计8气压计2.5.2 测风塔代表性分析各测风塔具体位置及周围地形见图2-12，本工程项目拟选三期场址位于xx，四期场址位于庆林山。其中三期项目有两个场区（1、2）内均未立测风塔，但场区范围周边均有测风塔，分别为：距场区1的东方向约2km处有一座测风塔0190#。距其西北方约6km处有一座测风塔0193#；距场区2的东北方向485、km处有一座测风塔0190#， 距其西北方11km处有一座测风塔0193#。四期项目场区（场区3）内有一座测风塔0194#；距场区3的西北方向6km处有一座测风塔0185#，在其西南方向10km处有一座测风塔0190#。0190#测风塔位于本风电场一条东北西南走向的山脊上，海拔1900m，代表了风电场东北部较好区域的风能资源，若以0190#测风塔对xx风电场进行分析，将会高估整个场区的风能资源情况，而风电场内没有其他测风塔，由于测风塔0193#有效数据完整率为68.05%，可信度较低且距离场区远，因此将距离本风电场较近、数据质量较好的0194#、0185#测风塔也纳入本风电场风能资源分析范围，86、本阶段xx风电场主要以0185#、0190#及0194#塔的测风数据为依据进行风资源分析。发电量计算采用CFD技术对3个测风塔进行综合计算，背景数据较为充分，能更客观地反映本风电场的风能资源。其中0190#测风塔较好的代表了本风电场北部的风能资源情况，风电场南部没有测风塔，通过0185#、0190#及0194#三个测风塔的综合模拟得出该区域的风能资源分布状况，后续建议业主把0193#移至本风电场内，以更充分掌握本风电场风能资源情况。图2-12 测风塔具体位置及周围地形图本报告选取0190#、0194#测风塔2012年6月17日-2013年6月16日以及0185#测风塔2012年4月21日-2087、13年4月20日逐小时风速、风向实测资料作为xx三、四期工程风能资源分析计算的参考依据。2.5.3 测风数据整理分析数据检验是检查风电场测风获得的原始数据，对其完整性和合理性进行判断，检验出不合理和缺测的数据，经过相关处理，整理出至少一年完整的风电场逐小时有效测风数据。按照国家标准风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002）中推荐的参考值及国家发展和改革委员会发改能源20031403号风电场风能资源测量和评估技术规定，对缺测和不合理数据进行相应处理。2.5.4 完整性检验对xx三、四期风电场3座测风塔数据进行完整性检验，各测风塔测风数据缺测统计见表2-14。表4.1表2-14 测风88、塔实测数据缺测情况统计表测风塔编号测风年缺测时间缺测个数0185#2012/04/21-2013/04/202012/09/12 09:00-2012/09/14 13:002013/04/09 06:00-2013/04/09 23:00230190#2012/06/17-2013/06/162013/01/01 00:00-2013/04/16 12:0025330194#2012/06/17-2013/06/162012/10/16 06:00-2012/10/16 23:002012/11/18 06:00-2012/11/18 23:002013/03/28 06:00-2013/089、4/18 08:005432.5.5 合理性检验根据风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002），对参数的合理范围、变化趋势、相关性进行检验，合理性参考值见表2-15。表2-15 主要参数的合理参考值测风塔项目合理值合合理范围平均气温-30气温40平均气压92kPa小时平均气压值110 kPa平均风速0m/s小时平均风速40m/s风向0风向值360相相关性相隔高度(m)1，20平均风速差2.00m/s相隔高度(m)21，40平均风速差4.00m/s相隔高度(m)1，60平均风速差22.5变变化趋势1小时平均风速变化6m/s1小时平均气温变化51小时平均气压变化1kPa对测风塔的逐小90、时测风数据进行合理性检验，判断各测量参数是否超出有效范围，变化趋势是否合理，并对测风塔不同高度同一时段的风速、风向数据进行对比分析，结合以上分析，判断出不合理的测风数据，检验后挑出符合实际情况的有效数据，回归原始数据序列。对各测风塔测风数据进行合理性检验，不合理数据统计见表2-16，表2-17，表2-18。统计表明，测风塔各高度风速计、风向标受覆冰气候影响，均有部分不合理数据。表2-16 0185#测风塔不合理数据统计表观测项目应测数据量实有数据量缺测数据量不合理数据量缺测率不合格率有效数据完整率70m风速87608737235640.26%6.46%93.28%60m风速876087372391、3300.26%3.78%95.96%50m风速87608737235340.26%6.11%93.63%30m风速87608737234060.26%4.65%95.09%10m风速87608737237200.26%8.24%91.50%68m风向87608737232570.26%2.94%96.80%10m风向87608737233980.26%4.56%95.18%温度876087372300.26%0.0%99.74%气压876087372300.26%0.0%99.74%表2-17 0190#测风塔不合理数据统计表观测项目应测数据量实有数据量缺测数据量不合理数据量缺测率不合格率有92、效数据完整率70m风速8760622725336628.92%1.06%70.02%60m风速8760622725335828.92%0.93%70.15%50m风速8760622725335928.92%0.95%70.13%30m风速87606227253310028.92%1.61%69.47%10m风速87606227253362728.92%10.07%61.01%70m风向8760622725334428.92%0.71%70.37%10m风向8760622725333628.92%0.58%70.50%温度876062272533028.92%0.0%71.08%气压87606293、272533028.92%0.0%71.08%表2-18 0194#测风塔不合理数据统计表观测项目应测数据量实有数据量缺测数据量不合理数据量缺测率不合格率有效数据完整率70m风速876082175431856.20%2.25%91.55%60m风速876082175431836.20%2.23%91.57%50m风速876082175432026.20%2.46%91.34%30m风速876082175432126.20%2.58%91.22%10m风速876082175435106.20%6.21%87.59%70m风向8760821754336156.20%43.99%49.81%10m风94、向8760821754322416.20%27.27%66.53%温度8760821754306.20%0.0%93.80%气压876082175431226.20%1.48%92.32%由表2-16-表2-18可知，除0194#测风塔70m、10m风向、10m风速及0190#测风塔所有测风数据的有效数据完整率没有达到90%外，其余均符合要求。根据风电场风能资源评估方法(GB/T18710-2002)对测风数据合理性、完整率的要求，整理出测风塔完整一年的逐小时风速、风向8760个数据，并以此作为风能资源分析的依据。2.5.6 缺测和不合理数据的处理为了满足风电场风能资源评估方法(GB/T 1895、710-2002)对测风数据合理性、完整率的要求，应根据气象站（或与测风塔距离较近的其他测风塔数据）与测风塔测风同期的数据对缺测及不合理数据进行插补。根据各测风塔缺测时段统计可知，0185#测风塔缺测数据最少且与其他测风塔缺测时段基本不同，因此可以利用0185#测风塔数据对其他测风塔同期缺测数据进行插补，具体插补方法如下：1、缺测及不合理的风速数据对0185#测风塔70m高度风速与0190#测风塔及0194#测风塔70m高度风速分别进行相关性分析，互相插补得到3座测风塔70m高度层插补后数据。相关方程及系数见表2-19，相关关系见图2-13。对于共同缺测时段，由于共同缺测时段很短，因此对01996、4#测风塔的70m高度缺测数据部分进行数据平滑处理，得到0194#测风塔70m高度层完整一年的风速。再依据塔间相关关系将0185#测风塔及0194#测风塔70m高度层补全为完整一年的风速数据。得到3座测风塔塔70m高度层完整一年的风速数据后，依据各塔分别的层间相关性分析结果，互相插补得到其余高度层（60m、50m、30m、10m）完整一年的风速数据。各测风塔之间的相关方程及系数见表2-20-表2-22，相关关系见图2-14-图2-16。2、缺测及不合理的风向数据对测风塔各高度不合理和缺测的风向数据，根据整体风向分析，利用塔间相关关系对风向数据进行替换处理。对于各塔均缺测时段的风向数据则利用ME97、RRA气象站同期数据替换插补，得到完整一年（0185#测风塔代表年为2012年4月21日-2013年4月20日，0190#、0194#测风塔代表年为2012年6月17日-2013年6月16日）的风向数据。 2.5.7 相关性分析1、 测风塔塔间70m高度相关性分析由于各测风塔70m高度有效数据完整率高于10m高度有效数据完整率，因此选取70m高度对各测风塔进行相关性分析。表2-19 各测风塔70m高度之间相关方程及系数 测风塔相关方程相关系数0185#（X）0190#（Y）Y=1.0145X+1.70070.840185#（X）0194#（Y）Y=0.5269X+1.29030.640190#98、（X）0194#（Y）Y=0.4643X+0.95950.630185#与0190#测风塔70m高度相关性0185#与0194#测风塔70m高度相关性0190#与0194#测风塔70m高度相关性图2-13 各测风塔70m高度风速相关性2、 测风塔各层高度风速相关性0185#测风塔各层高度风速相关性见表2-20、图2-14。表2-20 0185#测风塔各高度层风速相关系数统计表高度关系（m）70/6070/5070/3070/1060/50相关系数99.54%99.33%98.38%95.68%99.68%高度关系（m）60/3060/1050/3050/1030/10相关系数99.13%96.99、20%99.30%96.81%97.84%70m/60m风速相关性70m/50m风速相关性70m/30m风速相关性70m/10m风速相关性60m/50m风速相关性60m/30m风速相关性60m/10m风速相关性50m/30m风速相关性50m/10m风速相关性30m/10m风速相关性图2-14 0185#测风塔各层高度风速相关性0190#测风塔各层高度风速相关性见表2-21、图2-15。表2-21 0190#测风塔各高度层风速相关系数统计表高度关系（m）70/6070/5070/3070/1060/50相关系数99.82%99.47%98.69%99.15%99.79%高度关系（m）60/306100、0/1050/3050/1030/10相关系数99.15%98.12%99.47%98.46%99.12%70m/60m风速相关性70m/50m风速相关性70m/30m风速相关性70m/10m风速相关性60m/50m风速相关性60m/30m风速相关性60m/10m风速相关性50m/30m风速相关性50m/10m风速相关性30m/10m风速相关性图2-15 0190#测风塔各层高度风速相关性0194#测风塔各层高度风速相关性见表2-22、图2-16。表2-22 0194#测风塔各高度层风速相关系数统计表高度关系（m）70/6070/5070/3070/1060/50相关系数99.79%99.38101、%97.74%92.98%99.70%高度关系（m）60/3060/1050/3050/1030/10相关系数98.45%93.89%99.25%95.57%97.52%70m/60m风速相关性70m/50m风速相关性70m/30m风速相关性70m/10m风速相关性60m/50m风速相关性60m/30m风速相关性60m/10m风速相关性50m/30m风速相关性50m/10m风速相关性30m/10m风速相关性图2-16 0194#测风塔各层高度风速相关性2.5.8 有效数据完整率依据上述对缺测和不合理数据的处理原则，将测风塔的缺测数据和不合理数据插补订正为合理数据。经修正后测风塔0185#数据在102、2012.4.212013.4.20时段内有效数据完整率为100%，经修正后测风塔0190#及0194#测风塔数据在2012.6.172013.6.16时段内有效数据完整率为100%，3个塔均符合风电场风能资源评估方法（GB/T18710-2002）对数据完整率应大于90%的要求。2.5.9 测风塔实测风速、风功率密度0185#测风塔、0190#测风塔、0194#测风塔各高度风速和风功率密度计算结果如表2-23、表2-24所示。统计表明，0185#测风塔代表年70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为6.8m/s、6.8m/s、6.6m/s、6.3m/s、5.8m/s，相应的年103、平均风功率密度分别为347W/m2、335W/m2、298W/m2、267W/m2、225W/m2；0190#测风塔代表年70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为8.6m/s、8.6m/s、8.5m/s、8.3m/s、7.4m/s，相应的年平均风功率密度分别为584W/m2、562W/m2、541W/m2、494W/m2、362W/m2；0194#测风塔代表年70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为5.0m/s、4.9m/s、4.8m/s、4.6m/s、4.1m/s，相应的年平均风功率密度分别为163W/m2、157W/m2、145W/m2、133W/m2、104、95W/m2。其中2月份风速、风功率密度达到全年最大值，6、8月份风速、风功率密度达到全年最小值；从9月份到12月风速逐渐增大，从2月份到6月份风速呈减小趋势。该风电场风速、风功率密度年变化总体上表现为冬、春季较大，夏、秋季较小。从测风塔周边地形地貌与海拔高度判断，3座测风塔中0190#与0185#测风塔海拔高度较高，周边山势较低，附近地形地貌形成了较明显的峡管效应，风速较高；0194#测风塔海拔高度较周边山势偏低，正北方向有高山阻挡，且高山位置距离测风塔较近，故风速相对偏低。表2-23 代表年风速年变化数据表（m/s）测风塔高度1月 2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均0105、185#70m6.69.17.47.35.95.27.55.15.96.18.08.16.860m6.69.17.47.45.85.17.55.25.86.07.88.06.850m6.48.77.17.15.74.97.35.15.65.97.67.66.630m6.08.36.86.85.44.77.05.05.45.67.27.36.310m5.67.76.26.34.94.46.44.75.15.26.76.65.80190#70m8.411.09.28.87.47.39.56.47.27.610.310.78.660m8.410.99.18.87.47.39.46.47.27.610106、.110.68.650m8.310.79.08.67.37.29.36.47.27.610.010.48.530m8.010.48.88.57.37.19.26.27.07.49.69.98.310m7.29.37.87.66.56.28.15.46.36.68.68.97.40194#70m4.96.35.35.04.34.85.74.54.54.35.35.05.060m4.86.25.35.04.34.75.74.44.54.25.24.84.950m4.76.05.14.84.14.65.54.34.44.15.04.74.830m4.55.84.94.64.04.55.34.24.3107、4.04.74.54.610m4.35.14.44.03.53.94.43.83.83.54.24.14.1表2-24 代表年风功率密度年变化（W/m）测风塔高度1月 2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均0185#70m380 773 437 385 241 120 318 130 194 216 465 534 347 60m375 751 422 382 222 117 317 126 185 207 432 515 335 50m330 662 372 342 201 104 282 120 163 189 383 451 298 30m297 602 338 313108、 171 91 258 111 145 163 343 401 267 10m254 520 280 251 139 79 214 108 132 130 293 329 225 0190#70m576 1111 666 520 362 375 576 237 398 384 831 1011 584 60m553 1059 640 505 355 368 556 231 384 372 777 985 562 50m532 1018 615 481 342 353 551 229 381 362 744 929 541 30m484 923 560 447 330 349 524 206 3109、41 331 654 818 494 10m352 674 407 333 252 248 366 140 252 239 489 612 362 0194#70m169 259 160 109 106 155 157 89 170 106 255 230 163 60m164 252 151 104 103 148 153 86 166 103 244 216 157 50m153 232 138 93 94 133 143 82 160 97 227 197 145 30m143 219 126 83 86 121 131 80 151 90 200 179 133 10m112 155 110、90 53 57 82 84 59 111 67 145 132 95 2.6 代表年分析由于未获取xx气象站与风电场测风同期数据，MERRA气象站与测风塔的相关系数大于80%，因此选取MERRA气象站数据作为测风塔代表年分析的依据， 0185#测风塔测风时间段为2012.4.212013.4.20，因此选取MERRA气象站1983.4.212013.4.20年30年间平均风速作为判断大小风年的依据，MERRA气象站1983.4.212013.4.20测风期间30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别为7.29m/s、7.20m/s、7.21m/s、7.20m/s， MERRA气象站与01111、85#测风塔测风同期2012.4.21-2013.4.20风速为7.29m/s，比近30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别大0.0m/s、0.09m/s、0.08m/s、0.09m/s，风速相差较小，按照风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002），判定0185#测风塔测风年为风速水平年，不对测风塔进行订正；0190#、0194#测风塔测风时间段为2012.6.172013.6.16，因此选取具有代表性的1983.6.172013.6.16年30年间平均风速作为判断大小风年的依据，MERRA气象站1983.6.172013.6.16测风期间30年、20年、10年、5年期间年112、平均风速分别为7.29m/s、7.19m/s、7.20m/s、7.22m/s， MERRA气象站测风同期2012.6.17-2013.6.16年风速为7.29m/s，比近30年、20年、10年、5年期间年平均风速分别大0.0m/s、0.1m/s、0.09m/s、0.07m/s，风速相差较小，按照风电场风能资源评估方法（GB/T 18710-2002），判定0190#、0194#测风塔测风年测风年为风速水平年，不对测风塔进行订正2.7 空气密度1.根据全国风能资源评价技术规定（发改能源2004865号文件），0185#测风塔空气密度计算公式如下：式中：P一年平均气压(kPa)，P = 82.6k113、Pa；R一气体常数287J/kgK；T一年平均开氏温标绝对温度(273+)，T = 273+12.2 = 285.2K；则0185#测风塔空气密度为 = 1.0090 kg/m。2.根据全国风能资源评价技术规定（发改能源2004865号文件），0190#测风塔空气密度计算公式如下：式中：P一多年平均气压(kPa)，P = 80.5 kPa；R一气体常数287J/kgK；T一年平均开氏温标绝对温度(273+)，T = 273+13.1 = 286.1K；则0190#测风塔空气密度为 = 0.9806 kg/m。3.根据全国风能资源评价技术规定（发改能源2004865号文件），0194#测风塔空气114、密度计算公式如下：式中：P一多年平均气压(kPa)，P = 85.7 kPa；R一气体常数287J/kgK；T一年平均开氏温标绝对温度(273+)，T = 273+13.4 = 286.4K；则0194#测风塔空气密度为 = 1.0433 kg/m。最终选取0185#测风塔空气密度为1.0090 kg/m，0190#测风塔空气密度为0.9806 kg/m，0194#测风塔空气密度为1.0433 kg/m。每个测风塔采用各自空气密度进行风功率密度计算。2.8 风切变与大风切变0185#测风塔测风数据风切变指数幂指数拟合值为0.0846，大风切变（12m/s风速）幂指数拟合值为0.0692。019115、0#测风塔测风数据风切变指数幂指数拟合值为0.0810，大风切变（12m/s风速）幂指数拟合值为0.0842。0194#测风塔测风数据风切变指数幂指数拟合值为0.1022，大风切变（12m/s风速）幂指数拟合值为0.0782。风切变和大风切变计算及幂指数拟合值见表2-25、图2-17图2-19。表2-25 测风塔风切变、大风切变计算结果0185#测风塔实测风切变指数计算高度（m）平均风速(m/s)60503010706.83 0.0343 0.1209 0.0994 0.0837 606.80 0.1941 0.1139 0.0879 506.56 0.0852 0.0759 306.28 0116、.0716 105.81 0185#测风塔风切变拟合指数0.08460185#测风塔大风风切变指数计算(小时平均风速)高度（m）平均风速(m/s)605030107014.75 0.1044 0.1707 0.1052 0.0724 6014.52 0.2268 0.1053 0.0696 5013.93 0.0620 0.0518 3013.50 0.0471 1012.82 0185#测风塔大风风切变拟合指数0.06920190#测风塔实测风切变指数计算高度（m）平均风速(m/s)60503010708.64 0.0423 0.0529 0.0531 0.0804 608.58 0.061117、8 0.0555 0.0837 508.48 0.0532 0.0861 308.26 0.1014 107.39 0190#测风塔风切变拟合指数0.08100190#测风塔大风风切变指数计算(小时平均风速)高度（m）平均风速(m/s)605030107014.96 0.0951 0.0845 0.0742 0.0852 6014.74 0.0755 0.0695 0.0843 5014.54 0.0674 0.0853 3014.05 0.0936 1012.68 0194#测风塔大风风切变拟合指数0.08420194#测风塔实测风切变指数计算高度（m）平均风速(m/s)6050301070118、4.99 0.0927 0.1397 0.0945 0.1041 604.92 0.1794 0.0948 0.1050 504.76 0.0646 0.0966 304.61 0.1115 104.07 0194#测风塔风切变拟合指数0.10220194#测风塔大风风切变指数计算(小时平均风速)高度（m）平均风速(m/s)605030107014.85 0.0792 0.0923 0.0641 0.0798 6014.67 0.1033 0.0607 0.0798 5014.40 0.0455 0.0771 3014.07 0.0919 1012.72 0194#测风塔大风风切变拟合指数0.119、0782图2-17 0185#测风塔风切变（左）与大风切变（右）指数拟合图2-18 0190#测风塔风切变（左）与大风切变（右）指数拟合图2-19 0194#测风塔风切变（左）与大风切变（右）指数拟合2.8.1 代表年风速、风功率密度年变化0185#、0190#、0194#测风塔的代表年风速、风功率密度计算结果见表2-26、表2-27、图2-20-图2-22。统计表明，0185#测风塔代表年95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.8m/s、6120、.8m/s、6.6 m/s、6.3m/s、5.8m/s，相应的年平均风功率密度分别为357W/m2、356W/m2、356W/m2、354W/m2、352W/m2、349W/ m2、347W/m2、335W/m2、298W/m2、267W/m2、225W/m2，其中95m、93m、90m、85m、80m、75m高度风速由70m高度实测风速根据拟合风切变指数推算得出（其他塔同理）；0190#测风塔代表年95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.6121、m/s、8.6m/s、8.5m/s、8.3m/s、7.4m/s，相应的年平均风功率密度分别为602 W/m2、601W/ m2、599W/m2、595W/m2、592W/m2、588W/m2、584W/m2、562W/m2、541W/m2、494W/m2、362W/m2；0194#测风塔代表年95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、4.9m/s、4.8m/s、4.6m/s、4.1m/s，相应的年平均风功率密度分别为168W/m2、1122、68W/m2、167W/m2、166W/m2、165W/m2、164W/m2、163W/ m2、157W/m2、145W/m2、133W/m2、95W/m2。其中2月份风速、风功率密度达到全年最大值，6、8月份风速、风功率密度达到全年最小值；从9月份到12月风速逐渐增大，从2月份到6月份风速呈减小趋势。该风电场风速、风功率密度年变化总体上表现为冬、春季较大，夏、秋季较小。表2-26 代表年风速年变化数据表（m/s）测风塔高度1月 2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均0185#95m6.79.27.47.46.05.27.65.25.96.18.18.16.993m6.79.123、27.47.46.05.27.65.25.96.18.18.16.990m6.79.27.47.46.05.27.65.25.96.18.18.16.985m6.79.27.47.46.05.27.65.15.96.18.08.16.980m6.69.27.47.46.05.27.55.15.96.18.08.16.975m6.69.27.47.46.05.27.55.15.96.18.08.16.970m6.69.17.47.35.95.27.55.15.96.18.08.16.860m6.69.17.47.45.85.17.55.25.86.07.88.06.850m6.48.77.17.124、15.74.97.35.15.65.97.67.66.630m6.08.36.86.85.44.77.05.05.45.67.27.36.310m5.67.76.26.34.94.46.44.75.15.26.76.65.80190#95m8.511.19.38.97.57.49.66.57.37.710.410.88.793m8.511.19.38.97.47.49.66.57.37.710.410.88.790m8.511.19.38.97.47.49.66.57.37.710.410.78.785m8.511.19.28.97.47.39.66.57.37.710.410.78.780m125、8.411.09.28.97.47.39.56.57.27.710.410.78.775m8.411.09.28.97.47.39.56.57.27.710.310.78.770m8.411.09.28.87.47.39.56.47.27.610.310.78.660m8.410.99.18.87.47.39.46.47.27.610.110.68.650m8.310.79.08.67.37.29.36.47.27.610.010.48.530m8.010.48.88.57.37.19.26.27.07.49.69.98.310m7.29.37.87.66.56.28.15.46.36.68.126、68.97.40194#95m4.96.45.45.14.44.95.84.54.64.35.35.15.093m4.96.45.45.14.44.95.84.54.64.35.35.05.090m4.96.45.45.14.44.95.84.54.54.35.35.05.085m4.96.45.45.14.44.95.84.54.54.35.35.05.080m4.96.35.45.14.44.85.84.54.54.35.35.05.075m4.96.35.45.14.44.85.84.54.54.35.35.05.070m4.96.35.35.04.34.85.74.54.54.35.3127、5.05.060m4.86.25.35.04.34.75.74.44.54.25.24.84.950m4.76.05.14.84.14.65.54.34.44.15.04.74.830m4.55.84.94.64.04.55.34.24.34.04.74.54.610m4.35.14.44.03.53.94.43.83.83.54.24.14.1表2-27 代表年风功率密度年变化（W/m）测风塔高度1月 2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月年平均0185#95m39279845139724912432913420122348055135893m391796450397248124128、32813320022247955035790m39079344939524712432713319922247854835685m38878944639324612332513219822047554535480m38578444339024412232313119721947254135275m38377944038824312132113019621746953834970m38077343738524112031813019421646553434760m37575142238222211731712618520743251533550m330662372342201104282120129、16318938345129830m2976023383131719125811114516334340126710m254520280251139792141081321302933292250190#95m5941146688537374387594245410396857104360293m5931144686536373386593244409395855104060190m5911140684534372385591243408394852103759985m5871133680531369383588242406392847103159580m5841126676527367380130、584240403389842102459275m5801119671524365378580239400387837101858870m5761111666520362375576237398384831101158460m553105964050535536855623138437277798556250m532101861548134235355122938136274492954130m48492356044733034952420634133165481849410m3526744073332522483661402522394896123620194#95m175267165113131、1091601629217611026323716893m1742661651131091591629217511026223716890m1742651641121081591619217510926123616785m1732641631111081581609117410926023416680m1722621621111071571599117310825823316575m1712601611101061561589017210725623116470m1692591601091061551578917010625523016360m1642521511041031481538616132、610324421615750m1532321389394133143821609722719714530m1432191268386121131801519020017913310m1121559053578284591116714513295图2-20 0185#测风塔代表年风速、风功率密度年变化曲线图图2-21 0190#测风塔代表年风速、风功率密度年变化曲线图图2-22 0194#测风塔代表年风速、风功率密度年变化曲线图2.8.2 代表年风速、风功率密度日变化0185#、0190#、0194#测风塔代表年风速、风功率密度日变化见表2-28、表2-29、图2-23-图2-25，各测风塔7133、0m高度各月日变化见图2-26、图2-27、图2-28。统计表明，0185#测风塔代表年各高度风速、风功率密度在22时达到全天最大，然后逐渐减小，至次日15时风速达到最小、15时风功率密度达到最小。风电场风速、风功率密度日变化总体上表现为下午较小、夜晚至凌晨较大，各高度日变化基本一致；0190#测风塔代表年各高度风速、风功率密度在23时-00时达到全天最大，然后逐渐减小，至次日14时-15时风速达到最小、14时-15时风功率密度达到最小。风电场风速、风功率密度日变化总体上表现为下午较小、夜晚至凌晨较大，各高度日变化基本一致；0194#测风塔代表年各高度风速、风功率密度在23时-02时达到全天最134、大，然后逐渐减小，至次日14时风速达到最小、14时风功率密度达到最小。风电场风速、风功率密度日变化总体上表现为下午较小、夜晚至凌晨较大。各高度日变化基本一致。表2-28 代表年风速日变化数据表（m/s）测风塔时间高度0001020304050607080910110185#95m7.77.77.67.47.37.27.27.17.06.86.56.293m7.77.77.67.47.37.27.27.17.06.86.56.290m7.77.77.67.47.37.27.27.17.06.86.56.285m7.77.77.67.47.37.27.27.17.06.86.56.280m7.77135、.77.67.47.37.27.27.17.06.76.56.275m7.77.67.67.47.27.27.17.17.06.76.56.170m7.67.67.57.47.27.27.17.07.06.76.56.160m7.67.67.57.37.27.17.16.96.96.76.56.250m7.37.37.27.06.96.86.86.76.66.46.36.030m7.07.06.96.76.66.56.46.36.36.26.05.810m6.46.46.36.26.16.05.95.85.85.85.75.5时间高度12131415161718192021222395m6.0136、5.95.85.85.96.16.67.17.47.77.87.893m6.05.95.85.85.96.16.67.17.47.77.87.890m6.05.95.85.85.96.16.67.17.47.67.87.885m6.05.95.85.85.86.16.57.17.47.67.87.880m6.05.85.85.85.86.06.57.17.47.67.87.775m6.05.85.85.85.86.06.57.17.37.67.87.770m5.95.85.85.85.86.06.57.17.37.67.77.760m6.05.95.85.85.86.06.57.07.37.5137、7.77.650m5.85.75.65.65.65.86.26.77.07.27.47.430m5.65.55.55.45.45.66.06.56.76.97.17.110m5.35.25.25.15.05.15.45.96.26.36.56.4测风塔时间高度0001020304050607080910110190#95m9.69.59.49.39.29.19.19.08.88.68.48.193m9.69.59.49.39.29.19.19.08.88.68.48.190m9.69.59.49.39.19.19.19.08.88.68.48.185m9.59.59.49.39.19.09.1138、9.08.88.68.48.180m9.59.49.39.39.19.09.09.08.88.68.38.075m9.59.49.39.29.19.09.08.98.78.58.38.070m9.59.49.39.29.19.09.08.98.78.58.38.060m9.49.39.29.29.08.98.98.88.68.48.27.950m9.49.29.29.18.98.98.88.78.58.38.17.830m9.19.08.98.88.78.68.68.58.38.17.97.610m8.28.18.07.97.87.87.87.67.47.27.06.8时间高度12131415139、161718192021222395m7.87.67.67.57.78.08.48.99.29.59.59.693m7.87.67.67.57.78.08.48.99.29.59.59.690m7.87.67.67.57.78.08.48.99.29.59.59.685m7.87.67.57.57.78.08.48.99.29.49.59.680m7.87.67.57.57.78.08.48.99.19.49.59.575m7.87.67.57.57.67.98.48.89.19.49.59.570m7.87.67.57.47.67.98.38.89.19.49.49.560m7.77.57.140、47.47.67.98.38.89.19.39.49.450m7.67.47.37.37.57.88.28.79.09.39.39.430m7.47.27.17.17.37.58.08.58.79.09.19.110m6.56.46.36.36.56.77.17.67.88.18.28.2测风塔时间高度0001020304050607080910110194#95m5.55.55.55.55.35.35.25.15.04.94.74.793m5.55.55.55.55.35.35.25.15.04.94.74.690m5.55.55.55.55.35.35.25.15.04.94.74.685141、m5.55.55.55.45.35.35.25.15.04.84.74.680m5.55.55.55.45.35.25.25.05.04.84.74.675m5.55.55.55.45.25.25.25.04.94.84.74.670m5.55.45.55.45.25.25.25.04.94.84.74.660m5.45.45.45.35.25.15.14.94.84.74.64.550m5.25.25.25.25.05.04.94.84.74.64.54.430m5.05.05.15.04.84.84.84.64.54.44.34.310m4.54.54.54.54.44.44.34.03.142、93.83.83.7时间高度12131415161718192021222395m4.64.54.44.54.64.74.95.25.35.55.45.593m4.64.54.44.54.64.74.95.25.35.45.45.590m4.64.44.44.54.64.74.95.25.35.45.45.485m4.64.44.44.54.54.74.95.15.35.45.45.480m4.64.44.44.54.54.74.85.15.35.45.45.475m4.54.44.44.54.54.64.85.15.35.45.45.470m4.54.44.44.44.54.64.85.15143、.35.45.45.460m4.54.44.34.44.54.64.75.05.25.35.35.350m4.34.24.14.24.34.44.64.95.15.25.15.230m4.24.14.04.14.24.34.44.74.95.05.05.010m3.63.53.43.53.63.84.04.34.44.54.54.5表2-29 代表年风功率密度日变化数据表（W/m）测风塔时间高度0001020304050607080910110185#95m446 442 441 418 401 365 373 370 359 335 318 296 93m445 441 440 418 40144、0 365 372 369 358 334 317 295 90m443 439 439 416 399 363 371 368 357 333 316 294 85m441 437 436 414 397 361 369 366 355 331 315 293 80m438 434 433 411 394 359 366 364 353 329 313 291 75m435 431 430 408 392 357 364 361 350 327 311 289 70m432 428 427 406 389 354 361 359 348 325 308 287 60m412 411 412 145、395 378 339 344 339 328 313 299 280 50m367 365 365 353 334 303 306 303 294 282 268 253 30m337 332 331 315 296 262 263 263 256 249 238 226 10m274 276 279 271 250 224 224 223 223 223 214 203 时间高度12131415161718192021222395m264 256 248 252 259 290 322 381 402 434 450 463 93m264 256 247 252 258 289 322 3146、80 401 433 449 462 90m263 255 247 251 258 288 321 379 400 431 447 460 85m261 253 245 249 256 286 319 377 397 429 445 458 80m260 252 244 248 254 284 317 375 395 426 442 455 75m258 250 242 246 253 283 315 372 392 423 439 452 70m256 248 240 245 251 281 312 369 390 420 436 449 60m253 248 236 241 244 273147、 300 354 377 406 423 429 50m228 223 212 217 214 238 263 310 330 357 374 381 30m206 203 195 197 199 219 240 282 300 318 336 347 10m184 183 175 169 167 180 194 225 240 255 272 284 测风塔时间高度0001020304050607080910110190#95m722 699 692 663 635 600 620 624 590 578 562 534 93m720 697 690 662 634 599 619 622 148、588 577 560 533 90m718 695 688 660 632 597 617 620 586 575 558 532 85m714 691 684 656 628 593 613 617 583 571 555 528 80m709 687 679 652 624 590 609 613 579 568 552 525 75m705 682 675 647 620 586 605 609 575 564 548 522 70m700 677 670 643 616 582 601 604 571 560 544 518 60m679 655 647 619 592 559 57149、7 579 547 536 522 496 50m656 633 626 599 576 541 556 559 527 515 503 476 30m603 582 574 548 525 495 509 505 478 469 461 434 10m442 427 420 400 387 365 373 369 350 343 335 317 时间高度12131415161718192021222395m498 480 465 461 476 522 563 628 669 717 719 733 93m497 479 464 460 475 521 562 626 668 715 718150、 731 90m495 477 463 458 473 519 560 624 666 713 715 729 85m492 475 460 456 470 516 557 620 662 709 711 725 80m489 472 457 453 468 513 553 617 658 704 707 720 75m486 469 454 450 464 510 550 612 653 699 702 715 70m483 465 451 447 461 506 546 608 649 694 697 710 60m460 443 432 428 443 487 526 591 630 6151、73 677 689 50m440 421 411 408 424 467 504 571 609 651 656 668 30m401 382 374 371 386 423 458 519 555 595 604 615 10m293 281 274 273 283 310 333 378 402 433 442 449 测风塔时间高度0001020304050607080910110194#95m203 202 216 217 202 196 196 183 179 168 157 144 93m203 202 215 217 201 196 195 182 178 168 157 14152、4 90m202 201 215 216 200 195 194 182 178 167 156 143 85m201 200 213 215 199 194 193 181 177 166 155 143 80m200 199 212 213 198 193 192 180 176 165 154 142 75m198 197 211 212 197 192 191 178 175 164 153 141 70m197 196 209 210 195 190 189 177 173 163 152 140 65m192 190 203 206 191 185 184 170 166 156 153、146 135 60m190 189 202 204 189 184 182 168 165 155 145 134 50m178 176 188 194 177 172 171 156 151 143 133 124 30m162 161 175 182 167 163 160 141 138 131 122 113 10m115 116 128 134 123 125 118 99 98 92 85 79 时间高度12131415161718192021222395m138 116 109 117 124 138 141 156 176 184 181 192 93m137 115 109154、 116 124 138 141 156 176 183 180 192 90m137 115 109 116 123 138 141 155 175 183 180 191 85m136 114 108 115 122 137 140 154 174 181 179 190 80m135 114 107 114 122 136 139 153 173 180 177 189 75m134 113 107 114 121 135 138 152 172 179 176 188 70m133 112 106 113 120 134 137 151 171 178 175 186 65m129 1155、09 103 109 116 130 132 147 166 173 170 182 60m128 108 102 108 115 128 131 145 165 172 168 181 50m116 99 93 97 105 116 119 134 154 160 156 169 30m104 90 84 86 95 105 108 121 142 148 143 157 10m72 61 57 58 65 74 76 89 103 105 102 113 图2-23 0185#测风塔代表年风速、风功率密度全年日变化曲线图图2-24 0190#测风塔代表年风速、风功率密度全年日变化曲线图图2156、-25 0194#测风塔代表年风速、风功率密度全年日变化曲线图图2-26 0185#测风塔70m高度各月风速、风功率密度日变化曲线图图2-27 0190#测风塔70m高度各月风速、风功率密度日变化曲线图图2-28 0194#测风塔70m高度各月风速、风功率密度日变化曲线图2.8.3 代表年风速、风能频率分布0185#、0190#、0194#测风塔代表年不同高度风速频率分布和各风速区间风速和风能频率分布见表2-30表2-30、表2-31、图2-29、图2-30、图2-31。统计表明，0185#测风塔代表年70m高度有效风速（3.025.0m/s）众值集中于29m/s风速区间，占全部风速的72.2157、3%；出现频率最高的风速均为5m/s，占全部风速的10.79%；风能众值集中于815m/s风速区间，占全部风能的61.55%；风能分布最集中的风速区间均为12m/s，占全部风能的8.83%；0190#测风塔代表年70m高度有效风速（3.025.0m/s）众值集中于411m/s风速区间，占全部风速的62.63%；出现频率最高的风速均为5m/s，占全部风速的8.81%；风能众值集中于1017m/s风速区间，占全部风能的63.72%；风能分布最集中的风速区间均为14m/s，占全部风能的10.02%；0194#测风塔代表年70m高度有效风速（3.025.0m/s）众值集中于18m/s风速区间，占全部风158、速的83.76%；出现频率最高的风速均为3m/s，占全部风速的12.97%；风能众值集中于613m/s风速区间，占全部风能的67.23%；风能分布最集中的风速区间均为9m/s，占全部风能的11.32%。综合以上分析可知，0185#测风塔和0190#测风塔风速频率分布以高、中风速为主，可利用风速段的有效风速出现频率较高，风速与风能频率最大风速较为接近，风能资源品质相对较好，有利于风能的利用。0194#测风塔风速频率分布以低风速为主，可利用风速段的有效风速出现频率较低，不利于风能的利用。表2-30 代表年风速频率分布（%）测风塔高度2595m2.05 1.45 0.99 0.66 0.43 0.3159、3 0.33 0.29 0.10 0.03 0.06 0.01 0.00 93m2.05 1.45 0.99 0.71 0.39 0.39 0.30 0.29 0.08 0.06 0.03 0.01 0.00 90m2.02 1.48 0.96 0.71 0.39 0.39 0.30 0.30 0.07 0.06 0.03 0.01 0.00 85m1.88 1.35 0.96 0.71 0.41 0.37 0.31 0.29 0.07 0.07 0.02 0.01 0.00 80m1.94 1.35 0.95 0.67 0.42 0.35 0.30 0.30 0.06 0.07 0.02 0160、.01 0.00 75m1.94 1.38 0.91 0.68 0.41 0.40 0.25 0.30 0.06 0.07 0.02 0.01 0.00 70m1.84 1.31 0.87 0.71 0.38 0.41 0.29 0.24 0.05 0.07 0.02 0.01 0.00 60m1.77 1.43 0.83 0.62 0.39 0.35 0.33 0.10 0.07 0.02 0.01 0.00 0.00 50m1.64 1.10 0.66 0.49 0.37 0.40 0.13 0.08 0.02 0.03 0.00 0.00 0.00 30m1.51 0.87 0.54 0161、.43 0.34 0.33 0.11 0.02 0.03 0.01 0.00 0.00 0.00 10m1.29 0.78 0.51 0.33 0.27 0.22 0.05 0.02 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 测风塔高度2595m4.18 3.23 2.32 1.60 1.32 1.08 0.51 0.30 0.24 0.19 0.08 0.01 0.03 93m4.10 3.23 2.32 1.61 1.31 1.10 0.51 0.31 0.22 0.19 0.08 0.01 0.03 90m4.10 3.23 2.32 1.61 1.35 1.06 0.51 0.162、31 0.22 0.22 0.06 0.01 0.03 85m4.13 2.91 2.20 1.63 1.32 1.06 0.51 0.31 0.22 0.22 0.06 0.02 0.02 80m4.14 3.08 2.17 1.58 1.34 1.03 0.47 0.35 0.15 0.22 0.06 0.02 0.02 75m4.14 3.08 2.17 1.62 1.32 0.99 0.48 0.34 0.17 0.19 0.06 0.02 0.02 70m4.29 2.85 1.95 1.64 1.26 0.99 0.43 0.35 0.19 0.15 0.06 0.02 0.02 163、60m4.19 2.77 1.82 1.63 1.18 0.88 0.43 0.21 0.19 0.13 0.05 0.02 0.01 50m4.04 2.53 1.78 1.63 1.23 0.70 0.33 0.21 0.23 0.07 0.02 0.02 0.00 30m3.57 2.07 1.66 1.47 1.03 0.45 0.25 0.24 0.07 0.03 0.03 0.00 0.00 10m2.05 1.63 1.28 0.64 0.38 0.25 0.09 0.02 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 测风塔高度2595m0.51 0.31 0.18 0.2164、1 0.07 0.05 0.05 0.13 0.05 0.08 0.00 0.00 0.00 93m0.51 0.31 0.18 0.21 0.07 0.05 0.08 0.09 0.05 0.08 0.00 0.00 0.00 90m0.51 0.31 0.18 0.21 0.07 0.05 0.08 0.10 0.06 0.06 0.00 0.00 0.00 85m0.51 0.27 0.18 0.21 0.07 0.05 0.08 0.10 0.06 0.06 0.00 0.00 0.00 80m0.51 0.29 0.21 0.18 0.06 0.05 0.10 0.08 0.06 0165、.06 0.00 0.00 0.00 75m0.51 0.29 0.21 0.18 0.06 0.05 0.10 0.08 0.07 0.05 0.00 0.00 0.00 70m0.48 0.30 0.18 0.17 0.07 0.03 0.10 0.08 0.10 0.01 0.00 0.00 0.00 60m0.40 0.26 0.18 0.16 0.05 0.06 0.10 0.06 0.11 0.00 0.00 0.00 0.00 50m0.35 0.23 0.16 0.16 0.08 0.09 0.06 0.06 0.08 0.01 0.00 0.00 0.00 30m0.32 0166、.26 0.13 0.16 0.10 0.08 0.07 0.08 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 10m0.21 0.21 0.13 0.14 0.07 0.05 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 表2-31 代表年风能频率分布（%）测风塔高度2595m7.77 6.81 5.65 4.58 3.53 3.16 3.66 3.66 1.51 0.60 1.08 0.25 0.00 93m7.75 6.80 5.64 4.91 3.17 3.75 3.33 3.69 1.19 1.01 0.66 0.25 0.00 90m7.69 7.03167、 5.50 4.95 3.20 3.78 3.36 3.88 1.04 1.02 0.67 0.25 0.00 85m7.33 6.44 5.50 4.95 3.40 3.57 3.50 3.74 1.04 1.23 0.46 0.25 0.00 80m7.58 6.49 5.49 4.74 3.52 3.48 3.38 3.90 0.88 1.23 0.46 0.25 0.00 75m7.58 6.67 5.31 4.83 3.44 3.97 2.89 3.90 0.88 1.23 0.46 0.25 0.00 70m7.34 6.45 5.10 5.05 3.20 4.13 3.37 3.168、21 0.71 1.23 0.46 0.25 0.00 60m7.38 7.30 5.17 4.59 3.42 3.66 3.99 1.43 1.14 0.43 0.23 0.00 0.00 50m7.70 6.20 4.58 4.06 3.62 4.65 1.66 1.27 0.41 0.69 0.00 0.00 0.00 30m7.93 5.57 4.13 4.02 3.83 4.26 1.75 0.39 0.70 0.25 0.00 0.00 0.00 10m7.89 5.92 4.73 3.67 3.65 3.30 0.83 0.49 0.56 0.00 0.00 0.00 0.00 169、测风塔高度2595m9.24 8.72 7.67 6.37 6.25 6.03 3.31 2.22 2.05 1.91 0.89 0.15 0.49 93m9.06 8.70 7.65 6.41 6.19 6.09 3.32 2.32 1.86 1.90 0.89 0.15 0.49 90m9.13 8.76 7.71 6.46 6.41 5.96 3.34 2.34 1.88 2.16 0.65 0.15 0.49 85m9.41 8.03 7.36 6.56 6.31 5.96 3.34 2.34 1.88 2.16 0.65 0.30 0.34 80m9.44 8.56 7.35 6.4170、1 6.44 5.84 3.08 2.74 1.31 2.16 0.65 0.30 0.34 75m9.44 8.56 7.35 6.62 6.42 5.66 3.17 2.66 1.53 1.94 0.65 0.30 0.34 70m10.02 8.16 6.74 6.79 6.16 5.71 2.89 2.77 1.77 1.51 0.65 0.30 0.34 60m10.08 8.21 6.53 7.03 6.02 5.22 3.03 1.66 1.80 1.28 0.54 0.31 0.17 50m10.04 7.76 6.63 7.27 6.56 4.31 2.40 1.71 2.1171、8 0.75 0.29 0.33 0.00 30m9.73 6.93 6.75 7.17 5.91 3.02 1.98 2.22 0.70 0.40 0.47 0.00 0.00 10m7.61 7.52 7.08 4.19 2.96 2.37 0.98 0.29 0.32 0.00 0.00 0.00 0.00 测风塔高度2595m4.34 3.19 2.35 3.14 1.25 0.98 1.18 3.55 1.50 2.89 0.00 0.00 0.00 93m4.33 3.19 2.35 3.14 1.25 0.98 2.09 2.63 1.49 2.88 0.00 0.00 0.00172、 90m4.36 3.21 2.37 3.16 1.26 0.98 2.10 3.01 1.96 2.09 0.00 0.00 0.00 85m4.42 2.88 2.37 3.16 1.26 0.98 2.10 3.01 1.96 2.09 0.00 0.00 0.00 80m4.42 3.02 2.72 2.87 1.07 0.98 2.72 2.39 1.96 2.09 0.00 0.00 0.00 75m4.42 3.02 2.72 2.87 1.07 0.98 2.72 2.39 2.37 1.68 0.00 0.00 0.00 70m4.20 3.20 2.47 2.71 1.30173、 0.75 2.72 2.39 3.62 0.43 0.00 0.00 0.00 60m3.67 2.96 2.58 2.62 0.89 1.29 2.76 1.74 4.11 0.00 0.00 0.00 0.00 50m3.50 2.76 2.40 2.77 1.67 2.26 1.66 1.90 3.05 0.47 0.00 0.00 0.00 30m3.42 3.47 2.01 3.06 2.30 2.19 2.13 2.92 0.47 0.00 0.00 0.00 0.00 10m3.12 3.88 2.75 3.74 2.16 1.69 0.97 0.00 0.00 0.00 0.174、00 0.00 0.00 图2-29 0185#测风塔代表年风速、风能频率分布直方图图2-30 0190#测风塔代表年风速、风能频率分布直方图图2-31 0194#测风塔代表年风速、风能频率分布直方图2.8.4 代表年风向频率与风能密度方向分布0185#、0190#、0194#测风塔不同高度年风向频率与年风能密度方向分布、年风向玫瑰图与风能玫瑰图如表2-32表2-33、图2-32图2-34所示。0185#测风塔70m高度全年出现频率较大的风向为SW、SSW、NE，频率分别为21.61%、15.09%、9.54%，总计46.24%；风能密度主要分布在SW、SSW、S，所占频率分别为43.8%、2175、2.1%、8.9%，总计74.8%。10m高全年盛行风向为WNW、W、ESE，频率分别为17.47%、12.92%、11.10%，总计41.49%；风能密度主要分布在WNW、W、ESE，所占频率分别为44.0%、16.6%、8.2%，总计68.8%；0190#测风塔70m高度全年出现频率较大的风向为SW、SSW、S，频率分别为21.44%、19.9%、9.76%，总计51.1%；风能密度主要分布在SW、SSW、S，所占频率分别为39.77%、24.07%、7.75%，总计71.59%。10m高全年盛行风向为SSW、SW、NNE，频率分别为17.32%、13.71%、9.32%，总计40.35%176、；风能密度主要分布在SW、SSW、W，所占频率分别为21.21%、17.78%、8.42%，总计47.41%；0194#测风塔70m高度全年出现频率较大的风向为SSW、SW、S，频率分别为17.52%、15.51%、12.04%，总计45.07%；风能密度主要分布在N、SSW、SW，所占频率分别为21.24%、19.7%、18.61%，总计59.55%。10m高全年盛行风向为N、NNE、SW，频率分别为18.01%、10.06%、8.46%，总计36.53%；风能密度主要分布在NNE、N、WNW，所占频率分别为26.61%、19.1%、10%，总计55.71%。分析表明，本风电场盛行风向位于S177、SW扇区，次盛行风向位于NNNE扇区，基本表现为以西风、西南风为主；盛行风能方向位于SSW扇区，次盛行风能方向位于NNNE扇区，风向分布较为一致。0185#测风塔、0190#测风塔、0194#测风的70m高度处盛行风向分布基本一致，盛行风能方向分布也基本一致；10m高度处各测风塔风向和风能分布有一定区别，0185#测风塔盛行风向位于WNWW扇区，0190#测风塔盛行风向位于SSWSW扇区，0194#测风塔盛行风向位于NNEN扇区，各塔盛行风能方向与盛行风向分布基本一致。0185#、0190#、0194#测风塔70m高度各月风速频率分布见图2-35图2-40。表2-32 风向频率分布（%）测风塔178、高度NNNENEENEEESESESSE0185#70m3.82%7.44%9.54%4.98%3.36%2.26%3.58%5.34%10m2.35%3.92%2.49%3.34%5.25%11.10%4.49%3.09%高度SSSWSWWSWWWNWNWNNW70m9.04%15.09%21.61%6.42%3.03%1.15%1.14%2.19%10m3.46%4.18%5.56%8.85%12.92%17.47%9.18%2.36%0190#高度NNNENEENEEESESESSE70m3.74% 8.11% 7.68% 3.28% 2.61% 2.67% 2.84% 3.65% 10179、m4.70% 9.32% 5.56% 2.89% 3.28% 4.09% 2.69% 3.49% 高度SSSWSWWSWWWNWNWNNW70m9.76% 19.90% 21.44% 5.66% 2.88% 1.34% 1.59% 2.85% 10m8.40% 17.32% 13.71% 4.87% 5.82% 7.50% 3.69% 2.67% 0194#高度NNNENEENEEESESESSE70m6.44% 8.20% 6.24% 4.36% 3.93% 3.28% 4.02% 5.51% 10m18.01% 10.06% 5.96% 4.49% 4.25% 4.68% 3.42% 3.180、17% 高度SSSWSWWSWWWNWNWNNW70m12.04% 17.52%15.51% 4.33% 2.51% 1.04% 1.61% 3.46% 10m4.50% 5.09% 8.46% 8.06% 5.99% 7.39% 3.85% 2.63% 表2-33 风能频率方向分布（%）测风塔高度NNNENEENEEESESESSE0185#70m1.9%4.1%5.7%1.9%1.0%0.7%1.4%3.1%10m0.8%1.4%0.9%1.2%2.8%8.2%2.1%1.5%高度SSSWSWWSWWWNWNWNNW70m8.9%22.1%43.8%3.6%0.7%0.2%0.2%0.6%181、10m1.4%1.7%3.2%6.9%16.6%44.0%6.8%0.5%0190#高度NNNENEENEEESESESSE70m1.92% 6.67% 5.98% 1.40% 0.58% 0.93% 0.92% 1.76% 10m3.26% 7.94% 3.67% 1.33% 1.03% 1.63% 0.75% 1.24% 高度SSSWSWWSWWWNWNWNNW70m7.75% 24.07% 39.77% 4.54% 1.07% 0.31% 0.79% 1.54% 10m6.52% 17.78% 21.21% 4.52% 8.42% 17.21% 2.56% 0.94% 0194#高度NN182、NENEENEEESESESSE70m21.24% 10.94% 3.97% 1.92% 0.86% 0.59%0.64% 1.74% 10m19.10% 26.91% 8.73% 3.25% 1.78% 1.56% 0.50% 0.73% 高度SSSWSWWSWWWNWNWNNW70m9.03% 18.61% 19.70% 1.50% 1.36% 0.42% 2.12% 5.36% 10m1.69% 2.56% 5.65% 6.24% 6.94% 10.00% 1.73% 2.61% 70m风向玫瑰图70m风能玫瑰图10m风向玫瑰图10m风能玫瑰图图2-32 0185#测风塔70m、10m高183、度风向、风能玫瑰图70m风向玫瑰图70m风能玫瑰图10m风向玫瑰图10m风能玫瑰图图2-33 0190#测风塔70m、10m高度风向、风能玫瑰图70m风向玫瑰图70m风能玫瑰图10m风向玫瑰图10m风能玫瑰图图2-34 0194#测风塔70m、10m高度风向、风能玫瑰图1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图2-35 0185#测风塔70m高度各月风向玫瑰图1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图2-36 0190#测风塔70m高度各月风向玫瑰图1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图2-37 0194#测风塔70m高度各月风向玫瑰图1月2月3月184、4月5月6月7月8月9月10月11月12月图2-38 0185#测风塔70m高度各月风能密度分布方向玫瑰图1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图2-39 0190#测风塔70m高度各月风能密度分布方向玫瑰图1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月图2-40 0194#测风塔70m高度各月风能密度分布方向玫瑰图2.8.5 代表年全年有效风速小时数0185#、0190#、0194#测风塔代表年的全年有效风速小时数见表2-34。统计表明0185#测风塔70m高度325m/s全年有效风速小时数为7702h，占总数的87.92%；70m高度325m/s全年有效风速小时数为185、7668h，占总数的87.53%。测风塔低风速所占比率较大，建议采用较大叶片的风电机组，增加风电机组的捕风能力，更好的利用风能；0190#测风塔70m高度325m/s全年有效风速小时数为8123h，占总数的92.73%；70m高度325m/s全年有效风速小时数为8055h，占总数的91.95%。测风塔高风速所占比率较大，能很好的利用风能；0194#测风塔70m高度325m/s全年有效风速小时数为6633h，占总数的75.72%；70m高度325m/s全年有效风速小时数为6616h，占总数的75.53%。测风塔低风速所占比率较大，建议采用较大叶片的风电机组，增加风电机组的捕风能力，更好的利用风能186、。表2-34 全年风速有效小时数测风塔风速区间高度325m/s风速小时数325m/s风速比例320m/s风速小时数320m/s风速比例0185#70m770287.92%766887.53%60m776588.64%774788.44%50m774188.37%772988.23%30m768787.75%768187.68%10m734683.86%734283.81%0190#风速区间高度325m/s风速小时数325m/s风速比例320m/s风速小时数320m/s风速比例70m812392.73%805591.95%60m817493.31%812292.72%50m818593.44%8187、13792.89%30m817293.29%813992.91%10m802191.56%801791.52%0194#风速区间高度325m/s风速小时数325m/s风速比例320m/s风速小时数320m/s风速比例70m663375.72%661675.53%60m660575.40%659075.23%50m651274.34%649974.19%30m641073.17%640273.08%10m597968.25%597968.25%2.8.6 威布尔（Weibull）分布根据Weibull分布概率密度函数公式：，式中，。根据0185#、0190#、0194#测风塔代表年风速数据，计算188、结果见表2-35，分布曲线见图2-41、图2-42、图2-43。分析表明，0185#、0190#、0194#测风塔实际风速频率分布与Weibull分布基本相同。表2-35 Weibull分布计算表测风塔高度/计算值（m/s）（m/s）kc（m/s）0185#80m6.873.951.827.7370m6.833.931.857.680190#高度/计算值（m/s）（m/s）kc（m/s）80m8.684.432.079.7970m8.644.412.079.750194#高度/计算值（m/s）（m/s）kc（m/s）80m5.013.211.625.6070m4.993.201.625.578189、0m高度70m高度图2-41 0185#测风塔Weibull分布曲线80m高度70m高度图2-42 0190#测风塔Weibull分布曲线80m高度70m高度图2-43 0194#测风塔Weibull分布曲线2.8.7 最大风速一、 参证气象站50年一遇最大风速根据气象站多年测风资料，按照全国风能资源评价技术规定中关于气象站50年一遇的最大风速计算公式：计算得到气象站50年一遇最大风速为13.1m/s。二、 测风塔轮毂高度50年一遇最大风速、极大风速方法一：根据测风塔与气象站风速的相关关系，推算出测风塔相应高度处50年一遇最大风速，之后换算到标准空气密度下相应高度处50年一遇最大风速。方法二：190、利用五日最大法，即利用测风塔10min数据，筛选出五日中的最大风速，共73个样本，依据极值I型公式计算出50年一遇最大风速。最后将50年一遇最大风速换算到标准空气密度下。由于未获取气象站与测风塔同期风速数据，用方法二0185#测风塔实测数据计算出测风塔95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度处50年一遇最大风速为33.8m/s、33.8m/s、33.7m/s、33.7m/s、33.6m/s、33.5m/s、33.5m/s，换算到标准空气密度下95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度50年一遇最大风速为30.7m/s、30.7m/s、30.6m/s、30.6m191、/s、30.5m/s、30.4m/s、30.4m/s；由0190#测风塔实测数据计算出测风塔95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度处50年一遇最大风速为34.1m/s、34.1m/s、34.0m/s、34.0m/s、33.9m/s、33.8m/s、33.7m/s，换算到标准空气密度下95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度50年一遇最大风速为30.5m/s、30.5m/s、30.5m/s、30.4m/s、30.3m/s、30.1m/s、30.1m/s；由0194#测风塔实测数据计算出测风塔95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度处50年一192、遇最大风速为32.2m/s、32.1m/s、32.0m/s、31.8m/s、31.6m/s、31.5m/s、31.3m/s，换算到标准空气密度下95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度50年一遇最大风速为29.7m/s、29.6m/s、29.5m/s、29.4m/s、29.2m/s、29.0m/s、28.8m/s。采用5日最大法推算50年一遇最大风速有几个优点：符合我国传统历法和物候中候的概念，即候以5天计列；符合自然风的低频能量周期，以5日最大法既能较全面反映最大风速的变化，也能在一定程度上屏蔽掉无效、有干扰的样本；当风速大于22m/s时5060m容易出现负切变，采用5日最193、大法可以更准确估算轮毂高度50年一遇最大风速。三、 各测风塔实测最大风速统计各测风塔在测风时段内各高度处最大风速统计见表2-36。表2-36 测风塔观测最大风速塔号高度(m)最大风速(m/s)风向发生时间0185#70m24.6SW2012/12/13 04:0060m23.8-2012/12/13 04:0050m23.2-2013/02/17 02:0030m22.7-2013/02/17 02:0010m22.4WNW2013/02/17 02:000190#70m26.1SW2013/02/17 02:0060m25.1-2013/02/17 02:0050m25.2-2013/02/194、17 02:0030m24.4-2013/02/17 02:0010m22.0WNW2013/02/17 02:000194#70m22.8N2012/11/26 00:0060m22.5-2012/11/26 00:0050m22.6-2012/09/13 03:0030m21.9-2012/09/13 03:0010m20.0NNE2012/09/13 03:00综上所述，测风塔标准空气密度下95m、93m、90m、85m、80m、75m、70高度处50年一遇最大风速均小于37.5m/s，根据国际电工协会IEC61400-1(2005)标准，可以选择类风电机组。2.8.8 湍流强度0185195、#、0190#、0194#测风塔各高度湍流强度值见表2-37。分析可知，随着高度的增加，湍流强度受地面的影响不断减小。由表2-37中湍流强度(V=15m/s)的分析结果，结合50年一遇最大风速值综合判断，根据国际电工协会IEC61400-1(2005)标准，并根据本风电场地形地貌特征，综合初步判定本风电场宜选机型为IEC IIIB类。但由于风电场面积较大，山地地形复杂，建议在风电场场内风机密集区域补立测风塔，待取得场内测风数据后在微观选址阶段对湍流强度参数进行复核。表2-37 测风塔不同高度的湍流强度测风塔数值高度(m)湍流强度湍流强度（V=15m/s）最小值最大值平均值0185#70m0.0196、01.000.190.1660m0.001.290.180.1650m0.001.290.180.1830m0.001.480.200.1710m0.001.150.230.170190#70m0.000.800.140.0960m0.000.880.140.0950m0.000.890.140.1030m0.000.800.150.1210m0.001.170.200.140194#70m0.001.270.250.1260m0.001.000.250.1350m0.001.140.260.1430m0.001.220.270.1410m0.002.000.320.172.9 风能资源评价根197、据对0185#、0190#、0194#测风塔数据的统计分析，对本风电场风能资源评价如下：1风功率密度等级0185#测风塔代表年95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.9m/s、6.8m/s、6.8m/s、6.6 m/s、6.3m/s、5.8m/s，相应的年平均风功率密度分别为357W/m2、356W/m2、356W/m2、354W/m2、352W/m2、349W/ m2、347W/m2、335W/m2、298W/m2、267W/m2、225W/m2，其中9198、5m、93m、90m、85m、80m、75m高度风速由70m高度实测风速根据拟合风切变指数推算得出（其他塔同理）；0190#测风塔代表年95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.7m/s、8.6m/s、8.6m/s、8.5m/s、8.3m/s、7.4m/s，相应的年平均风功率密度分别为602 W/m2、601W/ m2、599W/m2、595W/m2、592W/m2、588W/m2、584W/m2、562W/m2、541W/m2、494W/m2、362W/m199、2；0194#测风塔代表年95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m、60m、50m、30m、10m高度年平均风速分别为5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、5.0m/s、4.9m/s、4.8m/s、4.6m/s、4.1m/s，相应的年平均风功率密度分别为168W/m2、168W/m2、167W/m2、166W/m2、165W/m2、164W/m2、163W/ m2、157W/m2、145W/m2、133W/m2、95W/m2。本风电场风能密度图见图2-44，0185#测风塔代表年在测风塔处风能资源等级为3级；0190#测风塔代表年在测200、风塔处风能资源等级为6级；0194#测风塔代表年在测风塔处风能资源等级为1级。综合3个测风塔的风能资源，与风电场场区位置相对关系，并且结合由测风数据推算得出风电场场区风能资源分布图谱，判断本风电场风能资源等级为3级。图2-44 xx风电场风速分布图2风速、风能时间变化统计表明，各测风塔2月份风速、风功率密度达到全年最大值，6、8月份风速、风功率密度达到全年最小值；从9月份到12月风速逐渐增大，从2月份到6月份风速呈减小趋势。该风电场风速、风功率密度年变化总体上表现为冬、春季较大，夏、秋季较小。各测风塔风速、风功率密度日变化总体上表现为下午较小、夜晚至凌晨较大，各高度日变化基本一致。3盛行风向和201、盛行风能方向统计表明，0185#测风塔70m高度全年出现频率较大的风向为SW、SSW、NE，频率分别为21.61%、15.09%、9.54%，总计46.24%；风能密度主要分布在SW、SSW、S，所占频率分别为43.8%、22.1%、8.9%，总计74.8%。10m高全年盛行风向为WNW、W、ESE，频率分别为17.47%、12.92%、11.10%，总计41.49%；风能密度主要分布在WNW、W、ESE，所占频率分别为44.0%、16.6%、8.2%，总计68.8%。0190#测风塔70m高度全年出现频率较大的风向为SW、SSW、S，频率分别为21.44%、19.9%、9.76%，总计51.202、1%；风能密度主要分布在SW、SSW、S，所占频率分别为39.77%、24.07%、7.75%，总计71.59%。10m高全年盛行风向为SSW、SW、NNE，频率分别为17.32%、13.71%、9.32%，总计40.35%；风能密度主要分布在SW、SSW、W，所占频率分别为21.21%、17.78%、8.42%，总计47.41%。0194#测风塔70m高度全年出现频率较大的风向为SSW、SW、S，频率分别为17.52%、15.51%、12.04%，总计45.07%；风能密度主要分布在N、SSW、SW，所占频率分别为21.24%、19.7%、18.61%，总计59.55%。10m高全年盛行风向203、为N、NNE、SW，频率分别为18.01%、10.06%、8.46%，总计36.53%；风能密度主要分布在NNE、N、WNW，所占频率分别为26.61%、19.1%、10%，总计55.71%。分析表明，本风电场盛行风向位于SSW扇区，次盛行风向位于NNNE扇区，基本表现为以西风、西南风为主。分析表明，本风电场盛行风向位于SSW扇区，次盛行风向位于NNNE扇区，基本表现为以西风、西南风为主；盛行风能方向位于SSW扇区，次盛行风能方向位于NNNE扇区，风向分布较为一致。0185#测风塔、0190#测风塔、0194#测风的70m高度处盛行风向分布基本一致，盛行风能方向分布也基本一致；10m高度处各测204、风塔风向和风能分布有一定区别，0185#测风塔盛行风向位于WNWW扇区，0190#测风塔盛行风向位于SSWSW扇区，0194#测风塔盛行风向位于NNEN扇区，各塔盛行风能方向与盛行风向分布基本一致。4全年有效风速小时数统计表明，测0185#测风塔70m高度325m/s全年有效风速小时数为7702h，占总数的87.92%；70m高度325m/s全年有效风速小时数为7668h，占总数的87.53%。测风塔低风速所占比率较大，建议采用较大叶片的风电机组，增加风电机组的捕风能力，更好的利用风能。0190#测风塔70m高度325m/s全年有效风速小时数为8123h，占总数的92.73%；70m高度325205、m/s全年有效风速小时数为8055h，占总数的91.95%。测风塔高风速所占比率较大，能很好的利用风能。0194#测风塔70m高度325m/s全年有效风速小时数为6633h，占总数的75.72%；70m高度325m/s全年有效风速小时数为6616h，占总数的75.53%。测风塔低风速所占比率较大，建议采用较大叶片的风电机组，增加风电机组的捕风能力，更好的利用风能。5风速、风能频率分布统计表明，0185#测风塔代表年70m高度有效风速（3.025.0m/s）众值集中于29m/s风速区间，占全部风速的72.23%；出现频率最高的风速均为5m/s，占全部风速的10.79%；风能众值集中于815m/s206、风速区间，占全部风能的61.55%；风能分布最集中的风速区间均为12m/s，占全部风能的8.83%。0190#测风塔代表年70m高度有效风速（3.025.0m/s）众值集中于411m/s风速区间，占全部风速的62.63%；出现频率最高的风速均为5m/s，占全部风速的8.81%；风能众值集中于1017m/s风速区间，占全部风能的63.72%；风能分布最集中的风速区间均为14m/s，占全部风能的10.02%。0194#测风塔代表年70m高度有效风速（3.025.0m/s）众值集中于18m/s风速区间，占全部风速的83.76%；出现频率最高的风速均为3m/s，占全部风速的12.97%；风能众值集中于207、613m/s风速区间，占全部风能的67.23%；风能分布最集中的风速区间均为9m/s，占全部风能的11.32%。以上分析表明，0185#、0190#测风塔风速频率分布以高、中风速为主，有效风速出现频率较高，风速与风能频率最大风速较为接近，有利于风能的利用。0194#测风塔风速频率分布以低风速为主，有效风速出现频率较低，不利于风能的利用。6风电机组等级目前推算0185#测风塔位置处95m、93m、90m、85m、80m、75m、70m高度50年一遇最大风速均小于37.5/s，根据国际电工协会IEC61400-1(2005)标准，测风塔70m高度以上15m/s风速区间的湍流强度不大于0.16，初步208、确认本风电场可以选用IIIB类及以上风电机组。2.10 气候影响分析我国幅员辽阔，气候资源十分丰富，但复杂的地形形成了复杂多样的气候环境，有些气候条件是可开发利用的资源，有些气候条件又往往造成灾害。例如，伴随寒潮大风天气出现的大风是丰富的风能资源，但随之而来的低温、冰冻和沙尘暴也会给风电场和输电线路造成严重危害。另外，雷电、暴雨、冰雹、龙卷风等灾害性天气气候事件也都是风电场建设的不利因素。所以在开发利用风资源时，不仅要对风资源情况进行分析，同时也要充分考虑相关气候因素的影响，以趋利避害，确保风电场在设计、施工和运行方面得以正常进行。2.10.1 雷暴雷暴是积雨云在强烈发展阶段产生的雷电现象，雷209、暴过境，气象要素和天气变化都很剧烈，常伴有大风、暴雨以至龙卷风和冰雹，是一种局地性的但却很猛烈的灾害性天气。由于风电场和电线线路多建在空旷地带，处于雷雨云形成的大气场中，相对于周围的环境，往往成为十分突出的目标，雷电释放的巨大能量会造成风电机组叶片损坏、发动机绝缘击穿、控制元器件烧毁等，致使设备和线路遭受严重破坏。根据全国雷暴日数分布图（见图2-45），本风电场位于5070日区域，根据气象站长期资料，该地区多年平均雷暴日数为57.7d，占全年的16%。本风电场的雷暴日数较多，建议电气设备选择及发电量计算时考虑此因素。图2-45 全国雷暴日数分布图（来自中国气象局网站）2.10.2 低温极端低温210、可迫使风机停机或者导致风机组件润滑油品效率降低。气象站极端最低气温为-3，由于xx风电场海拔比气象站高约1200m，且位于野外，现场极端最低气温经估算为-10.8。因此本风电场在机组选型时可选择常温型风机设备。2.10.3 积冰积冰是指地面、数目、设施等物体表面产生的结冰现象，也称覆冰。积冰对风电场及导线线路有很大危害，不仅增加了导线、杆件等的垂直荷载，而且使导线、杆件等的载面增大，从而结构的挡风面积增大，风荷载增加，在积冰严重的地区有时会遭致导线跳头、扭转甚至拉断或结构倒塌等事故。积冰现象在我国大部分地区都会出现，xx县年平均积雪天数为1.9天，累年平均霜日为4.7天，年平均结冰日数为1.0211、天，集中出现在12月-翌年2月。现阶段暂未收集到一手覆冰资料及数据，由于广西为重覆冰区，根据规定，在无法收集到观测数据的情况下，可通过实地调查并按照经验数值进行分析，重覆冰区的基本覆冰厚度可取1030mm。根据广西其他风电场的实际运行经验及相关资料显示，2012年1月，广西省xx乡的两根35千伏的高压线在冰雪重压下发生了交叉，从而引起了短路；据测风数据统计结果，测风塔0185#共有568个冰冻数据，积冰率为6.5%，测风塔0190#共有96个冰冻数据，积冰率为1.1%；测风塔0194#共有439个冰冻数据，积冰率为5.0%。从新闻报道和测风塔温度数据看，本风电场覆冰情况较严重，需要考虑覆冰对风212、电机组、线路设计等影响。根据以往线路设计及运行的经验，本地区设计覆冰约在20-25mm左右，为中重冰区。2.10.4 台风台风是形成于热带洋面上，具有暖中心结构的强烈的低压涡旋，具有暖性高湿和强烈辐合的特点，它能量很大，来势凶猛，常常伴随狂风、暴雨、风暴潮等强烈天气。xx县风电场地理位置特殊，地形地貌复杂，是风能资源较丰富的地区，同时也是气象灾害频繁发生的地方，其中台风、龙卷等极端天气可致使风机组件结构疲劳，甚至发生风机倒塌。根据国内其他风电场的实际运行经验及相关资料显示，2003年的台风“杜鹃”使得汕尾红海湾风电场25台机组中13台受损，损坏率达到52%，而2006年台风“桑美”使得温州苍南213、鹤顶山风电场28台风电机组全部受损，其中5台倒塌，损失惨重。不同强度的台风对风电场的影响是不同的，在广西有将近13.7%的台风进入影响区时最大风力为8-9级，这类台风一般不会对风机造成损坏；另有20.8%的台风进入影响区时最大风力为10-11级，需要进行适当防御；还有20.4%的台风进入影响区时最大风力达到或超过12级，会对风电场造成破坏。广西出现大范围大风和暴雨天气，25站次出现8级以上的大风，北海阵风达12级(33.5m/s)。由于xx县处于广西内陆，台风登陆后经过长距离衰减，到达内陆后强度递减，影响xx县的台风平均每年1次左右，影响期主要集中在7-9月。如2001年7月上旬，受台风“榴莲214、“和“尤特”的接踵影响，主要体现在降水，风速影响不大。2.10.5 暴雨根据中国气象局规定的暴雨标准：将日降雨量50mm定义为暴雨日，暴雨可导致工程建设以及变电场区等设备去渍涝、山体泥石流与滑坡等地质灾害。xx县地处广西北部，属于亚热带季风气候，受西南暖湿气流和北方变性冷空气的交替影响，暴雨天气频繁，是广西暴雨洪涝灾害高发区。广西暴雨洪涝灾害风险区划图见图2-46。图2-46 广西暴雨洪涝灾害风险区划图根据气象站统计资料，xx县多年平均暴雨日为72.4d，xx暴雨多，强度大，尤其在汛期暴雨经常发生，对山地风电场的建设和运营会产生较大的影响：由于风电场建在山区，地形起伏不平，道路易被雨水冲垮变成215、沟沟坎坎的状态，或被积水长期浸泡损坏，会影响正常的生产运行；由于暴雨多，雨量大会导致风电场场坪、升压站等引发渍涝、山体泥石流等地质灾害。第3章 工程地质3.1 概述北京xx投资管理有限公司拟于xx县西北部的xx乡、同练乡、滚贝乡境内建设广西xx风电项目，项目主要建（构）筑物包括24座风力发电机塔架、24个箱式变电站和临时施工道路组成。项目距xx县城约60km，道路距离约100km。风电场地理位置见图3-1。图31： 风电场位置示意图3.1.1 遵循的技术标准岩土工程勘察规范GB50021-2001（2009版）；建筑抗震设计规范GB50011-2010；建筑地基基础设计规范GB50007-20216、11；建筑桩基技术规范（JGJ94-2008）；中国地震动参数区划图（GB18306-2001）；土工试验方法标准GB/T50123-1999；土工试验规程（SL237-1999）。3.1.2 勘察目的和任务根据岩土工程勘察规范及相关规程，本次岩土工程勘察主要任务是：初步查明勘察场地地层，构造，岩土性质，地下水情况；初步查明滑坡、岩溶、土洞、塌陷、泥石流、采空等不良地质现象；提供满足可行性研究阶段所需的各种岩土技术参数；初步判定场地土类型、场地类别、地震液化；对场地的稳定性和适宜性作出初步评价；进行岩土工程分析和评价，提出可行性研究阶段地基基础设计方案和地基处理措施等建议。3.1.3 收集的资217、料1、业主提供的xx广西xx摩天岭48MW风电场工程可行性研究阶段勘测报告。2、区域地质构造图。3.1.4 勘察方法本次勘察方法采用了工程地质测绘，挖探、钻探等勘探手段。工程地质测绘：利用地质罗盘、地质锤、手持GPS等，采取追索法和穿插法，在区域工程地质图的基础上开展，对风电场范围内的地形地貌、地质构造、不良地质作用、岩土类别及分布特征进行调绘分析；钻探：采用XY-100型地质钻机1台，对无出露地段进行钻探，以查明场地地层岩性及分布特征；挖探：采用洛阳铲进行浅层挖探，初步查明第四系覆盖层分布特征。3.1.5 勘察工作量本次勘察共布设钻孔共6个，孔深10.112.3m，勘探点位置详见附图1-勘探218、点平面布置图， 完成的勘察工作量详见“表3-1勘探点一览表”及“表3-2 工作量汇总表”。表3-1 勘探点一览表 序号钻孔编号勘探点类型勘探深度(m)地面标高(m)坐标(m)工作日期备 注YX开 始 日 期终 止 日 期1K1鉴别孔12.001547.4036569241.3112813473.9592014.07.152014.07.16/2K2鉴别孔11.801789.2036571181.9762812532.7982014.07.192014.07.20/3K3鉴别孔10.101235.3036570294.3562804714.8012014.07.212014.07.22/4K4鉴219、别孔12.301192.9036572444.3202802786.9842014.07.162014.07.17/5K5鉴别孔10.001184.2036574440.1722801725.6502014.07.172014.07.18/6K6鉴别孔12.001419.2036575691.0332804593.2992014.07.202014.07.21/表3-2 工作量汇总表 勘察项目类型单位数量备注工程地质测绘调绘Km31.8调绘场地及周围100m范围机械钻探钻探个6总进尺68.2m挖探洛阳铲挖探个8总进尺22m本次勘察外业作业时间2014年9月25日9月30日，资料整理于2014年220、10月5日10月16日进行。3.2 区域稳定性3.2.1 区域构造概况从场区断裂构造分析，拟选场址区附近的断裂构造主要有四堡断裂、平洞岭断裂、三江融安断裂、寿城断裂、宜山柳城断裂，分述如下。四堡断裂：为壳断裂，断裂性质为正断裂，长度大于135km，强烈活动时期为中元古印支期，为非全新活动断裂，距离项目区20km以上。平洞岭断裂：属该层断裂，断裂性质为逆冲断层正断层，长度大于170km，为非全新活动断裂，距离项目区大于20km。三江融安断裂：该断裂属岩石圈断裂，断裂性质为逆冲断层，长度大于160km，为非全新活动断裂，距离项目区大于20km。寿城断裂：该断裂属岩石圈断裂，断裂性质为逆冲断层，长度221、大于180km，为非全新活动断裂，距离项目区大于20km。宜山柳城断裂：属该层断裂，断裂性质为逆冲断层，长度约230km，宽度520km，强烈活动时期为华力西印支期，为全新活动断裂，距离项目区大于20km。综上所述，拟建场址位于无重大活动断裂带分布，最近的活动断裂带距离场地大于20.0km，拟选场址区域构造相对稳定。拟建风电场区域地构造图见图3-2、拟建风电场工程地质平面图见图3-3。图32： 拟建风电场区域构造图图33： 拟建风电场工程地质平面图3.2.2 地震规划区在广西构造分区图上处于1区（桂北断块强隆起区），新构造运动特征以间歇式强烈上升运动兼有断块差异运动和掀斜运为主，内部差异不显著222、，形成中山山区，一般海拔1000m以上，夷平面高达15001600m，活动构造以北北东向晚第三纪活动断裂为主地震运动继承了第三纪以来的构造，在活动的区域上、强度上与新构造分区是一致的，主要发生在桂西和桂东南，而以桂中最少，如“广西地区地震分区图”所示图34：广西地区地震分区图另据史料记载，1695年2月15日xx县发生过5.5级地震，近代地震活动微弱，无破坏性地震记录，区域构造稳定性较好根据中国地震动参数区划图(GB18306-2001)(1:400 万)，场区50 年超越概率10%的地震动峰值加速度小于0.05g，相应的地震基本烈度6 度。图35：场区地震动峰值加速度区划分布示意图3.3 工223、程地质条件3.3.1 地形、地貌概述场址区属中高山地貌，山体连绵起伏，地势相对较平缓，山体自然坡度一般为1025，局部较陡为3040，山顶高程一般为1400m1900m，山间相对低洼地段为1100m1200m，高差为300m800m。地表现状多位树木，低矮灌木及杂草为主。场地山体高差较大，边坡陡峭，交通条件很差，需要专门修建运输道路。图36：场地典型地貌的照片3.3.2 场区地层结构根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，根据收集资料及现场调查，该类地段的地层分布如下：1、粉质粘土，黄色，稍湿，硬塑状，均质，粘性较好。局部含碎石、砾石，次棱角状，粒径一般为0.224、3m5cm，成分多位花岗岩风化残留矿物颗粒。该层大部分场地均有分布。山坡及山顶上厚度一般0.3m1.0m。2、全风化花岗岩：灰黄色浅肉红色，粒状结构，块状构造，组织结构基本被破坏，残余结构强度较低，基本呈土状。受构造影响，常伴有球状风化、槽状风化和夹层风化等现现象。该层局部分布，厚度一般为5.0m20.0m。3、强风化花岗岩：褐黄色浅肉红色，粒状结构，块状构造，组织结构基本破坏，风华裂隙很发育，岩体破碎，多由半疏松半坚硬的岩块组成，岩体基本质量等级为级，属软岩。该层大部分山顶及山坡分布，层厚一般为5.0m20.0m。4、中等风化花岗岩：肉红色褐黄色，粒状结构，块状构造，组织结构部分破坏，风华裂225、隙一般发育，岩土较破碎，局部较完整。岩体基本质量等级为级，属较软岩，该岩体有一定硬度。该层局部分布，层厚大于10.0m。图37：场地出露基岩典型照片3.3.3 水文地质条件场地有部分溪沟从山间洼地穿插而过，根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，就建构筑物而言，其微场地地表水排泄条件良好，不会受洪水淹没。根据区域水文地质资料，项目区的地下水主要为图层孔隙水和基岩裂隙水。土层孔隙水赋存于第四系覆盖层中，性质为潜水。以大气降水为补给来源，已蒸发或补给邻近含水层方式排泄。主要分布在山间洼地有一定覆盖层的地段，埋深1.0m5.0m。在山顶及山坡地段一般无该含水层分布。226、基岩裂隙水主要赋存于场区下伏的花岗岩风华裂隙中，受邻近含水层补给，向邻近含水层排泄。在山间洼地地段，一般与土层空隙潜水相通，表现为同一水位。在山顶及山坡地段，埋深一般为10m20m以上。综上所述，并根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，就建构筑物而言，地下水对基础及基础施工无影响。3.3.4 不良地质作用本风电场场区范围较大，局部有小规模浅层崩塌现象，多分布于人工开挖的机耕路附近。除此之外，未发现大规模崩塌、滑坡、泥石流、岩溶塌陷、地面沉降等不良地质作用。根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，就建构筑物而言，可选择的范围大227、，完全可以避开局部不良地质作用发育地段，选择较好的地段进行建设。3.4 场址工程地质条件初步评价3.4.1 区域稳定性及场地适宜性评价场地无区域性重大活动断裂通过，区域构造相对稳定区。场地范围较大，局部有小规模不良地质作用。就建构筑物而言，可选择的范围大，完全可以避开局部不良地质作用发育地段，选择较好的地段进行建设。综合来说，场地适宜进行风电工程建设。3.4.2 场地类别根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，就建构筑物而言，初步评判各风机位位于抗震一般地段。 根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上。就建构筑物而言，其覆盖层一228、般较薄，部分地段直接出露，基岩直接出露的地段，初步评判为I0类场地、有少量土层覆盖的风机位初步评判为I1类场地。3.4.3 岩土特性评价a）粉质粘土：工程性质良好，但其厚度较薄，一般在基础开挖深度内会被直接挖除，不具备作为基础持力层的条件。b）全风化花岗岩：工程性质良好，局部分布。当其厚度较大，分布广泛时，可作为建构筑物的浅基础的天然地基持力层。当风机对变形要求较高时，应对该层的地基变形量进行验算。c）强风化花岗岩：工程性质良好，变形强度好，分布广泛，厚度稳定，可作为风机位浅基础的天然地基持力层。d）中等风化花岗岩：工程性质良好，变形强度好，分布广泛，厚度稳定，可作为风机位浅基础的天然地基持力229、层。3.4.4 水文地质条件评价根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，风机位处地表水排泄条件良好，风机位不受其影响。根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上，风机位处地下水埋深较大，对风机基础及基础施工无影响。根据附近其他工程的资料，场址区土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，土对钢结构具有微腐蚀性。3.4.5 场地与地基的地震效应根据前面论述，场区50 年超越概率10%的地震动峰值加速度小于0.05g，相应的地震基本烈度6 度。根据同类工程经验及设计意图，风机位等建构筑物一般位于地势较高的山顶或坡上。该类地段不存在饱230、和粉土或砂土分布。综上所述，初步判定场地不存在地震液化的条件。3.4.6 场地工程地质灾害评价拟建场区未发现大规模崩塌、滑坡、泥石流、岩溶塌陷、地面沉降等不良地质作用，地质灾害发育不明显。拟建风机位均位于山顶地段，山体自然坡度一般为1025，局部较陡为3040，植被茂密，在未经人为扰动情况下，坡体稳定。风场建设时，修建运输通道需要挖填方，但修筑的道路级别相对较低，道路开挖的边坡坡高一般小于5m，道路沿线的地层为粉质粘土及全中风化花岗岩，岩体开挖后在外部环境的作用下易发生崩解进而导致塌方及滑坡。因此修建道路产生的边坡需要采取必要的处理措施，挖方形成的人工边坡放坡值可参照表3-3处理，填方地段的边231、坡可参照表3-4处理；可采用重力式挡墙或毛石骨架进行边坡支护，毛石骨架骨架内挂三维网，喷混植生绿化。当土坡高度较大，建议每5m设置一个平台，平台宽度12m。表3-3边坡开挖建议值地层岩性坡比（坡高5m）坡比（5m坡高10m）备注粉质粘土1:1.01:1.501:1.501:2.00对于大规模的边坡需要在分析计算的基础上增加必要的加固措施。全风化花岗岩1:1.251:1.50强风化花岗岩1:0.751:1.25中等风化花岗岩1:0.51:0.75表3-4 土质填方边坡建议值地层岩性坡比（坡高5m）备注粉质粘土1:1.751:2.00建议下阶段对填土进行击实实验，在试验填土压实系数大于0.94时采232、用本参数。混砾石粉质粘土1:1.501:1.75混碎石粉质粘土1:1.251:1.50碎石土1:1.001:1.253.5 地基与基础方案选择风机位多位于山顶或山坡，基岩直接出露或浅埋，可选择采用天然地基，以全风化、强风化或中等风化基岩为地基持力层。当风机对变形要求较高时，应全风化花岗岩的地基变形量进行验算。根据野外鉴别成果，结合当地工程经验，拟建建构筑物处主要岩土层的物理力学指标初步建议值如下表。表 35：风机位处土层的物理力学指标初步建议值土层名称天然重度凝聚力内摩擦角压缩模量承载力特征值CEsfakkN/m3kPa“”MPakPa硬塑状粉质粘土15.016.018281418710190233、220表 36：场地内主要岩体的物理力学指标初步建议值岩石名称天然重度（）压缩模量（Es）泊松比（）承载力特征值（fak）kN/m3MPakPa全风化花岗岩19.021.0710200250强风化花岗岩21.023.01015280350中等风化花岗岩23.024.00.355008003.6 矿产资源与文物古迹调查根据现场调查，场址区内未发现有开采价值的矿产资源，亦未见风景名胜及压埋文物现象。3.7 结论及建议场址区区域构造相对稳定，场地内容易选择地质条件良好的地段架设风机，场地适宜进行风电场建设。场址区大部分区域地震动峰值加速度值为小于0.05g，对应的地震基本烈度为6度，布设风机位地段不234、存在饱和粉土或砂土，初步判定不存在地震液化的条件。场址区属中高山地貌，山体自然坡度一般为1025，局部较陡为3040，山顶高程一般为1400m1900m，山间相对低洼地段为1100m1200m，高差为300m800m。地表现状多位树木，低矮灌木及杂草为主。场地山体高差较大，边坡陡峭，交通条件很差，需要专门修建运输道路。初步判定各风机位为抗震一般地段；基岩直接出露的地段，初步评判为I0类场地、有少量土层覆盖的风机位初步评判为I1类场地。风机位处地表水排泄条件良好，风机位不受其影响；地下水埋深较大，对风机基础施工无影响。根据附近其他工程的资料，场址区土对混凝土结构、混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，土235、对钢结构具有微腐蚀性。建议采用天然地基与整板基础，风机位处主要岩土层的物理力学指标建议值如表3-5、3-6。根据现场踏勘调查，场址内无可开采矿产资源；亦未见风景名胜及压埋文物现象。第4章 项目任务与规模4.1 项目任务4.1.1 地理交通条件xx市位于广西壮族自治区中北部，地处北纬23542603，东经10832110 28之间。东与桂林市的龙胜县、永福县和荔浦县为邻，西接河池市的环江毛南族自治县、罗城仫佬族自治县和宜州市，南接来宾市金秀瑶族自治县、象州县、兴宾区和忻城县，北部和西北部分别与湖南省通道侗族自治县和贵州省黎平县、从江县相毗邻。xx是中国西南地区重要的铁路枢纽，xx位于广东省、广西236、壮族自治区、贵州省、湖南省、云南省五省（区）中心，铁路交通便利。xx港位于xx市境内，是地方性内河主要港口，为以腹地商品出口为主兼顾货物中转、旅游服务的内河综合性港口。柳江穿城而过，xx口岸是1990年对外开放的国家一类内河口岸，沿着柳江可到梧州、广州、香港、澳门乃至出海，可常年通航500吨级船只。xx苗族自治县，隶属于广西壮族自治区xx市，位于自治区北部，云贵高原苗岭山地向东延伸部分。xx县城xx镇位于东经10914，北纬25度04，东临融安县，南连柳城县，西与环江县、西南与罗城仫佬族自治县接壤，北靠贵州省从江县。xx县地势中部高四周低，中西部和西南部为中山地区，东南部和东北部为低山地区，南237、端为丘陵岩溶区。xx县已建成xx至贵州雍里、大年至三江富禄两条通省、通县联网路，求修至红水等17条182km通村四级路改造工程。完成和睦至古顶等9条85km建制村水泥路，6座渡改桥。公路路网进一步完善，全县公路通车里程达到1823km，比2009年新增79km，每百平方公里公路密度达到39.4km，公路通村率达99%。4.1.2 社会、经济情况概述xx市总面积为18617km2，其中市区面积约为1016.75km2。xx市辖4个市辖区（城中区、鱼峰区、柳南区、柳北区）、4个县（柳江县、柳城县、鹿寨县、融安县）、2个自治县（xx苗族自治县、三江侗族自治县）另外，xx市设立了以下经济管理区：xx高238、新技术产业开发区（国家级）、柳东新区（xx汽车城）和阳和新区（阳和工业园）。截至2014年末，xx市人口372.35万人，其中市区常住人口约200万人。从第六次人口普查结果显示，全市常住人口中，汉族人口为 183.86万人，占48.92%；少数民族人口为 192.01万人，占51.08%。xx地区生产总值为2010.05亿元，增长10%；其中工业增加值1166.65亿元，增长11.0%；财政收入285.06亿元，增长9.6%；全社会固定资产投资1566.71亿元，增长19.4%；社会消费品零售总额758.42亿元，增长14.6%；城镇居民人均可支配收入24355元，增长9.8%。xx县面积46239、65 km2，辖4个镇：xx镇、和睦镇、三防镇、怀宝镇；16个乡（含2个民族乡）：大年乡、良寨乡、拱洞乡、红水乡、白云乡、大浪乡、永乐乡、同练瑶族乡、汪洞乡、xx乡、滚贝侗族乡、香粉乡、四荣乡、洞头乡、安太乡、安陲乡，人口47万，其中有苗、瑶、侗、壮等少数民族人口35.41万人。2014年xx县实现地区生产总值70.73亿元，同比增长11%；财政收入完成5.45亿元，同比增长7%；全社会固定资产投资完成89亿元，同比增长23%；农民人均收入6072元，同比增长15%；城镇居民人均可支配收入23200元，同比增长10%。4.1.3 区域能源资源情况xx县境内已发现矿种40种，主要有钨、锡、铜、铅240、锌、铁、铂、锑、高岭土、蛇纹矿、硅石等。矿产地约190个，矿床主要集中分布在元宝山周边、摩天岭西侧、xx至洛西三大区块。xx县雨量充沛，元宝山一带为广西三大暴雨中心之一。除都柳江、融江自北偏东往南流过县境外，县境内河流流域面积大于50 km2的河流有27条。县境内流域面积在100 km2以上的河流有融江、贝江、英洞河、xx河、大年河、泗维河、田寨河等7条河流，年径流量达65.21亿m3，水力资源极丰富。4.1.4 区域电网现状截至2013 年底，广西境内有500kV 变电站17 座，变压器22 台，总变电容量16000MVA（属广西产权6 座，变压器9 台，容量6750MVA），500kV 241、交流线路总长度约7965.29km（含跨省线路广西段，属广西产权1221.73km）；220kV 公用变电站83 座，变压器148 台，总变电容量21423MVA，此外，还有220kV 那雄升压站一座，容量2120MVA，220kV 线路总长度9899km（其中属广西电网公司产权9756.88km）。xx县电网位于广西xx市北部，由广西电网公司和xx苗族自治县水利电业有限公司两家供电公司供电。截止2013年底，xx县还没有220kV变电站，拥有110千伏变电站2座，变电容量123MVA，其中一座是110kV桃源变电站，容量40+20MVA，属于广西电网公司资产，另一座是110kV滚贝变电站，容242、量63MVA，属于xx苗族自治县水利电业有限公司资产。其中110kV桃源变电站通过美亚水电站桃源、里明220kV变电站桃源一共2回110kV线路与广西电网连接。110kV线路有3回，包括美亚水电站桃源、里明220kV变电站桃源、滚贝桃花110kV线路，线路总长度130公里。xx县有110千伏线路54km；35千伏变电站12座，容量20800千伏安，35千伏线路319.6km(不含用户专用线路及电站业主投资专用线路)；10 千伏线路1894km；低压线路3484km；配电台区1646个，容量11900千伏安，形成了一个覆盖全县的安全供电网络，供电量和供电的稳定性、可靠性大大提高。2014年xx县243、全社会用电量约461GW.h，最大负荷约117.5MW，用电量比2013年增长20.7。2014年xx县地方电源装机总容量为114.79MW，其中，水电装机容量为109MW，年发电量260GW.h，火电装机容量为12MW。此外，xx县内有广西电网统调水电站2座，也就是麻石电站和古顶电站，麻石电站容量为100MW，电站通过3回110kV线路（至古宜变、长安变和桂林百寿变各1回）接入电网；古顶电站容量为80MW，电站通过1回220kV线路接入220kV融安变电站。xx县电网存在的主要问题：110kV网络比较薄弱，供电能力并不强，不能满足全县小水电输送需求，造成小水电在丰水期大量弃水，随着小水电的不244、断建设开发，情况将更为严重，同时随着xx县加大县城城镇建设力度，工业、加工、商业及旅游等行业不断发展壮大，xx县县城区域经济发展迅速，供电负荷增长较快，而作为县城中心变电站的桃源110kV变电站已无扩建余地，无法满足负荷增长的需求。4.1.5 区域电力负荷预测及电力电量平衡分析xx县“十二五”期间，把发展地方小水电作为xx工业富县和可持续发展战略的重要任务，以水电发展作为工业的支柱产业，积极引资融资，科学规划和开发小水电资源，加快县内电网建设，实现资源优势向经济优势转化，促进县城工业经济发展。xx县拥有xx脱硫厂、飞鹰硅厂、贝江水泥厂、森雷硅厂、广荣铸造厂，天宝化工公司等一些用电大客户，客户用245、电较多，2014年用电量达到211GW.h，超过xx县总的用电量的45%。这些客户用电在今后几年略有增加，到20152020年用电量为335GW.h。另外，根据xx县规划，在xx境内计划建设xx电铁牵引站，年用电量约50GW.h，负荷10MW；建设xx县柳化电石厂，年用电量约1176GW.h，负荷196MW。所有以上大客户用电量2015年达到1511GW.h，最大负荷256MW，2020年用电量达到1561GW.h，最大负荷266MW。xx县柳化电石项目是xx县人民政府与2007年与项目业主xx化学工业集团有限公司洽谈引进的。2009年4月，双方签订了柳化电石项目土地出让协议和柳化电石项目投资246、建设协议。2011年2月15日，北京xx投资管理有限公司与xxxx柳化化工有限公司签订柳化电石项目供用电协议。xx县柳化电石项目投资总额5亿元人民币，属广西自治区重点建设项目，建设分两期，一期年产电石20万吨，用电容量275MVA，年用电量588GW.h，最大用电负荷98MW，于2012年底建成投产；二期再增加年产电石20万吨，计划在一期投产后继续建设，增加用电容量263MVA。一、二期工程建成后，整个电石项目合计年用电量1176GW.h，最大用电负荷196MW。除掉上面的大客户用电外，2014年xx县常规用户的用电量为250GW.h，负荷67.5MW。按照10%的年增长率，2015年xx县常247、规用户用电量达到331GW.h，最大负荷达到89MW，2020年常规用户用电量达到533GW.h，最大负荷达到144MW。合计大客户用电和常规用户用电，得到2014年、2015年和2020年xx县用电量分别为1812GW.h、1842GW.h和2094GW.h，最大负荷分别为334MW、342MW和410MW。剔除xx县柳化电石厂用电采用110kV供电后，得到2014年、2015年和2020年xx县用电量分别为636GW.h、666GW.h和918GW.h，最大负荷分别为138MW、146MW和214MW。xx县水能资源丰富，全县河流水能资源蕴藏量约580MW，可开发利用装机容量约570MW。248、根据xx县电源发展规划，预计2015年和2020年xx县地方电源装机容量分别为260MW和419MW，其中水电装机容量分别为149MW和209MW（不含古顶电站和麻石电站），火电装机容量分别为12MW和12MW，风电装机容量分别为99MW和198MW。进行电力平衡时，丰、枯大方式小水电出力分别采用装机的70%和30%计，其中麻石电站接入融安电网，古顶电站接入220kV电网，不参与xx县的电力电量平衡，糖厂自备小火电机组按实际开机情况计，发电量参考历年利用小时数综合考虑。风电分参与平衡和不参与平衡两种情况，参与平衡时按装机容量出力考虑用以校验网络。a）风电不参与平衡：经过电力电量平衡后，2013年、2014年、2015年和2020年xx县缺电力分别为189MW、290MW、296MW、339MW。b）风电参与平衡：经过电力电量平衡后，2013年、2014年、2015年和2020年xx县缺电力分别为139MW、191MW、197MW、141MW；全年缺电量分别为934GW.h、1167GW.h、1167GW.h和992GW.h。通过上述数据分析，风电场部分规划容量可以在xx县消纳，总规划容量不能在当地消纳，需要通过当地电网将多余电量外送。4.1.6 风电现状及发展规划根据广西气候中心风资源普查及详查评估成果，广西总体上具有桂北、桂南山区和北部湾沿岸风能资源较大、西部丘