何雨果的知识库

Appearance

风电场工程微观选址技术规范 ​

原文链接

风电场工程微观选址技术规范（NB/T 10103-2025）

Technical code for micro-siting of wind power projects

发布信息 ​

  • 主管部门：国家能源局
  • 标准编号：NB/T 10103-2025
  • 代替标准：NB/T 10103-2018
  • 发布日期：2025-12-18
  • 实施日期：2026-06-18
  • ICS：27.180
  • CCS：P 61

书名页 ​

中华人民共和国能源行业标准

风电场工程微观选址技术规范
Technical code for micro-siting of wind power projects

NB/T 10103—2025
代替 NB/T 10103—2018

主编部门：水电水利规划设计总院
批准部门：国家能源局
施行日期：2026 年 6 月 18 日

中国电力出版社
2026 北京

国家能源局公告 ​

2025 年第 7 号

根据《中华人民共和国标准化法》《能源标准化管理办法》，国家能源局批准《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》等 353 项能源行业标准（附件 1）、《Technical Specification for Directional Drilling in Coal Mine》等 25 项能源行业标准外文版（附件 2）、《液化石油气组成的测定 气相色谱法》等 2 项能源行业标准修改通知单（附件 3），现予以发布。

附件：

  1. 行业标准目录
  2. 行业标准外文版目录
  3. 行业标准修改通知单

国家能源局
2025 年 12 月 18 日

附件 1：行业标准目录 ​

序号标准编号标准名称代替标准采标号批准日期实施日期
…
3NB/T 10103—2025风电场工程微观选址技术规范NB/T 10103—20182025-12-182026-6-18
…

前言 ​

根据《国家能源局综合司关于下达 2023 年能源领域行业标准制修订计划及外文版翻译计划的通知》（国能综通科技〔2023〕111 号）的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结风电场工程实践经验，参考有关国内外先进标准，并在广泛征求意见的基础上修订本规范。

本规范的主要技术内容是：总则、术语、基本规定、基础资料、风能资源、风电机组布置、现场微观选址和发电量计算。

本规范修订的主要技术内容是：

  • 增加了术语“风能资源恢复带”。
  • 修订了风电场工程微观选址的原则、要求和风电机组布置应考虑的因素。
  • 修改了“基础资料”节中气象和测风资料、地形图资料、工程地质和水文资料、风电机组资料和环境资料收集的要求。
  • 修改了“测风数据处理和风能特征值计算”节中测风点代表范围的要求。
  • 增加了“下垫面分析”节中用于流场仿真的粗糙度数据和复杂地形风电场的要求。
  • 修改了“风能空间分布分析”节中扇区计算收敛的要求。
  • 修改了“陆上风电机组布置”、“海上风电机组布置”节中避让限制性因素的要求。增加了“改造升级项目风电机组布置”和“融合发展项目风电机组布置”节内容。
  • 修改了“现场信息核实”、“微观选址”节中内容，删除了“风电机组位置标识”节内容。
  • 删除了“风电场年上网电量计算”节内容，增加了“陆上风电场年上网电量计算”、“海上风电场年上网电量计算”节内容。
  • 完善了“不确定性分析”节中不确定度计算的要求。
  • 替换了附录 B 的名称和内容。

本规范由国家能源局负责管理，由水电水利规划设计总院提出并负责日常管理，由能源行业风电标准化技术委员会风电场规划设计分技术委员会（NEA/TC1/SC1）负责具体技术内容的解释。执行过程中如有意见和建议，请寄送水电水利规划设计总院（地址：北京市东城区安定门外大街甲 57 号、乙 57 号，邮编：100011）。

本规范主编单位：水电水利规划设计总院、中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司

本规范参编单位：中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司、中国电建集团吉林省电力勘测设计院有限公司、中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司、金风科技股份有限公司

本规范主要起草人员：张益国、刘霄、江松、靳小虎、朱祎、甘启娣、刘树洁、王言书、高梓淇、许帅、董舟、王尼娜、张自宽、王瑀、韩东、胡小峰、吕少胜、杨江浩、赵鑫磊、曲烔辉、马剑辉、查浩、白嘉、李钦伟、郭珍妮、宋源、吴慕丹、李利飞、黄洁亭、陈健、张楷文

本规范主要审查人员：谢宏文、田景奎、彭天魁、袁红亮、何一、杜云、孙培、陈文、黎波、张兰君、彭秀芳、徐以强、沈炜豪、王瑞明、张家豪

目次 ​

  • 1 总则
  • 2 术语
  • 3 基本规定
  • 4 基础资料
    • 4.1 气象和测风资料
    • 4.2 地形图资料
    • 4.3 工程地质和水文资料
    • 4.4 风电机组资料
    • 4.5 环境资料
  • 5 风能资源
    • 5.1 测风数据处理和风能特征值计算
    • 5.2 下垫面分析
    • 5.3 风能空间分布分析
  • 6 风电机组布置
    • 6.1 一般规定
    • 6.2 陆上风电机组布置
    • 6.3 海上风电机组布置
    • 6.4 改造升级项目风电机组布置
    • 6.5 融合发展项目风电机组布置
  • 7 现场微观选址
    • 7.1 现场信息核实
    • 7.2 微观选址
  • 8 发电量计算
    • 8.1 一般规定
    • 8.2 陆上风电场年上网电量计算
    • 8.3 海上风电场年上网电量计算
    • 8.4 不确定性分析
  • 附录 A 微观选址专题报告目录
  • 附录 B 微观选址现场定位记录表
  • 本规范用词说明
  • 引用标准名录
  • 附：条文说明

Contents ​

  • 1 General provisions
  • 2 Terms
  • 3 Basic requirements
  • 4 Basic information
    • 4.1 Meteorological and wind measurement data
    • 4.2 Topographic map
    • 4.3 Engineering geological and hydrological data
    • 4.4 Wind turbine data
    • 4.5 Environmental data
  • 5 Wind energy resources
    • 5.1 Wind measurement data analysis and calculation of wind energy characteristic parameters
    • 5.2 Analysis of underlying surface
    • 5.3 Analysis of wind energy spatial distribution
  • 6 Layout of wind turbines
    • 6.1 General requirements
    • 6.2 Layout of onshore wind turbines
    • 6.3 Layout of offshore wind turbines
    • 6.4 Wind turbine layout for repowering wind power projects
    • 6.5 Wind turbine layout for hybrid power development projects
  • 7 Onsite micro-siting
    • 7.1 Onsite information validation
    • 7.2 Micro-siting
  • 8 Energy output calculation
    • 8.1 Calculation of annual grid-connected energy output for onshore wind power projects
    • 8.2 Calculation of annual grid-connected energy output for offshore wind power projects
    • 8.3 Uncertainty analysis
  • Appendix A Micro-siting report outline
  • Appendix B Log of micro-siting location
  • Explanation of wording in this code
  • List of quoted standards
  • Addition: explanation of provisions

1 总则 ​

1.0.1 为规范风电场工程微观选址工作，制定本规范。

1.0.2 本规范适用于陆上风电场工程和海上风电场工程微观选址。

1.0.3 风电场工程微观选址应根据风电场工程规划和总体布置，满足相关空间利用要求，在技术可行、经济合理、安全可靠的前提下充分利用风能资源。

1.0.4 风电场工程微观选址，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2 术语 ​

2.0.1 行间距 row spacing
垂直于主风能方向相邻风电机组之间的距离。

2.0.2 列间距 column spacing
平行于主风能方向相邻风电机组之间的距离。

2.0.3 动态功率曲线 dynamic power curve
考虑风的湍流特性、风电机组控制影响和机组动态运行特性时的有功功率输出与风速对应的曲线。

2.0.4 复杂地形 complex terrain
风电场区域地形特征显著变化或有可能引起气流畸变的障碍物地带。

2.0.5 风能资源恢复带 wind energy resource recovery zone
用于减小风电机组尾流影响的缓冲地带。

3 基本规定 ​

3.0.1 风电场工程微观选址应遵循节约集约、生态友好、安全可靠、技术可行的原则，统筹发展与安全，符合国土空间规划、海岸带及海洋空间规划等相关规划的要求，避让限制开发区域。

3.0.2 风电场工程微观选址应考虑风能资源水平、工程建设条件、工程投资、周边项目影响、当地政策、环保要求、融合发展等因素，在符合安全要求的前提下提高项目经济效益。

3.0.3 风电场工程微观选址应编制微观选址专题报告，微观选址专题报告目录宜符合本规范附录 A 的规定。

4 基础资料 ​

4.1 气象和测风资料 ​

4.1.1 微观选址应收集风电场工程场址内测风点实测数据、风功率预测点实测数据、测风系统安装及维护报告等相关资料，观测要素、数据质量等应满足国家现行标准《风电场风能资源测量方法》GB/T 18709、《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》NB/T 31147 或《海上风电场工程风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T 31029、《海上风电场工程漂浮式测风与评估技术规范》NB/T 11605 的要求。

4.1.2 微观选址宜收集附近风电场实测数据或风能资源评估资料。

4.1.3 微观选址应收集风电场场址周边长期气象测站近 30 年资料，应包括下列内容：

  1. 长期气象测站基本情况、历史沿革、观测仪器变更记录以及周边环境现状。
  2. 风速、风向、气温、气压、相对湿度等月平均统计数据，各月最高气温、最低气温数据。
  3. 与风电场测风同期逐小时风速、风向数据，同期逐日最大风速、相应风向及发生时间。
  4. 历年最大风速、相应风向及出现时间。
  5. 场址所在区域热带气旋资料。
  6. 积雪、冻土、结冰、雪凇、雾凇、霜冻、雷暴、沙尘、降水、盐雾、冰雹等要素的极值统计数据。

4.1.4 微观选址应收集再分析数据资料，明确数据来源与可靠性，通过实测数据与再分析数据的相关性、一致性等分析，选择可靠度较高的再分析数据作为实测数据处理、数据订正的参考依据。

4.2 地形图资料 ​

4.2.1 微观选址应收集风电场实测地形图资料。为满足风电场总体设计、工程施工的需要，地形测绘范围宜扩至场区外沿机位点以外 1km，宜包括代表测风点区域。地形图应包括区域行政边界和地表附着物。

4.2.2 陆上复杂地形风电场场址区域实测地形图精度不应低于 1:2000，简单地形风电场场址区域实测地形图精度不应低于 1:5000。

4.2.3 海上风电场场址海域实测海底全要素海图精度不应低于 1:2000，海图外延宽度不宜小于 2km。

4.2.4 陆上风电场地形图等高距不宜大于 5m，海上风电场海底地形图等高距不宜大于 2m。

4.2.5 微观选址宜收集场区正射影像图。

4.3 工程地质和水文资料 ​

4.3.1 微观选址应收集风电场区域工程地质资料、地质灾害性资料和水文资料。

4.3.2 海上风电场微观选址还应收集区域海洋水文实测资料，并应满足现行行业标准《海上风电场工程风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T 31029 的有关规定。

4.4 风电机组资料 ​

4.4.1 微观选址应收集采用的风电机组资料，主要包括机组型式、额定功率、风轮直径、轮毂高度、切入风速、切出风速、额定风速、生存风速、安全等级、声功率级、运行温度、生存温度以及荷载资料。

4.4.2 微观选址应收集风电场风电机组轮毂高度处对应空气密度及湍流强度下的风电机组动态功率曲线和推力系数曲线。

4.4.3 微观选址应收集风电机组运输与安装资料，主要包括塔架、叶片、机舱的尺寸和重量。

4.4.4 微观选址应收集风电机组制造单位提供的相关适应性及安全性分析报告，居民点的噪声和光影影响分析报告。

4.4.5 改造升级项目的微观选址应收集原风电机组机型参数、运行资料，以及风电机组布置方案、已有道路、集电线路等工程竣工资料。

4.5 环境资料 ​

4.5.1 微观选址应收集风电场区域的候鸟栖息地、候鸟迁徙路线、重要鸟类聚集区和机场净空保护区、电磁环境保护区、雷达信号辐射区及其它环境敏感区分布资料。

4.5.2 微观选址应收集风电场区域土地利用规划、沙化土地封禁保护区、文物保护区、自然保护地、禁止占用林地、饮用水源保护区、风景名胜区、压覆矿产区、永久基本农田、生态保护红线、城镇开发边界、高标准农田、基本草原、行政区划边界、军事敏感区等分布资料。

4.5.3 微观选址应收集风电场区域的已建与规划的铁路、公路、输电设施、燃气或石油管道等分布资料。

4.5.4 微观选址应收集海上风电场区域的海底管线、光缆、电缆、航标、沉船、倾倒区、航道、锚地及港口等资料。

4.5.5 微观选址应收集周边已建、在建风电场机位点、机型资料，已建风电场的风速、发电量等运行资料，周边规划风电场的场址范围、规模等。

4.5.6 微观选址应收集周边已建、在建以及规划光伏电站的场址范围。

5 风能资源 ​

5.1 测风数据处理和风能特征值计算 ​

5.1.1 风电场测风数据处理、风能特征参数计算应符合国家现行标准《风电场风能资源评估方法》GB/T 18710、《风电场工程风能资源测量和评估技术规范》NB/T 31147、《海上风电场工程风能资源量及海洋水文观测规范》NB/T 31029、《微观选址中风能资源分析及发电量计算方法》NB/T 10909 和《海上风电场工程漂浮式测风与评估技术规范》NB/T 11605 的规定。

5.1.2 微观选址应对测风点覆盖区域的代表性进行分析。测风点代表范围宜符合下列规定：

  1. 陆上简单地形风电场，测风点的代表半径不宜大于 5km。
  2. 陆上复杂地形风电场，测风点的代表半径不宜大于 2km。
  3. 近海海上风电场测风点布置在垂直海岸线方向的控制距离不宜超过 10km。
  4. 远海海上风电场测风点布置在垂直海岸线方向的控制距离不宜超过 20km。

5.1.3 微观选址应分析热带气旋活动对风电场的影响，影响分析应包括下列内容：

  1. 收集热带气旋移动路径、强度、影响时段和最大风速。
  2. 受热带气旋影响严重的区域，应进行热带气旋专题研究。研究内容应主要包括风电场区域热带气旋统计特征分析，热带气旋路径、数量、登陆频次、影响范围，参证站观测环境分析和参证站 50 年一遇最大风速计算，风电场轮毂高度处的 50 年一遇最大风速计算，海上风电场轮毂高度处的 1 年一遇最大风速计算。

5.1.4 微观选址应根据现行国家标准《风力发电机组设计要求》GB/T18451.1、《固定式海上风力发电机组设计要求》GB/T 31517.1 和《漂浮式海上风力发电机组设计要求》GB/Z 44047 的规定确定适用的风电机组安全等级。

5.2 下垫面分析 ​

5.2.1 微观选址应根据风电场下垫面植被、建（构）筑物及场地表面特征综合确定粗糙度。对于受季节影响大的区域，可根据不同季节进行加权平均。

5.2.2 海上风电场宜考虑波浪对下垫面的影响。

5.2.3 用于流场仿真的粗糙度数据分辨率宜小于 100m。

5.2.4 建（构）筑物或树木高度高于测风塔或风电机组轮毂高度的 1/3，且与机位点水平距离小于自身高度 50 倍时，应按障碍物处理。

5.2.5 微观选址应利用依据实测数据计算的风切变对粗糙度进行检验。

5.2.6 复杂地形风电场应考虑施工后地形改变对风电机组运行的影响。

5.3 风能空间分布分析 ​

5.3.1 简单地形风电场风能空间分布分析可采用线性模型，复杂地形风电场风能空间分布分析应采用计算流体力学模型。对于受周围陆地、海岛、其他建（构）筑物等影响的海上风电场，宜采用计算流体动力学模型。

5.3.2 风能空间分布分析应符合下列规定：

  1. 计算区域边界距离风电场内任一风电机组机位的距离不应小于 5km，当计算区域边界附近地形或粗糙度存在明显变化时，宜将计算区域边界扩大至包含明显变化区域。
  2. 风电场内有多个测风点时，宜进行互推交叉检验。综合计算时应考虑实测数据代表性。
  3. 宜优先选用时间序列数据进行模拟计算。
  4. 模拟扇区不应低于 16 个。
  5. 采用计算流体力学模型仿真时还应符合下列规定：
    1. 风电场区域计算网格水平分辨率简单地形不宜大于 50m，复杂地形不宜大于 30m，风电机组轮毂高度以下垂直网格层数不宜少于 6 层。
    2. 模型的空区比应大于 90%。
    3. 模拟扇区宜在主风能方向进行加密。
    4. 各个定向计算应收敛，收敛率不应低于 90%。
    5. 应考虑大气热力稳定度的影响。

5.3.3 微观选址应分析计算风电场全场风能特征参数分布。

6 风电机组布置 ​

6.1 一般规定 ​

6.1.1 风电机组布置应在满足机组安全性要求的前提下相对紧凑，以充分利用风能资源和提高场地利用效率。

6.1.2 风电机组布置应考虑风能空间分布、主导风向、限制区域、场址形状、周边风电场等因素，进行风电机组布置方案比选。

6.1.3 风电机组布置应依据平均风速、风频分布、极端风速、湍流强度、入流角、风切变指数等参数进行综合分析，并应符合风电机组安全性要求。

6.1.4 风电场整体平均尾流损失宜小于 10%，单台风电机组的尾流损失宜控制在 15％以内。尾流损失较大区域可设置风能资源恢复带。

6.1.5 风电机组布置方案比选应考虑发电量、尾流损失、用地用海强度、投资收益等因素，经综合比较后确定布置方案。

6.1.6 风电机组布置宜考虑一定的备选机位。

6.2 陆上风电机组布置 ​

6.2.1 风电机组布置应避开永久基本农田、生态保护红线、沙化土地封禁保护区、军事区、文物保护区、机场以及机场净空保护区、一级饮用水源保护区、自然保护地、风景名胜区、候鸟主要迁徙通道和栖息地等主要限制区域。涉及河道及其滩地、压覆矿产区、林地和草地的，应符合相关管理部门的有关规定。

6.2.2 风电机组布置应避开冲沟、滑坡、崩塌、泥石流、地面塌陷等地质灾害易发区域。

6.2.3 风电机组布置与铁路、省级及以上公路、输电线路、油气管道等设施的避让距离为自塔架根部外沿起至避让对象保护范围边缘，距离已建与规划的铁路、高速公路、220kV 及以上架空输电线路不宜小于风电机组倒塔距离的 1.5 倍，距离已建与规划的省级及以上等级公路、35kV 以上架空输电及通信线路、地面油气管道、工业设施不宜小于风电机组倒塔距离的 1.0 倍。

6.2.4 风电机组布置与地埋电力电缆、通信电缆和通信光缆的避让距离应自风电机组基础外边缘计算，不应小于 10m。

6.2.5 风电机组布置应符合现行国家标准《声环境质量标准》GB 3096 对噪声限值的规定。

6.2.6 风电机组布置对居民点、学校等阴影闪变敏感区域的影响时间每年不宜超过 30h，每天不宜超过 30min。

6.2.7 风电机组行间距不宜小于 2 倍风轮直径，列间距不宜小于 5 倍风轮直径。对于主风能方向不集中的风电场，可调整行间距、列间距。

6.2.8 对于风能特征参数变化较大、存在多个安全等级的风电场，可采用混合装机方案，风电机组机型不宜超过 3 种，轮毂高度不宜超过 3 个。

6.2.9 风电机组布置应考虑地势的陡变、遮挡、高边坡的影响。

6.2.10 风电机组布置应符合施工作业面和运行维护对安装场地的要求。

6.2.11 对于施工和运输难度大的风电机组机位，应根据风电机组塔架、叶片和机舱的尺寸及其重量对运输与施工费用的影响，综合其发电量后优化布置。

6.2.12 风电机组布置应考虑风电场凝冻结冰造成的脱冰或甩冰对周边道路、居民点等设施的影响。

6.3 海上风电机组布置 ​

6.3.1 风电机组布置应考虑生态保护红线、通航安全要求、压覆矿产区、自然保护地、军事用海区、港口锚地、油气平台与管线、海底电缆、海岛、鱼类保护区、候鸟主要迁徙通道及栖息地、倾倒区、海产养殖、沉船、水下考古区域等限制因素。

6.3.2 风电机组布置与锚地安全距离不宜小于 1000m 及代表船型的 3 倍至 5 倍长度。

6.3.3 风电机组布置与海底电缆的避让距离应自风电机组基础外边缘计算，避让距离应符合下列规定：

  1. 距离宽阔海域海底电缆不应小于 500m。
  2. 距离海湾等狭窄海域海底电缆不应小于 100m。
  3. 距离海港区内海底电缆不应小于 50m。

6.3.4 风电机组布置宜避让场区内海底的冲沟、露滩等复杂地形以及不良地质区域。

6.3.5 风电机组行间距不宜小于 3 倍风轮直径，列间距不宜小于 7 倍风轮直径。对于主风能方向不集中的风电场，在满足安全性要求前提下可调整行间距、列间距。

6.3.6 固定式基础风电机组与漂浮式基础风电机组混排时，漂浮式基础风电机组宜布置在水深较深、地质条件相对较差的海域，且风电机组间距应考虑系泊系统安全距离。

6.4 改造升级项目风电机组布置 ​

6.4.1 风电机组布置应符合本规范 6.2、6.3 节关于风电机组布置的规定。

6.4.2 风电机组布置应根据节约用地用海原则，在现有风电机组现状评价的基础上，结合原布置方案、历史测风数据、运行数据、道路及集电线路方案、周边环境等确定。

6.5 融合发展项目风电机组布置 ​

6.5.1 风电机组布置应符遵循统筹布局、安全合理、互利共赢的原则，并应符合本规范 6.2、6.3 节关于风电机组布置的规定。

6.5.2 对于风光同场项目，应统筹考虑风电场区与光伏场区、升压变电站、场内集电线路的总体布局，考虑风电机组对光伏组件阴影遮挡，预留检修通道，满足工程建设和运维需求。

6.5.3 对于海上风电与波浪能、潮汐能、海洋养殖等其他海洋能源资源融合发展项目，应统筹考虑空间布局，满足功能适配、技术兼容、生态保护和综合利用的要求。

7 现场微观选址 ​

7.1 现场信息核实 ​

7.1.1 现场微观选址应复核测风点坐标、测风仪器安装参数及周边环境等信息，并复核参证站及海洋站位置及周边环境信息。

7.1.2 现场微观选址应核实包括备选机位在内的所有机位地形地貌、用地用海现状、周边环境、工程地质和水文条件等信息。

7.1.3 现场微观选址应核实机位占地的土地属性、行政区划边界、地表附着物、应予避让区域及其距离、交通运输和施工安装条件等信息。

7.1.4 现场微观选址应核实施工道路敏感点、分界点等信息。

7.2 微观选址 ​

7.2.1 现场微观选址应根据风电场现场核实信息，对风电机组机位进行增减和调整，并填写微观选址现场定位记录表。微观选址现场定位记录表宜符合本规范附录 B 的规定。

7.2.2 现场微观选址应记录正选机位、备选机位、升压站、测风点的周边环境照片及敏感因素分布。核实机位与输电线路、公路、铁路、坟墓、居民点、学校、养殖场等敏感因素的距离。可结合无人机观测技术进行记录核实。

7.2.3 当风电机组机位现场信息与地形图基本吻合，安装场地符合设备运输、摆放、组合以及安装要求，符合风电机组升压变电装置布置要求和集电线路安全距离等要求时，应按照风电机组布置设计进行定位。若安装场地不符合要求，应对风电机组位置进行微调。

7.2.4 当风电机组机位现场信息与地形图差异较大，应完善地形图，根据现场情况调整机位或采用符合要求的备选机位进行替换。

7.2.5 调整后的风电机组布置方案应符合安全性和经济性要求。

8 发电量计算 ​

8.1 一般规定 ​

8.1.1 年发电量计算时应对选用的计算软件、模型及关键参数、测风资料、地形资料等基础资料进行说明。

8.1.2 计算年理论发电量应采用符合现场湍流强度、轮毂高度处对应空气密度和风切变指数等环境条件的动态功率曲线和推力系数曲线。

8.1.3 风电场尾流衰减宜考虑现场粗糙度、大气热力稳定度、湍流强度等因素。

8.2 陆上风电场年上网电量计算 ​

8.2.1 风电场年发电量计算应符合现行国家标准《风力发电场设计规范》GB 51096 的规定。

8.2.2 风电场年发电量计算应分析计算风电场各机位点平均风速、平均风功率密度、年理论发电量、尾流折减、年上网电量、年等效满负荷小时数、50 年一遇最大风速等参数。复杂地形风电场年发电量计算还应分析计算湍流强度、入流角等参数。

8.2.3 风电场年上网电量计算应在年理论发电量的基础上考虑各项折减因素。折减因素宜主要包括下列内容：

  1. 风电场空气密度：根据场址空气密度确定修正系数，采用场址空气密度下的功率曲线进行发电量计算时，不再进行空气密度修正。
  2. 尾流损失：根据实际情况进行计算。
  3. 风电机组可利用率：根据风电机组厂家提供的风电机组可利用率保证率进行相应折减。
  4. 风电机组功率曲线保证率：根据风电机组厂家提供的功率曲线保证率进行相应折减。
  5. 电气损耗：宜根据现行行业标准《风力发电机组发电量评估折减系数取值方法》NB/T10992 的规定进行折减。
  6. 叶片污染：根据当地风沙降水等情况，进行叶片污染的折减，建议取值范围 98%~99%。
  7. 控制、偏航和湍流：建议取值范围 95%~98%。
  8. 气候影响：应综合考虑低温、冰霜、凝冻、极端风况等特殊天气引起的风电机组停机造成的发电量损失，建议取值范围 92%~98%。
  9. 周边风电场的尾流影响：结合周边风电场的风电机组型号、位置计算确定。
  10. 扇区管理的发电量损失：宜根据现行行业标准《风力发电机组发电量评估折减系数取值方法》NB/T10992 的规定进行折减。
  11. 电网及升压站故障影响：建议取值范围 97%~99%。
  12. 其他影响：包括测风塔代表性及测风数据质量、软件模拟误差等，根据项目实际情况进行综合折减。

8.2.4 综合折减系数应按下式计算：

式中：

  • —— 综合折减系数；
  • —— 单项折减系数。

8.2.5 风电场年上网电量应按照下式计算：

式中：

  • —— 风电场年上网电量；
  • —— 风电场年理论发电量。

8.3 海上风电场年上网电量计算 ​

8.3.1 年发电量计算应符合现行国家标准《风力发电场设计规范》GB 51096 和《海上风力发电场设计标准》GB/T 51308 的有关规定。

8.3.2 风电场年上网电量计算应在年理论发电量的基础上考虑各项折减因素。折减因素宜主要包括下列内容：

  1. 风电场空气密度：根据场址空气密度确定修正系数，采用场址空气密度下的功率曲线进行发电量计算时，不再进行空气密度修正。
  2. 尾流损失：根据实际情况进行计算。
  3. 风电机组可利用率：根据风电机组厂家提供的风电机组可利用率保证率进行相应折减。
  4. 风电机组功率曲线保证率：根据风电机组厂家提供的功率曲线保证率进行相应折减。
  5. 电气损耗：主要包括风电机组箱变损耗、风电场场内集电海缆线损、风电场海上升压站的电气设备损耗、海上换流站的电气设备损耗、送出海缆线损、陆上集控中心或换流站的电气设备损耗、风电场自用电量损耗，可根据现行行业标准《风力发电机组发电量评估折减系数取值方法》NB/T10992 的规定进行折减。
  6. 叶片污染：根据当地风沙降水等情况，进行叶片污染的折减，建议取值范围 98%~99%。
  7. 控制、偏航和湍流：建议取值范围 95%~98%。
  8. 气候影响：应综合考虑低温、冰霜、凝冻、极端风况等特殊天气引起的风电机组停机造成的发电量损失，建议取值范围 95%~98%。
  9. 周边风电场的尾流影响：结合周边风电场的风电机组型号、位置计算确定。
  10. 扇区管理的发电量损失：宜根据现行行业标准《风力发电机组发电量评估折减系数取值方法》NB/T10992 的规定进行折减。
  11. 运行维护不可达影响：根据离岸距离、大风、大潮及通航限制等影响因素决定，建议取值范围 93%~98%。
  12. 电网及升压站、换流站故障影响：建议取值范围 97%~99%。
  13. 其他影响：包括测风塔代表性及测风数据质量、软件模拟误差等，根据项目实际情况进行综合折减。

8.3.3 综合折减系数应按下式计算：

式中：

  • —— 综合折减系数；
  • —— 单项折减系数。

8.3.4 风电场年上网电量应按照下式计算：

式中：

  • —— 风电场年上网电量；
  • —— 风电场年理论发电量。

8.3.5 漂浮式海上风电场发电量计算宜重点考虑风浪联合演化、浮式支撑平台六自由度运动等因素的影响。

8.4 不确定性分析 ​

8.4.1 风电场年发电量的不确定性分析，宜根据风电场风能资源评估中测风数据质量、长期校正、年际差异、气候差异、流体建模、功率曲线以及其他不确定性等各种误差进行。

8.4.2 发电量计算不确定分析应符合下列规定：

  1. 总不确定度宜按下式计算：

式中：

  • —— 发电量对应的总体不确定度；
  • —— 第 个分量对应发电量的不确定度。
  1. 风速测量、空间外推、垂直外推等环节的不确定度应从风速对应的不确定度通过敏感系数 按下式转化为相对发电量的不确定度：

式中：

  • —— 第 个分量对应风速的不确定度；
  • —— 第 个风速不确定度分量对应的敏感系数；
  • —— 原始风速对应计算出的发电量；
  • —— 原始风速增减 1% 后保持风频威布尔 值不变计算出的发电量。

8.4.3 不同超越概率下的上网电量计算应符合下列规定：

  1. 发电量计算结果的不确定度应考虑损耗、风数据不确定度、风模型不确定度和功率曲线不确定度等因素。
  2. 超越概率 50% 下的上网电量应按下列公式计算：

式中：

  • —— 超越概率 50% 下的上网电量；
  • —— 风电场年理论发电量；
  • —— 分项损耗系数。
  1. 不同超越概率下的上网电量计算应按下列公式计算：

式中：

  • —— 超越概率 下的上网电量；
  • —— 特征变量，可由标准正态分布表查得；
  • —— 总不确定度。

附录 A 微观选址专题报告目录 ​

1 编制依据 ​

1.1 设计依据 ​

1.2 资料收集 ​

1.3 选址原则 ​

2 工程概况 ​

2.1 建设条件 ​

2.2 敏感性因素 ​

3 风能资源 ​

3.1 区域风能资源概况 ​

3.2 风电场参证气象资料分析 ​

3.3 测风资料的检验和处理 ​

3.4 轮毂高度处风能资源分析 ​

3.5 风电场风资源评价 ​

4 微观选址方案 ​

4.1 风电机组参数 ​

4.2 机位初选方案 ​

4.3 选址复核分析 ​

4.4 敏感性制约因素分析 ​

4.5 适应性及安全性分析 ​

4.6 推荐布置方案 ​

5 风电场年上网电量计算 ​

5.1 建模分析 ​

5.2 计算条件分析 ​

5.3 年上网电量计算 ​

6 与可研阶段对比分析 ​

6.1 风能资源 ​

6.2 机型选择及布置方案 ​

6.3 年发电量计算 ​

7 结论和建议 ​

附录 B 微观选址现场定位记录表 ​

表 B 微观选址现场定位记录表

工程编号工程名称记录人日期
机位编号X=Y=Z=
风电机组机位及其周边环境描述
风能资源条件
工程地质条件
交通运输条件
施工安装条件
避让情况
其他
风电机组机位调整情况
调整后坐标编号XYZ
签字（建设方）：签字（设计方）：签字（风电机组制造商）：
坐标系：高程系：中央子午线：

本规范用词说明 ​

  1. 为便于在执行本标准条文时区别对待，对严格程度不同的用词说明如下：

    1. 表示很严格，非这样做不可的：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。
    2. 表示严格，在正常情况均应这样做的：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。
    3. 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”。
    4. 表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。

  2. 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。

引用标准名录 ​

  • 《风力发电场设计规范》GB 51096
  • 《声环境质量标准》GB 3096
  • 《风力发电机组安全要求》GB 18451.1
  • 《风电场风能资源评估方法》GB/T 18709
  • 《风电场风能资源测量方法》GB/T 18710
  • 《海上风力发电场设计标准》GB/T 51308
  • 《微观选址中风能资源分析及发电量计算方法》NB/T 10909
  • 《风力发电机组发电量评估折减系数取值方法》NB/T 10992
  • 《海上风电场工程漂浮式测风与评估技术规范》NB/T 11605
  • 《海上风电场工程风能资源测量及海洋水文观测规范》NB/T 31029
  • 《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》NB/T 31147
  • 《风力发电机组设计要求》JB/T 10300

条文说明 ​

中华人民共和国能源行业标准
风电场工程微观选址技术规范
NB/T 10103—2025
代替 NB/T 10103-2018

制定说明 ​

《风电场工程微观选址技术规范》NB/T 10103-2025，经国家能源局 2025 年 12 月 18 日以 2025 年第 7 号公告批准发布。

本规范修订过程中，编制组进行了广泛调查和深入研究，总结了我国风电场工程微观选址等方面的实践经验，并广泛征求了有关建设单位、设计单位、施工单位及科研院校的意见。

为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，《风电场工程微观选址技术规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。

条文说明目录 ​

  • 4 基础资料
    • 4.1 气象和测风资料
    • 4.2 地形图资料
    • 4.4 风电机组资料
  • 5 风能资源
    • 5.2 下垫面分析
    • 5.3 风能空间分布分析
  • 6 风电机组布置
    • 6.2 陆上风电机组布置
  • 7 现场微观选址
    • 7.1 现场信息核实
    • 7.2 微观选址

4 基础资料 ​

4.1 气象和测风资料 ​

4.1.4 再分析数据指 NCEP/NCAR、ERA、JMA、CMA、MERRA 等数据。

4.2 地形图资料 ​

4.2.1 实测地形图包含反映当前地形地貌的等高线、植被、障碍物和村庄等地物信息等，当地形图测绘时间距离微观选址时间较长时，上述信息可能会发生一定变化。

4.4 风电机组资料 ​

4.4.2 风电机组功率曲线包括动态功率曲线和静态功率曲线，风电机组轮毂高度处对应空气密度及湍流强度下的功率曲线和推力系数相关图表。

5 风能资源 ​

5.2 下垫面分析 ​

5.2.4 该规定依据了 WAsP，是比较保守的经验规则。

![图 5-1 零孔隙度的无限长二维障碍物遮挡导致的风速降低关系曲线](./image/风电场工程微观选址技术规范（NB-T 10103-2025）/nbt10103-2025-fig-5-1.png)

图 5-1 零孔隙度的无限长二维障碍物遮挡导致的风速降低关系曲线

5.3 风能空间分布分析 ​

5.3.1 线性模型依据了 WAsP 模型、WindPRO 和 WindFarmer 等软件的内核。

5.3.2 交叉检验为测风点之间相互模拟，将测风点处模拟结果与实测统计值进行对比分析，判断模型的精度，并作为模型不确定性分析的依据。

6 风电机组布置 ​

6.1 一般规定 ​

6.1.4 垂直于主导风向上布置风电机组超过 5 排后，其尾流将变得复杂。因此需要设置风能资源恢复带。

6.2 陆上风电机组布置 ​

6.2.3 风电机组倒塔距离（L）为塔筒高度（L1）与叶轮半径（L2）之和，见图 6-1：

![图 6-1 倒塔距离示意](./image/风电场工程微观选址技术规范（NB-T 10103-2025）/nbt10103-2025-fig-6-1.png)

图 6-1 倒塔距离示意

L—倒塔距离；L1—塔筒高度；L2—叶轮半径

6.2.9 混合装机方案可充分发挥不同安全等级风电机组的出力优势，不同的轮毂高度可以减少风电机组之间的尾流影响，提高风电场的投资效益。

6.2.11 风电机组机位降低基面将使海拔高度降低从而降低发电量，同时增加土石方工程量和工程造价。对于降低风电机组机位基面的，建议通过技术经济比较后确定布置方案。

7 现场微观选址 ​

7.1 现场信息核实 ​

7.1.1 测风仪器安装参数包括仪器安装高度、安装方位等信息。

7.1.2 由于地形图的精度原因，可能会有微地形和粗糙度未表示。

7.2 微观选址 ​

7.2.4 风电机组机位现场信息与图纸差异较大，不符合风电机组布置原则，主要包括机位附近出现陡变、遮挡；机位附近出现凸起的褶皱带；机位跨越行政区域边界；机位与文物保护距离不符合规定；机位位于采石场或掘土场附近且相互距离不符合风电机组基础稳定性要求；机位与应予避开区域距离不符合国家及相关行业规定等。

← 返回技术规范