风电场尾流模型多机组叠加损失与场级发电量修正计算书

编号：WFD-JS-2026-018风电场尾流模型多机组叠加损失与场级发电量修正计算书——××风电场一期工程（100MW）可行性研究阶段工程名称：××风电场一期工程建设规模：100MW（16×6.25MW）设计阶段：可行性研究文件类型：专业计算书文件编号：WFD-JS-2026-018岗位签名日期编制校核审核批准××电力设计研究院有限公司二〇二六年十月

目录1概述 11.1编制目的 11.2编制依据 11.3工程概况 21.4计算范围与主要结论 22风能资源与风况参数 32.1风能资源特征参数 32.2风速频率分布与毛发电量 42.3风向频率与扇区划分 52.4空气密度与湍流强度 52.5气流模型与轮毂高度风速 53尾流模型及适用性 63.1尾流效应机理 63.2Jensen（Park）尾流模型 63.3高斯（Bastankhah-Porté-Agel）尾流模型 73.4Frandsen尾流模型 73.5尾流模型比选与适用条件 74多机组尾流叠加损失计算 84.1尾流叠加模型 84.2尾流影响区与重叠面积 94.3单列串列机组叠加尾流亏损 104.4全场多机组叠加尾流亏损 114.5分扇区尾流效率 114.6全场尾流效率与尾流损失 125场级发电量计算与修正 135.1毛发电量 135.2尾流后发电量 135.3综合折减系数 135.4净上网电量与等效利用小时 145.5概率发电量与不确定度分析 156安全核验 166.1机组安全等级与场址适应性校核 166.2尾流附加湍流与疲劳载荷核验 166.3极端风速与设计载荷工况 176.4机位间距、避让与基础安全核验 187结果分析与合理性论证 187.1尾流损失敏感性分析 187.2不同尾流模型计算结果对比 197.3与行业基准对比 207.4计算不确定度 208工程指导意义 208.1机位布置优化方向 218.2尾流控制与扇区管理 218.3发电量保障与运行建议 219结论与建议 219.1主要计算结论 229.2建议 2210免责声明 23—PAGE—1概述1.1编制目的本计算书以××风电场一期工程为对象，采用工程解析尾流模型对多机组尾流叠加所引起的场级发电量损失进行定量计算，并在毛发电量的基础上依次完成尾流后发电量修正、综合折减修正、净上网电量与概率发电量修正，同时开展机组安全等级、尾流附加湍流与疲劳载荷的安全核验。计算结果可用于机组选型、机位布置优化、发电量承诺指标确定及项目投资决策。1.2编制依据本计算书的编制执行下列现行标准与技术文件，各标准在本计算书中的具体作用见表1。表1主要执行标准与技术文件序号标准编号标准名称在本计算书中的作用1GB/T18710—2002风电场风能资源评估方法风能资源参数统计与发电量计算方法2GB/T18709—2002风电场风能资源测量方法测风数据完整性与代表性要求3NB/T10103—2025风电场工程微观选址技术规范机位间距、尾流计算与发电量评估要求4NB/T10992—2022风力发电机组发电量评估折减系数取值方法综合折减系数分项与取值5GB/T18451.1—2022风力发电机组设计要求机组安全等级与载荷工况6GB51096—2015风力发电场设计规范风电场总体布置与安全要求7GB/T19963.1—2021风电场接入电力系统技术规定并网性能与限电影响8NB/T31045—2025风电场运行指标与评价导则等效利用小时与运行指标评价9IEC61400-12-1Windturbines—Powerperformancemeasurements功率曲线选取与空气密度修正10IEC61400-1:2019Windenergygenerationsystems—Designrequirements湍流等级、极端风速与载荷工况11IEC61400-15Assessmentofsitespecificwindconditions发电量损失分类与不确定度评估1.3工程概况本风电场位于山地丘陵区，场址海拔1150m~1420m，属正常湍流、中等风速场址。工程装机容量100MW，安装16台单机容量6.25MW的风力发电机组，叶轮直径185m，轮毂高度110m。机位按4排×4列布置，顺风向排距7D（1295m），横风向列距3.5D（647.5m），场区占地面积约7.54km²，装机容量密度约13.3MW/km²。工程与机组主要参数见表2。表2工程与机组主要参数项目参数项目参数工程名称××风电场一期工程装机容量100MW场址类型山地丘陵机组数量16台海拔范围1150~1420m单机容量6.25MW叶轮直径D185m轮毂高度H110m叶轮扫掠面积A26880m²比功率232.6W/m²额定风速10.5m/s切入/切出风速3.0/25.0m/s空气密度ρ1.12kg/m³年平均风速6.50m/s威布尔形状参数k2.00威布尔尺度参数A7.34m/s湍流强度I₁₅0.1450年一遇风速V_ref36.0m/s机组安全等级IIIB（IEC61400-1:2019）机位布置4排×4列顺风向排距7D=1295m横风向列距3.5D=647.5m场区占地约7.54km²装机容量密度13.3MW/km²1.4计算范围与主要结论计算范围包括：风能资源与风况参数整理、尾流模型选取与比选、多机组尾流叠加亏损计算、场级毛发电量与尾流后发电量计算、综合折减系数取值与净上网电量修正、概率发电量与不确定度评估、机组安全等级与尾流附加湍流安全核验，以及结果分析、敏感性分析与工程指导意义。主要计算结论汇总见表3。表3主要计算结果汇总序号计算项目计算结果备注1尾流效率η_wake0.9054多机组叠加后风速场效率2场级尾流损失9.46%相对毛发电量3毛发电量332.65GWh等效满负荷3327h4尾流后发电量301.19GWh等效满负荷3012h5综合折减系数0.8696八项折减因子连乘6净上网电量（P50）261.9GWh等效满负荷2619h7总折减系数（含尾流）0.7874尾流效率×综合折减系数8P75/P90发电量246.4/232.4GWh不确定度σ=8.8%2风能资源与风况参数2.1风能资源特征参数场址测风塔实测数据经完整性与代表性检验后，采用三参数拟合方法确定轮毂高度处风速服从两参数威布尔分布。风电机组可捕获的理论功率与叶轮扫掠面积分别按式（1）、式（2）计算，威布尔分布的概率密度函数与累积分布函数分别按式（3）、式（4）计算。 P=1 A=π f(v)=k F(v)=1-exp-式中：P为风力机理论功率，W；ρ为空气密度，kg/m³；A为叶轮扫掠面积，m²；v为轮毂高度处风速，m/s；D为叶轮直径，m；k为威布尔形状参数；A为威布尔尺度参数，m/s。按式（1）、式（2）计算，本工程叶轮扫掠面积为26880m²。据实测资料统计，轮毂高度（110m）处年平均风速为6.50m/s，威布尔形状参数k=2.00，尺度参数A=7.34m/s，年平均风功率密度为294W/m²；场址50年一遇10min平均最大风速V_ref为36.0m/s；轮毂高度处湍流强度I₁₅=0.14；风切变指数α=0.16；入流角为6°。场址风况参数满足IIIB类机组的设计外部条件。2.2风速频率分布与毛发电量按1m/s风速分箱统计各风速段风频，并逐段与机组静态功率曲线相乘，得到各风速段的单机年发电量，计算结果见表4。计算范围内（3.0m/s~25.0m/s）累计风频为87.00%，单机年发电量2079.1万kWh，毛等效满负荷利用小时为3327h。表4风速频率分布与单机毛发电量计算表序号风速段（m/s）风速中值（m/s）风频（%）单机功率（kW）单机年发电量（万kWh）占比（%）13.0~3.53.259.917230.019.980.9623.5~4.54.2511.283540.053.372.5734.5~5.55.2511.6851005.0102.874.9545.5~6.56.2511.2371700.0167.338.0556.5~7.57.2510.1452650.0235.5111.3367.5~8.58.258.6583725.0282.5313.5978.5~9.59.257.0154825.0296.5214.2689.5~10.510.255.4135975.0283.3313.63910.5~11.511.253.9866250.0218.2510.501011.5~12.512.252.8066250.0153.647.391112.5~13.513.251.8916250.0103.524.981213.5~14.514.251.2216250.066.823.211314.5~15.515.250.7556250.041.361.991415.5~16.516.250.4496250.024.561.181516.5~17.517.250.2566250.014.000.671617.5~18.518.250.1406250.07.660.371718.5~19.519.250.0746250.04.030.191819.5~20.520.250.0376250.02.040.101920.5~21.521.250.0186250.00.990.052021.5~22.522.250.0086250.00.460.022122.5~23.523.250.0046250.00.210.012223.5~25.024.250.0026250.00.090.00—合计—87.00—2079.10100.002.3风向频率与扇区划分按16个方位扇区统计风向频率，结果见表5。场址主导风向为NNW，其次为NW、WNW，三扇区合计风频为31%；主导风向与机位排布方向的相对关系直接决定尾流叠加的强弱，因此后续尾流计算按16扇区逐扇区进行。表516扇区风向频率统计表扇区风向扇区中心（°）频率（%）扇区风向扇区中心（°）频率（%）1N0.02.09S180.05.02NNE22.52.010SSW202.55.03NE45.05.011SW225.06.04ENE67.56.012WSW247.57.05E90.07.013W270.08.06ESE112.56.014WNW292.59.07SE135.05.015NW315.010.08SSE157.55.016NNW337.512.02.4空气密度与湍流强度场址历年平均空气密度为1.12kg/m³，低于标准空气密度1.225kg/m³。按IEC61400-12-1的规定，功率曲线按空气密度进行修正，修正后额定风速为10.5m/s，额定功率6250kW。轮毂高度处湍流强度I₁₅为0.14，折算湍流强度参考值I_ref为0.125，低于B类湍流等级限值0.14，场址湍流条件满足IIIB类机组要求。2.5气流模型与轮毂高度风速机位处自由流风速由测风塔实测风速经测风塔代表性分析、中尺度再分析数据订正与地形气流模型（复杂地形采用CFD模型）推算得到。各机位轮毂高度（110m）自由流年平均风速介于6.32m/s~6.71m/s，全场平均6.50m/s，机位间差异小于6%，风资源分布较为均匀。该自由流风速即作为后续尾流计算的来流风速v∞。3尾流模型及适用性3.1尾流效应机理风流经上游机组风轮后，部分动能被转轮提取，同时在转轮后方形成速度亏损区并伴随湍流强度升高，即尾流区。处于尾流区内的下游机组来流风速降低，输出功率随之下降；由于风功率与风速的三次方成正比，风速亏损10%将导致可用功率下降约27%。此外，尾流区湍流强度升高会增大下游机组叶片的疲劳载荷。因此，尾流损失必须通过尾流模型与叠加模型定量计算，并纳入发电量修正与安全核验。3.2Jensen（Park）尾流模型Jensen模型基于质量守恒与致动盘理论，假定尾流区呈线性扩展、且尾流截面内速度亏损均匀，其尾流半径与速度亏损分别按式（5）、式（6）计算，下游机组来流风速按式（7）计算。该模型形式简单、计算速度快，是风电场发电量批量计算中应用最广泛的解析模型。 rw δ=1- vj式中：r_w为尾流半径，m；R为风轮半径，m；k_w为尾流衰减系数；x为上下游机组间距，m；δ为速度亏损；C_T为推力系数；v_j为下游机组来流风速，m/s。陆上风电场一般取k_w=0.075，海上风电场取0.04；本工程为山地丘陵场址，按NB/T10103—2025并结合场址粗糙度取k_w=0.075。3.3高斯（Bastankhah-Porté-Agel）尾流模型高斯模型认为远尾流区速度亏损在横截面上呈自相似高斯分布，最大速度亏损与尾流特征宽度分别按式（8）~式（10）计算。该模型能反映尾流径向速度分布特征，适用于机组间距9D~10D以内的场址，本计算书用作交叉校核模型。 Δu/u σ/D=k ε=0.2β式中：Δu/u∞为归一化速度亏损；r为距尾流中心的横风向距离，m；σ为尾流特征宽度；k*为尾流扩展率，按k*=0.3837I+0.003678取值（I为湍流强度）；ε为尾流初始宽度系数。3.4Frandsen尾流模型Frandsen模型以动量守恒与湍流混合长度假设为基础，将速度亏损与下游距离、推力系数及环境湍流强度关联，适用于机组间距大于10D的远距离尾流计算。本工程常规排距为7D，故不采用该模型作为主计算模型，仅用于远距离（>10D）机组的补充校核。3.5尾流模型比选与适用条件各尾流模型的适用条件与选用情况见表6。综合模型精度、计算效率与本工程机组间距特征，本计算书采用Jensen模型作为主计算模型，并采用高斯模型进行交叉校核。表6尾流模型比选表模型理论基础速度分布假设适用间距本工程选用Jensen（Park）质量守恒+致动盘截面均匀分布3D~10D主计算模型高斯（B-P）动量守恒+自相似高斯分布3D~10D交叉校核模型Frandsen动量守恒+湍流混合长度顶帽分布>10D远距离补充校核Larsen边界层动量方程渐近解轴对称分布5D~20D不采用4多机组尾流叠加损失计算4.1尾流叠加模型一台下游机组常同时处于多台上游机组的尾流区内，其综合速度亏损须由叠加模型确定。工程中常用的叠加模型有线性叠加模型（LS）、平方和叠加模型（SS）与能量守恒叠加模型（EB），分别按式（11）~式（13）计算。 δj δj δj式中：δ_j为机组j的叠加速度亏损；δ_ij为上游机组i单独作用在机组j处的速度亏损。线性叠加模型在上游机组台数较多时会明显高估亏损甚至出现负风速；能量守恒模型与平方和模型的预测精度经风洞试验验证均较高，其中平方和模型应用最为广泛。本计算书采用平方和（SS）叠加模型，理由为：①该模型风力机台数适应性好，随上游机组台数增加不产生亏损发散；②与工程实测尾流效率吻合较好；③便于批量计算与敏感性分析。各叠加模型特性对比见表7。表7常用尾流叠加模型对比表模型编号叠加表达式物理意义适用性评价线性叠加LS亏损量代数相加速度亏损线性可加台数多时高估亏损，易出现负值平方和SS亏损量平方和开方经验模型，应用最广精度与稳定性最好，本工程采用能量守恒EB动能亏损量守恒满足简化能量方程精度较高，计算量略大几何叠加GS亏损量几何合成经验模型较少单独采用，仅作参考4.2尾流影响区与重叠面积当上游机组尾流仅部分覆盖下游机组风轮时，应按尾流圆与风轮圆的重叠面积对速度亏损进行折减。按式（5）计算，本工程在下游7D处尾流半径为189.6m（尾流影响区直径约2.05D）。重叠面积按式（14）计算，典型重叠率见表8。 Aov式中：A_ov为尾流圆与风轮圆的重叠面积，m²；r_w为下游x处的尾流半径，m；R为风轮半径，m；d为两圆圆心距（即横风向偏移量），m；A_rot为风轮扫掠面积，m²。按式（14）计算，本工程尾流影响区重叠率随横风向偏移量的变化见表8。表8下游7D处尾流影响区重叠率横风向偏移d（m）重叠率A_ov/A_rot尾流影响判定01.000完全覆盖501.000完全覆盖1000.996基本覆盖1500.718显著重叠2000.380部分重叠2500.098轻度重叠2800.002基本无重叠3000.000无重叠由表8可见，当下游机组中心与尾流中心横风向偏移量超过约280m（约1.5D）时，尾流影响区重叠率趋于零。本工程横风向列距为3.5D（647.5m），同一排相邻机组之间尾流基本不重叠，尾流叠加主要发生在顺风向及斜风向相邻机组之间。4.3单列串列机组叠加尾流亏损为便于复核，先计算一排内顺风向串列机组的叠加亏损。取来流风速8.0m/s（该风速段推力系数C_T=0.79）、顺风向间距7D、尾流完全重叠，按式（6）与式（11）逐台计算叠加速度亏损与功率比，结果见表9。表9单列串列机组叠加尾流亏损计算表（7D，完全重叠）机组位置上游机组数叠加速度亏损δ来流风速（m/s）相对功率比列尾流效率第1台（最上游）00.00008.001.0000—第2台10.12766.980.6639—第3台20.13936.890.6376—第4台30.14276.860.6300—第5台40.14416.850.6270—2台串列合计————0.83203台串列合计————0.76724台串列合计————0.73295台串列合计————0.7117由表9可见：串列机组的叠加速度亏损随上游机组数增加而增大，但增长幅度迅速收敛，第3台及以后的机组速度亏损增量已不足0.4个百分点；串列2台时机组列尾流效率为0.8320，串列5台时降至0.7117。该结果说明，在顺风向完全对齐的极端工况下，单纯增加串列台数会显著加大尾流损失，因此机位布置应通过错列与加大排距予以规避。4.4全场多机组叠加尾流亏损按16扇区逐扇区、逐风速分箱计算全场16台机组同时受多台上游机组尾流叠加影响的速度亏损，并按风频加权得到逐机位全年平均叠加速度亏损与尾流损失，结果见表10。机位坐标以场区西南角为原点，X轴指向正东，Y轴指向正北，单位为m。表10全场逐机位叠加尾流亏损与发电量计算表机位X（m）Y（m）平均速度亏损（%）尾流后等效小时（h）尾流损失率（%）T01002.7531784.46T0264805.7130169.34T03129506.27298410.29T04194204.6530727.66T05012954.2930917.09T0664812957.79289812.90T07129512958.40286313.95T08194212956.21298310.34T09025904.3530887.18T1064825907.85289412.99T11129525908.37286413.90T12194225906.18298410.30T13038853.5331355.76T1464838855.7230169.348330099.53T16194238853.8731176.31全场合计——5.7330129.46由表10可见：①场区内侧机位（T06、T07、T10、T11）处于多台上游机组尾流交汇区，平均速度亏损达7.79%~8.40%，尾流损失率12.90%~13.95%，为全场最大；②场区边缘及主导风向上游侧机位（T01、T13、T16）尾流影响最小，速度亏损2.75%~3.87%；③由于风功率与风速三次方成正比，速度亏损约5.73%对应发电量损失9.46%，功率损失放大约1.65倍。4.5分扇区尾流效率按16扇区分别计算全场尾流效率，结果见表11。扇区风频取自表5。表11分扇区尾流效率与尾流损失计算表扇区风向扇区中心（°）频率（%）尾流效率η（θ）尾流损失（%）1N0.02.00.837716.232NNE22.52.00.892410.763NE45.05.00.94595.414ENE67.56.01.00000.005E90.07.00.711128.896ESE112.56.01.00000.007SE135.05.00.94595.418SSE157.55.00.892410.769S180.05.00.837716.2310SSW202.55.00.892410.7611SW225.06.00.94595.4112WSW247.57.01.00000.0013W270.08.00.711128.8914WNW292.59.01.00000.0015NW315.010.00.94595.4116NNW337.512.00.892410.76—全场合计—100.00.90549.46由表11可见：①正东（E）与正西（W）风向时，同排相邻机组的间距恰为3.5D的顺风向间距，尾流叠加最为严重，扇区尾流损失高达28.89%，该两扇区合计风频15%，是场级尾流损失的主要贡献方向；②在与机位排布轴线成约45°的斜风向上（扇区4、6、12、14），机位在横风向的投影间距大于尾流影响半径，尾流互不重叠，理论尾流损失为零，四扇区合计风频28%；③主导风向NNW扇区（风频12%）的尾流损失为10.76%。工程上可通过机位错列、扇区管理等方式降低东西向扇区的尾流损失。4.6全场尾流效率与尾流损失全场尾流效率按式（15）计算，即按16扇区风频与风速分箱加权后，尾流后发电量与毛发电量之比。将表10、表11结果汇总，本工程全场尾流效率η_wake为0.9054，场级尾流损失为9.46%。 ηwake式中：E_waked为尾流后发电量，kWh；E_gross为毛发电量，kWh；P_j(·)为机组j的功率曲线函数，kW；f(v)为风速概率密度；f_θ为风向频率。尾流损失按(1−η_wake)×100%计算，本工程为9.46%。5场级发电量计算与修正5.1毛发电量毛发电量即在无任何尾流影响和损失折减条件下，按机位处自由流风速风频与机组功率曲线乘积求得的理论发电量，按式（16）计算。代入表4的风速频率分布与功率曲线，单机毛发电量2079.1万kWh，全场16台机组毛发电量332.65GWh，毛等效满负荷利用小时3327h。 Egross式中：P_n(v)为机组功率曲线，kW；N_t为机组台数；8760为年小时数，h。5.2尾流后发电量尾流后发电量按式（17）计算，即以叠加尾流后的机组来流风速代入功率曲线，再按风向频率与风速分布加权求和。本工程尾流后发电量为301.19GWh，等效满负荷利用小时3012h。 Ewaked5.3综合折减系数综合折减系数用于描述除尾流以外各因素对上网电量的影响，按NB/T10992—2022的规定采用分项连乘模型，见式（18）。各分项折减因子的取值、依据与说明见表12。 Co式中：C_o为综合折减系数；c_i为第i项分项折减因子（c_i=1−η_i，η_i为该分项损失率）。按表12各项取值连乘，本工程综合折减系数为0.8696，即除尾流以外的综合损失率为13.04%。表12综合折减系数分项取值表序号折减分项折减因子c_i损失率η_i（%）取值依据与说明1风力发电机组可利用率0.9703.0含定检、故障与维护停机，按厂家保证值2电气损耗0.9752.5含箱变、集电线路及升压站损耗，按集电方案估算3机组性能0.9851.5功率曲线保证值与控制湍流影响4叶片污染与老化0.9851.5叶片前缘污染、磨损与老化5环境折减0.9920.8含高低温、覆冰、雷暴等恶劣天气6限电与电网故障0.9653.5含调度限电、电网故障与检修7扇区管理降载0.9950.5主导尾流扇区实施降载运行8其他0.9950.5软件计算误差、测风不确定传递—综合折减系数C_o0.869613.04各项折减因子连乘5.4净上网电量与等效利用小时净上网电量按式（19）计算，等效满负荷利用小时按式（20）计算。本工程净上网电量为261.9GWh，等效满负荷利用小时2619h；考虑尾流与综合折减在内的总折减系数为0.7874。场级发电量与修正结果汇总见表13。 Enet T=E表13场级发电量与修正结果汇总表序号计算环节折减因子发电量（GWh）等效利用小时（h）1毛发电量1.0000332.6533272尾流后发电量0.9054301.1930123净上网电量（P50）0.8696（综合折减）261.926194总折减系数（含尾流）0.7874——5.5概率发电量与不确定度分析发电量评估结果存在多项不确定度，应采用概率法给出不同保证率下的发电量。按正态分布假定，P75、P90发电量按式（21）计算，综合不确定度按式（22）由各分量平方和开方合成，结果见表14。 EP σ=Σ式中：E_P为保证率为P的发电量，GWh；E_P50为P50发电量，GWh；z_P为标准正态分布分位数（P75取0.6745，P90取1.2816）；σ为综合相对不确定度。表14概率发电量与不确定度分析表保证率标准正态分位数z_P等效利用小时（h）发电量（GWh）说明P500.00002619261.9中枢估计值，用于财务基准情景P750.67452464246.475%保证率，用于融资贷款评估P901.28162324232.490%保证率，用于保守投资决策综合不确定度σ由风资源长期代表性、代表年修正、功率曲线与机组性能、尾流模型、折减系数取值及其他误差等分量合成，取σ=8.8%。6安全核验6.1机组安全等级与场址适应性校核按GB/T18451.1—2022与IEC61400-1:2019的规定，采用风速等级与湍流等级相结合的方法判定机组安全等级。极端风速按式（23）计算，场址适应性校核结果见表15。 Ve50表15机组安全等级与场址适应性校核表序号校核项场址值机组等级限值（IIIB）校核结论150年一遇10min平均最大风速V_ref36.0m/s≤37.5m/s满足2轮毂高度年平均风速V_ave6.50m/s≤7.5m/s满足3极端风速V_e5050.4m/s≤52.5m/s满足4一年一遇极端风速V_e140.3m/s—满足5轮毂高度湍流强度I₁₅0.14≤0.16满足6湍流强度参考值I_ref0.125≤0.14满足7风切变指数α0.16≤0.20满足8入流角6°≤8°满足9空气密度ρ1.12kg/m³按实际密度修正功率曲线满足10综合结论——IIIB类机组满足场址要求6.2尾流附加湍流与疲劳载荷核验上游机组尾流在造成速度亏损的同时，会显著提高下游机位的湍流强度，进而增大叶片与传动系统的疲劳载荷。有效湍流强度按式（24）由环境湍流强度与尾流附加湍流强度合成，核验结果见表16。 Ieff表16尾流附加湍流与有效湍流强度核验表机位分组环境湍流I_amb尾流附加湍流ΔI有效湍流I_effB类设计值核验结论主导风向上游机位0.1400.0000.1400.160满足第2排机位（7D）0.1400.0920.1670.160超限，需复核第3排机位（14D）0.1400.0790.1610.160临界，需复核场区内部机位综合0.1400.0750.1590.160满足载荷复核结论——≤0.170—疲劳载荷利用率0.94，满足由表16可见，第2排机位在7D排距条件下有效湍流强度达0.167，超过B类湍流等级的设计限值0.16。按IEC61400-1:2019第6.3节要求，须按有效湍流强度模型对DLC1.2（正常发电+尾流）进行疲劳载荷复核；经与机组制造方载荷评估结果比对，在I_eff≤0.17条件下机组DLC1.2疲劳载荷利用率为0.94，小于限值1.0，结构安全性满足要求。同时建议在主导尾流扇区实施扇区管理（降载运行），以进一步降低下游机位疲劳载荷并减少停机风险。6.3极端风速与设计载荷工况依据GB/T18451.1—2022规定的设计载荷工况（DLC）体系，结合场址外部条件，对影响程度较大的工况进行校核，结果见表17。表17主要设计载荷工况与校核结论表工况工况名称风况/状态载荷类型校核结论DLC1.1正常发电NTM，风速分布按场址疲劳载荷满足DLC1.2正常发电+尾流ETM（含尾流附加湍流）疲劳载荷利用率0.94，满足DLC1.3正常发电ETM极端湍流极限载荷满足DLC1.4正常发电+尾流ECD+尾流附加湍流极限载荷满足DLC2.1发电+电网故障NTM+电网失电极限载荷满足DLC6.1停机（待机）+极端风速V_e50=50.4m/s极限载荷满足DLC6.2停机（待机）+极端风速V_e1=40.3m/s极限载荷满足DLC7.1停机+故障V_e1+故障状态极限载荷满足6.4机位间距、避让与基础安全核验按NB/T10103—2025与GB51096—2015对机位间距和安全避让距离进行核验，结果见表18。表18机位间距与安全避让核验表序号核验项实际值规范要求核验结论1顺风向最小排距7.0D=1295m≥6D满足2横风向最小列距3.5D=647.5m≥3D满足3最小机间距3.5D=647.5m≥3D满足4倒塔安全距离（至道路、管线）≥165m≥1.5H满足5距居民点最小距离≥500m噪声控制要求满足6距生态保护红线≥200m按红线管控要求满足7基础设计按地勘参数设计GB51096—2015满足7结果分析与合理性论证7.1尾流损失敏感性分析尾流衰减系数k_w直接决定尾流影响区扩展速度，是尾流计算中不确定度最大的参数。在保持机位布置不变的前提下，对k_w取0.050~0.100进行计算，结果见表19。表19尾流衰减系数敏感性分析表尾流衰减系数k_w0.0500.0650.0750.0850.100尾流效率η_wake0.87710.89460.90540.91560.9279场级尾流损失（%）12.2910.549.468.447.21由表19可见，k_w由0.050增至0.100时，场级尾流损失由12.29%降至7.21%，减小5.08个百分点，敏感性显著。本工程取k_w=0.075（偏保守的陆上典型取值），对应的尾流损失9.46%处于合理区间；若场址粗糙度实测值偏小（如草甸类地表），实际尾流损失有可能低于计算值。机位间距是尾流损失的另一主导因素。对顺风向排距与横风向列距分别进行敏感性分析，结果见表20。表20顺风向排距敏感性分析表顺风向排距7D8D9D10D11D12D尾流效率η_wake0.90540.91070.92000.92580.92970.9381场级尾流损失（%）9.468.938.007.427.036.19表21横风向列距敏感性分析表横风向列距3.0D3.5D4.0D5.0D尾流效率η_wake0.89780.90540.92090.9392场级尾流损失（%）10.229.467.916.08由表20可见：①排距由7D增至12D，场级尾流损失由9.46%降至6.19%，减小3.27个百分点，即排距每增加1D，尾流损失平均减小约0.65个百分点；②列距由3.0D增至5.0D，场级尾流损失由10.22%降至6.08%；③兼顾尾流损失与场区用地、集电线路长度和投资，本工程选用排距7D、列距3.5D的布置方案，在满足规范最小间距要求的前提下取得较优的综合效益。7.2不同尾流模型计算结果对比采用Jensen模型（主计算）与高斯（B-P）模型（交叉校核）分别计算场级尾流效率与尾流损失，结果见表22。表22不同尾流模型计算结果对比表尾流模型叠加模型尾流效率η_wake场级尾流损失（%）与主模型偏差（百分点）Jensen（Park）SS平方和0.90549.46—高斯（B-P）SS平方和0.90539.47−0.01FrandsenSS平方和0.90919.09−0.37由表21可见，Jensen模型与高斯模型计算所得的场级尾流损失偏差仅0.01个百分点，模型间一致性良好，说明本工程机组间距处于7D量级时两模型结果接近；Frandsen模型因速度亏损沿截面分布假设不同，结果略偏乐观。综上，采用Jensen模型+平方和叠加模型的计算结果具有较高的可信度。7.3与行业基准对比行业统计表明，大型风电场因尾流效应造成的年发电量损失一般为5%~15%，机位对齐布置的陆上风电场上限可达20%。本工程场级尾流损失9.46%，处于行业典型区间中部，与同等装机规模、同等间距水平的陆上风电项目实测结果相当，计算结果合理。分扇区来看，东西向扇区尾流损失28.89%，明显高于全场平均值，是本工程机位布置可进一步优化的方向。7.4计算不确定度本计算书各项不确定度分量及合成结果见表23。表23计算不确定度分量表序号不确定度分量相对标准不确定度（%）说明1风资源长期代表性（测风不确定）6.0测风塔数量、高度与数据完整性2代表年修正（MCP）3.0参考气象站长序列相关性3功率曲线与机组性能3.5功率曲线保证值与密度修正4尾流模型3.0模型结构与参数取值不确定度5折减系数取值2.5各分项折减因子经验取值6其他（软件与计算误差）2.0数值计算与后处理误差—合成不确定度σ8.8各分量平方和开方8工程指导意义8.1机位布置优化方向计算结果表明，本工程尾流损失的主要贡献方向为东西向扇区（扇区5、13），两扇区合计风频15%，尾流损失均达28.89%，其原因为该方向上同排相邻机组恰好构成3.5D的顺风向串列。据此提出以下优化方向：一是将现4×4规则布置调整为错列或梅花形布置，使任一风向上串列机组台数不超过3台，预计可降低场级尾流损失1.5~2.5个百分点；二是对东西向扇区适当加大局部排距（由3.5D增至4.5D~5.0D），预计可再降低尾流损失约1个百分点；三是在机位数量不变的前提下，优先保证主导风向上游侧机位的间距，因其速度亏损最小、单位电量边际收益最高。8.2尾流控制与扇区管理对处于多尾流交汇区且有效湍流强度超限的机位（主要为场区内侧第2、3排机位），建议采用以下控制措施：一是实施偏航尾流控制（WakeSteering），将