一、风资源评估
风资源评估是风力发电场可行性研究的核心基础，其数据的准确性与完整性直接决定了项目的技术可行性与经济效益。本阶段需通过科学严谨的测量与分析手段，全面掌握项目区域的风能资源分布特征及变化规律，为后续机型选择、微观选址及发电量测算提供坚实的数据支撑。
1）设立测风塔（至少1年数据），获取平均风速、风玫瑰图、湍流强度、风切变指数。
在项目拟选区域科学布设测风塔，测风塔高度应尽量接近拟选风机的轮毂高度，且必须连续采集至少一个完整自然年的测风数据，以消除年际气候波动带来的误差。通过高精度测风仪器，系统获取各高度层的平均风速、主导风向及风玫瑰图，精确计算表征风况稳定性的湍流强度以及反映风速随高度变化规律的风切变指数。这些基础气象数据是评估风场微观地形影响及风机运行安全性的关键指标。
2）平均风速需达到5.5m/s以上（轮毂高度）才具备开发价值。
轮毂高度处的年平均风速是衡量风电场开发潜力的核心阈值。根据当前风电行业的技术经济边界条件，只有当轮毂高度处的年平均风速达到5.5m/s及以上时，项目才具备实质性的商业化开发价值。若风速低于此标准，将导致设备利用小时数过低，无法覆盖项目建设与运维成本，项目内部收益率将难以满足投资基准要求。因此，严格把控风速门槛是规避投资风险的首要原则。
3）威布尔参数k、c拟合。
为精确描述项目区域风速的概率分布特征，需采用威布尔（Weibull）双参数分布模型对实测风速数据进行拟合分析。通过最小二乘法或最大似然估计法，求解出形状参数k和尺度参数c。参数k反映了风速分布的偏态特征，参数c则与平均风速密切相关。准确的威布尔参数拟合不仅能够还原真实的风速频率分布，更是后续计算风机理论发电量、评估机组切入与切出风速区间贡献率的数学基础。
4）年有效满发小时数=理论发电量/装机容量，一般2000-3000h。
年有效满发小时数是衡量风电场产能效率与资产盈利能力的重要综合性指标，其计算公式为年理论发电量与装机容量的比值。在当前的陆上风电开发实践中，优质风场的年有效满发小时数通常分布在2000至3000小时之间。该指标直观反映了风能资源的转化效率，小时数越高，意味着单位千瓦装机能够产出更多的电能，项目的度电成本（LCOE）越低，整体投资回报周期也相应缩短。
二、选址要求
风电场选址是一项涉及多专业、多部门的系统性工程，必须统筹兼顾资源禀赋、生态环保、工程建设及电网接入等多重约束条件，确保项目合法合规且技术经济最优。
1）避开基本农田、生态红线、军事区、机场净空、鸟类迁徙通道。
场址选择必须严格遵守国家土地与环保法律法规，坚决避让永久基本农田、生态保护红线、自然保护区及风景名胜区。同时，需与军事设施、雷达站、机场净空保护区保持法定安全距离，并充分论证对鸟类迁徙通道的影响，避免对生态环境和生物多样性造成不可逆的破坏，确保项目用地的合法合规性与社会环境的和谐稳定。
2）地形：山脊、平坦开阔地带，无严重湍流。
微观选址应优先选择山脊、山梁或平坦开阔且地表粗糙度较低的地带，以最大化利用地形加速效应和减少地表摩擦损耗。必须通过流场模拟排查复杂地形带来的尾流效应和严重湍流，避免将机位布置在陡崖、深谷或强剪切区域，从而降低风机结构的疲劳载荷，保障机组在全生命周期内的安全稳定运行。
3）交通：满足风机叶片（长度70-100米）运输道路。
随着风电机组大型化趋势，风机叶片长度普遍达到70至100米，对场内及进场道路的运输条件提出了极高要求。选址时必须详细勘察现有路网状况，评估道路转弯半径、最大纵坡、路基承载力及桥涵限重。对于不满足大部件运输条件的路段，需提前规划道路改造或新建方案，确保运输经济性与工程可行性。
4）接入：距离变电站不超过20公里。
送出线路的长度直接影响项目的送出损耗与建设成本。选址时应充分调研周边电网规划，确保风电场升压站至最近具备接入条件的变电站的直线距离原则上不超过20公里。较短的接入距离不仅能有效降低集电线路和送出线路的投资造价，还能减少线损，提高电能输送效率，并降低电网接入审批的难度与周期。
三、机型选择
机型选择需基于风资源评估结果，严格匹配国际电工委员会（IEC）标准。针对高风速区域，应选用抗台风或高风速设计的IEC I类机型；针对中等风速区域，选择IEC II类机型；而对于近年来大力开发的低风速、复杂地形区域，则需定制化选用IEC III类或IV类大叶轮、高塔筒低风速机型。科学的机型匹配旨在实现风能捕获效率与设备载荷控制的最佳平衡，确保机组在特定风况下的发电量最大化与运行可靠性。
四、发电量计算
发电量计算是经济评价的核心输入。需采用专业风电场设计软件（如WT软件）进行高精度的尾流模拟与流场计算，综合考虑机组排布对下游风机风速的遮挡影响。在此基础上，严谨设定各项折减系数，包括尾流损失、空气密度修正、叶片表面污染、控制系统偏差、设备可利用率（停机损失）及电网限电等。各项折减系数综合叠加后，最终净发电量折减系数通常控制在70%至75%之间，以确保发电量预测结果的客观性与保守性。
五、经济评价
经济评价旨在全面论证项目的财务可行性与抗风险能力。当前陆上风电项目的单位千瓦静态投资一般控制在5000至7000元/kW区间。通过构建全投资与资本金现金流量表，测算项目资本金内部收益率（IRR），通常要求达到6%至9%以上，以满足行业基准收益要求。同时，需进行敏感性分析，评估投资成本、发电量、电价波动对项目收益的影响。我公司具备丰富的行业经验，专业提供风资源评估及风电场可研编制服务，欢迎致电15989039303咨询洽谈，我们将为您提供科学、严谨、高效的技术支撑与决策依据。
