附件6项目设计文件-上会后修改

中电投赤峰黄羊洼10万千瓦风电20151016//CDM号和日/中电投东北新能源发展中电投东北新能源发展1：能源工业（可再生能源）方法学：CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法（第一版220,262吨二氧化1该模板仅适用于一般减排项目，不适用于碳汇项目，碳汇项目请采用其它相应模2包括四种：（一）采用国家发展委备案的方法学开发的减排项目；（二）获得国家发展批准但未在清洁发展机制执行理事会或者其他国际国内减排机制下的项目；（三）在清洁发展机制执行理事会前就已经产生减排量的项目；（四）在清洁发展机制执行理事会但未A部分.项目活动中电投赤峰黄羊洼10万千瓦风电场项目（以下简称“本项目”）装机容量为100MW（2MW×50），建设的主要目的是利用当地丰富的风力资源进行发电，所发电量并入东北电网，每年将为东北电网223,730MWh的电量。平均年运行小时数为2237小时。本项目位于内赤峰市敖汉旗西北部，本项目是新建的可再生能源发电项目，由中电投东北新能源发展负责建设运营。目前项220,262tCO2e的温室气体减排量。本项目利用零排放的可再生能源发电，为为东北电网提供零排放的清洁电能为当地提供就业机减少温室气体排放，以及减少SOx、NOx项目相关情项本项目于2011年9月22日获得内环境保护厅（批文号：内环表[2011]236号）项目核准（批文号：发改能源[2013]411号）节能评估报告本项目于2012年6月15国家发展和的节能评估报告的意见（批文号：发改办环资[2012]1602号）。除国内自愿减排机制外，本项目没有在、未来也不会在CDM或其他任省/直辖市/，内市/镇/社区，赤峰市敖本项目位于内赤峰市敖汉旗西北部，距敖汉旗所在地惠镇约45km，距赤100km，距呼和浩特市约700km。风电场范围坐标为东经119°49′44.90″～120°00′00″，北纬42°40′06.49″～42°42′58.36″。本项目内内A- 本项目拟选用50台单机容量2000kW的风电机组，总装机容100MW。项目运行20年，年利用小时数2237h，项目的负荷因子风机主要技术规格见表A-1。A-1风电机组的技术参项取型W2000C-99-制造电气风电设平208099数503米/10.4米/25米/经箱变升至35kV，采用35kV线路分别接入220kV升压变电站升压至中电投东北新能源国家发展和委会不适用，本项目不是打捆项不适用，本项目不是拆分项B部分 基准线和监测方法学的应B.1.的方法学名CM-001-V01可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学（一 本方法学中还采用以下工具“额外性论证与评价工具”（7.0.0版“普遍性分析工具”（第03.1版）属于在项目所在地新建并网型可再生发电项目，符合方法学CM-001-V01（第一版）的所有适用条件说本方法学适用于可再生能源并网发电项目活动本项目为风电项目，属活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂）；（b）增加装机容量；（c）改造现有发电于可再生能源并网发电项目活动：（a）建设一个新发电厂，且在项目所在地在项目活动实施之前没有可再生能源发电厂（新建电厂项目活动是对以下类型之一的发电厂或发电机本项目为新建风力发电进行建设、扩容、改造或替代：水力发电厂/发厂机组（附带一个径流式水库或者一个蓄水式水库），风力发电厂/发电机组，地热发电厂/组，能发电厂/发电机组，波浪发电厂/发电组，或者潮汐发电厂/发电机对于扩容、改造或者替代项目（不包含风能、太阳能、波浪能或者潮汐能的扩容项目，这些项目电厂在为期五年的最短历史参考期之前就已经开始商业运行（用于计算基准线排放量，基准线排放部分对此进行了定义），并且在最短历史参考扩容或者本项目不属于扩容、改对于水力发电厂项目必须符合下列条件之一分进行了定义）都大于4W/m2。如果水力发电厂使用多个水库，并且其中任何一个水库的功率密度低于4W/m2，那么必须符用公PDCapPJCapBL计算出的整个项目APJ动的功率密度大于它们被设计作为一个项目，共同构成发电厂的发电机组的总装机容量低于15MW；用功率密度低于4W/m2的水库的水来驱动的项目活动的总装机容量的10%。本项目不是水力发电项本方法学不适用于以下条件在项目活动地项目活动涉及可再生能源本项目是一个新建风力发电项目，不涉及生物质直燃发电厂水力发电厂需要新建一个水库或者增现有水库的库容，并且这个现有水库的功率密度。替代活动，不属于生物对于改造、替代或者扩容项目，只有在经过基准线情景识别后，确定的最合理的基准线情景是“维持现状，也就是使用在项目活动实施之前就行”的情况下，此方法学才适用本项目是一个新建风力发电项目，不属于改对于“额外性论证与评价工具”(版本07.0.0)和“电力系统排放因子计说如果项目参与方提交了新的方法学，则“额外性论证与评价工具”的使用不是强制性的，项目参与方可以采用其他的论证额外性的本项目使用已有的方法学，并且使用“额外性论证与评价工本项目使用已有的方法学，并且使用“额外性论证与评价工具”论证项目的额外依照本项目方法学中的要求，应使用“额外性论证与评价工具”论述项目的额外性说在计算项目的基准线排放时，如果项目是本项目替代电网供电，可使用替代电网供电或是导致了电量需求侧的节约，则使用本工具计算OM、BM和/本工具计OM、BM和/使用本工具时，项目所连接的电力系统的网电厂；或者2）可包括离网电厂。使用第2）种方法时，应满足“附件2：离网电厂的相关步骤”的规定。即，离网电厂的总装机容量至少应达到电网系统总装机本项目采用第1）种方法，仅的10%；或离网电厂的总发电量至少应达到电网系统总发电量的10%；而对电网可靠性和稳定性造成影响的因素主要因为发电限制而非其他原因（如输电限制本工具不适用于电网系统有一部分或者全本项目电网系统全部位于中国国内，没有位于附件一国家的在本工具下生物的CO2排放因子0本项目是新建风力发电项目，项目边根据方法学CM-001-V01，本项目的项目边界空间范围包括本项目的物后接入蒙东电网（即内东部电网），蒙东电网实际与东北电网连接4，展和应对气候变化司发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》5，国家发展和对电网边界进行划分，本项目所在的东北B-1否说明理由/基准由于动料火电厂生的CO2排是主要排放否次要排放否次要排放项目活本项否按照方法学的要求，风电项目生产运行不会产生显著的温室气体排放，因此项目放可忽略否否4 5 图B-1基准线情景的识别和描电源替产，与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过程中的描述相同本项目事前考虑减排机制的分析如下2013年1月，项目业主委托国庄国际经济技术咨询编制完成项目可研报告，根据可研中的数据看出项目存在投资，设计院建议项目业主申请CDM项目，获取相当收益以提高本项目的内部收益率。2013年2月28日获得国家发展和的项目核准文件。2012年6月13日，国家发展委正式《温室气体自愿减排交易供了政策和机制保障。由于CER价格，国际买家违约现象的出现，业201334日召开总经理办公会对项目后续如何开发进行讨论，会2013年9月15日，本项目委托电投（）碳资产经营管理负责本项目的CCER项目开发。本项目关键事件时间详见下B-2重要时间时2011年7报告表编制完-年月日获得（内环[2011]236号-年月日改办环资[2012]1602号-2013年1可研报告编制完在可研报告中建议年月日项目获得国家发改--召开总经理办公会年月日-年月日-签署碳资产开发函年月日第一台风机并网发-年月日-年月日-步骤0.本项目活动非首例，不选择步骤0步骤1：就拟议的项目活动而言,识别符合现行的替代方案子步骤1a.确定该项目活动的替代方案与拟议的CCER项目活动同等的产出或者服务的替代方案：方案1：拟议的项目活动本身，但CCER项目活动；子步骤1b.强制执行适用法律和2中进一步分步骤2子步骤2a.确定合适的分析方子步骤2b.应用基准分析方中国电力行业的税后全投资内部收益率基准值为8%6。该基准内部收益子步骤2c.财务指标计算和比 《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》，国家电力公司，，中国电力主要财务指标计算过程中所需的参参单数来总投万静态总投万建设期参单数来总投万静态总投万建设期利万流动万电价（含税元率%教育附加%5城市建设%5所得%项目运行年年残值%5折旧%年均运行万CCER价元/CCER预估价本项目的内部收益率（IRR）在没有减排收益的情况下，项目IRR7.13%，低于基准8%。因此，没有减排收益，本项目财务不可行。如果加入减排收益，项IRR为8.14%，高于基准值8%。可见，减排收益可以帮助本项目克服投资。表B-4本项目的全投资税后内部收益率全投资不含减排基准收益含减排收子步2d.敏感性对于本项目，下列参数是影响财务指标的主要因素，用于检验上面的投资分析：1）静态总投资；2）年上网电量；3）上网电价；4）年经营成本。假定四个参数的变化范围在-10到+10%之间，IRR的变化情况见表B-5-2。表B-5--0静态总投年上网电年经营成B-2表5和图2的敏感性分析结果表明，在不考虑减排收益的情况下，年经营成本在10%的范围内变化，本项目的IRR总是低于基准内部收益率8%。静态总投资、上网电价、上网电量在10%的范围内变化，本项目的。下表显示了要达到基准收益8%各因素的变化B-6IRR因静态总投-年上网电电年经营成-当静态总投资减5.50%的时候，项IRR可达到基准收益8%。本同金额达76,156.36万元，已经超过可研报告中的静态投资（74,482.79万元）。因此本项目的静态总投资不可能减少5.50%。当年上网电量增5.80%时IRR达到基准收益8%。项目上网电量的计算是通过专业软件基于当地30年（1979年-2008年）的风资蒙东电网系统消纳能力限制，项目投产还“弃风”。根据国家可再生能源信息和水电水利规划设计总院联合发布的《2014年度中国风电建设报告》显示，自2010年以来，内风电项目“弃风”较为严重，2012年-2014蒙东风电项目等效运行小时数分别为1748h、2010h和1782h。而截2014年底，东北电网已核准风电项目装机33,500MW，风本项目在于20139月投产，2014年为完整运行年份。根据业主与电网公司结算单据显示，本项目2014年度累计上网电量为218,730MWh，低于项当电价增加580%时，项目IR达到基准收益率8%。根据国家发展和改革关于风电电价的相关规定，风电项目的上网电价实行指导价，电价标准由价格主管部门按照招标形成的价格确定。目前国家已出台风电项目标杆电价，项目所在区域为054元/千瓦时（含税）7，此电价为固定电价。同时，根据国家发改委《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》，将第一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调2分钱，也就是说风电项目上网电价在未来呈现下降趋势。由此可见，本项目的上网7 年均金额（万元维修保险材料根据中计 的《2014年中计年鉴》 年年的平均、动力类工业生产者购进价格指数为107.996，内地区2010 .775，内电力行业平均工资年到 年的涨幅达.8%，因此职工工资和原材料价格等变化趋势是上涨的。因此，年运行成本降低16.65%是不可能的如果没有减排收益，本项目财务不可行，因此，方案1不具有现实可行性。方案2“由东北电网提供与本项目同等的电量”为唯一可行的替代方步骤3、性分活动更缺乏经济或财务。根据“额外性论证和评估工具”，本项目活动不应用分析进行额外性论证。步骤4、普遍性分本项目普遍性分析参考清洁发展机制的《普遍性分析工具》（ 版）8 /tjsj/ndsj/2014/indexch子步骤4a：根据本项目装机容量的+/-50%计算相似项目的装机范本项目装机容量为100MW，因此，本项目的相似项目的装机范围为50MW至150MW。4b：在可行的地理区域范围内，所有输出同等电力或装机容量在子步骤4a定义的、在项目开始日期之前就开始商业运行的电厂，以Nall标记。对于使用的地理区域，省级管理相应区域风电项目，在因此，内装机范围在50MW到150MW之间，在2013年月11日之前开始商业运行的并网发电项目，可定义为Nall=Nall-wind+Nall-其中Nall是指内装机范围在50MW到150MW之间，并且在2013年3月11日之前开始商业运行，没有或递交申请，也没有正在进行审Nall-wind是指内装机范围在50MW到150MW之间，并且在2013年3月11日之前开始商业运行，没有或递交申请，也没有正在进Nall-other是指内装机范围在50MW到150MW之间，并且在年3月11日之前开始商业运行的除风电项目以外的其他发电项目2014年中国电力年鉴、2007-2014中国风电装机统计、中国清洁发展机制网和中国自愿减排交易、GS、VCS以及UNFCCC等相关网站，内装机范围在50MW到150MW之间，并且在2013年3月11日之前开始商业运行的风电均被开发成清洁发展机制项目，所以，Nall-wind=0因此，Nall=Nall-子步骤4c：在子步骤4b的定义的电厂范围中，识别应用不同技术的项目，Ndiff能源原料/原料投资决策期间的投资环境对于特征（i）能源原料/，在步骤4b中识别的电厂且不是风力发电子步骤4d：计算因子F=1-Ndiff/Nall表示类似项目所占份额（技术的渗透率）如果F因子大于0.2且Nall-Ndiff大于3，则在适当的地理区域内的特定行业由于，Nall=Ndiff=Nall-所以,Nall-Ndiff=0<3；F=1-Ndiff/Nall=0≤0.2因此，本项目在适当的地理区域内的特定行业中不具有普遍性根据所选择的方法学CM-001-V01以及本项目选择的项目电力系统，本项目采用国家发展和公布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》9中的东北电网的OM和BM计算数据，计算所用数据主要基于国家本项目减排量的计算步骤如计算项目排放量根据方法学，本项目作为风电项目，PEy=09 计算基准线排放量网电量（EGPJ,y）相乘即可得到本项目的基准线排放量（BEy）。计算基准线排放因子步骤1-电力系统识步骤3-电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）计算方法选择；步骤4计算电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）；步骤5-计算容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）；步骤6-计算基准线排放因子（EFgrid,CM,y）。步骤1-电力系统识根据“电力系统排放因子计算工具”（第04.0版）规定和中国发改委发布的《2014年中国区域电网基准线排放因子》，本项目所生产的电力并入东步骤 选择项目电力系统中是否包括离网运行的电根据《2014年中国区域电网基准线排放因子》，项目电力系统中仅包含步骤 电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）计算方法选电量边际排放因子（EFgrid,OM,y）的计算基于以下4种方法之一简单OM经调整的简单OM方法，调度数据分析OM方法，平均OM方法本项目的采用方法（a），即简单电量边际计算方法，该方法要求低本以及必须运行的发电厂发电量10低于电网总供电量的50%。计算数据来源于1）最近五年的平均数据；或2）计算简单OM排放因子，计算工具规定可以采用以下方式获得数事前计算：项目设计文件PDD递交给DOE审核日期之前3年的平均发电量，在第一个减排计入期内不用监测这些数据以及重事后计算：从项目并网发电开始，需要每年监测数据并更新计算排yy6个月才能获得，则采用y-1年的排放因子来替代。如果y年的数据只能在y年之后18个月才能获得，则采用y-2年的排放因子来替代。相同的数据（y，y-1y-2）应步骤 计算电量边际排放因子根据“电力系统排放因子计算工具”，本项目第y年的简单OM排放因子（EFgrid,OMsimple,y）是东北电网中除了低成本或必须运行电厂（机组）之外的所有发电资源的排放量，按发电量平均后得到的单位发电量产生的排简单OM方法电量边际排放因子的计算有两种方式可供选择A基于每个电厂（机组）的净供电量及CO2排放因子B基于项目电力系统内所有电厂的总发电量、类型、总消耗量10典型的低运行成本和必须运行的资源通常包括水电，地热，风能，低成本生物质，核能和能发电。如果煤电也明显属于必须运行的，它也应该属于此列，即从这组（被替代）电厂排除出。FCi,yNCVi,yEFCO2,i,EFgrid,OMsimple,y 其中EFgrid,OMsimple,y为y年份简单电量边际CO2排放因子（tCO2e/MWh）；FCi,y为东北电网在y年份消耗的i的数量（按质量或体积单位）；质量或体积单位EFCO2,i,y为y年份i每单位能量的CO2潜在排放因子i为y年份东北电网中的发电资源燃烧的所有类型y是提交PDD审定时可得数据的最近三年（事前计算）步骤5-计算容量边际排放因子“电力系统排放因子计算工具”提供了两种计算容量边际（BM）案定时可得的数据事前计算；在第二个计入期，基于计入期更新时可得的方案2）在第一计入期内按项目活动年或年可得的信息逐年事后更新BM；在第二个计入期内按方案1）的方法事前计算BM，第三本项目采用方案1）容量边际排放因子（EFgrid,BM,y）使用东北电网的过去3年数据事前计算出，计算公式如下EGm,yEFEL,m,EFgrid,BM,yi

EGm,y

其中 在y年的容量边际排放因子（tCO2e/MWh）； 是样本机组m在y年向电网的净供电量（MWh）； 是样本机组m在y年的排放系数（tCO2e/MWh）； 是所采用的发电数据的年份由于数据可得性的原因，本计算仍然沿用了CDMEB同意的变通办法，利用最近一年可得的东北电网的能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体对应的2排放量在总排放量中的。在之后的计算中，将此作为各种发电方式的权重；以各种发电技术商业化的最优效率水平对应的排放因子为基础，计算出对应于东北电网的火电排放因子。这个方法假定所有电厂的效率均等同于商业化最优效率水平，因而更为保守；用此火电排放因子再乘以火电在该电网新增的20%容量中的，结果即为该电网的边际容量排放因子（Egid,By）。选择适当的年份，使得新增装机容量的比例超过20。具体步骤和公式如子步骤5a：计算发电用固体、液体和气体对应的CO2排放量在总排放量中的Coal,yiCoal,

Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,

Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yi,jOil,yiOil,

Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yi,j

Gas,yiGas,

Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,

Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,yi,j其中 是气体对应的CO2排放量在总排放量中的 是液体对应的CO2排放量在总排放量中的 是固体对应的CO2排放量在总排放量中的 是j省份在第y年的i消耗量（质量或体积位，对于固体和液体为t，对于气体 是i在第y年的净热值（固体和液体GJ/t，气体为 是第y年省份j使用的i的排放因5bEFThermal,y=λCoal,y×EFCoal,Adv,y+λOil,y×EFOil,Adv,y+λGasl,y×EFOil,Adv,y EFCoal,Adv，EFOil,AdvEFGas,Adv指的是与商业化最优效率技术水平对应的子步骤5c CAPThermal grid,BM,其中

EFgrid,BM,y是指第y年商业化最优效率技术水平下对应的容量边际排放子CAPTotal是指超过现有容量20%的新增总容量CAPThermal是指新增火电装机容量步骤6-计算基准线排放因子EFgird,CM,y=EFgrid,OM,y×wOM+EFgrid,BM,y×wBM 其中，风电项目的权重缺省值wOM=0.75，wBM=0.25。计算基准线排放量BEy=EGPJ,y 其中BEy：基准线排放量（tCO2/年EGPJ,y：y年份本项目活动提供的净电量（MWh）作为新建可再生能源电厂，EGPJ,y=EG其中EGPJ,y：指由于本项目的执行而产生的净上网电EGfacility,y：指项目电厂/机组的净上网电量，即本项目向东北电网的供EGfacility,y=EGPJtogrid,y-EGgridtoPJ,y EGPJtogrid,y：第y年本项目供给东北电网的上网电EGgridtoPJ,y：第y年东北电网供给本项目的下网所以，BEy=EGfacility,y×EFgrid,CM, 计算泄漏排放根据方法学要求，在本项目中泄漏（LEy）忽略不计计算项目减排量ERy=BEy- 数据/参数数据单位数据描述电量边际排放因所使用的数据来源所应用的数据值骤选用统计数计算基准评价意见/数据/参数数据单位数据描述容量边际排放因所使用的数据来源所应用的数据值骤选用统计数计算基准评价意见/数据/参数数据单位%数据描述电量边际排放因子的权所使用的数据来源电力系统排放因子计算工所应用的数据值骤工具缺省计算电网组合边际CO2排放因评价意见-数据/参数数据单位%数据描述容量边际排放因子的权所使用的数据来源电力系统排放因子计算工所应用的数据值骤工具缺省计算电网组合边际CO2排放因评价意见-本项目为可再生能源风力发电项目，不产生任何温室气体排放，故计算基准线排放量计算基准线排放因子EFgrid,CM,y=1.1281tCO2e/MWh×0.75+0.5537tCO计算基准线排放量利用公式（3），BEy的计算结果如下BEy=EGfacility,y×EFgrid,CM,y=（EGPJtogrid,y-EGgridtoPJ,y）×=（223,730MWh-0）×0.9845tCO2e/MWh=220,262t根据方法学，泄漏忽略不计利用公式（4），ERy=BEy-ER=220,262-0=220,262tCO2e/年泄2013930日-123100201411日-123100201511日-123100201611日-12310011223,730MWh×(92/365)×0.9845t201711日-123100201811日-123100201911日-123100202011日-9日00合00计入期时7计入期内00监测计数据/参数EG单位描述第y年本项目供给东北电网的净上网所使用数据的来源计数据测量方法和程序根据下列公式计EGfacility,y=EGPJtogrid,y-EGgridto监测频率至少每月记录一QA/QC程序数据用途计算基准任何评价-数据/参数EGPJto单位描述第y年本项目供给东北电网的上网电所使用数据的来源由计量所数据测量方法和程序电能表计监测频率连续测量，至少每月记录一12223,730MWh×(273/365)×0.9845QA/QC程序每年校准一次，通过购售电单据来检验数数据用途计算基准任何评价-数据/参数EGgridtoy年东北电网供给本项目的下网电所使用数由计量所0测量方法和程序电能表计监测频率连续测量，每月记录一QA/QC程序每年校准一次，通过购售电单据来检验数数据用途计算基准任何评价-本项目数据连续监测，不采用抽样计本项目监测计划的要点如下1、监测的主要数EGPJtogrid,y：第y年本项目供给东北电网的上网电EGgridtoPJ,y：第y年东北电网供给本项目的下网2、实施监测计划的组织结项目业主将建立监测，并指派有资质的员工负责所有的相关事B-33、仪表的安装与本项目所发电量通过1回220kV线路接至新惠220kV变电站通过蒙东电网送入东北电网。本项目的线路连接B-4。本项目风电220kV升压站高压侧以及电网公司新惠220kV变电站进线侧均安装有用以测量项目上网电量和下网电量。由于安装于新惠220kV变电站的结算属于电网公司，的运行以及读数记录都由电网公司进行，项目业主无法定期对结算读数进行和记录。因此本项目上下网电量的直接监测确定为安装于项目现场220kV升压站高压侧的。在本项目后续进行减排量核查时，项目现场220kV升压站高压侧的直接监测所测得的电量数据将与220kV变电站结算表测得的电量（即电量确认单和销售凭证）进行交叉核对，两者中的较小值将用于项目减排量计算，以确保减排量计算的保守变电本项目的上网电量和下网电量的监测主表M1和备M2安装在风电场220kV升压站高压侧，位置如图B-4所示，所有均为双向表，精度为变电B4项目线路连接图本项目的净电量计算如下：EGfacility,y=EGPJtogrid,y-EGgridto其中EGfacility 第y年本项目的净EGPJtogrid,y：第y年本项目向供给东北电网的上网电EGgridtoPJ,y：第y年东北电网供给本项目的下网电仪表每年定期由独立第相关进行检查和校核，确保仪表精度。业主保留相关记录，并提供DOE进行核查。当发生故障，电量按如下原则确定主表有问题而备表正常，以备表计量两表均不正常，采用电网公司侧计量数据4、数据的收集与采用每月现场抄表和计量管理系统自动两种方式对电量进行计量到的数据和用于核证发布的数据应电子存档，并至少保存至计入期结束5、人员C部分 项目活动期限和减排计入2013311日（签署施工合同的日期预计的项目活动运行20可更新的2013930日（第一台风机并网发电时间7D部分.D.1.分 设计完成，并于2011年9月22日获得内 和运行期内可能产生的和需采取的保护措施分析如下：噪声污染及其防治措施工期噪声主要可分为混凝土搅拌机、振捣棒、电锯等,声压级在80－110dB(A)，随施工结束而停止。施工噪声昼间影响范围在80米左右，夜间影响范围在100米左右。运行期风机运行时的噪声影响；风机设备正常运转时产生的噪声值在100-110dB（A），在自由声场中500米后可衰减到45dB(A)左右，对500米以外声不大。通过合理选址，使风机距离村落、民宅的距离在500m以上，充分利弃在施工过程中基础明挖土方约58900m3，土石方回填34900m3，建筑弃土24000m3，同时建设其他建筑物也会产生少量建筑，将会影响景观，由于风电场处在农村山区，周围所需平整的面积较大，工程弃土应优先考虑用于现场施工及土地平整，利用不了的，运送至当地城建部门指定生活污风电场员工生活用水量约600t/a，属于中等浓度生活污水，COD：200-400mg/l，产生量约480t/a生活污水经生活区污水处理系统处理后，用于项目区周围环境绿化。由于生活污水产生量较少，妥善处理后对环境施工期将产生大量粉尘。建筑施工时建网并洒水抑尘，防止粉尘散逸到网外。在施工期间，建筑粉尘将对局地的大气环境产生一定影响，但由于评价区内的大气环境容量较大，所以粉尘对轻微。①工程占对于项目工程占地应严格执行《草原法》、《森林法》、《土地法》以及其他国家的有关规定，交纳补偿费，并由当地各行业主管部门，②植被影施工期间应尽量选择或荒地作为取土点，取土深度要严格控制，避免出现大规模、大范围取土；应建立土方回填制度，尤其是取土前的表层土壤，必须覆土回用，以利用复耕和减少植被恢复的时间，将对评价区内生态环境的影响控制在最低程度。临时影响地方的植被环境一般可在3-5年内自然恢复，因此本风电场建设对评价区内植被影响从环境保护角度而言是可以③水土流施工期，建设单位应明确施工车辆的行驶路线，避免车辆随意行驶碾压破坏植被。被破坏地区均应及时回填覆土、清理废土石、恢复植被，避免发目服务期满时用于植被恢复。在存放期间，采取撒播草籽等措施绿化固土另外建设单位应在进站道路两侧绿化带内营造灌木防护林，保护项目进站道路周边环境，同时对路堤边坡进行平整土地、植草绿化，减少水土流失，保护周边环境。道路两侧设置排水沟及截水沟，避免出现水土流失，影响道路的正常使用。加强道路的生态管理和环境保护，使修路、用路、养路④鸟类影D.2.评批准了本项目的评价报告。E部分 利益相关方的评价意本次共问卷30份，收回30份，其中：有效问卷30份，无效问卷0份。问卷主要有以下几个问题。您对风场和风电项目的了解您认为此项目的建设可能为您的生活带来哪些影响？（可以多总体来说，您认为此项目的建设会对您的生活造成什么您认为采取何种措施减缓项目影响您支持建设开发此项目吗您支持项目开展CDM结果统计汇总如下问卷题“您对风场和风电项目的了解程度？”：有60%的受访者了解，有40%的受访者知道一些，由此可见周边居民对风电场的建设问卷题“您认为此项目的建设可能为你的生活带来哪些正面影响（可以多选）”：认为“收入增加”的受访者占57%，认为“电费减少”的受访者占20%，认为“促进就业”的受访者占73%。问卷题“您认为本项目的建设对你的生活的影响如何？”：100%的受访者认为项目的建设对生活无影响问卷题“您认为本项目的建设对当前环境的影响如何？”：100%的受访者认为项目的建设对当前环境无影响问卷题“您支持建设开发此项目吗？”：100%的受访者选择了支问卷题“您支持