附件6-项目设计文件

1.1项目设计文件项目活动名称福清江阴风电场项项目类别项目设计文件版本项目设计文件完成日期20151118项目补充说明文件版本/项目补充说明文件完成日期/CDM号和日/申请项目备案的企业法人国电福清江阴风力发电项目业国电福清江阴风力发电项目类型和选择的方法学项目类别：类型1，能源工业（可再生能源/不可再生能源）-风力发方法CMS-002-V01联网的可再生能源发电（第一版预计的温室气体年均减排量24,0461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板。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册的项目；（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.项目活项目活动的目的和概述项目活动的目福清江阴风电场项目（以下简称“本项目”）建设的主要目的是利用当地丰富的风力资源进行发电，满足福清市地区和华东电网日益增长的用电需求。项目的运行可替代华东电网部分电力，从而减少以化石为主的华东电网的温室气体排放。本项目利用清洁的可再生能源发电，从而促进当地的可持续发展网的电力供需，改善能源结构。项目所发电力将部分替代燃煤机组所发电力，从而可减少燃煤给当地带来的环境污染。项目建设和运行期间可为当地提供就业机会，项目建设期内可以安排农村劳动力现场施工，运行后可提供长期的就业机会。项目活动概本项目位于国电江阴电厂区域，该场址位于福清市江阴镇下楼村，处江阴东南角，东面与龙高隔湾相望，由国电福清江阴风力发电有限公司负责开发运行。本项目装机容量为14MW72000kW的风力发电机组，年平均上网电量为30,884MWh110kV侧并入华东电网。2014329日全部并网本项目第一个计入期内减排量共为168,322tCO2e，年均减排量约为24,046tCO2e《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》（以下称《指南》）要求，自愿减排项目须在2005216日之后开工建设，本目于2013428日开工，满足《指南》对自愿减排项目开工时间的要求。本项目是采用国家发展备案的方法学开发的减排项目，满《指南》中第一类资格条件要求本项目未 清洁发展机制执行理事会或其他国际国内减排机制册项目相关情本项目于年月日获得福州市环境保护局对报告表的审批意见，于年月日获得了福建省发展和对《固定资产投资项目节能登记表》的备案意见，并作为项目核准的附件，于2013年1月29日获得福建省发展和 的核准（闽发改网能源20138号）。项目活动地点省/直辖市/，福建市/县/乡(镇)/村，等福清市江阴镇下楼项目地理位置本项目位于福清市江阴镇下楼村，阴东南角，东面与龙高2526′28″11920′7″。地理位置如下图所示图A-1.本项目的地理位置项目活动的技术说明本项14MW，共安72MW风力发电机组。根据福建省电力勘测设计院编制的可研报告，本项目预计年上网电量为30,884MWh2,206小时，负荷因PLF25.18%3。风机具体技表A-2本项目风力发电机组技术参数名数生产厂国电联合动力技型SKYF2100\4-机组台7使用（年转子的转速叶尖速度切入风速3切出风速25（10分钟均值35（3秒平均值轮毂中心高度叶轮直径额定电压额定容量有功功率额定功率因-额定转速风机升压系统采用一级升压，风力发电机组经箱式变压器升压至10kV后，通过采用集电线路串接汇流的方式，将风机电缆集电线路接入10kV出线处。根据风机的布置，将风机分为2组（第13台风机24台风机）。风电场最终以210kV出线接至110kV10kV侧，最后接入3负荷因子PLF=年运行小时数/365/24，年运行小时数及上网电量均来自 数据来源于《国电福清江阴风电场风力发电机组设备购销合同》项目业主及备案法人项目业主名称国电福清江阴风力发国电福清江阴风力发项目活动打捆情况本项目不涉及打捆情况，故不适用项目活动拆分情况拟议项目活动不存在拆分情况根据清洁发展机制“”目符合以下情况，则拟议小型项目视为一个大型项目的拆分项目：相同的项目业主相同的项目分类和技术/措施2年内项目边界离拟议小型项目的项目边界最近点距离在1公里拟议项目业主是国电福清江阴风力发电，与任何一个已备案的1B部分 基准线和监测方法学的应B.1.的方法学名应用于本项目活动的方法学和参考文献如下CMS-002-V01：联网的可再生能源发电（第一版 应用了EB批准的工“电力系统排放因子计算工具”（第04.0版小规模项目额外性论证工具（第10.0版小规模项目拆分评估工具（第04.0版方法学适用性方法CMS-002-V01适用于拟议项目。因为拟议项目符合所有方法学及表B.1选择该方法学的理由方法学中的要项目情适用本方法学适应于可再生能源发电机组拟议项目为新建适光伏发电机组，水力发电机组，潮汐/波力发电厂。因此发电机组，风力发电机组，地热和可再符合此项标准生物质发电机：（a）向国家或者区域性电网供电；或者（b）通过合同安排家或者区域性电网，向指定的客户设施电，如电力转运本方法学适用于以下项目活动类型：本项目为新建风适建设一个新发电厂且在项目活动实施发电厂，符合情项目所在地没有正在运行的可再生能电厂（新建发电厂）；（b）扩容现有发厂；（c）改造现有发电厂；或者（d）代现有发电厂容；（2）项目活动在现有水库上实施，增4W/m2（3）项目活动涉及新建水库，并4W/m2如风能柴油机发电机组），M过热电联产系统不符合该分拟议项目非热电联产系统，条对项目不适用量应当低于1MW区别于现有机组组，此项标准对拟议项目用如果涉及改造或者替代，经改造或者替的机组的总输出功率不应当超过15MW此项标准不适用于拟议项综上，拟议项目适用于方法学CMS-002-V01电力系统排放因子计算工具（第0.0版）适用于计算提供上网电能或可以节约下网电能项目的基准线排放的电网OM、M和M排放因子，拟议项目为新建风力发电项目，将提供一定量的上网电能，需要利用该工具计算电网OMBMCM小规模项目额外性论证工具（第10.0版）和小规模项目拆分评估工具（第04.0版）适用于CCER方法学CMS-002-V01，因此拟议项目适用方法CMS-002-V01时，以上两导则自动适用该项目项目边根据方法学M002V01（）本项目接入的电网为华东电网，根据中国国家发改委对电网边界的划分，华东电网包括市、江苏省江省、省和福建5。项目边界详情如下图B-1所示，项目边界内的排放源以及主要排放的温室气体种类请见表B-1：图B-1本项目边界示意图表B-1项目边界内包括或不包括的排放源排放体种类否说明理由/解释替代的化石是主要排放否次要排放52014 CO2排放否次要排放情本项目活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，因此否否基准线情景的识别和描述根据M0V01，基准线情景是项目活动输送至电网的电量由华东电网现有及其新增发电厂所产生的电量替代。基准线排放等于基准线情景下的电量即可再生能源发电机组的发电量（单位MWh）乘以电网排放因子。有.部分。额外性论证应包括如下内容：事先考虑减排机制可能带来的效益本项目于年月日开工，在项目设计文件之前，但为了克服融资，业主早在年月日就已决定将本项目开发为CDM项目，后由于CR价格持续走低，无法带来预计效应，而业主了解到中国自愿减排机制能为项目建设提供支持，于是在决定将本项目申请开发CCR。从表B3也可以看出项目业主事先并且持续考虑了减排机制带来的资金支持。下表列出了本项目开发运行的时间线表B-3项目实施时间表时项目实施进度碳减排开发进度年月完成报告-年月-2013年1完成可行-获得了福建省发展和 -获得福建省发展和委--公司决定将项目开发CDM项-开展利益相关方的问卷签订风机采购合项目活动开始时项目开工建项目开工时-公司决定将项目开发CCER项-签订CCER咨询合第一台风电机组并-所有机组全部并额外性分析根据“小规模项目额外性论证工具”（10.0版），额外性可以通过显示项目活动因为下列一个或多个而无法实现来证明： 投资 技术 政策 其他本项目可采用投资分析论证额外性投资分判断本项目财务上是否最有没有碳减排收益时是否财务可行为了作以上判断，选择基准分析方法进行投资分析结合中国风电、火电、输变电项目财务评价中所使用的基准收益率水平，电力工程项目的税后全投资内部收益率（RR）不应低于8%6。目前，中国的电力工程项目通常采用此基准收益率。因此，该项目采用8%作为基准收益率是合理的。根据本项目的可行性，用项目投资分析的主要参数列于表B4。表B- 投资分析计算需要的主要参参数名单数来装机容可行预计年上网电可行静态总投万可行万可行上网电价（含税元可行平均运行成万元/可行修理万元/可行工资及福万元/可行费万元/可行材料万元/可行其他费万元/可行折旧年年可行残值%5可行率%可行所得税（第2-4年%可行所得税（第5-7年%可行 国家电力公 《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法（试行）》,中国电力，20037即征即退8享受“三免三减半”政参数名单数来所得税（第8-21年%可行城建%5教育附加%5可行CCER期望价元据各试点碳所项年可行主要参数的合理性分析折旧率、残值率与折旧年限：本项目折旧年限为15年，残值率取5%，折旧率为6.33%。按照《工业企业财务制度》10，工业项目的残值率取5%，电力设备的折旧年限取1220年，本项目的取值符合国家规定，因此是合理和可信的。、所得税、城建税和教育费附加：本项目适用率为17%，符合《中民 暂行条例》11的规定，按照即征即退50%的方式征收，符合《财政部、国家税务关于资源综合利用及其他产品政策》12的规定，对设备的在后续缴纳年度进行抵扣，符合《中民 暂行条例》13的规定；适用所税率为25%，符合《中民企业所得税法》14的规定；适用城建税率为5%，符合《中民城市建设税暂行条例》15的规定；适用教育费5，符合《征收教育费附加的暂行规定》16规定的3和《关于统一地方教育附加政策有关问题》17规定的2。因此，本项目所有适用税率都是合法和可信的。表B5标的计算结果。9由于本项目投资决策时国内并没有可参考的CCER价格，本价格为预估值。根据《市碳排放权管理暂行办法》，管控单位应当于每年6月30日前向主管部门提交 或者核证自愿减排量，因此6月份为 所2014年6月日价格区间为65元-80元（h /information/index32htm），因此采用50元/吨的CCER价格是合理且 / /1214 17 表B- 考虑及不考虑碳减排收益时的财务指标比项不考虑碳减排收益基准收益率考虑碳减排收益全投资内部收益不考虑碳减排收益的情况下，本项目的全投资内部收益率为6.42%，远低于中国的电力工程项目通常采用的基准收益率8%，财务上不可行。考虑碳减排收益时，本项目的财务指标将得到明显改善。子步骤2d：敏感性分析敏感性分析将显示有关财务的结论在关键假设条件的合理变化范围内，是否依然有效，能否有较强的抗风险的能力。根据构成总投资费用或总项目收益20%以上的变量的原则，针对本项目选择如下四个主要参数作为敏感性指标，通过敏感性分析检验项目的财务可行性：静态总投资年上网电量年运行成本上网电价（含税）假定其他条件不变，以上四个主要参数分别在10%的范围内变动，项目全投资内部收益率IRR的影响如下表B6和图B2所示：表B-6敏感性分析表变化区静态总投资年上网发电量年运行成本上网电价（含税图B-2敏感性分析示意图假定其他条件不变，若要使项目RR数分别所需的变化如表B7表B-7单独所需变化单独所需变化单独所需变化--从以上表B-6和图B-2可以看出，不论上述哪个主要参数变化10%，项目RR都无法达到基准收益率8%。更进一步的临界点分析（表B7）显示，要项目RR提高到基准收益率，任何一个主要参数所需的变化，都超出了现实所能达到的程度。具体分析如下：静态总投资本项目的总投资数据来自于专业的第机构（福建省电力勘测设计院）出具的可行性，而且该项目通过了福建省发改委的确认（闽发改网能源20138号）。静态总投资主要包括项目施工辅助工程、设备及安装工程、建筑工程、其它费用及基本预备费。只有当静态总投资减少1033%，本项目的全投资RR才能达到8%。对于一个风电项目而言，设备采购费、施工费用及其它相关费用是静态总投资中最主要的部分。从固定资产投资价格指数、CI指数及当地职工平均工资指数等指标看来，人工工资、材料费用等价格都在上涨18。且相对于可研中的静态总投资（1.3355亿），项目已签订的合同总额约为1.2987亿，就已超过临界值（1.1975亿），所以要投资下降10.33，是不可能的。年上网电量当年上网电量增加10.12%以上时，项目RR才能达到基准，但是这种情况不太可能发生，因为年上网电量是由年发电量减去能量损失得到的，年发电量是由福建省电力勘测设计院运用模型软件计算得出的，基于项目现场设立的1004#测风塔的测风数据和福清气象站的测风数据；同时考虑到如尾流、气候等对理论发电量的影响，利用综合折减率进行调整，经综合折减率调整后的电量即年上网电量。这种计算发电量的方法得到了设计院及当管部门的认可，并且广泛的应用于中国风场设计领域，因此本项目财务计算时采用的上网电量数值是合理的。福建省电力勘测设计院是有设计甲级资质，且该设计值经过可研专家论证，是合理可信的数值。由于项目已经发电，从至一整年内一共发电30,879Mh，比第一年理论电量少发了0.02%，说明理论电量的计算是合理可信的，且与真实发电量的差距非常小，所以项目的年上网电量增加10.12%以上的可能性很小。年运行成本本项目的年运行成本为478.57万。该数值是可研设计单位按照电力项目成本核算指引估算得出，经可研专家论证，是合理可信的数值。年运行成本的变化对本项目的RR影响较小，由临界点分析可知，只有本项目的年运行成本降低36.51%，RR才能达到8%。年运营成本主要包括人员工资福利，维修费、材料费用、费和其他费用，所有的输入值均来自可行性研究报告并按相关的评价规范或设计院多年经验数据进行取值，而且近年的人工成本伴随着较高的居民消费价格指数也逐年上涨19，根据《2014中国统计年鉴》，20102013年城镇单位就业人员平均工资分别为36539元，41799元，元和元，一直处于上涨状态。因此所计算出的年运营成本是合理的，不太可能降低36.51。上网电 年月日国家发改委发布的《关于完善风力发电上网电价政策》，本项目所在地风电项目上网电价为0.61元/度（含税）。要达18《中计年鉴201419国家价格指数 基准的收益率，含税上网电价需要上涨1012%，达到0.67元/kWh，然而这种情况几乎是不可能发生的，因为中国的电价是由和地方规定的，不随市场变动。此外，业主和电网公司签署的购售电合同也明确了本项目的实际上网电价是.1元/h。所以未来该地区的上网电价上涨到.7元/kh的情况不太可能发生。综合以上分析，如果不考虑碳减排收益的情况下，以上四个主要参数10%的范围变动时，本项目在财务上仍不具有而难以实施，因此本项目具有额外性。减排计算方法的说明>>拟议项目适用于自愿减排方法学M002V01：联网的可再生能源发电（第一版）。根据方法CM00对减排量计算的具体规定，减排量的计算如下：ERy=BEy－PEy其中=y年的减排量=y年的基准线排放量=y年的项目排放，（tCO2/yr）=项目排放：学项目排放：PEy=基准线排放：根据方法学CMS-002-V01，本项目基准线排放等于基准线情景下的电EGBL,y,即可再生能源发电机组的发电量（单位MWh）乘以电网排放因子BEy= 其中 y年的基准线排放量 由于项目的实施，第y年供给电网的电量EFCO2,grid,y= 电网在y年的CO2(tCO2/MWh)。根据“”放因子(OM和容量边际排放因子BM)计算组合边际排放因子CM；当前发电机组的排放的平均(单位是tCO2/MWh)，必须采用项目本项目采用方式（a），即根据“电力系统排放因子计算工具”，计算组合边际排放因子grid,M,y。按以下6个步骤计算。步骤一：识别相应的电力（可选项步骤三：选择确定电量边际的方法步骤五：计算容量边际排放因子本项目活动将并入华东电网。根据中国国家发展和应对气候变化司《2014中国区域电网基准线排放因子》（年月日），本项目接入的电网为华东电网，华东电网包括市、江苏省、浙江省、省和OM因子；或根据步骤四的描述计算输入电网的简单调整OM；根据步骤四的描述计算输入电网的平均OM。本项目的输入电网为华北电网和华中电网，其满足步骤三中应用简单OMbO步骤二：确定项目电力系统是否包含非并网电厂（可选项）“电力系统排放因子计算工具”提供了两种选择计算电量边际和容量边际排放因子：计算中仅包含并网电步骤三：选择确定电量边际的方法根据“电力系统排放因子计算工具”，电量边际排放因子有四种算法：简单OMOM根据国家发改201505112014中国区域电网基准线排放因子》，采用简单OM方法计算电量边际排放因子。步骤四：根据选定的方法计算电量边际排放因子“电力系统排放因子计算工具”提供了选项A和选项B两种计算简单电量边际排放因子的方法，由于数据的可得性，本项目采用选项B所定义的方法进行计算，计算如下：FCi,yNCVi,yEFCO2,i,EFgrid,OMsimple,y y其中 y年简单电量边际CO2排放因子（tCO2 第y年项目所在电力系统i的消耗量（质量或体 第y年i的净热值（能源含量，GJ/质量或体积单 第y年i的CO2排放因子=电力系y年向电网提供的电量（MWh），括低运行成本/必须运行电厂/机组i=第y年电力系统消耗的所有化石种类y=步骤三所选定的年份本项目采用简单OM方法基于事前在项目设计文件提交第机构审核时能获得的最近3年的统计数据计算电量边际排放因子。步骤五：计算容量边际排放因子电力系统排放因子计算工具”提供了选项1和选项2两种方法计算BM排放因子，本项目选择选项1计算BM排放因子，在本计入期内不需要事后监测，在下一个计入期内进行更新。EGm,yEFEL,m,EFgrid,BM,y

EGm,

m其中 yBM排放因子 m个样本机组y年向电网提供的电（MWh），即上网电量=m=包括在容量边际内的发电机组y=可获得发电量数据的最近历份于数可得性原因本计根据EB同意的变通办法“一些项AM0005的澄清要求”20，首先计算新增装机容量及其中各种发电技术的组成，然后计算各发电技术的新增装机权重，最后利用各20CLAR由于现有统计数据中无法从火电中分离出燃煤、燃油和燃气的各种发电技术的容量，因此本计算采用如下方法：首先，利用最近一年的可得能源平衡表数据，计算出发电用固体、液体和气体对应的CO2排放量在总排放量中的；其次，以此为权重，以商业化最优效率技术水平对应的排放因子为基础，计算出华东电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子乘以火电在华东电网新增的20容量中的，即为华东电网BM排放因BM排放因子近似计算过程是遵循了保守原则。具体步骤和如下的。 iCoal,

Fi,j,yNCVi,yEFCO,i,j,

2Coal, F 2i,j, i, CO2,i,j,i,2 iOil,2

Fi,j,yNCVi,yEFCO,i,j,

Oil, F i,j, i, CO2,i,j,i,2 iGas,2

Fi,j,yNCVi,yEFCO,i,j,

Gas, F i,j, i, CO2,i,j,i,其中 第j个省份在第y年的i消耗量（质量或体积单位，对于固体和液体为吨，对于气体为立方 i在第y年的净热值（对于固体和液体为GJ/t，对于气体为 i的排放因子（tCO2/GJ）。Coal,Oil和Gas分别为固体、液体和气体的脚标集合计算对应的火电排放因子EFThermal,yCoal,yEFCoal,Adv,yOil,yEFOil,Adv,yGas,yEFGas,Adv, 其中 CAPThermal,y grid,BM, Thermal,其中CAPTotal,y为超过现有容量20%的新增容量，CAPThermal,y为新增火电容量步骤六：计算组合边际排放因子组合边际排放因子EFgrid,CM,y的计算采用EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y的平EFgrid,CM,yEFgrid,OM,ywOMEFgrid,BM,y 其中=y年份的容量边际CO2排放因子（tCO2=y年份的电量边际CO2排放因子（tCO2=电量边际排放=电量边际排放=容量边际排放因（%）根据“电力系统排放因子计算工具”wOM和BM的权重各为75和25。泄漏根据方法学CMS-002-V01，不考虑泄漏排放。所LEy=预先确定的参数和数据数据/参数：单位描述第y年项目所接入的电网电量边际排放因所使用数据的来源国家发改委应对气候变化司《2014中国区域电网所应用的数据值骤统计数数据用途计算EFgrid,CM评价数据/参数：单位描述第y年项目所接入的电网容量边际排放因所使用数据的来源国家发改委应对气候变化司《2014中国区域电基准线排放因子所应用的数据值骤统计数数据用途计算EFgrid,CM评价数据/参数：单位%描述电量边际排放因所使用数据的来源所应用的数据值骤根据“”OM75。数据用途计算基准排评价数据/参数：单位%描述容量边际排放因所使用数据的来源所应用的数据值骤根据“”BM25。数据用途计算基准排评价数据/参数：单位描述第y年项目的组合边际排放因所使用数据的来源根据EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y平均计所应用的数据值骤统计数数据用途计算基准排评价减排量事前计算项目排放：根据B.6.1部分的描述，项目排PEy基准线排放：根据B.6.1部分的描述以及B.7.1部分的监测数据预计值，基准线排BEy=根据国家20150511日公布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，华东电网的电量边际排放因子EFgrid,OM,y=0.8095tCO2/MWh，容量边际排放因子EFgrid,BM,y=0.6861tCO2/MWh，所以EFCO2,grid,y=EFgrid,CM,y=75%×EFgrid,OM,y+25%×EFgrid,BM,y=0.7786依据可行性，本项目平均年上网电量为30,884MWh,因此EGBL,y=30,884MWh因此，基准线排放量BEy=EGBL,y×EFCO2,grid,y=30,884MWh×0.7786tCO2e/MWh=24,046tCO2泄漏LEy=减排量ERy=BEy －LEy=24,046tCO2事前估算减排量概要年基准线排放项目排放泄漏减排00000000000000002118,314tCO2e=24,046tCO2e/365*278（29/03/2014～31/12/2014278天225,732tCO2e=24,046tCO2e/365*87（01/01/2021～28/03/202187天共00计入期共计7计入期内年均值监测计需要监测的参数和数据数据/单位描述年净上网电所使用数据的来源计算所数据值30,884（第一计入期内年均发电量测量方法和程序由本项目上网电量减去下网电量计算得出，即EGBL,y=EGexport,y-监测频率QA/QC程序数据用途计算基准线排评价-数据/单位描述本项目活动的年上网电所使用数据的来源两块分别安装在10KV出线处的双向电能关口表和M2上网的监测值之数据值30,884（第一计入期内年均发电量测量方法和程序（精度为0.2s）连续测量，按月记录监测频率连续监测，至少每月记录QA/QC程序所有监测记录和文档将至少保存至最后一个计入结束后两年数据用途计算基准线排评价-数据/单位描述每年本项目的下网电所使用数据的来源两块分别安装在10V和M2下网网的监测值之和数据值0测量方法和程序（精度为0.2s）连续测量，按月记录监测频率连续监测，至少每月记录QA/QC程序所有监测记录和文档将至少保存至最后一个计入结束后两年数据用途计算基准线排评价-数据抽样计划本项目不涉及数据抽样，故不适监测计划其它内容监测对于核实项目所产生的真实可测量的减排量是至关重要的。为了项目监测运行管理组织架本项目的监测将由项目业主指定专人负责执行和实施。这个专门机构的监测人员将根据需要，记录监测数据并存档；数据管理员负责数据的审核以B3所示：B-3组织结构图监测设备和安风机升压系统采用一级升压，风力发电机组经箱式变压器升压至10kV后，通过采用集电线路串接汇流的方式，将风机电缆集电线路接入10kV出线处。根据风机的布置，将风机分为2组（第1组3台风机，第2组4台风机）。风电场最终以2回10kV出线接至110kV何厝变10kV侧，最后接入华东电网。本项目现场升压至10kV后送往110kV何厝变10kV侧，根据《并网协议书》，两块关口表1和2分别安装在0KV出线处，通过对向华东电网输出的上网电量py和从电网输入的下网电量oy进量。两块关口表都按照一主一备配置，即1和M1’，2和2’，精度为.s，接线示意图参考图B4。本项目的上网和下网电量由M1和M2监测所得，本项目的上网电量：EGexport,y=M1上+M2上；下网电量EGimport,y=M1下+M2下。图B- 项目电力接线示意本项目设计文件B.1列举的参数都将根据方法学的要求进行监测。监测结果将进行记录和保存，以备项目审核机构的核证之需。对于本项目，由于电网的排放因子事先确定，用于计算减排量的项目净上网电量E,y是本项目监测的内容，而净上网电量将会根据上网电量expot,y和下网电量i,y数据记录和管CCR项目业主根据与电网公司签订的协议和电网公司在每月月底，电网公司向项目业主提供实际上网和下网电量数值：上网电量由项目业主向电网公司提供销售记录，下网电量由电网公司向业主提供销售记录；项目业主向核查机构的核查人员提供读数记录及电量销售记录复印件，项目运行日志和检定校验记录等主要文件。和质量控本项目活动采用高精度的监测设备来监测上、下网电量。所涉及的电量测量仪表装置的校准和测量将按照进行，校准至少一年进行一次。项目业主将保留所有的校准和测量记录供核查机构核查。当主表不能正常工作时，备表将代替工作。当售电协议双方的任何一方发现监测设备出现一些不正常的情况或问题，他们应当通知另一方并找寻一个双方都认可的解决办法以使得其早日正常运行。如果出现紧急情况导致都无法正常工C部分 项目活动期限和减排计入项目活动期限项目活动开始日期2013314日（签订风机采购合同日期预计的项目活动运行20项目活动减排计入期计入期类型第一计入期开始日期2014329日（此为项目全部并网发电时间第一计入期长度70D部分.D.1.分根据国家有关环境保护的规定和要求，项目业主委托福州市闽涵环保工程对本目进勘查于2011年12月完成编制了本项目的《建设项目报告表》，并于2011年12月29日获得福州市环境保护局对报告表的意见。报告表针对本项目在施工期间和运行施工期分噪声污染：施工期的噪声污染主要来自施工作业的机械噪声和场内道路的交通噪声。施工作业主要噪声是空压机、挖掘机和混凝土搅拌机。施工时合理安排施工活动，尽量缩短工期，减少施工噪声影响时间，避免强噪声施工机械在同一区域内同时使用。水污染：施工期废水主要为施工人员生活污水和施工生产废水。由于施工人员根据实际的施工需要进场，任务完成立即，时间短；而风电工程施工主要依靠机械完成，施工人数少，估计施工人数约为100人，生122d。因此施工生活污水量也较小。本风电工程施工人员的生活污水依托电厂及附近民房现有设施处理，不会直接影响环境。产生施工生产废水的场所主要有施工机械设备冲洗场所、混凝土搅拌场所、机械设备维修场所以及风机基础施工及设备安装场所等，由于各台风机施地相对独空气污染：施工期对环境空气的影响主要是由施工扬尘、车辆等产生的粉尘污染。除加强管理、文明施工、控制车辆洒漏等措施外，考虑到施工起尘产生源低、颗粒物粒径较大，其影响主要局限在作业区范围内的特点，工程拟采用洒水抑尘方案，对道路及风机挖填等扬尘较大的施工作业面固体废物：本工程施工期固体废物主要包括施工作业产生的建筑和施工人员产生的生活。施工建筑主要有建筑材料下脚料、断残钢筋头、包装袋以及建筑碎片、水泥块、石子、沙子等固体废物。本工程施工高为100，人生活产生按0.5kg/人d计，则施工期生活产生量为50kg/d，主要成分为厨余残渣、罐头空罐、酒瓶、食品饮料的包装物等。水土流失：施地水土流失发生在挖方、填方阶段。项目建设设计的挖方和填方产生于项目区内的场地平整、土建工程、道路建设以及电缆铺设的开挖等。施工生态影响：本项目占地面积较大，施工土石方量和由此产生的地表扰动和植被破坏，对项目区生态环境产生不利影响。项目施工过程中的基础开挖对土地造成扰动影响，堆填土石方等工程引起水土流失量增加，基础开挖占地等临时占地，将引起水土流失量增加，导致局部短期生态环境变化，营运期分噪声污染：工程选用MW级大型风力发电机，设备噪声约A考虑噪声的几何扩散和环境衰减，并参照类比风电场噪声影响监测数据，预计风机附近200m范围内有可能超过55dBA)，该区域均为电厂生产区及灰场区范围，没有规划新建职工宿舍及办公场所等声环境敏感设施。同时，由于风电场拟布置风机机位距离风场附近的东洋埔、下楼、东洋、赤厝村等村400，对附近村庄居民无影响。水污染：风电项目建成运营后，主要废、污水为运行值班人员的生活污水和少量事故及检修生产废水。由于风电场运行自动化水平较高，运行管理人员较少，日排生活污水约0.63d，主要为粪便污水