附件6中广核地区69兆瓦分散式接入风电示范项目-设计文件

项目设计文件表格(F-CCER-PDD)中广核哈密地区69兆瓦分散式接项目类别20151118--CDM号和日-中广核哈密风力发中广核哈密风力发可再生能源）-风力发电；方法学：CM-001-V01可再生能源（第一版122,1662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 A部分.项目活动项目中广核哈密地区69兆瓦分散式接入风电示范项目（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，满足自治区和西北电网日益增长的用电需求。项目的运行可替代西北电网部分电力，从而减少以化石为主的西北电网的温室气体排放。分散式接入风电项目是一种新型的风电开发模式，指风场内不新建变电站，直接将风电升压后就地接入当地农网或低压电网的变电站3。相比大规模集中开发，分散式开发可以降低成本，更加有效的利用风力资源，分散电网事故风险并缓解消纳瓶颈。国家能源局于2011年11月17发分散式接入风电项目开发建设指导意见》（国能新能〔〕号）4，鼓励分散式接入风电项目的开发建设。本项目是地区第一个并网5。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项目为西北电网提供无污染、零排放的清洁能源，有利于缓解西北电网的电力供需，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。项目司开发运营。本项目总装机容量为69MW，共安装46台单机容量为1,500kW的风力发电机组，设计年均上网电量为146,994MWh。本项目为分散式接入项目，所发电量送入西北电网。本项目首台机组于2013年4月2日240小时试运行，最后一台机组于2013419日完240小时试运行，至此所有机组全部正式投产。根据本项目风机机组预验收，本项目3/2011- 4 5 的风机机组在2013422013419日逐步完成240小时试运之后并产，具体日期为：2013年4月2日9台机组，4月5日5台组，475台机组，4109台机组，4123台机组，4132台机组，4144台机组，4154台机组，4174台机19日最后一台机组。根据本项目的电量记录，本项20137282015年7月27日完整两的总上网电量为287,789.28MWh。本项目第计入期内（2013419日-2020418日）预计年均减排量为tCO2e，预计总减排量为855,162tCO2e国家发展 备案的方法学开发的减排项目，满足《指南》中类别（一）项目的机制。项目相关情本项目2012年8月6日获得了发展和的项目核准（新发改能源[2012]2039号）6。本项目2012年6月1日获得环境保护厅《关于中广核哈密地区分散式接入风力发电示范项目（巴里坤县）报告表的批复》（新价函【】号）、《关于中广核哈密地区分散式接入风力发电示范项目（哈密市）报告表的》（新价函【2】529号）7。本项目2012年7月25日获得发展和关于本项目固定资产投资节能评估报告表的意见（新发改节能登[2012]686省/直辖市/，6本项目为分散式接入风电项目，并非打捆项目，而是实施地点分布在哈密的四个不同地区，并且作为。7由于本项目四个风场之中，黑眼泉风电场位于巴里坤县，其余三个位于哈密市。根据地区对评价的要求，同一个项目若位于不政区域，则需要对各行政区域内的风场单独进行评价，因此本项目对位于巴里坤县的黑眼泉风电场进行了单独的。市/县/乡(镇)/哈密本项目为分散式接入项目，位于哈密地区，各子项目具体地理位置如下表所示：黑眼泉风电场装机容地哈密地区巴里坤西部矿区黑眼泉矿区附经度(东经纬度(北纬黄山东风电场装机容地哈密地区哈密市东南部黄山东铜矿附经度(东经纬度(北纬千山风电装机容地哈密地区哈密市东南部千山变矿区附经度(东经纬度(北纬雅满苏风电场装机容地哈密地区哈密市东南部雅满苏矿区附经度(东经纬度(北纬地理位置如下图所示图A-1项目地理位置示巴里坤西部矿区黑眼泉矿区附近建设24MW风电场；在哈密东南部风区的黄山东铜矿附近建设9MW风电场；在沙泉子铁矿千山变附近建设9MW风电场；在哈密雅满苏镇矿区附近建设27MW风电场，总装机容量为69MW，共安装46台单机1.5MW风力发电机组。本项目四个风场都采用一机一变的单元接线方式，由箱式变压器升压至35kV后接入现场35kV开关站，再通过35kV线路接入当地电网公司的110kV变电站，最终并入西北电网。根据可研报告以及核准，本项目预计年上网电量为146,994MWh，等效满负荷年运行小时数为2130小时，负荷因子为24.32%8。售电合同》，本项目的电量计量装置的主表安装在四个风场电网侧110kV变电站35kV进线侧，备表安装在项目现场35kV开关站出线侧。四个测得风机具体技术参数如下表所示A-1名数生产金机组设计(年额定功率风轮直径额定风速切入风速33切出风速轮毂高度发电类直驱永磁同步发电额定功率额定电压数量（台16（黑眼泉风电场6（黄山东风电场6（千山风电场18（雅满苏风电场国家发展本项目不涉及打捆情况，故不适本项目不涉及拆分情况，故不适B部分 基准线和监测方法学的应B.1.的方法学名本项目采用国家发改委已批准的自愿减排方法学CM-001-V01“可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学”（第一版），详见链接 本项目同时参考使用了以下“额外性论证与评价工具”（07.0.0版 “普遍性分析工具”（第03.1版）：V01“可再生能源发电并网项目的整合基准线方法学”（第一版）的适用性本项目是新建风力发电厂项目，新发电厂所在地在项目活动实施前没有可再生能源发电厂；本项目不属于生物质直本项目不涉及可再生能源替代化石工具（第07.0.0版如果本工具是被时，那么在应用的方法定要使用是具当计算一个项拟议项目是动的基准过新建风时，本工具可电站来替计算工具（来估和CM。而该项网供版活动是通过提网电量或者是下网电量的节替代电网电量根据方法学CM-001-V01“可再生能源发电并网项目的整合基准线方法西北电网包括、陕西省、省、青海省、自治项目边界示意图详见图B-1，项目边界内的排放源以及主要的温室气体排放种类见表B-1。9《2014年中国区域电网基准线排放因子》 B-1项目表B-1说明理由/基准被替代的化电产CO2排是主要排放否次要排放否次要排放项目活本项目活否虑项目排否否本项目为建设新的可再生能源并网发电项目，基准线情景为：项目活动生产的上网电量可由所连接的西北电网发电厂及其新增发电源替产,与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（M）的计算过的描述相同。在项目活动开始之前项目业主就根据项目可行性认真考虑申碳减排机制的收益，以期增加项目的实际收益，并在后续项目建设与运行过持续考虑本项目的碳减排收益，因此本项目满足提前考虑碳减排机制的B5-1时项目实施减排机制20125-20125-201261 （ 价函[2012]529号、 价[2012]530号-2012725的意见（新发改节能登[2012]686号）-201286 发展和委员会的项目核 （新发改能[2012]2039号-2012813-为CDM项目2012815（项目开始时间-2012920开工报审表获得批准（项目开工-2012921-2013419-2013610-CDM2014114-201411-2015730-步骤1生产的上网电量可由所连接的西北电网发电厂及其新增发电源替产,与“电力系统排放因子计算工具”里组合边际排放因子（CM）的计算过财务上是否最有没有碳减排收益时是否为了做出以上判断，展开了以下步骤的投资分析2a.“额外性论证评价工具方法”提供了三种分析方法：简单成本分(选项I)、投资比较分析方法(选项II)和基准分析方法(选项III)分析方法(选项I)不适用。投资比较分析方法(选项II)适用于替代方案也是投资项目的情况，只有电网供电，不是新建的可替代投资项目，因此不适用于投资比较分析方法(选项II)。准分析方法(选项III)进行投资分析。子步骤2b：选项III根据国家电力公司的《电力工程技术改造项目经济评价暂行办法》，国内电力工业的财务基准收益率（税后）是：全投资内部收益率（IRR）为8%。中国目前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。子步骤2c计算财务指标用于计算本项目财务指标的基本参数如表B5- 所示B5-2本项目财务指标基本参单数数据来1装机可研2年均上网可研3上网电价（含税元发改(2009)19064万可研5静态总投万可研6建设期利万可研7流万可研8年均运行万可研万可研工资与福万可研万可研万可研其他万可研9%可研%可研城市建设%5可研教育费附%5可研%可研%5可研折旧年可研项目运行年可研CCER期望元CCER预估价格上述数据来源于向发改委申请项目核准时所提交的可行性研究报告。本项目可行性由电力设计院编制，电力设计院具有国家发改委颁发的工程咨询甲级（工咨甲23520070007）。本项目没 根据财政部和国家税务财税 ，风电项目即征即退50%11根据《关于公布公共基础设施项目企业所得 比较本项目 与基准内部收益应用基准分析方法(选项III)，本项目的财务指标(IRR)B5-3：表B5-3本项目财务指标基本参数项考虑碳减排收全投资内部收不考虑碳减排收益的情况下，本项目的全投资税后内部收益率为7.12%，低于中国的电力工程项目通常采用的全投资基准收益率8%，财务上子步骤2d静态年上年运上网电价（含税）假定其他条件不变，以上四个主要参数分别在%的范围内变动，项目全投资内部收益率IR的影响如下表4和图1所示，IR随着静态总投资和年运行成本的升高而降低，随着年上网电量和上网电价的增加而上升。其I表B5-4敏感性分析上网电价（含税B5-1敏感性分析示假定其他条件不变，若要使项目IR等于基准收益率，以上四个主要参数分别所需的变化如表5-5所示，都超出现实可及的范围：表B5-5临界点--从以上表B5-4和图B5-1可以看出，项目全投资IRR要达到基准收益率10%，均需上述主要参数有较大幅度的变化。更进一步的临界点分析（表当静态总投资降低5.70%以上时，项目全投资IRR才能达到基准。静态总投资主要为设备购置费、安装工程费用及建筑工程费用，由于近年来国内的设备价格、材料价格等不断上涨13，静态总投资出现大幅度下降是不太可能的。本项目已完工投产，根据业主提供的本项目合同台账，本项目签订的合同总金额为54,622万元，已达到可研预估静态总投资的95.5%，因此本项目静态总投资不可能降低5.70以上。13 /tjsj/ndsj/2014/indexch这种情况不太可能发生。根据本项目可行性，年均上网电量是基于当地多年（1961年～2009年共计49年）的风速资料，并根据年月日至年月日项目现场测风塔的实际测量数据，同时综合考虑尾流、湍域，并得到了管部门以及行业专家的认可，因此本项目财务计算时采用此外，根据国家能源局公布的《2014年风电产业监测情况》14数据显示，204年范围内弃风最严重的地区为 与吉林省，弃风率都达到了15%。而截止2014年底，地区累计风电核准容量已达16,58.1MW，并网容量为7,879.1MW，在建的容量为8,379W。新疆地区风电装机容量已远超电网消纳能力，弃风现象在未来将成为一种常本项目于年月日所有机组全部正式投产，据现在已运行两年多，根据本项目的发电记录，本项目至完整两年间的总上网电量为287,789.28MWh折合年发电量为143,894.64MWh（=287,789.28MWh÷2），低于本项目设计年上网电量146,994MWh。综上其他费用。根据可行性，维修费按固定资产2%计；电站定员30人，年运行成本的变化对本项目全投资IRR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19.84%，IRR才能达到8%。本项目运行成本为第可研编制单位根据当年物价和收入水平，参考行业基准并结合项目实际情况计算得出，数据合理可靠。且近年来国内的设备价格、材料价格等不断上涨15，本项目的年运行成本降低19.4是不可能的。要达到基准的收益率，含税电价需要上涨5.40%即0.611元/kWh。根据起执行的《国家发展委关于完善风力发电上网电价政策的14/2015- 15 /tjsj/ndsj/2014/indexch通知》（发改价格[2009196号），本项目所在地区（III类资源区）的含税上网电价为0.58元/kWh。国内发电项目的上网电价是由和地方规定的，不随市场变动。此外，根据起执行的《国家发展委关于适当调整陆上风电标杆上网电价》（发改价格[20143008号），第I类、II类、II类风力资源区的新建的风力发电项目的标杆上网电价每千瓦时下调2分钱，也就是说风力发电项目的上网电价呈现下降的趋势，因此含税电价大幅度上涨5.40不太可能。有而难以实施，因此本项目具有额外性。目额外性分析，因此不采用分析。步骤4：普遍性分采用“普遍性分析工具”（第03.1版）的步骤做如下的分第一步：计算拟议项目活动设计产出或容量的+/-50%围本项目的装机容量为69MW，因此±50%的装化范围34.5MW~103.5MW第二步：定义满足下列条件与拟议项目类似的项目（包括碳减排项目和非碳减排项目）：项目位于适用的地理区项目应用与拟议项目相对于技术转换项目，项目采用与拟议项目相同的能项目生产的产品或提供的服务与拟议项目在质量、性能及适用范围方面具有可比性；项目规模在第一步中计算的范围项目开始商业运行的时间在拟议项目文件或拟议项目开始日期之前，以较早的时间为准综合以上条件，与本项目有可比性质的项目需符合以下适用的地理区域：考虑到中国区域广阔，省与省之间地理学上的差异（比如，地理，气候，自然资源等）以及社会经济上的差异（比如规管架换为电能输出电力上网，因此只有风力发电项目才定义为本项目的类似项适用的开始时间：2002年电力行业具有标志性的一年，直属发电企业划分成五大发电和两大电网公司16，打破了电力市场，引入了竞争机制，在同年年底实行了“厂网分开、竞价上网”17。因此，2002年之前投产运行的上网发电项目不在对比分析之列。综上所述，本项目选择比较的项目类型 内所有的机容量在34.5MW~103.5MW的在2002年之后和 （本项目的开项目如下表所示序项目装机1小草湖风电场项2塔城玛依塔斯风电3华电小草湖二场一期工4博格达40.5MW风电场项5阿拉山口一期风电6哈密三塘湖一期风电场7托克逊白杨河风电49.5兆瓦一期项8华电布尔津城城南风电场一9哈密三塘湖二期风电场达坂城一期风吉木乃中广核一期风电中广核塔城玛依塔斯一期风电场项托克逊风电场托克逊风电场哈密十三间房风电场一期49.5兆瓦风电中广核托克逊风电场一期49.5兆瓦风电数据来源：中国风能、中国电力年鉴、CDM、中国清洁发展机制网、GS和信息以及中国自愿减排交 第三步：根据第二步识别出来的项目，排除已经的碳减排项目，或正在申请碳减排的项目，以及正在碳减排审定阶段的项目，剩下的项目归为al：根据中国风能、中国电力年鉴的数据以及CDM、中国清洁发展机制网、GS和VCS信息以及中国自愿减排交易等息， 2002年~年月日之间投产运营的装机容量为34.5MW~103.5MW的风力发电项目均已成功为减排机制项目或正在审定中1819，因此Nall=0。Ndiff鉴于Nall=0Ndiff0第五步：计算=1dif/all，表示所使用措施/技术与拟议项目活动类似，且提供与拟议项目活动相同产出或容量的类似项目的份额（措施/技术的普及率）。如果系数F大于02且all与diff的差值是大于3，在该适用地区，Nall=Ndiff=0，且Nall-因此本项目不具有普遍综上所述，本项目通过了额外性论证的所有步骤，具有充分的额基准线排放仅包括由项目活动替代的化石火电厂发电所产生的CO2厂和新建并网发电厂替产。基准线排放的计算如下BEyEGPJ,y*EFgrid,CM,其中

=在y年的基准线排放量=在y年，由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量EGPJ,yEGfacility,其中

EGPJ,EGfacility,

=在y年，由于自愿减排项目活动的实施所产生的净上网电量=在y年，发电厂/发电机组的净上网电量根据“电力系统排放因子计算工具”及国家发改委发布的《2014中国区域电网基准线排放因子》，项目所在的电网组合边际排放因子EFgrid,CM,y步骤1西北电网是一个区域电网，包括陕西省、省、青海省、步骤2情景1：只有包含并情景2：并网电厂和离网电厂都包含在内本项目属于第一种情景，即只包含并网电厂，因此采用情景1步骤3：选择电量边际（OM）“电力系统排放因子计算工具”（第040版）提供了4种计算电量边际)方法，由于东北区域电网的低成本/必须运行的资源在发电资源中的比例小于5%，按照国家发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》，计算电量边际排放因子（M）采用步骤3(a)“简单”方法中选项B，即根据电力系统中所有电厂的总净上网电量、类型及总消耗量计算。本项目grid,CM,y为事先确定，即：基于在提交用于审定的项目设计文件时可获得的3年发电数据的平均值，在计入期内没有要求被监测和重新计算排放因子。步骤4发电量平均的单位发电量CO2排放量（tCO2/MWh），不包括低运行成本/必须运行电厂/机组，可以通过以下方法来基于每一个电厂/机组的消耗量和供电量数据（选项A）；或基于服务于该电力系统的所有发电厂的供电量、种类和消耗量数据（选项）对本项目而言，电力系统中每一个电厂/机组的消耗量、供电量和平均发电效率数据不可得，所以，选项A不能采用；然而，电力系统中的供电量、种类和消耗量数据可得，而且，核电和可再生能源发电作为低量、种类和消耗量数据计算得到，不包括低成本/必须运行资源公式FCi,yNCVi,yEFCO2,i,EFgrid,OMsimple,yEFgrid,OMsimple,NCVi,EFCOi,

为第y年的简单电量边际CO2排放为第y年项目所在电力系统i的消耗量（质量或为第y年i的CO2排放因子 为第y年电力系统消耗的所有化石种类 为提交PDD时可获得数据的最近三年（事先计算另外，在电网存在净调入的情况下，采用调出电力电网的简单电量边际排放因子。M计算中供电量和消耗量的数据选择遵循了保守原则，计算过程详见国家发改委公布的《201中国区域电网基准线排放因子》。根据计算，EFgrid,OM,y0.9578步骤5根据“电力系统排放因子计算工具”，BM可按m个样本机组排放因子的发电量平均求得，公式如下：EGm,y*EFEL,m,mEFgrid,BM,ym

m,EFgrid,BM,EGm,

为第y年的容量边际排放因子为第my为第m个样本机组在第y年的排放因子（tCO2/ 为容量边际中的发电机 为发电数据可得的历份其中第m个机组的排放因子EFEL,m,y是根据“电力系统排放因子计算工具”的步骤4(a)中的简单OM中的选项A2计算。“电力系统排放因子计算工具”提供了计算 的两种选择在第一个计入期，基于PDD提交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数据更新；第三个计入期沿用第依据直至项目活动年止建造的机组、或者如果不能得到这些信息，则依据可得到的近年来建造机组的信息，在第一计入期内逐年事后更新M；在第二个计入期内按选择1）的方法事前计算M；第三个计入期沿用第二个计入期的排放因子。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容量，因此采用如下方法：首先，利用最近一年可得的能源平衡表数据，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；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，计算出对应于各电网的火电排放因子；最后，用此火电排放因子再乘具体步骤和公式如下子步骤5a，计算发电用固体、液体和气体对应的2排放量在总排放量中的。Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j,Coal,

iCOAL,i,

i,

EFCO,i,j,

22Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j, iOIL,22i,j,i,

i,

EFCO,i,j,

Fi,j,yNCVi,yEFCO2,i,j, iGAS,22

i,j

i,

EFCO,i,j,

FCi,j,NCVi,EFCOi,j,

为第j个省份在第y年的i消耗量（质量或体积单位，其中固定河液体为吨，气体为立方为i在第y年的净热值（固体和液体GJ/t，气体为为i的排放因子COALOIL 为机组样本脚 为可以获得的最近的发电量数据的年份子步骤5b，计算对应的火电排放EFThermal,yCoal,yEFCoal,Adv,yOil,yEFOil,Adv,yGas,yEFGas,Adv, EFCoalAdvyEFOilAdvyEFGasAdvy分别对应于商业化最优有效率的燃子步骤5c，计算电网的容量边际排放因子 CAPThermal,ygrid,BM, Thermal, CAPTotal,y为超过现有容量20%的新增容CAPThermal,y为新增火电容根据计算EFgrid,BM,y=0.4512步骤6：计算组合边际排放因子（EFgrid,CM,y组合边际排放因子是电量边际OM和容量边际BM的平均EFgrid,CM,yOMEFgrid,OM,yBMEFgrid,BM,其中OM和BM的权重各为75%和25%EFgrid,CM,y=0.9578*75%+0.4512*25%=0.8311

电发电项目，项目排放PEy=0。泄根据自愿减排项目方法学CM-001- (第一版)，本项目的泄漏排放不予综上所述，本项目减排量的计算方法ERyBEy其

为y年的减排量数据/参数单位描述第y年项目所接入的电网电量边际排放所使用数据的 所应用的数据骤统计数据评价-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所使用数据的 所应用的数据骤统计数据评价-数据/参数单位描述y年项目的组合边际排放因所使用数据的根据EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y平均计所应用的数据骤EFgrid,CM,yOMEFgrid,OM,yBMEFgrid,BM,其中OM和BM的权重各为75%数据计算基准评价-数据/参数单位-描述计算电网组合边际CM排放因子时电量边际（OM）排放因子的权所使用数据的电力系统排放因子计算工具 版所应用的数据证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤电力系统排放因子计算工具 版）的规数据评价-数据/参数单位-描述计算电网组合边际CM排放因子时容量边际（BM）排放因子的权所使用数据的电力系统排放因子计算工具 版所应用的数据证明数据选用的合理性或说明实际应用的测量方法和程序步骤电力系统排放因子计算工具 版）的规数据评价-根据B.6.1所述，基准线排放计算公式为BEyEGPJ,y*EFgrid,CM,电网排放因子EFgrid,CM,y计算如下：EFgrid,CM,yOMEFgrid,OM,yBMEFgrid,BM,对于风电项目，第一计入期内 和 的权重各为75%和25%，因EFgrid,CM,y 因此本项目预计年度基准线排放计算BEyEGPJ,y*EFgrid,CM,y=146,994×0.8311=122,166按年度区分，第一计入期内基准线排放计算结果如下表年2013419日-20131231201411日-201431201511日-201531201611日-201631201711日-201731201811日-201831201911日-201931202011日-202018总-根据方法学要求，项目泄漏LEy不予考虑本项目的预计年均减排量为ERyBEyPEy122,1660122,166tCO2e预估基准线排放量=103,500MWh×0.8311tCO2/MWh=86,018tCO221同理，202011日-2020418日期间预估基准线排放量=146,994×108÷365×0.8311tCO2/MWh=36,148tCO2年泄2013419日-2013123100201411日-2014123100201511日-2015123100201611日-2016123100201711日-2017123100201811日-2018123100201911日-2019123100202011日-20201800合00计入期时7年（包含首尾两天计入期内00数据/单位MWh/描述本项目y年净上所使用数据的110kV35k表数据值测量方法和程序EGfacility,y=EGexport,y-EGimport,y监测连续QA/QC程序上网电量和下网电量可通过购售电记录进数据计算基准评价-数据/单位MWh/描述本项目y年上网所使用数据的四个风场电网侧110kV变电站35kV进线侧的双数据值测量方法和程序监测连续QA/QC程序数据计算基准评价-数据/单位MWh/描述本项目y年的下所使用数据的四个风场电网侧110kV变电站35kV进线侧的双数据值0测量方法和程序监测连续QA/QC程序数据计算基准评价-本项目不涉及数据抽样，故不适为了确保项目产生的长期的温室气体减排量真实可信，计算完整、一1、项目监测运行管理组织架监测人员将根据需要，记录监测数据并存档；数据管理部门负责数据的审图B7- 组织结构2、监测设备和EGfacility,y是本项目监测的内容，而EGfacility,y将会根据上网电量EGexport,y和下网电量EGimport,y的差值计算得到。因此实际监测的对象为上网电量EGexport,y本项目上网电量y和下网电量y的监测为安装在四个风电场kV开关站出线侧（备表’）以及所接入的电网侧1V变电站V进线侧（主表4）的双向电能表，精度为S。的安装以及校准、运行管理都必须符合电力行业标准00《电能计量装置技本项目上网电量Gexport,y为四个风电场四块主表测得的上网电量之和；本项目下网电量iport,y为四个风电场四块主表测得的下网电量之和。本项目上网电量和下网电量的结算为安装在电网侧110kV变电站35kV进线侧的主表M1-M4，电量结算时已经考虑了输配电和升压损耗，本项目的计量装置的安装位置是科学合理的。M1’-M4’为备B7-1电量监测系统示3、数据记录和项目业主和电网公司每月进行电量结算并相互开具购售电凭证，本项目的上网结算电量将由电网公司根据共用结算的各项目发电量进行分摊计算得出，业主根据电网公司确定的电量向电网公司开具上网电量销售单证、项目运行日志和检定校验记录等主要文件。4、质量管理和质量控本项目活动采用符合国家电力行业标准的电能表来监测电量。所涉及的电量计量仪表装置的校准和测量将按照进行，校准频率为每年一当购售电协议双方的任何一方发现监测主表出现故障时，应通知另一方并共同进行与修理，故障期间的电量应以备表测量数据为准。若主表和备表同时出现故障，则电量应根据购售电合同中条款进行合理估算，但C部分 项目活动期限和减排计入2012815日（风电机组安装工程施工合同签订日期预计的项目活动运行20可更新计70月（2013419日-2020418日，包含首尾两天D部分.D.1.分根据国家有关环境保护的规定和要求，项目业主于202年5月委托环境保护技术咨询中心对本项目进行勘查，完成编制了本项目的报告表，并在获得了环境保护厅的（新价函[2012529号、新价函[201253号）。本项目的主要分析如下：1、大气分石方量。同时施工物料泥等的堆放、搬运，会产生扬尘，会对局部大气2、水分3打夯机、大型吊机，以及各种车辆等。施工期噪