CCER项目：青海鲁能格尔木多能互补工程50MW塔式光热发电项目

温室气体自愿减排项目设计文件——避免、减少排放类项目项目设计文件新鲁多能互补光热电站能源产业（可再生/不可再生资源）青海格尔木鲁能新能源有限公司青海格尔木鲁能新能源有限公司（CCER-01-001-V01）2020/9/23-2030/9/22112218.31tCO2e1A项目描述A.1项目目的和概述鲁能格尔木多能互补工程50MW塔式光热电站位于位于青海省海西州格尔木市，项目占地约6400亩，采用塔式熔盐太阳能热发电技术。工程新建1套聚光集热系统（由一座188米高吸热塔和4400个定日镜组成）、1套储热和蒸汽发生系统（12小时储热）、1套高温高压再热纯凝汽轮发电机系统以及其他辅助设施和1座110千伏升压站等。项目于2018年3月20日正式开工，2019年9月5日完成青海省电力工程质量监督中心站并网试运前质量监督检查，并完成青海省电力公司并网验收，2019年9月19日正式并网发电。本项目是利用可再生的太阳能资源发电，产生的电力将通过青海电网并入西北区域电网。本项目年上网电量179500MWh，将通过替代西北区域电网化石燃料发电的同等电量，从而减少温室气体排放。本项目预计在计入期内平均每年实现减排温室气体112218.31tCO2e，计入期内总减排量为1122183.1tCO2e。本项目所有者为青海格尔木鲁能新能源有限公司，由该公司投资建设和运营。青海格尔木鲁能新能源有限公司成立于2016年3月25日，注册地址为青海省格尔木市东出口光伏园区，主要经营范围包括风能、光伏、光热发电项目开发、设备维修等相关技术与咨询服务。本项目的开发建设属于我国能源产业发展的优先领域，在生产可再生能源电力的同时，还能从以下几方面促进当地可持续发展：（1）电厂建成后能够增加电力供应和提高当地的经济水平；（2）通过替代火电厂发电，减少温室气体和其他污染物的排放，环境效益显著；（3）在项目建设和运行期间，增加当地的就业机会；（4）促进光热发电产业发展，优化地区电力结构，增加新能源比重；（5）减少作为电力资源的化石燃料的消耗和CO2的排放。表A1.项目的相关文件签发单位文件名称文件编号2017年4月电力规划设计总院《海西州多能互补集成优化示范工程可行性研究报60-F16701K-A012017年7广州环发环保工程有《海西州多能互补集成优国环评证乙字2月限公司化示范项目环境影响报告表》第2854号2017年4海西州环境保护局《关于海西州多能互补集成优化示范工程环境影响报告表的批复》西环审【2017】2017年7青海省发展和改革委员会《青海省发展和改革委员会关于海西州多能互补集成优化示范工程项目核准的批复》青发改能源【2017】483号青海省能源局《青海省能源局关于海西州多能互补集成优化示范工程项目建设规模有关事项的复函》青能函【2017】98号2019年9/《光伏电站并网调度协议》QH-2019-09-007海西州人民政府《关于青海格尔木鲁能新能源有限公司海西州多能互补集成优化示范工程项目建设用地的批复》西政土函【2021】格尔木市自然资源局《中华人民共和国国有建设用地划拨决定书》6328012021-18/《新能源场站并网调度协SGQH0000DKBD23100992023年7国家能源局西北监管局《中华人民共和国电力业务许可证》I031216-00274A.2项目地点（地理位置）A.2.1省/直辖市/自治区，等青海省3A.2.2市/县/乡(镇)/村，等海西州格尔木市A.2.3项目地理位置本项目站址位于青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木市的境内，109国道的北侧、金属镁大道的东侧，同时西距格尔木市26km，东距大格勒乡约50km，北侧有两条110kV架空线。项目站址地形平坦、开阔，南高北低，自然地形坡度约2%，自然地面高程约在2790～2835m之间，地表覆盖风积砂，地表无植被，地貌为戈壁荒滩。项目的坐标范围为北纬36°23′40″东经95°12′54″，项目占地面积为3.688km2。图A.1本项目的位置A.3采用的技术和措施本项目采用塔式熔盐太阳能热发电技术，工业给水水源拟采用地下水，天然气采用罐车拉气。接入系统采用110kV出线1回，接入多能互补330kV汇集站的110kV侧。项目的工艺系统的组成部分包括：1套聚光集热系统（由一座188米高吸热塔和4400个定日镜组成）、1套储热和蒸汽发生系统（12小时储热）、1套高温高压再热纯凝汽轮发电机系统以及其他辅助设施和1座110千伏升压站等。其中汽轮机排汽冷却方式采用直接空冷。A.3.1聚光集热系统4聚光集热系统包含一个吸热器和由若干定日镜组成的镜场，吸热器位于吸热塔之上，接收从塔周围的镜场反射来的太阳能。定日镜包含安装在钢结构支撑系统上的反射镜，定日镜有两个方位角方向和高度方向的跟踪驱动。定日镜反射镜和传动系统安装在塔架底座上，底座提供支撑，下面是混泥土或结构钢基础。熔盐吸热器以熔盐作为吸热介质，在吸热器内携带走太阳辐射能量，存储于高温熔盐罐内，将能量收集起来。吸热器材质采用镍基合金，承受高热流密度同时避免高温应力开裂问题。吸热器及其附属系统的设计满足不低于有25年使用寿命的要求。表A.2聚光集热系统的主要技术参数主要技术参数单位数值定日镜厂家/Abengoa型号/ASUP1402.5反射镜外轮廓宽m12.96反射镜外轮廓高m10.95定日镜有效反射面积m2138.672单台定日镜子数量面定日镜反射率%94.8定日镜厚度mm3可靠率%94.8最大工作运行风速m/s14（3s，10m）生存风速m/s45（3s，10m）跟踪精度（AZ/EL）mrad3（总误差）驱动电机类型/液压驱动电机防护等级/驱动电机额定功率Kw0.37定日镜重量（含所有零米以上）Kg4654熔盐吸热器吸热塔高度/直径m165/11.55总反射面积m2610,156.8吸热器额定功率MWt280（25~100%负荷）℃290/565太阳倍数/2.5镜场效率%50.23年平均光热效率%42.65A.3.2储热与换热系统储热系统是克服太阳能时空不连续、不稳定性与动力装置相对稳定输出的关键系统，主要包括熔盐储罐、熔盐泵、电加热器等。本项目储热介质采用二元熔盐(60%NaNO,+40%KNO,)，总有效储热容量应不小于汽轮机等效额定工况出力12小时的热量。熔盐罐内应该设置必要的电加热器等附属设备，以防止罐内熔盐的凝结。熔盐泵及附属设备的设计选型必须满足系统各种运行工况的正常需要，同时振动、温度、噪声和外观等满足相关标准的要求。熔盐换热系统即蒸汽发生系统，高温熔盐与水通过蒸汽发生器逆流换热，产生过热蒸汽，进入汽轮机做功发电。本项目配置一套1X100%容量蒸汽发生系统设备，包括预热器、蒸发器(含汽包)、过热器和再热器。辅助系统包括:化盐系统、疏盐系统、电伴热系统。化盐系统需对固态二元盐进行熔化，同时对熔盐储罐进行预热，并完成熔盐初装工作。疏盐系统应能满足所有熔盐系统正常启停和紧急事故工况下的排放要求，保证不能出现局部积盐和熔盐凝结的事故。所有熔盐管道、阀门、仪表等均应配有电伴热。运行初期充盐前通过电伴热对熔盐管道、阀门、仪表的进行预热，正常运行阶段维持熔盐温度不低于安全值，保证不能出现熔盐凝结的事故。表A.3储热与换热系统的主要技术参数主要技术参数单位数值储热系统冷盐罐有效容积m38275热盐罐有效容积m38275储盐量t15516有效储盐量t12606熔盐裕量%16运行期补盐率%0储热系统平均热效率%97NaNO3/KNO2%60/40纯度%>99凝固点℃221温度上限℃624A.3.3汽轮发电机系统及附属设备项目装机方案为1x50MW，汽轮发电机组拟采用高温超高压纯凝空冷型式，主机采用直接空冷方式，辅机采用机力通风冷却方式。发电单元热力系统主要包括吸热系统、储热系统、蒸汽发生系统、主蒸汽系统、给水系统、除氧抽汽系统、回热加热系统、凝结水系统、疏水系统、辅助蒸汽系统、冷却水系统、排汽装置有关管道及抽真空系统等。表A.4采用发电机组的主要技术参数主要技术参数单位数值光热发电机组台1发电机型号/SGen5-100A-2P092-26M07额定容量MVA68.75额定功率MW功率因数/0.95~-0.95额定转速r/min3000额定电压kV额定频率Hz发电单元热力系统100%电动给水泵台2100%容量凝结水泵台2100%容量的辅机冷却水泵台2A.4项目及减排量的唯一性声明7本项目没有申请除CCER以外其他任何的国际或国内减排机制，项目及减排量唯一，特此声明。8B基准线和监测方法学的应用B.1采用的方法学本项目采用《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》，该方法学引用了下列列文件或其中的条款：GB17167用能单位能源计量器具配备和管理通则GB/T21446用标准孔板流量计测量天然气流量JJG596电子式交流电能表检定规程JJG640差压式流量计检定规程DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T1664电能计量装置现场检验规程B.2采用方法学的适用性《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》的适用性条件为：本文件适用于独立的并网光热发电项目，或者“光热+”一体化项目中的并网光热发电部分，且并网光热发电部分的上网电量应可单独计量。项目应符合法律、法规要求，符合行业发展政策。本项目情况为：1.项目业主青海格尔木鲁能新能源有限公司于2019年9月19日和2022年12月30日与国网青海省电力公司签署《光伏电站并网调度协议》，实现本项目发电量上网，并网示意图如图B.2所示：图B.2项目并网示意图92.本项目于2017年4月12日取得海西州环境保护局《关于海西州多能互补集成优化示范工程环境影响报告表的批复》西环审【2017】36号，2017年7月21日取得青海省发展和改革委员会《青海省发展和改革委员会关于海西州多能互补集成优化示范工程项目核准的批复》青发改能源【2017】483号，2017年12月28日取得青海省能源局《青海省能源局关于海西州多能互补集成优化示范工程项目建设规模有关事项的复函》青能函【2017】98号，2021年12月1日取得海西州人民政府《关于青海格尔木鲁能新能源有限公司海西州多能互补集成优化示范工程项目建设用地的批复》西政土函【2021】33号，2023年7月12日取得国家能源局西北监管局《中华人民共和国电力业务许可证》I031216-00274。本项目符合法律、法规要求，符合行业发展政策；因此，本项目适用于《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》。B.3项目边界本项目接入西北区域电网，替代西北区域电网的部分电力，根据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》，本项目边界包括项目发电及配套设施，以及本项目所在西北区域电网中的所有发电设施。本项目边界内排放源以及主要的温室气体种类如表B.2。表B.2项目边界内排放源以及主要的温室气体种类排放源温室气体种类是否包含说明理由/解释基准线情景项目替代的所在西北区域电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）发电产生的排放CO2是主要排放源CH4否则，不计此项N2O否则，不计此项项目情景项目防凝导致的化石燃料消耗产 生的排放CO2是主要排放源CH4否次要排放源，忽略不计N2O否次要排放源，忽略不计项目运维电力消CO2是主要排放源耗产生的排放CH4否次要排放源，忽略不计N2O否次要排放源，忽略不计项目运维车辆使用化石燃料产生 的排放CO2是排放量小，为降低项目实施和管理成本，计为0CH4否次要排放源，忽略不计N2O否次要排放源，忽略不计本项目的边界如图：图B.2项目边界图B.4基准线情景的识别和描述本项目并入西北区域电网，根据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》，本项目的基准线情景为：上网电量由西北区域电网的其他并网发电厂（包括可能的新建发电厂）进行替代生产的情景。B.5额外性论证为实现长时间储能和稳定供能，并网光热发电项目能量转换环节多，投资建设成本及后期运维成本高。同时，由于并网光热发电项目仍处于产业发展初期，存在因技术和投资风险带来的融资障碍。本项目符合《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》适用性条件，其额外性免于论证。B.6减排量计算B.6.1计算方法的说明基准线排放量计算依据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》第6.3章节，基准线排放量按照公式（1）计算：式中：BEy——第y年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2EGPJ,y——第y年的项目净上网电量，单位为兆瓦时（MW·h）；EFgrid,CM,y——第y年的项目所在区域电网的组合边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（tCO2/MW·h）。项目第y年净上网电量EGPJ,y按照公式（2）计算：EGPJ,y=EGexport,y—EGimport,y（2）式中：EGPJ,y——第y年的项目净上网电量，单位为兆瓦时（MW·h）；EGexport,y——第y年的项目输送至区域电网的上网电量，单位为兆瓦时（MW·hEGimport,y——第y年的区域电网输送至项目的下网电量，单位为兆瓦时（MW·h）。项目第y年所在区域电网的组合边际排放因子EFgrid,CM,y按照公式（3）计算：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×WOM+EFgrid,BM,y×WBM（3）式中：EFgrid,CM,y——第y年的项目所在区域电网的组合边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（tCO2/W·h）；EFgrid,OM,y——第y年的项目所在区域电网的电量边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（tCO2/MW·h）；EFgrid,BM,y——第y年的项目所在区域电网的容量边际排放因子，单位为吨二氧化碳每兆瓦时（tCO2/MW·h）；OM——电量边际排放因子的权重；BM——容量边际排放因子的权重。项目排放量计算依据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》第6.4章节，本项目的排放量主要来自于项目防凝导致的化石燃料消耗产生的排放、项目运维电力消耗产生的排放、项目运维车辆使用化石燃料产生的排放。根据《海西州多能互补集成优化示范工程可行性研究报告》，项目防凝采用的是电伴热系统，不涉及化石燃料燃烧。另外，根据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》中表1项目边界内选择或不选择的温室气体种类以及排放源，项目运维车辆使用化石燃料产生的排放量小，为降低项目实施和管理成本，计为0。因此第y年排放量PEy=0。项目泄露计算依据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》第6.5章节，本项目有可能导致上游部门在开采、加工、运输等环节中使用化石燃料等情形，与项目减排量相比，其泄漏较小，忽略不计。项目减排量计算依据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》第6.6章节，项目减排量按照公式（4）核算：ERy=BEy—PEy（4）式中：ERy——第y年的项目减排量，单位为吨二氧化碳（tCO2BEy——第y年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2PEy——第y年的项目排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）。B.6.2项目设计阶段确定的参数和数据项目设计阶段需确定的参数和数据的技术内容和确定方法见表B.3和表B.4。表B.3ωOM的技术内容和确定方法数据/参数名称OM应用的公式编号数据描述电量边际排放因子权重数据单位无量纲数据来源采用方法学章节7.1表2数值0.5数值的合理性数值来源为《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》默认值，数值合理数据用途计算基准线排放（预先估算、项目实施后核算）备注/表B.4ωBM的技术内容和确定方法数据/参数名称BM应用的公式编号数据描述容量边际排放因子权重数据单位无量纲数据来源采用方法学章节7.1表3数值0.5数值的合理性数值来源为《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》默认值，数值合理数据用途计算基准线排放（预先估算、项目实施后核算）备注/B.6.3减排量估算按照本项目设计文件B.6.1部分描述，yyyBEy=EGPJ,y×EFgrid,CM,y本项目的年上网电量：EGPJ,y=179,500MWh。按照国家气候战略中心公布的《2020年减排项目中国区域电网基准线排放因子》，本项目所在西北区域2020年电网的组合边际排放因子为：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×。OM+EFgr=0.8878×0.5+0.4536×0.5=0.6707tCO2/MWh2020年9月23日至2020年12月31日，项目上网电量约为：44875MWh。项目基准线排放为：BEy=44875MWh×0.6707tCO2/MWh=30097.66tCO2。项目排放：PEy=0。本项目2020年的减排量:ERy=BEy-PEy=30097.66-0=30097.66tCO2按照国家气候战略中心公布的《2021年减排项目中国区域电网基准线排放因子》，本项目所在西北区域2021年电网的组合边际排放因子为：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×。OM+EFgr=0.8995×0.5+0.5105×0.5=0.705tCO2/MWh项目基准线排放为：BEy=179,500MWh×0.705tCO2/MWh=126,547.5tCO2。项目排放：PEy=0。本项目2021年的减排量:ERy=BEy-PEy=126,547.5-0=126,547.5tCO2按照国家气候战略中心公布的《2022年减排项目中国区域电网基准线排放因子》，本项目所在西北区域2022年电网的组合边际排放因子为：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×。OM+EFgr=0.9104×0.5+0.4343×0.5=0.67235tCO2/MWh项目基准线排放为：BEy=179,500MWh×0.67235tCO2/MWh=120,686.83tCO2。项目排放：PEy=0。本项目2022年的减排量:ERy=BEy-PEy=120,686.83-0=120,686.83tCO2按照国家气候战略中心公布的《2023年减排项目中国区域电网基准线排放因子》，本项目所在西北区域2023年电网的组合边际排放因子为：EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×。OM+EFgr=0.9014×0.5+0.3795×0.5=0.630550tCO2/MWh项目基准线排放为：BEy=179,500MWh×0.630550tCO2/MWh=113,183.73tCO2。项目排放：PEy=0。本项目2023年的减排量:ERy=BEy-PEy=120,686.83-0=113,183.73tCO2B.6.4减排量估算汇总表B.5预先估算的项目减排量年份基准线排放项目排放泄漏减排量30097.660/30097.66126,547.50/126,547.5120,686.830/120,686.83113,183.730/113,183.73113,183.730/113,183.73113,183.730/113,183.73113,183.730/113,183.73113,183.730/113,183.73113,183.730/113,183.73113,183.730/113,183.7375,455.820/75,455.82合计1122183.1420/1122183.142计入期年数计入期内年均值112218.310/112218.31B.7监测计划B.7.1需要监测的参数表B.6EGexport,y的技术内容和确定方法数据/参数名称EGexport,y应用的公式编号数据描述第y年的项目输送至西北区域电网的上网电量数据单位数据来源采用电能表监测数据或上网电量结算单，若上述数据出现差异，优先采用较小数据，保证项目的保守性。在项目设计阶段估算减排量时，采用微观选址专题报告预估数据。数值179,500监测仪表电能表M2监测点要求采用在并网协议中明确的发电表、上网计量点主变1107开关处的电能表进行监测，配主、副电表各一块监测仪表要求电能表符合《电能计量装置配置规范》（DB32/991-2007）和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2016）的要求，电能表准确度等级为0.2S，每年校准一次。监测程序与方法要求详见方法学7.3相关内容监测频次与记录要求连续监测，至少每月记录一次质量保证/质量控制程序要求按照方法学中要求每年对电能表进行校准维护。电能表上网读数记录与上网电量结算凭证进行交叉核对，以确保数据记录的准确性和完整性。若出现数据缺失或异常情况，遵循保守性原则处理。数据用途计算基准线排放（预先估算、项目实施后核算）备注/表B.7EGimport,y的技术内容和确定方法数据/参数名称EGimport,y应用的公式编号数据描述第y年的西北区域电网输送至项目的下网电量数据单位数据来源使用电能表监测获得数值/监测仪表电能表M1和M2监测点要求采用在并网协议中明确的发电表、上网计量点主变1107开关处的电能表进行监测，配主、副电表各一块监测仪表要求电能表符合《电能计量装置配置规范》（DB32/991-2007）和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2016）的要求,电能表准确度等级为0.2S，每年校准一次监测程序与方法要求详见方法学7.3相关内容监测频次与记录要求连续监测，至少每月记录一次质量保证/质量控制程序要求按照方法学中要求每年对电能表进行校准维护。电能表下网读数记录应与下网电量结算凭证进行交叉核对，以确保数据记录的准确性和完整性。若出现数据缺失或异常情况，遵循保守性原则处数据用途计算基准线排放（项目实施后核算）备注/表B.8EFgrid,OM,y的技术内容和确定方法数据/参数名称EFgrid,OM,y应用的公式编号数据描述第y年的项目所在区域电网的电量边际排放因子数据单位数据来源采用国家气候战略中心公布的《2021年减排项目中国区域电网基准线排放因子》西北区域电网的电量边际排放因子。在审定与核查机构通过全国温室气体自愿减排注册登记系统上传减排量核查报告时，尚未公布当年度数据的，采用最近年份的可获得数据。数值0.8995数据用途计算基准线排放（项目实施后核算）备注/表B.9EFgrid,BM,y的技术内容和确定方法数据/参数名称EFgrid,BM,y应用的公式编号数据描述第y年的项目所在区域电网的容量边际排放因子数据单位数据来源采用国家气候战略中心公布的《2021年减排项目中国区域电网基准线排放因子》西北区域电网的容量边际排放因子。在审定与核查机构通过全国温室气体自愿减排注册登记系统上传减排量核查报告时，尚未公布当年度数据的，采用最近年份的可获得数据。数值0.5105数据用途计算基准线排放（项目实施后核算）备注/B.7.2数据抽样方案不涉及。B.7.3监测计划的其他内容根据《温室气体自愿减排项目方法学并网光热发电（CCER—01—001—V01）》7.3部分项目实施及监测的数据管理要求，制定本项目监测方案，旨在为本项目的监测提供高效的监测程序和方法，建立有效的内部管理制度和质量保障体系，以确保监测参数和数据的质量。1.监测内容（a）项目减排量核算参数：按照B.7.1的要求，对项目减排量核算相关参数进行监测；（b）项目电量结算情况：根据项目并网协议或购售电相关协议，对项目上网电量、下网电量对应的财务结算数据进行监测；（c）项目计量装置性能：对项目计量装置的主要性能进行监测，包括准确度、故障率、维修次数、更换情况等；（d）项目设备运行性能：对发电设备的主要性能进行监测，包括设备利用率、故障率、维修次数等；2.组织形式和职责分工项目业主协同相关业务部门，设置专门的CCER项目监测工作组，开展本项目监测工作。工作组的职责范围包括：数据的采集与核实，数据的统计与分析，数据的存储与归档，及时汇报和协调处理异常情况，定期出具数据监测报告，确保项目监测参数和数据的质量，保障项目减排量签发。项目监测工作组负责人由项目业主公司高级管理人员担任，负责统一协调项目的监测管理工作，处理异常情况，审批项目监测数据统计分析报告和减排量核算报告。负责人下设两名助理，统计管理岗和技术管理岗，统计管理岗负责按项目监测要求，协同和归集公司电量监测、电量结算、表计维护、设备运维等相关业务岗的监测数据，进行交叉核对，编制数据统计分析报告；技术管理岗负责监测技术支持和培训，跟踪区域电网排放因子更新，监督项目监测工作是否符合监测要求，及时报告和处理异常情况，复核项目监测数据统计分析报告，核算和报告项目当期减排量。组织结构如下图所示：图B.3CCER监测工作组织结构图3.电能表与计量装置的检定、校准要求项目使用的电能表在安装前应由国家法定计量检定机构或获得计量授权的计量技术机构按照JJG596等相关规程的要求进行检定。在电能表使用期间，应委托具备CNAS或CMA资质的第三方计量技术机构，按照DL/T1664等相关标准和规程的要求每年对电能表进行校准，并且出具报告。已安装的电能表出现以下情形时，应委托具备CNAS或CMA资质的第三方计量技术机构在30天内对电能表进行校准，必要时更换新电能表，以确保监测数据的准确性：a）主表、备表的误差超出电能表的准确度范围；b）零部件故障问题导致电能表不能正常使用。电能表出现未校准、延迟校准或者准确度超过规定要求情形时，应对该时间段内的电量数据采用如下措施进行保守性处理：a）上网电量的处理方式：——及时校准、但准确度超过规定要求：计量结果×（1-实际基本误差的绝对值）；——未校准：计量结果×（1-准确度等级对应的最大允许误差）；——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。b）下网电量的处理方式：——及时校准、但准确度超过规定要求：计量结果×（1+实际基本误差的绝对值）；——未校准：计量结果×（1+准确度等级对应的最大允许误差）；——延迟校准：延迟的时间段内按未校准情形处理。本项目的上网电量通过安装在发电表、上网计量点主变1107的双向电表M1、M2测量，连续读取数据，电表的精度为0.2S。本项目监测结算电能计量点示意图如下：图B.4电能计量点示意图4.监测程序、质量保证与控制程序项目上网电量、下网电量通过相应电能表进行持续监测。电量监测岗定期进行抄表记录，并将记录报表报送统计管理岗。电量结算岗依据并网协议或购售电相关协议定期进行上网电量和下网电量结算，并将结算凭证报送统计管理岗。设备运维岗依照设备运维规程开展项目设备的运行检查维护，并将项目设备运维记录报送统计管理岗。表计维护岗依照检定和校准要求对电能表与计量装置进行检查维护，发现问题及时报告和处理，定期协调具备相应资质的机构对表计进行检定校准，并将表计的维护记录、检定和校准报告报送统计管理岗。统计管理岗及时整理电量记录报表数据，确认电量计量在电能表检定校准有效期内，确认电量数据与设备运维记录情况一致，并与电量结算凭证数据进行交叉核对，发现问题及时报告和处理，每月编制电量数据统计分析报告，并将电量数据统计分析报告和对应数据资料报送技术管理岗和CCER项目监测工作组负责人。技术管理岗对电量数据统计分析报告和对应数据资料进行内部技术复核，发现问题及时报告和处理，根据当期适用的区域电网排放因子，核算项目当期减排量，并报送CCER项目监测工作组负责人。CCER项目监测工作组负责人对报告电量数据统计分析报告和减排量核算报告进行审批。项目业主通过培训考核或职业资格认定等方式，确保各岗位人员具备项目监测工作需要的知识和技能。5.数据管理与归档要求对于收集到的监测数据，应建立数据、信息等原始记录和台账管理制度，妥善保管监测数据、电量结算凭证，以及计量装置的检定、校准相关报告和维护记录。台账应明确数据来源、数据获取时间及填报台账的相关责任人等信息。项目设计和实施阶段产生的所有数据、信息均应电子存档，在项目最后一期减排量登记后至少保存10年，确保相关数据可被追溯。应建立数据内部审核制度，定期对监测数据进行审核，电能表读数记录应与电量结算凭证进行数据交叉核对，确保数据记录的准确性、完整性符合要求。C项目开工日期，计入期类型和活动期限C.1项目的开工日期根据项目开工证明材料,本项目开工日期为2018年3月20日。C.2预计的项目寿命期限项目寿命期限的开始时间为项目并网发电日期。项目寿命期限的结束时间应在项目正式退役之前。根据《电力业务许可证》，本项目光热发电机组投产时间是2018年12月25日，机组设计寿命为25年。本项目预计的寿命期限为2018年-2043年。C.3项目计入期根据《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》，可根据项目寿命期限自行确定计入期期限，避免、减少排放类项目计入期最长一般不超过10年。计入期开始时间应当在2020年9月22日之后，且不得早于项目开工日期。本项目计入期为2020年9月23日-2030年9月22日，符合《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》对于项目计入期的要求。D环境影响和可持续发展D.1环境影响和可持续发展分析D.1.1环境影响2017年4月12日，本项目获得《海西州环境局关于青海海西多能互补集成化示范项目环境影响报告书的批复》（西环审[2017]36号）。根据项目的《环境影响评价报告书》，对本项目可能引起的环境影响以及相应处理措施分析如下：1.施工期生态环境影响分析施工过程中人为活动对戈壁滩的植被、土壤有不同程度的影响。项目建设对评价区生态环境的主要影响因素详见表D.1表D.1生态环境影响因素评价时段工程行为影响因素施工期土石方挖填破坏土壤、植被；引发水土流失；影响自然景观施工永久占地破坏植被、土壤，占地施工临时占地占压植被，影响植被生长施工噪声惊扰动物（1）工程占地影响本工程占地分两部分，分别是临时占地和永久占地。依据可研报告，本项目施工区临时占地4600m2，主要包括施工营地、施工材料堆放场地、混凝土拌合场地等。施工临时占地对地表植被有一定的不利影响，且会增加水土流失和影响景观，但这种影响是短暂的，破坏性较小，随着施工过程的结束，受到影响的植被将逐步恢复，但由于自然条件限制，植被的恢复期较长，需要采取必要的人工恢复措施。永久占地约447000m2，主要是光伏发电区、管理区，全都占用植被稀疏的戈壁，占地使该区域内植被分布面积更少，生物量也相应下降，对生态环境产生一定不利影响。（2）水土流失影响分析本项目施工期对土壤、植被的影响主要包括：一是施工开挖和回填破坏土壤原有结构，影响土壤发育；二是施工过程中，因车辆碾压、取土等破坏地表土层结构，使得下层土壤裸露。拟建项目所在地大风天气较多，易引起风蚀对土壤造成破坏作用，使土壤沙化；三是破坏原有植被，使厂址区域自然植被覆盖度降低。本区以风蚀为主，水土流失主要表现在施工期。施工过程中扰动原地貌面积为4600m2，可能造成的水土流失量分为两部分：一是施工过程中损坏原地貌植被，降低土壤抗蚀性和边坡稳定性而增加间接水土流失量；二是挖方堆放增加的直接水土流失量。本工程建设可能发生水土流失总量为1806.4t，新增水土流失量为677.4t。（3）对植被土壤的影响分析本项目所在地土壤类型主要以灰棕漠土为主，植被类型主要是戈壁。该区域地表植被覆盖率较低，项目占用土地面积较大，虽然占地范围内地表植被稀疏，但对当地的水土流失防治和风沙防治还是起到了一定防治作用，项目发电组件的安装、生活设施的建设势必破坏地表植被，加剧水土流失；电站发电组件基础和生活设施基础的开挖，会对土壤结构产生一定的破坏，仅局限在一定的范围内，不会产生污染。（4）对野生动物的影响分析拟建项目施工期对野生动物的影响主要是噪声影响。施工期噪声源主要为各种施工机械，主要包括推土机、混凝土搅拌机、振捣器、载重汽车等。据现场调查知，场址所在地仅有少量啮齿类动物和爬行类动物及昆虫等。其中以啮齿类动物的鼠类、爬行动物的蜥蜴类数量最多。各噪声源产生的噪声经过距离衰减，到达距离声源200m处时，已接近背景值，对声环境影响很小。且随着施工期的结束，噪声对野生动物的影响将随之结束。（5）输电线路建设对生态环境的影响分析本项目输电线路长度约150m，采用杆塔架空建设，杆塔运输车辆会碾压地表植被，使地表植被覆盖率降低；杆塔基础开挖会破坏原有土壤结构。基础挖方在大风天气会产生一定的水土流失。2.运营期生态环境影响分析项目运营期间场地及道路均已平整压实，场地内安装有大面积的大阳能光伏板，修建了厂内管理道路，对地表的扰动基本结束，生态环境逐步恢复的过程。3.施工期生态环境保护与恢复措施本项目主要的生态防治措施为植被恢复、场地绿化以及文明施工，控制施工车辆和人员的活动范围，减少对周