CCER项目：福能海峡公司长乐外海海上风电场C区496兆瓦海上风电项目

项目所属行业领域类别1能源产业(可再生/不可再生资源)项目所属行业领域类别1能源产业(可再生/不可再生资源)项目名称福能海峡公司长乐外海海上风电场C区496兆瓦海上风电项目项目设计文件版本项目设计文件完成日期申请项目登记的项目业主项目所有者所选择的方法学及版本计入期起止时间预计的温室气体年均减排量福建省福能海峡发电有限公司1.0版ov项目设计文件版本项目设计文件完成日期申请项目登记的项目业主项目所有者所选择的方法学及版本计入期起止时间预计的温室气体年均减排量福建省福能海峡发电有限公司1.0版ov福建省福能海峡发电有限公司A项目描述A.1.1项目活动的目的福能海峡公司长乐外海海上风电场C区496兆瓦海上风电项目(以下简称“本项目”)采用无污染、零排放的风力发电技术，在福建省福州市长乐区外2018年12月31日，本项目取得福建省发改委的核准批复(附件3-1),批复建设规模为2020年9月12日，项目业主根据项目实际情况将项目建设规模变更为496MW,变更后小于498MW的核准规模，符合《关于规范风电项目减少规模变更的通知》(闽发改能源(2017)备，并持原核准文件办理了项目接入电网、发电业务许可、并网调度(购售电)协议签订等事项等。”本项目完成规模变更的报备(闽发改能源(2017)208号文件详见附件3-2、本项目规模变更报备文件详见附件3-3)。《长乐C区海上风电场桩基础及海缆路由冲淤调查项目海缆路由成果报告》,浙江华东测绘与工程安全技术有限公司，20232安装工程”(以下简称“陆上集控站”)开工建设，为长乐外海海上风电场C区项目最早动工的建设工程，标志着长乐外海海上风电场C区项目正式进入施工阶段(附件3-4)。2021年10月20日，本项目首台风机实现并网发电(附件3-5);11月2日，与国网福建省电力公司签订并网调度协议(附件3-6);12月10日，取得电力业务许可证(附件3-7);12月27日，实现全部机组并网发电。项目实际建成总装机容量为496MW,共C区项目可行性研究报告》(附件3-1)数据，设计年平均上网电量为1,739,153MW·h,年均等(1)推动福建沿海风能资源的开发利用，降低地区对传统能源的依赖，推动当地能源结构万千瓦，助力福建省清洁能源装机容量比重首次超过60%,达到60.3%。²(3)本项目施工期、运营期增加了当地的就业岗位，提高了居民收入水平，并因此改善其生活质量。A.1.3项目的相关批复情况本项目于2018年12月31日获得福建省发展改革委员会核准批复(闽发改网能源函(2018)214号),环境影响评价报告书于2020年8月27日获得福州市长乐生态环境局批复(长环评(2020)71号),竣工环境保护设施于2023年10月26日通过福州市长乐生态环境局验收(榕长环保验(2023)1号)。项目的相关批复情况见表A.1: 3引用自《长乐外海海上风电场C区项目可行性研究报告》,2019年9月。3审批单位批复文号/编号批复时间1乐外海海上风电C区项目用海的预审意见福州市海洋与渔业局榕海审查(2018)11号2018年12月17日2目核准的批复福建省发展和改革委员会闽发改网能源函(2018)214号2018年12月31日3《长乐外海海上风电场C区项日陆上集控中心(输变电工见福州市生态环境局榕环保评(2020)1号2020年1月8日4陆上集控中心开工令限公司、浙江华东工程咨询有限公司(监理)2020年5月13日5区项目海洋环境影响报告书》的审批意见环境局长环评(2020)71号2020年8月27日6福建福能股份有限公司福能股份企(2020)213号2020年9月11日7于长乐外海海上风电场C区项日用海的预审意见和规划局榕自然海预(2021)0001号2021年1月15日8国网福建省电力有限公司、福建省福能海峡发电有限公司f2021年11月2日9长乐外海海上风电场C区项目陆上集控中心(输变电工程)自主验收f2022年3月4日电力业务许可证2022年3月25日不动产权证书(陆上集控站)和规划局2022年4月26日区项目生态修复水生生物增殖放流实施方案》的复函业局长海渔函(2022)9号2022年5月10日长乐外海海上风电场C区项目报告备案函业局/2023年9月1日福建省人民政府关于长乐外批复闽政海域(2023)32号2023年10月23日关于长乐外海海上风电场C区项目海洋工程环保设施竣工验收意见的函环境局2023年10月26日不动产权证书(海域使用权)2023年11月6日4A.2项目地点(地理位置)福建省A.2.2(市/县/乡(镇)/村，等福州市长乐区A.2.3项目地理位置本项目位于福建省福州市长乐区东部沿海，东濒台湾海峡，西与福州市长乐区松下镇毗邻。项目位于长乐区外海海域，风机机位及海上升压站区域水深在31～45m之间，场址中心离岸距离约40km。项目坐标北纬：25°48′19.836”;东经：119°58′53.006”,本项目各风机、海上升压站及陆上集控站的坐标详见表A.2。项目地理位置示意图见图A-1;风机布置图见图A-2。标25°50'14.884835”25°51'04.746819”120°01'00.146758”25°49'17.486947”120°01'23.542826”25°49'16.093684”25°51'02.022459”25°51'00.557306”25°49'13.403759”25°49'12.800722”25°49'10.727465”25°52'03.821629”25°49'09.338783”25°49'08.044592”12001'44.833210”25°52'01.450702”120°02'07.678976”25°49'05.296445”25°51'58.392916”25°49'04.007056”25°52'04.463335”120°01'01.009633”25°49'00.913366”25°50'35.280198”119°57'21.826009”25°51'09.953199”25°50'48.065452”11957'45.098914”25°50'13.801050”25°5100.922776”119°58'32.305284”525°50'11.104717”25°50'09.765219”119°59'29.103701”25°50'08.403877”119°59'52.481971”25°52'07.659426”120°00'16.064763”12000'33.401596”25°50'05.705158”120°00'39.262234”25°52'34.270499”12000'57.376616”25°50'04.332315”120°01'02.753884”25°50'02.856053”12001'26.469496”25°50'01.602748”120°01'49.673072”25°53'14.208625”120°02'09.943408”25°50'00.329384”120°02'13.083078”25°53'27.558019”120°02'34.090938”25°51'08.798106”119°59'49.997891”119°57'37.571503”25°51'07.382544”12000'13.273374”陆上集控站119°36'59.38004”6中网市明市B在山德化射山市②永吞县福建省e再e为画候县为想想镇a德a福洁市o地上黄第田市市市方口平三区◎没K政中必此就共1:14000图A-1项目地理位置图7国e"a29°530*50°1930°*9o*9N国e"a甄Srr8%%s030下030下""化"""化"生raeh%乡2a8接风机及风机与海上升压站之间的35kV(118.7km)海底电缆以及升压站与陆上集控站之间的风机规格制造商东方电气上海电气产品型号数量(台)风轮风轮直径(m)扫风面积(m²)切入风速(m/s)33切出风速(m/s)额定风速(m/s)转速(rpm)叶片单根长度(m)发电机额定功率(kW)额定电压(V)额定电流(A)功率因数绝缘等级FF变流器视在功率(kVA)额定功率(kW)额定输出电压(V)额定输出电流(A)9塔架轮毂高度(m)/设计使用寿命(年)本项目建设一座海上升压站，布置在风电场西南侧海域。海上升压变电站包括基础和上部平台两部分，选用导管架平台结构形式。全场集电线路采用分段串接汇流接线方式，集电线路通过35kV海底电缆接入海上升压变电站，升压至220kV。在海上升压站后，再经220kV海底电缆接入220kV陆上集控站，电能汇流后再以220kV线路接入500kV东台变，输送至福建省电网，最终并入华东电网。本项目配套建设一座陆上集控站，布置在福州市长乐区松下镇首祉村南侧。本项目电量监测仪表均安装在项目陆上集控站内。上网电量通过项目陆上集控站的220kV#1主变一母线联络I路213开关关口、#2主变一母线联络Ⅱ路214开关关口作为计量点。220kV东龙线211开关关口、龙首线212开关关口作为计量点配合线损计算。下网电量通过项目陆上集控站的220kV#1主变一母线联络I路213开关关口、#2主变一母线东龙线211开关关口、龙首线212开关关口作为计量点配合线损计算。根据国家能源局《进一步做好可再生能源发电项目建档立卡有关工作》要求，本项目已在国家能源局可再生能源绿色电力证书机制下建档立卡(编号：PWS1812350182002A)。本项目未申请绿色电力，且未在其他减排机制下同时登记，也不属于在本机制下已注销的或登记后计入期满的项目。项目业主承诺对本项目及减排量的唯一性、对所提供材料真实性、完整性和有效性负责(附件3-10)。同时项目业主承诺，本项目计入期时段内的可再生能源发电量不参与绿证(绿电)交易(附件3-11)。B.1采用的方法学该方法学中引用文件包括：电子式交流电能表检定规程(JJG596-2012);电能计量装置技术管理规程(DL/T448-2016);电能计量装置现场检验规程(DL/T1664-2016)。B.2采用方法学的适用性海上风力发电》(CCER-01-002-V01)中规方法学中的适用条件1本文件适用于离岸深大于30米的并网海上风力发电项目经《并网调度协议》(附件3-6)确认接入福建电网，最终并入华东电网；根据具备测绘资质的单位出具的《长乐C区海上风电场桩基础及2项目应符合法律法规要求(详见前文表A.1)。3项目应符合产业发展政策华东电网(华东电网包括：上海市、浙江省、江苏省、安徽省、福建省电网)。基准线情景项目替代的所在区并网发电厂(包括可能的新建发电厂)发电产生的排放是主要排放源否原则不计此项否则不计此项项目情景维船舶和车辆使用放是施和管理成本，计为0否次要排放源，忽略不计否次要排放源，忽略不计风机卫变37*8MWOk松港线华东电网3主变T图B-1项目边界图根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),本项目上网电量由华东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。根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),并网海上风力发电项目受海洋环境复杂、关键设备依赖进口等因素影响，建设成本远高于同等规模的陆上风力发电项目。并网海上风力发电是可再生能源发电的前沿领域，相关技术专业性、创新性强。海上风力发电场运行维护工作量远高于同等规模陆上风力发电场，对技术人员和设备的数量、施工和管理能力提出了更高要求，并网海上风力发电项目普遍存在技术障碍。符合并网海上风力发电方法学适用条件的项目，其额外性免予论证。本项目符合《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01)适用条件，因此，本项目额外性免予论证。B.6.1计算方法的说明根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),通过以下步骤计算项目减排：B.6.1.1项目排放量计算PEy根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),并网海上风力发电项目的排放量主要来自备用发电机、运维船舶和车辆使用化石燃料产生的排放，但考虑到其排放量小，为降低项目实施和管理成本，直接计为0。项目第y年排放量PE,=0。B.6.1.2项目泄漏计算根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),并网海上风力发电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。B.6.1.3基准线排放量计算BE,根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),本项按照公式(1)计算：BEy=EGPRJy×EFgriad,CMy(1)BE,—第y年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳(tCO₂);项目第y年净上网电量，按照公式(2)计算：EGpJy=EGexport,y-EGimport.y(2)B.6.1.4项目减排量核算ERy根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),本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(tCO₂);BE,—第y年的项目基准线排放量，单位为吨二氧化碳(tCO₂);PEy—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数据/参数名称应用的公式编号公式(3)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默认值数值数值的合理性(CCER-01-002-V01)方法学7.1规定数据用途用于计算项目所在区域电网的组合边际排放数据/参数名称应用的公式编号公式(3)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默认值数值数值的合理性(CCER-01-002-V01)方法学7.1规定数据用途B.6.3减排量估算B6.3.1项目排放PE,本项目为并网海上风电项目，根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),项目第y年排放量PEy=0。B6.3.2基准线排放BE,本项目的基准线排放量计算过程为：根据中国电力系统的划分，华东区域电网由上海市、浙江省、江苏省、安徽省、福建省电网组成，本项目位于福建省境内，故项目所属的电力系统为华东电网。步骤2:确定项目所属电网最新的电量边际排放因子和容量边际排放因子根据2024年7月8日国家气候战略中心发布的2023年减排项目中国区域电网基准线排放因子，华东电网基准线排放因子电量边际排放因子OM取值为0.7703tCO₂/MW·h;取容量边际排步骤3:确定项目所属电网的电量边际排放因子和容量边际排放因子权重①oM和のBM分别采用方法学规定的默认值0.5,用于计算项目所在华东电网的组合边际排放因子。步骤4:计算组合边际排放因子(EFgrid.CMy)采用电量边际和容量边际的加权平均值，华东电网组合边际基准线排放因子为：步骤5:确定项目净上网电量根据本项目的可行性研究报告，项目的年均净上网电量预计为1,739,153MW·h。步骤6:计算项目基准线排放量：采用国家气候战略中心公布的最新可得的华东电网排放因子，估算计入期内的基准线排放根据《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电》(CCER-01-002-V01),本项目的泄漏排放不需考虑。B6.3.4项目减排量本项目的减排量计算如下：ER,=BEy-PEy=8,463,590-0=8,463,590tCO₂eB.6.4减排量估算汇总时间预计净上网电量(tCOze)项目排放泄漏2021年12月27日0/2022年1月1日0/2023年1月1日0/2024年1月1日012025年1月1日012026年1月1日0/2027年1月1日0/2028年1月1日0/2029年1月1日0/2030年1月1日0/2031年1月1日0///////1/11备注：*设计阶段均采用2024年7月8日国家气候战略中心发布的2023年减放因子参与计算。(/SY/zywj/202407/t20240709_1081217.shtml)B.7.1需要监测的参数为计算本项目的净上网电量，需要监测的参数如下：数据/参数名称应用的公式编号公式(2)1,739,153(可研报告预估数据，项目实施阶段以实际监测数据为准)213、214、211、212电能表电能表须经过检定且符合相关的国家及行业标准，电能表准确度符合DL/T448规定的准确度要求，电能表准确度等级不低于0.5级。a)制定详细的监测方案；b)建立可信且透明的数据内部管理制度和质量保障体系；c)明确负责部门及其职责、具体工作要求、数据管理程序、工作时间节d)指定专职人员负责上网电量、下网电量等数据的测量、收集、记录和交叉核对。e)项目使用的电能表在安装前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JG596等相关规程的要求进行检定。在电能表使用期间，项目业主委托具备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f)已安装的电能表出现以下情形时，项目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①主表、备表的误差超出电能表的准确度范围；②零部件故障问题导致电能表不能正常使用。数据用途备注/数据/参数名称EGmpor.y应用的公式编号公式(2)通过213、214、211、212、21C电能表及911备用得。在项目设计阶段估算减排量时，采用可行性研究报告预估数0(项目实施阶段以实际监测数据为准)213、214、211、212、21C、911电能表电能表须经过检定且符合相关的国家及行业标准，电能表准确度符合DL/T448规定的准确度要求，电能表准确度等级不低于0.5级。采取以下措施，确保监测参数和数据的质量：a)制定详细的监测方案；b)建立可信且透明的数据内部管理制度和质量保障体系；c)明确负责部门及其职责、具体工作要求、数据管理程序、工作时间节d)指定专职人员负责上网电量、下网电量等数据的测量、收集、记录和交叉核对。e)项目使用的电能表在安装前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JG596等相关规程的要求进行检定。在电能表使用期间，项目业主委托具备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f)已安装的电能表出现以下情形时，项目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①主表、备表的误差超出电能表的准确度范围；②零部件故障问题导致电能表不能正常使用。数据用途备注/数据/参数名称应用的公式编号公式(3)采用生态环境部组织公布的第y年项目所在华东电网的电量边际排放因数据用途备注排放因子》华东电网数值。数据/参数名称应用的公式编号公式(3)在估算减排量时，采用最新的可获得数据。数据用途用于计算项目所在区域电网的组合边际排放备注因子》华东电网数值B.7.2数据抽样方案本项目不涉及数据抽样。B.7.3监测计划的其他内容为确保整个计入期内项目减排监测和项目减排项目业主制定监测计划并负责实施，由国家电网公司辅助配合。B.7.3.1组织形式与职责分工项目业主成立执行项目监测计划的CCER人员和统计人员组成(见图B-2),项目负责人由项目业主在公司内部任命，总体负责监测计本项目活动的最高管理者，监督实施直接负责日常管理和监测工作，解决存在的问题技术人员(1人)理，发现异常情况及时向技术统计人员(2人)据本项目的《并网调度协议》(附件3-6)、《电量结算方案会议纪要》、《购售电协议》和《供用电协议》,本项目净上网电量计算公式如下：EGpJy=EGexpor,y-EGimporz(一)本项目风电场(龙下风电场)只存在独立运行性时：上网电量关口计量点至产权分界点之间的线损率为0.53%,。(二)本项目风电场(龙下风电场)、首祉风电场存在合环运行方式时：1.当(213+214)关口记录的电厂送电网电量=0EGexpor.y=02.当(213+214)关口记录的电厂送电网电量>0(1)211关口记录的电厂送电网电量>212关口记录的送龙下电量，且212关口记录的送首祉电量>211关口记录的电网送电厂电量EGexporuy=(213+214)关口记录的电厂送电网电量-(211关口记录的电厂送电网电量-212关口记录的送龙下电量)×0.53%-(212关口记录的送首祉电量-211关口记录的电网送电厂电(2)211关口记录的电厂送电网电量≤212关口记录的送龙下电量且212关口记录的送首祉电量>211关口记录的电网送电厂电量EGexporzy=(213+214)关口记录的电厂送电网电量-(212关口记录的送首祉电量-211关口记录(3)211关口记录的电厂送电网电量>212关口记录的送龙下电量，且212关口记录的送首祉电量≤211关口记录的电网送电厂电量EGexporzy=(213+214)关口记录的电厂送电网电量-(211关口记录的电厂送电网电量-212关口(4)211关口记录的电厂送电网电量≤212关口记录的送龙下电量，且212关口记录的送首祉电量≤211关口记录的电网送电厂电量本项目风电场(龙下风电场)存在合环运行后，上网电量按照2022年项目业主与国网福建省电力有限公司签订的《龙下风电场(长乐外海海上风电场C区项目)购售电合同》的计算方式计算。其中经211开关上网电量，按照附件四《龙下风电场线损分摊计算报告》计算线损电量，分摊线损率0.53%;经首祉风电场245开关上网电量，按照《长乐外海海上风电场A区项目220kV过渡送出工程线损计算报告》计算线损电量，分摊线损率0.08%。下网电量EGimport,y由常规受电点电量EGimporu.y和备用变受电点电量EGimport2y合计，计算公式如下：EGimporty=EGimporl.,y+EGmport2,y(一)龙下风电场第一路电源(220kV受电点)1.本项目风电场(龙下风电场)只存在独立运行性时：EGimporl.y=211关口记录的电网送电厂电量×(1+0.53%)下网网电量关口计量点至产权分界点之间的线损率为0.53%。2.龙本项目风电场(龙下风电场)、首祉风电场存在合环运行方式时：考虑本项目风电场(龙下风电场)、首祉风电场合环运行，风电场发电电量情况，忽略龙下和首祉风电场母线、联络线的线损，项目单位与国网福建省电力有限公司双方同意用网电量计算方式如下。EGmportl,y=(213+214+21C)关口记录的电网送电厂电量+(211关口记录的电网送电厂电量-212关口记录的送首祉电量)×0.53%+(212关口记录的送龙下电量-211关口记录的电厂送电网电量)×0.08%(1)当211关口记录的电厂送电网电量≥212关口记录的送龙下电量，且212关口记录的送首祉电量≥211关口记录的电网送电厂电量EGmportl.y=(213+214+21C)关口记录的电网送电厂电量(2)当211关口记录的电厂送电网电量<212关口记录的送龙下电量，且212关口记录的送首祉电量≥211关口记录的电网送电厂电量EGmportl.y=(213+214+21C)关口记录的电网送电厂电量+(212关口记录的送龙下电量-211关口记录的电厂送电网电量)×0.08%(3)当212关口记录的送首祉电量<211关口记录的电网送电厂电量，且211关口记录的电厂送电网电量>212关口记录的送龙下电量EGimportl.y=(213+214+21C)关口记录的电网送电厂电量+(211关口记录的电网送电厂电量2.龙下风电场第二路电源(10kV受电点)EGmporz₂,y=备用变911开关关口记录电网送电厂电量+备用变911开关关口记录电网送电厂电量计算说明及相关材料详见附件3-13。B.7.3.3监测方法、程序、频次及人员(1)方法和程序：本项目上网电量监测记录程序为项目业主和电网公司每月读取电表的数据并记录结果，并将读数进行核对；电网公司向项目业主确认上网电量后，由福建电力交易中心出具上网电量交易结算单。本项目下网电量监测记录程序为：项目业主和电网公司每月读取电表的数据并记录结果，并将读数进行核对，电网公司向项目业主出具电费清单及电费发票，项目业主向核实人员提供电表读数记录及结算单复印件。(2)频次：按月监测记录(3)监测人员：统计人员(抄表员)B.7.3.4监测仪表本项目以1回220kV东龙线接入500kV东台变电站的220KV母线，本项目与首祉设置一条联络线，常用于热备用状态。项目陆上集控站在5个计量点分别安装双向计量电表(一主一备，精度0.2S)进行监测，分别是220kV#1主变一母线联络I路213开关关口电表、#2主变一母线联络Ⅱ路214开关关口电表、东龙线211开关关口电表、龙首线212开关关口电表和#3主变高压侧21C开关关口电表(参与上下网电量计算计量装置示意图见图B-3)。本项目边界92线路4220KV盖西线华东网内其它发电厂110址变57台风机盈华东电网各监测仪表的信息如下表所示：类型数量(个)陆上集控站内安精度上网电量向有功读数2(1用1备)220kV东龙线月记录向有功读数2(1用1备)220kV龙首线月记录向有功读数2(1用1备)220kV#1主变一母线联络I路213月记录向有功读数2(1用1备)220kV#2主变一母线联络IⅡ路月记录下网电量网送电厂电量向有功读数2(1用1备)220kV东龙线月记录向有功读数2(1用1备)220kV龙首线月记录网送电厂电量向有功读数2(1用1备)220kV#1主变一母线联络I路213月记录网送电厂电量向有功读数2(1用1备)220kV#2主变一月记录网送电厂电量向有功读数2(1用1备)#3主变高压侧21C开关关口月记录录的电网送电厂电量1备用变911开关关口月记录B.7.3.5数据缺失或异常处理技术人员在日常工作中对各自管辖范围内的监测表计进行巡检，保证能够及时发现表计的异常。发现异常后，能及时处理、汇报，做好记录。对于出现异常的监测表计，及时进行维修，并经有资质的第三方计量检定机构校验合格后方能继续投入使用。如果关口计量点主电表发生故障，应立刻记录故障时间，通知有关机构妥善处置。只要关口计量点主电表的误差在其允许范围内，主电表所记录的电量可以满足电费结算和减排量核查的要求。如关口计量点主电表的误差超出允许范围，则采用备用电表监测数据作为电费结算的如果项目计入期内发生其他意外事件产生数据误差，特别是上网电量，则由项目业主和电网公司根据意外事故处理程序处理。同时，电站运行发生的意外情况须及时通知CCER工作组，并由CCER工作组根据CCER项目的保守性准则，分析数据的合理性，并形成相应的记录并存电能表出现未校准、延迟校准或者准确度超过规定要求情形时，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);——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。B.7.3.6数据记录、收集、存档及保存期限项目陆上集控站现场工作人员每天监视电表的运行，每月电网公司人员和项目业主统计人员对本项目当月的上/下网电量进行抄表记录，所录数据经业主与电网公司双方审核无误后，(1)数据记录收集要求：对于收集到的监测数据，工作组建立数据、信息等原始记录和(2)工作组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，并与(3)数据存档及保存期限：设计和实施阶段产生的所有数据、信息均电子存档，在本温B.7.3.7数据质量保证与控制(1)制定详细的监测方案；(2)建立可信且透明的数据内部管理制度和质量保障体系；(3)明确负责部门及其职责、具体工作要求、数据管理程序、工作时间节点等；(4)指定专职人员负责上网电量、下网电量等数据的测量、收集、记录和交叉核对。(5)项目使用的电能表在安装前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，项目业主委托具备CNAS或(6)已安装的电能表出现以下情形时，项目业主应委托具备CNAS或CMA资质的第三方(7)出现延迟校准情形时按照B7.3.5措施进行保守性处理。计算单复核作为质量控制程序。由于本项目需要监测的数据与项目运行过程中项目业主和电网公司需要监测的数据一致，因此项目业主与电网公司之间的售电协议能够为数据收集和数据质量提供进一步的保证。本项目建立数据内部审核制度，上/下网电量数据定期记录，并经内部审核后以电子文档和书面文件的格式分别保存。项目备案相关文件、监测数据及原始凭证均妥善存档，并保存至计入期结束后10年。本项目开工日期是2020年5月13日(此为项目陆上集控站的开工文件签署日期，也是项目工程施工开工令的最早日期，证明文件详见报告附件3-4)。本项目首台风机并网发电日期为2021年10月20日，预计项目寿命期限2021年10月20日C.3项目计入期D.1.1环境影响分析(1)污染要素(2)非污染要素本项目为已建成投产项目，竣工后委托福建中科环境检测技术有限公司开展竣工环保验收调查监测与《建设项目竣工环境保护验收调查报告》编制工作，并通过福州市长乐生态环境局组织的竣工环保验收评审。验收调查过程对本项目的施工期、运营期的生态影响，环评及批复、设计中提出的各项环境保护措施落实情况，尤其是生态恢复、环境风险防范与应急措施的落实情况及有效性进行调查，开展了运营期环境监测。本项目建设采取的主要环境影响减缓措施如下：1、施工船舶上含油污水已委托福州加利亚船舶服务有限公司处置；船舶生活污水已运至松下港岸上由环卫部门清运处理。2、施工方案采取了优化，减少了海底开挖面积、开挖量，缩短了水下作业时间，严格限制了工程施工区域在其用海范围内，电缆敷设后及时进行了填埋：施工海域设置了明显警示标志，告知施工周期，明示禁止进行捕携活动的范围、时间：打桩中对离桩基3.7km范围内的石首鱼科鱼类进行必要的驱赶；施工过程未使用爆破施工工艺。3、严格地执行了施工操作规程，施工区的烟气能够达标排放，施工机械设备有消声减振措施：对施工进行严格管理，减少了施工机械设备油类的跑、冒、滴、漏，避免了污染海洋生态环境。4、施工期对施工船舶进行了有效控制主辅机噪声；加强了施工车辆和施工设备的维护保养，有条件的设备使用了减振基座：建设单位在施工现场张贴了通告和投诉电话，施工期间未收到投诉。5、施工船舶生活垃圾纳入松下港区统一处置；施工中未任意向海洋抛弃各类固体废物：海上施工中产生的固体废物由施工单位负责及时清理处置。6、工程设计、设备选用及工程建设符合国家电力工程设计标准规范要求。7、风机维护过程产生的废油储存在专设的废油箱中，含油废物统一存放在维修船上妥善保管。维护结束后，废油、含油废物等交由有资质的单位处理。8、风电机组内齿轮和轴承保持良好的润滑状态，在机舱内表面贴附了阻尼材料，减少了风机噪声。9、采用紫外光固化涂料涂漆在风电机叶轮表面，增加鸟类对风电机的可见度；风电场区染事故应急预案》。海上升压站已设置75m³事故油罐；已设立溢油应急救援小组以及溢油应(1)海水水质(2)海洋生态影响(3)生物质量影响(4)噪声影响境噪声排放标准》(GB12523-2011);水下噪声峰值声压级在(152~161)dB/1μPa之间，施 (5)鸟类观测(6)电磁辐射本项目建设基本按照环评及其批复要求落实了各项环保措施，有效地减缓了项目建设对D.1.2可持续发展分析(1)通过对项目敏感目标走访和建设单位的反馈，项目在施工期间采取了相应的污染防(2)项目建设单位已与在项目涉及海域捕捞作业的长乐松下镇人民政府、长乐潭头镇福(3)风能是清洁的可再生能源，项目建设增加当地绿色清洁电力供应并改善地区电源结本项目已于2020年8月27日取得福州市生态环境局对《长乐外海海上风电场C区项目海洋环境影响报告书》的批复(长环评(2020)71号)。《长乐外海海上风电场C区项目海洋环境中提出的各项环保措施，工程建设对环境影响可接受，从海洋环境保护角度看，不存在制约本工程建设的环境因素，本工程建设是可行的。日及2023年7月11日开展了四次生态修复增殖放流活动，相关活动实施方案、总结报告均专家论证后实施及上报备案(附件3-14)。通过增殖放流较好地补充和恢复区域内生物资源，风电场C区项目海洋工程环保设施竣工验收意见的函》(榕长环保验〔2023〕1号),主要结情形”。本项目环保手续齐全，按照国家有关环境保护的法律法规要求，落实了环境影响报告书及其批复意见的要求，采取的生态保护和污染防治措施有效，验收调查报告符合相关编附件1:项目业主联系信息福建省福能海峡发电有限公司地址：福建省福州市长乐区文武砂镇壶江路2号中国东南大电话：传真：网址：暂无网址潘鸿森姓名：潘鸿森职务：副经理部门：项目发展部手机：传真：电话：附件2:项目业主营业执照、事业单位法人证书或者社会组织登记证书兵件相符兵件相符副本编号：1-1注册资本成立日期营业期限名称福建省福能海峡发电有限公司类型有限贵任公司江兴味经营范围及力发电，太阳能发电、生物能发电、湘汐能发电、海洋能发电，地热发电等新能源电力生产与销售；投资与开发：设备维修，相关技术与咨询：内形业务培调服务。(依法轻就准的项目，经相关部门批准后方可开展经营温动》叁拾童亿贰仟叁佰捌拾玖万圆整2018年11月13日2018年11月13日至长期福建省福州市长乐区文武砂慎壶江路2号中国东南大败据产业园2号研发楼附件3:项目方法学和相关规定要求提供的合法性证明材料，包括可行性研究报告及项目批复_(核准、备案)文件、环境影响评价文件及其批复(备案)文件、项目开工建设证明文件以及其他相关支持性材料。长乐外海海上风电场C区项目可行性研究报告(收口版)f福建省水利水电勘测设计研究院福建永福电力设计股份有限公司二○一九年九月每海上工程咨询单位资格证书专业服务范围其他(新能源)编制项目建议书、编制项目可行性研究拥告项目申请报告、资金申请报告、评估咨动，工程设计·、工程项目管理(全过理策划和准备阶段管理)以上各专业均涵盖了本专业相应的节能减排和环境治理内容。取得编制项目可行性所报告、项目申请报告资格的单位，具备编制困定资产投资项目节能评估文件的能力；取得评估咨询资格的单位，具备对固来产排资项目节能评估文件进行评审的能3证书有效期：至2021年08月14日中华人民共和国国家发展和改革委员会制W福建省水利水电勘测设计研究院项目主管总工：李祖发项目副经理：张金福店房骨扫行福建省水利水电勘测设计研究院朱光许青华核定：朱光华唐新华许愁唐李祖发周祥光王例珊程永隆审查：朱光华何承农付开雄黄斌彩林春森甘毅卢汉林王例珊了巫婆校张重福”张金福邱昌锴呆，洁王聪敏花施刘花施刘88住所：福建省福州市闽侯县上街镇海西科技园高新大道3号业务：电力(含火电、水电、核电、新能源)发证单位中国1.程咨询协会20i6?è月30日中华人民共和国国家发展和改革委员会监制福建永福电力设计股份有限公司项目经理：周力炜福建永福电力设计股份有限公司批准：刘勇审核：赖福梁校核：赖福梁强薇周力炜宋启明游先辉吴海涛易少凤陈文疆阮斌斌王馨王日恒刘振伟陈烽张星星王志广编写：周力炜陈诗高郑师亮陈基生袁建滨村期”王闽发改网审能源〔2018〕214号福建省福能海峡发电有限公司：报来《关于请求核准长乐外海海上风电场C区项目的请示》(福能海峡综〔2018〕6号)及有关材料收悉。经研究，现就该项目核准事项批复如下：准和备案管理条例》,同意建设长乐外海海上风电场C区项目福能股份有限公司和海峡发电有限责任公司按31%和49%的股二、项目建设地点：风电场位于长乐区海岸线以东33-48公里外海海域，陆上集控中心位于长乐区松下镇首祉村。三、项目建设规模为498MW,主要建设6MW以上海上风力发电机组498MW,1座220KV海上升压站及配套工程；陆上集控中心与A区项目共用。该项目在可再生能源发电信息管理平台的项目代码为：四、项目总投资为111.9亿元，其中项目资本金占项目总投资的比例为30%,由福建省福能海峡发电有限公司出资；其余五、项目开发应严格执行安全、环保、水保“三同时”制度，依法依规落实生态环境、自然资源保护措施；项目应选用国内外先进的设备，提高风能资源利用率。六、该项目的勘察、设计、施工、监理以及与工程建设有关的重要设备、材料等的采购，依法必须公开招标。七、核准项目的相关前置文件分别是：福州市发改委《关于长乐外海海上风电场C区项目审查的意见》(2018年12月29日),福州市海洋与渔业局《关于长乐外海海上风电场C区项目用海的预审意见》(榕海审查〔2018〕11号),《福建省重大固定资产投资项目社会稳定风险评估意见表》(长乐区人民政府，2018年12月14日)。与A区项目共用的陆上集控中心相关前置文件：福州市长350182201800182号),福州市国土资源局《建设项目用地预审意见书》(榕国土资预〔2018〕0015号)。主要建设内容等进行调整，请按照《福建省企业投资项目核准和备案管理实施办法》(闽政〔2017〕45号)的有关规定，及时提出变更申请，我委将根据项目具体情况，作出是否同意变严格依据相关法律、行政法规规定办理规划许可、土地使用、安全生产、用海、环评、通航安全等相关报建手续，并严格落十、项目核准决定之日起2年未开工建设，需要延期开工建设的，请福建省福能海峡发电有限公司在2年期限届满的30个工作日前，向我委申请延期开工建设。开工建设只能延期一次，期限最长不得超过1年。福建省发展和改革委员会2018年12月31日(此件主动公开)抄送：国家发展改革委、国家能源局，省政府办公厅，省工信厅、自然资源厅、生态环境厅、住建厅、水利厅、林业局、应急厅、统计局，福建能监办，福州市发改委，长乐区发改局，水电水利规划设计总院，国网福建省电力有限公司。福建省发展和改革委员会办公室2018年12月31日印发 近年来，随着风电设备制造技术进步，适合我省风能资源条件的风电机型不断增多，部分项目因机型变更，造成实际建设规模与项目核准规模不一致的现象。风电项目规模变更涉及方便企业办理项目并网、发电业务许可、并网调度(购售电)协议签订等事项，经商省电力公司，现就有关事项通知如下：一、根据《国家发展改革委中央编办关于一律不得将企业投资〔2014〕2999号)相关规定，风电机型确定是企业经营自主权事项。风电项目获得省发改委核准批复后，企业可根据项目风能资源实际情况，通过优化设计，自主决策项目采用的合二、海上风电项目机型变更后，实际建设规模不得超过项三、陆上风电项目机型变更后，实际建设规超过项目核准规模，若实际建设规模大于项目核准规模的，超出的规模不得大于该项目所选用的最小机型的单机规模，也不得大于项目核准规模的1%.符合上述条件的规模变更，项目单位应在变更正式确定后尽快将相关情况向发省发改委、省经信委、福建能源监管办和省电力公司报备，可持原核准文件办理项目接入电网、发电业务许可、并网调度(购售电)协议签订等事项。对不符合上述条件的规模变更，省发改委不予办理项福建省展和改度员会福建省经和倍息化委址会国家能源丹望沙监管办公室(此件主动公开)附件3-3关于长乐外海海上风电场C区项目建设规模变更报告(变更为496兆瓦)福建省福能海碘发电有限公司我司投资开发的长乐外海海上风电场C区(以下简称：长乐C区)于2018年12月31日取得钧委的核准批复，工程总投资111.9亿元，已列入2020年省重点项目.鉴于当前海上风电单机8MW及以上风机机型应用已比较成熟，目前已有多家风机制造商可比选。为节约用海、节省投资及优化风能资源利用，结合市场实际及风机设备招标情况，我为单机容量8.0MW风电机组37台及10.0MW风电机组20台，总海面积减少约40公顷，建设地点未超出原核准的文件范围，投现根据《关于规范风电项目建设规模变更的通知》(闽发改能源〔2017〕208号)及《关于部发风电项目核准变更和前期工作专题协调会纪要(〔2020〕41号)的文件精神，我司长乐C区项目原设计单机容量6MW以上风电机组变更为单机容量80MW风电机组37台和10.0MW风电机组20台，原核准总装机容量498MW变更为496MW.特向钧委报备，恳请予以支持为盼!项目核准的批复(闽发改网审能源〔2018〕214号)2.关于规范风电项目建设规模变更的通知(闽发改能源〔2017〕208号)要(〔2020〕41号)(联系人：林雪真联系电话2020年9月17日工程名称：长乐外海海上风电场C区项目编号：CLWHC-HDZX-LSGC-KGL-001附件：开工报审表监理项目部(章)总监理工程注：本表一式份，由监理项目部填写，业主项目部、施工项目部各附件3-5首台风机并网时间(寿命期起始时间节点)关于长乐外海海上风电场C区项目首台风机发电曲线说明10月20日并网发电，由于C44风机的设备光缆不正常，导致10月30前的发电曲线实时数据无法正常采集。福建省福能海峡发电有限公司2022年04月08日减减马马直调友变电○直调纯路○自动化及通信设备〇许可内容报备申请○10x风光及许可水电其他请选择棉关设备范围提出人员李智福正申报v不向隔申请▽吸备或站状态要求生效日期失效日期A组集电线311开关转运行2021-10-1015:052021-10-3117:00发布人刘坚接牧人奉智福【电网安全约束】【运行方式调整】④【显示分中心、国调批复】【审批意见列表】【列入考核】合龙下风电场国网福建省电力有限公司福建省福能海峡发电有限公司木并网调复协议以T南修事协议)由下列双方签署：2161906-00007),统一社会信用代码：91350000158142631C,住所：福建省福州市五四路257号，邮政编码：350003,法定代表人：谭永香乙方：福建省福能海峡发电有限公司，系一家具有法人资格的发电企业，在所：福建省福州市长乐区文武砂镇东南大数据产业园研发楼3期11号楼4层，邮政编乙方在福建省福州市长乐区松下镇兴建总装机容量为496兆瓦(MW)的龙下风电场(以下简称电厂)。电厂通过接入220kV陆上集控站送出，乙方同意根据本协议发电调度办法(试行)》以及国家其他有关法律、法规，本着平等、自愿、诚实信用的原龙下风电场并2主变-母线联络Ⅱ路龙首线(备用)2主变-母线联络Ⅱ路龙首线(备用)211[关口计量点212[关1i量点213[关口计量点211[美I计量点陆上集控站并网点△△陆上集控站陆上集控站21C关11计量点△ 33VV段线 37.I段线中n中既1ke度原件相符度原件相符许可证编号：1041921-01821根据《电力业务许可证管理规定》和国家有关规定，经可证载明的范围从事电力业务，特颁发此证。法定代表人：江兴荣许可类别：许可机关(印)2022年3月25日1.长乐外海海上风电场C区项目海洋环境影响报告书及批复(长环评〔2020〕71号)长乐外海海上风电场C区项目建设单位：福建省福能海峡发电有限公司编制单位：青岛国海浩瀚海洋工程咨询有限公司二○二○年八月项目编号长乐外海海上风电场C区项目建设项目类别31_091其他能源发电环境影响评价文件类型单位名称(盖章)福建省福能海峡发电有限公司统一社会信用代码法定代表人(签章)主要负责人(签字)蓝建颖蓝题,直接负责的主管人员(签字)单位名称(盖章)青岛国海香潮海洋工程咨掏有限公司统一社会信用代码1.编制主持人姓名2.主要编制人员姓名除莹区域自然环境和社会环境概况、环境刘销驹预测与评价、环境事故风险分析与长乐外海海上风电场C区项目海洋环境影响报告书15.6.1环境影响综合评价结论长乐外海海上风电场C区项目建设符合我国可持续发展能源战略，符合国家相关15.6.2建议(1)风电场四周均分布有航道，建议在施工期间应设置醒目、易懂的临时标志，(2)潮流作用下的风机墩柱冲刷过程是十分复杂的，在工程运行期定期对风电场海域潮流场状况进行监测，监测内容包括风机墩柱局部冲刷监测和风电场临近局部海(3)海底电缆施工完成后，应向海事部门申请发布航行通告，设置保护区，保证(4)拟建海上风电场虽然不是鸟类栖息地、觅食地和迁徙路线，但仍建议建设单(5)本项目西侧邻近福州市海砂开采规划的部分开采区。虽然采砂规划考虑了本(6)工程运行后5年内进行环境影响后评价，对工程实际影响进行跟踪分析，评1长环评[2020]71号福建省福能海峡发电有限公司： (报批稿)(以下简称《报告书》)及相关材料收悉。根据《中华人民共与海上升压站之间的35kV(139.7km)以及升压站与陆上集控中心之间的220kv海底电缆(42.5×2km)和1座陆上集控中心。本次环评不包含陆2二、该项目的设计、建设、投运过程中，应认真落实《报告书》提出的各项海洋环境保护对策措施，并重点做好以下工作：(一)施工期1、施工船舶上含油污水应按规范委托有资质单位妥善处置；船舶生活污水运至松下港岸上处理，与1#施工生产区生活污水一起采用化粪池处理后由环卫部门定期清运。2、应优化施工方案，尽可能减少海底开挖面积、开挖量，缩短水下恢复原地貌，加快生态修复；对施工海域设置明显警示标志，告知施工周期，明示禁止进行捕捞活动的范围、时间；打桩中应对离桩基3.7km范围内的石首鱼科鱼类进行必要的驱赶；施工人员应远离无人岛礁，禁用爆破3、施工期合理规划施工作业时间，避开鸟类迁飞季节施工，在迁徙强度大的季节(10月～11月),严格控制光源使用量；应分区域分时段加强对施工人员的环保教育，严禁捕杀鸟类。4、应严格执行施工操作规程，使施工区的烟气达标排放，施工机械滴、漏，避免污染滩涂生态环境；施工时施工船舶应远离无人岛礁，禁止在无人岛礁上设立临时施工区和施工营地；禁止施工人员进入候鸟群分布5、施工期施工船舶应有效控制主辅机噪声；加强施工车辆和施工设备的维护保养，有条件的应使用减振机座；建设单位在施工现场应张贴通告和投诉电话，建设单位在接到投诉后应及时处理各种环境纠纷。3一63船舶生活垃圾返回时应纳入松下港区固废处理系统统一处置；施中禁止任意向海洋抛弃各类固体废弃物，同时应尽量避免各类物料散落海中，海上施工中产生的固体废弃物应由施工单位负责及时清理处置。1、工程设计、设备选用及工程建设应符合国家电力工程设计标准规范2、运营期应防止油类的跑、冒、漏、滴，废油、含油废物等应按规范委托有资质单位妥善处置。3、运营期风电机组内齿轮和轴承应保持良好的润滑状态，同时在机舱内表面贴附阻尼材料，减少风机噪声。4、在风机上应采用不同色彩搭配，如旋转时形成图案，促使鸟类产生趋避行为，低撞击风险；慎选光源设备，风电场区域的照明设备应选用白色闪光灯；应加强鸟类监测，若有鸟类集中穿越风电场区，派专人巡视风场，遇到有撞击受伤的鸟类要及时送至鸟类救护站。(三)其他环保措施的落实1、本工程海洋生态保护、恢复和补偿的责任主体为福建省福能海峡发电有限公司，应通过增殖放流、开展人工鱼礁建设、海岸带修复补偿本建设项目造成的生态损失；风机施工结束后，应及时拆除施工临时设施，对占用的人工岸线及时进行恢复。2、应落实《报告书》提出的环境风险防范措施和应急预案。3、在项目施工期和运营期都应设立环境保护管理机构，负责各项环保措施的落实与执行，并依照《报告书》所提出的环境管理、监测、监理计划内容，做好环境管理、监测、监理工作。二、该项目应执行的污染物排放标准：41、施工期生产废水处理后循环使用或回用于道路洒水，些原伴相符污水再生利用杂用水水质标准》(GB/T18920-2002),不外排；海上施工船舶污水执行《船舶水污染物排放控制标准》(GB3552-2018),油污水按规定收集并排入接收设施，不排放。2、船舶含油废水处置执行《沿海海域船舶排污设备铅封管理规定》(交海发[2007]165号),实施铅封，禁止排放。3、施工期大气污染物排放执行《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)表2新污染源的大气污染物无组4、施工期噪声排放执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011);运营期噪声排放参照执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的2类标准，保护区附近执行1类标准。福州市长乐生态环境局2020年8月27日〔2020〕1号)市生态环境部门审批意见：榕环保评[2020](号福建省福能海峡发电有限公司报送的《长乐外海海上风电场C区项目陆上集控中心(输变电工程)环境影响报告表》及相关申请审批的材料收悉。根据《环境影响评价法》第22条等规定，现提出审批意见如下：径范围内建设该工程项目。建设内容：(1)新建一座220kV陆上集控中心(输变置室、无功补偿装置楼、35kV配电装置楼.(2)建设2回220kV陆上地埋电缆接项目具体建设内容见《报告表》。1、输电线路走向应尽量避开环境敏感目标，无法避让的线路穿越应按照有关设计规范和标准留有相应防护距离，以减小环境影响。项目设计与建设应对导线布置进行优化，以降低电磁辐射对周围环境的影响。按要求落实水土保持等生1、输电线路走向应尽量避开环境敏感目标，无法避让的线路穿越应按照有关设计规范和标准留有相应防护距离，以减小环境影响。项目设计与建设应对导线布置进行优化，以降低电磁辐射对周围环境的影响。按要求落实水土保持等生态保护措施，施工结束后应及时恢复绿化植被。输电线路走廊内树木砍伐必须严格按照有关规定执行。2、施工过程应采取污染防治措施，减轻施工噪声、粉尘、施工废水等对环境的影响。施工噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》(GB12523-2011)标3、变电站围墙、建筑物应采取必要的屏蔽措施。本工程工频电场按4KV/m、磁感应强度按0.1mT控制。4、主变应选用低噪声设备，对主变室、风机、进排风口等产生噪声的设施应采取综合降噪措施。厂界执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》 (GB12348-2008)中2类区标准。5、陆上集控中心(输变电工程)营运期少量生活污水严禁外排。站内须配套变压器事故废油收集池。废电池等危险废物应由厂家回收利用或委托有资质单位处理，不得随意丢弃。生活垃圾应收集及时清运。三、该项目应严格执行环保“三同时”制度，污染防治和生态保护内容应纳入工程承包和监理合同中，项目建成后应及时进行竣工环保验收调查，验收合格后方可投入使用。请福州市长乐生态环境局负责该项目“三同时”监管工作。(公章)1福州市生态环境局榕长环保验〔2023〕1号你司提交的《关于申请对长乐外海海上风电场护设施进行竣工验收的函》及相关材料收悉。我局于2023年9月26日组织相关单位和专家查看了长乐外海海上风电场C区项目环境保一、项目建设内容口南岸，主要建设规模为：总装机容量496MW,配套建设1座220kV海上升压站，风电场内连接风机及风机与海上升压站之间的35kV(124.4km)以及升压站与陆上集控中心之间的220kV海底电缆(2×38.36km)。2020年8月，福建省福能海峡发电有限公司委托青岛2项日海洋环境影响报告书》,并于2020年8月27日获得了福州市长乐生态环境局的审批意见(长环评[2020]71号)。木次验收调查范围与项目环境影响报告书的评价范围基本一致，包括风力发电机组、220kV海上升压站、风电场内连接风机及风机与海上升压站之间的实际建设情况与环评报告及批复，本工程未发生重大变动。二、环境保护及风险防范设施、措施落实情况(一)采取的主要环保措施1、施工船舶上含油污水已委托福州加利亚船舶服务有限公司处置；船舶生活污水已运至松下港岸上由环卫部门清运处理。2、施工方案采取了优化，减少了海底开挖面积、开挖量，缩短了水下作业时间，严格限制了工程施工区域在其用海范围内，电缆敷设后及时进行了填埋；施工海域设置了明显警示标志，告知施工周期，明示禁止进行捕捞活动的范围、时间；打桩中对离桩基3.7km范围内的石首鱼科鱼类进行必要的驱赶；施工过程未使用爆破施工工艺。3、严格地执行了施工操作规程，施工区的烟气能够达标排放，施工机械设备有消声减振措施；对施工进行严格管理，减少了施工机械设备油类的跑、冒、滴、漏，避免了污染海洋生态环境。4、施工期对施工船舶进行了有效控制主辅机噪声；加强了施工车辆和施工设备的维护保养，有条件的设备使用了减振基座；建设单位在施工现场张贴了通告和投诉电话，施工期间未收到投诉。5、施工船舶生活垃圾纳入松下港区统一处置；施工中未任意向3海洋抛弃各类固体废弃物；海上施工中产生的固体废弃物由施工单位负责及时清理处置。8、风电机组内齿轮和轴承保持良好的润滑状态，在机(二)其他环保措施的落实2、本项目已落实《报告书》提出的环境风险防范措施，建设单位已编制完成了《环境污染事故应急预案》。海上升压站已设置75m³事故油罐；已设立溢油应急救援小组以及溢油应急救援保障措施等。3、项日已设立环境保护管理机构，负责各项环保措施的落实与执行。福建绿家环保有限公司对本项目进行施工期环境监理并编制了《长乐外海海上风电场C区项目施工期环境监理报告》。项目已按照环境影响报告书中的计划开展监测工作。4三、工程建设对环境的影响(1)海洋环境影响调查结果①海水水质开展了海水水质调查，监测项目均符合海水水质标准，本项目的建设未对项目海域海水水质造成明显的影响。②海洋生态影响调查项目建设对当地海洋生物多样性、海洋生态系统多样性维持未产拿明显的影响。③生物质量影响调查开展了海洋生物质量调查，监测项目均符合海洋生物质量标准，本项目的建设未对海洋生物质量造成明显的影响。④噪声影响调查根据调查，由风机运行产生的噪声影响范围不大。风机正常工作时距风机100米-500米范围内的水下噪声和监测海域的背景噪声相近，因此在风机正常工作时基本不会引起水下噪声的变化。⑤鸟类观测风电场区并非迁徙期鸟类迁徙所经过的路线，调查中并未发现有大量的迁徙或繁殖鸟类从项目建设区上空经过。项目区域不是鸟类集中分布区，也不是觅食区，观测期间未发现鸟类撞机等异常现象。(2)生态补偿措施落实情况本项目实施的生态补偿费用为999.67万元，已采取了人工增殖放流措施。5(3)环境保护目标影响调查本项目严格按照环评及其批复，以及保护区管理办法中的要求，采取了一系列环境保护措施和风险防范，未对环境保护目标产生直接(4)风险事故防范及应急措施调查本项目建设基本按照环评及其批复要求采取了环境风险防范措施，项目最主要的环境风险事故是溢油事故，已编制完成了《环境污建设单位桩基周围已加装防撞保护圈，风电场已设置现场监控系统，海上升压站已设置75m³事故油罐，已设立溢油应急救援小组以及溢油应急救援保障措施等，项目建设至今均没有发生环保投诉和环境风险事故。本项目不存在《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》中“不得提出验收合格意见的情形”。本项目环保手续齐全，按照国家有关环境保护的法律法规要求，落实了环境影响报告书及其批复意见的要求，采取的生态保护和污染防治措施有效，验收调查报告符合相关编制规范要求，同意通过竣工环境保护验收。(1)继续加强运营期海洋环境跟踪监测，观察海域水质变化趋势，发现污染事件及时上报并采取相应措施。(2)继续加强风险防范，定期开展环境安全教育，定期检查、6(3)加强环境保护管理，严格执行各类管理制度和操作规程，2023年10月26日长乐外海海上风电场C区项目陆上集控中心(输变电工程)竣工环境保护验收意见2022年3月4日福建省福能海峡发电有限公司在长乐区组织召开了长乐外海海上风电场C区项目陆上集控中(输变电工程)竣工环境保护验收会，参加会议的有：福建永福电力设计股份有限公司(设计单位)、中国电建集团福建工程有限公司(施工单位)、福建省福能海峡发电有限公司(建设单位)、福建省华厦能源设计研究院有限公司(竣工环保验收调查单位)及特邀的3名专项目位于福州市长乐区松下镇首祉村，新建一座220kV陆上集控中心，主要建设内容包括1台单机容量120MVA主变压器、220kVGIS配电装置室、无该项目于2020年1月8日取得福州市生态环境局审批意见，同年5月13日开工，2021年8月10日带电调试。项目性质、地点、规模、生产工艺、采取的环境保护设施和措施等与环评号),未发生重大变动。项目按照环境影响报告表及审批意见的要求，落实了各项环境保护设施和竣工验收期间，项目厂界工频电场强度、工频磁感应强度和厂界噪声监测项目地面除建(构)筑物外，其余均已硬化或铺马尼拉草皮，对生态环境无影响；项目厂界电磁环境和厂界噪声监测值池+化粪池+1m³A的地埋式污水处理设施处理后用于站区内或周边施肥，不外排，集轻结内设有T个60m³的事故油池，设有1个废品库和1个危险废物暂存2022年3月4日附件3-10唯一性、真实性、完整性承诺书我公司根据《温室气体自愿减排交易管理办法(试行)》及《温室气体自愿减排项目方法学并网海上风力发电(CCER-01-002-V01)》申请“福能海峡公司长乐外海海上风电场C区496兆瓦海上风电项目”在温室气体自愿减排机制下登记，并承诺未在其他减排机制下登记该项目，也不属于在温室气体自愿减排项目机制下已注销的或登记后计入期满的项目，并对项目的唯一性、对所提供材料真实性、完整性和有效性负责。特此承诺。福建省福能海峡发电有限公司2024年8月15日关于全国温室气体自愿减排量相关可再生能源我单位福建省福能海峡发电有限公司，统一社会信用代码91350182MA328GJE71。我单位承诺福能海峡公司长乐外海海上风电场C区496兆瓦海上风电项目拟申请温室气体自愿减排量相应时间段内的可再生能源发电量不再参与绿证(绿电)交易，并同意有关部门将国家绿证核发交易系统已核发的相关绿证(绿电)按照相关文件要求进行冻结与核销。对于在开展温室气体自愿减排项目审定与登记前已交易的绿证(绿电),在减排量核查和登记时按相应时间段内的电量等额核减。单位盖章(注：该承诺由发电企业、项目业主在全国温室气体自愿减排注册登记系统及信息平台签署)桩基础及海缆路由冲淤调查项目成果报告高编写：张圣张圣工程师单位名称：浙江华东测绘与工程安全技术有限公司单位地址：杭州市潮王路22号邮政编码：3100141.1工程简介福建长乐外海海上风电场C区项目(以下简称C区项目)的开发建设及运营由采用220kV海上升压变电站+陆上集控站方案。海上升压变电站，升压至220kV后经海底主要建设8MW以上海上风力发电机组，采用三桩吸力式导管架图1.1-2。浙江华东测绘与工程安全技术有限公司第1页共147页附件3-13电量计算说明及相关协议、合同(1)计算说明福能海峡公司长乐外海海上风