您当前的位置：首页晋城市行政审批服务管理局关于2024年10月10日建设项目环境影响评价文件受理情况的公示 | 项目编号 | 2312-140521-89-01-698294 | 招标状态 | |
| 发布时间 | 2024-10-10 00:00:00 | 标书获取截止时间 | |
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| 相关产品 | 光伏发电 |
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正文内容
根据建设项目环境影响评价审批程序的有关规定，2024年10月10日我局受理1个建设项目环境影响评价文件。现将受理情况予以公示，其中报告表公示期为2024年10月10日—2024年10月15日（5个工作日）.
联系电话：0356-2218287
通讯地址：晋城市审批服务大厅（F04窗口）
邮编：048000
序号
项目名称
建设地点
建设单位
环境影响评价机构
报告书（表）
公示时间
公众参与说明
1
山西华电沁水50MV光伏发电项目
晋城市 沁水
华电（沁水）新能源有限公司
山西清泽阳光环保科技有限公司
报告表
2024.10.10-2024.10.15
无
注：根据《建设项目环境影响评价政府信息公开指南（试行）》的有关规定，上述环境影响报告书、表不含涉及国家秘密、商业秘密、个人隐私以及涉及国家安全、公共安全、经济安全和社会稳定的内容。
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沁水新能源光伏项目.pdf
建设项目环境影响报告表（生态影响类）项目名称：山西华电沁水50MW光伏发电项目建设单位(盖章)：华电（沁水）新能源有限公司编制日期：，2024年10月中华人民共和国生态环境部制拟建升压站现状拟建光伏场区现状拟建光伏厂区现状拟拓宽道路现状目录一、建设项目基本情况二、建设内容三、生态环境现状、保护目标及评价标准四、生态环境影响分析五、主要生态环境保护措施六、生态环境保护措施监督检查清单七、结论........................................................................................................................-88-电磁环境影响专项评价一、建设项目基本情况建设项目名称山西华电沁水50MW光伏发电项目山西华电沁水50MW光伏发电项目山西华电沁水50MW光伏发电项目项目代码2312-140521-89-01-6982942312-140521-89-01-6982942312-140521-89-01-698294建设单位联系人张丙楠联系方式18035647002建设地点光伏场区位于山西省晋城市沁水县柿庄大端村、海则村升压站位于山西省晋城市柿庄镇海则村域内光伏场区位于山西省晋城市沁水县柿庄大端村、海则村升压站位于山西省晋城市柿庄镇海则村域内光伏场区位于山西省晋城市沁水县柿庄大端村、海则村升压站位于山西省晋城市柿庄镇海则村域内地理坐标光伏场区中心坐标（112度44分15.921秒，35度56分15.923秒）升压站中心坐标（112度44分55.073秒，35度56分14.276秒）光伏场区中心坐标（112度44分15.921秒，35度56分15.923秒）升压站中心坐标（112度44分55.073秒，35度56分14.276秒）光伏场区中心坐标（112度44分15.921秒，35度56分15.923秒）升压站中心坐标（112度44分55.073秒，35度56分14.276秒）建设项目行业类别四十一、电力、热力生产和供应业90太阳能发电4416（不含居民家用光伏发电）用地面积（m2）临时用地：1000395m2永久占地：51964m2建设性质新建（迁建）改建扩建技术改造建设项目申报情形首次申报项目不予批准后再次申报项目超五年重新审核项目重大变动重新报批项目项目审批（核准/备案）部门（选填）沁水县行政审批服务管理局项目审批（核准/备案）文号（选填）总投资（万元）30000环保投资（万元）244环保投资占比（%）0.82施工工期6个月是否开工建设否是：否是：否是：专项评价设置情况电磁环境影响专题评价，根据《环境影响评价技术导则输变电》（HJ24-2020），应设电磁环境影响专项评价。电磁环境影响专题评价，根据《环境影响评价技术导则输变电》（HJ24-2020），应设电磁环境影响专项评价。电磁环境影响专题评价，根据《环境影响评价技术导则输变电》（HJ24-2020），应设电磁环境影响专项评价。规划情况规划名称：《山西省可再生能源发展“十四五”规划》审批机关：山西省发展和改革委员会、山西省能源局审批文件名称及文号：山西省发展和改革委员会山西省能源局发布了“关于印发《山西省可再生能源发展‘十四五’规划》的通知”（晋能源新能源发〔2022〕449号）规划名称：《山西省可再生能源发展“十四五”规划》审批机关：山西省发展和改革委员会、山西省能源局审批文件名称及文号：山西省发展和改革委员会山西省能源局发布了“关于印发《山西省可再生能源发展‘十四五’规划》的通知”（晋能源新能源发〔2022〕449号）规划名称：《山西省可再生能源发展“十四五”规划》审批机关：山西省发展和改革委员会、山西省能源局审批文件名称及文号：山西省发展和改革委员会山西省能源局发布了“关于印发《山西省可再生能源发展‘十四五’规划》的通知”（晋能源新能源发〔2022〕449号）规划环境影响评价情况规划环境影响评价文件名称：《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》审查机关：山西省生态环境厅审查文件名称及文号：《山西省可再生能源发展“十四五”规划规划环境影响评价文件名称：《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》审查机关：山西省生态环境厅审查文件名称及文号：《山西省可再生能源发展“十四五”规划规划环境影响评价文件名称：《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》审查机关：山西省生态环境厅审查文件名称及文号：《山西省可再生能源发展“十四五”规划-1-环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）。规划及规划环境影响评价符合性分析1、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划》符合性分析根据《山西省可再生能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间，全省可再生能源坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展，在晋北、晋西地区重点推动风电和光伏发电基地化、规模化开发，在晋东南地区优化推动风电和光伏发电就地就近开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，从聚焦集中式做大做强、分布式做优做精两方面入手，持续扩大可再生能源装机规模、提高装机占比。以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标，结合采煤沉陷区综合治理，兼顾生态修复、造林绿化与相关产业发展，统筹优化风电光伏布局和支撑调节电源，实施可再生能源+采煤沉陷区综合治理工程，建设一批生态友好、经济优越的大型风电光伏基地。重点推动风电和光伏发电基地化规模化开发包括：晋北风光火储一体化基地、忻朔多能互补综合能源基地、晋西沿黄百里风光基地、晋东“新能源+”融合发展基地、晋南源网荷储一体化示范基地。晋东“新能源+”融合发展基地依托区域电网消纳能力提升，发挥区域资源及市场优势，因地制宜在太原、阳泉、晋城、长治、晋城地区开展风储、光储及联合运营的示范模式，推进“新能源+”融合发展基地建设。“十四五”期间，新增并网风光装机规模1200万千瓦。本项目为光伏发电项目，建设地点位于晋城市沁水县，位于晋东“新能源+”融合发展基地。同时，项目已列入山西省能源局发布《关于下达山西省2023年风电光伏发电保障性并网年度建设计划的通知》（晋能源新能源发〔2023〕292号）中，项目布局符合可再生能源发展布局要求。项目施工结束后将光伏板下和光伏板间进行植被恢复，保证区域植被覆盖度不降低，区域生态环境不恶化。项目的建设可促进区域可再生能源的发展，减轻了当地火力发电污染物排放，对促进区域高质量发展具有积极作用。项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划》的相关要求。1、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划》符合性分析根据《山西省可再生能源发展“十四五”规划》，“十四五”期间，全省可再生能源坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展，在晋北、晋西地区重点推动风电和光伏发电基地化、规模化开发，在晋东南地区优化推动风电和光伏发电就地就近开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，从聚焦集中式做大做强、分布式做优做精两方面入手，持续扩大可再生能源装机规模、提高装机占比。以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标，结合采煤沉陷区综合治理，兼顾生态修复、造林绿化与相关产业发展，统筹优化风电光伏布局和支撑调节电源，实施可再生能源+采煤沉陷区综合治理工程，建设一批生态友好、经济优越的大型风电光伏基地。重点推动风电和光伏发电基地化规模化开发包括：晋北风光火储一体化基地、忻朔多能互补综合能源基地、晋西沿黄百里风光基地、晋东“新能源+”融合发展基地、晋南源网荷储一体化示范基地。晋东“新能源+”融合发展基地依托区域电网消纳能力提升，发挥区域资源及市场优势，因地制宜在太原、阳泉、晋城、长治、晋城地区开展风储、光储及联合运营的示范模式，推进“新能源+”融合发展基地建设。“十四五”期间，新增并网风光装机规模1200万千瓦。本项目为光伏发电项目，建设地点位于晋城市沁水县，位于晋东“新能源+”融合发展基地。同时，项目已列入山西省能源局发布《关于下达山西省2023年风电光伏发电保障性并网年度建设计划的通知》（晋能源新能源发〔2023〕292号）中，项目布局符合可再生能源发展布局要求。项目施工结束后将光伏板下和光伏板间进行植被恢复，保证区域植被覆盖度不降低，区域生态环境不恶化。项目的建设可促进区域可再生能源的发展，减轻了当地火力发电污染物排放，对促进区域高质量发展具有积极作用。项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划》的相关要求。-2-2、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》及审查意见符合性分析表1-1本项目与规划环评符合性分析2、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》及审查意见符合性分析表1-1本项目与规划环评符合性分析2、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》及审查意见符合性分析表1-1本项目与规划环评符合性分析2、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》及审查意见符合性分析表1-1本项目与规划环评符合性分析2、与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》及审查意见符合性分析表1-1本项目与规划环评符合性分析规划环评要求本项目符合性光伏发电项目生态影响减缓措施：（1）尽量利用未利用地，不占或少占农用地。各类自然保护区、森林公园（含同类型国家公园）、濒危物种栖息地、天然林保护工程区以及东北内蒙古重点国有林区，为禁止建设区域。其他生态区位重要、生态脆弱、地形破碎区域，为限制建设区域。光伏电站的电池组件阵列禁止使用有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地，以及年降雨量400毫米以下区域覆盖度高于30%的灌木林地和年降雨量400毫米以上区域覆盖度高于50%的灌木林地。（2）合理布置光伏矩阵，在光伏板架之间留出必要的孔隙，以满足板下植被生长所需阳光照射。（3）合理安排施工顺序和时间，减少对野生动物的干扰；提高施工人员的保护意识，严禁捕猎野生动物。施工结束后尽快进行植被恢复，保证野生动物栖息繁殖场所。（4）采取对太阳能电池表面进行绒面处理或涂覆防反射涂层技术，减少光伏面板光污染。本项目选址不在自然保护区、风景名胜区、森林公园、湿地公园、地质公园、天然林保护工程区以及东北内蒙古重点国有林区、饮用水水源保护区、泉域重点保护区等各类保护地、保护区内。不涉及濒危物种栖息地，其他生态区位重要、生态区位重要、生态脆弱、地形破碎区域。本项目光伏阵列不占用林业部门管理的有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地。不涉及天然乔木林、不涉及年降雨量400毫米以上及覆盖度50%以上的灌木林地，不涉及基本草原。本项目光伏支架与地面间的最小高度为1.5m，可满足植被生长空间及高度要求，无需对植被进行修剪。本项目环评要求合理安排施工顺序和时间，减少对野生动物的干扰；提高施工人员的保护意识，严禁捕猎野生动物。施工结束后尽快进行植被恢复，保证野生动物栖息繁殖场所。要求购置对太阳能电池表面进行绒面处理或涂覆防反射涂层技术的光伏板，减少光伏面板光污染。符合大气环境影响减缓措施：（2）为有效防止施工期扬尘污染，可再生能源开发建设项目在施工过程中应落实《中华人民共和国大气污染防治法》、山西省及各地市大气污染防治条例、大气污染防治攻坚战等文件要求，做到六个"百分百"即工地周边100%围挡、物料堆放100%覆盖、100%土方湿法开挖、路面100%硬化、出入车辆100%清洗、渣土车100%密闭运∶输。（3）施工工地优先采用新能源或清洁能源汽车及机械设备。优先采用新能源汽车和达到国六排放标准的天然气等清洁能源汽车，依法使用排放合格的机械设备，鼓励优先使用新能源或清洁能源非道路移动机械。燃油汽车和机械优先选用符合国家和地方标准的清洁油品。评价要求施工单位在施工过程中要严格按照《山西省大气污染防治条例》要求控制施工扬尘，加强施工期扬尘污染治理，以减轻对大气环境的影响。具体要求如下：（1）土建施工时，施工工地100%设置围挡。（2）土方开挖100%湿法作业。（3）砂石与混凝土等扬尘消减与控制。（4）物料管理。（5）施工道路要100%全部硬化。（6）洒水喷洒措施。（7）建筑垃圾防尘措施。（8）设置洗车平台，做到出工地车辆100%冲洗。（9）渣土车辆100%密闭运输。工地沙土做到100%覆盖。（10）施工机械尾气、柴油发电机尾气防治措施：符合-3-使用符合国家标准的非道路移动机械和柴油发电机，加强设备保养，规范操作，确保施工机械尾气、柴油发电机尾气达标排放。地表水环境影响减缓措施：施工期环境影响减缓措施：施工期生活污水设置隔油池、化粪池处理，化粪池委托专人定期清掏，依项目所在地实际情况，由当地农民运走沤肥或作其他妥善处置，保证不排入地表水体。对于设备清洗、物料清洗、进出车辆清洗废水等，施工现场设置废水沉淀池用于集中收集，经沉淀中和处理后回用不外排。尽量避免雨天施工。风电、光伏发电项目环境影响减缓措施：依据生活污水产生量的不同设置化粪池或一体化地埋式污水处理设备，处理后回用不外排。光伏面板清洗废水，收集处理后用于场区抑尘，雨季适当减少清洗次数。本项目施工营地设置有洗车平台、沉淀池等设施，对产生的废水进行沉淀、循环使用，不外排。施工期生活污水可经沉淀后回用于洒水抑尘或绿化使用；同时要求在生活区严格管理，环保厕所粪便定期清掏用于农田施肥，禁止向周边地表水体倾倒。清洗废水的污染物以光伏板积累的灰尘为主，废水沉淀后循环使用，无废水外排；运营期升压站建设有化粪池与一体化生活污水处理设施，生活污水处理后用于厂区绿化，不外排。符合地下水环境影响减缓措施：可再生能源项目选址布局应避开饮用水水源保护区和泉域重点保护区，满足《中华人民共和国水污染防治法》、《山西省水污染防治条例》、《山西省泉域水资源保护条例》等法律法规相关规定。风电、光伏发电项目环境影响减缓措施：（1）按要求设置污水处理设施（依据实际情况选择化粪池、一体化污水处理设施等）、危废暂存间、变压器事故油池，从源头控制污染物进入地下水环境的途径。危废暂存间设置应满足《危险废物贮存污染控制标准》要求。事故油池容积根据变压器型号和油量计算得出并满足《火力发电厂与变电站设计防火标准》（GB50229-2019）相关要求。（2）分重点防渗区和一般防渗区设置分区防控。本项目光伏区选址不涉及饮用水水源保护区和泉域重点保护区。本项目升压站拟建一体化污水处理设施、危废暂存库、变压器事故油池，危废暂存库设置可满足《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）要求。事故油池容积满足《火力发电厂与变电站设计防火标准》（GB50229-2019）相关要求。升压站按重点防渗区和一般防渗区设置分区防控。重点防渗区防渗系数不小于10-7cm/s。符合声环境影响减缓措施：光伏发电项目噪声影响减缓措施：光伏发电工程具有极强的周期性，仅白天运行，选用低噪声类型设备，设置外壳隔声；设备底部基础安装减振垫；加强对逆变器和变压器的定期检查维护使其处于正常稳定的运行状态。设备噪声经基础减震、隔声及距离衰减后，可大大降低逆变器、变压器噪声，满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）相关标准限值。升压站拟采取的降噪措施有：在订购设备时要求设备制造厂提供符合噪声要求的合格设备。在总体①布置上合理规划，对噪声要求较严的控制室尽量远离主变压器等高噪声②设备区，以充分利用建筑物及各种屏障对噪声在传播途径的吸声、隔声、消声的作用，并在建筑结构上尽量采用一些吸声、隔声等措施。主变设置减振基础等。风机设置减振垫，出风管道和进风管道做隔声包③扎，出风口安装消声器。④符合固废处置措施：工业固体废物影响减缓措施：废光伏电池板等，以外售综合利用和厂家回收为主；危险废物主要是废变压器油、废铅酸电池、废润滑油、废矿物油等，贮存在危废暂存间，定期交由有资质的单位进行妥善处置。风电、光伏发电项目设置变压器事故油池。一般工业固废贮存场选址要求需遵循《一般工业固体废物贮存和填埋污染控制标准》（GB18599-2020）要求，危险废物暂存执行《危险废物贮存污染控制标准》，危险废物委托处置转移执行《危险废物转移管理办法》（生态环境部、***、交通运输部令第23号，2022年1月1日起施行）。生活垃圾影响减缓措施：各项目运行期员工生活垃圾应进行分类收集，依托项目当地环卫部门及时清运。（1）生活垃圾：升压站生活区内已设置若干垃圾桶，生活垃圾经集中收集后送至当地环卫部门指定地点统一处理。（2）一般工业固体废物：主要包含废旧太阳能电池板、废电气元件等，该类固体废物由厂家回收处置。（3）危险废物：主要有废铅酸蓄电池、废油、废油桶等。升压站建设一座危废暂存库。项目运营期产生的废油、废油桶、废铅酸蓄电池收集后在危废库暂存，并委托资质单位定期处置。符合符合土壤污染防治措施：地面漫流和垂直入渗途径土壤环境影响减缓措施：（1）对工业固废贮存场、危险废物暂存间、污水处理设施及管线、生活垃圾收集与暂存设施、事故油池等采取相应措施，防止和降低污染物跑、冒、滴、漏，将污染物泄漏的环境风险事故降到最低程度。（2）项目污水处理设施、管沟、事故油池、事故水池应实施重点防渗，防渗系数不小于10-7cm/s，保护地下水环境和水源地安全。环评要求对事故油池进行防渗处理，防渗层要求为至少1m厚粘土层（渗透系数≤10-7cm/s）和2mm厚高密度聚乙烯，或至少2mm厚的其它人工材料，渗透系数≤10-10cm/s。项目运营过程中的废矿物油经专用容器集中收集后暂存于危废贮存库。危废贮存库必须按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）建造。项目污水处理设施、管沟、事故油池、污水集水池应实施重点防渗，防渗系数不小于10-7cm/s。符合环境风险防范措施：变压器油事故防范措施：（1）根据项目主变压器内油量进行科学计算，合理设置事故油池容积，足够容纳主变压器事故状态下变压器油暂存，保证不会外溢。变压器事故状态下需排油时，经主变下部的排油管排至事故油池，含油废水交由有资质的单位进行处理。（2）按照《火力发电厂与变电站设计防火标准》（GB50229-2019）的规定，在主变压器道路四周设室外消火栓，并在主变附近放置磷酸铵盐推车式干粉灭火器及设置消防砂池作为主变消防设施。污水处理设施事故防范措施：（1）项目运行期应定期和不定期巡查污水收集系统的污水管线。（2）加强污水处理站日常管理，定期检查及维护设备，提高设备完好率和运行效率，尽量避免出现事故后才停机维修的情况。（3）设置污水暂存池（事故水池），进行严格防渗，并且在排水系统的排放口与外部水体之间设置切断设施。（4）污水处理站内需具备备用电源，主要机械、易损设备如水泵、风机等采用一用一备制，污水处理站设计须保有足够的安全容量，安装自控温集油沟为地下式，四周及底部进行重点防渗。危废暂存库进行基础防渗，产生的箱变检修废油、主变压器检修废油均盛装在高密度聚乙烯桶中，废铅蓄电池置于高密度聚乙烯塑料袋中，并放在防渗托盘上方。按照《火力发电厂与变电站设计防火规范》（GB50299-2019）的规定，在主变压器道路四周设室外消火栓，并在主变附近放置磷酸铵盐推车式干粉灭火器及设置消防砂池作为主变消防设施。项目运行期应定期和不定期巡查污水收集系统的污水管线。加强污水处理站日常管理，定期检查及维护设备，提高设备完好率和运行效率，尽量避免出现事故后才停机维修的情况。建设1座集水池，进行严格防渗，并且在排水系统的排放口与外部水体之间设置切断设施。污水处理站内已具备备用电源，主要机械、易损设备如水泵、风机等采用一用一备制，污水处理站可保有足够的安全容量。符合-5-拌热线保证污水处理站在最冷月也能维持一定的温度。（5）事故状态下水体污染的应急措施。污水处理站位于地下，可保证污水处理站在最冷月也能维持一定的温度。制定事故状态下水体污染应急措施。污水处理站位于地下，可保证污水处理站在最冷月也能维持一定的温度。制定事故状态下水体污染应急措施。综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》的相关要求。3、项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）的符合性本项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》中相关意见符合性见表1-2。表1-2本项目与规划环评审查意见符合性分析综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》的相关要求。3、项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）的符合性本项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》中相关意见符合性见表1-2。表1-2本项目与规划环评审查意见符合性分析综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》的相关要求。3、项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）的符合性本项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》中相关意见符合性见表1-2。表1-2本项目与规划环评审查意见符合性分析综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》的相关要求。3、项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）的符合性本项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》中相关意见符合性见表1-2。表1-2本项目与规划环评审查意见符合性分析综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》的相关要求。3、项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）的符合性本项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》中相关意见符合性见表1-2。表1-2本项目与规划环评审查意见符合性分析综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书》的相关要求。3、项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》（晋环函〔2022〕798号）的符合性本项目与《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》中相关意见符合性见表1-2。表1-2本项目与规划环评审查意见符合性分析规划环评审查意见要求本项目符合性（一）坚持生态优先推动高质量发展。贯彻国家碳达峰碳中和战略，落实我省全方位推进高质量发展、打造全国能源革命排头兵和能源革命综合改革试点要求，坚持集中式与分布式并举，全面推进风电、光电规模化开发和高质量发展；因地制宜发展生物质发电、水力发电（抽水蓄能），合理开发利用地热能，提升可再生能源比例，推进我省能源结构调整，加快我省能源体系绿色低碳转型。本项目为集中式光伏发电项目，项目已列入山西省能源局发布《关于下达山西省2023年风电光伏发电保障性并网年度建设计划的通知》（晋能源新能源发〔2023〕292号）中，符合新能源发展布局规划符合（二）落实生态环境分区管控。依法禁止或限制可再生能源在优先保护单元布局，着重加强太行山、吕梁山等生态屏障带,以及沿黄水土流失生态脆弱区域的保护，守住自然生态安全边界。支持在石漠化、荒漠化土地，采煤沉陷区等矿区以及盐碱地、荒山荒坡等区域，开展风电、光伏基地建设。水力发电（抽水蓄能）应避让自然保护区、珍稀物种集中分布地等生态敏感区域。在地下水饮用水水源地及其保护区范围内，禁止以保护的目标含水层作为热泵水源；在地下水禁限采区、深层（承压）含水层以及地热水无法有效回灌的地区或对应含水层，禁止以地下水作为热泵水源。本项目光伏区全部分布于一般管控单元，不涉及优先保护单元。本项目为光伏发电项目，不属于依法限制和禁止的大规模、高强度的工业和城镇开发建设，不属于重污染行业。项目施工期制定了严格的防治水土流失措施，采取边施工边恢复的方式，及时恢复植被；项目施工结束和服务期满后及时对临时占地进行人工灌草植被恢复，使区域水土保持能力不降低。项目建设符合晋城市生态环境总体管控要求。本项目不涉及生态保护红线。本项目占地不涉及地下水饮用水源保护区。符合（三）强化生态环境保护措施。风电场建设应当节约集约使用林地，风电基础、施工和检修道路、升压站、集电线路等，禁止占用天然乔木林地、年降雨量400毫米以下区域的有林地、一级国家级公益林地和二级国家级公益林中的有林地。因地制宜发展农光互补、林光互补、药光互补，优化配置太阳能光伏板阵列布置方式，合理设置行、列间距和高度，保护板下植被和农作物，加强水土保持措施，保护自然生态系统与重要物种栖息地。本项目不占用天然乔木林地、年降雨量400毫米以下区域的有林地、一级国家级公益林地和二级国家级公益林中的有林地。项目光伏支架与地面间的高度不低于1.5m，可满足植被生长空间及高度要求，无需对植被进行修剪。符合符合（四）落实水环境保护要求。重视流域水环境保护，水电项目应落实生态流量、水温恢复、鱼类保护、陆生珍稀动植物保护等措施，防止流域生物多样性减少和重要生态功能的损失。加强岩溶泉域和地下水环境保护，地热能开发优先采用“取热不取水”（封闭无干扰取热）方式，确需取水努力做到“取热不耗水”，做好尾水的处置；回灌地下水的，坚持“同层同质回灌”，不得恶化地下水水质；排入地表水体的，应当达到水环境功能区保护要求。项目施工期废污水全部回用于场地洒水抑尘，不外排；营运期污水经污水处理站处理后全部回用于站区绿化及洒水抑尘，不外排。环评要求施工单位在施工阶段严格控制施工区域，施工区域不得越过场地红线范围，在距离地表水体较近区域不得将施工废水倾倒外排。符合（五）强化固废综合利用和安全处置。按照“减量化、资源化、无害化”的原则，加强可再生能源开发过程中的固体废物管理。推动退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等废物循环利用。提高生物质锅炉灰渣等一般工业固废的综合利用效率。确保废变压器油、废铅酸电池等危险废物妥善安全处置。落实生活垃圾分类收集、分类处置措施。本项目废旧太阳能电池板、废电气元件由厂家回收处理，厂区内不贮存；废旧铅蓄电池、废矿物质油、废油桶由有资质的单位进行处置。符合其他符合性分析1、项目与“三线一单”符合性分析根据《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（以下简称《通知》），要求强化“三线一单”约束作用，建立“三挂钩”机制，“三管齐下”切实维护群众的环境权益。“三线一单”，即落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单”约束。本项目与晋城市生态环境管控单元位置关系图见附图4。（1）生态保护红线：生态保护红线是指依法在重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等区域划定的严格管控边界，是国家和区域生态安全的底线。被纳入区域禁止进行工业化和城镇化开发，从而有效保护珍稀、濒危并具代表性的动植物物种及生态系统，维护重要生态系统主导功能。2024年4月28日，沁水县自然资源局以沁自然资光备字〔2024〕2号文出具了本项目用地备案表，原则同意本项目土地使用。备案土地面积包括大端村、海则村、杨庄村，共计121.7457hm2，后续设计阶段综合考虑施工难度和成本，核减掉杨庄村26.5630hm2，项目最1、项目与“三线一单”符合性分析根据《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（以下简称《通知》），要求强化“三线一单”约束作用，建立“三挂钩”机制，“三管齐下”切实维护群众的环境权益。“三线一单”，即落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单”约束。本项目与晋城市生态环境管控单元位置关系图见附图4。（1）生态保护红线：生态保护红线是指依法在重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等区域划定的严格管控边界，是国家和区域生态安全的底线。被纳入区域禁止进行工业化和城镇化开发，从而有效保护珍稀、濒危并具代表性的动植物物种及生态系统，维护重要生态系统主导功能。2024年4月28日，沁水县自然资源局以沁自然资光备字〔2024〕2号文出具了本项目用地备案表，原则同意本项目土地使用。备案土地面积包括大端村、海则村、杨庄村，共计121.7457hm2，后续设计阶段综合考虑施工难度和成本，核减掉杨庄村26.5630hm2，项目最1、项目与“三线一单”符合性分析根据《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（以下简称《通知》），要求强化“三线一单”约束作用，建立“三挂钩”机制，“三管齐下”切实维护群众的环境权益。“三线一单”，即落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单”约束。本项目与晋城市生态环境管控单元位置关系图见附图4。（1）生态保护红线：生态保护红线是指依法在重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等区域划定的严格管控边界，是国家和区域生态安全的底线。被纳入区域禁止进行工业化和城镇化开发，从而有效保护珍稀、濒危并具代表性的动植物物种及生态系统，维护重要生态系统主导功能。2024年4月28日，沁水县自然资源局以沁自然资光备字〔2024〕2号文出具了本项目用地备案表，原则同意本项目土地使用。备案土地面积包括大端村、海则村、杨庄村，共计121.7457hm2，后续设计阶段综合考虑施工难度和成本，核减掉杨庄村26.5630hm2，项目最1、项目与“三线一单”符合性分析根据《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（以下简称《通知》），要求强化“三线一单”约束作用，建立“三挂钩”机制，“三管齐下”切实维护群众的环境权益。“三线一单”，即落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单”约束。本项目与晋城市生态环境管控单元位置关系图见附图4。（1）生态保护红线：生态保护红线是指依法在重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等区域划定的严格管控边界，是国家和区域生态安全的底线。被纳入区域禁止进行工业化和城镇化开发，从而有效保护珍稀、濒危并具代表性的动植物物种及生态系统，维护重要生态系统主导功能。2024年4月28日，沁水县自然资源局以沁自然资光备字〔2024〕2号文出具了本项目用地备案表，原则同意本项目土地使用。备案土地面积包括大端村、海则村、杨庄村，共计121.7457hm2，后续设计阶段综合考虑施工难度和成本，核减掉杨庄村26.5630hm2，项目最1、项目与“三线一单”符合性分析根据《关于以改善环境质量为核心加强环境影响评价管理的通知》（以下简称《通知》），要求强化“三线一单”约束作用，建立“三挂钩”机制，“三管齐下”切实维护群众的环境权益。“三线一单”，即落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和环境准入负面清单”约束。本项目与晋城市生态环境管控单元位置关系图见附图4。（1）生态保护红线：生态保护红线是指依法在重点生态功能区、生态环境敏感区和脆弱区等区域划定的严格管控边界，是国家和区域生态安全的底线。被纳入区域禁止进行工业化和城镇化开发，从而有效保护珍稀、濒危并具代表性的动植物物种及生态系统，维护重要生态系统主导功能。2024年4月28日，沁水县自然资源局以沁自然资光备字〔2024〕2号文出具了本项目用地备案表，原则同意本项目土地使用。备案土地面积包括大端村、海则村、杨庄村，共计121.7457hm2，后续设计阶段综合考虑施工难度和成本，核减掉杨庄村26.5630hm2，项目最综上，项目建设符合《山西省可再生能源发展“十四五”规划环境影响报告书的审查意见》的相关要求。-7-建施工道路时，要尽量减少对自然环境的破坏，选择隐蔽性好、易于恢复或便于今后留给当地村民作为农耕通道的地方，减轻对自然景观的潜在影响。（2）运行期建设单位的环保人员对工程的建设、生产全过程实行监督管理，其主要工作内容如下：检查、监督项目环保治理措施在建设过程中的落实情况。①要制定植被管理计划，对光伏场区范围内的植被现状进行巡查，及时对未成活的区域进行土壤改良和植被补栽，严格管控光伏场区域人、畜活动。②5.9监测计划环境监测任务本工程建成投产后，由建设单位委托有资质的单位进行监测，并报环保部门①进行验收。a制定监测计划，监测工程运行期环境要素及评价因子的动态变化；b对工程突发性环境事件进行跟踪监测调查。监测点位布设监测点位布设应针对受影响的主要环境要素及因子。监测点位应具有代表②性。监测点设置为：地面1.5m高处的工频电场强度、工频磁感应强度；升压站围墙外1m、高度1.2m的环境噪声（Leq、L10、L50、L90、SD）。监测频次工频电场强度、工频磁感应强度每年监测一次③噪声每季度监测一次（昼夜各一次）监测技术要求a监测范围应与工程影响区域相符；④b监测位置与频次应根据监测数据的代表性、生态环境质量的特征、变化和环境影响评价、工程竣工环境保护验收的要求确定；c监测方法与技术要求应符合国家现行的有关环境监测技术规范和环境监-80-测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表测标准分析方法；d监测成果应在原始数据基础上进行审查、校对、综合分析后整理编印，并报环境保护主管部门；e应对监测提出质量保证要求。监测点位、监测项目、监测频率见下表。表5.8-1环境监测点位、监测项目及监测频率一览表类别污染源污染源监测点位监测项目监测项目监测频率电磁环境升压站升压站站界四周工频电场强度工频磁感应强度工频电场强度工频磁感应强度每年监测一次噪声升压站升压站站界四周等效A声级等效A声级每季度监测一次（昼夜各一次）5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表5.10碳减排和环境效益分析光伏发电是一种清洁、无污染的可再生能源，开发利用太阳能资源是调整能源结构，实施能源可持续发展的有效途径。本工程装机容量50MW，年平均发电量85280MW·h，根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》可知，与相同发电量的燃煤电厂相比，每年可节约标煤2.55万吨（以平均标煤煤耗0.30kg/kW•h），相对目前日益严峻的能源危机，光伏发电具有更强的生命力，符合国家的产业政策根据2021年7月8日中国电力企业联合会发布《中国电力行业年度发展报告2021》，单位火电发电量烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放分别为0.032克/千瓦时、0.160克/千瓦时、0.179克/千瓦时，全国单位火电发电量二氧化碳排放约832克/千瓦时。根据计算，本项目减排量见表5.9-1。表5.9-1本项目可实现的减排效益表污染物单位减排指标（g/kWh）单位减排指标（g/kWh）单位减排指标（g/kWh）年减排量（t/a）年减排量（t/a）20年总减排量（t）烟尘0.0320.0320.0322.722.7254.4二氧化硫0.1600.1600.1601.361.3627.2氮氧化物0.1790.1790.1791.531.5330.6二氧化碳83283283251051010200综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃综上，本项目建成后，20年可实现烟尘减排54.4t，二氧化硫减排27.2t，氮氧化物减排30.6t，二氧化碳减排10200t。此外，还可节约大量水资源，减少燃-81-煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。煤电厂产生的噪声及燃料、灰渣运输处置带来的相应环境和生态影响。环保投资本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表本项目环保投资具体见表5.10-1。表5.10-1本项目环保投资一览表环保投资时间内容类型污染源污染物名称防治措施环保投资（万元）环保投资施工期生态恢复生态恢复生态恢复光伏场区生态恢复105环保投资施工期生态恢复生态恢复生态恢复道路、集电线路、施工临建区植被恢复措施工程105环保投资施工期施工废水施工废水施工废水经沉淀处理后抑尘，在生活区严格管理，严禁随地泼洒污水，保持生活区清洁卫生5环保投资施工期施工固废施工固废施工固废生活垃圾统一收集后送往环卫部门指定地点处理，土方余方量全部用于各施工工段的场地平整回填8环保投资施工期施工扬尘施工扬尘施工扬尘专人负责管理；设置围挡、防尘网等；运输车辆苫布遮盖；采用洒水湿式施工方式；建筑垃圾及时清运等措施20环保投资施工期施工噪声施工噪声施工噪声选用低噪声的机械设备，要定期对机械设备进行维护和保养，要优化施工时间1环保投资施工期环境监测与环境监理环境监测与环境监理环境监测与环境监理对施工期环境保护措施效果进行监测，对环境保护措施进行监理10环保投资运营期废水光伏组件光伏组件清洗光伏板采用水车定期清洗，清洗废水水质成分简单，由场内植被吸收和自然蒸发。3环保投资运营期废水职工生活污水COD、BOD5、NH3-N、SS新建1套地埋式一体化污水处理设施（处理能力0.5t/h）和1座120m3集水池，处理后的废水回用10环保投资运营期固废职工生活生活垃圾设垃圾桶收集生活垃圾，集中收集后定期送往环卫部门指定地点合理处置1环保投资运营期固废光伏发电废旧太阳能电池板由电池板生产厂家负责进行回收1环保投资运营期固废光伏发电废电气元件由厂家回收1环保投资运营期固废箱式变压器箱变事故油池每座箱变设3.0m3事故油池，共计16个，重点防渗8环保投资运营期固废升压站主变事故油池50m3事故油池，重点防渗10环保投资运营期固废设备检修维护保养废矿物油、废旧铅蓄电池、废物油桶，危废贮存库建设升压站西南侧设置21.6m2危废贮存库，收集后定期交由有资质单位处理45环保投资运营期噪声主变压器等噪声选用低噪声设备，基础减振5环保投资运营期生态//环境管理费用10环保投资合计合计合计合计合计244-83-六、生态环境保护措施监督检查清单内容要素内容要素施工期施工期运营期运营期内容要素内容要素环境保护措施验收要求环境保护措施验收要求陆生生态光伏场区工程措施：严格控制施工范围，尽量减少施工破坏林草地面积，施工范围外，禁止割灌、采伐林木。施工前对施工区域进行表土剥离，剥离厚30cm。①施工结束后将剥离土作为植被恢复用土，保护地表熟土资源不流失，不浪费。临时措施：基础开挖产生的表土和底层土方须分类就近堆存，土方临时堆场采取表面拍实处理并在表面遮盖防尘网，四周设编织袋挡土堰挡护。②植物措施：对光伏场区施工破坏区域进行植被恢复。项目施工破坏区采用“灌草结合”的方式对地区植被进行恢复，灌木采用连翘+黄刺玫+杠柳混载③模式进行植被恢复，栽植密度为166穴/亩，种植标准为株行距1.5m×1.5m，采用40×40cm的穴状整地，采用“一穴三株”的方式植苗造林。连翘、黄刺梅、杠柳选用生长健壮的Ⅰ级壮苗，苗高30m。草种采用山苜蓿+鹅观草+白羊草进行植被恢复，混播比：1:1:1，播种量为4公斤/亩。光伏场区临时占地全部恢复植被，植被质量不降低，无裸露地表；验收依据《建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类》（HJT394-2007）制定光伏场区植被管理方案，对光伏场区范围内的植被现状进行巡查，及时对未成活的区域进行土壤改良和植被补栽各区按环评要求完成生态恢复和土地复垦陆生生态集电线路区a.电缆施工区工程措施：对直埋电缆施工区表层土进行剥离，剥离厚度30cm，剥离面积1.63hm2，剥离表土0.489万m3。施工后期，将表土回覆。施工结束后，对施工临时占地进行土地整治，整治面积1.63hm2。临时措施：基础开挖产生的表土和底土须分类就近堆存，土方临时堆场采取表面拍实处理并遮盖防尘网。植被恢复措施：施工结束后进行表土回填和土地平整。本项目拟对占地范围因清表破坏的植被进行恢复。对于占地类型为其他草地的占地区域，采用“灌草结合”的方式进行恢复，对于占用乔木林地的电缆施工区，因电缆沟两侧不便于种植神根系植被，因此本次评价要求采用“灌草结合”方式对土壤扰动区进行生态恢复。灌木选用原地块优势灌木连翘+黄刺梅+杠柳，栽植密度为166穴/亩。苗木要求苗高30cm，生长健壮，无病虫危害，草籽采用山苜蓿+光伏场区临时占地全部恢复植被，植被质量不降低，无裸露地表；验收依据《建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类》（HJT394-2007）制定光伏场区植被管理方案，对光伏场区范围内的植被现状进行巡查，及时对未成活的区域进行土壤改良和植被补栽各区按环评要求完成生态恢复和土地复垦陆生生态集电线路区鹅观草+白羊草，混播比：1:1:1，选择品质优良的一级草籽，播种量为4公斤/亩。b.本项目架空线路长度较短，共设置3基塔基。工程措施：在施工之前对架空线路塔基占地区开挖处和施工便道区域进行表土剥离及回覆，设计剥离厚度为0.3m，剥离的表土待施工结束后用于架空线路处的植被恢复。临时防护措施：塔基施工区布置较为集中，各施工区剥离的表土和堆放于施工场地一侧，土方临时堆场采取表面拍实处理并在表面遮盖防尘网。植物措施：对塔基施工区和牵张场采用灌草结合的方式进行植被恢复，灌木选用连翘+黄刺梅+杠柳，一年生苗木，穴状整地（40×40cm），株距1.0m，行距1.0m，采用“一穴三株”方式进行种植，初植密度10000株/hm2，草种选择山苜蓿+鹅观草+白羊草混播，一级草种，混合撒播密度4公斤/亩。光伏场区临时占地全部恢复植被，植被质量不降低，无裸露地表；验收依据《建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类》（HJT394-2007）制定光伏场区植被管理方案，对光伏场区范围内的植被现状进行巡查，及时对未成活的区域进行土壤改良和植被补栽各区按环评要求完成生态恢复和土地复垦陆生生态施工检修道路区施工检修道路区施工程措施：施工检修道路大开挖区域进行表土剥离，用于后期道路两侧的绿化，设计剥离厚度30cm，剥离表土集中堆放在道路沿线，用于后期绿化覆土。在施工道路部分爬山段靠近山体侧布设排水沟。排水沟采用简易排水沟排入自然沟道内，排水沟断面采用梯形断面，底宽0.4m，深0.4m，边坡比为1:0.58。临时措施：道路采用分段施工，剥离表土和开挖土方临时堆放于道路一侧，表土和开挖土方分区堆放，待施工结束后及时回填，由于施工时间较短，对道路剥离表土和开挖临时堆土顶面及边坡采用防护网苫盖。苫盖时将防护网边缘压实，临时堆土四周洒水并由铁锹拍实。植物措施：对于新建道路，道路中无边坡区段一侧栽植乔木，树种选择侧柏单行，树苗选择一级苗，高度不低于1.5m，根系生长情况良好，无病虫害。种植株距2m，在乔木下方撒播草籽，山苜蓿+鹅观草+白羊草一级种，采用1:1:1混合方式进行混播，播种密度4公斤/亩；对于改建道路临时用地按照原占地类型进行生态恢复，其中草地采用山苜蓿+鹅观草+白羊草一级种，采用1:1:1混合方式进行混播，播种密度4公斤/亩，恢复为草地；乔木林地采用乔草混种的方式进行恢复，乔木选用油松，植株高度不低于50cm的一级种，树穴间隔为1m进行种植。乔木间采用播撒草籽的方式进行生态恢复，草籽选用山苜蓿+鹅观草+白羊草一级种，采用1:1:1混合方式进行混播，播种密度4公斤/亩，乔木林地恢复面积为0.1412hm2。光伏场区临时占地全部恢复植被，植被质量不降低，无裸露地表；验收依据《建设项目竣工环境保护验收技术规范生态影响类》（HJT394-2007）制定光伏场区植被管理方案，对光伏场区范围内的植被现状进行巡查，及时对未成活的区域进行土壤改良和植被补栽各区按环评要求完成生态恢复和土地复垦升压站区升压站典型防护措施：工程措施：施工前对区域内表土进行剥离；在场地四周布设排水沟；在场地内设备装置周边空闲区域采取碎石盖压措施；施工结束后对土壤扰动区①进行土地整治。临时防护措施：包括施工期间对场地内裸露区域及剥离的表土采取密目网苫盖措施，防止大风及降雨侵蚀，边角用重物压实；施工过程中待墙外边②坡及平台形成后及时对其进行表土回覆，尽量减少表土临时堆放时间。植被恢复措施：升压站的绿化主要布置在生活区内，配置一些低矮灌木及应季花卉，空余地采用草皮加以覆盖，利用灌木花草以达到净化空气，降③低场地辐射热、减少噪声。草的品种选用耐践踏、耐盐碱型、再生力强的品种，以达到整体的环境美化，同时具备观赏价值和经济价值的作物打造景观区，升压站绿化面积不应少于300m2，升压站围墙外为硬化区域进行绿化，绿化采用播撒草籽方式进行，绿化面积1816.385m2。施工临建区工程措施：施工前对该区进行表土剥离，剥离表土堆放在临建区一侧，用于后续植被恢复。临时措施：对临时堆存的表土采用无纺布临时覆盖、装土编织袋拦挡，并在该区周围布设一条临时排水沟与周边自然沟道相连接。植物措施：施工结束后对临建区进行绿化。采用山苜蓿+鹅观草+白羊草进行植被恢复，恢复面积0.72hm²，采用1:1:1混合方式进行混播，播种密度4公斤/亩。水生生态水生生态无无无无地表水环境地表水环境生产废水沉淀后和生活污水沉淀后回用于场区洒水抑尘、绿化浇洒无生活污水经地埋式污水一体化处理设备（处理能力0.5t/h），设置一120m3集水池，污水处理后全部回用，不外排《城市污水再生利用城市杂用水水质》（GB/T18920-2020）中城市绿化、道路-86-清扫回用水水质标准，回用于场区绿化、道路洒水，不外排地下水及土壤环境无无无无声环境优先选用低噪声施工工艺和施工机械，合理安排施工时间，定期对施工机械进行维护和保养满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011），昼间70dB（A）、夜间55dB（A）选用低噪主变，基础减振升压站厂界满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准；距离光伏场区最近村庄满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）1类标准振动优先选用低噪声施工工艺和施工机械，合理安排施工时间，定期对施工机械进行维护和保养满足《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011），昼间70dB（A）、夜间55dB（A）无无大气环境施工扬尘：施工场地四周设围挡；物料堆场苫盖；运输道路定时洒水；控制车辆行驶速度严格管控，防治扬尘污染//固体废物土石方：移挖作填，做到土石方平衡；生活垃圾：集中收集送环卫部门指定地点处置合理处置升压站设一座21.6m2危废库，废油、废蓄电池分类分区暂存于危废库，定期交有资质单位处置；每座箱变设3.0m3事故油池，共计16个，防渗系数小于10-7cm/s，收集的事故废油委托有资质单位处置；升压站主变压器西北侧建设1座50m3事故油池《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2023）环境风险无无无无其他无无无无-88-七、结论山西华电沁水50MW光伏发电项目是清洁能源开发利用项目，符合国家能源产业发展政策，符合山西省能源发展规划和当地环境保护要求。本工程建设经采取报告表中提出的污染治理和生态恢复措施后，不会影响区域生物多样性和区域生态环境。本项目具有明显的节能和污染物减排效果，场址选择合理。因此，从环境保护角度分析，本项目建设可行。