盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案
江苏盱眙50MW地面光伏
发电项目初步
技术方案
设计单位：润峰电力有限公司
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盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案
目录
一、项目概况 项目名称 项目地点
项目建设地点自然条件 项目安装地点负载情况 系统方案设计
二、方案设计总体思路 2.1.1 设计依据 2.1.2 设计说明 2.1.3 设计原则 2.1.4 进度安排
2.2 太阳能发电系统的分类及构成 2.3 太阳能电池组件的选择 2.4 太阳能电池阵列的安装设计
2.4.1 太阳能电池阵列的安装形式选择 2.4.2 电池倾角最佳倾角设计 2.5 逆变器的选择
2.5.1 逆变器的技术指标 2.5.2 逆变器的选型 2.6 太阳能电池阵列设计
2.6.1 并网光伏发电系统分层结构 2.6.2 系统方案概述
2.6.3太阳能电池阵列子方阵设计
2.6.4 太阳能电池阵列子方阵设计的原则 2.7 太阳电池组件的串、并联设计 2.8 太阳能电池组串单元的排列方式 2.9 太阳电池阵列间距计算
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2.10 逆变器室布臵
2.10光伏组件支架及基础设计 2.10.1光伏阵列支架设计
2.10.2光伏方阵最低点距地面距离的选取，主要考虑以下因素： 2.10.3光伏阵列支架基础设计 三、工程初步设计 3.1 土建设计
3.1.1光伏电站围墙设计 3.1.2光伏电站配电室设计 3.1.3太阳电池方阵所占地面积计算 3.2 防雷及接地设计 3.3电网接入系统和输变电 四、光伏发电系统发电量计算
五、光伏发电系统环境评价及减排分析
一、太阳能并网发电项目概况
1.1项目名称
江苏盱眙50MW地面光伏发电项目 1.2项目地点
盱眙地处北亚热带与暖温带过渡区域，属季风性湿润气候。四季分明，季际、年际变异性突出，春季气温回升快，秋季降湿早，春、秋两季度突出，春季气温回升快，秋季隆温早，春、秋两季度光照足，昼夜温差大，夏季较炎热（最高气温37℃-39℃，持续不超过5天），冬季寒冷早（最低气温-12℃，持续不超过7天）。年平均日照总量2222.4小时，平均气温14.7℃，无霜期215天，年平均降水量1005.4毫米。温差 0.4℃；降雨量在水冲港、天泉湖一带最大，并形成闭合雨量圈，地域差异120毫米。
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1.3项目建设地点自然条件 （1）工程地点：江苏盱眙县仇集乡
（2）所处经纬度：东经118.29°—118.49°北纬 33.0°—33°0′17； （3）当地年均温度区间：-12℃～39℃； （4）日照峰值时间：1460h-1500h；
（5）安装条件： 安装地点紧靠盱眙县仇集乡仇明路，距离盱眙县大约30千米，安装地点属于广阔向阳面山坡地区，当地日照资源丰富主要集中在夏季4-9月，附近无遮挡非常适合安装太阳能发电站。
1.4项目地点负载情况
当地电网负荷特征为季节性农灌为主，点多面广、用电负荷分散、负荷峰谷差大负荷率低。负载高峰期为每个月的5-8月，在负荷高峰时段农业灌溉负荷占当地用电的40%左右。
1.5投资规模
此光伏项目预计投资6亿元人民币 二、系统技术方案设计
2.1太阳能光伏发电系统的分类及构成
太阳能光伏发电系统按与电力系统关系分类，通常分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统。并网太阳能光伏发电系统是与电力系统连接在一起的光伏发电系统，一般分为集中式和分散式两种，集中式并网电站一般容量较大，通常在几百千瓦到兆瓦级以上，而分散式并网系统一般容量较小，在几千瓦到几十千瓦。本工程属于集中式大型并网光伏电站。并网太阳能光伏发电系统不设蓄电池，减少了蓄电池的投资与损耗，也间接减少了处理废旧蓄电池产生的污染，降低了系统运行成本，提高了系统运行和供电的稳定性，是太阳能发电发展的最合理和最经济的方向。
在集中式并网光伏电站中，太阳能通过太阳能电池组成的光伏阵列转换成直流电，经过三相逆变器（DC-AC）转换成电压较低的三相交流电，再通过升压变压器转换成符合公共电网电压要求的交流电，并直接接入公共电网，供
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公共电网用电设备使用和远程调配。
本工程光伏发电系统主要由太阳能电池阵列、汇流箱、交直流配电柜、逆变器及升压系统五大部分组成，其中太阳能电池阵列及逆变器组合为发电单元部分。
2.2太阳能电池组件的选择
太阳能电池组件是太阳能光伏发电系统的核心部件，其各项参数指标的优劣直接影响着整个光伏发电系统的发电性能。表征太阳能电池组件性能的各项参数为：标准测试条件下组件峰值功率、最佳工作电流、最佳工作电压、短路电流、开路电压、最大系统电压、组件效率、短路电流温度系数、开路电压温度系数、峰值功率温度系数、输出功率公差等。晶硅类太阳能电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高的特点，被广泛应用于大型并网光伏电站项目，加之项目安装地点日照充足、夏日辐照量大、选用晶硅组件在此情况下衰减较少，因此组件选用本公司自主生产的230W的多晶硅组件，其主要性能参数及特性曲线如下：
标准测试条件下峰值功率：230Wp 最佳工作电流：7.74A 最佳工作电压：29.7V 短路电流：8.42A 开路电压：36.53V 工作温度：-40℃-85℃ 最大系统电压：1000V 组件效率：14.1%
短路电流温度系数：0.06+0.015%/K 开路电压温度系数：-(0.35+0.05)%/K 峰植功率温度系数：-（0.45+0.05%)/K 组件尺寸：1650 mmx992 mmx45mm
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重量：19kg
2.3太阳能电池阵列的安装设计 2.3.1太阳能电池阵列的安装形式选择
在光伏发电系统的设计中，光伏组件方阵的安装形式对系统接收到的太阳总辐射量有很大的影响，从而影响到光伏供电系统的发电能力。光伏组件的安装方式有固定安装式和自动跟踪式两种型式。自动跟踪系统包括单轴跟踪系统和双轴跟踪系统。单轴跟踪（东西方位角跟踪和极轴跟踪）系统以固定的倾角从东往西跟踪太阳的轨迹，双轴跟踪系统（全跟踪）可以随着太阳轨迹的季节性位臵的变换而改变方位角和倾角。
对于自动跟踪式系统，其倾斜面上能最大程度的接收的太阳总辐射量，从而增加了发电量。经初步计算，若采用水平单轴跟踪方式，系统理论发电量可提高15%--20%，若采用极轴跟踪方式，系统理论发电量可提高25%--.30%，若采用双轴跟踪方式，系统理论发电量可提高30%-35%。然而系统实际工作效率往往小于理论值较大，其原因有很多，例如：太阳能电池板间的相互投射阴影，跟踪支架运行难于同步等。
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根据已建工程调研数据，若采用斜单轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约18%，若采用双轴跟踪方式，系统实际发电量可提高约25%。在此条件下，以固定安装式为基准，对1MWp光伏阵列采用三种运行方式比较如下表所示。
发电量（%） 占地面积（万m2） 支架造价 支架费用（万元） 估算电缆费用 （万元） 直接投资增加百分比（%） 运行维护 支撑点 100 115 有旋转机124 有旋转机240 400 420 固定安装式 100 2.2 1.2元/Wp 120 斜单轴跟踪方式 118 4.6 3元/Wp 300 双轴跟踪方式 125 4.9 5元/Wp 500 工作量小 多点支撑 构，工作量较大 构，工作量更大 多点支撑 风速太高时可将板面调至水平，抗风较好 单点支撑 风速太高时可将板面调至水平，抗风较好 抗大风能力 迎风面积固定，抗风交差 由表中数据可见，固定式样与自动跟踪各有优点，固定式初始投资较低，且支架系统基本免维护；自动跟踪式初始投资较高、需要一定的维护，考虑初期投资、运行维护、以及回收年限等因素此项目采用固定支架安装方式安装。
2.3.2 电池阵列最佳倾角计算
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太阳总辐射等于直接辐射与散射辐射之和。而倾斜安装的太阳能电池组件表面上所接收到的辐射量包括接辐射、散射辐射及地面反射分量。本工程项目计算光伏电池方阵最佳倾角以全年接受太阳能辐射量最大为目标，在0°～90°范围按1°间隔加密进行编程计算，计算出不同角度下辐射量的总值，确定以接受最大辐射量角为光伏电池阵列最佳倾角。由于没有当地具体地点数据，目前根据项目地最近地点使用太阳能专业设计软件可以直接得出当地最佳安装角度为28度，如图下所示：
考虑组件表面灰尘自净能力，建议安装角度加大到31-33度。
2.4逆变器的选择 2.4.1逆变器的技术指标
对于逆变器的选型，主要以以下几个指标进行比较：
(1)逆变器输入直流电压的范围：由于太阳能电池组串的输出电压随日照强度、天气条件及负载影响，其变化范围比较大。就要求逆变器在能够在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。
(2）逆变器输出效率：大功率逆变器在满载时，效率必须在90％或95％
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以上。中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85％或90％以上。即使在逆变器额定功率10％的情况下，也要保证90（大功率逆变器）以上的转换效率。
(3)逆变器输出波形：为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电，就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致，以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好，波形畸变以及频率波动低于门槛值。
(4)最大功率点跟踪：逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。
(5）可靠性和可恢复性：逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能，如：过电压情况下，光伏发电系统应正常运行；过负荷情况下，逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点，限定输入功率在给定范围内；故障情况下，逆变器必须自动从主网解列。
(6）监控和数据采集：
逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室，其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连，测量日照和温度等数据，便于整个电站数据处理分析。
逆变器主要技术指标还有：额定容量，输出功率因数，额定输入电压、电流，电压调整率，负载调整率，谐波因数，总谐波畸变率，畸变因数，峰值子数等。
2.4.2逆变器的选型
(1)通过对逆变器产品的考察，现对美国Power-one 330kW、合肥阳光250kW, 500kW逆变器产品及德国艾思玛SMA 500kW, 1000kW逆变器做技术参数比较
逆变器主要技术参数对比表
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由上表比较可以看出，各厂家提供的逆变器技术参数绝对最大输入电压及MPPT输入电压范围相差不大，随着额定交流输出功率的增大，逆变器效率及输出电流增大。
根据逆变器厂商合肥阳光提供的资料数据，SG500KTL 500kW型逆变器的总电流谐波含量为A相1.2507%. B相1.2947%, C相1.2848%; 250kVV型逆变器的总电流谐波含量为A相2.54%, B相2.84%. C相2.66%，从以上数据可以看出，500kW逆变器其谐波电流含量小于250kW逆变器的谐波电流含量。
另外，本工程系统容量为20MWp，从工程运行及维护考虑，若选用单台容量小的逆变设备，则设备数量较多，会增加投资后期的维护工作量；在投资相同的条件下，应尽量选用容量大的逆变设备，可在一定程度上降低投资，并提高系统可靠性；但若是逆变器容量过大，则在一台逆变器发生故障时，发电系统损失发电量过大。因此，本工程选用容量为500kW的逆变器。合肥阳光的500kW逆变器和SMA的500kW逆变器，两者的电气参数基本接近，而且初选的230Wp多晶硅电池组件均能与这两种逆变器良好匹配。但SMA的500kW逆变器相对价格较高，因此本工程选用合肥阳光的SG500KTL型500kW逆变器，各项性能指标，见下表（以上分析仅作为初步方案参考，具体机型实施阶段在做确定）
逆变器主要技术参数 型 号 SG500KTL 10
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隔离方式 最大太阳电池阵列功率 最大阵列开路电压 太阳电池最大功率点跟踪（MPPT）范围 直流输入路数 最大阵列输入电流 额定交流输出功率 最大交流输出功率 最大交流输出线电流 总电流波形畸变率 功率因数 最大效率 欧洲效率 额定电网电压（三相） 额定电网频率 接入电网型式 夜间自耗电 自动投运条件 断电后自动重启时间 保护功能 无变压器 550KWp 880Vdc 480Vdc～820Vdc 16路 1200A 500KW 520KW 1070A <3%（额定功率时） >0.99 98.5% 98.3% （270VAC~315VAC可选） 50Hz IT系统 <50W 直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行 5min(时间可调) 极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接11
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地故障保护等 通讯接口 使用环境温度 使用环境湿度 满功率运行的最高海拔高度 冷却方式 噪音 防护等级 电网监控 尺寸（深×宽×高） 重量 RS485 －20℃～＋40℃ 0～95%，不结露 ≤2000米 (超过2000米需降额使用) 风冷 ≤60dB IP20（室内） 按照 UL1741标准 850×2800×2180mm 1800kg 本设计选用的SG500KTL500kW型逆变器，其谐波电流含量小于＜3%,满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求。
(2) SG500KTL逆变器主电路结构
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如上图所示，SG500KTL并网逆变器通过三相桥式变换器，将光伏阵列输出直流电压变换为高频的三相斩波电压，通过滤波器滤波变成正弦波交流电，接着通过外臵的双分裂三相干式变压器隔离升压（根据接入电网的要求，变压器另配）后并入电网发电。为了使光伏阵列以最大功率发电，在直流侧使用了先进的MPPT算法。
2.5太阳能电池阵列设计
2.5.1并网光伏发电系统分层结构 (1)太阳能电池组串
由几个到几十个数量不等的太阳能电池组件串联起来，其输出电压在逆变器允许工作电压范围之内的太阳能电池组件串联的最小单元称为太阳电池组串。
(2）太阳能电池组串单元
布臵在一个固定支架上的所有太阳能电池组串形成一个太阳能电池组串单元。
(3)阵列逆变器组
由若干个太阳能电池组串单元与一台并网逆变器联合构成一个阵列逆变器组。
(4）太阳能电池子方阵
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由一个或若干个阵列逆变器组组合形成一个太阳能电池子方阵。 (5）太阳能电池阵列
由一个或若干个太阳能电池子方阵组合形成一个太阳能电池阵列。 2.5.2系统方案概述
本工程总装机容量为50MWp，推荐采用分块发电、集中并网方案。电池组件采用230Wp多晶硅电池组件，固定阵列采用最佳倾角为33度固定安装在支架上。
50MWp太阳能电池阵列由50个1MWp多晶硅子方阵组成，每个子方阵均由若干路太阳能电池组串并联而成。每个1MWp太阳能电池子方阵由太阳能电池组串、汇流设备、逆变设备及升压设备构成。
2.5.3太阳能电池阵列子方阵设计 2.5.4太阳能电池阵列子方阵设计的原则
(1)太阳能电池组件串联形成的组串，其输出电压的变化范围必须在逆变器正常工作的允许输入电压范围内。
(2）每个逆变器直流输入侧连接的太阳能电池组件的总功率应大于该逆变器的额定输入功率，且不应超过逆变器的最大允许输入功率。
(3)太阳能电池组件串联后，其最高输出电压不允许超过太阳电池组件自身最高允许系统电压。
(4）各太阳能电池板至逆变器的直流部分电缆通路应尽可能短，以减少直流损耗。
2.6太阳能电池组件的串、并联设计
太阳能电池组件串联的数量由逆变器的最高输入电压和最低工作电压、以及太阳能电池组件允许的最大系统电压所确定。太阳能电池组串的并联数量由逆变器的额定容量确定。
本工程所选500kW逆变器的最高允许输入电压Vdcmax为880V,输入电压MPPT工作范围为450-820V. 230Wp多晶硅太阳能电池组件的开路电压Voc为36.53V，最佳工作点电压Vmp为29.7V，开路电压温度系数为一0.35%/K。
电池组件串联数量计算
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计算公式：
INT(Vdcmin/Vmp)≤N≤ INT (Vdcmax /Voc) 式中：Vdcmax一逆变器输入直流侧最大电压； Vdcmin-逆变器输入直流侧最小电压； Vo一电池组件开路电压； Vmp—电池组件最佳工作电压； N－电池组件串联数。 经计算得出：
串联多晶硅太阳能电池数量N为：16 这种情况一般发生在夏季日出、日落时。 根据工程所在地及附近地区多年气象数据及太阳辐射数据，该地区多年极端最高气温为39℃。夏季日出及日落时的太阳辐射强度最小，随着太阳高度角的增大，辐射强度逐渐增强。因此，本工程太阳能电池组串输出可能的最低电压校核条件确定为：辐射强度50W/m，组件工作温度70C。经计算，当采用21组串联时，多晶硅太阳能电池组串的开路电压为525.4V，此电压值大于逆变器的初始工作电压450V，逆变器可以启动。 采用辐射极高年数据，再对工程所在地区冬季多晶硅太阳能电池组件的工作环境分别进行分析，见下表。 冬季多晶硅太阳能电池组件的工作环境参照表 15 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 由表中数据可见，在校核条件下，当采用21组串联时，单个多晶硅电池组件可能达到的最高开路电压为36.53V，此时太阳能电池组串的开路电压为767.13V，此电压值小于逆变器的直流侧最高工作电压880Vdc，逆变器可以正常工作。 综上所述，根据逆变器最佳输入电压以及电池板工作环境等因素进行修正后，最终确定多晶硅太阳能电池组件的串联组数为N=21（串）。 按上述最佳太阳能电池组件串联数计算，则每一路多晶硅组件串联的额定功率容量＝230Wp X 21=4830Wp。对应于所选500kW逆变器的额定功率计算，至少需要并联的路数N=500000/4830=103.5路，取104路。考虑逆变器效率及系统损失后，最终确定每个500kW逆变器所配多晶硅太阳能电池组串的并联路数为104路。 2.7太阳能电池组串单元的排列方式 一个太阳能电池组串单元中太阳能电池组件的排列方式有多种，但是为了接．线简单，线缆用量少，施工复杂程度低，在以往工程计算的基础上，确定多晶硅太阳能电池组件排列方式分为如下三种，分别为： (1)将2组多晶硅太阳能电池组串（每串21块）每块竖向放臵，排成2行21列，1MWp子方阵至少需要104个太阳能电池组串单元（方案一）； (2）将1组多晶硅太阳能电池组串（每串21块）每块横向放臵，排成3行7列，1MWp子方阵至少需要208个太阳能电池组串单元（方案二）； 将4组多晶硅太阳能电池组串（每串21块）每块横向放臵，排成4行21列，1MWp子方阵至少需要52个太阳能电池组串单元（方案三）； （多晶硅组件排列方案一） 16 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 （多晶硅组件排列方案二） （多晶硅组件排列方式三） 2.8太阳能电池阵列行间距的计算 太阳能方阵必须考虑前、后排的阴影遮挡问题，并通过计算确定方阵间的距离或太阳能电池方阵与建筑物的距离。一般的确定原则是：冬至日当天早晨9:00至下午3:00的时间段内，太阳能电池方阵不应被遮挡。根据太阳能专业软件计算可以得出最佳安装距离，如下图： （方案一组件排列方式两方阵之间安装距离） 17 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 （方案二组件排列方式两方阵之间安装距离） （方案三组件排列方式两方阵之间安装距离） 2.9逆变器室布臵 （1）固定安装电池方阵逆变器布臵 本工程共50个1MWp多晶硅电池方阵，多晶硅电池板总数量为43680 18 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 块。 多晶硅容量＝43680×0.23kWp=502.32kWp 方案一，每座逆变器室装设1台500kW逆变器，逆变器位于500kWp发电单元中心，21个电池组串经一个8路汇流箱汇流后电流为61.92A，一个500kW的逆变器端经接入13个8路防雷汇流箱输出。方阵中最远汇流箱距逆变器室距离为68m，50MWp多晶硅电池方阵共需要100座逆变器室，100台500kW交流配电柜，40台630kVA箱式变压器。 方案二，每座逆变器室装设2台500kW逆变器，逆变器室位于2个500kWp发电单元（一个子方阵）的中心，8个电池组串经一个8路汇流箱汇流后电流为61.92A，一个500kW的逆变器端经接入13个8路防雷汇流箱输出。方阵中最远的汇流箱距逆变器室的距离为140m，50MWp多晶硅电池方阵共需要50座逆变器室，50台1000kW交流配电柜，50台1250kVA箱式变压器。 多晶硅太阳能电池组串正常工作直流电压为623.7V，电池组件至汇流箱采用YJV 2 X 4mm2电缆，最长线路压降率为0.2%,最远端汇流箱与逆变器室之间采用不同型号电缆汇流时，直流线路压降及电缆参考价格比较见下表。 方阵中每一路直流电压为619.5V，线路损耗比较大，按直流线路损耗为2％左右控制，经济性比较后，多晶硅电池方阵汇流箱与逆变器室之间的连接线缆选用方式为： 方案一 汇流箱至逆变器距离大于70m，采用YJV22-2X35mm2电缆。当汇流箱至逆变器距离小于70m，采用YJV22-2X25mm2 19 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 方案二 当汇流箱至逆变器距离大于115m时，电缆采用YJV22-2 X 70mm2,当汇流箱至逆变器距离大于85m小于115m时，电缆采用YJV22-2 X50mm2,当汇流箱至逆变器距离小于80m时，电缆采用YJV22-2 X 35mm2 （其中光伏直流部分电缆线应满足抗紫外线、抗老化、抗高低温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用国标双绝缘防紫外线阻燃铜芯电缆（电性能符合 《橡胶和塑料软管 静态下耐紫外线性能测定 》GB/T18950 性能测试的要求）和行标《光伏发电系统用电缆》 CEEIA B218—2012） 通过对多晶硅电池方阵及逆变器室组合方案的对比，主要结论为： a)两种组合方式均能满足线路损耗的限定要求，方案一所用电缆规格低于方案二，总电缆量也小于方案二，但经济性差别不大。方案一较方案二增加了1台箱式升压变电站，相应的增加了成本。 b）方案二比方案一逆变器室数量少，使用的箱式升压变压器及相应设备数量少，减少变压器数量可以减少损耗提高系统的运行效率，且故障率小，运行管理及维护工作量小。 综上所述，本工程多晶硅电池方阵布臵采用方案二，即50MWp多晶硅电池方阵按20座逆变器室设计，每个逆变器室安装2台500kW逆变器，2台500kW的交流配电柜，每个逆变器室外安装1台1250kVA室外箱式变电站。 2.10光伏阵列支架设计 固定式支架由横向钢架等构成，钢架侧立面形式为三角形结构，钢架采用薄壁方钢制作，防锈漆防腐。多晶硅钢架纵向间距2.97m，钢架前后柱间距1.60m。光伏电池组件倾角角度为36°。支架最低端距地面约0.5m，支架最高端高度2.25m。光伏电池组件与支架的连接采用螺栓连接。 2.10.2光伏方阵最低点距地面距离的选取，主要考虑以下因素： a.高于当地最大积雪深度； b.高于当地洪水水位； 20 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 通过计算此系统平均每年发电5256万度，采用集中并网的光伏发电收益 方式就近并入附近高压电网，就近分散消纳，按照江苏省地面电站光伏上网补贴电价1.15的价格计算，每年电价收益6044.4万元。 当地税收收益 若按照企业在当地纳税17%的情况下，此发电站投入运营以后，每年可以向当地财政部门纳税1027.55万元。 若项目投入实施，项目在当地设计、采购、施工会给当地带给当地带来经济来大约15%的经济收益，合计约9000万元的直接经济投入，效益 并且电站投资后大致需要8-12人的运行维护团队，可以给当地带来长期的就业岗位。 每年发电5256万度，25年可大致可发电131400万度，可减少标煤燃烧17520吨，减少二氧化碳排放48530.4吨，减少节能减排收益 二氧化硫1454.16吨，氮氧化物85.85吨，灰渣13227.6吨。按照每发一万度电花费300元的环境治理费用计算，每年可减少环境治理投入157.68万元。 CDM效益 若获得CDM合约，按照目前60/吨的价格计算，此电站每年大致可以获得碳排放交易收益291.18万元收益。 每年综合效益约 投入回收期估算 七、结论和建议 5465.71万元 11年 由上技术、经济效益、环境效益分析，此电站建设符合投资建设条件。此外建议细致考察项目所在地安装条件是否符合条件，材料运输是否畅通，以及 26 盱眙50MW地面光伏发电项目初步技术方案 前期项目实施、水、电、道路是否畅通，后期电站接入及输电是否具备完全消纳50MW容量能力。 27
