《光伏发电系统效能规范》-solarbe文库

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ICS 27.160 F 12 NB 中华人民共和国能源行业标准 NB/T 10394-2020 光伏发电系统效能规范 Specification for photovoltaic power generation system performance 2020-10-23发布 2020-10-23实施国家能源局发布 NB/T 10394 2020 I 目次前言 III 引言 . IV 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 效能参数 3 4.1 组件效率 3 4.2 双面组件双面率 3 4.3 逆变器效率 3 4.4 容配比 4 4.5 直流功率损失 5 4.6 交流功率损失 5 4.7 光伏发电系统太阳能资源数据选择 5 4.8 光伏发电系统计算年上网电量 5 4.9 光伏发电系统实际上网电量 5 4.10 综合站用电率 5 4.11 光伏发电系统总占地面积 5 4.12 单位面积安装容量 6 4.13 单位面积上网电量 6 4.14 单位面积发电收益 6 4.15 单位面积经济收益 6 4.16 外部效益 6 5 效能指标及评价方法 6 5.1 效能评价内容 6 5.2 效能评价方法 6 5.2.1 系统年等效利用小时数 6 5.2.2系统能效比 . 7 NB/T 10394 2020 II 5.2.3平准化度电成本 . 8 5.2.4单位面积效能 . 8 5.2.5度电外部效益 . 9 5.3 效能评价流程 10 5.3.1 综述 10 5.3.2 收资清单 10 5.3.3 效能评价 10 附录 A（规范性附录）光伏发电系统容配比优化计算流程 . 11 附录 B（资料性附录）典型地区光伏发电系统容配比优化计算案例 . 12 B.1典型地区选择 . 12 B.2典型案例计算边界条件 . 12 B.3典型案例测算过程 . 13 B.4代表地点算例结果参考 . 14 NB/T 10394 2020 III 前言本规范按照 GB/T 1.1-2009标准化工作导则第 1部分标准的结构和编写给出的规则起草。本规范由国家能源局负责管理，由水电水利规划设计总院提出并负责日常管理，由水电水利规划设计总院负责具体技术内容的解释，执行过程中如有意见或建议，请寄送水电水利规划设计总院（地址北京市西城区六铺炕北小街 2号，邮编 100120）。本规范起草单位水电水利规划设计总院、中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司、上海电力设计院有限公司、中国光伏行业协会、中国三峡新能源公司、中国华能集团有限公司、隆基绿能科技股份有限公司、通威股份有限公司、阳光电源股份有限公司、华为技术有限公司、上能电气股份有限公司。本规范主要起草人员秦潇、吕嵩、陈刚、张博、王霁雪、肖斌、王昊轶、金艳梅、付正宁、周治、惠星、杜为、王烁、崔云、刘建平、倪昕、崔永峰、刘孝鑫、李诚、田莉莎、董菲菲、赵薇、李东侠、任嘉琛、刘颖莲、陆国成、牛志愿、刘松民、张凌、赵为、舒震寰、王莉。 NB/T 10394 2020 IV 引言光伏发电系统效能是用于对光伏发电系统的技术和经济性能进行综合评价的指标体系，是光伏发电系统投资分析、设计优化、质量管理和运行维护过程中的重要参考指标，是光伏发电系统验收及后评估的重要依据。为了规范和指导光伏发电项目系统效能评价工作，规范光伏发电系统效能评价参数指标、计算方法、效能评价流程，建立系统效能的评价体系，根据国家能源局综合司关于下达 2018 年能源领域行业标准制（修）订补充计划（第二批）的通知（国能综通科技〔 2018〕 191号）的要求制定本标准。 NB/T 10394 2020 1 光伏发电系统效能规范 1 范围本标准规定了光伏发电系统效能评价的基本要求、评价方法和评价流程。本标准适用于光伏发电系统技术经济效能评价。 2 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 GB/T 37526 太阳能资源评估方法 GB 50797 光伏发电站设计规范 GB/T 6495.3 光伏器件第 3 部分地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据光伏发电站工程项目用地控制指标（国土资规〔 2015〕 11 号） IEC 61724-1 光伏系统性能第一部分监控（ Photovoltaic system performance Part 1 Monitoring） 3 术语和定义下列术语和定义适用于本文件。 3.1 标准测试条件 standard test condition 电池温度 25 ℃ ，辐照度 1000 W/m2，大气质量 AM1.5。注光谱辐照度分布符合 GB/T 6495.3 的要求。 3.2 双面组件背面标称功率 nominal power of the rear side of a bifacial PV module 在标准测试条件下测得的组件背面峰值功率，单位为峰瓦（ Wp）。 3.3 安装容量 installation capacity of PV modules 对于单面组件，指光伏发电系统中安装的光伏组件的标称功率之和，单位是峰瓦（ Wp）。对于双面组件，其正面安装容量指光伏发电系统中安装的光伏组件正面的标称功率之和，单位为峰瓦（ Wp），其背面安装容量是指光伏发电系统中安装的光伏组件背面的标称功率之和，单位为峰瓦（ Wp）。双面组件光伏发电系统安装容量指其正面安装容量。 3.4 额定容量 rated capacity NB/T 10394 2020 2 光伏发电系统中安装的逆变器的额定有功功率之和，单位为瓦（ W）。 3.5 容配比 PV power to inverter power ratio 光伏系统的安装容量与额定容量之比。 3.6 失配损失 mismatch losses 光伏组件支路内所有光伏组件串联失配功率损失、光伏组件支路的并联失配功率损失以及汇流箱并联失配功率损失之和。 3.7 直流线损 DC cable losses 光伏组件输出端至逆变器输入端所有直流线缆功率损失之和。 3.8 交流线损 AC cable losses 并网光伏发电系统中逆变器输出端至升压变压器、升压变压器至并网点的所有交流线缆功率损失之和。 3.9 系统故障及维护损失 system failure and maintenance losses 光伏发电系统运行中的组件、逆变器、升压变压器等设备故障、维护需要、管理问题造成的发电量损失。 3.10 光伏发电系统外部损失 system external losses 光伏发电系统由于电网、自然灾害等外部因素影响造成的发电量损失。 3.11 关口计量点 electric energy tariff point 光伏发电系统与电网设施的产权分界处或合同协议中规定的交易结算点。 3.12 平准化度电成本 levelized cost of energy 光伏发电系统在评价周期内发生的所有成本与全部可上网电量的折现比值，单位为元每千瓦时（ CNY/kWh）。 3.13 系统效能 system performance 指包括光伏发电系统年等效利用小时数、系统能效比、平准化度电成本、单位面积效能、外部效益 NB/T 10394 2020 3 等指标。 4 效能参数 4.1 组件效率组件效率应为在标准测试条件下测得的组件功率与组件面积和辐照强度乘积的比值，计算公式如下（ 1）式中组件效率（）；组件功率，单位为峰瓦（ Wp）；组件单面全面积，单位为平方米（ m2）；标准测试条件下的辐照强度（常数 1000W/ m2）。 4.2 双面组件双面率双面组件双面率应为双面组件背面标称功率与双面组件正面标称功率之比，计算公式如下（ 2）式中双面组件双面率（）；双面组件背面功率，单位为峰瓦（ Wp）；双面组件正面功率，单位为峰瓦（ Wp）。 4.3 逆变器效率逆变器效率包括最大转换效率和平均加权总效率。逆变器最大效率根据专业检测机构对逆变器检测认证结果确定。逆变器平均加权总效率应按下列公式计算，，（ 3）（ 4）式中定电压加权效率；平均加权总效率；加权系数；，特定 MPPT电压下逆变器测得的转化效率；，特定 MPPT电压下逆变器测得的静态 MPPT效率； N 采样数据个数， N5，即 5个 MPPT电压值。 NB/T 10394 2020 4 注 1 为 17数字之一，分别对应 5、 10、 20、 30、 50、 75、 100负载点。注 2 5个 MPPT电压分别为，，，，。中国典型太阳能资源区的加权系数见表 1。表 1 中国太阳能资源区光伏并网逆变器加权效率的权重系数表负载点 5 10 20 30 50 75 100 权重系数 0.02 0.04 0.07 0.15 0.29 0.33 0.10 在计算某一特定资源区内的加权效率时，可按照给定资源区权重系数按公式（ 3）进行效率计算。各资源区权重系数见表 2。表 2 不同太阳能资源区加权效系数表负载点 5 10 20 30 50 75 100 权重系数（ G≥ 6300） 0.01 0.02 0.05 0.12 0.26 0.35 0.19 权重系数（ 6300＞ G≥ 5040） 0.02 0.04 0.07 0.16 0.29 0.32 0.10 权重系数（ 5040＞ G≥ 3780） 0.03 0.04 0.08 0.17 0.31 0.31 0.06 权重系数（ G＜ 3780） 0.05 0.08 0.12 0.18 0.25 0.30 0.02 注 G表示总辐射年辐照量，采用多年平均值（一般取 30年平均），单位为兆焦每平方米每年（ MJ·m-2·a-1） 4.4容配比容配比应按下式计算（ 5）式中容配比；光伏发电系统安装容量，单位为峰瓦（ Wp）； NB/T 10394 2020 5 光伏发电系统额定容量，单位为瓦（ W）。光伏发电系统容配比优化计算流程见附录 A，典型地区光伏发电系统容配比优化计算案例参见附录 B。 4.5 直流功率损失光伏发电系统的直流功率损失指标应为组件输出端至逆变器输入端所有失配损失与直流线损之和与所有组件输出功率之和的比值，用百分比表示。 4.6 交流功率损失对于并网光伏发电系统，光伏发电系统的交流功率损失应为逆变器输出端至并网点的所有交流线损及升压变压器功率损耗之和与所有逆变器输出端功率之和的比值，用百分比表示。 4.7 光伏发电系统太阳能资源数据选择光伏发电系统太阳能资源计算值宜优先以太阳辐射现场观测站至少一个完整年实测数据为基础计算。当无法获得太阳辐射现场观测站实测数据时，可以代表气象站长期观测数据或推算的长期辐射数据、基于卫星遥感资料的统计计算数据或物理反演数据为基础计算。辐射数据测量及处理应满足 IEC 61724-1 要求，光伏发电系统太阳能资源数据选择优先等级见表 3。表 3 光伏发电系统太阳能资源数据选择优先等级太阳能资源数据来源数据选择优先级太阳辐射现场观测站 A 代表气象站 B 卫星遥感资料 C 4.8 光伏发电系统计算年上网电量光伏发电系统计算年上网电量应符合 GB 50797 的规定。 4.9 光伏发电系统实际上网电量实际上网电量应为评价周期内光伏发电系统关口计量点计量值。 4.10 综合站用电率综合站用电率应为评价周期内，综合站用电量与逆变器出口总电量的比值，用百分比表示。（ 6）式中综合站用电率（）；逆变器出口总电量，单位为千瓦时（ kWh）；上网电量，单位为千瓦时（ kWh）；下网电量，单位为千瓦时（ kWh）。 4.11 光伏发电系统总占地面积 NB/T 10394 2020 6 包括光伏方阵（含方阵内综合利用项目用地）、变电站及运行管理中心、集电线路用地和场内道路的实际用地面积。 4.12 单位面积安装容量单位面积安装容量应为光伏发电系统安装容量与光伏发电系统总占地面积的比值。 4.13 单位面积上网电量单位面积上网电量应为光伏发电系统评价周期内的总上网电量与光伏发电系统总占地面积的比值。注评价周期宜按 25年计算。 4.14 单位面积发电收益单位面积发电收益应为光伏发电系统评价周期内的总发电收益现值与光伏发电系统总占地面积的比值。 4.15 单位面积经济收益单位面积经济收益应为光伏发电系统评价周期内的总经济收益现值与光伏发电系统总占地面积的比值。注折现率可选 5、 8或长期国债利率计算。 4.16 外部效益外部效益应为光伏发电系统评价周期内的减排以及生态环保等外部效益的估算值。外部效益包括经济效益和社会效益等内容。可参考国际或国内相关碳排放交易项目市场价格进行估算。 5 效能指标及评价方法 5.1 效能评价内容效能评价是利用效能参数计算光伏发电系统效能指标，综合评价光伏发电系统效能的过程。光伏发电系统效能指标包括光伏发电系统发电能力、系统效能比、度电成本、单位面积效能以及外部效益等。 5.2 效能评价方法 5.2.1 系统年等效利用小时数系统年等效利用小时数用于衡量光伏发电系统交流侧发电能力，采用评价周期内的累计光伏发电系统上网电量、额定容量等指标进行测算。系统年等效利用小时数应按下式计算（ 7）式中系统年等效利用小时数，单位为小时（ h）； n 光伏发电系统效能评价周期小时数，单位为小时（ h）；光伏发电系统评价周期内每小时发电量，单位为千瓦时（ kWh），； Y 光伏发电系统效能评价周期年数，单位为年（ a）； NB/T 10394 2020 7 光伏发电系统额定容量，单位为千瓦（ kWp）。 5.2.2系统能效比系统能效比指光伏发电系统上网电量与理论发电量的比值，用于衡量光伏发电系统发电效率。当电站使用双面光伏组件时，电站的理论发电量应为光伏阵列正面与背面理论发电量之和。单面组件系统效能比应按下式计算（ 8）式中系统能效比指标； n 光伏发电系统效能评价周期小时数，单位为小时（ h）；评价周期内光伏发电系统上网电量，单位为千瓦时（ kWh），；评价周期内光伏组件阵列面正面上的太阳总辐照量 ,单位为千瓦时每平方米（ kWh/m2），；光伏发电系统安装容量，单位为千瓦（ kWp）；标准条件下太阳辐照强度常数 1 kW/m2。双面组件系统能效比应按下式进行计算（ 9）式中系统能效比指标； n 光伏发电系统效能评价周期小时数，单位为小时（ h）；评价周期内光伏发电系统上网电量，单位为千瓦时（ kWh），；评价周期内光伏组件阵列面正面上的太阳总辐照量，单位为千瓦时每平方米（ kWh/m2），；评价周期内光伏组件阵列面背面上的太阳总辐照量，单位为千瓦时每平方米（ kWh/m2），；光伏发电系统直流侧正面安装容量，即组件正面标称功率之和，单位为千瓦（ kWp）；光伏发电系统直流侧背面安装容量，可由正面标称功率之和双面率计算，单位为千瓦（ kWp）；标准条件下太阳辐照强度常数 1 kW/m2。能效评价时，可使用标准条件下的系统标准能效比对光伏发电系统进行分析，系统标准能效比指标应按下式进行计算（ 10） NB/T 10394 2020 8 式中系统标准能效指标比；评价周期内温度修正系数（）；温度修正系数计算公式如下（ ℃）（ 11）式中组件功率相对温度系数（）；评价周期内组件运行温度，单位为摄氏度（ ℃ ）。 5.2.3平准化度电成本平准化度电成本指标按下式计算（ 12）式中为折现率（）；为系统运行年数（）；为光伏发电系统评价周期，单位为年（ a）；为光伏系统静态初始投资，单位为元（ CNY）；为项目增值税抵扣，单位为元（ CNY）；为光伏系统残值，单位为元（ CNY）；为第 n 年运营成本（含维修、保险、材料、人工工资、辅助服务费等，不含利息，单位为元（ CNY）；年上网电量，单位为千瓦时（ kWh）。 5.2.4单位面积效能单位面积效能指标主要包括单位面积安装容量指标、单位面积发电量指标、单位面积发电收益和单位面积经济收益指标。指标计算应符合下列规定 a）单位面积安装容量指标应按下式进行计算（ 13）式中单位面积安装容量，单位为瓦每平方米（ Wp/m2）；光伏发电系统安装容量，单位为峰瓦（ Wp）；光伏发电系统总占地面积包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路用地和场内道路的实际用地面积，单位为平方米（ m2）。 NB/T 10394 2020 9 b）单位面积发电量指标应按下式进行计算（ 14）式中单位面积发电量，单位为千瓦时每平方米（ kWh/m2）；评价周期光伏发电系统上网电量，单位为千瓦时（ kWh）；光伏发电系统总占地面积包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路用地和场内道路的实际用地面积，单位为平方米（ m2）。 c）单位面积发电收益指标应按下式进行计算（）（ 15）式中单位面积收益，单位为元每平方米（ CNY/m2）；光伏发电系统第 n年售电收益，单位为元（ CNY）；为折现率（）；光伏发电系统总占地面积包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路用地和场内道路的实际用地面积，单位为平方米（ m2）。 d）单位面积经济收益指标应按下式进行计算（ 16）式中单位面积收益，单位为元每平方米（ CNY/m2）；光伏发电系统第 n年售电收益，单位为元（ CNY）；光伏发电系统第 n年综合利用收益，单位为元（ CNY）；为折现率（）；光伏发电系统总占地面积包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路用地和场内道路的实际用地面积，单位为平方米（ m2）。 5.2.5度电外部效益度电外部效益为单位电量外部效益指标，按下式进行计算（ 17）式中度电外部效益，单位为元每千瓦时（ CNY/kWh）；评价周期内的光伏发电系统外部效益，单位为元（ CNY）；评价周期内的上网电量，单位为千瓦时（ kWh）。 NB/T 10394 2020 10 5.3 效能评价流程 5.3.1 综述效能评价流程宜分为确定评价目标、选择评价指标、收集数据、开展评价、分析结论、改进建议、编制评价报告等步骤。 5.3.2 收资清单光伏发电系统宜采集满足运行期至少一年时间数据作为效能评价分析基础数据，需收集下列数据 a）光伏发电系统额定容量； b）光伏发电系统安装容量（使用双面组件的需要收集光伏发电系统正面安装容量和背面安装容量）； c）阵列面辐照量（使用双面组件的需要收集光伏发电系统正面辐照量和背面辐照量）； d）光伏发电系统逆变器交流侧发电量； f）光伏发电系统上网电量； g）光伏发电系统故障及维护损失和光伏发电系统外部损失； h）组件背板温度； i）组件温度系数； g）光伏发电系统占地面积； k）光伏发电系统项目总投资； l）评价周期内光伏发电系统财务成本； m）光伏发电系统运营及其他成本； n）光伏发电系统参与电力市场或电力系统要求的电量和经济损益； o）光伏发电系统售电收入和综合利用收入； p）光伏发电系统外部效益。 5.3.3 效能评价通过收集光伏发电系统相关效能分析基础资料，按照效能指标分析方法对相关参数和指标进行测算，通过对测算结果的分析研究，形成对现阶段光伏发电系统效能评价结论，并提出改进建议，完成评价报告。评价报告宜包括项目信息、基础数据、数据分析、效能参数及指标测算、评价结论、改进建议等内容。 NB/T 10394 2020 11 附录 A （规范性附录）光伏发电系统容配比优化计算流程光伏发电系统容配比优化计算宜综合考虑项目的地理位置、地形条件、太阳能资源条件、组件选型、安装类型、布置方式、逆变器性能、建设成本、光伏方阵至逆变器或并网点的各项损耗、电网需求等因素，经过技术性和经济性比选后确定。容配比优化分析宜使用试算法进行计算，宜从低到高选取容配比进行多点计算，得出最优的容配比。光伏发电系统容配比优化计算流程图见图 A。图 A 光伏发电系统容配比优化计算流程图 NB/T 10394 2020 12 附录 B （资料性附录）典型地区光伏发电系统容配比优化计算案例 B.1典型地区选择按 GB∕ T 37526 中水平面总辐照量（ GHR）等级表中对太阳能资源划分的四类等级，见表 B.1。考虑从每个等级区域选择最高值、最低值和中间值的三个代表区域，进行最佳容配比分析，并在总辐照量 900 kWh/m2～ 2000 kWh/m2区间内，按照辐照量 100 kWh/m2的间隔分档，共计 12 个辐照量档级内选择对应的代表区域进行分析，见表 B.2。通过对比各代表气象站辐射数据，最终选择近 10 年气象数据作为实际代表辐射数据，将代表年数据离散为逐小时辐射数据，进行发电量计算。表 B.1 年水平面总辐照量（ GHR）等级等级名称分级阀值 MJ/m2 分级阀值 kWh/m2 等级符号最丰富 GHR≥ 6300 GHR≥ 1750 A 很丰富 5040≤ GHR＜ 6300 1400≤ GHR＜ 1750 B 丰富 3780≤ GHR＜ 5040 1050≤ GHR＜ 1400 C 一般 GHR＜ 3780 GHR＜ 1050 D 表 B.2 代表地点不同数据源年水平面总辐照量统计表序号总辐照量 kWh/m2 地区气象站（ 1988-2007） kWh/m2 气象站（ 1998-2007） kWh/m2 1 900 重庆 868.9 875.4 2 1000 绵阳 969 979 3 1100 长沙 1075.1 1048.1 4 1200 合肥 1209.6 1232.6 5 1300 济南 1298.8 1300.7 6 1400 长春 1383.4 1366.1 7 1500 昆明 1521.8 1533.7 8 1600 银川 1621.2 1588.2 9 1700 民勤 1730.8 1736.4 10 1800 敦煌 1781.5 1781.9 11 1900 格尔木 1928.5 1897 12 2000 拉萨 1980 2056.3 B.2典型案例计算边界条件典型案例按以下边界条件测算 a）以 100MW 光伏发电系统为例，额定容量为 100MW（ AC）不变，分别按容配比为 1.1～ 1.9（间隔为 0.1）增加安装容量进行度电成本分析。 NB/T 10394 2020 13 b）发电量计算统一选用单晶 420Wp（单、双面）组件， 3125kW 型集中式逆变器或 175kW 型组串式逆变器。地面反射率选用 30，组件距地高度为 1.0m。 c）光伏发电系统并网点功率限制为 100MW,典型案例测算方案中未考虑光伏发电系统其他弃光率和保障利用小时数限制。 d）不同容配比方案光伏系统交流侧部分投资相同，直流侧按实际工程量变化计算投资。 e）光伏子阵布置用地面积符合 2015 年国土部门发布的光伏发电站工程项目用地控制指标（国土资规〔 2015〕 11 号）。 f）度电成本分析财务参数取值项目折旧年限按 15 年计（残值 5），计算基数为固定资产原值；修理费率按 0.2计；职工人均年工资按 10 万元 /年计；职工福利费、劳保统筹费、住房基金按工资总额的 60计；保险费率按固定资产价值的 0.25计；材料费定额 10 元 /kW；其它费定额 25 元 /kW；光伏发电站定员 5 人。测算方案中不考虑光伏发电系统辅助服务费用。 g）地形选择坡度不大于 25°南向布置。 h）不考虑实际场址与气象站辐照量、温度不同带来的发电系统影响。 i）最优容配比为度电成本最低的方案，结合代表地点实际辐照量情况修正完成典型地区容配比算例结果。 B.3典型案例测算过程以合肥（总辐照量为 1232.6kWh/m2）为中部典型地区，采用固定式单面组件集中式逆变器的方案根据拟定的边界条件 ,分别按照不同容配比进行 LCOE 进行测算，见表 B.3。表 B.3不同容配比方案 LCOE计算成果表项目单位容配比 1.4 容配比 1.5 容配比 1.6 容配比 1.7 容配比 1.8 额定容量 MW 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 装机容量 MWp 138.38 150.96 159.34 171.92 180.31 工程静态投资万元 55885.56 60571.08 63718.60 68406.08 71554.02 单位千瓦静态投资元 /kWp 4038.61 4012.44 3998.79 3978.84 3968.37 年利用小时数按直流侧容量 h 1016 1013 1008 998 989 年利用小时数按交流侧容量 h 1405 1529 1607 1716 1784 LCOE 元 /kWh 0.4962 0.4908 0.4893 0.4896 0.4913 由表可以看出，该地区容配比为 1.6 的情况下， LCOE 最低，故选择 1.6 为最优容配比。 NB/T 10394 2020 14 B.4典型地区算例结果参考在 B.2 规定边界条件下，计算不同辐照量典型地区的典型项目在不同运行方式下的容配比测算结果，见表 B.4 和表 B.5，供参考。表 B.4 单面组件容配比典型地区算例结果序号水平面总辐照量 kWh/m2 平铺固定式平单轴跟踪斜单轴跟踪 1 1000 1.71.8 1.71.8 1.61.7 1.51.6 2 1200 1.7 1.61.7 1.6 1.5 3 1400 1.6 1.51.6 1.5 1.4 4 1600 1.4 1.4 1.4 1.3 5 1800 1.31.4 1.3 1.31.4 1.21.3 6 2000 1.2 1.11.2 1.11.2 1.01.1 表 B.5 双面组件容配比参考指标典型地区算例结果序号水平面总辐照量 kWh/m2 固定式平单轴跟踪斜单轴跟踪 1 1000 1.61.7 1.51.6 1.5 2 1200 1.6 1.51.6 1.4 3 1400 1.5 1.41.5 1.31.4 4 1600 1.3 1.31.4 1.21.3 5 1800 1.21.3 1.3 1.2 6 2000 1.1 1.01.2 1.0 光伏发电项目场址纬度、太阳能月度辐照量差异、建设条件（温度、地形、海拔等）、财务模型、保障小时数等因素会对最优容配比测算结果产生影响，以鹤岗（ 1274 kWh/m2）为例，水平面总辐照量与合肥（ 1232.6 kWh/m2）相近，受纬度、月度辐照量差异和建设条件等因素影响，在 B.2 设定的边界条件下，采用单面组件固定安装时鹤岗最优容配比计算结果为 1.5；采用双面组件固定安装时鹤岗最优容配比计算结果为 1.4。在进行工程设计时，不同项目需根据工程实际条件进行计算，选择适合的容配比。