光伏组件noct数据_太阳能光伏电池怎么串并成分组阵列的,又是怎么和逆变器搭配的，跪求思路，紧急啊

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硅片价格下调将传导至组件市场专家：12月份大概率会出现光伏装机抢工潮

继10月31日宣布下调硅片价格后，11月27日，TCL中环再次宣布下调硅片价格。而在11月24日，另一光伏龙头隆基绿能也宣布下调部分硅片价格。

对于此次下调硅片价格，隆基绿能相关负责人对《证券日报》记者表示，硅片作为产业链中游，其价格根据上游价格走势随行就市。

“此次硅片价格相继下调是多重因素造成的。”万联证券投资顾问屈放在接受《证券日报》记者采访时表示，硅料价格松动、下游光伏装机新增规模不及预期都是硅片价格下调的因素。

硅料产能释放

今年以来，硅料价格持续高企在给硅料企业带来高利润的同时，也压缩了下游环节的利润空间。随着相关部门的约谈和硅料产能的释放，硅料价格终于出现松动。

11月23日，据PVinfolink公布的最新报价显示，当周多晶硅价格下降，均价由303元/kg下降至302元/kg，降幅0.3%。

“硅料此轮的涨价，始于硅片，也将终于硅片。”兴储世纪科技股份有限公司总裁助理刘继茂接受《证券日报》记者采访时表示，产品的价格不取决于成本，而取决于供求关系，“硅料的价格从50多元一公斤上涨到300多元一公斤，取决于硅料的买家硅片端。”

在刘继茂看来，由于之前硅片龙头相对垄断，硅片端能够按比例把硅料价格转移到下一个环节，但随着硅片环节新玩家进入并量产，硅片端转移成本的能力越来越弱，而且有些硅片企业哄抢硅料导致库存增加，“多种因素表明，硅片端降价已经成为必然。”

“在各种因素的推动下，市场对硅料价格也产生了降价的预期。”屈放表示，这给硅片降价提供了支持，此外，也不排除高位去库存的因素。

根据川财证券11月22日研报测算，预计到2022年底，硅片企业的理论产能合计将超400GW，假设今年全球光伏新增装机量为230GW，按照1:1.25的容配比计算，对应硅片需求约288GW左右，硅片产能或将面临过剩压力。

“硅片环节一旦不能传递成本，硅料的高价就没有支撑，很快就会下调。”刘继茂称。

隆基绿能相关负责人表示，“在硅料价格高位横盘阶段，隆基绿能以销定产来采购上游硅料，防控风险。此次下调主要是上游硅料价格的松动。”

硅业分会认为，综合供需两端的情况，预期硅片价格短期内仍有下降风险。

行业拐点出现？

“硅片硅料的价格下调，可能会刺激光伏装机的需求。”屈放表示，四季度是光伏行业的旺季，但10月份装机规模环比却出现下降，与之前的装机预期有不小的差距。

国家能源局11月23日公布的10月份光伏装机数据显示，10月份，光伏新增装机5.8GW，同比增长55%，环比下降34%。其中，地面电站约1.4GW，分布式4.4GW，环比9月份均有一定幅度下降。

刘继茂称，四季度是传统的安装高峰期，但今年由于组件价格太高，各级政府对指标也就没有严格执行，因此12月份的并网容量不会像去年那么多。光伏组件需求下降，供应却大量增加，价格将会逐渐下降。

“硅片价格下调传导到组件环节，需要时间。”隆基绿能相关负责人表示，现在组件价格大都还是硅料价格高的时候的产品，硅料价格明显下降后，便宜硅料制造出来的组件冲击市场，组件市场价格就会下降。

“预计11月份硅料产量有望达到40GW，供应量的增加为硅料价格进一步走低提供了支撑，同时硅片产能也有所释放，预计能达到37GW.”屈放认为，12月份，大概率会出现光伏装机抢工潮，硅片降低价格更有利于保证市场占有率的进一步提升。

“光伏装机增长的长期逻辑不变。”屈放表示，10月份装机量环比下降不能反映目前国内实际的需求，“除了组件价格之外，装机规模环比回落也受到了疫情影响。”

硅业分会认为，随着天气转凉，北部地区冻土期施工困难，疫情对企业造成的影响更是“雪上加霜”。

“虽然目前降幅不大，但硅料和硅片价格的下行已成既定事实。”屈放表示，随着硅料产能的进一步释放，硅片组件的价格大概率持续下调，行业或迎来拐点。

“随着太阳能电池新技术的推进，光伏行业或将出现新的变局。”屈放分析称，目前新型电池技术是光伏行业降本增效最重要的看点，但由于厂家对新技术路线的谨慎，电池片环节可能会出现阶段性短缺，这或许给组件带来成本压力。

国信证券研报也认为，电池片环节议价能力较强，看好未来电池片环节的发展。由于大尺寸和N型迭代带来的结构性紧缺，相关企业盈利能力未来有望进一步提升。

集邦咨询认为，近期硅片价格的下降刺激了电池片环节的采购需求，电池片环节利润不断增厚，且终端需求只增不减，目前电池片企业均保持较高开工率。

太阳能光伏电池怎么串并成分组阵列的,又是怎么和逆变器搭配的，跪求思路，紧急啊

光伏组件的开路电压（Open Circuit Voltage, Voc）指在光照条件下，光伏电池组件的电路没有负载时，电压的最大值。最大开路电压（Maximum Open Circuit Voltage, MAX. Voc）指在标准测试条件下（STC），光照强度为1000W/m?，温度为25℃时，电路没有负载时电压的最大值。

这两个指标都是评估光伏组件性能的参数。它们的大小关系是，最大开路电压一定要大于开路电压，两者的差异取决于组件的设计和材料工艺等因素。通常情况下，典型的光伏组件的开路电压在30-45V之间，最大开路电压在36-50V之间，这些数据可能因不同厂家、不同产品型号而存在一定差异。希望能对您有所帮助。

为什么逆变器的最大输出功率不能超变压器容量的80%

我刚在另外一个问题里，回答了一个相似的问题，供您参考：

光伏组件（阵列）与逆变器的选配需要考虑如下的因素：

1. 组件的数据

a. 组件的开路电压（Voc），和短路电流（Isc）

b. 组件的最大功率点电压（Pmpp），和最大功率点电流（Impp）

c. 组件的最大输出功率Pmpp

d. 组件的电压温度系数

从以上数据算出阵列的串并联的数据

举个例子，组件有A个串联后，再有B个组并联

那么阵列的开路电压为A*Voc,装机容量(阵列输入功率）为A*B*Pmpp

短路电流B*Isc，最大功率点电压A*Vmpp

2. 另一个方面需要考虑逆变器的参数

a. 逆变器的电压工作范围

b. 逆变器直流输入电流限制值

c. 逆变器MPPT电压工作范围

d. 逆变器最大的功率配置

阵列与逆变器匹配的原则：

阵列的输入电压不能大于逆变器工作电压范围（考虑温度）

阵列的输入功率不要大于逆变器的最大输入功率

阵列的电压工作范围最好配置在逆变器效率较高的点

阵列的输入电流不要超过逆变器的直流输入限制电流阀值

最后，确定逆变器和光伏组件的类型是否匹配；薄膜，单/多晶对逆变器的要求是不同的

逆变器输出功率为何达不到组件的额定功率一、简述光伏系统的输出功率，一般很难达到组件的标称功率，这是因为组件的功率是在天气条件非常好，组件温度也比较低的情况下测试的，正常的天气是无法达到该条件，光伏组件不一定全都能接受到太阳能，因为不一定都一直在最佳角度。并且光伏系统都有损耗：组件上的灰尘、遮挡、阴影等，电缆、开关、接头等线路损耗；逆变器、变压器、配电柜等设备损耗。一般大型电站，系统输出最高功率可能只有组件额定功率的80%-85%左右；小型分布式电站，系统输出最高功率可能只有组件额定功率的85%-90%左右。二、影响因素1、太阳辐照我们常说340W光伏组件，最大功率Pmax/W，代表在标准测试环境其峰值功率为340W。只有在标准测试条件（辐照度为1000W/m2，电池温度25℃）时，光伏组件的输出功率才是“标称功率”（340W），辐照度和温度变化时，功率也会变化。在非标准条件下，光伏组件的输出功率一般不是标称功率，如下图STC（标准测试环境Standard test condition）：辐照度1000W/m2，电池温度25℃，光谱AM1.5。NOCT（电池片标称工作温度条件Normal Operating Cell Temperature）：辐照度800W/m2，环境温度20℃，光谱AM1.5，风速1m/S。从表中可以看到，当条件由理想的STC环境转到现实中NOCT环境时，组件的功率发生很大变化，如330W的组件，变成249W。2、温度因素光伏组件随着温度上升，功率降低，如下图所示：3、系统损耗影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：组件上灰尘、阴影遮挡引起的效率降低，组件温度引起的功率降低，直流电缆引起的阻抗匹配损失，组件串联电压和逆变器电压不匹配产生的效率降低，逆变器的MPPT追踪损失，逆变器本身的功率损耗，交流线缆功率损耗、变压器功率损耗等等多个因素，

系统损失是综合发电量的损失，数值根据条件在变化。影响最大功率输出的因素是组件和直流电缆，为了提升输出功率，必须尽量减少各种损耗。光伏安装地点确定后，组件的安装角度、组件温度，逆变器本身的损耗、MPPT跟踪效率等因素，改变较困难。但直流电缆损失、直流电缆阻抗匹配、组件和逆变器电压匹配等因素，则是可控制的。

系统总体效率分析

效率1 名称 损失 效率

组件功率匹配 2.5% 97.5%

旁路二极管