我國近幾年光伏電站的建設速度非常快，但配套建設還是無法跟上，加上西部地區消納光伏電能的能力有限，如甘肅、新疆、青海等地，很多光伏電站遭遇了限電問題的困局，帶來了巨大的能源浪費，部分月份限電比例達到90%，光伏電站的投資收益率大打折扣，而且對光伏未來的發展也是非常不利的，必須加強配套電網送出線路的建設，將光伏電力外送到消納能力較強的地區，或者改善火電、光伏、風電等能源利益競爭所產生的矛盾，進一步調整能源結構，優先使用光伏電力。

　　隨著國家生態環境和氣候變化形勢的日益嚴峻，以優先發展可再生能源為特征的能源革命已經成為必然趨勢。本文以甘肅某電站的限電情況為例，簡要介紹限電帶來的發電量損失計算方法及技術對策。

　　1.有功功率控制系統（AGC）

　　光伏電站的限電離不開光伏有功功率控制系統（簡稱AGC），2011年5月，國家電網公司發布的《光伏電站接入電網技術規定》指出：“光伏電站應具備有功功率調節能力，能夠接收、自動執行調度部門的控制指令，確保有功功率及有功功率變化按照調度部門的要求運行”。因此大型光伏電站均需配備光伏有功功率控制系統，接收調度中心的有功功率控制指令，按照預定的規則和策略實現負荷分配。

　　一般情況下，AGC的控制模式可分為計劃曲線和定值控制兩種。如圖1為定值跟蹤模式，即當天控制電站的總輸出功率為恒定值，該值取決于省調下發值，當晴天輻照較好的情況下，若實時功率輸出值超過限定值后將會被“削峰”，那么實時曲線看上去就接近于梯形曲線。

　　圖1 AGC限功率值跟蹤模式（省調限定負荷60MW）

　　圖2為計劃曲線跟蹤模式，一般限電時間為某一時段，而且沒有規律，如下午14點至16點，使得總有功功率曲線（紅色）保持在限定目標曲線（綠色）附近上下浮動，且每個地區最低容忍的浮動幅度會有所不同，如上下浮動不超過0.3MW或0.5MW。

　　圖2 AGC計劃曲線跟蹤模式

　　2.限電損失量估算

　　由于限電比例不同，所造成的發電損失也會不同，現以甘肅某100MW集中式電站為例進行分析，電站由200臺500kWp集中式逆變器組成，2015年9月14日省調下發限電指令，限定功率值為60MW，實際地調下發限定值為50MW，如果逆變器和AGC的通訊正常，響應及時并且受AGC 的控制（AGC的參數設置界面逆變器的軟壓板應該投入，如果通訊不正常，將無法接受AGC的控制），并且限有功功率分配較為均勻的情況下，每臺逆變器的實時輸出功率將被設置在250kW以下，圖3為某標桿逆變器的實時功率輸出曲線，逆變器的輸出功率取決于當前時刻下的太陽輻照度和環境溫度，在上午九點二十分左右達到250kW，直到下午四點五十分左右輸出小于250kW，而在中間時段如果存在限電，那么將造成一定的發電損失。

　　圖3 500kW逆變器交流功率輸出曲線

　　當天逆變器交流側滿負荷下實際發電量為3399kWh（有效發電小時數為6.8h），如果限電，將一天的時間分成三個時段，參考表1。中間時段如果不限電發電量則為2916.44kWh，其他時間段共483kWh（上午特定時段243kWh，下午時段240kWh）。如果限電，中間時段約在 1895kWh左右（約7.58小時），那么由于限電帶來的損失部分為1021.44kWh，占發電量的30%左右。

　　表1甘肅某電站500kW逆變器分時發電量（2015.9.14）

　　若電站限功率值達到40%，同樣也可計算，如表2所示，限電比例增加，限電損失也相應增加。

　　表2甘肅某電站500kW逆變器分時發電量（2015.9.14）

　　對于整個電站（逆變器側）的限電損失，計算可參考標桿逆變器的方法。整個電站的逆變器發電性能一般會有一定的差異，因此所有逆變器的當天發電量有一定的離散率，如500kW逆變器一天發電量可達3500kWh以上，差的可能只有2800kWh左右，需要分析哪一方面出了問題，如逆變器本身性能、組串故障、組串通訊異常、接地故障、組件失配及熱斑影響等。通過對各個逆變器的發電量進行持續比較，選擇發電性能較為穩定和故障率特別少的逆變器為標桿逆變器，并計算其他逆變器與標桿逆變器的發電差異。

　　那么對于整個電站限電損失量（逆變器交流側）的估算可參考下面步驟：

　　①采集標桿逆變器的當天發電量E0（一般可從監控系統的后臺讀取），逆變器對應方陣的實際裝機容量（對于運行多年的電站，建議重新對光伏方陣區進行裝機容量測試），然后計算標桿逆變器的每千瓦的發電量E0/P0（單位：kWh/kW）。

　　②逆變器1#裝機容量P1，當天發電量E1，限電損失量=（E0/P0）*P1*K1-E1（K1為標桿逆變器與1#逆變器發電差異系數，根據各逆變器實際發電量的統計分析，該系數為2%至10%不等）。通過此方法估算其他逆變器的限電損失量，累加可得整個電站當天的限電損失量。

　　③需要注意的是由于通訊異常、方陣發電異常、逆變器停機等帶來的損失不屬于限電損失，需要計算故障損失發電量，并從限電損失量中減去該值。

　　上述計算方法得當的限電損失量為估算值，如果沒有標桿逆變器，可通過實際輻照度、環境溫度和實際系統效率來估算電站的理論應發電量，并減去當天的實際發電量可粗略作為限電損失。

　　3.限電技術對策

　　目前針對上述限電問題，在技術層面可在原有并網電站引入儲能環節，以儲能補償實際光伏輸出功率與限定有功功率的差額，降低限電損失量，儲能系統根據耦合方式的不同，分為直流側耦合和交流側耦合，如家庭戶用小型儲能系統光伏在直流側耦合，而對于大型地面電站，一般以交流側耦合為主。下文簡要介紹交流側耦合的充放電判斷依據和容量配置估算。

　　參考下圖4左，橫線陰影部分表示能量輸入儲能裝置，對其進行充電，能量來源于光伏電力。豎線陰影部分表示能量從儲能裝置輸出，進行功率補償，如此以來，光伏逆變器輸出到電網的功率曲線為平滑直線，當然這個是最理想的情況，實際上很難達到平滑狀態。圖4左中紅色直線為省調（地調）下發的功率限電值（如上述100MW電站，200臺逆變器，限定值50MW，AGC分配均勻，那么每臺逆變器當天最大交流輸出不能超過250kW），藍色虛線假設為光伏逆變器的實際輸出功率。

　　在電池能量管理系統中可設置目標值P1，P1=總限電功率值/逆變器臺數（單位：kW），系統可與逆變器進行實時通訊，并實時監測光伏逆變器的交流功率輸出P2（單位：kW），當P2和P1滿足下列關系時，實現充放電。

　　基本原則：當P2＞P1時，充電，當P2＜P1時，放電。對于該判定依據，遇到晴天，光伏曲線一般較為規則，容易實現；而如果遇到多云天氣，光伏出力容易波動，會使得電池反復充放電，影響壽命，可通過相關策略來細化控制。需要注意的是儲能系統和逆變器的通訊響應時間盡量要短，因為光伏的出力時刻都在變化，如果儲能系統響應時間長，接收到的P2值為下一時刻值，那么補償的容量可能比應補償的量要小。

　　電池容量配置的計算，對于上述甘肅某電站500kW逆變器，可假定理想情況下如晴天天氣，儲能電池在滿足上述條件時實現充電，該時段有6-7個小時左右，如果多云天氣可能無法充滿，但遇到陰雨天氣就無法進行充電（圖4右），實際放電多少以所充容量為準，特別是連續陰雨天時，會無法充電和放電，只能等到晴天天氣再充電。

　　圖4 光伏儲能方案原理

　　對于上述甘肅電站實例，光伏發電在時間段7：30-9：15和16：55-19：10共計約4h左右，實際光伏發電483kWh，增加儲能系統后，電池放電容量可計算得：558.65/0.97=575kWh（假設儲能逆變器轉換效率97%），占當天發電量的24%，但仍剩有461kWh未補償。對于一臺500kW逆變器，儲能電池容量可配備500kW*2h儲能單元，但還需要考慮到電池放電深度和逐年衰減率。

　　上述考慮的情況是基于AGC均勻分配的情況下，但事實上AGC不可能均勻分配，假設A逆變器限定有功250kW，B逆變器限定有功200kW，如果按照功率大于250kW充電策略，紅綠線與功率曲線包圍的面積這部分電力無法被電池儲存，遇到逆變器限定功率分配不均的情況，可選取合適值，使得整個電站的功率補償最大化，參考圖5。

　　圖5

　　從電池容量配置角度，需要考慮限電比例和限電損失部分，當限電40%，按照50%限電容量配置，如果遇到連續的晴天天氣，會造充電容量過多而浪費，同樣參考圖5，當目標直線越往下，A和B區域所包圍的面積就越小，電池需要放電的能量也就相應減少。因此需要統計一年內的限電比例，陰雨天天數，選擇合適的容量配置，使得投入和產出達到最佳經濟效益。

　　儲能系統作為限電的解決方案之一，目前已經有非常成熟的技術，如比亞迪和陽光電源等廠家，其投資收益的計算需要考慮一年當中的晴天、陰雨天的天數，限電損失量，可補償量，電池衰減等因素來綜合確定。

　　4.小結

　　本文簡要介紹了在當前限電大環境下的光伏發電量的限電損失計算，并引出儲能技術對策，文中所述儲能方案和常規的“削峰填谷”應用有所不同，關于容量配置和儲能系統的相關建議如下：

　　1.首先需要考慮當前電站的AGC分配策略，遇到逆變器限定功率分配不均的情況下，選取合適值，使得電站整體的功率補償最大化。

　　2.儲能電池容量的配置需要考慮AGC的分配策略、電站一年的限電損失和比例、可補償容量等。

　　3.對于交流耦合模式，儲能系統需要實時監測逆變器交流側的輸出功率，并且響應及時，功率補償及時。

　　4.電池能量管理系統需要考慮天氣因素，防止在目標值附近頻繁充放電，影響電池壽命。

　　5.各個電站有功功率控制模式會不盡相同，一般儲能方案較適合于定值跟蹤模式。對于曲線跟蹤模式，目標值實時在變化，還需要和AGC進行通訊，會比較復雜。