限电技术对策 - 光伏电站限电损失情况如何应对？

　　3.限电技术对策

　　目前针对上述限电问题，在技术层面可在原有并网电站引入储能环节，以储能补偿实际光伏输出功率与限定有功功率的差额，降低限电损失量，储能系统根据耦合方式的不同，分为直流侧耦合和交流侧耦合，如家庭户用小型储能系统光伏在直流侧耦合，而对于大型地面电站，一般以交流侧耦合为主。下文简要介绍交流侧耦合的充放电判断依据和容量配置估算。

　　参考下图4左，横线阴影部分表示能量输入储能装置，对其进行充电，能量来源于光伏电力。竖线阴影部分表示能量从储能装置输出，进行功率补偿，如此以来，光伏逆变器输出到电网的功率曲线为平滑直线，当然这个是最理想的情况，实际上很难达到平滑状态。图4左中红色直线为省调（地调）下发的功率限电值（如上述100MW电站，200台逆变器，限定值50MW，AGC分配均匀，那么每台逆变器当天最大交流输出不能超过250kW），蓝色虚线假设为光伏逆变器的实际输出功率。

　　在电池能量管理系统中可设置目标值P1，P1=总限电功率值/逆变器台数（单位：kW），系统可与逆变器进行实时通讯，并实时监测光伏逆变器的交流功率输出P2（单位：kW），当P2和P1满足下列关系时，实现充放电。

　　基本原则：当P2＞P1时，充电，当P2＜P1时，放电。对于该判定依据，遇到晴天，光伏曲线一般较为规则，容易实现；而如果遇到多云天气，光伏出力容易波动，会使得电池反复充放电，影响寿命，可通过相关策略来细化控制。需要注意的是储能系统和逆变器的通讯响应时间尽量要短，因为光伏的出力时刻都在变化，如果储能系统响应时间长，接收到的P2值为下一时刻值，那么补偿的容量可能比应补偿的量要小。

　　电池容量配置的计算，对于上述甘肃某电站500kW逆变器，可假定理想情况下如晴天天气，储能电池在满足上述条件时实现充电，该时段有6-7个小时左右，如果多云天气可能无法充满，但遇到阴雨天气就无法进行充电（图4右），实际放电多少以所充容量为准，特别是连续阴雨天时，会无法充电和放电，只能等到晴天天气再充电。

　　

　　图4 光伏储能方案原理

　　对于上述甘肃电站实例，光伏发电在时间段7：30-9：15和16：55-19：10共计约4h左右，实际光伏发电483kWh，增加储能系统后，电池放电容量可计算得：558.65/0.97=575kWh（假设储能逆变器转换效率97%），占当天发电量的24%，但仍剩有461kWh未补偿。对于一台500kW逆变器，储能电池容量可配备500kW*2h储能单元，但还需要考虑到电池放电深度和逐年衰减率。

　　上述考虑的情况是基于AGC均匀分配的情况下，但事实上AGC不可能均匀分配，假设A逆变器限定有功250kW，B逆变器限定有功200kW，如果按照功率大于250kW充电策略，红绿线与功率曲线包围的面积这部分电力无法被电池储存，遇到逆变器限定功率分配不均的情况，可选取合适值，使得整个电站的功率补偿最大化，参考图5。

　　

　　图5

　　从电池容量配置角度，需要考虑限电比例和限电损失部分，当限电40%，按照50%限电容量配置，如果遇到连续的晴天天气，会造充电容量过多而浪费，同样参考图5，当目标直线越往下，A和B区域所包围的面积就越小，电池需要放电的能量也就相应减少。因此需要统计一年内的限电比例，阴雨天天数，选择合适的容量配置，使得投入和产出达到最佳经济效益。

　　储能系统作为限电的解决方案之一，目前已经有非常成熟的技术，如比亚迪和阳光电源等厂家，其投资收益的计算需要考虑一年当中的晴天、阴雨天的天数，限电损失量，可补偿量，电池衰减等因素来综合确定。

　　4.小结

　　本文简要介绍了在当前限电大环境下的光伏发电量的限电损失计算，并引出储能技术对策，文中所述储能方案和常规的“削峰填谷”应用有所不同，关于容量配置和储能系统的相关建议如下：

　　1.首先需要考虑当前电站的AGC分配策略，遇到逆变器限定功率分配不均的情况下，选取合适值，使得电站整体的功率补偿最大化。

　　2.储能电池容量的配置需要考虑AGC的分配策略、电站一年的限电损失和比例、可补偿容量等。

　　3.对于交流耦合模式，储能系统需要实时监测逆变器交流侧的输出功率，并且响应及时，功率补偿及时。

　　4.电池能量管理系统需要考虑天气因素，防止在目标值附近频繁充放电，影响电池寿命。

　　5.各个电站有功功率控制模式会不尽相同，一般储能方案较适合于定值跟踪模式。对于曲线跟踪模式，目标值实时在变化，还需要和AGC进行通讯，会比较复杂。