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我国近几年光伏电站的建设速度非常快，但配套建设还是无法跟上，加上西部地区消纳光伏电能的能力有限，如甘肃、新疆、青海等地，很多光伏电站遭遇了限电问题的困局，带来了巨大的能源浪费，部分月份限电比例达到90%，光伏电站的投资收益率大打折扣，而且对光伏未来的发展也是非常不利的，必须加强配套电网送出线路的建设，将光伏电力外送到消纳能力较强的地区，或者改善火电、光伏、风电等能源利益竞争所产生的矛盾，进一步调整能源结构，优先使用光伏电力。
随着国家生态环境和气候变化形势的日益严峻，以优先发展可再生能源为特征的能源革命已经成为必然趋势。本文以甘肃某电站的限电情况为例，简要介绍限电带来的发电量损失计算方法及技术对策。
1.有功功率控制系统（AGC）
光伏电站的限电离不开光伏有功功率控制系统（简称AGC），2011年5月，国家电网公司发布的《光伏电站接入电网技术规定》指出：“光伏电站应具备有功功率调节能力，能够接收、自动执行调度部门的控制指令，确保有功功率及有功功率变化按照调度部门的要求运行”。因此大型光伏电站均需配备光伏有功功率控制系统，接收调度中心的有功功率控制指令，按照预定的规则和策略实现负荷分配。
一般情况下，AGC的控制模式可分为计划曲线和定值控制两种。如图1为定值跟踪模式，即当天控制电站的总输出功率为恒定值，该值取决于省调下发值，当晴天辐照较好的情况下，若实时功率输出值超过限定值后将会被“削峰”，那么实时曲线看上去就接近于梯形曲线。
图1 AGC限功率值跟踪模式（省调限定负荷60MW）
图2为计划曲线跟踪模式，一般限电时间为某一时段，而且没有规律，如下午14点至16点，使得总有功功率曲线（红色）保持在限定目标曲线（绿色）附近上下浮动，且每个地区最低容忍的浮动幅度会有所不同，如上下浮动不超过0.3MW或0.5MW。
图2 AGC计划曲线跟踪模式
2.限电损失量估算
由于限电比例不同，所造成的发电损失也会不同，现以甘肃某100MW集中式电站为例进行分析，电站由200台500kWp集中式逆变器组成，2015年9月14日省调下发限电指令，限定功率值为60MW，实际地调下发限定值为50MW，如果逆变器和AGC的通讯正常，响应及时并且受AGC 的控制（AGC的参数设置界面逆变器的软压板应该投入，如果通讯不正常，将无法接受AGC的控制），并且限有功功率分配较为均匀的情况下，每台逆变器的实时输出功率将被设置在250kW以下，图3为某标杆逆变器的实时功率输出曲线，逆变器的输出功率取决于当前时刻下的太阳辐照度和环境温度，在上午九点二十分左右达到250kW，直到下午四点五十分左右输出小于250kW，而在中间时段如果存在限电，那么将造成一定的发电损失。
图3 500kW逆变器交流功率输出曲线
当天逆变器交流侧满负荷下实际发电量为3399kWh（有效发电小时数为6.8h），如果限电，将一天的时间分成三个时段，参考表1。中间时段如果不限电发电量则为2916.44kWh，其他时间段共483kWh（上午特定时段243kWh，下午时段240kWh）。如果限电，中间时段约在 1895kWh左右（约7.58小时），那么由于限电带来的损失部分为1021.44kWh，占发电量的30%左右。
表1甘肃某电站500kW逆变器分时发电量（2015.9.14）
若电站限功率值达到40%，同样也可计算，如表2所示，限电比例增加，限电损失也相应增加。
表2甘肃某电站500kW逆变器分时发电量（2015.9.14）
对于整个电站（逆变器侧）的限电损失，计算可参考标杆逆变器的方法。整个电站的逆变器发电性能一般会有一定的差异，因此所有逆变器的当天发电量有一定的离散率，如500kW逆变器一天发电量可达3500kWh以上，差的可能只有2800kWh左右，需要分析哪一方面出了问题，如逆变器本身性能、组串故障、组串通讯异常、接地故障、组件失配及热斑影响等。通过对各个逆变器的发电量进行持续比较，选择发电性能较为稳定和故障率特别少的逆变器为标杆逆变器，并计算其他逆变器与标杆逆变器的发电差异。
那么对于整个电站限电损失量（逆变器交流侧）的估算可参考下面步骤：
①采集标杆逆变器的当天发电量E0（一般可从监控系统的后台读取），逆变器对应方阵的实际装机容量（对于运行多年的电站，建议重新对光伏方阵区进行装机容量测试），然后计算标杆逆变器的每千瓦的发电量E0/P0（单位：kWh/kW）。
②逆变器1#装机容量P1，当天发电量E1，限电损失量=（E0/P0）*P1*K1-E1（K1为标杆逆变器与1#逆变器发电差异系数，根据各逆变器实际发电量的统计分析，该系数为2%至10%不等）。通过此方法估算其他逆变器的限电损失量，累加可得整个电站当天的限电损失量。
③需要注意的是由于通讯异常、方阵发电异常、逆变器停机等带来的损失不属于限电损失，需要计算故障损失发电量，并从限电损失量中减去该值。
上述计算方法得当的限电损失量为估算值，如果没有标杆逆变器，可通过实际辐照度、环境温度和实际系统效率来估算电站的理论应发电量，并减去当天的实际发电量可粗略作为限电损失。
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。
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