我國近幾年光伏電站的建設速度非?？欤涮捉ㄔO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。