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。
