限电弃光了 年底光伏发电指标如何完成?

 　　根据国家能源局发布的数据，2016年上半年间，光伏发电量为133.8亿度，利用小时数为611小时，弃光电量则是32.8亿度，整体弃光率仍有19.7%;相比之下，2015年全国弃光电量40亿千瓦时，发电量400亿千瓦时，弃光率约10%。甘肃、新疆等地的限电问题仍然突出， 对于各企业来说，完成年底发电指标将是非常严峻的挑战，为了尽最大努力实现预算目标，各企业纷纷采取了不同的措施，内部日常生产管理和外部电力营销两手抓，全员参与提升电站设备运行和运维水平，在确保安全的前提下，以发电量最大化为目标。

　　


除日常生产管理和电力营销手段以外，本文所讲的内容是在限电的大背景下，主要围绕着电站本身的组件增容技术改造，以达到发电量增发的目的，基于目前大型光伏电站质量参差不齐的实际情况，光伏电站在运行一段时间后，光伏厂区对应的实际装机容量也会出现不同程度的缺额，也就造成集中式光伏逆变器在大多数情况下没有实现满负荷运行，其容量利用率较低，有较大的可提升空间。本文以某电站的运行数据和理论计算为例子，着重探讨增容方案的经济性和可行性。

1AGC控制模式和增容发电量计算原理

在探讨增容方案前，有必要说明AGC的控制模式，如图1所示为AGC的限值控制模式，图2为计划跟踪模式，不管哪一种模式，必然存在一个时间段，由于辐照度和环境温度的关系，光伏实际的出力是小于目标值的，即图1中目标曲线为一条直线，光伏出力是一条规则的抛物线，蓝色填充区域表示光伏实际出力未达到目标值，存在较大的可提升空间，因此在该逆变器对应方阵内，若有足够的空间安装光伏组件，扩充一定的装机容量用于弥补组件衰减导致的容量损失。利用此时段可提高逆变器的容量使用率，增加发电量。虽然容量有所增加，但是由于限电比例未变，故增容前后的限电损失均相同。

为了计算增容部分的发电量，主要是蓝色区域对应的时段，在限电开始、限电结束和发电结束三个节点分别统计逆变器的累计发电量，可计算蓝色区域对应的发电有效小时数，用该发电小时数乘以增容部分的装机容量即为增容后所带来的发电增量。需要注意的是，增容部分是在原有逆变器的基础上增加，有功增量不能独立进行计算，否则会出现错误的结果。





图1 AGC控制：限值模式

图2为计划跟踪曲线，和限值跟踪相比，调控复杂度增加，AGC指令5分钟更新一次，在未限电时，目标值和实时值始终会保持一个比例，实时值不会逾越目标值，但两者之间的差值并不代表光伏出力的可增裕度，当限电开始时，实时值则会接近于目标值，当然由于分配响应时间问题以及辐照度突变等情况，可能会出现实时值超过目标值的情况，但大多数情况下两条曲线看上去是基本重合的，稳定的。同图1限值跟踪模式，当未限电时，逆变器也处于低负荷运行状态，直流侧增加一定的容量，也可以提高逆变器的使用率，增加发电量。





图2 AGC控制:计划跟踪模式(实时曲线和目标曲线)

根据当前的AGC模式，在场地允许的情况下，逆变器直流侧增加光伏容量是可行的，但是具体增加多少视场地规模和经济性而确定，下面通过一个算例加以说明。

3算例和可行性分析

某西部30MW光伏电站为集中式结构，采用60台500kW逆变器，运行时间已有数年，经户外I-V测试仪定期检测和室内太阳能模拟器校核发现，电站的组件衰减率已经达到7%，即标称容量比安装前初始值减少了2.1MW，该电站自2015年至2016年常年限电，AGC为限值控制模式，2015年实时平均负荷维持在装机容量的40%左右，即12MW。

对历史运行数据进行分析，500kW逆变器在限电开始前的平均累计发电量为160kWh(逆变器交流侧发电量)，即发电开始至限电开始这一段时间的平均有效发电小时数为0.32h，该有效发电小时数综合反映了电站逆变器交流侧到直流侧组件的衰减率、阵列失配损失、灰尘损失、直流线损、温度损失、逆变器转换效率等，对于新安装组件来说，和旧组件的主要不同点是组件的衰减率和阵列失配两项，那么有效发电小时数可修正为0.347h。逆变器在限电结束和发电结束这一段时间的平均发电量为126度，发电小时数计算得0.252h，修正后实际值为0.274h。则增容组件的有功增量部分的发电小时数为0.62h。若限电时段减少，则有功增量的发电小时数相应增加;若限电时段增加，则有功增量的发电小时数相应减少。

拟在5台逆变器的直流侧增加40kW(组件采用250kW)，共增加总容量200kW，单台逆变器实际容量增加至465kW。忽略各个逆变器的性能差异，则根据有效发电小时数，一天平均可增加发电量为5*40kW*0.62h=124kWh，每年为45260kWh。根据逆变器交流侧到达关口表的损耗(主要为箱变、交流电缆、主变压器等产生)，约3%左右，上网电量为43902kWhkWh，按现有的上网电价补贴政策0.9元/kWh，则一年收益为39511元。

增容改造涉及到支架基础的土建施工费用、支架安装费用、4mm2光伏电缆、直流电缆(70mm2)及汇流箱、接地扁铁、数据采集、后台画面通道增加等，预计改造费用一次性投入约20万元人民币，每瓦成本1元，工期时间段，预计静态回收期为5-6年左右，若加上电站分摊到每个阵列的运维费用，则回收期约为7年左右。若后期光伏电站不限电了，原标称装机容量500kW，加上组件衰减7%，每台逆变器增加40kW，则实际容量465Kw，容配比为0.93，也不会发生超配功率损失。

4小结

在当前限电弃光较为严重的西部地区，如何实现电量增发是一个非常重要的研究内容，增发的手段很多，如电力营销公关、电力交易、电厂精益生产管理等公关和管理方法，本文所讲的内容是技术手段，利用了电站本身的容量缺额以及光伏发电的辐照依赖特性，在原有若干台集中逆变器的直流侧增加一定容量的组件，在每天非限电时段实现电量增发，可产生一定的经济效益。在当前的电价补贴政策下，预计静态投资回收期约7年左右。当然，未来弃光问题若得到了终极解决，增容部分的容量在不超过逆变器运行的最大容量下，也不会发生超配损失。因此，通过增容方案增加发电收益是可行的。