随着“双碳”目标的推进，分布式光伏在能源结构中的占比迅速提升。以江苏省为例，截至2025年9月，其分布式光伏装机规模已达6523万千瓦，占全省光伏总装机的78%。然而，光伏大规模接入配电网后，局部承载力不足、电压越限、潮流倒送等问题日益凸显，同时供电可靠性管理面临新型电力电子设备接入、极端天气等多重挑战。本文基于国网江苏电科院的实证研究，从光伏承载能力评估、四可能力建设、供电可靠性优化三个维度，分析配电网在能源转型中的技术路径与创新实践。
分布式光伏的爆发式增长对配电网规划提出了更高要求。国网江苏电科院通过多源数据融合与仿真推演，构建了从屋顶资源识别到承载力评估的全链条技术体系。首先，基于亚米级卫星影像与无人机航拍数据，利用神经网络算法对全省建筑屋顶进行识别分类，结合地域特征和用户安装意愿，差异化测算农村住宅、工业园区等场景的可开发容量。这一方法覆盖全省640万张卫星图像，实现了光伏资源的高精度摸排。其次，通过电网“一张图”将屋顶资源与配变坐标匹配，逐层汇聚至省域级别，形成“配变-线路-主变”多层级的可开放容量评估模型。例如，在苏北农村地区，午间光伏发电量短时超过当地负荷，导致台区倒送重过载问题频发，需通过动态承载力评估定位约束节点。
在网架改造方面，研究团队对比了传统扩容与柔性互联方案的经济性。仿真结果显示，新增配变可缓解局部过载，但投资成本较高；而柔性互联装置通过功率互济，能在不新增变压器的情况下实现潮汐负荷均衡。例如，在试点区域部署储能系统后，配变反向负载率从超过80%降至安全范围内，且投资回收期缩短30%。此外，针对整村光伏连片开发趋势，团队提出了直流汇聚接入、三相交流汇聚等典型方案，降低电压波动风险。这些实践表明，配电网承载力的提升需结合区域资源禀赋，采取“传统改造+柔性技术”的混合策略。
光伏的随机性、弱可控性已成为电网平衡的难点。国网江苏电科院提出“可测、可控、可调、可溯”的四可能力建设方案，重点突破群调群控技术。在有功调控方面，构建“调度决策-配电聚合-营销执行”三级架构：在用户侧，通过逆变器加装协议转换器或4G采集棒，实现分钟级数据采集；在系统侧，省级配电自动化主站聚合台区数据，并逐级下发调控指令。2025年在盐城东台的试点中，800台逆变器群控一次成功率超过90%，有效抑制了午间潮流倒送。
无功电压治理则采用“配用协同、分级治理”策略。对于光伏集中接入区域，通过调节变电站母线电压或配变挡位解决成片电压越限；对于零星接入场景，则利用逆变器无功输出能力实现单点补偿。实测数据表明，该策略将用户电压合格率从92%提升至98%。此外，研究团队开发了构网型光储系统，在扬中新西线末端部署2MW/4MWh储能，使光伏渗透率超过80%的线路仍能离网自治，故障情况下可支撑末端负荷持续供电4小时。
供电可靠性是配电网的核心指标。2023年全国用户平均停电时间为7.83小时/户，而华东区域领先其他地区，江苏、浙江等省份可靠率超过99.95%。然而，分布式光伏的接入带来了新的挑战：逆变器反送电流可能导致保护误动，防孤岛保护与重合闸配合不当会扩大故障范围。国网江苏电科院通过多源数据融合，构建可靠性计算平台，将停电研判准确率提升至99%。
在数据治理层面，针对拓扑不准、量测不全等问题，提出电压波形相似性算法动态诊断线变关系错误，近年累计修正江苏电网万余处拓扑偏差；同时利用电量变化率与相似日分析补全缺失量测数据。在故障感知方面，研发的实时监控系统可实现“用户-台区-线路”三级停电研判，断线故障定位时间缩短至3分钟，准确率达95%。例如，通过分析配变电压不对称特征，精准识别低压侧缺相故障，2025年累计处置1700余起此类事件。
面向极端天气与网络攻击等韧性需求，团队推广柔性互联装置与构网型微电网。在20kV孤网场景中，中压互联装置实现故障无缝切换；移动式低压互联则支持配变热倒无感切换。此外，构网型储能通过惯量支撑，在扬中试点成功抵御多次瞬时故障，保障了光伏大发期间的电压稳定。
以上就是关于2025年配电网光伏承载力与供电可靠性的分析。研究表明，分布式光伏占比提升至78%后，配电网需通过资源精准评估、四可能力建设、数据驱动运维等多维度创新，才能兼顾清洁能源消纳与供电安全。未来，随着构网型技术、人工智能诊断等工具的深化应用，配电网将逐步实现从“被动防御”到“主动韧性”的转型。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
