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电力设备行业专题报告
一、分布式发电成为新能源发展的重要形式
分布式电源是利用分散的能源资源，通过小型发电机组，就近满足用户电力需求的发电方式。相较于传统的“集中式发电+大规模远距离输电”模式，分布式电源更靠近用户，布置更为灵活，在效率、经济性、可靠性等方面具有一定优势。分布式电源从20世纪70年代逐渐发展起来，起初主要以提高能源利用效率为目标，重点发展分布式天然气多联供（供电、供热、供冷）。近年来随着新能源技术的发展，分布式新能源逐渐成为发展重点。
中国分布式光伏近年来加速发展，在光伏累计并网容量中占比超过1/3，在2021年新增光伏并网容量中占比超过1/2。根据国家能源局披露数据，从累计并网容量看，截至2021年底中国光伏累计并网容量达到30599万千瓦，其中分布式光伏10751万千瓦，占比35.1%。山东、浙江、河北、江苏、河南分布式光伏并网容量最多，分别为2334、1265、1262、975、930万千瓦，合计6766万千瓦，占全国分布式光伏并网容量的62.9%。从新增并网容量看，2021年全国新增光伏并网容量5488万千瓦，其中分布式光伏2928万千瓦，占比53.4%。山东、河北、河南、安徽、浙江分布式光伏新增并网容量最多，分别为867、517、359、216、198万千瓦，合计2156万千瓦，占全国分布式光伏新增并网容量的73.6%。
受益于整县光伏等政策推进，中国户用光伏在分布式光伏中占比快速提升，成为近两年分布式装机规模快速增长的最大支撑。截至2021年底，户用光伏累计并网容量4160万千瓦，占分布式光伏并网总量的38.7%。2020、2021年分别新增1010、2160万千瓦，在分布式光伏新增装机中占比达到64.7%、73.8%。分省来看，根据北极星太阳能光伏网统计数据，2021年山东、河北、河南户用光伏新增规模分别达到763、534、343万千瓦，分别占当年全国新增户用光伏容量的35.3%、20.1%、15.9%。
未来中国分布式光伏仍有很大增长空间。国内主要研究机构对于未来中国分布式光伏的装机规模进行了预测分析，其结果存在一定差异，预测范围为9.2-30亿千瓦。2021年底中国分布式光伏累计并网容量1.08亿千瓦，与上述预测结果相比，仍有至少7.5倍增长空间。
分布式光伏在农村屋顶开发潜力最大。根据国网能源研究院测算，2025年中国分布式光伏技术可开发潜力为14.9亿千瓦，其中主要是农村、城镇住房屋顶光伏和工矿厂房，合计13.3亿千瓦，占到技术可开发总潜力的89%。农村住房屋顶的开发潜力约占总开发潜力的一半。分省来看，河南、山东、江苏开发潜力最大，均超过1亿千瓦，主要原因也在于数量庞大的农村屋顶。
当前分散式风电项目较少，国家亦积极推进其发展。今年6月，国家发展改革委、国家能源局印发的关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案提出：加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，积极推进乡村分散式风电开发； 在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展分布式光伏、分散式风电等新能源项目。长期来看，发展分布式新能源对于提升中东部地区供电自给率、减少电能远距离传输从而抑制电价上涨具有重要意义，持续积极推进其发展乃是大势所趋。中国分布式新能源装机主要位于中东部地区。发展分布式新能源，一是有助于提高中东部地区的本地发电量，降低外受电比例，提升供电安全水平；二是有助于减少电力的大规模、远距离传输，不仅能够缓解输电走廊日益紧缺的压力，而且能够减少输配电费用并在一定程度上减缓终端电价上涨。
二、分布式新能源大量接入对电网运行带来明显压力
电力系统运行过程中需要保持供需实时平衡、频率和电压稳定，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特征，因而新能源能够发出的电量不一定都能够被终端用户消费。当无法满足电力系统运行条件时，只能限制新能源发电出力，产生弃电量。故消纳问题愈发成为新能源能否高质量发展的关键因素。
（一）新能源消纳的影响因素
新能源发电设备发出电能后，一是需要并入电网（离网运行的除外），二是需要满足电力系统实时平衡的运行要求，才能被用户所消费。因此，实现新能源消纳需要重点考虑两方面因素，并网约束和调节约束。并网约束可进一步细分为接网约束和外送约束。接网约束是指新能源电站/分布式新能源发电设备接入既有电网的过程中所受到的约束，如集中式新能源需要新建接网工程，分布式新能源需要考虑配电网承载力等。外送约束是指新能源发电量无法在本地完全消纳，需要外送至其他地区消纳时所受到的约束，包括是否有外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新能源建设相匹配等。
调节约束：为了满足电力系统实时平衡的运行要求，在新能源发电过程中，系统中的灵活性资源（能够灵活调节的火电、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等）需要响应新能源出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足时，将出现弃风弃光现象，并且会制约新增装机并网。调节约束即是指灵活性资源是否充足的约束。
基于对集中式和分布式新能源运行特点的分析我们认为：
（1）集中式新能源同时受到并网约束和调节约束影响：从并网约束看，集中式新能源电站需要新建接网工程，并且要具备外送通道；从调节约束看，集中式新能源并入电网的电压等级高，安全稳定要求更严格，需要大量灵活性资源支撑。
（2）分布式新能源所受调节约束更少，但是在并网环节仍受到配电网的较多约束：从并网约束看，分布式新能源能够实现自发自用和就近消纳，不用大量新建输电线路，较集中式新能源更具优势，但在其接入的配电网层面仍然存在着变电容量、电压等约束；从调节约束看，分布式新能源发电出力曲线与用电负荷曲线在部分时段具有匹配性，相较于集中式新能源，分布式新能源能够降低对电力系统灵活性资源的需求。因此，总体而言，分布式新能源较集中式新能源好消纳，但是配电网对分布式新能源并网的诸多约束不容忽视。
（二）从调节约束看，集中式新能源受到的影响更大
集中式新能源：电源距负荷较远，通常需要通过特高压直流进行外送，而目前采用的特高压常规直流技术要求运行过程中功率流尽量平稳，使得送端和受端均需要进行调峰调频，成为影响消纳的主要因素。在送端地区，由于新能源出力波动，而特高压直流要求输电功率流尽可能平稳，因此需要调用大量电力系统灵活性资源，与新能源打捆，确保功率流较为平稳后，方能上送特高压直流通道。在受端地区，由于负荷曲线在不同地区、不同季节、不同日期（工作日和节假日）均存在明显差异，而特高压直流的功率流（一般日内仅设置2、3档传输功率水平）难以跟随负荷曲线变化，因此在受端地区亦需要调用大量电力系统灵活性资源，填补负荷曲线与外受电曲线间的差值。未来有望逐渐采用柔性直流输电技术，其功率流可以在较大范围内进行调整，能够减少集中式新能源的调节需求。
分布式新能源：电源与负荷相伴，冲抵部分用电需求，电力系统中的灵活性资源响应净负荷曲线变化即可实现供需平衡。从电网视角看用电负荷，当无分布式新能源时，电网供电需要满足的是真实负荷曲线，当有分布式新能源时，电网供电需要满足的是净负荷曲线（真实负荷曲线与新能源出力曲线的差值）。电力系统中的灵活性资源追踪净负荷曲线变化，据此供电即可实现电力供需平衡。从分布式新能源自身影响来看：从物理运行角度（非电费结算角度）而言，分布式新能源发电量优先自发自用。当分布式光伏装机较少时，净负荷曲线有可能较负荷曲线波动降低，减少调峰需求；而随着装机增长，净负荷曲线波动又会加大，调峰需求增加（参见美国加州净负荷“鸭型曲线”的变化趋势）。对比集中式新能源来看：分布式新能源只需要进行1次调峰调频（响应净负荷曲线变化，进行调节），而集中式新能源需要2次调峰调频（送端和受端各1次）。分布式新能源需要的灵活性资源小于集中式新能源。
综上，集中式新能源往往需要通过特高压直流进行外送，此时送端和受端地区均进行调峰调频，而分布式新能源与负荷相伴，仅需要灵活性资源响应净负荷曲线的变化。因此从调节约束看，分布式新能源所受约束更少，消纳潜力大于集中式新能源。
（三）从并网约束看，分布式新能源面临的约束更多
集中式新能源：首先需要新建接网工程，并入高压配电网（35kV/110kV）或输电网（220kV/330kV）。然后考虑外送，如果存量外送通道有富余容量，则可以利用其外送；如果没有富余容量，则新建外送通道。总体而言，由于集中式新能源接入电网的电压等级高，而高电压等级电网更加坚强，所以其并网解决方案较为简单。分布式新能源：分布式新能源主要进行本地/就近消纳，因此不需要建设外送通道。从并网环节看，装机容量较小时，可直接并入用电户电网；当装机容量较大时，可以通过专线汇流，通过专用变压器升压并入10kV电网。分布式新能源接入电网的电压等级低，电网较为薄弱，经常出现变电容量不足、电压不稳定等问题。因此，随着分布式新能源渗透率的提升，其面临的并网约束会越来越多，亟需提升分布式新能源的并网要求并对配电网进行系统性改造。
（四）分布式新能源带来的消纳压力已逐渐显现
截至2021年底，山东、河北、河南、江苏、浙江、安徽六省光伏累计装机容量在国内位于最前列，并且分布式光伏装机占比较高。其中山东、河北两省最具代表性。
山东、河北两省光伏消纳率下滑明显。根据全国新能源消纳监测预警中心披露信息，从逐月累计数据看，山东、河北一季度消纳率均出现趋势性下滑。2019-2022四年间山东由99.6%下降至95.6%，下降4pct；河北由97.5%下降至96.0%，下降1.5pct。比较2021、2022年一季度消纳率，山东、河北分别同比下降2.0pct、0.8pct。2021、2022年光伏新增装机明显高于2019、2020年，消纳率下降趋势更加明显。从逐月数据看，在节假日等用电负荷低谷时期消纳压力已经很大。2022年春节假期为1月31日至2月6日，2月用电量较低，山东、河北2月光伏消纳率分别为92.5%、94.0%，远低于全年平均水平，甚至已低于95%，显示出用电负荷低谷时期消纳压力明显。
山东省近期密集出台政策，对分布式新能源并网和运行提出更高要求。一是要求分布式新能源参与电力市场，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊； 二是部分地市因变压器过载等原因，暂停分布式项目接入或要求配置足量储能；三是要求加快推进全电压等级分布式光伏“可观可测可调可控”。如前所述，分布式新能源消纳同时受到并网约束和调节约束，上述三方面政策要求的核心就是解决分布式新能源的并网和调节问题。
三、适应分布式新能源发展需要配电网全面改造升级
分布式新能源大规模接入，使得配电系统由原来的放射状无源网络变为有源网络，电网的物理特性将发生很大变化。特别是2021年中国积极推进整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点以来，农村户用光伏快速增加。由于农村电网较城市电网更为薄弱，因此户用光伏对配电网带来的影响比工商业光伏更大。根据中国电机工程学会农村电气化专业委员会分析，整县屋顶分布式光伏开发建设主要存在六方面问题：反送电时配电设备和线路过载、电压质量问题、谐波问题、“孤岛”运行带来电网（作业）安全隐患、继电保护整定困难、缺乏监测控制手段。考虑到分布式新能源在中国中东部地区仍有很大增长空间，为适应分布式新能源高比例接入，亟需对配电网（特别是农村配电网）开展系统性改造升级。
（一）提升分布式新能源的可观可测可调可控水平
随着分布式新能源装机容量增加，其对电力系统的影响已不容忽视，需要纳入电网调度体系进行管理，实现可观可测可调可控。根据国家电网低压分布式光伏计量采集典型设计方案因户用光伏大多接入220V/380V低压配电网，故该文件主要针对户用光伏）要求，2022年将重点实现：①低压分布式光伏高频采集通信全覆盖，具备低压分布式光伏上网负荷日预测能力；②新增光伏用户具备远程即时控制和柔性控制能力，全部低压分布式光伏用户具备远程控制能力。涉及的主要设备包括：通信系统+智能融合终端+采集终端+智能电能表+智能断路器+逆变器。
1.可观可测：通信系统+智能融合终端+采集终端+智能电能表
先前分布式新能源较少，只要求集中式新能源电站和通过10（6）kV电压等级并网的分布式新能源具备较强的与电网调度机构进行通信的能力。光伏发电站接入电力系统技术规定要求光伏发电站与电网调度机构之间能够通信，提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号。光伏发电系统接入配电网技术规定要求通过10（6）kV电压等级并网的光伏发电系统具备与电网调度机构通信能力，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。
随着分布式新能源装机规模扩大，对电网调度的影响已不容忽视，强化全电压等级分布式光伏通信能力已成为新的发展趋势。目前并入35kV及以上电压等级的集中式光伏电站已基本实现可观可测可控，而并入10kV电压等级的分布式光伏仅部分可观可测可控，并入380V/220V电压等级的分布式光伏几乎不可观可测可控。山东是中国分布式光伏装机第一大省，目前山东电网要求强化全电压等级分布式光伏通信能力，实现可调可控。
光伏采集通信组网有4种方式。从主要设备来看，低压并网的分布式光伏可观可测可控性最差，未来将主要依托用电信息采集系统（用采系统）提升其通信能力，新型台区智能融合终端+采集终端+智能电能表存在更新和改造机会；从通信方式来看，供电台区（配电网最末端，一台变压器的供电区域）内主要采用RS485、低压电力线高速载波（High-speedPowerLineCarrier，简称HPLC）通信，HPLC传输能力强于RS485，或将扩大应用；供电台区以上目前主要采用光纤通信，未来4G/5G等无限通信渗透率有望提升。
2.可调可控：智能断路器+逆变器
针对分布式光伏的控制可分为即时控制和柔性控制。即时控制主要控制智能断路器的开断操作，实现分布式光伏的并网/离网状态切换；柔性控制主要控制逆变器进行调节，可调整交流侧有功功率，并进行一定的电压控制（调节逆变器输出/吸收的无功功率）。并网断路器和逆变器存在技术升级需求。光伏并网断路器方面，需要强化一二次融合，提升智能化水平。浙江电网已率先应用智能并网微型断路器，在原有并网断路器一次设备基础上，增加数据采集、通信交互等二次模块，实现与台区智能融合终端的就地交互，实现对户用屋顶光伏的可观、可测与就地调控。逆变器方面，将强化有功功率、无功功率控制要求，提升响应电网调度控制的能力。
（二）提升配电变压器容量和线路载流能力
农村地区发展户用光伏不仅存在反送电问题，而且经常出现反送电超过变压器和线路容量限制问题。据2020年国家电网公司年鉴，2019年国家电网公司供区农网户均配变容量为2.76kVA，则户均供电有功功率最大为2.76kW（此时功率因数为最大值1）。农村地区户均屋顶面积按100m2估计，则可铺设光伏10kW。假设正午时分平均出力8kW，此时用电功率最多为2.76kW，则会反送电5.24kW，是户均供电有功功率（亦为户均配变容量）的1.9倍，有可能超过变压器容量和线路载流能力限制。
解决容量不足问题存在三种思路：一是替换原有变压器和线路，进行扩容。由于“十二五”、“十三五”中国大力推进农网改造，因此农村地区配网设备还远未达到使用寿命，因此该方法经济代价较大，较少采用。二是新建变压器和线路（可以与原低压供电线路相连，也可单独与分布式电源相连、实现专线专变并网），分担反送电潮流。该方法能够解决本电压等级容量不足问题，但要关注上级变压器容量是否充足，若不足还需要对上级变压器进行扩容。山东淄博供电公司为解决高青县前胡村台区光伏消纳能力不足问题，推动建立了低压专线独立并网试点工程，目前已并网发电。三是配置储能，降低反送电功率。受制于储能成本较高，目前难以大规模推广。未来6kV-20kV中压配电变压器和线路建设需求有望持续上升。在分布式新能源渗透率逐步提升过程中，最先并网的装机可以利用变压器和线路的原有富余容量，而后并网的装机就需要新增变压器。从目前山东等地的分布式光伏并网要求来看，已逐步进入后一阶段，中压配电变压器和线路建设需求有望上升。
（三）抑制分布式新能源造成的电压波动
中午分布式光伏大发，配电网易出现过电压；傍晚负荷较高，分布式光伏几乎无出力，配电网易出现低电压。电压在日内剧烈波动，对配电网（特别是农村配电网）安全可靠运行带来巨大影响。根据中国电机工程学会农村电气化专业委员会整县屋顶分布式光伏开发建设相关问题研究报告分析：日间日照较好时，光伏发电功率较大，与此同时用电负荷较轻，产生电力倒送会导致配电网过电压；日落时，光伏发电功率逐渐下降，此时农村用户负载却又上升，导致部分用户又出现低电压问题。目前，农村电网的配电变压器基本上不具备自动调压能力，难以应对光伏发电对负荷侧电压波动的影响。功率流通过线路会产生电压变化，电压变化主要由有功功率P、无功功率Q、电阻R、感抗X决定。不同于输电网（R化。三是变压器有载调压/线路加装自动调压装置，通过改变变压器原边副边的线圈匝数比，实现对电压的调整。预计在分布式新能源高比例接入地区，可能在配网上逐步采用该技术。当配电线路末端电压过高/过低时，通过降低/提高变压器出口电压，使得整条线路电压变化处于允许的偏差区间内。未来，相关电力设备将呈现三方面变化：一是对分布式新能源并网逆变器要求提高，需要进行无功调节，当线路电压过高时吸收一定的无功功率。二是在配电网增加电力电容器/SVG，进行无功补偿。由于SVG价格远高于电力电容，因此虽然其能够平滑调节无功功率，但是受制于经济性，预计难以在配电网大规模应用。三是中压配电变压器有望推广有载调压，或在配电线路增加自动调压装置（原理与变压器有载调压相近）。
（四）抑制分布式新能源对配电网电能质量影响
在电能质量方面，分布式新能源主要带来三相不平衡、谐波超标等问题。解决三相不平衡问题，可限制分布式新能源接入220V单相电网，推动其接入380V及以上的三相电网是行之有效的解决方法。解决谐波超标问题，主要通过增加电力滤波器进行滤波。分布式光伏高比例接入时，由于逆变器等电力电子元件大规模接入电网，加上有些逆变器质量不佳，导致电网谐波污染并严重超标。此时可通过增加电力滤波器，产生与谐波电流大小相等而极性相反的补偿电流，过滤掉谐波电流。电力滤波器可与SVG配合使用。
（五）提升配电网控制水平和自愈能力
分布式新能源渗透率快速提升，使配电网物理形态和运行基础发生了显著变化，未来配电网有望以微电网、综合能源系统的形态运行，配电网运行将更加复杂，亟需提升配电网控制水平和自愈能力，实现分层控制，确保配电网安全。预计未来主要呈现两方面变化：（1）配电网继电保护复杂程度提升。传统的配电网继电保护配置主要以单端量保护为主，在保护灵敏性与选择性方面难以兼顾，难以实现故障区段的快速、准确识别。未来需要增加对故障的方向判别能力，甚至由单端保护升级为双/多端保护。（2）具备一二次融合特征的中压开关/断路器需求增大。如10kV中压配电网用柱上开关，能够快速隔离配电网故障，减小影响范围，甚至实现对配电网的智能重组，提升配电网自愈能力。