当前，浙江正加速构建新型电力系统。随着沿海新能源、分布式光伏电源的大规模接入，负荷中心传统电源的持续退出，以及城市电网架空线路改地下电缆“上改下”的推进，受端电网运行机理和特性正在发生深刻变化，保障电压安全稳定已经成为确保供电安全的关键。

“电压安全”强调电力系统运行时不发生电压越限的“守规矩”能力，在分布式光伏高渗透区域、电缆密集片区尤为重要。

分布式光伏规模化接入正推动配电网从“无源”向“有源”转变。截至2025年年底，浙江省光伏装机容量达6030万千瓦，超越煤电成为全省第一大电源，其中超过80%为分布式光伏。但在负荷特性为“日间低谷、夜晚达峰”的片区，客户用电习惯与光伏出力特性不匹配，电压易越限。国网浙江省电力有限公司在衢州试点构建适应规模化分布式光伏接入的电压越限治理体系，以“仿真推演—精准施策—实践检验”为主线，保障分布式光伏高质量发展和居民安全可靠用电。该公司构建以江山市凤祥塔山底台区为代表的仿真模型，高精度模拟现场实际运行工况；结合台区典型特征，因地制宜制定电压治理方案，采取逆变器无功优化、配电变压器调档、智能无功补偿等措施；在衢州江山市、常山县等地推广治理措施，已取得显著效果。

浙江城市电网全面推进“上改下”工程，供电可靠性与城市景观同步优化。然而，每千米电缆线路容性无功约为架空线路的20倍，“上改下”打破了传统无功平衡格局，易引发电压波动、功率因数不达标等问题。对此，国网浙江电力提出“规划优化布局+工程落地实施”的综合治理路径：规划阶段，开展考虑电缆规模的全局无功平衡分析，优化无功资源布局；设计阶段，合理配置高比例电缆出线下输变电工程站内无功资源，替代传统“一容一抗”，实现电压灵活调节；探索基于磁控电抗器的经济型稳态无功补偿技术，连续调节无功、抑制电压波动。

“电压稳定”考验的是电网遭遇扰动时“不崩溃”的耐力，相关问题常见于高比例新能源接入片区、特高压直流馈入近区及负荷中心电源空心化区域。

高比例新能源的集中接入削弱了电力系统电压支撑能力，会导致电压稳定裕度不足。当前，浙江沿海地区新能源发展尚处于“总量小、单体容量小、离岸距离近”阶段，风电、光伏发电均采用交流工频分散接入方式。未来，随着已纳入规划的近海风电和深远海风电、已备案的沿海集中式光伏和海上光伏陆续投产，浙江沿海新能源将迈入新阶段，若仍沿用分散就近接入方式，可能会因出力波动引发电压失稳。国网浙江电力提出了以下解决路径：创新规划理念，构建具有类同步机外特性的系统友好型能源汇集站，实现海上风电和滩涂光伏发电集中接入、集中控制、集中转换、集中治理，提高沿海电网电压安全稳定裕度；补强沿海区域电网“骨架”，提升省内片区间互济能力和供电能力，增强省域500千伏电网电压支撑能力；建议新能源业主酌情配置电压支撑装备，推动新能源装备厂家完善控制策略，提高电压穿越能力；依托“短路比量化分析+全电磁仿真解剖方法”，对短路比偏低的新能源场站开展详细的电磁暂态建模与仿真分析，在规划阶段提前防控风险。

作为典型受端电网，浙江电网正逐步形成多直流密集馈入格局。截至目前，浙江已投运3回±800千伏/800万千瓦特高压常规直流，在建1回柔性直流（甘浙直流）。预计到“十五五”末，浙江特高压直流馈入电力占比达17.8%，电量占比达13.4%。为应对多直流馈入对系统电压稳定构成的挑战，国网浙江电力加强直流近区动态无功补偿设备配置；优化多直流控制保护协同策略，创新应用常规直流换相角预测控制和柔性直流自适应限流控制策略；加强网架结构优化，增强直流近区电网强度；发挥抽水蓄能长时进相运行优势，主动支撑电压；探索常规直流柔性化改造。

杭州、绍兴、金华核心区域负荷水平高、传统电源机组少，呈现电源空心化特征。常规同步机组自带励磁调节系统，具备毫秒级无功调节能力，其退出导致区域无功支撑不足。国网浙江电力采取“网架加强+新技术应用”的策略：补强主网架，如针对浙北负荷中心，依托湖州500千伏递铺输变电工程，建设500千伏递铺—仁和线路，保障500千伏安吉—仁和线路安全稳定运行；在负荷中心的500千伏变电站加装构网型静止无功发生器，降低对燃气机组的开机依赖，提升交流系统故障后的电压恢复能力；对于绍兴、金华等有条件的片区，依托省内东西向多端口超高压柔性直流工程，提升深远海风电和沿海电源基地电量消纳能力，并为负荷中心提供电压主动支撑。