在传统的能源体系中，电力系统通过发电、变电、输电、配电等环节来实现供电，是一个单向分配电能的网络。因其从主网接收电能，同时向用户分配电能，功率往往是单向流动，因此我们称之为“无源配电网”。

但随着越来越多分布式电源接入大电网，单一的配电网形态及功率流向发生了变化，从“无源单向”转变为“有源双向”。因此，配电网也有了新的名字——“有源配电网”，又称“主动配电网”。

有源配电网较无源配电网最大的区别在“源”。“源”主要指分布式电源，一般包括分布式光伏、小水电、分散式风电、小型燃气轮机、储能、电动汽车（V2G）等，目前在我国主要以分布式可再生能源发电为主，而浙江则以分布式光伏为主。

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据《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》，到“十四五”末，浙江光伏装机达到2750万千瓦以上，其中分布式光伏超过500万千瓦。

可以预见，未来几年，浙江的分布式光伏还将逐年增长，我们应该思考如何实现对有源配电网的调度管理，以保障浙江电力的安全供给。

有源配电网对电网安全供给带来深远影响。

运行状态感知能力尚待提升。有源配电网存在点多面广、网络结构复杂，通信协议类型庞杂、分布地域分散等情况。要实现分布式电源的可调、可控能力，首先需要感知分布式电源运行特性、发电功率等信息。

目前，低压分布式光伏、电动汽车充电桩、储能等尚未实现感知全覆盖，且用于状态监测的传感器安装节点方案和数量繁多，尚未形成统一的标准。

电压调节手段亟需创新。传统配电网采用的是同步发电机、调相机、电容器等各类无功电源，而分布式光伏等电源一般不提供无功功率。当大量的分布式电源替代传统电源满足电力供应需求后，无功功率的输出相对减少，逐渐难以满足负荷及网络损耗的要求。

检修安全性尚需加强。当进行配网停电作业时，检修人员不仅需断开线路开关，还需逐户排查并断开分布式光伏电源点控制开关。当电网检修恢复供电时，检修人员需逐个闭合各光伏电源并网开关，运维检修工作量大幅增加。同时，由于光伏用户较为分散、台区路途复杂，以及因用户外出可能无法操作控制开关等情况，检修作业的安全风险也有所增加。

与此同时，传统无源模式下设计的配电自动化主站系统功能也已经较难满足有源配电网故障自愈的业务需求，对安全可靠供电产生影响。

有源配电网的种种特性，需要供电公司主动应对，积极作为。

推进台区智能融合终端建设是国网浙江电力迈出的第一步。在宁波梅山、安吉余村等地，国网浙江电力持续开展配电物联网示范台区建设工作，打造全透明感知有源配电网台区，拓展“源-网-荷-储”协同融合自治运行能力，实现对台区内用户光伏、分布式储能、可中断负荷等资源的调节控制。

国网浙江电力还开展了大规模分布式光伏电源接入配电网运行与控制技术研究，提出了基于户用光伏逆变器的就地式控制模式，研制了有载无级调压智能配电变压器，实现台区电压调整、无功补偿治理，支撑台区电压频繁波动的调压需求。

加强有源配电网停电计划管理也是重要的一步。国网浙江电力从调度计划流转、业务功能建设、系统支撑要求、有源电网管理等维度，通过贯通营配调等数据，率先研发包含调度计划云管控、新设备标准化投运和全景辅助决策等模块的有源配电网调度计划管理系统，大大提高了检修效率。

以国网海盐县供电公司为例，应用系统后将原有的线下检修计划编制改为系统自动流转后，整体工作效率提升了近60%，调度计划执行率提升至90%，调度计划规范合格率提升至100%。

此外，为进一步加强针对有源配电网的技术研究和装备研发，国网浙江电力部署建成了国内外首个新型配电系统真型试验基地。该基地是国内唯一具备开展配网数字化智能化装备的研究验证能力的真型试验基地，可对配电网新技术、新装备、新模式进行真型模拟和验证，实现从试验研发到现场实际应用的无缝衔接。