青海新型电力系统智能化水平提升路径探索

来源：中能传媒能源安全新战略研究院 时间：2026-09-08 13:01

刘联涛 刘飞 杨林慧 赵丛渊 郭树峰

（国网青海省电力公司经济技术研究院）

　　截至2026年6月底，青海省电力总装机超8500万千瓦，其中清洁能源装机占比超93%，新能源装机占比超74%，系统新能源消纳、安全稳定运行压力持续增加，加快推进电网智能化建设成为破解当前困境的重要路径。《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》明确将“人工智能+电网”列为重点发展方向，要求紧密围绕新型电力系统下的电网安全、新能源消纳等需求，全面推进电网规划设计、调度运行、设备运维等全环节智能化升级，这为青海新型电力系统智能化发展指明了方向。本文立足青海新型电力系统智能化发展基础，分析面临的主要问题，探索提出在新型电网平台建设、电力市场体系建设、新业态接入、智能微电网发展等方面的智能化发展路径。

　　一、青海新型电力系统智能化发展基础

　　截至目前，青海已建成省级配电自动化主站1座、地市（州）配电自动化主站8座，配电网智能化管控体系基本成型；建成全国首个省级能源大数据中心，并以此为底座升级打造了清洁能源和绿色算力调度中心，目前已实现全省612座清洁能源电站集中监控和182座新能源电站的功率预测。可宏观监测全省算力中心4.9万组机架、1.8万台算力服务器、2.8万P算力资源。通过深化电碳模型分析和应用，建立全省重点企业“电—碳”账户994家，初步建成服务新型电力系统的“电—算—碳”数字应用生态体系。

　　二、发展面临的主要问题

　　一是系统运行方式的不确定性持续攀升。随着新能源、电动汽车海量接入，电源波动性增强、负荷峰谷差扩大，预计2030年青海新能源日内理论最大功率波动约2000万千瓦、占最大负荷的93.5%；随着电网节点规模指数级增长，到2030年青海规划仿真数据计算节点数将达11000个，是当前的2.6倍，运行方式去典型化特征明显、复杂多变，传统分析方法已难以适应新要求，制约新能源消纳和系统高效运行。

　　二是主网故障演化机理的不确定性持续增加。新能源、储能与直流输电等大规模建设，推动电力电子设备密集接入。预计2030年，青海电力电子化电源装机（风电、光伏累计装机/总装机）占比达79%，系统内秒级、毫秒级交流电机过渡过程与微秒级电力电子开关过程相互交织，设备模型与响应特性更趋复杂，故障演化不确定性大幅增加，传统“经验初选+经济/安全性后校验”的规划方法已难以为继，制约主网稳定运行。

　　三是配电网智能协同与数据支撑能力不足。过往重网架建设、轻智能布局，一、二次设备、通信网络协同适配性不足。部分中压线路智能化设备缺失，故障处置依赖人工、电网自愈能力薄弱；终端运维管控不到位，全省18.7%的中压电网永久性故障由终端异常引发；通信数据传输能力有限，无法支撑故障精准研判、定位及快速复电的智能化运维需求，直接制约配电网供电可靠性提升。

　　四是新业态主体产权分界、安全管控界面不清晰。随着充换电设施、虚拟电厂、绿电直连等新业态规模化并网，电网源荷双向互动、潮流随机波动特征日益凸显，现有调度体系难以有效支撑多主体协同联动与精准调控；同时，新业态在运行、数据、网络等方面存在风险，发用两侧安全责任分担机制尚不健全，加大电网在并网管理、安全兜底等方面责任与成本。

　　五是电力市场全链条数智化支撑能力不足。当前电力市场面临供需研判难、多类型交易决策复杂、交易执行过程监管链条长、购售结算业务环节繁杂等痛点，且青海中长期市场与现货市场未实现有效衔接，传统手段难以支撑电价预测、报价磋商及履约动态追踪，全流程监管闭环实现困难；随着10千伏及以上工商业用户进入电力市场，交易主体呈现低电压化、小用户化，海量数据归集与资金清算依赖人工，易形成效率短板，结算公允性、标准化水平待加强。

　　三、青海新型电力系统智能化发展的路径探索

　　聚焦青海智慧融合的新型电力系统建设目标，以新型电网平台构建为主线，着力打造集“物理互联、数字赋能、市场运营、协同治理”于一体的现代化能源配置枢纽，围绕上述架构体系，探索提出以下青海新型电力系统智能化发展路径：

　　一是构建新型智能调度体系。通过机器学习充分挖掘各因素与电源出力、负荷的关联关系，不断提高功率预测准确性和动态研判能力。建设具备“综合智能感知、集中分析决策、分布监视控制、云边高效协同”功能的新型调控平台，推动电网调度模式向“主配微协同、源网荷储互动”转型，并与全国统一电力市场深度融合、高效协同。在此基础上，部署断面毫秒级自动闭环控制策略，动态优化电力传输路径，最大程度提升电力系统运行质效。

　　二是推进全域协同的通信网络建设。主网层面，建成“主网智强、高速安全”的骨干通信网，实现通信网架构灵活、带宽充足；配网层面，建成“中压融合、低压透明”的配电通信网，实现配电业务低时延、高可靠、广覆盖；要按期完成“公专结合、天地一体”的卫星通信网建设，不断提高极端条件下应急通信保障能力。在数据处理层面，构建“就地处理+边缘计算+云端协同”三级架构，实现实时业务就地自治、区域业务边缘分析、全局业务云端迭代，形成云边端智能协同闭环。

　　三是推进能源大数据中心平台建设。深度融合人工智能技术，创建一体化、标准化综合智能数据平台，有序嵌入各专业子平台及各项业务分析模型，破除专业与层级信息壁垒，打通数据同源、互通共享通道，构建统一治理、灵活调用的数据资源池；依托平台实现海量发电单元、用电单元数据的集中监视与协同控制，完成毫秒级数据调取、远程在线数据分析与智能研判，支撑跨场景业务协同运算，提升资源优化配置能力。

　　四是构建主网全频域全时间尺度智能化仿真工具。采用“机器自主分析、人工最终决策”的工作模式，实现海量场景智能筛选，覆盖人工分析盲区，具备覆盖微秒—毫秒暂态过程、分钟—小时级短期过程、中长期的全过程仿真能力，同时可自动校核分析新能源出力骤降、变电站全停、开关拒动等严峻工况，实现故障自动预警、故障处置方案智能生成，推动仿真规模、精度和维度全面跃升，保障青海电网供电可靠性。

　　五是构建一、二次协同的数智化配电网。严格落实一、二次设备同步建设、同步投运标准，从源头筑牢电网智能化、柔性化运行根基；结合青海高原地域特征，差异化制定适配高原的一、二次设备升级改造方案，以整组线路为单元推进标准化、数智化水平提升，系统推进存量设备智能化迭代与主站系统并网接入，建成全域感知、数据贯通、状态可控的数智化配电网网架，助力青海配电网安全高效运行。

　　六是构建多元新业态统一管控平台。搭建“内部自治、统一调度”的双层管控架构，规范充换电设施、绿电聚合、虚拟电厂等新业态并网准入标准，明确权责划分。依托电价机制智能驱动有序充放电，开展车网互动试点，完善多主体协同调控机制，提升源网荷储协同效能。压实涉网安全责任，筑牢新能源风险防控、数据安全防线，深化人工智能赋能电网业务，全面提高新业态智能管控能力。

　　七是构建灵活智能的微电网调控体系。统筹推进囊谦县、杂多县等保供型微电网落地建设，依托储能设施补强末端供电保障能力。搭建一体化智能调控平台，汇聚分布式电源、储能、负荷运行数据，打通主配网与微电网调度壁垒，建立分层分级、双向联动的柔性调控机制，实现微电网功率自平衡、故障自处置、能源就地高效利用。

　　八是构建数智驱动的电网智能运维体系。打造公司级云边协同智算中心，逐步实现各地市公司、重点变电站边缘智能算力全覆盖，为输变配专业电网智能运维筑牢算力底座。融合无人机、机器狗、在线监测等多源数据，运用智能图像识别、北斗定位技术，搭建“立体巡检智慧大脑”运维架构，形成数据自动采集、异常智能预警、处置决策智能生成的工作链条，推动运维由事后处置向事前预警、主动防御转变。以海东市乐都区配网透明化为示范，探索建设柔性互联、全透明感知的新型数智配电网，推动配网运维抢修管理模式智能化升级。

　　九是构建数智融合的电力市场服务体系。依托大数据建模研判电力供需格局与电价运行趋势，支撑中长期、现货、辅助服务交易科学开展，智能辅助市场主体完成交易磋商、报价决策与线上合同签约，提升市场交易决策的精准性与前瞻性。依托全链条数据贯通能力，推进购售一体化结算模式落地应用，自动完成低电压化、小用户化等交易数据归集、电量核算、资金清算与价值量化，精准锚定各市场主体供电、调峰服务收益，以数智化赋能实现电力市场结算高效化、标准化、公允化。

　　责任编辑：沈馨蕊