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新型电力系统软件拟建设方案

发布时间：2026-09-24 16:28:03 最近访问：2026-09-24 16:27:44

新型电力系统软件拟建设方案

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一、建设背景

随着《新型电力系统建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕942号）正式印发，我国新型电力系统建设进入全面加速期。规划明确到2030年初步建成新型电力系统，非化石能源发电量占比达50%，新能源装机消纳超28亿千瓦。“十五五”期间全国电网固定资产投资将达5万亿元以上，较“十四五”同期增长超80%。

在此背景下，软件侧作为新型电力系统的“神经中枢”与“智慧大脑”，承担着从传统“被动适应”向“全景感知、智能决策、协同调度”全面转型的核心使命。国家能源局明确提出实施“人工智能+电网”工程，给电网装上智慧的“大脑”。本方案围绕数字化调度、全景感知、虚拟电厂聚合、配网智能化、电力市场交易及安全防护六大方向，系统规划软件侧建设路径。

二、总体目标

到2030年，建成“全面感知、智能决策、协同调度、安全可控”的软件支撑体系，实现以下核心目标：

全景感知：构建覆盖“源-网-荷-储”全环节的毫秒级实时感知能力；

智能决策：推动调度决策从“事后处置”向“事前预演”全面升级；

协同调度：实现主网、配网与微电网的协同调控；

安全可控：实现调度自动化系统软硬件全面自主可控。

三、重点建设任务

（一）数字化调度系统建设

1. 建设新一代调度技术支持系统

调度自动化系统是构建新型电力系统的核心与“神经中枢”。调控中心应于2026年启动、2027年建设试运行新一代调度技术支持系统。系统需从传统“网供荷消”采集监视模式，转变为促进“源网荷储”高效协同的“互动优化平台”。调控对象从传统发输变电设备，扩展至海量分布式新能源、储能、电动汽车、虚拟电厂等多元主体。

2. 构建“数智双核+三能力”技术基座

借鉴“2-3-N”技术路径，通过自主研发全景数据平台，破除多源模型与数据孤岛，构建覆盖发、输、变、配、用全环节的数字电网镜像。着力孵化三大核心中枢：

核心中枢	功能定位
分析计算中心	为高级应用提供计算服务支撑
态势推演中心	构建预演电网风险的动态电子沙盘
策略生成中心	融合多目标优化技术输出高置信策略

3. 部署AI调度机器人

以人工智能大模型为核心，打造“全面感知、智能判断、人机配合”的智慧调度新体系。AI调度机器人应整合电网实时数据、设备状态、负荷变化等全要素信息，打造可视化“全景电网图”。实现核心业务平均耗时缩短80%以上，电网风险扫描覆盖率达100%。搭载“1+3+5”智能体系，全面覆盖电网运行感知、设备运维、供电形势评估、电网风险预控、重要用户保障五大应用场景。

4. 建设数智调度驾驶舱

融合数字化、智能化技术赋能电网调控生产运行，聚焦解决安全、保供、低碳等多维度问题，建设电力多目标、智能化数字驾驶舱。重点实现：

负荷预测模块：结合气象等因素自动开展负荷预测，超短期预测精度达99.5%；

平衡预警模块：自动生成未来24小时备用电力预测曲线，实时告警并提供辅助决策建议。

（二）全景感知平台建设

1. 打造跨层级能源大数据平台

建设跨层级、跨区域、跨业态的能源大数据平台，打通电网、电源、负荷侧数据壁垒，实现毫秒级状态感知。贯通新型电网调度控制系统、配电自动化、全景资源一张图等多源跨专业系统，具备主网、配网、营销侧资源实时调度交互和决策能力。

2. 部署电力大模型

部署电力行业大模型，开展多时间尺度负荷预测、新能源出力精算。研发高精度功率预测系统，大幅提升新能源出力预测精度。强化电网智能诊断分析能力。

（三）虚拟电厂聚合平台建设

1. 构建规模化虚拟电厂资源池

大力发展虚拟电厂，到2030年虚拟电厂调节能力超5000万千瓦。构建规模化虚拟电厂资源池，将多个数据中心及配套储能、备用电源等聚合起来，接受电网统一调度指令，提供调频、调峰、备用等辅助服务。

2. 建设虚拟电厂聚合平台

采用“设备资源层—微电网层—虚拟电厂层”三层架构设计，贯通注册认证、统一接入、能力检测、调控服务、效果评价全业务链条。利用虚拟设备封装技术屏蔽设备差异，建立统一衡量标准的虚拟机组；利用设备级发电功率预测及多元负荷预测引擎，确保预测精度及灵活聚合能力；利用云边协同方案实现资源纵向聚合。

3. 实现全流程智能化运营

实现从电网需求预测、资源优化匹配到交易策略推荐的全流程智能化。通过多维AI大模型支撑，实现电网到平台、到用户、到设备的秒级联动、模型测算和智慧分配。

（四）配电网智能化建设

1. 推动配电网数智化升级

“十五五”期间推动配电网数智化升级改造，加快智能微电网发展。实现配电网从传统无源单向辐射网络向有源双向交互系统转变。

2. 建设配电网故障自愈系统

部署网格化保护与控制成套装备，创新融合网格化保护、横向对等通信和故障自愈控制三项技术，实现配电网“保护网格化、复电秒级化、运检智能化”。将配电网故障整体处置速率提高73个百分点。非故障区域供电恢复时间从过去的几分钟缩短到1秒钟。

3. 推广5G-A配电自动化

在条件适宜区域推广5G-A通信技术应用于配电自动化场景，全链路通信延时降至20至30毫秒。建设配电网“自愈环”，系统在几十毫秒内判断故障位置，1分钟内完成故障隔离并为非故障区域自动恢复供电。

（五）电力市场交易平台建设

1. 支撑全国统一电力市场

基本建成全国统一电力市场，完善价格机制。建设“架构先进、安全可靠、运营高效、功能完备、界面友好”的现货市场应用功能。

2. 构建AI驱动的电力市场综合服务

以电力行业大模型为核心，构建“1+4+6”技术架构——以一套电力市场知识图谱为底座，集成语义识别、逻辑推理、数据分析、语言生成四大核心AI能力，打造智能问答、菜单导航、交易分析、报告生成、任务执行、安全防护六大功能。实现智能问答模块高效处理90%以上常见咨询，市场分析报告生成效率大幅提高。

3. 推进交易与运维融合

打通交易与运维数据壁垒，交易人员通过集控平台实时获取发电数据，为中长期及现货市场提供数据支撑。实现运维与交易的双向赋能。

（六）网络安全与自主可控建设

1. 构建纵深防御体系

在生产控制大区构建覆盖“边界、内网、主机、数据、应用和边缘资产”的纵深防御体系，实现跨“管理信息大区”与“生产控制大区”的统一监测与全域态势感知。重点提升用户侧接入、恶意代码等薄弱环节的网络安全水平。

2. 推进全面自主可控

实现调度自动化系统从服务器、操作系统、数据库等底层硬件与基础软件，到SCADA、AGC、高级应用软件等核心应用的全面国产替代。服务器硬件、数据库、系统软件的国产化率达到95%以上。推动新型电力系统产业链供应链关键核心技术全面自主可控。

四、算电协同专项

按照“以电强算、以算促电”的思路，统筹能源资源配置与算力设施建设。重点推进：

智能调度协同：加快研发智能调度技术，实现算力与电力协同优化；

柔性负荷调控：突破柔性负荷调控技术，发展数据中心服务器功耗管理、任务优先级调度、制冷系统智能控制等柔性负荷调节技术，实现算力集群从刚性负载到可调资源的转变；

数据中心灵活互动：推动数据中心以电力用户或虚拟电厂形式纳入需求响应和电力辅助服务市场。

五、实施路径

阶段	时间	重点任务
启动建设期	2026—2027年	新一代调度技术支持系统启动建设；全景感知平台搭建；AI调度机器人试点部署
深化推进期	2028—2029年	虚拟电厂聚合平台规模化推广；配电网自愈系统全域覆盖；电力市场交易平台全面上线
全面建成期	2030年	各系统全面融合贯通；初步建成安全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网