光伏大规模发展引发的电力系统爬坡问题研究

来源：电联新媒微信公众号 时间：2025-08-27 15:23

　　随着光伏的大量接入，电力系统爬坡需求快速增加，东北等部分省区爬坡能力不足风险已初步显现。尤其是春秋季小负荷期间、抽水蓄能大规模投运前的系统爬坡缺口问题需要重点关注。从困难时段看，下午至傍晚光伏出力下降与负荷增长形成“剪刀差”导致爬坡需求大幅增加。从季节特性看，春秋小负荷期间煤电机组以小开机方式开机，能够释放的爬坡能力有限，而这一时期爬坡需求较大，两者存在季节上的错位。从关键年份看，根据国家相关规划，抽水蓄能建成投产时间将主要集中在2027年之后，在此之前投产规模有限，难以发挥其调节能力强的优势。

　　针对光伏大规模发展背景下电力系统出现的爬坡不足问题，本文开展系统爬坡分析方法和爬坡供需态势分析研究，并提出提升系统爬坡能力的相关建议，以及对加强电力系统调节能力建设的建议。

　　电力系统爬坡问题分析方法

　　爬坡速率和里程是表征瞬时和持续爬坡需求及能力的核心指标。爬坡是指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡所提供的服务，可分为上、下爬坡两类。上爬坡需求难以满足时可能引发切负荷或频率越限等问题，下爬坡需求难以满足时可能导致弃风弃光。本文针对系统瞬时和持续爬坡问题分别从爬坡速率和爬坡里程两方面开展分析，其中爬坡速率需求是指净负荷每分钟变化的最大值，爬坡里程需求则是指净负荷日内最大连续上升/下降值。

　　系统爬坡能力需基于各类型爬坡资源技术经济特性开展分析。从爬坡速率和里程等调节性能看，电化学储能和抽水蓄能普遍优于煤电、气电等火电电源，可调节水电枯水期的调节能力优于丰水期；从调节成本看，煤电基本调峰和常规水电调节成本较低，气电调峰次之，抽水蓄能与电化学储能的成本取决于抽发电价差与转换效率，煤电深度调峰成本较高。

　　各区域爬坡供需态势分析

　　各区域理论最大爬坡能力均可满足其爬坡需求，东北区域爬坡充裕度相对较小。华北区域爬坡速率需求为74万千瓦/分钟，爬坡里程需求约为1.04亿千瓦，仅依靠煤电即可满足爬坡速率和里程需求。分省（市、区）来看，河北、山西等省份仅依靠煤电能满足爬坡里程需求，其余各省份均需其他调节资源配合。华东区域爬坡速率需求为70万千瓦/分钟，爬坡里程需求为1.25亿千瓦，仅依靠煤电即可满足爬坡速率需求，但无法满足爬坡里程需求，需其他资源配合。分省来看，上海、江苏、浙江等省（市）仅依靠煤电难以满足爬坡里程需求，爬坡充裕度相对较小。华中区域爬坡速率需求为51万千瓦/分钟，爬坡里程需求约为8164万千瓦，仅依靠煤电即可满足爬坡速率需求，与水电配合后，可满足爬坡里程需求。分省（市、区）来看，河南爬坡充裕度相对较小。东北区域爬坡速率需求为26万千瓦/分钟，爬坡里程需求为3458万千瓦，从区域层面看，东北依靠煤电可满足爬坡速率和里程需求。但分省（市、区）来看，各省仅依靠煤电均难以满足爬坡里程需求。其中蒙东即便考虑水电、储能等资源，依然存在130万千瓦的爬坡里程缺口。西北区域爬坡速率需求为70万千瓦/分钟，爬坡里程需求约为8589万千瓦，仅依靠煤电即可满足爬坡速率和里程需求。分省（市、区）来看，甘肃、青海、宁夏等省（区）仅依靠煤电难以满足爬坡里程需求，需要其他调节资源配合。西南区域爬坡速率需求为21万千瓦/分钟，爬坡里程需求为3138万千瓦，仅依靠水电即可满足爬坡速率和里程需求。分省（市、区）来看，重庆仅依靠水电难以满足爬坡里程需求，爬坡充裕度相对较小。

　　但从实际运行情况看，理论最大爬坡能力与实际爬坡能力差距较大，各类型爬坡资源均存在受阻因素。2024年10月，东北区域风光同时快降，叠加负荷增长，使得东北区域上爬坡需求大幅增加。期间，东北区域火电、水电、储能开机容量分别为5150万、840万、60万千瓦，理论连续爬坡能力足以满足爬坡需求。但由于火电机组在深调状态下爬坡能力严重受限、水电/抽蓄/储能快速全开满发后无持续爬坡能力，导致实际爬坡能力不足引发东北电网频率持续偏低。综合分析，东北区域各类型爬坡资源存在如下受阻因素：

　　煤电方面，一是煤质不达标。低热值煤种或含硫量超标燃料与机组设计值存在偏差，导致燃烧效率下降，影响煤电机组调节速率。二是辅助设备故障：磨煤机、鼓引风机等辅助设备故障，影响煤粉的充分燃烧，进而导致机组爬坡能力降低。三是深调运行。煤电机组运行处于深调状态时，锅炉蒸汽压力、炉膛温度等参数偏低，调节速率仅为理论值的60%~70%，部分机组爬坡能力仅为理论值的三成。四是高负荷率运行。部分机组受检修方式安排影响停运，在运机组负荷率高，调节空间小，连续爬坡能力弱。

　　水电方面，一是单站逐台开机时间限制。常规水电调节速率较快，但考虑单站逐台开机的时间限制（约2~7分钟/台），机组启停时间是影响常规水电爬坡能力的主要因素之一。二是来水影响。在枯水期，水头较低，到达死水位后无法开机，机组调节能力受限；在丰水期，受水库汛期泄流、防洪调度要求，水电机组均需满发运行，期间基本无调节能力。三是功能定位制约。部分水电主要功能定位为满足城市用水、灌溉等需求，其出力计划固定，调节能力较弱。四是小水电设备条件制约。受机组本身设备老化、技术条件等因素制约，部分10万千瓦以下的小水电调节能力较差。

　　抽水蓄能方面，一是开机时间限制。与常规水电类似，抽水工况因静止变频器设备数量及设计工况限制，只具备逐台拖动抽水条件，单台机组从备用到发电需要6~8分钟。二是运行状态切换时间限制。抽蓄机组在工况转换期间需经历换相刀闸调整、变频器启动等启机流程，每次状态切换需3~5分钟，影响机组实际调节能力。三是低负荷运行。抽水蓄能机组低负荷运行时处于振动区，对机组损害较大，为保障机组安全，单台35万千瓦抽蓄机组，一般只能运行在25万~35万千瓦区间，调节能力有限。

　　新型储能方面，东北区域网侧储能较少，且价格机制尚不完善，经济效益不好，较少进行调度。源侧储能服务新能源基地且分布较为分散，调度难度较大。目前东北地区新型储能发挥作用较为有限，随着独立储能规模增加和市场机制逐步完善，预计未来新型储能可以发挥较好的爬坡作用。

　　网架约束方面，电磁环网制约和局部电网送出能力不足是制约各类型资源爬坡能力的共性受阻因素。吉林西部和蒙东中部地区存在网架受阻相对严重的断面，使得各类型电源调节能力难以在全网发挥作用。

提升系统爬坡能力的相关建议

　　加强系统爬坡能力建设

　　常规资源建设方面，持续推动煤电灵活性改造，加强煤电机组深调运行时的安全性；在爬坡能力不足区域重点布局调峰气电，提升系统快速启停和爬坡能力；持续优化水库运用策略，提升多流域水能优化利用水平；推动独立储能和服务系统需求的抽水蓄能电站规划建设，提升网侧调节能力。

　　网架结构补强方面，强化省间互济能力，提升局部电网送出能力和资源优化配置水平，为各类型资源爬坡能力在全网发挥作用创造条件。

　　新型主体挖潜方面，鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等资源，支持具备条件的工业园区等开展智能微电网建设，为电力系统提供灵活调节能力；引导新型主体公平承担电网平衡及安全义务，发挥新型主体调节能力。

　　优化系统爬坡资源管理

　　调度运行管理方面，加强火电性能管理，常态化开展火电机组爬坡性能测试，并对不达标者进行严肃考核和通报；完善系统爬坡能力监视校核机制，建立调节资源动态数据库，量化评估各类资源的爬坡速率、爬坡里程等调节能力指标，优化调节资源调用；建立系统爬坡能力不足应急处置规范，并常态化开展专项应急演练。

　　市场价格机制方面，建立健全辅助服务市场体系，鼓励各地区因地制宜设置备用、爬坡、转动惯量等辅助服务品种，建立以调节效果为导向的市场机制；推动国家市场与省（区、市）/区域市场实现联合运行，中长期交易、现货和辅助服务市场实现高效衔接，全面提升调节资源的市场化配置成效；加强调节困难时段分时电价价差，引导用电企业抑制晚高峰用电需求，降低调节需求。（孙广增）

责任编辑：闫弘旭