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東北區(qū)域 2010 年度電網(wǎng)運行方式工作報告 瀏覽次數(shù) : 226 次 字號 : [大 ] [中 ] [小 ] 目 錄 第一部分 2009 年東北電網(wǎng)運行情況 一、 2009 年東北電網(wǎng)新 (改 )建設(shè)備投產(chǎn)情況及系統(tǒng)規(guī)模 二、 2009 年東北電網(wǎng)生產(chǎn)運行情況分析 （一）電力生產(chǎn)及發(fā)供電情況 （二）電力供需平衡分析 （三）東北 電網(wǎng)負荷特性分析及主要生產(chǎn)指標(biāo) （四）水庫運行情況 三、 2009 年東北電網(wǎng)安全運行狀況分析 （一）電網(wǎng)運行方式變化大事記 （二）網(wǎng)架的主要變化及結(jié)構(gòu)特點 （三） 2009 年東北電網(wǎng)風(fēng)電運行有關(guān)情況 第二部分 2010 年度東北電網(wǎng)運行方式 一、 2010 年 東北電網(wǎng)新 (改 )建設(shè)備投產(chǎn)計劃 二、電力生產(chǎn)需求預(yù)測 （一）負荷預(yù)測 （二）發(fā)電預(yù)測 （三）電力平衡分析 （四）調(diào)峰能力 三 、 2010 年東北電網(wǎng)水庫運行方式 （一）來水預(yù)測 （二） 2010 年水庫運行計劃 四 、 2010 年東北電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu) （一）東北電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)概況 （二） 2010 年東北電網(wǎng)主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)變化 五、 2010 年東北電網(wǎng)運行特點及存在問題 六、建議及措施 七、建議政府主管部門協(xié)助解決以下問題 （一）統(tǒng)籌考慮制定周密的可再生能源發(fā)展政策 （二）考慮改變目前地方政府化整為 零的審批核準(zhǔn)方式 （三）協(xié)調(diào)解決基建工程施工難度大的問題 八、電力監(jiān)管機構(gòu)的建議、要求和措施 （一）加強電力工業(yè)宏觀調(diào)控及電力系統(tǒng)規(guī)劃管理 （二）調(diào)整電源發(fā)展策略 （三）電網(wǎng)建設(shè)與電源建設(shè)協(xié)調(diào)發(fā)展 （四）加快智能電網(wǎng)的研究和建設(shè) （五）加強風(fēng) 電預(yù)測技術(shù)研究和應(yīng)用、統(tǒng)一調(diào)配全網(wǎng)調(diào)峰能力 （六）采用市場化手段、優(yōu)化資源配置 （七）加強供熱機組監(jiān)管工作 （八）做好電廠涉網(wǎng)安全性評價和技術(shù)監(jiān)督工作 （九）進一步加強應(yīng)急管理和應(yīng)急能力建設(shè)工作 （十）切實加強電力系統(tǒng)安全風(fēng)險研究分析 國家電監(jiān)會輸電監(jiān)管部： 2009 年 9 月，國家電監(jiān)會印發(fā)了《關(guān)于建立電力系統(tǒng)年度運行方式匯報制度的通知》（辦輸電〔 2009〕 58 號），要求各區(qū)域建立電力系統(tǒng)年度運行方式匯報制度，了解電網(wǎng)運行狀況，加強電力調(diào)度監(jiān)管，促進電力調(diào)度“公開、公平、公正”，提高電力系統(tǒng)運行效率，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。東北電監(jiān)局十分重視年度運行方式匯報工作，結(jié)合東北區(qū)域電力系統(tǒng)實際，成立了組織機構(gòu)，為做好東北區(qū)域電力系統(tǒng)年度運行方式匯報工作，于 2009年 10 月份印發(fā)了《關(guān)于開展東北區(qū)域電力系統(tǒng)年度運行方式匯報工作的通知》，對東北 區(qū)域電力系統(tǒng)年度運行方式匯報工作進行認真部署，提出了具體工作要求。 為規(guī)范有序開展年度運行方式匯報工作， 東北電監(jiān)局 組織 成立了 東北區(qū)域 電力系統(tǒng) 年度運行方式匯報工作領(lǐng)導(dǎo)小組 ，負責(zé)區(qū)域年度電力系統(tǒng)運行方式匯報的領(lǐng)導(dǎo)工作，領(lǐng)導(dǎo)小組下設(shè)辦公室，負責(zé)電力系統(tǒng)運行方式的日常管理工作。領(lǐng)導(dǎo)小組由東北電監(jiān)局主管局長任組長，網(wǎng)省電力公司主管生產(chǎn)、安全的副總經(jīng)理任副組長，小組成員為東北電監(jiān)局有關(guān)處室負責(zé)人和網(wǎng)省公司調(diào)度中心負責(zé)人。 2010 年 4 月 1 日，東北電監(jiān)局組織召開了東北區(qū)域 2010 年度電網(wǎng)運行方式匯報工作會議。東北電監(jiān)局局 長韓水、副局長楊子江、相關(guān)部門負責(zé)人及有關(guān)人員，東北電網(wǎng)有限公司，遼寧省、吉林省、黑龍江省和內(nèi)蒙古自治區(qū)東部電力有限公司主管生產(chǎn)的副總經(jīng)理，網(wǎng)省公司調(diào)度中心負責(zé)人，系統(tǒng)運行（運行方式）處、自動化處、繼電保護處、通信管理處負責(zé)人及有關(guān)人員參加了會議。 會議聽取了電網(wǎng)企業(yè) 2009 年電網(wǎng)生產(chǎn)運行情況、 2010 年電網(wǎng)運行方式以及調(diào)度自動化、繼電保護、通信系統(tǒng)運行方式的匯報，了解了企業(yè)安全運行狀況，分析了電網(wǎng)運行存在的主要問題并明確了 2010 年重點工作安排。東北電監(jiān)局負責(zé)人對網(wǎng)省電力公司在 2009 年電網(wǎng)運行方面所做的 工作予以肯定，網(wǎng)省電力公司及其調(diào)度機構(gòu)為保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和可靠供電、促進東北區(qū)域經(jīng)濟社會持續(xù)穩(wěn)步發(fā)展做出了貢獻，最后，針對存在的問題提出了具體要求和應(yīng)對措施?，F(xiàn)根據(jù)會議情況，將東北區(qū)域 2010 年度電網(wǎng)運行方式工作報告如下： 第一部分 2009 年東北電網(wǎng)運行情況 一、 2009年東北電網(wǎng)新 (改 )建設(shè)備投產(chǎn)情況及系統(tǒng)規(guī)模 2009 年，東北電網(wǎng)新增統(tǒng)調(diào)裝機容量 中火電 28 臺，容量 6819電 1690 臺，容量 它機組 1 臺，容量 15見表一。新增 500電線路 34 條，長度 里； 220電線路 115 條，長度 里。新增 500電所 11 座，變壓器 17 臺，容量 14860220電所 29 座，變壓器 78 臺，容量13026 表一： 2009 年東北新增統(tǒng)調(diào)裝機容量（單位： 火 電 風(fēng) 電 其 他 合 計 網(wǎng)調(diào)直調(diào) 412(3 臺 ) 80 臺 ) 0 583 臺 ) 遼寧 3115(14 臺 ) 31 臺 ) 0 45 臺） 吉林 2692(9 臺 ) 411(274 臺 ) 15(1 臺 ) 3118（ 284 臺） 黑龍江 600(2 臺 ) 05 臺 ) 0 407 臺） 合計 6819（ 28 臺） 1690 臺） 15（ 1 臺） 1719 臺） 截止 2009 年底，東北電網(wǎng)全口徑裝機容量為 水電裝機容量為 新能源裝機容量為 中風(fēng)電裝機容量為 占 其它 詳見表二 。 50011 條，長度 里； 220電線路 937 條 ,長度 里； 5001 座，變壓器 64 臺，容量 52687220電所 389 座，變壓器 703 臺，容量 表二： 2009 年東北電網(wǎng)系統(tǒng)規(guī)模（單位： 火 電 水 電 新能源 其 他 合 計 遼寧 25768 吉林 10441 1 龍江 蒙東部 計 注：供熱機組約占火電機組 56%，吉林火電機組中供熱機組約占 二、 2009年東北電網(wǎng)生產(chǎn)運行情況分析 （一）電力生產(chǎn)及發(fā)供電情況 2009 年，東北電網(wǎng)全網(wǎng)總發(fā)電量 千瓦時，比同期增長 千瓦時，比同期增長 火電發(fā)電量 千瓦時，比同期增 長 新能源發(fā)電量 千瓦時，比同期增長 其中：風(fēng)電發(fā)電量 千瓦時，比同期增長 ，其它發(fā)電量 千瓦時，比同期增長 全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)口徑發(fā)電量 千瓦時，比同期增長 全社會用電量 千瓦時，同比上升 其中：遼寧省 千瓦時，同比上升 吉林省 千瓦時，同比上升 黑龍江省 千瓦時，同比上升 內(nèi)蒙古東部 千瓦時，同比上升 全網(wǎng) 總供電量（不含地方自備、地方上網(wǎng)供電電量） 千瓦時，比同期增長 其中：遼寧省 1226 億千瓦時，比同期增長 吉林省 千瓦時，比同期增長 黑龍江省 同期增長 內(nèi)蒙東部 同期增長 2009 年，東北電網(wǎng)火電機組平均利用小時數(shù)為 4954 小時，同比下降 389 小時。其中，遼寧火電機組平均利用小時數(shù)為 5362 小時，同比下降 143 小時；吉林火電機組平均利用小時數(shù)為 5018 小時，同比下降 928 小時；黑龍江火 電機組年平均利用小時數(shù)為 4245 小時，同比減少 506 小時；蒙東火電機組年平均利用小時數(shù)為 5227 小時，同比減少 250 小時。 東北電網(wǎng)向華北電網(wǎng)凈送出 千瓦時。其中：東北電網(wǎng)向華北電網(wǎng)總送電量 北電網(wǎng)向東北電網(wǎng)總送電 0。網(wǎng)調(diào)直調(diào)系統(tǒng)凈送出電量 千瓦時，比同期增長 遼寧凈送出電量 千瓦時，比同期增長 吉林凈送出電量 同期增長 黑龍江凈送出電量 千瓦時，比同期增長 （二）電力供需平 衡分析 2009 年，東北電網(wǎng)電力電量平衡主要存在如下特點： 1、電網(wǎng)供需形勢變化較大 。 2009 年電網(wǎng)供需形勢變化較大，前二季度用電負荷增長持平，從三季度特別是 8 月份開始用電負荷開始增長，另外受新機投產(chǎn)滯后、線路停電等影響，電網(wǎng)供需形勢較為緊張， 8～ 10 月份遼寧省出現(xiàn)電源備用不足，被迫采取錯峰限電措施，最多限電 1000 2、進入 11 月份以后，東北地區(qū)全面進入采暖期。 電網(wǎng)有近 15000上的地方小機組和大機組開始供熱，約占火電總運行容量的 38％，這些機組為保證供熱要求，參與電網(wǎng)調(diào)峰能力大幅度下降。為滿 足電網(wǎng)調(diào)峰需要，在系統(tǒng)已無常規(guī)調(diào)峰手段時，非供熱機組必須采取非常規(guī)調(diào)峰措施。 3、水電機組裝機比例逐年下降。 截至到 2009 年底全網(wǎng)水電裝機容量 2008 年僅增加 電網(wǎng)運行容量 右，較 2008 年 降約 百分點。由于 2009 年各大水庫來水枯少，較歷年均值減少三成以上，汛末水庫水位嚴(yán)重偏低（除尼爾基電廠水庫水位偏高外），導(dǎo)致水電發(fā)電能力大幅度下降。 4、風(fēng)電發(fā)展迅猛。 截至到 2009 年底全網(wǎng)風(fēng)電投產(chǎn)容量已達 6272 2008 年增加3249 電網(wǎng)運行容量 較 2008 年 加約 百分點。風(fēng)電機組運行不確定性，特別是在冬季低谷呈現(xiàn)出來的反調(diào)峰性，加大了電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻難度。尤其進入2009 年冬季以后，全網(wǎng)低谷時段風(fēng)電的運行容量經(jīng)常超過 2000 5、火電機組運行不穩(wěn)，非計劃停運容量居高不下。 2009 年 3 至 9 月份，東北電網(wǎng)遼吉輸電斷面以南電源一直處于備用不足狀態(tài)，部分火電機組被迫長時間并網(wǎng)發(fā)電運行，加之電煤質(zhì)量差，鍋爐等附屬設(shè)備磨損嚴(yán)重，造成火電機組頻繁發(fā)生非計劃停運。其中 7、 8 月份網(wǎng)調(diào)直調(diào)系統(tǒng)平均非計劃停運容量超過 490網(wǎng) 1860單日最大達到 2000網(wǎng) 3650東北電網(wǎng)火電機組運行不穩(wěn)定，非計劃停運容量偏大也是造成電力供應(yīng)緊張的重要原因之一。 （三）東北電網(wǎng)負荷特性分析及主要生產(chǎn)指標(biāo) 全網(wǎng)發(fā)電最大電力 12 月 30 日），比同期增加 全網(wǎng)用電最大電力 12 月 18 日），比同期增長 發(fā)電最大峰谷差 1 月25日）。東北電網(wǎng)頻率合格率 50±比 2008年下降 50±比 2008 年提高 百分點。 東北網(wǎng)調(diào) 直調(diào)系統(tǒng) 500 220核點電壓合格率為 比同期上升 2009 年一次網(wǎng)損率完成 比 2008 年下降 百分點。最高（最低）負荷預(yù)測準(zhǔn)確率 平均負荷預(yù)測準(zhǔn)確率 遼寧電網(wǎng) 220 千伏系統(tǒng)電壓考核點共有 184 個， 500 千伏系統(tǒng)電壓考核點共有 6 個， 220 千伏及以上系統(tǒng)電壓合格率全年累計完成100%，與 2008 年持平。 一次 網(wǎng)損電量為 千瓦時，與 2008 年持平。日均負荷預(yù)測準(zhǔn)確率完成 最高（最低）負荷預(yù)測準(zhǔn)確率完成 均達到一流調(diào)度標(biāo)準(zhǔn)。 吉林電網(wǎng) 500統(tǒng)電壓合格率為 100%， 220統(tǒng)電壓合格率為 100%，同比提高了 百分點。一次網(wǎng)損率累計為 較去年同期下降了 百分點，網(wǎng)損電量減少 3570 萬千瓦時。日負荷預(yù)測準(zhǔn)確率為 同比增加 百分點 。 黑龍江電網(wǎng)考核點電壓合格率為 比同期提高了 百分點，省網(wǎng)一次網(wǎng)損率為 與同期持平。網(wǎng)日負荷預(yù)測準(zhǔn)確率為 比 2008 年度降低 百分點。 （四）水庫運行情況 2009 年，東北電網(wǎng)六大水庫來水 立米，為歷年均值 67%，偏少 ，屬特枯來水，全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)水電全年發(fā)電量 千瓦時，比去年同期 千瓦時少 3 億千瓦時。 2009 年末全網(wǎng)水庫（不含尼爾基）比去年同期少蓄水 立米，少蓄能 千瓦時，（含尼爾基）比去年同期多蓄水 立米，少蓄能 千瓦時。 三、 2009年東北電網(wǎng)安全運行狀況分析 （一）電網(wǎng)運行方式變化大事記 1、 2009 年 9 月 21 日遼吉 省間 50020絡(luò)線電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)，這是東北電網(wǎng)首個省間 50020磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)。 2、 2009 年 10 月 16 日呼倫貝爾電網(wǎng)通過伊敏電廠 220出線路伊礦甲線并入東北電網(wǎng)。呼倫貝爾電網(wǎng)并入東北電網(wǎng)，明顯提高了地區(qū)供電質(zhì)量，并為海拉爾熱電廠新建 200 （二）網(wǎng)架的主要變化及結(jié)構(gòu)特點 1、遼寧西部、南部、中部電網(wǎng)全面加強 （ 1）遼吉省間形成四回 500電通道。 2009 年 6 月下旬至 9 月中旬，遼寧中部及遼吉省間先后投產(chǎn)了 500沙 #1 線、鐵東 #1 線、鐵 東 #2 線、沙蒲 #2 線、蒲梨 #2 線、沙蒲 #1 線、康蒲 #1 線、蒲梨 #1 線及沈東變 #2 主變、沙嶺變 #3 主變、蒲河變 #2、 #3 主變，至此，遼吉省間形成了四回 500電通道，為提高遼吉省間南送能力和遼吉省間50020絡(luò)線電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)奠定了基礎(chǔ)，明顯提高了遼寧中部電網(wǎng)供電能力，為康平電廠新建 2 臺 600組送出創(chuàng)造了條件。 （ 2）遼寧南部 500網(wǎng)雙環(huán)網(wǎng)基本形成。 2009 年 6 月下旬至 11 月末，遼寧南部電網(wǎng)先后投產(chǎn)了 500王線、丹程 #2 線、丹程 #1 線、丹海 #1 線、丹海 #2 線、莊黃 #2 線、莊黃 #1 線、黃金 #1 線、黃金 #2 線、程徐線及程家變 #1 主變、丹東北變 #2 主變、 #1 主變，至此遼寧南部 500網(wǎng)雙環(huán)網(wǎng)基本形成，遼南電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)明顯加強，地區(qū)安全穩(wěn)定水平得到較大提高，遼寧南部、中部電網(wǎng)供電能力也得以進一步加強。 （ 3）加強遼寧西部 500網(wǎng)輸變電工程陸續(xù)投產(chǎn)。 2009 年 11 月下旬至 12 月末，遼寧西部電網(wǎng)開始實施 500赤遼輸變電工程，先后投產(chǎn)了 500青 #2 線、青燕 #2線、燕董 #2 線。元燕 #1 線、燕董 #1 線、巴青 #1 線、巴青 #2 線、白巴 #1 線、白巴 #2 線及燕南變 #2、 #3 主變，提 高了遼西朝陽地區(qū)供電能力，并為蒙東赤峰地區(qū)新建白音華 2 臺 600 2、吉林中北部電網(wǎng)得到進一步加強 2009 年吉林中北部電網(wǎng)先后投產(chǎn)了 500松線、嘉合 #1 線、嘉包線、九嘉 #1 線、九嘉 #2 線、合松＃ 1 線、甜松＃ 1 線、甜松＃ 2 線，并在遼吉省間解環(huán)后實施了梨樹主變二次環(huán)并工程。 3、 蒙東通遼地區(qū)供電能力繼續(xù)加強 2009 年 12 月下旬，蒙東通遼地區(qū)科爾沁變新增 1 臺主變，提高了地區(qū)供電能力和供電可靠性。 4、黑龍江電網(wǎng) 500統(tǒng)明顯加強 2009 年，黑龍江電網(wǎng)內(nèi)（包括伊敏電廠送 出系統(tǒng)）先后投產(chǎn)了 500黑線及黑河變換流站、大松 #1 線、大松＃ 2 線、大松＃ 3 線、松哈 #1 線、松哈＃ 2 線、興松＃ 1 線、群興＃ 1 線及黑河變 #1 換流變，黑龍江中部 500網(wǎng)已經(jīng)形成環(huán)網(wǎng)，安全穩(wěn)定水平及供電能力均得到明顯加強，黑龍江東部電網(wǎng)、西部電網(wǎng)均新增一回 500送線路，外送能力進一步提高。 （三） 2009年東北電網(wǎng)風(fēng)電運行有關(guān)情況 東北電網(wǎng)風(fēng)電發(fā)展速度是全國風(fēng)電發(fā)展最快的區(qū)域電網(wǎng)。 2009 年底，東北電網(wǎng)全口徑風(fēng)電裝機容量為 6270網(wǎng)調(diào)度口徑風(fēng)電容量為 6107中蒙東： 1933遼寧：1586林： 1379龍江： 1209 東北電網(wǎng)風(fēng)電機組具有四個共同特點，由于東北地區(qū)風(fēng)力分布的自然情況，導(dǎo)致風(fēng)電機組所建地區(qū)較為集中，大部分集中在蒙東赤峰地區(qū)、蒙東通遼地區(qū)、吉林白城地區(qū)、黑龍江東部地區(qū)；各地區(qū)風(fēng)場 23 點～次日 3 點期間，來風(fēng)幾率為 60％左右；全年各地區(qū)風(fēng)場來風(fēng)最大時間段大約為 4 月份、 10 月份左右，符合東北地區(qū)季節(jié)的氣候變化特點，給系統(tǒng)造成反調(diào)峰的情況越來越明顯。同時，由于風(fēng)電機組出力的不確定性，特別是在電網(wǎng)用電低谷主要靠火電機組進行調(diào)峰、調(diào)頻的時段，火電機組的調(diào)整速 度遠不及風(fēng)電機組的變化速度，這將加大電網(wǎng)低谷時段調(diào)峰、調(diào)頻工作的困難程度。預(yù)計 2010 年全網(wǎng)新投風(fēng)電機組容量9130時全網(wǎng)風(fēng)電裝機容量將達到 15400右。由于風(fēng)電機組發(fā)電的不確定性，隨著風(fēng)電裝機容量及所占全網(wǎng)裝機比例的不斷增加，風(fēng)電機組對東北電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻的負面影響日顯突出。 總體看， 2009 年東北電網(wǎng)冬季調(diào)峰問題和風(fēng)電運行特性是決定電網(wǎng)風(fēng)電接納能力的關(guān)鍵因素。以 2009 年 12 月為例，東北電網(wǎng)最小負荷為 30000右，峰谷差為 10000不考慮風(fēng)電情況下，低谷調(diào)峰盈余僅為 2300低谷風(fēng)電出力較大時，不能保證消納全部風(fēng)電。 如果全網(wǎng) 100以上火電機組在供暖期間的調(diào)峰率為 35％、非供暖期間的調(diào)峰率為 40％，則 2010 年東北電網(wǎng)風(fēng)電接納能力在 16504050間。 盡管東北電網(wǎng)企業(yè)采取諸多積極措施加強風(fēng)電場調(diào)度運行管理，盡最大限度接納風(fēng)電，但為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，個別時段不得不采取控制風(fēng)電措施。 第二部分 2010 年度東北電網(wǎng)運行方式 一、 2010年東北電網(wǎng)新 (改 )建設(shè)備投產(chǎn)計劃 2010 年東北電網(wǎng)計劃新增統(tǒng)調(diào)裝機容量 中：水、電 44 臺，容量 14614電 28 臺，容量 電 6379 臺，容量 它機組 35 臺，容量 見表三）。新建± 500流輸電線路 1 條，長度 908 公里；新建、改建 500流輸電線路 23 條，長度 里。新建 500電所 3 座，變壓器 14 臺，容量 13150新建、改建 220電線路 260條，長度 里； 新建 220電所 75 座，變壓器 150 臺，容量21995 表三： 2010 年東北新增統(tǒng)調(diào) 裝機容量（單位： 火電 風(fēng)電 水電 其他 合計 網(wǎng)調(diào)直調(diào) 7530 50 0 寧 2359 0 林 4025 龍江 700 0 計 14614 、電力生產(chǎn)需求預(yù)測 （一）負荷預(yù)測 根據(jù)當(dāng)前國內(nèi)外經(jīng)濟形勢，預(yù)計 2010 年上半年東北地區(qū)用電負荷將繼續(xù)保持快速上 漲的趨勢，而由于 2009 年下半年用電負荷的快速回升， 2010 年下半年增長速度將明顯減緩。預(yù)計 2010 年全網(wǎng)全社會用電量將比 2009 年同比增長 預(yù)測 2010 年遼寧省、吉林省、黑龍江省、蒙東最大電力分別比 2009 年平均增長 綜合考慮以上各種因素，預(yù)測東北電網(wǎng) 2010 年：全口徑用電最大電力將達到 47170比增長 統(tǒng)調(diào)用電最大電力將達到 41730比增長 統(tǒng)調(diào)用電平均最大電力將達到 38160比增長 2010 年全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)用電量預(yù)計達 2658 億千瓦時，同比增長 （二）發(fā)電預(yù)測 1、發(fā)電計劃（結(jié)合購電合同）： 2010 年全網(wǎng)水電最大可能出力為 5800電最大可能出力為 57880 2、可調(diào)容量、備用容量安排以及檢修容量。 2010 年全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最大可調(diào)容量為 56980用容量按 2300慮，遼寧、吉林、黑龍江備用容量分別為 400、 300、 4002010年檢修容量最大在 5 月份，全網(wǎng)月平均檢修容量達 11080 （三）電力平衡分析 由于新增電源較多，負荷增長較快， 2010 年東北電網(wǎng) 電力供應(yīng)整體上延續(xù) 2009 年供大于求的形勢，如果不出現(xiàn)大機組集中臨檢、電煤供應(yīng)不足等情況，全年不會出現(xiàn)電源不足情況。但春、秋檢期間，受主干網(wǎng)架檢修影響，主要輸電斷面輸電能力下降，遼寧省備用減少，電力供應(yīng)略顯緊張。而冬季大負荷期間，受燃料不足或煤質(zhì)差等因素影響，全網(wǎng)電力平衡將不容樂觀。 1、全網(wǎng)按 100%電煤情況平衡結(jié)果如下 （ 1）東北電網(wǎng) 2010 年全網(wǎng)電力供應(yīng)形勢面臨供大于求的局面。 從全網(wǎng)電力平衡結(jié)果來看， 2010 年東北電網(wǎng)負荷盈余較大，在全網(wǎng)預(yù)留 2000檢及 2300轉(zhuǎn)備用容量后，全年仍有電力盈余 2800上，最大盈余超過 13000 （ 2）遼寧、赤峰地區(qū)電力基本滿足需求。 遼寧、赤峰地區(qū)扭轉(zhuǎn)了連續(xù)幾年的電力供應(yīng)不足局面。如果 2010 年綏中電廠 #4 機組按 4 月份并網(wǎng)、白音華電廠兩臺機組按 6 月份并網(wǎng)考慮，可以滿足遼寧赤峰地區(qū)電力需求，在預(yù)留 1000檢及 800轉(zhuǎn)備用容量后，最大盈余電力 3380 （ 3）黑龍江、伊敏地區(qū)電力過剩嚴(yán)重，最大電力盈余 5100黑龍江省用電負荷增長相對較慢，近幾年投產(chǎn)新機組較多，按吉黑斷面輸電能力向外網(wǎng)輸送電力后，仍有較大 電力盈余，全年電力盈余在 10005100間，若考慮省內(nèi)水電和風(fēng)電最大電力盈余達6000 2、全網(wǎng)按 75%電煤情況平衡結(jié)果如下 （ 1） 2010 年全網(wǎng)電力供應(yīng)形勢將面臨嚴(yán)峻考驗。 從全網(wǎng)電力平衡結(jié)果來看， 2010 年除8、 9、 12 月份外，東北電網(wǎng)各月份均有功率缺額，最大缺額在 1 月份，達 5490均缺額在 2700右。 （ 2）遼寧、赤峰地區(qū)電力缺額更加嚴(yán)重。 遼寧、赤峰地區(qū)電力最大缺額也在 1 月份，達 3740它時段電力均有電力缺額，平均缺額在 2540右。 （四）調(diào)峰能力 預(yù)計 2010 年全網(wǎng)最大峰谷差為 11390同期增長 5％。 2010 年全網(wǎng)調(diào)峰形勢將比2009 年更加嚴(yán)峻，主要原因如下： 1、電網(wǎng)低谷用電量增長偏緩，尖峰用電量增長較快，電網(wǎng)峰谷差不斷加大； 2、火電機組在供熱、供汽期調(diào)峰能力大幅下降； 3、水電機組裝機比例逐年下降，且受水庫來水、保春灌、下游用水及施工工程等原因，調(diào)峰能力大幅度下降； 4、風(fēng)電機組裝機容量占全網(wǎng)裝機容量比重快速增加，至 2010 年底，全網(wǎng)預(yù)計風(fēng)電裝機容量將達到 15400 5、夏季水電大發(fā)及 2010 年大容量新機大負荷試運行期間，電網(wǎng)調(diào)峰問題比較 突出。 三 、 2010年東北電網(wǎng)水庫運行方式 （一）來水預(yù)測 從 1997 年到 2009 年長達 13 年中，除 2005 年一年為豐水外，其余 12 年均為枯水。預(yù)報結(jié)果：一是 2010 年可能是這個枯水段的最后一年，即來水為平水偏枯年份，但來水明顯好于特枯來水的 2008 年、 2009 年；二是由于資料統(tǒng)計帶來的時序分析誤差，也不排除轉(zhuǎn)折年的提前，即 2010 年是由枯轉(zhuǎn)豐的轉(zhuǎn)折年份，出現(xiàn)水庫流域總體來水平水，個別水庫偏豐的情況；三是出現(xiàn)總體豐水或特豐的情況的概率不大；四是 2011 年至 2015 年為豐水段；五是 2013 年或 2011 年為特 豐水年。預(yù)計 2010 年綜合來水頻率 67％～ 54％，為偏枯～平水水年（推薦偏枯來水），預(yù)計 2010 年全網(wǎng)水電可調(diào)發(fā)電量約 千瓦時。 （二） 2010年水庫運行計劃 1、水庫調(diào)度目標(biāo)是力爭汛前（ 6 月末之前）水庫水位恢復(fù)到水庫調(diào)度圖的中線位置； 6月份和 7 月份上半月是汛前調(diào)整期，根據(jù)來水情況及時提前調(diào)整；汛后期（ 8 月 10 日－ 20日）是水庫蓄水的關(guān)鍵時期，要以水庫蓄水為主，力爭汛末蓄滿水庫。 2、水庫調(diào)度重點是保豐滿水庫的綜合利用用水需求。為保豐滿水庫下游農(nóng)灌等用水需求，豐滿農(nóng)灌前整個時期擬按最 小出流（ 161 秒立米）發(fā)電方式控制，最低日發(fā)電量 180 萬千瓦時左右。 3、按年末中朝電量差平衡及各月（季）盡量縮小中朝電量差的原則進行鴨綠江各電站的發(fā)電量安排和調(diào)度調(diào)整，為此，長甸盡量多發(fā)。 4、白山抽水蓄能機組抽水運行方案如下：除春汛和大汛不運行外，其余時間按平均每日兩臺抽水用電量不超過 150 萬千瓦時（抽水 5 小時）運行，全年年抽水用電量以不超過 2億千瓦時的總目標(biāo)進行控制；調(diào)度可根據(jù)總目標(biāo)和系統(tǒng)調(diào)峰需求，靈活運用，以低谷抽水運行 3～ 5 小時為宜。 5、水豐水庫按大壩閘門更換工程施工期水庫調(diào)度要求執(zhí)行：不溢流最 高運行水位 116米的限制影響（最高按 控制），供水期末（ 3 月末）水豐水庫水位初步按不超過 96米控制。由于目前水豐水庫實際運行水位已處于破壞區(qū)，嚴(yán)重偏低，中朝雙方應(yīng)努力嚴(yán)格控制水豐全廠發(fā)電量。 6、各水庫 3 月末水位盡量不低于死水位， 6 月末水位盡量控制到調(diào)度圖正常出力區(qū)合理位置，盡量縮小季度中朝電量差，滿足年末中朝電量平衡要求。臨時（降低）豐滿水庫防洪起調(diào)水位： 6 月 1 日～ 8 月 15 日 ； 8 月 16 日～ 8 月 31 日視流域水雨情，由吉林省防提出，報松花江防總批準(zhǔn)，在 ～ 之間掌握 ； 9 月 1 日～ 9 月 30 日 四 、 2010年東北電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu) （一）東北電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)概況 東北電網(wǎng)的主體由 500 220種電壓等級的電網(wǎng)構(gòu)成， 500架形成自北向南四回通道，除遼吉省間、遼西外送斷面外其他通道暫還不具備獨立運行的條件，仍需采用500 220種電壓等級電磁環(huán)網(wǎng)的運行方式。 根據(jù)東北電網(wǎng)的電源、負荷布局及網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，可將東北電網(wǎng)分為三大部分，即南部電網(wǎng)，中部電網(wǎng)和北部電網(wǎng)。南、中、北部電網(wǎng)又分別由若干個區(qū)域系統(tǒng)組成，其中南部電網(wǎng)由遼寧省內(nèi)電網(wǎng)和內(nèi)蒙赤峰地區(qū)電網(wǎng)組成 ；中部電網(wǎng)主要由吉林省內(nèi)電網(wǎng)和內(nèi)蒙通遼、興安盟地區(qū)電網(wǎng)組成；北部電網(wǎng)主要由黑龍江省電網(wǎng)、伊敏電廠送出系統(tǒng)及呼倫貝爾盟地區(qū)電網(wǎng)組成。 連接南部與中部電網(wǎng)之間的聯(lián)絡(luò)線為 500徐＃ 1 線、豐徐＃ 2 線、蒲梨 #1 線、蒲梨#2 線四回線路，簡稱為遼吉省間聯(lián)絡(luò)線。 北部電網(wǎng)與中部電網(wǎng)之間的聯(lián)絡(luò)線為 500南 #1 線、合南 #2 線、永包線、林平線及220五阿源線、東舒榆雙南線、長新線、鏡平線，這八回線簡稱吉黑省間聯(lián)絡(luò)線。 北部電網(wǎng)蒙東呼倫貝爾能源基地通過容量 3000北電網(wǎng)與華北 電網(wǎng)之間通過容量為 ±1500 “背靠背 ”直流系統(tǒng)相聯(lián)系。 （二） 2010年東北電網(wǎng)主網(wǎng)架結(jié)構(gòu)變化 1、呼遼直流工程及送端交流輸變電工程投產(chǎn)，呼倫貝爾能源送出基地形成交直流送出系統(tǒng)，電網(wǎng)運行風(fēng)險和不確定性增加。 2010 年呼倫貝爾 500家換流變投運，新建 2 回伊敏換流站至木家換流站直流線，新建 2 回木家換流站至鞍山變電站交流線，屆時通過木家換流站與鞍山變兩回 500路將電力送入鞍山遼陽地區(qū)。新建 500彥托海開關(guān)站、伊敏三期～伊敏換流站雙回、巴彥托海開關(guān)站～伊敏換流 站雙回、鄂溫克電廠～巴彥托海開關(guān)站雙回、呼倫貝爾電廠～巴彥托海開關(guān)站雙回 500路，屆時呼盟地區(qū)大部分電力將通過交直流送出系統(tǒng)向主網(wǎng)送電。 2、青山－北寧－渤海雙回線路投運，加強了赤峰電網(wǎng)、遼西電網(wǎng)與主網(wǎng)的聯(lián)系，提高了赤峰外送斷面、遼西外送斷面輸電能力。 3、瓦房店變投運， 500房店變投運，瓦房店變π入 500渤線、南渤線，新增2 臺 1000壓器，增加了大連地區(qū)變電容量，提高了供電可靠性。 4、雁水變升壓，新增 1 臺 1000壓器。南雁甲線升壓為 500路，南雁乙線升壓后與金南 #2 線對接。 5、阿拉坦第二臺主變投運，為實施通遼地區(qū)南北解環(huán)提供了條件。 6、平安、梨樹第二臺主變投運，為吉黑省間和吉林中部輸電解環(huán)創(chuàng)造條件。 7、新建通榆 500電站，新建通榆變至梨樹變 500回風(fēng)電送出專用線路，串補度 40%，新建 2 臺 1200壓器。通榆 8、白音華電廠投產(chǎn)。 五、 2010年東北電網(wǎng)運行特點及存在問題 （一）呼遼直流投產(chǎn)后電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行問題突出 1、 2010 年呼遼直流投產(chǎn)后東北電網(wǎng)運行概況 2010 年下半年呼遼直流工程投產(chǎn)后，將形成國網(wǎng) 系統(tǒng)第一個交直流混聯(lián)運行的大容量電源基地通過遠距離輸電的系統(tǒng)。屆時，呼盟電源基地將有 6000上電力通過呼遼直流和 500馮甲、乙線構(gòu)成的交直流混聯(lián)輸電通道送往主網(wǎng)，其中：呼遼直流直接將呼盟電源基地的電力輸送至遼寧電網(wǎng)和華北電網(wǎng)，直流輸送容量為 3000電距離 908公里；同時， 500馮甲、乙線交流輸送電力通過黑龍江西部外送斷面，與黑龍江東部電力共同通過吉黑省間、遼吉省間輸電斷面送往遼寧和華北電網(wǎng)，交流輸送容量 3000上，輸電距離 1000 公里以上。呼遼直流送端系統(tǒng)電源主要包括新投產(chǎn)的 呼倫貝爾電廠 2 臺600組、鄂溫克電廠 2 臺 600組、伊敏電廠三期 2 臺 600組以及現(xiàn)有伊敏電廠一、二期 2 臺 600組、 2 臺 500組，共 5800機容量。 另一方面，呼遼直流投產(chǎn)時東北電網(wǎng)將有 10000上的風(fēng)電在運行，預(yù)計全網(wǎng)運行容量為 40000右，風(fēng)電將占全網(wǎng)運行容量的 25％以上。到 2010 年風(fēng)電將成為東北電網(wǎng)第二大電源，預(yù)計到 2010 年底風(fēng)電容量將達到 15400來風(fēng)電容量和所占比重還會繼續(xù)大量增加。從目前風(fēng)電場運行情況看，風(fēng)電機組本身因無低電壓穿越能力，頻率 保護尚無統(tǒng)一規(guī)范的整定原則和運行標(biāo)準(zhǔn)，風(fēng)電機組會因系統(tǒng)低頻或低壓而跳閘。 2009 年 10 月呼盟地區(qū)電網(wǎng)已通過伊敏電廠一二期的 220統(tǒng)并入東北主網(wǎng)，呼盟地區(qū) 4 臺 200組等盈余電力需要通過 500馮甲、乙線送出。因此， 2010 年呼遼直流投產(chǎn)后，東北電網(wǎng)將形成一個輸電距離 1000 公里以上、輸電需求 6000上的遠距離、大容量、弱聯(lián)系交直流混聯(lián)輸電系統(tǒng)，全系統(tǒng)頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定和同步穩(wěn)定問題極為突出。 2、呼遼直流送端系統(tǒng)安全穩(wěn)定問題 呼遼直流送端電源集中，且網(wǎng)架結(jié)構(gòu)十分薄弱，因此安全穩(wěn)定問題十 分突出，特別是在交直流混聯(lián)運行方式下，由于呼遼交流送端系統(tǒng)與東北主網(wǎng)聯(lián)系薄弱，僅由 500馮甲、乙線與東北主網(wǎng)相聯(lián)，安全穩(wěn)定問題將更為嚴(yán)重，故障時如發(fā)生交直流系統(tǒng)解列，不僅伊敏一、二期電廠側(cè)交流系統(tǒng)存在同步穩(wěn)定問題，同時呼遼直流送端孤島系統(tǒng)還將存在嚴(yán)重的頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定等問題。 （二）電源結(jié)構(gòu)不合理，電網(wǎng)調(diào)峰問題較為突出 隨著供熱機組逐步增多，為滿足供熱需求，常規(guī)火電機組開機方式較大， 2010 年冬季電網(wǎng)峰谷差將進一步增大，預(yù)計最大峰谷差將超過 11000網(wǎng)調(diào)峰問題較為突出。如果出現(xiàn)風(fēng)電反調(diào)峰情況 ，電網(wǎng)調(diào)峰將極為困難。為此需要依據(jù)電監(jiān)局核對的最小運行方式合理安排電源運行方式，加強供電負荷預(yù)測和風(fēng)電負荷預(yù)測，利用國家電監(jiān)會關(guān)于并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)考核及補償?shù)挠嘘P(guān)規(guī)定，積極推進東北電網(wǎng)調(diào)峰考核辦法的實施，督促并網(wǎng)發(fā)電廠嚴(yán)格按規(guī)定參與電網(wǎng)調(diào)峰。 （三）電磁環(huán)網(wǎng)問題依舊存在，需進一步加快輸電通道電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)進度 目前，東北電網(wǎng)存在如下電磁環(huán)網(wǎng)問題：赤峰、朝陽電磁環(huán)網(wǎng)；綏中送出系統(tǒng)電磁環(huán)網(wǎng)；遼南大連、營口地區(qū)電磁環(huán)網(wǎng)；吉黑省間電磁環(huán)網(wǎng)；通遼南部、北部電磁環(huán)網(wǎng)；通遼外送電磁環(huán)網(wǎng)；吉林中部電磁環(huán)網(wǎng)；黑龍江西部電磁環(huán) 網(wǎng)， 2010 年白赤遼工程、瓦房店工程、梨樹變、包家變、平安變第二臺主變等輸變電工程相繼投產(chǎn)后，東北主網(wǎng)架得到進一步加強，電磁環(huán)網(wǎng)問題依舊存在，需進一步加快輸電通道電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)進度。 （四）大量風(fēng)電持續(xù)投入給電網(wǎng)安全運行帶來極大困難 2010 年，預(yù)計全網(wǎng)風(fēng)電裝機將達到 1540 萬千瓦。大量風(fēng)電投產(chǎn)后，風(fēng)電的隨機特性和一般反調(diào)峰規(guī)律給電網(wǎng)調(diào)峰和調(diào)頻帶來很大困難。同時，隨著風(fēng)電占運行電源容量比重的進一步增加，其對電網(wǎng)穩(wěn)定特性、穩(wěn)定水平、輸電通道輸電能力和電壓穩(wěn)定等均有較大的影響，受電網(wǎng)結(jié)構(gòu)限制，部分電網(wǎng)不能滿足地區(qū) 火電、風(fēng)電同時滿發(fā)需求。 （五）主要能源外送輸電通道安全穩(wěn)定問題突出 進入 2010 年后，東北電網(wǎng)逐步形成了蒙東赤峰、通遼及烏盟、呼倫貝爾、吉林松白、黑龍江東部等大的能源基地向負荷中心送電的格局。每個輸電通道均對應(yīng)大量火電、風(fēng)電等電源，大都為 500220路構(gòu)成的電磁環(huán)網(wǎng)，輸送潮流較大時均存在較大的安全穩(wěn)定問題。為充分發(fā)揮能源基地對東北電網(wǎng)的支撐能力，在安全穩(wěn)定運行條件下盡最大能力提高電網(wǎng)輸送能力，建議提前開展白赤遼輸變電工程投產(chǎn)后赤峰外送斷面安全穩(wěn)定問題、遼西外送斷面安全穩(wěn)定問題、通遼及烏盟外送安 全穩(wěn)定問題、松白電網(wǎng)外送安全穩(wěn)定問題等專題研究工作，滾動研究黑龍江東部外送安全穩(wěn)定問題。 （六）局部地區(qū)仍存在電網(wǎng)供電能力及供電可靠性不高問題 1、呼倫貝爾電網(wǎng)并入東北主網(wǎng)運行存在主要問題：一是整體負荷水平較低，屬于典型大機小網(wǎng)系統(tǒng)，存在 式下頻率、電壓穩(wěn)定問題。 2010 年地區(qū)還將有滿洲里熱電廠 2臺 200組投產(chǎn)，安全穩(wěn)定問題和電源過剩問題更為突出。初步研究表明，在現(xiàn)有網(wǎng)架情況下，即使依靠安全穩(wěn)定控制措施，地區(qū)電網(wǎng)也僅能滿足 4 臺新建 200組按低于 2臺機組出力運行的條件。二是網(wǎng)架結(jié)構(gòu)極其薄弱， 很多地區(qū)電網(wǎng)之間通過單回線聯(lián)系，系統(tǒng)內(nèi)部及其與主網(wǎng)間聯(lián)絡(luò)線都存在解列運行的可能。 2、遼寧省本溪地區(qū)供電能力仍顯不足；遼寧省鐵嶺、清河地區(qū) 式下存在調(diào)法線、高法線過載問題；遼寧省朝陽地區(qū)檢修方式下供電能力不足。 3、吉林省公主嶺、磐樺地區(qū)電網(wǎng)供電能力有待進一步加強；吉林省松白地區(qū)電源支撐能力不足 4、黑龍江東部電網(wǎng)部分 220絡(luò)線 式過載問題依舊存在。 （七）全網(wǎng)和局部地區(qū)均存在電源盈余較多情況 2010 年全網(wǎng)和局部地區(qū)均存在電源盈余較多情況： 1、在 500北雙回線投產(chǎn)前，蒙東赤峰地區(qū) 盈余電力在 3800上，遼西電網(wǎng)總體盈余電力在 5000上，白音華電廠、元寶山電廠 5 臺 600組僅能帶 3 臺機組出力運行；即使在 2010 年 9 月青北雙回線均投產(chǎn)后，蒙東赤峰地區(qū)、遼西電網(wǎng)總體盈余電力仍較多，為保證青北、青燕雙回線同塔故障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，白音華電廠、元寶山電廠5 臺 600組也難以滿出力運行。 2、蒙東通遼地區(qū)盈余電力在 1400上。 2010 年一季度京科電廠從突泉變改并入220中變后，為消除通遼外送通道 500線故障后通遼南部、北部間的暫態(tài)穩(wěn)定問題，需提前限制京科電廠 運行出力。 3、蒙東呼倫貝爾地區(qū)盈余電力在 600上。在現(xiàn)有網(wǎng)架情況下，即使依靠安全穩(wěn)定控制措施，呼倫貝爾地區(qū)電網(wǎng)也僅能滿足滿洲里熱電廠、海拉爾熱電廠 4 臺 200組按低于 2 臺機組出力運行的條件。 4、吉林松白電網(wǎng)安全自動裝置投產(chǎn)前，松白電網(wǎng)總體電力盈余約 1700中：白城電網(wǎng)總體電力盈余約 2200 5、黑龍江電網(wǎng)（含伊敏電廠）電力盈余可達 5500含水電、風(fēng)電），其中：黑龍江東部電網(wǎng)外送電力盈余可達 4250含水電、風(fēng)電）。 （八）電力、電量平衡存在的問題 根據(jù)對 2010 年東 北電網(wǎng)運行形勢分析預(yù)測， 2010 年東北電網(wǎng)運行將主要存在以下幾個問題： 1、電網(wǎng)供電能力受電煤因素影響較大，波動較為劇烈。 在市場煤，計劃電矛盾沒有較好解決情況下， 2010 年春節(jié)前，因煤質(zhì)差、缺煤停機等電煤供應(yīng)問題最大影響電網(wǎng)供電能力約 6000度出現(xiàn)了遼寧電網(wǎng)供電能力不足情況，電煤供給能力成為冬季供暖期電網(wǎng)安全可靠供電的關(guān)鍵因素。而非供暖期電煤供應(yīng)充足時，電網(wǎng)供大于求的供需矛盾也極為突出。 2、電源過剩，發(fā)電利用小時數(shù)下降，發(fā)電廠供熱、防寒防凍、最小運行方式難以保證。雖然 2010 年電網(wǎng)用電負荷快速增長 ，但是 2009 年下半年以及 2010 年上半年陸續(xù)投產(chǎn)的新機組將發(fā)揮作用， 2010 年計劃新投火電機組容量達 14614千瓦，這將造成全網(wǎng)將出現(xiàn)供大于求的局面，發(fā)電利用小時數(shù)將大幅度下降，預(yù)計 2010 年全網(wǎng)火電機組平均利用小時約 4050 小時，同比下降約 650 小時?；痣娎眯r數(shù)下降，電源開機不足，加上近年來電網(wǎng)中一些非供熱機組紛紛轉(zhuǎn)為供熱，在建或陸續(xù)核準(zhǔn)的熱電聯(lián)產(chǎn)機組占比較大的比例，將造成電網(wǎng)運行方式安排困難，火電供熱、防寒防凍無法保證。 3、“三公”調(diào)度難度加大。 用電市場萎縮，發(fā)電空間不足，發(fā)電利用小時數(shù)下 降，大量發(fā)電機組停機備用，加上電網(wǎng)約束、火電機組供熱、防寒防凍、調(diào)峰調(diào)頻困難等，各種矛盾交織在一起，使發(fā)電機組運行方式安排更加困難，調(diào)度計劃安排將進一步成為發(fā)電企業(yè)關(guān)注的交點，“三公”調(diào)度矛盾更為突出。 4、峰谷差繼續(xù)加大，調(diào)峰矛盾更為突出。 根據(jù)歷年東北電網(wǎng)用電負荷季節(jié)特點和近期國內(nèi)外經(jīng)濟形勢分析，預(yù)計明年電網(wǎng)峰谷差將進一步增大，相反火電供熱機組增加，降低了火電調(diào)峰能力， 2010年東北電網(wǎng)將新增風(fēng)電容量約 2010 年底，全網(wǎng)風(fēng)電機組運行容量將達到 15400網(wǎng)調(diào)峰電力不足矛盾將進一 步加劇。 （九） 電網(wǎng)過度依賴安全穩(wěn)定控制裝置 2009 年末東北電網(wǎng)裝有安全自動裝置 440 套，其中：東北網(wǎng)調(diào)直管 151 套（含呼倫貝爾地調(diào)調(diào)管 16 套）；遼寧省調(diào)管轄 125 套；吉林省調(diào)管轄 78 套；黑龍江省調(diào)管轄 86 套。目前東北電網(wǎng)使用的低頻減負荷裝置有兩大類：一類為專用低頻減載裝置，包括：北京繼電器廠生產(chǎn)的 晶體管裝置、 和 微機裝置；另一類是在綜合自動化變電所廣泛應(yīng)用的，將低頻減載功能與線路微機保護集成的裝置。東北電網(wǎng)現(xiàn)運行的低頻減負荷裝置共有 1550 多套。電網(wǎng)運行過度依賴安全 穩(wěn)定控制裝置，安全風(fēng)險大。 六、建議及措施 （一） 為力爭實現(xiàn)呼遼直流投產(chǎn)后的電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，建議： 1、敦促并配合設(shè)計部門，論證呼遼直流投產(chǎn)后輸送能力和運行方式，并根據(jù)穩(wěn)定研究結(jié)論對呼遼直流控制系統(tǒng)提出功能和運行需求。 2、結(jié)合 2010 年東北電網(wǎng)負荷水平、運行特點、風(fēng)電運行情況，深入開展系統(tǒng)頻率特性、呼遼直流投產(chǎn)后的頻率穩(wěn)定控制、發(fā)電機頻率保護、電壓保護整定（含孤島系統(tǒng)及受端系統(tǒng)兩部分）、全網(wǎng)第三道防線整定的專題研究工作，并依據(jù)研究結(jié)果確定具體的控制方案，按照統(tǒng)一管理、統(tǒng)一整定原則組織工程實施，落實控制 措施。 3、明確呼遼直流控制系統(tǒng)具體功能、運行特性的基礎(chǔ)上，提前深入開展送端系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制策略（包括穩(wěn)控裝置的配置、功能和具體策略等）專題研究，配合有關(guān)單位同步實施安全自動裝置。 4、敦促并配合科研部門深入研究呼遼直流送端系統(tǒng)電源次同步振蕩、次同步諧振問題，依據(jù)研究結(jié)果，督促有關(guān)部門在電網(wǎng)側(cè)和電源側(cè)同時采取切實可行措施，在呼遼直流工程投產(chǎn)前落實有關(guān)措施，避免呼遼直流送端系統(tǒng)機組次同步振蕩問題的發(fā)生。 5、進一步加強全網(wǎng)發(fā)電機組涉網(wǎng)保護特別是發(fā)電機組頻率保護的調(diào)度運行管理，對于不能達到《電網(wǎng)運行準(zhǔn)則》和《風(fēng) 電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》技術(shù)要求的已并網(wǎng)發(fā)電機組，在 2010 年 7 月 1 日前完成整改工作，對 2010 年 1 月 1 日以后新建但不能滿足整定技術(shù)要求的發(fā)電機組、風(fēng)電機組嚴(yán)禁并網(wǎng)運行，并不定期開展各省區(qū)執(zhí)行情況和發(fā)電廠、風(fēng)電場具體落實情況的專項檢查。 6、在送端開機方式較小時采取交直流并列運行方式；在送端開機方式較大時采取直流單帶電源的孤島運行方式。 （二）為解決調(diào)峰、調(diào)頻困難問題，建議： 1、依據(jù)電監(jiān)局核對的最小運行方式合理安排電源運行方式。 2、加強供電負荷預(yù)測和風(fēng)電負荷預(yù)測。 3、按照國家電監(jiān)會關(guān)于并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù) 考核及補償?shù)挠嘘P(guān)規(guī)定，積極推進東北電網(wǎng)調(diào)峰考核辦法的實施，督促并網(wǎng)發(fā)電廠嚴(yán)格按規(guī)定參與電網(wǎng)調(diào)峰。 （三）對全網(wǎng)電磁環(huán)網(wǎng)問題，建議： 1、抓緊開展建設(shè)通遼地區(qū)對外的第三回 500路有關(guān)工作； 2、盡早建成平安變第二臺主變，依托基建工程實施吉黑省間電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)； 3、盡早建成梨樹變第二臺主變，依托基建工程實施吉林中部斷面電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)； 4、加快 500春南、包豐二回線及其 220統(tǒng)配套工程等輸變電工程建設(shè)； 5、抓緊建成 220京變～寧城變線路； 6、盡快提出并實施應(yīng)對吉林中部電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)后 220公線、雙伊線、東雙線 7、加快公主嶺及磐樺地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)工作； 8、盡早安排白城電廠機組并網(wǎng)運行； 9、提前開展以下專題研究工作： （ 1）赤峰地區(qū)外送 50020磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)研究； （ 2）綏中電廠送出系統(tǒng) 50020磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)研究； （ 3）遼寧南部電網(wǎng)分區(qū)供電研究； （ 4）吉黑省間電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)運行方式安排研究。 10、繼續(xù)深入開展以下專題研究工作： （ 1）通遼電網(wǎng)南、北部電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)研究； （ 2）通遼電網(wǎng)對外電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)研究； （ 3）黑龍江西部電磁 環(huán)網(wǎng)解環(huán)研究。 （ 4）吉林省長春、吉林地區(qū)分區(qū)供電研究； （四）針對大量風(fēng)電持續(xù)投入給電網(wǎng)安全運行帶來較大困難問題，建議： 1、加快 500山變 220統(tǒng)配套工程青山變 山變 2、加快 220東變工程建設(shè)，盡快實施京能煤矸石電廠由臨時π接 220寶線改接入設(shè)計的 220東變工程； 3、提前專題研究風(fēng)電集中接入地區(qū)安全穩(wěn)定問題，抓緊開展提高 500山變 220據(jù)研究結(jié)果盡快實施有關(guān)控制 措施； 4、繼續(xù)推進風(fēng)電負荷預(yù)測有關(guān)工作和風(fēng)電控制有關(guān)工作； 5、加強風(fēng)電場調(diào)度運行管理工作，特別是涉網(wǎng)保護管理工作； 6、加大風(fēng)電模型建模工作力度，提高分析精度； 7、進一步加強與地方政府相關(guān)部門溝通，統(tǒng)籌考慮風(fēng)電與電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展； 8、以國網(wǎng)公司《風(fēng)電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》標(biāo)準(zhǔn)為依據(jù)，進行風(fēng)電場接入系統(tǒng)審查； 9、積極協(xié)調(diào)不滿足技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的已運行風(fēng)電場實施技術(shù)改造； 10、專題研究專送風(fēng)電 500道的運行特性，結(jié)合有關(guān)串補投產(chǎn)對周圍火電機組次同步振蕩、次同步諧振影響，安排有關(guān)運行方式。 （五）為充分發(fā)揮主 要能源外送輸電通道輸送能力，建議： 1、提前專題研究白赤遼輸變電工程投產(chǎn)后赤峰外送斷面安全穩(wěn)定問題、遼西外送斷面安全穩(wěn)定問題。 2、提前專題研究通遼及烏盟外送安全穩(wěn)定問題。 3、抓緊專題研究松白電網(wǎng)外送安全穩(wěn)定問題。 4、繼續(xù)深化研究黑龍江東部外送安全穩(wěn)定問題。 （六）針對局部地區(qū)仍存在電網(wǎng)供電能力及供電可靠性不高問題，建議： 1、繼續(xù)開展呼倫貝爾盟電網(wǎng)新建電源有關(guān)安全穩(wěn)定研究工作，深入研究呼倫貝爾盟電網(wǎng)與東北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)方式，依據(jù)研究結(jié)果安排地區(qū)電網(wǎng)運行方式，并開展有關(guān)工程建設(shè)工作。 2、繼續(xù)開展興安盟電網(wǎng)與 東北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)有關(guān)安全穩(wěn)定研究工作，提前開展京科電廠并網(wǎng)有關(guān)安全穩(wěn)定研究工作，依據(jù)研究結(jié)果開展有關(guān)加強聯(lián)網(wǎng)工作。 3、專題研究加強遼寧省本溪地區(qū)供電能力的方式和方法，并依據(jù)研究結(jié)果開展后續(xù)工作。 4、專題研究加強遼寧省朝陽地區(qū)供電能力的方式和方法，并依據(jù)研究結(jié)果開展后續(xù)工作。 5、加快 500順變～蒲河變輸變電工程建設(shè)，提前研究地區(qū)安全穩(wěn)定問題，依據(jù)研究結(jié)果確定電網(wǎng)運行控制策略。 6、滾動研究黑龍江東部電網(wǎng)地區(qū)安全穩(wěn)定問題，依據(jù)研究結(jié)果確定電網(wǎng)運行控制策略。 （七）針對全網(wǎng)電源過剩、局部地區(qū)電源受阻問題， 建議： 1、提前專題研究主要負荷中心受電能力。 2、提前專題研究局部地區(qū)電源送出能力。 3、進行提高吉黑省間交換能力的研究，落實相關(guān)建設(shè)工程，提高省網(wǎng)內(nèi)各斷面的外送能力。同時，建議盡可能增加吉黑省間外送電量，發(fā)揮黑龍江省內(nèi)大容量機組的發(fā)電能力，推動黑龍江電網(wǎng)機組節(jié)能減排工作。 （八）針對電力、電量平衡存在的問題，建議： 1、加強負荷側(cè)管理。在部分地區(qū)出現(xiàn)調(diào)峰缺額的時間段采用鼓勵用電側(cè)移峰填谷等手段來緩解電網(wǎng)調(diào)峰緊張局面。 2、加強負荷預(yù)測管理。提高負荷預(yù)測精度，以便更為合理地安排機組運行方式。 3、加強對風(fēng) 電場的運行管理。研究制定風(fēng)電接入系統(tǒng)的條件及規(guī)范，在符合國家有關(guān)可再生能源法規(guī)的前提下，加強風(fēng)電場的風(fēng)力預(yù)測及發(fā)電預(yù)測等方面的管理，研究制定有關(guān)辦法以加強對風(fēng)電場的運行管理力度。 4、合理安排現(xiàn)有抽水蓄能電站的運行方式，加快新建抽水蓄能電站的建設(shè)速度，以增強電網(wǎng)調(diào)峰的綜合能力。 5、依據(jù)東北電監(jiān)局核定的火電機組最小運行方式，并利用國家電監(jiān)會關(guān)于并網(wǎng)發(fā)電廠輔