2010年度电网运行方式工作报告.doc

东北区域2010年度电网运行方式工作报告 浏览次数: 226次 字号: 大 中 小 目 录第一部分 2009年东北电网运行情况. 3一、2009年东北电网新(改)建设备投产情况及系统规模. 3二、2009年东北电网生产运行情况分析. 4（一）电力生产及发供电情况. 4（二）电力供需平衡分析. 6（三）东北电网负荷特性分析及主要生产指标. 7（四）水库运行情况. 8三、2009年东北电网安全运行状况分析. 9（一）电网运行方式变化大事记. 9（二）网架的主要变化及结构特点. 9（三）2009年东北电网风电运行有关情况. 11第二部分 2010年度东北电网运行方式. 12一、2010年东北电网新(改)建设备投产计划. 12二、电力生产需求预测. 13（一）负荷预测. 13（二）发电预测. 14（三）电力平衡分析. 14（四）调峰能力. 15三 、2010年东北电网水库运行方式. 16（一）来水预测. 16（二）2010年水库运行计划. 16四 、2010年东北电网网架结构. 18（一）东北电网网架结构概况. 18（二）2010年东北电网主网架结构变化. 19五、2010年东北电网运行特点及存在问题. 20六、建议及措施. 27七、建议政府主管部门协助解决以下问题. 33（一）统筹考虑制定周密的可再生能源发展政策. 33（二）考虑改变目前地方政府化整为零的审批核准方式. 33（三）协调解决基建工程施工难度大的问题. 33八、电力监管机构的建议、要求和措施. 34（一）加强电力工业宏观调控及电力系统规划管理. 34（二）调整电源发展策略. 35（三）电网建设与电源建设协调发展. 36（四）加快智能电网的研究和建设. 36（五）加强风电预测技术研究和应用、统一调配全网调峰能力. 37（六）采用市场化手段、优化资源配置. 37（七）加强供热机组监管工作. 38（八）做好电厂涉网安全性评价和技术监督工作. 38（九）进一步加强应急管理和应急能力建设工作. 39（十）切实加强电力系统安全风险研究分析. 40国家电监会输电监管部：2009年9月，国家电监会印发了关于建立电力系统年度运行方式汇报制度的通知（办输电200958号），要求各区域建立电力系统年度运行方式汇报制度，了解电网运行状况，加强电力调度监管，促进电力调度“公开、公平、公正”，提高电力系统运行效率，保证电力系统安全稳定运行。东北电监局十分重视年度运行方式汇报工作，结合东北区域电力系统实际，成立了组织机构，为做好东北区域电力系统年度运行方式汇报工作，于2009年10月份印发了关于开展东北区域电力系统年度运行方式汇报工作的通知，对东北区域电力系统年度运行方式汇报工作进行认真部署，提出了具体工作要求。为规范有序开展年度运行方式汇报工作，东北电监局组织成立了东北区域电力系统年度运行方式汇报工作领导小组，负责区域年度电力系统运行方式汇报的领导工作，领导小组下设办公室，负责电力系统运行方式的日常管理工作。领导小组由东北电监局主管局长任组长，网省电力公司主管生产、安全的副总经理任副组长，小组成员为东北电监局有关处室负责人和网省公司调度中心负责人。2010年4月1日，东北电监局组织召开了东北区域2010年度电网运行方式汇报工作会议。东北电监局局长韩水、副局长杨子江、相关部门负责人及有关人员，东北电网有限公司，辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古自治区东部电力有限公司主管生产的副总经理，网省公司调度中心负责人，系统运行（运行方式）处、自动化处、继电保护处、通信管理处负责人及有关人员参加了会议。会议听取了电网企业2009年电网生产运行情况、2010年电网运行方式以及调度自动化、继电保护、通信系统运行方式的汇报，了解了企业安全运行状况，分析了电网运行存在的主要问题并明确了2010年重点工作安排。东北电监局负责人对网省电力公司在2009年电网运行方面所做的工作予以肯定，网省电力公司及其调度机构为保证电力系统安全稳定运行和可靠供电、促进东北区域经济社会持续稳步发展做出了贡献，最后，针对存在的问题提出了具体要求和应对措施。现根据会议情况，将东北区域2010年度电网运行方式工作报告如下：第一部分 2009年东北电网运行情况一、2009年东北电网新(改)建设备投产情况及系统规模2009年，东北电网新增统调装机容量9264.2mw，其中火电28台，容量6819mw，风电1690台，容量2430.2mw，其它机组1台，容量15mw，详见表一。新增500kv输电线路34条，长度3126.991公里；220kv输电线路115条，长度2422.11公里。新增500kv变电所11座，变压器17台，容量14860mva；220kv变电所29座，变压器78台，容量13026mva。表一：2009年东北新增统调装机容量（单位：mw）火 电风 电其 他合 计网调直调412(3台)820.5(580台)01232.5（583台)辽宁3115(14台)646.5(431台)03761.5(445台）吉林2692(9台)411(274台)15(1台)3118（284台）黑龙江600(2台)552.2(405台)01152.2（407台）合计6819（28台）2430.2（1690台）15（1台）9264.2（1719台）截止2009年底，东北电网全口径装机容量为71412.8mw，其中火电装机容量为58272.1mw，占81.6%；水电装机容量为6614.7mw，占9.26%；新能源装机容量为6495.0mw（其中风电装机容量为6271.6mw），占9.1%；其它31.0mw，占0.04%，详见表二。500kv输电线路111条，长度13247.937公里；220kv输电线路937条,长度34864.92公里；500kv变电所41座，变压器64台，容量52687mva；220kv变电所389座，变压器703台，容量87486.5mva。表二：2009年东北电网系统规模（单位：mw）火 电水 电新能源其 他合 计辽宁22551.91464.61751.5025768吉林104413897.41614.33115983.7黑龙江16618.7943.81298.4018860.9内蒙东部8660.5308.91830.8010800.2合 计58272.16614.76495.031.071412.8（注：供热机组约占火电机组56%，吉林火电机组中供热机组约占72.3%）二、2009年东北电网生产运行情况分析（一）电力生产及发供电情况2009年，东北电网全网总发电量2961.85亿千瓦时，比同期增长4.61%。水电发电量107.85亿千瓦时，比同期增长1.60%，火电发电量2742.17亿千瓦时，比同期增长2.73%，新能源发电量109.9亿千瓦时，比同期增长104.18%（其中：风电发电量96.93亿千瓦时，比同期增长97.33%），其它发电量1.93亿千瓦时，比同期增长-7.27%，全网统调口径发电量2532.08亿千瓦时，比同期增长3.84%。全社会用电量2898.61亿千瓦时，同比上升4.41%，其中：辽宁省1488.17亿千瓦时，同比上升5.39%；吉林省515.25亿千瓦时，同比上升3.78%；黑龙江省688.67亿千瓦时，同比上升2.8%；内蒙古东部206.09亿千瓦时，同比上升4.2%。全网总供电量（不含地方自备、地方上网供电电量）2307.96亿千瓦时，比同期增长4.59%，其中：辽宁省1226亿千瓦时，比同期增长5.41%，吉林省430.28亿千瓦时，比同期增长2.68%，黑龙江省530.61亿千瓦时，比同期增长4.32%，内蒙东部120.98亿千瓦时，比同期增长4.48%。2009年，东北电网火电机组平均利用小时数为4954小时，同比下降389小时。其中，辽宁火电机组平均利用小时数为5362小时，同比下降143小时；吉林火电机组平均利用小时数为5018小时，同比下降928小时；黑龙江火电机组年平均利用小时数为4245小时，同比减少506小时；蒙东火电机组年平均利用小时数为5227小时，同比减少250小时。东北电网向华北电网净送出69.82亿千瓦时。其中：东北电网向华北电网总送电量69.82亿千瓦时，华北电网向东北电网总送电0。网调直调系统净送出电量330.47亿千瓦时，比同期增长17.44%，辽宁净送出电量-306.17亿千瓦时，比同期增长4.44%，吉林净送出电量-5.41亿千瓦时，比同期增长1.31%，黑龙江净送出电量50.93亿千瓦时，比同期增长-26.80%。（二）电力供需平衡分析2009年，东北电网电力电量平衡主要存在如下特点：1、电网供需形势变化较大。2009年电网供需形势变化较大，前二季度用电负荷增长持平，从三季度特别是8月份开始用电负荷开始增长，另外受新机投产滞后、线路停电等影响，电网供需形势较为紧张，810月份辽宁省出现电源备用不足，被迫采取错峰限电措施，最多限电1000mw。2、进入11月份以后，东北地区全面进入采暖期。电网有近15000mw以上的地方小机组和大机组开始供热，约占火电总运行容量的38，这些机组为保证供热要求，参与电网调峰能力大幅度下降。为满足电网调峰需要，在系统已无常规调峰手段时，非供热机组必须采取非常规调峰措施。3、水电机组装机比例逐年下降。截至到2009年底全网水电装机容量6614.7mw，较2008年仅增加41.4mw，占电网运行容量14.42左右，较2008年15.65下降约1.23个百分点。由于2009年各大水库来水枯少，较历年均值减少三成以上，汛末水库水位严重偏低（除尼尔基电厂水库水位偏高外），导致水电发电能力大幅度下降。4、风电发展迅猛。截至到2009年底全网风电投产容量已达6272mw，较2008年增加3249mw，占电网运行容量13.67，较2008年7.2增加约6.47个百分点。风电机组运行不确定性，特别是在冬季低谷呈现出来的反调峰性，加大了电网调峰、调频难度。尤其进入2009年冬季以后，全网低谷时段风电的运行容量经常超过2000mw。5、火电机组运行不稳，非计划停运容量居高不下。2009年3至9月份，东北电网辽吉输电断面以南电源一直处于备用不足状态，部分火电机组被迫长时间并网发电运行，加之电煤质量差，锅炉等附属设备磨损严重，造成火电机组频繁发生非计划停运。其中7、8月份网调直调系统平均非计划停运容量超过490mw（全网1860mw），单日最大达到2000mw（全网3650mw）。东北电网火电机组运行不稳定，非计划停运容量偏大也是造成电力供应紧张的重要原因之一。（三）东北电网负荷特性分析及主要生产指标全网发电最大电力44522.4mw（12月30日），比同期增加14.66%，全网用电最大电力43616.40mw（12月18日），比同期增长13.8%，发电最大峰谷差10675.80mw（1月25日）。东北电网频率合格率500.1hz为99.997%，比2008年下降0.0014个百分点；500.2hz为99.9997%，比2008年提高0.0001个百分点。东北网调直调系统500kv及220kv考核点电压合格率为99.9996，比同期上升0.0004个百分点。2009年一次网损率完成2.59%，比2008年下降0.08个百分点。最高（最低）负荷预测准确率98.46%，平均负荷预测准确率98.35%。辽宁电网220千伏系统电压考核点共有184个，500千伏系统电压考核点共有6个，220千伏及以上系统电压合格率全年累计完成100%，与2008年持平。一次网损电量为20.4亿千瓦时，网损率为1.61%，与2008年持平。日均负荷预测准确率完成98.53%，最高（最低）负荷预测准确率完成98.52%，均达到一流调度标准。吉林电网500kv系统电压合格率为100%，220kv系统电压合格率为100%，同比提高了0.002个百分点。一次网损率累计为1.85%，较去年同期下降了0.08个百分点，网损电量减少3570万千瓦时。日负荷预测准确率为98.36%，同比增加0.37个百分点。黑龙江电网考核点电压合格率为99.99%，比同期提高了0.02个百分点，省网一次网损率为2.468%，与同期持平。网日负荷预测准确率为98.05%，比2008年度降低0.4个百分点。（四）水库运行情况2009年，东北电网六大水库来水419.18亿立米，为历年均值67%，偏少3.3成，属特枯来水，全网统调水电全年发电量78.33亿千瓦时，比去年同期81.33亿千瓦时少3亿千瓦时。2009年末全网水库（不含尼尔基）比去年同期少蓄水 12.34亿立米，少蓄能 1.71亿千瓦时，（含尼尔基）比去年同期多蓄水9.90亿立米，少蓄能0.42亿千瓦时。三、2009年东北电网安全运行状况分析（一）电网运行方式变化大事记1、2009年9月21日辽吉省间500kv/220kv联络线电磁环网解环，这是东北电网首个省间500kv/220kv电磁环网解环。2、2009年10月16日呼伦贝尔电网通过伊敏电厂220kv送出线路伊矿甲线并入东北电网。呼伦贝尔电网并入东北电网，明显提高了地区供电质量，并为海拉尔热电厂新建200mw机组投产和地区供热创造了条件。（二）网架的主要变化及结构特点1、辽宁西部、南部、中部电网全面加强（1）辽吉省间形成四回500kv输电通道。2009年6月下旬至9月中旬，辽宁中部及辽吉省间先后投产了500kv沈沙#1线、铁东#1线、铁东#2线、沙蒲#2线、蒲梨#2线、沙蒲#1线、康蒲#1线、蒲梨#1线及沈东变#2主变、沙岭变#3主变、蒲河变#2、#3主变，至此，辽吉省间形成了四回500kv输电通道，为提高辽吉省间南送能力和辽吉省间500kv/220kv联络线电磁环网解环奠定了基础，明显提高了辽宁中部电网供电能力，为康平电厂新建2台600mw机组送出创造了条件。（2）辽宁南部500kv电网双环网基本形成。2009年6月下旬至11月末，辽宁南部电网先后投产了500kv程王线、丹程#2线、丹程#1线、丹海#1线、丹海#2线、庄黄#2线、庄黄#1线、黄金#1线、黄金#2线、程徐线及程家变#1主变、丹东北变#2主变、#1主变，至此辽宁南部500kv电网双环网基本形成，辽南电网网架结构明显加强，地区安全稳定水平得到较大提高，辽宁南部、中部电网供电能力也得以进一步加强。（3）加强辽宁西部500kv电网输变电工程陆续投产。2009年11月下旬至12月末，辽宁西部电网开始实施500kv白赤辽输变电工程，先后投产了500kv元青#2线、青燕#2线、燕董#2线。元燕#1线、燕董#1线、巴青#1线、巴青#2线、白巴#1线、白巴#2线及燕南变#2、#3主变，提高了辽西朝阳地区供电能力，并为蒙东赤峰地区新建白音华2台600mw机组调试投产提供了条件。2、吉林中北部电网得到进一步加强2009年吉林中北部电网先后投产了500kv长松线、嘉合#1线、嘉包线、九嘉#1线、九嘉#2线、合松1线、甜松1线、甜松2线，并在辽吉省间解环后实施了梨树主变二次环并工程。3、 蒙东通辽地区供电能力继续加强2009年12月下旬，蒙东通辽地区科尔沁变新增1台主变，提高了地区供电能力和供电可靠性。4、黑龙江电网500kv系统明显加强2009年，黑龙江电网内（包括伊敏电厂送出系统）先后投产了500kv兴黑线及黑河变换流站、大松#1线、大松2线、大松3线、松哈#1线、松哈2线、兴松1线、群兴1线及黑河变#1换流变，黑龙江中部500kv电网已经形成环网，安全稳定水平及供电能力均得到明显加强，黑龙江东部电网、西部电网均新增一回500kv外送线路，外送能力进一步提高。（三）2009年东北电网风电运行有关情况东北电网风电发展速度是全国风电发展最快的区域电网。2009年底，东北电网全口径风电装机容量为6270mw。全网调度口径风电容量为6107mw，其中蒙东：1933mw，辽宁：1586mw，吉林：1379mw，黑龙江：1209mw。东北电网风电机组具有四个共同特点，由于东北地区风力分布的自然情况，导致风电机组所建地区较为集中，大部分集中在蒙东赤峰地区、蒙东通辽地区、吉林白城地区、黑龙江东部地区；各地区风场23点次日3点期间，来风几率为60左右；全年各地区风场来风最大时间段大约为4月份、10月份左右，符合东北地区季节的气候变化特点，给系统造成反调峰的情况越来越明显。同时，由于风电机组出力的不确定性，特别是在电网用电低谷主要靠火电机组进行调峰、调频的时段，火电机组的调整速度远不及风电机组的变化速度，这将加大电网低谷时段调峰、调频工作的困难程度。预计2010年全网新投风电机组容量9130mw，届时全网风电装机容量将达到15400mw左右。由于风电机组发电的不确定性，随着风电装机容量及所占全网装机比例的不断增加，风电机组对东北电网调峰、调频的负面影响日显突出。总体看，2009年东北电网冬季调峰问题和风电运行特性是决定电网风电接纳能力的关键因素。以2009年12月为例，东北电网最小负荷为30000mw左右，峰谷差为10000mw左右，在不考虑风电情况下，低谷调峰盈余仅为2300mw，当低谷风电出力较大时，不能保证消纳全部风电。如果全网100mw及以上火电机组在供暖期间的调峰率为35、非供暖期间的调峰率为40，则2010年东北电网风电接纳能力在1650mw4050mw之间。尽管东北电网企业采取诸多积极措施加强风电场调度运行管理，尽最大限度接纳风电，但为保证电网安全稳定运行，个别时段不得不采取控制风电措施。第二部分 2010年度东北电网运行方式一、2010年东北电网新(改)建设备投产计划2010年东北电网计划新增统调装机容量24682.3mw，其中：水、火电装机容量15209.7mw；火电44台，容量14614mw；水电28台，容量595.7mw；风电6379台，容量9133.37mw；其它机组35台，容量339.185mw（详见表三）。新建500kv直流输电线路1条，长度908公里；新建、改建500kv交流输电线路23条，长度1967.91公里。新建500kv变电所3座，变压器14台，容量13150mva.。新建、改建220kv输电线路260条，长度8612.095公里；新建220kv变电所75座，变压器150台，容量21995mva。表三：2010年东北新增统调装机容量（单位：mw）火电风电水电其他合计网调直调75302405.52350010285.52辽宁23591669.1004028.1吉林40253672.95245.7339.1858282.835黑龙江7001385.8002085.8合计146149133.37595.7339.18524682.255二、电力生产需求预测（一）负荷预测根据当前国内外经济形势，预计2010年上半年东北地区用电负荷将继续保持快速上涨的趋势，而由于2009年下半年用电负荷的快速回升，2010年下半年增长速度将明显减缓。预计2010年全网全社会用电量将比2009年同比增长5.06%。预测2010年辽宁省、吉林省、黑龙江省、蒙东最大电力分别比2009年平均增长16.06、13.37、8.15和7.51%。综合考虑以上各种因素，预测东北电网2010年：全口径用电最大电力将达到47170mw，同比增长5.94%；统调用电最大电力将达到41730mw，同比增长6.77%；统调用电平均最大电力将达到38160mw，同比增长12.7%。2010年全网统调用电量预计达2658亿千瓦时，同比增长5.52%。（二）发电预测1、发电计划（结合购电合同）： 2010年全网水电最大可能出力为5800mw，火电最大可能出力为57880mw。2、可调容量、备用容量安排以及检修容量。2010年全网统调最大可调容量为56980mw，备用容量按2300mw考虑，辽宁、吉林、黑龙江备用容量分别为400、300、400mw。2010年检修容量最大在5月份，全网月平均检修容量达11080mw。（三）电力平衡分析由于新增电源较多，负荷增长较快，2010年东北电网电力供应整体上延续2009年供大于求的形势，如果不出现大机组集中临检、电煤供应不足等情况，全年不会出现电源不足情况。但春、秋检期间，受主干网架检修影响，主要输电断面输电能力下降，辽宁省备用减少，电力供应略显紧张。而冬季大负荷期间，受燃料不足或煤质差等因素影响，全网电力平衡将不容乐观。1、全网按100%电煤情况平衡结果如下（1）东北电网2010年全网电力供应形势面临供大于求的局面。从全网电力平衡结果来看，2010年东北电网负荷盈余较大，在全网预留2000mw临检及2300mw旋转备用容量后，全年仍有电力盈余2800mw以上，最大盈余超过13000mw。（2）辽宁、赤峰地区电力基本满足需求。辽宁、赤峰地区扭转了连续几年的电力供应不足局面。如果2010年绥中电厂#4机组按4月份并网、白音华电厂两台机组按6月份并网考虑，可以满足辽宁赤峰地区电力需求，在预留1000mw临检及800mw旋转备用容量后，最大盈余电力3380mw。（3）黑龙江、伊敏地区电力过剩严重，最大电力盈余5100mw。黑龙江省用电负荷增长相对较慢，近几年投产新机组较多，按吉黑断面输电能力向外网输送电力后，仍有较大电力盈余，全年电力盈余在1000mw5100mw之间，若考虑省内水电和风电最大电力盈余达6000mw。2、全网按75%电煤情况平衡结果如下（1）2010年全网电力供应形势将面临严峻考验。从全网电力平衡结果来看，2010年除8、9、12月份外，东北电网各月份均有功率缺额，最大缺额在1月份，达5490mw，平均缺额在2700mw左右。（2）辽宁、赤峰地区电力缺额更加严重。辽宁、赤峰地区电力最大缺额也在1月份，达3740mw，其它时段电力均有电力缺额，平均缺额在2540mw左右。（四）调峰能力预计2010年全网最大峰谷差为11390mw，比同期增长5。2010年全网调峰形势将比2009年更加严峻，主要原因如下：1、电网低谷用电量增长偏缓，尖峰用电量增长较快，电网峰谷差不断加大；2、火电机组在供热、供汽期调峰能力大幅下降；3、水电机组装机比例逐年下降，且受水库来水、保春灌、下游用水及施工工程等原因，调峰能力大幅度下降；4、风电机组装机容量占全网装机容量比重快速增加，至2010年底，全网预计风电装机容量将达到15400mw；5、夏季水电大发及2010年大容量新机大负荷试运行期间，电网调峰问题比较突出。三 、2010年东北电网水库运行方式（一）来水预测从1997年到2009年长达13年中，除2005年一年为丰水外，其余12年均为枯水。预报结果：一是2010年可能是这个枯水段的最后一年，即来水为平水偏枯年份，但来水明显好于特枯来水的2008年、2009年；二是由于资料统计带来的时序分析误差，也不排除转折年的提前，即2010年是由枯转丰的转折年份，出现水库流域总体来水平水，个别水库偏丰的情况；三是出现总体丰水或特丰的情况的概率不大；四是2011年至2015年为丰水段；五是2013年或2011年为特丰水年。预计2010年综合来水频率6754，为偏枯平水水年（推荐偏枯来水），预计2010年全网水电可调发电量约 81.9391.32亿千瓦时。（二）2010年水库运行计划1、水库调度目标是力争汛前（6月末之前）水库水位恢复到水库调度图的中线位置；6月份和7月份上半月是汛前调整期，根据来水情况及时提前调整；汛后期（8月10日20日）是水库蓄水的关键时期，要以水库蓄水为主，力争汛末蓄满水库。2、水库调度重点是保丰满水库的综合利用用水需求。为保丰满水库下游农灌等用水需求，丰满农灌前整个时期拟按最小出流（161秒立米）发电方式控制，最低日发电量180万千瓦时左右。3、按年末中朝电量差平衡及各月（季）尽量缩小中朝电量差的原则进行鸭绿江各电站的发电量安排和调度调整，为此，长甸尽量多发。4、白山抽水蓄能机组抽水运行方案如下：除春汛和大汛不运行外，其余时间按平均每日两台抽水用电量不超过150万千瓦时（抽水5小时）运行，全年年抽水用电量以不超过2亿千瓦时的总目标进行控制；调度可根据总目标和系统调峰需求，灵活运用，以低谷抽水运行35小时为宜。5、水丰水库按大坝闸门更换工程施工期水库调度要求执行：不溢流最高运行水位116米的限制影响（最高按115.8米控制），供水期末（3月末）水丰水库水位初步按不超过96米控制。由于目前水丰水库实际运行水位已处于破坏区，严重偏低，中朝双方应努力严格控制水丰全厂发电量。6、各水库3月末水位尽量不低于死水位，6月末水位尽量控制到调度图正常出力区合理位置，尽量缩小季度中朝电量差，满足年末中朝电量平衡要求。临时（降低）丰满水库防洪起调水位： 6月1日8月15日257.9米；8月16日8月31日视流域水雨情，由吉林省防提出，报松花江防总批准，在257.9米263.5米之间掌握；9月1日9月30日263.5米。四 、2010年东北电网网架结构（一）东北电网网架结构概况东北电网的主体由500kv和220kv两种电压等级的电网构成，500kv网架形成自北向南四回通道，除辽吉省间、辽西外送断面外其他通道暂还不具备独立运行的条件，仍需采用500kv和220kv两种电压等级电磁环网的运行方式。根据东北电网的电源、负荷布局及网络结构，可将东北电网分为三大部分，即南部电网，中部电网和北部电网。南、中、北部电网又分别由若干个区域系统组成，其中南部电网由辽宁省内电网和内蒙赤峰地区电网组成；中部电网主要由吉林省内电网和内蒙通辽、兴安盟地区电网组成；北部电网主要由黑龙江省电网、伊敏电厂送出系统及呼伦贝尔盟地区电网组成。连接南部与中部电网之间的联络线为500kv丰徐1线、丰徐2线、蒲梨#1线、蒲梨#2线四回线路，简称为辽吉省间联络线。北部电网与中部电网之间的联络线为500kv合南#1线、合南#2线、永包线、林平线及220kv松五阿源线、东舒榆双南线、长新线、镜平线，这八回线简称吉黑省间联络线。北部电网蒙东呼伦贝尔能源基地通过容量3000mw的直流直送辽宁电网受端负荷中心，东北电网与华北电网之间通过容量为1500mw的“背靠背”直流系统相联系。（二）2010年东北电网主网架结构变化1、呼辽直流工程及送端交流输变电工程投产，呼伦贝尔能源送出基地形成交直流送出系统，电网运行风险和不确定性增加。2010年呼伦贝尔-辽宁直流计划投产，500kv木家换流变投运，新建2回伊敏换流站至木家换流站直流线，新建2回木家换流站至鞍山变电站交流线，届时通过木家换流站与鞍山变两回500kv线路将电力送入鞍山辽阳地区。新建500kv伊敏换流站、巴彦托海开关站、伊敏三期伊敏换流站双回、巴彦托海开关站伊敏换流站双回、鄂温克电厂巴彦托海开关站双回、呼伦贝尔电厂巴彦托海开关站双回500kv线路，届时呼盟地区大部分电力将通过交直流送出系统向主网送电。2、青山北宁渤海双回线路投运，加强了赤峰电网、辽西电网与主网的联系，提高了赤峰外送断面、辽西外送断面输电能力。3、瓦房店变投运，500kv瓦房店变投运，瓦房店变入500kv金渤线、南渤线，新增2台1000mva变压器，增加了大连地区变电容量，提高了供电可靠性。4、雁水变升压，新增1台1000mva变压器。南雁甲线升压为500kv线路，南雁乙线升压后与金南#2线对接。5、阿拉坦第二台主变投运，为实施通辽地区南北解环提供了条件。6、平安、梨树第二台主变投运，为吉黑省间和吉林中部输电解环创造条件。7、新建通榆500kv变电站，新建通榆变至梨树变500kv单回风电送出专用线路，串补度40%，新建2台1200mva变压器。通榆-梨树风电送出专用通道投运。8、白音华电厂投产。五、2010年东北电网运行特点及存在问题（一）呼辽直流投产后电网安全稳定运行问题突出 1、2010年呼辽直流投产后东北电网运行概况2010年下半年呼辽直流工程投产后，将形成国网系统第一个交直流混联运行的大容量电源基地通过远距离输电的系统。届时，呼盟电源基地将有6000mw以上电力通过呼辽直流和500kv伊冯甲、乙线构成的交直流混联输电通道送往主网，其中：呼辽直流直接将呼盟电源基地的电力输送至辽宁电网和华北电网，直流输送容量为3000mw，输电距离908公里；同时，500kv伊冯甲、乙线交流输送电力通过黑龙江西部外送断面，与黑龙江东部电力共同通过吉黑省间、辽吉省间输电断面送往辽宁和华北电网，交流输送容量3000mw以上，输电距离1000公里以上。呼辽直流送端系统电源主要包括新投产的呼伦贝尔电厂2台600mw机组、鄂温克电厂2台600mw机组、伊敏电厂三期2台600mw机组以及现有伊敏电厂一、二期2台600mw机组、2台500mw机组，共5800mw装机容量。另一方面，呼辽直流投产时东北电网将有10000mw以上的风电在运行，预计全网运行容量为40000mw左右，风电将占全网运行容量的25以上。到2010年风电将成为东北电网第二大电源，预计到2010年底风电容量将达到15400mw，未来风电容量和所占比重还会继续大量增加。从目前风电场运行情况看，风电机组本身因无低电压穿越能力，频率保护尚无统一规范的整定原则和运行标准，风电机组会因系统低频或低压而跳闸。2009年10月呼盟地区电网已通过伊敏电厂一二期的220kv系统并入东北主网，呼盟地区4台200mw机组等盈余电力需要通过500kv伊冯甲、乙线送出。因此，2010年呼辽直流投产后，东北电网将形成一个输电距离1000公里以上、输电需求6000mw以上的远距离、大容量、弱联系交直流混联输电系统，全系统频率稳定、电压稳定和同步稳定问题极为突出。2、呼辽直流送端系统安全稳定问题呼辽直流送端电源集中，且网架结构十分薄弱，因此安全稳定问题十分突出，特别是在交直流混联运行方式下，由于呼辽交流送端系统与东北主网联系薄弱，仅由500kv伊冯甲、乙线与东北主网相联，安全稳定问题将更为严重，故障时如发生交直流系统解列，不仅伊敏一、二期电厂侧交流系统存在同步稳定问题，同时呼辽直流送端孤岛系统还将存在严重的频率稳定、电压稳定等问题。（二）电源结构不合理，电网调峰问题较为突出随着供热机组逐步增多，为满足供热需求，常规火电机组开机方式较大，2010年冬季电网峰谷差将进一步增大，预计最大峰谷差将超过11000mw，电网调峰问题较为突出。如果出现风电反调峰情况，电网调峰将极为困难。为此需要依据电监局核对的最小运行方式合理安排电源运行方式，加强供电负荷预测和风电负荷预测，利用国家电监会关于并网发电厂辅助服务考核及补偿的有关规定，积极推进东北电网调峰考核办法的实施，督促并网发电厂严格按规定参与电网调峰。（三）电磁环网问题依旧存在，需进一步加快输电通道电磁环网解环进度目前，东北电网存在如下电磁环网问题：赤峰、朝阳电磁环网；绥中送出系统电磁环网；辽南大连、营口地区电磁环网；吉黑省间电磁环网；通辽南部、北部电磁环网；通辽外送电磁环网；吉林中部电磁环网；黑龙江西部电磁环网，2010年白赤辽工程、瓦房店工程、梨树变、包家变、平安变第二台主变等输变电工程相继投产后，东北主网架得到进一步加强，电磁环网问题依旧存在，需进一步加快输电通道电磁环网解环进度。（四）大量风电持续投入给电网安全运行带来极大困难2010年，预计全网风电装机将达到1540万千瓦。大量风电投产后，风电的随机特性和一般反调峰规律给电网调峰和调频带来很大困难。同时，随着风电占运行电源容量比重的进一步增加，其对电网稳定特性、稳定水平、输电通道输电能力和电压稳定等均有较大的影响，受电网结构限制，部分电网不能满足地区火电、风电同时满发需求。（五）主要能源外送输电通道安全稳定问题突出进入2010年后，东北电网逐步形成了蒙东赤峰、通辽及乌盟、呼伦贝尔、吉林松白、黑龙江东部等大的能源基地向负荷中心送电的格局。每个输电通道均对应大量火电、风电等电源，大都为500kv、220kv线路构成的电磁环网，输送潮流较大时均存在较大的安全稳定问题。为充分发挥能源基地对东北电网的支撑能力，在安全稳定运行条件下尽最大能力提高电网输送能力，建议提前开展白赤辽输变电工程投产后赤峰外送断面安全稳定问题、辽西外送断面安全稳定问题、通辽及乌盟外送安全稳定问题、松白电网外送安全稳定问题等专题研究工作，滚动研究黑龙江东部外送安全稳定问题。（六）局部地区仍存在电网供电能力及供电可靠性不高问题1、呼伦贝尔电网并入东北主网运行存在主要问题：一是整体负荷水平较低，属于典型大机小网系统，存在n-1方式下频率、电压稳定问题。2010年地区还将有满洲里热电厂2台200mw机组投产，安全稳定问题和电源过剩问题更为突出。初步研究表明，在现有网架情况下，即使依靠安全稳定控制措施，地区电网也仅能满足4台新建200mw机组按低于2台机组出力运行的条件。二是网架结构极其薄弱，很多地区电网之间通过单回线联系，系统内部及其与主网间联络线都存在解列运行的可能。2、辽宁省本溪地区供电能力仍显不足；辽宁省铁岭、清河地区n-1方式下存在调法线、高法线过载问题；辽宁省朝阳地区检修方式下供电能力不足。3、吉林省公主岭、磐桦地区电网供电能力有待进一步加强；吉林省松白地区电源支撑能力不足4、黑龙江东部电网部分220kv联络线n-1方式过载问题依旧存在。（七）全网和局部地区均存在电源盈余较多情况2010年全网和局部地区均存在电源盈余较多情况：1、在500kv青北双回线投产前，蒙东赤峰地区盈余电力在3800mw以上，辽西电网总体盈余电力在5000mw以上，白音华电厂、元宝山电厂5台600mw机组仅能带3台机组出力运行；即使在2010年9月青北双回线均投产后，蒙东赤峰地区、辽西电网总体盈余电力仍较多，为保证青北、青燕双回线同塔故障电网安全稳定运行，白音华电厂、元宝山电厂5台600mw机组也难以满出力运行。2、蒙东通辽地区盈余电力在1400mw以上。2010年一季度京科电厂从突泉变改并入220kv右中变后，为消除通辽外送通道500kv跨线故障后通辽南部、北部间的暂态稳定问题，需提前限制京科电厂运行出力。3、蒙东呼伦贝尔地区盈余电力在600mw以上。在现有网架情况下，即使依靠安全稳定控制措施，呼伦贝尔地区电网也仅能满足满洲里热电厂、海拉尔热电厂4台200mw机组按低于2台机组出力运行的条件。4、吉林松白电网安全自动装置投产前，松白电网总体电力盈余约1700mw，其中：白城电网总体电力盈余约2200mw。5、黑龙江电网（含伊敏电厂）电力盈余可达5500mw（包含水电、风电），其中：黑龙江东部电网外送电力盈余可达4250mw（包含水电、风电）。（八）电力、电量平衡存在的问题根据对2010年东北电网运行形势分析预测，2010年东北电网运行将主要存在以下几个问题：1、电网供电能力受电煤因素影响较大，波动较为剧烈。在市场煤，计划电矛盾没有较好解决情况下，2010年春节前，因煤质差、缺煤停机等电煤供应问题最大影响电网供电能力约6000mw，一度出现了辽宁电网供电能力不足情况，电煤供给能力成为冬季供暖期电网安全可靠供电的关键因素。而非供暖期电煤供应充足时，电网供大于求的供需矛盾也极为突出。2、电源过剩，发电利用小时数下降，发电厂供热、防寒防冻、最小运行方式难以保证。虽然2010年电网用电负荷快速增长，但是2009年下半年以及2010年上半年陆续投产的新机组将发挥作用，2010年计划新投火电机组容量达14614mw万千瓦，这将造成全网将出现供大于求的局面，发电利用小时数将大幅度下降，预计2010年全网火电机组平均利用小时约4050小时，同比下降约650小时。火电利用小时数下降，电源开机不足，加上近年来电网中一些非供热机组纷纷转为供热，在建或陆续核准的热电联产机组占比较大的比例，将造成电网运行方式安排困难，火电供热、防寒防冻无法保证。3、“三公”调度难度加大。用电市场萎缩，发电空间不足，发电利用小时数下降，大量发电机组停机备用，加上电网约束、火电机组供热、防寒防冻、调峰调频困难等，各种矛盾交织在一起，使发电机组运行方式安排更加困难，调度计划安排将进一步成为发电企业关注的交点，“三公”调度矛盾更为突出。4、峰谷差继续加大，调峰矛盾更为突出。根据历年东北电网用电负荷季节特点和近期国内外经济形势分析，预计明年电网峰谷差将进一步增大，相反火电供热机组增加，降低了火电调峰能力，2010年东北电网将新增风电容量约9133.37mw，到2010年底，全网风电机组运行容量将达到15400mw，电网调峰电力不足矛盾将进一步加剧。（九）电网过度依赖安全稳定控制装置2009年末东北电网装有安全自动装置440套，其中：东北网调直管151套（含呼伦贝尔地调调管16套）；辽宁省调管辖125套；吉林省调管辖78套；黑龙江省调管辖86套。目前东北电网使用的低频减负荷装置有两大类：一类为专用低频减载装置，包括：北京继电器厂生产的szh-2型晶体管装置、ufv-2a型和wqp-2m型微机装置；另一类是在综合自动化变电所广泛应用的，将低频减载功能与线路微机保护集成的装置。东北电网现运行的低频减负荷装置共有1550多套。电网运行过度依赖安全稳定控制装置，安全风险大。六、建议及措施（一） 为力争实现呼辽直流投产后的电网安全稳定运行，建议：1、敦促并配合设计部门，论证呼辽直流投产后输送能力和运行方式，并根据稳定研究结论对呼辽直流控制系统提出功能和运行需求。2、结合2010年东北电网负荷水平、运行特点、风电运行情况，深入开展系统频率特性、呼辽直流投产后的频率稳定控制、发电机频率保护、电压保护整定（含孤岛系统及受端系统两部分）、全网第三道防线整定的专题研究工作，并依据研究结果确定具体的控制方案，按照统一管理、统一整定原则组织工程实施，落实控制措施。3、明确呼辽直流控制系统具体功能、运行特性的基础上，提前深入开展送端系统安全稳定控制策略（包括稳控装置的配置、功能和具体策略等）专题研究，配合有关单位同步实施安全自动装置。4、敦促并配合科研部门深入研究呼辽直流送端系统电源次同步振荡、次同步谐振问题，依据研究结果，督促有关部门在电网侧和电源侧同时采取切实可行措施，在呼辽直流工程投产前落实有关措施，避免呼辽直流送端系统机组次同步振荡问题的发生。5、进一步加强全网发电机组涉网保护特别是发电机组频率保护的调度运行管理，对于不能达到电网运行准则和风电场接入电网技术规定技术要求的已并网发电机组，在2010年7月1日前完成整改工作，对2010年1月1日以后新建但不能满足整定技术要求的发电机组、风电机组严禁并网运行，并不定期开展各省区执行情况和发电厂、风电场具体落实情况的专项检查。6、在送端开机方式较小时采取交直流并列运行方式；在送端开机方式较大时采取直流单带电源的孤岛运行方式。（二）为解决调峰、调频困难问题，建议：1、依据电监局核对的最小运行方式合理安排电源运行方式。2、加强供电负荷预测和风电负荷预测。3、按照国家电监会关于并网发电厂辅助服务考核及补偿的有关规定，积极推进东北电网调峰考核办法的实施，督促并网发电厂严格按规定参与电网调峰。（三）对全网电磁环网问题，建议：1、抓紧开展建设通辽地区对外的第三回500kv线路有关工作；2、尽早建成平安变第二台主变，依托基建工程实施吉黑省间电磁环网解环；3、尽早建成梨树变第二台主变，依托基建工程实施吉林中部断面电磁环网解环；4、加快500kv长春南、包丰二回线及其220kv系统配套工程等输变电工程建设；5、抓紧建成220kv中京变宁城变线路；6、尽快提出并实施应对吉林中部电磁环网解环后220kv三公线、双伊线、东双线n-1方式下问题的安全稳定措施；7、加快公主岭及磐桦地区电网建设工作；8、尽早安排白城电厂机组并网运行；9、提前开展以下专题研究工作：（1）赤峰地区外送500kv/220kv电磁环网解环研究；（2）绥中电厂送出系统500kv/220kv电磁环网解环研究；（3）辽宁南部电网分区供电研究；（4）吉黑省间电磁环网解环运行方式安排研究。10、继续深入开展以下专题研究工作：（1）通辽电网南、北部电磁环网解环研究；（2）通辽电网对外电磁环网解环研究；（3）黑龙江西部电磁环网解环研究。（4）吉林省长春、吉林地区分区供电研究；（四）针对大量风电持续投入给电网安全运行带来较大困难问题，建议：1、加快500kv青山变220kv系统配套工程青山变-锦山变、青山变-西郊变等线路工程建设；2、加快220kv城东变工程建设，尽快实施京能煤矸石电厂由临时接220kv赤宝线改接入设计的220kv城东变工程；3、提前专题研究风电集中接入地区安全稳定问题，抓紧开展提高500kv青山变220kv系统过渡方式下地区电网外送能力等涉及风电送出的安全稳定研究工作，依据研究结果尽快实施有关控制措施；4、继续推进风电负荷预测有关工作和风电控制有关工作；5、加强风电场调度运行管理工作，特别是涉网保护管理工作；6、加大风电模型建模工作力度，提高分析精度；7、进一步加强与地方政府相关部门沟通，统筹考虑风电与电网协调发展；8、以国网公司风电场接入电网技术规定标准为依据，进行风电场接入系统审查；9、积极协调不满足技术标准的已运行风电场实施技术改造；10、专题研究专送风电500kv通道的运行特性，结合有关串补投产对周围火电机组次同步振荡、次同步谐振影响，安排有关运行方式。（五）为充分发挥主要能源外送输电通道输送能力，建议：1、提前专题研究白赤辽输变电工程投产后赤峰外送断面安全稳定问题、辽西外送断面安全稳定问题。2、提前专题研究通辽及乌盟外送安全稳定问题。3、抓紧专题研究松白电网外送安全稳定问题。4、继续深化研究黑龙江东部外送安全稳定问题。（六）针对局部地区仍存在电网供电能力及供