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 （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)架的主要變化及結構特點 （三） 2009 年東北電網(wǎng)風電運行有關情況 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 )建設備投產(chǎn)計劃 二、電力生產(chǎn)需求預測 （一）負荷預測 （二）發(fā)電預測 （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）來水預測 （二） 2010 年水庫運行計劃 四 、 2010 年東北電網(wǎng)網(wǎng)架結構 （一）東北電網(wǎng)網(wǎng)架結構概況 （二） 2010 年東北電網(wǎng)主網(wǎng)架結構變化 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)建設與電源建設協(xié)調(diào)發(fā)展 （四）加快智能電網(wǎng)的研究和建設 （五）加強風 電預測技術研究和應用、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)安全性評價和技術監(jiān)督工作 （九）進一步加強應急管理和應急能力建設工作 （十）切實加強電力系統(tǒng)安全風險研究分析 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，結合東北區(qū)域電力系統(tǒng)實際，成立了組織機構，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導小組 ，負責區(qū)域年度電力系統(tǒng)運行方式匯報的領導工作，領導小組下設辦公室，負責電力系統(tǒng)運行方式的日常管理工作。領導小組由東北電監(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)局有關處室負責人和網(wǎng)省公司調(diào)度中心負責人。 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、相關部門負責人及有關人員，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、通信管理處負責人及有關人員參加了會議。 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 9264.2MW，其中火電 28 臺，容量 6819MW，風電 1690 臺，容量 2430.2MW，其它機組 1 臺，容量 15MW，詳見表一。新增 500kV 輸電線路 34 條，長度 3126.991 公里； 220kV 輸電線路 115 條，長度 2422.11 公里。新增 500kV 變電所 11 座，變壓器 17 臺，容量 14860MVA； 220kV 變電所 29 座，變壓器 78 臺，容量13026MVA。 表一： 2009 年東北新增統(tǒng)調(diào)裝機容量（單位： MW） 火 電 風 電 其 他 合 計 網(wǎng)調(diào)直調(diào) 412(3 臺 ) 820.5(580 臺 ) 0 1232.5（ 583 臺 ) 遼寧 3115(14 臺 ) 646.5(431 臺 ) 0 3761.5(445 臺） 吉林 2692(9 臺 ) 411(274 臺 ) 15(1 臺 ) 3118（ 284 臺） 黑龍江 600(2 臺 ) 552.2(405 臺 ) 0 1152.2（ 407 臺） 合計 6819（ 28 臺） 2430.2（ 1690 臺） 15（ 1 臺） 9264.2（ 1719 臺） 截止 2009 年底，東北電網(wǎng)全口徑裝機容量為 71412.8MW，其中火電裝機容量為58272.1MW，占 81.6%；水電裝機容量為 6614.7MW，占 9.26%；新能源裝機容量為 6495.0MW（其中風電裝機容量為 6271.6MW），占 9.1%；其它 31.0MW，占 0.04%，詳見表二 。 500kV輸電線路 111 條，長度 13247.937 公里； 220kV 輸電線路 937 條 ,長度 34864.92 公里； 500kV變電所 41 座，變壓器 64 臺，容量 52687MVA； 220kV 變電所 389 座，變壓器 703 臺，容量 87486.5MVA。 表二： 2009 年東北電網(wǎng)系統(tǒng)規(guī)模（單位： MW） 火 電 水 電 新能源 其 他 合 計 遼寧 22551.9 1464.6 1751.5 0 25768 吉林 10441 3897.4 1614.3 31 15983.7 黑龍江 16618.7 943.8 1298.4 0 18860.9 內(nèi)蒙東部 8660.5 308.9 1830.8 0 10800.2 合 計 58272.1 6614.7 6495.0 31.0 71412.8 （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 72.3%） 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 2961.85 億千瓦時，比同期增長 4.61%。水電發(fā)電量107.85 億千瓦時，比同期增長 1.60%，火電發(fā)電量 2742.17 億千瓦時，比同期增 長 2.73%，新能源發(fā)電量 109.9 億千瓦時，比同期增長 104.18%（其中：風電發(fā)電量 96.93 億千瓦時，比同期增長 97.33%），其它發(fā)電量 1.93 億千瓦時，比同期增長 -7.27%，全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)口徑發(fā)電量 2532.08 億千瓦時，比同期增長 3.84%。全社會用電量 2898.61 億千瓦時，同比上升 4.41%，其中：遼寧省 1488.17 億千瓦時，同比上升 5.39%；吉林省 515.25 億千瓦時，同比上升 3.78%；黑龍江省 688.67 億千瓦時，同比上升 2.8%；內(nèi)蒙古東部 206.09 億千瓦時，同比上升 4.2%。全網(wǎng) 總供電量（不含地方自備、地方上網(wǎng)供電電量） 2307.96 億千瓦時，比同期增長 4.59%，其中：遼寧省 1226 億千瓦時，比同期增長 5.41%，吉林省 430.28 億千瓦時，比同期增長 2.68%，黑龍江省 530.61億千瓦時，比同期增長 4.32%，內(nèi)蒙東部 120.98億千瓦時，比同期增長 4.48%。 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 69.82 億千瓦時。其中：東北電網(wǎng)向華北電網(wǎng)總送電量 69.82億千瓦時，華北電網(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 330.47 億千瓦時，比同期增長 17.44%，遼寧凈送出電量 -306.17 億千瓦時，比同期增長 4.44%，吉林凈送出電量 -5.41億千瓦時，比同期增長 1.31%，黑龍江凈送出電量 50.93 億千瓦時，比同期增長 -26.80%。 （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 1000MW。 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 15000MW 以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 6614.7MW，較2008 年僅增加 41.4MW，占電網(wǎng)運行容量 14.42左右，較 2008 年 15.65下降約 1.23 個百分點。由于 2009 年各大水庫來水枯少，較歷年均值減少三成以上，汛末水庫水位嚴重偏低（除尼爾基電廠水庫水位偏高外），導致水電發(fā)電能力大幅度下降。 4、風電發(fā)展迅猛。 截至到 2009 年底全網(wǎng)風電投產(chǎn)容量已達 6272MW，較 2008 年增加3249MW，占 電網(wǎng)運行容量 13.67，較 2008 年 7.2增加約 6.47 個百分點。風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)低谷時段風電的運行容量經(jīng)常超過 2000MW。 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，鍋爐等附屬設備磨損嚴重，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 490MW（全網(wǎng) 1860MW），單日最大達到 2000MW（全網(wǎng) 3650MW）。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 全網(wǎng)發(fā)電最大電力 44522.4MW（ 12 月 30 日），比同期增加 14.66%，全網(wǎng)用電最大電力 43616.40MW（ 12 月 18 日），比同期增長 13.8%，發(fā)電最大峰谷差 10675.80MW（ 1 月25日）。東北電網(wǎng)頻率合格率 500.1Hz 為 99.997%，比 2008年下降 0.0014個百分點； 500.2Hz為 99.9997%，比 2008 年提高 0.0001 個百分點。 東北網(wǎng)調(diào) 直調(diào)系統(tǒng) 500kV 及 220kV 考核點電壓合格率為 99.9996，比同期上升 0.0004個百分點。 2009 年一次網(wǎng)損率完成 2.59%，比 2008 年下降 0.08 個百分點。最高（最低）負荷預測準確率 98.46%，平均負荷預測準確率 98.35%。 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 20.4 億千瓦時，網(wǎng)損率為1.61%，與 2008 年持平。日均負荷預測準確率完成 98.53%，最高（最低）負荷預測準確率完成 98.52%，均達到一流調(diào)度標準。 吉林電網(wǎng) 500kV 系統(tǒng)電壓合格率為 100%， 220kV 系統(tǒng)電壓合格率為 100%，同比提高了 0.002 個百分點。一次網(wǎng)損率累計為 1.85%，較去年同期下降了 0.08 個百分點，網(wǎng)損電量減少 3570 萬千瓦時。日負荷預測準確率為 98.36%，同比增加 0.37 個百分點 。 黑龍江電網(wǎng)考核點電壓合格率為 99.99%，比同期提高了 0.02 個百分點，省網(wǎng)一次網(wǎng)損率為 2.468%，與同期持平。網(wǎng)日負荷預測準確率為 98.05%，比 2008 年度降低 0.4 個百分點。 （四）水庫運行情況 2009 年，東北電網(wǎng)六大水庫來水 419.18 億立米，為歷年均值 67%，偏少 3.3 成，屬特枯來水，全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)水電全年發(fā)電量 78.33 億千瓦時，比去年同期 81.33 億千瓦時少 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 12.34 億立米，少蓄能 1.71 億千瓦時，（含尼爾基）比去年同期多蓄水 9.90 億立米，少蓄能 0.42 億千瓦時。 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 500kV/220kV 聯(lián)絡線電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)，這是東北電網(wǎng)首個省間 500kV/220kV 電磁環(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 220kV 送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 200MW機組投產(chǎn)和地區(qū)供熱創(chuàng)造了條件。 （二）網(wǎng)架的主要變化及結構特點 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 500kV 輸電通道。 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 500kV 沈沙 #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 500kV 輸電通道，為提高遼吉省間南送能力和遼吉省間500kV/220kV 聯(lián)絡線電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)奠定了基礎，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 600MW 機組送出創(chuàng)造了條件。 （ 2）遼寧南部 500kV 電網(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 500kV 程王線、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 500kV 電網(wǎng)雙環(huán)網(wǎng)基本形成，遼南電網(wǎng)網(wǎng)架結構明顯加強，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 500kV 電網(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 500kV 白赤遼輸變電工程，先后投產(chǎn)了 500kV 元青 #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 600MW機組調(diào)試投產(chǎn)提供了條件。 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 500kV 長松線、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) 500kV 系統(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 500kV 興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 500kV 電網(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 500kV 外送線路，外送能力進一步提高。 （三） 2009年東北電網(wǎng)風電運行有關情況 東北電網(wǎng)風電發(fā)展速度是全國風電發(fā)展最快的區(qū)域電網(wǎng)。 2009 年底，東北電網(wǎng)全口徑風電裝機容量為 6270MW。全網(wǎng)調(diào)度口徑風電容量為 6107MW，其中蒙東： 1933MW， 遼寧：1586MW，吉林： 1379MW，黑龍江： 1209MW。 東北電網(wǎng)風電機組具有四個共同特點，由于東北地區(qū)風力分布的自然情況，導致風電機組所建地區(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)風場 23 點次日 3 點期間，來風幾率為 60左右；全年各地區(qū)風場來風最大時間段大約為 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。預計 2010 年全網(wǎng)新投風電機組容量9130MW，屆時全網(wǎng)風電裝機容量將達到 15400MW 左右。由于風電機組發(fā)電的不確定性，隨著風電裝機容量及所占全網(wǎng)裝機比例的不斷增加，風電機組對東北電網(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)峰問題和風電運行特性是決定電網(wǎng)風電接納能力的關鍵因素。以 2009 年 12 月為例，東北電網(wǎng)最小負荷為 30000MW 左右，峰谷差為 10000MW左右，在不考慮風電情況下，低谷調(diào)峰盈余僅為 2300MW，當?shù)凸蕊L電出力較大時，不能保證消納全部風電。 如果全網(wǎng) 100MW 及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)風電接納能力在 1650MW 4050MW 之間。 盡管東北電網(wǎng)企業(yè)采取諸多積極措施加強風電場調(diào)度運行管理，盡最大限度接納風電，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 24682.3MW，其中：水、火電裝機容量15209.7MW；火電 44 臺，容量 14614MW；水電 28 臺，容量 595.7MW；風電 6379 臺，容量 9133.37MW；其它機組 35 臺，容量 339.185MW（詳見表三）。新建 500kV 直流輸電線路 1 條，長度 908 公里；新建、改建 500kV 交流輸電線路 23 條，長度 1967.91 公里。新建 500kV 變電所 3 座，變壓器 14 臺，容量 13150MVA.。新建、改建 220kV 輸電線路 260條，長度 8612.095 公里； 新建 220kV 變電所 75 座，變壓器 150 臺，容量21995MVA。 表三： 2010 年東北新增統(tǒng)調(diào) 裝機容量（單位： MW） 火電 風電 水電 其他 合計 網(wǎng)調(diào)直調(diào) 7530 2405.52 350 0 10285.52 遼寧 2359 1669.1 0 0 4028.1 吉林 4025 3672.95 245.7 339.185 8282.835 黑龍江 700 1385.8 0 0 2085.8 合計 14614 9133.37 595.7 339.185 24682.255 二、電力生產(chǎn)需求預測 （一）負荷預測 根據(jù)當前國內(nèi)外經(jīng)濟形勢，預計 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。預計 2010 年全網(wǎng)全社會用電量將比 2009 年同比增長 5.06%。預測 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 16.06、 13.37、 8.15和 7.51%。 綜合考慮以上各種因素，預測東北電網(wǎng) 2010 年：全口徑用電最大電力將達到 47170MW，同比增長 5.94%；統(tǒng)調(diào)用電最大電力將達到 41730MW，同比增長 6.77%；統(tǒng)調(diào)用電平均最大電力將達到 38160MW，同比增長 12.7%。 2010 年全網(wǎng)統(tǒng)調(diào)用電量預計達 2658 億千瓦時，同比增長 5.52%。 （二）發(fā)電預測 1、發(fā)電計劃（結合購電合同）： 2010 年全網(wǎng)水電最大可能出力為 5800MW，火電最大可能出力為 57880MW。 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 56980MW，備用容量按 2300MW 考慮，遼寧、吉林、黑龍江備用容量分別為 400、 300、 400MW。 2010年檢修容量最大在 5 月份，全網(wǎng)月平均檢修容量達 11080MW。 （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%電煤情況平衡結果如下 （ 1）東北電網(wǎng) 2010 年全網(wǎng)電力供應形勢面臨供大于求的局面。 從全網(wǎng)電力平衡結果來看， 2010 年東北電網(wǎng)負荷盈余較大，在全網(wǎng)預留 2000MW 臨檢及 2300MW 旋轉備用容量后，全年仍有電力盈余 2800MW 以上，最大盈余超過 13000MW。 （ 2）遼寧、赤峰地區(qū)電力基本滿足需求。 遼寧、赤峰地區(qū)扭轉了連續(xù)幾年的電力供應不足局面。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，在預留 1000MW 臨檢及 800MW 旋轉備用容量后，最大盈余電力 3380MW。 （ 3）黑龍江、伊敏地區(qū)電力過剩嚴重，最大電力盈余 5100MW。 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 1000MW 5100MW 之間，若考慮省內(nèi)水電和風電最大電力盈余達6000MW。 2、全網(wǎng)按 75%電煤情況平衡結果如下 （ 1） 2010 年全網(wǎng)電力供應形勢將面臨嚴峻考驗。 從全網(wǎng)電力平衡結果來看， 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 5490MW，平均缺額在 2700MW 左右。 （ 2）遼寧、赤峰地區(qū)電力缺額更加嚴重。 遼寧、赤峰地區(qū)電力最大缺額也在 1 月份，達 3740MW，其它時段電力均有電力缺額，平均缺額在 2540MW 左右。 （四）調(diào)峰能力 預計 2010 年全網(wǎng)最大峰谷差為 11390MW，比同期增長 5。 2010 年全網(wǎng)調(diào)峰形勢將比2009 年更加嚴峻，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)預計風電裝機容量將達到 15400MW； 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。預報結果：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，也不排除轉折年的提前，即 2010 年是由枯轉豐的轉折年份，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），預計 2010 年全網(wǎng)水電可調(diào)發(fā)電量約 81.93 91.32 億千瓦時。 （二） 2010年水庫運行計劃 1、水庫調(diào)度目標是力爭汛前（ 6 月末之前）水庫水位恢復到水庫調(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進行控制；調(diào)度可根據(jù)總目標和系統(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 115.8 米控制），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)，嚴重偏低，中朝雙方應努力嚴格控制水豐全廠發(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 257.9 米； 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，在 257.9 米 263.5 米之間掌握 ； 9 月 1 日 9 月 30 日 263.5米。 四 、 2010年東北電網(wǎng)網(wǎng)架結構 （一）東北電網(wǎng)網(wǎng)架結構概況 東北電網(wǎng)的主體由 500kV 和 220kV 兩種電壓等級的電網(wǎng)構成， 500kV 網(wǎng)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500kV 和 220kV 兩種電壓等級電磁環(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)絡結構，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)絡線為 500kV 豐徐 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)絡線。 北部電網(wǎng)與中部電網(wǎng)之間的聯(lián)絡線為 500kV 合南 #1 線、合南 #2 線、永包線、林平線及220kV 松五阿源線、東舒榆雙南線、長新線、鏡平線，這八回線簡稱吉黑省間聯(lián)絡線。 北部電網(wǎng)蒙東呼倫貝爾能源基地通過容量 3000MW的直流直送遼寧電網(wǎng)受端負荷中心，東北電網(wǎng)與華北 電網(wǎng)之間通過容量為 1500MW 的 “背靠背 ”直流系統(tǒng)相聯(lián)系。 （二） 2010年東北電網(wǎng)主網(wǎng)架結構變化 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)運行風險和不確定性增加。 2010 年呼倫貝爾 -遼寧直流計劃投產(chǎn)， 500kV 木家換流變投運，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 500kV 線路將電力送入鞍山遼陽地區(qū)。新建 500kV伊敏換流站、巴彥托海開關站、伊敏三期伊敏換流站雙回、巴彥托海開關站伊敏換流 站雙回、鄂溫克電廠巴彥托海開關站雙回、呼倫貝爾電廠巴彥托海開關站雙回 500kV 線路，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， 500kV 瓦房店變投運，瓦房店變?nèi)?500kV 金渤線、南渤線，新增2 臺 1000MVA 變壓器，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 1000MVA 變壓器。南雁甲線升壓為 500kV 線路，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 500kV 變電站，新建通榆變至梨樹變 500kV 單回風電送出專用線路，串補度 40%，新建 2 臺 1200MVA 變壓器。通榆 -梨樹風電送出專用通道投運。 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 6000MW 以上電力通過呼遼直流和 500kV 伊馮甲、乙線構成的交直流混聯(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 3000MW，輸電距離 908公里；同時， 500kV 伊馮甲、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 3000MW 以上，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600MW 機組、鄂溫克電廠 2 臺 600MW 機組、伊敏電廠三期 2 臺 600MW 機組以及現(xiàn)有伊敏電廠一、二期 2 臺 600MW 機組、 2 臺 500MW 機組，共 5800MW 裝機容量。 另一方面，呼遼直流投產(chǎn)時東北電網(wǎng)將有 10000MW 以上的風電在運行，預計全網(wǎng)運行容量為 40000MW 左右，風電將占全網(wǎng)運行容量的 25以上。到 2010 年風電將成為東北電網(wǎng)第二大電源，預計到 2010 年底風電容量將達到 15400MW，未來風電容量和所占比重還會繼續(xù)大量增加。從目前風電場運行情況看，風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準，風電機組會因系統(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 220kV 系統(tǒng)并入東北主網(wǎng)，呼盟地區(qū) 4 臺 200MW 機組等盈余電力需要通過 500kV 伊馮甲、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 6000MW 以上的遠距離、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)架結構十分薄弱，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 500kV 伊馮甲、乙線與東北主網(wǎng)相聯(lián)，安全穩(wěn)定問題將更為嚴重，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)還將存在嚴重的頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定等問題。 （二）電源結構不合理，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，預計最大峰谷差將超過 11000MW，電網(wǎng)調(diào)峰問題較為突出。如果出現(xiàn)風電反調(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，加強供電負荷預測和風電負荷預測，利用國家電監(jiān)會關于并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務考核及補償?shù)挠嘘P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）大量風電持續(xù)投入給電網(wǎng)安全運行帶來極大困難 2010 年，預計全網(wǎng)風電裝機將達到 1540 萬千瓦。大量風電投產(chǎn)后，風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)結構限制，部分電網(wǎng)不能滿足地區(qū) 火電、風電同時滿發(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大量火電、風電等電源，大都為 500kV、 220kV 線路構成的電磁環(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 N-1 方式下頻率、電壓穩(wěn)定問題。 2010 年地區(qū)還將有滿洲里熱電廠 2臺 200MW 機組投產(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 200MW 機組按低于 2臺機組出力運行的條件。二是網(wǎng)架結構極其薄弱， 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) N-1 方式下存在調(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 220kV 聯(lián)絡線 N-1 方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 500kV 青北雙回線投產(chǎn)前，蒙東赤峰地區(qū) 盈余電力在 3800MW 以上，遼西電網(wǎng)總體盈余電力在 5000MW 以上，白音華電廠、元寶山電廠 5 臺 600MW 機組僅能帶 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 600MW 機組也難以滿出力運行。 2、蒙東通遼地區(qū)盈余電力在 1400MW 以上。 2010 年一季度京科電廠從突泉變改并入220kV 右中變后，為消除通遼外送通道 500kV 跨線故障后通遼南部、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 600MW 以上。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 200MW 機組按低于 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 1700MW，其中：白城電網(wǎng)總體電力盈余約 2200MW。 5、黑龍江電網(wǎng)（含伊敏電廠）電力盈余可達 5500MW（包含水電、風電），其中：黑龍江東部電網(wǎng)外送電力盈余可達 4250MW（包含水電、風電）。 （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問題最大影響電網(wǎng)供電能力約 6000MW，一度出現(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)安全可靠供電的關鍵因素。而非供暖期電煤供應充足時，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 14614MW 萬千瓦，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。火電利用小時數(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為供熱，在建或陸續(xù)核準的熱電聯(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)將新增風電容量約 9133.37MW，到 2010 年底，全網(wǎng)風電機組運行容量將達到 15400MW，電網(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 SZH-2 型晶體管裝置、 UFV-2A 型和 WQP-2M 型微機裝置；另一類是在綜合自動化變電所廣泛應用的，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)定研究結論對呼遼直流控制系統(tǒng)提出功能和運行需求。 2、結合 2010 年東北電網(wǎng)負荷水平、運行特點、風電運行情況，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)研究結果，督促有關部門在電網(wǎng)側和電源側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)運行準則和風 電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定技術要求的已并網(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要求的發(fā)電機組、風電機組嚴禁并網(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、加強供電負荷預測和風電負荷預測。 3、按照國家電監(jiān)會關于并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務 考核及補償?shù)挠嘘P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、抓緊開展建設通遼地區(qū)對外的第三回 500kV 線路有關工作； 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 500kV 長春南、包豐二回線及其 220kV 系統(tǒng)配套工程等輸變電工程建設； 5、抓緊建成 220kV 中京變寧城變線路； 6、盡快提出并實施應對吉林中部電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)后 220kV 三公線、雙伊線、東雙線 N-1方式下問題的安全穩(wěn)定措施； 7、加快公主嶺及磐樺地區(qū)電網(wǎng)建設工作； 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 500kV/220kV 電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)研究； （ 2）綏中電廠送出系統(tǒng) 500kV/220kV 電磁環(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 500kV 青山變 220kV 系統(tǒng)配套工程青山變 -錦山變、青山變 -西郊變等線路工程建設； 2、加快 220kV 城東變工程建設，盡快實施京能煤矸石電廠由臨時接 220kV 赤寶線改接入設計的 220kV 城東變工程； 3、提前專題研究風電集中接入地區(qū)安全穩(wěn)定問題，抓緊開展提高 500kV 青山變 220kV系統(tǒng)過渡方式下地區(qū)電網(wǎng)外送能力等涉及風電送出的安全穩(wěn)定研究工作，依據(jù)研究結果盡快實施有關控制 措施； 4、繼續(xù)推進風電負荷預測有關工作和風電控制有關工作； 5、加強風電場調(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部門溝通，統(tǒng)籌考慮風電與電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展； 8、以國網(wǎng)公司風電場接入電網(wǎng)技術規(guī)定標準為依據(jù)，進行風電場接入系統(tǒng)審查； 9、積極協(xié)調(diào)不滿足技術標準的已運行風電場實施技術改造； 10、專題研究專送風電 500kV 通道的運行特性，結合有關串補投產(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)研究結果安排地區(qū)電網(wǎng)運行方式，并開展有關工程建設工作。 2、繼續(xù)開展興安盟電網(wǎng)與 東北主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)有關安全穩(wěn)定研究工作，提前開展京科電廠并網(wǎng)有關安全穩(wěn)定研究工作，依據(jù)研究結果開展有關加強聯(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)研究結果開展后續(xù)工作。 5、加快 500kV 撫順變蒲河變輸變電工程建設，提前研究地區(qū)安全穩(wěn)定問題，依據(jù)研究結果確定電網(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，落實相關建設工程，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、加強負荷預測管理。提高負荷預測精度，以便更為合理地安排機組運行方式。 3、加強對風 電場的運行管理。研究制定風電接入系統(tǒng)的條件及規(guī)范，在符合國家有關可再生能源法規(guī)的前提下，加強風電場的風力預測及發(fā)電預測等方面的管理，研究制定有關辦法以加強對風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)會關于并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務考核及補償?shù)挠嘘P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)電廠嚴格按規(guī)定參與電網(wǎng)調(diào)峰。 6、繼續(xù)跟蹤火電廠存煤情況，督促火電廠多存煤，及時 向有關單位和部門匯報電煤供應存在的問題，做好缺煤拉閘限電預案，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。 （九）針對電網(wǎng)過度依賴安全穩(wěn)定控制裝置的問題，建議： 1、加強一次網(wǎng)架建設，逐步減少安全穩(wěn)定控制裝置； 2、通過合理安排機組方式，降低斷面潮流，盡力提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定裕度，減少對自動裝置的依賴 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 對東北電網(wǎng)風力資源進行統(tǒng)籌規(guī)劃和開發(fā)利用；把握好風電開發(fā)的時序和節(jié)奏， 改變目前地方政府化整為零的審批核準方式， 使風電發(fā)展與電網(wǎng)發(fā)展相協(xié)調(diào)，風電發(fā)展速度與 電網(wǎng)接納能力相協(xié)調(diào)； （二）完善價格機制、調(diào)整電源結構、鼓勵低谷用電 統(tǒng)籌考慮風電電量的消納和價格；配套建設相應的調(diào)峰、調(diào)頻電源；出臺鼓勵負荷低谷用電的政策措施等。 （三）協(xié)調(diào)解決基建工程施工難度大的問題 針對輸變電工程施工經(jīng)常受阻、施工難度大的問題，政府有關部門考慮能否給予政策支持。 八、東北電監(jiān)局的建議、要求和措施 針對東北電網(wǎng)存在的諸多問題，我們必須以 科學發(fā)展觀 為指導，深入研究，運用政策、技術、經(jīng)濟等各種手段，采取有力措施逐步加以解決。 （一）加強電力工業(yè)宏觀調(diào)控及電力系統(tǒng)規(guī)劃管理 加快電力體制改革，完善電價形成機制，利用價格杠桿調(diào)整電源結構。通過建立發(fā)電側競價和輔助服務市場，充分利用峰谷、豐枯電價政策，研究風電上網(wǎng)實施峰谷電價的可行性，鼓勵建設水電和抽水蓄能電站，鼓勵火電機組深度調(diào)峰，鼓勵需求側移峰填谷，緩解調(diào)峰矛盾。 進一步加大節(jié)能減排宏觀調(diào)控力度，用市場化或節(jié)能調(diào)度的手段，優(yōu)化火電機組結構。建立健全規(guī)范的污染物排放指標市場 ，鼓勵潔凈能源和可再生能源機組的建設。 自“十二五”開始，在實現(xiàn)東北區(qū)域資源優(yōu)化配置的基礎上，形成科學嚴謹?shù)膮^(qū)域電力發(fā)展規(guī)劃。打破省間壁壘，加大跨省輸電能力建設，在全網(wǎng)的范圍內(nèi)統(tǒng)籌考慮調(diào)峰、調(diào)頻問題，優(yōu)化電源結構。 逐步建立綜合資源規(guī)劃管理體系。將供應側發(fā)輸電項目的規(guī)劃、立項、投資以及價格等環(huán)節(jié)的核準，需求側的節(jié)能節(jié)電項目或需求側管理項目的規(guī)劃、立項、投資等環(huán)節(jié)的核準，由分頭管理變?yōu)閰f(xié)調(diào)一致，建立電力規(guī)劃的滾動調(diào)整機制。 （二）調(diào)整電源發(fā)展策略 根據(jù)東北區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展和一次能源的開發(fā)水平，在電力發(fā)展規(guī)劃中，應 適當調(diào)整電源的發(fā)展戰(zhàn)略，著力解決調(diào)峰能力不足，電網(wǎng)運行困難問題。促進煤電以外其他電源發(fā)展，適當減輕對煤炭資源的依賴程度，優(yōu)化電源結構。 優(yōu)先發(fā)展水電和抽水蓄能電站。 目前，東北電網(wǎng)水電和抽水蓄能機組裝機容量所占比例較低，當核電站投入運行后，問題將更加突出。有專家論證水電和抽水蓄能機組裝機容量較為合理的比例應為 10%12%。規(guī)劃 2015 年、 2020 年新增投產(chǎn)抽水蓄能電站規(guī)模將分別為 120萬千瓦和 140 萬千瓦，遠遠不夠。要依靠價格、貸款、稅收等方面優(yōu)惠政策，鼓勵優(yōu)先建設水電和抽水蓄能電站。 加快發(fā)展核電站。 在 負荷中心附近建設核電機組，是部分替代煤電的一項有效措施，將大大緩解煤炭運輸、遠距離輸電壓力，降低對煤炭的依賴和燃煤造成的污染物排放。但核電比例過大，將對電網(wǎng)調(diào)峰造成影響。要充分論證。 鼓勵發(fā)展可再生能源。 要大力推動潔凈 能源 、可再生 能源 發(fā)展，在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的基礎上，盡可能為清潔 能源 、可再生 能源發(fā)展營造寬松的環(huán)境。調(diào)控風電發(fā)展規(guī)模和建設速度與電力整體發(fā)展相一致。 適度發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)機組。 在城市和熱量需求集中地區(qū)建設熱電聯(lián)產(chǎn)機組，符合國家產(chǎn)業(yè)政策。要切合地方電、熱負荷實際選定熱電聯(lián)產(chǎn)機組類型和容量。不鼓勵以多發(fā)電、少調(diào)峰為目的的現(xiàn)有純凝機組供熱改造。 放緩大容量純凝機組發(fā)展速度。 在目前供大于求的供需形勢下，除煤炭基地附近外， 其它地區(qū)，尤其是煤炭資源短缺的地區(qū)，應當控制高參數(shù)、大容量純凝機組的發(fā)展。煤電基地的建設規(guī)模要與電網(wǎng)建設相適應。 （三）電網(wǎng)建設與電源建設協(xié)調(diào)發(fā)展 加大主干電網(wǎng)建設力度，建設高壓跨省（區(qū)）輸電線路，提高電網(wǎng)輸送能力，以便扭轉電網(wǎng)建設滯后于電源建設的被動局面。同時，網(wǎng)架的進一步加