2010年度电网运行方式工作报告

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 一、 2009 年东北电网新 (改 )建设备投产情况及系统规模 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 （二）电力供需平衡分析 （三）东北 电网负荷特性分析及主要生产指标 （四）水库运行情况 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 （二）网架的主要变化及结构特点 （三） 2009 年东北电网风电运行有关情况 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 二、电力生产需求预测 （一）负荷预测 （二）发电预测 （三）电力平衡分析 （四）调峰能力 三 、 2010 年东北电网水库运行方式 （一）来水预测 （二） 2010 年水库运行计划 四 、 2010 年东北电网网架结构 （一）东北电网网架结构概况 （二） 2010 年东北电网主网架结构变化 五、 2010 年东北电网运行特点及存在问题 六、建议及措施 七、建议政府主管部门协助解决以下问题 （一）统筹考虑制定周密的可再生能源发展政策 （二）考虑改变目前地方政府化整为 零的审批核准方式 （三）协调解决基建工程施工难度大的问题 八、电力监管机构的建议、要求和措施 （一）加强电力工业宏观调控及电力系统规划管理 （二）调整电源发展策略 （三）电网建设与电源建设协调发展 （四）加快智能电网的研究和建设 （五）加强风 电预测技术研究和应用、统一调配全网调峰能力 （六）采用市场化手段、优化资源配置 （七）加强供热机组监管工作 （八）做好电厂涉网安全性评价和技术监督工作 （九）进一步加强应急管理和应急能力建设工作 （十）切实加强电力系统安全风险研究分析 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 2009 58 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 ) 0 1232.5（ 583 台 ) 辽宁 3115(14 台 ) 646.5(431 台 ) 0 3761.5(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 ) 0 1152.2（ 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 22551.9 1464.6 1751.5 0 25768 吉林 10441 3897.4 1614.3 31 15983.7 黑龙江 16618.7 943.8 1298.4 0 18860.9 内蒙东部 8660.5 308.9 1830.8 0 10800.2 合 计 58272.1 6614.7 6495.0 31.0 71412.8 （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， 8 10 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 1650MW 4050MW 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 7530 2405.52 350 0 10285.52 辽宁 2359 1669.1 0 0 4028.1 吉林 4025 3672.95 245.7 339.185 8282.835 黑龙江 700 1385.8 0 0 2085.8 合计 14614 9133.37 595.7 339.185 24682.255 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 1000MW 5100MW 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 67 54，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 81.93 91.32 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 3 5 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电可靠性不高问题，建议： 1、继续开展呼伦贝尔盟电网新建电源有关安全稳定研究工作，深入研究呼伦贝尔盟电网与东北电网联网方式，依据研究结果安排地区电网运行方式，并开展有关工程建设工作。 2、继续开展兴安盟电网与 东北主网联网有关安全稳定研究工作，提前开展京科电厂并网有关安全稳定研究工作，依据研究结果开展有关加强联网工作。 3、专题研究加强辽宁省本溪地区供电能力的方式和方法，并依据研究结果开展后续工作。 4、专题研究加强辽宁省朝阳地区供电能力的方式和方法，并依据研究结果开展后续工作。 5、加快 500kV 抚顺变蒲河变输变电工程建设，提前研究地区安全稳定问题，依据研究结果确定电网运行控制策略。 6、滚动研究黑龙江东部电网地区安全稳定问题，依据研究结果确定电网运行控制策略。 （七）针对全网电源过剩、局部地区电源受阻问题， 建议： 1、提前专题研究主要负荷中心受电能力。 2、提前专题研究局部地区电源送出能力。 3、进行提高吉黑省间交换能力的研究，落实相关建设工程，提高省网内各断面的外送能力。同时，建议尽可能增加吉黑省间外送电量，发挥黑龙江省内大容量机组的发电能力，推动黑龙江电网机组节能减排工作。 （八）针对电力、电量平衡存在的问题，建议： 1、加强负荷侧管理。在部分地区出现调峰缺额的时间段采用鼓励用电侧移峰填谷等手段来缓解电网调峰紧张局面。 2、加强负荷预测管理。提高负荷预测精度，以便更为合理地安排机组运行方式。 3、加强对风 电场的运行管理。研究制定风电接入系统的条件及规范，在符合国家有关可再生能源法规的前提下，加强风电场的风力预测及发电预测等方面的管理，研究制定有关办法以加强对风电场的运行管理力度。 4、合理安排现有抽水蓄能电站的运行方式，加快新建抽水蓄能电站的建设速度，以增强电网调峰的综合能力。 5、依据东北电监局核定的火电机组最小运行方式，并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。 6、继续跟踪火电厂存煤情况，督促火电厂多存煤，及时 向有关单位和部门汇报电煤供应存在的问题，做好缺煤拉闸限电预案，保证电网安全稳定运行。 （九）针对电网过度依赖安全稳定控制装置的问题，建议： 1、加强一次网架建设，逐步减少安全稳定控制装置； 2、通过合理安排机组方式，降低断面潮流，尽力提高电网安全稳定裕度，减少对自动装置的依赖 七、建议政府主管部门协助解决以下问题 （一）统筹考虑制定周密的可再生能源发展政策 对东北电网风力资源进行统筹规划和开发利用；把握好风电开发的时序和节奏， 改变目前地方政府化整为零的审批核准方式， 使风电发展与电网发展相协调，风电发展速度与 电网接纳能力相协调； （二）完善价格机制、调整电源结构、鼓励低谷用电 统筹考虑风电电量的消纳和价格；配套建设相应的调峰、调频电源；出台鼓励负荷低谷用电的政策措施等。 （三）协调解决基建工程施工难度大的问题 针对输变电工程施工经常受阻、施工难度大的问题，政府有关部门考虑能否给予政策支持。 八、东北电监局的建议、要求和措施 针对东北电网存在的诸多问题，我们必须以 科学发展观 为指导，深入研究，运用政策、技术、经济等各种手段，采取有力措施逐步加以解决。 （一）加强电力工业宏观调控及电力系统规划管理 加快电力体制改革，完善电价形成机制，利用价格杠杆调整电源结构。通过建立发电侧竞价和辅助服务市场，充分利用峰谷、丰枯电价政策，研究风电上网实施峰谷电价的可行性，鼓励建设水电和抽水蓄能电站，鼓励火电机组深度调峰，鼓励需求侧移峰填谷，缓解调峰矛盾。 进一步加大节能减排宏观调控力度，用市场化或节能调度的手段，优化火电机组结构。建立健全规范的污染物排放指标市场 ，鼓励洁净能源和可再生能源机组的建设。 自“十二五”开始，在实现东北区域资源优化配置的基础上，形成科学严谨的区域电力发展规划。打破省间壁垒，加大跨省输电能力建设，在全网的范围内统筹考虑调峰、调频问题，优化电源结构。 逐步建立综合资源规划管理体系。将供应侧发输电项目的规划、立项、投资以及价格等环节的核准，需求侧的节能节电项目或需求侧管理项目的规划、立项、投资等环节的核准，由分头管理变为协调一致，建立电力规划的滚动调整机制。 （二）调整电源发展策略 根据东北区域经济发展和一次能源的开发水平，在电力发展规划中，应 适当调整电源的发展战略，着力解决调峰能力不足，电网运行困难问题。促进煤电以外其他电源发展，适当减轻对煤炭资源的依赖程度，优化电源结构。 优先发展水电和抽水蓄能电站。 目前，东北电网水电和抽水蓄能机组装机容量所占比例较低，当核电站投入运行后，问题将更加突出。有专家论证水电和抽水蓄能机组装机容量较为合理的比例应为 10%12%。规划 2015 年、 2020 年新增投产抽水蓄能电站规模将分别为 120万千瓦和 140 万千瓦，远远不够。要依靠价格、贷款、税收等方面优惠政策，鼓励优先建设水电和抽水蓄能电站。 加快发展核电站。 在 负荷中心附近建设核电机组，是部分替代煤电的一项有效措施，将大大缓解煤炭运输、远距离输电压力，降低对煤炭的依赖和燃煤造成的污染物排放。但核电比例过大，将对电网调峰造成影响。要充分论证。 鼓励发展可再生能源。 要大力推动洁净 能源 、可再生 能源 发展，在确保电网安全稳定运行的基础上，尽可能为清洁 能源 、可再生 能源发展营造宽松的环境。调控风电发展规模和建设速度与电力整体发展相一致。 适度发展热电联产机组。 在城市和热量需求集中地区建设热电联产机组，符合国家产业政策。要切合地方电、热负荷实际选定热电联产机组类型和容量。不鼓励以多发电、少调峰为目的的现有纯凝机组供热改造。 放缓大容量纯凝机组发展速度。 在目前供大于求的供需形势下，除煤炭基地附近外， 其它地区，尤其是煤炭资源短缺的地区，应当控制高参数、大容量纯凝机组的发展。煤电基地的建设规模要与电网建设相适应。 （三）电网建设与电源建设协调发展 加大主干电网建设力度，建设高压跨省（区）输电线路，提高电网输送能力，以便扭转电网建设滞后于电源建设的被动局面。同时，网架的进一步加