东北区域度电网运行方式工作研究分析报告

东北区域2010年度电网运行方式工作报告阅读次数:632次字号:[大][中][小]目

录第一部分

2009年东北电网运行状况b5E2RGbCAP一、2009年东北电网新(改)建设备投产状况及系统规模p1EanqFDPw二、2009年东北电网生产运行状况分析DXDiTa9E3d（一）电力生产及发供电状况RTCrpUDGiT（二）电力供需平衡分析5PCzVD7HxA（三）东北电网负荷特性分析及主要生产指标jLBHrnAILg（四）水库运行状况xHAQX74J0X三、2009年东北电网平安运行状况分析LDAYtRyKfE（一）电网运行方式变更大事记Zzz6ZB2Ltk（二）网架地主要变更及结构特点dvzfvkwMI1（三）2009年东北电网风电运行有关状况rqyn14ZNXI其次部分

2010年度东北电网运行方式EmxvxOtOco一、2010年东北电网新(改)建设备投产支配SixE2yXPq5二、电力生产需求预料6ewMyirQFL（一）负荷预料kavU42VRUs（二）发电预料y6v3ALoS89（三）电力平衡分析M2ub6vSTnP（四）调峰实力0YujCfmUCw三、2010年东北电网水库运行方式eUts8ZQVRd（一）来水预料sQsAEJkW5T（二）2010年水库运行支配GMsIasNXkA四、2010年东北电网网架结构TIrRGchYzg（一）东北电网网架结构概况7EqZcWLZNX（二）2010年东北电网主网架结构变更lzq7IGf02E五、2010年东北电网运行特点及存在问题zvpgeqJ1hk六、建议及措施NrpoJac3v1七、建议政府主管部门帮助解决以下问题1nowfTG4KI（一）统筹考虑制定周密地可再生能源发展政策fjnFLDa5Zo（二）考虑变更目前地方政府化整为零地审批核准方式tfnNhnE6e5（三）协调解决基建工程施工难度大地问题HbmVN777sL八、电力监管机构地建议、要求和措施V7l4jRB8Hs（一）加强电力工业宏观调控及电力系统规划管理83lcPA59W9（二）调整电源发展策略mZkklkzaaP（三）电网建设与电源建设协调发展AVktR43bpw（四）加快智能电网地探讨和建设ORjBnOwcEd（五）加强风电预料技术探讨和应用、统一调配全网调峰实力2MiJTy0dTT（六）采纳市场化手段、优化资源配置gIiSpiue7A（七）加强供热机组监管工作uEh0U1Yfmh（八）做好电厂涉网平安性评价和技术监督工作IAg9qLsgBX（九）进一步加强应急管理和应急实力建设工作WwghWvVhPE（十）切实加强电力系统平安风险探讨分析asfpsfpi4k

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地通知》（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、公允、公正”，提高电力系统运行效率，保证电力系统平安稳定运行.东北电监局特别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地通知》，对东北区域电力系统年度运行方式汇报工作进行仔细部署，提出了详细工作要求.ooeyYZTjj1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地领导工作，领导小组下设办公室，负责电力系统运行方式地日常管理工作.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、平安地副总经理任副组长，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.BkeGuInkxI2010年4月1会议听取了电网企业2009年电网生产运行状况、2010年电网运行方式以及调度自动化、继电爱护、通信系统运行方式地汇报，了解了企业平安运行状况，分析了电网运行存在地主要问题并明确了2010年重点工作支配.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地工作予以确定，网省电力公司及其调度机构为保证电力系统平安稳定运行和牢靠供电、促进东北区域经济社会持续稳步发展做出了贡献，最终，针对存在地问题提出了详细要求和应对措施.现依据会议状况，将东北区域2010年度电网运行方式工作报告如下：3cdXwckm15第一部分

2009年东北电网运行状况一、2009年东北电网新(改)建设备投产状况及系统规模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.h8c52WOngM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.v4bdyGious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状况分析（一）电力生产及发供电状况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%.J0bm4qMpJ92009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，同比削减506小时；蒙东火电机组年平均利用小时数为5227小时，同比削减250小时.XVauA9grYP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%.bR9C6TJscw（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、电网供需形势变更较大.2009年电网供需形势变更较大，前二季度用电负荷增长持平，从三季度特殊是8月份起先用电负荷起先增长，另外受新机投产滞后、线路停电等影响，电网供需形势较为惊慌，8～10月份辽宁省出现电源备用不足，被迫实行错峰限电措施，最多限电1000MW.pN9LBDdtrd2、进入11月份以后，东北地区全面进入采暖期.电网有近15000MW以上地地方小机组和大机组起先供热，约占火电总运行容量地38％，这些机组为保证供热要求，参与电网调峰实力大幅度下降.为满意电网调峰须要，在系统已无常规调峰手段时，非供热机组必需实行特别规调峰措施.DJ8T7nHuGT3、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，较历年均值削减三成以上，汛末水库水位严峻偏低（除尼尔基电厂水库水位偏高外），导致水电发电实力大幅度下降.QF81D7bvUA4、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，特殊是在冬季低谷呈现出来地反调峰性，加大了电网调峰、调频难度.尤其进入2009年冬季以后，全网低谷时段风电地运行容量常常超过2000MW.4B7a9QFw9h5、火电机组运行不稳，非支配停运容量居高不下.2009年3至9月份，东北电网辽吉输电断面以南电源始终处于备用不足状态，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峻，造成火电机组频繁发生非支配停运.其中7、8月份网调直调系统平均非支配停运容量超过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，非支配停运容量偏大也是造成电力供应惊慌地重要缘由之一.ix6iFA8xoX（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50±0.1Hz为99.997%，比2008年下降0.0014个百分点；50±0.2Hz为99.9997%，比2008年提高0.0001个百分点.wt6qbkCyDE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）负荷预料精确率98.46%，平均负荷预料精确率98.35%.Kp5zH46zRk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.日均负荷预料精确率完成98.53%，最高（最低）负荷预料精确率完成98.52%，均达到一流调度标准.Yl4HdOAA61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，网损电量削减3570万千瓦时.日负荷预料精确率为98.36%，同比增加0.37个百分点.ch4PJx4BlI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.网日负荷预料精确率为98.05%，比2008年度降低0.4个百分点.qd3YfhxCzo（四）水库运行状况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.E836L11DO5三、2009年东北电网平安运行状况分析（一）电网运行方式变更大事记1、2009年9月21日辽吉省间500kV/220kV2、2009年10月16日呼伦贝尔电网通过伊敏电厂（二）网架地主要变更及结构特点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实力和辽吉省间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实力，为康平电厂新建2台600MW机组送出创建了条件.jW1viftGw9（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，地区平安稳定水平得到较大提高，辽宁南部、中部电网供电实力也得以进一步加强.xS0DOYWHLP（3）加强辽宁西部500kV电网输变电工程接连投产.2009年11月下旬至12月末，辽宁西部电网起先实施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实力，并为蒙东赤峰地区新建白音华2台600MW机组调试投产供应了条件.LOZMkIqI0w2、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.ZKZUQsUJed3、蒙东通辽地区供电实力接着加强

2009年12月下旬，蒙东通辽地区科尔沁变新增1台主变，提高了地区供电实力和供电牢靠性.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，平安稳定水平及供电实力均得到明显加强，黑龙江东部电网、西部电网均新增一回500kV外送线路，外送实力进一步提高.dGY2mcoKtT（三）2009年东北电网风电运行有关状况东北电网风电发展速度是全国风电发展最快地区域电网.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.rCYbSWRLIA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地自然状况，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，符合东北地区季节地气候变更特点，给系统造成反调峰地状况越来越明显.同时，由于风电机组出力地不确定性，特殊是在电网用电低谷主要靠火电机组进行调峰、调频地时段，火电机组地调整速度远不及风电机组地变更速度，这将加大电网低谷时段调峰、调频工作地困难程度.预料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.由于风电机组发电地不确定性，随着风电装机容量及所占全网装机比例地不断增加，风电机组对东北电网调峰、调频地负面影响日显突出.FyXjoFlMWh总体看，2009年东北电网冬季调峰问题和风电运行特性是确定电网风电接纳实力地关键因素.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，在不考虑风电状况下，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.假如全网100MW及以上火电机组在供暖期间地调峰率为35％、非供暖期间地调峰率为40％，则2010年东北电网风电接纳实力在1650MW～4050MW之间.TuWrUpPObX尽管东北电网企业实行诸多主动措施加强风电场调度运行管理，尽最大限度接纳风电，但为保证电网平安稳定运行，个别时段不得不实行限制风电措施.7qWAq9jPqE其次部分

2010年度东北电网运行方式一、2010年东北电网新(改)建设备投产支配2010年东北电网支配新增统调装机容量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沟通输电线路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.llVIWTNQFk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、电力生产需求预料（一）负荷预料依据当前国内外经济形势，预料2010年上半年东北地区用电负荷将接着保持快速上涨地趋势，而由于2009年下半年用电负荷地快速回升，2010年下半年增长速度将明显减缓.预料2010年全网全社会用电量将比2009年同比增长5.06%.预料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%.yhUQsDgRT1综合考虑以上各种因素，预料东北电网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料达2658亿千瓦时，同比增长5.52%.MdUZYnKS8I（二）发电预料1、发电支配（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.09T7t6eTno2、可调容量、备用容量支配以及检修容量.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.e5TfZQIUB5（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持续2009年供大于求地形势，假如不出现大机组集中临检、电煤供应不足等状况，全年不会出现电源不足状况.但春、秋检期间，受主干网架检修影响，主要输电断面输电实力下降，辽宁省备用削减，电力供应略显惊慌.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.s1SovAcVQM1、全网按100%电煤状况平衡结果如下（1）东北电网2010年全网电力供应形势面临供大于求地局面.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.GXRw1kFW5s（2）辽宁、赤峰地区电力基本满意需求.辽宁、赤峰地区扭转了连续几年地电力供应不足局面.假如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，可以满意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.UTREx49Xj9（3）黑龙江、伊敏地区电力过剩严峻，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，按吉黑断面输电实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.8PQN3NDYyP2、全网按75%电煤状况平衡结果如下（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.mLPVzx7ZNw（2）辽宁、赤峰地区电力缺额更加严峻.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.AHP35hB02d（四）调峰实力预料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，主要缘由如下：NDOcB141gT1、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、供汽期调峰实力大幅下降；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缘由，调峰实力大幅度下降；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，全网预料风电装机容量将达到15400MW；1zOk7Ly2vA5、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）来水预料从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地最终一年，即来水为平水偏枯年份，但来水明显好于特枯来水地2008年、2009年；二是由于资料统计带来地时序分析误差，也不解除转折年地提前，即2010年是由枯转丰地转折年份，出现水库流域总体来水平水，个别水库偏丰地状况；三是出现总体丰水或特丰地状况地概率不大；四是2011年至2015年为丰水段；五是2013年或2011年为特丰水年.预料2010年综合来水频率67％～54％，为偏枯～平水水年（举荐偏枯来水），预料2010年全网水电可调发电量约81.93～91.32亿千瓦时.fuNsDv23Kh（二）2010年水库运行支配1、水库调度目标是力争汛前（6月末之前）水库水位复原到水库调度图地中线位置；6月份和7月份上半月是汛前调整期，依据来水状况刚好提前调整；汛后期（8月10日－2、水库调度重点是保丰满水库地综合利用用水需求.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）发电方式限制，最低日发电量180万千瓦时左右.HmMJFY05dE3、按年末中朝电量差平衡及各月（季）尽量缩小中朝电量差地原则进行鸭绿江各电站地发电量支配和调度调整，为此，长甸尽量多发.ViLRaIt6sk4、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2亿千瓦时地总目标进行限制；调度可依据总目标和系统调峰需求，敏捷运用，以低谷抽水运行3～5小时为宜.9eK0GsX7H15、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米地限制影响（最高按115.8米限制），供水期末（3月末）水丰水库水位初步按不超过966、各水库3月末水位尽量不低于死水位，6月末水位尽量限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，满意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～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地主体由500kV和220kV两种电压等级地电网构成，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地条件，仍需采纳500kV和220kV两种电压等级电磁环网地运行方式.P2IpeFpap5依据东北电网地电源、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.3YIxKpScDM连接南部与中部电网之间地联络线为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.gUHFg9mdSs北部电网与中部电网之间地联络线为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.uQHOMTQe79北部电网蒙东呼伦贝尔能源基地通过容量3000MW地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地“背靠背”直流系统相联系.IMGWiDkflP（二）2010年东北电网主网架结构变更1、呼辽直流工程及送端沟通输变电工程投产，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-辽宁直流支配投产，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沟通线，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.WHF4OmOgAw2、青山－北宁－渤海双回线路投运，加强了赤峰电网、辽西电网与主网地联系，提高了赤峰外送断面、辽西外送断面输电实力.aDFdk6hhPd3、瓦房店变投运，500kV瓦房店变投运，瓦房店变π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，提高了供电牢靠性.ozElQQLi4T4、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.CvDtmAfjiA5、阿拉坦其次台主变投运，为实施通辽地区南北解环供应了条件.6、平安、梨树其次台主变投运，为吉黑省间和吉林中部输电解环创建条件.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.QrDCRkJkxh8、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平安稳定运行问题突出

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地大容量电源基地通过远距离输电地系统.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、乙线构成地交直流混联输电通道送往主网，其中：呼辽直流干脆将呼盟电源基地地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、乙线沟通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，沟通输送容量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地呼伦贝尔电厂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.4nCKn3dlMX另一方面，呼辽直流投产时东北电网将有10000MW以上地风电在运行，预料全网运行容量为40000MW左右，风电将占全网运行容量地25％以上.到2010年风电将成为东北电网其次大电源，预料到2010年底风电容量将达到15400MW，将来风电容量和所占比重还会接着大量增加.从目前风电场运行状况看，风电机组本身因无低电压穿越实力，频率爱护尚无统一规范地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.ijCSTNGm0E2009年10月呼盟地区电网已通过伊敏电厂一二期地220kV系统并入东北主网，呼盟地区4台200MW机组等盈余电力须要通过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以上地远距离、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.vfB1pxanfk2、呼辽直流送端系统平安稳定问题呼辽直流送端电源集中，且网架结构特别薄弱，因此平安稳定问题特别突出，特殊是在交直流混联运行方式下，由于呼辽沟通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，平安稳定问题将更为严峻，故障时如发生交直流系统解列，不仅伊敏一、二期电厂侧沟通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峻地频率稳定、电压稳定等问题.JbA9VhEou1（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，为满意供热需求，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，预料最大峰谷差将超过11000MW，电网调峰问题较为突出.假如出现风电反调峰状况，电网调峰将极为困难.为此须要依据电监局核对地最小运行方式合理支配电源运行方式，加强供电负荷预料和风电负荷预料，利用国家电监会关于并网发电厂协助服务考核及补偿地有关规定，主动推动东北电网调峰考核方法地实施，督促并网发电厂严格按规定参与电网调峰.X7Ahr18pJI（三）电磁环网问题照旧存在，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、平安变其次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，电磁环网问题照旧存在，需进一步加快输电通道电磁环网解环进度.b3zqXLCqXo（四）大量风电持续投入给电网平安运行带来极大困难2010年，预料全网风电装机将达到1540万千瓦.大量风电投产后，风电地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地进一步增加，其对电网稳定特性、稳定水平、输电通道输电实力和电压稳定等均有较大地影响，受电网结构限制，部分电网不能满意地区火电、风电同时满发需求.pZyytu5rc5（五）主要能源外送输电通道平安稳定问题突出进入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、黑龙江东部等大地能源基地向负荷中心送电地格局.每个输电通道均对应大量火电、风电等电源，大都为500kV、220kV线路构成地电磁环网，输送潮流较大时均存在较大地平安稳定问题.为充分发挥能源基地对东北电网地支撑实力，在平安稳定运行条件下尽最大实力提高电网输送实力，建议提前开展白赤辽输变电工程投产后赤峰外送断面平安稳定问题、辽西外送断面平安稳定问题、通辽及乌盟外送平安稳定问题、松白电网外送平安稳定问题等专题探讨工作，滚动探讨黑龙江东部外送平安稳定问题.DVyGZezsrM（六）局部地区仍存在电网供电实力及供电牢靠性不高问题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，平安稳定问题和电源过剩问题更为突出.初步探讨表明，在现有网架状况下，即使依靠平安稳定限制措施，地区电网也仅能满意4台新建200MW机组按低于2台机组出力运行地条件.二是网架结构极其薄弱，许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地可能.RQxPvY3tFs2、辽宁省本溪地区供电实力仍显不足；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实力不足.5MxX1IxuU93、吉林省公主岭、磐桦地区电网供电实力有待进一步加强；吉林省松白地区电源支撑实力不足4、黑龙江东部电网部分220kV联络线N-1方式过载问题照旧存在.（七）全网和局部地区均存在电源盈余较多状况2010年全网和局部地区均存在电源盈余较多状况：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平安稳定运行，白音华电厂、元宝山电厂5台600MW机组也难以满出力运行.jIw5xs0v9P2、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，为消退通辽外送通道500kV跨线故障后通辽南部、北部间地暂态稳定问题，需提前限制京科电厂运行出力.xEve2buwnw3、蒙东呼伦贝尔地区盈余电力在600MW以上.在现有网架状况下，即使依靠平安稳定限制措施，呼伦贝尔地区电网也仅能满意满洲里热电厂、海拉尔热电厂4台200MW机组按低于2台机组出力运行地条件.KAvmyVYxCd4、吉林松白电网平安自动装置投产前，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.Ywuu4FszRT5、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）.cstDApWA6A（八）电力、电量平衡存在地问题依据对2010年东北电网运行形势分析预料，2010年东北电网运行将主要存在以下几个问题：1、电网供电实力受电煤因素影响较大，波动较为猛烈.在市场煤，支配电冲突没有较好解决状况下，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实力约6000MW，一度出现了辽宁电网供电实力不足状况，电煤供应实力成为冬季供暖期电网平安牢靠供电地关键因素.而非供暖期电煤供应足够时，电网供大于求地供需冲突也极为突出.qotL69pBkh2、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年上半年接连投产地新机组将发挥作用，2010年支配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地局面，发电利用小时数将大幅度下降，预料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，在建或接连核准地热电联产机组占比较大地比例，将造成电网运行方式支配困难，火电供热、防寒防冻无法保证.EksTCSTCzX3、“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，各种冲突交织在一起，使发电机组运行方式支配更加困难，调度支配支配将进一步成为发电企业关注地交点，“三公”调度冲突更为突出.Sgs28CnDOE4、峰谷差接着加大，调峰冲突更为突出.依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，预料明年电网峰谷差将进一步增大，相反火电供热机组增加，降低了火电调峰实力，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，电网调峰电力不足冲突将进一步加剧.6craEmRE2k（九）电网过度依靠平安稳定限制装置2009年末东北电网装有平安自动装置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.目前东北电网运用地低频减负荷装置有两大类：一类为专用低频减载装置，包括：北京继电器厂生产地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地，将低频减载功能与线路微机爱护集成地装置.东北电网现运行地低频减负荷装置共有1550多套.电网运行过度依靠平安稳定限制装置，平安风险大.k8qia6lFh1六、建议及措施（一）为力争实现呼辽直流投产后地电网平安稳定运行，建议：1、敦促并协作设计部门，论证呼辽直流投产后输送实力和运行方式，并依据稳定探讨结论对呼辽直流限制系统提出功能和运行需求.y3qrGQOGwI2、结合2010年东北电网负荷水平、运行特点、风电运行状况，深化开展系统频率特性、呼辽直流投产后地频率稳定限制、发电机频率爱护、电压爱护整定（含孤岛系统及受端系统两部分）、全网第三道防线整定地专题探讨工作，并依据探讨结果确定详细地限制方案，依据统一管理、统一整定原则组织工程实施，落实限制措施.MZpzcAiHKo3、明确呼辽直流限制系统详细功能、运行特性地基础上，提前深化开展送端系统平安稳定限制策略（包括稳控装置地配置、功能和详细策略等）专题探讨，协作有关单位同步实施平安自动装置.0VoHIjMIZ54、敦促并协作科研部门深化探讨呼辽直流送端系统电源次同步振荡、次同步谐振问题，依据探讨结果，督促有关部门在电网侧和电源侧同时实行切实可行措施，在呼辽直流工程投产前落实有关措施，避开呼辽直流送端系统机组次同步振荡问题地发生.dRoQe3gJeM5、进一步加强全网发电机组涉网爱护特殊是发电机组频率爱护地调度运行管理，对于不能达到《电网运行准则》和《风电场接入电网技术规定》技术要求地已并网发电机组，在2010年7月16、在送端开机方式较小时实行交直流并列运行方式；在送端开机方式较大时实行直流单带电源地孤岛运行方式.（二）为解决调峰、调频困难问题，建议：1、依据电监局核对地最小运行方式合理支配电源运行方式.2、加强供电负荷预料和风电负荷预料.3、依据国家电监会关于并网发电厂协助服务考核及补偿地有关规定，主动推动东北电网调峰考核方法地实施，督促并网发电厂严格按规定参与电网调峰.FJn6fxdLH9（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地第三回500kV线路有关工作；2、尽早建成平安变其次台主变，依托基建工程实施吉黑省间电磁环网解环；3、尽早建成梨树变其次台主变，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方式下问题地平安稳定措施；TFmfLhHMWP7、加快公主岭及磐桦地区电网建设工作；8、尽早支配白城电厂机组并网运行；9、提前开展以下专题探讨工作：（1）赤峰地区外送500kV/220kV电磁环网解环探讨；（2）绥中电厂送出系统500kV/220kV电磁环网解环探讨；（3）辽宁南部电网分区供电探讨；（4）吉黑省间电磁环网解环运行方式支配探讨.10、接着深化开展以下专题探讨工作：（1）通辽电网南、北部电磁环网解环探讨；（2）通辽电网对外电磁环网解环探讨；（3）黑龙江西部电磁环网解环探讨.（4）吉林省长春、吉林地区分区供电探讨；（四）针对大量风电持续投入给电网平安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π接220kV赤宝线改接入设计地220kV城东变工程；7Blnh0bNbw3、提前专题探讨风电集中接入地区平安稳定问题，抓紧开展提高500kV青山变220kV系统过渡方式下地区电网外送实力等涉及风电送出地平安稳定探讨工作，依据探讨结果尽快实施有关限制措施；lxlvNKFOpd4、接着推动风电负荷预料有关工作和风电限制有关工作；5、加强风电场调度运行管理工作，特殊是涉网爱护管理工作；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、主动协调不满意技术标准地已运行风电场实施技术改造；10、专题探讨专送风电500kV通道地运行特性，结合有关串补投产对四周火电机组次同步振荡、次同步谐振影响，支配有关运行方式.ztkEju9PET（五）为充分发挥主要能源外送输电通道输送实力，建议：1、提前专题探讨白赤辽输变电工程投产后赤峰外送断面平安稳定问题、辽西外送断面平安稳定问题.2、提前专题探讨通辽及乌盟外送平安稳定问题.3、抓紧专题探讨松白电网外送平安稳定问题.4、接着深化探讨黑龙江东部外送平安稳定问题.（六）针对局部地区仍存在电网供电实力及供电牢靠性不高问题，建议：1、接着开展呼伦贝尔盟电网新建电源有关平安稳定探讨工作，深化探讨呼伦贝尔盟电网与东北电网联网方式，依据探讨结果支配地区电网运行方式，并开展有关工程建设工作.NpjMPeCQTA2、接着开展兴安盟电网与东北主网联网有关平安稳定探讨工作，提前开展京科电厂并网有关平安稳定探讨工作，依据探讨结果开展有关加强联网工作.1ljUlY6R8h3、专题探讨加强辽宁省本溪地区供电实力地方式和方法，并依据探讨结果开展后续工作.4、专题探讨加强辽宁省朝阳地区供电实力地方式和方法，并依据探讨结果开展后续工作.5、加快500kV抚顺变～蒲河变输变电工程建设，提前探讨地区平安稳定问题，依据探讨结果确定电网运行限制策略.fhi3RIASmX6、滚动探讨黑龙江东部电网地区平安稳定问题，依据探讨结果确定电网运行限制策略.（七）针对全网电源过剩、局部地区电源受阻问题，建议：1、提前专题探讨主要负荷中心受电实力.2、提前专题探讨局部地区电源送出实力.3、进行提高吉黑省间交换实力地探讨，落实相关建设工程，提高省网内各断面地外送实力.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地发电实力，推动黑龙江电网机组节能减排工作.scibnr4TBE（八）针对电力、电量平衡存在地问题，建议：1、加强负荷侧管理.在部分地区出现调峰缺额地时间段采纳激励用电侧移峰填谷等手段来缓解电网调峰惊慌局面.G8hjTbyUQk2、加强负荷预料管理.提高负荷预料精度，以便更为合理地支配机组运行方式.3、加强对风电场地运行管理.探讨制定风电接入系统地条件及规范，在符合国家有关可再生能源法规地前提下，加强风电场地风力预料及发电预料等方面地管理，探讨制定有关方法以加强对风电场地运行管理力度.U4gspV1V414、合理支配现有抽水蓄能电站地运行方式，加快新建抽水蓄能电站地建设速度，以增加电网调峰地综合实力.5、依据东北电监局核定地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协助服务考核及补偿地有关规定，主动推动东北电网调峰考核方法地实施，督促并网发电厂严格按规定参与电网调峰.80gAVFvXjI6、接着跟踪火电厂存煤状况，督促火电厂多存煤，刚好向有关单位和部门汇报电煤供应存在地问题，做好缺煤拉闸限电预案，保证电网平安稳定运行.mWfIqpZYyo（九）针对电网过度依靠平安稳定限制装置地问题，建议：1、加强一次网架建设，逐步削减平安稳定限制装置；2、通过合理支配机组方式，降低断面潮流，尽力提高电网平安稳定裕度，削减对自动装置地依靠七、建议政府主管部门帮助解决以下问题（一）统筹考虑制定周密地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；把握好风电开发地时序和节奏，变更目前地方政府化整为零地审批核准方式，使风电发展与电网发展相协调，风电发展速度与电网接纳实力相协调；ASeRW8tZM5（二）完善价格机制、调整电源结构、激励低谷用电统筹考虑风电电量地消纳和价格；配套建设相应地调峰、调频电源；出台激励负荷低谷用电地政策措施等.（三）协调解决基建工程施工难度大地问题针对输变电工程施工常常受阻、施工难度大地问题，政府有关部门考虑能否赐予政策支持.八、东北电监局地建议、要求和措施针对东北电网存在地诸多问题，我们必需以科学发展观为指导，深化探讨，运用政策、技术、经济等各种手段，实行有力措施逐步加以解决.OOeZsSX01M（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协助服务市场，充分利用峰谷、丰枯电价政策，探讨风电上网实施峰谷电价地可行性，激励建设水电和抽水蓄能电站，激励火电机组深度调峰，激励需求侧移峰填谷，缓解调峰冲突.2Kd7YCq1gs进一步加大节能减排宏观调控力度，用市场化或节能调度地手段，优化火电机组结构.建立健全规范地污染物排放指标市场，激励干净能源和可再生能源机组地建设.gGcgumU2v9自“十二五”起先，在实现东北区域资源优化配置地基础上，形成科学严谨地区域电力发展规划.打破省间壁垒，加大跨省输电实力建设，在全网地范围内统筹考虑调峰、调频问题，优化电源结构.uCco06o3JP逐步建立综合资源规划管理体系.将供应侧发输电项目地规划、立项、投资以及价格等环节地核准，需求侧地节能节电项目或需求侧管理项目地规划、立项、投资等环节地核准，由分头管理变为协调一样，建立电力规划地滚动调整机制.IybwwQS4Yw（二）调整电源发展策略依据东北区域经济发展和一次能源地开发水平，在电力发展规划中，应适当调整电源地发展战略，着力解决调峰实力不足，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地依靠程度，优化电源结构.VubF2zm5dd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地比例应为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、税收等方面实惠政策，激励优先建设水电和抽水蓄能电站.9paNyjP6rT加快发展核电站.在负荷中心旁边建设核电机组，是部分替代煤电地一项有效措施，将大大缓解煤炭运输、远距离输电压力，降低对煤炭地依靠和燃煤造成地污染物排放.但核电比例过大，将对电网调峰造成影响.要充分论证.nl9V43j7GA激励发展可再生能源.要大力推动干净能源、可再生能源发展，在确保电网平安稳定运行地基础上，尽可能为清洁能源、可再生能源发展营造宽松地环境.调控风电发展规模和建设速度与电力整体发展相一样.Bh94ANN8Vh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.不激励以多发电、少调峰为目地地现有纯凝机组供热改造.Pd8c6xh9aX放缓大容量纯凝机组发展速度.在目前供大于求地供需形势下，除煤炭基地旁边外，其它地区，尤其是煤炭资源短缺地地区，应当限制高参数、大容量纯凝机组地发展.煤电基地地建设规模要与电网建设相适应.397kCgKaoE（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，提高电网输送实力，以便扭转电网建设滞后于电源建设地被动局面.同时，网架地进一步加强可以增加电网接纳风电等可再生能源地实力，为东北及蒙东地区下一个经济旺盛阶段地可持续电力能源发展供应坚实地物质基础与保证.h57t70ebDk由于电源建设规模必需与接入电网地规模和结构相适应，因此要进一步重视电网接纳实力建设，将电源基地规划与电网接纳实力统筹考虑.建议国家在核准电源项目时，将接入系统工程作电源项目配套工程一并核准，保证电网接入系统工程与大型电厂同步建设，确保电厂刚好并网发电.v16BDKIcS1（四）加快智能电网地探讨和建设我国智能电网地建设重点在末端电网（用户需求侧），用户用电设备地智能化是关键点之一.电力用户接入智能电表，通过与电网进行信息交换，刚好感知波峰波谷电价，自行调整用电策略，可以削减电网峰谷差、提高电网牢靠性、便利可再生能源分布式接入电网等.JX6J9ucd6I（五）加强风电预料技术探讨和应用、统一调配全网调峰实力风电预料是增加调度机构对风电不确定性地了解，并增加调度机构对这种不确定性限制实力地关键工具之一.为提高对风电地预料实力及在恶劣天气下地调度水平，全部风场应具备现代化地风力预料系统，以加强和改进风场地日前、小时前和实时风电输出预料.XT5SFeGelo针对风电地特点，适当变更电网调度运行方式，实现全网统一支配调峰和备用，扩大资源优化范围，尽可能接纳更多风电并网运行.aP40bY9fA5（六）采纳市场化手段、优化资源配置依据国家电力体制改革和电价改革政策，结合东北区域实际，充分发挥区域、省（区）两级市场平台地作用，逐步建立和完善区域电力市场体系，充分发挥市场优化配置资源地作用，通过市场为投资者给出价格信号和供需形势，引导规划和投资，促进电力资源优化配置，保证电网平安稳定运行.oL48HHDgOM当前，东北电监局将尽快修订东北电网并网发电厂协助服务补偿和并网运行管理考核方法，组织核定新建电厂和新投产机组最小运行方式，以适应风电快速发展及电网调峰地须要.CH3hdr7h3s探讨建立协助服务市场.采纳市场化手段解决调峰问题是我们将来一个时期内地工作重点，调峰是协助服务地主要内容，采纳市场手段和行政手段（按年度滚动核定电厂最小运行方式）相结合地方式，建立协助服务市场，发挥价格杠杆作用，激励发电机组参与调峰工作，在确定程度上缓解电网调峰冲突.QC2pJbBii9（七）加强供热机组监管工作目前供热机组利用小时数远高于非供热机组，以供热为由不参与电网调峰地现象特别普遍，加强对供热机组建设和改造地管理，建设和完善供热机组供热在线监测系统，尽快实现全网供热机组供热状况在线监测，强化供热机组监管力度，充分利用供热机组调峰实力，缓解电网调峰冲突.4y2xfV5jxP（八）做好电厂涉网平安性评价和技术监督工作近期，为进一步提高并网平安性现场评价评审工作质量，保障电网平安稳定运行，依据国家电监会办公厅《关于印发<发电机组并网平安条件及评价（试行）>地通知》（办平安【2009】72号）地相关要求，东北电监局组织区域内电力专家及主要评价人员进行研讨，通过前期调研、分专业分组探讨及集中研讨等方式，编制并印发了《东