东北区域2024年度电网运行方式工作报告.docx

东北区域2024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2024年东北电网运行状况一、2024年东北电网新（改）建设备投产状况及系统规模二、2024年东北电网生产运行状况分析（一）电力生产及发供电状况（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）水库运行状况三、2024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（二）网架的主要变更及结构特点（三）2024年东北电网风电运行有关状况其次部分2024年度东北电网运行方式一、2024年东北电网新（改）建设备投产支配二、电力生产需求预料（一）负荷预料（二）发电预料（三）电力平衡分析（四）调峰实力三、2024年东北电网水库运行方式（一）来水预料（二）2024年水库运行支配四、2024年东北电网网架结构（一）东北电网网架结构概况（二）2024年东北电网主网架结构变更五、2024年东北电网运行特点及存在问题六、建议及措施七、建议政府主管部门帮助解决以下问题（一）统筹考虑制定周密的可再生能源发展政策（二）考虑变更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）电网建设叮电源建设协调发展（四）加快智能电网的探讨和建设（五）加强风电预料技术探讨和应用、统一调配全网调峰实力（六）采纳市场化手段、优化资源配置（七）加强供热机组监管工作（八）做好电厂涉网平安性评价和技术监督工作（九）进一步加强应急管理和应急实力建设工作（十）切实加强电力系统平安风险探讨分析国家电监会输电监管部：2024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（2024）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2024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仔细部署，提出了详细工作要求。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、平安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2024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、继电爱护处、通信管理处负责人及有关人员参与了会议。会议听取了电网企业2024年电网生产运行状况、2024年电网运行方式以及调度自动化、继电爱护、通信系统运行方式的汇报，了解了企业平安运行状况，分析了电网运行存在的主要问题并明确了2024年重点工作支配。东北电监局负责人对网省电力公司在2024年电网运行方面所做的工作予以确定，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，针对存在的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2024年度电网运行方式工作报告如下：第一部分2024年东北电网运行状况一、2024年东北电网新（改）建设备投产状况及系统规模2024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50OkV输电线路34条，长度3126.991公里；22OkV输电线路115条，长度2422.11公里。新增50OkV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13026MVAo表一：2024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2024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。50OkV输电线路Ill条，长度13247.937公里；22OkV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；22OkV变电所389座，变压器703台，容量87486.5MVAo表二：2024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、2024年东北电网生产运行状况分析（一）电力生产及发供电状况2024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%。2024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。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541亿千瓦时，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2024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.2024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，810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100OMWo2、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起先供热，约占火电总运行容量的38%,这些机组为保证供热要求，参与电网调峰实力大幅度下降。为满意电网调峰须要，在系统己无常规调峰手段时，非供热机组必需实行特别规调峰措施。3、水电机组装机比例逐年下降。截至到2024年底全网水电装机容量6614.7MW,较2024年仅增加414MW,占电网运行容量14.42%左右，较2024年15.65%下降约1.23个百分点。由于2024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。4、风电发展迅猛。截至到2024年底全网风电投产容量已达6272MW,较2024年增加3249MW,占电网运行容量13.67%,较2024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的反调峰性，加大了电网调峰、调频难度。尤其进入2024年冬季以后，全网低谷时段风电的运行容量常常超过2000MWo5、火电机组运行不稳，非支配停运容量居高不下。2024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）O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的重要缘由之一。（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50±0.1Hz为99.997%,比2024年下降0.0014个百分点;50±0.2Hz为99.9997%,比2024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。2024年一次网损率完成2.59%,比2024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%o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2024年持平。一次网损电量为20.4亿千瓦时，网损率为1.61%,与2024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。吉林电网50OkV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008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。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2024年度降低0.4个百分点。（四）水库运行状况2024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。2024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、2024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500kV220kV联络线电磁环网解环，这是东北电网首个省间500kV220kV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建了条件。（二）网架的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50OkV输电通道。2024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、蒲梨的线及沈东变#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500kV220kV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。(2)辽宁南部50OkV电网双环网基本形成。2024年6月下旬至Il月末，辽宁南部电网先后投产了50OkV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。(3)加强辽宁西部500kV电网输变电工程接连投产。2024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。2、吉林中北部电网得到进一步加强2024年吉林中北部电网先后投产了50OkV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、蒙东通辽地区供电实力接着加强2024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50OkV系统明显加强2024年，黑龙江电网内(包括伊敏电厂送出系统)先后投产了50OkV兴黑线及黑河变换流站、大松#1线、大松井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50OkV电网己经形成环网，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。(三)2024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的区域电网。2024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：1209MWo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，符合东北地区季节的气候变更特点，给系统造成反调峰的状况越来越明显。同时，由于风电机组出力的不确定性，特殊是在电网用电低谷主要靠火电机组进行调峰、调频的时段，火电机组的调整速度远不及风电机组的变更速度，这将加大电网低谷时段调峰、调频工作的困难程度。预料2024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，2024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的关键因素。以2024年12月为例，东北电网最小负荷为30000MW左右，峰谷差为】OOooMW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的调峰率为35%、非供暖期间的调峰率为40%,则2024年东北电网风电接纳实力在1650MW4050MW之间。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。其次部分2024年度东北电网运行方式一、2024年东北电网新（改）建设备投产支配2024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±50OkV直流输电线路1条，长度908公里；新建、改建50OkV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21995MVAo表三：2024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14614913337595.7339.18524682.255二、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2024年上半年东北地区用电负荷将接着保持快速上涨的趋势，而由于2024年下半年用电负荷的快速回升，2024年下半年增长速度将明显减缓。预料2024年全网全社会用电量将比2024年同比增长5.06%。预料2024年辽宁省、吉林省、黑龙江省、蒙东最大电力分别比2024年平均增长16.06%、13.37%、8.15%和7.51%。综合考虑以上各种因素,预料东北电网2024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%o2024年全网统调用电量预料达2658亿千瓦时，同比增长5.52%。（二）发电预料1、发电支配（结合购电合同）:2024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、备用容量支配以及检修容量。2024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。2024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，2024年东北电网电力供应整体上持续2024年供大于求的形势，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。1、全网按100%电煤状况平衡结果如下（1）东北电网2024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，2024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l3000MWo（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的电力供应不足局面。假如2024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100OMW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100oMW5100MW之间，若考虑省内水电和风电最大电力盈余达6000MWo2、全网按75%电煤状况平衡结果如下(D2024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，2024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。(四)调峰实力预料2024年全网最大峰谷差为11390MW,比同期增长5%。2024年全网调峰形势将比2024年更加严峻，主要缘由如下：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2024年底，全网预料风电装机容量将达到15400MW；5、夏季水电大发及2024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、2024年东北电网水库运行方式(一)来水预料从1997年到2024年长达13年中，除2024年一年为丰水外，其余12年均为枯水。预报结果：一是2024年可能是这个枯水段的最终一年，即来水为平水偏枯年份，但来水明显好于特枯来水的2024年、2024年；二是由于资料统计带来的时序分析误差，也不解除转折年的提前，即2024年是由枯转丰的转折年份，出现水库流域总体来水平水，个别水库偏丰的状况；三是出现总体丰水或特丰的状况的概率不大；四是2024年至2024年为丰水段；五是2024年或2024年为特丰水年。预料2024年综合来水频率67%54%,为偏枯平水水年(举荐偏枯来水)，预料2024年全网水电可调发电量约81.9391.32亿千瓦时。（二）2024年水库运行支配1、水库调度目标是力争汛前（6月末之前）水库水位更原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，依据来水状况刚好提前调整；汛后期（8月10日一20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）发电方式限制，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支配和调度调整，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米限制），供水期末（3月末）水丰水库水位初步按不超过96米限制。由于目前水丰水库实际运行水位已处于破坏区，严峻偏低，中朝双方应努力严格限制水丰全厂发电量。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米之间驾驭；9月1日9月30日263.5米。四、2024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，仍需采纳500kV和220kV两种电压等级电磁环网的运行方式。依据东北电网的电源、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50OkV丰徐祥1线、丰徐祥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50OkV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）2024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。2024年呼伦贝尔-辽宁直流支配投产，50OkV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。2、青山一北宁一渤海双回线路投运，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、辽西外送断面输电实力。3、瓦房店变投运，50OkV瓦房店变投运，瓦房店变冗入50OkV金渤线、南渤线，新增2台IO（X）MVA变压器，增加了大连地区变电容量，提高了供电牢靠性。4、雁水变升压，新增1台100oMVA变压器。南雁甲线升压为50OkV线路，南雁乙线升压后与金南#2线对接。5、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50OkV变电站，新建通榆变至梨树变50OkV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、2024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、2024年呼辽直流投产后东北电网运行概况2024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50OkV伊冯甲、乙线构成的交直流混联输电通道送往主网，其中：呼辽直流干脆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，50OkV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100O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，预料全网运行容量为40000MW左右，风电将占全网运行容量的25%以上。到2024年风电将成为东北电网其次大电源，预料到2024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。2024年10月呼盟地区电网己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机组等盈余电力须要通过50OkV伊冯甲、乙线送出。因此，2024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50OkV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，为满意供热需求，常规火电机组开机方式较大，2024年冬季电网峰谷差将进一步增大，预料最大峰谷差将超过I100OMW,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的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的有关规定，主动推动东北电网调峰考核方法的实施，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，2024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。（四）大量风电持续投入给电网平安运行带来极大困难2024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、输电通道输电实力和电压稳定等均有较大的影响，受电网结构限制，部分电网不能满意地区火电、风电同时满发需求。（五）主要能源外送输电通道平安稳定问题突出进入2024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平安稳定问题。为充分发挥能源基地对东北电网的支撑实力，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。（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-I方式下频率、电压稳定问题。2024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台机组出力运行的条件。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的可能。2、辽宁省木溪地区供电实力仍显不足；辽宁省铁岭、清河地区N-I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。3、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-I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2024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2024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。2、蒙东通辽地区盈余电力在1400MW以上,2024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台机组出力运行的条件。4、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2200MWo5、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依据对2024年东北电网运行形势分析预料，2024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，2024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的关键因素。而非供暖期电煤供应足够时，电网供大于求的供需冲突也极为突出。2