2)控制丰辽、梅李、梅虎线北送电力之和不大于750MW，计量端分别为500kV辽阳变电所、李石寨变电所和虎石台变电所。
9.3部分线路停电方式 9.3.1丰辽线停电方式 1)有关线路南送电力控制
①控制梅李、梅虎两回线南送电力之和不大于500MW，计量端为220kV梅河变电所。
②控制清四、清巨两回线南送电力之和不大于400MW，计量端分别为220kV四平变电所、巨丰变电所。 ③有关丰白系统、辽宁中部联络线南送电力控制分别见6.3及4.6节。 2)有关线路北送电力控制
①控制梅李、梅虎两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为220kV李石寨变电所、虎石台变电所。 ②控制清四、清巨两回线北送电力之和不大于400MW，计量端为清河发电厂。 ③有关辽宁中部联络线北送电力控制见4.6节。 3)安全自动装置的使用
丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见？？？6.3节。 9.3.2梅李（梅虎）线停电方式 1)有关线路南送电力控制
①东丰变丰白系统微机稳定控制装置正常投入时，有关线路南送电力控制见表9-2。 表9-2
白山厂机组运行方式 1、5号机均停运 1、5号机之一运行 1、5号机均运行 ②丰白系统南送电力控制见6.7节。 2)有关线路北送电力控制
①控制丰辽、梅虎（梅李）两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为500kV辽阳变电所和220kV虎石台变电所。
②丰辽、清四、清巨线北送电力控制同正常结线方式。 3)安全自动装置的使用
丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见6.7节。 9.3.3清四（清巨）线停电方式下的电力控制
1)丰白系统微机稳定控制装置正常投入时，有关线路南送电力控制见表9-3。 2)有关线路北送电力控制
①控制丰辽、清巨（清四）两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为500kV辽阳变电所和清河发电厂。 表9-3
白山厂机组运行方式 1、5号机均停运 1、5号机之一运行 1、5号机均运行 10吉林中部联络线 10.1吉林中部联络线
10.1.1吉林电网中部与南部电网之间的联络线主要由500kV丰合线，220kV春公四（清四）、西巨（清巨）、松丰、松磐梅、电岭西等六回线路组成，简称吉林中部联络线。其简化示意图如下：
丰辽、清巨(清四)线南送电力之和 400MW 450MW 500MW 丰辽、梅李、梅虎线南送电力之和 同正常结线方式 同正常结线方式 同正常结线方式 丰辽、梅虎(梅李)线南送电力之和 丰辽、清四、清巨线南送电力之和 600MW 700MW 800MW 同正常结线方式 同正常结线方式 同正常结线方式 ②丰辽、梅李、梅虎线北送电力控制同正常结线方式。
10.1.2吉林中部联络线是吉林中部电网与南部电网电力交换的主要通道之一，吉林中部火电机组发电较多时，其过剩电力（含龙江部分过剩电力）主要通过丰合、春公四（清四）、西巨（清巨）等三回线路南送，送出电力最大可达700MW以上；当吉林中部火电发电较少、需从外部受电时，其所需电力主要通过丰合、松丰、松磐梅、西巨（清巨）、公四（清四）等线路受入，最大电力可达600MW以上。
10.1.3吉林中部联络线的主要问题是南送或北送潮流较大时，有关线路跳闸尤其是500kV丰合线跳闸引起其余220kV线路过载。随着北部电源的增加，吉林中部联络线北送卡脖子问题有所缓解，但因其南送潮流水平增长幅度较大，南送卡脖子问题更为突出。 10.2正常结线方式
10.2.1有关联络线南送电力控制：
控制丰合、春公、西巨线南送电力之和不大于750MW，计量端分别为500kV合心变电所和220kV长春、西郊变电所。
10.2.2有关联络线北送电力控制：
1)控制丰合、公四、西巨线北送电力之和不大于750MW，计量端分别为500kV东丰变电所和220kV四平、巨丰变电所。
2)控制丰合、松丰、松磐梅线北送电力之和不大于750MW，计量端分别为500kV东丰变电所和220kV梅河（或磐石）变电所。
3)控制丰合、清四、清巨线北送电力之和不大于750MW，计量端分别为500kV东丰变电所和清河发电厂。 10.3部分线路停电方式
1. 丰合线停电方式
1)有关联络线南送电力控制
1. 控制春公、西巨两回线南送电力之和不大于400MW，计量端分别为220kV长春变电所和西郊变电所。 2. 有关丰白系统南送电力控制见第6.4节。
2)有关联络线北送电力控制
①控制公四、西巨两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为220kV四平变电所和巨丰变电所。 ②控制松丰、松磐梅两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为500kV东丰变电所和220kV梅河（或磐石）变电所。
③控制清四、清巨线北送电力之和不大于400MW，计量端为清河发电厂。 3)安全自动装置的使用
丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见？？？节。 4)其它同正常方式。
10.3.2春公、公四（西巨）线之一停电方式 1)有关联络线南送电力控制
控制丰合、西巨（春公）两回线南送电力之和不大于400MW，计量端分别为500kV合心变电所和220kV西郊变电所（长春变电所）。 2)有关联络线北送电力控制
①控制丰合、西巨（公四）两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为500kV东丰变电所和220kV巨丰变电所（四平变电所）。
②丰合、松丰、松磐梅三回线北送电力控制同正常结线方式。 ③丰合、清四、清巨三回线北送电力控制同正常结线方式。 3)其它同正常方式
10.3.3松磐、磐梅（松丰）线之一停电方式
1)控制丰合、松丰（松磐或磐梅）两回线北送电力之和不大于400MW，计量端分别为东丰变电所500kV侧和220kV侧（梅河变电所或磐石变电所）。
2)丰合、公四、西巨三回线送电电力控制同正常结线方式。 3)丰合、清四、清巨三回线送电电力控制同正常结线方式。 4)有关丰白系统南送电力控制见第6.10节。
5)丰白系统微机稳定控制装置的使用方式见？？？节。 6)其它同正常方式 11吉黑省间联络线
11.1黑龙江省电网与吉黑省间联络线
11.1.1黑龙江省电网现有装机约9200MW，最大负荷接近5300MW。该系统与主网间（即与吉林省网间）共有五回联络线。五哈线改进哈东变后，经由500kV合南线与220kV松五东、东舒榆双南、长新等三回线并列的电磁环网与主网相联，上述四回线简称吉黑省间联络线。另一回镜敦线开环运行。存在的主要问题是：吉黑省间联络线联系薄弱，吞吐能力不足，电磁环网问题突出。500kV合南线跳闸后可能引起其它三回220kV联络线过载，或因无功大量缺额而失去电压运行的稳定性。以保证单相永久接地故障时的系统暂态稳定以及任一回联络线事故方式下系统的热稳定为条件，现行吉黑省间联络线送受电能力仅为700MW，远不能满足系统运行的需要。哈三B厂3号机组、伊敏电厂1号机组、鹤岗电厂1号机组投产后，问题更为严重。
11.1.2哈三B厂3号机组经220kV三西丙、丁线接入哈西变电所，哈西变与500kV哈南变之间通过220kV南西丙、丁线相联；220kV三康线由哈三Ａ厂移至B厂。哈三B厂3号600MW机组与吉黑省间联络线吞吐能力相比容量过大，在龙江电网通过吉黑省间联络线从主网大量受电的方式下，哈三B厂3号机组跳闸将是对系统暂态稳定、热稳定及电压稳定的严重威胁。 11.2吉黑省间联络线电力控制
11.2.1正常结线方式下吉黑省间联络线的电力控制
1)龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力不得大于700MW；若吉林中部联络线北送过载，则按不大于550MW控制。
龙江电网从主网受电的计量端分别为：500kV合南线合心变出口，220kV松五线丰满厂出口，220kV东舒线铁东变出口及220kV长新线长山厂出口。
2)龙江电网通过吉黑省间联络线向主网送电电力不得大于700MW；丰辽线停电方式下，龙江电网通过吉黑省间联络线向主网送电电力不得大于400MW。 龙江电网向主网送电的计量端分别为：
500kV合南线哈南变出口，220kV五东线哈东变出口，220kV榆南线哈南变出口，220kV长新线新华厂出口。 3)大发水电方式另行规定。
11.2.2在合南线停电方式下吉黑省间联络线的电力控制 1)合南线停电方式下龙江电网从主网受电控制
①哈三B厂3号机组运行方式下，龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力不得大于200MW。 ②哈三B厂3号机组停运方式下，龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力不得大于400MW。 2)合南线停电方式下龙江电网通过吉黑省间联络线向主网送电电力不得大于400MW。
11.2.3松五、五东线，东舒、舒榆、榆双、南双线及长新线之一停运方式下龙江电网通过吉黑省间联络线从主网受电电力和向主网送电电力均不得大于400MW。 11.3有关安全自动装置的使用
11.3.1哈南变合南线振荡解列装置投入运行，动作后解合南线开关。 11.3.2哈南变合南线三相跳闸连切主变低压电抗器装置投入运行。
11.3.3新华厂长新线的两套振荡解列装置均投入运行，动作后解本线开关。
11.3.4五东线做为联络线运行时，哈东变五东线振荡解列装置投入运行，动作后解本线开关。 11.3.5南双线做为联络线运行时，哈南变南双线振荡解列装置投入运行，动作后解本线开关。
11.3.6五东线做为联络线运行时，哈东变五东线过功率切负荷装置投入，动作后切哈东变66kV负荷，要求切负荷数量在50MW以上。
11.3.7松五线做为联络线运行时，五常变松五线过功率切负荷装置投入，动作后切五常变1号、2号主变66kV侧开关。
11.3.8五常变松五线跳闸连切负荷装置停用。
11.3.9事故情况下，即使上述有关安全自动装置正确动作，松五、五东线仍有可能过载，请有关部门作好事故预想。
11.4有关联络线重合闸方式及强送规定
11.4.1500kV合南线及220kV东舒、舒榆、榆双、南双、松五、五东、长新、三西丙、三西丁线均只使用单相重合闸，三相重合闸停用；三康线哈三B厂侧使用单相故障重合、相间故障不重合方式的三相重合闸。 11.4.2有关联络线的强送规定
有关线路正常方式下一回线事故跳闸后的强送或计划检修后充电的规定见表11-1： 表11-1 线路名称 合南线 强送或充电端 哈南变 合心变 松五线 五东线 东舒线 舒榆线 榆双线 南双线 长新线 五常变 五常变 舒兰变 舒兰变 榆树变 双城变 长山厂 新华厂 约束条件 吉黑省间联络线南送不大于300MW 丰白系统南送不大于1200MW 无 无 无 无 无 无 长山厂出力之和不得大于400MW，其中每台大机出力不得大于150MW，且热前、热德线外送电力之和不得大于300MW。 新华厂5号机出力不得大于160MW，且新乐、三火线向哈尔滨送电之和不得大于200MW。 三西丙 三西丁 三康线 哈西变 哈西变 哈三厂 无 无 无 12伊敏电厂和黑龙江西部联络线 12.1伊敏电厂和黑龙江中西部联络线
12.1.1伊敏电厂1号机组以单机单线方式与系统并列，经伊冯大哈500kV线路及相应220kV联络线构成的电磁环网送出。冯屯主变220kV侧尚不具备环并条件,故仅由500kV侧受电，220kV侧不环并；伊敏电厂联变仅由500kV侧受电运行，220kV侧不与地区电网环并。黑龙江西部电网分别经500kV哈大线和220kV三火线、长新线、新乐（哈乐）线与主网相联。
12.1.2伊敏电厂并网发电后，电网安全稳定问题较为突出，一是受吉黑省间联络线南送能力限制，龙江电网窝电问题更趋严重；二是有关500kV线路发生故障时，伊敏电厂、龙江西部电网乃至整个龙江电网的暂态稳定和动态稳定问题，即伊敏电厂、龙江西部与中部电网以及整个龙江电网与主网之间均存在发生稳定破坏事故的可能性。为此，在伊敏电厂和500kV冯屯变、大庆变分别实施了临时安全稳定措施。 12.2正常运行方式下有关规定
12.2.1500kV伊冯甲线、哈大线线路高抗必须与线路保持同一运行状态；
12.2.2500kV系统运行电压不允许超过550kV，伊敏电厂联变三次侧、冯屯主变三次侧、大庆主变三次侧低压电抗器应处于良好状态，由总调根据系统电压情况决定投、停。
3. 伊敏电厂出力及联络线潮流控制
1)伊敏电厂及500kV大庆变有关安全自动装置按规定运行时
①伊敏电厂1号机组有功出力不限，有条件应尽量多发无功。当伊敏电厂500kV电压越限无调整手段机组被迫进相运行时，须控制1号机出力不大于400MW。 ②西部网送出电力控制
当新华厂向长山厂送电时，控制哈大线大庆变出口、三火线火炬变出口、新乐线新华厂出口、长新线新华厂出口从西部电网送出电力之和不大于700MW；
当长山厂向新华厂送电时，控制哈大线大庆变出口、三火线火炬变出口、新乐线新华厂出口从西部电网送出电力之和不大于650MW。 ③西部网受电电力控制 a伊敏电厂1号机组运行时
当长山厂向新华厂送电时，控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口、长新线长山厂出口向西部电网送电电力之和不大于300MW；
当新华厂向长山厂送电时，控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口向西部电网送电电力之和不大于250MW。 b伊敏电厂1号机组停运时
当长山厂向新华厂送电时，控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口、长新线长山厂出口向西部电网送电电力之和不大于700MW；
当新华厂向长山厂送电时，控制哈大线哈南变出口、三火线哈三厂出口、哈乐线哈西变出口向西部电网送电电力之和不大于650MW。
2)伊敏电厂或500kV大庆变有关安全自动装置不能按规定运行时，伊敏电厂1号机组出力及西部电网送、受电力另行规定。
4. 正常方式下有关安全自动装置按如下方式使用：
1)振荡解列装置使用方式
①长新线新华厂侧两套振荡解列装置均投入运行，动作后解本身开关。 ②新乐线新华厂侧振荡解列装置投入运行，动作后解本身开关。 ③三火线火炬变侧振荡解列装置投入运行，动作后解本身开关。
④500kV哈大线大庆变侧振荡解列装置投入运行，动作后不经伊敏电厂就地判别装置远切伊敏电厂1号机组5011和5012开关，伊敏电厂侧远方通道出口逻辑为“二取二瞬时出口”和“二取一延时出口”。 ⑤伊敏电厂500kV伊冯甲线振荡解列装置投入运行，动作后解伊敏电厂1号机组5011和5012开关。?????????⑥???伊敏电厂500kV伊冯乙线振荡解列装置停用。 2)联锁装置使用方式 ①大庆变联锁装置
a大庆变500kV哈大线5011、5012开关三相跳闸远切伊敏机组措施投入运行，动作后经伊敏电厂就地判别装置切1号机组5011和5012开关。就地判别装置内部通道逻辑为“二取二瞬时出口”和“二取一延时出口”。 b大庆变500kV哈大线5011、5012开关三相跳闸联切主变低压电抗器措施停用。 c大庆变500kV哈大线5011、5012开关三相跳闸联切500kV冯大线措施停用。