电网运行情况介绍及下一步工作安排
2014年5月份，500kV武川变投运，新增武川变到察右中变双回线路，内蒙古电网500kV输送能力有所提高，各断面输送能力分别为：布乌+断面磴河断面1200MW、响布断面1200MW、坤德断面450MW、呼包断面3150MW、呼丰断面5000MW、内蒙外送断面4000MW。
电网西部断面极限增加，一定程度上缓解了大乌海地区电力送出问题；500kV呼丰断面极限虽然增加500MW，但呼包断面极限只增加了150MW，电网西部装机富裕容量仍然不能送到呼市及以东地区，电力平衡依然困难。
一、2014年上半年工作总结
1、电网运行情况
内蒙发电机组容量的构成：截止2014年6月底全网统调发电装机容量4783万千瓦。
其中直调装机容量4635万千瓦，火电机组装机容量3318.7万千瓦（燃煤机组装机容量3252万千瓦，燃气机组装机容量66.5万千瓦），水电装机容量54万千瓦，风电装机容量1129.6万千瓦，光伏装机容量133万千瓦。
自备机组装机容量为696.7万千瓦，占直调火电机组的20.99%。
供电负荷运行水平： 1-6月份电网地区用电负荷最大1564万千瓦（6月17日），同比增加15.5%，最小1077万千瓦（1月31日）同比增加16.8%；网供（网供=全网发电-东送）最大负荷2259万千瓦（6月17日），同比增长13.3%，最小1780万千瓦，同比增长14%。
发电负荷运行水平： 1-6月最大发电负荷2622万千瓦（6月18日），同比增长10.13%，接纳风电769万千瓦（5月24日），同比增长8.41%。
二、存在问题
1、由于电网中东部地区（包括呼市、薛家湾、乌兰察布及锡林郭勒地区）电源点缺乏且东部地区负荷增长较快；西部地区（包头及其以西地区）装机容量富裕，负荷增长较慢，电网存在电源点分布不均衡、西部窝电的问题。
中、东部地区在现有负荷基础上，中、东部机组开全方式且机组出力不受阻的情况下（不考虑风电和光伏出力），基本可满足中、东部地区及东送供电，但是没有裕度。
一旦机组正常检修或发生非停，会造成电网中、东部地区供电及东送电力平衡困难。
2014年1-7月，发生降低东送电力81次（7月份次数最多，23次），最大降幅2000MW；地区供电受限天数36天，最大受限电力1860MW（5月29日）。
电网西部装机富裕容量仍然不能送到呼和浩特及以东地区，电力平衡依然困难。
2、内蒙古电网的电源结构比较单一，供热机组装机比例较高，导致供热期电网调峰能力不足。
同时，自备电厂在全网装机中占比较大，自备电厂机组自发自用，不参与自由负荷波动调整，不参与全网日常调峰，严重影响电网调峰能力及新能源接纳。
3、风电受季节性的制约，不能作为电网常规电源使用，风电的大规模接入及其随机性、间歇性、难以准确预测给电网运行
方式及输变电检修安排、实时调度及正常调峰增加了很大的难度。
4、由于结构性问题，内蒙古电网近年来短路电流迅速攀升。
存在500kV电网规划建设同时，220kV电网未能及时梳理和分区；大量电源接入220kV系统，500kV网络短路容量未能充分利用；受电源分布影响，部分节点电源接入过于集中；系统接地点多，接地方式缺乏优化等问题，导致大量变电站单相短路电流高于三相短路电流。
包头铝业新建机组将并网运行，500kV包头北变220kV侧短路电流超标，需将220kV侧分列运行，直至冬季500kV 包头西站投运后方可解决；君正、东源科技的新机组并网运行，导致500kV吉兰太变220kV侧短路电流超标，吉兰太主变需加装小电抗。
同时乌吉二线和东源电厂投产后吉兰泰地区供电可靠性及供电能力均得到提高。
凤吉线、风里线、乌吉一回之一停电时，该区域不需要大量限电。
5、内蒙古电网各类稳定问题仍将制约电网的输送能力。
内蒙古电网存在多处暂态稳定问题，导致部分电源如达拉特电厂送出受限；内蒙古电网存在多处电压稳定问题，导致部分地区如鄂尔多斯地区、薛家湾地区、乌兰察布地区在停电方式下供电受限；内蒙古电网仍有较多起联络作用的老旧线路，发生N-1故障，会造成其它细截面导线过载，热稳定制约了输送能力，如巴彦淖尔地区、包头地区、呼和浩特地区、薛家湾地区、乌兰察布地区。
应随500kV主网建设实现220kV分区运行，并随地区电网改造，
更换老旧线路，同步解决各类局部稳定问题。
三、2014年调度计划专业下半年重点工作安排
1、完善与提升安全校核工作
下半年，在逐步完善内蒙古电网优化调度系统（OPS）的前提下，调度计划专业将充分利用新EMS系统功能强大、实用性强等特点，与OPS系统相结合，完善和提升安全校核工作。
结合月度检修计划、基建投产计划和电力平衡情况，和相关处室一起评估下月电网运行风险，针对检修方式进行安全校核，制定相关措施，并形成月度安全分析材料。
编制日前安全分析报告，根据次日负荷预测、机组开停方式及检修工作安排，进行日前安全校核，提示相关风险点，提出相应预控措施，保证电网的安全稳定运行。
2、加强负荷预测考核管理，提高预测管理水平
2014年下半年，计划专业一是做好负荷预测功能专项升级改造工作；二是将完善负荷预测管理流程，修订岗位职责，提高负荷预测管理水平，三是将数值气象信息引入预测系统，提高预测技术水平。
地区电网负荷预测管理方面，将母线负荷预测工作纳入常态化管理，定期发布各地区预测结果的准确率及合格率，促进大家认识负荷预测工作的重要性，加强和提高负荷预测管理水平。
3、继续做好电网检修计划安排，保证电网安全稳定运行
下半年，计划专业将在保证电网安全稳定运行的前期下，深化检修管理，合理安排电网检修计划：加强对检修计划执行情况的刚性管理，提高检修效率；严格执行状态检修工作标准及导则，
合理安排检修计划；进一步贯彻《条例》精神，确保电网安全稳定运行。
4、加强计划管理，提升优化调度能力和经济调度效益
完善调度计划安全校核功能，实现电网运行结构的统一管理和电力资源的优化配臵，强化电网年度、季度、月度、日调度计划综合协调能力和电力电量平衡管理能力；逐步落实国家能源政策，实现火电、水电、风电的互动协调与联合优化调度，提升中长期优化调度能力。
全年各月强化机组检修管理，在保障电网安全稳定运行和电力安全供应的前提下，统筹安排机组常规检修计划和脱硝改造计划；重点针对2014年发电企业脱硝改造任务繁重，做好检修计划的滚动调整与综合协调，督促发电企业加强机组检修工期及质量管理，提升主力机组可用率及安全运行水平。
5、深化检修计划管理，强化电网检修计划动态调整意识
2014年，内蒙古电网基建、技改工程规模仍将维持在较高水平，在不断变化的电网运行情况下，安排好这些项目的停电施工和启动投产，协调好电网与电厂之间的停电计划，尽可能减轻对电网供电的影响，仍然是调度计划处的重点工作。
调度计划处将在今年基建、技改和检修的停电计划方面做以下几项工作：一是加强中长期检修计划的统筹安排，提前协调各地区的检修计划，提高各地区月度检修计划的合理性。
二是加强重大技改检修计划管理，提前介入重大停电计划编制，细化重大停电方案的分析工作。
三是加强电厂电气设备检修计划的刚性管理，统筹安排
电厂机组与电网电气设备检修计划，减少因电网设备停电导致机组出力受限的检修计划。
要针对极端天气、政治保电、重大社会活动等因素，加强电网运行监视，动态调整次日检修计划，重点做好电网集中检修期间的计划编排、安全校核、措施审核等工作。
6、严格执行状态检修工作标准及导则，合理安排检修计划
2014年，为进一步深化公司电网输变电一次设备状态检修工作，确保工作规范、扎实、有效开展,实现设备检修模式从定期检修到状态检修的根本性转变，各供电单位要严格执行公司在状态检修方面的工作标准及导则，各发电企业亦应深入开展状态检修工作，进而提高设备检修工作的针对性和有效性，合理降低检修成本。
同时，加强对检修计划执行情况的刚性管理，提高检修效率，按照应修必修、修必修好、一次停电综合配套、生产与基建配合检修的原则，统筹安排检修计划；电厂与电网之间的联络线检修，需要电厂与地区调度进行沟通和协调，原则上一条线路一年只安排一次停电检修，尽量避免重复停电。
7、继续深入贯彻落实《条例》精神，确保电网安全稳定运行
国务院599号令对供电可靠性的要求大幅提高，内蒙古电网部分地区存在不满足条例的隐患，如吉兰太、棋盘井、高新、布日都、响沙湾、宁格尔、锡林浩特、多伦等地区。
迎峰度夏期间，内蒙古电网将尽量合理安排运行方式，优化输变电设备检修计划，避免或减少限电发生。
要求各单位在出现单回线路送电或单
母线运行等情况时，要重点加强相关运行设备的维护，提前控制负荷，避免造成解网、小地区解列、全厂(站)停电或电网结构破坏，做好相应事故预案及负荷控制方案，不发生运行方式安排不当造成的电网事故、设备损坏事故，确保输变电设备停电期间电网安全稳定运行。