电网规划建设的作用（范文大全）

第一篇：电网规划建设的作用

电网规划建设的作用

为建设超前于社会发展的供电网络，适应象州经济快速发展的要求，象州供电公司在近几年中先后开展了城网改造、农网改造等电网大会战，加快电网建设步伐，完善网架结构，新建和整改高低压线路，努力把象州电网建设成为结构合理、技术先进、调度灵活、安全可靠、经济高效、适度超前的现代化坚强电网。

城区电网前期欠帐多、底子薄，历年来投入城区电网建设的资金少，档次不高，电网中存在的如中压网架薄弱、互联不强、线路线径小、负荷重、绝缘化水平低，变压器布点不够、容量不足，低压线路绝缘老化、供电半径大等诸多问题逐渐的暴露出来。而同时电网需要改造的项目非常多，如何合理安排好资金，我门要坚持因地制宜，经济适用的原则，抓住改造重点，精打细算。

为美化城市空间环境，我公司在城网规划设计时，特别注重电缆的应用，只要有条件的就实行电缆化改造，露天的变压器进行箱式改造。但是，由于资金不足问题，很多下地项目被上级否定，该为架空线路。

在改造建设线路时，充分考虑变电站之间、线路之间的联络互供能力，提高了线路运行的灵活性和可靠性。35kV线路已实现“手拉手”，10kV线路由于资金原因，尚未达到“手拉手”。

截止2015年12月底，35kV变电站全部达到“双主变”的要求（不含东岗变电站，110千伏沙兰变建成后，配套的线路建成后，就退运）。

在公司广大干部职工的努力下，克服了时间短、任务重、要求高、政策处理难、部门协调多等种种困难，基本完成上级下达的城网改造工程任务及资金（目前仅剩2台箱变没有投运，原因受阻）。在城网改造过程中，我局严格按照上级的要求，苦干实干，抓住此次大规模的城网建设与改造工程的契机，取得了良好的效果，使城区配电网得到了极大的加强。经过改造，配电网网架得到完善，城区线路实现了手拉手供电，线路配变容量控制在相对合理水平，提高供电能力及可靠性；消除了一大批存在时间较长的设备缺陷，提高了设备健康水平；增加了配变布点，缩短供电半径，提高了供电质量，降低低压电网损耗。取得了明显的社会效益和经济效益，得到了当地政府和人民群众的称赞。

按规划建设方案，象州县电网未来三年内，将建设成为以220千伏为龙头，110千伏为骨干，35千伏为主体，10千伏遍布城乡的坚强电网。建成220千伏大满（蓬莱）变、110千伏沙兰变、110千伏齐心变，加上现有的110千伏象州变、110千伏龙旺变、110千伏龙庆变，适度超前于象州县经济发展对电力的需求。

城网改造工程是一项系统大工程，从立项到验收，从安全到质量，一环节多，涉及到方方面面、各个部门，除了协调工作非常重要以外，还要突出重点，不能眉毛胡子一把抓。我公司合理安排，讲究方法，抓住重点，把握关键环节。如工程设计是龙头，在工程前期，我公司集中一批技术力量抓设计进度，保证设计质量。

农电之窗

2005-7-13 11:29:27

摘要：为了更好地落实县城电网建设改造工作，最大限度地提高县城电网的建设和改造质量，本文作者根据前两期的农村电网建设改造情况和县城城区的供用电特性，从四个方面提出了县城电网改造建设中应该注意和需要改进的问题。

关键词：县城电网

建设

改造

问题

县城电网建设与改造工程是旨在改善县城电网运行条件，增强县城电网供电能力，提高县城电网供电可靠性，以更好地满足县城地区用电增长的需要。随着我国一、二期农网改造工程的结束，如何做好县城配网建设和改造工作已成为当前农网改造工程之重点。

一、规划设计方面要本着慎重投入、注重产出，中、低压配电网的改造建设符合县城电网的长远期发展要求，网络框架一次到位的原则

（一）县城电网改造的主导思想要具有前瞻性

县城电网是我国农村电网中的一个重要组成部分，一般分为高压配网、中压配电网和低压配电网三个层次。县城电网的建设和改造工作要结合市政建设规划，充分考虑负荷的分布情况，优化配电台区的布点、位置和投运顺序，划分出相应的供电区域。然后根据负荷对供电可靠性的要求，来设计高中压配电网的结线方式、事故后网络重组的可能性、配电自动化对开关和设备的技术要求等。低压配电网的改造重点放在提高网络供电的连续性和一户一表的改造。既要调整变压器的运行位置与供电线路实现优化组合，又要根据电网中变压器与供电线路分布状况优化负载经济分配和电网经济运行方式。要把降低线路损耗，缓解供需矛盾，提高客户的受电能力，满足客户日益增长的用电需求为目标。进一步开拓电力市场，为商业用电创造良好的用电环境，促进经济繁荣，提高城镇居民生活质量奠定一个良好的发展基础。

（二）重视县城电网的规划，力求县城电网规划合理。

力求避免电网发展建设与城市发展建设互相矛盾、相互制约。县城中、低压配电网是县城的重要基础设施，县城电网的建设改造规划应符合县城发展总体规划和电网的发展规划的要求，并和上级电网规划相适应。因此，在进行配网的建设改造规划设计时，县级供电部门必须取得当地各级政府的理解和支持，要与城建部门密切配合，统一考虑在所有主、次道路的某一侧预留公用线路走径和电缆沟位置，并安排供电设施用地。

（三）搞好配网的负荷预测，确保符合县城电网的发展要求。

近年来县城作为农村经济文化的中心，经济发展水平比较快，带动了电力负荷及用电量的快速增长。但是由于过去欠账过多，尤其是中低压配电网的供电能力欠账过多，导致配电网结构十分薄弱，设备陈旧、供电能力低、互送能力差的现象普遍存在。每当夏季高温负荷的快速上涨时，往往发生配电线路、设备过负荷损坏，造成停电或不得不采用局部控制限电的办法来维持配电网的运行，形成有电进不去或进去落不下的落后局面。为了使县城10KV配电网的建设及客户报装处理适应今后县城发展规划的需要，避免重复建设和改造，减少配电台区供电范围的重叠，对县城供电区域内的负荷、电源点、10KV电网进行预测和规划是非常必要的。

（四）优化中压配电网的电网结构，提高县城电网的供电可靠性。

县城中压配电网的建设原则必须依据《城市电力网规划设计导则》并结合县城供电的特点，从改造和加强现有配电网入手，增强10KV配电网的供电能力，加强电网的结构布局和设施的标准化，提高安全供电的可靠性，做到远近结合、新建和改造相结合，技术经济上合理、实用、可行。不仅要逐步将县城的10KV中压配电网辐射型改成环网结构，还要加强不同变电站之间的10KV电网相互转供能力，在未实现配网自动化的前提下，至少要确保在检修或事故时，能通过调度操作运行。

（五）加快配网自动化的建设进程，提高县城电网的科技含量。

实现中压配电网自动化可以快速隔离故障，缩短事故或操作的停电范围和时间，通过转移负荷减少负荷和电量损失，提高供电的可靠性。然而要实现配网自动化必须具备两个前提条件：一是一次网络规划合理，接线方式简单，具有足够的负荷转移能力；二是变配电设备自身可靠，有一定的容量裕度，并具有遥控和智能功能。由于实现配网自动化的投资很大。因此各地要充分考虑本地区的社会经济发展水平，根据配电网络的现实情况及远景规划，在经济能力能够承受的范围内运作，有目的有重点有计划地进行改造。在配电自动化分阶段实施建设的初期，要有一个总体的考虑，为配电自动化指定一个切实可行的设计原则，通过分阶段投资和分阶段实施配电自动化，最终使得各配电自动化的子系统构成一个健全的自动化大系统。

（六）中低压主网络框架要一次到位，避免因负荷的发展需求而重复改造。

合理进行35KV及以上变电站布局，确保县城电网的电源点应至少有来自于两个不同方向，不同的110KV变电站供电。同时县城的35和110KV变电站要实现双电源或双回路供电，满足

第二篇：农村电网规划

1.农村电网的规划设计包括下列主要内容：(1)调查和搜集电力网现状资料，分析存在的问题，明确规划改造的重点。(2)调查和搜集规划区内国民经济各部门发展规划和人民生活用电的发展变化资料，分区测算用电负荷对近期规划应逐年列出，而中期及远期规划列出规划总的负荷水平。(3)依据农村的总体现划及电力负荷的发展，分析规划的用电水平。(4)分析规划区内无功电源和无功负荷的情况，进行无功平衡，合理地安排无功电源的位置，确定最经济的补偿容量。

2、农村电网规划资料搜集的5项基本要求：①能据以进行电力负荷(电量)的测算；②能满足研究、确定供电方案的要求；③能从所取得的资料进行综合分析，对负荷测算的可靠性、规划方案的合理性、实现规划的可行性进行分析评价；④能据所调查的资料编写规划文件和组织规划文件的内容；⑤能有一个完整的规划指标体系，有利于规划资料的不断完善、积累和补充。

3、农村电网规划的技术原则（1）电压等级

我国目前采用的220/110/35/10kV系统与220/110/20kV系统相比，后者在电网损耗和工程造价方面具有明显的优点。虽然我国已把20kV电压等级列为标准电压等级，但是，目前20kV电压等级的产品很少，况且，220/110/35/10kV系统已形成规模，改造这种系统将要花费巨大的投资、设备、人力，这就为改造110/35/10kv系统为110/20kV的系统增加了因难。然而，从国家的长远利益来考虑，这种改造是必须的。因此，在进行新建或扩建农村电力网规划时，应当对20kv电压等级给以可行性分析

(2)供电半径：电压为l10kV的线路，供电半径应不大于150km；35kV线路的供电半径应不大于40km；10kV线路的供电半径应不大于15km；0.4kV线路的供电半径应不大于0.5km。在供电半径长和负荷密集的地区，根据“密布点、短半径”的原则，增加变电所的布点，以缩短供电半径，从长远目标考虑，应该每乡设一座变电所，以保证电压质量

(3电压质量。保证各类用户电压质量是确定农村电网 允许的最大电压损失的前提，我国国家标准规定：35kV及以上的供电电压，其允许偏差值为-10％～ +10％；10kV及以下的三相供电电压的允许偏差为-7％～+7％；220V单相供电电压允许偏差为-10％～+7％。

(4)主变压器、配电变压器容量比。农村电网主变压器容量与配电变压器容量之比宜采用1：2.5；配电变压器容量与用电设备容量之比宜采用1：(1.5～1.8)。

(5)输电线路路径和变电所的所址的选择。应避开行洪、蓄洪和沼泽、低挖地区，在设计中应采用经过审定的通用设计或典型设计。

4、为了保证供电的可靠性要求，对于农村电网总结出了一系列计算指标，这些指标是：①系统平均停电频率指标(SAIFI)；②用户平均停电频率指标(CAIFI)；③系统平均停电持续时间(SAIDI)；④用户平均停电持续时间(CSIDI)；⑤平均供电可用度指标(ASAI)；⑥平均不可用度指标(ASUI)。

5、在城市电网规划导则中，对于供电可靠性曾提出了N－l准则，也称为供电安全准则，其具体含义是：（1）高压变电所中失去任何一回进线或一组降压变压器时，必须保证向下一级配电网供电。（2）高压配电网中一条架空线路或一条电缆线路，或变电所中一组降压变压器发生故障停运时：1)在正常情况下，除故障段外不停电，并不得发生

电压过低和设备不允许的过负荷；2)在计划停运的情况下，又发生故障停运时，允许部分停电，但应在规定时间内恢复供电。3）在低压电网中，当一台变压器或电网发生故障时，允许部分停电，并应尽快地将完好的区段在规定的时间内切换至相邻电网。

6、农村电力负荷的特点及新特点1有很强的季节性。2地区性。3利用小时少。4排涝负荷对供电的可靠性要求不同。5负荷密度和功率因数低。新特点 ：(1)农业排灌用电增加了新领域。(2)乡镇企业用电量显著增加。(3)负荷随季节波动幅度减小。(4)农村生活用电不断提高

7、最大负荷Pmax、最小负荷Pmin以及平均负荷p称为日负荷曲线的特征值，这3个特征值将日负荷曲线划分为3个负荷区，最小负荷以下称为基负荷区，最小负荷与平均负荷之间为腰负荷区，最大负荷与平均负荷之间为峰负荷区。

2、最小负荷与最大负荷的比值，即Pmax／Pmin，称为日最小负荷率(用β表示)，它反映负荷的变化幅度，其值越小，则变化幅度越大。

3、平均负荷与最大负荷之比，即 p／ Pmax，称为日平均负荷率(用γ表示)，该值反映日负荷变化的不均匀程度，其值越小，表示日负荷均匀程度越差，设备利用率低。

9、农村电网的灰色预测（会用最小二乘法计算最大，最小值）1白色系统：内部结构及参数已知的系统2黑色系统：内部结构及参数未知的系统3灰色系统：内部结构及参数部分已知

10、电源规划的步骤：(1)根据规划县电力负荷的发展水平、分布及现有发电站和区域电力系统的供电能力进行初步的电力电量平衡，算出规划期内电力电量余缺情况，以及在规划年限内需要增加的发电设备总容量或电力系统供电的容量。(2)根据国家的能源政策，结合本地区动力资源情况和现有区域电力系统的分布，提出几种电源布点方案，进行技术经济比较。(3)根据推荐的电源布点方案，再进行电力电量平衡，以便按照逐年的负荷发展确定电站装机容量、进度和变电所的建设规模。在电力电量平衡中，区域电力系统供电方案以电力平衡为主、电量平衡为辅；小电站(火、水)供电方案，均应进行电力电量平衡。(4)在电力电量平衡的基础上，进行无功电力平衡、确定补偿容量、选择无功电源。

11、电力电量平衡的内容：规划地区电力电量平衡是地区用电需要与地区发供电能力之间的平衡。其内容包括：确定规划地区供电综合最大负荷；发电容量和备用容量，水火电容量的分配；确定本系统逐年装机以及需要由区域电力系统供给的电力。

13、小水电站联网运行规划问题1）．要合理选择联网方式：(1)要升压联网。(2)要尽可能专线联网。(3)联网点最好选择在变电所或配电所。2）．要正确选用同期装置；小型水电站常用的并网同期装置是暗灯法手动准同期。在有条件的地方，尤其是专线联网，应该选用ZZB系列自动准同期装置。3）．要重视无功电力电量的平衡。有许多小水电站只注重有功出力，不重视无功电力电量的平衡。殊不知，无功出力不足，不但严重影响电压质量、制约有功出力，而且与大电网结算时，无功电量不足，导致罚款严重，大大减少了发电收入。增发无功：

1、增强励磁

2、提高空载电压

3、改变变压器分接头

4、加设电容器补偿 4）．继电保护要配备恰当(1)应该选用本身带有保护功能的DWl5型或DZ10、DZ20型自动开关作发电机的主送电开关。禁止使用隔离开关直接送电。(2)短路保

护既要考虑外部短路时主开关的动作电流，还要考虑发电机定子或机端短路时由电网提供短路功率时的主开关动作电流，同时，短路保护的动作不仅要跳开主开关，还应联锁灭磁。(3)水电站的继电保护动作值和动作时限都要与电网的保护相配合，以保证保护的选择性。(4)要重视甩负荷保护。事故时，发电机主开关跳开瞬间，由于甩负荷会使发电机组飞车，一是出现过电压使绝缘损坏，二是巨大的离心力会产生机械损坏。对这种情况的抑制，可以增加过电压保护作用于灭磁，另外，利用主开关辅助触点 动水阻防止飞车，能收到满意的效果。

14、小型水电站枯水期柴油发电机组的选配问题1）．机组配套形式(1)20KW以下机组，是否由同一厂家提供，可依实际情况确定。传动方式可采用三角皮带、平皮带。(2)40kW及以上机组，必须由同一生产厂家成套供应，以确保机组质量。传动方式应采用直接传动，以提高运行效率。

2)．机组转速的确定单机容量在250kW以下者，可选用高速柴油机组；单机容量在250～500kW者，应选用中速柴油机组；单机容量在500～800kW者，应选用低速柴油机组。

3)．发电机额定电压的确定 单机额定容量为320kW及以下的同步发电机，几乎全部是额定电压为400V的低压发电机；而单机额定容量为400、500、630、800kW的同步发电机，既有额定电压为6300V的高压发电机，也有额定电压为400V的低压发电机。从农村现有经济条件和承受能力出发，并结合农村现有的技术条件，编者认为，作为枯水期农村小水电供电不足的补充电源的柴油发电机组，当其单机额定容量为630kW及以下时，都应优先选用额定电压为400V的低压发电机组 4)．机组额定容量的确定：根据负荷及电网缺电情况，可以确定所需要设置的柴油发电机组总容量和机组的台数(一般2台)，然后根据单机容量大小及前面所述的原则，选定柴油发电机的额定转速。

16、太阳发电系统的优点(1)太阳能的清洁性。(2)太阳能的广泛性。(3)太阳能的分散性(4)太阳能的间歇性。(5)太阳能电池寿命长

17、小型变电所的优点(1)农村小型化变电所建设占地面积小，仅为常规变电所的1/3左右。(2)基建工程量小、施工方便、周期短。(3)总工程投资减少，仅占常规变电所的2/3左右。(4)延长了设备的检修周期，改变了原来每年一大修、半年一小修、平时临修不停的现象。(5)简化了结线方式。(6)提高了供电可靠性。

18、农村变电所的发展要求。(1)既要满足农业现代化的需要，又要适合我国的国情，走自己的路。(2)研究新技术和开发研制新设备，要结合农网实践，做到技术上先进、安全可靠、检修周期长。(3)农村变电所的总体布局，要注意节省投资、维修方便

19、小型变电所的电气主接线对35kV和66kV侧进线为2回及2回以下时，宜采用桥式接线、线路变压器组接线或线路分支即T形接线；而10kV侧当出线为6回时，可以采用单母线接线，当出线为6回及以上并有两台主变压器时，宜采用分段单母线或简易分段单母线接线。

20、规划小型变电所远动装置时首先应该考虑的对远动装置的三点要求：(1)可靠性(2)实时性(3)经济性

21、“四遥”小型变电所的功能1遥测：用于模拟信号的采集，如：母线电压、线路电流、变压器的有功、无功、频率采集等；

2、遥信：常用于开关状态量的采集，如：继电器触点闭合或是断开，开关的位置信号，保护装置动作信号，调压变压器抽头位置信号；3遥控：常用于断路器的分合与控制；4遥调：常用于有载调压变压器抽头的升降调节。22、110kV无人值班变电所规划方案远动监控和保护分离式系统1)远动、监控和保护的分离式的配置2）分层、分布结构。分层结构是将系统分为变电所层和间隔层。

23、影响变压强容量的因素变压器的负荷状态、负荷性质、负荷增长情况、地区电价、年损耗小时数、变压器价格、变压器的过载能力等，对变压器最佳容量的确定和对现有变压器运行状态的考核均有一定的影响。

24选择电压等级应考虑的因素有如下6项：①国家电压标准；②本网的电压系列;③简化电压等级；④全网经济效益；⑤设备制造能力；⑥电压等级的发展。

25、配电网的容载比是指配电网设备的额定容量Se与所供年平均最高有功功率Pmax之比

26、变电容载比分析 220kV：原Rs=1.8～2.0，修改后Rs＝1.6～

1.935～l10kV：原Rs＝2.2～2.5，修改后Rs＝1.8～2.1

27、线路长度与变压器容量比例的合理配置比例的计算依据有二：一是不同电压等级电网的允许供电半径已给定；二是电网允许损失百分率已给定

29、负荷距结论(1)农村配电线路的布局是否合理，对线路的基建投资、年运行费用、电能损耗、导线材料的消耗量以及电压降等技术经济因素有很大的关系，而线路的总长度和总负荷矩对以上因素起着决定性的作用。(2)在平原地区按面积均匀分布的农村负荷，变电所内引出6根干线(干线之间互成600角)、供电范围接近圆形(即按六角形的供电范围)，有着最好的技术经济指标(即方案S的布局是最好的)。(3)为了使干线上的电压降减少，并有较好的经济效果，支线应在干线同一侧的近电源处引出，并与干线成500~800的角度。(4)导线的截面积应按经济电流密度进行选择，并按机械强度校验。(5)上述结论对于干线为分段等截面的情况也是近似适用的。(6)在进行配电线路布局时，按上述原

则，根据具体情况略有变动，仍旧可以收到相当大的技术经济效果

34、为什么TT系统和TN-C不能并存？在同一低压网中，若TT系统和TN-C并存，则势必使保护接地和保护接零两种防护措施也并存于电网之中，这将会产生严重的后果。

35所谓TN-C系统，实际上就是常说的保护接零系统。其目的是：当受电设备的外壳漏电时，正如图7-7所示，相线经过设备外壳，中性线构成回路，因此，形成单相短路。当设备距电源很近时，线路的阻抗小，单相短路电流很大，继电保护所动作的开关或熔断器可迅速地切断电源

38、提高功率因数的意义1）．改善设备的利用率 2）．提高功率因数可减少电压损失 3）．减少线路损失4）．提高电力网的传输能力

39、低压无功补偿的目标是实现无功的就地平衡。通常采用的方式有三种：随机补偿、随器补偿、跟踪补偿。

第三篇：电网建设

按照国家关于电力行业节能减排的工作要求，提出了建设环境友好型、资源节约型企业的目标，并将其写入了社会责任报告书。作为供电企业，贯彻落实科学发展、节约发展的工作思路，扎实做好降损增效工作，是我们义不容辞的企业责任和社会责任。

线损率综合反映了电力网规划设计、生产运行和经营管理水平，通过对其进行科学有效的分析评估，查找生产、经营、管理各环节存在的问题，进而从技术上、管理上双管齐下，运用科举的措施与方法，实现电网的“降损增效”。降损增效之技术措施

1.1加强配电网规划，加大电网建设改造力度

在电网规划、建设和改造项目安排时应对线损因素给予适当考虑。要以提高城市电网供电可靠性、降损增效为原则，对电源点和配电网网架结构规划进行细化、优化，逐年修编配电网的滚动规划。在技术改造项目立项时应把节能降损提高到国家电网公司重点工作的层面，其中节能降损项目投资比重应大大提高，使节能降损项目措施落实到位，使有限的资金发挥出最大的经济效益。结合迎峰度夏及城网改造，对部分超负荷配变及线路进行改造，根据城市负荷发展情况，及时增加新的电源布点，缩短供电半径、减少迂回供电。

1.2合理调度，提高经济运行水平

加强变压器负荷监测，及时调整负荷，保证三相负荷平衡运行。并根据负荷情况，合理配置变压器，彻底淘汰高能耗变压器要减少变压器轻载、空载和过载的机率。合理选择配电变压器的容量和安装位置，消除“大马拉小车”和三相不平衡现象。调整公用变压器三相负荷，尽量采用三相平衡送电，对于三相四线制低压供电线路，变压器出口处不平衡度应不大于10%。业扩报装宜统一受理，重点处理好负荷分布，调整负荷过重或过轻的线路，合理配置公用变容量。进一步加大降损后评估工作的力度。

1.3加快配电系统自动化建设，提高城网科技含量

配网自动化不仅能有效地减少停电，提高供电服务质量，更重要的是可以减少线路冗余容量，减少线路的投资。因此应对配网自动化进行深入研究，学习韩日等国的先进经验，对配网自动化的实用化进行研究和规划，让配网自动化为降损提供更好的支持。通过配网自动化建设，形成一套配电网信息化、数字化、自动化信息管理平台，实现配电设备运行状态和配电网络实时监控，建立“数字化”配网，实现系统资源共享，提高营销服务水平。

1.4合理进行无功补偿，提高功率因数

结合技改资金，对部分变电站增加的容量集中补偿设备，同时变电站根据电压情况，要及时进行无功补偿电容器投切，结合主变有载调压调档，充分提高供电电压质量；对于线路长、分支多、密度低，且较分散的10千伏配电线路可采取分散补偿和集中补偿相结合；对于变电所10千伏母线，可加装高压补偿电容器。对供区配变容量在100KA及以上的客户安装无功补偿装置，就地平衡无功电量，提高电能质量，降低线路损耗。同时，开展200千伏安及以上客户的不合格计量装置的技术改造。

1.5合理安排设备检修，搞好输、配电线路维护

要尽可能做到供、用电设备同时检修试验，以减少停电时间和次数。搞好输、配电线路维护管理工作，减少泄漏电，主要是清扫、更换不合格的绝缘子，修剪树枝，经常测量接头电阻，发现问题及时检修。对线路消缺等工作，要尽可能采用带电作业，控制停电作业。

1.6推广现代化手段，加快电量远传工作

充分发挥电量采集系统功能，密切关注大中客户和联网电站计量装置的计度情况，加大远程监控力度，适时跟踪并分析电量异常情况。

积极推广配网线路、大客户在线监测系统、集中抄表系统、负荷管理在线检测和用电信息发布等先进的现代化技术，进一步完善负荷管理远程工作站使用功能。电量数据是线损工作统计基础，数据的远传是提高线损管理水平、实现线损管理的可控、在控的前提。要结合预试检修停电，安排好变电站电量远传系统建设工作，同时加强电量远传系统主站功能的开发利用，使其在系统功能上切实具备线损实时分析的功能。逐步实现变电站电量远传、负控系统和电厂电量远传等系统的信息共享，充分利用已有的数据信息资源，提高线损管理的科技水平。降损增效之管理措施

2.1要积极开展线损分台区管理工作

贯彻执行“统计清楚、分析透彻、重点突破、综合治理”的线损管理总体工作方针，梳理线损管理流程，制定相关制度及细则，同时要加强对规章制度的理解及执行力。积极转变观念，加强分台区管理，将责任细化落实到具体人员，努力做到线损管理每项工作有明确分工，每项小指标有明确的责任单位。通过分台区管理，掌握低压损失电量的根源，更加有针对性的安排降损计划，逐步推行台区考核表计自动抄录，提高供电量数据同时率，减少低压线损率波动。完善线路、台区考核计量装置，规范线损率的统计口径，全面推行《单线单变考核管理办法》，实行分站、分压、分线、分台区线损分析和考核，做到量化考核到线、到台、责任落实到人，实行当月考核，当月奖惩，当月兑现，加大执行力建设。

2.2加强线损预测分析和理论计算工作

线损分析要实行三对比：与上月比，与去年同期比，与理论计算比。对线损率完成情况，每月要定期召开用电形势、线损分析会，做到及时总结，特别是对重点线路和异常线路进行剖析，对发现的问题，要及时采取有效措施。在月度线损分析报告中，要认真做好次月供电量、售电量、线损率等情况预测，确保线损管理的可控、在控。将每月指标完成情况纳入绩效考核，按月奖惩。加强线损上报、录入数据的管理，保证数据准确、及时，确保线损率指标完成。要认真做好理论线损计算工作，充分掌握电网运行的损耗情况，各线损责任单位要在上一年理论计算的基础上，提早准备，对所管辖线路变更情况及参数及时进行修正，并对低压配电线损进行实测分析，明确降损主攻方向，为制定降损方案和降损计划提供依据。

2.3加强计量管理

加大计量装置投入，提高精度，保证计量准确性，对国家已明令淘汰的电能表全部更换；对低压电流互感器由0.5级更换为0.2级。做到定期轮校电能表。加大计量装置的防窃电改造，采用电能表集中安装于表箱或专用计量柜；低压用户安装漏电保护开关；高供高计用户采用高压计量箱并配装磁卡表等形式。同时做好计量装置的周检、轮换工作。对表计实行定检和抽检相结合的方式，加强表计校检，确保计度准确性。

2.4组织开展营业大普查活动

重点以查偷漏、查帐卡、查倍率、查电表及接线为主，采取突击查与定期查、互查与自查相结合，通过核查帐、卡、票、表四相符情况，检查对临时用电的管理，对表计修校、换验的管理，以及到现场实测电能表，核查电能表底数，检查电压和电流互感器变化，电能表接线等工作来堵塞营业管理上的漏洞，消灭错接线、错抄录、错倍率。杜绝由于管理不善、业务不熟、表计失灵、责任心不强等损失的电量，提高抄收和计量准确性。同时严格执行电能计量装置安装，推行标准化作业，做好“箱封、表封、铅封、变压器桩头封”等“四封”工作。最大限度减少因计量安装质量引起的营销差错发生，从源头上杜绝窃电行为。

2.5深入开展反窃电工作

对窃电行为应根据有关法律法规预以严厉打击。要加强营销工作的全过程管理，在具体工作中必须建立起相互监督、相互制约的管理体制。强化用电营销检查、稽查大队的作用，加强对内、对外的监督。做好用电宣传教育活动，营造全社会反窃电的良好氛围；建立完善反窃电长效机制，电力稽查大队要与公安机关、新闻媒体密切配合，严厉打击涉电犯罪，整顿用电秩序；利用负荷管理系统的计量监测与防窃电功能，对客户异常用电进行监测。

定期组织营业抄收人员集中学习，提高稽查、检查等人员检查、发现、处理违章用电的能力。

电网的经济运行是降低供电成本的有效途径。电网降损管理工作者除了采取各种技术措施和管理措施外，还需要根据电网实际需要，选择适合本地电网的降损措施，以取得更高的社会效益和经济效益。

第四篇：建设现代化电网经营企业规划纲要范文

（一）指导思想与规划目标

一、指导思想

坚持以邓小平理论、三个代表的重要思想和党的十六届三中全会精神为指导，全面落实省公司首届四次职代会提出的各项任务，按照电网经营企业的定位和建设现代化电网经营企业的发展战略，以市场为导向，以改革为动力，以安全生产为基础，以经济效益为中心，以优质服务为宗旨，以发展为第一要务，与时俱进，开拓创新，艰苦奋斗，勤俭节约，不断提高公司的核心竞争力，实现可持续健康发展，力争用5~7年的时间，努力把省公司建设成为现代化电网经营企业，努力实现“一流的电网与设备、一流的技术与指标、一流的管理与机制、一流的效益与效率、一流的质量与服务、一流的人才与文化”的总体目标。确保辽宁电网的安全、稳定和经济运行，确保满足辽宁省全面建设小康社会的用电需要，确保省公司的可持续发展和效益最大化，确保公司全体职工生活整体素质的不断提高。

二、规划目标

——电网技术装备达到国内同类公司的先进水平并与国际先进技术接轨；

——现代化管理达到国内同类公司的先进水平并推行国际上通行的主要现代化管理方法和手段；

——全面建成功能完善、技术先进、处于国内领先水平的电力营销体系；

——财务状况和经济效益达到国内同类公司的先进水平；

——各类人才资源全面优化，人才的开发利用充分适应公司各个发展阶段的需要；

——完成由传统企业向学习型组织的转变，培育并形成独特的经营理念和企业文化；

——员工收入和生活质量与效益同步提高，提前实现小康生活水平。

——主要经济技术指标达到：

资产总额：2005年629.46亿元(含待划转辅业和待出售发电资产)，年均递增8.5%；2010年941.07亿元(不含待划转辅业和待出售发电资产)，年均递增9.15%。

资产负债率：2005年68%；2010年60%。

售电收入：2005年售电收入288亿元，年平均增长8%；2010年368亿元，年均增长5%。

利润额：2005年2亿元；2010年5亿元。

售电量：2005年755亿千瓦时，年均增长6.62%；2010年969亿千瓦时，年均增长5.12%。

全员劳动生产率：30万元/人年。

电压合格率：99%。

供电可靠率：99.96%。

设备完好率：100%。

综合供电损失率：6.8%。

人均年工资：4.2万元。

电网建设：“十五”后三年，新建500千伏变电所二座，线路595公里，增加变电容量300万千伏安；新建220千伏变电所22座，线路1377公里，增加变电容量9073万千伏安。“十一五”期间，新建500千伏变电所四座，线路125公里，增加变电容量450万千伏安；新建220千伏变电所34座，线路1635公里，增加变电容量1086万千伏安。

（二）战略环境

一、省公司成立以来取得的成就，为建设现代化电网经营企业奠定了坚实基础

抓住机遇，用好政策，加大电网投入，落实城乡电网改造投资规模222.2亿元(其中城网94.4亿元，农网127.8亿元)。至2002年底，已投入184.9亿元，电网结构和布局更趋合理，有效地增强了电网安全、经济和可靠供电的能力。

开拓市场，增供扩销，引导和促进电力消费。2002年销售电量601.5亿千瓦时，比1999年增加99.5亿千瓦时，年均增长6.19%；销售收入233.95亿元，比1999年增加80.95亿元，年均增长15.2%。

强化管理，提高效益，全面完成各项资产经营责任指标。四年累计实现利润总额25.4亿元，占东北电网合计利润的71%；上缴国家税金43亿元；资产规模563.4亿元，所有者权益226.5亿元，分别比1999年增加154.1亿元和14.1亿元，确保了国有资产的保值增值。

二、辽宁省的宏观经济环境为省公司建设现代化电网经营企业创造了良好机遇

党的十六大提出了2020年全面建设小康社会的宏伟目标，最近中央又提出了振兴东北的重大战略措施，必将极大地促进辽宁省经济社会的发展。作为东北工业重心的辽宁，已经明确提出要坚持走新型工业化的道路，以结构调整为主线，提升整体素质和竞争力，建成国家高水平的装备制造业基地和重要的原材料工业基地。

根据《辽宁省国民经济和社会发展第十个五年计划》，“十五”期间辽宁省GDp年均增长9%，固定资产投资总规模7700亿元，比“九五”期间增长46.7%。“十一五”期间辽宁省GDp预计增长仍为9%。据此预测2005年全省需电量为1015亿千瓦时，“十五”期间年均增长6.27%。2010年全省需电量为1310亿千瓦时，“十一五”期间年均增长5.24%。与此相适应，省公司“十五”末销售电量为755亿千瓦时，期间年均增长6.62%，“十一五”末销售电量为969亿千瓦时，期间年均增长5.12%。电力负荷的快速稳定增长，为省公司的发展创造了巨大的市场空间，同时也为把省公司建设成为现代化电网经营企业创造了良好机遇。

三、电力体制改革既为省公司的发展提供了强大动力，同时也是重大考验

以市场化为取向的电力体制改革，已实现了国家和省级层面的政企分开，初步实现了厂网分开，完成了区域电网公司的组建，电价改革、电力市场建设、省级电网公司的组建、农电体制改革、主辅分离和多经企业的改制剥离等，都将逐步进入方案的研究制定和实施阶段。随着各项改革措施的到位，必将为省公司的发展提供强大的推动力。但同时也应清醒地认识到电力体制改革的长期性、复杂性和艰巨性，对于改革给公司经营和发展带来的阵痛和负面影响也要有充分的思想准备，要力求做到扬长避短，发挥优势，充分利用改革带来的活力，不断推动公司的创新和发展。

四、正确认识公司存在的困难和问题，迎难而上，开拓创新，迎接挑战

长期“重发轻供”，电网建设投入欠帐较多，电网发展严重滞后,造成主干网架不够坚强，部分设备老化严重，安全裕度小，目前负荷的快速增长对电网的可靠供电能力和安全稳定运行提出了严峻的挑战；东北电网体制的反复变化，公司继承了沉重的历史包袱和矛盾；厂网分开造成主营业务利润和投资收益大幅减少；城乡电网集中改造导致生产成本和财务费用大幅上升；计划经济体制下形成的旧的传统观念、管理方式和工作作风等等，都必须在建设现代化电网经营企业的过程中认真克服和解决。在新形势下如何与时俱进，树立与国际接轨的新的经营理念，增强市场意识、改革意识、服务意识和创新意识，提高为下游的电力用户和上游的发电企业服务的核心竞争能力，将成为省公司当前及今后一个时期在建设现代化电网经营企业中亟需不断破解的新课题。

（三）规划重点

一、电网建设

电网既是电力市场的载体,又是关系国民经济高速发展、人民生活水平稳步提高和社会安全稳定的基础设施。要建设现代化电网经营企业，建设现代化电网是必备的前提条件。

1、电网现状

辽宁省是东北地区电力负荷中心。辽宁电网位于东北电网的南部，经绥中电厂与华北电网的姜家营变电所相连，是东北与华北电网连接的枢纽，其电网覆盖面积14.75万平方公里，供电服务人口4157万。辽宁省电网分别有二条500千伏线路和6条220千伏线路与吉林省电网相连接，另有两回500千伏线路和一条220千伏线路与内蒙东部电网相连接，一回500千伏线路与华北电网相连接。

2002年辽宁省及电力系统输变电设备情况见表3.1和表3.2。

辽宁地区变压器、线路情况

表3.1电压等级变压器线路

数量(台)容量(千伏安)数量(条)长度(公里)

500千伏***.21

220千伏***2538041.9

566千伏及以下***620385.90

电力系统变压器、线路情况

表3.2电压等级变压器线路

数量(台)容量(千伏安)数量(条)长度(公里)

500千伏***.2

1220千伏***2507988.9

5366千伏及以下793***11110.37

辽宁电网分为辽西电网、辽中电网和辽南电网。其中，辽西电网包括朝阳、葫芦岛、锦州、盘锦和阜新五个地区电网；辽中电网包括沈阳、铁岭、抚顺、辽阳、鞍山、本溪和营口七个地区电网；辽南电网包括大连和丹东两个地区电网。

辽西电网通过两回500千伏元(宝山)~董(家)线和一回220千伏宁建线与赤峰电网相联；辽中电网经一回500千伏东(丰)~辽(阳)线、一回500千伏沙(岭)~梨(树)线和220千伏梅虎、梅李、清

四、清巨、云卧线路与吉林省电网相联；辽中电网与辽西电网间经两回500千伏董(家)~辽(阳)线和一回董(家)~王(石)线以及220千伏田营线、兴营线、青新线等六回线相联；辽中电网与辽南电网经一回500千伏王(石)~南(关岭)线和220千伏水草、凤草、电芬、电北和熊松宝线相联。

经过五年的城网建设和改造，各地区城网网架结构得到了加强，网络更趋于合理，网架薄弱的现象得到缓解，设备健康水平得到提高，基本解决了电网存在多年的输电瓶颈问题，大大提高了电网供电可靠性和供电质量。随着变电所变电容量的增加，各地区城网的容载比大幅度提高，达到了国家《城市电力网规划设计导则》的规定要求。

辽宁省220千伏及以上电网现状见附图1。

2、存在问题

辽宁电网的主体由500千伏和220千伏两种电压等级的电网构成，500千伏网架基本为单回路结构，不具备独立运行的条件，现阶段仍采用500千伏和220千伏两种电压等级并列运行方式，电磁环网问题比较突出。在区间潮流较重时，500千伏线路跳闸可能导致220千伏线路过载。为了控制电磁环网输电断面的输电潮流，在一定程度上限制了500千伏线路的输电能力。

辽西系统现有装机容量4700兆瓦，地区负荷为1000～1600兆瓦，是一个典型的大电源小负荷的电力外送系统，外送电力最大可达3000兆瓦以上。因外送能力不足，电网正常方式下就需要限制电厂开机方式或电厂出力，这一问题将随着绥中两台机组的投入运行而加剧。辽西只能保证线路单相故障时的系统暂态稳定，不能满足新的《电力系统安全稳定导则》的要求。

辽南系统采取安全自动装置能保证线路发生单相接地故障时的系统暂态稳定，不能满足新的《电力系统安全稳定导则》的要求。大连地区与中部系统的联系为一回500千伏王南线和一回220千伏熊宝线。大连地区在受电潮流较大时，500千伏王南线跳闸或地区失去较大电源（如华能大连电厂机组），熊宝线将因严重过载而跳开，大连地区的电压也将偏低。

城网网架薄弱，供电可靠性差。目前只有沈阳城网形成了双环网供电，鞍山、本溪等城市形成了单环网供电，辽阳、朝阳等城市尚未形成环网供电。

220千伏电源布点少，布局不合理。市中心地区缺少高压深入220千伏变电所。部分220千伏变电所存在变电容量不足、单电源、单台主变等问题，供电可靠性差。

辽宁省电力工业起步较早，早期建成的线路较多，超过30年以上的线路达到60%以上，有近1000公里的220千伏线路服役已经超过60年，还有由154千伏升压到220千伏、由44千伏升压到66千伏等老旧线路，这些线路事故频发，亟待更新改造。

由于受历史原因和设备本身的限制，使辽宁电网的二次设备配置不够健全合理。

3、发展目标、重点工作与建设资金需求

2005年220千伏及以上电网发展目标：

加强电网建设，加强输电网架、配电网络与二次系统配套建设，使其具有送得出、落得下、用得上的能力。

2003年电曙线投运将增加辽西电网的外送能力。

2004年500千伏沙河营变电所及其220千伏配套工程将投运，影响辽西电网安全稳定的问题将在很大程度上得到解决。

2004年末计划投产的在建的王南二回线，将加强大连地区与系统间的联系，彻底解决电磁环网的问题。

2005年沈大工程建成后，将解决在某种方式下220千伏北耿、李灯线过载的问题。

2010年220千伏及以上电网发展目标：

至2010年，我省全社会用电量预计将达到1310亿千瓦时，8年平均年增长6.2%。根据电力负荷增长，从2002年~2010年需新增装机870万千瓦，全省装机达到2420万千瓦，年均增长5.7%。将形成符合辽宁省一次能源和负荷分布特点的由路口电厂、港口电厂、西部电源、北部电网和中部负荷中心五大能源支撑电源的辽宁电网格局。

届时辽宁电网将形成以500千伏线路组成的主输电网。主输电网呈一个“日”字形，四个“铁三角”结构，即沙岭、沈东、徐家、鞍山、王石、辽阳6座500千伏变电所所形成的“日”字型环网和董家、辽阳、王石，沙河营、董家、北宁，雁水、南关岭、大连新区，瓦房店、王石、鞍山四个由三座500千伏变电所组成的三角环网。对于500千伏电网已覆盖的地区，不再新建跨供电区的220千伏线路。主输电网连接的沈阳、抚顺、本溪、鞍山、辽阳、铁岭、营口、盘锦、锦州、葫芦岛地区电网组成我省的主受端网架。大连、丹东、朝阳地区电网各通过两回500千伏线路与主受端网架相连，阜新地区电网通过3回220千伏电网与主受端网架相连。我省电网逐步具备解开500千伏和220千伏电磁环网的条件，电网的安全稳定性和受电能力将进一步增强。

各地区220千伏电网以环网为主，除了大连地区电网以辐射为主、铁岭地区处在电源与负荷中心之间外，其余城市以环网结构为主，奠定了城市电网发展的基矗

辽宁省2010年220千伏及以上电网规划见附图2。

2005年66千伏及以下电网发展目标：

加强66千伏电网网架结构，使网架结构合理，运行灵活，适应性强，不卡脖子，设备适用而先进，逐步做到标准化、规范化。

66千伏变电所布点合理。按合理的供电半径和负荷分配确定变电所的供电范围，满足“N-1”的准则要求，环网供电的地区，容载比应大于1.8；辐射网供电的地区，容载比应大于2.0。

66千伏配电网以220千伏变电所为中心形成辐射网络，建成具有互代能力的电网，形成环网结线。正常开环运行。

加强220千伏变电所之间66千伏联络线的建设，提高下级电网对上级电网的支持，逐步消除电磁环网和电气环网，防止发生区域电网事故。

优化地区66千伏电网结构，改善地区电网网架结构的不合理性，使66千伏系统更趋于运行灵活、安全、经济、可靠，提高电网的供电水平和供电质量，保证地区重要用户的安全供电。

2010年66千伏及以下电网发展目标：

以220千伏变电所为中心，建设对于66千伏有互代能力的电网，形成可开环运行的环网结构。达到电网网架结构加强，网络结构合理，适应性强，容量充足，供电可靠，按合理的供电半径和负荷密度确定变电所的供电范围，下级电网能支持上级电网的水平。

各级电压电网之间，有、无功容量之间在各发展阶段保持协调的比例关系。

电网自动化具有一定的规模，供电设施技术水平达到国内先进水平，与现代化电网的发展相适应。

按上述发展目标，对老旧和不能满足要求的线路、变压器、断路器、继电保护和安全自动装置等设备进行更新改造，使电网供电设备逐步实现标准化、规范化、小型化、无油化、自动化和免维护或少维护，建设一个运行安全、经济合理、供电可靠、网络优化、设备先进、综合自动化水平高的现代化电网，以满足国民经济快速发展和人民生活水平不断提高对电力的需求。

重点工作：

加强负荷预测，为振兴东北老工业基地提供可靠的电力保证。重点要研究好“十一五”期间辽宁省国民经济和社会发展的趋势及其对电力的需求。

根据负荷预测结果，为电网发展提出充足的电网发展项目储备。

为政府服好务，结合电网发展提出电源建设建议。

开展能源战略研究，针对辽宁省一次能源状况提出长远能源出路建议。结合我省可持续发展对环境的要求，从电力行业持续发展的高度，认真深入研究适应我省能源实际的、符合电力需求特点的电源结构和布局。就电网与电源的协调发展问题向省政府提出合理建议。

加快和关注500千伏电网的规划建设，使之与220千伏电网互相配合，协调发展。

2010年，地区间电力输送将实现以500千伏电压等级输送为主，在500千伏电网覆盖的地区不再建设地区间的220千伏输电线路。

密切关注500千伏电网的规划建设，提出地区国民经济发展对电力的需求，使500千伏和220千伏电网互相配合，协调发展。

抓好系统性的输变电工程建设，使受端网架更坚强。

抓好沈大500千伏输变电工程建设，2005年将沈阳、抚顺、本溪、辽阳、鞍山地区500千伏电网建设成“日”字形结构，使主受端网架更加坚强，同时使大连地区通过两回500千伏输电线路与主受端网架相连。

通过沈山铁路电气化、沟海铁路电气化工程的建设，在保证为铁路供电的同时，进一步完善和加强鞍山、盘锦、锦州、葫芦岛地区的220千伏电网。

加快66千伏及以下的电网建设与改造，保证输电网和配电网的协调发展。

电网建设资金需求：

“十五”后三年辽宁省共需要电网建设资金1423733万元。其中电网建设资金475198万元，电网技术改造资金363640万元，县城电网改造资金500000万元，科技、信息化及小型基建资金84895万元。辽宁拾十五”后三年基建及改造投资估算见表3.3。

辽宁拾十五”后三年基建及改造投资估算表

表:3.3单位：万元

序号项目名称总投资资金流（万元）

20032004200

51沈大工程***00043396

2秦沈客运电气化47544188

43沟海铁路电气化1300013000

4沈山铁路电气化***

5绥中电厂配套1460005966

6南票电厂接入系统63486348

7辽电三期接入系统800040004000

8地区电网***5175056400

9技改工程363640106***90831、生产部分***9915832、营销部分54000***80003、调通部分***160004、线损自动生成部分***00

10县城改造500000***11509591、生产部分***41928992、农电部分***00530603、营销部分***005000

11科技项目287***05001、资本性支出4795***02、费用性支出***50

12信息化建设7***

13小型基建***20000

14合计***1513437918

注：

1、科技项目中2003年投资包括信息化建设资金；

2、1~7项为项目总投

资，其余为“十五”后三年投资之和。

“十一五”期间辽宁省共需要电网建设资金1684631万元。其中电网建设资金600545万元，技改工程资金187813万元，城网改造资242673万元，农网改造资金372500万元，营销、科技、信息、小型基建等资金281100万元。辽宁拾十一五”基建及改造投资估算见表3.4。

2003至2010年8年间，辽宁省供需电网建设资金3108364万元。

辽宁拾十一五”基建及改造投资估算表

表：3.4单位:万元

序号项目名称总投资资金流

2006年2007年2008年2009年2010年

1地区电网******4480

2技改工程******35000

生产部分******26600

调通部分3***0660059504900

线损生成***00350035003500

3城网改造***453***6

34农网改造******0

5营销部分100100***02002200022800

6科技项目******

资本性支出9000***018001800

费用性支出***0084008400

7信息化建设***0050005000

8小型基建75000***50001500015000

9住房补贴***10000

14合计168463***6432***10243

注：投资中不包括电厂接入系统部分。

二、农村电网

1、现状

截止2002年底，全省农电系统共有66千伏线路5377公里，10千伏线路89024公里，0.4千伏线路163398公里。66千伏变电所540座，主变容量4578兆伏安，0.4千伏配变容量9100兆伏安/13.5万台。

随着第一、二批农网贷款改造工程的进行，农网10千伏、0.4千伏电网的状况得到改善，由于资金主要投向10千伏、0.4千伏电网，66千伏网架及变电所的装备以及电网的现代化建设方面基本没有得到改造。

2、存在问题

66千伏电源网架薄弱，技术装备落后，电压合格率低，供电可靠性差。尤其是中部平原和沿海地区经济发展较快，其供电能力和可靠性已不能适应当地经济发展的需要。

东西部山区变电所布点过疏，造成10千伏线路供电半径过长，电压质量低，电能损失大。

电网自动化装备水平低，调压能力差，无功补偿设备不足。

信息自动化建设进展缓慢，全省95%以上的地区没有专用通讯网络，仅依靠市话进行电网调度指挥、联络，严重制约通调、办公、营销、配网自动化工程的建设。

3、发展目标与重点工作

2005年发展目标：

供电能力满足农村经济的发展和人民生活水平提高的需要。

50%的县(区)电压合格率、供电可靠性、线损率指标达到一流县级供电企业标准。

20%的变电所达到双电源互为备用，供城区的变电所50%实现双电源供电。

20%的供电区实现配网自动化，80%的县(区)实现通调四遥功能。

90%的县(区)完成办公MIS系统的建设。

2003~2005年农网建设与改造共投入资金22亿元，新建变电所90座，容量1056兆伏安；改造(或扩建)变电所135座，容量为1583兆伏安；新建66千伏输电线路852公里，改造1278公里；新建10千伏线路240公里，改造10千伏线路359公里；新建0.4千伏线路744公里，改造0.4千伏线路998公里。

投入4.15亿元，建设和完善48个县区的县级调度和通信系统；投资1.69亿元，实现和完善55个县区的办公MIS、营销MIS系统及其它信息系统建设；投资0.5亿元，用于生产管理地理信息系统的开发与应用；投资5亿元，建设120座变电所的供电区配网自动化系统。

到“十五”末期，农网的技术装备水平、管理水平将达到全国领先水平，我省农电系统将有30%及以上的县(区)跨入县级一流供电企业。

2010年发展目标：

80%的县(区)农电企业电压合格率、供电可靠性、线损率指标达到一流供电企业标准。

60%的变电所达到双电源互为备用。

30%的供电区实现配网自动化。

100%的县(区)实现通调“四遥”功能及办公MIS系统建设。

80%变电所实现无人值守。

到2010年，农网将拥有66千伏变电所780座，主变容量将达到8100兆伏安。“十一五”期间将投资25亿元，用于新建66千伏变电所150座，改造变电所100座，新建66千伏线路750公里，改造1000公里。

投资5亿元，建设和完善16个县区的县级调度、通信系统及五遥系统的建设；投资0.6亿元，实现和完善9个县区的办公MIS、营销MIS系统及其它信息系统建设；投资0.65亿元，用于生产管理地理信息系统的应用；投资6亿元，建设140座变电所的供电区配网自动化系统。到2010年，农网的技术装备水平、管理水平将达到全国领先水平，我省农电系统将有50%及以上的县(区)跨入县级一流供电企业。

重点工作：

随着三期农网改造工程的开展，到“十五”末期，农网66千伏电源系统的布局及设备状况将得到改善，从根本上改变农网技术装备落后、电压合格率低、电能质量差的现状，初步建成一个满足农村经济发展和人民生活水平提高的现代化的农村电网。今后七年的重点工作是：

要加强宏观调控，打破行政区域界限，努力实现最大范围的资源优化配置。

在规划的实施中，要注意农村电网从速度、数量型向质量、效益型转变，努力提高农网技术装备水平，加快与国际现代化电网接轨的步伐。

积极研究资金的筹集途径和形成机制，降低投资风险。

大力提倡采用新技术、新设备、新工艺、新材料。

三、调度通信自动化

1、现状

辽宁电网调度自动化系统主站端为1999年正式投入运行的北京科东公司初期生产的CC-2000系统。其硬件由两台主服务器、两台通讯节点机和两台前置机等组成，软件为CC-2000EMS/DMS支撑系统和基于CC-2000平台的EMS高级应用软件，能够实现数据采集与监控(SCADA)、自动发电控制(AGC)和网络安全分析等功能。它汇集各供电公司、变电所和各发电厂的实时信息，提供调度运行人员使用，并将数据上传国调和网调。

电网配置有联切发电机组，联切负荷，快压发电机组出力，振荡解列，自动准同期，低频、低压切负荷等安全自动装置，基本满足电网的安全运行的需要。

省内所有发电厂(站)和13个地区调度及所属220千伏变电所均已安装网络式电量计费传输系统，并将电量传输到省调。

220千伏系统线路保护装置类型以微机型为主，其中70%为11型线路微机保护装置(没有数据通信接口)。220千伏联络线大部分都配置了双套全线速动保护(即纵联保护)。线路保护操作屏90%由常规继电器组成。

220千伏母线均配置了母线差动保护和微机型故障录波器，实现了部分微机故障录波器信息经电话拨号远传至调度端，但尚未形成微机保护动作信息和故障录波信息经数字网传至调度的故障信息系统。

辽宁电网现已形成了一个由多种通信方式构成的以省公司为中心呈放射状和局部环状的基本满足电网要求的电力通信网。主网现有铁繁沙大沈调、桓回太、辽西、沈抚4条光缆共约1150公里。目前沈大、沈丹、丹大、本桓、营锦及沈铁抚本辽光环路正在建设，计划2003年完成。上述6条光缆电路建成后，可以覆盖13个供电公司、部分发电厂和部分220千伏变电所。另有沈长哈、沈梅白、沈桓、沈丹、沈秦、沈大6条约1850公里数字微波电路，微波站71个，小型卫星地面站2座。

在城网改造中，各供电公司建设了大约4500公里光缆，配置SDH155M及以上设备，覆盖了部分县供电局、变电所和二级单位。使地区通信网得到了前所未有的长足发展。

3、存在问题

2001年国家经贸委颁布的电力系统稳定导则提高了电网安全稳定标准。辽宁电网目前尚未达到此标准，不仅安全自动装置配备不足，还有部分安全自动装置原理简单，元件老化。

负荷的增长、电源的增加、大电网互联给电网的安全运行带来了新的问题，电网安全自动装置配置需要随电网的发展不断进行更新。辽宁电网的振荡解列装置、自动准同期装置配置已多年未进行深入分析，需要重新研究确定配置方案。同时随着500千伏系统网架逐步加强，220千伏系统面临解环运行，需要考虑相互备用问题，并配置备自投等安全自动装置。

辽宁电网220千伏系统中的部分保护装置老化严重。有些装置经过近十年的运行，元器件老化严重，装置频繁出现异常情况。

随着电网的发展，通信主网光缆覆盖面有待扩大。虽已建成由沈阳、阜新、朝阳、两锦、铁岭、抚顺六个供电公司至省公司的光缆电路，仍有很多220千伏变电所没有光缆或只有一条光缆，没有串入光环网，不能为调度、自动化、继电保护提供可靠的通道。

信息联网带宽仍然较低(2M)，应向100M方向发展。继电保护设备监视和录波信息需要联网，以便及时分析处理事故，提高电网运行水平。由于用户接入(如到各部门机房、各营业场所和变电站)的建设工作没有到位，目前建立的综合业务通信平台(ATM)的应用受到限制。

根据国家及辽宁省无委会的要求，使用2GHz频率的沈秦(营口~大连段)、沈白、沈桓微波电路将被迫退役。届时会给这些地区的通信造成极大困难。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

调度自动化系统是现代电网运行、控制的中枢，也是今后电力市场的电力交易和电力结算的技术支持中枢。在省公司的现代化进程中，电网调度自动化系统现代化的目标是建成以数据网络为基储实现远动数据信息多方传送、集成式的调度自动化系统。

目前正在准备对省调CC-2000EMS系统进行升级改造，改造后的EMS系统将提高pAS的实用性，为调度运行由经验型向分析型及智能型转变提供手段。

2005年，辽宁省将建立SpDnetII电力调度数据网，网络采用Ip交换技术体制，构建在SDH专用通道上，实现与其它数据网络的物理层面的安全隔离。同时开展数据网安全的专项研究并付诸实施。

“十一五”期间，安全、完善的SpDnetII将在国家及东北电网有关二次系统安全防护措施的规定之下进行相应业务系统的接入，届时，SpDnetII将在电网调度自动化和电力市场改革中发挥其重要作用。

“十五”后三年，辽宁省电网将完成对二十个220千伏变电所的自动化改造工程。“十一五”期间，还将完成其它厂站的自动化改造。今后新建220千伏及以下变电所一律采用无人值班运行方式，取消近期有人、远期无人的过渡方式。

为提高继电保护装置的投运率和正确动作率，2003年到2005年计划投资4723万元，全部改造1996年前出厂的微机故障录波器装置；全部改造比较重要的和保护装置存在严重问题的220千伏系统母线差动保护装置。

到2010年，将220千伏线路保护装置全部实现微机化；将操作屏(微机保护辅助屏)改为免维护的由操作箱组成的操作屏；每条线路的快速保护配置一套或两套光纤数字通道；80%的220千伏母线配置微机母差保护装置；50%的220千伏变电站实现故障信息联网。

按照系统稳定导则要求，结合沈大第二回500千伏线路建设进行大连地区连切负荷装置改造，同时进行锦州变、凌河变连切和锦州电厂、铁岭电厂快压机组出力装置改造。

以光缆通信为主要手段，全面建成辽宁电力光通信网。

网络结构初步形成网状网，覆盖县级以上供电公司、220千伏、66千伏变电所和接入系统的发电厂，在辽南和沈抚本鞍地区形成几个网格。网络传输宽带化，主干通信网建设成10G高速传输平台，网络功能综合化，将传统的电力通信网转变为实时、可靠、高速，并集成语言、数据、图像等各类业务为一体的综合网络。

网络管理智能化，建成通信网监视、管理系统。实现通信资源合理配置、调度、管理。

各专业重点工作：

自动化——

实现EMS完全使用化及国际化；

建立安全、完善的SpDnetII电力调度数据网；

建立SpTnetII电力数据通信网，实现网络互联、资源共享；

建立二次系统安全防护体系；

实现省级电力市场的平稳过渡；

实现电力市场条件下的地调调度自动化系统完善化；

加大基础自动化改造和建设力度。

通信——

到2005年，在2003年完成沈大、沈丹、丹大、本桓、营锦及沈铁抚本辽光环路的基础上，再建765公里光缆，进一步构建骨干光缆网，建成以省公司为核心，13个供电公司为节点的155M高速自动化数据网。

到2010年全面建成以光缆通信为主要手段的，覆盖县级以上供电公司、220千伏、66千伏变电所和接入系统的发电厂的，网络传输宽带化的辽宁电力光通信网。将传统的电力通信网转变为实时、可靠、高速，并集成语言、数据、图像等各类业务为一体的综合网络。

继电保护——

全部改造1996年前出厂的微机故障录波器装置，共计48面屏。

将重要的220千伏系统母线差动保护以及保护装置存在严重问题的母差保护全部改造，共计29套。

根据光纤数字通信通道情况，将超期服役的YBX-1型和GSF-6型高频收发信机改造为复用2M数字接口的高频保护(保护装置不改造)，逐渐淘汰载波通道，将大大提高高频保护的投运率和正确动作率。更换下来的高频收发信机将做为尚在运行中的装置备品备件使用。

结合线路保护装置改造，将改造线路的操作屏和二次回路电缆(换为屏蔽电缆)一同更改，没有线路改造项目的操作屏和二次回路电缆不列入上述改造工程。

安全自动装置——

大连地区连切负荷装置改造；

锦州、凌河变连切或快压锦州电厂机组装置改造；

铁岭电厂快压机组出力装置改造；

振荡解列及同期装置；

针对500kV系统网架逐步加强，220kV系统面临解环运行问题，开展研究工作，考虑配置被自投等安全自动装置；

随着电网规模不断扩大，需不断增加低频、低压减负荷装置。

四、安全生产

1、现状

安全生产是电网稳定的保障，也是改革和发展的基矗目前，辽宁电网网架薄弱，安全基础不牢，难以适应现代化发展的需要。因此，必须实行科学管理，逐步与国际上先进的安全管理模式接轨。

2、存在问题

设备老化，抵御自然灾害的能力不强；职工队伍整体安全素质不高，安全意识不强，缺乏自我保护能力；安全基础不牢，不安全因素较多；和国内同类先进企业相比，尤其是和国际上发达国家的安全生产水平相比，差距较大。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

2005年——

不发生特别重大电网、设备事故；

不发生有人员责任的重大电网事故；

不发生有本企业责任的重大设备损坏事故；

不发生人身死亡事故；

不发生对社会构成严重不良影响的事故；

不发生重大火灾事故。

2010年——

不发生特别重大电网、设备事故；

不发生有人员责任的重大电网事故；

不发生有本企业责任的重大设备损坏事故；

不发生人身死亡事故；

不发生误操作事故；

不发生对社会构成严重不良影响的事故；

不发生重大火灾事故；

不发生人身重伤事故；电网事故率下降50%。

重点工作：

组织各单位结合实际，有针对性地深入地开展现场作业危险点分析预控工作，以防止发生人身伤害事故；

继续抓好大小修作业现场的标准化作业，规范职工的作业行为；结合宣传贯彻执行安全生产法，加大纠正违章违法的力度，减少违章就等于减少事故；

加强安全防护设施建设，检修作业必须实行全封闭作业；

开发并应用适合辽宁网情的先进的安全工器具，依靠科技进步，保障安全生产；

认真吸取外包单位人身事故教训，加强管理，防止以包代管、以罚代管，杜绝外包人身伤害事故；

重点规范“两票”管理工作，修订“两票”补充规定，逐步通过微机编制打影两票”，提升安全管理水平。

认真开展各种层次的安全性评价工作，按照“评价、分析、评估、改正”的过程循环推进。

五、电力市场营销

1、现状

辽宁省电力有限公司负责辽宁全省的工业、商业及城乡居民的电力供应，下设13个供电公司和88个供电分公司，向64个县地方电力公司趸售供电。其基本情况如下：

客户基本情况

截止2002年全省有营业户581.27万户，其中居民519.59万户，大工业0.7万户，非普工业7.49万户，农业0.5万户，趸售16.89万户，商业24.79万户。2002年售电量为601.5亿千瓦时，实现销售收入233.95亿元。

现有组织机构

随着电力行业市场化改革的深入，电力营销系统的组织机构也进行了调整：把原来的用电营业部门转变为市场营销部门，把原来的用电营业人员转变为市场营销人员。“以客户为中心，以服务为宗旨”的现代营销理念正在形成。

现有技术装备

全省13个供电公司、88个供电分公司的用户档案管理、电量电费计算、营业发行已实现了计算机管理，其中49个分公司实现了计算机网络化管理。

目前全省3万个峰谷电价的用户已全部使用全电子多功能电能表计费；26万多中小动力用户已有70%多安装使用了IC卡预付费电能表；居民用户已有近50%更换了宽负载长寿命电能表。已安装客户负荷控制终端8800余台，占全部应装户的50%，检测电量占总电量的50%，85%以上的终端开通了远方抄表、预收电费、用电异常检测等功能。

2、存在问题

虽然省公司及各基层单位几年来从人力、资金方面对营销系统给予较大倾斜政策，在机构体制方面也进行了一定的调整，但不论从电力体制改革对营销系统的要求来看，还是现代化服务型经营企业对营销系统的要求来看，现有的营销系统还存在一定问题亟待解决。

尚未建立适应市场经济和买方市场的机构体系，没有形成以市场为导向，以客户为中心的经营体制。

长期投入不足，缺乏固定的资金渠道，造成营销的装备和手段落后和日常运行维护及管理费用严重不足。

营销人员综合业务能力，服务意识、服务质量有待进一步提高。尚未形成系统化、个性化的人员培训体系和良好的用人机制。

营销部门未能介入电力资源平衡和电价测算制定过程，同时缺乏对用电市场进行细致深入的调查研究和预测分析。

营销管理信息系统建设还有大量艰苦工作和问题要做。如银行联网收费、相关系统互联、资源共享、消除信息孤岛、决策支持系统实用化、营销自动化系统建立等。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

在满足本省国民经济的发展和城乡人民生活水平日益提高的用电需求的基础上，综合利用各种手段，刺激需求，引导消费，巩固开拓电力市场，提高服务水平，树立良好的企业形象。

建立起适应买方市场的现代化营销体系，建成以计算机网络为基础的全方位客户服务系统，实现用户办电、交费、查询、报修等服务的自动化。

数据采集——

315KVA及以上用户全部安装终端，100KVA—315KVA90%以上用户安装终端，所有关口全部安装终端；居民用户远程抄表与集中抄表应用推广200万户；公变数据采集系统覆盖全省；计算机程控校验系统与营销管理系统互连，实现对计量表计档案数据的共享。

客户服务——

将客户服务技术支持系统与后台的电力营销管理信息系统、配电管理信息系统整合，成为电力公司与客户交流的信息中心，最后实施CRM系统。

电力营销管理信息系统——

建立完备高效的与电力营销工作发展相适应的电力营销管理信息系统，实现“管理模式、软硬件平台、应用软件”的三统一。

决策支持系统——

建立包含综合指标分析、电力消费市场预测、客户动态分析等各种具有分析、决策功能的营销决策支持系统。

电费收缴——

建立以市级为单位的电费储蓄、通存通兑网络化系统及电话缴费、网络缴费、电子货币等系统。

信息安全体系——

依据国家有关信息安全技术标准，采用数据加密、防病毒、用户管理等各种技术建设信息系统的安全体系，保证数据不受非法破坏，对数据的访问权限进行严格控制。

相关系统——

利用省公司信息网实现与省公司财务、生技、计划、调度、人老、燃料等部门及下属各级单位管理信息的快速传递，实现管理信息的高度共享。

编码体系——

依据国家有关信息编码的标准，设计全省统一、科学合理的营销系统编码体系，以及严格的编码升级申请、审批流程。

培训信息系统——

建立培训数据库和员工技能素质评估系统，能观察员工进步轨迹，提出每个员工改进其工作或行为的措施。能根据员工的能力和对专业要求的适应性，必要时建议员工变更岗位。

远程培训系统——

建立网络远程培训系统，提供不少于30项培训课程。可随时接受员工报名参加培训。培训记录和考试成绩自动登入数据库。

重点工作：

建成采用法制化管理，以市场为导向、以效益为中心，层次清晰，高效协作，反应快速，具有创新能力的组织体系，在全省按新的组织体系运行。

六、科技创新

1、现状

省公司成立以来，逐年增加科技投入，2000年7171万元，2001年7721万元，2002年9365万元，平均年增幅为14.43%。

公司的技改工程大力采用高新技术成果，2002年技改工程中具有较高科技含量的项目费用为21500万元，约占公司营业收入的0.98%，加上技术开发费占0.42%，两者合计为1.4%。公司在2000~2002三年中获国家科技进步奖2项，国电公司科技进步奖8项，辽宁省科技进步奖18项，并奖励省公司科技成果552项。科技贡献率2000年44.2%，2001年45.7%，2002年47.6%。公司的整体科技进步水平在全国处先进行列。

在电网方面：公司已掌握大电网调度运行关键技术。在省调运行的CC-2000开放式面向对象的EMS/DMS支撑系统，其核心技术达到国际先进水平，与基于CC-2000支撑平台的EMS高级应用软件一起成为我国第一个集电网运行信息采集、存储、处理、分析和控制为一体的电网调度自动化系统，结束了网、省电力调度自动化系统依赖国外进口的历史；公司所属13个地区调度自动化系统经多年的开发和完善，也达到了较高的实用化水平；辽宁电力市场技术支持系统充分利用原有EMS系统资源，具有报价处理(BpS)、交易管理(TMS)、市场结算(SBS)、合同管理(CMS)、信息发布(SIS)、辅助决策等功能，为辽宁电力市场运营提供了技术支撑平台；220千伏及以上电压等级采用先进的微机保护基本取代了传统继电保护装置，并引进具有国际先进水平的加拿大实时数字仿真系统(RTDS)，使继电保护装置的试验、计算、测试工作达到国内领先水平；在电力通信方面，已逐步实施光纤改造，建成以ATM技术为主的电力综合业务通信网，连接所属13个供电公司和其它所属单位，为调度自动化、电力市尝电量采集、继电保护、广域信息网、视频会议系统等提供了统一、可靠的通信平台；建成了辽宁电网电能量远程计量计费系统，该系统是电力市场运营的基础，实现电厂上网及联络线关口点、售电关口点电能量的计量、分时段存储、采集和处理，为市场结算和分析提供基础数据。

在输变电方面：公司与中国电科院合作开发成功基于小波交换技术的输电线路故障测距装置，利用全球卫星定位系统(GpS)作同步时间单元，采用双端行波法测距，首次完全采用小波分析技术实时处理故障行波，该装置安装在公司所属5个厂站，监测6条线路，已成功捕捉多次故障，精度在500米之内，国电公司为该项成果主持了技术鉴定会，以中科院院士和中国工程院院士为首的鉴定委员会认定达到国际领先水平；在丹东建成一座220千伏分散监控综合自动化变电站，属国内首次将继电保护装置和测控设备下放到户外开关场，在抗电磁干扰和适应恶劣户外温、湿度环境方面，技术上有所突破，省去大量控制和测量用电缆；经过多年的技术改造，公司所属13个供电公司全部城区66千伏变电站都已实现了无人值班集控运行；变电站开关在线监测系统已开发成功，该系统可实现开关实时动态监测，带电测试开关动作过程的各种实时参数，有故障录波、分析、诊断、报警等全套监测功能，在技术上和实用化水平上，都处国内领先水平；小电流接地系统单相接地故障选线技术取得新进展，采用多种选线判据综合智能化集成方法，实现各种判据有效域的优势互补，该项成果已通过了国电公司组织的技术鉴定，达到国际领先水平；500千伏同塔双回线带电作业试验研究达到了国内领先水平。

在配电和用电方面：公司在沈阳张士开发区试点配网自动化工程，一次系统包括架空环网、架空辐射和电缆环网三种框架结构，系统目标是故障报修可视化、开关控制自动化，在国内属首次工程化试点，为配网自动化的实施积累了宝贵经验；基于地理信息(GIS)的配电管理系统在辽宁地区得到了广泛应用，有效提高了配电网的管理水平，其中鞍山供电公司配电GIS在全国居实用化领先水平；两锦供电公司开发成功的低压无功优化自动控制装置，安装在10千伏配电变台，实现了靠近负荷侧就地无功补偿，该装置具有全电子电度表、电压质量监测、负荷测量、谐波测试、配网自动化FTU及无功补偿的全部功能，并已实现科技成果产业化；为了及时准确掌握10千伏线路运行状况，公司开发了GSM/GpRS电能监测管理系统，采用虚拟专用网(VpN)技术，以移动通信公网为依托，实现了10千伏配电变台电能量实时采集和无线数据传输，该项技术为公司进行线损分析、优化负荷平衡、提高供电质量，以及打击窃电行为等提供了技术支撑。

2、存在问题

电网安全生产问题仍比较突出，设备事故时有发生，人身事故也很难实现零目标。大型变压器在线监测技术国内科研机构已攻关多年，但至今仍没有性能价格比比较理想的技术问世。变压器局部放电在线监测的研究已历经10余年，但至今在技术上没有真正突破。容性设备绝缘在线监测装置曾在辽宁试用多套，终因可靠性难以持久而以失败告终。除大型变压器突发的放电性和过热性故障外，输电线路污闪、雷击、鸟害、漂浮物、覆冰等造成的故障跳闸，输电线路导线舞动，变电站断路器瓷柱断裂，检修人员习惯性违章作业酝成的事故等，对电网安全生产造成严重威胁。

在经济运行方面，电网的无功补偿和无功优化存在一定缺陷。防窃电的技术手段跟不上形势的发展，造成供电网损与国内先进水平有差距。电网没有形成自下而上的负荷预测技术支撑体系，没有形成10千伏配电变台电能计量数据实时采集传输网体系。没有形成以财务为核心的电网经营动态成本分析体系，仅靠阶段性的会议经济活动分析，很难有效科学调控电网经营策略。作为电网经营企业，建立高度统一、高效运作、有高水平技术平台支撑的经营管理体系，是新世纪现代企业发展的必然趋势。

在科技管理体制方面，科技成果的试运行维护和推广应用没有得到足够重视。科技项目竣工验收后，移交给生产部门的新系统缺少配套管理制度，对使用人员的培训不到位，造成科技成果发挥的作用和效益大打折扣。某些科技人员在科技项目开发阶段热情很高，对成果后期现场应用缺少跟踪完善意识，不能一抓到底。采用新技术的约束机制尚未建立起来，公司科技成果数量很多，但真正推广应用形成规模效益的不多。这种局面必须坚决扭转，采取有力措施，切实强化科技成果的后期管理，大力促进成熟实用的新技术推广应用。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

在电网技术方面——

电网稳定控制技术和系统研究取得重大进展，掌握电网可靠性评估核心技术，建立完整的辽宁输电网到配电网的可靠性指标评价体系，形成统一的可靠性分析累积数据库。在不同气候环境下，特别是在自然灾害紧急情况下，快速评估电网的可靠性指标。采用先进的人工智能技术、相量测量技术、电力电子技术和基于GpS的电网安全监视和稳定控制系统，防止事故连锁反应和大面积停电，实现大系统故障情况下的快速解列、故障恢复、功率支援和缩短停电时间。

掌握先进的电网调压控制技术，有效处理电压快速无规则变化和电压缓慢变化多种复杂工况，掌握使辽宁电力系统各点电压全面协调的分层控制技术和区域调压的关键技术，大面积应用先进成熟的控制装置和无功补偿装置，掌握电网网损在线计算与实时控制方法。研究解决由各种非线性负荷或时变负荷造成的电网电能质量问题及改善电能质量的措施。试点采用包括自动适应电力系统运行状态变化，以获得最佳保护性能的，基于电子式电压、电流互感器的最新的自适应继电保护技术

调度自动化方面要建成与电力市场支撑系统融为一体的新一代能量管理系统，并形成与能量管理系统共享数据的电能量计量智能系统，投入实时在线动态安全分析功能，广泛应用在线动态功角、电压和频率安全分析软件，合理解决区域负荷平衡对辽宁电网运行经济性影响的技术问题，掌握在电力市场环境下电力系统安全性和经济性的协调方法。

在输、变电技术方面——

建立基于GIS的220千伏输变电设备安全生产综合管理平台。系统包括杆塔、线路、变压器、断路器等220千伏设备运行状态监测，并集成故障测距、雷电预测、污秽监测、可靠性分析、电网稳定、无功优化、绝缘监测、变压器在线监测等系统功能，为辽宁电网安全生产指挥提供现代操作平台。

大型变压器突发故障监测形成在线与便携分级监测体系。凡实验室定期色谱分析出现异常的变压器，应及时安装色谱在线监测装置，若出现故障报警，可紧急采用车载便携式局部放电监测装置，确保大型变压器安全稳定运行，实现变压器烧损事故零目标。在500千伏变电站和220千伏枢纽变电站，以及其他运行不稳定的变电站，安装开关在线监测系统和容性设备绝缘在线监测系统等高新技术装备，使变电站安全运行达到国内先进水平。在供电设备状态检修的基础上，建立完整的输变电设备优化检修技术体系，以成本效益分析为核心的不同电压等级输变电设备检修策略和以可靠性为中心的检修(RCM)技术达到实用化水平。建立一体化的输变电检修管理系统，解决220千伏变压器无载调压开关的结构缺陷问题，完善主要电气设备状态评估和寿命评估技术，并拥有自主知识产权的分析系统和数据库。试点建设集测量、保护、控制功能为一体的全数字化分散式综合自动化变电站。

在配电和用电技术方面——

研究集成化的配电自动化系统，功能包括：配电网信息采集和配电GIS应用、故障隔离和停电管理、恢复供电和电压控制、设备管理和运行分析、工程协调和维修管理、电量计量和计费管理，报装接电和用户服务。开展配电网电能质量控制技术的系统研究，解决配电网电压自动调节等问题。进一步开展10千伏配电网带电作业综合技术的试验研究，全面提高配电带电作业水平，提高供电可靠性。推广应用GSM/GpRS电能监测管理系统，并研制小功率集群装置，降低运行费用，实现10千伏变台电能实时监测和移动通信数据远传，形成集用电管理、线损分析、打击窃电为一体的辽宁电网电能监测管理平台。

在电网自动化方面——

2005年以后新建220千伏变电站全部实现综合自动化、紧凑化和无人值班设计。66千伏变电站及其集控站具有生产运行数据采集、监视、显示和远传报警功能，并实现设备运行状态远方监测和安全等级评估。

辽宁14个城市城区全面实现配电自动化。采用负荷转移新技术，实现网络重构和自动恢复供电。适应10千伏配电网架由架空线转为地下电缆通道敷设的趋势，研究开发新的故障定位、分段控制、运行监控等技术。配电网大量采用智能型轻巧箱式变电站和环网开关柜，基于神经元网络理论开发的配电网高级应用软件(pAS)投入实用化，使配电生产运行进入数字化时代。供方负荷管理与需方用电管理(DSM)相结合的新型负荷管理系统将发挥重要作用，以电能质量控制为核心的“定质电力”技术进入工程化实用阶段。

重点工作：

以技术创新为先导，以电力市场体制改革为契机，以拼搏进取的高水平技术和管理专家群体为依托，以改造电力传统技术为起点，以研究、开发、应用高新技术为主攻方向，以转化高新技术成果并实施产业化为基础，以跟踪世界前沿电力技术为动力，为把省公司建成国内一流的电网经营型企业提供技术支撑和管理平台。

以安全为基储以效益为中心的原则。紧密围绕公司生产和经营实际，在安全生产和经济运营两个方面加大科技投入，加强技术创新力度，切实解决带有方向性的关键技术课题。

坚持以集中有限科技资金抓重点项目的原则。坚持有所为有所不为的工作思路，每年抓几个重点项目，解决公司几个难点问题。

实行以引进与开发相结合以引进为主的原则。技术创新的重心放在引进消化吸收国内外先进实用的前沿电力技术上，贯彻国家“产、学、研”相结合的科技政策，结合公司生产、经营实际，进行高效率的二次开发，以便缩短科研周期，迅速将最新科技成果转化为现实生产力。

树立以技术创新与技术改造相结合的原则。技术创新取得试点成果后，在电网技术改造中广泛推广应用，以便扩大科技进步的先导作用，形成规模效益。

建立技术创新激励机制。

加强培养省公司的科技创新队伍。

开展国内外技术交流与合作。

建立完善的技术创新体系。

七、信息化

1、现状

省公司已经拥有许多大型的信息处理系统。这些系统在日常运行中积累了大量的行业历史数据，为建立数据库系统提供了重要的数据源。

2、存在问题

省公司在信息化建设过程中大部分的业务系统相对独立，数据分散在不同的业务系统或不同业务部门中。对实现省公司信息大集中带来相当的困难，很难对省公司的业务形成一个统一的视图，更难以及时地为公司领导提供有效准确的决策支持。缺乏一套行之有效的数据库系统来进行信息管理。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

大力推进信息化建设，加快信息技术的应用，依靠信息化实现管理创新，提高电网信息化水平。

通过信息资源的深入开发和广泛利用，促进资源优化配置，不断提高生产、经营、管理、决策、服务的效率和水平。

将IT技术应用于企业管理中。大大提升业务运作的效率，并改变业务运作模式，提高决策的科学性和及时性。

依靠现代信息、网络等高新技术和资源，通过信息化网络和计算机技术构成新的平台，提高企业的综合运作能力，实现技术创新、管理创新、组织创新、制度创新，增强企业的核心竞争能力。

2005年计划目标——

推广信息技术应用，提高信息化水平。改造和提升传统产业信息化建设，推进经济结构调整；大力推进政务信息化，加强政府有效监管，提高行政效率和决策水平，提供广泛服务，推动国民经济和社会信息化发展；积极发展电子商务，充分发挥企业主体作用，实现信息技术与传统产业结合；加快推进社会事业信息化；促进信息服务业发展。

重点加强网络建设，实施盛市、县(区)三级信息网络系统工程。局域网带宽1000/100Mb，广域网155/100Mb；Internet接入带宽100Mb；采用小型机作为区(县)级主服务器；市级网络采用双路由器；建立全省统一的E-MAIL(电子邮件)系统；建立企业pORTAL(门户)系统。

实施省公司系统三级信息管理基础平台工程。建立网络化的信息分类编码系统；建立统一的地理信息系统和数据仓库管理系统；采用主流开发模式、统一配置中间件平台。统一配置报表、分析和开发工具软件；统一专业应用系统开发与推广。操作层通过信息化解决报表不准确、数据混乱、手工办公效率之类的问题；管理层通过信息化解决诸如流程重组所引起的组织震荡；战略层利用信息化对核心竞争力进行重新设计。

开展信息安全示范工程。建立全省公司CA认证体系；建立全省公司的数据备份系统(其中两个异地备份中心)；建立防火墙、防病毒、漏洞扫描和安全检测系统；建立全省公司安全预警系统。

实施盛市(地)、县(区)三级信息网络视频系统工程。建立盛市二级视频控制中心；建立延伸到区(县)的视频终端系统；在主会场之间建立数字视频监控系统；加强远程教育；升级视频点播服务器，扩展并发用户数。

完成数据中心第一阶段建设。完成网络存储中心的建设。数据中心平台的基础建设工作，包括数据集中的可行性方案确立，试点工作的胜利完成，数据中心软硬件架构完成，基于数据中心的门户平台建立。

2010年远景规划目标——

数据中心建设：

实施集团公司财务模式，实现财务的集中管理，实现和完善辽宁电力的“两全”管理，完成包括电力营销、财务、生产、物资等核心业务系统的数据集中和财务集成，建立和完善电力客户关系管理系统。

集中并整合其他的业务系统，如人力资源管理系统等，实现集团范围内的数据、业务和信息的集成，进入实质性的运营数据中心阶段，确立集团管理模式。

网络系统管理、安全技术研究：

建立全省公司CA认证体系；建立全省公司的数据备份系统(其中两个异地备份中心)；建立全省公司安全预警系统；建立信息安全实验室。

电子商务系统开发与应用：

推动电子政务、电子商务发展。推出一批以应用为主导、与需求紧密结合的信息化建设示范项目。

ERp建设：

ERp(企业资源计划)管理软件的本质是创新，是一种现化的管理模式和管理思想。利用现代信息技术改造企业的生产、经营、管理、服务流程，实施财务、采购、生产、营销等各个流程的信息化管理，实现管理方式的网络化、决策支持的智能化、经营管理的实时化和运作过程的规范化。从企业实际出发，让IT技术真正转化为企业核心竞争力，实现传统企业业务与ERp系统完美的结合，在结合中创新，在创新中升华

加强人才培养：

加强对在职人员的信息技术培训，提高从业人员素质。要求每一个员工自觉适应信息化要求，制定适者生存、不知者淘汰的机制；开展企业领导层的培训；加强业务技术骨干的培训；加强各种业务管理人员(操作层)的培训。

重点工作：

通过推动企业信息化，将信息技术与管理技术和生产技术相结合，在企业生产、营销和服务的全过程中，通过信息集成、过程优化、资源配置、实现物流、信息流、资金流的集成和优化，提高企业市场应变能力和竞争能力。到2015年，全省企业信息化总体水平达到如下目标：

建立信息化职能机构和设立企业信息主管(CIO)；

企业管理信息化系统(指MIS/MRpII/ERp/CRM/SCM等中的某个或部分系统)的覆盖率为100%。

100%建立企业网站，多数企业能应用电子商务进行生产、营销及管理。

电力信息网络系统平台。网络智能管理技术开发与应用；网络安全技术的开发与应用；实现网络报表管理及分发；进行语义对象设计工具及其应用研究和工作流平台研究；建设大规模信息网络实验室，进行网络、操作系统、应用系统、远程信息交换及协议研究与开发。

信息资源及应用技术。进行总体数据规划、信息资源规划，建立辽宁省电力电力公司全域数据模型和应用系统数据模型；建立省电力公司信息分类编码体系，制定主要编码表；确定省电力公司及各基层单位的数据源。建设具有集成化、网络化的管理信息系统。

基于国际互联网络系统的企业电子商务系统。研究网络上进行电子数据交换技术；通过网络进行电子资金转帐的技术；在网上使用信用卡支付技术和电子货币支付技术和数据安全技术；进行电力系统的电子商务系统开发与应用。

信息安全示范工程。电力系统信息安全技术体系总体结构构架研究；电力系统信息安全技术及产品应用分析研究；电力系统信息安全技术应用试点单位方案研究和实施；电力系统信息安全运行管理机制研究；电力系统调度自动化信息安全保障措施的研究和实现；电厂在线生产控制系统信息安全保障技术方案研究；变电站信息安全保障措施的研究和实现；发电侧交易市场技术支持系统信息安全方案研究和实现；电力营销系统信息安全方案研究和实现。

建立集中数据中心，并建立针对分析的数据仓库模型与存储，实现决策分析，实现真正有效的行业经济决策支持。

创出一批具有国际先进水平、有自有品牌和知识产权的企业信息化的产品，为企业信息化提供优良装备和服务。

培育、建立起一批基本能适应企业信息化建设需要的咨询、软件及系统集成开发服务企业队伍。

八、财务管理

1、现状

截止2002年末，省公司资产总额532.20亿元(母公司口径，包括重组发电资产），负债总额305.49亿元，资产负债率57.40%；全年售电量615.92亿千瓦时(包括向华北售电)，实现销售收入234.16亿元，实现利润5.50亿元；净资产收益率2.19%，投资收益率6.54%；应收电热费12.29亿元；上缴投资收益1.30亿元。全面完成国家电力公司下达的各项资产经营考核指标。

2、存在的问题和差距

随着电力体制改革和发电资产重组的进一步展开，省公司将陆续剥离发电资产65.08亿元(包括待划转辅业和待出售发电资产)。发电资产重组后，省公司的经济实力和盈利能力将受到重大冲击。调整产权结构和增加盈利能力，是省公司未来应着重解决的问题。

近几年来，城、农网改造等基建工程大规模的资金融入，在增加企业整体实力的同时，也给公司带来了巨大的还本付息能力、资金来源不足和盈利空间锐减的压力。适度减少资本性资金支出，应是省公司未来考虑的问题。

发电资产重组和资本性资金的融入，使公司的资产负债率逐年提高。2002年底资产负债率为57.4%，2005年预计68%，2010年预计回调至60%。“十五”期间，企业资产负债率将在临界线浮动；“十一五”期间，企业资产负债率将有所下降。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

2005年——

资产总额达629.46亿元[注：(532.20-39.53)*(1+8.51%)3包括待划转辅业和待出售发电资产]，年平均递增8.51%；

年售电收入达288亿，年平均递增8%；

实现利润2亿元；

资产负债率达68%，控制在70%以下；

投资收益率保持1%；

净资产收益率0.71%；

资本保值增值率101%

应收电热费余额控制在12.19亿元。

2010年——

资产总额翻一翻，达941.07亿元[注：(532.20-65.08)*(1+9.15%)8，不包括待划转辅业和待出售发电资产]，年平均递增9.15%；

年售电收入达368亿元，年平均递增5%；

实现利润5亿元；

资产负债率达60%；

投资收益率保持5%；

净资产收益率3.45%；

资本保值增值率104%

应收电热费余额控制在12.19亿元。

到“十一五”末期，公司各项经营指标均达到一流电力公司标准，利润总额实现5亿元，营业总收入430亿元，资产负债率控制在60%以下，实现创建一流电力公司的目标。

“十五”期间：售电量按省公司预测值；考虑到城、农网改造等因素，线损率在2003年预计完成数的基础上有所降低，按照6%测算；售电平均单价每年提高0.5元/千千瓦时；购电平均单价每年降低0.3元/千千瓦时；固定成本在低于收入增长幅度的前提下保持适度增长；财务费用按照省公司投贷计划，同时考虑资本运作收益测算。

“十一五”期间，售电量按省公司预测值；线损率按照6%测算；在不考虑电价调整的因素下，2010年的售电平均单价提高0.5元/千千瓦时；购电平均单价降低0.3元/千千瓦时；固定成本在低于收入增长幅度的前提下保持适度增长；财务费用按照省公司投贷计划，同时考虑资本运作收益测算。

重点工作：

建立一支完整的适应企业现代化管理和改革需要的财会队伍，包括总会计师队伍、财务骨干队伍和财会从业队伍。

构筑现代化财务信息管理网络平台，完成财务管理信息系统联网运行，实现财务管理与生产管理的无缝对接和财务管理信息系统与主要业务信息系统的大集成。

完善企业预算管理制度，制订科学的内部会计控制体制，防范企业经营风险，实现企业财务控制的程序化、制度化和规范化。

保证城乡居民生活用电同价方案的顺利实施，逐步实现厂、网价格分离和两部制电价的分步实施，开展竞价上网；初步确定电网输配电价，逐步建立竞争性用户和专营性用户不同的销售电价制度。

电费即时上划和统一调度资金，保证电费及时上划和资金的集中使用。灵活调度资金，“借低还高”，提高资金的使用效果。

建立省公司出资人管理制度，明晰企业产权，优化企业资源配置；加强资本运营管理，加大资本运作力度，推进企业产业结构调整。

九、人力资源

1、现状

省公司现有职工47394人。分布情况见下表：

主业人数全民多经人数支援集体人数内退人数

职工人数***

51占职工总数63%14.1%12.7%10.2%

从上表可以看出：

在省公司全部职工中,主业从业人数占63%，说明减人增效工作已经取得明显成果，电力企业正逐步实现按定员组织生产；电力系统职工队伍人员分布已发生重大变化，过去以从事电力生产建设为主，现在已出现多种经营局面，从事非主业人员比例已高达26.8%；在妥善安置富余人员的各项措施中，实行“内退”的职工比例达到10.2%。

按学历(文化程度)分析：

研究生本科专科中专技校高中初中及以下

人数***573588631270

2占职工总数%0．811.817.512.312.118.726.8

在省公司职工队伍中，具有研究生(硕士)学历的比例仅为0.8%，而且大多数集中在省公司机关本部、局办公司和科研、设计、学校，而初中及以下文化程度的比例仍然高达26.8%，有四分之一的职工文化素质处于较低水平。

按专业技术职称分析：省公司专业技术人员总数15612人，占职工总数的32.9%，各专业技术职称分类见下表：

高级以上职称中级职称初级职称

人数263851367590

占专业技术人员总数16.9%32.9%50.2%

上表反映的只是具有专业技术职务资格的人数，按照“评聘分开”的原则，实际被聘任的各类专业技术人员要大大小于表中反映的数字。

按技术等级分析：省公司目前生产人员总数为31782人，占职工总数的67%，按技术等级分类见下表：

高级技师技师高级工中级工初级工

人数***00

占生产人员总数0.08%1.7%31.3%35.4%12.6%

在生产人员中，具有技师、高级技师的数量很少，具有一技之长的高级技师已经断档，高级技术工人技能老化现象日趋明显。

2、存在问题

人力资源比例匹配不合理，生产技术人员相对紧缺，管理、党群人员超定员比较突出；人员结构急待优化，高素质、高技能、具有创新能力人才缺乏，组织管理冗余大；员工技术技能单一，人员缺乏必要的流动，竞争力弱；人才流失现象严重，人力资源管理与现代企业制度的要求和公司发展需要差距较大。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

职工文化素质的基本要求：初中级生产人员达到中等职业技术教育的水平；管理人员要达到大专文化程度；主要岗位的管理人员和高级管理人员要达到本科文化程度。

职工专业技术资格等级比例合理分布：具有高级专业技术资格人数比例要提高到占专业人数的40%，中级专业技术资格的比例要提高到40%；高级技师、技师的人数比例要提高到占生产人员总数的5%，高级工的比例要提高到40%。

建设一支专家队伍，培养一批复合型人才：到2010年计划培养选拔50名电网专家，100名专业技术带头人，300名生产技术能手。培养跨专业、懂经营、会管理的复合型人才50人，一专多能高技能人才50人。

提高劳动生产率，按5%年增长率到2010年劳动生产率达到30万元/人年。

提高职工收入，省公司员工人均年工资收入达到4.2万元。

重点工作：

实现合理定员(省公司现是超定员运行，超定员近33.2%)，实现企业与办社会职能人员的分离，主导产业与辅组性生产经营的组织和人员的分离。形成机构精简、分工合理，运行高效的现代化管理组织。

打破干部、工人及各种用工形式的身份界限，推行国家职业资格证书制度，竞争上岗，优胜劣汰，做到人员能上能下，能进能出，收入能升能降，动态的劳动用工和聘用制度。

保证员工收入稳步增长，通过多种渠道不断提高员工的生活质量。

结合省公司人力资源队伍现状和企业发展战略，建立适应省公司发展需要的吸引人才机制、稳定人才机制、企业用人机制、减人增效机制、教育培训机制、技能鉴定机制、职称职务评聘机制、内部分配机制、合同身份机制、绩效考核机制，充分发挥人力资源管理干部队伍、专业技术干部队伍和生产技术工人队伍在电力生产建设中的作用，使人力资源开发和管理系列化、制度化、规范化。

强化一流的企业必须拥有一流的人才，一流的人才是实现一流企业的基础这样的理念，加大人才的流动率，以提高人才交流来提高省公司适应市场经济运行的能力。通过聘任制，不断淘汰不适应市场经济运行环境的各类人员。

十、领导干部

1、现状

近年来，在省公司党组的重视下，领导干部队伍建设工作在改革与发展中得到了进一步加强。领导干部队伍的年龄结构、知识结构、专业结构有了明显改善，整体素质和活力大大增强；领导干部能力水平不断提高，思想与工作状态呈上升趋势；领导干部的思想建设、作风建设、组织建设取得了明显效果；领导干部队伍的精神状态健康向上；领导干部队伍年轻化、知识化、专业化步伐加快，综合素质较省公司成立前有了明显提高，能基本适应当前改革和发展的需要。

干部数量：到2002年底，省公司党组管理的领导干部581人，其中基层240人，占42%；机关本部229人，占39%；局办公司112人，占19%。

职级结构：581名领导干部中，正处级170人，占29%；副处级289人，占50%；正科级122人，占21%。

学历结构：581名领导干部中，研究生学历的72人，占12%；大学本科学历的322人，占56%；专科学历的152人，占26%；中专及以下学历的35人，占6%。

本科以上特别是研究生的数量较少，这与技术密集型的企业性质和现代化电网建设的要求不相适应，低层次学历还占有一定比例。

专业结构：581名领导干部中，电力工程类专业193人，占33%；经济管理类专业236人，占41%；建筑机械类专业49人，占8%；教育卫生类专业36人，占6%；其他专业69人，占12%。

专业结构以电力生产技术和经济管理专业为主，复合型领导干部较少，尤其是集电力、经济、法律等专业为一身的干部更为缺乏。

年龄结构：581名领导干部中，56岁及以上86人，占14.8%；51~55岁129人，占22.2%；46~50岁191人，占32.8%；41~45岁113人，占19.4%；36~40岁53人，占9.1%；31~35岁9人，占1.5%；30岁以下的为零。

干部年龄以46~50岁之间最为集中，占领导干部总数的32.8％，是现有干部队伍的主体，年龄有些偏大。35岁左右的干部严重不足，仅占7.2％。

2、存在问题

解放思想，更新观念的程度不够；

部分领导干部知识贫乏、专业结构不合理，特别是懂经济、会管理的领导干部偏少；

部分领导干部的政治理论功底较差，学习缺乏自觉性；

部分领导干部群众观念比较淡薄，作风不够深入；

领导干部队伍年龄结构不合理，没有形成梯次结构，在581名领导干部队伍中，35岁以下的只有9人，仅占1.5％，30岁以下的干部数为零；干部人事制度改革与进程较慢，有利于年轻干部脱颖而出的公开选拔、竞争上岗机制还没有完全形成；干部交流范围和实施面还比较窄；在干部能上能下，尤其是疏通“下”的渠道方面，思想还不够解放；有效的干部监督机制还没有完全建立起来。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

“十五”目标——

领导干部队伍的年龄结构、知识结构、专业结构更加合理，活力进一步增强，数量与结构相匹配，领导干部的思想观念、工作作风、敬业精神、经营意识、能力水平等整体素质有新的提高，建设一支能够适应电力市场条件下有效运营的高素质的领导干部队伍。

“十一五”目标——

在“十五”目标的基础上，建设一支精干、高效、廉洁和德才兼备的领导干部队伍。有坚定的政治方向，有较高的政策水平，有高效的工作效率和工作作风；成为坚决贯彻执行党的路线、方针、政策，结构合理，善经营，会管理，团结协作，廉洁公正，开拓进取，业绩突出，群众拥护的干部队伍；成为自觉贯彻执行党的基本路线，具有强烈的事业心、责任感和适应市场竞争取胜能力，求实创新，锐意改革，清正廉洁的领导干部队伍，胜任建设现代化电网企业目标的需要。

在实践中建立和完善对于干部队伍，尤其是对领导干部队伍的监督机制，通过完善的制度来保护省公司系统的干部队伍，促进他们在社会主义市场经济环境下更健康地成长。

在政治合格的前提下，努力做到领导干部队伍的梯次配备、专业配套、知识互补、分工科学、最大限度地发挥领导干部队伍的整体功能。

合理配备职数。基层领导班子职数配备的原则是，领导班子中党群设党委书记、纪委书记和工会主席，行政机构一般设一正四副和总会计师，企业规模较大的，可按一正五副配备，供电公司设农电副总经理(主持工作)。按照这个标准，每个单位领导班子成员总数最多不超过10名。通过换届和干部交流，到2004年80％单位达到标准配置，到2005年100％单位达到标准配置。

优化年龄结构。基层单位党政领导班子，要形成由不同年龄段干部构成的梯次结构，35~45岁的干部要成为干部队伍的主体。到2005年45岁以下干部要占一半以上，每个领导班子35岁左右的干部至少要有1名。到2010年40岁以下干部要占一半，每个班子30岁左右的干部至少要有1名。

省公司机关部主任一级领导班子的年龄结构，应以45岁左右的干部为主体，各部领导班子中40岁以下的干部至少要有1名。

省公司机关处一级领导干部，应以40岁以下的干部为主体。

改善文化结构。要不断提高领导班子成员的学历层次，促进知识更新。党政领导班子成员都应具有本科以上学历。今后新提拔领导干部，一般应为全日制本科学历。领导班子成员到2005年本科学历必须达到100％，其中研究生及以上学历达20％；到2010年研究生及以上学历达50％，其中博士生毕业占10％左右。

优化专业结构。要注重领导干部的知识更新，通过各种培训，使领导干部成为掌握社会主义市场经济理论、现代科学技术、工商管理知识和有关法律法规的领导人才，特别要加强分管工作所需要的专业技术知识，努力成为分管工作的内行，促进领导干部队伍的专业技术结构更趋合理，形成门类齐全、优势互补的经营管理者群体。

补充后备力量。后备干部队伍建设的目标是：解放思想，更新用人观念，切实把培养选拔一大批跨世纪的优秀年轻干部作为一项战略任务抓紧、抓好、抓出成效；努力创造一个能使优秀年轻干部脱颖而出的环境；加大培养力度，保证源头活水，真正建立一支数量充足、门类齐全、专业配套、素质优良、适应二十一世纪知识经济和电力市场发展需要的后备干部队伍。

优秀年轻干部的培养与选拔要取得新突破。具体目标是：坚持用好的作风选人，选作风好的人；大力培养选拔优秀年轻干部，切实加强领导干部队伍建设，努力构筑省公司领导人才高地。“十五”、“十一五”期间，重点组织实施“1331”后备干部培养工程，即重点掌握和培养100名左右正处级后备干部、300名副处级后备干部、每年组织30名后备干部参加党校培训、每年选送10名后备干部到高校和国外培训进行深造。通过培训提高后备干部的政治理论和专业知识。同时还要有计划、有重点地选派优秀后备人才到国内外院校和大公司学习、锻炼，提高他们按照国际通行规则办事的能力。

从电力企业实际出发，建设一支坚持社会主义方向，能够维护国家、企业和职工利益，善于围绕企业的生产经营活动开展思想政治工作、发挥先锋模范作用的党务领导干部队伍。从2003年开始，每年送出3~5人进行系统党务知识培训。

重点工作：

提高加强领导干部队伍建设重要性的认识。

贯彻执行《党政领导干部选拔任用工作暂行条例》，进一步做好干部的选拔任用工作。

强化教育培训与实践锻炼，提高领导干部的理论水平和执政水平。

健全完善规章制度和纪律，加强对领导干部的管理监督。

积极推进干部人事制度改革。

抓紧做好年轻干部的培养选拔工作。

切实加强领导干部队伍建设工作的领导。

十一、现代化管理

1、现状

2002年，省公司经营者集团带领广大职工，经过努力拼搏，取得了很大的成绩。完成了电网建设和电力经营的繁重任务，推动了技术进步和新技术的应用，技术创新和信息化建设取得了新成绩，营销现代化和调度自动化取得阶段性成果；多种经营企业改制进展顺利；提高了电网运行和安全生产管理的水平，深化了优质服务的内涵，改善了企业的形象，优质服务水平和行风建设再上新台阶；精神文明建设和党风廉正建设成效显著；职工思想稳定，经济效益稳步提高，使企业的凝聚力和战斗力进一步增强，也初步确立了适应省公司实际的管理体制、管理模式、管理方法和管理思想。在几年的改革实践中，省公司以安全生产为基础，以经济效益为中心，以优质服务为宗旨，企业管理水平明显提高，省公司的发展步入了良性轨道。有关指标对比见表3.9。

2002省公司主要经济技术指标

表3.9

序号指标名称单位辽宁公司浙江公司山东公司

1资产总额亿元532.2716.8818

2净资产亿元226.71291318.523净资产收益率%2.192.52.5

14利润完成率%100102.44110.7

45投资收益上缴率%100100100

6对外投资收益率%6.857.418.2

37资本保值增值率%101.67104.59103.53

8售电量亿千瓦时601.51966.18934.3

9营业总收入

其中电力业务收入亿元

亿元234.16

229.77385.79

381.86433.90

10实现利润亿元5.59.219.52

11资产负债率%57.459.3854.14

12年末职工人数人***

13全员劳动生产率万元/人年21人均营业收入174.13

14城市用户供电可靠率(市中心+市区+城镇)%99.85899.98799.99

15农村用户供电可靠率%99.59999.399.8

16220千伏及以上线路长度千米92***

17220千伏及以上变电容量万千伏安2***

18220千伏及以下变电站无人值班比例%6478.47100

1910千伏及以上断路器无油化率%74.691.3990.4

20供电线损率%5.424.672、存在问题与差距

虽然省公司的经营及运营水平在国内处于前列,但是与国内外同业先进企业相比较，企业经营理念与方法、效益与效率、科技含量与技术装备水平、电能质量与服务水平、员工人数与综合素质存在较大差距。主要表现：

与国内先进省电力公司主要差距：一是人员多、素质还不够高，劳动生产率低，部分经济技术指标落后；二是安全生产的基础还不牢固，稳定可靠的安全生产机制还没有真正建立起来；三是队伍素质亟待进一步提高，特别是缺乏市场经济所要求的金融、法律、工商管理、市场营销等方面的人才，干部职工解放思想、转变观念依然不够；四是两个根本性转变的任务还十分繁重，不论是体制、机制方面，还是公司的管理方面，距离建设现代企业集团，都有很大差距；五是公司内部的工作还很不平衡，企业之间的差距还很大。

与国际先进电力公司主要差距：一是企业的盈利水平不高。辽宁电力有限公司的净资产收益率，比日本东京电力、美国南方电力低的很多；二是科技含量和技术装备水平低。辽宁电力公司科技进步贡献率目前仅为40％，远低于发达国家电力工业70％的贡献率平均值；三是电网结构不合理，部分设备满足不了技术特性的要求、新技术缺乏、电源结构单一。电网发展滞后，部分地区还存在“卡脖子”等问题，特别是配网供电互代能力不强；四是管理水平低，消耗较大。五是人员效率低。辽宁电力公司供电人均售电量仅为美国南方电力公司、日本东京电力的11%、18%。由于人员多，造成经济效益和企业竞争力差距很大。所有这些量上的差距从根本上说是质上的差距，集中反映了省公司等方面在组织结构、经营理念、管理水平、技术水平和创新能力、人员素质上的落后。因此通过制定2010年规划，明确目标，加大企业管理力度，实现管理创新，使省公司更安全、更经济、更文明、更高效、更具有竞争力尤为急迫。

3、发展目标与重点工作

发展目标：

将以市场化推动管理科学化，以信息化带动管理现代化，以建设现代化电网经营企业为主线；以体制、机制和管理创新为动力，以电网结构、科技应用和员工素质的全面提升为基础，提高管理资源的运作效率，提高国有资产和集体资产的运作质量，培育和提高企业的综合竞争力，促进公司两个文明建设的协调发展，创建与现代化建设相适应的电网经营企业。着力提升企业整体装备水平、技术水平、管理水平和市场竞争力，努力实现“一流的电网与设备、一流的技术与指标、一流的管理与机制、一流的效益与效率、一流的质量与服务、一流的人才与文化”。

重点工作：

按照建立现代企业制度的要求，健全责权统一、运转协调、有效制衡的法人治理结构，决策层、执行层、监督层权责分明，监督机制健全。建立起有利于企业长远发展的可靠机制和集约化管理机制。

电网基本实现商业化运营，并建立了完善的企业内部模拟市场或模拟法人体制，优化资源配置，企业责任、权利、义务相统一。

重视人力资源的开发和管理，公司决策层等高级管理人员具有科学的素养和很高的素质。培养和造就了一支适应21世纪知识经济发展要求的高素质的员工队伍。各类人才结构合理，实行公开招聘、竞争上岗，完善激励机制和考核监督机制。

重视公司战略研究与管理。制定符合时代要求和企业实际的发展战略规划和近期实施计划。

重视推行现代化管理。引入国际上先进企业管理系统，提升企业整体管理素质，实现管理手段的信息化、科学化、现代化。企业管理效率和用人水平达到国内同类企业先进水平。

建立起完善的安全生产、经营管理、资本运营、内部审计等方面的企业规章制度体系并严格执行。依法经营，实现法制化管理，确保生产安全、经济安全。建立完善的技术标准、管理标准和工作标准体系，并在工作中严格执行，积极引入国际先进标准，实现标准化管理。

档案目标管理达到国家一级。

建立起有效的科技进步机制，在科技的开发、引进、创新、转化和技术革新、改造等方面取得显著成效，拥有高素质的科技人才队伍，具有较强的科技实力。

大力推广应用具有国际先进水平的电力新技术和适用技术，积极开展节能降耗、状态检修、紧凑型输变电和灵活输电等技术的研究和推广应用，不断提高电网的安全性、可靠性、经济性和自动化水平，电网总体装备技术水平接近国内同类企业先进水平。

高度重视环境保护，在控制和减少污染物排放、城市电网规划与建设等方面，严格执行环保“三同时”制度，达到国家和地方法规的要求。

注重进一步深化电力体制的改革，以国际上先进水平的电力公司为目标，按照xx“管理年”的要求，进一步加强企业管理，实现经营思想与管理观念的创新；经营战略与战略管理的创新；组织结构与管理结构的创新；管理规范与工作流程的创新；管理方法与管理技术的创新。经过坚持不懈地努力，2010年要在企业管理方面及企业的内在素质方面，尤其在主要经济技术指标方面，跻身国际先进电力企业的行列。

十二、企业文化

1、现状

公司成立以来，企业文化建设有了长足发展，在大力普及的同时，做了很多基础性工作，为企业文化建设的深化奠定了良好基矗

文化理念日趋深入人心，引起更多领导者的重视；

做了大量的企业文化理念征集、提炼工作，尤其是企业精神、企业价值观等的提炼、培育、渗透，有的单位已初步形成理念识别系统；

所有供电营业窗口使用统一、配套的服务标识，有的单位已形成了自己的视觉识别系统；

制定并认真贯彻职业道德规范、岗位规范和员工行为规范，并形成了一定特色经验，职工队伍素质不断提高；

省公司本部按照创一流要求，将企业文化建设任务分解到有关部门，落实责任人，并做了相关工作；

加强供电优质服务的形象塑造和宣传，不断提升服务质量，奠定了良好的服务形象基矗

2、存在问题

企业文化建设工作整体处于全国同类企业的中游水平，与世界先进水平相比差距很大。

没有形成系统、规范的企业文化体系。

企业组织形式、管理方式、用人机制等一些深层次的改革与现代化电网要求和优秀企业相比有较大差距，有待进一步深化。

第五篇：南昌县供电形势现状及电网建设规划

合理规划布局电网设施 确保工业发展用电需求

随着我县工业经济总量的不断扩大，一大批新建工业项目的陆续投产，全县工业用电需求量呈现出了高速增长的势头，工业用电供需矛盾日益突出,当前我县以35KV为主网构架的供电体系，已无法满足工业经济发展的需求。

一、我县供电区电力系统现状

（一）电力设施状况

1、发电设备。南昌县电源全部取自市供电网，且水利资源不丰富，目前没有水力发电及火力发电。

2、输变电设备

（1）35千伏及以上电网

截止2010年底，区域内代管110千伏变电站3座，分别为110KV塘南变、110KV向化变、110KV柏林变（产权属于南供），容量为149兆伏安。35千伏变电站18座，其中代管站2座为丁坊变和高坊变（产权属于南供），主变35台，总容量235.1兆伏安；35千伏线路23条，共233.62公里。

（2）中低压配电网（隶属县公司产权）

截止到2010年底中压配变总数1002.729兆伏安/6080台，其中公变 339.59兆伏安/2890台，专变659.921兆伏安/3190台；10千伏公用配电线路127条，共2226.05公里；0.4KV线路共计3103.45公里。

（二）供电用电情况

随着县域经济的快速发展，我县用电量和用电负荷均呈现出了高速增长的势头。

1、用电量方面。2010年南昌县公司供电区全口径用电量为10.909亿千瓦时，比上年增长13.56%，其中工业用电量为5.8175亿千瓦时。预计2011年全口径用电量将达到12亿千瓦时，工业用电量将达到7亿千瓦时。

2、用电负荷方面。2010年全县最高负荷245MW；2011年全县最高负荷突破258.7 MW，较去年最高负荷增长5.42%。

（三）存在突出问题

我县供电区存在的主要问题一是电力来源形式单一,电站布点容量不足;二是输电变电设施落后,部分设备老化严重;三是工业用电大幅增长,用电负荷连创新高,主要表现在: 1、110千伏变电站布点容量不足。全县15个乡镇虽有5座110千伏变电站，但完全供给南昌县农网仅有110千伏塘南变电站1座，其余只是部分供给。同时随着南昌县经济的快速发展，现有的110千伏变电站布点容量无法满足日益增长的负荷需求。

2、末端电网不能满足N-1原则。如35千伏大部分变电站只有单回线供电，在线路故障或检修时，存在大面积停电或限电风险。

3、部分35千伏线路线径过小。全县23条35千伏线路均有LGJ-70导线。

4、部分设备老化严重。如35千伏线路运行年限在15年以上的达到75.79％，35千伏主变运行年限在15年以上的达到45.91％。

5、中低压配电网存在部分线路线径过小，供电半径过大的问题。如10千伏主干线路平均长度达到19.21公里，线路最大负荷达到4兆瓦以上的有51条，占总量的47.66％。

6、部分中低压无功补偿容量不足，现有无功补偿度为5.36%，造成末端电网电压合格率偏低。

7、县调自动化程度不高，现有南昌县农网35千伏变电站无集控变电站。

二、电力设施发展规划

南昌县当前以35KV为主网构架的供电体系，已无法满足县域经济发展需求。110kV电源的布点建设和线路结构调整迫在眉睫，故此，我公司根据实际情况及县委、县政府的规划发展需求，计划依托市公司220kV环网，分区域分步骤对全县电网进行统筹安排，逐步淘汰35kV变电站，打造一个以110kV为主网架的南昌县电网：

（一）兴建布局电站，增加供电量

1、新建220kV网架

计划依托市公司新建220kV蒋巷变、东新变、麻丘变以及现有的220kV斗门变、向塘变、瑶湖变、梧岗变将县公司电网分成五个片区，16个供电区域，进行综合布点，统一规划：

（1）莲塘小蓝片区（含莲塘镇、小蓝工业园、银三角区域）；

（2）武阳幽兰片区（含武阳镇、塔城乡、幽兰镇区域）；（3）向塘及以南片区（含向塘镇、三江镇、黄马乡、岗上镇、广福镇、区域）；

（4）蒋巷南新片区（包含蒋巷镇、南新乡）；

（5）昌东塘南片区（昌东镇、滁槎乡、塘南镇、麻丘乡、（新联）、泾口乡、五星农场区域）。

2、新建110kV变电站建设项目：

（1）新建110kV莲西变电站。保证该地区是县委县政府重点打造的新城区用电。（2）新建110kV象湖变。保证近期象湖新城等地区用电。（3）新建110kV汽车城变。保证小蓝工业园汽车城位置江铃汽车、福耀玻璃等大型企业用电。

（4）新建110kV新武阳变（暂定名）。供证武阳创业工业园用电。

（5）新建110kV黄马变。保证黄马地区两江生态园用电，降低110kV向化变压力，夯实电网结构。

（6）新建110kV新南新变。保证金龙鱼、建华管桩等大型企业用电（全面投产后负荷将突破40MW）。

（二）改造原有设施，提高供电能力 1、35kV变电站改造项目：

（1）为保证蒋巷、南新该地区供电安全，短期内需要对蒋巷变扩容（容载比1.1）。

（2）因35kV富山变电站还是常规站，不利于运行维护，同时其又有重要线路（如姚湾线供水厂），该站建议综自改造。

（3）幽兰变现有综自保护设备已运行10年，已接近设备使用寿命，保护设备故障、缺陷频发，维修困难，建议对其进行改造。

（4）丁坊变度夏期间已处于过载状态，设备陈旧，应尽快实施扩容（容载比1.05），并加装电容器，并进行综自改造。

（5）广福变急需对主变进行扩容改造（容载比1.05），同时考虑到其保护装置运行已有9年，可靠性已明显下降，直流系统监测系统不健全，建议对其保护系统、直流系统进行改造。

（6）蒋巷变于1993投运，为室外变电站，由于已运行近20年，该变电站室外设备、构架锈蚀严重；该站二次系统老化严重，运行安全得不到保证。此变电站一、二次设备都急需改造。

（7）由于35kV北山变电站设备老化，且没有接入调度，建议对其进行综自化改造。

（8）由于110kV柏林变只有1台50MVA的主变，该站2011夏时就出现过负荷情况，计划在2012年之前对其进行扩容改造，增加一台50MVA的主变。

（9）建议市公司支持尽快对向化变扩容，同时对其一、二次设备改造，否则将影响到丁坊、广福、向塘等地区供电。

（10）建议市公司尽快对110kV塘南变进行扩容，同时考虑到其自动化设备陈旧、不完整，建议同时对其进行综自改造，以便调度运行管理。

（11）35kV东新变升压。为保证今后东新乡、象湖新城供电。计划实施35kV东新变就地升压改造（容载比1.43）。2、35kV输电线路改造项目：（1）35KV蒋巷线

近年来有金龙鱼、建华管桩等大型企业（两企业负荷25MW）入驻，计划2012年实施改造。

（2）35KV斗高线

斗高线为60年代线路，今年迎峰度夏期间最高负荷达到407A，已超过高温时安全电流33.44%，计划2012年实施改造。

（3）35KV高丁线

高丁线为60年代线路未改造过，在今夏期间最高达到280A，已超过高温时安全电流27.3%，计划2012年实施改造。（4）35KV丁坊线

丁坊线2001投运线路全长约4.8公里，导线为LGJ-70，度夏期间最大电流达到280A，超出允许安全电流的25%，计划在2012年实施改造。

（5）35KV莲茬线

35KV莲茬线1987投运，因接带武阳变、南方水泥厂负荷，经常出现过负荷或顶表状况，计划在2012年实施改造。

三、强化供电管理和调度，确保工业企业用电 加强供电管理和调度，指导工业企业实现有序用电、有序限电，避免因负荷过高，导致突发性停电给企业造成损失，确保工业企业正常用电需求。

（一）加强电力调度。实行有序用电，使有限的电力使用更合理，尽量减少限电可能造成的损失，提高电能资源的利用效率。

（二）实行差别电价。启动对重点用能企业的排查，对超限额用电的企业实行惩罚性电价，加大价格杠杆的调节力度。

（三）严控两高企业用电。压减水泥生产企业等高耗能企业的用电负荷。

（四）加强对现有设备的管理和维护，确保电网安全稳定运行，加强电网供电保障，完善事故抢修应急机制。

主 题：

合理规划布局电网设施 确保工业发展用电需求

写作提纲：

一、我县供电区电力系统现状

1、电力设施状况(供电能力)

2、供电用电情况(用电需求)

3、存在突出问题(供需矛盾)

二、电力设施发展规划

1、兴建布局电站，增加供电总量

2、改造原有设施，提高供电能力

三，强化供电管理和调度，确保工业企业用电

1、加强电力调度

2、实行差别电价

3、严控两高企业用电

4、加强对现有设备的管理和维护