电监会两个细则

第一篇：电监会两个细则

关于印发《发电厂并网运行管理规定》的通知(电监市场〔2006〕42号)

各区域电监局，各城市电监办，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电力企业 ：

现将《发电厂并网运行管理规定》印发你们，自即日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》（电监市场〔2003〕23号）同时废止。

请各区域电监局根据本规定，商电力企业制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报电监会审核同意后施行。

附件：发电厂并网运行管理规定

二○○六年十一月三日

附件：发电厂并网运行管理规定

第一章 总 则

第一条 为保障电力系统安全、优质、经济运行，促进厂网协调，维护电力企业合法权益，制定本规定。

第二条 本规定适用于已投入运行的发电厂并网运行管理。

第三条 发电厂并网运行遵循电力系统客观规律和建立社会主义市场经济体制的要求，实行统一调度，贯彻安全第一方针，坚持公开、公平、公正的原则。

第二章 运行管理

第四条 电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。电网企业、并网发电厂、电力用户有义务共同维护电力系统安全稳定运行。

第五条 并网发电厂应严格遵守国家法律法规、国家标准、电力行业标准及所在电网的电力调度规程。

第六条 并网发电厂涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信、调度自动化、励磁系统及电力系统稳定器（PSS）装置、调速系统、高压侧或升压站电气设备等运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等，应符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。

第七条 电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题，应及时制定反事故措施；涉及并网发电厂的，并网发电厂应予落实。

第八条 并网发电厂按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署，落实相应措施，编制全厂停电事故处理预案及其他反事故预案，参加电网反事故演习。

第九条 电力调度机构应及时向并网发电厂通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网发电厂应按照《电力生产事故调查暂行规定》（国家电监会4号令）的规定配合有关机构进行事故调查，落实防范措施。

第十条 因并网发电厂或电网原因造成机组非计划停运的允许次数、时间及相关补偿标准，由并网发电厂与电网企业协商，在购售电合同中约定。经电力调度机构同意并认可的并网发电厂低谷消缺不列入非计划停运。

第十一条 电力监管机构负责组织开展并网发电厂涉网安全性评价工作，并网发电厂应积极配合，使涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行的要求。

第十二条 并网发电厂和变电站应在电力调度机构的指挥下，落实调频调压的有关措施，保证电能质量符合国家标准。

第十三条 区域电力监管机构所在区域电力企业规定区域内各省（区、市）并网发电厂必须加装自动发电控制（AGC）设备的机组容量下限，加装AGC设备的并网发电厂应保证其正常运行。

第十四条 并网发电厂一次调频能力和各项指标应满足所在区域电力监

管机构的有关规定要求。

第十五条 电力调度机构和并网发电厂应按照国家电监会有关信息披露的规定披露相关信息。

第十六条 并网发电厂与电网企业应参照《并网调度协议（示范文本）》和《购售电合同（示范文本）》及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

第十七条 属电力调度机构管辖范围内的设备（装置）参数整定值应按照电力调度机构下达的整定值执行。并网发电厂改变其状态和参数前，应当经电力调度机构批准。

第十八条 并网发电厂应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。电力调度机构修改曲线应根据机组性能提前通知并网发电厂。

第十九条 并网发电厂运行必须严格服从电力调度机构指挥，并迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若电厂值班人员认为执行调度指令可能危及人身和设备安全时，应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由，由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行。

第二十条 电力调度机构应根据电网结构和并网发电厂的电气技术条件，按照同网同类型同等技术经济性能的机组年累计调整量基本相同的原则，安全、经济安排并网电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用。并网发电厂参与电力系统调峰、调频、调压、备用情况由电力调度机构记录，按季度向电力监管机构备案并向所调度的全部并网发电厂公布。调峰、调频、调压、备用服务实行市场机制的区域，按照所在区域电力市场有关规定执行。

第二十一条 并网发电厂应根据国家有关规定和机组能力参与电力系统调峰，调峰幅度应达到所在区域电力监管机构规定的有关要求。

第二十二条 并网发电厂应根据发电设备检修导则和设备健康状况，提出设备检修计划申请，并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内并网发电厂设备检修计划。检修计划确定之后，厂网双方应严格执行。

第二十三条 电网一次设备检修如影响并网发电厂送出能力，应尽可能与发电厂设备检修配合进行。

第二十四条 并网发电厂变更检修计划，应提前向电力调度机构申请并说明原因，电力调度机构视电网运行情况和其他并网发电厂的检修计划统筹安排；确实无法安排变更时，应及时通知该并网发电厂按原批复计划执行，并说明原因；因并网发电厂变更检修计划造成电网企业经济损失的，并网发电厂应予补偿。

第二十五条 因电网原因需变更并网发电厂检修计划时，电网应提前与并网发电厂协商。由于电网企业原因变更并网发电厂检修计划造成并网发电厂经济损失的，电网企业应予补偿。

第二十六条 电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信等二次设备的检修。并网发电厂此类涉网设备（装置）检修计划，应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与并网发电厂一次设备的检修相配合，原则上不应影响一次设备的正常运行。

第二十七条 并网发电厂中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统及PSS装置、调速系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备，应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理，满足国家有关规定和安全性评价要求。

第二十八条 电力调度机构应按照电力监管机构的要求和有关规定，开展技术指导和管理工作。

第二十九条 技术指导和管理的范围主要包括：并网发电厂的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、水电厂水库调度自动化系统设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、直流系统、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的相关设备和参数等。

第三十条 继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括：

（一）装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。

（二）重大问题按期整改情况。

（三）因并网发电厂原因造成接入电网事故情况。

（四）因并网发电厂原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

（五）到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。

（六）按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

(七)保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。

第三十一条 调度通信技术指导和管理内容包括：

（一）设备和参数是否满足调度通信要求。

（二）重大问题按期整改情况。

（三）因并网发电厂原因造成通信事故情况。

（四）因并网发电厂通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。

（五）调度电话通道中断情况。

（六）因并网发电厂原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

第三十二条 调度自动化技术指导和管理内容包括：

（一）并网发电厂调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。

（二）并网发电厂调度自动化设备重大问题按期整改情况。

（三）并网发电厂执行调度自动化相关运行管理规程、规定的情况。

（四）并网发电厂发生事故时遥信、遥测、顺序事件纪录器（SOE）反应情况，AGC控制情况以及调度自动化设备运行情况。

第三十三条 励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括：

（一）励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。

（二）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

第三十四条 调速系统技术指导和管理内容包括：

（一）调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求，技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

（二）一次调频功能、AGC功能及参数是否满足电力监管机构及所在电网的要求。

（三）按照电力调度机构的定值设定特性参数情况。

第三十五条 并网发电厂高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括：

（一）并网发电厂高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。

（二）绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。

（三）接地网是否满足规程要求。

第三十六条 发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括：

（一）发电机定子过电压、定子低电压、过励磁、发电机低频率、高频率、发电机失步振荡、失磁保护等是否达到国家和行业有关标准要求。

（二）技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。

第三十七条 水电厂水库调度技术指导和管理内容包括：

（一）水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。

（二）水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。

（三）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）相关运行管理规定的执行情况。

（四）水电厂水库调度自动化系统（水情自动测报系统）运行情况（运行参数和指标）。

（五）水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。

第三十八条 并网发电厂设备参数管理内容包括励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求，发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。

第三章 考核实施

第三十九条 区域电力监管机构组织电力调度机构及电力企业制定考核办法，电力调度机构负责并网运行管理的具体实施工作。

第四十条 电力调度机构对已投入商业运行（或正式运行）的并网发电厂运行情况进行考核，考核结果报电力监管机构核准备案后执行，并定期公布。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。

第四十一条 发电厂并网运行管理考核采取扣减电量或收取考核费用的方式。考核所扣电量或所收考核费用实行专项管理，并全部用于考核奖励。

第四章 监 管

第四十二条 电力监管机构负责协调、监督发电厂并网运行管理和考核工作。各级电力监管机构负责辖区内并网运行管理争议的调解和裁决工作。

第四十三条 电力调度机构应当按照电力监管机构的要求组织电力“三公”调度信息披露，并应逐步缩短调度信息披露周期。信息披露应当采用简报、网站等多种形式，季度、年度信息披露应当发布书面材料。

第四十四条 建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同（协议）双方应于每年11月底以前签订下一年度并网调度协议和购售电合同，并在签订后10个工作日内分别向调度关系所在省（区、市）电力监管机构备案，由该省（区、市）电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；并网发电厂调度关系所在省（区、市）没有设立电力监管机构的，直接向区域电力监管机构备案；区域电力调度机构调度的发电厂，双方直接向区域电力监管机构备案；与国家电网公司签订购售电合同和并网调度协议的，双方直接向国家电监会备案。

第四十五条 建立电力“三公”调度情况书面报告制度。省级电力调度机构按季度向所在省（区、市）电力监管机构报告电力“三公”调度情况，由该省（区、市）电力监管机构汇总后报区域电力监管机构；没有

设立电力监管机构的省（区、市），电力调度机构直接向区域电力监管机构报告；区域电力调度机构按季度向区域电力监管机构报告电力“三公”调度情况；国家电力调度机构每半年向国家电监会报告电力“三公”调度情况。

第四十六条 建立厂网联席会议制度，通报有关情况，研究解决发电厂并网运行管理中的重大问题。厂网联席会议由国家电监会派出机构会同政府有关部门组织召开，有关电力企业参加，采取定期和不定期召开相结合的方式。定期会议原则上每季度召开一次，不定期会议根据实际需要召开。会后应形成会议纪要，向参加联席会议电力企业发布，重大问题应同时报国家电监会。

第五章 附 则

第四十七条 本规定自发布之日起施行，《关于发电厂并网运行管理的意见》（电监市场〔2003〕23号）同时废止。

第四十八条 区域电力监管机构根据本规定，商电力企业组织制定本区域发电厂并网运行管理实施细则，报国家电监会审核同意后施行。

第四十九条 本规定由国家电监会负责解释，国家电监会其他相关文件与本规定不一致的，以本规定为准。

关于印发《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》的通知(电监市场[2006〕43号)

各区域电监局，各城市电监办，国家电网公司，南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电网企业、发电企业：

现将《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》印发你们，请依照执行。执行中有何问题和建议，及时告电监会。

请各区域电监局根据本办法，结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，制订实施细则，报电监会审核同意后实施。

附件：《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》

二○○六年十一月七日

附件：并网发电厂辅助服务管理暂行办法

第一章 总则

第一条 为了保障电力系统安全、优质、经济运行，规范辅助服务管理，促进电力工业健康发展，根据《电力监管条例》和国家有关法律法规，制定本办法。

第二条 辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务，包括：一次调频、自动发电控制（AGC）、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等。

第三条 本办法所称辅助服务是指并网发电厂所提供的辅助服务。本办法适用于省级及以上电力调度交易机构及其直接调度的并网火力、水力发电厂。

第四条 电力监管机构负责对辅助服务调用、考核及补偿情况实施监管。

第二章 定义与分类

第五条 并网发电厂提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

第六条 基本辅助服务是指为了保障电力系统安全稳定运行，保证电能质量，发电机组必须提供的辅助服务。包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等。基本辅助服务不进行补偿。

（一）一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时，发电机组通过调速系统的自动反应，调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。

（二）基本调峰是指发电机组在规定的出力调整范围内，为了跟踪负荷的峰谷变化而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机组出力调整所提供的服务。

（三）基本无功调节是指发电机组在规定的功率因数范围内，向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。

第七条 有偿辅助服务是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等。有偿辅助服务应予以补偿。

（一）自动发电控制（AGC），是指发电机组在规定的出力调整范围内，跟踪电力调度交易机构下发的指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和联络线功率控制要求的服务。

（二）有偿调峰是指发电机组超过规定的调峰深度进行调峰，及火力发电机组按电力调度交易机构要求在规定时间内完成启停机（炉）进行调峰所提供的服务。

（三）备用是指为了保证可靠供电，电力调度交易机构指定的发电机组通过预留发电容量所提供的服务。备用分为旋转备用和非旋转备用。初期，只对旋转备用进行补偿。

（四）有偿无功调节是指电力调度交易机构要求发电机组超过规定的功率因数范围向电力系统注入或吸收无功功率所提供的服务。

（五）黑启动是指电力系统大面积停电后，在无外界电源支持情况

下，由具备自启动能力的发电机组所提供的恢复系统供电的服务。

第三章 提供与调用

第八条 并网发电厂有义务提供辅助服务，且所提供的辅助服务应达到规定标准。

第九条 并网发电厂有义务提供基础技术参数以确定各类辅助服务的能力，应向电力调度交易机构提供有资质单位出具的辅助服务能力测试报告。

第十条 为保证电力系统平衡和安全，辅助服务的调用应遵循“按需调度”的原则，由电力调度交易机构根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务，保证调度的公开、公平、公正。电力调度交易机构应根据系统安全需要，合理设置黑启动电源。

第四章 计量与考核

第十一条 电力调度交易机构负责对辅助服务的情况进行计量与考核。

第十二条 辅助服务计量数据包括电能量计量装置的数据、电力调度交易机构的调度自动化系统记录的发电负荷指令、实际有功（无功）出力，日发电计划曲线、电网频率等。

第十三条 电网频率、实际有功（无功）出力和发电负荷指令按规定周期采样。电能量计量装置的数据按规定周期存储电量值。

第十四条 对并网发电机组一次调频的考核内容，包括投入情况及相关性能。

第十五条 对并网发电机组提供AGC服务的考核内容，包括AGC机组的可用率、调节容量、调节速率、调节精度和响应时间进行考核。AGC机组的可用率必须达到规定要求，达不到要求的按照其可用率的缺额进行考核。

AGC机组的调节容量必须达到额定容量的一定比例，达不到要求的按照调节容量缺额进行考核。

AGC机组的调节速率必须达到规定要求，达不到要求的运行机组在其投入运行的时段按照其调节速率的缺额进行考核。

AGC机组的调节精度必须达到规定要求，达不到要求的机组，按照投入运行时段的调节精度缺额进行考核。

AGC机组的响应时间必须达到规定要求，达不到要求的按未达到要求的次数进行考核。

第十六条 并网发电机组提供基本调峰的能力必须达到额定容量的一定比例，达不到要求的运行机组按照其调峰能力的缺额进行考核。提供有偿调峰的机组，在电力调度交易机构要求其提供有偿调峰服务时，无法达到核定技术出力的，按照调峰容量的缺额进行考核。

提供启停调峰的机组，在停机后，未能在规定时间内开启的，按照非计划停运进行考核。

第十七条 并网发电厂自行占用备用容量的，按照占用容量和占用时间进行考核。

当备用机组的容量在调度指令要求使用时，依据规定的调节容量、调节速率和调节精度进行考核。达不到规定要求的，按照调度指令要求进行考核。

第十八条 并网发电机组提供的无功辅助服务，按照电力调度交易机构下发的电压曲线或无功出力曲线，对并网发电厂的母线电压曲线偏差（或合格率）或无功出力偏差进行考核。

第十九条 提供黑启动的并网发电机组，在电网需要提供黑启动服务时，无法实现自启动的，根据对系统恢复供电的影响进行考核。

第二十条 电力调度交易机构依据有关发电厂并网运行管理规定,对并网发电厂非计划停运和日发电计划偏差进行考核。

第二十一条 考核所得全部用于对辅助服务的补偿。

第五章 补偿方式与费用来源

第二十二条 按照专门记帐、收支平衡、适当补偿的原则，建立辅助服务补偿机制。

第二十三条 各区域应根据电网实际情况，从以下方式中选择一种有偿辅助服务补偿方式：

（一）按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊；

（二）将相关考核费用按贡献量大小对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿。

相关考核费用包括辅助服务的考核费用、非计划停运的考核费用、日发电计划偏差的考核费用。

第二十四条 采用二十三条补偿方式

（一）的，应根据以下原则确定有偿辅助服务的补偿标准：

AGC、有偿调峰、旋转备用应按照社会平均容量成本和由于提供辅助服务而减少的有功发电量损失为依据，确定各自的补偿标准。有偿无功应按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则，确定其补偿标准。

黑启动应依据投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用，合理确定其补偿标准。

第二十五条 采用第二十三条补偿方式

（二）的，按照以下方式补偿：

（一）辅助服务补偿费用按照有偿辅助服务的类型进行分摊。分摊的权重，根据各电网的实际情况确定。

（二）提供同一类型有偿辅助服务的并网发电机组，按照贡献量进行补偿：

AGC贡献量依据调节容量、调节速率、调节精度和响应时间计算，或按照调节电量的大小计算。

有偿调峰贡献量依据深度调峰损失的电量及启停调峰的次数分别计算。

旋转备用贡献量依据备用容量和备用时间计算。

有偿无功调节贡献量依据无功调节对有功电量影响的大小计算。

黑启动依据电网系统安全可靠要求适当补偿。

第二十六条 辅助服务的考核和补偿一般按月进行，清算按年度进行。

第六章 监督管理

第二十七条 电力监管机构负责辅助服务的标准制定、监督管理和评价，并定期公布有关情况。

第二十八条 电力监管机构负责组织或委托有资质单位，审核并网发电机组性能参数和辅助服务能力。

第二十九条 电力调度交易机构应定期公布辅助服务调用、考核及补偿情况。

第三十条 并网发电厂与电力调度交易机构之间因辅助服务调用、考核、补偿情况存在争议的，由电力监管机构依法协调或裁决。

第七章 附则

第三十一条 区域电监局依照本办法和电网实际制定实施细则，报国家电监会审核后实施。

实施细则中应明确提供辅助服务的发电机组的具体范围、性能指标（参数）、有偿辅助服务的具体项目、考核费用标准、补偿标准等内容。

第三十二条 本办法自发布之日起实施。

第二篇：电监会“两个细则”实施效果良好

电监会“两个细则”实施效果良好

发布时间：2011-01-27 09:44:09

近年来，随着我国电力工业的迅速发展，电网规模的不断扩大，装机容量的迅速增长，我国各区域电网的峰谷差越来越大，电能质量和电网安全运行受到较大影响，调度运行困难越来越大。这些因素，直接导致电监会2006年底颁布的《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》、《发电厂并网运行管理规定》，《并网调度协议》等对各并网电厂进行管理和考核的办法，已不能充分适应电网的安全运行和电力市场建设急速发展的要求，有关电网安全的责任难以通过合同或协议向并网电厂做有效的延伸。解决更深层次的电网安全问题，对并网电厂的调度运行、发电计划安排、运行设备的技术参数和检修以及与此相关的继电保护和安全自动装置、调度自动化及调度通信等进行规范，急需要一部新的权威性、标准化、精

确化的法规出台。

电网安全运行需要促成“两个细则”出台

2009年1月份，为加强并网发电厂考核和辅助服务管理工作，提高电能质量和安全稳定运行水平，国家电监会经过两年的调研酝酿，制定出台了《辅助服务补偿》和《电厂并网管理细则》“两个细则”。要求各地电监局和省电监办结合本区特点,依照电监会两个文件精神，制定本区域的并网发电厂辅助服务和运行管理实施细则,上报国家电监会审核批

准后试行完善,择机正式运行。

国家电监会一名工作人员告诉记者：此次“两个细则”的发布，旨在保障电力系统安全、优质、经济运行，规范区域发电厂辅助服务管理，促进电网企业和并网发电厂协调发展。辅助服务是指为电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由并网发电厂提供的辅助服务，包括一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、旋转备用、黑启动等。“两个细则”的实施，加强了对并网电厂的考核和补偿，维护了电力企业的合法权益，促进了电网经营企业和并网发电厂协调发展。实施“两个细则”是电力市

场化改革的必然要求。

“两个细则”技术性强，专业覆盖面广，需要处理海量数据，直接关系到发电企业经济利益，数据精度要求高，试运行工作复杂而繁琐。如何科学客观的监视、统计和分析电厂各机组参与并网运行及提供辅助服务的情况，亟须建立一套完整科学的系统来对机组参与并网运行及提供辅助服务的情况进行管理与考核。针对系统的具体实现而言，就是要设计一套系统软件来分析和处理实时数据，并按照相关规定和原则将其量化，从而为实施奖惩的考核措施提供依据。

自电监会印发《辅助服务补偿》和《电厂并网管理细则》并陆续批复各区域“两个细则”以来，华北电监局自2009年1月先期在京津唐电网启动实施细则的模拟运行，共涉及发电企业40家、机组近130台、装机容量近3800万千瓦。经过近四个月的模拟运行，华北区域辅助服务与并网运行管理实施细则于2009年5月1日起在全国率先进入试运行阶

段。

在试运行阶段，北京、天津电力公司精心运作，及时总结经验，积极开展“两个细则”实施工作研究和系统建设工作，严格按照“两个细则”有关要求进行系统功能设计，使运行考核及辅助服务补偿统计等功能满足电网对并网发电厂的管理要求，并充分利用现有

网络和数据资源，实现了各类数据的自动采集，提高了系统运行效率。

经严格测试，该系统运行稳定、可靠，考核补偿结果计算准确，相关功能规范，技术指标均达到要求，能够满足“两个细则”实施工作需要，实现了系统建设预期目标。

从2009年开始，西北、东北、南方、华东、华中大部分地区“两个细则”也陆续

进行模拟运行和试运行。

2010年8月，国家电监会在江苏召开座谈会，专题研讨全国发电厂辅助服务和并网运行试行管理一年以来的实施工作，研究讨论下一步的重点工作，并现场参观了华东实施系统。华东电监局局长丘智健在会议上介绍：从试运行实际情况看，“两个细则”的推行取得了较好效果，得到了各电网企业和发电企业的普遍支持和配合。一是规范了市场主体的运营行为，促进了厂网和谐；二是有效调动了发电企业提供辅助服务的积极性，有效促进了电力企业提高生产管理水平和设备运行水平；三是电网的安全运行指标得到改善，促进了电力

系统的安全稳定运行和电能质量的提高。

考核关乎“真金白银”迫使企业提高服务质量

国家电监会市场监管部副主任向海平介绍：“两个细则”第一次较为系统地对发电企业提供辅助服务的成本予以补偿，其实施对建立公平、公正的电力市场环境具有重要意

义。

“两个细则”实施后，并网发电企业在精细化管理上将面临电力市场新规则的推动。如果全国的并网发电企业未按并网运行管理细则运营，则将面临“真金白银”的考核，同样，如果提供了细则描述的有偿辅助服务，则将获得实实在在的激励。

记者从华东电监局公布的2010年5～7月份，华东电网发电厂辅助服务及并网运行管理考核费用结算表上看到：在华东电网“两个细则”试点中，13个发电厂辅助服务及并网运行管理考核费用的结算数据显示，净收入为正值的发电厂为6个，占46%；净收入为负值的发电厂为7个，占54%。其中新安江电厂由于积极应对、精细调整，被连续三个月免

于考核，连续三个月获得补偿总费用均达100万元以上。而天荒坪、桐柏、琅琊山、秦山

二、秦山三5个发电厂，因相关功能不规范、技术指标没有达到要求被实施考核，企业连续三个

月亏损。其中秦山三电厂6、7月净收入均为负69万元以上。

考核 “真金白银”，促使发电厂将“两个细则”的运营情况与经济责任制紧密结合，调动一切积极因素，最大程度的降低考核因素；提高机组调节性能，加强设备日常检修和维护，减少设备缺陷，并做到及时消缺，提高机组减低调峰能力；督促运行人员规范运行操作，减少发电计划偏差造成的考核。各发电企业针对自身情况进行了各方面排查改进，逐步适应了“两个细则”对发电企业各发面的要求。一是进一步加强了发电企业服务电网运行的意识，发电企业机组AGC功能的投入、调度计划指令的执行、无功功率的控制等工作主动性大大增强；二是发电企业主动从技术上对发电机组进行改造，完善功能，进一步适应电网对发电企业的技术要求；三是促进发电企业主动查找设备问题，积极进行整改。各发电企业主动作为，为“两个细则”的全面深入贯彻落实奠定了坚实基础，促进了电网的安全优质运

行。

发电企业广泛认可但仍有不同声音

南方电网副总工程师赵曼勇在接受媒体采访时表示：电力系统的运行需要安全和稳定，这就需要发电企业之间互相调峰、调压、调频，从而让整个电力系统更稳定的运行，但是这些工作是需要付出成本的，以前没有给发电企业计工分，如今要给发电企业计算工分了，为了更公平，少付出的发电企业要把钱补偿给多提供辅助服务的发电企业，对这些发电企业的辅助服务计量核算，目前由电网企业来做。电监会下发的《辅助服务补偿》和《电厂并网管理细则》这“两个细则”促使了发电企业提供辅助服务的积极性，等于进一步引入了

竞争。现在很多发电企业争相主动提出提供辅助服务，这和以前有天壤之别。

记者通过梳理各区域发电企业实施 “两个细则”的交流材料发现，各地发电企业高度重视“两个细则”的施行，一边暗中较劲加强人员培训，落实责任，建立奖惩制度，不断提高服务意识和服务质量，以争取少被考核、多发电获补偿为企业赢利，一边也针对“两个细则”施行过程中的一些不尽合理完善之处，主要提出了以下三个方面的不同意见：一是信息发布工作有待进一步完善。目前各网省调都建立了统一规范的信息发布制度，每月以统一的格式、统一的内容向发电企业发布调度信息，发布内容基本符合“两个细则”的要求。

但发电企业认

为目前公布的信息量相对较少，内容相对简单，不能满足发电企业的实际需要，希望国家电监会创造条件进一步扩大信息量，丰富信息发布形式，缩短信息发布的周期，便

于发、供电企业提前安排好生产经营活动，促进电力资源优化配置。

二是对于“三公”的内涵和要求，各方面存在不同的认识。有三种基本观点：第一是各机组利用小时数大致相当；第二是按电价水平由低到高的顺序安排发电；第三是应该本着节约能源和提高能源利用效率的原则，安排参数高、性能好的机组优先发电。电网企业和发电企业建议国家电监会对“三公”调度内涵作出明确解释，提出量化标准，并尽快建立市场机制，充分发挥市场优化配置电力资源的作用。由于不同电厂、不同机组历史形成的情

况复杂、差异较大，也客观上增加了“三公”调度的难度。

三是服务技术条件不到位而遭遇的“惩罚”数额太大。比如2010年7月，华东秦山三电厂因并网服务技术条件不到位，导致净收入为负693227.97元，补偿总费用为0元，仅考核总费用就需付出674600.00元。

随着新规则的实施，发电企业将进入一个更为公平竞争的环境之中。但据一些发电企业负责人介绍，从新规则模拟运行情况看，发电企业因“违规”比如机组的并网服务技

术条件不到位而遭遇的 “惩罚”数额比较惊人。虽然经试运行结果显示，进入“真刀实枪”阶段后，这个数字会降下来，但由于电煤矛盾、电价管制等原因，发电企业现在利润本就不

高，如果还要因“违规”付出真金白银，显然是不智之举。

业内人士表示，以上各方面存在的问题，本质上是电力改革过程中新旧体制深层矛盾的客观反映。这些问题的解决需要采取远近结合、标本兼治的办法，对问题比较突出的单位进行分类指导，提出有针对性的整改建议，督促改正；从长远来看，必须深化电力改革，加强制度建设，加快电力市场建设，创新机制，构建和谐厂网关系，确保电力系统长期安全

优质经济运行。(

第三篇：电监会检查汇报材料

栾城县供电公司 2008年供电检查自查报告

栾城县供电公司是石家庄供电公司直供直管的国家电网公司一流县供电企业。公司辖八部一室一会一所一工区，宇丰电力建设中心，14个供电所，正式职工157人，全日制农村电工616人，2007年用电客户总数12.1001万户（其中居民生活10.7096万户、一般工商业及其它0.6237万户、大工业0.0226万户、农业生产0.7442万户），农业排灌机井6242眼，售电量9.14亿千瓦时。

2007，最高负荷12.9457万KW，比2006年同期增长了7.9个百分点；平均负荷9.62万KW，比2006年增长20.25%；负荷率完成84.32％，比市公司下达指标80％提高了4.32百分点。2008年1－4月份最高负荷14.3687万KW，比2007年同期增长28.45个百分点；平均负荷9.53万KW，比去年同期增长12.8%；负荷率完成84.7％，比市公司下达指标84％提高了0.7百分点。

截至2007年底县域内有220kV变电站2座，110kV变电站4座，主变容量达27万千伏安，35kV变电站12座，主变容量达14.05万千伏安，10kV配电变压器3360台，配变容量达49.087万千伏安。110kV线路65.94公里，35kV线路92.12公里，10kV线路772.69公里，营业区面积345平方公里，担负着全县8个乡（镇）、182个行政村、32万人口生产和生活供电任务。2007年荣获全县“民主评议工作先进单位”，被国网公司授予“新农村电气化建设先进单位”

2007年以来，我公司发扬“努力超越、追求卓越”的企业精神和“新农村、新电力、新服务”发展战略，围绕着服务优质的目标，不断深化供电服务工作，提高了企业供电服务水平。

按照国家电监会《关于开展2008年供电检查的通知》和市公司安排部署，2008年5月17日-18日，我公司对供电服务情况进行了自查。为做好这次自查工作，我公司成立了以党委书记李永红为组长，纪委书记苏培力为副组长，有关部室主任为成员的自查工作领导小组，对照《供电服务监管办法》，采取分组查阅资料、核对指标、走访客户等形式，对我公司2007年以来供电质量、供电服务、规范市场行为等供电服务工作进行了全面自查。自查情况汇报如下：

一、加强供电可靠性管理，为广大电力客户提供优质电力 一是建立了供电可靠性管理领导小组和管理制度、考核制度，明确了职责。二是坚持“工作内容最大化、停电范围最小化、停电时间最短化”的原则，制定生产计划，确保计划的合理性、准确性、可执行性。三是将城网、农网停电检修时户指标分解到生产班组、供电所，自上而下严格控制。四是严格控制临时停电。对临时检修停电严格审核，首先考虑能否与近期的计划停电相配合，如近期内未安排有计划停电的，才批准临时停电，并执行严格的审批手续。同时合理、科学地安排月度停电检修计划，及时调整周计划，避免重复停电。五是加大电网建设力度。110千伏站、35千伏站实现了双电源供电，10千伏线路供电半径小于5公里，城区电网实现了三角八回手拉手环网供电，缩短了事故处理时间，缩小了事故停电范围。六是加大线路设备巡视力度，及时发现消除缺陷，减少了事故停电。六是实施问责制，做到有计划，有落实，有考核。每月月末统计计划执行率，对于人为原因造成的计划未执行、晚执行的进行考核。

2007年，城网供电可靠率完成99.8543%，农网供电可靠率完成 99.3938%。2008年一季度城网供电可靠率完成99.9131%，农网供电可靠率完成99.7993%。

二、加强无功管理，提高电压质量

县域内有220千伏变电站2座，我公司管辖110千伏变电站4座，主变7台，主变容量达270000千伏安，有载调压变压器占主变总数的100%，电容器29台/35316千乏，无功补偿比率为13.08%；35KV变电站12座，主变容量达140500千伏安，有载调压变压器占主变总数的100%，电容器47台/20550千乏，无功补偿比率为14.63%，1座10KV开闭所，电容器6台/1200千乏，站内电容器可投运率达到98%。10千伏系统功率因数达到0.92，35千伏系统达到0.95。110KV线路9条，66.568公里；35千伏线路27条，92.124公里；10KV线路94条，772.694千米，电容器94台/9400千乏；低压无功补偿583组/44628千乏。10kV母线电压监测装臵16台，35kV用户电压监测装臵2台，10kV用户电压监测装臵12台，低压用户电压监测装臵31台。

我公司根据电压无功管理的现状及电网结构特点，在抓好有功电源建设的同时，积极抓好电压无功管理，使整个电网的无功配臵趋于合理。

1、完善管理体系，畅通管理网络

电压无功管理工作是一项十分细致和复杂的工作，关系到生产和经营管理工作的各个部门和各个环节，为此成立了电压质量和无功管理领导小组，由主管生产经理担任组长，生产部、调度所、农村用电部、供电所长及各部门电压无功责任人为成员，全面负责电压无功管理的领导工作及全过程技术监督工作。同时修订了《电压无功管理标准》明确了各单位的管理职责，在电压无功管理网络中各部门、班组分别设立电压无功管理专（兼）职岗位，做到分工明确，责任到人。明确生产部为电压无功管理的主管部门，定期召开会议，听取各单位关于电压无功工作的汇报，对电压无功情况进行分析，并组织制定和实施改善电压质量的计划或措施。

2、做好工作计划，强化指标考核

按照市公司下达的电压合格率指标，认真分析研究本公司电网结构、电网现状、电压无功管理水平及历年来完成的电压合格率，结合电网规划、无功配臵计划、负荷发展预测等情况，对电压合格率指标层层下达到调度所、基地站、供电所等，实现指标由上而下的分解，措施由下而上的保证。

为了确保分解下达的指标能够顺利完成，提高有关人员的积极性，公司制定了相应的考核奖惩办法，并与经济责任制相挂钩。实行指标管理的月度分析，月度考核，做到电压合格率指标的月月在控，可控。

3、搞好无功规划，改善无功配臵

在规划和设计中，注重负荷预测、变压器参数等技术资料的收集整理工作，注重无功电源及无功补偿设备的配臵工作，周全考虑无功电力调节能力和检修备用容量。

根据电力系统规划设计导则的要求，在变电站设计中，进行了无功电源及无功补偿设备的设计；10KV配电线路配臵了高压并联电容器；10KV配电变压器在低压侧并联电容器，并且采用了分组自动投切补偿装臵。

通过结合规划、基建、大修、技改等项目，解决了无功补偿设备的资金问题，优化了无功配臵。

4、改善配网结构，提高电压质量。

在变电站电压确定的情况下，电压偏差主要是由于配电线路，根据这一情况，结合我公司为平原供电公司的特点，合理布局新建变电站，优化电网结构，避免供电半径超长线路和供电负荷偏大线路的产生，从而有效的提高了电压合格率。同时我公司根据电网发展情况，通过线路切该、新增出口这些方式对配网结构不断调整、完善。

5、重视数据分析，强化日常管理

我公司每月召开一次电压无功分析会，对全公司电压无功及分压、分所进行汇报，对比分析，对电压无功有波动的线路分析清原因，加大检查力度，把问题消灭在萌芽状态。同时各所汇报本月所进行的电压无功工作及存在的问题，大家相互交流工作经验，针对存在的问题提出解决方法，及时得到解决。

在畅通了管理网络和实现了GSM短信息采集后，公司加强了数据分析工作，针对统计数据进行季度、半年、全年分析，及时发现电压无功管理的薄弱环节，有针对性地对电压无功管理工作进行有效指导和改进。

一是在分析电压无功统计报表时发现一个供电区的电压合格率偏低，便利用基建项目资金，改造了部分线路，并在公用配变低压侧安装了无功自投装臵，及时改进和提高了电压合格率。

二是在进行无功潮流分析时，发现有35KV变电站10KV母线功率因数较低，经巡视检查，发现变电站电容器虽然可投而实际未投，不是因为10千伏母线电压高，导致电容器投不上的原因，而是因为值班人员责任心不强造成电容器不能及时投切。针对这种现象，电压质量和无功管理领导小组立即对值班运行人员进行考核，强化了责任心，提高了变电站电容器的投运率。

三是 加强用户无功的管理。对于新上的100KVA及以上变压器，必须安装分组自动投切电容器，否则配变不予验收送电；对于未安装电容器的配变，严格执行力率奖罚规定，督促用户安装自动补偿装臵；对运行的电容器加强管理，损坏的电容器尽快更换，实现无功就地平衡。

2007年，变电站10kV母线（A类）电压合格率98.73%，35kV专线用户（B类）电压合格率96.09%，10kV专线用户（C类）电压合格率98.07%，380/220V低压用户（D类）电压合格率95.11%，综合电压合格率97.58%。各类电压合格率均比2006年有所提高，其中C类提高0.03%，D类提高0.01%。2008年1-4月份，变电站10kV母线（A类）电压合格率99.01%，35kV专线用户（B类）电压合格率96.23%，10kV专线用户（C类）合格率98.08%，380/220V低压用户（D类）电压合格率95.49%，综合电压合格率97.80%。各类电压合格率均比2007年同期有所提高，其中C类提高0.02%，D类提高0.38%。

三、规范管理，真诚服务，充分满足客户用电需求 我公司认真贯彻落实“新农村、新电力、新服务”农电发展战略，牢固树立“真诚服务，共谋发展”的服务理念，按照《供电服务监管办法》所要求的服务内容，规范管理，真诚服务。我公司以客户服务中心为平台，以95598供电服务系统为支持，建立了“一口对外，内转外不转”的服务机制，我公司用电服务业务、电力故障报修、投诉举报、信息公示、信息披露等都集中在客户服务中心，实行全程“一站式”服务，规范了企业经营秩序，规范了服务行为。

（一）办理用电业务情况

客户服务中心作为营销服务窗口，全权受理客户用电事宜，在时限内为客户办结一切用电手续，答复客户。14个供电所实行“代理制”，在接到辖区客户业扩报装后，报送到客户服务中心统一办理。每天在公司召开的碰头会上，通报业扩报装申请情况，并由生技科、调度室在时限内审核后，反馈到客户服务中心答复客户。

受理用电业务时，在要求的时限内向客户提供供电方案，在时限内对用户受电工程设计文件和有关资料进行审核。当客户在受电工程建设中遇到困难提出咨询时，我们及时给客户进行解答，并提供相关的技术资料。客户业扩工程施工完毕，客户或施工单位提交业扩工程竣工报告和施工单位的施工资质证书后，由客户服务中心组织业扩工程验收小组，按照《配电设备安装及验收标准》对工程质量、工艺标准及设计要求进行验收。对验收不合格工程及时通知用户令其重新返工，并指导其制定有效的解决方案。95598服务人员接到客户一般用电咨询与查询后，及时、热情、耐心、细致地给予了答复，并认真记录。接到客户疑难咨询无法及时解答时，服务人员主动向客户道歉，并留下客户的联系电话，逐级上报后解决后，在三日内主动向客户答复。

供电服务答复情况：2007年居民客户报装总数1366

户，低压电力客户报装总数471户，高压单电源客户报装总数44 户，高压双电源客户报装总数 0 户，供电方案答复均无超时限。2008年1-4月份居民客户报装总数1061 户，低压电力客户报装总数 19户，高压单电源客户报装总数 15户，高压双电源客户报装总数 0 户，供电方案答复均无超时限。

客户工程设计审核情况：2007年审核低压电力客户工程设计文件和有关资料

471户次，高压电力客户工程设计文件和有关资料44 户次，均无超时限。2008年1-4月份审核低压电力客户工程设计文件和有关资料 19 户次，审核高压电力客户工程设计文件和有关资料 15 户次，均无超时限。

装表接电时限情况：2007年受理一般居民客户装表接电总数1366 户，受理低压电力客户装表接电总数 471 户，受理高压电力客户装表接电总数 44 户，均无超时限。2008年1-4月份受理一般居民客户装表接电总数1061 户，无超时限，受理低压电力客户装表接电总数 19 户，受理高压电力客户装表接电总数15 户，均无超时限。2007年以来，供电方案答复超期限率为0，装表接电超期限率为0。

（二）计划检修停电或故障停电向社会公告情况

一是按时公布停电检修计划。每月28日前，将下月的停电检修计划发至施工单位及相关重要客户；提前7天在县电视台以公告形式将具体停电区域、停电线路、停电时间向社会公布，同时以电话或通知单形式通知重要客户。

二是严格申报、审批临时检修停电手续，批准的临时检修停电计划，提前24小时通知重要客户，调度所负责以电话形式通知直调客户，各供电所负责以停电通知单形式通知重要客户。

三是电网故障引起的停电，严格县政府批准的《事故拉路限电序位表》。按照每日上级发布的电网预警信号，执行《电力需求侧调荷方案》，在黄色预警时限电不拉路，在红色预警时基本做到限电不拉路。2007年以来，全公司没有限电。

2007年计划检修停电

321 次，公告率100%；计划限电0 次，县政府批准的限电序位执行率100%；

2008年第一季度计划检修停电 39次，公告率100%；计划限电 0次，县政府批准的限电序位执行率100%。

（三）电力故障报修情况

我公司建立了以95598呼叫系统为主的电力故障抢修指挥中心，建立了电力抢修管理制度，95598服务人员24小时受理客户故障报修。

处理电力故障报修实行“五个电话”服务：①接到客户电话、来人或其他有关部门转来的报修后，接电或接待人员详细询问故障情况，准确将客户的姓名、电话、地址登记在册；②接电人员通知供电辖区内抢修人员前去处理，同时将受理人及抢修人员姓名备案。③抢修人员到达现场后，向95598值班人员反馈；④故障处理完毕后，抢修人员立即向95598值班人员反馈处理结果；⑤ 95598值班人员在五分钟之内对客户进行电话回访，征求客户意见和建议，并将客户意见和建议登记在册。通过“五个电话”，实现了从客户报修到向客户征求意见的全过程服务，做到了“故障接受及时，处理快速准确”。每天客户服务中心对报修的服务电话进行抽查，并建立了故障报修台账，并在大屏幕上对抽查情况进行了公布。

2007年城区故障报修0 次，按时限到达率100％；农村故障报修1016次。2008年1-4月份城区故障报修0 次，按时限到达率100％；农村故障报修 202 次，按时限到达率100％；

（四）履行紧急供电义务情况

为确保电网在遇到抢险救灾、突发事件时，县政府机关、驻军、医药基地、学校、居民生活等重要用户安全有序供电，维护社会稳定，我公司采取了以下措施：

一是在遇到重大自然灾害、外力破坏等突发事件，导致全县电网1座及以上110KV变电站停电事故时，启动《电网停电应急处理预案》，有序恢复电力调度机构、通信部门、党政机关、重要厂矿企业等重要用户的供电。

二是在遇到高温天气、严重干旱，用电负荷持续居高不下、受上级电网负荷影响，导致电力供应严重不足，电网呈黑色预警时，启动《电力供应持续危机应急处理预案》，按照县政府批准的《超计划限电序位表》和《事故拉路限电序位表》，控制负荷。

三是在遇到电网故障、自然灾害、外力破坏等突发事件，导致我县电网所带的重要客户全部停电时，启动《重要客户应急处理预案》，及时恢复供电。

近年来，我县没有发生重大抢险救灾、突发事件和电网事故。

（五）用电投诉处理情况

建立了投诉举报管理制度，明确了工作流程。客服务中心和95598系统全天24小时受理客户用电咨询、投诉举报。在客户服务中心、14个供电所配备了客户意见箱或意见簿，受理客户投诉举报。客户服务中心、95598系统接到客户投诉后，能当即解决的问题，耐心向客户解释或说明情况，并予以记录。需要其他相关部门解决的，认真填写“投诉举报信访处理表”，将投诉人姓名、联系电话、被投诉举报人、单位或事项等内容详细登记，立即转交相关部门调查处理；对于重要投诉举报，立即向单位负责人汇报，并上报主管公司领导，由主管领导批示相关部门进行调查处理。处理过程中，客户服务中心员工及时跟踪督办，保证了在规定时限内答复客户。在处理完毕后，受理人及时对投诉举报人进行回访，征求处理意见。

为方便客户投诉举报，我们在客户服务中心大屏幕上、客户服务中心等场所公布了“12398”电力监管投诉举报电话。2007年受理客户投诉5 起，2008年1-4月份受理客户投诉 0 起，有效投诉为零。

四、规范市场行为，维护客户利益

我公司认真遵守国家的法律法规和行业的规章制度，不存在限定电力客户购买指定的经营商品、违背电力客户意愿搭售商品或附加不合理条件的行为，不存在捏造、散布虚伪事实，损害竞争对手的商业信誉和商品声誉的行为，始终坚持公平竞争的市场行为。

在办理新装用电、临时用电、增加用电容量、变更用电和终止用电等用电业务时，热情周到，积极耐心做好解释工作，没有出现门难进、脸难看、事难办的行为，没有出现无正当理由拒绝电力用户用电申请的行为，严格按照业扩流程为客户办理用电业务，没有对用户受电工程指定设计单位、施工单位和设备供应材料，由客户自行选择具有资质的设计单位、施工单位，选择合格的电器设备。

我公司没有对用户产权的电器设备开展有偿服务，由客户自行维修。

我公司严格执行上级有关规定，遵循平等自愿、协商一致、诚实信用的原则，及时与用户签订了供用电合同和变更供用电合同，并认真履行。

客户服务中心大屏幕24小时滚动显示用电业务办理流程，停电、限电和事故抢修处理情况，公布用电投诉情况。通过客户服务中心大厅触摸屏可以查询到《供电服务监管办法》、用电知识、电力政策法规、公司全体人员工作岗位照片等信息；客户中心设臵了宣传架，放臵了客户用电指南、安全用电指南、业务办理须知、电费电价、供电服务承诺等宣传材料，方便了客户了解用电服务事宜。

五、自查发现问题及整改措施

2008年一季度城网供电可靠率指标完成的较好，主要是10KV线路间联络、互供发挥了重要作用。影响的主要因素是县城建设、用户增容和故障停电。其中事故主要原因是用户保险、变台类故障，且事故处理自动化程度低，花费时间长，恢复供电慢。故障停电在总停电时间上占有相当大的比例，影响电网的供电可靠率。

由于业扩增容、恢复被盗线路、消缺、春检预试停电；农网的10KV线路间联络、互供较差；临时消缺及受天气影响等多方因素影响，事故停电时间长，大大影响了供电可靠率。在加强供电可靠性管理方面，一是严格计划检修管理，并搞好检修计划的协调工作，严格执行计划停电安排，严禁当月同一台设备重复停电检修或试验。二是加大线路巡视力度，使一些小的缺陷和可能造成事故的隐患做到了及时排除，将事故消灭在萌芽状态。这样以来，大大地减少了事故，增长了检修周期加强对配网的管理力度，定期巡视检查，减少事故停电。三是加大电网投资力度，完善10KV配网线路间联络、互供。四是把好设备进货关。发生事故，损坏的设备组件，根据损坏数量，原因进行质量分析。即便是一个很小的设备线夹等。五是不断优化网架结构，科学合理地安排电网运行方式，缩小检修停电范围。

今天，各位领导到我公司检查指导，我们将按照各位领导提出的要求，进一步深化供电服务工作。在今后工作中年，我公司围绕着“新农村、新电力、新服务”战略目标，深入贯彻《供电服务监管办法》，规范服务行为，兑现供电服务承诺，提高服务质量，满足客户需求，打造服务品牌，为建设社会主义新农村，构建和谐社会，做出积极的贡献。

2008年5月20日

第四篇：落实电监会大检查汇报

落实东北电监会“东北区域安全生产大检查实施方案”

现场检查整改情况汇报

我监理部在接到国家电监会<东北区域安全大检查实施方案>文件后，结合落实“国务院安全委员会春季安全大检查”、“华能集团建设工程安全大检查”、华能集团“外包工程安全管理年”活动，会同满洲里热电公司安监部共同对施工现场各个施工承包商、施工作业面和各施工队伍进行了全面检查。

一、检查了土建单位核二二公司满洲里项目部安全科的安全内业情况，和现场。

1、审查了到场人员名单381人审查了施工人员的安全教育考试卷381份（5月16日数据）；

2、审查了项目部的《安全生产许可证》、《法人代表安全资格上岗证》、《专职安全管理人员安全资格上岗证》、《职工意外人身伤害保险缴费凭证》及资质证件有效期；符合规定要求。

3、因大批施工人员陆续退场，特种作业人员资质统计，动态进行随时上报；特种作业人员包括电焊工2人，登高作业3人、塔吊司机2人、电工、等合计27人，（5月17日数据）

4、安全文明施工管理网络已上报，施工区域安全文明施工责任区域划分已经上报，已按照要求具体分工负责到人；

5、检查了核二二土建作业施工区域，火车卸煤沟、灰库、主厂房-3.5米、空冷岛下方变压器基础砼作业现场、输煤栈桥；土建砌筑作业落地砖石料规范码放，对钢结构施工的用电及工完场清进行了纠正教育。

6.检查了火车卸煤沟、输煤、电除尘系统建筑物施工脚手架的结构安全性和挂牌情况。对无扫地杆、无剪刀撑，无挂牌提出整改意见和限期完成要求。

7.检查了锅炉屋面板安全施工的防火措施落实和接火斗配备，对不认真制作接火斗给予批评。

8.监督见证了防火扑救演练过程。

二、检查了安装单位西北电建一公司项目部安全科，安全内业和现场。

1、进入现场人员名单，到场余915人，接受安全教育考试 879 人，后陆续入场人员考试判券后未统计。

2、审查了项目部的《安全生产许可证》、《法人代表安全资格上岗证》、《专职安全管理人员安全资格上岗证》、《职工意外伤害保险缴纳收据》，上述各项资质证件均在有效期内。

《特种作业人员资质证》合计165人，其中吊车司机7人、起重指挥6人，电焊工109人、电工32人、登高架设11人。

3、安全文明施工管理组织机构健全，各项安全规章制度符合内业管理标准，各类安全管理台帐比较齐全，其中对整改《监理通知》无拖欠。

4、检查了西北电建一公司安装施工区域现场安全文明施工。

①检查汽机厂房汽机扣盖作业。现场的安全保卫工作安排，《人员出入登记簿》、《工器具用还记录簿》、负责记录的守卫人员值守均在岗履职，检查了《起重机械作业前安全技术状态检查记录》，检查了《起重吊索具作业前安全检查记录》，检查了上缸作业人员《着装及上交携带物保管记录》，检查了汽机岛平台文明施工环境情况，对存在的问题提出整改要求，落实完成时间；要求施工单位在汽机厂房区域施工时，吊装一件清理一处。

②检查了#

1、#2锅炉0-60米各层水压试验前文明施工环境；对仍然存在的施工遗留物要求再清理，对管道井口间隙过大的要求再行封堵；对#1炉顶棚后部管道安装人员的不搭设进入工作位置安全设施通道，违章行为提出纠正指令，并给予考核；检查了电焊机接线和保护接地情况，对存在不规范处提出纠正整改指令；对氧气乙瓶的规范使用进行了检查，指导正确使用防倾倒支架安全意义，没收不合格压力表5块；检查了存在缺陷的走台通道安全围栏，向施工单位提出整改要求，并跟踪完成；检查高空火焊切割使用接火斗情况，已备接火斗三个，焊工根据作业情况取用；锅炉区域暂存管道、风道、炉烟配件、给煤机等设备大部已经吊装就位，地面垃圾、施工遗留物

5月17日前已清理完毕。要求施工单位在锅炉厂房区域施工时，吊装一件清理一处。#1#2锅炉水压试验已经于5月1日和5月6日顺利完成。

③电除尘器施工范围内作业人员53人，#1电除尘塔吊拆除已结束，上部和除尘器内部件安装正常进行。

④脱水仓完成上部设备及结构安装，尾工作业用电及焊机存在不规范处，现场责令完成整改。

⑤检查了安装施工现场全部脚手架、作业平台的结构和使用、挂牌情况。基本良好合格。

6.现场监督见证了消防安全演练全过程。

三、检查脱硫系统施工单位黑龙江省火电一公司情况

施工区域安全文明施工环境整改力度较大，面貌很有改观；检查了脱硫吸收塔的脚手架结构稳定性和挂牌情况；检查已到现场作业人员141人，考试教育121人，新到人员准备近日教育后考试。特殊工种14人，内业安全台帐有待补充完善。《监理通知》回复不及时。

检查脱硫吸收塔防腐保温施工单位国电北京龙源环保工程公司的施工组织计划，审批了专项安全施工方案、重点防火部位安全措施；监督见证了现场消防灭火演练过程。

四、振安消防工程公司：到场12人，全部教育考试，特殊作业人员计电工4人，电焊工2人。

五、存在问题

在上述检查中抽查了工人对华能广东海门“3.17”重大事故的知晓度，多数工人知道通报内容.但是也有的单位向下贯彻的不是很好，一问三不知。有的单位工人知道华能系统有个死亡6人的重大事故，但通报内容事故原因记不住，说明安全学习活动仍需强化。在现场检查中仍然有个别工人对安全施工重视不足：吊装区域下方任由非施工人员通行，吊装作业设置吊点随意性较大，在设置吊装锚固点时不注意构筑物成品保护等等。施工单位安全科对于安全装具配备发言权微弱，是各单位普遍现象。现场部分安全水平扶绳

破旧蚀损；安全网应更新淘汰不及时实施；安全围栏应涂安全色—红白双色标志不能够完全做到；部分区域安全警告、指示、高度指示等各种标志牌应该配备。需要向施工单位进行督促改进。各单位安全科内业资料管理存在有不同程度的不完善，今后保持经常性检查督促完善。

六、今年以来监理部共下达安全整改《监理通知》25份，已经基本实现闭环。下达隐患《违章考核单》49份。参加各项目施工前安全技术交底教育会议 8次，对参加会议施工参与者进行安全施工教育；进行（临时用电检查、脚手架搭设检查、施工铁板房电气安全接地）专题检查4次，；发布安全例会会议纪要8份。进行较大范围安全人员专题教育会议3次，均编制下发了会议纪要；参加了主变卸车就位旁站；汽机扣盖监检、旁站，锅炉水压前监检、旁站活动。编制了监理部《2010年安全监理工作策划》、《外包工程安全管理年活动方案》等安全专业文件资料。

七、利用监理例会学习了各层上级部门下发的安全文件、事故通报，对监理人员进行了安全知识和监理规范知识考试。要求各个专业的监理工程师认真控制本专业的安全文明施工，克服“安全控制是份外之事”的错误想法。监理人员能够做到发现违章问题现场制止，发现安全隐患及时向总监和安全监理报告。对监理人员在施工现场发现重大安全隐患，及时采取控制措施，防止事故发生，申请业主安全部门给予奖励一次。

八、今后工作安排

今年安全控制管理工作中心是：

1．监督“外包工程安全管理年”活动的开展和落实，贯穿全年。

2.春季、秋季安全大检查活动等季节、阶段性检查活动的贯穿落实。

3．专项安全检查，包括防火、用电、安全设施、夏季防汛抗洪、施工机械和钢板房接地电阻值、文明卫生、生活区及饮食卫生，节日前安全检查，地方和行业上级领导现场检查前准备。

4.机组试运、投产各个环节的安全文明施工环境控制，现场保卫监督。

5． 审查监督退场大型起重机的安装、拆除过程。

6． 按照监理工作程序组织好安全内业文件。

2010年5月18日

第五篇：电监会报告

电监会称市场电仅占两成 行政违规获利普遍

8月31日，国家电监会公布《2010全国电力交易与市场秩序监管报告》(下称《报告》)。《报告》在阐述电力市场建设成绩同时，亦直指电网垄断、电力企业间利益冲突。

这是电监会换帅后发布的首个监管报告。

“电力工业处于快速发展、矛盾交织阶段，计划体制和市场机制同时发挥作用。传统管理方式难以适应电力发展需要，电力工业正遇到前所未有的困难。”一位电监会中层官员说。

电监会在《报告》中建议，国家要加快推进电价改革，尽快建立与市场竞争相适应的电价形成机制；加快明晰输配电成本，尽快核定分电压等级输配电价；逐步放开发电企业上网电价和大用户终端销售电价，用市场机制实现电价联动。

大用户市场电仅占0.2%

近年来，电监会力推大用户与发电企业直接交易、跨省(区)电能交易、发电权交易，力图建立竞争性电能交易，摆脱垄断和计划的电力体制。

但电力市场建设开展并不顺利。目前，国内只有吉林、广东、安徽、辽宁、福建开展了大用户直接交易。浙江、江苏、重庆三地直接交易输配电价虽得到国家发改委批复，但交易始终没有开展。

电监会统计，2010年大用户直接交易电量80.4亿千瓦时，仅占全社会用电量的0.2%左右。“如果大用户直接交易电量所占比重达到60%-70%，电力市场化改革就成功了一半。”电监会市场监管人士告诉记者。

此外，跨省(区)电能交易仍以国家和地方政府、电网企业计划安排为主，市场导向不够。2010年全国跨省(区)交易电量5925亿千瓦时，计划安排的交易占78.9%。最近三年，该比例维持在80%左右。这意味着，“市场电”仅占两成左右。

电监会建议，国家应逐步减少计划分配比例，引导发电企业、电网公司和受电省市平等、自愿、协商开展电能交易。《报告》指出，“电网公司制订的跨区交易计划在执行中弹性不够，电能流向不尽合理。”

报告称，国家电网在组织跨区电能交易时，与发电企业协商不够，单方面制订跨区交易计划，使部分交易计划偏离实际供需情况，资源配置低效。

2010年，国家电网在安排华北、西北跨区送电华中的计划中，对湖北、湖南一、四季度电力短缺的情况考虑不够，导致江西、河南在受入西北和华北区外来电的同时，又外送湖南、湖北。

此外，电监会认为部分跨省(区)电能交易输电收费环节多，输电费、网损偏高。“一些跨区输电线路利用率不高，电网企业为收回投资成本，提高输电费收取标准，增加电价负担。”

以甘肃送华中交易为例，在输电过程中先后有甘肃省电力公司、陕西省电力公司、西北电网公司、国家电网公司、华中电网公司五家电网企业收取输电费、网损费共124元/千千瓦时。“由于层层加价，使甘肃低电价落地时高于当地标杆电价。”华中电监会官员告诉记者。

行政违规获利

目前，国内大部分地区合同电量依据政府下达的预期目标制定，部分地区以网厂协商为主。行政力量对电量调控影响较大。

“由于发电机组电量分配和调用机制不够科学，部分地区大小机组的电量倒挂，系统运行不够经济，有的大机组负荷率长期处于偏低水平，大机组的优势未能充分发挥。”电监会官员说。

电监会统计，2010年全国100万千瓦、60万千瓦、30万千瓦直调燃煤机组的平均负荷率分别是71.66%、72.84%、72.83%。高效燃煤发电机组不能发挥节能环保优势。

上海、吉林等地甚至出现大小机组发电利用小时数、负荷率倒挂现象。电监会官员调研发现，随机抽取上海发电机组负荷率样本，大容量机组负荷率低于小容量机组约12%。

电监会在报告中曝光河南、山东等地合同电量分配不公，导致同类型、同等级容量机组利用小时数相差较大。以山东省为例，该省30万千瓦以下机组合同利用小时数从4000到7000不等。

此外，电监会指出陕西、京津唐电力调度机构随意更改月度计划，使月度发电计划完成率偏差大。其中，京津唐电网个别月份部分发电厂合同电量偏差值超过10%。

在发电权交易中，电监会亦发现诸多违规行为。其中，河南省延长关停电厂享受发电量指标的时间；上海电力公司在组织燃煤机组替代燃气机组的发电权交易中，违规获利2940万元。

建议剥离电网旗下火电

电网企业所属电厂因其特殊身份，享有优先上网、优先安排发电的“特权”。电监会发现，这些电厂发电利用小时明显偏高。

今年6月，国资委下发《电网企业主辅分离改革及电力设计、施工企业一体化重组方案》，电力企业主辅分离终于启动。

按照“主辅分离”方案，国家电网、南方电网省级(区域)电网企业所属勘测设计、火电施工、水电施工和修造企业等辅业单位成建制剥离，与四家中央电力设计施工企业重组，组建两大电力建设集团。但是，电网旗下火电厂并未被分离出来。

目前，国家电网旗下电厂主要为国网新源公司、国网能源公司和国网下属网省公司的部分水电厂。截至2010年底，总装机容量3589.8万千瓦。

南方电网公司拥有天生桥水力发电总厂、鲁布革水力发电厂等电厂，总装机642万千瓦，年发电量134.0亿千瓦时。南方电网下属各省(区)电网企业保留电厂装机40.5万千瓦。

电监会报告显示，国网能源开发有限公司神头第二发电厂装机2×50万千瓦，2010年发电利用小时数达到6050小时，超出当地60万千瓦发电机组利用数1020小时。

电监会建议，国家有关部门应按照“厂网分开”的要求，尽快研究剥离电网公司拥有的发电资产(尤其是常规燃煤电厂和水电厂)，落实电力体制改革的基本精神，营造公平竞争的市场环境。