电网职业规划范文

电网职业规划范文（精选6篇）

电网职业规划范文 第1篇

（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。

电网职业规划范文 第2篇

江苏省电力公司 二〇〇九年六月

目 录

一、现有工作情况汇报.............................................1 智能电网建设工作方面的总体安排.........................................1 2 已开展和拟开展的研究和建设工作总结.....................................1

2.1 发电...........................................................................................................................1 2.2 调度...........................................................................................................................1 2.3 输变电.......................................................................................................................2 2.4 配电...........................................................................................................................3 2.5 用电...........................................................................................................................4 2.6 信息...........................................................................................................................4

二、智能电网建设工作的思路和建议.................................5

1美国的智能电网.........................................................5 1.1 美国智能电网提出的背景.......................................................................................5 1.2 美国智能电网主要特征...........................................................................................6 2 国内对智能电网的认识...................................................7 3 江苏公司对智能电网的认识...............................................8

3.1 坚决服从国家电网战略构想...................................................................................8 3.2 “坚强“是智能电网的基础.....................................................................................8 3.3电力工业生产和服务环节存在层次性....................................................................9 3.4电力生产和服务环节的统一协调发展..................................................................10 3.5电力生产和服务环节的主要任务..........................................................................11 3.6 有待研究的新技术.................................................................................................12 4 智能电网所需的政策支持................................................12 5 相关建议和工作计划....................................................13

5.1 相关建议.................................................................................................................13 5.2 工作计划.................................................................................................................14

I

一、现有工作情况汇报 智能电网建设工作方面的总体安排

根据国家电网公司智能电网工作的统一部署，我公司成立了由公司领导牵头，发展策划部、营销部、调度通信中心、生产技术部、基建部、科技信息部、省电力设计院、省电力试验研究院组成的工作小组，经过分头调研、集思广益，工作小组编制了工作计划并明确了各部门的职责分工，目前智能电网的相关工作正在有序开展。2 已开展和拟开展的研究和建设工作总结

截至目前为止，我公司智能电网的研究和试点工作已经取得了一定的进展。2.1 发电

已经完成了沿海大型风电接入研究、新能源发电特性及对电网公司影响研究等工作，拟开展低风速风力发电技术研究、新型可替代能源接入电网技术、分布式发电的智能监控技术等研究工作。2.2 调度

我公司一直在跟踪国内外“智能电网”的建设和研究，并按照国网公司的统一部署和江苏电网的生产运行需求，统一规划，分步实施，建成投运了在国际和国内具有先进水平的灵活稳定的数据平台、坚强的高速宽带省市县主干光纤通信网和先进的高级应用系统，为江苏智能电网的建设打下了坚实的基础。

正在开展和准备开展的研究有：江苏电网风电功率等清洁能源预测系统、广域全景分布式平台、地县一体化调度自动化系统的研究和建设、调度数据网第二平面和安全防护体系建设、适应电网调度精益化管理的OMS系统完善、省、市、县电力通信综合监测资源管理集成一体化应用、OPPC电力特种光缆在江苏电网的应用研究、智能配网中信息传输技术研究、基于综合信息的智能电网安全防御系统、极端外部灾害条件下电网的安全防御、电网在线安全风险评估和闭环控制、基于广域信息的动态解列控制、适应节能减排的智能调度辅助决策。

具体内容详见附件1-1。2.3 输变电

自上个世纪九十年代以来，我公司陆续安装使用了各种输变电设备在线监测系统或装臵，目前现有的在线监测局限于单台设备、个别特征量的在线监测，在扩展性、交互性、运行效率等方面都还比较欠缺，拟开展输变电设备的智能化 在线监测系统研究工作。

江苏新建变电站均配备了变电站综合自动化系统，大部分老站通过技改进行了变电站综合自动化改造。110kV数字化变电站进行了试点，目前正在规划实施更高电压等级数字化变电站建设。但变电站自动化系统信息共享程度还未达到智能电网的要求，拟开展数字化变电站相关技术的研究工作。

具体内容详见附件1-

4、1-

6、1-7。2.4 配电

通过安装在用户侧的电力负荷管理终端实现对用户用电情况的监测与控制，并建立了电力负荷管理系统，公司系统内现已接入156681个用户和105006个终端。

在电能质量方面，建立了覆盖全省大型电能质量污染源的在线监测系统。

在配网自动化方面，江苏开展一些局部试点工作，积累了一些经验，限于当时的自动化技术水平和通信条件，配电自动化的基础薄弱，实用化程度不高，拟进一步开展配网自动化研究和配电监控平台研究工作。

具体内容详见附件1-

3、1-6。

2.5 用电

我公司已经初步形成了以现代电力技术、信息技术为基础的电力营销技术支持体系和多渠道服务接入体系，为构建智能用电服务奠定了一定基础。已经开展的主要工作有：营销信息化系统建设和应用、用电信息采集系统研究和建设、计量表计现代化建设与应用、高级计量管理体系研究与建设。

具体内容详见附件1-2。2.6 信息

经过多年的建设，江苏已经在信息基础设施、信息集成应用以及数据挖掘等方面开展了大量的研究和应用工作。但与坚强智能电网相比，配用电数据传输通道、数据交换、贯穿六个环节的统一信息模型以及信息的综合分析应用等方面存在明显不足。拟开展的主要工作有：多层级、可自愈的一体化网络的建设、统一信息模型和基础信息平台的建设、全方位、一体化企业级应用的深化拓展、高级应用与智能分析、信息安全与维护。

具体内容详见附件1-5。

二、智能电网建设工作的思路和建议 1美国的智能电网

1.1 美国智能电网提出的背景

根据收集的相关资料（附件2-

1、附件2-2），美国提出智能电网主要基于以下背景：

1、电网老化。电网装备老化，电网资产处于全寿命周期末期；电网技术以传统技术为主，现代通信技术、信息技术、控制技术在电力系统中的尚未得到充分应用，电力系统的效率和能力有待进一步提高。

2、电力供应出现短缺，电力发展存在压力。根据预测，2009～2019年，美国电力需求将增长19%，而供电能力（发电装机）仅能增长6%，不足以满足供电需求。

3、电力传输效率有待提高。约有10%～20%的电力在从发电到用户的传输过程中损失。

4、环保压力。提高电力传输的效率来解决供电能力不足相对于增加发电更加环保和符合低碳要求。

5、电力管制的新要求。美国法律对能源的高效利用进行奖励。

6、其他。电网存在瓶颈影响电网市场效率、防止大停电和恐怖袭击保障电网安全、电力行业从业人员的年龄结构 5 老化等

因此，在上述背景下，2003年，在美国布什总体任职期间就提出了智能电网的概念（附件2-1），奥巴马总统执政后，更是将之变成美国国家新的能源国策（附件2-2）。由上述背景可以看出，美国提出智能电网主要目的是为了解决发电和用电的差额，其根本宗旨是（1）在不降低现有供电质量和可靠性的前提下，依靠现代通信和信息技术，进行电力网络的技术升级和更新，以此提升电网运行效率、提高供电能力，实现电力系统的智能化；（2）通过电力系统的智能化，充分接纳和发挥诸如风电、太阳能发电等新能源、可再生能源以及相关分布式能源在电力供应中的作用；（3）通过电力系统的智能化，充分反映电力需求侧的要求，以智能化的需求侧管理来提高电力终端用户的电力使用效率。美国的目标是通过提高电力系统的运行和管理效率，将电力传输层面的损失降低20%，以技术创新为手段，以提高效率为措施，满足电力发展的要求。1.2 美国智能电网主要特征

在美国对智能电网的定义中，智能电网有七大特征：

1、优化电网资产提高运营效率

仅需建设少许新的基础设施，花费很少的运行维护成本，现代化电网就可以在已建成系统中提供更多的能量。

2、适应所有的电源种类和电能储存方式

现代化的电网允许即插即用地连接任何电源，包括可再生能源和电能储存设备，特别是新能源的大规模开发和接入系统运行。

3、安全

现代化的电网在建设时就考虑要彻底安全性。

4、提供适应21 世纪需求的电能质量

现代化的电网的不会有电压跌落、电压尖刺、扰动和中断等电能质量问题，适应数据中心、计算机、电子和自动化生产线的需求。

5、自愈

现代化电网拥有自愈能力，可以发现并对电网的故障做出反应，快速解决，减少停电时间和经济损失。

6、可市场化交易

现代化的电网支持持续的全国性的交易，允许地方性与局部的革新。

7、互动

在现代化电网中，商业、工业和居民等能源消费者可以看到电费价格、有能力选择最合适自己的供电方案和电价。2 国内对智能电网的认识

美国提出智能电网概念后，国内方方面面反应强烈，代 表各方利益和立场的专家百家争鸣，提出了各式各样的智能电网的构想，各方面关于我国智能电网的定义、目标和实现步骤一直未有确切说法。

今年年初，国家电网公司在认真分析世界电网发展的新趋势和中国国情基础上，紧密结合中国能源供应的新形势和用电服务的新需求，提出了立足自主创新，加快建设以特高压电网为骨干网架，各级电网协调发展，具有信息化、数字化、自动化、互动化特征的统一的坚强智能电网的发展目标，平息了争论，为发展中国特色的智能电网指明了方向。3 江苏公司对智能电网的认识 3.1 坚决服从国家电网战略构想

国家电网公司提出的统一的坚强智能电网的发展目标。为我国未来100年的电网发展奠定基础，江苏公司坚决服从国家电网公司的战略构想，并将在国家电网公司的指导下，承担部分研究和试点工作。3.2 “坚强“是智能电网的基础

坚强的实体电网是智能电网的重要基础，只有形成坚强网架结构，构建“坚强”的基础，实现信息化、数字化、自动化、互动化的“智能”技术特征，才能充分发挥坚强智能电网的功能和作用。建议进一步加快特高压后续工程建设，构建以特高压交直流电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强实体电网，促进国家能源资源的集约化开发，进一步提高电网的资源优化配臵能力，为国家电力能源需求提供可靠的供应保证。3.3电力工业生产和服务环节存在层次性

电力系统（俗称电网）从电力传输的角度可分为发电、输变电、配电、用电4个环节，为了实现智能电网的发展目标，依据电力生产和服务各环节所获取“效率”的不同，电力生产和服务环节存在层次性关系，其层次排序如下：1）发电环节，以火电机组为例，其效率不超过50%；2）用电环节，一般用户使用电力的效率变化范围较大，从30%-90%不等；3）配电环节，其服务效率一般在90%-95%；4）输变电环节，其服务效率一般在97%以上。

整体效益优先：电力系统追求的是整体效益的最大化。根据上述排序，从掌握主要矛盾的角度出发，为了系统的高效率有时必须舍弃局部的小效益，比如“上大压小”工程，为了系统效益最大化，不惜增加电网的传输损耗。

在研究各环节效率提高措施的前提下，要充分注重电力系统的整体效益最优。

层次间具有从属性。如配电网的建设，不但要满足供电能力和可靠性的要求，还要满足分布式电源和用户的灵活接 入。

各环节的层次性要求我们要因地制宜，抓住主要矛盾，合理分配技术、成本、管理等资源，提高关键环节的效率。3.4电力生产和服务环节的统一协调发展

智能电网的建设是一项体系工程，要实现以现代通信、信息为平台，以调度为协调运作中心，各环节应层次分明、重点突出、相互衔接、整体推进。

从技术角度来说：要贯穿始终依托技术进步，充分利用现代信息技术、控制技术把发电、输变电、配电、用电各个环节充分沟通、交流互动，实现电网运行信息完整准确和及时一致的可靠采集以及实时控制。

从管理角度来说，要实现统一调度：

1）尽可能扩大统一调度范围，实现全国范围的资源优化配臵;2）扩大省级电网调度范围，要从现在分离的发、输一体调度和配电调度，逐步实现发、输、配电网一体化调度，并进而发展到发、输、配、用一体化调度。

3）在实现更大范围调度的情况下，进行全局全时段动态优化和全局实时优化。全局全时段动态优化即根据需求和资源的季节性变化实现动态供需平衡；全局实时优化即在现有运行方式基础上，缩短运方周期，实现实时运方安排。3.5电力生产和服务环节的主要任务

基于目前的认识，我公司认为智能电网各环节的主要任务依次如下：

1、发电环节

1）我国幅员辽阔，能源资源蕴藏不均衡，需要服务于国家能源战略、实现更大范围的资源优化配臵，实施“一特四大”战略，大力建设特高压电网；

2）以国家能源发展战略为导向，解决可再生能源（风电、光伏发电）的接入、预测、监测、分析、控制问题，提升可再生能源的机网协调运行水平；

3）强化电源支撑能力，优化机组运行方式，提升机网协调水平。

2、用电环节

1）推动智能楼宇、智能家电、智能交通等领域技术创新，改变终端用户用能模式，提高用户用电效率；

2）构建智能化双向互动体系，实现电网与用户的双向互动，进一步提高供电可靠率；

3）建立用户服务公司，提升用户服务质量，满足用户多元化需求。

3、配电环节

1）通过配电自动化系统、配电网监控平台的建设，建成高效、灵活、合理的配电网络，配电网具备自愈、灵活重 构、潮流优化能力；

2）实现集中/分散储能装臵及分布式电源的兼容接入与统一控制。

4、输变电环节

1）推广使用数字化变电站；

2）实现输变电设备的状态检修和全寿命周期管理； 3）推广使用灵活交流输电技术（FACTS），提高线路输送能力和电压、潮流控制的灵活性；

4）开展节能、节约资源（土地等）技术的研究。3.6 有待研究的新技术

根据上述各生产环节的建设任务，有如下新技术有待进一步研究：高效发电技术、综合利用技术、新能源运行和控制技术、特高压技术、灵活输电技术、新材料技术（超导、新型导线等）、储能技术、大电网安全稳定控制技术、信息传输和管理技术、在现有基础上的一体化调度技术等。4 智能电网所需的政策支持

建设统一的坚强的智能电网是一项庞大而复杂的系统工程，必须要得到国家层面的政策和法规支持，并推动和促进其他行业的积极参与和广泛支持。

美国政府2007年已通过联邦能源独立和安全法令，支 12 持智能电网，具体内容和要求汇总如下：

1）美国政府已在“联邦能源独立和安全法令”将智能电网定义为国家能源政策。

2）美国政府推动各地方政府建立各自的智能电网发展激励政策。

3）美国政府要求能源部门就智能电网的发展策略和可能存在的障碍进行论证。

4）其他。a）要求采用先进的计量装臵b）要求配电网提高资产效率和可靠性c）在财政上对智能电网发展提供支持，2008～2012年每年在5个智能电网示范区各投入1亿美元。相关建议和工作计划 5.1 相关建议

1）尽快制定具有中国特色的统一的坚强智能电网的定义、目地和技术标准和规范体系，并不断充实、调整、完善。要排除为实现个体或局部利益，方方面面炒作的智能电网概念的影响。

2）加强组织保障，在网省公司建立智能电网办公室，完善组织体系。

3）加快特高压电网的建设，建设坚强电网，为智能电网的建设打好基础。4)争取国家对智能电网建设的支持，将智能电网建设纳入国家能源政策，并推动和促进其他行业的积极参与和广泛支持。

5）研究可再生能源（风电、光伏发电等）的接入、预测、监测、分析、控制技术。

6）研究提高用户用电效率的技术和方法，如改变终端用户用能模式、实现电网与用户的双向互动、建立用户服务公司，满足用户多元化需求等。

7）研究和推广配电自动化系统、配电网监控平台。

8）推广使用数字化变电站。

9）推广使用灵活交流输电技术（FACTS）。

10）研究和推广电网设备状态检修和全寿命周期管理。11）研究发、输、配电网的统一、经济调度、实时控制以及智能调节，实现节能降损。

12）研究大电网运行控制、大电网连锁事件条件下的智能预警和联合优化调度技术。

13）实现全网运行数据的统一采集、实时信息共享。14）推进电力网、电力通信与信息网、电信网和有线电视网的四网合一。5.2 工作计划

我公司计划分三个阶段完成智能电网建设工作。第一阶段（2009～2011年）：

本阶段的主要任务是在深入开展智能电网有关技术研究和试点的同时，尽快弥补一次电网网架上的缺陷，为构建统一的坚强智能电网打好基础。

第二阶段（2011～2015年）：

到2011年，在统一的坚强智能电网关键技术设备研究和建设试点工作取得重要成果的基础上，根据电网投入产出效益，有序开展智能电网的建设工作。

第三阶段（2016～2020年）：

电网职业规划范文 第3篇

电能电力已是人们在生产、生活当中必不可少的能源之一,其对整个国家的发展也起到了十分重要的促进作用,在大时代的背景下,电力企业为满足人们对用电的需求,也加大了对区域电网的规划和建设。但是,国内外在对区域电网的规划过程中,也渐渐突显出诸多新的供电问题,将会严重地给人们的用电造成影响。因此,为能有效避免区域电网规划中各种问题的发生,相关的人员应该详细分析目前的电网规划形势,并采取有力的措施手段保证区域电网规划的合理性与有效性,以缓解目前供电企业区域电网规划中面临的挑战。

1 智能电网主要可解决的问题分析

智能电网主要是指智能化的电网。随着时代的快速发展,传统的电网已渐渐不能满足人们的需求,其在应用中也不断地出现各种各样的问题,为保障供电的稳定与可靠,人们在传统电网的基础上也开发出了智能化的电网供电系统。随着智能化电网的研发、完善以及应用,其不仅为供电的安全性、可靠性和经济性奠定了坚实的基础,也尽可能地满足了人们生产、生活中的各种用电需求。而针对传统的电网系统而言,应用智能化电网,可有效解决在供电系统中存在的以下几类问题 :

⑴稳定性问题的解决。电网系统中最基本的要求便是用电与发电之间的平衡,而智能电网则可通过具有较高实时性的测量通信系统,来有效地控制发电的负荷平衡,进而也会减少热备用,并大大地提高电网的可靠性。⑵安全性问题的解决。传统的电网系统当中,由于调度控制不当、高度耦合等不良现象的作用,很容易导致单一故障或连锁故障的发生,这对供电的安全性将会造成严重的影响。而应用新型的智能电网系统,系统中的智能调度可以保证在电网可靠、安全的状态下,使广域信息的采集、传递、分析等得到有效的处理,这也会大幅地提高了电网供电的安全性。⑶经济性问题的解决。近年来,随着“绿色经济”理念在各行各业的大业倡导,供电企业也越来越重视供电经济问题的发生。而智能电网的广泛应用,通过在线分析、在线调控等一系列行之有效的手段,实时、动态、科学地管理电网的供电状态,这也进一步实现了电网供电的经济性目标。

2 区域电网规划的现状分析

随着智能电网时代的来临,世界各国的区域电网建设与规划也已全面启动,且很多的国家都根据监管机制、基础设施及本国发展情况的不同,确立了最适合本国的区域电网规划方案 :

2.1 国外区域电网的规划现状

国外区域电网的先进规划措施主要集中在北美地区一带,通过对美国、英国、加拿大等国家区域电网规划现状的分析发现,国外目前对区域电网规划与建设主要体现在提高用电效率、提高电网的可靠性、提高再生能源的利用率等几方面。国外一些发达国家经过长期的实践探索及经验积累,其在区域电网的规则中也已基本达到了电网安全、可靠、经济运行的目的。

2.2 国内区域电网的规划现状

随着我国国内电力市场的建立与不断完善,其对区域电网的规划也提出了更高的要求,虽然国内的供电企业朝着国外先进的区域电网规划成果来努力演进,但是由于电网规模的不断扩大,电网建设外部条件面临的环保要求,电源结合与布局的不合理等诸多问题限制,使得国内区域电网规划现状还不是十分乐观。

3 区域电网规划中存在的主要问题

通过大量资料的收集与分析,我国区域电网规划中存在的主要问题如下几点 :

⑴规划观念问题。从我国很多城市的区域电网规划情况来看,由于规划观念的过于落后和传统,导致了在区域电网规划中不能及时、有效地应用多种先进的技术手段,进而也造成了区域电网规划的不合理。⑵规划方法问题。区域电网规划属于一项十分复杂的系统工程,其涉及的方面也非常广,这就要求在规划中保证信息收集的全面性、合理性、及时性与有效性。但在实际的规划过程中,所采用的信息收集方法却还停留在手工阶段,由于对信息化等先进技术方法使用的不重视,进而也一定程度地阻碍了区域电网规划的顺利性。⑶规划管理模式问题。当下我国的区域规划管理多是根据三级设置模式来进行的,各级分别对自己所辖范围和电压等级的电网进行规划,这种分级分工管理模式从某种角度来说比较合理,但是,若长期采用此管理模式,也容易导致上下级电网规划协调力度不够,电网规划的整体性不足。

4 智能电网在区域电网规划中的应用

将智能电网应用于区域电网的规划当中,对推动电网规划的合理性与可靠性具有十分积极的意义。区域电网规划中智能电网的具体应用,主要体现在以下几个方面 :

4.1 新能源的应用

新能源主要是指太阳能、风能等自然再生资源,对于区域电网规划中发展新能源的接入应用,可以有效提高再生能源的利用率,同时减少水、煤、天然气等不可再生能源的利用,进而使区域电网规划达到绿色节能、环保的目的。

4.2 智能变电站的应用

智能变电站属于智能电网的基础,其采用先进、集成、可靠的智能设备,通过信息共享标准化、通信平台网络化、全站信息数字化、资源整合化等诸多功能,实现电网信息的自动采集、测量、控制、保护及检测等。从目前区域电网规划的发展趋势来看,电网中的发电、输电、配电、变电、用电、调度等各环节已经离不开对智能变电站的应用。

4.3 智能化小区及城市

在人们对高品质生活的追求下,在将智能电网应用于区域电网规划中的同时,也会大力地推动智能化小区及城市的建设。智能化小区主要是指通过家庭智能用电系统,实现对热水器、空调等智能家电的远程控制和实时控制,并为互联网、电信网、广播电视网等提供接入式服务。智能化城市主要是指通过智能电网的应用,让城市更加低碳,智能电网可接入屋顶光伏发光、小型家庭风力发电等装置,使今后汽车的应用朝着电动的方向发展,进而有效地提高清洁能源的消费比重,减少城市污染,促进低碳发展。

5 结论

在社会的快速发展下,区域电网也将朝着更加合理、全面、经济的方向发展,而智能电网作为区域电网规划中不可缺少的一部分,只有通过充分地利用智能电网系统,才能有效地避免区域电网规划中存在的不合理现象,减少规划问题的发展,进而使区域电网规划更加高效、合理、环保、经济。

摘要：随着科技的高速发展与国民生活水平的日益提高,将智能电网应用于区域电网的规划当中也已成为必然的趋势,通过智能电网的合理应用,使区域电网中存在的供电可靠性、安全性、经济性问题能够能到有效缓解。因此,本文就对智能电网、区域电网规划现状以及存在的问题进行大致论述,并具体分析区域电网规划中智能电网的应用范围,以供参考。

电网职业规划范文 第4篇

关键词：电网规划；电网运行；安全

中图分类号：TM7文献标识码：A文章编号：1671-864X（2015）11-0132-02

长期以来，电网规划和调度运行是两条基本独立运作的业务链条，电网规划面向电网可持续协调发展，调度运行负责电网安全生产运行。如今需求在与时俱进，随着特高压工程的陆续实施和智能电网建设的推进，各省之间电网联系越来越紧密，像以前那样各自埋头研究电网数据并独立规划设计的工作方式将不能够满足进阶需求，宏观的数据流概念越来越成为必需，规划和调度越来越需要紧密衔接，以提高电网规划的准确性和科学性。规划与调度数据深入融合以后，实现统一标准、统一参数、统一平台，也将帮助各级的电网规划设计工作逐步进入规范化轨道。

一、各级电网规划设计原则

重点介绍主网：500kV电网；城市高压电网：城市220kV、110kV高压电网。

（一）500kV电网结构。

1.近期以特高压电网为依托，加强完善500kV“两纵四横”的梯形主网架结构。

2.远期根据省内电源布局和特高压电网发展，加强与特高压电网衔接的河南500kV送电通道建设，进一步推动河南电网形成以特高压交流变电站为500kV网架支撑，以哈豫直流、准豫直流为电源补充，相邻区域间具备较强支援能力的500kV目标网架。

（二）220kV城市电网结构。

1.以500kV变电站为中心，220kV电网分区供电。各分区正常运行方式下相互独立，但应具备线路检修或方式调整情况下一定的相互支援能力。

2.城市220kV主干网架采用双回路链式结构或双回路环网结构，消除“小三角”网络结构；每一回路或每一链中220kV变电站数量不应超过4座。

3.在城市外围一般形成双环网结构。在环网的短路容量超过规定值的情况下，则可在现有环网外围建设高一级电压的环网，并将原有的环网分片或开环。

4.一般要求变电站有来自两个不同方向的独立电源。对于处在城市郊区或市区中心的终端变电站，也可考虑由城市220kV环网引出2回或3回线形成辐射结构，220kV侧采用双母线或线路-变压器组的接线方式，但必须保证下一级电压电网具有足够的支援能力。

5.城市220kV电网不应采用“T”接方式构网。

6.枢纽变电站最终应有3条及以上的电源线路。

（三）110kV电网结构。

1.以220kV变电站为中心，110kV电网实现分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但应具备事故情况下相互支援的能力。

2.一般情况下，110kV变电站宜满足“双电源”供电要求，电源可以取自两个独立的电源点（发电厂或220kV变电站），也可取自同一座变电站的不同母线。

3.当线路上T接或链入3座及以上变电站时，线路宜在两侧有电源进线，正常运行时两侧电源不并列。

4.城市110kV电网宜采用以下基本接线形式：

（1）第一类地区宜采用“三T”（或“πT”结合）、双回链、双回辐射形式。“三T”（或“πT”结合）接线网络一般可连接3座变电站、双回链接线网络一般链接2～3座变电站，双回辐射接线网络一般连接1座变电站。

（2）第二类、第三类地区宜采用“双T”、双回链、双回辐射形式。

“双T”、双回链接线网络一般连接2～3座变电站，最多不超过4座；双回辐射接线网络一般连接1～2座变电站。

二、坚强智能电网面临的新挑战

为切实抓好电网运行安全工作，调度系统相继采取多项措施严把安全生产关，细化相关工作，开展调度系统大运行体系“抓协同、建流程、控风险、促提升”安全专项活动。通过采取一系列措施，将全面提升电网调度系统安全管理水平，为电网的安全稳定运行铸就一道牢固的安全屏障。

（一）维护电力系统安全意义重大。

电力系统安全事关国民经济发展和人民群众生活的大局，是国家、社会、发供电企业和电力客户的共同利益之所在。维护电力系统安全稳定运行，永远是电网调度机构最重要、最基本的任务。在电力系统安全和经济效益发生矛盾时，首先要保证电力系统安全。要依法坚持统一调度、分级管理的原则，严格履行调度机构在确保电力系统安全方面的职责，保证调度系统指挥畅通。平等对待市场主体，严格执行调度规则和市场运营规则，切实维护正常的市场秩序。在电煤矛盾突出的形势下，从优化运行方式、挖掘发电能力、帮助协调电煤问题等方面。

（二）全面保障电网安全运行。

生产运行管理和技术监督严重不到位，电网运行管理手段落后，监管不到位。检查时存在走形式，走过场，不能真正发现安全隐患。目前多数运行单位的技术监督仍然停留在按周期开展的一般性预防性试验工作上，缺少采用新技术新设备对特殊方式、重点设备和重点时段的针对性的检测试验。继电保护设备的周期校验或和设备停电时进行试验传动仍然存在项目不全，传动不细的问题。针对各种可能影响到电网运行安全的因素，必须对症下药。才能更大程度上地防范事故的发生。以防范人身伤害、电网稳定破坏、电网大面积停电为重点，紧密围绕电网结构、运行控制、现场作业、供电安全、信息安全、应急管理等方面，全面检查安全工作组织落实情况，排查安全事故隐患。

（三）主动适应电网发展方式转变。

随着特高压大电网技术的快速发展，以及坚强智能电网的重点建设，电网公司以“构建‘大运行’体系、适应大电网发展”为中心，“安全、基础、保障、创新、人才”为主线，把握安全要素，提高电网稳定控制能力；夯实管理基础，促进调度专业持续发展；增强保障手段，加快调度技术装备升级；勇于探索创新，适应两个发展方式转变；强化人才培养，加强专业队伍建设。结合电网运行实际，启动以“六抓六防”为主题的电网运行安全质量行活动，加强电网运行机理的研究分析，以“年度运行方式”指导电网建设、改造和运行；深化电网安全风险管控模式，全面推广应用典型经验；加强继电保护和安全稳定控制装置全过程管理，筑牢电网安全稳定“三道防线”；开展“转流程、建机制、树红旗”主题活动，深化调度安全内控机制建设；全面推进调度系统应急体系和机制建设，提前做好电网安全度夏准备；严格按照“大运行”方案，明细分工界面，细化业务流程，严控变革风险，修编调控管理制度、核心流程及三大标准，确保公司“五大”试点顺利实施。

三、融合电网规划与调度数据，达到规划电网与运行电网良好互动

电网的合理规划是电网运行安全的基础，在电网合理规划的前提下，电网运行安全也是电网建设的另一个重要指标。它与国家安全、社会稳定有着重要的联系，特别是近几年来，随着电力系统远距离、大容量联网运行，电网的安全运行重要性日益突出。

电网规划基础数据将梳理分解为八大类基础数据：社会经济、能源资源、电力供需、电网设备、电源设备、电网运行、地理信息、典型参数。在不久的将来，规划设计将从输电网规划、配电网规划、成果/标准管理、规划项目库、电网发展诊断5大业务层面全面支撑大规划的电网规划业务。规划设计将电网规划数据和运行调度数据融合，对于我国电力行业信息化建设来说可谓一次里程碑式的事件。这是国网公司顺应时势转变电网管理方式与公司管理模式的实质性尝试与突破。最难的并不是技术，更重要的是管理理念的创新和突破，这仰仗的是高层的良好沟通与衔接。除了提供规划作业的舞台、作为信息传递的渠道之外，国网公司上下将第一次真正在同一套基础数据上进行规划与仿真计算的技术方案比选。

四、结束语

不同的情况，电力企业的安全管理工作要有不同的措施。在当前，电力企业的安全管理中必须要加入系统思维方式和安全生产软管理方式，以科技进步为手段，确保电网安全稳定运行，防止大面积停电事故的发生。

总之，无论是电网的前期规划还是后期的安全运行，宗旨就是为经济发展服务，保证人民的生产生活。事实证明，只要做到科学规划，遵章运行，就能取得良好的经济效益和社会效益。

参考文献：

[1]国家电网公司十八项电网重大反事故措施.国家电网，2005，（6）

[2]SD131-1984电力系统技术导则

电网安全风险管控办法(试行) 第5篇

《电网安全风险管控办法（试行）》的通知

国能安全„2014‟123号

各派出机构，各有关电力企业：

为了有效防范电网大面积停电风险，建立以科学防范为导向，流程管理为手段，全过程闭环监管为支撑的全面覆盖、全程管控、高效协同的电网安全风险管控机制，国家能源局制定了《电网安全风险管控办法（试行）》，现印发你们，请依照执行，执行中如有问题和建议，请及时报告国家能源局。

国家能源局 2014年3月19日

电网安全风险管控办法（试行）

第一章 总 则

第一条 为了有效防范电网大面积停电风险，建立以科学防范为导向，流程管理为手段，全过程闭环监管为支撑的全面覆盖、全程管控、高效协同的电网安全风险管控机制，制定本办法。

第二条 电网企业及其电力调度机构、发电企业、电力用户在电网安全风险管控中负主体责任，国家能源局及其派出机构负责电网安全风险管控工作的监督管理。

第三条 各有关单位应当高度重视电网安全风险管控工作，定期梳理电网安全风险，有针对性地做好风险识别、风险分级、风险监视、风险控制工作，以便及时了解、掌握和化解电网安全风险。

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第二章 电网安全风险识别

第四条 电网企业及其电力调度机构负责组织进行风险识别，发电企业、电力用户应当配合电网企业及其电力调度机构做好风险识别工作。风险识别工作在于合理确定风险防控范围。风险识别应明确风险可能导致的后果、查找风险原因、判明故障场景。

第五条 风险可能导致的后果由各级电网企业及其电力调度机构根据电力安全事故（事件）的标准，结合本地电网的实际情况确定，可以选用电网减供负荷、停电用户的比例或对电网稳定运行和电能质量的影响程度等指标。

第六条 风险根据形成原因可以分为内在风险和外在风险。内在风险主要包括电网结构风险、设备风险（含一次设备风险和二次设备风险）；外在风险主要包括人为风险、自然风险、外力破坏风险。部分风险可以由多个原因组合而成。

第七条 故障场景可以参照《电力系统安全稳定导则》规定的三级大扰动，各电力企业可以根据实际情况将第三级大扰动中的多重故障、其他偶然因素进行细化。

第三章 电网安全风险分级

第八条 电网企业及其电力调度机构负责组织进行风险分级。风险分级在于判明风险大小，并为后续监视和控制提供依据。

第九条 风险等级主要根据风险可能导致的后果来进行划分。对于可能导致特别重大或重大电力安全事故的风险，定义为一级风险；对于可能导致较大或一般电力安全事故的风险，定义为二级风险；其他定义为三级风险。

第四章 电网安全风险监视

第十条 电网安全风险监视在于密切跟踪风险的发展变化情况。风险监视工作应当遵循“分区、分级”的原则。

第十一条 对于跨区电网风险，由国家电网公司负责监视，国家能源局

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负责相关工作的监督指导；对于区域内跨省电网风险，由当地区域电网企业负责监视，国家能源局当地区域派出机构负责相关工作的监督指导；对于省内电网风险，由当地电网企业负责监视，国家能源局当地派出机构负责相关工作的监督指导。

第十二条 对于三级电网安全风险，由相关电网企业自行监视；对于二级以上电网安全风险，相关电网企业应当报告国家能源局当地派出机构；对于一级电网安全风险，国家能源局当地派出机构应当上报国家能源局并抄报当地省（自治区、直辖市）人民政府。

第五章 电网安全风险控制

第十三条 电网安全风险控制在于把电网安全风险可能导致的后果限制在合理范围内。各电力企业负责本企业范围内风险控制措施的落实，国家能源局及其派出机构负责督促指导电力企业的风险控制工作。

第十四条 电网企业应当制定风险控制方案，按照国家有关法规和技术规定、规程等的要求，综合考虑风险控制方法与途径，必要时与发电企业、电力用户等其它风险相关方进行沟通和说明，确保风险控制措施的可行性和可操作性。各风险相关方应当落实各自责任，保证风险控制所需的人力、物力、财力。

第十五条 临时控制电网安全风险的具体措施可以分为降低风险概率、减轻风险后果、提高应急处置能力等方面。降低风险概率的措施包括但不限于专项隐患排查、组织设备特巡、精心挑选作业人员、加强现场安全监督、加强设备技术监督管理。减轻风险后果的措施包括但不限于转移负荷、调整运行方式、合理安排作业时间、采取需求侧管理措施。提高应急处置能力的措施包括但不限于制定现场应急处置方案、开展反事故应急演练、提前告知用户安全风险、提前预警灾害性天气。

第十六条 降低电网安全风险的途径包括但不限于纳入电网规划和建设计划、纳入技改检修项目计划、纳入管理制度和标准、纳入日常生产工作计划、纳入培训教育计划。

第十七条 各电力企业应当对风险控制方案的实施效果进行评估，对下级单位风险控制方案的落实情况进行检查，确保风险控制措施得到有效实施。

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第六章 风险管控与其他工作的衔接

第十八条 风险管控应当与电网规划相结合，通过优化电网规划，适当调整规划项目实施次序，增强网架结构，提高系统抵御风险能力。

第十九条 风险管控应当与电网建设相结合，通过严格执行设计方案，强化过程控制，提升建设施工水平，严格竣工验收，确保电网建设工程质量。

第二十条 风险管控应当与生产计划安排相结合，在安排检修计划和夏（冬）高峰、丰（枯）水期、重要保电、配合大型工程建设等特殊时期方式时，应同时考虑风险管控措施。

第二十一条 风险管控应当与物资管理相结合，通过加强设备物资采购管理，加强设备监造工作，提升输变电设备整体技术和质量水平。

第二十二条 风险管控应当与隐患排查治理相结合，通过加强日常安全隐患排查和治理工作，消除影响电力系统安全运行的重大隐患和薄弱环节，减少事故，确保电网安全。

第二十三条 风险管控应当与可靠性管理相结合，通过加强设备全寿命周期管理，分析设备的运行状况、健康水平，落实整改措施，降低电网运行的潜在风险。同时加强设备可靠性统计工作，为风险的识别、分级提供技术支持。

第二十四条 风险管控应当与应急管理相结合，通过完善应急预案体系，建立健全应急联动机制，加强应急演练，形成多元化应急物资储备方式，控制和减少事故造成的损失。

第七章 工作实施和监督管理

第二十五条 各省级以上电网企业应按对所辖220千伏以上电网开展电网安全风险管控工作，并在此基础上形成本企业风险管控报告。报告中应包括以下内容：

（一）全面总结本企业电网安全风险管控工作开展情况；

（二）深入分析所辖电网存在的安全风险；

（三）提出有针对性的风险管控措施和建议。

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各省级以上电网企业应当于当年9月30日前将本企业风险管控报告报国家能源局或者有关派出机构。

第二十六条 国家能源局各派出机构应当汇总形成本省（区域）风险管控报告，于当年10月15日前上报国家能源局。

第二十七条 对于二级以上的电网安全风险，电网企业要将风险控制方案和实施效果评估报告报担负相应风险监视监督指导职责的国家能源局或者有关派出机构。对于发电企业、电力用户等风险相关方未落实风险控制方案的，电网企业要及时报告国家能源局当地派出机构和地方政府有关部门。

第二十八条 国家能源局及其派出机构应当加强对企业上报的电网安全风险的跟踪监视，不定期开展对电网安全风险管控落实情况的监督检查或重点抽查。

第二十九条 对于未按要求报告或未及时采取管控措施而导致电力安全事故或事件的，国家能源局或者有关派出机构将依据有关法律法规对责任单位和责任人从严处理。

第八章 附 则

第三十条 本办法由国家能源局负责解释。

第三十一条 国家能源局各派出机构及各电力企业可依据本办法制定具体的实施细则。

第三十二条 本办法中所称“以上”均包括本数。第三十三条 本办法自公布之日起试行。

揭阳市电网调查报告 第6篇

一、调查背景

近几年来，揭阳电网建设连年提速，去年，首期总投资5.78亿元的揭阳500千伏榕江变电工程顺利投产。今年的电网建设投资规模将达到8.82亿元，1-6月份全市电网基建完成投资29010万元。但是，由于今年开工建设投产项目较多，下半年电网规划建设任务繁重，大部分建设投资需在下半年完成。而随着揭阳经济社会的快速发展，人多地少的矛盾更加突出，征地赔青困难重重，电网建设中路径反复也经常发生，这些对工程进度造成严重影响。在电网建设投资数额大、项目多、建设时间紧、任务重的严峻形势下，市政府积极为电网建设开通绿色通道，全力协调解决电网建设过程中遇到的具体问题，给我市电网建设增添了“加速器”，将大大促进揭阳电网建设，进一步增强电力服务揭阳经济社会的能力。

二、揭阳市电力供电量数据

据了解，2009年上半年，揭阳供电局抓住开展深入学习实践科学发展观活动的良好契机，把提高供电可靠率作为总抓手，突出加强增供扩销，突出加强电网发展，突出加强挖潜增效，取得了较好成绩：1-6月份，该局完成购电量37.10亿千瓦时，同比增长9.58%；完成售电量36.02亿千瓦时，同比增长5.95％；城市用户年平均停电时间为8.95小时/户，同比减少了9.79小时/户，城市用户年平均停电次数为2.09次/户，同比减少了2.06 次/户，农村用户平均停电时间为 10小时，同比减少 1.28小时，上半年供电量增长月均高于5%，增速位居全省前列，而且用电需求呈逐月递增态势。

三、潮汕地区能源开发现状

目前潮汕地区主要的发电形式有三种:火力发电,水力发电及风力发电。

1、水力发电:

调查对象:揭阳市龙颈水库

(1)基本情况:龙颈水库位于榕江一级支流经富河上游的黄头村,它是一项以灌溉为主,结合防洪,发电等综合利用的水利工程,分上下两库,两库相距9公里。上库总库为16645万立方米,属大型水库。下库总库为2953万立方米,属中型水库。上下两库于1958年动工,1960年竣工。

(2)发电原理:以人工方法,引导水流以高速度击水轮机,使水轮机产生动力,带动水轮机和发电机快速旋转,从而产生电流。

(3)开发利弊:水力发电是再生能源,对环境冲击较小.由于利用水力来发电,它的电价相对便宜许多。而用来发电的拦河坎和蓄水库可以控制洪水泛滥,提供灌溉用水,改善河流航运。与水利有关的工程同时也改善该地区的交通,电力供应和经济,特别可以发展旅游业及水产养殖业等。但是,水力发电在潮汕地区又难以发展。因为水力发电的厂要选在较大的河流或湖泊旁边建造,但潮汕地区以平原地形为主,地势平坦,河流落差小,水力发电的潜力很低,以龙颈水库为例,自1960年竣工投产后,除更新设备以外,在规模上已停止发展,即使采用人工导水也不能大规模进行。可见水力发电在潮汕地区已不具开发潜力。

2、火力发电:

调查对象:汕头市华能发电厂

(1)基本情况:汕头华能电厂利用火力发电,是目前汕头规模最大,设备最齐全的发电站。它提供了我市90%的电力。华能电厂对社会效益大,影响高,所以现在开展二期工程,以增强汕头电力供应,促进经济发展。

(2)发电原理:燃煤发电是把煤粉送到锅炉中燃烧,放出热量,加热锅炉中的水,产生具有一定温度和压强的蒸汽,这个过程是把燃料的化学能转成蒸汽的内能,再将具有一定温度和压强的蒸汽送入汽轮机内带动汽轮机旋转,这个过程是把蒸汽的内能转化成汽轮机的机械能,汽轮带统一轴上的发电机旋转而发出电来,这一过程是把机械能转化为电能。

(3)开发利弊:火力发电以燃煤为主,而煤是不可再生资源,目前将面临资源枯竭的危机,况且汕头地处东南沿海,乃缺煤地区,大部分的煤炭需从北方购进,运费的增加导致发电成本增加,也导致潮汕地区电价偏高。华能电厂在燃煤过程中虽然采用了脱硫技术和除尘技术对排出的毒气体和粉尘作了处理,但污染仍有存在。目前汕头是国家空气质量最佳的城市之一,汕头凭借着她优越的环境及建设,先后被评为“国家卫生城市”,“国家环境保护模范城市”和“中国优秀旅游城市”等荣誉称号。假如现在继续大力发展火力发电,势必对汕头的整体形象带来负面影响。

3、风力发电

调查对象:南澳风能发电厂

1,基本情况:南澳位于广东省东部海面,台湾海峡喇叭口西南端的一个海岛县,风力资源十分丰富。南澳风电场平均每年风速达854米/秒,有效风速时数超过7000小时,有效风能密度达1011瓦/m2,中外专家称“南澳风况属世界最佳之列。”南澳岛每年总发电量多为10530万瓦,年产值迈7000万元.正因为如此,它已成为南澳岛经济发展的支柱产业,同时也是亚洲海岛最大的风电场。

2,发电原理:风力发电是由风力发电机组将风能转换成电能。桨叶将风力转换成机械能,通过主轴传动,龄轮箱增速,驱动发电机旋转。当达到额定转速时并入电网发电。每秒千米左右的风速起动,每秒25米的风速自动停机,整个过程通过电脑实行全程自动监控,并可在中控室实施

远程操控。

3,开发利弊:风力发电十分环保,它利用自然风力发电,无污染,是可再生的清洁新能源。南澳岛得天独厚发展风力发电无可厚非,但潮汕平原规模开发风能则不现实:其一:受风力和地形条件限制,风能发电需要在风力大的地方才能实行,厂址选择方面它必须建立在山上,靠海,才能顺应风势,有效发电;其二:风能发电机设备昂贵,就以南澳县风能电发电厂为例,目前那里装机合计132台,其中:引进安装了国外多种先进风力发电机组合125台(有瑞典,丹麦,美国)光设备就价值近200万元每台,研制安装国产风力发电机组7台(由南澳县风能开发总公司自主研制)设备将近50万元每台,这些风能发电机总值近亿元。

四、揭阳近年的电网建设

为加快推进我市电网基础设施建设，保障我市电力安全、稳定输送和供应，满足经济社会发展和人民生活用电需要，促进全市经济社会又好又快发展，近年揭阳招商引资，投资了几个电网建设项目：

1、广东粤电惠来电厂

2007年 8月29日建设项目、投资近60亿元的惠来电厂一期工程1、2号机组建成投产。截止2008年6月28日一期工程3、4号2×1000MW超超临界煤机组工程，#

3、#4炉区和烟囱冲孔灌注桩245条，目前已完成143根。#3锅炉区域计划于6月30日完成所有桩基砼浇筑，8月10日前完成桩基检测工作，满足业主方提出的具备#3锅炉基础浇筑第一方砼施工条件的工期要求。

广东粤电靖海发电有限公司（惠来电厂）项目是由广东电力发展股份有限公司等股东投资兴建的新建电源项目，位于我市惠来县东端靖海湾岸边，距惠来县城和汕头市分别为25公里和45公里，依山傍海，地理位置优越，交通便利。该项目总体规划建设2×60＋6×100万千瓦机组，工程分两期建设，一期工程建设2×60＋2×100万千瓦机组。一期工程2×60万千瓦机组项目于2004年6月23日开始场地平整，2004年12月27日浇灌第一方混凝土。

1、2号机组工程建设仅历时30个月，分别于今年2月18日和6月28日顺利通过168小时试运投产发电。预计两台机组投产发电后，年供电量将达到58亿千瓦时，年产值达20多亿元，年创税收近5亿元（均按利用小时5200小时/年计算）。

2、揭阳500kV榕江变电站

2008年6月28日，揭阳500kV榕江变电站和500kV惠汕甲线解口入榕江成功受电，其他配套线路近期也将分批陆续投产，这标志着揭阳500kV榕江输电工程顺利按期投产。揭阳500kV榕江输变电工程是揭阳市第一个500kV电压等级的输变电工程，是粤东地区电网重要枢纽变电站，南方电网公司2008年6.30重点工程之一，是广东粤电惠来电厂和梅州电力外送的枢纽站。它的建成投产对于改善揭阳市电网结构具有举足轻重的作用。揭阳500kV榕江输变电工程在工程建设过程中，参建各方克服了规模大、牵涉面广、工期紧、征地难及恶劣天气等困难，及时得到了省网公司领导的重视和支持，使工程如期、保质、安全地投入运行，受到省网公司高度评价。

3、广东揭阳核电厂

广东揭阳核电厂位于揭阳市惠来县仙庵东北约6km的乌屿沿海，地理坐标为：北纬23°05’，东经116°33’。厂址西北距离揭阳市约55km，北距汕头市潮阳区约19km，东北距汕头市约33km。

广东揭阳核电厂是中国广东核电集团公司根据国家核电发展规划和广东电力发展规划启动的大型核电工程项目，广东揭阳核电厂建设规模为6台AP1000百万千瓦级压水堆核电机组。广东揭阳核电厂项目自2003年启动，选址位于揭阳市惠来县仙庵镇东北约6公里沿海乌屿，规划总

装机容量为6台百万千瓦级核电机组，其中一期工程拟按照第三代压水堆核电技术路线建设2台百万千瓦级核电机组。

五、结论