发电企业缺陷管理办法

发电企业缺陷管理办法（共10篇）

1.发电企业缺陷管理办法 篇一

中国企业，特别是人力资源管理趋于完善的中小企业，还是面临着很多薪酬弊端。本文总结出中国企业薪酬管理以下六大缺陷。

一、薪酬体系设计缺乏战略性思考

薪酬设计应该站在战略性角度上去思考。众达朴信观察到，很多企业管理者在实践一开始就开始关心细节，反复讨论薪酬成本，差异性等;或者照本宣科地根据教科书的薪酬设计一步一步来，或者直接套用竞争对手的薪酬体系。很少有企业管理者在薪酬设计时会真正思考“新的薪酬设计可以使我们达到什么样的目的?”“它是否可以帮助我们达到组织战略目的?”“它是否能认可员工的贡献?”这无疑让薪酬设计落入到技术层面，而非战略层面。

二、薪酬体系设计脱离岗位职责

目前很多企业的薪酬体系与岗位的贡献/价值没有联系上，而是一味地与行政级别，资历挂钩，缺乏对劳动/技能/能力差别的定量分析。未来的薪酬体系，一定是要对劳动技能、劳动强度、责任、贡献等多个因素的不同纬度分析，确定最后的岗位薪酬。根据岗位职责，通过岗位匹配的薪酬设计才能真正做到内部公平性。

三、薪酬体系内部制度不统一

很多企业在薪酬改革过程中的不同时期会有不同的薪酬制度，这些制度往往都是为了解决眼前的问题，如提高基础员工工资、增加销售人员福利等。但这些制度并非全盘考虑，常与整个公司的薪酬体系制度脱钩，长年累积下来会直接导致公司薪酬体系混乱，导向制度分散化。薪酬管理混乱的症结也在与此。

四、盲目的员工薪资保密

有的企业执行的是严格的薪资保密政策，员工会签署薪资保密协议，并规定员工之间禁止讨论薪资的收入。但是，这种盲目的员工薪资保密不仅会让企业员工之间互相猜疑，更不能让企业的薪酬体系达到激励的效果。薪酬体系需对制度公开，员工应该知道企业鼓励什么，反对什么，这样才能使薪酬体系达到导向和沟通的作用。

五、绩效考核体系与薪酬管理脱节

职位的价值、员工的技能或能力的高低以及外部劳动力市场的薪酬水平可决定一个员工基本薪酬的静态公平性，而将员工的实际贡献与其应得的报酬联系起来的动态公平性则需要绩效考核来执行。在实践中我们发现，企业管理要么考核体系不健全，只对部分人进行短期激励;要么考核指标不合理，绩效好的员工和绩效不好的员工在奖金分配这里成为最大的不公平。

六、忽视员工福利重要性

员工福利是一种间接薪酬形式的福利，在整个薪酬体系中具有越来越重要的作用。它一方面有利于企业吸引、保留及激励员工，培养积极和谐的企业文化;另一方面，又可以满足员工不同需要。国内大部分企业对员工福利关心甚小，9成以上企业只有法定福利(五险一金)。而与之对比的国外企业在员工福利上却是绞尽脑汁：包场看电影，家人体验日，共度良宵奖，出国旅游，灵活上班时间，带薪年假……这些看似不经意的小动作，却能极大的增强企业的核心凝聚力。

2.发电企业缺陷管理办法 篇二

发电厂是将多种势能通过发电机转换为电能的发电单位, 通过发电厂内配电、变电后, 向电网输送合格的电力能源;电网再通过变电、配电才向工厂、居民的生产、生活供电。

发电厂要向电网输送合格的电力能源, 就要做好发电厂内的发电设备、配电设备、变电设备及其计量、自动、继电保护、自动监控等辅助设备的检修和维护。

任何设备都存在欠缺或不够完备的地方, 电力设备也无例外。电力设备缺陷是指在电力生产过程中, 运行或备用设备存在异常现象, 影响发电设备安全、稳定、经济运行。加强发电设备缺陷管理, 是发电企业最重要的管理环节。

发电设备缺陷管理, 是发电设备发生缺陷后的全过程管理。设备缺陷管理包括:缺陷的发现 (提出) 、分析、消除、验收、评价、预防、控制、统计、考核等一系列闭环管理内容和流程。

发电设备缺陷管理的目的在于对缺陷及时发现、及时消除, 防止事故隐患扩大, 确保发电设备安全、经济运行。

发电设备缺陷管理的基本原则是:贯彻执行电力生产“安全第一, 预防为主, 综合治理”的方针, 加强对发电设备的监督, 掌握设备状况及缺陷的发生、变化规律, 及时消除缺陷, 不断提高设备健康水平, 确保设备安全经济运行。

发电设备缺陷按照其影响发电设备的运行和影响电网的紧急程度, 确定的优先权来分类, 主要分为ABCD四个等级:A为紧急必须立即消除的缺陷, 8小时内必须处理完成或受理并填表写“正在处理”字样;B为本值内应作出处理安排的缺陷, 12小时内必须处理完成或受理并填写“正在处理”字样;C为24小时内必须消除的缺陷或受理并填写“正在处理”字样;D为24小时内不能消除且主要为差 (缺) 零部件、系统不能停运或隔离、设备问题、设计问题, 使消除缺陷的时间超过24小时或更长的, 经审批确认的缺陷。

缺陷可以是设备的自动监控装置发现, 更多的是设备主人对设备的巡察和对设备的运行状况进行综合分析后, 对设备可能存在欠缺作出需要处理的判断。

当设备缺陷出现后, 首先要对产生缺陷的原因分析清楚, 判断该缺陷对设备、对同一系统的危害有多大;同类缺陷是否也存在于同类设备或同一系统。接着要制定消除缺陷的期限和消除缺陷时的防范措施;如果处理条件不成熟, 需要延期处理的还要制定了防范措施或现场处置方案。处置完后, 再看缺陷责任的奖罚制度是否完善和落实。这就是通常的设备缺陷管理流程。流程是:

(1) 缺陷产生的原因分析不清楚不通过。要分析缺陷产生的诱因和因素, 确保缺陷从根源上得到处理和消除, 达到防止同类缺陷重复发生。

(2) 缺陷对设备、系统可能造成的危害分析不清楚不通过。对设备缺陷进行横向检查判断, 是对缺陷分析的深入和扩展及风险评估, 通过开展危害性分析和评估, 提高设备维护人员对缺陷的认识和缺陷处理的紧迫性。

(3) 相邻设备、系统是否存在同类缺陷分析不清楚不通过。通过对相邻设备、系统是否存在同类缺陷进行纵向排查, 及时发现和消除相邻设备、系统存在的同类隐患, 达到以点带面消除隐患的目的。

(4) 没有限期采取具体措施消除缺陷的不通过。要明确处理缺陷的责任人、完成时间、缺陷处理的具体措施, 确保在最短的时间内完成缺陷处理工作, 恢复设备的健康运行。

(5) 延期处理的缺陷无防范措施或无现场处置方案的不通过。对延期处理的缺陷, 要制定防控措施和应急方案;对危害性较大的缺陷, 还必须制定相应应急处置方案。

(6) 缺陷处理记录、交待不全不通过。要求缺陷的处理责任人要把处理过程, 包括设备有无异动, 接线有无变动、自动计量、自动装置、自动控制有无变更要一一记录在案, 交待清楚, 并移交存档。

(7) 缺陷管理责任的奖惩制度不落实不通过。落实责任追究制度, 做到设备管理奖罚分明, 确保缺陷管理责任的落实。

缺陷管理“七不通过”保证了体系的责任, 使其按照“七不通过”的要求, 做到缺陷管理与技术支持相结合, 加强技术分析、指导、防控措施的布置。这也是安全监督体系的责任, 督促保证体系履行好职责, 到位、做实。

只有实现从设备缺陷的被动管理到设备状态超前控制的质的转变, 才能最终实现设备的本质安全。

设备缺陷管理要从源头抓起。应建立和完善运行规程、设备缺陷管理制度、设备巡回检查制度、设备缺陷奖罚制度、设备维护制度;要严格按有关规程、标准的要求, 对设备进行全面、认真的维护;管理关口要前移, 从设备出现劣化倾向就纳入缺陷管理范围, 同时采取各种有效手段, 降低缺陷发生频率。

要在企业员工中树立“零缺陷”理念, 设备发生的缺陷应及时消除。对不能及时消除且威胁安全生产和系统完整的重大缺陷, 应制定防控措施, 做好事故预想, 防止缺陷蔓延或扩大。带有明显危及设备和人身安全的缺陷的设备, 应立即停止运行。

严格执行设备缺陷管理“七不通过”, 建立良好的设备缺陷管理机制, 利用网络、计算机等现代化管理手段, 提高设备管理水平, 降低缺陷发生率, 提高缺陷消除率, 使设备在“零缺陷”状态下运行。

缺陷管理是设备管理一个重要组织部分, 缺陷的“七不通过”工作流程:

(1) 缺陷的发现与登记。当运行、设备管理巡检人员在工作中发现设备缺陷时, 在发电企业内的计算机系统上进行登记, 并及时通知运行值班负责人确认、提交。这一步要求对缺陷描述准确, 缺陷填报、提交及时, 并采取必要的措施控制缺陷, 防止缺陷扩大化。

(2) 缺陷的审核、确认。缺陷的审核、确认系运行值班负责人提交缺陷通知后, 设备管理部门的专业人员 (包括点检员) 应对缺陷进行定性、分类、分析, 落实缺陷的处理部门、专业, 并通过企业内的计算机系统流程把缺陷落实到缺陷处理执行部门 (设备维护部门) 。同时在缺陷的分析中, 查找同类设备是否存在同类问题, 并落实消除, 达到缺陷管理的事前控制。

(3) 缺陷的消除。缺陷处理的执行部门 (设备维护部门) 接受缺陷处理任务, 应及时安排人员对缺陷进行处理, 填写处理签单, 并提交至运行管理和设备管理部门办结。对于需要延期处理的缺陷, 缺陷处理执行部门 (人员) 应说明延期处理原因, 提出和增设防控措施, 提交设备管理部门, 转入问题库管理。

(4) 缺陷消除后的终结。对于处理终结的缺陷, 在办终结手续后, 由设定的设备管理部门或指定的专业人员进行跟踪监督, 检查缺陷的处理情况以及处理效果, 并在企业内的计算机系统中办结 (即缺陷处理全面完成) ;对于需要延期处理的缺陷, 设备管理部门或人员进行专业跟踪, 并依据相关制度、规定进行考核, 最终实现缺陷管理“七不通过”的全过程管理。

落实责任追究制度, 实现闭环管理。缺陷管理部门或人员对缺陷的处理情况及时在企业内的计算机系统平台上公开, 结合安全生产奖惩有关制度和规定, 对缺陷的管理情况进行通报、考核;落实责任追究制度, 确保缺陷管理责任的落实, 实现缺陷管理责任的奖惩落实。

以此同时, 企业还要不断完善各项制度, 如交接班管理制度;危险点分析与控制工作管理办法;特殊时期安全管理制度;重大社会活动及节日保电管理制度;检修现场管理制度;设备等级检修管理手册;防止设备损坏管理制度;防止人员误操作管理等制度。

同时, 企业还要为生产一线的员工创造一个良好、宽松的工作环境, 因为再好的管理办法和方法, 再好、再先进的设备, 最终还是靠人去管理实现的, 只有实现人的主动性和能动性, 才能实现设备的先进性和可靠性。

参考文献

[1]国务院关于转发全国安全生产会议纪要的通知“三不放过”[R].1975, (4) :7.

[2]国务院办公厅文件.关于加强安全工作的紧急通知 ([2004]7号提出“四不放过”[R].2004, (2) :17.

3.发电企业缺陷管理办法 篇三

在经济日益发展的今天，许多企业迎来了飞速的发展，但同时面临的危机也在加大，市场化的发展让企业面临着异常激烈的竞争，特别是面对国外那些大型的企业，中国企业的跨国发展，外资企业逐渐进入中国市场，面对着那些成熟体系的外企，不要被优胜劣汰，企业的内部控制体系将是一个重中之重的工作。

一、企业内部管理存在的缺陷的原因

从中外企业发展的管理实践中我们可以看出，内部控制制度与体系是存在于上市公司经营活动中的一套用来进行自我规范和自我约束的内生机制，在上市公司风险管理系统中发挥着越来越重要的影响与作用，其设计和运行的合理性和效率性也已成为衡量上市公司经营管理质量的重要标志虽然伴随着我国社会主义市场经济体制的日益发展和健全，近年来我国各类上市公司的内部控制制度已经与上市公司法人治理结构、内部组织结构、管理层次和运营过程有了紧密的联系与融合，但是就上市公司内部控制制度建设中必备的完整性、综合性、灵活性和缜密性等要求而言，许多上市公司在建立、健全、完善和强化内部控制制度建设，提高上市公司对运营和风险的自我调控能力等方面的认识还不够到位，这种现状无疑需要我国上市公司中的管理者对此加以重新审视和不断地进行创新与改进，否则会使我国上市公司的内部控制始终处于低水平、低效率的重复建设或停滞的状态之中。

二、企业内部控制管理存在的缺陷

1.对内部控制管理认识不足

目前，国外经济发展困难重重，而中国经济发展形式却是一片大好，就这几年中，中国企业的发展创造出了中国速度。市场的大面积的扩张，让企业尝到了甜头，使得企业忽视了内部控制管理，最典型的例子莫过于比亚迪汽车。2003年，比亚迪汽车正式建立，完成了一个由生产汽车配件，汽车蓄电池的企业变成了一家整车生产企业，2005年比亚迪F3的首次亮相，已经退出，完完全全的颠覆了人们对汽车的价格概念，F3也以风卷残云般的势头席卷着中国汽车市场，广受消费者欢迎，比亚迪老总王传福也一度登顶中国内地首富。迅猛的发展势头让比亚迪忘记了所有，随着比亚迪汽车在道路上的增速过快，渐渐的，质量和售后服务就跟不上发展的步伐，弊端毫无保留的显现出来，比亚迪汽车遭受到了严重的打击，逼迫王传福不得不收缩市场份额，进行长达三年的调整。比亚迪的案例可以看出，会有许多因素导致内部控制管理的认识不足，特别是在短时间内发展起来的新兴企业，往往会因为头脑过热导致对内部控制管理的忽视而出现危机。

2.内部控制人员的素质不足

企业内部人员，特别是财务会计人员是企业内部控制的主要人员。“水至清则无鱼”让那些心存贪污舞弊、侵吞资产、弄虚作假思想的公司法人代表和某些员工得不到获利的空间。这些并不会少见，我们会发现这种贪污舞弊、挪用公款的案例屡见报端，这不仅引起人们的反思，这样频频出现的情况对对企业将会造成非常大的伤害。另外就是会计专业方面的知识不足，我国现阶段的会计数量并不缺乏，但是在质量方面还是整体偏低。特别是在现代技术的发展和企业的要求不断提高，财务人员还停留在传统所学知识方面，这是远远跟不上发展需要的，特别是在技术信息方面的要求，完全是处于脱轨的状态。另外部分企业因为规模较小，加上管理者自身素质和能力的限制没有认识到财务管理在企业发展中的重要作用，因此在财务管理上没有倾注更多的精力，尤其是在财务人员的聘用，设置的门槛较低。

3.企业内部控制管理体制不全

企业内部控制管理最重要的还是财务监控管理，企业的财务，管理着企业的资金流通，关乎企业的发展重任，在企业中一般都占有者重要的地位。如此重要的部门企业的监管体制方面，往往都有很大缺陷，这也是经常出现做假账挪用公款的行为的最重要原因。另外，在监管力度方面，也做的不够，所以导致企业内部管理的体制上出现较大漏洞。

三、企业内部控制管理的治理政策

目前我国企业内部控制管理相对还不是很健全，存在问题还是相对较多的，我们也将针对这些问题展开分析，找出治理对策。

1.建立完善的预警机制

企业在发展中，面临的漏洞是普遍存在的，而且不可能做到那么完善，这就要求企业发挥未雨綢缪的精神，生于忧患，死于安乐，这是企业要特别注意的，所以应当建立良好完善的预警机制，当公司发展过快时，停下脚步想一想，应该做好哪些内部控制管理，做到稳打稳扎、步步为营的前进。也鼓励员工去发现问题，踊跃提出，对有重大贡献的员工给予奖励，鼓励更多员工参与到企业控制管理中来。

2.加强内部控制人员的素质培训

内部控制人员的专业素质特别是职业道德素质，都要全面提高。在招收这些人员的时候需要全面而严格的考核，全方面的素质都要进行了解，特别是对他们的道德和信用方面的调查和考核，是尤为重要的。其次要加强他们在专业素质方面的培训，工作人员要适应公司，满足公司所需要的职业素养，都需要企业进行针对性的培训，以便内部控制人员更好的加入到企业控制管理中治理。加强单位负责人的自觉控制意识。内部控制成败如何取决于企业员工的控制意识和行为，而单位负责人内部控制的自觉意识和行为又是关键。从理论上讲，内部控制本身也有局限性，其中主要是单位最高领导人控制的随意性或相互串通，搞内部人控制。因此，提高单位负责人自觉执行内部控制的意识显得尤为重要。

3.健全内部控制管理机构

建立完善的内部控制管理机构，对内部控制管理人员在高管职位上不能兼人，机构不能重叠，个工作人员科学分工互相监督互相牵制，避免合作的可能性。企业内部控管中，往往有许多工作人员之间相互合作，造成资金流失的状况，所以在健全内部控制管理的时候，尽量做到职务不兼容。

4.建立内部信息有效及时的沟通体系

社会发展的今天，信息的发展尤为快速，在企业的发展过程中，信息决定着企业的发展速度，也成为了企业发展的保障。企业内部的管控中，就特别需要企业内部控管人员之间进行有效沟通，及时的发现管控过程中所存在的问题，为企业及时制定决策有着至关重要的作用，为企业能够有效做好内部控制管理提供了重要帮助。随着社会的发展信息系统已经是现代企业管理中不可缺少的组成部分，建立一个高效、统一、有效的信息传递与沟通体系，不仅可以使企业获得内部各种信息，而且还可以使企业及时收集和掌握相关的外部信息或市场信息，以提高企业内部控制效率和效果。

5.不断学习借鉴国外企业完善的内部控制管理体系

在国外，许许多多的企业有着上百年的历史，在公司管理方面都有这一套属于自己企业的管理体系，并且经验丰富，有着大批的高级管理人才，在推动企业管理发展的不断创新。我国的企业全面发展实在改革开放以后，起步较晚，再加上不正常的增速，让企业的管理跟不上企业发展的脚步，呈现出在摸索中慢慢发展的势态，这对企业的长远发展是很不利的，所以我们可以借鉴外国那些传统的大企业的一些优越的管理模式，再根据本国国情，根据自身状况，进行借鉴，并做修改，就能找出一条属于自己公司的管理体系，这对公司发展来说，是相对有益的。

经济的发展已经迈入了新的发展时期，世界的经济联系也日益密切，我国企业的发展，面临着竞争也日益激烈，竞争的结果要么壮大，要么淘汰。但是危机并存，机遇也是伴随而来，谁能把握住这样的机遇，在强烈的竞争中生存下来，狭路相逢勇者胜，注定只有少数能生存下来。所以对企业的要求也是相当高的，企业做好内部控制管理是企业做好管理的重要一环，企业想要得到发展，必须做好内部控制管理。

（作者单位：北京安诺会计师事务所）

4.企业的无形资产管理中的五个缺陷 篇四

企业的无形资产管理中的五个缺陷

（一）无形资产管理意识薄弱

在保护知识产权方面，没有法律保护意识，无形资产开发后，不懂得申请专利、注册商标、推广新产品新技术，品牌保护意识淡薄。

（二）忽视无形资产的开发和利用

许多企业没有充分、有效、合理地使用无形资产，而是过度使用，或长期闲置不用。比如，企业合资过程中，许多优秀品牌通过折价入股后，被企业闲置不用，使其价值丧失殆尽。另外，企业长期不参与有利于提升自身形象的竞争，也削弱了其无形资产的价值。

（三）无形资产流失的现象比较严重

近年来，由于保护无形资产的法律、法规不健全、不完善，企事业单位、个人自我保护无形资产的意识比较差，使无形资产流失的现象比较严重。经常会出现著作权受到侵犯、专利权受到侵犯、抢注商标、假冒商标等一些不良现象。

（四）无形资产相关的法律法规不健全

相对于无形资的发展速度，我国关于无形资产保护的法律存在着滞后性，尚不能完成全面保护无形资产的需要。

（五）无形资产评估体系不完善

目前我国无形资产评估缺乏统一的规范，管理混乱，致使在现实工作中有的评估机构为了迎合顾客的需要任意拼凑评估值，有的评估人员在操作中不认真进行市场调查，在评估方法的选用和评估参数的确定中存在主观随意性，这些都有损我国无形资产评估的客观性、公正性。

5.发电企业外包项目的安全管理 篇五

2012-01-18作者: 未知来源: 湖北安全生产信息网 分享到：0

市场经济的发展和安全监管体系、工作机制(政府综合管理，电监会依法监管，企业各负其责)的逐步确立，对发电企业的安全管理提出了新的要求。在市场条件下，企业的生产活动不再仅仅是由一个组织来完成，企业的安全管理也不再是单纯的内部管理。安全生产仅仅靠现场“死看硬守”和奉献精神是不够的，要改进安全管理的方式。

外包项目的安全管理是发电企业安全管理的重要组成部分，直接关系到电厂安全运行，有时会因一个项目或一个环节处理不当，轻则带来直接的经济损失，重则导致重大设备损坏和人身伤亡事故，影响发电厂整体经营绩效和社会形象。发电厂外包项目及其特点

新建发电厂按照“新厂新办法”不设检修队伍，机组大小修一般发包给电力检修公司。除计划性检修外，一些专业性要求高或要求特别资质的检修和维护项目也会选择外包；技能要求较低的简单重复作业如现场保洁、发电厂建筑物土建、油漆和管道保温的维护等一般也选择外包；有些电厂还将整个输煤系统外包，以减少支出，降低发电成本。归纳起来，发电企业外包项目主要有：(1)机组计划性检修；(2)重大抢修、技改及新建等项目；(3)常年外包项目，如设备运维外委(消防系统、翻车机维护等)、技术服务和劳务项目。

这些外包项目的共同点为：(1)以合同的形式完成委托项目，在安全职责的划分和风险承担方面，与传统的、一个企业内部的工作管理要求不同；(2)法律法规对这种方式给予了明确的规范和指引，如资质和安全条件审查、安全协议的签订等；(3)以经济杠杆作为促进和加强外委项目安全管理的动力机制，承担风险的大小与获得利益的多少及专业技能优势地位联系在一起；(4)重视人的价值成为安全管理的突出中心，不再有临时工和正式工之分；(5)项目目标、工作内容和实现过程虽然不同，但其评价形式是相同的。

此外，具体项目的个性特点也十分突出，如发电机组计划性检修，对合同工期要求严格，且多主体、多工种协同作业，必须签订安全管理协议。对资质有特别要求的外包项目和一些特殊的服务项目的安全管理各有侧重，如劳务项目中劳务人员的安全教育、工作内容安排、禁止事项和应急预案的告知等。外包项目安全管理要素和具体要求

2.1 法律约束——资质审查和签订安全管理协议

《安全生产法》规定，2个以上生产经营单位在同一作业区域内进行生产经营活动，可能危及对方生产安全的，应当签订安全生产管理协议，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，并指定专职安全生产管理人员进行安全检查与协调；生产经营单位不得将生产经营项目、场所、设备发包或者出租给不具备安全生产条件或者相应资质的单位或者个人，并对安全生产管理协议和发包单位的安全生产负统一协调、管理之责；不作为的法律责任，特别是对生产经营单位将生产经营项目、场所、设备发包或者出租给不具备安全生产条件或者相应资质的单位或者个人的，导致发生生产安全事故给他人造成损害的，与承包方、承租方承担连带赔偿责任。这些法律约束条件可归纳为以下3点，即审查承包单位的安全条件和相应资质、签订安全生产管理协议、统一协调管理之责。

2.1.1 实践中存在的问题

(1)安全条件和资质审查流于形式，对不同类

别的外包项目应当审查的内容不清楚，甚至以经营资质的审查代替安全资质审查，部分单位对安全资质审查职责不明确，以合同管理部门代行安全资质审查；在审查内容上，以安全资质审查代替安全条件审查；在审查手续上，对承包单位应当提交的文本形式要求不明晰、不备案，一旦追索责任，证据材料没有说服力。

(2)在安全管理协议的签订上，对安全措施的规定缺乏针对性，职责划分不清，发包方往往以自己的强势地位规定了考核处罚等不平等条款，有些职责划分背离了法律法规的强制性规定，其实质是无效条款。(3)发包单位对统一检查、协调和管理之责把握不准，越俎代庖。2.1.2 改进建议

发电企业应当指定安全管理部门进行安全条件和资质的审查，以是否通过安全条件和资质的审查作为承包(或参与招标)的入门条件。要求特殊资质的外委项目，如消防系统维护、特种设备检修维护、技术服务项目等，应明确检验检测和试验项目等。对外委劳务项目，应特别审查拟承包单位的经营范围是否包括劳务输出。安全条件的审查包括：承包单位的组织机构、工器具、安全防护和安全用具是否满足要求；承包项目负责人、技术人员和工人的素质是否符合要求，尤其是特种作业人员要审查其上岗证在审验有效期内；安全组织的设置是否符合要求以及安全运行情况等。在审查手续上，应当要求承包方提供安全资质等材料的原件进行比对，建立专门台账备案，并规定备案材料的保存时间等。在安全协议的签订上，对安全责任的划分不能违背法律和法规的强制性规定等。2.2 市场约束——安全责任约定及保证金的收取

外包项目的安全管理应当具备市场意识、风险意识。虽然，《安全生产法》对生产经营企业外包项目过程的安全责任划分作出规定，但毕竟是一个原则要求，对外包项目实施过程中可能出现的风险责任，承发包双方应当而且必须在事前作出约定。市场意识的缺失往往导致外包项目安全管理上的盲动或懈怠，带来安全风险和经济损失的后果。

2.2.1 发电企业存在的问题

(1)“以包代管”。在形式上表现为以兜底的责任条款规定“由承包单位造成的设备损坏和人身伤亡的后果由承包方负责”，强调结果的考核和处罚，忽视过程管理和控制；向承包方收取一定比例的安全保证金，以考核扣款代替管理和弥补损失，其结果总是事与愿违。

(2)“一管到底”。发电企业不加区分地行使批准、审查之职，如特殊资质和专业公司提出的安全措施和维护程序，没有过程控制资质能力却擅行批准之职，等于将结果责任承担在自己名下。

2.2.2 改进建议

约定管理责任的划分和风险承担责任，发电企业不能因为发包方的优势地位而“以包代管”或“一管到底”，应当遵循市场风险的承担原则，识别外包项目安全管理各自特点和要求，做好管结果和管过程的有效结合。

2.3 技术约束——安全交底或危险点分析

大部分外包单位对工作场所、区域的危险点和安全注意事项无从知晓，这需要发电企业对外包单位进行安全交底。向外包单位进行安全技术交底，是承包方制定安全措施的前提条件，是外包项目安全管理的必要措施，是发电企业应尽的职责。

2.3.1 存在的问题

(1)发包方没有把向承包方进行安全技术交底 作为外包安全管理的必要过程；

(2)安全交底没有针对性；

(3)文本形式单一，没有交底的签字记录。

2.3.2 改进建议

根据外包项目性质，借鉴危险点预控管理方法，对外包项目的系统和场所进行危险点分析，制定安全措施，采取预防性技术措施来预防或消除危险的发生。在无法消除危险或危险难以预防的情况下，采取减少危险、危害的措施；无法消除、预防、减弱危险时，将人员、系统与有害因素隔离；当操作失误或设备运行达到危险状态时，通过联锁来终止危险、危害的发生；在易发生故障和危险性较大的地方，设置醒目的安全色、安全标志和声光警示装置。危险点控制措施应制成书面文本，并应当有承包方签字确认。

2.4 过程约束——现场管理

无论外包项目类型和性质如何，现场管理都是外包安全管理的重点。严格的资质审查、详尽的安全责任划分、完善的安全技术措施和组织措施都是建立在项目实施过程的安全要求的基础上，通过对现场的有效管理来实现的。目前存在的问题有：

(1)重资质审查和结果考核，轻过程监督和协调；

(2)对承包方施工过程的变化没有作出及时调整、控制，如承包方人员配备不到位或达不到协议要求，对承包方提供材料、机具没有履行相应的检测和检查程序，忽视“返包”(未经认可，私自协商由发包方班组或个人提供劳务和材料)控制等。

(3)发电企业安全监督人员不固定，无规范的检查——通知——执行——考核程序。

对此，要确立过程决定结果的管理理念，提高监督人员的安全管理素质，针对不同外包项目制定检查控制的重点，制定完备的检查程序，根据现场实际变化做好安全措施的修订和执行。

2.5 个性约束——常年外委项目常态管理

外包项目的安全管理要求具有共通性，除了要满足外包项目的法律约束、市场约束和技术约束，还要根据外包项目各自安全管理要求做好相应安全管理工作。对常年外委项目而言，要建立常态管理制度，将外委单位的安全管理纳入到本企业安全管理中去，如：要求承包方参加发电企业安全例会、对安全活动进行定期检查、对整改项目进行监督等。常年外委项目的合同续签时，应重新履行资质审查手续。对设备制造厂关联企业的维护项目，要重视备件的更换程序和验证。对外委劳务项目，特别应做好人员培训工作，禁止外委劳务人员超出协议规定范围提供劳务，要向外委劳务人员告知工作场所的危险因素、防范措施和紧急情况的处理。鉴于承发包的市场地位，营造和谐的管理氛围也是外委安全管理的主要内容。

6.发电企业缺陷管理办法 篇六

第一章 总 则

第一条 为了规范***发电有限责任公司贮灰场灰坝的安全管理，防止贮灰场灰坝垮坝造成人身财产损失及环境污染事故，制定本办法。

第二条

本办法所指灰坝为公司贮灰场灰坝。第三条 本办法适用***发电有限责任公司（以下简称公司）。

第二章 职责

第四条 安全与环境保护监察部是公司灰坝安全管理的监督部门，负责本办法的制定、修编，并对本办法执行情况进行监督。

第五条

生产技术部是公司灰坝安全管理的主管部门，负责对本办法的执行情况进行管理和考核。

第六条 环保分公司是灰坝的维护单位，负责对灰坝进行管理和维护。

第三章 工作内容、程序及要求

第七条 为了更好地维护灰坝安全，环保分公司应制定确保灰坝安全的有效措施和维护巡检制度，落实责任。

第八条 灰坝维护人员在发现灰坝出现安全隐患时，应立即报告生产技术部，制定详细的处理方案并实施，及时消除灰坝安全隐患。

第九条 一旦发现灰坝垮坝和因此造成环境污染事故时，公司应立即启动《灰坝垮坝事故应急预案》和《环境污染事故应急预案》，全力投入抢险救援工作。

第十条 安全与环境保护监察部应定期监督检查灰坝隐患排查工作，定期委托评价机构对灰坝进行安全性评价，并监督有关单位进行整改，确保灰坝安全。

第十一条 生产技术部应及时组织环保分公司进行大坝隐患排查，发现安全隐患立即组织整改。一旦接到地震灾害信息预报,应立即根据《地震灾害应急预案》发布预警，预警期间，环保分公司要安排人员实行24小时巡逻，生产技术部应组织购买抢险物资，制定因地震造成灰坝垮坝的应急措施。

第十二条 为了确保灰坝安全，必须定期做好以下监测工作：

（一）坝体位移监测：在贮灰场竣工三年内，可以每月监测一次；竣工三年后，一般情况下，每季度监测一次；在汛期及发生地震等特殊情况下应加强监测。

（二）坝体沉降监测：一般情况下，每季度监测一次；在汛期及发生地震等特殊情况下应加强监测。

（三）浸润线监测：正常情况下，每月测量一次，汛期及发 生地震等特殊情况下，应增加观测次数。根据浸润线监测数据，应及时绘出坝体浸润线。

（四）地下水位变化监测：地下水位监测应重点监测其变化 幅度及与地表水的联系。系统动态观测时间不少于 1 个水文年，并每月观测一次，雨季应增加观测次数。

（五）蚁穴、兽洞观测：应根据当地气候特点，每年春季、秋季应对大坝蚁穴、兽洞等进行全面检查。第十三条 巡检维护

（一）每天安排专人按巡回检查路线和巡回检查内容进行检查。

（二）巡回检查人员每天要对运行灰格水流走向、蓄水侧坝基坍塌情况详细检查。特别是大风雨天气要注意风浪对坝基的淘涮情况。严重时要采取有效措施用草袋子进行护坝，防止事故扩大。对运行灰格蓄水侧用草袋子护坡，护坡用的草袋子要高出水面1.5米以上，防止水对坝基的冲刷。

（三）每天对坝上的除灰管路支墩、柔性接头、管底土料进行详细查看，发现有雨水沟、接头渗漏要及时处理，防止灰管路漏泄冲垮坝堤。

（四）加强雨季汛期对灰坝、斜槽的重点巡视检查，观察竖井、斜井周围有无漩涡，灰坝周围的土沿有无渗水、裂纹、管涌及塌方，发现下雨冲刷出坑洞时要及时进行回填。

（五）当灰坝发现渗水或管涌时，立即找出漏点，用沙袋堵塞，出现管涌时，首先应从坝内找出渗水点，进行封堵，在管涌消失后，查明管涌原因进行彻底处理。

（六）如果灰坝竖井、斜槽的水位高，应组织人员打通排水口，疏通防洪渠，尽快加大排水量。

（七）保持灰坝前50～70米以上干滩运行。坝前淤排灰浆时，进行人工引流并及时排除积水，充分保持坝前干滩。

（八）日常巡检维护时必须做好详细记录，一旦发现异常,要立即报告生产技术部，以便及时采取必要的措施确保灰坝安全。日常检查要详细、到位，确保灰坝无缺陷、水位正常、排洪沟畅通无阻，排水设施完好。

第十四条 为了确保灰坝安全，每三年委托具有资质的中介机构对贮灰场进行一次安全评价。

第四章 附则

第十五条 本办法由公司安全与环境保护监察部负责解释。

第十六条 本细则自发布之日起施行，原《***发电有限责任公司贮灰场灰坝安全管理制度》元电规章〔2013〕077号相应废止。

第五章 支持性文件

7.发电企业缺陷管理办法 篇七

索风营发电厂3台200 MW水轮发电机组, 哈尔滨电机厂有限责任公司制造, 发电机型号:F 2 0 0-5 2/1 3 6 0 0, 额定容量:200 MVA, 定子额定电流:8379 A, 定子额定电压:15.75 kV, 转子额定电流1743.7 A, 转子额定电压385.5 V, 发电机绝缘等级:F级。

机组投产时间及运行状况。

首台机 (一号机组) 2005年8月28日投产发电, 同年年底二号机、次年6月三号机投产发电。索风营三台机组投产后, 试验和运行数据显示, 三台机组在1 0~13 0 MW之间均振摆较大, 这一区域被定为机组振动区, 机组在130 MW及以上运行。

2 磁极结构简介

索风营发电机转子共计52个磁极, 每个磁极线圈26匝, 匝间垫间苯酚上胶玻璃胚布热压成整体, 线圈铜排截面积80×8 mm2=640 mm2, 极间连接转配采用“U”铜排, 连接如下图所示, 接头可视接触面80×60 mm2=4800 mm2, 两个接头分别用2颗M12-8螺栓紧固连接。励磁引线采用90×9铜母线, 励磁引线和磁极抽头引线得接头接触面采用搪锡工艺, “U”铜排亦采用搪锡工艺 (实际未作表面处理, 裸铜排) 。 (见图1)

3 机组检修发现的问题

3.1 机组大修时间

2008年3月7日至5月6日, 一号机组大修;2008年12月1日至09年1月24日, 二号机组大修;2009年3月3日至4月22日, 三号机组大修2010年10月15日, 一号机组第二次大修 (主要是处理水轮机导叶轴套漏水问题) 。

3.2 检修发现的问题

2008年1号机组大修发现:4号和5号磁极间、32号和33号磁极间连接接头绝缘发黑碳化, “U”型连接铜排表面严重氧化且坑凹不平, 过热烧损严重, 其中4号磁极引线导电接触面最大的凹处直径10 mm、深2 mm以上。这次检修打磨烧损接头后涂抹导电膏, 未作搪锡或镀银处理。

2008年至2009年2号机组大修发现:连接52号磁极的励磁引线穿过转子支架上端面处放电, 铜排引线已烧损一贯穿性小洞支架烧损宽20 mm, 深10 mm。

2009年3号机组大修发现:27号和28号磁极间、39号和40号磁极间连接接头绝缘发黑碳化, “U”型连接铜排表面严重氧化且坑凹不平, 过热烧损严重。处理方式和08年1号机组大修相同。

2010年1号机组大修发现:新增42号和43号磁极间上述过热严重烧损点, 处理过的4号和5号磁极间、32号和33号磁极间连接接头虽未进一步烧损, 打开绝缘发现接触面涂抹的导电膏已干燥板结, 导电接触面氧化发黑。 (见图2)

3.3 历次检修试验数据 (附表1)

历次检修时测量的转子绕组绝缘电阻、整体直流电阻、单个磁极与磁极连接的直流电阻见表1。

历次检修试验数据看出, 整体直流电阻为毫欧级, 149~151 mΩ之间, 单个磁极连接, 二号机9~20μΩ不等, 三号机9~15μΩ不等, 一号机搪锡和镀银处理后的单个磁极连接4~5.9μΩ不等, 但整体直流电阻仍为毫欧级, 149.7 mΩ。新增的42-43连接67μΩ, 烧损最严重的三号机39-40接头也不过194μΩ, 微欧级, 对整体数值没有影响。

通过这些数据分析, 即便单个磁极连接出现过热缺陷, 其之变化也局限在微欧级, 由于直阻测试仪测试误差, 转子绕组常规的整体直流电阻试验是无法发现单个磁极间连接的早期接触性缺陷的。

另外未作接头处理的二号、三号机组, 单个磁极连接在微欧级别直阻差距较大, 9~20μΩ之间, 搪锡和镀银处理后的一号机的单个磁极连接4~5.9μΩ之间, 单个磁极连接的直阻分散性大为降低。

5 金属导电体导电通流的物理特性

5.1 电力常用金属导体的物理参数

常态下 (由表可知) 导电性能最好的依次是银、铜、铝, 这三种材料是最常用的, 常被用来作为导线等, 其中铜用的最为广, 铝线化学性质不稳定容易氧化, 但由于铝密度小, 取材广泛, 且价格比铜便宜, 目前被广泛用于电力系统中传输电力的架空输电线路;其中银是惰性金属, 很难被空气氧化, 但价格昂贵;常温下, 锡也不会与水和氧气反应, 但熔点较低。

导电母线主要采用的铜材和铝材就是在较清洁的大气中也极易氧化, 其表面会生成氧化膜。在大气中铜只要2~3 min, 铝仅需2~3 s, 其表面便可形成厚度约2 um的氧化膜层。铝的氧化膜是三氧化二铝, 其电阻率比纯铝的要大19个数量级, 而且非常牢固;铜的氧化膜是氧化铜及氧化亚铜, 其电阻率比纯铜的大16个数量级 (1016) 以上, 而且要在其熔点左右的温度下才能分解;这些氧化膜基本上都不导电。接触面上这类氧化膜只有借机械方式局部破除它, 但破除后, 若接触面不能随之得到保护, 被破除氧化膜的部分随即又会重新生成氧化膜。

5.2 导电接触面

在显微镜下观察导电接触件的表面, 尽管十分光滑平整, 则仍能观察到5~10 um的凸起部分。接触面的接触, 并不整个接触面的接触, 而是散布在接触面上一些点的接触。实际接触面必然小于理论接触面。根据表面光滑程度及接触压力大小, 两者差距有的可达几千倍。实际接触面可分为两部分:一是真正金属与金属直接接触部分。即金属间无过渡电阻的接触微点, 亦称接触斑点, 它是由接触压力或热作用破坏界面膜后形成的, 约占可视接触面积的5%~10%;二是通过接触界面污染薄膜后相互接触的部分, 如果进行了表面处理, 如搪锡或镀银, 就不会形成不导电的氧化膜, 这部分接触面的金属粉末间的距离很小, 与电子的固有波长相近, 能形成隧道效应通道, 大面积的隧道效应导电通道的作用也是很可观的。

5.3 未作表面抗氧化处理的螺栓型设备接头接触不良的发展过程

不同金属的膨胀效应不同。钢制螺栓的金属膨胀系数要比铜质、铝质母线小得多, 尤其是螺栓型设备接头, 在运行中随着负荷电流及温度的变化, 其铝或铜与铁的膨胀和收缩程度将有差异而产生蠕变, 也就是金属在应力的作用下缓慢的塑性变形, 蠕变的过程还与接头处的温度有很大的关系。实践证明, 当接头处的运行工作温度超过80℃时, 接头金属将因过热而膨胀, 使接触表面位置错开, 形成微小空隙而氧化。当负荷电流减小温度降低回到原来接触位置时, 由于接触面氧化膜的覆盖, 不可能是原安装时金属间的直接接触。每次温度变化的循环所增加的接触电阻, 将会使下一次循环的热量增加, 所增加的温度又使接头的工作状况进一步变坏, 因而形成恶性循环。

综上所述, 真正导电接触面由作用在接触件的正压力形成的金属间无过渡电阻的纯金属接触微点和借助隧道效应导电金属接触区的部分组成。保证接触面的机械正压力即连接螺栓的紧固及改善接触面表面状态, 是提高接头通流性能降低损耗控制温升保持接通热稳定的的关键。

6 磁极间接头烧损的原因分析及处理

6.1 原因分析

索风营个别磁极间接头烧损, 最主要的原因是在安装阶段螺栓紧固不够, 没有足够的机械正压力形成金属间无过渡电阻的纯金属接触微点造成的。线圈铜排截面积80×8 mm2=640 mm2, 其热稳定载流量5×640=3200 (A) , 磁极间接头的可视接触面80×60=4800 mm2, 如果通过“U”连接装配的2颗M12-8螺栓紧固形成10%的亦即480mm2纯金属接触微点, 其热稳定安全载流量也有5×480=2400 (A) , 发电机最大励磁电流1743.7 A, 完全可以满足要求。

观察烧损的接头有很多凹处, 这是由于接触不良, 两个接触件之间形成若干细微的电弧放电, 电腐蚀现象严重, 铜的熔点1083℃, 有些凹点直径十多毫米, 深达几毫米, 可见接头的局部温度已经很高, 能量损耗很大, 任由进一步发展后果不堪设想。

6.2 处理办法

(1) 所有磁极间“U”连接装配全部拨开绝缘重新装配, 三级监督, 严格保证所有连接紧固螺栓的紧固力达到设计要求。

(2) 烧损磁极引线的接头, 其表面氧化发黑, 且坑洼不平, 用细锉打磨, 力求平整光滑后, 电镀搪锡。没有烧损的磁极引线的接头仔细去除凸点, 用酒精清洁干净。

(3) 所有“U”铜排采用惰性金属保护工艺电镀镀银处理。镀银处理后可以有效降低低接触面氧化而形成不导电面积, 增加导电接触面。通过实测, 单个极间接头未镀银处理前直流电阻在8~10μΩ之间, 镀银处理后单个极间接头未镀银处理前直流电阻在4~5μΩ之间, 进一步增加导电接触面的通流稳定性。

7 结语

(1) 电站机组安装阶段, 因工期等因素个别磁极接头螺栓紧固力没有达到设计要求, 造成电气回路接头接触性缺陷, 这类缺陷和绝缘类缺陷相比较, 具有隐蔽性强, 发展需要一个过程等特点, 常规的电气预防性试验很难发现, 且危害极大, 发展下去可能造成重大设备的绝缘损坏, 严重的导致金属导体熔断、拉弧, 产生巨大能量, 烧毁设备。预防性试验接触电阻检验合格不等于接触可靠, 利用机组首次检修对大电流接头进行全面检查是很有必要的。

(2) 接头的导电接触面的接触电阻主要受接触件材料、正压力、表面状态、使用电压和电流等因素影响。传统的导电膏一般只在温度+40℃以下及工作电压较高的的情况使用, 发电机定子线棒实测温度60℃以上 (转子测不到) , 转子电压不过400 V, 分散到每一个接头就更低, 也不适用。因此导电接触面应进行搪锡、镀银等保护措施有效防止磨损和氧化, 改善表面状态, 降低接触电阻, 提高导电接触面的通流性能, 减少损耗, 保证接头的长期热稳定性。

(3) 接触性缺陷发展缓慢, 一般设备投产一、两年后才逐渐暴露出来。监视接头温升是发现接头早期缺陷的有效办法之一, 这一办法只适用于变压器、封闭母线、发电机定子绕组出线、开关、刀闸等固定的接头, 不适用于旋转运行中的发电机转子。索风营发电厂利用历次检修对发电机出口直至出线站的电气设备接头进行了全面检查 (GIS内部除外) , 有力保证了设备的稳定运行。

摘要：磁极间接头过热烧损是发电机转子常见故障, 通过常规试验很难在早期发现这一隐蔽式缺陷, 预防性试验接触电阻检验合格不等于接触可靠。索风营发电厂利用机组大修对转子磁极引线接头全部拆开检查并进行镀银改造。通过改造提高了接头载流稳定性, 同时也减少了机组激磁损耗和机组转子磁极间接头接触电阻数值的分散性, 提高了机组的安全稳定性。

8.发电企业推行精益管理方法探讨 篇八

关键词：发电企业　 精益管理 　价值流程 　企业文化 　质量管理

1　发电企业生产特点及面临的挑战

1.1 发电企业生产特点

发电厂是人才、技术和设备密集的流程型生产企业，为了实现既定的企业生产和经济目标，发电厂对设备运行的安全性和可靠性要求高；同时为满足增加效益的需求，发电企业必须优化自己的生产要素，使物流、资金流、信息流处于最佳结合状态。发电企业的生产具有如下一些典型特征：①生产工艺过程复杂；②电能产品产、供、用同步完成，没有库存；③设备可靠性要求高；④资产密集、多专业的集成；⑤火力发电厂对燃煤消耗量大、煤质要求严格；⑥ 水力发电厂的发电负荷受季节、气候的影响较大；⑦体制正逐步从“计划型”向“市场型”转变。

1.2 发电企业面临运营效率和盈利能力的挑战

一方面，我国发电企业间竞争日益激烈，厂网分开后各发电集团发电设备容量大幅增长。2011年全社会用电量46928亿千瓦时，年底发电装机容量达到10.56亿千瓦，其中水电、核电、风电等非火电类型发电装机容量比重达到27.50%。另一方面，长期受“计划电、市场煤”政策制约，利润空间已被大幅挤压，从2008年起火电行业全面亏损。在国际金融危机席卷全球的严峻形势下，发电企业正经历着前所未有的困难和挑战。当前，发电企业已经全面进入“微利时代”，发电企业迫切需要改进原有的管理方式，创新以安全利益为中心的发电企业管理模式，精益运营以实现节能降耗减，提高运营效率和盈利能力，已成为发电行业长期关注的焦点。

从发电企业特点及面临形势可以看出，发电企业管理所要解决的问题，一是着眼于当前形势，如何想方设法提高企业利润，重点加强煤炭管理和电力市场营销管理。二是着眼于发电企业生产特点，一定要保证安全生产，安全生产是最大的效益。三是着眼于企业可持续发展，优化企业管理方法，注入新的企业文化。

2　精益管理在发电企业的适用性

2.1 精益管理核心思想

上世纪的60年代日本的丰田汽车公司首先提出了“精益管理”的企业管理思想。这种思想主要指的是在企业管理的过程中，要尽可能的去除企业经营中一些不创造价值的环节和流程，通过对这些多余部分的去除，达到用最少的资源消耗，为企业和顾客创造出最大的价值。其核心内容是在企业管理的过程中进行企业流程的改革，通过一系列的改革措施，把一些没有必要存在的环节去除掉，这样就使得企业的总成本得到降低，但是这并不影响企业的效益的发展。和传统的生产方式相比，这种精益求精的生产方式对传统工业生产方式来说，是一次巨大的革命，在这种思想的影响下逐渐的形成了一系列的先进的生产管理模式。

价值、价值流、价值流动、需求拉动、尽善尽美是精益求精思想所主要包括的五个方面。其中最重要的是“价值流动”这个环节，在第二部价值流中，对于留下来的创造价值的活动和一些浪费的活动，应该让这些环节流动起来。通常来说，在企业管理中，经常把相同类型的岗位进行分组，使得相同职业的人形成一个班组，例如在企业车间经常会有车床组，刨床组等等，就是利用的这种分组的方法，这是传统的生产管理方式。而在精益求精的思想中，价值的流动需要企业重新分配部门和企业的作用，使得进一步的激发他们在工作中的积极性，只有价值流动起来才会体现出企业员工对企业的重要，同时也符合了企业员工的利益要求。

2.2 精益管理思想在发电企业应用的必要性

当前，已经步入一个高成本经营期的发电企业，需从实现企业可持续发展的长远着想，探索和实践精益管理的思路和对策，通过对企业经营业务的系统整合和流程再造，优化企业经营管理链上各个环节，提升效率，降低成本。而精益管理思想和理念凸现的则是创新应变，追求卓越的核心价值观。从战略高度审视，以精益思想和理念，引领企业不断创新，是企业走向卓越，壮大核心竞争力的必由之路。

根据电力企业特点，要探索建立一个以精益思想为核心的持续改善系统，借以规范一个发电集团的管理过程，促成管理和结果一致性的达成，以整合达成生产经营战略目标的系统方法。以某发电集团公司正在推行的精益管理系统为例，该管理系统以由两大支柱及八大原则构成，通过改善工具的应用，逐步创建和完善电厂生产运行的各类管理工具包，打造可复制的规范化的运营管理系统。其中两大支柱包括智慧与改善、以人为本。八大原则分别是：挑战、持续改善消除浪费、现场现物、标准化、过程导向、相互尊重、团队合作、全员参与。其中前五大原则为智慧与改善支柱的原则，后三大原则为以人为本支柱的原则。该发电集团精益管理系统已经从企图心、方法论、组织战等多个层次对精益思想进行了解剖，但真正在基层发电公司推行好精益管理，還要结合发电企业生产特点和面临的形势来寻找着力点，这样才能使在实践中取得实效。

3　精益管理在发电企业应用的着力点

“价值流动”是精益管理思想中最重要的部分。价值流就是将一种产品从原材料状态加工成客户可以接受的产成品的一整套操作过程，包括增值和非增值活动。实现精益生产管理，最基本的一条就是消灭浪费，而在企业的生产经营活动中，要消灭浪费，就必须判别企业生产中的两个基本构成：增值和非增值活动。统计研究发现，企业生产活动中，增值活动约占企业生产和经营活动的5％。必要但非增值活动约占60％，其余35％为浪费。

精益运营的核心就是以价值流程为导向的管理原则，如何在发电企业推行好精益管理，重点的就是要发现和梳理好一系列的价值流程，然后利用精益管理的思想和方法论进行工作。流程实际是界定了一系列价值创造活动的职责，表面是保障流程运行的指导规范、奖惩措施即制度，实质是发电企业层级制管理结构下的授权关系。因此，精益管理必须从管理的机构为出发点，通过对发电企业的评估，和对生产环节的优化，最终的最主要的目的还是要保证这一系列的措施能够实施的制度。其中管理结构评估决定方向，组织流程优化决定效率，制度规范制定决定效果。

3.1 在管理结构层面上要充分考虑电厂运营的任务

在工业经济时代，“劳动分工”理论是各个企业主要的生产方式，与这种方式相配合的是“科层制”的管理方式，发电企业和其他企业一样也采用的这种模式。一直到上世纪的80年代，由于经济全球化的冲击，导致市场的竞争更加激烈，传统的生产和管理模式已经很难达到企业的发展要求，企业的管理重心从管理的“职能”转移到了生产的“环节”上来，这样的转移顺应了当时市场的需要。发电企业也随之进行了相应的变革。

比如有些电厂既有发电运行，也有三产管理，还可能有电厂的基建，各业务的经营任务和组织能力的要求不同，如电厂的基建与生产管理，管理方式就不一样。比较好的解决方案是建立分业务的管理结构，逐一设计管理每项业务的管理流程和业务流程。必要时，要以精益思想和价值观为指导，通过系统整合和流程再造，建立精益组织，实现扁平化架构。

3.2 在流程层面要面向电厂运营的价值创造过程界定职责而不是按传统的专业职能分工

发电厂的价值创造流程主要是以下几步：①原材料的采购供应能够确保发电企业的正常供应和生產需求；②发电设备在出现故障时的维修和技术改革流程能够保证不影响发电企业的正常运行；③发电设备维修所需要的物资采购供应能够保证发电设备的日常维护需求；④根据电力市场的环境，发电企业能够实现生产的高效性；⑤在人才的储备环节，能够满足发电企业的岗位的技术和管理需求；⑥大业务流程的辅助流程体系；⑦发电企业各项业务流程能够定期的进行控制和管理，保证发电企业的效益。

通过对某发电公司精益管理系统的分析，发现其所明确的管理包（运行管理、煤耗控制、燃料内控、安健环管理、点检定修、技术管理、采购管理、市场营销、人才开发、知识管理、物资管理、融资与税务等等）实际上都是分属于以上的电厂的价值创造流程。根据这些流程，相关部门和员工要组成一个工作团队来开展工作，而不是拘泥于部门和个人分工，要形成一种共识和工作常态，那就是任何部门和个人都是价值流上的有效控制点。当前发电厂宜结合发电企业特点和面临的形势，可重点从影响企业当前利润的燃料管理以及直接关系到精益管理系统推行的制度建设、企业文化方面进行试点操作精益管理系统。

3.3 要在制度层面固化管理结构和价值创造的流程，同时建立责任分担、持续改善的管理机制

精益管理的过程是企业文化和制度创新的过程，规则作为一种执行力的保障，要学会利用规则对企业的生产进行约束。用精益的思想和价值观念进行企业的系统整合和流程的变革，使企业在生产环节上进行优化，实现企业生产和管理思维上的根本的转变，这对于企业的制度和规则是一个要求，对企业实施精益管理具有决定性的作用。

要对现有规章制度进行整合和创新，形成新的适应电力精益化管理的企业标准体系。制度最终要起到规范和约束两大作用：一方面要把所有的价值创造活动进行规范描述，并明确各项活动必须达到的指标、效果；另一方面要在制度中加入考核和持续改善的要素，比如违反制度会受到怎样的惩罚，制度如何修订；如何在执行过程中解决新出现的问题。在实践中为了让制度更简化、有效，通常还要把制度做分类，在分类的基础上再划分责任人和管理方法。

4　精益管理思想要植入本企业文化

企业管理的竞争归根到底就是企业观念的竞争。只有将先进的思想观念输入到本土企业的企业文化中去，作为一种企业理念去指导企业管理，将精益思想融入到企业的生产活动中去，通过对企业生产力的优化，将各个环节的生产能力最大程度的激发，会大大的提升企业精益观念的执行力度，增强企业的核心竞争力，并对企业的可持续发展有重要意义。

以精益思想为导向，深化、建构与之相适应的企业文化，第一，要动员和倡导全体员工不断学习新知识，新理论，从企业经营层到各个岗位的员工都树立起精益意识，掌握精益原理，要借鉴应用质量管理改善工具。各级员工掌握重点不一样，如领导层要重点掌握行动学习、方针管理、SDA、NOSA的组织方法，基层员工重点掌握数理统计技术、5S等工作方法。第二，营造和形成一个能够使全体员工衷心认同的精益价值观，确立以“零事故”、“零缺陷”、“零差错”作为成本与质量最佳配置、服务与价格最优比的目标追求。第三，清晰企业核心价值，理顺价值差异，统一管理思想，在系统整合和流程再造的过程中，形成以精益价值观为导向的企业共同语言和准则，提高运作效率，塑造整体形象，增强精益企业核心竞争力，为实现企业经营效益的持续健康增长领跑。

5　精益管理要立足于质量统计技术应用

在质量管理百年历程中，先后经历了传统质量检验、统计质量控制、全面质量管理几大阶段，目前以6西格玛管理为核心的精益质量管理正成为质量管理新的发展趋势。6西格玛管理强调将度量和改进应用于包括质量管理在内的企业经营全过程。6西格玛管理继承了全面质量管理（TQM）的思想，并对TQM有了新发展，即在追求卓越目标下，通过度量及指标持续改进为TQM找到了落实方法。由于我国企业大多未能经历统计质量控制阶段，90年代后期企业在推行全面质量管理时也由于未能注重统计质量控制技术的应用，导致质量管理收效甚微。企业在推行精益管理时，尤其要注意立足于统计质量控制技术和“PDCA循环”工作流程的掌握和应用，并将这种“按程序工作、会数据分析”的工作方式固化成员工的基本思维模式和行为准则。统计质量控制技术包括控制图、因果图、关联图、PDPC法、直方图、散布图等等，在解决电力生产问题上起到很大作用。PDCA程序，在实施时通常要经过课题选择、现状调查、设定目标、确定要因、制订对策、实施对策、检查效果、制订巩固措施、总结及下一步打算8个阶段，这些内容要在精益管理日常工作中得到广泛应用。总之，质量统计技术的应用，不但能提高我们解决生产和管理中存在问题的效率，还能使我们建立严谨的程序性思维模式，摒弃仅仅依靠工作经验、简单粗放的工作作风。

6　结语

总体而言，发电企业推行精益管理要以价值流程为中心，要“从管理结构到流程、再从流程到制度”这三个层面进行系统性思考。同时要从企业文化构建的宏观层次及质量统计控制技术的微观层次加以保障，一定能使精益管理得以有效实施。在精益管理系统实施过程中需要把握的几个关键性问题：一是系统规划时应充分考虑发电企业的业务特点；二是在评估价值创造流程的基础上，进行组织结构和职能的优化；三是给出制度变革的可操作方案；保障制度的有效实施；四是与企业绩效挂钩，为精益运营的变革措施保驾护航。

参考文献：

[1]马勇.以流程为中心的发电精益运营模式，《中国电力企业管理》，2008.12.

[2]张舸.企业文化与精益管理，《魅力中国》，2009年第6期.

[3](美)沃麦克，(英)琼斯，沈希瑾.精益思想.商务印书馆，2005.

[4]财政部.企业会计准则讲解[M].北京：人民出版社，2007.

作者简介：

9.发电企业缺陷管理办法 篇九

摘要：进入21世纪，随着我国经济的不断发展和时代的不断变迁，我国电力公司的内部发展也迎来了巨大的改革，市场需求量增加，市场被逐渐地打开，电力公司得到了迅速的发展，但是在电力公司的日益发展过程当中，发电企业物资管理的过程暴露出了许多的弊端，陈旧的管理观念以及落后的管理技术，从各个方面都阻碍电力企业的发展。如果想要提升电力物资的采购水平，就需要从各方面采取一些措施，并融入创新的方式，包括对概念和技术上的创新管理，使其能够适应市场的需要，加快电力公司的发展步伐。

10.发电企业缺陷管理办法 篇十

第一章总则

第一条为推进电力市场建设，增加用户用电选择权，完善电价形成机制，提高电力工业整体效率，根据《国家电监会、国家发展改革委、国家能源局关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场[2009]20号)、国家能源局《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》(国能综监管[2013]258号)等文件精神，结合辽宁省实际情况制定本办法。

第二条电力用户与发电企业直接交易(以下简称直接交易)是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则，直接进行的购售电交易，电网企业按现行规定提供输电服务。

第三条直接交易应符合国家产业政策和宏观调控政策，在保障电网安全稳定运行的前提下，在全省建立公平、开放、统一的发、用电企业直接交易的市场机制。

第四条直接交易应遵循以下原则：

(一)保证电力系统安全稳定运行和优质可靠供电、供热及可再生能源消纳需求;

(二)符合国家产业政策，坚持节能环保、效率优先;

(三)坚持“公开、公平、公正”原则;

(四)市场主体参与交易行为平等自愿、利益共享;

(五)通过全省统一平台进行交易。

第五条在辽宁省政府统一领导下，由辽宁省经济和信息化委员会(以下简称省经信委)牵头，会同辽宁省物价局(以下简称省物价局)、国家能源局东北监管局(以下简称东北能源监管局)、国网辽宁省电力有限公司(以下简称省电力公司)等单位组织开展电力直接交易工作。各有关部门和单位按照责任分工，履行相应职责。

(一)省经信委负责制定直接交易方案，确定直接交易规模，根据产业政策和相关要求，会同东北能源监管局对符合条件的企业进行准入审核。

(二)东北能源监管局负责制定交易规则和相关合同范本，负责做好交易市场监管工作。

(三)省物价局负责输配电损耗测算，并做好交易价格监管工作。

(四)省电力公司负责市场交易的组织实施、运营管理、技术支持、系统建设、安全校核、信息发布、结算等。第二章市场准入

第六条参与直接交易的电力用户、发电企业，应当是具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权，可参与直接交易。参与直接交易的电力用户需向省经信委，发电企业需向省经信委、东北能源监管局提交辽宁省电力用户与发电企业直接交易申请书。第七条电力用户准入条件：

(一)属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业;(二)采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业;(三)能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;(四)电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;(五)拥有企业自备电厂的电力用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。第八条发电企业准入条件：(一)辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力(含核电)发电企业;(二)单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组;(三)具有环保设施并正常投运，符合国家和省环保要求。第三章交易电量

第九条直接交易电量根据电力市场化改革进程和市场需求、企业的承受能力、电网运行安全可靠实际情况等进行合理安排。

第十条现阶段，在保证省间联络线受入电量维持合理水平的前提下，直接交易电量规模按上年全省售电量的2%确定(不含抚顺铝业公司直接交易电量)，后期根据电网安全可靠性及用电市场增长情况，可逐步提高直接交易电量规模。

第十一条直接交易电量空间不参与全省发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发改委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省电力电量平衡。第十二条鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电(不含综合利用机组)。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其自发自用电量可按前三年的平均值作为直接交易电量空间，对应发电空间由公用电厂代发。

第十三条因不可抗力或电网安全约束等非发电企业和电力用户原因导致的直接交易受限的，电力用户的用电需求和发电企业的发电容量应纳入本地区正常发用电平衡。第四章交易价格 第十四条电力用户购电价格由直接交易成交电价、输配电价、线损、政府性基金和附加组成。

第十五条实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量继续执行峰谷分时电价政策。发电企业直接交易电量不执行峰谷电价。第五章交易方式、合同签订及调整

第十六条直接交易采取双边交易、撮合交易和挂牌交易模式，交易周期分为、季度交易。

第十七条电力用户、发电企业及省电力公司通过自主协商方式确定交易电量、月度分解电量、电价及其他事项。

第十八条交易合同必须通过省电力公司安全校核，并按照交易规则确认后方能生效;按规则对交易电量进行调整的，报省经信委同意后，以调整后电量为准。

第十九条经交易约束校核无问题后发电企业、电力用户、省电力公司三方签订《电力用户与发电企业直接交易及输配电服务合同》，报省经信委、东北能源监管局备案，并严格按合同约定执行。

第二十条直接交易合同签订后，省电力公司应将直接交易电量纳入发电企业的生产计划和用户的实际用电量中。安排调度计划时，在满足电网安全约束和冬季供热需求的基础上，应优先保证直接交易合同电量完成。

第二十一条为降低市场风险，遵循节能减排原则，允许发电企业将无法完成的直接交易合同电量在准入的发电企业中进行二次交易。第六章交易执行与结算 第二十二条每月25日前，交易双方向省电力公司提出下月发电(上网)、用电计划(包括容量、电量及电力负荷曲线)，省电力公司依据各类交易合同、电网运行方式及负荷等情况，将交易双方各类合同的分解电量经约束校核并进行系统平衡后编制成月度执行计划，向交易双方发布执行，并作为结算依据。

第二十三条制定月度计划或执行过程中，由于电网安全约束或通道堵塞，不能完全满足要求或完全执行计划时，将按交易合同提交的先后顺序安排执行。

第二十四条电费结算方式保持现行体系不变，即交易双方均通过省电力公司结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。电费结算时间参照现行规定执行。

第二十五条省电力公司根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则分配电量，并出具结算凭证，按照“月清月结、清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。第二十六条每月省电力公司根据电力用户当月实际用电情况结算各类电量，并在辽宁电网电力交易运营平台上统一发布。第七章市场成员责任、义务及违约处理

第二十七条交易双方应严格履行交易合同并承担合同约定的权利和义务。遇有不可抗力等原因需终止合同，需经交易双方同意，并向省电力公司提前提出书面申请，报经省经信委、东北能源监管局同意后方可终止履约，并在辽宁电网电力交易运营平台上发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委、东北能源监管局备案。

第二十八条若遇有不可抗力等情况市场不能正常运行，由省电力公司向省经信委、东北能源监管局提出申请，经批准后公告终止市场运行。第二十九条省电力公司负责建立科学合理的交易环境，除特殊情况外，如发生系统事故、天气异常变化、负荷异常波动、特殊保电等不可预控的情况外，应保障市场交易正常秩序，保障交易电量完成和电费清算。省电力公司应在保护市场主体商业信息安全的基础上，确保市场交易公开、公平、公正。

第三十条发电企业每月应严格执行电量交易合同及交易计划，若由于自身原因没有完成当月交易计划，则视为直接交易计划电量未完成，该部分电量后期不予滚动平衡，按照相关规定执行。

第三十一条若电力用户不能完成当月交易电量，应及时向省电力公司提出书面说明，省电力公司商相关发电企业同意后，可于后期滚动执行。如果全年不能完成交易电量，则承担违约责任，即违约电量按政府核定的发电企业上网电价与交易成交价之差对发电企业给予补偿。第三十二条为维护交易秩序，各发电企业要严格遵守各类合同、计划，若产生超合同(偏差超过+3%)发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同(偏差超过-3%)发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。第三十三条若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。

第三十四条由于省电力公司原因，除因经济发展变化造成全口径供电量低于预期或特殊原因联络线电量增幅较大等不确定因素外，造成发电企业未能完成合同发电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，省电力公司按政府核定上网电价的110%向发电企业结算;造成电力用户未能完成合同用电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，省电力公司按国家核定的目录电价的90%向电力用户结算。第三十五条上述违约责任按月统计，清算。

第三十六条严禁互相串通操纵市场、不履行应承担的义务和责任、恶意欠费、交易电量转售或者变相转售给其他用户等行为发生，否则将取消市场成员资格，并由省经信委、东北能源监管局依据国家有关法律法规进行处罚。

第三十七条交易及履约过程中出现的争议等事宜由省经信委负责裁定，东北能源监管局负责监督。第八章附则

第三十八条涉及本办法的相关条款，若国家出台新的规定和政策，按新规定和政策执行。

第三十九条本办法由省经信委、省物价局、东北能源监管局在各自职责范围内负责解释。

第四十条本办法自发布之日起试行实施。

辽宁省电力用户与发电企业直接交易规则

(试行)第一章总则

第一条为规范辽宁省电力用户与发电企业直接交易(简称“直接交易”)工作，依据国家有关法津法规和《辽宁省电力用户与发电企业暂行管理办法》(以下简称《办法》)，制定本规则。

第二条参与电力直接交易的市场成员包括市场主体和电网企业。市场主体包括符合准入条件进入市场的电力用户和发电企业。第三条省内参与直接交易的所有市场成员必须遵守本规则。第四条国家能源局东北监管局(以下简称东北能源监管局)、辽宁省经济和信息化委员会(以下简称省经信委)、辽宁省物价局(以下简称省物价局)按照各自职责对本规则执行情况进行监管。第二章市场成员的权利和义务 第五条电力用户的权利和义务(一)按规定进入或退出直接交易市场;(二)按规定参与市场交易，履行交易合同及协议;(三)保证交易电量用于申报范围内的生产自用;(四)遵守政府部门有关需求侧管理规定。

(五)按期交纳电费和国家规定的政府性基金及附加。第六条发电企业的权利和义务(一)按规定进入或退出直接交易市场;(二)按规定参与市场交易，履行交易合同及协议;(三)按要求提供辅助服务;(四)执行并网调度协议，服从统一调度，维护电网安全稳定运行。第七条电网企业的权利和义务

(一)公平、无歧视开放电网，提供输配电服务，合理安排系统运行方式，保证系统安全运行和电力供需平衡;(二)负责组织市场交易，对无约束交易结果进行安全约束校核并进行必要的说明;(三)负责组织签订交易合同，按交易合同分解编制月度交易计划和机组发电曲线;(四)负责交易电量抄录、出具结算凭证、代理结算直接交易电费;(五)负责市场信息统计、发布和报告;(六)负责交易平台的建设、运行和维护;(七)负责落实交易结果的执行。第三章市场准入与退出

第八条直接交易实行市场准入制。电力用户、发电企业准入资格按照《办法》执行，省经信委和东北能源监管局联合确定准入企业名单并印发准入文件。电力交易机构按照准入文件组织获得准入资格的电力用户、发电企业进行市场登记注册。第九条电力用户准入应符合以下基本条件：

(一)属于《产业结构调整指导目录(2011年本)(2013年修正)》鼓励类，符合国家和省相关产业政策、有节能潜力的企业;(二)采取有效环保措施，符合国家和省环保要求，并经验收达标认证的企业;(三)能耗指标先进，其单位能耗低于全国同行业平均水平;(四)电力需求相对稳定且对电网安全可靠运行有益、用电电压等级在66千伏及以上的电力用户;(五)拥有企业自备电厂的用户在全额缴纳政府性基金和附加后方可参与直接交易。

第十条发电企业准入应符合以下基本条件：

(一)辽宁境内符合国家基本建设审批程序并取得发电业务许可证，已投入商业化运行的火力(含核电)发电企业;(二)单机容量在30万千瓦及以上火力(含核电)发电机组;(三)具有环保设施并正常投运,符合国家和省环保要求。

第十一条参与直接交易的电力用户和发电企业在合同期内原则上不得退出。

第十二条发生以下情况，电力用户和发电企业退出直接交易市场：(一)国家产业政策调整，不符合现行的市场准入条件;(二)企业经营范围发生变化，不符合市场准入条件;(三)企业面临倒闭、破产;(四)发生不可抗力，严重影响企业的生产、经营活动;(五)其它特殊原因。

第十三条申请退出直接交易的电力用户或发电企业应以书面形式向电力交易机构提出申请，申请内容包括：(一)退出原因、时间及相关支撑性文件;(二)与其他主体之间尚未履行完毕的交易合同或协议及处理建议。第四章交易方式 第十四条直接交易按交易模式分为双边交易、撮合交易和挂牌交易。按交易周期分为及以上中长期交易、季度及以下短期交易。中长期交易以双边交易为主，短期交易以撮合交易、挂牌交易为主。第十五条直接交易三要素：直接交易价格、直接交易电量及交易时段。直接交易价格是指发电企业上网关口的直接交易上网价格(元/兆瓦时);直接交易电量是指电力用户的直接交易用电量(兆瓦时);交易时段是指直接交易合同的有效周期，以起始时间(年、月、日)至结束时间(年、月、日)表述。第十六条双边交易

(一)双边交易模式是指发电企业和电力用户协商一致后向电力交易机构申报交易意向，经电力调度机构安全约束校核，发电企业、电力用户、电网企业签订合同予以确认的直接交易。鼓励开展长期双边交易并引入交易双方上下游产品价格联动机制。

(二)发电企业和电力用户通过自主协商，确定交易电量、交易电价、交易时段及分月计划等，形成双边交易申报单，在交易申报有效期内一并提交到交易平台，并按提交的先后顺序，确认交易。当成交电量达到当期交易总电量规模或交易期截止时间时，结束提交申报。当两个或以上申报单同时提交并超过当期交易总电量规模的临界时，其成交电量按申报电量比例分配，但交易周期长者优先成交。

(三)交易平台根据受理的双边交易申报单，对电量空间、提交时间、交易时段和安全约束等进行校核后，发布最终交易结果。第十七条撮合交易(一)撮合交易模式是指发电企业和电力用户集中在交易平台上双向申报交易电量、交易电价，以撮合方式经安全约束校核后成交的直接交易。

(二)发电企业、电力用户在规定时限内将交易电量、电价的申报到交易平台。发电企业申报交易数据口径为上网侧，电力用户申报交易数据口径为用电侧。

撮合交易实行交易价格申报限制，分别设立最高报价和最低报价，最高报价不超过标杆电价(含脱硫、脱硝电价，下同)120%，最低报价不低于标杆电价80%。原则上每年确定一次交易价格申报限制，若不出台新的价格限制，则按前一次的价格限制继续执行。

(三)交易分轮次开展，但不超过3轮;每轮次双方可多段报价，但不得超过3段。

(四)交易双方申报每段电量不得小于1000兆瓦时，发电企业合计申报电量不得超过校核的剩余发电空间。申报电价精确到0.1元/兆瓦时。(五)电力用户按其分段申报电价扣除对应的输配电价、政府基金及附加后(折算到发电上网口径)从高到低排序，发电方按其分段申报电价从低到高排序。

(六)按照双方申报价格的排序，计算电力用户折算到发电上网口径的申报电价(剔除输配电价、政府基金及附加后)与发电企业申报电价之间的价差;(八)双方按照价差从大到小顺序匹配成交，直至价差为零。成交价格为扣除输配电价、政府基金及附加后的电力用户申报电价与发电企业申报电价的平均价格，即

成交价格=(电力用户申报电价-输配电价-政府基金及附加+发电企业申报电价)/2(九)报价相同的发电企业，按照脱硫机组、脱硝机组、大容量机组的顺序成交;如机组以上条件全部相同，按申报电量比例分配交易电量。每轮次撮合交易结果经安全约束校核后，由交易平台发布交易匹配成功企业及其交易价格、交易电量等信息。

(十)撮合交易达成的交易电量无特殊约定按时间进度均衡分解，形成分月交易电量计划。第十八条挂牌交易

(一)挂牌交易模式是指由电力用户提出直接交易电量、电价等需求并在交易平台进行发布，发电企业依据交易需求进行申报，并经安全约束校核后成交的直接交易。

(二)有交易意向的电力用户向交易平台提出挂牌交易申请，并申报交易的起始时间、交易电量和电价。

(三)及以上中长期交挂牌交易每次挂牌不超过3轮，季度及以下短期挂牌交易每次挂牌1轮。

(四)在接到交易需求后，交易平台将挂牌交易的电力用户名称、交易起始时间，交易电量，交易电价，输配电价、损耗，各主要约束断面输电能力(电量)及剩余输电能力(电量)，挂牌交易相关的发电机组容量系数、脱硝系数、脱硫系数等信息予以发布。(五)发电企业向交易平台申报申购电量和容量。(六)挂牌交易中，当申购总电量不大于需求电量时，按申购电量成交;当申购总电量大于需求电量时，按各市场主体的申购容量及其权重系数进行计算。每申报单元中标的计算公式为：

中标电量=挂牌电量×(申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数/(∑申购容量×容量系数×脱硝系数×脱硫系数))如申报单元中标电量大于其申购电量时，按申购电量成交。扣除该单元中标电量及申报容量后，其它单元按上述公式重新计算。(七)权重系数设置的目的是鼓励和提高大容量、环保机组的中标电量比例，促进节能减排。权重系数的设置规定如下：

容量系数：30万级机组容量权数为1，30万级机组基础上每增加10万容量权重系数增加5%。即50万级机组以其申购电量提高10%后进行计算;60万级机组以其申购电量提高15%后进行计算;80万级机组以其申购电量提高25%后进行计算;100万级机组以其申购电量提高35%后进行计算。

脱硫系数=1+(10%*上年脱硫设施投运率)脱硝系数=1+(20%*上年脱硝设施投运率)参与挂牌交易的发电企业上年脱硫、脱硝设施投运率由发电企业自行申报，东北能源监管局进行认定。

(八)挂牌交易计算完成后，交易平台发布交易结果，包括成交企业名单、成交电量。第五章交易的组织及程序

第十九条电力交易机构在交易平台向参与市场交易成员发布交易公告，包括交易总规模、交易模式、交易周期、市场在册成员的相关信息以及受理申报时限等信息。无特殊情况，每次组织交易，电力交易机构至少应提前一个月发布公告。

第二十条参与交易市场成员按公告时限，向交易平台提交相关交易申报单。逾期交易平台将自动关闭，不再受理。

第二十一条经过安全约束校核后，电力交易机构通过交易平台发布交易结果，并组织交易双方与电网企业按照能源监管机构制定的合同示范文本签订直接交易购售电合同和输配电服务合同。第六章交易价格

第二十二条参与直接交易的电力用户的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价及线损、政府性基金及附加三部分组成。发电企业上网电价等于直接交易价格。

第二十三条采用双边交易模式时，直接交易价格由电力用户与发电企业通过协商自主确定，非因法定事由，不受第三方干预;采用集中撮合交易、挂牌交易模式时，直接交易价格根据交易平台撮合、挂牌成交结果确定。

第二十四条直接交易价格含脱硫、脱硝电价和其它环保加价，遇国家电价政策调整时，按调价文件执行。

第二十五条直接交易输配电价执行两部制电价。其中：基本电价执行现行销售电价表中的大工业用电基本电价标准;电量电价(不含损耗)按照国家价格主管部门批复价格执行。直接交易输配电损耗以电量折算方式支付，线损率由省物价局确定。第二十六条政府性基金及附加按国家规定标准缴纳。

第二十七条合同执行期间，遇有国家调整电价时，直接交易输配电价、政府性基金及附加相应调整。

第二十八条电力用户执行现行相关电价政策。其中实行峰谷分时电价的用户，直接交易电量继续执行峰谷分时电价，直接交易平段电价为电力用户购电价格扣除政府性基金及附加，峰、谷段电价按现行比价计算。发电企业直接交易电量暂不执行峰谷电价。第七章交易电量

第二十九条直接交易电量是指电力用户与发电企业签订的直接交易合同约定的购电量，发电企业直接交易上网电量为直接交易电量线损折算后的电量，即

发电企业直接交易上网电量=直接交易电量/(1-输配电损耗率)。第三十条直接交易总电量规模，由省经信委按照《办法》确定。第三十一条不限制单个电力用户和发电企业的交易电量，交易电量由市场交易结果确定。每次交易成交电量的总和应不大于当期直接交易总电量规模。

第三十二条直接交易电量空间不参与全省发电计划安排。全省负荷空间在剔除直接交易的电量后，按照国家发展改革委《关于加强和改进发电运行调节管理的指导意见》进行全省电力电量平衡。第三十三条执行峰谷分时电价政策的电力用户，若全部用电量参与直接交易，则分别按峰、谷、平时段执行的电量确认直接交易电量;若部分用电量参与直接交易，则对峰、谷、平时段执行的电量分别按当月直接交易电量与全部用电量的比例分劈确认直接交易电量。第三十四条鼓励公用电厂替代高耗能、高污染的企业自备电厂发电(不含综合利用机组)。拥有自备电厂的企业，机组按国家政策关停后，其前三年自发自用电量的平均数由省经信委核定后可进入直接交易市场，不受全省总规模的限制，对应发电空间由公用电厂代发，此部分电量空间按每年三分之一的比例逐年递减。第八章合同签订及调整

第三十五条交易结果发布后，按合同范本，发电企业、电力用户、电网企业三方签订电力用户与发电企业直接交易购售电合同和输配电服务合同。对短期交易如交易双方已签订长期合同的，只需签订补充协议。各类交易合同及补充协议须报省经信委和东北能源监管局备案。第三十六条直接交易合同签订各方应严格履行合同约定。电力用户、发电企业的双边交易、撮合交易、挂牌交易的成交电量在合同中应分解到月，按合同约定的时间完成交易电量。特殊情况可采取滚动平衡措施，保证直接交易合同执行。

第三十七条在不影响已执行合同的情况下，交易双方可协商提出直接交易合同调整意向，允许对合同电量、电价、违约赔偿标准等合同要素进行调整，其中，电量调整须经电网安全约束校核。

第三十八条有不可抗力等原因需终止合同，经交易双方同意，向电力交易机构提前提出书面申请，报经省经信委和东北能源监管局同意后方可终止履约，并由电力交易机构发布市场公告，但已发生部分合同电量视为有效。合同终止情况报省经信委和东北能源监管局备案。第三十九条参加直接交易的发电企业如遇特殊情况，不能完成直接交易电量时，可遵循节能减排原则在准入的发电企业之间进行发电权交易。

第九章计量与结算

第四十条电力用户计量点以电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》约定的计量点为准;发电企业计量点以发电企业与电网企业签订的《购售电合同》约定的计量点为准。

第四十一条电能计量装置、电能计量装置校验要求和计量装置异常处理办法按电力用户与所在电网企业签订的《供用电合同》和发电企业与电网企业签订的《购售电合同》的约定执行。

第四十二条电费结算方式及时间保持现行体系不变，即发电企业、电力用户双方均通过电网企业结算，以保证各类交易电量得以均衡兑现。第四十三条电力交易机构根据抄表电量和交易合同，从用户抄表电量中按照直接交易优先的原则切割电量，并向相关市场主体出具结算凭证，由电网企业按“月清月结，年终清算”原则优先与发电企业和电力用户结算直接交易电费。

第四十四条发电企业上网电量结算优先顺序为：直接交易合同、跨区跨省外送电交易合同、发电权交易合同、基数电量计划;电力用户用电量结算优先顺序为：直接交易合同、购网电量计划。第四十五条按照风险共担、利益同享的原则，电网企业与发电企业共同承担用户欠费损失的风险。电力用户发生的直接交易欠费由电网企业与发电企业按发供电环节电价比例划分，各自承担相应的欠费损失。第四十六条电力用户直接交易购电费

电力用户直接交易购电费包括交易电量电费、电度输配电费、输配电损耗费、基本电费、政府性基金及附加。其中: 交易电量电费=直接交易电量×直接交易电价 电度输配电费=直接交易电量×电度输配电价

输配电损耗费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×输配电损耗率×直接交易电价

政府性基金及附加=直接交易电量×政府性基金及附加标准 第四十七条发电企业直接交易上网电费

发电企业直接交易上网电费=[直接交易电量/(1一输配电损耗率)]×直接交易电价 第十章信息披露

第四十八条市场主体应根据各自职责及时在交易平台披露相关信息，并保证真实有效，否则将承担相应的责任。电力交易机构要通过交易平台对电力用户直接交易信息进行汇总、整理、发布和保存。第四十九条电网企业应披露的信息(一)交易开始前电网企业应披露以下信息：

1、输配电价、政府基金及附加标准、线损率;

2、直接交易总规模，交易周期，交易方式，受理起止时间，发布结果时间

参与直接交易发电企业的可交易电量规模及联系方式，参与直接交易电力用户的用电需求及联系方式;

3、电力供需预测，主要输配电设备典型时段的最大允许容量、预测需求容量、约束限制的依据等信息;

4、其他应向市场主体披露的信息。(二)交易成交后电网企业应披露以下信息：

1、市场总成交电量、市场成交均价、各电力用户和发电企业成交配对名单、安全约束校核信息等。对于因电网安全约束限制的直接交易，应详细说明约束的具体事项，提出调整意见。包括具体的输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、其他用户的使用情况、约束时段等。

2、对成交的相关市场成员发布成交电量及其价格，分月计划等。

3、其他应向市场主体披露的信息等。第五十条电力用户应及时披露以下信息：

(一)电力用户的公司股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、联系方式、以前违约情况等。

(二)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。第五十一条发电企业应及时披露以下信息：

(一)发电机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上网电价、联系方式、以前违约情况等。

(二)直接交易电量完成情况、电量清算情况、电费结算情况等。第十一章市场监管及干预

第五十二条东北能源监管局、省经信委、省物价局对电力用户与发电企业直接交易过程、合同签订与调整、安全约束校核、计量与结算、信息披露等进行监督管理。

第五十三条电力交易机构应将直接交易合同、市场主体的注册信息、交易情况等信息报省经信委和东北能源监管局备案。

第五十四条东北能源监管局可采取定期或不定期的方式对本规则的实施情况开展现场检查，对市场主体和电力交易机构违反有关规定的，会同省经信委依法进行处理。

第五十五条电力用户和发电企业有下列行为之一的，经核实，由省经信委和东北能源监管局联合发文，予以强制退出：(一)提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入的;(二)互相串通报价，操纵或控制市场交易，哄抬或打压交易价格的;(三)将所购交易电量转售或变相转售给其他用户的;(四)拖欠直接交易或其它电费一个月以上的;(五)不按交易结果签订合同的;(六)无正当理由，不履行已签订的交易合同或协议的;(七)不服从电网调度命令的;(八)其它违反交易规则行为并造成严重后果的。

第五十六条发生以下情况时，东北能源监管局会同省经信委，可对市场进行强制干预：

(一)发生市场主体滥用市场力、串谋及其它严重违约等情况导致市场秩序受到严重扰乱;(二)交易平台发生故障，直接交易无法正常进行时;(三)其它必要情况。

第五十七条市场干预的主要手段包括：(一)改变市场交易时间或暂停市场交易;(二)调整市场限价;(三)调整市场交易电量等。第十二章违约处理

第五十八条市场主体发生违约时，根据所签订的合同相关条款的约定处理政策执行。

第五十九条市场主体要严格遵守各类合同、计划，若出现超欠合同约定电量情况，按以下规定处理：

(一)发电企业产生超合同(偏差超过+3%)发电，则超发部分电量按政府核定上网电价的90%结算。若产生欠合同(偏差超过-3%)发电，电力用户可购买目录电价电量，发电企业需补偿电力用户因此增加的电费。(二)若电力用户超合同用电，按国家核定的目录电价向电网企业购买。(三)除因经济发展变化造成全社会用电需求低于预期或特殊原因联络线电量增幅较大等不确定因素外，因电网企业原因，导致发电企业未能完成合同发电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，电网企业按政府核定上网电价的110%与发电企业结算;造成电力用户未能完成合同用电量(偏差超过-3%)，则欠合同部分电量，电网企业按国家核定的目录电价的90%与电力用户结算。

第六十条上述违约责任按月统计，清算。

第六十一条本规则执行过程中严禁互相串通操纵市场、不履行应承担的义务和责任、欠交电费、交易电量转售或者变相转售给其他用户等行为发生，否则将取消市场成员资格，并由省经信委、东北能源监管局依据国家有关法律法规进行处理。第十三章附则

第六十二条涉及本规则的相关条款，若国家出台新的规定和政策，按新规定和政策执行。

第六十三条市场规则的修改由市场主体或电力交易机构向东北能源监管局、省经信委提出建议，由东北能源监管局、省经信委按照相关程序组织修改。

第六十四条出现紧急情况或因本规则未尽事宜，导致市场交易难以正常进行时，电力交易机构可提交临时条款，报东北能源监管局、省经信委核备后，发布执行。

第六十五条临时条款一经发布立即生效，本规则中与临时条款相抵触部分暂时失效。

第六十六条临时条款发布时，应规定有效期，并向市场成员说明制订临时条款的理由。

第六十七条本规则由东北能源监管局、省经信委、省物价局在各自职责范围内负责解释。