江苏省电力公司文件

江苏省电力公司文件（共7篇）

江苏省电力公司文件 篇1

苏烟工„2009‟119号

关于印发江苏中烟工业公司 对标工作实施方案的通知

各卷烟厂、机关有关部门：

现将《江苏中烟工业公司对标工作实施方案》印发给你们，请结合企业、部门的实际，认真遵照执行。执行过程有何问题，及时报告工业公司。

附件：《江苏中烟工业公司对标工作实施方案》

二ＯＯ九年四月二十八日

主题词：烟草 对标 方案 通知 抄报：国家烟草专卖局。分送：公司各领导。

江苏中烟工业公司办公室 2009年4月29日印发 打字：傅立群 校对：陈志和（共印15份）

江苏中烟工业公司对标工作实施方案

为进一步深入开展“企业管理年”活动，切实有效的开展对标工作，提升企业现代化管理水平，根据《国家烟草专卖局关于全面开展对标工作的意见》的精神，制订本方案。

一、指导思想

坚持以科学发展观为指导，紧紧围绕“经济效益保增长，企业管理上水平，骨干品牌扩规模”的总体目标，以降本增效为目的，以管理优化和技术创新为支撑，坚持高起点、高标准、高水平。通过开展对标工作，全面提升江苏烟草工业的管理水平和核心竞争力。

二、组织与领导

1、组织机构

工业公司成立以蒋洪喜总经理为组长的对标工作领导小组，负责对全系统对标工作的组织领导，下设办公室，具体负责对标的日常工作。

各卷烟厂相应成立以本企业主要负责人为组长的对标领导小组和办公室，具体负责本企业对标工作的组织领导和全面开展对标工作。

2、工作职责 工业公司领导小组：

（1）负责全系统对标工作的组织领导工作。（2）提出全系统对标管理的工作目标，分类指导，安排部署对标工作。

（3）定期指导、检查、考核全系统的对标管理工作，建立长效管理机制，组织指导就对标管理中的难点进行重点突破。

（4）对全系统对标工作的开展情况进行总结和通报。工业公司对标工作办公室：

（1）根据领导小组的要求，制定改进方案和实施进度计划，并将改进要求分解到各企业和公司相关职能部门，完成领导小组交办的各项任务。

（2）负责审核各企业、公司相关部门的改进实施方案，指导、协调对标管理工作。

（3）定期分析、检查各单位对标工作的开展情况。（4）负责及时收集、整理各企业、公司有关部门在开展对标工作中好的做法，定期组织开展对标工作总结和经验交流。

（5）定期编制对标工作进展情况分析报告，报对标工作领导小组。

各卷烟厂领导小组：

（1）负责全厂对标工作的组织领导工作。

（2）根据省公司提出的全系统对标管理的工作目标，结合企业实际，制定本企业的对标管理工作目标，安排部署对标工作。（3）定期指导、检查、考核全厂的对标管理工作，建立长效管理机制，组织指导就对标管理中的难点进行重点突破。

（4）对全厂对标工作的开展情况进行总结和通报，并上报省公司。

各卷烟厂对标工作办公室：

（1）根据本企业领导小组的要求，制定改进方案和实施进度计划，并将改进要求分解到各部门，完成领导小组交办的各项任务。

（2）负责审核各部门的改进实施方案，指导、协调对标管理工作。

（3）定期召开对标分析会，分析、检查各部门对标工作的开展情况，公布季度对标指标完成情况。

（4）负责及时收集、整理各部门在开展对标工作中好的做法，定期组织开展对标工作总结和经验交流，不断巩固对标工作成果。

（5）编制对标工作进展情况分析报告，报对标工作领导小组。

三、工作目标

2009年半年目标：到三季度末，主要指标优于本企业去年同期，达到行业可比企业的平均水平以上，力争在费用指标、烟叶和香精香料成本指标好于行业可比企业的平均水平，全系统辅材成本按可比口径降低7500万元以上。

2009年全年目标：主要指标在完成半年指标水平的基础上，继续有所提升。全系统辅材成本按可比口径降低1.5亿元以上，运输成本与年初预算相比降低2500万元以上，宣传促销及招待费力争不突破2008年水平。

2010－2011年目标：争取用2－3年时间，总体指标达到全行业可比企业的先进指标水平。

四、工作要求

1、加强领导，确保组织到位。要将对标工作摆在各级组织的重要议事日程，作为一项长期的、持续的工作来抓，切实加强组织领导，保证对标工作的持续有效的开展。各单位、公司各有关部门要按照公司领导小组的统一部署，加强对各自内部工作的组织和领导。各卷烟厂、公司各有关部门主要负责人要亲自负责本部门对标工作的开展，为对标工作的开展提供充分的资源保障，选拔业务能力强，有敬业精神的优秀管理人员和技术骨干组成部门对标工作队伍，落实省公司对标工作实施方案的各项要求。

2、加强宣贯，确保认识到位。学习是认识的基础，认识是做好工作的前提。为更好的开展对标管理工作，要采取多种形式开展针对性的对标宣贯，对领导层、管理层、操作层等各层次人员进行相关标准和知识的培训，认识和了解对标工作相关内容，真正理解开展对标工作在提升管理水平、提高工作效率方面的重要作用，为推进对标工作，提升工作绩效奠定良好的基础。

3、分解任务，确保责任到位。按照国家局关于全面开展对标工作的意见和国家局定期公布的指标，准确把握工业公司、各卷烟厂在行业中所处的位置，找准薄弱项和薄弱环节，制定追赶目标和各项整改措施，并纳入绩效管理，保证指标分解落实到部门和个人，保证各项责任措施落实到位，并得到有效实施。

4、坚持与“企管年”活动相结合，确保对标工作取得实效。在开展对标工作中，要把优秀企业的先进指标与企业绩效考核指标有机结合，明确本企业所处的地位，需要改进的地方，阶段性目标的实现要求；与ERP建设有机结合，建立动态测量各部门投入和产出现状及目标的方法；与“三标一体”建设有机结合，深入开展全面质量管理，坚持持续改进；与“四定”工作有机结合，强化学习培训，不断提高干部职工业务技能和综合素质；与企业文化建设有机结合，深入开展精细化管理和持续创新。

5、坚持高标准，向先进企业看齐。通过开展对标工作，明确学习、赶超的目标，坚持高起点、高标准、高水平，提升科学管理水平，培育核心竞争力，增强企业发展的后劲。同时，做好长期的思想准备，做好打持久战的准备，全面地分析，科学地规划，有序地推进，稳步地提升。

6、坚持持续改进，提高企业管理水平。在对标工作开展的过程中，通过数据比对，深入分析产生优秀绩效的过程，结合企业实际，认真分析数据产生的真正来源，影响的关键因素，存在的不足和弱点，找准工作的切入点和主攻点，确定阶段性目标和工作方案，制定整改措施和攻关课题。加强组织协调、过程的管控，开展内外部学习交流，不断激发创新动力，使企业的管理水平不断提升。

五、工作措施

围绕工作目标，按照分类指导、分类控制的原则，采取PDCA循环的工作程序和步骤，充分发挥全员的智慧和力量，通过管理提升和技术创新，将持续改进贯穿于对标工作的全过程。

1、建立开展对标工作的工作机制。通过加强制度建设，健全完善以下工作制度和分析评价制度，构建对标工作的长效管理机制。

（1）对标指标分析和财务指标构成分解的分析制度。分析对标指标构成的相关责任部门的控制水平，与标竿企业的差距，阶段性达到指标的完成情况。

（2）生产调度效率评价以及相对应的生产能源消耗的分析评价制度。提高生产组织的生产效率和管理水平，减少生产能源空耗。

（3）生产消耗分析制度。通过对各厂原辅材料消耗的分析，查找存在问题的原因，寻找改进的空间。

（4）设备运行分析制度。提高设备的生产保障力和生产效率，控制维修费用。

（5）能源消耗分析制度。对企业能效状况进行深入分析评价，通过开展能源审计，进行分析诊断，明确企业的节能方向。

（6）市场供货周期、合理库存保障与集约化生产组织的分析制度。在保证市场供应的基础上，提高统一品牌的生产集约化程度。

（7）卷烟材料的供应周期和质量对生产效率影响的分析评价制度。在保证生产材料供应的前提下，减少生产设备的调整适应的时间和消耗，提高生产效率。

（8）卷烟材料采购价格动态分析评价制度。对市场价格发生变化进行预测和预警，对因采购价格的变化，对生产成本的影响进行分析，及时提出应对建议和意见。

（9）产品设计成本和产品生产维护成本控制分析评价制度。对新产品开发，老产品改造，正常产品维护，品牌共同生产，新工艺、新材料的应用等方面，建立设计成本、生产效率、生产消耗成本、生产质量成本控制的分析评价机制。统筹使用全系统库存原料，保证产品质量，控制原料成本。

（10）原料采购价格预测和分析制度。对当年烟叶采购价格进行分析，对未来烟叶采购价格进行预测，为烟叶的合理使用和配方成本控制提供依据。

（11）宣传促销（含广告）费用使用的分析评价制度。根据品牌发展规划，通过对品牌目标市场营销的策划，对宣传促销（含广告）费用的使用，进行效果评价，使费用的使用与品牌目标市场的发展规划达到协调统一。（12）岗位技能竞技和交流制度。在开展外部标竿学习的同时，确立全系统阶段性内部岗位学习标竿，促进员工岗位技能和素质的持续共同提高。

（13）全系统资源有效利用管理机制。盘活资产存量，减少库存资金占用和因技术进步、技术创新带来的库存物资报废的资金浪费。

（14）对标工作成果固化制度。坚持持续改进，将开展对标工作中取得的成果，及时纳入“三标一体”管理体系和技术标准、工作标准之中进行固化。

2、根据对标工作的阶段性目标，结合本企业、本部门的实际，进行层层分解，做到职责明晰，目标明确。

3、实行月、季、定期分析制度。阶段性分析总结对标工作的开展情况，确保各项工作的认真落实和有效开展。省公司对标办公室将定期通报各企业工作开展的情况。

4、开展定期对标工作检查、总结和交流。省公司每季度组织对各卷烟厂和公司机关责任部门开展对标工作的情况，进行检查、总结和交流，工厂内部每月度开展对标工作的检查、总结和交流，省公司财务、四个中心、原料、人力资源等业务线及时做好对标工作总结交流。

5、在继续深入开展“四定”工作中，结合对标工作取得的管理成效，不断优化岗位人力资源配置，提高工厂内部岗位工作效能。

6、深入挖掘ERP系统对企业生产经营管理的支撑作用。充分利用信息化手段，提高数据分析和决策支持的准确性、及时性。

7、要将开展对标工作与“三项检查”有机结合，不断提高科学管理、规范管理的水平。

8、组织开展专业化技术与管理培训工作。按照培训计划安排，组织开展培训，用现代企业管理的理念、方法和技术，提高全员的能力水平。

江苏省电力公司文件 篇2

2008年1月9日上午, 由江苏省电力公司承担的国家电网公司“SG186”工程建设项目顺利通过了国网公司组织的验收测试。经过4天的详细检查测试, 测试专家组认为, 江苏省电力公司信息化“SG186”工程建设示范单位成效显著, 符合国家电网公司测试标准的要求, 一致同意通过测试。

专家们还希望江苏公司能继续总结提高, 为推进整个国网公司系统信息化工作水平提供经验。各测试小组还在会上分别就各业务应用测试情况作了总结发言。

江苏省电力公司文件 篇3

1、 电改配套文件出炉，加强电力需求管理。

2、 “华龙一号”示范项目获发改委审核通过。

近期，《国家发展改革委、财政部关于完善电力应急机制做好电力需求侧管理城市综合试点工作的通知》发布，电改后第二个配套文件出炉。

本次文件鼓励用户按照《电力需求侧管理平台建设技术规范（试行）》要求，实现用电在线监测并接入国家平台；对于已安装建筑分项计量或能源管理系统（EMS）等具备用电在线监测功能的用户，鼓励通过必要的数据接口接入国家平台。

对于接入国家平台并主动参与需求响应的用户，原则上不再采取拉闸限电措施。总的来看，文件加强了电力需求侧管理平台建设，为更广泛的需求侧管理奠定基础。

此外，文件表示，6月底前，将通过手机APP等方式向试点地区的用户提供其准实时用电数据，以便吸引用户参与需求响应。能源互联网渗透到个人，“毛细血管”网络搭建，关注用户侧需求，关注个人用能需求。

推荐国电南瑞、积成电子、正泰电器、阳光电源、四方股份、金智科技、许继电气、中恒电气、新联电子、智光电气、泰豪科技等。

核电方面，“华龙一号”首个示范项目——福建福清核电站二期工程已经于四月初获得国家发改委的审核通过，并上报国务院，目前正在等待国务院的核准。在核安全局方面，福清核电站二期工程也正进入最后的审核阶段，即将召开专家委员会。预计最快四月底，该项目将浇下首罐混凝土。

江苏省电力公司文件 篇4

石联电党„2008‟6号

关于开展向赴邵武抗冰抢险队学习的决定

公司各党支部：

1月24日以来，我省西北部地区出现了持续的冰雪、冻雨天气，造成南平、三明、龙岩、宁德等地遭遇50年一遇的覆冰灾害，电网遭受了严重的破坏，灾区人民生产生活受到极大影响。

在最寒冷的季节，在最困难的时刻，在灾区人民最需要的时候，公司积极响应省公司党组号召，发扬“一方有难，八方支持”的精神，迅速组织抢修人员、车辆和物资奔赴闽北邵武抗冰救灾现场，展开了灾区抢修保供电工作。此次抗冰抢险，公司共派出干部职工158人，经过二十天的连续奋战，出色地完成了指挥部下达的抢修任务，向灾区人民和石狮父老乡亲交

－1－ 上了一份满意的答卷。

在这场抗灾抢险的战斗中，公司抢险队员们，用自己的实际行动，发扬了石狮电力人“特别能吃苦、特别能战斗、特别能奉献、特别能忍耐、特别能团结”和“召之即来、来之能战、战之能胜”的优良作风，谱写着“工人先锋号”的时代颂歌，诠释着工人阶级博大的胸怀、钢铁的意志和高尚的情操。公司党委号召全体员工：

一、学习他们履行社会职责、服务人民、奉献社会的敬业精神。

在灾难来临时，正值中国传统佳节春节来临，但当接到支援的命令时，抢修队员们义无反顾，舍小家顾大家，放弃了与家人团圆，放弃了家中需要照顾的亲人，放弃了春节出游的机会，迅速投入到抗冰抢险工作中去。他们自觉奉献，始终高举爱心与责任的旗帜，克己利人，不计得失，以自己的真诚行为和崇高品质，体现了石狮电力人无私奉献的精神。

二、学习他们身先士卒、以身作则，同甘共苦的模范精神。在这次邵武抗冰抢险工作中，全体抢修人员，远离单位，远离家乡和亲人，遇到了常人难以想象的艰辛和困难。在困难面前，抢修队领导干部身体力行，亲临抗冰前线，白天与全体队员一起爬山涉水、卧冰踏雪，一起拉线、抬杆；晚上与大家共同研究抢修方案，解决遇到的难题；生活上，领导干部与大家同甘共苦、同吃同住，关心队员的思想与生活，经常与队员们谈心，帮助队员们化解思想上的包袱；正是在领导干部的以

－2－ 身作则、同甘共苦的模范精神带动下，极大地激发了全体参战队员攻坚克难的斗志与必胜的信心，使队员们无后顾之忧，全身心投入到这场抢险救灾攻坚战中。

三、学习他们爱拼敢赢，勇斗坚冰，敢夺胜利的硬骨头精神。

面对满山的冰雪荆棘，面对着零下几度的严寒恶劣气候，面对条件十分艰苦的生活环境，抢修队员没有退缩。由于气候严寒，许多队员都生了冻疮，滑倒跌摔、划破手脸和衣服更是家常便饭，但大家都没有叫一声苦。为了能让灾区人民早日用上电，抢修队员们起早贪黑，发扬连续作战精神，每天工作十几个小时，克服重重困难，完成了一个又一个令人肃然起敬的电力抢修奇迹，涌现出了一批像设计组党员先锋队、线路组工人先锋号这样组织纪律性强，能吃苦耐劳、临危应变，敢于打“硬仗”，善于打“恶仗”的先进集体和个人，锻炼出了一支能征善战的电力铁军。

四、学习他们勇挑重担、艰苦奋斗，永往直前的无畏精神。抢险救灾队负责抢修的邵武和平镇、桂林乡两地的线路和变电台区几乎是全线毁损，被损毁的线路大多在高山深处，运送施工工具或设备上山全部要人扛肩挑，山陡路滑十分艰难和危险，有的甚至都没有路。抢修队员们勇于面对困难，以灾区人民的利益为重，冒严寒、顶冰雪，不畏艰辛、不怕牺牲，艰苦奋斗，体现了特别能吃苦、特别能战斗、特别敢于胜利的电

－3－ 力铁军精神，安全、优质、如期地完成了省电力公司党组交给的光荣任务。

五、学习他们众志成城、风雨同舟，团结协作的团队精神。在这次抗冰抢修重建中，抢修地处避远山区，面对人手不足、材料供应紧张、施工任务重且时间短等不断出现的各种困难，全体成员发挥集体智慧，集思广益，群策群力，攻克施工当中出现的拦路虎，他们不怕脏、不怕苦、不怕累。工作中不分你我，不计个人得失，充分发挥一线临时党支部的战斗保垒作用，发挥党员“一带二”的帮带作用，全队人员上下齐心，拧成一股绳，形成了一股众志成城、战无不胜的团队力量。

公司党委要求，各党支部、各部门、各团支部应迅速行动起来，积极推动学习活动地深入开展。

各党工团组织要充分发挥作用，加强组织协调，广泛教育动员公司全体员工崇尚先进、学习先进、争当先进，充分利用召开座谈会、学习先进事迹材料等方式开展学习活动。

全体职工要结合当前摆在我们面前的生产、经营和建设任务，发挥抗冰抢险队的履行社会职责、服务人民、奉献社会的敬业精神。身先士卒、以身作则、同甘共苦的模范精神。爱拼敢赢、勇斗坚冰、敢夺胜利的硬骨头精神。勇挑重担、艰苦奋斗、永往直前的无畏精神。众志成诚、风雨同舟、团结协作的团队精神。要通过学习，进一步凝聚广大职工的意志和力量，激发员工队伍的活力，提升“精气神”的团队形象。强化责任，－4－ 扎实工作，立足岗位，爱岗敬业，在省公司党组和石狮市委市政府的坚强领导下，圆满完成公司今年各项经济指标和工作任务，为石狮市海峡西岸现代化工贸旅游港口城市的建设做出新的更大的贡献。

二○○八年四月十一日

主题词：学习

决定

抄送：公司各部门。

石狮市电力联营公司总经理工作部 2008年4月11日印发

江苏省电力公司文件 篇5

供电服务品质评价管理实施细则（试行）

第一章 总 则

第一条 为弘扬国家电网公司“努力超越、追求卓越”的企业精神，推进公司系统建设“一强三优”现代公司进程，加强对供电服务品质的管理，不断提高供电服务水平，营造和谐企业发展环境，根据《国家电网公司供电服务品质评价管理办法（试行）》，特制定本实施细则。

第二条 供电服务品质是电网企业的电能供应与服务满足客户需求的程度。开展供电服务品质评价的目的是建立常态的服务品质监督机制，及时发现供电服务的薄弱环节，采取有针对性的改进措施，不断促进电网企业服务能力的提升。

第三条 供电服务品质评价应涵盖电网企业涉及供电服务的所有环节。供电服务品质评价采用外部评价与内部评价相结合、定性与定量相结合的方法。每年1月10日前完成对上年度的评价工作，统计数据以上年度为准。供电服务品质评价工作应坚持实事求是、客观公正的原则。

第四条 本实施细则适用于江苏省电力公司及所属各供电公司。

第二章 组织体系

第六条 江苏省电力公司优质服务常态运行机制领导小组是供电服务品质评价工作的领导机构，领导小组办公室（营销部）负责供电服务品质评价工作，负责建立全省供电服务品质管理制度，明确管理职责和权限，指导各供电公司开展供电服务品质评价工作，组织召开供电服务品质评价会议，推动工作的深入开展。

第七条 市、县（市、区）供电公司要建立相应的组织体系，配合省公司组织开展外部评价，负责组织开展供电服务品质的内部评价工作，针对评价中反映的问题提出和落实整改措施。

第三章 外部评价体系及内容

第八条 供电服务品质外部评价由省公司统一委托第三方社会评价机构（以下简称评价机构）开展，每年一次。

第九条

评价内容：以客户满意度指数（CSI）为核心，围绕形象、客户期望、客户对供电服务品质的感知、客户对价值的感知、客户满意度、客户抱怨和客户忠诚等方面，评价内容应包含：

（一）形象评价情况

1、受社会公众的欢迎程度；

2、重视社会公益事业的程度；

3、重视客户的程度；

4、保证电力供应质量的程度；

5、提高供电服务品质的程度；

6、服务形象和品牌的社会认知程度。

（二）客户期望情况

1、客户对供电服务品质的理想期望；

2、客户对电能质量的评价。

（三）客户对供电服务品质感知的评价

1、供电质量

（1）客户对供电可靠性的评价；（2）客户对电能质量的评价。

2、服务品质

（1）客户对服务品质在有形性、可靠性、保证性、响应性、移情性、安全性等方面的评价；

（2）客户对不同服务渠道（至少包含营业网点、95598电话、网站）的满意程度；

（3）客户对不同服务项目（至少包括用电申请、抄表、收费、抢修、投诉服务）的满意程度。

（四）客户对价值的感知评价情况

1、在现有的电力价格的条件下，客户对供电服务品质水平的评价；

2、在现有供电服务品质的条件下，客户对电网企业和其他公用事业价格合理性的比较。

（五）客户满意程度

1、客户对电力供应/服务品质的总体评价；

2、满足客户期望的程度；

3、与同区域其他公用事业（水、气、交通、电信等）相比较的差异；

4、与上年电力供应/服务品质水平相比较的差异。

（六）客户抱怨情况

1、客户对电力供应/服务品质的抱怨频次；

2、客户发生抱怨后的投诉频次。

（七）客户忠诚度

1、客户推荐电力供应/服务品质的意愿程度；

2、客户以其他能源替代电力的可能性；

3、客户对网省公司发展前景的信心程度。

第十条

评价范围：江苏省电力公司所属13个市供电公司、63个县（市、区）供电公司的供电服务，主要包括：国家电网公司统一标识应用、相关新闻报道、业扩报装全过程、电能计量、— 4 — 抄表缴费、营业厅服务、95598电话及网站服务、电力事故抢修、计划停送电、电能质量、投诉举报处理等方面。

第十一条

参加评价的对象主要包括：政府部门、媒体、居委会（村民委员会）、发电企业、各类用电客户。

第十二条

评价模型的选择原则：

（一）能够全面科学地反映江苏省电力公司整体和各地区的供电服务质量水平。

（二）能够客观地掌握江苏省电力公司及所属各供电公司在社会公众中的形象。

（三）能够准确地把握客户期望与实际服务质量水平的差异。

第十三条

评价人员的组成：正式评价人员由评价机构人员组成，评价协助人员由江苏省电力公司、各地市供电公司人员组成，评价监督员由政府主管部门或监管机构相关人员组成。

第十四条

评价的方式：包括邮寄问卷调查、电话问卷调查、面访问卷调查、网上问卷调查等。

第十五条

客户满意度指数计算方法

（一）应用国际上通用统计分析方法，力求客户满意度指数（CSI）能够消除各CSI指标之间的多重影响关系，准确分析CSI数据获得可靠的信息。

（二）满意度构成

1、江苏省电力公司总体满意度由地市供电公司客户满意度指数（CSI）与客户数、售电量加权平均构成，即

省公司满意度指数=60%×∑（地区满意度指数×地区客户数权重）+40%×∑（地区满意度指数×地区售电量）；

2、地市供电公司客户满意度由公司本部及所属供电公司（分区域）客户满意度指数（CSI）与客户数、售电量加权平均构成，即

市公司满意度指数=60%×∑（分区域满意度指数×分区域客户数权重）+40%×∑（分区域满意度指数×分区域售电量）；

3、各市公司本部和各县（市、区）公司满意度指数由各满意度评价项结合权重计算得出；

4、各方面权重的确定可采用专家赋权法（综合考虑售电量、客户数等影响因素）与回归分析法，具体权重确定由省公司与评价机构协商决定。

第四章 内部评价体系及内容

第十六条 供电服务品质内部评价由地市、县（市、区）公司自行组织开展,每年一次，12月底前完成。

— 6 — 第十七条 在各供电公司自我评价的基础上，省公司组织进行抽查，并对各供电公司的评价工作组织同行评议。

第十八条 供电服务品质内部评价应围绕供电服务指标、供电服务监管指标、供电服务规划与保障体系、供电服务制度建立与执行、供电服务技术支持系统建设与应用等五个方面开展，评价内容应包含：

（一）供电服务指标

1、所有供电营业窗口达到规范化服务标准的情况；

2、在所在地方党委政府组织的行风测评中名次情况；

3、供电服务突发事件发生及处理情况；

4．供电质量评价指标：电压合格率、供电可靠率、客户平均停电时间、客户平均停电次数、故障平均停电恢复时间；

5．服务网点指标：网点数量、每万户网点数量； 6．95598 服务指标：三声铃响接听率、投诉电话回访率、平均应答速度；

7．业扩报装服务指标：供电方案答复期限、客户装表接电期限、除居民客户外的其他客户回访率；

8．抄表收费服务指标：非居民客户实抄率、居民客户实抄率、电费差错率；

— 7 — 9．故障抢修服务指标：城区平均到达现场时间、农村平均到达现场时间、特殊边远地区平均到达现场时间；

10．电能装置处理服务指标：电能计量故障率； 11．投诉服务指标：投诉办理时间、投诉回访率。

（二）供电服务监管指标

对照《供电服务监管办法》内容要求进行内部评价。

（三）供电服务规划与保障体系

1．供电服务发展规划编制与滚动修订情况，包括差异化服务策略的制定；

2．供电服务管理机构设置、人员配备与人员素质情况； 3．年度供电服务科技投入与费用保证制度情况； 4．供电服务人员的培训情况。

（四）供电服务制度建立与执行

1．省公司统一的供电服务标准、管理工作制度及标准化体系在各地的应用情况；

2．供电服务年度工作计划制定与执行情况，包括服务宣传 策划与市场推广等活动情况；

3．供电服务分析评估制度建立情况与执行情况； 4．供电服务突发事件应急处理机制的建立与执行情况； 5．供电服务监督管理制度建立与执行情况；

— 8 — 6．国家电网统一服务品牌宣传及标识系统推广应用情况； 7．供电服务管理创新工作开展情况。

（五）技术手段的开发与应用

1．省公司统一的供电服务技术支持系统的应用情况； 2．先进技术在供电服务中的运用情况。

第五章 评价管理

第十九条 省公司将逐步完善供电服务品质评价标准，不断推进“评价-分析-改进-再评价”的服务品质持续改进机制。

第二十条 省公司每年年初确定当年客户服务品质评价指标及权重，并对当年客户服务品质评价工作制定实施计划。

第二十一条 各地市公司在每年内部评价工作结束后，全面分析总结，于次年1月15日前向省公司提交评价报告。

第二十二条 省公司每年召开供电服务品质评价会议，交流各单位开展供电服务品质评价工作经验，建立互相学习、共同提高的交流制度。

第二十三条 省公司将不定期组织供电服务品质评价培训活动，提升供电服务管理人员素质，不断推进工作深入开展。

— 9 — 第二十四条 各供电公司应充分利用年度供电服务品质评价报告成果，有针对性地制定整改措施，改善服务薄弱环节，不断提高客户满意度。

第六章 附则

第二十五条 本实施细则由省公司优质服务常态运行机制领导小组负责解释。

江苏省电力公司文件 篇6

阅读次数：352 智能变电站运行管理规范

（试 行）江苏省电力公司 2010年12月

目 录 总则

1.1 为规范智能电网设备生产管理，促进智能变电站运行管理水平的提高，保证智能设备的安全、稳定和可靠运行，特制定本规范。

1.2 本规范规定了智能变电站设备的管理职责、运行维护、倒闸操作、缺陷及异常、资料管理和相关技术文件管理，智能变电站常规设备的管理仍按照江苏省电力公司《变电运行管理规范》执行。

1.3 本规范适用于江苏省电力公司系统内的智能变电站的运行管理。常规变电站中的智能设备的运行管理参照执行。2 引用标准

2.1 Q/GDW 383-2010《智能变电站技术导则》

2.2 Q/GDW 393-2010《110（66）kV～220kV智能变电站设计规范》 2.3 Q/GDW 410-2010《高压设备智能化技术导则》及编制说明 2.4 Q/GDW 424-2010《电子式电流互感器技术规范》及编制说明 2.5 Q/GDW 425-2010《电子式电压互感器技术规范》及编制说明 2.6 Q/GDW 426-2010《智能变电站合并单元技术规范》及编制说明 2.7 Q/GDW 427-2010《智能变电站测控单元技术规范》及编制说明 2.8 Q/GDW 428-2010《智能变电站智能终端技术规范》及编制说明 2.9 Q/GDW 429-2010《智能变电站网络交换机技术规范》及编制说明 2.10 Q/GDW 430-2010《智能变电站智能控制柜技术规范》及编制说明 2.11 Q/GDW 431-2010《智能变电站自动化系统现场调试导则》及编制说明 2.12 Q/GDW 441-2010《智能变电站继电保护技术规范》 2.13 国家电网生[2006]512号《变电站运行管理规范》

2.14 国家电网生[2008]1256号《输变电设备在线监测系统管理规范（试行）》 2.15 苏电生〔2010〕962号《变电运行管理规范》

2.16 苏电生〔2010〕2097号《变电站电气设备倒闸操作规范》 3 术语 3.1 智能变电站

采用先进、可靠、集成、低碳、环保的智能设备，以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求，自动完成信息采集、测量、控制、保护、计量和监测等基本功能，并可根据需要支持电网实时自动控制、智能调节、在线分析决策、协同互动等高级功能的变电站。3.2 智能终端

一种智能组件，与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备（如：断路器、刀闸、主变压器等）的测量、控制等功能。3.3 智能组件

由若干智能电子装置集合组成，承担宿主设备的测量、控制和监测等基本功能；在满足相关标准要求时，智能组件还可承担相关计量、保护等功能。可包括测量、控制、状态监测、计量、保护等全部或部分装置。3.4 电子式互感器 一种装置，由连接到传输系统和二次转换器的一个或多个电流或电压传感器组成，用于传输正比于被测量的量，以供给测量仪器、仪表和继电保护或控制装置。3.5 合并单元

用以对来自二次转换器的电流和/或电压数据进行时间相关组合的物理单元。合并单元可以是互感器的一个组成件，也可以是一个分立单元。3.6 设备在线监测

通过传感器、计算机、通信网络等技术，及时获取设备的各种特征参量并结合一定算法的专家系统软件进行分析处理，可对设备的可靠性作出判断，对设备的剩余寿命作出预测，从而及早发现潜在的故障，提高供电可靠性。3.7 交换机

一种有源的网络元件。交换机连接两个或多个子网，子网本身可由数个网段通过转发器连接而成。3.8 IED能力描述文件（ICD文件）

由装置厂商提供给系统集成厂商。该文件描述 IED 提供的基本数据模型及服务，但不包含 IED 实例名称和通信参数。

3.9 IED实例配置文件（CID 文件）

每个装置有一个，由装置厂商根据 SCD 文件中本 IED相关配置生成。3.10 全站系统配置文件；SCD 文件

应全站唯一。该文件描述所有 IED 的实例配置和通信参数、IED 之间的通信配置以及变电站一次系统结构，由系统集成厂商完成。SCD 文件应包含版本修改信息，明确描述修改时间、修改版本号等内容。3.11 系统规格文件（SSD 文件）

应全站唯一。该文件描述变电站一次系统结构以及相关联的逻辑节点，最终包含在 SCD 文件中。4 管理职责

4.1 省电力公司职责

4.1.1 生产技术部负责组织制定智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责智能变电站运行维护管理，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。

4.1.2 电力调度通信中心负责制定智能二次设备的技术标准和管理标准，组织开展智能二次设备的运行分析并提出技术防范措施。

4.1.3 安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。

4.2 供电公司职责

4.2.1 生产技术部负责细化落实上级单位关于智能设备及在线监测系统的技术标准和管理标准，负责管辖范围内的智能变电站运行维护管理，组织编制智能变电站现场运行规程，组织开展智能设备运行分析并提出技术防范措施。4.2.2 电力调度中心负责细化落实上级单位智能二次设备的技术标准和管理标准，负责监视智能设备的运行工况，组织开展智能二次设备运行分析并提出技术防范措施。

4.2.3 安全监察部负责智能变电站安防管理，负责智能设备的安全监督管理。

4.2.4 变电运行中心负责贯彻执行上级单位颁发的智能设备运行标准和规范，负责编制智能变电站现场运行规程，负责智能变电站的日常操作、巡视和缺陷管理，定期开展智能化设备运行分析。

4.2.5 变电检修中心负责贯彻执行上级有关单位、部门颁发的智能设备检修标准和规范，负责编制智能化设备检修策略，负责智能化变电站设备的检修、维护和缺陷处理。5 运行管理

5.1 巡视管理

5.1.1 变电站巡视管理应按照相关巡视检查制度执行。

5.1.2 智能设备的正常巡视由运行单位负责，按照一般设备巡视周期开展相应巡视工作。5.1.3 智能设备的专业巡检由检修维护单位负责，巡检内容按智能变电站检修管理规范要求执行。5.1.4 电子互感器的巡视项目

5.1.4.1 设备标识齐全、明确、正确；

5.1.4.2 基础牢固完整，无倾斜、裂纹、变形； 5.1.4.3 内部无异声、无异味；

5.1.4.4 套管、伞裙无裂纹、放电闪络现象； 5.1.4.5 均压环固定良好，无倾斜；

5.1.4.6 各引线导线松紧程度适中，无松脱、断股或变形； 5.1.4.7 前端装置外观正常，指示灯状态正常。5.1.5 智能组件的巡视项目

5.1.5.1 检查后台机保护功能压板、出口压板、装置压板投退状态正确，电流、有功、无功显示值正常，与保护装置显示相符，无异常报文；

5.1.5.2 检查智能终端、合并单元、保护装置、网络交换机、自动装置等各种指示灯、通讯状态正常； 5.1.5.3 检查室外智能终端箱密封良好，无进水受潮，箱内温湿度控制器工作正常；

5.1.5.4 检查光纤接头可靠连接，光纤无打折、破损现象。备用芯防尘帽无破裂、脱落，密封良好； 5.1.5.5 检查光纤熔接盒稳固，光纤引出、引入口未使光纤外皮受损；

5.1.5.6 检查各交直流空气开关位置正确，装置的回路压板投退状态与运行状态和调度要求相一致； 5.1.5.7 检查装置无其他异常声响及异常气味。5.1.6 在线监测设备的巡视项目

5.1.6.1 检查监测单元的外观应无锈蚀、密封良好、连接紧固； 5.1.6.2 检查电（光）缆的连接无松动和断裂； 5.1.6.3 检查油气管路接口应无渗漏； 5.1.6.4 检查就地显示面板应显示正常； 5.1.6.5 检查数据通讯情况应正常； 5.1.6.6 检查主站计算机运行应正常。

5.2 定期切换、试验制度

5.2.1 变电站常规定期切换、试验工作应按照相关制度执行。

5.2.2 装设避雷器在线监测系统的变电站，可不再抄录避雷器动作次数及泄漏电流，应每月进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.2.3 蓄电池具有自动采集装置，可不再测量蓄电池电压，应每季进行历史数据比较和现场实际数值核对。

5.3 红外测温制度

5.3.1 变电站红外测温工作应按照相关红外测温制度执行。5.3.2 智能组件及现场端子箱应纳入红外普测范围。

5.4 缺陷管理制度

5.4.1 变电站缺陷管理应按照相关缺陷管理制度执行。5.4.2 智能设备缺陷分为危急、严重、一般缺陷。5.4.3 智能设备的危急缺陷 5.4.3.1 电子互感器故障； 5.4.3.2 合并单元故障；

5.4.3.3 GOOSE断链，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.4 保护开入异常变位，可能造成保护不正确动作的； 5.4.3.5 保护装置故障或异常退出； 5.4.3.6 GOOSE交换机故障；

5.4.3.7 光功率发生变化导致装置闭锁； 5.4.3.8 保护装置接收合并单元数据异常； 5.4.3.9 智能终端故障；

5.4.3.10 其它直接威胁安全运行的情况。5.4.4 智能设备的严重缺陷

5.4.4.1 GOOSE断链，对保护功能没有影响的； 5.4.4.2 接线端子锈蚀严重；

5.4.4.3 装设智能组件的户外端子箱温控装置故障； 5.4.4.4 测控装置接收合并单元数据异常； 5.4.4.5 装置液晶显示屏异常；

5.4.4.6 其它有可能威胁安全运行的情况。5.5 倒闸操作管理

5.5.1 变电站倒闸操作应按照相关倒闸操作管理制度执行。

5.5.2 智能变电站应具备适应不同主接线、不同运行方式下顺控操作功能。一般情况下倒闸操作应采用顺控操作方式。5.5.3 顺控操作

5.5.3.1 顺控操作的基本条件

1、符合倒闸操作的基本要求。

2、监控系统中有合格的顺控票。

3、现场规程、典型操作票有专门的顺控操作要求和内容。

4、监控系统设有设备顺控操作监控分图，顺控监控分图中有设备状态切换关系图、汇控柜、测控装置的远近控方式，联闭锁方式，保护软硬压板对应方式等信息。5.5.3.2 顺控操作的基本要求

1、顺控操作的基本步骤 ① 进入待操作设备的顺控操作界面； ② 检查待操作设备确在初始状态；

③ 将待操作设备从初始状态改为目标状态； ④ 检查待操作设备确在目标状态。

2、顺控操作执行时，监控后台应以规范的操作票模式显示顺控票，逐步显示每一步操作进程，并与站端方式保持一致。

3、顺控操作结束后，现场运行人员应核对设备最终状态并检查有无异常信息后完成此次操作。5.5.3.3 顺控票管理

1、系统顺控操作票应根据设备的接线情况，按照典型操作任务的操作步骤，形成固化的操作票存储在系统中，采用两层显示模式：

① 第一层（底层）：操作票与相应间隔设备绑定，票内编号名称均为绑定无法修改。

② 第二层（显示层）：显示层操作票与底层操作票为可以修改（需密码）对应关系，票内编号名称可以修改（需密码）。

2、固化于系统内的顺控操作票应两年审核一次，由二次专业人员导出，运行人员审核。5.5.3.4 顺控操作中断处理原则

1、若设备状态未发生改变，须在排除中断顺控操作的原因后继续顺控操作；

2、若设备状态未发生改变，由于监控中心与站端通信故障引起操作中断，无法立即排除时，调控班须转交运行操作班现场继续顺控操作；若系其他原因中断顺控操作，在短期内无法排除的，须改为常规操作；

3、若设备状态已发生改变，应在已操作完的步骤下边一行顶格加盖“已执行”章，并在备注栏内写明顺控操作中断时的设备状态和中断原因，同时应根据调度命令按常规操作要求重新填写操作票，操作票中须填写对已经变位的设备状态的检查。5.5.4 智能装置操作 5.5.4.1 压板操作

1、运行人员的软压板操作应在监控后台实现，操作前应在监控画面上核对软压板实际状态，操作后应在监控画面及保护装置上核对软压板实际状态；

2、正常运行的保护装置远方修改定值压板应在退出状态，远方控制压板应在投入状态，远方切换定值区压板应在投入状态。运行人员不得改变压板状态；

3、正常运行的智能组件严禁投入“置检修”压板，运行人员不得操作该压板；

4、设备开关检修时，应退出本间隔保护失灵启动压板，退出母差装置本间隔投入压板；

5、设备从开关检修改冷备用或保护启用前，应检查间隔中各智能组件的“置检修”压板已取下。5.5.4.2 定值操作

1、运行人员定值区切换操作在监控后台进行。操作前应在监控画面上核对定值实际区号，操作后应在监控画面及保护装置上核对定值实际区号，切换后打印核对正确；

2、检修人员的修改定值只允许在装置上进行，禁止在监控后台更改。

5.6 异常及事故处理

5.6.1 变电站异常及事故处理应按照相关异常及事故处理原则执行。

5.6.2 对于单套配置的智能设备故障，影响保护正确动作时，应申请退出其对应的运行开关。

5.6.3 对于双套配置的保护及智能终端装置，在一套装置故障影响保护正确动作时，应退出故障设备。5.6.4 对于双套配置的保护装置单套停运操作无法进行时，现场运行人员应按设备所属调度关系上报值班调度员，申请停用对应的母差装置失灵保护，及与该保护装置对应的智能终端。

5.6.5 对于双套配置的合并单元单套故障时，应申请停用对应的线路（主变）保护、母线保护装置。5.6.6 对于双套配置智能终端单套故障可能影响跳合闸回路时，应退出该智能终端出口压板。5.6.7 交换机故障

5.6.7.1 应根据GOOSE网络图、MMS网络图等分析故障交换机可能造成的网络影响；

5.6.7.2 间隔交换机故障，影响本间隔GOOSE链路，应视为失去本间隔保护，等同于智能终端故障处理； 5.6.7.3 公用交换机故障，根据交换机所处网络位置以及网络结构确定其影响范围，可能影响母线保护、变压器保护、过负荷联切等公用设备，应申请停用相应设备。

5.7 验收管理

5.7.1 变电站验收管理应按照相关设备验收管理制度执行。

5.7.2 新建、修试后的智能设备，应在设备投运前组织资料验收、外观验收、功能验收，验收中发现问题应及时处理。对于暂时无法处理的一般缺陷，急需投运时，必须经设备主管部门批准后方能投运，要求限期整改。

5.7.3 新建、修试后的在线监测设备，应在设备投运前组织资料验收和外观验收。对于不能在主设备停电时完成的功能验收，在主设备运行、验收条件满足后，立即完成。

5.7.4 新建及改扩建工程施工完成后，工程施工人员应按文件管理的要求备份全站配置SCD文件，各智能电子设备的CID文件、ICD文件，GOOSE联系表，网络参数表等，记录所有设备版本号和CRC码等，并以光盘介质（一式两份）进行备份，在验收时提交运行和维护等专业人员做备份管理。6 设备管理

6.1 智能组件

6.1.1 智能组件适应现场电磁、温度、湿度、沙尘、降雨（雪）、振动等恶劣运行环境。

6.1.2 智能终端、合并单元、保护装置、测控装置、网络交换机、自动装置等智能组件应备份各种参数设置，防止由于设置信息丢失而造成的设备异常。

6.1.3 光纤应有明确、唯一的名称，需注明两端设备、端口名称，光纤敷设时预留的备用光纤芯和备用法兰头应加装保护套。

6.1.4 室外智能终端箱应具备温度控制装置，箱内温度应保持在5-50℃之间、湿度应小于75%。

6.1.5 光纤接头应可靠连接，尾纤在屏内的弯曲内径大于10cm（光缆的弯曲内径大于70cm），光纤应无打折、破损现象。6.1.6 压板管理

6.1.6.1 所有保护装置、测控装置、合并单元、智能终端上的“置检修”硬压板应根据现场工作需要进行投退，监控后台应具备监视该压板状态的功能；

6.1.6.2 监控后台应具备监视保护装置软压板状态的功能（远方控制、远方修改定值区、远方修改定值）； 6.1.6.3 监控后台应具备监视和操作保护装置保护软压板状态的功能，保护软压板分为保护功能投入压板（如差动保护软压板、距离保护、零序保护、投互联、投分列等）和保护出口压板（如跳闸出口、失灵启动、重合闸出口）；

6.1.6.4 监控界面上的保护软压板应有明确且本间隔唯一的编号，在后台机操作前，需输入间隔编号及压板编号确认操作无误。

6.2 站端自动化系统

6.2.1 站端自动化系统运行的操作系统、数据库、应用软件等属于变电站内运行设备的一部分，所有人员不得随意进入、退出或者停运监控软件，不得随意拷贝、删除文件，不得在站控层软件系统上从事与后台维护或操作无关的工作。

6.2.2 用户只能在自己的使用权限范围内进行工作，不得越权操作。6.2.3 用户对密码必须严格保密，防止泄露。

6.2.4 运行中站端自动化系统的实时告警事件、历史事件、报表为设备运行的重要信息记录，所有人员不得随意修改和删除。

6.2.5 停用的站端自动化系统所有服务器、工作站的软驱、光驱及所有未使用的USB接口，除系统管理员外，其他用户禁止启用上述设备或接口。

6.2.6 禁止使用非专用计算机对站端自动化系统进行维护。

6.2.7 站端自动化系统软件需修改或升级时，必须经过技术论证，制定实施方案，并经过相关部门确认后方可实施。

6.2.8 智能装置异常信号设置原则

6.2.8.1 智能装置的所有异常报文应归并为装置闭锁、装置告警、通信异常三种报警信号发至监控系统； 6.2.8.2 装置闭锁是指装置发生严重故障，装置已闭锁，应立即汇报调度将装置停用；

6.2.8.3 装置告警是指装置发生异常现象，未闭锁装置，可以继续运行。运行人员需立即查明原因，并汇报相关调度；

6.2.8.4 通信异常是指装置与相关设备联系中断，应立即查明原因，并汇报相关调度申请停用装置。

6.3 在线监测设备管理

6.3.1 在线监测设备等同于高压主设备进行监视、巡查、维护。

6.3.2 在线监测报警值由生产技术部根据相关标准规范或运行经验制定，检修单位实施报警值的整定和修改，报警值不应随意修改。

6.3.3 在线监测数据异常信号告警后，运行人员应进行现场检查： 6.3.3.1 核对报警值的设置是否变化；

6.3.3.2 检查外部接线、网络通讯是否出现异常或中断； 6.3.3.3 查看是否有异常天气影响；

6.3.3.4 核查是否有强烈的电磁干扰源发生，如开关操作，外部短路故障等； 6.3.3.5 检查监测装置及系统是否异常； 6.3.3.6 比较分析在线监测数据变化的趋势。

6.3.4 在线监测系统报警后，监视人员应通知运行及检修人员对主设备进行检查、诊断和处理，若经检查是由于系统误报警的，经公司生产技术部门同意后可退出相应报警功能，缺陷处理后再投入运行。在线监测系统未经生产技术部门同意不得随意退出运行。

6.4 辅助设备

6.4.1 按照变电运行管理规范要求开展常规辅助设备管理。6.4.2 安保设备管理

6.4.2.1 变电站应设置全站智能安保系统，安保系统应由视频探头、电子围网等组成，系统具备设备运行状况、视频信息、入侵警报等信息的数字传输功能；

6.4.2.2 应定期检查智能安保系统和附属视频探头等智能感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.3 消防设备管理

6.4.3.1 变电站应设置全站消防报警系统，系统应具备设备运行状况、火灾警报等信息的数字传输功能，并与烟感、红外感应等智能感应设备构成智能消防系统；

6.4.3.2 应定期检查智能消防系统和附属智能消防感应设备的运行状况和数据传输情况。6.4.4 防汛设施管理

6.4.4.1 变电站应根据周边地势和排水情况专设防汛设施，防汛设施应具备设备工况、水位异常警报等信息的远方监测及控制功能；

6.4.4.2 应定期检查防汛设备的运行状况和数据传输情况。6.4.5 空调设备管理

6.4.5.1 变电站内空调应具备环境温度、设定温度、运行状况等信息的远方监测及控制功能； 6.4.5.2 应定期检查空调设备的运行状况和数据传输情况。6.4.6 其他设备管理

6.4.6.1 GIS室或SF6充气柜室装设SF6泄漏报警装置，装置应具备泄漏报警、设备运行状况等信息的数字传输功能；

6.4.6.2 对于装设有红外测温在线监测及大电流桩头温度检测系统的红外测温辅助系统，应定期检查系统运行状况和数据传输情况。7 技术管理

7.1 文件资料管理

7.1.1 智能变电站文件资料管理应包括如下文件：

7.1.1.1 各装置技术使用说明书、调试大纲、实验报告、图纸资料等； 7.1.1.2 全站SCD配置文件；

7.1.1.3 各智能电子设备的CID、ICD文件；

7.1.1.4 全站的GOOSE网络图、网络参数表，包括交换机配置文件、VLAN设置情况等； 7.1.1.5 智能电子设备的配置文件和配置软件。

7.1.2 设备维护部门应按专业技术管理范围，对上述文件存档备案管理。

7.1.3 全站SCD配置文件必须通过专用工具修改。全站SCD配置文件有变更时，必须事先告知各相关专业部门，各专业部门许可后方可更改。维护单位应在维护管理制度和维护手册中明确变更审批流程。

7.2 设备命名及台帐建立规范

7.2.1 一次设备

7.2.1.1 电流互感器（OCT）

1、台帐建立原则：电流互感器在其所对应的断路器、主变单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；

2、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组+1或2号）+流变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535断路器A组1号流变”，“220kV石利2535断路器B组2号流变C相”。

7.2.1.2 电压互感器（EVT）

1、台帐建立原则：电压互感器在其所对应的断路器、主变或母线单元中按组建立组设备台帐，分相设备按台建立从设备台帐；

2、命名规范：设备单元线路名称编号（写明电压等级）+组别号（A或B组）+压变+（从设备相别：A、B、C相），举例：“220kV石利2535线路A组压变”，“220kV正母线B组压变C相”，“2号主变220kV侧A组压变”。7.2.2 二次设备

7.2.2.1 合并单元（MU）

1、设备类型：继电保护-合并单元；

2、台帐建立原则：电流、电压光信号合并单元在其所对应的断路器、主变、母线单元中按台建立台帐；

3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+合并单元类型（OCT、EVT）+合并单元+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器OCT合并单元A组”，“1号主变220kV侧EVT合并单元A组”，“220kV母线EVT合并单元B组”。7.2.2.2 智能终端

1、设备类型：继电保护-智能终端；

2、台帐建立原则：断路器智能终端在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐；

3、命名规范：设备单元名称编号（写明电压等级）+智能终端+组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535断路器智能终端A组”，“1号主变本体智能终端B组”。7.2.2.3 保护测控装置

1、设备类型：自动化设备-测控保护装置；

2、台帐建立原则：保护测控一体化装置在其所对应的断路器、主变单元中按台建立台帐。

3、命名规范：设备单元名称编号+保护测控装置+组别号（A或B组），举例：“1号主变保护测控装置A组”，“220kV石利2535线路保护测控装置B组”，“220kV母联2510断路器保护测控装置A组”。7.2.2.4 交换机

1、台帐建立原则：单独建立交换机间隔单元，单元中各回路交换机设备按台建立台帐；

2、命名规范：交换机对应回路设备+交换机+网络组别号（A或B组），举例：“220kV石利2535线路过程层交换机A组”，“1号主变过程层交换机B组”，“220kV过程层中心交换机B组”。7.2.2.5 屏柜

1、台帐建立原则：线路保护测控二次屏柜、交换机屏柜按柜面建立台帐，纳入屏柜单元；

2、命名规范：线路、断路器或主变名称编号+保护测控屏+（组别号），举例：“1号主变保护测控屏A”，“1号主变本体智能终端柜”，“石利2535线路保护测控屏B”。7.2.3 在线监测设备

7.2.3.1 智能电子设备（IED）

1、台帐建立原则：在线监测智能电子设备（IED）根据其监视的一次设备分类按套建立台帐，纳入在线监测单元；

2、命名规范：监测的一次设备类型+在线监测对象（如断路器状态、SF6状态、局部放电、主变油色谱、避雷器状态等）+在线监测+编号（第几套，唯一套则省略）+IED，举例：“220kV断路器状态在线监测第1套IED”，“1号主变油色谱在线监测IED”，“220kV组合电器SF6状态在线监测第5套IED”，“110kV出线避雷器状态在线监测第10套IED”。7.2.3.2 在线监测监控后台主机

1、台帐建立原则：在线监测监控后台主机按套建立台帐，纳入在线监测单元；

江苏省电力公司文件 篇7

近年来,电网规模不断发展壮大,智能电网、特高压等新技术不断发展,电网调度的可靠性和连续性要求日益提高,调度业务内容不断扩充、管理职能明显增加,承担安全、优质供电服务的安全责任显著增强。江苏电力调控中心牵头负责,按照国家电网公司智能电网调度控制系统建设框架及总体设计要求,结合江苏电网的特点及各地区实际需求,以全面提升驾驭电网调控能力、提高优化资源配置能力、适应智能电网发展要求为目标,研究基于云技术的区域调控技术支撑体系,开展宁镇区域、锡常区域、扬泰区域、通盐区域、淮宿区域、徐连区域、苏州区域互备智能电网调度控制系统专项建设工程。该系统通过支撑平台实现地调、县调一体化运行模式,模型、数据、画面的源端维护与系统共享,具备电网运行稳态监视、网络分析与状态估计、综合智能分析与告警、二次设备在线监测等功能。

除了具备常规调度自动化系统的全部功能外,区域互备是扬泰区域互备智能电网调度控制系统的最大特色,在全国属于首创。