时间：2024-01-16 16:16:06
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（一）规划和市场两种手段在优化电力工业布局和结构方面发挥的作用不够充分
从资源禀赋看，我国电源布局将形成北部以火电为主、西南部以水电为主、东南部以核电和天然气发电为主的格局，每个区域均伴有适量的新能源发电。随着区域电力市场的形成、发电侧竞争和开放大用户选择权，发电企业将加快以大代小（以大机组替代小机组）的步伐，市场竞争带来的压力，将在优化电源布局和电源结构方面起基础作用。电力作为沉没成本较高的长期投资，在优化电源布局和电源结构方面还必须借助规划的力量。投资体制改革以后，规划在电力工业布局和结构优化中的作用越来越重要，国家应该尽早制定电力工业布局和结构调整规划，把电力项目是否列入规划作为核准的必备条件之一。
（二）电网在节约发电资源和实现资源优化配置方面的作用有待加强
我国地域辽阔，一次能源分布和需求负荷极不平衡。我国的煤炭资源虽然储藏量丰富，但主要集中在西北部和华北北部，而用电负荷主要集中在东部沿海地区；我国适宜建水电的地方大部分在西南地区。应通过电网建设调整布局，使电力资源得到最大优化。因此，西电东送和大型电站群的电力输送将是我国电力工业长期面临的问题，远距离大容量输电和受端高密度受电是必然趋势。目前，我国电网的主网架大部分是以500千伏电压等级为主，线损率达7．71％，输配电煤耗为25克／千瓦时。随着西电东送规模和电网负荷密度的不断扩大，土地资源也将成为电网建设的重要制约因素。这些都要求我国根据一次能源分布和负荷预测，大力调整东部沿海地区的电源结构，优化电网布局，以降低输电损失，提高输电效率。
（三）优先利用水电资源的政策不够明确
我国的水电占装机容量的25％和总发电量的15％，与世界发达国家相比还有很大差距。我国水能资源丰富，有近7亿千瓦的蕴藏量、5亿千瓦的技术可开发量、4亿千瓦的经济可开发量，现仅开发了1亿千瓦。而按照目前的政策，优先利用水电资源无法得到保证，部分水电资源被浪费。
（四）可再生能源发电的政策不够完善
我国具有丰富的太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源资源，开发利用前景广阔。大力推广应用太阳能、风能，提高新能源在能源结构中的比重，是可持续发展的必然选择。我国陆地上可开发利用的风能资源总量为2．53亿千瓦，海上可开发利用的风能资源总量为陆地上的2倍～3倍，可利用风能资源总量约为10亿千瓦。目前，我国正在制定有关政策，计划到2020年使可再生能源在全部能源供应中的比例达到10％，其中风电装机容量将由目前的56万千瓦提高至2000万千瓦。但在目前的经济技术条件下，可再生能源成本比常规热电（主要是燃烧煤炭）技术成本高，只有通过政府补贴和优惠的电价措施，可再生能源发电才能与煤电竞争。2003年的电价改革方案明确提出，可再生能源发电不参与市场竞争，允许可再生能源电量优先上网。但由于政策不完善，电力部门没有把新能源发电视为我国可再生能源的一个重要方面军。
（五）电力工业混合所有制经济发展比较缓慢
从20世纪80年代开始，电力工业推行集资办电，吸引了大量非中央政府的投资主体，形成了一批独立发电厂商，改变了中央独占发电市场的格局，改善了投资来源单一、投资不足的问题，推动了电力工业的快速发展。虽然电力工业投资出现了外资、民营资本、股份制等其他资本种类，但仍然以国有资本为主体，非国有资本难以进入。多元投资主体兴办输电和配电网，特别是超高压电网尚未突破，非国有资本以参股等方式进入输电、配电等垄断领域的渠道不畅。
二、对策建议
（一）统筹考虑各地区、各类电源的布局规划
根据我国水力、煤炭、天然气、风力等一次能源资源分布和沿海地区利用国际资源的条件，结合区域经济发展和电力需求增长态势，做好全国和区域相结合的电力工业规划和布局，把各省（区）、市的电力工业纳入全国的统一规划和布局。重点开发西南水电基地，山西、陕西和内蒙古西部煤电基地，以及西北水火电基地等，形成通过北、中、南三大通道向长三角、珠三角和环渤海地区送电的格局，促进地区经济协调发展。
（二）加快西部和西南部水电基地建设，减轻电力对煤炭的依赖
积极推进水电流域梯级综合开发，全面开发建设黄河上游、金沙江、雅砻江、大渡河和澜沧江等水电基地，优先开发调节性能好的大中型水电站，因地制宜开发中小型水电站，在水资源缺乏地区因地制宜发展抽水蓄能电站。要从全电力行业和社会经济发展的角度，综合考虑和研究水电开发强度，合理评价抽水蓄能电站的经济效益，充分认识抽水蓄能电站的填谷、调峰、调频、调相、事故备用的作用，更加注重生态问题。
（三）加大西部和北部大型煤电基地的开发建设，减轻对运输与东部环境的压力，促进西部地区的经济发展
煤电应立足于优化结构，节约资源，重视环保，提高技术经济水平。鼓励建设超临界、超超临界大容量机组，在大电网覆盖范围内，新建燃煤机组的单机容量一般要在60万千瓦及以上，调峰能力均要达到50％以上。积极开发大型煤电基地并初步形成规模。适当建设负荷中心电厂和路口、港口电厂，提高受端电网安全稳定性和接受西电东送能力。在缺水地区，推广空冷机组等节水型机组建设。
（四）进一步重视和鼓励发展热电联产，赋予热电联产发电优先上网权，提高能源综合利用效率
加大中小燃煤热电联供和凝汽式火电厂的改造，将它们改造成为利用天然气的燃气蒸汽联合循环热电联供或热电冷三联供的电厂。通过优先上网，鼓励城市负荷中心的电力大用户，自建自备分布式天然气热电冷三联供装置，改变工业锅炉不发电、火电厂不供热的状况。
（五）通过大力发展天然气发电和核电，率先改变东部沿海地区煤电比重过高的格局
长三角、珠三角和环渤海地区，是我国经济发达地区，集中了全国人口的55％，GDP的75％，工业产值的85％和进出口的95％，电力需求的70％。解决上述地区能源资源缺乏的矛盾，要充分利用国内和国外两个市场，两种资源和发挥本地区地理和经济的优势，除了接受西部电力外，还要结合国家西气东输和进口液化天然气（LNG）、管道天然气等工程的开发建设，大力发展天然气发电和核电，减少煤电比重。
在市场经济的大潮中，电力营销是供电企业的重要任务。只有做好电力营销，开拓电力市场，才能促进供电企业的壮大发展，才能满足人民生产生活的用电需求，才能保证社会经济的快速发展。因此，必须从实际出发，做好电力营销管理工作。
1 供电企业电力营销管理工作的现状
电力是国民经济的支柱产业，其营销管理自有一套自己的规章制度，但是随着社会的发展和经济环境的变化，电力营销管理工作出现很多不合时宜的问题，主要表现为：
1.1 营销管理意识淡薄
在计划经济时代，电力企业在国家的统一管理之下，甚少涉及市场营销行为。随着市场经济的发展，电力企业的生产经营活动必须服从和服务于市场营销的需求，但是，很多人的思想还受传统经济模式的影响，对市场营销管理工作认识不够，没有看到营销管理的重要性，导致供电服务差、服务体系不健全，从而束缚了电力销售的发展。市场营销管理意识淡薄导致了电力企业不能掌握市场需求，市场竞争力弱，处于劣势。这对供电企业的发展壮大、国民经济的健康发展都造成了一定的影响。
1.2 营销管理信息化水平不高
信息技术的迅猛发展，也带动了营销管理的发展，但是目前供电企业的营销管理信息化水平不高，主要表现为两点：一是营销管理机制不适应信息化发展。目前电力企业的业务流程都是在传统用电体制下制定的方针政策，环节多、程序复杂，多是人工操作，不符合电力营销信息化建设要求。还有一些客户的资料不全、档案缺失，无法弥补，导致不能进行信息共享，也不能进行标准化、统一化的处理。二是电力营销管理信息系统存在很大的安全风险。比如技术风险，即系统设计上存在漏洞，容易被入侵更改数据，造成费用统计出现错误；比如误操作风险，即失误操作下产生的系统事故，造成电费误算等；再比如违规操作风险，即工作人员利用职务之便违规更改数据，造成企业的损失。
1.3 营销调查不合理
现阶段电力销售业务使用计算机技术的水平较低，很多时候还是纯手工操作，这就导致了电力营销调查出现不合理、不科学的状况，在片面的统计基础上进行决策，非常容易造成失误，形成无可挽回的损失。
1.4 营销管理面临的困难
（1）电费回收难。一些用户会因为种种原因不能及时缴纳电费，如忘记缴费、没钱缴费等，供电企业追缴电费耗费人力、物力，却不能取得较好的回报，导致企业的资金周转出现问题，不利于企业的发展。
（2）居民用电市场开拓难。由于电费成本高、服务体系不健全以及新能源的推广，居民生活中对于天然气、太阳能使用较多，对电的使用量逐渐减少，一般都是家用电器在耗电，没有新增的用电需求，可以说，居民用电市场开拓比较难。
（3）农村供电系统问题较大。一是企业对供电员工管理不到位。很多农村供电人员是临时工，不签订合同，流动性强，因此，供电企业对员工管理力度不够，人员素质参差不齐、鱼目混珠，造成电力运行质量没有保障，容易出现故障。二是农村电工队伍素质急需提高。农村电工人员很多是临时工作人员，专业知识水平差，也没有经过系统的培训，职业素质不高，不仅影响了个人的人身安全，而且也不利于供电系统的平稳运行。因此，应该加强管理，提高农村电工队伍的整体素质。
2 供电企业电力营销管理工作的具体建议
针对供电企业营销管理中存在问题，我们必须加以重视，研究探讨，寻找可行的具体策略，我认为，可以从以下几个方面着手：
2.1 更新观念，建立新型的营销管理体系
首先，必须要确立新型的营销管理理念，增强市场营销意识。加大宣传力度，让供电企业全体人员都要树立市场营销观念，强调市场需求是企业发展的动力，让大家都重视市场营销管理工作，并在各项工作上加以落实。其次，建立以市场为导向的新型营销管理体系。加强对市场需求的研究，搞好市场调查和市场预测，针对市场变化及时调整营销策略，以为客户服务为中心，建立新型的市场营销管理体制。再次，强化营销策略的贯彻落实。利用目前城乡电网改造的大好时机，加大资金投入，解决供配电网络的技术问题，建立高效可靠的电力网络，再加上各方面的配合，积极实现企业的营销目标。
2.2 完善信息系统，提高电力营销管理信息化水平
信息化建设是电力营销管理的必然趋势，要想提高信息化水平，要做到三点：一是摸清信息系统的问题并提出防范措施。加强调查研究的力度，对电力营销信息系统中存在的问题进行摸底，做到心中有数，针对这些问题提出具体的防范措施。二是建立风险预警机制。针对电力信息系统存在的安全风险，要建立专门的机构和人员进行管理，不管是技术风险还是人为造成的风险，都要实时监控，及时预警。三是开展事故演练。针对可能出现的事故进行模拟演练，如系统瘫痪、人为错误操作等，提高应对能力和抗风险能力。
2.3 提供优质服务，协调好公共关系
首先，要为用户提供优质服务。这是企业健康发展的重要因素，因此，一是科学预测用户需求。在调查实践的基础上对用户的用电需求进行准确预测，进而提早做出准备。二是规范服务流程。对用电报装工作流程加以规范，让用户清楚程序，简洁方便地享受优质服务。三是建设高水平的营销队伍。提高营销管理人员的业务水平和综合素质，用一流的团队、一流的服务赢得市场。四是推出多元缴费方式，提高缴费效率。用户对缴费难颇有微词，企业要想客户所想，推行多种缴费方式，让用户顺利缴费。
其次，协调好市场营销中的公共关系。即处理好政府、客户的关系，与他们进行及时有效的沟通，相互配合，合作共赢，推动社会经济的快速发展。
2.4 切实解决各种困难
对于开拓居民用电市场，可以出台优惠政策，刺激消费或是寻找新的利润点，提高居民用电量；对于电费回收难问题，可以采用“先付费后用电”的手段或者是法律手段维护企业的正当利益；对于农村供电系统存在的问题，一方面加强合同管理，加强对供电人员的管理，提高员工的积极性和主动性；另一方面，加大培训力度，提高农村供电人员的业务素质，让他们明白电力工作的重要性，对突发事件和意外事件能有基本的应变能力，打造一支高素质的农村电工队伍，为农村供电系统的正常运行奠定坚实的基础。
综上所述，供电企业电力营销管理虽然存在一些问题，但是也面临非常好的发展机会，可以说是机遇与挑战并存。因此，我们必须要更新观念，树立市场营销意识，建立健全市场营销管理体系，用优质的服务赢得市场，赢得用户的心，进而达到企业与用户合作双赢的目的。
参考文献：
1.2电费收缴工作不理想。部分电费收缴人员的能力和责任心不足，导致电费收缴不及时。有的用户处于各种原因，不能及时的清缴自己所欠的电费。部分临时性用户和季节性排灌用户的增多，给电费收缴带来极大难度。受一些地方政府政策的突然变动或某些突发性事件的影响，电费难以全部及时回收。
1.3供电合同管理不科学。供电合同管理的人员、环节较多，未安排专人对其负责，人员的频繁变动导致没有统一供电合同管理的标准。并且，供电合同涉及基本上全部的用电户，广泛存在着重电子、轻书面；重城市、轻农村；重高压、轻低压等现象。此外，主管部门管理上的缺失导致合同把关不严、签订流程不规范、纪委安监法律等部门并没有充分参与其中。
1.4农电队伍建设落后。不少农电人员的素质不高、年龄较大、文化程度达不到要求，难以掌握各种新技术、新设备。同时，管理模式太陈旧，个人薪酬待遇无法起到有效的激励作用，导致农电队伍中普遍存在的消极怠工的情绪。
1.5线损管理存在漏洞。有的在关口抄表上存在因天气恶劣而不及时抄表现象，或者为完成线损指标，刻意调整关口电量或少抄关口电量现象。有的因计量设备不合理导致电表发生跳吗或不走字，或者低压动力表超过使用年限。部分企业技术降损与管理降损、一线岗位和管理岗位等存在脱节现象，导致同线损管理相关的各个部门间的工作不能有效配合，或者因绩效考核方式不科学，降低了线损管理员的工作积极性。
1.6信息管理系统建设不完善。当前，很多供电企业所采用的信息管理系统因建设上的不完善，导致其面临着很多风险，如技术设计上的不科学导致系统不稳定、易于被黑客非法进入攻击、电费统计出现遗漏或重复等。有时系统操作人员还会发生因个人误操作带来的电费误算等错误。此外，部分内部人员出于自身利益有可能凭借工作之便侵入系统，对某些重要系统数据进行肆意更改。
1.7供电服务难点问题较为突出。由于“一户一表”的推广，导致缴费难成为了当前社会一个突出的问题，另外，如果突发性自然灾害或者用电高峰期，导致电路出现故障几率增大，降低了用户对供电服务的好评度。
2.改善我国供电企业电力营销管理现状的对策
面对我国供电企业电力营销管理中存在的问题，我们必须针对性的采取各种措施，才能不断推动我国供电企业供电服务水平的不断提高。
2.1创新电力营销服务理念。供电企业的核心是实现电力产品更好的销售，为广大用户提供更好更方便的电力服务，而这离不开电力营销的有力支持。我国供电企业必须紧抓市场发展脉搏，以效益实现为准绳，以政策法规为依据，将竞争、市场、服务等理念贯穿于电力产品的生产销售全过程，树立起以市场为导向的电力产品销售机制。做好客户需求的调查分析工作，实现客户与产品的对接，加强营销体制管理，促进电力营销管理向着信息化、扁平化、标准化、集约化、专业化方向迈进。落实以人为本的营销理念，变被动营销为主动营销，真正从用户角度看待自身的服务问题。
2.2加强电力营销人员素质能力培养。供电企业应高度重视电力营销人员素质能力的培养，练好提升服务水平的“内功”。应积极引进学历层次较高、受过专业培训的各类专业性营销人才，加钱营销队伍的人力资源水平。建立行之有效的岗位能力培训制度，采取“引进来走出去”的政策，为营销人员提供各种可以提升自身能力水平的机会。加强思想政治理论、爱岗敬业等方面的教育，提升营销人员总体道德水平。倡导市场化用人机制，面向市场招贤纳士，促进营销队伍人员的合理流动。积极引入各种方面的人才，如法律、策划、经营等都是电力营销队伍建设所必须重点关注的人才招聘领域。
2.3挖掘电力消费市场深度潜力。应加大电力产品在清洁环保方面的宣传力度，并以此为切入点占领能源市场的发展前沿。主动践行国家可持续发展的方针政策，加大用能结构调整力度，积极引导电力市场的发展方向。推进城乡电网改造，促进自身供电服务水平的不断提高。减少供电服务的中间环节，努力实现供电、抄表、收费、服务等程序同用电户间的无缝对接，扎实减少居民用电额外负担。稳步推进能源替代工程，鼓励各类供电企业积极参与到能源市场化竞争中，大力推广各类节能减排、清洁环保技术设备的利用。
2.4扎实提升电力服务总体水平。供电企业必须始终以满足广大用户的用电需求作为衡量电力营销管理效果的准绳，不断创新电力服务功能、简化服务流程，促进电力服务工作朝着优质高效方向发展。必须在电力营销管理中推行服务理念，并将其体现在电力生产经营的全过程中，使其成为企业全体员工的共识，成为企业形象展示、企业文化孕育所不可或缺的内容。应积极提倡供电企业和用户间建立起合作共赢关系，时刻将用户满意度作为衡量企业服务水平的唯一准则，推行新型绩效考核机制，将服务水平同员工的切身利益等挂钩，从而提升企业员工积极参与电力营销的主动性和积极性。
二、供电企业电力营销管理存在问题
1.市场营销观念淡薄
电力营销应当是供电企业的核心业务，供电企业的生产与经营也必须要服从与市场的需求，而就现状而言，不少供电企业存在着重生产轻营销的概念，没有形成以市场为导向、以用户为中心的销售理念。电力产品的销售困难重重，供电服务的质量较差，无法满足电力市场增加的需求，导致电力企业在市场竞争当中处于劣势。营销管理机制不健全，由于供电公司一般采取职能式的组织结构，其营销管理也基本基于职能结构的框架之中，采用传统的营销体制模式，对电力营销环境的变化反应较为迟缓，无法及时掌握市场，满足客户的动态需求。
2.供电服务难点问题突出
首先，随着太阳能、天然气等可替代清洁能源涌入居民家庭，使得供电市场竞争加剧，直接导致供电企业市场占有率逐年下滑。而我国供电产品的设计、策略、销售等手段没有应对市场及时改变，无法适应现代消费者的需求。其次，供电企业的电费收缴工作不理想，一些电费收缴人员由于责任心与能力欠缺，导致电费收缴工作不及时；部分用户因各种原因，无法及时缴清所欠的电费，而一些临时性用户以及季节性排灌用户的增多，使得电费收缴的难度变得更大；另外由于受到地方政府政策以及一些突发性事件影响，供电公司难以及时回收电费。此外，供电合同管理不科学，人员的频繁变动以及环节的复杂性使得供电合同管理无法统一标准；并且，供电合同广泛存在着重高压、轻低压；重城市、轻农村；重电子、轻书面的现象。
3.营销管理信息系统不完善
由于受到垄断思维以及计划经济体制的影响，，供电企业普遍没有建立起有效的供电企业电力营销管理信息系统，而一些企业所建立的电力营销管理信息系统因建设上的不完善，导致面临很大的运营风险，例如容易被被黑客非法进入与攻击、技术设计不科学使得系统运行不稳定、电费统计重复或者遗漏等。此外由于操作人员本身的操作失误以及内部违规操作等风险行为也大有存在。信息系统的不完善导致供电企业的工作量更为繁琐，浪费了巨大的人力财力和物力，并且也影响了供电公司对电力市场营销环境变化的分析与反馈，导致电力营销工作无法全面高效开展。
三、改善我国供电企业电力营销管理的对策
1.创新电力营销服务理念
供电企业营销的核心是促进实现更广阔的电力市场，为用户提供更便捷的电力服务。我国的供电企业必须紧跟市场发展与变化，尽快建立以市场为导向的新型营销管理模式，用高效、便捷的的服务，为客户提供经济、可靠、安全的电力产品。供电企业应当将服务、市场、竞争等理念贯穿于电力产品生产与销售整体环节，做好客户需求的调查与分析，努力实现产品与客户的对接。同时需加强营销体制的管理，促进供电企业电力营销管理向标准化、扁平化、专业化、信息化方向不断发展。此外需建立起以人为本的营销理念，进行主动营销，真正从用户与市场的角度出发，完善自身的产品与服务。
2.挖掘电力消费市场潜力，提升电力服务水平
电力营销作为供电企业的核心业务决定了电力营销管理的重要性[1]。伴随着供电企业内外环境的不断变化，供电企业的电力营销管理所面临的问题呈多元化与复杂化的发展趋势。正是从这个层面出发，有必要对供电企业电力营销管理的现状进行分析，进而确定提高供电企业电力营销管理水平的建议，推动供电企业的发展。
1.电力营销与电力商品概述
电力营销指的是在电力市场中，供电企业以外部环境变化为基础，坚持以电力用户需求作为管理重点，让电力用户得到符合可靠性、 持续性以及安全性等要求的电力产品的同时，为电力用户提供满意的服务。对于电力企业来说，电力商品的特殊性主要体现在其所具有的无形性、非储存性、公用性以及计量特殊性等方面[2]。电力产品的无形性主要表现在电力产品只能通过电压以及波形等相关指标来衡量与表现;电力产品的非储存性指的是其自身的产、供、销需要依靠电力输送网络才能实现，电网是电力输送的必要载体;电力商品的公用性强调的是该商品是作为社会经济发展的基本经济保障存在的，如果出现供电故障会导致对社会经济生活各个方面的负面影响;电力商品的计量特殊性则表现在电力商品需要使用电度表来明确计量交易数量[3]。
2.供电企业电力营销管理的现状分析
供电企业所面临的内外环境有一定的区别，这就决定了在具体的电力营销管理中所面临的问题不是单一的。从现有的供电企业电力营销管理的情况来看，常见的问题主要有以下内容：
2.1人员队伍素质亟待提高
供电企业电力营销管理水平的高低与企业的人员队伍素质有着密切的联系。从现有的供电企业的现状来看，在电力营销管理人员队伍建设方面存着良莠不齐的情况。这与供电企业人员结构不合理有着密切的关系，存在着素质较低的管理人员，加之不同人员之间在学历以及专业技能等方面存在的差距，导致管理队伍还无法有效的发挥应有的作用。表现在由于管理人员年龄较大，学历与专业技能偏低，无法有效的发挥新设备与新技术在电力营销管理中的作用。
2.2居民用电市场发展存在问题
我国居民用电市场发展存在的一些问题也给供电企业的电力营销管理带来了负面的影响。电力商品在发展中要面临天然气、太阳能等能源的竞争。而现有的居民用电市场受供电产品创新低以及设计营销手段方式缺乏灵活性等弊端的影响，在提高市场占有率方面还存在一定的问题。
2.3电力营销管理中对线损管理的关注力度较低
供电企业电力营销管理水平的高低与企业的线损管理也有一定的关系。从供电企业现有的情况来看，一些抄表人员由于工作不负责，导致线损管理水平不高。一些供电企业自身在经营管理中对线损管理的关注力度也较低，使得线损管理方面的问题影响了电力营销管理水平的提升。
2.4电费回收管理方面存在问题
电费回收水平不高也会给供电企业的电力营销管理带来负面的影响。从现有供电企业的实际情况来看，普遍存在着电费拖欠的情况，严重的甚至影响了供电企业正常的经营管理[4]。供电企业目前经常采用的是限电或者停电的方法来处理电费回收方面的问题，这类方法应用的弊端是会给一些资金周转紧张的企业带来不良的影响，甚至是致命的，加快了企业的破产速度，因而给电力营销管理带来不良的影响。
2.5电力营销实施亟待改进
供电企业电力营销管理水平的高低与电力营销实施也有着密切的联系。从现有的供电企业的实际情况来看，企业在电力营销实施方面存在不足的原因较多，主要包括电力营销实施理念、电力营销信息管理系统以及供电服务等方面存在问题。简而言之，不同的供电企业在不同阶段导致电力营销存在问题的原因是多方面的，企业有必要针对具体情况进行具体分析。
3.提高供电企业电力营销管理的建议
结合上文对供电企业电力营销管理现状的分析，本文确定以下提高供电企业电力营销管理水平的建议：
3.1优化人员队伍建设
供电企业结合自身人员队伍建设的实际情况，确定合理的优化人员队伍建设的策略。如可以通过培训与优化绩效考核的方式来提高电力营销管理人员队伍建设。通过培训与培训考核结合的方式，提高营销管理人员对新技术与新设备的运用能力，进而有效的发挥这些新技术与新设备的作用，推动企业电力营销管理水平的提高。
3.2推动居民用电市场的发展
供电企业应结合自身的实际情况，制定灵活性的管理策略来推动居民用电市场的发展。企业可以通过灵活的营销策略来提高居民的用电消费，如消费积分回赠物品等方式的应用[5]。供电企业还应提高对可替代能源的关注，如通过电热水器以及蓄热电锅炉的宣传来提供与太阳能热水器以及燃油燃气燃煤锅炉的竞争能力等等。
3.3优化电力营销管理中的线损管理
供电企业在优化电力营销管理中的线损管理方面主要应关注三个要点。一是要明确员工的工作责任，发挥绩效考核管理所具有的积极作用;二是通过电能量计量管理系统的有效应用，发挥过程管理所具有的优势作用，完成分区、分压以及各变电站母线等电量的平衡分析。三是通过降损硬平台作用的发挥，加快三高台区改造与后续管理;除此以外，还应严格抄表日程管理，消除因为抄表时间差而存在的线损波动等等。
3.4提高电费回收管理水平
供电企业应结合自身的实际情况，通过电费回收考核制度、技术手段、法律手段以及电费风险防范机制的应用来提高电费回收管理水平。以技术手段为例，可以通过IC卡装置的推广，对新增、新装用户以及交费不积极的用户采用预付费装置，避免欠费问题的出现。又如针对季节性的排灌用电以及临时性用电户，可以应用先收取电费的办法避免用户欠费[6]。
3.5提高电力营销实施水平
供电企业针对自身在电力营销实施方面的实际情况，分析存在的不足，针对这些不足确定合理的优化策略，进而确保企业电力营销实施水平的提高。如供电企业可以通过营销体制的优化来提高电力营销实施水平，以市场需求为基础设置营销机构，将企业的用电管理机构改变成为电力营销机构，将职能确定市场策划与开发、需求预测与管理、业务发展与决策以及电费电价等各个方面，全面开展电力的服务工作，进而提高企业电力营销的实施效果。
4.结束语
简而言之，供电企业在现有的市场环境下，有着良好的发展前景，在电力营销管理方面也会面临着挑战。这就决定了供电企业应结合自身内外环境的实际情况，针对企业在电力营销管理中的实际情况，确定合理的电力营销管理策略，进而实现对供电企业电力营销管理的持续性提高，推动供电企业的发展。
参考文献：
[1]陈少先.浅谈供电企业的电力营销管理总体策略[J].黑龙江科学，2014，（2）：246-97.
[2]张海容.加强供电企业电力营销管理的方法[J].黑龙江科学，2013，（11）：206.
[3]雷国盛.供电企业电力营销风险及管控探讨[J].企业改革与管理， 2014， （4）：104.
一、当前电力营销工作的现状
（一）居民用电市场开拓难。当前，居民用电市场有着巨大的发展机遇，也面临着严峻的挑战。可替代能源与电能竞争加剧，特别是天然气、太阳能等逐步进入居民家庭。如何迎接挑战，提高市场占有率，已成为当前电力营销的重中之重。目前，居民用电市场开拓不足主要表现在对市场不敏感，供电产品多年不变，产品的策划、设计、销售手段远远落后于能源市场的发展及消费者的需求。同时，国家能源政策及现行能源管理体制也在一定程度上制约了电力市场的进一步拓展。
（二）电费回收工作面临较大的压力。一是由于收费人员收费不力和责任心不强，容易产生用户欠费。二是用户资金周转困难时，容易产生用户欠费。三是季节性排灌用电、临时性用电户，容易产生用户欠费。四是“五小”企业及一些私营企业，由于政策性的调控、政府强制关停或出现突发事件，容易产生用户欠费。五是法律的漏洞及用户交费意识淡薄，容易产生用户欠费。
（三）供电合同管理的现状。一是从事供用电合同管理工作的环节及人员多，没有专职的合同签定人员，并且人员变动频繁，合同签定工作标准难以统一，工作质量不高。二是由于供用电合同涉及到所有用电客户，签约数量巨大，在一定程度上存在重修签率、轻修签质量；重高压合同、轻低压合同；重城市、轻农村；重电子签约、轻书面签约的现象。三是修签流程不够规范，相关部门管理缺位。在合同修签时仅由营销部门负责把关，企业法律顾问、安监、纪委等部门没有参与进来。
（四）农电工队伍管理急需加强。一是人员结构不够合理，部分综合素质不高，部分年龄偏大，文化程度普遍不高，对新设备、新技术的应用不适应。二是管理模式比较陈旧。由于工资、奖金的差额较大，造成了少数农电工心理不平衡，容易产生消极思想，影响了工作积极性的提高和农电工队伍的稳定。
（五）线损管理存在的问题及不足。一是关口抄表纪律问题，存在着不按时抄表的现象，特别是恶劣天气下情况更严重；部分单位为了完成线损指标，采取少抄关口电量，或通过调整关口电量的办法来完成任务指标。二是计量问题，部分计量设备产品质量不合格，导致电能表不走字、跳码；低压动力表超期服役现象严重。三是素质问题，新型表轮显内容多、投放快、培训少，造成错抄现象较多。四是线损管理的组织结构不合理；管理岗位与一线生产岗位脱节，管理降损与技术降损脱节，营销、稽查、计量、生产、调度等线损关联部门信息及管理脱节。五是线损管理的绩效考核，存在重指标考核、轻计划管理、轻统计分析、轻机制创新的现象，线损管理专工在某种程度上仅发挥了线损统计员的作用。
（六）电力营销信息管理系统存在风险和不足。目前电力营销信息管理系统存在四大安全风险：一是技术风险，由于电力营销信息管理系统设计上有一定缺陷，造成系统不稳定或不安全漏洞较多，如非法用户或电脑黑客可轻易地入侵系统、电费统计有时会出现重复或遗漏等；二是误操作风险，误操作风险主要指系统维护和操作人员无意识的误操作带来的风险，如电价标准修改时因出错而造成的电费误算；三是违规操作风险，违规操作风险主要指个别系统维护和操作人员可能利用工作之便，采用隐蔽的技术手段，蓄意对某些重要数据进行更改而造成的风险。
（七）供电服务存在的热点、难点问题。一是缴费难。最近几年来，由于“一户一表”改造及新装用户增加，用电客户数量增长过快，供电营业网点不足，满足不了客户缴费的需要，排队缴费的现象在部分营业厅还继续存在。不少客户对一些新的缴费方式（如网上缴费、电费冲值卡等）还不能很快接受，仍习惯于到营业窗口缴纳现金。缴费难的问题从另外一个角度来看主要是所设计的缴费方式还没有真正从便民角度考虑，方式尽管多，但方便的少。二是故障抢修问题。用电高峰时期，故障点多，故障大，特别是遇有雷电大风天气时，在短时间内出现抢修速度不能满足客户需求。
二、建议及对策
（一）关于居民用电市场开拓的建议及对策。一是采取灵活的销售策略，刺激居民用电消费，如采取消费积分方式，对达到一定积分的客户赠送礼品，维护客户的忠诚度。二是加大用电知识宣传，倡导用电新观念。开展居民生活用电知识宣传，用传播科学知识的方法引导和促进电力消费。开展电能示范小区的建设，邀请客户代表参观示范家庭的用电情况，帮助客户了解和树立现代、时尚的生活观念，追求更高层次的生活品质。三是积极开展市场分析，应对可替代能源的竞争。加大对可替代能源的研究和分析，抓住天然气管道还未大范围铺设的时机，积极抢占家庭炊事能源市场。大力宣传电热水器、蓄热电锅炉的优势，应对太阳能热水器、燃油燃气燃煤锅炉的推广。
（二）关于加强电费回收管理的建议及对策。一是加大电费回收考核力度，严格落实《电费回收考核办法》，确保电费回收。二是采用技术手段，确保电费回收，积极推广IC卡装置，对新增、新装用户、老户启用、交费不积极的用户推行预付费装置，避免用户发生欠费，从而降低电费回收风险。三是运用法律手段，利用法律的武器对恶意的欠费用户进行催收，确保电费回收。四是建立电费风险防范机制，确保电费按时回收。针对季节性排灌用电、临时性用电户，采取预收电费的办法防止用户欠费。五是及时向政府有关部门汇报电费回收工作的困难，积极争取地方政府的支持，确保电费回收工作顺利进行。
中图分类号：TM755 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）06（a）-0100-02
当前影响供电企业生产运营的关键就在于供电企业配电线路的运营状况。因此解决供电企业配电线路的维护质量问题和检修水平发展问题，是供电企业生产运营的前提。针对配电线路状态检修技术进行有效管理将是提高供电企业生产效能的重要举措。
1 供电企业配电线路检修技术管理现状
伴随着我国电力系统电网建设的不断推进，电力系统网络也不断在扩大，电网线路中的配电线路及线路设备运行水平也正不断进步。当前用电环境下，用户对供电服务的质量要求和稳定性需求也大为提升。但在当前供电企业配电线路检修技术管理发展的同时，受到检修方式和诊断技术的发展局限，供电企业当前的配电线路检修往往是到期必修的检修模式，存在很大程度的人员和物力浪费，属于相对粗放的运营模式，缺乏科学的管理指导。因此需要有针对性地对配电线路状态检修技术管理提供科学指导。
2 当前配电线路状态检修技术管理上存在的问题
2.1 缺乏高效有序的状态维修计划
通过对供电企业自身投入配电线路状态检修的作业实际来看，执行作业的效果不佳。其中主要原因是供电企业的作业操作人员和管理者由于长期处于过去定期检修方式下的管理和处理事故以及从事检修任务安排的思维模式，产生了工作定式，往往这种固有的工作指挥方式和执行方式与当前的状态维修作业要求相互背离，不符合状态维修作业发展的需求。
2.2 缺乏有效的状态维修技术管理和设备管理措施
实现配电线路状态检修，需要在配电线路状态维修的具体作业中实现高效的状态维修技术管理和设备管理。这在一定程度上是因为配电线路状态检修在保证线路状态维修效率和安全性上，需要统一管理和全面维护设备来保障精确性和安全性。而当前正是在实际的检修任务作业中缺乏这一方面的设备管理；同时对配电线路状态维修的技术管理又缺乏高效严谨的技术管理措施，存在一定的管理漏洞，产生对配电线路状态维修的影响。
2.3 缺乏有效的配电线路状态检修质量管理措施
在当前，由于人员安全措施监督不到位、设备安全管理缺失、施工作业安全管理评估跟进不足、缺乏必要的质量管理监督等具体因素，影响到当前的配电线路状态检修的质量管理成效，导致施工作业存在一定隐患，检修任务作业难以取得预期效果。
2.4 缺乏重要检修目标管理
在进行配电线线路状态检修技术管理的过程中，缺乏针对状态检修过程中的重要检修目标的管理措施，特别是对例如检修作业操作中悬挂接地线管理这种直接影响作业安全和检修任务成功的重要检修目标，往往缺乏必要的重视，存在一定的管理缺失，因而影响到配电线路状态检修技术管理的整体成效[1]。
2.5 人员综合素质不高
当前的供电企业配电线路状态检修作业中，往往由于作业操作人员缺乏必要的综合素质，或者作业操作人员缺乏必要的操作技术，导致影响到供电企业配电线路状态检修作业各项工作的具体执行落实效果，从而影响到当前状态维修技术管理效果的实现。
3 发展配电线路状况检修的重要意义
当前供电企业的生产运营主要依赖于供电输配线路的运行状况，同时配电线路的运行质量也影响着基本社会生活秩序的稳定，对社会发展具有相当重要的意义。定期检修的方式需要耗费大量人员和物力，进行全面的盲目排查，往往是将很大一部分资源投入浪费在无需检修的部分线路上，导致维修过度。较之定期检修方式，实现供电企业配电线路状态检修能够有效降低检修成本，缩短检修周期能够保障线路运行安全性、经济性和稳定性，也能够及时有效应对突发性事故，降低事故发生频率，极大地提高了供电企业配电线路的检修效率[2]。
4 加强供电企业配电线路状态检修技术管理的有效措施
4.1 落实有效的状态检修计划
首先，需要加强检修计划安排的部署。从整体上把握好供电企业配电线路检修管理的任务部署。这一部分的工作主要是通过状态检修整体计划和机动计划完成。一方面强化对整体检修任务的统一管理和全面把握；另一方面是强化了对突况和紧急事故处理的应对能力。需要认真分析配电线路状态检修的精细化、标准化技术管理措施，实现真正能够提高供电作业安全性和可靠性的状态检修计划。因此，设计状态检修计划时，需要考虑保障运营、事故处理、安全保证等综合目标的实现。
4.2 实现高效的配电线路状态检修技术管理和设备管理
实现对配电线路状态检修任务作业中涉及的检修技术和相关设备进行高效有序的技术管理和设备管理。这一措施需要通过严格执行明确的技术管理措施，设立标准明细、责任明确的技术管理制度，形成固定的，有具体可行执行流程的管理模式，保证实现全面有序的技术管理措施。通过严格把控相关设备设施管理，设置设备管理监察机制，采取更全面更精准的设备仪器管理使用规范，严格人员的设备操作管理，并且实现对相关设备的先进技术检测和监测实现系统化设备管理措施。因此需要技术管理和设备管理两个方面相互辅助，来实现配电线路状态检修技术管理目标。
4.3 提高供电企业配电线路状态检修中的检修质量管理
实现提高配电线路状态检修的质量管理，需要完成对检修作业的设备材料进行必要的质量、技术检测，并且从采购到应用上，全面按照技术标准实现对材料和设备的监测，并且及时更换或者解决设备和材料的问题。另外，应全面监督施工执行落实情况，并且设立严格的施工质量和安全评估标准，进行必要的审核和验收，及时检查施工作业中的问题，对发现的技术缺陷或者施工过程中其他的问题，要及时进行纠正和问题排查、解决，减少施工线路缺陷，避免产生后期引发的技术问题。同时，强化必要的安全措施，加强安全管理，并且综合考虑影响因素，针对线路状况和实际作业情况做出一定的科学预测和评估，建立有效的事故预案，才能实现配电线路状态检修质量管理水平的提高[3]。
4.4 加强悬挂接地线等重要目标管理
悬挂接地线是保障线路安全和施工作业人员安全的重要措施，是需要施工作业人员按照相关的技术规范实行作业操作，注意在检修任务过程中避免安全事故发生，按照必要的安全操作和防护措施，采取悬挂接地线等安全管理的必要手段，重视安全施工目标，做好重要目标管理工作，从而避免事故发生，提高配电线路状态检修技术管理效果。
4.5 加强技术人员综合素质管理
必须配合技术人员综合素质管理的措施，实现对技术人员技术技能和安全操作能力的有效把握，提高技术人员的技术能力，积极应对配电线路状态检修作业中的技术要求和任务目标的处理，从而更好地来实现配电线路状态检修的技术管理。
5 结语
实现供电企业配电线路状态检修技术管理具有非常重要的意义，直接影响着配电线路的运营状况，因此需要加强配电线路状态检修的技术管理。通过人员管理、安全管理、设备管理等方面同技术管理措施相配合，采取有效措施来实现配电线路状态检修取得更好的成效，将有助于配电运营实现更加优质高效的生产效能。
参考文献
一、引言
（一）研究的背景和意义
县级供电企业在国民经济中发挥着重要作用。农村电力市场在电网经营中占据较大份额，县级供电企业经营面积覆盖国土面积的80%，县及县以下售电量占全国总售电量的近50%，全国农电工总人数约达到52万人。
县级供电企业的综合管理、安全管理、经营绩效是电网企业管理的主要组成部分，固定资产管理是综合管理的重要内容。全国县级供电企业的固定资产约达到6 000亿元，受传统管理思维习惯的影响，该部分固定资产的管理模式较为落后，存在多方面问题，越来越难以适应资产精细化管理的要求。
本文从实际出发，全面、详细地对县级供电企业的固定资产管理现状进行分析，透视其存在的问题，并在此基础上提出建议，以期有助于县级供电企业改善其固定资产管理模式，推动县级供电企业的健康发展，进而促进整个电网企业的快速成长。
（二）固定资产管理的内容
《潮州饶平供电局固定资产管理办法》中指出，固定资产管理包括固定资产增加管理、固定资产减少管理、固定资产变更管理以及固定资产日常管理。
二、县级供电企业固定资产管理存在的问题
县级供电企业与一般企业不同，在固定资产上具有资产规模大、价值高、资产结构和分类复杂、分布地域广泛、变动频繁、更新快等特点，而且资产的生命周期比较长，一项电力资产完整的生命周期历经规划、设计、建设、购置、运行、维护，直至退役报废，时间跨度大多在十几年甚至数十年以上。但是受传统管理思维习惯的影响，县级供电企业的固定资产管理一直采取基于职能部门分工的“条块化”、“分段式”的粗放、落后的管理模式，存在诸多问题，已严重阻碍到企业管理水平的提升，企业目标的实现以及资产保值增值、经济效益的提高。
（一）原始资料不完整、基础数据不健全
县级供电企业固定资产卡片的填写不完整、不规范，原始数据准确率较低。部分资产卡片存在“打包入账”情况，造成固定资产在分类、折旧年限上出现错误。以潮州饶平供电局为例，2009年仍未能根据工程结算书编制工程竣工决算报告，特别是交付使用资产明细表，在中介工程竣工决算审计中也未指明需编制决算报告，所以入账时需打包入账。在清产核资工作中，发现打包入账的固定资产，由于难度较大，潮州饶平供电局一直尚未做拆包处理，造成固定资产分类上的混乱，严重影响固定资产的分类管理。
（二）固定资产管理不到位、固定资产账卡物不符
县级供电企业的固定资产管理执行缺位，造成固定资产价值管理与实物管理脱节，固定资产实物的修理、技改、调拨、报废等信息反馈不准确、不及时，使得固定资产台账信息滞后，甚至与实物资产的现实状况不符。部分县级供电企业借用市一级供电企业的资产或者存在市一级供电企业甚至省级总公司的投资，将对应的固定资产制成卡片、计入自己的明细账中，造成重复入账的问题。
（三）固定资产管理信息化水平低下
县级供电企业的固定资产信息化管理普遍存在着一种现象：可用于固定资产管理的信息化系统偏少，已经使用的系统由于整体从业人员能力偏低而难以推广。
（四）固定资产存在闲置状况
县级供电企业固定资产投资决策中对投资的经济效益结果考虑的程度不够深入，固定资产实物使用保管部门在提出固定资产更新改造的需求时，并没有紧密联系需改造固定资产的实际状况，没有从切实提高固定资产的利用效率出发，再加上很少重视基建成本的控制，盲目追求大而全，所以造成部分新投入或者新改造的固定资产出现闲置状况，重复建设、无效投资现象严重。
（五）经营性支出与资本性支出未严格区分
县级供电企业由于历史遗留原因，经营性支出与资本性支出未进行严格区分，而这部分问题清理起来难度较大，因此一直未作处理。特别是在部分技术改造项目的修理费、材料费上，形成大量的账外资产，不利于固定资产的后续管理。
三、县级供电企业固定资产管理问题分析
（一）供电企业固定资产管理特点所致
供电企业由于经营特点与经营范围的原因，使得其固定资产管理具有一定的行业特点。其一，供电企业资产量大，且增长速度快，为满足现代经济发展所需电力，供电企业的固定资产每年增幅达20%以上，造成了供电企业固定资产管理的困难；其二，供电企业固定资产管理部门多，管理环节多，在很大程度上加大了固定资产管理的难度；其三，由于供电过程中需要对供电线路、变电所等重要组成部分进行扩建、技改、定期大修、检修、日常维护等工作，使得供电企业固定资产变动频繁，造成供电企业固定资产管理难度进一步加大。
（二）县级供电企业固定资产缺少业务流程化管理所致
县级供电企业对固定资产缺少业务流程管理，如未建立相应的在建工程项目结算决算流程、固定资产报废流程、资产再利用流程等，造成管理上出现漏洞。有部分县级供电企业已经对固定资产实施业务流程管理，但却无法在固定资产的整个生命周期整合各个业务流程环节，实现固定资产价值流、物流、信息流的三流合一。
（三）县级供电企业相关领导和各管理部门重视程度不够所致
县级供电企业相关领导对固定资产管理不够重视，致使工作松懈，企业单纯停留在固定资产的卡片管理，忽略了固定资产的过程管理。固定资产的管理涉及基建部门、财务部门、生产部门、物资管理等，各个部门按照固定资产管理的职责分工分别承担固定资产管理的某一阶段或者某一方面的管理维护职能，由于各相关管理部门重视力度不够，没有完全掌握本部门固定资产的实际状况，使固定资产管理出现一系列问题。
（四）县级供电企业信息化支撑力度不足所致
县级供电企业作为最基层的供电单位，新信息系统的推广应用往往是最后一批。县级供电企业在之前很长一段时间都是依赖手工进行管理，传统的管理思想和管理模式对信息技术的应用存在抵制，这给信息化系统的推广带来很大障碍。
（五）县级供电企业固定资产管理人员素质偏低所致
县级供电企业固定资产管理人员大多停滞于传统的管理思想，没有站在固定资产全生命周期的高度考虑固定资产管理问题，满足于之前的业务流程，无法驾驭新的固定资产管理系统。虽然近几年供电企业通过在各大知名高校招录应届大学毕业生，整体上提高了固定资产管理人员的素质，但分配到县级供电企业的优秀人才依然很少，影响了县级供电企业的固定资产管理水平。
四、县级供电企业固定资产管理改善建议
（一）强化资产统计评估与清算，为固定资产管理打下基础
县级供电企业为更好地实施固定资产管理，首先要对现有资产进行统计评估与清算，以此为固定资产管理打下基础。完善固定资产卡片的填写，提高固定资产卡片的信息准确率。在进行统计评估清算时，可积极采用现代条码与信息库系统进行，利用信息条码对每一件固定资产进行编码并录入数据库，准备统计固定资产。另外，在清产核资工作中，对于打包入账的固定资产，县级供电企业应积极进行拆包处理，有效加强固定资产的分类管理。
（二）以现代条码技术与软件进行固定资产管理
利用条码技术与软件相结合的方式能够很好地解决县级供电企业固定资产数量多、变动大、部门泛、价值高、使用周期长、管理难度大等问题，同时实现固定资产的信息化管理。固定资产条码管理系统将原来分散的管理信息集中起来，组合成一个具有整体功能的管理平台。每一件固定资产进入系统后系统会给出其唯一标识的条形码，此条形码相当于固定资产的身份证。在资产盘点时能够通过条码识别设备准确地识别资产的相应信息，减少人为错误，对每一件资产了如指掌，大大提高县级供电企业在资产管理上的效益。
（三）再造业务流程
县级供电企业应从固定资产全生命周期管理出发，对各项核心业务流程进行梳理和流程再造，以核心流程贯穿固定资产管理的全过程。通过协调各具体业务流程之间的衔接关系，特别强调流程中的跨部门协作，完善跨部门交接的流程关键节点设计、相关职责以及交接控制点，形成流程之间的紧密结合，建立完善的闭环管理机制。
（四）优化固定资产管理组织架构
以基本不改变目前县级供电企业的部门架构设置格局为原则，建立以“流程管理”为导向、流程与职能结合驱动的跨部门协作管理模式，提高县级供电企业管理层面和各个部门对固定资产全生命周期管理的重视程度。具体组织架构可分三个层次设置：
第一，决策层。成立资产全生命周期管理委员会，其职责是按照县级供电企业的整体发展战略，从全局利益出发，对整体工作实行统一指挥和系统管理，制定资产全生命周期管理策略。
第二，管理层。县级供电企业设立固定资产管理常设办公机构（如资产管理小组等），对决策层负责，进行资产全生命周期管理的日常协调和管理工作。
第三，执行层。县级供电企业的执行层按照管理层制定的工作目标、流程、制度规范和完成指标开展工作，制定执行层的业务流程及作业标准，执行标准化、规范化作业，落实固定资产全生命周期管理的各项任务和目标。
（五）建立评估考核制度
将县级供电企业固定资产管理工作绩效评估指标分为三个层次建立：首先，针对固定资产全生命周期管理整体策略目标，确定衡量资产管理整体表现的最重要的顶层绩效指标；其次，围绕县级供电企业与资产全生命周期管理紧密相关的多个核心业务能力及主要流程确定关键绩效指标；最后，根据管理需要将核心业务流程分解为具体子流程，并确定衡量子流程对应业务的关键绩效指标。
（六）构建信息系统
县级供电企业应积极改变传统的管理思想和管理模式，充分利用信息技术进行固定资产管理变革。固定资产管理系统必须由业务应用层、管理层及战略决策层组成。
其中，业务执行（应用）层信息化的主要功能是，实现资产实物管理和价值管理的高度统一，提高资产管理的规范化、标准化和精益化水平，并实时采集业务信息，为管理分析及战略决策提供及时、准确的信息支持。
管理层信息化的主要功能是，在业务应用层信息化的基础之上，收集、整理和提炼业务信息，满足县级供电企业相关业务主管部门的分析及考核需求。
战略决策层信息化的主要功能是，通过建立决策支持模型，为县级供电企业的固定资产策略提供强有力的信息支持。
（七）加强固定资产管理人员培训
县级供电企业固定资产管理人员整体业务水平偏低，无法满足现代社会对供电企业管理的要求。所以，要想做好县级供电企业固定资产的管理工作，必须适时组织固定资产管理人员进行业务学习，采用多种形式加强相关人员培训，培养出一支足以胜任本职工作的专业化队伍，这在目前会计制度和会计处理方法更新频繁的时期显得尤为重要。
【参考文献】
1.1 档案信息收集不全面、保存不完善
档案信息收集不全面、保存不完善是档案管理的主要问题，有的企业原始档案和格式不规范、不统一，文件的版面设计、尺寸不一，无法进行规范的装订，一些重要文件的签字更是颜色不一，更有甚者在原始档案上涂改勾画，为后期的档案编制带来极大的不便[1]。
1.2 档案管理方式落后
档案管理需要运用科学合理的方法和工作方式，以更好的为企业发展服务。档案管理主要分为三种管理模式：分散管理、分级管理、统一管理，在实际工作中，很多档案管理人员没有根据档案信息的类型进行分类，目前，电力企业的档案管理模式较为单一，大都选择集中管理。统一管理方式有利于电力企业的档案管理的完整性，但是这种管理模式往往给管理人员带来巨大的工作量，造成工作效率低下。
1.3 领导重视程度不够
领导重视程度不够也是档案管理水平低下的一个重要原因，电力企业领导没有充分意识到档案管理的重要性，出现重电力建设、轻管理的现象。因为对于建设电力企业来说，最重要的是看到电力企业的经济效益，因此档案管理部门在建设中往往被忽视，只有在上级检查时才进行突击整理，但是档案的管理往往差强人意[2]。
1.4 档案管理人员专业水平不达标
目前，我国的建设电力企业部配备的都是一些文案人员，主要负责文件的存储和发放，这些文案人员大多学历低，水平不高，建设单位对于档案管理员的培训不及时，导致文档档案的质量参差不齐。电力企业档案管理人员不同于其他工作，需要一些综合素质较高，具有交叉学科背景的专业人士，知识面广，既懂电力企业又懂电力企业档案管理，可以更好的进行消息编辑和分类。
2 建设电力企业档案管理技巧
2.1 提高管理人员的业务水平
电力企业要安排专人负责档案保管，在档案的管理过程中，人是占核心地位的，培养涉及学科广泛的高素质人才是关键。从事档案的管理人员应首先更新观念，积极参与互联网技术、计算机技术、数字化技术等的培训，并将这些技术应用于档案管理的工作上，同时还要兼有严谨认真、遵守制度的优良品质，绝对不能篡改和泄露档案的内容。除此之外，档案管理员还应当坚持终身学习，不断进行档案管理的方法创新。
2.2 强化电力企业档案管理制度
电力企业应当制订一套适合自身企业发展的档案管理制度，明确档案的采集流程和注意事项，在收集完整之后统一核对并进行上报，以此来保证电力企业的档案信息的质量和完整性。强化档案管理人员的法律意识，确保档案信息的安全性，当档案管理人员离职时务必做好交接工作。同时，还要进一完善和追究责任制度，明确谁来管理谁负责，一旦档案的管理出现安全和缺失等问题，应对领导进行指责。
2.3 对电力企业档案进行数字化管理
建立档案的电子化管理，有利于进行信息传递和档案查询，防止因自然因素导致纸版文档的丢失。建设单位应建立网上管理系统，将电力企业的会议纪要、企业决策、安全问题等档案全部录入。在对档案进行数字化管理时，管理员需要借助扫描技术、数字压缩技术、电脑技术等方式把原始档案数字化直接上传，在档案生成的时候直接将其生成规范的档案信息，将纸质版的档案慢慢变成多媒体的形式，不单单要收集文字信息，还可以让档案变得“有声有色”，企业的照片、视频等档案也要全部留存电子档，再通过统一的档案分类代码进行归类管理，便于查询。电力企业的电子档案管理应只对有限的人授权，并对电子档案系统的访问和档案更改做好记录。
2.4 定期接受档案管理专家的检查
电力企业的档案管理部门要自觉接受档案管理专家的检查，请指出档案管理的不足和漏洞，并解答单位工作人员的有关问题。电力企业还要定期举办以文档档案管理为主题的内部考核比赛，对档案管理人员水平进行评分，对于档案保管较好的管理人员给予物质表扬，对于文档工作有疏忽的管理人员进行批评和惩罚，同时追求其领导的责任。
2.5 保证文档的保密性
随着世界高科技的飞速发展和我国机组容量的快速提高，电厂热工自动化技术不断地从相关学科中吸取最新成果而迅速发展和完善，近几年更是日新月异，一方面作为机组主要控制系统的DCS，已在控制结构和控制范围上发生了巨大的变化；另一方面随着厂级监控和管理信息系统（SIS）、现场总线技术和基于现代控制理论的控制技术的应用，给热工自动化系统注入了新的活力。
1.1 DCS的应用与发展
火电厂热工自动化系统的发展变化，在二十世纪给人耳目一新的是DCS的应用，而当今则是DCS的应用范围和功能的迅速扩展。
1.1.1 DCS应用范围的迅速扩展
20世纪末，DCS在国内燃煤机组上应用时，其监控功能覆盖范围还仅限DAS、MCS、FSSS和SCS四项。即使在2004年的Q/DG1-K401-2004《火力发电厂分散控制系统（DCS）技术规范书》中，DCS应用的主要功能子系统仍然还是以上四项，但实际上近几年DCS的应用范围迅速扩展，除了一大批高参数、大容量、不同控制结构的燃煤火电机组（如浙江玉环电厂1000MW机组）的各个控制子系统全面应用外，脱硫系统、脱硝系统、空冷系统、大型循环流化床（CFB）锅炉等新工艺上都成功应用。可以说只要工艺上能够实现的系统，DCS都能实现对其进行可靠控制。
1.1.2 单元机组控制系统一体化的崛起
随着一些电厂将电气发变组和厂用电系统的控制（ECS）功能纳入DCS的SCS控制功能范围，ETS控制功能改由DCS模件构成，DEH与DCS的软硬件合二为一，以及一些机组的烟气湿法脱硫控制直接进入单元机组DCS控制的成功运行，标志着控制系统一体化，在DCS技术的发展推动下而走向成熟。
由于一体化减少了信号间的连接接口以及因接口及线路异常带来的传递过程故障，减少了备品备件的品种和数量，降低了维护的工作量及费用，所以近几年一体化控制系统在不同容量的新建机组中逐渐得到应用，如浙江华能玉环电厂4×1000MW机组、台州电厂2×300MW机组和安徽凤台电厂4×600MW机组均全厂采用西屋Ovation系统，国华浙能宁海电厂4×600MW机组全厂采用西门子公司的T-XP系统，大唐乌沙山电厂4×600MW机组全厂采用I/A系统，浙江乐清电厂4×600MW机组全厂采用ABB公司的SYMPHONY系统等。
控制系统一体化的实现，是电力行业DCS应用功能快速发展的体现。排除人为因素外，控制系统一体化将为越来越多的电厂所采用。
1.1.3 DCS结构变化，应用技术得到快速发展
随着电子技术的发展，近年来DCS系统在结构上发生变化。过去强调的是控制功能尽可能分散，由此带来的是使用过多的控制器和接口间连接。但过多的控制器和接口间连接，不一定能提高系统运行可靠性，相反到有可能导致故障停机的概率增加。何况单元机组各个控制系统间的信号联系千丝万缕，互相牵连，一对控制器故障就可能导致机组停机，即使没有直接导致停机，也会影响其它控制器因失去正确的信号而不能正常工作。因此随着控制器功能与容量的成倍增加、更多安全措施（包括采用安全性控制器）、冗余技术的采用（有的DCS的核心部件CPU，采用2×2冗余方式）以及速度与可靠性的提高，目前DCS正在转向适度集中，将相互联系密切的多个控制系统和非常复杂的控制功能集中在一对控制器中，以及上述所说的单元机组采用一体化控制系统，正成为DCS应用技术发展的新方向，这不但减少了故障环节，还因内部信息交换方便和信息传递途径的减少而提高了可靠性。
此外，随着近几年DCS应用技术的发展，如采用通用化的硬件平台，独立的应用软件体系，标准化的通讯协议，PLC控制器的融入，FCS功能的实现，一键启动技术的成功应用等，都为DCS增添了新的活力，功能进一步提高，应用范围更加宽广。
1.2 全厂辅控系统走向集中监控
一个火电厂有10多个辅助车间，国内过去通常都是由PLC和上位机构成各自的网络，在各车间控制室内单独控制，因此得配备大量的运行人员。为了提高外围设备控制水平和劳动生产率，达到减员增效的目的，随着DCS技术和网络通讯功能的提高，目前各个辅助车间的控制已趋向适度集中，整合成一个辅控网（简称BOP 即Balance Of Plant的缩写）方向发展，即将相互独立的各个外围辅助系统，利用计算机及网络技术进行集成，在全厂IT系统上进行运行状况监控，实现外围控制少人值班或无人值班。
近几年新建工程迅速向这个方向发展。如国华浙能宁海电厂一期工程（4×600MW）燃煤机组BOP覆盖了水、煤、灰等共13个辅助车间子系统的监控，下设水、煤、灰三个监控点，集中监控点设在四机一控室里，打破了传统的全厂辅助车间运行管理模式，不但比常规减员30%，还提升了全厂运行管理水平。整个辅控网的硬件和软件的统一，减少了库存备品备件及日常管理维护费用[1]。由于取消了多个就地控制室，使得基建费用和今后的维护费用都减少。一些老厂的辅助车间也在进行BOP改造，其中浙江省第一家完成改造的是嘉兴发电厂2×300MW机组，取得较好效果。
1.3 变频技术的普及应用与发展
变频器作为控制系统的一个重要功率变换部件，以提供高性能变压变频可控的交流电源的特点，前些年在火电厂小型电机（如给粉机、凝泵）等控制上的应用，得到了迅猛的发展。由于变频调速不但在调速范围和精度，动态响应速度，低速转动力矩，工作效率，方便使用方面表现出优越性，更重要的是节能效果在经济及社会效益上产生的显著效应，因此继一些中小型电机上普遍应用后，近年来交流变频调速技术，扩展到一些高压电机的控制上试用，如送、引风机和给水泵电机转速的控制等。
因为蕴藏着巨大的节能潜力，可以预见随着高压变频器可靠性的提高、一次性投资降低和对电网的谐波干扰减少，更多机组的风机、水泵上的大电机会走向变频调速控制，在一段时间内，变频技术将继续在火电厂节能工作中，扮演重要角色。
1.4 局部系统应用现场总线
自动化技术的发展，带来新型自动化仪表的涌现，现场总线系统（FCS）是其中一种，它和DCS紧密结合，是提高控制信号传输的准确性、实时性、快速性和机组运行的安全可靠性，解决现场设备的现代化管理，以及降低工程投资等的一项先进的和有效的组合。目前在西方发达国家，现场总线已应用到各个行业，其中电力行业最典型的是德国尼德豪森电厂2×950MW机组的控制系统，采用的就是PROFIBUS现场总线。
我国政府从“九五”起，开始投资支持现场总线的开发，取得阶段性成果，HART仪表、FF仪表开始生产。但电厂控制由于其高可靠性的要求，目前缺乏大型示范工程，缺乏现场总线对电厂的设计、安装、调试、生产和管理等方面影响的研究，因此现场总线在电厂的应用仍处于探讨摸索阶段，近二年我国有十多个工程应用了现场总线，但都是在局部系统上，其中： 国华浙能宁海电厂，在单元机组的开、闭式水系统中的电动门控制采用Profibus DP总线技术，电动执行机构采用原装进口德国欧玛公司的一体化智能型产品Puma Matic，带有双通道Profibus-DP冗余总线接口作为DP从站挂在总线上。为了提高安全性可靠性，总线光纤、作为总线上的第一类DP主站的AP和相应的光电转换装置都采用了冗余结构，这是国内首家在过程控制中采用现场总线技术的火力发电厂。
华能玉环电厂的补给水处理系统和废水系统[2]，采用了二层通讯网络结构的现场总线控制系统，其链路设备和主站级网络采用冗余配置。控制系统人机终端与主控制器之间采用工业以太网通讯，以太网交换机采用ITP形式接口，四台交换机构成光纤高速路网。现场设备层之间采用Profibus-DP现场总线通讯。主环网采用光缆，分支现场总线通讯选用总线电缆。配置二套冗余的主控制器，分别用于锅炉补给水系统和废水系统，且各自有两条由光电耦合器组成的现场总线环形光缆网构成冗余配置，所有现场仪表和气动阀门定位器（均采用带PA总线接口），通过DP/PA耦合器连接到现场总线上。中低压电器设备（MCC）采用具有现场总线通信接口功能的智能电机控制器。加药泵的电动机采用带总线的变频器。锅炉补给水的阴阳离子床气动隔膜阀的电磁控制阀，采用具有总线接口的阀岛来控制，阀岛与现场总线连接。这是国内在局部过程控制中全面采用现场总线技术的首个火电厂，其应用实践表明，辅控网全面采用现场总线技术已成熟。
1.5 热工控制优化技术的应用发展
随着过程生产领域对控制系统要求的不断提高，传统控制方法越来越难以满足火电厂热力流程对系统稳定性和性能最优化方面的要求，汽温超标已经成为制约机组负荷变化响应能力和安全稳定运行的主要障碍之一（燃烧优化主要是锅炉专业在进行，本文不作讨论）。由此基于现代控制理论的一些现代控制系统逐步在火电厂过程控制领域中得到应用。如基于过程模型并在线动态求解优化问题的模型预测控制（简称MPC）法、让自动装置模拟人工操作的经验和规律来实现复杂被控对象自动控制的模糊控制法、利用熟练操作员手动成功操作的经验数据，在常规的串级PID调节系统的基础上建立基于神经网络技术的前馈控制作用等，在提高热工控制系统（尤其是汽温控制系统）品质过程中取得较好效果。
如宁海发电厂使用的西门子公司PROFI系统，充分使用了基于模型的现代控制理论，其中汽温控制原理示意图如图1所示。
图1 机组汽温控制原理示意图
图1中，用基于状态空间算法的状态观测器解决汽温这种大滞后对象的延迟造成的控制滞后，焓值变增益控制器解决蒸汽压力的变化对温度控制的影响，基于模型的Smith预估器对导前温度的变化进行提前控制；通过自学习功能块实时补偿减温水阀门特性的变化；而对再热汽温控制，尽量以烟道挡板作为调节手段，不采用或少采用减温水作为控制手段，以提高机组效率；在机组协调控制模块中，采用非最小化形式描述的离散卷积和模型，提高系统的鲁棒性；根据控制品质的二次型性能指标连续对预测输出进行优化计算，实时对模型失配、时变和干扰等引起的不确定性因素进行补偿，提高系统的控制效果；PROFI投入后，AGC状态下以2% Pe /min负荷率变化时的响应时间为57秒，压力最大偏差0.208MPa，汽包水位变化最高和最低之差为-38.86mm，炉膛负压变化曲线最高值和最低值差－145Pa，主蒸汽温度偏差稳态基本控制在2℃以内，动态基本控制在5℃以内。
1.6 SIS系统的应用发展
SIS系统是实现电厂管理信息系统与各种分散控制系统之间数据交换、实时信息共享的桥梁，其功能包括厂级实时数据采集与监视，厂级性能计算与分析。在电网明确调度方式有非直调方式且应用软件成熟的前提下，可以设置负荷调度分配功能。设备故障诊断功能、寿命管理功能、系统优化功能以及其它功能（根据电厂实际情况确定是否设置）[3]。自从国家电力公司电力规划总院在2000年提出这一概念和规划后，至今估计有200家多电厂建立了SIS系统，可谓发展相当迅速。
但是自从SIS系统投运以来，其所起的作用只是数据的采集、存储、显示和可打印各类生产报表，能够真正把SIS的应用功能尽情发挥出来的很少，其面向统计／生产管理的数据分析工具，基于热经济性分析的运行优化，以品质经济性为目标的控制优化，以提高可靠性为目的的设备故障诊断等功能基本多数都未能付绪实施。其原因主要有设计不够完善，多数SIS厂家并没有完全吃透专业性极强的后台程序及算法，使其在生产实际中未能发挥作用，加上与现场生产脱节，因此SIS商所能做的只是利用网络技术，边搭建一个基本的SIS 架构边进行摸索。此外SIS应涵盖哪些内容没有统一的标准也缓慢了其功能的应用。
但从大的方向上看，SIS系统的建设符合技术发展的需要和中国电力市场发展的趋势，将给发电厂特别是大型的现代化发电厂带来良好的经济效益。
2 电力行业热工自动化系统的未来发展动向及前景
随着国家法律对环保日益严格的要求和计算机网络技术的进步，未来热工系统将围绕 “节能增效，可持续发展”的主题，向智能化、网络化、透明化，保护、控制、测量和数据通信一体化发展，新的测量控制原理和方法不断得以应用，将使机组的运行操作和故障处理，象操作普通计算机一样方便。
2.1 单元机组监控智能化是热工自动化系统发展方向
单元机组DCS的普及应用，使得机组的监控面貌焕然一新，但是它的监控智能化程度在电力行业却没有多大提高。虽然许多智能化的监视、控制软件在国内化工、冶金行业中都有较好的应用并取得效益，可在我国电力行业直到近几年才开始有所起步。随着技术的进步，火电厂单元机组自动化系统的智能化将是一种趋势，因此未来数年里，实现信息智能化的仪表与软件将会在火电厂得到发展与应用，如：
仪表智能管理软件，将对现场智能传感器进行在线远程组态和参数设置、对因安装位置和高静压造成的零位飘移进行远程修正，精度自动进行标定，计算各类误差， 并生成标定曲线和报告；自动跟踪并记录仪表运行过程中综合的状态变化，如掉电、高低限报警、取压管路是否有堵或零位是否有飘移等。
阀门智能管理软件将对智能化阀门进行在线组态、调试、自动标定和开度阶跃测试，判断阀门阀杆是否卡涩， 阀芯是否有磨损等，通过阀门性能状况的全面评估，为实现预测性维护提供决策。
重要转动设备的状态智能管理软件将对重要转动设备的状态如送风机，引风机，给水泵等，综合采用基于可靠性的状态监测多种技术，通过振动、油的分析以及电机诊断，快速分析（是否存在平衡不好，基础松动， 冲击负荷，轴承磨损）等现象和识别故障隐患， 在隐患尚未扩展之前发出报警，为停机检修提供指导和帮助。
智能化报警软件将对报警信号进行汇类统计、分析和预测，对机组运行趋势和状态作出分析、判断，用以指导运行人员的操作；故障预测、故障诊断以及状态维修等专用软件，将在提高机组运行的安全性，最大限度地挖掘机组潜力中发挥作用。单元机组监控智能化将带来机组检修方式的转变，以往定期的、被动式维护将向预测性、主动式为主的维护方式过渡，检修计划将根据机组实际状况安排。
2.2 过程控制优化软件将得到进一步应用
进一步提高模拟量控制系统的调节范围和品质指标，是火电厂热工自动化控制技术研究的一个方向。虽然目前有关自适应、状态预测、模糊控制及人工神经网络等技术，在电厂控制系统优化应用的报道有不少，但据笔者了解真正运行效果好的不多。随着电力行业竞争的加剧，安全、经济效益方面取得明显效果、通用性强、安装调试方便的优化控制专用软件（尤其是燃烧和蒸汽温度优化、性能分析软件、）将会在电厂得到亲睐、进一步发展与应用。
目前机组的AGC均为单机方式（由调度直接把负荷指令发给投入AGC的机组）。由于电网负荷变化频繁，使投入AGC的机组始终处于相应的变负荷状态，锅炉的蒸汽压力和温度波动幅度大，辅机、阀门、挡板等设备动作频繁，这种方式对机组和设备的寿命都会产生一定的负面影响。随着发电成本的提高，发电企业需从各个角度考虑如何切实降低电厂运行成本，延长机组的使用寿命。因此配置全厂负荷分配系统（即电网调度向电厂发一个全厂负荷指令，由电厂的全厂负荷分配系统，以机组的煤耗成本特性为基础，在机组允许的变化范围内，经济合理地选择安排机组的负荷或变负荷任务，使全厂发电的煤耗成本最低，降低电厂的发电成本）将是发电企业必然的要求，相信不久的将来，单机AGC方式将会向全厂负荷分配方式转变。转贴于
SIS系统将结合生产实际进行二次开发，促进自身应用技术走向成熟，在确保火电厂安全、环保、高效益及深化信息化技术应用中发挥作用。
2.3 现场总线与DCS相互依存发展
未来一段时间里，现场总线将与DCS、PLC相互依存发展，现场总线借助于DCS和PLC平台发展自身的应用空间，DCS和PLC则借助于现场总线完善自身的功能。
2.3.1 现场总线与DCS的关系
现场总线作为一个完整的现场总线控制系统，目前还难以迅速应用到整个电厂中，而DCS虽然是电厂目前在线运行机组的主流控制系统，但由于其检测和执行等现场仪表信号仍采用模拟量信号，无法满足工程师站上对现场仪表进行诊断、维护和管理的要求，限制了控制过程视野，因此DCS通过容入通信协议国际标准化的现场总线和适合现场总线连接的智能化仪表、阀门，并将自身的输出驱动功能分离移到现场或由现场智能驱动器代替，功能简单且相对集中的控制系统下放到采用FCS控制和处理功能的现场智能仪表中，然后由少量的几根同轴电缆（或光缆）和紧急停炉停机控制用电缆，通过全数字化通信与控制室连接。将有助于降低电厂造价，提高自身的可靠性，拓宽各自的功能，推动各自的发展。除新建电厂将会更多的采用现场总线的智能设备外，也会成为运行多年的机组下一步的改造计划。
2.3.2 现场总线与PLC的关系
现场总线在电厂的应用将借助于PLC，这不但因为PLC已广泛应用于电厂辅助设备的控制，将现场总线技术和产品溶合到PLC系统中，成为PLC系统中的一部分或者成为PLC系统的延伸部分，在辅助设备的控制中将直接明显地体现其经济效益。还因为现场总线和PLC的制造商间关系密切，如Contr01．Net、ProfiBus等本身就是由PLC的主要生产供货商支持开发。
由于电厂现场的环境恶劣，温度高、灰尘多、湿度变化大，因此现场总线在电厂应用，首先要解决的是自身质量。
2.4 辅助车间（系统）集控将得到全面推广
随着发电厂对减员增效的要求和运行人员整体素质的提高，辅助车间（系统）通过辅控网集控将会得到进一步全面推广。但在实施过程中，目前要解决好以下问题：
（1）辅控系统I/O点数量大（浙江宁海电厂已达到10000点），各辅助车间物理位置分散，存在远距离通信、信号衰减和网络干扰问题，因此监控系统主干通信网宜采用多模光缆以确保通信信号的可靠性。
（2）各辅助控制系统采用不同的控制设备，控制系统的通信接口协议不同，甚至不同的物理接口，因此须解决网络通信协议的转换问题，选型时应事先规定好各系统间的接口连接协议。
（3）各个辅助车间的控制系统为不同的厂商供货，由于使用的软件不同，其操作员站的人机界面很有可能不一致。因此选型时应注意上位机软件，设计统一的人机界面，采用统一的风格及操作方式，以便方便各系统画面接入BOP网络。
辅助车间集控系统能否实现设计目标，除了自身的技术以外，很大程度上取决于辅助系统本身的自动投入情况。因此高可靠性的执行机构、动作灵活可靠的限位开关、智能化的变送器将会得到应用；
2.5 单元机组监控系统的物理配置趋向集中布置
过去一个集控室的概念，通常为一台单元机组独用或为二台机组合用，电子室分成若干个小型的电子设备间，分别布置在锅炉、汽轮机房或其它主设备附近。其优点是节省了电缆。但随着机组容量的提高、计算机技术的发展和管理水平的深化，近几年集控室的概念扩大，出现了全厂单元机组集中于一个控制室，单元机组的电子设备间集中，现场一般的监视信号大量采用远程I/O柜的配置方式趋势，如浙江省国华浙能宁海发电厂（获国家金奖），一期工程四台机组一个控制室集中监控，单元机组电子室集中，提高了机组运行管理水平。
2.6 APS技术应用
APS是机组级顺序控制系统的代名词。在机组启动中，仅需按下一个启动控制键，整个机组就将按照设计的先后顺序、规定的时间和各控制子系统的工作情况，自动启停过程中的相关设备，协调机炉电各系统的控制，在少量人工干预甚至完全不用人工干预的情况下，自动地完成整台机组的启停。但由于设备自身的可控性和可用率不满足自动化要求，加上一些工艺和技术上还存在问题，需要深入地分析研究和改进，所以目前燃煤机组实施APS系统的还不多见。
由于APS系统的实质是电厂运行规程的程序化，其优势在于可以大大减轻运行人员的工作强度，避免人为操作中的各种不稳定因素，缩短机组启停时间。作为提高生产效率和机组整体自动化水平，增强在电力企业的市场竞争能力行之有效的方法，将会成为未来机组控制发展的方向之一，引导设计、控制系统厂商和电厂人员更多地去深入研究，设计和完善功能，并付绪实施。
2.7 无线测量技术应用
无线测量技术能监视和控制运行过程中发生的更多情况，获得关键的工艺信息，整合进入DCS。除节省大量安装成本以外，还将推动基本过程和自动化技术的改善。如供热、供油和煤计量，酸碱、污水区域测量等，都可能通过无线测量技术实现远程监控。
2.8 提高热工自动化系统可靠性研究将深入
由于热控系统硬软件的性能与质量、控制逻辑的完善性和合理性、保护信号的取信方式和配置、保护连锁信号的定值和延迟时间设置，以及热控人员的检修和维护水平方面，都还存在一些不足之处，由此使得热控保护系统误动作引起机组跳闸事件还时有发生。在电力生产企业面临安全考核风险增加和市场竞争加剧的环境下，本着电力生产“安全第一，预防为主”的方针，以及效益优先原则，从提高热工自动化系统的可靠性着手，深入开展技术研究，是热工自动化系统近期的一项急需进行的工作。提高热工自动化系统的可靠性技术研究工作，包括控制软硬件的合理配置，采集信号的可靠性、干扰信号的抑制，控制逻辑的优化、控制系统故障应急预案的完善等。随着机组控制可靠性要求的提高，重要控制子系统的硬件配置中，将会采用安全型控制器、安全型PLC系统或者它们的整合，保护采集信号将会更多的采用三选二判断逻辑。独立的测量装置需要设计干扰信号抑制功能。此外基建机组一味以最低价中标的招标模式也应得到扭转（最低价中标，迫使厂商通过减少配置来降低投标价，导致控制系统可靠性下降）。
2.9 火电厂机组检修运行维护方式将改变
随着电力市场的竞争，发电企业将趋向集约化经营和管理结构扁平化，为提高经济效益，发电企业在多发电，以提高机组利用小时的同时，将会通过减少生产人员的配备，密切与外包检修企业之间的联系，让专业检修队伍取替本厂检修队伍的方式来提高劳动生产率。因此检修维修工作社会化将是一种趋势。此外DCS的一体化及其向各功能领域渗透，提高电厂整体协调和信息化、自动化水平的同时，也将会使电厂原专业间及专业内的分工重新调整，比如热工与电气二次回路的专业划分打通。为了降低成本，电厂不再保持大批的检修维修人员，因此检修维护方式也将因此而改变，比如让生产厂家和公司承担DCS和相关设备的检修工作。
在全球化经济的大背景下，机遇与挑战并存，企业在获得巨大的发展机遇同时也面临着来自国内外经济市场的多重挑战。企业如何在经济新形势下提高自身的市场竞争力是企业管理者最关心的核心问题。供电企业要进行内部经济管理的创新，在经济管理理念、管理体制、管理模式等方面新进全面的创新，顺应市场体制与经济形势的发展。引进先进的管理观念，并与企业的自身状况相结合，提高企业的管理水平，增强企业的竞争力。企业想要谋求长久的、可持续的发展，就必须从自身出发，摒弃陈旧的管理理念，进行企业经济管理的创新。也有只这样，才能在当前的市场上有立足之地。
一、供电企业经济管理的现状与问题
（一）经济管理理念陈旧
随着经济的发展，在市场竞争日益激烈的情况下，如何扩大企业的市场份额，提高企业的经济利益，是企业的管理者最应当注重的问题。供电企业在市场经济体制转变中也进行了一些尝试，在经济管理方面有一定的变革与创新。但是，由于供电企业本身的特殊性，传统的管理方式与管理观念延续性强，在实际的经理管理应用中，创新的管理理念推行艰难。特别是企业中工作年限多的管理者理念陈旧，面对国内外经济压力仍然毫无危机意识，安于现状，不想去改变，没有创新的战略性管理理念，更不懂得如何将先进的管理理念与企业的实际相结合。有些企业缺乏可持续发展的理念，忽略企业的长期发展，只注重企业的眼前利益，在企业内部上下级的沟通不顺畅，导致企业的管理混乱。供电企业经济管理的理念陈旧，是企业的通病。
（二）内部管理不合理
企业的经济管理中，内部管理是非尝重要的一个方面。然而，大多数供电企业对内部管理的重要性缺乏足够的认识，甚至很多企业将企业内部管理等同于企业的财务管理，认为财务管理就是企业内部管理的全部内容，企业内部管理制度不完善，企业内部上下层级的沟通也不顺畅，严重影响了企业的综合竞争力。企业内部管理不合理突出体现在两个方面：一是专业的复合型管理人才的缺乏。由于供电企业本身的特殊性，企业的管理人员学历能力参差不齐，专业性有待提高，管理理念与管理模式的内部培训应当及时展开。二是管理人员在管理模式的创新上视野狭窄，对于企业的经理管理缺乏全局性，对于企业内部的控制目标定位低，无法将新型管理理念与实际相结合，影响企业的发展。
（三）管理模式不规范
目前，供电企业管理模式存在的问题主要体现在管理水平底下的经济预算、不合理的人力资源管理以及技术创新的极度缺乏。在供电企业内部，没有合理的经济预算方法，忽略了信息技术在经济预算中的应用，预算管理效率低下，没有经济预算的监督和考核规范，导致内部的经济预算大多无法控制。企业的人力资源管理缺乏合理性，在人才科学性的管理、人才的内部培训机制以及绩效考核方面存在很多问题。导致企业人员配置不合理、内部缺乏专业性的培训，绩效考核“平均主义”无激励性，影响员工的工作积极性和工作热情。企业的技术创新极度缺乏，没有自主研发的核心电力产业产品，研发的积极性不高，导致我国的供电企业市场竞争力低。
二、供电企业的经济管理创新措施
（一）创新经济管理理念
供电企业能够平稳发展的基础是企业经济理念的创新。在企业中推行创新的经济管理理念，才能保证企业的提升。企业管理人员必须改变认识，摒弃传统的陈旧的经济管理理念，接受与重视创新的经济管理理念，并将创新的管理理念与企业的实际相结合，真正应用到实际的经济管理活动中，使经济管理达到有效的效果。同时，管理者应当在实际的工作中，鼓励员工的创新理念，营造创新理念的环境，激发创新的热情，使企业在运营中处处体现创新。企业的管理者还应当积极带领员工学习新的管理理念，尽快更新知识与管理技术，具有有长远的眼光，注重长远的经济利益，促使企业真正的可持续发展。
（二）完善内部经济管理体制
企业内部的经济管理制度是企业内部管理制度的核心，使企业在实际的经济管理工作中有章可循、有法可依，保障企业按照正确的管理方向推行经济管理决策。供电企业想要在当前形势下立足，就要从根本上创新，建立完善的内部经济管理体制，真正实现经济管理上的转型。供电企业要根据企业自身的特点和企业的发展趋势，结合现代的创新的管理理念，制定出符合自身的，科学的完善的经济管理制度，确保企业在当前的经济环境下有竞争优势，保证企业的良性的、持续性的发展。并随着经济环境和企业自身的发展，不断的更新与完善企业的经济管理制度，确保企业真正实现可持续发展。
（三）经济管理模式规范化
供电企业经济管理模式的规范化要做到：首先，提升经济预算的能力。注重预算与审计人员的培养与专业性的培训，提升内部预算人员的综合素质，加快新知识与新技术的更新。建立内部经济预算的监督和考核机制，确保预算和审核结果的准确性，对内部经济预算有合理的控制。其次，完善企业的人力资源管理机制，对企业内部人员进行科学的管理，增加内部培训，建立合理的有激励性的绩效考核机制，提升员工的工作热情，进一步提升企业的经济利益。最后，加强企业的自主创新能力。企业应加强对自主研发的重视，加大对这方面的投入，招聘高科技人员，自主研制开发高技术含量的产品，提升企业的市场竞争力。
三、结束语
在我国经济发展建设的过程中，供电企业本身在发展中发挥着举足轻重的作用。保障供电企业的平稳发展，才能进一步保障国家经济的平稳发展。因此，针对目前供电企业管理存在的管理理念陈旧、内部管理不合理、管理模式不规范的问题，要创新经济管理理念，完善企业内部管理制度，使经济管理模式规范化。真正实现企业的全方面创新，进而提升企业的竞争力，保障企业的可持续发展。
参考文献：
