关于印发《遵义市煤矿安全监控系统管理办法》（试行）、《遵义市煤矿安全监控系统异常信息处理规定》（试行）的通知
贵州省遵义市人民政府办公室
关于印发《遵义市煤矿安全监控系统管理办法》（试行）、《遵义市煤矿安全监控系统异常信息处理规定》（试行）的通知
遵府办发〔2011〕92号
各县、自治县、区（市）人民政府，新蒲新区管委会，市直有关工作部门：
《遵义市煤矿安全监控系统管理办法》（试行）、《遵义市煤矿安全监控系统异常信息处理规定》（试行）已经市人民政府同意，现印发给你们，请认真抓好贯彻落实。
（此件由各县、区（市）人民政府转发至各乡镇人民政府及辖区内煤矿企业）
二〇一一年五月四日
遵义市煤矿安全监控系统管理办法
（试 行）
第一章 总 则
第一条 为进一步规范全市煤矿安全监控系统安装使用管理工作，确保煤矿安全监控系统安全、可靠、正常运行，有效预防和避免煤矿生产安全事故发生，依据《国务院关于预防煤矿生产安全事故的特别规定》、《煤矿安全规程》、《煤矿安全监控系统通用技术要求（AQ6201-2006）》、《煤矿安全监控系统及检测仪器使用管理规范( AQ1029-2007)》等法律法规及行业标准，制订本办法。
第二条 本办法所称的煤矿安全监控系统，是指具有模拟量、开关量、累计量采集、传输、存储、处理、显示、打印、声光报警、控制等功能，用于监测甲烷浓度、一氧化碳浓度、风速、风压、温度、烟雾、馈电状态、风门状态、风筒状态、局部通风机开停、主通风机开停，并对甲烷浓度超限等异常信息实现声光报警、断电和甲烷风电闭锁控制，由主机、传输接口、分站、传感器、断电控制器、声光报警器、电源箱、避雷器等设备组成的矿井安全监控系统和具有数据传输、接收、显示、报警、储存功能的网络监控终端的总称。
第三条 对涉及煤矿开拓、掘进、采煤、顶板管理、运输、排水、提升、供电、通信、洗煤、外运等生产环节的监控系统建设、验收、运行和检验参照本办法执行。全市煤矿企业监控系统的建设必须报市级以上煤矿安全监管部门备案。
第四条 本办法适用于全市煤矿安全监控系统管理工作。本办法所称的煤矿安全监控系统管理工作是指市、县两级安监局依法对全市煤矿和相关服务机构（单位）在煤矿安全监控系统运行与服务方面遵守安全生产法律、法规、规章的情况进行监督管理，并对在安全监控系统管理中违反国家法律、法规、规章的行为进行处理的行政执法活动。
第二章 组织管理
第五条 市、县两级安监局对煤矿安全监控系统实施监督管理，并对市、县两级煤矿安全监控中心的工作进行综合考评。
市煤矿安全监控中心隶属于市安监局，配置监控技术人员、监管执法人员和监控值守人员。县（区、市）煤矿安全监控中心隶属于县（区、市）安监局，配置监控技术人员、监管执法人员和监控值守人员。市、县两级煤矿安全监控中心负责煤矿安全监控系统日常运行和管理，履行下列职责：
（一）负责煤矿企业安全监控系统的建设、运行情况的监督管理。依照《煤矿安全规程》的规定，将安全监控系统是否正常运行、管理到位作为煤矿能否复工复产的前置条件之一。
（二）负责实时监控煤矿安全监控系统的运行情况，对出现异常信息煤矿下达监管指令。
（三）负责煤矿安全监控系统每日异常信息的汇总、分析和报告。
（四）负责煤矿安全监控中心工作人员和相关服务机构（单位）工作人员的培训考核指导工作。
（五）对煤矿企业的安全监控管理机构及校验机构、安装维护单位等服务单位工作进行管理、指导和考评。
（六）组织开展辖区内煤矿安全监控系统监督检查工作。
（七）调研、起草煤矿安全监控系统管理工作的有关政策和规章制度。
（八）推进煤矿安全监控信息化和标准化建设。
（九）负责本级煤矿安全监管部门交办的其它工作。
第六条 煤矿企业的安全监控机构履行下列工作职责：
（一）负责煤矿安全监控系统异常信息的上报和处理。
（二）负责煤矿安全监控系统信息的汇总、分析和报告。
（三）负责煤矿日常安全生产运行状态的上报。
（四）负责煤矿安全监控设备及网络设备的安装、调试、维护和管理工作。
（五）负责各类监控账卡、图表及牌板的绘制和更新工作，对安全监控系统相关资料进行归档和保存。
（六）负责煤矿安全监控岗位工作人员的培训、复训计划申报工作。
（七）负责制定本矿安全监控系统各类规章制度。
（八）负责煤矿安全监控信息化和标准化建设。
第七条 市、县两级安监局和煤矿集团公司要设置完善的安全监控管理机构，按规定配备安全监控主要负责人、监管人员、技术人员、值班人员和网络管理人员。
第八条 煤矿企业要设置独立的安全监控系统管理机构，成立专业维护队伍，隶属于煤矿企业的总调度室或安全管理部门。煤矿企业主要负责人是安全监控系统管理工作的第一责任人。
煤矿企业的安全监控系统管理部门必须配备足够数量的管理人员、值班人员、网络管理人员和井下专业维护人员，30万吨/年以上矿井不得少于12人（含系统维护人员至少5名），30万吨/年以下矿井不得少于8人（含系统维护人员至少3名），并持证上岗。
第九条 安全监控系统值守人员、井下专业维护人员按煤矿特种作业人员管理。
第三章 设计、施工、验收
第十条 煤矿企业必须按照国家有关法律、法规及技术规范的规定安装煤矿安全监控系统。
新建、改（扩）建、改造等矿井的煤矿安全监控系统应当与主体工程同时设计、同时施工、同时验收。
第十一条 煤矿安全监控系统设计单位应在各级安监局进行资质备案。
第十二条 煤矿安全监控系统的专项设计方案由煤矿安全监察部门组织专家和相关人员进行评审。评审未通过的，各级安监部门不得同意煤矿进行监控系统的建设施工。
第十三条 设计选用的煤矿安全监控系统必须具备“四证一标志”（工业产品生产许可证、产品出厂检验合格证、计量器具生产许可证、防爆合格证和MA标志）。
第十四条 所有煤矿安全监控系统的设计必须符合《煤矿安全规程》和相关行业标准的规定。
第十五条 煤矿安全监控系统机房和监控室设计和施工应符合《电子信息系统机房设计规范》( GB50174-2008)B级机房和《电子信息系统机房施工及验收规范》( GB50462-2008)的要求。
安全监控系统中断将造成较大经济损失或造成公共场所秩序混乱的机房称为B级机房，其安全监控系统机房和监控室应符合以下要求：
（一）机房的使用面积应根据电子设备的数量、外形尺寸和布置方式确定，并应预留以后业务发展需要的使用面积。机房的使用面积按下式确定：
1.当电子信息设备已确定规格时，可按下式计算：
A=K∑S
式中：A-机房使用面积(m2)。
K-系数，可取5-7。
S-电子信息设备的水平投影面积(m2)。
2.当电子信息设备尚未确定规格时，可按下式计算：
A=FN
式中：F-单台设备占用面积，可取3.5-5.5（m2／台）。
N-主机房内所有设备（机柜）的总台数。
（二）设备搬运通道与设备间的距离应符合下列规定：
1.用于搬运设备的通道净宽不应小于1.5m。
2.面对面布置的机柜或机架正面之间距离不应小于1.2m。
3.背对背布置的机柜或机架背面之间的距离不应小于 1m。
4.当需要在机柜侧面维修测试时，机柜与机柜、机柜与墙之间的距离不应小于1m。
（三）监控室面积不小于50m2。
（四）机房不宜设置外窗，当机房设有外窗时，应采用双层固定窗，并应有良好气密性。
（五）机房应配备空调设施和新风系统，配备空调设施，温度保持为18～28℃，相对湿度为47%-70%。
（六）机房弱电布线须使用配线架、理线器、线缆标识等，强电须使用配电柜或配电箱，强弱电线（缆）平面间距须在30cm以上。
（七）机房和监控室的地板或地面应有静电泄放措施和接地装置。
（八）机房和监控室应有可靠的接地和防雷保护措施。
（九）机房和监控室应设置火灾自动报警系统和洁净气体灭火系统。
（十）机房和监控室应设置安全防范系统。
（十一）机房和监控室应采取防鼠害和防虫害措施。
第十六条 根据《煤矿安全监控系统及检测仪器使用管理规范》( AQ1029-2007)要求，安全监控系统机房设备的选用及布置应符合以下要求：
（一）煤矿监控系统主机或显示终端应设置在矿调度室内，若设立独立监控机房，必须与矿井调度室有通讯专线联接。
（二）煤矿企业应当为煤矿安全监控系统架设供电专线，并采用双回路供电，配备不小于2小时在线式不间断电源，不间断电源应避免阳光直射。
（三）中心站应使用录音电话及传真机。
（四）系统必须具有双机切换功能。系统主机必须双机或多机备份，主、备机应选用工业控制计算机，内存容量不低于1GB，硬盘不小于500GB; 工作主机发生故障时,备份主机应在5 分钟内投入工作。
（五）联网主机应装备防火墙等网络安全设备。
（六）中心站设备应有可靠的接地装置和防雷装置。
（七）系统应装备杀毒软件及软、硬件防火墙等网络安全设备，及时更新病毒库和客户端防病毒软件，并定期备份监测数据库信息。
第十七条 煤矿安全监控系统设计经批复后，方可由具有相应资质的单位进行施工（安装）。
第十八条 施工单位应在市安监局进行资质备案，并接受市、县两级安监局的管理、监督和指导。
第十九条 施工单位必须严格按照批准的设计组织施工，不得擅自变更设计内容。
第二十条 煤矿安全监控系统未经验收或验收不合格的，一律不得投入使用，煤矿企业不得擅自更换监控系统型号，任何单位和个人不得擅自变更煤矿安全监控系统网络平台的设置和参数。
第四章 安装、使用和维护
第二十一条 煤矿应依据《煤矿安全规程》、《煤矿安全监控系统及检测仪器使用管理规范( AQ1029-2007)》及其它行业标准的要求正确安装和使用各类监控设备，及时对系统进行维护保养，定期对系统各项功能进行测试，严格执行帐卡和图表的相关管理规定，确保安全监控系统“装备管理到位、数据采集准确、断电灵敏可靠”。
第二十二条 煤矿企业的安全监控系统管理机构负责安全监控设备的安装、调试、运行和维护工作。安装安全监控设备前，监控系统管理部门应将安装申请单送调度室，由矿调度室分送通风和机电部门。机电部门必须根据断电范围要求，提供断电条件，并接通井下电源及控制线，在连接时必须有安全监测人员在场监护。
第二十三条 煤矿企业必须每10天对安全监控系统的甲烷传感器进行调校一次；每隔10天必须对甲烷超限断电闭锁和甲烷风电闭锁功能进行测试一次。
不具备井下现场甲烷传感器调校和断电测试条件的企业，应当与区域技术维护机构签订技术服务协议，委托其承担相应的工作，并接受市、县两级煤矿安全监控中心的管理、监督和指导。
煤矿应于测试前一日填制“安全监控系统闭锁功能测试计划卡”上报市、县两级煤矿安全监控中心；如因特殊情况更换甲烷传感器后所进行的闭锁功能测试，应提前告知市、县两级煤矿安全监控中心；市、县两级煤矿安全监控中心每季度对煤矿闭锁控制功能进行抽检。
第二十四条 与安全监控设备关联的电气设备，电源线及控制线在拆除或改线，可能影响到监控数据的上传时，应与市、县安监局煤矿安全监控中心共同处理。煤矿企业检修与安全监控设备相关联的电气设备，需要安全监控设备停止运行时，须经调度室同意，由调度室提前报告市、县两级监控中心，并制定安全措施后方可进行，严禁擅自停用监控设备。
第二十五条 高瓦斯矿井和煤与瓦斯突出矿井中的安全监控系统闭锁功能不得使用异地断电。当安全监控系统显示井下某一区域瓦斯超限并有可能波及其他区域时，矿井有关人员应按瓦斯事故应急预案手动遥控切断瓦斯可能波及区域的电源。
第二十六条 安全监控设备的供电电源必须取自被控开关的电源侧，严禁接在被控开关的负荷侧，严禁与采用“三专”供电的局部通风机共用电缆、变压器和开关。
第二十七条 传感器经过调校检测误差仍超过规定值时，必须立即更换；低浓度甲烷传感器经大于4%的甲烷冲击后，应及时进行调校或更换；安全监控设备发生故障时，必须及时处理，在更换和故障处理期间必须采用人工监测等安全措施，并填写故障记录，同时在安全监控设备使用月报表中注明更换监控设备新旧型号。
第二十八条 煤矿企业应绘制安全监控布置图和断电控制图，并将安全监控布置数字图、通风系统数字图和瓦斯抽采（放）系统数字图在监控主机中实时显示和上传，同时根据采掘工作的变化及时修改。要求如下：
（一）安全监控布置图和断电控制图绘制：
安全监控布置图应标明传感器、声光报警器、断电控制器、分站、电源、中心站等设备的位置、接线、断电范围、报警值、断电值、复电值、传输电缆、供电电缆等；断电控制图应标明甲烷传感器、馈电传感器和分站的位置、断电范围、被控开关的名称和编号、被控开关的断电接点和编号等。
（二）通风系统数字图显示包括如下内容：
1.能够说明通风系统网络及设备配置的数字图，如：通风设施、风流流向、作业点位置等。
2.实时显示主要通风机、局部通风机、风门等通风设施的运行情况，且具有风流流向动画显示功能。
3.在相应位置实时数字显示甲烷浓度、风速（或风量）、风压、一氧化碳浓度、温度等。
（三）安全监控系统布置数字图显示包括如下内容：
1.传感器、分站、电源箱、断电控制器、传输接口和电缆等设备的设备名称、相对位置和运行状态等。
2.若系统庞大一屏容纳不了，可漫游、分页或总图加局部放大。
3.在具有说明巷道、设备布置等背景图上，将实时监测到的传感器状态，用相应的图样在相应的位置显示，同时用红色标注报警、断电、馈电异常及故障等，正常时为蓝色。
4.点击图标可以弹出相关信息的选择菜单，供进一步查询。
（四）瓦斯抽采（放）系统数字图显示包括如下内容：
1.能够说明瓦斯抽放系统管路和设备配置的数字图形，如：管线、抽放设备等。
2.根据实时监测到的开关量状态，实时显示相关设备运行状态，如：抽放泵、阀门等。
3.在相关位置实时数字显示甲烷浓度、温度、压力、流量等。
（五）煤矿安全监控布置数字图、通风系统数字图和瓦斯抽采（放）系统数字图应统一采用CWebGIS格式进行绘制，并与现有监控系统平台实现无缝兼容。
第二十九条 井下使用的分站、传感器、声光报警器、断电控制器及电缆等由所在区域的区队长、班组长负责使用和管理。
第三十条 监控电缆不应悬挂在风管或水管上，不得遭受淋水，严禁悬挂任何物件。监控电缆与压风管、供水管在巷道同一侧敷设时，必须敷设在管子上方，并保持0.3m以上的距离。在有瓦斯抽放管路的巷道内，监控电缆必须与瓦斯抽放管路分挂在巷道两侧。
井筒和巷道内的监控电缆应与电力电缆分挂在井巷的两侧，如果受条件所限：在井筒内，应敷设在距电力电缆0.3m以外的地方；在巷道内，应敷设在电力电缆上方0.1m以上的地方。
第三十一条 井下巷道内的监控电缆，沿线每隔一定距离、拐弯或分支点以及连接不同直径电缆的接线盒两端、穿墙电缆的墙的两边都应设置注有编号、用途、标志牌。
第三十二条 安全监控设备必须配备备用件，其中，监控主机的备用数量不少于装备数量的100%；分站、传感器的备用数量不少于应配备数量的20%。
第三十三条 安全监控设备的报废和使用寿命应严格执行相关标准和产品说明书的规定。
第三十四条 矿井应建立设备维修室、库房、便携式仪器发放室等工作场所。
第三十五条 煤矿在新增或变更井下采掘工作面时，所安装安全监控设备经测试合格后方可组织生产（测试时须填写“安全监控系统闭锁功能测试卡”）。
第三十六条 煤矿安全监控系统每年必须由市级煤矿安全监管部门监控中心进行年检，未经年检或年检不合格的不得进行生产、建设活动。
第五章 异常信息处置程序
第三十七条 煤矿安全监控系统异常情况种类：
（一）瓦斯浓度、一氧化碳浓度、温度、风速等超限。
（二）主扇停风。
（三）局扇停风或风筒风量低于规定值。
（四）馈断电异常。
（五）监控设备数据中断。
（六）监控系统网络传输无记录。
（七）监控系统故障。
（八）其它异常情况。
第三十八条 监控系统异常信息处理程序
（一）煤矿企业处理程序：
1.值班人员发现瓦斯超限、主要通风机停风、局部通风机停风、风筒风量低于规定值、监控设备数据中断等异常信息，应立即通知矿调度室，下达停止作业或撤出人员的命令，同时报告矿长、总工程师，并在9分钟内向县级煤矿安全监控中心书面报送“煤矿安全监控系统异常情况报告卡”，无法书面报告的，用录音电话报告。
值班人员发现馈断电异常、一氧化碳超限、温度超限、风速超限、监控系统故障等异常信息，应立即通知矿调度室，同时在12分钟内向县级煤矿安全监控中心书面报送“煤矿安全监控系统异常情况报告卡”，无法书面报告的，用录音电话报告。
煤矿接到县级煤矿安全监控中心下达的“安全监控质询通知书”后，应立即填报遵义市“煤矿安全监控系统异常情况报告卡”；煤矿接到县级煤矿安全监控中心下达的“安全监控强制措施决定书”后，应立即停止作业、撤出人员，并查明原因、提出处理意见、并将处理情况以“安全监控隐患处理报告”报县级煤矿安全监控中心。
2.矿长、工程师、带班矿长、安全管理部门负责人在接到安全监控系统地面中心站（调度室）或县级煤矿安全监控中心有关井下作业参数与状态异常的报告时，要立即组织安全管理人员和工程技术人员进行处理。瓦斯达到撤人浓度时，必须先撤出井下作业人员，再查明原因，及时、正确处理。
3.对于安全监控系统网络传输无记录而矿方运行正常时，监控系统值班人员发现异常情况，要立即采取措施进行处理，并及时报县级煤矿安全监控中心。
4.煤矿企业有计划停电时应提前报县级煤矿安全监控中心；无计划停电时应有停电事故应急预案，严格执行停电、停风、瓦斯超限撤人和排放瓦斯制度。
（二）县级煤矿安全监控中心处理程序：
1.发现辖区内煤矿瓦斯超限、主要通风机停风、局部通风机停风、风筒风量低于规定值、监控设备数据中断、监控系统网络传输无记录等异常信息，且9分钟内未收到煤矿企业的安全监控异常信息排查及处置报告，由县级煤矿安全监控中心值班人员向煤矿下达“安全监控质询通知书”，无法书面下达的，用录音电话下达。
发现馈断电异常、一氧化碳超限、温度超限、风速超限、监控系统故障等异常信息，12分钟内未收到煤矿企业的安全监控异常信息排查及处置回复，由县级煤矿安全监控中心值班人员向煤矿下达“安全监控质询通知书”，无法书面下达的，用录音电话下达。
2.当瓦斯达到撤人浓度或出现其他可能导致事故发生的异常情况时，由县级煤矿安全监控中心下达“安全监控强制措施决定书”，责令煤矿企业立即停止作业、撤出井下人员，无法书面下达的，用录音电话下达。
3.瓦斯超限时，由县级煤矿安全监控中心按以下规定报告各级领导：瓦斯浓度达到1%时，必须将瓦斯超限信息传递到煤矿矿长、总工程师、县（区、市）安监局主要负责人、县（区、市）煤炭行业主管部门主要负责人、煤矿企业（集团公司、总公司、公司）安全监管部门负责人；当瓦斯浓度达到3%以上时，必须将瓦斯超限信息传递到分管副县（市、区）长、煤矿企业（集团公司、总公司、公司）主要负责人。
4.县级煤矿安全监控中心对煤矿企业下达的监控指令要同时报市级煤矿安全监控中心备案。
（三）市级煤矿安全监控中心处理程序：
市级煤矿安全监控中心发现瓦斯达到撤人浓度或出现其他可能导致事故发生的异常情况时，必须在9分钟内向县级煤矿安全监控中心进行电话询问，并进行跟踪督促（其他情况须在于12分钟内向县级煤矿安全监控中心进行电话询问，并进行跟踪督促），直至异常信息消除或收到县级煤矿安全监控中心下达的“安全监控强制措施决定书”，已责令煤矿企业停止作业、撤出人员为止。
（四）安全监控系统因网络故障无法正常上传的，市、县两级煤矿安全监控中心技术人员应立即与煤矿保持通信联系、确保矿井监控系统正常，并尽快查明原因、正确处置后填写“遵义市煤矿安全监控网络异常情况处置卡”；市、县两级中心站安全监控系统出现故障，应当在一小时内报告遵义市安监局分管领导，并通知辖区内煤矿加强值班防范。
（五）发现煤矿安全监控异常信息多次重复出现的，市、县两级煤矿安全监控中心要向同级煤矿安全监管部门报告，由市、县两级煤矿安全监管部门采取措施，确保各类安全隐患和故障问题得到及时排除。
（六）县级煤矿安全监控中心对煤矿下达停止作业、撤出人员指令的，应立即向县煤矿安全监管部门分管领导汇报。
（七）对煤矿下达停止作业指令的，整改结束后，须经县级煤矿安全监管部门验收合格后，并在《整改复查意见书》上签署意见后，方可恢复生产建设作业。煤矿必须严格执行煤矿安全监管部门的监管指令，未经批准一律不得擅自组织生产、建设。
第六章 责 任
第三十九条 根据《中华人民共和国安全生产法》和《国务院关于预防煤矿生产安全事故的特别规定》，煤矿企业要制定内部责任制，确保安全监控系统的正常运行。市、县两级安全监管部门对煤矿企业存在下列情况的要依照相关法律、法规的规定给予行政处罚：
（一）无监控系统管理部门，不能保证24小时连续值班和信息调度指挥的；
（二）安全监控系统无人值班、值班人员脱岗或值班期间未认真履行职责玩忽职守的；
（三）出现重大隐患未及时发现、处理，未按规定上报的；
（四）重大隐患长期重复出现，未采取有效措施予以排除的；
（五）煤矿安全监控系统、监控分站、传感器等监控设备无“四证一标志”或煤安标志已过期、不能按国家标准或有关规定建设安装、检测、校验、维护保养的；
（六）监控系统运行不正常的或瓦斯超限、停风、安全监控系统闭锁功能不正常情况下仍强行组织生产建设作业的；
（七）系统未定期进行闭锁功能测试，传感器未按规定定义的；
（八）人为删除、隐匿分站和传感器信息导致上传信息不真实的；
（九）监控主机安装、下载游戏等与监控无关的软件，未做到专机专用导致本矿或其它煤矿上传和运行不正常的；
（十）故意弃用煤矿安全监控系统或井下分站，传感器数量不能满足监控有效要求的；
（十一）故意破坏、损坏、改变煤矿安全监控系统设施，造成安全监控数据上传中断或者数据失真的。
第四十条 市、县两级煤矿安全监控中心工作人员未按规定履行工作职责的，依据相关规定进行处理，由此造成事故的，依法追究有关责任人员的法律责任。
第四十一条 煤矿安全监控系统的相关服务机构（单位）必须认真履行合同，对不按合同条款提供服务或提供不合格产品、出具虚假报告的将取消其服务资格，由此造成事故的，追究相关法律责任。
第七章 附 则
第四十二条 本办法与国家有关法律、法规和行业标准发生冲突时，按国家有关法律、法规和行业标准规定执行。
第四十三条 与本办法配套的实施细则及管理制度由遵义市安全生产监督管理局负责制定。
第四十四条 本办法由遵义市人民政府安全生产监督管理局负责解释。
第四十五条 本办法自印发之日起执行
关于印发《东北区域电力市场实施方案（暂行）》的通知
国家电力监管委员会
关于印发《东北区域电力市场实施方案（暂行）》的通知
国家电网公司及所属东北电网有限公司、辽宁、吉林、黑龙江省电力公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，有关发电公司，中电联：
现将《东北区域电力市场实施方案(暂行)》(以下简称《实施方案》)印发你们，请依照执行。东北区域电力市场模拟运行结束后，国家电力监管委员会将对《实施方案》进行修改完善。
为适应东北区域电力市场建设进度的需要，《东北区域电力市场技术支持系统功能规范》由东北区域电力监管机构负责按照《实施方案》和《运营规则》确定的原则，在模拟运行中完善，报国家电力监管委员会批准后实施。有关《实施方案》和《运营规则》中涉及的《东北电网年度购电合同电量管理办法》、《东北区域电力市场电费结算及管理办法》、《东北区域电力市场差价部分资金管理办法》等配套文件，由东北区域电力监管机构批准实施，并报国家电力监管委员会核备。东北区域电力市场年度购售电合同原则上依据国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》制定。
二00三年十二月三十一日
东北区域电力市场实施方案
(暂行)
一、东北电网概况
东北电网覆盖辽宁省、吉林、黑龙江省，蒙东的赤峰市、通辽市以及兴安盟、呼盟地区，供电面积120万平方公里，供电服务人口1亿左右。全网火电资源主要分布在内蒙东部和黑龙江煤炭产区，以及大连、绥中等港口城市，水电资源主要集中在东部地区；而负荷主要集中在大连、沈阳、长春、哈尔滨等中、南部大中型城市，形成东、西部电力向中部输送，北部电力向南部输送的局面。
（一）东北电网发电装机容量构成情况
截止2002年底全网装机容量39400MW，其中水电5410MW，占全网装机容量的13.7%，火电33990MW，占86.3%。按国家电力体制改革发电资产重组划分方案，东北电网中主要水电机组保留在东北电网有限公司，作为调峰、调频和事故备用的应急电厂，总容量为4282.5MW，占全网总装机容量的11.10%。五大发电公司（厂）的装机容量为19429.5MW，占全网总装机容量的50.35%。其中，华能集团为5025MW，占全网总容量的13.02 %；大唐集团为1925MW，占全网总容量的4.99%；华电集团为5757MW，占全网总容量的14.92%；国电集团为3261.5MW，占全网总容量的8.45%；中电投集团为3461MW，占全网总容量的8.97%。
（二）东北电网网架结构、联络线输送能力情况
东北电网以500kV电网和220kV电网为主网架，截止2002年底，全网500kV输电线路31条，总长度5031公里，500kV变电站16座，总变电容量13806MVA；220kV输电线路473条，总长度22845公里，220kV变电站221座，总变电容量41326MVA。2002年全网总发电量1665亿kWh，最大电力25780MW。
根据电源、负荷布局及网架结构，东北电网可分为南部电网、中部电网和北部电网。南部电网由辽宁省内电网和内蒙赤峰地区电网组成；中部电网由吉林省内电网和内蒙通辽地区电网组成；北部电网主要由黑龙江省电网和内蒙呼盟电网组成。连接南部与中部电网之间的联络线有2条500kV和5条220kV线路，正常情况下送电能力1800MW，年送电能力约78亿kWh；北部电网与中部电网之间的联络线有2条500kV和4条220kV线路，正常情况下送电能力900MW，年送电能力约54亿kWh。南部电网由绥中电厂经由500kV绥姜线与华北电网相联，正常情况下，送电能力800MW，年送电能力约46亿kWh。
（三）东北电网管理现状
1999年电力体制改革后，原东北电力集团公司改组为国电东北公司，作为国家电力公司的分公司。按国家电力公司的授权，经营500kV主干网架、调峰、调频水电厂及蒙东地区国家投资的电力资产，实行联络线关口调度。辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司作为国家电力公司的子公司分别独立经营、独立核算，负责本省内电网的调度及电力、电量平衡。根据国务院5号文件，2003年，原国电东北公司重组为具有法人地位的东北电网有限公司，为国家电网公司的全资子公司，辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司的改革正在进行中。
(四)东北电网特点
东北电网是我国最早形成的跨省统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，现已基本形成了比较完善的跨省主网架；东北三省综合销售电价水平比较接近，有利于新电价机制的形成；1999年开始的东北三省 “厂网分开、竞价上网”试点，为建设东北区域电力市场积累了一定的实践经验；目前，东北地区电力供需环境相对宽松，引入竞争机制、建立区域电力市场的时机基本成熟。
二、指导思想、原则和编制依据
（一）指导思想
以《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）文件为指导，按照我国建立电力市场的总体要求，总结和借鉴国内外电力市场改革的经验教训，遵循市场经济的一般规律和电力工业发展的特殊规律，建立统一的东北区域电力市场，实现区域电力资源优化配置，使电力建设与环境保护相协调，促进电力工业可持续发展。在东北地区建立起政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、安全可靠、健康发展的电力市场体系。
(二)原则
1.坚持安全第一的原则。实行全网统一调度，分级管理，保障电力系统安全稳定运行。
2.坚持区域电力资源优化配置的原则。充分利用东北现有资源，最大范围地实现区域资源的优化配置。
3.坚持公开透明、公平竞争、公正监管的原则。做到调度、交易、结算信息及时、定期公开发布，遵循市场交易规则、依法监管。
4.坚持统筹兼顾各方利益的原则。正确处理好政府、发电企业、电网企业和电力用户之间的利益关系，促进东北区域经济和电力工业协调、持续发展。
5.坚持积极推进与循序渐进相结合的原则。东北区域电力市场建设要总体设计、分步实施、稳步推进。
6.坚持实事求是的原则。切合东北区域经济发展和东北电力工业发展的实际，具有可操作性。
7.坚持统一、开放的市场原则。发挥东北区域优势，促进跨区域间电力电量交易，为全国电力市场建设创造条件。
（三）编制依据
方案编制主要依据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》（国发[2002]5号）、《关于印发区域电力市场建设指导意见的通知》（电监市场[2003]21号）、《关于建立东北区域电力市场的意见》（电监供电［2003］15号）（以下简称《意见》）以及国家有关法律、法规的规定。
三、市场建设
东北区域电力市场按照《意见》要求，采取总体设计、分步实施、配套推进、平稳操作的原则进行建设。
（一）初期目标
初步建立东北区域电力市场交易体系和市场监管体系，建设以东北电力调度交易中心为交易平台的统一的东北区域电力市场。开放部分发电市场；采用有限电量竞争的模式，适时开放发电权市场；按照国家有关文件规定，适时有步骤地开展发电公司（厂）与大用户双边交易试点；负责完成东北向华北送电工作；建立辅助服务补偿机制。
1.市场成员
东北区域电力市场成员为：东北电网有限公司及辽宁、吉林、黑龙江省电力公司，与东北电网接网的拥有100MW及以上火电机组（不含供热电厂和企业自备电厂）的发电公司（厂）。具体竞价发电公司（厂）（机组）明细详见附表。
2.市场格局
在东北电网有限公司设立东北电力调度交易中心，作为东北区域电力市场统一交易平台。在辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司设电力结算中心（该中心可设在三省电力公司财务部门），履行电费结算职能。
电力市场初期采取电网经营企业单一购买模式。东北电网有限公司与辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司按关口计量购售电，三省电力公司向省内用户售电。
3.竞价模式与价格机制
⑴市场采取有限电量竞争模式。竞价电量占东北区域电力市场实际交易电量的20%，由月度、日前和实时竞价方式确定。在技术支持系统不具备条件之前，竞价电量由月竞价方式确定。
⑵竞价方式
用网损修正后的报价进行竞价，以市场购电费用最低为目标决定竞价结果，月度竞价按中标电量的报价价格进行结算，日前、实时竞价按中标电量边际价格进行结算。
⑶限价
设置最低、最高限价，具体限价幅度经商国家发改委后按国家有关文件另行确定。
4.电费结算
东北电网有限公司负责竞价机组的竞价电量及省间联络线交易电量的电费结算，辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司负责本省内竞价机组的非竞价电量、非竞价机组上网电量的电费结算。
5.发电权市场
发电权交易的开放应逐步有序。
初期，可优先进行同一物理节点上不同核算体制机组的发电权交易，由东北电力调度交易中心采用集中撮合模式，确定发电权的交易计划，并进行安全校核。在市场初期，暂对由于燃料、水等一次能源不足，客观原因无力完成的年度合同电量进行发电权交易。
6.辅助服务补偿机制
电网企业和进入电力市场的发电机组有义务承担电力系统的备用、调频、无功等辅助服务。在市场初期，东北电网有限公司留备的发电机组应首先无偿提供辅助服务，对其它机组提供的备用、调频、无功等辅助服务建立合理的补偿机制，补偿资金可从差价部分资金中支付，其办法另行制定。
7.东北向华北送电
东北向华北送电采取定价购买的方式，由东北电网有限公司协调辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司落实到厂。
8.发供需求空间
保留东北三省原有的发供需求空间，作为贯彻落实中央振兴东北老工业基地的一项特殊政策。实施中发电企业可以采取自愿的方式进行交易。
（二）中期目标
随着电力体制改革的深入、配套电价政策的出台，逐步过渡到两部制电价、全电量竞争的模式,并开放年度、月度合同、日前和实时竞价交易。建立辅助服务市场；逐步加大电力市场竞争力度和范围；开展发电公司（厂）与大用户的双边交易及发电公司（厂）与独立配电公司的双边交易试点,开放发电公司（厂）与独立配电公司双边交易。形成以东北电力调度交易中心为交易平台的、统一的东北区域电力市场；在国家出台发电排放环保折价标准后，环保折价系数参与市场竞价过程。
1.扩大竞价机组范围
按照先火电后水电，先大机组后小机组的方针，逐步开放非竞价机组进入市场竞争。首先开放200MW及以上容量的供热机组，逐步开放100MW供热机组。对于100MW以下容量火电机组，只开放年、月度合同交易，同时执行国家限制小火电机组凝汽发电的有关政策。在火电机组全部进入市场后，水电机组也将按容量大小逐步进入市场进行交易。
2.逐步扩大双边交易
对符合一定条件的大用户，按电压等级由高到低，容量由大到小的顺序逐步开放。
3.采取先试点后开放的步骤，开展发电公司（厂）与配电公司的双边交易。
4.建立辅助服务市场，初步建立备用、调频辅助服务市场，完善无功辅助服务补偿机制。
（三）远期目标
1.发电端实行一部制电价、全电量竞争模式。
2.在售电端引入竞争机制，实现所有市场主体参与的全面竞争。在一个地区（城市）组建若干个售电服务公司，用户可以自由选定售电服务公司。
3.建立电力期货、期权等电力金融市场，形成政府监管下的、公平竞争的、全面开放的东北区域电力市场。
四、市场管理
（一）市场规则及管理办法制定
在电力市场正式运行前，逐步完成以下规则和管理办法的制定工作。
1.《东北区域电力市场初期运营规则（暂行）》
应对以下几个方面内容做出规定：⑴市场成员及其权利和义务；⑵市场交易体系；⑶市场运作的全过程；⑷干预市场的条件；（5）计量考核与结算；（6）信息管理；（7）电力系统及相关辅助系统的安全运行等方面的内容；（8）辅助服务补偿办法。
2.《东北区域电力市场技术支持系统功能规范（暂行）》
应对市场技术支持系统设计原则、系统组成和功能进行规定。
3.《东北区域电力市场监管实施意见（暂行）》
应对监管机构的职责、监管内容、监管程序、争议调解等相关方面进行详细规定。
4.《东北区域电力市场准入实施意见（暂行）》
应对进入市场的电力企业及用户应满足的条件进行详细规定，并明确入市、退市的程序。
5.《东北区域电力市场差价部分资金管理办法》
按照调整电力用户、发电公司（厂）、电网公司的利益，支付电力市场及技术支持系统建设、运行成本的使用原则，编制其管理使用办法。
6.《东北电网年度购电合同电量管理办法》
原则上按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》，参考东北电网和辽宁、吉林、黑龙江三省综合电价方案，并统筹考虑各发电企业利益及电网实际输送能力等，制定年度购电合同电量管理办法。
7.《东北电网调度运行规则》
应对电网调度运行管理工作作出详细规定。
8.《东北区域电力市场电费结算及管理办法》
原则上按照国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局联合印发的《购售电合同（示范文本）》，对东北区域电力市场电费结算及管理工作作出具体规定。
（二）调度管理模式
东北电网调度实行全网统一调度、分级管理，分区分层运行。国家电网公司根据电力市场化改革的进程，适时对电力调度关系进行调整。
1.为保证东北电网安全稳定运行，在东北区域电力市场实施月竞价时，调度关系暂不做调整。
2.日前、实时电量交易开展时，按调整后的调度关系执行，取消联络线关口调度。
（三）年度合同电量管理
根据《意见》确定的原则，对东北电网年度发、供、用电进行全网资源优化平衡。
1.确定竞价机组年度合同电量
（1）全网年度总需求（不含发供需求空间）扣除非竞价机组年度合同电量空间后，为竞价机组发电空间，其中80%为年度合同电量空间，其余20%作为竞价电量空间。
（2）年度合同电量分配，原则上按原电价属性的同类型机组同等利用小时数，并参照东北电网近年来平均利用小时数合理安排，同时要考虑电网的输电能力及目前执行的分省综合销售电价水平。
2.非竞价机组年度合同电量
（1）环保及综合利用机组。按其合理运行方式（设计工况）核定年度合同电量并优先安排。
（2）风电机组。按以风定电的原则，以上年实际发电水平核定年度合同发电量，新投产机组按设计利用小时安排，按实际上网电量结算。
（3）水电机组。按以水定电的原则，确定年度合同电量。
（4）供热机组。按以热定电的原则，结合上年实际发电情况核定年度合同电量。100MW以下供热机组非供热期不安排纯凝汽发电，非常年供热机组全年利用小时不高于电网内同容量竞价机组的年度合同利用小时，常年供热机组视其供热量，原则上全年利用小时不应高于同容量竞价机组年度合同利用小时的5～10%。
（5）凝汽机组。全年利用小时一般不得高于全网竞价机组平均年度合同利用小时。
（6）自备电厂。按自发自用的原则，安排全年发电利用小时，各省应考虑不同容量、煤耗水平等因素划定自备电厂的利用小时上限，在限制内发电。
3.年度需求预测出现偏差，当偏差小于2%时，调整竞价空间；当年度需求预测偏差大于或等于2%时，按同比例增减的原则调整竞价机组合同电量与竞价电量空间，半年预调一次，四季度进行最终调整。在进行调整时，将优先调整竞价机组，适当调整非竞价机组。
4.非竞价机组年合同电量，根据年度合同电量确定原则，由东北电网有限公司和三省电力公司共同确定，按管理范围，分别与不参加竞价的发电企业签订年度购售电合同。
竞价机组年合同电量，在市场初期，根据年度合同电量确定的原则，由东北电网有限公司提出三省竞价机组年合同电量的指导性计划建议，作为三省年度发电量计划建议的组成部分,由三省电力公司按指导性计划建议上报地方政府，经国家批准后，由省政府主管部门下达到各发电企业。三省电力公司与参加竞价的发电企业签订年度购售电合同，同时报东北电网有限公司备案。
具体指导性计划的编制和调整要服从国家发电计划的总体编制和调整要求。
（四）市场相关人员培训
负责电力市场运营的专业人员，在通过东北电力调度交易中心的统一培训，熟知运营规则并经考核合格后，上岗工作。国家电力监管委员会委托东北电力调度交易中心负责编写培训大纲并组织培训工作。
（五）市场的试运行
东北区域电力市场2004年1月15日开始模拟运行。通过模拟运行，验证方案、规则及有关办法的可操作性，验证区域电力市场技术支持系统的可靠性和准确性，发现问题并及时提出意见，以便对方案、规则及有关办法进行调整，确保正式运行成功。
（六）电力市场技术支持系统建设
1.建设原则
（1）符合国家有关技术标准，保证系统及其数据的安全，提供严格的用户认证和管理手段，并考虑信息保密的时效性。
（2）技术支持系统应保证电力调度及交易的可靠运行。
（3）充分利用东北电网现有调度自动化、通信系统和三省电力市场技术支持系统的资源。
（4）技术支持系统应采用开放式体系结构和分布式系统设计，适应电力市场的发展和规则的要求，并适应新技术的发展和设备的升级换代。
2.系统功能
东北区域电力市场技术支持系统对电力市场的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息发布、考核与结算等环节作出技术支持。
3.系统组成
东北区域电力市场技术支持系统由以下子系统组成：能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统、系统安全防护系统。
东北区域电力市场技术支持系统由东北电网有限公司组织辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司及有关发电公司（厂）建设。
（七）关口计量装置的安装与改造
参加竞价的发电公司（厂）上网关口计量点原则上设在发电公司（厂）出线侧。对计量需明确到机组的，可采用在主变高压侧增设辅助计量装置，对出线侧计量数据进行分摊的方式解决。计量系统应保证完成分时段电能量自动采集、远程传送、数据存储和处理等相应功能。此项工作由东北电网有限公司组织辽宁、吉林、黑龙江三省电力公司及相关发电公司（厂）完成。
（八）预案测算
东北电网有限公司负责对以下预案进行测算，验证东北区域电力市场各项规则的可行性。
1.网、省间结算价格预案
兼顾市场成员各方利益，合理成本、合理盈利、依法计税、公平负担，规避市场风险，合理分担竞价上网带来的盈亏，平衡用户、电网公司及发电企业的利益。
2.辽宁、吉林、黑龙江三省税收预案
按均衡三省利益，避免大幅波动的原则测算。
3.竞价产生差价部分资金测算预案
按合理预测的原则测算。
五、组织实施
（一）组织领导
东北区域电力市场试点工作领导小组全面负责试点工作，决定试点工作中的重大问题，国家电力监管委员会供电监管部负责试点日常工作。
（二）实施工作体系
成立东北区域电力市场实施工作协调小组，负责协调区域电力市场实施过程中出现的具体问题，督促实施工作进度。协调小组由国家电力监管委员会供电监管部负责同志任组长，东北区域电力监管负责人、国家电网公司生产运营部、东北电网有限公司负责同志任副组长，成员由辽宁、吉林、黑龙江省电力公司、有关发电公司（厂）的代表组成。东北电网有限公司负责日常工作。
视市场建设的需要，东北区域电力监管机构和东北电网有限公司可适时成立专业工作组，根据市场建设及进度分阶段、分目标、分内容开展工作。
附表：
