“十五”规划的工作思路
      发电“十五”规划的工作思路是：以省公司“十五”发展纲要和工作目标为指针，深入贯彻“强化管理，深化改革”的工作思路，坚持以安全文明生产为基础，以提高设备可靠性、可调性为重点，强化以经济效益为中心的生产管理理念；重视能源利用率和环境保护经济，提高企业在市场中的综合竞争力；积极引进和开发新能源技术，进一步优化电源结构，推动产业升级；依靠科技进步和现代信息技术，实现技术创新和管理创新；强化各种资产型式电厂的生产管理，推动生产管理的跨越式提高，实现省公司“一型三化，国内一流”的奋斗目标。
二、“十五”发电工作目标
     1、发电机组供电煤耗：到2005年300MW完成克/千瓦时，较“九五”末期下降15克/千瓦时。200MW供电煤耗完成克/千瓦时，100MW供电煤耗完成克/千瓦时，分别较“九五”末期下降10克/千瓦时。
 2、发电机组等效可用系数：2005年全公司达92.55%；300MW机组达到89.04%；200MW机组达到89.47%；100MW机组达到91.61%。（分年度目标见附表）风电设备可利用率达到95%；水电机组等效可用系数达到95%。
 3、机组调峰性能极大改善。100MW火电机组全部达到启停调峰能力，200MW及以上机组全部达到50%调峰能力。部分200MW机组达到轮流启停调峰的能力。300MW机组深度调峰要有新突破。
     4、依据国家能源产业政策，加速50MW及以下的供热机组“以大代小”更新改造，并应用新型能源技术，建设一批环保型、效益型机组，适时取代一批老旧小供热机组。
     5、环保达标。100MW机组及以上电厂烟尘实现达标排放，废水实现零排放，生产现场粉尘、噪声达到环保要求，烟气脱硫技术应用要有新突破。
     6、100MW机组主要辅机全部实现状态检修。推广应用离线、在线检测和故障诊断技术设备，开展状态检修，在科学分析的基础上，适当将主机检修周期延长至6年，在辅属设备实行状态检修的基础上，研究主机设备实行分时分区检修。
 7、200MW及以上机组电厂达到信息化管理，实现管控一体化。通过完善机组的控制系统和控制功能，实现主辅设备的集中控制。应用网络技术和现代化办公手段，引进智能化控制技术，形成一个集生产、经营、管理、调度、决策一体化的综合自动化系统。为实现电力市场的实时报价和生产决策创造条件。
 8、运行管理水平达到国际水平。100MW机组及以上电厂全部实现集中控制管理，集控式值班。所有辅助岗位全部实现无人值班。达到按定员组织生产的目标。
    9、水电厂达到无人值班（少人职守）。
    10、单机容量200MW及以上电厂，生产主要经济技术指标和生产管理水平达到国际一流火力发电厂的标准。
    11、水电厂大坝无病险坝、火电厂灰坝无垮坝事故。
    12、环保设施投运率达到100%。
 三、“十五”期间重点抓好以下工作
 坚持以安全文明生产为基础，以提高设备可靠性为重点，。
 1、结合部颁二十五项反事故重点要求，制定省公司反事故实施细则，并贯彻执行。
    2、继续加强锅炉受热面漏泄的监督和治理，研究燃用优质煤、控制漏风、采用低氧燃烧、改造结构、降低烟速等一系列措施，减少受热面磨损。重点要解决省煤器漏泄问题，对5台410t/h及以上锅炉的省煤器进行换型改造，确保锅炉的安全稳定运行。
 3、重视技术监督工作，应用先进的设备进一步完善监督检测和分析手段，做到超前检验、超前预测、超前防范，把隐患消灭在萌芽状态。
 4、随着自动控制技术的发展，大机组开展厂用电工备电源快速切换工作，并研究解决各级电源的相互动作可靠性问题，尤其是保安电源、220V不停电电源、给粉给煤电源及6KV电源等。
 4、继续加大电气老旧设备的更新改造，提高电气设备的可靠性。将浑江厂、长山厂的2台220kV容量为12万千伏安薄绝缘变压器改造为全绝缘变压器，同时，对两厂4台100MW发电机转子线圈进行更换。将长二热厂8套220kV线路保护和双辽厂、浑江厂、四平厂等9套发变组保护更换为微机保护。
   5、对吉林厂、珲春厂、浑江厂等7台高、低压除氧器进行改造，改造为膜式除氧器，提高除氧效果和水汽品质合格率，延长设备使用寿命。
   6、总结和完善油质在线监测装置进行，并在其他大机组电厂进行推广。
   7、完善100MW及以上机组的绝缘、温度等在线监测装置及检测手段，为延长机组大修期提供可靠依据。
   8、完善松江河水电站大坝自动监测系统，确保大坝的安全稳定运行。
 在继承和发扬生产管理好的做法的同时，不断提高管理的规范性和科学性，并结合当前电力体制改革的新形势，以现代的思维方式和先进的管理手段，实现管理创新。
   1、积极推进发电管理体制改革，并适应改革的需要，面对电力体制改革的新形式和纷繁复杂的市场环境，站在电网经营企业和确保电网安全稳定运行的角度，正确行使生产管理职责，根据资产型式，强化引导和服务意识，促进生产管理跨越式提高。
    2、生产管理全面实现微机化管理和微机化办公，实现生产信息现代化管理，并逐步形成标准规范的管理体系。
    3、检修管理继续推行和完善检修管理模式、文明生产“五.三制”和半封闭区域性检修。逐步由完善检修形式和组织方式向科学检修设备和使用先进检修工艺和工器具方向过度，使机组检修及管理工作更科学化、实用化。达到“应用新技术，降低检修成本，修后无一类障碍”，维护向“零缺陷”目标迈进。
    机组的大修间隔逐步延至6年，机组小修每年一次。
 开展以经济可靠性为中心，以合理控制费用为目的的可靠性分析与维修，力争“十五”期间有较大的突破。
 5、运行管理向全能化、集控式方向过度，运行操作、调整和维护要向“零报警”方向迈进。
 6、加强生产费用使用的监督与管理，大修、技改工程达到项目立项程序化，质量监督过程化，费用控制预算化，结果评估标准化。并注重投入产出比，实现资金的优化投入。
 7、备品备件储备要实现协作和联合储备，避免重复浪费。
 8、结合ISO9000族国际质量体系认证，建立和完善设备检修质量保证体系和质量监督体系，并逐步得到充实和完善。制定检修、运行软件包，使生产的各项工作制度化、规范化、程序化、标准化。
 加大机组调峰的改造力度，提高机组的可调性
   1、全面建立机组调峰激励机制，实现机组调峰的公平、公证和公开，极大的调动调峰的积极性和主动性。
   2、开展300MW机组深度调峰研究，实现40%调峰的目标。
   3、200MW机组全部达到50%调峰能力。部200MW机组达到轮流启停调峰的能力。
   4、研究100MW及以上机组非常规调峰和水电机组的经济运行方式，提高调峰机组的经济性。
   5、开展调峰机组设备的寿命诊断分析和研究，谋求设备寿命管理的最优化。
   6、开展410t/h及以上锅炉无油点火的试点工作，寻求锅炉低负荷稳燃的新途径。
 进一步加大环保改造力度，以烟尘、污染物超标排放为重点，实现达标排放。
 加大生产废水和生活污水的治理力度，抓好长热一厂、珲春厂、辽源厂、二道江厂、四平厂污水治理工程的建设与投产，实现厂区污水零排放。
 加大锅炉除尘器改造的投入，对全省26台超标排放的文丘里水膜及多管式锅炉除尘器进行增效改造或更换为电除尘器，满足环保达标排放。
   3、继续加大生产现场的噪音治理，改善生产环境和工人工作条件。
   4、进一步研究燃料输煤系统的粉尘治理问题，积极探索引进先进技术，力争收到实效。
   5、加强对已投产环保设施的运行和维护管理，
确保设备的投入率和所达到的效果。
   6、开展烟气脱硫的试点工作，“十五”期间争取有新的突破。
 围绕降低企业发电成本，提高能源利用率和企业在市场中的竞争力，积极引导企业采用新技术，加强能源管理，促进节能降耗。
    1、进一步加强发电厂能源利用的管理，千方百计的降低发电成本，提高市场竞争能力。重点是加强发电厂用煤、油、水、电、汽的管理。实现包括生产和非生产在内的所有能耗指标的在线管理和分析。
 继续引导企业走应用新技术节能降耗、降低成本的发展道路。加大主辅设备的更新改造，彻底改造高能耗主、辅设备，包括汽轮机（100MW及以上机组全部实现通流部分改造）、风机、水泵等。在设备性能指标达到设计值的基础上，还要充分挖掘设计安全余度以外的潜在能力，实现设备的优化利用和科学降耗。  
   3、燃料管理的采、制、化、存、盘全面实现微机化和自动化。
    4、100MW及以上机组全部实现入炉煤正平衡计算煤耗。
    5、200MW及以上机组实现在线能损分析和最佳经济调度。
    6、提高自动的调节品质，向自动装置要效益。建立自动装置与机组经济运行的制约机制，使机组的运行方式和指标在最佳的状态下运行。通过对AGC、协调、送风和燃烧控制系统完善，争取全公司降低3克煤耗。
         7、开展汽轮机冷端的在线诊断与分析，提高运行的经济性。
         8、借鉴国外的先进技术，锅炉加药采用挥发性处理技术，合理降低锅炉的排污率，减少排污损失。
 加快电源结构调整步伐，进一步优化电源结构。
     1、对蛟河厂进行全面技术改造，拆除老厂的3台机组，新建2台12MW机组和两台75t/h循环流化床锅炉，满足地方供热要求，解决老厂环保问题。
    2、龙井厂新建2台25MW机组和三台75t/h循环流化床锅炉，替代老厂的三台机组。
 3、长热一厂拆除老厂的三台锅炉，利用新厂的蒸汽装一台10MW的高备压机组，满足环保和供热问题。
   4、辽源厂、二道江厂“以大代小”改造工程竣工后，适时停运老厂的供热机组。
研究论证对白城厂的更新改造和实施。
 改进和完善机组主辅设备的自动化控制，提高机组的整体控制水平，为减人增效创造条件。
 主机一体化控制。300MW机组整体控制水平要有新突破，全部实现程序启停，机炉电实现一体化控制。同时，开展200MW程序启停的试点工作。
        2、辅属设备实现功能组集中程序控制。循环水设备、灰泵房、引风机、空压机、锅炉定排、吹灰、汽机胶球等设备，实现集中控制。提高自动化水平。重点要研究解决使全省670t/h及以上锅炉点火、制粉系统程序控制问题。
 3、外围设备分散自动控制。如：燃料系统、化学水处理系统、燃油系统、氢站系统等实现自动控制，并与生产管理系统实现数据共享。
 4、引进智能化控制技术。应用先进的控制策略和新的控制方法，结合在线监测和诊断设备，实现典型故障的分析、判断和处理，自动优化运行方式。减少人为干与，提高智能化水平。
 5、逐步实现管控一体化。以网络为基础提高电厂的综合自动化水平和现代管理水平。将生产过程中不同操作系统和不同软件平台的监控系统进行互联，应用以太网交 换技术、光纤技术、时钟同步技术等手段，统一互联系统的各层网络通信协议，实现电厂生产及管理过程各类实时信息的高度集成，在此基础上完成发电主辅设备集中监控、发电负荷自动分配和机组最佳方式运行、经济效益自动计算、库存和资金等优化配置等。形成一个多层次、网络化，管理、调度、决策一体化的综合自动化系统。
 充分利用在线监测分析诊断系统和计算机网络技术，促进生产力水平和现代化管理水平的提高
    1、完善已开发的检修管理软件、运行管理软件及在线分析诊断系统功能，并做好进一步推广应用工作，实现设备基础数据和档案的微机化管理，提高生产管理的现代化水平。
    2、开展设备状态检修，开发完成状态检修管理软件、评估软件及在线监测和诊断软件。购置油液分析、振动在线分析、红外温度检测仪和电机监测系统。实现主要辅机（送、吸风机、磨煤机、给水泵）状态检修。
 加强新型能源技术发电企业的生产管理，提高生产管理水平，
    1、加强水电管理，实现水电厂的无人值班（或少人值守）
    完成松江河发电厂厂用系统改造，解决厂用系统供电可靠性低的问题。
 完成松江河发电厂工业电视监控系统、光纤通讯系统和无线机群系统，为实现无人值班（或少人值守）创造条件。
 2、加强风电生产管理，充分利用省内风资源优势，提高风能利用率。
 3、研究掌握洁净煤燃烧和超临界发电技术，为老旧机组改造和扩建作好技术储备。
  2001年及2002年工作计划
     2001年工作要点
      2001年发电工作的指导思想是：认真贯彻省公司“强化管理，深化改革”的工作思路，坚持以安全文明生产为基础，以经济效益为中心，以提高发电设备可靠性、可调性为重点，重视能源利用率和环境保护，加快电源结构调整步伐。以技术创新和管理创新，促进发电检修、运行和水电厂、风电厂的管理水平，使全公司发电生产主要经济指标达到一流省电力公司的标准。
 2001年发电工作目标
         1、消灭重大及以上设备损坏事故，不发生五类误操作事故。
     2、供电煤耗指标：300MW机组完成351克/千瓦时；200MW机组完成361克/千瓦时；100MW机组完成403克/千瓦时。
 3、发电机组等效可用系数：300MW机组达到87.50%；200MW机组达到86.88%；100MW机组达到90.18%。采取有效措施控制非计划停运次数，100MW及以上机组不超过2次，其他机组不超过1次（新投产机组除外）。
 4、100MW火电机组全部达到启停调峰能力，200MW及以上机组全部达到50%调峰能力。部分200MW机组达到轮流启停调峰的能力。300MW机组深度调峰要有新突破。
 5、机组启动成功率达到100%；AGC机组投运率达到100%。环保设施投运率达到100%。
     6、蛟河、长一热技术改造工程竣工投产。龙井厂技术改造工程启动，同时，研究白城厂的改造方案。        
     7、100MW机组及以上电厂烟尘实现达标排放，废水实现零排放，生产现场粉尘、噪声得到明显改善。
     8、推广应用离线、在线检测和故障诊断技术设备，开展状态检修试点工作，并取得实质性进展。
     9、松江河水电厂达到无人值班（少人职守）验收条件。
 重点工作
  一、管理工作
    1、做好部颁“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”的贯彻和落实工作，编制省公司的实施细则。
 继续坚持发电生产管理评价活动，为实现电力市场的公平、公证、公开竞争提供依据。
 编制运行大型质量操作评价的管理规定；无漏泄标兵竞赛办法；大机组竞赛管理办法。
 针对2000年发电设备非计划停运上升的问题，认真分析原因，采取有利措施，控制机组非计划停运的发生。
 制定DCS和微机控制设备稳定运行的管理制度和切实可行的办法。讨论研究对机组主要保护进行规范和完善，提高保护的完整性。
检修工作
     检修管理总的思路是：“细化检修工艺，狠抓责任制落实，降低检修成本，试用新技术，规范机组检修”。
    1、完善100MW及以上机组的检修程序卡，细化检修工艺，逐步完善检修形式和组织方式，达到实用条件。2001年在吉林厂大修中试用。
    2、机组的大修间隔延至6年，机组每年一次小修。从2001年开始部分100MW及以上机组大修的大修间隔逐步延至6年，进一步降低检修成本。每年一次的小修可适当延长，并可以进行局部设备的大修项目。
    3、试用汽机油质在线检测装置和风机故障在线监测系统，为设备状态检修工作打下基础。
    4、落实责任制，特别对锅炉“四管”，汽机的轴系和调速系统等重要环节的检查、处理、验收的各个环节要制定责任制并实实在在地落实。
 抓好四台新机组投运后的稳定运行和消缺工作。    
    6、坚持以创全优为目标，优质高效的抓好松江河厂2号机、吉林厂10、11号机组的大修工作。
运行调峰节能工作
 运行节能管理的思路是：加强运行管理，深入开展运行管理评价，使运行管理工作得到进一步的强化和规范；继续强化运行人员的培训，进一步提高运行人员对重大事故的预防能力和处理能力；深入研究发电运行的成本控制和管理，推动热力系统经济运行和发电成本时时在线系统的完善和推广；为企业的减人增效提供可靠的物质保证，使运行管理工作越上一个新水平
   1、在总结2000年100MW及以上机组尖峰核定核定的基础上，进一步研究和开发机组的顶峰能力。重点研究200MW机组进一步增加顶峰能力的可能性，完成1-2台200MW机组的轮起调峰改造。在总结670t/h燃烧器改造的基础上，吉林10号机组、浑江6号机组、长山热电厂#8机组实现50%低负荷调峰要求。
    2、研究风扇磨制粉系统300MW机组50%负荷调峰运行的可行性。
      3、抓好双辽300MW机组降耗措施的落实工作。
  4、对双辽厂、长热二厂热力系统能损在线分析系统进行总结，适时推广。组织新投产机组的能损诊断。
  5、对全公司各机组入炉煤皮带秤的配备情况和运行情况进行普查。对各发电企业的能源计量器具进行普查。组织省公司机组实际煤耗调查工作。
  6、长山热电厂#6炉预热器更换传热元件、双密封改造和改双驱动等工作。
  7、 双辽电厂#1、2炉预热器双密封改造工作。
重点工程
 开展200MW机组程序启、停方案研究。
 完成吉林热电厂#14、15炉电除尘器改造（3电场改4电厂）；四平热电厂#2炉除尘器改造；作好长春热电一厂#4、5、6炉除尘器改造的前期技术准备工作。
    3、配合做好长一热、蛟河厂的技术改造工程。
    4、随着电厂控制自动化水平的提高，对自动化装置的交流220V不停电电源提出了更高的要求，应保持稳定、可靠输出。进行电源及网络的优化设计及应用。
    5、通过对厂用6KV母线段电容电流的实际测量,确定消除谐振的有效方法。完成双辽厂6KV厂用电源的快速切换改造；
    6、完成小山电站厂用系统改造；
    7、新增长一热电缆温度、烟尘在线监测装置
    8、完成长热一厂污水处理工程。
2002年工作要点
     2002年是省公司创一流关键性的一年，生产各项管理工作和生产主要经济技术指标要达到一流省电力公司的考核标准，发电重点工作如下：
 在总结200MW机组程序启、停试点工作的基础上全面推广。开展100MW机组和300MW机组程序启停的试点工作。
 完成当年有大修200MW机组的轮起调峰改造。
 在总结新投产机组能损诊断的情况的基础上，热力系统能损在线分析诊断系统。继续推广发电成本的在线分析系统。
 对全公司各机组入炉煤皮带秤的配备情况和运行情况的普查工作进行总结，100MW机组全部实现入炉煤正平衡计算煤耗。
 5、抓好双辽300MW机组降耗措施的推广应用工作。
   6、长山热电厂#1、6灰浆泵加装调速装置。
    7、长春二热#1炉捞渣机改螺旋式。
    8、2001年根据长山厂吹灰器试验情况，安排1-3台炉进行改造。
    9、长春热电一厂#6炉除尘器改造。长山热电厂#9炉除尘器改造。珲春发电厂#1炉除尘器改造。
   10、100MW及以上机组电气控制系统全部实现微机监控，并实现遥测、遥信及遥调，自动化水平有质的飞跃。
   11、取消常规仪表，采用一体化高性能变送器供电量计费、电调、微机监视及远传使用；
   12、电厂计量用PT、CT换型，使其准确级达到0.2级
   13、长山热电厂#7炉预热器更换传热元件、双密封改造和改双驱动等工作。
双辽电厂#3、4炉预热器双密封改造工作。
   15、长春热电二厂#1炉下级预热器腐蚀磨损后漏风严重，将光管空气预热器改成螺旋槽管空气预热器。