浙江印發《溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設發展規劃（2018-2020年）》

2018-12-13 17:53:36 浙江省發改委　點擊量：評論 (0)

浙江省發改委日前發布了《溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設發展規劃(2018-2020年)的通知》

浙江省發改委日前發布了《溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設發展規劃(2018-2020年)的通知》，通知中稱，規劃是溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設的基本依據，納入我省電力發展規劃、配電網建設改造規劃，作為申請供電營業區許可、供電業務許可的規劃依據。溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網由溫州市龍灣永強供電公司負責建設。溫州市龍灣永強供電公司要支持其他業主在增量配電網內建設可再生能源、分布式能源和微電網。增量配電網內可再生能源、分布式能源和微電網等的規劃建設按規定報批。

溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電業務改革試點區域四至范圍：北至濱海三道與通海大道交叉口--通海大道—經五支路(永興圍墾北堤)--G15高速復線，東至G15高速復線與永興圍區二號路延伸段交叉口--永興圍區二號路延伸段--永興圍墾堤岸--天城圍墾堤岸，南至天城圍墾堤岸與緯六支路交叉口--緯六支路--經五路--緯七路--經五支路--百米大道--濱海五道--濱海六路，西至濱海六路與濱海三道交叉口--濱海三道--通海大道，總面積約12.5平方公里。溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電業務改革試點規劃區域內建設110千伏及以下增量配電網。本規劃基準年為2017年，規劃期為2018-2020年，遠景展望至2030年。

詳情如下：

省發展改革委關于印發溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設發展規劃（2018-2020年）的通知

溫州市發展改革委，龍灣區發展改革局，溫州市龍灣永強供電公司、國網溫州供電公司：

為推進我省增量配電業務改革，保障溫州龍灣區空港新區、天城圍墾區增量配電網持續健康發展，我委組織編制了《溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設發展規劃(2018-2020年)》。現予印發，請認真貫徹實施，并就規劃貫徹實施有關事項通知如下：

一、本規劃是溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網建設的基本依據，納入我省電力發展規劃、配電網建設改造規劃，作為申請供電營業區許可、供電業務許可的規劃依據。

二、按照《政府核準的投資項目目錄(2016年本)》和《政府核準的投資項目目錄(浙江省2017年本)》有關規定，溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網內電網項目的核準以本規劃為基本依據。沒有規劃依據的項目，不得核準、備案，不計入輸配電價。已由各級核準(備案)機關核準(備案)但不符合本規劃的項目，應由相應核準(備案)機關依法撤回許可或糾正備案。

三、溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網由溫州市龍灣永強供電公司負責建設。考慮目前實際情況，區域內國網所屬企業已依法核準(備案)并已建成的項目可暫維持現狀，后續應由溫州市龍灣永強供電公司通過收購、租賃等方式逐步承接。

四、溫州市龍灣永強供電公司在貫徹實施規劃過程中，要切實執行國家能源政策和電力體制改革要求，支持可再生能源、分布式能源、儲能、微電網等的發展，落實輸配電價制度，推進分布式發電市場化交易等改革。

五、溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網內，要落實“廠網分離”原則。溫州市龍灣永強供電公司要支持其他業主在增量配電網內建設可再生能源、分布式能源和微電網。增量配電網內可再生能源、分布式能源和微電網等的規劃建設按規定報批。

六、溫州市龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網由溫州市龍灣永強供電公司負責運行。溫州市龍灣永強供電公司要切實履行電網企業職責，遵守國家有關技術規范標準，提供保底供電和社會普遍服務，保證安全、可靠供電。

七、國家電網所屬企業要按照電網接入管理的有關規定以及電網運行安全的要求，向增量配電網無歧視開放電網，提供便捷、及時、高效的并網服務，及時規劃、建設220千伏星海變等外部保障變電站，確保增量配電網電力穩定供應。

八、本規劃由我委負責解釋，規劃日常管理授權溫州市發展改革委負責，但涉及試點區域、網架結構、重大項目、運行指標等重大內容的調整，需報我委調整規劃。

規劃實施過程中遇到的重大問題和情況，請及時報告我委。

根據《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)精神，國家發展改革委、國家能源局于2016年12月印發了《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》(發改經體〔2016〕2480號)，公布了第一批105個增量配電業務改革試點的名單，溫州龍灣區空港新區天城圍墾區為浙江省內首批6個試點之一。

為積極有序推進我省增量配電業務改革，確保改革取得實效，保障溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電網持續健康發展，根據《關于抓緊編制并上報各增量配電網“十三五”建設發展規劃的通知》(浙發改辦能源〔2017〕126號)要求，編制本規劃。

本規劃在充分調研電網現狀的基礎上，分析現狀電網存在的主要問題，以近期、遠景負荷預測為基礎，確定各負荷水平年的目標網架，并提出“十三五”期間高中壓配電網建設和改造項目，以滿足區域社會經濟的發展要求。規劃重點包括：一是提升供電能力，滿足新增負荷的用電需求，改善配電網設備的重載、過載情況，消除“卡脖子”等電網瓶頸，確保“配得下、用得上”;二是充分調研電網的現狀，掌握存在的主要問題，結合區域社會經濟的發展要求，理清近期的高中壓電網建設和改造項目，短期內使配電網相關指標有較大的提升;三是提高供電可靠性，加強配電網網架建設，合理調整供電模塊，均衡負載分布，優化接線模式，消除電網結構隱患，保障電網安全和供電可靠;四是提升經濟運行效率，貫徹全壽命周期管理理念，加強配電網設備改造，有效降低線損率，進一步提升運行效益和效率。

本規劃基準年為2017年，規劃期為2018-2020年，遠景展望至2030年。

本規劃的編制依據主要包括：

1.政策性指導文件

1.1《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號文)，中共中央、國務院，2015.03.15;

1.2《國家發展改革委關于加快配電網建設改造的指導意見》(發改能源〔2015〕1899號)，國家發展改革委，2015.08.20;

1.3《有序開放配電網業務管理辦法》(發改經體〔2016〕2120號)，國家發展改革委、國家能源局，2016.10.08;

1.4《關于規范開展增量配電業務改革試點的通知》(發改經體〔2016〕2480號)，國家發展改革委、國家能源局，2016.11.27;

1.5《國家能源局關于印發配電網建設改造行動計劃(2015-2020年)的通知》(國能電力〔2015〕290號)，國家能源局，2015.07.31;

1.6《省發展改革委關于加快推進第一批增量配電業務試點項目的通知》(浙發改能源〔2017〕772號)，浙江省發展改革委，2017.09.07;

1.7《關于抓緊編制并上報各增量配電網“十三五”建設發展規劃的通知》(浙發改辦能源〔2017〕126號)，浙江省發展改革委，2017.11.10。

2.國家、行業技術標準

2.1《城市電力規劃規范》(GB/T 50293-2014)，中華人民共和國住房和城鄉建設部、中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局，2014.08.27;

2.2《城市配電網規劃設計規范》(GB 50613-2010)，中華人民共和國住房和城鄉建設部、中華人民共和國國家質量監督檢驗檢疫總局，2010.07.15;

2.3《配電網規劃設計技術導則》(DL/T 5729-2016)，國家能源局，2016.01.07;

2.4《中低壓配電網改造技術導則》(DL/T 599-2016)，國家能源局，2016.01.07。

3.相關規劃

3.1《溫州市城市總體規劃(2003-2020年)(2017年修訂);

3.2《溫州市城市總體規劃(2011-2030年)綱要》;

3.3《溫州市國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》;

3.4《溫州市市域城鎮體系規劃(1999-2020)》;

3.5《溫州市機場片區通用航空產業園機場東片單元(0577-WZ-JC-02)控制性詳細規劃》，溫州市城市規劃設計研究院，2015.05;

3.6《溫州空港新區概念規劃》，中國城市規劃設計研究院上海分院、溫州市城市規劃設計研究院，2013.12;

3.7《溫州市機場片區永興北(0577-WZ-JC-01)》，溫州市城市規劃設計研究院，2011.06。

3.8《溫州市濱海新區龍灣工業園控制性詳細規劃》，瑞安市城鄉規劃設計研究院、溫州市龍灣規劃建筑設計院，2007.12;

3.9《溫州民營經濟科技產業基地控制性詳細規劃》，溫州市城市規劃設計研究院，2008.10。

3.10《溫州市能源發展“十三五”規劃》，溫州市人民政府辦公室，2016.11.28;

一、試點范圍

溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電業務改革試點規劃區域內建設110千伏及以下增量配電網。

根據《省發展改革委關于加快推進第一批增量配電業務試點項目的通知》(浙發改能源〔2017〕772號)規定，確定溫州市龍灣永強供電公司為溫州龍灣區空港新區天城圍墾區增量配電業務試點項目的業主。

二、區域經濟社會發展情況

(一)區域經濟社會發展現狀

1.區域簡介

龍灣區是溫州市四大主城區之一，位于溫州市區的東片，陸域面積為228平方公里，是溫州市經濟發展最快的區域之一。2016年常住人口70.66萬人，GDP達589.18億元，同比增長8.8%。

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規劃區處于溫州空港新區南部。溫州空港新區是市委、市政府確定的溫州東部五大功能區之一，位于溫州甌江發展軸線與沿海發展軸線的交匯處，東瀕東海，南接溫州經濟技術開發區，北與甌江口新區相連，西與龍灣城市中心區毗鄰。

2.區域開發進度情況

規劃區內，原民科基地(部分)已入駐了較多用戶，永興南園及永興北園用地已經基本平整完畢，可入駐用戶;天城圍墾(北部)及通用航空產業園用地尚未平整，其中天城圍墾(北部)用地于2018年開始開發，通用航空產業園用地將于2020年開始開發。

(二)區域總體規劃布局

規劃區總面積約為12.5平方公里，共分為5個區域，分別為：

1.原民科基地(部分)

區域范圍為通海大道--經五支路(永興圍墾北堤)--百米大道(明珠路)--濱海五道--濱海六路--濱海三道圍成的區域，區域面積2.56平方公里。

規劃用地以一類工業用地為主，融居住、工業及各類服務設施于一體，環境優美、配套齊全的生態型工業園區。產業特色上以發展機械閥門、不銹鋼、光機電一體化等機電類工業為主，充分利用高新技術完成產業升級，通過外部協作與內部專業化分工，構建園區特色型機電工業產業群。

2.天城圍墾(北部)

區域范圍為百米大道(明珠路)--天城圍墾堤岸--緯六支路(濱海十一路)--經五路(金海大道)--四甲浦--經五支路(天城圍墾北堤)圍成的區域，區域面積2.8平方公里。

規劃形成以電子信息產業為主導產業的高新產業組團。

3.永興南園

區域范圍為通海大道--永興圍墾堤岸--百米大道(明珠路)--經五支路(永興圍墾北堤)圍成的區域，區域面積1.97平方公里。

規劃形成以專用機械制造和新材料節能環保為主導產業的高新產業組團。

4.永興北園

區域范圍為空港大道--永興圍墾堤岸--公園路--經五支路(永興圍墾北堤)圍成的區域，區域面積2.7平方公里。

該區塊功能定位是空港經濟區和民營經濟科技產業基地的組成部分，規劃發展與空港物流關聯性較強、建設層次高、附加值高、生態環境優良的空港產業組團。

5.通用航空產業園

區域范圍為永興圍區二號延伸段--永興圍墾堤岸--空港大道--經五支路(永興圍墾北堤)--G15高速公路復線圍成的區域，區域面積2.47平方公里。

規劃依托龍灣國際機場，建設以會議會展、教育科研、商貿休閑為主的通用航空產業配套區。

(三)區域產業發展總體情況

規劃區位于溫州市龍灣區東部，是溫州航空大都市建設的核心區和龍灣轉型發展的主戰場。

1.臨空優勢

龍灣國際機場作為浙南閩北的空中樞紐，其客貨運量長期位于國內同類機場前列。到2020年，機場的年旅客吞吐量預計達到1300萬-1500萬人次，年貨郵吞吐量預計達到30萬噸，成為國內重要的干線機場、國際定期航班機場和民用航空大型機場。

2.城市東部綜合交通樞紐優勢

根據城市總體規劃，未來幾年，龍灣東部內將建成以城市軌道交通、高速公路、城市道路為一體的立體交通網絡。市域鐵路S1線和S2線、G15高速復線、通海大道、空港大道、濱海大道等道路在機場附近30平方公里范圍內密集交匯。

3.空間資源要素優勢

正在實施的甌飛工程，緊靠空港新區東側，是國內規模最大的單體圍墾項目，其開發建設將為空港新區未來發展增添助力。

“十三五”期間，溫州城市發展將由“沿江城市”向“濱海城市”發展，試點區域作為轉型發展的主戰場，集工業、商業、服務業于一體，具有獨特的區域發展優勢。

三、區域電網發展情況

目前規劃區內無35kV及以上電壓等級變電站，區內僅有中低壓配電網，其電源來自規劃區周邊的110kV變電站。

(一)周邊區域電網現狀

1.220kV變電站概況

現狀規劃區周邊已建2座220kV變電站，分別為天河變和永強變，主變5臺，總變電容量810MVA。

220kV永強變位于龍灣區的中部，目前作為龍新變、扶貧變、海濱變等110kV變電站的上級電源;220kV天河變則位于龍灣區的南部，目前作為濱海變、經緯變、新川變等110kV變電站的上級電源。

這兩座220kV變電站的110kV、35kV出線間隔已用完，無法為規劃區及周邊新增110(35)kV變電站提供新間隔。

2.110(35)kV配電網建設情況

現狀規劃區內無110(35)kV變電站，區內中壓配電網電源來自區外的6座110kV變電站，這6座站共有主變12臺，總變電容量為590MVA。

除經緯變2#主變變比為110kV/20kV，其他主變變比均為110kV/10kV。

根據各變電站的中壓出線情況，除經緯變2#主變主供范圍為原民科基地(部分)，其他變電站主供范圍均處于區外。

2.1變電站負載率分析

規劃區涉及的110kV變電站負載率普遍較高，其中八甲變、煙臺變、濱海變、新川變已經重載甚至接近滿載，衙城變已接近重載，上述站難以為規劃區新增負荷提供電源;經緯變為近期新建站，其所供電網尚在調整當中，因此現狀負載相對較低。

根據各站實際運行情況，規劃區涉及的110kV變電站長期處于高負載運行狀態，夏季負荷高峰期各站主變重、過載的現象無法得到緩解，拉閘限電的情況普遍存在，供電可靠性無法得到保障，已經嚴重危害到了規劃區電網安全穩定的運行。

2.2 10(20)kV間隔利用情況分析

規劃區涉及的110kV變電站共有10kV間隔131個，已用間隔128個，僅剩余3個;共有20kV間隔9個，已全部用完。總體來看，各站的中壓出線間隔已接近用完。

規劃區涉及的110kV變電站間隔利用率均較高，變電站負載率也普遍較高。各站供電能力基本已釋放，難以為規劃區提供更多的電源。

2.3 高壓網架結構分析

規劃區涉及的110kV變電站現狀電源均來自同220kV變電站不同主變或不同220kV變電站，可靠性符合本區域技術導則要求。

(二)區域電網發展現狀

規劃區內現狀無220kV、110kV變電站，區內配電網電壓等級均為10(20)kV。

規劃區共涉及10kV線路16回，20kV線路6回，規劃區中壓配電網綜合統計情況見表3-1。

上述統計為規劃區涉及的中壓配電網情況，包括上述線路涉及的區內及區外的配電設施。

規劃區范圍內的中壓配電網設施統計情況見表3-2。

1.電網結構及供電能力評估

中壓配電網電網結構從線路結構、分段合理性、N-1校驗三個方面進行分析。

規劃區中壓配電網結構評估總體情況如表3-3所示。

注1：滿足“N-1”校驗線路指任一線路停運時，其所帶負荷(故障段負荷除外)均能夠被相鄰聯絡線路轉供的線路，為檢驗線路轉供能力和簡化計算，只計算中壓線路變電站出口斷路器后第一段故障情況。

注2：分段數計算僅計算主干線路上的分段。

中壓配電網供電能力從供電半徑、線路負載兩個方面進行分析。

規劃區中壓配電網供電能力評估情況如表3-4所示。

1.1 接線模式

根據相關導則的要求，規劃區中壓配電網架空線路宜采用多分段適度聯絡的接線模式;現狀電網中多數中壓線路采用該接線模式，但尚存在3回線路采用輻射接線，分別為樂東519線、永安502線、永華8079線，接線模式不合理。

1.2 N-1校驗

根據2017年典型日負荷情況，區內“N-1”校驗不合格的中壓線路如表3-5所示。

除3回輻射線路外，另有3回線路由于線路本身負荷或聯絡線路負荷過重，無法通過“N-1”校驗。

1.3線路分段容量

線路分段配置應綜合考慮線路供電半徑、負荷性質和供電可靠性要求，并結合設備投資成本及運維費用，確定最優分段數。單回主干線分段數、每段裝機容量在建設初期及過渡階段，可適當增加或減少，遠景宜向推薦值過渡。其中小區類初期低負載率情況，裝接容量允許適當上浮。

根據相關導則要求，區內10kV線路分段裝機容量推薦為1600～3200kVA范圍內，20kV線路分段裝機容量推薦為3200～6400kVA范圍內。

規劃區內的中壓線路普遍存在分段容量過大的情況。分段裝接容量不合理，會導致線路容量分配不均，擴大線路故障時的停電影響范圍，降低線路可靠性要求。

1.4供電半徑

根據相關導則的要求，規劃區中壓線路的供電半徑應小于3km。

區內線路平均供電半徑為6.8km，整體來看，規劃區中壓線路供電半徑過長。

1.5線路最大負載率

區內中壓線路最大負載率平均值為41.90%，整體來看，中壓線路利用水平適中。其中最大負載率低于30%的線路有7回，占比31.8%，處于輕載運行，且存在2回線路負荷為0MW，為永樂334線及永興326線;線路最大負載率高于70%的有4回。

2.裝備水平評估

中壓配電網裝備水平方面評估從設備選型標準化、絕緣化率、電纜化率、運行年限、設備容量等方面進行分析。

區內中壓配電網裝備水平評估情況如表3-7所示。

2.1線路導線截面

區內現狀中壓架空線路主干截面主要為240mm2、185mm2，中壓電纜線路主干截面主要為400mm2、300mm2、240mm2。

規劃區內的10kV線路主干線均采用JKLYJ-185，主干線路截面偏小;20kV線路主干截面適中。

2.2主干線與聯絡線路截面不匹配

對于有聯絡的線路，聯絡線路段的負荷輸送能力將直接影響負荷轉移的能力。規劃區內中壓線路主干線與聯絡線路截面匹配情況良好。

2.3運行年限

規劃區內的中壓線路均為近期投運線路，運行年限均處于5年以內，中壓線路健康水平良好。

2.4絕緣化率和電纜化率

線路絕緣化率和電纜化率的高低是城市電網建設的重要評價標準，考慮到城市發展建設水平，以及未來城市發展定位，隨著規劃區建設步伐的加快及負荷的發展，以及對供電可靠性要求的提高，應根據需要于部分架空通道緊張的區域采用電纜線。

區內線路電纜化率為5.5%，架空線路絕緣化率為100%。

2.5線路裝接配變分析

區內中壓公用線路裝接配變容量統計情況分別見表3-9、表3-10。

規劃區16回10kV線路平均裝接容量為8876kVA，總體裝接容量適中。

根據線路載流量計算得出，單條10kV線路裝接配變容量宜控制在10000kVA以內，不宜超過12000kVA。

區內有12回10kV線路裝接容量控制在10000kVA以內，滿足線路掛接配變的容量要求;裝接配變容量超過12000kVA的線路有3回，占公用線路總數的18.75%。

規劃區6回20kV線路平均裝接容量為14168kVA，總體裝接容量適中。

根據線路載流量計算得出，單條20kV線路裝接配變容量宜控制在20000kVA以內，不宜超過24000kVA。

區內有5回20kV線路裝接容量控制在20000kVA以內，滿足線路掛接配變的容量要求;裝接配變容量超過24000kVA的線路有1回，占公用線路總數的16.67%，

規劃區內裝接配變容量超標的中壓線路見表3-11。

3.各線路問題匯總

本章從電網結構、供電能力、裝備水平等幾方面對中壓配電網進行匯總分析，得出區內中壓線路問題匯總如表3-12所示。

區內存在I級問題的線路共計6回，存在II級問題的線路共計16回，所有線路均存在III級問題。

(三)存在的主要問題

根據本章分析，了解到規劃區及周邊現狀高中壓配電網存在的主要問題如下。

1.220kV變電站

規劃區周邊的220kV變電站出線間隔已用完，無法為規劃區及周邊新增110(35)kV變電站提供新間隔。

2.高壓配電網

規劃區內現狀無110(35)kV變電站，區內中壓配電網電源來自區外的6座110kV變電站，這6座變電站共有主變12臺，總變電容量為590MVA。

除新川變2#主變變比為110kV/20kV，其他主變變比均為110kV/10kV。

存在主要問題如下：

2.1規劃區涉及的110kV變電站現狀負載率普遍較高，其中八甲變、煙臺變、濱海變、新川變已經重載甚至接近滿載，衙城變已接近重載，上述站難以為規劃區新增負荷提供電源;經緯變為近期新建站，其所供電網尚在調整當中，因此現狀負載相對較低。

2.2根據各站的中壓出線情況了解到，除經緯變2#主變主供范圍為原民科基地(部分)，其他變電站主供范圍均處于區外各變電站周邊范圍。

規劃區涉及的110kV變電站現狀間隔利用率均較高，變電站負載率也普遍較高。各站供電能力基本已釋放，難以為規劃區提供更多的電源。

3.中壓配電網

規劃區共涉及10kV線路16回，規劃區內線路總長約為74.4km，主干線路中架空采用JKLYJ-185，電纜采用YJV22-10-3×240;涉及20kV線路6回，規劃區內線路總長約為40.9km，主干線路中架空采用JKLYJ-240，電纜采用YJV22-20-3×300及YJLV22-20-3×400。

區內中壓線路電纜化率及絕緣化率分別為5.5%和100%。

中壓配變共506臺，總容量227.03MVA;線路平均裝接配變臺數為23臺/回，平均裝接配變容量為10.32MVA/回。

中壓線路平均最大負載率為41.9%，環網率為86.36%。

存在主要問題如下：

3.1分段裝接容量不合理的線路共有12回，所占比重較大。分段裝接容量不合理，會導致線路容量分配不均，擴大線路故障時的停電影響范圍，降低線路可靠性要求。

3.2區內中壓線路最大負載率平均值為41.90%，整體來看，中壓線路利用水平適中。其中最大負載率低于30%的線路有7回，占比31.8%，處于輕載運行，且存在2回線路負荷為0MW，為永樂334線及永興326線;線路最大負載率高于70%的有4回。

3.3規劃區內的10kV線路主干線均采用JKLYJ-185，主干截面偏小。

3.4中壓線路健康水平良好，運行年限絕大多數均處于5年以內。

3.5裝接配變容量超過12000kVA的10kV線路有3回，占公用線路總數的18.75%;裝接配變容量超過24000kVA的20kV線路有1回，占公用線路總數的16.67%。

4.小結

4.1規劃區周邊的220kV變電站110kV出線間隔不足，抑制了規劃區110kV電網的發展，需要盡早推進規劃區及周邊新規劃220kV變電站的建設。

4.2區內高壓配電網建設相對滯后于經濟發展速度，區內無110(35)kV變電站，且規劃區周邊110kV變電站負載率較高無法為規劃區提供充足的中壓電源，造成區域中壓配電網建設受阻。

4.3中壓線路相關問題的主要原因如下：

4.3.1部分線路采用單幅射接線是由于該線路的供電范圍尚在調整中。

4.3.2現狀線路供電半徑過大以及裝接容量過大是電源點的不足造成的。

四、區域用電預測

(一)現狀負荷情況

根據規劃區各地塊實際入駐的用戶調研結果，了解到規劃區各功能區現狀負荷情況如表4-1所示。

(二)區域用電量預測

電力負荷預測，按照作用的不同分為系統電力負荷預測(電量負荷預測)和空間電力負荷預測(負荷分布預測)。系統電力負荷預測屬于戰略預測，它決定了未來城市對電力的需求量和未來城市電網的供電容量，對城市供電電源點的確定和發電規劃具有重要的指導意義。空間電力負荷預測是對負荷分布的地理位置、時間和數量進行的預測，它是高壓變電站選址定容的基礎，其準確性決定了城市電網規劃方案的可操作性和適應性。

1. 負荷構成分析

規劃區現狀負荷以工業用電為主，并輔以少量的居住及配套用電，“十三五”后期隨著通用航空產業園的逐步開發，商業、行政辦公等用電的比例將進一步增長。

2. 空間負荷預測

2.1負荷預測方法的確定

目前負荷預測的方法有很多，常用的有比例系數增長法、彈性系數法、回歸模型預測法、灰色理論法、人工神經網架法以及負荷密度指標法等等。雖然負荷預測的方法有多種，但其所需要不同的原始數據、資料，其適應性同樣存在很大的差別，因此針對本次規劃區而言，應根據規劃區的原始資料以及用地規劃的具體情況，確定本次負荷預測采用的方法。

本次規劃收取了規劃用地控制性詳細規劃資料，從而得到了規劃區各地塊的用地性質、用地面積、容積率等指標。這些是城市配電網規劃十分重要的信息，而負荷密度指標法是建立在這些信息基礎上的負荷預測方法。因此，本次規劃采用負荷密度指標法對地區進行遠景負荷預測，并結合控制性詳細規劃中功能分區的劃分和地塊開發時序，詳細預測各地塊負荷。

2.1.1遠景負荷預測方法

現狀保留地塊：按現狀地塊已有配置容量，根據各類型用地考慮不同負載率，開展地塊負荷預測。

待開發地塊：采用負荷密度指標法對其進行遠景負荷預測。

2.1.2階段年負荷預測方法

現狀保留地塊：按現狀地塊已有配變容量，根據各類型用地考慮不同負載率，估算地塊近期負荷。

近期開發地塊：根據現狀類似用地的實際調查結果，結合規劃區的實際情況，確定規劃區各類用地近期負荷利用率如表4-2所示。

2.1.3中間年負荷預測方法

根據調研、統計、分析，城市負荷的增長規律，可大致分為三種類型：

城市處于發展初、中級階段的中小型城市，在預測期內，負荷以近似指數規律增長，其年增長率比較大，簡稱為E型電量。

發展成熟的大型城市，其負荷已經歷過指數規律發展的階段，在預測期內進入了一種具有飽和特性的發展階段，簡稱G型電量。

對一些初期用電量低，而發展又十分快的城市，在預測期內，負荷按一種S型曲線趨勢增長，簡稱S型電量。

本規劃區大部分區域尚未開發建設，負荷以商業行政辦公、居住、文化娛樂等負荷為主，還有少量的工業負荷，該規劃區的負荷增長符合E型曲線增長規律。

2.2負荷密度或指標的設定

根據對規劃區現狀的負荷密度或指標的分析，參照2012版《城市用地分類與規劃建設用地標準》，并結合地區實際情況，確定其遠景負荷密度或指標的設定結果如表4-3所示。

2.3遠景負荷預測結果

2.3.1總體結果

基于前文的負荷預測方案，得出規劃區遠景負荷預測結果如表4-4所示。

規劃區遠景總負荷約為249.48～291.13MW，平均負荷密度約19.96～23.29MW/km2。遠景負荷預測結果以高方案為推薦值。

2.3.2充電樁負荷預測

按照《國務院辦公廳關于加快電動汽車充電基礎設施建設的指導意見》的要求，原則上，新建住宅停車庫新能源汽車充電樁布線條件(電源線的溝槽、套管或橋架)按照停車位100%預留，充電樁電表箱、用電容量按10%的比例預留。其他建筑工程均按配建停車位數量10%的比例預留布線條件、電表箱位置和用電容量，每2000輛電動汽車至少配套建設一座公共充電站。

充電樁按服務對象特征分為私用、專用和公用(公用樁、公共站)，其中：私有自用樁：為電動汽車個人用戶和辦公單位員工提供充電服務;專用充電站：專用充電站為公交車、出租車等特定車輛服務;社會公用充電樁：為私家車、公務車和極少量出租車提供充電服務;公共充電站：采用大電流快速充電設施，同時提供電池檢修、乘客休憩等服務。

按照目前浙江省市場上以吉利、比亞迪和眾泰車型為主，其充電設施也主要以比亞迪和碩維的充電樁為主。充電設備的一般標準，慢充--220V交流電，每槍功率不超過7kW，快充--380V直流電，每槍功率不超過40-60kW。

綜合充電樁發展方向，結合規劃區實際，確定充電樁配置原則及負荷特征參數如下：

根據《溫州市中心城區電動汽車充電設施專項規劃》，溫州東片充電站、充電樁配置如下：

a) 充電設施遠景布局規劃：規劃布局社會公用充電站2處(其中永興南12座充電槍(720kW)，永興北6座充電槍(360kW))。

b) 充電設施近期建設規劃：近期規劃區內暫無充電設施。

2.4近期負荷預測結果

根據收集的資料，規劃區近期較明確的入駐用戶情況如表4-7所示。

表4-7 規劃區近期較明確的入駐用戶情況

結合遠景預測的結果，考慮近期建設范圍及開發時間，并視開發建設地塊近期負荷與遠景負荷仍有差距。根據規劃區的實際情況，確定規劃區各類用地近期負荷利用率如表4-2所示。

根據表4-2的取值結果，結合近期規劃區建設情況，得出規劃區各區域的近期負荷預測結果如表4-8所示。

2020年規劃區預測負荷為137.85~156.88MW，現狀～2020年年均增長率約為35.6~41.68%。

3.電量預測

根據規劃區社會經濟發展規劃以及最大負荷利用小時數的變化情況，結合上述負荷預測，可以預測出規劃區各規劃年供電量情況。

根據現狀規劃區及周邊的用戶情況了解到，類似規劃區發展較成熟的區域最大負荷利用小時數約為5000小時，而由于規劃區近期發展較快，年度負荷變化較大，因此本次規劃取近期最大負荷利用小時數為4000小時，遠景為5000小時。

(三)區域電源(含分布式電源)增長預測

規劃區內現狀無自備電廠，根據對區內建筑物屋頂可建設光伏發電的實際情況的摸排，以及規劃區用氣、用熱需求的初步估算結果，規劃區分布式電源規劃情況如下：

1.光伏發電

規劃分布式光伏發電設備主要于永興南園建設，初步估算分布式光伏發電系統建設總容量約為8MW。

2.天然氣熱電聯供

規劃區用氣、用熱需求主要處于天城圍墾(北部)，根據對規劃區的摸底調查，初步規劃于該區域周邊建設2×6MW的天然氣熱電聯供項目。

(四)區域外網供負荷、電量預測

由于規劃區內現狀無110(35)kV變電站，現狀區內的供電均來自區外，區域外的網供負荷等于區內的總負荷;“十三五”期間隨著區內110kV變電站的逐步建設，至2020年，區內的中壓線路逐步將均由區內110kV變電站提供電源為主。

五、總體要求

(一)指導思想

1.全面支撐社會經濟發展建設

全面服務建成小康社會宏偉目標，滿足電力需求，確保安全供電，積極參與“五個龍灣”建設，推進經濟轉型、城市轉型、社會轉型，支撐經濟發展和服務社會民生。

2.打造經濟高效的現代配電網

優化電網結構，消除薄弱環節，推廣自動化設備，開展大數據分析，規范電網基礎數據管理，提高規劃設計和運行管理水平。全面建設結構合理、技術先進、靈活可靠、經濟高效的現代配電網。

3.電網規劃與市政規劃“多規合一”

配電網規劃緊密銜接各項市政規劃，“更加精準”、“更接地氣”，在配網項目可實施性大幅提升的同時，實實在在的針對區域電網的切實需求做到精準服務。

4.切實提高電網服務水平

創新開展“互聯網+智能服務”新舉措，把故障報修、業務辦理、用戶繳費等業務與互聯網深度融合，全面實現功能的線上處置，使供電、用電更加安全、快捷、智能、高效。

(二)基本原則

統籌規劃，協調發展。堅持城鄉電網、輸配電網、近期遠景之間相互銜接、協調發展，統籌城鄉配電網規劃，實現一體化發展，全面提升供電保障能力與電力普遍服務水平。科學制定遠景配電網目標，遠近結合、分步實施。

統一標準，經濟高效。合理確定各地區建設改造標準，導線截面一次選定、廊道一次到位、變電所土建一次建成，避免大拆大建和重復建設;貫徹資產全壽命周期理念，加強投入產出分析，深化技術經濟論證，優化資源配置，提高設備利用效率。

靈活先進，智能環保。推廣應用新技術、新材料、新設備，提升智能化水平;充分滿足新能源、分布式電源和多元化負荷的靈活接入與高效利用，推進電能替代，促進能源結構調整。

優化布局，安全可靠。推進配電網設施布局規劃，確保電網發展與地方規劃有效銜接，合理布局、提前預留所址和廊道資源;構建強簡有序、標準統一的網絡結構，提高故障自愈和信息交互能力，抵御各類事故風險，保障可靠供電。

(三)發展目標

1.規劃區總體發展目標

以提高供電可靠性為目標，提升發展理念，堅持統一規劃、統一標準，建設與改造并舉，按照差異化、標準化、適應性和協調性的原則，全面建設結構合理、技術先進、靈活可靠、經濟高效的現代配電網。

2.主要指標規劃目標

根據負荷預測結果，規劃區遠景負荷密度為19.96～23.29MW/km2，依據《配電網規劃設計技術導則》，規劃區目標網架需按A類供電區域相關標準進行規劃，近期可根據實際建設條件分步實施，逐步過渡。

分年度技術指標目標如下表所示。

表5-1 配電網建設改造指導目標

3.配電網規劃目標：

3.1高壓電網規劃目標

針對現狀電網存在的問題，電網發展將在現有電網的基礎上，以“安全、經濟、可靠”為基本原則，加強電網建設，完善電網結構。

至規劃目標年，形成以大電網為依托、以110kV電網為主干網架結構體系;徹底消除供電瓶頸現象，努力把規劃區建設成為電源容量充足、網絡堅強可靠、系統安全穩定、電網運行靈活、設備先進規范的現代化電網。

3.2中壓配電網規劃目標

3.2.1提高供電能力，滿足負荷發展需求

與負荷增長同步并適度超前，滿足各類用戶負荷增長的需要。線路平均最高負載率控制在50%左右。充分利用新建或擴建變電所的供電能力，增強配電網供電能力，優化供電范圍。

3.2.2優化網絡結構，提高供電可靠性

通過對復雜的網絡進行改造，優化規劃區域電網結構，到2020年，規劃區供電可靠率達到99.965%。結合負荷預測結果，對目標網架進行校驗，以確保目標網架滿足負荷發展的要求。

3.2.3推廣標準化建設，與城市協調發展

積極推行模塊化設計、規范化選型、標準化建設。變電所、線路建設宜采用模塊化設計，工程建設遵循標準化建設型式，電力設備選用宜標準化、序列化型號。

根據最新電力行業標準要求，對市區核心區建設標準雙環網結構，其它區域以雙環網為主，輔以單環網、多分段適度聯絡接線。對于區域內的開關站，全部雙電源接入，以滿足用戶的用電可靠性。

3.3低壓配電網規劃目標

根據最新電力行業標準要求，對規劃區低壓線路截面過小、接線不規范的情況進行改造，完善用戶“最后一公里”接入，以滿足用戶的用電可靠性。

此外，全面普及智能電表，可實現峰谷電價、電量自動上傳等智能功能，保證電力服務質量。

六、區域網架建設規劃

(一)規劃技術原則

1.總體原則

1.1容載比

容載比是配電網規劃的重要宏觀性指標，合理的容載比與網架結構相結合，可確保故障時負荷的有序轉移，保障供電可靠性，滿足負荷增長需求。

考慮規劃區發展的特點，負荷增長快速期可取較高容載比，通過加強和改善網絡結構，在滿足用電需求、可靠性要求的前提下逐步降低容載比，提高電網的經濟效益。

根據規劃區域的經濟增長和社會發展的不同階段，對應的配電網負荷增長速度可分為較慢、中等、較快三種情況，相應電壓等級配電網的容載比如表6-1所示，總體宜控制在1.8～2.2范圍之間。

表6-1 110kV電網容載比選擇范圍

1.2電網結構

合理的電網結構是滿足供電可靠性、提高運行靈活性、降低網絡損耗的基礎。高壓、中壓和低壓配電網三個層級應相互匹配、強簡有序、相互支援，以實現配電網技術經濟的整體最優。規劃區的配電網結構應符合下列規定：

1.2.1正常運行時，各變電站應有相互獨立的供電區域，供電區不交叉、不重疊，故障或檢修時，變電站之間應有一定比例的負荷轉供能力。

1.2.2在同一供電區域內，變電站中壓出線長度及所帶負荷宜均衡，應有合理的分段和聯絡;故障或檢修時，中壓線路應具有轉供非停運段負荷的能力。

1.2.3接入一定容量的分布式電源時，應合理選擇接入點，控制短路電流及電壓水平。

1.2.4高可靠性的配電網結構應具備網絡重構能力，便于實現故障自動隔離。

2. 110kV電網規劃技術原則

2.1電網結構

規劃區110kV電網目標電網結構推薦表如表6-2所示。

表6-2 規劃區110kV電網目標電網結構推薦表

規劃區110kV變電站宜采用雙側電源供電，條件不具備或電網發展的過渡階段，也可同桿架設雙電源供電，但應加強中壓配電網的聯絡。

規劃區110kV電網推薦典型結構示意圖如下所示。

2.2變電站

2.2.1應綜合考慮負荷密度、空間資源條件，以及上下級電網的協調和整體經濟性等因素，確定變電站的供電范圍以及主變壓器的容量序列。同一規劃區域中，相同電壓等級的主變壓器單臺容量規格不宜超過3種，同一變電站的主變壓器宜統一規格。

規劃區變電站推薦的容量配置如表6-3所示。

2.2.2應根據負荷的空間分布及其發展階段，合理安排規劃區內變電站建設時序。變電站內主變臺數最終規模不宜超過4臺。

2.2.3變電站的布置應因地制宜、緊湊合理，盡可能節約用地。原則上，規劃區可采用戶內或半戶外站，根據情況可考慮采用緊湊型變電站，如有必要也可考慮與其它建設物混合建設，或建設半地下、地下變電站。

2.2.4應明確變電站供電范圍，隨著負荷的增長和新變電站站址的確定，應及時調整相關變電站的供電范圍。

2.2.5變壓器宜采用有載調壓方式。

2.2.6變壓器并列運行時其參數應滿足相關技術要求。

2.3線路

2.3.1 110kV線路導線截面的選取應符合下述要求：

2.3.1.1線路導線截面宜綜合飽和負荷狀況、線路全壽命周期選定。

2.3.1.2線路導線截面應與電網結構相匹配。

2.3.1.3線路導線截面應按照安全電流裕度選取，并以經濟載荷范圍校核。

2.3.2 110kV架空線路截面不宜小于240mm2。

2.3.3 110kV線路導線截面選取宜適當留有裕度，以避免頻繁更換導線。

2.3.4 110kV架空線路導線宜采用鋼芯鋁絞線，沿海及有腐蝕性地區可選用防腐型導線。

2.3.5 110kV電纜線路宜選用交聯聚乙烯絕緣銅芯電纜，載流量應與架空線路相匹配。

3. 中壓電網規劃技術原則

3.1電網結構

3.1.1規劃區中壓配電網目標聯網結構可按表6-4的規定確認。

3.1.2中壓配電網應根據變電站位置、負荷密度和運行管理的需要，分成若干個相對獨立的供電區。分區應有大致明確的供電范圍，正常運行時一般不交叉、不重疊，分區的供電范圍應隨新增加的變電站及負荷的增長而進行調整。

3.1.3對于供電可靠性要求較高的區域，還應加強中壓主干線路之間的聯絡，在分區之間構建負荷轉移通道。

3.1.4中壓架空線路主干線應根據線路長度和負荷分布情況進行分段(不宜超過5段)，并裝設分段開關，重要分支線路首端也可安裝分段開關。

3.1.5中壓電纜線路可采用環網結構，環網單元通過環入環出方式接入主干網。

3.1.6雙射式、對射式可作為輻射狀向單環式、雙環式過渡的電網結構。

3.1.7應根據城鄉規劃和電網規劃，預留目標網架的廊道，以滿足配電網發展的需要。

規劃區中壓架空線路推薦典型接線模式如下所示。

3.2線路

3.2.1中壓配電網應有較強的適應性，主干線截面宜綜合飽和負荷狀況、線路全壽命周期一次選定。導線截面選擇應系列化，同一規劃區的主干線導線截面不宜超過3種，主變容量與中壓出線間隔及中壓線路導線截面的配合可參考表6-6選擇。

3.2.2線路供電半徑應滿足末端電壓質量的要求。正常負荷下，規劃區中壓線路供電半徑不宜超過3km。

3.3配電設備

3.3.1柱上變壓器

柱上變壓器應按“小容量、密布點、短半徑”的原則配置，應盡量靠近負荷中心，根據需要也可采用單相變壓器。配電變壓器容量應根據負荷需要選取，規劃區的配電變壓器容量可按表6-7選取。

3.3.2配電室

3.3.2.1配電室宜獨立建設。受條件所限必須進樓時，可設置在地下一層，但不應設置在最底層。其配電變壓器宜選用干式，并采取屏蔽、減振、防潮措施。

3.3.2.2變壓器接線組別宜采用D，yn11，單臺容量不宜超過800kVA，220/380V側為單母線分段接線。

3.3.3箱式變電站

箱式變電站僅限用于配電室建設改造困難的情況，如架空線路入地改造地區、配電室無法擴容改造的場所，以及施工用電、臨時用電等，其單臺變壓器容量不宜超過500kVA。

3.3.4柱上開關

3.3.4.1線路分段、聯絡開關宜選擇負荷開關。長線路后段(超出變電站過流保護范圍)、較大分支線路首端及用戶分界點處可選擇斷路器。

3.3.4.2開關的遮斷容量應與上級10kV母線相協調。

3.3.4.3規劃實施配電自動化的地區，開關性能及自動化原理應一致，并預留自動化接口。

3.3.5開關站

3.3.5.1開關站宜建于負荷中心區，宜配置雙電源，分別取自不同變電站或同一座變電站的不同母線。

3.3.5.2開關站接線宜簡化，可采用兩路電源進線、6～12路出線，單母線分段接線，出線斷路器帶保護。開關站應按配電自動化要求設計并留有發展余地。

3.3.6環網單元

3.3.6.1環網單元宜采用6路進出線，必要時可增減進出線。

3.3.6.2進線及環出線宜采用負荷開關，配出線根據電網情況及負荷性質可采用負荷開關或斷路器。

3.3.7線路調壓器

在缺少電源站點的地區，當中壓架空線路過長，電壓質量不能滿足要求時，可在線路適當位置加裝線路調壓裝置。

4. 0.38kV電網規劃技術原則

4.1 基本要求

4.1.1低壓配電網結構應簡單安全，宜采用輻射式結構。

4.1.2低壓配電網應以配電站供電范圍實行分區供電的原則。低壓架空線路可與中壓架空線路同桿架設，但不應跨越中壓分段開關區域。

4.2線路

4.2.1 220/380V配電網應有較強的適應性，主干線截面應按遠景規劃一次選定。導線截面選擇應系列化，同一規劃區內主干線導線截面不宜超過3種。

規劃區220/380V主干線路導線截面可參考表6-8選擇。

表6-8 線路導線截面推薦表

4.2.2 220/380V電纜可采用排管、溝槽、直埋等敷設方式。穿越道路時，應采用抗壓力保護管。

4.2.3 220/380V線路應有明確的供電范圍，供電半徑應滿足末端電壓質量的要求。A類供電區供電半徑不宜超過150m。

5.配電網改造技術原則

配電網改造應滿足以下要求：

5.1應與配電網規劃做好銜接，按照當地遠期規劃的配電網網架結構進行改造，合理選取改造范圍、改造時機和改造方式，在對配電網網絡、設備進行改造的同時需考慮架空走廊和電纜通道的建設與改造，宜一次性完成。

5.2改造工程應根據DL/T 5729的規定，充分考慮規劃區的負荷特點和供電可靠性要求，滿足標準化建設設計的要求，并兼顧區域差異，設備及材料的選型應堅持安全可靠、經濟適用、節能環保、壽命周期合理的原則。

5.3解決中低壓線路、配電變壓器過載、重載，以及中低壓線路供電半徑過長，優化配電網供電范圍，增強線路供電能力與轉供能力。

5.4從電網整體出發，綜合考慮供電可靠性、電能質量、短路容量、保護配合、過電壓絕緣、無功補償、中性點接地方式及經濟運行等因素，合理安排改造項目;更換淘汰高耗能和故障頻發的設備，消除故障隱患，提高電網安全運行水平。

5.5進行配電網的智能化改造，集采電網信息，實施配電自動化，以適應分布式電源、電動汽車充換電設施及儲能裝置等多元化負荷的接入要求。

近期配電網改造升級主要從以下方面入手：

5.6優化升級配電變壓器

從配電變壓器研發、生產、使用等多個環節，運用政策引導和市場機制，促進高效節能配電變壓器的推廣應用，提高覆蓋率;大力推進老舊配變、高損配變升級改造，推動非晶合金變壓器、高過載能力變壓器、調容變壓器等設備的應用。逐步淘汰S7(S8)型高損耗變壓器。

5.7更新改造配電開關

適應配電自動化及智能電網發展需求，推進開關設備智能化。提升配電網開關動作準確率，對防誤裝置不完善、操作困難的開關設備進行重點升級改造。開展開關設備核心技術與關鍵部件的技術研究，全面提升國產化率。2020年全面完成開關無油化改造，開關無油化率達到100%。

5.8提高電纜化率

在符合條件的區域，結合市政建設與景觀需要，持續提升電纜覆蓋水平。明確各類供電區域、各類城市隧道、排管、溝槽和直埋等電力電纜通道建設要求，科學合理選擇電纜敷設型式。地方政府主管部門組織制定電力電纜通道專項規劃并落實到城市規劃中。市政基礎設施建設改造的同時，應同步規劃、同步設計、同步建設電力電纜通道，預留電纜管孔與位置。

6. 電源及用戶接入原則

6.1電源接入原則

6.1.1配電網應滿足國家鼓勵發展的各類電源及新能源微電網的接入要求，逐步形成能源互聯、能源綜合利用的體系。

6.1.2接入110～35kV電網的常規電源，宜采用專線方式并網。

6.1.3分布式電源接入應符合現行行業標準《分布式電源接入配電網技術規定》NB/T 32015的相關規定。

6.1.4在分布式電源接入前，應對接入的配電線路載流量、變壓器容量進行校核，并對接入的母線、線路、開關等進行短路電流和熱穩定校核，如有必要也可進行動穩定校核。

6.1.5接入單條線路的電源總容量不應超過線路的允許容量;接入本級配電網的電源總容量不應超過上一級變壓器的額定容量以及上一級線路的允許容量。

6.1.6分布式電源并網點應安裝易操作、可閉鎖、具有明顯開斷點、帶接地功能、可開斷故障電流的開斷設備。

6.1.7在滿足上述技術要求的條件下，電源并網電壓等級可按表6-9的規定確定。

6.2用戶接入原則

6.2.1用戶接入應符合電網規劃，不應影響電網的安全運行及電能質量。

6.2.2用戶的供電電壓等級應根據當地電網條件、用電負荷、用戶報裝容量，經過技術經濟比較后確定。供電電壓等級可按表6-10確定。供電半徑較長、負荷較大的用戶，當電壓質量不滿足要求時，應采用高一級電壓供電。

6.2.3應統籌考慮安排電網廊道和間隔資源，合理控制專線數量，以提高電網利用效率。

(二)變電站布局規劃

1. 220kV變電站規劃

現狀規劃區周邊共有2座220kV變電站，分別為天河變和永強變。在規劃區南側，規劃有220kV科技變，該站計劃于2019年投運，本期容量為2×240MVA;在規劃區北側，遠景規劃有220kV星海變。

科技變已開工建設，本期共有110kV間隔12個，目前均已有安排，難以完全滿足規劃區新規劃110kV變電站的接入需求;國網公司承諾將根據規劃區內110kV變電站建設情況，適時啟動星海變的建設，滿足規劃區的供電需求。

規劃區及周邊220kV變電站建設時序見表6-11。

2. 110kV變電站

現狀規劃區內無110kV變電站，區內中壓配電網電源均來自規劃區外的110kV變電站，包括經緯變、濱海變、新川變、煙臺變、八甲變、衙城變等6座站。

規劃區內110kV變電站選址及定容規劃方案如下：

永17變已在建，計劃于2018年投運，本期容量為2×80MVA，主變變比為110kV/20kV。

規劃于“十三五”期間根據試點區域電力負荷發展情況投運興南變，本期容量為2×50MVA，主變變比為110kV/10kV。

規劃于“十三五”期末，根據試點區域負荷發展情況及通用航空產業園的實際開發情況，適時啟動110kV興北變的前期工作。

根據預測結果，永17變及興南變投運后，其主供范圍為增量配網區域;鑒于興南變投運時間較晚，近期增量配網區域的主供電源為永17變，永17變需為規劃區預留充足的供電能力，滿足規劃區的用電需求。

遠景根據負荷發展適時投運甌飛變及航甌變。

各功能區城市規劃中均預留有變電站站址，本次規劃對各站點位置進行了校核，基于負荷預測結果，各站點基本處于其遠景供電范圍中心，因此本次規劃變電站選址均采用城市規劃的站址位置。

通過對變電站布點的規劃，結合負荷分布預測結果，明確各變電站供電分區，合理控制變電站供電半徑，優化電網結構，解決了現狀變電站交叉供電及近電遠送的現象。

近期變電站供電范圍如圖6-9所示。

近期永17變主供原民科基地(部分)、永興南園部分、永興北園、通用航空產業園功能區，興南變主供天城圍墾(北部)、永興南園部分。

遠期各變電站主供范圍均為所處功能區。

(三)110kV配電網規劃

結合規劃區區域定位，確定規劃區遠景110kV配電網接線模式的整體發展方向，110kV目標網架應采用三鏈結構，建設過渡時期可采用雙輻射結構。區內110kV主通道為濱海二路、濱海五路、明珠路、金海大道等。

(四)中壓配電網規劃

1.近期中壓配電網規劃

根據前文中現狀電網評估、近期負荷預測以及近期110kV變電站建設時序，確定近期10kV配電網絡規劃總體思路如下：

1.1關于中壓電網電壓等級的選擇：

1.1.1從滿足區域的供電需求及安全可靠性角度分析，10kV、20kV電壓等級均能滿足規劃區的要求;根據規劃區及周邊電網的情況以及業主單位電網運營的經驗，本次規劃考慮規劃區電網應10kV電壓等級為主。

1.1.2鑒于規劃區及周邊110kV變電站建設情況，規劃區內近期仍存在10kV、20kV電壓等級混供的情況，規劃區內的中壓配變需配置雙電壓變壓器。

1.1.3遠景規劃區10kV、20kV電壓等級供電范圍明確，各電壓等級線路聯絡以同一電壓等級線路聯絡為主，在10kV、20kV電壓等級供電范圍交接處建設部分聯絡變，在10kV、20kV線路之間形成聯絡。

1.2規劃區內近期新建中壓線路以電纜為主，現有架空線路近期以優化整合為主。

1.3根據規劃區及周邊110kV變電站建設時序建設中壓電網。

1.3.1 2018年，永17變將投運;為滿足增量配網區域的用戶供電需求，永17變配套新出20kV線路向天城圍墾、永興南園、永興北園以及永強標準堤塘沿線供電，并割接周邊現狀中壓線路;現狀經緯變20kV線路沿原主干線路走向向永興南園延伸，與永17變配套出線形成聯絡。

1.3.2 “十三五”期間根據興南變的建設進度，為滿足增量配網區域的用戶供電需求，配套新出10kV線路，同時結合周邊現有中壓電網，合理構建網架，加強與周邊變電站之間的聯絡，合理劃分10kV和20kV供電范圍。

1.4隨著近期中壓電網新建與改造，同步建設配電自動化設施。

2.遠期中壓配電網規劃

根據規劃區城市規劃、區域發展定位、遠期負荷分布，初步確定遠期10kV配電網絡規劃總體思路如下：

在各地塊內，首先以其負荷大小為依據，于規劃區內10kV或低壓供電地塊內布置一定數量的環網柜，作為該地塊的10kV主供電源。規劃目標網架采用雙環式接線，進線電源來自不同的110(35)kV變電站或同一110(35)kV變電站的不同母線段，主要沿市政規劃道路敷設，其10kV出線沿小區內部道路敷設，且盡量不跨越或少跨越市政規劃道路，這樣便形成以地塊為基礎、若干相對獨立、供電范圍不交叉重疊的片狀分區配電網。

根據遠期負荷預測結果和110(35)kV變電站規劃方案，結合各地塊內的具體情況，進行10kV配電網絡規劃。

根據區域規劃需求，遠景規劃區采用全電纜接線，采用雙環式接線，主干線路采用400mm2電纜。

遠期規劃區共有10kV線路80回，主干電纜長度約140km;20kV線路12回，主干長度約18km。

(五)近期建設方案和投資

1. 近期高壓配電網建設方案

至2020年，規劃區共計新建110kV變電站2座，主變4臺，總容量為260MVA;根據規劃共建設110kV架空線16.4km，具體方案如下：

(1) 永17變已在建，計劃于2018年上半年投運，本期容量為2×80MVA，主變變比為110kV/20kV，本期兩回電源均來自現狀220kV天河變，進線采用JL/LB1A-400mm2架空線，長度為2×4.6km。

(2) 規劃于“十三五”期間根據區域內電力負荷增長情況，建設興南變，本期容量為2×50MVA，主變變比為110kV/10kV，本期兩回電源均來自規劃220kV星海變，進線采用JL/LB1A-400mm2架空線，長度為2×3.6km。

表6-13 規劃區“十三五”期間高壓電網項目建設明細表

2. 近期中壓配電網建設方案

“十三五”期間共規劃新建電纜線路57.71公里、架空線路56.11km、環網單元84座、柱上開關56臺，總投資約為9444萬元，中壓項目建設明細表見表6-14。

3. 配套設施建設方案

根據現狀道路排管摸查情況，部分道路可以滿足遠景目標網架對排管通道的需求，但主干道靠近變電站站址出口處，由于目標網架變電站出線較多且相對集中，仍需增設排管，另變電站出線主通道需要建設排管。

規劃新建排管類型和規模如表6-15所示。

4. 區域電源(含分布式電源)接入方案

根據電源接入原則，結合規劃區電源規劃實際情況提出規劃區電源接入方案：

(1) 光伏發電

規劃分布式光伏發電設備主要于永興南園建設，初步估算分布式光伏發電系統建設總容量約為8MW，接入系統方式擬采用以380V/220V一點或多點接入用戶配電箱、線路配電室或箱變低壓母線。

(2) 天然氣熱電聯供

規劃區用氣、用熱需求主要處于天城圍墾(北部)，根據對規劃區的摸底調查，初步規劃于該區域周邊建設2×6MW的天然氣熱電聯供項目，接入系統方式擬采用以10kV多點T接公共電網10kV線路。

(六)技術經濟指標校核

1. 規劃水平年配電網指標變化情況

規劃區規劃水平年配電網指標變化情況如表6-16所示。

至2020年，規劃區中壓電網主供電源為110kV永17變、興南變，共有64回中壓線路，線路平均負荷2.45MW;線路N-1通過率提升至100%，供電可靠率提升至99.965%。

2. 近期投資估算

根據溫州的設備價格和工程施工的平均報價情況，配電網規劃所涉及的各種設備單價如表6-17所示。

2.1高壓配電網投資估算

根據前文的規劃，“十三五”期間，規劃區高壓配電網建設項目規模及投資估算情況如表6-18所示：

“十三五”期間，規劃區新建110kV變電站2座，新增主變4臺，總容量為260MVA，變電站進線總長度為16.4km，規劃總投資約為1.38億元。

2.2中低壓配電網投資估算

至2020年，構建目標網架共需新建中壓電纜線路57.71km、架空線路56.11km、環網單元84座、柱上開關56臺、新建公變53臺、新建電力排管108km.孔、新建低壓線路21.2km。

近期中低壓配電網規劃項目規模估算如表6-19所示。

根據配電網建設規模，對規劃區構建目標網架所需投資進行估算，估算結果如表6-20所示。

規劃區為了構建2020年中低壓目標網架，共需投資約1.38億元。

3. 規劃區規劃電網資產狀況

根據近期配電網建設投資估算，規劃區至2020年電網資產情況如表6-21。

4. 分布式電源建設用地及投資估算

根據前文規劃結果，規劃區將于區內建設總容量約為8MW的屋頂分布式光伏發電系統及2×6MW的天然氣熱電聯供項目。

分布式光伏發電系統由于采用屋頂光伏，因此無需新建設用地;天然氣熱電聯供項目需建設用地約1萬平方米。

根據溫州的設備價格和工程施工的平均報價情況，光伏發電系統及天然氣熱電聯供項目總造價約為0.56億元及1.01億元。

七、規劃成效分析

(一)整體規劃效果

至遠景年，規劃區內共有5座110kV變電站，分別為規劃110kV永17變、興南變、興北變、甌飛變、航甌變。共有中壓出線92回，中壓配電網構成電纜環網接線。

至2020年，規劃區內共有2座110kV變電站，分別為規劃110kV永17變、興南變。共有中壓出線64回，中壓配電網構成架空線多分段適度聯絡接線及電纜環網接線。

至2020年，規劃區中壓主干線路長度由6.8km減為3.37km，電纜化率由5.55%提升至28.0%，環網化率由86.36%提升到100%，“N-1”通過率由72.72%提升到100%。

規劃區配電網各項指標對比如表7-1所示。

(二)供電能力規劃效果

規劃區完成目標網絡的建設后，各變電站的負荷較為平均，變電站負荷分布在合理范圍內，既滿足了變電站運行的經濟性又能保證一定的供電裕度，可為區域提供安全可靠的供電。

(三)運行指標規劃效果

通過對規劃區近期可靠性進行計算，得出近期規劃區供電可靠性為99.965%，滿足規劃區的規劃要求。

(四)配套設施規劃效果

通過對現狀道路電力排管的排查以及近期規劃后，主要道路電力排管設置能滿足電纜線路敷設的需求。

(五)下一步改進措施

電網的建設與當地經濟社會的發展是相輔相成的，電網的發展如果滯后于經濟的發展，將阻礙當地經濟的快速發展，而建設堅強的、適當超前的電網則能很好地促進當地經濟的發展。為了保證該優化方案的順利實施，特對政府、供電公司和用戶分別提出以下建議。

1.結合遠景變電站布點規劃，優化變電站供電范圍;

2.電纜通道規劃應納入區塊綜合管線系統，新建道路時宜同步做好電纜通道預埋工作;

3.主動跟蹤城市建設尤其是基礎設施建設的動態信息，努力做到電網與道路、地塊開發等同步規劃建設，盡量減少電網建設過程中的其它因素的影響;

4.各電力工程的成功實施，離不開用戶的大力支持，對于已經明確建設變電站、環網單元等電氣設施的地塊，用戶應無條件留出足夠的建設位置，并積極配合工程施工。

八、運行管理規劃

為提高配電網運營管理水平和供電可靠性水平，應在配電網一次規劃方案的基礎上考慮配電自動化、調度自動化、系統通信等智能化的要求。

(一)相關原則

1.配電自動化建設

(1) 配電自動化規劃設計應符合現行行業標準《配電自動化技術導則》(DL/T 1406)、《配電自動化規劃設計導則》(DL/T 5709)的相關規定。

(2) 配電自動化應通過對配電網的監測和控制，支撐配電網調度運行和搶修指揮等業務需求，并為配電網規劃設計工作提供基礎數據信息。

(3) 配電自動化建設應與配電網一次網架相銜接。規劃區可根據實際需求采用集中式、就地型重合器式或故障指示器方式。

(4) 應根據各區域配電網規模和應用需求，合理確定配電自動化系統主站的規模與功能。配電自動化功能應適應分布式電源以及電動汽車、儲能裝置等新型負荷接入后的運行及業務需求。

(5) 應根據可靠性需求、網架結構和設備狀況，合理選用配電設備信息采集形式及終端類型。

2.調度自動化建設

(1) 規劃區電網調度控制系統應支撐調控一體化，滿足地縣一體化建設模式。

(2) 應考慮地區電網發展水平、自動化設備運行情況、技術實施效果、技術經濟性等因素開展地區電網調度控制系統的新建或改造。

(3) 新建地區調度控制系統應在地調系統設置主系統，在縣調設置子系統，子系統采用廣域分布式采集模式或遠程終端模式接入地調主系統。

(4) 應結合配電網及配電自動化發展水平合理選擇配網調度控制功能的實現方式。

1) 初期規模較小、不具備配電自動化主站的地區，配調功能可嵌入地區電網調度控制系統;

2) 后期隨著配電自動化系統的建設發展，宜建設獨立的基于配電自動化主站的配調功能，且能夠與地區電網調度控制系統互聯。

3) 配電自動化主站功能建設應滿足Q/GDW513規范要求。

3.系統通信建設

(1) 配電通信網建設應與配電網一次網架相協調。在配電網一次網架規劃時，應預留相應位置和通道。

(2) 配電網應統籌通信資源，充分滿足配電自動化、用電信息采集系統、分布式電源、電動汽車充換電站及儲能裝置站點的通信需求。

(3) 規劃區通信方式優先采用光纖。

(二)技術方案

1.配電自動化主站建設方案

為配合規劃區配電自動化建設，本期在規劃區新建配電自動化主站。

生產控制大區(控制主站，I區)主要設備包括前置服務器、數據庫服務器、SCADA/應用服務器、圖模調試服務器、信息交換總線服務器、調度及維護工作站等，負責完成“三遙”配電終端數據采集與處理、實時調度操作控制，進行實時告警、事故反演及饋線自動化等功能;

管理信息大區(監測主站，III區)主要設備包括前置服務器、SCADA/應用服務器、信息交換總線服務器、數據庫服務器、應用服務器、運檢及報表工作站等，負責完成“兩遙”配電終端及配電狀態監測終端數據采集與處理，進行歷史數據庫緩存并對接云存儲平臺，實現單相接地故障分析、配電網指標統計分析、配電網主動搶修支撐、配電網經濟運行、配電自動化設備缺陷管理、模型/圖形管理等配電運行管理功能;

安全接入大區主要設備包括專網采集服務器、公網采集服務器等，負責完成光纖通信和無線通信三遙配電終端實時數據采集與控制命令下發。

2.饋線自動化應用方案

本次規劃電纜線路采用“三遙”自動化方案;裝有配電所、環網柜的線路主干線全部采用集中故障處理的饋線自動化自愈方式;裝有柱上開關的分支線路，采用看門狗方式的就地保護方式實現故障隔離，要求分支線開關采用斷路器，變電站出口開關繼電保護整定定值根據分支開關是否在瞬時速斷范圍內，根據需要作相應調整，在瞬時速斷范圍內的，需要將變電站出口開關定值延時為0.3秒。

在規劃范圍內單環網接線方式10kV線路采用主站集中型全自動控制實現DA功能，主站根據各配電終端檢測到的故障報警，結合變電站、環網柜(配電所)等繼電保護信號、開關跳閘等故障信息，啟動故障處理程序，經主站邏輯判斷，確定故障類型和發生位置并自動進行故障隔離、網絡重構。采用聲光、語音、打印事件等報警形式，并在自動推出的配網單線圖上，通過網絡動態拓撲著色的方式明確地表示出故障區段。

在具體實施步驟上，采取先實現半自動集中型饋線自動化，再全自動集中型饋線自動化的建設方式。

在配網自動化系統建設初期，實現“三遙”基礎上，線路故障時系統給出故障隔離及恢復方案，配調調度員按照相應方案進行故障隔離和方式調整，實現半自動集中型饋線自動化。

在半自動型饋線自動化安全穩定運行一段時間，進行集中型全自動饋線自動化試運行，待系統運行及管理穩定后投入全自動饋線自動化運行。

對于架空線路采用“二遙”自動化方案，主站采用半自動方式進行故障定位，主要功能是確定故障區段、同時考慮容量約束，給出故障處理方案，由人工現場處理。

3.通信網建設方案

根據規劃區的實際情況，對于配電站、環網柜、箱變及主干線路上柱上斷路器等三遙終端通信網接入層將以光纖工業以太網技術為主，對支線上柱上斷路器、用戶分界斷路器等二遙終端通信網接入層將主要以無線公網(GPRS)通信方式為主;并應選用兼容2G/3G/4G數據通信技術的無線通信模塊;就近接入站點。

4.終端建設改造詳細方案

(1)DTU(8回路)

DTU(8回路)共安裝88套，其中2018年安裝8套，2019年安裝56套，2020年安裝24套。

(2)FTU

FTU(就地重合式二遙)共安裝17套，其中2018年安裝8套，2019年安裝7套，2020年安裝2套。

FTU(二遙動作型)共安裝34套，其中2018年安裝16套，2019年安裝14套，2020年安裝4套。

(3)故障指示器

故障指示器共安裝102套，其中2018年安裝48套，2019年安裝42套，2020年安裝12套。

5.投資估算

九、電能質量規劃

(一)無功補償

由于規劃區對供電質量和供電可靠性都有一定要求。因此所規劃的電網的無功電源裝置應滿足電網對無功的要求，以提高電壓質量，降低線損，防止電網發生電壓崩潰事故。但配網中的負荷非常分散，要定量計算無功補償的容量有一定困難，因此本規劃就補償原則和補償方式作一簡要說明。

1.配電網規劃應保證有功和無功的協調，電力系統配置的無功補償裝置應在系統有功負荷高峰和負荷低谷運行方式下，保證分(電壓)層和分(供電)區的無功平衡。變電站、線路和配電臺區的無功設備應協調配合，并符合下列規定：

(1) 無功補償裝置應按就地平衡和便于調整電壓的原則進行配置，可采用變電站集中補償和分散就地補償相結合，電網補償與用戶補償相結合，高壓補償與低壓補償相結合等方式。接近用電端的分散補償裝置主要用于提高功率因數，降低線路損耗;集中安裝在變電站內的無功補償裝置主要用于控制電壓水平。

(2) 應從系統角度考慮無功補償裝置的優化配置，以利于全網無功補償裝置的優化投切。

(3) 變電站無功補償配置應與變壓器分接頭的選擇相配合，以保證電壓質量和系統無功平衡。

(4) 對于電纜化率較高的地區，必要時應考慮配置適當容量的感性無功補償裝置。

(5) 大用戶應按照電力系統有關電力用戶功率因數的要求配置無功補償裝置，并不得向系統倒送無功。

(6) 在配置無功補償裝置時應考慮諧波治理措施。

(7) 分布式電源接入電網后，不應從電網吸收無功，否則應配置合理的無功補償裝置。

2.110～35kV電網應根據網絡結構、電纜所占比例、主變負載率、負荷側功率因數等條件，經計算確定無功配置方案。有條件的地區，可開展無功優化計算，尋求滿足一定目標條件(無功設備費用最小、網損最小等)的最優配置方案。

3.110～35kV變電站宜在變壓器低壓側配置自動投切或動態連續調節無功補償裝置，使變壓器高壓側的功率因數在高峰負荷時達到0.95及以上，無功補償裝置總容量應經計算確定，對于分組投切的電容器，可根據低谷負荷確定電容器的單組容量，以避免投切振蕩。

4.配電變壓器的無功補償裝置容量應依據變壓器最大負載率、負荷自然功率因數等進行配置。

5.在供電距離遠、功率因數低的10kV架空線路上可適當安裝無功補償裝置，其容量應經過計算確定，且不宜在低谷負荷時向系統倒送無功。

6.配電網可采取下列方式確保足夠的電壓調節能力：

(1) 通過配置無功補償裝置進行電壓調節。

(2) 選用有載調壓變壓器，通過改變分接頭進行電壓調節。

(3) 通過線路調壓裝置進行電壓調節。

7.低壓配電網三相不平衡問題可通過多種管理與技術手段綜合治理。

(二)諧波控制

1.對各類具有諧波源的用戶，在運行中注入電網的諧波電流允許值和諧波電壓限值應滿足國家標準《電能質量公用電網諧波》(GB14549)的規定。

2.諧波電壓限值

公用電網諧波電壓(相電壓)限值見表9-1。

(三)電壓允許偏差值

1.配電網規劃要保證網絡中各節點滿足電壓損失及其分配要求，各類用戶受電電壓質量應符合現行國家標準《電能質量供電電壓偏差》(GB/T12325)的相關要求。各電壓等級供電電壓偏差應符合下列規定：

(1) 110～35kV供電電壓正負偏差的絕對值之和不超過標稱電壓的10%。

(2) 10(20)kV及以下三相供電電壓允許偏差為標稱電壓的±7%。

(3) 220V單相供電電壓允許偏差為標稱電壓的+7%與-10%。

(4) 對供電點短路容量較小、供電距離較長以及對供電電壓偏差有特殊要求的用戶，由供、用電雙方協議確定。

2.應在配電網以及各電壓等級用戶設置足夠數量且具有代表性的電壓監測點，確保對電壓偏差的全面監測。

(四)三相電壓不允許不平衡度

電力系統公共連接點正常負序電壓不平衡度允許值為2%，短時不得超過4%。應滿足國家標準《電能質量三相電壓不平衡》(GB15543)的規定。

(五)電壓波動和閃變

由沖擊負荷和波動負荷引起電網的電壓波動和閃變，應滿足國家標準《電能質量電壓波動和閃變》(GB12326)的規定。

十、用戶服務規劃

(一)供電服務設施

1.供電營業廳

供電營業廳的服務功能包括：業務辦理，收費，告示，引導，洽淡。其中：

(1) “業務辦理”指受理各類用電業務，包括客戶新裝、增容及變更用電申請，故障報修，校表，信息訂閱，咨詢、投訴、舉報和建議，客戶信息更新等;

(2) “收費”指提供電費及各類營業費用的收取和賬單服務，以及充值卡銷售、表卡售換等;

(3) “告示”指提供電價標準及依據、收費標準及依據、用電業務流程、服務項目、供電服務熱線等各種服務信息公示，計劃停電信息及重大服務事項公告，功能展示，以及公布崗位紀律、服務承諾、電力監管投訴舉報電話等;

(4) “引導”指根據客戶的用電業務需要，將其引導至營業廳內相應的功能區;

(5) “洽談”指根據客戶的用電需要，提供專業接洽服務。

2.供電服務熱線

供電服務熱線應通過語音導航，向客戶提供故障報修、咨詢、投訴、舉報、意見、建議和服務申請受理，停電信息公告，客戶信息更新，信息訂閱，并具備外呼功能。

3.電子渠道

電子渠道的服務功能包括：會員注冊或服務開通，宣傳展現，信息公告，信息查詢，充值交費和賬單服務，業務受理，新型業務，服務監督。

(1) “會員注冊或服務開通”功能包括：用戶登錄、注冊、用戶編號綁定、留言、問卷調查、賬戶信息修改、信息推送;

(2) “宣傳展現”功能包括：業務介紹、服務支持和體驗專區;

(3) “信息公告”功能包括：停電信息查詢、站內公告和營業網點查詢;

(4) “信息查詢”功能包括：電費余額查詢、業務辦理進度、電量電費、費控余額、付款記錄、購電記錄、繳費記錄、用戶基本檔案、實時電量查詢;

(5) “充值交費和賬單服務”功能包括：電費繳納、網上購電和電費充值;

(6) “業務受理”功能包括：業務咨詢、故障報修、新裝增容及變更、信息訂閱退閱;

(7) “新型業務”功能包括：在線客服、電動汽車服務、增值服務、用能服務和智能用電服務;

(8) “服務監督”功能包括：投訴、建議、表揚、意見和舉報。

4.客戶現場

現場服務包括：處理新裝，增容及變更用電，故障搶修，收繳電費，電能表檢驗，電能表換裝，保電，服務信息告知，專線客戶停電協商，提供電費表單，受理投訴、舉報和建議等。

5.銀行及其它代辦機構

代辦機構的服務功能主要包括：電費收取，欠費查詢。各代辦機構的營業網點，應嚴格按照與供電企業簽署的協議提供服務。

6.社區及其它渠道

包括：咨詢，信息公告(停電信息公告、用電常識宣傳等)，電費催費通知送達，自助繳費(可選)，受理客戶的投訴、舉報、意見和建議等。

(二)供電服務項目

1.服務項目

根據客戶提出的用電需求，統一受理客戶的新裝、增容、變更用電、分布式電源并網服務、市政代工業務。

新裝、增容業務包括：低壓居民新裝(增容)、低壓非居民客戶新裝(增容)、高壓客戶新裝(增容)、小區新裝、低壓批量新裝、裝表臨時用電、無表臨時用電新裝等;

變更用電包括：減容、暫停、暫換、遷址、移表、暫拆、過戶、更名、分戶、并戶、銷戶、改壓、改類、臨時用電延期、臨時用電終止。

2.故障搶修服務

受理客戶對供電企業產權范圍內的供電設施故障報修后，到達現場進行故障處理、恢復供電的服務。

3.咨詢服務

為客戶提供電價電費、停送電信息、供電服務信息、用電業務、業務收費、客戶資料、計量裝置、法律法規、服務規范、電動汽車、能效服務、用電技術及常識等內容的咨詢服務。

4.投訴、舉報、意見和建議受理服務

受理客戶的投訴、舉報、意見和建議，按規定向客戶回復處理結果。

5.服務申請

受理客戶的欠費復電登記、電器損壞核損、電能表異常、抄表數據異常、居民客戶報裝等服務申請，按規定向客戶回復處理結果。

6.客戶信息更新服務

為客戶提供聯系方式、業務密碼等客戶信息更新的服務。

7.交費服務

向客戶提供坐收、代收、代扣、充值卡交費、走收、自助交費、網絡交費等多種方式的交費服務。

8.賬單服務

供電企業通過發放、郵寄等方式向客戶提供電費票據和賬單的服務。

9.客戶欠費停電告知服務

通過電話、郵寄、送單、短信等方式，告知客戶欠費停電信息，提醒客戶及時繳納電費的服務。

10.客戶校表服務

受理客戶校表的需求，為客戶提供電能計量裝置檢驗的服務。

11.信息公告服務

供電企業向客戶提供用電政策法規、供電服務承諾、電價、收費標準、用電業務流程、計劃停電、新服務項目介紹等信息的服務。

12.重要客戶停限電告知服務

供電企業向重要客戶提供計劃、臨時、事故停限電信息，以及供電可靠性預警的服務。

13.高壓客戶電能表換裝告知服務

供電企業向高壓客戶提供的表計輪換相關信息告知服務。

14.低壓客戶電能表換裝服務

供電企業向低壓客戶提供的表計換裝服務。

15.專線客戶停電協商服務

供電企業提供的與專線客戶協商計劃停電時間的服務。

16.保供電服務

供電企業針對客戶需求，對涉及政治、經濟、文化等有重大影響的活動提供保電的服務。

17.信息訂閱服務

供電企業以短信、微信等方式，向客戶提供電費、停電等信息訂閱的服務。

(三)保底供電服務質量

1.供電產品質量標準

(1) 在電力系統正常狀況下，電網裝機容量在300萬kW及以上的，供電頻率的允許偏差為±0.2Hz;電網裝機容量在300萬kW以下的，供電頻率的允許偏差為±0.5Hz;在電力系統非正常狀況下，供電頻率允許偏差不應超過±1.0Hz。

(2) 在電力系統正常狀況下，供電企業供到用戶受電端的供電電壓允許偏差為：35kV及以上電壓供電的，電壓正、負偏差的絕對值之和不超過標稱電壓的10%;10kV及以下三相供電的，為標稱電壓的±7%;220V單相供電的，為標稱電壓的+7%，-10%。在電力系統非正常狀況下，用戶受電端的電壓最大允許偏差不應超過標稱電壓的±10%。

(3) 電網正常運行時，電力系統公共連接點負序電壓不平衡度允許值為2%，短時不得超過4%。

(4) 0.4kV～220kV各級公用電網電壓(相電壓)總諧波畸變率是：0.4kV為5.0%，6kV～10kV為4.0%，35kV～66kV為3.0%，110kV～220kV為2.0%。

(5) 城市客戶年平均停電時間不超過37.5小時(對應供電可靠率不低于99.6%)。供電設備計劃檢修時，對35kV及以上電壓供電的用戶，每年停電不應超過一次;對10kV供電的用戶，每年停電不應超過三次。

2.服務渠道質量標準

(1) 供電營業廳應準確公示服務承諾、服務項目、業務辦理流程、投訴監督電話、電價和收費標準。

(2) 居民客戶收費辦理時間一般每件不超過5分鐘，用電業務辦理時間一般每件不超過20分鐘。

(3) 服務熱線應24小時保持暢通。

(4) 客服代表應在振鈴3聲(12秒)內接聽，使用標準歡迎語。外呼時應首先問侯，自我介紹，確認客戶身份;一般情況下不得先于客戶掛斷電話，結束通話應使用標準結束語。

(5) 電子渠道應24小時受理客戶需求，如需人工確認的，電子客服代表在1個工作日內與客戶確認。

(6) 進入客戶現場時，服務人員應統一著裝、佩戴工號牌(工作牌)，并主動表明身份、出示證件。協作人員應統一著裝。

(7) 現場工作結束后應立即清理，不能遺留廢棄物，做到設備、場地整潔。

(8) 受供電企業委托的銀行及其他代辦機構營業窗口應懸掛委托代收電費標識，并明確告知客戶其收費方式和時間。

3.服務項目質量標準

(1) 供電方案答復期限：居民客戶不超過3個工作日，其他低壓電力客戶不超過7個工作日，高壓單電源客戶不超過15個工作日，高壓雙電源客戶不超過30個工作日。

(2) 對客戶送審的受電工程設計文件和有關資料答復期限：自受理之日起，高壓供電的不超過20個工作日;低壓供電的不超過8個工作日。

(3) 向高壓客戶提交擬簽訂的供用電合同文本(包括電費結算協議、調度協議、并網協議)期限：自受電工程設計文件和有關資料審核通過后，不超過7個工作日。

(4) 城鄉居民客戶向供電企業申請用電，受電裝置檢驗合格并辦理相關手續后，3個工作日內送電。非居民客戶向供電企業申請用電，受電工程驗收合格并辦理相關手續后，5個工作日內送電。

(5) 對高壓業擴工程，送電后應由客服代表100%回訪客戶。

(6) 嚴禁為客戶指定設計、施工、供貨單位。

(7) 對客戶用電申請資料的缺件情況、受電工程設計文件的審核意見、中間檢查和竣工檢驗的整改意見，均應以書面形式一次性完整告知，由雙方簽字確認并存檔。

(8) 供電搶修人員到達現場的時間一般為：城區范圍45分鐘;特殊邊遠地區2小時。若因特殊惡劣天氣或交通堵塞等客觀因素無法按規定時限到達現場的，搶修人員應在規定時限內與客戶聯系、說明情況并預約到達現場時間，經客戶同意后按預約時間到達現場。

(9) 客戶查詢故障搶修情況時，應告知客戶當前搶修進度或搶修結果。

(10) 受理客戶咨詢時，對不能當即答復的，應說明原因，并在5個工作日內答復客戶。

(11) 受理客戶投訴后，1個工作日內聯系客戶，7個工作日內答復客戶。

(12) 受理客戶舉報、建議、意見業務后，應在10個工作日內答復客戶。

(13) 受理客戶服務申請后：(a) 電器損壞核損業務24小時內到達現場;(b) 電能表異常業務5個工作日內處理;(c) 抄表數據異常業務7個工作日內核實;(d) 其他服務申請類業務6個工作日內處理完畢。

(14) 客戶欠電費需依法采取停電措施的，提前7天送達停電通知，費用結清后24小時內恢復供電。

(15) 受理客戶計費電能表校驗申請后，應在5個工作日內提供檢測結果。

(16) 對客戶受電工程啟動中間檢查的期限，自受理客戶申請之日起，低壓供電客戶不超過3個工作日，高壓供電客戶不超過5個工作日。

(17) 對客戶受電工程啟動竣工檢驗的期限，自受理客戶受電裝置竣工報告和檢驗申請之日起，低壓供電客戶不超過5個工作日，高壓供電客戶不超過7個工作日。

(18) 居民用戶更名、過戶業務在正式受理且費用結清后，5個工作日內辦理完畢。暫停、臨時性減容(無工程的)業務在正式受理后，5個工作日內辦理完畢。

(19) 分布式電源項目接入系統方案時限：a) 受理接入申請后，10kV及以下電壓等級接入、且單個并網點總裝機容量不超過6MW的分布式電源項目不超過40個工作日;b) 受理接入申請后，35kV電壓等級接入、年自發自用電量大于50%的分布式電源項目不超過60個工作日;c) 受理接入申請后，10kV電壓等級接入且單個并網點總裝機容量超過6MW、年自發自用電量大于50%的分布式電源項目不超過60個工作日。

(20) 分布式電源項目受理并網驗收及并網調試申請后，10個工作日內完成關口計量和發電量計量裝置安裝服務。

(21) 分布式電源項目在電能計量裝置安裝、合同和協議簽署完畢后，10個工作日內組織并網驗收及并網調試。

(22) 因供電設施計劃檢修需要停電的，提前7天公告停電區域、停電線路、停電時間。

(23) 客戶交費日期、地點、銀行賬號等信息發生變更時，應在至少在變更前3個工作日告知客戶。

(24) 供電設施計劃檢修停電時，應提前7天通知重要客戶;臨時檢修需要停電時，應提前24小時通知重要客戶。

(25) 當電力供應不足或因電網原因不能保證連續供電的，應執行政府批準的有序用電方案。

(26) 高壓客戶計量裝置換裝應提前預約，并在約定時間內到達現場。換裝后，應請客戶核對表計底數并簽字確認。

(27) 低壓客戶電能表換裝前，應在小區和單元張貼告知書，或在物業公司(村委會)備案;換裝電能表前應對裝在現場的原電能表進行底度拍照，拆回的電能表應在表庫至少存放1個抄表或電費結算周期。

(28) 對專線進行計劃停電，應與客戶進行協商，并按協商結果執行。

(29) 客戶要求訂閱電費信息的，應至少在交費截止日前5天提供。

(30) 接到客戶反映電費差錯，經核實確實由供電企業引起的，應于7個工作日內將差錯電量電費退還給客戶，涉及現金款項退費的應于10個工作日內完成。

十一、節能與環境保護

(一)節能服務

1.試點先行，分步實施。按照公司統一部署，充分考慮節能工作地域差異和特點，在條件成熟的地區和單位先期試點，總結經驗后有序推廣。

2.整合資源，發揮優勢。注重整合公司各級供電單位、科研機構、直屬產業公司的資源，發揮各自優勢，形成培育和發展節能服務產業的合力，提升綜合競爭力。

3.立足市場，長效運作。按照市場規律和服務對象需求，大力發展以合同能源管理方式為主的節能服務，確保節能服務產業不斷發展壯大;建設組織有序、卓有成效的能效服務網絡，形成能效管理的長效運作機制。

(二)環境保護

環境是人類賴以生存的外部條件，因此電力設備的運行應不影響環境的美觀及衛生。為了使本規劃區的電網建設與周圍環境相協調，以下簡要給出電網建設與環境保護相關的部分原則，供有關人員參閱。

1.變電站噪音

(1)噪音標準

根據《工業企業廠界噪聲標準》(GB12348-2008)和《聲環境質量標準》(GB3096-2008)，變電站的運行噪音應低于表11-1的水平。

按區域的使用功能特點和環境質量要求，聲環境功能區分為以下五種類型：

0類聲環境功能區：指康復療養區等特別需要安靜的區域。

1類聲環境功能區：指以居民住宅、醫療衛生、文化教育、科研設計、行政辦公為主要功能，需要保持安靜的區域。

2類聲環境功能區：指以商業金融、集市貿易為主要功能，或者居住、商業、工業混雜，需要維護住宅安靜的區域。

3類聲環境功能區：指以工業生產、倉儲物流為主要功能，需要防止工業噪聲對周圍環境產生嚴重影響的區域。

4類聲環境功能區：指交通干線兩側一定距離之內，需要防止交通噪聲對周圍環境產生嚴重影響的區域。

(2)變壓器(電抗器)的散熱和噪音

戶內變電站主變壓器(電抗器)的外形結構、冷卻方式和散熱器的安裝位置，應充分考慮到通風散熱措施，優先考慮自然通風。

主變壓器應選用節能型。220kV及以下主變壓器(電抗器)的本體與散熱器宜分開布置(散熱器采用自冷方式，戶外布置)。

2.電磁輻射標準

(1) 變配電站、預裝式變電站、桿變、架空(電纜)線路的電磁場環境應符合行業標準《500kV超高壓送變電工程電磁輻射環境影響評價技術規范》和國家標準《電場、磁場、電磁場防護規定》的要求。

(2) 變電站設計應符合行業標準《500kV超高壓送變電工程電磁輻射環境影響評價技術規范》等規范，工頻電磁場(50HZ)場強限值<4kV/m，磁場感應強度<0.1mT。

3.與環境的協調

(1) 線路：為與環境協調，不影響周圍環境的美觀，供電線路應在經濟條件允許的情況下采用地下敷設方式。

(2) 噪音：變壓器通過50～60Hz的電流時，鐵心中的磁動勢會引起機械振動，使變壓器發出100Hz或120Hz的噪聲，影響安靜地區的居民生活。解決這種問題的方法有時是改為小噪聲的變壓器，或安裝振動阻尼器。在現場植樹能減少一點噪聲，但對于大型變壓器，可能要采用磚墻或混凝土墻才能擋住噪聲。當高壓、中壓變壓器距離房屋太近時，無疑需要在變壓器箱體周圍裝設降低噪聲的圍墻。圍墻的尺寸、圍墻與變壓器箱體的距離以及圍墻內層與外層之間的距離，對有效降低噪聲都很關鍵。噪聲還可能通過大地傳輸，這與當地的地質條件有關。

(3) 電磁場：配電站及輸電線路的電磁場應避免對短波無線電測向臺(站)的電磁干擾。各電壓等級的電力線路與短波無線電測向臺(站)間的距離應滿足表11-2要求。