浙江印发《温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设发展规划（2018-2020年）》

2018-12-13 17:53:36 浙江省发改委　点击量：评论 (0)

浙江省发改委日前发布了《温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设发展规划(2018-2020年)的通知》

浙江省发改委日前发布了《温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设发展规划(2018-2020年)的通知》，通知中称，规划是温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设的基本依据，纳入我省电力发展规划、配电网建设改造规划，作为申请供电营业区许可、供电业务许可的规划依据。温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网由温州市龙湾永强供电公司负责建设。温州市龙湾永强供电公司要支持其他业主在增量配电网内建设可再生能源、分布式能源和微电网。增量配电网内可再生能源、分布式能源和微电网等的规划建设按规定报批。

温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电业务改革试点区域四至范围：北至滨海三道与通海大道交叉口--通海大道—经五支路(永兴围垦北堤)--G15高速复线，东至G15高速复线与永兴围区二号路延伸段交叉口--永兴围区二号路延伸段--永兴围垦堤岸--天城围垦堤岸，南至天城围垦堤岸与纬六支路交叉口--纬六支路--经五路--纬七路--经五支路--百米大道--滨海五道--滨海六路，西至滨海六路与滨海三道交叉口--滨海三道--通海大道，总面积约12.5平方公里。温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电业务改革试点规划区域内建设110千伏及以下增量配电网。本规划基准年为2017年，规划期为2018-2020年，远景展望至2030年。

详情如下：

省发展改革委关于印发温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设发展规划（2018-2020年）的通知

温州市发展改革委，龙湾区发展改革局，温州市龙湾永强供电公司、国网温州供电公司：

为推进我省增量配电业务改革，保障温州龙湾区空港新区、天城围垦区增量配电网持续健康发展，我委组织编制了《温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设发展规划(2018-2020年)》。现予印发，请认真贯彻实施，并就规划贯彻实施有关事项通知如下：

一、本规划是温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网建设的基本依据，纳入我省电力发展规划、配电网建设改造规划，作为申请供电营业区许可、供电业务许可的规划依据。

二、按照《政府核准的投资项目目录(2016年本)》和《政府核准的投资项目目录(浙江省2017年本)》有关规定，温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网内电网项目的核准以本规划为基本依据。没有规划依据的项目，不得核准、备案，不计入输配电价。已由各级核准(备案)机关核准(备案)但不符合本规划的项目，应由相应核准(备案)机关依法撤回许可或纠正备案。

三、温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网由温州市龙湾永强供电公司负责建设。考虑目前实际情况，区域内国网所属企业已依法核准(备案)并已建成的项目可暂维持现状，后续应由温州市龙湾永强供电公司通过收购、租赁等方式逐步承接。

四、温州市龙湾永强供电公司在贯彻实施规划过程中，要切实执行国家能源政策和电力体制改革要求，支持可再生能源、分布式能源、储能、微电网等的发展，落实输配电价制度，推进分布式发电市场化交易等改革。

五、温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网内，要落实“厂网分离”原则。温州市龙湾永强供电公司要支持其他业主在增量配电网内建设可再生能源、分布式能源和微电网。增量配电网内可再生能源、分布式能源和微电网等的规划建设按规定报批。

六、温州市龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网由温州市龙湾永强供电公司负责运行。温州市龙湾永强供电公司要切实履行电网企业职责，遵守国家有关技术规范标准，提供保底供电和社会普遍服务，保证安全、可靠供电。

七、国家电网所属企业要按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向增量配电网无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务，及时规划、建设220千伏星海变等外部保障变电站，确保增量配电网电力稳定供应。

八、本规划由我委负责解释，规划日常管理授权温州市发展改革委负责，但涉及试点区域、网架结构、重大项目、运行指标等重大内容的调整，需报我委调整规划。

规划实施过程中遇到的重大问题和情况，请及时报告我委。

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)精神，国家发展改革委、国家能源局于2016年12月印发了《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号)，公布了第一批105个增量配电业务改革试点的名单，温州龙湾区空港新区天城围垦区为浙江省内首批6个试点之一。

为积极有序推进我省增量配电业务改革，确保改革取得实效，保障温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电网持续健康发展，根据《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》(浙发改办能源〔2017〕126号)要求，编制本规划。

本规划在充分调研电网现状的基础上，分析现状电网存在的主要问题，以近期、远景负荷预测为基础，确定各负荷水平年的目标网架，并提出“十三五”期间高中压配电网建设和改造项目，以满足区域社会经济的发展要求。规划重点包括：一是提升供电能力，满足新增负荷的用电需求，改善配电网设备的重载、过载情况，消除“卡脖子”等电网瓶颈，确保“配得下、用得上”;二是充分调研电网的现状，掌握存在的主要问题，结合区域社会经济的发展要求，理清近期的高中压电网建设和改造项目，短期内使配电网相关指标有较大的提升;三是提高供电可靠性，加强配电网网架建设，合理调整供电模块，均衡负载分布，优化接线模式，消除电网结构隐患，保障电网安全和供电可靠;四是提升经济运行效率，贯彻全寿命周期管理理念，加强配电网设备改造，有效降低线损率，进一步提升运行效益和效率。

本规划基准年为2017年，规划期为2018-2020年，远景展望至2030年。

本规划的编制依据主要包括：

1.政策性指导文件

1.1《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号文)，中共中央、国务院，2015.03.15;

1.2《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》(发改能源〔2015〕1899号)，国家发展改革委，2015.08.20;

1.3《有序开放配电网业务管理办法》(发改经体〔2016〕2120号)，国家发展改革委、国家能源局，2016.10.08;

1.4《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号)，国家发展改革委、国家能源局，2016.11.27;

1.5《国家能源局关于印发配电网建设改造行动计划(2015-2020年)的通知》(国能电力〔2015〕290号)，国家能源局，2015.07.31;

1.6《省发展改革委关于加快推进第一批增量配电业务试点项目的通知》(浙发改能源〔2017〕772号)，浙江省发展改革委，2017.09.07;

1.7《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》(浙发改办能源〔2017〕126号)，浙江省发展改革委，2017.11.10。

2.国家、行业技术标准

2.1《城市电力规划规范》(GB/T 50293-2014)，中华人民共和国住房和城乡建设部、中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，2014.08.27;

2.2《城市配电网规划设计规范》(GB 50613-2010)，中华人民共和国住房和城乡建设部、中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局，2010.07.15;

2.3《配电网规划设计技术导则》(DL/T 5729-2016)，国家能源局，2016.01.07;

2.4《中低压配电网改造技术导则》(DL/T 599-2016)，国家能源局，2016.01.07。

3.相关规划

3.1《温州市城市总体规划(2003-2020年)(2017年修订);

3.2《温州市城市总体规划(2011-2030年)纲要》;

3.3《温州市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》;

3.4《温州市市域城镇体系规划(1999-2020)》;

3.5《温州市机场片区通用航空产业园机场东片单元(0577-WZ-JC-02)控制性详细规划》，温州市城市规划设计研究院，2015.05;

3.6《温州空港新区概念规划》，中国城市规划设计研究院上海分院、温州市城市规划设计研究院，2013.12;

3.7《温州市机场片区永兴北(0577-WZ-JC-01)》，温州市城市规划设计研究院，2011.06。

3.8《温州市滨海新区龙湾工业园控制性详细规划》，瑞安市城乡规划设计研究院、温州市龙湾规划建筑设计院，2007.12;

3.9《温州民营经济科技产业基地控制性详细规划》，温州市城市规划设计研究院，2008.10。

3.10《温州市能源发展“十三五”规划》，温州市人民政府办公室，2016.11.28;

一、试点范围

温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电业务改革试点规划区域内建设110千伏及以下增量配电网。

根据《省发展改革委关于加快推进第一批增量配电业务试点项目的通知》(浙发改能源〔2017〕772号)规定，确定温州市龙湾永强供电公司为温州龙湾区空港新区天城围垦区增量配电业务试点项目的业主。

二、区域经济社会发展情况

(一)区域经济社会发展现状

1.区域简介

龙湾区是温州市四大主城区之一，位于温州市区的东片，陆域面积为228平方公里，是温州市经济发展最快的区域之一。2016年常住人口70.66万人，GDP达589.18亿元，同比增长8.8%。

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规划区处于温州空港新区南部。温州空港新区是市委、市政府确定的温州东部五大功能区之一，位于温州瓯江发展轴线与沿海发展轴线的交汇处，东濒东海，南接温州经济技术开发区，北与瓯江口新区相连，西与龙湾城市中心区毗邻。

2.区域开发进度情况

规划区内，原民科基地(部分)已入驻了较多用户，永兴南园及永兴北园用地已经基本平整完毕，可入驻用户;天城围垦(北部)及通用航空产业园用地尚未平整，其中天城围垦(北部)用地于2018年开始开发，通用航空产业园用地将于2020年开始开发。

(二)区域总体规划布局

规划区总面积约为12.5平方公里，共分为5个区域，分别为：

1.原民科基地(部分)

区域范围为通海大道--经五支路(永兴围垦北堤)--百米大道(明珠路)--滨海五道--滨海六路--滨海三道围成的区域，区域面积2.56平方公里。

规划用地以一类工业用地为主，融居住、工业及各类服务设施于一体，环境优美、配套齐全的生态型工业园区。产业特色上以发展机械阀门、不锈钢、光机电一体化等机电类工业为主，充分利用高新技术完成产业升级，通过外部协作与内部专业化分工，构建园区特色型机电工业产业群。

2.天城围垦(北部)

区域范围为百米大道(明珠路)--天城围垦堤岸--纬六支路(滨海十一路)--经五路(金海大道)--四甲浦--经五支路(天城围垦北堤)围成的区域，区域面积2.8平方公里。

规划形成以电子信息产业为主导产业的高新产业组团。

3.永兴南园

区域范围为通海大道--永兴围垦堤岸--百米大道(明珠路)--经五支路(永兴围垦北堤)围成的区域，区域面积1.97平方公里。

规划形成以专用机械制造和新材料节能环保为主导产业的高新产业组团。

4.永兴北园

区域范围为空港大道--永兴围垦堤岸--公园路--经五支路(永兴围垦北堤)围成的区域，区域面积2.7平方公里。

该区块功能定位是空港经济区和民营经济科技产业基地的组成部分，规划发展与空港物流关联性较强、建设层次高、附加值高、生态环境优良的空港产业组团。

5.通用航空产业园

区域范围为永兴围区二号延伸段--永兴围垦堤岸--空港大道--经五支路(永兴围垦北堤)--G15高速公路复线围成的区域，区域面积2.47平方公里。

规划依托龙湾国际机场，建设以会议会展、教育科研、商贸休闲为主的通用航空产业配套区。

(三)区域产业发展总体情况

规划区位于温州市龙湾区东部，是温州航空大都市建设的核心区和龙湾转型发展的主战场。

1.临空优势

龙湾国际机场作为浙南闽北的空中枢纽，其客货运量长期位于国内同类机场前列。到2020年，机场的年旅客吞吐量预计达到1300万-1500万人次，年货邮吞吐量预计达到30万吨，成为国内重要的干线机场、国际定期航班机场和民用航空大型机场。

2.城市东部综合交通枢纽优势

根据城市总体规划，未来几年，龙湾东部内将建成以城市轨道交通、高速公路、城市道路为一体的立体交通网络。市域铁路S1线和S2线、G15高速复线、通海大道、空港大道、滨海大道等道路在机场附近30平方公里范围内密集交汇。

3.空间资源要素优势

正在实施的瓯飞工程，紧靠空港新区东侧，是国内规模最大的单体围垦项目，其开发建设将为空港新区未来发展增添助力。

“十三五”期间，温州城市发展将由“沿江城市”向“滨海城市”发展，试点区域作为转型发展的主战场，集工业、商业、服务业于一体，具有独特的区域发展优势。

三、区域电网发展情况

目前规划区内无35kV及以上电压等级变电站，区内仅有中低压配电网，其电源来自规划区周边的110kV变电站。

(一)周边区域电网现状

1.220kV变电站概况

现状规划区周边已建2座220kV变电站，分别为天河变和永强变，主变5台，总变电容量810MVA。

220kV永强变位于龙湾区的中部，目前作为龙新变、扶贫变、海滨变等110kV变电站的上级电源;220kV天河变则位于龙湾区的南部，目前作为滨海变、经纬变、新川变等110kV变电站的上级电源。

这两座220kV变电站的110kV、35kV出线间隔已用完，无法为规划区及周边新增110(35)kV变电站提供新间隔。

2.110(35)kV配电网建设情况

现状规划区内无110(35)kV变电站，区内中压配电网电源来自区外的6座110kV变电站，这6座站共有主变12台，总变电容量为590MVA。

除经纬变2#主变变比为110kV/20kV，其他主变变比均为110kV/10kV。

根据各变电站的中压出线情况，除经纬变2#主变主供范围为原民科基地(部分)，其他变电站主供范围均处于区外。

2.1变电站负载率分析

规划区涉及的110kV变电站负载率普遍较高，其中八甲变、烟台变、滨海变、新川变已经重载甚至接近满载，衙城变已接近重载，上述站难以为规划区新增负荷提供电源;经纬变为近期新建站，其所供电网尚在调整当中，因此现状负载相对较低。

根据各站实际运行情况，规划区涉及的110kV变电站长期处于高负载运行状态，夏季负荷高峰期各站主变重、过载的现象无法得到缓解，拉闸限电的情况普遍存在，供电可靠性无法得到保障，已经严重危害到了规划区电网安全稳定的运行。

2.2 10(20)kV间隔利用情况分析

规划区涉及的110kV变电站共有10kV间隔131个，已用间隔128个，仅剩余3个;共有20kV间隔9个，已全部用完。总体来看，各站的中压出线间隔已接近用完。

规划区涉及的110kV变电站间隔利用率均较高，变电站负载率也普遍较高。各站供电能力基本已释放，难以为规划区提供更多的电源。

2.3 高压网架结构分析

规划区涉及的110kV变电站现状电源均来自同220kV变电站不同主变或不同220kV变电站，可靠性符合本区域技术导则要求。

(二)区域电网发展现状

规划区内现状无220kV、110kV变电站，区内配电网电压等级均为10(20)kV。

规划区共涉及10kV线路16回，20kV线路6回，规划区中压配电网综合统计情况见表3-1。

上述统计为规划区涉及的中压配电网情况，包括上述线路涉及的区内及区外的配电设施。

规划区范围内的中压配电网设施统计情况见表3-2。

1.电网结构及供电能力评估

中压配电网电网结构从线路结构、分段合理性、N-1校验三个方面进行分析。

规划区中压配电网结构评估总体情况如表3-3所示。

注1：满足“N-1”校验线路指任一线路停运时，其所带负荷(故障段负荷除外)均能够被相邻联络线路转供的线路，为检验线路转供能力和简化计算，只计算中压线路变电站出口断路器后第一段故障情况。

注2：分段数计算仅计算主干线路上的分段。

中压配电网供电能力从供电半径、线路负载两个方面进行分析。

规划区中压配电网供电能力评估情况如表3-4所示。

1.1 接线模式

根据相关导则的要求，规划区中压配电网架空线路宜采用多分段适度联络的接线模式;现状电网中多数中压线路采用该接线模式，但尚存在3回线路采用辐射接线，分别为乐东519线、永安502线、永华8079线，接线模式不合理。

1.2 N-1校验

根据2017年典型日负荷情况，区内“N-1”校验不合格的中压线路如表3-5所示。

除3回辐射线路外，另有3回线路由于线路本身负荷或联络线路负荷过重，无法通过“N-1”校验。

1.3线路分段容量

线路分段配置应综合考虑线路供电半径、负荷性质和供电可靠性要求，并结合设备投资成本及运维费用，确定最优分段数。单回主干线分段数、每段装机容量在建设初期及过渡阶段，可适当增加或减少，远景宜向推荐值过渡。其中小区类初期低负载率情况，装接容量允许适当上浮。

根据相关导则要求，区内10kV线路分段装机容量推荐为1600～3200kVA范围内，20kV线路分段装机容量推荐为3200～6400kVA范围内。

规划区内的中压线路普遍存在分段容量过大的情况。分段装接容量不合理，会导致线路容量分配不均，扩大线路故障时的停电影响范围，降低线路可靠性要求。

1.4供电半径

根据相关导则的要求，规划区中压线路的供电半径应小于3km。

区内线路平均供电半径为6.8km，整体来看，规划区中压线路供电半径过长。

1.5线路最大负载率

区内中压线路最大负载率平均值为41.90%，整体来看，中压线路利用水平适中。其中最大负载率低于30%的线路有7回，占比31.8%，处于轻载运行，且存在2回线路负荷为0MW，为永乐334线及永兴326线;线路最大负载率高于70%的有4回。

2.装备水平评估

中压配电网装备水平方面评估从设备选型标准化、绝缘化率、电缆化率、运行年限、设备容量等方面进行分析。

区内中压配电网装备水平评估情况如表3-7所示。

2.1线路导线截面

区内现状中压架空线路主干截面主要为240mm2、185mm2，中压电缆线路主干截面主要为400mm2、300mm2、240mm2。

规划区内的10kV线路主干线均采用JKLYJ-185，主干线路截面偏小;20kV线路主干截面适中。

2.2主干线与联络线路截面不匹配

对于有联络的线路，联络线路段的负荷输送能力将直接影响负荷转移的能力。规划区内中压线路主干线与联络线路截面匹配情况良好。

2.3运行年限

规划区内的中压线路均为近期投运线路，运行年限均处于5年以内，中压线路健康水平良好。

2.4绝缘化率和电缆化率

线路绝缘化率和电缆化率的高低是城市电网建设的重要评价标准，考虑到城市发展建设水平，以及未来城市发展定位，随着规划区建设步伐的加快及负荷的发展，以及对供电可靠性要求的提高，应根据需要于部分架空通道紧张的区域采用电缆线。

区内线路电缆化率为5.5%，架空线路绝缘化率为100%。

2.5线路装接配变分析

区内中压公用线路装接配变容量统计情况分别见表3-9、表3-10。

规划区16回10kV线路平均装接容量为8876kVA，总体装接容量适中。

根据线路载流量计算得出，单条10kV线路装接配变容量宜控制在10000kVA以内，不宜超过12000kVA。

区内有12回10kV线路装接容量控制在10000kVA以内，满足线路挂接配变的容量要求;装接配变容量超过12000kVA的线路有3回，占公用线路总数的18.75%。

规划区6回20kV线路平均装接容量为14168kVA，总体装接容量适中。

根据线路载流量计算得出，单条20kV线路装接配变容量宜控制在20000kVA以内，不宜超过24000kVA。

区内有5回20kV线路装接容量控制在20000kVA以内，满足线路挂接配变的容量要求;装接配变容量超过24000kVA的线路有1回，占公用线路总数的16.67%，

规划区内装接配变容量超标的中压线路见表3-11。

3.各线路问题汇总

本章从电网结构、供电能力、装备水平等几方面对中压配电网进行汇总分析，得出区内中压线路问题汇总如表3-12所示。

区内存在I级问题的线路共计6回，存在II级问题的线路共计16回，所有线路均存在III级问题。

(三)存在的主要问题

根据本章分析，了解到规划区及周边现状高中压配电网存在的主要问题如下。

1.220kV变电站

规划区周边的220kV变电站出线间隔已用完，无法为规划区及周边新增110(35)kV变电站提供新间隔。

2.高压配电网

规划区内现状无110(35)kV变电站，区内中压配电网电源来自区外的6座110kV变电站，这6座变电站共有主变12台，总变电容量为590MVA。

除新川变2#主变变比为110kV/20kV，其他主变变比均为110kV/10kV。

存在主要问题如下：

2.1规划区涉及的110kV变电站现状负载率普遍较高，其中八甲变、烟台变、滨海变、新川变已经重载甚至接近满载，衙城变已接近重载，上述站难以为规划区新增负荷提供电源;经纬变为近期新建站，其所供电网尚在调整当中，因此现状负载相对较低。

2.2根据各站的中压出线情况了解到，除经纬变2#主变主供范围为原民科基地(部分)，其他变电站主供范围均处于区外各变电站周边范围。

规划区涉及的110kV变电站现状间隔利用率均较高，变电站负载率也普遍较高。各站供电能力基本已释放，难以为规划区提供更多的电源。

3.中压配电网

规划区共涉及10kV线路16回，规划区内线路总长约为74.4km，主干线路中架空采用JKLYJ-185，电缆采用YJV22-10-3×240;涉及20kV线路6回，规划区内线路总长约为40.9km，主干线路中架空采用JKLYJ-240，电缆采用YJV22-20-3×300及YJLV22-20-3×400。

区内中压线路电缆化率及绝缘化率分别为5.5%和100%。

中压配变共506台，总容量227.03MVA;线路平均装接配变台数为23台/回，平均装接配变容量为10.32MVA/回。

中压线路平均最大负载率为41.9%，环网率为86.36%。

存在主要问题如下：

3.1分段装接容量不合理的线路共有12回，所占比重较大。分段装接容量不合理，会导致线路容量分配不均，扩大线路故障时的停电影响范围，降低线路可靠性要求。

3.2区内中压线路最大负载率平均值为41.90%，整体来看，中压线路利用水平适中。其中最大负载率低于30%的线路有7回，占比31.8%，处于轻载运行，且存在2回线路负荷为0MW，为永乐334线及永兴326线;线路最大负载率高于70%的有4回。

3.3规划区内的10kV线路主干线均采用JKLYJ-185，主干截面偏小。

3.4中压线路健康水平良好，运行年限绝大多数均处于5年以内。

3.5装接配变容量超过12000kVA的10kV线路有3回，占公用线路总数的18.75%;装接配变容量超过24000kVA的20kV线路有1回，占公用线路总数的16.67%。

4.小结

4.1规划区周边的220kV变电站110kV出线间隔不足，抑制了规划区110kV电网的发展，需要尽早推进规划区及周边新规划220kV变电站的建设。

4.2区内高压配电网建设相对滞后于经济发展速度，区内无110(35)kV变电站，且规划区周边110kV变电站负载率较高无法为规划区提供充足的中压电源，造成区域中压配电网建设受阻。

4.3中压线路相关问题的主要原因如下：

4.3.1部分线路采用单幅射接线是由于该线路的供电范围尚在调整中。

4.3.2现状线路供电半径过大以及装接容量过大是电源点的不足造成的。

四、区域用电预测

(一)现状负荷情况

根据规划区各地块实际入驻的用户调研结果，了解到规划区各功能区现状负荷情况如表4-1所示。

(二)区域用电量预测

电力负荷预测，按照作用的不同分为系统电力负荷预测(电量负荷预测)和空间电力负荷预测(负荷分布预测)。系统电力负荷预测属于战略预测，它决定了未来城市对电力的需求量和未来城市电网的供电容量，对城市供电电源点的确定和发电规划具有重要的指导意义。空间电力负荷预测是对负荷分布的地理位置、时间和数量进行的预测，它是高压变电站选址定容的基础，其准确性决定了城市电网规划方案的可操作性和适应性。

1. 负荷构成分析

规划区现状负荷以工业用电为主，并辅以少量的居住及配套用电，“十三五”后期随着通用航空产业园的逐步开发，商业、行政办公等用电的比例将进一步增长。

2. 空间负荷预测

2.1负荷预测方法的确定

目前负荷预测的方法有很多，常用的有比例系数增长法、弹性系数法、回归模型预测法、灰色理论法、人工神经网架法以及负荷密度指标法等等。虽然负荷预测的方法有多种，但其所需要不同的原始数据、资料，其适应性同样存在很大的差别，因此针对本次规划区而言，应根据规划区的原始资料以及用地规划的具体情况，确定本次负荷预测采用的方法。

本次规划收取了规划用地控制性详细规划资料，从而得到了规划区各地块的用地性质、用地面积、容积率等指标。这些是城市配电网规划十分重要的信息，而负荷密度指标法是建立在这些信息基础上的负荷预测方法。因此，本次规划采用负荷密度指标法对地区进行远景负荷预测，并结合控制性详细规划中功能分区的划分和地块开发时序，详细预测各地块负荷。

2.1.1远景负荷预测方法

现状保留地块：按现状地块已有配置容量，根据各类型用地考虑不同负载率，开展地块负荷预测。

待开发地块：采用负荷密度指标法对其进行远景负荷预测。

2.1.2阶段年负荷预测方法

现状保留地块：按现状地块已有配变容量，根据各类型用地考虑不同负载率，估算地块近期负荷。

近期开发地块：根据现状类似用地的实际调查结果，结合规划区的实际情况，确定规划区各类用地近期负荷利用率如表4-2所示。

2.1.3中间年负荷预测方法

根据调研、统计、分析，城市负荷的增长规律，可大致分为三种类型：

城市处于发展初、中级阶段的中小型城市，在预测期内，负荷以近似指数规律增长，其年增长率比较大，简称为E型电量。

发展成熟的大型城市，其负荷已经历过指数规律发展的阶段，在预测期内进入了一种具有饱和特性的发展阶段，简称G型电量。

对一些初期用电量低，而发展又十分快的城市，在预测期内，负荷按一种S型曲线趋势增长，简称S型电量。

本规划区大部分区域尚未开发建设，负荷以商业行政办公、居住、文化娱乐等负荷为主，还有少量的工业负荷，该规划区的负荷增长符合E型曲线增长规律。

2.2负荷密度或指标的设定

根据对规划区现状的负荷密度或指标的分析，参照2012版《城市用地分类与规划建设用地标准》，并结合地区实际情况，确定其远景负荷密度或指标的设定结果如表4-3所示。

2.3远景负荷预测结果

2.3.1总体结果

基于前文的负荷预测方案，得出规划区远景负荷预测结果如表4-4所示。

规划区远景总负荷约为249.48～291.13MW，平均负荷密度约19.96～23.29MW/km2。远景负荷预测结果以高方案为推荐值。

2.3.2充电桩负荷预测

按照《国务院办公厅关于加快电动汽车充电基础设施建设的指导意见》的要求，原则上，新建住宅停车库新能源汽车充电桩布线条件(电源线的沟槽、套管或桥架)按照停车位100%预留，充电桩电表箱、用电容量按10%的比例预留。其他建筑工程均按配建停车位数量10%的比例预留布线条件、电表箱位置和用电容量，每2000辆电动汽车至少配套建设一座公共充电站。

充电桩按服务对象特征分为私用、专用和公用(公用桩、公共站)，其中：私有自用桩：为电动汽车个人用户和办公单位员工提供充电服务;专用充电站：专用充电站为公交车、出租车等特定车辆服务;社会公用充电桩：为私家车、公务车和极少量出租车提供充电服务;公共充电站：采用大电流快速充电设施，同时提供电池检修、乘客休憩等服务。

按照目前浙江省市场上以吉利、比亚迪和众泰车型为主，其充电设施也主要以比亚迪和硕维的充电桩为主。充电设备的一般标准，慢充--220V交流电，每枪功率不超过7kW，快充--380V直流电，每枪功率不超过40-60kW。

综合充电桩发展方向，结合规划区实际，确定充电桩配置原则及负荷特征参数如下：

根据《温州市中心城区电动汽车充电设施专项规划》，温州东片充电站、充电桩配置如下：

a) 充电设施远景布局规划：规划布局社会公用充电站2处(其中永兴南12座充电枪(720kW)，永兴北6座充电枪(360kW))。

b) 充电设施近期建设规划：近期规划区内暂无充电设施。

2.4近期负荷预测结果

根据收集的资料，规划区近期较明确的入驻用户情况如表4-7所示。

表4-7 规划区近期较明确的入驻用户情况

结合远景预测的结果，考虑近期建设范围及开发时间，并视开发建设地块近期负荷与远景负荷仍有差距。根据规划区的实际情况，确定规划区各类用地近期负荷利用率如表4-2所示。

根据表4-2的取值结果，结合近期规划区建设情况，得出规划区各区域的近期负荷预测结果如表4-8所示。

2020年规划区预测负荷为137.85~156.88MW，现状～2020年年均增长率约为35.6~41.68%。

3.电量预测

根据规划区社会经济发展规划以及最大负荷利用小时数的变化情况，结合上述负荷预测，可以预测出规划区各规划年供电量情况。

根据现状规划区及周边的用户情况了解到，类似规划区发展较成熟的区域最大负荷利用小时数约为5000小时，而由于规划区近期发展较快，年度负荷变化较大，因此本次规划取近期最大负荷利用小时数为4000小时，远景为5000小时。

(三)区域电源(含分布式电源)增长预测

规划区内现状无自备电厂，根据对区内建筑物屋顶可建设光伏发电的实际情况的摸排，以及规划区用气、用热需求的初步估算结果，规划区分布式电源规划情况如下：

1.光伏发电

规划分布式光伏发电设备主要于永兴南园建设，初步估算分布式光伏发电系统建设总容量约为8MW。

2.天然气热电联供

规划区用气、用热需求主要处于天城围垦(北部)，根据对规划区的摸底调查，初步规划于该区域周边建设2×6MW的天然气热电联供项目。

(四)区域外网供负荷、电量预测

由于规划区内现状无110(35)kV变电站，现状区内的供电均来自区外，区域外的网供负荷等于区内的总负荷;“十三五”期间随着区内110kV变电站的逐步建设，至2020年，区内的中压线路逐步将均由区内110kV变电站提供电源为主。

五、总体要求

(一)指导思想

1.全面支撑社会经济发展建设

全面服务建成小康社会宏伟目标，满足电力需求，确保安全供电，积极参与“五个龙湾”建设，推进经济转型、城市转型、社会转型，支撑经济发展和服务社会民生。

2.打造经济高效的现代配电网

优化电网结构，消除薄弱环节，推广自动化设备，开展大数据分析，规范电网基础数据管理，提高规划设计和运行管理水平。全面建设结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效的现代配电网。

3.电网规划与市政规划“多规合一”

配电网规划紧密衔接各项市政规划，“更加精准”、“更接地气”，在配网项目可实施性大幅提升的同时，实实在在的针对区域电网的切实需求做到精准服务。

4.切实提高电网服务水平

创新开展“互联网+智能服务”新举措，把故障报修、业务办理、用户缴费等业务与互联网深度融合，全面实现功能的线上处置，使供电、用电更加安全、快捷、智能、高效。

(二)基本原则

统筹规划，协调发展。坚持城乡电网、输配电网、近期远景之间相互衔接、协调发展，统筹城乡配电网规划，实现一体化发展，全面提升供电保障能力与电力普遍服务水平。科学制定远景配电网目标，远近结合、分步实施。

统一标准，经济高效。合理确定各地区建设改造标准，导线截面一次选定、廊道一次到位、变电所土建一次建成，避免大拆大建和重复建设;贯彻资产全寿命周期理念，加强投入产出分析，深化技术经济论证，优化资源配置，提高设备利用效率。

灵活先进，智能环保。推广应用新技术、新材料、新设备，提升智能化水平;充分满足新能源、分布式电源和多元化负荷的灵活接入与高效利用，推进电能替代，促进能源结构调整。

优化布局，安全可靠。推进配电网设施布局规划，确保电网发展与地方规划有效衔接，合理布局、提前预留所址和廊道资源;构建强简有序、标准统一的网络结构，提高故障自愈和信息交互能力，抵御各类事故风险，保障可靠供电。

(三)发展目标

1.规划区总体发展目标

以提高供电可靠性为目标，提升发展理念，坚持统一规划、统一标准，建设与改造并举，按照差异化、标准化、适应性和协调性的原则，全面建设结构合理、技术先进、灵活可靠、经济高效的现代配电网。

2.主要指标规划目标

根据负荷预测结果，规划区远景负荷密度为19.96～23.29MW/km2，依据《配电网规划设计技术导则》，规划区目标网架需按A类供电区域相关标准进行规划，近期可根据实际建设条件分步实施，逐步过渡。

分年度技术指标目标如下表所示。

表5-1 配电网建设改造指导目标

3.配电网规划目标：

3.1高压电网规划目标

针对现状电网存在的问题，电网发展将在现有电网的基础上，以“安全、经济、可靠”为基本原则，加强电网建设，完善电网结构。

至规划目标年，形成以大电网为依托、以110kV电网为主干网架结构体系;彻底消除供电瓶颈现象，努力把规划区建设成为电源容量充足、网络坚强可靠、系统安全稳定、电网运行灵活、设备先进规范的现代化电网。

3.2中压配电网规划目标

3.2.1提高供电能力，满足负荷发展需求

与负荷增长同步并适度超前，满足各类用户负荷增长的需要。线路平均最高负载率控制在50%左右。充分利用新建或扩建变电所的供电能力，增强配电网供电能力，优化供电范围。

3.2.2优化网络结构，提高供电可靠性

通过对复杂的网络进行改造，优化规划区域电网结构，到2020年，规划区供电可靠率达到99.965%。结合负荷预测结果，对目标网架进行校验，以确保目标网架满足负荷发展的要求。

3.2.3推广标准化建设，与城市协调发展

积极推行模块化设计、规范化选型、标准化建设。变电所、线路建设宜采用模块化设计，工程建设遵循标准化建设型式，电力设备选用宜标准化、序列化型号。

根据最新电力行业标准要求，对市区核心区建设标准双环网结构，其它区域以双环网为主，辅以单环网、多分段适度联络接线。对于区域内的开关站，全部双电源接入，以满足用户的用电可靠性。

3.3低压配电网规划目标

根据最新电力行业标准要求，对规划区低压线路截面过小、接线不规范的情况进行改造，完善用户“最后一公里”接入，以满足用户的用电可靠性。

此外，全面普及智能电表，可实现峰谷电价、电量自动上传等智能功能，保证电力服务质量。

六、区域网架建设规划

(一)规划技术原则

1.总体原则

1.1容载比

容载比是配电网规划的重要宏观性指标，合理的容载比与网架结构相结合，可确保故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。

考虑规划区发展的特点，负荷增长快速期可取较高容载比，通过加强和改善网络结构，在满足用电需求、可靠性要求的前提下逐步降低容载比，提高电网的经济效益。

根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如表6-1所示，总体宜控制在1.8～2.2范围之间。

表6-1 110kV电网容载比选择范围

1.2电网结构

合理的电网结构是满足供电可靠性、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级应相互匹配、强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。规划区的配电网结构应符合下列规定：

1.2.1正常运行时，各变电站应有相互独立的供电区域，供电区不交叉、不重叠，故障或检修时，变电站之间应有一定比例的负荷转供能力。

1.2.2在同一供电区域内，变电站中压出线长度及所带负荷宜均衡，应有合理的分段和联络;故障或检修时，中压线路应具有转供非停运段负荷的能力。

1.2.3接入一定容量的分布式电源时，应合理选择接入点，控制短路电流及电压水平。

1.2.4高可靠性的配电网结构应具备网络重构能力，便于实现故障自动隔离。

2. 110kV电网规划技术原则

2.1电网结构

规划区110kV电网目标电网结构推荐表如表6-2所示。

表6-2 规划区110kV电网目标电网结构推荐表

规划区110kV变电站宜采用双侧电源供电，条件不具备或电网发展的过渡阶段，也可同杆架设双电源供电，但应加强中压配电网的联络。

规划区110kV电网推荐典型结构示意图如下所示。

2.2变电站

2.2.1应综合考虑负荷密度、空间资源条件，以及上下级电网的协调和整体经济性等因素，确定变电站的供电范围以及主变压器的容量序列。同一规划区域中，相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜超过3种，同一变电站的主变压器宜统一规格。

规划区变电站推荐的容量配置如表6-3所示。

2.2.2应根据负荷的空间分布及其发展阶段，合理安排规划区内变电站建设时序。变电站内主变台数最终规模不宜超过4台。

2.2.3变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，尽可能节约用地。原则上，规划区可采用户内或半户外站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站，如有必要也可考虑与其它建设物混合建设，或建设半地下、地下变电站。

2.2.4应明确变电站供电范围，随着负荷的增长和新变电站站址的确定，应及时调整相关变电站的供电范围。

2.2.5变压器宜采用有载调压方式。

2.2.6变压器并列运行时其参数应满足相关技术要求。

2.3线路

2.3.1 110kV线路导线截面的选取应符合下述要求：

2.3.1.1线路导线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期选定。

2.3.1.2线路导线截面应与电网结构相匹配。

2.3.1.3线路导线截面应按照安全电流裕度选取，并以经济载荷范围校核。

2.3.2 110kV架空线路截面不宜小于240mm2。

2.3.3 110kV线路导线截面选取宜适当留有裕度，以避免频繁更换导线。

2.3.4 110kV架空线路导线宜采用钢芯铝绞线，沿海及有腐蚀性地区可选用防腐型导线。

2.3.5 110kV电缆线路宜选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，载流量应与架空线路相匹配。

3. 中压电网规划技术原则

3.1电网结构

3.1.1规划区中压配电网目标联网结构可按表6-4的规定确认。

3.1.2中压配电网应根据变电站位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的供电区。分区应有大致明确的供电范围，正常运行时一般不交叉、不重叠，分区的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整。

3.1.3对于供电可靠性要求较高的区域，还应加强中压主干线路之间的联络，在分区之间构建负荷转移通道。

3.1.4中压架空线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段(不宜超过5段)，并装设分段开关，重要分支线路首端也可安装分段开关。

3.1.5中压电缆线路可采用环网结构，环网单元通过环入环出方式接入主干网。

3.1.6双射式、对射式可作为辐射状向单环式、双环式过渡的电网结构。

3.1.7应根据城乡规划和电网规划，预留目标网架的廊道，以满足配电网发展的需要。

规划区中压架空线路推荐典型接线模式如下所示。

3.2线路

3.2.1中压配电网应有较强的适应性，主干线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种，主变容量与中压出线间隔及中压线路导线截面的配合可参考表6-6选择。

3.2.2线路供电半径应满足末端电压质量的要求。正常负荷下，规划区中压线路供电半径不宜超过3km。

3.3配电设备

3.3.1柱上变压器

柱上变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，应尽量靠近负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。配电变压器容量应根据负荷需要选取，规划区的配电变压器容量可按表6-7选取。

3.3.2配电室

3.3.2.1配电室宜独立建设。受条件所限必须进楼时，可设置在地下一层，但不应设置在最底层。其配电变压器宜选用干式，并采取屏蔽、减振、防潮措施。

3.3.2.2变压器接线组别宜采用D，yn11，单台容量不宜超过800kVA，220/380V侧为单母线分段接线。

3.3.3箱式变电站

箱式变电站仅限用于配电室建设改造困难的情况，如架空线路入地改造地区、配电室无法扩容改造的场所，以及施工用电、临时用电等，其单台变压器容量不宜超过500kVA。

3.3.4柱上开关

3.3.4.1线路分段、联络开关宜选择负荷开关。长线路后段(超出变电站过流保护范围)、较大分支线路首端及用户分界点处可选择断路器。

3.3.4.2开关的遮断容量应与上级10kV母线相协调。

3.3.4.3规划实施配电自动化的地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口。

3.3.5开关站

3.3.5.1开关站宜建于负荷中心区，宜配置双电源，分别取自不同变电站或同一座变电站的不同母线。

3.3.5.2开关站接线宜简化，可采用两路电源进线、6～12路出线，单母线分段接线，出线断路器带保护。开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。

3.3.6环网单元

3.3.6.1环网单元宜采用6路进出线，必要时可增减进出线。

3.3.6.2进线及环出线宜采用负荷开关，配出线根据电网情况及负荷性质可采用负荷开关或断路器。

3.3.7线路调压器

在缺少电源站点的地区，当中压架空线路过长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压装置。

4. 0.38kV电网规划技术原则

4.1 基本要求

4.1.1低压配电网结构应简单安全，宜采用辐射式结构。

4.1.2低压配电网应以配电站供电范围实行分区供电的原则。低压架空线路可与中压架空线路同杆架设，但不应跨越中压分段开关区域。

4.2线路

4.2.1 220/380V配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远景规划一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区内主干线导线截面不宜超过3种。

规划区220/380V主干线路导线截面可参考表6-8选择。

表6-8 线路导线截面推荐表

4.2.2 220/380V电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。

4.2.3 220/380V线路应有明确的供电范围，供电半径应满足末端电压质量的要求。A类供电区供电半径不宜超过150m。

5.配电网改造技术原则

配电网改造应满足以下要求：

5.1应与配电网规划做好衔接，按照当地远期规划的配电网网架结构进行改造，合理选取改造范围、改造时机和改造方式，在对配电网网络、设备进行改造的同时需考虑架空走廊和电缆通道的建设与改造，宜一次性完成。

5.2改造工程应根据DL/T 5729的规定，充分考虑规划区的负荷特点和供电可靠性要求，满足标准化建设设计的要求，并兼顾区域差异，设备及材料的选型应坚持安全可靠、经济适用、节能环保、寿命周期合理的原则。

5.3解决中低压线路、配电变压器过载、重载，以及中低压线路供电半径过长，优化配电网供电范围，增强线路供电能力与转供能力。

5.4从电网整体出发，综合考虑供电可靠性、电能质量、短路容量、保护配合、过电压绝缘、无功补偿、中性点接地方式及经济运行等因素，合理安排改造项目;更换淘汰高耗能和故障频发的设备，消除故障隐患，提高电网安全运行水平。

5.5进行配电网的智能化改造，集采电网信息，实施配电自动化，以适应分布式电源、电动汽车充换电设施及储能装置等多元化负荷的接入要求。

近期配电网改造升级主要从以下方面入手：

5.6优化升级配电变压器

从配电变压器研发、生产、使用等多个环节，运用政策引导和市场机制，促进高效节能配电变压器的推广应用，提高覆盖率;大力推进老旧配变、高损配变升级改造，推动非晶合金变压器、高过载能力变压器、调容变压器等设备的应用。逐步淘汰S7(S8)型高损耗变压器。

5.7更新改造配电开关

适应配电自动化及智能电网发展需求，推进开关设备智能化。提升配电网开关动作准确率，对防误装置不完善、操作困难的开关设备进行重点升级改造。开展开关设备核心技术与关键部件的技术研究，全面提升国产化率。2020年全面完成开关无油化改造，开关无油化率达到100%。

5.8提高电缆化率

在符合条件的区域，结合市政建设与景观需要，持续提升电缆覆盖水平。明确各类供电区域、各类城市隧道、排管、沟槽和直埋等电力电缆通道建设要求，科学合理选择电缆敷设型式。地方政府主管部门组织制定电力电缆通道专项规划并落实到城市规划中。市政基础设施建设改造的同时，应同步规划、同步设计、同步建设电力电缆通道，预留电缆管孔与位置。

6. 电源及用户接入原则

6.1电源接入原则

6.1.1配电网应满足国家鼓励发展的各类电源及新能源微电网的接入要求，逐步形成能源互联、能源综合利用的体系。

6.1.2接入110～35kV电网的常规电源，宜采用专线方式并网。

6.1.3分布式电源接入应符合现行行业标准《分布式电源接入配电网技术规定》NB/T 32015的相关规定。

6.1.4在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核，如有必要也可进行动稳定校核。

6.1.5接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量;接入本级配电网的电源总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。

6.1.6分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。

6.1.7在满足上述技术要求的条件下，电源并网电压等级可按表6-9的规定确定。

6.2用户接入原则

6.2.1用户接入应符合电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。

6.2.2用户的供电电压等级应根据当地电网条件、用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较后确定。供电电压等级可按表6-10确定。供电半径较长、负荷较大的用户，当电压质量不满足要求时，应采用高一级电压供电。

6.2.3应统筹考虑安排电网廊道和间隔资源，合理控制专线数量，以提高电网利用效率。

(二)变电站布局规划

1. 220kV变电站规划

现状规划区周边共有2座220kV变电站，分别为天河变和永强变。在规划区南侧，规划有220kV科技变，该站计划于2019年投运，本期容量为2×240MVA;在规划区北侧，远景规划有220kV星海变。

科技变已开工建设，本期共有110kV间隔12个，目前均已有安排，难以完全满足规划区新规划110kV变电站的接入需求;国网公司承诺将根据规划区内110kV变电站建设情况，适时启动星海变的建设，满足规划区的供电需求。

规划区及周边220kV变电站建设时序见表6-11。

2. 110kV变电站

现状规划区内无110kV变电站，区内中压配电网电源均来自规划区外的110kV变电站，包括经纬变、滨海变、新川变、烟台变、八甲变、衙城变等6座站。

规划区内110kV变电站选址及定容规划方案如下：

永17变已在建，计划于2018年投运，本期容量为2×80MVA，主变变比为110kV/20kV。

规划于“十三五”期间根据试点区域电力负荷发展情况投运兴南变，本期容量为2×50MVA，主变变比为110kV/10kV。

规划于“十三五”期末，根据试点区域负荷发展情况及通用航空产业园的实际开发情况，适时启动110kV兴北变的前期工作。

根据预测结果，永17变及兴南变投运后，其主供范围为增量配网区域;鉴于兴南变投运时间较晚，近期增量配网区域的主供电源为永17变，永17变需为规划区预留充足的供电能力，满足规划区的用电需求。

远景根据负荷发展适时投运瓯飞变及航瓯变。

各功能区城市规划中均预留有变电站站址，本次规划对各站点位置进行了校核，基于负荷预测结果，各站点基本处于其远景供电范围中心，因此本次规划变电站选址均采用城市规划的站址位置。

通过对变电站布点的规划，结合负荷分布预测结果，明确各变电站供电分区，合理控制变电站供电半径，优化电网结构，解决了现状变电站交叉供电及近电远送的现象。

近期变电站供电范围如图6-9所示。

近期永17变主供原民科基地(部分)、永兴南园部分、永兴北园、通用航空产业园功能区，兴南变主供天城围垦(北部)、永兴南园部分。

远期各变电站主供范围均为所处功能区。

(三)110kV配电网规划

结合规划区区域定位，确定规划区远景110kV配电网接线模式的整体发展方向，110kV目标网架应采用三链结构，建设过渡时期可采用双辐射结构。区内110kV主通道为滨海二路、滨海五路、明珠路、金海大道等。

(四)中压配电网规划

1.近期中压配电网规划

根据前文中现状电网评估、近期负荷预测以及近期110kV变电站建设时序，确定近期10kV配电网络规划总体思路如下：

1.1关于中压电网电压等级的选择：

1.1.1从满足区域的供电需求及安全可靠性角度分析，10kV、20kV电压等级均能满足规划区的要求;根据规划区及周边电网的情况以及业主单位电网运营的经验，本次规划考虑规划区电网应10kV电压等级为主。

1.1.2鉴于规划区及周边110kV变电站建设情况，规划区内近期仍存在10kV、20kV电压等级混供的情况，规划区内的中压配变需配置双电压变压器。

1.1.3远景规划区10kV、20kV电压等级供电范围明确，各电压等级线路联络以同一电压等级线路联络为主，在10kV、20kV电压等级供电范围交接处建设部分联络变，在10kV、20kV线路之间形成联络。

1.2规划区内近期新建中压线路以电缆为主，现有架空线路近期以优化整合为主。

1.3根据规划区及周边110kV变电站建设时序建设中压电网。

1.3.1 2018年，永17变将投运;为满足增量配网区域的用户供电需求，永17变配套新出20kV线路向天城围垦、永兴南园、永兴北园以及永强标准堤塘沿线供电，并割接周边现状中压线路;现状经纬变20kV线路沿原主干线路走向向永兴南园延伸，与永17变配套出线形成联络。

1.3.2 “十三五”期间根据兴南变的建设进度，为满足增量配网区域的用户供电需求，配套新出10kV线路，同时结合周边现有中压电网，合理构建网架，加强与周边变电站之间的联络，合理划分10kV和20kV供电范围。

1.4随着近期中压电网新建与改造，同步建设配电自动化设施。

2.远期中压配电网规划

根据规划区城市规划、区域发展定位、远期负荷分布，初步确定远期10kV配电网络规划总体思路如下：

在各地块内，首先以其负荷大小为依据，于规划区内10kV或低压供电地块内布置一定数量的环网柜，作为该地块的10kV主供电源。规划目标网架采用双环式接线，进线电源来自不同的110(35)kV变电站或同一110(35)kV变电站的不同母线段，主要沿市政规划道路敷设，其10kV出线沿小区内部道路敷设，且尽量不跨越或少跨越市政规划道路，这样便形成以地块为基础、若干相对独立、供电范围不交叉重叠的片状分区配电网。

根据远期负荷预测结果和110(35)kV变电站规划方案，结合各地块内的具体情况，进行10kV配电网络规划。

根据区域规划需求，远景规划区采用全电缆接线，采用双环式接线，主干线路采用400mm2电缆。

远期规划区共有10kV线路80回，主干电缆长度约140km;20kV线路12回，主干长度约18km。

(五)近期建设方案和投资

1. 近期高压配电网建设方案

至2020年，规划区共计新建110kV变电站2座，主变4台，总容量为260MVA;根据规划共建设110kV架空线16.4km，具体方案如下：

(1) 永17变已在建，计划于2018年上半年投运，本期容量为2×80MVA，主变变比为110kV/20kV，本期两回电源均来自现状220kV天河变，进线采用JL/LB1A-400mm2架空线，长度为2×4.6km。

(2) 规划于“十三五”期间根据区域内电力负荷增长情况，建设兴南变，本期容量为2×50MVA，主变变比为110kV/10kV，本期两回电源均来自规划220kV星海变，进线采用JL/LB1A-400mm2架空线，长度为2×3.6km。

表6-13 规划区“十三五”期间高压电网项目建设明细表

2. 近期中压配电网建设方案

“十三五”期间共规划新建电缆线路57.71公里、架空线路56.11km、环网单元84座、柱上开关56台，总投资约为9444万元，中压项目建设明细表见表6-14。

3. 配套设施建设方案

根据现状道路排管摸查情况，部分道路可以满足远景目标网架对排管通道的需求，但主干道靠近变电站站址出口处，由于目标网架变电站出线较多且相对集中，仍需增设排管，另变电站出线主通道需要建设排管。

规划新建排管类型和规模如表6-15所示。

4. 区域电源(含分布式电源)接入方案

根据电源接入原则，结合规划区电源规划实际情况提出规划区电源接入方案：

(1) 光伏发电

规划分布式光伏发电设备主要于永兴南园建设，初步估算分布式光伏发电系统建设总容量约为8MW，接入系统方式拟采用以380V/220V一点或多点接入用户配电箱、线路配电室或箱变低压母线。

(2) 天然气热电联供

规划区用气、用热需求主要处于天城围垦(北部)，根据对规划区的摸底调查，初步规划于该区域周边建设2×6MW的天然气热电联供项目，接入系统方式拟采用以10kV多点T接公共电网10kV线路。

(六)技术经济指标校核

1. 规划水平年配电网指标变化情况

规划区规划水平年配电网指标变化情况如表6-16所示。

至2020年，规划区中压电网主供电源为110kV永17变、兴南变，共有64回中压线路，线路平均负荷2.45MW;线路N-1通过率提升至100%，供电可靠率提升至99.965%。

2. 近期投资估算

根据温州的设备价格和工程施工的平均报价情况，配电网规划所涉及的各种设备单价如表6-17所示。

2.1高压配电网投资估算

根据前文的规划，“十三五”期间，规划区高压配电网建设项目规模及投资估算情况如表6-18所示：

“十三五”期间，规划区新建110kV变电站2座，新增主变4台，总容量为260MVA，变电站进线总长度为16.4km，规划总投资约为1.38亿元。

2.2中低压配电网投资估算

至2020年，构建目标网架共需新建中压电缆线路57.71km、架空线路56.11km、环网单元84座、柱上开关56台、新建公变53台、新建电力排管108km.孔、新建低压线路21.2km。

近期中低压配电网规划项目规模估算如表6-19所示。

根据配电网建设规模，对规划区构建目标网架所需投资进行估算，估算结果如表6-20所示。

规划区为了构建2020年中低压目标网架，共需投资约1.38亿元。

3. 规划区规划电网资产状况

根据近期配电网建设投资估算，规划区至2020年电网资产情况如表6-21。

4. 分布式电源建设用地及投资估算

根据前文规划结果，规划区将于区内建设总容量约为8MW的屋顶分布式光伏发电系统及2×6MW的天然气热电联供项目。

分布式光伏发电系统由于采用屋顶光伏，因此无需新建设用地;天然气热电联供项目需建设用地约1万平方米。

根据温州的设备价格和工程施工的平均报价情况，光伏发电系统及天然气热电联供项目总造价约为0.56亿元及1.01亿元。

七、规划成效分析

(一)整体规划效果

至远景年，规划区内共有5座110kV变电站，分别为规划110kV永17变、兴南变、兴北变、瓯飞变、航瓯变。共有中压出线92回，中压配电网构成电缆环网接线。

至2020年，规划区内共有2座110kV变电站，分别为规划110kV永17变、兴南变。共有中压出线64回，中压配电网构成架空线多分段适度联络接线及电缆环网接线。

至2020年，规划区中压主干线路长度由6.8km减为3.37km，电缆化率由5.55%提升至28.0%，环网化率由86.36%提升到100%，“N-1”通过率由72.72%提升到100%。

规划区配电网各项指标对比如表7-1所示。

(二)供电能力规划效果

规划区完成目标网络的建设后，各变电站的负荷较为平均，变电站负荷分布在合理范围内，既满足了变电站运行的经济性又能保证一定的供电裕度，可为区域提供安全可靠的供电。

(三)运行指标规划效果

通过对规划区近期可靠性进行计算，得出近期规划区供电可靠性为99.965%，满足规划区的规划要求。

(四)配套设施规划效果

通过对现状道路电力排管的排查以及近期规划后，主要道路电力排管设置能满足电缆线路敷设的需求。

(五)下一步改进措施

电网的建设与当地经济社会的发展是相辅相成的，电网的发展如果滞后于经济的发展，将阻碍当地经济的快速发展，而建设坚强的、适当超前的电网则能很好地促进当地经济的发展。为了保证该优化方案的顺利实施，特对政府、供电公司和用户分别提出以下建议。

1.结合远景变电站布点规划，优化变电站供电范围;

2.电缆通道规划应纳入区块综合管线系统，新建道路时宜同步做好电缆通道预埋工作;

3.主动跟踪城市建设尤其是基础设施建设的动态信息，努力做到电网与道路、地块开发等同步规划建设，尽量减少电网建设过程中的其它因素的影响;

4.各电力工程的成功实施，离不开用户的大力支持，对于已经明确建设变电站、环网单元等电气设施的地块，用户应无条件留出足够的建设位置，并积极配合工程施工。

八、运行管理规划

为提高配电网运营管理水平和供电可靠性水平，应在配电网一次规划方案的基础上考虑配电自动化、调度自动化、系统通信等智能化的要求。

(一)相关原则

1.配电自动化建设

(1) 配电自动化规划设计应符合现行行业标准《配电自动化技术导则》(DL/T 1406)、《配电自动化规划设计导则》(DL/T 5709)的相关规定。

(2) 配电自动化应通过对配电网的监测和控制，支撑配电网调度运行和抢修指挥等业务需求，并为配电网规划设计工作提供基础数据信息。

(3) 配电自动化建设应与配电网一次网架相衔接。规划区可根据实际需求采用集中式、就地型重合器式或故障指示器方式。

(4) 应根据各区域配电网规模和应用需求，合理确定配电自动化系统主站的规模与功能。配电自动化功能应适应分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入后的运行及业务需求。

(5) 应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电设备信息采集形式及终端类型。

2.调度自动化建设

(1) 规划区电网调度控制系统应支撑调控一体化，满足地县一体化建设模式。

(2) 应考虑地区电网发展水平、自动化设备运行情况、技术实施效果、技术经济性等因素开展地区电网调度控制系统的新建或改造。

(3) 新建地区调度控制系统应在地调系统设置主系统，在县调设置子系统，子系统采用广域分布式采集模式或远程终端模式接入地调主系统。

(4) 应结合配电网及配电自动化发展水平合理选择配网调度控制功能的实现方式。

1) 初期规模较小、不具备配电自动化主站的地区，配调功能可嵌入地区电网调度控制系统;

2) 后期随着配电自动化系统的建设发展，宜建设独立的基于配电自动化主站的配调功能，且能够与地区电网调度控制系统互联。

3) 配电自动化主站功能建设应满足Q/GDW513规范要求。

3.系统通信建设

(1) 配电通信网建设应与配电网一次网架相协调。在配电网一次网架规划时，应预留相应位置和通道。

(2) 配电网应统筹通信资源，充分满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。

(3) 规划区通信方式优先采用光纤。

(二)技术方案

1.配电自动化主站建设方案

为配合规划区配电自动化建设，本期在规划区新建配电自动化主站。

生产控制大区(控制主站，I区)主要设备包括前置服务器、数据库服务器、SCADA/应用服务器、图模调试服务器、信息交换总线服务器、调度及维护工作站等，负责完成“三遥”配电终端数据采集与处理、实时调度操作控制，进行实时告警、事故反演及馈线自动化等功能;

管理信息大区(监测主站，III区)主要设备包括前置服务器、SCADA/应用服务器、信息交换总线服务器、数据库服务器、应用服务器、运检及报表工作站等，负责完成“两遥”配电终端及配电状态监测终端数据采集与处理，进行历史数据库缓存并对接云存储平台，实现单相接地故障分析、配电网指标统计分析、配电网主动抢修支撑、配电网经济运行、配电自动化设备缺陷管理、模型/图形管理等配电运行管理功能;

安全接入大区主要设备包括专网采集服务器、公网采集服务器等，负责完成光纤通信和无线通信三遥配电终端实时数据采集与控制命令下发。

2.馈线自动化应用方案

本次规划电缆线路采用“三遥”自动化方案;装有配电所、环网柜的线路主干线全部采用集中故障处理的馈线自动化自愈方式;装有柱上开关的分支线路，采用看门狗方式的就地保护方式实现故障隔离，要求分支线开关采用断路器，变电站出口开关继电保护整定定值根据分支开关是否在瞬时速断范围内，根据需要作相应调整，在瞬时速断范围内的，需要将变电站出口开关定值延时为0.3秒。

在规划范围内单环网接线方式10kV线路采用主站集中型全自动控制实现DA功能，主站根据各配电终端检测到的故障报警，结合变电站、环网柜(配电所)等继电保护信号、开关跳闸等故障信息，启动故障处理程序，经主站逻辑判断，确定故障类型和发生位置并自动进行故障隔离、网络重构。采用声光、语音、打印事件等报警形式，并在自动推出的配网单线图上，通过网络动态拓扑着色的方式明确地表示出故障区段。

在具体实施步骤上，采取先实现半自动集中型馈线自动化，再全自动集中型馈线自动化的建设方式。

在配网自动化系统建设初期，实现“三遥”基础上，线路故障时系统给出故障隔离及恢复方案，配调调度员按照相应方案进行故障隔离和方式调整，实现半自动集中型馈线自动化。

在半自动型馈线自动化安全稳定运行一段时间，进行集中型全自动馈线自动化试运行，待系统运行及管理稳定后投入全自动馈线自动化运行。

对于架空线路采用“二遥”自动化方案，主站采用半自动方式进行故障定位，主要功能是确定故障区段、同时考虑容量约束，给出故障处理方案，由人工现场处理。

3.通信网建设方案

根据规划区的实际情况，对于配电站、环网柜、箱变及主干线路上柱上断路器等三遥终端通信网接入层将以光纤工业以太网技术为主，对支线上柱上断路器、用户分界断路器等二遥终端通信网接入层将主要以无线公网(GPRS)通信方式为主;并应选用兼容2G/3G/4G数据通信技术的无线通信模块;就近接入站点。

4.终端建设改造详细方案

(1)DTU(8回路)

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

(2)FTU

FTU(就地重合式二遥)共安装17套，其中2018年安装8套，2019年安装7套，2020年安装2套。

FTU(二遥动作型)共安装34套，其中2018年安装16套，2019年安装14套，2020年安装4套。

(3)故障指示器

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

5.投资估算

九、电能质量规划

(一)无功补偿

由于规划区对供电质量和供电可靠性都有一定要求。因此所规划的电网的无功电源装置应满足电网对无功的要求，以提高电压质量，降低线损，防止电网发生电压崩溃事故。但配网中的负荷非常分散，要定量计算无功补偿的容量有一定困难，因此本规划就补偿原则和补偿方式作一简要说明。

1.配电网规划应保证有功和无功的协调，电力系统配置的无功补偿装置应在系统有功负荷高峰和负荷低谷运行方式下，保证分(电压)层和分(供电)区的无功平衡。变电站、线路和配电台区的无功设备应协调配合，并符合下列规定：

(1) 无功补偿装置应按就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用变电站集中补偿和分散就地补偿相结合，电网补偿与用户补偿相结合，高压补偿与低压补偿相结合等方式。接近用电端的分散补偿装置主要用于提高功率因数，降低线路损耗;集中安装在变电站内的无功补偿装置主要用于控制电压水平。

(2) 应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装置的优化投切。

(3) 变电站无功补偿配置应与变压器分接头的选择相配合，以保证电压质量和系统无功平衡。

(4) 对于电缆化率较高的地区，必要时应考虑配置适当容量的感性无功补偿装置。

(5) 大用户应按照电力系统有关电力用户功率因数的要求配置无功补偿装置，并不得向系统倒送无功。

(6) 在配置无功补偿装置时应考虑谐波治理措施。

(7) 分布式电源接入电网后，不应从电网吸收无功，否则应配置合理的无功补偿装置。

2.110～35kV电网应根据网络结构、电缆所占比例、主变负载率、负荷侧功率因数等条件，经计算确定无功配置方案。有条件的地区，可开展无功优化计算，寻求满足一定目标条件(无功设备费用最小、网损最小等)的最优配置方案。

3.110～35kV变电站宜在变压器低压侧配置自动投切或动态连续调节无功补偿装置，使变压器高压侧的功率因数在高峰负荷时达到0.95及以上，无功补偿装置总容量应经计算确定，对于分组投切的电容器，可根据低谷负荷确定电容器的单组容量，以避免投切振荡。

4.配电变压器的无功补偿装置容量应依据变压器最大负载率、负荷自然功率因数等进行配置。

5.在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装无功补偿装置，其容量应经过计算确定，且不宜在低谷负荷时向系统倒送无功。

6.配电网可采取下列方式确保足够的电压调节能力：

(1) 通过配置无功补偿装置进行电压调节。

(2) 选用有载调压变压器，通过改变分接头进行电压调节。

(3) 通过线路调压装置进行电压调节。

7.低压配电网三相不平衡问题可通过多种管理与技术手段综合治理。

(二)谐波控制

1.对各类具有谐波源的用户，在运行中注入电网的谐波电流允许值和谐波电压限值应满足国家标准《电能质量公用电网谐波》(GB14549)的规定。

2.谐波电压限值

公用电网谐波电压(相电压)限值见表9-1。

(三)电压允许偏差值

1.配电网规划要保证网络中各节点满足电压损失及其分配要求，各类用户受电电压质量应符合现行国家标准《电能质量供电电压偏差》(GB/T12325)的相关要求。各电压等级供电电压偏差应符合下列规定：

(1) 110～35kV供电电压正负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。

(2) 10(20)kV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的±7%。

(3) 220V单相供电电压允许偏差为标称电压的+7%与-10%。

(4) 对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。

2.应在配电网以及各电压等级用户设置足够数量且具有代表性的电压监测点，确保对电压偏差的全面监测。

(四)三相电压不允许不平衡度

电力系统公共连接点正常负序电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。应满足国家标准《电能质量三相电压不平衡》(GB15543)的规定。

(五)电压波动和闪变

由冲击负荷和波动负荷引起电网的电压波动和闪变，应满足国家标准《电能质量电压波动和闪变》(GB12326)的规定。

十、用户服务规划

(一)供电服务设施

1.供电营业厅

供电营业厅的服务功能包括：业务办理，收费，告示，引导，洽淡。其中：

(1) “业务办理”指受理各类用电业务，包括客户新装、增容及变更用电申请，故障报修，校表，信息订阅，咨询、投诉、举报和建议，客户信息更新等;

(2) “收费”指提供电费及各类营业费用的收取和账单服务，以及充值卡销售、表卡售换等;

(3) “告示”指提供电价标准及依据、收费标准及依据、用电业务流程、服务项目、供电服务热线等各种服务信息公示，计划停电信息及重大服务事项公告，功能展示，以及公布岗位纪律、服务承诺、电力监管投诉举报电话等;

(4) “引导”指根据客户的用电业务需要，将其引导至营业厅内相应的功能区;

(5) “洽谈”指根据客户的用电需要，提供专业接洽服务。

2.供电服务热线

供电服务热线应通过语音导航，向客户提供故障报修、咨询、投诉、举报、意见、建议和服务申请受理，停电信息公告，客户信息更新，信息订阅，并具备外呼功能。

3.电子渠道

电子渠道的服务功能包括：会员注册或服务开通，宣传展现，信息公告，信息查询，充值交费和账单服务，业务受理，新型业务，服务监督。

(1) “会员注册或服务开通”功能包括：用户登录、注册、用户编号绑定、留言、问卷调查、账户信息修改、信息推送;

(2) “宣传展现”功能包括：业务介绍、服务支持和体验专区;

(3) “信息公告”功能包括：停电信息查询、站内公告和营业网点查询;

(4) “信息查询”功能包括：电费余额查询、业务办理进度、电量电费、费控余额、付款记录、购电记录、缴费记录、用户基本档案、实时电量查询;

(5) “充值交费和账单服务”功能包括：电费缴纳、网上购电和电费充值;

(6) “业务受理”功能包括：业务咨询、故障报修、新装增容及变更、信息订阅退阅;

(7) “新型业务”功能包括：在线客服、电动汽车服务、增值服务、用能服务和智能用电服务;

(8) “服务监督”功能包括：投诉、建议、表扬、意见和举报。

4.客户现场

现场服务包括：处理新装，增容及变更用电，故障抢修，收缴电费，电能表检验，电能表换装，保电，服务信息告知，专线客户停电协商，提供电费表单，受理投诉、举报和建议等。

5.银行及其它代办机构

代办机构的服务功能主要包括：电费收取，欠费查询。各代办机构的营业网点，应严格按照与供电企业签署的协议提供服务。

6.社区及其它渠道

包括：咨询，信息公告(停电信息公告、用电常识宣传等)，电费催费通知送达，自助缴费(可选)，受理客户的投诉、举报、意见和建议等。

(二)供电服务项目

1.服务项目

根据客户提出的用电需求，统一受理客户的新装、增容、变更用电、分布式电源并网服务、市政代工业务。

新装、增容业务包括：低压居民新装(增容)、低压非居民客户新装(增容)、高压客户新装(增容)、小区新装、低压批量新装、装表临时用电、无表临时用电新装等;

变更用电包括：减容、暂停、暂换、迁址、移表、暂拆、过户、更名、分户、并户、销户、改压、改类、临时用电延期、临时用电终止。

2.故障抢修服务

受理客户对供电企业产权范围内的供电设施故障报修后，到达现场进行故障处理、恢复供电的服务。

3.咨询服务

为客户提供电价电费、停送电信息、供电服务信息、用电业务、业务收费、客户资料、计量装置、法律法规、服务规范、电动汽车、能效服务、用电技术及常识等内容的咨询服务。

4.投诉、举报、意见和建议受理服务

受理客户的投诉、举报、意见和建议，按规定向客户回复处理结果。

5.服务申请

受理客户的欠费复电登记、电器损坏核损、电能表异常、抄表数据异常、居民客户报装等服务申请，按规定向客户回复处理结果。

6.客户信息更新服务

为客户提供联系方式、业务密码等客户信息更新的服务。

7.交费服务

向客户提供坐收、代收、代扣、充值卡交费、走收、自助交费、网络交费等多种方式的交费服务。

8.账单服务

供电企业通过发放、邮寄等方式向客户提供电费票据和账单的服务。

9.客户欠费停电告知服务

通过电话、邮寄、送单、短信等方式，告知客户欠费停电信息，提醒客户及时缴纳电费的服务。

10.客户校表服务

受理客户校表的需求，为客户提供电能计量装置检验的服务。

11.信息公告服务

供电企业向客户提供用电政策法规、供电服务承诺、电价、收费标准、用电业务流程、计划停电、新服务项目介绍等信息的服务。

12.重要客户停限电告知服务

供电企业向重要客户提供计划、临时、事故停限电信息，以及供电可靠性预警的服务。

13.高压客户电能表换装告知服务

供电企业向高压客户提供的表计轮换相关信息告知服务。

14.低压客户电能表换装服务

供电企业向低压客户提供的表计换装服务。

15.专线客户停电协商服务

供电企业提供的与专线客户协商计划停电时间的服务。

16.保供电服务

供电企业针对客户需求，对涉及政治、经济、文化等有重大影响的活动提供保电的服务。

17.信息订阅服务

供电企业以短信、微信等方式，向客户提供电费、停电等信息订阅的服务。

(三)保底供电服务质量

1.供电产品质量标准

(1) 在电力系统正常状况下，电网装机容量在300万kW及以上的，供电频率的允许偏差为±0.2Hz;电网装机容量在300万kW以下的，供电频率的允许偏差为±0.5Hz;在电力系统非正常状况下，供电频率允许偏差不应超过±1.0Hz。

(2) 在电力系统正常状况下，供电企业供到用户受电端的供电电压允许偏差为：35kV及以上电压供电的，电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%;10kV及以下三相供电的，为标称电压的±7%;220V单相供电的，为标称电压的+7%，-10%。在电力系统非正常状况下，用户受电端的电压最大允许偏差不应超过标称电压的±10%。

(3) 电网正常运行时，电力系统公共连接点负序电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。

(4) 0.4kV～220kV各级公用电网电压(相电压)总谐波畸变率是：0.4kV为5.0%，6kV～10kV为4.0%，35kV～66kV为3.0%，110kV～220kV为2.0%。

(5) 城市客户年平均停电时间不超过37.5小时(对应供电可靠率不低于99.6%)。供电设备计划检修时，对35kV及以上电压供电的用户，每年停电不应超过一次;对10kV供电的用户，每年停电不应超过三次。

2.服务渠道质量标准

(1) 供电营业厅应准确公示服务承诺、服务项目、业务办理流程、投诉监督电话、电价和收费标准。

(2) 居民客户收费办理时间一般每件不超过5分钟，用电业务办理时间一般每件不超过20分钟。

(3) 服务热线应24小时保持畅通。

(4) 客服代表应在振铃3声(12秒)内接听，使用标准欢迎语。外呼时应首先问侯，自我介绍，确认客户身份;一般情况下不得先于客户挂断电话，结束通话应使用标准结束语。

(5) 电子渠道应24小时受理客户需求，如需人工确认的，电子客服代表在1个工作日内与客户确认。

(6) 进入客户现场时，服务人员应统一着装、佩戴工号牌(工作牌)，并主动表明身份、出示证件。协作人员应统一着装。

(7) 现场工作结束后应立即清理，不能遗留废弃物，做到设备、场地整洁。

(8) 受供电企业委托的银行及其他代办机构营业窗口应悬挂委托代收电费标识，并明确告知客户其收费方式和时间。

3.服务项目质量标准

(1) 供电方案答复期限：居民客户不超过3个工作日，其他低压电力客户不超过7个工作日，高压单电源客户不超过15个工作日，高压双电源客户不超过30个工作日。

(2) 对客户送审的受电工程设计文件和有关资料答复期限：自受理之日起，高压供电的不超过20个工作日;低压供电的不超过8个工作日。

(3) 向高压客户提交拟签订的供用电合同文本(包括电费结算协议、调度协议、并网协议)期限：自受电工程设计文件和有关资料审核通过后，不超过7个工作日。

(4) 城乡居民客户向供电企业申请用电，受电装置检验合格并办理相关手续后，3个工作日内送电。非居民客户向供电企业申请用电，受电工程验收合格并办理相关手续后，5个工作日内送电。

(5) 对高压业扩工程，送电后应由客服代表100%回访客户。

(6) 严禁为客户指定设计、施工、供货单位。

(7) 对客户用电申请资料的缺件情况、受电工程设计文件的审核意见、中间检查和竣工检验的整改意见，均应以书面形式一次性完整告知，由双方签字确认并存档。

(8) 供电抢修人员到达现场的时间一般为：城区范围45分钟;特殊边远地区2小时。若因特殊恶劣天气或交通堵塞等客观因素无法按规定时限到达现场的，抢修人员应在规定时限内与客户联系、说明情况并预约到达现场时间，经客户同意后按预约时间到达现场。

(9) 客户查询故障抢修情况时，应告知客户当前抢修进度或抢修结果。

(10) 受理客户咨询时，对不能当即答复的，应说明原因，并在5个工作日内答复客户。

(11) 受理客户投诉后，1个工作日内联系客户，7个工作日内答复客户。

(12) 受理客户举报、建议、意见业务后，应在10个工作日内答复客户。

(13) 受理客户服务申请后：(a) 电器损坏核损业务24小时内到达现场;(b) 电能表异常业务5个工作日内处理;(c) 抄表数据异常业务7个工作日内核实;(d) 其他服务申请类业务6个工作日内处理完毕。

(14) 客户欠电费需依法采取停电措施的，提前7天送达停电通知，费用结清后24小时内恢复供电。

(15) 受理客户计费电能表校验申请后，应在5个工作日内提供检测结果。

(16) 对客户受电工程启动中间检查的期限，自受理客户申请之日起，低压供电客户不超过3个工作日，高压供电客户不超过5个工作日。

(17) 对客户受电工程启动竣工检验的期限，自受理客户受电装置竣工报告和检验申请之日起，低压供电客户不超过5个工作日，高压供电客户不超过7个工作日。

(18) 居民用户更名、过户业务在正式受理且费用结清后，5个工作日内办理完毕。暂停、临时性减容(无工程的)业务在正式受理后，5个工作日内办理完毕。

(19) 分布式电源项目接入系统方案时限：a) 受理接入申请后，10kV及以下电压等级接入、且单个并网点总装机容量不超过6MW的分布式电源项目不超过40个工作日;b) 受理接入申请后，35kV电压等级接入、年自发自用电量大于50%的分布式电源项目不超过60个工作日;c) 受理接入申请后，10kV电压等级接入且单个并网点总装机容量超过6MW、年自发自用电量大于50%的分布式电源项目不超过60个工作日。

(20) 分布式电源项目受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口计量和发电量计量装置安装服务。

(21) 分布式电源项目在电能计量装置安装、合同和协议签署完毕后，10个工作日内组织并网验收及并网调试。

(22) 因供电设施计划检修需要停电的，提前7天公告停电区域、停电线路、停电时间。

(23) 客户交费日期、地点、银行账号等信息发生变更时，应在至少在变更前3个工作日告知客户。

(24) 供电设施计划检修停电时，应提前7天通知重要客户;临时检修需要停电时，应提前24小时通知重要客户。

(25) 当电力供应不足或因电网原因不能保证连续供电的，应执行政府批准的有序用电方案。

(26) 高压客户计量装置换装应提前预约，并在约定时间内到达现场。换装后，应请客户核对表计底数并签字确认。

(27) 低压客户电能表换装前，应在小区和单元张贴告知书，或在物业公司(村委会)备案;换装电能表前应对装在现场的原电能表进行底度拍照，拆回的电能表应在表库至少存放1个抄表或电费结算周期。

(28) 对专线进行计划停电，应与客户进行协商，并按协商结果执行。

(29) 客户要求订阅电费信息的，应至少在交费截止日前5天提供。

(30) 接到客户反映电费差错，经核实确实由供电企业引起的，应于7个工作日内将差错电量电费退还给客户，涉及现金款项退费的应于10个工作日内完成。

十一、节能与环境保护

(一)节能服务

1.试点先行，分步实施。按照公司统一部署，充分考虑节能工作地域差异和特点，在条件成熟的地区和单位先期试点，总结经验后有序推广。

2.整合资源，发挥优势。注重整合公司各级供电单位、科研机构、直属产业公司的资源，发挥各自优势，形成培育和发展节能服务产业的合力，提升综合竞争力。

3.立足市场，长效运作。按照市场规律和服务对象需求，大力发展以合同能源管理方式为主的节能服务，确保节能服务产业不断发展壮大;建设组织有序、卓有成效的能效服务网络，形成能效管理的长效运作机制。

(二)环境保护

环境是人类赖以生存的外部条件，因此电力设备的运行应不影响环境的美观及卫生。为了使本规划区的电网建设与周围环境相协调，以下简要给出电网建设与环境保护相关的部分原则，供有关人员参阅。

1.变电站噪音

(1)噪音标准

根据《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-2008)和《声环境质量标准》(GB3096-2008)，变电站的运行噪音应低于表11-1的水平。

按区域的使用功能特点和环境质量要求，声环境功能区分为以下五种类型：

0类声环境功能区：指康复疗养区等特别需要安静的区域。

1类声环境功能区：指以居民住宅、医疗卫生、文化教育、科研设计、行政办公为主要功能，需要保持安静的区域。

2类声环境功能区：指以商业金融、集市贸易为主要功能，或者居住、商业、工业混杂，需要维护住宅安静的区域。

3类声环境功能区：指以工业生产、仓储物流为主要功能，需要防止工业噪声对周围环境产生严重影响的区域。

4类声环境功能区：指交通干线两侧一定距离之内，需要防止交通噪声对周围环境产生严重影响的区域。

(2)变压器(电抗器)的散热和噪音

户内变电站主变压器(电抗器)的外形结构、冷却方式和散热器的安装位置，应充分考虑到通风散热措施，优先考虑自然通风。

主变压器应选用节能型。220kV及以下主变压器(电抗器)的本体与散热器宜分开布置(散热器采用自冷方式，户外布置)。

2.电磁辐射标准

(1) 变配电站、预装式变电站、杆变、架空(电缆)线路的电磁场环境应符合行业标准《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》和国家标准《电场、磁场、电磁场防护规定》的要求。

(2) 变电站设计应符合行业标准《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》等规范，工频电磁场(50HZ)场强限值<4kV/m，磁场感应强度<0.1mT。

3.与环境的协调

(1) 线路：为与环境协调，不影响周围环境的美观，供电线路应在经济条件允许的情况下采用地下敷设方式。

(2) 噪音：变压器通过50～60Hz的电流时，铁心中的磁动势会引起机械振动，使变压器发出100Hz或120Hz的噪声，影响安静地区的居民生活。解决这种问题的方法有时是改为小噪声的变压器，或安装振动阻尼器。在现场植树能减少一点噪声，但对于大型变压器，可能要采用砖墙或混凝土墙才能挡住噪声。当高压、中压变压器距离房屋太近时，无疑需要在变压器箱体周围装设降低噪声的围墙。围墙的尺寸、围墙与变压器箱体的距离以及围墙内层与外层之间的距离，对有效降低噪声都很关键。噪声还可能通过大地传输，这与当地的地质条件有关。

(3) 电磁场：配电站及输电线路的电磁场应避免对短波无线电测向台(站)的电磁干扰。各电压等级的电力线路与短波无线电测向台(站)间的距离应满足表11-2要求。