1、科學規劃建設電網實現城配農電網聯動發展調研報告【調研必要性】 隨著淮北地方經濟快速發展、新老城區擴容改建，地方采礦業蓬勃發展，政府招商引資力度加大，新的工業園區正在興起，負荷增長日益加快；尤其是淮北地區一類負荷所占比例較大，達到 65%，對供電可靠性要求較高；而淮北地區城配網和農網電源點分布不均，電網結構單薄，部分片區供電不能滿足N-1 原則要求。十六屆五中全會提出了建設社會主義新農村的重大歷史任務，黨的十七大再次明確指出服務于三農的各項具體政策，這是推進全面建設小康社會和現代化進程的一項重要戰略舉措。國家電網公司適時召開了“新農村、新電力、新服務”工作會議，制定了國家電網公司服務社會主義新農

2、村建設工作的指導意見。要求我們對農電系統的現實狀況和發展目標做出充分的分析與判斷，對農電系統的技術發展現狀、存在問題進行深入探討。主網與城配網、農網結構不盡合理，一方面說明了電網規劃建設超前意識不夠，沒有充分謀劃，科學決策，面對當今的用電需求，手段單一措施不足；另一方面說明了地方政府對電力事業重視不夠，沒有超前謀劃、超前規劃建設地區電網，政策支持力度不足，沒有給予供電企業提供良好的外部環境，以滿足電力事業發展的需要。經濟發展，電力先行。面對日益突出的供用電矛盾，必須對電網規劃建設高度重視，對地區電網進行規劃和優化，深入研究科學決策，實現淮北地區城配農網聯動發展，為淮北地方經濟發展提供充足的能源

3、。一、調研目標為學習貫徹落實科學發展觀，科學規劃淮北電網，合理安排電網建設項目，實現公司“一強三優”戰略目標，建設堅強的淮北電網；按公司調研計劃，由李淮海副總經理帶隊，生產、營銷、調度、計企部、基建五部門組成調研小組，深入實際，分別對淮北市配電中心、市郊所和濉溪縣供電公司進行了現場調查，廣泛了解淮北地區城網、配網和農網現狀，發現電網規劃建設中存在的一些問題。現從淮北地區電網規劃角度，對本次調研情況進行深入分析探討，就淮北地區城配網、農網規劃建設存在的問題提出意見和建議。二、調研方法本次調研采取方法是：首先聽取被調研單位對所轄供電區域電網現狀進行匯報，重點了解配網存在的問題， 了解淮北地區配電網

4、絡規劃建設存在的不足和突出的矛盾，采取的主要措施和存在的困難；其次是走訪大客戶，現場查看工業園區和規劃園區，按照調研計劃，讓被調研單位填寫重點在建、規劃建設項目登記表，了解用電需求，為本次調研提供依據。三、 主要調研結果（一）淮北城配網調研情況1、現狀與規劃淮北地區電網是安徽皖北電網的一部分，地區內有大唐淮北電廠、淮北國安公司兩大主力電廠，12007 年底總裝機容量為151 萬千瓦，另有裝機總容量為13.85 萬千瓦的8 座自備矸石電廠并入電網運行。2008 年底， 淮北電網有供電變電( 所) 站 22 座，總變電容量270.3 萬千伏安， 其中 500 千伏變電所1 座，變電容量75 萬千伏

5、安， 220 千伏變電站4 座，變電容量105 萬千伏安； 110 千伏變電站10 座，變電容量 77.3 萬千伏安；城配網35 千伏變電站8 座，變電容量18 萬千伏安； 35 千伏 220 千伏輸電線路共 47 條，總長度930.272 千米。2008 年，淮北市城配網有10kV 配電線路 57 條，長度229 千米。配電變壓器726 臺，總容量294.345MVA。 柱上開關共308 臺，分支箱117 臺。專變540 臺，總容量192.315MVA。 2008 年淮北市全社會用電量32.61 億千瓦時，同比增長8.89 ，統調最大負荷47.5 萬千瓦。（1）淮北市電力負荷和用電量增長情況

6、（2001-2007 ）淮北市近五年工農業，特別城市和礦業得到了快速發展，用電量顯著增長。2007 年全社會用電量為 29.95 億千瓦時，比2006 年增長了15.4%，購網電量為25.78 億千瓦時，比2006 年增長了16.46%，最大負荷 46.03 萬千瓦，比2006 年增長了15.08%。2001-2007 年 淮北地區用電量、最大負荷增長情況單位 : 萬千瓦時、萬千瓦年份20012002200320042005200620071、全社會用電量181669193598200878219089238312595129948294增長率 %3.686.573.769.078.778.9

7、15.42、購網電量152348159360166696180468201822213825783980增長率 %0.584.604.608.2611.849.6916.463、負荷25.729.230.631.8438.8040.046.03增長率 %-2.813.624.804.0521.863.0915.08（ 2）地區電網結構特點淮北地區電網是以大唐淮北電廠和淮北國安公司為主電源，以五里郢、 縱樓、 南坪、楊柳4 個 220千伏變電站和大唐淮北電廠為電源點，對淮北市全部及宿州部分110 千伏及以下變電站供電。淮北地區電網因地理南北狹長而自然形成以五里郢、縱樓為北部和以南坪、楊柳為南部兩

8、大部分電網。北部電網主要擔負著市區、濉溪縣城及礦區和肖縣、碭山供電任務，南部電網主要擔負著濉溪縣南部及礦區和宿州六里、電氣化鐵路供電任務。110 千伏電網基本以兩端或雙線供電，開環運行的輻射型電網。地區存在眾多余熱、煤矸石小電廠接入地區35 千伏及以下電網運行。（ 3）地區電網與鄰近周邊電網的關系2淮北地區電網通過220 千伏大唐淮北電廠至渦陽雙回線、南坪至蒙城雙回線、淮北國安公司至高湖雙回線和楊柳至至蒙城線與亳州、蚌埠電網相聯；通過220 千伏淮北國安公司至姬村雙回線及南坪至至姬村線， 與宿州中部電網相聯；220 千伏電網通過500 千伏濉溪變與500 千伏省網保持電磁環網運行。淮北地區11

9、0 千伏電網通過110 千伏趙毛、海渦、宋北、南六、南宿線路與江蘇省徐州電網、亳州、宿州電網存在著弱聯系。淮北地區35 千伏電網通過35 渠新線與河南永城電網存在著弱聯系。2、存在問題目前淮北僅有4 座 220 千伏變電站，分別為北部的縱樓變電站、中部的五里郢及南部的南坪和楊柳變電站。 220 千伏電源點分布不夠合理，中部的五里郢變電站負擔地區發展最快的三區一縣的城區5座 110（ 35）千伏變電站的供電任務，負荷重、負荷性質重要，供電壓力大。北部電網僅靠一座縱樓變電站 ,負擔段園及蕭縣的4 座 110 千伏變電站的供電任務，比較薄弱， 結構不夠合理。 根據淮北市 “十一五”規劃，淮北市區的東

10、部及東南部地區近年將有很大發展，目前該地區無220 千伏電源點。淮北地區110 千伏電網經過近10 年來的建設和改造已經得到了加強和完善，從原先單純滿足礦區生產需求110 千伏網架結構，逐步過渡到既滿足礦區生產需求又滿足本市產業結構帶來的多元化需求及城區供電迅速增長的需求。但從電網運行的靈活性、可靠性看，目前的110 千伏地區電網仍存在一定不足。（ 1）目前， 110 千伏地區電網總體上看還只是屬于分片輻射網，加上一些局部小環網。主要輻射電源點為220 千伏五里郢變電站、縱樓變電站、楊柳變電站及淮北電廠110 千伏母線。沒有形成全地區、特別是市城區的110 千伏供電環網，因而影響了電網運行的靈

11、活性和可靠性，制約了本地區城市供電可靠性的進一步提高。（ 2）由于淮北市地域特點、產業結構特點及用電負荷分布的不均勻，今后若干年仍是城市及其周邊地區110 千伏電源點缺乏導致220 千伏電源點不足。（ 3）由于淮北市域南北長、東西窄，過于懸殊，且與宿州市地域相互交錯，難以形成完整的110 千伏地區電網。（ 4） 110 千伏網架不盡完善。目前地區電網僅城市中部110 千伏電網，借助于淮北電廠110 千伏母線形成了單環網，而中南部的110 千伏四鋪變電站僅單回110 千伏電源線路，不能滿足可靠性要求。隨著淮北市招商引資力度的加大，城區中心、東部、東南部和西部負荷將快速增長，城區相山北部地區、東部

12、政務新區、西部、東南部及龍湖、鳳凰山、濉溪、烈山陶瓷等工業園區缺少110 千伏電源點。（ 5）配網網架結構不完善， 老舊設備較多， 離堅強配網差距較大。 設備檢修與供電可靠性矛盾突出。目前，有 15%的電纜、變壓器，真空斷路器試驗超周期。（ 6）配網建設工程任務重。近幾年城配網工程量成倍增長，工區管理力量不足，優質工程少、速度跟不上日益增長的用電需要。電網建設所面臨的外部環境日益復雜，民事協調難，政府協調難上加難。（ 7）淮北城配網與主網、農網與主網規劃不同步、建設不協調。存在主網規劃建設超前，城配網和農網規劃建設緩慢，不同步現象。例如 110 千伏礦山集輸變電工程，該變電站 2008 年已經

13、投產，目前仍沒有負荷，主設備處于空運狀態，電量損耗較大，造成資源浪費。主要原因是城配網未能及時建成3投運，負荷不能及時轉移至該變電站。（ 8）城配網規劃建設資金緊張，缺口較大。由于過去對配網規劃建設不夠重視，在城市總體規劃中沒有詳細規劃設計，常常是先有負荷，再考慮建設配電網，往往因沒有提前規劃，資金不足，受設備容量限制，最終出現配網設備過負荷運行，安全隱患較大。3、采取措施（1）單相箱式變推廣成效顯著慢城小區08 年 10 月 31 日投入 18 臺單相箱式變，標志著淮北配網單相變推廣應用工作邁入了一個新的階段。單相變容量小，相同負荷變壓器臺數就多，影響景觀，推廣困難。針對這種情況，工區自行研

14、制出與低壓分之箱合為一體的單相箱式變，體積小美化景觀，離負荷點近節約電纜，建設費用將降低 20，同時電能損耗也將顯著降低。（2）標準化線路和臺區建設完善了配網工程建設和驗收標準16 個，建成 10KV張寨南路三回路、長山南路四回路、，仁和小區二回路標準化線路，其中仁和小區二回線路用戶出資建設，在全省起了示范作用；建成標準化臺區20個。（3）以配網運行維護為中心，大幅降低線路跳閘率以運行維護為中心，積極開展紅外測溫工作，共計測溫6200 處，發現缺陷113 處，處理113 處；常規巡視 540 條次，發現缺陷56 處，處理56 處。進行業擴現場勘查92 處，完成工程驗收51 處，接收客戶移交配變

15、160 臺。懸掛標識牌800 余塊，修剪樹障690 余棵；新增或更換缺陷配變47 臺；改造高低壓線路8.2 千米，使配網健康水平得到了一定的提升。（4） 2007 年 42 條線路共計跳閘33 起， 2008 年 55 條線路共計跳閘33 起，同比跳閘率降低20%；2007 年 536 個配變臺區，包括表箱高低壓故障1693 起， 2008 年 716 個配變臺區，包括表箱高低壓故障 1621 起，同比故障率降低14%。2008 年 53 條配電線路和716 個臺區無一過負荷，在安全可控下運行。（ 5）對于城配網建設資金不足問題，可采取多渠道籌資辦法加以解決。一方面按正常渠道向上級反映，利用技

16、改網改資金、低維費等；也可以借助地方政府給予財政補貼，或者無息貸款的投資方式；條件具備的情況下，也可考慮第三方融資方式，充分發揮利用拆資、借貸等投融資方法募集資金，解決配網建設急需資金，發揮主網配網聯動效益，實現主網配網農網聯動發展。4、遇到的困難從市郊所及濉溪縣公司反應情況分析，主要存在以下困難：（ 1）城配網及農網投資不足。各級供電公司和地方政府對城配網及農網投資缺口較大，一二期農網城網改造總投資約3 億元人民幣，而2000-2008 年城配網及農網新建改造需資金5 億元。（ 2）電力企業作為公共基礎產業，長期以來，地方政府幾乎沒有對電力企業投資過，僅靠電力企業自身有限投資，造成電力設施規

17、劃建設相對地方經濟發展滯后。（ 3）煤礦、水泥、化工等行業專線專變投資較少，設備陳舊落后，線損較大，供電可靠性較差，企4業發展受到影響。（ 4）老城區規劃建設不合理，道路狹窄，違章建筑較多，而老城區商業較發達，負荷增長迅速，需整改的電力設施較多，配變需增容，線路需改造，由于拆遷、用地、綠化等因素，給老城區電網改造帶來諸多困難。（ 5）新城區在整體規劃中，有的地塊規劃建設沒有充分考慮電力設施布局問題，這給將來市區供電選址選線造成被動局面。（二）淮北農網調研情況1、現狀與規劃截止 2007 年底，濉溪縣境內現有淮北供電公司管轄110 千伏及以上電壓等級的變電站共7 座作為濉溪供電公司11 座 35

18、 千伏變電站的供電電源，其中220 千伏變電站 3 座，總變電容量720 兆伏安；110kV 公用線路75.324 千米 /5 條。35千伏公用變電站11座，其中鄉鎮變電站 9 座，縣城變電站 2 座，雙電源供電變電站8 座，總變電容量133.25兆伏安； 35千伏輸電線路 18 條，總長 160.667 千米。35千伏用戶變 13座，總變電容量 175.5 兆伏安； 35 千伏用戶線路 14 條，總長 182.884千米。10千伏公用配變1965 臺，總變電容量 113.251兆伏安；用戶變 1018 臺，變電容量118.455 兆伏安；10 千伏公用線路1225 千米 /85 條，用戶 1

19、0 千伏線路 339.2 千米 /72 條； 0.4千伏線路5039.4 千米。2008 年全社會最大供電負荷13.79 萬千瓦，全社會用電量5.62 億千瓦時。2、存在問題（ 1）農網科技發展的長效投資機制沒有形成，限制了農網科技工作的可持續發展。農網改造工程結束后，由于沒有持續的資金投入，農電企業缺乏自我積累發展的機制，建設改造資金短缺。（ 2）農網科技進步管理體系和激勵機制還不夠健全和完善，農網系統、科研機構、生產企業等各方面的積極性和優勢沒能得到充分的調動，針對農網系統生產運行和建設運營中存在的熱點、難點問題進行的研究開發項目較少，一些難點問題不能得到及時解決。（ 3）現有的農網科技隊

20、伍，還不能滿足農網科研開發、推廣應用新產品、新技術的要求。由于農網的行業特點，其對科技人員的數量和專業面要求都很寬廣，科技隊伍建設已成為制約農電技術進步的主要因素。（ 4）農村電網相關技術標準、工作標準、管理標準不夠健全。淘汰、制定、修改農電相關標準的工作任務相當大，目前投入的人力、物力與實際需要差距較大。（ 5）農村電網信息化建設沒有統一的規劃和規約，重復開發、孤島運行，造成資源浪費。（ 6）隨著濉溪城鄉經濟發展迅速與招商引資工業園區的建立，負荷增長較快，如劉橋工業園區、四鋪的煤礦和鐵礦、古饒、岳集地區都缺乏有力的電源支持，一定程度上制約了當地的經濟發展，需增加電源布點。濉溪地區東南部陳集、

21、任集片35 千伏供電半徑較大，電壓質量得不到保證。（7）部分35 千伏線路線徑細、供電半徑大，影響了線路輸送能力，造成線路線損偏高，且供電52安全性和可靠性不高。如郝家溝503 線路前段 （原 3542 老線路）和澮雙 392 線路，導線截面均為50mm。（ 8）變電站主變容量小，負荷高峰時主變“卡脖子” ，備用主變容量不足。如： 5000 千伏安及以下主變 13 臺，占主變總臺數的 60。（ 9）變電站無功配置不足，個別變電站尚未安裝無功補償裝置，不利于改善變電站電壓質量和實現經濟運行。我公司現有無功補償量13200 千乏，按現有容量的 15%考慮，無功補償缺額 6788 千乏。（ 10）部

22、分變電站保護裝置為電磁式保護，且運行多年，設備老化，且可靠性不高，檢修維護工作量大，已不能滿足系統安全運行。（ 11）10 千伏配網大都建設時間長，雖然經過一、二期改造，但由于原有供電線路少，部分10 千伏線路超半徑、導線截面小、設施老化，“卡脖子”現象仍然存在。致使10 千伏線路長期處于不經濟運行狀態，電能質量差。隨著招商引資進駐工業園區，電源點及10 千伏配網矛盾凸顯。（ 12）一、二期農網改造已結束多年，部分低壓臺區及線路不同程度的存在設備老化、絕緣降低的問題，且布點較少，不能滿足農村地區生產、生活發展用電需求，急需增加臺區布點，改造低壓電網。（ 13）近年來由于政府加大了招商引資力度，

23、大批企業涌進了濉溪縣，帶動了地方經濟發展。但由于這些企業大多未按要求架設電力專線，而是掛在公用線路上，一方面由于公用線路可靠性不高，不能滿足企業特別是礦產工業生產用電要求，存在著安全隱患；另一方面企業用電負荷一般較大，使得公用線路超負荷運行，設備老化快、故障多、線路末端電壓低，既加大了供電企業維修、維護的工作量，又影響了居民生活用電質量。（14） 11 座 35 千伏綜合自動化變電站均未安裝備用電源自投裝置，變電站供電安全得不到保障。3 座采用電磁型保護的變電站，RTU 裝置所用電源全部依賴站用變的硅整流系統，無專用直流電源。3座電磁型保護的變電站，其保護裝置已運行多年，可靠性差，檢修維護工作

24、量大，已不能滿足系統安全運行要求。配網自動化工作尚未開展，在縣城配網實現“手拉手”環網供電的基礎上，應盡快建立配網自動化系統，以提高縣城配網運行、維護和檢修工作效率。3、采取措施（1）農網建設（改造）工程兩期農網建設（改造）工程共完成投資1.1956 億元，完成率為100.36 ；二期網改計劃投資4219萬元，完成率為100.28 。具體情況如下：第一期農配網建設改造總規模7697 萬元。其中縣城10 千伏配網 650 萬元、 35 千伏建設改造650萬元，農配網為6397 萬元。其中， 35 千伏工程：新建改造35 千伏線路18.10 千米，新建35 千伏變電站 1 座，改造 1 座。10

25、千伏及以下配網單項工程1367 個，新建及更換配變745 臺，容量 28800 千伏安。配網工程：共建改10 千伏配電線路509.12 千米；建改低壓線路2268.34 千米。二期工程總投資規模為4219 萬元。其中改造35 千伏變電站1 座，新增主變容量5 兆伏安。 10 千伏及以下配網單項工程639 個，容量 14012 千伏安；建改 10 千伏線路836.2 千米，建改低壓線路867.356千米。農網改造基本解決了電網結構薄弱、供電可靠性低、電能質量差、線路損耗大和用電不安全等問題，大大減輕了農民用電的不合理負擔。改造后的綜合線損由原來 15降至 11以下，每年降損節電 1100 萬千瓦

26、時，價值 550 萬元。（2）縣城網建設 ( 改造 ) 工程濉溪縣城網建設（改造）工程投資計劃1603 萬元。新建35 千伏線路3.09 千米；新建35 千伏變電站 1 座，容量 10000 千伏安；新增 10 千伏配變510 臺，容量 15905 千伏安，新建 10 千伏線路26.607千米，新建 380 線路 30.495 千米，新建 220V 線路 10.161 千米；縣城配網實現多電源供電、環網接線。（3）“十五”電網工程完成情況“十五”期間濉溪縣農網共完成投資8696 萬元用于35 千伏及以下電網建設、改造。新建35 千伏變電站 2 座（五溝和河西） ，改造 35 千伏變電站1 座（

27、譚家），新增主變31800 千伏安 /6 臺，新建35千伏線路 23.103 千米，新建調度自動化系統1 個。（4）“十一五”規劃執行情況2006 2007 年，濉溪縣“十一五”期間已完成的農網規劃已完成的農網規劃建設（改造）工程累計完成投資4332.87 萬元。其中 35 千伏電網工程2368.3 萬元， 10 千伏及以下電網工程1669.65 萬元，通信及自動化130 萬元，無功補償164.92 萬元。完成 35 千伏新建線路65.478 千米；新建35 千伏變電站1 座（百善變）；新增有載調壓主變8 臺、容量 43000 千伏安；擴建變電站2 座（河西、五溝變） ；改造變電站2 座（澮南

28、、鐵佛變） ； 35 千伏開關無油化改造（13 臺）；變電站主變大修（4 臺）。完成 10 伏及以下電網建設：新增（更換）10 千伏配變73 臺，容量6625 千伏安；新建10 千伏線路 38.48 千米，改造 10 千伏線路 41.23 千米；新建 380 線路 42.79 千米，改造 380 線路 29.03 千米。4、遇到困難由于縣級供電公司年利潤少，建設資金缺口較大，建議省公司出臺相關政策以解決縣公司建設資金缺口大的問題。（三）科學規劃建設城配網1、規劃原則（ 1）依據城市國民經濟社會發展規劃和城市總體規劃的指導原則；（ 2）堅持可持續發展和環境友好原則；(3) 與城市其它市政工程設施

29、相協調的原則；(4) 堅持電力適度超前，符合電力行業自身發展要求的原則；(5) 適應國民經濟發展和用電增長需求的原則；(6)_ 遠近結合，以近為主，具有可操作性和便于管理的原則。2、電壓等級7根據淮北市城網標準電壓等級，淮北地區電網電壓等級如下:1. 高壓配電網110kV( 或深入市區的220kV 終端變電所)2. 中壓配電網 10kV3. 低壓配電網 220V/380V典型電壓等級組合應是：220kV/110kV/10kV/380V/220V3、供電可靠性淮北地區煤礦一類用電負荷占全部負荷的65%，對供電可靠性要求高。根據城市電力網規劃設計導則對供電可靠性的要求，城市電網高壓配電網供電安全采

30、用N一 1 準則，即:1. 高壓配電網中任何一回架空線( 電纜 ) 或一臺主變壓器故障停運時: 正常方式下，除故障段外，不停電，并不得發生電壓過低和設備不允許的過負荷; 計劃檢修方式下，又發生故障停運時，允許局部停電，但應在規定時間內恢復供電。2. 高壓配電網中任一條架空線或任一條電纜或變電所中一組降壓變壓器發生故障停運時，在正常情況下，除故障設備故障段停電外，其它可隔離的完好段，在故障隔離以后不停電，不發生電壓過低和設備不允許的過負荷。在計劃檢修停運的配電網中，如再發生故障停運，允許部分停電，直到故障修復恢復供電。4、城網結線220kV 線路和變電所一般建于城市外圍，構成環網、雙環網或C 形

31、網絡。經濟發達城市宜選用雙環網或單環網，其他城市宜選用單環網或C 形電網。在負荷密集地區，220kV 電源可深入市區，建設220kV 終端變電所。高壓配電網包括1IOkV線路及變電所，應由兩條及以上電源線路向變電所供電。當一條線路停運時，其余線路應能承擔全部負荷并不得超過線路極限傳輸容量。變電所允許以同一電源不同段母線饋出的雙條線路供兩臺主變的方式，運行中可用一投一備或二投互備等方式。可靠性要求高的變電所應采用雙電源雙條線路供電方式，正常兩側電源不并列。5、變電所地點及型式22OkV 樞紐變電所應位于最合理的電源匯集點和分散點。深入市區的220kV 終端變電所應靠近負荷中心。110kV 變電所

32、應位于負荷中心，應以標準容量、多布點、供電半徑合理為原則。220kV 及一般地區的11OkV 變電所應采用全戶外型布置。城市中心區的11OkV 變電所可采用半戶內型布置。城市特殊地區的110kV 變電所經論證可采用全戶內型布置。淮北地區現有豐富的煤炭資源，在規劃區2741km2 的用地范圍內，2020 年城區綠地率不低于45；城市綠化覆蓋率不低于55，城區公共綠地占城區城市建設總用地面積不低于70 ，人均公共綠地面積不低于35 平方米。至2020 年，全境森林覆蓋率達21%。因此，變電所的最終規模一般安裝2 臺主變，單臺變壓器容量為50MVA；同時在負荷密度較高的個別區塊變壓器容量選擇容量為6

33、3MVA。6、城網變電容載比8容載比是反映城網供電能力的重要技術經濟指標之一。容載比過大，電網早期投入過大；容載比過小，電網適應性差，影響供電。變電容載比是城網變電容量(kVA) 在滿足供電可靠性基礎上與對應的負荷(kW) 的比值，是宏觀控制變電總容量的指標，也是規劃設計時布點安排變電容量的依據。變電所中采用3 臺變壓器，其利用率比采用2 臺變壓器高，容載比也小。但當1 臺主變壓器故障或檢修時，如變壓器過載系數取 1.3 時，要使其所帶超過額定容量的負荷轉移到其它2 個變電所運行變壓器上，才能保證其余的變壓器供應全部負荷而不過載，其轉移方式及接線比較復雜。因此，本規劃110kV 變電容載比取較

34、高值，按2.0 選取較為合理。7、高壓配電線路選擇根據城網導則對供電可靠性的要求，城市電網高壓配電網應滿足N-1 準則，即一回線路停運時，其余運行線路負載和電壓降不超過允許值。四、調研分析與結果1、淮北城市發展方向淮北主城區的發展方向首先受到采煤塌陷區的影響和限制，從現狀來看，相山組團向北已經接近淮北市的行政邊界。礦山集、烈山城市組團則與相山保持了一定的發展距離，之間有非城市建設用地的分隔。通過對主城區各方向用地條件分析，規劃提出淮北主城區城市發展方向為“西拓東調、北進南優，保持組團形態” 。2 、淮北城市布局結構在主城區內，形成三個城市組團和一個城市“綠心”的布局結構，使淮北市的城市形態結構

35、從依山建城向臨水布局的局面轉變。各城市組團圍繞城市綠心發展，組團之間通過多條城市主干道相互連接。在相山組團內形成一個功能強大完善的城市核心，同時積極促進周邊各組團中心的形成。各城市組團之間，預留非城市建設用地、山地、生態綠地和河道作為組團間的分隔，城市中部塌陷區作為城市高質量的生態地帶和景觀風貌區。3 、淮北市產業發展布局規劃由于淮北水資源的較為缺乏，市域內分布南北不均，產業布局應統一考慮。市域南部地區可考慮集中布局電廠、煤化工基地等高耗能、高耗水產業，并結合南部工礦點建設，以重點鎮為中心建設特色工業園區。市域北部以城區為中心，在增大其經濟規模、增強其集聚功能的基礎上，優先發展第三產業中的商貿

36、流通業、房地產業、金融信息業、電子商務等第三產業。（ 1）著力發展煤化工主導產業，充分發揮我市煤種全、品質優的優勢，優化配置生產要素，推進煤炭資源深加工，延長產業鏈，提高煤炭資源的附加值和綜合利用效率。（ 2）擴大煤炭生產規模。以建設綠色礦區為目標，實現可持續發展。提高煤炭資源的回收率，加大對老礦井的挖潛改造的力度，提升生產能力；加快在建礦井建設進度，新建一批現代化礦井，穩步擴大原煤產量，進一步鞏固提高我市作為全國重要的煤炭生產基地地位。（ 3）提升發電能力和輸送能力。以大型高效機組為重點，優先發展煤電聯營，加強電網建設，擴大9電力輸送規模。 2006-2010 年期間， 新建淮北礦業集團臨渙

37、煤泥矸石電廠4 30 萬千瓦機組、 皖北煤電集團資源綜合利用電廠，加快籌建平山電廠4 60 萬千瓦機組、淮北國安公司二期260 萬千瓦機組工程等重大項目。配合大型坑口電廠建設，加快電網建設，暢通輸送通道，加快建設與發電能力相匹配的電網框架。建設500 千伏“皖電東送”東通道，提升火電基地輸送能力。到2010 年，全市發電裝機容量達到500 萬千瓦。4 、城網結線要求(1) 各級電壓電網結線應標準化；(2) 高壓配電網結線力求簡化；(3) 在上級電網局部故障及檢修情況下，下一級電網應能支持上一級電網。5 、城網220/110kV電網為彌補淮北市城市中心無220 千伏變電站的不足，淮北地區電網“十

38、一五”規劃中，將220 千伏惠黎變布置在城市中心惠黎路，對于支撐市區110 千伏相山、南湖、凌云、桓譚等變電站起重要作用，2015 年淮北市城配網將形成：在城市的外圍建成22OkV架空線單環網，或外圍220kV 變電所與區域電網形成 220kV 架空線單環網或雙回路電源，城市中心惠黎變向外輻射供電格局；110 千伏變電站將形成手拉手供電模式，城市供電可靠性大大提高。城網內不應形成220kV 與 35-11OkV 電磁環網運行。6 、城網10kV 配電網由 10kV 線路、配電所、開關站、箱式配電站、桿架變壓器等組成。中壓配電網的規劃應符合下列原則：中壓配電網應根據高壓配電變電所的位置和負荷分布

39、分成若干相對獨立的分區。分區配電網應有較明確的供電范圍和合理的供電半徑， 一般不大于 3km。嚴格控制用戶專用線， 節約走廊和提高設備利用率。對于相鄰的架空線路及電纜線路，應采取措施分別實現拉手環網，逐步縮小輻射架空線及輻射電纜網的規模。7、容載比容載比是反映城網供電能力的重要經濟技術指標之一。容載比過大，城網建設早期投資增大，容載比過小， 城網適應性差， 影響供電， 因此在城網規劃中，應因地制宜選取最佳容載比。對于城網 220kV變電所單臺主變比較高或負荷年增長率連續超過10%，220kV 變電容載比應取高值，其它取低值，容載比選取 1.6-1.9。 35-110kV 變電容載比根據不同區域

40、，選取不同值。城市中心區，由于負荷密度大，供電可靠性要求高，電容載比應取高值，城市規劃區及開發區，初期負荷密度小，但負荷增長迅速，變電所的建設需要考慮遠期供電，變壓器負載率初期將很低，容載比選取較大值，其它取低值，容載比選取 1.8-2.1。8、城網變電所35-110kV側應采用線路( 電纜 ) 變壓器組單元結線方式，如采用其它結線方式，需經論證。城鄉結合部等需要35-110kV 線路遠距離(20km 以上 ) 供電的變電所可以采用橋接線及單母線分段。10kV 側應根據主變臺數和單臺主變容量確定出線回路數量，一般應按下述規定執行，單臺主變容量分別為 31.5MVA、40MVA和 50MVA時，每臺主變可有8-10 、10-12 和 12-15 回出線。應采用單母線分1