您现在的位置： &
电力公司专项规划
来源： 时间：
宜居XX专项规划之
电力设施建设规划
重庆市XX县供电有限责任公司
二○一一年
重庆市XX县供电有限责任公司
“十二五”电网发展规划
主要编写人员：
XX XX XX XXXX
言 ............................................................ 6
01规划目的和要求 ................................................. 6
02规划的基本思路和原则 ........................................... 6
03规划范围和年限 ................................................. 6
04规划依据 ....................................................... 6
国民经济和社会发展概述 .................................... 7
1.1供区概况 ...................................................... 7
1.2供区经济和社会历史发展及分析 ................................... 7
1.2.1供区内基础设施现状 .......................................... 8
1.2.2产业结构调整现状 ............................................ 8
1.2.3人口构成变化 ................................................ 8
1.3供区经济和社会规划发展及分析 ................................... 9
1.3.1地区经济发展目标 ............................................ 9
1.3.2城建规划及发展要求 ......................................... 10
电网现状 ................................................. 10
2.1供电范围及分区情况 ........................................... 12
2.1.1供电区域及分区情况 ......................................... 12
2.1.2主要技术经济指标完成情况 ................................... 12
2.2地方电源现状及规划分析........................................ 13
2.3高压电网现状 ................................................. 14
2.3.1 220千伏网架现状 ........................................... 142.3.2 110千伏网架现状 ........................................... 14
2.3.3 35千伏网架现状 ............................................ 15
2.4配电网现状 ................................................... 16
2.4.1 10千伏配网现状 ............................................ 16
2.4.2 380/220V低压配网概况 ...................................... 17
2.5存在的主要问题 ............................................... 17
电力需求预测 ............................................. 18
3.1国民经济发展和电力需求分析 .................................... 18
3.1.1国内生产总值与全社会用电量增长情况 ......................... 18
3.1.2历年电量负荷分析 ........................................... 18
3.1.3行业结构与电量变化分析 ..................................... 19
3.1.4产业产值单耗分析 ........................................... 20
3.1.5电量负荷恢复 ............................................... 21
3.2电量预测 ..................................................... 21
3.2.1增长率法 ................................................... 21
3.2.2弹性系数法 ................................................. 22
3.2.3分行业预测法 ............................................... 22
3.2.4分产业预测法 ............................................... 23
3.2.5电量预测小结 ............................................... 23
3.3负荷预测 ..................................................... 23
3.3.1增长率法 ................................................... 24
3.3.2最大负荷利用小时数法 ....................................... 24
3.3.3分片负荷预测 ............................................... 25
3.3.4负荷预测小结 ............................................... 25
3.4电量负荷预测结果 ............................................. 26第四章
电力平衡 ................................................. 27
4.1 xx年在建项目 .............................................. 27
4.1.1 220千伏在建项目 ........................................... 27
4.1.2 110千伏在建项目 ........................................... 27
4.1.3 35千伏电网在建项目 ........................................ 27
4.2电力平衡 ..................................................... 27
4.2.1电力平衡原则 ............................................... 27
4.2.2 110千伏电网电力平衡 ....................................... 27
4.2.3 35千伏电网电力平衡 ........................................ 28
4.3 xx-xx年容载比曲线图 ......................................... 30
4.4电力平衡小结 ................................................. 30
高中压电网规划 ........................................... 31
5.1电网规划目标及技术原则........................................ 31
5.1.1电网建设与改造目标 ......................................... 31
5.1.2电网运营指标目标 ........................................... 31
5.1.3主要技术原则 ............................................... 32
5.2输变电工程建设项目 ........................................... 33
5.2.1变电站规划 ................................................. 33
5.2.2“十二五”逐年网架规划 ...................................... 36
5.2.3逐年输变电工程建设项目 ..................................... 37
5.3其它专项规划 ................................................. 38
5.3.1无功规划 ................................................... 38
5.3.2调度自动化规划 ............................................. 38
5.3.3继电保护、安全自动装置规划 ................................. 39
5.3.4信息规划及通信网规划 ....................................... 39第六章
低压配电网规划 ........................................... 43
6.1低压配网规划目标及主要技术原则 ................................ 43
6.2低压配电网网架规划划 ......................................... 44
6.2.1建设改造思路 ............................................... 44
6.2.2接线模式 ................................................... 44
6.2.3网架结构 ................................................... 44
6.3低压配网输变电工程建设项目 .................................... 45
6.3.1 10千伏配网建设项目 ........................................ 45
6.3.2 400V及一户一表规划 ........................................ 45
6.3.3低压无功规划 ............................................... 46
投资与电价预测分析 ....................................... 47
7.1电网建设项目的单位工程造价 .................................... 47
7.2 xx-xx年分年投资估算 ......................................... 47
7.3综合效益分析 ................................................. 50
主要结论及建议 ........................................... 50
xx-2015年35千伏及以上电网规划建设项目表 ................. 51
xx-2015年10千伏及以下配网规划建设项目表 ................. 52前
01规划目的和要求
为了满足xx社会经济快速发展、人民生活水平日益提高对电力需求不断增加的需要，做好电网发展的统筹规划，增强电网整体供电能力，适应国民经济的持续发展，保证电网建设能经济、持续、有序进行，到2015年，把xx电网建设成为网架合理，适应性强，完善可靠，调度灵活，运行安全的现代化电网，具备充足的供电和转移负荷的能力，整体网架结构具备适度的超前性。
02规划的基本思路和原则
编制的基本思路：
以优化电网结构、布局，加强高压电网建设为措施，以提高供电能力、可靠性、电能质量、降低网损，使电网能安全、稳定、经济运行，最终提高公司社会、经济效益为目标。
编制的原则：
（1） 整体与长期的合理性和适度超前性原则。
（2） 技术性与经济性相结合原则。
（3） 短期效益与长远效益相结合、经济效益与社会效益相结合的原则。 03规划范围和年限
规划范围：
本次规划范围为xx县25个乡镇，1518平方公里县域内的高压电网及配电网，电压范围为110kV及以下。
规划的年限：
本次规划基准年为2008年，规划年限为年，展望目标年为2020年。
04规划依据
1、国家电网公司《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》 20032、国家电网公司《城市电力网规划设计导则 》 Q/GDW156-2006
3、国家电网公司《农村电力网规划设计导则 》2003
4、《城市电力规划规范》，国家建设部颁发的建表（号。
5、《xx县城市建设中长期规划》
6、《中华人民共和国电力法》
7、《电力发展规划编制原则》（试行）
8、《电力系统技术导则》（试行）
9、《xx统计资料手册（2004）》
10、《重庆市电力公司服务社会主义新农村建设工作意见》
11、《xx供电公司创一流县级供电企业发展规划》
国民经济和社会发展概述
1.1供区概况
xx县位于重庆市东北部，东临丰都、忠县，西靠大竹、邻水，南连长寿、涪陵，北接梁平。南北长60.40KM，东西宽36.30KM，幅员面积1518.37平方公里，其中丘陵面积1286.82平方公里，占84.75％，低山面积231.55平方公里，占15.25％。全县辖25个乡镇，303个村（居委）。全县人口密度591人/平方公里，总人口93.94万，其中农业人口71.89万，用电客户约26万户。
1.2供区经济和社会历史发展及分析
xx历史上曾是传统的农业大县，素有“川东粮仓”之称。随着改革开放的进一步深入和xx县建设工业大县、工业强县目标的实施，xx近年来经济发展突飞猛进，经济总量大幅增长，产业结构不断优化，综合实力显著增强，连续四年跻身为西部100强县，现排名67位。
年，城镇居民可支配收入逐年上升， 2008年全县人均GDP突破800美元，按常住人口计算达到871美元，基本实现小康目标。全年在岗职工年平均工资达到23600元，比上年增加3492元，增长17.4%。城镇居民人均可支配收入达到12897元，扣除价格因素实际增长14.7%。全年城市居民人均消费支出8534元，增长9.6%。城市居民人均住房建筑面积37.77平方米。全年农村居民人均纯收入4333元，比上年增加601元，增长16.1%。农村居民家庭人均总支出4321元，比上年增长10.98%。随着xx县区位优势的日益突出，投资环境的不断改善和市级工业园区的建设以及工业大县、工业强县目标的实施，到2015年，xx经济将会有很大的飞跃，工农业用电将会显著增长。
1.2.1供区内基础设施现状
xx县充分把握西部大开发、重庆大发展给xx带来的千载良机，近年来加大了对基础设施的建设和投入。县城旧城改造、新区开发、骨干道路建设、供水扩能技改和管网改造、污水处理厂、桂溪河治理等一大批重点工程相继建成，使县城面貌焕然一新，城区面积由原10平方公里扩大到16平方公里，城市建设连续多年获得重庆市城市建设考评一等奖。xx县交通发达，实现了乡乡通水泥公路，村村通公路，渝巫路、川汉路、渝万高速公路贯穿全境，沪蓉高速垫利（xx―利川）、垫邻（xx―邻水）横亘东西；将于2009年动工兴建的渝万城际高速铁路贯穿xx全境，使xx有望进入重庆1小时主城经济圈、成为渝东陆上交通枢纽。良好的交通区位优势将为xx经济的高速发展插上腾飞的翅膀。
1.2.2产业结构调整现状
近几年xx县加快了产业结构调整的步伐，到2007年，第一、第二、第三产业结构的比例为22.9∶50.9∶26.2，第二产业已占据了主导地位。农业产业化经营雏形初显，在全市实施的10个农业产业化百万工程中，我县进入8个。工业经济经过调整，结构明显改善，形成了良好的工业发展格局，由农业大县逐步向工业县迈进。大力实施重点发展战略，全县有3个“金花”企业，6个“明星”企业，178个“小巨人”企业，其中鼎发公司连续4年跻身重庆工业50强。加快了第三产业的发展，先后建成车辆交易市场、渝东建材市场等专业市场；以“牡丹花海”、天赐温泉、盐浴度假村等为重点的生态旅游发展态势良好；服务、餐饮、商贸业等快速发展，使第三产业比重逐年增加。2007年xx县已被确定为重庆市城乡统筹发展首批试点县，将为xx城乡统筹发展，经济腾飞注入强大的动力。
1.2.3人口构成变化
2008年末全县总人口93.94万人，常住人口72.06万人，其中城镇人口22.05万人，比上年增加1.15万人，城镇化率达到30.6%，提高1.6个百分点。人口自然增长率为2.56‰，上升0.59个千分点。人口性别比（以女性为100，男性对女性的比例）为109.4：100。
xx县历年经济情况汇总表
1.3供区经济和社会规划发展及分析
1.3.1地区经济发展目标
到2012年，全县地区生产总值达到130亿元，人均GDP达到2300美元，城镇化率达到45%以上，城镇居民人均可支配收入、农民人均纯收入分别达到19000元、6500元，城乡居民收入比缩小到2.9:1.0。
到2020年，全县经济社会发展达到“两翼”领先水平、与“一小时经济圈”相当。地区生产总值达350亿元，人均GDP达到6500美元；特色支柱产业已具规模，非农产业增加值达到90%以上；城镇化率达到70%以上，建成30万人口以上、30平方公里规模以上的宜居城市；城镇居民人均可支配收入达到35000元，农民人均纯收入达到15000元，城乡居民收入比缩小到2.4：1。
表1-2 xx县经济发展目标1.3.2地方建设规划及发展要求
统筹城乡发展，是全面建设小康社会、构建和谐xx的重要任务。按照地理区位、经济基础和发展潜力，实施“核心区、潜力区和腹地区”三大经济板块生产力布局战略，坚持“整体推进、分类指导、共同发展”的原则，走集约型城镇化道路，促进区域协调发展。
在严格实施县城总体规划，扩大城市规模的同时，优化空间布局，加快产业结构升级，把县城规划区建成为全面建设小康社会的先行示范区，渝东经济强县的核心区，创业发展与生活居住和谐统一的中等城市。按照30万人口以上中等城市的内涵要求，统筹规划建设城市基础设施，树立良好的都市景观形象，发展现代服务业、商贸流通业、轻型加工业等城市型产业，突出中等城市组团式发展格局、现代服务业为主体的发展方向，朝阳工业园区轻型加工、石岭医药、天马建材工业集群的布局主线。提前5年，即到2015年在全县率先基本实现全面建成小康社会的各项目标。
高起点规划，高标准建设，不断完善县城的基础设施。扩大建成区规模，“十二五”内，xx县城将扩大到约30平方公里，城区人口增加10万人左右；发展太平、新民两个城市外延组团，新增建成区面积3平方公里、城镇人口3万人。完善县城的中心服务功能，拓展发展空间，依托即将形成的新型交通网络，实现县城向东扩展，增强县城的综合经济实力和对全县农村的辐射带动能力。严格把握城市现有节点、重要枢纽等修建性规划，搞好城市整体形象设计，引导城市功能区合理布局。以桂南大道三期、桂南片区开发、娱乐城节点改造等项目为载体，强化城南片区开发；以凤山公园、凤山大道、迎宾大道、黄沙转盘等节点打造，拓展城东片区的项目建设与成片开发；以明月大道、桂北片区、规划中的火车站节点打造等项目成片开发为依托，启动城西、城北片区开发。规划建设一批具有
代表性的城市标志性建筑和景点，提高城市文化品位。大力发展都市型产业和吸纳就业能力强的劳动密集型服务业，吸引资本、技术、人口向县城集聚，坚持把二、三产业的发展和树立城市风貌作为县城建设的重要任务。力争在“十二五”期内，把xx县城建设成为重庆大都市区城市群中的一颗耀眼的明珠。
坚持从xx实际出发，扎实稳步推进新农村建设。规划引导城市基础设施网络、社会事业单位向城郊地区辐射延伸，逐步形成城乡一体化的格局。重点建设一批对周边地区辐射力强，有较大市场影响力的综合和专业市场，积极培育农产品营销大户、农民专业合作组织等市场流通主体，实施农村商贸“双建”工程。发展农产品储藏、保鲜、运输、商贸等配套服务。发展壮大农资、蔬菜、水果等专业合作经济组织，推进小商品与大市场的有效链接。加快建设现代农业试验示范基地，优质特色农副产品生产加工基地，农村劳动力培训和劳务输出基地。
积极调整和优化产业布局，在渝巫路沿线地区，重点发展现代农业、示范观光农业和农产品深加工业；在渝宜高速路沿线地区，重点发展规模种植、养殖业和农产品生产加工业；在东南高台地区，重点发展特色种养业和旅游休闲农业。突出抓好优质瘦肉型生猪、蚕茧、优质粮食加工三大优势产业和柑桔深加工、中药材和花卉等特色农业产业化工程，扩大经营规模，延伸产业链条。积极发展农村二、三产业，培育和壮大乡镇企业，重点发展农产品加工、服务和劳动密集型企业，拓展农村内部就业空间。完善产业化模式，集中培育和扶持龙头企业，推进产销紧密衔接，延伸产业链，加快形成优势产业带和特色产业区。
集中力量加快xx工业园区建设，拓展园区战线，拉长产业链条，在园区内大力发展机电、摩配、食品等轻型加工业，实现聚集发展。紧紧抓住国家西部大开发和三峡库区后期扶持机遇，积极争取国家开发银行的支持，大力推动园区土地整治、道路管网、环境绿化等基础设施建设，力争“十一五”时期建设面积达到5平方公里。加强园区产业导向和集聚，高度重视园区的土地利用，以容积率和建筑密度合理约束工业用地，以用地性质、建筑性质调控园区工业用地，完善园区功能配置，搞好土地储备，拓展园区发展空间。加大招商引资力度，兑现和落实特色工业园区的各项优惠政策，理顺园区管理体制和运行机制，营造企业入园环境，积极引入或培育具有较强衍生能力或有较强示范带动性的企业，形成产业主导，并逐步引导关联企业集中，形成一批产业集群和新的工业增长极，到2010年争取实现工业总产值10亿元以上。与工业园区的产业布局紧密结合，推进迎宾大道两旁的房地产开发，积聚资本，增强园区的城市配套和自我发展功能。
2.1供区概况
2.1.1供电区域及分区情况
1、供区范围：重庆市xx县供电有限责任公司承担全县1518.37平方公里，25个乡镇、303个行政村（居委）的供电任务，供电人口93万，用电客户约26万户以上。长寿供电局直供的有富源公司、xx天然气净化总厂及其水厂等3个35KV专用用户。
2、分区情况：全县25个乡镇共分10个供电营业所，目前按营业区进行供用电管理。到“十二五”末，随着110KV澄溪站、110KV高峰站和110KV新民站的建成，将逐步形成以五个110KV变电站为中心的供电片区。各供电所管辖范围及供区调整见表2-1。
表2-1 xx供电公司分区范围表
2.1.2主要技术经济指标完成情况
1、经营指标
重庆市xx县供电有限责任公司下设八个管理部门、四个生产车间，职工总人数1049人。2008年，公司自发电量1409万KWH，售电量3亿KWH，最大负荷为7.28万KW，售电均价为0.492元/KWH（不含税、附加费）。综合线损率为9.766％，2008年末公司拥有总资产3.78亿元。
xx电网各项技术指标统计分析，具体指标见下表。
表2-2 xx供电公司主要技术经济指标完成表
2.2地方电源现状及规划分析 地方电源现状：
表2-3 xx县地方电源现状表
地方电源规划：
表2-4 xx县地方电源规划表2.3高压电网现状
2.3.1 220千伏网架现状
2006年年底由市公司投资在我县建成220KV变电站一座，其电源由500KV长寿站2回220KV输电线路供电，线路长度约40KM，导线采用2×LGJ－400/35；变电站现有主变容量2×120MVA，最终规模为2×240MVA，220KV进出线回路间隔6回，110KV进出线间隔14回，10KV无功电容补偿容量48000Kvar，为构建我县坚强电网打下了坚实基础。
表2-5 xx县220kV变电站情况表
2.3.2 110千伏网架现状
xx县110KV电网现有110KV变电站2座，即文毕、桂南变电站，主变4台，变电总容量133MVA。110KV桂南站由220KVxx站两回110KV垫桂东西线供电，再通过110KV桂文线由桂南向文毕变电站供电。全县区域共有110KV线路6条，属xx公司维护的110KV线路共有2条，总长81.83KM。110KV龙文线76.4KM于2004年8月与涪陵电网解网后，现为停用状态。110KV电源单一，瓶颈突出，对外依赖较大。文毕站单电源运行，供电可靠性受影响较大。
供电公司110kV变电站情况表
表2-7 xx供电公司110kV线路情况表
2.3.3 35千伏网架现状
全县高压电网已初步形成35KV网架，xx县供电公司有35KV变电站8座，变电容量71.65MVA，35KV线路9条，总长144.77KM。目前，8座35KV变电站中有7座是单电源，2座是单变，供电可靠性较低，35KV线路运行年限久，大修标准低，健康状况差。
表2-8 xx供电公司35kV变电站情况表
表2-9 xx供电公司35kV线路情况表
2.4配电网现状
2.4.1 10千伏配网现状
全县中压配网共有线路67条，全长约2000km，结构上多采用树枝式接线方式，极少数线路有分段联络，因此，单条线路长。xx公司有配变2400余台，容量约265MVA，其中，高能耗配变有400余台。作为xx电网主体的10KV网架，始建于60年代，主要连接县内几个小水电站，为农排灌溉输送电能，大面积的农村电网发展于80年代初期，80年代末基本形成。10KV电网除主干网外，农村电网大多由村社集资建成，建设质量差，技术水平低。经过农网改造后，电网骨架有了很大的改善，但由于受改造资金的影响，网络结构还有很大欠缺，新旧网架健康水平不一。未改造部分普遍存在供电半径过大、线路老化、绝缘低、健康水平不高、线径偏小、线路损耗大，输送容量、供电规模有限等状况。
全县10KV电网以2座110KV变电站、8座35KV变电站为中心的辐射状供电，少部分35KV站间有10KV线路联络，10KV主干导线截面为50―150mm等规格。配网基本未实现自动化，只有一些小区和大用户实现了远程监控。10KV设备无油化率极低，仅有杠家变电站10KV开关设备全部实现了无油化。 2.4.2 400/220V低压配网
xx供电辖区范围内，共有400/220V线路约1.2万KM，除城区少部分线路为绝缘线、电缆外，绝大多数为架空线路。全县实现了户户通电和全部户表改造任务，实现了抄表到户。经过一、二期农网和西部农网完善、中西部农网工程改造，低压配网得到了较大程度的改善，缩小了供电半径，提高了电能质量，减少了安全隐患。
2.5存在的主要问题
10KV电网由于点多面广线长，健康水平参差不齐，部分网络抗雷击大风等恶劣气候条件能力还比较弱，需要进一步采取技术和管理措施。全县线路负荷分配不够均衡，县城多数线路负荷较重，负载率较高，农村线路普遍负荷较轻，负载率低，部分主干网线径偏小，高峰负荷时不能满足安全经济运行需求，卡脖子现象突出。10KV配网功率因数达不到技术要求，无功大多未进行补偿。
作为电网主体的10KV配电网络，经过农网改造及部分城网改造，配电网络有了很大程度改善，供电可靠性也不断提高。但由于受改造资金、35KV电网变电站布局等条件限制，10KV配电网络还存在以下不足：
1、由于10KV配电线路建设较早，10KV主干网及农村电网形成于80年代，村社电网均由用户自筹资金建成，受当时的经济、技术、物资、负荷等原因限制，建设标准低、质量差，导致未改造部分配电线路供电半径过大、导线截面偏小、高能耗配电变压器多、线路设备老化严重、网损大、末端电压偏低，线路末端用户如空调等电器设备无法正常使用，制约了电力发展和电量增长。
2、负荷潮流分布不均衡，有的过大、有的过小，不利于经济运行，由于受负荷中心的影响，我县负荷分布很不均衡，2008年单回线路最大负荷高的超过5000KW，低的仅在300KW以下。
23、中低压配电网现代化、自动化还未起步，配电网络自动化工作没有开展，不利于对电网的监控。部分10KV配网线路分断点过少，不利于故障隔离和运行方式调整。无功就地补偿平衡工作不够，有的线路无功缺口较大、运行功率因数低，环网率低、35KV变电站之间的10KV联络线过长，互供力不强，影响了供电可靠性和经济运行。
4、10KV配网功率因数低，无功补偿容量不足，配变负载率低。随着城市的发展，线路走廊与城市建设冲突加剧，矛盾突出，未合理规划电力建设走廊。
5、截止2008年底，全县还有20％的村社未进行农网改造，户表工程的实施在一定程度上解决了农民电价偏高的问题，但未能彻底解决农村的供电能力和用电质量问题，企业的安全生产和经营管理方面的压力较大。加之目前配网中20KVA小型配变较多，过载能力差，随着用户用电需求的增加，小型配变烧损风险大，使电能质量和供电可靠性得不到保障，增加了运行维护难度。
电力需求预测
3.1国民经济发展和电力需求分析
3.1.1国内生产总值与全社会用电量增长情况
表3-1 xx县历年GDP和用电量增长情况表
3.1.2历年电量负荷分析
为了更准确、客观地预测年用电负荷、供电量，首先对xx历史用电负荷及供电量进行收集、统计、分析，找出电量和负荷变化发展规律。然后
18结合xx经济发展现状，从而预测年最大负荷及供电量。
表3-2 xx县历年电量负荷分析表
以上负荷未含拉闸限电损失负荷，从上面的统计分析表不难看出：随着xx由传统的农业大县向工业大县的转变，城乡经济的高速发展以及农网改造、家电下乡政策对刺激电力消费成效的显现，用电负荷需求增长很快，特别是随着产业结构的不断优化和调整，城镇化建设步伐的加快，2007年以前最大负荷以年均11％的比例快速增长，2008年因受全球金融危机的影响，增速较慢。 3.1.3行业结构与电量变化分析
表3-3 xx县历年各行业用电量分析表
3.1.4产业产值单耗分析
表3-4 xx县各产业产值单耗分析表
3.1.5电量负荷恢复
2008年度，xx电网拉闸限电日共35天，主要集中在1、2月份，累计拉闸533条次，损失电量151.93万千瓦时，拉闸损失最大负荷3.18万千瓦，限电损失最大负荷0.43万千瓦。拉闸限电的主要原因一是因1月份冰雪灾害，造成重庆电网电煤紧张及外送入渝电力通道受阻造成整个重庆电网负荷紧缺。二是xx电网网架结构薄弱，当35kV输电线路停电检修时，电网特殊运行方式时，负荷将受限。 3.2电量预测
3.2.1增长率法
表3-5 增长率法电量预测结果
3.2.2弹性系数法
表3-6 弹性系数法电量预测结果
3.2.3分行业预测法
表3-7 分行业法电量预测结果表
223.2.4分产业预测法
表3-8 分产业法电量预测结果表
3.2.5电量预测小结
表3-9 不同方法电量预测结果汇总表
通过上述几种方法预测电量，可以看出到2015年，xx电网电量在增长率法下为最大，弹性系数法下最小，两者约相差10000kWh，但分行业预测和分产业预测法较为居中，年均增长10％左右。因此，根据预测方法比较情况、产业结构大调整情况、用电结构的改变情况，xx电网电量的增长采用按自然增长率年均增长
10％，比较符合xx的实际，并以此作为电网规划的基础。到2015年，电量按年均10％的比例增长，预测值为66000万kWh。
3.3负荷预测
3.3.1增长率法
表3-10 增长率法负荷预测结果表
3.3.2最大负荷利用小时数法
表3-11 最大负荷利用小时数法负荷预测结果表
243.3.3分片负荷预测
表3-12 xx县各分片历史负荷统计表
表3-13 xx县各分片负荷预测表
3.3.4负荷预测小结
表3-14 不同方法负荷预测结果汇总表
根据上述几种预测方法结果比较可以看出：到2015年，高限预测全县最大用电负荷15.8万KW，年均增长12％，电量为7.85亿KWH，年均增长13％；低限预测全县最大用电负荷为13.2万KW，增长比例为9％，电量为6.11亿KWH，年均增长9％。而预测比较接近的是：全县最大用电负荷14万KW左右，年均增长10％左右，综合比较分析认为：从招商引资已经落实的项目产能、市场前景、电量消耗情况，未来几年基础设施的建设进展情况，xx将凭借其优越的区位、便捷的交通、丰富的天然气资源，吸引大量负荷高、用电量大的化工、建材企业入住，用电结构将由传统的农业县居民用电占较大比重转为以工业用电占主导地位的工业县用电结构转变。负荷峰谷差将明显减少，负荷率将明显提高。因此，从年，用电负荷及用电量都将大幅度增长。根据预测方法比较情况、产业结构大调整情况、用电结构的改变情况，电力负荷的增长采用按自然增长率年均增长10％，比较符合xx的实际，并以此作为电网规划的基础。到2015年，最大负荷按年均10％的比例增长，预测值为14万KW。
3.4电量负荷预测结果
表3-15 电量负荷预测结果表
4.1 2009年在建项目
4.1.1 220千伏在建项目
4.1.2 110千伏在建项目
110kV澄溪变电站已开工建设，在日建成投运，主变初期容量为1×50MVA，最终规模为2×50MVA。 4.1.3 35千伏电网在建项目
新建35KV高峰输变电工程项目，09年启动建设，2010年上半年投运；投运后，可解决高洞双线双变的问题，满足高洞N－1的安全可靠供电要求。该站初期主变容量为1*5MVA。 4.2电力平衡
4.2.1电力平衡原则
根据《导则》中的相关技术标准，并结合自身电网情况，适当如下原则： 新建110kV变电站单台主变容量取40MVA或63MVA，本期规模为1台主变，在远景规划时根据实际情况适当考虑扩建为2台和3台主变；
新建35kV变电站单台主变容量取5MVA或6.3MVA，本期规模为1台主变，在远景规划时根据实际情况适当考虑扩建为2台和3台主变；
各电压等级电网容载比要求：110kV容载比为1.8～2.1；
35kV容载比为1.8～2.1。
4.2.2 110千伏电网电力平衡
表4-1 110kV电网电力平衡表
4.2.3 35千伏电网电力平衡
表4-2 35kV
电网电力平衡表
农村片区35千伏电力平衡
表4-3 35kV电网电力平衡表
城区片区35千伏电力平衡
表4-4 35kV电网电力平衡表
备注：规划在2012年，35kV桂溪变电站退出，由110kV桂南站和文毕站直供城区10kV电源。
年容载比曲线图
4.4电力平衡小结
表4-5 电力平衡结果表
高中压电网规划
5.1电网规划目标及技术原则 5.1.1电网建设与改造目标
1、为了适应xx经济发展及人民生活用电需求，必须加强电网电源点建设，解决xx电网的供电瓶颈后，重点考虑110KV网架建设和35KV变电站新增布点问题。
2、110KV线路、变电站延伸至各主要负荷片区，并逐步形成环网。合理布局110KV、35KV变电站，根据公司投资能力，结合用户的重要性、密集性、安全性逐渐增加变电容量和变电站数量，区别重点进行容载比的过渡，既考虑投资能力，又尽量满足供电可靠性及国家规程规定的容载比要求。优化网络结构，缩小供电半径，逐渐形成110KV双回线和35KV环网，实现每个变电站双线、双电源回路、两台主变运行格局，以满足N－1的供电准则。
3、10KV及以下配电网络的规划对城网以提高供电可靠性、运行经济性、安全性为重点，适度加强环网、手拉手、线路分段点、开闭所项目建设，并做好无功就地平衡规划，对于部分县城线路逐渐尝试开展配电网络自动化工作。农村电网以加快农网改造工程建设、完善未改造部分线路供电半径的调整，加强新农村电气化建设为重点，实现降低线损、提高电能质量和供电可靠性目标。
4、提高调度、通信、变电站自动化水平，35KV及以上新建或改造的变电站尽量采用综合自动化装置，逐步向少人值守、无人值守变电站方向发展，加强电网的科学化、规范化、信息化管理。 5.1.2电网运营目标
2015年末争取实现的电网运营指标： （1）综合电压合格率达到97.6%。 （2）供电可靠率（RS3）达到99.75% （3）综合线损率降到8%以下。5.1.3主要技术原则
变电站是电网中变换电压、汇集、分配电能的设施，主要包括不同电压等级的配电装置、电力变压器、控制设备、保护和自动装置、通信设施和补偿装置等。对于城市变电站而言，要求容量大、占地少、可靠性高、外形美观、噪音小和建设费用恰当。这些要求可以从简化接线、优化变电站容量、提高设备运行率以及进行恰当的变电站布置、选择恰当的相关设备等方面来实现。
在变电站的站址时，应遵循以下主要技术原则：
1. 便于进出线的布置，交通方便，并尽量靠近负荷中心； 2. 充分考虑出线条件，避免或减少相互交叉跨越； 3. 占地面积应考虑最终规模要求；
4. 避开易燃、易爆及严重污染地区及注意对周围环境和临近设施如军事设
施、飞机场、领航台的影响，并取得协议；
5. 远离通信设施，避免电网发生接地故障时变电站电位升高对临近通信设
施产生危险影响。无法远离时应通过计算和试验，必要时采取措施，实施由双方协商确定；
6. 防洪、防震、防台风等的有关规定；
变电站的建设规模应按两台或以上变压器配置，当一台故障停运时其负荷应自动转移至正常运行的网络及变压器，此时变压器的负荷不应超过其短时允许的过载容量，在缺乏数据的情况下一般可取过载率1.3倍，过载时间为2小时。变电站拥有2台主变时，每台负载率为50％～65％；3台主变时，每台负载率为67％～75％。
1、新建变电站原则按无人、少人值守变电站规划设计，现有变电站逐步改造为少人值班变电站。
2、新建站主变台数规划一般为2台，先期上1台，110KV变压器容量为40-63MVA，35 KV变压器容量为5-10MVA，变压器均选择节能型有载调压变压器。
3、重要供区110KV变电站110KV进出线不少于两回，35KV变电站35KV进出线也应不少于两回。
4、城区变电站10KV母线一般选择单母线分段带旁母接线，农村变电站10KV母线一般选择单母线或单母线分段接线。5、断路器选择无油化产品：六氟化硫或真空断路器。
对距离220kV变电站较远，或者220kV变电站间隔或线路走廊不允许的情况下，可就近选择合适的110kV变电站作为供电电源，两路电源可来自同一110kV变电站不同母线或不同110kV变电站。
保证上一电压级电网的供电容量能可靠的传输给下一电压级电网，具有合理的容载比；
下一电压级电网应能支持高一电压级网络； 高压配电网接线力求简化；
变电站继电保护应遵循以下技术原则：
1、继电保护配置根据情况，变电站将来的地位，尽量选用微机型继电保护设备，常规继电保护将逐步改造为微机保护，满足实现综合自动化功能要求。
2、微机保护应选用成熟有经验、功能完备的产品。在选用时尽量选用同一家或同类型的产品，要求同类产品具有兼容性，减少维护工作量和成本。
通信系统应遵循以下技术原则：
1、完善现有的光纤网络，并逐步形成环网。新建站应考虑上光纤，已形成光纤环网的站点的载波设备向其他地方调整。
2、在地调与县调，县调与110KV变电站、35KV变电站之间用载波作为备用通道。
3、配置专用的通信电源，保证调度通信远动的可靠性。
4、将我公司内部的程控交换机与市公司、县电信局程控交换机联网，统一编号。
5.2输变电工程建设项目
5.2.1变电站规划 110kV变电站规划
（1）110KV新民开关站站改建为变电站项目：09年启动前期工作，争取2010年下半年建成投运。主变初期容量为1×40MVA，最终规模为2×40MVA；35KV桂沙线和文周线开∏接入，作为沙坪和周家变电站的主供电源，同时可作为桂南、文毕（含桂溪）特殊运行方式下的备用电源；10KV就近供县城北转盘以外和新民镇周边负荷，为待建的桂北新城提供电源，解决县城北部长期供电能力不强、电压质量差、潮流分布不合理的现状，形成比较明朗的xx北部供电片区。
（2）110kV文毕变电站改扩建项目：将原20MVA主变更换为63MVA一台，主变容量一期1×63MVA+1×31.5MVA、最终2×63MVA；新架110KV桂文二线约7km，改造文毕站110KV出线间隔，由现在的三个间隔改造为五个间隔，增设110KV线路保护屏和监控屏；一次设备扩容改造、断路器无油化改造、保护装置微机化改造。规划在2011年实施，主要满足朝阳工业园区快速发展，负荷增长的需要。文毕变电站作为当时的涪陵地区扶贫项目，站址紧邻xx县城，于1990年建成投运，是我县最早建成的110KV变电站，原由涪陵龙桥电厂的110KV龙文线供电，于2004年8月与涪陵电网解网开断后，现由桂南110KV桂文线供电。现有2台主变，总容量为51500KVA， 110KV为外桥接线，进出线间隔2个；35KV为单母线分段接线，出线间隔5个，现有4回35KV出线；10KV为单母线分段接线，出线间隔6个，现已有5回出线。担负着向xx境内东部、东北部、东南部（xx区域的一半）的35KV周嘉、坪山、高安、杠家四个变电站和县城部分10KV线路供电的任务。
文毕站由于投运时间较早，许多设备老化陈旧、绝缘水平和健康水平偏低，防误装置落后，全部开关设备均为油断路器。110KV为单母线分段、外桥接线，35KV、10KV母线采用单母线分段的接线方式，110KV为单电源，供电可靠性较低；保护装置是常规电磁保护，其可靠性、灵敏性较差。两台变压器分接头电压档位压差较大，不适宜于并联运行，运行方式不灵活，不利于负荷分配和负荷转移。且两台变压器都是无载调压，运行很不经济，对整个供区内的电压质量的控制、调整很困难。电压波动超出允许值，要调整时整个片区需要停电才能进行，从而影响了供电可靠性。也造成供电区域内中枢点母线电压和居民客户端电压合格率较低，无法满足国网公司对外承诺的电压合格率和可靠性指标要求。供区内还有高安、中堡滩、磨滩、码头滩等几个xx本土装机容量较大的径流式电站上网，如果经常停电调压，倒闸操作麻烦，不利于安全生产，在丰水期还将造成弃水，损失发电量，降低了供电可靠性和经济效益。
最近几年文毕变电站负荷增长较快，平均增长率为13.5%，容载比逐年降低，不能满足N-1安全供电准则及容载比要求。特别是文毕变电站作为重庆市级工业园区―朝阳工业园区（规划面积8平方公里）的主供电源（变电站处于园区内），随着园区建设步伐加快及招商引资工作的落实，外来企业不断入驻，电力负荷显著增长，装接容量为1万kVA的重庆祥华平阳风力发电设备厂将于2009年下半年投产，其对供电可靠性和电能质量将提出更高的要求。再加上文毕变电站紧邻县城，处于负荷中心，为了提高供电可靠性，降低网损，简化电压等级，按照县城电网改造思路，县城电网的10KV负荷将逐步转移为110KV变电站直供。文毕变电站的负荷将会增长很快，10KV出线间隔也急需增加，因此非常有必要对文毕变电站进行改造扩建。
（3）110kV澄溪站新增2＃主变：新增1台50MVA主变，完善35kV及10kV出线间隔。计划在2011年实施。
(4) 35KV高峰站升压为110KV站：（主变容量一期1×40MVA、最终2×40MVA）。高峰质发电厂装机容量2×1.2万kW，将从高峰变电站上网。项目拟从220KVxx站新建2回110KV的LGJ－300线路作为主电源，与文毕站通过110KV龙文线（文峰段）联络，解决文毕站的双电源问题。项目计划在2012年实施，建成后作为坪山、杠家站的主电源、高洞站的备用电源。
35kV变电站规划
（1）新建35KV白家变电站（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA），新建35KV高白线（导线选择LGJ－185）。计划在2010年实施。
（2）杠家变电站35kV进线间隔改造（2个35kV间隔）和35kV高峰―杠家线新建（导线选择LGJ－185），解决杠家、高安双电源问题。计划在2010年实施。
（3）周家变电站35kV双线改造、沙坪变电站35kV备用进线间隔安装电气设备（土建项目已经实施）、新建35kV周沙线（导线选择LGJ－185），以满足周家、沙坪变电站的双线双变问题。计划在2011年实施。
（4）坪山变电站35kV进(出)线间隔改造项目（同步增加1台变压器，进行综合自动化改造）。按110KV线路技术标准要求，新建两段线路将110kV龙文线接入高峰站和坪山站（导线选择LGJ－120），并降压运行，以满足坪山变电站的双线双变问题。计划在2011年实施。
（5）新建35kV裴兴输变电工程（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA）、新建35kV坪裴线（导线选择LGJ－120）。计划在2014年实施。主要解决电能质量、供电半径、供电可靠性和兼顾负荷增长的问题。
（6）新建35kV太平站（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA）、利用35kV桂（南）澄（溪）线路开∏接入，提供双电源。计划在2014年实施。主要解决电能质量、供电半径、供电可靠性和兼顾负荷增长的问题。
（7）新建35kV永安输变电工程（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA）、新建35KV新永线（导线选择LGJ－120）。计划在2015年实施。主要解决电能质量、供电半径、供电可靠性和兼顾负荷增长、及小水电上网对10kV线路电压质量的影响问题。
5.2.2“十二五”逐年网架规划
高压网架要求
110KV线路、变电站延伸至各主要负荷片区,合理布局110KV、35KV变电站，优化网络结构，缩小供电半径，逐渐形成110KV双电源、35KV环网，实现每个变电站最少有两条高压电源进线、两台主变，以满足N－1的安全供电准则。 基本接线模式分析
为达到规划期内，实现电网坚强、供电可靠性较高的县级电网。将采用以220KVxx站为电源点，110KV电网采用引自220KVxx站不同母线的环式“N-1”接线模式；5座110kV变电站形成明显供区范围，35KV电网采用引自不同变电站的环式接线模式。
导线截面选择
根据经济电流密度，机械强度选择导线截面；导线型式以架空线为主，在进出线受走廊等条件限制时可采用杆（塔）架设或电缆铺设；新建变电站电源线路原则上不少于2回。导线截面选择按全寿命周期进行比选，导线截面选择原则上不小于120平方毫米。
逐年网架规划
2009年，110kV澄溪变电站建成后，将形成比较明显的110kV供区，降低了我县电网长期仅依靠110kV桂南变电站提供单一电源的停电风险。
2010年，110kV新民变电站建成后，将担负我县北部35kV及10kV供电的主要任务。
2012年，35kV高峰变电站升压为110kV变电站后，我县110kV供区将更趋明朗，将形成新民变电站供县城北部及周嘉、沙坪两个35kV站；桂南、文毕站供县城及东部的35kV高安站；澄溪站供xx南部及35kV高洞、白家站；高峰站供东南部及35kV坪山、杠家站，供区划分趋于合理。
5.2.3逐年输变电工程建设项目
2010年电网新建方案
（1）110KV新民开关站站改建为变电站项目。
（2）新建35KV白家变电站，新建35KV高白线（导线选择LGJ－185）。
（3）杠家变电站35kV进线间隔改造（2个35kV间隔）和35kV高（峰）杠（家）线新建（导线选择LGJ－185）。
2011年电网新建方案
（1）110kV文毕变电站改扩建和110KV桂文二线建设项目。
（2）周家变电站35kV双线改造、沙坪变电站35kV备用进线间隔安装电气设备（土建项目已经实施）、新建35kV周沙线（导线选择LGJ－185）。
（3）新建35kV坪白线，解决35kV坪山站和白家站双电源问题。
（4）110kV澄溪站新增2＃主变。
（5）35kV文周线、桂沙线开∏接入110kV新民站。
2012年电网新建方案
（1）35KV高峰站升压为110KV站， 拟从220KVxx站新建2回110KV的LGJ－300线路作为主电源，与文毕站通过110KV龙文线联络，从而解决110kV文毕站的双电源问题。
2013年电网新建方案
（1）坪山变电站35kV进(出)线间隔改造项目。按110KV线路技术标准要求，新建两段线路将110kV龙文线接入高峰站和坪山站（导线选择LGJ－120）。 2014年电网新建方案
(1)新建35kV裴兴输变电工程（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA）、新建35kV坪裴线（导线选择LGJ－120）。(2)新建35kV太平站（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA）、利用35kV桂（南）澄（溪）线路开∏接入，提供双电源。
2015年电网新建方案
（1）新建35kV永安输变电工程（主变容量一期1×5MVA、最终2×5MVA）、新建35KV新永线（导线选择LGJ－120）。
5.3其它专项规划
5.3.1无功规划
根据《电力系统电压和无功电力技术导则》、《电力系统电压和无功电力管理条例》及其他有关规定，按照电力系统无功优化计算结果，合理配置无功补偿设备，提高无功设备的运行水平，做到无功分压、分区就地平衡，改善电压质量，降低电能损耗。
表5-1 xx供电公司无功规划表
5.3.2调度自动化规划
(1)2010年，坪山变电站站端RTU改造，需资金30万元左右。2010年，周家变电站站端RTU改造，需资金30万元左右。
(2)2011年，澄溪变电站站端RTU改造，需资金30万元左右。
2011年，桂溪变电站站端RTU改造，需资金30万元左右。
(3)2012年，文毕变电站站端RTU改造，需资金45万元左右。
(4)2013年，主站端应用软件系统（PAS）改造，需资金45万元左右。
(5)2014年，主站端调度员模拟培训系统（DTS）改造，需资金100万元。
(6)2015年，调度自动化主站端系统升级，需资金30万元。
5.3.3继电保护、安全自动装置规划
说明:上表各项指标未计划新建变电站项目。未考虑安控装置的配置。
5.3.4信息规划及通信网规划
通信专业：
1.2009年，对公司行政交换机进行改造，容量400线，需资金45万元。
2.2010年，新建110KV文毕站－35KV高安站ADSS光纤通信线路24芯12KM及通信设备,需资金50万元左右。3．2010年，新建110KV澄溪站－35KV澄溪站ADSS光纤通信线路24芯4KM,需资金16万元左右。
4．2010年，新建调通中心－110KV澄溪站－35KV澄溪站光传输设备系统，需资金70万元左右。
5．2010年，新建110KV新民站－35KV沙坪站ADSS光纤通信线路24芯12KM及通信设备,需资金52万元左右。
6．2010年，新建35KV沙坪站－35KV周家站ADSS光纤通信线路24芯14KM,需资金在56万元左右。
7．2010年，新建调通中心－110KV新民站－35KV周家站光传输设备系统，需资金44万元左右。
8．2010年，新建110KV澄溪站－35KV高洞站ADSS光纤通信线路24芯14KM及通信设备,需资金在58万元左右。
9．2010年，新建35KV高洞站－35KV白家站ADSS光纤通信线路24芯13KM及通信设备,需资金56万元左右。
10．2010年，新建35KV坪山站－35KV白家站ADSS光纤通信线路24芯15KM及通信设备,需资金64万元左右。
11．2010年，新建调通中心站－35KV高峰站光传输设备系统，需资金31万元左右。
12．2010年，新建35KV高峰站－35KV杠家站ADSS光纤通信线路24芯10KM及通信设备,需资金44万元左右。
13．2011年，新建35KV高峰站－35KV坪山站ADSS光纤通信线路24芯16KM,需资金64万元左右。
14．2011年，新建35KV高峰站－高峰供电所ADSS光纤通信线路24芯3KM及通信设备,需资金16万元左右。
15．2011年，新建35KV坪山站－鹤游供电所ADSS光纤通信线路24芯3KM及通信设备,需资金16万元左右。
16．2011年，新建35KV周家变电站－中堡滩电站ADSS光纤通信线路24芯6KM,需资金24万元左右。
17．2011年，新建调通中心站－中堡滩电站通信设备系统，需资金15万元左右。
18．2012年，新建35KV高峰站－35KV高洞站ADSS光纤通信线路24芯18KM,需资金72万元左右。
19．2013年，新建35KV高安变电站－35KV杠家变电站ADSS光纤通信线路24芯11KM及通信设备,需资金46万元左右。
20．2014年，新建110KV新民站－110KV文毕站ADSS光纤通信线路24芯14KM,需资金56万元左右。
21．2014年，新建110KV新民站－35KV周家站ADSS光纤通信线路24芯24KM,需资金96万元左右。
22．2015年，新建35KV坪山站－35KV裴兴站ADSS光纤通信线路24芯12KM,需资金62万元左右。
23．2015年，新建35KV新民站－35KV永安站ADSS光纤通信线路24芯19KM,需资金90万元左右 信息专业：
1．2010年，站所网络交换机实现可网管，需资金25万元。 2．2011年，改造机房电源系统，需资金20万元。 4．2012年，实现信息网络核心交换冗余，需资金10万元。 5．2013年，汇聚层网络设备冗余，需资金20万元。 6．2014年，网站建设，需资金20万元。
7．2015年，完善公司网管系统，需要资金20万元。表5-2 变电项目建设汇总表
表5-3 输电项目建设汇总表
中低压配电网规划
6.1低压配网规划目标及主要技术原则 （1）规划目标
以提高供电可靠性、运行经济性、安全性为重点，适度加强环网、手拉手、线路分段点、开闭所项目建设，并做好无功就地平衡规划，对于部分县城线路逐渐尝试开展配电网络自动化工作。
（2）主要技术原则
1、10KV城市配网应以城市道路为依托，主干道和次干道均应有架空线路或电缆敷设的位置。城镇主要街道10KV线路原则上考虑用绝缘架空电缆，高压下线采用电缆进入配电室，低压弱电线路不得寄挂。
2、各10KV配网应根据负荷预测和电网规划现状分供电范围，分为若干独立的配电网，按各片管辖区域明确供电范围，尽量避免交错重叠。实在不能分开的，可装设带计量装置的负荷开关。
3、县城10KV线路采用先进技术手段、高性能产品尽量形成环网和手拉手供电格局，并考虑在未来的5―10年内，对条件较好的线路逐步实现配网自动化功能。
4、农村各乡镇要求至少一回10KV线路单独供电。
5、对线路维护难度大和受客观条件限制的地区，可以采用绝缘架空线路或电缆线路。
6、在负荷集中的地区适当建立开闭所，开闭所的接线方式采用单母线分段接线，电源进线考虑两回，取于不同变电站或同一变电站的不同母线段。
7、10KV配电网导线的截面选择要考虑能在10年内负荷增加裕度，不再改造，架空主干线截面城镇应为120平方毫米及以上，农村为95平方毫米及以上。
8、配网无功潮流规划应按照电网电压等级或分供电区域平衡，实现无功补偿装置按负荷自动投切，功率因数大于0.90的原则进行。
9、保证供电质量，对配电网络线路的供电半径控制在国家技术标准之内：城区10KV配电网络不超过4公里，低压配电网络为200-300米。农村10KV配电网络不超过10公里，低压配电网络为600米。
10、充分采用新技术，应用成熟的新材料和新设备，不再使用已淘汰或即将淘汰的产品。
11、新增柱上变压器的设计原则是：小容量，多布点，减少供电半径。柱上变压器应靠近负荷中心，容量一般不超过315KVA，受地形或外界环境限制时，可考虑使用400KVA变压器。在负荷密度大，人口稠密且不能新增柱上变压器的城区，宜将变压器移入户内。
12、为降低电网线损和有效控制电压质量，电网无功补偿应采用变电站集中补偿与用户端就地补偿相结合的方式，10KV线路可采用无功分散补偿方式。在配电房的低压配电屏中配置低压并联电容器柜。电容器按配变容量的20%～30%选择并能自动投切。
13、专用用户无功就地补偿，要求使其功率因数在无功高峰负荷时达到《电力系统电压和无功电力管理条例》的规定，且具有按功率因数自动投切的功能。 6.2低压配电网网架规划
6.2.1建设改造思路
配电网建设与改造应通过优化电网结构、消除电网薄弱环节、节能降耗，提高电网供电能力和供电可靠性，达到建设坚强电网的目标。逐步实现电网接线规范化和设备标准化，主要网架满足电网中期规划发展的目标。 6.2.2接线模式
根据变电站的布点，构造一个或多个相互独立的环网开环运行，各开环点即为各变电站的供电范围分界点。城市地区配网环网率达到80％，在任一环网线路失去电源后，能达到该线路的重要用户不停电要求。
每个环网有相对独立和明确的供电范围，一般不交错重叠，供电区域的划分可随情况的变化适时调整，严格控制网状接线和多重环网。
在没有条件进行环网的农村地区线路或只带少量负荷的分支线上，采用放射形接线，放射型分支线路分支点加装柱上分界断路器。 6.2.3网架结构
1、县城电网规划方案：
由于县城是全县的经济文化中心，用电负荷密集。而xx县城电网结构比较薄弱，电能质量较差，供电可靠性较低。因此必须合理规划县城电网，加快老城区改造和县城新区的电网建设。在以桂溪为中心，桂南、文毕向城区供电的网络格局下，逐步形成坚强的10KV分区域供电的“手拉手”式的配电环网构架，增强转移负荷的能力，以满足城市发展对电力的需求。并采用技术先进的一、二次设备，逐步实现县城光纤通信环网，实现配网智能化监控。把xx县城电网建设为布局合理，供电能力强，供电质量高，自动化程度高的现代化配电网络。
2、农村电网规划方案：
农村电网改造后，直抄到户，基本解决农村用电设备老化、不安全、电价高等老大难问题。但由于资金等多方面的原因，农村电网改造还不很彻底，农村电网依然存在电网供电半径大、电能质量不好和电能损耗较大的老问题。随着乡镇企业大量涌现，农村城镇化水平逐步提高，农村的负荷水平和负荷密度将有较大的提高。农村电网规划按农网建设与改造技术要求，以35KV变电站为电源中心，主干电网辐射状供电，原则上每一乡镇一回线供电；重要用户由35KV站间建10KV线环网供电；低压配电网供电半径原则上不超过500m。 6.3低压配网输变电工程建设项目
6.3.1 10千伏配网建设项目
（1）完善新建的变电站10kV配套送出及相关线路的加大改造、负荷切改、供区、供电半径调整。
（2）完成10kV主干线的改造。
（3）根据县城及场镇规划发展情况，完善配套的10KV配电网络项目。 配网自动化
从2010年开始，逐步开展配县城及重要集镇配网自动化建设工作，规划期内估算投资1020万元。 6.3.2 400V及一户一表规划 400V电网规划
400V低压配网的结构应简单可靠，采用以柱上变或配电室为中心的放射式结构。县城及场镇地区配变台区低压线路供电半径不超过250m，特殊情况不得超过400米。农村地区配变台区低压线路供电半径不超过500m，特殊情况下不超过700m。 一户一表规划
城区居民照明未实现一户一表的逐步实现一户一表，农村因实施了户表改造，现基本为一户一表供电，今后新增居民照明一律按一户一表规划。 6.3.3低压无功规划
xx电网配变无功补偿容量为1.69万千乏，补偿率不足配变容量的10%。一期农网改造以前的配电台区没有采用无功补偿装置。由于配变分布不合理使得补偿装置分布不合理。要实现“分级补偿，就地平衡”，还有较大的容量缺口。
表6-1 低压配网项目建设汇总表
投产计划及投资分析
7.1电网建设项目的单位工程造价
输变电工程造价
7.2 年分年投产计划及投资估算
表7-2 xx电网“十二五”期间分年度投资表
表7-3 xx电网“十二五”期间变电投资明细表
表7-4 xx电网“十二五”期间线路投资细表
7.3效益分析
7.3.1、投资财务经营状况分析：
在考虑所得税的情况下，按照基准折现率为8％时计算，净现值为1021万元，但是投资回收期为大于12年，实施投资后负债比率增幅较大，财务风险较大，因此必须调高售电单价，有效节约成本，谨慎处理好投资与筹资的关系，才能取得投资效益。
7.3.2、电网建设效果
电网规划项目2015年实施完成后，将极大地完善xx电网结构，改善电网不合理现状，使xx电网结构合理，网络完善，增强供电能力，提高供电可靠性，电压质量，有效降低网损，电网安全、可靠、经济运行；满足地方经济发展对电力的需求，对地方经济建设提供长效持久的能源保障，为促进xx产业化、工业化、城镇化发展进程，实现富民升位、全面实现小康发挥支持作用，其社会效益突出。
第八章 主要结论及建议
一、规划期内35KV及以上输变电项目
根据xx县经济发展及规划，结合xx县供电负荷现状，预测电力负荷及用电情况，经电力平衡，确定规划期电网建设项目：35kV升压为110KV变电站1座，新增变电容量40MVA；改建新民开关站为变电站，新增变电容量40MVA；增容改造110KV文毕变电站，新增变电容量为43 MVA；新建110KV线路42公里。新建35KV变电站4座，新增变电容量20MVA；新建和改造35KV线路121公里。
二、规划项目投资
年高低压电网项目总投资31553万元（未含建设期利息），其中110KV及以上项目投资9500万元，35KV项目投资8500万元，10KV及以下项目投资12000万元，通信、调度、配网自动化投资1553万元。
三、电网规划、建设建议
1、加大与地方职能部门的联系协调，使规划得以顺利实施。
2、实施一县一司一网体系，一县一供区，理顺县域供区内多个供电商，多网交叉供电的问题，促进网络的完整性，供电的安全性及经济性。
年35千伏及以上电网规划建设项目表
年10千伏及以下配网规划建设项目表}