科学规划建设电网实现城配农电网联动发展调研报告

1、科学规划建设电网实现城配农电网联动发展调研报告【调研必要性】随着淮北地方经济快速发展、新老城区扩容改建，地方采矿业蓬勃发展，政府招商引资力度加大，新的工业园区正在兴起，负荷增长日益加快；尤其是淮北地区一类负荷所占比例较大，达到65%，对供电可靠性要求较高；而淮北地区城配网和农网电源点分布不均，电网结构单薄，部分片区供电不能满足N-1原则要求。十六届五中全会提出了建设社会主义新农村的重大历史任务，党的十七大再次明确指出服务于三农的各项具体政策，这是推进全面建设小康社会和现代化进程的一项重要战略举措。国家电网公司适时召开了“新农村、新电力、新服务”工作会议，制定了国家电网公司服务社会主义新农村建设

2、工作的指导意见。要求我们对农电系统的现实状况和发展目标做出充分的分析与判断，对农电系统的技术发展现状、存在问题进行深入探讨。主网与城配网、农网结构不尽合理，一方面说明了电网规划建设超前意识不够，没有充分谋划，科学决策，面对当今的用电需求，手段单一措施不足；另一方面说明了地方政府对电力事业重视不够，没有超前谋划、超前规划建设地区电网，政策支持力度不足，没有给予供电企业提供良好的外部环境，以满足电力事业发展的需要。经济发展，电力先行。面对日益突出的供用电矛盾，必须对电网规划建设高度重视，对地区电网进行规划和优化，深入研究科学决策，实现淮北地区城配农网联动发展，为淮北地方经济发展提供充足的能源。&#

3、160;一、调研目标为学习贯彻落实科学发展观，科学规划淮北电网，合理安排电网建设项目，实现公司“一强三优”战略目标，建设坚强的淮北电网；按公司调研计划，由李淮海副总经理带队，生产、营销、调度、计企部、基建五部门组成调研小组，深入实际，分别对淮北市配电中心、市郊所和濉溪县供电公司进行了现场调查，广泛了解淮北地区城网、配网和农网现状，发现电网规划建设中存在的一些问题。现从淮北地区电网规划角度，对本次调研情况进行深入分析探讨，就淮北地区城配网、农网规划建设存在的问题提出意见和建议。二、调研方法 本次调研采取方法是：首先听取被调研单位对所辖供电区域电网现状进行汇报，重点了解配网存在的问题，了解淮北地区

4、配电网络规划建设存在的不足和突出的矛盾，采取的主要措施和存在的困难；其次是走访大客户，现场查看工业园区和规划园区，按照调研计划，让被调研单位填写重点在建、规划建设项目登记表，了解用电需求，为本次调研提供依据。三、 主要调研结果 （一）淮北城配网调研情况1、现状与规划淮北地区电网是安徽皖北电网的一部分，地区内有大唐淮北电厂、淮北国安公司两大主力电厂，2007年底总装机容量为151万千瓦，另有装机总容量为13.85万千瓦的8座自备矸石电厂并入电网运行。2008年底，淮北电网有供电变电(所)站22座，总变电容量270.3万千伏安，其中500千伏变电所1座，变电容量75万千伏安，220千伏变电站4座，

5、变电容量105万千伏安；110千伏变电站10座，变电容量77.3万千伏安；城配网35千伏变电站8座，变电容量18万千伏安；35千伏220千伏输电线路共47条，总长度930.272千米。2008年，淮北市城配网有10kV配电线路57条，长度229千米。配电变压器726台，总容量294.345MVA。 柱上开关共308台，分支箱117台。专变540台，总容量192.315MVA。2008年淮北市全社会用电量32.61亿千瓦时，同比增长8.89，统调最大负荷47.5万千瓦。（1）淮北市电力负荷和用电量增长情况（2001-2007）淮北市近五年工农业，特别城市和矿业得到了快速发展，用电量显著增长。20

6、07年全社会用电量为29.95亿千瓦时，比2006年增长了15.4%，购网电量为25.78亿千瓦时，比2006年增长了16.46%，最大负荷46.03万千瓦，比2006年增长了15.08%。2001-2007年 淮北地区用电量、最大负荷增长情况 单位:万千瓦时、万千瓦年 份20012002200320042005200620071、全社会用电量181669193598200878219089238312259519299484增长率%3.686.573.769.078.778.915.42、购网电量152348159360166696180468201829221388257830增长率%0.

7、584.604.608.2611.849.6916.463、负荷25.729.230.631.8438.8040.046.03增长率%-2.813.624.804.0521.863.0915.08（2）地区电网结构特点淮北地区电网是以大唐淮北电厂和淮北国安公司为主电源，以五里郢、纵楼、南坪、杨柳4个220千伏变电站和大唐淮北电厂为电源点，对淮北市全部及宿州部分110千伏及以下变电站供电。淮北地区电网因地理南北狭长而自然形成以五里郢、纵楼为北部和以南坪、杨柳为南部两大部分电网。北部电网主要担负着市区、濉溪县城及矿区和肖县、砀山供电任务，南部电网主要担负着濉溪县南部及矿区和宿州六里、电气化铁路供电

8、任务。110千伏电网基本以两端或双线供电，开环运行的辐射型电网。地区存在众多余热、煤矸石小电厂接入地区35千伏及以下电网运行。（3）地区电网与邻近周边电网的关系淮北地区电网通过220千伏大唐淮北电厂至涡阳双回线、南坪至蒙城双回线、淮北国安公司至高湖双回线和杨柳至至蒙城线与亳州、蚌埠电网相联；通过220千伏淮北国安公司至姬村双回线及南坪至至姬村线，与宿州中部电网相联；220千伏电网通过500千伏濉溪变与500千伏省网保持电磁环网运行。淮北地区110千伏电网通过110千伏赵毛、海涡、宋北、南六、南宿线路与江苏省徐州电网、亳州、宿州电网存在着弱联系。淮北地区35千伏电网通过35渠新线与河南永城电网存

9、在着弱联系。2、存在问题目前淮北仅有4座220千伏变电站，分别为北部的纵楼变电站、中部的五里郢及南部的南坪和杨柳变电站。220千伏电源点分布不够合理，中部的五里郢变电站负担地区发展最快的三区一县的城区5座110（35）千伏变电站的供电任务，负荷重、负荷性质重要，供电压力大。北部电网仅靠一座纵楼变电站, 负担段园及萧县的4座110千伏变电站的供电任务，比较薄弱，结构不够合理。根据淮北市“十一五”规划，淮北市区的东部及东南部地区近年将有很大发展，目前该地区无220千伏电源点。淮北地区110千伏电网经过近10年来的建设和改造已经得到了加强和完善，从原先单纯满足矿区生产需求110千伏网架结构，逐步过渡

10、到既满足矿区生产需求又满足本市产业结构带来的多元化需求及城区供电迅速增长的需求。但从电网运行的灵活性、可靠性看，目前的110千伏地区电网仍存在一定不足。（1）目前，110千伏地区电网总体上看还只是属于分片辐射网，加上一些局部小环网。主要辐射电源点为220千伏五里郢变电站、纵楼变电站、杨柳变电站及淮北电厂110千伏母线。没有形成全地区、特别是市城区的110千伏供电环网，因而影响了电网运行的灵活性和可靠性，制约了本地区城市供电可靠性的进一步提高。（2）由于淮北市地域特点、产业结构特点及用电负荷分布的不均匀，今后若干年仍是城市及其周边地区110千伏电源点缺乏导致220千伏电源点不足。（3）由于淮北市

11、域南北长、东西窄，过于悬殊，且与宿州市地域相互交错，难以形成完整的110千伏地区电网。（4）110千伏网架不尽完善。目前地区电网仅城市中部110千伏电网，借助于淮北电厂110千伏母线形成了单环网，而中南部的110千伏四铺变电站仅单回110千伏电源线路，不能满足可靠性要求。随着淮北市招商引资力度的加大，城区中心、东部、东南部和西部负荷将快速增长，城区相山北部地区、东部政务新区、西部、东南部及龙湖、凤凰山、濉溪、烈山陶瓷等工业园区缺少110千伏电源点。（5）配网网架结构不完善，老旧设备较多，离坚强配网差距较大。设备检修与供电可靠性矛盾突出。 目前，有15%的电缆、变压器，真空断路器试验超周期。（6

12、）配网建设工程任务重。近几年城配网工程量成倍增长，工区管理力量不足，优质工程少、速度跟不上日益增长的用电需要。电网建设所面临的外部环境日益复杂，民事协调难，政府协调难上加难。（7）淮北城配网与主网、农网与主网规划不同步、建设不协调。存在主网规划建设超前，城配网和农网规划建设缓慢，不同步现象。例如110千伏矿山集输变电工程，该变电站2008年已经投产，目前仍没有负荷，主设备处于空运状态，电量损耗较大，造成资源浪费。主要原因是城配网未能及时建成投运，负荷不能及时转移至该变电站。（8）城配网规划建设资金紧张，缺口较大。由于过去对配网规划建设不够重视，在城市总体规划中没有详细规划设计，常常是先有负荷，

13、再考虑建设配电网，往往因没有提前规划，资金不足，受设备容量限制，最终出现配网设备过负荷运行，安全隐患较大。3、采取措施（1）单相箱式变推广成效显著慢城小区08年10月31日投入18台单相箱式变，标志着淮北配网单相变推广应用工作迈入了一个新的阶段。单相变容量小，相同负荷变压器台数就多，影响景观，推广困难。针对这种情况，工区自行研制出与低压分之箱合为一体的单相箱式变，体积小美化景观，离负荷点近节约电缆，建设费用将降低20，同时电能损耗也将显著降低。（2）标准化线路和台区建设完善了配网工程建设和验收标准16个，建成10KV张寨南路三回路、长山南路四回路、，仁和小区二回路标准化线路，其中仁和小区二回线

14、路用户出资建设，在全省起了示范作用；建成标准化台区20个。（3）以配网运行维护为中心，大幅降低线路跳闸率以运行维护为中心，积极开展红外测温工作，共计测温6200处，发现缺陷113处，处理113处；常规巡视540条次，发现缺陷56处，处理56处。进行业扩现场勘查92处，完成工程验收51处，接收客户移交配变160台。悬挂标识牌800余块，修剪树障690余棵；新增或更换缺陷配变47台；改造高低压线路8.2千米，使配网健康水平得到了一定的提升。（4）2007年42条线路共计跳闸33起，2008年55条线路共计跳闸33起，同比跳闸率降低20%；2007年536个配变台区，包括表箱高低压故障1693起，2

15、008年716个配变台区，包括表箱高低压故障1621起，同比故障率降低14%。2008年53条配电线路和716个台区无一过负荷，在安全可控下运行。（5）对于城配网建设资金不足问题，可采取多渠道筹资办法加以解决。一方面按正常渠道向上级反映，利用技改网改资金、低维费等；也可以借助地方政府给予财政补贴，或者无息贷款的投资方式；条件具备的情况下，也可考虑第三方融资方式，充分发挥利用拆资、借贷等投融资方法募集资金，解决配网建设急需资金，发挥主网配网联动效益，实现主网配网农网联动发展。4、遇到的困难从市郊所及濉溪县公司反应情况分析，主要存在以下困难：（1）城配网及农网投资不足。各级供电公司和地方政府对城配

16、网及农网投资缺口较大，一二期农网城网改造总投资约3亿元人民币，而2000-2008年城配网及农网新建改造需资金5亿元。（2）电力企业作为公共基础产业，长期以来，地方政府几乎没有对电力企业投资过，仅靠电力企业自身有限投资，造成电力设施规划建设相对地方经济发展滞后。（3）煤矿、水泥、化工等行业专线专变投资较少，设备陈旧落后，线损较大，供电可靠性较差，企业发展受到影响。（4）老城区规划建设不合理，道路狭窄，违章建筑较多，而老城区商业较发达，负荷增长迅速，需整改的电力设施较多，配变需增容，线路需改造，由于拆迁、用地、绿化等因素，给老城区电网改造带来诸多困难。（5）新城区在整体规划中，有的地块规划建设没

17、有充分考虑电力设施布局问题，这给将来市区供电选址选线造成被动局面。（二）淮北农网调研情况1、现状与规划截止2007年底，濉溪县境内现有淮北供电公司管辖110千伏及以上电压等级的变电站共7座作为濉溪供电公司11座35千伏变电站的供电电源，其中220千伏变电站3座，总变电容量720兆伏安；110kV公用线路75.324千米/5条。35千伏公用变电站11座，其中乡镇变电站9座，县城变电站2座，双电源供电变电站8座，总变电容量133.25兆伏安；35千伏输电线路18条，总长160.667千米。35千伏用户变13座，总变电容量175.5兆伏安；35千伏用户线路14条，总长182.884千米。10千伏公用

18、配变1965台，总变电容量113.251兆伏安；用户变1018台，变电容量118.455兆伏安；10千伏公用线路1225千米/85条，用户10千伏线路339.2千米/72条；0.4千伏线路5039.4千米。2008年全社会最大供电负荷13.79万千瓦，全社会用电量5.62亿千瓦时。2、存在问题（1）农网科技发展的长效投资机制没有形成，限制了农网科技工作的可持续发展。农网改造工程结束后，由于没有持续的资金投入，农电企业缺乏自我积累发展的机制，建设改造资金短缺。    （2）农网科技进步管理体系和激励机制还不够健全和完善，农网系统、科研机构、生产企业等各方面

19、的积极性和优势没能得到充分的调动，针对农网系统生产运行和建设运营中存在的热点、难点问题进行的研究开发项目较少，一些难点问题不能得到及时解决。    （3）现有的农网科技队伍，还不能满足农网科研开发、推广应用新产品、新技术的要求。由于农网的行业特点，其对科技人员的数量和专业面要求都很宽广，科技队伍建设已成为制约农电技术进步的主要因素。    （4）农村电网相关技术标准、工作标准、管理标准不够健全。淘汰、制定、修改农电相关标准的工作任务相当大，目前投入的人力、物力与实际需要差距较大。   

20、 （5）农村电网信息化建设没有统一的规划和规约，重复开发、孤岛运行，造成资源浪费。    （6）随着濉溪城乡经济发展迅速与招商引资工业园区的建立，负荷增长较快，如刘桥工业园区、四铺的煤矿和铁矿、古饶、岳集地区都缺乏有力的电源支持，一定程度上制约了当地的经济发展，需增加电源布点。濉溪地区东南部陈集、任集片35千伏供电半径较大，电压质量得不到保证。（7）部分35千伏线路线径细、供电半径大，影响了线路输送能力，造成线路线损偏高，且供电安全性和可靠性不高。如郝家沟503线路前段（原3542老线路）和浍双392线路，导线截面均为50mm2。（8）变电站主

21、变容量小，负荷高峰时主变“卡脖子”，备用主变容量不足。如：5000千伏安及以下主变13台，占主变总台数的60。（9）变电站无功配置不足，个别变电站尚未安装无功补偿装置，不利于改善变电站电压质量和实现经济运行。我公司现有无功补偿量13200千乏，按现有容量的15%考虑，无功补偿缺额6788千乏。（10）部分变电站保护装置为电磁式保护，且运行多年，设备老化，且可靠性不高，检修维护工作量大，已不能满足系统安全运行。（11）10千伏配网大都建设时间长，虽然经过一、二期改造，但由于原有供电线路少，部分10千伏线路超半径、导线截面小、设施老化，“卡脖子”现象仍然存在。致使10千伏线路长期处于不经济运行状态

22、，电能质量差。随着招商引资进驻工业园区，电源点及10千伏配网矛盾凸显。（12）一、二期农网改造已结束多年，部分低压台区及线路不同程度的存在设备老化、绝缘降低的问题，且布点较少，不能满足农村地区生产、生活发展用电需求，急需增加台区布点，改造低压电网。（13）近年来由于政府加大了招商引资力度，大批企业涌进了濉溪县，带动了地方经济发展。但由于这些企业大多未按要求架设电力专线，而是挂在公用线路上，一方面由于公用线路可靠性不高，不能满足企业特别是矿产工业生产用电要求，存在着安全隐患；另一方面企业用电负荷一般较大，使得公用线路超负荷运行，设备老化快、故障多、线路末端电压低，既加大了供电企业维修、维护的工作

23、量，又影响了居民生活用电质量。（14）11座35千伏综合自动化变电站均未安装备用电源自投装置，变电站供电安全得不到保障。3座采用电磁型保护的变电站，RTU装置所用电源全部依赖站用变的硅整流系统，无专用直流电源。3座电磁型保护的变电站，其保护装置已运行多年，可靠性差，检修维护工作量大，已不能满足系统安全运行要求。配网自动化工作尚未开展，在县城配网实现“手拉手”环网供电的基础上，应尽快建立配网自动化系统，以提高县城配网运行、维护和检修工作效率。3、采取措施（1）农网建设（改造）工程两期农网建设（改造）工程共完成投资1.1956亿元，完成率为100.36；二期网改计划投资4219万元，完成率为100

24、.28。具体情况如下：第一期农配网建设改造总规模7697万元。其中县城10千伏配网650万元、35千伏建设改造650万元，农配网为6397万元。其中，35千伏工程：新建改造35千伏线路18.10千米，新建35千伏变电站1座，改造1座。10千伏及以下配网单项工程1367个，新建及更换配变745台，容量28800千伏安。配网工程：共建改10千伏配电线路509.12千米；建改低压线路2268.34千米。二期工程总投资规模为4219万元。其中改造35千伏变电站1座，新增主变容量5兆伏安。10千伏及以下配网单项工程639个，容量14012千伏安；建改10千伏线路836.2千米，建改低压线路867.35千

25、米。农网改造基本解决了电网结构薄弱、供电可靠性低、电能质量差、线路损耗大和用电不安全等问题，大大减轻了农民用电的不合理负担。改造后的综合线损由原来15降至11以下，每年降损节电1100万千瓦时，价值550万元。（2）县城网建设(改造)工程濉溪县城网建设（改造）工程投资计划1603万元。新建35千伏线路3.09千米；新建35千伏变电站1座，容量10000千伏安；新增10千伏配变510台，容量15905千伏安，新建10千伏线路26.607千米，新建380线路30.495千米，新建220V线路10.161千米；县城配网实现多电源供电、环网接线。（3）“十五”电网工程完成情况“十五”期间濉溪县农网共完

26、成投资8696万元用于35千伏及以下电网建设、改造。新建35千伏变电站2座（五沟和河西），改造35千伏变电站1座（谭家），新增主变31800千伏安/6台，新建35千伏线路23.103千米，新建调度自动化系统1个。（4）“十一五”规划执行情况20062007年，濉溪县“十一五”期间已完成的农网规划已完成的农网规划建设（改造）工程累计完成投资4332.87万元。其中35千伏电网工程2368.3万元，10千伏及以下电网工程1669.65万元，通信及自动化130万元，无功补偿164.92万元。完成35千伏新建线路65.478千米；新建35千伏变电站1座（百善变）；新增有载调压主变8台、容量43000千

27、伏安；扩建变电站2座（河西、五沟变）；改造变电站2座（浍南、铁佛变）；35千伏开关无油化改造（13台）；变电站主变大修（4台）。完成10伏及以下电网建设：新增（更换）10千伏配变73台，容量6625千伏安；新建10千伏线路38.48千米，改造10千伏线路41.23千米；新建380线路42.79千米，改造380线路29.03千米。4、遇到困难由于县级供电公司年利润少，建设资金缺口较大，建议省公司出台相关政策以解决县公司建设资金缺口大的问题。（三）科学规划建设城配网1、规划原则（1）依据城市国民经济社会发展规划和城市总体规划的指导原则；（2）坚持可持续发展和环境友好原则；(3)与城市其它市政工程设

28、施相协调的原则；(4)坚持电力适度超前，符合电力行业自身发展要求的原则；(5)适应国民经济发展和用电增长需求的原则；(6)_远近结合，以近为主，具有可操作性和便于管理的原则。2、电压等级根据淮北市城网标准电压等级，淮北地区电网电压等级如下:1.高压配电网110kV(或深入市区的220kV终端变电所)2.中压配电网10kV3.低压配电网220V/380V典型电压等级组合应是：220kV/110kV/10kV/380V/220V3、供电可靠性淮北地区煤矿一类用电负荷占全部负荷的65%，对供电可靠性要求高。根据城市电力网规划设计导则对供电可靠性的要求，城市电网高压配电网供电安全采用N一1准则，即:1

29、.高压配电网中任何一回架空线(电缆)或一台主变压器故障停运时:正常方式下，除故障段外，不停电，并不得发生电压过低和设备不允许的过负荷;计划检修方式下，又发生故障停运时，允许局部停电，但应在规定时间内恢复供电。2.高压配电网中任一条架空线或任一条电缆或变电所中一组降压变压器发生故障停运时，在正常情况下，除故障设备故障段停电外，其它可隔离的完好段，在故障隔离以后不停电，不发生电压过低和设备不允许的过负荷。在计划检修停运的配电网中，如再发生故障停运，允许部分停电，直到故障修复恢复供电。4、城网结线220kV线路和变电所一般建于城市外围，构成环网、双环网或C形网络。经济发达城市宜选用双环网或单环网，其

30、他城市宜选用单环网或C形电网。在负荷密集地区，220kV电源可深入市区，建设220kV终端变电所。高压配电网包括 1IOkV线路及变电所，应由两条及以上电源线路向变电所供电。当一条线路停运时，其余线路应能承担全部负荷并不得超过线路极限传输容量。变电所允许以同一电源不同段母线馈出的双条线路供两台主变的方式，运行中可用一投一备或二投互备等方式。可靠性要求高的变电所应采用双电源双条线路供电方式，正常两侧电源不并列。5、变电所地点及型式22OkV枢纽变电所应位于最合理的电源汇集点和分散点。深入市区的220kV终端变电所应靠近负荷中心。110kV变电所应位于负荷中心，应以标准容量、多布点、供电半径合理为

31、原则。220kV及一般地区的 11OkV变电所应采用全户外型布置。城市中心区的11OkV变电所可采用半户内型布置。城市特殊地区的110kV变电所经论证可采用全户内型布置。淮北地区现有丰富的煤炭资源，在规划区2741km2的用地范围内，2020年城区绿地率不低于45；城市绿化覆盖率不低于55，城区公共绿地占城区城市建设总用地面积不低于70，人均公共绿地面积不低于35平方米。至2020年，全境森林覆盖率达21%。因此，变电所的最终规模一般安装2台主变，单台变压器容量为50MVA；同时在负荷密度较高的个别区块变压器容量选择容量为63MVA。6、城网变电容载比容载比是反映城网供电能力的重要技术经济指标

32、之一。容载比过大，电网早期投入过大；容载比过小，电网适应性差，影响供电。变电容载比是城网变电容量(kVA)在满足供电可靠性基础上与对应的负荷(kW)的比值，是宏观控制变电总容量的指标，也是规划设计时布点安排变电容量的依据。变电所中采用3台变压器，其利用率比采用2台变压器高，容载比也小。但当1台主变压器故障或检修时，如变压器过载系数取1.3时，要使其所带超过额定容量的负荷转移到其它2个变电所运行变压器上，才能保证其余的变压器供应全部负荷而不过载，其转移方式及接线比较复杂。因此，本规划 110kV变电容载比取较高值，按2.0选取较为合理。7、高压配电线路选择根据城网导则对供电可靠性的要求，城市电网

33、高压配电网应满足N-1准则，即一回线路停运时，其余运行线路负载和电压降不超过允许值。四、调研分析与结果1、淮北城市发展方向淮北主城区的发展方向首先受到采煤塌陷区的影响和限制，从现状来看，相山组团向北已经接近淮北市的行政边界。矿山集、烈山城市组团则与相山保持了一定的发展距离，之间有非城市建设用地的分隔。通过对主城区各方向用地条件分析，规划提出淮北主城区城市发展方向为“西拓东调、北进南优，保持组团形态”。2、淮北城市布局结构在主城区内，形成三个城市组团和一个城市“绿心”的布局结构，使淮北市的城市形态结构从依山建城向临水布局的局面转变。各城市组团围绕城市绿心发展，组团之间通过多条城市主干道相互连接。

34、在相山组团内形成一个功能强大完善的城市核心，同时积极促进周边各组团中心的形成。各城市组团之间，预留非城市建设用地、山地、生态绿地和河道作为组团间的分隔，城市中部塌陷区作为城市高质量的生态地带和景观风貌区。3、淮北市产业发展布局规划由于淮北水资源的较为缺乏，市域内分布南北不均，产业布局应统一考虑。市域南部地区可考虑集中布局电厂、煤化工基地等高耗能、高耗水产业，并结合南部工矿点建设，以重点镇为中心建设特色工业园区。市域北部以城区为中心，在增大其经济规模、增强其集聚功能的基础上，优先发展第三产业中的商贸流通业、房地产业、金融信息业、电子商务等第三产业。（1）着力发展煤化工主导产业，充分发挥我市煤种全

35、、品质优的优势，优化配置生产要素，推进煤炭资源深加工，延长产业链，提高煤炭资源的附加值和综合利用效率。（2）扩大煤炭生产规模。以建设绿色矿区为目标，实现可持续发展。提高煤炭资源的回收率，加大对老矿井的挖潜改造的力度，提升生产能力；加快在建矿井建设进度，新建一批现代化矿井，稳步扩大原煤产量，进一步巩固提高我市作为全国重要的煤炭生产基地地位。（3）提升发电能力和输送能力。以大型高效机组为重点，优先发展煤电联营，加强电网建设，扩大电力输送规模。2006-2010年期间，新建淮北矿业集团临涣煤泥矸石电厂4×30万千瓦机组、皖北煤电集团资源综合利用电厂，加快筹建平山电厂4×60万千瓦

36、机组、淮北国安公司二期2×60万千瓦机组工程等重大项目。配合大型坑口电厂建设，加快电网建设，畅通输送通道，加快建设与发电能力相匹配的电网框架。建设500千伏“皖电东送”东通道，提升火电基地输送能力。到2010年，全市发电装机容量达到500万千瓦。4、城网结线要求(1)各级电压电网结线应标准化；(2)高压配电网结线力求简化；(3)在上级电网局部故障及检修情况下，下一级电网应能支持上一级电网。5、城网220/110kV电网为弥补淮北市城市中心无220千伏变电站的不足，淮北地区电网“十一五”规划中，将220千伏惠黎变布置在城市中心惠黎路，对于支撑市区110千伏相山、南湖、凌云、桓谭等变电站

37、起重要作用，2015年淮北市城配网将形成：在城市的外围建成22OkV架空线单环网，或外围220kV变电所与区域电网形成220kV架空线单环网或双回路电源，城市中心惠黎变向外辐射供电格局；110千伏变电站将形成手拉手供电模式，城市供电可靠性大大提高。城网内不应形成220kV与35-11OkV电磁环网运行。 6、城网10kV配电网由10kV线路、配电所、开关站、箱式配电站、杆架变压器等组成。中压配电网的规划应符合下列原则：中压配电网应根据高压配电变电所的位置和负荷分布分成若干相对独立的分区。分区配电网应有较明确的供电范围和合理的供电半径，一般不大于3km。严格控制用户专用线，节约走廊和提高设备利用

38、率。对于相邻的架空线路及电缆线路，应采取措施分别实现拉手环网，逐步缩小辐射架空线及辐射电缆网的规模。7、容载比容载比是反映城网供电能力的重要经济技术指标之一。容载比过大，城网建设早期投资增大，容载比过小，城网适应性差，影响供电，因此在城网规划中，应因地制宜选取最佳容载比。对于城网220kV变电所单台主变比较高或负荷年增长率连续超过10%，220kV变电容载比应取高值，其它取低值，容载比选取 1.6-1.9。35-110kV变电容载比根据不同区域，选取不同值。城市中心区，由于负荷密度大，供电可靠性要求高，电容载比应取高值，城市规划区及开发区，初期负荷密度小，但负荷增长迅速，变电所的建设需要考虑远期供电，变压器负载率初期将很低，容载比选取较大值，其它取低值，容载比选取1.8-2.1。8、城网变电所35-110kV侧应采用线路(电缆)变压器组单元结线方式，如采用其它结线方式，需经论证。城乡结合部等需要35-110kV线路远距离 (20km以上)供电的变电所可以采用桥接线及单母线分段。10kV侧应根据主变台数和单台主变容量确定出线回路数量，一般应按下述规定执行，单台主变容量分别为31.5MVA、40MVA和50MVA时，每台主变可有8-10、10-12和12-15回出线。应采用单母线分段接线，对