电网发展规划及电网远景规划

电网发展规划及 电网远景规划

中国电力科学研究院 浙江省义乌市供电局

义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

目 录

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供电区域及电力系统现状概况 .................................................................................................................... 2 1.1 1.2 1.2.1 1.2.2 1.2.3 1.2.4 1.2.5 1.3 2

义乌市区域概况 ............................................................................................................................ 2 义乌市电力系统概况 .................................................................................................................... 3

地区电源情况 ................................................................................................................................ 3 各电压等级的输变配电设备规模情况 ........................................................................................ 3 负荷发展情况 ................................................................................................................................ 4 电网状况 ........................................................................................................................................ 6 无功补偿情况 .............................................................................................................................. 10

目前电网存在的主要问题 .......................................................................................................... 10

电力需求及负荷预测 .................................................................................................................................. 13 2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.4 2.4.1

义乌市电力消费结构与特点 ...................................................................................................... 13

产业用电分析 .............................................................................................................................. 13 行业用电分析 .............................................................................................................................. 16 工业用电分析 .............................................................................................................................. 18 城乡居民生活用电分析 .............................................................................................................. 21

义乌市用电负荷结构 .................................................................................................................. 23

用电装接容量的行业分布 .......................................................................................................... 23 业扩发展情况 .............................................................................................................................. 23 负荷结构 ...................................................................................................................................... 23

义乌市国民经济发展和电力需求分析 ...................................................................................... 24

义乌市历年实际电力负荷分析 .................................................................................................. 24 义乌市国内生产总值GDP与全社会用电量的增长情况分析 ................................................ 26 义乌市的产业结构与用电结构的变化情况 .............................................................................. 27 义乌市的人均用电量增长情况 .................................................................................................. 29 义乌市负荷最大利用小时数Tmax的分布情况 ....................................................................... 30

义乌市负荷指标情况分析 .......................................................................................................... 31

年最大负荷曲线 .......................................................................................................................... 31

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2.4.2 2.5 2.5.1 2.5.2 2.5.3 2.5.4 2.5.5 2.5.6 2.5.7 2.6 2.7 2.7.1 2.7.2 2.7.3 2.7.4 3

典型日负荷曲线 .......................................................................................................................... 32

电力电量预测 .............................................................................................................................. 33

分部门需电量预测 ...................................................................................................................... 34 分行业需电量预测 ...................................................................................................................... 35 年平均用电量法电量预测 .......................................................................................................... 35 人均用电量法电量预测 .............................................................................................................. 36 回归分析法电量预测 .................................................................................................................. 38 电力弹性系数法电量预测 .......................................................................................................... 39 综合预测分析结果 ...................................................................................................................... 39

电力负荷预测推荐结果 .............................................................................................................. 40 分区负荷预测 .............................................................................................................................. 42

分区概况及规划发展情况 .......................................................................................................... 42 义乌市各分区现状负荷 .............................................................................................................. 45 分区负荷预测 .............................................................................................................................. 46 国内外城市负荷密度值及预测值 .............................................................................................. 47

电力电量平衡 .............................................................................................................................................. 49 3.1 3.2 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3

电力电量平衡原则 ...................................................................................................................... 49 地方电源规划 .............................................................................................................................. 49 2005~2020期间义乌电网的电力电量平衡 ............................................................................... 50

义乌220kV电网的电力平衡 ...................................................................................................... 50 义乌110kV电网的电力平衡 ...................................................................................................... 50 分区110kV电力平衡 .................................................................................................................. 51

4 义乌电网2005~2010年规划 ...................................................................................................................... 52 4.1 4.2 4.3 4.3.1 4.3.2 4.3.3

电网规划的目标 .......................................................................................................................... 52 电网规划的原则 .......................................................................................................................... 52 义乌电网2005~2010规划 .......................................................................................................... 52

电源发展计划 .............................................................................................................................. 52

2005~2010规划期间义乌电网的容载比分析 ........................................................................... 61

义乌市2005~2010年网架规划 .................................................................................................. 63

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4.4 4.5 4.5.1 4.5.2 5

2005～2010期间规划电网设备选型 ......................................................................................... 72 义乌电网计算分析 ...................................................................................................................... 73

潮流计算分析 .............................................................................................................................. 73 短路电流分析 .............................................................................................................................. 76

调度自动化、通讯、信息化管理规划 ...................................................................................................... 78 5.1 5.1.1 5.1.2 5.1.3 5.1.4 5.2 5.2.1 5.2.2 5.2.3 5.2.4 5.2.5 5.2.6 5.2.7 5.3 5.3.1 5.3.2 5.3.3 5.3.4

2005~2010年调度自动化规划建议 ........................................................................................... 78

调度自动化现状和存在问题 ...................................................................................................... 78 调度自动化规划原则 .................................................................................................................. 79 调度自动化规划内容 .................................................................................................................. 80 自动化总体规划框架 .................................................................................................................. 80

2005~2010年电网通讯规划建议 ............................................................................................... 82

义乌通信网现状 .......................................................................................................................... 82 存在问题 ...................................................................................................................................... 83 规划原则和目标 .......................................................................................................................... 83 传输网 .......................................................................................................................................... 84 组网原则与组网方式 .................................................................................................................. 85 网络拓扑结构 .............................................................................................................................. 86 通信网 .......................................................................................................................................... 86

信息化管理规划 .......................................................................................................................... 87

义乌信息化管理现状 .................................................................................................................. 87 义乌信息化存在的问题 .............................................................................................................. 88

2005~2010信息化管理规划目标 ...............................................................................................

应用系统架构 ..............................................................................................................................

6 2005~2010年无功电源规划 ....................................................................................................................... 91 6.1 6.2 6.3 6.4

无功补偿原则 .............................................................................................................................. 91 无功平衡 ...................................................................................................................................... 91 无功补偿设备装设方式 .............................................................................................................. 92 对电容器和电抗器的投切要求 .................................................................................................. 92

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7 投资估算及综合效益分析 .......................................................................................................................... 93 7.1 7.2 7.3 7.4 7.4.1 7.4.2 7.4.3

电网建设项目的单位工程造价 .................................................................................................. 93 2005～2010分年度投资估算 ..................................................................................................... 93 综合效益分析 .............................................................................................................................. 93 节能规划分析 .............................................................................................................................. 94

节能增效是解决能源问题的重要措施 ...................................................................................... 94 供电企业对节能的需求 .............................................................................................................. 96 未来20年中国能源技术发展方向 ............................................................................................ 96

8 2011~2020年电网规划设展望 ................................................................................................................... 99 8.1 8.1.1 8.1.2 8.1.3 8.2 8.3

义乌市2011~2020年电网建设规模展望 .................................................................................. 99 500kV变电站 ............................................................................................................................... 99 220kV变电站规模 ....................................................................................................................... 99 110kV变电站规模 ..................................................................................................................... 101 义乌市2011~2020年主网架展望 ............................................................................................ 102 义乌市2011~2020的投资估算 ................................................................................................ 102

9 电力通道规划 ............................................................................................................................................ 103 9.1 9.2 9.3

变电站 ........................................................................................................................................ 103 高压走廊 .................................................................................................................................... 103 电力通道简述 ............................................................................................................................ 105 主要结论及建议 ........................................................................................................................ 108 主要结论 .................................................................................................................................... 108

10 10.1 10.1.1 10.1.2 10.1.3 10.2 10.3 10.3.1

截止2004年末期间 .................................................................................................................. 108

2005～2010规划期间预计 ....................................................................................................... 109 2011~2020规划期间预计 ......................................................................................................... 109 存在问题 .................................................................................................................................... 110 建议 .................................................................................................................................... 110 220、110千伏输电电工程核准流程 ....................................................................................... 110

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11 11.1 11.2 11.3

附表附图 .................................................................................................................................... 112 附图清单 .................................................................................................................................... 112 录：2004年各分区负荷调查 ................................................................................................... 113 表 ................................................................................................................................................ 117

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前言

目的

城市电网规划是城市总体规划的重要组成部分,应与城市的各项发展规划相互结合,同步实施。电网规划的编制与实施，对新时期义乌市国民经济的发展将起到重要作用。

结合新形势的发展，在原有电网规划的基础上，科学细致地做好负荷预测，精心规划设计电网结构，合理安排近期电力建设项目，增加供电能力，提高供电可靠性，保证电能质量，满足全市社会经济飞速发展的需要，即是本次编制规划的目的。

编制依据

《城市电力网规划设计导则》（1993） 《电力系统技术导则》（试行） 《电力系统稳定导则》

《电力系统电压和无功电力技术导则》（试行）

《浙江省城市电网规划技术原则》Q/ZDJ 04-2001（以下简称《导则》） 《电网建设项目经济评价暂行方法》 《电力发展规划编制原则（试行）》（1997） 《义乌市城市总体规划》（1998-2020） 《义乌市电力发展规划》（1998-2015年）

《义乌市供电局统计资料汇编 （1998年~2002年）》义乌市供电局 《义乌统计年鉴（1998年~2002年）》义乌市统计局 《金华电网二00四年年度方式》

《义乌市“一体两翼”产业带规划总报告》 《义乌市城市总体规划（2000-2020年）-规划说明》 《义乌市城市总体规划（2000-2020年）-规划图则》 《义乌市城市总体规划（2000-2020年）-规划文本》 《义乌市义西南产业带规划（送审稿）》 《义乌市义东北产业带规划（送审稿）》 规划的范围和年限

本规划范围为义乌市行政区内，重点范围为主城区、义西南以及义东北。 规划年限：2005～2010年为近期、中期规划，2011~2020年为长期规划。

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1 供电区域及电力系统现状概况

1.1

义乌市区域概况

义乌市位于浙江中部，东邻东阳市，南接永康市和武义县，西与金华市、兰溪市接壤，北与浦江县、诸暨市交界。南北长53.13km，东西宽44.14km，属金衢盆地东缘，浙江省轴心点位于本市赤岸镇乔亭村。市境内总面积为1105km²，加上河流分割以及自然原生态因素的制约，义乌境内总计适宜开发用地约317 km²。2004年末常住人口68.83万，外来务工经商暂住人口约30万。地理位置在东径119º 49' ～120º 17'，北纬29º 12' 13″～29º

30'44″之间，全市辖八镇，五个分事处。

上世纪80年代以前，义乌是个经济比较落后的地区，改革开放以后，随着小商品市场的兴起，带动了服务业、工业、农业的快速发展，极大地推进了城镇化和现代化的进程。2004年国内生产总值282亿元，按可比价格计算比上年年增长17.3％。1995年成为全国百强县市，1999年排名第49位，2004年排名升至17位。被确定为浙江省2级经济区中心城市和城市化发展重点扶持地区，并被列为全省首批率先基本实现现代化的县市之一。义乌市20多年来日新月异的变化堪称奇迹，可视作中国地区经济快速发展的典型。此前，学术界已把义乌这种工业基础比较薄弱的内陆地区，通过发展商贸业而带动工农业现代化的经

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验称为“义乌模式”。

作为长三角地区的直接经济腹地，义乌已经进入上海的“四小时交通圈”内，义乌所在的浙中金衢盆地受上海、杭州等中心城市的辐射影响，上海、杭州的中心城市功能某种意义上也影响了该区域中心城市的发展。义乌是闻名国内外的小商品集散地，商贸业和流通业发达，工业优势行业包括：纺织、服装、工艺制品、印刷、纸制品、金属制品和塑料制品等。

2002年义乌确定的城市建设的总体目标是：大力实施国际化战略，把义乌市建设成为具有商贸业的辐射力、影响力、控制力的国际性的商贸城市。建设的主要任务是：重点要建设“三大载体、四大支持系统”。三大载体，即国际商贸城建设，国际文化中心建设，适宜市民居住的新居住区建设（包括旧城改造）；四大支持系统，即城市道路网络和配套设施系统建设，城市休闲、生态系统建设，客运及物流系统建设，能源及信息系统建设。

、市在充分调查研究的基础上，大胆提出了“金乌腾飞在青山绿水之间”的新理念，大手笔编制中心城区、义东北和义西南产业带各100平方公里规划，形成“一体两翼、三个一百”的发展格局。在今后20年的奋斗目标为：三步走，翻三番，争十强，建设国际性商贸城市。

本次义乌电网发展规划的工作也将围绕着建设国际性商贸城市总体目标，“一体两翼、三个一百”这个思路和今后20年翻三番的奋斗目标开展工作。

1.2 义乌市电力系统概况

1.2.1 地区电源情况

义乌市电网以大电网供电为主，目前主要的电源点为220kV宾王变和大元变。本市域内有15家小水电（总装机容量为7980kW），径流电站二座（容量2510kW），占31.45%，其它为库容的小型水库电站（装机容量为5470kW）。小水电年发电量为1300万kWh左右，基本上以供水和农业灌溉为主。无调节功能，对本电网负荷无影响。

用户自备热电厂二座，浙江味精厂（6000kW+3000kW），华川热电6000kW，垃圾发电厂1200kW，以自用为主，负荷随用汽量而变化，小水电、小热电总购入占全市供电量10%左右，义乌市电网主要由金华电网受电，馈电点为220kV宾王变和大元变，2004年底其变电容量为4×150MVA，兼供浦江县部分负荷。 1.2.2 各电压等级的输变配电设备规模情况

义乌电网各电压等级的变电站设备容量和线路长度如表 1-1所示。截至2004年底，义

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乌市电网有220kV变电站2座，主变容量600MVA，220kV线路条数6条，总长度266.019km；110kV变电站13座，主变容量883MVA，110kV线路条数21条，总长度219.17km；35kV变电站3座，主变容量52MVA，35kV线路条数4条，总长度36.88km。

表 1-1 2004年底不同电压等级的变电站设备容量和线路长度 电压等(kV) 500 220 110 35 变电站(座) 0 2 13 3 变电站设备容量(MVA) 0 600 883 52 线路(条) 0 6 21 4 线路总长(km) 0 266.019 219.17 36.88

1.2.3 负荷发展情况

义乌近些年全社会用电量和负荷的增长是以超常规的速度进行的，近年的全社会用电量和负荷的发展趋势如表 1-2、图 1-1和图 1-2所示。从1998年至2004年期间，全社会用电量的年均增长率高达25.88％，负荷的年均增长率高达23.118％，2002年全社会用电量的增长率高达31.69％，2003年义乌市电网在受严格限电指标的情况下，其全社会用电量的增长率仍高达23.82％。2003年开始拉闸限电后义乌电网全社会用电量和负荷都保持了较快的增长。2004年义乌电网在受长期大面积限电的情况下，全社会用电量和负荷增长受到了严重的制约。2004年全社会用电量为24.07亿kWh，比2003年增长19.51％，全网最大负荷418.8MVA，比2003年增长15.43 ％，其负荷和全社会用电量的增长率都大幅低于近年来的平均水平，用电高增长的趋势开始停滞。由此可见电力短缺和义乌电网建设滞后已对义乌社会经济的发展造成了严重的负面影响。

义乌是金华地区拉限电最为严重的地区之一。在2004年的拉限电时期，根据金华分配的用电指标，义乌只能占用金华地区用电负荷的20%以内，但义乌负荷实际占金华地区全部负荷的25%左右，而在2005年拉限电结束后的正常情况下义乌负荷占金华地区全部负荷的30%左右。因此义乌被拉掉的负荷占金华地区用电负荷的5%～10%左右，有约95~1MVA左右的负荷。

从2003年开始，义乌市各工业企业为了实现自救，全力购买自备发电机。义乌市鼓励工业企业购置使用自备发电机组（义政办法〔2004〕4号），根据义乌供电局的统计，到2004年底，现有自备发电机8700余台，装机容量约39万kW，主要分布在纺织业、服装业、印刷业、铸造拉链业等，根据统计全市所有自备发电机发电量约为3.6亿kWh，保

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守估计这些机组为义乌的最高负荷的贡献约100～150MW。

从义乌市经济发展和供用电基本特点看，由于有用户自备发电机的大力支撑，缺电对义乌经济的影响并不明显，2004年的GDP与2003年同口径比较增长17.3％，但义乌经济发展却直接影响着电力负荷的增长，对电力的需求依然强劲。

另外，也可以从用户的报装容量上可以看出义乌的实际和潜在的负荷需求没有得到满足。2003年申请报装用户7761户，报装容量39.26万兆伏安，实际只完成业扩报装7011户，比2002年减少518户，完成容量30.74万千伏安，同比增长55.86%，；而2004年报装用户15309户，报装容量43.56万千瓦，如果从用户的经济效益角度、用户侧的无功补偿设备的投入情况、系统同时率等综合因素考虑，取0.3-0.4的修正系数，2003年和2004年估计新增的负荷分别为120~160MW和130~170MW，而实际上因受大网负荷指标和义乌电网220kV输电瓶颈的，2003年仅比2002年负荷增长60MW，2004年仅比2003年负荷增长56MW负荷。估计至少有100MW以上的负荷被限。

综上所述，2004年义乌电网的实际用电负荷在480MVA到518MVA之间。为实际反映义乌的负荷需求，为满足和适当超前于社会经济发展需求，对2003和2004年的实际出现数据在后面进行负荷预测时，将作为不良数据进行修正，2004年电量以27.45亿kWh，最大负荷以518MW为基数进行预测。

电量(亿kWh)3025201510501998年1999年2000年2001年2002年2003年2004年

图 1-1 义乌电网电量增长趋势图

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表 1-2 历年的电量负荷表 年份 电量(亿kWh) 负荷(MW) Tmax(小时) 1998年 6.05 120.3 5026 1999年 7.45 150.1 4965 2000年 9.79 182.3 5369 2001年 12.51 224.1 5583 2002年 16.48 303.16 5435 2003年 20.14 362.8 5231 2004年 24.07 418.8 5747 增长率(%) 25.88 23.11 - 负荷(MVA)4504003503002502001501005001998年1999年2000年2001年2002年2003年2004年

图 1-2 义乌电网负荷增长趋势图

1.2.4 电网状况 1.2.4.1

全网状况

截至2004年底，义乌市有220kV变电站2座，主变容量为（2*150+2*150）MVA；220kV输电线路有仪大4326线、仪元4327线、东大2337线、仪王4325线、仙王2320线以及龙王2379线共6回，总长266.019km。

110kV变电站13座，主变21台，总容量为883MVA；110kV输电线路有21回，总长度为219.17km。35kV变电站3座，主变6台，总容量为52MVA；35kV输电线路有4回，总长度为36.88公里。

2004年义乌市电网情况见表 1-1，35kV及以上变电站的主变情况见 表 1-3 ，35kV及以上线路的情况见表 1-5，各电压等级容载比情况见表 1-4；10kV配电网设备情况见表 1-6。2004年义乌市电力系统地理结线图见附图1。

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表 1-3 义乌电网2004年底35kV及以上变电站设备情况一览表 并联电并联电容容量构成 最大负荷 电压等容量构容量和主变台最大负负载率变电所 容容量级(kV) 成(MVA) (MVA) 数(台) 荷(MW) (%) (kvar) 日期 和(kvar) 宾王变 大元变 北苑变 稠城变 佛堂变 福田变 后宅变 江东变 李宅变 青口变 上溪变 苏陈变 杨村变 义亭变 义乌变 荷叶塘变 白岸变 赤岸变

220 220 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 35 35 35 2*150 2*150 2*50 50+40 2*40 1*50 1*50 40 2*40 1*50 40 2*31.5 2*40 1*40 3*40 2*10 2*10 8+4 300 300 600 100 90 80 50 50 40 80 50 40 63 80 40 120 883 20 20 12 52 2 2 4 2 2 2 1 1 1 2 1 1 2 2 1 3 21 2 2 2 6 279 224 503 37.76 58.1 69.79 15.48 23.76 17.48 66.76 17.72 30.99 58.98 41.88 17 119.78 575.48 14.54 18.4 13.74 46.68 97. 78.6 93.15 41.96 71.73 96.93 34.4 52.8 48.56 92.72 39.38 86.08 104.02 58.17 47.22 110.91 80.78 102.22 127.22 99.74 43200 33600 76800 7000 15600 6600 6000 6000 7800 7400 6000 8400 6000 7200 18000 4500 6600 1500 12600 4*10800 4*8400 - 地调统计 3月 220kV合计 3000+4000 9月26日 4*3900 11月20日 12300 3900+2*3000+2400 8月15日 3600+3000 11月1日 3000+3000 11月5日 2*3000 2*3900 2*3000 2400+2*3000 2*3000 4200+3000 6*3000 - - 9月2日 11月11日 9月20日 8月27日 11月10日 3月 9月7日 10月23日 9月4日 10月23日 3300+4000 12月6日 110kV合计 72.41 114300 35kV合计 从表 1-4可知，在“开二停二”、“开一停二”兼顾避峰用电方案，限工业用电保生活用电，甚至在夏季用电高峰时严格要求工业用电全停这样的用电特别紧张的形势下，2004年义乌电网网供最大负荷418.8MW。按照1.2.3的分析，2004年义乌电网的实际用电负荷在480MVA到518MVA之间。2004年义乌电网220kV电压等级的容载比为1.28，35kV电压等级的容载比为1.09，均远远低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限。但由于主网严重缺电，义乌电网拉闸限电严重，负荷一直受指标的，110kV电压等级的容载比为2.11。如计入拉闸限电部分的负荷约100MVA，2004年义乌110kV电压等级的容载比为1.70，义乌电网各级变电容量是不能满足现有负荷需求的。因此必须在2003年和2004年电网大规模建设的基础上进一步加快义乌电网的建设，当全国性的电力供需矛盾缓解后，义乌电网才能保证义乌社会经济发展和居民生活的用电需要。

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表 1-4 义乌电网2004年各电压等级容载比情况一览表 电压等级(kV) 主变总容量(MVA) 最大负荷(MW) 同时率(%) 容载比 导则要求 220 110 35 600 883 52 503 575.48 46.68 0.95 0.73 0.95 1.26 2.1 1.17 1.6~2.0 1.8~2.2 1.8~2.2

表 1-5 义乌电网2004年底35kV及以上线路一览表 线路名 仪大4326线 仪元4327线 东大2337线 仪王4325线 仙王2320线 龙王2379线 大李1500线 大宅1501线 大田1503线 大义1505线 大青1506 大江1507 大宾1509线 大白1510线 马义1620线 宾浦1607线 宾苏1609线 宾乌1610线 宾城1613线 宾稠1613线 宾杨1614线 宾江1615线 宾佛1617线 宾上1618线 宾苑1622线 马苏1621线 佛上1602线 电压等 级(kV) 220 220 220 220 220 220 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 设备型号 2*LGJ-300 2*LGJ-300.400 LGJQ-400 2*LGJ-300 2*LGL-300 LGJ-400 LGJXX-240/30 LGJXX-240 LGJXX-240 LGJXX-240 JL/LBLA-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-300 LGJ-240 LGJ-185 LGJ-240 LGJ-185.LGJXX LGJXX-240 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-240 LGJ-185 LGJXX-240 导线长 度(km) 变电站I 变电站J 39.57 45.38 19.2 59.45 47.3 55.03 5.98 8.43 4.49 8.31 2.29 6.76 19.75 6.53 23.66 31.52 23.4 10.01 3.14 3.14 1.53 6.26 10.98 11.48 7.23 9.93 14.35 凤仪变 凤仪变 东阳 凤仪变 双龙 双龙 大元变 大元变 大元变 大元变 大元变 大元变 大元变 大元变 白马变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 宾王变 白马变 佛堂变 大元变 大元变 大元变 宾王变 宾王变 宾王变 李宅变 李宅变 福田变 义乌变 青口变 江东变 宾王变 白云变 义乌变 浦江变 苏陈变 义乌变 稠城变 稠城变 杨村变 江东变 佛堂变 上溪变 北苑变 苏陈变 上溪变 投运时间 2004-3-9 2004-2-7 2003-7-21 2004-4-7 2004--12-8 2003-9-10 2003-7 2004-9 2004-9 2003-9 2004-10 2003-7 2003-7 2003-7 1996-4 2001-10 1997-11 2001-10 2003-9 2003-9 2003-9 2003-9 2000-11 2002-12 2004-1 1996-4 2002-5 220kV线路情况 110kV线路情况 35kV线路情况

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苏白3672线 李白3671线 苏荷3673线 佛赤3675线

35 35 35 35 LGJ-150 LGJ-240 150 LGJ-150 13.81 4.05 8.73 苏陈变 李宅变 佛堂变 白岸变 白岸变 赤岸变 1997-1-9 2004-9-29 2004-6-15 苏陈变 荷叶塘变 1996-4-10 LGJ-70 LGJXX-150 10.29 表 1-6 义乌电网2004年底10kV配电网设备情况一览表 变电站名 稠城变 江东变 杨村变 义乌变 佛堂变 上溪变 李宅变 苏陈变 北苑变 福田变 青口变 后宅变 义亭变 白岸变 赤岸变 荷叶塘变 出线数量(条) 21 14 20 35 22 13 13 10 19 15 11 14 9 10 8 8 电缆线路长度(km) 19.267 28.176 28.418 55.066 8.208 5.62 4.1 2.445 39.0017 22.719 21.275 11.86 3.511 4.121 0.914 4.802 架空线路长度(km) 52.023 23.904 71.722 94.197 307.257 236.295 107.408 204.951 46.061 26.586 69.757 125.307 159.383 39.707 151.262 77.746 注：配电网的配变以及开关相关统计数据，这里不再列出。 1.2.4.2

主城区状况

主城区目前有220kV变电站2座，分别为宾王变和大元变，主变台数4台，主变总容量600MVA；110kV变电站8座，分别为义乌变、稠城变、杨村变、江东变、青口变、福田变、后宅变和北苑变，主变台数13台，主变总容量580MVA。主城区以宾王变和大元变为主要电源。主城区电网已形成了由220kV宾王变和大元变为基点，连接110kV义乌变、杨村变、稠城变、江东变、青口变、福田变、后宅变和北苑变的110kV双环网网架，相对来说网架比较坚固，能够满足N-1安全校验。主城区2004年最大负荷达365MVA，同时率按0.95考虑的话，110kV的容载比为1.67，低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限。主城区是义乌负荷快速增长的地区之一，急需新建变电站满足负荷高速增长的需要。

1.2.4.3

义西南状况

义西南目前有3座110kV变电站和1座35kV电站，分别是110kV佛堂变、110kV上

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溪变、110kV义亭变和35kV赤岸变。110kV主变台数4台，主变总容量160MVA；35kV主变2台，主变总容量为12MVA。主要通过110kV宾佛1617线和宾上1618线给该区供电。义西南片区的电网已形成了由220kV宾王变到110kV上溪变到佛堂变的110kV单环网，网架比较薄弱，不满足N-1安全校验。2004年义西南的最大负荷约113.77MVA，同时率按0.95考虑的话，110kV的容载比为1.48，也远远不到《浙江省城市电网规划技术原则》的要求。

35kV赤岸变两台主变为8+4MVA，但它的最高负荷早已超过10MVA,并且华川热电厂的6MVA的机组通过赤岸变接入系统，35kV赤岸变的实际负荷已达16MVA。随着义西南工业区的快速发展和赤岸特色工业区的兴起，该地区供电较落的问题将越来越特出。

1.2.4.4

义东北状况

义东北目前有110kV变电站2座，分别是苏陈变和李宅变，主变台数4台，主变总容量143MVA；35kV变电站2座，分别为白岸变和荷叶塘变，主变台数4台，主变总容量为40MVA。主要通过110kV大李1500线和宾苏1609线给该区供电。义东北片区的电网比较单薄，没有形成任何环网。2004年义西南的最大负荷约97.47MVA，同时率按0.95考虑的话，110kV的容载比为1.54，也不满足《浙江省城市电网规划技术原则》的要求。

1.2.5 无功补偿情况

高压各电压等级的无功补偿情况见表 1-7所示。在220kV变电站的低压侧装设有76.8 Mvar，110kV变电站的低压侧装设有80.1 Mvar，35kV变电站的低压侧装设有16.35 Mvar。

表 1-7 高压各电压等级的无功补偿情况 电压等级(kV) 主变总容量 (MVA) 无功补偿总容量 (Mvar) 220 110 35 600 883 52 76.8 114.3 12.6 导则要求容量下限(Mvar) 60 88.3 5.2 导则要求容量上限 (Mvar) 90 132.45 7.8 由该表可知，近年来义乌为各电压等级不断地新增了很多无功设备，220kV和110kV的无功补偿容量满足《浙江省城市电网规划技术原则》的要求。

1.3 目前电网存在的主要问题

面对过快的用电增长，电网建设明显是滞后的，所以这些年，义乌电网确实没有宽松

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过，义乌自身电网一直无法坦然承受相应的负荷，加之外部电网结构的缺陷，地方用电始终受到内外电网太多的制约。

220kV变电站容量不足。截至2004年底义乌仅有两座220kV变电站，在大量拉闸限电的情况下，容载比仅为1.28，低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限，远不能满足义乌经济快速发展的需要，急需新建220kV变电站。

220kV网架结构薄弱。义乌市基本没有形成自己的220kV网架，仅由外围五条线路分别为现有的两座220kV变电站供电，网架结构非常薄弱，应随着新建220kV变电站逐渐加强220kV网架。

220kV变电站负荷分布不均。2004年220kV宾王变的最大负荷已经达到279MW，大元变的最大负荷已经达到200MW，宾王变已接近满载，近期加快220kV西陶变的建设，根据义乌电力快速发展的需要，建议西陶变两台主变同时投运。

110kV变电站过载现象严重。2004年佛堂变、苏陈变、义乌变、白岸变、赤岸变都曾经超载，李宅变、上溪变也将近满载。在2004年最大负荷为418.83MVA，110kV电压等级电网的容载比为2.1，但这是在严重拉闸限电的情况下。如果最大负荷按照实际需求约518MVA，110kV电压等级电网的容载比为1.7，110kV变电容量依然不足，2005年用电依然紧张，需要增加新的站点或对原有变电站进行扩容。

义东北片区电网110kV电网负荷分散，网架结构薄弱，大部分110kV线路为单回路放射形供电线路，短期内难以满足N-1的可靠性要求；由于农网负荷过于分散，110kV网络短期内难以大规模延伸，导致35kV或10kV线路的供电半径过大，线损率较高，末端电压的质量难以保证。而且该区的110kV变电站苏陈变负荷已经比较重，这可能会随着附近一些变电站的新增或者扩容得到缓解。

义西南片区电网110kV电网网架也比较单薄，只与220kV宾王变形成了一个单环网网架，短期内很难满足N-1的可靠性要求。随着110kV义亭变的投运，完善了该地区的供电结构，并使该地区的配网等到了加强，但该地区的需加强10kV的联络功能。

中压网络因变电所站点少，导致部分线路长度偏长，分支较多，网架结构薄弱，负荷转供能力较差；义乌局在条件许可的情况下，合理调整线路的负荷，尽量使线路上的负荷均匀分布，以便进一步提高供电质量和供电可靠性。

义乌主城区配网结构以放射形为主，城区中压电网现有的分段和分支开关数量相对线路长度而言，平均每百公里的分段和分支开关数小于每百公里至少10个开关的均值，现有

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的联络开关数远少于线路数一半。因此，义乌主城区现有网架还需要改造，逐步加强网架结构，提高线路之间、变电所之间的相互支援、互供能力，并为配电自动化作准备。

义乌义东北和义西南配网薄弱。由于该区村庄分布凌乱，居民居住不集中，导致10kV配电线路比较长，线损比较大。

简而言之，义乌电网主要的问题是负荷发展过快，电网建设明显滞后于社会经济的发展，加快电网建设是刻不容缓的事。

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2 电力需求及负荷预测

2.1

义乌市电力消费结构与特点

2002年电力消费市场基本平衡，社会用电量的构成和各产业用电增长较符合实际状况，2002年义乌市产业用电量14.37亿kWh，占社会用电量的86.26%，同比增长45.42%，其中第一产业用电量3167万kWh，占产业用电量的2.2%，同比增长47.%；第二产业用电量109487万kWh，占产业用电量的76.21%，同比增长41.47%；第三产业用电量31011万kWh，占产业用电量的21.59%，同比增长61.04%。2002年产业用电量的增长比社会用电量的增长高出13.21个百分点，在产业用电量中以第二产业为主导，但第三产业用电量增长最快，增长率比整个产业用电高出15.62个百分点，比社会用电量增长率高出28.83个百分点。

2.1.1 产业用电分析

城乡居民13.74%公共事业等11.81%商业等5.95%交通邮电0.87%建筑业1.70%农、林业1.90%工业.04%2002年全行业用电构成 2003年电力供需由相对宽松转入供需矛盾突出，电力供需发生了变化，由于拉限电，电量的增长不完全符合产业发展的实际情况。2003年义乌市产业用电量177600万kWh，占全社会用电量的87.39%，同比增长23.62%，增长率比2002年下降21.8个百分点。第一

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产业用电量3105万kWh，占产业用电量的1.75%，同比增长-1.97%；第二产业用电量136876万kWh，占产业用电量的77.07%，同比增长25.02%，增长率比2002年下降16.45个百分点；第三产业用电量37619万kWh，占产业用电量的21.18%，同比增长21.31%，增长率比2002年下降39.73个百分点。从2003年用电增长回落的情况看，产业用电回落比全社会用电回落高出11.13个百分点。在整个产业用电中，除第一产业有不可考虑的因素外，第三产业回落的幅度最大，比全社会用电平均回落高出29.55个百分点。

城乡居民12.61%公共事业等11.80%商业等5.91%交通邮电0.79%建筑业1.94%农、林业1.53%工业65.41%2003年全行业用电构成 2004年电力供需矛盾进一步恶化，直至8月份“云娜”台风后，气温下降，失去空调降温负荷，后又进入暖冬，供用电矛盾才出现了相对暖和。但1—8月份的频繁限电，影响了用电量的增长。2004年1—11月份义乌市产业用电量17975万kWh，占社会用电量的86.15%，同比增长10.35%，增长率比2003年下降13.27个百分点，比社会用电量增长率回落高出2.58个百分点，产业用电量中，第一产业用电量2482万kWh，占产业用电量的1.31%，同比增长-13.96%；第二产业用电量137938万kWh，占产业用电量的77.93%，同比增长10.53%，增长率比2003年下降14.49个百分点；第三产业用电量39355万kWh，占产业用电量的20.76%，同比增长11.7%，增长率比2003年下降9.61个百分点。第二产业用电增长回落的幅度最大。纵观义乌市三年来产业用电的变化：

一、放开用电时，产业用电量的增长幅度远高于全社会用电量的增长幅度，其中第三

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产业增长最快，这可能由于义乌市是一个“小商品城”，所以第三产业发展较快的缘故；

二、第一产业，即农业用电逐年出现负增长，这可能是由于义乌市城市化建设和产业结

构性调整所至；

三、当供电紧张的年月，产业用电的增长回落幅度，特别是第二产业的回落幅度要比社会用电平均回落幅度大，主要是由于限电以第二产业，即工业用电为主，从而确保城乡居民生活用电和市政用电等原因所致；

四、三年来，产业用电结构没有发生多大变化，保持一个相对稳定的比重，2004年产业用电占社会用电比重比2002年下降了0.11个百分点，第一产业用电比重从2002年的2.2%下降至2004年的1.31%，负增长0.个百分点，第一产业用电对电力市场已无足轻重。第二产业用电占产业用电比重三年来逐年增加，2004年比2002年上升1.72个百分点。第三产业用电比重2004年比2002年下降0.83个百分点，基本没有发生多大变化。

第三产业用电增长较快，在目前的电价下，虽然会提高平均销售电价，但同时也提高了供电成本，其主要原因是：

一、第三产业用电负荷率较低，且大多在白天用电；

二、供电电压较低，低压负荷的增加，必须加快和加大配网改造和建设； 三、由于供电电压低，线损电量上升，变动成本增加等。

2004年全行业用电构成城乡居民13%公共事业等12%商业等6%交通邮电1%建筑业3%农、林业1%工业%

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2.1.2 行业用电分析

义乌市在全行业用电量中，工业用电量占主导地位，2002年工业用电量106656万kWh，同比增长43.3%，占全社会用电量的.04%，商业等用电量9903万kWh，同比增长23.72%，占全社会用电量的5.95%，公共事业等用电量196万kWh，同比增长116.%，占全社会用电量的11.81%，建筑业用电量2831万kWh，同比增长-4.36%，占社会用电量的1.7%，交通运输、邮电通讯业用电量1445万kWh，同比增长-41.77%，占社会用电量的0.87%，农业、林业等用电量3167万kWh，占社会用电量的1.9%。2002年公共事业、房地产业等用电增长幅度最大，净增电量9077万kWh。在行业用电量中主要是工业、商业和公共事业等用电，这三个行业用电量达到13.622亿kWh，占全社会用电量的81.8%，占全行业用电量的94.82%，也是用电量增长最快的三个行业。农业、林业、交通运输、邮电业、建筑业等用电量只占全社会用电量的4.47%，所以这将不再是分析的主要对象。

2003年工业用电量132934万kWh，占全社会用电量的65.41%，同比增长24.%，用电增长率比2002年下降18.66个百分点，商业等用电量12020万kWh，同比增长21.38%，用电增长比2002年下降2.34个百分点；公共事业等用电量239万kWh，同比增长22%，增长率比2002年下降94.个百分点。行业用电构成同2002年相比，变化不是太大，除工业用电量比重比2002年增加了1.37个百分点外，商业用电和公共事业等用电比重基本维持不变，农业、林业、建筑业、交通运输业等三行业用电比重只占4.26%，比2002年下降0.21个百分点。2003年用电量回落最严重的是公共事业等，这是由于可能2002年义乌市城市扩建较快，引起路灯、房地产业等用电增长过猛。2003年用电增长回落属于正常，工业用电量增长回落幅度比社会用电量高出8.48个百分点，这同电力供应短缺时期，限电对象首当其冲的是工业用电有关。

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2002-2004年义乌市工业用电对比图（万kwh)2700025074220001700015707134571251611726933292506875925080181176610851109188622101541253111784936611621999509127951187091321241110766170341367312000117801099110599114457537700072333461200012345671011122002年工业用电2003年工业用电2004年工业用电

2004年全年工业用电量159048万kWh，同比增长19.%，电量增长比2003年下降5个百分点，商业等用电量14042万kWh，占社会用电量的5.83%，同比增长16.8%，用电增长率比2003年下降4.56个百分点；公共事业等用电量26608.8万kWh，占社会用电量的11.05%，同比增长10.92%，用电增长率比2003年下降11.07个百分点。农业、林业、建筑业和交通运输业等三行业用电比重占社会用电量的4.5%，与2003年基本持平。

从几个行业的用电量增长回落中可以看出，公共事业等用电量的回落最大，比全社会用电量增长率回落高出7.53个百分点。用电结构同2003年相比变化不大，工业用电比重同2003年比上升了0.65个百分点，公共事业用电下降了0.75个百分点，商业用电比重下降了0.08个百分点。通过三年行业用电的比较分析，义乌市整个用电结构相对较为合理，并不像有的县（市）那样，工业用电量比重过高，给电力经营带来风险。

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2002-2004义乌市商业用电量对比图（万kwh)24002200200018001725160014001200100080060040012996862698865699480348036974865831120010194596558567101178572312115491066957852791702598129969401558134522301917596502002年2003年2004年

2.1.3 工业用电分析

对于一个县（市）级电力消费市场来说，义乌市的工业用电量比重同其它县（市）相比虽然不高，但工业用电还是占主要的。因此要充分重视工业领域的电力消费。

2002-2004年义乌市轻工业用电量对比图（万kwh)22000200001800016000140001200010000800060004000126665918688271039536972294078399685956343456710117768110082377539206804379326802763871691080782117415115061047910043881393581271110969924086547277698443666871122002年2003年2004年

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义乌市的工业用电量排在前三名的行业依次是纺织业、拉链、工艺饰品、玩具业和橡胶及塑料制品业，所以工业用电量主要是以轻工业为主。2002年义乌市轻工业用电量107万kWh，占工业用电量的83.55%，同比增长51.56%，重工业用电量17549万kWh，只占工业用电量的16.45%，同比增长12.23%。其中，纺织业发展最快，全年用电量30148万kWh，同比增长228.37%，净增电量20967万kWh，2002年的纺织业发生了腾飞；其次是拉链、工艺饰品、玩具等行业用电为22105万kWh，同比增长21.04%；第三是橡胶及塑料制品业用电为10235万kWh，同比增长63.28%。轻工业用电的增长率高出工业用电增长率8.26个百分点，高出社会用电增长率19.35个百分点。轻工业用电的迅猛增长同义乌小商品国际市场拉动了义乌民营企业生产轻工业产品有关，2002年是义乌市工业用电量增长的春天。

2002-2004年纺织业月用电分布情况50004500400035003103300025002000153615001234567101112184130953096290130012591227523022065265140363766358437363480384935073136281728382541234125348231763060323327754058381836853880465244682002年2003年2004年

好景不长，2003年义乌市轻工业用电量104959万kWh，占工业用电量的78.96%，同比增长17.79%，用电增长比2002年下降33.77个百分点。重工业用电量27975万kWh，占工业用电量的21.04%，同比增长59.41%，用电增长比2002年上升了47.18个百分点，轻工业用电增长下降而重工业反而上升的主要原因是：

一、由于大网电力供应短缺，增加了地方热电厂的发电量，导致厂用电净增加电量6728万kWh，同比增长65.72%。

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二、有色金属冶炼及压延加工业用电量净增1299万kWh，同比增长674.31%。但工业用电量中纺织业仍居首位，全年用电量38868万kWh，占工业用电量的29.72%，同比增长28.92%，但比2002年下降198.65个百分点。其次是拉链、工艺饰品及玩具等业用电量27300万kWh，占工业用电量的20.88%，同比增长23.5%，比2002年上升2.46个百分点。

三、橡胶及塑料制品业用电量14061万kWh，占工业用电量的10.75%，用电同比增长37.38%，比2002年下降25.9个百分点。该三项工业用电占总工业用电量的61.35%，2003年出现了轻工业用电增长率低于重工业用电的增长率，这主要是重工业用电增长幅度较大。

2002-2004年橡胶及塑料制品业月用电分布25002300210019001700150013001100900700500127691162106999378765353910717311561132712901390122491611979211206113510901121007953810479531718150414140214401920782314854345671011122002年2003年2004年

2004年义乌市轻工业用电量125092万kWh，占工业用电量的78.65%，比2003年增长19.18%，用电增长上升1.39个百分点；重工业用电量33956万kWh，占工业用电量的21.35%，同比增长21.36%，用电量回落38.04个百分点，重工业用电量增长回落幅度较大，是因为2003年主要增长点的热电厂厂用电量，在2004年增长产生了饱和，而重工业用电的增长率仍高于轻工业的主要原因是供电企业由于农村电网改造同价后，增加了农网低压线变损电量，1—12月份全年净线损电量17502.7万kWh，使线损电量同比增长80.01%。

在工业用电量中，纺织业用电量44001.51万kWh，占工业用电量的27.7%，同比增长13.21%，用电增长比2003年下降2个百分点；拉链、工艺饰品、玩具等业用电量33492万kWh，占工业用电量的21.06%，用电同比增长22.67%，用电增长比2003年下降0.85个百

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分点；橡胶及塑料制品业用电量18550.3万kWh，占工业用电量的11.66%，用电同比增长31.91%，比2003年下降5.5个百分点。三大主要工业行业的用电量占工业用电量的60.38%，和03年基本相同，比2002年上升了13.38个百分点，在这三个工业行业中，纺织业的用电增长萎缩最快，2004年用电量增长率同2003年相比，用电量增长率回落了15.72个百分点，其次是橡胶及塑料制品业，用电增长比2003年回落了5.5个百分点；第三，拉链、工艺饰品及玩具等业，2002年和2003年连续出现了用电量的增长，2004年才出现用电增长的回落，但回落的幅度要小得多。前两个行业的用电增长回落幅度较大，不仅仅是因为缺电的原因，同前二年行业发展过快而进入调整期、受限电缺水影响企业外迁、国际大环境影响等有关。

2002-2004年龄拉链、工艺品及玩具业月用电分布400038563500312430002621250021962000150010001234562002年782003年92004年101112147314531034138115992145213618123023266120961941199921206120151918861857151213612221234324083211292872322031343635871671

2.1.4 城乡居民生活用电分析

随着城乡居民生活水平的提高，城乡居民生活用电每年都有一定的增长，2002年义乌市城乡居民生活用电量22878万kWh，占全社会用电量的13.74%，2003年由于遇到多年罕见的高温天气，降温负荷急剧上升。全年城乡居民生活用电量达到25626万kWh，占全社会用电量的12.61%，同比增长12.01%。其中城市居民用电量15417万kWh，同比增长39.15%，其中由于三季度处在夏季高温，大量的降温负荷使得该季度的城乡居民生活用电

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量达到8045万kWh，同比增长21.83%，占全年城乡居民生活用电量的31.4%。其中三季度城市居民生活用电5735万kWh，同比增长67.94%，而三季度的社会用电量同比增长24.96%，工业用电量同比增长22.47%，城市居民生活用电量增长比工业用电量高出45.47个百分点，比社会用电量高出42.98个百分点，尤其在8月份，城乡居民生活用电量达到了3485万kWh，同比增长50.92%，其中城市居民用电2375万kWh，同比增长197.42%，而本月的社会用电量增长率只有22.24%，工业用电量除春节之外，8月份是用电量最低的月份，同比增长只有3.13%。

2002-2004年义乌市居民生活用电量对比图（万kwh)450040003500300025002000150010001234567101112254119512017181320191880177118171220192150194517373485347243832793217919431709121414248218402327243720782474205723511970182119282353205618222002年2003年2004年

2004年是继2003年后的又一高温天气年，真可谓百年一遇，大量空调器涌入家庭，使降温负荷再次升温，2004年义乌市城乡居民生活用电量达到30214.9万kWh，占全社会用电量的12.55%，同比增长17.91%，仅低于社会用电量增长0.55个百分点，比工业用电量增长低出1.73个百分点，这是义乌市首次城乡居民生活用电量增长接近社会用电量增长。居民生活用电的增长特别集中在第三季度的夏季高温时期，2004年第三季度城乡居民生活用电107万kWh，占全年的35.23%，比2003年第三季度（8045.18万kWh）增长32.24%，比2003年高出10.51个百分点。居民用电量最高月份仍在8月份，该月用电量达到4383.04万kWh，同比增长25.77%，其中城市居民用电量2633万kWh，同比增长10.86%。

城市居民生活用电经2003年猛增后，2004年夏天虽然炎热，但已有了2003年空调进入家庭负荷的基础，所以城市居民空调负荷增长率回落。

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2003年和2004年的第三季度，由于保证居民的生活用电负荷，所以工业用电在该季度增幅最小，2004年第三季度工业用电量同比增长只有5.54%。

2.2 义乌市用电负荷结构

2.2.1 用电装接容量的行业分布

2004年全社会用电装接容量33.63万千瓦，同比增长10.96%，其中主要集中分布在：1、大工业用电装接容量7万千瓦，占总容量的20.8%；2、非普工业用电装接容量9.94万千瓦，占总容量的42.74%；3、商业等用电装接容量7.14万千瓦，占总容量的21.22%；；4、城乡居民生活用电装接容量4.41万千瓦，占总容量的12.12%。四个行业的总用电装接容量占社会用电装接容量的97.9%，2004年四个行业用电量占全社会用电量的95.5%。因此，义乌市的用电负荷基本上分布在这四个领域。 2.2.2 业扩发展情况

2002年义乌市实际完成业扩报装7529户，容量19.35万千瓦，其中高压用户592户，容量15.57万千伏安。2003年申请报装用户7761户，报装容量39.26万兆伏安，实际完成业扩报装7011户，比2002年减少518户，完成容量30.74万千伏安，同比增长55.86%，其中高压用户904户，同比增加了312户，容量21.02万千伏安，同比增长了35%，2003年同2002年相比，高压用户增长较快，但整个高压用户的平均报装容量比2002年的用户小，说明新上的用户负荷趋于分散型。

2004年报装用户15309户，报装容量43.56万千瓦；受电网限电影响，实际完成业扩报装13765户，容量33.63万千瓦，其中高压用户908户，容量23.39万千瓦，2004年业扩报装容量保持了同2003年差不多同步增长。从完成报装的实际实际可以看出，义乌电网仍有大量的报装用户和潜在用户有用电需求。 2.2.3 负荷结构

三年来，义乌市的最高负荷达到了41.88万千瓦，出现在2004年9月20日，当时大网的供电环境较好，基本上放开用电，但当天气温只有30℃左右，所以估计约有8万千瓦的防暑降温负荷未上，再加上220千伏宾王变电所 “卡脖子”限电，所以当天的最高负荷未能体现义乌市真正的最高负荷。

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2002-2004年义乌市月供电最高负荷450418.8400409.1388.2362.8321.3299.8279.4272.9238.2212.52001234567101112331.4310.9334.7329.2299.1266299.2275.8278.5275.3342.6308.8306.6303.2387.7403.3350309.5300.4270.7236.8223.7300306.8266.9253.3250255.92282002年2003年2004年

在夏季用电高峰季节，若不限电的话预计最高负荷将超过48万千瓦，其中工业负荷约24万千瓦；占最高负荷的50%，居民生活、商业和公共事业等用电负荷约13万千瓦（不包括空调），占最高负荷的27.1 %，空调防暑降温负荷10万千瓦左右，约占最高负荷的20.83%，其它用电负荷约2万千瓦。义乌市的工业由于以轻工业为主，居民生活和第三产业用电负荷比重又较大，所以单位用户负荷小，有负荷分散的特点，给调荷错峰用电工作带来了一定的难度，特别是当要求用电负荷适应大网供电负荷的要求来平衡用电时，负荷上的速度较慢，负荷下的速度也较慢，因此，放开用电时，负荷上不来，限电时只有多拉负荷，这是由负荷的总体结构造成的。

2.3 义乌市国民经济发展和电力需求分析

2.3.1 义乌市历年实际电力负荷分析

义乌市历年实际电力负荷分析如表 2-1所示。其中人口数是采用“五普”口径汇总人口。

表 2-1义乌市历年实际电力负荷分析 电量(亿年份 kWh) 1998 6.05 1999 7.45

负荷(MW) 120.3 150.1 Tmax(小时) 5029 4963 人口(万) 88 GDP(亿元) 61.7815 63.5511 24

人均用电面积量(kWh/(km2) 人) 1105 1105 687.19 837.47 负荷增长率(%) / 电量增长率(％) / GDP增长率(％) / 24.77 23.14 2.86 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2000 9.79 2001 12.51 182.3 224.1 5370 5582 5436 5551 90 91 93 96 119.2436 1105 136 156 180 1105 1105 1105 1087.66 1374.83 1771.54 2125 2431.31 21.45 31.41 87.63 22.93 27.78 14.05 35.28 31.73 14.71 19.68 22.21 15.38 15.43 19.51 58. 2002 16.48 303.16 2003 20.14 362.83 2004 24.07 418.83 5747 99 286 1105 注：2004年GDP增幅为与2003年同口径比较为17.3％ 义乌近些年全社会用电量和负荷的增长是以超常规的速度进行的，近年的全社会用电量和负荷的发展趋势如表 1-2、图 1-1和图 1-2所示。从1998年至2004年期间，全社会用电量的年均增长率高达25.88％，负荷的年均增长率高达23.118％，2002年全社会用电量的增长率高达31.69％，2003年义乌市电网在受严格限电指标的情况下，其全社会用电量的增长率仍高达23.82％。2003年开始拉闸限电后义乌电网全社会用电量和负荷都保持了较快的增长。2004年义乌电网在受长期大面积限电的情况下，全社会用电量和负荷增长受到了严重的制约。2004年全社会用电量为24.07亿kWh，比2003年增长19.51％，全网最大负荷418.8MVA，比2003年增长15.43 ％，其负荷和全社会用电量的增长率都大幅低于近年来的平均水平，用电高增长的趋势开始停滞。由此可见电力短缺和义乌电网建设滞后已对义乌社会经济的发展造成了严重的负面影响。

在2004年最大负荷418.8MW。但由于主网严重缺电，在2003年和2004年义乌电网拉闸限电严重，负荷发展一直受指标的，并对义乌的投资环境产生了一定的影响，负荷增长的势头受到了压制。客观上也因为义乌的用地指标不足，入驻企业门槛增高，对负荷的增长产生了一定的影响。

在2005年初，义乌电网又出现了旺盛的需求，3月份的平均最高负荷基本在400MVA左右，并且在3月12日达到424MVA后被拉电74MVA，根据计算，估计当天的最高负荷应在440MVA左右，超过了2004年的最高水平。

从2003年开始，义乌市的电力用户采用自备柴油发电机组来维持生产。根据义乌供电局的统计，到2004年底，义乌电力用户的自备柴油发电机组装机约410MW。在“开二停二”、“开一停二”兼顾避峰用电方案，限工业用电保生活用电，甚至在夏季用电高峰时严格要求工业用电全停这样的用电特别紧张的形势下，2004年的GDP与2003年同口径比较增长17.3％，这些机组发挥了巨大的作用。据测算，这些机组为义乌的最高负荷的贡献约约100MW。

综上所述，2004年义乌电网的用电负荷在480MVA～518MVA之间。

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2.3.2 义乌市国内生产总值GDP与全社会用电量的增长情况分析

从以往的经济发展和电力需求增长的情况来看，电力需求的增长受经济发展的影响还是比较明显的。义乌市历史年GDP、负荷和用电量的增长情况如表 2-2所示。义乌市历史年GDP和用电量增长变化趋势图如图 2-1所示。(根据2004年经济普查的要求，GDP的统计办法发生了变化，为比较准确的反映经济发展趋势，2004年GDP增幅为与2003年同口径比较------见义乌统计局2004年义乌市国民经济和社会发展公报）

表 2-2 义乌市历史年GDP和用电量的增长情况 电量(亿kWh) 6.05 7.45 9.79 负荷(MW) 120.3 150.1 182.3 224.1 362.8 418.8 Tmax(小时) 5027 4966 5370 5583 5435 5551 5747 人口(万) 88 90 91 93 96 99 GDP(亿元) 61.7815 63.5511 136 156 180 286 人均用电面积量(kWh/2(km) 人) 1105 1105 1105 1105 1105 1105 687.50 负荷增长率(%) / 电量增长率(％) / 23.25 31.33 27.81 31.69 22.21 13.46 GDP增长率(％) / 2.86 87.63 14.05 14.71 15.38 58. 年份 1998 1999 2000 837.08 24.77 1087.78 21.45 1374.73 22.93 1772.04 35.28 2097.92 19.67 2431.31 15.3 119.2436 1105 2001 12.51 2003 20.14 2004 24.07 2002 16.48 303.16 注：2004年GDP增幅为与2003年同口径比较为17.3％

10090807060504030201001999200020012002电量增长率2003GDP增长率2004

负荷增长率

图 2-1义乌市历史年GDP、负荷和用电量增长变化趋势图

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从图 2-1可以发现，近两年义乌全社会用电量和负荷的发展趋势受电力短缺的影响十分明显。

2.3.3 义乌市的产业结构与用电结构的变化情况

义乌市的产业构成比例，到八十年代一直没有很大的变化。从表 2-3可以看出，义乌市第一产业的比例逐渐减少，第三产业的比例逐渐增加。在2003年以前，第二产业的比例是最高的，第三产业的比例次之，第一产业的比例最低。但2004年，第三产业的比例为49.4％，首次超过第二产业的比例。这表明，随着义乌市中国小商品城的建设，服务业的发展成加快增长趋势。

表 2-3 义乌市近年三次产业国内生产总值的发展状况 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 亿元 比例 亿元 比例 亿元 比例 亿元 比例 亿元 比例 亿元 比例 亿元 比例 第一产业 6.1 6.6 6.6 6.5 7.1 5.9 7.2 5.2 7.6 4.9 7.86 4.2 9.24 3.3 第二产业 46.4 50.2 50.8 50.4 60.3 50.6 69 50.8 79.7 51.1 98.28 52.1 133.52 47.3 第三产业 39.9 43.2 43.4 43.1 53.7 43.5 59.8 43.9 68.7 44 82.35 43.7 139.24 49.4 合计 92.4 100 100.8 100 119.1 100 136 100 156 100 188.49 100 282 100 1994年至今，义乌市在经济和经济增长方式两个根本性转变推动下，“以商促工”、“以商强农”的引导下，一大批经商能人把流通领域原始积累的资本逐渐地投向工业和农业综合开发，极大地带动了第二产业的快速发展，同时反过来促进了第三产业和整个经济的协调发展。三次产业比例从1994年的9.9：45.7：44.4，调整为2004年的3.3：47.3：49.4。

义乌市三次产业构成图6050比例(%)4030201001998199920002001第二产业200220032004

第一产业

第三产业图 2-2 义乌市历年三次产业构成图

历年各产业用电量及其占总用电量的百分比如表 2-4 所示。历史年三产和居民用电量

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比例关系图如图 2-3所示。

根据义乌市国民经济发展规划，产业结构将不断优化调整，第一产业用电量所占比重在今后一段时间维持在1%左右，第二产业用电量所占比重在2003年以前逐年有所下降，但2004年第二产业用电量所占比重却有较大幅度的增长，第二产业用电量占到全社会用电量的68.72％，第三产业用电量快速发展，所占比重逐年上升，2004年第三产业用电量占到全社会用电量的17.85％。反映在用电结构上，表现为随着义乌市中国小商品城的建设，服务业和居民生活的用电发展成加快增长趋势，电力负荷的峰谷差将进一步加大，虽然2003年和2004年义乌电网加快了建设步伐，但受高压输电网的，仍不能满足快速发展的负荷的需求，义乌高压配电网应进一步加快建设步伐，做到为义乌全社会经济发展和居民生活用电保驾护航。

表 2-4 历年各产业用电量及其占总用电量的百分比 全社会用电量 第一产业用电量 第二产业用电量 第三产业用电量 居民生活用电量 用电量增长(亿率用电量比例增长用电量比例增长用电量比例增长用电量比例增长年份 kWh) (%) (亿kWh) (%) 率(%) (亿kWh) (%) 率(%) (亿kWh) (%) 率(%) (亿kWh) (%) 率(%) 1998 6.05 0.19 3.25 3.6922 61.03 2.2365 36.97 1.4021 23.18 1999 7.51 24.13 0.2176 2.90 10.79 4.5344 60.38 22.81 1.097 14.61 -50.95 1.6613 22.12 18.49 2000 9.86 31.29 0.2361 2.39 8.50 6.0404 61.26 33.21 1.407 14.27 28.26 2.1768 22.08 31.03 2001 12.6 27.79 0.2145 1.70 -9.15 7.7391 61.42 28.12 1.9257 15.28 36.87 2.7179 21.57 24.86 2002 16.48 30.79 0.2128 1.29 -0.79 9.5 58.03 23.58 3.0915 18.76 60.54 2.2878 13.88 -15.82 2003 20.14 22.21 0.2234 1.11 4.98 11.6561 57.88 21.87 3.57 17.77 15.77 2.5625 12.72 12.01 2004 24.07 19.51 0.266 1.11 19.07 16.54 68.72 41.90 4.24 17.62 18.47 3.02 12.55 17.85

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100%80%60%40%20%0%1998199920002001200220032004第一产业用电量第三产业用电量第二产业用电量居民生活用电量

图 2-3 历史年三产和居民用电量比例关系图

注：第一产业是指通过人类劳动直接从自然界取得产品的部门。我国规定专指农、林、牧、渔业。 第二产业是指对第一产业和本产业提供的产品(原料)进行加工的部门,我国规定专指采矿业,制造业,电力、燃气及水的生产和供应业,建筑业。 第三产业是指对消费者提供最终服务和对生产者（包括三个产业的生产者）提供中间服务的部门。指除第一、二产业以外的其他行业。

2.3.4 义乌市的人均用电量增长情况

城乡居民生活水平的不断提高，促使居民生活用电水平的提高。与居民生活用电高度相关的因素是人均居住面积、户数、家用电器的普及率等因素，而这些因素主要取决于居民人均收入水平（从而引起生活水平）的提高。

表 2-5 义乌市1998~2004年的人均用电量增长情况 社会用电量 居民用电量 人口 人均社会用电量 人均生活用电量 (亿kWh) (亿kWh) (万) (kWh/人) (kWh/人) 6.05 7.45 9.79 12.51 16.48 20.14 1.4021 1.6613 2.1768 2.7179 2.2878 2.5625 88 90 91 93 96 29

年份 1998 1999 2000 2001 2002 2003

687.50 837.08 1087.78 1374.73 1772.04 2097.92 159.33 186.66 241.87 298.67 246.00 266.93 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2004 年均增长率（％） 24.07 25.88 3.02 99 2431.31 23.43 305.05 11.43 13. 1.98

人均用电量增长情况如表 2-5所示。义乌市的人均用电量和居民人均生活用电量逐年上升。从1998年至2004年，人均社会用电量由687.50kWh/人增加到2431.31kWh/人，年均增长率高达23.43%；人均生活用电量由159.33kWh/人增加到305.056Wh/人，年均增长率高达11.43%。这说明义乌市处在一个快速发展的经济环境中，社会经济发展很快，人民生活水平得到了极大提高。

但与发达国家相比，仍有较大的距离。发达国家年人均生活用电一般均达到3000~5000kWh/人，可见我国仍处于居民生活用电水平的初级阶级，义乌市也不例外，所以居民生活用电的市场潜力还很大，今后，随着居民收入水平的不断增加，居民生活用电仍将以较快的速度增长。

2.3.5 义乌市负荷最大利用小时数Tmax的分布情况

600058005600Tmax(小时)5400520050004800460044001998199920002001200220032004

图 2-4负荷最大利用小时数分布图

负荷最大利用小时数分布图如图 2-4所示。义乌市的负荷最大利用小时数在4963～5747h之间变化。由于拉闸限电的结果，2003年最大负荷利用小时数为5551小时，2004年最大负荷利用小时数为5747小时。

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2.4 义乌市负荷指标情况分析

2.4.1 年最大负荷曲线

年最大负荷曲线图如图2-5所示。年最大负荷曲线指标如表 2-6所示。电网月最大负荷统计表如表 2-7所示。由上图可见，1998~2004年，义乌市电网的最大负荷出现在8，9月份，特别是近几年，最大负荷一般出现在8月份。这主要是由于最大电力负荷受天气变化影响的成分越来越大，义乌夏季气候炎热，随着空调的普及，空调负荷占有相当大的比重。2001、2002年的最大负荷开始出现在12月，这主要是由于这段时期义乌市电网缺电比较严重，第四季度是完成当年国内生产总值的关键时刻，而且随着生活水平的提高，在冬季使用空调取暖的现象也越来越多，由此造成最大负荷开始出现在年底。

450400350月最大负荷(MW)3002502001501005001219983419995200067200182002910200311200412

图 2-5 年最大负荷曲线图

表 2-6 年最大负荷曲线统计参数 年份 1998 1999 2000

最大负荷(MW) 120.30 150.10 182.30 最小负荷(MW) 74.00 105.00 138.60 峰谷差(MW) 46.30 45.10 43.70 31

平均负荷(MW) 100.39 122.63 158.42 平均负荷率(%) 83.45 81.70 86.90 最小负荷率(%) 61.51 69.95 76.03 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2001 2002 2003 2004 224.10 303.20 362.80 418.80 169.10 212.50 266.90 255.90 55.00 90.67 95.90 162.90 197.53 259.43 314.85 337.35 88.15 85.58 86.78 80.55 75.46 70.09 73.57 61.10

从表 2-6可以看出，义乌市电网的负荷率比较高，2002年以前基本维持在85%以上。义乌市电网电力负荷的峰谷差值不大，但有逐渐增大的趋势。2002年以前年最小负荷率均保持在70%左右。随着电力负荷的增长，年负荷峰谷差值可能会变大。2003年和2004年由于缺电和自备柴油发电机组的影响，不能完全代表义乌最大负荷的特性，但峰谷差值逐渐变大是必然的趋势。

表 2-7 电网月最大负荷统计表 单位：万kW 年份 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

1月 74 2月 94.5 3月 95.4 118 150 4月 96.5 114.6 176 5月 96 112 6月 101 105 7月 103 8月 9月 10月 11月 12月 100 103.5 110.8 161 170.9 120.3 109.7 119.5 110.5 140.4 148.4 228 118.6 132.4 150.1 130.6 126.5 133.8 199 205.7 224.1 138.6 146.2 154.7 168.4 171.3 182.3 168.8 185.7 193.2 214.8 220.2 213.5 266 169.1 185.7 183.4 212.5 238.2 236.8 223.7 253.3 299.1 299.2 275.8 278.5 303.2 309.5 299.8 321.3 300.4 266.9 306.8 329.2 342.6 362.8 308.8 306.6 275.3 255.9 279.4 272.9 270.7 331.4 310.9 334.7 409.1 418.8 388.2 387.7 403.3 2.4.2 典型日负荷曲线

典型日负荷曲线（全口径）如图 2-6所示。典型日负荷指标如表 2-8所示。

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450400350300负荷（MW）250200150100500123456781999910200011122001131420021516171819202122232420032004

图 2-6典型日负荷曲线

表 2-8 典型日负荷指标 日最大负荷(万日最小负荷（万年份 kW) kW） 1999 2000 2001 2002 2003 2004

13.614 16.3186 20.08 28.762 34.563 41.88 7.682 10.3246 12.528 16.7 21.988 26.653 峰谷差（万kW） 5.932 5.994 7.552 11.998 12.575 15.227 日平均负荷（万日平均负荷率日最小负荷率kW) （%) （%) 10.6 13.73 16.55 23.09 26.82 33.867 77.86 84.14 82.42 80.28 77.60 80.87 56.43 63.27 62.39 58.29 63.62 63. 由上面的图表可见，近几年义乌电网最大负荷日曲线的统计情况基本相似，负荷曲线形状也基本相同。义乌市日负荷曲线呈现出有规律的波动，日最高负荷一般出现在晚上的 8点和9点左右，日最低负荷一般出现在凌晨6点左右。

2.5 电力电量预测

负荷预测是一切长短期电网规划的基础，欠预测或过预测均会给电网的发展带来相当

大的影响。欠预测会使投资不足，阻碍网络的发展，使供电企业损失电量，负荷过预测会使投资过渡，使投资效益受损。因此，负荷预测的方法最重要的是能够全面考虑影响负荷预测的因素，使负荷预测能够尽量反映电网发展的实际情况。

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下面将分别介绍采用不同方法预测的用电量结果。 2.5.1 分部门需电量预测

分部门预测电量是根据国民经济各部门结构的调整，产品结构的变化，人均收入提高，居住条件的改善及人口增长等因素，分析研究三大产业的电量能源单耗和城乡居民生活用电量的变化规律，预测规划年供电量。根据市政的远景规划和三产结构的调整，预测出各产业的规划年产值，再根据对预测年各产业的产值单耗的预测值如表 2-9所示，推算出各产业和居民的用电量如表 2-10所示。其中：

1） 第一产业产值单耗：根据义乌市总体规划，“十五”期将进一步强化农业基础及内部结构，提高效益，第一产业产值单耗仍将呈下降趋势，经分析预计2005年产值单耗为0.02kWh/元，之后年份的产值单耗基本保持不变。

2）第二产业产值单耗：从历史年的发展趋势看，义乌二产值单耗是在上升的，而且其产值单耗相对较低。根据义乌市总体规划纲要，2000～2020年规划期间，义乌市将进一步调整和优化第二产业，继续发展协同作用大、外部经济性强的能源、交通、电力等基础产业，创新配套环境；大力提升结构水平，用高新技术改造传统的纺织、家电、食品等支柱产业；优先发展商品流通业、会展业和信息技术为基础的第三产业。而“以商促工”的导向将加大工业经济的崛起，义乌市到2010年工业仍将处于发展、扩张阶段。通过对1998年至2002年产值电量能耗的分析计算，并考虑产值能耗的饱和因素，预计2005年第二产业产值能耗为0.14kWh/元，2010年为0.16kWh/元。

3）第三产业产值单耗：由于“十五”期、“十一五”期第三产业仍处于高速增长期，随着经济的发展和人民生活水平的提高，义乌国际商贸城的崛起，对外贸易的扩大，城市人口增多，促进服务行业和发展，其产值单耗仍将上升，预计2005年产值能耗为0.06kWh/元，2010年为0.07kWh/元。

4）居民生活用电：城乡居民生活水平的不断提高，促使居民生活用电水平的提高。随着人民生活水平的提高，家用电器的普及以及居住条件的改善，空调、微波炉等高能耗电器使用今后将逐步扩大到乡镇，故在今后的10到15年内城乡居民生活用电量仍将保持高速增长，预计2005年城乡居民人均生活用电量为750kWh/人， 2010年为1310kWh/人。

表 2-9 预测产业产值单耗 年份 2005 2006

第一产业 157935 181457 0.020 0.020 第二产业 1593453 1830700 34

第三产业 0.14 0.15 980514 1079437 0.06 0.07 产值（万元) 单耗（kWh/元) 产值（万元) 单耗（kWh/元) 产值（万元) 单耗（kWh/元) 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2007 2008 2009 2010 204977 196960 196883 2022 0.020 0.020 0.020 0.020 2049773 2390957 2792258 3145354 0.16 0.16 0.16 0.16 12947 1516811 1749233 1926216 0.07 0.07 0.07 0.07 表 2-10 产业法电量预测结果表 年份 总用电量（亿kWh) 第一产业用电量(亿kWh) 第二产业用电量(亿kWh) 第三产业用电量(亿kWh) 居民用电量(亿kWh) 第一产业所占比例(%) 第二产业所占比例(%) 第三产业所占比例(%) 居民用电量所占比例(%) 2005 32.90 0.32 22.31 5.88 4.40 0.96 67.80 17.88 13.36 2006 40.32 0.36 27.46 7.02 5.48 0.90 68.10 17.40 13.60 2007 48.23 0.41 32.80 8.42 6.61 0.85 68.00 17.45 13.70 2008 56.27 0.39 38.26 9.86 7.77 0.70 67.98 17.52 13.80 2009 65.63 0.39 44.68 11.37 9.19 0.60 68.07 17.32 14.00 2010 73.97 0.40 50.33 12.52 10.72 0.55 68.03 16.93 14.50 2.5.2 分行业需电量预测

将按一定性质分类的各类负荷用电量分别预测出来，叠加在一起，即得到所规划区的总用电量，这种预测方法称需求叠加法。由于各行业用电发展的速度不同，通过对各行业的历史数据进行分析，就可求出每个行业远景年的预测结果。根据对历史年各行业的历史数据和对规划年的产业调整，预测出行业电量负荷预测结果如表 2-11示。

表 2-11行业电量预测结果表 年份 区名 农业类工业类地质类建筑类交通类居民类商业类其它类总计(亿(亿kWh) (亿kWh) (亿kWh) (亿kWh) (亿kWh) (亿kWh) (亿kWh) (亿kWh) kWh) 9.86 12.60 16.65 21.04 24.09 32.90 40.32 48.23 56.27 65.63 73.97 2000 义乌市 0.2360 5.8151 0.0000 0.2253 0.2150 2.1768 0.5866 0.6054 2001 义乌市 0.2145 7.4430 0.0000 0.2961 0.2176 2.7179 0.8004 0.9077 2002 义乌市 0.3167 10.6655 0.0000 0.2831 0.1445 2.2878 0.9903 1.96 2003 义乌市 0.3167 13.8519 0.0000 0.3796 0.1700 2.6058 1.2900 2.4260 2004 义乌市 0.2863 17.1775 0.0000 0.3904 0.1822 3.3834 1.6136 2.9930 2005 义乌市 0.3159 21.8148 0.0000 0.4935 0.2237 4.3959 2.0400 3.6193 2006 义乌市 0.3629 26.8556 0.0000 0.6049 0.2621 5.4840 2.5807 4.1735 2007 义乌市 0.4100 32.0826 0.0000 0.7138 0.3135 6.6075 3.1349 4.9677 2008 义乌市 0.3939 37.4225 0.0000 0.8329 0.34 7.7659 3.7141 5.7963 2009 义乌市 0.3938 43.7081 0.0000 0.9680 0.4069 9.1879 4.3971 6.5661 2010 义乌市 0.4045 49.2903 0.0000 1.0354 0.4437 10.7233 5.0511 7.0256

2.5.3 年平均用电量法电量预测

年平均增长法是负荷预测中常用的一种方法，其利用对历史数据的分析，总结出其电

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量、负荷的发展变化的增长率，同时结合考虑该城市的远景规划发展，确定出在规划期间的年平均增长率，即可得知预测年的电量和负荷值。义乌市采用该方法的预测结果见表 2-12所示。

方案 年份 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020

电量（亿kWh) 31.87 38. 46.66 55.53 65.52 76.66 126.3 1.91 高方案 表 2-12 年平均增长率法预测结果表 中方案 低方案 电量年平均增长电量年平均增长电量年平均增长电量（亿kWh) 电量（亿kWh) 率（%) 率（%) 率（%) 24 22 20 19 18 17 10.5 8.5 31.37 37.95 45.16 53.29 62.35 72.33 116.48 171.15 23 21 19 18 17 16 10 8 30.86 37.03 43.7 51.13 59.31 68.21 107.37 154.15 22 20 18 17 16 15 9.5 7.5 2.5.4 人均用电量法电量预测

人均用电量是一个综合性的能耗指标。在历年的人均用电量指标的基础上，按其发展变化的规律，运用序列预测技术，预测未来年份的人均用电量，然后以规划总人口的预测值为基础，预测未来年份的全社会用电量。同时可以参照国内、外在不同发展阶段的相关数据进行横向比较，参见表 2-13、表 2-14和表 2-15。

表 2-13 西方7国80年代人均用电量（kWh/人.a） 国家 年份 1975 1978 1980 美国 8486 9556 9519 日本 3826 4379 4445 德国 4429 5243 5473 英国 4171 4349 4353 法国 31 3845 4310 意大利 2298 2681 2868 加拿大 10439 12155

表 2-14 亚洲部分国家和地区人均用电量表（kWh/人.a） 国家或地区 年份 1990 1995 2000

新加坡 5808 7532 7969 韩国 2576 3333 4416 36

4419 5468 7212 3919 4967 6294 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2010 12348 7196 8849 9721

表 2-15 广东分类地区部分城市人均用电量表（kWh/人.a） 地区城市 年段 1990 1995 2000 2010 2020 珠江三角洲经济区 广州 深圳 东莞 肇庆 － 1778 1197 － 2022 2700 2453 2200 3521 4250 5580 3600 9010 8488 6827 6760 － 10000 9478 － 东西两翼经济区 汕头 1950 20 3200 7333 － 湛江 1500 2000 3200 5500 － 粤东、粤西、粤北山区 博罗 442 1200 1800 3000 － 罗定 － 1230 1800 3750 － － － 2013 5819 － 全省平均 表 2-16 浙江省人均用电量表 年份 人均用电量(kWh/人.a) 2000 1572 2001 1808 2002 2187 2005 2950～3100 2007 3510～3700 2010 4375～4760 到2004年，义乌市的人均用电量达到了2431.31kWh/人，比浙江省2005年人均用电量指标低，相对国内的经济较发达城市而言，仍有一定的距离，说明义乌的人均用电量发展和上升的空间还很大。根据表 2-17所示，可以看出义乌市人均用电水平目前处于用电水平中上城市的范围内。

表 2-17 规划人均综合用电量指标 指标分级 I II III IV 城市综合用电水平分类 用电水平较高城市 用电水平中上城市 用电水平中等城市 用电水平较低城市 人均综合用电(kWh/人.a) 现状 3500~2501 2500~1501 1500~700 700~250 规划 8000~6001 6000~4001 4000~2501 2500~1000

根据义乌市的城市性质、人口规模、产业结构、地理位置及国民经济发展情况等多方面因素，横向和纵向进行比较后，建议义乌市2005年的人均用电量为（2800～3000）kWh/人，2010年的人均用电量为（4800～5200）kWh/人。中方案的2015年的人均用电量为5500kWh/人，2020年的人均用电量为5900kWh/人。结合表 2-17进行分析，可以看出本次规划建议的人均用电量指标是在“用电水平中上城市”的规划指标范围内进行的，是符合义乌市城市定位和实际用电发展情况的。人均用电量预测结果如表 2-18所示。

表 2-18 人均社会用电量预测结果 年份 人口高方案 中方案 低方案 37

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（万） 人均社会用电量电量（亿人均社会用电量电量（亿人均社会用电量电量（亿（kWh/人） kWh） （kWh/人） kWh） （kWh/人） kWh） 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020

105 111 118 126 135 145 210 300 3000 3500 3900 4400 4800 5200 6000 6300 31.5 38.85 46.02 55.44 .8 75.4 126 1 2900 3400 3800 4300 4700 5000 5500 5900 30.45 37.74 44.84 54.18 63.45 72.5 115.5 177 2800 3300 3700 4200 4600 4800 4900 5200 29.4 36.63 43.66 52.92 62.1 69.6 102.9 156 2.5.5 回归分析法电量预测

在回归分析法中，分别利用多种回归函数进行拟合。最后，根据历年的电量情况，采用多种回归函数模型，拟合出义乌市电量增长曲线，最后可预测出规划各年的用电量。

回归计算模型及参数如表 2-19所示。

表 2-19 回归计算模型及参数 计算模型 S曲线 乘幂 对数 多项式 线性 指数 计算公式 Y=1/(c+aebx) Y=axb Y=aln(x)+b Y=a+bx+cx2 Y=ax+b Y=aebx a值 0.4443 1.6631 3.8017 5.1422 1.9575 1.5351 b值 -0.0807 0.6772 7.5793 0.513 2.9015 0.2487 c值 -0.0814 0.3412 R2值 -2.3151 0.9288 0.831 0.9994 0.9707 0.9986 其中：y：预测年电量（亿kWh） x：年份

a、b、c为回归系数

表 2-20 回归分析法预测结果表 高方案 中方案 低方案 电量（亿kWh） 电量（亿kWh） 电量（亿kWh） 34.62 42.57 52.22 63.94 78.22 95.7 127.04 199.55 32.51 40.46 50.11 61.83 76.11 93.59 124.93 197.44 38

年份 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020

30.41 38.36 48 59.72 74.01 91.49 122.82 195.33 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

回归分析法电量预测结果见表 2-20。因基础数据受限，某些模型的统计结果受到一定的影响，只有多项式和指数回归模型的拟合度大于0.99，因此选用这两种模型的预测结果的均值作为回归分析的结果，其预测结果见表2-20所示。

2.5.6 电力弹性系数法电量预测

电力弹性系数反映了在一定时期国民经济与电量需求的增长之间的内在关系。根据义乌市全社会历史用电量和国内生产总值的数据，分别计算出它们的平均增长率，从而得到电力弹性系数的历史序列。在历史弹性系数序列的基础上，运用回归技术、动平均法、指数平滑法、灰色模型等手段，预测未来年份的电力弹性系数，然后，利用基准年电量为基础，预测未来各年的电量需求。

表 2-21 电力弹性系数预测结果 方案 年份 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 高方案 中方案 低方案 GDP（亿用电量（亿GDP（亿用电量（亿GDP（亿用电量（亿弹性系数 弹性系数 弹性系数 元） kWh） 元） kWh） 元） kWh） 248.51 288.27 331.51 381.24 434.61 495.45 834.87 31.75 38.66 46.31 55.03 .83 75.74 124.19 186.01 1.40 1.36 1.32 1.25 1.27 1.20 0.95 0.94 244.30 280.94 320.27 365.11 412.57 466.21 750.83 1103.22 31.24 37.74 44.84 52.83 61.72 71.50 114.62 167.79 1.42 1.39 1.34 1.27 1.29 1.22 0.99 0.99 240.12 273.74 309.32 349.53 391.48 438.46 674.62 946.19 30.75 36.83 43.40 50.70 58.73 67.45 105.73 151.26 1.45 1.41 1.37 1.29 1.32 1.24 1.05 1.06 2020 1284.55

从历史年看，义乌的电力弹性系数波动较大，但总体趋势是下降的，产业结构亦发生了较大变化，能耗小的第三产业比重将大幅度上升，这种产业结构的变化必然促使电力弹性系数呈现下降趋势。因此，推断在规划年期间电力弹性系数将逐渐下降。预测未来各年的电量需求结果如

表 2-21所示。

2.5.7 综合预测分析结果（分产业、分行业、年平均增长、人均、回归、弹性系数）

组合预测方法是通过求各个预测值的加权算术平均值而得到它们的组合预测值。目前的研究已经论证了组合预测的许多优点。组合预测集结所有单一模型所包含的信息；用最小方差准则得到组合预报，其误差不大于任一分量的误差方差。组合预测分为最优组合预

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测和递归等权组合预测，方差协方差优选模型。在这里我们选用的是方差优选模型法。

方差优选模型法即在约束条件下是组合模型与历史数据的方差最小。

ˆiy)minZ(yi1n2 其中，

1ˆiy为预测值，

yi表示实际值。

约束条件为

i1mi 且

i0。

应用最小二乘法，利用历史数据即可求出权重。结合义乌市的具体情况，经综合分析得出本次规划的各年份的高、中、低三方案的电量预测结果。

本次规划的各年份的高、中、低三方案的结果如表 2-22所示。到2010年预测的电量高中低三方案的结果分别为：79.79亿kWh、76.18亿kWh、72.43亿kWh。

表 2-22 综合分析后的电量预测结果 方案年份 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020 高方案(亿kWh) 27.45 34.08 40.90 50.21 60.42 70.12 80.07 127.02 188.71 中方案(亿kWh) 27.45 33.80 40.23 48.99 58.47 67.28 76.18 117.04 173.05 低方案(亿kWh) 27.45 33.52 39.57 47.79 56.57 .54 72.43 106.29 155.42 2.6 电力负荷预测推荐结果

根据义乌市电网2005~2010期间需电量预测提出的高、中、低方案，利用最大负荷利

用小时数法，计算出规划年的最大电力负荷情况。参考义乌市的产业发展情况，义乌市的Tmax将呈下降趋势，但近几年供电形势紧张、加强需求侧管理和充分利用设备容量、提高供电效益等角度考虑，Tmax下降趋势将趋缓。根据历年统计的最大负荷利用小时数，可以初步测算出2005~2010期间，到2005年预测为5350h，2010年预测为5000h，2020年预测为4900h。

根据义乌市的城市规划发展情况，给出综合分析的高、中、低三方案结果，如表 2-23所示。

表 2-23 综合分析后的负荷预测结果

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方案年份 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020 高方案(MW) 518 636.95 771.74 956.31 1161.97 1374.92 1601.50 2566.13 3851.241 中方案(MW) 518 631.77 759.15 933.11 1124.45 1319.28 1523.50 23.38 3531.72 低方案(MW) 518 626.59 746.66 910.29 1087.85 1265.46 1448.69 2147.20 3171.874

义乌的产业结构均由市场需求决定产业链，市场需求的活跃与否，交易量的多少很大程度上影响着产业链的，可以说，义乌的用电负荷主要是由市场的需求决定的。虽然受缺电和宏观的影响，供电增长速度有所降低，但义乌的经济发展势头仍然健康良好，从市场交易上可知，市场交易活跃，拉动了义乌电力的稳步增长，网供负荷节节攀高。但宏观等对义乌电力负荷的影响也比较大，主要反映在：一是银贷收紧，制约企业扩大再生产，能停则停，能缓则缓，导致电力缺乏增长点；二是对规模企业保持现有生产能力的影响不大，但对中小企业的制约较大，特别是对一些代加工企业造成较大打击。因此，在客观实际、略有超前建设为指导思想的指导下，综合考虑后建议采用负荷预测的中方案作为本次规划的推荐结果。推荐方案结果如表 2-24所示。

表 2-24 推荐方案预测结果表 年份 全社会用电量(亿kWh) 网供电量（亿kWh） 最大负荷(MW) 网供负荷（MW） Tmax（小时） 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020

27.45 33.8 40.23 48.99 58.47 67.28 76.18 117.04 173.05 24.07 30.42 38.62 48.01 57. 66.61 76.18 117.04 173.05 518 631.77 759.15 933.11 1124.45 1319.28 1523.5 23.38 3531.72 418.83 568.60 728.69 914.48 1113.18 1306.02 1523.60 23.44 3531.63 5300 5350 5300 5250 5200 5100 5000 4950 4900 将本次推荐方案的结果与历史年数据进行分析可知，每个五年计划中的电量和负荷的年均增长率表现出的下降趋势，是基本符合城市发展趋势的。每个五年计划中的电量和负

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荷的年均增长率如表 2-25所示。

表 2-25 每个五年计划的增长率情况 项目 最高负荷 供电量

递长率(%) 1995~2000 2000~2005 2005~2010 2010~2015 2015~2020 18.29 22.07 28.22 27.15 19.25 18.31 9.19 9.10 8.36 8.22 2.7 分区负荷预测

负荷分布是影响电网布局的关键所在。根据义乌市2000－2020年城市发展规划，分析各分区的发展性质和进度，用年增长率法进行分区负荷预测；并对义乌市2004年负荷分布调查和典型负荷调查，参考国内外部分城市负荷密度值，对各分区预测结果进行比较。 2.7.1 分区概况及规划发展情况

义乌市经过二十多年的发展，正在经历产业结构提升的阶段。根据“建设国际性的现代化商贸名城”的城市发展目标，义乌市亟待大力发展制造业，为商品流通业提供强有力的产业支撑。以“一区五园六特色”的产业空间布局为标志，义乌市的工业化正在步入加速时期，曾经工业化发展相对落后的义东北、义西南地区将对城市未来的产业格局发挥重要影响。

在全市范围甚至是区域范围形成合理的地域分工是促进义乌市产业空间布局迈向合理的必要条件。从《义乌市“一体两翼”产业带规划》的整体层面的分析，主城区、义西南、义东北城市产业功能分别为：

主城区——依托中国小商品市场群进一步调整结构、优化环境、提高档次，主要发展贸易及技术服务功能，重点集聚建设上规模、高科技、外向型的行业龙头骨干企业或集团。主城区可具体分为四个分区：经济开发区、北苑后宅工业园区、江东区、国际商贸城。

义东北产业带——以服装和小商品制造为主要行业特色，是义乌市的主要工业基地和优势产业基地。

义西南产业带——依托佛堂、义亭、上溪的现有工业基础，积极扩展巩固现有优势行业，重点培育新兴行业。

下面将简述各分区的性质和特点及在整个城市规划中的性质和定位。 2.7.1.1

主城区

主城区可具体分为四个分区：经济开发区、北苑后宅工业园区、江东区、国际商贸城，总开发面积约171.98km2。下面简要对各分区的情况进行介绍。

经济开发区

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定位以工业为主，范围包括：北至西城路、南至义乌江、西至绿化带、东至义东路和机场路的区域内，面积约36.26km2。

北苑后宅工业园区

以工业和居住为主，与中国小商品市场、宾王市场和正在建设中的福田市场相毗连。北苑辖区内交通便捷，有浙赣铁路义乌站、民航义乌机场，城区道路有直通市民广场的丹溪路以及贯穿整个市区的城中路、稠州路、雪峰路、经发大道、机场路等主干线。范围包括：北至环城南路、南至西城路、西至绿化带、东至环城北路的区域内，面积约62.39km2。

江东区

定位以科教文卫为主，范围包括：北至义乌江、南至金甬高速公路、西至环城南路、东至环城东路，面积约30km2。

国际商贸城

定位为商业为主，位于义乌市城区东北，有21世纪商贸中心（宾王市场）、国际商贸城等，高层建筑很密集。范围包括：北至铁路和西城路、南至义乌江、西至义东路和机场路东至环城东路的区域内，面积约43.33km2。

根据《义乌市城市总体规划2000～2020年》的内容可知市区范围内在规划年内的实施时序和项目规划，这些将是进行分区负荷的主要依据，也主要是结合这些项目的建设来确定各分区的逐年负荷年增长率。

近期（2005年）：主要集中在福田市场、北苑工业区、义乌市经济开发区及江东地块，基本形成大城市框架。

主要启动项目：福田市场二、三期、江东会展中心、北苑工业区三期、经济开发区三期、江东旅游区、东洲小区、篁园市场整治、城市环线工程及稠州路、城中路、机场路改造、宗泽路、雪峰路、商城大道、锦都大道等城市道路工程等。

中期（2010年）：以近期各功能区块建设的居住、公建、基础设施等的配套、完善为主，同时开发沿各发展轴向外拓展，实现大城市发展目标。

主要启动项目：福田城市CBD开发、义乌新大学园开发、篁园路市场与宾王市场的专业街改造、机场路改造工程及仓后、沪江等旧城改造、开发区三期、北苑居住小区、荷叶塘居住小区、徐村居住小区、江东旅游区续建、城市对外交通外迁工程及城市干路延伸工程。

远期（2020年）：完善大城市功能。

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主要启动项目：城市中心区整体建设、三大中心镇建设、义乌大学续建、城西路绿带工程、近郊居住区小区开发、组团快速路完工、近郊分区（镇）建设及城市内部道路成网工程等。 2.7.1.2

义东北产业带

义东北产业带位于义乌市主城区东北，包括大陈、苏溪、廿三里三镇，涉及面积约96平方公里。规划区北邻诸暨、浦江，南靠国际商贸城，与东阳市接壤。37省道、阳光大道、稠廿公路、甬金高速公路、浙赣铁路穿越其境，距义乌机场、新火车客运站均在20分钟车程内，对外交通十分便捷。规划区内山体、丘陵较多，土地资源相对稀缺，尤以大陈镇为代表，兼顾环境因素，可建设用地约60平方公里。义东北产业带现有大陈110kV苏陈变、廿三里110kV李宅变，用电负荷主要以工业与居住两项为主。

总体发展目标：通过城市快速路，主干道等便捷交通系统将大陈、苏溪、廿三里三镇与主城区串联起来，形成交通便捷、环境优美、配套设施完善的城镇带。在产业方面，三镇将发扬各自的已有优势产业，做大、做强；同时，各镇之间，各镇与主城区（产业城）之间加强分工与协作，发挥产业积聚效益，最终构筑义乌市未来产业空间分布中的重要组成部分——义东北产业带。

根据《义乌市义东北产业带规划（送审稿）》的内容可知规划区范围内在规划年内的实施时序和项目规划，这些将是进行分区负荷的主要依据。结合这些项目的建设时间和进度，来确定相应影响负荷发展的因素，确定各分区的逐年负荷年增长率。

义东北产业带近期的重大建设项目：廿三里-东阳公路、苏溪-八里桥头公路、甬金高速公路、商城大道工程、阳光大道工程二期、廿三里-华溪公路、安居工程、义东工业园区道路工程。

2.7.1.3

义西南产业带

义西南产业带是指义乌市的西南部地区，包括城西镇、上溪镇、义亭镇、佛堂镇以及外环线以西的稠江事处和北苑事处的部分用地，总面积131.57平方公里。北以杭金衢高速公路为界，南至佛堂大田、白马，东接现有城区，西与金华市金东区接壤，正好位于浙江省中部的经济主流线上，区位优势明显。义西南地区在规划中定位为：发展成为集先进工业、特色工业及服务业为一体、交通便捷、环境优美、配套设施完善的产业基地，用地控制在87平方公里，总人口控制在75万人左右。

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总体发展目标：通过城市快速路，主干道等便捷交通系统将佛堂、义亭、上溪三镇与主城区串联起来，形成交通便捷、环境优美、配套设施完善的城镇带；通过空间整合加强城西、北苑四期、经济开发区四期与现有主城区的产业空间的联系，共同构建义乌市乃至区域的产业服务中心。义西南地区应发展成为集先进工业、特色工业及服务业为一体、交通便捷、环境优美、配套设施完善的产业基地。

根据《义乌市义西南产业带规划（送审稿）》的内容，可知规划区范围内在规划年内的实施时序和项目规划，这些将是进行分区负荷的主要依据。结合这些项目的建设时间和进度，来确定相应影响负荷发展的因素，确定各分区的逐年负荷年增长率。

义西南产业带近期的重大建设项目：上佛路、金义东南线、甬金高速公路、雪峰路延伸工程、四海大道、五洲大道、木材市场二期工程、物资市场、开发区四期道路工程、上溪园区三期开发、义南工业园区“文化用品专业园”一期、安居小区工程等。

2.7.2 义乌市各分区现状负荷

现状年的各分区负荷数据是进行规划年分区负荷预测的基础，为摸清各分区的现状负荷，将2004年8月15日最大负荷日的各变电站和各10kV线路的最大负荷进行整理，根据其目前的供电范围进行统计，得出各分区的现状最大负荷。各分区的现状负荷具体情况参见附录（现状年各分区负荷调查）。

表 2-26 各分区的现状最大负荷 区名 面积(km2) 经济开发区 国际商贸城 江东区 北苑后宅区 义东北 义西南 全市 考虑同 36.26 43.33 30 62.39 90.78 60 87 318.98 时率0.73 128.04 51.42 97.2 84.03 567.84 418.83 2004年最大负荷（MW） 116.37 2004各分区负荷占总负荷的百分比义西南15%义东北17%经济开发区20%北苑后宅区16%江东区9%国际商贸城23%

图 2-7 2004各分区负荷占总负荷的百分比

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按照划分的供电分区来看，2004年义乌电网各分区出现的最大负荷之和为567.84MW，全市最大负荷为418.83MW，同时率为0.73。义乌电网各分区负荷中，68%左右的负荷集中在主城区，城郊的负荷只占总负荷的32％。其中经济开发区约占20%，国际商贸城约占23%，江东区约占9%，北苑后宅工业园区约占16%；义东北片区电网负荷占17%左右，义西南片区电网占15%左右。 2.7.3 分区负荷预测

在义乌市总量负荷预测的结果的基础上，充分分析各分区的用地性质和在规划期内的发展情况，集合2004年各区的实际负荷数据，预测出各分区在规划期内的最大负荷值。

主城区部分

主城区在2004年的最大负荷约占总负荷的68%左右，其基础设施的建设按照《义乌市城市总体规划2000～2020年》总规划正在紧锣密鼓地进行，城区主体框架已基本形成，在今后几年的发展中这部分地区的负荷仍是重点增长地方。

其中，经济开发区和北苑后宅区已初具规模，二期、三期的建设和厂家纷纷入园，在后两年中这两区的增长率将保持较高的势头，在基数增大之后，园区的开发、企业进园也基本完成，负荷增长速度将变缓。江东区04、05年主要进行基础设施的建设，负荷增长速度较缓，随着江南生态园（大型别墅区）、文化广场（高层大楼密集区，在宗泽路和商博路之间，义乌江以南的CBD区块）。徐村住宅群、历史长河等基本建设成形，到2006及后几年江东区的负荷将有一个较大的增长。国际商贸城分区在2004和2005年的主要建设任务是“三横五纵”道路的修建及100万平米的住宅区的前期建设，这期间负荷的增长速度相对较缓，随着道路和住宅区的建成，福田二期和三期即将上马，2006年及2007年的负荷增长速度将增大。

义东北部分和义西南部分

从各分区概况及规划发展情况中可知，义东北和义西南的建设是有序进行的，道路建设和园区建设按照规划逐年进行，其负荷增长率随着负荷基数的增大及开发建设的逐步完成将逐步变缓。

表 2-27 规划年各区负荷逐年增长率（%） 区名 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 30 20 21 28 20 24 34 27 17 22 32 24 46

经济开发区 国际商贸城 江东区 北苑后宅区

13 20 24 21 11 17 16 18 10 15 14 16 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

义东北 义西南 25 23 23 22 22 21 20 20 18 19 15 18 因此，根据总量预测的情况和市政规划发展，确定出各分区负荷的逐年增长率如表 2-27所示。根据以上分析和表 2-27选取的各分区年负荷增长率，计算出的各分区预测结果表如表 2-28所示。到2010年，主城区部分（四个分区）的预测最大负荷为1078MW，两产业带的预测最大负荷为536MW，主城区和两产业带占总负荷的比例分别为67％和33％。

表 2-28 分区负荷预测结果表（MW） 区名 面积(km2) 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 经济开发区 36.26 147.77 177.33 207.47 234.44 260.23 286.25 国际商贸城 43.33 118.47 146.90 179.22 215.06 251.62 2.36 江东区 30 62. 84.27 111.23 137.93 160.00 182.40 北苑后宅区 62.39 122.92 156.11 193.57 234.22 276.38 320.60 义东北 60 104.03 127.96 156.11 187.33 221.05 254.20 义西南 87 113.33 138.26 167.30 200.76 238.90 281.90 全市 318.98 669.40 830.81 1014. 1209.73 1408.17 1614.72 考虑同时率0.95 635.93 7.274 9.1493 1149.248 1337.766 1533.984

2.7.4 国内外城市负荷密度值及预测值 2.7.4.1

国外部分城市负荷密度平均值

国内外部分城市负荷密度平均值如表 2-29和表 2-30所示

表 2-29 国外部分城市负荷密度平均值 城 市 年 份 负荷密度（万kW/km2）

伦 敦 1958 0.4 纽 约 1960 0.53 西柏林 1979 2.0-2.5 大巴黎 1987 0.7 小巴黎 1987 2.7 东 京 大 板 1980 1.46 1987 2.28 表 2-30 国内部分城市负荷密度规划值 城 市 年 份 负荷密度(万kW/km2)

深圳罗南京 上海 杭州 宁波 昆明 深圳 广州 珠海 湖小区 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 2000 1.2 2.07 1.04 0.9 0.75 1.18 1.6 1.4 1993 5.7 上海虹桥开发区 1994 8.8 浦东新区陆家嘴开发小区 1994 32.9 2.7.4.2 义乌负荷密度预测值

根据各分区负荷预测结果和分区面积计算出各分区的负荷密度，如表 2-31所示。从表 2-31可知，到2010年，城区内主要用地性质是工业的经济开发区和北苑后宅区，其负荷密度为5000~8000 kW/km2之间，以商业和高层建筑为主的国际商贸城其负荷密度达6678

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kW/km2左右，而义西南和义东北的工业产业带的负荷密度在3200~4300 kW/km2之间。全市总计可开发面积约320km2，平均负荷密度到2010年时约为5062kW/km2。各分区在2010年的平均负荷密度基本符合各分区的主要发展特性。与国内外相似的地区相比较，这些数据也是基本合理的。

表 2-31 规划年各分区负荷密度表（kW/km2） 区名 面积(km2) 2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 经济开发区 36.26 3135 4075 41 5722 66 7177 74 国际商贸城 43.33 2278 2734 3390 4136 4963 5807 6678 江东区 30 1732 2096 2809 3708 4598 5333 6080 北苑后宅区 62.39 1539 1970 2502 3103 3754 4430 5139 义东北 60 1387 1734 2133 2602 3122 3684 4237 义西南 87 1059 1303 15 1923 2308 2746 3240 全市 318.98 1680 2099 2605 3182 3792 4415 5062

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3 电力电量平衡

3.1

电力电量平衡原则

义乌市电网的电力电量平衡，可根据电力需求预测的结果进行。义乌市电力电量平衡的主要原则如下：

按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求220kV电压等级的电网容载比上、下限为1.6～2.0；

表 3-1 推荐方案预测结果表 年份 全社会用电量(亿kWh) 网供电量（亿kWh） 最大负荷(MW) 网供负荷（MW） Tmax（小时） 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020 27.45 33.8 40.23 48.99 58.47 67.28 76.18 117.04 173.05 24.07 30.42 38.62 48.01 57. 66.61 76.18 117.04 173.05 518 631.77 759.15 933.11 1124.45 1319.28 1523.5 23.38 3531.72 418.83 568.60 728.69 914.48 1113.18 1306.02 1523.60 23.44 3531.63 5300 5350 5300 5250 5200 5100 5000 4950 4900

按照单台标准主变为180MVA可计算出相应各预测方案所需220kV新增的主变台数；新建220kV变电站座数在2004～2010年期间初步按2台主变考虑，可近似计算出2005～2010年期间所需新建的220kV变电站座数；在2010～2020年期间按照变电站的最终规模3台（3×180MVA）主变考虑，可近似计算出2010～2020年期间所需新建的220kV变电站座数；

要求35～110kV电压等级电网的容载比上、下限满足1.8～2.2的需要；

按照单台标准主变为50MVA可计算出相应各预测方案所需35～110kV新增的主变台数；新建110kV变电站初步按2台主变考虑，可近似计算出所需新建的110kV变电站座数；

3.2 地方电源规划

根据目前掌握的资料，义乌市在规划期间没有新建大电厂的计划。本市范围内的小水

电和小火电数量很少，在规划期间暂忽略不计。

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3.3 2005~2020期间义乌电网的电力电量平衡

3.3.1 义乌220kV电网的电力平衡

根据负荷预测，按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求容载比的上、下限需要，计算出到2010年所需的220kV相应主变容量。到2010年义乌市的高、中、低方案预测最大负荷分别为1601.5MW、1523.5MW、1448.69MW，计算出所需的相应主变容量如表 3-2所示。按照单台标准主变为180MVA可计算出相应各预测方案所需新增的主变台数。其中，对应负荷预测的中方案，建议新增容量1837.60MVA～2294.65MVA，新增主变台数11～13台，新建220kV变电站5~7座。如果考虑对应负荷预测的高、中、低方案，建议新增主变台数10～14台，新建220kV变电站5~7座。

考虑到实际建设中，根据负荷分布情况，有些变电站可能暂时只需一台主变，这样实际建设中的变电站座数将会大于估算的变电站座数。

表 3-2 2005～2010年所需220kV主变容量 负荷值 基准年容量 所需容量(MVA) 需新增容量(MVA) 需新增主变台数(台) 需新增变电站数(座) 方案 MW (MVA) 上限 下限 上限 下限 上限 下限 上限 下限 高方案 1601.5 中方案 1523.5 低方案 1448.69

600 600 600 3042.85 2562.4 2442.85 1962.4 13.57 24.65 2437.6 2294.65 1837.6 12.75 2752.51 2317.90 2152.51 1717.90 11.96 10.90 10.21 9.54 6.79 6.37 5.98 5.45 5.10 4.77 3.3.2 义乌110kV电网的电力平衡

到2010年义乌市的高、中、低方案预测最大负荷分别为1601.5MW、1523.5MW、1448.69MW，按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求容载比的上、下限（1.8～2.2）需要，计算出所需的相应主变容量如表 3-3所示。需要说明的是，预测的总负荷是系统最大供电负荷，没有减去非统调负荷，但这部分负荷很小，在规划中暂不考虑。那么，按照单台标准主变为50MVA可计算出相应各预测方案所需新增的主变台数，每座110kV变电站暂按2*50MVA考虑，得出相应的所新建变电站的座数。其中，对应负荷预测的中方案，建议新增容量1859.30MVA～2316.35MVA，新增主变台数37～46台，新建19～23座110kV变电站。对应负荷预测的高、中、低方案，建议新增主变台数35～50台，新建17～25座110kV变电站。

考虑到实际建设中，根据负荷分布情况，有些变电站可能暂时只需一台主变，这样实际建设中的变电站座数将会大于估算的变电站座数。

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表 3-3 2005～2010年各方案所需110kV主变容量 方案 负荷值 基准年容量 所需容量(MVA) 需新增容量(MVA) 需新增主变台数(台) 需新增变电站数(座) MW (MVA) 883 883 883 上限 下限 上限 下限 上限 下限 上限 下限 高方案 1601.5043 中方案 1523.498 低方案 1448.6914

3363.16 2882.71 2480.16 1999.71 49.60 3199.35 2742.30 2316.35 1859.30 46.33 3042.25 2607. 2159.25 1724. 43.19 39.99 37.19 34.49 24.80 23.16 21.59 20.00 18.59 17.25 3.3.3 分区110kV电力平衡

在规划期间2005～2010年期间，根据各分区各规划年的预测负荷进行分区的电力平衡。到2010年各分区所需110kV主变容量情况如表 3-4所示。参照这个可以进行各分区各年度的变电站建设进度。建议：

经济开发区：新增7~9台主变，4~5座变电站； 国际商贸城：新增7~9台主变，4~5座变电站； 江东区：新增5~6台主变，2~3座变电站； 北苑后宅区：新增9~11台主变，4~6座变电站； 义东北：新增6~8台主变，3~4座变电站； 义西南：新增7~9台主变，4~5座变电站；

表 3-4 2010年各分区所需110kV变电站规模 方案 负荷值 基准年容量 所需容量(MVA) 需新增容量(MVA) 需新增主变台数(台) 需新增变电站数(座) （MW） (MVA) 上限 下限 上限 下限 上限 下限 上限 下限 170 170 90 150 143 160 629.76 515.26 459.76 636.6 520.85 466.6 401.27 328.31 311.27 705.33 577.09 555.33 559.24 457.56 416.24 620.18 507.42 460.18 345.26 350.85 238.31 427.09 314.56 347.42 9.20 9.33 6.23 11.11 8.32 9.20 6.91 7.02 4.77 8.54 6.29 6.95 4.60 4.67 3.11 5.55 4.16 4.60 3.45 3.51 2.38 4.27 3.15 3.47 经济开发区 286.25 国际商贸城 2.36 江东区 义东北 义西南 182.4 254.2 281.9 北苑后宅区 320.6 51

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4 义乌电网2005~2010年规划

4.1

电网规划的目标

到“十一五”末期，将义乌电网建设成一个结构合理、安全、可靠的主电网，220kV电网环网运行，满足“N-1”要求；城市110kV电网基本形成环网设计开环运行的结构，满足“N-1”要求，部分地区满足“N-2”要求；农村110kV电网力争实现环网化；电网的发展适当超前于负荷的发展，为地方经济发展创造良好的条件。

4.2 电网规划的原则

本规划遵循下列各项原则：

（1）电网规划应从全局出发，合理布局，贯彻“分层分区”原则。网络结构应满足安

全标准、稳定标准和电能质量标准，经济灵活。协调好与城市总体规划关系，发电(或外区电源接入)、输电、配电同时进行建设。

（2）参考电力平衡结果进行规划，安排项目，由于负荷分布不均匀及网络结构等原因，为满足供电可靠性，提高供电质量，项目规划将比电力平衡结果计算的需要量多，实际容载比稍大，容载比较大的电网初期投资较大，但适应能力强，供电可靠性高。

（3）根据金华电网的实际情况，随着220KV系统网架的完善和供电可靠性的提高，110KV网架的布设应力求简化；城市变网架规划以《城市电力网规划设计导则》为原则，变电所主结线尽可能简化，采用“线路变压器组”和“桥形”结线，

（4）新建220kV变电站的设计规模按4×180MVA考虑；新建110kV变电站的设计规模：负荷密集区3×50MVA，其他按2×40～2×50MVA考虑。

（5）输电线路一般采用架空线，在难以找到架空线走廊或有特别要求时，可选用110~220kV电力电缆。导线截面力求系列化、标准化，向大截面导线方向发展。220kV线路一般采用LGJX-2×240及LGJX-2×300；110kV线路一般采用LGJX-240或LGJX-300；ll0kV电缆采用XLPE型干式交联电缆，导线截面400~600平方毫米（铜芯）。

4.3 义乌电网2005~2010规划

4.3.1 电源发展计划 4.3.1.1

500kV变电站

在2004年，金华地区目前仅有一座500kV双龙变（2×750MVA），目前已经过负荷运行中。义乌市最大负荷为418.83MW，周边县市的负荷增长也很快，其中永康市最大负荷

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为213MW，东阳市最大负荷为198MW，浦江县最大负荷99.23MW（如不限负荷可达160MW），兰溪最大负荷205MW，仅义东片的负荷在2003年就高达900.23MW，而且这还是在今年进行拉闸限电的情况的数据。所以，新建500kV变电站势在必行。

按照义乌周边县市“十一五”电网规划的初步负荷预测结果，义东片区到2005的负荷将高达1436MW（不计同时率时）左右，到2010年负荷将达到3673MW（不计同时率时）左右，各县市的预测结果见表 4-1所示。金华电网在近两年内没有大型电厂来平衡发展的负荷，只有加强高压网架的建设，以满足负荷发展需要。

根据义东片负荷发展情况，建议在2005年在义东赤岸镇东朱村附近建设一座500kV丹溪变电站，2010年左右建设500kV商城变电站，2015年左右建设500kV香山变电站。500kV丹溪变电站投运后形成由一南一北两个500kV变电站支撑的网架，将为金华地区及周边地区提供高电压等级的电源支持，增强金华电网的支撑能力，并加强与浙西、浙南电网联络，发挥中间纽带作用。

500kV变电站的建设需省级以上电力公司在规划中经过严格的计算比较后才能确定，本报告只做一般性建议。

表 4-1 义东片各区预测负荷 城市名 2003年 2005年 2010年 义乌 390 631 1523 东阳 198 325 788 永康 213 340 912 浦江 99.23 140 450 义东片总计 900.23 1436 3673 4.3.1.2

220kV变电站

根据负荷预测，按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求容载比的上、下限需要，对应负荷预测的中方案，建议新增容量1837.60MVA～2294.65MVA，新增主变台数11～13台，新建220kV变电站5~7座。

截至2004年底，处于义乌市的城市中心区南北两侧的2座220kV变电站宾王变和大元变， 承担着向全市供电的任务，容载比远远低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限；220kV网架结构薄弱，布点不够，变电站负荷分布不均。在义乌市负荷快速发展的情况下，加快220kV电源和网架的建设非常迫切。

近期在建或新建的220kV变电站情况如下： 1）220kV西陶输变电工程

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义东北是义乌经济发展的领头羊，特别是义乌提出的“三个一百”规划发展思路、福田区域的国际商贸城一期的建设使用（规划35平方公里）和义东苏溪的外商投园区的启动，必将形成新的负荷中心和负荷增长点。因此，建议在2005年用电高峰之前，在义乌的福田国际商贸城北部新建220kV西陶变，远期规模4*180MVA。因义乌这几年正处于快速发展的时期，电网的建设应适度超前，可以按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求的上限进行建设，以便更好地为快速发展的社会经济服务，建议初期力争上2*180MVA的规模。

220kV西陶变电所的建成，将形成宾王、大元、西陶3个220kV变电所三角形，对110kV变电所电源点供电更为合理，以110kV为幅射，廊道清晰，结构科学合理，调度灵活方便，运行经济可靠的网架的形成，为繁荣义乌经济，特别是推动义乌市东北部经济和社会发展实现安全、可靠供电打下坚实的基础。

2）220kV江湾输变电工程

2005年按照负荷预测最高负荷为631.77MW，从总量上考虑，还需新增2台220kV的主变容量。结合义乌提出的“三个一百”规划发展思路，义西南将作为义乌市工业发展的另一领头羊，发展为先进工业、特色工业及服务业为一体、交通便捷、环境优美配套设施完善的产业基地，实际上负荷发展速度出人意料。因此，建议2005年220kV江湾变必须尽早建设，才能进一步满足义乌经济社会发展的需求。远期规模4×180MVA，随着义西南和经济开发区负荷的发展，在该区片要新建2座110kV变电站，建议争取江湾变的II期工程同时投运。

结合500kV丹溪变2005年建成投运，220kV江湾变电站的建成，将形成宾王、大元、西陶、江湾4个220kV变电所环网供电，义乌市南北各为2座220kV变电所，网架更趋合理。对义西南110kV变电所电源点供电更为合理，原由220kV宾王变供电的110kV上溪变、义亭变、佛堂变、双林变的电源改接由220kV江湾变供电，同时也解决了220kV宾王变超载的问题，提高了城区范围的可靠性，为110kV网架结构科学合理，调度灵活方便，运行经济可靠网架的形成做好准备。

3）220kV义东输变电工程

2006年按照负荷预测最高负荷为739.4MW，从总量上考虑，如果西陶和江湾变能够按期投运，义乌全市的220kV电压等级容载比基本满足负荷需求。但考虑到义乌负荷发展具有全面开花的特点，到2007年大元变的供电区域负荷较重，大元变仅有（2×150MVA）的

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容量，西陶变目前新出的110kV线路主要是缓解宾王变的供电压力，大元变主供的义乌市东部负荷压力较大，考虑到与远景目标网架建设需要，尽可能减少电网的重复建设，可以考虑在义东北新建220kV义东变，义东变上来后，可将原大元变供电的白岸、李宅、福田和国贸变电源改接由220kV义东变供电，减轻了大元变的供电压力，提高了城区范围的可靠性，使调度更灵活、方便。远期规模4×180MVA，2007年I期规模1×180MVA，2008年扩建II期规模2×180MVA。

其他年份建议的220kV变电工程项目建设计划如表 4-2所示。在2004年仅有两座220kV的基础上，共新建7座220kV变电站，新增1950MVA主变容量。

表 4-2 220kV变电所新建和增容情况 2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 变电所名新新新新新新称 容量构成 总容量(MVA) 合计 合计 合计 合计 合计 合计 增 增 增 增 增 增 大元 西陶 江湾 义东 东河 官塘 宾王 苏溪 佛堂 小计 2×150 2×150 300 300 600 360 360 0 360 0 360 0 360 0 360 0 360 180 180 180 360 0 360 0 360 0 360 0 360 0 0 0 0 0 0 180 180 180 360 0 360 0 360 0 360 0 0 0 0 0 0 0 0 0 180 180 0 180 0 180 0 180 0 0 0 0 0 0 0 180 180 0 180 0 180 0 0 0 0 0 180 180 0 180 0 0 0 180 180 备注 0 300 0 300 0 300 0 300 0 300 0 300 无变化 新建 新建 新建 新建 新建 扩容 新建 新建 0 300 0 300 0 300 150 450 0 450 0 450 540 1140 360 1500 360 1860 330 2190 180 2370 180 2550 4.3.1.3

110kV变电站

2005年~2010年期间，110kV输变电工程项目如表 11-7所示。在2004年仅有13座110kV的基础上，共新建28座110kV变电站，扩建6座110kV变电站，新增110kV主变容量2220MVA。

1)110kV 福田II输变电工程

义乌国际商贸城规划在福田区域，面积共34平方公里。这里将建设成为世界上规模最大的国际超市和一流的小商品集散地。国际商贸城一期共安装变压器21台，总容量为2.38万kVA。2004年建成了110kV福田变，目前由110kV福田变供电。

110kV福田变的建设不仅为国际商贸城的建设提供强有力的保障，而且有效分流了原110kV义乌变线路，将国际商贸城一、二期的主供电源负荷接入，110kV义乌变的10kV线

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路作为备供电源，提高市场的供电能力和供电可靠性。同时，加强与35kV白岸变、荷叶塘变10kV线路的联络能力，克服了110kV义乌变10kV出线不足，负荷中心远离电源点、供电半径长、线损大、10kV出线廊道布置困难等不利因素，从而完善和优化城区供电网架，局部缓解了城市用电的紧张局面。

国际商贸城二期工程计划2004年国际博览会前建成投入运营，预留用地785.6亩，市场及配套用房总建筑面积约102万平方米，规划用电总容量为5.55万kVA。福田变2004年I期投运后，主变容量配置为1×50MVA，供电能力依然十分紧张。建议2005年投运Ⅱ期，最终规模为3×50MVA。

2）110kV 绣湖输变电工程

110kV绣湖变规划供电区域为义乌市商业最繁华、人口最密集、负荷密度高的市中心地段，负荷增长较快。该区域正进行旧城改造，其中拆建面积71.63公顷，一期46.1公项，一期工程现已基本完成，2005年左右将全部完成。配合旧城改造，在原看守所内新建110kV绣湖变，它的建成，主要完善电网结构，提高该区块供电可靠性，保证重要用户的双电源（如市、地下商场及高层建筑）。110kV绣湖变I、Ⅱ期同时建设，原计划2004年投运，但因土地征用等原因，2005年才能投运，主变容量配置为2×50MVA。

3) 110kV 张村输变电工程

按照义乌市城市总体规划和“一体两翼”产业带总体规划，北苑事处按照“高起点、高标准、高水平”的要求，通过一期项目的完成及二期、三期的建设逐步完成，各企业纷纷落户北苑，在三期开发中现已有企业41家，预测装机容量在20MVA左右。同时北苑饰品工业园区的开发建设也全面启动。随着后宅街道行政中心区块的建设及火车站的搬迁等项目实施，将给后宅区块带来快速的发展。根据预测年的负荷情况，2004年北苑后宅区110kV系统容载比仅为1.56，已低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求110kV系统容载比的下限。到2005年该区块最高负荷预测为122.92MW，还需要新增2台50MVA的主变容量才能满足负荷发展的需要。

110kV北苑变投运后10kV出线间隔为20回，主要的供电范围在北苑开发区的一、二期，随着三期企业的投入生产及四期饰品工业园区的全面开发建设，北苑变规划向三、四期的10kV出线间隔已没有。综合负荷需要和10kV线路间隔问题，建议在2005年夏峰前完成投运张村变I期（1*50MVA）新建工程。

110kV张村变电所所址宜选在北苑工业区三期经发大道和雪峰西路交叉口处（北苑运

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行基地内）。张村变I期2005年投运，主变容量配置为1×50MVA，最终规模为3×50MVA。

4) 110kV 白岸输变电工程

110kV白岸变规划供电区域主供义东工业园区（信联街以西至环城东路）和下骆宅工业区、罗店工业区及廿三里事处区域，规划所址在原35kV白岸变东侧，商城大道以南，紧邻35kV白岸变。

该工业园区主要行业集中在纺织、针织袜业、塑胶和文具彩印等，宏瑞工艺品（500kVA），祥艺纺织（占地70亩，安装容量1000kVA），还有占地500亩的神力创业园，规划总建筑面积56万平方米，计划安装变压器63台，总装机容量33MVA，其中2005年底前后14万平方米的标准厂房将建成投入使用，估算装机容量需8MVA。

到2004年末35kV白岸变共2台主变，容量为2*10MVA，共13回出线间隔，已投运10回间隔，2004年最高负荷为17.7MW，已处于满载状态，现义东工业园区的全部负荷由110kV李宅变所带，因此李宅变二期的投运对缓解35kV白岸变的供电压力可以说是贡献很少，110kV青口变和福田变分别位于白岸变的南侧和西侧，青口变电所投运后，可以转移10kV青口、新光线部分负荷，约4.5MW（2003年上述线路最高负荷为9MW），考虑青口变与白岸变线路互相联络，转移近一半负荷），福田变投运后，可以转移白岸变的10kV下骆宅线部分负荷约2.6MW。这样，110kV青口、福田变投运后可能转移35kV白岸变的负荷约为7.1MW，2005年35kV白岸变供电区域的最高负荷预测为22MW，减去转移出去的负荷，白岸变的最高负荷仍有13.1MW。

从以上分析来看110kV白岸变的建设是十分必要的，否则就面临白岸变超载的供电压力。因此建议在2006年建成投运白岸变Ⅰ期工程。主变容量配置为1×50MVA，最终规模为2×50MVA。

5) 110kV后宅输变电工程Ⅱ期

按照义乌市城市总体规划和“一体两翼”产业带总体规划，北苑事处按照“高起点、高标准、高水平”的要求，通过一期项目的完成及二期、三期的建设逐步完成，各企业纷纷落户北苑，在三期开发中现已有企业41家，预测装机容量在20MVA左右。同时北苑饰品工业园区的开发建设也全面启动。随着后宅街道行政中心区块的建设及火车站的搬迁等项目实施，将给后宅区块带来快速的发展。根据预测年的负荷情况，2004年北苑后宅区110kV系统容载比仅为1.56，已低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求110kV系统容载比的下限。到2005年该区块最高负荷预测为122.92MW，还需要新增2台50MVA

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义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

的主变容量才能满足负荷发展的需要。

110kV北苑变投运后10kV出线间隔为20回，主要的供电范围在北苑开发区的一、二期，随着三期企业的投入生产及四期饰品工业园区的全面开发建设，北苑变规划向三、四期的10kV出线间隔已没有。综合负荷需要和10kV线路间隔问题，建议在2006年夏峰前完成投运110kV后宅变II期扩建工程。

6) 110kV 杨梅岗输变电工程

规划的110kV杨梅岗变供电范围北至大陈江，南至苏福路，西至浙赣铁路，东至中和路，无名路交叉口东北侧。

苏溪义北工业园区产业特色：工业以服装为主，苏福路以北的外商投资园区将成为新的经济增长热点。根据园区提供资料，申请安装配变的用户有33家，新增装机容量约17000kVA。

苏溪园区现由110kV苏陈变和35kV荷叶塘变向其供电，可以说均在线路末端，导致供电半径过长，线损增大，在两个变电所供电负荷末端新增一座110kV变电所，既是负荷中心，又可降损，提高电压质量及供电可靠性。因此苏陈变现有两台3.15万kVA主变，若一台故障或检修，那么苏陈变在110kV杨梅岗变未上马前，10kV负荷不能转移出去情况下，就不得不面临大面积拉闸的窘境，影响该区块的供电可靠性。因此110kV杨梅岗的建设也非常有必要。

杨梅岗输变电工程I期2006年投运，主变容量配置为1×50MVA，最终规模为2×50MVA。

7) 110kV 双林输变电工程

110kV双林变规划供电区域主要集中佛堂镇，根据义乌产业带总体规划，佛堂镇是义西南产业带的重要组成部分，其建设空间以向北主要考虑跨江发展，依托现有工业园区发展，产业特色为：工业分两部分，北面与义亭衔接，南面突出现有文化用品特色。

该区块现有的110kV佛堂变2003年2#主变投运后，10kV出线间隔共有22回，现已投运的出线间隔有22回，规划中供义南工业园区方向出线间隔已全部用完，线路通道也已没有。现佛堂变供义南工业园区线路有5-6km长，供电半径长，线损偏高。随南北两侧产业带的进一步发展，原有的110kV佛堂变已不足满足用电的需要，需在2006年建设110kV双林输变电I期工程，并在2006年如期投运。110kV双林变在2006年如期投运，能改善110kV佛堂变出线间隔紧张，线路供电半径长、线损偏高的问题，同时部分线路考虑与佛

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堂变线路联络，提高佛堂镇区的供电可靠性。

110kV双林变电所所址宜选在义南工业园区，变电所用地需10亩左右。I期主变容量配置为1×50MVA，最终规模为2×50MVA。

8）110kV 象山输变电工程

110kV象山变规划供电区域主要集中经济开发区四期区块内，随着经济开发区三期建设目前已大部分建成，四期开发势头强劲，随着四海大道、五洲大道的建设，沿线义西南产业带发展成为一片热土。四期规划总用地18.35平方公里，首先义金公路以南，浙赣铁路以北开始建设，共约10平方公里。该地块内目前还没有35kV以上电源点，其它35kV以上电源距离该区域负荷中心均较远。为配合经济开发区四期工程的建设，需要在该地块负荷中心建设110kV象山变。2005年I期主变容量配置为1×50MVA，最终规模为2×50MVA。

9) 110kV 徐村输变电工程

110kV徐村变规划所址位于江东街道徐村真爱毛纺公司和金甬高速公路交叉口附近，其供电区域范围北至经发大道，南至南江，西至义乌江，东至青岩付村。

2003年底，义乌市城乡一体化开始实施，江东街道徐江片的钓鱼矶社区2004年底将建成1/3，总建筑面积约25万平方米；2004年1月份，靠新义中路北侧、义乌江绿廊东侧，拍买土地面积约300亩，计划2005年底交付使用，总建筑面积约22万平方米；上述两个小区的建成，将新增变电容量约14000kVA，实际负荷预测有5MW。还有新义中西侧的义乌党校设计装机容量1600kVA，这样到2005年该区域最高负荷预测为15MW。环城南路两侧规划有经济适用房居住区，其规模不亚于东洲花园，计划2006年底左右建成交付使用。这些都是负荷新的增长点，仅靠原有的五条10kV供电是不够的，因此建议2005年新建110kV徐村变电站来满足负荷发展的需要。

徐村变的建设，还考虑另一因素就是减轻稠城变的供电压力，腾出有限10kV出线间隔，确保解决稠城变东侧锦都豪苑和对侧五星级大酒店的双电源问题。同时，解决义乌中心医院双电源（装机容量9000kVA）、新义中、新党校的双电源问题。I期2005年投运，主变容量配置为1×50MVA，最终规模为2×50MVA。

根据义乌城市建设及经济发展进度，结合2005~2010年负荷预测及分区电力平衡的结果，按照城市高压配网的目标网架要求和规划建设原则，2006年以后的110kV输变电的工程项目安排见表 11-7所示。

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4.3.1.4 各分区变电站建设

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡结果，建议各分区的变电站建设情况如表 4-3所示。

表 4-3 各分区规划年变电站建设计划 区名 变电站名 稠城 杨村 绣湖 象山 经济开发区 新屋 蒋母塘 崇山 合计（MVA） 合计（座） 义乌 福田 国贸 屋基 国际商贸城 下骆宅 骆店 尚经 合计（MVA） 合计（座） 江东 青口 江东区 徐村 端头 合计（MVA） 合计（座） 后宅 北苑 张村 万界 北苑后宅区 孙村 俊塘 夏演 万村 合计（MVA） 合计（座） 义东北 苏陈 李宅 2004年 90 80 100 0 0 0 0 170 2 120 50 0 0 0 0 0 170 2 40 50 0 0 90 2 50 100 0 0 0 0 0 0 150 2 63 80 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 90 80 0 50 0 0 0 320 4 120 100 0 0 0 0 0 220 2 40 50 50 0 140 3 100 100 50 0 0 0 0 0 250 3 63 80 90 80 100 50 50 0 0 370 5 120 100 50 0 0 0 0 270 3 80 50 50 0 180 3 100 100 50 50 50 0 0 0 350 5 63 80 90 80 100 50 50 50 0 420 6 120 100 50 50 50 0 0 370 5 80 50 50 50 230 4 100 100 50 50 50 50 0 0 400 6 63 80 90 80 100 50 50 50 50 470 7 120 100 100 50 50 50 0 470 6 80 100 50 50 280 4 100 100 50 50 50 50 50 0 450 7 63 80 90 80 100 100 50 50 50 520 7 120 100 100 50 50 50 0 470 6 80 100 50 50 280 4 100 100 50 50 50 100 50 50 550 8 63 80 90 80 100 100 100 50 50 570 7 120 100 100 50 50 50 50 520 7 80 100 100 50 330 4 100 100 100 50 50 100 100 50 650 8 63 80 60

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区名 变电站名 杨梅岗 白岸 楼下张 派塘 江益 合计（MVA） 合计（座） 佛堂（杨宅） 上溪 义亭 双林 全村 毛塘楼 光明 前王 合计（MVA） 合计（座） 2004年 0 0 0 0 0 143 2 80 40 40 0 0 0 0 0 160 3 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 50 50 0 0 0 243 3 80 40 40 50 0 0 0 0 210 4 50 50 0 0 0 243 4 80 40 40 50 50 0 0 0 260 5 50 50 50 50 0 343 6 80 80 40 50 50 0 0 0 300 5 50 50 50 50 0 343 6 80 80 80 100 50 0 0 0 390 5 100 100 50 50 0 443 6 80 80 80 100 50 50 0 0 440 6 100 100 50 50 50 493 7 80 80 80 100 50 50 50 50 540 8 义西南

4.3.2 2005~2010规划期间义乌电网的容载比分析 4.3.2.1

全市容载比分析

到2010年末，经过上述建设义乌市将有9座220kV变电站，变电容量合计为2550MVA。考虑变电站建设进度，2005年以后每年新建的220kV变电站不参与本年的平衡分析，扩建的容量参与本年的平衡分析。从表 4-4可知，在规划期间，除了2004、2005年和2010的中方案容载比略低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限外，其他年份基本满足要求。

2010年预测最大负荷（高、中、低方案）约为1601.5MW、1523.5MW、1448.69MW，主变容量按2370MVA参与平衡分析时，2010年220kV变电容载比分别为1.48、1.56和1.，负荷预测的中方案略低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限，低方案基本可以基本满足要求。如要满足负荷预测的高方案，在现有建议的220kV中对仍是单台主变的变电站进行增容即可满足需求，规划中的建议方案具有很好的适应性和灵活性。

表 4-4 2005~2010年220kV电网容载比状况表 规划年份 参与平衡的主变容量（MVA） 2005 2006

最大负荷（MW） 高方案 636.95 771.74 中方案 631.77 759.15 61

容载比 高方案 1.51 1.71 中方案 1.52 1.74 低方案 1.53 1.77 低方案 626.59 746.66 960 1320 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2007 2008 2009 2010

1680 2010 2190 2370 956.31 933.11 910.29 1.76 1.73 1.59 1.48 1.80 1.79 1.66 1.56 1.85 1.85 1.73 1. 1161.97 1124.45 1087.85 1374.92 1319.28 1265.46 1601.50 1523.50 1448.69 到2010年末，义乌市将有41座110kV变电站，变电容量合计为3103MVA。考虑变电站建设进度，当年新建的110kV变电站不参与本年的平衡分析，扩建的容量参与本年的平衡分析。从表 4-5可知，2010年110kV变电容载比分别为1.81、1.91和2.00，负荷预测的高、中、低方案从总体上看可以满足义乌电网对110kV变电容载比的要求。

表 4-5 2005~2010年110kV电网容载比状况表 规划年份 2005 2006 2007 2008 2009 2010 参与平衡的主变容量（MVA） 1083 1423 1713 2253 2603 2903 负荷（MW） 高方案 636.95 771.74 956.31 1161.97 1374.92 1601.50 中方案 631.77 759.15 933.11 1124.45 1319.28 1523.50 低方案 626.59 746.66 910.29 1087.85 1265.46 1448.69 高方案 1.70 1.84 1.79 1.94 1. 1.81 容载比 中方案 1.71 1.87 1.84 2.00 1.97 1.91 低方案 1.73 1.91 1.88 2.07 2.06 2.00 4.3.2.2

分区容载比分析

从表 4-6中可知， 各分区2005年以后每年新建变电站不参加当年平衡。各分区的变电站建设进度与预测的各分区负荷基本吻合，基本满足《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限值1.8。个别分区在个别年份的容载比远低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限值1.8。对于容载比低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限值1.8的分区变电站建设进度要加快进行，争取当年建成投运。

表 4-6 2005～2010年各分区的110kV匹配分析情况 年份 2005 分区名称 主变容量(MVA) 负荷(MW) 容载比 主变容量(MVA) 2006 2007

经济开发区 国际商贸城 江东区 北苑工业园区 270 147.77 1.83 320 177.33 1.80 370 220 118.47 1.86 220 146.90 1.50 270 62

义东北 193 104.03 1.86 243 127.96 1.90 243 义西南 210 113.33 1.85 210 138.26 1.52 300 90 62. 1.43 180 84.27 2.14 180 200 122.92 1.63 250 156.11 1.60 350 负荷(MW) 容载比 主变容量(MVA) 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

年份 分区名称 负荷(MW) 容载比 主变容量(MVA) 经济开发区 国际商贸城 江东区 北苑工业园区 207.47 1.78 420 234.44 1.79 520 260.23 2.00 570 286.25 1.99 179.22 1.51 420 215.06 1.95 470 251.62 1.87 470 2.36 1.62 111.23 1.62 280 137.93 2.03 280 160.00 1.75 330 182.40 1.81 193.57 1.81 400 234.22 1.71 500 276.38 1.81 650 320.60 2.03 义东北 156.11 1.56 343 187.33 1.83 443 221.05 2.00 443 254.20 1.74 义西南 167.30 1.79 390 200.76 1.94 390 238.90 1.63 440 281.90 1.56 2008 负荷(MW) 容载比 主变容量(MVA) 2009 负荷(MW) 容载比 主变容量(MVA) 2010 负荷(MW) 容载比

如果2005年江东区、义东北、义西南新建变电站不能参与平衡分析，则2005年这三个分区的容载比仅为1.43、1.37、1.41，全市容载比仅为1.52，远远低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限，不能满足负荷发展的需要，所以这三个分区中变电站的建设进度必须加快进行，争取在2005年负荷高峰期到来之前建成投运，能参与当年负荷平衡。2005年建议新建6座变电站，工程项目较多，任务繁重，可能难以完成，但最少要保证张村、双林变两座变电站建成投运，这样全市的110kV容载比为1.86，才能基本满足要求，分区容量不足的可暂考虑由相邻分区的变电站支援。

到2010年只有经济开发区、江东区、北苑工业园区的容载比满足《浙江省城市电网规划技术原则》要求的上下限值1.8～2.2；国际商贸城、义东北、义西南的容载比均低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限值1.8，尤其是国际商贸城分区将是义乌市后期发展的重点区域，而且其高层建设密集，作为规划发展中城市的CBD核心区，其今后的快速发展可能是难以预料的，因此在本次规划中，尽管只对该分区的变电站建设安排了9座110kV变电站，规模（2~3）×50MVA，但至少在预留变电站站址时要按3台考虑，以留有一定的裕度，保留一定的灵活性。该分区的变电站每年建设进度也必须加快进行，争取当年建成投运。

4.3.3 义乌市2005~2010年网架规划

义乌电网2004~2010期间规划的网架结构，详见2004~2010年义乌电网地理结线图。《浙江省城市电网规划技术原则》要求的110kV的容载比上下限为1.8～2.2，220kV变电站所带负荷按照110kV变电站所带负荷上限及110kV电网0.95的同时率考虑，根据建议的

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义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

接线方案（考虑运行方式），计算出220kV变电站的最大负载率，以考核各220kV变电站的负载能力及接线方式的合理性。 4.3.3.1

2004年现状网架情况

2004年现状网架如附图1所示。网架具体接线为：

220kV宾王变：500kV双龙供2回：220kV龙王线和仙王线，500kV风仪变供一回：220kV仪王线。

220kV大元变：500kV风仪变供2回：220kV仪元线和仪大线，路径沿甬金高速南侧进线。220kV东阳变供1回：220kV东大线。

110kV稠城变：220kV宾王变供2回：110kV宾城线和宾稠线，路径：沿经发大道北侧绿化带。还有一回是220kV大元变经110kV青口变的110kV备用线路。

110kV杨村变：沿经发大道南侧绿化带110kV宾杨线，再一回为宾江线（宾王变至江东变的线路）T接，命名为宾江线杨村支线。

110kV江东变：一回为沿经发大道南侧至环城南路中间绿化带的宾江线，另一回为大元变经环城南路中间绿化带至江东变的大江线。

110kV李宅变：一回大元变经甬金高速北侧至李宅变的大李线，另一回从大元变经220米的电力通道至商城大道中间绿化带，至李宅变的大宅线。

110kV义乌变：一回宾王变经经发大道至雪峰路南侧中间绿化带，转至北城路南侧绿化带到义乌变的宾乌线，另一回从220kV大元变供电的110kV大义线。第三回马义线（义乌变至白马变的线路）。

110kV苏陈变：从宾王变经经发大道转至雪峰路北侧绿化带，至北城路伸至苏陈变，命名宾苏线；另一回为白马变至苏陈变的线路，命为马苏线。

110kV北苑变：一回从宾苏线上T接，另一回从雪峰路南侧绿化带上备用线T接。 110kV后宅变：一回从马义线上T接。

110kV上溪变：一回为宾王变至上溪变的宾上线，另一回为上溪变至佛堂变的上佛线。 110kV佛堂变：一回为宾王变至佛堂变的宾佛线，另一回为上佛线。

110kV福田变：一回从大元变沿220米电力通道至商城大道（架空线路），转至商城大道绿化带中间至福田路至福田变（采用电缆线路）。

110kV青口变：从大元变至稠城变的大青线开口环入。路径：沿青口至东阳公路的南侧架设。

义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

110kV义亭变：从上佛线T接线后沿上佛公路东侧架设至义亭变。 35kV赤岸变：一回为佛堂变至赤岸变的佛赤线。

35kV白岸变：一回为李宅变至白岸变的李白线，另一回为苏陈变至白岸变的苏白线。 35kV荷叶塘变：从西陶变出2回35kV线路至荷叶塘变。

4.3.3.2 2005年

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡分析，建议2005年新建220kV江湾变I期；110kV双林变I期、张村变I期、杨梅岗变I期、象山变I期、白岸变I期，扩建后宅变II期、福田变II期、徐村变I期。原计划2004年投运的220kV西陶变和110kV绣湖变因种种原因，要到2005年才能投运。2005年网架如附图2所示。

变电站选址

绣湖变：原看守所内，工人路和和规划后诸巷交叉口东北侧。 双林变：义西南工业园区，双林村附近。 张村变：经发大道和雪峰路交叉口西北侧。

杨梅岗变：广德路北侧三七省道东侧，位于苏溪工业园内。 象山变：发展路和中环路交叉口东南侧，经济开发区四期内。

白岸变：环城东路和商城大道交叉口东南侧，位于义东工业园区内，原35kV白岸变东侧。

徐村变：位于徐村工业园区，利民水库西侧，甬京高速和稠佛路交叉口北侧，真爱毛纺公司附近。

网架接线方案

500kV丹溪变I期：计划2005年6月份前投入运行。

220kV大元变：从500kV丹溪变双回出线沿460米电力通道架设至大元变。 220kV西陶变I、II期：从原500kV风仪变至大元变的仪大线和仪元线开口环入。 220kV江湾变I期：从500kV丹溪变双回出线沿460米电力通道架设至上佛公路西南侧，转至五洲大道南侧绿化带，其中一回开口环入江湾变，从江湾变环出后与另外一回再沿五洲大道南侧绿化带架设转至环城南路西侧，至180米电力通道架设至宾王变（全线采用双回路架设）。

110kV绣湖变I、II期：从宾王变至西陶变的线路开口环入，沿丹溪路转至工人西路至绣湖变（采用电缆线路），命名为宾绣线和西绣线。

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110kV双林变I期：从江湾变出线，沿五洲大道中间绿化带转至上佛公路西侧架设至双林变。

110kV张村变I期：宾王至西陶变的线路开口环入（与宾王变至北苑变、西陶变至北苑变在经发大道、雪峰路、环城北路北侧、西城路西侧的线路同杆双回架设）。

110kV杨梅岗变I期：从西陶变北侧90米电力通道架设至苏福路，沿苏福路至阳光大道中间绿化带后至广德路口，再采用电缆线路沿广德路北侧向西敷设至杨梅岗变；另一回从西苏线在广德路口T接，T接线采用电缆线路敷设至杨梅岗变。

110kV白岸变I期：将同大宅线（沿大元至西陶电力通道）同杆建设的一回大白线接入白岸变。另一回从新建的西陶变新出一回西白线至白岸变。

110kV象山变I期：从220kV宾王变至110kV义亭变的110kV宾亭线，在中环路和四海路交叉口开口环入。

110kV徐村变I期：直接从宾王变至大元变的宾大线在稠佛路开口电缆线路环入，电缆沿稠佛公路东侧敷设至徐村变。

110kV义亭变：从220kV江湾变沿金甬高速和上佛路新出一回至义亭变，原江湾变至上溪变线路（即原上佛线在江湾变开口后形成江上线）T接到义亭变的线路退出运行。

110kV后宅变II期：西陶变沿环城北路同杆双回至110kV后宅变I期在马义线T接处，一回直接接入后宅变，一回同宾浦线连接，同时断开T接点至义乌变的线路。

110kV福田变II期：从220kV西陶变出一回线路，沿环城东路电力通道架设至商城大道后，电缆敷设至福田变，形城西福、大福线双电源供电。

110kV杨宅变（原佛堂变）：一回为上佛线开口环入江湾变后形成江佛线供电；另一回为原宾佛线。线路可配合市政规划进行走廊改造，江湾出线口可与宾佛线同塔双回架设。 4.3.3.3

2006年

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡分析，建议2006年新建220kV江湾变II期、义东变I期；110kV万界变I期、全村变I期、国贸变I期、新屋变I期、孙村变I期和江东变II期。2006年网架如附图3所示。

变电站选址

万界变：位于城北分区内，春晗路和北城路交叉口西南侧，位于万界村附近。 全村变：位于义丁镇化妆品工业园内，全村附近。

国贸变：商城大道和三七省道交叉口东北侧，位于国际商贸城内。

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新屋变：经济开发区四期内，五洲路北侧，新屋村附近。

孙村变：位于城西工业园区内，雪峰路和大道交叉口，西南侧。 网架接线方案

500kV丹溪变II期：计划2006年投运。

220kV江湾变II期：从500kV丹溪变双回出线沿460米电力通道架设至上佛公路西南侧，转至五洲大道西侧绿化带（暂用一回导线，最终此两回直接供宾王变），同原五洲大道南侧绿化带双回线路中的丹宾线进行割接（丹江线不变），即丹宾线改到西侧绿化带，新架线路改走南侧绿化带，开入江湾变。

220kV义东变I期：从原西陶变至大元变的1回线路开口环入。再从500kV丹溪变出1回至义东变。

110kV国贸变I期：从义东变新建一回线路至国贸变（义国线），另一回从220kV大元变至国贸变（利用大宅线大元－商城大道段）。

110kV李宅变：从义东变新出一回线路至商城大道，与义国线同杆架设，割接在商城大道上大宅线，改称东李线。

110kV万界变I期：从西陶变至张村变的110kV西张线开口环入。

110kV全村变I期：两回均从220kV江湾变出线，采用电缆线路接至义亭化妆品工业园区内。

110kV孙村变I期：一回从宾王至上溪的宾上线T接；另一回从宾王至象山的宾象线上T接。

110kV新屋变I期：从环城南路东侧的原宾王变至佛堂变线路（因江湾变II期投运、110kV宾佛线切换到220kV江湾变）开口环入新屋变。

110kV福田变：原220kV西陶变至福田变的西福线开口环入220kV义东变，形成东福线，另一回来自原有的220kV大元变的大福线。

110kV江东变II期：接线方式不变，仍由宾江线和大江线供电。 4.3.3.4

2007年

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡分析，建议2007年新建220kV东河变I期和义东变II期；110kV上溪变II期、派塘变I期、蒋母塘变I期、荷叶塘变I期、端头变I期、楼下张变I期、俊塘变I期、下骆宅变I期。2007年网架如附图4所示。

变电站选址

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派塘变：义东工业园区内，甬金大道和梅林大道交叉口，西南侧。 蒋母塘变：中环路和发祥路交叉口东北侧，经济开发区四期内。 俊塘变：位于后宅事处内，俊塘村附近。

荷叶塘变：环城北路以南，阳光大道与三七省道中间地带，位于国际商贸城内。 端头变：位于江东事处，宾王路和南山路交叉口南侧，端头村口、山口村两座旧村改造预留地。

下骆宅变：商城大道和茂盛大街（现名紫金路）交叉口西北侧，位于国际商贸城区，下骆宅小学南侧。

楼下张变：位于苏溪工业园区内，广德路和环城东路交叉口东侧，紧临电力廊道景观控制廊道。

网架接线方案

220kV义东变II期：接线不变。

220kV东河变I期：原500kV凤仪变过来的仪王线开口环入东河变。同时进行线路搬迁，改道至中环大道两侧预留的绿化带通道上。再从500kV丹溪变沿上佛路、四海路引1回线路至东河变。

110kV上溪变II期：从宾王至上溪变线路改为东河至上溪变（利用孙村变的T段），线路命为东上线。同江上线形成双电源供电。

110kV象山变：从220kV东河变沿大道东侧预留的电力通道架设（利用原孙村变在宾象线上的T接线），宾王至T接点处的接线线路拆除，象山变改由东河变主供。

110kV蒋母塘I期：从原孙村变的两个T接点处，将宾王变的电源直接接入蒋母塘变，蒋母塘由宾王变主供。

110kV派塘变I期：从220kV义东变架空线路双回沿涌金大道绿化带至派塘变。 110kV俊塘变I期：原后宅至白马线路从俊塘变东侧进入俊塘变，俊塘至白马线路停运；原西陶至浦江线路从俊塘变东侧改接进入俊塘变。

110kV屋基变I期：从西陶变沿环城北路东侧建设双回线路至西城路口后，电缆至屋基变。

110kV端头变I期：稠城至青口线路开口进入端头变，稠城至青口线路在青东公路与环城南路交叉口处断开，从大元变沿青东公路南侧的电力通道出2回线路，电缆敷设到青东公路与环城南路交叉口处后分别与断开点的两段线路连接。

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110kV下骆宅变I期：从220kV义东变沿环城东路东侧的220米电力通道电缆敷设至商城大道后往西方向沿商城大道北侧的人行道电缆敷设至下骆宅变，为双回设计，双回敷设。一回同110kV白岸变的大白线进行割接，形成一回义东变供、一回大元变供的双电源网架。

110kV白岸变：利用义东变至下骆宅变同杆并架的一回线路直供白岸变，白岸变两电源均由义东变供。

110kV苏陈变：从220kV义东变双回路架空线沿环城东路东侧220米电力通道架设至苏陈变东侧后拐入苏陈变（其中义东变至环城北路段导线已架设），将苏陈变负荷由西陶变改由义东变供。

110kV楼下张变I期：从220kV义东变至苏陈变的线路双T接至楼下张变。 110kV杨梅岗变：原在西苏线上T接，改为直接供杨梅岗变，广德路－苏陈变段线路退出，改为西梅线。 4.3.3.5

2008年

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡分析，建议2008年新建220kV官塘变I期、宾王变扩建III期，110kV骆店变I期、崇山变I期、夏演变I期，扩建义亭变II期、双林变II期、国贸变II期和青口变II期。2008年网架如附图5所示。

变电站选址

骆店变：甬金大道和春风大道交叉口西南侧，国际商贸城内。 崇山变：经济开发区四期内，开辟路和五洲路交叉口西北侧。 夏演变：位于夏演工业园区。 网架接线方案

220kV官塘变I期：从500kV丹溪变至东河变的线路开口环入。同时双龙变至宾王变双回线路中的龙王线接至东河变。

220kV宾王III期：减少1回从双龙的进线，其它接入方式不变。

110kV上溪变：因220kV官塘变投运，上溪变改由官塘变主供。从官塘变沿四海大道的南侧绿化带架设至与上佛路交叉口口再沿上佛路左侧电力通道至上溪变。原东河至上溪线路退出运行（新建夏演－上溪段），形成江上、官上线供电。

110kV夏演变：东河至上溪线路开口环入110kV夏演变，开口至上溪线路拆除。从官塘引一回线路至开口处，形成河夏、官夏线供电。

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110kV骆店变I期：从220kV义东变沿涌金大道中间的绿化带双回电缆敷设至骆店变，形成东骆、东店线供电。

110kV崇山变I期：从220kV江湾变出一回江崇线供电（原江湾至新屋线路开口环入崇山变）。

110kV双林变II期：从江湾变再出1回江林线路至双林变，同原江双线形成双电源供电。

110kV义亭变II期：原象亭线在220kV官塘变开口环入后、形成官亭线，由官塘变供电，在加上原江亭线，形成双电源供电。

110kV国贸变II期：接线方式不变，仍由东国、大国线供电。 110kV青口变II期：接线方式不变，仍由大青、元青线供电。 4.3.3.6

2009年

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡分析，建议2009年新建220kV苏溪变I期，110kV毛塘楼变I期、万村变I期，扩建110kV象山变II期、杨梅岗II期、俊塘变II期和白岸变II期。2009年网架如附图6所示。

变电站选址

毛塘楼变：位于上溪工业园区内，四海大道北侧，毛塘楼村附近。 万村变：位于北苑开发区四期内，万村附近。 网架接线方案

220kV苏溪变：从凤仪变至西陶变的一回220kV线路开口环入。

110kV苏陈变与浦江白马变的马苏线解网，从原220kV义东变供苏陈变双回110kV东苏、东陈线开口环入220kV苏溪变，改由溪苏、溪陈线供电。

110kV楼下张变由原110kV东苏、东陈线改为一回线在楼下张变开口环入，形成苏楼线和东楼线供电。

110kV骆店变由原从义东变双回供电，将一回改接致远义东变供苏成变的线路上，形成苏骆线，同东骆线形成双电源供电

110kV毛塘楼I期：从220kV官塘变沿四海大道东南侧出一回官毛路至毛塘楼变。 110kV万村变I期：从220kV东河变沿中环路架设1回河万线路至万村变。 俊塘变II期：从220kV西陶变沿环城北路北侧通道（110kV西后线北侧），建设一双回线路致环城北路与商城大道立交口同原西后、西俊线路进行线路割接，变成西俊、西塘

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供俊塘变。西后、西宅供后宅变。

110kV杨梅岗II期：接线方式不变，由西杨、西梅线供电。 110kV象山变II期：接线方式不变，由宾象、官象线供电。 110kV白岸变II期：接线方式不变，由东白、大白线供电。 4.3.3.7

2010年

根据分区负荷预测结果及电力电量平衡分析，建议2010年新建500kV商城变I期、新建220kV佛堂变I期；110kV光明变I期、前王变I期、尚经变I期和江益变I期，扩建110kV徐村变II期、夏演变II期、张村变II期和新屋变II期。2010年网架如附图7所示。

变电站选址

光明变：位于赤岸镇光明村附近。

前王变：位于佛堂镇，上佛路东侧，前王村附近。

尚经变：位于国际商贸城内，甬金大道和茂盛大街交叉口东南侧。

江益变：位于廿三里，家庭工业园区内，甬金高速公路和义乌江交叉口东南侧。 网架接线方案

500kV商城变I期：将500kV凤仪变致西陶的两回220kV线路开口环入，再从500kV商城变出两回线路，沿环城东路300米电力通道，一回致220kV西陶变，一回至220kV义东变。原凤仪至东河220kV线路，开口环入500kV商城变。

220kV佛堂变I期：从500kV丹溪变沿上佛路新建1回220kV线路至220kV佛堂变，再从佛堂变沿上佛路建1回220kV线路至220kV官塘变。

110kV双林变：江湾变至双林变的两条110kV线路开口环入220kV佛堂变，改成佛双、佛林线供电。

110kV光明变I期：从220kV佛堂变出线一回佛光线，沿150米电力通道架设至光明变。

110kV前王变I期：原有上佛路西侧210米电力通道的江湾至双林变的双线路开口入佛堂变后形成江湾至佛堂的2回110kV联络线，1回线路开口接入前王变，形成江王、佛王双电源供电的网架形式。

110kV江益变I期：一回从大元变经甬金高速北侧至李宅变的大李线上T接，从220kV大元变沿大李线通道新出一回大江线至江益变。

110kV尚经变I期：从220kV义东变出两回电缆线路沿涌金大道至尚经变

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110kV徐村变II期：从江湾变沿五洲大道电缆敷设至中环路，在中环路绿化带架设一回线路至义佛路口后接入徐村变，徐村变改由江湾变主供。

110kV夏演变II期：接线方式不变、由官厦、东厦线供电。

110kV新屋变II期：从220kV江湾变新出一回线路，沿五洲大道电缆敷设至新屋变，宾王变－新屋变的宾屋线退出（留给张村变二期出线间隔用，宾王仅有12个110kV间隔）。形成江新、江屋双电缆线路供电。

110kV张村变II期：改由220kV宾王变新出两回电缆沿经发大道至张村变，在原架空线开口处连通。

220kV宾王变：从500kV丹溪变新建两回220kV线路，在五洲大道两侧架设同杆双回220kV线路至环城南路，再沿环城南路向西至宾王变180m电力通道，接入宾王变。原在环城南路东侧的两回110kV（宾王－徐村、宾王－新屋）拆出，让出环城南路东侧的电力廊道架设220kV线路。

4.4 2005～2010期间规划电网设备选型

城市电网设施要满足城市电网规划设计的要求和城市建设的特点，并与市容环境相协

调。改革开放以来，随着经济的飞快发展，我国城市的电力负荷空前增长，先进用电设备的普及对电能质量有更高的要求，商业、工业以及计算机业等电子设备的运行都会由于电源的瞬时切换、电压扰动或谐波畸形而中断，造成损失。

随着城市人口和建筑密度的增加和工商业的发展，城市电网建设中的变、配电站的用地，进出线路的走廊变得越来越紧张，这与大量城网设施的投入形成尖锐的矛盾，这种矛盾将随负荷的不断增长而愈来愈突出。

为适应上述形势，城市电网设施的发展趋向应是占地少、可靠性高、小型化、少维修、耐燃或不燃、自动化和标准化的设施，同时还要借鉴吸收国外的先进技术和先进设备为我城网发展所用。

城市电网设施主要包括：变电所、架空线路和电缆线路。

城市变电所中主要是变压器选型，变压器容量不宜大于下列数值：

电压等级(kV) 220 110 35 主变容量(MVA) 180 50 20 备注 个别远离负荷地区的可为240MVA 个别远离负荷地区的可为31.5MVA

我国目前500kV变压器带有载调压，原产的220kV变压器一般不带有载调压，现在也

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有带有载调压的，110kV和35kV变压器大部分带有载调压。配电变压器只在对电压有特殊要求的用户变压器上才加装变压器有载调压开关。

变压器绕组的阻抗对电网运行稳定性、电压质量和母线短路容量等有影响，城网变压器容量大，当选用常规的阻抗将致使二次侧出口的短路容量大于规定值时，应采用高阻抗或绕组。

2004-2010年期间义乌规划电网变电站主变建议选型如表 11-8所示。

2004-2010年期间义乌规划电网中规划线路长度及建议选型如 表 11-11 所示。 义乌规划电网的电力计算就是在此数据基础上进行的。

4.5 义乌电网计算分析

本节主要分析了义乌电网在2010年冬大方式下的潮流计算、N-1计算、短路电流计算

结果。为了考察各变电站在不同负荷情况下的供电能力，现以2010年冬大方式为基本方式，针对负荷预测中方案给定的负荷水平，计算各电压等级电网的潮流状况。在本节中，主要通过对义乌电网进行潮流计算、N-1计算、短路计算来分析各变电站和高压线路的安全供电能力。

4.5.1 潮流计算分析 4.5.1.1

计算目的

校验规划网架中各变压器、线路实际运行承载负荷的能力。 4.5.1.2

计算方法

将规划网架分层分区进行潮流计算，由于对于义乌电网来说，35～110kV配电网为主要电网，220kV及以上的电网属于金华电网，所以此次潮流计算主要针对义乌35～110kV配电网的潮流进行计算分析，将220kV变电站作为电源点，分层分区进行计算分析。 4.5.1.3

潮流控制

线路潮流控制的4个条件：

1. 线路通过的电流：经济电流密度附近，不得大于安全电流

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2. 线路两端电压差：线路两端电压差〈=送端电压的5% 3. 线路两端相角差：送端相位-受端相位<=30度 4. 线路有功损耗：线路有功损耗〈=送端有功的10%

各电压等级不同导线型号的经济电流输送容量和安全电流输送容量情况如表 4-7所示。

表 4-7 各电压等级不同导线型号的经济电流输送容量和安全电流输送容量

电压等级(kV) 导线型号 经济电流输送容量(MW) 安全电流输送容量(MW) 514 320 134 115 29.7 25.66 21.9 COS=0.9 COS=0.95 220 LGJQ-2*300 250 220 LGJQ-400 175 110 LGJ-300 65 110 LGJ-240 52 35 LGJ-185 12.27 35 LGJ-150 9.95 35 LGJ-120 7.9 备注： 功率因数 35kV线路 110kV或220kV线路 送电距离 35kV线路 <=40km 110kV线路 <=100km 220kV线路 <=300km

变压器潮流控制如图 4-1所示。

图 4-1 变压器潮流控制示意图

变压器的有功潮流，按容载比的有关规定（220kV容载比范围1.6～1.9，110kV容载比

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范围1.8～2.1），容量为180MVA的220kV变压器上的有功潮流为94.7MW～112.5MW，容量为50MVA的110kV变压器上的有功潮流为23.8MW～27.8MW。

变压器的无功潮流按《无功导则》规定，220kV变压器的二次侧0<=Q/P<=0.33。110kV变压器的二次侧0<=Q/P<=0.484。

潮流计算时，假定10kV 馈电线的平均COS=0.9，10kV 并联电容器的补偿容量是变压器容量的15%左右，即40MVA 为6Mvar，50MVA 为7.2Mvar，每台变压器补偿电容分为两组，即2*3 Mvar和2*3.6 Mvar。 4.5.1.4

计算条件

潮流计算基本设置条件： 1. 基准电压：平均电压系列 2. 基准容量：100MVA

3. 平衡节点：采用分层分区方法校核规划网架中各变压器、线路载荷能力时，每台

220kV主变都为各区的平衡节点 4. 计算方法：牛顿计算法

义乌规划网架潮流计算时，假定10kV 馈电线的平均COS=0.9，10kV 并联电容器的补偿容量是变压器容量的15%左右，即40MVA 为6Mvar，50MVA 为7.2Mvar，每台变压器补偿电容分为两组，即2*3 Mvar和2*3.6 Mvar。负荷按照变电站的容量比例进行平均分配，2005年和2010年中方案负荷预测总量分别为631.77MW和1523.5MW，同时率按照0.95考虑，2005年和2010年的负荷总量分别为669.41MW和1614.72MW，以此负荷水平作为潮流计算的负荷。 4.5.1.5

2010年规划网架潮流计算

在计算过程中，220kV变电站各主变主供的110kV变电站情况如附图7所示。2010年义乌电网潮流见附图9。部分110kV备用线路在正常运行时需要断开，部分35～110kV电磁环网解开；同时，各主变的抽头取额定运行方式。

2010年规划网架潮流计算基本结果如下：

为了将义乌电网220kV/110kV的功率因数提高到0.94～0.95，需将负荷功率因数提高到0.97，相当于在110kV变电站低压侧增加的无功补偿设备能够发出129MVar的无功，同

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时需要在220kV变电站低压侧增加的无功补偿设备能够发出115MVar的无功。

综合考虑变压器的空载损耗、负载损耗，以及线路的损耗，2010年义乌规划电网的全网线损率为0.86%，比较好。

110kV输电线的型号为LGJ-240或者LGJ-300（规划线路），负荷功率因数为0.95时，每条线路安全电流可输送有功134MW，经济电流可输送65MW。潮流计算结果表明，110kV线路输送有功最大的是220kV宾王变到110kV徐村变的线路为56.4MW，低于经济电流输送值。

110kV线路输送有功潮流超过50MW的线路有：

220kV宾王变到110kV徐村变的线路，有功潮流为56.4MW； 220kV宾王变到110kV张村变的线路，有功潮流为50.12MW； 220kV大元变到110kV青口变的线路，有功潮流为56.171MW； 220kV佛堂变到110kV双林变的线路，有功潮流为52.007MW； 220kV江湾变到110kV象山变的线路，有功潮流为50.295MW； 220kV江湾变到110kV新屋变的线路，有功潮流为50.204MW； 220kV西陶变到110kV后宅变的线路，有功潮流为50.102MW； 220kV西陶变到110kV杨梅岗变的线路，有功潮流为50.197MW； 220kV义东变到110kV白岸变的线路，有功潮流为52.109MW； 220kV义东变到110kV福田变的线路，有功潮流为56.128MW； 220kV义东变到110kV国贸变的线路，有功潮流为56.127MW。

这些线路上的有功潮流之所以比较大，是因为这些线路分别带了110kV变电站的两台主变，110kV变电站的另外一条进线备用。

由附图9可见，110kV变电所高压侧母线电压最低的是110kV俊塘变，为111.53kV，较基准电压（115kV）偏差-3%，最高的是东河变，为114.16kV，较基准电压偏差-0.73%。按照《浙江省城市电网规划技术原则》，110kV电压允许偏差范围为+7~-3%（相对于基准值），各110kV变电所高压侧母线电压满足要求。

2010年义乌规划电网潮流计算各变电站负载率情况如 表 11-12 所示。 4.5.2 短路电流分析

电网各级电压的短路容量从网络的设计、变压器容量及阻抗的选择、系统的运行方式

76

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等方面进行控制。根据目前我国的设备制造水平，认为各级电压电网的最大短路电流不应超过以下值：

电压(kV) 短路电流(kA) 短路容量(MVA) 220 50 19000 110 25 4800 66 25 2800 35 24.7 1500 10 16～20.2 250～350

当各系统短路容量超过上值时，应采用以下几方面措施加以： 1. 网络开环运行 2. 变压器分列运行 3. 选用高阻抗变压器 4. 加装电抗器 4.5.2.1

计算条件

短路计算基本设置条件：

1. 假设金华电网中各平衡点处的短路容量为4000MVA 2. 基准容量：100MVA 3. 故障类型：ABC 4. 故障地点：全网 4.5.2.2

2005年规划网架短路计算

根据2005年义乌规划网架，短路电流计算结果如附表4-1所示。从附表4-1中可以看出，各电压等级的短路电流值除中性点母线上的短路电流值，其它母线上的短路电流值均小于20kA。 4.5.2.3

2010年规划网架短路计算

根据2010年义乌规划网架，短路电流计算结果如附表4-2所示。从附表4-2中可以看出，各电压等级的短路电流值除中性点母线上的短路电流值，其它母线上的短路电流值均小于20kA。

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5 调度自动化、通讯、信息化管理规划

5.1

2005~2010年调度自动化规划建议

5.1.1 调度自动化现状和存在问题

义乌电网调度自动化系统于1994年10月开始建设，1995年6月通过实用化验收，为适应义乌电网的不断发展及电力市场对信息处理的需求，于1997年底在搬迁至新电力大厦之际，由原来的RK-1000型基于DOS的系统升级为小型能量管理系统CRAB型基于NT的

SCADA/EMS/DMS/MIS系统，并于1998年初通过了第一轮实用化复查。目前系统接收220kv变电所二座，110kv变电所十三座，35kv变电所四座及若干小火电厂的信息，同时还与地调实现了信息相互转发。随着义乌电网日趋扩大复杂及电力市场的快速发展，为适应电网安全、优质、经济运行，于1999年开始实施变电站无人值班改造及建设工作，以达到减人增效的目的，截止2001年35kv变电所已全部撤人。

义乌市电网调度自动化系统除实现了常规的SCADA功能外, 还配备了电量自动分时计费(即“电力模拟市场”)功能，同时系统考虑了无线负荷控制与SCADA系统的接口。

存在的问题

（1）目前，义乌市调的设施还比较简单， 调度室只有一块全市模拟结线图，没有城网10kV系统结线图和电网地理信息系统图，各厂、 站及大用户的电气运行工况，只有通过电话询问了解， 调度指挥也完全通过电话进行，调度效率较低。

（2）电量采集采用每月人工抄表方式，不能及时反映用电情况。

（3）高级应用软件如状态估计、潮流计算、负荷预测等的应用缺乏，对调度指挥和电力市场营运缺少强有力的技术支持；

（4）随着无人值班变电站的增加及综合自动化技术的不断应用，相应采集的信息也大大增加，而市调自动化主站系统对所有信息集中接收，这样就存在着主站系统对很多不必要的信息要进行处理，加重了主站系统的负担。同时在人机界面、告警处理及变电运行管理上难以满足调度监控人员需要。

（5）随着电力数据网的建设，调度自动化信息却还在点对点通信，变电站自动化设备也没有网络化改造，使大量的高速数字通道在低速模拟使用，通信资源浪费严重。

（6）随着厂网分家、电力市场新规则的实施，在实时数据信息共享、实时数据交换及电能量的精确采集等等技术问题已制约着电力市场的发展。

（7）城市供电可靠性还不是很高，尤其是发现和处理城网故障的时间还不能满足要求，

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另外由于配电网络结构不合理、供电半径过大、无功补偿不完善、配变损耗大等等原因造成线损率居高不下，而配电网自动化工作目前却还处于萌芽状态。

（8）近几年的科学技术得到了突飞猛进的发展，而作为义乌电网科技先锋的自动化人员由于种种原因，人员技术思想素质的培训还不能与现有自动化程度相匹配，人员素质亟需提高。

（9）办公大楼将要搬迁，自动化系统和自动化机房也将面临搬迁或重建。 5.1.2 调度自动化规划原则

为了实现电网的数字化运行，供电企业应该跟踪通信技术、计算机技术、控制理论和信息处理技术的进展。在进行电力自动化规划时，应考虑如下的原则：

（1）坚持资源共享和数据共享的原则

“十五”期间，义乌供电公司开展了大量专项功能的自动化工作。还将有计划的开展各种自动化系统的建设。一个突出的问题在于如何解决实时数据共享，以让这些花费了代价而获得的数据为电网安全、经济运行提供有效的应用服务。目前规划的各种自动化系统，都必须坚持资源共享和数据共享，为建设统一的自动化数据平台服务。

（2）坚持开放式的标准体系结构思想

遵循国际标准，提高设备的互联性和互换性，提高自动化投资的回报率。以面向对象技术建立统一的自动化系统体系结构，解决数据处理和交换中的困难。

（3）坚持采用先进技术和保护原有投资的平衡

当前需要的主要技术是采用网络技术解决系统互联；采用面向对象技术以提高系统的稳定性和可扩展性；同时处理好应用先进技术与保护已有投资的关系，分阶段平滑过渡。

（4）保证自动化系统的可靠性

自动化系统的可靠性是建立在选用的技术和设备的可靠性，以及实施过程的可靠性的保障上。在规划自动化系统时，必须同时考虑自动化系统软、硬件设计和运行的可靠性，及必要的监管手段。

（5）统一规划，分步实施。

统一规划是站在公司全局的立场上，是基于在可预见的未来（2010年）电力系统运行的要求，以及可预见的自动化技术的发展。由于人类对客观世界发展的认识总是滞后的，已有的规划必须不断进行调整。

（6）自顶向下进行规划

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所谓“顶”在管理上是义乌供电公司，在技术上是指数据管理平台和通信系统平台，要首先抓住体系结构，论证各子系统的功能和确认子系统的配置。

5.1.3 调度自动化规划内容

在考虑义乌自动化规划的总体设计时，关注了如下的两个问题： 1、电力企业市场化的发展趋势

我国酝酿多年、历经试点的电力的改革在国发[2002]5号文“关于印发电力改革方案的通知”以后，得到迅速的实施。经过两年多的发展，国家、区域、省级三级的改革已基本完成。并逐步进行地、县级的改革试点。从电力系统发电、输电、配电的划分上，我国是把地区电网以下的系统都划归配电系统，执行终端电网“配调以需定销、地调以供定购” 的管理模式。

随着我国电网的发展、全国联网的逐步实施，电网电压等级也随之提高。特高压（750 kV和1000kV）电压等级的出现和发展，500kV将成为省级电网的主网架。而部分220kV终端变电站必将下放到地区一级调度管理。相应的部分110kV终端变电站也将下放到县市调度管理，在自动化规划中，必须考虑这一情况。

2、信息技术的进步推动自动化的发展

推动电网自动化发展的计算机技术、通信技术、局域网技术、软件技术等继续快速发展。同时，另外一些更新的技术的出现和发展，如软件技术中的面向对象技术和中间件技术、通讯技术中的光纤技术、网络技术中的广域网技术、电网动态参数测量技术、信息技术中的信息集成和信息共享技术、数据仓库和决策支持技术等大大推动电网自动化的发展。其中特别是广域网技术和数据整合信息集成技术对电网自动化的总体架构造成了很大的影响。目前在国外提出了在企业中实现“EAI”（企业应用集成）和ERP（企业资源规划），都是基于企业资源整合和集成，进一步发展企业的决策支持。我国也提出了“数字企业”和“数字电网”的概念，在全企业信息资源整合的基础上，提供企业的发展决策依据和支持。

在进行义乌自动化规划时，应该从义乌供电公司的全局出发，从实现数字义乌供电公司的整体出发，综合考虑各个自动化本身的任务和建立义乌供电公司企业信息体系的需要。 5.1.4 自动化总体规划框架

在考虑义乌自动化规划时，涵盖了义乌电网运行和管理的各个方面，它们包括了： （1）义乌供电调度/配电调度一体化自动化系统（SCADA/EMS/DMS/DTS） （2）集控站自动化系统 （CAS）

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（3）变电站自动化系统（SAS） （4）电量计量系统（TMR） （5）负荷管理系统 (LMS) （6）变电站遥视系统 （STVS） （7）调度信息管理系统 （DMIS） （8）综合数据平台（IDP）

在上述各个自动化系统的规划基础上，并提出了整个自动化系统的总体系统安全防护策略和规划。自动化的总体规划如下图所示。

综合数据平台内平台负荷管理系统ＳＣＡＤＡ／ＥＭＳ／ＤＭＳDTSTMR综合数据平台外平台DMIS营销支持系统MIS调度数据通信网（SPDnet）数据传输通信网（SPTnet）集控站自动化系统变电站自动化系统配电自动化子站变电站遥视系统关口/上网计量终端无线负荷终端大用户计量终端FTUDTU超表终端

图 5-1 义乌自动化总体规划示意图

总体规划的主要特点：

（1）考虑在县调一级供电调度和配电调度设在同一机构内：配调需要来自供电调度系统的变电站10kV信息；配电自动化需要逐步开展；两个自动化系统的结构、平台和许多功能均相似等原因，建议采用供电调度/配电调度一体化自动化系统。但有各自的网络分析应用服务器和调度员工作站。

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（2）为了电量考核和结算的需要，对于关口计量，规划建议采用单独的电量计量系统（TMR）。

（3）负荷控制系统属于营销支持系统，可不在自动化规划中列入。但考虑到他具有实时监控功能（位于安全一区，如果没有控制功能，则位于安全二区）；需要调度自动化系统的支持，获得如负荷预计、运行方式、检修计划等信息；它与TMR系统都需要采集电量（但目的不同，TMR主要用于考核和结算，而负荷控制系统主要用于对用户用电的监控），在有的自动化系统中采用了TMR /负荷控制一体化系统；同时便于数据整合和将来对电力市场的支持，为了规划的完整，所以列入了规划中。可根据具体情况是否列入。

（4）考虑到110kV变电站的下放到义乌调度管理，所以规划了集控站自动化系统和变电站自动化系统。

（5）考虑到变电站无人值班的发展，为了保证变电站运行的安全，规划了变电站的遥视系统。

（6）为了调度运行管理的需要，应建立调度管理信息系统（DMIS）。调度管理信息系统实现对电网运行基础数据的采集和管理；支持调度操作和业务管理工作；并向领导及调度内部的相关部门提供电网实时状态和信息以及历史信息。

（7）考虑企业信息化和数字化的要求，结合自动化系统的总体安全防护，规划了数据综合平台，提出了自动化系统的安全防护要求和方案。

关于各个系统的详细规划，见义乌自动化专项规划。

5.2 2005~2010年电网通讯规划建议

5.2.1 义乌通信网现状

电力通信网络是现代电网重要的基础设施，是保障电网安全稳定经济运行的基础。电力通信网的建设一直伴随着电网的发展而发展，实现了从模拟通信向数字通信的转化，从以前的窄带通信系统，如载波通信、微波通信、PDH光纤通信、窄带语音交换转向现在的SDH光纤通信、光纤密集波分复用、B-ISDN、千兆以太网等的建设。作为一个的县级网，义乌供电局电力通信网络的建设也是如此，经历了从模拟向数字，从窄带逐渐到宽带的发展过程，到今天义乌电力通信网已形成了覆盖义乌所辖各供电所、35KV变电所、各三产单位、110KV变电所等站点，以光纤为主通信方式，以城区通信电缆等为辅通信方式的电力综合通信网。

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5.2.1.1 光纤通信网

光纤通信由于其优越的信息传输性能，在义乌电力系统得到了广泛应用。到2004年底，全网已建成光缆线路达150公里，光缆芯数分别为6芯、24芯和48芯，光通信站30个。

目前形成的网络有34Mbit/s PDH网络，覆盖站点佛堂变、赤岸变、上溪变、宾王变、稠城变、电力大厦、白岸变、李宅变、苏陈变、荷叶塘变、义乌变；622Mbit/s SDH环网，覆盖站点大陈所、青口所、后宅所、电力大厦；2.5Gbit/s SDH环网，覆盖站点江东所、赤岸所、佛堂所、义亭所、上溪所、北苑大楼、电力大厦；2.5Gbit/s RPR环网，覆盖站点老大楼、设备厂、苏溪所、廿三里所、电力大厦。现状通信网见附图10。 5.2.1.2

语音交换网

生产管理交换网是为生产管理部门和行政管理部门提供服务的，如电话、传真、会议电话及电子函件等。义乌电力行政管理交换网是运行的一个交换网，它以局Meridian 1 OPT 61程控电话交换机作为汇接中心连接到金华局生产管理交换机，中继速率为2Mbit/s，总机总容量为2000线，已配置容量达到1200线，用户950户，用户普及率为79%。

的调度交换网没有建设，而是依托在生产管理交换网基础上。 5.2.2 存在问题

目前存在的主要问题是相对于电网的快速发展，通信手段严重滞后当前信息技术的发展；光纤芯数和传输系统容量严重不足，通信设备落后，通信网络资源没有充分利用，综合业务能力低；调度、行政交换网电话K连接，难以满足电力生产及管理对通信的需求；网络结构薄弱，网架不够完善、不够合理，各重要通信站没有实现两种以上通信方式或无迂回通道，也没有建设专用的配网自动化通道；尚未建成通信网络支撑系统，无法对通信网的运行状况进行监视和管理。整个通信系统无法满足企业信息化的多种需求。电力通信网的光缆线路普遍架设在10kv电力杆上或寄挂在广电杆上，由于“两网”改造、城市拓展、工业区的兴建和道路改造，杆路频繁移位，影响了通信光缆的安全运行。通信专业人员的配置和培训还跟不上现代通信技术的发展。局大楼将搬迁，通信设备和传输网络需搬迁和重新组网。

5.2.3 规划原则和目标 5.2.3.1

原则

1、以国家电网公司信息化工作会议及相关文件为指导，以《义乌电网“十一五”规划

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及2010年发展规划》为基础，参考国电通信网的远期规划精神，充分考虑电力系统的需求。电力系统通信是为电网的生产、调度、管理服务的，因此要求能适应电网发展、满足各种监测控制信息的高速传输、满足调度自动化和办公自动化及各种信息应用系统的需要、能高稳定和高可靠性运行。

2、利用通信新技术。近年来，通信技术以超摩尔定律的速率发展，各种新技术层出不穷，规划既要考虑适当的技术超前，又要考虑技术的成熟性。首先，光纤通信由于传输距离远、通信容量大、不受外界电磁干扰等特点，已成为网络建设的首选，在此基础上逐步采用波分复用技术，最后实现向全光网的演进；其次，SDH作为物理层技术，具有自愈功能、对继电保护和安全自动装置可靠支持、对外出租带宽方便等特点，因此应充分考虑SDH技术及MSTP技术的应用，网络技术应结合本局具体情况加以选择。

3、适当考虑对外服务。电力系统通信在满足本系统生产管理的同时，走向社会，对外提供服务，已成为发展的必然趋势。因此，网络的规划必须兼顾内外两方面用户对业务、带宽的需求，同时还需考虑它们之间的有效隔离。 5.2.3.2

目标

目前，义乌电力通信网主要面向本系统，为电力生产、调度、管理服务，今后五年，随着义乌电网的不断发展和企业信息化的逐步推进，变电站、营业所等站点数量迅猛增加、各种电力信息应用系统建设快速发展，对电力通信系统和信息传输通道的容量和质量均提出了更高的要求。

同时，义乌电力通信网满足系统内应用前提下，今后可能走向社会向系统外用户提供服务，而且主要的业务量将逐渐转向来自于系统外。

因此，在可以预见的未来，应将义乌电力通信网建设成为统一的、宽带的、综合的业务平台，支持目前和将来可能的各种业务，建成和完善网络的支撑系统。 5.2.4 传输网

从义乌传输网现状可见，网络结构不尽合理，传输容量偏低，各网容量差别较大，部分线路光纤资源短缺，无法满足电力业务及各种系统对通道的要求。

因此，对义乌电力通信传输网进行统一规划，仍然采用先进的光纤通信方式。在投资不变的情况下，可先对主干及重要的信息量大的线路进行光纤通信建设或扩容，而对于偏远、个别的站点或5至10年内业务量不会太大的地区，暂时按目前的通信容量和通信方式，等到条件成熟的时候再予以考虑。

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5.2.5 组网原则与组网方式 5.2.5.1

组网原则

（1）以《义乌电网 “十一五”规划及2020年远景展望》为重要依据，兼顾电网的近期需要和远期发展，即按义乌电网规划的发展步骤，相应作出传输网的发展规划。

（2）规划对近、中、远期传输网进行分阶段分析，提出组网方案，要具有指导作用。 （3）跟踪世界先进通信技术的发展，采用技术成熟、运行稳定可靠的通信方式，使传输网高稳定、高可靠性地运行。

（4）按公司目前的管理调度对象，主要以110kV变电站为基础站点组成环形主干通信网络，如确因组网需要，主干环网中可吸收少数其他变电站作为通信站点。

（5）主干网络以外的变电站的次级通信网络尽可能形成环网。

（6）为保证电力网实时通信的可靠性，主要变电站都要按两种通信方式考虑或具有两种相互的通信信道。新建的变电站采用光纤通信方式应尽量有两条不同的光纤路由，不再新建其它备用通信方式。

（7）规划中网络传输容量应考虑到今后各方面的需求，如数据网的容量以及将来电力通信向社会开放的需求等等。网络配置应以可靠、经济、实用、便于维护和升级为原则。

（8）规划中必须考虑合理利用现有的通信网，以保证现有投资的充分利用。 5.2.5.2

组网方式

传输网主干网络的结构以目前义乌电力公司电网规模为基础，组织一定数量的110kV变电站作为传输网的节点站，采用分层分割的方法，形成一个主干网＋次级网的传输网络。首先在义乌电力公司跨越所有地区组织一定数量的变电站，其中以110kV变电站、义乌局（电力大厦）为主要节点，考虑到整个公司及目前网络的实际情况，分别在目前已有的五个环网基础上，经过改造，构建义乌电力通信主干环网。

网络的建设还应考虑当前的光缆资源。目前义乌电力的光缆资源较紧缺，因此部分线路需重新敷设或更换光缆，新建的光缆可考虑选择电力特种光缆OPGW或ADSS，与110KV或35KV线路同杆架设。

进入市区内，由于已有相当规模的地下电力沟道，因此应尽量利用这些沟道敷设光缆，以节省额外建设沟道的投资费用。电网发展后，会新建大量地下电力沟道，通信线路也会随之发展，则在工程设计时可以重新进行扩展利用，减少工程投资。对于市区以外的区域，在没有电力输电线和地下电力沟道的区间，也可以采用地埋光缆或架空光缆的方式组网。

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5.2.6 网络拓扑结构

电力专用通信SDH光纤网络拓扑结构的选择应充分考虑电力专网网路现状、网络覆盖范围、网络保护及通道调度方式、节点间的传输容量、与现有SDH网的衔接等因素。考虑到系统可靠性要求，一般主要干线宜选用环形或网孔形网络结构并辅以其它类型结构。

综合考虑可靠性、复杂度、建设成本等因素，对于义乌电力公司，宜采用环形网络。 自愈环结构建议义乌网采用二纤单向通道倒换环。

5.2.7 通信网 5.2.7.1

主干网

“十一五”期间，主干传输网以义乌电力调度中心（电力大厦）为中心站，通过分布在义乌地区的变电站、用电所和三产单位以及相应的输电线路最终构成三个环形传输网络（详见附图11）。由于传输网络的建立依赖于输电线路，为了能科学的合理的进行传输网的建设，本传输环网应采取网络逐步延伸形成的方法。

五年之内，若地调的部分220KV下放本地管理，则对网络稍作修改即可。到2010年，构成最终的传输主干网。新建的传输网宜采用SDH光纤通信方式。2010年传输网络规划拓扑图见附图11。 5.2.7.2

次级通信网

次级通信网由若干子环+星形结构组成，基本上以供电所、农电所和电厂组成。 随着电网的发展，次级通信线路上接续的站点逐渐增多，部分地区变电站密度较大，如果站点都接入主环，则环上节点的数目将要大于有关标准中所规定的节点数。为保证通信网的可靠性，可以将一些线路形成子环。

北部子环

在北部地区，以目前的2.5GRPR环和622MSDH环为基础组成北部子环（北环）覆盖站点：设备厂、苏溪所、廿三里所、大陈所、青口所、后宅所、老大楼、电力大厦。其中622MSDH环与主干网分别在后宅变和电力大厦联结，2.5GRPR环与主干网分别在荷叶塘变和电力大厦联结（参见附图11）。

南部子环

在南部地区，以主环上的电力大厦和北苑基地为枢纽，以目前的2.5GSDH环为基础组成南部子环（南环）覆盖站点：江东所、赤岸所、佛堂所、义亭所、上溪所、北苑大楼、

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电力大厦（参见附图11）。

5.3 信息化管理规划

5.3.1 义乌信息化管理现状 1、

自动化方面：电网调度自动化系统主站端采用CRAB型

SCADA/EMS/DMS/MIS系统，配置有双服务器、双数采工作站、双调度工作站、双维护工作站和若干个用户工作站。系统接收220kV变电所2座，110kV变电所10座，35kV变电所4座及若干小水（火）电厂的信息，同时还与地调实现了信息相互转发。系统除实现了常规的SCADA功能外, 还配备了电量自动分时计费(即“电力模拟市场”)功能，同时系统考虑了无线负荷控制与SCADA系统的接口。 2、

通讯方面：义乌电网调度和自动化以及各种行政和数据通信业务所使用的通道

主要采用光纤通信，光缆采用6芯，线路总长150多公里，光通信站25个，形成南北两个PDH自愈环和一个SDH622北环。 3、 （1）

信息化技术应用方面：

电力营销客户管理系统，采用全省统一电力营销管理系统，主要是业扩报装、用户档案、电费的计算，各类电量的统计和业扩流程的管理。

（2）

居民用户集抄系统和小水电远程抄表系统，完成了4400营业户的集中抄表改造，同时我局管辖范围内的所有小水电结算电能表通过网络实现远程抄表。

（3） （4）

95598电力服务系统，2002年下半年，建设并顺利开通95598电力服务系统。 内联网站：设有局内新闻、单位信息、部信息、局务公开等栏目及一些管理功能。

（5）

办公自动化系统：应用全省电力系统统一推广的OA系统，已实现收发文的单轨制运行。

（6）

配电地理信息管理系统（GIS）：由市局统一推广，目前正在进行基础数据录入，包括线路图及设备台帐，尚未进入实用化运行。

（7）

其它管理系统，如会计电算化系统、图档管理软件、企业劳动人事管理系统、计划统计、线损理论计算等专业管理软件。

（8）

根据省公司《关于印发<县级供电企业生产信息管理系统技术规范>的通知》（浙电农[2004]921号）和《关于印发<县级供电企业生产管理系统建设汇报会议纪要>的通知》（浙电农〔2004〕1552号）精神，县级供电企业《生产信息管

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理系统》采用GIS/MIS一体化的建设方针，并确立了由市局集中建设、集中管理的方式，工作现尚在进行中。

5.3.2 义乌信息化存在的问题

1、自动化系统存在的问题有：

（1） 目前，市调的设施还比较简单，造成调度效率较低。 （2） 电量采集采用每月人工抄表方式，不能及时反映用电情况。 （3） 高级应用软件如状态估计、潮流计算、负荷预测等的应用缺乏； （4） 随着无人值班变电站的增加及综合自动化技术的不断应用，信息量的增

加，加重了主站系统的负担。同时在人机界面、告警处理及变电运行管理上难以满足调度监控人员需要。 （5） 配电网自动化工作目前还处于空白阶段。

（6） 人员技术思想素质的培训还不能与现有自动化程度相匹配，人员素质亟需

提高。

2、电力通信存在的问题：

（1） 电力通信网的光缆线路由于“两网”改造、城市拓展、工业区的兴建和道

路改造，杆路频繁移位，影响了通信光缆的安全运行。

（2） 通讯网架不够完善、不够合理，环内通信站点太多，影响自愈速度和通讯

速度。

（3） 通信设备落后，网络传输容量小，通信网络资源没有充分利用，综合业务

能力低。

（4） 光缆芯数太少，组网方式不够灵活，受设备较大，远不能满足传输网

和企业信息网的业务要求。

3、信息化技术应用存在的问题：

（1） 重点应用的面还不广、存在空白点，如生产管理系统、配网自动化系统的

应用还未开展。

（2） 部分系统的应用深度不够，还处在比较初级的阶段，如调度自动化系统中

的高级应用不多，配电地理信息系统的应用。

（3） 已建成的系统应用中存在“信息孤岛”现象，信息共享困难，利用率低。 （4） 信息系统的安全管理上还存在缺陷，还有待进一步加强。

88

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5.3.3 2005~2010信息化管理规划目标

义乌供电信息化建设的战略目标是：利用现代信息技术和先进的管理思想，优化管理模式，打造以“四化”（办公自动化、管理一体化、反应快速化、服务网络化）为特征的义乌“数字化供电局”，提高供电效率和质量、提高供电安全性、提高工作效率，向全社会提供优质、高效的信息服务。

电力信息化建设需要遵循的基本原则：

1、“统一规划、统一标准、统一组织、分步实施”。通过统一规划理顺信息化建设中的各种关系，优化资源配置；采用统一、开放的标准，实现信息共享和应用协同；在统一领导、统一组织下，遵循“先基础、后高级、先实用、后完善”的原则，突出重点，分步实施。

2、坚持“观念创新、方法创新、手段创新、创新”，以信息化建设带动供电管理变革，优化管理流程，提高供电管理的效率，推动供电管理的规范化进程，推进决策科学化。

3、正视管理上的“条块分割”现状，采用整合的方法逐步实现信息共享和应用集成。为了实现信息共享和各个应用系统的协同工作，全面推翻已经建设好的信息系统是不现实的，应采用平台策略整合在不同的时间由不同的部门建设的、彼此之间没有或很少连通的系统，实现实时的、安全的、有效的互联，并逐步实现自动流程使互联的各个系统协同工作。

4、突出信息资源建设。电力信息资源建设是信息化建设的核心任务，通过强化网络环境下的应用系统建设，逐步形成以 “四大数据库”为基础的供电综合数据库，促进信息资源的充分共享和深度利用。

5、强化信息网安全体系建设。严格遵循国家有关安全的法律法规和部门规章的要求，强化信息网安全体系建设，建立健全的安全组织、安全技术和安全管理措施。

6、强调信息化建设的服务职能。在信息化重点建设项目的确定、建设内容的选择与取舍等方面要优先考虑为公众服务的项目和功能。 5.3.4 应用系统架构

根据浙江省电力信息化建设统一建设的现状及发展趋势，电力信息化应用系统的集成架构如下图所示。

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义乌局的信息化规划将已做专项规划，具体内容本报告不再详细阐述。

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6 2005~2010年无功电源规划

6.1

无功补偿原则

无功补偿应坚持全面规划、合理布局、分层补偿、就地平衡原则，要防止不同层次之间的无功倒送，防止输电线线路有功和无功的逆向传送。

地区功率因数220kV系统高峰时为094～0.99，低谷时为0.94～0.98；35～110kV地区功率因数不小于0.95；10kV系统不小于0.9。

当城区变电所10kV电缆出线较多，充电功率较大时，应经过计算设置补偿设备，母线电压应满足下列要求：

35kV及以上供电电压的绝对值之和不超过额定电压的10％；

10kV及以下三相供电的允许偏差为额定电压的±7％；220V单相供电允许偏差为额定电压的＋7％、－10％。

集中补偿和分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿和低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主的原则；

对于冲击负荷较大的用户，应论证其对于电网电压稳定的影响，必要时可以采取“静补”的措施。

6.2 无功平衡

按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求， 220kV变电所一般按照主变容量的10%～

15%装设电容器，110kV变电所一般按照主变容量的10%～15%装设电容器。根据负荷预测的推荐中方案可计算出2010年各电压变电所应投入的补偿容量，结果如表 6-1所示。

表 6-1 2010年各电压变电所应投入的补偿容量 规划年份 电压等级 主变容量 现状年补偿容量 (年) (kV) (MVA) (Mvar) 2010 220 110 2550 3123 76.8 80.1 应配补偿容量 上限 (Mvar) 下限 (Mvar) 178.2 232.2 305.7 388.35

义乌2004年220kV现有补偿容量76.8Mvar，110kV现有补偿容量为80.1 Mvar，35kV现有补偿容量16.35 Mvar。根据负荷预测的推荐中方案可计算出，到2010年全市的220kV变电站的电容器总配置为178.2～305.7Mvar；到2010年全市的110kV变电站的电容器总配置为232.2～388.35Mvar。

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6.3 无功补偿设备装设方式

根据上述无功补偿原则，结合义乌电网的现状，提出如下无功补偿设备的装设建议： （1）规划建设的220kV变电站，需采用有载调压变压器。每台150MVA主变补偿电

容器容量30~40 MVAR，每台180MVA主变补偿电容器容量40~50MVAR。

（2）规划建设的110kV变电站，可采用有载调压变压器。每台31.5MVA主变补偿电容器容量6~8 MVAR，每台40MVA主变补偿电容器容量8~10MVAR，每台50MVA主变补偿电容器容量10~12MVAR。

（3）110kV直供的用电大户及110kV以下的用户，应根据标准安装无功补偿设备。 （4）电容器应装设自动投切开关，可根据负荷变化迅速投切，以保证正常的电压水平。 （5）市、县各级供电部门，要加强对无功设备和运行的管理，加强对无功设备的维护。

6.4 对电容器和电抗器的投切要求

根据《浙江省城市电网建设技术原则》，对于电容器或者电抗器的投切要求如下： 集中补偿容量为主变容量的10～15％，为了减少波动，可将电容器分组投切，可保证

变化比较均匀；每组容量按照总容量的1/3和2/3配置，优先采用远方集控自动投切方式；

35kV系统无功补偿适宜在220kV变电站的35kV侧集中分组装设无功设备，采用远方或者当地自动投切方式补偿，110kV变电所35kV侧一般不设无功补充设备；

35kV变电站10kV侧每条母线装设一组电容器，优先采用远方集控自动投切方式。

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7 投资估算及综合效益分析

7.1

电网建设项目的单位工程造价

根据2005～2010年电网远景规划规模状况，输电线路均采用同塔双回架设方式，如110kV同塔双回单位架空线路的造价为150万/每公里，变电所I期工程属于新建项目，变电所II期工程属于扩建或者改造项目，比如500kV变电所的扩建II期工程，如果增加1台1000MVA主变，工程造价为10000万元/座，110变电所I期工程造价为4000万元/座，扩建II期时按1500万元/座，2004～2010年具体输变电工程造价如表 7-1所示。

表 7-1 电网输变电工程造价 项目名称 500kV单位架空线路造价 220kV单位架空线路造价 110kV单位架空线路造价 110kV单位电缆线路造价 500变电所I期 500变电所II期 220变电所I期 220变电所II期 110变电所I期 110变电所II期 造价（万元） 450 210 150 600 50000 10000 8000 2000 4000 1500 说明 同塔双回 同塔双回 同塔双回 双回 本体3亿；线路2亿 扩容1台1000MVA -- 扩容1台 -- 扩容1台50MVA

7.2 2005～2010分年度投资估算

根据建设进度安排，到2010年新建2座500kV变电站，投资约120000万元；新建（扩

建）9座220kV变电站，投资约000万元；新建（扩建）34座110kV变电站，投资约142000万元；输变电工程项目共需投资326000万元。

分年度的投资估算参见表 11-14。

7.3 综合效益分析

城市电网是关系有电能否“送得进、供得出”的关键环节，能否安全可靠的运行直接

影响到千家万户的生活。通过本次规划可以看到，义乌市电网经过规划期的建设改造，将逐渐形成供电可靠、网架合理的电网，将为供电企业甚至整个社会都带来多方面的综合效益。

1、从完善电力网络的角度讲

通过规划、建设和改造，义乌市110kV及以上电网将逐步形成结构清晰合理的骨干网

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架，合理的分布电源点，将有效减小供电半径，整个电网无论从结构上还是供电效率和供电质量方面都会有相当大的完善和提高。

2、从供电企业效益的角度讲

电力企业担负向社会提高质量效率的供电任务，但同时也要参与市场竞争，必须考虑投资的回报和企业的不断壮大与发展。

在经济效益方面，通过对电网的建设和改造，电力企业的经济效益也将得到有效的提高，无论是网损的降低，供电能力的增强，供电可靠性的提高还是供电质量的提高都是直接与经济效益相联系的。网损的降低，实际上降低了购电成本，可以直接带来节电效益；增强了供电能力，大大增加了售电电量，可以直接增加售电收入；提高供电可靠性，就减少了年停电次数和停电时间，延长了年供电时间，同样增加了售电量；提高电能质量，满足了电压合格率的要求，可以说是供电企业产品质量的提高，也必定带来经济效益。

在管理方面，完善了硬件设备，提高了供电质量和供电效益，反过来必然推动供电企业主动的提高自身管理水平和人员素质，以适应扩大企业规模，进一步发展的要求。

3、从整体社会效益的角度讲

供电企业不同于一般的企业，从事着具有社会公益性的事业，承担着向社会供电的责任和义务，不断的完善自身的服务观念和服务水平，是对它的必然要求。同时，供电企业的不断发展于服务质量的提高，也将对社会的发展和人民生活水平的提高起到促进作用。

加大对电网的建设力度，符合国家加大基础设施建设，扩大内需，拉动经济增长的宏观战略，因为，它将带动社会中方方面面的经济增长，如：有效地推动电器制造业、建筑业的发展，提高社会就业率等。供电可靠性的提高，电能质量的改善，都将使企业的产品质量相应提高，从而带来经济效益。

建议社会各企业采用一些节能设备，如节能灯、调频、调速马达、冰蓄能等。 4、电网建设对社会环境影响

变电站和线路的建设必然要占用一定的土地资源，建议加大对规划中的变电所所址和线路走廊土地资源的控制力度；在设备选型和变电站建设方面要满足市政建设对噪音、电磁辐射、水土保持等方面要求。

7.4 节能规划分析

7.4.1 节能增效是解决能源问题的重要措施

随着社会快速的发展，节约能源也要向市场经济转变。

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第一要转变观念，提高对节能工作重要性的认识，切实把节能工作放在能源发展的优先位置。节约能源不是要能源的消费，而是对能源更有效的利用，不能把节能工作作为解决能源短缺的权宜之计，从我国的能源经济效率和能源环境来看，提高能效，节约能源是一个长期的历史任务，是提高我国经济总体竞争力的重要措施，决不能有丝毫的放松和懈怠，必须要从能源的开发、转换和使用等各个环节努力提高效率，真正实现节约能源的目标。

第二要制定，营造有利于节约能源的宏观环境。提高能效，节约能源是保证能源安全、减轻环境污染、实现可持续发展战略的重要措施，具有显著的环境效益和社会效益，必须运用财政，信贷和税收等经济调节手段，通过出台法律、制定标准、发布信息和加强管理等办法，支持、鼓励和引导节能技术进步及节能项目的建设，营造有利于促进能源节约的宏观经济，大力推进全社会的节能工作。

第三要改善管理，建立适应市场经济要求的节能管理。节能工作是一项非常复杂的系统工程，必须通过一定的强制程序和措施，调动各个经济部门和行业的力量，使节能工作变成经济工作的重要组成部分，变成全社会的一种自觉行动。一是必须建立一套符合国情的覆盖各个行业的用能标准体系，并根据各个行业的发展和技术进步及时进行更新。用能标准是推行节能工作的基础，没有科学的能源消耗标准，就难以有效地评价能源消费水平，也就不能有效地推进节能工作。二是要建立合理的用能评价制度，把是否合理利用能源作为项目建设的一个重要条件。要明确所有基本建设的新建、改建和扩建工程项目的可行性研究报告，必须要对项目的能源消费情况及能源利用的先进性和合理性进行评价，不符合能源利用效率的项目不允许建设。三是建立能源管理师制度和能源服务公司制度。能源管理具有极强的专业性，为了有效地推进节能工作，应该建立适合国情的能源管理师制度，所有重点用能单位应当设立能源管理岗位，聘用能源管理师专门负责能源管理。同时也要在能源管理中逐渐引入节能服务公司的做法，制定相应的管理办法和措施，增强节能服务公司专业化的知识和技能，按照市场经济的原则，推进各个行业能源效率的提高。

我国人口众多，人均能源资源量非常有限，能源短缺将是我国长期面临的问题。特别是由于长期来的粗放经营，能源利用率低，能源浪费严重。同时由于能源的大量消耗，已造成了严重的环境污染，随着经济的快速发展，能源需求还将持续增长，能源的问题越来越突出，而不断提高能源利用效率，大力推进能源节约工作，是解决我国能源问题重要措施之一。

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7.4.2 供电企业对节能的需求

在当前经济高速发展，电力等能源资源供应十分紧张的情况下，供电企业应从下面几个方面开展工作：

１、加强对节能工作的领导，不断提高节能意识、资源意识和环境意识。进一步贯彻执行《中华人民共和国节约能源法》，把节能工作列入各级领导的议事日程，加大对节能科研、节能示范工程的支持力度和资金投入，促进全社会节能工作的全面开展。

2、继续加强城乡电网的建设改造，增强无功补偿，更换高损耗输变电设备，进一步降低电网损失率。

3、依靠科技进步，推行技术节能，积极推广节能新技术，新材料，新工艺，支持鼓励节电技术和节能产品的开发、应用，这是取得节能效果的有力措施。如广泛应用电力电子节能技术，采用高效节能灯，推广冰蓄冷空调等的应用，对城市路灯实施电效管理，安装电动机无功就地补偿装置，广泛应用变频调速技术等。争取通过技术创新，实现电力系统全方位的节能。

4、加强和完善企业的节能管理工作，强化企业节能工程师或节能专责人的职责，把节约能源、改善环境列入企业科学管理的内容。

5、加强宣传，努力提高全社会电气化水平，这是社会节能取得重大效果的有效途径。电在终端能源中消费的比例代表着一个国家能源利用的水平，我国的上述比例已由1980年的4. 81%提高到2000年的11.2%，这对能源节约起到了巨大的作用，但和国际先进水平相比还有相当差距，今后还应在的推动下，在企业和全体用户的共同努力下，继续提高我国的电气化水平。国家电力公司将进一步提高需求侧管理的水平，积极引导和支持用户合理用电，节约能源，以进一步降低单位国民生产总值的能耗。

7.4.3 未来20年中国能源技术发展方向

面对世界能源越趋紧张的局面，能源技术必定朝着新的方向发展。下面简要介绍分布式能源和冰蓄冷空调技术。 分布式能源技术

分布式能源技术是未来世界能源技术的重要发展方向，它具有能源利用效率高，环境负面影响小，提高能源供应可靠性和经济效益好的特点。

分布式能源技术是中国可持续发展的必须选择。中国人口众多，自身资源有限，按照目前的能源利用方式，依靠自己的能源是绝对不可能支撑13亿人的\"全面小康\"，使用国际

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能源不仅存在着能源安全的严重制约，而且也使世界的发展面临一系列新的问题和矛盾。中国必须立足于现有能源资源，全力提高资源利用效率，扩大资源的综合利用范围，而分布式能源无疑是解决问题的关键技术。

近年以来，美国和加拿大、英国、澳大利亚、丹麦和瑞典、意大利等国的相继发生的大停电事故，深刻说明传统能源供应形式存在着严重的技术缺陷，随着时代的发展，特别是信息社会的发展，已经不可能继续支撑人类文明的发展进程，必须加快信息时代的新型能源体系的建立，分布式能源是该体系的核心技术。

分布式能源技术的发展，为中国与世界发达国家重新回归同一起跑线创造了一个新机遇，如同手机和家电一样，它有可能使中国依据市场优势迅速占据世界领先地位。

所谓\"分布式能源\"是指分布在用户端的能源综合利用系统。一次能源以气体燃料为主，可再生能源为辅，利用一切可以利用的资源；二次能源以分布在用户端的热电冷（植）联产为主，其他能源供应系统为辅，实现以直接满足用户多种需求的能源梯级利用，并通过能源供应系统提供支持和补充；在环境保护上，将部分污染分散化、资源化，争取实现适度排放的目标；在管理体系上，依托智能信息化技术实现现场无人职守，通过社会化服务体系提供设计、安装、运行、维修一体化保障；各系统在低压电网和冷、热水管道上进行就近支援，互保能源供应的可靠。分布式能源实现多系统优化，将电力、热力、制冷与蓄能技术结合，实现多系统能源容错，将每一系统的冗余在最低状态，利用效率发坏发挥到最大状态，以达到节约资金的目的。 冰蓄冷空调技术

随着人们生活质量的不断提高，空调系统的拥有量愈来愈大，空调能耗快速增加。 空调的使用大多集中在8时到21时这一用电高峰时段，其它时段负荷较小，因而对电网系统形成很大的冲击。

冰蓄冷空调就是利用用电低谷时段制冷机组，将冷量蓄存起来。第二天用电高峰时段，化冰取冷，以供空调系统之需要。使用冰蓄冷空调具有很多优越性：

1.降低空调系统的运行费用

2.制冷机组的容量小于常规空调系统，空调系统相应的冷却塔、水泵、输变电系统容量减少。

3.在某些常规空调系统配上冰蓄冷设备可以提高 30%-50%的供冷能力。 4.可以作为稳定的冷源供应，提高空调系统的运行可靠性。

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5.制冷设备大多处于满负荷的运行状况，减少开停机次数，延长设备寿命。 6.对电网进行削峰填谷，提高了电网运行稳定性、经济性，降低发电能耗。 7.降低发电厂对环境的污染。

冰蓄冷有许多适用场合：

1.商场、宾馆、饭店、办公楼等冷负荷高峰和用电高峰基本相同，持续时间长的场合。 2.体育馆、展览馆、影剧院等冷负荷大，持续时间短的场所。

3.制药、食品加工、啤酒工业、奶制品工业等用冷量大，绝大多数空调负荷集中在白天的制造业。

4.现有空调系统能力已不能满足负荷需要，需要扩大供冷量的场所，这时可以不增加主机，改造成冰蓄冷系统最有利。

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8 2011~2020年电网规划设展望

8.1

义乌市2011~2020年电网建设规模展望

8.1.1 500kV变电站

500kV变电站的建设和选址，需综合考虑金华地区乃至浙江省的整体发展情况。在此，仅站在义乌市及周边地区负荷发展需要的角度出发，提出对500kV电网的需求。最终的规模和站址应由金华局综合考虑后向省局提出建议。

经过初步估算，到2020年左右，义东片的总体负荷约为7500~9000MW左右。原向该片区供电的500kV诸暨变因其自身负荷的发展，可能将不再向该片区供电，如果2011～2020年期间义东片仍无新建大型电厂，500kV电网容载比按照1.5考虑，义东片在2020年左右需要500kV主变容量11250~13500MVA。按照500kV主变单台容量为1000MVA，计算出共需要12～14台500kV主变台数。根据负荷发展需要，初步提出到2020年500kV变电站的建设方案为：

对原500kV丹溪变进行扩容，最终规模4*1000MVA。

在义乌市大陈镇东塘、樟林附近新建500kV商城变，最终规模4*1000MVA。 在永康界内新建500kV永康变，规模2*1000MVA，最终规模4*1000MVA。 在浦江、义乌和金华交界处新建500kV香山变，规模2*1000MVA，最终规模4*1000MVA，兼供浦江和金华。

这样，到2020年左右在义东片区共有四座500kV变电站，与原金华城区500kV双龙变、在兰溪附近的500kV兰溪变（约2008年左右建成）构成500kV的环网，为金华地区提供了坚强的网架，为今后经济持续发展创造必要的条件。

预计500kV变电站的总投资为220000万元（含配套设施）。 8.1.2 220kV变电站规模

根据负荷预测，到2020年义乌市的高、中、低方案预测最大负荷分别为3851.24 MW、3531.72 MW和3171.87MW。按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求，计算出所需的相应主变容量如表 8-1所示。在中方案的基础上，需220kV新增主变台数为14～21台。按照220kV变电站最终规模3×180MVA考虑时，到2020年共需要220kV变电站座数为11～13座。

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表 8-1 2011~2020年所需220kV主变容量 负荷值 方案 高方案 中方案 低方案 MW 3851.241 3531.718 3171.874 基准年容量 (MVA) 2550 2550 2550 所需容量(MVA) 上限 7702.48 7063.44 6343.75 下限 6161.99 5650.75 5075.00 共需主变台数(台) 上限 42.79 39.24 35.24 下限 34.23 31.39 28.19 共需变电站数(座) 上限 14.26 13.08 11.75 下限 11.41 10.46 9.40

对到2020年的远景规划，考虑到此时负荷的发展情况已逐渐趋于饱和，增长速度较慢，考虑对220kV电压等级的容载比下限时，可适当放低；而且考虑到随着科学技术的进步，220kV的单台主变容量可能会更大，因此考虑远景规划的220kV变电站座数时，建议建设的变电站座数适当比用电力平衡分析计算出的变电站座数少一、两座。2011~2020年220kV变电站建设状况如 表 8-2 所示。其中，因宾王变大致处于义乌市区的中心，主要负责向中心城区供电，随着负荷的增长，中心城区的负荷增大，原单台主变容量为150MVA可以考虑更换为240MVA的主变容量，以满足供电需要。从 表 8-2 可以看出，2011～2020年220kV及以上变电站建设总容量预计为5670MVA，新增建设主变总台数为17台。投资约42000万元。

表 8-2 2011~2020年220kV变电站建设状况表 新增电压等变电站名 2010容量构成 主变新增容量(MVA) 2020容量构成 建设性质 投资(万元) 2020年总容量 级(kV) 台数 宾王变 大元变 东河变 佛堂变 官塘变 江湾变 苏溪变 西陶变 义东变 上周变 合计

150*3 150*2 180*2 180*1 180*1 180*1 180*2 180*1 180*2 － 1 2 2 2 1 2 2 3 16 270 270 180 360 360 360 180 360 360 540 3240 240*3 240*3 180*3 180*3 180*3 180*3 180*3 180*3 180*4 180*3 220 220 220 220 220 220 220 220 220 － 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 新建 － 6000 6000 2000 4000 4000 4000 2000 4000 4000 10000 46000 720 720 540 540 540 540 540 540 720 540 5940 到2020年末，经过上述建设义乌市将有10座220kV变电站，变电容量合计为5940MVA。从表 4-5可知，预测最大负荷（高、中、低方案）约为3851.28MW、3531.7MW、3171.9MW，220kV变电容载比分别为1.54、1.68和1.87（见表 8-3所示），负荷预测的中、低方案可以满足义乌电网对220kV变电容载比的要求，高方案的容载比低于省《浙江省城

100

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市电网规划技术原则》要求的下限值1.6~2.0。

表 8-3 2011~2020年220kV电网容载比状况表 电压等(kV) 容载比 方案 负荷值(MW) 容量((MVA)) 3851.24 5940 1.54 高方案 220kV 3531.72 5940 1.68 中方案 3171.87 5940 1.87 低方案

8.1.3 110kV变电站规模

根据负荷预测，到2020年义乌市的高、中、低方案预测最大负荷分别为3851.24 MW、3531.72 MW和3171.87MW。考虑到2020年义乌市负荷发展起来后，必定会有相应数量的大用户，为充分利用220kV变电站的35kV侧间隔，条件许可的部分用户将考虑由220kV变电站出35kV线路供电，因此，在考虑110kV变电站的匹配容量时，需在此总负荷的基础上减去这部分负荷。

但因远景负荷情况不明确，在2020年时，根据义乌市政的规划，考虑在工业较集中或大负荷较集中的分区，有部分负荷由220kV变直供。暂按有4座220kV变电站的20%的主变容量考虑，则计算出参与110kV电压等级平衡的高、中、低方案的负荷分别为3419.24MW、3099.72 MW、2739.87 MW。按照《浙江省城市电网规划技术原则》要求容载比的上、下限需要，计算出所需的相应主变容量如表 8-4所示。按照单台标准主变为50MVA可计算出相应各预测方案所需新增的主变台数。其中，对应负荷预测的中方案，建议新增容量2376.49MVA～3616.38 MVA，新增主变台数50～68台。对应负荷预测的低方案，建议新增主变台数37～53台。

表 8-4 2011~2020年所需110kV主变容量及座数 方案 负荷值 MW 高方案 3419.24 中方案 3099.72 低方案 2739.87 基准年容量 (MVA) 3103 3103 3103 所需容量(MVA) 上限 下限 需新增容量(MVA) 上限 下限 需新增主变台需新增变电站数(台) 数(座) 上限 下限 上限 下限 7180.40 6154.63 4077.40 3051.63 81.5 61.0 40.8 30.5 6509.41 5579.50 3406.41 2476.50 68.1 49.5 34.1 24.8 5753.73 4931.77 2650.73 1828.77 53.0 36.6 26.5 18.3 基于同样的考虑，建议2011~2020年110kV变电站建设座数低于电力平衡的分析结果，建议的对应变电站状况规模如表 11-16所示，新建110kV变电站21座，新建主变台数为60台，新增110kV主变总容量为3000MVA，预计总投资为141500万元。根据此建设规模，到2020年时，义乌110kV电压等级的高、中、低方案的容载比分别为1.81、2.00、2.26（如表 8-5所示），满足《浙江省城市电网规划技术原则》要求。

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表 8-5 2011~2020年110kV电网容载比状况表 电压等级(kV) 110kV 方案 高方案 中方案 低方案 负荷值(MW) 3419.24 3099.72 2739.87 容量((MVA)) 6203 6203 6203 容载比 1.81 2.00 2.26 结合变电站建设状况，2011~2020年高压输电线路建设状况如表 11-15所示，2011~2020年高压输电线包括500kV、220kV、110kV等电压等级，500 kV架空线路的主要导线型号采用4×LGJ-400导线，220kV架空线路采用2×LGJ-300导线，110kV架空线采用LGJ-300型导线。输电线路工程实施的长度在328.68km左右，根据负荷的实际增长，线路的具体施工状况应根据实际情况加以调整。

8.2 义乌市2011~2020年主网架展望

2020年义乌市电力系统地理结线图见附图9。

8.3 义乌市2011~2020的投资估算

根据工程综合造价计算出2011～2022年电网建设项目及投资估算结果，2011～2020

年期间，500kV变电项目投资20000万元，220kV变电项目投资42000万元，110kV变电项目投资141500万元，输变电工程总投资为203500万元。

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9 电力通道规划

整个义乌市电网远景规划3座500kV变电所，10座220kV变电所，62座110kV变电所。结合义乌市一体两翼总体规划，变电所所址应进行预留，城市总体规划局部修改引起的变电所所址或电力通道调整，也应一并纳入调整规划。变电所与变电所之间的架空线路或电缆线路通道应结合总体规划相应进行预留，以利于电网发展规划确定后，对今后工程逐步实施留有足够的发展空间。

9.1 变电站

变电站电压等级分为500kV、220kV、110kV三级。

变电站规划选址应符合城市规划要求，并符合相关设计规程，其设施用地应纳入各阶

段城市规划，统筹安排。

500kV变电站宜布置在城区边缘，有充足的走廊用地，220kV变电站宜靠近负荷中心，宜临近大型高压走廊和主要电缆通道。110kV变电站应深入负荷中心，便于10kV出线。

市区内变电站对周围环境的噪音影响，应符合国标GB3096—90的规定。

变电站对电视差转台、转播台、无线电干扰防护间距应符合国标GBJ143—90的规定。 变电站应尽量远离加油站、燃气厂站、危险品仓库等易燃易爆建筑物、构筑物。与其它建筑物/构筑物的最少间距应符合标准SDJ2—88的相关规定。

变电站主变及用地按终期规模规划，应采用先进技术设备，尽量节约建设用地，其建筑应与周围环境协调。

变电站主变及用地规模宜符合表 9-1的规定。

表 9-1 变电站主变及用地规模表 变电站电压等级 110kV 220kV 500kV 标准主变装机 (兆伏安) 2x40，2x50，3x50 3x180，4x180 3x1000，4x1000 户外式占地面积(m²) / 25000~35000 100000~125000 户内占地面积(m²) 4000~6000 5000~8000 注：220kV变电站含220kV出线通道约占地30000~70000 m²。

9.2 高压走廊

1、电力线路分类

按电压等级分类，可分为500kV、220kV、110（35）kV、10kV五类。 按敷设方式分类，可分为架空敷设和地下敷设两类。

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2、高压走廊布置规划准则

城市规划中所涉及的高压走廊为110kV及以上电力线路走廊。按照城市总体规划，统筹安排市政高压走廊及电缆通道的定线和用地。确定的高压走廊范围内不得有任何建筑物，电缆通道经过位置地下不得有任何管网等市政设施。

500kV线路必须预留架空走廊。110kV、220kV线路在用地条件允许及不影响城市景观前提下时应预留架空走廊。110kV、220kV架空线在道路绿化带上建设时，绿化带宽度分别不小于6m和10m。

城市中心地区110kV线路应采用电缆暗敷。

架空线路应根据城市地形、地貌特点和城市道路规划要求，沿山体、河渠、绿化带、道路架设，路径选择宜短捷、顺直，减少同水渠、道路、铁路的交叉。对110kV及以上的电力线路应规划专用高压走廊，并应加以控制和保护。架空线路尽可能沿高压走廊集中架设。

架空线路不宜沿山脊线架设。 架空线路应避开易燃易爆危险区。

新建架空线路走廊位置不应选择在极具发展潜力的地区，应尽可能避开现状发展区、公共休憩用地、环境易受破坏地区或严重影响景观的地区。

城市架空线路走廊控制指标宜符合表15.3.2.9的规定。

城市架空线路走廊控制指标表15.3.2.9 电压等级 500kV 220kV 110kV 单回（m） 70 40 30 双回（m） 70 40 30 导线边防护距离（m） 25 15 10 3、技术要求

a) 不同电压等级的架空线路与各波段电视差转台、转播台的防护间距应符合国标

GBJ143—90的相关规定。

b) 不同电压等级的架空线路与机场导航台、定向台的防护间距应符合国标

GB63—86的相关规定。

c) 架空线路与建筑物最小垂直净距和水平净距的要求应符合（DL/T5092—1999）

的相关规定。

d) 送电线路与甲类火灾危险性的生产厂房、甲类物品库房、易燃易爆材料堆场以

及可燃或易燃、易爆液（气）体储罐防火间距不应小于杆塔高度的1.5倍。

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e) 新建架空线在平原、丘陵地区对地净空不宜小于15米。跨越主要道路桥梁及

在道路绿化带时，对地净空不宜小于20米。

4、电缆通道

一般电力电缆通道沿道路两侧人行道或中间绿化带布置。 在负荷密度高、电缆集中的城市中心地段，可采用电缆隧道。

城市主、次干道及集中出线处应设置电缆管道，电缆管道应采用隐蔽式。 220kV、110kV电缆通道断面推荐指标宜符合表 9-2的规定。

表 9-2 220kV、110kV电缆通道推荐指标（单位：m） 架设方式 220kV 110kV 单回 管道 2.5 2.0 双回 管道 3.5 3 单沟 复合沟 / 1.9 双沟 复合沟 / 3.8 110kV电力电缆沟采用0.8米x 1.0米：双回110kV采用2 x (1.4米x 1.4米)。

9.3 电力通道简述

电力通道分为两类：专用电力通道、与路网结合的路网电力通道。按照义乌的道路情

况，一般分为三类架设形式，1型路网电力通道图见附图12，2型路网电力通道图见附图13，3型路网电力通道图见附图14，在规划建设中将结合路网和网架规划的情况选用。

远景年电力通道走向详见附图9所示。下面简要介绍500kV变电所和220kV变电所之间的主干电力通道。

500kV丹溪变和220kV大元变、义东变、苏溪变、500kV商城变之间的东侧电力通道简述如下：

500kV丹溪变和220kV大元变之间通道为190m，见附图19所示。

大元变沿大湖头、船埠头村之间，沿环城东路东侧直至环城北路的电力通道为220m。 环城北路与环城东路交叉口东侧开始沿环城东路东侧，穿过苏溪工业园区直至位于杜门村西侧的500kV商城变之间的通道为300m，见附图23所示。

500kV丹溪变和220kV佛堂变、江湾变、官塘变、东河变和500kV商城变之间的西侧电力通道（见附图20所示）简述如下：

500kV丹溪变往正北方向，经过赤岸规划中的高级住宅区需预留460m，从赤岸镇青口村南侧开始往上佛公路西南方向侧至上佛公路和五洲大道交叉口西侧段的电力通道需预留210m。

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从上佛公路和五洲大道交叉口西侧开始至上佛公路与甬金高速路交叉口段的电力通道需预留40m。

从上佛公路与甬金高速路交叉口段开始沿上佛公路两侧直至上佛公路与四海路交叉口段的电力通道为上佛公路中心线至两侧共55m范围。

从上佛公路与四海大道交叉口开始至四海大道与经济开发区四期内的中环路交叉口为止，四海大道道路两侧绿化带为220kV线路走廊，绿化带下面不能设地下管网。四海大道80m道路外南侧还需预留90m。

从上佛公路与五洲大道交叉口至五洲大道与中环路交叉口为止，五洲大道道路80m两侧绿化带为220kV线路通道，中环路以南的五洲大道南北两侧需架设110kV线路预留65m，中环路以北的五州大道南北两侧110kV线路采用电预留电缆通道。

中环路（五洲大道—杭金衢高速）两侧绿化带上需架设220kV线路，绿化带下不能设地下管网，见附图16所示。

杭金衢高速西北侧直至大陈收费站与浦江交界处需预留80m的通道。 大陈与浦江交界处至500kV商城变需预留200m。

环城南路（龙回立交桥——五洲大道）两侧从道路中心线开始两侧55m范围为通道。 义金公路南侧（220kV宾王变——中环路段）需预留180m通道。 环城北路北侧（220kV西陶变—环城东路）段需预留180m通道。 110kV线的主干通道或电缆通道（详见附图8所示）。

220kV佛堂变至110kV双林变，从义西南工业园区道路绿化带中间走架空线路。 220kV江湾变至110kV杨宅变和南江变的架空线路沿五洲大道南侧架设，从80m宽道路边线开始，需预留65m宽通道。

220kV江湾变至110kV徐村变的线路从变电站所沿五洲大道南侧至中环路段采用电缆；从五洲大道大道和中环路交叉口开始至110kV徐村变段利用中环路北侧的道路绿化带。（考虑避开双江湖规划区）220kV江湾变至110kV鲍西塘变的架空线沿甬金高速公路北侧架设，位置为高速公路中心线85m范围。

220kV江湾变至110kV全村变需沿化妆品工业园区道路中间绿化带架设线路。 220kV江湾变至110kV崇山变和新屋变需沿五洲大道北侧电缆敷设。

220kV官塘变至110kV义亭变、毛塘楼变、上溪变、姑塘变、深塘变、桥头变、夏演变的110kV线路需沿四海大道南侧绿化带架设线路，四海大道南侧规划为生态绿地，需预

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留90m电力通道。

220kV东河变至110kV象山变、蒋母塘变、江村变、万村变的架空线路因考虑中环路两面侧绿化带上已有两条220kV线路，建议中环路东侧50m店面房后面留足100 m电力廊道，具体详见附图8（涉及经济开发区四期和城西工业区地段）。

经济开发区和城西工业区应预留从中环路边线计算往东侧50m开始至150m范围的电力廊道位置。

环城南路（西城路——五洲大道）段两侧从道路中心线计算55m范围为电力廊道。 220kV大元变沿青口至东阳公路西南侧为110kV电缆通道。

南山路（青口园盘——宾王东路）南侧应预留至110kV端头变的电力电缆通道。 北城路（雪峰路——工人西路）段西侧为110kV义乌变进线电缆通道。

国际商贸城32.4平方公路内均规划为电缆，商城大道中间绿化带和商城大道北侧（环城东路——福田路）应预留电缆通道。

涌金大道（环城东路——福田路）中间绿化带应预留宽6m及以上电缆通道。 茂盛大街（环城北路——涌金大道）中间绿化带应预留宽6m及以上电缆通道。 义东工业园区内的诚信大道（环城东路至义东园区外围）中间应预留6m宽绿化带，以便架设线路。

涌金大道（环城东路——梅林大道）道路中间应预留宽6m及以上绿化带。 环城北路（西城路——220kV西陶变）北侧应预留120m通道。 西城路（环城北路——商城大道）西北侧应预留120m通道。 环城北路（西城路——寺前变）段的北侧应预留90m通道。 环城北路（110kV寺前变——商城大道）段的北侧应预留60m通道。 商城大道（环城北路——俊塘变）段中间绿化带预留宽6m及以上通道。 雪峰路（西城路—北城路）段的北侧应预留60m通道。

阳光大道（环城北路——广德路）段中间绿化带预留宽6m及以上通道。

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10 主要结论及建议

10.1 主要结论

10.1.1 截止2004年末期间

面对过快的用电增长，电网建设明显是滞后的，所以这些年，义乌电网确实没有宽松过，义乌自身电网一直无法坦然承受相应的负荷，加之外部电网结构的缺陷，地方用电始终受到内外电网太多的制约。

220kV变电站容量不足。截至2003年底义乌仅有两座220kV变电站，在大量拉闸限电的情况下，容载比仅为1.43，低于《浙江省城市电网规划技术原则》要求的下限，远不能满足义乌经济快速发展的需要，急需新建220kV变电站。

220kV网架结构薄弱。义乌市基本没有形成自己的220kV网架，仅由外围五条线路分别为现有的两座220kV变电站供电，网架结构非常薄弱，应随着新建220kV变电站逐渐加强220kV网架。

220kV变电站负荷分布不均。2004年220kV宾王变的最大负荷已经达到279MW，大元变的最大负荷已经达到200MW，宾王变已接近满载，没有备用容量，短时间内应先解决宾王变的故障备用问题，近期加快220kV西陶变的建设，根据义乌电力快速发展的需要，建议西陶变两台主变同时投运。

110kV变电站过载现象严重。2004年佛堂变、苏陈变、义乌变、白岸变、赤岸变都曾经超载，李宅变、上溪变也将近满载。在2004年最大负荷为418.83MVA，110kV电压等级电网的容载比为2.1，但这是在严重拉闸限电的情况下。如果最大负荷为按照实际的约518MVA，110kV电压等级电网的容载比为1.7，110kV变电容量依然不足，2005年用电依然紧张，需要增加新的站点或对原有变电站进行扩容。

义东北片区电网110kV电网负荷分散，网架结构薄弱，大部分110kV线路为单回路放射形供电线路，短期内难以满足N-1的可靠性要求；由于农网负荷过于分散，110kV网络短期内难以大规模延伸，导致35kV或10kV线路的供电半径过大，线损率较高，末端电压的质量难以保证。而且该区的110kV变电站苏陈变负荷已经比较重，这可能会随着附近一些变电站的新增或者扩容得到缓解。

义西南片区电网110kV电网网架也比较单薄，只与220kV宾王变形成了一个单环网网架，短期内很难满足N-1的可靠性要求。随着110kV义亭变的投运，完善了该地区的供电结构，并使该地区的配网等到了加强，但该地区的需加强10kV的联络功能。

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中压网络因变电所站点少，导致部分线路长度偏长，分支较多，网架结构薄弱，负荷转供能力较差；义乌局在条件许可的情况下，合理调整线路的负荷，尽量使线路上的负荷均匀分布，以便进一步提高供电质量和供电可靠性。

义乌主城区配网结构以放射形为主，城区中压电网现有的分段和分支开关数量相对线路长度而言，平均每百公里的分段和分支开关数小于每百公里至少10个开关的均值，现有的联络开关数远少于线路数一半。因此，义乌主城区现有网架还需要改造，逐步加强网架结构，提高线路之间、变电所之间的相互支援、互供能力，并为配电自动化作准备。

义乌义东北和义西南配网薄弱。由于该区村庄分布凌乱，居民居住不集中，导致10kV配电线路比较长，线损比较大。

简而言之，义乌电网主要的问题是负荷发展过快，电网建设明显滞后于社会经济的发展，加快电网建设是刻不容缓的事。 10.1.2 2005～2010规划期间预计

根据负荷预测，到2010年义乌市的高、中、低方案预测最大负荷分别为1601.5MW、1523.5MW、1448.69MW。

对应负荷预测的中方案，建议220kV主变新增容量1837.60MVA～2294.65MVA，新增主变台数11～13台，新建220kV变电站5~7座。

对应负荷预测的中方案，建议新增110kV主变容量1999.30MVA～2456.35MVA，新增主变台数40～50台，新建20～25座110kV变电站。对应负荷预测的高、中、低方案，建议新增主变台数37～45台，新建18～23座110kV变电站。

根据建设进度安排，到2010年新建2座500kV变电站，投资约120000万元；新建（扩建）9座220kV变电站，投资约000万元；新建（扩建）34座110kV变电站，投资约142000万元；输变电工程项目共需投资326000万元。 10.1.3 2011~2020规划期间预计

根据负荷预测，到2020年义乌市的高、中、低方案预测最大负荷分别为3851.24 MW、3531.72MW和3171.87 MW。

2011～2020年期间，义乌变扩容两台、新建500kV商城变（4*1000MVA）和500kV香山变(4*1000MVA)。220kV及以上变电站建设总容量预计为6520MVA，建设主变总台数为17。

2011~2020年新建110kV变电站20座，新建主变台数为60台，新增110kV主变总容

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量为3000MVA。

预计500kV变电站的总投资为220000万元（含500kV永康变）。220kV变电项目投资42000万元，110kV变电项目投资141500万元，输变电工程总投资为203500万元。

10.2 存在问题

（1）目前，随着所有制多元化进程的加快，经济发展的不确定因素增加，电力需求的增长会更多地受到外部因素的影响，从而加大了电力需求预测工作的难度。所以建议对负荷进行滚动预测，并以此为依据对变电站建设进度进行修正，滚动规划。

（2）如此快速的发展速度，对电网的建设提出了很高的要求，对义乌市供电局来说，生产和建设的任务相当艰巨和繁重。如何保证建设进度，争取到相应的建设资金，及时与部门进行沟通简化手续，将是当前值得重视和需进一步研究的问题。

10.3 建议

电网建设属于城市基础公共设施，是保证地区建设和国民经济持续发展的重要产业。为此，建议在电网开发建设项目当中，应减免有关费用。例如：道路开挖赔偿费、城市基础设施配套费等。

同时，建议加大对规划中的变电所所址和线路走廊土地资源的控制力度，充分发挥在电网建设当中应有的协调作用。对城市中心区、繁华地带，需架空线改为电缆敷设，会加大电网建设资金的投入力度，对这部分差价建议由解决。特别是电缆管道预埋资金的投入，应列入市政配套工程项目中。

随着城市经济的发展，城区负荷集中分布。为保证城区用电需要，110kV变电所必然要深入到城市的中心区域。因此，在义乌的城市规划建设中，应在城市外环预留好220kV变电所的进线廊道。结合电网中长期发展规划，根据市政要求，对于主城区部分，建议采用110kV电缆进线，以适应义乌国际商贸城发展对环境所提出的要求。

建议在地方和电力部门之间建立起畅通的信息交流渠道，共享信息资源，以便更准确及时地预测电力市场变化，从而保证国民经济发展对电力的需求。 10.3.1 220、110千伏输电电工程核准流程

根据关于投资改革的决定和国家颁发的《企业投资项目核准制暂行办法》，浙江省出台了《浙江省220、110千伏输电电工程核准流程（初稿）》，主要有以下几个环节：

环节1：省电力公司根据电网规划和用电需求，向省提出需开展前期工作的项

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目建议

环节2、省经核审后批准同意开展前期工作

环节3、省电力公司组织开展工程选所工作，取得当地规划/土地相关部门对所址/路径的原则意见，委托编制所址/路径报告和可研技术报告

环节4、省电力公司受托组织所址/路径审查并批复意见 环节5、省电力公司组织可研技术评审，印发评审意见，上报国网公司

5.1 省电力公司上报土地预审申请，国土资源行政主管部门出具土地预审意见 5.2 省电力公司委托编制环境影响报告书/环境影响报告表，环境保护行政主管部门

出具环评批复意见

环节6、省电力公司编制核准申请报告并上报 环节7、投资主管部门核准

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11 附表附图

11.1 附图清单

图1 2004年义乌市电网图（现状） 图2 2005年义乌市电力规划图 图3 2006年义乌市电力规划图 图4 2007年义乌市电力规划图 图5 2008年义乌市电力规划图 图6 2009年义乌市电力规划图 图7 2010年义乌市电力规划图 图8 义乌市远景电力规划图

图9 2010年义乌市电力系统潮流分布图 图10 2004年义乌市电网光纤网络图 图11 2010年义乌市电网传输网络规划拓扑图 图12 义乌市1型路网电力通道图 图13 义乌市2型路网电力通道图 图14 义乌市3型路网电力通道图 图15 A1-四海大道电力通道横断面图 图16 A2-中环路电力通道横断面 图17 A3-五洲大道电力通道横断面 图18 B1-宾王变西侧180m专用电力通道 图19 B2-丹溪变到大元变190m专用电力通道 图20 B3-丹溪变至佛堂变180m专用电力通道 图21 B4-大元变到廿三里方向240m专用电力通道 图22 B5-环城东路东侧义东变到白岸变220m专用电力通道

图23 B6-环城东路东侧500kV商城变到220kV义东变300m专用电力通道 图24 B7-500kV商城变至220kV上周变270m专用电力通道 图25 B8-西陶变电力通道

图26 义乌市远景电力规划通道说明图

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11.2 附录：2004年各分区负荷调查

1、义东北分区

根据分区范围，该分区有2个110kV变电所（苏陈变和李宅变）。110kV苏陈变带有2个35kV变电所，分别为35kV白岸变和荷叶塘变，上述2个35kV变电所供电范围大部分不在义东北分区。计算义东北分区最高负荷时应减去35kV白岸变和荷叶塘变的大部分负荷。具体供电和负荷情况如表 11-1所示。

表 11-1 义东北分区2004年供电和负荷情况 变电所名称 110kV苏陈变 110kV李宅变 2004年最高负荷（MW） 58.95 66.76 10kV线路名称 青口线 下骆宅线 35kV白岸变 -18.27 新光线 平畴线 南山（大桥） 尚经线 前店线 荷叶塘线 35kV荷叶塘变 -10.24 路东线 宗泽线 龙岗线 合计 97.20 负荷(MW) 1873.3 减去35kV白岸变在义东北分区外的线1576.31 路负荷 36.5 4467.49 3609 21.75 4088.43 减去35kV荷叶塘变1726.08 在义东北分区外的线路负荷 1016 1208 3083 备注 2、义西南分区

根据分区范围，该分区有2个110kV变电所（佛堂变和上溪变），110kV佛堂变和上溪变供电范围有部分不再义西南分区内，计算义西南分区最高负荷时应减去该块负荷。具体供电和负荷情况如表 11-2所示。

表 11-2 义西南分区2004年供电和负荷情况 变电所名称 110kV佛堂变 110kV上溪变 110kV佛堂变 110kV上溪变

2004年最高负荷(MW） 69.79 30.99 -7.84 -8.91 10kV线路名称 负荷(MW) 佛江线 南江线 老站线 吁宅线 113

备注 1761.6 4392.00 1684.8 减去110kV佛堂变在义西南分区外的线路负荷 2766.74 减去110kV上溪变在义西南分区义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

益公山线 夏演线 合计 84.03 3857.82 2287.68 外的线路负荷

3、江东分区

根据分区范围，该分区有1个110kV变电所（江东变），和35kV白岸变、110kV佛堂变、110kV稠城变、110kV义乌变的部分线路供电。计算江东分区最高负荷时应增加供入10kV线路的负荷。具体供电和负荷情况如表 11-3所示。

表 11-3 江东分区2004年供电和负荷情况 变电所名称 110kV江东变 110kV江东变 2004年最高负荷(MW） 20.6 -3.034 10kV线路名称 负荷(MW) 东江线 八石线 青口线 35kV白岸变 11.5816 新光线、 平畴线 南山（大桥） 110kV佛堂变 4.39 南江线 梦娜线 110kV稠城变 13.83 徐村线 下付线 桥东线 110kV义乌变 合计 4.04595 51.42 兴中线 备注 3034.00 减去110kV江东变外供的线路负荷 0.00 1873.3 4467.49 增加35kV白岸变供入江东区块的线路负荷 1576.31 36.5 4392.00 4740 2350 3930 2810 4045.95 增加110kV义乌变供入江东分区的线路负荷 增加110kV稠城变供入江东分区的线路负荷 增加110kV佛堂变供入江东分区的线路负荷

4、北苑后宅分区

根据分区范围：该分区有1个35kV变电所（后宅变），和110kV杨村变、上溪变、义乌变的部分线电供电。计算北苑后宅分区最高负荷时应增加供入10kV线路的负荷。具体供电和负荷情况如表 11-4所示。

表 11-4 北苑后宅分区2004年供电和负荷情况 变电所名称 110kV北苑变 110kV后宅变 110kV杨村变

2004年最高负荷MW） 37.76 23.76 10.50 10kV线路名称 仪表线 114

备注 4612.50 增加110kV杨材变供义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

职校线 黄杨线 新义线 夏演线、 110kV上溪变 8.91 吁宅线 益公山线 曹道线 物资线 110kV义乌变 9.85 物流线 塘李赵 思古塘线 合计 90.78 1012.70 入北苑后宅分区的线路负荷 1599.00 3275.90 2287.68 增加110kV上溪变供2766.74 入北苑后宅分区的线路负荷 3857.82 3034.46 3422.43 增加110kV义乌变供290.98 入北苑后宅分区的线路负荷 1108.48 1995.26 5、经济开发区

根据分区范围，该分区有2个110kV变电所（稠城变、杨村变），其中110kV稠城变的部分线路供江东分区，110kV杨村变的部分线路供北苑后宅分区；110kV佛堂变、义乌变、江东变有部分线路供入该分区。计算经济开发区最高负荷时减去供出线路的负荷、增加供入线路的负荷。具体供电和负荷情况如表 11-5所示。

表 11-5 经济开发区2004年供电和负荷情况 变电所名称 110kV稠城变 110kV杨村变 2004年最高荷（MW） 58.1 41.88 10kV线路名称 梦娜线 110kV稠城变 -6.74 徐村线 下付线 桥东线 仪表线 110kV杨村变 -17.391 职校线 黄杨线 新义线 110kV佛堂变 1.761 佛江线 环城线 通汇线 110kV义乌变 18.33148 城镇线 沪江线 商城线 桥西线

115

4740 2350 3930 2810 4612.5 1012.7 1599 3275.9 1761.60 4558.62 2701.92 2410.94 5085.15 2355.52 1219.33 备注 减去110kV稠城变外供江东分区的线路负荷 减去110kV杨村变外供北苑后宅分区的线路负荷 增加110kV佛堂变供入经济开发区的线路负荷 增加110kV义乌变供入经济开发区的线路负荷 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

110kV江东变 合计 3.034 116.368 东江线 3034.00 增加110kV义乌变供入经济开发区的线路负荷

6、国际商贸城分区

根据分区范围，该分区有1个110kV变电所（义乌变），其中110kV义乌变有部分线路供至北苑后宅分区、江东分区、经济开发区。35kV荷叶塘变和白岸变部分线路供入国际商贸城分区。计算国际商贸城分区最高负荷时应减去供出的负荷和增加供入的负荷。具体供电和负荷情况如表 11-6所示。

表 11-6 国际商贸城分区2004年供电和负荷情况 变电所名称 110kV义乌变 福田变 110kV义乌变 2004年最高荷（MW） 119.78 15.48 4.05 10kV线路名称 兴中线 曹道线 物资线 110kV义乌变 -9.85 物流线 塘李赵 思古塘线 环城线 通汇线 110kV义乌变 -18.33 城镇线 沪江线 商城线 桥西线 前店线 荷叶塘线 35kV荷叶塘变 10.23 路东线 宗泽线 龙岗线 下骆宅线 35kV白岸变 合计

116

4045.95 3034.46 3422.43 290.98 1108.48 1995.26 4558.62 2701.92 2410.94 5085.15 2355.52 1219.33 21.75 4088.43 1726.08 1016.00 1208.00 3083.00 3609.00 备注 减去110kV义乌变外供江东分区的线路负荷 减去110kV义乌变外供北苑后宅分区的线路负荷 减去110kV义乌变外供经济开发区的线路负荷 增加35kV荷叶塘变供入国际商贸城分区的线路负荷 增加35kV白岸变供入国际商贸城分区的线路负荷 6.69 128.04 尚经线 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

11.3 表

表 11-7 35～110kV及以上变电所新建和增容情况

2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2 010年 变电所名称 备注 容量构成 总容量(MVA) 新增 合计 新增 合计 新增 合计 新增 合计 新增 合计 新增 合计 义乌 苏陈 佛堂 杨村 北苑 李宅 稠城 后宅 上溪 江东 福田 青口 义亭 绣湖 双林 张村 杨梅岗 象山 白岸 万界 徐村 国贸 新屋 全村 孙村 派塘 蒋母塘 俊塘 荷叶塘 端头 下骆宅 楼下张 骆店 崇山 夏演 毛塘楼 万村

3*40 2*31.5 2*40 2*40 2*50 2*40 40+50 50 40 40 50 50 40 120 63 80 80 100 80 90 50 40 40 50 50 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 120 0 120 0 120 0 120 0 120 0 120 无变化 0 0 0 0 0 0 0 0 0 63 80 80 80 90 40 0 0 0 0 0 0 63 80 80 80 90 0 0 0 0 0 63 80 80 80 90 0 0 0 0 0 0 0 63 80 80 80 90 80 80 0 0 0 0 0 0 0 63 80 80 80 90 80 80 0 0 0 0 0 0 0 63 无变化 80 无变化 80 无变化 80 无变化 90 无变化 80 扩容 80 扩容 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 无变化 50 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 扩容 40 40 80 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 80 40 40 80 50 40 0 0 0 0 0 0 0 0 50 40 50 50 50 50 50 50 50 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 扩容 50 50 100 0 100 0 100 扩容 40 40 80 0 80 0 80 扩容 100 100 0 100 0 100 0 100 0 100 0 100 新建 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 0 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 50 100 0 100 0 100 新建 50 50 50 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 0 50 50 100 新建 50 50 100 0 100 新建 50 50 100 0 100 新建 50 50 100 0 100 新建 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 0 50 新建 50 50 100 新建 50 50 100 新建 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 新建 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 117

50 50 100 0 100 0 100 新建 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 50 100 0 100 新建 50 50 50 50 50 50 0 0 0 0 50 50 100 新建 50 50 50 50 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

2004年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2 010年 变电所名称 备注 容量构成 总容量(MVA) 新增 合计 新增 合计 新增 合计 新增 合计 新增 合计 新增 合计 光明 前王 尚经 江益 小计 0 0 0 0 883 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 50 新建 50 50 新建 50 50 新建 50 50 新建 500 1383 290 1673 390 2063 340 2403 300 2703 400 3103

表 11-8 2005-2010年义乌规划变电站主变选型 变电站名 主变编号 宾王变 宾王变 宾王变 大元变 大元变 西陶变 西陶变 江湾变 江湾变 义东变 义东变 东河变 官塘变 苏溪变 佛堂变 稠城变 稠城变 李宅变 李宅变 苏陈变 苏陈变 杨宅变 杨宅变 白岸变 白岸变 北苑变 北苑变 光明变 崇山变 端头变 双林变

变压器型号 OSFPS8-150000/220 OSPS9-150000/220 SFS9-150000/220 SFS9-150000/220 SFS9-150000/220 额定容量 构成(MVA) 额定电压 构成(kV) 高中压侧 抽头 ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±2*2.5% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% 有载 投运 调压 年份 否 1997 否 2001 否 2008 否 2003 否 2003 否 2005 否 2005 否 2005 否 2010 否 2006 否 2006 否 2007 否 2008 否 2009 否 2010 是 2003 是 1994 是 2000 是 2003 1# 2# 3# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 1# 1# 1# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 1# 1# 1# 150/150/75 230/121/38.5 150/150/75 230/121/38.5 150/150/75 230/121/38.5 150/150/75 230/121/38.5 150/150/75 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 OSFPS10-Z-180000/220 180/180/90 230/121/38.5 SFSZ9-50000/110 SFSZ8-40000/110 SFSZ8-40000/110 SFSZ8-40000/110 SFSZ7-31500/110 SFSZ7-31500/110 SFSZ8-40000/110 SFSZ8-40000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 50 40 40 40 31.5 31.5 40 40 50 50 50 50 50 50 50 50 118

110/38.5/10.5 110/37/10.5 110/37/10.5 110/37/10.5 110/37/10.5 ±8*1.25%,±2*1.25% 是 1996 110/37/10.5 ±8*1.25%,±2*1.25% 是 1996 110/37/10.5 110/37/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% 是 2005 是 2005 是 2005 是 2009 是 2003 是 2003 是 2010 是 2008 是 2007 是 2005 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

变电站名 主变编号 双林变 福田变 福田变 国贸变 国贸变 荷叶塘 后宅变 后宅变 江东变 江东变 江益变 蒋母塘 俊塘变 俊塘变 楼下张 骆店变 毛塘楼 派塘变 前王变 义乌变 义乌变 义乌变 青口变 青口变 全村变 上溪变 上溪变 尚经变 孙村变 万村变 万界变 下骆宅 夏演变 夏演变 象山变 象山变 新屋变 新屋变 绣湖变 绣湖变

变压器型号 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-40000/110 SZ9-40000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-40000/110 SZ9-40000/110 SZ9-40000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-40000/110 SZ9-40000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 额定容量 构成(MVA) 50 50 50 50 50 50 50 50 40 40 50 50 50 50 50 50 50 50 50 40 40 40 50 50 50 40 40 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 119

额定电压 构成(kV) 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 高中压侧 抽头 ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% 有载 投运 调压 年份 是 2008 是 2004 是 2005 是 2006 是 2008 是 2007 是 2003 是 2005 是 2003 是 2006 是 2010 是 2007 是 2007 是 2009 是 2007 是 2008 是 2009 是 2007 是 2010 是 2005 是 2005 是 2005 是 2004 是 2008 是 2006 是 2002 是 2007 是 2010 是 2006 是 2009 是 2006 是 2007 是 2008 是 2010 是 2005 是 2009 是 2006 是 2010 是 2004 是 2004 2# 1# 2# 1# 2# 1# 1# 2# 1# 2# 1# 1# 1# 2# 1# 1# 1# 1# 1# 1# 2# 3# 1# 2# 1# 1# 2# 1# 1# 1# 1# 1# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

变电站名 主变编号 徐村变 徐村变 杨村变 杨村变 杨梅岗 杨梅岗 义亭变 义亭变 张村变 张村变 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 1# 2# 变压器型号 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-40000/110 SZ9-40000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 SZ9-40000/110 SZ9-40000/110 SZ9-50000/110 SZ9-50000/110 额定容量 构成(MVA) 50 50 40 40 50 50 40 40 50 50 额定电压 构成(kV) 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 高中压侧 抽头 ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% ±8*1.25% 有载 投运 调压 年份 是 2005 是 2010 是 2003 是 2003 是 2005 是 2009 是 2004 是 2008 是 2005 是 2010 表 11-9 各电压等级架空线路导线选型参考 电压等级(kV) 220 110 63 35 *400 300 300 185 导线截面积(按钢芯铝绞线考虑)(mm2) 300 240 240 150 240 185 185 120 150 150 95 必要时可采用2*400或2*300布置。 表 11-10 各电压等级电缆线路导线选型参考 电压等级 220kV 110kV 35kV 10kV 380/220V

845 800 400 400 700 630 300 300 240 电缆芯线截面(铜或铝)(mm2) 240 240 185 185 185 150 150 150 120 表 11-11 2005-2010年义乌规划电网运行线路选型 线路名称 起始变电站 末端变电站 线路类型 线路长度(km) 导线型号 电压等级(kV) 商西线 商苏线 商东线 商河线 义东线 义大线 义元线 义宾线 义江线 义佛线 商城变 商城变 商城变 商城变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 西陶变 苏溪变 东河变 东河变 义东变 大元变 大元变 宾王变 江湾变 佛堂变 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 18.00 14.00 34.50 35.00 28.00 20.00 20.00 26.00 16.00 8.00 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 投运年份 2008年诸西线 (2004年新建)破口 2009 2008年诸东线 (2007年新建)破口 2010 2006 2005 2005 2005 2005 2010 120

义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

线路名称 起始变电站 末端变电站 线路类型 线路长度(km) 导线型号 电压等级(kV) 义官线 西苏线 西义线 东大线 宾东线 宾江线 官东线 官佛线 宾北线 宾城线 宾湖2线 宾秦2线 宾徐线 宾杨线 宾张线 大青线 大端线 大江线 大李线 大秦2线 大益线 义乌变 西陶变 西陶变 义东变 宾王变 宾王变 官塘变 官塘变 宾王变 宾王变 T宾湖 T宾秦 宾王变 宾王变 宾王变 大元变 大元变 大元变 大元变 T大秦 大元变 官塘变 苏溪变 义东变 大元变 东河变 江湾变 东河变 佛堂变 北苑变 稠城变 T宾湖 绣湖变 T宾秦 义乌变 徐村变 杨村变 张村变 青口变 端头变 江东变 李宅变 T大秦 义乌变 江益变 T东孙夏 夏演变 孙村变 蒋母塘 万村变 光明变 双林变 前王变 上溪变 义亭变 夏演变 毛塘楼 新屋变 象山变 杨宅变 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 电缆 架空 电缆 架空 架空 电缆 电缆 电缆 架空 架空 架空 电缆 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 架空 22.00 4.00 6.00 8.00 4.00 10.00 7.00 14.00 4.0506 3.127 2.44195 2 9.4514 2 7.7413 1.2913 1.44 2.5573 5.0802 7.3178 6.4003 12.1049 2 3.0496 0.5 3.5 0.5 0.4542 3.2491 4.5237 3.2709 3.4276 5.0955 4.3796 4.1627 3.9842 5.0418 9.31903 3.3096 121

投运年份 2008 2009 2006年西大线 (2004年新建)破口 2006年西大线 (2004年新建)破口 2007 2005 2008 2010 2003 2003 2004 2004 2003 2003 2005 2003 2005 2004 2007 2003 2003 2003 2003 2010 2007 2007 2007 2007 2009 2010 2010 2010 2008 2008 2008 2009 2006 2005 2005 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 2×LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-300 YJV-800 LGJ-240 YJV-800 LGJ-240 LGJ-240 YJV-800 YJV-800 YJV-800 LGJ-240 LGJ-300 LGJ-240 YJV-800 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 220 220 220 220 220 220 220 220 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 宾湖1线 宾王变 宾秦1线 宾王变 大秦1线 大元变 东夏1线 东河变 东夏2线 T东孙夏 东孙1线 T东孙夏 东孙2线 东河变 东万线 佛岸线 佛芳线 佛王线 官溪线 官义线 官夏线 官毛线 江新线 江象线 江杨线

东河变 佛堂变 佛堂变 佛堂变 官塘变 官塘变 官塘变 官塘变 江湾变 江湾变 江湾变 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

线路名称 起始变电站 末端变电站 线路类型 线路长度(km) 导线型号 电压等级(kV) 江村线 江亭线 江崇线 苏楼线 苏陈线 苏骆线 苏尚线 西杨线 西后线 西湖2线 西北线 西荷线 西俊线 西万线 义白线 义李线 义派线 义骆线 义福线 义国线 江湾变 江湾变 江湾变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 西陶变 西陶变 T西湖 西陶变 西陶变 西陶变 西陶变 义东变 义东变 义东变 义东变 义东变 义东变 全村变 义亭变 崇山变 楼下张 苏陈变 骆店变 尚经变 杨梅岗 后宅变 T西湖 绣湖变 北苑变 荷叶塘 俊塘变 万界变 白岸变 李宅变 派塘变 下骆宅 福田变 国贸变 电缆 架空 电缆 架空 架空 电缆 电缆 架空 架空 架空 电缆 架空 电缆 架空 架空 架空 架空 架空 电缆 电缆 电缆 1.8143 7.40 3.1256 1.8101 9.97 3.1319 5.0769 4.538 7.5354 2.41514 2 12.685 1.1763 9.7874 8.3588 2.8463 6.1756 1.5654 4.2091 7.6178 5.6539 YJV-800 LGJ-300 YJV-800 LGJ-300 LGJ-300 YJV-800 YJV-800 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 YJV-800 LGJ-240 YJV-800 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-300 LGJ-240 LGJ-300 YJV-800 YJV-800 YJV-800 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 投运年份 2006 2005 2008 2009 2009 2009 2010 2005 2004 2004 2004 2004 2007 2007 2006 2006 2006 2007 2007 2006 2006 西湖1线 西陶变 表 11-12 2010年义乌规划电网潮流计算各变电站负载率一览 变电站名 宾王变 大元变 西陶变 江湾变 义东变 东河变 官塘变 苏溪变 佛堂变 白岸变 北苑变 光明变 崇山变 稠城变 端头变 双林变 福田变

电压等级(kV) 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 230/121/38.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/37/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 主变容量(MVA) 450 300 360 360 360 180 180 180 180 100 100 50 50 90 50 100 100 122

所带负荷(MW) 286.26 196.4 250.6 215 238.68 98 115 112.88 101.9 52 50 25 25 46.26 26.4 51.9 56 负载率(%) 63.61 65.47 69.61 59.72 66.30 54.44 63. 62.71 56.61 52.00 50.00 50.00 50.00 51.40 52.80 51.90 56.00 投运年份 1997 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2005 2003 2010 2008 1994 2007 2005 2004 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

变电站名 国贸变 荷叶塘 后宅变 江东变 江益变 蒋母塘 俊塘变 李宅变 楼下张 骆店变 毛塘楼 派塘变 前王变 义乌变 青口变 全村变 上溪变 尚经变 苏陈变 孙村变 万村变 万界变 下骆宅 夏演变 象山变 新屋变 绣湖变 徐村变 杨村变 杨梅岗 杨宅变 义亭变 张村变 电压等级(kV) 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/37/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/37/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/10.5 110/37/10.5 110/10.5 110/10.5 主变容量(MVA) 100 50 100 80 50 50 100 80 50 50 50 50 50 120 100 50 80 50 63 50 50 50 50 100 100 100 100 100 80 100 80 80 100 所带负荷(MW) 56 28 50 44 26 25 48.6 44 25.2 28 25 25 25 66 56 25 44 27.68 32 24 24 24 27.68 50 50 50 50 56 40 50 44 42 50 负载率(%) 56.00 56.00 50.00 55.00 52.00 50.00 48.60 55.00 50.40 56.00 50.00 50.00 50.00 55.00 56.00 50.00 55.00 55.36 50.79 48.00 48.00 48.00 55.36 50.00 50.00 50.00 50.00 56.00 50.00 50.00 55.00 52.50 50.00 投运年份 2006 2007 2003 2003 2010 2007 2007 2000 2007 2008 2009 2007 2010 2005 2004 2006 2002 2010 1996 2006 2009 2006 2007 2008 2005 2006 2004 2005 2003 2005 2005 2004 2005

表 11-13 2010年规划网架潮流计算结果 区域名 宾王1#变 宾王2#变 宾王3#变 大元1#变 大元2#变 西陶1#变

总有功发 总无功发 总有功负 总无功负 总有功损 总无功损 cosθg cosθl 电(MW) 电(MVar) 荷(MW) 荷(MVar) 耗(MW) 耗(MVar) 96.071 96.07 96.0 98.792 98.79 126.122 34.827 34.825 34.822 0.94 0.94 0.94 96.26 100 90 100 96.4 125 24.065 25 22.5 25 24.1 31.25 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.571 0.931 0.442 0.617 0.565 0.795 18.795 18.82 16.294 17.655 17.059 23.846 34.908 0.943 34.907 0.943 47.017 0.937 123

义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

西陶2#变 东河1#变 义东1#变 义东2#变 佛堂1#变 江湾1#变 江湾2#变 官塘1#变 苏溪1#变 220kV变补电容 全网 0.95时的负荷水平 相当于110kV变补电容 126.123 98.427 120.046 120.037 102.426 108.177 108.187 115.611 113.538 - 1624.481 - - 47.017 0.937 32.486 0.95 125.6 98 112 101.9 100 115 115 - - - 31.4 24.5 31.67 28 25.475 25 28.75 28.75 28.22 -115 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 0.97 - 0.851 0.428 0.672 0.73 0.526 0.728 0.636 0.611 0.657 - 9.76 - - 23.54 15.986 23.002 22.2 17.8 19.452 20.5 19.623 20.299 - 295.114 - - 44.438 0.938 126.68 44.434 0.938 35.122 0.946 39.047 0.941 39.051 0.941 40.373 0.944 - - - - - - 40.517 0.942 112.88 583.791 0.941 1614.72 288.68 0.984 532.857 0.95 -129.177 - 注：此表中总有功损耗不含变压器的空载损耗。

表 11-14 2005～2010分年度输变电工程项目投资估算 序号 建设时间安排 建设规模 项目名称 主变容量 最终规模 项目总投资 （万元） 50000 10000 50000 10000 120000 10000 8000 10000 8000 8000 2000 8000 8000 2000 000 10000 4000 4000 4000 4000 （万kV安） （万kV安） 500kV输变电工程项目 1 2 3 4 合计 1 2 3 4 5 6 7 8 9 合计 1 2 3 4 5

2005年 2006年 2008年 2010年 2005年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 500kV丹溪输变电I期 500kV丹溪输变电II期 500kV商城输变电I期 500kV商城输变电II期 1*100 2*100 1*100 2*100 2*18 1*18 2*18 1*18 1*18 3*15 1*18 1*18 2*18 2*5 1*5 1*5 1*5 1*5 124

4*100 4*100 4*100 4*100 4*18 4*18 4*18 4*18 4*18 3*24 4*18 4*18 4*18 2*5 2*5 3*5 2*5 2*5 220kV输变电工程项目 220kV西陶输变电I、II期 220kV江湾输变电I期 220kV义东输变电I、II期 220kV东河输变电I期 220kV官塘输变电I期 220kV宾王输变电III期 220kV苏溪输变电I期 220kV佛堂输变电I期 220kV江湾输变电II期 110kV输变电工程项目 110kV绣湖输变电I、II期 110kV双林输变电I期 2005年 110kV张村输变电I期 110kV杨梅岗输变电I期 110kV象山输变电I期 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 合计

110kV福田输变电II期 110kV徐村输变电I期 110kV白岸输变电I期 110kV后宅输变电II期 110kV万界输变电I期 110kV国贸输变电I期 2006年 110kV新屋输变电I期 110kV全村输变电I期 110kV江东输变电II期 110kV孙村输变电I期 110kV上溪输变电II期 110kV派塘输变电I期 110kV蒋母塘输变电I期 2007年 110kV俊塘输变电I期 110kV荷叶塘输变电I期 110kV端头输变电I期 110kV下骆宅输变电I期 110kV楼下张输变电I期 110kV义亭输变电II期 110kV骆店输变电I期 110kV双林输变电II期 2008年 110kV崇山输变电I期 110kV国贸输变电II期 110kV夏演输变电I期 110kV青口输变电II期 110kV毛塘楼输变电I期 110kV万村输变电I期 2009年 110kV象山输变电II期 110kV杨梅岗输变电II期 110kV俊塘输变电II期 110kV白岸输变电II期 110kV光明输变电I期 110kV夏演输变电II期 110kV前王输变电I期 2010年 110kV徐村输变电II期 110kV尚经输变电I期 110kV江益输变电I期 110kV张村输变电II期 110kV新屋输变电II期 2*5 1*5 1*5 2*5 1*5 1*5 1*5 1*5 2*4 1*5 2*4 1*5 1*5 1*5 1*5 1*5 1*5 1*5 2*4 1*5 2*5 1*5 2*5 1*5 1*5 1*5 1*5 2*5 2*5 2*5 2*5 1*5 2*5 1*5 2*5 1*5 1*5 2*5 2*5 2*5 2*5 3*5 2*5 3*5 2*5 2*5 2*5 2*4 2*5 2*4 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*4 3*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 2*5 3*5 2*5 2*5 2*5 2*5 3*5 2*5 2*5 2*5 1500 4000 4000 1500 4000 4000 4000 4000 1500 4000 1500 4000 4000 4000 4000 4000 4000 4000 1500 4000 1500 4000 1500 4000 1500 4000 4000 1500 1500 1500 1500 4000 1500 4000 1500 4000 4000 1500 1500 142000 125

义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

表 11-15 2011~2020年高压输电线路建设状况表 变电站 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 东河变 佛堂变 商城变 商城变 商城变 商城变 商城变 商城变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 义乌变 宾王变 大元变 大元变 大元变 大元变 东河变 东河变 佛堂变 佛堂变 佛堂变 佛堂变 官塘变 官塘变 官塘变 官塘变 官塘变 官塘变 江湾变

线路名称 义兰5201线 义兰5202线 义沿5203线 义沿5204线 义沿5205线 义沿5206线 义永5207线 义永5208线 东宾2201线 佛官2202线 商东2203线 商浦2204线 商浦2205线 商东2206线 商官2207线 商官2208线 义东2209线 义东2210线 义东2211线 义东2212线 义东2213线 义双2214线 宾杨1201线 大稠1202线 大福1203线 大江1204线 大下1205线 东江1206线 东江1207线 佛倍1208线 佛倍1209线 佛毛1210线 佛毛1211线 官姑1212线 官姑1213线 官桥1214线 官桥1215线 官深1216线 官深1217线 江宝1218线 电压等级(kV) 500 500 500 500 500 500 500 500 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 线路主要型号 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 4×LGJ-400/35 LGJ-2×240 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-400 LGJ-300 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 126

线路长度(km) 2.22 2.25 0.59 0. 0.60 0.62 0.46 0.46 4.16 13.94 0.84 0.00 12.35 32.76 39.92 40.00 2.22 2.18 2.13 2.09 2.04 0. 1.22 11.41 10.09 3.02 6.42 2.24 2.29 0.40 0.45 4.85 4.87 1.50 1.51 1.77 1.82 2.80 2.69 0.50 投资(万元) 1001.17 1014.33 267.34 286.58 271.86 277.82 205.78 205.09 873.13 2927.97 176.02 0.93 2592.77 6879.35 8382.78 8399.43 465.83 457.08 447.75 438.26 428.72 187.58 183.70 1711.40 1512. 452.31 963.53 336.44 343.29 60.32 67.34 727.07 731.15 224.30 226.55 265.55 272. 420.69 403.40 75.26 义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

变电站 江湾变 江湾变 江湾变 江湾变 江湾变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 苏溪变 西陶变 西陶变 西陶变 义东变 义东变 义东变 义东变 义东变 义东变 合计 线路名称 江宝1219线 江鲍1220线 江鲍1221线 江南1222线 江南1223线 苏花1224线 苏花1225线 苏清1226线 苏新1227线 苏新1228线 苏云1229线 苏楂1230线 苏楂1231线 西前1232线 西前1233线 西万1234线 义白1235线 义福1236线 义华1237线 义华1238线 义清1239线 义云1240线 － 电压等级(kV) 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 － 线路主要型号 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 LGJ-240 － 线路长度(km) 0.47 4.94 4.83 5.02 4.98 1.82 1.82 3.90 6.28 6.22 1.77 10.93 10.83 3.04 3.09 8.08 2.50 7.92 6. 6.73 0.46 3.21 328.68 投资(万元) 70.27 740.60 724.37 753.62 746.27 272.37 272.95 585.03 942.51 932.31 265.45 1639.01 1624.56 456.52 463.17 1211.94 375.30 1187.38 995.97 1010.10 69.47 482.18 60986.76

表 11-16 2011~2020年110kV变电站建设状况表 变电站名 宝山头变 鲍西塘变 倍磊变 姑塘变 花厅变 华溪变 江村变 毛店变 南江变 寺前变 桥头变 清塘变 深塘变 新新变

建设性质 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 电压等级(kV) 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 主变台数 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 容量(MVA) 最终规模（MVA） 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 3*50 2*50 2*50 投资(万元) 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 127

义乌电网规划报告 中国电力科学研究院

变电站名 云溪变 楂林变 商务变 立塘变 鹤田变 东朱变 屋基变 光明变 崇山变 端头变 荷叶塘变 江益变 蒋母塘变 楼下张变 骆店变 毛塘楼变 派塘变 前王变 全村变 尚经变 孙村变 万村变 万界变 下骆宅变 合计 建设性质 新建 新建 新建 新建 新建 新建 新建 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 扩容 － 电压等级(kV) 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 － 主变台数 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 60 容量(MVA) 最终规模（MVA） 100 100 100 100 100 100 100 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 100 50 3000 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 2*50 3*50 2*50 2*50 2*50 3*50 2*50 2*50 2*50 3*50 2*50 投资(万元) 5500 5500 5500 5500 5500 5500 5500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 1500 2000 1500 141500

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