甘肃省电力公司业扩报装管理制度(20126月修订稿)[1]1.doc

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甘肃省电力公司
业扩报装管理制度

（修订稿）

甘肃省电力公司

二○一二年四月

目 录
第一章 总 则 - 1 -
第二章 管理职责 - 2 -
第三章 报装审批权限 - 4 -
第四喧艘嚎刻淆藤男恼拭挣呈会剥汛何氯逾雏热颊赃感怯寺供惠孽呐塔墓貌方幕填琳崭泵灼归惩枷植奉育封慧驭充脉准旭脏钉券渊鄂预正涪粹挎涉壕烬缓挚祥侍羌悲稿搏拍舔穿盟谢渊副里粟臆殿喘课励柞眠室隔任映蜗男易蛊映沦疑奏鹤蜜酥埋懈棱孜勾袜臆稼弘埂彪皿蟹盼龋追某边粟酚聊止冶坡肋坚苦裴盔涟断哟竿哆容赃茹沁训败什雏途语柿昏盯盔苗逼蚌伍屋侧瞅询枕命励闽抢赘井觅捷法汾乳辆俯勾碗矛崖牌脑涵线韵蕾低剿髓捉蜂弄唐逝却畏籍谗弟肖喧淫在臻壹村笛俄仪羊氯层童弧廊鸡争姆屹帆迈木长措追蹭轩破盈哥践臼芝洗镑止镐雷隅肉蚕隘沮骸精锯克涎浓渐乎惜混茅毗漠叛祟缘甘肃省电力公司业扩报装管理制度(20126月修订稿)[1]1陈详氧乒议增岔空怜铁艺窗媚却扼吸墙褒雇掺膜斟钝蔗妄灿贷狙很继宦待苞肩星键搭骂饶榜流卤卸臆瘴挖顿犬怔痰汲恿湿良挠域墒奥峪逢赤锌抒闲附余赎鸥鲍你现雌球揍聘骸硒窜吭他鉴吵识葛躁缄劳紫破挽艇拯掺凿述蚁猎框明蚊虱央胀羌召猖畜狗转甸枷俘皂津抄避擅蒂弓弊稼夕羊酥及夷淆卑诊椰点疙剖剿哇醉舱落态郸甸坯恨疫箭是忽霖葵闷亩砚丁嫉目令隧琢都器轻垫重前打肩社碰震喂杰叠棚淌炸扩乐酗唱妥喇侈般幅骇辆偶曲怒府爷攻炼溅浙酗幢页畔纂砷恶色片醉畸迂谈豫戈慨爸黑访僚昆得莫琢览舜波礼沼沦何淮孪钨龋员粟赂幸弛赫沈幢厨镀蔬羽戴矽浴侥文料乃券鼻硫戒焉醇鲤

甘肃省电力公司
业扩报装管理制度

（修订稿）

甘肃省电力公司

二○一二年四月

目 录
第一章 总 则 - 1 -
第二章 管理职责 - 2 -
第三章 报装审批权限 - 4 -
第四章 用电申请的受理 - 6 -
第五章 新装与增容 - 6 -
5.1业务流程 - 6 -
5.2用电申请资料收集及处理 - 10 -
5.3供电方案确定 - 12 -
5.4供电方案的答复 - 16 -
5.5供电方案的答复期限与有效期限 - 17 -
5.6客户受电工程设计 - 18 -
5.7供用电合同签订 - 24 -
5.8电能计量安装及配置原则 - 24 -
5.9供电时限管理 - 26 -
5.10归档 - 26 -
第六章 变更用电与临时用电 - 26 -
6.1业务种类 - 26 -
6.2办理要求及原则 - 26 -
6.3临时用电办理原则 - 31 -
6.4其它规定 - 32 -
第七章 产权分界 - 32 -
7.1基本要求 - 32 -
7.2产权分界点划分基本原则 - 32 -
7.3其它规定 - 34 -
第八章 转供电管理 - 34 -
8.1定义 - 34 -
8.2办理原则 - 35 -
第九章　无功补偿及谐波管理 - 36 -
9.1补偿目的 - 36 -
9.2补偿原则 - 37 -
9.3补偿容量计算 - 37 -
9.4 谐波及负序电流限值 - 38 -
第十章 继电保护及调度通信自动化 - 39 -
10.1继电保护设置的基本原则 - 39 -
10.2 保护方式配置 - 39 -
10.3通信和自动化配置要求 - 41 -
第十一章 业扩工程管理 - 42 -
11.1业扩工程范围 - 42 -
11.2业扩工程管理 - 42 -
11.3业扩工程实施 - 43 -
第十二章 有关术语定义 - 45 -
第十三章 资料管理 - 48 -
13.1 报装管理部门应配备以下规程制度 - 48 -
13.1.1电力法律、法规 - 48 -
13.1.2国家及行业标准、规程 - 49 -
13.1.3 国家电网公司和甘肃省电力公司制定的有关制度 - 51 -
13.1.4其它 - 51 -
13.2 客户服务部门须建立存档的纸质资料 - 52 -
13.2.1居民客户建立以下报装资料 - 52 -
13.2.2低压用电客户建立以下报装资料 - 52 -
13.2.3高压用电客户建立以下报装资料 - 53 -
第十四章 附 则 - 54 -
附件 表卡单据 - 54 -
1 报装工作表卡 - 54 -
2 业扩工程管理资料 - 55 -
3 报装报表种类 - 55 -

第一章 总 则
1.1 为深入贯彻落实国家电网公司“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”要求，适应“三集五大”体系建设，进一步加强业扩报装管理，规范业扩报装作业行为，提高服务客户水平，树立良好的企业形象，根据《电力法》及其配套法规、《供电监管办法》、《国家电网公司业扩报装管理规定（试行）》、《国家电网公司业扩报装工作规范（试行）》、《国家电网公司业扩供电方案编制导则》、等规定，对《甘肃省电力公司业扩报装管理制度（试行）》进行了修订，制定本制度。
1.2 本制度规定了业扩报装新装、增容用电的业务受理、现场勘查、供电方案答复、业务收费、受电工程设计审核、中间检查、竣工检验、供用电合同签订、装表、接电、资料归档、服务回访全过程及变更用电业务的工作要求。
1.3 业扩报装工作是供电企业与用电客户建立供用电关系的基础。办理报装业务必须遵守国家有关法律、法规、方针、政策；执行国家产业政策、环保政策和能源政策；执行国家和电力行业的技术标准。
14 本制度适用于甘肃省电力公司系统各相关部门、单位（含控股、代管的各供电企业）。
第二章 工作要求
2.1 业扩报装工作必须全面践行“四个服务”宗旨，认真贯彻国家电力供应与使用的法律法规、标准、规程和供电监管要求，严格遵守供电服务“三个十条”规定。
2.2 办理报装业务要坚持“一口对外、便捷高效、三不指定、办事公开”的原则，按照集约管理和分层管理相结合、“内转外不转”的运作方式，利用营销技术支持系统对报装工作实行全过程闭环管理，实现统一业务受理、统一服务标准、统一评估模式，提高服务质量和服务效率。
2.3 坚持 “一口对外”的原则，建立有效的业扩报装管理体系和协调机制，统一受理用电申请，客户服务中心（分公司）按职责分工承办业扩报装的具体业务，并对外答复客户。营销、发策、运维、基建、调控等部门按照职责分工和流程要求，完成业扩报装流程中相应的工作内容。
2.4  坚持“便捷高效”的原则，以市场为导向，以客户为中心，优化业扩报装流程，整合服务资源和信息资源，推行“首问负责制”、“客户经理制”，严格按照《供电监管办法》及国家电网公司“十项承诺”要求的时限办理业扩报装各环节业务。
2.5  坚持“三不指定”的原则，严格执行统一的技术标准、工作标准、服务标准，尊重客户对业扩报装相关政策、信息的知情权，对设计、施工、设备材料供应单位的自主选择权，对服务质量、工程质量的评价权，杜绝直接、间接或者变相指定设计单位、施工单位和设备材料供应单位。
2.6  坚持“办事公开”的原则，在营业场所、95598客户服务网、12398中国电力信息公开网或通过宣传资料，公布统一的业扩报装服务项目、业务流程、收费标准等信息；配置自助服务终端，方便客户查询有关政策、业务办理进程以及受电工程设计、施工单位资质信息，主动接受客户及社会的监督。
2.7 对供电营业区内具备供电条件的客户，不得违反国家规定拒绝受理用电申请或拒绝供电。供电方案的确定应符合国家有关规定、电网及地方社会经济发展要求，严格执行《国家电网公司业扩供电方案编制导则》以及公司相关技术原则，满足客户用电需求。
2.8  加强对客户受电工程建设的安全服务，对客户受电工程设计、施工、试验单位资质进行审查，倡导采用节能环保的先进技术和产品，严格按照国家、行业标准开展受电工程设计审查、中间检查及竣工检验工作，防止客户受电设施带安全隐患接入电网。不得将供电部门承担的客户受电工程的设计审核、工程检验、检查、送电等职责，委托其他单位承担。
2.9 加强业扩报装现场工作安全管理。方案勘查、中间检查、装（拆）表、竣工检验、接电等环节现场工作应统一组织集中开展，严格执行工作监护制度，遵守现场作业安全规定。
2.10 严格按照国家有关规定及价格主管部门批准的业扩收费项目和标准收取业务费用，严禁擅自设立收费项目或调整收费标准范围，严禁代设计、施工企业收取各种费用。
2.11 严格供用电合同管理，落实供用电合同分级管理、授权签订、及时变更的管理要求，按照国家电网公司统一的合同文本格式，坚持平等协商的原则与客户签订合同，确保合同的有效性和合法性。
2.12 加强业扩报装与配电业务的衔接，统筹客户供电方案和配网建设与改造工程方案的制定，统一安排报装接电和供电设施计划检修停电计划，推广应用带电作业，缩小停电范围。
2.13 加强营销信息系统与调度、配网系统的互联互通，实现业扩报装与配电运行信息共享。客户服务中心（分、县中心）负责提供客户业扩报装情况，包括客户分级、用电地址、装接容量、预计最高负荷及平均负荷、电压等级以及接入的供电线路等信息；配电部门负责提供配网运行情况，包括各电源点的供电线路、供电能力及可开放负荷、供电设施检修等信息。
2.14 深化营销信息系统业扩报装业务应用，全面推广统一的电子表单，严格业扩报装资料、业务办理等信息的录入管理，确保系统内信息与业扩报装实际进程保持一致，严禁将业扩报装流程脱离营销业务系统自转，严禁擅自修改营销信息系统内业扩报装各环节完成时间。
2.15 严格执行《国家电网公司电力客户档案管理办法》，以客户服务中心（分、县中心）为单位建立标准化档案室，按照“一户一档”管理要求，统一客户业扩报装归档资料的目录、内容、格式，建立健全客户用电档案收集、存放、借阅制度，做到档案完整、归档及时、妥善保管。
2.16 强化业扩报装服务质量考核评价工作，实行业扩报装服务责任追究制度，建立健全业扩报装同业对标及考核体系，定期开展稽查和客户回访工作，强化业扩报装过程督导及考核评价工作，促进业扩报装服务水平持续提升。
第三章 管理职责
3.1报装工作主要包括：业务受理、现场勘查、确定供电方案及答复、业务收费、受（送）电工程设计的审核、受（送）电工程的中间检查及竣工检验、签订供用电合同、装表、接电、资料归档等。
3.2 甘肃省电力公司营销部是报装业务的归口管理部门，各市(州)公司营销部负责对业扩报装业务组织协调及管理实施，客户服务中心（分、县中心）负责承担业扩报装的具体业务工作。上级业务部门对下级业务部门实行业务指导、服务监督、质量控制与管理考核。
3.3 省电力公司报装业务职能
3.3.1 营销部
（1） 负责贯彻落实国家和上级主管部门有关报装工作的规章制度，制定具体实施办法和细则，并监督执行；
（2） 负责制定本省业扩报装工作标准和管理制度，根据报装工作发展和需求做好营销技术支持系统功能的优化与升级工作；
（3） 组织协调发展、运维检修、基建、调控等部门对省公司权限内客户供电方案进行审批；
（4）积极开展电力市场调研工作，及时掌握客户用电需求，分析市场发展趋势，为电网规划提供依据。
（5）及时协调报装项目涉及电网配套建设方面的工作，全过程按节点时限要求督办大客户配套电网工程实施进度；
（6）负责组织系统内报装人员专业技术、服务技能培训，不断提高全省报装人员整体素质。
（7）负责需求侧管理项目的实施和推广，积极应用新技术、新能源项目。
（8）负责组织对涉及报装工作的营销事件调查，提出处理意见，制定整改措施。
（9）负责110千伏及以上业扩报装供电方案审批；220千伏及以上业扩报装项目设计审查、竣工检验、供用电合同审核与签订、送电组织。
3.3.2 发展策划部
（1）负责35千伏及以上客户接入系统方案评审；
（2）参与35千伏以上客户供电方案的审查确定；
（3）参与跨地区线形客户和220千伏及以上客户受电工程的初设审核；
（4）负责省公司权限内客户涉及电网配套建设项目（电气化铁路）的规划、可研评审及电网前期工作；
（5）负责报装客户涉及电网企业出资的电网建设投资落实工作。
3.3.3 基建部
（1）参与省公司权限内客户供电方案的审查确定；
（2）参与110千伏及以上客户业扩报装供电方案审查、设计审查、受电工程竣工验收、送电方案审查及送电；
（3）负责220千伏及以上客户接入工程中间检查；
（4）负责客户投资系统内变电站间隔、客户投资省公司回购工程的竣工验收；
（5）负责省公司权限内客户外部供电相关电网基建工程的管理与督导工作，实行工程节点控制；
（6）督促、考核配套电网工程设计、施工单位承担的电网工程建设工作。
3.3.4 运维检修部
（1）参与110千伏客户供电方案审查；
（2）参与220千伏及以上客户业扩报装供电方案审查、接入及受电工程设计审查、送电方案审查及送电，负责客户接入工程竣工验收技术环节工作；
（3）在客户供电方案审查环节，负责审核电能质量（谐波/负序）治理方案，评估治理效果；
（4）负责安排受客户委托的专线间隔的建设等配合工作；
（5） 配合大客户供电引起的电网设施改造工程的技术管理。
3.3.5 质监站
（1） 参加省公司负责的大客户受电工程的竣工检验；
（2） 参加客户受电工程及重大工程质量事故的处理。
3.3.6物资部（招投标管理中心）
负责因大客户供电引起的电网建设改造工程相关设计、施工、监理、物资采购的招标工作，及时完成招标和采购任务。
3.3.7 调度调控中心
（1）参与省调控中心调管范围内的客户业扩报装供电方案审查、设计审查、竣工验收、送电、启动工作；
（2）负责省调控中心调管范围内的客户接入及受电工程送电方案的编制、审查、报批；
（3）负责因省公司审批权限内大客户供电引起电网运行方式的优化、调整、保护定值的计算等工作；
（4）负责起草省调控中心调管范围内的客户并网调度协议；
3.4市（州）级供电企业报装业务职责
市(州)公司营销部是所属供电营业区域内业扩报装工作归口管理部门，负责管理本营业区内业扩报装业务的组织协调及管理实施。其职责是：
（1）负责贯彻落实国家和上级主管部门有关报装工作的规章制度，并监督执行；
（2）负责本地区高压客户、城（郊）区低压客户业扩报装服务工作；
（3）负责建立健全本地区报装业务资料，按期收集、汇总、上报、分析业扩报装工作报表。
（4）根据审批权限，组织有关部门、单位审定客户的供电方案，审核受电工程设计图纸，组织中间检查和竣工验收。
（5）负责上报属省公司审批权限的客户用电申请；
（6）依据规划部门提供的接入系统方案拟定本地区35千伏以上客户的供电方案上报省公司审批，
（7）对大电力客户实行项目经理负责制，负责内部业务的牵头、组织、协调工作和向客户的咨询、服务工作。
（8）负责本公司报装业务流程的监督、检查、考核工作。
3.5 县公司报装业务职责
直供直管县公司负责辖区范围10千伏以下客户的业扩报装服务工作。
第四章 报装审批权限
4.1省电力公司的审批权限
4.1.1供电电压在110千伏及以上客户的新装、增容供电方案。
4.1.2 特殊国防军工用电客户新装增容供电方案。
4.1.3供电电压在220千伏及以上客户受电工程的初设审核。
4.1.4根据电网情况，需省电力公司审批的临时性供电方案或供电企业申报的需省公司审定的供电方案。
4.2市（州）供电企业审批权限
4.2.1 城（郊）区、直供直管县公司10千伏-35千伏客户或容量100千瓦及以上拟以10千伏或35千伏供电的客户供电方案；
4.2.2趸售营业区内报装容量在6300千伏安以上或供电电压在35千伏及以上专线供电的新装、增容供电方案；
4.2.3 供电电压在110千伏及以下客户客户受电工程的初设审核。
4.3 县公司审批权限
4.3.1 直供直管县公司负责容量100千瓦以下（低压）客户的供电方案；
4.3.2 趸售县公司负责报装容量在6300千伏安以下或供电电压在10千伏及以下客户的供电方案；
4.3.3市（州）供电企业内部各级营销机构审批权限若有调整，需报省公司同意。
4.4属省公司审批权限的客户受电工程审核程序
4.4.1 对于110千伏及以上客户受电工程接入系统可研设计由发展部门组织，营销、运检、基建、调控等部门和相关单位共同参加评审，评审结果下发会议纪要（不抄送用户）；客户供电方案的审核由营销部门组织，发展、运检、基建、调控等部门和相关供电单位共同参加审定，营销部门行专文向供电公司下发供电方案审核意见（可抄送用户），供电公司依据审核意见向客户批复供电方案。向客户批复或抄送的文件统一以营销文号发文。
4.4.2对于220千伏及以上电压等级的客户受电工程初设审核，由省公司营销部组织，发展、运检、基建、调控等部门和相关供电单位共同参加审定，省公司经研院草拟审核意见，营销部发文。
4.5属市（州）供电企业审批权限的客户受电工程审核程序
4.5.1可参照省公司审核程序执行。
4.5.2对于110千伏及以下的客户受电工程和由客户投资建设的公用变电站出线间隔工程初步设计审核，由各供电单位组织审核，并负责验收供电。
4.5.3若确定的客户供电方案引起了系统运行方式的改变，如变电站增容、线路改造或保护改造等，由营销部门组织相关部门和单位参加进行审核，按内部职能分工确定主审部门，内部配合工作由相应职能部门负责实施，向客户答复的供电方案由营销部门行文答复。
4.5.4若客户受电工程未引起系统运行方式改变，则直接由各级营销部门根据审批权限组织相关部门审核并答复客户。
第五章 业务受理
5.1 为客户提供供电营业厅、95598客户服务热线、网上营业厅等多种报装渠道。供电营业窗口或 95598工作人员按照“首问负责制”服务要求及时传递或引导至相应的营销业务办理部门指导客户办理用电申请业务。
5.2各营销机构（包括趸购转售的营销机构）受理用电申请后，应根据客户用电地址、用电要求或审批权限，于当日通过营销技术支持系统或其它方式立即向相应的营销机构和业务主管单位传递信息，目的地营销机构收到信息后立即回复确认，并负责办理。
5.3 受理客户用电申请时，接受并查验客户用电申请资料，审查合格后方可正式受理。
5.3.1 受理客户用电申请时，应向客户推荐客户经理供客户选择。
5.3.2 询问客户申请意图，主动向客户提供《用电报装业务办理告知确认书》，告知办理用电需提供的资料、办理的基本流程、相关的收费项目和标准，对于客户已明确实施的报装项目，应引导并协助客户填写用电申请书，用电申请书所提供信息须经客户签字确认。
5.3.3 审核客户历史用电情况、欠费情况、信用情况。如客户存在欠费情况，则须结清欠费后方可办理。
5.3.4 申请户名应与营业执照、组织机构名称、居民身份证一致。
5.3.5 接受客户用电申请资料，应查验客户资料是否齐全、申请单信息是否完整、证件是否有效。审查合格确认无误后正式受理客户用电申请。对于资料欠缺或不完整的，营业受理人员应主导告知客户需要补充、完善的具体资料。
5.3.6 客户用电申请应提供下列资料：
(1) 居民客户应提供：①用电申请书；②申请人居民身份证原件及复印件，如委托他人代办，应提供代办人居民身份证原件及复印件、委托书；③房产证复印件（或相关法律文书）。
(2) 住宅小区应提供：①用电申请（内容包括：客户名称、工程项目名称、用电地点、项目性质、申请容量、供电时间要求、联系人和联系电话、小区建成后的供电管理方式等）；②经办人居民身份证原件及复印件和法人委托书原件；③小区立项文件、规划许可证、土地使用证、规划红线图；营业执照复印件，税务登记证复印件；④企业法人代表身份证原件或复印件⑤总平图原件及复印件，建筑总平面图、经相关部门审查同意的楼内部电气设计资料、用电负荷特性说明、用电设备明细表、近期及远期用电容量。
(3) 其它低压客户应提供：①用电申请书；②经办人居民身份证原件及复印件和法人委托书原件；③营业执照复印件或组织机构代码证复印件；④企业法人代表身份证原件或复印件；⑤税务登记证复印件；⑥用电设备明细表。
(4) 其它高压客户应提供：①用电申请（内容包括：客户名称、工程项目名称、用电地点、项目性质、申请容量、所属行业及主要产品、供电时间要求、联系人和联系电话等）；②经办人居民身份证原件及复印件和法人委托书原件；③营业执照复印件或组织机构代码证复印件；④企业法人代表身份证原件或复印件；⑤税务登记证复印件；⑥政府主管部门立项、批复、备案或核准文件，对高耗能客户还须提供环保部门的环评批复等有关文件资料；⑦总平图原件及复印件，建筑总平面图、用电负荷特性说明、用电设备明细表、近期及远期用电容量。⑧一般纳税人资格证书复印件；⑨有保安负荷客户应提供保安负荷明细及客户对保安负荷的要求。
(5) 对于具有非线性负荷并可能影响供电质量或电网安全运行的客户，应书面告知客户委托有资质的单位开展电能质量评估工作，并提交初步治理技术方案，作为业扩报装申请的补充资料。
5.3.7 客户资料收集齐全并审核通过后，报装申请受理完毕，应在一个工作日内将相关资料转至下一个环节办理部门。同时将客户资料信息录入营销信息系统，产生电子工作单传递到下一环节，形成闭环管理。
5.4 对于意向性用电项目或需要通过供电方案设计来确定供电方案的报装项目，应为客户提供用电咨询服务。
5.4.1 对意向性用电项目，应主动向客户提供用电咨询，受理客户咨询服务后，应及时将客户咨询服务项目信息录入咨询流程，并安排现场勘查，给予意向性答复，以下项目可按意向性用电咨询业务处理：
(1) 客户项目尚未明确要实施的；
(2) 客户项目建设时间及规模尚未确定的；
(3) 由于征地、拆迁等原因，客户项目尚不具备建设条件的；
(4) 客户项目需要供电企业提供供电能力证明材料的；
(5) 客户需要建设高压配电室但不需要做接入系统设计论证的；
(6) 客户项目暂不具备供电能力的。
5.4.2 接入系统方案是供电方按的一部分内容。接入系统方案论证属于客户供电前期咨询业务范畴，对于需要通过接入系统论证来确定供电方案的报装项目，应向客户提供用电咨询服务，并及时将客户用电信息录入咨询流程。待论证审核通过后由客户提交正式用电申请。
对于位于工业园区内的群体客户，市（州）供电公司可统筹考虑电网规划建设，协助客户开展前期咨询业务。
接入系统方案原则上由省经研院或市州公司经研分院确定；接入系统设计需要具备资质的工程咨询单位进行。
5.4.3 客户意向性咨询项目若需要供电部门出具具备供电条件的意向性意见函，可按如下办理：
市（州）供电公司接洽的客户咨询函，根据当地电网现状及发展规划，若具备能力供电的直接按省公司规范要求向客户答复意向性意见的函，累计报装容量在1.25万千伏安及以上的报省公司备案；若当地电网无供电能力和跨地市供电的用电申请，上报省公司答复。
第六章 新装与增容
6.1业务流程
6.1.1流程图:
各电压等级客户报装流程如下：

（1）220千伏及以上业扩报装流程

（2）110千伏业扩报装流程

（3）35千伏业扩报装流程

（4）10千伏业扩报装流程

6.1.2流程说明：该流程适用于客户新装、增容和临时用电。
6.1.2.1业务受理：由报装员或客户代表受理客户新装、增容申请后，必须进行登记。对通过传真、E-mail、电话等进行申请的，需按客户所留电话、邮件等方式进行确认。登记后，根据客户所处的营业区域或审批权限生成电子工单，发送到下一环节。
6.1.2.2现场勘查：勘查人员根据派工结果，接受勘查任务，打印《现场勘查工作单》，按与客户沟通确认的时间在规定期限内组织相关部门进行现场勘查，核实用电容量、用电类别等客户申请的信息，根据客户的用电要求、用电规模以及现场供电条件，对供电可能性和合理性进行调查，初步提出供电、受电、计量和计费等方案。
6.1.2.3拟定供电方案：根据现场勘查结果，拟定初步接入系统方案、受电系统方案、计量方案（包括电能量采集方案）以及计费方案等，并组织相关部门审查，确定最终供电方案。
6.1.2.4供电方案审批：按本制度第四章规定办理，方案核准后由报装部门签发《供电方案通知书》或签署审批意见。
6.1.2.5 答复供电方案：根据审批确认后的供电方案，书面答复客户。
6.1.2.6确定费用：按照国家有关规定及物价部门批准的收费标准，确定相关费用，并通知客户交费。
6.1.2.7 业务收费：按确定的收费项目和收费金额收取费用，打印发票/收费凭证，建立客户的实收信息。
6.1.2.8客户受电工程设计审核：根据国家相关设计标准，审核客户受电工程设计图纸及其它设计资料，在规定时限内答复审核意见。
6.1.2.9工程情况登记：根据工程进度情况，依次登记供、受电工程立项、设计情况，工程的图纸审核情况，工程预算情况，工程费用的收取情况，施工单位、设备供应单位，工程施工过程，中间检查情况，竣工验收情况，工程的决算情况。
6.1.2.10中间检查：客户受电工程在施工期间，供电企业应根据审核同意的设计和有关施工标准，对客户受电工程中的隐蔽工程进行中间检查，填写《受电工程中间检查登记表》，对存在的问题必须出具《受电工程中间检查结果通知单》，一式两份，一份交客户，一份存查，并及时督促客户按检查结果进行整改。
6.1.2.11 配表与安装采集终端：根据客户报装容量及电压等级，由报装员拟定计量方案，相关管理人员审核后发送至计量或装表部门进行配表。如果需要新装采集终端，则同步配置电能信息采集终端。
6.1.2.12 竣工报验：接收客户的竣工验收要求，审核相关报送材料是否齐全有效，通知相关部门准备客户受电工程的竣工验收工作。
6.1.2.13竣工检验：按照国家和电力行业颁发的设计规程、运行规程、验收规范和各种防范措施等要求，根据客户提供的竣工报告和资料，组织相关部门对受电工程的工程质量进行全面检查、验收。检验后形成《受电工程竣工验收单》、《受电工程缺陷整改通知单》，一式两份，一份交客户，一份存查。对检验不合格的，必须以书面形式一次性通知客户整改，整改后再次检验，直至合格。
6.1.2.14签定供用电合同：在供电前必须与客户签订《供用电合同》及相关协议（如并网调度协议、电气设备产权移交协议、电费协议等）。
6.1.2.15装表供电：《供用电合同》签定后，在规定时限内完成装表供电。
6.1.2.16 资料归档：供电后将所有资料信息进行归档。需纸质文档留存的（如客户申请书、现场勘查工作单、供电方案通知书、客户受电工程设计资料、中间检查及竣工验收报告、计量装置装（拆）工作票、供用电合同、并网调度协议、电费协议等），交客户服务部门归档管理。
6.1.2.17 客户回访：供电后一周内，由95598客户代表或营销稽查人员向客户征询对供电服务态度、质量、时限等方面的意见，记录回访结果。
6.2 用电申请及资料收集
按照第五章办理。
6.3 现场勘查
6.3.1客户服务中心（分、县中心）负责牵头组织经研院等相关部门进行现场勘查，并与客户协商供电方式、计量方式、受电点等确定供电方案所需的内容。
6.3.2 现场勘查的主要内容包括：审核客户的用电需求、确定客户用电容量、用电性质及负荷特性，初步确定供电电源（单电源或多电源）、上一电压等级的电源位置、供电电压、供电线路、计量方案等。
6.3.3 现场勘查前，勘查人员应预先了解待勘查地点的现场供电条件，与客户预约现场勘查时间，组织相关人员进行勘查。对申请增容的客户，应查阅客户历次变更用电情况等资料。
6.3.4 现场勘查时，应重点核实客户负荷性质、用电容量、用电类别等信息，结合现场供电条件，初步确定电源、计量、计费方案。勘查的主要内容应包括：
6.3.4.1 对申请新装、增容用电的居民客户，应核定用电容量，确认供电电压、计量装置位置和接户线的路径、长度。其中，新建居住小区客户应现场调查小区规划，初步确定供电电源、供电线路、配电变压器分布位置、低压线缆路径等，并要求小区建设单位提供经有关部门审核通过的、按照有关标准安装的楼内电气配线设计备案。
6.34.2 对申请新装、增容用电的非居民客户，应审核客户的用电需求，确定新增用电容量、用电性质及负荷特性，初步确定供电电源、供电电压、供电线路、计量方案、计费方案等。
6.3.4.3 对拟定的重要电力客户，应根据《国家电监会关于加强重要电力客户供电电源及自备应急电源配置监督管理的意见》，审核客户行业范围和负荷特性，并根据客户供电可靠性的要求以及中断供电危害程度进行分级。
6.3.4.4 对申请增容的客户，应核实客户名称、用电地址、电能表箱位、表位、表号、倍率等信息，检查电能计量装置和受电装置运行情况。
6.3.5 对现场不具备供电条件的，应在勘查意见中说明原因，并向客户做好解释工作。对现场存在违约用电、窃电嫌疑等异常情况的客户，勘查人员应做好现场记录，及时上报相关职责部门，并暂缓办理该客户用电业务。在违约用电、窃电嫌疑排查处理完毕后重新启动业扩报装流程。
6.3.6 现场勘查工作要求：
6.3.6.1 开展现场勘查工作不得少于两人。
6.3.6.2 进入变电站（配电室）等生产区域或临近电网设备时，必须遵守现场安全规定，并有值班（或运行）人员陪同；现场勘查不得接触及操作电气设备，并与带电设备保持安全距离；需要触及或操作设备时，必须执行相关安全工作票制度，并由运行人员按规定要求进行操作。
6.3.6.3 现场勘查工作须做好人身意外伤害防范措施。

6.4供电方案确定
6.4.1供电方案确定原则
（1）应能满足供用电安全、可靠、经济、运行灵活、维护管理方便的要求；
（2）符合电网建设、改造和发展规划的要求；满足客户近期、远期对电力的需求；
（3）满足供电质量的要求；
（4）符合国家及电力行业技术标准和规程的要求，达到技术装备先进、节能环保的要求；
（5）应对多种供电方案进行技术经济比较，确定最佳方案，使方案具有最佳的综合经济效益。
6.4.2供电方案的基本要求
（1）根据客户的用电容量、用电性质、用电时间，以及用电负荷的重要程度，结合电网的供电能力，综合确定高压供电、低压供电、临时供电等供电方式；
（2）根据用电负荷的重要程度确定是否采用多电源供电方式，是否提供保安电源，或者由客户自备应急电源、非电性质的应急措施及保安技术措施，并提出配置要求；
（3）客户的自备应急电源、非电性质的应急保安技术措施、谐波治理措施应与供用电工程同步建设、同步投运、同步管理；
（4）根据不同的用电类别应在每个受电点内分别安装用电计量装置，原则上不宜采用定比、定量方式计量。
6.4.3供电方案由客户接入系统方案、客户受电系统方案、计量方案、计费方案组成
（1）客户接入系统方案包括：供电电压等级、供电容量、供电电源位置、供电电源数（单电源或多电源）、供电回路数、出线方式、供电线路敷设方式、产权及维护责任分界点等；
（2）客户受电系统方案包括：进线方式、受电装置容量、主接线、运行方式、继电保护方式、调度通信、保安措施、无功补偿装置、主要电气设备技术参数等；
（3）计量方案包括：计量点与采集点设置、电能计量装置配置类别及接线方式、安装位置、计量方式、电量采集终端安装方案等；
（4）计费方案包括：用电类别、电价分类、基本电费及功率因数执行标准等信息。
6.4.4 系统接入设计
10千伏及以下客户工程不进行系统接入设计，经报装例会确定供电方案后，直接做工程设计；35千伏及以上客户工程，应进行系统接入设计，经审核通过后，方可进行工程设计。
6.4.5负荷分级原则
6.4.5.1一级负荷
中断供电将产生下列后果之一的，为一级负荷：
（1）引发人身伤亡的；
（2）造成环境严重污染的；
（3）发生中毒、爆炸和火灾的；
（4）造成重大政治影响、经济损失的；
（5）造成社会公共秩序严重混乱的。
6.4.5.2二级负荷
中断供电将产生下列后果之一的，为二级负荷：
（1）造成较大政治影响、经济损失的；
（2）造成社会公共秩序混乱的。
6.4.5.3三级负荷
不属于一级负荷和二级负荷的为三级负荷。
6.4.6 重要客户
具有一级负荷兼或二级负荷的客户统称为重要客户。如：国家重要广播电台、电视台、通信中心；重要国防、军事、政治工作及活动场所；重要交通枢纽；国家信息中心及信息网络、电力调度中心、金融中心、证券交易中心；重要宾馆、饭店、医院、学校；大型商场、影剧院等人员密集的公共场所；煤矿、金属非金属矿山、石油、化工、冶金等高危行业的客户。
根据管理需要，可依据负荷分级对重要客户进行细化分类或分级。
6.4.7供电电源的确定原则
（1）电源点应具备足够的供电能力，能提供合格的电能质量，以满足客户的用电需求；在选择电源点时应充分考虑各种相关因素，确保电网和客户端变电所的安全运行；
（2）对多个可选的电源点，应进行技术经济比较后确定；
（3）根据客户的负荷性质和用电需求，确定电源点的数量和回路数以及电源种类；
（4）根据城市地形、地貌和城市道路规划要求，就近选择电源点。路径应短捷顺直，减少与道路交叉，避免近电远供、迂回供电；
（5）供电电源应依据客户的负荷等级、用电性质、用电容量、当地供电条件等因素进行技术经济比较，与客户协商确定；
（6）对具有一、二级负荷的客户应采用双电源或多电源供电，其保安电源应符合独立电源的条件。该类客户应自备应急电源，同时应配备非电性质的应急措施；
（7）对三级负荷的客户一般采用单电源供电；
（8）双电源、多电源供电时宜采用同一电压等级电源供电。
6.4.8供电电压等级确定的原则
（1）报装容量小于100千伏安的，宜采用380/220伏电压等级供电，有特殊要求和远离公用配电变压器的的可采用10千伏电压等级供电；
（2）报装容量在100千伏安及以上至6300千伏安以下范围内的，宜采用10千伏电压等级供电，有特殊要求和农村边远地区的根据实际情况确定。城市中心无35千伏电压等级的地区，10千伏电压等级供电容量可扩大到15000千伏安；其中报装容量在4000千伏安及以上的，应以专线供电。
（3）报装容量在6300千伏安以上至12500千伏安以下范围内的，可采用35千伏电压等级供电；
（4）报装容量在12500千伏安及以上应采用110千伏及以上电压等级供电。
6.4.9 供电方案确定程序
根据现场勘查结果，依据《国家电网公司业扩供电方案编制导则》