莆田市图书馆

第一节 发电
  一、火力发电
  （一）湄洲湾火电厂
  湄洲湾火电厂（以下简称电厂）位于福建省莆田市忠门半岛西南岸的塔林村，为外商独资建设项目，拥有2台36.2万千瓦燃煤发电机组。总投资6.55亿美元，美国国际电力公司出资45％、香港力宝集团出资25％、美国艾尔帕索能源公司出资24.8％及亚洲开发银行出资5.2％，四家外商合资成立福建省太平洋电力有限公司。
  电厂由2台燃煤锅炉、凝汽式汽轮发电机组、海水冷凝器、烟气静电除尘器和关联的辅助系统构成。
  1998年3月，电厂开工建设。是年4月7日，福建省太平洋电力有限公司与福建省电力工业局签订《湄洲湾火电厂运行维修协议》，协议有效期为20年。是年，电厂项目被“国际金融周报”评为年度最成功融资项目。2000年9月，福建省电力有限公司委派湄洲湾火电运行分公司负责湄洲湾火电厂的运行维修工作。2001年2月，首台机组投入运行发电。5月，2号机组投入运行发电，两台机组进入商业运行阶段。2002年9月30日，电厂安全无工时损失纪录达300万人工小时。至2005年底，电厂2台机组当年发电53.6亿千瓦时，累计发电213.76亿千瓦时。
  （二）木兰发电厂
  木兰发电厂位于城厢区城郊乡黄头村。1994年，为缓解境内电力紧缺状况，莆田县组建莆田木兰发电厂，利用莆田糖厂闲置厂房、场地和设备，经配套和技术改造建设装机1.2万千瓦的常年性发电厂。是年7月，莆田县经济体制改革委员会《关于同意按照股份合作制企业组建办法，创办福建省莆田木兰发电厂的批复》，同意莆田糖厂与莆田县电力公司发动职工集资创办股份合作制企业。电厂总投资2082万元，莆田糖厂与莆田县电力公司两家国有企业2000多位职工集资1000万元，莆田市兴业银行贷款900万元，莆田糖厂与莆田县电力公司两家企业出资100万元，莆田县电力公司暂借123万元。利用莆田糖厂动力车间现有热电站富余厂房和2台35吨/时锅炉，配套1台1.2万千瓦抽汽凝结式蜗轮发电机组，淘汰原有2台1500千瓦能耗大、热效率低的背压式发电机组，进行常年性发电。1.2万千瓦机组为上海汽轮机厂生产的抽汽凝结式蜗轮发电机组，机组安装在原2台1500千瓦的背压式发电机组厂房内。厂房高16米、长21米、宽18米，运行层高度4米。采用10千伏直供方式为莆田县管辖的供电区，并新建1座主变容量为1.25万千伏·安的35千伏升压站与县电网35千伏洞湖口变电站连接，通过35千伏洞湖口变电站再经110千伏梧塘变电站到220千伏涵江变电站与省电网联接。工程由莆田糖厂安装队和莆田县电力公司安装。1995年2月投运，年发电量6700万千瓦时，新增利润423万元，电厂职工285人，其中管理人员30人、运行人员180人、辅助运行人员75人。1998年，电力市场出现供过于求的现象，由于木兰电厂发电成本高、电价高，福建省、莆田市物价部门要求木兰电厂限时停产。是年3月，莆田县人民政府宣布木兰电厂封闭停产。
  二、水力发电
  （一）九仙溪水电站
  九仙溪水电工程位于仙游县西北部，是以发电为主，结合防洪灌溉综合效益的水利水电工程。该工程以溪尾水库为中心，将汾阳、前溪、柳园等水库联在一起，组成龙头水库，控制流域面积72.9平方千米（含区间引水3.3平方千米），将大樟溪支流九溪（又称青龙溪）的水跨流域引至木兰溪支流仙水溪，分四级进行开发后，提供农业灌溉和工业生活用水。整个工程有七库四站，总投资4.35亿元，总利用落差758.5米，总装机容量6.1万千瓦，设计年发电量1.96亿千瓦时。
  1974年，仙游县先后多次到现场勘测，编制规划。1979年，规划报告上报福建省水电厅等主管部门。1984年，仙游县水电局组织有关人员对九仙溪开发方案进行重新论证，提出八级开发方案报告。1985年，八级开发方案修改为五级开发方案；同年9月29日，获得福建省水电厅批准（闽水电[1985]计529号文）。1987年5月10日，福建省计划委员会同意该工程建设（闽计基[1987]082号文），但因仙游县财力困难而缓建。20世纪90年代，仙游县政府作出“开发水电资源，振兴仙游经济”的战略部署，把开发九仙溪梯级电站列入重点项目。1990年7月，福建省水利水电勘测设计院再次对现场进行勘测、规划，通过多次论证比较，最后推荐四级开发方案。1993年11月正式动工建设，2005年8月建成投产。至2005年底，四级电站累计发电量6.456亿千瓦时，发电收入2.53亿元。
  1.一级水库电站
  一级水库电站位于凤山、社硎、象溪境内，是在九溪上游建溪尾、汾阳、前溪和柳园4座水库，通过10.78千米长的4条引水隧洞联在一起，形成水库群，将水资源跨流域引至仙水溪发电，设计额定水头340米、流量8.46立方米/秒、装机2台，容量2.5万千瓦，设计年引水9100万立方米、年发电量7516万千瓦时、灌溉农田1.42万公顷；总投资1.6亿元，其中国家补助300万元、银行贷款7200万元、仙游县自筹资金8500万元。
  工程主要由水库、引水系统、发电厂房和升压站组成。
  水库共有4座，总控制流域面积69.6平方千米、总库容1774万立方米、调节库容1307.1万立方米。其中中型水库1座，即溪尾水库，集雨面积38.4平方千米、总库容1120万立方米、调节库容847万立方米；小（一）型水库1座，即汾阳水库，集雨面积11.9平方千米、总库容620万立方米、调节库容440万立方米；小（二）型水库2座，即前溪和柳园水库，前溪水库集雨面积10.3平方千米、总库容16.3万立方米、调节库容10.1万立方米，柳园水库集雨面积9平方千米、总库容17.1万立方米、调节库容10万立方米。
  引水隧洞共有4条，总长度10778米。其中溪尾水库—电站厂房引水有压隧洞5190米，汾阳水库支洞283米，前溪水库—溪尾水库、柳园—前溪水库无压引水隧洞分别长4420米、885米。
  发电厂房位于社硎乡仑尾村，属地面式厂房，主厂房长39.1米、宽22.5米、高24.38米，其中主机段长24.5米、安装间段长14.6米、主厂房宽14.6米；副厂房在主厂房南面，长41.6米、宽7.9米、高14.6米。发电机层高程472.51米，水轮机层高程466.61米，蝶伐层高程462.95米，尾水渠底板高程461.75米。主厂房内安装2台哈尔滨电机厂中小发电设备厂生产的CJA237-L-146/4x13.5型冲击式立轴四喷咀水轮机和机端电压10千伏、单机容量1.25万千瓦、SF125——12/2860型水轮发电机，1台起重量主钩50吨、副钩10吨的低速桥式起重机，中控室布置在副厂房二楼。
  升压开关站为户外式110千伏开关站，布置在主厂房南面、进厂公路里侧（靠山侧），长43.5米、宽14.5米，站内地面高程470.55米，安装1台SF7-31500/1212x2.5％/10.5千伏升压变压器，通过24.38千米110千伏输电线路送电到仙游城关110千伏变电站，并网运行。
  该工程分两期建设，一期工程建设溪尾水库1座，引水系统5473米，其中引水隧洞5272米（开挖洞径3米、衬砌后最小洞径2.4米，调压井为圆筒式调压井，井深69.9米，上室井径11米、下室井径2.4米，高压斜洞长1002米、开挖洞径2.5米、采用内径1.7米钢管衬砌）；发电厂房1座。二期工程建设水库3座，即汾阳、前溪和柳园水库，总控制流域面积34.5平方千米，总库容653.4万立方米，调节库容460万立方米，年增加引水量4600万立方米；引水隧洞2条，即柳园—前溪和前溪—溪尾隧洞，总长5305米。
  工程从定址到建成，前后历经17年。1985年9月29日，选定在九溪上兴建溪尾水库，通过引水隧洞引到社硎仑尾发电。1986年10月，初步设计由福建省水利水电勘测设计院编制完成；同年12月9—12日，初步设计通过福建省建委、福建省水电厅审查。1987年7月3日，初步设计获得福建省建委批复（闽建设[1987]041号），但因仙游县财政困难、自筹资金无法落实而停建。1992年，仙游县委、县政府决定复建该工程，同年6月，仙游县九仙溪水电工程领导小组成立；7月，可行性研究报告由福建省水利水电勘测设计院编制完成；10月，“九仙溪水电工程开发公司”组建；11月27日，项目建议书得到福建省计划委员会批复（闽计能[1992]118号文）。1993年7月31日，概算修编得到福建省建委批复（闽建设[1993]064号文），工程概算核定为11500万元；同年7月29日，可行性研究报告获得福建省计委批复（闽计能[1993]058号文），列入福建省基本建设项目，工期4年。
  1993年11月18日，一期工程动工兴建。溪尾水库大坝工程由三明市水电工程处承建，引水隧洞分别由铁道部十八工程局第三工程处和闽江工程公司下属宝隆公司承建，调压井高压斜管由福建省水电工程局承建；发电厂房、升压站土建部分由宁德地区水电工程局承建，机电设备由水电十二局机电安装公司安装、调试，工程质量由福建省水利水电厅工程质量监督中心站负责监督。1998年4月9日，溪尾水库大坝底孔封堵蓄水；同年6月30日，1号机试通水第一次开机，通过空载、升流、升压、短路、过速、甩负荷等试验项目；7月，引水隧洞全线贯通；8月8日，2台机组72小时试运行顺利完成；9月4日，机组启动试运行通过福建省水电厅地方电力局组织的验收，一期工程投产发电。
  1998年8月31日，二期工程正式动工。汾阳水库由福建省水电勘测设计研究院设计，前溪、柳园水库及引水隧洞由福建省水电厅水利管理技术中心设计；工程质量由莆田市水电局水利电力建设工程质量监督站负责监督。1998年9月6日汾阳水库动工，该水库由宁德地区水电工程局承建，1999年11月通过莆田市水电局组织的大坝蓄水前封堵验收，2000年1月22日大坝底孔封堵蓄水。因二期工程未竣工验收，质量暂定为合格。2000年8月8日，二期工程提前40天竣工，并全面通水，节省投资500万元。至2005年累计发电量44749万千瓦时。
  2.二级水库电站
  二级水库电站位于仙游县社硎乡塘西村汾山洋自然村，总控制流域面积85.7平方千米（汾山洋水库坝址以上流域面积12.8平方千米）；设计水头65米、单机流量5.51立方米/秒、装机2台、容量6000千瓦，年发电量1970万千瓦时；总投资4798万元，其中银行贷款3000万元、其余资金由一级、二级电站发电收入滚动开发。
  该电站为混合式水电站，由汾山洋水库、引水系统、发电厂房和升压站等组成。
  汾山洋水库总库容481万立方米、正常库容425.3万立方米、调节库容260.8万立方米，库容系数16.9％，属年调节水库。拦河坝为砌石双曲拱坝、最大坝高66米。
  引水系统进水口位于坝址左岸上游20米处，为岸塔式结构，底高程426米，设置2.6×2.6米、潜孔式平面钢闸门1道，内装1台QPG-800kN型固定式卷扬机；设置3×4米、潜孔分节活动式拦污栅1道，采用2×30kN手拉葫芦启闭。引水隧洞为有压洞，全长863米，开挖洞径3.3米，采取钢筋砼衬砌、喷砼、钢板衬石和不衬砌四种型式，砼衬衬砌厚度0.3米，衬砌后内径为2.7米，设计流量11.02米/秒。
  发电厂房为地面式厂房，主厂房为钢筋砼单层框架结构，长36.5米、宽13米、高22.48米，内装2台南平电机厂生产的HLA384-WJ-82型混流式水轮机，配套机端电压6.3千伏、功率3000千瓦、SFW3000-8/1600型水轮发电机，1台跨度11米、16/3吨1葫芦双梁桥式起重机。发电尾水流入三级塘西水库，设置尾水检修闸门2孔，单孔尺寸3.4×2.5米，2孔共用1扇潜孔平面钢板滑动门，采用1台2×50kN双钩型移动式电动葫芦进行启闭。副厂房布置在主厂房上游侧，为三层钢筋砼框架结构，长40.3米、宽5.5米、高10.7米，底层为励磁变、厂用变和低压开关室，第二层为电缆室，第三层为中控室和值班室等。机组采用自动化控制系统，按无人值守（或少人值守）方式设计，配备计算机监控系统，现场仅保留简易常规控制开关。
  升压站布置在主厂房左侧，为110千伏户外式开关站，平面尺寸为49.1米×22.0米，安装1台SF8-8000kVA/110千伏升压变压器，将九仙溪一级电站至城关110千伏输电线路开断接入，送电至城关110千伏变电站，并入仙游县电网运行。
  该工程可行性研究报告由福建省水利水电勘测设计院编制，并由仙游县发展计划局批复（仙计[2003]219号文）；初步设计报告由福建省水利水电勘测研究院编制，并由莆田市水利局批复（莆市水批字[2003]第10号文）。2003年7月，工程动工兴建。大坝由福建省水利水电工程建设公司承建，发电厂房由闽北水利水电工程公司承建，水轮发电机组由南平电机厂生产，主变由青岛变压器厂生产，机电设备由闽江工程局安装。工程质量由福建省水利厅工程质量监督中心站监督。2005年8月，工程建成投产发电。是年，发电量569万千瓦时。
  3.三级水库电站
  九仙溪三级水库电站位于仙游县象溪乡黄洋村，总控制流域面积113.9平方千米（其中九溪引水72.9平方千米，塘西水库坝址以上流域面积41平方千米）；设计水头191米、流量11.98立方米/秒、装机2台、容量2万千瓦，设计发电量7120千瓦时；总投资1.36亿元，其中银行贷款5000万元、企业债券5000万元、其余为一级电站发电收入。
  该电站为混合式电站，由塘西水库、引水系统、发电厂房和升压站等组成。
  塘西水库属年调节水库，总库容1006万立方米，库容系数10.39％。
  引水系统进水口位于大坝左岸上游50米处，为岸塔式结构，底高程360米，设置2.6×2.6米、潜孔式钢板平面事故闸门1道，安装1台QPG-800kN型卷扬机；设置3.6×4.2米、潜孔分节活动式拦污栅1道，采用1×50kN电动葫芦启闭。引水隧洞为有压隧洞，总长4636米，洞线过沟采用明管相接，开挖洞径3.2米，采用钢筋砼、喷砼、不衬砌三种型式，衬砌后洞径2.7米；调压并为带上室圆筒式调压井，位于黄洋村西南侧，总高度67米，上室直径11米、升管直径2.4米；调压井后为埋管式高压管道，主管道总长585米，钢板衬砌，衬砌后洞径2米。
  发电厂房为地面式厂房，位于黄洋村西南部仙水溪中上游左岸。主厂房为单层钢筋砼框架结构，长35.5米、宽17.5米、高28.5米，内装2台混流式水轮发电机组和1台跨度11.5米、50/10吨电动双梁桥式起重机。机组选用HLA542-LJ-140型立轴混流式水轮机和机端电压10.5千伏、功率1万千瓦、SF810000-10/2680型水轮发电机，励磁为静止可控硅自并激励磁装置。主阀采用中1000mm球阀，操作油压2.5MPa，两台共用1台HYZ-1.6-2.5油压装置。调速器选择具有PID调节规律的YDT-3000组合式电液调速器，工作油压2.5MPa。发电尾水流入四级双溪口水库，设置尾水检修闸门2孔，单孔尺寸2.28×1.45米，2孔共用1扇潜孔平面钢板滑动门，采用1台2×30kN双钩型移动式电动葫芦进行启闭。机电设备布置、安装场与发电机层同高程。主厂房机电设备按上、下游分区，发电机层上游侧布置调速器、油压装置及机旁盘等，下游侧为交通、起吊主通道；水轮机层上游侧布置有球阀控制柜，球阀吊物孔等，下游侧为油气水总管，安装场段布置有透平油库、油处理室、风机室和空压机室等。电气副厂房布置在主厂房上游侧，水轮机层副厂房布置有厂变及励磁变室等，发电机层厂房布置高压开关柜、低压配电室等，发电机层以上175.1米高程副厂房布置载波、通讯、继保试验室等附属房间。中控室布置在安装场左侧，与安装场同高程。
  110千伏升压开关站位于电气副厂房左侧，与安装场同高程，110千伏主变容量SF9-25000/110布置在靠副厂房侧。110千伏高压配电装置为户外式中型装置，配用LW6-110/3150少油断路器；10千伏低压配电装置选用XGN2-10箱型固定式金属封闭开关，配用ZN28A-10真空断路器。电站通过110千伏线路，并入仙游县电网运行。
  1999年3月，工程可行性研究报告和初步设计报告由福建省水利水电勘测设计院编制完成；同年6月，可行性研究报告得到福建省计委批复（闽计能[1999]96号文），初步设计报告得到福建省水电厅批复（闽水电[1999]电207号文）。1999年7月，工程动工兴建。大坝由南平市水电工程处建设，引水隧洞由仙游县水利水电工程建筑公司和龙岩地区水电工程处负责施工；高压斜洞由宁德地区水电工程局承建，发电厂房由福建省水利水电工程建设有限公司中标，水轮发电机组、主变分别由东风电机厂、沈阳高压器厂生产。工程质量监督由福建省水电厅工程质量监督中心站负责。2002年3月，第一台机组投产发电；同年5月，第二台机组于投产发电。至2005年，电站累计发电量21308万千瓦时。
  4.四级水库电站
  九仙溪四级水库电站位于仙游县榜头镇后坑村、仙水溪中游，总控制流域面积183.3平方千米（其中九溪引水72.9平方千米，双溪口水库坝址以流域面积110.4平方千米）。设计水头65米、流量17.76立方米/秒、装机2台、容量1万千瓦、年发电量2990万千瓦时，总投资9326万元，其中银行贷款5000万元，其余资金由一级、三级电站发电收入滚动开发。
  该电站为混合式电站，由双溪口水库、引水系统、发电厂房和升压开关站等组成。
  双溪口水库属不完全年调节水库，总库容1954万立方米，库容系数10.98％
  引水系统进水口位于大坝上游右岸陡壁上，为竖并式结构，由拦污栅、喇叭段、闸室和渐变段组成，底高程129米；设3.4×3.4米、潜孔式平面钢平板闸门1道，安装1台QGP-1250kN型固定式卷扬机；设4.5×5.0米、潜孔分节活动式拦污栅1道，采用手拉葫芦启闭。引水隧洞总长2099米，马蹄形断面，开挖洞径4米，采用钢筋砼衬砌、喷砼、和不衬砌三种型式，砼衬砌厚度0.3米，衬砌后内径3.4米，设计流量18立方米/秒。调压井为带上室圆筒式结构，上室内径7.5米、高7.5米、砼衬砌厚度0.3米；竖井内径4米、高47米、衬砌厚度0.3米。高压管道由上平段、斜段、下平段和叉管段组成，主管总长度153.6米；高压斜洞开挖洞径为3.4米—4米，钢筋砼衬砌后内径3.4米，钢板衬砌后内径2.5米；叉管后支管开挖洞径2.5米，钢板衬砌后内径1.5米，钢板厚度12毫米—28毫米。
  发电厂房为地面式厂房，位于兰石电站下游1千米处、仙水溪右岸。主厂房为单层钢筋砼框架结构，长33.4米、宽13米、高23.95米，内装2台南宁发电设备厂生产的HLA384-LJ-106型混流式水轮机，配套电压6.3千伏、功率5000千瓦、SF5000-10/2600型立轴水轮发电机，1台跨度11米、20/5吨双梁桥式起重机。副厂房布置在主厂房上游侧，为三层钢筋砼框架结构，长33.4米、宽8.6米、高11.2米，底层为励磁变、厂用变和低压开关室，第二层为电缆室，上层为中控室、值班室等。机组自动化按无人值守（或少人值守）方式设计，配备计算机监控系统。
  升压站布置在主厂房左侧，为45.7×22.5米、110千伏户外式开关站，安装1台SF10-12500/110升压变压器，通过110千伏线路，并入仙游县电网运行。
  2002年，工程可行性研究报告和初步设计报告委托福建省水利水电勘测设计研究院编制完成。2003年，可行性研究报告通过福建省经贸委审查（闽经贸电力[2003]164号文）。2004年，初步设计报告得到福建省发改委批复（闽发改委能[2004]708号文）。2003年7月，工程动工兴建。大坝由温州宏源水电建设有限公司承建，发电厂房由中国水利水电第四工程局施工，水轮发电机组由南平电机厂中标，主变由青岛变压器厂生产、机电设备由闽江工程局安装、工程质量由福建省水利厅工程质量监督中心站监督。2005年8月，工程建成投产发电，至2005年底，发电量1544万千瓦时。
  （二）东圳水电站
  东圳水电站位于莆田县常太乡岭头尾村，是以灌溉为主的坝后式电站。1991年4月，对经过历年整修的机组进行起动试运行考核，机组的振动摆度等各主要技术指标都有不同程度的提高，为该机以后的大小修工作铺平道路。5月，对停产多年的二级电站的石顶电站（安装1台400千瓦的机组）进行大修，使该电站恢复运行发电。1993年11月，1、2号机的电气一、二次设备，全部更新改造，总投资为200万元，资金来源为自筹。1998年6月，对自供区高压供电馈线进行改造，将电压等级由6.3千伏提高到10千伏，供电范围逐步扩展到莆田学院和泗华、利车、下宅等村，年供电量提高到1400万千瓦时—1500万千瓦时。1999年8月10日，石顶电站技术改造后通过72小时试运行，正常出力可达到355千瓦，提高18.3％。同年11月，对石顶电站进行技术改造，更换高效优质水轮机，机组出力提高20％。2000年6月，石顶电站技改工程竣工。12月，对3号机组进行扩大性大修。
  该站在竣工投运发电时隶属福建省水利电力厅，后下放莆田县，隶属东圳水库管理局、莆田县电力管理总站、莆田县水电局等单位管辖。
  2005年12月，东圳水电站总装机容量6320千瓦，年发电量为2316.5万千瓦时，设备年平均利用3665.35小时，累计发电量3.17亿千瓦时。有固定资产原值1800万元，职工203人，其中高级工程师2人、工程师5人、技师4人。电站员工先后为湄洲湾北岸供水工程后郑山泵站等5个单位安装3台套大中型加压泵和7台中小型水轮发电机组。
  （三）外渡水电站
  外渡水电站位于涵江区萩芦镇崇圣村。1993年，外渡水电站筹集200万元，扩建容量为1000千瓦的3号机组，设备选用南平电机厂制造的HL220-WJ-60型水轮机和SFW-K-1000-8/1430型发电机，1994年6月运行发电，每年可多发电300多万千瓦时，为电站多创产值100多万元。1999年2月，2号机组水轮机更换为河南省西峡水电设备厂制造的HL360B-WJ-52型，机组出力由原来的640千瓦增至800千瓦，每年可多发电近百万千瓦时，实现当年投资当年收回成本。2002年11月，1号机组水轮机更换为西峡水电设备厂制造的HL240-WJ-52型，机组出力由原来的550千瓦增至700千瓦，每年可多发电70万千瓦时。
  2005年12月，外渡水电站总装机容量2600千瓦，有职工62人，年发电量871万千瓦时，供电量700万千瓦时，主设备年平均利用3575小时，发电单位成本0.35元/千瓦时，累计发电量为2.13亿千瓦时。
  （四）南陂水电站
  南陂水电站位于涵江区白沙镇沃柄村南陂头自然村。1981年，电站建成投运发电。1998年，原莆田县人民政府为解决白沙镇农田灌溉和涵江区供水问题，利用后溪水库堤后电站的水流量，成立南陂水电站扩建指挥部。设计水头46米，流量为2.82立方米/秒，装机容量从原来2台200千瓦扩增为2台500千瓦。2000年，完成机组安装和调试，当年发电量达311.7万千瓦时，净增税利96.6万元。设备年平均利用3657.5小时，厂用电率0.4％，发电单位成本0.0248元/千瓦时，全员劳动生产率年人均1.32万元。至2002年底，累计发电量311.7万千瓦时，产值114.54万元，利润89.05万元。至2005年12月，南陂水电站总装机容量1000千瓦，年发电量为310万千瓦时，设备年平均利用3100小时，固定资产原值600万元，职工21人。
  （五）院里水电站
  院里水电站位于城厢区常太镇马院村院里溪左岸。该站以径流方式开发，集雨面积33.62平方千米，设计水头212米，流量1.74立方米/秒，装机容量2台1600千瓦，最低出力200千瓦。设备为南平电机厂制造的QG-W-116/130型水轮机和TSW173/54-12型发电机，两台发电机组分别于1984年和1989年投运发电。1992年、1997年、1998年发电量分别为1136万千瓦时、1202万千瓦时和1194万千瓦时，其中1997年8月发电量为203万千瓦时，突破历年月发电记录。1999年10月9日，第14号台风袭击该站，综合办公楼3层14间被冲成危房，职工食堂、仓库、油库、卫生所、围墙等设施全部被毁，大门及厂区道路变为河道，直接经济损失350万元。该站投资200多万元，修复水毁工程及发电设施，12月19日，2台机组恢复并网发电，当年发电量924.9万千瓦时。至2005年底院里水电站总装机容量3200千瓦，年发电量为690万千瓦时，设备年平均利用2702.3小时，累计发电量1.41亿千瓦时，固定资产原值1075.8万元。
  （六）东方红水电站
  东方红水电站是东方红水库坝后电站，位于涵江区江口镇官庄村与福清市新厝镇风迹村毗邻。1969年5月建成，总库容2275万立方米。1998年，东方红水电站在旧厂房下方扩建二级站装设400千瓦卧式机组1台，总装机容量1000千瓦，年均发电量约161.73万千瓦时。2002年12月，发电量为170.46万千瓦时，设备年平均利用1704.6小时。
  2005年12月，东方红水电站总装机容量1000千瓦，年发电量为209.2万千瓦时，设备年平均利用3486.67小时，累计发电量2119.82万千瓦时。
  三、风力发电
  2003年9月17日，成立福建省莆田南日后山仔风电有限公司，公司由福建风力发电有限公司、雄亚（维尔京）有限公司、莆田市亿力实业有限公司、福建南平南电水电设备制造有限公司、自然人魏九富共5家股东合资成立，注册资本为6140万元人民币，公司主要进行莆田南日岛风电场的开发建设及营运管理。
  风电场装机规模为16150千瓦（19X850KW），安装有19台西班牙GAMESA公司生产的G52-850KW变桨距风机。2005年10月13日，一期11台变桨距风机投产发电。是年12月19日，续建工程8台变桨距风机投产发电。是年，风电装机容量1.62万千瓦，年发电量0.12亿千瓦时。
  四、总装机容量
  2002年，境内总发电设备178座，总装机容量82.92万千瓦，其中火电厂1座，装机容量72.4万千瓦，水电站177座，装机容量10.52万千瓦。年发电量45.34亿千瓦时，其中火电42.68亿千瓦时、水电2.66亿千瓦时。2005年，境内总装机容量87.09万千瓦，其中火电厂装机容量72.4万千瓦、水电站装机容量13.07万千瓦、风电装机容量1.62万千瓦。年发电量57.62亿千瓦时，其中火电53.6亿千瓦时、水电3.90亿千瓦时、风电0.12亿千瓦时。
  第二节 供电网络
  一、输电线路
  1992年，220千伏中石Ⅰ路、Ⅱ路分别在91号杆、87号杆开断接入220千伏涵江变电站，形成220千伏中涵Ⅰ路、Ⅱ路和涵石Ⅰ路、Ⅱ路。1994年后，110千伏线路不断增加，形成以110千伏为主干线的供电网络。2001年2月，湄洲湾火电厂首台机组投产发电，220千伏湄石Ⅰ、Ⅱ回线路建成投入运行。至2005年，境内供电区35千伏输电线路27条，总长359.50千米，其中直供区35千伏线路16条，总长232.11千米，代管县35千伏线路11条，总长127.39千米；110千伏输电线路20条，总长346.42千米，其中直供区110千伏线路17条，总长247.50千米，代管县110千伏线路3条，总长98.92千米；220千伏输电线路12条，总长336.46千米。
  （一）35千伏线路
  至2005年底，在辖区内的城厢、荔城、涵江、秀屿四个区，共有35千伏输电线路16条，总长232.11千米；仙游境内共有35千伏输电线路11条，总长127.39千米。
  （二）110千伏线路
  至2005年底，辖区内的城厢、荔城、涵江、秀屿四个区，共有110千伏输电线路17条，总长247.50千米；仙游境内共有110千伏输电线路3条，总长98.92千米。
  （三）220千伏线路
  1.中石Ⅰ、Ⅱ回（涵迳Ⅰ、Ⅱ回），中涵Ⅰ、Ⅱ回由福清220千伏林中变电站至220千伏涵江变电站。1992年，220千伏涵江变电站建设时，把中石Ⅰ回在82号塔开断，再立10基杆塔，接入涵江变电站，形成220千伏中涵Ⅰ回，新建线路长3.75千米。同时，由涵江变电站另一个220千伏间隔出线重立10基杆塔，接到原中石线91号开断点形成220千伏涵石Ⅰ回，原中石Ⅰ回83号—90号塔拆除。中涵Ⅰ回全长39.91千米，共92基杆塔，其中铁塔86基，水泥杆6基。把中石Ⅱ回在80号塔开断，再立10基杆塔接入涵江变电站，形成220千伏中涵Ⅱ回，新建线路长3.77千米。同时，从涵江变电站另一间隔出线重立10基杆塔，接到原中石Ⅱ回87号塔的开断点，形成220千伏涵石Ⅱ路。原中石Ⅱ回81号—86号塔拆除。中涵Ⅱ回全长40.29千米，共90基杆塔，其中铁塔76基，水泥杆14基。经济输送容量19.58万千瓦。是年10月，中涵Ⅰ、Ⅱ回开断工程竣工投运，工程总投资345.32万元。
  2005年8月28日，由于福清220千伏上迳变电站的投入运行，原220千伏中涵Ⅰ回重新命名为220千伏涵迳Ⅰ回。该线路由220千伏涵江变电站出线。利用原220千伏中涵Ⅰ回28号—92号段接入福清220千伏上迳变，新建1号—13号进线段。全线长度33.27千米，共78基杆塔。涵迳Ⅰ回线路2号塔、67号—78号塔与220千伏涵迳Ⅱ回2号塔、65号—76号塔同塔架设，按涵迳Ⅰ回前进方向为准，线路在右侧，称右线。220千伏中涵Ⅱ同路重新命名为220千伏涵迳Ⅱ回，该线路由220千伏涵江变电站出线，利用原220千伏中涵Ⅱ回28号—90号段接入福清220千伏上迳变电站新建1号—13号进线段。全线长度33.61千米，共76基杆塔。涵迳Ⅱ回线路1号塔与220千伏涵荔Ⅰ回1号塔同塔架设，2号塔、65号—76号塔与220千伏涵迳Ⅰ回2号塔、67号—78号塔同塔架设，按涵迳Ⅱ回前进方向为准，线路在左侧，称左线。
  2.涵石Ⅰ回。由220千伏涵江变电站至220千伏笏石变电站。1992年，涵江变电站建设时，由原220千伏中石线Ⅰ回开断后形成的。线路从涵江变电站门型架起，新建10基杆塔接到原中石Ⅰ回91号塔的开断点，新建线路长3.35千米。涵石Ⅰ回全长30.29千米，共81基杆塔（铁塔76基，水泥杆5基），其中直线杆61基，耐张杆20基。开断工程也是由福建省电力设计院设计，1992年10月，由福建省第二电力建设公司施工，竣工投入运行，总投资158.49万元。
  3.涵石Ⅱ回。由220千伏涵江变电站至220千伏笏石变电站。1992年，涵江变电站建设时，由原220千伏中石线Ⅱ回开断后形成的。线路从涵江变电站门型架起，新建10基杆塔接到原中石Ⅱ回87号塔开断点，新建线路长3.51千米。涵石Ⅱ回全长31.57千米，共有85基杆塔（铁塔38基，水泥杆47基），其中直线杆64基，耐张杆21基。开断工程由福建省电力设计院设计，1992年10月，由福建省第二电力建设公司施工竣工投运，总投资161.58万元。
  4.莆惠Ⅱ、Ⅲ回。由仙游郊尾500千伏莆田变电所220千伏间隔出线至220千伏惠安变电站。沿途经过仙游县郊尾镇古店、塘边村，枫亭镇山头、东宅、九社村，惠安县涂岭镇界山、秀溪、下炉村等，地形为丘陵山地。线路全长39.91千米，为同塔架设共40基铁塔，其中直线杆30基，耐张杆10基。1992年6月，由福建省电力设计院设计，1994年2月，由福建省第二电力建设公司施工，竣工后投入运行，工程总投资13451.81万元。
  5.水惠Ⅰ回。220千伏水惠线起自水口水电站升压站门型架，终至220千伏惠安变电站门型架。沿途经过闽清县的水口，东桥镇的安仁溪、大溪村，梅溪镇的樟洋、院坪、榕院、钟石村，云龙乡的潭口、云中村，白樟镇的樟林村，坂东镇的秋峰、文宝、文定、厂布洋村，三溪乡的溪源村，塔庄乡的先锋、林洞村，永泰县红星乡的过岭、尧洋、红星村，盘谷乡的福坪、泳尾、凤阳村，同安镇的同安、樟坂、上庄、占柄、西安村，梧桐镇的溪西、溪南、潼关。仙游县游洋镇的五星、桥光、双峰，钟山镇的钟山村，榜头镇的东宫、新郑、象山、坝下村，盖尾镇的芹峰、瑞沟村，郊尾镇，枫亭镇的九社村，惠安县涂岭镇的界山、秀溪、下炉村等，地形大部分为丘陵和高山。线路全长133.55千米，其中水口水电站升压站门型架至3号塔段471米3基塔已在水口—惠安220千伏Ⅱ、Ⅲ回工程中建成。共有杆塔271基，其中水泥杆19基，铁塔252基，采用ZM1、ZM2、ZM3、ZM4、LH11、LV、LV11、HC、JG1、JG2、JG3、GJ2等12种型式。1994年10月，由福建省电力勘察设计院设计，1995年9月，由福建省第二电力建设公司施工竣工送电，工程总造价9272万元。
  6.湄石Ⅰ、Ⅱ回。220千伏湄石Ⅰ、Ⅱ回由湄洲湾火电厂至220千伏笏石变电站，是湄洲湾火电厂送出的配套工程之一。线路自湄洲湾火电厂引出后，终止于笏石变电站220千伏门型架。沿途经过忠门镇塔林村，东埔乡塔林、东埔、前范、何山村，忠门镇秀华、秀田、忠门、沁头、安柄村，月塘乡吉山、西园、月埔、霞塘、板尾村，秀屿镇东红、杜边、石码、西温、东华村，笏石镇炮厝、西田村等，线路全长19.97千米，共59基铁塔，使用SZ402、SGU401、SGU402、SGU403、ZM23五种塔型。1999年1月，由福建省电力勘察设计院设计。是年9月，由福建省第二电力建设公司施工，竣工后送电，工程总造价4055万元。
  7.涵荔Ⅰ回。由220千伏涵江变电站至220千伏荔城变电站，线路总长15.18千米，共40基铁塔。沿途经过涵江区国欢镇沁西、南林村，梧塘镇东南村，涵江区国欢镇九峰村，涵江区梧塘镇松东、松西村，涵江区萩芦镇崇圣、洪南、东张、沁后村，西天尾镇渭阳、溪白村等，地形为平原与丘陵及山地。线路1号塔与220KV中涵Ⅱ回1号塔同塔架设，以涵荔Ⅰ路线路前进方向为准，涵荔Ⅰ路在左侧，称左线。线路由福建省电力勘察设计院设计，2004年12月由福建省第二电力建设公司施工竣工后送电。
  （四）500千伏线路
  1.水莆线 500千伏水莆线由水口水电厂500千伏升压站至500千伏莆田变电所。500千伏水莆线由福建省电力勘测设计院设计，福建省第二电力建设公司施工。线路全长117.44千米，有246基铁塔，由原220千伏水惠线改造和部分新建组成。线路中的水口侧500千伏升压站至原水惠线7号塔为新建部分，有7基铁塔。原水惠线241号—246号塔引至500千伏莆田变电所构架也是新建的部分，有6基铁塔。1993年10月，原220千伏水惠Ⅱ、Ⅲ回的8号—240号塔段为升压改造部分投入运行。1998年3月，线路投运。该线路途经闽清、永泰、仙游三个行政县、8个乡（镇），其中水口—69号段位于闽清县境内，长度33.56千米；70号—141号位于永泰境内，长度38.1千米；142号—莆田变电所位于仙游境内，长度45.78千米。2000年7月，该线路由莆田电业局移交福建省超高压输变电局管理。
  2.福莆线。500千伏福莆线由福州500千伏福州北变电站至莆田500千伏莆田变电站。福建省电力勘测设计院设计。线路全长164.14千米。沿线途经福州市晋安区、闽侯县、福清市、莆田市、仙游县，有铁塔341基，其中336号—341号段为双回路，其余为单回路。1号—91号段由湖南省送变电建设公司施工，92号—163号段由东北电业管理局送变工程公司施工，164号—341号段由福建省第二电力建设公司施工。2002年7月，工程竣工投运，该线路归福建省超高压输变电局管辖。
  二、变电站
  1990年，境内有35千伏变电站15座，110千伏变电站6座，220千伏变电站2座。为缓解电力供应的紧张局势，1992年10月，新建220千伏涵江变电站投入运行。1993年7月1日，110千伏坑南变电站划转福州电业局管辖。1997年9月，福建省电力工业局筹建莆田地区500千伏变电所，2000年3月20日，该变电所竣工，容量为75万千伏安的1号主变压器投入运行。2001年10月，500千伏莆田变电所划归福建省超高压局管辖。由于历史原因，莆田电网一直是两家不同单位供电，产生电网结构可靠性差、安全隐患多的状况，莆田县电力公司上划后，莆田电业局对供电网络进行重新规划。2002年6月，对35千伏大丘变电站进出线路进行改造。是年7月，35千伏大丘变电站停役关闭。至2005年12月，境内有35千伏变电站17座，主变压器28台，总容量16.87万千伏安；110千伏变电站12座，主变压器20台，总容量77.35万千伏安；220千伏变电站4座，主变压器6台，总容量90万千伏安。500千伏变电站1座，主变压器1台，容量75万千伏安。
  （一）35千伏变电站
  1.卓坡变电站 位于涵江区国欢镇卓坡村，占地面积4950.25平方米。2000年9月，卓坡变电站开关设备进行无油化改造，莆田电力勘测设计所对改造方案进行设计。是年10月，由莆田电业局变电检修部施工，将9台10千伏少油式断路器更换为天宇电气集团福州第一开关厂出品的ZN21-12/1250型真空断路器。在设备无油化改造的同时，该站的10千伏线路及母分开关的电磁型保护也一并改造为CSL216N型和CSB211N型数字式保护装置。2001年3月，由莆田电业局变电安装公司施工将直流充电装置及镍蓄电池组改造为WDJ型微机智能监控系统和GFM型阀控式蓄电池，而且安装调试公用屏（GCSM-3502/ZS）及就地监控主站单元。2002年2月，安装改造工程完成投入运行。至是年12月底，卓坡变电站主变压器2台，总容量1.75万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线6回路。2005年，卓坡变电站退役停运。
  2.埭头变电站 位于秀屿区埭头镇，占地面积3793平方米。1995年，埭头变电站进行二期扩建。1995年11月，二期扩建完成，2号主变压器投入运行。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管理。是年，由莆田市电力勘测设计所设计进行1号主变压器增容。工程由莆田市亿力变电安装公司施工，同年11月，1号主变压器投入运行。2002年6月，该站的接地网及1、2号主变压器高压侧301、302开关列入技改项目，由莆田市电力勘测设计所设计，莆田市亿力变电安装公司施工，是年8月，竣工投运。接地网工程改造由中试所工程服务公司施工。至2005年12月，埭头变电站主变压器2台，总容量1.26万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线5回路。
  3.西埔变电站 位于湄洲湾北岸山亭乡西埔村，占地面积4253平方米。1992年，莆田县电力公司续建的2号主变压器。是年12月，投入运行。1995年，对1号主变压器进行增容，设备选用福州变压器厂制造的SZ6-6300/35型，容量6300千伏安，额定电压（35±3×2.5％）/10.5，接线组别Yd11的油浸自冷有载调压变压器。是年4月，1号主变压器增容工程完工投入运行。1998年，该站增设一组2100千瓦的无功补偿装置。1999年1月，莆田电业局筹建的110千伏忠门变电站1号主变压器投入运行后，是年11月，将与西埔变电站联络的2条10千伏线路分别T接在西埔变电站的1、2主变压器低压侧母线上。西埔变电站将10千伏馈线负荷逐步转移至110千伏忠门变电站供电，是年12月，将2100千瓦的无功补偿装置减为600千瓦运行。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管理。至2005年底，西埔变电站主变压器2台，总容量0.945万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线5回路，2回路出线备用。
  4.南日变电站 位于秀屿区南日镇海山村，占地面积4800平方米，其中主控楼房建筑面积723平方米。2002年6月，南日变电站进行设备改造及扩建。变电站按无人值守改造，增加1台主变压器。工程由莆田市电力勘测设计所设计，电气设备由莆田市电力工程总公司变电分公司安装调试，是年，12月工程竣工。因南日变电站35千伏海底电缆未能按期到货，该站按10千伏电压等级直供出线3回路。至2005年底，南日变电站有主变压器2台，总容量5650千伏安。
  5.洞湖口变电站 位于荔城区西天尾镇洞湖村，站区占地面积7200平方米，1991年，由莆田县电力公司设计，设计规模为主变压器2台，容量1.26万千伏安。1992年3月，土建工程由莆田县西天尾镇建筑队施工，是年6月竣工。9月，2台主变压器投入运行。1996年7月，在1号主变压器的高侧上并联1台6300千伏安的主变压器，当月投入运行，缓解用电紧张的局面。1999年12月，莆田电业局筹建的110千伏城厢变电站1号主变压器投入运行后，将并联的6300千伏安的主变压器停役，移至濑溪变电站进行主变压器增容。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管理。至2005年底，洞湖口变电站主变压器2台，总容量1.26万千伏安。35千伏进线2回路，10千伏出线5回路、备用2回路出线。由于10千伏馈线负荷逐步移至110千伏城厢变电站供电，该站成为110千伏城厢变电站的开关站。
  6.江口变电站 位于涵江区江口镇五星村，占地面积6761平方米，1991年，由莆田县电力公司设计，设计规模为主变压器2台，容量1.26万千伏安。1992年1月，土建工程由莆田县江口镇建筑队施工，是年5月竣工。电气设备由莆田县电力公司工程服务公司安装和调试。是年9月，工程竣工投入运行。2001年，由莆田市电力勘测设计所设计，莆田县电力公司工程服务公司进行主变压器增容改造，将原6300千伏安的2号主变压器更换为江苏华鹏变压器厂制造的SZ9-12500/35型油浸自冷、有载调压变压器，额定电压（35±3×2.5％）/10.5千伏，接线组别Ynod11，容量为1.25万千伏安。是年3月，投入运行。该变电站由莆田县电力公司管理，当年上划莆田电业局管理。2002年4月，由莆田市电力勘测设计所对该站的1、2号主变压器的高压侧301、302开关列入技改项目设计，由莆田市亿力变电安装公司施工。是年9月竣工。至2005年12月，江口变电站主变压器2台，总容量1.88万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线8回路。
  7.濑溪变电站 位于城厢区华亭镇濑溪村，占地面积6533平方米，1992年4月，由莆田县电力公司设计，设计规模为主变压器2台，容量0.63万千伏安。是年5月，土建工程由莆田县华亭镇建筑队施工，是年7月竣工。电气设备由莆田县电力公司工程服务公司安装和调试，12月，1、2号主变压器投入运行。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管理。是年2月，莆田电业局将濑溪变电站的2台主变压器增容及部分少油式断路器列入设备改造项目，委托莆田市电力勘测设计所进行设计，将主变压器容量更换为1.26万千伏安，即35千伏洞湖口变电站退役的1台主变压器及35千伏江口变电站增容后退役的1台主变压器移到该站安装。是年3月，由莆田市电力工程总公司变电分公司施工，并分别于3月、4月完工投入运行。至2005年12月，濑溪变电站主变压器2台，总容量1.26万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线3回路，备用出线3回路。
  8.白沙变电站 位于涵江区白沙镇坂埔村，占地面积6533平方米，1991年，由莆田县电力公司设计，设计远景规模为主变压器2台，容量0.63万千伏安。第一期主变压器1台，容量3150千伏安。1992年3月，土建工程由莆田县白沙镇建筑队施工，是年6月竣工。12月，2号主变压器投入运行。2号主变压器投运后，以10千伏电压等级向白沙、庄边和新县乡（镇）供电，同时与当地小水电站联网，将设计安装的2400千乏无功补偿装置改为750千乏运行。2000年10月，莆田县电力公司续建白沙变电站的1号主变压器，将濑溪变电站增容后退出的3150千伏安变压器移交白沙变电站使用。2001年1月，工程竣工，1号主变压器投入运行。该变电站由莆田县电力公司管理，当年上划莆田电业局管理。2002年1月，莆田电业局筹建35千伏新县变电站，由莆田市电力工程总公司变电分公司安装调试。2月，工程竣工投入运行。9月，该站的1号主变压器高压侧321开关列入技改项目。至2005年12月，白沙变电站主变压器2台，总容量0.63万千伏安。35千伏进出线2回路，10千伏出线5回路。
  9.凤山变电站 位于荔城区黄石镇塘头地带，占地面积6536平方米，1993年，由莆田县电力公司设计，设计规模为主变压器2台，容量1.26万千伏安。是年2月，土建工程由莆田县黄石镇建筑队施工，6月竣工。电气设备由莆田县电力公司工程服务公司安装和调试。1993年11月，工程竣工投入运行。由于用电负荷快速增长，1995年，由莆田县电力公司对2号主变压器进行增容改造。1999年，该站的集成保护装置及集成保护装置直流电源列入技改项目，由莆田县电力公司设计，莆田县电力公司变电施工队施工，将原集成电路的集控台更换为Builder-2020型微机保护系列装置。是年10月，竣工投入运行。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管理。2002年，凤山变电站有主变压器2台，总容量1.63万千伏安。35千伏进线2回路，10千伏出线5回路。2004年，凤山变电站退役停运。
  10.灵川变电站 位于城厢区灵川镇何寨村，占地面积6247平方米，1993年3月，由莆田县电力公司设计，设计规模为主变压器2台，容量1.26万千伏安。5月，土建工程由莆田县灵川镇建筑队施工，8月竣工，电气设备由莆田县电力公司工程服务公司安装和调试。1994年1月，1、2号主变压器投入运行。该站投运后，10千伏出线3回，多为民用负载，于是将设计安装的3000千瓦无功补偿装置改为1650千瓦运行。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管理。是年12月，灵川变电站进行综合自动化改造，改造方案由莆田电力勘测设计所设计，莆田市电力工程总公司变电分公司施工。2002年2月，改造工程全部完成。至2005年底，灵川变电站主变压器2台，总容量1.26万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线3回路，备用出线5回路。
  11.新县变电站 位于涵江区新县镇新县村，2001年3月，由莆田市电力勘测设计所按无人值守变电站进行设计，一期工程规模为主变压器1台，容量3150千伏安。是年5月，土建工程由莆田市晨光公司施工，11月竣工。电气设备由莆田市电力工程总公司变电分公司安装调试。2002年2月，35千伏新县变电站1号主变压器投入运行。至2005年12月，新县变电站主变压器1台，总容量0.315万千伏安。35千伏进线1回路。其设备划归筱塘巡检站管辖进行定期巡视和维护。
  12.常太变电站 位于城厢区常太镇常太村。2001年2月，由莆田市电力勘测设计所按无人值班式变电站进行设计。一期工程规模为主变压器1台（即濑溪变电站增容撤换的主变压器）。2001年4月，土建工程由莆田市晨光公司施工，6月竣工。电气设备由莆田市电力工程总公司变电分公司安装调试。2002年4月，1号主变压器投入运行。至2005年12月，常太变电站主变压器1台，总容量0.315万千伏安。35千伏进线1回路，其设备划归筱塘巡检站管辖进行定期巡视和维护。
  13.35千伏平海变电站 位于秀屿区平海镇平海村。2001年8月，由莆田市电力勘测设计所按无人值班站进行设计，一期工程规模为主变压器1台，容量6300千伏安。2002年1月，土建工程由莆田市晨光公司施工，5月竣工。电气设备由莆田市电力工程总公司变电分公司安装调试。7月，35千伏东平线开始送电，平海站1号主变压器6300千伏安投入运行。至2005年底，平海变电站主变压器1台，总容量0.63万千伏安。35千伏进线1回路，10千伏出线2回，路备用出线3回路。
  14.大丘变电站 原名35千伏笏石变电站，位于秀屿区笏石镇大丘村，占地面积7020平方米。2001年，莆田县电力公司所属的大丘变电站上划莆田电业局管辖，有主变压器2台，总容量0.63万千伏安。35千伏进出线3回路，10千伏出线6回路。由于该站地处220千伏笏石变电站的供电区域范围，供电资源配置重复浪费。2002年6月，莆田电业局对大丘变电站的35千伏进出线进行改造，并将10千伏馈线负荷逐步移至220千伏笏石变电站和110千伏黄石变电站供电，大丘变电站的2台主变压器退出运行。是年7月，大丘变电站拆站。
  15.郊尾变电站 位于仙游县郊尾镇三埔村，占地面积6336.5平方米。1994年，1号主变压器更换成浙江三门变压器厂制造的SFZ7-8000/35型，容量8000千伏安。2000年3月，进行二期扩建工程，由莆田市电力勘察设计所设计。2000年5月，由莆田市电力工程公司施工，11月竣工投运。至2005年12月，郊尾变电站有主变压器2台，总容量1.6万千伏安。
  16.榜头变电站 位于仙游县榜头镇东桥村，占地面积6526.8平方米。1993年6月，由莆田电业局设计所设计，安装主变压器1台。1997年，由莆田市电力工程公司施工，1998年6月，竣工投入运行。2004年，变电站扩容。至2005年底，榜头变电站有主变压器2台，总容量14300千伏安。
  17.钟山变电站 位于仙游县钟山镇钟山村，占地面积13340平方米，主控室占地面积268平方米。1993年10月，由福建水利电力学校设计，安装主变压器2台。1993年10月，由仙游县电力总公司施工，1998年6月竣工投入运行。至2005年底，钟山变电站有主变压器2台，总容量5650千伏安。
  18.龙华变电站 位于仙游县龙华镇大坂村，占地面积1.33万平方米，主控室占地面积398.5平方米。2000年12月，由莆田市电力勘测设计所设计安装主变压器1台。2001年6月，由漳平市水利水电工程公司施工，同年12月竣工投入运行。至2005年底，龙华变电站有主变压器1台，总容量6300千伏安。
  19.度尾变电站 位于仙游县度尾镇下洲村，占地面积4900平方米，主控室占地面积213平方米。2000年8月，由福州福达电气设计所设计，安装主变压器1台。是年11月，由漳平市水利水电工程公司施工，2002年8月，竣工投入运行。至2005年底，度尾变电站有主变压器1台，总容量6300千伏安。
  20.游洋变电站 位于仙游县游洋镇游洋村，占地面积5226平方米，主控室占地面积398.6平方米。2000年6月，由莆田电业局设计所设计，安装主变压器1台。是年11月，由莆田市电力工程公司施工，2003年3月，竣工投入运行。至2005年底，游洋变电站有主变压器1台，总容量6300千伏安。
  21.35千伏赖店变电站 位于仙游县赖店镇锦田村，占地面积7329.8平方米，主控室占地面积256平方米，2001年1月，由莆田市电力勘察设计所设计。安装主变压器1台。是年8月，由漳平市水利水电工程公司施工，2003年3月，竣工投入运行。2005年，变电站增容。至2005年底，赖店变电站有主变压器2台，总容量12600千伏安。
  （二）110千伏变电站
  1.筱塘变电站 位于城厢区凤凰山街道，占地面积1.67万立方米。1992年，筱塘变电站新增1组4800千瓦的无功补偿装置，是年11月投入运行。1996年7月，将筱塘变电站的GF型铅酸蓄电池组更换为GM型阀控式密封铅酸蓄电池。1997年，筱塘变电站供电区域用电负荷快速增长，新增出线无备用间隔，是年11月，变电站进行增容改造。改造工程由莆田市电力勘测设计室设计。1998年3月，筱塘变电站再增一组6000千瓦的无功补偿装置投入运行。10月，开始对1号主变压器中压侧及4回35千伏输配电油式断路器改造，12月，设备投入运行。1999年8月，2台主变压器高低侧开关、刀闸及旁路兼母分开关的设备列入技改项目。12月，完成并投入运行。2000年3月，筱塘变电站的原东圳线间隔移作筱莆线间隔，同时将原110千伏莆泉线开断改造成筱莆线路，并以35千伏电压等级直供莆田变电所。12月，筱塘变电站再次进行扩建改造，新增110千伏石筱Ⅱ回路间隔与笏石变电站联络，使筱塘变电站具有4路电源进线的枢纽变电站。2001年，3回10千伏出线开关及母分开关再次改造，更换为ZN21型真空断路器，至此筱塘变电站各台开关实现无油化改造。是年9月，筱塘变电站具备无人值守条件，并于12月划归巡检站管辖。2002年10月，发现1号主变压器35千伏、10千伏侧绕组出现变形，为确保安全，将1号主变压器更换为青岛变压器厂制造的SZ10-50000/110型，额定电压（110±8×1.25％）/（38.5±2×2.5％）/10.5，接线组别YN/yno/d11的油浸风冷、有载调压变压器。该项目由莆田市电力勘测设计室设计，莆田市亿力变电安装有限公司施工。当月，1号主变压器投入运行。
  至2005年12月，筱塘变电站主变压器2台，总容量10万千伏安。110千伏进出线4回路，35千伏出线5回路，10千伏出线14回路。变电站从建站投运共创62个“安全百日”和实现连续安全运行3684天，先后十二次被中华全国总工会、福建省总工会、福建省经贸委等单位授予“先进职工小家”、“安全生产先进班组”、“文明单位”等称号。
  2.永泰变电站 位于永泰县城郊太平口村，占地面积1.57万平方米。1995年5月，变电站进行增容改造，将1万千伏安的1号主变压器更换为3.15万千伏安的变压器，增容改造由莆田市电力勘测设计室设计，莆田市电力工程公司负责施工。1999年12月，由电力工程公司承担将永泰变电站的GGF型铅酸蓄电池组更换为GFM型密封铅酸蓄电池并安装调试NT-23型微机充放电装置。2001年4月，将2回35千伏进出线开关和1号主变压器中压侧开关的SW2-35型少油式断路器更换为江苏如皋电器厂制造的LW16型六氟化硫断路器。12月，永泰变电站各开关无油化改造工作结束。2002年11月，永泰县电力公司施工架设的35千伏刘岐Ⅱ回线路建成，永泰变电站新增35千伏出线间隔与其联络并于当月投入运行。
  至2005年12月，永泰变电站主变压器1台，总容量3.15万千伏安。35千伏出线3回路，10千伏出线2回路。主变压器最高负荷2.8万千瓦。
  3.110千伏梧塘变电站 位于涵江区梧塘镇漏头村，站区占地面积5458.3平方米，建筑面积1467平方米，其中主控楼建筑面积774.11平方米，1991年，由莆田供电局电力设计所设计，设计规模为主变压器2台，容量8万千伏安。电气结线为110千伏进线2回路，单母线分段内桥结线的户外式布置，35千伏单母线分段，出线6回和10千伏单母线分段，出线12回及4组2100千乏的无功补偿装置的屋内式布置。1995年10月，梧塘变电站进行二期扩建工程，新增2号主变压器及110千伏新进线间隔与220千伏变电站联络，使梧塘变电站具有2路电源进线的变电站，扩建工程由莆田市电力勘测设计室设计，莆田县电力工程公司施工。1996年10月，二期工程竣工，工程总投资135.97万元。该站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管辖。2002年10月，由变电分公司施工对变电站的设备继续进行改造，更新2回110千伏进出线开关及内桥开关。
  至2005年12月，梧塘变电站主变压器2台，总容量8万千伏安。110千伏进出线2回路，35千伏出线6回路，备用3回，10千伏出线8回路，备用2回。主变压器最高负荷4.25万千瓦。
  4.东峤变电站 110千伏东峤变电站，位于莆田市秀屿区东峤镇前沁村。1992年，由莆田供电局电力设计所设计，设计规模为主变压器2台，容量8万千伏安。1993年5月竣工。6月，一期电气设备安装、调试，由莆田县电力工程公司负责施工。1994年10月竣工后，1号主变压器投入运行，以35千伏、10千伏电压等级分别向埭头、灵川和东乡（镇）供电。一期总投资1297.89万元。1995年6月，新增2号无功补偿装置，容量2100千伏。该变电站由莆田县电力公司管理，2001年上划莆田电业局管辖。是年5月，东峤变电站进行二期扩建工程，新增2号主变压器。扩建工程由莆田市电力勘测设计室设计，莆田县电力工程公司施工。二期工程于7月竣工。2002年9月，由莆田市亿力变电分公司施工，对变电站的设备进行改造，是年12月，工程竣工并恢复运行。变电站35千伏、10千伏电压等级的开关实现无油化。
  至2005年12月，东峤变电站主变压器2台，总容量8万千伏安。110千伏进出线2回路，35千伏出线6回路，备用2回，10千伏出线8回路，备用3回。主变压器最高负荷3.56万千瓦。
  5.秀屿变电站 110千伏秀屿变电站，位于秀屿区秀屿镇石前村，站区占地面积3420.9平方米。1993年开始筹建，由莆田市电力勘测设计所设计，设计规模为主变压器2台，容量8万千伏安。1994年10月竣工。一期电气设备由莆田电力工程公司安装和调试，1995年10月一期工程竣工，11月，1号主变压器投入运行。工程总投资17.25万元。2000年3月，对秀屿变电站按无人值守站进行技术改造，技改设计由莆田市电力勘测设计室负责。5月，由莆田电业局变电分公司负责技改施工。2001年5月，对4回10千伏出线开关进行改造，更换为ZN21型真空断路器，当月投入运行。2002年7月，莆田电业局变电分公司改造秀屿变电站110千伏进线开关，将SW6型少油式断路器更换为北京ABB厂制造的LTB-145D型六氟化硫断路器。
  至2005年12月，秀屿变电站有主变压器1台，总容量4万千伏安。110千伏进出线1回路，10千伏出线4回路，备用4回。
  6.忠门变电站 110千伏忠门变电站，位于湄洲湾北岸山亭乡西埔村，站区占地面积2.26万平方米，该站系湄洲湾火电厂送出配套工程项目。1998年，为配合火电厂施工用电，先实施110千伏过渡性方案，由莆田市电力勘测设计所按简易的变电站进行设计。一期工程规模为主变压器1台，容量2万千伏安，10千伏出线8回路，110千伏设备为变压器单元结线和10千伏单母线不分段结线。1999年1月，一期工程竣工验收后，1号主变压器投入运行，一期工程总投资557.86万元。2000年，投运3回10千伏馈线。2001年，又投运2回。同时，在忠门变电站新增2回10千伏联络线T接于西埔变电站的10千伏母线侧，作忠门变电站今后扩建之备用。12月，安装低周减载装置。2002年6月，变电站远动系统、通信自动化系统及遥测系统分别安装和施工后具备无人值守的条件。2004年10月，忠门变电站进行增容改造。
  至2005年12月，忠门变电站主变压器2台，总容量6.3万千伏安。110千伏进线1回路，10千伏出线8回路。主变压器最高负荷1.32万千瓦。
  7.城厢变电站 110千伏城厢变电站，位于荔城区拱辰街道畅林社区，站区占地面积7492平方米，是莆田地区筹建的第一座无人值守的变电站。1998年，由莆田市电力勘测设计所进行设计，一期工程设计规模为主变压器1台，容量5万千伏安。电气主结线110千伏进出线1回路，10千伏出线10回路及1组5400千乏的无功补偿装置，110千伏设备为屋内式布置。2001年12月，划归筱塘巡检站管辖。2003年9月，城厢变电站进行增容，新增1台南京变压器厂制造的SZ10-50000/110型，容量5万千伏安的2号主变压器。
  至2005年12月，城厢变电站主变压器2台，总容量10万千伏安。110千伏进出线1回路，10千伏出线10回路，备用1回。主变压器最高负荷3.48万千瓦。
  8.黄石变电站 位于荔城区黄石镇和平村。1999年开始筹建，由莆田市电力勘测设计所按无人值守变电站进行设计。一期工程设计规模为主变压器1台，容量3.15万千伏安。电气结线为110千伏进出线2回路，单母线分段内桥结线，10千伏单母线分段，出线12回及1组5010千乏的无功补偿装置，110千伏、10千伏设备为屋内式布置。2000年10月，土建工程竣工。2001年6月，一期电气设备的安装、调试开工。是年12月，设备安装调试完毕，变电站投运，并划归巡检站管辖，工程总投资1500万元。2004年5月，黄石变电站进行增容，新增1台青岛清波变压器股份有限公司生产的型号为SZ10-31500/110，容量3.15万千伏安的2号主变压器。
  至2005年12月，黄石变电站主变压器2台，总容量6.3万千伏安。110千伏进出线2回路，10千伏出线12回路，备用9回。主变压器最高负荷1.08万千瓦。
  9.林柄变电站 位于莆田市涵江区三江口镇东清村，站区占地面积4578平方米。2001年开始筹建，总投资1663.59万元，由莆田市电力勘测设计所按无人值守的变电站进行设计。一期工程设计规模为主变压器1台，容量3.15万千伏安。电气主结线为屋内式布置，110千伏进出线1回路，35千伏出线1回路和10千伏出线8回路及1组5010千乏的无功补偿装置。2002年1月开始电气设备安装，按无人值班站的规划设计和施工，具备无人值班的条件，正式划归巡检站管辖。2003年11月，林柄变电站进行增容，新增1台南京变压器厂制造的SSZ9-31500/110型，容量3.15万千伏安的2号主变压器。
  至2005年12月，林柄变电站主变压器2台，总容量6.3万千伏安。110千伏进出线1回路，35千伏出线1回路，备用1回，10千伏出线7回路，备用1回。
  10.东海变电站 位于城厢区东海镇东朱村，站区占地面积5075平方米，工程造价516.5万元。工程由莆田市电力勘测设计所设计。变电站设计规模为4万千伏安变压器2台，110千伏出线2回，10千伏出线24回，无功补偿电容器2400千乏4组。2004年9月18日变电站工程动工兴建。施工单位为莆田市电力工程总公司。首期安装1台南京变压器厂生产的型号为SSZ10-40000/110，容量4万千伏安的主变压器。建设1回110千伏出线，10千伏出线10回。安装无功补偿电容器2400千乏2组。2005年6月14日工程竣工投入运行。
  11.锦江变电站 位于涵江区江口镇五星村，占地面积7867平方米，工程投资3834.6万元。变电站工程由莆田市电力勘测设计所设计。工程设计规模为3.15万千伏安变压器3台，110千伏出线2回，10千伏出线24回，无功补偿电容器18000千乏。2005年4月30日开工建设。一期工程安装1台江苏华鹏变压器厂生产的型号为SZ10-31500/110，容量3.15万千伏安的1号主变压器。110千伏涵江—江口线路工程、10回10千伏线路也同时开工建设，并安装无功补偿电容器2400千乏和3600千乏各1组。当年12月110千伏输变电工程竣工，变电站投运。
  12.城关变电站 位于仙游县城内街橡皮山下与龙号村相邻处，总占地面积为1.33万平方米，主控楼占地面积为257平方米。1989年，由陕西省电力设计院设计，莆田供电局工程公司安装，同年12月，竣工投入运行。安装主变1台，型号SFSZ7-31500/110，系常州变压器厂生产，容量为3.15万千伏安。供电线路有110千伏1回、35千伏2回、10千伏12回。1996年，进行二期增容扩建工程，新增主变1台，型号SFSZ8-50000/110，系常州变压器厂生产，容量为5万千伏安，投资约500万元。35千伏线路1回，1997年1月，竣工投运。1998年，进行部分扩建工程，新增110千伏线路1回和各段母线的分段开关3组及完善110千伏旁路母线。至2005年12月，城关变电站有变压器2台，容量8.15万千伏安。
  13.枫亭变电站 位于仙游县枫亭镇麟山村，由原枫亭35千伏变电站技改升压改建，占地面积1.3万平方米，主控室占地面积401.6平方米，2000年6月，由福州福达电气设计所设计。安装主变压器1台，型号SSZ9-31500/110，由南京变压器厂生产，容量3.15万千伏安。110千伏进线2回，35千伏出线3回，10千伏出线11回。2000年11月，由莆田市电力工程公司施工，2002年6月，竣工投运，总投资941万元。至2005年12月，枫亭变电站有变压器1台，容量3.15万千伏安。
  14.福建佳通轮胎厂变电站 该输配电工程建设一座集110千伏配电装置、6.3千伏配电装置、主控制室以及辅助生产设施于一体的综合楼。楼房为三层结构，一层为主变压器和6.3千伏配电室及无功补偿装置室，二层为电缆层和辅助材料室及候班室，三层为主控室和110千伏GIS配电室及办公室等。110千伏和6.3千伏配电装置为室内布置，与综合楼连成一体。
  工程由福建佳通轮胎有限公司委托莆田电业局进行工程设计、施工、设备采购、安装调试直至试送电。工程从1996年开始设计和设计审查，1997年4月采购设备，8月开始设备安装、调试，10月送电。佳通轮胎厂经过半年的培训和准备工作，1998年4月，该送配电工程送电，并移交福建佳通轮胎有限公司管理。
  佳通110千伏电源取自220千伏石变电站的110千伏侧的Ⅰ段和Ⅱ段母线，分别通过110千伏石佳Ⅰ路和石佳Ⅱ路，进入110千伏佳通变电所的Ⅰ段和Ⅱ段进线间隔。至2005年12月，该站有主变压器2台，容量5万千伏安。
  （三）220千伏变电站
  1.笏石变电站 位于秀屿区笏石镇坑尾村，占地面积4.98万平方米，是华能福州电厂送出配套工程项目之一。1985年开始筹建，由省电力勘测设计院设计。设计规模为2台12万千伏安的主变压器。1992年7月，笏石变电站新增110千伏石峤Ⅰ回间隔与110千伏东峤变电站联络。1995年11月，笏石变电站新增110千伏石秀线间隔与110千伏秀屿变电站联络。1997年8月，笏石变电站进行三期扩建工程，扩建工程由福建省电力勘测设计室设计，福建省电建二公司施工。新增2号主变压器和2组10020千乏的无功补偿装置，笏石变电站成为多电源进线双主变压器的枢纽变电站。2001年3月，由福建省中试所劳服公司对笏石变电站的防雷系统及设备接地网络进行更新改造。5月，笏石变电站新增110千伏石筱Ⅱ回间隔与110千伏筱塘变电站联络。随着供电区域的不断扩展和无功功率就地平衡的原则，笏石变电站再增容2组5010千乏的无功补偿装置，新增间隔由莆田市变电安装公司施工。8月，110千伏石筱Ⅱ回间隔投入运行。
  至2005年12月，笏石变电站主变压器2台，总容量24万千伏安。220千伏进出线6回路，110千伏出线7回路，10千伏出线10回路，主变压器最高负荷17.5万千瓦。
  2.林中变电站 位于福清市音西镇瑶峰村，占地面积4.19万平方米，是华能福州电厂送出配套工程项目之一。1985年开始筹建，由省电力勘测设计院设计，设计规模为2台12万千伏安的主变压器。1993年2月，林中变电站进行220千伏南中线间隔的二期扩建工程，是年4月竣工。1995年5月，林中变电站新增110千伏中宏线间隔与110千伏宏路变电站联络。同时为提高供电可靠性，林中变电站进行三期扩建工程。1997年5月，林中变电站新增110千伏中溪线间隔与110千伏溪头变电站联络。9月，220千伏中城Ⅰ路间隔的进行四期扩建，12月，工程竣工。1999年3月，新增110千伏母联单元。2000年3月，莆田电业局变电安装公司施工将2台硅整流充电装置及锌酸蓄电池组改造为GZDW微机智能型直流监控系统和GFM阀控式蓄电池。是年，110千伏、220千伏的母差保护及故障录波装置也进行改造。2001年3月，2台10千伏系统的消弧线圈验收并投入运行。是年9月，由福建省中试所劳服公司对变电站的防雷系统及设备接地网络进行更新改造。
  至2005年12月，林中变电站主变压器2台，总容量24万千伏安。220千伏进出线7回路，110千伏出线6回路，10千伏出线11回路。主变压器最高负荷19.1万千瓦。
  3.涵江变电站 位于莆田市涵江区国欢镇潭尾村，站区占地面积2.03万平方米，建筑面积4130平方米，其中主控综合楼、110千伏、10千伏开关设备楼面积1330平方米。1990年，由莆田供电局输变电工程部负责筹建，由福建省电力勘测设计院设计，设计规模为2台18万千伏安的主变压器。1994年6月，涵江变电站110千伏系统设备单元及母联兼旁路单元运行，110千伏涵梧Ⅰ回路架设竣工，新增110千伏涵梧线间隔与110千伏梧塘变电站联络。1998年6月，1号主变压器低压侧的少油式断路器列入技改项目，更换为ZN28型、额定容量3150安的开关。1999年12月，110千伏涵城线竣工，涵江变电站新增110千伏涵城Ⅰ回间隔与城厢变电站联络。2000年3月，由莆田电业局变电安装公司施工将2台硅整流充电装置及锌酸蓄电池组改造为GZDW微机智能型直流监控系统和GFM阀控式蓄电池，4月，正式验收投运。9月，涵江变电站进行二期扩建工程，扩建工程由福建省电力勘测设计院设计，福建省电建二公司施工。二期扩建工程总投资1960万元。2001年，莆田电力勘测设计室对1号主变压器的高压侧开关及4条220千伏进出线开关的改造方案进行设计，工程由莆田电业局变电安装公司施工。2002年2月，由福建省中试所劳服公司对涵江变电站的防雷系统及设备接地网络进行更新改造。
  至2005年12月，涵江变电站主变压器2台，总容量36万千伏安，220千伏进出线4回路，110千伏出线5回路，10千伏出线16回路，主变压器最高负荷16.2万千瓦。
  4.城头变电站 位于福清市城头镇峰前村，站区占地面积2.22平方米。1996年，由莆田市电业局电力建设部负责筹建。是年3月，由福建省电力勘测设计院设计，设计规模为2台12万千伏安的主变压器。1997年5月，土建工程竣工。6月，变电站一期工程开工，电气设备安装、调试由福建省电力建设二公司承担。12月，输变电工程竣工，中城Ⅰ路启动送电，1号主变压器投入运行。1号主变压器运行后，向110千伏梁厝变电站送电。因10千伏馈线无负荷，主变压器低压侧处空载运行。1998年8月，城头变电站进行二期扩建工程，新增220千伏城旗Ⅰ、Ⅱ回单元间隔，扩建工程由福建省电力勘测设计院设计，福建省电建二公司施工。1999年1月，城旗Ⅰ、Ⅱ回投入运行。2000年12月，220千伏中城Ⅱ回线路架设及保护调试完毕，并投入运行，城头变电站有双回220千伏线路与林中变电站联网，确保输变电的可靠性。
  至2005年12月，城头变电站主变压器1台，总容量12万千伏安。220千伏进出线4回路，110千伏出线3回路，10千伏出线4回路，主变压器最高负荷8.22万千瓦。
  5.荔城变电站 220千伏荔城变电站位于莆田市城厢区龙桥洋西村，占地面积2.6公顷，是2004年度省重点建设项目之一，该站是莆田市十二年后新建的第三座220千伏变电站。变电所建设规模为：远景建设3台12万千伏安的三相三绕组有载调压变压器；220千伏线路远景建设6回，采用双母线接线，专用母联，户外新中型布置；110千伏线路远景建设12回，双母线带旁路母线接线，设专用旁路和专用母联断路器，户外新中型布置。10千伏馈线远景建设36回，单母线四分段接线，变压器10千伏侧装设串联电抗器。户内双列离墙布置，远景设6组10兆乏的并联无功补偿电容器。
  220千伏荔城变电所工程由省电力勘测设计院设计，省第一电力建设公司承建，省宏闽电力工程监理公司监理；工程自2004年1月8日开工，是年12月30日竣工投运。220千伏荔城变投运后，其配套送出工程110千伏荔筱Ⅰ回、110千伏荔后线工程也相继投运，莆田市区、仙游县从由220千伏笏石变电站单电源供电的变为由220千笏石变电站和220千伏荔城变电站双电源供电。
  6.盖尾变电站 220千伏盖尾变电站位于仙游县盖尾镇宝峰村，占地面积2.8公顷，变电所建设规模为：远景建设3台18万千伏安的三相三绕组有载调压变压器；220千伏线路远景建设6回，采用双母线单分段接线，户外新中型布置；110千伏线路远景建设14回，双母线带旁路母线接线；10千伏馈线远景建设30回，单母线四分段接线，变压器10千伏侧装设限流电抗器；远景设12组共120兆乏的并联无功补偿电容器。
  变电站工程由省电力勘测设计院设计，省第一电力建设公司承建。2005年1月1日，220千伏盖尾输变电工程开工，工程投资约9060万元。与盖尾变电站配套的110千伏郊尾输变电工程、110千伏榜头输变电工程等同时开工建设。一期工程于是年12月竣工投运。
  （四）500千伏莆田变电站
  莆田变电站座落于仙游县郊尾镇马乾村，占地面积9.33公顷，1998年8月动工兴建，2000年3月竣工投运，是福建省第三座500千伏变电站。
  莆田变电站500千伏系统采用一个半断路器接线，220千伏系统采用双母线单分段带旁路母线接线，35千伏系统采用单母线接线。变电所规模为2台75万千伏安三相主变压器，500千伏输电线路10回，220千伏输电线路12回。
  500千伏莆田变电站是福建省500千伏电网南火北水的功率交换点，也是湄洲湾电厂向外输送电能的系统接入点。莆田变电所的建设投运极大满足莆田和泉州东北部地区负荷快速增长的需要，对莆田和泉州地区的经济发展起到重要的促进作用。
  三、配电网络
  20世纪90年代，莆田供电区，配网缺乏统一规划，配电资源无法合理配置和利用，重复建设和交叉迂回供电现象十分严重。10千伏网络结构薄弱，供电距离长，平均供电半径超过7千米。1999年，国务院批转国家经贸委《关于加快农村电力体制改革加强农村电力管理意见的通知》，农村电网建设与改造工作全面展开。2000年，电力体制改革，莆田县电力公司划归莆田电业局，莆田市配电网络迅速发展，配网结构日趋合理，配电安全可靠性逐年提高。2002年，全市完成城网建设与改造投资30272.6万元，农网建设与改造完成工程投资11493.6万元。10千伏配电线路106条总长1713.893千米，0.4千伏低压线路3184.281千米，运行的配电变压器3824台，容量71.318万千伏安。2003年，配网建设与改造投资10331.4万元，其中城网投资2632.6万元，县配网投资7698.8万元。新建10千伏架空线路49.5千米，电缆线路32.4千米。2004年，配网建设共投入资金6440.8万元，全面优化配电网络结构。2005年，增设、增容公用配电变压器309台，新增容量5.02万千伏安；更换106个低压台区的导线；更换箱式变压器2台，增加容量1430千伏安；更换和装设柱上开关43台、环网柜17台；建设开关站1座；架设10千伏线路164.85千米，电缆23千米。当年配网建设改造投入资金9873.8万元，进行线路改造，更新设备，消除隐患，进一步改善配网结构，提高供电能力。至12月，莆田电业局管辖的10千伏配电线路153条，总长2484.75千米；0.4千伏配电线路总长8134.75千米；配电变压器5294台，总容量108.34万千伏安。
  （一）仙游县电络
  1990年，仙游县电力公司直供的配网拥有10千伏线路20条，总长度410千米，0.4千伏线路730千米，公用变23台容量4205千伏安，农村综合及工矿企事业专用变72台容量50500千伏安，各类用电装接容量86155千瓦，供电最高负荷19500千瓦。
  1992年，35千伏郊枫线，35千伏枫亭变电站投运，主变容量为8000千伏安。有10千伏出线4回供给枫亭镇用电，供电能力提高，供电可靠性和电能质量得到保障。1996年，110千伏城关变电站增容，新装1台主变5万千伏安。1998年，35千伏钟榜线，35千伏榜头变电站投运，主变容量8000千伏安，有10千伏出线9回供给榜头镇用电。同年，35千伏钟山变电站投运，主变容量3150千伏安，有10千伏出线4回供给钟山、游洋、石苍、象溪4个乡（镇）用电。
  1999年，象溪乡大坪水电站1260千瓦机组投运，从象溪乡电网经35千伏钟山变电站10千伏象溪线并入县电网运行。是年，郊尾镇17个行政村作为农网改造试点乡（镇）率先进行农网改造，共投入850.86万元资金，改造10千伏线路25.89千米，0.4千伏线路115.88千米，配变49台容量4105千伏安。更换高耗能配变19台，容量1620千伏安。对11674户62508人进行农村用电四到户管理，在改善电能质量、提高供电可靠性的同时，村民用电价格大幅度下降，切实减轻农民负担。2000年，完成榜头、龙华、度尾、园庄、钟山、游洋、石苍、象溪、书峰、社硎、西苑、凤山12个乡（镇）电力体制改革。至此，仙游县电力总公司供电区覆盖18个乡（镇）322个行政村，拥有10千伏线路44条总长度1273.2千米，0.4千伏线路1678.4千米，公用变80台总容量17351千伏安；农村综合及企事业专用变1043台总容量114394千伏安，各类用电装接容量229200千瓦，供电最高负荷42900千瓦。
  2002年，35千伏度南线，35千伏度尾变电站投入运行，主变容量6300千伏安，以10千伏出线7回供给度尾镇用电，度尾变电站及相应的配网建设改善度尾、西苑、凤山等乡（镇）的配网结构。是年，110千伏城枫线及110千伏枫亭变电站投运，主变容量31500千伏安。至此，仙游县电网形成以110千伏城关、枫亭变电站为中心，辐射35千伏榜头、钟山、度尾、郊尾、南山、坑峰6座35千伏变电站。12月，全县拥有10千伏馈线44条总长度1463.6千米；0.4千伏线路3295.08千米，公用变110台容量30500千伏安，专用变1610台容量160660千伏安，10千伏无功补偿电容器27637.47千乏，各类用电装接容量273679千瓦，供电最高负荷55940千瓦，购电量33853.66万千瓦时，供电量33842.98万千瓦时，供电日最高电量92.74万千瓦时，供电日平均电量83.51万千瓦时，年售电量30482.07万千瓦时，倒网电量1783.98万千瓦时，线损量3360.91万千瓦时，综合线损率9.93％。
  至2005年12月，仙游县拥有10千伏馈线60条长度1413.82千米，0.4千伏线路2608.12千米，公用变1064台容量110380千伏安，专用变862台容量164940千伏安，10千伏无功补偿电容器303732千伏。是年，供电最高负荷83940千瓦，购电量47360.23万千瓦时，供电量47360.23万千瓦时，售电量41821.94万千瓦时，倒网电量4055.7万千瓦时，线损量5538.29万千瓦时，综合线损率11.69％。
  （二）荔城区电络
  1990年，荔城区配电网络由莆田供电局和莆田县电力公司两个供电企业组成。电源由110千伏筱塘变电站以4条10千伏馈线向市区及新度、黄石、西天尾镇供电。有10千伏线路42.38千米，低压线路67.25千米，配电变压器79台总容量6825千伏安。1992年12月，新建1座35千伏洞湖口变电站，洞湖口变电站竣工投运后，增加10千伏馈线3回，主供西天尾镇区域内的工农业及照明负荷，缩短原10千伏线路的供电半径。
  1993年12月，新建35千伏黄石变电站竣工投运，增加10千伏馈线3回。
  1997年，开始对配电变压器改造，特别是高耗能SL-7、S-7以下型号。1998年，进行柱上真空开关无油化改造。同时，对环城路、东大路、梅园路电缆化改造，建开闭所5座。
  2000年8月，110千伏城厢变电站竣工投运，增加10千伏馈线5回。主要向城区东侧及城厢变电站周边工业园区供电，实现与筱塘变电站的10千伏馈线相连接，提高城区供电可靠性。2001年5月，新建110千伏黄石变电站竣工投运，增加10千伏馈线7回，主要向城区南侧及黄石工业园区供电。与城区城厢变电站及筱塘变电站的10千伏馈线相连接，提高城区配电网供电可靠性。2002年12月，荔城区配电网络已拥有10千伏馈线19条，10千伏线路309.36千米，0.4千伏低压线路739.28千米，配电变压器937台总容量12.89万千伏安。
  2003年，建设10千伏城东线、莆阳线，以缓解筱塘变电站供电压力。35千伏凤山变电站退役后7条10千伏馈线改由110千伏黄石变电站供电，供电能力提高，供电质量得到保障。
  2004年，对八二一大街进行配电线路电缆化改造，对架空线路更换大截面绝缘导线，对柱上开关进行无油化改造。以电源点为中心，形成相对独立的配网分区，建设改造东大路、天九湾、下务巷、北大路5个配网开闭所。
  2005年，扩建改造胜利北路10千伏胜利分线、10千伏东江线及朱巷分线、10千伏城阳线宝胜支线等配电线路。是年12月，荔城区配电网络拥有10千伏馈线32条，10千伏线路409.36千米，0.4千伏低压线路1323.28千米，配电变压器1157台总容量26.49万千伏安。
  （三）城厢区配网
  1990年，城厢区配电网络由莆田供电局和莆田县电力公司两个供电企业组成。电源由110千伏筱塘变电站以4条10千伏馈线向城区及华亭镇供电。其中，常太镇以院里电站为核心的小水电组成的独立网供电。有10千伏线路51.26千米，低压线路90.28千米，配电变压器89台总容量7580千伏安。1992年12月，新建1座35千伏濑溪变电站，濑溪变电站竣工投运后，增加10千伏馈线2回，主供华亭镇区域内的工农业及照明负荷。缩短原10千伏线路的供电半径，提高线路末端电压，减少线路损耗。同时，改善华林开发区的投资环境。1997年，开始对配电变压器改造，特别是高耗能SL-7、S-7以下型号。1998年，开始进行柱上真空开关无油化改造。同时，对荔城路、胜利路、梅园路电缆化改造，建开闭所8座。2002年，城厢区配电网络已拥有10千伏馈线18条，10千伏线路305.6千米，0.4千伏低压线路708.12千米，配电变压器821台，总容量11.26万千伏安。
  2003年，扩建110千伏筱塘变电站10千伏开关室，新建10千伏线路9条。同时推广使用新产品、新技术，用新型ZW32真空开关更新故障率高的ZW8、ZW2型柱上开关。在电缆网工程中采用电力排管技术取代电缆沟敷设电缆。2004年，在中心城区的梅园东路、文献路进行配电线路的电缆化改造，消除配网运行中的安全隐患。
  2005年，重点进行变电站10千伏出线建设，分割满载、超载线路的负荷，提高供电能力。至当年12月，城厢区配电网络已拥有10千伏馈线29条，10千伏线路390.74千米，0.4千伏低压线路1020.25千米，配电变压器1042台总容量24.94万千伏安。
  （四）涵江区电络
  1990年，涵江直供区局限在涵江新城区一片，其电源由35千伏卓坡变电站供电。供电最高负荷6400千瓦。1991年，涵江林柄工业区开始规划建设，10千伏卓起线延伸0.6千米至林柄工业区，扩大供电范围，包括永恩鞋厂等台资企业三家，容量815千伏安。10千伏线路20.87千米，配电变压器105台，总容量17025千伏安。1992年3月，涵江区的安仁村，埭里村划归莆田供电局供用电部涵江供电所供电。8月，220千伏涵江变电站建成投运，同时建设与35千伏卓坡变电站10千伏母线相联的10千伏卓坡Ⅰ、Ⅱ回线路21.75千米。110千伏梧塘变电站建成投运，用35千伏线路送到35千伏江口、白沙变电站，涵江区所辖乡（镇）的供电除莆田供电局直供区外，由这3座变电站供电。
  1993年，涵江直供区扩大后，新建220千伏涵江变电站10千伏馈线涵东线、涵西线。配电主干线9条，总长107千米，公用变42台，容量9765千伏安，专用变497台，容量62560千伏安。负荷超过3万千瓦，直供用户7598户。有35千伏用户（合成氨厂）一家，其线路T接在35千伏莆后线，供电变压器3台，容量7600千伏安，35千伏线路120米。
  1994年，进行旧城区的10千伏配网更新改造工作，主要项目有顶铺社区一、二期配网改造，投入资金200多万元，建设鉴前、保尾10千伏线路和改造宫口河低压线路等，改造新建10千伏线路2.3千米，并新建10千伏兴利科技园分线、洞庭开发区分线、苍林小区分线，线路5.6千米，新增公用变8台，容量2520千伏安。12月，有10千伏配电馈线12条，总长124.14千米；公用变50台，容量12285千伏安；专用变523台，容量63710千伏安，负荷逼近4万千瓦，直供用户8470户。
  1995年，涵江成立莆田电业局涵江电力客户服务中心，开始配网5年滚动规划，至1997年，三年间投资3000万元，进行配电线路的更新改造，新架10千伏线路后郭线、九峰线等。新增10千伏线路7.14千米，改造新增0.4千伏线路7.34千米，新增公用变27台容量8235千伏安，专用变97台12313千伏安。10千伏供电电源同时由220千伏涵江变电站、35千伏卓坡变电站供电，负荷达到4.3万千瓦。是年底，有10千伏馈线15条，总长157.01千米；0.4千伏线路28.75千米，公用变80台容量23975千伏安，专用变593台容量68605千伏安，直供用户11479户。建有10千伏专线用户雪津啤酒厂、金匙玻璃厂、星光电子厂，装机容量达7400千伏安。
  1998年，涵江供电区范围66平方千米。10千伏线路17条，线路总长168.16千米。0.4千伏线路30.1千米，公用变102台容量31400千伏安，专用变607台容量79910千伏安，路灯变10台容量750千伏安。是年，筹资160万元，对林柄、安仁、后郭、陈桥村进行高低压网更新改造，总长度8.2千米，改造后农村电网线损率平均下降20％。是年，涵江售电量2.57亿千瓦·时，售电收入1.308亿元，平均电价为0.4895元/（千瓦时）。
  1999年，涵江供电区配网供电稳中有升，持续发展。12月，10千伏供电馈线18条，总长175.4千米，0.4千伏线路31.95千米，客户22353户，公用变116台容量35745千伏安，专用变630台容量83610千伏安，路灯变12台容量810千伏安。是年，投资1175万元，进行涵江区内各村的农网改造，电压合格率得到很大提高，改造后村庄实行同网同价，农民得到实惠。是年，售电总量2.76亿千瓦时，售电收入1.389亿元，平均电价0.488元/（千瓦时）。是年，合成氨厂停产，35千伏用户撤销。
  2000年，涵江配电网年投资3200万元改造优化城区配电网结构。按新的城市配网规格要求，改造更换10千伏主干线JKLGYJ-240绝缘导线26.75千米，新建10千伏线路铁塔36座，新建及改造的10千伏线路，杆塔采用15米拔梢水泥杆。新建10千伏塘北线、镇江Ⅱ路、洞庭线、东江线4条线路，部分线路实现手拉手网架。4月，毗邻涵江区的110千伏城厢变电站投运，10千伏东江线供电范围为陈桥、江尾、双福等村，解决镇江线、埭里线供电半径长问题，也缓解220千伏涵江变电站的供电压力。是年，加大农村电网及一户一表改造，共投资金2825万元，为涵江4个行政村进行农网一户一表改造，新增设村变81台，容量7600千伏安，全区实现同网同价，照明用电单价统一降到0.58元/（千瓦时），年可减轻农民负担100多万元。12月，共有10千伏线路22条，总长400多千米，0.4千伏线路40.75千米，公用变132台容量40785千伏安，专用变630台容量83610千伏安，供电户24375户，售电量2.65亿千瓦时，售电收入1.4亿元，平均单价0.53元/（千瓦时）。
  2001年，涵江供电局成立，涵江供电区扩大到572平方千米。供电区域从一区两办三镇扩大为一区两办九镇一乡。供电区内有220千伏涵江变电站，110千伏林柄、梧塘变电站，35千伏卓坡、江口、白沙变电站，供电区域分为城网和农网。城网投入资金1154万元，进行建设与改造，其中10千伏主干线485万元，分支线76万元，低压线路208万元。10千伏埭里线、梧专线等进行改造，苍然1号开闭所投入使用。同时，城网也进行一户一表改造，其中零散居民1268户，物业小区1处201户。投资5000多万元（跨年度）对山区的大洋、庄边、新县、白沙、梧塘5个乡（镇）农村配网线路、设备老化，及一户一表改造。
  2002年，涵江配网进入建设高峰期。城网建设改造投资1468万元，农网捆绑规划5000多万元，进行大规模的城、农网更新改造工作。新建改造10千伏线路48.66千米，低压线路92.39千米，新建10千伏主干线江口Ⅰ路、石南线、二洋线、赤港Ⅰ和Ⅱ回等。投资865万元完成110千伏林柄变电站二期工程。新增公用变6台容量1690千伏安，新增专用变32台容量7190千伏安。实现一户一表改造3009户，新增负荷23517千瓦。其中零散居民2013户，负荷16571千瓦，物业小区2个996户，负荷6946千瓦。光亮工程负荷145.58千瓦，新增电量23.8万千瓦时，能源可替代新增容量914千瓦，新增电量19.5万千瓦时，居民电气化小区新增容量3734千瓦，新增电量201.8万千瓦时，电气化文明新村精品工程新增容量7738千瓦，新增电量80.9万千瓦时。更新改造10千伏线路167.49千米，0.4千伏线路191.2千米，新增更换村变161台容量11280千伏安，一户一表改造6884户。12月，涵江供电区城、农网10千伏线路29条，总长579.37千米。低压线路723.14千米，专用线8条11.8千米。公用变156台容量47920千伏安，农村变397台容量32770千伏安；专用变913台容量144779千伏安。2003年，投入资金2950.52万元，进行配网及一户一表更新改造。为了提高电压供电可靠性，35千伏卓坡变停运，由卓坡变供电的4条10千伏馈线（卓起线、卓飞线、卓丰线、三江口线）改为220千伏涵江变电站供电。对10千伏镇江Ⅰ回、镇江Ⅱ回、卓起线、后郭线、卓丰线等线路进行改造共计10.9千米，改造低压同杆架设线路2.1千米，改造江口供电所江专线1.9千米，更换10千伏白沙线、大洋线、新县线主干线导线15.7千米。同时对导线实施绝缘化改造，绝缘化率达25％。11月，萩芦供电所成立。至12月，涵江供电区共有10千伏线路32条804.287千米，低压线路806.17千米，公变、村变627台容量12360千伏安，专用线路11条22.36千米，专用变838台容量13860千伏安。一户一表改造5577用户，新增公变23台容量7245千伏安。
  2004年，涵江主网供电已辐射涵江区区域内的所有城镇乡村。是年，投入资金1923.8万元，进行10千伏江口Ⅱ路等6条线路设备更新改造。投入资金300多万元对萩芦镇17个村的5986户进行一户一表改造工作，同时配电变压器增容改造32台容量1900千伏安。随着涵江经济的发展，在110千伏白塘变电站规划建设的同时，进行10千伏配网负荷转移改造。涵江西部的埭里村和安仁村改由110千伏梧塘变电站供电，新建10千伏梧埭线2.3千米。从110千伏林柄变电站架设10千伏铺尾Ⅰ、Ⅱ回至涵东片区及三江口片区，缓解10千伏涵东线、三江口线供电压力。是年，新增公用变压器19台容量5790千伏安，村用变压器30台容量2400千伏安，一户一表改造1965户。至12月底，涵江供电区有10千伏线路38条826.94千米，主网绝缘化率达35％，0.4千伏线路1447.16千米，公用变压器、村用变压器703台容量13.01万千伏安。专用线11条22.36千米，专用变压器897台容量15.833万千伏安。售电量6.065亿千瓦时，同比增长15.2％。
  2005年，投入资金1956.6万元，优化配电网络结构，10千伏供电半径平均缩短到5.25千米，城区供电半径不超过3千米。改造建设10千伏馈线间联络线，主干线满足N-1，互供率由10％提高到48％。至12月，涵江供电局管辖10千伏线路42条870.53千米，0.4千伏线路1630.17千米，配电变压器759台容量13.68万千伏安，用户专用变压器933台容量17.34万千伏安。
  （五）秀屿区电络
  1990年前，莆田县电力公司成立笏石供电所，负责秀屿区的笏石、灵川、忠门、北高、东庄、平海、东峤、埭头乡（镇）供电管理和35千伏变电站管理工作，下设笏石、埭头、西埔三个供变电站。南日岛35千伏跨海送变电工程建成投运后，成立由南日乡管辖的南日岛供电所。由110千伏筱塘变电站1条35千伏线路（线径LGJ-95）向35千伏大丘、埭头、西埔、东庄4座变电站供电，变电站总容量24600千伏安，有16条10千伏配电主干线。其中，大丘变电站有7条主干线，分供笏石、灵川、忠门、北高、东庄5个乡（镇）；埭头变电站有4条主干线，分供平海、东峤、埭头、南日4个乡（镇）；西埔变电站有3条主干线，分供忠门、湄洲岛；东庄变电站有2条主干线，由220千伏笏石变电站先后建设10千伏线路3条，即秀屿Ⅰ回、秀屿Ⅱ回、近区线622线路，向秀屿港，东庄镇及笏石镇田头村、秀山村、北埔村部分用户专用变、佳通轮胎厂等部分企业供电。是年，为解决电网迂回供电和35千伏大丘变电站主变容量不足的超载问题，从220千伏笏石变电站引出10千伏大丘Ⅰ回、大丘Ⅱ回2条线路与35千伏大丘变电站的10千伏母线联络，导线首次采用LGJ-150。变电站2台3150千伏安主变压器退出运行，作为冷备用。
  1992年，农电工作开始试点。为管理农村电网，降低农村到户电价，几个乡（镇）成立农电办，管理农村变压器以下0.4千伏线路，农电办人员由笏石供电所派出的人员和乡（镇）有关人员组成。1993年，笏石供电所供电量为0.51亿千瓦时，10千伏馈线长度495.6千米，配变492台总容量41200千伏安。主干线供电半径长，长度最长达到27千米，大部分的主干线使用导线规格仅为LGJ-70，分支线导线规格仅为LGJ-35。是年，筶杯岛海底电缆建成通电，电缆长达3.5千米，乡（镇）农电管理由试点转为普及，各个乡（镇）农电办相继成立，对于当时农村电价限价和解决农村线路设备维护问题，起到积极的作用。是年，电力供应比较紧张，压电次数达到1782条次。
  1994年，莆田县电力公司斥资建设的110千伏东峤变电站建成投入运行，主变压器容量4万千伏安。新建10千伏东峤镇专线、东峤Ⅰ回、东峤Ⅱ回。12月，第一个微机集控35千伏灵川变电站建成投入运行，新建10千伏海头工业专线、东沙线、柯朱线，解决笏石镇、灵川镇部分群众用电和才子集团、华丰集团等工业区用电问题。建成35千伏西埔变电站，10千伏东渡专线供电至东埔工业园区，解决东埔瓷砖生产基地的用电问题。是年，东庄镇36台配变、27千米10千伏线路转为35千伏东庄变电站供电，成为莆田电业局直供区，享受直供区电网电价。在110千伏秀屿变电站投运后，先后建设4条10千伏线路向外供电，其中10千伏笏石Ⅰ回、笏石Ⅱ回632线路向秀屿镇相应自然村供电，10千伏疏港Ⅰ回625线路专供秀屿港3.5万吨码头、中央粮库用电，10千伏疏港Ⅱ回向秀屿港3000吨码头及秀屿镇相应自然村供电。是年，变电总容量达到7090千伏安（不含秀屿变电站和南日岛变电站容量），年供电量达到0.64亿千瓦时（不含秀屿变电站的电量），实现年增长25.13％。1995年，以“农电和管理”为主要内容，笏石供电所开展“增供促销”和配变高耗能改造等工作。是年，110千伏秀屿变电站投入运行，35千伏东庄变电站退出运行，10千伏埭峤线、东沙线等主干线进行技改更换导线。
  1996年，笏石供电所接收110千伏及以下送电线路维护的工作。是年，湄洲湾北岸管委会成立，莆田电业局直供区也逐渐向该地区延伸，并成立湄洲湾供电所，开展供用电业务和负责配网的运行维护。
  1997年，笏石供电所供电量突破1亿千瓦时（不含秀屿变电站电量）。10千伏供电主干线增长到21条，总长度435千米，配变583台容量55400千伏安。建成东峤变电站至北高的10千伏笏北线，N-1供电方式初步形成。是年，220千伏笏石变电站10千伏642线路专线为福利企业印染厂供电。1998年，笏石供电所农网改造小组成立。随着湄洲湾火电厂的开工建设，由35千伏西埔变电站建设2条10千伏线路即塔林Ⅰ回、塔林Ⅱ回专供火电厂及忠门镇塔林村、乐屿村用电。1999年，各乡（镇）农电办上划归笏石供电所管理，下设9个供（变）电站。35千伏平海变电站建成投运，新建2回10千伏出线，为平海镇提供电力保障。随着用电负荷的增长，35千伏西埔变电站已超载运行。是年，235个村的农网进行设计和施工，笏石供电所获得“省级青年文明号”称号。
  2000年1月，110千伏忠门变电站建成投入运行，建设10千伏馈线9回，供电区域包括山亭、东埔、月塘3个乡（镇），新建10千伏湄洲Ⅱ回线路、忠西Ⅰ回、忠西Ⅱ回、月塘线。35千伏西埔变电站成为忠西Ⅰ、忠西Ⅱ回的开关站。是年，农村电网开始接收，笏石供电所直供户数从3000多户增加到20多万户。2001年4月，莆田县电力公司笏石供电所与莆田电业局湄洲湾供电所合并，成立笏石供电局，下辖8个基层供电所，1个中心营业所，1个配电所，辖区内客户达20多万户，年供电量近5亿千瓦时。同时，加大配网建设力度，配网主干线开始使用240平方毫米截面导线。10千伏线路增加到37条，供电辖区内实现“同网同价”。是年，乐屿岛海底电缆建成通电。2002年，针对基层供电所成立后普遍存在的基础薄弱、管理粗放等突出问题，适时开展“供电管理年”活动。加强对供电可靠性、电压合格率和线损三大指标的管理。是年12月，秀屿供电辖区有10千伏馈线46条，线路总长822.163千米，配变1501台总容量260030千伏安，柱上开关258台，低压线路总长4500.13千米，其中，接户线路1971.684千米。
  2003年，秀屿供电区投入资金消除配网三类设备，优化配网结构，供电可靠性提高到99.95％。其中，投资约1150万元，建设改造10千伏线路主干线4条、支线9条；投资325万元，改造（增容增设）配电变压器96台；投资45万元，改造及新增柱上开关13台。
  2004年，秀屿供电区继续进行配网建设和改造，审批配网项目91个，总投资2071万元。其中，配电变压器项目53个，投资378万元，增设、增容变压器53台容量5730千伏安；投资1036万元建设10K千伏主干线项目7个，即新增线路1条（新街线）、改造线路6条（东峤线、秀屿1回、秀屿2路、埭头线、石1回、埭头联络线）；投资136万元改造10千伏分支线、开关、低压接户项目26个，投资122万元大修10千伏分支线项目5个。
  2005年，秀屿供电区总投资2093.96万元，审批配网项目91个，其中，投资492.98万元增设增容配电变压器项目27个，增设、增容配电变压器127台实增容量1.66万千伏安；投资843.57万元新建10千伏主干线路项目3个，新增10千伏线路5条（中海线、西黄线、蔡亭线、海头线、东沙线），新增笏石开关站1个；投资480.61万元改造10千伏主干线项目2个（笏石Ⅱ回、忠西Ⅱ回），投资119万元大修10千伏线路项目6个，投资142.8万元大修低压改造项目35个，；投资15万元改造10千伏线路开关6台。是年12月，秀屿区配网有10千伏线路50条长度814.65千米，0.4千伏低压线路4161.04千米，配电变压器1503台总容量25.90万千伏安。