浙江龙港市彩虹智慧创业园增量配电网建设发展规划（2019-2025年）

北极星输配电网获悉，浙江省发改委日前印发《龙港市彩虹智慧创业园增量配电网建设发展规划（2019—2025年）的通知》，龙港市彩虹智慧创业园增量配电网由浙江隆鑫彩虹售电有限公司负责建设和运营。浙江隆鑫彩虹售电有限公司应具备《售电公司准入与退出管理办法》规定的增量配电网公司条件。龙港市彩虹智慧创业园增量配电网内，要落实“厂网分离”原则。增量配电网公司要支持其他业主在增量配电网内建设可再生能源、分布式能源和微电网。增量配电网内可再生能源、分布式能源和微电网等的规划建设按规定报批。

本规划基准年为2018年，规划期为2019-2025年。试点区域位于温州龙港市，区域面积为0.3184平方公里。龙港市彩虹智慧创业园增量配电网为非国网存量资产性质的增量配电网，由浙江隆鑫彩虹售电有限公司承担建设运营责任。

详情如下：

省发展改革委关于印发龙港市彩虹智慧创业园增量配电网建设发展规划（2019—2025年）的通知

浙发改能源〔2019〕538号

温州市发展改革委，省电力公司、国网温州供电公司，浙江隆鑫彩虹售电有限公司：

为推进我省增量配电业务改革，保障龙港市彩虹智慧创业园增量配电网持续健康发展，我委组织编制了《龙港市彩虹智慧创业园增量配电网建设发展规划（2019—2025年）》（编码：2019330000BBD0083）。现予印发，请认真贯彻实施，并就规划贯彻实施有关事项通知如下：

一、本规划是龙港市彩虹智慧创业园增量配电网建设的基本依据，纳入我省电力发展规划、配电网建设改造规划，作为申请供电业务许可的规划依据。

二、按照《企业投资项目核准和备案管理条例》《企业投资项目核准和备案管理办法》《政府核准的投资项目目录（2016年本）》《政府核准的投资项目目录（浙江省2017年本）》有关规定，龙港市彩虹智慧创业园增量配电网内电网项目的核准、备案以本规划为基本依据。没有规划依据的项目，不得核准、备案。

三、龙港市彩虹智慧创业园增量配电网由浙江隆鑫彩虹售电有限公司负责建设和运营。浙江隆鑫彩虹售电有限公司应具备《售电公司准入与退出管理办法》规定的增量配电网公司条件。

增量配电网公司要切实履行电网企业职责，遵守国家有关技术规范标准，提供保底供电和社会普遍服务，保证安全、可靠供电。增量配电网公司将运营部分职能委托其他企业履行，应当依法委托，并依法承担责任。

四、增量配电网公司在贯彻实施规划过程中，要切实执行国家能源政策和电力体制改革要求，落实《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）、《关于进一步做好我省增量配电业务改革试点工作的通知》（浙发改能源〔2018〕645号）各项规定，支持可再生能源、分布式能源、储能、微电网等的发展，落实输配电价制度，推进分布式发电市场化交易等改革。

五、龙港市彩虹智慧创业园增量配电网内，要落实“厂网分离”原则。增量配电网公司要支持其他业主在增量配电网内建设可再生能源、分布式能源和微电网。增量配电网内可再生能源、分布式能源和微电网等的规划建设按规定报批。

六、国家电网所属企业要按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向增量配电网无歧视开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。网架衔接按照本规划执行，确保增量配电网电力稳定供应。增量配电网接入公用电网管理执行《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）第（十四）条规定。

七、本规划由我委负责解释，规划日常管理授权温州市发展改革委负责，但涉及试点区域、网架结构、重大项目、运行指标等重大内容的调整，需报我委调整规划。

规划实施过程中遇到的重大问题和情况，请及时报告我委。

浙江省发展和改革委员会

2019年12月31日

如需WORD版全文可添加微信领取（微信号：shoudian2018）请备注：增量配电规划

龙港市彩虹智慧创业园增量配电网建设发展规划

（2019-2025年）

中电联电力发展研究院有限公司

2019年10月

根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）精神，国家发展改革委、国家能源局于2019年6月印发了《关于规范开展第四批增量配电业务改革试点的通知》（发改运行〔2019〕1097号），公布了我省第四批3个增量配电业务改革试点的名单，龙港市彩虹智慧创业园增量配电试点项目为其中之一。

为积极有序推进我省增量配电业务改革，确保改革取得实效，保障龙港市彩虹智慧创业园增量配电网持续健康发展，根据《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》（浙发改办能源〔2017〕126号）、《关于做好增量配电网建设发展规划编制工作的通知》（浙发改办能源〔2019〕7号）要求，编制本规划。

本规划基准年为2018年，规划期为2019-2025年。

本规划的编制依据主要包括：

1．政策性指导文件

（1）《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）；

（2）《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》（发改能源〔2015〕1899号）；

（3）《国家能源局关于印发配电网建设改造行动计划（2015～2020年）的通知》（国能电力〔2015〕290号）；

（4）《有序开放配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）；

（5）《关于规范开展第四批增量配电业务改革试点的通知》（发改运行〔2019〕1097号）；

（6）《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》（浙发改办能源〔2017〕126号）；

（7）《关于做好增量配电网建设发展规划编制工作的通知》（浙发改办能源〔2019〕7号）；

（8）《关于进一步做好我省增量配电业务改革试点工作的通知》（浙发改能源〔2018〕645号）；

（9）《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）。

2．城乡总体规划、国民经济和社会发展规划

（1）《苍南县龙港镇城市总体规划》；

（2）《苍南县龙港新城产业集聚区控制性详细规划》。

3．电网规划、设计和运行应遵循的有关规程、规范和规定

（1）《中华人民共和国电力法》；

（2）《供配电系统设计规范》（GB 50052-2009）；

（3）《城市电力规划规范》（GB/T 50293-2014）；

（4）《配电网规划设计技术导则》（DL/T 5729-2016）；

（5）《中低压配电网改造技术原则》（DL/T 599-2016）；

（6）《电能质量 公用电网谐波》（GB/T 14549-1993）；

（7）《电能质量 供电电压偏差》（GB/T 12325-2008）；

（8）《电能质量 三相电压允许不平衡度》（GB/T 15543-2008）；

（9）《电能质量 电压波动和闪变》（GB/T 12326-2008）。

一、试点范围

依据《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号）、《关于进一步做好我省增量配电业务改革试点工作的通知》（浙发改能源〔2018〕645号）、《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）等国家、省相关电改政策文件，按照规划引领、界限清晰、避免交叉供电的原则划定试点区域。

试点区域位于温州龙港市，区域面积为0.3184平方公里。试点区域范围为北至规划一路，西至彩虹大道，南至世纪大道，东至园区路，分为彩虹智慧创业园一期、二期、三期。如下图 1-1 所示。

龙港市彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点规划区域内建设35千伏及以下增量配电网。

根据《省发展改革委关于加快推进第四批增量配电业务试点项目的通知》（浙发改能源〔2019〕311号）规定，龙港市彩虹智慧创业园增量配电网为非国网存量资产性质的增量配电网，由浙江隆鑫彩虹售电有限公司承担建设运营责任。

二、区域经济社会发展情况

（一）区域经济社会发展现状

龙港市，位于浙江八大水系之一鳌江入海口南岸，东濒东海，西与平阳县萧江镇、苍南灵溪片区为邻，南与江南平原的宜山镇、钱库、金乡片区为界，北与平阳县鳌江镇隔江相望。2018年，龙港市全市总人口达到38.2万人。龙港市辖3个社区、19个居民区，总面积183.99平方公里。2018年，龙港地区生产总值达到299.5亿元，人均地区生产总值达到7.86万元，城镇化率达到63.2%，城镇和农村常住居民人均可支配收入分别为5.45万元、2.83万元。

（二）区域总体规划布局

2018年之前，温州市政府在保留龙港建制镇的同时，设立龙港综合功能区（龙港新区），进一步拉开城市发展框架，港口优势进一步扩大，产业结构空前优化，工贸业发展迎来新的契机。甬台温高速复线、苍南电厂、跨江大桥、城市综合体、体育馆等一批重大项目加快推进，城市硬实力稳步增强；中国(龙港)印刷礼品文化节、舥艚开渔节和社区文化节等品牌活动精彩纷呈；省级森林城镇、省级绿色城镇和市级生态镇“三镇联创”活动持续推进，全力打造“全国文明城镇”，城市软实力进一步提升。

2019年8月，经国务院批准，龙港撤镇设市。目前龙港市相关发展规划尚未发布。根据《苍南县龙港镇城市总体规划》、《苍南县龙港新城产业集聚区控制性详细规划》，龙港地区总体规划基本情况如下：

1．战略定位

龙港作为滨江发展的城市，起源于鳌江南岸的鳌江入海口附近。龙港将与鳌江共同构成鳌江流域的中心城市（包含鳌江镇在内，未来城市人口将突破百万），承担国家城镇改革示范基地、温州南部金融商贸中心、温州南部高教与技术培训基地、鳌江流域创意产业基地、苍南港口物流和制造业基地和苍南休闲旅游片区的众多区域职能。

2．总体规划

规划提出以龙港新城滨海中心区为核心，以“一横两纵”的发展轴和两条特色滨水景观带以及四大功能板块为基本骨架，形成“三轴、两带、四板块、多中心”的城市整体空间格局。其中，四大城市功能板块分别为滨江产业板块、滨江生活板块、滨海核心板块、滨海产业板块。

三、区域电网发展情况

（一）周边区域电网现状和发展规划

截至2018年底，苍南县有地方小电厂43座，总装机容量10.2815万千瓦，其中小水电厂38座，装机容量3.3245万千瓦；风电厂3座，装机容量5.549万千瓦；光伏电站2座，装机容量1.408万千瓦。

截至2018年底，苍南县有220千伏变电站4座，主变9台，变电容量171万千伏安；110千伏变电站21座，主变38台，主变容量189万千伏安；35千伏变电站7座，主变台数12台，主变容量18万千伏安；35千伏线路18条，线路长度208.59公里；20千伏线路12条，线路长度42.52公里；10千伏线路441条，线路长度2941.65公里。

2018年，苍南电网最大负荷达110.86万千瓦，同比增长8.2%；全社会用电量达57.94亿千瓦时，同比增长3.78%。

2018年苍南35千伏及以上电网地理接线图见图3-1。

（二）区域电网发展现状

试点区域目前正处于彩虹智慧创业园建设阶段，除施工用电外，无其他用电负荷。试点区域现有1座35千伏瑞田变电站，主变容量为30兆伏安（20+10兆伏安）。现有35千伏变电站通过2回35千伏线路接入220千伏珠山变（山瑞3641线、山田3646线），线路长度2×12.7公里，导线截面240平方毫米。试点区域内35千伏变电站及接入线路均属于用户资产，原企业破产倒闭后，经拍卖，已由浙江龙兴彩虹置业有限公司（彩虹智慧创业园开发主体）完成收购。目前该35千伏变电站和线路均处于停运状态。

试点区域内35千伏输变电为收购相关破产企业的留存资产。2004年投运，主变目前处于无法运行的状态。2回35千伏接入线路，投运年限较长，设备状况较差，考虑到资源集约利用，需对现状2回35千伏线路进行检测和升级改造以满足试点区域的供电要求。

另外，试点区域目前正处于彩虹智慧创业园建设阶段，尚无建成的10千伏配电网，无法满足创业园建成后的用电需求，需结合企业用电需求，规划建设10千伏配电网。

四、区域用电预测

（一）区域负荷增长趋势分析、负荷特性分析

1．试点区域范围内电力需求的特点

（1）现状中压电网基本为空白状况，无历史用电数据。

（2）正在建设中和计划建设的用户集中而且相对明确，基本为印刷企业用电负荷。

（3）试点区域增量配电网主要满足区域内小微企业的用电需求。

2．电力电量需求预测思路

考虑到规划区域历史用电数据基本为空白，基于历史趋势的常规电力需求预测方法如年均增长率法、产值单耗法、回归分析法、灰色系数法、电力弹性系数法、人均用电指标等方法均不适合本区域规划。因此，结合增量配电业务试点区域范围的电力需求特点，本试点区域规划电力电量需求预测思路考虑如下：

试点区域负荷=[明确用户负荷需求×入驻比率+其他空间负荷×开发系数]×同时率

其中，明确用户负荷是指已经基本确定入驻的小微企业用户，其他空间负荷是指用地目前尚处于项目规划阶段，尚未明确入驻的小微企业。明确用户负荷均有报装容量和实际负荷，可进行单独计算，其他空间负荷采用负荷密度类比法计算远景负荷。

同时，在电力需求预测的基础上，电量需求采用最大负荷利用小时数法进行预测。

（二）区域用电量预测

1．明确小微用户负荷需求

彩虹智慧创业园（一期）项目为县重点招商引资项目，列入省、市重点建设工程，主导产业定位为印刷包装和塑料制品制造业。彩虹智慧创业园一期项目用地15.04万平方米，建筑面积28.11万平方米，目前已完成招商引资工作。根据招商引资实际情况，入驻企业397家，上报最大负荷累计1.42万千瓦。彩虹智慧创业园一期项目计划于2020～2021年左右实现全部入驻。

彩虹智慧创业园三期（龙港世纪科技创业园）项目为2019年县重点开工项目，列入省、市重点建设工程，主导产业定位为印刷和塑料制品制造业。项目用地13.81万平方米，建筑面积27.59万平方米，目前已基本完成招商引资工作。根据招商引资实际情况，已基本明确入驻企业400家，上报最大负荷累计1.45万千瓦。彩虹智慧创业园三期项目计划于2022～2025年左右实现全部入驻。

试点区域企业用户负荷统计情况见附表2、附表3。

2．其他空间负荷需求

彩虹智慧创业园二期项目目前尚处于策划阶段，项目用地2.99万平方米，预计建筑面积约8万平方米。根据相关收资调研情况，彩虹智慧创业园二期项目招商引资企业基本与一期、三期项目类型相似，负荷密度一期为51瓦/平方米、三期为53瓦/平方米。因此，彩虹智慧创业园（二期）项目负荷密度暂按50瓦/平方米考虑，最大负荷约0.4万千瓦。彩虹智慧创业园（二期）项目计划于2024～2030年左右实现全部入驻。

3．综合负荷预测

考虑到彩虹智慧创业园入驻企业的属性、开工周期等基本类似，产业相关性较高，参考类似区域的供电负荷特性，结合经验统计数据，同时率可按0.8考虑。根据负荷预测结果，2020年，彩虹智慧创业园增量配电改革试点区域最大用电负荷将达到0.91万千瓦；2025年，彩虹智慧创业园增量配电改革试点区域最大用电负荷将达到2.36万千瓦；2030年，彩虹智慧创业园增量配电改革试点区域最大用电负荷将达到2.62万千瓦。

试点区域综合负荷预测结果见表4-1。

4．电量预测

电量需求采用最大负荷利用小时数法进行预测。考虑到彩虹智慧创业园入驻企业基本为印刷包装和塑料制品制造业企业，属于制造行业。通过对龙港地区数家经营稳定且相对成熟的相关企业进行实地考察和调研，并根据苍南县印刷包装行业协会提供的相关数据（印刷企业日均负荷利用小时数约13.7小时，年最大负荷利用小时数约5000.5小时），因此，本规划中彩虹智慧创业园增量配电试点区域最大负荷利用小时数暂按5000小时考虑。

龙港地区相关印刷企业负荷利用小时数情况见附表4。

根据上述负荷预测结果，2020年，彩虹智慧创业园增量配电改革试点区域电量将达到0.46亿千瓦时；2025年，彩虹智慧创业园增量配电改革试点区域电量将达到1.18亿千瓦时；2030年，彩虹智慧创业园增量配电改革试点区域电量将达到1.31亿千瓦时。

试点区域电量预测结果见表4-2。

（三）区域电源增长预测

试点区域内没有常规电源。考虑到试点区域将建设大规模的厂房，厂房屋顶可以结合实际情况考虑建设屋顶光伏项目。

根据相关调研收资情况：

彩虹智慧创业园（一期）项目建设37幢厂房、2个车间、2幢宿舍，屋顶面积合计6.63万平方米。

彩虹智慧创业园（三期）项目建设20幢厂房，屋顶面积合计10.69万平方米。

彩虹智慧创业园屋顶面积合计约17.32万平方米，考虑75%的屋顶面积具备开发屋顶光伏的可行性，同时，类比浙江其他区域屋顶光伏开发情况，水泥屋顶每万平方米可开发屋顶光伏容量约800千瓦，因此，本规划中，可开发屋顶光伏规模约1.0万千瓦。

（四）区域外网供负荷、电量预测

试点区内，除规划光伏发电外，均从国家电网公司受电，为测算所需区域外网供负荷及电量，首先对区域内的电力电量做一平衡分析。

1．平衡原则

（1）报告对彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域范围进行电力平衡分析。

（2）考虑到试点区域内屋顶光伏出力的不确定性，屋顶光伏出力按照装机规模的10%考虑。屋顶装机规模按照可开发规模乘以逐年开发率计算。

（3）屋顶光伏年发电利用小时数参考苍南地区同类屋顶光伏利用小时数，暂按900小时考虑。

2．电力平衡分析

试点区域各年度电力平衡情况见表4-3。

2020年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电0.91万千瓦；2025年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电2.31万千瓦；2030年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电2.52万千瓦。

表4-3 试点区域电力平衡情况 单位：万千瓦

3．电量平衡分析

2020年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电0.46亿千瓦时；2025年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电1.14亿千瓦时；2030年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电1.22亿千瓦时。试点区域电量平衡情况见表4-4。

五、总体要求

（一）指导思想

以《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）和《国家发展改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》（发改能源〔2015〕1899号）为指导，不断深化电力体制改革，牢固树立和贯彻落实创新、协调、绿色、开发、共享的发展理念,紧紧围绕国家清洁能源示范省建设，以保障用电安全为核心，以满足用电需求、提高供电质量、促进智能互联为目标，坚持统一规划、统一标准，着力解决配电网薄弱问题，提高新能源接纳能力，提升配电网发展质量，构筑安全稳定、清洁高效、多元互补的增量配电网供电体系，满足企业用户发展对电力的需求；推动装备提升与科技创新，加快建设现代配电网络设施与服务体系，为全面建成小康社会宏伟目标提供有力保障。

（二）基本原则

根据现行行政区划,结合试点区域实际情况,以试点区域边界清晰、无交叉供电、无重复建设为原则进行规划。

合理规划，安全发展。坚持增量配电网高效规划的原则，为用户发展留有适当裕度，保障电力消费的合理需求。以用户安全可靠用电为核心，全面提升供电保障能力与供电服务水平。科学制定远景目标网架，远近衔接、分步实施。

优化结构，清洁发展。以提高能源利用效率为核心，以倡导绿色生产方式和消费模式为抓手，优化增量配电网结构，满足试点区域屋顶光伏、电动汽车、储能等接入。

加强统筹，协调发展。把不断提高企业用户用能条件作为增量配电网发展的根本出发点和落脚点，统筹电力设施建设和布局，努力实现增量配电网发展与社会经济发展和节能环保相协调、电力设施建设与土地利用及城乡建设相协调，实现增量配电网的协调可持续发展。

完善模式，高效发展。建立试点区域增量配电网高效发展相关机制，探索完善增量配电网发展的盈利模式，充分利用电力体制改革释放的用户红利，提高效率。

科技支撑、创新发展。灵活先进，智能环保。推广应用新技术、新材料、新设备，提升智能化水平；充分满足新能源、分布式电源和多元化负荷的灵活接入与高效利用，提高核心竞争力，降低用户用能成本。

（三）发展目标

1．总体发展目标

以“安全、经济、可靠、清洁”为基本原则，加强增量配电网规划建设，完善电网结构，构成以增量配电网35千伏变电站为受电电源点，以增量配电网10千伏电网为供电网架的增量配电网络体系，实现“电源容量充足、网架坚强可靠、运行方式灵活、设备先进规范”的现代化配电网。

（1）电源容量充足

根据负荷增长情况，适时推进试点区域内35千伏变电站和屋顶光伏的建设。

（2）网架坚强可靠

电网网架规划建设应遵循高一级电压网络完善、低一级电压网络简化、相互支撑的原则，满足线路及主变“N-1”的准则，输电线路及变电站主变容量应留有充盈的裕度。

（3）电网运行灵活

满足调度运行中可能发生的各种运行方式下潮流变化的要求，充分考虑远景屋顶光伏建设和负荷预测的各种可能变化，适应电网近、远期发展，变电站的建设需满足“智能化、自动化、信息化”要求。10千伏电网应具有相互支持的能力，便于负荷转移、电网重构和电网自愈。

（4）设备先进规范

设备选型应遵循标准化、小型化、无油化、绝缘化、微机化、智能化的原则，电气设备均采用技术先进、成熟可靠、自动化程度高的设备，主设备选用国内领先或国际先进的产品。

2．主要技术指标规划目标

（1）供电区域划分

根据《国家发展和改革委关于加快配电网建设改造的指导意见》，针对中心城市（区）、城镇地区和乡村地区提出不同的建设意见及发展目标。本次规划试点区域位于龙港市，是浙江省辖县级市。按照《DL/T5729-2016配电网规划设计技术导则》，依据行政级别及未来负荷发展情况，考虑将试点区域划分为B类供电区。

（2）供电可靠性目标

1）依据《DL/T5729-2016配电网规划设计技术导则》供电安全标准的相关规定：B类供电区域的故障线路的非故障段应在3小时内恢复供电。

2）根据《关于抓紧编制并上报各增量配电网“十三五”建设发展规划的通知》（浙发改办能源〔2017〕126号），到2020年，供电可靠率应达到99.95%，综合电压合格率应达到99.7%。

3）供电能力与负荷增长相匹配并适当超前，具备一定的供电裕度，满足区块负荷的增长需求。电网供电设备均满足“N-1”标准。

因此，本规划综合上述可靠性指标相关依据，提出规划供电可靠性目标如下：试点区域用户年停电时间不高于3小时，供电可靠率≥99.95%，综合电压合格率≥99.7%，电网供电设备均满足“N-1”标准。

（四）规划思路

（1）用户安全可靠供电与增量配电网高效经济发展相辅相成。增量配电网作为国家电力体制改革的重要组成部分，对用户的安全可靠供电是重中之重。同时，建设高效、经济的增量配电网，探索创新增量配电网的盈利模式，是增量配电网稳步发展的推动力。

（2）着重考虑与政府相关规划的衔接。认真研究政府相关规划，以政府相关规划为主要依据，综合考虑各种因素的影响，合理选择增量配电网建设资源及时序安排。

（3）充分考虑与试点区域外部电网规划的衔接。增量配电网的规划建设时序较长，规划电网结构的选择、线路路径的选取需考虑与远景电网规划方案的过渡和衔接，考虑与外部公共电网的相互关系，需充分利用现有资源，尽量避免重复建设和浪费，避免出现交叉供电等情况。

（4）以由远及近的观念进行增量配电网规划。电网规划要满足系统安全稳定、网络坚强可靠、电网运行灵活、设备先进规范的技术要求，适应远景饱和负荷发展要求。在建设过程中，要综合考虑具体建设实施情况以及不同负荷水平年之间电网的平滑过渡和衔接，以由远及近的理念进行增量配电网规划。

六、区域网架建设规划

（一）规划技术原则

龙港彩虹智慧创业园增量配电网规划本着开发与节约并重的原则，适当超前，留有一定裕度，各电压等级的电网应根据用电的需求，合理规划供电容量和电网结构，充分考虑电网坚强供电能力的要求。在满足电网安全、稳定、灵活运行的基础上，分区平衡，减少电磁环网，避免重复投资。主要规划技术原则考虑如下：

1．满足《电力系统安全稳定导则》

供电可靠性和供电安全应满足《DL755－2001电力系统安全稳定导则》所规定的安全稳定标准。

第2.1.3条规定：“在正常运行方式（含计划检修方式，下同）下，系统中任一元件（发电机、线路、变压器、母线）发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃”。

第3.2.1条规定：“第一级安全稳定标准，正常运行方式下的电力系统受到下述单一元件故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，不采取稳定控制措施，必须保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸”。

第3.2.2条规定：“第二级安全稳定标准，正常运行方式下的电力系统受到下述较严重的故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机和切负荷等稳定控制措施”。

2．供电可靠性和供电安全应满足《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》所规定的标准。

第3.5条规定：“双电源，分别来自两个不同变电站，或来自不同电源进线的同一变电站内两段母线，为同一用户负荷供电的两路供电电源”。

第5.2.1条规定：“根据供电可靠性的要求以及中断供电的危害程度，重要电力用户可分为特级、一级、二级重要电力用户和临时性重要电力用户”。

第6.2.2条规定：“特级重要电力用户宜采用双电源或多路电源供电；一级重要电力用户宜采用双电源供电；二级重要电力用户宜采用双回路供电”。

3．网架结构等设计原则需满足《DL/T5542-2018配电网规划设计规程》

网架结构原文叙述如下：110～35千伏电网结构可分为辐射、环网、T接、链式四类。高压配电网宜采用以220（330千伏）变电站为中心，分片供电的模式，各供电片区正常方式下相对独立，但同时具备事故情况下项目支援的能力。

本规划中，结合试点区域供电实际情况，35千伏电网结构主要考虑采用双辐射供电结构，2回35千伏线路来自于上级变电站35千伏不同段母线，并考虑与外部电网增加10千伏线路联络。

4．中压配电网规划总体原则

供电范围内的10千伏中压配电网全部采用电缆线路，电缆采用电缆沟敷设方式，电缆沟应尽量沿区内道路建设并留有足够的备用空间，电缆沟与道路配套建设，在道路施工时配套建设过路穿管。配电线路的长度应满足末端电压质量的要求。电缆截面仅分主干线和至配电变压器的分支线，不再考虑次干线的截面选择，主干电缆截面应采用400平方毫米、300平方毫米。综合供电可靠性和运行经济性，10千伏中压配电网目标网架考虑采用双环网接线方式。环网中线路应在适当位置设置环网站，环网站宜建于负荷中心，尽量选择在主要道路的附近。不应从电缆环网节点上再派生小型环网。

5．中压配电网接线技术原则

10千伏中压配电网结构应根据城乡建设发展规划、负荷密度以及中压配电网现状及实施的可行性，合理选择接线方式，10千伏电缆线路的不同阶段的接线方式一般为单环网接线、双辐射接线、双环网接线，具体应根据用户负荷性质、容量、路径等情况确定。

（二）增量配电网布点规划方案

1．远景规划方案

远景年，龙港彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需外部供电约为2.52万千瓦，可通过试点区域内新建1座35千伏变电站供电，主变容量按2×31.5兆伏安考虑，通过现状2回35千伏架空线路接入220千伏珠山变35千伏间隔，导线截面按240平方毫米考虑。架空线路载流量约为580安，最大输送能力约为3.16万千瓦，能够满足试点区域的供电要求。

为提高供电可靠性，在2回35千伏线路供电的基础上，新增1回10千伏线路供电，从外部电网引接。

试点区域内通过10千伏电缆双环网供电，在试点区域建设5座10千伏开闭所，其中一、三期项目各建2座开闭所，以35千伏彩虹变为电源构建电缆双环网；二期项目建设1座开闭所，通过2回10千伏线路接入35千伏彩虹变，通过1回10千伏线路接入外部电网。

2．2020～2025年规划建设方案

2020～2025年期间，彩虹智慧创业园小微企业相继入驻。根据前述负荷预测及电力平衡分析，2020年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电0.91万千瓦；2025年，彩虹智慧创业园增量配电业务改革试点区域需从外部受电2.31万千瓦。

（1）2020年增量配电网规划方案

1）35千伏变电站新建工程

由于试点区域内现状35千伏变电站2台主变（10+20兆伏安）已经退役，因此，考虑在原址上新建1座35千伏彩虹变电站，主变容量为2×20兆伏安，并对现状2回35千伏线路进行检测和升级改造，线路长度为2×12.7公里，导线截面按240平方毫米考虑。变电站建成后，试点区域内35千伏彩虹变电站（2×20兆伏安）通过珠山—彩虹2回35千伏线路供电，业主需委托具有相关资质的专业单位进行检测和评审，以确认改造后的线路具备投入运行的条件。

彩虹智慧创业园（一期）中压配网新建工程

彩虹智慧创业园（一期）区域新建10千伏开闭所2座，新建10千伏电缆线路约3.7公里，新建10千伏主变36台，其中500千伏安主变15台，400千伏安主变21台。

（2）2021年增量配电网规划方案

1）彩虹智慧创业园（一期）中压配网扩建工程

新建10千伏电缆线路约1.9公里，新建10千伏主变10台，其中500千伏安主变4台，400千伏安主变6台。

2）开发屋顶光伏0.1万千瓦。

（3）2022年增量配电网规划方案

1）彩虹智慧创业园（三期）中压配网新建工程

彩虹智慧创业园（三期）区域新建10千伏开闭所1座，新建10千伏电缆线路约3.2公里，新建10千伏主变10台，其中630千伏安主变7台，500千伏安主变3台。

2）开发屋顶光伏0.1万千瓦。

（4）2023年增量配电网规划方案

1）彩虹智慧创业园（三期）中压配网扩建工程

新建10千伏电缆线路约2公里，新建10千伏主变8台，其中630千伏安主变6台，500千伏安主变2台。

2）开发屋顶光伏0.1万千瓦。

（5）2024年增量配电网规划方案

1）彩虹智慧创业园（三期）中压配网扩建工程

彩虹智慧创业园（三期）区域新建10千伏开闭所1座，新建10千伏电缆线路约3公里，新建10千伏主变8台，其中630千伏安主变6台，500千伏安主变2台。

2）开发屋顶光伏0.1万千瓦。

（6）2025年增量配电网规划方案

1）35千伏彩虹变主变改造工程

将试点区域内35千伏彩虹变2台20兆伏安主变改造为2台31.5兆伏安主变。

2）彩虹智慧创业园（三期）中压配网扩建工程

新建10千伏电缆线路约2公里，新建10千伏主变6台，其中630千伏安主变5台，500千伏安主变1台。

3）开发屋顶光伏0.1万千瓦。

3．彩虹智慧创业园（二期）项目建设敏感性分析

龙港彩虹智慧创业园（二期）项目尚未完全落地，还处于规划阶段，负荷发展存在一定的不确定性。

规划中考虑“十四五”期间二期项目处于发展初期阶段，负荷规模相对较小，考虑通过一期区域内的10千伏开闭所引出10千伏线路供电。若二期项目在“十四五”期间提前建设完成，则2025年，试点区域供电负荷将达到2.52万千瓦，规划1个10千伏双环网已经不能满足试点区域的要求，可考虑在二期项目区域提前实施布点1座10千伏开闭所，并通过2回10千伏线路接入试点区域内35千伏变电站10千伏母线（不同母线段），新增投资约327万元。

4．短路电流计算

至2025年，珠山变35千伏侧母线三相短路电流水平达到25.1/20.5千安,彩虹变35千伏侧母线三相短路电流水平为8.1千安，彩虹变10千伏侧母线三相短路电流水平为11.3千安。

5．变电站建设原则及设备选择

试点区域内新建35千伏变电站考虑采用户外布置型式。35千伏主接线考虑采用单母线分段接线，10千伏主接线考虑采用单母线分段接线。35千伏主变采用干式三相双圈有载调压变压器，35千伏配电装置采用铠装移开式交流金属封闭开关柜。35、10千伏短路电流水平按31.5千安考虑。

（三）重复建设辨识

根据《国家发展改革委、国家能源局关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》等国家相关文件精神，严格按照界限清晰、责任明确的原则，增量配电网需避免重复建设、防止交叉供电，确保电力供应的安全可靠。

试点区域现状有1座35千伏变电站，通过2回35千伏线路接入220千伏珠山变。220千伏珠山变规划35千伏出线间隔8个，本工程投产前已出线8回，其中山瑞3641、山田3646即为本工程2回35千伏线路进线间隔。

本工程35千伏变电站以及35千伏线路均属于增量配电网运营公司资产，与电网公司资产有较为清晰的边界。本规划考虑对现有35千伏变电站和线路进行改造，以满足试点区域供电，不涉及重复建设相关问题，也不涉及电网公司存量资产处置的问题。

（四）建设方案和投资

2020～2025年期间，龙港彩虹智慧创业园增量配电网建设项目总投资为10051万元，其中35千伏建设项目投资2758万元，10千伏建设项目投资4969万元，380伏建设项目投资200万元，屋顶光伏开发投资2000万元，配电自动化及通信投资124万元。

（五）技术经济及建设成效

1．技术指标及建设成效

（1）规划成效分析

到2025年，龙港彩虹智慧创业园增量配电试点区域实现从零到坚强可靠电网的跨越式发展，为近千家小微企业提供安全可靠优质的供电服务，推动清洁能源发展以及供电能力提升，支撑经济发展和服务社会民生，满足用户接入需求。规划主要成效如下：

1）解决了试点区域内近1000家小微企业的用电需求，服务实体经济发展。

2）新建改造35千伏变电站1座，35千伏线路2×12.7公里；新建10千伏开闭所4座，新建10千伏电缆线路15.8公里，新建10千伏主变78台。试点区域内10千伏电网实现电缆双环网供电结构，电网安全可靠供电水平得到较大提升。

3）试点区域开发屋顶光伏规模0.5万千瓦，构建清洁能源供电体系。

4）试点区域配电自动化覆盖率和信息自动采集率均达到100%，线路故障发现和处理能力明显提升。

（2）技术指标提升情况

根据《DL/T1563-2016中压配电网可靠性评估导则》中的“两状态模型”和“三状态模型”，并结合《GB/T31367-2015中低压配电网能效评估导则》的相关要求，经评估，到2025年，试点区域供电可靠率达到99.976%，用户年均停电时间为2.89小时，综合电压合格率达到99.9%，满足B类区域供电可靠性要求；到远景年，试点区域供电可靠率达到99.983%，用户年均停电时间为2.84小时，综合电压合格率达到99.9%，满足B类区域供电可靠性要求。

2025年，试点区域10千伏电网最大公用负荷为2.31万千瓦，10千伏线路最大供电能力7.86兆瓦，线路最大负载率为73.4%，能够通过“N-1”校验。远景年，试点区域10千伏电网最大公用负荷为2.52万千瓦，线路最大负载率为53.4%，能够通过“N-1”校验。

试点区域增量配电网10千伏电网指标见表6-5，相关指标满足目标要求。

表6-5 试点区域增量配电网10千伏电网指标

2．社会效益分析

龙港彩虹智慧创业园项目列入省、市重点建设工程，集聚入驻企业近千家，主导产业定位为印刷包装和塑料制品制造业；在国家电力体制改革的大背景下，在试点区域内新建增量配电网，积极有序推进我省增量配电业务改革，供电方式符合国家最新的配售电改革政策，通过运营模式的创新，企业用户能够享受到国家改革政策释放的红利，降低企业用能成本，便于企业进行市场化的选择，享受优良的服务。

七、区域内外网架衔接规划

（一）与外部电网的衔接原则

按照国家和浙江省相关文件的总体要求，结合龙港彩虹智慧创业园实际情况，在确保电网公司现有存量资产有效合理利用的基础上，提出如下原则：

1．综合考虑电网结构、电网安全、供电能力、供电质量、供电的经济合理性，特别是把电力安全运行和可靠供应放在首位。

2．试点区域内拟建的35千伏变电站以35千伏电压等级为分界点。远景若试点区域考虑由35千伏和10千伏供电,则以35千伏和10千伏电压等级为分界点。

（二）与外部电网的衔接情况

区域内外存在电网资产边界和电网电力计量边界。以220千伏珠山变35千伏出线侧开关下桩头作为资产分界点，出线开关下桩头以上为国家电网公司资产，出线开关下桩头以下为增量配电网运营公司资产。同时，以220千伏珠山变35千伏出线开关侧作为电力计量分界点。

八、运行管理规划

（一）配电自动化建设

1．建设原则

（1）配电自动化规划设计应符合现行行业标准《配电自动化技术导则》（DL/T1406）、《配电自动化规划设计导则》（DL/T5709）的相关规定。

（2）配电自动化应通过对配电网的监测和控制，支撑配电网调度运行和抢修指挥等业务需求，并为配电网规划设计工作提供基础数据信息。

（3）配电自动化建设应与配电网一次网架相衔接。

（4）应根据各区域配电网规模和应用需求，合理确定配电自动化系统主站的规模与功能。对关键性节点，如主干线联络开关、必要的分段开关，进出线较多的开关站、环网单元和配电室，配置“三遥”（遥测、遥信、遥控）配电自动化终端；对一般性节点，如分支开关、无联络的末端站室，配置“两遥”（遥测、遥信）配电自动化终端，用户进线处配置分界开关或具备遥测、遥信功能的故障指示器。

（5）配电自动化功能应适应分布式电源以及电动汽车、储能装置等新型负荷接入后的运行及业务需求。

（6）应根据可靠性需求、网架结构和设备状况，合理选用配电设备信息采集形式及终端类型。

2．建设方案

试点区域通过2回35千伏架空线路供电，区域内10千伏目标网架为电缆双环网接线，本区域的配电自动化采用全覆盖模式，双环网电缆线路采用三遥终端DTU实现配电站所的自动化，开闭所环进环出间隔及分支出线间隔均采用“三遥”模式。

根据试点区域内一次网架建设情况，试点区域内共装设一控八DTU终端8台（每座开闭所装设2台）。

3．建设成效

试点区配网自动化能有效支撑电网运行管理要求。

（二）调度自动化建设

1．建设原则

（1）应结合配电网及配电自动化发展水平合理选择调度控制功能的实现方式。规模较小、不具备配电自动化主站的地区，配调功能可嵌入地区电网调度控制系统。

（2）调度控制功能至少应包括SCADA、图库电子化、关键节点数据采集、配电网故障抢修指挥等功能，并实现与电网其他平台数据共享。

（3）110/35千伏场站应至少配置1套调度数据网设备，接入所属地调接入网。

（4）厂站端自动化系统的硬件配置和功能配置应全面支撑电网的调控运行，满足调度对站内数据、模型和图形的应用需求。

（5）系统建设安全防护的总体原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”，保证电力生产控制系统及重要数据的安全。

2．建设方案

试点区域由220千伏珠山变供电，珠山变已实现调度自动化。试点区域调度自动化工程应以当前成熟的自动化数据采集、控制和无源光网络（EPON）技术作为支撑，选择“主站+终端”的两层体系结构，实现配电网运行监视和控制。

3．建设成效

具备电网监测和电力系统运行状态诊断等要求，满足电网运行中的异常和突发故障协调控制，实现调度的智能化管理。

（三）系统通信建设

1．建设原则

（1）试点区域采用的通信技术应与当地配电网的发展规划相适应，应与配电网一次网架同步规划、同步建设，或预留相应位置和管道，满足配电自动化中、长期建设和业务发展需求，并做好适度超前。

（2）试点区域增量配电网应统筹通信资源，充分满足配电自动化、用电信息采集系统、屋顶光伏、电动汽车充换电站及储能装置站点的通信需求。

2．建设方案

试点区域35千伏变电站采用光纤通信至苍南调度，传输遥信、遥测、有功、无功、电能量等相关信号，费用计列50万元。

10千伏配网主要采用EPON网络通信，EPON技术主要由局端设备（OLT）、站端设备ONU、光分支网络ODN及光缆组成。采用无源分光器，将局端设备OLT以手拉手保护方式、双PON口环型保护方式进行组网，配用电通信终端设备ONU采用并联方式在分光器的接入点进行汇接，既实现抗多点失效，又实现主干线路的保护，确保设备实时高效的运行。

试点区域内考虑设置OLT1台；ONU根据DTU数量共配置8个，通过一个或多个以太网接口、RS485、RS232接口，与采集终端设备相连，实现配用电终端信息的接入；10千伏线路光缆长度约为5公里。

3．建设成效

“十四五”期间，试点区域配电通信满足电网运营要求，实现区域内用电信息采集系统的“全覆盖、全采集”，通过信息交互实现供电可靠性和电压合格率统计到户。

（四）运营组织架构规划

1.组建公司基本情况

1）公司名称：浙江隆鑫彩虹售电有限公司。

2）注册资本：人民币3000万元。

3）股权结构本公司由杨宗锐、陈崇军共同出资组建，杨宗锐以货币方式认缴人民币1200万元，占注册资本40%，陈崇军以货币方式认缴人民币1800万元，占注册资本60%。

4）经营范围：电力、新能源项目的投资、维护、建设、运营服务；合同能源管理；新能源技术研发、技术咨询、技术服务；电力设备及器材、电力通信设备销售、租赁。

2.公司组织架构设置

公司设立初期核心工作为电力营销,机构设置尽量精简,未来可根据公司发展情况对机构增设。其中营销部下设四个业务部门,负责公司各项电力业务事项,售电业务部主要负责公司的主营售电业务;配电业务部负责公司的配网业务板块,包括投建新增配网项目和承接已建成配网项目;售电侧业务部负责公司增值服务的推广,例如电力施工、设备制造、优化用电、合同能源管理等;商务技术部主要负责公司的商务事项以及云端数据收集、分析的技术研究,为前三个业务部门提供强有力的数据支撑和商务支持。

（五）建设规模和投资

2020～2025年，彩虹智慧创业园增量配电网配电自动化及通信投资约124万元，其中配电自动化投资40万元，系统通信投资约84万元。

九、电能质量规划

（一）概述

电能质量问题有以下特点：

1．电力系统里的电能质量始终处在动态变化中，这取决于：电力系统的潮流本身不停变化；大部分用户行为对于电力系统来讲是随机的。

2．电力系统是个整体，其电能质量状况是电网、用户、电厂共同作用的结果，相互影响。电能不易储存，其生产、输送、分配和转换直至消耗几乎是同时进行的。

3．电能质量扰动具有潜在危害性与广泛传播性。危害性主要是针对用户侧来讲，电能质量问题会给用户带来经济上、身体上甚至政治上的危害。电网是一个整体，在一个点发生的电能质量问题会影响一个较大的范围，这就是电能质量的广泛传播性。

4．有些情况下用户是保证电能质量的主体部分，特别是在现代工业条件下尤其明显，因为现代工业中大量采用直流负荷，这些负荷是非线性的，会往电网注入谐波、无功等，这就导致了一些电能质量问题。

5．电能质量事件，尤其是电压暂升/降，电压短时中断，这些都有很大的随机性，而且是不可避免的，评估特定区域的电能质量情况其实是非常困难的。

电能质量问题主要包含以下几种：无功补偿、谐波、电压偏差、三相不平衡及电压波动和闪变。电能质量标准是保证电网安全经济运行、保护电气环境、保障电力用户正常使用电能的基本技术规范，是实施电能质量监督管理，推广电能质量控制技术，维护供用电双方合法权益的法律依据。因此针对上述电能质量问题的几种类型，简述相关的解决措施。

（二）无功补偿

通过无功补偿提高电能质量的主要技术措施是采用无功补偿电容器，分为：

1．低压分散补偿

根据个别用电设备对无功的需要量将单台或多台低压电容器组分散地与用电设备并接，通过控制、保护装置与电机同时投切。

2．低压集中补偿

将低压电容器通过低压开关接在配电变压器低压母线侧，以无功补偿投切装置作为控制保护装置，根据低压母线上的无功负荷直接控制电容器的投切。

3．10千伏线路单点集中补偿

在负荷的集中点前端进行单点集中补偿，补偿的容量根据平时负荷进行计算，并在此基础上留有余量，补偿级数根据容量大小选择。远期规划中，对试点区域内新增配变同步加装低压无功补偿装置，无功自动补偿装置容量按照变压器容量10%～30%配置。参考试点区域周边无功补偿装置装设比例，试点区域无功补偿装置装设比例取20%。2025年试点区域新增35千伏变电容量63兆伏安，因此，无功自动补偿装置容量约12.6兆乏。

（三）谐波控制

在电力系统中谐波产生的根本原因是由于非线性负载所致，工业企业非线性设备较为普遍，尤其是电力电子类设备，由于其试点区以印刷包装和塑料制品、轻工制造等产业为主，需重点开展谐波治理，提升电网质量：

1）建立完善谐波监督防范体系，实现谐波管理规范化；

2）有针对、有重点开展谐波实测；

3）谐波源用户投产时，消谐滤波装置必须同步投运。

公用电网谐波电压（相电压）允许限值见表9-1。

（四）电压允许偏差

在电力系统正常状况下，用户受电端的供电电压允许偏差为：

1．35千伏供电电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压的10%；

2．10千伏及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的±7%；

3．220伏单相供电电压允许偏差为额定电压的+7％与-10%；

4．对供电点短路容量较小、供电距离较长以及对供电电压偏差有特殊要求的用户，由供、用电双方协议确定。

试点区域内应加强各级电网的无功补偿的投切控制工作，安装电压监测装置，使各级电网三相供电电压偏差满足上述行业规范要求。

（五）三相电压允许不平衡度

三相电压不平衡度是电能质量的一个重要指标，其限值为：

1．电力系统公共连接点电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。

2．接于公共连接点的每个用户引起该点负序电压不平衡允许值一般为1.3%，短时不超过2.6%。通常电压不平衡的情况大多是因为三相元件、线路参数或负荷不对称。由于三相负荷的因素是不一定的，所以供电点的三相电压和电流极易出现不平衡的现象，损耗线路。

试点区域规划中控制三相电压允许不平衡度主要有以下措施：

1．装设平衡装置

通过装设平衡装置的方式来达到三相负荷的分配。

2．定期开展对三相负荷的检测工作

定期开展对三相负荷的检测工作，将检测的结果进行专业的记录和分析，对各相的负荷电流进行定期的检测，及时发现三相不平衡状况。

3．由不对称负荷引起的电网三相电压不平衡

可以将不对称负荷分散接在不同的供电点，以减少集中连接造成不平衡度严重超标的问题；或使用交叉换相等办法使不对称负荷合理分配到各相，尽量使其平衡化。

（六）电压波动和闪变

1．电压波动和闪变允许限值

任何一个波动负荷用户在电力系统公共连接点产生的电压变动，其限值和电压变动频率、电压等级有关。电压波动允许限值见表9-2。

电力系统公共连接点，在系统正常运行的较小方式下，以一周为测量周期，所有长时间闪变值Plt都应满足相关要求，具体见表9-3。

2．对电压波动和闪变应采取下列抑制措施

（1）采用专线或专用变压器供电

对大容量的冲击性负荷，采用专线或专用变压器供电，是降低电压波动对其他设备运行影响的最简便有效的办法。

（2）减小线路阻抗

当冲击性负荷与其他负荷共用供电线路时，设法减小线路阻抗，例如将单回路改为双回路，减小冲击性负荷引起的电压波动。

（3）选用短路容量较大或电压等级较高的电网供电

对大型电弧炉的炉用变压器应选用短路容量较大或电压等级较高的电网供电，能有效地减小冲击性负荷引起的电压波动。

（4）采用静止无功补偿器SVG装置，维持电网指标在允许的范围内。

十、用户服务规划

（一）常规用户服务规划

随着社会经济的不断发展，社会各界和广大客户对电力供给、服务质量提出了更高的要求。应切实开展以下工作，提高对用户供电服务水平。

1．规范办公营业场所。试点区内应建立固定的办公场所及营业网点，并有统一、明显的标志，营业场所应方便营业区用户业务办理。加强供电营业窗口规范化建设，优化服务流程，完善服务标准，规范服务行为。

2．建立优质服务长效机制。坚强有力、调度灵活的网架结构，是满足客户需求、供电优质服务的硬件基础。从管理上要向需求侧倾斜，开展以客户为单位的安全生产、供电可靠性、电压质量等指标的管理，促进供电服务水平的提高。

3．加强队伍建设，提高从业员工素质。不断强化从业员工的服务意识和服务水平；加强营销人员的管理，使营销人员明确自身工作的目标和标准，做到岗位责任明确，服务到位；强化职业道德，高度重视对员工职业道德的培养，同时制订不同岗位的职业道德规范和相应的考核体系。

4．严格执行价格主管部门制定的电价和收费政策，及时在供电营业场所和网站公开电价、收费标准和服务程序。

5．供电方案答复期限：居民客户不超过3个工作日，低压电力客户不超过7个工作日。

6．装表接电期限：受电工程检验合格并办结相关手续后，居民客户3个工作日内送电，非居民客户5个工作日内送电。

7．受理客户计费电能表校验申请后，5个工作日内出具检测结果。客户提出抄表数据异常后，7个工作日内核实并答复。

8．当电力供应不足,不能保证连续供电时,严格按照政府批准的有序用电方案实施错避峰、停限电。

9．受理客户投诉后，1个工作日内联系客户，7个工作日内答复处理意见。

10．提供24小时电力故障报修服务，供电抢修人员到达现场的时间不超过45分钟。

11．供电设施计划检修停电，提前7天向社会公告；供电设施临时检修停电的，提前24小时公告。对欠费客户依法采取停电措施，提前7天送达停电通知书，费用结清后24小时内恢复供电。

（二）保底供电服务规划

增量配电网目前主要面向大工业及商业用电客户；对于居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电性质，则继续按照所在省（市、区）的目录销售电价执行。对于不参加电力市场交易的用户（包含具备市场交易资格而选择不参与市场交易的电力用户），增量配电网有义务向其提供保底供电服务。这将向电力用户提供更为廉价的电力能源和更加优质的供配电及其他增值服务。

（三）增值服务规划

增量配电网业主可以有偿为各类用户提供增值服务，其内容包括但不限于为用户提供用电规划、智能用电、节能增效、用电设备运维、综合能源服务等。通过不断创新和丰富增值服务内容，一方面使电力用户得到越来越个性化、优质的电力服务，另一方面对于运营商来说也可以获得更多盈利增长点，以此通过良性循环激活市场，发挥市场的价值发现作用，推动产业内涵的不断进步和发展。

综合能源服务。综合能源服务是一种新型的为满足终端客户多元化能源生产与消费的能源服务方式，涵盖能源规划设计、工程投资建设、多能源运营服务以及投融资服务等方面。简单来说，就是不单销售能源商品，还销售能源服务，当然这种服务主要是附着于能源商品之上的。对于增量配网业主来说，就是由单一售电模式转为电、气、冷、热等的多元化能源供应和多样化增值服务模式。

用户节能减排服务。增量配网业主提供节能减排方案，建立准确测量的系统，精确的统计电能消耗，通过精准的测量和对细节的掌握，精准的分析企业的用能情况，如是否存在直接浪费、配电容量是否合理以及设备的能效是否低下等等，进而从管理和技术改造两个方面提出改善意见，协助用户真正将节能减排落实到实处。

十一、节能与环境保护

（一）节能分析

1．系统节能分析

（1）接入系统方案确保技术合理、经济最优。

本规划可进一步优化和加强电网供电结构，能够提高供电可靠性，本期工程接入系统方案可以灵活适应网络潮流变化，网架结构清晰，正常和N-l方式下，各线路潮流均在经济输送范围内，潮流分布合理，网络损耗低。

（2）导线截面选择满足送电要求

结合电网远景发展，本项目线路采用根据送电需要选择适合类型导线，既满足电力输送，同时节省线路走廊资源，适应电网发展需要。

（3）合理配置变电站低压无功设备

按照分层分区、就地平衡的原则，合理配置低压无功补偿容量。为“以全电网有功功率损耗最小为目标的优化运行和优化调度”创造条件，可以有效降低全网的电能损耗。

2．变电节能分析

（1）本工程建筑物、维护材料积极推广新型建筑材料，采用能耗低的新型材料等。

（2）主变压器选择节能型低损耗的变压器，年运行成本比普通变压器低约20%，投资回收周期短，全寿命周期运行成本低；变电站照明灯具选用绿色、环保的高效节能灯具。

（3）35kV变电站规划配置无功补偿电容器装置，运行时可根据功率因数来决定投入电容器组数，提高线路的功率因数，补偿线路中的无功损耗，从而进一步降低能源的损耗，提高经济效益。

3．送电线路节能分析

（1）精心选线，合理规划出线走廊，利用现状线路路径，减少线损、降低能耗，节约线路走廊。

（2）线路改造时，采用节能金具，降低磁滞损耗。铸铁锻造的线路金具（如线夹、防振锤等），在交变电磁场的磁滞效应作用下，将引起涡流，由于材料电阻的存在，必然产生电能损失。为了防止涡流损失，导线金具推荐采用铝合金悬垂线夹和防滑型预绞式防振锤，降低了电磁能量损耗的同时延长导线的使用寿命。

4．配电节能分析

（1）优化网架结构

线路部分：避免建设期重复建设，配电网的交叉供电、迂回供电，进而缩短供电半径，提高资产利用率，进而降低技术线损，提高投资收益回收率。

变压器合理分布：精准预测负荷，合理调整变压器，达到经济运行。变压器本身具有铁损（空载损耗）和铜损（负载损耗）。所以变压器的选型、容量、经济运行方式等方面能够有效降低线损。合理选择配电变压器容量，台区变压器分布尽量坚持“小容量、多布点”原则。

避免三相不平衡：对于配电变压器一定要把降低三相负荷不平衡作为一项经济指标，列入考核项目，制定奖惩措施，以提高认识，增强对降损工作的自觉性和积极性。同时要求有关人员定期测量三相负荷电流，检查和掌握三相负荷不平衡情况。测量负荷应在白天和夜晚用电高峰时段进行。

通过以上手段，降低的初期工程投资和后期运营线损成本，均可作为试点范围企业的电价成本优惠点。

（2）运维部分

智能运维是降低后期的运维成本，提高运维效率的一个必不可少的手段和工具。试点区域可考虑以智能运维系统帮助区域内的变电站实现智能管理。降低配电环节成本，优化了电量资源配置，降低用电企业生产成本。

（二）环境保护

1．变电环境保护

（1）噪声防治

变电站（按远景考虑）运行噪声源主要来自于主变压器等大型声源设备。为进一步降低设备噪声源强，建议本项目采用低噪声变压器。

变电工程施工主要包括土石方开挖、土建及设备安装等几个阶段，其施工工程量及施工时间相对较小。主要噪声源有工地运输车辆的交通噪声、土建、设备安装施工中各种机具的设备噪声。变电站噪声防治采取以下措施：

1）施工时，应限制夜间高噪声设备施工活动；同时，现场作业时应将高噪声施工活动尽量远离敏感点；变电站施工时，一般先建好围墙，也可在一定程度上降低施工噪声对周围的影响。

2）控制变电站声源的噪声水平，对产生噪声的电气设备在设备招标时按国际标准、国家标准从严加以控制。变电站主变噪声源强不大于75dB（A）。

3）对站内噪声敏感的建筑部位（主控室等），在设计中尽呈远离噪声源或采取其它有效措施。

（2）电磁辐射防治措施

1）合理选择主变位置

严格遵守当地发展规划的要求。变电站主变离人口密集区较远，站址附近没有重要通讯设施及对电磁环境敏感的设施。

2）降低工频电场与磁感应强度

根据已投运变电站的实测资料、规程要求，确定变电站的平面布置和对构、支架高度要求，使工频电场强度水平控制在规程范围之内。

（3）损益分析

本项目变电站的建设为旧址改造，对环境影响有限，带来的社会、经济效益是显著的，项目对区域经济的可持续发展将起到积极的作用。

（4）综合分析

在项目建设和运行工程中严格落实环境保护措施，加强环境管理，项目产生的水、声、渣、水土流失及电磁辐射等环境影响均可满足国家标准要求，对环境影响较小，在可接受范围内；工程的建设带来的社会、经济效益是显著的，对区域经济的和谐可持续发展将起到积极的作用。

2．线路环境保护

根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水土保持法》和国务院《建设项目环境保护管理条例》，本项目需在可研阶段进行工程环境影响评价和水土保持方案论证，以达到环境保护的目标。

（1）防止公害的对策

线路按《电信线路遭受强电线路影响的容许值》及《输电线路对电信线路危险和干扰影响防护设计规程》进行设计，故对通信设施的防护间距或交叉角度均满足规程规定，对通信线的干扰影响小于规程容许值。

（2）社会环境保护

35千伏线路路径采用原路径改造，10千伏线路采用电缆，并采取一定的措施，接地装置不得接触自来水管以尽量减少超高压线路对附近居民日常生活的影响，避免工程建设时的纠纷，保证了居民的生态环境。另外，应加强宣传，离村庄较近的杆塔要树立明显的警示牌，防止攀登以免造成意外事件。

3．环境效益分析

本规划与地方政府环保规划以及国家和地方产业及环保政策相一致，按照智慧、低碳、生态的规划理念，高起点、高标准的开展，可为新区生产、生活提供电力服务，达到最佳的电力利用率和较高的环保要求，满足社会对能源和环境的共同要求，具有良好的环境效益和社会效益。