北极星售电网获悉，浙江省发改委日前发布了《省发展改革委关于印发嵊州省级高新技术产业园区增量配电网建设发展规划（2019-2025年）的通知》，嵊州省级高新技术产业园区增量配电网由国网浙江综合能源服务有限公司（50%）、杭州山月归能源有限公司（50%）组成的联合体组建增量配电网公司负责建设和运营。
嵊州省级高新技术产业园区增量配电业务改革试点规划区域内建设110千伏及以下增量配电网。
根据《省发展改革委关于确认嵊州省级高新技术产业园区增量配电业务改革试点项目业主的通知》规定，确定国网浙江综合能源服务有限公司（50%）、杭州山月归能源有限公司（50%）组成的联合体为嵊州省级高新技术产业园区增量配电网业主。
如需WORD版文件，可添加微信领取（微信号：shoudian2018 请备注：舟山增量配电规划）
详情如下：
省发展改革委关于印发嵊州省级高新技术产业园区增量配电网建设发展规划（2019-2025年）的通知
浙发改能源〔2020〕154号
绍兴市发展改革委、嵊州市发展改革局，省电力公司、国网浙江综合能源服务有限公司、国网绍兴供电公司、国网嵊州市供电公司，杭州山月归能源有限公司：
为推进我省增量配电业务改革，保障嵊州省级高新技术产业园区增量配电网持续健康发展，我委组织编制了《嵊州省级高新技术产业园区增量配电网建设发展规划（2019-2025年）》（编码：3300001313201900109）。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、本规划是嵊州省级高新技术产业园区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，嵊州省级高新技术产业园区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、嵊州省级高新技术产业园区增量配电网由国网浙江综合能源服务有限公司（50%）、杭州山月归能源有限公司（50%）组成的联合体组建增量配电网公司负责建设和运营。
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、嵊州省级高新技术产业园区增量配电网内，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。
七、请绍兴市发展改革委、嵊州市发展改革局做好规划的实施监测，涉及试点区域、网架结构、重大项目、运行指标等重大内容调整的，需报我委按程序调整规划。
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
2020年5月6日
对外发布，略有删减
嵊州省级高新技术产业园区增量配电网建设发展规划
（2019-2025年）
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，嵊州省级高新技术产业园区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，保障嵊州省级高新技术产业园区增量配电网持续健康发展，根据《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）、《关于加快推进第四批增量配电网业务试点项目的通知》（浙发改能源〔2019〕311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．《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)；
2．《国家发展改革委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）；
3．《国家发展改革委 国家能源局关于印发<售电公司准入与退出管理办法>和<有序放开配电网业务管理办法>的通知》（发改经体〔2016〕2120号）；
4．《国家发展改革委 国家能源局关于印发<增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）>的通知》（发改能源规〔2018〕424号）；
5．《国家发展改革委 国家能源局关于规范开展第四批增量配电业务改革试点的通知》（发改经体〔2019〕1097号）；
6．《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）；
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．《关于加快推进第四批增量配电网业务试点项目的通知》（浙发改能源〔2019〕311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）
10．《嵊州省级高新技术产业园区（三界）总体规划》（2015年）；
11．《三界高新园区配电网规划》（2017年）；
12．《城市电力规划规范》（GB/T 50293-2014）；
13．《配电网规划设计技术导则》（DL/T 5729-2016）；
14．《电能质量 公用电网间谐波》（GB/T24337-2009）；
15．《电能质量 供电电压偏差》（GB/T 12325-2008）；
16．《电能质量 三相电压允许不平衡度》（GB/T 15543-2008）；
17．《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。
试点区域位于绍兴嵊州市，区域面积为7平方公里。试点区域范围为北至规划文学路，东至上三高速和G104国道，南至友三路（友谊至三界镇区），西以长桥、西后村西侧山体山脊线为界。如下图 1-1 所示。
嵊州省级高新技术产业园区增量配电业务改革试点规划区域内建设110千伏及以下增量配电网。
根据《省发展改革委关于确认嵊州省级高新技术产业园区增量配电业务改革试点项目业主的通知》规定，确定国网浙江综合能源服务有限公司（50%）、杭州山月归能源有限公司（50%）组成的联合体为嵊州省级高新技术产业园区增量配电网业主。
图1-1试点区域在嵊州经济开发区区位图
二、区域经济社会发展情况
（一）区域经济社会发展现状
嵊州是绍兴市所辖的一个县级市，地处浙江中部偏东，曹娥江上游，东邻奉化和余姚，南毗新昌、东阳，西连诸暨，北接上虞，全市总面积1784.43平方公里，是全国第一批经济开放县(市)、全国县域经济基本竞争力百强县市。
嵊州经济开发区为嵊州北部的产业基地，是嵊州的新兴制造业基地，位于环杭州湾城市群的中部，与杭州都市区、宁波都市区的时空距离近。园区整体规划面积33平方公里，规划以传统优势产业为基础，现代制造业为支柱，高新技术产业为增长点，现代服务业为补充，打造成高新技术产业、现代服务业的集聚区，国内一流的生态景观型现代高新园区。
（二）区域总体规划布局
试点区域规划面积7平方公里，产业定位为机械电机、电器厨具、智能化电器、先进装备制造产业、新材料制造产业、生物医药产业、电子信息产业等。
规划空间结构为“二心、二轴、五区、二点”。
二心：一个为启动区服务中心，一个为商务办公中心；
二轴：一条高新产业园区发展轴，一条经济开发区发展轴；
五区：四个产业发展区块、一个生态休闲度假区块；
二点：两个农居点。
试点区域东邻三界镇区，上三高速公路、104国道从规划区东侧穿过，是浙东重要的交通通道，也是重要的经济走廊，且上三高速公路在本区设有三界互通区，陆路对外交通便捷；曹娥江是绍兴的母亲河，从本规划区东侧逶迤而过，在建500吨级码头紧临此区，码头以北河段为四级航道，码头以南河段为六级航道，水运交通便捷。
1．区域发展规划
（1）发展定位
目标定位：浙东先进制造业集聚区，引领嵊州市产业升级、品质优化的景观型生态科技示范区。
产业定位：以电子信息、新兴建材、生物医药为主导产业。
形象定位：生态化、景观型科技新区。
图2-1试点区域空间结构规划
（2）产业发展情况
由于嵊州省级高新技术产业园区正处于发展的起步阶段，区域内尚无大用户，后续政府将持续加大招商引资力度，争取“三年基本配套，五年初见成效，十年规模成型”，努力将园区发展成为嵊州对外开放的窗口、改革创新的前沿、现代工业的高地、和谐城市的样板。
2．交通规划
根据嵊州省级高新技术产业园区用地布局和产业结构，结合地块用地特征分析，试点区域路网结构规划为方格网形式，主干路网形成“一横三纵”结构。
“一横”：启航路；
“三纵”：繁荣大道（38米），发展大道（38米），高新大道（33.5米）。
图2-1试点区域道路规划图
（三）区域用地规划
增量配电网规划面积7平方公里，规划工业用地面积1.494平方公里，包括一类工业用地、二类工业用地与产业研发用地，占规划总用地面积的21.34%；规划商业用地面积0.146平方公里，包括商业办公用地与商业用地，占规划总用地面积的2.09%；规划居住用地面积0.956平方公里，包括二类居住用地与商住混合用地，占规划总用地面积的13.66%；规划公用设施用地面积0.032平方公里，包括环境设施用地、供应设施用地与服务设施用地，占规划总用地面积的0.46%；规划农业用地面积0.87平方公里，包括耕种用地与林地，占规划总用地面积的12.43%；规划绿地面积2.707平方公里，包括公园绿地与防护绿地，占规划总用地面积的38.67%；水域面积0.106平方公里，占规划总用地面积的1.51%；其余为道路交通用地。
（四）已知重点项目建设情况
截止目前，试点区域近期计划开发工业用地约0.86平方公里。计划入驻企业约24家，报装容量36.8兆伏安。如下图所示。
三、区域电网发展情况
（一）周边区域电网现状和发展规划
1．周边区域电网现状
试点周边区域现有110千伏变电站1座，为三界变（2×50兆伏安），2018年最大负荷为57.6兆瓦。电源进线来自220千伏雅致变和220千伏章笕变。110千伏三界变共3条10千伏线路三合9107线、前丰K301线与前岩9108线延伸至试点区域内供电。
2．周边区域发展规划
参考2017年编制的《嵊州三界高新园区配电网规划》中负荷预测结果，试点及周边区域2020年负荷为68.97兆瓦，110千伏三界变容量为100兆伏安，能够满足“十三五”期间负荷需求，并且具有部分裕度。
“十三五”期间，周边区域暂无规划新建变电站。
（二）区域电网发展现状
1．电源现状
试点区域内暂无35千伏及以上变电站。
2．配电网现状
试点区域涉及3条10千伏线路，10千伏线路均为110千伏三界变出线。
截至2018年底，试点区域内仅有10千伏线路3条，区内线路总长度约12公里，无专变，公用配变13台，总容量约0.34万千伏安，0.4千伏低压线路7公里，资产原值约680万元，待评估后纳入增量配电网公司拟投资额度。
（三）存在的主要问题
1．试点区域周边上级电源点缺失，仅区域外东北部约1公里处有1座110千伏三界变，无法形成有效联络。
2．区域内10千伏配电线路均为支线，无可靠联络，负荷缺乏有效的转移手段，供电可靠性较低。
3．区域内存量电网较少，无法有效支撑负荷发展需求，增量试点改革过渡期间仍需投资建设电网。
四、区域用电预测
（一）区域负荷增长趋势分析、负荷特性分析
截止2018年底，试点区域全社会最大负荷为1.6兆瓦，全社会用电量752万千瓦时，主要为居民生活用电。
试点区域正处于发展的起步阶段，区域内尚无大用户，后续政府将持续加大招商引资力度，并适度超前配电网规划，争取“三年基本配套，五年初见成效，十年规模成型”，努力将园区发展成为嵊州对外开放的窗口、改革创新的前沿、现代工业的高地、和谐城市的样板。因此预计近期试点区域基础建设完成之后，试点区域电力需求将迎来一个快速的发展。
（二）区域用电量预测
1．负荷预测方法及思路
目前负荷预测的方法有很多，常用的有比例系数增长法、弹性系数法、回归模型预测法、灰色理论法、人工神经网架法以及负荷密度指标法等等。虽然负荷预测的方法有多种，但其所需要不同的原始数据、资料，其适应性同样存在很大的差别，因此针对本规划区而言，应根据规划区的原始资料以及用地规划的具体情况，确定本次负荷预测采用的方法。
（1）远景负荷预测
本次规划收取了规划用地控制性详细规划资料，从而得到了规划区各地块的用地性质、用地面积等指标。这些是配电网规划十分重要的信息，而负荷密度指标法是建立在这些信息基础上的负荷预测方法。因此，本次规划采用负荷密度指标法对地区进行远景负荷预测，并结合总体规划中功能分区的划分和地块开发时序，详细预测各地块负荷。
图4-1试点区域2014~2018年最大负荷趋势图（单位：兆瓦）
图4-1试点区域2014~2018年用电量趋势图（单位：万千瓦时）
（2）近期负荷预测
以现状负荷为基础，对于近期有计划开发项目的地块，根据地块的用电需求、用户提出的容量需求进行预测；对于近期无建设规划项目地块，暂时考虑负荷自然增长。
2．远景年负荷预测
远景负荷预测采用饱和负荷密度指标法，根据负荷指标调查结果，结合规划区各区块定位及特点，选取各行业饱和负荷指标高、中、低方案进行远景负荷分布预测，在此基础上统计总负荷及分类负荷。
（1）负荷分类及用地性质分析
随着城市规划在城市发展中地位的日益重要，城市规划对不同地块的用地性质进行了明确的分类，例如工业用地、住宅用地、市政用地等，用地性质的分类为负荷预测提供了非常重要的信息，因而对用地性质的分析为负荷预测特别是负荷分布预测提供了良好的基础。
根据规划区详细用地规划及其规划建设用地平衡表，将规划区分为八类，分别为：工业用地、居住用地、商业用地、公用设施用地、农业用地、道路交通用地、绿化用地和水域。
（2）规划区域划分
为满足下一步进行10千伏中压配电网规划的要求，并使负荷分布结果更接近实际情况，对试点区域进行了细致的用地划分。
1）大区划分
结合已有规划，按照用地性质分类及开发进度将试点区域划分为1个大区。
2）中区划分
中区的划分主要依据规划区主干街道自然形成的区块情况进行，使中区的划分与地理条件基本相符。在本次规划过程中，试点区域共划分为5个中区。
3）小区划分
按照用地性质和规划范围，在规划区范围内按照街块以及用地性质划分181个用地小区。每个小区中只包含一种性质的用地，且只属于一个中区，并对每个小区进行详细的编号。
（3）负荷指标确定
利用负荷密度指标的方法进行负荷预测，必须确定每一类负荷的用电负荷密度参考指标。为了使负荷密度指标能够代表未来发展情况，对已经经过了充分发展的工业园区的同类型负荷的负荷密度情况进行调查，并以这些负荷密度指标作为规划区负荷密度指标设置的主要依据。同时，对于地区特点明显的一些分类，如工业和居住等再结合本地的实际情况进行设置。
图4-1试点区域中区划分
1）居住用地
试点区域未来发展居住用地多为工业企业配套建筑。结合试点区域的实际情况，确定二类居住用地的负荷密度高、中、低指标分别为50、40、30兆瓦/平方公里。
2）商业用地
结合试点区域发展的实际情况，确定试点区域商业用地的负荷密度高、中、低指标分别为60、50、40兆瓦/平方公里；商业办公用地的负荷密度高、中、低指标分别为65、50、35兆瓦/平方公里；商住混合用地的负荷密度高、中、低指标分别为55、45、35兆瓦/平方公里。
3）工业用地
工业用地分为一类工业、二类工业和三类工业三种，一类工业指对居住和公共设施等环境基本无干扰和污染的工业用地，如电子工业、缝纫工业、工艺品制造工业等用地；二类工业指对居住和公共设施等环境有一定干扰和污染的工业用地，如食品工业、医药制造工业、纺织工业等用地；三类工业指对居住和公共设施等环境有严重干扰和污染的工业用地，如采掘业、冶金工业、大中型机械制造工业、化学工业等用地。
结合试点区域供电区的实际情况，确定一类工业用地的负荷密度高、中、低指标分别为50、40、30兆瓦/平方公里；二类工业用地的负荷密度高、中、低指标分别为55、50、45兆瓦/平方公里；产业研发用地的负荷密度高、中、低指标分别为60、50、30兆瓦/平方公里。
4）服务设施用地
结合试点区域的实际情况，确定服务设施用地负荷密度高、中、低指标分别为30、25、20兆瓦/平方公里。
5）其它类型用地
其它类型用地负荷密度指标参照相关规定及试点区域实际情况确定，其中供应设施用地负荷密度高、中、低指标分别为30、25、20兆瓦/平方公里，环境设施用地负荷密度高、中、低指标分别为30、25、20兆瓦/平方公里，道路交通用地负荷密度高、中、低指标分别为1.5、1、0.5兆瓦/平方公里，公园绿地负荷密度高、中、低指标分别为1.5、1、0.5兆瓦/平方公里，防护绿地负荷密度高、中、低指标分别为0.8、0.5、0.2兆瓦/平方公里。
对上述各类性质用地的负荷密度指标选取结果进行统计，结果如表4-1所示。
（4）远景年负荷预测结果
根据以上各种不同性质用地的负荷密度指标的选取结果，结合规划区用地规划的实际情况，应用负荷密度指标法，得到规划区域各性质用地具体负荷分布预测结果，远期年负荷预测统计结果如表4-2所示。
本次规划远景负荷预测结果以中方案为推荐值，即远景负荷为69.1兆瓦，负荷密度为10.42兆瓦/平方公里。
表4-1远景年负荷密度指标选取
3．近期负荷预测
根据试点区域的实际情况，发展定位也比较明确，近期招商引资力度大，经济发展迅速，所以本次规划近期负荷预测采用自然增长+大用户法。
对于近期无建设规划项目地块，暂时考虑负荷自然增长；对于近期有计划开发项目的地块，根据地块的用电需求、用户提出的容量需求来预测。
首先根据现状用户负荷情况对自然增长负荷进行预测，最后将自然增长负荷与报装大用户负荷进行叠加，得到近期负荷预测结果。
（1）自然增长负荷预测
试点区域现状主要为居民生活用电，2014-2018年负荷年均增长率为8.37%，试点区域目前尚无大用户，正处于发展的起步阶段，后续政府将持续加大招商引资力度，推动试点区域内经济发展，根据三界镇政府提供资料，2019年至2022年计划入驻试点区域24家企业，随着企业的入驻，地区人口将有较大的增长，居民及一般工商业用电量将随之快速增加。选取近期年均增长率13.98%，对试点区域2019~2025年自然增长最大负荷进行预测，结果如下表所示。
（2）大用户负荷预测
1）已供土地
试点区域报装用户全部为工业大用户，计划入驻企业约24家，报装容量36.8兆伏安。
2）已征未供土地
由于试点区域近期地块开发计划与发展产业已初步明确，因此选用上述已供土地报装情况预测已征未供土地负荷情况。
3）大用户预测结果
根据试点区域前述2个部分大用户负荷预测结果，汇总得出增量试点区域大用户电力需求预测结果，如下表所示：
（3）近期负荷预测结果
对上述自然增长负荷预测和大用户负荷结果进行汇总，电力需求逐年预测结果见下表。
4．负荷预测汇总及电量预测
对上述近远期负荷预测结果进行汇总，并根据试点区域社会经济发展规划以及最大负荷利用小时数的变化情况，预测出试点区域各规划年供电量情况。
根据试点区域的发展规划类比同类区域，预计至远期最大负荷利用小时数约5200小时。而由于试点区域近期发展较快，年度负荷变化较大，因此本次规划近期最大负荷利用小时数取4500小时，2025年取4800小时。
试点区域电力需求预测结果如表4-6所示：
至2020年，预测负荷11.49兆瓦，年用电量5170.5万千瓦时，至2025年，预测负荷38.72兆瓦，年用电量18585.6万千瓦时，至远景年，预测负荷69.1兆瓦，年用电量35932万千瓦时。
5．负荷预测校验
本次规划负荷预测校验主要采用人均电量法和负荷密度指标对比法，为体现预测结果的可比性和合理性，选取典型工业园区和试点区域作为对比对象。
（1）人均电量法
人均用电量为全社会年用电量与人口总数的比值，是衡量一个国家和地区经济发达和繁荣程度的一项主要指标。采用人均用电量法对预测负荷结果进行校验。
根据试点区域总体规划，远景年总人口5.4万人，根据负荷预测，试点区域远景年电量达到35932万千瓦时，预测试点区域人均用电量为6654千瓦时/人，综合考虑城市电力规划规范与产业结构，试点区域为用电水平中上城市，符合园区发展定位，预测结果在合理范围内。
（2）负荷密度指标对比法
试点区域规划面积7平方公里，以工业为主，商业与居住配套，远景负荷密度为10.42兆瓦/平方公里。综合考虑电力规划规范与产业结构，结合部分工业园区的负荷密度指标，预测结果与试点区域发展定位相符合，处于合理范围内。
6．分电压等级负荷预测
近期负荷采用自然增长+大用户预测方法，自然增长负荷属于0.4千伏负荷，大用户负荷属于10千伏负荷。
（三）区域电源增长预测
试点区域现状无分布式电源，通过对试点区域开发进度、入驻用户、产业类型的分析，对区域内分布式电源接入的容量进行预测。
根据试点区域建设面积及用户建筑物屋顶可建设光伏发电的实际情况，按照适合光伏安装的屋顶面积占建设面积15%，光伏版型按多晶8平米/千瓦计算，预计试点区域远景年屋顶光伏可装机容量最大可达到62兆瓦，按照10%的装机规模考虑，预计装机容量为6.2兆瓦，随着试点区域电网逐渐建成，预计区域电网能够满足光伏发展的需要，全额消纳光伏发电。
（四）区域外网供负荷、电量预测
由于试点区内现状无分布式电源，预测自发电源装机很少且均为分布式光伏，光伏装机忽略不计，试点区域全部依赖区域外输送电力。根据电力需求预测结果，计算区域外网供负荷和电量。
2020年，区域外向试点区内供电负荷11.49兆瓦，供电量5170.5万千瓦时；2025年，区域外向试点区内供电负荷38.72兆瓦，供电量18585.6万千瓦时；远景年，区域外向试点区内供电负荷69.1兆瓦，供电量35932万千瓦时。
五、总体要求
（一）指导思想
落实《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)，鼓励社会资本有序投资运营增量配电网，以区域发展规划为基础，以满足客户需求为导向，远近结合、适度超前，促进配电网建设发展，提高配电网运营效率，切实履行安全可靠供电、保底供电和社会普遍服务等义务，保证项目建设质量和运行安全符合电网建设、运行、维护等国家和行业标准，确保电力供应安全可靠。
（二）发展目标
根据试点区域负荷预测结果，参考《配电网规划设计技术导则》（DL/T 5729-2016）及试点区域发展定位，试点区域定位为B类供电区。结合本地区的电网建设及社会经济发展的实际，增量配电网规划目标如下：
六、区域网架建设规划
（一）规划技术原则
参考《配电网规划设计技术导则》（DL/T 5729-2016）B类供电分区，制定本次规划遵循的相关技术原则。
1．高压配电网规划技术原则
（1）电压等级
110千伏。
（2）电网结构
规划110千伏变电站远景年采用链式接线模式。
（3）容载比
110千伏：1.8~2.2。
在电网建设初期，变电站的主变尚未配齐时，容载比应取上限，当变电站主变配齐达到最终规模，且电网互供能力提高后，为提高经济性，远景年容载比控制在下限值以上。
（4）变电站
1）主变规模
2）建设型式
半户内布置
（5）线路导线截面
新建的110千伏线路导线截面选择应系列化、标准化。
110千伏线路导线截面：主干线采用截面积为300平方毫米架空线。
（6）中性点运行方式
110千伏：采用直接接地。
（7）谐波控制
1）对于新建或者现有的集中型大谐波源，应按GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》规定，控制其产生的谐波量，包括谐波电压、电流量，对有关变电站母线配置谐波测试仪进行监测。
2）在电网进行扩建或者改建设计时，应对电容器组进行谐波设计、校验和审核，合理配置串联电抗器的数量，以防止产生谐波谐振或严重放大。
3）因电容器组的投入引起的母线谐波电压放大倍数，不得超过1.5-2.0倍。
2．中压配电网规划技术原则
（1）中压配电网结构
1）中压配电网安全准则
中压配电网安全准则应满足“N-1”。
2）网络接线方式
规划区的网络接线方式如下表所示。
（2）中压配电网线路
1）中压架空线路的主干线和较大的分支线应装设分段开关，减少故障停电范围。
2）雷击多发地区的架空绝缘线路应采取防雷击断线的技术措施。
3）10千伏导线截面选择应系列化、标准化，同一分区内主干线截面宜一致。主干架空线路选用型号为JKLYJ-10 1×240，电缆线路选用型号为YJV22-8.7/15 3×300。
（3）特殊电力用户供电要求
1）新建和改扩建电力用户用电报装审查程序中应加入电能质量评估的审查环节。
2）用户因畸变负荷、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷对公用电网造成污染的，应按照“谁污染、谁治理”和“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则，在开展项目前期工作时提出治理、监测措施。
3）产生谐波源的电力用户，其注入公用配电网的谐波电流和引起的电压畸变率，必须满足GB/T 14549、GB/T 24337、GB 17625.1、G/Z 17625.6的规定。
4）冲击负荷及波动负荷（如短路试验负荷、电气化铁路、电弧炉、电焊机、轧钢机等）引起的电网电压波动、闪变，必须满足GB12326的规定。
5）为限制大容量冲击性负荷、波动负荷产生电压骤降、闪变以及畸变负荷对公用配电网的影响，电力用户必须自行装设相应的补偿和滤波装置。
6）大型单相负荷（如电力机车等），或三相负荷但可能单相运行的设备，应尽量将多台的单相负荷设备平衡分布在三相线路上。当三相用电不平衡电流超过供电设备额定电流的10％时，应提高供电电压等级。
7）不对称负荷所引起的三相电压允许不平衡度，必须满足GB/T 15543的规定。
8）对于电压暂降、波动和谐波等因素将造成连续生产中断和严重经济损失或显著影响其产品质量的电压敏感型电力用户，应根据负荷性质，由电力用户自行设置电能质量补偿装置。
（二）布点规划方案
1．110千伏变电站布点规划
2018年110千伏三界变（试点区域外北侧）最大负荷为57.6兆瓦，负载率达到57.6%，已用16个10千伏馈线间隔，剩余8个10千伏馈线间隔，根据试点区域负荷预测，进行区内110千伏电力平衡（光伏装机忽略不计）。
2022年，试点区域负荷为23.24兆瓦，根据电力平衡结果，需新增变电容量上限为51.13兆伏安，计划新增110千伏界南变电站，容量为1×63兆伏安，单主变运行，能够满足试点区域用电需求，采用中压联络线路转供负荷满足供电可靠性目标。
2024年，试点区域负荷为34.66兆瓦，根据电力平衡结果，需新增变电容量上限为76.25兆伏安。参照国网标准，新投运主变2年后首检，中压联络线路不足以完全转供110千伏界南变负荷，为满足主变“N-1”原则，在110千伏界南变首台主变检修之前扩建110千伏界南变，投运第二台主变，容量为1×63兆伏安，进一步提升试点区域供电可靠性。
试点区域110千伏电网按照规划实施后，2022年容载比为2.71，稍大于容载比规定的上限，为地区的负荷发展提供了有效的支撑；2024年中压线路不能完全转供区内110千伏界南变负荷，为满足试点区域供电可靠性指标，扩建110千伏界南变第二台主变，容载比为3.64；远景年容载比为1.82，处于合理的范围之内。
2．110千伏电网结构规划
2019～2021年110千伏电网结构维持现状，2022年新建2回110千伏线路π接入220千伏雅致变至110千伏三界变供电线路，形成链式接线，线路长度2公里。
3．电气计算
（1）潮流计算
1）计算边界条件：
ａ．计算年：远景年；
ｂ．计算方式：变电站负荷根据负荷预测及变电站供电范围确定结果进行匹配，110千伏变电站功率因数统一取0.95；
ｃ．运行方式：110千伏电网以220千伏变电站为中心分片区开环运行；
ｄ．短路故障类型：电网最大运行方式下三相短路故障。
2）远景年110千伏电网潮流计算分析
计算结果显示，在大负荷运行方式下，110千伏界南变电站主变负载率为54.84%。110千伏线路负载率为30.55%。通过投切现有无功补偿装置，电压能够维持在较好水平；电网潮流分布合理，满足电网运行要求。110千伏线路无重载和过载现象，110千伏变电站站内电压水平合理，无潮流问题。
（2）短路电流计算
计算变电站110千伏母线、电源接入点远景年短路电流。根据导则中对于110千伏变电站限定值为40千安；110千伏界南变电站低压侧短路电流低于限定值，符合安全稳定运行要求。
4．规划建设规模
高压电网规划共新建110千伏变电站1座，为110千伏界南变，一期规模为1×63兆伏安，终期规模为2×63兆伏安，新建110千伏线路2公里。
（三）建设方案与投资
1．规划思路
依据试点区域发展定位和总体规划，结合远景年空间负荷预测结果和变电站选址方案，根据规划目标和技术原则，确定目标网架，使试点区域在规划期间具有充足的供电能力，能够满足各种负荷的接入需求、网架结构清晰合理、中间年能平稳过渡、网架扩展性强，充分体现由远及近的网络规划思想。
在确定远景年目标网架的基础上，结合试点区域用户报装情况，进行中间年的网络规划，规划方案中供电模式的选择、线路的路径都考虑与远景年目标网架的过渡和衔接，避免重复建设。
试点区域内110千伏界南变投运之前，区外110千伏三界变延伸至试点区域供电；试点区域内110千伏界南变建成投运后，配出10千伏线路切割区域内全部负荷，保证试点区域为独立供区；当中压联络线路不足以转供110千伏界南变负荷，扩建110千伏界南变第二台主变，配出线路支撑试点区域负荷发展。
2．近期项目规划方案
2020年为满足计划入驻试点区域工业企业用电需求，区外110千伏三界变配出10千伏三高、三新线延伸至试点区域内供电；2022年试点区域内新建110千伏界南变，配套送出7回10千伏线路切割区域内全部负荷，保证试点区域为独立供区，在试点区域边界线上新建2座环网箱，作为三高、三新线与界南1#、2#线联络点，新增加两台柱上开关，作为前岩9108线、前丰K301线与界南6#、7#线联络点，提高区域内供电可靠性；2023年110千伏界南变配出2回10千伏线路满足试点区域东部已征未供地块用电需求；2024年，试点区内110千伏界南变扩建第二台主变，进一步提升供电可靠性；2025年，新出1回10千伏线路满足试点区域东部已征未供地块用电需求；2026年至远景年，参考试点区域空间负荷分布预测及不确定因素，动态建设12回10千伏线路满足试点区域用电需求。项目具体方案如下。
（1）10千伏三高、三新线新建工程（2020年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，新建10千伏三高、三新线。
2）项目概况
新建线路采用双射接线模式，新建电缆线路8.1公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，新建开关站2座。
（2）110千伏界南变输变电工程（2022年）
1）项目建设必要性
增加试点区域内电源点，优化10千伏网架结构，为试点区域负荷发展提供有力支撑。
2）项目概况
新建1座110千伏界南变，容量为1×63兆伏安，新建2回110千伏线路π接入220千伏雅致变至110千伏三界变供电线路，形成链式接线，线路长度约为2公里。
（3）10千伏界南1#、2#线新建工程（2022年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南1#、2#线。
2）项目概况
新建界南1#、2#线与已有三高、三新线形成双环网接线模式，新建电缆线路0.46公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，新建环网柜2座。
（4）10千伏界南3#线新建工程（2022年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南3#线。
2）项目概况
界南3#线新建电缆线路0.05公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，架空线路1.16公里，导线型号为JKLYJ-10 1×240，新建柱上开关3台。
（5）10千伏界南4#、5#线新建工程（2022年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南4#、5#线。
2）项目概况
新建界南4#线切改110千伏三界变前丰K301线部分负荷，新建界南5#线切改110千伏三界变前岩9108线部分负荷并与界南3#线形成单联络接线模式，共计新建电缆线路2.04公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，新建架空线路0.98公里，导线型号为JKLYJ-10 1×240。
（6）10千伏界南6#、7#线新建工程（2022年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南6#、7#线。
2）项目概况
新建界南6#、7#线切改区内负荷并分别与前岩9108线、前丰K301线负荷组成单联络供电模式，共计新建电缆线路0.6公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，新建架空线路2.54公里，导线型号为JKLYJ-10 1×240，新建柱上开关3台。
（7）10千伏界南8#线新建工程（2023年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南8#线。
2）项目概况
新建界南8#线与界南7#线形成单联络接线模式，共计新建电缆线路0.35公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，新建架空线路1.34公里，导线型号为JKLYJ-10 1×240，新建柱上开关2台。
（8）10千伏界南9#线新建工程（2023年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南9#线。
2）项目概况
新建界南9#线与界南4#线形成单联络接线模式，新建电缆线路0.06公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，新建架空线路2.68公里，导线型号为JKLYJ-10 1×240，新建柱上开关3台。
（9）110千伏界南变扩建工程（2024年）
1）项目建设必要性
试点区域目前处于单主变运行状态，依靠中压线路转供负荷，参照国网标准，新投运主变2年后首检，因此需扩建110千伏界南变第二台主变，提高区域供电可靠性，满足主变“N-1”原则。
2）项目概况
扩建110千伏界南变第二台主变，容量为1×63兆伏安。
（10）10千伏界南10线新建工程（2025年）
1）项目建设必要性
为满足计划入驻试点区域大用户新增负荷供电需求，提升10千伏网架可靠性，新建10千伏界南10线。
2）项目概况
新建界南10线与界南6#线形成单联络接线模式，新建电缆线路0.35公里，导线型号为YJV22-8.7/15 3×300，架空线路2.47公里，导线型号为JKLYJ-10 1×240，新建柱上开关3台。
3．规划建设规模
根据试点区域中压配电网规划方案，统计2020年至2025年配售电公司中压配电网规划建设规模。
（四）技术指标校核
1．技术指标
通过规划期间的建设改造，试点区域通过新建变电站、新建线路着力提升区域配电网供电能力，满足新增用户接入需求，优化网架结构，推动装备提升以及供电能力提升，支撑经济发展和服务社会民生。
供电可靠性方面，2022年试点区域负荷为23.24兆瓦，规划新建110千伏界南变，并投运单台主变（1×63兆伏安），配套10千伏出线7回，切割区域内全部负荷，其中界南1#、2#线与区外110千伏三界变出线三高、三新线组成双环网供电模式，界南6#、7#线分别与区外110千伏三界变出线前岩9108线、前丰K301线组成单联络供电模式，若主变发生故障，可通过4条中压线路转供负荷，满足主变“N-1”。2024年试点区域负荷为34.66兆瓦，4条中压线路不足以完全转供110千伏界南变负荷，因此在110千伏界南变首台主变检修之前扩建110千伏界南变，投运第二台主变（1×63兆伏安），满足主变“N-1”原则，进一步提升了试点区域配电网的供电可靠性水平。
供电能力方面，2022年110千伏界南变建成投运前，通过110千伏三界变线路延伸工程满足试点区域新增负荷发展需求；110千伏界南变建成投运后，通过110千伏界南变配套新出线路全面提升试点区域配电网供电能力，切割区域内全部负荷，因此2022年至远景年试点区域成为110千伏界南变的独立供区。
装备水平方面，配电变压器、线路及开关站等主要设备选型遵循设备全寿命周期管理的理念，满足安全可靠、经济实用的原则。新建10千伏架空线路导线为240平方毫米绝缘导线，电缆采用300平方毫米铜芯电缆，供电安全水平及能力得到极大提升。
经评估，至2025年试点区域配电网供电可靠率能达到99.967%，户均停电时间不高于3.07小时，综合电压合格率达到99.95%；到远景年试点区域配网供电可靠率将达到99.972%，户均停电时间不高于2.45小时，综合电压合格率达到99.97%。满足《配电网规划设计技术导则》（Q／GDW_1738-2012）的“5.2规划目标”的相关规定。
七、区域内外网架衔接规划
截至2021年，试点区域内无110千伏变电站布点，配电网主要依靠区外110千伏三界变做为主供电源点。2022年，试点区域建成投运110千伏界南变，π接入220千伏雅致变至110千伏三界变供电线路，形成链式接线，区域内外高压网架衔接紧密。
试点区域内110千伏界南变投运之前，试点区域现状由区外110千伏三界变延伸三条10千伏线路（三合9107线、前丰K301线与前岩9108线）供电；2020年区外110千伏三界变新出两条10千伏电缆线路（三高线与三新线）延伸至试点区域供电；2022年试点区域内110千伏界南变建成投运，配套10千伏出线7回，切割区域内全部负荷，其中界南1#、2#线与区外110千伏三界变出线三高、三新线组成双环网供电模式，界南6#、7#线分别与区外110千伏三界变出线前岩9108线、前丰K301线组成单联络供电模式，因此，内部电网与外部电网具备良好的衔接，负荷转供能力较强。
增量配电网与外部电网110千伏产权分界点为110千伏雅致~三界线路上界南变π接点。10千伏产权分界点为10千伏界南1#、2#线与10千伏三高、三新线连接处的2座环网箱，10千伏界南6#、7#线与10千伏前岩9108线、前丰K301线连接处的2台柱上开关。上述分界点，增量配电网侧由增量配电网公司投资建设，外部电网侧由国网投资建设。
八、运行管理规划
（一）配电自动化建设
1．建设原则
（1）试点区域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）应结合配电网规模及配电自动化发展水平合理选择配电自动化的规划与设计。
（3）配电网一次设备新建时应同步考虑配电终端、通信等二次需求，对于电缆线路中新安装的开关站、环网柜等配电设备，按照“三遥”标准同步配置终端设备；对于架空线路，根据线路所处区域的终端和通信建设模式，选择“三遥”或“二遥”终端设备，确保一步到位，避免重复建设。
（4）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。
（5）在一次电网规划建设方案的基础上，根据供电分区功能定位、供电可靠性要求情况，综合考虑配电自动化规划方案。
（6）按照国网公司关于中低压配电网安全防护的相关规定，配电终端对于主站下发的遥控命令都应进行单向加密认证。
（7）继电保护设备、配电通信设备应与配电终端电源统一考虑，宜采用一体化配置。应根据站所内电源系统配置、开关操作机构电压等级等合理选择蓄电池或超级电容作为后备电源，后备电源具有无缝投切的能力。当使用蓄电池作为后备电源时，应具有远程/定期活化功能，并可上传相关信息
2．建设方案
试点区域电网规模较小，配电自动化发展水平有限，不具备建设配电自动化主站的条件，规划就近嵌入嵊州电网运行管理系统。
试点区域内目标网架以电缆双环网和架空单联络接线方式为主，本区域的配电自动化电缆线路采用三遥DTU（已包含在10千伏三高、三新线新建工程项目中）,架空线路采用FTU从而实现配电站所、开关的自动化改造。
根据一次网架建设情况，试点区域内共需安装变电站OLT1套、FTU30套。
3．建设成效
到远景年，试点区域配电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）应考虑地区电网发展水平、自动化设备运行情况、技术实施效果、技术经济型等因素开展地区电网调度控制系统的新建或改造。规模较小、不具备配电自动化主站的区域，配调功能可嵌入地区电网调度控制系统。
（2）地区电网调度控制系统建设规模与容量设计应能满足本地区电网自动化数据采集与处理的要求，软硬件配置应满足系统远程互联后的功能及性能要求。
（3）地区电网调度控制系统功能应遵循Q/GDW/Z-461规范要求，实现实时监控与分析、调度计划与调度管理三大类核心应用，并满足统一的数据接口规范要求。
（4）110千伏场站应至少配置1套调度数据网设备，接入所属地调接入网。
（5）电力监控系统的安全防护建设宜结合电网调度控制系统、厂站端自动化系统和调度数据网建设同步开展。
（6）坚持调度统一原则，增量区域内线路设备可根据实际情况委托县级调度管辖，自动化系统同步接入相应管辖调度。
2．建设方案
试点区域调度自动化工程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”的两层架构，实现配电网运行监视和控制，并通过信息交换总线实现与EMS、GIS、用电信息采集系统等系统的信息交互，实现数据共享和功能扩展。
3．建设成效
在电网运行监视的基础上，具备数据采集、人机联系、安全监控等要求，满足电网运行中的异常和突发故障协调控制，实现调度智能化管理。
（三）系统通信建设
1．建设原则
配电通信网是一个覆盖配电网中所有节点（控制中心、变电站、分段开关、用户端口等）的数据通信网络，必须根据实际情况采用光纤、无线与载波等组网技术相结合的综合通信系统，来支持各种配电终端与系统“上网”，这样才能保证智能配电网的可靠实现。
（1）配电通信网应具备支撑智能配电网功能特征的能力。
1）提升智能配电网自愈能力的要求；
2）提升智能配电网电能质量的要求；
3）支持与用户互动的要求；
4）对配电网及其设备进行可视化管理的要求。
（2）配电通信网应满足配电自动化功能要求及其他要求。
1）通信的可靠性；
2）满足数据传输速率的要求并留有余地；
3）通信系统的实时性要求；
4）双向通信能力；
5）通信不受停电、故障的影响；
6）通信系统的使用与维护方便。
试点区域采用的通信技术应与嵊州市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．系统通信建设方案
结合试点区域配电网项目情况，随一次电网新建，增加自动化通信覆盖点，提升有效覆盖率。试点区域考虑设置OLT1台，FTU30套，110千伏变电站采用光纤通信方式，光缆长度预估约为3公里，10千伏电缆网配电自动化与光纤通信已包含在10千伏三高、三新线新建工程项目中，10千伏架空网采用无线通信方式，以此完成试点区域的配电通信网建设，通过信息交互实现供电可靠性和电压合格率统计到户。
3．系统通信建设成效
试点区域配电网建成后，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）投资估算
在调研本地区典型配电自动化与通信工程造价的基础上，充分考虑建设规划项目的实际特点，选取单位工程的综合造价指标，分年度对配电自动化和通信建设项目投资进行估算。
九、电能质量规划
（一）概述
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。
试点区域内主要为以制造业为主的工业用户，无功补偿手段主要为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20%～40%配置。
（三）谐波控制
公用电网谐波电压（相电压）允许限值见表9-1。
随着电力电子技术的发展，接入电网的整流、换流设备和其他各种非线性负荷设备日益增加，这些电气设备产生大量的谐波电流注入电网，危及电力设备、用户设备和电力系统的安全运行。尤其是电力电子类设备，由于其试点区电子设备应用广泛，需要开展谐波治理，提升电网质量。
1．在谐波源上采取措施，从改进电力电子装置入手，使注入电网的谐波电流减少，也就是最大限度地避免谐波的产生。
2．在电力电子装置的交流侧利用LC无源滤波器和电力有源滤波器对谐波电流分别提供频域谐波补偿和时域谐波补偿。这类方法属于对已产生的谐波进行有效抑制的方法。
3．就是改善供电环境，增加谐波源负荷接入点电网的短路容量。
（四）电压允许偏差值
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：
1．110千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．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。
试点区域均为10千伏及以下电网，且线路半径均为超过3公里，可通过严格控制线路负荷防止低电压，同时依托无功补偿提高电力用户的功率等手段改善电压质量。
（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）电压波动与闪变
1．电压波动允许限值
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，标准见表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都应满足表9-3要求。
2．对电压波动和闪变应采取下列抑制措施
（1）合理选择变压器的分接头以保证用电设备的电压水平。
（2）降低共用配电线路阻抗。冲击性负荷与其他负荷共用配电线路时，降低配电线路阻抗。
（3）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）常规用户分析
随着我国市场经济近几年来快速的发展，国家经济结构不断进行完善调整，经济正由原先的制造业主导转向服务业主导，更加体现电网企业特征中的服务性特点，对电网企业供电服务内涵的进一步丰富以及客户服务品质的需求提升。因此，电力客户服务在工作中，管理模式及思想观念等方面上，需要适应形势的变化，提出一些改进对策，提高对用户供电服务水平。
1．营业厅设置。根据试点区域内客户数量、服务半径等，初步计划新建1个营业厅，受理各类用电业务，包括客户的新装、增容及变更用电业务，故障报修，表计校验，以及咨询、投诉、举报、意见等综合业务，并根据客户的用电需求提供专业接洽服务，并在营业厅公布服务承诺，服务及监管电话，公式，公告各类服务信息等。
2．服务电话设置。试点区域内服务电话计划统一接入国家电网公司服务热线95598，为客户提供7×24小时全天候供电服务，客户可通过95598进行故障报修，业务咨询、进度查询、投诉建议等。
3．故障报修机制。提供24小时电力故障报修服务，自接到报修之时起，不超过60分钟，因天气、交通等特殊原因无法在规定时限内到达现场的，应当向用户做出解释。
4．投诉建议机制。受理客户投诉建议后，24小时内联系反馈客户，5个工作日内提出处理意见并答复用户。
5．停电机制。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；供电设施计划检修停电和供电设施临时检修停电的，提前公告。
6．电价机制。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。
（二）配售+增值服务
配售电公司主要业务为：参与投资、规划、建设和运营相关的跨区域输变电和联网工程；从事电力购销业务及相关服务，负责电力交易和电力调度；调试、修理、检测及试验电力设备、电力物资器材；从事与电网经营和电力供应有关的科学研究、技术监督、技术开发、电力生产调度信息通信、咨询服务、电力教育和业务培训等业务。
园区配电网是最为优质的配电网资产，政策鼓励增量配电网运营企业开展电力增值服务。包括用电规划、合理用能、优化用电、需求响应、合同能源管理、用电设备运行维护、多种能源优化组合，以及提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务，促进供电企业与用户的友好互动及能源的高效利用。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。
十一、节能与环境保护
（一）节能降耗措施
电力工业作为国民经济的基础产业和主要能源行业，在能源节约工作中具有特殊重要的地位。提高电力生产、输送和使用中的能源传输效率和降低损耗对保持经济可持续发展和促进环境保护有极其重要意义。
以提高电网的输送能力，降低输配电损耗和成本，节约土地资源为目标，从试点区域电网本身特点出发，提出如下节能降耗措施。
1．对中低压配电网中配置的无功补偿设备进行维护，及时修复有问题的设备，并将设备设置为自动投切，增强中低压配电网的功率因数合格率，尽量减少无功功率在网上穿越和避免远距离输送无功从而降低线损。
2．加强线路和配变的负荷检测，合理配备变电站及线路的变电及输电负荷，尽量使得均运行在经济运行区间，降低变电及输电损耗。
3．变电站运行降损可以从设备选型、日常运行管理、二次系统监控数据分析等方面着手。首先在新建变电站设计阶段从设备选型、总平面布置、建筑设计等方面着手，将节能环保作为首要因素，从设计、施工源头上将节能纳入变电站设计中。建设紧凑型变电站，减少电量在输送过程中的损耗。优选节能型设备，降低设备损耗。建筑设计要能够充分利用自然光和自然通风，建筑材料要选用环保型建筑材料，并加强围护结构的保温隔热性能，减少空调、通风的能耗；其次对原有的变电站要积极推广绿色照明，将原来的低效灯具更换成高效的LED节能灯具。暖通空调系统则用能效等级较高的空调替换老旧的、能效等级低的空调。同时完善站用电计量装置，提高能耗计量的准确度；最后配备完善的监控仪表、传感器、摄像机和信息化管理软件系统，对变电站进行实时监控，加强站内能耗的统计分析，提高站内信息一体化管理水平。
（二）环境保护
贯彻落实国家生态文明建设和发展战略部署，牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享发展理念，以保障和促进电网发展为目标，以提升环保管理的系统化、科学化、精细化和信息化水平为手段，深化全面环境管理，实现电网建设与环境保护协调，为全面建成现代电网提供有力支撑。
1．线路
应与环境协调，不影响周围环境的美观，应尽可能远离或绕开居民区、环境敏感目标及各类保护目标；线路与公路、通讯线、电力线、河流交叉跨越时，严格按照规范要求留有足够净空距离，确保供电安全；选用大截面导线，在保障供电能力的同时，减少对通道资源的占用。
2．电磁场
变配电站、箱变、杆变、架空（电缆）线路的电磁辐射应符合国家标准GB8702-2014《电磁环境控制限值》和国家环境保护行业标准
HJ/T1.0-1996《辐射环境保护管理导则—电磁辐射环境影响评价方法与标准》的要求。高频电磁辐射（0.1-500MHz）增强限值<5千伏/米，工频电磁辐射（50赫兹）增强限值<4千伏/米，磁场感应强度<0.1毫特斯拉。
