日前，浙江省發改委印發《關于洋山深水港北側陸域增量配電網建設發展規劃（2018-2020年）的通知》，《通知》提出，洋山深水港北側陸域增量配電網由國網浙江省電力有限公司、浙能集團按照國家有關規定合資組建的增量配電網公司承擔建設、運行責任。增量配電網公司在貫徹實施規划過程中，要切實執行國家能源政策和電力體制改革要求，支持可再生能源、分布式能源、儲能等的發展，落實輸配電價制度，推進分布式發電市場化交易等改革。洋山深水港北側陸域增量配電網內，要落實「廠網分離」原則。增量配電網公司應積極支持其他業主在增量配電網內建設可再生能源、分布式能源和微電網。增量配電網公司要切實履行電網企業職責，遵守國家有關技術規範標準，提供保底供電和社會普遍服務，保證安全、可靠供電。
原文如下：
浙江省發展改革委關於印發洋山深水港北側陸域增量配電網建設發展規劃（2018-2020年）的通知
舟山市發展改革委、嵊泗縣發展改革局，省電力公司、浙能集團、國網舟山供電公司：
為積極有序推進浙江省增量配電業務改革，確保改革取得實效，保障洋山深水港北側陸域增量配電網持續健康發展，浙江省發改委組織編制了《洋山深水港北側陸域增量配電網建設發展規劃（2018-2020年）》。現予印發，請認真貫徹實施，並就規劃貫徹實施有關事項通知如下：
一、本規劃是洋山深水港北側陸域增量配電網建設的基本依據，納入浙江省電力發展規劃、配電網建設改造規劃，作為核准（備案）相關電網項目和申請供電營業區許可、供電業務許可的規劃依據。
二、本規劃的解釋權屬於浙江省發改委。浙江省發改委授權舟山市發展改革委負責規劃日常管理。涉及試點區域、網架結構、重大項目、運行指標等重大內容的調整，需報浙江省發改委調整規劃。
三、洋山深水港北側陸域增量配電網由國網浙江省電力有限公司、浙能集團按照國家有關規定合資組建的增量配電網公司承擔建設、運行責任。增量配電網公司組建完成後書面報告浙江省發改委。
四、增量配電網公司在貫徹實施規划過程中，要切實執行國家能源政策和電力體制改革要求，支持可再生能源、分布式能源、儲能等的發展，落實輸配電價制度，推進分布式發電市場化交易等改革。
五、洋山深水港北側陸域增量配電網內，要落實「廠網分離」原則。增量配電網公司應積極支持其他業主在增量配電網內建設可再生能源、分布式能源和微電網。
六、增量配電網公司要切實履行電網企業職責，遵守國家有關技術規範標準，提供保底供電和社會普遍服務，保證安全、可靠供電。
七、國家電網所屬企業要按照電網接入管理的有關規定以及電網運行安全的要求，向增量配電網無歧視開放電網，提供便捷、及時、高效的併網服務。
規劃實施過程中遇到的重大問題和情況，請及時報告浙江省發改委。
浙江省發展和改革委員會
2018年12月7日
抄送：浙江能源監管辦，舟山市經信委
浙江省發展和改革委員會辦公室
2018年12月10日印發
洋山深水港北側陸域增量配電網建設發展規劃（2018-2020年）（簡版）
根據《中共中央國務院關於進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）精神，國家發展改革委、國家能源局於2016年12月印發了《關於規範開展增量配電業務改革試點的通知》（發改經體〔2016〕2480號），公布了第一批105個增量配電業務改革試點的名單，洋山深水港北側陸域為浙江省內首批6個試點之一。
為積極有序推進我省增量配電業務改革，確保改革取得實效，保障洋山深水港北側陸域增量配電網持續健康發展，根據《關於抓緊編制並上報各增量配電網「十三五」建設發展規劃的通知》（浙發改辦能源〔2017〕126號）要求，編制本規劃。
本規劃基準年為2017年，規劃期為2018-2020年。
本規劃的編制依據主要包括：
1．相關政府文件
（1）《國家發展改革委 國家能源局關於規範開展增量配電業務改革試點的通知》（發改經體〔2016〕2480號）；
（2）《國家發展改革委關於加快配電網建設改造的指導意見》（發改能源〔2015〕1899號）；
（3）《國家能源局關於印發配電網建設改造行動計劃（2015～2020年）的通知》（國能電力〔2015〕290號）；
（4）浙江省發改委《關於抓緊編制並上報各增量配電網「十三五」建設發展規劃的通知》（浙發改辦能源〔2017〕126號）；
（5）《省發展改革委關於加快推進第一批增量配電業務試點項目的通知》（浙發改能源〔2017〕772號）；
（6）《關於確認洋山深水港北側陸域配電業務試點項目業主的通知》（浙發改辦能源〔2017〕123號）。
2．城鄉總體規劃、國民經濟和社會發展規劃
（1）《嵊泗縣國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》（2016年6月）；
（2）《浙江舟山洋山城鎮規劃暨控制性詳細規劃》（2014年9月初稿）；
（3）《洋山深水港北側陸域產業發展規劃研究報告》（2014年10月徵求意見稿）。
3．電網規劃、設計和運行應遵循的有關規程、規範和規定
（1）《中華人民共和國電力法》；
（2）《供配電系統設計規範》（GB 50052-2009）；
（3）《城市電力規劃規範》（GB/T 50293-2014）；
（4）《配電網規劃設計技術導則》（DL/T 5729-2016）；
（5）《中低壓配電網改造技術原則》（DL/T 599-2016）；
（6）《電能質量 公用電網諧波》（GB/T 14549-1993）；
（7）《電能質量 供電電壓偏差》（GB/T 12325-2008）；
（8）《電能質量 三相電壓允許不平衡度》（GB/T 15543-2008）；
（9）《電能質量 電壓波動和閃變》（GB/T 12326-2008）。
4．其它與配電網規劃相關的資料
（1）《國務院辦公廳關於加快電動汽車充基礎設施建設指導意見》（國辦發〔2015〕73號）；
（2）舟山市人民政府《關於同意浙江舟山群島新區城鄉電力設施布局規劃的批覆》（舟政函〔2015〕68號）；
（3）《浙江舟山群島新區城鄉電力設施布局規劃》（2016年1月）；
（4）《小洋山島北部圍墾區配電網控制性布局規劃》（2015年12月）。
一、試點範圍
洋山深水港北側陸域增量配電業務試點位於舟山市嵊泗縣洋山鎮，東至薄刀嘴島，西至小洋山島，南至東海大道（以洋山深水港區浙滬兩地籤訂的協議線為邊界），北為小洋山島與薄刀嘴島連線的圍墾區域，試點區域面積約16.45平方公裡，其中圍墾一期面積約6.35平方公裡。目前一期圍墾區正在進行圍墾，本次規劃在圍墾一期範圍內開展。試點區域範圍如圖1-1所示。
圖1-1 試點區域範圍示意圖
試點區內由國網浙江省電力有限公司和浙江省能源集團有限公司成立股份合作公司開展電網經營業務。
洋山深水港北側陸域增量配電業務改革試點規劃區域內建設10千伏及以下增量配電網，遠景規劃建設110千伏及以下增量配電網。
二、區域經濟社會發展情況
（一）區域經濟社會發展現狀
洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域地處上海浦東新區和舟山群島新區兩個國家級新區的交匯處，既可以享受舟山群島新區建設的相關先行先試政策，又能接受上海國際航運中心、中國（上海）自由貿易試驗區發展政策的輻射，在發展港航物流業方面具有獨特優勢。
根據小洋山北側圍墾區產業發展規劃，洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域將整合區域優勢，抓住中國（上海）自由貿易試驗區、上海浦東新區和浙江舟山群島新區的發展機遇，加強浙滬合作，探索與周邊港區的錯位發展，積極協調浙滬在北側圍墾區開發管理上的關係，穩妥推進相關創新政策支持，著力打造以港航物流和自由貿易為主導、以臨港產業、能源綜合利用為補充、以綜合配套服務業為支撐的現代產業體系。
（二）區域總體規劃布局
根據《浙江舟山洋山城鎮規劃暨控制性詳細規劃》（2014年9月初稿）及《洋山深水港北側陸域產業發展規劃研究報告》（2014年10月徵求意見稿），洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域地理位置如圖2-1所示，總體規劃布局情況圖2-2所示。
圖2-1 試點區域在浙江省的位置圖
圖2-2 試點區域控制性規劃示意圖（2014年-2030年）
地理位置：位於舟山市嵊泗縣洋山鎮，東至薄刀嘴島，西至小洋山島，南至東海大道（以洋山深水港區浙滬兩地籤訂的協議線為邊界），北為小洋山島與薄刀嘴島連線的圍墾區域。
總體要求：將區域建成基礎設施完善、空間布局合理、體制機制靈活、市場環境優良、服務功能健全、物流服務高效的國際港航物流基地和現代臨港產業集聚區，成為在亞太乃至全球具有物流資源配置能力的國際物流樞紐，成為中國（上海）自由貿易試驗區的協同區、浙江舟山群島新區自由貿易政策先行先試示範區、我國跨省市合作開發的示範區和浙江嵊泗經濟的重要增長極。
產業規劃：「兩主兩輔一配套」。
「兩主」即港航物流服務（非保稅）、自由貿易園區（保稅）兩大主要功能；
「兩輔」即臨港產業、能源綜合利用兩大輔助功能；
「一配套」即綜合配套服務功能，分為綜合配套服務功能中心（大指頭區）和綜合配套服務功能東區（沈家灣區），其中綜合配套服務功能中心（大指頭區）屬於本次洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域。
開發主體：2016年底浙江省人民政府和上海市人民政府籤署《關於共同推進小洋山合作開發等重大合作事項的框架協議》，2017年4月浙滬兩地發改委籤署《關於深化推進小洋山合作開發的備忘錄》，明確了「以資本為紐帶、以企業為主體，通過股權合作方式，穩步推進小洋山區域合作開發，實現互利共贏」精神，由浙江省海港集團與上港集團以股權合作的方式對小洋山進行開發經營，全面加快小洋山北側開發建設，提升了洋山深水港北側圍墾區域發展戰略高度。
由於產業開發主體發生變化，原嵊泗縣洋山深水港北側陸域產業發展規劃將重新調整，產業功能定位可能發生新的變化，但目前尚未發布相關控制性詳細規劃。因此，洋山深水港北側陸域產業未來的發展規劃不確定因素較大，未來產業發展定位可參考洋山深水港南部港區，一旦產業規劃布局調整定型，小洋山北側將迅猛發展，電力規劃將同步作相應調整。
（三）區域用地規劃
根據《浙江舟山洋山城鎮規劃暨控制性詳細規劃》（2014年9月初稿）及《洋山深水港北側陸域產業發展規劃研究報告》（2014年10月徵求意見稿），至遠景年，試點區域用地規劃如圖2-3所示。
洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域規劃用地共計16.45平方公裡，包含圍墾一期約6.35平方公裡，主要以工業和倉儲物流用地為主，商業等其他配套用地為輔。其中，港航物流服務區主要為倉儲物流用地，自由貿易園區、臨港產業園區均以工業用地為主，綜合配套服務功能中區和西區以商業商務和行政辦公用地為主。
根據現有洋山深水港北側陸域產業規劃，到2020年，洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域成陸面積及成陸區基礎設施滿足開發建設需要，港航物流區一期、保稅功能區一期、綜合配套區一期、能源綜合利用區及遊艇基地等項目基本建成，區域產業體系雛形顯現；到2025年，圍墾項目基本結束，基礎設施趨於完善，港航物流區二期、保稅功能區二期、綜合配套區二期、臨港產業區等項目基本建成，區域產業體系日益完善，基本建成產業結構合理、空間配置高效、生態環境良好、體制機制靈活的現代化、綜合型臨港產業集聚區。
圖2-3 試點區域用地規劃示意圖（2014年-2030年）
洋山深水港北側陸域圍墾工程正在進行，區域內的道路、給排水、通信等基礎設施尚未開始建設。目前已有香港裕程物流公司意願入駐圍墾區，但未啟動建設。試點區域功能定位見表2-1。
表2-1 小洋山北側圍墾區功能定位表
（四）已知重點建設項目情況
洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域的開發受到圍墾工程的限制，按照「一次規劃、分期開發、產業功能匹配、重點項目優先」的原則，結合圍墾工程的進展情況，「十三五」期間試點區域內重點建設項目如下：
1．全面完成一期圍墾，推進成陸區道路、給排水、供電等基礎設施建設，平整區域內的土地，為後期開發提供保障；
2．建設港口一期、倉儲物流一期項目，為港航、物流和臨港產業發展提供支持；
3．依託東海大道，構築南部現代產業景觀帶，啟動綜合配套服務一期項目，建成一批辦公樓、商貿中心、管理服務中心、賓館公寓等項目。
三、區域電網發展情況
目前小洋山島陸域分為北側陸域和南部港區，其中北側陸域由國網嵊泗縣供電公司供電，南部港區由上海同盛電力有限公司供電。試點區域位於小洋山島北側陸域範圍內，現處於圍墾階段。
（一）周邊區域電網現狀
1．電網概況
目前，洋山深水港北側陸域電網與洋山深水港南部港區電網無聯絡，區域內無220千伏電源點。洋山深水港北側陸域增量配電業務試點周邊區域內現有110千伏變電站1座，為沈家灣變（2×50兆伏安）；柔性直流換流站1座，為柔直舟洋站（100兆伏安）；35千伏變電站1座，為大洋變（2×8兆伏安）。
從周邊區域高壓網架來分析，110千伏沈家灣變承擔洋山深水港北側陸域及大洋山島的供電負荷，「十三五」規劃期間洋山深水港北側陸域及大洋山島暫無大負荷接入，能夠滿足試點區域內「十三五」期間的負荷接入需求。
2．柔性直流舟洋換流站
2014年7月，舟山±200千伏五端柔性直流輸電科技示範工程投運，為當前投運的世界上端數最多、單端容量最大的多端柔性直流輸電工程，工程項目總投資41.4億元，共建設5座換流站，總容量1000兆瓦。
柔性直流舟洋換流站是舟山±200千伏五端柔性直流輸電科技示範工程重要的組成部分，自投運後為洋山區域電網提供了第二個外部電源點。目前柔直舟洋站有兩回直流出線，一回為±200千伏岱洋2003線，與岱山境內柔直舟岱站連接；另一回為±200千伏洋泗2004線，與嵊泗本島內柔直舟泗站連接。
3．110千伏沈家灣變電站
110千伏沈家灣變電站於2014年5月投運，目前為洋山深水港北側陸域和大洋山區域的主供電源。
110千伏側共有兩回線路，其中一回線路為110千伏洋沈1933線，來自柔性直流舟洋換流站；另一回線路為110千伏蓬沈1946線，來自岱山220千伏蓬萊變。
35千伏側共有三回線路，其中兩回線路分別為沈大3451線和沈洋3482線，供往35千伏大洋變；另一回線路為35千伏基沈3433線，與嵊泗35千伏基湖變聯絡，正常時充電運行狀態，應急時作為備用電源，以提高區域供電可靠性。
10千伏側共有五回線路，其中公用線路兩回，分別為柔沈D624線和中崗D504線，柔沈D624線由110千伏沈家灣變接入柔直舟洋站站用變，中崗D504線由110千伏沈家灣變跨海接入35千伏大洋變10千伏出線側，作為35千伏大洋變備用；專用線路三回，分別為申港D602線、石油D601線、府樓D604線。
４．35千伏大洋變
截止至2017年底，35千伏大洋變變電容量2×8兆伏安，變電站供電最大負荷4.45兆瓦，負載率29.28%，共有10千伏間隔10個，已用間隔7個。35千伏大洋變電站情況如下表所示。
５．洋山深水港南部港區
洋山深水港南部港區由上海同盛電力有限公司負責供電，南部港區上級主供線路臨洋1538線、臨港1541線，共有110千伏降壓站（開關站）3座，變電容量250兆伏安（4×50+2×25），10千伏開關站（配電站）7座，無自備電廠，2017年最高負荷43.4兆瓦，年用電量2.05億千瓦時。南部港區上海同盛電力銷售電價約為1.28元/千瓦時，7、8、9三個月約為1.38元/千瓦時，而浙江電網非工業結算電價為0.7597元/千瓦時，相比較而言，洋山深水港北側陸域較南部港區有較大的價格優勢。
（二）周邊區域電網發展規劃
由于洋山深水港北側圍墾區域開發主體發生變化，原嵊泗縣洋山深水港北側陸域產業發展規劃將重新調整，產業功能定位將進一步優化，目前尚未發布相關控制性詳細規劃。而洋山深水港南部港區發展模式已定型，土地利用已趨於飽和，規劃布局的調整空間越來越有限。根據規劃，2020年洋山深水港吞吐量將達到2000萬TEU，物流需求量也將顯著增長，與之配套的上海市臨港物流園區屆時將難以滿足功能需求。因此可以得出，洋山深水港南部港區電網建設已基本建成，而隨著試點區域建設的逐步進行，相關電力設施也將逐步配套形成，為確保提升供電可靠性，可考慮試點區域與南部港區網架的互聯可能性。
洋山深水港北側陸域主供電源為110千伏沈家灣變，根據周邊區域的發展規劃及負荷增長需求，預測110千伏沈家灣變能夠滿足「十三五」乃至「十四五」期間的負荷需求，並且仍有較大裕度。
「十三五」期間，周邊區域內暫未規劃新建相關變電站和線路。
（三）區域電網發展現狀
洋山深水港北側陸域增量配電網試點區域目前仍處於圍墾階段。
（四）存在的主要問題
隨著試點區域圍墾一期工程的逐步完成，「十三五」期間，香港裕程物流園、小洋山綜合服務中心、保稅區一區、港航物流服務一區B區將陸續建成，預期試點區域內負荷將會有較大增長，可通過110千伏沈家灣變為其供電，現有變電容量能夠滿足負荷發展需求，但僅一個電源點供電，供電可靠性有待加強。
四、區域用電預測
（一）區域負荷增長趨勢分析、負荷特性分析
目前洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域尚處於圍墾階段。根據區域現有控制性詳細規劃，試點區域遠景定位為基礎設施完善、空間布局合理、體制機制靈活、市場環境優良、服務功能健全、物流服務高效的國際港航物流基地和現代臨港產業集聚區。從持續用電性質分類，試點區域主要以日常工作型、連續生產型為主，居住型和商業服務型為輔。
（二）區域用電需求預測
區域負荷預測一般分為需用係數法、負荷密度法、負荷成熟度法以及趨勢外推、年均增長率等方法，方法應用模式如下圖所示。
圖4-1 區域中遠期負荷預測方法
洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域目前已修編了《浙江舟山洋山城鎮規劃暨控制性詳細規劃》（2014年9月初稿），故本次負荷預測可根據該控規以負荷密度法為主要預測方法，以需用係數法為參考方法，並對試點區域開展現狀負荷及目標年負荷的合理性校驗。
根據《城市電力規劃規範》（GB/T 50293-2014）中「表4.3.4 規劃單位建築面積負荷指標」的規定，對比南部港區負荷密度，確定試點區域內負荷密度指標選取如下表4-1所示。
表4-1 試點區域遠景負荷指標選取
至遠景年，試點區域內地塊全部建成且負荷完全成熟，按照現有產業規劃布局，預計遠景飽和負荷將達到100兆瓦，全社會用電量達到5.5億千瓦時。
在遠景負荷預測的基礎上，利用負荷增長的S型曲線增長規律，基於試點區域的地塊出讓、招商引資的預期，到2025年，試點區域內預計達到遠景負荷的50%左右，全社會最大負荷達到46.1兆瓦，全社會用電量達到1.61億千瓦時，「十四五」年均最大負荷增長率為53.55%、年均用電量增長率為53.55%。
根據洋山深水港北側陸域增量配電業務試點區域的規劃及重點大用戶入駐情況，預計至2020年試點區域內全社會最大負荷為5.4兆瓦，全社會用電量為0.19億千瓦時，2018-2020年年均最大負荷增長率為200%、年均用電量增長率為208%。試點區域內電力電量預測情況如表4-2所示。
表4-2 試點區域電力電量需求預測結果
單位：兆瓦、億千瓦時
（三）供電區域劃分
根據洋山深水港北側陸域增量配電網試點區域電力電量需求預測結果，測算試點區域內2025年負荷密度為7.26兆瓦/平方公裡，遠景年負荷密度為15.7兆瓦/平方公裡，依照《配電網規劃設計技術導則》（DL/T 5729-2016）中「表4.1.2 供電區域劃分」（見表4-3）的規定，考慮試點區域所屬縣級行政區，2025年劃分為B類供電區；考慮試點區域的獨特的港區優勢及功能定位，遠景年劃分為A類供電區。
表4-3 供電區域劃分表
（四）周邊區域電力電量需求預測
洋山深水港北側陸域增量配電業務試點周邊區域包含兩部分，一部分為洋山深水港北側陸域非試點區域，另一部分為大洋山區域，以上兩部分簡稱周邊區域。
基於周邊區域用地規劃，採用圖4-1中的空間負荷預測方法進行預測，根據《城市電力規劃規範》（GB/T 50293-2014）中「表4.3.4 規劃單位建築面積負荷指標」的規定，負荷指標選取與試點區域一致，預計遠景年周邊區域全社會最大負荷為52.4兆瓦，全社會用電量為1.83億千瓦時。
在遠景負荷預測的基礎上，利用負荷增長的S型曲線增長規律，預計2025年周邊區域全社會最大負荷為23.5兆瓦，全社會用電量為0.82億千瓦時。
參考歷史年周邊區域負荷發展情況，採用趨勢外推法進行預測，預計2020年周邊區域全社會最大負荷為12.9兆瓦，全社會用電量預測為0.45億千瓦時。逐年電力電量預測見表4-4：
表4-4 周邊區域電力電量需求預測表
單位：兆瓦、億千瓦時
（五）110千伏沈家灣變負荷電量預測
110千伏沈家灣變供電負荷包括：洋山深水港北側陸域試點區域、洋山深水港北側陸域非試點區域和大洋山區域三部分。綜合以上（二）和（四）的分析，預測110千伏沈家灣變電力電量預測匯總結果見表4-5：
表4-5 110千伏沈家灣變電力電量需求預測表
單位：兆瓦、億千瓦時
由表4-5可得，至2020年，110千伏沈家灣變最大負荷18.3兆瓦，負載率19.26%；至2025年，最大負荷為69.6兆瓦，負載率將達到73.26%，處於合理運行範圍以內；至遠景年，按照《浙江舟山群島新區城鄉電力設施布局規劃》報告中的展望，遠景將在大洋山區域新建的110千伏大洋山變，可分擔部分110千伏沈家灣負荷，並為其提供電源支撐。
此外，由于洋山深水港北側陸域產業開發主體發生變化，原嵊泗縣洋山深水港北側陸域產業發展規劃將重新調整，產業功能定位可能發生變化，未來可能存在負荷超預期發展的情況，因此需根據未來產業優化布局結果，重新對負荷預測及規划進行修編。
（六）區域電源（含分布式電源）增長預測
洋山深水港北側陸域增量配電網試點區域現狀無分布式電源，通過對試點區域圍墾進度、入駐用戶、產業類型的分析，對區域內分布式電源接入的容量進行預測，另外按照《國務院辦公廳關於加快電動汽車充基礎設施建設指導意見》（國辦發〔2015〕73號）的要求，試點區域將推廣使用新能源汽車或清潔能源汽車，加強充電基礎設施配套電網建設與改造，確保電力供應滿足電動汽車充換電設施運營需求。
根據試點區域圍墾面積及用戶建築物屋頂可建設光伏發電的實際情況，按照適合光伏安裝的屋頂面積佔建設面積15%、光伏版型按多晶8平方/千瓦計算，預計試點區域內遠景屋頂光伏可裝機容量最大可達到180兆瓦，按照10%的裝機規模考慮，預計裝機容量為18兆瓦。
按照試點區域0.4車位/100平方米建築面積、10%的電動汽車充電樁配置比例計算，試點區域電動汽車充電樁數量為3580座，依據快充（60千瓦）10%、慢充（7千瓦）90%的比例估算，未來試點區域電動汽車充電樁負荷將達到8.33兆瓦。
由於分布式電源的接入，使得配電網由傳統的單電源輻射網絡變成了一個多源網絡，正常運行時網絡中的潮流分布會產生相應的改變，與此同時當系統出現故障時，短路電流的大小、流向和分布也會發生變化，從而改變了傳統電力系統的運行模式，增加了對配電網進行有效控制的難度。
圖4-2 試點區域分布式能源接入影響
中小規模分布式能源接入對配電網運行控制的影響主要表現在電能質量、配網損耗、繼電保護配置、供電可靠性等四個方面。隨著試點區域電網逐步建成，預計區域電網能夠滿足光伏發展的需要，全額消納光伏發電。
五、總體要求
（一）指導思想
圍繞全面建成小康社會宏偉目標，結合區域配電網實際情況，以滿足用電需求、提高安全性和可靠性、促進智能化為目標，堅持統一規劃、統一標準，著力解決區域配電網發展薄弱問題，推動裝備提升與科技創新，加大配電網建設和改造力度，建設安全可靠、經濟高效、技術先進、環境友好的配電網絡設施和服務體系，支撐區域經濟發展和服務社會民生。
（二）基本原則
為了適應經濟新常態、能源新格局、電改新要求、技術新浪潮和配網新模式的要求，全面貫徹落實《國家發展改革委關於加快配電網建設改造的指導意見》（發改能源〔2015〕1899號）精神，對洋山深水港北側陸域增量配電網進行全面梳理，提出建設措施，全面提升配電網供電可靠性、電能質量和服務水平。
1．以滿足用電需求為根本
滿足經濟社會發展和人民生活水平提高的需要，提高供電可靠性和供電質量，支撐經濟社會發展，改善生產生活用電條件。
2．以城鄉發展規劃為導向
緊密結合城市發展總體規劃，貫徹電網與經濟社會、城鄉環境協調發展的方針，適度超前，遠近結合，避免重複建設，以最少社會資源消耗獲得最大發展空間。
3．以科學工作方法為保障
以需求引導規劃、以規劃指導項目，充分考慮各區域現狀及用電差異，按照繼承、優化、適用、發展的原則合理確定發展目標、裝備水平和建設計劃，逐步形成堅強可靠配電網網架。
4．提高電網運行和能源利用效率
積極提高運行管理水平，採用運行可靠、技術先進的配電技術，合理提升裝備水平和智能化水平，提高電網運行效率和能源利用效率。
5．推進「兩全」建設和「兩替代」工程
試點區域將深入推進「兩全」（電動汽車等多元化負荷全接入、清潔能源全消納）配電網建設，推進「兩替代」（清潔替代、電能替代）工程。
（三）發展目標
根據第四章第三節「供電區域劃分」，試點區域2025年為B類供電區，遠景年為A類供電區。按照A、B類供電區建設標準，到2020年，試點區域供電可靠率達到99.95%，綜合電壓合格率達到99.7%；到2025年，試點區域供電可靠率達到99.965%，綜合電壓合格率達到99.8%；至遠景年，試點區域供電可靠率達到99.99%，綜合電壓合格率達到99.9%。
表5-1試點區域10千伏電網規劃目標
六、區域網架建設規劃
（一）規劃技術原則
1．總體原則
（1）容載比
容載比是配電網規劃的重要宏觀性指標，合理的容載比與網架結構相結合，可確保故障時負荷的有序轉移，保障供電可靠性，滿足負荷增長需求。
考慮規劃區發展的特點，負荷增長快速期可取較高容載比，通過加強和改善網絡結構，在滿足用電需求、可靠性要求的前提下逐步降低容載比，提高電網的經濟效益。
根據規劃區域的經濟增長和社會發展的不同階段，對應的配電網負荷增長速度可分為較慢、中等、較快三種情況，相應電壓等級配電網的容載比如表6-1所示，總體宜控制在1.8～2.2範圍之間。
表6-1 110千伏電網容載比選擇範圍
（2）電網結構
合理的電網結構是滿足供電可靠性、提高運行靈活性、降低網絡損耗的基礎。高壓、中壓和低壓配電網三個層級應相互匹配、強簡有序、相互支援，以實現配電網技術經濟的整體最優。規劃區的配電網結構應滿足以下基本要求：
1）正常運行時，各變電站應有相互獨立的供電區域，供電區不交叉、不重疊，故障或檢修時，變電站之間應有一定比例的負荷轉供能力。
2）在同一供電區域內，變電站中壓出線長度及所帶負荷宜均衡，應有合理的分段和聯絡；故障或檢修時，中壓線路應具有轉供非停運段負荷的能力。
3）接入一定容量的分布式電源時，應合理選擇接入點，控制短路電流及電壓水平。
4）高可靠性的配電網結構應具備網絡重構能力，便於實現故障自動隔離。
2．110千伏電網規劃技術導則
（1）電網結構
規劃區110千伏電網目標電網結構推薦表如表6-2所示。
表6-2 規劃區110千伏電網目標電網結構推薦表
規劃區110千伏變電站宜採用雙側電源供電，條件不具備或電網發展的過渡階段，也可同杆架設雙電源供電，但應加強中壓配電網的聯絡。規劃區110千伏電網推薦採用單鏈結構，典型結構示意圖如下所示。
圖6-1單鏈結構示意圖
（2）變電站
1）應綜合考慮負荷密度、空間資源條件，以及上下級電網的協調和整體經濟性等因素，確定變電站的供電範圍以及主變壓器的容量序列。同一規劃區域中，相同電壓等級的主變壓器單臺容量規格不宜超過3種，同一變電站的主變壓器宜統一規格。
規劃區變電站推薦的容量配置如表6-3所示。
表6-3 規劃區變電站最終容量配置推薦表
2）應根據負荷的空間分布及其發展階段，合理安排供電區域內變電站建設時序。
變電站內主變臺數最終規模不宜超過4臺。
3）變電站的布置應因地制宜、緊湊合理，儘可能節約用地。原則上，規劃區可採用全戶內或半戶外站，根據情況可考慮採用緊湊型變電站，如有必要也可考慮與其它建設物混合建設，或建設半地下、地下變電站。
4）應明確變電站供電範圍，隨著負荷的增長和新變電站站址的確定，應及時調整相關變電站的供電範圍。
5）變壓器宜採用有載調壓方式。
6）變壓器並列運行時其參數應滿足相關技術要求。
（3）線路
1）110千伏線路導線截面的選取應符合下述要求：
a．線路導線截面宜綜合飽和負荷狀況、線路全壽命周期選定。
b．線路導線截面應與電網結構、變壓器容量和臺數相匹配。
c．線路導線截面應按照安全電流裕度選取，並以經濟載荷範圍校核。
2）110千伏架空線路截面不宜小於240平方毫米。
3）110千伏線路導線截面選取宜適當留有裕度，以避免頻繁更換導線。
4）110千伏架空線路導線宜採用鋼芯鋁絞線，沿海及有腐蝕性地區可選用防腐型導線。
5）110千伏電纜線路宜選用交聯聚乙烯絕緣銅芯電纜，載流量應與架空線路相匹配。
3．中壓電網規劃技術原則
（1）電網結構
規劃區中壓配電網目標電網結構推薦表如表6-4所示。
表6-4 中壓配電網目標電網結構推薦表
1）中壓配電網應根據變電站位置、負荷密度和運行管理的需要，分成若干個相對獨立的供電區。分區應有大致明確的供電範圍，正常運行時一般不交叉、不重疊，分區的供電範圍應隨新增加的變電站及負荷的增長而進行調整。
2）對於供電可靠性要求較高的區域，還應加強中壓主幹線路之間的聯絡，在分區之間構建負荷轉移通道。
3）中壓架空線路主幹線應根據線路長度和負荷分布情況進行分段（一般不超過5段），並裝設分段開關，重要分支線路首端亦可安裝分段開關。
4）中壓電纜線路一般可採用環網結構，環網單元通過環進環出方式接入主幹網。
5）雙射式、對射式可作為輻射狀向單環式、雙環式過渡的電網結構，適用於配電網的發展初期及過渡期。
6）應根據城鄉規劃和電網規劃，預留目標網架的廊道，以滿足配電網發展的需要。
規劃區中壓架空線路推薦典型接線模式如下所示。
圖6-2多分段適度聯絡接線模式
規劃區中壓電纜線路推薦典型接線模式如下所示：
圖6-3雙環網接線模式
（2）線路
1）中壓配電網應有較強的適應性，主幹線截面宜綜合飽和負荷狀況、線路全壽命周期一次選定。導線截面選擇應系列化，同一規劃區的主幹線導線截面不宜超過3種，主變容量與中壓出線間隔及中壓線路導線截面的配合一般可參考表6-5選擇。
表6-5 主變容量與中壓出線間隔及中壓線路導線截面配合推薦表
2）中壓線路供電半徑應滿足末端電壓質量的要求。原則上規劃區供電半徑不宜超過3公裡。
3．配電設備
1）柱上變壓器
柱上變壓器應按「小容量、密布點、短半徑」的原則配置，應儘量靠近負荷中心，根據需要也可採用單相變壓器。
配電變壓器容量應根據負荷需要選取，規劃區配電變壓器容量選取一般應參照表6-6。
表6-6 中壓柱上變壓器容量推薦表
2）配電室
a．配電室宜獨立建設。受條件所限必須進樓時，可設置在地下一層，但不應設置在最底層。其配電變壓器宜選用乾式，並採取屏蔽、減振、防潮措施。
b．變壓器接線組別宜採用D，yn11，單臺容量不宜超過1000千伏安，220/380伏側為單母線分段接線。
3）箱式變電站
箱式變電站僅限用於配電室建設改造困難的情況，如架空線路入地改造地區、配電室無法擴容改造的場所，以及施工用電、臨時用電等，其單臺變壓器容量一般不宜超過500千伏安。
4）柱上開關
a．線路分段、聯絡開關宜選擇負荷開關。長線路後段（超出變電站過流保護範圍）、較大分支線路首端及用戶分界點處可選擇斷路器。
b．開關的遮斷容量應與上級10千伏母線相協調。
c．規劃實施配電自動化的地區，開關性能及自動化原理應一致，並預留自動化接口。
5）開關站
a．開關站宜建於負荷中心區，宜配置雙電源，分別取自不同變電站或同一座變電站的不同母線。
b．開關站接線宜簡化，可採用兩路電源進線、6～12路出線，單母線分段接線，出線斷路器帶保護。開關站應按配電自動化要求設計並留有發展餘地。
6）環網單元
a．環網單元宜採用兩路電源進線、4路出線，必要時可增加出線。
b．進線及環出線宜採用負荷開關，配出線根據電網情況及負荷性質可採用負荷開關或斷路器。
7）線路調壓器
在缺少電源站點的地區，當中壓架空線路過長，電壓質量不能滿足要求時，可在線路適當位置加裝線路調壓裝置。
4．0.38千伏電網規劃技術原則
（1）基本要求
0.38千伏配電網應實行分區供電的原則，臺區不得跨越鐵路、通航河道、縣級及以上公路，不宜跨越其他河流和城鄉主幹道路。220/380伏配電網應結構簡單、安全可靠，一般採用輻射式結構。設備選用宜標準化、序列化。
（2）線路
1）220/380伏配電網應有較強的適應性，主幹線截面應按遠景規劃一次選定。導線截面選擇應系列化，同一規劃區內主幹線導線截面不宜超過3種。
規劃區220/380伏主幹線路導線截面可參考表6-7選擇。
表6-7 線路導線截面推薦表
注1：表中推薦的架空線路為鋁芯，電纜線路為銅芯。
注2：規劃區宜採用絕緣導線。
2）220/380伏電纜可採用排管、溝槽、直埋等敷設方式。穿越道路時，應採用抗壓力保護管。
3）220/380伏線路應有明確的供電範圍，供電半徑應滿足末端電壓質量的要求。原則上規劃區不宜超過250m。
5．電源及用戶接入原則
（1）電源接入原則
1）配電網應滿足國家鼓勵發展的各類電源及新能源微電網的接入要求，逐步形成能源互聯、能源綜合利用的體系。
2）接入110～35千伏電網的常規電源，宜採用專線方式併網。
3）分布式電源接入應符合現行行業標準《分布式電源接入配電網技術規定》（NB/T32015）的相關規定。
4）在分布式電源接入前，應對接入的配電線路載流量、變壓器容量進行校核，並對接入的母線、線路、開關等進行短路電流和熱穩定校核，如有必要也可進行動穩定校核。
5）接入單條線路的電源總容量不應超過線路的允許容量；接入本級配電網的電源總容量不應超過上一級變壓器的額定容量以及上一級線路的允許容量。
6）分布式電源併網點應安裝易操作、可閉鎖、具有明顯開斷點、帶接地功能、可開斷故障電流的開斷設備。
7）在滿足上述技術要求的條件下，電源併網電壓等級可按表6-8的規定確定。
表6-8 電源併網電壓等級參考表
（2）用戶接入原則
用戶接入應符合電網規劃，不應影響電網的安全運行及電能質量。用戶的供電電壓等級應根據當地電網條件、最大用電負荷、用戶報裝容量，經過技術經濟比較後確定。供電半徑較長、負荷較大的用戶，當電壓質量不滿足要求時，應採用高一級電壓供電。應合理控制專線數量，統籌安排廊道資源，以提高城市空間資源和電網資源的利用效率。
（二）布點規劃
「十三五」及「十四五」期間，洋山深水港北側陸域增量配電網試點區域主供電源為110千伏沈家灣變，能夠滿足試點區域及周邊區域用電需求。
考慮洋山深水港北側陸域增量配電網試點區域屬於海島圍填區，鹽霧腐蝕較為嚴重，且未來功能定位較高、大用戶較多、負荷較為集中，宜採用開關站為其供電，按照電網建設適度超前、開關站布點及廊道提前預留的原則，規劃「十三五」期間試點區域內新建四座10千伏戶內開關站；按照A、B類供電區域10千伏網架建設標準，宜採用電纜雙環網的接線方式供電。
（三）建設方案和投資
「十三五」期間，試點區域內未規劃建設110千伏、35千伏變電站和線路。
「十三五」期間區域內擬投資110千伏沈家灣變至試點區域雙回10千伏電纜，同時在試點區域內新建10千伏開關站四座及相配套的配電自動化工程，所有項目均在試點區域一期圍墾區內，「十三五」後根據整體圍墾進度及項目引進情況另行規劃建設電網項目。
「十三五」期間，區域內總計新建電纜線路4回，長度27.5公裡，新建戶內開關站4座，新建智能分布式DTU終端8臺，新建光纜長度7.2公裡，總投資3615萬元。具體如表6-9。
表6-9 試點區域內「十三五」規劃項目表
表6-9中的配電自動化建設方案及投資詳見第八章第一節。
項目建設投資估算詳見「附表2 洋山深水港北側陸域增量配網「十三五」規劃建設項目投資估算表」。
工程可研估算的項目劃分、費用構成及取費標準執行國家能源局2009年發布的《20千伏及以下配電網工程建設預算編制與計算標準》。工程取費標準按Ⅰ類地區考慮，詳見附表2。
（四）技術經濟指標校核
根據《中壓配電網可靠性評估導則》（DL_T 1563-2016）中的「兩狀態模型」和「三狀態模型」，並結合《中低壓配電網能效評估導則》（GB_T 31367-2015）的相關要求。經評估，2020年試點區域供電可靠率將達到99.95%，戶均停電時間不高於4.38小時，綜合電壓合格率達到99.7%；2025年試點區域供電可靠率將達到99.965%，戶均停電時間不高於3.07小時，綜合電壓合格率達到99.8%；遠景年試點區域供電可靠率將達到99.99%、戶均停電時間不高於0.876小時、綜合電壓合格率達到99.9%。
表6-10 試點區域10千伏電網規劃成效
6-11 試點區域10千伏電網規劃指標對比表
七、區域內外網架銜接規劃
「十三五」期間乃至「十四五」期間，洋山深水港北側陸域增量配電網試點區域規劃由110千伏沈家灣變電站供電。110千伏沈家灣變電站現有主變總容量100兆伏安，可滿足試點區域內「十三五」乃至「十四五」期間的用電需求，但僅有110千伏沈家灣變一個電源點，影響供電安全性和可靠性，建議試點區域和洋山深水港南部港區電網聯絡，作為緊急事故備用。
從遠景來看，隨著試點區域內二期圍墾區域的建成發展，區域內10千伏電網僅依靠110千伏沈家灣變電站供電，難以滿足其負荷增長需求及供電可靠性。根據《浙江舟山群島新區城鄉電力設施布局規劃》，遠景年規劃在大洋山新建110千伏大洋山變，不僅可分擔110千伏沈家灣變負荷，還可為其提供電源支撐。
八、運行管理規劃
（一）配電自動化建設
1．建設原則
配電自動化建設應與配電網一次網架相協調，根據可靠性需求、網架結構和設備狀況，合理選用配電設備信息採集形式。對關鍵性節點，如主幹線聯絡開關、必要的分段開關，進出線較多的開關站、環網單元和配電室，配置「三遙」（遙測、遙信、遙控）配電自動化終端；對一般性節點，如分支開關、無聯絡的末端站室，配置「兩遙」（遙測、遙信）配電自動化終端，用戶進線處配置分界開關或具備遙測、遙信功能的故障指示器。
2．建設方案
近期，環網單元C+V+母線PT+集中式DTU，DTU單元與環網櫃成套供貨。統一環網箱預留DTU安裝空間尺寸，統一DTU的面板和指示，採用電子式或電磁式互感器兩種方案。
遠期：環網單元C+V+母線PT電源（含供電PT、後備電源、通信模塊）+分散式DTU安裝在各單元間隔內，採用電子式互感器方案。
「十三五」期間試點區域內建設4座開關站共配置8臺智能分布式DTU終端。
3．建設成效
「十三五」期間經過對試點區域配電自動化建設，至2020年，試點區域內配電自動化覆蓋率達到100%，供電可靠率將達到99.95%，戶均停電時間不高於4.38小時，供電可靠性得到顯著提升。
4．投資估算
表8-1 試點區域配電自動化建設工程及投資統計表
（二）調度自動化建設
1．建設原則
配網調度自動化控制功能至少應包括SCADA、圖庫電子化、關鍵節點數據採集、配電網故障搶修指揮等功能建設，並實現與電網GIS、PMS、營銷業務系統數據接口和數據共享。
2．建設方案
試點區域度自動化工程應以當前成熟的自動化數據採集、控制和無源光網絡（EPON）技術作為支撐，選擇「主站+終端」的兩層體系結構，實現配電網運行監視和控制，並通過信息交互總線實現與EMS、GIS、用電信息採集系統的交互應用。
3．建設成效
「十三五」期間，監控後臺設置在沈家灣變主控室，通過光纖對4座開關站進行監控，開展調度自動化功能應用。
（三）系統通信建設
1．建設原則
試點區採用的通信技術應與當地配電網的發展規劃相適應，應與配電網一次網架同步規劃、同步建設，或預留相應位置和管道，滿足配電自動化中、長期建設和業務發展需求，並做好適度超前。
2．建設方案
結合洋山深水港增量配電網試點區域實際情況，試點區域內通信建設以光纖通信方式為主，通信光纜採用24芯光纜，長度7.2公裡，實現區域內用電信息採集系統的「全覆蓋、全採集」，通過信息交互實現供電可靠性和電壓合格率統計到戶。
3．建設成效
「十三五」期間經過對試點區域通信建設，至2020年，試點區域內實現輸、配、用各個環節的信息交互，有力支撐智能電網的建設。
九、電能質量規劃
（一）無功補償
1．建設原則
無功補償裝置應根據分層分區、就地平衡和便於調整電壓的原則進行配置，可採用分散和集中補償相結合的方式：分散補償裝置安裝在用電端，以提高功率因數、降低線路損耗；集中補償裝置安裝在變電站內，以穩定電壓水平。
2．建設方案
「十三五」期間試點區域內新增配電容量4000千伏安，其10千伏配電變壓器（含配電室、箱式變電站、柱上變壓器）安裝無功自動補償裝置時，配置容量按變壓器容量20%～40%考慮，需要配置補償容量約800-1600千乏。
3．建設成效
「十三五」期間經過對試點區域的無功補償設備建設，至2020年，試點區域內10千伏配電變壓器（含配電室、箱式變電站、柱上變壓器）無功補償裝置裝設比例達到100%。
（二）諧波控制
1．建設原則
諧波控制應符合現行國家標準《電能質量 公用電網諧波》（GB/T 14549-1993）的相關要求：
低壓配電網（220伏/380伏）公共連接點電壓總諧波畸變率應小於5%，中壓配電網（10千伏）公共連接點電壓總諧波畸變率應小於4%，分配給用戶的諧波電流允許值應保證各級電網公共連接點處諧波電壓在限值之內。注入公共連接點的諧波電流允許值、公用電網諧波電壓和諧波電流的測量和計算按照GB/T 14549的規定執行。
2．建設方案
「十三五」期間，試點區域計劃通過靜止無功補償裝置、改善供電環境等手段抑制諧波，可顯著提升供電質量。
3．建設成效
「十三五」期間經過對試點區域的諧波控制，至2020年，試點區域內低壓配電網（220伏/380伏）公共連接點電壓總諧波畸變率小於5%，中壓配電網（10千伏）公共連接點電壓總諧波畸變率小於4%。
（三）電壓允許偏差值
1．建設原則
網絡中各節點滿足電壓損失及其分配要求，各類用戶受電電壓質量應符合現行國家標準《電能質量 供電電壓偏差》（GB/T 12325-2008）的相關要求：
（1）110千伏供電電壓正、負偏差絕對值之和不應超過標稱電壓的10%；
（2）10千伏及以下三相供電電壓偏差為標稱電壓的±7％；
（3）220伏單相供電電壓偏差為標稱電壓的+7％，-10％；
（4）對供電點短路容量較小、供電距離較長以及對供電電壓偏差有特殊要求的用戶，由供、用電雙方協議確定。
2．建設方案
試點區域內均為10千伏及以下電網，「十三五」期間，通過縮短線路供電半徑、嚴格控制線路負荷防止低電壓，同時依託無功補償提高電力用戶的功率等手段改善電壓質量。
3．建設成效
至2020年，試點區域內綜合電壓合格率達到99.7%。
（四）三相電壓允許不平衡度
1．建設原則
三相電壓允許不平衡度應符合現行國家標準《電能質量 三相電壓允許不平衡度》（GB/T 15543-2008）的相關要求：
（1）電力系統公共連接點正常電壓不平衡度允許值為2%，短時不得超過4%。電氣設備額定工況的電壓允許不平衡度和負序電流允許值仍由各自標準規定。
（2）接於公共接點的每個用戶引起該點正常電壓不平衡度允許值一般為1.3%。根據連接點的負荷狀況鄰近發電機繼電保護和自動裝置安全運行要求可作適當變動但必須滿足第一條的規定。
2．建設方案
試點區域內均為10千伏及以下電網，「十三五」期間，通過加強負荷監測、裝設平衡裝置、加裝自動投切裝置等方式改善三相電壓不平衡度。
3．建設成效
至2020年，試點區域內綜合電壓合格率達到99.7%。
（五）電壓波動和閃變
1．建設原則
根據《電能質量電壓波動和閃變》GB/T 12326-2008中相關規定：
（1）電力系統公共連接點，由波動負荷產生的電壓變動限值和變動頻度、電壓等級有關，如表9-1所示。
表9-1 電壓變動限值
（2）電力系統公共連接點，由波動負荷引起的短時間閃變值Pst和長時間閃變值Plt應滿足下表所列的限值。
表9-2 各級電壓下的閃變限值
2．建設方案
試點區域內均為10千伏及以下電網，「十三五」期間，通過提高線路裝備水平、優化線路供電半徑、採用靜止無功補償SVG裝置等手段改善電壓質量。
3．建設成效
至2020年，試點區域內綜合電壓合格率達到99.7%。
十、用戶服務規劃
（一）營業廳設置
試點區域範圍內，根據所服務的客戶類型、客戶數量、服務半徑，以及當地客戶的消費習慣等，初步擬通過新建或租賃的方式設置1個營業廳，受理各類用電業務，包括客戶新裝、增容及變更用電業務，故障報修，表計校驗，信息訂閱，客戶信息更新，以及諮詢、投訴、舉報、意見、建議等綜合業務，提供電費及各類營業費用的收取和票據列印等服務，根據客戶的用電需要，提供專業接洽服務，並在營業廳公布服務承諾、服務及監管電話，公示、公告各類服務信息等。
（二）服務電話設置
試點區域內，服務電話擬統一接入國家電網公司供電服務熱線95598，為客戶提供7×24小時全天候供電服務，客戶可通過95598進行故障報修、業務諮詢、進度查詢、投訴、舉報、意見、建議等。
（三）投資情況
營業廳新建或租賃、裝修、設備採購、人員聘用等均需要投入資金，具體投資金額根據試點區域發展情況、營業廳建設規模及人員招聘數量等確定。
（四）服務標準
1．供電方案答覆期限：居民客戶不超過2個工作日，低壓電力客戶不超過5個工作日，高壓單電源客戶不超過13個工作日，高壓雙電源客戶不超過28個工作日。
2．用戶裝表接電期限：自受電裝置檢驗合格並辦結相關手續之日起，居民用戶不超過2個工作日，其他低壓供電用戶不超過3個工作日，高壓供電用戶不超過5個工作日。
3．受理客戶投訴後，4個工作日內提出處理意見並答覆用戶。
4．提供24小時電力故障報修服務，供電搶修人員到達現場的時間一般不超過45分鐘。
（五）增值服務設想
通過建立綜合能源服務與管控平臺，在線監測光伏設備、儲能設備、能源站運行狀況，實現多能源全局協調控制，為區內綜合能源用戶提供能耗分析和指導用能建議等服務。並根據實際情況，為電網提供需求側響應服務。服務模式包括：
1．綜合能源服務
結合項目投產後用戶負荷特性，為用戶設計符合用戶、能源站、電網等多方利益的能源套餐。
圖10-1 典型綜合能源服務模式
2．碳資產管理服務
全國碳排放交易體系於2017年啟動，國內將成為全球第一大碳市場。試點區可對區內用戶統一碳資產管理，提供增值服務。
3．用戶節能減排服務
提供節能減排方案，建立準確測量系統，精確統計電能消耗，通過精準的測量和對細節的掌握，精準的分析企業的用能情況，進而從管理和技術改造兩個方面提出改善意見，協助用戶真正將節能減排落實到實處。
4．其它
包括用戶需求響應服務、面向電網和未來電力市場的輔助服務等等。
十一、節能與環境保護
貫徹落實國家生態文明建設和發展戰略部署，牢固樹立創新、協調、綠色、開放、共享發展理念，增強大局意識、責任意識和服務意識，以保障和促進電網發展為目標，以提升環保管理的系統化、科學化、精細化和信息化水平為手段，以體制、機制和技術創新為支撐，深化全面環境管理，強化剛性約束；推動低碳循環發展，實施綠色引領，實現電網建設運營與環境保護協調，為全面建成現代電網提供有力支持。
優化環保制度體系和工作機制，細化環保全過程監督管理措施，做好重點工程環保水保工作，推進環保技術監督和專項治理，增強對外溝通和應急處置能力，加大環保宣傳與培訓力度，推動環保科研和成果轉化，建立健全職業衛生管理體系。
在系統方案優化方面，貫徹資產全壽命周期管理，區域電網建設採取技改為主、新建為輔的技術路線，實現電網內涵式發展。在安全可靠的基礎上，合理優化網架結構，改造老舊設備，提高電網運營效率。優化配置無功設備，降低電能損耗。
在設備選型方面，電網設備周邊環境電磁場指標滿足國家標準要求。主、配變採用低損耗變壓器、結合遠景發展合理選擇容量，線路採用大截面、多分裂導線和節能金具，從而節省土地資源，降低建設與運行的整體成本，實現電網與地方經濟協調發展。
通過實施規劃，到2020年，區域電網建設對環境的影響合理可控，實現電網與環境協調發展。
附表
附表1：洋山深水港北側陸域增量配網「十三五」規劃建設項目表
附表2：洋山深水港北側陸域增量配網「十三五」規劃建設項目投資估算表
