一、试点范围
洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点位于舟山市嵊泗县洋山镇，东至薄刀嘴岛，西至小洋山岛，南至东海大道（以洋山深水港区浙沪两地签订的协议线为边界），北为小洋山岛与薄刀嘴岛连线的围垦区域，试点区域面积约16.45平方公里，其中围垦一期面积约6.35平方公里。目前一期围垦区正在进行围垦，本次规划在围垦一期范围内开展。
试点区内由国网浙江省电力有限公司和浙江省能源集团有限公司成立股份合作公司开展电网经营业务。
洋山深水港北侧陆域增量配电业务改革试点规划区域内建设10千伏及以下增量配电网，远景规划建设110千伏及以下增量配电网。
二、区域经济社会发展情况
（一）区域经济社会发展现状
洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域地处上海浦东新区和舟山群岛新区两个国家级新区的交汇处，既可以享受舟山群岛新区建设的相关先行先试政策，又能接受上海国际航运中心、中国（上海）自由贸易试验区发展政策的辐射，在发展港航物流业方面具有独特优势。
根据小洋山北侧围垦区产业发展规划，洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域将整合区域优势，抓住中国（上海）自由贸易试验区、上海浦东新区和浙江舟山群岛新区的发展机遇，加强浙沪合作，探索与周边港区的错位发展，积极协调浙沪在北侧围垦区开发管理上的关系，稳妥推进相关创新政策支持，着力打造以港航物流和自由贸易为主导、以临港产业、能源综合利用为补充、以综合配套服务业为支撑的现代产业体系。
（二）区域总体规划布局
根据《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》（2014年9月初稿）及《洋山深水港北侧陆域产业发展规划研究报告》（2014年10月征求意见稿）。
地理位置：位于舟山市嵊泗县洋山镇，东至薄刀嘴岛，西至小洋山岛，南至东海大道（以洋山深水港区浙沪两地签订的协议线为边界），北为小洋山岛与薄刀嘴岛连线的围垦区域。
总体要求：将区域建成基础设施完善、空间布局合理、体制机制灵活、市场环境优良、服务功能健全、物流服务高效的国际港航物流基地和现代临港产业集聚区，成为在亚太乃至全球具有物流资源配置能力的国际物流枢纽，成为中国（上海）自由贸易试验区的协同区、浙江舟山群岛新区自由贸易政策先行先试示范区、我国跨省市合作开发的示范区和浙江嵊泗经济的重要增长极。
产业规划：“两主两辅一配套”。
“两主”即港航物流服务（非保税）、自由贸易园区（保税）两大主要功能；
“两辅”即临港产业、能源综合利用两大辅助功能；
“一配套”即综合配套服务功能，分为综合配套服务功能中心（大指头区）和综合配套服务功能东区（沈家湾区），其中综合配套服务功能中心（大指头区）属于本次洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域。
开发主体：2016年底浙江省人民政府和上海市人民政府签署《关于共同推进小洋山合作开发等重大合作事项的框架协议》，2017年4月浙沪两地发改委签署《关于深化推进小洋山合作开发的备忘录》，明确了“以资本为纽带、以企业为主体，通过股权合作方式，稳步推进小洋山区域合作开发，实现互利共赢”精神，由浙江省海港集团与上港集团以股权合作的方式对小洋山进行开发经营，全面加快小洋山北侧开发建设，提升了洋山深水港北侧围垦区域发展战略高度。
由于产业开发主体发生变化，原嵊泗县洋山深水港北侧陆域产业发展规划将重新调整，产业功能定位可能发生新的变化，但目前尚未发布相关控制性详细规划。因此，洋山深水港北侧陆域产业未来的发展规划不确定因素较大，未来产业发展定位可参考洋山深水港南部港区，一旦产业规划布局调整定型，小洋山北侧将迅猛发展，电力规划将同步作相应调整。
（三）区域用地规划
根据《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》（2014年9月初稿）及《洋山深水港北侧陆域产业发展规划研究报告》（2014年10月征求意见稿），至远景年。
洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域规划用地共计16.45平方公里，包含围垦一期约6.35平方公里，主要以工业和仓储物流用地为主，商业等其他配套用地为辅。其中，港航物流服务区主要为仓储物流用地，自由贸易园区、临港产业园区均以工业用地为主，综合配套服务功能中区和西区以商业商务和行政办公用地为主。
根据现有洋山深水港北侧陆域产业规划，到2020年，洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域成陆面积及成陆区基础设施满足开发建设需要，港航物流区一期、保税功能区一期、综合配套区一期、能源综合利用区及游艇基地等项目基本建成，区域产业体系雏形显现；到2025年，围垦项目基本结束，基础设施趋于完善，港航物流区二期、保税功能区二期、综合配套区二期、临港产业区等项目基本建成，区域产业体系日益完善，基本建成产业结构合理、空间配置高效、生态环境良好、体制机制灵活的现代化、综合型临港产业集聚区。
洋山深水港北侧陆域围垦工程正在进行，区域内的道路、给排水、通信等基础设施尚未开始建设。目前已有香港裕程物流公司意愿入驻围垦区，但未启动建设。
（四）已知重点建设项目情况
洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域的开发受到围垦工程的限制，按照“一次规划、分期开发、产业功能匹配、重点项目优先”的原则，结合围垦工程的进展情况，“十三五”期间试点区域内重点建设项目如下：
1．全面完成一期围垦，推进成陆区道路、给排水、供电等基础设施建设，平整区域内的土地，为后期开发提供保障；
2．建设港口一期、仓储物流一期项目，为港航、物流和临港产业发展提供支持；
3．依托东海大道，构筑南部现代产业景观带，启动综合配套服务一期项目，建成一批办公楼、商贸中心、管理服务中心、宾馆公寓等项目。
三、区域电网发展情况
目前小洋山岛陆域分为北侧陆域和南部港区，其中北侧陆域由国网嵊泗县供电公司供电，南部港区由上海同盛电力有限公司供电。试点区域位于小洋山岛北侧陆域范围内，现处于围垦阶段。
（一）周边区域电网现状
1．电网概况
目前，洋山深水港北侧陆域电网与洋山深水港南部港区电网无联络，区域内无220千伏电源点。洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点周边区域内现有110千伏变电站1座，为沈家湾变（2×50兆伏安）；柔性直流换流站1座，为柔直舟洋站（100兆伏安）；35千伏变电站1座，为大洋变（2×8兆伏安）。
从周边区域高压网架来分析，110千伏沈家湾变承担洋山深水港北侧陆域及大洋山岛的供电负荷，“十三五”规划期间洋山深水港北侧陆域及大洋山岛暂无大负荷接入，能够满足试点区域内“十三五”期间的负荷接入需求。
2．柔性直流舟洋换流站
2014年7月，舟山±200千伏五端柔性直流输电科技示范工程投运，为当前投运的世界上端数最多、单端容量最大的多端柔性直流输电工程，工程项目总投资41.4亿元，共建设5座换流站，总容量1000兆瓦。
柔性直流舟洋换流站是舟山±200千伏五端柔性直流输电科技示范工程重要的组成部分，自投运后为洋山区域电网提供了第二个外部电源点。目前柔直舟洋站有两回直流出线，一回为±200千伏岱洋2003线，与岱山境内柔直舟岱站连接；另一回为±200千伏洋泗2004线，与嵊泗本岛内柔直舟泗站连接。
3．110千伏沈家湾变电站
110千伏沈家湾变电站于2014年5月投运，目前为洋山深水港北侧陆域和大洋山区域的主供电源。
110千伏侧共有两回线路，其中一回线路为110千伏洋沈1933线，来自柔性直流舟洋换流站；另一回线路为110千伏蓬沈1946线，来自岱山220千伏蓬莱变。
35千伏侧共有三回线路，其中两回线路分别为沈大3451线和沈洋3482线，供往35千伏大洋变；另一回线路为35千伏基沈3433线，与嵊泗35千伏基湖变联络，正常时充电运行状态，应急时作为备用电源，以提高区域供电可靠性。
10千伏侧共有五回线路，其中公用线路两回，分别为柔沈D624线和中岗D504线，柔沈D624线由110千伏沈家湾变接入柔直舟洋站站用变，中岗D504线由110千伏沈家湾变跨海接入35千伏大洋变10千伏出线侧，作为35千伏大洋变备用；专用线路三回，分别为申港D602线、石油D601线、府楼D604线。
4．35千伏大洋变
截止至2017年底，35千伏大洋变变电容量2×8兆伏安，变电站供电最大负荷4.45兆瓦，负载率29.28%，共有10千伏间隔10个，已用间隔7个。35千伏大洋变电站情况如下表所示。
5．洋山深水港南部港区
洋山深水港南部港区由上海同盛电力有限公司负责供电，南部港区上级主供线路临洋1538线、临港1541线，共有110千伏降压站（开关站）3座，变电容量250兆伏安（4×50+2×25），10千伏开关站（配电站）7座，无自备电厂，2017年最高负荷43.4兆瓦，年用电量2.05亿千瓦时。南部港区上海同盛电力销售电价约为1.28元/千瓦时，7、8、9三个月约为1.38元/千瓦时，而浙江电网非工业结算电价为0.7597元/千瓦时，相比较而言，洋山深水港北侧陆域较南部港区有较大的价格优势。
（二）周边区域电网发展规划
由于洋山深水港北侧围垦区域开发主体发生变化，原嵊泗县洋山深水港北侧陆域产业发展规划将重新调整，产业功能定位将进一步优化，目前尚未发布相关控制性详细规划。而洋山深水港南部港区发展模式已定型，土地利用已趋于饱和，规划布局的调整空间越来越有限。根据规划，2020年洋山深水港吞吐量将达到2000万TEU，物流需求量也将显著增长，与之配套的上海市临港物流园区届时将难以满足功能需求。因此可以得出，洋山深水港南部港区电网建设已基本建成，而随着试点区域建设的逐步进行，相关电力设施也将逐步配套形成，为确保提升供电可靠性，可考虑试点区域与南部港区网架的互联可能性。
洋山深水港北侧陆域主供电源为110千伏沈家湾变，根据周边区域的发展规划及负荷增长需求，预测110千伏沈家湾变能够满足“十三五”乃至“十四五”期间的负荷需求，并且仍有较大裕度。
“十三五”期间，周边区域内暂未规划新建相关变电站和线路。
（三）区域电网发展现状
洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域目前仍处于围垦阶段。
（四）存在的主要问题
随着试点区域围垦一期工程的逐步完成，“十三五”期间，香港裕程物流园、小洋山综合服务中心、保税区一区、港航物流服务一区B区将陆续建成，预期试点区域内负荷将会有较大增长，可通过110千伏沈家湾变为其供电，现有变电容量能够满足负荷发展需求，但仅一个电源点供电，供电可靠性有待加强。
四、区域用电预测
（一）区域负荷增长趋势分析、负荷特性分析
目前洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域尚处于围垦阶段。根据区域现有控制性详细规划，试点区域远景定位为基础设施完善、空间布局合理、体制机制灵活、市场环境优良、服务功能健全、物流服务高效的国际港航物流基地和现代临港产业集聚区。从持续用电性质分类，试点区域主要以日常工作型、连续生产型为主，居住型和商业服务型为辅。
（二）区域用电需求预测
区域负荷预测一般分为需用系数法、负荷密度法、负荷成熟度法以及趋势外推、年均增长率等方法，方法应用模式如下图所示。
洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域目前已修编了《浙江舟山洋山城镇规划暨控制性详细规划》（2014年9月初稿），故本次负荷预测可根据该控规以负荷密度法为主要预测方法，以需用系数法为参考方法，并对试点区域开展现状负荷及目标年负荷的合理性校验。
根据《城市电力规划规范》（GB/T 50293-2014）中“表4.3.4 规划单位建筑面积负荷指标”的规定，对比南部港区负荷密度。
至远景年，试点区域内地块全部建成且负荷完全成熟，按照现有产业规划布局，预计远景饱和负荷将达到100兆瓦，全社会用电量达到5.5亿千瓦时。
在远景负荷预测的基础上，利用负荷增长的S型曲线增长规律，基于试点区域的地块出让、招商引资的预期，到2025年，试点区域内预计达到远景负荷的50%左右，全社会最大负荷达到46.1兆瓦，全社会用电量达到1.61亿千瓦时，“十四五”年均最大负荷增长率为53.55%、年均用电量增长率为53.55%。
根据洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点区域的规划及重点大用户入驻情况，预计至2020年试点区域内全社会最大负荷为5.4兆瓦，全社会用电量为0.19亿千瓦时，2018-2020年年均最大负荷增长率为200%、年均用电量增长率为208%。试点区域内电力电量预测情况如表4-2所示。
（三）供电区域划分
根据洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域电力电量需求预测结果，测算试点区域内2025年负荷密度为7.26兆瓦/平方公里，远景年负荷密度为15.7兆瓦/平方公里，依照《配电网规划设计技术导则》（DL/T 5729-2016）中“表4.1.2 供电区域划分”（见表4-3）的规定，考虑试点区域所属县级行政区，2025年划分为B类供电区；考虑试点区域的独特的港区优势及功能定位，远景年划分为A类供电区。
（四）周边区域电力电量需求预测
洋山深水港北侧陆域增量配电业务试点周边区域包含两部分，一部分为洋山深水港北侧陆域非试点区域，另一部分为大洋山区域，以上两部分简称周边区域。
基于周边区域用地规划，采用图4-1中的空间负荷预测方法进行预测，根据《城市电力规划规范》（GB/T 50293-2014）中“表4.3.4 规划单位建筑面积负荷指标”的规定，负荷指标选取与试点区域一致，预计远景年周边区域全社会最大负荷为52.4兆瓦，全社会用电量为1.83亿千瓦时。
在远景负荷预测的基础上，利用负荷增长的S型曲线增长规律，预计2025年周边区域全社会最大负荷为23.5兆瓦，全社会用电量为0.82亿千瓦时。
参考历史年周边区域负荷发展情况，采用趋势外推法进行预测，预计2020年周边区域全社会最大负荷为12.9兆瓦，全社会用电量预测为0.45亿千瓦时。
（五）110千伏沈家湾变负荷电量预测
110千伏沈家湾变供电负荷包括：洋山深水港北侧陆域试点区域、洋山深水港北侧陆域非试点区域和大洋山区域三部分。
至2020年，110千伏沈家湾变最大负荷18.3兆瓦，负载率19.26%；至2025年，最大负荷为69.6兆瓦，负载率将达到73.26%，处于合理运行范围以内；至远景年，按照《浙江舟山群岛新区城乡电力设施布局规划》报告中的展望，远景将在大洋山区域新建的110千伏大洋山变，可分担部分110千伏沈家湾负荷，并为其提供电源支撑。
此外，由于洋山深水港北侧陆域产业开发主体发生变化，原嵊泗县洋山深水港北侧陆域产业发展规划将重新调整，产业功能定位可能发生变化，未来可能存在负荷超预期发展的情况，因此需根据未来产业优化布局结果，重新对负荷预测及规划进行修编。
（六）区域电源（含分布式电源）增长预测
洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域现状无分布式电源，通过对试点区域围垦进度、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，另外按照《国务院办公厅关于加快电动汽车充基础设施建设指导意见》（国办发〔2015〕73号）的要求，试点区域将推广使用新能源汽车或清洁能源汽车，加强充电基础设施配套电网建设与改造，确保电力供应满足电动汽车充换电设施运营需求。
根据试点区域围垦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平方/千瓦计算，预计试点区域内远景屋顶光伏可装机容量最大可达到180兆瓦，按照10%的装机规模考虑，预计装机容量为18兆瓦。
按照试点区域0.4车位/100平方米建筑面积、10%的电动汽车充电桩配置比例计算，试点区域电动汽车充电桩数量为3580座，依据快充（60千瓦）10%、慢充（7千瓦）90%的比例估算，未来试点区域电动汽车充电桩负荷将达到8.33兆瓦。
由于分布式电源的接入，使得配电网由传统的单电源辐射网络变成了一个多源网络，正常运行时网络中的潮流分布会产生相应的改变，与此同时当系统出现故障时，短路电流的大小、流向和分布也会发生变化，从而改变了传统电力系统的运行模式，增加了对配电网进行有效控制的难度。
中小规模分布式能源接入对配电网运行控制的影响主要表现在电能质量、配网损耗、继电保护配置、供电可靠性等四个方面。随着试点区域电网逐步建成，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。
五、总体要求
（一）指导思想
围绕全面建成小康社会宏伟目标，结合区域配电网实际情况，以满足用电需求、提高安全性和可靠性、促进智能化为目标，坚持统一规划、统一标准，着力解决区域配电网发展薄弱问题，推动装备提升与科技创新，加大配电网建设和改造力度，建设安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的配电网络设施和服务体系，支撑区域经济发展和服务社会民生。
（二）基本原则
为了适应经济新常态、能源新格局、电改新要求、技术新浪潮和配网新模式的要求，全面贯彻落实《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）精神，对洋山深水港北侧陆域增量配电网进行全面梳理，提出建设措施，全面提升配电网供电可靠性、电能质量和服务水平。
1．以满足用电需求为根本
满足经济社会发展和人民生活水平提高的需要，提高供电可靠性和供电质量，支撑经济社会发展，改善生产生活用电条件。
2．以城乡发展规划为导向
紧密结合城市发展总体规划，贯彻电网与经济社会、城乡环境协调发展的方针，适度超前，远近结合，避免重复建设，以最少社会资源消耗获得最大发展空间。
3．以科学工作方法为保障
以需求引导规划、以规划指导项目，充分考虑各区域现状及用电差异，按照继承、优化、适用、发展的原则合理确定发展目标、装备水平和建设计划，逐步形成坚强可靠配电网网架。
4．提高电网运行和能源利用效率
积极提高运行管理水平，采用运行可靠、技术先进的配电技术，合理提升装备水平和智能化水平，提高电网运行效率和能源利用效率。
5．推进“两全”建设和“两替代”工程
试点区域将深入推进“两全”（电动汽车等多元化负荷全接入、清洁能源全消纳）配电网建设，推进“两替代”（清洁替代、电能替代）工程。
（三）发展目标
根据第四章第三节“供电区域划分”，试点区域2025年为B类供电区，远景年为A类供电区。按照A、B类供电区建设标准，到2020年，试点区域供电可靠率达到99.95%，综合电压合格率达到99.7%；到2025年，试点区域供电可靠率达到99.965%，综合电压合格率达到99.8%；至远景年，试点区域供电可靠率达到99.99%，综合电压合格率达到99.9%。
六、区域网架建设规划
（一）规划技术原则
1．总体原则
（1）容载比
容载比是配电网规划的重要宏观性指标，合理的容载比与网架结构相结合，可确保故障时负荷的有序转移，保障供电可靠性，满足负荷增长需求。
考虑规划区发展的特点，负荷增长快速期可取较高容载比，通过加强和改善网络结构，在满足用电需求、可靠性要求的前提下逐步降低容载比，提高电网的经济效益。
根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如表6-1所示，总体宜控制在1.8～2.2范围之间。
（2）电网结构
合理的电网结构是满足供电可靠性、提高运行灵活性、降低网络损耗的基础。高压、中压和低压配电网三个层级应相互匹配、强简有序、相互支援，以实现配电网技术经济的整体最优。规划区的配电网结构应满足以下基本要求：
1）正常运行时，各变电站应有相互独立的供电区域，供电区不交叉、不重叠，故障或检修时，变电站之间应有一定比例的负荷转供能力。
2）在同一供电区域内，变电站中压出线长度及所带负荷宜均衡，应有合理的分段和联络；故障或检修时，中压线路应具有转供非停运段负荷的能力。
3）接入一定容量的分布式电源时，应合理选择接入点，控制短路电流及电压水平。
4）高可靠性的配电网结构应具备网络重构能力，便于实现故障自动隔离。
2．110千伏电网规划技术导则
（1）电网结构
规划区110千伏变电站宜采用双侧电源供电，条件不具备或电网发展的过渡阶段，也可同杆架设双电源供电，但应加强中压配电网的联络。规划区110千伏电网推荐采用单链结构，典型结构示意图如下所示。
（2）变电站
1）应综合考虑负荷密度、空间资源条件，以及上下级电网的协调和整体经济性等因素，确定变电站的供电范围以及主变压器的容量序列。同一规划区域中，相同电压等级的主变压器单台容量规格不宜超过3种，同一变电站的主变压器宜统一规格。
2）应根据负荷的空间分布及其发展阶段，合理安排供电区域内变电站建设时序。
变电站内主变台数最终规模不宜超过4台。
3）变电站的布置应因地制宜、紧凑合理，尽可能节约用地。原则上，规划区可采用全户内或半户外站，根据情况可考虑采用紧凑型变电站，如有必要也可考虑与其它建设物混合建设，或建设半地下、地下变电站。
4）应明确变电站供电范围，随着负荷的增长和新变电站站址的确定，应及时调整相关变电站的供电范围。
5）变压器宜采用有载调压方式。
6）变压器并列运行时其参数应满足相关技术要求。
（3）线路
1）110千伏线路导线截面的选取应符合下述要求：
a．线路导线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期选定。
b．线路导线截面应与电网结构、变压器容量和台数相匹配。
c．线路导线截面应按照安全电流裕度选取，并以经济载荷范围校核。
2）110千伏架空线路截面不宜小于240平方毫米。
3）110千伏线路导线截面选取宜适当留有裕度，以避免频繁更换导线。
4）110千伏架空线路导线宜采用钢芯铝绞线，沿海及有腐蚀性地区可选用防腐型导线。
5）110千伏电缆线路宜选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，载流量应与架空线路相匹配。
3．中压电网规划技术原则
（1）电网结构
1）中压配电网应根据变电站位置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的供电区。分区应有大致明确的供电范围，正常运行时一般不交叉、不重叠，分区的供电范围应随新增加的变电站及负荷的增长而进行调整。
2）对于供电可靠性要求较高的区域，还应加强中压主干线路之间的联络，在分区之间构建负荷转移通道。
3）中压架空线路主干线应根据线路长度和负荷分布情况进行分段（一般不超过5段），并装设分段开关，重要分支线路首端亦可安装分段开关。
4）中压电缆线路一般可采用环网结构，环网单元通过环进环出方式接入主干网。
5）双射式、对射式可作为辐射状向单环式、双环式过渡的电网结构，适用于配电网的发展初期及过渡期。
6）应根据城乡规划和电网规划，预留目标网架的廊道，以满足配电网发展的需要。
（2）线路
1）中压配电网应有较强的适应性，主干线截面宜综合饱和负荷状况、线路全寿命周期一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区的主干线导线截面不宜超过3种。
2）中压线路供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上规划区供电半径不宜超过3公里。
3．配电设备
1）柱上变压器
柱上变压器应按“小容量、密布点、短半径”的原则配置，应尽量靠近负荷中心，根据需要也可采用单相变压器。
2）配电室
a．配电室宜独立建设。受条件所限必须进楼时，可设置在地下一层，但不应设置在最底层。其配电变压器宜选用干式，并采取屏蔽、减振、防潮措施。
b．变压器接线组别宜采用D，yn11，单台容量不宜超过1000千伏安，220/380伏侧为单母线分段接线。
3）箱式变电站
箱式变电站仅限用于配电室建设改造困难的情况，如架空线路入地改造地区、配电室无法扩容改造的场所，以及施工用电、临时用电等，其单台变压器容量一般不宜超过500千伏安。
4）柱上开关
a．线路分段、联络开关宜选择负荷开关。长线路后段（超出变电站过流保护范围）、较大分支线路首端及用户分界点处可选择断路器。
b．开关的遮断容量应与上级10千伏母线相协调。
c．规划实施配电自动化的地区，开关性能及自动化原理应一致，并预留自动化接口。
5）开关站
a．开关站宜建于负荷中心区，宜配置双电源，分别取自不同变电站或同一座变电站的不同母线。
b．开关站接线宜简化，可采用两路电源进线、6～12路出线，单母线分段接线，出线断路器带保护。开关站应按配电自动化要求设计并留有发展余地。
6）环网单元
a．环网单元宜采用两路电源进线、4路出线，必要时可增加出线。
b．进线及环出线宜采用负荷开关，配出线根据电网情况及负荷性质可采用负荷开关或断路器。
7）线路调压器
在缺少电源站点的地区，当中压架空线路过长，电压质量不能满足要求时，可在线路适当位置加装线路调压装置。
4．0.38千伏电网规划技术原则
（1）基本要求
0.38千伏配电网应实行分区供电的原则，台区不得跨越铁路、通航河道、县级及以上公路，不宜跨越其他河流和城乡主干道路。220/380伏配电网应结构简单、安全可靠，一般采用辐射式结构。设备选用宜标准化、序列化。
（2）线路
1）220/380伏配电网应有较强的适应性，主干线截面应按远景规划一次选定。导线截面选择应系列化，同一规划区内主干线导线截面不宜超过3种。
2）220/380伏电缆可采用排管、沟槽、直埋等敷设方式。穿越道路时，应采用抗压力保护管。
3）220/380伏线路应有明确的供电范围，供电半径应满足末端电压质量的要求。原则上规划区不宜超过250m。
5．电源及用户接入原则
（1）电源接入原则
1）配电网应满足国家鼓励发展的各类电源及新能源微电网的接入要求，逐步形成能源互联、能源综合利用的体系。
2）接入110～35千伏电网的常规电源，宜采用专线方式并网。
3）分布式电源接入应符合现行行业标准《分布式电源接入配电网技术规定》（NB/T32015）的相关规定。
4）在分布式电源接入前，应对接入的配电线路载流量、变压器容量进行校核，并对接入的母线、线路、开关等进行短路电流和热稳定校核，如有必要也可进行动稳定校核。
5）接入单条线路的电源总容量不应超过线路的允许容量；接入本级配电网的电源总容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量。
6）分布式电源并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。
（2）用户接入原则
用户接入应符合电网规划，不应影响电网的安全运行及电能质量。用户的供电电压等级应根据当地电网条件、最大用电负荷、用户报装容量，经过技术经济比较后确定。供电半径较长、负荷较大的用户，当电压质量不满足要求时，应采用高一级电压供电。应合理控制专线数量，统筹安排廊道资源，以提高城市空间资源和电网资源的利用效率。
（二）布点规划
“十三五”及“十四五”期间，洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域主供电源为110千伏沈家湾变，能够满足试点区域及周边区域用电需求。
考虑洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域属于海岛围填区，盐雾腐蚀较为严重，且未来功能定位较高、大用户较多、负荷较为集中，宜采用开关站为其供电，按照电网建设适度超前、开关站布点及廊道提前预留的原则，规划“十三五”期间试点区域内新建四座10千伏户内开关站；按照A、B类供电区域10千伏网架建设标准，宜采用电缆双环网的接线方式供电。
（三）建设方案和投资
“十三五”期间，试点区域内未规划建设110千伏、35千伏变电站和线路。
“十三五”期间区域内拟投资110千伏沈家湾变至试点区域双回10千伏电缆，同时在试点区域内新建10千伏开关站四座及相配套的配电自动化工程，所有项目均在试点区域一期围垦区内，“十三五”后根据整体围垦进度及项目引进情况另行规划建设电网项目。
“十三五”期间，区域内总计新建电缆线路4回，长度27.5公里，新建户内开关站4座，新建智能分布式DTU终端8台，新建光缆长度7.2公里，总投资3615万元。
（四）技术经济指标校核
根据《中压配电网可靠性评估导则》（DL_T 1563-2016）中的“两状态模型”和“三状态模型”，并结合《中低压配电网能效评估导则》（GB_T 31367-2015）的相关要求。经评估，2020年试点区域供电可靠率将达到99.95%，户均停电时间不高于4.38小时，综合电压合格率达到99.7%；2025年试点区域供电可靠率将达到99.965%，户均停电时间不高于3.07小时，综合电压合格率达到99.8%；远景年试点区域供电可靠率将达到99.99%、户均停电时间不高于0.876小时、综合电压合格率达到99.9%。
七、区域内外网架衔接规划
“十三五”期间乃至“十四五”期间，洋山深水港北侧陆域增量配电网试点区域规划由110千伏沈家湾变电站供电。110千伏沈家湾变电站现有主变总容量100兆伏安，可满足试点区域内“十三五”乃至“十四五”期间的用电需求，但仅有110千伏沈家湾变一个电源点，影响供电安全性和可靠性，建议试点区域和洋山深水港南部港区电网联络，作为紧急事故备用。
从远景来看，随着试点区域内二期围垦区域的建成发展，区域内10千伏电网仅依靠110千伏沈家湾变电站供电，难以满足其负荷增长需求及供电可靠性。根据《浙江舟山群岛新区城乡电力设施布局规划》，远景年规划在大洋山新建110千伏大洋山变，不仅可分担110千伏沈家湾变负荷，还可为其提供电源支撑。
八、运行管理规划
（一）配电自动化建设
1．建设原则
配电自动化建设应与配电网一次网架相协调，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。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。
2．建设方案
近期，环网单元C+V+母线PT+集中式DTU，DTU单元与环网柜成套供货。统一环网箱预留DTU安装空间尺寸，统一DTU的面板和指示，采用电子式或电磁式互感器两种方案。
远期：环网单元C+V+母线PT电源（含供电PT、后备电源、通信模块）+分散式DTU安装在各单元间隔内，采用电子式互感器方案。
“十三五”期间试点区域内建设4座开关站共配置8台智能分布式DTU终端。
3．建设成效
“十三五”期间经过对试点区域配电自动化建设，至2020年，试点区域内配电自动化覆盖率达到100%，供电可靠率将达到99.95%，户均停电时间不高于4.38小时，供电可靠性得到显著提升。
（二）调度自动化建设
1．建设原则
配网调度自动化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建设，并实现与电网GIS、PMS、营销业务系统数据接口和数据共享。
2．建设方案
试点区域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，并通过信息交互总线实现与EMS、GIS、用电信息采集系统的交互应用。
3．建设成效
“十三五”期间，监控后台设置在沈家湾变主控室，通过光纤对4座开关站进行监控，开展调度自动化功能应用。
（三）系统通信建设
1．建设原则
试点区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．建设方案
结合洋山深水港增量配电网试点区域实际情况，试点区域内通信建设以光纤通信方式为主，通信光缆采用24芯光缆，长度7.2公里，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。
3．建设成效
“十三五”期间经过对试点区域通信建设，至2020年，试点区域内实现输、配、用各个环节的信息交互，有力支撑智能电网的建设。
九、电能质量规划
（一）无功补偿
1．建设原则
无功补偿装置应根据分层分区、就地平衡和便于调整电压的原则进行配置，可采用分散和集中补偿相结合的方式：分散补偿装置安装在用电端，以提高功率因数、降低线路损耗；集中补偿装置安装在变电站内，以稳定电压水平。
2．建设方案
“十三五”期间试点区域内新增配电容量4000千伏安，其10千伏配电变压器（含配电室、箱式变电站、柱上变压器）安装无功自动补偿装置时，配置容量按变压器容量20%～40%考虑，需要配置补偿容量约800-1600千乏。
3．建设成效
“十三五”期间经过对试点区域的无功补偿设备建设，至2020年，试点区域内10千伏配电变压器（含配电室、箱式变电站、柱上变压器）无功补偿装置装设比例达到100%。
（二）谐波控制
1．建设原则
谐波控制应符合现行国家标准《电能质量 公用电网谐波》（GB/T 14549-1993）的相关要求：
低压配电网（220伏/380伏）公共连接点电压总谐波畸变率应小于5%，中压配电网（10千伏）公共连接点电压总谐波畸变率应小于4%，分配给用户的谐波电流允许值应保证各级电网公共连接点处谐波电压在限值之内。注入公共连接点的谐波电流允许值、公用电网谐波电压和谐波电流的测量和计算按照GB/T 14549的规定执行。
2．建设方案
“十三五”期间，试点区域计划通过静止无功补偿装置、改善供电环境等手段抑制谐波，可显著提升供电质量。
3．建设成效
“十三五”期间经过对试点区域的谐波控制，至2020年，试点区域内低压配电网（220伏/380伏）公共连接点电压总谐波畸变率小于5%，中压配电网（10千伏）公共连接点电压总谐波畸变率小于4%。
（三）电压允许偏差值
1．建设原则
网络中各节点满足电压损失及其分配要求，各类用户受电电压质量应符合现行国家标准《电能质量 供电电压偏差》（GB/T 12325-2008）的相关要求：
（1）110千伏供电电压正、负偏差绝对值之和不应超过标称电压的10%；
（2）10千伏及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7％；
（3）220伏单相供电电压偏差为标称电压的+7％，-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。
2．建设方案
试点区域内均为10千伏及以下电网，“十三五”期间，通过缩短线路供电半径、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。
3．建设成效
至2020年，试点区域内综合电压合格率达到99.7%。
（四）三相电压允许不平衡度
1．建设原则
三相电压允许不平衡度应符合现行国家标准《电能质量 三相电压允许不平衡度》（GB/T 15543-2008）的相关要求：
（1）电力系统公共连接点正常电压不平衡度允许值为2%，短时不得超过4%。电气设备额定工况的电压允许不平衡度和负序电流允许值仍由各自标准规定。
（2）接于公共接点的每个用户引起该点正常电压不平衡度允许值一般为1.3%。根据连接点的负荷状况邻近发电机继电保护和自动装置安全运行要求可作适当变动但必须满足第一条的规定。
2．建设方案
试点区域内均为10千伏及以下电网，“十三五”期间，通过加强负荷监测、装设平衡装置、加装自动投切装置等方式改善三相电压不平衡度。
3．建设成效
至2020年，试点区域内综合电压合格率达到99.7%。
（五）电压波动和闪变
1．建设原则
根据《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326-2008中相关规定：
（1）电力系统公共连接点，由波动负荷产生的电压变动限值和变动频度、电压等级有关。
（2）电力系统公共连接点，由波动负荷引起的短时间闪变值Pst和长时间闪变值Plt应满足下表所列的限值。
2．建设方案
试点区域内均为10千伏及以下电网，“十三五”期间，通过提高线路装备水平、优化线路供电半径、采用静止无功补偿SVG装置等手段改善电压质量。
3．建设成效
至2020年，试点区域内综合电压合格率达到99.7%。
十、用户服务规划
（一）营业厅设置
试点区域范围内，根据所服务的客户类型、客户数量、服务半径，以及当地客户的消费习惯等，初步拟通过新建或租赁的方式设置1个营业厅，受理各类用电业务，包括客户新装、增容及变更用电业务，故障报修，表计校验，信息订阅，客户信息更新，以及咨询、投诉、举报、意见、建议等综合业务，提供电费及各类营业费用的收取和票据打印等服务，根据客户的用电需要，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，公示、公告各类服务信息等。
（二）服务电话设置
试点区域内，服务电话拟统一接入国家电网公司供电服务热线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、举报、意见、建议等。
（三）投资情况
营业厅新建或租赁、装修、设备采购、人员聘用等均需要投入资金，具体投资金额根据试点区域发展情况、营业厅建设规模及人员招聘数量等确定。
（四）服务标准
1．供电方案答复期限：居民客户不超过2个工作日，低压电力客户不超过5个工作日，高压单电源客户不超过13个工作日，高压双电源客户不超过28个工作日。
2．用户装表接电期限：自受电装置检验合格并办结相关手续之日起，居民用户不超过2个工作日，其他低压供电用户不超过3个工作日，高压供电用户不超过5个工作日。
3．受理客户投诉后，4个工作日内提出处理意见并答复用户。
4．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一般不超过45分钟。
（五）增值服务设想
通过建立综合能源服务与管控平台，在线监测光伏设备、储能设备、能源站运行状况，实现多能源全局协调控制，为区内综合能源用户提供能耗分析和指导用能建议等服务。并根据实际情况，为电网提供需求侧响应服务。服务模式包括：
1．综合能源服务
结合项目投产后用户负荷特性，为用户设计符合用户、能源站、电网等多方利益的能源套餐。
2．碳资产管理服务
全国碳排放交易体系于2017年启动，国内将成为全球第一大碳市场。试点区可对区内用户统一碳资产管理，提供增值服务。
3．用户节能减排服务
提供节能减排方案，建立准确测量系统，精确统计电能消耗，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，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。
4．其它
包括用户需求响应服务、面向电网和未来电力市场的辅助服务等等。
十一、节能与环境保护
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，增强大局意识、责任意识和服务意识，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，以体制、机制和技术创新为支撑，深化全面环境管理，强化刚性约束；推动低碳循环发展，实施绿色引领，实现电网建设运营与环境保护协调，为全面建成现代电网提供有力支持。
优化环保制度体系和工作机制，细化环保全过程监督管理措施，做好重点工程环保水保工作，推进环保技术监督和专项治理，增强对外沟通和应急处置能力，加大环保宣传与培训力度，推动环保科研和成果转化，建立健全职业卫生管理体系。
在系统方案优化方面，贯彻资产全寿命周期管理，区域电网建设采取技改为主、新建为辅的技术路线，实现电网内涵式发展。在安全可靠的基础上，合理优化网架结构，改造老旧设备，提高电网运营效率。优化配置无功设备，降低电能损耗。
在设备选型方面，电网设备周边环境电磁场指标满足国家标准要求。主、配变采用低损耗变压器、结合远景发展合理选择容量，线路采用大截面、多分裂导线和节能金具，从而节省土地资源，降低建设与运行的整体成本，实现电网与地方经济协调发展。
通过实施规划，到2020年，区域电网建设对环境的影响合理可控，实现电网与环境协调发展。
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