北极星售电网获悉，浙江省发改委日前印发了《舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网建设发展规划（2019-2025年）的通知》，舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网由浙江浙能能源服务有限公司（50%）、国网浙江综合能源服务有限公司（50%）组成的联合体组建增量配电网公司负责建设和运营。
试点区域位于舟山六横岛，区域面积为20平方公里。试点区域范围为西至双屿门海域，南以小郭巨二期围垦范围为界线，东到炮台岗一线山体，北至青联社区村前沿。该区域为促淤围垦区域，分为围垦一期与二期。其中围垦一期已成陆，面积约5平方公里，二期15平方公里海堤已建成，围垦吹填还未完成。
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省发展改革委关于印发舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网建设发展规划（2019-2025年）的通知
舟山市发展改革委、普陀区发展改革局，省电力公司、国网浙江综合能源服务有限公司、国网舟山供电公司，浙能集团、浙江浙能能源服务有限公司：
为推进我省增量配电业务改革，保障舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网持续健康发展，我委组织编制了《舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网建设发展规划（2019-2025年）》（编码：023X）。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、本规划是舟山市六横镇小郭巨临港产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）》有关法律法规，舟山市六横镇小郭巨临港产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、舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网由浙江浙能能源服务有限公司（50%）、国网浙江综合能源服务有限公司（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，遵守国家相关技术规范标准，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别的企业履行，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，支持可再次生产的能源、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、舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网内，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次生产的能源、分布式能源和微电网。增量配电网内可再次生产的能源、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法律法规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、请舟山市发展改革委做好规划的实施监测，涉及试点区域、网架结构、重点项目、运行指标等重大内容调整的，需报我委按程序调整规划。
根据《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，舟山市六横镇小郭巨临港产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，保障舟山市六横镇小郭巨临港产业园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）、《关于快速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。
1．《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和的通知》（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．《关于快速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）
17．《电能质量 三相电压允许不平衡度》（GB/T 15543-2008）；
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。
试点区域位于舟山六横岛，区域面积为20平方公里。试点区域范围为西至双屿门海域，南以小郭巨二期围垦范围为界线，东到炮台岗一线山体，北至青联社区村前沿。该区域为促淤围垦区域，分为围垦一期与二期。其中围垦一期已成陆，面积约5平方公里，二期15平方公里海堤已建成，围垦吹填还未完成。如下图 1-1 所示。
舟山市六横镇小郭巨临港产业园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舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电业务试点项目业主的通知》规定，确定浙江浙能能源服务有限公司（50%）、国网浙江综合能源服务有限公司（50%）组成的联合体为舟山市六横镇小郭巨临港产业园增量配电网业主。
试点区域项目位于六横岛西南侧。地处长江三角洲沿海域，西北距宁波北仑仅7.5公里，距正在建设的国家保税港区梅山岛仅4.2公里。随着六横--宁波跨海大桥的建成，届时区域直达宁波市中心只需1小时，规划区域的区位优势将更为突出。试点区域位置如图2-1、2-2所示：
区域内目前零星分布一些企业用户，全部集中在围垦一期。主要用户共五家，分别为普陀区六横滩涂围垦开发有限公司、国电电力浙江舟山海上风电开发有限公司、中交第三航务工程局有限公司宁波分公司、舟山市六横开发建设投资有限公司、舟山市六横开发有限公司。
根据《舟山六横岛小郭巨片区规划》（2015年）中对小郭巨临港产业园定位为：舟山新区现代化、国际化的战略性新兴临港产业新城、六横岛陆海统筹发展先行区的重要组成部分和区域生态友好的人居生活福地。
近期随着小郭巨临港产业园试点区域内LNG接收站项目的正式签约，招商引资力度的大，区域产业规划也正在调整，根据小郭巨临港产业园的真实的情况，调整后片区定位为：清洁能源综合产业园，重点发展LNG产业、氢能源产业、氢能源汽车制造、风电全产业链。
根据《舟山六横岛小郭巨片区规划》（2015年）对小郭巨临港产业园的总体目标为：以海洋高新产业为龙头、城镇建设为依托，集临港制造、科学技术研发、技术服务、成果孵化、现代物流、商务配套、商业休闲、生活居住等多功能于一体的多元复合、陆海统筹、生态共融的现代复合型城市综合片区。
近期随着小郭巨临港产业园试点区域内LNG接收站项目的正式签约，招商引资力度的大，区域产业规划也正在调整，根据小郭巨临港产业园的真实的情况，调整后片区总体目标为：以LNG接收站项目为切入口，发展燃气电厂、冷能利用、气加工、LNG罐体制造及LNG相关产业，打造LNG全产业链基地。同时，发展以有机原料和新材料为主体、以高端精细化学品为特色的产业，将小郭巨打造为规模优势突出、技术水平领先、资源循环利用、绿色安全智能、产业生态完善的高质量化工园区。
伴随LNG接收站的入驻，试点区域区域产业规划布局也正在调整，但还没完成，上版规划布局仍具有参照意义。参照上版规划布局如下：
一主:指位于规划区南部的城市主中心，是整个小郭巨片区的城市综合服务中心，也是六横西南部生产力服务中心。
两轴:分别指的是沿南北向主路的功能发展轴和东西向沿西沙头山—青山湖一带的生态景观轴。功能发展是规划区内联系各个片区的重要纽带和功能发展趋势；生态景观轴是展示规划区生态景观的最主要廊道。
四片:分别为城市生活片、小型临港产业片、大中型临港产业片和高新产业研发片。
开发主体：近期工业园区围绕积峙山展开布局，通过中部高新产业研发区建设和产业园区配套中心的打造，将东侧小型临港产业制造区和西侧大中型临港产业制造区紧密联系起来。城镇建设方面主要在西沙头山周边展开，初步形成一定规模的城镇公共设施配套。
随着LNG接收站的入驻，试点区域部分用地规划有所变动，目前新版用地规划编制还没完成，参照试点区域上版用地规划如图2-4所示。由图可知，试点区域规划用地以工业为主，特别是二类工业用地居多，主要分布在试点区域围垦一期以及围垦二期西部。试点区域东部以居住、商住用地为主。中部以商业兼工业用地为主。
LNG接收站：LNG接收站目前有2处意向选址。选址1位于试点区域围垦二期东南角；选址2位于试点区域外青山西侧。LNG接收站项目总接卸能力为1000万吨/年。分两期实施，一期工程码头接卸量600万吨/年，二期工程码头接卸量增加到1000万吨/年。接收站一期工程将于2021年开始慢慢地建设，到2023年底建成，二期工程将在2028年建成。
试点周边区域内现有220千伏变电站1座，为岑山变（2×240兆伏安）；110千伏变电站2座，为双屿变（2×50兆伏安）和港兴变（2×50兆伏安）。
220千伏岑山变电站于2015年3月投运，共2台主变，容量为2×240兆伏安。2018年变电站最大负载率为24.77%。
220千伏岑山变电站220千伏出线个，下送双屿变、港兴变、南沙变和虾峙变。剩余2个，间隔利用率75%。
110千伏双屿变电站于2015年4月投运，有2台主变，总容量为100兆伏安，2018年变电站最大负载率为47.18%。上级电源来自220千伏岑山变，接线个，剩余2个，间隔利用率66.67%。10千伏侧共有18个间隔，目前已用16个，剩余2个，间隔利用率88.89%。
110千伏双屿变电站共有10千伏线条，全部为公用线路。其中重载线月投运，有2台主变，总容量为100兆伏安，2018年变电站最大负载率为14.35%，负载率较低。上级电源来自220千伏岑山变，接线个，剩余7个，间隔利用率65%。
目前试点区域项目内最高电压等级为10千伏，由110千伏双屿变出一条10千伏五星B681线回支线线号支线未带电），其中带电支线线线线线六横风电支线千伏安。
现状区域暂无35千伏及以上变电站及电源。目前周边110千伏双屿变10千伏线线支线为试点区域供电，能够很好的满足“十三五”该区域供电需求。“十四五”期间LNG接收站建设完成并投入到正常的使用中，现有线路将不能够满足负荷增长需求，需考虑新增负荷的接入需求。
1.试点区域目前只有一条10千伏五星B681线支线供电，且支线均为单辐射供电，可靠性较低。五星B681线主干线线，接近于重载，不足以满足“N-1”校验。五星B681线负荷没办法得到有效转移，供电可靠性较低。
2.试点区域内五星B681线导线导线，线径较细，负荷承载能力不高，且未来试点区域负荷发展起来后，也易造成线路“卡脖子”，无法有效支撑负荷逐步发展，增量试点改革过渡期间仍需要投资改造部分配电网线路，以暂时满足近期的用电需求。
目前试点区域尚处于围垦阶段，区域内零星分布一些企业用户，全部集中在围垦一期。主要用户共五家，分别为普陀区六横滩涂围垦开发有限公司、国电电力浙江舟山海上风电开发有限公司、中交第三航务工程局有限公司宁波分公司、舟山市六横开发建设投资有限公司、舟山市六横开发有限公司，2018年试点区域内全社会最大负荷约2兆瓦，年用电量0.07亿千瓦时，主要为施工用电。
根据区域小郭巨概念规划，试点区域远景定位为一个大的产业园区，居住、商业等只是单纯为产业配套，配套规模和层次都比较低，对城镇的发展没做出明确的判断和预留。而近期随着LNG接收站项目的正式签约，招商引资力度的加大，区域产业规划也将随之调整，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
区域负荷预测大体上分为需用系数法、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4-1所示：
（1）近期负荷预测：根据试点区域的真实的情况，由于区域产业规划正在调整，近期LNG接收站项目已正式签约，招商引资力度大，所以本次规划近期负荷预测采用自然增长+大用户法。
（2）远景负荷预测：试点区域目前已修编了《舟山六横岛小郭巨片区规划》（2015年），从而得到了试点区域内各地块的用地性质、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一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，并结合考虑大用户报装。
综合考虑现状已有用户负荷发展，基于试点区域地块出让、招商引资预期，预计至2021年试点区域内全社会最大负荷为2兆瓦，全社会用电量为0.07亿千瓦时；到2023年，试点区域内预计全社会最大负荷达到6兆瓦，全社会用电量达到0.27亿千瓦时；到2025年，试点区域内预计全社会最大负荷达到10兆瓦，全社会用电量达到0.43亿千瓦时。
160千瓦以上电机采用中压6千伏配电，160千瓦以下电机采用低压0.38千伏配电；工艺装置负荷为一级负荷，行政区大部分负荷为三级负荷，部分重要工艺、仪表及消防负荷为一级负荷，所有负荷采用单母线分段方式，放射式供电。其中LNG罐内泵、火炬分液罐电加热器、码头脱揽钩等负荷为一级负荷中很重要负荷，需柴油发电机组供电。接收站二期负荷达到29兆瓦（包含一期负荷）。
LNG接收站：LNG接收站一期工程将于2021年开始慢慢地建设，到2023年底建成。考虑2021年和2022年期间施工用电，至2021年LNG接收站施工用电负荷约为0.05兆瓦；至2022年LNG接收站施工用电负荷约为0.08兆瓦；至2023年负荷约为2兆瓦；至2025年负荷约为16兆瓦。LNG接收站电量数据参照舟山市其它LNG接收站计算得出。
在节能环保的当下，国家大力提倡LNG冷能利用。LNG单独用作发电，发电效率远远不如煤电和核电。因此，需依靠高效的三联供系统提高天然气的整体利用效率。电冷热三联供系统是遵循“温度对口，梯级利用”原理，这种能量利用方式将不同温位的能量用于最合适的用户，能极大的提高能源的利用率。同时，三联供系统的利用可大大降低污染物的排放、促进环境可持续发展。
试点区域LNG接收站总接卸量为1000万吨/年。年用电量预计为10150万千瓦时。如果冷能能获得充分的利用，用电量预计将减少3045万千瓦时～5025万千瓦时。余能得到充分的利用，有效节约公司成本。
由于试点区域内现状无35千伏及以上变电站，现状区内的供电均来自区外，试点区域周边为六横区域的台门片区和峧头片区。试点区域周边远景将考虑新建一座220千伏横南变；新建4座110千伏变电站，分别为：横北变、夏家变、双塘变、杜庄变。满足试点区域周边供电需求。
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。
根据试点区域面积及用户建筑物屋顶可建设光伏发电的真实的情况，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219兆瓦，按照10%的装机规模考虑，预计2035年装机容量为21.9兆瓦。
落实《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，以实现用户需求为导向，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：
1.供电可靠率：试点区域供电可靠率＞99.965%，户均年停电时间不高于3小时。
（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。
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。
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。考虑规划区电网实际情况，规划区110千伏电网推荐采用双辐射结构。
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。
2）110千伏架空线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.中压电网规划技术原则
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。
规划区中压架空线路推荐典型接线）线）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种，主变容量与中压出线间隔及中压线路导线截面的配合一般可参考表6-5选择。
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。
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。
配电变压器容量应根据负荷需要选取，规划区配电变压器容量选取一般应参照表6-6。
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。
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。
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。
至2025年，试点区域负荷将达到26兆瓦，并且区域处于快速发展阶段，因此容载比应控制在2.0~2.2。从负荷需求来看，试点区域内需1台50兆伏安容量的变电站即可，但考虑到LNG接收站中包含部分一级负荷，供电可靠性要求较高，需保证上级电源需来自不同主变，因此规划在试点区域围垦二期外青山附近建设一座110千伏围垦变，新建主变2台，LNG接收站可分别从围垦变不同主变侧接入，以保证在单台主变故障或检修时为LNG接收站提供不间断电源。
至远景年，区域内LNG接收站全部投产，新增负荷较大，且区域内依托LNG接收站形成新的产业链结构，周边负荷也随着有较大增长，根据远景年地块开发建设进度、负荷实际增长情况以及供电可靠性要求，考虑上围垦变第三台50兆伏安主变，并新建110千伏跃进变（变比110/35/10，容量2×50兆伏安）。
目标引领，逐年过渡。先依据试点区域饱和负荷水平、用户空间分布、供电可靠性需求，按照“接线标准、供区清晰、路径最优”的要求，构建适应试点区域发展的远景目标网架。然后以目标网架为引领，依据用户接入、负荷发展等需求，结合变电站投产，逐年制定过渡方案，有序推进增量配电网建设，避免重复建设和投资浪费。
考虑到小郭巨临港产业园定位、供电可靠性需求等，远景目标网架按照架空网建设。本次试点区域新建10千伏架空线平方毫米绝缘导线平方毫米铜芯电缆，接线方式采用架空线多分段单联络。远景年试点区域总负荷将达到112.9兆瓦，其中LNG接收站总负荷为29兆瓦。至远景年，需从围垦变和跃进变架设20回架空线为试点区域供电。同时区外10千伏五星681线线作为与区内的对侧联络线路，正常运行时与区内线.逐年过渡方案
“十四五”期间试点区域内拟投资建设110千伏项目1项，35千伏项目1项（由用户出资），10千伏项目4项。区域内总计新建10千伏架空线万元。新建FTU智能开关8台，新建远传型故障指示器8台，新建光缆长度15.47公里，配电自动化工程和通信部分共投资136.96万元。总计投资6276.27万元。具体如表6-9所示：
工程可研估算的项目划分、费用构成及取费标准执行国家能源局2009年发布的《20kV及以下配电网工程建设预算编制与计算标准》。工程取费标准按Ⅰ类地区考虑。项目详细描述如下：
建设必要性：目前小郭巨围垦一期内负荷由五星B681线小郭巨支线导线。导线较细且为支线，围垦变投运后，该段支线将转接至围垦变上，使试点区域与周边区域供电边界清晰。
建设必要性：“十四五”期间，LNG接收站项目开工建设，预计2023年底前建成。同时，随着试点区域配套产业引进。至2025年，试点区域负荷将达到26兆瓦（LNG接收站项目负荷16兆瓦），现有线路难以满足负荷需求，且LNG接收站项目采用35千伏电压等级供电。需要建设上级电源点110千伏公用变电站。
建设方案：在试点区域围垦二期青山附近建设110千伏围垦变一座，容量2×50兆伏安，变比110/35/10。110千伏电源进线架空线千伏岑山变。
建设必要性：2021年LNG接收站项目开工建设，2023年底前建成，LNG接收站总负荷共29兆瓦。为保障LNG接收站项目用电需求，需要建设用户线路及用户变电站，均由用户出资。
建设方案：选址1由110千伏围垦变新出两回35千伏电源进线千伏围垦变新出两回35千伏电源进线千伏用户变电站。
建设必要性：目前小郭巨围垦一期内负荷由五星B681线小郭巨支线提供电源。供电半径过长，电压质量和供电可靠性不能满足供电需求。
建设方案：围垦变新建围垦01线）导线线小支支线构建联络。同时切改五星B681线小支支线和六横风电支线线#新上一台联络开关。
建设必要性：伴随围垦二期生活片区吹填完成，该片区域出现负荷，目前该片区域无供电线路。
建设方案：围垦变新建围垦02线）导线线）导线km）构建联络。新上联络开关1台，分段开关2台。
2019～2025年，试点区域新建110千伏变电站1座，主变2台，容量为2×50兆伏安；新建110千伏架空线台；配电自动化建设新增智能FTU终端8台，新建光缆长度15.47公里。总投资136.96万元。综合考虑110千伏、10千伏各级电网建设、配电自动化建设。配电网总投资约6276.27万元。
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小时，综合电压合格率达到99.95%；远景年试点区域供电可靠率将达到99.98%、户均停电时间不高于1.75小时、综合电压合格率达到99.98%。
（4）应根据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。
试点区内线路较短，规划加装故障指示器8套，FTU智能开关8台，实现线路故障时的快速定位和隔离。深入推进配电自动化系统的实用化应用，加强配电自动化系统与其他信息化系统的数据共享。
试点区域配电自动化能有效支撑配电网运行管理要求，缩短故障排查和非故障段恢复供电时间，提高供电可靠性。
（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，配电自动化模式选择“就地型重合器式+故障指示器方式”，通过线路开关间的逻辑配合，利用重合器实现线路故障的定位、隔离和非故障区域恢复供电。通过具有通信功能的故障指示器采集、上传线路故障信息，实现对配电线.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，实现电网调度的智能化管理。
（1）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）配电网规划应统筹通信资源，充分满足配电自动化、用电信息采集系统、分布式电源及储能装置站点的通信需求。
结合试点区域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，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。试点区域通信系统投资已包含在配电自动化投资中。
至2025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。
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。
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。
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。
在试点区域后续配电网建设改造中，配变新增或改造时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。
试点区域内暂无分布式电源（如光伏）规划，且规划用户无非线性负载，因此预计区域电网无谐波污染问题。
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。
试点区域内存在计算机或者电子类设备、照明设备等，这些设备对电压偏差要求各有不同。试点区域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。
（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%。
（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相对均匀分配。
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9-2所示：
（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。
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，是满足客户的真实需求、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，格外的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.对用户受电工程设计文件和有关联的资料审核的期限，自受理之日起，低压供电用户不超过5个工作日，高压供电用户不超过10个工作日。
6.对用户受电工程启动中间检查的期限，自接到用户申请之日起，低压供电用户不超过2个工作日，高压供电用户不超过3个工作日。
7.对用户受电工程启动竣工检验的期限，自接到用户受电装置竣工报告和检验申请之日起，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。
8.给用户受电装置接电的期限，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。
增量配电网目前主要面向大工业及商业居民用电客户；对试点区域内的居民、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。
增量配电网业主可以有偿为各类用户更好的提供增值服务，其内容有但不限于为用户更好的提供用电规划、智能用电、用电设备运维、综合能源服务等。通过不停地改进革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能够得到更多盈利增长点，可为天然气公司代向电厂购电。以此通过良性循环激活市场，发挥市场的价值发现作用，推动产业内涵的慢慢的提升和发展。
综合能源服务不单销售能源商品，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。
试点区域在“十四五”期间将建设110千伏围垦变。变压器运行会产生噪音，安装的地方应与居住区保持合适距离。为靠近负荷中心，围垦变位置设在青山附近。在不足以满足距离要求时，可通过安装振动阻尼器等方式，减少围垦变部分噪声。围垦变主变压器（电抗器）的本体与散热器宜分开布置（散热器采用自冷方式、户外布置）。
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