浙江印发海盐秦山增量配电网建设发展规划（2019—2025年）：推进分布式发电市场化交易

4．电源接入原则

根据配电网规划设计技术导则（DL／T-5729-2016）中10.2节的相关规定。

（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/T 32015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。

（7）在满足上述技术要求的条件下，电源并网电压等级可按表6-1的规定确定。

5．用户接入原则

根据配电网规划设计技术导则（DL／T-5729-2016）中10.1节的相关规定。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。

6．分布式光伏消纳原则

试点区内分布式光伏采用自发自用余量、上网的消纳原则，并在试点区范围内全部消纳，避免功率倒送。

（二）布点规划方案

试点区内至2025年无新110千伏和35千伏变电站布点，主要原因是现状110千伏万兴变可以满足区域内负荷供电要求。

规划对试点区内存在重过载、户均容量偏小、低压供电半径偏长等问题的20千伏公变进行改造，新增布点8处。

（三）重复建设辨识

增量配电网试点区域内无重复建设工程。

（四）建设方案和投资

1．规划思路和目标

根据前文中现状电网分析、近中期负荷预测以及上位电网规划，提出本次中压配电网规划思路：

1）针对试点区域10千伏、20千伏混供问题，考虑区域内用户大部分为20千伏用户，仅少量10千伏用户由区外的110千伏富亭变、110千伏通元变和35千伏城南变的10千伏线路供电，规划将试点区内的10千伏用户负荷，采用隔离变的方式就近割接至20千伏线路，解决交叉供电。

2）针对试点区域10千伏线路联络复杂问题，考虑将试点区内的10千伏用户负荷经隔离变就近割接至20千伏线路。

3）针对试点区域内20千伏线路均为万兴变站内联络问题。远期考虑由220千伏立峰变新建20千伏线路与现有20千伏线路形成站间联络，增强试点区域内20千伏线路供电可靠性。

4）考虑试点区域内新增负荷采用10千伏供电，在万兴变站前新建大容量20/10千伏隔离变2座，新建线路由隔离变出10千伏线路供电，以提高增量配电业务的收益。

5）考虑在110千伏首荡变投运后，配套送出10千伏线路与试点区内的10千伏线路联络，以提高供电可靠性。

2．近中期建设改造方案与投资

根据当地实际的设备价格和工程施工报价情况、列出所涉及的各种输配电项目的单位工程综合单价表（含施工费用、管理费用及政策处理费用）。

至2025年，试点区域电网建设工程总投资1260万元，针对区域负荷需求发展的不确定性，应根据区域负荷发展具体情况合理安排项目建设时序。至2025年，试点区域建设项目需求如表6-3所示。

具体建设项目如下：

（1）浙江嘉兴海盐20千伏隔离变新建工程

必要性：试点区现状同时存在20千伏、10千伏线路供电，且10千伏线路主要为试点区外的负荷供电，仅部分分支为试点区供电。考虑试点区与外部电网应尽量划清供电界限，避免区域内外交叉供电，将区域内10千伏负荷经隔离变接入20千伏线路是十分必要的。

项目方案：新建5台20/10千伏隔离变，断开10千伏太平Y274线镀锌厂支线16#-17#、城塘184线66#-67#，分别接入1#隔离变和2#隔离变，2台容量各为3500千伏安和3000千伏安，隔离变与20千伏秦工线连接；

将金城二路盐中Y289线金城支线7家、金城二路至金城三路城塘184线2家通过接入一台容量为3000千伏安隔离变3#与夏家D151线金城2路支线连接。

将金城三路10千伏城塘184线7家工业用户通过接入一台容量为2500千伏安隔离变4#与夏家D151线金城二路支线连接；

将北星支线接入容量为2000千伏安隔离变5#，断开北星支线11#-12#杆，将前段负荷接入改造后的20千伏建丰D143线。

建设规模：新建20千伏隔离变5台（1台3500千伏安，2台3000千伏安，1台2500千伏安,1台2000千伏安），敷设YJV22-18/24-3×400电缆1.75公里，新建JKLYJ-20/240单回架空线路1.28公里。

实施时间：2020年

项目投资：350万元

（2）浙江嘉兴海盐110千伏万兴变20千伏建丰D143线改造工程

必要性：建丰D143线同时为试点区内外供电，考虑划清试点区供电界限，考虑将建丰D143线进行改造，调整供电范围，解决试点区内外交叉供电问题。

项目方案：将20千伏建丰D143线在变电站出口处更改路径，沿联星Y134线路径向北延伸至核电大道，再沿太平274线路径向西延伸至原建丰D143线，拆除沿路的10千伏线路。建丰D143线原有线路接入油车D141线，为试点区外部供电。

建设规模：新建JKLYJ-20/240单回架空线路3.38公里，新建20千伏分段开关3台，配电自动化同步建设。

实施时间：2020-2021年

项目投资：190万元

（3）浙江嘉兴海盐110千伏万兴变10千伏万兴4线、5线新建工程

必要性：试点区东北部现状主要由分支线供电，随着区域负荷的发展，分支线将不能满足供电要求，因此，需新建线路，为试点区东北部负荷供电。

项目方案：从110千伏万兴变新出2回20千伏线路，新出20千伏来自不同主变的母线，在万兴变站前新建20/10千伏隔离变2座，容量采用20000千伏安，之后由2座隔离变各新出1条10千伏线路至金城三路，并形成联络，为工业园区新增负荷供电。

建设规模：新建JKLYJ-10/240架空线路3.84公里，新建YJV22/10-3×400电缆线路3.01公里，新建YJV22/20-3×400电缆线路0.2公里，新建20/10千伏隔离变2台，新建10千伏柱上开关8台，配电自动化同步建设。

实施时间：2021-2023年

项目投资：520万元

（4）浙江嘉兴海盐增量试点区域增容布点和低压改造工程

必要性：随着试点区西侧居住区的建设开发，区域负荷将出现增长，需新增配电变压器，以满足居民用户的接入要求。

项目方案：区域西侧居住用地新建8台20千伏箱变（630千伏安）满足供电需求，自动化设备同步配置，同时对试点区域部分低压线路进行改造。

建设规模：新增20千伏箱变8台。

实施时间：2021-2025年

项目投资： 200万元

3．远景建设改造方案概述

远景年，110千伏首荡变投运后，规划新建2回10千伏线路向试点区域供电，与万兴4线、5线形成2组单联络结构。

为提高供电可靠性，远期考虑由220千伏立峰变新出2回20千伏线路，与试点区域内20千伏线路形成2组两联络接线。

远景年新建10（20）千伏线路的目的是为了提高试点区的供电可靠性，在试点区外无供电负荷，建议该部分投资由增量配电公司投资。投资金额约1200万元（包含20千伏线路约20.25公里，10千伏线路约4.96公里）。

（五）技术指标校核

1．规划成效

至2025年，海盐秦山增量配电试点区着力解决配电网发展薄弱问题，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，满足用户接入需求。规划主要成效如下：

1）实现试点区域内外中压电网互不交叉，采用“隔离变”的方式将原有10千伏负荷切至20千伏线路，节约了通道资源，降低了运行成本，电网运行管理更加有效。

2）新建改造中压架空线路约8.50公里，新建电缆线线路4.96公里，区域内20千伏配网实现多分段适度联络典型接线模式，电网安全可靠供电水平得到极大提升。

3）20千伏线路均配置“二遥”开关，并实现无线公网通信，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

至2020年，试点区域中压线路为4条，线路总长度31.76公里，平均供电半径4.03公里，电缆化率34.13%，架空线路绝缘化率78.44%，线路联络率100%。线路平均装接配变容量13338千伏安，中压线路平均最大负载率44.13%，线路“N-1”通过率100%。

至2025年，试点区域中压线路为6条，线路总长度50.76公里，平均供电半径4.26公里，电缆化率21.36%，架空线路绝缘化率100%，线路联络率100%。线路平均装接配变容量10692千伏安，中压线路平均最大负载率33.28%，线路“N-1”通过率100%。

2019年至2025年，通过合理安排检修时间缩短故障停电时间、合理安排电网运行方式控制电压异常波动、优化有序用电方案、提供客户设备抢修技术指导、推广带电作业缩短通电时间、建立与重点企业沟通联络机制等一系列的措施，逐步提高供电可靠性、电压合格率、减少停电时间。

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，经综合评估，2025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99.70%。

七、区域内外网架衔接规划

（一）现状年区域内外网架衔接规划

现状年，海盐秦山增量配电试点区内及周边涉及10（20）千伏线路9回，分别为20千伏秦工D140线、夏家D151线、落塘D150线、建丰D143线以及10千伏太平Y274线、盐中Y289线、城塘Y184线、联星Y134线和富万Y291线，同时存在区域内外线路交叉跨供的情况。现状年共计设置计量点13个，具体区域网架及计量点设置情况如下所示。

现状年为试点区供电的变电站有4座，分别为110千伏富亭变、110千伏通元变、35千伏城南变和110千伏万兴变。现状年试点区存在10千伏、20千伏混合供电问题。区域内主要为20千伏负荷，由万兴变主供；仅存在少量10千伏负荷，由通元变、富亭变、城南变的部分10千伏分支供电。

（二）2020年区域内外网架衔接规划

2020年，海盐秦山增量配电试点区由110千伏万兴变的4回线路供电，分别为20千伏秦工D140线、夏家D151线、万兴2线、建丰D143线，联络方式为站内自环，试点区域网架独立清晰。线路供电范围经过优化后，供试点区域内线路不再为区域外负荷供电，区域内10千伏负荷由20千伏线路经隔离变降压后供电。2020年共计设置计量点4个，具体区域网架及计量点设置情况如下所示。

2020年，解决试点区存在的10千伏、20千伏混合供电问题。区域内仅由20千伏线路供电，试点区内原有的10千伏负荷通过隔离变的方式接入20千伏线路供电。

（三）2025年区域内外网架衔接规划

2025年，随着海盐秦山增量配电试点区的负荷逐步发展，区域内供电线路增加为6回，分别为110千伏万兴变的20千伏秦工D140线、夏家D151线、万兴2线、建丰D143线、万兴4线以及万兴5线，联络方式为站内自环，试点区域网架独立清晰。线路供电范围经过优化后，供试点区域内线路不再为区域外负荷供电，2025年共计设置计量点6个，具体区域网架及计量点设置情况如下所示。

2025年，受上级电源布点限制，区域内供电线路仍为站内联络，增加为6回，分别为110千伏万兴变的20千伏秦工D140线、夏家D151线、万兴2线、建丰D143线，10千伏万兴4线、万兴5线。

（四）远景年区域内外网架衔接规划

远景年，110千伏首荡变投运后，规划新建2回10千伏线路向试点区域供电，与万兴4线、5线形成2组单联络结构。

为提高供电可靠性，远期考虑由220千伏立峰变新出2回20千伏线路，与试点区域内20千伏线路形成2组两联络接线。

远景年，区域内有10条线路供电，20千伏线路6条，组成2组站间两联络结构，10千伏线路4条，组成2组站间单联络结构。

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/T 1406）、《配电自动化规划设计导则》（DL/T 5709）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

试点区域内供电线路以架空线路为主，“十三五”期间暂不新建配电自动化系统主站，推荐采用智能开关，确保2020年供电可靠性指标达到目标要求。

（1）为贯彻设备全寿命周期理念，“十三五”期间新建或改造线路工程同步对线路开关进行加装或更换，新装开关全部具备“二遥”功能，与“十三五”后试点区域配电自动化建设充分衔接。

（2）“十三五”期间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。试点区配电自动化典型建设方案如下图所示。

3．建设投资

试点区域规划期内暂不新建配电自动化系统主站，因此配电自动化部分建设投资主要为智能开关投资。

至2025年，配电自动化建设投资共55万元，自动化建设与配电网一次建设同步实施，其工程量及投资已列入配网项目一次建设投资需求当中，如表6-5所示。

4．建设成效

到2025年，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）110千伏/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，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

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、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

试点区域处于城镇区块，110千伏、35千伏变电站采用光纤通信，20（10）千伏配网主要采用无线公网通信，也可以结合区域配电自动化实施需求，采用多元组合通信方式，确保经济技术综合最优。

3．建设成效

到2025年，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。

九、电能质量规划

（一）概述

电能质量问题有着自身特点：

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）无功补偿规划

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。

3．20千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。

“十四五”期间，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20%～40%配置。

（三）谐波控制规划

公用电网谐波电压（相电压）允许限值见表9-1。

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，由于其试点区主要用电构成以工业为主，并且大部分新能源制造等高精尖行业，电子设备应用广泛，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）促进老用户的谐波治理，新谐波源用户投产时，消谐滤波装置必须同步投运。

（四）电压允许偏差值规划

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）20千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。

试点区内存在计算机或者电力电子类设备、照明设备、医疗设备及医疗制造设备等，这些设备对电压偏差要求各有不同。

照明设备以钠灯为例，当电压幅值低于66%～84%，持续时间超过5～400毫秒的时候，钠灯就会熄灭，熄灭之后几十分钟甚至半个小时之内是无法启动的，这造成的影响就比较大，因为钠灯经常用于大型场馆、会议中心等地方，失去照明很有可能就会造成踩踏恐慌等事件；医疗设备，越高精尖的医疗设备对电能质量的要求越高。

因此，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。

试点区存在长距离送电的现象，现状试点区内线路末端电压控制情况良好，均能满足要求。线路送电距离长，为保证居民和用户用电满意度以及提供合格电能质量，对于今后运行中电能质量相对较差的线路或者出现电能质量不合格的线路，可以适时在线路末端加装SVR全自动调压器，从而达到有效调节和改善配变低压侧出口电压，满足居民及用户生产生活需求。

（五）三相电压允许不平衡度规划

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“十三五”期间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）电压波动和闪变规划

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10-3要求。

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

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，高压单电源客户不超过15个工作日，高压双电源客户不超过30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，其他地区供不超过90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

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丰富和优质的供配电及其他增值服务。

（三）增值服务

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）节能降耗

电能损耗是评价供电系统的规划、输变电技术以及电力运行效率的重要指标。因此，必须重视技术层面和管理层面的节能降耗工作，在保障电能正常供给和电力企业经济效益的基础上，找出节能降耗最有效的解决措施，走可持续发展之路，最终达到电力资源最优化利用的目标。

应采取以下主要措施进行电力节能降耗：

1）采用无功补偿等手段，控制网损。

2）加强主变配变的运行监测，保持变压器处在经济运行区间。

3）做好电网系统规划。合理经济的供电网络能够有效降低线路供电损耗。

4）推广使用高效低耗的设备，选择合适的配电变压器类型。

（二）环境保护

1．变电站噪音

变压器运行会产生噪音，配变安装位置尽可能远离居住区，在无法满足距离要求时，可通过安装振动阻尼器、采用配电房或配变周围植树等方式，减少部分噪声。

户内变电站主变压器（电抗器）的外形结构、冷却方式和散热器的安装位置，应充分考虑到通风散热措施，优先考虑自然通风。主变压器应选用节能型。220千伏及以下主变压器（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）。

2．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。

3．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《电磁环境控制限值》（GB 8702-2014）和国家环境保护行业标准《电磁辐射环境影响评价方法与标准》（HJ/T1.0-1996）的要求。

高频电磁辐射（0.1～500兆赫兹）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。