杭州人民政府关于印发杭州市电网发展“十三五”规划的通知
各区、县（市）人民政府，市政府各部门、各直属单位：
《杭州市电网发展“十三五”规划》已经市政府同意，现印发给你们，请认真遵照实施。
杭州市人民政府办公厅
2017年1月24日
杭州市电网发展“十三五”规划
一、总则
（一）编制目的。
杭州市作为浙江省省会，是全省的政治、经济、科教和文化中心，是国务院确定的国家历史文化名城和重点风景旅游城市，长江三角洲城市发展带的中心城市之一，经济总量位居全国省会城市前列。
“十三五”是杭州进一步全面深化改革开放和新一轮发展的关键期，也是加快转变经济发展方式的重要机遇期。“十三五”期间，杭州将继续深入贯彻落实科学发展观，推动经济持续、平稳、健康发展，为全面建设小康社会、加快实现现代化而努力奋斗。在经济经济发展的同时，杭州市的电力需求将稳定增长，对供电可靠性要求也将大提高，经济增长的新常态、电网外部建设环境的变化、“节能减排”“电能替代”等政策的进一步推进实施，都将对杭州电网的发展带来新任务和新要求。
围绕我市经济社会“十三五”发展战略目标和任务，以国家能源战略为导向，解放思想、着眼长远，积极开展杭州市电网“十三五”发展规划编制工作，是杭州电网发展建设的重中之重，是推动社会经济全面繁荣、构建和谐社会的有力保证。
（二）指导思想。
高举中国特色社会主义伟大旗帜，全面贯彻落实党的十八大和十八届二中、三中、四中、五中、六中全会精神，深入学习贯彻习近平总书记系列重要讲话精神，持续深化浙江省“八八战略”实践，以办好“两会”、建设“两区”为重要抓手，以建设历史文化名城、创新活力之城、东方品质之城为契机，抢抓电网建设机遇，加快电网发展步伐，完善电网布局，构建以特高压站点为电源，超高压网架为骨干，各级电网协调发展，具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能网架结构，确保城市安全可靠供电。
（三）规划依据。
1.城市电力网规划设计导则。
2.电力系统安全稳定导则。
3.城市电力规划规范。
4.《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（国务院第599号令）。
5.浙江电网“十三五”发展规划。
6.国家电网公司特高压电网规划。
7.杭州市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要。
8.杭州市城市总体规划（2001—2020年）（2016年修订）。
9.杭州市能源发展“十三五”规划。
10.现有县市规划、分区规划、控制性详细规划等。
（四）规划期限。
近期规划水平年为2016—2020年，远期规划水平年为2030年，远景展望到2040年。
（五）规划范围。
规划范围为杭州全市，包括上城、下城、江干、拱墅、西湖、滨江、萧山、余杭和富阳9个区，临安、建德2个县级市，桐庐、淳安2个县，面积16596平方公里。
二、电网现状概况
（一）电网概况。
杭州电网是浙江电网的重要组成部分。杭州电网的电压等级包括1000千伏、±800千伏、500千伏、220千伏、110（35）千伏、10（20）千伏、380伏。其中1000千伏为特高压交流电网，±800千伏为特高压直流，500千伏为超高压电网，220千伏为高压输电网，110（35）千伏为高压配电网，10（20）千伏为中压配电网，380伏为低压配电网。
截至2015年年底，杭州主网以500千伏瓶窑变、仁和变、乔司变、涌潮变、富阳变、昇光变为主要电源，在城市外围通过嘉兴、绍兴等500千伏电网形成双环网结构。杭州500千伏电网通过富阳—安徽2回线、瓶窑—安徽1回线、瓶窑—江苏2回线、瓶窑—天荒坪2回线、瓶窑—王店2回线、乔司—秦山2回线、乔司—由拳2回线、涌潮—兰亭2回线、昇光—凤仪2回线、仁和—安吉2回线等19回线与省外及省内相邻地区电网相连。
220千伏电网以500千伏瓶窑变、仁和变、乔司变、富阳变、涌潮变、昇光变等为核心，构建双环网结构，110千伏电网以双电源链式结构为主，10（20）千伏电缆以环网结构、架空线以多分段多联络为主，380伏电网以辐射结构为主。目前220千伏电网已部分实现分层分区，110千伏及以下电网实现完全分层分区运行。
截至2015年年底，杭州电网拥有特高压线路2回，线路长度239.15公里；500千伏变电站6座，分别为瓶窑变（3×75万千伏安）、仁和变（2×100万千伏安）、乔司变（3×100万千伏安）、涌潮变（3×75万千伏安）、富阳变（3×75万千伏安）、昇光变（2×120万千伏安），总容量为1415万千伏安，500千伏输电线路长度为816公里；220千伏公用变电站52座，变电容量为2196万千伏安；220千伏输电线路长度约2877.88公里,其中电缆长度为193.3公里；110千伏公用变电站218座，变电容量为2084.25万千伏安，110千伏输电线路长度约3457.36公里,其中电缆长度为815.0公里；35千伏公用变电站73座，主变139台，变电容量为191.71万千伏安，35千伏输电线路长度为2384.2公里，其中电缆长度242.201公里；10千伏公用配电变压器45131台，配电容量为2150.5656万千伏安，10千伏环网室和环网箱共15563座，10千伏公用线路长度为37341.114公里，其中电缆线路长度18281.254公里；380伏电网线路总长度为51252.938公里，其中电缆线路长度为16977.568公里。
杭州市2015年高压电网规模统计概况见表3.1。
表3.1 杭州市2015年高压电网规模统计表
（二）地方电源概况。
至2015年年底，杭州电网内电源装机容量共753.3万千瓦，其中6000千瓦及以上电厂装机容量712.4万千瓦，占总装机容量的94.6%，包括主力电厂：半山天然气电厂装机容量117万千瓦、半山天然气热电联产124.5万千瓦、半山燃煤电厂装机容量13.5万千瓦、蓝天天然气电厂装机容量11.2万千瓦、萧山天然气电厂装机容量122.6万千瓦、萧山燃煤电厂装机容量26.0万千瓦、下沙天然气电厂装机容量24.6万千瓦、富春江水电站装机容量35.72万千瓦、新安江水电厂装机容量85.0万千瓦，均以220千伏电压等级上网，其余各水、火电厂均以110千伏及以下电压等级接入电网。6000千瓦以下电厂装机容量40.9万千瓦，占总装机容量的5.4%。
与城市用电规模相比，境内电厂主要作为城市供电的保安电源。城市主要电源主要来自6座500千伏变电站，受入特高压电源、秦山核电等境外电力。
（三）供用电概况。
“十二五”期间，杭州电网最高负荷、全社会用电量的年均增长率分别达到7.32%、5.87%。2015年杭州电网最高供电负荷1213.8万千瓦，比2010年增加361.2万千瓦，全社会用电量646.4亿千瓦时，比2010年增加160.40亿千瓦时。其中全市第一产业用电量4.7亿千瓦时，占比0.7％；第二产业用电量421千瓦时，占比65.1％；第三产业用电量130.4亿千瓦时，占比20.2％；居民生活用电90.3亿千瓦时，占比14.0％。三次产业用电总体上呈现：第一产业和第二产业用电量比重下降,第三产业比重呈较快的上升趋势。2015年我市人均用电负荷和用电量分别为1.30千瓦和7203千瓦时，在全国属用电水平较高的城市。
（四）存在主要问题。
杭州电网还存在500千伏布点及网架结构不完善，跨江联络通道不足，武林商圈、钱江新城等核心区域电网容载比低，城乡配网仍然较为薄弱等问题，与国际化大都市的城市定位不匹配。
随着城乡建设的规模和水平日益提高以及国家更加严格的土地和物权保护措施，高压线路走廊和变电站所址存在电网规划落地、征迁补偿政策处理、项目审批等方面困难，使输变电工程的实施周期日益拉长。
三、电力需求预测
（一）电力电量增长历史分析。
2000年以来，杭州电力电量增长呈现前高后低的增长态势。
“十五”期间，随着杭州经济的快速发展，尤其是工业经济高速增长，杭州电力电量呈现高速增长态势。2005年杭州全口径最高负荷达到477.7万千瓦，年均增长率为14.94%；2005年杭州全社会用电量303.31亿千瓦时，年均增长率为16.81%。从分行业看，第一产业用电量年均增长2.49%，第二产业用电量年均增长17.73%，第三产业用电量年均增长17.35%，城乡居民生活用电年均增长12.90%。
“十一五”期间，前两年电力电量保持着高速增长，2008年国际经济环境发生了重大变化，经济增速出现明显回落，杭州电力电量呈现增速下滑态势。2010年杭州全社会最高用电负荷达852.6万千瓦，全社会用电量485亿千瓦时，年均增长分别为12.28%、9.84%。从分行业看，第一产业用电量增长10.26%，第二产业用电量增长7.85%，第三产业用电量增长15.83%，居民生活用电增长12.59％。2000—2010年杭州电力电量总体处于高速增长期，全社会最高负荷年均增长率为14.2%，全社会用电量年均增长率为13.4%。
“十二五”以来，全市上下认真贯彻科学发展观，在杭州市委市政府的正确领导下，积极应对国内外经济环境的变化，实施一揽子政策措施，全力保增长、扩内需、调结构、增活力、重民生，实现了经济平稳较快发展，社会保持和谐稳定。杭州用电需求呈现逐步回升态势。2010—2015年期间，杭州市全社会最高负荷年均增长率为7.32%，全社会用电量年均增长率为5.86%，杭州电力电量增速仍处于中高速增长期。
2000—2015年杭州市用电情况见表4.1。
表4.1 2000—2015年杭州用电情况表
单位：万千瓦、亿千瓦时
（二）电力电量发展水平分析。
人均用电量可以在一定程度上反映一个国家或地区经济发展水平和人民生活水平。从全球看，人均用电量可以分为四个档次：第一个档次是年人均用电量在10000千瓦时以上的，主要是北美、北欧、澳大利亚、新加坡等少数发达国家；第二个档次是5000—10000千瓦时，大部分发达国家都在此列；第三个档次是2000—5000千瓦时，主要包括一些新兴市场；第四个档次是不足2000千瓦时，主要是一些发展中国家和欠发达地区。
结合主要发达国家和地区的用电量和经济发展情况可以看出，北美、北欧等发达国家人均用电量非常高，基本都在13000千瓦时以上。欧洲主要发达国家由于产业结构以及当地能源消费结构等因素，与其他地区的发达国家相比人均用电量偏低。新加坡、韩国、日本、台湾等发达国家和地区人均用电量在8000—12500千瓦时之间。2015年我市人均用电量为7203千瓦时、人均生活用电量1080千瓦时，在全国属用电水平较高的城市，但与国际先进城市相比仍存在较大差距，杭州用电水平具有巨大的增长潜力。主要发达国家和地区人均用电量情况见表4.2。
表4.2 主要发达国家和地区人均用电量
（三）电力电量预测方案。
1.边界条件。
电力电量增长的动力来源于经济社会发展及城市空间的拓展。根据杭州市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要、杭州市城市总体规划等规划，未来杭州市仍有很大的增长空间，给电力电量需求带来了巨大的增长基础。具体边界条件如下：
一是经济社会发展：2015年国内生产总值突破万亿元，达10053.58亿元，增长率再次回到两位数，达10.2%。根据杭州市“十三五”规划纲要，本规划选取杭州市“十三五”国内生产总值7.5%的增长目标。到2020年，市域常住人口1000万人。
二是城镇空间布局：全市行政区域面积16596平方公里，形成“一心二圈、三轴二连、一环多点”的城镇布局结构。到2020年，城乡建设用地约1300平方公里。
2.电力电量预测思路。
电力电量需求预测工作思路是在长期调查分析的基础上，收集和积累本地区用电量和负荷的历史数据，以及城市建设和各行各业发展的信息，充分研究国民经济和社会发展各种相关因素与电力需求的关系，并适当参考国内外同类型地区的资料进行校核，使预测结果具备较高的准确性和合理性。
常用预测方法有产业产值单耗法、弹性系数法、时间序列法、负荷利用小时数法、负荷密度法、人均用电量法等。根据杭州负荷预测的特点和需要，近期预测选用产业产值单耗法、弹性系数法、时间序列法、负荷利用小时数法等，远景预测选用负荷密度法、人均用电量法、负荷利用小时数法等适用的预测方法，并相互校核、补充，形成高中低三个方案，近期规划采用中方案、远景规划采用高方案。
3.“十三五”电力电量预测方案。
根据时间序列法、产业产值单耗法、弹性系数法3种预测方法，测算了“十三五”期间杭州市全社会用电量，详见表4.3.3-1。根据时间序列法和负荷利用小时数法得到的“十三五”期间杭州市的最高负荷，详见表4.3.3-2。
表4.3.3-1 杭州市电量预测结果表
单位:亿千瓦时
表4.3.3-2 杭州市负荷预测结果表
单位:万千瓦
经预测，“十三五”期间电力电量预测推荐方案：2020年全市电力、电量分别为1784万千瓦、930亿千瓦时，“十三五”期间的年均增长率分别为8.0%、7.5%。
表4.3.3-3“十三五”电力电量预测方案
单位:万千瓦、亿千瓦时
4.远景负荷预测方案。
按照常住人口测算，杭州2015年人均电力负荷和人均用电量分别是1.30千瓦和7203千瓦时。参照国外同类城市水平，远景人均用电负荷和人均用电量将达到2.54千瓦和12500千瓦时。
参考主要发达国家和地区的负荷密度情况，远景杭州市中心城区主城负荷密度按35MW/km2考虑；江南城、临平城、下沙城负荷密度按25MW/km2考虑；杭州市区六大组团负荷密度按20MW/km2考虑，杭州市域其他县市负荷密度按15MW/km2考虑。
采用人均用电量法、负荷利用小时数法和负荷密度法对杭州市远景负荷进行预测，预测结果为3000—3300万千瓦，本报告采用预测高值作为杭州市远景负荷预测结果。因此，预计远景杭州市饱和负荷水平约3300万千瓦。
杭州市人均负荷水平2.54kw/人，杭州市域负荷密度1.94MW/km2（2010年，纽约市域面积12420km2，市域负荷密度2.2MW/km2；北京市域面积16410km2，市域负荷密度1.02MW/km2；上海市域面积6340km2，市域负荷密度4.13MW/km2；杭州市域面积16596km2，市域负荷密度0.5MW/km2），杭州市区总体负荷密度10.2MW/km2（杭州市区面积3068km2），杭州市区建设用地负荷密度26.8MW/km2，杭州其他县市城设用地负荷密度15MW/km2。
杭州市主要负荷预测指标见表4.3.4。
表4.3.4 杭州市远景负荷主要预测指标
（四）预测结果小结。
1.电力电量预测小结。
高方案：2020年杭州全社会最高负荷、电量将分别达到1970万千瓦、952亿千瓦时，“十三五”期间的年均增长率为10.2%、8.0%。
中方案：2020年杭州全社会最高负荷、电量将分别达到1784万千瓦、930亿千瓦时，“十三五”期间的年均增长率为8.0%、7.5%。
低方案：2020年杭州全社会最高负荷、电量将分别达到1609万千瓦、860亿千瓦时，“十三五”期间的年均增长率为6.3%、5.9%。
表4.4.1-1 杭州市电力电量预测结果表
单位:万千瓦、亿千瓦时、%
表4.4.1-2杭州分地区负荷预测推荐方案
单位：万千瓦
表4.4.1-3 杭州分地区电量预测推荐方案
单位：亿千瓦时
2.预测水平分析。
电力电量需求预测水平按照人均用电量、人均用电负荷两个指标与国内外先进城市进行比较。
人均用电水平与自然地理、气象气候、经济结构、消费习惯、用电习惯等因素均有关系，比较不同城市的用电水平，选取在这些因素相近的城市进行比较。新加坡、韩国、日本、台湾等发达国家和地区气候环境、产业结构、能源消费结构以及用电习惯等因素与杭州地区较为相似，杭州地区的人均用电量水平可以比照上述国家和地区。
2015年、2020年杭州人均用电水平（人均用电负荷和人均用电量）与北京、上海、广州等国内主要城市基本相当，位居国内前列，但与新加坡、韩国、日本、台湾等发达国家和地区差距较大。远景人均用电水平位居国内前列，与新加坡、韩国、日本、台湾等发达国家和地区相当。
四、电力供需平衡
（一）地方电源及特高压电源建设情况。
杭州市一次资源匮乏，受自然条件及环境因素的限制，可用于建设大型电厂的厂址有限。2015年半山煤电、萧山煤电机组关停。
根据杭州市“十三五”能源规划。“十三五”期间杭州境内新增电源项目主要以分布式光伏等为主，大中型电厂项目基本没有。建德乌龙山、桐庐白云源等抽水蓄能项目预计在“十三五”以后投产。相对于“十三五”及远景用电负荷，我市境内电源主要承担供电保安作用。
当前国家电网正在推进国家特高压同步电网规划建设，为杭州电力供应提供了重大机遇。根据国家电网、浙江省网特高压同步电网规划布局，在浙江境内布局特高压浙北、浙中、浙南三个交流站，布局特高压溪洛渡—浙西、灵州—绍兴、金沙江二期—温北三个直流站，形成“三交三直”布局，其中浙北、浙中站已经建成，分别位于与杭州北面、西面相邻的湖州、金华境内，灵州—绍兴直流站2016年建成，位于杭州南面的绍兴境内，金沙江二期—温北直流站处于选址规划阶段，初步考虑位于杭州北面。浙北交流站、浙中交流站、绍兴直流站、温北直流站最大可输送电力达3400万千瓦，可以作为杭州电力受入的主要来源。
杭州市电源装机情况表如表5.1所示。
表5.1 杭州电网电源装机情况表
单位：万千瓦
（二）电力平衡原则。
1.考虑小电源出力特性，近期6000千瓦及以上的小电厂以30%—50%的装机容量参与平衡，6000千瓦以下小电厂不参与平衡。远期、远景小电厂不考虑参与平衡。
2.考虑到大中型天然气电厂机组的发电出力稳定性，全地区峰荷时天然气电厂机组按一半出力考虑。
3.考虑大中型水电厂出力特性，按装机容量的70%参与平衡。其中建德、桐庐抽水蓄能电厂处于规划阶段，存在较大不确定性，不参与平衡。
4.由金华芝堰变、绍兴古越变供电的杭州地区负荷考虑逐步由杭州电网供电。
5.根据国家电网企业标准Q/GDW156-2006《城市电力网规划设计导则》第4.3.3条，根据经济增长和城市社会发展的不同阶段，对应城网负荷增长速度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应各电压等级城网的容载比表如下表所示，宜控制在1.5—2.2范围之间。
（三）500千伏电力平衡。
至2020年，杭州电网负荷将达到1784万千瓦，规划变电容量2275万千伏安，容载比为1.76。远景杭州电网负荷水平3300万千瓦，考虑全部由杭州电网供电，规划变电容量5245万千伏安，容载比为1.76。
500千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.3。
表5.3 杭州500千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
（四）220千伏电力平衡。
1.主城区220千伏电力平衡。
至2020年，主城区最高负荷将达到629.5万千瓦，规划变电容量1365万千伏安，容载比为2.03。远景主城区最高负荷达到992万千瓦，规划变电容量1860万千伏安，容载比为1.88。
主城区220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.1。
表5.4.1 主城区220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
2.萧山区220千伏电力平衡。
至2020年，萧山区最高负荷将达到382万千瓦，规划变电容量753万千伏安，容载比为1.97。远景萧山区最高负荷达到653万千瓦，规划变电容量1209万千伏安，容载比为1.87。
萧山区220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.2。
表5.4.2 萧山区220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
3.大江东220千伏电力平衡。
至2020年，大江东最高负荷将达到182万千瓦，规划变电容量312万千伏安，容载比为2.02。远景大江东最高负荷达到562万千瓦，规划变电容量1032万千伏安，容载比为1.84。
大江东220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.3。
表5.4.3 大江东220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
4.余杭区220千伏电力平衡。
至2020年，余杭区最高负荷将达到249.5万千瓦，规划变电容量483万千伏安，容载比为2.02。远景余杭区最高负荷达到600万千瓦，规划变电容量1104万千伏安，容载比为1.85。
余杭区220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.4。
表5.4.4 余杭区220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
5.富阳区220千伏电力平衡。
至2020年，富阳区最高负荷将达到173.5万千瓦，规划变电容量312万千伏安，容载比为1.95。远景富阳区最高负荷达到338万千瓦，规划变电容量633万千伏安，容载比为1.88。
富阳区220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.5。
表5.4.5 富阳区220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
6.临安市220千伏电力平衡。
至2020年，临安市最高负荷将达到84.8万千瓦，规划变电容量216万千伏安，容载比为2.25。远景临安市最高负荷达到170万千瓦，规划变电容量333万千伏安，容载比为1.96。
临安市220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.6。
表5.4.6 临安市220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
7.桐庐县220千伏电力平衡。
至2020年，桐庐县最高负荷将达到54.3万千瓦，规划变电容量102万千伏安，容载比为2.01。远景桐庐县最高负荷达到100万千瓦，规划变电容量192万千伏安，容载比为1.92。
桐庐县220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.7。
表5.4.7 桐庐县220千伏电力平衡及变电容量规划
单位：万千瓦、万千伏安
8.建德市220千伏电力平衡。
至2020年，建德市最高负荷将达到66.9万千瓦，规划变电容量135万千伏安，容载比为2.12。远景建德市最高负荷达到136万千瓦，规划变电容量261万千伏安，容载比为1.95。
建德市220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.8。
表5.4.8 建德市220千伏电力
平衡单位：万千瓦、万千伏安
9.淳安县220千伏电力平衡。
至2020年，淳安县最高负荷将达到25.4万千瓦，规划变电容量66万千伏安，容载比为3.82。远景淳安县最高负荷达到52.5万千瓦，规划变电容量102万千伏安，容载比为2.02。
淳安县220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.9。
表5.4.9 淳安县220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
10.全地区220千伏电力平衡。
至2020年，杭州电网最高负荷将达到1784万千瓦，规划220千伏变电容量3744万千伏安，容载比为2.1。远景杭州电网最高负荷将达到3300万千瓦，规划220千伏变电容量6726万千伏安，容载比为2.05。
全地区220千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.4.10。
表5.4.10 全地区220千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
（五）110千伏电力平衡。
1.主城区110千伏电力平衡。
至2020年，主城区最高负荷将达到629.5万千瓦，规划变电容量1059.3万千伏安，容载比为1.98。远景，主城区最高负荷达到992万千瓦，规划变电容量1671万千伏安，容载比为1.96。
主城区110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.1。
表5.5.1 主城区110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
2.萧山区110千伏电力平衡。
至2020年，萧山区最高负荷将达到382万千瓦，规划变电容量588万千伏安，容载比为2.02。远景萧山区最高负荷达到653万千瓦，规划变电容量1071万千伏安，容载比为1.94。
萧山区110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.2。
表5.5.2 萧山区110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
3.大江东110千伏电力平衡。
至2020年，大江东最高负荷将达到182万千瓦，规划变电容量191.5万千伏安，容载比为2.09。远景大江东最高负荷达到562万千瓦，规划变电容量875万千伏安，容载比为1.91。
大江东110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.3。
表5.5.3 大江东110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
4.余杭区110千伏电力平衡。
至2020年，余杭区最高负荷将达到249.5万千瓦，规划变电容量508.3万千伏安，容载比为2.09。远景余杭区最高负荷达到600万千瓦，规划变电容量1053万千伏安，容载比为1.94。
余杭区110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.4。
表5.5.4 余杭区110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
5.富阳区110千伏电力平衡。
至2020年，富阳区最高负荷将达到173.5万千瓦，规划变电容量315.3万千伏安，容载比为2.02。远景富阳区最高负荷达到338万千瓦，规划变电容量611万千伏安，容载比为1.92。
富阳区110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.5。
表5.5.5 富阳区110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
6.临安市110千伏电力平衡。
至2020年，临安市最高负荷将达到84.8万千瓦，规划变电容量205.05万千伏安，容载比为2.63。远景临安市最高负荷达到170万千瓦，规划变电容量320万千伏安，容载比为1.98。
临安市110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.6。
表5.5.6 临安市110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
7.桐庐县110千伏电力平衡。
至2020年，桐庐县最高负荷将达到54.3万千瓦，规划变电容量118.65万千伏安，容载比为2.42。远景桐庐县最高负荷达到100万千瓦，规划变电容量190.35万千伏安，容载比为2.03。
桐庐县110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.7。
表5.5.7 桐庐县110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
8.建德市110千伏电力平衡。
至2020年，建德市最高负荷将达到66.9万千瓦，规划变电容量144.15万千伏安，容载比为2.21。远景建德市最高负荷达到136万千瓦，规划变电容量242.15万千伏安，容载比为1.98。
建德市110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.8。
表5.5.8建德市110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
9.淳安县110千伏电力平衡。
至2020年，淳安县最高负荷将达到25.4万千瓦，规划变电容量96.9万千伏安，容载比为4.64。远景淳安县最高负荷达到52.5万千瓦，规划变电容量128.4万千伏安，容载比为2.49。
淳安县110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.9。
表5.5.9 淳安县110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
10.全地区110千伏电力平衡。
至2020年，杭州电网最高负荷将达到1784万千瓦，规划110千伏变电容量3227.15万千伏安，容载比为2.11。远景杭州电网最高负荷将达到3300万千瓦，规划110千伏变电容量6161.9万千伏安，容载比为2.08。
全地区110千伏电力平衡及变电容量规划情况见表5.5.10。
表5.5.10 全地区110千伏电力平衡
单位：万千瓦、万千伏安
五、电网规划
（一）电网规划目标。
按照“适度超前、留有裕度”的要求，紧密结合浙江省及杭州市相关规划，规划建设以特高压交直流和大型电厂为主电源，以500千伏和220千伏为骨干网架，各级电网协调发展的具有信息化、自动化、互动化特征的坚强智能电网，主网架结构合理、容量充裕、技术先进、灵活可靠、经济高效，资源配置能力、安全水平、运行效率，以及电网与电源、用户之间的互动性显著提高，充分适应经济社会和城市发展的供电需要。电网容载比符合规划导则要求,供电可靠率达到99.99%，综合电压合格率达到100%，线损率低于3%。
（二）电网规划原则。
1.统筹兼顾原则，电网发展要统筹经济社会发展、城市布局等用电需求，兼顾土地节约、节能减排、环境友好等要求，注重电网建设与改造衔接、电源电网协调、上下电网配合、近远期对接。“十三五”期间要继续加强电网建设，逐步解决在局部地区存在的供需矛盾，并本着开发与节约并重的原则，适当超前，留有一定的裕度。
2.安全可靠原则，电网涉及国计民生，要特别注重安全可靠供电，关键是确保电网坚强。各电压等级的电网应根据用电的需求，合理规划供电容量和电网结构，充分考虑电网坚强供电能力的要求。在满足电网安全、稳定、灵活运行的基础上，分区平衡，减少电磁环网，避免重复投资。
3.电网规划不仅应重视上至特高压电网、下至低压电网的协调发展，还应协调好电网建设与电源建设的同步和相互适应，合理安排各电压等级输变电项目的建设时间、地点及资金的筹措，确保电力建设的经济性。
4.适度超前原则，按照经济先行的要求，超前谋划电网，保证经济社会发展安全可靠供电。按照电网目标网架、最终规模、最终容量，一次性做好土建预留、截面选择，提前预留通道及站址。
5.留有裕度原则，由于经济社会发展存在不确定性，用电需求增长存在较大不确定性，在负荷预测、容量平衡、布点布局、网架结构等规划上，要考虑一定裕度和弹性，适应经济社会发展、电网及电源建设的不确定性。
（三）远景电网规划布局。
1.变电站布点规划。
（1）500千伏变电站布点。
500千伏变电站布点要以城市规划布局为基础，按照安全、可靠、经济供电要求，最大程度地节约输电通道资源，减少对城市规划影响，变电站布点尽量贴近负荷中心。
根据平衡，远景布点500千伏变电站17座，其中已建成6座，规划新建11座；按地域划分，主城区3座、萧山3座、大江东3座、余杭4座、富阳2座、临安1座、建德1座。
500千伏变电站布点格局是按照“拥江布局、一体发展”城市格局，围绕钱塘江流域核心带，满足两岸城市及经济发展需要，形成东部、西部、北部三片布点的“一带三片”布局。
“一带”：围绕钱塘江，在北面布置乔司变、钱江变、富阳变、富春变、临安变、之江变、仁和变、临平变、瓶窑变、杭州变10座，南面布置江南变、涌潮变、萧东变、江东变、围垦变、建德变、萧浦变7座。其中乔司变、钱江变、之江变、江南变、萧东变、江东变、围垦变7座在钱塘江沿岸布置。
“三片”：按照网络运行分为三片，东部片区包括乔司变、钱江变、江南变、涌潮变、萧东变、江东变、围垦变7座，西部片区包括富阳变、富春变、临安变、建德变、之江变、萧浦变6座，北部片区包括仁和变、临平变、瓶窑变、杭州变4座。
具体布点需求位置如下：
①在市区东部布点500千伏乔司变（已有），保障下沙副城供电；
②在市区北部布点500千伏仁和变（已有）、临平变（临平副城北面），保障主城区北面、临平副城供电；
③在市区西部布点500千伏瓶窑变（已有）、杭州变（城西科创产业集聚区）、之江变（之江），保障主城区西面、城西科创产业集聚区供电；
④在市区南部布点500千伏涌潮变（已有）、萧浦变（已有），保障萧山中部、南部供电；
⑤在市区中心布点500千伏钱江变（钱塘江北侧七堡区域）、江南变（钱塘江南侧红山农场区域），保障钱江新城、钱江世纪城等沿江城市中心供电；
⑥在大江东布点500千伏萧东变、江东变、围垦变，保障大江东及萧山东部供电；
⑦在杭州西部地区布点500千伏富阳变（已有）、富春变（富阳新登区域）、临安变、建德变，保障富阳、临安、桐庐、建德、淳安等西部区域供电。
表6.3.1-1 500千伏变电站建设时序表
单位：万千伏安
（2）220千伏变电站布点。
为满足杭州电网供电要求以及110千伏变电站接入需要，远景杭州电网布点220千伏变电站122座，其中主城区35座、萧山区20座、大江东18座、余杭区16座、富阳区12座、临安市7座、桐庐县5座、建德市6座、淳安县3座。
表6.3.1-2 分县市220千伏项目建设情况
单位：座、万千伏安
（3）110千伏变电站布点.
按照110千伏负荷就地平衡的原则，远景杭州电网需布点110千伏变电站515座，其中主城区157座、萧山区82座、大江东60座、余杭区77座、富阳区49座、临安市30座、桐庐县21座、建德市22座、淳安县17座。
表6.3.1-3 分县市110千伏项目建设情况
单位：座、万千伏安
2.电网网架规划。
（1）500千伏电网。
500千伏网络围绕可靠受入特高压电源的输电要求，加强（钱塘江）南北互济、（杭州）东西互联，构建结构坚强、联系紧密的大电网。
500千伏网络格局是以特高压“两交两直”为主要电源，构建东、西、北三个环网的“四源三环”布局。四源是指特高压交流（浙北特高压、浙中特高压）、特高压直流（宁东直流、温北直流）、大型主力电厂（秦山核电、天荒坪电厂）、省际联络线为主电源；三环是指杭州西部、杭州北部、杭州东部三大片区电网，三大片区电网分别以特高压浙中站、温北站、宁东站为核心构建500千伏双环网。
远景杭州500千伏电网网架结构示意图见图6.3.2-1。
图6.3.2-1 远景杭州500千伏电网网架结构示意图
（2）220千伏电网。
220千伏电网以500千伏变电站为中心，实现分区供电，正常方式下各分区间相对独立，各区之间具备一定的相互支援能力。为提高杭州电网的供电可靠性和供电能力，杭州220千伏电网以500千伏变电站为中心，基本形成220千伏双回路环网结构，部分220千伏变电站采用双回路链式结构作为分区间的联络通道。
图6.3.2-2 220千伏电网典型网架结构
（3）110千伏电网。
110千伏电网以其主供的上一电压等级的变电站为中心，以规范化、标准化为基础，采用链式结构规划、辐射型运行，避免构成电磁环网。
图6.3.2-3 110千伏电网典型网架结构
（四）“十三五”电网建设规划。
“十三五”期间，杭州电网新增110千伏及以上变电容量3550.9万千伏安，其中2016年新增110千伏及以上变电容量680万千伏安；2017年新增110千伏及以上变电容量856万千伏安；2018年新增110千伏及以上变电容量651万千伏安；2019年新增110千伏及以上变电容量829.1万千伏安；2020年新增110千伏及以上变电容量534.8万千伏安。
1.500千伏电网。
“十三五”期间，新建500千伏变电站3座，开展江南变前期工作，扩建4座，新增变电容量860万千伏安。项目投产后，500千伏电网容载比达到1.76。具体500千伏规划项目如下：
（1）2016年，灵绍直流及500千伏配套送出工程，包括涌潮—兰亭双线改接入绍兴换流站，形成绍兴换流站—涌潮线。
（2）2016年，500千伏仁和变扩建工程，扩建仁和变1×100万千伏安。
（3）2017年，杭州500千伏输变电工程，新建主变容量1×100万千伏安，瓶窑—富阳2回线π入杭州变。
（4）2017年，钱江500千伏输变电工程，新建主变容量2×100万千伏安，新建钱江—乔司2回线。
（5）2018年，500千伏萧东输变电工程，新建主变容量1×120万千伏安，将兰亭—古越2回线π入萧东变。
（6）2019年，500千伏杭州变扩建工程，扩建主变容量1×100万千伏安；安排萧浦变和萧东变各扩建1×120万千伏安。
（7）随着钱江世纪城的开发建设加速，该区域负荷将保持较高的增速，同时该区域作为2022年亚运会举办地，对供电能力和供电可靠性要求较高。届时该区域以涌潮变为中心的供电结构将不能满足区域负荷的增长需求及供电可靠性，因此，“十三五”期间开工建设500千伏江南输变电工程，新建主变容量2×100万千伏安，将乔司—涌潮2回线π入江南变。
以上杭州500千伏电网的建设还应充分结合全省500千伏电网的规划及周边地区500千伏电网的发展作进一步的协调优化。
表6.4.1 “十三五”期间500千伏项目概况
2.220千伏电网。
“十三五”期间，新建220千伏变电站28座，新增220千伏变电容量1548万千伏安。项目投产后，220千伏电网容载比达到2.10。
主城区目前容载比为2.11，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站10座，扩建220千伏变电站4座，退役220千伏变电站1座,新增变电容量534万千伏安，项目投产后容载比达到2.03。
萧山区目前容载比为1.77，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站5座，扩建220千伏变电站2座，改造1座，新增变电容量288万千伏安，项目投产后容载比达到1.97。
大江东目前容载比为1.74，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站4座，新增变电容量192万千伏安，项目投产后容载比达到2.02。
余杭区目前容载比为1.76，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站3座，扩建220千伏变电站1座，改造220千伏变电站1座，新增变电容量204万千伏安，项目投产后容载比达到2.02。
富阳区目前容载比为1.89，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站2座，改造1座，新增变电容量111万千伏安，项目投产后容载比达到1.95。
临安市目前容载比为1.98，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站2座，改造1座，新增变电容量111万千伏安，项目投产后容载比为2.25。
桐庐县目前容载比为1.94，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站1座，新增变电容量36万千伏安，2020年容载比为2.01。
建德市目前容载比为2.08，根据电力平衡，“十三五”期间扩建220千伏变电站2座，新增变电容量42万千伏安，项目投产后容载比达到2.12。
淳安县目前容载比为3.21，根据电力平衡，“十三五”期间新建220千伏变电站1座，新增变电容量30万千伏安，项目投产后容载比达到3.82。
表6.4.2 “十三五”期间220千伏项目概况
单位：座、万千伏安
注：“十三五”期间退役1座220千伏半山临时变，退役容量18万千伏安。
3.110千伏电网。
“十三五”期间，新建110千伏变电站98座，新增110千伏变电容量1142.9万千伏安。项目投产后，110千伏电网容载比达到2.11。
主城区目前容载比为1.88，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站34座，扩建110千伏变电站11座，改造4座，新增变电容量398万千伏安，项目投产后容载比达到1.98。
萧山区目前容载比为2.05，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站17座，扩建110千伏变电站6座，改造1座，新增变电容量212万千伏安，项目投产后容载比达到2.02。
大江东目前容载比为2.20，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站7座，改造1座，新增变电容量83.5万千伏安，项目投产后容载比达到2.09。
余杭区目前容载比为2.02，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站15座，扩建110千伏变电站4座，改造5座，新增变电容量187万千伏安，项目投产后容载比达到2.09。
富阳区目前容载比为2.01，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站9座，扩建110千伏变电站2座，改造3座，新增变电容量107.8万千伏安，项目投产后容载比达到2.02。
临安市目前容载比为2.93，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站5座，新增变电容量50万千伏安，项目投产后容载比为2.63。
桐庐县目前容载比为2.55，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站4座，新增变电容量36.3万千伏安，项目投产后容载比为2.42。
建德市目前容载比为2.61，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站4座，改造1座，新增变电容量42万千伏安，项目投产后容载比达到2.60。
淳安县目前容载比为5.19，根据电力平衡，“十三五”期间新建110千伏变电站3座，新增变电容量26.3万千伏安，项目投产后容载比达到4.64。
表6.4.2 “十三五”期间110千伏项目概况
单位：座、万千伏安
六、高压电力设施黄线规划
（一）变电站站址规划。
1.变电站选址原则。
在选择规划变电所的所址时，遵循的主要技术要求如下：
（1）接近负荷中心。
在选择所址方案时，应根据本所供电负荷对象、负荷分布、供电要求，变电所本期和将来在系统中的地位和作用，选择比较接近负荷中心的位置作为变电所所址，以便负荷就地平衡。
（2）使地区供、配电源布局合理。
应考虑地区原有电源、新建电源以及计划建设电源情况，使地区电源和变电所不集中在一侧，提高供电可靠性。
（3）高低压各侧进出线方便。
考虑各级电压出线走廊，不仅要使送电线进出方便，而且要尽量使送电线交叉跨越少、转角少。如有采用电缆沟、排管等市政配套设施应同步协调建设。
（4）所址地形、地貌及土地面积应满足建设和发展的要求。
所址选择时，应贯彻节约用地、不占或少占农田的建设方针，而且要结合具体工程条件，采取阶梯布局、高型布置等方案，适应地形、地势特征。变电所的用地面积应按变电所最终规模规划预留。
（5）所址选择应满足防洪、抗震、防地质灾害等要求。
超高压、特高压变电所标高应在50年、100年一遇的洪水位上。所址应避开断层、滑坡、塌陷区、溶洞等地质条件地带，也不宜选在有矿藏、地下文物保护地区，与道路、河流等的距离应满足相关规定。
（6）确定所址时，应考虑其与邻近设施的相互影响。
飞机场、导航台、收发信台、地震台、铁路信号、部分军事设施等对无线电干扰有一定要求，所址与上述设施距离需满足有关规定。应远离通信设施，避免电网发生接地故障时变电所电位升高对邻近通信设施产生危险的影响，无法远离时应通过计算和试验，必要时采取措施，措施由双方协商确定。所址附近不应有火药库、弹药库、打靶场等设施，应避开易燃易爆环境。所址应尽量避开严重污染环境，避免附近有排放腐蚀性气体的工厂、砖厂等。
（7）交通运输方便。
所址选择不仅要考虑施工时设备材料及变压器等大型设备的运输，还要考虑运行、检修的交通运输方便。一般所址要靠近公路，公路引接要短。
（8）具有可靠的水源，排水方便。
所址选择应满足施工及运行期间的生活用水、变压器事故排油和调相机冷却用水需要。
（9）施工条件方便。
（10）近期变电站选址回避水田，宜安排在建设用地上；远期变电站选址结合城市规划、土地利用规划进行安排。
2.杭州市变电站所址规划。
“十三五”及以后，杭州电网将增加11座500千伏变电站，具体所址规划情况如下：
（1）500千伏钱江变电站。
钱江位于杭州市城区东北侧，德胜路与九环路交叉口，距离杭州市中心约10公里，行政隶属主要在杭州市江干区彭埠镇红五月村，局部东北角隶属在九堡镇牛田村，占地面积约30.56亩。
（2）500千伏萧东变电站。
萧东变电站位于大江东产业集聚区管理委员会地块，东面距离钱塘江直线距离5公里。站址西侧50米为规划中的经八线，北侧350米为规划中的长风路，占地面积约54亩。
（3）500千伏杭州变电站。
杭州变电站位于余杭区中泰乡现有220千伏变电站所在位置，占地面积约51亩。
（4）500千伏江南变电站。
规划所址位于500千伏涌潮变以北，钱江世纪城以东的沿江区域，占地面积约60亩。
（5）500千伏临安变电站。
规划所址位于临安市中部地区天目山镇南部的周云村横畈里，占地面积约150亩。
（6）500千伏富春变电站。
规划所址位于富阳区渌渚镇杨袁村西南侧，占地面积约150亩。
（7）500千伏建德变电站。
规划所址位于建德市乾潭镇宋家村，占地面积约150亩。
（8）500千伏之江变电站。
规划所址位于西湖区转塘单元，占地面积约60亩。
（9）500千伏临平变电站。
规划所址位于余杭区东北侧，东湖北路与运溪路交叉口西北角，占地面积约60亩。
（10）500千伏江东变电站。
规划所址位于大江东产业集聚区规划滨江二路以南六工段直河西岸地块，占地面积约60亩。
（11）500千伏围垦变电站。
规划所址位于大江东前进工业园区北面，占地面积约60亩。
同时，“十三五”期间，杭州市新增220千伏变电站28座、110千伏变电站97座，新增用地约1308亩。其中主城区新增用地约467亩；萧山区新增用地约234亩；大江东新增用地约123亩；余杭区新增用地约182亩；富阳区新增用地约113亩；临安市新增用地约78亩；桐庐县新增用地约35亩；建德市新增用地约35亩；淳安县新增用地约44亩。
（二）高压线路廊道规划。
1.规划原则。
（1）高压电力线路廊道分为架空电力廊道、电力电缆通道。高压电力线路廊道应规划专用廊道，纳入城市规划加以保护。衔接道路及综合管廊等城市专项规划，编制“十三五”及远景管廊及站址的电力设施专项规划。
（2）架空线路廊道规划原则。
①应根据城市地形、地貌特点和城市道路网规划，沿道路、河渠、绿化带架设，避免跨越建筑物。
②不同电压等级的线路廊道可结合电网规划及周边实际情况，统筹安排线路廊道的走向和用地，尽可能沿高压走廊集中架设，在规划确定的高压线路走廊范围内不得安排新建与电力设施无关的建筑物。
③不同电压等级架空线路建设应满足相关规程规范，架空线路走廊控制指标应符合下表规定。
（3）地下电力电缆通道规划原则。
①应根据道路网规划，与道路走向相结合，并保证地下电缆线路与其他市政公用工程管线间的安全距离。
②排管、沟槽、隧道、综合管廊的敷设需满足相关的规程规范。城市地下电缆线路经技术经济比较后，合理且必要时，可考虑采用地下共用通道。同时，应根据地下电缆线路的电压等级、最终敷设电缆的根数、施工条件、一次投资等因素，经济技术比较后确定敷设方案。
③在地下水位较高的地方和不宜直埋且无机动荷载的人行道等处，当同路径敷设电缆根数不多时，可采用浅槽敷设方式；当电缆根数较多或需要分期敷设而开挖不便时宜采用电缆沟敷设方式；地下电缆与公路铁路城市道路交叉处或地下电缆需通过小型建筑物及广场区段当电缆根数较多且为24根及以下，应采用排管或电缆沟敷设；同一路径地下电缆数量在18根及以上，经技术经济比较合理时可采用电缆隧道敷设方式。
2.高压廊道规划方案。
（1）500千伏。
500千伏高压廊道规划重点是构建“四向二沿三跨（或四跨）”通道。
“四向”：即构建四个方向特高压站输电走廊：温北输电走廊（温北—临平、温北—仁和）、宁绍输电走廊（宁绍—萧浦）、浙中输电走廊（浙中—建德、浙中—临安）、浙北输电走廊（浙北—瓶窑）。
“二沿”：即构建两个沿江通道，加强东西电网互联。钱塘江北侧沿江通道（乔司—钱江或乔司—钱江—之江）、钱塘江南侧沿江通道（萧东—围垦—江东—江南—萧浦）。
“三跨”（或“四跨”）：即构建三个或四个跨江通道，加强钱塘江南北电网互联。分别是乔司—江东、乔司—涌潮、之江—萧浦、钱江—江南500千伏跨江通道。
（2）220千伏及以下。
根据电力设施布局规划明确各等级道路电缆管沟规划规模。城市主干道路一般应规划110千伏及以上电缆通道，城市次干道一般应规划35千伏及以下电缆通道。
220千伏高压廊道规划按照220千伏电网网架规划，根据电力输送潮流及重要程度，规划考虑如下：
①一级输送廊道。
500千伏变电所一级送出廊道，即500千伏变电所至220千伏枢纽站、环网上的首端站的220千伏高压线路廊道。每座500千伏变电所需规划两个及以上独立的廊道。
500千伏变电所联络通道，即满足500千伏变电所事故下转移负荷所需的通道。每座500千伏变电所需规划一个及以上220千伏联络通道。
由于其输送电力潮流及重要性高，一级输送廊道原则上规划采用220千伏架空通道。经技术论证采用220千伏电缆隧道或综合管廊的独立电力舱。
②二级输送廊道。
除一级送出廊道外的其他通道，包括500千伏变电所至220千伏终端站的线路、环网上接入220千伏终端站的线路、环网上220千伏中间站之间线路通道等。
二级输送廊道一般规划采用220千伏架空通道。经技术论证采用220千伏电缆隧道、综合管廊的独立电力舱或排管沟槽等。
（三）变电站和高压电力线路廊道保障和管制。
1.变电所选址规划黄线和高压电力线路廊道控制黄线经专项规划确定后，应按要求纳入市域城镇体系规划，报市政府批准后，作为市域内城乡各类总体规划的执行控制文件。
2.变电所选址规划黄线和线路廊道控制黄线的规划管理参照建设部城市黄线管理办法进行。
3.高压线路廊道和保护区的土地使用，应按国家、省、市现行政策执行。规划线路廊道区域除原有建筑之外，一般不再审批房屋建筑新建改建项目，必须建设时应照会有关电力部门会签，以确保安全。
4.线路通过林区及成片林时应采取高跨设计，未采取高跨设计时，应砍伐出通道，通道内不得再种植树木。通道宽度不应小于线路两边相导线间的距离和林区主要树种自然生长最终高度两倍之和。对不影响线路安全运行，不妨碍对线路进行巡视、维修的树木或果林、经济作物或高跨设计的林区树木，可不砍伐，但树木所有者与线路运行单位应签定限高协议，确定双方责任，运行中应对这些特殊地段建立台账并定期测量维护，确保线路导线在最大弧垂或最大风偏后与树木之间的安全距离满足标准要求。
5.高压线路廊道跨越或邻近鱼塘水库等有垂钓者活动的区域，应在适当的位置设置醒目警示标识，以避免某些钓鱼杆引起与导电线路安全距离不足发生弧光接地故障，危及电网及人身安全。
6.高压廊道内500米范围内禁止采石爆破性生产作业。已有的应由行政管理部门依法注销。在高压廊道内进行平整土地或地下管线开挖施工时，应严格按照电力部门的安全控制距离要求进行，以免发生电弧光接地事故，造成人身伤害及影响电网安全运行。
7.高压线路廊道与甲类火灾危险性生产厂房物品库房、易燃、易爆材料场，及可燃或易燃、易爆液（气）体储罐控制间距，不应小于30米。当杆塔高度超过20米时应根据相关规定修正增加间距。
七、环境保护
（一）变电设施环境影响分析及措施。
1.噪声影响。
在城市电网中，位于城市中心区和居民区的变、配电所，由于电力变压器、散热器风机、电抗器、配电变压器等会产生高、低频连续噪声，变电站噪声对周围环境的影响必须符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)的规定。
变电站噪声要从声源上进行控制，位于城市中心区和居民区的变电所应选用低噪声变压器，尽量采用主变压器与散热器分体布置。220千伏户内变电站选用设备（主变压器、电抗器的本体等）的噪声应控制在65dBA—70dBA以下，110千伏、35千伏应控制在60dBA—65dBA以下。
同时，在变电站总平面布置中对具有隔声、消音、吸声等作用的建筑物和绿化进行优化。建筑和通风设计中要合理布置产生噪声的设备位置以及添置必要和有效的隔声装置。
2.工频电场磁场污染防治。
变电站及进出线的工频电场磁场对环境的影响应符合《电磁环境控制限制》（GB8702-2014）、《500千伏超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》（HJ/T24－1998）、《高压交流架空线路无线电干扰限值》（GB15707）等规定。
3.废水、废油治理。
变电站的废水、污水应按种类分类收集、输送和处理；对外排放的水质必须符合《污水综合排放标准》（GB8978-2002）的规定，并根据受纳水体水域功能划分，执行相应的环境质量标准。不符合排放标准的废水不得排入自然水体或任意处置。
变电站内应设置事故油坑和总事故储油池以接受变电所突发事故时，变压器的漏油和可能产生的油污水。油污水应经油水分离装置处理达标后排放。
随着设备的无油化，GIS组合电器、断路器、电流互感器等设备大量地使用了SF6气体，对SF6气体的回收和再生需加以重视。
4.生态环境保护。
城网电力设施的建设应与市容环境相协调，并注意水土保持。采用新技术，减少对自然保护区、绿化带、植被以及周围生态环境的破坏。
（二）电力线路环境影响分析及措施。
电力输送伴有工频电场磁场和感应，为避免架空电力线对通信线的干扰，设计时应从导线选择和连接等方面考虑，无论是单导线还是分裂导线，均应使导线半径或等值半径等于或大于引起电晕的半径，避免出现电晕现象。
八、投资估算及规划成效
（一）投资估算。
“十三五”期间，各级电网总投资需求353.6亿元。其中500千伏电网投资48.2亿元，220千伏电网投资102.4亿元，110千伏电网投资76.6亿元，城农网改造升级投资需求126.5亿元。
“十三五”期间杭州电网各电压等级投资估算情况见表9.1。杭州电网“十三五”输变电项目及投资见附件1。
表9.1 杭州电网各电压等级投资估算情况
单位：万元
（二）规划成效。
1.电网供电能力进一步增长。
为满足我市“十三五”及远景经济社会发展的用电需求，需加快电网建设步伐，确保电网供电能力适度充裕。远景全市需布局500千伏变电站17座、220千伏变电站122座、110千伏变电站515座，110千伏及以上变电容量18132.9万千伏安，500千伏、220千伏、110千伏容载比分别达1.8、1.9、2.0以上。“十三五”期间，需新建500千伏变电站3座（钱江变、萧东变、杭州变），开展500千伏江南变前期，建设500千伏变电容量合计1060万千伏安，500千伏线路232.6公里；新建220千伏变电站28座，改造4座，开展前期8座，建设220千伏变电容量2100万千伏安，220千伏线路1301.2公里；新建110千伏变电站98座,改造15座，开展前期32座，建设110千伏变电容量1500.9万千伏安，110千伏线路约2337.72公里。
2.城市供电安全进一步夯实。
根据我市“拥江布局、一体发展”城市格局，为有效增强受电能力，进一步提高城市供电安全性，满足国际化现代大都市建设需要，需优化加强500千伏、220千伏主网架结构，构建坚强城市供电网络，切实保障城市供电安全。远景在满足电力电量进一步增长的基础上，进一步完善电网布局，需构建“一带三片、四源三环”500千伏主网架结构，以及以500千伏变电站为中心的220千伏分区环网结构。“十三五”期间，结合500千伏、220千伏新布点，需开辟特高压浙中交流站、宁绍直流站至杭州的500千伏受电走廊，建设500千伏钱江—江南等沿江跨江通道。
3.人均用电水平同步提升。
随着杭州全面建设小康社会，生活水平逐步接近或超过世界同类城市先进水平，我市人均用电水平同步上升、逐步接近世界同类城市水平。远景全市最高负荷和用电量分别达到3300万千瓦、1630亿千瓦时。远景我市人均用电量达到12500千瓦时，人均负荷约2.54千瓦。到2020年，全市最高负荷和用电量分别达到1784万千瓦、930亿千瓦时，“十三五”期间年均增长率分别为8.0%、7.5%。到2020年，我市人均用电量达到8600千瓦时，人均用负荷约1.77千瓦。
4.电网品质不断提高。
按照建设品质化现代大都市的目标，我市将加快推进清洁能源示范市、新型城镇化、美丽乡村建设，加大城农网升级改造力度，加大节地、节能、环保设备与技术的采用力度；积极应用同塔多回输电技术、GIS（气体绝缘金属封闭开关设备）技术；积极探索地下变、结合地铁轨道交通等研究合建、共建变电站以及结合其他建筑建设变电站等。扩大配电自动化试点应用，适应智能城市、多网融合、电动汽车和新能源发展需要，全面深入建设智能电网，满足光伏分布式能源、电动汽车等接入需要，积极建设中心城区配网高可靠性示范区，全力打造杭州新型城镇电网，着力推进杭州新农村电网的建设。
表9.2 杭州市“十三五”电网发展规划主要指标
九、保障措施
（一）加强电网建设工作领导和协调。
深化“政府主导、企业实施、社会参与”的电网建设机制，进一步完善我市电网建设领导小组工作机制，在征地拆迁、项目审批等各方面享受基础设施待遇，加强电网建设考核，优先为电网建设项目办理相关审批手续，及时协调解决电网建设过程中出现的问题和困难。将城农网改造升级工程纳入市政统一规划，加强组织领导，简化审批手续，强化责任落实，统筹协调，督促各属地政府做好城镇和农村电网改造升级工程的政策处理、群众宣传等工作。配套电力部门投资，确保管沟建设、电缆差价等政府或社会出资落实到位，确保相关市政道路、征地拆迁等市政配套投资落实到位。
（二）加强电力设施布局规划控制和保护。
根据国民经济、城乡总体规划和土地利用总体规划，编制电网中长远规划和电力设施布局等专项规划。在城市控规修编、调整时，按照电力专项规划要求，细化落实变电站廊道规划布置，严格保护变电站建设用地和电力线路（包括电缆）走廊。在城市土地出让时，明确变电站廊道配建要求。在区域地块、道路拆迁建设时，由政府同步实施规划站址廊道拆迁。
（三）创新机制，合力推进电网建设。
研究建立电力工程综合审批程序，电力工程（含用房）施工、监理由国家电网公司统一招标，电力用房的工程质量监督由浙江省电力工程质量监督机构实施，施工许可证由市建设行政主管部门颁发。研究出台综合管廊电力线路入廊等相关政策，大力支持过江隧道与电力管沟共建，推进城市综合管廊纳入电力管线。探索新建居民小区配套变电站先行实施土建的模式，在小区土地做地时，同步实施变电站用地征迁及设置围墙；在杭州中心城区探索地下变或半地下变试点应用，探索变电站与公建、写字楼等其他建筑物合建模式。
附件:1.杭州电网“十三五”输变电项目表
2.全市2015年220千伏及以上电网现状图
3.全市2020年220千伏及以上电网规划图
4.全市远景220千伏及以上电网规划图
附件1：
杭州电网“十三五”输变电项目表
表1 杭州电网500千伏及以上输变电工程“十三五”规划情况汇总表
表2 杭州电网220千伏及以上输变电工程“十三五”规划情况汇总表
表3 杭州电网110千伏及以上输变电工程“十三五”规划情况汇总表
附件2
全市2015年220千伏及以上电网现状图
附件3
全市2020年220千伏及以上电网规划图
附件4
全市远景220千伏及以上电网规划图
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