1、平均单条线路 配变装接容量（MVA/条） 线路配变装接容量12MVA线路条数（条） 架空线路绝缘化率 （%） 电缆化率 （%） 开关类设备情况开关站 （座）：开关站指设有中压配电进出线，对功率进行再 分配的配电设施。环网柜 （ 座 ） 柱上开关 （ 台 ） 电缆分支箱 （ 座 ） 总开关数 （台）：统计总开关数应包括配电网内所有开关设备， 含开关站内和环网柜内开关；断路器台数 +负荷开关总数 =总开关数；断路器（台）负荷开关（台）无油化开关（台）开关无油化率（）:开关无油化率=无油化开关总数/总开关 数无功补偿设备装设情况：中低压配电网无功补偿统计：配变低压侧补偿中压线路补偿配变总台数（台）无
2、功补偿容量（Mvar）线路条数（条）（1） 配变总台数是指低压侧装配无功补偿装置的配变台数；（2） 线路条数是指装配无功补偿装置的中压线路条数。 设备运行年限情况：描述中压配电设备，包括线路、配变以及开关的运行情 况，分析不同设备的寿命周期和运行年限分布。（2） 配变设备包括箱变、 柱上变以及配电室内配变和开关站 内配变等；（3） 开关设备含配电室、 开关站、环网柜、柱上设备和电缆 分支箱等在内的相关设备。中压配电网运行指标给出中压配电网线路最大负载率、 配变负载率、 满足 N-1 线路比例等（ 2 ）线路最大负载率平均值按区域内各条线路的最大负载率算数平均值计算，其中：线路最大负载率=全市最
3、大负 荷日的线路最大负荷 / 线路最大传输容量。 线路最大负荷采用 全市最大负荷日变电站10kV侧线路出口电流计算；（3）配变负载率平均值按区域内各条线路的配变负载率 的算数平均值计算，其中：配变负载率=全市最大负荷日的 线路最大负荷 / 线路装接配变容量。（1）配变负载率（2）线路最大负载率线路最大负载率 =全市最大负荷日线路最大负荷 / 线路最 大传输容量。（ 3）供电可靠率 中低压配电网规划期主要技术经济指标： 供电可靠性（ RS1）（ %） 供电可靠性（ RS3）（ %）10kV线损率（）低压线损率（ %）综合电压合格率 （%）居民端电压合格率 （%）技术合理性配电变电站电源容载比主变
4、的负载率配电变电站应配置24台变压器，当一台变压器故障或检 修停运时，其负荷可自动转移至正常运行的变压器，此时正 常运行变压器的负荷不应超过其额定容量，短时允许的过载 率不应超过，过载时间不超过 2小时，并应在规定时间内恢 复停运变压器的正常运行。供电能力与传输能力匹配率 变电站的供电能力与传输能力匹配率理想值为 1，即全部的 变电容量都送出去。配电变压器故障率水平定义：配电变压器每百台每年的平均故障次数（次 /100 台 . 年）。1.1.1.1配电变压器运行年（年）配电变压器从投入使用到评估时间的使用年。 配电变压器运行年限一般不超过 30 年。1.1.1.2高损耗变压器比例 定义：评估区
5、域内高损耗变压器数量占变压器总数量的比例，单位 %。计算公式： 高损耗变压器比例 （ %）=高损耗变压器数量 / 变压器总数量 * 100%高损耗变压器一般指 S7 及以下的变压器。 配变单台容量标准化率标准容量配变占总配电的比例。该指标的目的是减少非标准容量配变的比例，便于管理 和维修，降低故障率。标准容量配变一般由当地主流变压器 容量确定。配电线路供电半径电缆化率评估区域内中压电缆长度占中压线路总长度的比 例，单位 %。电缆化率（ %）= 电缆长度 / 线路总长度。 绝缘化率评估区域内中压绝缘线路长度占中压线路总长度 的比例，单位 %。绝缘化率（ %）= （电缆长度 +绝缘线长度） / 线
6、路总长度 * 100% 。线路分段情况（指架空线路）分段后线路段数的设置应结合技术经济比较， 一般线路 长度在 3 km 以内宜 3 分段，线路较长时，分段也不宜超过 5段；每段容量控制在 3 200kVA,每段以68户为宜，最多不超过10户。分段开关的间隔距离一般不宜大于 1.5km。其它线路通过联络开关与分段联络，联络点一般不超过 3 处。暂时无联络的线路，其最大负荷电流不宜超过最小载流元件 额定载流量的 80%。分段情况较少会导致在线路故障时，停 电范围会加大，从而线路供电可靠性受到影响。 线路（架空和电缆）故障水平：每年每100km的故障次数（次/100km.年）。 线路投运年：线路从
7、投入使用到评估时间的使用年。 线路运行年限一般不超过 30 年。配电开关开关无油化率 定义：评估区域内非油开关数量占开关总数量的比例， 单位 %。开关无油化率（ %） =非油开关数量 /开关总数量 * 100% 。开关故障率水平 各种类型开关每百台每年的平均故障次数 （次 /100台 . 年）。开关运行年（年）开关从投入使用到评估时间的使用年。开关运行年限一般不超过 15 年。其它配电自动化率（ %）以开关二遥及以上为主。 计算公式：配电自动化率（ %） =实施配电自动化的开 关二遥 / 开关个数。（据统计：具备自动化功能的开闭站 1631座，占开闭 站总数的 %。具备自动化功能配电站 638
8、6座，占配电站总数 的 %。具备自动化功能的环网柜 3209台，占环网柜总数的 %。 具备自动化功能的开关设备，即具备远程通信功能，且实现 了二遥或三遥的开关共计 72605台，占开关总数的 %，其中实 现二遥的开关共计 18224台，实现三遥的开关共计 54381台。 公司系统共有 13个网省公司的部分地市公司局部范围实现 了配网自动化实用化。 ） 信息管理系统数据覆盖率：评估区域内其他管理系统（ MIS、 GIS 等信息系 统）提供给评估系统的数据占评估需要的数据的总数量的 比例，单位 %。管理系统数据覆盖率（ %） =管理系统数 据数量 / 评估需要的数据总数量 * 100% 。 信息管
9、理系统数据更新率：评估区域内提供给信息系统的 24 小时内更新数 据占评估需要的数据的总数量的比例，单位 %。管理系统数据覆盖率（ %）=管理系统更新 数据数量 / 评估需要的数据总数量 * 100% 。安全可靠性： 线路接入配变平均总容量： 定义：配电评估区域内所有线路接入配变总容量的平均值。 线路接入配变平均总容量 = 所有线路装接配电变压器 容量总和 / 线路总条数。1.1.2 线路接入配变平均负载率超标线路比例1.1.3 配变平均负载率 配变平均负载率 = （SQRT（3）*10* 最大电流 / 配电变压器 总容量 ）*100%配变负载率范围为 30 70。小于 30时会造成配电 电压
10、器“大马拉小车”的现象 ，当大于 70时会出现配电 变压器重载、过载的现象。1.1.4 配变负载率超标的线路 配变负载率范围大于 70的线路， 即重载的线路所占比 例。（主要是生产安全考虑，城市和农村重载后果一样，但 农村略高于城市。1.1.5 线路平均负载率超标线路线路负载率超标的比例，计算不合格的线路。对于单放射的线路，平均负载率不超过 120%，单联络线路负载率不超过 50%，三联络线路负载率不超过 70%，多联络线路负载率需要进行计算校核。1.1.6 与不同变电所有联络的线路百分比与不同变电所有联络的线路占所有线路的比例。 主要用于变电站全停的 N-1 分析满足指标。1.1.7 线路负
11、荷转移率 定义：中压线路上可以转移的负荷数量占总中压线路总 负荷的比例， %。线路负荷转移率 = 中压线路可转移负荷 / 中压线路的总负荷 * 100% 。通过 N-1 校验的线路 无功补偿和电压调整（可选） 评估区内无功补偿容量。一般按照配电变压器容量的 15 30配置配电变压 器的无功补偿容量。为使线路无功平衡，配电变压器无功补 偿容量的计算公式为：Qc=Pmax（tan $ 1 tan $ 2 ）式中： Pmax 为配电变压器最大负荷功率， kW；$ 1 和$ 2分别为补偿前和补偿后的功率因数角。变电站无功补偿宜采用自动分组投切或动态平滑调节装 置，满足最大负荷时主变压器高压侧功率因数不
12、低于，低谷 负荷时不高于，低压侧功率因数不低于的要求，宜按主变容 量的10% 15%配置。功率因数1） 10kV线路出口功率因数各条10kV线路出口位置，在出线最大电流时的入口功率因数，功率因数分布和功率因数偏低应大于。2） 主变10kV侧功率因数供区内35kV及以上变电站各主变 10kV侧功率因数， 功率因数应大于。供电可靠性指标：供电可靠率（RS1 :一年中对用户有效供电时间总小时数与统计期间时间的比值。扣除限电时间的供电可靠率（RS3：用户平均停电时间 用户平均限电停电时间统计期间时间般以RS3作为考核指标电能质量电压合格率（ :是实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间 与对应的总
13、运行统计时间的百分比，是衡量电能质量的重要 指标。（1）35kV及以上供电电压正负偏差的绝对值之和不超过 额定电压的 10。注：如供电电压上下偏差为同符号（均为正或负）时， 按较大的偏差绝对值作为衡量依据。（2）20kV或10kV及以下三相供电电压允许偏差为额定电 压的 7。谐波畸变率： 非正弦周期性交变量的各次谐波含有率的平方和的平方 根值，称为总谐波畸变率。它是非正弦周期性波形的一个重 要数字特征量，用以衡量波形畸变的程度。1）110kV谐波畸变率不能超过；奇次谐波分量不能超过； 偶次谐波分量不能超过；2）35kV谐波畸变率不能超过； 奇次谐波分量不能超过；3）10kV谐波畸变率不能超过；谐波污染较为严重的变电站和配电台区， 宜选用无功补 偿与滤波相结合的无功补偿装置，满足 35kV 电网总谐波畸 变率应不大于 3， 10kV 电网总谐波畸变率应不大于 4， 低压电网总谐波畸变率应不大于 5的要求。经济性：线损率：高压综合线损率绝对值W 7. 0%;单位电量产值：单位电量产值（元/kWh）,即单位电量所产生的 GDP元 /kWh目前我国单位电力产值约 7-10元/kWh，为实现建设节 约型社会的目标，单位电力产值应进一步提高，逐渐达到发 达国家的水平（2040元/kWh）。单位电量运行费用：（可选）电网总运行费用与总售电量的比值，单位：
