Q／GDW 1738-2012 标准规范下载简介
Q／GDW 1738-2012 配电网规划设计技术导则.pdf12.6无功规划计算分析
12.6.1无功规划计算的目的是确定无功补偿方案（方式、位置和容量），以保证电压质量，降低网损。 12.6.2无功配置方案的优化分析，需结合节点电压允许偏差范围、节点功率因数要求、变压器、无功设 备与线路等设备参数以及不同运行方式下的负荷水平，按照大负荷方式计算无功总容量需求，按照小负荷 方式计算无功补偿装置的分组容量，以达到无功设备投资最小或网损最小的目标。
13.1技术经济分析是指在评估周期内对规划项目各备选方案进行技术比较、经济分析和效果评价QGDW 11893-2018 高压直流保护现场试验装置技术规范，其目 的是评估规划项目（新建、改扩建）在技术、经济上的可行性及合理性，为投资决策提供依据。 13.2技术经济分析需确定供电可靠性和全寿命周期内投资费用的最佳组合，一般有两种不同的评估方 式，一是在给定投资额度的条件下选择供电可靠性最高的方案；二是在给定供电可靠性目标的条件下选择 投资最小的方案。 13.3技术经济分析的评估方法主要包括最小费用评估法、收益/成本评估法以及收益增量/成本增量评估 法。评估指标主要包括供电能力、转供能力、线损率、供电可靠性、设备投资费用、运行费用、检修维护 费用、故障损失费用等。 13.4技术经济分析的过程主要包括：对规划项目各备选方案的技术经济指标进行评估，根据指标对备选 方案进行比较、排序，寻求技术与经济的最佳结合点，确定技术先进与经济合理的最优方案。 13.5在技术经济分析的基础上，还需进行财务评价。财务评价主要根据企业当前的经营状况以及折旧率、 资款利息等计算参数的合理假定，采用财务内部收益率法、财务净现值法、年费用法、投资回收期法等方 内部收益率、投资回收期等。
附录A （资料性附录） 110~35kV电网结构示意图
A.2环网（环型结构，开环运行）
A.2环网（环型结构，开环运行
（b）π接 图A.7三链
附录B （资料性附录） 10kV配电网结构示意图
附录B （资料性附录） 10kV配电网结构示意图
图B.2多分段适度联络
附录C （资料性附录） 220/380V配电网结构示意图
二、编制主要原则 三、与其他标准文件的关系 四、主要工作过程 五、标准结构和内容 六、条文说明
D/GDW1738=2012
一、编制背景 公司党组高度重视配电网的发展建设，不断加大配电网建设和改造力度，配电网发展建设取得巨大成 就，但由于历史欠账较多，投资能力不足等原因，仍存在配电网发展薄弱问题。 为充分发挥规划的龙头作用，强化技术标准的指导作用，提高配电网发展质量，公司发展策划部组织 编制了《配电网规划设计技术导则》（以下简称《导则》），对配电网规划设计提出规范性要求。 二、编制主要原则 统筹城乡电网、统一技术标准。统筹考虑城网和农网发展需求，统一配电网规划设计技术标准，实施 差异化原则。 引入先进理念、充实技术要求。充分吸收和利用国内外配电网规划的先进理念和方法，结合实际进 步充实配电网规划设计技术要求。 继承已有标准、完善标准体系。梳理和研究现有配电网规划相关标准规范，充分继承已有成果，提出 系统全面的配电网规划技术体系，
三、与其他标准文件的关系
本标准主要参考引用《国家电网“十二五”配电网规划（技术原则）指导意见》（国家电网发展（ ）、O/GDW1562006《城市电力网规划设计导则》、O/GDW370一2009《城市配电网技术导 5118《农村电力网规划设计导则》、DL/T256《城市电网供电安全标准》、Q/GDW382一2009 化技术导则》、GB/Z29328《重要电力用户供电电源及自备应急电源配置技术规范》、Q/GDW480 式电源接入电网技术规定》、GB50293《城市电力规划规范》等标准文件，并注重与其衔接，是 配电网规划的纲领性标准文件
相关反馈意见232条（采纳74条、适当采纳和补充说明55条、不采纳103条），并根据反馈意见修改完 善本标准有关章节和文字内容，形成本标准送审稿。 2013年2月，编制工作组组织标准修编集中工作，逐条款审读定稿，形成本标准。 在本标准编制过程中，天津、上海、江苏、山东、北京、河北、冀北、浙江、福建、安徽、湖南、湖 北、四川、江西、吉林、青海、陕西公司等单位对本标准的编制提出了很好的建设性意见。
（电力行业标准编写基本规定》的要求进行编制。 本标准的主要结构和内容如下： 1.目次。 2.前言。 3.标准正文共设13章： 第1章“范围”，共2条，主要说明了本标准的适用范围及用途。 第2章“规范性引用文件”，列出了本标准所引用的5项标准。 第3章“术语和定义”，共20条，主要说明了本标准所涉及的术语及定义。 第4章“总则”，共7条，主要说明了配电网规划的目的和所应遵循的基本原则。 第5章“供电区域和规划目标”，共6条，主要明确了供电区域划分方法和配电网规划目标。 第6章“负荷预测与电力平衡”，共13条，主要明确了负荷预测与电力平衡的基本要求和方法。 第7章“主要技术原则”，共35条，明确了电压等级、供电安全标准、容载比、短路电流水平、无功 补偿和电压调整、电压质量及其监测、中性点接地方式、继电保护及自动装置等主要技术原则。 第8章“电网结构”，共6条，明确了电网结构选取原则，并提出了高、中、低压配电网推荐电网结 构。 第9章“设备选型”，共30条，明确了设备选型的一般要求，以及变压器、线路和配电设备选取的主 要技术规定。 第10章“智能化基本要求”，共13条，主要明确了配电网智能化的一般要求以及配电自动化、配电 网通信系统、用电信息采集系统的有关技术规定， 第11章“用户及电源接入要求”，共15条，主要明确了用户及电源接入的相关技术规定。 第12章“规划计算分析要求”，共14条，主要明确了配电网规划计算分析的一般要求，以及潮流计 算分析、短路电流计算分析、供电安全水平分析、可靠性计算分析和无功规划计算分析的要求。 第13章“技术经济分析”，共5条，主要明确了配电网技术经济分析的目的、方法和指标。 4.资料性附录A~C：110~35kV电网结构示意图、10kV配电网结构示意图、220/380V配电网结构 示意图。 六、条文说明 本标准的主要条文分析和说明如下：
本标准编制过程中共引用了5项标准，其中国家标准4项、行业标准1项，此外还参考了如下20项 标准，其中国家标准2项、行业标准5项、企业标准13项。 GB50293 城市电力规划规范 GB50289 城市工程管线综合规划规范 DL/T499 农村低压电力技术规程 DL/T814 配电自动化系统功能规范 DL/T836 供电系统用户供电可靠性评价规程 DL/T5118 农村电力网规划设计导则 DL/T5131 农村电网建设与改造技术导则 Q/GDW125一2005县城电网建设与改造技术导则 Q/GDW156一2006城市电力网规划设计导则
Q/GDW212—2008 电力系统无功补偿配置技术原则 Q/GDW238—2009 电动汽车充电站供电系统规范 Q/GDW338—2009 农村配网自动化典型设计规范 Q/GDW370—2009 城市配电网技术导则 Q/GDW382—2009 配电自动化技术导则 Q/GDW392—2009 风电场接入电网技术规定 Q/GDW462—2010 农网建设与改造技术导则 Q/GDW480—2010 分布式电源接入电网技术规定 Q/GDW617—2010 光伏电站接入电网技术规定 Q/GDW625—2011 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定 Q/GDW 667—2011 分布式电源接入配电网运行控制规范
S型曲线及增长率曲线图
第4.1条明确了配电网的主要作用及对配电网的总体要求。 第4.2条明确了组成配电网的四个层级及配电网规划的要求。配电网规划应遵循整体最优的原则， 即各层级变压器、线路导线截面、电网结构间应相互协调配合，规划方案应投资合理。 第4.3条明确了配电网应优化其结构，实现与上级电网间的负荷转移和相互支援，以提高供电可靠 性及运行效率，并延缓电网的投资。 第4.4条全寿命周期成本是指包括设备购置、安装、运行、检修、故障、改造直至报废的全过程发 生的费用。全寿命周期成本计算模型如下：
LCC=CI+CO+CM+CF+CD
上式中，LCC为全寿命周期成本，CI为投资成本，CO为运行成本，CM为检修维护成本，CF为故障 成本，包括故障检修费用与故障损失成本，CD为退役处置成本。CO、CM、CF与设备寿命周期有关。 第4.5条用电需求包括容量、质量（供电可靠性、电能质量）等方面的需求。 第4.6条 明确了配电网规划应适应智能化发展趋势。 第4.7条明确了配电网规划应加强计算分析，
本标准按照“统筹城乡电网、统一技未标准、差异化指导规划”的思想，首次明确了供电区域划分原 则，并将公司经营区分为A+、A、B、C、D、E六类供电区域。此外，本标准还明确了各类供电区域的规 划目标。 第5.1.1条各类供电区域的规划建设标准不同，供电区域划分结果直接影响电网的建设投资规模， 因此供电区域划分应在省级公司指导下统一开展。 第5.1.2条明确供电区域划分主要依据行政级别、供电可靠性需求、规划水平年的负荷密度确定的 原则，公司经营区可分为A+、A、B、C、D、E六类供电区域，其中： A+类供电区主要为直辖市的市中心区，以及省会城市（计划单列市）高负荷密度区； A类供电区主要为省会城市（计划单列市）的市中心区、直辖市的市区以及地级市的高负荷密度区； B类供电区主要为地级市的市中心区、省会城市（计划单列市）的市区，以及经济发达县的县城： C类供电区主要为县城、地级市的市区以及经济发达的中心城镇； D类供电区主要为县城、城镇以外的乡村、农林场； E类供电区主要为人烟稀少的农牧区。 a）A十、A类供电区域面积应严格限制。 b）市中心区指市区内人口密集以及行政、经济、商业、交通集中的地区；市区指城市的建成区及规 划区，一般指地级市以“区”建制命名的地区，其中直辖市的远郊区（即由县改区的）仅包括区政府所在 地、经济开发区、工业园区范围；城镇指县（包括县级市）的城区及工业、人口相对集中的乡、镇地区； 农村指城市行政区内的其它地区，包括村庄、大片农田、山区、水域等。 c）划分各类供电区域时，要考虑到电网规划建设的可操作性，区域面积不宜太小。各类供电区域如 果面积太小，则无法形成相对独立的网络，不便于统筹考虑变电站规划布点。根据测算，各类供电区域面 积一般不应小于5km。 第5.2.1条明确各类供电区域的规划目标。 为逐步与国际接轨，建设世界一流现代配电网，各类供电区域供电可靠性目标值的选取，主要参考国 外经济发达国家（地区）的供电可靠性水平及国内供电可靠性的现状水平综合得出。各省级公司应在提出 的供电可靠性规划目标的基础上，结合电网发展情况，进一步提出辖区内各类供电区域的供电可靠性规划 目标。 第5.2.2条随着电网智能化的进一步发展，对于具备条件的地区，供电可靠性统计口径宜逐步延伸 至低压用户。 第5.2.3条各地宜参照历史年供电可靠性指标，对减小单位停电时间的可靠性投资进行测算，在此 基础上确定辖区内各类供电区域的近期供电可靠性目标。 第5.3条综合考虑资产全寿命周期、土地资源、电网经济性等因素，从变电站建设型式、线路建设 型式、电网结构型式、馈线自动化及通信方式等几个方面给出了各类供电区域的建设参考标准。10kV电 网的环网结构包括单环式、双环式以及多分段适度联络。 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，A+、A、B类供电区域可采用户内 或半户内站，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；C、D、E类供电区域可采用半户内或户外站，沿海或污移严重地区，可采用户内站。 配电线路一般可优先选用架空方式，对于确有必要采用电缆型式的，应遵循“谁主张、谁出资”的原 则。 其中对于线路导线截面选型依据主要基于以下几点考虑： a）对于A+～C类供电区域，因其负荷密度较高、上级电源点较多，线路输送距离较近，电压质量
第6.1.5条随着智能电网的发展、需求侧管理技术的应用，与传统方式相比，用户终端用电方式和 负荷特性也正发生改变，在负荷预测时应予以考虑；此外，还需考虑分布式电源接入、电动汽车、储能装 置等对预测结果的影响。 第6.2.2条本条款提出“应结合城乡规划和土地利用规划的功能区域划分，开展规划区的空间负荷 须测”。对于已完成城乡规划和土地利用规划的区域，由于其用地性质、规模和空间分布已明确，可采用 空间负荷预测法进行负荷预测，以利于配电网的布点和布线规划，
2）恢复供电负荷范围的分析
本标准在大量工程实践和理论计算分析的基础上，设定故障段损失负荷不宜超过2MW，即中压配电 线路每个分段或配电变压器的最大负荷不应超过2MW，详细的计算分析过程如下： 以目前公用配电网中常用的导线截面为240mm²的10kV架空线路（钢芯铝绞线以及铝芯或铜芯架空 绝缘线），导线截面为300mm²和400mm²的电缆线路（铜芯）为例，根据线路传输容量的计算公式，进行 10kV馈线热稳定极限负荷的计算，得到下表。
L0kV馈线的传输功率分析
台变压器）隔离成一个单元，每个单元的负荷控制在2MW以下。 3）恢复时间设定的分析 本标准在大量调研、工程实践和分析的基础上，设定了故障恢复时间要求，分析过程如下： a)15分钟以内： 有人值班变电站完成手动操作平均所需时间或馈线自动化完成远程操作所需时间，因此要求A+、A 类供电区域全部实现馈线自动化。 b）3小时内： 依据公司供电服务“十项承诺”，供电抢修人员到达现场的时间一般不超过：城区范围45分钟、农村 地区90分钟、特殊边远地区2小时，再加上现场手动操作的时间，人工到现场完成手动操作平均所需时 间一般不超过3小时。 第7.2.3条电网建设的不同阶段，主要由电网的负荷水平和可靠性需求水平加以综合界定，可分为 初期、过渡期和完善期三个阶段。一般情况下，变压器或线路的最大负载率在25%以下时，可认为电网建 没处于初期：变压器或线路的最大负载率在25%～50%时，可认为电网建设处于过渡期：变压器或线路的 最大负载率在50%以上时，可认为电网建设处于完善期。 第7.2.4条D、E类供电区域内电网以满足基本用电需求为主，宜结合各类地区的实际情况，由各省 级公司主导提出符合实际的供电安全水平要求，但不应低于省级公司向社会承诺的相关标准。 第7.3.2条明确容载比的计算要求。计算各电压等级容载比时，变电设备总容量应扣除该电压等级 发电厂的升压变压器容量和该电压等级用户专用变电站的变压器容量（另外，部分区域之间仅进行故障时 功率交换的联络变压器容量，如有必要也应扣除），对应的总负荷为该电压等级的网供负荷。 第7.3.4条明确容载比的选取范围。 容载比是城网规划时宏观控制变电总容量，满足电力平衡，合理安排变电站布点和变电容量的重要依 据。本条款中补充“对处于发展初期、快速发展期的地区、重点开发区或负荷较为分散的偏远地区，可适 当提高容载比的取值；对于网络发展完善或规划期内负荷明确的地区，在满足用电需求和可靠性要求的前 提下，可以适当降低容载比的取值”，以适应当前配电网规划和发展的需要。对于政治中心所在供电区域， 需多电源点保障其供区内重要用户的供电可靠性时，可结合实际情况适当提高容载比的取值。此外，容载 比的选取范围还与变电站站间转供能力、变电站的过载能力有关。 第7.4.1条本条款主要考虑到短路电流水平由上级变压器容量和电压等级等因素决定，而各类供电 区域内的变压器容量大小不同，所以宜分区分电压等级给出短路电流限定值。 对于35kV及以下电网，考虑其上级变压器容量逐步增大，各类电源接入容量不断增加的趋势，宜适 当提高35kV和10kV电网的短路电流限定值水平。 第7.7.1条中性点接地方式不同的配电网应避免互带负荷，否则当发生单相接地故障时，有可能导 致相关继电保护装置异常运行，增加电网运行风险。因此，同一区域内宜统一中性点接地方式，以利于负
第8.4条本条款梳理总结出三大类共7种典型电网结构，规范了110～35kV电网规划的电网结构。 衣据各类供电区域供电安全水平要求和实际情况，给出各类供电区域推荐采用的电网结构 a）综合考虑上级电源点的配置、110～35kV线路导线截面、11035kV变电站的配置和供电安全水 平等因素，每条11035kV线路上接入的变电站一般不宜超过3座，具体可结合实际情况计算得 出。 b）变电站电气主接线的选取，应综合考虑变电站功能定位、进出线规模等因素，并结合远期电网结 构预留扩展空间。 C 各类供电区域内的电网可根据电网建设阶段，供电安全水平要求和实际情况，发展初期及过渡期 可采用过渡电网结构，通过建设与改造，逐步实现推荐的目标电网结构。 d）双侧电源指来自不同变电站，为同一变电站供电的两路供电电源。 第8.5条本条款梳理总结出4种主要的典型电网结构，规范了10kV电网规划的电网结构。并依据 类供电区域供电安全水平要求和实际情况，给出各类供电区域推荐采用的电网结构。 a）A+类供电区域因负荷密度高、上级电源点较多，且供电安全水平要求很高，10kV配电网应采用 坚强的网架结构（如双环式、多分段适度联络等）。双环式结构的配电变压器接入方式既可采用 两个单切开关，也可采用一个双切开关（简称“三双”），以满足双环之间的负荷切换。 b A类供电区域因负荷密度高、上级电源点较多，且供电安全水平要求高，10kV配电网应采用坚 强的网架结构（如双环式、单环式、多分段适度联络等）。 C B、C类供电区域因负荷较为集中，供电安全水平要求较高，10kV配电网应采用较强的网架结构 （如多分段适度联络、单环式等）。 d D类供电区域因负荷分散、供电距离较远、上级电源点少，10kV配电网可根据实际情况采用多 分段适度联络、辐射状结构。 e） E类供电区域因负荷极度分散、供电距离远、上级电源点少，10kV配电网一般可采用辐射状结构 f）对于部分地区的电缆网，可根据实际需要采用多分支多联络、n供一备（n≥2）等接线方式。 除上述典型电网结构外，还存在双射式、对射式等过渡结构。各类供电区域内的电网可根据电网 建设阶段，供电安全水平要求和实际情况，通过建设与改造，分阶段逐步实现推荐采用的电网结 构。 h 针对10kV配电网存在的供电范围交叉、重叠情况，本条款提出10kV配电网应依据变电站的位 置、负荷密度和运行管理的需要，分成若干个相对独立的分区。为了适应配电网不同阶段的需要 允许电网发展后能够重新分区，增加电网规划的适应性。 第8.6条220/380V配电网应实行分区供电的原则，220/380V线路应有明确的供电范围，本条款明确 220/380V配电网应结构简单、安全可靠，一般采用辐射式结构，其设备选用应标准化、序列化。
第9.1条本条款从设备全寿命周期管理、差异化、适应性、标准化、序列化、智能化需求、线路型 式等几个方面给出了设备选型的一般要求，并明确了设备应通过入网检测。 第9.2.1条负荷密度、供电安全水平要求和短路电流水平决定了变电站容量和台数的配置，本条款 月确了各类供电区域的变电站容量和台数配置。 a）考虑到偏远农牧区负荷极度分散且成长周期漫长的特点，在110kV主变容量序列中增加了 6.3MVA。 b）对于负荷密度高的供电区域，若变电站布点困难，可选用大容量变压器以提高供电能力，并应加 强上下级电网的联络来增加供电可靠性。 第9.2.4条针对部分地区配电网存在的变电站供电范围交义情况，本条款提出随看负荷的增长和新 变电站站址的确定，应及时调整相关变电站的供电范围。 第9.3.2条本条款给出了各类供电区域内的11035kV架空线路导线截面推荐选型。 a）结合各省级公司工程实践，在现有技术标准基础上，A+、A类供电区域110kV架空线路导线
110~35kV电缆线路导线截面推荐表
第9.4.1条本条款明确了不同主变容量下的10kV线路导线截面推荐选型。 中压配电网由主干线、分支线和用户（电源）接入线组成，是配电网的核心和中坚，在正常运行时承 组着电力配送的任务，故障或检修时承担着负荷转移的任务。中压主干线导线截面应首尾相同，有联络的 中压分支线其功能视同中压主干线，也是负荷转移的通道，导线截面选择应与中压主干线标准等同。 第9.4.2条本条款依据各类供电区域的负荷密度、10kV线路导线截面选取和线路压降要求等，通过 十算得出各类供电区域10kV线路的供电半径。 第9.5.1条本条款给出了各类供电区域内柱上变压器的推荐容量。 a）三相柱上变压器容量序列为30kVA，50kVA，100kVA，160kVA，200kVA，315kVA，400kVA。 b）从技术经济性上看，单相配电方式在负荷密度低、负荷分散等条件下具有一定优势，以下情况可 考虑采用单相配电方式 1）用户分散或者呈团簇式分布区域，地形狭窄或狭长的区域。 2）纯单相负荷的农村居住区。 3）城镇低压供电系统需改造的老旧居住区。 4）单相供电的公共设施负荷，如路灯。 5）其它一些具有特别条件的区域。 单相柱上变压器容量序列为30kVA，50kVA，80kVA，100kVA。 此外，对超过10kV线路供电延伸范围，且负荷点距离35kV电源点较近的偏远地区，可采用 35/0.38kV供电模式。 第9.5.7条在缺少电源站点的地区，部分10kV架空线路过长，线路中、后端电压质量往往不能满足 要求。即使采取增加无功补偿、改变线路参数等措施，仍不能解决电压质量问题，而在线路上加装线路调 玉器是一种较为有效的方式，在国外已普遍采用，近年来国内也取得了较为丰富的运行经验，线路调压器 般可配置在10kV架空线路的1/2处或2/3处。 第9.6.4条综合考虑各类供电区域用电水平、220/380V线路导线截面和压降要求等因素，本条款明 确了各类供电区域220/380V线路的供电半径。
第10.1.2条配电网信息安全防护应遵循《电力二次系统安全防护规定》（国家电力监管委员会5号 令）、《国家电网公司智能电网信息安全防护总体方案》（国家电网信息（2011）1727号）、《中低压配电网 自动化系统安全防护补充规定》（国家电网调（2011）168号）等规定的要求，
11用户及电源接入要求
第11.1.2条本条款明确了用户接入容量和推荐的供电电压，考虑到仅存在110kV、10kV电压等级的 电网，受电变压器容量在10MVA～20MVA之间时无相应的供电电压等级；仅存在66kV、10kV电压等级 的电网，受电变压器容量在10MVA～15MVA之间时无相应的供电电压等级，在备注中补充“无35kV电 玉等级的电网，10kV电压等级受电变压器总容量为50kVA至20MVA。” 第11.2.1条本条款明确电源接入配电网的推荐电压等级。 第11.2.5条电源接入电网会提高电网的短路电流水平。下图所示，当馈线发生故障时，流过断路器 的短路电流等于系统短路电流与电源短路电流之和。为了保证配电网的安全运行，应保证电源接入后配电 线路的短路容量不应超过该电压等级的短路电流限定值，否则电源应加装短路电流限制装置。
电源接入对电网短路电流水平的影响分析图
第11.2.6条为保证电源启停、波动对系统供电电压的影响在规定的电压偏差范围之内，电源并网点 的系统短路电流与电源额定电流之比不宜低于10
本章旨在对配电网规划计算分析的相关要求进行规范，初步提出了配电网规划计算分析的内容和深度 要求。 第12.5.2条用户平均停电缺供电量指在统计期间内，平均每一用户因停电缺供的电量。 Z（每次停电缺供电量） 用户平均停由缺供由量一 (Wh/白）
为投资决策提供依据，应加强规划项目的技术经济分析，在此基础之上，还需进行财务评价。 第13.1条本条款明确了技术经济分析的含义及目的。 备选方案通常包括以下原则选取的方案：维持现状的方案、减少停电次数的方案、减少停电时间的方 案。减少停电次数及停电时间的方案需根据供电可靠性目标设定。 评估周期一般指设定的设备运营期。 第13.2条本条款明确了技术经济分析需确定供电可靠性和投资费用的最佳组合。 规划属性分为单属性规划和多属性规划。在单属性规划中，只能确定一个属性，如费用最小或可靠性 最大，无法同时考虑这两个属性的关系；而在多属性规划中，最终可确定属性之间的关系，如可靠性属性 和费用属性之间的价值关系。 帕累托（Pareto）优化曲线可显示多属性规划中多个属性情况下的分析结果，如可靠性、费用等。电 力企业在对系统进行扩展规划或运行时，帕累托曲线可显示不同方案的费用与可靠性之间的关系。帕累托 曲线上的每一个点都代表一个可靠性和费用的最佳组合，也即获得任何一种可靠性水平所需花费的最少费 用。帕累托曲线可为电力企业在多属性规划提供选择，并可对多个属性进行权衡。 下图给出了某个供电区域的帕累托（Pareto）优化曲线示意图，包括三种不同的投资方案，第一段曲
线对应架空线模式的投资方案土力学复习笔记-彩色打印版.pdf，第二段曲线对应电缆线路模式，第三段曲线对应电缆及配电自动化模式。
帕累托（Pareto）优化曲线示意图
第13.3条 a）在对规划项目进行评估过程中可选择不同的评估方法，规划项目的评估方法主要包括最小费用评 估法、收益/成本评估法以及收益增量/成本增量评估法，不同评估方法的适用范围不同。 1）最小费用评估法为单属性规划方法，是一种采用标准驱动、最小费用、面向项目的评估和选择过 程，用以确定各个项目的投资规模及相应的分配方案。 2）收益/成本评估法为多属性规划方法，以收益与成本两者的比值来确定项目的优点，其评估和选择 过程，一般需通过有效的比值来评估各备选项目，一般用于新建项目评估。 3）收益增量/成本增量评估法为多属性规划方法，基于收益增量与成本增量比值，既可用于新建项目 评估，也可用于改造项目评估。收益增量是当前方案与相邻方案（比当前方案收益稍差的方案）间的收益 差值，成本增量是当前方案与相邻方案间的成本差值（即边际成本）。 b）总费用指全寿命周期成本，包括投资成本、运行成本、检修维护成本、故障成本、退役处置成本 等。总费用现值计算模型如下：
CD(n) (1 + i)" (1 + i)"
上式中， LCC为总费用现值； N为评估年限，与设备寿命周期相对应； i为贴现率； CI(n)为第n年的投资成本GB50693-2011 坡屋面工程技术规范.pdf，主要包括设备的购置费、安装调试费和其他费用； CO(n)为第n年的运行成本，主要包括设备能耗费、日常巡视检查费和环保等费用； CM(n)为第n年的检修维护成本，主要包括周期性解体检修费用、周期性检修维护费用： CF(n)为第n年的故障成本，包括故障检修费用与故障损失成本； CD(n)为第n年（期末）的退役处置成本，包括设备退役时处置的人工、设备费用以及运输费和设备 役处理时的环保费用，并应减去设备退役时的残值。 其中，故障损失成本的计算模型如下： CF=单位电量停电损失成本×缺供电量 上式中，单位电量停电损失成本包括售电损失费、设备性能及寿命损失费以及间接损失费，可根据历 1数据统计得出将其固定下来作为全后预测时的依据
上式中，单位电量停电损失成本包括售电损失费、设备性能及寿命损失费以及间接损失费，可根 据统计得出，将其固定下来，作为今后预测时的依据。