計(jì)及可靠性評(píng)估的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案比選

楊文麗

(重慶理工大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，重慶 400050)

0　引言

DL/T 1503—2016 中壓配電網(wǎng)可靠性評(píng)估導(dǎo)則[1]是電力行業(yè)首部可靠性評(píng)估導(dǎo)則，實(shí)現(xiàn)由“事后評(píng)價(jià)”到“事前事中預(yù)測(cè)評(píng)估”的轉(zhuǎn)變。已有文獻(xiàn)結(jié)合最新導(dǎo)則對(duì)其在中壓配電網(wǎng)規(guī)劃、改造、運(yùn)行環(huán)節(jié)的應(yīng)用進(jìn)行了研究[2-8]。

當(dāng)前對(duì)于投資方案評(píng)估或比選方法，主要是全壽周期成本[9-14]和成本效益[15-16]模型。在不考慮電價(jià)浮動(dòng)的場(chǎng)景下，全壽命周期成本最小化即為效益最大化，此模型在單項(xiàng)或小規(guī)模工程項(xiàng)目、輸電網(wǎng)項(xiàng)目比選時(shí)有較強(qiáng)的實(shí)用性。而在新電改背景下，政府將按照“準(zhǔn)許成本+合理收益”模式核定電網(wǎng)企業(yè)或增量配電網(wǎng)的220 kV及以下的輸配電價(jià)，且具備條件時(shí)實(shí)行與供電可靠率、線損率等關(guān)鍵指標(biāo)掛鉤的浮動(dòng)調(diào)價(jià)機(jī)制[17]。如此，最靠近用戶且往往有著較大建設(shè)與改造規(guī)模的中壓配電網(wǎng)，其投資決策者將更加注重成本效益原則，在政府管制框架內(nèi)通過(guò)適度投資，提升供電質(zhì)量，以盡可能地獲取更多的合理利潤(rùn)。

現(xiàn)有計(jì)及可靠性評(píng)估的成本效益方法研究中，采用“前后對(duì)比法”計(jì)算可靠性提升效益與改造投資的差值或比值[3]或通過(guò)前后供電量之差作為增供電量[18]計(jì)算方案成本效益，多適用于電量趨穩(wěn)、網(wǎng)架成熟的中壓配電網(wǎng)或純?cè)隽颗潆娋W(wǎng)。而對(duì)于部分新建與現(xiàn)存存在關(guān)聯(lián)影響的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃而言，因其投資同時(shí)用于滿足負(fù)荷增長(zhǎng)、提升供電可靠性和降低網(wǎng)絡(luò)損耗，采用上述方法計(jì)算投資成本效益時(shí)涵蓋了存量電網(wǎng)容量裕度的貢獻(xiàn)納，無(wú)形中擴(kuò)大了該項(xiàng)投資的效益。而“有無(wú)對(duì)比法”將“有項(xiàng)目”成本效益逐年與“無(wú)項(xiàng)目”作動(dòng)態(tài)比較，求得兩者增量成本效益，可衡量投資項(xiàng)目的真實(shí)影響、效益和作用[19]。

結(jié)合相關(guān)理論與工程實(shí)踐，本文從可靠性參數(shù)搜集及計(jì)算方法和備選規(guī)劃方案比選兩方面切入，提出了計(jì)及可靠性的規(guī)劃方案形成與比選方法。其中，基于“有無(wú)對(duì)比法”給出投資項(xiàng)目的增量?jī)粜б婺Ｐ停⒎治霾煌W(wǎng)架供電能力與負(fù)荷需求關(guān)系下凈效益簡(jiǎn)化模型與常規(guī)全壽命周期費(fèi)用(life cycle cost，LCC)最小化比選方案的異同。基于全壽命周期動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)評(píng)估多個(gè)投資方案，為決策者提供參考。

1　計(jì)及可靠性評(píng)估的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案的形成與比選方法

1.1　基本思路

計(jì)及可靠性的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案的形成與比選方法主要包括現(xiàn)狀電網(wǎng)供電可靠性計(jì)算、規(guī)劃方案擬定與可靠性指標(biāo)計(jì)算和基于成本效益模型的方案比選。方案形成與比選的基本思路見(jiàn)圖1。

圖1　計(jì)及可靠性的規(guī)劃方案形成與比選思路Fig.1　General idea of the formation and selection method of planning schemes considering reliability

1.2　現(xiàn)狀電網(wǎng)供電可靠性計(jì)算

1.2.1計(jì)算參數(shù)搜集與校驗(yàn)

搜集及處理基礎(chǔ)資料。從相關(guān)系統(tǒng)獲取供電可靠性計(jì)算所需基礎(chǔ)資料(如圖2所示)，并進(jìn)行整理、校驗(yàn)處理。

圖2　供電可靠性計(jì)算所涉參數(shù)Fig.2　Power supply reliability calculation parameters

1.2.2可靠性指標(biāo)計(jì)算與分析

基于故障模式后果分析法(failure mode and effect analysis，F(xiàn)MEA)[2]，計(jì)算故障停電可靠性指標(biāo)(預(yù)安排類(lèi)似，略去)。

(1) 枚舉單個(gè)設(shè)備故障，梳理設(shè)備故障后開(kāi)關(guān)跳閘、故障隔離、非故障區(qū)恢復(fù)供電過(guò)程，確定該故障對(duì)各負(fù)荷點(diǎn)的停電影響，進(jìn)而計(jì)算各負(fù)荷點(diǎn)的年故障停電次數(shù)和年停電持續(xù)時(shí)間。

① 負(fù)荷點(diǎn)年故障停電次數(shù)計(jì)算公式：

(1)

式中：λL為負(fù)荷點(diǎn)L年故障停電次數(shù)；δS為設(shè)施故障停運(yùn)率；N為故障后會(huì)造成該負(fù)荷點(diǎn)停電的設(shè)施的集合。

② 負(fù)荷點(diǎn)年故障停電小時(shí)數(shù)計(jì)算公式：

(2)

式中：tL為負(fù)荷點(diǎn)L年故障停電小時(shí)數(shù)；tsh設(shè)施故障后該負(fù)荷點(diǎn)恢復(fù)供電時(shí)間。

(2) 重復(fù)第一步，記錄所有設(shè)備單獨(dú)故障后各負(fù)荷點(diǎn)的故障停運(yùn)率和故障停電持續(xù)時(shí)間，形成故障模式后果分析表。

(3) 計(jì)算該負(fù)荷點(diǎn)的供電可靠率、缺供電量等可靠性指標(biāo)。

① 負(fù)荷點(diǎn)供電可靠率計(jì)算公式：

(3)

式中：KL為負(fù)荷點(diǎn)L供電可靠率。

② 負(fù)荷點(diǎn)L年缺供電量計(jì)算公式：

QENSL=tLPL

(4)

式中：QENSL為負(fù)荷點(diǎn)L年缺供電量；PL為負(fù)荷點(diǎn)L的負(fù)荷。

(4) 依次計(jì)算每個(gè)負(fù)荷點(diǎn)的可靠性指標(biāo)，并在此基礎(chǔ)上計(jì)算系統(tǒng)可靠性指標(biāo)。

① 系統(tǒng)平均停電頻率，記作FSAIFI，其計(jì)算公式為：

(5)

式中：kL為L(zhǎng)負(fù)荷點(diǎn)下用戶數(shù)；M，N分別為系統(tǒng)總負(fù)荷點(diǎn)、總用戶數(shù)。

② 系統(tǒng)平均停電時(shí)間，記作tSAIDI，其計(jì)算公式為：

(6)

式中：uL為負(fù)荷點(diǎn)年停電時(shí)間。

③ 系統(tǒng)平均供電可靠率，記作KASAI(%)，其計(jì)算公式為：

(7)

④ 系統(tǒng)缺供電量，記作QENS，其計(jì)算公式為：

(8)

基于供電可靠性指標(biāo)，可以辨識(shí)薄弱環(huán)節(jié)，找出對(duì)某一可靠性指標(biāo)影響較大的設(shè)備或可靠性參數(shù)，便于制定規(guī)劃方案。

1.3　規(guī)劃方案擬定與可靠性計(jì)算

1.3.1方案擬定

結(jié)合區(qū)域電量增長(zhǎng)需求、可靠性薄弱環(huán)節(jié)分析和規(guī)劃預(yù)期目標(biāo)，統(tǒng)籌解決配網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化與存量問(wèn)題，提出滿足未來(lái)負(fù)荷需求、提升供電可靠性的若干規(guī)劃方案。提升供電可靠性的技術(shù)與管理措施如圖3所示。

圖3　供電可靠性提升措施分析Fig.3　Power supply reliability improvement measures

1.3.2可靠性計(jì)算

計(jì)算并分析各備選方案的可靠性指標(biāo)，如平均停電頻率、平均停電時(shí)間、供電可靠率和期望缺供電量等可靠性指標(biāo)。

1.4　基于全壽命周期成本效益評(píng)估模型的方案比選

1.4.1基于“有無(wú)對(duì)比法”的成本效益模型

本文設(shè)定有/無(wú)項(xiàng)目均以“有項(xiàng)目”設(shè)備全壽命周期為一個(gè)完整的計(jì)算期，且不考慮“無(wú)項(xiàng)目”的追加投資。第t年中壓配電網(wǎng)增量?jī)粜б姒t計(jì)算公式如下：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)

(9)

式中：ΔRt，Tt′，ΔCyt，ΔClt和ΔCet分別為第t年中壓配電網(wǎng)的增量電量收入、初始投資、增量運(yùn)維成本、增量網(wǎng)損成本和增量停電損失。

(1) 增量運(yùn)維成本。運(yùn)維成本含材料費(fèi)、修理費(fèi)和薪酬等，第t年中壓配電網(wǎng)增量運(yùn)維成本ΔCyt為：

ΔCyt=δytTzt′

(10)

式中：δyt為第t年運(yùn)維成本率；Tzt′分別為第t年“有項(xiàng)目”中壓配電網(wǎng)累計(jì)初始投資。其中，“有項(xiàng)目”Tzt′計(jì)算公式：

(11)

式中：Tt′ 為第t年“有項(xiàng)目”逐年初始投資；n為計(jì)算期，a為建設(shè)期。

本文假定運(yùn)維成本率在計(jì)算初期、中期和末期近似呈浴盆狀變化。運(yùn)維成本率δyt近似計(jì)算公式：

(12)

式中：δymax為計(jì)算初、末期運(yùn)維成本率；δymin為計(jì)算中期運(yùn)維成本率；t1，t2為浴盆曲線平穩(wěn)期兩時(shí)間節(jié)點(diǎn)。

(2) 增量網(wǎng)損成本。第t年中壓配電網(wǎng)增量網(wǎng)損成本ΔClt：

ΔClt=τmax(Plt′J′-PltJ)

(13)

式中：Plt′，Plt為第t年有、無(wú)項(xiàng)目時(shí)中壓配電網(wǎng)最大負(fù)荷水平下的網(wǎng)絡(luò)損耗；τmax為最大負(fù)荷年損耗小時(shí)數(shù)；J′，J為有、無(wú)項(xiàng)目上下級(jí)平均配電價(jià)差額[15]。

(3) 增量停電損失。第t年中壓配電網(wǎng)增量停電損失ΔCet為：

ΔCet=η(QENSt′-QENSt)Jet

(14)

式中：η為年負(fù)荷率，η=Tmax/8760；QENSt′，QENSt分別為第t年有、無(wú)項(xiàng)目時(shí)中壓配電網(wǎng)最大負(fù)荷水平下的缺供電量，由本文前述可靠性評(píng)估算法求得；Jet每年單位停電損失。

(4) 增量?jī)粜б?。為評(píng)估某一期規(guī)劃在整個(gè)計(jì)算期的收益，采用下式計(jì)算各年增量電量收入ΔRt：

ΔRt=Tmaxt(Pt′J′-PtJ)

(15)

其中：

(16)

(17)

式中：Pt′，Pt分別為計(jì)算期內(nèi)各年有、無(wú)項(xiàng)目中壓配電網(wǎng)計(jì)算負(fù)荷，與各自滿足N-1條件下的供電能力CA，CA0相匹配；Pmaxt為規(guī)劃區(qū)域?qū)嶋H負(fù)荷需求。

結(jié)合式(9—17)，得到基于“有無(wú)對(duì)比法”的增量?jī)粜б姒t：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)=
Tmaxt(Pt′J′-PtJ)-[Tt′+δyTzt′+τmax×
(Plt′J′-PltJ)+η(QENSt′-QENSt)Jet]

(18)

(5) “有項(xiàng)目”增量?jī)粜б婺Ｐ头治?。結(jié)合網(wǎng)架供電能力和區(qū)域負(fù)荷需求關(guān)系(見(jiàn)圖4，抽象對(duì)比)，在式(18)基礎(chǔ)上分析不同場(chǎng)景下“有項(xiàng)目”的增量?jī)粜б嬗?jì)算模型。

曲線CA0為保持現(xiàn)狀的“無(wú)項(xiàng)目”供電能力曲線；CA-1、CA-2和CA-3為不同場(chǎng)景下“有項(xiàng)目”供電能力曲線；P′-1、P′-2和P′-3分別為相應(yīng)場(chǎng)景下“有項(xiàng)目”區(qū)域負(fù)荷需求曲線(與網(wǎng)架供電能力相匹配)。a為建設(shè)期結(jié)束節(jié)點(diǎn)；n為計(jì)算期結(jié)束節(jié)點(diǎn)。

圖4　不同場(chǎng)景下的負(fù)荷需求與供電能力Fig.4　The load demand and power supply capability in different scenarios

① 場(chǎng)景一：CA0、CA-1和P′-1構(gòu)成“現(xiàn)狀網(wǎng)架較為成熟、供電能力滿足未來(lái)負(fù)荷需求”的場(chǎng)景。

(a) 若投資前后電價(jià)J′=J，則該項(xiàng)投資的增量?jī)粜б姒t計(jì)算公式可簡(jiǎn)化為：

ΔBt=τmax(Plt-Plt′)J+η(QENSt′-QENSt)Jet-
Tt′-δyTzt′

(19)

式中：右邊第一、二項(xiàng)目即為降損效益、可靠性提升效益，第三、四項(xiàng)目即為投資運(yùn)維成本。

因此，對(duì)于現(xiàn)狀網(wǎng)架較為成熟、供電能力能滿足未來(lái)負(fù)荷需求且著重提升供電可靠性、降低線損率的配電網(wǎng)規(guī)劃項(xiàng)目，采用式(19)簡(jiǎn)化模型計(jì)算單個(gè)方案的增量?jī)粜б婧蛢衄F(xiàn)值等指標(biāo)，可真實(shí)反映項(xiàng)目的投資收益，進(jìn)而從成本效益角度決策是否執(zhí)行該項(xiàng)目。

對(duì)于均可執(zhí)行的各備選方案，ΔBt所得凈現(xiàn)值最大者為最優(yōu)方案，這等同于不采用“有無(wú)對(duì)比法”直接比較各備選項(xiàng)目的成本，其最小的方案即為最優(yōu)方案，與常規(guī)LCC模型比選結(jié)果一致。

(b) 若投資后電價(jià)增值(供電質(zhì)量績(jī)效)，則該項(xiàng)投資的增量?jī)粜б姒t：

ΔBt=TmaxtPmaxt(J′-J)-[Tt′+δyTzt′+τmax×
(Plt′J′-PltJ)+η(QENSt′-QENSt)Jet]

(20)

對(duì)于可執(zhí)行的多個(gè)備選方案，若考慮供電質(zhì)量績(jī)效電價(jià)增值因素，則以式(20)計(jì)算所得凈現(xiàn)值最大者應(yīng)為推薦方案，這可能與LCC最小化比選結(jié)果不一致。

② 場(chǎng)景二：CA0、CA-2和P′-2構(gòu)成“現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力尚能滿足一定階段的負(fù)荷需求但局部尚需新建改造”的場(chǎng)景。

常規(guī)成本效益計(jì)算中的增供電量收入主要是采用“前后對(duì)比法”，這涵蓋了存量資產(chǎn)的貢獻(xiàn)，無(wú)形擴(kuò)大了一項(xiàng)投資的效益。文獻(xiàn)[15]給出了一種基于增供電量收入分?jǐn)偟乃悸?，但其中增量電量效益、降損效益用“前后對(duì)比法”而可靠性提升效益用“有無(wú)對(duì)比法”互相交叉，尚有不妥之處。

③ 場(chǎng)景三：CA0、CA-3和P′-3構(gòu)成“當(dāng)前負(fù)荷水平已接近或超過(guò)現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力、配電網(wǎng)需不斷新建和完善”或“新建區(qū)域純?cè)隽颗潆娋W(wǎng)”的場(chǎng)景。

(a) 對(duì)于“當(dāng)前負(fù)荷水平已接近或超過(guò)現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力”的情況，“無(wú)項(xiàng)目”負(fù)荷、線損和缺供電量按恒值處理。若投資前后電價(jià)J′=J，則該項(xiàng)投資的增量?jī)粜б姒t：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)=
Tmaxt(Pt′-P)J-[Tt′+δyTzt′+τmax×
(Plt′J′-PlJ)+η(QENSt′-QENS)Jet]

(21)

基于“有無(wú)對(duì)比法”的分析結(jié)果與“前后對(duì)比法”一致。

(b) 對(duì)于“新建區(qū)域?yàn)榧冊(cè)隽颗潆娋W(wǎng)”的情況，“無(wú)項(xiàng)目”所有因素均為0，則一項(xiàng)投資的增量?jī)粜б姒t計(jì)算公式可簡(jiǎn)化為：

(22)

對(duì)于均可執(zhí)行的多個(gè)備選方案，若忽略供電質(zhì)量績(jī)效電價(jià)增值影響，各方案電量收入均相同，那么效益最大的方案其成本最小，與常規(guī)LCC模型比選結(jié)果一致；當(dāng)考慮電價(jià)影響時(shí)，凈效益最大者為最優(yōu)方案，可能與常規(guī)LCC模型比選結(jié)果不一致。

1.4.2動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)評(píng)估指標(biāo)

動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)主要包括凈現(xiàn)值、凈現(xiàn)值率、內(nèi)部收益率和動(dòng)態(tài)投資回收期。

(1) 增量?jī)衄F(xiàn)值?？紤]有、無(wú)項(xiàng)目計(jì)算期末設(shè)備殘值，則增量?jī)衄F(xiàn)值ΔVNPV：

(23)

式中：i為基準(zhǔn)折現(xiàn)率；S′，S分別為第t年有、無(wú)項(xiàng)目時(shí)中壓配電網(wǎng)計(jì)算期末的殘值。

凈現(xiàn)值大于0，方案財(cái)務(wù)上可行。

(2) 增量?jī)衄F(xiàn)值率。增量?jī)衄F(xiàn)值率ΔrNPVR公式如下：

(24)

(3) 增量?jī)?nèi)部收益率。增量?jī)?nèi)部收益率ΔrIRR公式如下：

(25)

內(nèi)部收益率大于基準(zhǔn)收益率，方案可行。

(4) 動(dòng)態(tài)投資回收期。動(dòng)態(tài)投資回收期tdpp公式如下：

(26)

(27)

式中：t0為累計(jì)凈現(xiàn)值開(kāi)始大于0對(duì)應(yīng)的年份。

(5) 方案推薦。在多個(gè)財(cái)務(wù)上可行的方案中，可根據(jù)決策者偏好選取凈現(xiàn)值或凈現(xiàn)值率最大的方案為推薦方案。

2　案例分析

2.1　基本參數(shù)

某規(guī)劃區(qū)域現(xiàn)狀年10 kV網(wǎng)供負(fù)荷80 MW，10 kV線路30條，平均負(fù)載率約33%，滿足N-1供電能力約120 MW。未來(lái)各年10 kV網(wǎng)供負(fù)荷預(yù)測(cè)值見(jiàn)表1。

表1　規(guī)劃區(qū)域10 kV網(wǎng)供負(fù)荷Tab.1　Load prediction of 10 kV network

最大負(fù)荷利用小時(shí)數(shù)Tmaxt年均4000 h，最大損耗小時(shí)數(shù)τmax為3000 h，年負(fù)荷率η為46%；運(yùn)維成本率δy為4%～7%，浴盆曲線時(shí)間節(jié)點(diǎn)為第6年和第14年；單位停電損失成本Jet為10 元/(kW·h)；折現(xiàn)率i為8%。

2.2　供電可靠性指標(biāo)計(jì)算分析

2.2.1現(xiàn)狀電網(wǎng)可靠性診斷

搜集、整理所在區(qū)域基礎(chǔ)參數(shù)與可靠性參數(shù)，采用故障模式后果分析法計(jì)算現(xiàn)狀中壓配電網(wǎng)供電可靠性指標(biāo)，見(jiàn)表2。

表2現(xiàn)狀年供電可靠性指標(biāo)
Tab.2Power supply reliability in the basic year

可靠性指標(biāo)現(xiàn)狀平均停電頻率/[次·(戶·a)-1]3．495平均停電時(shí)間/[h·(戶·a)-1]35．04供電可靠率/%99．6缺供電量/[(MW·h)·a-1]371．8

該中壓配電網(wǎng)老舊、高損及存在安全隱患設(shè)備比例約30%，主干線路分段偏少，單輻射線路比例35%，不滿足N-1校驗(yàn)線路比例約45%，無(wú)配電自動(dòng)化。

2.2.2方案擬定與可靠性計(jì)算

結(jié)合區(qū)域負(fù)荷增長(zhǎng)需求、可靠性薄弱環(huán)節(jié)分析和規(guī)劃預(yù)期目標(biāo)，統(tǒng)籌解決配網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化與存量問(wèn)題，擬定三種新建改造方案。

(1) 備選方案分年度投資。各備選方案分年度初始投資見(jiàn)表3。方案一、方案二和方案三總建設(shè)投資分別為1.151 2億元、1.496 5億元和1.726 7億元。

表3　分年度初始投資Tab.3　Annual initial investment

(2) 備選方案分年度供電可靠率?；诠收夏Ｊ胶蠊治龇ㄓ?jì)算各備選方案年度供電可靠率，結(jié)果見(jiàn)表4。規(guī)劃水平年(第4年)方案一、方案二和方案三供電可靠率分別為99.91%、99.93%和99.95%。

(3) 規(guī)劃水平年可靠性指標(biāo)。規(guī)劃水平年各備選方案供電可靠性指標(biāo)見(jiàn)表5。其中，方案一、方案二和方案三的平均停電時(shí)間分別比現(xiàn)狀年減少27.2 h/(戶·a)、28.9 h/(戶·a)和30.7 h/(戶·a)。

表5規(guī)劃水平年供電可靠性
Tab.5Power supply reliability in planning level year

可靠性指標(biāo)方案一方案二方案三平均停電頻率/[次·(戶·a)-1]1．9081．2790．721平均停電時(shí)間/[h·(戶·a)-1]7．8846．1324．38供電可靠率/%99．9199．9399．95缺供電量/[(MW·h)·a-1]409．8318．8227．7

(4) 線損率。經(jīng)潮流計(jì)算，現(xiàn)狀、方案一、方案二和方案三10 kV配電網(wǎng)線損率約8%、7%、6.3%和5.6%。

2.3　備選方案成本效益分析

2.3.1基于LCC模型的方案總成本現(xiàn)值

基于LCC思路，采用式(28)計(jì)算各備選方案的總成本現(xiàn)值，見(jiàn)表6和圖5。

(28)

結(jié)合表6和圖5，在相同電價(jià)和差別電價(jià)兩種情況下，方案一總綜合成本現(xiàn)值最小，為3.303 7億元，其次是方案二、方案三。由于所有方案中初始投資和運(yùn)維成本之和占總成本的70%～80%，導(dǎo)致兩項(xiàng)費(fèi)用偏小的方案一綜合成本最小。

表6基于LCC模型的各備選方案總綜合成本現(xiàn)值
Tab.6Presentvalueofcompositecostfordifferentschemes

類(lèi)別電價(jià)相同差別電價(jià)方案一方案二方案三方案一方案二方案三總初始投資/億元0．97741．27061．46610．97741．27061．4661總運(yùn)維成本/億元1．40221．54041．63251．40221．54041．6325總網(wǎng)損成本/億元0．31770．28590．25420．31770．30980．2965總停電損失/億元0．60640．49720．38140．60640．49720．3814總綜合成本/億元3．30373．59413．73423．30373．61803．7765

圖5　分項(xiàng)成本占比Fig.5　Proportion of subentry cost

2.3.2基于“有無(wú)對(duì)比法”的方案效益分析

基于“有無(wú)對(duì)比法”的備選方案經(jīng)濟(jì)性評(píng)估結(jié)果見(jiàn)表7。相同電價(jià)時(shí)，電價(jià)為0.12元/(kW·h)方案一成本優(yōu)勢(shì)凸顯，其增量?jī)衄F(xiàn)值最大，為0.6132億元，其次是方案二和方案三。若考慮供電質(zhì)量績(jī)效，實(shí)施差別電價(jià)時(shí),電價(jià)分別為0.12、0.13、0.14元/(kW·h)，方案三各項(xiàng)指標(biāo)最優(yōu)，其增量?jī)衄F(xiàn)值最大，為1.148 9億元，其次為方案一和方案二。

表7備選方案經(jīng)濟(jì)評(píng)估指標(biāo)

Tab.7Economic evaluation ndicators of different schemes

類(lèi)別電價(jià)相同差別電價(jià)方案一方案二方案三方案一方案二方案三增量?jī)衄F(xiàn)值/億元0．61320．32280．18270．61320．80321．1489增量?jī)衄F(xiàn)值率/%42．617．38．542．643．053．3增量?jī)?nèi)部收益率/%15．011．19．615．015．617．9動(dòng)態(tài)投資回收期/a11．013．715．311．010．69．6推薦方案方案一方案三

3　結(jié)語(yǔ)

本文提出了計(jì)及可靠性評(píng)估的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案的形成與比選方法。綜合考慮可靠性與經(jīng)濟(jì)性，建立基于“有無(wú)對(duì)比法”給出投資項(xiàng)目的增量?jī)粜б?，并結(jié)合現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力與負(fù)荷增長(zhǎng)需求的不同關(guān)系，詳細(xì)分析多個(gè)場(chǎng)景下的凈效益簡(jiǎn)化模型與常規(guī)LCC最小化比選方案的異同。根據(jù)動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)比選備選方案。案例表明，本文方法有效，對(duì)配電網(wǎng)投資決策工作有一定參考意義。

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