計及可靠性評估的中壓配電網規劃方案比選

楊文麗

(重慶理工大學電氣與電子工程學院，重慶 400050)

0　引言

DL/T 1503—2016 中壓配電網可靠性評估導則[1]是電力行業首部可靠性評估導則，實現由“事后評價”到“事前事中預測評估”的轉變。已有文獻結合最新導則對其在中壓配電網規劃、改造、運行環節的應用進行了研究[2-8]。

當前對于投資方案評估或比選方法，主要是全壽周期成本[9-14]和成本效益[15-16]模型。在不考慮電價浮動的場景下，全壽命周期成本最小化即為效益最大化，此模型在單項或小規模工程項目、輸電網項目比選時有較強的實用性。而在新電改背景下，政府將按照“準許成本+合理收益”模式核定電網企業或增量配電網的220 kV及以下的輸配電價，且具備條件時實行與供電可靠率、線損率等關鍵指標掛鉤的浮動調價機制[17]。如此，最靠近用戶且往往有著較大建設與改造規模的中壓配電網，其投資決策者將更加注重成本效益原則，在政府管制框架內通過適度投資，提升供電質量，以盡可能地獲取更多的合理利潤。

現有計及可靠性評估的成本效益方法研究中，采用“前后對比法”計算可靠性提升效益與改造投資的差值或比值[3]或通過前后供電量之差作為增供電量[18]計算方案成本效益，多適用于電量趨穩、網架成熟的中壓配電網或純增量配電網。而對于部分新建與現存存在關聯影響的中壓配電網規劃而言，因其投資同時用于滿足負荷增長、提升供電可靠性和降低網絡損耗，采用上述方法計算投資成本效益時涵蓋了存量電網容量裕度的貢獻納，無形中擴大了該項投資的效益。而“有無對比法”將“有項目”成本效益逐年與“無項目”作動態比較，求得兩者增量成本效益，可衡量投資項目的真實影響、效益和作用[19]。

結合相關理論與工程實踐，本文從可靠性參數搜集及計算方法和備選規劃方案比選兩方面切入，提出了計及可靠性的規劃方案形成與比選方法。其中，基于“有無對比法”給出投資項目的增量凈效益模型，并分析不同網架供電能力與負荷需求關系下凈效益簡化模型與常規全壽命周期費用(life cycle cost，LCC)最小化比選方案的異同。基于全壽命周期動態經濟指標評估多個投資方案，為決策者提供參考。

1　計及可靠性評估的中壓配電網規劃方案的形成與比選方法

1.1　基本思路

計及可靠性的中壓配電網規劃方案的形成與比選方法主要包括現狀電網供電可靠性計算、規劃方案擬定與可靠性指標計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圖1。

圖1　計及可靠性的規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　現狀電網供電可靠性計算

1.2.1計算參數搜集與校驗

搜集及處理基礎資料。從相關系統獲取供電可靠性計算所需基礎資料(如圖2所示)，并進行整理、校驗處理。

圖2　供電可靠性計算所涉參數Fig.2　Power supply reliability calculation parameters

1.2.2可靠性指標計算與分析

基于故障模式后果分析法(failure mode and effect analysis，FMEA)[2]，計算故障停電可靠性指標(預安排類似，略去)。

(1) 枚舉單個設備故障，梳理設備故障后開關跳閘、故障隔離、非故障區恢復供電過程，確定該故障對各負荷點的停電影響，進而計算各負荷點的年故障停電次數和年停電持續時間。

① 負荷點年故障停電次數計算公式：

(1)

式中：λL為負荷點L年故障停電次數；δS為設施故障停運率；N為故障后會造成該負荷點停電的設施的集合。

② 負荷點年故障停電小時數計算公式：

(2)

式中：tL為負荷點L年故障停電小時數；tsh設施故障后該負荷點恢復供電時間。

(2) 重復第一步，記錄所有設備單獨故障后各負荷點的故障停運率和故障停電持續時間，形成故障模式后果分析表。

(3) 計算該負荷點的供電可靠率、缺供電量等可靠性指標。

① 負荷點供電可靠率計算公式：

(3)

式中：KL為負荷點L供電可靠率。

② 負荷點L年缺供電量計算公式：

QENSL=tLPL

(4)

式中：QENSL為負荷點L年缺供電量；PL為負荷點L的負荷。

(4) 依次計算每個負荷點的可靠性指標，并在此基礎上計算系統可靠性指標。

① 系統平均停電頻率，記作FSAIFI，其計算公式為：

(5)

式中：kL為L負荷點下用戶數；M，N分別為系統總負荷點、總用戶數。

② 系統平均停電時間，記作tSAIDI，其計算公式為：

(6)

式中：uL為負荷點年停電時間。

③ 系統平均供電可靠率，記作KASAI(%)，其計算公式為：

(7)

④ 系統缺供電量，記作QENS，其計算公式為：

(8)

基于供電可靠性指標，可以辨識薄弱環節，找出對某一可靠性指標影響較大的設備或可靠性參數，便于制定規劃方案。

1.3　規劃方案擬定與可靠性計算

1.3.1方案擬定

結合區域電量增長需求、可靠性薄弱環節分析和規劃預期目標，統籌解決配網結構優化與存量問題，提出滿足未來負荷需求、提升供電可靠性的若干規劃方案。提升供電可靠性的技術與管理措施如圖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可靠性計算

計算并分析各備選方案的可靠性指標，如平均停電頻率、平均停電時間、供電可靠率和期望缺供電量等可靠性指標。

1.4　基于全壽命周期成本效益評估模型的方案比選

1.4.1基于“有無對比法”的成本效益模型

本文設定有/無項目均以“有項目”設備全壽命周期為一個完整的計算期，且不考慮“無項目”的追加投資。第t年中壓配電網增量凈效益ΔBt計算公式如下：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)

(9)

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

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

ΔCyt=δytTzt′

(10)

式中：δyt為第t年運維成本率；Tzt′分別為第t年“有項目”中壓配電網累計初始投資。其中，“有項目”Tzt′計算公式：

(11)

式中：Tt′ 為第t年“有項目”逐年初始投資；n為計算期，a為建設期。

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

(12)

式中：δymax為計算初、末期運維成本率；δymin為計算中期運維成本率；t1，t2為浴盆曲線平穩期兩時間節點。

(2) 增量網損成本。第t年中壓配電網增量網損成本ΔClt：

ΔClt=τmax(Plt′J′-PltJ)

(13)

式中：Plt′，Plt為第t年有、無項目時中壓配電網最大負荷水平下的網絡損耗；τmax為最大負荷年損耗小時數；J′，J為有、無項目上下級平均配電價差額[15]。

(3) 增量停電損失。第t年中壓配電網增量停電損失ΔCet為：

ΔCet=η(QENSt′-QENSt)Jet

(14)

式中：η為年負荷率，η=Tmax/8760；QENSt′，QENSt分別為第t年有、無項目時中壓配電網最大負荷水平下的缺供電量，由本文前述可靠性評估算法求得；Jet每年單位停電損失。

(4) 增量凈效益。為評估某一期規劃在整個計算期的收益，采用下式計算各年增量電量收入ΔRt：

ΔRt=Tmaxt(Pt′J′-PtJ)

(15)

其中：

(16)

(17)

式中：Pt′，Pt分別為計算期內各年有、無項目中壓配電網計算負荷，與各自滿足N-1條件下的供電能力CA，CA0相匹配；Pmaxt為規劃區域實際負荷需求。

結合式(9—17)，得到基于“有無對比法”的增量凈效益ΔBt：

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

(18)

(5) “有項目”增量凈效益模型分析。結合網架供電能力和區域負荷需求關系(見圖4，抽象對比)，在式(18)基礎上分析不同場景下“有項目”的增量凈效益計算模型。

曲線CA0為保持現狀的“無項目”供電能力曲線；CA-1、CA-2和CA-3為不同場景下“有項目”供電能力曲線；P′-1、P′-2和P′-3分別為相應場景下“有項目”區域負荷需求曲線(與網架供電能力相匹配)。a為建設期結束節點；n為計算期結束節點。

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

① 場景一：CA0、CA-1和P′-1構成“現狀網架較為成熟、供電能力滿足未來負荷需求”的場景。

(a) 若投資前后電價J′=J，則該項投資的增量凈效益ΔBt計算公式可簡化為：

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

(19)

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

因此，對于現狀網架較為成熟、供電能力能滿足未來負荷需求且著重提升供電可靠性、降低線損率的配電網規劃項目，采用式(19)簡化模型計算單個方案的增量凈效益和凈現值等指標，可真實反映項目的投資收益，進而從成本效益角度決策是否執行該項目。

對于均可執行的各備選方案，ΔBt所得凈現值最大者為最優方案，這等同于不采用“有無對比法”直接比較各備選項目的成本，其最小的方案即為最優方案，與常規LCC模型比選結果一致。

(b) 若投資后電價增值(供電質量績效)，則該項投資的增量凈效益ΔBt：

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

(20)

對于可執行的多個備選方案，若考慮供電質量績效電價增值因素，則以式(20)計算所得凈現值最大者應為推薦方案，這可能與LCC最小化比選結果不一致。

② 場景二：CA0、CA-2和P′-2構成“現狀網架供電能力尚能滿足一定階段的負荷需求但局部尚需新建改造”的場景。

常規成本效益計算中的增供電量收入主要是采用“前后對比法”，這涵蓋了存量資產的貢獻，無形擴大了一項投資的效益。文獻[15]給出了一種基于增供電量收入分攤的思路，但其中增量電量效益、降損效益用“前后對比法”而可靠性提升效益用“有無對比法”互相交叉，尚有不妥之處。

③ 場景三：CA0、CA-3和P′-3構成“當前負荷水平已接近或超過現狀網架供電能力、配電網需不斷新建和完善”或“新建區域純增量配電網”的場景。

(a) 對于“當前負荷水平已接近或超過現狀網架供電能力”的情況，“無項目”負荷、線損和缺供電量按恒值處理。若投資前后電價J′=J，則該項投資的增量凈效益ΔBt：

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

(21)

基于“有無對比法”的分析結果與“前后對比法”一致。

(b) 對于“新建區域為純增量配電網”的情況，“無項目”所有因素均為0，則一項投資的增量凈效益ΔBt計算公式可簡化為：

(22)

對于均可執行的多個備選方案，若忽略供電質量績效電價增值影響，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LCC模型比選結果一致；當考慮電價影響時，凈效益最大者為最優方案，可能與常規LCC模型比選結果不一致。

1.4.2動態經濟評估指標

動態經濟指標主要包括凈現值、凈現值率、內部收益率和動態投資回收期。

(1) 增量凈現值。考慮有、無項目計算期末設備殘值，則增量凈現值ΔVNPV：

(23)

式中：i為基準折現率；S′，S分別為第t年有、無項目時中壓配電網計算期末的殘值。

凈現值大于0，方案財務上可行。

(2) 增量凈現值率。增量凈現值率ΔrNPVR公式如下：

(24)

(3) 增量內部收益率。增量內部收益率ΔrIRR公式如下：

(25)

內部收益率大于基準收益率，方案可行。

(4) 動態投資回收期。動態投資回收期tdpp公式如下：

(26)

(27)

式中：t0為累計凈現值開始大于0對應的年份。

(5) 方案推薦。在多個財務上可行的方案中，可根據決策者偏好選取凈現值或凈現值率最大的方案為推薦方案。

2　案例分析

2.1　基本參數

某規劃區域現狀年10 kV網供負荷80 MW，10 kV線路30條，平均負載率約33%，滿足N-1供電能力約120 MW。未來各年10 kV網供負荷預測值見表1。

表1　規劃區域10 kV網供負荷Tab.1　Load prediction of 10 kV network

最大負荷利用小時數Tmaxt年均4000 h，最大損耗小時數τmax為3000 h，年負荷率η為46%；運維成本率δy為4%～7%，浴盆曲線時間節點為第6年和第14年；單位停電損失成本Jet為10 元/(kW·h)；折現率i為8%。

2.2　供電可靠性指標計算分析

2.2.1現狀電網可靠性診斷

搜集、整理所在區域基礎參數與可靠性參數，采用故障模式后果分析法計算現狀中壓配電網供電可靠性指標，見表2。

表2現狀年供電可靠性指標
Tab.2Power supply reliability in the basic year

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

該中壓配電網老舊、高損及存在安全隱患設備比例約30%，主干線路分段偏少，單輻射線路比例35%，不滿足N-1校驗線路比例約45%，無配電自動化。

2.2.2方案擬定與可靠性計算

結合區域負荷增長需求、可靠性薄弱環節分析和規劃預期目標，統籌解決配網結構優化與存量問題，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表3。方案一、方案二和方案三總建設投資分別為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。基于故障模式后果分析法計算各備選方案年度供電可靠率，結果見表4。規劃水平年(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) 規劃水平年可靠性指標。規劃水平年各備選方案供電可靠性指標見表5。其中，方案一、方案二和方案三的平均停電時間分別比現狀年減少27.2 h/(戶·a)、28.9 h/(戶·a)和30.7 h/(戶·a)。

表5規劃水平年供電可靠性
Tab.5Power supply reliability in planning level year

可靠性指標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。經潮流計算，現狀、方案一、方案二和方案三10 kV配電網線損率約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值

基于LCC思路，采用式(28)計算各備選方案的總成本現值，見表6和圖5。

(28)

結合表6和圖5，在相同電價和差別電價兩種情況下，方案一總綜合成本現值最小，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維成本之和占總成本的70%～80%，導致兩項費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值
Tab.6Presentvalueofcompositecostfordifferentschemes

類別電價相同差別電價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總運維成本/億元1．40221．54041．63251．40221．54041．6325總網損成本/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　分項成本占比Fig.5　Proportion of subentry cost

2.3.2基于“有無對比法”的方案效益分析

基于“有無對比法”的備選方案經濟性評估結果見表7。相同電價時，電價為0.12元/(kW·h)方案一成本優勢凸顯，其增量凈現值最大，為0.6132億元，其次是方案二和方案三。若考慮供電質量績效，實施差別電價時,電價分別為0.12、0.13、0.14元/(kW·h)，方案三各項指標最優，其增量凈現值最大，為1.148 9億元，其次為方案一和方案二。

表7備選方案經濟評估指標

Tab.7Economic evaluation ndicators of different schemes

類別電價相同差別電價方案一方案二方案三方案一方案二方案三增量凈現值/億元0．61320．32280．18270．61320．80321．1489增量凈現值率/%42．617．38．542．643．053．3增量內部收益率/%15．011．19．615．015．617．9動態投資回收期/a11．013．715．311．010．69．6推薦方案方案一方案三

3　結語

本文提出了計及可靠性評估的中壓配電網規劃方案的形成與比選方法。綜合考慮可靠性與經濟性，建立基于“有無對比法”給出投資項目的增量凈效益，并結合現狀網架供電能力與負荷增長需求的不同關系，詳細分析多個場景下的凈效益簡化模型與常規LCC最小化比選方案的異同。根據動態經濟指標比選備選方案。案例表明，本文方法有效，對配電網投資決策工作有一定參考意義。

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