區域高壓配電網規劃的全壽命周期成本分析方法研究

成樂 郭希梅

摘要：高壓配電網是連接輸電網和中壓配電網的重要環節，其規劃結果直接影響整個配電網的經濟性和可靠性。目前高壓配電網規劃普遍以滿足區域供電能力為目的，只考慮初始投資，沒有從運維費用、故障損失等方面全面評估規劃方案的經濟性。針對該問題首次提出了基于全壽命周期成本分析的區域高壓配電網規劃方法，全面考慮區域配電網建設時序不同引起的初始投資差異、運維費用、線損及資金的時間效益等，尋求給定供電可靠性下的經濟性最優方法。使用該方法對某區域高壓配電網規劃進行方案比選，結果表明該方法給夠綜合反映規劃方案的全壽命周成本，對規劃方案制訂具有較強的指導意義。

關鍵詞：配電網規劃;全壽命周期成本（LCC）;初始投資;運行費用

中圖分類號：TM714 文獻標識碼：A 文章編號：1007-0079（2014）32-0183-03

全壽命周期成本（Life-Cycle Cost，簡稱LCC）指的是從設備、系統或項目的長期經濟效益出發，全面考慮其在規劃、設計、制造、購置、安裝、運行、維修、更新，直至報廢的整個壽命周期全過程中，一共需要支付的總費用。傳統的管理方法沒有從設備或系統的整個周期考慮，得出的成本可能是階段性最優，但從長遠來看并不一定是最優的。應用基于LCC的管理方法可以使設備或系統在整個壽命周期內的成本更合理，效益更高。相比于傳統的經濟性指標，LCC分析綜合考慮了傳統方法不能考慮的可靠性問題、設備成本回收的問題等，為電力企業的發展提供了良好的技術支持。[1-3]2013年新頒布的《配電網規劃設計技術導則》也要求“需確定供電可靠性和全壽命周期內投資費用的最佳組合”，因此在電網規劃中使用全壽命周期成本管理理念具有較強的優越性。

一、LCC配電網規劃中的應用現狀

目前配電網規劃中對規劃方案進行技術經濟分析主要是通過計算各項指標（如容載比、N-1通過率、供電可靠性、綜合電壓合格率等）進行技術分析;通過單位投資增供負荷和增供電量研判電網投資效率，并對電網投資進行財務分析。配電網規劃項目僅注重工程的建設過程，重點控制項目建設階段的造價，而弱化了項目未來的運行成本、可靠性及報廢成本等。但LCC的總和可能往往數倍于初期投資成本，所以在配電網規劃中應用基于LCC的管理方法可以使整個壽命周期內的成本花費更合理，因此獲得的經濟效益更高。[4-7]

文獻將應用LCC理念，結合當前配電網規劃的經濟性、可靠性指標分析，建立全面的LCC分析模型，重點考慮規劃方案的一次投資成本、缺電成本，從設備層和系統層兩個層面全面分析LCC成本分析在配電網規劃中的應用方法。在實際應用中，系統層故障損失等因素難以準確衡量，因此本文針對高壓配電網規劃的特點，給出較為實用的配電網規劃全壽命周期成本分析方法。

二、基于全壽命周期成本分析的高壓配電網規劃

1.LCC在配電規劃中的數學模型

全壽命周期成本在配電工程中的數學模型可用式（1）表示：

（1）

其中，CI指初始投資;CO指運行成本;CF指故障損失成本;CD指設備退役處置成本。

初始投資（CI）主要包括設備的購置費、安裝調試費和其他費用，包括110（35）千伏變電站和線路投資及對應10千伏配出投資。

運行成本（CO）年運行費用包括線路損耗費用、線路檢修維護費用。線損功率包括110千伏與35千伏變壓器損耗與線路損耗。線損費用計算公式為：

（2）

式中：為線損功率，τ為最大損耗小時數，J為成本電價，元/kWh。

按線路損耗公式為：

（3）

式中：PL為線路負荷;U為額定電壓;ρ為電阻率;l為線路長度;S為線路截面積，cosφ為功率因數。

故障損失成本（CF）主要是由于電網電力供給不足或中斷造成用戶缺電帶來的經濟損失。退役處置成本（CD）包括退役處置費和設備回收殘值費。

2.高壓配電網規劃LCC成本分析基本思路

進行LCC成本分析時可根據有無對比原則，相同或是非常相近的成本予以忽略，占LCC計算較小且難以精確量化的成本因素也予以忽略。以此為原則，根據電網實際情況對高壓配電網規劃的全壽命周期成本過程進行適度簡化，為LCC的實用型推廣提供借鑒。

在對涵蓋110千伏/35千伏的區域配電網規劃方案進行全壽命周期成本分析時，除了考慮設備層的全壽命周期成本外，還應考慮系統層成本。系統層LCC模型主要考慮設備間的相互影響，從輸送電量、多重故障的角度考慮其成本的構成，其關注的不是單個設備的行為，而是設備總體對全網的影響，主要由以下成本構成：

（1）投資成本。系統層的投資成本主要指開展規劃的研究費用和設計費用。

（2）運行成本及維護成本。系統層運行成本主要指全網逐年運行產生的線路損耗成本。系統層的維護成本為應對較為主要的多重故障場景的校正維護成本及預防維護成本。對高壓配電網來說，這兩項成本可在設備層中考慮。

（3）故障成本。主要指停電損失費用，包括直接損失和間接損失。直接損失包括設備引起的設備損壞、事故后的修復和重新投運及維修工人的工資、電量損失，還包括用戶的賠償費用等。間接損失指的是事故發生呆在的用戶和社會停電損失，如大面積停電事故給社會再次的經濟損失和社會影響等。

《配電網規劃設計技術導則》對各類供電區域的N-1通過率等運行指標作出了規定，可比的各項規劃方案必須首先滿足導則的技術要求，可以認為各方案中設備故障造成的停電損失等。因此，可不考慮退役處置費用，并將運行費用簡化為線損費用和線路維護檢修費用。所以采用LCC成本分析法進行高壓配電網規劃方案比選時主要從初始投資和運行費用兩方面進行。

（1）可比選方案的前提條件。對配電網規劃而言，技術經濟分析需確定供電可靠性和全壽命周期內投資費用的最佳組合，一般有兩種評估方法：給定投資額定下選擇供電可靠性最高的方案;給定供電可靠性條件下選擇投資最小的方案。為了簡化方案比選步驟，一般選用給定供電可靠性條件下選擇投資最小的方式進行LCC分析，即對技術指標相當的方案進行經濟性分析。

因此，對不同高壓配電網規劃方案進行比選時，需要對110（35）千伏電壓等級需要通過電力平衡等確保方案能夠滿足該區域用電需求，必要時還需進行潮流、短路計算及供電安全水平分析;高壓變電站的10千伏配出線路應考慮中壓配電網網架優化，并進行供電可靠性計算或估算。

（2）考慮建設時序的初始投資計算。資金的價值與時間有密切關系。電力設備的壽命及規劃周期一般比較長，且不同配電網規劃方案中規劃項目建設時序也不盡相同。為了對規劃方案的經濟性進行正確評價，不能僅僅將各項成本直接相加，應慮計算期內規劃項目的建設時序把不同時刻的金額折算為某一基準時刻的金額，采用費用現值法進行分析比較，折現率一般取8%～10%（也可采用財務數據）。采用費用現值法的另一個理由是區域配電網規劃方案中各個電網項目逐年建設，難以用單個設備的壽命周期來衡量，因此方案比選可與遠景規劃相結合，評估遠景規劃期內所有項目費用成本（一般取20年或25年）。

（3）運行費用CO。運行費用主要包括損耗（線路及主變）及運維檢修費用。規劃方案不同，對應的年運行費用可能存在較大差異。

根據式（2）、（3）計算得到的線路、主變年損耗電量及上網電價，即可得到線路及主變年損耗費用。但區域配電網規劃方案涉及的電網項目較多，對規劃年的電網運行情況也難以精確預測，因此對主變年損耗電量可根據型式主變的空載損耗、負載損耗及主變負載率進行估算，主變年電能損耗估算公式如式（4）所示。

（4）

式中：為空載損耗，為負載損耗，k為最大負載率，τ為最大負荷利用小時數。

線路有功損耗主要與電流、線路長度及線路電阻有關。可根據線路單位長度電阻、額定載流量、線路最大負載率及最大負荷利用小時對年線路損耗進行估算。

運維檢修費用進行精確核算比較困難，可根據電網檢修運維和運營管理成本標準或當地電網核算變電站及線路單位檢修成本進行簡化。

3.敏感性分析

LCC成本分析結果與評估周期、折現率、設備造價、運維費用等參數密切相關，評估周內這些因素的變化會影響到分析結果，同時這些因素又難以精確預測，因此應對與LCC成本分析密切相關的因素進行敏感性分析，對各方案評估結果進行校核。

三、算例分析

選取某縣部分高壓配電網規劃為例，采用全壽命周期成本分析的方案進行方案比選分析。該區域目前通過110/35/10千伏電壓等級供電，根據區域負荷發展情況，該區域電網發展有面臨兩個發展方向：110千伏、35千伏、10千伏電壓等級共同發展;限制35千伏電壓等級，發展110千伏、10千伏電壓等級。對應的方案如下：

方案一：適度發展35千伏電壓等級，滿足負荷增長。根據綜合規劃水平年變電容量需求情況，結合現有變電站分布和供電范圍情況，擬在2013～2015年期間在該區域擴建35千伏元村站，新建35千伏邵莊站;2016～2020年期間擴建35千伏邵莊站，新建110千伏樂北站。

方案二：根據遠景負荷發展方向，提前建設110千伏變電站并增加布點，限制35千伏電網發展。根據綜合規劃水平年變電容量需求情況，結合現有變電站分布和供電范圍情況，按照限制發展35千伏電壓等級的思路，不再新擴建35千伏變電站，在2015年新建110千伏樂北站，對110千伏樂南變進行增容改造，2018年新建110千伏元村變。

根據電力平衡結果，兩個方案均能滿足近期及遠期負荷需求和供電可靠性需求，因此主要從經濟性方面進行方案比選。在進行LCC分析時評估周期為20年，折現率取10%。

1.方案一LCC成本分析

（1）初始投資CI。方案一需要新建110千伏兩座，增容1座，35千伏變電站新建1座，擴建2座，建設投資如表1所示（含對應的10千伏配出費用）。

表1 方案一初始投資表 （單位：萬元）

年份 2014 2015 2016 2017 2024

建設項目 35千伏元

村擴 35千伏邵莊及10千伏送出 110千伏樂北變及10千伏送出 35千伏邵莊擴及10千伏配出 110千伏元村變及10千伏配出

工程投資 520 939 2501 325 3000

現值 520 854 2067 244 1157

現值合計 4841

將各年度費用折算至2014年后，初始投資現值為4841萬元。

（2）運行費用CO。根據《國家電網公司電網檢修運維和運營管理成本標準》，110千伏每座變壓器運行成本為11.42萬元/站，35千伏每座變壓器運行成本取7.46萬元/站，110千伏及以下配電網單位檢修及運行費用如2表所示。

表2 變電站及線路單位檢修成本（單位：萬元/兆伏安，萬元/公里）

110千伏變電站 0.3195 110千伏架空線路 0.5227

35千伏變電站 0.7169 35千伏架空線路 0.4041

110千伏電纜 0.2685 35千伏電纜 0.1548

根據GB-T6451-2008《油式電力變壓器技術參數和要求》，110千伏主變空載損耗為40千瓦，負載損耗156千瓦;35千伏主變空載損耗為7千瓦，負載損耗為39千瓦。按該區域2012年最大負荷利用小時數及平均上網電價，按主變最大負載率60%進行測算，可得各年度主變損耗費用。取110千伏線路單位長度電阻為0.001Ω/公里，額定載流量445A，35千伏線路0.0124Ω/公里，額定載流量373A，線路最大負載率按50%進行測算，根據最大負荷利用小時數及平均上網電價進行測算到線路損耗。運行費用根據2014～2034年某縣西北區域110千伏及35千伏變電站及線路情況，得到方案一2014～2034年年運行費用如表3所示。

表3 方案一年運行維護費用表 （單位：萬元）

年份 2014 2015 2016 2017-2023 2024-2034

年運行費用 243 263 303 312 352

現值 2958

2.方案二LCC成本分析

（1）初始投資CI。方案二需新建110千伏變電站2座，擴建1座，不再新擴建35千伏變電站。建設投資如表4所示（含對應的10千伏配出費用），將各年度費用折算至2014年后，初始投資現值為5194萬元。

表4 方案一初始投資表（單位：萬元）

年份 2014 2015 2018

建設項目 110千伏圣源變10千伏配出 110千伏樂北新建，及10千伏配出，樂南變增容改造 新建110千伏元村變及10千伏配出

工程投資 424 3014 3000

折算為現值 424 2731 2049

現值合計 5174

方案二年運行費用如表6所示，運行費用計算方法同方案一。

表5 方案二年運行維護費用表 （單位：萬元）

年份 2014 2015-2017 2018-2034

運行費用 225 242 254

現值 2360

經過計算，雖然方案一初始投資低于方案二，但從全壽命周期成本來看，方案一全壽命周期成本為7781萬元，方案二全壽命周期成本為7553萬元，方案二較方案一節省投資228萬元。因此選擇方案一作為推薦方案。

表6 各方案全壽命周期成本對比 （單位：萬元）

方案一 方案二

初始投資CI 4841 5194

運行費用CO 2940 2360

合計 7781 7553

3.敏感性分析

取評估周期為25年、30年時，對方案一及方案二進行LCC周期成本分析，方案二較方案一分別節省投資240萬元、228萬元;取貼現率8%、12%，方案二較方案一分別節省投資469萬、41萬;上網電價下調、上調10%時，方案二較方案一分別節省投資11萬元、43萬元。可見，貼現率、LCC周期及上網電價改變時，方案二投資均低于較方案一;規劃方案的LCC周期成本對貼現率靈敏度最高，上網電價次之，評估周期最低。因此，選取方案二作為推薦方案。

四、結論

研究了LCC成本分析方法在配電網規劃領域的現狀及存在的問題;全面考慮區域配電網建設時序不同引起的初始投資差異、運維、線損及資金的時間效益等，提出了采用LCC成本分析進行區域配電網規劃方案比選的基本思路;以某區域配電網規劃為例，采用LCC成本分析方案對不同方案進行比選，并針對高壓配電網的特點及電網運營實際情況，給出了較為簡單實用的計算方法。

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（責任編輯：袁予熙）