区域高压配电网规划的全寿命周期成本分析方法研究

成乐 郭希梅

摘要：高压配电网是连接输电网和中压配电网的重要环节，其规划结果直接影响整个配电网的经济性和可靠性。目前高压配电网规划普遍以满足区域供电能力为目的，只考虑初始投资，没有从运维费用、故障损失等方面全面评估规划方案的经济性。针对该问题首次提出了基于全寿命周期成本分析的区域高压配电网规划方法，全面考虑区域配电网建设时序不同引起的初始投資差异、运维费用、线损及资金的时间效益等，寻求给定供电可靠性下的经济性最优方法。使用该方法对某区域高压配电网规划进行方案比选，结果表明该方法给够综合反映规划方案的全寿命周成本，对规划方案制订具有较强的指导意义。

关键词：配电网规划;全寿命周期成本（LCC）;初始投资;运行费用

中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）32-0183-03

全寿命周期成本（Life-Cycle Cost，简称LCC）指的是从设备、系统或项目的长期经济效益出发，全面考虑其在规划、设计、制造、购置、安装、运行、维修、更新，直至报废的整个寿命周期全过程中，一共需要支付的总费用。传统的管理方法没有从设备或系统的整个周期考虑，得出的成本可能是阶段性最优，但从长远来看并不一定是最优的。应用基于LCC的管理方法可以使设备或系统在整个寿命周期内的成本更合理，效益更高。相比于传统的经济性指标，LCC分析综合考虑了传统方法不能考虑的可靠性问题、设备成本回收的问题等，为电力企业的发展提供了良好的技术支持。[1-3]2013年新颁布的《配电网规划设计技术导则》也要求“需确定供电可靠性和全寿命周期内投资费用的最佳组合”，因此在电网规划中使用全寿命周期成本管理理念具有较强的优越性。

一、LCC配电网规划中的应用现状

目前配电网规划中对规划方案进行技术经济分析主要是通过计算各项指标（如容载比、N-1通过率、供电可靠性、综合电压合格率等）进行技术分析;通过单位投资增供负荷和增供电量研判电网投资效率，并对电网投资进行财务分析。配电网规划项目仅注重工程的建设过程，重点控制项目建设阶段的造价，而弱化了项目未来的运行成本、可靠性及报废成本等。但LCC的总和可能往往数倍于初期投资成本，所以在配电网规划中应用基于LCC的管理方法可以使整个寿命周期内的成本花费更合理，因此获得的经济效益更高。[4-7]

文献将应用LCC理念，结合当前配电网规划的经济性、可靠性指标分析，建立全面的LCC分析模型，重点考虑规划方案的一次投资成本、缺电成本，从设备层和系统层两个层面全面分析LCC成本分析在配电网规划中的应用方法。在实际应用中，系统层故障损失等因素难以准确衡量，因此本文针对高压配电网规划的特点，给出较为实用的配电网规划全寿命周期成本分析方法。

二、基于全寿命周期成本分析的高压配电网规划

1.LCC在配电规划中的数学模型

全寿命周期成本在配电工程中的数学模型可用式（1）表示：

（1）

其中，CI指初始投资;CO指运行成本;CF指故障损失成本;CD指设备退役处置成本。

初始投资（CI）主要包括设备的购置费、安装调试费和其他费用，包括110（35）千伏变电站和线路投资及对应10千伏配出投资。

运行成本（CO）年运行费用包括线路损耗费用、线路检修维护费用。线损功率包括110千伏与35千伏变压器损耗与线路损耗。线损费用计算公式为：

（2）

式中：为线损功率，τ为最大损耗小时数，J为成本电价，元/kWh。

按线路损耗公式为：

（3）

式中：PL为线路负荷;U为额定电压;ρ为电阻率;l为线路长度;S为线路截面积，cosφ为功率因数。

故障损失成本（CF）主要是由于电网电力供给不足或中断造成用户缺电带来的经济损失。退役处置成本（CD）包括退役处置费和设备回收残值费。

2.高压配电网规划LCC成本分析基本思路

进行LCC成本分析时可根据有无对比原则，相同或是非常相近的成本予以忽略，占LCC计算较小且难以精确量化的成本因素也予以忽略。以此为原则，根据电网实际情况对高压配电网规划的全寿命周期成本过程进行适度简化，为LCC的实用型推广提供借鉴。

在对涵盖110千伏/35千伏的区域配电网规划方案进行全寿命周期成本分析时，除了考虑设备层的全寿命周期成本外，还应考虑系统层成本。系统层LCC模型主要考虑设备间的相互影响，从输送电量、多重故障的角度考虑其成本的构成，其关注的不是单个设备的行为，而是设备总体对全网的影响，主要由以下成本构成：

（1）投资成本。系统层的投资成本主要指开展规划的研究费用和设计费用。

（2）运行成本及维护成本。系统层运行成本主要指全网逐年运行产生的线路损耗成本。系统层的维护成本为应对较为主要的多重故障场景的校正维护成本及预防维护成本。对高压配电网来说，这两项成本可在设备层中考虑。

（3）故障成本。主要指停电损失费用，包括直接损失和间接损失。直接损失包括设备引起的设备损坏、事故后的修复和重新投运及维修工人的工资、电量损失，还包括用户的赔偿费用等。间接损失指的是事故发生呆在的用户和社会停电损失，如大面积停电事故给社会再次的经济损失和社会影响等。

《配电网规划设计技术导则》对各类供电区域的N-1通过率等运行指标作出了规定，可比的各项规划方案必须首先满足导则的技术要求，可以认为各方案中设备故障造成的停电损失等。因此，可不考虑退役处置费用，并将运行费用简化为线损费用和线路维护检修费用。所以采用LCC成本分析法进行高压配电网规划方案比选时主要从初始投资和运行费用两方面进行。

（1）可比选方案的前提条件。对配电网规划而言，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，一般有两种评估方法：给定投资额定下选择供电可靠性最高的方案;给定供电可靠性条件下选择投资最小的方案。为了简化方案比选步骤，一般选用给定供电可靠性条件下选择投资最小的方式进行LCC分析，即对技术指标相当的方案进行经济性分析。

因此，对不同高压配电网规划方案进行比选时，需要对110（35）千伏电压等级需要通过电力平衡等确保方案能够满足该区域用电需求，必要时还需进行潮流、短路计算及供电安全水平分析;高压变电站的10千伏配出线路应考虑中压配电网网架优化，并进行供电可靠性计算或估算。

（2）考虑建设时序的初始投资计算。資金的价值与时间有密切关系。电力设备的寿命及规划周期一般比较长，且不同配电网规划方案中规划项目建设时序也不尽相同。为了对规划方案的经济性进行正确评价，不能仅仅将各项成本直接相加，应虑计算期内规划项目的建设时序把不同时刻的金额折算为某一基准时刻的金额，采用费用现值法进行分析比较，折现率一般取8%～10%（也可采用财务数据）。采用费用现值法的另一个理由是区域配电网规划方案中各个电网项目逐年建设，难以用单个设备的寿命周期来衡量，因此方案比选可与远景规划相结合，评估远景规划期内所有项目费用成本（一般取20年或25年）。

（3）运行费用CO。运行费用主要包括损耗（线路及主变）及运维检修费用。规划方案不同，对应的年运行费用可能存在较大差异。

根据式（2）、（3）计算得到的线路、主变年损耗电量及上网电价，即可得到线路及主变年损耗费用。但区域配电网规划方案涉及的电网项目较多，对规划年的电网运行情况也难以精确预测，因此对主变年损耗电量可根据型式主变的空载损耗、负载损耗及主变负载率进行估算，主变年电能损耗估算公式如式（4）所示。

（4）

式中：为空载损耗，为负载损耗，k为最大负载率，τ为最大负荷利用小时数。

线路有功损耗主要与电流、线路长度及线路电阻有关。可根据线路单位长度电阻、额定载流量、线路最大负载率及最大负荷利用小时对年线路损耗进行估算。

运维检修费用进行精确核算比较困难，可根据电网检修运维和运营管理成本标准或当地电网核算变电站及线路单位检修成本进行简化。

3.敏感性分析

LCC成本分析结果与评估周期、折现率、设备造价、运维费用等参数密切相关，评估周内这些因素的变化会影响到分析结果，同时这些因素又难以精确预测，因此应对与LCC成本分析密切相关的因素进行敏感性分析，对各方案评估结果进行校核。

三、算例分析

选取某县部分高压配电网规划为例，采用全寿命周期成本分析的方案进行方案比选分析。该区域目前通过110/35/10千伏电压等级供电，根据区域负荷发展情况，该区域电网发展有面临两个发展方向：110千伏、35千伏、10千伏电压等级共同发展;限制35千伏电压等级，发展110千伏、10千伏电压等级。对应的方案如下：

方案一：适度发展35千伏电压等级，满足负荷增长。根据综合规划水平年变电容量需求情况，结合现有变电站分布和供电范围情况，拟在2013～2015年期间在该区域扩建35千伏元村站，新建35千伏邵庄站;2016～2020年期间扩建35千伏邵庄站，新建110千伏乐北站。

方案二：根据远景负荷发展方向，提前建设110千伏变电站并增加布点，限制35千伏电网发展。根据综合规划水平年变电容量需求情况，结合现有变电站分布和供电范围情况，按照限制发展35千伏电压等级的思路，不再新扩建35千伏变电站，在2015年新建110千伏乐北站，对110千伏乐南变进行增容改造，2018年新建110千伏元村变。

根据电力平衡结果，两个方案均能满足近期及远期负荷需求和供电可靠性需求，因此主要从经济性方面进行方案比选。在进行LCC分析时评估周期为20年，折现率取10%。

1.方案一LCC成本分析

（1）初始投资CI。方案一需要新建110千伏两座，增容1座，35千伏变电站新建1座，扩建2座，建设投资如表1所示（含对应的10千伏配出费用）。

表1 方案一初始投资表 （单位：万元）

年份 2014 2015 2016 2017 2024

建设项目 35千伏元

村扩 35千伏邵庄及10千伏送出 110千伏乐北变及10千伏送出 35千伏邵庄扩及10千伏配出 110千伏元村变及10千伏配出

工程投资 520 939 2501 325 3000

现值 520 854 2067 244 1157

现值合计 4841

将各年度费用折算至2014年后，初始投资现值为4841万元。

（2）运行费用CO。根据《国家电网公司电网检修运维和运营管理成本标准》，110千伏每座变压器运行成本为11.42万元/站，35千伏每座变压器运行成本取7.46万元/站，110千伏及以下配电网单位检修及运行费用如2表所示。

表2 变电站及线路单位检修成本（单位：万元/兆伏安，万元/公里）

110千伏变电站 0.3195 110千伏架空线路 0.5227

35千伏变电站 0.7169 35千伏架空线路 0.4041

110千伏电缆 0.2685 35千伏电缆 0.1548

根据GB-T6451-2008《油式电力变压器技术参数和要求》，110千伏主变空载损耗为40千瓦，负载损耗156千瓦;35千伏主变空载损耗为7千瓦，负载损耗为39千瓦。按该区域2012年最大负荷利用小时数及平均上网电价，按主变最大负载率60%进行测算，可得各年度主变损耗费用。取110千伏线路单位长度电阻为0.001Ω/公里，额定载流量445A，35千伏线路0.0124Ω/公里，额定载流量373A，线路最大负载率按50%进行测算，根据最大负荷利用小时数及平均上网电价进行测算到线路损耗。运行费用根据2014～2034年某县西北区域110千伏及35千伏变电站及线路情况，得到方案一2014～2034年年运行费用如表3所示。

表3 方案一年运行维护费用表 （单位：万元）

年份 2014 2015 2016 2017-2023 2024-2034

年运行费用 243 263 303 312 352

现值 2958

2.方案二LCC成本分析

（1）初始投资CI。方案二需新建110千伏变电站2座，扩建1座，不再新扩建35千伏变电站。建设投资如表4所示（含对应的10千伏配出费用），将各年度费用折算至2014年后，初始投资现值为5194万元。

表4 方案一初始投资表（单位：万元）

年份 2014 2015 2018

建设项目 110千伏圣源变10千伏配出 110千伏乐北新建，及10千伏配出，乐南变增容改造 新建110千伏元村变及10千伏配出

工程投资 424 3014 3000

折算为现值 424 2731 2049

现值合计 5174

方案二年运行费用如表6所示，运行费用计算方法同方案一。

表5 方案二年运行维护费用表 （单位：万元）

年份 2014 2015-2017 2018-2034

运行费用 225 242 254

现值 2360

经过计算，虽然方案一初始投资低于方案二，但从全寿命周期成本来看，方案一全寿命周期成本为7781万元，方案二全寿命周期成本为7553万元，方案二较方案一节省投资228万元。因此选择方案一作为推荐方案。

表6 各方案全寿命周期成本对比 （单位：万元）

方案一 方案二

初始投資CI 4841 5194

运行费用CO 2940 2360

合计 7781 7553

3.敏感性分析

取评估周期为25年、30年时，对方案一及方案二进行LCC周期成本分析，方案二较方案一分别节省投资240万元、228万元;取贴现率8%、12%，方案二较方案一分别节省投资469万、41万;上网电价下调、上调10%时，方案二较方案一分别节省投资11万元、43万元。可见，贴现率、LCC周期及上网电价改变时，方案二投资均低于较方案一;规划方案的LCC周期成本对贴现率灵敏度最高，上网电价次之，评估周期最低。因此，选取方案二作为推荐方案。

四、结论

研究了LCC成本分析方法在配电网规划领域的现状及存在的问题;全面考虑区域配电网建设时序不同引起的初始投资差异、运维、线损及资金的时间效益等，提出了采用LCC成本分析进行区域配电网规划方案比选的基本思路;以某区域配电网规划为例，采用LCC成本分析方案对不同方案进行比选，并针对高压配电网的特点及电网运营实际情况，给出了较为简单实用的计算方法。

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（责任编辑：袁予熙）