CN102368314A - 一种基于lcc理论的输电网规划方案综合评价方法 - Google Patents

Abstract

1、一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，其特征在于该方法的步骤如下：1.1根据电力公司公布的电网数据，对N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C采用不同的计算方法分别进行计算；1.2将步骤1.1得到的N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C分别代入公式(1)中得N个综合指标REC：REC＝R+E+C(1)，1.3将步骤1.2得到的N个综合指标REC进行比较，最小数值的综合指标REC所对应的方案即为最佳方案，数值为无穷大的综合指标REC所对应的方案为无效方案。本发明综合评价输电网规划方案的经济性、技术合理性和对环境的影响，达到输电网规划在经济、技术、环保方面的协调优化。

Description

一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法

技术领域

本发明涉及涉及一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，属于电力系统规划技术领域。

背景技术

输电网规划是电力系统规划的重要组成部分，也是输电网建设和发展的基础，对于电网发展、经济增长和周边环境均有着长远影响，因此，综合评价输电网规划方案的各项性能并做出正确的发展决策成为实际中需要解决的重要课题。

输电网规划方案的综合评价涉及技术、经济、环境等多个领域，包含未来长时间内各种不确定性因素，综合评价与优化决策的复杂性和难度很大。实际工作中，输电网规划方案的评价和比选经常采用分别进行技术评价和经济评价的方式，不能综合考虑规划方案在各方面的复杂属性，评价的准确性亟待提高。

发明内容

为了克服传统的输电网规划评价方案的片面性，解决其不能全面综合反映电网规划方案的各项属性特征的问题，并提高方案评价和比选的准确性，本发明的目的在于提出一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法。本发明构建了以REC指标体系为核心的综合评价方法，对输电网规划方案的评价更加科学合理，可作为各级电力公司筛选输电网规划方案的重要依据。

本发明所采用的技术方案是：该方法的步骤如下：

1.1根据电力公司公布的电网数据，对N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C采用不同的计算方法分别进行计算；

1.2将步骤1.1得到的N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C分别代入公式(1)中得N个综合指标REC：

REC＝R+E+C          (1)，

1.3将步骤1.2得到的N个综合指标REC进行比较，最小数值的综合指标REC所对应的方案即为最佳方案，数值为无穷大的综合指标REC所对应的方案为无效方案。

本发明所述的风险性指标R的计算方法如下：

2.1根据电力公司公布的电网数据，分别计算过载指标R₁₁、短路电流指标R₁₂、N-1指标R₁₃和稳定性指标R₁₄；

2.1.1过载指标R₁₁计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行潮流计算得到输电网是否过载的情况，若输电网不存在过载，则过载指标R₁₁为1，若输电网存在过载，则过载指标R₁₁为0，无量纲；

2.1.2短路电流指标R₁₂计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行短路电流校验计算得到输电网短路电流是否超标的情况，若输电网中不存在短路电流超标，则短路电流指标R₁₂为1，若输电网中存在短路电流超标，则短路电流指标R₁₂为0，无量纲；

2.1.3N-1指标R₁₃计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行N-1校验计算得到输电网是否满足N-1原则的情况，若输电网满足N-1原则，则N-1指标R₁₃为1，若不满足N-1原则，则N-1指标R₁₃为0，无量纲；

2.1.4稳定性指标R₁₄计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行稳定性校验计算得到输电网稳定性校验是否通过的情况，若输电网稳定性校验通过，则稳定性指标R₁₄为1，若输电网稳定性校验不通过，则稳定性指标R₁₄为0，无量纲；

2.2将步骤2.1中得到的过载指标R₁₁，短路电流指标R₁₂，N-1指标R₁₃和稳定性指标R₁₄代入公式(2)中得安全稳定性指标R₁：

$R_1=\frac{1}{\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Π}}}{R}_{1i}}---\left(2\right),$

当R₁₁、R₁₂、R₁₃、R₁₄中任意一个为0时，则安全稳定性指标R₁为无穷大，输电网规划方案不满足安全稳定条件，所对应的综合指标REC无穷大；当R₁₁、R₁₂、R₁₃、R₁₄均为1时，安全稳定性指标R₁为1，输电网规划方案满足安全稳定条件；

2.3依据基本的发输电系统可靠性分析模型建立由规划方案的电源、输电网、负荷参数构成的发输电可靠性计算模型，分别计算电源变化适应性指标R₂₁、负荷波动适应性指标R₂₂和灾害影响适应性指标R₂₃；

2.3.1电源变化适应性指标R₂₁计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为0，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为电源不能按期建设的概率值，电源不能按期建设的概率值由发电公司或发改委给出，计算规划周期T年内因电源不能按期建设造成的各年电源变化缺供电量期望值ES₁、ES₂、…、ES_T，代入公式(3)得电源变化适应性指标R₂₁，单位为万元：

$R_{21}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ES}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(3\right),$

其中，T为规划周期；p_i均为第i年的单位停电损失，由电力公司调查给出；γ为折现率，采用电力公司通用值；

2.3.2负荷波动适应性指标R₂₂计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为0，负荷为预测的负荷概率值，电源故障率为电源规划的确定值或期望值，负荷概率值由电力公司给出，计算得到规划周期T年内因负荷超出预期造成的各年负荷波动缺供电量期望值EL₁、EL₂、…、EL_T，代入公式(4)得负荷波动适应性指标R₂₂，单位为万元：

$R_{22}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EL}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(4\right),$

2.3.3灾害影响适应性指标R₂₃计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为自然灾害造成的输电线路故障率，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为0，自然灾害造成的输电线路故障率由电力公司给出，计算规划周期T年内灾害影响下的各年灾害影响缺供电量期望值ED₁、ED₂、…、ED_T，代入公式(5)得灾害影响适应性指标R₂₃，单位为万元；

$R_{23}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ED}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(5\right),$

2.3.4电网协调性指标R₂₄计算：

根据以下公式(6)得到电网协调性指标R₂₄，单位为万元；

$R_{24}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{p_i\·\underset{j=1}{\overset{N_S}{\mathrm{\Σ}}}|S_{\mathrm{Sij}}/{\mathrm{\η}}_{\max }-S_{\mathrm{Lij}}|}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(6\right),$

其中，S_Sj为第i年第j个变电站的变电容量，η_max为该变电站的最大允许容载比，S_Lj为第i年与第j个变电站相连的下级电网线路可用容量，η_max由《城市电网规划设计导则》查得；

2.4将上述步骤2.3得到的电源变化适应性指标R₂₁，负荷波动适应性指标R₂₂，灾害影响适应性指标R₂₃和电网协调性指标R₂₄代入以下公式(7)得到适应性指标R₂，

$R_2=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{2i}---\left(7\right);$

2.5将上述步骤2.2和2.4得到的安全稳定性指标R₁，适应性指标R₂代入以下公式(7)得到风险性指标R；

R＝R₁·R₂            (8)。

本发明所述的效能性指标E的计算方法如下：

3.1依据基本的发输电系统可靠性分析模型建立由规划方案的电源、输电网、负荷参数构成的发输电可靠性计算模型计算供电可靠性指标E₁，根据电力公司提供的电网数据分别计算资产利用程度指标E₂和外部效能指标E₃：

3.1.1供电可靠性指标E₁计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为线路统计故障率，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为0，线路统计故障率由电力公司或电监会给出，计算得到规划周期T年内的各年输电网故障缺供电量期望值EENS₁、EENS₂、…、EENS_T，代入以下公式(9)得供电可靠性指标E₁，单位为万元，

$E_1=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EENS}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(9\right);$

3.1.2资产利用程度指标E₂计算：

根据电网公司的变电容量统计值和规划方案的变电容量规划值相加得到规划周期T年内各年的输电网总变电容量ST₁、ST₂、…、ST_T，根据《城市电网规划设计导则》得电网最佳容载比η，代入以下公式(10)的资产利用程度指标E₂，单位为万元，

$E_2=\frac{1}{T}\·\frac{B}{S_A}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ST}}_i-L_i/\cos \mathrm{\θ}\·\mathrm{\η}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(10\right),$

其中L_i为预测的第i年有功负荷平均值，cosθ为功率因数，B为当前年份电力公司利润和，S_A为当前年份电网中各电压等级变电容量和；

3.1.3外部效能指标E₃计算：

根据以下公式(11)计算外部效能指标E₃，单位为万元，

$E_3=\frac{1}{\mathrm{TI}}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{Si}}}{\mathrm{\Σ}}}[S_{\mathrm{Sij}}\·p_{\mathrm{Sij}}\·{(1+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Sij}})}^i]+\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{Li}}}{\mathrm{\Σ}}}[S_{\mathrm{Lij}}\·p_{\mathrm{Lij}}\·{(1+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Lij}})}^i]}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(11\right),$

其中N_Si、N_Li分别为第i年投运的变电站数和输电线路条数，S_Sij为第i年投运的第j座变电站所占的土地面积，p_Sij为第i年投运的第j座变电站所占土地按照工业用地产权年限出售的当前单位地价，λ_Sij为第i年输电网中的第j座变电站所占土地单位地价年增长率；S_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占的土地面积，p_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占土地按照工业用地产权年限出售的当前单位地价，λ_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占土地单位地价年增长率；TI为工业用地产权年限，我国法律规定为50年；S_Sij和S_Lij由输电网规划报告给出，p_Sij、λ_Sij、p_Lij、λ_Lij由电力公司给出或取发改委数据；

3.2将上述步骤4.1得到的供电可靠性指标E₁，资产利用程度指标E₂和外部效能指标E₃代入以下公式(12)得效能性指标E：

$E=\underset{i=1}{\overset{3}{\mathrm{\Σ}}}{E}_i---\left(12\right).$

本发明所述的LCC指标C的计算方法如下：

4.1 LCC指标即全寿命周期成本年均现值，根据电力工程概预算标准、电网检修运维及其他运营成本标准、电力公司财务统计报表的资料，分别计算投资成本指标C₁、运营维护成本指标C₂、报废处置成本指标C₃和财务风险指标C₄；

4.1.1投资成本指标C₁计算：

4.1.1.1根据以下公式(13)计算初始投资成本C₁₁，单位为万元；

$C_{11}=\frac{1}{T}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CI}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^{i+1}}---\left(13\right),$

其中CI_i为规划方案在规划周期T年内的第i年的电力建设项目动态投资成本；

4.1.1.2根据以下公式(14)计算应还贷款利息C₁₂，单位为万元，

$C_{12}=\frac{1}{\mathrm{TP}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TP}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CIN}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(14\right),$

其中TP为还贷周期，CIN_i为规划方案在还贷周期TP年内的第i年应还贷款利息金额；

4.1.1.3根据以下公式(15)计算技改投资成本C₁₃，单位为万元，

$C_{13}=\frac{1}{\mathrm{TL}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CA}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^{i-1}}---\left(15\right),$

其中TL为项目寿命周期，CA_i为规划方案在项目寿命周期TL年内的第i年应投入的技改投资金额；

4.1.1.4将上述步骤5.1.1.1-5.1.1.3得到的初始投资成本C₁₁，应还贷款利息C₁₂和技改投资成本C₁₃代入以下公式(16)得投资成本指标C₁，单位为万元，

$C_1=\underset{i=1}{\overset{3}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{1i}---\left(16\right);$

4.1.2运营维护成本指标C₂计算：

4.1.2.1根据以下公式(17)计算检修运维成本C₂₂，单位为万元；

$C_{22}=\frac{1}{\mathrm{TL}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{C_{\mathrm{Si}}+C_{\mathrm{Li}}+C_{\mathrm{Ti}}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(17\right),$

其中C_Si为第i年规划方案全输电网变电站检修运维成本之和，C_Si为第i年规划方案全输电网变电站检修运维成本之和，C_Ti为第i年的专项检修成本；C_Si、C_Si、C_Ti按照电力公司的检修运维成本核算规程和标准进行核算；

4.1.2.2根据上述步骤5.1.2.1中得到的检修运维成本C₂₂代入以下公式(18)计算工资及附加成本C₂₁，单位为万元，

C₂₁＝λ₂₁·C₂₂      (18)，

其中，λ₂₁为前10年的工资及附加成本与检修运维成本的平均比值，由电力公司给出；

4.1.2.3根据上述步骤5.1.2.1中得到的检修运维成本C₂₂代入以下公式(19)计算其他运营成本C₂₃，单位为万元，

C₂₃＝λ₂₃·C₂₂(19)，

其中，λ₂₃为前10年的其他运营成本与检修运维成本的平均比值，由电力公司给出；

4.1.2.4根据以下公式(20)计算停电成本C₂₄，单位为万元，

$C_{24}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EENS}}_i\·({\mathrm{PS}}_i-{\mathrm{PB}}_i)}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(20\right),$

其中EENS_i为第i年的输电网故障缺供电量期望值，PS_i为第i年的平均售电电价，PB_i为第i年的平均购电成本；

4.1.2.5根据以下公式(21)计算网损成本C₂₅，单位为万元，

$C_{25}=\frac{1}{T}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{Loss}}_i\·{\mathrm{PB}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(21\right),$

其中Loss_i为第i年的网损电量，PB_i为第i年的平均购电成本，由电力公司给出；

4.1.2.6将上述步骤5.1.2.1-5.1.2.5得到的检修运维成本C₂₂，工资及附加成本C₂₁，其他运营成本C₂₃，停电成本C₂₄和网损成本C₂₅代入以下公式(22)得运营维护成本指标C₂，单位为万元，

$C_2=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{2i}---\left(22\right);$

4.1.3报废处置成本指标C₃计算：

根据以下公式(23)计算报废处置成本指标C₃，单位为万元，

C₃＝(λ₃₁-λ₃₂+λ₃₃)·C₁₁(23)，

其中λ₃₁、λ₃₂、λ₃₃分别为根据电力公司财务统计数据中的设备报废处置管理成本、残值回收收入、提前报废损失与初始投资成本的平均比值；

4.1.4财务风险指标C₄计算：

根据以下公式(24)计算财务风险指标C₄，单位为万元，

$C_4=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{\mathrm{\ΔCi}\·p_{\mathrm{Ci}}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}+\frac{\mathrm{\ΔTL}}{\mathrm{TL}}\·p_{\mathrm{TL}}\·C_1---\left(24\right),$

其中ΔCi为输电网规划方案在第i年的成本增加量，p_Ci为ΔCi出现的概率，ΔTL为输电网规划方案项目寿命减小量，p_TL为输电网规划方案项目寿命减小量出现的概率，C₁为输电网规划方案的投资成本指标，ΔCi、p_Ci、ΔTL、p_TL均由电力公司给出；

4.2将上述步骤5.1得到的投资成本指标C₁，运营维护成本指标C₂，报废处置成本指标C₃和财务风险指标C₄代入以下公式(25)得LCC指标C：

$C=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{C}_i---\left(25\right).$

本发明具有的有益效果是：

本发明综合评价输电网规划方案的经济性、技术合理性和对环境的影响，全面反映电网规划方案的多属性特征，对输电网规划方案的评价更加客观、全面、实用，为各级电力公司在筛选以及制定输电网规划方案提供重要依据，达到输电网规划在经济、技术、环保方面的协调优化。

具体实施方式

下面将结合具体实施例对本发明作详细的介绍：一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，该方法的步骤如下：

1.1根据电力公司公布的电网数据，对N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C采用不同的计算方法分别进行计算；

1.2将步骤1.1得到的N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C分别代入公式(1)中得N个综合指标REC：

REC＝R+E+C        (1)，

1.3将步骤1.2得到的N个综合指标REC进行比较，最小数值的综合指标REC所对应的方案即为最佳方案，数值为无穷大的综合指标REC所对应的方案为无效方案。

所述的风险性指标R的计算方法如下：

2.1根据电力公司公布的电网数据，分别计算过载指标R₁₁、短路电流指标R₁₂、N-1指标R₁₃和稳定性指标R₁₄；

2.1.1过载指标R₁₁计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行潮流计算得到输电网是否过载的情况，若输电网不存在过载，则过载指标R₁₁为1，若输电网存在过载，则过载指标R₁₁为0，无量纲；

2.1.2短路电流指标R₁₂计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行短路电流校验计算得到输电网短路电流是否超标的情况，若输电网中不存在短路电流超标，则短路电流指标R₁₂为1，若输电网中存在短路电流超标，则短路电流指标R₁₂为0，无量纲；

2.1.3 N-1指标R₁₃计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行N-1校验计算得到输电网是否满足N-1原则的情况，若输电网满足N-1原则，则N-1指标R₁₃为1，若不满足N-1原则，则N-1指标R₁₃为0，无量纲；

2.1.4稳定性指标R₁₄计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行稳定性校验计算得到输电网稳定性校验是否通过的情况，若输电网稳定性校验通过，则稳定性指标R₁₄为1，若输电网稳定性校验不通过，则稳定性指标R₁₄为0，无量纲；

2.2将步骤2.1中得到的过载指标R₁₁，短路电流指标R₁₂，N-1指标R₁₃和稳定性指标R₁₄代入公式(2)中得安全稳定性指标R₁：

$R_1=\frac{1}{\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Π}}}{R}_{1i}}---\left(2\right)$

当R₁₁、R₁₂、R₁₃、R₁₄中任意一个为0时，则安全稳定性指标R₁为无穷大，输电网规划方案不满足安全稳定条件，所对应的综合指标REC无穷大；当R₁₁、R₁₂、R₁₃、R₁₄均为1时，安全稳定性指标R₁为1，输电网规划方案满足安全稳定条件。

2.3依据基本的发输电系统可靠性分析模型建立由规划方案的电源、输电网、负荷参数构成的发输电可靠性计算模型，分别计算电源变化适应性指标R₂₁、负荷波动适应性指标R₂₂和灾害影响适应性指标R₂₃；

2.3.1电源变化适应性指标R₂₁计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为0，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为电源不能按期建设的概率值，电源不能按期建设的概率值由发电公司或发改委给出，计算规划周期T年内因电源不能按期建设造成的各年电源变化缺供电量期望值ES₁、ES₂、…、ES_T，代入公式(3)得电源变化适应性指标R₂₁，单位为万元：

$R_{21}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ES}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(3\right)$

其中，T为规划周期；p_i均为第i年的单位停电损失，由电力公司调查给出；γ为折现率，采用电力公司通用值；

2.3.2负荷波动适应性指标R₂₂计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为0，负荷为预测的负荷概率值，电源故障率为电源规划的确定值或期望值，负荷概率值由电力公司给出，计算得到规划周期T年内因负荷超出预期造成的各年负荷波动缺供电量期望值EL₁、EL₂、…、EL_T，代入公式(4)得负荷波动适应性指标R₂₂，单位为万元：

$R_{22}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EL}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(4\right),$

2.3.3灾害影响适应性指标R₂₃计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为自然灾害造成的输电线路故障率，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为0，自然灾害造成的输电线路故障率由电力公司给出，计算规划周期T年内灾害影响下的各年灾害影响缺供电量期望值ED₁、ED₂、…、ED_T，代入公式(5)得灾害影响适应性指标R₂₃，单位为万元；

$R_{23}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ED}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(5\right),$

2.3.4电网协调性指标R₂₄计算：

根据以下公式(6)得到电网协调性指标R₂₄，单位为万元；

$R_{24}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{p_i\·\underset{j=1}{\overset{N_S}{\mathrm{\Σ}}}|S_{\mathrm{Sij}}/{\mathrm{\η}}_{\max }-S_{\mathrm{Lij}}|}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(6\right),$

其中，S_Sj为第i年第j个变电站的变电容量，η_max为该变电站的最大允许容载比，S_Lj为第i年与第j个变电站相连的下级电网线路可用容量，η_max由《城市电网规划设计导则》查得；

2.4将上述步骤2.3得到的电源变化适应性指标R₂₁，负荷波动适应性指标R₂₂，灾害影响适应性指标R₂₃和电网协调性指标R₂₄代入以下公式(7)得到适应性指标R₂；

$R_2=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{2i}---\left(7\right),$

2.5将上述步骤2.2和2.4得到的安全稳定性指标R₁，适应性指标R₂代入以下公式(7)得到风险性指标R；

R＝R₁·R₂           (8)。

本发明所述的效能性指标E的计算方法如下：

3.1依据基本的发输电系统可靠性分析模型建立由规划方案的电源、输电网、负荷参数构成的发输电可靠性计算模型计算供电可靠性指标E₁，根据电力公司提供的电网数据分别计算资产利用程度指标E₂和外部效能指标E₃：

3.1.1供电可靠性指标E₁计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为线路统计故障率，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为0，线路统计故障率由电力公司或电监会给出，计算得到规划周期T年内的各年输电网故障缺供电量期望值EENS₁、EENS₂、…、EENS_T，代入以下公式(9)得供电可靠性指标E₁，单位为万元；

$E_1=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EENS}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(9\right);$

3.1.2资产利用程度指标E₂计算：

根据电网公司的变电容量统计值和规划方案的变电容量规划值相加得到规划周期T年内各年的输电网总变电容量ST₁、ST₂、…、ST_T，根据《城市电网规划设计导则》得电网最佳容载比η，代入以下公式(10)的资产利用程度指标E₂，单位为万元；

$E_2=\frac{1}{T}\·\frac{B}{S_A}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ST}}_i-L_i/\cos \mathrm{\θ}\·\mathrm{\η}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(10\right),$

其中L_i为预测的第i年有功负荷平均值，cosθ为功率因数，B为当前年份电力公司利润和，S_A为当前年份电网中各电压等级变电容量和；

3.1.3外部效能指标E₃计算：

根据以下公式(11)计算外部效能指标E₃，单位为万元，

$E_3=\frac{1}{\mathrm{TI}}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{Si}}}{\mathrm{\Σ}}}[S_{\mathrm{Sij}}\·p_{\mathrm{Sij}}\·{(1+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Sij}})}^i]+\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{Li}}}{\mathrm{\Σ}}}[S_{\mathrm{Lij}}\·p_{\mathrm{Lij}}\·{(1+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Lij}})}^i]}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(11\right),$

其中N_Si、N_Li分别为第i年投运的变电站数和输电线路条数，S_Sij为第i年投运的第j座变电站所占的土地面积，p_Sij为第i年投运的第j座变电站所占土地按照工业用地产权年限出售的当前单位地价，λ_Sij为第i年输电网中的第j座变电站所占土地单位地价年增长率；S_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占的土地面积，p_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占土地按照工业用地产权年限出售的当前单位地价，λ_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占土地单位地价年增长率；TI为工业用地产权年限，我国法律规定为50年；S_Sij和S_Lij由输电网规划报告给出，p_Sij、λ_Sij、p_Lij、λ_Lij由电力公司给出或取发改委数据。

3.2将上述步骤4.1得到的供电可靠性指标E₁，资产利用程度指标E₂和外部效能指标E₃代入以下公式(12)得效能性指标E：

$E=\underset{i=1}{\overset{3}{\mathrm{\Σ}}}{E}_i---\left(12\right).$

本发明所述的LCC指标C的计算方法如下：

4.1 LCC指标即全寿命周期成本年均现值，根据电力工程概预算标准、电网检修运维及其他运营成本标准、电力公司财务统计报表的资料，分别计算投资成本指标C₁、运营维护成本指标C₂、报废处置成本指标C₃和财务风险指标C₄；

4.1.1投资成本指标C₁计算：

4.1.1.1根据以下公式(13)计算初始投资成本C₁₁，单位为万元，

$C_{11}=\frac{1}{T}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CI}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^{i+1}}---\left(13\right),$

其中CI_i为规划方案在规划周期T年内的第i年的电力建设项目动态投资成本；

4.1.1.2根据以下公式(14)计算应还贷款利息C₁₂，单位为万元；

$C_{12}=\frac{1}{\mathrm{TP}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TP}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CIN}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(14\right),$

其中TP为还贷周期，CIN_i为规划方案在还贷周期TP年内的第i年应还贷款利息金额；

4.1.1.3根据以下公式(15)计算技改投资成本C₁₃，单位为万元，

$C_{13}=\frac{1}{\mathrm{TL}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CA}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^{i-1}}---\left(15\right),$

其中TL为项目寿命周期，CA_i为规划方案在项目寿命周期TL年内的第i年应投入的技改投资金额；

4.1.1.4将上述步骤5.1.1.1-5.1.1.3得到的初始投资成本C₁₁，应还贷款利息C₁₂和技改投资成本C₁₃代入以下公式(16)得投资成本指标C₁，单位为万元，

$C_1=\underset{i=1}{\overset{3}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{1i}---\left(16\right);$

4.1.2运营维护成本指标C₂计算：

4.1.2.1根据以下公式(17)计算检修运维成本C₂₂，单位为万元，

$C_{22}=\frac{1}{\mathrm{TL}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{C_{\mathrm{Si}}+C_{\mathrm{Li}}+C_{\mathrm{Ti}}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(17\right),$

其中C_Si为第i年规划方案全输电网变电站检修运维成本之和，C_Si为第i年规划方案全输电网变电站检修运维成本之和，C_Ti为第i年的专项检修成本；C_Si、C_Si、C_Ti按照电力公司的检修运维成本核算规程和标准进行核算；

4.1.2.2根据上述步骤5.1.2.1中得到的检修运维成本C₂₂代入以下公式(18)计算工资及附加成本C₂₁，单位为万元；

C₂₁＝λ₂₁·C₂₂      (18)

其中，λ₂₁为前10年的工资及附加成本与检修运维成本的平均比值，由电力公司给出；

4.1.2.3根据上述步骤5.1.2.1中得到的检修运维成本C₂₂代入以下公式(19)计算其他运营成本C₂₃，单位为万元，

C₂₃＝λ₂₃·C₂₂      (19)，

其中，λ₂₃为前10年的其他运营成本与检修运维成本的平均比值，由电力公司给出；

4.1.2.4根据以下公式(20)计算停电成本C₂₄，单位为万元，

$C_{24}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EENS}}_i\·({\mathrm{PS}}_i-{\mathrm{PB}}_i)}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(20\right),$

其中EENS_i为第i年的输电网故障缺供电量期望值，PS_i为第i年的平均售电电价，PB_i为第i年的平均购电成本；

4.1.2.5根据以下公式(21)计算网损成本C₂₅，单位为万元；

$C_{25}=\frac{1}{T}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{Loss}}_i\·{\mathrm{PB}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(21\right),$

其中Loss_i为第i年的网损电量，PB_i为第i年的平均购电成本，由电力公司给出；

4.1.2.6将上述步骤5.1.2.1-5.1.2.5得到的检修运维成本C₂₂，工资及附加成本C₂₁，其他运营成本C₂₃，停电成本C₂₄和网损成本C₂₅代入以下公式(22)得运营维护成本指标C₂，单位为万元，

$C_2=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{2i}---\left(22\right);$

4.1.3报废处置成本指标C₃计算：

根据以下公式(23)计算报废处置成本指标C₃，单位为万元，

C₃＝(λ₃₁-λ₃₂+λ₃₃)·C₁₁     (23)，

其中λ₃₁、λ₃₂、λ₃₃分别为根据电力公司财务统计数据中的设备报废处置管理成本、残值回收收入、提前报废损失与初始投资成本的平均比值；

4.1.4财务风险指标C₄计算：

根据以下公式(24)计算财务风险指标C₄，单位为万元，

$C_4=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{\mathrm{\ΔCi}\·p_{\mathrm{Ci}}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}+\frac{\mathrm{\ΔTL}}{\mathrm{TL}}\·p_{\mathrm{TL}}\·C_1---\left(24\right),$

其中ΔCi为输电网规划方案在第i年的成本增加量，p_Ci为ΔCi出现的概率，ΔTL为输电网规划方案项目寿命减小量，p_TL为输电网规划方案项目寿命减小量出现的概率，C₁为输电网规划方案的投资成本指标，ΔCi、p_Ci、ΔTL、p_TL均由电力公司给出；

4.2将上述步骤5.1得到的投资成本指标C₁，运营维护成本指标C₂，报废处置成本指标C₃和财务风险指标C₄代入以下公式(25)得LCC指标C：

$C=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{C}_i---\left(25\right).$

规划周期T是对输电网进行扩展和改造的规划方案所覆盖的时间范围，从规划方案开始执行年份至规划方案中的扩展和改造项目全部投运年份。

还贷周期TP是因规划方案的执行而获得的银行贷款的还贷时间范围。

寿命周期TL是规划方案中各个扩展和改造项目从开始建设到项目报废退役的时间范围。

输电网中已经存在的输电线路和变电站相当于在规划周期之初投运的、寿命周期为输电线路或变电站剩余寿命的输电网项目，相应的动态投资成本计为当前残值，应还利息、技改投资、运营维护成本、报废处置成本和财务风险均只计及剩余寿命期内产生的数值。

为保证计算中折现时间的确定性，在某年投运的输电线路和变电站具体投运时间的均为该年年初，其它各项指标的结算具体时间均为年末。

本发明提出的REC指标体系主要由三级指标构成：一级指标包括一级指标由风险指标(R)、效能指标(E)、LCC指标(C)构成综合指标REC，分别反映电网规划方案的不同侧面；二级指标和三级指标是构成一级指标的具体单元，具体指标构成如表1所示。

表1REC指标体系的构成

本发明结合实际应用案例说明如下：

某省两个500kV输电网“十二五”规划方案A、B，规划周期均为2011～2015五年，经电力公司校验后判定均不存在过载、短路电流超标情况，满足N-1原则，并能通过稳定性校验，因此两个规划方案的过载指标R₁₁、短路电流指标R₁₂、N-1通过指标R₁₃、稳定性指标R₁₄均为1，安全稳定性指标R₁＝1。

线路和变电站的寿命周期均取为30年，不计规划和建设时间长度。

折现率γ＝5.35％。

省内电源建设按照电源规划进行，其不能按期建设的概率值为0，“十二五”期间电源变化缺供电量期望值均为0，电源变化适应性指标R₂₁＝0，单位为万元。

电力公司的负荷预测给出高、中、低三种预测结果，每种结果出现的概率均为1/3，由于潮流分析认为两个规划方案均能满足三种负荷结果的需求，因此“十二五”期间负荷波动缺供电量期望值均为0，负荷波动适应性指标R₂₂＝0，单位为万元。

该省输电网采用差异化设计，对自然灾害有较强的抵御能力，而且该省能够影响输电网性能的自然灾害发生概率很小，“十二五”期间灾害影响缺供电量期望值均计为0，灾害影响适应性指标R₂₃＝0，单位为万元。

该省500kV输电网下级220kV输电网将根据500kV输电网的发展规划进行建设和改造，因此500kV变电站容量与220kV输电网容量基本一致，电网协调性指标为R₂₄＝0，单位为万元。

规划方案A和规划方案B的风险性指标R＝R₁·R₂＝0。

该省500kV输电网现有变电站31座，变压器77台，变电容量6425万千伏安，输电线路106条，输电线路长度6114公里，变电站和输电线路投运情况具体如下表所示：

输电线路和变电站建设的贷款金额按照项目建设动态投资的75％计算，贷款年利率为5.94％，还款期限为15年，还款方式为本息等额还款，技改投资按照初始投资的20％取值，原有输电线路和变电站的投资成本指标：

投运年份	初始投资(万元)	应还利息(万元)	技改投资(万元)
				1987	1,107.00	0.00	221.40
1988	379.62	0.00	75.92
				1989	0.00	0.00	0.00
1990	0.00	0.00	0.00
				1991	1,173.47	0.00	234.69
1992	991.26	0.00	198.25
				1993	706.75	0.00	141.35
1994	527.80	0.00	105.56
				1995	273.14	0.00	54.63
1996	838.98	0.00	167.80
				1997	2,126.13	16.47	425.23
1998	884.81	18.77	176.96
				1999	2,074.66	80.55	414.93
2000	2,961.56	175.89	592.31
				2001	4,418.37	362.19	883.67
2002	4,575.72	484.32	915.14
				2003	5,450.67	711.00	1,090.13
2004	10,355.22	1,608.38	2,071.04
				2005	6,400.26	1,152.92	1,280.05
2006	7,070.00	1,446.69	1,414.00
				2007	8,061.54	1,842.69	1,612.31
2008	7,709.26	1,941.54	1,541.85
				2009	12,711.90	3,486.98	2,542.38
2010	6,678.16	1,975.96	1,335.63
				合计	87,476.28	15,304.33	17,495.26

规划方案A规划在“十二五”期间内新建变电站15座，扩建变电站7座，新增变电容量3725万千伏安，新建线路17条，新增输电线路长度2656.1公里，具体投运情况如下表所示：

年份	新增容量(万千伏安)	新增电站数(座)	新增线路长度(公里)	动态投资(万元)
					2011	1255	5	1162.3	960,234.00
2012	900	5	436.8	332,314.00
					2013	520	2	314	208,273.60
2014	400	2	362	180,360.00
					2015	200	1	381	190,042.00

规划方案B在“十二五”期间内的建设规划与规划方案A相比，新建电站、扩建电站计划完全一致，差别在于比规划方案A多建设三条共计256公里输电线路，具体投运情况如下表所示：

年份	新增容量(万千伏安)	新增电站数(座)	新增线路长度(公里)	动态投资(万元)
					2011	1255	5	1162.3	960,234.00
2012	900	5	692.8	384,787.40
					2013	520	2	314	208,273.60
2014	400	2	362	180,360.00
					2015	200	1	381	190,042.00

规划方案A新增变电站和输电线路投资成本指标：

投运年份	初始投资(万元)	应还利息(万元)	技改投资(万元)
				2011	32,007.80	16,357.62	6,401.56
2012	10,514.60	5,373.50	2,102.92
				2013	6,255.24	3,196.75	1,251.05
2014	5,141.80	2,627.72	1,028.36
				2015	5,142.69	2,628.18	1,028.54
合计	59,062.13	30,183.77	11,812.43

由此规划方案A的初始投资C₁₁、应还利息C₁₂、技改投资C₁₃指标：

规划方案A的投资成本指标C₁＝C₁₁+C₁₂+C₁₃＝221,334.20万元。

规划方案B新增变电站和输电线路投资成本指标：

投运年份	初始投资(万元)	应还利息(万元)	技改投资(万元)
				2011	32,007.80	16,357.62	6,401.56
2012	12,174.89	6,221.99	2,434.98
				2013	6,255.24	3,196.75	1,251.05
2014	5,141.80	2,627.72	1,028.36
				2015	5,142.69	2,628.18	1,028.54
合计	60,722.42	31,032.26	12,144.48

由此规划方案B的初始投资C₁₁、应还利息C₁₂、技改投资C₁₃指标：

规划方案B的投资成本指标C₁＝C₁₁+C₁₂+C₁₃＝224,175.03万元。

经可靠性计算得出“十二五”期间各年输电网故障缺供电量期望值EENS_i分别为：

年份	规划方案A(MWh)	规划方案B(MWh)
			2011	16,858.57	16858.57
2012	19,967.03	19635.02
			2013	27,017.70	27166.09
2014	37,897.88	37899.09
			2015	56,706.48	56568.79

各年的单位停电成本相等，均为8元/kWh，各年的购电价PB_i和售电价PS_i预计为：

年份	售电单价(元/MWh)	购电单价(元/MWh)
			2011	554.02	413.13
2012	554.27	411.70
			2013	554.72	410.20
2014	555.33	408.84
			2015	556.00	407.76

经潮流计算得出“十二五”期间各年输电网网损电量期望值Loss_i分别为：

供电可靠性指标、停电成本指标及网损成本指标分别为：

指标	规划方案A(万元)	规划方案B(万元)
			供电可靠性E1	21,050.29	21,005.91
停电成本C24	382.87	382.08
			网损成本C25	64,037.89	62,116.76

当前年份电力公司的利润B为81亿元，功率因数cosθ为0.95，500kV变电站最佳容载比η为1.75，电网中各电压等级变电容量和为34,740万千伏安，规划方案A和规划方案B在变电容量方面没有差异，因此“十二五”期间预测的各年平均负荷L_i和各年500kV变电容量ST_i和为：

	2011	2012	2013	2014	2015
						各年平均负荷(万千瓦)	3,324.20	3,591.32	3,866.44	4,131.28	4,383.56
500kV变电容量和(万千伏安)	7,680.00	8,580.00	9,100.00	9,500.00	9,700.00

规划方案A和规划方案B的资产利用程度指标E₂均为36,023.91万元。

输电线路和变电站占地当前单位地价p_Sij、p_Lij均取200元/m²，年均增长率均为3％，线路占地宽度为20m，每公里线路占地20,000m²，每座变电站占地S_Sij为15,000m²。规划方案A和规划方案B的外部效能指标E₃分别为34,859.42万元和35,838.24万元。

规划方案A和规划方案B的效能性指标分别为91,933.62万元和92,868.06万元。

变电站的检修运维成本包括变电检修成本、变电运行成本、通信设备检修成本，单位容量的变电检修成本C_SSi为1137元/(MVA·年)，变电运行成本C_Oi为364932元/(站·年)，通信设备检修成C_ISi本为67970元/(站·年)，年均增长3％；变电站的检修运维成本核算方法为C_Si＝ST_i·C_SSi+NS_i·(C_Oi+C_ISi)。输电线路长度的检修运维成本包括输电线路检修成本和通信线路检修成本，输电线路检修成本为6840元/(公里·年)，通信线路检修成本为594元/(公里·年)，因此当前单位长度输电线路检修运维成本为7434元/(公里·年)，年均增长3％。专项检修成本计为上述变电站和线路检修运维成本之和的0.267倍。

原有输电线路和变电站的检修运维成本C₂₂、工资及附加成本C₂₁、其他运营成本C₂₃指标：

规划方案A新增变电站和输电线路检修运维成本C₂₂、工资及附加成本C₂₁、其他运营成本C₂₃指标：

由此，规划方案A的检修运维成本C₂₂、工资及附加成本C₂₁、其他运营成本C₂₃指标：

规划方案A的运营维护成本指标C₂＝C₂₁+C₂₂+C₂₃+C₂₄+C₂₅＝165,098.49万元。

规划方案B新增变电站和输电线路检修运维成本C₂₂、工资及附加成本C₂₁、其他运营成本C₂₃指标：

由此，规划方案B的检修运维成本C₂₂、工资及附加成本C₂₁、其他运营成本C₂₃指标：

规划方案B的运营维护成本指标C₂＝C₂₁+C₂₂+C₂₃+C₂₄+C₂₅＝166,039.44万元。

设备报废处置管理成本、残值回收收入、提前报废损失与初始投资成本的平均比值分别为：λ₃₁＝0.04，λ₃₂＝0.05，λ₃₃＝0.00，代入公式计算得规划方案A和规划方案B的报废处置成本指标C₃分别为-1,465.38万元和-1,481.99万元。

预计检修运维成本、工资及附加成本、其他运营成本可能有10％的概率上涨5％，变电站和输电线路寿命有1％的概率减小5年，代入公式(23)计算得规划方案A和规划方案B的财务风险指标C₄分别为872.28万元和881.72万元。

规划方案A和规划方案B的LCC指标C分别为385,839.59万元和389,614.20万元。

规划方案A和规划方案B的综合指标RECC分别为477,773.21万元和482,482.26万元。

表2某省500kV输电网备选方案评价指标，单位：万元

对规划方案A和规划方案B的综合指标REC进行比较，规划方案A的综合指标REC较小，因此规划方案A比规划方案B好。

Claims (4)

1.一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，其特征在于该方法的步骤如下：

1.1根据电力公司公布的电网数据，对N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C采用不同的计算方法分别进行计算；

1.2将步骤1.1得到的N个输电网规划方案的风险性指标R、效能性指标E和LCC指标C分别代入公式(1)中得N个综合指标REC：

REC＝R+E+C        (1)，

1.3将步骤1.2得到的N个综合指标REC进行比较，最小数值的综合指标REC所对应的方案即为最佳方案，数值为无穷大的综合指标REC所对应的方案为无效方案。

2.根据权利要求1所述的基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，其特征在于所述的风险性指标R的计算方法如下：

2.1根据电力公司公布的电网数据，分别计算过载指标R₁₁、短路电流指标R₁₂、N-1指标R₁₃和稳定性指标R₁₄；

2.1.1过载指标R₁₁计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行潮流计算得到输电网是否过载的情况，若输电网不存在过载，则过载指标R₁₁为1，若输电网存在过载，则过载指标R₁₁为0，无量纲；

2.1.2短路电流指标R₁₂计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行短路电流校验计算得到输电网短路电流是否超标的情况，若输电网中不存在短路电流超标，则短路电流指标R₁₂为1，若输电网中存在短路电流超标，则短路电流指标R₁₂为0，无量纲；

2.1.3N-1指标R₁₃计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行N-1校验计算得到输电网是否满足N-1原则的情况，若输电网满足N-1原则，则N-1指标R₁₃为1，若不满足N-1原则，则N-1指标R₁₃为0，无量纲；

2.1.4稳定性指标R₁₄计算：

对规划周期T年内无故障状态下的输电网进行稳定性校验计算得到输电网稳定性校验是否通过的情况，若输电网稳定性校验通过，则稳定性指标R₁₄为1，若输电网稳定性校验不通过，则稳定性指标R₁₄为0，无量纲；

2.2将步骤2.1中得到的过载指标R₁₁，短路电流指标R₁₂，N-1指标R₁₃和稳定性指标R₁₄代入公式(2)中得安全稳定性指标R₁：

$R_1=\frac{1}{\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Π}}}{R}_{1i}}---\left(2\right),$

当R₁₁、R₁₂、R₁₃、R₁₄中任意一个为0时，则安全稳定性指标R₁为无穷大，输电网规划方案不满足安全稳定条件，所对应的综合指标REC无穷大；当R₁₁、R₁₂、R₁₃、R₁₄均为1时，安全稳定性指标R₁为1，输电网规划方案满足安全稳定条件；

2.3依据基本的发输电系统可靠性分析模型建立由规划方案的电源、输电网、负荷参数构成的发输电可靠性计算模型，分别计算电源变化适应性指标R₂₁、负荷波动适应性指标R₂₂和灾害影响适应性指标R₂₃；

2.3.1电源变化适应性指标R₂₁计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为0，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为电源不能按期建设的概率值，电源不能按期建设的概率值由发电公司或发改委给出，计算规划周期T年内因电源不能按期建设造成的各年电源变化缺供电量期望值ES₁、ES₂、…、ES_T，代入公式(3)得电源变化适应性指标R₂₁，单位为万元：

$R_{21}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ES}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(3\right),$

其中，T为规划周期；p_i均为第i年的单位停电损失，由电力公司调查给出；γ为折现率，采用电力公司通用值；

2.3.2负荷波动适应性指标R₂₂计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为0，负荷为预测的负荷概率值，电源故障率为电源规划的确定值或期望值，负荷概率值由电力公司给出，计算得到规划周期T年内因负荷超出预期造成的各年负荷波动缺供电量期望值EL₁、EL₂、…、EL_T，代入公式(4)得负荷波动适应性指标R₂₂，单位为万元：

$R_{22}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EL}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(4\right),$

2.3.3灾害影响适应性指标R₂₃计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为自然灾害造成的输电线路故障率，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为0，自然灾害造成的输电线路故障率由电力公司给出，计算规划周期T年内灾害影响下的各年灾害影响缺供电量期望值ED₁、ED₂、…、ED_T，代入公式(5)得灾害影响适应性指标R₂₃，单位为万元；

$R_{23}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ED}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(5\right),$

2.3.4电网协调性指标R₂₄计算：

根据以下公式(6)得到电网协调性指标R₂₄，单位为万元；

$R_{24}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{p_i\·\underset{j=1}{\overset{N_S}{\mathrm{\Σ}}}|S_{\mathrm{Sij}}/{\mathrm{\η}}_{\max }-S_{\mathrm{Lij}}|}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(6\right),$

其中，S_Sj为第i年第j个变电站的变电容量，η_max为该变电站的最大允许容载比，S_Lj为第i年与第j个变电站相连的下级电网线路可用容量，η_max由《城市电网规划设计导则》查得；

2.4将上述步骤2.3得到的电源变化适应性指标R₂₁，负荷波动适应性指标R₂₂，灾害影响适应性指标R₂₃和电网协调性指标R₂₄代入以下公式(7)得到适应性指标R₂，

$R_2=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{2i}---\left(7\right);$

2.5将上述步骤2.2和2.4得到的安全稳定性指标R₁，适应性指标R₂代入以下公式(7)得到风险性指标R；

R＝R₁·R₂        (8)。

3.根据权利要求1所述的基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，其特征在于所述的效能性指标E的计算方法如下：

3.1依据基本的发输电系统可靠性分析模型建立由规划方案的电源、输电网、负荷参数构成的发输电可靠性计算模型计算供电可靠性指标E₁，根据电力公司提供的电网数据分别计算资产利用程度指标E₂和外部效能指标E₃：

3.1.1供电可靠性指标E₁计算：

在可靠性计算模型中设定输电线路故障率为线路统计故障率，负荷为预测的确定值或期望值，电源故障率为0，线路统计故障率由电力公司或电监会给出，计算得到规划周期T年内的各年输电网故障缺供电量期望值EENS₁、EENS₂、…、EENS_T，代入以下公式(9)得供电可靠性指标E₁，单位为万元，

$E_1=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EENS}}_i\·p_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(9\right);$

3.1.2资产利用程度指标E₂计算：

根据电网公司的变电容量统计值和规划方案的变电容量规划值相加得到规划周期T年内各年的输电网总变电容量ST₁、ST₂、…、ST_T，根据《城市电网规划设计导则》得电网最佳容载比η，代入以下公式(10)的资产利用程度指标E₂，单位为万元，

$E_2=\frac{1}{T}\·\frac{B}{S_A}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{ST}}_i-L_i/\cos \mathrm{\θ}\·\mathrm{\η}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(10\right),$

其中L_i为预测的第i年有功负荷平均值，cosθ为功率因数，B为当前年份电力公司利润和，S_A为当前年份电网中各电压等级变电容量和；

3.1.3外部效能指标E₃计算：

根据以下公式(11)计算外部效能指标E₃，单位为万元，

$E_3=\frac{1}{\mathrm{TI}}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{Si}}}{\mathrm{\Σ}}}[S_{\mathrm{Sij}}\·p_{\mathrm{Sij}}\·{(1+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Sij}})}^i]+\underset{j=1}{\overset{N_{\mathrm{Li}}}{\mathrm{\Σ}}}[S_{\mathrm{Lij}}\·p_{\mathrm{Lij}}\·{(1+{\mathrm{\λ}}_{\mathrm{Lij}})}^i]}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(11\right),$

其中N_Si、N_Li分别为第i年投运的变电站数和输电线路条数，S_Sij为第i年投运的第j座变电站所占的土地面积，p_Sij为第i年投运的第j座变电站所占土地按照工业用地产权年限出售的当前单位地价，λ_Sij为第i年输电网中的第j座变电站所占土地单位地价年增长率；S_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占的土地面积，p_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占土地按照工业用地产权年限出售的当前单位地价，λ_Lij为第i年投运的第j条输电线路所占土地单位地价年增长率；TI为工业用地产权年限，我国法律规定为50年；S_Sij和S_Lij由输电网规划报告给出，p_Sij、λ_Sij、p_Lij、λ_Lij由电力公司给出或取发改委数据；

3.2将上述步骤4.1得到的供电可靠性指标E₁，资产利用程度指标E₂和外部效能指标E₃代入以下公式(12)得效能性指标E：

$E=\underset{i=1}{\overset{3}{\mathrm{\Σ}}}{E}_i---\left(12\right).$

4.根据权利要求1所述的一种基于LCC理论的输电网规划方案综合评价方法，其特征在于所述的LCC指标C的计算方法如下：

4.1LCC指标即全寿命周期成本年均现值，根据电力工程概预算标准、电网检修运维及其他运营成本标准、电力公司财务统计报表的资料，分别计算投资成本指标C₁、运营维护成本指标C₂、报废处置成本指标C₃和财务风险指标C₄；

4.1.1投资成本指标C₁计算：

4.1.1.1根据以下公式(13)计算初始投资成本C₁₁，单位为万元；

$C_{11}=\frac{1}{T}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CI}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^{i+1}}---\left(13\right),$

其中CI_i为规划方案在规划周期T年内的第i年的电力建设项目动态投资成本；

4.1.1.2根据以下公式(14)计算应还贷款利息C₁₂，单位为万元，

$C_{12}=\frac{1}{\mathrm{TP}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TP}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CIN}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(14\right),$

其中TP为还贷周期，CIN_i为规划方案在还贷周期TP年内的第i年应还贷款利息金额；

4.1.1.3根据以下公式(15)计算技改投资成本C₁₃，单位为万元，

$C_{13}=\frac{1}{\mathrm{TL}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{CA}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^{i-1}}---\left(15\right),$

其中TL为项目寿命周期，CA_i为规划方案在项目寿命周期TL年内的第i年应投入的技改投资金额；

4.1.1.4将上述步骤5.1.1.1-5.1.1.3得到的初始投资成本C₁₁，应还贷款利息C₁₂和技改投资成本C₁₃代入以下公式(16)得投资成本指标C₁，单位为万元，

$C_1=\underset{i=1}{\overset{3}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{1i}---\left(16\right);$

4.1.2运营维护成本指标C₂计算：

4.1.2.1根据以下公式(17)计算检修运维成本C₂₂，单位为万元；

$C_{22}=\frac{1}{\mathrm{TL}}\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{C_{\mathrm{Si}}+C_{\mathrm{Li}}+C_{\mathrm{Ti}}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(17\right),$

其中C_Si为第i年规划方案全输电网变电站检修运维成本之和，C_Si为第i年规划方案全输电网变电站检修运维成本之和，C_Ti为第i年的专项检修成本；C_Si、C_Si、C_Ti按照电力公司的检修运维成本核算规程和标准进行核算；

4.1.2.2根据上述步骤5.1.2.1中得到的检修运维成本C₂₂代入以下公式(18)计算工资及附加成本C₂₁，单位为万元，

C₂₁＝λ₂₁·C₂₂   (18)，

其中，λ₂₁为前10年的工资及附加成本与检修运维成本的平均比值，由电力公司给出；

4.1.2.3根据上述步骤5.1.2.1中得到的检修运维成本C₂₂代入以下公式(19)计算其他运营成本C₂₃，单位为万元，

C₂₃＝λ₂₃·C₂₂   (19)，

其中，λ₂₃为前10年的其他运营成本与检修运维成本的平均比值，由电力公司给出；

4.1.2.4根据以下公式(20)计算停电成本C₂₄，单位为万元，

$C_{24}=\frac{1}{T}\·\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{EENS}}_i\·({\mathrm{PS}}_i-{\mathrm{PB}}_i)}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(20\right),$

其中EENS_i为第i年的输电网故障缺供电量期望值，PS_i为第i年的平均售电电价，PB_i为第i年的平均购电成本；

4.1.2.5根据以下公式(21)计算网损成本C₂₅，单位为万元，

$C_{25}=\frac{1}{T}\underset{i=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\frac{{\mathrm{Loss}}_i\·{\mathrm{PB}}_i}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}---\left(21\right),$

其中Loss_i为第i年的网损电量，PB_i为第i年的平均购电成本，由电力公司给出；

4.1.2.6将上述步骤5.1.2.1-5.1.2.5得到的检修运维成本C₂₂，工资及附加成本C₂₁，其他运营成本C₂₃，停电成本C₂₄和网损成本C₂₅代入以下公式(22)得运营维护成本指标C₂，单位为万元，

$C_2=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{C}_{2i}---\left(22\right);$

4.1.3报废处置成本指标C₃计算：

根据以下公式(23)计算报废处置成本指标C₃，单位为万元，

C₃＝(λ₃₁-λ₃₂+λ₃₃)·C₁₁    (23)，

其中λ₃₁、λ₃₂、λ₃₃分别为根据电力公司财务统计数据中的设备报废处置管理成本、残值回收收入、提前报废损失与初始投资成本的平均比值；

4.1.4财务风险指标C₄计算：

根据以下公式(24)计算财务风险指标C₄，单位为万元，

$C_4=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{TL}}{\mathrm{\Σ}}}\frac{\mathrm{\ΔCi}\·p_{\mathrm{Ci}}}{{(1+\mathrm{\γ})}^i}+\frac{\mathrm{\ΔTL}}{\mathrm{TL}}\·p_{\mathrm{TL}}\·C_1---\left(24\right),$

其中ΔCi为输电网规划方案在第i年的成本增加量，p_Ci为ΔCi出现的概率，ΔTL为输电网规划方案项目寿命减小量，p_TL为输电网规划方案项目寿命减小量出现的概率，C₁为输电网规划方案的投资成本指标，ΔCi、p_Ci、ΔTL、p_TL均由电力公司给出；

4.2将上述步骤5.1得到的投资成本指标C₁，运营维护成本指标C₂，报废处置成本指标C₃和财务风险指标C₄代入以下公式(25)得LCC指标C：

$C=\underset{i=1}{\overset{4}{\mathrm{\Σ}}}{C}_i---\left(25\right).$