CN107609696A - 新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，步骤如下：S1，计算变电站的年费用C变；S2，计算线路的年费用C线；S3，计算年综合费用Ct；S4，计算年输配电量收入Rt；S5，构造年综合费用最小化的决策目标函数；S6，构造设备全寿命周期的净现值最大的目标函数；S7，若输配电价水平给定，则直接根据步骤S5和步骤S6求解，得到输出结果；若输配电价未知、随规划规模变动的情况则进行下一步；S8，构造输配电价的计算公式；S9，设置输配电价初始值J0；S10，获得年综合费用；S11，计算实时输配电价Ji；S12，判断。本发明基于综合费用最小化、全寿命效益最大化两个差异化的目标函数，建立了适应增量配网差异化发展目标的投资决策优化算法，指导优化配电网规划方案和投资规模。
Description
技术领域
本发明属于电力系统领域，主要涉及新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法。
背景技术
2015年国家发改委、国家能源局陆续联合发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见中发〔2015〕9号》(以下简称《9号文》)及其六大配套文件，本轮新电改的总体思路为“放开两头，管住中间”，即对中间的电力的中间传输环节继续进行监管，而对源端的发电侧和末端的用电侧实行放开，引入竞争，推进市场化交易，并逐步建立完善科学的电价机制。
配电网是电网企业的核心利益，与新一轮电改中最活跃的售电市场和电力用户紧密关联，9号文明确提出放开增量配电投资业务，未来，增量配电市场将出现新的市场主体，优质用户集中的地区将会成为社会资本主体和电网企业竞争的焦点。在理性市场行为下，电网企业的投资分类安排将优先满足主营业务发展需要、向电量增长快、效益高的盈利型配电网倾斜，以利于投资效益最大化；但同时，考虑到政府相关的监管考核标准，必须满足电力先行要求类项目及承担社会责任的公益类配网投资。
发明内容
本发明提出新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，在分析新电改政策、公益性与盈利性配网投资场景不同特点的基础上，结合配电网规划与投资决策的特点，综合考虑经济性与可靠性，用于指导优化配电网规划方案和投资规模，弥补现有技术中增量配网规划仅考虑电网物理属性而不考虑经济效益属性的缺点。
为解决上述技术问题，本发明的技术方案是这样实现的：
一种新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，步骤如下：
S1，计算变电站的年费用C变；
S1.1，计算变电站的年投资费用C变投。
S1.1.1，采用线性拟合方法得到变电站i的投资费用与变电站容量间的投资模型；
C变投，i＝a变+b变S变，i (1)；
式中，a变为投资中与变电容量无关的系数，万元；b变为投资中与变电容量有关的系数，万元/MVA；S变，i为第i个变电站的变电容量，MVA。
S1.1.2，根据步骤S1.1.1，得到所有变电站的年投资费用C变投；
其中：
ε＝α+β+γ (3)；
B变投＝εa变 (4)；
式中，P总为系统总负荷，MW；KS为规划区域变电站容载比，即规划区域总变电容量与总有功负荷之比，一般为1.8～2.2；α为年运行维护率；β为年资产利润率；γ为设备年折旧率。
S1.2，计算变电站的电能损耗年费用；
S1.2.1，计算变电站的变压器空载损耗年费用C变空；
S1.2.1.1，通过线性拟合方法得到主变j的空载损耗与主变容量间的损耗模型；
P空,j＝a空+b空S主，j (6)；
式中，P空,j为第j台主变的空载损耗，kW；a空为空载损耗中与变电容量无关的系数，kW；b空为空载损耗中与变电容量有关的系数，kW/MVA；S主，j为第j台主变的变电容量，MVA；
S1.2.1.2，根据步骤S1.2.1.1，得到变压器空载损耗年费用C变空；
其中：
B变空＝Cen主a空T变×10-4 (8)；
B变空′＝Ceb空(P总KS)T变×10-4 (9)；
式中，n主为任一变电站的主变台数，可取值为1、2、3或4；S主，j为第j台主变的变电容量，MVA；T变为变压器运行时间，h；Ce为单位电能损耗费用，若省级输配电价已发布，则直接取至发布的电网输配电价平均水平计算；若未发布输配电价表，则采用平均购销差价进行简化计算。
S1.2.2，计算变电站的变压器负载损耗年费用C变负；
S1.2.2.1，通过线性拟合方法得到主变j的负载损耗与主变容量间的数学模型；
P负，j＝a负+b负S主，j (10)；
式中，P负,j为第j台主变的负载损耗，kW；a负为负载损耗中与变电容量无关的系数，kW；b负为负载损耗中与变电容量有关的系数，kW/MVA；
S1.2.2.2，根据步骤S1.2.2.1，得到变压器负载损耗年费用C变负；
其中：
式中，S负,i为第i个变电站所带的最大负荷，MW；τmax为最大负荷损耗小时数，h；cosθ为功率因数。
S1.3，结合步骤S1.1和步骤S1.2，计算变电站的年费用C变；
C变＝B变N变+B变′ (14)；
其中：
B变＝B变投+B变空+B变负 (15)；
B变′＝B变投′+B变空′+B变负′ (16)。
S2，计算线路的年费用C线；
S2.1，计算线路投资的年费用C线投；
S2.1.1，计算线路出线总数n总；
式中，P单为单条线路所带的最大负荷，一般取其经济负荷，也可根据供区负荷密度或接线方式调整，如三供一备可取线路容量75％，负荷密度低的农村地区可取线路容量的20％；P总为系统总负荷。
S2.1.2，计算单条线路平均长度L线；
单条线路平均长度L线可根据变电站的供电范围或供电半径求出。假设变电站的供电范围为一个圆，变电站处于圆心位置。
S2.1.2.1，计算供电半径R线；
式中，A总为供电区总面积，km2；
S2.1.2.2，根据步骤S2.1.2.1，得到单条线路平均长度L线；
式中，K支为线路长度的修正系数，考虑了线路弯曲和分支的影响，一般取2.0；
S2.1.3，结合步骤S2.1.1和步骤S2.1.2，得到线路投资的年费用C线投；
式中，k架为架空线线路在系统总线路中的占比；k电为电缆线路在系统总线路中的占比；L线为单条线路平均长度，km；C架/电为基于规划导则选用的架空线或电缆线路导线的单位长度造价，万元/km；n总为线路出线总数。
S2.2，计算线路电能损耗年费用C线损；
S2.2.1，计算各线路最大负荷集中于末端的线路功率损耗ΔPmax；
式中，r架为架空线路单位长度的电阻值；r电为电缆线路单位长度的电阻值；UN为线路额定电压；ΔPmax为各线路最大负荷集中于末端的线路功率损耗；GP为考虑负荷不同分布时的功率损耗系数；Ce为单位电能损耗费用。
S2.2.2，确定线路功率损耗系数GP；
线路损耗功率受负荷分布的影响，负荷分布不同，线路功率损耗不同；负荷分布情况大致分为末端集中负荷、均匀分布负荷、渐增分布负荷、递减分布负荷、中间较重分布形式，其对应的线路功率损耗系数GP如表1所示；
表1不同负荷分布下的线路损耗功率系数
S2.2.3，结合步骤S2.2.1和步骤S2.2.2，得到线路电能损耗年费用C线损；
S2.3，计算年停电损失费；
S2.3.1，计算用户年均停电时间；
用户年均停电时间包括架空线路用户年均停电时间和电缆线路用户年均停电时间；
S2.3.1.1，计算架空线路用户年均停电时间SAIDI架；
SAIDI架＝D架L线+D架′ (25)；
式中，D架为架空线路停运时间，D架′为架空线路馈线开关停运时间；
对于有联络线路且开关无选择性的架空线路，D架和D架′的计算公式为：
D架′＝(N段-1)λ开t故切 (27)；
式中，N段为线路分段数，一般取3；λ故为年线路故障率，次/(年·km)；λ计为年线路计划检修率，次/(年·km)；λ开为分段开关年故障率，次/(年·台)；t故切为故障定位、隔离及倒闸操作时间；t故修为线路故障平均修复时间，h；t计切为计划停运隔离及倒闸操作时间，h；t计停为线路计划检修平均修复时间，h；
S2.3.1.2，计算电缆线路用户年均停电时间SAIDI电；
SAIDI电＝D电L线+D电′ (28)；
式中，D电为电缆线路停运时间；D电′为联络开关停运时间；
对于有联络且开关有选择性的电缆线路，D电和D电′计算公式为：
式中，N段为线路分段数；K主为主干线在总长度中的占比；M开为电缆环网柜内开关个数，可取6；t开修为分段开关故障平均修复时间；λ故为年线路故障率；λ计为年线路计划检修率；λ开为分段开关年故障率；t故切为故障定位、隔离及倒闸操作时间；t故修为线路故障平均修复时间；t计切为计划停运隔离及倒闸操作时间；t计停为线路计划检修平均修复时间，h；
S2.3.2，根据步骤S2.3.1，得到年停电损失费用；
B′线可＝P总ξCE(k电D′电+k架D′架)×10-1 (33)；
式中，ξ为线路的负荷率，指平均负荷与最大负荷之比，与地区负荷构成和负荷季节性波动有关；SAIDI架/电为架空/电缆线路的用户年均停电时间；CE为单位停电成本。
S2.4，结合步骤S2.1、步骤S2.2和步骤S2.3，计算线路的年费用C线；
B线＝B线投+B线损+B线可 (35)。
S3，结合步骤S1和步骤S2，计算年综合费用Ct；
S4，计算年输配电量收入Rt；
式中：Qd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电量；Jd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电价或购销差价；D为不足1kV、1～10kV、35kV、110kV等系列电压等级，F为一般工商业及其他用电、大工业用电、居民生活用电和农业用电四类；为了简化计算，可采用总电量和平均输配电价水平计算。
S5，构造年综合费用最小化的决策目标函数；
minCt＝C变+C线
＝(C变投+C变空+C变负)+(C线投+C线损+C线可) (38)；
式中，C变为变电站年费用，包括基于变电站投资的年费用C变投、空载损耗年费用C变空和负载损耗年费用C变负；C线为线路的年费用，包括线路的投资年费用C线投、线路电能损耗年费用C线损和线路停电损失年费用C线可。
S6，构造设备全寿命周期的净现值最大的目标函数；
式中：CNPV为全寿命周期净现值；n为设备全寿命周期，Xt为年净效益，Rt为年输配电量收入，Ct为年综合费用；σ为基准折现率，计算取值8％；
S7，若输配电价水平给定，则直接根据步骤S5和步骤S6求解，得到年综合费用最小值，输出效益最大值；若输配电价未知、随规划规模变动的情况则进行下一步；
S8，在效益最大化目标函数求解时电价与年综合费用存在嵌套关系，所以构造输配电价的计算公式；
式中：iav为加权平均资本收益率，为10％左右；S税金为缴纳的税金，可忽略；缺乏数据时，设定P有效资产等于全寿命周期总综合费；C总综合费为年综合费用；
S9，设置输配电价初始值J0；
S10，根据步骤S3，获得年综合费用；
S11，根据步骤S6计算实时输配电价Ji；
S12，判断，若Ji-J0|/J0≤k，k为误差限，则直接输出结果；否则，进行下一步；令J0＝Ji，重复S9-S11进行迭代计算，直至满足判据要求，并输出输配电价，当前输配电价是配电网效益最大化时所对应的输配电价，对应较为准确的投资规模，用于指导配电网规划和投资。
本发明依据增量配电业务的行政区划、区域功能定位、经济发展阶段、负荷结构及密度、用电量水平、供电可靠性需求等因素，分析对包括农村配电网、山区电网、高新产业园区和经济开发区等在内的多种增量业务场景及其电网发展趋势，建立公益型增量配电网、盈利型商业配电网定义和概念；给出两类综合场景的投资重点和方向；基于综合费用最小化、全寿命效益最大化两个差异化的目标函数，建立了适应增量配网差异化发展目标的投资决策优化算法，指导优化配电网规划方案和投资规模。
附图说明
图1为本发明投资决策模型关键影响因素分解图。
具体实施方式
本发明综合考虑电网企业、政府和电力用户多方需求，结合配电网规划与投资决策工作特点，将增量配电网目标差异化决策模型分为综合费用最小和全寿命周期净收益最大两个目标函数，并通过多阶段准动态优化方法求解配电网布局规划方案和投资规模，形成增量配电网差异化发展目标的投资决策优化算法，为电网企业适应电改、参与电改提供理论工具和方法，更好地指导新电改环境下配电网规划优化和投资决策工作。
而为了更好地指导新电改环境下配电网规划优化和投资决策工作，则需要：
1，增量配电网发展场景分析
依据增量配电业务的行政区划、区域功能定位、经济发展阶段、负荷结构及密度、用电量水平、供电可靠性需求等因素，分析对包括农村配电网、山区电网、高新产业园区和经济开发区等在内的多种增量业务场景及其电网发展趋势。
增量配电网又分为公益型增量配电网和盈利型增量配电网。
公益型增量配电网指对投资回报率较低，但必须要承担基本的社会责任和供电义务的增量配电网。农村、山区等电网具备公益型增量配电网的特点，负荷密度较小、供电可靠性要求不高，电量需求不大；网架结构较为薄弱，线路负载率较低，部分长线路低电压质量、小水电并网线路高电压问题突出。
盈利型增量配电网指对投资回报率较高，具有一定盈利空间的增量配电网。多集中在各地区的经济开发区、产业集聚区、工业园区和新城区，这类地区电网基础较好，电力消耗量大，且增长空间大，是拉动各地经济的增长点。且因内部用户用能方式的多样化，具备形成综合用能增值服务的条件。
2，投资重点及方向分许
公益型增量配电网电网企业主要按约定履行保底供应商义务。应充分利用存量配电网，合理进行投资，以最小化的电网投资满足一定的供电需求、供电质量及供电可靠性即可，重点解决低电压、设备隐患等亟需解决的问题。
盈利型增量配电网按照避免重复建设原则、坚持公平竞争原则、保障电网安全原则投资建设，在政府输配电环节管制的条件下，以用户负荷需求、可靠性要求和电压质量等为约束条件，尽可能获取最大化的合理收益，提高投资效率效益。
为尽可能获取最大化的合理收益，提高投资效率效益，则需建立差异化目标函数；
①基于年综合费用最小化的决策模型
基于负荷均匀分布假设和系统容载比的设置，综合考虑变电站和中压线路的投资费用、运行费用和停电损失费用，建立以年综合费用Ct最小为目标的数学模型：
式中，C变为变电站年费用，包括基于变电站投资的年费用C变投和变电站电能损耗年费用(含空载损耗年费用C变空和负载损耗年费用C变负)；C线为线路的年费用，包括线路的投资年费用C线投、线路电能损耗年费用C线损和线路停电损失年费用C线可。
②基于效益最大化的决策模型
以设备全寿命周期的净现值最大的目标函数为：
式中：CNPV为全寿命周期净现值；n为设备全寿命周期，Xt为年净效益，Rt为年输配电量收入，Ct为年综合费用；σ为基准折现率，计算取值8％。
其中，年输配电量收入可表示为:
(1)年输配电量收入Rt
式中：Qd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电量，kWh；Jd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电价或购销差价，元/kWh；D为不足1kV、1～10kV、35kV、110kV等系列电压等级，F为一般工商业及其他用电、大工业用电、居民生活用电和农业用电等四类。为了简化计算，可采用总电量和平均输配电价水平计算。
(2)Ct年综合费用
Ct包含了变电站年费用C变和线路年费用C线。
③模型关键影响因素分解
对上述决策模型所涉的关键项进行分解，见图1。
在上述理论及图1的分析基础上，提供一种新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，步骤如下：
S1，计算变电站的年费用C变。
S1.1，计算变电站的年投资费用C变投。
S1.1.1，采用线性拟合方法得到变电站i的投资费用与变电站容量间的投资模型；
C变投，i＝a变+b变S变，i (1)；
式中，a变为投资中与变电容量无关的系数，万元；b变为投资中与变电容量有关的系数，万元/MVA；S变，i为第i个变电站的变电容量，MVA。
S1.1.2，根据步骤S1.1.1，得到所有变电站的年投资费用C变投；
其中：
ε＝α+β+γ (3)；
B变投＝εa变 (4)；
式中，P总为系统总负荷，MW；KS为规划区域变电站容载比，即规划区域总变电容量与总有功负荷之比，一般为1.8～2.2；α为年运行维护率；β为年资产利润率；γ为设备年折旧率。
S1.2，计算变电站的电能损耗年费用；
S1.2.1，计算变电站的变压器空载损耗年费用C变空；
S1.2.1.1，通过线性拟合方法得到主变j的空载损耗与主变容量间的损耗模型；
P空,j＝a空+b空S主，j (6)；
式中，P空,j为第j台主变的空载损耗，kW；a空为空载损耗中与变电容量无关的系数，kW；b空为空载损耗中与变电容量有关的系数，kW/MVA；S主，j为第j台主变的变电容量，MVA；
S1.2.1.2，根据步骤S1.2.1.1，得到变压器空载损耗年费用C变空；
其中：
B变空＝Cen主a空T变×10-4 (8)；
B变空′＝Ceb空(P总KS)T变×10-4 (9)；
式中，n主为任一变电站的主变台数，可取值为1、2、3或4；S主，j为第j台主变的变电容量，MVA；T变为变压器运行时间，h；Ce为单位电能损耗费用，若省级输配电价已发布，则直接取至发布的电网输配电价平均水平计算；若未发布输配电价表，则采用平均购销差价进行简化计算。
S1.2.2，计算变电站的变压器负载损耗年费用C变负；
S1.2.2.1，通过线性拟合方法得到主变j的负载损耗与主变容量间的数学模型；
P负，j＝a负+b负S主，j (10)；
式中，P负,j为第j台主变的负载损耗，kW；a负为负载损耗中与变电容量无关的系数，kW；b负为负载损耗中与变电容量有关的系数，kW/MVA；
S1.2.2.2，根据步骤S1.2.2.1，得到变压器负载损耗年费用C变负；
其中：
式中，S负,i为第i个变电站所带的最大负荷，MW；τmax为最大负荷损耗小时数，h；cosθ为功率因数。
S1.3，结合步骤S1.1和步骤S1.2，计算变电站的年费用C变；
C变＝B变N变+B变′ (14)；
其中：
B变＝B变投+B变空+B变负 (15)；
B变′＝B变投′+B变空′+B变负′ (16)。
S2，计算线路的年费用C线；
S2.1，计算线路投资的年费用C线投；
S2.1.1，计算线路出线总数n总；
式中，P单为单条线路所带的最大负荷，一般取其经济负荷，也可根据供区负荷密度或接线方式调整，如三供一备可取线路容量75％，负荷密度低的农村地区可取线路容量的20％；P总为系统总负荷。
S2.1.2，计算单条线路平均长度L线；
单条线路平均长度L线可根据变电站的供电范围或供电半径求出。假设变电站的供电范围为一个圆，变电站处于圆心位置。
S2.1.2.1，计算供电半径R线；
式中，A总为供电区总面积，km2；
S2.1.2.2，根据步骤S2.1.2.1，得到单条线路平均长度L线；
式中，K支为线路长度的修正系数，考虑了线路弯曲和分支的影响，一般取2.0；
S2.1.3，结合步骤S2.1.1和步骤S2.1.2，得到线路投资的年费用C线投；
式中，k架为架空线线路在系统总线路中的占比；k电为电缆线路在系统总线路中的占比；L线为单条线路平均长度，km；C架/电为基于规划导则选用的架空线或电缆线路导线的单位长度造价，万元/km；n总为线路出线总数。
S2.2，计算线路电能损耗年费用C线损；
S2.2.1，计算各线路最大负荷集中于末端的线路功率损耗ΔPmax；
式中，r架为架空线路单位长度的电阻值；r电为电缆线路单位长度的电阻值；UN为线路额定电压；ΔPmax为各线路最大负荷集中于末端的线路功率损耗。
S2.2.2，确定线路功率损耗系数GP；
线路损耗功率受负荷分布的影响，负荷分布不同，线路功率损耗不同；负荷分布情况大致分为末端集中负荷、均匀分布负荷、渐增分布负荷、递减分布负荷、中间较重分布形式，其对应的线路功率损耗系数GP如表2所示；
表1不同负荷分布下的线路损耗功率系数
S2.2.3，结合步骤S2.2.1和步骤S2.2.2，得到线路电能损耗年费用C线损；
其中，GP为考虑负荷不同分布时的功率损耗系数；Ce为单位电能损耗费用。
S2.3，计算年停电损失费；
S2.3.1，计算用户年均停电时间；
用户年均停电时间包括架空线路用户年均停电时间和电缆线路用户年均停电时间；
S2.3.1.1，计算架空线路用户年均停电时间SAIDI架；
SAIDI架＝D架L线+D架′ (25)；
式中，D架为架空线路停运时间，D架′为架空线路馈线开关停运时间；
对于有联络线路且开关无选择性的架空线路，D架和D架′的计算公式为：
D架′＝(N段-1)λ开t故切 (27)；
式中，N段为线路分段数，一般取3；λ故为年线路故障率，次/(年·km)；λ计为年线路计划检修率，次/(年·km)；λ开为分段开关年故障率，次/(年·台)；t故切为故障定位、隔离及倒闸操作时间；t故修为线路故障平均修复时间，h；t计切为计划停运隔离及倒闸操作时间，h；t计停为线路计划检修平均修复时间，h；
S2.3.1.2，计算电缆线路用户年均停电时间SAIDI电；
SAIDI电＝D电L线+D电′ (28)；
式中，D电为电缆线路停运时间；D电′为联络开关停运时间；
对于有联络且开关有选择性的电缆线路，D电和D电′计算公式为：
式中，N段为线路分段数；K主为主干线在总长度中的占比；M开为电缆环网柜内开关个数，可取6；t开修为分段开关故障平均修复时间；λ故为年线路故障率；λ计为年线路计划检修率；λ开为分段开关年故障率；t故切为故障定位、隔离及倒闸操作时间；t故修为线路故障平均修复时间；t计切为计划停运隔离及倒闸操作时间；t计停为线路计划检修平均修复时间，h；
S2.3.2，根据步骤S2.3.1，得到年停电损失费用；
B′线可＝P总ξCE(k电D′电+k架D′架)×10-1 (33)；
式中，ξ为线路的负荷率，指平均负荷与最大负荷之比，与地区负荷构成和负荷季节性波动有关；SAIDI架/电为架空/电缆线路的用户年均停电时间；CE为单位停电成本。
S2.4，结合步骤S2.1、步骤S2.2和步骤S2.3，计算线路的年费用C线；
B线＝B线投+B线损+B线可 (35)。
S3，结合步骤S1和步骤S2，计算年综合费用Ct；
S4，计算年输配电量收入Rt；
式中：Qd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电量；Jd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电价或购销差价；D为不足1kV、1～10kV、35kV、110kV等系列电压等级，F为一般工商业及其他用电、大工业用电、居民生活用电和农业用电四类；为了简化计算，可采用总电量和平均输配电价水平计算。
S5，构造年综合费用最小化的决策目标函数；
minCt＝C变+C线
＝(C变投+C变空+C变负)+(C线投+C线损+C线可) (38)；
式中，C变为变电站年费用，包括基于变电站投资的年费用C变投、空载损耗年费用C变空和负载损耗年费用C变负；C线为线路的年费用，包括线路的投资年费用C线投、线路电能损耗年费用C线损和线路停电损失年费用C线可。
S6，构造设备全寿命周期的净现值最大的目标函数；
式中：CNPV为全寿命周期净现值；n为设备全寿命周期，Xt为年净效益，Rt为年输配电量收入，Ct为年综合费用；σ为基准折现率，计算取值8％；
S7，若输配电价水平给定，年综合费用最小化时即为效益最大化，则直接根据步骤S5和步骤S6求解，得到输出结果；若输配电价未知、随规划规模变动的情况，则进行下一步；
S8，在效益最大化目标函数求解时电价与年综合费用存在嵌套关系，所以构造输配电价的计算公式；
式中：iav为加权平均资本收益率，为10％左右；S税金为缴纳的税金，可忽略；缺乏数据时，设定P有效资产等于全寿命周期总综合费；C总综合费为年综合费用；
S9，设置输配电价初始值J0；
S10，根据步骤S3，获得年综合费用；
S11，根据步骤S6计算实时输配电价Ji；
S12，判断，若|Ji-J0|/J0≤k，k为误差限，则直接输出结果；否则，进行下一步；令J0＝Ji，重复S9-S11进行迭代计算，直至满足判据要求，并输出输配电价，当前输配电价是配电网效益最大化时所对应的输配电价，对应较为准确的投资规模，用于指导配电网规划和投资。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，步骤如下：
S1，计算变电站的年费用C变；
C变＝B变N变+B变′ (14)；
S2，计算线路的年费用C线；
S3，结合步骤S1和步骤S2，计算年综合费用Ct；
S4，计算年输配电量收入Rt；
式中：Qd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电量；Jd-f,t为第t年d电压等级f类用户输配电价或购销差价；D为不足1kV、1～10kV、35kV、110kV等系列电压等级，F为一般工商业及其他用电、大工业用电、居民生活用电和农业用电四类；
S5，构造年综合费用最小化的决策目标函数；
minCt＝C变+C线
＝(C变投+C变空+C变负)+(C线投+C线损+C线可) (38)；
式中，C变为变电站年费用，包括基于变电站投资的年费用C变投、空载损耗年费用C变空和负载损耗年费用C变负；C线为线路的年费用，包括线路的投资年费用C线投、线路电能损耗年费用C线损和线路停电损失年费用C线可；
S6，构造设备全寿命周期的净现值最大的效益目标函数；
式中：CNPV为全寿命周期净现值；n为设备全寿命周期，Xt为年净效益，Rt为年输配电量收入，Ct为年综合费用；σ为基准折现率，计算取值8％；
S7，若输配电价水平给定，则直接根据步骤S5和步骤S6求解，得到年综合费用最小值，输出效益最大值；若输配电价未知、随规划规模变动的情况则进行下一步；
S8，构造输配电价的计算公式；
式中：iav为加权平均资本收益率；S税金为缴纳的税金，可忽略；P有效资产等于全寿命周期总综合费；C总综合费为年综合费用；
S9，设置输配电价初始值J0；
S10，根据步骤S3，获得年综合费用；
S11，根据步骤S6计算实时输配电价Ji；
S12，判断，若|Ji-J0|/J0≤k，k为误差限，则直接输出结果；否则，进行下一步；令J0＝Ji，重复S9-S11进行迭代计算，直至满足判据要求，并输出输配电价，当前输配电价是配电网效益最大化时所对应的输配电价，对应较为准确的投资规模，用于指导配电网规划和投资。
2.根据权利要求1所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S1中，具体步骤为：S1.1，计算变电站的年投资费用C变投；
S1.2，计算变电站的电能损耗年费用；
S1.3，结合步骤S1.1和步骤S1.2，计算变电站的年费用C变；
C变＝B变N变+B变′ (14)；
其中：
B变＝B变投+B变空+B变负 (15)；
B变′＝B变投′+B变空′+B变负′ (16)。
3.根据权利要求2所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S1.1中，具体步骤为：S1.1.1，采用线性拟合方法得到变电站i的投资费用与变电站容量间的投资模型；
C变投，i＝a变+b变S变，i (1)；
式中，a变为投资中与变电容量无关的系数，万元；b变为投资中与变电容量有关的系数，万元/MVA；S变，i为第i个变电站的变电容量，MVA；
S1.1.2，根据步骤S1.1.1，得到所有变电站的年投资费用C变投；
其中：
ε＝α+β+γ (3)；
B变投＝εa变 (4)；
式中，P总为系统总负荷，MW；KS为规划区域变电站容载比，即规划区域总变电容量与总有功负荷之比，一般为1.8～2.2。
4.根据权利要求2所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S1.2中，具体步骤为：S1.2.1，计算变电站的变压器空载损耗年费用C变空；
S1.2.1.1，通过线性拟合方法得到主变j的空载损耗与主变容量间的损耗模型；
P空,j＝a空+b空S主，j (6)；
式中，P空,j为第j台主变的空载损耗，kW；a空为空载损耗中与变电容量无关的系数，kW；b空为空载损耗中与变电容量有关的系数，kW/MVA；S主，j为第j台主变的变电容量，MVA；
S1.2.1.2，根据步骤S1.2.1.1，得到变压器空载损耗年费用C变空；
其中：
B变空＝Cen主a空T变×10-4 (8)；
B变空′＝Ceb空(P总KS)T变×10-4 (9)；
式中，n主为任一变电站的主变台数；S主，j为第j台主变的变电容量，MVA；T变为变压器运行时间，h；Ce为单位电能损耗费用；
S1.2.2，计算变电站的变压器负载损耗年费用C变负；
S1.2.2.1，通过线性拟合方法得到主变j的负载损耗与主变容量间的数学模型；
P负，j＝a负+b负S主，j (10)；
式中，P负,j为第j台主变的负载损耗，kW；a负为负载损耗中与变电容量无关的系数，kW；b负为负载损耗中与变电容量有关的系数，kW/MVA；
S1.2.2.2，根据步骤S1.2.2.1，得到变压器负载损耗年费用C变负；
其中：
式中，S负,i为第i个变电站所带的最大负荷，MW；τmax为最大负荷损耗小时数，h；cosθ为功率因数。
5.根据权利要求1所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S2中，具体步骤为：
S2.1，计算线路投资的年费用C线投；
S2.2，计算线路电能损耗年费用C线损；
S2.3，计算年停电损失费；
S2.4，结合步骤S2.1、步骤S2.2和步骤S2.3，计算线路的年费用C线；
B线＝B线投+B线损+B线可 (35)；
6.根据权利要求5所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S2.1中，具体步骤为：
S2.1.1，计算线路出线总数n总；
式中，P单为单条线路所带的最大负荷；P总为系统总负荷；
S2.1.2，计算单条线路平均长度L线；
S2.1.2.1，计算供电半径R线；
式中，A总为供电区总面积，km2；
S2.1.2.2，根据步骤S2.1.2.1，得到单条线路平均长度L线；
式中，K支为线路长度的修正系数，考虑了线路弯曲和分支的影响，一般取2.0；
S2.1.3，结合步骤S2.1.1和步骤S2.1.2，得到线路投资的年费用C线投；
式中，k架为架空线线路在系统总线路中的占比；k电为电缆线路在系统总线路中的占比；L线为单条线路平均长度，km；C电为基于规划导则选用的电缆线路导线的单位长度造价，万元/km；C架为基于规划导则选用的架空线路导线的单位长度造价；n总为线路出线总数。
7.根据权利要求5所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S2.2中，具体步骤为：
S2.2.1，计算各线路最大负荷集中于末端的线路功率损耗ΔPmax；
式中，r架为架空线路单位长度的电阻值；r电为电缆线路单位长度的电阻值；UN为线路额定电压；cosθ为功率因数；P总为系统总负荷；n总为线路出线总数；
S2.2.2，确定线路功率损耗系数GP；
S2.2.3，结合步骤S2.2.1和步骤S2.2.2，得到线路电能损耗年费用C线损；
8.根据权利要求5所述的新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法，其特征在于，在步骤S2.3中，具体步骤为：
S2.3.1，计算用户年均停电时间；
用户年均停电时间包括架空线路用户年均停电时间和电缆线路用户年均停电时间；
S2.3.1.1，计算架空线路用户年均停电时间SAIDI架；
SAIDI架＝D架L线+D架′ (25)；
式中，D架为架空线路停运时间，D架′为架空线路馈线开关停运时间；
对于有联络线路且开关无选择性的架空线路，D架和D架′的计算公式为：
D架′＝(N段-1)λ开t故切 (27)；
式中，N段为线路分段数；λ故为年线路故障率；λ计为年线路计划检修率；λ开为分段开关年故障率；t故切为故障定位、隔离及倒闸操作时间；t故修为线路故障平均修复时间；t计切为计划停运隔离及倒闸操作时间；t计停为线路计划检修平均修复时间；
S2.3.1.2，计算电缆线路用户年均停电时间SAIDI电；
SAIDI电＝D电L线+D电′ (28)；
式中，D电为电缆线路停运时间；D电′为联络开关停运时间；
对于有联络且开关有选择性的电缆线路，D电和D电′计算公式为：
式中，N段为线路分段数；K主为主干线在总长度中的占比；M开为电缆环网柜内开关个数；t开修为分段开关故障平均修复时间；λ故为年线路故障率；λ计为年线路计划检修率；λ开为分段开关年故障率；t故切为故障定位、隔离及倒闸操作时间；t故修为线路故障平均修复时间；t计切为计划停运隔离及倒闸操作时间；t计停为线路计划检修平均修复时间；
S2.3.2，根据步骤S2.3.1，得到年停电损失费用；
B′线可＝P总ξCE(k电D′电+k架D′架)×10-1 (33)；
式中，ξ为线路的负荷率，指平均负荷与最大负荷之比，与地区负荷构成和负荷季节性波动有关；SAIDI架/电为架空/电缆线路的用户年均停电时间；CE为单位停电成本。
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| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710790516.4A CN107609696A (zh) | 2017-09-05 | 2017-09-05 | 新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法 |
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|---|---|---|---|
| CN201710790516.4A CN107609696A (zh) | 2017-09-05 | 2017-09-05 | 新电改增量配电网差异化发展投资的优化方法 |
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|---|---|
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|---|---|
| CN (1) | CN107609696A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113178860A (zh) * | 2021-04-15 | 2021-07-27 | 国网河北省电力有限公司沧州供电分公司 | 一种柔性多状态开关新型协调控制方法 |
| CN114219240A (zh) * | 2021-12-01 | 2022-03-22 | 深圳供电局有限公司 | 一种中压配电网可靠性评估方法及系统 |
-
2017
- 2017-09-05 CN CN201710790516.4A patent/CN107609696A/zh active Pending
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113178860A (zh) * | 2021-04-15 | 2021-07-27 | 国网河北省电力有限公司沧州供电分公司 | 一种柔性多状态开关新型协调控制方法 |
| CN114219240A (zh) * | 2021-12-01 | 2022-03-22 | 深圳供电局有限公司 | 一种中压配电网可靠性评估方法及系统 |
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