基于全壽命周期成本的高壓配電網(wǎng)電壓等級選擇方法

國網(wǎng)江西省電力公司經(jīng)濟技術研究院 熊寧 王潔 朱文廣 鐘士元

本文提出一種農(nóng)村地區(qū)電壓等級選擇經(jīng)濟性評估方法，該法首先利用線路曲折系數(shù)與電源數(shù)量成反比的關系建立數(shù)學模型，估算出規(guī)劃目標年變電站的供電半徑；然后提出一種電網(wǎng)設備建設費用和運行費用的計算方法，使其可充分考慮規(guī)劃年負荷和供電半徑的變化影響，實現(xiàn)對電壓等級方案更精確地經(jīng)濟評估。

電壓等級；負荷密度；全壽命周期；經(jīng)濟評估

0 引言

電壓等級是電網(wǎng)結構中最根本的問題[1]。電壓等級選取不合理將引起網(wǎng)損增加，電壓合格率低，供電安全可靠性差，以及建設維修費用增加等一系列不良后果[2][3]。目前，我國農(nóng)村地區(qū)配電網(wǎng)主要采用35/10kV和110/10kV兩種電壓等級。在線路負載率低、絕緣費用高的條件下，采用35/10kV的方案是適宜的。但是隨著城鄉(xiāng)負荷的增長，該方案將出現(xiàn)供電能力不足、電壓質(zhì)量差和線損電量高等問題[4]。為解決上述問題，經(jīng)濟發(fā)達的農(nóng)村地區(qū)，特別是縣城中心區(qū)已取消了35kV，采用110/10kV電壓等級供電[5]。取消35kV電壓等級優(yōu)勢包括[6][7]：（1）減少了35kV電壓等級的能量損耗；（2）節(jié)省35kV電壓等級的設備投資；（3）減少35kV電壓等級運行環(huán)節(jié)，提高供電的可靠性。

電壓等級組合的選擇與地區(qū)負荷水平、供電區(qū)面積及該電壓等級輸變電設備的建設、運行費用有關，選擇何種電壓等級的組合能為供電企業(yè)帶來最大的經(jīng)濟效益，需通過技術、經(jīng)濟比較才能確定[8]。負荷密度是目前電壓等級組合選擇的主要評判指標[9]-[14]。在地區(qū)變電站平均供電范圍已知的條件下，該指標可求出每座變電站平均下送的負荷量，進而通過不同方案下運行、建設費用的比較，確定適合采用的電壓等級。在負荷密度法中，變電站供電半徑的確定至關重要[15]，因為它不僅決定變電站電源線路的長度，而且也決定著變電站下送的負荷量。但是，目前大多數(shù)文獻在供電半徑的設定時通常采用固定的經(jīng)驗值，沒有考慮該參數(shù)在規(guī)劃期內(nèi)的動態(tài)變化，導致計算結果過于粗略。文章提出一種新的電壓等級經(jīng)濟性評估方法，該法首先利用線路曲折系數(shù)與電源數(shù)量成反比的關系建立數(shù)學模型，估算出規(guī)劃目標年變電站的供電半徑；然后提出一種電網(wǎng)設備建設費用和運行費用的計算方法，使其可充分考慮規(guī)劃年負荷和供電半徑的變化影響，實現(xiàn)電壓等級更精確地經(jīng)濟評估。最后，將所提方法應用到江西農(nóng)村地區(qū)，并通過靈敏度分析，給出了取消35kV電壓等級的最佳時機。

1 電壓等級組合選擇

主要探討農(nóng)村地區(qū)電壓等級的選取方法，故只以110/10kV(方案一)和35/10kV(方案二)作為比較對象。根據(jù)《農(nóng)村電力網(wǎng)規(guī)劃設計導則》(DL/T5118-2000)，110kV和35kV變電站均應配有無功補償設備，故其低壓側(cè)10kV母線可作為電壓恒定的電源處理，因此可假設110kV和35kV變電站10kV線路具有相同的供電半徑和建設標準。在上述假設成立的條件下，所提方法主要步驟如下：（1）確定規(guī)劃目標年變電站供電半徑；（2）計算供電半徑內(nèi)的建設費用和運行費用；（3）經(jīng)濟評估，方案決策。

1.1 變電站供電半徑求解

對于一個地區(qū)來說，10kV線路的曲折系數(shù)與向其供電的變電站電源數(shù)量成反比關系。因此，在當前年電源數(shù)、線路曲折系數(shù)和規(guī)劃目標年線路供電半徑(最遠負荷點到電源點之間10kV線路長度)已知的條件下，目標年變電站供電半徑可由以下方程確定：

式中：下標f和c分別代表負荷規(guī)劃目標年和當前年；R為變電站供電半徑(電源點到其供電最遠負荷點之間的直線距離)；k為10kV線路曲折系數(shù)；l為10kV線路供電半徑；m為10kV電源數(shù)，即35kV和110kV變電站的個數(shù)；S為供電區(qū)面積。

式(1)中，lf是已知的規(guī)劃目標值；kf、mf和Rf為三個未知量，而等式方程也有三個，故可確定目標年供電半徑的唯一解。

1.2 計算生命周期內(nèi)變電站建設費用

變電站建設費用主要包括變電和線路設備的建設費用，一般作為固定值考慮。但從一個長遠的時間周期來看，由于新建變電站的不斷π入，電源線路的年建設費用會隨著供電半徑的降低而降低。因此，電源線路建設費用不僅由其當初的建設長度決定，也取決于規(guī)劃目標年變電站供電半徑。

假設某地區(qū)需y年到達負荷飽和年，則供電半徑年均下降率可表示為：

式中：下標f和c分別代表飽和負荷年和當前年；dr為變電站供電半徑年均下降率。

假設農(nóng)村地區(qū)負荷飽和年大于設備折舊年，在計及供電半徑變化條件下，提出一種變電站建設費用計算方法，表達式如下式所示，推導過程見附錄。

式中：Wc為變電站建設費用將來值；Xt和Xl分別為當前年變電站變電設備和單位長度電源線路的建設費用；Lc為當前年110(35)kV線路長度；i為銀行年利率；n為折舊期限。

1.3 運行費用

運行費用主要考慮網(wǎng)絡損耗費用，包括電源線路損耗和變壓器損耗兩部分。由于35kV和110kV變電站10kV建設標準相同，在方案比較時不考慮10kV因素的影響。在計及負荷年均增長率、供電變壓器損耗費用將來值分別如式(4)和式(5)所示。

式中，Wl和Wt分別為電源線路和變壓器的損耗費用；x為積分變量；ρ為地區(qū)的負荷密度；第x年的供電半徑；t為負荷的年增長率；為第x年的有功負荷；φ為功率因數(shù)角；V為變電站主變高壓側(cè)電壓；r0為電源線路的單位長度電阻；L為正常運行方式下變電站的受電線路長度；為第x年變電站受電線路長度；為第x年最大負荷日電源線路上的損耗功率；Tmax為地區(qū)最大負荷網(wǎng)損小時數(shù)；c為電價；rt為變壓器的短路電阻；為第x年最大負荷日變壓器損耗功率。

1.4 方案決策

用將來值對電壓等級選擇方案進行經(jīng)濟評估。若式(6)成立，則表明該地區(qū)110kV/10kV的供電方式要優(yōu)于35kV/10kV電壓等級組合。

式中：下標1和2分別代表方案1和2；Wc、Wp、Wm和We分別為變電站建設成本、運行成本（即損耗費用）、維護成本和退役成本。

2 算例分析

2.1 計算參數(shù)設定

2010年，江西省農(nóng)村地區(qū)面積為S=15.53萬平方公里，用電最大負荷Pc=4000MW，最大負荷利用小時數(shù)Tmax=3000h，10kV電源mc=881個。其中，110kV變電站110座，35kV變電站771座，變電站受電線路平均長度Ls=24km，功率因素cosφ=0.95，10kV線路平均長度為lc=30km，農(nóng)村地區(qū)負荷達到飽和后的年數(shù)y=30；變電和線路設備的折舊期n=25年。

根據(jù)計算參數(shù)的設置可知，江西2010年農(nóng)村地區(qū)負荷密度ρc=Pc/S=25.76kw/km2；供電半徑10kV線路曲折系數(shù)kc=lc/Rc=4。

根據(jù)《配電網(wǎng)規(guī)劃設計技術導則》中的規(guī)定，農(nóng)村(D類)地區(qū)線路供電半徑lf≤15km，此處取15km。由式(1)計算可知，飽和年的供電半徑Rf=5.95km，變電站座數(shù)mf=1398座。將其帶入式(2)，可知供電半徑的年均下降率dr=0.9923，受電線路平均長度Lsf=19km。

根據(jù)《江西省規(guī)劃設計實施細則》，規(guī)劃年110kV和35kV變電站主要采用單鏈結構接線方式。假設110kV和35kV變電站供電范圍為圓，半徑為R，如圖1所示。

由圖可知，備用電源線路長度Lb=0.5Ls=12，則新建110(35)kV線路總長度Lc=Lb+Ls=36km。

設定銀行年利率i=0.1；電價c=0.6元/kWh；主變和線路參數(shù)如表1所示，單位造價如表2所示。

圖1 變電站接線方式示意圖

表1 主變和線路參數(shù)設置

表2 項目單位造價

年度維護成本一般取投資額現(xiàn)值的1%；退役成本主要為殘值，以負值加入到LCC成本中，一般取投資額現(xiàn)值的10%。為便于計算，假設兩個方案的年維護成本和退役成本一致，不納入計算中。

2.2 實例計算

在傳輸同樣電力條件下，電壓等級越低，線路損耗費用越大。因此隨著負荷的增長，35/10kV電壓等級組合必然將向110/10kV過渡。假設折舊期內(nèi)江西農(nóng)村地區(qū)負荷年均增長率t=8%，根據(jù)當前負荷密度情況，兩種方案經(jīng)濟性比較如下：

（1）方案一

根據(jù)式(3)～(5)，可得折舊期末電源線路損耗費用Wl1=376(萬元)；變壓器損耗費用Wt1=157(萬元)，總損耗費用Wp1=533(萬元)；變電站建設費用Wc1=45810(萬元)。

（2）方案二

考慮到供電能力，35kV變電站配置了兩臺主變。假設兩臺主變同時運行，根據(jù)式(3)～(5)，折舊期末電源線路損耗費用Wl2=4819(萬元)；變壓器損耗費用Wt2=384(萬元)；總損耗費用Wp2=5203(萬元)；建設費用Wc2=26796(萬元)。

（3）方案比較

由計算結果可知，方案一的總費用為5 3 3+44191=44724萬元；方案二的總費用為5203+25871=31074萬元。因此，就江西電網(wǎng)目前的負荷密度而言，適合采取35/10kV的電壓等級組合。

圖2 總費用對負荷的靈敏度關系Fig.2 The sensitivity of total fees to load change

2.3 靈敏度分析

（1）負荷密度靈敏度分析

為分析負荷密度變化對總費用的影響，將負荷密度ρ以1kw/km2為步長，從25kw/km2增加到60kw/km2，總費用隨之變化曲線如圖2所示。

由圖可知，當負荷密度≥51.97kW/km2時，方案二的費用將超過方案一，表明此時取消35kV電壓等級是較為經(jīng)濟的；否則只有當35kV變電站供電能力不足時，才適合采用110/10kV的電壓等級組合。換句話說，按負荷年均8%的增長率計算，2020年江西農(nóng)村地區(qū)可取消35kV電壓等級。

（2）取消35kV臨界曲線

為分析在不同負荷密度和負荷增長率下取消35kV的條件，圖3給出了35kV電壓等級應用的臨界曲線。

由圖可知，若地區(qū)負荷密度和負荷年均增長率對應的點落在曲線下方，則表明該地區(qū)仍適合采用35kV電壓等級；否則，采用110/10kV電壓等級組合供電更為經(jīng)濟。

3 結論

文章提出一種農(nóng)村地區(qū)電壓等級選擇的經(jīng)濟評估方法，主要結論如下：

（1）利用線路曲折系數(shù)與電源數(shù)量成反比的關系建立數(shù)學模型，提出一種規(guī)劃目標年變電站供電半徑的求解方法。

（2）提出一種電網(wǎng)設備建設費用和運行費用的計算方法，使其可充分考慮規(guī)劃年負荷和供電半徑的變化影響，實現(xiàn)對電壓等級更精確地經(jīng)濟評估

（3）給出了35kV電壓等級適用臨界曲線，為地區(qū)電壓等級選擇提供了決策依據(jù)。

圖3 35kV電壓等級應用臨界曲線Fig.3 The critical curve for the application of 35kV voltage level

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