一种基于同期售电量的电网数据分析方法

技术领域

本发明涉及一种电网数据分析系统，特别涉及一种基于同期售电量的电网数据分析方法。

背景技术

随着数字经济的发展，数据在推动经济效率提高，催生新型产品和服务供给，带动经济增长方面，发挥出越来越重要的作用。数据的生产要素特征日益显现，数据已成为国家基础性战略资源。

电力大数据作为经济社会发展的晴雨表，具备覆盖面范围广、价值密度高和实时准确性强等特点。当前公司电网业务的盈利能力大幅削弱，经营效益逐年下滑，经营环境复杂严峻、经营压力前所未有。为应对严峻的经营形势，在《国家电网有限公司关于深化同期线损系统应用助力提质增效工作的通知》和《国网发展部关于建立同期电量常态化监测机制的通知》的文件基础上，公司希望充分应用同期线损管理系统拓展同期售电量监测的应用范围，将同期售电量的应用范围从电量的实施监测、产业分析向前延伸至电网投资后评价，助力精准投资。

然而，精准投资要求能够合理的确定电网的投资规模。现有的电网系统在投入和产出方面还缺少有效的分析方法，电量和用户对接分析难度较大，由于售电量数据难以采集，故在电网投资项目后评价报告中售电量数据一般为预估值，难以实现精准的数据分析。

目前，国网的同期线损系统主要用于线损管理工作，在基于电力大数据为公司经营、政府决策支撑方面存在不足。因此，亟需从被动适应公司系统数字化转型，向主动应用平台挖掘数据价值转变，为促进公司经营发展、政府有效决策提供支撑。

发明内容

本发明要解决的技术问题是：现有的电网数据平台缺乏对电网数据的有效统计分析系统，使得电量和用户对接分析难度较大，由于售电量数据难以采集，故在电网投资项目后评价报告中售电量数据一般为预估值，难以实现精准的数据分析。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：

一种基于同期售电量的电网数据分析方法，包括如下步骤：

步骤S1：从源端系统获取线损基础数据；所述线损基础数据包括变电站基础档案、变电站运行信息和变电站拓扑关系图；

步骤S2：从同期线损系统中获取变电站的电量产出和投入数据，即：变电站的供电量和售电量；

步骤S3：从投资计划管理系统和ERP系统采集变电站的资金投入数据；

步骤S4：根据从步骤S1中获取的变电站拓扑关系图，按照“站-线-变-户-表”的关系，梳理该变电站供电范围内的线路、用户，建立电量分析逻辑关系；

步骤S5：计算变电站利用效率，即：变电站利用效率＝获取的变电站供电量/全年最高供电量*100％；全年最高供电量＝主变容量*365*24；

若利用效率大于60％，则变电站利用效率较高，但存在重载、超载风险，应在今后加强地区架投资；

若利用效率小于30％，则变电站利用效率偏低，应考虑进一步优化网架，提高负载水平；

步骤S6：根据配电收入和配电成本，计算变电站的投入产出效益。

进一步优选技术方案，所述源端系统包括：营销业务应用系统、电网调度SCADA/EMS系统、设备运维精益管理系统、电能量计量系统、用电信息采集系统、地理信息管理平台和配电自动化系统。

进一步优选技术方案，所述营销业务应用系统用于提供用电档案信息、营销电量信息、换表记录信息、关口计量点档案信息和关口表计信息；所述电网调度SCADA/EMS系统用于提供电网结构数据和典型负荷日相关遥信遥测数据；所述设备运维精益管理系统用于提供输变配电设备信息；所述电能量计量系统用于提供电厂和35千伏及以上变电站内所有计量点档案、日冻结数据、负荷曲线数据；所述用电信息采集系统用于提供日冻结数据、负荷曲线数据、部分10千伏联络点关口电量和非统调电厂电量；所述地理信息管理平台用于提供配网拓扑关系信息等数据；所述配电自动化系统用于提供配电终端采集的10千伏关口电量和典型负荷日相关遥信遥测数据。

进一步优选技术方案，所述供电量通过变电站关口表计量。

进一步优选技术方案，所述售电量包括台区用户售电量和高压用户售电量；所述台区用户售电量通过台区总表计量；所述高压用户售电量通过用户电能表计量。

进一步优选技术方案，为了提高数据处理效率，所述台区总表在统计用电数据时忽略台区线损数据。

进一步优选技术方案，所述变电站的投入产出效益的具体计算步骤如下：

a、计算输配电收入：配电收入＝售电量*输配电价；其中，售电量通过同期线损系统获取；输配电价按政府核定的输配电价；

b、计算输配电成本：配电成本＝项目投资完成额+折旧费+运维成本；

所述项目投资完成额是根据项目当年投资优选结果，在ERP系统中采集项目决算金额作为该项目的投资完成额；

所述折旧费为固定资产原值的5.7％，折旧率采用年限平均法计算，年折旧率取5.7％；

所述运维成本为固定资产原值的2％；

c、计算投入产出效益：变电站的投入产出效益＝配电收入/配电成本。

本发明的有益效果是：采用本方案能够实现了变电站售电数据的精准采集，从而可对电网投资项目后评价报告中的预估售电量数据进行偏差修正，从而确定该变电站的运行经济效益，保证投入产出的精准分析。

附图说明

图1变电站拓扑关系图。

图2是110千伏铜川站2017年供电量。

图3是110千伏铜川站2018年供电量。

图4是110千伏铜川站2019年供电量。

图5是110千伏铜川站2020年供电量。

具体实施方式

以下选择已投运的110千伏铜川变电站作为试点项目，讲解下本方法的具体实施方式。

一、从源端系统获取110千伏铜川变电站的基础信息；

110千伏铜川变电站的建设规模为2台40兆伏安主变(上下分体)，2路110千伏侧接线采用一进三出(支接变压器)接线，10千伏侧采用单母线四分段，出线24回，安装10千伏电容器3000ar4组，10千伏中性点采用经小电阻接地方式。变电站拓扑关系图，按照“站-线-变-户-表”的关系进行梳理，如图1所示。

二、从同期线损系统中采集110千伏铜川变电站的电量产出、投入数据；

(1)采集变电站产出数据

供电量：在同期线损系统中采集2017年1月至2020年11月铜川变电站的供电量，见表1。

表1：110千伏铜川变电站供电量

售电量数据：在同期线损系统采集2017年1月至2020年11月铜川变电站关于高压用户、台区售电量明细数据，见表2.

表2：110千伏铜川变电站售电量

(2)采集变电产投入数据

110千伏铜川(电气)输变电工程可研批复费用为9782万元；核准批复费用为8840万元；初设概算批复为8266.37万元；工程决算为7065.19万元(以上金额全为含税金额，增值税抵扣金额为478.13万元)。

三、110千伏铜川变电站输变电能力利用率分析

(1)供电量趋势分析

对采集的供电量数据进行梳理，得出：2017年1月至2020年11月，铜川变电站的供电量趋势较为相似，1月至5月逐步下降，6-8月大幅上升，8月至12月先下降后上升。连续四年，在7、8月供电量均超过1000万千瓦时，在8月达到最高值。2017年至2020年铜川变电站供电量趋势图，如图2、3、4、5所示。

(2)变电站输变电能力利用率分析

计算2017-2020年铜川变电站的利用率，计算公式如下：

变电站输变电能力利用效率＝×100％；

全年最高供电量＝主变容量(千瓦)×365(天)×24(小时/天)；

铜川变电站输变电能力利用效率如表3所示：

表3：铜川变电站输变电能力利用效率

2017年至2020年铜川变电站的利用效率均<30％,铜川变电站的利用效率偏低，应考虑进一步优化网架，提高负载水平。

四、后评价报告售电收入预测验证

后评价报告中，根据工程投运到后评价时点运行状态，以电量预测方案估算全周期内工程输送电量，以现行政策为依据估算电量电价、成本费用。平均购电价格按照0.677元/度，平均售电价格按照0.888元/度计算。售电收入的计算公式如下：

售电收入＝(平均售电价格-平均购电价格)×当年售电量；

本方案采用同期售电量，按照政府核定的输配电价，计算售电收入。按照输配电价监管结果，2017-2019年输配电价为0.23元/千瓦时，2020-2022年为0.18元/千瓦时。输配电收入的计算公式如下：

输配电收入＝输配电价×同期售电量。

修正前后的售电收入如表4所示：

表4：后评价报告售电收入与基于同期售电量的输配电收入

五、变电站资金投入产出效益分析

评价方法：基于同期售电量计算2017年至2020年变电站售电量，并按照电量预测方案估算2021年至报废过程的变电站售电量，以输配电价监管结果为依据估算电量电价、成本费用。

评价内容：根据《建设项目经济评价方法与参数》(第三版，2006)计算工程盈利能力指标(财务净现值、全投资内部收益率、资本金内部收益率、动态投资回收期、总投资收益率、资本金净利润率等)计算。

电量预测方案：电量增长至预估电量后稳定，不再增长。

评价步骤：按照计算输配电收入、计算输配电成本、计算投入产出水平，确定该变电站的运行经济效益。在评价过程中，基于以下条件开展运行经济效益评价。

铜川变电站运行经济效益评价条件如表5所示：

表5：铜川变电站运行经济效益评价条件

评价结果：基于同期售电量预测的电量结果如下表所示：

由此可知，铜川变电站运行至第25年，仍未收回投资。

铜川输变电项目全周期财务分析，如表6-1和表6-2所示：

表6-1：铜川输变电项目全周期财务分析(一)

表6-2：铜川输变电项目全周期财务分析(二)

以上显示和描述了本方案的基本原理和主要特征和本方案的优点。本行业的技术人员应该了解，本方案不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本方案的原理，在不脱离本方案精神和范围的前提下，本方案还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本方案范围内。本方案要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。