楊文麗

(重慶理工大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，重慶 400050)

0　引言

DL/T 1503—2016 中壓配電網(wǎng)可靠性評估導(dǎo)則[1]是電力行業(yè)首部可靠性評估導(dǎo)則，實(shí)現(xiàn)由“事后評價”到“事前事中預(yù)測評估”的轉(zhuǎn)變。已有文獻(xiàn)結(jié)合最新導(dǎo)則對其在中壓配電網(wǎng)規(guī)劃、改造、運(yùn)行環(huán)節(jié)的應(yīng)用進(jìn)行了研究[2-8]。

當(dāng)前對于投資方案評估或比選方法，主要是全壽周期成本[9-14]和成本效益[15-16]模型。在不考慮電價浮動的場景下，全壽命周期成本最小化即為效益最大化，此模型在單項(xiàng)或小規(guī)模工程項(xiàng)目、輸電網(wǎng)項(xiàng)目比選時有較強(qiáng)的實(shí)用性。而在新電改背景下，政府將按照“準(zhǔn)許成本+合理收益”模式核定電網(wǎng)企業(yè)或增量配電網(wǎng)的220 kV及以下的輸配電價，且具備條件時實(shí)行與供電可靠率、線損率等關(guān)鍵指標(biāo)掛鉤的浮動調(diào)價機(jī)制[17]。如此，最靠近用戶且往往有著較大建設(shè)與改造規(guī)模的中壓配電網(wǎng)，其投資決策者將更加注重成本效益原則，在政府管制框架內(nèi)通過適度投資，提升供電質(zhì)量，以盡可能地獲取更多的合理利潤。

現(xiàn)有計(jì)及可靠性評估的成本效益方法研究中，采用“前后對比法”計(jì)算可靠性提升效益與改造投資的差值或比值[3]或通過前后供電量之差作為增供電量[18]計(jì)算方案成本效益，多適用于電量趨穩(wěn)、網(wǎng)架成熟的中壓配電網(wǎng)或純增量配電網(wǎng)。而對于部分新建與現(xiàn)存存在關(guān)聯(lián)影響的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃而言，因其投資同時用于滿足負(fù)荷增長、提升供電可靠性和降低網(wǎng)絡(luò)損耗，采用上述方法計(jì)算投資成本效益時涵蓋了存量電網(wǎng)容量裕度的貢獻(xiàn)納，無形中擴(kuò)大了該項(xiàng)投資的效益。而“有無對比法”將“有項(xiàng)目”成本效益逐年與“無項(xiàng)目”作動態(tài)比較，求得兩者增量成本效益，可衡量投資項(xiàng)目的真實(shí)影響、效益和作用[19]。

結(jié)合相關(guān)理論與工程實(shí)踐，本文從可靠性參數(shù)搜集及計(jì)算方法和備選規(guī)劃方案比選兩方面切入，提出了計(jì)及可靠性的規(guī)劃方案形成與比選方法。其中，基于“有無對比法”給出投資項(xiàng)目的增量凈效益模型，并分析不同網(wǎng)架供電能力與負(fù)荷需求關(guān)系下凈效益簡化模型與常規(guī)全壽命周期費(fèi)用(life cycle cost，LCC)最小化比選方案的異同?；谌珘勖芷趧討B(tài)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)評估多個投資方案，為決策者提供參考。

1　計(jì)及可靠性評估的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案的形成與比選方法

1.1　基本思路

計(jì)及可靠性的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案的形成與比選方法主要包括現(xiàn)狀電網(wǎng)供電可靠性計(jì)算、規(guī)劃方案擬定與可靠性指標(biāo)計(jì)算和基于成本效益模型的方案比選。方案形成與比選的基本思路見圖1。

圖1　計(jì)及可靠性的規(guī)劃方案形成與比選思路Fig.1　General idea of the formation and selection method of planning schemes considering reliability

1.2　現(xiàn)狀電網(wǎng)供電可靠性計(jì)算

1.2.1計(jì)算參數(shù)搜集與校驗(yàn)

搜集及處理基礎(chǔ)資料。從相關(guān)系統(tǒng)獲取供電可靠性計(jì)算所需基礎(chǔ)資料(如圖2所示)，并進(jìn)行整理、校驗(yàn)處理。

圖2　供電可靠性計(jì)算所涉參數(shù)Fig.2　Power supply reliability calculation parameters

1.2.2可靠性指標(biāo)計(jì)算與分析

基于故障模式后果分析法(failure mode and effect analysis，F(xiàn)MEA)[2]，計(jì)算故障停電可靠性指標(biāo)(預(yù)安排類似，略去)。

(1) 枚舉單個設(shè)備故障，梳理設(shè)備故障后開關(guān)跳閘、故障隔離、非故障區(qū)恢復(fù)供電過程，確定該故障對各負(fù)荷點(diǎn)的停電影響，進(jìn)而計(jì)算各負(fù)荷點(diǎn)的年故障停電次數(shù)和年停電持續(xù)時間。

① 負(fù)荷點(diǎn)年故障停電次數(shù)計(jì)算公式：

(1)

式中：λL為負(fù)荷點(diǎn)L年故障停電次數(shù)；δS為設(shè)施故障停運(yùn)率；N為故障后會造成該負(fù)荷點(diǎn)停電的設(shè)施的集合。

② 負(fù)荷點(diǎn)年故障停電小時數(shù)計(jì)算公式：

(2)

式中：tL為負(fù)荷點(diǎn)L年故障停電小時數(shù)；tsh設(shè)施故障后該負(fù)荷點(diǎn)恢復(fù)供電時間。

(2) 重復(fù)第一步，記錄所有設(shè)備單獨(dú)故障后各負(fù)荷點(diǎn)的故障停運(yùn)率和故障停電持續(xù)時間，形成故障模式后果分析表。

(3) 計(jì)算該負(fù)荷點(diǎn)的供電可靠率、缺供電量等可靠性指標(biāo)。

① 負(fù)荷點(diǎn)供電可靠率計(jì)算公式：

(3)

式中：KL為負(fù)荷點(diǎn)L供電可靠率。

② 負(fù)荷點(diǎn)L年缺供電量計(jì)算公式：

QENSL=tLPL

(4)

式中：QENSL為負(fù)荷點(diǎn)L年缺供電量；PL為負(fù)荷點(diǎn)L的負(fù)荷。

(4) 依次計(jì)算每個負(fù)荷點(diǎn)的可靠性指標(biāo)，并在此基礎(chǔ)上計(jì)算系統(tǒng)可靠性指標(biāo)。

① 系統(tǒng)平均停電頻率，記作FSAIFI，其計(jì)算公式為：

(5)

式中：kL為L負(fù)荷點(diǎn)下用戶數(shù)；M，N分別為系統(tǒng)總負(fù)荷點(diǎn)、總用戶數(shù)。

② 系統(tǒng)平均停電時間，記作tSAIDI，其計(jì)算公式為：

(6)

式中：uL為負(fù)荷點(diǎn)年停電時間。

③ 系統(tǒng)平均供電可靠率，記作KASAI(%)，其計(jì)算公式為：

(7)

④ 系統(tǒng)缺供電量，記作QENS，其計(jì)算公式為：

(8)

基于供電可靠性指標(biāo)，可以辨識薄弱環(huán)節(jié)，找出對某一可靠性指標(biāo)影響較大的設(shè)備或可靠性參數(shù)，便于制定規(guī)劃方案。

1.3　規(guī)劃方案擬定與可靠性計(jì)算

1.3.1方案擬定

結(jié)合區(qū)域電量增長需求、可靠性薄弱環(huán)節(jié)分析和規(guī)劃預(yù)期目標(biāo)，統(tǒng)籌解決配網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化與存量問題，提出滿足未來負(fù)荷需求、提升供電可靠性的若干規(guī)劃方案。提升供電可靠性的技術(shù)與管理措施如圖3所示。

圖3　供電可靠性提升措施分析Fig.3　Power supply reliability improvement measures

1.3.2可靠性計(jì)算

計(jì)算并分析各備選方案的可靠性指標(biāo)，如平均停電頻率、平均停電時間、供電可靠率和期望缺供電量等可靠性指標(biāo)。

1.4　基于全壽命周期成本效益評估模型的方案比選

1.4.1基于“有無對比法”的成本效益模型

本文設(shè)定有/無項(xiàng)目均以“有項(xiàng)目”設(shè)備全壽命周期為一個完整的計(jì)算期，且不考慮“無項(xiàng)目”的追加投資。第t年中壓配電網(wǎng)增量凈效益ΔBt計(jì)算公式如下：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)

(9)

式中：ΔRt，Tt′，ΔCyt，ΔClt和ΔCet分別為第t年中壓配電網(wǎng)的增量電量收入、初始投資、增量運(yùn)維成本、增量網(wǎng)損成本和增量停電損失。

(1) 增量運(yùn)維成本。運(yùn)維成本含材料費(fèi)、修理費(fèi)和薪酬等，第t年中壓配電網(wǎng)增量運(yùn)維成本ΔCyt為：

ΔCyt=δytTzt′

(10)

式中：δyt為第t年運(yùn)維成本率；Tzt′分別為第t年“有項(xiàng)目”中壓配電網(wǎng)累計(jì)初始投資。其中，“有項(xiàng)目”Tzt′計(jì)算公式：

(11)

式中：Tt′ 為第t年“有項(xiàng)目”逐年初始投資；n為計(jì)算期，a為建設(shè)期。

本文假定運(yùn)維成本率在計(jì)算初期、中期和末期近似呈浴盆狀變化。運(yùn)維成本率δyt近似計(jì)算公式：

(12)

式中：δymax為計(jì)算初、末期運(yùn)維成本率；δymin為計(jì)算中期運(yùn)維成本率；t1，t2為浴盆曲線平穩(wěn)期兩時間節(jié)點(diǎn)。

(2) 增量網(wǎng)損成本。第t年中壓配電網(wǎng)增量網(wǎng)損成本ΔClt：

ΔClt=τmax(Plt′J′-PltJ)

(13)

式中：Plt′，Plt為第t年有、無項(xiàng)目時中壓配電網(wǎng)最大負(fù)荷水平下的網(wǎng)絡(luò)損耗；τmax為最大負(fù)荷年損耗小時數(shù)；J′，J為有、無項(xiàng)目上下級平均配電價差額[15]。

(3) 增量停電損失。第t年中壓配電網(wǎng)增量停電損失ΔCet為：

ΔCet=η(QENSt′-QENSt)Jet

(14)

式中：η為年負(fù)荷率，η=Tmax/8760；QENSt′，QENSt分別為第t年有、無項(xiàng)目時中壓配電網(wǎng)最大負(fù)荷水平下的缺供電量，由本文前述可靠性評估算法求得；Jet每年單位停電損失。

(4) 增量凈效益。為評估某一期規(guī)劃在整個計(jì)算期的收益，采用下式計(jì)算各年增量電量收入ΔRt：

ΔRt=Tmaxt(Pt′J′-PtJ)

(15)

其中：

(16)

(17)

式中：Pt′，Pt分別為計(jì)算期內(nèi)各年有、無項(xiàng)目中壓配電網(wǎng)計(jì)算負(fù)荷，與各自滿足N-1條件下的供電能力CA，CA0相匹配；Pmaxt為規(guī)劃區(qū)域?qū)嶋H負(fù)荷需求。

結(jié)合式(9—17)，得到基于“有無對比法”的增量凈效益ΔBt：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)=
Tmaxt(Pt′J′-PtJ)-[Tt′+δyTzt′+τmax×
(Plt′J′-PltJ)+η(QENSt′-QENSt)Jet]

(18)

(5) “有項(xiàng)目”增量凈效益模型分析。結(jié)合網(wǎng)架供電能力和區(qū)域負(fù)荷需求關(guān)系(見圖4，抽象對比)，在式(18)基礎(chǔ)上分析不同場景下“有項(xiàng)目”的增量凈效益計(jì)算模型。

曲線CA0為保持現(xiàn)狀的“無項(xiàng)目”供電能力曲線；CA-1、CA-2和CA-3為不同場景下“有項(xiàng)目”供電能力曲線；P′-1、P′-2和P′-3分別為相應(yīng)場景下“有項(xiàng)目”區(qū)域負(fù)荷需求曲線(與網(wǎng)架供電能力相匹配)。a為建設(shè)期結(jié)束節(jié)點(diǎn)；n為計(jì)算期結(jié)束節(jié)點(diǎn)。

圖4　不同場景下的負(fù)荷需求與供電能力Fig.4　The load demand and power supply capability in different scenarios

① 場景一：CA0、CA-1和P′-1構(gòu)成“現(xiàn)狀網(wǎng)架較為成熟、供電能力滿足未來負(fù)荷需求”的場景。

(a) 若投資前后電價J′=J，則該項(xiàng)投資的增量凈效益ΔBt計(jì)算公式可簡化為：

ΔBt=τmax(Plt-Plt′)J+η(QENSt′-QENSt)Jet-
Tt′-δyTzt′

(19)

式中：右邊第一、二項(xiàng)目即為降損效益、可靠性提升效益，第三、四項(xiàng)目即為投資運(yùn)維成本。

因此，對于現(xiàn)狀網(wǎng)架較為成熟、供電能力能滿足未來負(fù)荷需求且著重提升供電可靠性、降低線損率的配電網(wǎng)規(guī)劃項(xiàng)目，采用式(19)簡化模型計(jì)算單個方案的增量凈效益和凈現(xiàn)值等指標(biāo)，可真實(shí)反映項(xiàng)目的投資收益，進(jìn)而從成本效益角度決策是否執(zhí)行該項(xiàng)目。

對于均可執(zhí)行的各備選方案，ΔBt所得凈現(xiàn)值最大者為最優(yōu)方案，這等同于不采用“有無對比法”直接比較各備選項(xiàng)目的成本，其最小的方案即為最優(yōu)方案，與常規(guī)LCC模型比選結(jié)果一致。

(b) 若投資后電價增值(供電質(zhì)量績效)，則該項(xiàng)投資的增量凈效益ΔBt：

ΔBt=TmaxtPmaxt(J′-J)-[Tt′+δyTzt′+τmax×
(Plt′J′-PltJ)+η(QENSt′-QENSt)Jet]

(20)

對于可執(zhí)行的多個備選方案，若考慮供電質(zhì)量績效電價增值因素，則以式(20)計(jì)算所得凈現(xiàn)值最大者應(yīng)為推薦方案，這可能與LCC最小化比選結(jié)果不一致。

② 場景二：CA0、CA-2和P′-2構(gòu)成“現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力尚能滿足一定階段的負(fù)荷需求但局部尚需新建改造”的場景。

常規(guī)成本效益計(jì)算中的增供電量收入主要是采用“前后對比法”，這涵蓋了存量資產(chǎn)的貢獻(xiàn)，無形擴(kuò)大了一項(xiàng)投資的效益。文獻(xiàn)[15]給出了一種基于增供電量收入分?jǐn)偟乃悸?，但其中增量電量效益、降損效益用“前后對比法”而可靠性提升效益用“有無對比法”互相交叉，尚有不妥之處。

③ 場景三：CA0、CA-3和P′-3構(gòu)成“當(dāng)前負(fù)荷水平已接近或超過現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力、配電網(wǎng)需不斷新建和完善”或“新建區(qū)域純增量配電網(wǎng)”的場景。

(a) 對于“當(dāng)前負(fù)荷水平已接近或超過現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力”的情況，“無項(xiàng)目”負(fù)荷、線損和缺供電量按恒值處理。若投資前后電價J′=J，則該項(xiàng)投資的增量凈效益ΔBt：

ΔBt=ΔRt-(Tt′+ΔCyt+ΔClt+ΔCet)=
Tmaxt(Pt′-P)J-[Tt′+δyTzt′+τmax×
(Plt′J′-PlJ)+η(QENSt′-QENS)Jet]

(21)

基于“有無對比法”的分析結(jié)果與“前后對比法”一致。

(b) 對于“新建區(qū)域?yàn)榧冊隽颗潆娋W(wǎng)”的情況，“無項(xiàng)目”所有因素均為0，則一項(xiàng)投資的增量凈效益ΔBt計(jì)算公式可簡化為：

(22)

對于均可執(zhí)行的多個備選方案，若忽略供電質(zhì)量績效電價增值影響，各方案電量收入均相同，那么效益最大的方案其成本最小，與常規(guī)LCC模型比選結(jié)果一致；當(dāng)考慮電價影響時，凈效益最大者為最優(yōu)方案，可能與常規(guī)LCC模型比選結(jié)果不一致。

1.4.2動態(tài)經(jīng)濟(jì)評估指標(biāo)

動態(tài)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)主要包括凈現(xiàn)值、凈現(xiàn)值率、內(nèi)部收益率和動態(tài)投資回收期。

(1) 增量凈現(xiàn)值?？紤]有、無項(xiàng)目計(jì)算期末設(shè)備殘值，則增量凈現(xiàn)值ΔVNPV：

(23)

式中：i為基準(zhǔn)折現(xiàn)率；S′，S分別為第t年有、無項(xiàng)目時中壓配電網(wǎng)計(jì)算期末的殘值。

凈現(xiàn)值大于0，方案財(cái)務(wù)上可行。

(2) 增量凈現(xiàn)值率。增量凈現(xiàn)值率ΔrNPVR公式如下：

(24)

(3) 增量內(nèi)部收益率。增量內(nèi)部收益率ΔrIRR公式如下：

(25)

內(nèi)部收益率大于基準(zhǔn)收益率，方案可行。

(4) 動態(tài)投資回收期。動態(tài)投資回收期tdpp公式如下：

(26)

(27)

式中：t0為累計(jì)凈現(xiàn)值開始大于0對應(yīng)的年份。

(5) 方案推薦。在多個財(cái)務(wù)上可行的方案中，可根據(jù)決策者偏好選取凈現(xiàn)值或凈現(xiàn)值率最大的方案為推薦方案。

2　案例分析

2.1　基本參數(shù)

某規(guī)劃區(qū)域現(xiàn)狀年10 kV網(wǎng)供負(fù)荷80 MW，10 kV線路30條，平均負(fù)載率約33%，滿足N-1供電能力約120 MW。未來各年10 kV網(wǎng)供負(fù)荷預(yù)測值見表1。

表1　規(guī)劃區(qū)域10 kV網(wǎng)供負(fù)荷Tab.1　Load prediction of 10 kV network

最大負(fù)荷利用小時數(shù)Tmaxt年均4000 h，最大損耗小時數(shù)τmax為3000 h，年負(fù)荷率η為46%；運(yùn)維成本率δy為4%～7%，浴盆曲線時間節(jié)點(diǎn)為第6年和第14年；單位停電損失成本Jet為10 元/(kW·h)；折現(xiàn)率i為8%。

2.2　供電可靠性指標(biāo)計(jì)算分析

2.2.1現(xiàn)狀電網(wǎng)可靠性診斷

搜集、整理所在區(qū)域基礎(chǔ)參數(shù)與可靠性參數(shù)，采用故障模式后果分析法計(jì)算現(xiàn)狀中壓配電網(wǎng)供電可靠性指標(biāo)，見表2。

表2現(xiàn)狀年供電可靠性指標(biāo)
Tab.2Power supply reliability in the basic year

可靠性指標(biāo)現(xiàn)狀平均停電頻率/[次·(戶·a)-1]3．495平均停電時間/[h·(戶·a)-1]35．04供電可靠率/%99．6缺供電量/[(MW·h)·a-1]371．8

該中壓配電網(wǎng)老舊、高損及存在安全隱患設(shè)備比例約30%，主干線路分段偏少，單輻射線路比例35%，不滿足N-1校驗(yàn)線路比例約45%，無配電自動化。

2.2.2方案擬定與可靠性計(jì)算

結(jié)合區(qū)域負(fù)荷增長需求、可靠性薄弱環(huán)節(jié)分析和規(guī)劃預(yù)期目標(biāo)，統(tǒng)籌解決配網(wǎng)結(jié)構(gòu)優(yōu)化與存量問題，擬定三種新建改造方案。

(1) 備選方案分年度投資。各備選方案分年度初始投資見表3。方案一、方案二和方案三總建設(shè)投資分別為1.151 2億元、1.496 5億元和1.726 7億元。

表3　分年度初始投資Tab.3　Annual initial investment

(2) 備選方案分年度供電可靠率。基于故障模式后果分析法計(jì)算各備選方案年度供電可靠率，結(jié)果見表4。規(guī)劃水平年(第4年)方案一、方案二和方案三供電可靠率分別為99.91%、99.93%和99.95%。

(3) 規(guī)劃水平年可靠性指標(biāo)。規(guī)劃水平年各備選方案供電可靠性指標(biāo)見表5。其中，方案一、方案二和方案三的平均停電時間分別比現(xiàn)狀年減少27.2 h/(戶·a)、28.9 h/(戶·a)和30.7 h/(戶·a)。

表5規(guī)劃水平年供電可靠性
Tab.5Power supply reliability in planning level year

可靠性指標(biāo)方案一方案二方案三平均停電頻率/[次·(戶·a)-1]1．9081．2790．721平均停電時間/[h·(戶·a)-1]7．8846．1324．38供電可靠率/%99．9199．9399．95缺供電量/[(MW·h)·a-1]409．8318．8227．7

(4) 線損率。經(jīng)潮流計(jì)算，現(xiàn)狀、方案一、方案二和方案三10 kV配電網(wǎng)線損率約8%、7%、6.3%和5.6%。

2.3　備選方案成本效益分析

2.3.1基于LCC模型的方案總成本現(xiàn)值

基于LCC思路，采用式(28)計(jì)算各備選方案的總成本現(xiàn)值，見表6和圖5。

(28)

結(jié)合表6和圖5，在相同電價和差別電價兩種情況下，方案一總綜合成本現(xiàn)值最小，為3.303 7億元，其次是方案二、方案三。由于所有方案中初始投資和運(yùn)維成本之和占總成本的70%～80%，導(dǎo)致兩項(xiàng)費(fèi)用偏小的方案一綜合成本最小。

表6基于LCC模型的各備選方案總綜合成本現(xiàn)值
Tab.6Presentvalueofcompositecostfordifferentschemes

類別電價相同差別電價方案一方案二方案三方案一方案二方案三總初始投資/億元0．97741．27061．46610．97741．27061．4661總運(yùn)維成本/億元1．40221．54041．63251．40221．54041．6325總網(wǎng)損成本/億元0．31770．28590．25420．31770．30980．2965總停電損失/億元0．60640．49720．38140．60640．49720．3814總綜合成本/億元3．30373．59413．73423．30373．61803．7765

圖5　分項(xiàng)成本占比Fig.5　Proportion of subentry cost

2.3.2基于“有無對比法”的方案效益分析

基于“有無對比法”的備選方案經(jīng)濟(jì)性評估結(jié)果見表7。相同電價時，電價為0.12元/(kW·h)方案一成本優(yōu)勢凸顯，其增量凈現(xiàn)值最大，為0.6132億元，其次是方案二和方案三。若考慮供電質(zhì)量績效，實(shí)施差別電價時,電價分別為0.12、0.13、0.14元/(kW·h)，方案三各項(xiàng)指標(biāo)最優(yōu)，其增量凈現(xiàn)值最大，為1.148 9億元，其次為方案一和方案二。

表7備選方案經(jīng)濟(jì)評估指標(biāo)

Tab.7Economic evaluation ndicators of different schemes

類別電價相同差別電價方案一方案二方案三方案一方案二方案三增量凈現(xiàn)值/億元0．61320．32280．18270．61320．80321．1489增量凈現(xiàn)值率/%42．617．38．542．643．053．3增量內(nèi)部收益率/%15．011．19．615．015．617．9動態(tài)投資回收期/a11．013．715．311．010．69．6推薦方案方案一方案三

3　結(jié)語

本文提出了計(jì)及可靠性評估的中壓配電網(wǎng)規(guī)劃方案的形成與比選方法。綜合考慮可靠性與經(jīng)濟(jì)性，建立基于“有無對比法”給出投資項(xiàng)目的增量凈效益，并結(jié)合現(xiàn)狀網(wǎng)架供電能力與負(fù)荷增長需求的不同關(guān)系，詳細(xì)分析多個場景下的凈效益簡化模型與常規(guī)LCC最小化比選方案的異同。根據(jù)動態(tài)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)比選備選方案。案例表明，本文方法有效，對配電網(wǎng)投資決策工作有一定參考意義。

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