级联多端双起点特高压直流与两端特高压直流方案经济性比选影响因素分析

黄怡，吴迪，王智冬，刘建琴，张琳，李隽

(国网北京经济技术研究院，北京市，100052)

0 引言

多端高压直流输电技术提出于20世纪60年代中期，其运行经济性、灵活性得到了广泛肯定［1-2］，并已在欧美及日、俄等国率先进入实用化阶段［3-5］，目前大量研究正着力于从直流控制保护技术、高压直流断路器研制等方面进一步推动其工程应用［6-8］。级联多端直流是多端直流的典型串联接线形式，具有接线简单，运行方式变化灵活、快捷等特点。预计随着特高压直流输电技术的发展和能源市场对大范围资源优化配置需求的增长，级联多端特高压直流将成为未来重要的电力输送方式之一。

目前，有关级联多端直流输电技术的经济性分析尚处于定性阶段。相关研究成果指出，多端直流输电系统能够实现多个电源区域向多个负荷中心供电，比采用多个两端直流输电系统更为经济。其技术适用于从能源基地输送大量电力到远方的几个负荷中心，直流线路中途分支接入电源或负荷，受廊道、短路等限制必须通过直流实现电力多点注入或多点消纳等情况［3］。级联多端直流输电的经济适用条件仍有待深入研究。

1 级联多端与两端特高压直流技术特点及配置差异

传统直流输电只有送端和受端2个换流站，电力从1个起点送到1个落点。级联多端直流是多端直流的典型串联接线形式，包括3个及以上互相独立的换流站及其相互连接的直流输电线路，从输电系统的正、负极角度考虑将各极性线路所连接的换流站串联形成。

与两端直流相比，级联多端直流能够实现多电源供电、多落点受电，具有应用上的便利和灵活性。对于送端具有2个位于不同地理位置换流站的级联多端双起点±800 kV特高压直流系统，其送端换流站与两端直流系统的主要技术配置差异如表1所示，换流站布局如图1所示。

2 级联多端双起点与两端特高压直流的经济性对比分析

2.1 分析思路

随着循环经济和“资源节约型、环境友好型”社会的发展，输变电工程涉及土地、能源、多种电力设备等众多客观因素的复杂系统特性日益突出，其系统方案的经济性分析中，为达到自然资源消耗量最小的目标，在考虑建设成本的同时，应采用进一步考虑经济运行期内运行、维修、可靠性成本的方法［9］。

表1 级联多端双起点与两端±800 kV特高压直流的送端换流站技术配置Tab.1 Technical configuration of convertor station at sender for CMT and two-terminal±800 kV UHVDC

图1 级联多端双起点与两端特高压直流换流站布局Fig.1 Convertor station layout for CMT and two-terminal UHVDC

实际工程中，按照电网规划设计方案比选的基本流程，经《电力系统安全稳定导则》等相关技术标准的校核筛选，对于满足技术要求的比选方案，考虑按照技术经济和国民经济评价等基本原理，采用综合考虑项目建设、运维、可靠性、土地等要素的全寿命周期成本理论方法，比较方案的技术经济性;并结合电价竞争力分析，判断优选方案的技术经济可行性。

本文结合上述思路及方法，针对非确定工程设计边界条件，考虑按照现有造价水平、直流输电经济性研究成果、典型配置方案及参数选择等，对模拟方案进行比较，对单起点与级联双起点特高压直流输电方案的经济性主要影响因素进行分析，识别其影响趋势及程度，从而为级联多端双起点方案拟定及选择提供参考。

2.2 基于全寿命周期成本的技术经济性分析算法

2.2.1 基本算法

全寿命周期成本(life cycle cost，LCC)是从设备或项目的长期经济效益出发，同时考虑建设成本IC(一次投资成本)、运行期内运行维修成本OMC、可靠性成本FC等多种成本的全寿命周期理论方法，其公式可表达为

在比较分析中，需将所有成本折算到同一时间基准。折算后的公式表达为

式中:OMCi、FCi分别为工程投入运行后第i年的运行维护成本和可靠性成本;r为现值折现率;N为输变电工程经济寿命年数，在方案经济性比选中按照工程运营期选取。

对于技术可行、满足同等目标的级联多端特高压直流单起点方案成本(PLCC1)和双起点方案成本(PLCC2)，全寿命周期成本差额ΔPLCC为

当ΔPLCC＞0时，双起点方案成本大于单起点方案，宜优先选用单起点方案;当ΔPLCC＜0时，双起点方案成本小于单起点方案，宜优先选用双起点方案;当ΔPLCC=0时，双起点与单起点方案成本相当，可结合其他影响影响因素及工程实际考虑。

2.2.2 级联多端双起点与两端特高压直流比选算法分析

(1)建设成本IC包括工程投入运行之前所发生的一切费用及建设期利息。以单起点方案工程总投资IC1为基数，假设双起点方案工程总投资为IC2，则

式中:XDC为直流线路新增投资;XAC为交流线路减少投资;ΔIC为由于换流站占地及站内附加设备、交流配套二次设备等建设规模增大带来的其他附加投资。

若L1、L2、L0分别为单起点间、双起点、两起点间直流线路长度，LDC为直流线路增加建设规模，LAC为交流线路减少建设规模，则

式中:a、b、c分别为单起点直流输电线路、交流线路及两起点间直流线路的单位造价。则

确定边界条件下，可将IC'视为常量。由于两起点间直流线路单位造价与单起点直流线路单位造价存在差异，XDC与两起点相对位置、相对距离密切相关，并与LAC相互关联，随送端换流站站址选择、路径走廊条件等因素变化而变化。下面分2类主要情况进行分析:

1)新换流站在原直流路径途中落点。

直流线路建设总长度不变(L2=L1、LDC=0)，双起点方案投资规模将简化为以LAC和L0为变量的二元一次线性模型。

在直流两起点位置确定情况下(L0=常数)，双起点方案建设成本随LAC变化情况如下，若ΔIC+( c-a) L0＜0，一般情况下认为双起点方案建设成本较低。

2)新换流站不在原直流线路途中落点。

直流线路建设总长度变化(LDC≠0)，IC2=a( L2-L1-L0)+cL0+bLAC+IC'形成以 LAC、L1、L2、L0为变量的四元一次方程。各变量之间相互关联，难以简单地用函数模拟，需根据工程实际建设条件具体分析，本文暂不对该种情况做模拟分析。

(2)直流输电工程运行维护成本OMC主要由工程投产后每年发生的运行维护费用OMC'和损耗费用LC产生，通常运行维护费用按照工程固定资产原值OV(近似为工程投资)的一定比重(运行维护费率α)估算:

其中OV≅IC。

直流输电工程的损耗费用LC一般按照上网电价PT与损耗电量LP的乘积估算，并扣除电厂利润(电厂利润率β)，即

损耗电量LP为功率损耗PL乘以损耗利用小时数H1。直流工程的功率损耗由两端换流站损耗、直流输电线路损耗和接地极损耗3部分构成。接地极系统损耗很小，可以忽略不计。换流站损耗由站内各主要设备损耗构成，但由于站内设备类型繁多，损耗机制各异，且在不同工况下，设备投运情况不同，损耗难以计算，通常按照换流站额定功率的0.5% ～1%计入［3］。由于换流站损耗占直流工程总损耗的比重较小，初步考虑单起点、双起点方案换流站损耗基本一致，将送、受端换流站损耗按照直流输送容量的1.5%计入。直流输电线路损耗是直流输电功率损耗的主要部分，取决于输电线路长度及导线截面选择，对于级联单起点、双起点方案，在导线截面、直流输电距离相同情况下，直流输电线路损耗相同。

(3)可靠性成本FC包括中断输电给输电用户造成的经济损失ΔUL和输电企业减少输电造成的经济损失ΔGL。研究中按照确定性可靠性准则对全寿命周期可靠性成本进行估算，ΔUL主要考虑直流故障带来的受端切负荷，根据相关研究成果，至2015年规划直流工程双极闭锁故障均无受端切负荷需要，因此本文暂不考虑直流故障带来的用户经济损失，可靠性成本主要为直流闭锁带来的输电经济损失。

(4)综合上述各部分成本计算公式，考虑成本折算后，当新换流站在原直流路径途中落点，双起点方案的全寿命周期成本PLCC2可表达为

式中:r为现值折现率;N为输变电工程运营期;ΔGL1、ΔGL2分别为单起点和双起点输电方案中输电企业减少输电造成的经济损失。则

2.3 级联多端双起点与两端特高压直流方案比选敏感性分析

2.3.1 基础比选方案拟定

根据上述分析，为便于通用计算分析，假设多端直流新增换流站在原直流路径途中落点。按照现有造价水平、直流输电经济性研究成果、典型配置方案及参数选择等，初步拟定比选方案如下。

方案1:±800 kV两端特高压直流方案。直流输电距离2 300 km，输送容量7 600 MW，额定电流4 750 A，利用小时5 500 h，运行维护费率1.8%，电厂利润率8%，经营期25年。

方案2:±800 kV级联多端双起点特高压直流方案。基本参数同方案1，两起点间直流线路长度为L0，相对方案1减少交流线路建设规模为LAC。

其中，直流输电距离结合±800 kV直流的经济输电距离研究成果选择。计算期采用考虑设备实际使用寿命的方案延长比选期。考虑2009年我国直流年平均利用小时数超过5 000 h，且直流年利用小时数呈上升趋势，选择直流通道年利用小时5 500 h进行基础测算。

2.3.2 基础测算分析

根据特高压直流输电技术的特点，结合相关研究中多起点特高压直流输电的技术配置、可靠性参数测算等，进行2种方案各部分成本测算。结果显示，±800 kV、额定电流4 750 A、送电距离2 300 km的单起点特高压直流工程，对于送端换流站交流侧母线电压为500、750 kV方案，折算后的全寿命周期成本分别约为355.34亿元和371.48亿元，其中建设成本、运行维护成本分别约占总成本的69%、31%，可靠性成本占比微小。

受换流站接线方式影响，双起点方案与单起点方案投资差异很小，主要考虑的是两直流起点间的直流线路单位造价降低、分站建设带来的占地成本增加、交流配套增加等费用，对于不同交流侧母线电压情况，2种方案全寿命周期成本差可表达为

交流侧电压为750 kV时:

ΔPLCC=35.02+0.029LAC-0.009 5L0

交流侧电压为500 kV时:

ΔPLCC=23.35+0.021 2LAC-0.009 5L0

假设LAC=0，双起点与单起点方案经济性的临界L0值(ΔPLCC=0时的 L0值)分别约为3 686、2 458 km，均不属于工程实际取值范围，两起点间的直流线路长度难以对方案经济性比较结论产生决定性影响，本文将不作为研究重点。

相对而言，单、双起点方案投资差异主要受双起点方案相对单起点方案缩减线路长度LAC的变化影响。当两起点间直流线路长度在100～400 km变化时，换流站交流侧电压为750、500 kV，双起点与单起点方案经济性的临界交流缩减线路长度分别为1 175～1 076、1 056～922 km。

以两起点间直流线路长度为300 km为例，初步认为，对于送端换流站交流侧母线电压为500、750 kV方案，交流线路减少建设规模分别大于967、1 109 km时，同等情况下双起点方案更具经济性优势，如图2所示。但由于上述测算分析基于一定的假设边界条件，具体工程中，上述结果受到投资造价、运营期、站址路径条件、电源分布情况等多种因素的影响，可能存在较大差异，本文仅将其结果作为敏感性分析的参照基础。

图2 全寿命周期成本差额变化示意图(L0=300 km)Fig.2 Variation of life cycle cost differentials for L0=300 km

2.4 敏感因素分析

2.4.1 敏感性因素分析及选取

根据基础测算结果，可靠性成本在全寿命周期成本中占比微小，其相关参数不作为关键敏感性因素。在上述拟定比选方案中，直流导线截面、输电距离相同，运行维护成本的差异主要来源于固定资产原值(近似为工程投资)，工程投资必然成为关键敏感性因素之一。此外，按照方案比选成本折算的要求，运营期直接作用于投资及年费用，也会对方案经济性带来较大影响，因此选择投资造价和运营期指标作为方案经济性的主要影响因素，进行敏感性分析。其中，参数选取与基础方案相同，同时考虑两起点间的直流线路长度不是方案投资差异的决定性因素，假设L0=300 km进行单因素敏感性测算。

2.4.2 投资造价敏感性分析

参考电网工程限额设计控制指标，考虑地形地貌、风速、覆冰等情况，就750 kV交流线路单位造价-12.3% ～13.9%，500 kV交流线路单位造价-13.5%～20%变化情况做敏感性分析。结果显示，对于新换流站在原直流路径途中落点情况(LDC=0)，L0=300 km时，单、双起点方案全寿命周期成本差可表达为

交流侧电压为750 kV时:

交流侧电压为500 kV时:

可见，单、双起点方案的经济临界绝对值(LAC绝对值)随交流线路单位造价的增加而下降。如图3、4所示，750 kV交流线路单位造价为-12.3% ～13.9%，临界绝对值 LAC(ΔPLCC=0)为1 261.1～970.8 km;500 kV交流线路单位造价为-13.5%～20%，临界绝对值 LAC(ΔPLCC=0)为1 116.6～803.5 km。750 kV交流线路造价每增加10万元/km，经济临界绝对值减少40～52 km;500 kV交流线路造价每增加10万元/km，经济临界绝对值减少45～63 km。

图3 全寿命成本差额变化情况(L DC=0、L0=300 km，交流750 kV)Fig.3 Variation of life cycle cost differentials for L DC=0 and L0=300 km under AC 750 kV

图4 全寿命成本差额变化情况(L DC=0、L0=300 km，交流500 kV)Fig.4 Variation of life cycle cost differentials for L DC=0 and L0=300 km under AC 550 kV

2.4.3 运营期敏感性分析

考虑目前电网企业正在加强全寿命周期管理与相关基础理论的研究工作，未来输变电项目运营期有延长的趋势，就运营期为30、35年情况对方案进行技术经济敏感性分析，结果如图5、表2所示。结果显示，运营期越长，单、双起点方案的经济临界绝对值越大，但敏感性越小。

图5 全寿命成本差额随运营期变化示意图(L DC=0、L0=300 km)Fig.5 Relationship of life cycle cost differentials with operation life cycle for L DC=0 and L0=300 km

表2 运营期对交流线路减少规模临界值影响情况Tab.2 Effect of operation life cycle on downsizing critical value of AC distribution circuit

3 结论

投资造价是级联多端双起点与两端特高压直流方案经济性差异的主要影响因素，随着交流线路单位造价的增加，级联多端单、双起点方案的经济临界值(交流线路减少规模)减小。运营期越长，单、双起点方案的经济临界绝对值越大，但随着运营期的增大，对方案经济临界绝对值的影响将逐渐减小。因此在交流投资造价相对较低、工程运营期较长情况下，两端特高压直流方案经济性优势更加显著。

对于大规模电源相对集中分布于2个地区的远距离联合送电工程，级联多端双起点较两端特高压直流方案经济性优势显著，且两地不宜相距过近;随着两地区距离的适当增大，其优势更加明显。

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