海底交直流电缆输电系统经济性比较

程斌杰，徐 政，宣耀伟，郑新龙

(1．浙江大学电气工程学院，杭州市310027;2．国网浙江省电力公司舟山供电公司，浙江省舟山市316021)

0 引 言

相对于交流输电系统，直流输电系统线路损耗较小、可控性高，同时适合跨越长距离水体以及非同步联网［1］，因此在技术上直流输电系统较传统的交流输电系统具有一定的优势。但是输电方式的选择最终取决于技术性和经济性2个方面，尽管直流输电系统技术上具有优势，但是由于经济性的原因实际往往可能采用交流输电系统。本文对海底交直流电缆输电系统的经济性进行比较。

海底交直流电缆输电系统经济性的比较方法主要有现金流折现模型(discounted cash flow，DCF)［2］和计算能量传输成本［3］2 种。现金流折现模型主要思想是将未来的现金流量折合成现值，而计算能量传输成本即计算传输单位能量所需的成本，这2 种方法均可用于经济性比较。本文使用现金流折现模型。

本文以海底电缆连接海上风电场和内陆电网为基本模型，以现有造价为基础，比较以直流方式和交流方式进行输电时两者的费用成本，给出了在不同输电距离下交流海缆输电系统和直流海缆输电系统的比较结果，对于实际工程中交直流输电的选择具有指导意义。

1 交直流海缆输电系统成本组成

交直流海缆输电系统成本主要包括设备投资成本、维护成本和损耗费用。

1.1 设备投资成本

交直流海缆输电系统设备投资成本各部分组成如图1 所示。

图1 交直流输电系统设备投资成本组成Fig.1 Composition of investment cost of DC/AC transmission system

相对于直流输电系统，交流输电系统设备投资成本中多了无功功率补偿成本这一项，无功功率补偿主要包括并联电抗器组的成本。

1.2 维护成本

维护成本多以年维护成本占总投资成本(不包括内陆土地使用成本和海上平台成本)百分比或者生命周期内维护成本占总投资成本百分比的形式给出。

如果交流输电系统生命周期内维护成本占总投资成本百分比P 为已知数据，则交流输电系统年维护成本占总投资成本百分比A 为

式中:i 为年利率;n 为生命周期。

1.3 损耗费用

对于直流海缆输电系统，损耗费用包括换流站损耗和线路损耗。换流站损耗通常由换流站损耗率给出，即换流站损耗能量占传输能量的百分比。而线路损耗可由式(2)计算得到:

式中:P 为输送功率;UDC为正负极电压差;R 为单位长度直流电阻;L 为线路长度。

对于交流海缆输电系统，损耗费用包括变电站损耗和线路损耗。类似的，变电站损耗由变电站损耗率给出，线路损耗则要通过计算得到。交流电缆铜导体流过电流可由式(3)近似计算得到:

式中:P 为输送功率;Ucable为交流线电压;cosφ 近似取0.95。

同时，又有:

式中:ΔUC、IC、ΔUS、IS、ΔUA、IA分别为铜芯、护套和铠装层的两端电压和电流;Z1～Z9为电缆线路参数矩阵。

由于护套两端接地，铠装层与海水接触接地，所以ΔUS=ΔUA=0，而IC=Icable已求得，通过矩阵运算，就可以求得IS和IA的值，从而求得铜芯、护套和铠装层的损耗大小。

2 交直流海缆系统模型

本文经济性比较的交直流海缆输电系统输送功率为300 MW，电网要求的功率因数为0.95(滞后)～0.95(超前)［4］，电网频率50 Hz，输电年小时数为6 000 h。分别比较输电距离为25，50 和75 km 时交直流输电系统的经济性。

实际情况中，输电线路会存在轻载等情况，特别对于风电场，此时需要得到各个额定功率百分比与之对应的年小时数。本文为了简化计算，假定输电线路以额定功率(300 MW)送电。

2.1 交流海缆输电系统

风电场电压等级为33 kV，线路电压等级为220 kV，电网电压等级为220 kV。送端变电站变比为33∶220，而受端无需变电站。

220 kV 海底电缆输电线路采用铜芯截面积为1 200 mm2，额定电压为220 kV 的海底(光电复合)单芯电缆(单层间隔无磁合金丝铠装)，其设计功率为427 MVA，电容为0.179 μF/km，20 ℃导体的最大直流电阻为0.015 1 Ω/km，90 ℃导体的最大交流电阻为0.02 Ω/km。海缆并行排列，每根电缆之间相距50 m，深1 m。

电缆线路电容较大，输电过程中会产生大量无功功率，需要进行补偿。通过计算，不同距离下海缆线路在输送额定功率(300 MW)和轻载(50 MW)时分别产生的无功功率如表1 所示。

表1 电缆线路无功功率Table 1 Reactive power of cable line Mvar

对海底电缆送受端两端采用可投切的并联电抗器组进行集中补偿，考虑轻载时线路产生的无功功率，两端并联电抗器组的容量如表1 所示。

2.2 直流海缆输电系统

风电场电压等级为33 kV，线路电压等级为±200 kV，电网电压等级为220 kV。

采用正负极双回线路送电，直流海缆线路采用截面积为500 mm2的XLPE 绝缘直流海缆(DC200 kV YJQ41 1 ×500 +2 ×12(芯光缆)直流海底电缆)，设计功率为324 MW;直流电阻为0.036 6 Ω/km，电容为0.169 μF/km;并行排列，相距150 m，深1 m。

3 经济性比较

3.1 设备投资成本

分别对直流海缆输电系统和交流海缆输电系统设备投资成本进行考察。

3.1.1 直流海缆输电系统

对于换流站成本，目前国内的数据是750 MW 的换流站成本是15 亿元，即单位容量的换流站成本是200万元/MW。以此单位容量成本计算，2个300 MW的换流站成本为120 000万元。

海缆的敷设成本主要从海缆过驳、扫海和冲槽敷设3个方面考虑。大连市杏广线66 kV 新建工程［5］海缆的敷设费用大约为30万元/km，本文在计算交流系统敷设成本时仍然采用该数据。因此各距离海缆敷设成本为:

海缆敷设成本25km=1 500万元

海缆敷设成本50km=3 000万元

海缆敷设成本75km=4 500万元

②建立主管部门牵头、有关部门参加的联席会议制度，定期分析会商水环境监管情况，建立统一、高效、协调的监管机制。

根据宁波东方电缆厂提供的数据，截面积为500 mm2的XLPE 绝缘直流海缆(DC200 kV YJQ41 1×500+2×12(芯光缆)直流海底电缆)的价格为0.107 7万元/m。因此各输电距离下海缆线路成本为:

海缆线路成本25km=5 385万元

海缆线路成本50km=10 770万元

海缆线路成本75km=16 155万元

直流海缆输电系统还包括内陆土地使用成本和海上平台成本。内陆土地使用成本与拆迁、地区土地价格等因素相关，而海上平台成本与土质、地理状况等因素关联，因此两者随不同工程差异较大，无法给出确定的成本，本文忽略该成本因素。

各输电距离直流海缆输电系统设备投资成本如表2 所示。

表2 直流海缆输电系统设备投资成本Table 2 Investment costs of DC submarine transmission system Million

3.1.2 交流海缆输电系统

对于变电站成本，不同工程造价有差异，这里参考电力规划设计总院编写的《电网工程限额设计控制指标》［6］，选取典型工程成本作为变电站成本。“220 kV 平里变电工程(山东莱州)”的造价为434 680元/(MVA)，“220 kV 商务(鹿城)变电工程(浙江)”的造价为434 620元/(MVA)，因此变电站的平均成本为434 650元/(MVA)。送端300 MW的变电站，当功率因数为0.95 时，视在功率为316 MVA，所以成本为13 735万元。

单位长度电缆敷设成本与直流海缆输电系统相同，有:

电缆敷设成本25km=2 250万元

电缆敷设成本50km=4 500万元

电缆敷设成本75km=6 750万元

对于并联电抗器组成本，查阅文献，并联电抗器组成本为8万元/Mvar［2］，因此参照表1，各电缆输电距离下并联电抗器组的成本如下:

并联电抗器组成本25km=560万元

并联电抗器组成本50km=1 120万元

并联电抗器组成本75km=1 680万元

交流电缆采用宁波东方电缆厂提供的价格，铜芯截面积为1 200 mm2，额定电压为220 kV 的海底(光电复合)单芯电缆(单层间隔无磁合金丝铠装)的成本为0.373 2万元/m，各距离电缆成本如下:

电缆线路成本25km=27 990万元

电缆线路成本50km=55 980万元

电缆线路成本75km=83 970万元

同样不考虑内陆土地使用成本和海上平台成本，各输电距离下交流海缆输电系统设备投资成本如表3 所示。

表3 交流海缆输电系统设备投资成本Table 3 Investment costs of AC submarine transmission system

25/50/75 km 交直流海缆输电系统设备成本比较如表4 所示。

3.2 维护成本

直流海缆输电系统年维护成本占总投资成本百分比为0.5%，交流海缆输电系统年维护成本占总投资成本百分比为1.2%［2］。其中系统生命周期为20 a，年利率为5%。所以25/50/75 km 时交直流系统年维护成本如表5 所示。

表4 交直流海缆输电系统设备成本比较Table 4 Investment cost comparison of AC/DC submarine transmission system

表5 交直流海缆输电系统年维护成本比较Table 5 Annual maintenance cost comparison of AC/DC submarine transmission system

3.3 损耗费用

电 价 采 用0.61元/(kW · h)，即0.061万元/ (MW·h)。

3.3.1 直流海缆输电系统

直流海缆输电系统损耗包括换流站损耗和直流线路损耗。

对于换流站损耗率(%)，文献［7］中提到两端换流站损耗为1.6% ～2.4%，文献［8］中提到两端换流站损耗为1% ～2%，综合考虑，这里取换流站损耗为

因此，2个换流站年损耗费用为

300 ×1.75% ×6 000 ×0.061万元=1 922万元

根据Ploss=(P/UDC)2×R×2L，线路损耗费用为

Costloss25km=(300/400)2×0.036 6 ×

2 ×25 ×6 000 ×0.061万元=377万元

同 理，Costloss50km= 754万元，Costloss75km=1 130万元。

直流海缆输电系统损耗费用如表6 所示。

表6 直流海缆输电系统年损耗费用Table 6 Annual loss costs of DC submarine transmission system

3.3.2 交流海缆输电系统

交流海缆输电系统损耗包括变电站损耗和交流线路损耗。2个变电站损耗率为0.8%［2］，因此:

变电站年损耗费用=300 ×0.8% /2 ×6 000 ×0.061万元=439万元

对于交流线路损耗，这里采用导体损耗加上护套和铠装层损耗的计算方式。铜芯中流过电流大小约为

所以，PlossCu25km=1.03 MW，PlossCu50km=2.06 MW，PlossCu75km=3.09 MW。

通过计算，将电缆的结构参数转化为电气参数，得到式(4)中的参数矩阵Z1～Z9。式(4)中的IC已知，ΔUS=ΔUA=0。未知数个数等于方程个数，该方程有解，可以求得ΔUC、IS和IA。

求解式(4)得

由Matlab 计算，得到护套感应电流和铠装层感应电流分别为

由于将电缆结构参数转化为电气参数过程中没有考虑电缆的循环换位，所以计算得到的护套和铠装层感应电流稍大。

通过计算，护套电阻为0.210 Ω/km，铠装层电阻为0.301 Ω/km，根据P =I2R，得到各输电距离护套层和铠装层损耗如表7 所示。

表7 各输电距离护套和铠装层损耗Table 7 Losses of sheath and armor in different distances

年运行小时数6 000 h，电价0.061万元/(MW·h)，交流系统年损耗费用如表8 所示。

3.4 交直流系统成本比较

海底交直流电缆输电系统经济性比较采用现金流折现法，即把所有成本折算到现值再进行比较，这里不考虑税收的影响。年值折算到现值的公式为

表8 交流海缆输电系统年损耗费用Table 8 Annual loss costs of AC submarine transmission system

交直流海缆输电系统年成本总和(即年维护成本+年损耗费用)如表9 所示。

表9 交直流海缆输电系统年成本Table 9 Annual costs of AC/DC submarine transmission system

根据年值折算到现值的公式(5)，交直流海缆输电系统年成本现值如表10 所示。

表10 交直流海缆输电系统年成本现值Table 10 Present value of annual costs of AC/DC submarine transmission system

结合表4(设备投资成本)和表10(维护成本和损耗费用)，得到交直流海缆输电系统的总成本比较(现值)，如表11 所示。

表11 交直流海缆输电系统总成本比较Table 11 Total cost comparison of AC/DC submarine transmission system

将25/50/75 km 距离下的交直流海缆输电系统成本制成坐标图进行比较，其中横轴为输电距离，纵轴为成本值，结果如图2 所示。

图2 交直流海缆输电系统成本比较图Fig.2 Cost comparison of AC/DC submarine transmission system

从比较结果可以看出，对于该输电工程，当输电距离较短时，交流海缆输电系统成本低于直流海缆输电系统;当输电距离高于临界值时，直流海缆输电系统成本低于交流海缆输电系统。其临界值大约为57 km。

对于输电距离为50 km 的直流海缆输电系统和交流海缆输电系统，成本各部分构成如表12 所示。

直流海缆输电系统和交流海缆输电系统各部分成本构成柱形图分别如图3 和图4 所示。

交直流海缆输电系统各部分成本比较如图5 所示。

表12 交直流海缆输电系统成本构成Table 12 Cost composition of AC/DC submarine transmission system 万元

图3 直流海缆输电系统各部分成本构成柱形图Fig.3 Cost composition of DC submarine transmission system

图4 交流海缆输电系统各部分成本构成柱形图Fig.4 Cost composition of AC submarine transmission system

从成本构成柱形图可以看出，对于直流海缆输电系统，成本主要集中在换流站成本上，并占绝大部分。此外换流站损耗费用相对较高，而电缆线路成本较低。

对于交流海缆输电系统，变电站成本不高，而电缆线路成本很高，此外线路损耗费用同样很高，同时交流系统多了并联电抗器组无功补偿设备的成本，而直流系统不包括这部分。

图5 交直流海缆输电系统各部分成本比较Fig.5 Cost comparison of AC/DC submarine transmission system

通过比较交直流海缆输电系统的成本，可以看出换流站成本远高于变电站，换流站损耗费用也要高于变电站的损耗费用，交流系统电缆成本较直流电缆成本高，且交流系统线路损耗费用也要高于直流系统线路损耗费用。所以当线路距离较短时，由于换流站成本较高，直流海缆输电系统的成本高于交流海缆输电系统，但随着线路距离的增大，直流海缆输电系统线路成本低的优势以及线路损耗费用少的优势逐渐体现出来。当线路距离超过某一个临界值后(该距离约为57 km)，直流海缆输电系统相对于交流海缆输电系统更具有经济性。

4 结 论

本文给出了海底交直流电缆输电系统经济性比较方法，从设备投资成本、维护成本和损耗费用3个方面对海底交直流电缆输电系统的成本进行了计算，在不同输电距离下对交流海缆输电系统和直流海缆输电系统的经济性进行了比较。研究表明:直流海缆输电系统的换流站成本在总成本中占很大比例，交流海缆输电系统的电缆成本和损耗费用较高。当输电距离较短时，交流海缆输电系统总成本低，而当输电距离超越临界值时，直流海缆输电系统更具有经济性。海底交直流电缆输电系统经济性比较对于实际工程中海底电缆交直流输电方式的选择具有参考意义。

［1］浙江大学发电教研组直流输电科研组．直流输电［M］． 北京:水利电力出版社，1985．

［2］Eeckhout B V． The economic value of VSC HVDC compared to HVAC for offshore wind farms［D］． Katholieke Universiteit Leuven，2008．

［3］Lazaridis L P． Economic comparison of HVAC and HVDC solutions for large offshore wind farms under special consideration of reliability［D］． Royal Institute of Technolgoy，2005．

［4］Chondrogiannis S，Barnes M，Atent M． Modeling and GB grid code compliance studies of offshore wind farms with doubly-fed induction generators［D］． University of Manchester，School of Electrical and Electronic Engineering．

［5］孙兴哲，张立献． 海缆敷设工程中的定额分析［J］． 电网技术，2011，35(2):116-122．

［6］电力规划设计总院． 电网工程限额设计控制指标(2011年水平)［M］．北京:中国电力出版社，2012．

［7］罗振平．对直流输电线路线损的分析和建议［J］． 电力建设，2005，26(11):35-40．

［8］徐政，李普明，黄莹，等． 换流变压器短路阻抗与换流站损耗的关系［J］． 高科技与产业化，2009(6):78-81．