超远距离输电方式的经济性比较

王华昕，薛天水

(上海电力学院 电气工程学院，上海 200090)

近年来，我国电力建设的脚步不断加快，能源基地与负荷中心的距离也越来越远，[1]选择合适的输电方式成为目前电力建设的重要问题之一，对于输送距离在2 000～3 000 km之间(称为超远距离)的输电方式的研究变得越来越重要.目前，我国负荷中心和能源基地之间的距离多在1 000 km左右，当输电距离在1 000～2 000 km时，就需要采取更高的电压等级以满足输送容量和输送距离的要求.随着西电东送规模的扩大，更长输送距离的输电需求日益增加，未来我国能源输送距离会大于2 000 km，外送的能源总量将达到2.5×108kW.预计到2020年，跨区、跨国电力输送容量将达到3.73×108kW.[2]如此远距离大规模的电力输送，远远超出了目前电网的承受能力，因此需要发展和研究新型的输电方式以满足我国未来能源发展的需求.

借鉴国内外已有的特高压工程，[3]根据已有的工程案例和相关的理论研究，能够用于超远距离输电的输电方式主要有特高压交流1 000 kV输电、特高压直流输电、半波长交流输电、分频输电和四相输电5种.[4]由于分频输电和四相输电与传统的输电方式有很大的不同，目前应用于工程实际的技术条件还不成熟，[5-6]因此本文只讨论特高压交流1 000 kV输电、特高压直流±800 kV输电、特高压直流±1 100 kV输电和半波长交流输电 4 种输电方式.[7]

经济性是选择输电方式需要考虑的最重要的方面.在技术可行的情况下，保证成本最小，输变电工程投运后才会产生较好的经济效益.文献[8]和文献[9]对比计算了特高压交流输电与超高压500 kV输电的年费用，文献[10]对比了半波长交流输电与特高压直流输电的年费用，但都没有对特高压交流输电与特高压直流输电的年费用进行对比.本文采用年费用法对比了特高压交流输电与特高压直流±800 kV输电、特高压直流±1 000 kV输电与半波长交流输电的经济性，分析了半波长交流输电的经济效益，并给出了敏感性分析.

1 经济性评价方法

采用年费用法对比了超远距离输电方式的经济性.年费用法的计算内容包括建设成本、运行成本和维护成本.输电工程建设和运行的费用支出主要包括建设投资、运行维护费用和线损费用等.年费用计算公式为:[11]

式中:NF——年费用;

i——电力工业投资回收率(贴现率);

n——工程的经济使用寿命，输变电工程一般取30 a;

m——工程全部投产年份;

t——时间;

t0——工程开工年份;

t'——工程部分投产年份;

Zt——第 t年的投资;

Ut——第 t年的运行费用.

考虑到研究对象为抽象的技术比较，因此假设送端有充足的电源，受端有足够的市场空间，按照输送单位功率综合费用的大小进行对比，其计算式为:

式中:FY——输送单位功率综合费用;

P——该工程输送功率.

超远距离输电方式经济性计算过程中，贴现率取8%，输变电设备经济使用年限为30年;变电站、换流站维修费用按总静态投资的2.2%考虑，线路维修费用按总静态投资的1.4%考虑，网损、电晕的电量损耗等分别按发电成本0.2元/kWh计算，最大负荷利用小时数按4 500 h计算，能耗小时数按3 500 h计算.以上参数在几种输电工程计算期间都相同.输变电工程建设期及资金流如表 1 所示.[12]

表1 输变电工程建设期及资金流 %

经过无功补偿装置补偿后的特高压交流输电与特高压直流±800 kV输电在输送距离方面具有可比性，都能够达到2 000 km.半波长交流输电方式与特高压直流±1 000 kV输电方式在输送距离方面具有可比性，都在3 000 km左右.因此，在进行经济性比较时，结合输送距离将特高压交流输电与特高压直流±800 kV输电进行对比，将半波长交流输电与特高压直流±1 000 kV输电进行对比.

2 特高压交流与直流±800 kV输电比较

假设特高压交流输电的变电站为半全封闭组合电器(HGIS);输电线路中间设置3座开关站;线路电晕损耗为10 kW/km;线路有功损耗为10%;线路补偿中串联补偿度为42%，并联高抗补偿度为20%，SVC补偿度为 －40%.每100 km特高压输电线路的充电功率约为530 MW.其设备造价如表2所示.

表2 特高压交流输电设备造价

特高压直流±800 kV输电系统的换流站和逆变站都采用12脉动整流或逆变技术;输电线路中间无开关站;线路有功功率损耗为11.14%;系统一端换流站损耗占额定容量的0.7%(包括换流变、换流阀、滤波器的损耗);线路电晕损耗为10 kW/km.其设备造价如表3所示.

表3 ±800 kV直流输电设备造价

在特高压交流输电系统输送功率为5 000 MW和±800 kV直流输电系统输送功率为7 200 MW的情况下，特高压交流输电和特高压直流±800 kV输电两种方案经济性比较结果如表4所示.

表4 特高压交流输电和特高压直流±800 kV输电经济性对比

从表4可以看出，在输送单位功率的综合费用方面，特高压直流±800 kV输电方式比特高压交流输电方式低6.99%.因此，在2 000 km的输送距离下，特高压直流±800 kV输电方式在经济性方面具有优势.

3 半波长交流与直流±1 000 kV输电比较

特高压直流±1 000 kV输电系统与特高压直流±800 kV输电系统的输电原理和系统结构都相同，因此特高压直流±1 000 kV输电系统也采用12脉动整流或逆变技术;输电线路中间无开关站;线路有功功率损耗为7.05%;系统一端换流站的损耗同样为 0.7%;线路电晕损耗为10 kW/km.其设备造价如表5所示.

表5 ±1 000 kV直流输电设备造价

半波长交流输电的变电站为半全封闭组合电器(HGIS);输电线路采用双回输电线路，中间无开关站;线路有功损耗为10%;线路电晕损耗为10 kW/km;调谐网络的造价类比特高压直流一次设备(包括平波电抗器和滤波器)的造价.其设备造价如表6所示.

表6 半波长交流输电设备造价

在半波长交流输电系统输送功率为1.0×104MW，±1 000 kV直流输电系统输送功率为9 000 MW的情况下，半波长交流输电和特高压直流±1 000 kV输电两种方案经济性比较如表7所示.

表7 特高压直流±1 000 kV输电与半波长输电经济性对比

从表7可以看出，在输送单位功率综合费用方面，半波长交流系统方式比特高压直流±1 000 kV输电方式低20.69%.因此，在输电距离为3 000 km时，半波长交流输电方式在经济性方面具有优势.

由于半波长交流输电要求首末段电气距离始终保持工频半波长度，因此需要增加相关的控制系统，根据前面的计算结果可知，半波长交流输电方式的控制系统费用如果不超过49.51亿元，其经济性则优于特高压直流±1 000 kV输电系统.但当其输送距离不足工频半波长时需要通过人工补偿的方式将系统的电气长度调谐至工频半波长，因此在其输送距离发生变化时，输送单位功率综合费用值也会随之变化.输送单位功率的综合费用值和输送距离间的关系如图1所示(假设输送功率不变).

图1 半波长交流输电输送距离敏感性分析

由图1可以看出，半波长交流系统输送距离与其输送单位功率综合费用值呈正比关系.由于半波长交流输电调谐网络的单位造价小于系统输电线路的单位造价，因此随着半波长交流输电系统输送距离的增加，其输送单位功率综合费用值也呈单调上升趋势，经济性逐步降低.由此表明，半波长交流输电在输电距离不足工频半波长时，其输送单位功率综合费用值比工频半波长时更小，即:当半波长交流输电系统需要通过增加调谐网络来保证电气距离时，其经济性更加明显.

4 结语

(1)当输送距离为2 000 km左右时，特高压交流输电方式输送单位功率综合费用比特高压直流±800 kV输电方式高7.52%;当输送距离为3 000 km左右时，半波长交流系统输送单位功率综合费用比特高压直流±1 000 kV输电系统低20.69% .

(2)对比4种输电方式的经济性可以看出，半波长交流输电在超远距离输电方式中具有明显的优势.

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