級聯多端雙起點特高壓直流與兩端特高壓直流方案經濟性比選影響因素分析

黃怡，吳迪，王智冬，劉建琴，張琳，李雋

(國網北京經濟技術研究院，北京市，100052)

0 引言

多端高壓直流輸電技術提出于20世紀60年代中期，其運行經濟性、靈活性得到了廣泛肯定［1-2］，并已在歐美及日、俄等國率先進入實用化階段［3-5］，目前大量研究正著力于從直流控制保護技術、高壓直流斷路器研制等方面進一步推動其工程應用［6-8］。級聯多端直流是多端直流的典型串聯接線形式，具有接線簡單，運行方式變化靈活、快捷等特點。預計隨著特高壓直流輸電技術的發展和能源市場對大范圍資源優化配置需求的增長，級聯多端特高壓直流將成為未來重要的電力輸送方式之一。

目前，有關級聯多端直流輸電技術的經濟性分析尚處于定性階段。相關研究成果指出，多端直流輸電系統能夠實現多個電源區域向多個負荷中心供電，比采用多個兩端直流輸電系統更為經濟。其技術適用于從能源基地輸送大量電力到遠方的幾個負荷中心，直流線路中途分支接入電源或負荷，受廊道、短路等限制必須通過直流實現電力多點注入或多點消納等情況［3］。級聯多端直流輸電的經濟適用條件仍有待深入研究。

1 級聯多端與兩端特高壓直流技術特點及配置差異

傳統直流輸電只有送端和受端2個換流站，電力從1個起點送到1個落點。級聯多端直流是多端直流的典型串聯接線形式，包括3個及以上互相獨立的換流站及其相互連接的直流輸電線路，從輸電系統的正、負極角度考慮將各極性線路所連接的換流站串聯形成。

與兩端直流相比，級聯多端直流能夠實現多電源供電、多落點受電，具有應用上的便利和靈活性。對于送端具有2個位于不同地理位置換流站的級聯多端雙起點±800 kV特高壓直流系統，其送端換流站與兩端直流系統的主要技術配置差異如表1所示，換流站布局如圖1所示。

2 級聯多端雙起點與兩端特高壓直流的經濟性對比分析

2.1 分析思路

隨著循環經濟和“資源節約型、環境友好型”社會的發展，輸變電工程涉及土地、能源、多種電力設備等眾多客觀因素的復雜系統特性日益突出，其系統方案的經濟性分析中，為達到自然資源消耗量最小的目標，在考慮建設成本的同時，應采用進一步考慮經濟運行期內運行、維修、可靠性成本的方法［9］。

表1 級聯多端雙起點與兩端±800 kV特高壓直流的送端換流站技術配置Tab.1 Technical configuration of convertor station at sender for CMT and two-terminal±800 kV UHVDC

圖1 級聯多端雙起點與兩端特高壓直流換流站布局Fig.1 Convertor station layout for CMT and two-terminal UHVDC

實際工程中，按照電網規劃設計方案比選的基本流程，經《電力系統安全穩定導則》等相關技術標準的校核篩選，對于滿足技術要求的比選方案，考慮按照技術經濟和國民經濟評價等基本原理，采用綜合考慮項目建設、運維、可靠性、土地等要素的全壽命周期成本理論方法，比較方案的技術經濟性;并結合電價競爭力分析，判斷優選方案的技術經濟可行性。

本文結合上述思路及方法，針對非確定工程設計邊界條件，考慮按照現有造價水平、直流輸電經濟性研究成果、典型配置方案及參數選擇等，對模擬方案進行比較，對單起點與級聯雙起點特高壓直流輸電方案的經濟性主要影響因素進行分析，識別其影響趨勢及程度，從而為級聯多端雙起點方案擬定及選擇提供參考。

2.2 基于全壽命周期成本的技術經濟性分析算法

2.2.1 基本算法

全壽命周期成本(life cycle cost，LCC)是從設備或項目的長期經濟效益出發，同時考慮建設成本IC(一次投資成本)、運行期內運行維修成本OMC、可靠性成本FC等多種成本的全壽命周期理論方法，其公式可表達為

在比較分析中，需將所有成本折算到同一時間基準。折算后的公式表達為

式中:OMCi、FCi分別為工程投入運行后第i年的運行維護成本和可靠性成本;r為現值折現率;N為輸變電工程經濟壽命年數，在方案經濟性比選中按照工程運營期選取。

對于技術可行、滿足同等目標的級聯多端特高壓直流單起點方案成本(PLCC1)和雙起點方案成本(PLCC2)，全壽命周期成本差額ΔPLCC為

當ΔPLCC＞0時，雙起點方案成本大于單起點方案，宜優先選用單起點方案;當ΔPLCC＜0時，雙起點方案成本小于單起點方案，宜優先選用雙起點方案;當ΔPLCC=0時，雙起點與單起點方案成本相當，可結合其他影響影響因素及工程實際考慮。

2.2.2 級聯多端雙起點與兩端特高壓直流比選算法分析

(1)建設成本IC包括工程投入運行之前所發生的一切費用及建設期利息。以單起點方案工程總投資IC1為基數，假設雙起點方案工程總投資為IC2，則

式中:XDC為直流線路新增投資;XAC為交流線路減少投資;ΔIC為由于換流站占地及站內附加設備、交流配套二次設備等建設規模增大帶來的其他附加投資。

若L1、L2、L0分別為單起點間、雙起點、兩起點間直流線路長度，LDC為直流線路增加建設規模，LAC為交流線路減少建設規模，則

式中:a、b、c分別為單起點直流輸電線路、交流線路及兩起點間直流線路的單位造價。則

確定邊界條件下，可將IC'視為常量。由于兩起點間直流線路單位造價與單起點直流線路單位造價存在差異，XDC與兩起點相對位置、相對距離密切相關，并與LAC相互關聯，隨送端換流站站址選擇、路徑走廊條件等因素變化而變化。下面分2類主要情況進行分析:

1)新換流站在原直流路徑途中落點。

直流線路建設總長度不變(L2=L1、LDC=0)，雙起點方案投資規模將簡化為以LAC和L0為變量的二元一次線性模型。

在直流兩起點位置確定情況下(L0=常數)，雙起點方案建設成本隨LAC變化情況如下，若ΔIC+( c-a) L0＜0，一般情況下認為雙起點方案建設成本較低。

2)新換流站不在原直流線路途中落點。

直流線路建設總長度變化(LDC≠0)，IC2=a( L2-L1-L0)+cL0+bLAC+IC'形成以 LAC、L1、L2、L0為變量的四元一次方程。各變量之間相互關聯，難以簡單地用函數模擬，需根據工程實際建設條件具體分析，本文暫不對該種情況做模擬分析。

(2)直流輸電工程運行維護成本OMC主要由工程投產后每年發生的運行維護費用OMC'和損耗費用LC產生，通常運行維護費用按照工程固定資產原值OV(近似為工程投資)的一定比重(運行維護費率α)估算:

其中OV?IC。

直流輸電工程的損耗費用LC一般按照上網電價PT與損耗電量LP的乘積估算，并扣除電廠利潤(電廠利潤率β)，即

損耗電量LP為功率損耗PL乘以損耗利用小時數H1。直流工程的功率損耗由兩端換流站損耗、直流輸電線路損耗和接地極損耗3部分構成。接地極系統損耗很小，可以忽略不計。換流站損耗由站內各主要設備損耗構成，但由于站內設備類型繁多，損耗機制各異，且在不同工況下，設備投運情況不同，損耗難以計算，通常按照換流站額定功率的0.5% ～1%計入［3］。由于換流站損耗占直流工程總損耗的比重較小，初步考慮單起點、雙起點方案換流站損耗基本一致，將送、受端換流站損耗按照直流輸送容量的1.5%計入。直流輸電線路損耗是直流輸電功率損耗的主要部分，取決于輸電線路長度及導線截面選擇，對于級聯單起點、雙起點方案，在導線截面、直流輸電距離相同情況下，直流輸電線路損耗相同。

(3)可靠性成本FC包括中斷輸電給輸電用戶造成的經濟損失ΔUL和輸電企業減少輸電造成的經濟損失ΔGL。研究中按照確定性可靠性準則對全壽命周期可靠性成本進行估算，ΔUL主要考慮直流故障帶來的受端切負荷，根據相關研究成果，至2015年規劃直流工程雙極閉鎖故障均無受端切負荷需要，因此本文暫不考慮直流故障帶來的用戶經濟損失，可靠性成本主要為直流閉鎖帶來的輸電經濟損失。

(4)綜合上述各部分成本計算公式，考慮成本折算后，當新換流站在原直流路徑途中落點，雙起點方案的全壽命周期成本PLCC2可表達為

式中:r為現值折現率;N為輸變電工程運營期;ΔGL1、ΔGL2分別為單起點和雙起點輸電方案中輸電企業減少輸電造成的經濟損失。則

2.3 級聯多端雙起點與兩端特高壓直流方案比選敏感性分析

2.3.1 基礎比選方案擬定

根據上述分析，為便于通用計算分析，假設多端直流新增換流站在原直流路徑途中落點。按照現有造價水平、直流輸電經濟性研究成果、典型配置方案及參數選擇等，初步擬定比選方案如下。

方案1:±800 kV兩端特高壓直流方案。直流輸電距離2 300 km，輸送容量7 600 MW，額定電流4 750 A，利用小時5 500 h，運行維護費率1.8%，電廠利潤率8%，經營期25年。

方案2:±800 kV級聯多端雙起點特高壓直流方案。基本參數同方案1，兩起點間直流線路長度為L0，相對方案1減少交流線路建設規模為LAC。

其中，直流輸電距離結合±800 kV直流的經濟輸電距離研究成果選擇。計算期采用考慮設備實際使用壽命的方案延長比選期。考慮2009年我國直流年平均利用小時數超過5 000 h，且直流年利用小時數呈上升趨勢，選擇直流通道年利用小時5 500 h進行基礎測算。

2.3.2 基礎測算分析

根據特高壓直流輸電技術的特點，結合相關研究中多起點特高壓直流輸電的技術配置、可靠性參數測算等，進行2種方案各部分成本測算。結果顯示，±800 kV、額定電流4 750 A、送電距離2 300 km的單起點特高壓直流工程，對于送端換流站交流側母線電壓為500、750 kV方案，折算后的全壽命周期成本分別約為355.34億元和371.48億元，其中建設成本、運行維護成本分別約占總成本的69%、31%，可靠性成本占比微小。

受換流站接線方式影響，雙起點方案與單起點方案投資差異很小，主要考慮的是兩直流起點間的直流線路單位造價降低、分站建設帶來的占地成本增加、交流配套增加等費用，對于不同交流側母線電壓情況，2種方案全壽命周期成本差可表達為

交流側電壓為750 kV時:

ΔPLCC=35.02+0.029LAC-0.009 5L0

交流側電壓為500 kV時:

ΔPLCC=23.35+0.021 2LAC-0.009 5L0

假設LAC=0，雙起點與單起點方案經濟性的臨界L0值(ΔPLCC=0時的 L0值)分別約為3 686、2 458 km，均不屬于工程實際取值范圍，兩起點間的直流線路長度難以對方案經濟性比較結論產生決定性影響，本文將不作為研究重點。

相對而言，單、雙起點方案投資差異主要受雙起點方案相對單起點方案縮減線路長度LAC的變化影響。當兩起點間直流線路長度在100～400 km變化時，換流站交流側電壓為750、500 kV，雙起點與單起點方案經濟性的臨界交流縮減線路長度分別為1 175～1 076、1 056～922 km。

以兩起點間直流線路長度為300 km為例，初步認為，對于送端換流站交流側母線電壓為500、750 kV方案，交流線路減少建設規模分別大于967、1 109 km時，同等情況下雙起點方案更具經濟性優勢，如圖2所示。但由于上述測算分析基于一定的假設邊界條件，具體工程中，上述結果受到投資造價、運營期、站址路徑條件、電源分布情況等多種因素的影響，可能存在較大差異，本文僅將其結果作為敏感性分析的參照基礎。

圖2 全壽命周期成本差額變化示意圖(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 敏感性因素分析及選取

根據基礎測算結果，可靠性成本在全壽命周期成本中占比微小，其相關參數不作為關鍵敏感性因素。在上述擬定比選方案中，直流導線截面、輸電距離相同，運行維護成本的差異主要來源于固定資產原值(近似為工程投資)，工程投資必然成為關鍵敏感性因素之一。此外，按照方案比選成本折算的要求，運營期直接作用于投資及年費用，也會對方案經濟性帶來較大影響，因此選擇投資造價和運營期指標作為方案經濟性的主要影響因素，進行敏感性分析。其中，參數選取與基礎方案相同，同時考慮兩起點間的直流線路長度不是方案投資差異的決定性因素，假設L0=300 km進行單因素敏感性測算。

2.4.2 投資造價敏感性分析

參考電網工程限額設計控制指標，考慮地形地貌、風速、覆冰等情況，就750 kV交流線路單位造價-12.3% ～13.9%，500 kV交流線路單位造價-13.5%～20%變化情況做敏感性分析。結果顯示，對于新換流站在原直流路徑途中落點情況(LDC=0)，L0=300 km時，單、雙起點方案全壽命周期成本差可表達為

交流側電壓為750 kV時:

交流側電壓為500 kV時:

可見，單、雙起點方案的經濟臨界絕對值(LAC絕對值)隨交流線路單位造價的增加而下降。如圖3、4所示，750 kV交流線路單位造價為-12.3% ～13.9%，臨界絕對值 LAC(ΔPLCC=0)為1 261.1～970.8 km;500 kV交流線路單位造價為-13.5%～20%，臨界絕對值 LAC(ΔPLCC=0)為1 116.6～803.5 km。750 kV交流線路造價每增加10萬元/km，經濟臨界絕對值減少40～52 km;500 kV交流線路造價每增加10萬元/km，經濟臨界絕對值減少45～63 km。

圖3 全壽命成本差額變化情況(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

圖4 全壽命成本差額變化情況(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 運營期敏感性分析

考慮目前電網企業正在加強全壽命周期管理與相關基礎理論的研究工作，未來輸變電項目運營期有延長的趨勢，就運營期為30、35年情況對方案進行技術經濟敏感性分析，結果如圖5、表2所示。結果顯示，運營期越長，單、雙起點方案的經濟臨界絕對值越大，但敏感性越小。

圖5 全壽命成本差額隨運營期變化示意圖(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 運營期對交流線路減少規模臨界值影響情況Tab.2 Effect of operation life cycle on downsizing critical value of AC distribution circuit

3 結論

投資造價是級聯多端雙起點與兩端特高壓直流方案經濟性差異的主要影響因素，隨著交流線路單位造價的增加，級聯多端單、雙起點方案的經濟臨界值(交流線路減少規模)減小。運營期越長，單、雙起點方案的經濟臨界絕對值越大，但隨著運營期的增大，對方案經濟臨界絕對值的影響將逐漸減小。因此在交流投資造價相對較低、工程運營期較長情況下，兩端特高壓直流方案經濟性優勢更加顯著。

對于大規模電源相對集中分布于2個地區的遠距離聯合送電工程，級聯多端雙起點較兩端特高壓直流方案經濟性優勢顯著，且兩地不宜相距過近;隨著兩地區距離的適當增大，其優勢更加明顯。

［1］張文亮，湯涌，曾南超.多端高壓直流輸電技術及應用前景［J］.電網技術，2010，34(9):1-6.

［2］袁旭峰，程時杰.多端直流輸電技術及其發展［J］.繼電器，2006，34(19):61-67.

［3］趙畹君.高壓直流輸電工程技術［M］.北京:中國電力出版社，2004:4-9，80.

［4］翁軍.多端直流輸電的應用［J］.電力建設，1995，16(6):60-64.

［5］胡學浩，丁功揚.全國電網互聯中采用高壓直流輸電方式時國外經驗之借鑒［J］.電網技術，1998，22(5):64-67，70.

［6］袁旭峰，文勁宇，程時杰.多端直流輸電系統中的直流功率調制技術［J］.電網技術，2007，31(14):57-61，78.

［7］項玲，鄭建勇，胡敏強.多端和多饋入直流輸電系統中換相失敗的研究［J］.電力系統自動化，2005，29(11):29-33.

［8］于汀，胡林獻，姜志勇.多端直流系統接線和控制方式對暫態穩定性的影響［J］.電網技術，2010，24(3):87-91.

［9］馬曉久，石峰，劉鵬偉，等.全壽命周期成本管理簡介及應用分析［J］.河南電力，2008(4):18-21