黃怡，吳迪，王智冬，劉建琴，張琳，李雋

(國(guó)網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，北京市，100052)

0 引言

多端高壓直流輸電技術(shù)提出于20世紀(jì)60年代中期，其運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、靈活性得到了廣泛肯定［1-2］，并已在歐美及日、俄等國(guó)率先進(jìn)入實(shí)用化階段［3-5］，目前大量研究正著力于從直流控制保護(hù)技術(shù)、高壓直流斷路器研制等方面進(jìn)一步推動(dòng)其工程應(yīng)用［6-8］。級(jí)聯(lián)多端直流是多端直流的典型串聯(lián)接線形式，具有接線簡(jiǎn)單，運(yùn)行方式變化靈活、快捷等特點(diǎn)。預(yù)計(jì)隨著特高壓直流輸電技術(shù)的發(fā)展和能源市場(chǎng)對(duì)大范圍資源優(yōu)化配置需求的增長(zhǎng)，級(jí)聯(lián)多端特高壓直流將成為未來(lái)重要的電力輸送方式之一。

目前，有關(guān)級(jí)聯(lián)多端直流輸電技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性分析尚處于定性階段。相關(guān)研究成果指出，多端直流輸電系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)多個(gè)電源區(qū)域向多個(gè)負(fù)荷中心供電，比采用多個(gè)兩端直流輸電系統(tǒng)更為經(jīng)濟(jì)。其技術(shù)適用于從能源基地輸送大量電力到遠(yuǎn)方的幾個(gè)負(fù)荷中心，直流線路中途分支接入電源或負(fù)荷，受廊道、短路等限制必須通過(guò)直流實(shí)現(xiàn)電力多點(diǎn)注入或多點(diǎn)消納等情況［3］。級(jí)聯(lián)多端直流輸電的經(jīng)濟(jì)適用條件仍有待深入研究。

1 級(jí)聯(lián)多端與兩端特高壓直流技術(shù)特點(diǎn)及配置差異

傳統(tǒng)直流輸電只有送端和受端2個(gè)換流站，電力從1個(gè)起點(diǎn)送到1個(gè)落點(diǎn)。級(jí)聯(lián)多端直流是多端直流的典型串聯(lián)接線形式，包括3個(gè)及以上互相獨(dú)立的換流站及其相互連接的直流輸電線路，從輸電系統(tǒng)的正、負(fù)極角度考慮將各極性線路所連接的換流站串聯(lián)形成。

與兩端直流相比，級(jí)聯(lián)多端直流能夠?qū)崿F(xiàn)多電源供電、多落點(diǎn)受電，具有應(yīng)用上的便利和靈活性。對(duì)于送端具有2個(gè)位于不同地理位置換流站的級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)±800 kV特高壓直流系統(tǒng)，其送端換流站與兩端直流系統(tǒng)的主要技術(shù)配置差異如表1所示，換流站布局如圖1所示。

2 級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)與兩端特高壓直流的經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

2.1 分析思路

隨著循環(huán)經(jīng)濟(jì)和“資源節(jié)約型、環(huán)境友好型”社會(huì)的發(fā)展，輸變電工程涉及土地、能源、多種電力設(shè)備等眾多客觀因素的復(fù)雜系統(tǒng)特性日益突出，其系統(tǒng)方案的經(jīng)濟(jì)性分析中，為達(dá)到自然資源消耗量最小的目標(biāo)，在考慮建設(shè)成本的同時(shí)，應(yīng)采用進(jìn)一步考慮經(jīng)濟(jì)運(yùn)行期內(nèi)運(yùn)行、維修、可靠性成本的方法［9］。

表1 級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)與兩端±800 kV特高壓直流的送端換流站技術(shù)配置Tab.1 Technical configuration of convertor station at sender for CMT and two-terminal±800 kV UHVDC

圖1 級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)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(shí)際工程中，按照電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)方案比選的基本流程，經(jīng)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》等相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)的校核篩選，對(duì)于滿足技術(shù)要求的比選方案，考慮按照技術(shù)經(jīng)濟(jì)和國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等基本原理，采用綜合考慮項(xiàng)目建設(shè)、運(yùn)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(shù)經(jīng)濟(jì)性;并結(jié)合電價(jià)競(jìng)爭(zhēng)力分析，判斷優(yōu)選方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)可行性。

本文結(jié)合上述思路及方法，針對(duì)非確定工程設(shè)計(jì)邊界條件，考慮按照現(xiàn)有造價(jià)水平、直流輸電經(jīng)濟(jì)性研究成果、典型配置方案及參數(shù)選擇等，對(duì)模擬方案進(jìn)行比較，對(duì)單起點(diǎn)與級(jí)聯(lián)雙起點(diǎn)特高壓直流輸電方案的經(jīng)濟(jì)性主要影響因素進(jìn)行分析，識(shí)別其影響趨勢(shì)及程度，從而為級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)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(shù)經(jīng)濟(jì)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(shè)備或項(xiàng)目的長(zhǎng)期經(jīng)濟(jì)效益出發(fā)，同時(shí)考慮建設(shè)成本IC(一次投資成本)、運(yùn)行期內(nèi)運(yùn)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(dá)為

在比較分析中，需將所有成本折算到同一時(shí)間基準(zhǔn)。折算后的公式表達(dá)為

式中:OMCi、FCi分別為工程投入運(yùn)行后第i年的運(yùn)行維護(hù)成本和可靠性成本;r為現(xiàn)值折現(xiàn)率;N為輸變電工程經(jīng)濟(jì)壽命年數(shù)，在方案經(jīng)濟(jì)性比選中按照工程運(yùn)營(yíng)期選取。

對(duì)于技術(shù)可行、滿足同等目標(biāo)的級(jí)聯(lián)多端特高壓直流單起點(diǎn)方案成本(PLCC1)和雙起點(diǎn)方案成本(PLCC2)，全壽命周期成本差額ΔPLCC為

當(dāng)ΔPLCC＞0時(shí)，雙起點(diǎn)方案成本大于單起點(diǎn)方案，宜優(yōu)先選用單起點(diǎn)方案;當(dāng)ΔPLCC＜0時(shí)，雙起點(diǎn)方案成本小于單起點(diǎn)方案，宜優(yōu)先選用雙起點(diǎn)方案;當(dāng)ΔPLCC=0時(shí)，雙起點(diǎn)與單起點(diǎn)方案成本相當(dāng)，可結(jié)合其他影響影響因素及工程實(shí)際考慮。

2.2.2 級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)與兩端特高壓直流比選算法分析

(1)建設(shè)成本IC包括工程投入運(yùn)行之前所發(fā)生的一切費(fèi)用及建設(shè)期利息。以單起點(diǎn)方案工程總投資IC1為基數(shù)，假設(shè)雙起點(diǎn)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(nèi)附加設(shè)備、交流配套二次設(shè)備等建設(shè)規(guī)模增大帶來(lái)的其他附加投資。

若L1、L2、L0分別為單起點(diǎn)間、雙起點(diǎn)、兩起點(diǎn)間直流線路長(zhǎng)度，LDC為直流線路增加建設(shè)規(guī)模，LAC為交流線路減少建設(shè)規(guī)模，則

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

確定邊界條件下，可將IC'視為常量。由于兩起點(diǎn)間直流線路單位造價(jià)與單起點(diǎn)直流線路單位造價(jià)存在差異，XDC與兩起點(diǎn)相對(duì)位置、相對(duì)距離密切相關(guān)，并與LAC相互關(guān)聯(lián)，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(jìn)行分析:

1)新?lián)Q流站在原直流路徑途中落點(diǎn)。

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

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

2)新?lián)Q流站不在原直流線路途中落點(diǎn)。

直流線路建設(shè)總長(zhǎng)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(guān)聯(lián)，難以簡(jiǎn)單地用函數(shù)模擬，需根據(jù)工程實(shí)際建設(shè)條件具體分析，本文暫不對(duì)該種情況做模擬分析。

(2)直流輸電工程運(yùn)行維護(hù)成本OMC主要由工程投產(chǎn)后每年發(fā)生的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用OMC'和損耗費(fèi)用LC產(chǎn)生，通常運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用按照工程固定資產(chǎn)原值OV(近似為工程投資)的一定比重(運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率α)估算:

其中OV?IC。

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

損耗電量LP為功率損耗PL乘以損耗利用小時(shí)數(shù)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(gòu)成。接地極系統(tǒng)損耗很小，可以忽略不計(jì)。換流站損耗由站內(nèi)各主要設(shè)備損耗構(gòu)成，但由于站內(nèi)設(shè)備類型繁多，損耗機(jī)制各異，且在不同工況下，設(shè)備投運(yùn)情況不同，損耗難以計(jì)算，通常按照換流站額定功率的0.5% ～1%計(jì)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(diǎn)、雙起點(diǎn)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(jì)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(zhǎng)度及導(dǎo)線截面選擇，對(duì)于級(jí)聯(lián)單起點(diǎn)、雙起點(diǎn)方案，在導(dǎo)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(jīng)濟(jì)損失ΔUL和輸電企業(yè)減少輸電造成的經(jīng)濟(jì)損失ΔGL。研究中按照確定性可靠性準(zhǔn)則對(duì)全壽命周期可靠性成本進(jìn)行估算，ΔUL主要考慮直流故障帶來(lái)的受端切負(fù)荷，根據(jù)相關(guān)研究成果，至2015年規(guī)劃直流工程雙極閉鎖故障均無(wú)受端切負(fù)荷需要，因此本文暫不考慮直流故障帶來(lái)的用戶經(jīng)濟(jì)損失，可靠性成本主要為直流閉鎖帶來(lái)的輸電經(jīng)濟(jì)損失。

(4)綜合上述各部分成本計(jì)算公式，考慮成本折算后，當(dāng)新?lián)Q流站在原直流路徑途中落點(diǎn)，雙起點(diǎn)方案的全壽命周期成本PLCC2可表達(dá)為

式中:r為現(xiàn)值折現(xiàn)率;N為輸變電工程運(yùn)營(yíng)期;ΔGL1、ΔGL2分別為單起點(diǎn)和雙起點(diǎn)輸電方案中輸電企業(yè)減少輸電造成的經(jīng)濟(jì)損失。則

2.3 級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)與兩端特高壓直流方案比選敏感性分析

2.3.1 基礎(chǔ)比選方案擬定

根據(jù)上述分析，為便于通用計(jì)算分析，假設(shè)多端直流新增換流站在原直流路徑途中落點(diǎn)。按照現(xiàn)有造價(jià)水平、直流輸電經(jīng)濟(jì)性研究成果、典型配置方案及參數(shù)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(shí)5 500 h，運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率1.8%，電廠利潤(rùn)率8%，經(jīng)營(yíng)期25年。

方案2:±800 kV級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)特高壓直流方案。基本參數(shù)同方案1，兩起點(diǎn)間直流線路長(zhǎng)度為L(zhǎng)0，相對(duì)方案1減少交流線路建設(shè)規(guī)模為L(zhǎng)AC。

其中，直流輸電距離結(jié)合±800 kV直流的經(jīng)濟(jì)輸電距離研究成果選擇。計(jì)算期采用考慮設(shè)備實(shí)際使用壽命的方案延長(zhǎng)比選期?？紤]2009年我國(guó)直流年平均利用小時(shí)數(shù)超過(guò)5 000 h，且直流年利用小時(shí)數(shù)呈上升趨勢(shì)，選擇直流通道年利用小時(shí)5 500 h進(jìn)行基礎(chǔ)測(cè)算。

2.3.2 基礎(chǔ)測(cè)算分析

根據(jù)特高壓直流輸電技術(shù)的特點(diǎn)，結(jié)合相關(guān)研究中多起點(diǎn)特高壓直流輸電的技術(shù)配置、可靠性參數(shù)測(cè)算等，進(jìn)行2種方案各部分成本測(cè)算。結(jié)果顯示，±800 kV、額定電流4 750 A、送電距離2 300 km的單起點(diǎn)特高壓直流工程，對(duì)于送端換流站交流側(cè)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(shè)成本、運(yùn)行維護(hù)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(diǎn)方案與單起點(diǎn)方案投資差異很小，主要考慮的是兩直流起點(diǎn)間的直流線路單位造價(jià)降低、分站建設(shè)帶來(lái)的占地成本增加、交流配套增加等費(fèi)用，對(duì)于不同交流側(cè)母線電壓情況，2種方案全壽命周期成本差可表達(dá)為

交流側(cè)電壓為750 kV時(shí):

ΔPLCC=35.02+0.029LAC-0.009 5L0

交流側(cè)電壓為500 kV時(shí):

ΔPLCC=23.35+0.021 2LAC-0.009 5L0

假設(shè)LAC=0，雙起點(diǎn)與單起點(diǎn)方案經(jīng)濟(jì)性的臨界L0值(ΔPLCC=0時(shí)的 L0值)分別約為3 686、2 458 km，均不屬于工程實(shí)際取值范圍，兩起點(diǎn)間的直流線路長(zhǎng)度難以對(duì)方案經(jīng)濟(jì)性比較結(jié)論產(chǎn)生決定性影響，本文將不作為研究重點(diǎn)。

相對(duì)而言，單、雙起點(diǎn)方案投資差異主要受雙起點(diǎn)方案相對(duì)單起點(diǎn)方案縮減線路長(zhǎng)度LAC的變化影響。當(dāng)兩起點(diǎn)間直流線路長(zhǎng)度在100～400 km變化時(shí)，換流站交流側(cè)電壓為750、500 kV，雙起點(diǎn)與單起點(diǎn)方案經(jīng)濟(jì)性的臨界交流縮減線路長(zhǎng)度分別為1 175～1 076、1 056～922 km。

以兩起點(diǎn)間直流線路長(zhǎng)度為300 km為例，初步認(rèn)為，對(duì)于送端換流站交流側(cè)母線電壓為500、750 kV方案，交流線路減少建設(shè)規(guī)模分別大于967、1 109 km時(shí)，同等情況下雙起點(diǎn)方案更具經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)，如圖2所示。但由于上述測(cè)算分析基于一定的假設(shè)邊界條件，具體工程中，上述結(jié)果受到投資造價(jià)、運(yùn)營(yíng)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(jié)果作為敏感性分析的參照基礎(chǔ)。

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(jù)基礎(chǔ)測(cè)算結(jié)果，可靠性成本在全壽命周期成本中占比微小，其相關(guān)參數(shù)不作為關(guān)鍵敏感性因素。在上述擬定比選方案中，直流導(dǎo)線截面、輸電距離相同，運(yùn)行維護(hù)成本的差異主要來(lái)源于固定資產(chǎn)原值(近似為工程投資)，工程投資必然成為關(guān)鍵敏感性因素之一。此外，按照方案比選成本折算的要求，運(yùn)營(yíng)期直接作用于投資及年費(fèi)用，也會(huì)對(duì)方案經(jīng)濟(jì)性帶來(lái)較大影響，因此選擇投資造價(jià)和運(yùn)營(yíng)期指標(biāo)作為方案經(jīng)濟(jì)性的主要影響因素，進(jìn)行敏感性分析。其中，參數(shù)選取與基礎(chǔ)方案相同，同時(shí)考慮兩起點(diǎn)間的直流線路長(zhǎng)度不是方案投資差異的決定性因素，假設(shè)L0=300 km進(jìn)行單因素敏感性測(cè)算。

2.4.2 投資造價(jià)敏感性分析

參考電網(wǎng)工程限額設(shè)計(jì)控制指標(biāo)，考慮地形地貌、風(fēng)速、覆冰等情況，就750 kV交流線路單位造價(jià)-12.3% ～13.9%，500 kV交流線路單位造價(jià)-13.5%～20%變化情況做敏感性分析。結(jié)果顯示，對(duì)于新?lián)Q流站在原直流路徑途中落點(diǎn)情況(LDC=0)，L0=300 km時(shí)，單、雙起點(diǎn)方案全壽命周期成本差可表達(dá)為

交流側(cè)電壓為750 kV時(shí):

交流側(cè)電壓為500 kV時(shí):

可見(jiàn)，單、雙起點(diǎn)方案的經(jīng)濟(jì)臨界絕對(duì)值(LAC絕對(duì)值)隨交流線路單位造價(jià)的增加而下降。如圖3、4所示，750 kV交流線路單位造價(jià)為-12.3% ～13.9%，臨界絕對(duì)值 LAC(ΔPLCC=0)為1 261.1～970.8 km;500 kV交流線路單位造價(jià)為-13.5%～20%，臨界絕對(duì)值 LAC(ΔPLCC=0)為1 116.6～803.5 km。750 kV交流線路造價(jià)每增加10萬(wàn)元/km，經(jīng)濟(jì)臨界絕對(duì)值減少40～52 km;500 kV交流線路造價(jià)每增加10萬(wàn)元/km，經(jīng)濟(jì)臨界絕對(duì)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(yùn)營(yíng)期敏感性分析

考慮目前電網(wǎng)企業(yè)正在加強(qiáng)全壽命周期管理與相關(guān)基礎(chǔ)理論的研究工作，未來(lái)輸變電項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)期有延長(zhǎng)的趨勢(shì)，就運(yùn)營(yíng)期為30、35年情況對(duì)方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)敏感性分析，結(jié)果如圖5、表2所示。結(jié)果顯示，運(yùn)營(yíng)期越長(zhǎng)，單、雙起點(diǎn)方案的經(jīng)濟(jì)臨界絕對(duì)值越大，但敏感性越小。

圖5 全壽命成本差額隨運(yùn)營(yíng)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(yùn)營(yíng)期對(duì)交流線路減少規(guī)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(jié)論

投資造價(jià)是級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)與兩端特高壓直流方案經(jīng)濟(jì)性差異的主要影響因素，隨著交流線路單位造價(jià)的增加，級(jí)聯(lián)多端單、雙起點(diǎn)方案的經(jīng)濟(jì)臨界值(交流線路減少規(guī)模)減小。運(yùn)營(yíng)期越長(zhǎng)，單、雙起點(diǎn)方案的經(jīng)濟(jì)臨界絕對(duì)值越大，但隨著運(yùn)營(yíng)期的增大，對(duì)方案經(jīng)濟(jì)臨界絕對(duì)值的影響將逐漸減小。因此在交流投資造價(jià)相對(duì)較低、工程運(yùn)營(yíng)期較長(zhǎng)情況下，兩端特高壓直流方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)更加顯著。

對(duì)于大規(guī)模電源相對(duì)集中分布于2個(gè)地區(qū)的遠(yuǎn)距離聯(lián)合送電工程，級(jí)聯(lián)多端雙起點(diǎn)較兩端特高壓直流方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)顯著，且兩地不宜相距過(guò)近;隨著兩地區(qū)距離的適當(dāng)增大，其優(yōu)勢(shì)更加明顯。

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