特高压交流输电经济性研究分析

吴非宏

山西省电力公司检修分公司

特高压交流输电经济性研究分析

吴非宏

山西省电力公司检修分公司

引言

能源是国民经济发展的重要支撑，目前我国经济社会发展的突出问题是迅速增长的能源需求和日益严重的资源短缺，因此推动能源生产和消费革命已经成为我国发展的重要战略举措。我国的发电能源分布极不均衡，煤炭资源主要在西北，水资源主要在西南准东、伊犁煤电基地、哈密风电基地、西藏水电基地等主要发电基地均距离占2/3 以上的电力需求的中东部负荷中心较远。据估计我国的电力总装机容量在2020年将达到1100～1200GW，这就要求我国的电力建设必须实现大容量远距离输电，才能满足未来电力市场的需求。

1.不同电压等级相比较

1.1 不同等级电压序列造价分析

因为各电压等级其技术参数不尽相同，所以对变电工程采用单位容量变电费用作为指标，而对线路工程采用单位容量长度输电费用作为指标[2]。

单位容量变电费用是指建设1kVA变电容量所需的本体工程投资，是变电工程本体费用(建设、安装、设备费用之和)与变电容量的比值。单位容量长度输电费用是指将1kW电力输送1km在输电本体工程中所需的投资，通过输电工程本体费用比输电长度和输电容量的积得到。为了分析造价变化趋势，选取500，220kV一般配置作为代表方案，以输变电工程典型造价[3-6]为依据(见表1)，与特高压交流工程进行比对。

通过分析以及查阅输变电工程典型造价得出如下结论，随着电压等级的升高，各个电压等级的代表方案的单位容量变电费用和单位容量长度输电费用都呈现递减趋势。如图1所示，1000kV GIS变电站单位容量变电费用为550kV的72%，是220kV的68%，各电压等级变电站单位容量变电费用变化速度均匀类似直线。对比图2我们可以看出，1000kV单回架空线路单位本体费用是500kV的58%，但是仅为220kV的13%，各电压等级线路单位容量变电费用变化速度在低电压等级较快但是在高等级并不明显，呈现出双曲线形势。

上述论述表明，随着电压等级的升高，变电工程造价减少没有输电线路造价减少快，因而高电压等级输送距离越长越具有经济性。

1.2 电力市场竞争能力

按照财务内部收益率8%计算，参考建设特高压试验示范工程的数据，特高压的输电价为0.06元/(kW·h)。根据山西物价部门及华中能源监管局2013年发布(华中区域电力交易与市场秩序监管年度报告)[7]，山西上网电价为0.3767元/(kW·h)，而湖北省上网电价为0.4718元/(kW·h)，如图3所示。以山西、湖北两地上网标杆电价差计算，特高压工程财务内部收益率高达20%，9年即可以完成回收。从输电价格来看，特高压工程具有较强的电力市场竞争能力，拥有良好的商业前景。

图1 不同电压等级的单位容量变电费用

图2 不同电压等级单位容量长度输电费用

图3 各地到网电价

2.能源运输方式的比较

表1 不同电压等级配置选取方案

在我国大规模、长距离能源输送除了电网输送还有铁路输煤、管道输油、输气等，为了清楚的说明特高压的经济性，本文选取铁路输煤方案与特高压输电方案进行对比。输煤方案选取煤炭通过铁路运输到负荷中心地区再进行发电；特高压输电方案选取电能经过特高压电网从坑口电厂输到负荷中心的。为了更好地对特高压输电方案与输煤输电方案进行对比，我们将使用比对可比发电成本方式进行说明。

2.1 数学表示

将煤炭的成本与上网电价相加，即可以得到可比发电成本。通过对比可比发电成本，我们可以得出特高压输电方案与输煤方案相比度电煤炭成本是否具有竞争性。

输煤方案的煤炭成本计算公式为

式中M为输煤方案中的度电煤炭成本，元/kWh；P在输煤方案中指到厂标煤价，取值为煤炭到厂价格，元/t；则fm应取0.373×10-3t，标煤/kWh。

两地区标煤价差之和为坑口煤价，用Pm表示则

式中Pm1表示坑口标煤价，元/t。坑口标煤价一般为150～350元/t，因此Pm1取值150～350元/t。Pm2为两个地区的标煤价之差，元/t，这种差价主要为各种运费、税费和人工费等，山西等地的煤炭价格与一般负荷中心的到煤炭标准价差多在200～500元/t，所以Pm2应该取值 200～500元/t。

特高压输电方案的可比发电成本相比于输煤方案要多出一个输电电价。即

式中s是通过特高压电网的输电电价，元/kWh；fm和Pm1为输煤方案的度电煤炭发电比和坑口标煤价。Me代表输电方案的可比发电成本，元/kWh。

2.2 估算特高压电网的输电电价

为了对比两个方案的可比发电成本，必须估算通过特高压电网的输电电价s，假设采用特高压交流输电方案在距离在500～2100km两地之间的输送6GW电量，其投资及经济指标见表3[9]。在建设输电线路时，以每300km建造一个开关站为标准。

在估算输电电价时，采用平均成本法和直线折旧法，在计算含线损的输电电价时，上网电价定为0.25元/ kWh，线损定为0.004%/km。最终结果见表4。

2.3 可比发电成本比较

输煤与输电的可比发电成本比为

从公式可以看出可比发电成本的经济性关键在于Pm2和s。若Me/Mm＜1，输电方案更经济；若Me/Mm＞1，输煤方案更经济。令Me/Mm=1可以画出可比发电成本临界经济曲线，如下页图5所示：

从图5中可以看出，特高压输电与输煤发电在可比发电成本上进行比较的话，两者各自拥有自己的优势区域，以图中直线为分割，直线以下是特高压比较经济，而直线以上是输煤发电比较经济。

表3 投资经济指标

表4 特高压输电电价

3.结论

(1)从特高压电网结构分析，多回路特高压及交直流混合特高压电网建成后，特高压网络所具有的输送容量大、覆盖范围广、与负荷中心结合紧密的特点将更加明显，电网的稳定性与运行方式的灵活性所潜在的经济优势将会更加凸显。

(2)从社会综合效益看，特高压输电将突破传统意义的电力输送功能，具有全国范围内的资源重新配置作用，煤炭、水能、风能、太阳能、核能、生物质能、潮汐能等能源转换，能源互补、合理利用的功能，特高压电网将成为能源交流互联的平台，在减少碳排放，保护生态环境方面所产生的综合效益是难以估量的。

因此，在当前我国能源开发呈现结构多元，快速发展的背景下，推动以特高压交流输电为支撑的电网建设，经济合理，技术领先，是能源生产和消费革命的必然选择。

图5 输电与输煤可比发电成本比较

[1]刘振亚，全面建设小康社会需要坚强的国家电网[N].《人民日报》，2005-5-11(9)

[2]史雪飞，李敬如，胡滨，等.输变电工程造价与变化趋势分析[J].电力标准化与技术经济，2008(3)：50-52.

[3]刘振亚.国家电网公司输变电工程典型造价(500kV变电站分册)

[M].北京：中国电力出版社，2006.

[4]刘振亚.国家电网公司输变电工程典型造价(500kV输电线路分册)[M].北京：中国电力出版社，2006.

[5]刘振亚.国家电网公司输变电工程典型造价(220kV变电站分册) [M].北京：中国电力出版社，2006.

[6]刘振亚.国家电网公司输变电工程典型造价(220kV输电线路分册)[M].北京：中国电力出版社，2006.

[7]华中能源监管局发布(华中区域电力交易与市场秩序监管年度报告，2013

[8]国家发展与改革委员会.发展价格[2008]1681号国家发展改革委关于提高华中电网电价的通知.北京：国家发展与改革委员会，2008.

[9]国电动力经济研究中心报告，煤电运综合平衡分析[R].2005，11：PP.

[10]刘振亚.特高压电网[M].北京： 中国经济出版社， 2005.

[11]中国工程院“特高压”咨询课题组.关于我国特高压输电研究与工程建设的咨询意见[R].北京： 中国工程院， 2005.

[12]张钦， 王锡凡， 王建学等.电力市场下需求响应研究综述[J].电力系统自动化， 2008， 03：97-106