高压特高压直流与特高压交流输电经济性比较.doc

.* 高压/特高压直流与特高压交流输电的经济性比较 曾庆禹 中国电力科学研究院 北京 清河小营 100192【摘要】本文调查世界各国直流输电发展状况，对比分析我国直流输电工程状况及特点，以直流输电的基本原理和实际运行数据研究直流输电的运行性能与其建设成本、功率损失率、电量损失率和运行成本之间关系。对高压/特高压直流输电和1000KV特高压交流输电在功率和电量损失、建设成本、运行成本和寿命周期成本方面做了深入比较分析。研究结果表明：架空线路直流输电不可能同时做到输电线路投资低、输电功率损失和电量损失率小。高压/特高压直流架空线路大容量远距离输电，与特高压三相交流输电相比，输电的功率和电量损失率、输电年运行成本和寿命周期成本高，运行可靠性低。为实现电网节能减排，不应继续大量建设高压/特高压直流输电工程。大容量远距离“西电东送”宜发展1000KV输电网络输电，将大规模电力分散落点，实现远距离输送和全国范围广域分配。研究经济高效、安全可靠的1000KV输电网架结构，将已有的直流输电系统纳入1000KV电网，构筑“强交弱直”的超级广域电网。0.引言电力工业初期，发电、输电和用电全是直流电。自1891年建成第一条三相交流输电系统，三相交流网络输电取代直流输电己走过120年发展历程。由于输电的经济性，适应电源和负荷变化的灵活性和运行可靠性，三相交流输电网络己覆盖世界各国的城镇和乡村。从20世纪70年代开始，在高电压大功率晶闸管技术成熟基础上，在国外，高压直流输电在输电网建设中作为个别输电方案得到一定的应用。77.3直流输电工程用于海底电缆输电和背靠背换流工程，22.3用于架空线路大容量远距离输电。直流输电容量占整个输电容量比例极小，如美国，仅占0.605的总装机容量。在国外，高压直流输电仅仅是整个输电工程的个案说明了它的经济性、可靠性和灵活性差的问题。但是，在我国，目前对直流输电特的认识不是这样。文献1将直流输电与交流输电从概念上进行比较后得出结论：直流输电与交流输电相比，当输送相同功率时，其线路造价低。线路(功率、电量)损耗率较小，线路运行费用也较省。文献2认为架空线直流输电与交流输电相比，输送同样的功率，线路造价为交流输电的2/3，其线路损耗约为交流的2/3。文献3提出，一条1000KV AC线路，如果不考虑稳定性和无功功率约朿，其线路长度超过1000Km，输送容量大约3000MW。，认为两条3000MW、1000KV交流线路和一条6000MW、750KV直流双极线路的可用性相当，因为如果单极发生接地故障，仅仅影响一个极的运行。从可靠性方面进行比较，一个双极HVDC输电线路与两条交流输电线路相当。文献4提出直、交流输电费用的等价距离700Km。国内，有专家强调：输电距离超过600Km应采用直流输电，特高压交流输电发挥作用的输电距离仅在500Km和600Km之间，“发展直流己是行业共识“。但是，在国外，文献5在总结各国特高压直流输电可行性研究成果基础上得出结论：应用现有知识和技术，建设和运行800kV直流输电工程是可行的，但需要进一步研究直流输电的经济性和性能的充裕性（可靠性）。文献6在分析了特高压直流输电关键技术后，认为应用600kV以上直流输电，严格来说，处决于其经济性和功率、电量的损失成本。国外，对待特高压直流输电技术的工程应用仍然以个别工程来处理，持谨慎观点。目前，在我国，正在以前所未有的速度規划建设大量的大容量点对点或点对网的架空线路直流输电工程。在这种情形下，研究和分析高压/特高压架空线路直流输电的经济性、可靠性和灵活性尤有必要。本文调查世界各国直流输电发展状况，以直流输电的基本原理和直流输电工程实际运行数据进行研究，企图探讨直流输电的建设成本、功率损失率、电量损失率和运行成本之间关系，并与1000KV特高压交流输电进行比较，分析直流输电的经济性。从直流输电原理和实际运行情况表明：大容量远距离架空线路直流输电不可能同时做到输电线路投资低、输电功率损失和电量损失率小；在相同输送功率情况下，直流输电要达到三相交流输电相同的功率损失率，建设成本高于1000KV交流输电；直流输电的年运行成本和寿命周期成本高于1000KV交流输电。1.高压/特高压直流输电基本原理直流输电系统由整流站、直流输电线路和逆变站三部份组成。整流站用晶闸管（可控硅整流器）将三相交流电整流转换为直流电。它通过直流输电线路被输送到受电端逆变站。逆变站用晶闸管逆变将直流再转换为三相交流电。基于晶闸管的直流输电，无论在整流站，还是在逆变站都要有足够的三相交流电源容量的支撑，以保证。換流站交直流电压和电流的正常稳定变換。整流站和逆变站通常称为换流站，均由交流开关场和直流换流场。两直流换流场的主电路结构完全相同，由交流开关、换流变压器、可控硅整流器组成的换流阀、平波电抗器、直流滤波器、中性点接地极、交流滤波器和无功补偿设备及相应的控制保护系统构成。整流站通过控制晶闸管触发角将交流电压转换成直流电压，其极线对地直流电压Ud1为： (1)逆变站通过控制晶闸管触发角将直流电压转换成交流电压，其极线对地直流电压Ud2为： (2) （3）式中：N1 ，N2 整流站和逆变站每极中的6脉动换流阀数，通常为2，800kV为4；，整流站和逆变站换流变压器交流电网母线线电压有效值（kV）；K1，K2-整流站和逆变站换流变压器变比；，整流站和逆变站每相的换相电抗（）；，整流阀和逆变阀的触发角（度）；逆变器的关断角（度）。直流线路的输电电流Id由两换流站间电压和线路电阻决定，其表达式为： (4)式中： S导线总截面(mm2)，导线材料的电阻率(mm2/km)，L输电线路长度(Km)。 从上列各式可知，直流输电是：以控制整流阀晶闸管触发角和逆变阀晶闸管触发角或关断角，调节直流线路两端电压Ud1和Ud2，从而改变值，调节直流电流Id，实现直流输电系统功率调节和整定。直流输电系统输送的功率是亊先確定的，属定制控制。直流输电系统采用定功率控制，先按照受端或送端系统给定的功率要求，调节Ud1,Ud2之间差值，产生达到功率要求值的Id，然后交由控制系统实現定功率控制要求。直流线路电压损失率和功率损失率Kd表达式为： ( 5)从式(5)可知，直流线路电压损失率等于功率损失率。直流输电系统输送功率Pd表达式为： (6)由式（6）可知，直流输电线路输送的功率与导线截面、电压损失率和电压平方乘积成正比，与输电距离成反比。在我国Ud2=94% Ud95%Ud，Ud为额定电压。，直流输电系统输送功率Pd分别为额定功率的88%90%。输送功率与输送距离之乘积关係为： PdL=2Kd S Ud22/=Bc. Ud22 (7)式中Bc=2Kd S/-称为线路运行成本系数，反映线路建设成本和功率损失成本之积。由于在电压给定情况下输电功率与距离的乘积是一个定数，选择小的导线截面，必然是功率损失大，而选择大的导线截面，必然线路建设成本高。在输送功率和距离给定情况下，直流输电线路的运行成本可以说也是给定的，选择大截面导线增加建设成本，但可减少功率损失成本。相反，减少导线截面以减少建设成本，但将增加功率损失成本。选用小导线截面来增加输电距离必然导致增加功率损失成本。直流输电系统的稳态额定输送功率处决于换流阀的晶闸管额定电流，受热稳定限制。在额定电流给定情况下，不同分裂导线截面对应不同的输电距离和功率损失率。以800kV，4KA直流输电系统为例，表1列出了不同分裂导线参数与输电距离和输电功率损失率的相互关系。表1 分裂导线参数、功率损失率与输电距离关系Kd()L(Km)234566X720 mm25838741166148717726X800 mm26509751299162419496X1000 mm28301245166020752490由表1可知，直流输电距离的增加意味着功率损失率增加，节能要求或功率损失率要求制约直流输电的距离；直流输电的距离隨分裂导线截面的加大即建设成本的增大而增加。 2.我国与国外高压直流输电比较状况分析2.1.我国与国外直流输电工程現状根据文献7和有关方面统计，国外运行的和计划2010年投运的直流输电工程计75项，其中：A.架空线直流输电17项，B.跨海电缆直流输电31项，C.背靠背直流27项。我国运行的和2010年建成直流输电工程共计14项，其中：A.架空线直流输电12项，C.背靠背直流2项。国外，总计直流换流（输电）额定容量59762MW。我国，总计直流换流（输电）额定容量42410MW，为国外直流換流（输电）总容量的71。我国架空线路直流输电额定总容量为国外的1.45倍以上。至2010年，我国和国外直流输电工程現状如表2所示。表2国外和我国直流输电工程现状表 类别额定容量（MW）占总容量比例（）工程项目数占总工程项目比例（）国外A2640144.181722.67国外B2238237.453141.33国外C1097918.372736.00中国A3840090.541285.71中国C40109.45214.29 从表可以看出：国外，单项直流工程平均换流（输电）容量为797MW。我国直流工程平均换流（输电）容量为3029MW，为国外的3.8倍。2.2. 我国和国外主要大电网架空线直流输电总容量占总装机容量比较 至2010年，我国和国外主要大电网架空线直流输电总容量占总装机容量比较，如表3所示。 表3 主要大电网直流输电工程数和运行容量比较表电网名称装机总容量（GW）架空线直流输电工程数输电总容量（MW）输电容量占装机容量备注中国电网95012（A）384004.04美国电网10784（A）65200.605UCTE电网646000与外网有跨海直流联网俄罗斯独联体电网337000日本电网238.02000有跨海直流 在全世界超过200GW的大电网中，有3个无架空线路直流输电工程。我国架空线路直流输电总容量占总装机容量的百分比为美国电网的6.68倍。 2.3 我国与国外架空线路直流输电工程现状 至2010年，全世界400KV及以上大容量远距离架空线路高压直流输电工程，如表4所示。 表4 全世界400KV及以上架空线路高压直流输电工程 国别项目名称线路长度 (km)电压（kV）电容量（MW）投运时间（年）美国Pacific-Intertie136250031001970*&*加拿大Nelson River 189545016201971* 美国CU71040010001979莫桑比克-南非Cabora-Bassa142053319201979 扎伊尔Inga-Shaba17005005601984 巴西HVDC Itaipu178560031501984 巴西HVDC Itaipu280560031501984加拿大Nelson River 193750018001985 美国Intermountoun78550019201986加拿大Quebec-New England110045020001991 印度HVDC Rihand-Delhi81450015001992 印度Chandrapur-padghe90050015001997 印度East-South2145050020002002 印度Ballia-Bhiwadi78050025002010中国葛洲坝-上海104050012001989中国天生桥-广东96050018002002中国三峡-广东94050030002004中国三峡-常州86050030002005中国贵州-广东119450030002005 中国 三峡-上海 104150030002006 中国贵州-广东88050030002007中国德阳-宝鸡55050030002009中国呼盟-辽宁90850030002010中国三峡-上海2100050030002010#中国宁东-山东133566040002010#中国向家坝-上海190580064002010中国云南-广东140080050002010注：*表示开始为汞弧换流阀，后改为晶闸管换流阀，*表示双回路双极直流，#表示预期投运年份21世纪前10年，只有印度投运了2项架空线直流输电工程，而我国建成投运达11项。10年间，我国建成投运的500KV及以上架空线直流输电工程大体等于国外过去40年工程总数。至2010年，我国建成投运500KV及以上架空线路直流输电工程总数为国外总数的1.09倍，输电总容量为国外总容量的1.66倍。2.4 我国与国外直流输电現状分析欧洲是现代直流输电的发源地，是直流输电设备的主产地，绝大部直流换流设备来自欧洲。在欧洲，直流输电工程全是跨海输电工程，充分发揮了直流输电技术相对于交流输电技术的比较优势。在欧洲大陆，曾有专家提出过特高压直流远距离大容量东电西送及东西部大电网互联，但至今，没有一项架空线路直流输电工程在建设或运行。 20世纪90年代前，美国和加拿大经历20年共建成投运6项大容量远距离空线直流输电工程，美国建成投运10项背靠背直流工程，总容量2000MW，主要解决大电网与小电网弱联系的功率交换问题。在这种情况下，交流联络线因随机功率波动大，不能稳定地实现交换功率。10项背靠背直流工程投运有效地发揮了直流输电相对交流输电的比较优势。国外单项直流输电工程的输电功率与输电距离之积普遍小于我国己运行的直流输电工程。以500KV架空线路直流输电为例，国外，Bc平均值7.708。我国，7项直流输电工程Bc平均值10.162。这意味着，国外单项直流输电线路的建设成本和功率损失成本之和普遍小于我国直流输电。我国以较大的电流密度选择较小的分裂导线截面虽然可实现大电流远距离直流输电，线路建设成本相对较少，但功率损失率明显大于国外，运行成本明显增加。3.500kV直流输电系统功率损失和电能量损失直流输电线路电压损失率、功率损失率和电能量损失率在给定运行条件下完全相等。通过直流线路送受端直流电压降落可直接算出功率损失率。直流输电系统的功率和电能量损失包括直流输电线路损失和换流站损失两部份。文献8对我国直流背靠背换流站换流电量损失率进行统计，实际年电量损失率为1.55（不含换流站电量消耗）。不同输送容量換流站电能量损失率在1.52之间。在以额定功率或等效额定功率进行直流输电系统功率损失和电能量损失评估时，换流站功率损失率可按1.52考虑。3.1 500kV 直流输电系统功率损失率和电能量损失率在我国，架空直流输电线路导线截面按0.8A/mm21.1 A/mm2电流密度选择。2008年前投运行的5项500kV、3000MW直流输电工程均采用4X720mm2分裂导线，葛-南线1200MW采用4X300mm2分裂导线，天-广线1800MW采用4X400mm2分裂导线。在导线运行温度为25时，7项直流输电工程额定功率的电压损失率、功率损失率和电能量损失率，如表5所示。表5 500kV 直流输电系统功率损失率和电能量损失率直流工程名称额定电流（KA），输电距离（Km） 电压损失 率() 功率损失率()功率损失(MW) 电量损失 率（）电量损失(亿KWh)三-常直流38605.6 5.6(7.1)198.300 5.6(7.1)9.27449三-广直流39406.16 6.16(7.66)219.1386.16(7.66)10.24908贵-广直1311947.96 7.96(9.46)266.1987.96(9.46)12.45008三-上直流310416.95 6.95(8.45)239.8806.95(8.45)11.21918贵-广直238805.75 5.75(7.25)208.0205.75(7.25)9.72909葛-南直流1.210456.47 6.47(7.97)100.8886.47(7.97)4.75803天-广直流1.89606.81 6.81(8.31)147.7946.81(8.31)6.63171注：括号内数字为考虑1.5换流站功率损失率的直流输电系统功率损失率和电能量损失率，额定功率等效运行时间4677h由表5可知，7项直流输电工程平均功率损失率为7.635。500kV直流输电系统的电能量损失率均大于2008年全国输配电网总的平均电量损失率6.64。3.2 500kV 直流输电功率损失和电能量损失评价7项直流输电工程输送额定功率时，总的功率损失1374.218MW，为送端总输入功率18000MW的7.635。2008年，我国发电年平均利用小时数为4677小时。若7项500kV直流输电工程等效额定输送容量的平均利用小时数等于发电平均利用小时数，总的年电量损失达64.26216亿KWh为受端接受总电量的8.265。据有关方面统计，2008年全国城市居民家庭平均用电87KWh/月。7项直流输电系统年损失的电量相当于616万个家庭一年的用电量，相当于约230万吨标煤损失，并产生450万吨CO2排放量。3.3 500kV直流输电系统年电量损失经济评估按照水力发电单位容量建设成本0.85万元/KW计，7项500kV直流输电系统功率损失的经济成本相当于损失装机容量建设成本116.80853亿元。这个损失的装机容量建设成本为1041Km，500kV三上直流输电工程的建设成本的1.67倍。2008年，在不含政府性基金和附加情况下，全国平均销售电价0.5231元/KWh。按平均电价考虑，7项500kV直流输电系统年电量损失的经济成本为33.615536亿元。7项直流输电系统两年多电量损失的经济成本可建设一回500kV、3000MW、1000Km直流输电工程。4.高压/特高压直流与1000KV交流输电系统电能量损失比较在保持稳定运行水平条件下，三相交流输电系统通常以线路的自然功率评价其输电能力。自然功率指的是在三相交流输电线路的受端，每相接入波阻抗负荷时线路所输送的功率，或线路通过波阻抗負荷电流所输送的功率。1000KV输电线路的自然功率为4300MW及以上。研究结果表明：当1000KV输电系统送端直接接入发电厂高压母线，受端系统短路电流40KA及以上时，600Km700Km线路在保持静态稳定条件下可输送自然功率4300MW及以上，在更远距离线路中间增建开关站或变电站，装设静止无功补偿装置和在线路侧加装串联电容补偿，1500Km及以上远距离输电线路的输电能力可达到自然功率4300MW。4.1 直流与交流输电功率损失和电能量损失7项直流输电系统总的额定输送功率18000MW，平均输电距离989Km。为了进行比较，假定18000MW功率以6回，1000KV，长989Km， 8X500 mm2分裂导线的输电线路代替7项直流输电工程。经计算分析，在1000KV输电线路中间增设开关站并加装并联静止无功补偿，将长线路分成两段，控制各母线电压恒定，在保持静态稳定情况下，每回线路可实现输送功率3000MW及以上(1000KV输电线路输送3000MW时，建设成本高)。在导线运行环境温度25时，1000KV，长989Km， 8X500 mm2分裂导线的输电线路(示范工程参数)的线路功率损失60.8200MW，功率损失率2.0273，而500kV直流输电线路高达6.6028，为特高压交流输电的3.2570倍。特高压变电站(开关站)变压器、电抗器和静止无功补偿装置的功率损失大小与配置容量和控制条件有关。根据特高压设备参数和配置推算，特高压变电站(开关站)在额定运行情况下总的功率损失率小于0.45。表6列出了1000KV输电系统与500kV直流输电系统的功率损失和电能量损失(含变电站或换流站)。表6 交/直流输送18000MW的功率损失和电能量损失高压直流/特高压交流送端总输入功率（MW）总功率损失（MW）年总电量损失（亿KWh）年电量损失率()7项直流180001374.21864.262167.49086项交流18000449.520021.424122.49736回1000KV交流输电代替7回500KV直流输电，功率损失和年电量损失为直流输电的32.7，年电量损失的减少可获得经济收入22.408579亿元。用此收入，三年可再建一回500KV 、989Km、3000MW直流输电工程。4.2.高压/特高压直流与特高压交流输电功率损失和电能量损失比较在我国，已投运和正在建设的架空线路直流输电系统有500KV，660KV和800KV三种电压等级，其应用的输电距离分别为1000Km及以下，1200Km-1400Km，1500Km及以上。这三种直流电压输电系统都可以用1000KV交流输电实现。按前述的计算条件，三种直流电压输电系统和1000KV交流输电系统输电的功率损失和电量损失，如表7所示。表7 直流输电与1000KV交流输电系统功率和电量损失比较额定电压 （KV）输电功率(MW)输电距离(Km)分裂导线(mm2)功率电量损失率（）功率损失（MW）电量损失（亿KWh） 50030009894X7207.6573229.72010.7440 1000 30009898X5002.497374.920 3.5040 660400013504X8007.1192284.7694 13.3186 1000400013508X6303.1924127.697上 5.9723 800720016006 X8007.0916510.593以23.8804 1000429016008X6304.0229 172.528八 8.0686 注：额定功率等效运行时间4677h从表7可以看出，在输送相同功率时，一回500KV、660KV和800KV直流输电系统的功率损失和电量损失分别为一回1000KV交流输电的3.0662倍，2.2300倍和1.7634倍。一回1000KV交流输电代替500KV、660KV和800KV直流输电可减少功率损失分别为154.8MW，157.072MW和221.036MW，可减少电量损失分别为7.2400亿KWh，7.3463亿KWh和10.3379亿KWh。按照我国高压/特高压直流输电和特高压交流输电实际所选用的导线截面，不难看出：交流输电的功率和电能量损失率小于直流输电。理论和实践证明：所谓的直流线路损耗小于交流线路，输送同样容量，前者大约是后者的2/3的结论根本不能成立，与实际情况根本不符。5. 高压/特高压直流输电与特高压交流建设成本比较 5.1直流输电与特高压交流输电建设成本特点大容量远距离直流输电系统建设成本的特点是：换流站结构复杂，占地面积大，建设成本大；选用较小的导线截面则线路建设成本较小，对环境影响大。换流站建设成本占整个直流输电系统的主要部份。例如，500kV、3000MW、1041Km三-上直流输电系统，换流站建设成本占整个系统建设成本的71.478，而架空输电线路占28.522。随输电距离的增加和电压提升，线路建设成本所占比重将增加大容量远距离交流输电系统建设成本的特点是：两端变电站和开关站结构简单，占地面积小，建设成本较小；架空输电路线建设成本所占比例相对较大。例如，1000KV交流试验示范工程，两变电站和一开关站建设成本占整个输电工程成本的48.718，645Km架空输电线路占51.282，单位线路建设成本为800kV示范工程线路建没成本的86.5%。5.2直/交流输电建设成本对电能损失成本的比较高压/特高压直流与1000KV交流输电系统建设成本估算分别参考2007年投运国产化程度高的三-上直流工程和2009年投运的特高压交流试验示范工程的建设成本。由于各年的物价指数不相同，直/交流输电建设成本比较应将不同年份投产的输电工程建设成本折算到同一年。由于2007年至2009年输变电设备及建设物价指数变化很小，在计算输电建设成本时设定物价指数为1。高压/特高压直流输电与特高压交流输电建设成本与功率损失，经计算，并以直流输电为基准进行比较，其相互关係如表8所示。表8 直流输电与特高压交流输电建设/电能损失成本比较额定电压 （KV）输电功率(MW)输电距离(Km)建设成本（标么值）功率损失（标么值） 50030009891.01.0 1000 30009891.16410 0.32614 660400013501.04 1.0 1000400013501.12882 0.44842 800720016001.0 1.0 1000429016000.66158 0.33790 表中建设成本和功率损失均以各电压级直流输电为基准值。1000KV交流输电容量折算到800kV直流输电容量时，其建设成本和功率损失成本标么值分别为1.1086和0.56160。按实际运行参数，特高压交流输电在相同输送功率和输电距离条件下的建设成本约为相应的直流输电的1.11.2倍，但功率损失和电量损失仅为相应直流输电的30-57。理论和实践证明：以现有的直流输电原理和技术，直流输电系统不可能做到既输电线路建设成本少，又输电功率损失和电量损失少。5.3功率损失率相同的特高压直/交流输电建设成本比较高压/特高压直流输电系的功率和电量损失率要达到特高压交流输电相同水平，架空导线总截面和相应线路建设成本将显著增加，超过交流输电。例如，500kV直流输电系统的功率损失率若要达到1000KV交流输电水平，架空分裂导线总截面须增加到为原来的6.124倍，至少要选24X720 mm2，分裂导线。由于架空线路导线总截面增加，500kV直流架空线路建设成本将增加到原来的6倍，整个系统的建设成本将为1000KV交流输电系统的2.25846倍。800kV直流输电系统输电功率损失率和电量损失率要达1000KV特高压输电系统相同水平，其分裂导线需选用9x1000mm2，分裂导线总截面将是1000KV特高压输电的1.191倍。800kV直流输电的绝缘水平与1000KV交流输电的绝缘水平相当，架空线路导线对杆塔塔身的空气间隙大于1000KV架空线路导线对塔身的空气间隙。800kV架空直流线路绝缘成本大于1000KV架空交流输电线路绝缘成本，加上800kV线路的导线截面及重量大于1000KV线路，线路的建设成本将为1000KV交流输电线路建设成本的1.51.7倍。理论和实践证明：直流输电所谓的“与交流输电相比，输送同样的功率，线路造价为交流输电的2/3，其线路损耗约为交流的2/3”的结论根本不符合实际情况。6. 高压/特高压直流输电与特高压交流输电年运行成本比较 年运行成本通常指的是在给定的一次设成本回收年限内年分摊回收建设成本加运行成本(包括年运行维护和输电的电能量损失等成本)。在年运行成本比较时，为突出主要运行成本，暂不考虑建设成本的资本金成本，并假定直流和交流运行维护成本相同而不参与比较。建设成本按10年平均回收考虑。这样，运行成本仅包括年分摊的建设成本和电量损失成本、6.1 500kV与1000KV输电系统年运行成本比较从前述的建设成本和电量损失成本计算可知，1000KV特高压输电的建设成本是500kV直流输电的1.16410倍，但电量损失仅为它的32.164，1000KV交流输电电量损失成本的减少可有效补偿建设成本的增加。比较计算的结果是：3000MW、989Km，500kV直流输电系统的年运行成本为1000KV交流输电系统的1.3818倍，实际年运行成本与1000KV输电系统相比多3.396939亿元。按前述的比较计算条件，1000KV交流输电的年运行成本仅为500kV直流输电的72.3717。6.2 800kV与1000KV输电系统年运行成本比较800kV直流输电以两种分裂导线的年运行成本与1000KV交流输电进行比较。输电系统建设成本参考三-上500kV直流输电和1000KV交流试验示范工程的建设成本进行估算，并考虑了设备进一步国产化后成本降低因素。经计算，若以800kV直流输电系统选用6X720 mm2分裂导线的建设成本为1，选用6X1000 mm2分裂导线的800kV直流输电建设成本则为1.2568倍。1000KV，4290MW，8X630 mm2交流输电系统的建设成本为0.70159倍，折算为可比容量后，为800kV，6X720 mm2直流输电系统的1.04666倍，为800kV，6X1000 mm2直流输电系统的0.83229倍。经计算，1600Km，800kV直流与1000KV交流输电系统的相对运行成本，如表9所示。表9 800kV直流与1000KV交流输电系统运行成本比较 额定电压 （KV） 输送功率 （MW）分裂导线截面(mm2)单位输送功率建设成本比单位输送功率电量损失比单位输送功率年运行成本比80064006X720111 800 64006X10001.09278 0.766190.98442 100042908X6301.04666 0.547387. 0.88106计算分析表明：当800kV直流输电功率与输电距离之积给定时，选用不同截面的分裂导线，单位输送功率的年运行成本基本相同，差别极小；在输电距离给定情况下，选用更大额定电流的晶闸管以提高输送功率，则单位输送功率的年运行成本将升高，经济性差。 1000KV，1600Km交流输电单位输送功率的建设成本为800kV直流输电的1.04666倍。由于单位输送功率的电量损失成本比800kV直流输电少得多，1000KV单位输送功率的年运行成本比800kV直流输电低10以上。 计算表明：1000KV特高压交流输电的年运行成本小于直流输电。7.直流输电与特高压交流寿命周期成本比较 7.1输变电寿命周期成本为了减少输电系统电量损失和不可靠性造成停电的损失成本，20世纪80年代，国外提出用寿命周期成本（Life Cycle Cost）对输变电工程进行技术经济评估，按寿命周期成本最小选择输变电工程方案。输变电工程采用寿命周期成本最小决策以来，对降低输电系统的功率损失和提高可靠性产生了持续的显著经济效益9。输变电系统寿命周期成本指的是输变电系统整个经济运行寿命周期内的一次建设成本和寿命周期内每年的运行维护成本、输电的功率和电量损失成本，和非计划停运及计划停运中断输电的可靠性成本之和。寿命周期成本的通用公式是：LCC=IC+OC+MC+FC（8）式中，IC为建设成本，OC、MC、FC分别为寿命周期内各年运行成本之和，电量损失成本之和，和不可靠性损失成本之和。 为了进行比较，一般将所有的成本都折算到输变电工程投入运行的时间，作为所有成本计算的参考时间。这样，以折算时间为基准的寿命周期成本可写成如下形式。 （9）式中，oci，mci，fci分别为输变电工程投入运行后第i年的运行成本、电量损失成本和不可靠性损失成本， r为现值折现率， N为经济寿命年数，输变电工程一般定为30年。7.2直流输电与特高压交流输电寿命周期成本比较高压/特高压直流输电在寿命周期成本与1000KV交流输电进行比较时，假定高压/特高压直流输电和1000KV交流输电的运行维护、管理成本和可靠性损失成本相同（实际上直流输电运行维护和可靠性损失成本高于交流输电）。计算条件同前，寿命周期定为30年。这样，在比较寿命周期成本时仅考虑建设成本和电量损失成本。高压/特高压直流输电和1000KV交流输电寿命周期成本与电量损失成本之间的关係，如表10所示。表10 直流输电与交流输电寿命周期成本比较额定电压 （KV）输电功率(MW)输电距离(Km)建设成本（标么值）电量损失成本（标么值）PLCC(标么值) 50030009891.02.383913.38391 1000 30009891.16410 0.777481.94158 660400013501.04 1.93128 2.93128 1000400013501.12882 0.866021.99484 80072001