纯技术：特高压交直流输电系统技术经济分析

长治—南阳—荊门1 000 kV 特高压交流试验示范工程建设成本56.9亿元。按照试验示范工程建设成本和相关元器件成本，用工程成本计算方法估算，以1 000 kV，4 410 MW，1 500 km输电系统为例，其单位输电建设成本估算为1 900元//km˙MW。如果5 0 0 k V 输电系统建设成本平均按2 500元/km˙MW考虑，则1 000 kV输电系统的单位建设成本为500 kV输电系统的76%。

3.2 ±800 kV 输电系统建设成本

±800 kV直流输电系统，首先将各发电单元机组经电站500 kV母线汇集，然后经500 kV线路接入直流输电的整流站，将三相交流电转换为直流电，直流电通过两条正负极输电线路输送到逆变站，将直流电转换成三相交流电，最后送入有电压支撑的500 kV枢纽变电站。±800 kV直流大规模远距离输电，仍以两个电厂，分别装有6×600 MW 和5×600 MW机组，1 500 km线路为例，用±800 kV特高压直流输电示范工程数据进行输电建设成本估算。向家坝—上海±800 kV特高压直流输电示范工程，直流输电线路长1 891 km，额定直流电流4 kA，额定换流功率6 400 MW，采用6×720 mm2分裂导线，于2007 年开工建设，经系统调试，于2010 年双极投入运行。系统调试验证和投入运行的考验证明，自主研发的±800 kV特高压直流输电设备性能和系统运行性能良好。向家坝—上海±800 kV 直流输电示范工程建设成本190 亿元，线路和换流站建设成本各占50%。

按示范工程建设成本估算，±800 kV，6 400 MW(晶闸管额定电流热稳定)，1 500 km直流输电系统的单位输电建设成本1780元/km×MW。

3.3 1 000 kV 与±800 kV输电系统建设成本分析

通常，交流输电以受端的输出功率估算，直流输电亦按逆变站的输出功率估算，±800 kV直流输电系统单位建设成本为1910元/km×MW，与1 000 kV输电系统的1 900 元//km×MW 处于同一水平。

1 000 kV 交流输电的相电压578 kV(线对地电压)与±800 kV 直流输电极线对地电压相对应。±800 kV 输电极线对地电压(800 kV)和极线间电压(1 600 kV)分别是1 000 kV 交流输电的相电压和线电压的1.384 倍和1.6 倍。

输电建设成本的构成主要是绝缘成本，而绝缘成本是对地电压的函数。架空线路的建设成本与多种因素有关，不随分裂导线截面正比增加。例如，1 000 kV交流示范工程分裂导线截面是直流示范工程的1.4 倍，每km平均建设成本只是±800 kV线路的86.4%，而不是1.4倍。优化系统参数，提高1 000 kV输电系统的输电能力，将显著降低输电建设成本。理论和基于示范工程成本估算表明：1 500 km以内，1 000 kV 交流输电的建设成本既小于±800 kV 直流输电，也小于超高压输电。

4 1 000 kV 与±800 kV 输电系统电阻功率损耗

1 000 kV和±800 kV输电系统的输电功率(电阻功率)损耗以功率损耗率，即输电功率损耗与输送功率的百分比表示，电能损耗以电能损耗率，即全年的电能损耗值与输送电能值的百分比表示。

4.1 1 000 kV 输电系统电阻功率损耗

1 000 kV 输电系统的玏率和电能损耗包括变电.站、开关站和输电线路2 部分。变电站和开关站的功率损耗主要是变压器、静止无功补偿和高压并联电抗的功率损耗，其值与参数优化和运行状态有关。当参数优化后，主要是变压器的功率损耗。我国1 000 kV变压器的功率损耗率在0.15%及以下。根据国产设备参数估算，1 000 kV两变电站、两开关站的功率损耗率估算值为0.40%。交流和直流输电线路的电阻功率损耗率等于流过线路的电流与线路对地电压之比(I/U)乘以线路电阻。