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1、大型水电站远距离送电经济合理性分析 摘要：金沙江上的向家坝和溪洛波水电站是西电东送的主要骨干电源，其配套的输变电工程送出容量大，距离长，相应的投资较高。在今后电力市场日臻规范和电价竞争机制逐渐形成的条件下其经济合理性和发展前景为人们所关注。通过输变电成本随送电距离和容量的变化研究及其与国内其它一些中远距离输变电工程还本付息过网费的对比分析，论证了向家坝和溪洛波水电站远距离送电的经济合理性。 关键词：向家坝电站 溪洛渡电站 输变电工程 电价 经济合理性 1 工程概括1.1 向家坝、溪洛波水电站及其输变电工程向家坝、溪洛渡水电站是金沙江上拟首批开发的两个巨型电站，建设条件好，动能经济技术指标优越，
2、外送能力大。向家坝水电站位于四川省宜宾县和云南省水富县境内，为金沙江出口控制梯级电站，可进行周季调节，初拟装机600万kW，年发电量293.4亿kWh，保证出力144万kW，是一座具有发电、灌溉、航运、拦沙等多种综合效益的特大型水利水电枢纽工程。溪洛渡水电站位于四川省雷波县和云南省永善县境内，下距向家坝水电站约156km(河道里程)，是一座以发电为主兼有防洪、拦沙、改善下游航运等综合效益的巨型水利水电枢纽工程，具有季调节性能，初拟装机1200万kW，年发电量约573.5亿kWh，保证出力338.5万kW。向家坝水电站的供电范围是四川、云南、华中，供电距离分别为40km、190km和1300km
3、。据原国家电网公司测算，输变电工程静态投资为145.23亿元(川、滇两省各留电印万kW，送华中480万kW方案，1997年价格水平)；溪洛渡水电站的供电范围是四川、云南、华中、华东，供电距离分别为145km、120km、1350km和1900km，输变电工程静态投资为313.33亿元(川渝、滇各留电120万kW，送华中320万kW，送华东640万kW，1997年价格水平)。两电站送出工程静态投资分项目组成见表1和表2。1.2 三峡输变电工程三峡输变电工程是三峡工程的配套工程，设计输送容量：华东720万kW，川东200万kW，华中900万kW。为了便于与向家坝和溪洛渡水电站送出工程相比较，根据三
4、峡输变电系统设计概算，我们将其中的交直流线路、换流站及变电工程投资单列出来，并将其它费用按投资比例平摊到交直流线路、换流站及变电工程中。电力规划设计总院编的火电、变电、送电工程限额设计控制指标中，500kV的交流线路工程造价上涨指数1995年为5.07%，19%年为0.61%；500kV的交流变电工程的造价上涨指数1995年为7.0%，1996年为0.5%，根据以上数据折算三峡工程输变电工程的投资到1997年价格水平年，见表3。表1 向家坝水电站送出工程静态投资项目四川云南华中合计送出容量(万kW）6060480600总投资（万元）433166429713446651452278线路55952
5、657633778415949换流站 698439698439交流配套变电2399223992152617200601交流配套线路1372913729109831137289 表2 溪洛渡水电站送出工程静态投资表 项目川渝云南华中华东合计送出容量(万kW）1201203206401200总投资（万元）103439634992647020071373133299线路4056333570420557659303973993换流站 50672710134541520181交流配套变电3532235322105965187939364548交流配套线路2745827458732211464127457
6、7 表3 三峡工程输变电工程投资 项目华东华中川东合计送出容量(万kW）7209002001820静态总投资（万元）163570710354242303172901445直流线路453760 453760换流站856622 856622交流配套变电18168736147465610608769交流配套线路1436386739501647069822931.3 俄中送电工程俄中送电工程的出发点是从俄罗斯伊尔库斯克地区输入廉价的电力到我国北部地区。根据可行性研究报告，初步确定了以下技术方案：送电方式：俄中送电采取600kv直流方式；送电起点：伊尔库斯克地区布拉茨克开关站。由于华北电网和东北电网都有
7、能力接受俄送电力，因此落点有北京、唐山(送电华北)和沈阳(送电东北)几个选择，输电距离分别为2400km、2530km、2800km。根据伊尔库斯克地区输出电力的能力和我国的受电能力，线路输送电力应在200300万kw之间。在这里，我们选择经过蒙古国送电唐山，输送容量250万kW方案与向家坝、溪洛渡进行对比，此方案的线路长度及送电容量规模都为居中水平。俄中送电工程投资(1997年价格水平)见表4。表4 俄中送电工程投资 项目投资（万元）直流线路450325换流站380580合计830905 2 输变电工程投资分析本文主要探讨远距离送电的经济性，所以我们主要考虑外送距离的变化引起的投资变化情况。
8、对于某一个直流输电工程，设输变电的总投资的Y，换流站的投资为A，配套交流变电和线路的投资为B，输电距离为X，单位距离的直流线路费用为C，则有下式成立：Y4+B+CX对于送出容量一定时，A、B、C都是常数，设DA+B，有：YD+CX对于向家坝外送华中480万kW，二回线，平均每回线路长度1150km，若D96.01(亿元)、C0.03337亿元/km，则：Y96.01+0.03337*X对于溪洛渡送华中320万kW，一回线，1350km，若D68.59(亿元)、C0.01782(亿元/km)则：Y68.59+0.01782*X对于溪洛渡外送华东640万kW，二回线，平均每回长度1850km，若D
9、134.78(亿元)、C0.03564(亿元/km)则：Y134.78+0.03564*X向家坝、溪洛渡两电站外送输变电投资随外送距离的变化见图1。图中向家坝代表向家坝外送480万kW，溪洛渡1代表溪洛渡外送320万kW，溪洛渡2代表溪洛渡外送640万kW。图1 向家坝、溪洛渡电力外送投资随距离变化从表5和图1中可以看出，随着距离的增加，电力外送的投资增加幅度与距离增加幅度相比要小得多。以溪洛渡外送640万kw为例，当输电距离从500km增加到2000km时，输电费用增加仅53.46亿元，占整个输电投资的25.94%。可以看出，长距离电力外送是否经济，其输电距离只是其中的一个影响因素，不是主要
10、因素。3 金沙江外送和三峡、俄中外送投资对比金沙向家坝和溪洛渡水电站电力外送容量大，距离远，相应的输变电工程投资也较大，向家坝输变电工程静态投资为145.23亿元(川、滇各留电60万kW，送华中480万kW，1997年价格水平)，溪洛渡输变电工程静态投资为313.33亿元(川渝、滇各留电120万kW，送华中320万kW，送华东640万kW，1997年价格水平)。在这里，我们将向家坝和溪洛渡电力外送的输变电投资和三峡输变电投资及俄中送出工程作一对比、详见表5。表5 金沙江外送和三峡、俄中外送投资对比 项目三峡工程溪洛渡向家坝俄中送电电站规模(万kW)18201200600250直流线路 长度(k
11、m)2200505023002530投资(亿元)45.3892.3639.8145.03单位投资(万元/km)206.2182.9173.1178.0交流线路 长度(km)690023301130 投资(亿元)98.2335.8217.41 单位投资(万元/km)142.3615.373154.03 变电工程 容量(万kVA)24751575825 投资(亿元)60.8837.2520.49 单位投资(万元/万kVA)245.95236.53248.43 换流站 容量(万kVA)1200960480250投资(亿元)85.66147.5973.8038.06单位投资(万元/万kVA)713.8
12、1537.41537.41522.3合计290.14313.03151.54183.09注：三峡、向家坝输变电的交直流电压等级均为500kV；溪洛渡输变电的交流电压等级为500kV，支流电压等级为600kV；俄中送电采用600kV直流；价格水平年均为1997年值。需要说明的是三峡换流站为单端，向家坝、溪洛渡、俄中送电为双端，将三峡换流站换算为双端，总投资为171.3亿元，单位投资与向家坝、溪洛渡及俄中送电基本相当。队表中可以看出，三峡的直流线路和变电单位投资比向家坝和溪洛渡稍高，直流线路单位投资约高10%，变电约高3.5%。三峡直流线路单位投资稍高主要原因是由于三峡每回线的输送容量为360万k
13、W，向家坝为240万kW，溪洛渡为320万kW，所以三峡直流输电线路所选用的导线截面积较大，投资稍高；三峡和向家坝、溪洛渡变电单位投资相差较小，主要是选型的问题；而交流线路及换流站向家坝和溪洛渡要比三峡稍高，我们按各个分项工程占整个输变电工程的比重来进行加权平均，向家坝和溪洛渡输变电的单位投资比三峡稍高，和俄中送电工程相当。具体比较见表6。表6 金沙江外送和三峡、俄中送电工程单位投资比较 序号项目直流线路(万元/km)交流线路(万元/km)变电（元/KVA)换流站(元/kW）1三峡206.2142.36245.051427.62溪洛渡182.9153.73236.531537.43向家坝173
14、.1154.03248.431537.44俄中送电178.0 1522.35(2-1)/1-11.3%8%-3.5%7.7%6(3-1)/4-16.1%8.2%1.4%7.7%7(2-4)/42.8% 1%8(3-1)/4-2.8% %9对5进行加权平均2.5%10对6进行加权平均2.8%11对7进行加权平均2%12对8进行加权平均-1% 注：表中(21)/1表示(溪洛渡三峡)/三峡，(31)/l表示(向家坝三峡)/三峡，(24)/4表示(溪洛渡俄中送电)/俄中送电，(34)/4表示(向家坝俄中送电)/俄中送电。从上表可以看出溪洛渡电力外送输变电单位投资加权平均后比二峡高2.5%，比俄中送电高
15、2%；向家坝电力外送输变电单位投资加权平均后比三峡高2.8%，比俄中送电低1%。可以认为向家坝、溪洛渡水电站的输变电投资概算水平与三峡、俄中送电相比是相近的。转贴于 4 送电工程过网费的比较分析一般情况下，某一直流输变电工程的过网费主要受以下几个因素影响：(1)工程静态投资和输变电容量 从前面的分析我们可以看出，在一定范围内，输送距离对直流输变电工程投资的影响不大，工程投资主要与设计输变电容量有关，设计输变电容量增加一倍，工程投资也基本上增加一倍。在输变电设计容量得到充分利用的情况下(达到设计年利用小时数)，两者对过网费的影响互相抵销。(2)投资流程 由于输变电工程的施工不象大型水电站受到施工
16、场面等客观因素和施工程序的制约，所以输变电工程施工进度受工程规模影响不大，一般都能在46年内完成。对不同的工程，分年度投资流程相差不大，这方面对过网费的影响也不大。(3)线损率 线损率对过网费的影响同样不大，对于输电距离从10003000km的直流线路来说，功率损耗一般为5%10%，电量损耗为3%6%。(4)年利用小时数 年利用小时数乘以输变电容量就是年送电量，这一因素对过网费的影响最大，是过网费的决定性因素。三峡、向家坝、溪洛渡设计年利用小时均为4700h左右，俄中送电为5500h。由于受到水电装机进度的限制，致使水电站外送工程刚开始建成的几年内送电量较少，年利用小时较低，而前期又正是还贷付息的高峰期，对过网费的影响较大。这一点在三峡向华东送电的过网费计算上体现得尤为明显，从下面的分
