海上柔性直流送出系統(tǒng)造價水平分析

庫陶菲?，關(guān)前鋒，王琦

（1.南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院有限責任公司，廣東 廣州 510000；2.中國能源建設(shè)集團廣東省電力設(shè)計研究院有限公司，廣東 廣州 510663）

海上能源的開發(fā)利用是沿海地區(qū)未來能源發(fā)展的重要領(lǐng)域，海上風電是海洋可再生能源利用較為成熟和具有前景的能源形式，其具有資源豐富、發(fā)電利用小時數(shù)相對較高、技術(shù)相對高端的特點，是新能源發(fā)展的前沿領(lǐng)域。目前，我國海上風電的送出方式主要有交流送出和柔性直流送出兩種：交流送出方式多適用于海上風電小規(guī)模、近距離輸送；柔性直流送出方式多適用于海上風電大規(guī)模、遠距離輸送[1-3]。隨著我國未來海上風電從近海、淺海走向遠海、深海，以及江蘇如東海上風電柔性直流輸電示范項目的實施，根據(jù)我國各沿海省份的規(guī)劃，更大規(guī)模的海上風電柔性直流集中送出（2 GW～3 GW）的工程開發(fā)近在咫尺，進一步深化海上柔性直流輸電技術(shù)的研究工作迫在眉睫，作為海上柔性直流輸電技術(shù)的重要一環(huán)，送出系統(tǒng)的造價水平也備受建設(shè)各方的關(guān)注。

海上柔性直流送出系統(tǒng)包括了換流站和輸電線路兩部分，換流站主要為海上換流站和陸上換流站，輸電線路主要以海纜為主。目前針對直流送出系統(tǒng)的造價水平已有初步的探討：如文獻[4]分析了±800 kV陸上換流站的造價構(gòu)成及投資水平、文獻[5]分析了±800 kV特高壓直流架空線路工程造價的合理區(qū)間、文獻[6]分析了海底電纜工程造價的主要影響因素、文獻[7-8]著重于海底電纜工程計價的規(guī)范性、文獻[9]結(jié)合實際項目分析了陸上柔性直流送出系統(tǒng)的造價構(gòu)成，但針對海上柔性直流送出系統(tǒng)造價水平的研究相對空白：一方面是海上柔性直流送出技術(shù)處于示范階段，工程應(yīng)用實例較少；另一方面是海上柔性直流送出系統(tǒng)既有風電項目的特殊性，也有電網(wǎng)工程的特殊性，加上海上施工工藝復雜、外部環(huán)境特殊等，導致現(xiàn)行的計價體系適用性不強，海上柔性直流送出系統(tǒng)的造價較多地依賴于多方詢價，造價水平因議價能力的不同差異較大。

本文以3種典型吉瓦級輸送容量海上風電送出系統(tǒng)方案為依托，對海上柔性直流送出系統(tǒng)的造價構(gòu)成及造價水平進行研究，并提出造價水平控制的關(guān)鍵因素和要點，為未來海上柔性直流送出的造價管控提供有益的探索。

1 海上柔性直流送出系統(tǒng)典型方案

海上柔性直流送出系統(tǒng)目前主要采用對稱單極接線，受直流海纜輸送容量限制，海上風電接入形式主要有兩類：

第1類即風電場所發(fā)電能分別匯集至海上升壓站35 kV母線，經(jīng)主變升壓至220 kV，經(jīng)海上升壓站采用220 kV交流海底電纜接至場區(qū)附近的海上換流站，系統(tǒng)輸送容量為1 GW，其中，海上換流站容量為1 GW，海上換流站內(nèi)建設(shè)變壓器、換流閥等，所有電能經(jīng)海上換流站整流后采用1回直流海底電纜傳輸至登陸點。在登陸點配套建設(shè)1座陸上換流站，陸上換流站容量為1 GW，陸上換流站內(nèi)建設(shè)換流閥、變壓器等，經(jīng)陸上換流站逆變、升壓后采用1回500 kV線路接入系統(tǒng)。如圖1所示。

圖1 海上風電接入形式（一）Fig.1 Offshore wind power access form (I)

該類接入形式對應(yīng)的典型工程方案有±320 kV和±250 kV兩種，具體參數(shù)如表1所示。針對2 GW級的輸送容量，則按兩個回路進行送出。

表1 典型工程方案（一）Tab.1 Typical engineering scheme (I)

第2類接入形式為集約化方案，即海上風電場風機通過66 kV集電海纜直接接至海上換流站，系統(tǒng)輸送容量為2 GW，其中，海上換流站容量為2 GW，交流轉(zhuǎn)換為直流后通過直流海纜接至陸上換流站，陸上換流站容量為2 GW，陸上換流站通過1回500 kV交流線路與電網(wǎng)相連。如圖2所示。

圖2 海上風電接入形式（二）Fig.2 Offshore wind power access form (II)

該類接入形式對應(yīng)的典型工程方案有±500 kV，具體參數(shù)如表2所示。

表2 典型工程方案（二）Tab.2 Typical engineering scheme (II)

2 海上柔性直流送出系統(tǒng)造價水平

結(jié)合《海上風電場工程設(shè)計概算編制規(guī)定及費用標準》（NB/T 31009—2019）和《電網(wǎng)工程建設(shè)預算編制與計算規(guī)定》，海上柔性直流送出系統(tǒng)的造價構(gòu)成包含了設(shè)備購置費、建筑及安裝工程費、其他費用、預備費和建設(shè)期利息[10-12]。由于建設(shè)期利息取決于投資者的融資方式、融資能力和外部的融資環(huán)境，因此以靜態(tài)投資為分析對象可以較好地反映出海上柔性直流送出系統(tǒng)的造價水平。本文將海上柔性直流送出系統(tǒng)的靜態(tài)投資分為設(shè)備購置費、建筑工程費、安裝工程費、施工輔助工程費用、其他費用、預備費六大部分。

從總體造價水平角度，3類典型工程方案的造價水平如表3所示：

表3 典型工程方案靜態(tài)投資水平Tab.3 Static investment level of typical engineering scheme

由表3可見，±500 kV電壓等級靜態(tài)投資為75億元、±320 kV電壓等級靜態(tài)投資為46億元、±250 kV電壓等級靜態(tài)投資為40億元。三類典型工程方案的單位容量投資為3 750～4 600元/kW，輸送容量越大，單位容量投資越低，相同輸送容量下存在一定的差異，其主要原因為受海上風電場離岸距離的影響，海纜部分的投資差異相對較大。

從費用構(gòu)成比例角度，3類典型工程方案的靜態(tài)投資構(gòu)成比例如圖3所示。

圖3 海上柔性直流送出系統(tǒng)靜態(tài)投資構(gòu)成Fig.3 Static investment composition of offshore flexible DC delivery system

由圖3可見，設(shè)備購置費占比最高，達到59%～60%，其主要包括了換流閥、換流變壓器、橋臂電抗器、直流控制及保護系統(tǒng)、通風空調(diào)系統(tǒng)以及海纜等設(shè)備；安裝工程費占比4%～8%，其主要包括了換流站內(nèi)一次設(shè)備安裝、直流控制及保護設(shè)備安裝以及海纜的敷設(shè)等；建筑工程費占比23%～24%，其主要包括海上換流站上部組塊制作安裝、海上換流站下部基礎(chǔ)結(jié)構(gòu)制作安裝以及陸上換流站的土建工程等；施工輔助工程占比約1%，其主要包括施工交通工程、大型船舶進出場費、其他施工輔助工程以及安全文明施工措施等；其他費用占比5%～7%，其主要為項目建設(shè)用海費、項目建設(shè)管理費、生產(chǎn)準備費、科研勘察設(shè)計費等；預備費占比為2%。隨著海上更大容量柔性直流平臺的技術(shù)突破和施工技術(shù)的進步，未來海上風電逐步深遠海化，海上平臺基礎(chǔ)加深加大，海上柔性直流送出系統(tǒng)建筑工程費的占比將有所增加。

從系統(tǒng)組成角度，海上柔性直流送出系統(tǒng)包括了海上換流站、陸上換流站、海纜以及其他四大主要系統(tǒng)。海上換流站即為海上換流站的一次設(shè)備、控制保護設(shè)備及安裝，海上換流站上部組塊及基礎(chǔ)等；陸上換流站為陸上換流站的一次設(shè)備、控制保護設(shè)備及安裝以及相應(yīng)的建筑工程；海纜為海上換流站至登陸點的海纜工程和登陸點至陸上換流站的陸纜工程；其他主要為除換流站和海纜之外的采暖通風及空調(diào)系統(tǒng)、室外照明系統(tǒng)、消防及給排水系統(tǒng)、安全監(jiān)測設(shè)備、運維船舶車輛等等。3類典型工程方案不同系統(tǒng)的投資比例如圖4所示。

由圖4可見，海上換流站占比34%～40%；陸上換流站占比22%～29%；海纜占比27%～38%，其他部分占比約5%。隨著未來海上風電深遠?；Ｉ蠐Q流站平臺基礎(chǔ)加深、加大以及海纜路徑加長等，海上換流站和海纜部分占比將有較明顯增加。

圖4 海上柔性直流送出系統(tǒng)投資比例Fig.4 Investment proportion of offshore flexible DC delivery system

3 與陸上柔直送出系統(tǒng)的比較

相比海上柔性直流送出技術(shù)，陸上柔性直流送出系統(tǒng)技術(shù)相對成熟，工程應(yīng)用在輸送容量、電壓等級、裝備技術(shù)等方面都創(chuàng)出了新的紀錄，實現(xiàn)了小容量到大容量、柔性直流到混合直流、兩端到多端、高壓到特高壓技術(shù)的全面突破。截至2020年底，我國已投產(chǎn)陸上柔性直流送出項目8個，其中容量為吉瓦級的5個。

本文選取較有代表的2個陸上柔性直流送出工程進行比較，具體方案如表4所示。

表4 陸上柔性直流送出典型方案Tab.4 Typical scheme of onshore flexible DC delivery system

3.1 單位容量投資比較

由于陸上柔直送出涉及多端換流站，且不同電壓等級的柔直送出方案投資水平差異較大，為方便比較，將柔直送出系統(tǒng)根據(jù)系統(tǒng)構(gòu)成分為換流站和輸電線路兩部分，并將不同方案的投資水平折算為單位容量投資進行比較。圖5為海上柔直送出和陸上柔直送出的單位容量投資水平比較。

圖5 柔直送出系統(tǒng)單位容量投資比較Fig.5 Unit capacity investment comparison of flexible DC delivery system

從總體投資水平看，海上柔直送出系統(tǒng)單位容量投資為3 750～4 600元/kW，陸上柔直送出系統(tǒng)單位容量投資為2 300～3 000元/kW，總體投資水平差異為1.3～1.6倍。從系統(tǒng)構(gòu)成角度看，海上柔直換流站部分的單位容量投資與陸上柔直具有較好的一致性，單位容量投資在2 500元/kW～3 000元/kW之間，輸送容量越大，單位容量投資越低。海上柔直線路單位容量投資與陸上柔直差異較大，線路單位容量投資為陸上柔直的3～5倍，主要原因為海上柔直線路均為海纜方式送出，海纜路徑長，單位造價高；對比方案的±500 kV陸上柔直線路為架空方式送出，單位造價低；對比方案的±320 kV陸上柔直線路為海纜方式送出，雖然單位造價高，但其海纜路徑短。

3.2 海上換流站與陸上換流站投資的比較

海上柔直送出系統(tǒng)需要采用全戶內(nèi)布置的海上換流站，有防鹽霧、防濕熱、抗強臺風、狂浪等要求，這些對換流站的平臺設(shè)計及電氣設(shè)備的防腐、密封以及散熱等提出了很嚴格的要求，由于工況及環(huán)境的特殊性，海上換流站整體投資水平較陸上換流站高。選取典型方案中±500 kV換流站進行比較，單座±500 kV 換流站單位造價在 900～1 300元/kW，其中海上換流站投資最高，其次是對側(cè)的陸上換流站，最低的是常規(guī)柔直換流站。由圖6可見，海上換流站和陸上換流站的安裝工程費差異不大，設(shè)備購置費陸上換流站約為海上換流站的1.1～1.3倍，其主要是海上柔直送出系統(tǒng)中通常在陸上換流站設(shè)置直流耗能裝置，目的是在發(fā)生交流故障后，由直流耗能裝置消耗無法送入交流系統(tǒng)的多余能量，提高送出系統(tǒng)的可靠性，建筑工程費海上換流站約為陸上換流站的1.8～2.1倍，其主要是一方面海上換流站采取了特殊的設(shè)計方案，即上部組塊采用多層平臺+設(shè)備艙室的整體式結(jié)構(gòu)型式，下部基礎(chǔ)采用導管架基礎(chǔ)形式，外形尺寸大，設(shè)計標準高以及大量采用鋼材、水泥等材料；另一方面海上換流站的施工工藝復雜，施工難度大，且作業(yè)窗口期短。

圖6 海上、陸上換流站投資比較Fig.6 Investment comparison between offshore and onshore converter stations

4 造價水平影響因素

海上柔性直流送出造價系統(tǒng)既有風電項目的特殊性，也有電網(wǎng)項目的特殊性。根據(jù)投資構(gòu)成和投資對比的結(jié)果，海上柔性直流送出系統(tǒng)整體造價水平較陸上柔性直流送出高，其主要原因是以下5點：

1）設(shè)計標準高：海上柔性直流送出系統(tǒng)由于受潮位、風、波浪、海流、雨、霧、雷暴和臺風等氣候環(huán)境影響，設(shè)備材料等均加強防腐防潮和抗風設(shè)計，設(shè)計量和設(shè)計標準均有別于陸上柔性直流工程。

2）施工工藝復雜：海上柔性直流送出系統(tǒng)的施工主要包括海上換流站基礎(chǔ)施工、上部組塊安裝施工、直流海纜敷設(shè)施工等。海上換流站采用空間鋼桁架結(jié)構(gòu)，分為上部組塊和下部基礎(chǔ)兩部分，上部組塊整體結(jié)構(gòu)由立柱、甲板、梁格和斜撐組成，下部基礎(chǔ)由導管架和鋼管樁組成。海上換流站重量高達1.8萬 t以上，制作和安裝的難度很大。受限于上部組塊外形尺寸和噸位，能夠具備整體吊裝能力的船舶設(shè)備國內(nèi)鮮有，大型海上結(jié)構(gòu)物浮托安裝技術(shù)正成為海上施工安裝的新方法[13-14]。下部基礎(chǔ)導管架總重約 7 342 t，對于大型導管架，如超過 4 000 t的導管架，使用吊裝的形式非常困難，往往采用滑移下水的方式，該方式對施工技術(shù)的要求很高。

3）作業(yè)窗口有限：海上柔直送出施工用的設(shè)備大部分為工程類船舶，水文氣象等外部自然環(huán)境條件是限制工程進度的主要因素。不同施工船舶的浮性、穩(wěn)性及耐波性等性能各不相同，船舶的抗風能力、工作工況等各有差別[15]。

4）海纜費用高：較陸上柔性直流對比來看，海上柔性直流送出系統(tǒng)需采用海纜送出方式，由于海纜設(shè)備價格較高，海纜的單公里造價水平遠高于架空送出線路。

5）施工資源緊張：海上柔性直流送出施工的機械設(shè)備主要為大型的運輸駁船、起重船及常規(guī)的機械設(shè)備等，對于運輸駁船來說，來源較為廣泛，對于施工機械來說，由于海上換流站基礎(chǔ)單樁樁徑大且樁重重，目前國內(nèi)此類施工機械較為稀缺，需通過租借或合作共建的方式來一定程度上滿足施工需求。對于起重船來說，為節(jié)省海上作業(yè)環(huán)節(jié)，降低海上作業(yè)施工風險，一般選用整體安裝方案，整體安裝方案需要采用大型深吃水起重船，可選擇的船的余地較少，采用浮托安裝技術(shù)進行安裝，需采用大型浮式起重船舶。

與陸上柔性直流相同的是設(shè)備購置費均占到了總投資的較大比例，其中海上柔性直流送出設(shè)備購置費占比達到60%，設(shè)備價格直接影響柔性直流送出系統(tǒng)的投資水平。預計隨著技術(shù)進步，設(shè)備、原材料價格下降等，柔性直流送出系統(tǒng)的造價水平有望下降。

5 結(jié)論

隨著海上風電的深遠?；?，海上柔性直流送出系統(tǒng)的開發(fā)迫在眉睫，送出系統(tǒng)的造價水平也備受各方關(guān)注。本文以三類典型吉瓦級輸送容量的海上柔性直流送出系統(tǒng)工程為依托，對海上柔性直流送出系統(tǒng)的造價構(gòu)成及造價水平進行了剖析。總體看，海上柔性直流送出系統(tǒng)的單位容量投資為3 750～4 600元/kW；從費用構(gòu)成角度，設(shè)備購置費占比最高，達到59%～60%，安裝工程費占比4%～8%，建筑工程費占比23%～24%，其他占比8%～10%；從系統(tǒng)構(gòu)成角度，海上換流站占比34%～40%；陸上換流站占比22%～29%；海纜占比27%～38%，其他部分占比約5%。與陸上柔直對比來看，總體差異在1.3～1.6倍，其中海上換流站的建筑工程費約為陸上換流站的1.8～2.1倍。在此基礎(chǔ)上，提出了海上柔性直流送出系統(tǒng)造價水平控制的關(guān)鍵因素和要點，為海上柔性直流送出系統(tǒng)的造價管控提供有益的探索。