高压直流输电对不可调度发电的影响

北极星智能电网在线讯:前言：鉴于近年来可再生能源发电量的增加，了解间歇性发电的运营挑战可以通过其他技术或操作程序减轻的方式变得越来越重要。一种这样的技术是高压直流输电(HVDC)。为了更好地为美国能源信息署(EIA)的长期规划模型和预测提供信息，EIA委托ICF Incorporated，LLC(ICF)进行了一项研究，以评估高压直流输电可能发挥的作用，实现额外的可再生能源发电集成到电网。

更具体地说，要求ICF审查他们认为高压直流输电可以减轻额外可再生能源发电所带来的挑战的程度，使用高压直流输电传输可再生能源发电的优缺点，以及建造额外高压直流输电的潜在成本。

可再生资源产生的电力可以分为两种类型 - 可调度和不可调度的发电。可调度的发电源包括传统的水电，地热和生物质。然而，诸如太阳能和风能之类的不可调度(或间歇或可变)发电源取决于资源可用性，例如当太阳照射或风吹过时，这些技术对响应发电调度信号的能力有限。

不可调度可再生能源发电的日益增加，即来自太阳能和风能等资源的部署和渗透可能导致电力系统运行问题，包括在电力需求高峰或低谷期间的不足或过度发电。这些条件可能需要额外的网络服务以适应从这些资源提供的电力所造成的相关系统波动。

输电线路便于将电力从发电站大量转移到本地配电网络。美国的电力传输网络包括大约700,000英里的线路。这些线路中的大多数以交流电运行，这是通常产生电力并将其传递给最终用户的方式。

HVDC线路通常用于长距离大容量传输电力。现在，它们被提议作为将高质量风力资源区域的风力发电转移到其他地区的一种方式。如果配置正确，直流传输还可以帮助减轻风力和太阳能发电的运行问题，例如增加的可再生发电与需求不匹配。这可以通过有效地将风或太阳能资源产生的电力从高渗透区域转移到具有较低渗透率的区域来实现。

应当注意，还可以使用各种其他技术或实践(包括智能电网技术，储能或其他灵活的发电技术)来减轻与增加的风能和太阳能资源的发电渗透相关联的挑战。然而，高压直流输电线路在缓解不可调度的可再生能源发电对电网增长所带来的一些潜在挑战方面，其潜在的能力是一个重要的考虑因素。

1. 调查结果摘要

在全球范围内，人们重新开始对高压直流(HVDC)输电项目用于经济区域间电力转移产生兴趣。在美国，一些高压直流输电项目正在规划中，以促进远程可再生资源发电区域与远程负荷中心的整合。本研究探讨了高压直流输电在减轻不可调度的可再生能源发电技术影响方面的作用。不可调度的技术(或间歇或可变的发电技术)，如太阳能和风能，基于资源可用性运行，因此为系统运营商带来调控性挑战。该报告研究了美国能源行业当前提出的一些具体问题。

本研究基于三管齐下的方法。首先，ICF审查了几个公开的来源，以评估高压直流技术在解决与可再生能源发展相关的电网整合问题中的适用性。其次，ICF根据公开资源汇总和总结了高压直流输电项目成本的最新趋势，以解决与可再生能源一体化部署高压直流输电解决方案相关的成本效益问题。第三，ICF依靠三个详细的案例研究 - 连接怀俄明州和加利福尼亚州的TransWest Express(TWE)项目，西南电力池(SPP)和田纳西河流域管理局(TVA)服务区域的平原和东部清洁线项目，以及Midcontinent独立系统运营商(MISO)概念性HVDC网络 - 解决项目范围中的概念验证问题。

不可调度的可再生能源发电的负面影响包括发电限电，弃风弃光或负能源价格，由于发电和需求不匹配导致的系统稳定性问题，对辅助服务的需求增加，单位利用小时数和调度效率低下等。通过高压直流输电增加电网互联将使从具有过剩可再生资源(发电)的区域到具有高电力需求的区域(客户端)的电力传输具有更大的灵活性。由于HVDC与交流(AC)系统解耦，因此可以在对发电区域的基础交流输电系统的影响最小的情况下，实现从发电到客户区域的转移。此外，由于HVDC在长距离上的损耗相对较低，如果没有HVDC项目的详细建模，很难确定使用交流网络来互连发电区域中的可再生资源是否会产生任何可靠性影响。可能部署HVDC解决方案(即代替AC解决方案)以减轻不可调度的发电影响的可再生渗透水平往往因大的同步系统而异。诸如底层传输网络的稳健性，发电资源的混合，灵活资源的可用性以及与相邻系统的关系的性质等因素都将影响HVDC解决方案的部署级别。然而，目前对现有文献的回顾是，高压直流输电系统在可再生能源的渗透率较高时具有经济意义。

高压直流输电系统的成本取决于许多因素，例如要传输的电力容量，传输介质的类型(海缆或陆基)，环境因素，对路权的获取(ROW)以及换流站和相关设备的成本。由于最近在美国缺乏高压直流输电项目，因此难以确定典型的项目成本。根据对最近提案和相关监管文件的审查，HVDC项目的成本介于两者之间每英里117万美元，每英里862万美元(2017美元)。

2. 背景介绍

EIA有兴趣评估高压直流输电网络的潜力，以减轻不可调度发电技术的影响。不可调度的技术(或间歇或变量发电技术)，如太阳能和风能，在本地资源可用时运行，从而给系统运营商带来可调度性挑战。

与可变或间歇发电相关的一些关键操作问题包括在系统需求高的时期缺乏足够的发电资源，在系统需求低的时期产生过多的发电资源，以及对辅助服务(如旋转或非旋转备用的增加)以满足与间歇发电波动相关的响应时间要求。文献中提出的HVDC线路的一个应用是使用这些传输线来互连不同的区域电力市场。这些互连有助于从功率过剩区域(发电区域)向功率不足区域(客户区域)传输功率。高压直流输电换流站被用作发电电流源，以平衡给定区域网络中间歇性可再生能源发电的变化。

2.1 报告的目标

2.1.1 主要回答的问题

该项目的目标是评估部署HVDC互连以减轻变量生成影响的技术潜在挑战，并评估与这些类型的项目相关的近期成本趋势。如项目范围文件所述，ICF在本报告中解决了以下问题：

高压直流输电如何以及在何种程度上可用于减轻不可调度的发电影响?

同步电网之间的直流(DC)连接线是否足以将系统影响从发电区域传输到客户区域，或者必须将不可调度的发电机直接连接到客户区域，绕过与发电区域的任何交互?

交流和直流接口的某些系统配置和拓扑是否更有效地减轻了不可调度发电的部分或全部影响?

我们期望这些解决方案能够部署到不可调度发电的渗透水平吗?

渗透水平如何根据部署的不可调度技术的类型，传统发电技术的份额和/或其他区域特征而变化?

还有哪些其他参数会影响和/或决定HVDC的部署?

高压直流输电能够减轻间歇性影响的程度有限吗?

在各种供应水平下为这些目的部署高压直流输电的成本估算是多少?

该报告针对估算部署高压直流输电的成本和投资回报率提出了以下问题：

在美国开发高压直流输电设施时，每英里的历史成本或每兆瓦英里的成本是多少?

成本构成，特别是固定的(与线路长度无关的成本)和可变成本(成本是线路长度的函数)?

哪些因素会影响这些成本(例如区域劳动力成本，地理位置，人口密度等)?

哪些与成本相关的因素可能会限制HVDC部署?

2.1.2 研究方法

为解决这些问题，ICF审查了几个公开来源，主要关注可再生能源电网整合和高压直流线路成本。除少数商业高压直流输电项目外，近年来美国的高压直流输电线路项目很少。因此，目前关于该主题的许多可用研究来自欧洲，其中许多HVDC项目正在提出并且目前正在实施用于可再生整合。讨论的来源主要是同行评审的期刊文章，研究报告，行业新闻简报，或由行业供应商，研究实验室和其他知名传输行业利益相关者发布的案例研究。高压直流成本趋势也是从公开来源中提取的。国家可再生能源实验室(NREL)2017年JEDI报告包含高压直流输电的最详细的成本分类，包括假设的高压直流输电项目的年度运营和管理(O&M)成本。ICF还依赖于西方电力协调委员会(WECC)自2014年以来使用的输电扩展规划工具，该工具提供与高压直流输电项目相关的资金和其他杂项成本。检查的完整资源清单包含在参考书目中。

2.1.3 报告结构

本节的其余部分提供了有关HVDC技术的简要历史背景。第三部分探讨了EIA提出的主要问题 - 检查高压直流输电线路在减轻可再生能源发电系统影响方面的影响。该报告还审查了三个案例研究 - TWE项目将怀俄明州与加利福尼亚州，Plains&Eastern的SPP和TVA清洁线项目以及MISO的概念性HVDC网络相互连接，以突出与高压直流和可再生能源一体化相关的挑战和问题。本节包括三个案例研究的见解摘要，采用问答形式，旨在解决项目范围内提出的问题。该研究还检查了最近HVDC项目的成本趋势，以解决项目范围内与成本相关的问题。

2.2 HVDC技术简介

2.2.1 HVDC技术发展历程

发电厂通常位于能源(例如煤矿)附近，以最小化燃料运输成本。这些发电厂通常远离人口密集的负荷中心; 因此，经济地输送电力很重要。这是通过以高电压传输产生的电力来实现的(在两端，发电厂使用变压器升压，在终端变电站降压)。像托马斯爱迪生这样的早期开拓者最初开始利用电力，通过将发电机放置在使用电力的设备旁边来实现这一点。这些早期发电站使用直流电通过铜线输送电力，这种方法效率很低，以至于发电厂必须在它们所服务的负载的一英里范围内。

第一个商业电站于1882年在纽约曼哈顿下城的珍珠站安装(DOE 2014)。在19世纪80年代后期，乔治•西屋(George Westinghouse)和其他公司开发出具有成本效益的变压器，以加强和降低交流电的电压。随着变压器的发展，可以使用相对较小的电线在较高的电压下长距离发送交流电源。然而，到19世纪90年代，尼古拉•特斯拉等其他发明家对AC配电系统进行了进一步的改进和商业化。世界各地的城市开始构建使用交流技术的高压输电线路，从而牢固地确立了交流技术在传输方面的突出地位。通常，在高电压下完成电力传输，其中传输损耗最小。对于给定的功率量，将电压加倍将在电流的一半处提供相同的功率。将电压加倍可将功率损耗降低四倍。

早期将DC电压转换为更高或更低水平的尝试大多依赖于机械设备，这在商业规模上并不具有成本效益。瑞典的ASEA率先开展了HVDC技术和潜在转换器技术的早期研究。ASEA的Uno Lamm博士于1929年首次申请了高压直流输电专利的低压汞弧换流器。在建造第一批实用的汞弧阀之前，还存在其他技术和制造问题。1951年，莫斯科与附近的城市Kashira在苏联(现在的俄罗斯)测试并实施了高压直流输电技术的早期示范。由ASEA开发的第一条商业高压直流输电线路建于1954年，用于在瑞典大陆和哥特兰岛之间传输电力。该线路的额定电压为100(千伏)kV，并具有提供20兆瓦(MW)功率的能力。

2.2.2 当代HVDC技术发展趋势

在20世纪70年代，HVDC线路由诸如晶闸管阀的固态转换器装置构成。使用晶闸管阀的HVDC也称为线路换向变换器(LCC)HVDC。在20世纪90年代中期，电压源换流器(VSC)已经商业化用于HVDC应用。近年来，诸如绝缘栅双极晶体管(IGBT)，栅极关断(GTO)晶闸管和集成栅极换向晶闸管(IGCT)等电力电子器件使小型HVDC系统更加经济。目前，世界上最长的高压直流输电线路是巴西的美丽山连接线，它将亚马逊流域美利山河的水电站连接到巴西东南部的圣保罗和里约热内卢等主要城市负荷中心。该HVDC链路由两条双极600 kV直流输电线路组成，线路长度为2400公里，每极的传输容量为3150兆瓦。中国目前在当今世界高压直流输电线路的建设中处于领先地位。近年来，中国还成功实施了超高压直流(UHVDC)输电线路(额定电压为800 kV及以上)。中国目前正计划在中国东部的安徽省西北部的新疆地区之间建立昌吉 - 古泉特高压直流输电线路。特高压直流输电线路的额定电压为1100千伏，长度为3000千米，输电容量为12千兆瓦(GW)。完成后，该项目预计将在电压水平，传输容量和线路长度方面创建HVDC线路的世界纪录。

2.2.3 美国的HVDC部署

在美国，第一个商业高压直流输电项目是500千伏太平洋直流Intertie，将太平洋西北地区的邦纳维尔电力管理局(BPA)服务区连接到加利福尼亚洛杉矶水电局(LADWP)服务区。该项目于1970年完成，是由美国通用电气公司和瑞典ASEA公司共同完成的。该输电系统的建造是为了从BPA地区向加利福尼亚州南部的负荷中心提供低成本的水电。西部互联地区另一条重要的HVDC线路是位于加利福尼亚州LADWP服务区的Adelanto换流站和犹他州三角洲的Intermountain换流站之间的Intermountain HVDC Transmission链路(或链路27)。该线路是双极运行，±500 kV，可以传输高达2400 MW的功率。在东部互联中，运行时间最长的HVDC链路是魁北克 - 新英格兰的输电工程，连接马萨诸塞州艾尔的Radisson，Quebec和Sandy Point(在ISO-NE服务区域内)。该生产线能够在±450 kV下运行，最高可传输2000 MW。这条线路是为了从魁北克水电公司地区向马萨诸塞州波士顿地区的负荷中心提供低成本水电。

除了这些公用事业开发的HVDC链路之外，近年来还开发了许多商用HVDC链路。这些项目主要是海底电缆系统，可以连接相邻的ISO / RTO或为大型城市需求中心供电。其中包括旧金山的Trans Bay Cable(±200 kV，400 MW);Cross Sound(±150 kV，330 MW); Neptune海缆(550千伏，660兆瓦); 和Hudson Transmission Partners(660兆瓦)。此外，北美的电网之间有超过15个HVDC设施或AC-DC，包括东部互连，西部互连，德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)和墨西哥联邦电力公司(CFE)。

目前，有计划开发600千伏，4000兆瓦平原和东部清洁线，以便将俄克拉荷马州 - 德克萨斯州狭长地带的风力发电到田纳西州阿肯色州和该地区的其他州。该项目是被提议整合俄克拉荷马州 - 德克萨斯州潘汉德尔地区(通常被称为SPP的“风巷”地区)的潜在风力资源。其他HVDC项目，如Champlain Hudson Power Express(美国 - 加拿大边境至纽约地铁区域)，TWE传输项目(位于怀俄明州南部和拉斯维加斯地铁区域之间)和Northern Pass项目(加拿大魁北克省和新罕布什尔州之间)目前都在规划中。图1说明了现有和建议的线路。附录A.4。提供了美国现有和计划的HVDC线路列表及其特性。

图1.北美现有和计划的HVDC线路。资料来源：由ICF使用ABB Velocity Suite创建注：虚线表示计划的HVDC项目。

2.2.4 HVDC技术的特点

1. HVDC布局

高压直流输电线路的一些关键技术特征如图2所示。高压直流输电链路由一个或多个发电机电源组成(交叉情况除外)，交流输电线路(作为专用交流汇集的一部分)系统或本地AC网络)，AC到DC换流站，HVDC线路，DC到AC换流站，AC传输和配电线路，以及最终用户。第一转换器站将能量从AC转换为DC电力，然后能量通过HVDC传输线传输。与传统的交流线路不同，HVDC线路上的功率流是单向的并且可以控制。在线路的接收端，转换器站将能量从DC转换为AC功率。然后将电力馈送到现有的AC输电和配电系统，以便传送给最终用户。

2. 换流站技术

HVDC技术的一个重要组成部分是HVDC换流站。HVDC换流站将电力从AC转换为DC，反之亦然。用于HVDC的完整换流站包括多个串联或并联的换流阀。大多数HVDC换流站固有地双向操作——作为整流器(将AC转换为DC)或作为逆变器(将DC转换为AC)。连接远程发电机的一些HVDC线路可以针对一个优选方向(即，朝向负载中心)的功率流进行优化。

早期的HVDC转换器，如Thury系统，依赖于机电设备。Thury系统依赖于在端子各端串联的多个电动机 - 发电机组。Thury系统的主要限制是系列分布意味着电力故障的可能性更大。此外，Thury系统具有高转换损失和频繁的维护问题。在20世纪30年代早期，开发了汞弧阀，并且将该技术纳入商用HVDC用了二十多年。汞阀依靠转换器所连接的交流系统的线电压来强制电流在过零点关闭阀门。因此，使用汞弧阀构建的转换器被称为线换向转换器(LCC)。直到20世纪70年代早期才使用汞弧转换器。在北美，加拿大尼尔森河直流输电系统是最大的带汞弧阀的高压直流输电系统。

自20世纪70年代以来，许多带有水银阀门的高压直流输电线路被晶闸管或其他转换器技术所取代。晶闸管阀是固态半导体器件，需要外部交流电路才能将其关闭或打开。与水银电弧阀一样，即使使用晶闸管的HVDC线路也称为LCC HVDC。晶闸管阀的击穿电压各为几千伏。对于商用HVDC换流站，晶闸管转换器使用大量串联连接的晶闸管构成。诸如分级电容器和电阻器的附加无源元件与每个晶闸管并联连接，以确保晶闸管之间共享电压。在典型的换流站中，可能有数百个晶闸管电路。基于晶闸管的换向的逐步改进是电容换向变换器(CCC)。CCC使用在换流变压器和晶闸管阀之间串联插入的换向电容器。当今世界上大多数运行的HVDC线路都依赖于基于晶闸管的转换器技术进行转换。

由于基于晶闸管的转换器只能通过控制动作打开，并且需要外部交流电源来关闭它们，因此它们无法为无源系统供电。为了克服这个缺点，开发了使用半导体器件的VSC换流阀。这种转换器不仅能够打开而且能够关闭。VSC中通常使用两种类型的半导体：GTO晶闸管或IGBT。这些转换器具有额外的优点，例如它们可以多次接通和断开以改善谐波性能，并且它们不依赖于AC系统中的同步电机来操作。VSC-HVDC还可以向仅包含无源负载的AC网络供电。VSC转换器也更紧凑，并且更适用于转换器站空间非常宝贵的应用(例如，靠近城市中心的海底电缆)。VSC转换器由两级或多级转换器，相位电抗器和交流滤波器组成。每个单独的阀门元件都由许多串联的IGBT和相关的电力电子设备组成。阀门，控制设备和冷却设备通常在外壳中(通常是运输容器的尺寸)，这使得安装和运输变得容易。

3. 其他HVDC组件

除阀外，其他组件也是典型HVDC换流站的一部分(参见图2)。高压直流换流站的变压器使交流电压水平适应高直流电压水平。安装交流滤波器和电容器组以将谐波量限制在网络所需的水平。在HVDC转换过程中，转换器消耗无功功率，其部分由滤波器组补偿，其余部分由电容器组补偿。在CCC的情况下，无功功率由串联电容器补偿，串联电容器串联安装在换流阀和换流变压器之间。使用VSC转换器，无需补偿转换器本身消耗的任何无功功率。因此，这种类型的转换器所需的滤波器数量急剧减少。

图2. HVDC线的示意图。资料来源：ABB(2014b)(左)和Retzmann(2012)(右)。

4. HVDC电缆

对于HVDC输电，线路可以是架空线或海底电缆。架空线通常是双极的，即两个具有不同极性的导体。如果一个极或线路发生故障，仍然可以提供一半的电力容量。一些HVDC项目也用于海缆/地下传输。HVDC电缆通常有两种类型：固体和充油。固体电缆更为普遍且经济。在这种类型中，使用浸渍有高粘度绝缘油的绝缘纸。固体型HVDC电缆没有长度或深度限制。多年来，油浸纸绝缘电缆(MI-PPL)一直是全球高压直流电缆的主要支柱。该技术是为了满足对更高电压的需求而开发的，容量更大(大导体)，传输线长度更长。该技术不受转换器技术的限制。然而，其有限的服务经验和对土地电缆应用的不适应性(由于其较高的重量)可能限制该技术仅用于海底/地下项目。充油型HVDC电缆完全充满低粘度油并在压力下工作。这些电缆通常用于低于60 km的HVDC应用。

2.2.5 HVDC技术的优缺点

在较长距离的点对点基础上，与等效AC传输方案相比，HVDC传输方案通常具有成本效益。HVDC线路也用于特殊应用，例如异步电网和海底电缆之间的连接。HVDC应用的优点总结如下：

卓越的长距离应用经济性。高压直流输电线路用于从远离需求中心的大型发电机经济地送出电力。这可能是大型水电站(如巴西的美丽山项目)或当地的可再生资源集合(如俄克拉荷马州 - 德克萨斯州狭长地带拟议的清洁线高压直流输电项目)。与等效的高压交流(HVAC)线路相比，HVDC线路更经济，因为损耗和安装成本更低。

较低的无功和“集肤效应”损耗：交流电源的功率承载能力受到交流电源的无功功率分量和“趋肤效应”损耗的影响，这会导致电流在横截面上的不均匀分布导体的面积。高压直流输电线路不受无功功率元件的影响，也不会因“集肤效应”而遭受任何损失。

降低损耗：平均而言，高压直流输电线路的损耗约为每1000千米3.5%，相比之下，类似电压等级的交流线路损耗为6.7%(Siemens 2017)。高压直流输电线路在换流站也会出现损耗，其功率在输出功率的0.6%到1%之间。在并排比较中，总HVDC传输损耗仍然低于长距离线路的AC损耗(通常低30%-40%)。图3比较了使用HVDC和HVAC配置的1200 MW架空线路的损耗。如图所示，超过300公里(或186英里)的均衡距离，交流线路的损耗始终高于可比较的高压直流输电线路。

更小的路权(ROW)要求和更低的成本：HVDC系列的输电塔配置也很紧凑，并且具有比类似电压/容量的类似AC线路更小的ROW要求。西门子(2017)报告称，与典型的HVAC生产线相比，特高压直流输电线路的ROW要求降低了50%以上。与具有六根导线电缆的双回路AC线相比，双极HVDC仅需要两根电缆(参见图3)。结果，与可比较的HVAC线相比，HVDC线的建造成本较低。

图3. HVDC与HVAC线路的比较(损耗和典型配置)资料来源：ABB(n.d. b)

能够连接异步AC系统：HVDC技术用于互连异步AC网络。在任何AC线路的情况下，两个网络必须同步(即，在相同的电压，系统频率和定时下操作)。因为HVDC是异步传输，它可以适应它接收的任何额定电压和频率。因此，HVDC技术被用作全球异步AC网络之间的互联。

适用于水下应用：HVDC技术是海底电缆的主要选择。带有绝缘片和金属外护套的电缆就像电容器一样。对于更长距离的电缆，电缆(电缆的电容增加。对于使用电缆的长距离AC传输，由大电缆电容产生的无功功率流将限制最大可能的传输距离。因此，HVDC线路是唯一可行的选择。长距离海底电缆。由于这些原因，高压直流输电线路是全球海上风电场互连的首选。

更高的额定容量：HVDC线路也始终在额定峰值电压条件下运行，不像交流线路平均在额定峰值电压的均方根(RMS)值下运行。由于RMS额定电压仅为峰值的71%，因此使用HVDC工作时的电力传输能力比使用AC工作时的能力高约40%。

能够处理更长时间的过载操作：HVDC线路可在一段有限的时间内以过载能力运行(通常比额定容量高出10%-15%，持续时间不到30分钟)。这将为系统运营商提供足够的时间在应急条件下实施缓解措施。在交流线路下，这种线路在过载条件下的延长操作是不可能的。

管理不稳定性的能力：由于HVDC线路可以异步操作，它们用于通过防止级联故障从电网的一部分传播到另一部分来确保系统稳定性。直流线路上的功率流的方向和大小也可以由系统操作员控制。这些线路可用于电力注入，以在任何供需不平衡期间平衡电网。

HVDC传输方案还具有与成本，转换设备，切换，控制和可用性相关的缺点。HVDC传输方案的缺点总结如下：

短距离的成本较高。如前所述，对于相应的电压和功率容量，HVDC线路仅在超过一定的收支平衡距离时具有成本效益。由于换流站和相关设备，高压直流输电项目的成本也较高。高压直流输电项目仅对超过一定临界距离的项目具有经济意义。作为一条粗略的经验法则，ABB报告称这种关键距离为HVDC海底线路为60公里(或37英里)，架空线路为200公里(或124英里)。对于较短距离，高压直流换流站和相关资产的投资可能比可比较的交流输电线路更大。此外，维护定制HVDC资产的库存会给系统操作员/传输线所有者带来额外成本。