前言

鑒于近年來可再生能源發電量的增加，了解間歇性發電的運營挑戰可以通過其他技術或操作程序減輕的方式變得越來越重要。一種這樣的技術是高壓直流輸電(HVDC)。為了更好地為美國能源信息署(EIA)的長期規劃模型和預測提供信息，EIA委托ICF Incorporated，LLC(ICF)進行了一項研究，以評估高壓直流輸電可能發揮的作用，實現額外的可再生能源發電集成到電網。

更具體地說，要求ICF審查他們認為高壓直流輸電可以減輕額外可再生能源發電所帶來的挑戰的程度，使用高壓直流輸電傳輸可再生能源發電的優缺點，以及建造額外高壓直流輸電的潛在成本。

可再生資源產生的電力可以分為兩種類型 - 可調度和不可調度的發電。可調度的發電源包括傳統的水電，地熱和生物質。然而，諸如太陽能和風能之類的不可調度(或間歇或可變)發電源取決于資源可用性，例如當太陽照射或風吹過時，這些技術對響應發電調度信號的能力有限。

不可調度可再生能源發電的日益增加，即來自太陽能和風能等資源的部署和滲透可能導致電力系統運行問題，包括在電力需求高峰或低谷期間的不足或過度發電。這些條件可能需要額外的網絡服務以適應從這些資源提供的電力所造成的相關系統波動。

輸電線路便于將電力從發電站大量轉移到本地配電網絡。美國的電力傳輸網絡包括大約700,000英里的線路。這些線路中的大多數以交流電運行，這是通常產生電力并將其傳遞給最終用戶的方式。

HVDC線路通常用于長距離大容量傳輸電力。現在，它們被提議作為將高質量風力資源區域的風力發電轉移到其他地區的一種方式。如果配置正確，直流傳輸還可以幫助減輕風力和太陽能發電的運行問題，例如增加的可再生發電與需求不匹配。這可以通過有效地將風或太陽能資源產生的電力從高滲透區域轉移到具有較低滲透率的區域來實現。

應當注意，還可以使用各種其他技術或實踐(包括智能電網技術，儲能或其他靈活的發電技術)來減輕與增加的風能和太陽能資源的發電滲透相關聯的挑戰。然而，高壓直流輸電線路在緩解不可調度的可再生能源發電對電網增長所帶來的一些潛在挑戰方面，其潛在的能力是一個重要的考慮因素。

1. 調查結果摘要

在全球范圍內，人們重新開始對高壓直流(HVDC)輸電項目用于經濟區域間電力轉移產生興趣。在美國，一些高壓直流輸電項目正在規劃中，以促進遠程可再生資源發電區域與遠程負荷中心的整合。本研究探討了高壓直流輸電在減輕不可調度的可再生能源發電技術影響方面的作用。不可調度的技術(或間歇或可變的發電技術)，如太陽能和風能，基于資源可用性運行，因此為系統運營商帶來調控性挑戰。該報告研究了美國能源行業當前提出的一些具體問題。

本研究基于三管齊下的方法。首先，ICF審查了幾個公開的來源，以評估高壓直流技術在解決與可再生能源發展相關的電網整合問題中的適用性。其次，ICF根據公開資源匯總和總結了高壓直流輸電項目成本的最新趨勢，以解決與可再生能源一體化部署高壓直流輸電解決方案相關的成本效益問題。第三，ICF依靠三個詳細的案例研究 - 連接懷俄明州和加利福尼亞州的TransWest Express(TWE)項目，西南電力池(SPP)和田納西河流域管理局(TVA)服務區域的平原和東部清潔線項目，以及Midcontinent獨立系統運營商(MISO)概念性HVDC網絡 - 解決項目范圍中的概念驗證問題。

不可調度的可再生能源發電的負面影響包括發電限電，棄風棄光或負能源價格，由于發電和需求不匹配導致的系統穩定性問題，對輔助服務的需求增加，單位利用小時數和調度效率低下等。通過高壓直流輸電增加電網互聯將使從具有過剩可再生資源(發電)的區域到具有高電力需求的區域(客戶端)的電力傳輸具有更大的靈活性。由于HVDC與交流(AC)系統解耦，因此可以在對發電區域的基礎交流輸電系統的影響最小的情況下，實現從發電到客戶區域的轉移。此外，由于HVDC在長距離上的損耗相對較低，如果沒有HVDC項目的詳細建模，很難確定使用交流網絡來互連發電區域中的可再生資源是否會產生任何可靠性影響。可能部署HVDC解決方案(即代替AC解決方案)以減輕不可調度的發電影響的可再生滲透水平往往因大的同步系統而異。諸如底層傳輸網絡的穩健性，發電資源的混合，靈活資源的可用性以及與相鄰系統的關系的性質等因素都將影響HVDC解決方案的部署級別。然而，目前對現有文獻的回顧是，高壓直流輸電系統在可再生能源的滲透率較高時具有經濟意義。

高壓直流輸電系統的成本取決于許多因素，例如要傳輸的電力容量，傳輸介質的類型(海纜或陸基)，環境因素，對路權的獲取(ROW)以及換流站和相關設備的成本。由于最近在美國缺乏高壓直流輸電項目，因此難以確定典型的項目成本。根據對最近提案和相關監管文件的審查，HVDC項目的成本介于兩者之間每英里117萬美元，每英里862萬美元(2017美元)。

2. 背景介紹

EIA有興趣評估高壓直流輸電網絡的潛力，以減輕不可調度發電技術的影響。不可調度的技術(或間歇或變量發電技術)，如太陽能和風能，在本地資源可用時運行，從而給系統運營商帶來可調度性挑戰。

與可變或間歇發電相關的一些關鍵操作問題包括在系統需求高的時期缺乏足夠的發電資源，在系統需求低的時期產生過多的發電資源，以及對輔助服務(如旋轉或非旋轉備用的增加)以滿足與間歇發電波動相關的響應時間要求。文獻中提出的HVDC線路的一個應用是使用這些傳輸線來互連不同的區域電力市場。這些互連有助于從功率過剩區域(發電區域)向功率不足區域(客戶區域)傳輸功率。高壓直流輸電換流站被用作發電電流源，以平衡給定區域網絡中間歇性可再生能源發電的變化。

2.1 報告的目標

2.1.1 主要回答的問題

該項目的目標是評估部署HVDC互連以減輕變量生成影響的技術潛在挑戰，并評估與這些類型的項目相關的近期成本趨勢。如項目范圍文件所述，ICF在本報告中解決了以下問題：

高壓直流輸電如何以及在何種程度上可用于減輕不可調度的發電影響?

同步電網之間的直流(DC)連接線是否足以將系統影響從發電區域傳輸到客戶區域，或者必須將不可調度的發電機直接連接到客戶區域，繞過與發電區域的任何交互?

交流和直流接口的某些系統配置和拓撲是否更有效地減輕了不可調度發電的部分或全部影響?

我們期望這些解決方案能夠部署到不可調度發電的滲透水平嗎?

滲透水平如何根據部署的不可調度技術的類型，傳統發電技術的份額和/或其他區域特征而變化?

還有哪些其他參數會影響和/或決定HVDC的部署?

高壓直流輸電能夠減輕間歇性影響的程度有限嗎?

在各種供應水平下為這些目的部署高壓直流輸電的成本估算是多少?

該報告針對估算部署高壓直流輸電的成本和投資回報率提出了以下問題：

在美國開發高壓直流輸電設施時，每英里的歷史成本或每兆瓦英里的成本是多少?

成本構成，特別是固定的(與線路長度無關的成本)和可變成本(成本是線路長度的函數)?

哪些因素會影響這些成本(例如區域勞動力成本，地理位置，人口密度等)?

哪些與成本相關的因素可能會限制HVDC部署?

2.1.2 研究方法

為解決這些問題，ICF審查了幾個公開來源，主要關注可再生能源電網整合和高壓直流線路成本。除少數商業高壓直流輸電項目外，近年來美國的高壓直流輸電線路項目很少。因此，目前關于該主題的許多可用研究來自歐洲，其中許多HVDC項目正在提出并且目前正在實施用于可再生整合。討論的來源主要是同行評審的期刊文章，研究報告，行業新聞簡報，或由行業供應商，研究實驗室和其他知名傳輸行業利益相關者發布的案例研究。高壓直流成本趨勢也是從公開來源中提取的。國家可再生能源實驗室(NREL)2017年JEDI報告包含高壓直流輸電的最詳細的成本分類，包括假設的高壓直流輸電項目的年度運營和管理(O&M)成本。ICF還依賴于西方電力協調委員會(WECC)自2014年以來使用的輸電擴展規劃工具，該工具提供與高壓直流輸電項目相關的資金和其他雜項成本。檢查的完整資源清單包含在參考書目中。

2.1.3 報告結構

本節的其余部分提供了有關HVDC技術的簡要歷史背景。第三部分探討了EIA提出的主要問題 - 檢查高壓直流輸電線路在減輕可再生能源發電系統影響方面的影響。該報告還審查了三個案例研究 - TWE項目將懷俄明州與加利福尼亞州，Plains&Eastern的SPP和TVA清潔線項目以及MISO的概念性HVDC網絡相互連接，以突出與高壓直流和可再生能源一體化相關的挑戰和問題。本節包括三個案例研究的見解摘要，采用問答形式，旨在解決項目范圍內提出的問題。該研究還檢查了最近HVDC項目的成本趨勢，以解決項目范圍內與成本相關的問題。

2.2 HVDC技術簡介

2.2.1 HVDC技術發展歷程

發電廠通常位于能源(例如煤礦)附近，以最小化燃料運輸成本。這些發電廠通常遠離人口密集的負荷中心; 因此，經濟地輸送電力很重要。這是通過以高電壓傳輸產生的電力來實現的(在兩端，發電廠使用變壓器升壓，在終端變電站降壓)。像托馬斯愛迪生這樣的早期開拓者最初開始利用電力，通過將發電機放置在使用電力的設備旁邊來實現這一點。這些早期發電站使用直流電通過銅線輸送電力，這種方法效率很低，以至于發電廠必須在它們所服務的負載的一英里范圍內。

第一個商業電站于1882年在紐約曼哈頓下城的珍珠站安裝(DOE 2014)。在19世紀80年代后期，喬治•西屋(George Westinghouse)和其他公司開發出具有成本效益的變壓器，以加強和降低交流電的電壓。隨著變壓器的發展，可以使用相對較小的電線在較高的電壓下長距離發送交流電源。然而，到19世紀90年代，尼古拉•特斯拉等其他發明家對AC配電系統進行了進一步的改進和商業化。世界各地的城市開始構建使用交流技術的高壓輸電線路，從而牢固地確立了交流技術在傳輸方面的突出地位。通常，在高電壓下完成電力傳輸，其中傳輸損耗最小。對于給定的功率量，將電壓加倍將在電流的一半處提供相同的功率。將電壓加倍可將功率損耗降低四倍。

早期將DC電壓轉換為更高或更低水平的嘗試大多依賴于機械設備，這在商業規模上并不具有成本效益。瑞典的ASEA率先開展了HVDC技術和潛在轉換器技術的早期研究。ASEA的Uno Lamm博士于1929年首次申請了高壓直流輸電專利的低壓汞弧換流器。在建造第一批實用的汞弧閥之前，還存在其他技術和制造問題。1951年，莫斯科與附近的城市Kashira在蘇聯(現在的俄羅斯)測試并實施了高壓直流輸電技術的早期示范。由ASEA開發的第一條商業高壓直流輸電線路建于1954年，用于在瑞典大陸和哥特蘭島之間傳輸電力。該線路的額定電壓為100(千伏)kV，并具有提供20兆瓦(MW)功率的能力。

2.2.2 當代HVDC技術發展趨勢

在20世紀70年代，HVDC線路由諸如晶閘管閥的固態轉換器裝置構成。使用晶閘管閥的HVDC也稱為線路換向變換器(LCC)HVDC。在20世紀90年代中期，電壓源換流器(VSC)已經商業化用于HVDC應用。近年來，諸如絕緣柵雙極晶體管(IGBT)，柵極關斷(GTO)晶閘管和集成柵極換向晶閘管(IGCT)等電力電子器件使小型HVDC系統更加經濟。目前，世界上最長的高壓直流輸電線路是巴西的美麗山連接線，它將亞馬遜流域美利山河的水電站連接到巴西東南部的圣保羅和里約熱內盧等主要城市負荷中心。該HVDC鏈路由兩條雙極600 kV直流輸電線路組成，線路長度為2400公里，每極的傳輸容量為3150兆瓦。中國目前在當今世界高壓直流輸電線路的建設中處于領先地位。近年來，中國還成功實施了超高壓直流(UHVDC)輸電線路(額定電壓為800 kV及以上)。中國目前正計劃在中國東部的安徽省西北部的新疆地區之間建立昌吉 - 古泉特高壓直流輸電線路。特高壓直流輸電線路的額定電壓為1100千伏，長度為3000千米，輸電容量為12千兆瓦(GW)。完成后，該項目預計將在電壓水平，傳輸容量和線路長度方面創建HVDC線路的世界紀錄。

2.2.3 美國的HVDC部署

在美國，第一個商業高壓直流輸電項目是500千伏太平洋直流Intertie，將太平洋西北地區的邦納維爾電力管理局(BPA)服務區連接到加利福尼亞洛杉磯水電局(LADWP)服務區。該項目于1970年完成，是由美國通用電氣公司和瑞典ASEA公司共同完成的。該輸電系統的建造是為了從BPA地區向加利福尼亞州南部的負荷中心提供低成本的水電。西部互聯地區另一條重要的HVDC線路是位于加利福尼亞州LADWP服務區的Adelanto換流站和猶他州三角洲的Intermountain換流站之間的Intermountain HVDC Transmission鏈路(或鏈路27)。該線路是雙極運行，±500 kV，可以傳輸高達2400 MW的功率。在東部互聯中，運行時間最長的HVDC鏈路是魁北克 - 新英格蘭的輸電工程，連接馬薩諸塞州艾爾的Radisson，Quebec和Sandy Point(在ISO-NE服務區域內)。該生產線能夠在±450 kV下運行，最高可傳輸2000 MW。這條線路是為了從魁北克水電公司地區向馬薩諸塞州波士頓地區的負荷中心提供低成本水電。

除了這些公用事業開發的HVDC鏈路之外，近年來還開發了許多商用HVDC鏈路。這些項目主要是海底電纜系統，可以連接相鄰的ISO / RTO或為大型城市需求中心供電。其中包括舊金山的Trans Bay Cable(±200 kV，400 MW);Cross Sound(±150 kV，330 MW); Neptune海纜(550千伏，660兆瓦); 和Hudson Transmission Partners(660兆瓦)。此外，北美的電網之間有超過15個HVDC設施或AC-DC，包括東部互連，西部互連，德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)和墨西哥聯邦電力公司(CFE)。

目前，有計劃開發600千伏，4000兆瓦平原和東部清潔線，以便將俄克拉荷馬州 - 德克薩斯州狹長地帶的風力發電到田納西州阿肯色州和該地區的其他州。該項目是被提議整合俄克拉荷馬州 - 德克薩斯州潘漢德爾地區(通常被稱為SPP的“風巷”地區)的潛在風力資源。其他HVDC項目，如Champlain Hudson Power Express(美國 - 加拿大邊境至紐約地鐵區域)，TWE傳輸項目(位于懷俄明州南部和拉斯維加斯地鐵區域之間)和Northern Pass項目(加拿大魁北克省和新罕布什爾州之間)目前都在規劃中。 圖1說明了現有和建議的線路。附錄A.4。提供了美國現有和計劃的HVDC線路列表及其特性。

圖1.北美現有和計劃的HVDC線路。資料來源：由ICF使用ABB Velocity Suite創建注：虛線表示計劃的HVDC項目。

2.2.4 HVDC技術的特點

1. HVDC布局

高壓直流輸電線路的一些關鍵技術特征如圖2所示。高壓直流輸電鏈路由一個或多個發電機電源組成(交叉情況除外)，交流輸電線路(作為專用交流匯集的一部分)系統或本地AC網絡)，AC到DC換流站，HVDC線路，DC到AC換流站，AC傳輸和配電線路，以及最終用戶。第一轉換器站將能量從AC轉換為DC電力，然后能量通過HVDC傳輸線傳輸。與傳統的交流線路不同，HVDC線路上的功率流是單向的并且可以控制。在線路的接收端，轉換器站將能量從DC轉換為AC功率。然后將電力饋送到現有的AC輸電和配電系統，以便傳送給最終用戶。

2. 換流站技術

HVDC技術的一個重要組成部分是HVDC換流站。HVDC換流站將電力從AC轉換為DC，反之亦然。用于HVDC的完整換流站包括多個串聯或并聯的換流閥。大多數HVDC換流站固有地雙向操作——作為整流器(將AC轉換為DC)或作為逆變器(將DC轉換為AC)。連接遠程發電機的一些HVDC線路可以針對一個優選方向(即，朝向負載中心)的功率流進行優化。

早期的HVDC轉換器，如Thury系統，依賴于機電設備。Thury系統依賴于在端子各端串聯的多個電動機 - 發電機組。Thury系統的主要限制是系列分布意味著電力故障的可能性更大。此外，Thury系統具有高轉換損失和頻繁的維護問題。在20世紀30年代早期，開發了汞弧閥，并且將該技術納入商用HVDC用了二十多年。汞閥依靠轉換器所連接的交流系統的線電壓來強制電流在過零點關閉閥門。因此，使用汞弧閥構建的轉換器被稱為線換向轉換器(LCC)。直到20世紀70年代早期才使用汞弧轉換器。在北美，加拿大尼爾森河直流輸電系統是最大的帶汞弧閥的高壓直流輸電系統。

自20世紀70年代以來，許多帶有水銀閥門的高壓直流輸電線路被晶閘管或其他轉換器技術所取代。晶閘管閥是固態半導體器件，需要外部交流電路才能將其關閉或打開。與水銀電弧閥一樣，即使使用晶閘管的HVDC線路也稱為LCC HVDC。晶閘管閥的擊穿電壓各為幾千伏。對于商用HVDC換流站，晶閘管轉換器使用大量串聯連接的晶閘管構成。諸如分級電容器和電阻器的附加無源元件與每個晶閘管并聯連接，以確保晶閘管之間共享電壓。在典型的換流站中，可能有數百個晶閘管電路。基于晶閘管的換向的逐步改進是電容換向變換器(CCC)。CCC使用在換流變壓器和晶閘管閥之間串聯插入的換向電容器。當今世界上大多數運行的HVDC線路都依賴于基于晶閘管的轉換器技術進行轉換。

由于基于晶閘管的轉換器只能通過控制動作打開，并且需要外部交流電源來關閉它們，因此它們無法為無源系統供電。為了克服這個缺點，開發了使用半導體器件的VSC換流閥。這種轉換器不僅能夠打開而且能夠關閉。VSC中通常使用兩種類型的半導體：GTO晶閘管或IGBT。這些轉換器具有額外的優點，例如它們可以多次接通和斷開以改善諧波性能，并且它們不依賴于AC系統中的同步電機來操作。VSC-HVDC還可以向僅包含無源負載的AC網絡供電。VSC轉換器也更緊湊，并且更適用于轉換器站空間非常寶貴的應用(例如，靠近城市中心的海底電纜)。VSC轉換器由兩級或多級轉換器，相位電抗器和交流濾波器組成。每個單獨的閥門元件都由許多串聯的IGBT和相關的電力電子設備組成。閥門，控制設備和冷卻設備通常在外殼中(通常是運輸容器的尺寸)，這使得安裝和運輸變得容易。

3. 其他HVDC組件

除閥外，其他組件也是典型HVDC換流站的一部分(參見圖2)。高壓直流換流站的變壓器使交流電壓水平適應高直流電壓水平。安裝交流濾波器和電容器組以將諧波量限制在網絡所需的水平。在HVDC轉換過程中，轉換器消耗無功功率，其部分由濾波器組補償，其余部分由電容器組補償。在CCC的情況下，無功功率由串聯電容器補償，串聯電容器串聯安裝在換流閥和換流變壓器之間。使用VSC轉換器，無需補償轉換器本身消耗的任何無功功率。因此，這種類型的轉換器所需的濾波器數量急劇減少。

圖2. HVDC線的示意圖。資料來源：ABB(2014b)(左)和Retzmann(2012)(右)。

4. HVDC電纜

對于HVDC輸電，線路可以是架空線或海底電纜。架空線通常是雙極的，即兩個具有不同極性的導體。如果一個極或線路發生故障，仍然可以提供一半的電力容量。一些HVDC項目也用于海纜/地下傳輸。HVDC電纜通常有兩種類型：固體和充油。固體電纜更為普遍且經濟。在這種類型中，使用浸漬有高粘度絕緣油的絕緣紙。固體型HVDC電纜沒有長度或深度限制。多年來，油浸紙絕緣電纜(MI-PPL)一直是全球高壓直流電纜的主要支柱。該技術是為了滿足對更高電壓的需求而開發的，容量更大(大導體)，傳輸線長度更長。該技術不受轉換器技術的限制。然而，其有限的服務經驗和對土地電纜應用的不適應性(由于其較高的重量)可能限制該技術僅用于海底/地下項目。充油型HVDC電纜完全充滿低粘度油并在壓力下工作。這些電纜通常用于低于60 km的HVDC應用。

2.2.5 HVDC技術的優缺點

在較長距離的點對點基礎上，與等效AC傳輸方案相比，HVDC傳輸方案通常具有成本效益。HVDC線路也用于特殊應用，例如異步電網和海底電纜之間的連接。HVDC應用的優點總結如下：

卓越的長距離應用經濟性。高壓直流輸電線路用于從遠離需求中心的大型發電機經濟地送出電力。這可能是大型水電站(如巴西的美麗山項目)或當地的可再生資源集合(如俄克拉荷馬州 - 德克薩斯州狹長地帶擬議的清潔線高壓直流輸電項目)。與等效的高壓交流(HVAC)線路相比，HVDC線路更經濟，因為損耗和安裝成本更低。

較低的無功和“集膚效應”損耗：交流電源的功率承載能力受到交流電源的無功功率分量和“趨膚效應”損耗的影響，這會導致電流在橫截面上的不均勻分布導體的面積。高壓直流輸電線路不受無功功率元件的影響，也不會因“集膚效應”而遭受任何損失。

降低損耗：平均而言，高壓直流輸電線路的損耗約為每1000千米3.5%，相比之下，類似電壓等級的交流線路損耗為6.7%(Siemens 2017)。高壓直流輸電線路在換流站也會出現損耗，其功率在輸出功率的0.6%到1%之間。在并排比較中，總HVDC傳輸損耗仍然低于長距離線路的AC損耗(通常低30%-40%)。圖3比較了使用HVDC和HVAC配置的1200 MW架空線路的損耗。如圖所示，超過300公里(或186英里)的均衡距離，交流線路的損耗始終高于可比較的高壓直流輸電線路。

更小的路權(ROW)要求和更低的成本：HVDC系列的輸電塔配置也很緊湊，并且具有比類似電壓/容量的類似AC線路更小的ROW要求。西門子(2017)報告稱，與典型的HVAC生產線相比，特高壓直流輸電線路的ROW要求降低了50%以上。與具有六根導線電纜的雙回路AC線相比，雙極HVDC僅需要兩根電纜(參見圖3)。結果，與可比較的HVAC線相比，HVDC線的建造成本較低。

圖3. HVDC與HVAC線路的比較(損耗和典型配置)資料來源：ABB(n.d. b)

能夠連接異步AC系統：HVDC技術用于互連異步AC網絡。在任何AC線路的情況下，兩個網絡必須同步(即，在相同的電壓，系統頻率和定時下操作)。因為HVDC是異步傳輸，它可以適應它接收的任何額定電壓和頻率。因此，HVDC技術被用作全球異步AC網絡之間的互聯。

適用于水下應用：HVDC技術是海底電纜的主要選擇。帶有絕緣片和金屬外護套的電纜就像電容器一樣。對于更長距離的電纜，電纜(電纜的電容增加。對于使用電纜的長距離AC傳輸，由大電纜電容產生的無功功率流將限制最大可能的傳輸距離。因此，HVDC線路是唯一可行的選擇。長距離海底電纜。由于這些原因，高壓直流輸電線路是全球海上風電場互連的首選。

更高的額定容量：HVDC線路也始終在額定峰值電壓條件下運行，不像交流線路平均在額定峰值電壓的均方根(RMS)值下運行。由于RMS額定電壓僅為峰值的71%，因此使用HVDC工作時的電力傳輸能力比使用AC工作時的能力高約40%。

能夠處理更長時間的過載操作：HVDC線路可在一段有限的時間內以過載能力運行(通常比額定容量高出10%-15%，持續時間不到30分鐘)。這將為系統運營商提供足夠的時間在應急條件下實施緩解措施。在交流線路下，這種線路在過載條件下的延長操作是不可能的。

管理不穩定性的能力：由于HVDC線路可以異步操作，它們用于通過防止級聯故障從電網的一部分傳播到另一部分來確保系統穩定性。直流線路上的功率流的方向和大小也可以由系統操作員控制。這些線路可用于電力注入，以在任何供需不平衡期間平衡電網。

HVDC傳輸方案還具有與成本，轉換設備，切換，控制和可用性相關的缺點。HVDC傳輸方案的缺點總結如下：

短距離的成本較高。如前所述，對于相應的電壓和功率容量，HVDC線路僅在超過一定的收支平衡距離時具有成本效益。由于換流站和相關設備，高壓直流輸電項目的成本也較高。高壓直流輸電項目僅對超過一定臨界距離的項目具有經濟意義。作為一條粗略的經驗法則，ABB報告稱這種關鍵距離為HVDC海底線路為60公里(或37英里)，架空線路為200公里(或124英里)。對于較短距離，高壓直流換流站和相關資產的投資可能比可比較的交流輸電線路更大。此外，維護定制HVDC資產的庫存會給系統操作員/傳輸線所有者帶來額外成本。

圖4. HVDC和AC線路的成本比較曲線(通用估計)。資料來源：ABB(2014b)。

換流站之間的有限控制：與AC傳輸系統相比，實現多終端HVDC系統是復雜且成本過高的。控制換流站之間的功率流仍然是技術挑戰。

可用性較低：HVDC方案提供的可用性低于同類AC系統，主要是由于轉換站和相關設備。此外，轉換器站的過載能力有限。

組件的復雜性更高。HVDC斷路器難以構建，因為需要開發某種機制以迫使電流為零而不會引起電弧和接觸磨損。機械斷路器對于HVDC線路而言太慢，盡管它們主要用于其他應用。直到最近才在市場上引入了用于HVDC應用的商用斷路器，其使用功率電子器件和快速機械斷路器的組合。

3. 分析和結果

3.1 HVDC技術在緩解清潔能源消納中的作用

3.1.1 大規模清潔能源消納對系統的沖擊

美國發電組合正在經歷重大轉型，煤炭和核能等基本負荷單位的退役以及天然氣，風能和太陽能資源的快速增長。這種轉變受到若干因素的驅動，例如現有和擬議的聯邦，州和地區環境法規，低天然氣價格以及分布式和公用事業規模可再生資源的整合。可再生資源可分為(1)可調度的可再生能源(例如，水電，地熱和生物質)，可根據系統要求發電，或(2)不可調度的可再生能源(例如，太陽能和風能)，其輸出取決于天氣條件和一天中的時間，并且不能響應于調度信號而操作。

不可調度的可再生資源的兩個特征可能對整個電網運行和可靠性造成問題。首先，太陽能和風能等可再生資源的產量隨時間變化，并受當地天氣條件的影響。與化石燃料，水力發電(包括抽水蓄能)和核能等其他傳統技術不同，可再生能源的產量無法提前計劃和發送，以滿足預計的需求。結果，這些資源有時被稱為可變能源(VER)。在較低的可再生滲透水平下，VERs不會造成系統可靠性問題。但是，在更高的滲透水平下，系統需求減去VER生成(或必須由其他可調度資源提供的凈負載)變化很大并且變得難以預測。這給電網運營商帶來了系統可靠性和電力調度/可靠性挑戰。第二個因素是可再生能源發電的可變性要求增加輔助服務資源，以滿足更高的響應速度，頻率和電壓支持。受VER大量集成影響的一些可靠性服務包括響應速度要求，系統慣性和頻率響應，以及有功和無功功率控制。隨著VER的滲透率的增加，對額外系統靈活性和輔助服務要求的需求也將增加。

在美國，VERs在整體產能組合中的份額近年來一直在穩步增長。目前，太陽能和風能資源的總裝機容量估計約為106吉瓦(截至2016年底，總裝機容量為1,130吉瓦)。預計這一份額在不久的將來會增加，因為到2020年VER的比例將增加到190吉瓦(到2020年預計總容量為1,272吉瓦)。預計到2020年，VERs將占美國裝機容量的近15%。在加利福尼亞獨立系統運營商(CAISO)，ERCOT和SPP等一些ISO / RTO中，VER的份額更高。兩個重要因素正在推動VERs部署的激增。第一，投資/生產稅收抵免等聯邦激勵措施近年來推動了可再生能源增長(DSIRE 2017)。隨著激勵措施在不久的將來到期，人們急于開發風能和太陽能資源。其次，可再生能源組合標準(RPS)或不同國家設定的義務有助于可再生能源建設。迄今為止，近29個州和華盛頓特區實施了某種形式的強制性RPS政策(DSIRE 2017)。另外，有八個州對RPS義務沒有約束力。到2030年，像加利福尼亞州和紐約州這樣的國家已將雄心勃勃的RPS目標設定為50%或更高。隨著這些變化，預計近期和長期未來的國家發電組合將發生重大變化。

圖5.按燃料類型劃分的美國發電量(現有和計劃)

圖6.美國的風能和太陽能發電容量(現有和計劃)注：未來的產能估算基于實際計劃和在建項目。

美國的清潔發電趨勢也表明太陽能和風能等VER的發電量增加。2016年，風能和太陽能占總發電量的近7%。從2001年到2016年，VERs的清潔能源發電量從7,280 GWh增加到近263,626 GWh，過去15年的平均年增長率為27%。隨著太陽能和風能項目的計劃能力正在籌備中，預計這種趨勢在不久的將來會增加。將來，VERs的輸出削減也可能成為一個尖銳的問題，因為在輕載條件下或由于傳輸限制而導致輸電線路過載可能會產生過度關注。如VERs的滲透率在電網上增加，額外的系統靈活性和基本可靠性服務要求也將增加。

圖7.美國的清潔能源發電趨勢(按燃料類型)資料來源：ICF使用EIA數據編制。

3.1.2 潛在的HVDC解決方案

未來向更高比例的VER過渡需要升級現有的電網。雖然本報告的重點是高壓直流輸電技術，但本節還提供了可再生能源一體化的其他技術方案的簡要概述，以供參考。從技術角度來看，增加VER滲透需要智能電網技術，廣泛的能源存儲，HVDC線路部署以及添加更靈活的發電技術。從市場角度來看，監管框架還必須適應以反映整合VER的成本結構，并允許新的服務和收入流來支持這些技術選擇。

隨著更多不可調度的可再生資源的部署，傳統熱力發電的經濟調度將受到顯著影響，需要發電機增加和更頻繁地循環以解決增加的可變性。靈活的發電資源，如快速增加的燃氣輪機和某些存儲設施，可以提供必要的電網靈活性。靈活的生成資源是指直接與批量傳輸系統互連的資源，通常具有“快速斜坡”功能。這些資源對于平衡VER引起的整體供需波動至關重要。智能網格技術也可以作為更好的VER集成的推動者。一些負載或需求方需求側管理和高級計量基礎設施等技術有助于系統運營商根據VER的間歇性輸出維持供需平衡。相量測量單元(PMU)和先進控制系統等智能電網技術可幫助系統運營商根據VER的間歇輸出保持電網可靠性。風能和太陽能技術的新進展使它們能夠在各種條件下運行，并提供頻率和電壓控制等輔助服務。這也有助于提高批量系統的可靠性。儲能技術可以緩解由VER輸出的間歇性引起的短期變化。通過精心調度和運行抽水蓄能水電機組，儲能還可以緩解長期變化。此外，加強區域，國家和跨國電網的電網互聯將使從可再生資源過剩的地區到電力需求高的地區的電力傳輸更加靈活。更高的互連和傳輸容量還能夠最佳地利用剩余發電，減輕與VER的間歇發電相關的問題，減少對輔助服務的需求，緩解擁塞，并且在某些情況下不需要新的發電機資源。

但是，本報告的重點僅限于應用HVDC技術來緩解與可再生間歇性相關的問題。HVDC線路不僅有助于新VER的集成，還可以減輕這些資源對電網可靠性的影響。許多有前景的風能和太陽能資源遠離美國毗鄰的主要負荷中心。整合這些資源需要建設新的HVDC線路，將這些區域連接到全國的主要負荷中心。傳統的高壓直流輸電技術可以促進可再生資源的集成，如風和太陽能在特定的局部區域擴散。HVDC技術還為可再生能源的間歇性問題提供了部分解決方案。將VER的輸出聚合在許多單獨的單元上可以顯著提高整體系統的可靠性并減少整體供應波動。高壓直流輸電線路還可以幫助將電力從發電過剩區域轉移到發電不足區域，以平衡系統。由于這些優勢，系統操作員和開發人員青睞HVDC解決方案，以便為負載中心集成和提供電力。如前所述，目前提出了幾個高壓直流輸電項目，將中西部中上游地區的風資源和美國西南地區的太陽能資源整合到東西海岸的需求中心。使用附錄A.1中討論的三個特定案例研究示例解釋了這種傳輸解決方案的適用性以及實施解決方案的挑戰。

3.2 有關成本的HVDC案例總結與分析

本節總結了項目范圍內制定的關鍵問題的主要見解和答案，這些問題基于本報告的文獻綜述和附錄A-1中討論的詳細案例研究。

高壓直流輸電如何以及在多大程度上用于減輕不可調度的發電影響?

不可調度發電的負面影響包括發電限電，棄風棄光或負能源價格，由于發電和需求不匹配導致的系統穩定性問題，對輔助服務的需求增加以及單位承諾和調度效率低下。通過高壓直流輸電增加電網互聯將使從具有過剩可再生資源的區域到具有高電力需求的區域的電力傳輸具有更大的靈活性。如上所述，HVDC具有允許其減輕不可調度影響并改善可再生資源整合的特征。這些特性包括直流電源流量可控，長距離傳輸損耗低，

本報告中回顧的研究表明高壓直流輸電能夠減輕不可調度資源的某些影響。HVDC可以將來自主機區域的過量發電提供給對可再生資源的輸出有需求的客戶區域。因為HVDC與交流系統分離，所以可以實現從發電到客戶區域的轉移，同時對發電區域和任何相鄰區域的基礎交流傳輸系統的影響最小。它還允許發電和客戶區域的互連，這些互連可能處于不同的互連中，這對于交流線路來說是不實際的。在發電和客戶區域不在同一平衡權限的情況下，HVDC可以減少可能由循環流引起的操作問題。此外，由于HVDC在長距離上具有相對低的損耗，因此主機和客戶區域之間的距離不會影響獲得可再生集成益處的能力。例如，TWE將互連725英里的位置，而平原和東部清潔線將超過700英里傳輸風能。

從發電區域饋出多余的能量有助于減少縮減和降低或負價格，提高系統穩定性，并減少對輔助服務的需求。否則將被縮減的發電可用于需要可再生能源發電的地區。這在Brenna等人中得到證實。(2017年)，在意大利北部和南部之間引入高壓直流輸電互聯，消納了約79%的風力發電量，并改善了對客戶的整體利益。麥克唐納等人。報告(2016年)還表明，區域之間的高壓直流聯網可以促進從需求區域過剩的地區提供可再生能源，并減少整個系統的縮減。向需求區域提供過剩發電的能力有助于維持電價并減少負價格的發生率。類似的結論可以從NREL的Bloom，Townsend等人得出。(2016)研究，研究各種可再生滲透水平與不同的傳輸拓撲結合。高壓直流輸電擴容，允許更多的出口到其他地區改善可再生能源整合和減少削減。TradeWinds(2009)研究中的模擬表明，高壓直流輸電升級可以改善可再生能源的整合并降低整體運營成本。

APS Physics(2010)的研究沒有提供任何證明高壓直流輸電效益的模擬，但它討論了高壓直流輸電減輕可再生能源發電的間歇性和可變性影響的能力。高容量，可控制的長距離輸電線路可以允許一個區域中的過量發電被引導到遠處的特定赤字目標，而不是由于當地條件而在電網中偏離軌道。

TWE項目還證明了高壓直流輸電在多大程度上可以減輕不可調度的發電影響。如果沒有TWE項目，開發和連接1,500至3,000 MW的風力發電到弱小的懷俄明州輸電網是不可行的。如果沒有重要的傳輸系統升級，只有一小部分風力發電可能能夠運行。此外，電網的可靠性將受到影響。平原和東部清潔線也將允許在俄克拉荷馬州開發大量的風，否則會在SPP中產生可靠性和其他問題。與提供連接到發電區域的風的TWE不同，Clean Line將風直接連接到客戶區域，繞過發電區域。一些HVDC線路還用于根據需要解決發電和客戶區域中的間歇性問題。一個例子是挪威和丹麥之間的Skagerrak HVDC線路。最近，委托ABB建造該項目的第四條高壓直流輸電線路，目的是平衡挪威水力發電系統與丹麥風力和熱力發電系統之間的負荷。

報告和案例研究沒有明確說明高壓直流輸電在多大程度上可以緩解大量不可調度發電一體化可能導致的系統穩定性問題。TWE表明HVDC可以提供一些緩解。2008年和2010年的TransWest報告顯示，隨著TWE的實施，懷俄明州的電網可以容納1,500至3,000兆瓦的風電，否則在相對較弱的懷俄明電網上將無法實現。該報告強調需要采取保護計劃，以避免在某些涉及注入如此大量電力的應急條件下發生廣泛停電。將需要進一步的研究來更好地評估HVDC緩解穩定性問題的能力。

兩個同步電網之間的直流連接線是否能承受將發電區域連接到客戶區域造成的系統影響，或者必須將不可調度的發電直接連接到客戶區域，繞過與發電區域的任何互聯?

根據本研究中回顧的信息，通過使用HVDC線路連接發電和客戶區域，可以實現HVDC在減輕不可調度發電影響方面的優勢，但不可調度的發電不必直接連接到客戶區域實現所有好處。但是，根據系統條件和基礎AC網絡的穩健性，可能有必要制定保護方案，以在某些緊急情況下保持發電區域的可靠性，例如，在風力發電故障或HVDC故障之后。研究表明，即使風力發電沒有直接連接到客戶區域，也可以實現高壓直流輸電線路的優勢。在這兩種情況下，風力發電被建模為連接到發電區域中的AC系統，并且HVDC線路連接發電和客戶機區域。沒有HVDC輸電，不可調度發電將對發電區域的電網穩定性產生負面影響。相關研究也提供類似的見解。

關于TWE項目的初步規劃報告表明，TWE將連接發電和客戶兩個同步系統，并且不會涉及風力發電與客戶區域的直接連接。如報告中所示，TWE的兩個HVDC電路的突然和同時丟失可能導致不穩定和停電，因為相對較弱的懷俄明電網。這表明風力發電將連接到主機區域懷俄明州的AC系統，而不是通過HVDC線路直接連接到客戶區域。因此，這也表明風力發電不必直接連接到客戶區域以實現預期的益處。TWE還表明，在某些緊急情況下，發電區域可能需要采取保護方案來解決可靠性問題。初步規劃報告顯示，該系統只能承受兩個HVDC電路中的一個而不會變得不穩定。將需要保護方案來減輕同時丟失兩個電路的影響。

類似地，MISO概念研究和Square Butte HVDC項目都表明，即使不可調度能源連接到發電區而不是直接連接到客戶區，也可以實現HVDC的好處。

高壓直流輸電線路的某些系統配置和拓撲是否更有效地減輕了不可調度發電的部分或全部影響?

基于對案例研究的有限審查，即使預期電力主要從可再生資源(發電區域)流向負載中心(客戶區域)，HVDC線路的雙向/雙極配置也總是優選的。此外，VSC型轉換器站最適合以快速頻率響應的形式提供輔助服務，從而使其更有效地減輕不可調度的發電的影響。與使用諸如輸電或自動發電控制的主/輔控制設備幾秒鐘相比，具有VSC型轉換器的HVDC線路可以在幾分之一秒內響應頻率干擾。此外，VSC型轉換器可以支持有助于AC系統更快恢復的電壓。高壓直流輸電線路也可以在過載條件下運行更長時間(比額定容量高10%-15%，持續時間不到30分鐘)。這將為系統操作員提供足夠的時間在涉及間歇性VER輸出變化的偶然條件下實施緩解措施。

超級電氣之友報告(2012)描述了混合AC / DC系統，并指出與AC系統并聯的HVDC系統增加了電力傳輸容量，同時有助于系統穩定性。在與HVDC線路并行運行的AC線路上使用模擬故障，它演示了HVDC鏈路如何抑制由故障引起的振蕩并恢復系統穩定性。HVDC提高了擴展交流系統的穩定性，這對于必須長距離交付的可再生資源非常重要。ABB的HVDC評估強調了HVDC線路提高混合AC / DC系統穩定性的能力，并以美國西部的Pacific DC Intertie為例。該國的地區以長距離輸電線為特征，將北方的發電連接到南方的負荷中心。此外，該報告描述了HVDC在混合AC / DC系統中的其他優點，例如HVDC充當防火墻的能力以及防止干擾從一個AC系統擴散到另一個AC系統，以及提供人為慣性。

我們預計HVDC解決方案的部署在不可調度發電的滲透水平是多少?

可能部署HVDC解決方案以減輕不可調度發電影響的滲透水平因系統而異。諸如底層傳輸網絡的穩健性，發電資源的混合，靈活資源的可用性以及與相鄰系統的關系的性質等因素都將影響HVDC解決方案的部署級別。此外，將需要更詳細的分析來評估這些因素如何影響滲透水平，并確定將部署HVDC的更具體的滲透水平。

ICF審查了選定的ISO / RTO區域的信息，以確定運營商開始實施解決方案以解決可再生一體化問題的滲透水平。由于可獲得的信息有限，這種方法基于軼事證據，它提供了滲透水平的指示性測量而不是精確值。ICF假設除非其他解決方案更受歡迎，否則當操作員開始觀察其系統上的問題時，將部署HVDC解決方案。CAISO，ERCOT和MISO的年平均滲透率水平如表1所示。滲透水平從MISO的4.8%到CAISO的11.5%不等。

表1.與歷史市場舉措相對應的滲透水平

系統運營商繼續在高可再生滲透水平下運行大容量電力系統。ERCOT，CAISO和SPP已經看到2017年最高每小時滲透率超過每小時系統需求的50%的小時數(見表2)。但是，所有這些地區都在傳輸和其他減緩措施方面進行了大量投資，以提高可再生能源的整合和滲透水平。

表2.選定ISO / RTO中的最大可再生滲透率。 注：可再生滲透率是指在特定時期內風能和太陽能發電所滿足的系統需求百分比。

部署替代解決方案的能力將影響HVDC部署的閾值滲透水平。CAISO擴大了能源不平衡市場(EIM)，引入了靈活的資源充足率產品，并降低了可再生能源發電廠能源出價的最低門檻。ERCOT 實施了競爭力可再生能源區(CREZ)輸電項目和MISO實施了DIR計劃并開發了交流輸電以支持可再生能源一體化。改進的滲透水平顯示在下表3中。

表3.替代緩解方案的滲透水平變化

根據部署的不可調度技術的類型，傳統發電技術的份額和/或其他區域特征，我們期望HVDC解決方案部署的不可調度發電的滲透水平如何變化?

區域內和區域間高壓直流輸電線路在部署的VERs的高滲透水平上具有經濟意義。美國的大多數高壓直流輸電項目都被提議用于提供當地一系列風電項目的輸出(例如，TWE和清潔線高壓直流輸電項目)。此外，一些現有的高壓直流輸電線路設計用于輸送水力發電(例如，太平洋Intertie和魁北克 - 新英格蘭線路)。根據我們的經驗，對于大型太陽能項目，通常會提出交流線路(例如，Nevada West Connect和SunZia Southwest Transmission項目)。雖然不可調度技術的類型不應影響高壓直流輸電線路的技術可行性，但迄今為止這些線路主要用于風力和水力發電。

在本研究范圍內檢查的信息不足以提供上述答案中討論的因素變化影響的定量測量。正如前一個問題中定性描述的那樣，有幾個因素會影響需要解決方案的滲透水平。不可分派技術的類型可能會產生重大影響。諸如太陽能之類的分布式資源帶來了與公用事業規模的可再生資源不同的挑戰。系統運營商可以在一定程度上管理公用事業規模的可再生能源，甚至可以指示減少發電量以解決嚴重的可靠性問題。使用分布式資源實現相同級別的控制很困難，因為它位于儀表后面并且不容易被縮減。

在ERCOT，CREZ生產線的發展加強了潛在的輸電網絡，并使2016年的年滲透率提高至11%，2017年的最高每小時滲透率達到約50%。這表明該地區具有強大的穩定性主機和客戶區域之間的傳輸互連將具有相對較高的閾值滲透水平。具有底層傳輸網絡的區域(如前CREZ ERCOT系統)需要比后CREZ系統更快的解決方案。從MISO的多值項目的影響中可以得出類似的投資組合(MVP)結論，有助于提高該地區的滲透率。 CAISO對EIM的擴展顯示了市場機制和鄰近區域的訪問如何影響閾值滲透水平。CAISO能夠與鄰近地區共享其剩余發電量，從而提高CAISO需要其他解決方案的滲透水平。上面的表3顯示了區域特征的變化如何影響閾值滲透水平。如表3所示，與CAISO的情況相比，MISO的案例中的閾值滲透率水平要低得多，當時實施替代緩解解決方案以解決可再生的間歇性問題。

高壓直流輸電解決方案的可行性還取決于技術方面，如主機和客戶區域之間的距離，集中的本地區域可再生資源的可用性，交付是否是點對點或需要特殊的承諾安排，無論是客戶還是主機區域位于同一區域或互連。通常，平衡區域內的傳輸線依靠AC線路傳輸功率(例如，ERCOT的CREZ傳輸項目)，而平衡區域/互連之間的傳輸線路依賴于HVDC線路(例如，Clean Line和TWE)。滲透水平的表征還取決于所考慮區域的定義。整個地區的滲透率可能較低，但是，特定子區域內不可調度發電的濃度可能導致需要在次區域內進行緩解的水平。例如，MISO對全區域內不可調度發電的滲透率相對較低，但明尼蘇達州和愛荷華州需要采取緩解措施。

還有哪些其他參數會影響和/或決定HVDC的部署?

高壓直流輸電線路用于特定應用 - 長距離輸送大量電力，作為異步互連之間的內部，以及使用海底電纜進行電力傳輸。如前所述，HVDC線路適用于超過相應電壓和功率容量的臨界距離的項目。作為一條粗略的經驗法則，ABB報告稱這種關鍵距離為HVDC海底線路為60公里(或37英里)，架空線路為200公里(或124英里)。對于較短距離，高壓直流換流站和相關資產的投資可能比可比較的交流輸電線路更大。用于可再生集成的高壓直流輸電線路需要在高壓直流輸電終端處或附近提供大量發電潛力(如懷俄明州南部的風力資源用于TWE或俄克拉荷馬州 - 德克薩斯州潘漢德爾地區的清潔線項目的風力項目)。HVDC技術是海底電纜的主要技術。對于使用電纜的長距離AC傳輸，由于大電纜電容引起的無功功率流將限制最大可能的傳輸距離。因此，HVDC線路是長距離海底電纜唯一可行的選擇。

高壓直流輸電能夠減輕間歇性影響的程度有限嗎?

本研究中審查的報告和案例研究沒有具體確定高壓直流輸電減輕間歇性影響能力的任何限制。限制可能與系統的設計有關，而不是與技術的性質有關。如果線路的大小適當，以便向主機區域提供靈活的發電，或者將多余的可再生發電從主機轉移到客戶端，則可以充分減輕不可調度發電的任何負面影響。線路尺寸不足將限制線路的有效性。它將無法導入足夠的靈活生成來支持對具有大量不可分派的主機區域的響應速度，負載跟蹤或其他所需支持。或者，將多余的不可調度的發電從發電側輸出到客戶區域并減輕主機區域的影響是不夠的。

超大容量輸電還可能引入操作問題并限制其有效性。如果HVDC線路的容量超過潛在中斷會導致穩定性問題的閾值，則會影響系統操作。如第3節所述，TWE必須設計成最小化組成該項目的兩個1,500 MW電路的同時中斷。這排除了使用單個3,000 MW HVDC電路。系統規劃人員可以制定操作程序來管理線路損失的影響，但這些安排將是實際項目的增量。需要更詳細的研究和分析來確定HVDC減輕間歇性影響能力的具體限制。

3.3 美國HVDC項目成本趨勢

ICF審查了與HVDC生產線成本趨勢相關的多個公開來源。這些是針對北美各個高壓直流輸電項目的資源，提供項目總成本估算而非詳細的成本分析。最終每英里成本($ /英里)估算值來自項目總成本和每個項目的電纜長度。WECC變速器擴展規劃工具提供更詳細的成本分析，包括500 kV HVDC雙極線的變電站和換流站成本。

3.3.1 已公開HVDC項目的成本預測

雖然通常不會在公開來源中提供具體的成本估算，但NREL的工作和經濟發展影響(JEDI)模型包含HVDC項目成本的詳細分類，可根據項目位置，電纜類型，電壓和長度進行調整。表4包含了JEDI模型中提供的成本估算，假設在農村地區的平坦地形上建造了一條100英里，500千伏的高壓直流雙極線。

項目資本成本確定為輸電線路，基礎設施和服務/其他成本的總和。NREL還包括項目規劃和施工前階段產生的成本，以及根據項目選擇狀態(用戶輸入)調整的人工成本。表4中包含的勞動力成本基于美國國家平均數，由NREL確定。使用上述假設，NREL建議新輸電線路的成本約為每英里144.1萬美元。人工和安裝費用為每英里637,000美元，與使用的材料和設備的費用相似(每英里663,000美元)。預計開發和施工前費用約為141,200美元。

換流站占基礎設施成本的大部分，每站2.75億美元。假設將需要至少兩個站，一個用于傳輸線的每個端點。包括勞動力和其他可能需要的設備(變壓器，并聯電抗器等)，每個站的總基礎設施成本約為3.67億美元。每英里額外增加78,000美元，用于計算項目開發期間使用的任何管理服務(現場管理，法律，公共關系，工程等)。這導致每英里項目總資本成本為917萬美元。

除了項目資本成本，NREL還提供年度運行和維護成本的估算，包括維護人工和材料，任何潛在的ROW特許權使用費，保險，更換部件，和取決于該項目所在州的銷售稅。NREL估計該項目的年度運行和維護成本(不包括銷售稅)將達到每英里13,300美元。如前一節所述，距離是一個重要的成本因素，但不是限制因素。NREL 7 還考慮了場地的地形等級和人口密度。例如，穿越山區地形的100英里線路將比穿過鄉村平地的線路多花費13%8 。成本影響因素因來源而異。除了地形和長度，WECC傳輸擴展規劃工具還考慮了其他因素，包括導體9 和結構10 類型和傳輸線的年齡。

3.3.2 美國HVDC項目成本趨勢小結

在美國開發高壓直流輸電設施時，每英里的歷史成本或每兆瓦英里的成本是多少?

每兆瓦英里的高壓直流成本估算在不同來源之間差異很大。由于最近在美國缺乏高壓直流輸電項目，因此難以確定高壓直流輸電線路的典型項目成本。關于高壓直流輸電網絡的最新研究假設每兆瓦英里的成本在700美元到公式輸入有誤4,400之間。通過大約1200英里的規模經濟實現最低成本，該研究表明規模經濟在大約200英里處實現平衡。ETSAP提供較小的成本估算范圍，每兆瓦英里890美元至3,961美元。就每英里成本而言，ICF在高壓直流項目的文獻中已經介于117萬美元/英里到862萬美元/英里的范圍內(參見附錄A.3中的圖20，了解成本摘要)。

如何在固定成本和可變成本之間突破(即，與里程無關的成本和與里程相關的成本)?

高壓直流輸電線路以換流站和相關設備的形式具有高固定成本。對于假設的500kV，100英里雙極高壓直流輸電線路，使用NREL的JEDI建模仿真(見上表4)，固定基礎設施成本估計為7.344億美元。在該示例中，100英里假設線的輸電線路成本估計為1.441億美元。這將轉化為大約144萬美元/英里的可變成本。該項目的固定成本大約是輸電線路可變成本的五倍。此外，該項目預計每年的運營和維護成本約為130萬美元/年。

哪些因素會提高或降低這些成本(例如區域勞動力成本，地理位置，人口密度等)?

HVDC傳輸系統的成本取決于許多因素，例如要傳輸的功率容量，傳輸介質的類型(海纜或陸基)，環境考慮因素，對路權的訪問以及換流器站和相關設備的成本。最重要的成本影響因素是距離。由于固定設備成本高(例如，哈德遜傳輸項目)，短距離HVDC線路在單位距離(每英里基礎)上通常更昂貴。其他因素如路徑的地形和輸電線周圍的人口密度往往會影響項目成本。一般而言，對于平坦的地形以及人口中心以外的區域和環境/歷史敏感區域，獲取ROW和地役權更容易。因此，這種HVDC線路的成本也更便宜。配置為海底電纜的HVDC線路預計比陸基HVDC線路更昂貴。考慮到這些因素，美國高壓直流輸電項目的預期成本介于1.17至862萬美元/英里之間(見圖20和附錄A.3中的表6)。

哪些與成本相關的因素可能會限制HVDC部署?

可能限制HVDC部署的主要成本項目是換流站的成本，其可能高達HVDC項目總固定成本的50%-60%。這使得HVDC對于某些應用是不經濟的，例如，如果線路長度低于閾值距離，或者如果需要多個輸出或輸送位置。雙向傳輸需要在源和傳輸位置使用背靠背轉換器站，這可能進一步增加成本。

高壓直流輸電部件成本之外的其他成本相關因素可能會限制其部署(DOE 2013)：

成本分配和監管問題：FERC第1000號令(FERC 2011b)要求向受益人分配成本。但是，某些項目可能具有系統優勢，例如系統可靠性的提高，難以量化或納入成本效益分析。確定項目具有跨境影響的受益人也很困難。

部署多終端HVDC網絡的困難：盡管HVDC技術快速發展，但使用多終端HVDC網絡部署和控制功率流仍然成本過高。相比之下，部署AC解決方案以實現類似結果要容易得多。

低成本解決方案的優先選擇：允許和資助較小的項目和支出更容易。這可能導致對AC項目和非傳輸替代方案的偏好。

缺乏標準化：與交流系統不同，每個直流項目都不同，需要定制，這會影響成本競爭力。AC系統具有良好的互操作性，可以集成來自不同制造商的硬件組件。HVDC項目的硬件組件通常由同一制造商提供。

4. 結論

ICF審查了幾個公開報告并為美國三個主要市場區域準備了案例研究，以支持EIA評估高壓直流輸電網絡減輕不可調度發電技術影響的潛力。由于風能和太陽能等不可調度技術僅在本地資源可用時才能運行，因此會給系統運營商帶來可調度性挑戰。HVDC線路可以減輕不可調度資源的影響，因為DC功率流是可控的，它們在長距離傳輸上具有低損耗，并且它們與AC系統分離并且適合于異步互連。ICF還評估了與HVDC項目相關的近期成本趨勢。

ICF的研究和案例研究分析確定了解決EIA感興趣的關鍵問題的來源：

對正在開發的現有系統和項目的研究表明，高壓直流輸電可有效減輕對不可調度發電的這些影響。

兩個同步系統之間的HVDC連接線足以將系統影響從發電區域傳輸到客戶區域。不可調度的發電不必直接連接到客戶區域。

預計將部署HVDC解決方案的不可調度發電的滲透水平因基礎傳輸網絡的穩健性，發電資源的混合，靈活資源的可用性以及與相鄰系統的關系性質等因素而異。

其他參數，例如源和接收器之間的距離，潛在的替代解決方案，電力公司的性質以及發電和客戶區域所在的區域系統可以影響HVDC的部署。對于海纜應用和異步區域的互連，HVDC比AC更適合。

換流站和相關設備的成本可能會限制某些應用的HVDC部署。

在審查的文獻中沒有完全解決一些問題，需要進一步的研究和分析來提出進一步的見解：

AC和DC接口的某些系統配置和拓撲是否更有效地減輕來自不可調度發電的部分或全部影響

特定系統高壓直流輸電需要定量測量滲透水平，以及區域和其他因素對滲透水平影響程度

部署不可調度技術的類型，傳統發電技術的份額和/或其他區域特征在多大程度上影響了滲透水平

高壓直流輸電減輕間歇性影響能力的具體限制