交流和背對背高壓直流輸電的成本效益分析

李其昌/譯

山東省菏澤市第一中學

交流和背對背高壓直流輸電的成本效益分析

李其昌/譯

山東省菏澤市第一中學

這篇論文主要是闡述高壓電網在三個地區采用高壓輸電線路的技術和經濟關系。這項分析課題為750KV的輸電線路的優化配置提供了調查研究和技術建議，在這種情況下，在歐洲兩個相似的內陸地區之間，經過驗證認為區域互聯對于提高能源的安全性和加強電力貿易是有利的。它計算的是，在每一個方案中通過增設聯絡線引起功率交換，在特定區域中產生成本節約的最大值。

交流；背對背；成本效益；輸出處理設備；滲透系數；風電場

一、簡介

投資方案包括下列因素：電壓：1×750KV，1×400KV和2× 400KV。

互聯模式：一個通過背對背的高壓變電站互聯同步或異步的電網（背對背高壓直流輸電）。

所有的投資方案的經濟指標顯示，背對背高壓直流輸電系統比同步的交流輸電好，得出的結論是高壓直流輸電技術減少了網絡約束，當發電設備優化時允許在輸電線路上進行水平更高的功率交換。至于低水平的能量交換，高壓直流輸電與交流輸電方案相比，由優化發電設備產生的區域成本節約很大，而且背對背高壓直流輸電方案可在網絡約束最大時提供電網系統最優的成本節約。

二、輸入數據的假設

這篇論文從總計108個分析中確認四種方案。下列表格總結了方案34。每種方案的分析是假定建設一條商業供電線路，提供的資金是五年，貸款利率7%。另一種方案的分析假設線路所有權和資金提供為20年，貸款利率4%。

表Ⅰ方案34的基本情況

1.11 52.1萬美元比率凈現值1.11 56.1萬美元

這個方案檢驗了國家1和變電站1、國家3和變電站3之間通過一個400KV的交流輸電線路，國家3的2個300MW背對背高壓直流輸電，總長度285 km，使用周期超過30年，發電成本預計每年降低4400萬美元，項目的總投資預計38900萬美元。

三、成本效益分析

（一）國家3的風力發電場的發電水平

為評定風力發電在地區3從30%容量因子到70%容量因子所產生和增加的效果，分析下列方案：

·1×750KV交流輸電線路（國家1-國家3）

·加載時間：夏季最大值；

·基本情況-風險投資-Ⅰ-w30%.基本情況-風險投資-Ⅰ-w70%.

這種投資方案是最引人注目的，從某種意義上說，電力交換發生逆轉（北-南到南-北），因此引發討論研究。所有發電成本和最佳的能量交換見圖1，例如，在1×750KV的交流線路，通過國家1到國家3的輸電線路的投資方案。在30%的容量因子必須運行的風力發電方案中，當國家1和國家2輸出200MW的功率到國家3，子區域總的電力成本約140.4萬美元時，在區域節省的條件下產生最佳的能量轉換。

圖1 影響風力發電的最佳的能量轉化總量增加的方案（基本情況-風險投資-W30%對基本情況-風險投資-W70%）

在研究的方案中考慮70%的功率因子，風力發電在國家3的南部地區達到2200MW。這表示OPF算法不需要是最優的，在這些發電順序上，因為它必須運行，因此調在第一位。這2200MW轉移的是在發電序列里更具成本效益的發電，結果是OPF算法在發電序列上開始減少其它的發電廠，從國家3有效成本最低發電成本最高的傳統發電機開始，列表中低效的高成本的發電設備在國家3不久將取消。在這一點上，OPF算法開始減少國家1和國家2的發電廠。因此，功率流變化了方向，類似的影響在成本-效益分析中也能觀察到，即在所有投資方案中70%的容量因子必須運行的風參數的情況下，成本-效益指標小于1。

（二）忽略和考慮電壓限制

電壓限制是地方性問題，是假設短期內的適當操作的管理（例如：選擇適當設置點發電機的電壓）和在中期投資的相對簡單的電容器/反應器。為了長期的決策分析，根據OPF算法來運行和忽略當地的電壓限制會更加合理。

在這部分，研究電壓極限被忽略的變電站電壓案例。這種情況下：

基本情況-風險投資-Ⅰ-W30%和

基本情況-風險投資-Ⅰ-W70%

在OPF算法分析中電壓極限限制被忽略了。在表Ⅲ中觀察到的電壓在一定的節點超過可操作的極限限制。當檢查高壓直流輸電投資方案時，和交流輸電線路相比較節點電壓接近允許的極限。因此在交流輸電系統關鍵節點的電壓是這部分研究的焦點。

表Ⅱ分析電壓水平限制

交流輸電線路投資方案中關鍵節點的電壓見圖2.在許多投資方案中，最佳的功率交換水平比導線的熱限制要少。在幾乎所有的投資方案中，關鍵節點電壓接近線路電壓的要求更高，如圖2所示。然而最大的電壓偏差在±20%左右，可以通過增加反應裝置進行適當補償來解決。注意，只有在國家3和國家1的模擬分析的變電站中是可用的。根據項目工作組成員的意見，這個結論說明增加反應器的重要性。

圖2 在OPF算法計算下解決的最佳功率轉化情況下的電壓水平

（三）750KV對400KV線路

效益與成本相比，在交流和直流的情況下400KV優于750KV。原因是750KV的總投資成本明顯高于400KV。雖然表Ⅰ說明750KV方案的最佳功率轉化水平高于400 KV的方案，但和400KV的方案相比，高水平的功率轉換增加的節約不夠彌補增加的成本投資。

表Ⅲ最佳功率交換和節約比較(750 KV和2×400 KV) -基本情況-Ⅰ-W30%

（四）交流輸電與背對背直流輸電線路

在所有的投資方案中，背對背高壓直流輸電優于交流輸電。這是因為OPF算法擴大了背對背高壓直流輸電的交換水平，這項技術放寬了增加功率輸出的技術約束。即使低水平的功率轉換，它的區域節約與交流輸電方案相比也很高。此外技術約束最大時為了優化節約，背對背高壓直流輸電是唯一的解決方案。

另一方面，降低質量的擾動非常重要。使用背對背直流輸電，功率容量可以用在電網中的應力控制，從而提高質量。此外，交換頻率增長引起的快速反應，可以提供新的質量性能水平，能導致諧波減少、電壓閃變、電壓驟降等。

四、電能質量問題

大約70%與電能質量有關的問題，歸結于線路故障或布線因素。電能頻率干擾、電磁介入、瞬變、諧波和低功率因子，是電能供應和負載類型有關系的其它類型的電能質量問題。在這些因素中，諧波是支配原因之一,根據IEEE標準，諧波在電力系統由兩種不同的方法控制，限制諧波電流的方法之一是用戶在公共耦合點進入實用系統，其它對諧波的限制在于對一些客戶在公共耦合點提供的電壓,分布式發電并網標準是其次考慮的因素，包括保護和穩壓問題。

五、結論

在一個國家風力發電急劇增加的情況下，根據發電成本限制優化區域發電，在一些投資方案中，當功率流由從北向南變成從南到北，發電量由30%增加到70%時，風力發電指定為必須運行。這發生在OPF算法，使低效高成本的發電機首先在國家3、國家2、國家1減少發電量，并實行風力發電,這個過程延續到在國家1和國家2減少發電量的成本，比在國家3沿著功率流的方向減少發電大得多時，國家3開始向北方的國家2和國家1輸出功率。

通過成本-效益分析觀察得到一個類似的結論。當成本-效益性能指標明顯不太有利時，風力發電是仿照70%的容量因子的方案建立模型的。這種情況下，所有投資方案的效益-成本的比率<1，400KV背對背高壓直流輸電的投資方案，效益-成本的比率<1。當國家3仿照30%的容量因子必須運行風力發電時，從分析結果可以看出，在國家高風力發電的情況下，新的輸電線路的收益將取決于向電網的其它部分輸出功率的能力。不論交流還是直流輸電，400 KV優于750KV的方案，這是因為750KV的選項總的投資成本明顯高于400KV。雖然750KV選項的最佳功率轉化水平高于400KV選項，但是750KV選項產生的節約不能彌補增加的成本投資。背對背高壓直流線路幾乎優于所考慮的每個交流方案，這是因為高壓直流輸電減少了因功率轉化增加的網絡約束，擴大了功率流在子區域的使用范圍。事實上考慮到國家3在30%的容量因子下必須進行的輸電，背對背高壓直流線路是唯一一個產生效益-成本比率大于1的投資方案。因此高壓直流輸電技術似乎是國家電網中短期的合理要求。成本-效益分析發現，在工業工程學的線路中配置相關的不同投資方案，沒有顯示出明顯的差異，直接從國家1到國家2或通過國家3也是這樣。如果國家間的電網通過中間步驟連接，國家3和國家2的能源貿易在三個國家貿易之前開始。計算結果應當在子區域輸電線路起作用的投資-效益的量化指標進入電力市場的具體方面，作可能的進一步研究。

這個分析通過OPF算法計算，結果受到了限制，包括發電機組在三個加載時間的負荷流量分析沒有考慮（冬季最大、夏季最大、夏季最小），要求附加有效的和延長保護區的要求價格，區域邊緣的變電站節點的價格。

（原作者：﹝羅馬尼亞﹞Oana Udrea,Gabriela Ungureanu等）