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。