摘要：发展直流电网技术需要能够快速分断电流、经济可靠的高压直流断路器解决直流故障隔离问题。通过对比直流系统故障隔离的几种技术方案，表明应用直流断路器隔离直流故障可在保障换流设备安全的同时，有效维持系统中健全部分的供电持续性，是直流故障隔离较为有效的解决方案。在分析直流电网对高压直流断路器技术性能要求的基础上，对机械式直流断路器和分别基于晶闸管和绝缘栅双极晶体管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)的 2 种混合式直流断路器的电流分断特点和发展现状进行了阐述。提出换流技术、杂散参数优化技术、与系统的协调配合技术和试验技术是高压直流断路器技术发展面临的主要技术挑战。最后，对高压直流断路器在舟山五端柔性直流输电工程中的应用情况和即将开展的张北直流电网工程进行了介绍。
关键词：高压直流断路器;故障隔离;柔性直流;直流电网
0 引言
柔性直流输电技术的发展日趋成熟，其独立功率调节和灵活运行能力，为间歇性可再生能源并网与消纳提供了安全高效的解决方案。目前，世界范围内投入商业运行的大部分柔性直流输电工程均采用点对点输送方式;相较于多条点对点的电能输送方式，多个柔直换流站连接成网状形成直流电网，在高压大容量领域中具备更好的可靠性、经济性和灵活性。随着风电、光电等可再生能源不断开发，大规模清洁能源并网与跨区域电能传输对柔性直流电网的构建与发展提出了迫切需求[1-2]。
目前已投运的柔性直流输电工程大多采用模块化多电平技术(modular multi-level converter，MMC)和脉宽调制两电平技术，这些工程均无法通过闭锁换流阀清除直流故障，只能通过分断交流侧断路器来实现故障隔离。研究中采用全桥模块或电容钳位双模块[3-6]的换流阀带有直流侧故障清除能力，可以通过换流阀闭锁清除直流故障。在没有直流断路器的情况下，点对点柔性直流输电工程依靠分断交流断路器或闭锁带直流侧故障清除能力的换流阀可实现直流故障清除;但以上 2 种方式在高压大容量直流电网中的应用将造成整个系统短时停电，难以满足系统运行要求。当系统配置直流断路器后，通过选择性分断直流断路器可以实现故障线路的快速隔离并维持系统其他部分的持续运行。
直流故障保护是柔性直流电网构建所面临的技术瓶颈，研制适用于柔性直流电网应用的直流断路器，保证直流电网运行的可靠性，是直流电网建设必须突破的技术难题[7]。
与交流系统相比，直流故障电流缺乏自然零点，要实现其可靠开断，需要人工创造电流零点，同时还需要吸收储存于直流系统感性元件中的巨大能量，因此直流断路器的设计较交流断路器难度大为增加。此外，柔性直流电网故障扩展快、电流上升快，对换流站等设备冲击大，为保障设备安全一般在数毫秒全网换流站将会闭锁退出运行，为实现直流电网健全区域持续运行，直流断路器需要在数毫秒内完成分断[8]。
在直流断路器的多种技术路线中，综合采用机械开关和电力电子开关的混合式直流断路器以其显著的技术优势成为高压直流断路器研制的主流[9-10]。ABB 公司于 2011 年研制了 80kV 3ms 分断 8.5kA 基于绝缘栅双极晶体管(insulated gate bipolar transistor，IGBT)直接串联的混合式直流断路器样机[8]。全球能源互联网研究院于 2014年完成了 200kV 3ms分断15kA 的级联全桥型混合式直流断路器样机研制[11]，并于 2016 年实现高压直流断路器首个工程示范。
本文首先分析直流电网特点和故障隔离的需求，并对各种直流故障隔离实现方案进行分析和比较。基于直流电网对直流断路器的技术要求，对各种技术路线直流断路器的特性和发展现状进行了阐述，提出了高压直流断路器所面临的主要技术挑战。最后，对高压直流断路器在舟山的工程应用情况和即将开展的张北直流电网工程进行了介绍。
1 直流电网故障隔离技术
当直流输电系统从端对端发展到多端，并将直流传输线路在直流侧互连起来，形成独立的直流网络，便构成了直流电网，而交流系统通过换流站与直流电网连接[2]。一种典型的四端直流电网拓扑如图 1 所示。直流电网的优势在于同样数量的线路，换流站数量大大减少，且直流系统拥有更多冗余，即使一条线路停运，仍然可以利用其他线路保证供电。
然而要发挥这一优势，需首先解决直流系统故障隔离问题。即当直流线路发生故障，在导致整个系统停运前，能够将电网中的故障点快速隔离，是发展直流电网的重要前提和关键技术难点[7]。如果不能像交流电网那样及时有效地清除故障点，将很难保证系统的可靠性和可用率。同时，由于直流系统为弱阻尼系统，惯量小，故障发展速度快，故障隔离的难度相对交流系统要高很多。目前主要的故障隔离方法有依靠交流断路器隔离，依靠闭锁带故障清除能力的换流阀隔离和分断直流断路器隔离。
1.1 交流断路器隔离故障
已经投运的柔性直流输电工程主要采用基于全控器件 IGBT的两电平或半桥 MMC换流阀技术。如图 2 所示，当直流侧发生短路故障换流阀闭锁后，交流电流将通过换流阀中 IGBT 反并联二极管续流，从而导致柔性直流系统无法依靠换流阀自身来清除直流侧故障。目前柔性直流输电工程普遍通过分断交流断路器来隔离直流故障。当直流侧发生故障后，直接分断系统中所有的交流断路器，待直流侧电流衰减到零后，分断故障线路两侧隔离开关隔离故障线路，再重新合交流断路器重启系统[12]。该方法在没有直流故障电流分断设备的情况下实现了换流设备的保护，舟山五端和南澳三端柔性直流工程初期均采用该故障隔离方法。然而采用该方法会使得直流系统局部故障导致整个系统停运，造成区域供电的中断，降低了系统的运行可靠性和经济性。文献[13]提出在换流器桥臂中增加阻尼模块，加速故障电流的衰减，以提高该方法的系统恢复时间，但仍无法彻底避免供电的中断。
1.2 带故障清除能力的换流阀
在柔性直流输电系统中，采用带故障清除能力的模块来代替半桥模块，可以实现直流侧故障的清除和隔离。如采用全桥模块或图 3 所示的电容钳位双子模块等形式[3-6]。发生直流侧故障时，通过主动闭锁换流阀，利用二极管的单向导电性，使子模块储能电容对故障回路提供反向电动势并吸收故障回路的能量，无论故障电流是哪个方向都将对子模块电容充电并迅速衰减，从而实现故障回路的阻断。当直流侧电流下降到零后，再将故障线路两侧的隔离开关分断，将故障线路隔离，最后将换流站重新解锁，恢复运行。
采用该方式虽然实现了故障线路的隔离，但需要闭锁直流网络中的所有换流阀，会造成整个系统功率短暂缺失。闭锁的时间主要取决于直流侧隔离开关的分断时间。对于图 1 所示的直流电网来说，换流站是整个电网系统的功率来源和负载接口，当任意一条直流线路故障时，图中所有换流阀都需要闭锁，相当于切除了所有电源和负荷。这样将不能发挥直流电网线路冗余带来的可靠性优势。
1.3 直流断路器隔离故障
实现直流电网故障隔离的另一种方式是借鉴交流电网的思路，先由继电保护系统判断出故障地点，然后由高压直流断路器隔离故障线路。通过在换流站出口以及直流线路两侧配置直流断路器，如图 4 所示，可在数毫秒内完成直流故障的隔离，保障直流系统中换流阀的持续运行。当直流电网中单条线路被隔离时，该线路输送的功率可由其他直流线路代传，避免了电能输送的中断。该技术方式能够从根本上解决柔性直流系统直流故障清除和隔离的问题。
综上分析可以得到，依靠交流断路器分断后隔离线路的方案实际已经造成整个系统的停运，并未实现直流线路的故障隔离，通过配置带故障隔离能力的换流阀来切除“电源”的方式实现直流系统故障清除和隔离，会造成直流系统功率全部缺失，这对于高压大容量直流输电网络而言将是难以接受的。可见，采用高压直流断路器实现故障隔离将是未来直流电网的发展趋势。3 种故障隔离方式技术对比分析，如表 1 所示。
2 高压直流断路器的技术发展
2.1 直流电网对直流断路器的技术要求
高压直流断路器实现直流系统故障隔离，应能够在出现故障的直流线路中产生电流过零点，并在直流电流分断过程中，吸收直流系统感性元件储存以及交流系统注入的能量，同时抑制暂态分断过电压，降低系统设备的绝缘耐受水平。
快速分断是直流电网对直流断路器的最核心要求。直流电网的设计理念中，当单条直流线路出现故障时，应由线路两端的直流断路器快速分断隔离故障线路，而故障线路两侧的换流站持续运行。由于柔性直流系统阻尼低，所产生的直流侧短路电流上升率和幅值很高，直流断路器分断速度越慢，换流阀因过电流闭锁的可能性越大，直流断路器分断所耐受的电热应力也将越苛刻，断路器的设计难度和成本也越高。此外，换流阀还会因故障过程中直流电压的快速跌落而闭锁，该时间受直流断路器分断暂态电压的影响。
在保障直流断路器能够快速可靠地实现直流故障清除的前提下，直流断路器还应从工程实际需求出发，考虑经济性、灵活性和扩展性等问题。直流断路器长时运行于直流系统中，且其在大容量直流输电网络中的数量将超出换流阀，其运行损耗必须设计在较低的水平，保证系统运行的经济性;直流断路器应还具备双向导通和分断电流能力，以满足系统灵活潮流调节需求;目前直流输电网络的电压等级序列尚未明确，直流断路器还应具备模块化设计，降低自身体积，保障良好的扩展性和兼容性，以满足不同电压等级序列的直流系统应用需求。
2.2 机械式直流断路器
20 世纪 80 年代，欧洲 BBC 公司制造了用于太平洋联络线的 500kV/2kA 自激振荡型机械式直流断路器[14]。该技术利用传统交流断路器电弧弧压与并联电容、电感谐振的方式创造零点，拓扑方案如图 5 所示，CB 为交流断路器，谐振电感 L 和谐振电容 C 构成谐振电路，MOV 为金属氧化物避雷器。其结构简单，运行损耗低;但交流断路器长达数十毫秒的分断速度以及断路器自身回路谐振特性，使得该方案存在分断时间长、分断电流小等不足，由于其只能分断负载电流而无法开断短路电路，又将该类型直流断路器称为高压直流转换开关，现主要应用于常规直流输电系统正常负荷电流的转移。
随着快速开关技术的发展，将传统交流断路器配置电磁斥力驱动机构，同时采用有源注入的方式创造人工零点，能够大幅提升机械式断路器分断速度和分断能力，文献[15-16]提出了有源注入的机械式直流断路器，如图 6 所示。
该断路器分断前，需要由直流电源通过充电控制开关 K1向谐振电容充电。分断过程中先分断机械断路器 CB，在其产生足够开距能够耐受分断过电压后，再通过闭合谐振回路开关 K2 使谐振电容 C经谐振电感 L 向机械断路器 CB 注入反向电流实现电流过零。机械断路器电流过零后电弧熄灭，短路电流对电容 C 充电直至避雷器动作，实现电流分断。该断路器内部换流过程如图 7 所示。
机械式直流断路器具备明显的成本优势，但其在系统应用方面也存在系列技术问题需要解决，包含断路器使用寿命，小电流下的可靠关断、辅助电源系统设计等。此外，实现机械式直流断路器双向分断将进一步使得拓扑结构变得复杂。
目前，ABB、日本三菱公司和我国的南方电网公司已分别研制出了相关样机，参数分别为 80kV/5ms/10.5kA，120kV/10ms/16kA 和 110kV/4.6ms/12kA[17-18]，其中三菱公司样机实物如图 8 所示。
2.3 基于晶闸管的混合式断路器
20 世纪 80 年代未，随着半导体技术的发展，为提高机械式断路器的分断速度，开始有文献提出将半导体器件与机械开关相结合的混合式直流断路器拓扑[17-20]。由于晶闸管器件通流能力强，耐压高，在高压大功率场合应用广泛，各种基于晶闸管的混合式直流断路器相继被提出。
文献[21]提出了一种采用晶闸管的混合式直流断路器拓扑，如图 9 所示，共分为 4 条支路，支路1 为通流支路，支路 2 和支路 3 为转移支路，支路4 为耗能支路。
该方案采用 IGBT 闭锁创造通流支路电流人工过零点，而转移支路主要由晶闸管阀和电容构成。支路 2 中采用低压大电容 C1、C2，用于抑制快速开关分断过程中的电压上升速率，并在电容两端并联避雷器 MOV1 和 MOV2，将电压可靠限制在较低的幅值，由于快速开关分断时间达到毫秒级，支路2 采用 2 组并联支路来共同实现对开关分断期间的电压限制，且先导通的支路 2a 的避雷器 MOV1 的动作电压要低于后导通支路 2b 的避雷器 MOV2 的动作电压。当快速开关完成分断后，则触发晶闸管阀 T4，支路 2 中的电容向支路 3 放电，利用反向注入电流的方式强迫晶闸管阀 T1关断，短路电流对支路 3 中的高压小电容 C3 充电，断路器电压迅速上升直至避雷器 MOV3 动作，分断短路电流。该断路器分断过程中内部换流过程如图 10 所示。
该方案采用 IGBT 闭锁创造通流支路电流人工过零点，而转移支路主要由晶闸管阀和电容构成。支路 2 中采用低压大电容 C1、C2，用于抑制快速开关分断过程中的电压上升速率，并在电容两端并联避雷器 MOV1 和 MOV2，将电压可靠限制在较低的幅值，由于快速开关分断时间达到毫秒级，支路2 采用 2 组并联支路来共同实现对开关分断期间的电压限制，且先导通的支路 2a 的避雷器 MOV1 的动作电压要低于后导通支路 2b 的避雷器 MOV2 的动作电压。当快速开关完成分断后，则触发晶闸管阀 T4，支路 2 中的电容向支路 3 放电，利用反向注入电流的方式强迫晶闸管阀 T1关断，短路电流对支路 3 中的高压小电容 C3 充电，断路器电压迅速上升直至避雷器 MOV3 动作，分断短路电流。该断路器分断过程中内部换流过程如图 10 所示。
2.4 基于 IGBT 的混合式断路器
全控型半导体器件 IGBT 具备自关断能力，利用其可关断特性插入阻抗，能可靠地实现强迫换流。基于所述原理文献[8]提出了一种采用 IGBT 直接串联技术的混合式直流断路器拓扑，如图 12所示。
用其可关断特性插入阻抗，能可靠地实现强迫换流。基于所述原理文献[8]提出了一种采用 IGBT 直接串联技术的混合式直流断路器拓扑，如图 12所示。
该拓扑由 ABB 公司提出，并于 2011 年完成了额定电压 80kV、额定电流 2kA、分断时间 5ms、分断电流 8.5kA 的样机研制，如图 14 所示。
文献[11]提出了一种采用全桥模块级联的混合式直流断路器拓扑，如图 15 所示。正常运行时，全桥模块处于导通状态，负荷电流经上下桥臂流通;系统发生故障时，通过 2 次换流实现电流分断。第 1 次换流发生于主支路与转移支路之间，主支路全桥模块闭锁，而转移支路处于导通状态，换流完成后快速机械开关分断;第 2 次换流发生于转移支路与避雷器支路之间，快速开关完全分断后，由大量全桥模块级联构成的转移支路闭锁，短路电流对模块电容充电直至避雷器保护动作，完成换流，并实现系统所存储感性能量耗散。
基于 IGBT 直接串联和全桥模块级联的混合式直流断路器在原理上相似，但也存在技术差异。全桥模块级联方案能够显著降低 IGBT 关断过程中电热应力以及关断时所耐受的电压变化率，有利于提高单个器件的分断电流能力，并易于实现各级IGBT 之间动态均压，提高了应用可靠性。虽然相同电压等级下，全桥模块级联型混合式直流断路器IGBT 器件是直接串联拓扑的 2 倍，但分断电流能力也提高了 2 倍。
采用图 16 所示二极管桥式换流模块代替转移支路的全桥模块，可将转移支路的 IGBT 数量减少1/2[11]。全球能源互联网研究院采用该方案研制了额定电压 535kV，分断时间 2.5ms，分断电流 25kA 的直流断路器样机。
文献[22]采用由 4 串二极管构成的全桥和 1 串单向串联 IGBT 替换 IGBT 直接串联拓扑中的 1 串双向串联 IGBT，同样将转移支路的 IGBT 数量减少 1/2。南瑞集团采用该拓扑研制了额定电压35kV、分断时间 3ms、分断电流 25kA 的直流断路器样机。
针对多端直流和直流电网应用，当单个换流站连接多条直流线路时，需要装配多套直流断路器，文献[23]将多套基于 IGBT 的混合式直流断路器的主支路和转移支路重新组合，减少了功率器件的数量，同时提高了断路器的容错能力。文献[24]通过在换流器旁边并联辅助放电开关，并在分断故障电流过程中导通并联辅助开关，将故障电流转移，再分断超高速机械开关。一个换流站只需要配置一套并联辅助开关，减少了半导体器件的数量，但由于分断过程中相当于将整个换流站旁路，造成了直流电网供电的中断。
3 高压直流断路器关键技术挑战
面对多端直流和直流电网对高压直流断路器的高通流能力、快速分断、高可靠性等方面的要求，需要针对高压直流断路器的电气拓扑和试验方法开展深入研究。
1)换流方式。
各种类型的高压直流断路器均需要将故障电流在不同特性的回路中进行一次甚至多次换流，以实现电流的分断。换流方式的可靠性从根本上决定着断路器分断的可靠性，而换流时间也是影响分断时间的重要因素。利用全控型器件快速阻断回路是目前比较理想的换流方式，但全控型器件成本较高，并且目前针对 500kV/3000kA 柔性直流输电系统的直流断路器应用，已达到了全控型器件的承受极限。如果全控型器件参数没有大的提升，更高分断容量的直流断路器将不得不采用其他器件(或设备)及相应的换流方式。比较典型的换流方式还有弧压自然换流、反向注入电流强迫换流等。此外，在分断过程中通过逐级换流串入避雷器来限制电流上升率，可在分断时间不变的情况下，降低电流峰值[25-26]。开展直流电流分断和换流机理研究，提出更为快速、可靠、易于实现的换流方式，发现具备更优综合性能的拓扑形式，对直流断路器技术发展具有重要意义。
2)杂散参数优化技术。
直流断路器依靠避雷器限制设备的过电压水平，当设备电压达到避雷器保护水平时，避雷器阻抗迅速下降，电流从其他支路快速向避雷器支路中转移，产生了极高的电流变化率，并在回路杂散电感上产生了较高的暂态电压，该电压与避雷器电压相叠加，增大了断路器设备的暂态过电压水平。随着电压等级的提高，混合式直流断路器中器件串联级数在增加，断路器的体积也在增大，杂散电感的作用更加明显。此外，杂散电感还延长了断路器各支路间的换流时间，对断路器的整体分断时间造成影响。因此，在对断路器电压等级进行提升时，需要优化结构布置，减少换流回路的杂散电感。
3)断路器与系统协调配合。
目前直流断路器研究主要集中于断路器设备自身技术研究上，直流断路器的功能需求也来自于假定的直流系统。实际上，从系统设计的角度，综合考虑系统与直流断路器协调配合设计，不仅有利于直流断路器的研制，同时也有利于提高系统整体运行技术经济性。
直流系统中短路电流发展快，一方面对断路器分断速度和分断能力提出了要求，另一方面对换流阀也造成了极大冲击，发生离换流站出口距离较近的短路故障，换流阀将几乎瞬时闭锁退出运行。因此，可以考虑在不显著影响系统暂态调节性能的前提下，在直流线路中配置限流电抗器或者限流装置，既能提高系统运行的可靠性，也能降低断路器的设计难度。
参照交流系统，断路器动作应以选择性分断命令为基础，因此直流系统中快速故障选线技术的突破对于直流断路器在系统中的应用性能至关重要。直流断路器是作为一个开关装置，等待系统分断命令而动作，还是能够依靠自身信号检测而选择性动作，需要结合系统方案、故障定位技术以及系统与断路器协同控制策略等因素综合设计。
4)直流断路器试验技术。
直流断路器作为新型电力装备，目前国际上尚无相关的试验标准，其等效分断试验、绝缘试验和现场分断试验方法都有待深入研究，以建立直流断路器试验等效评价体系与试验考核标准，检验所设计直流断路器是否满足实际应用的能力。
①等效分断试验。交流断路器分断过程中电流过零后再产生暂态过电压，分断过程中断路器能量损耗较小，分断试验中可通过大电流源和高电压源进行合成试验来等效实际的分断应力。而直流断路器分断过程中先建立起暂态分断过电压并维持数毫秒直到电流过零，存在高电压与大电流叠加过程，并在断路器的避雷器中消耗大量热量[27-28]。等效试验中，如果对断路器消耗的热量进行直接等效，需要采用非常庞大的高压电容器组或者发电机才能提供。对于转移支路由多个阀段串联构成的混合式直流断路器，由于每个阀段由避雷器限制电压，彼此间相互独立，可对单个阀段开展等效分断试验，降低试验容量要求。然而未采用模块化设计的机械式断路器无法通过该方法来降低分断容量。
可见，直流断路器等效分断试验对试验方法和试验容量提出了苛刻的要求。如何设计经济有效的试验方案需要继续研究。
②操作冲击试验。在进行等效分断试验前，断路器需要进行操作冲击试验，单独考核断路器的绝缘性能。然而，基于 IGBT 的混合式直流断路器为便于器件或模块均压，并降低分断过程中的过冲，在器件或模块中都并联着容值较大的电容。由于常规的操作冲击装置容量有限，很难将冲击波形施加到断路器上。针对不同的断路器设备，如何测试设备的绝缘性能需要进行研究。
③现场分断试验。现场进行的直流线路故障电流分断试验是对直流断路器分断能力的最终考核。由于采用半桥 MMC 拓扑的柔性直流输电系统在发生直流线路短路故障时，电流上升快、峰值高，且不能通过闭锁换流阀阻断电流，如果直流断路器分断失败，将对换流阀及直流断路器本身都将造成很大冲击。此外，由于国内外尚未针对柔性直流输电系统开展过人工短路试验，目前的保护策略主要基于理论计算和仿真分析，并未得到实践验证。直流断路器的现场分断试验方法及后备保护措施仍需要开展研究和实践。
4 高压直流断路器的工程应用
2016 年 12 月 29 日，采用全桥模块级联的混合式直流断路器在舟山五端柔性直流输电工程中完成 168h 试运行后，正式投入商业运行，标志着高压直流断路器首次实现了工程应用。
舟山±200kV 5 端柔性直流输电工程自 2014 年投入运行以来，增强了舟山电网对风电的接纳能力，提高了各岛屿的供电可靠性。但也存在着直流故障无法快速清除，换流站无法单站投退等技术问题，单个换流站的故障会导致整个 5端柔直系统的停运。
2016 年在舟定站正负极平波电抗器出口处各加装了一台直流断路器，现场设备如图 17 所示，设备额定电压 200kV，分断时间 3ms，分断电流15kA。现场开展了带电合闸、单站投入、电流分断等调试试验项目，并完成了 168h 带电运行试验。加装直流断路器后，实现了舟定站的带电单站投退和直流侧故障快速隔离功能，提高柔直系统的供电可靠性和灵活性。
此外，国家电网公司规划了张北可再生能源并网柔性直流电网示范工程，如图 18 所示。该工程选择在河北的康保、张北、丰宁建设 3 个±500kV送端柔性直流换流站，在北京建设一个±500kV 受端柔性直流换流站，通过架空输电线路，构建汇集和输送大规模风电、光伏、储能、抽蓄等多种形态能源的 4 端柔性直流电网，计划于 2019 年建成，将成为世界首个±500kV 柔性直流电网[29-31]。该工程中每个换流站将配置 4 台直流断路器，目前已经完成成套设计，要求直流断路器在 3ms 内分断峰值25kA 的故障电流。该工程将对高压直流断路器技术提出新的挑战，也将极大促进直流分断技术的推广应用和直流电网技术的发展。
5 结论
当直流传输线路在直流侧互连起来形成直流电网，将为新能源接入提供更灵活、更可靠的解决方案，但首先需要解决直流故障隔离问题。本文对直流电网的故障隔离技术进行分析和对比，其中应用直流断路器的直流故障隔离技术在保障换流设备安全的同时，有效减少了供电系统的中断，保障了系统供电的持续性，能够满足直流电网的故障隔离需求。
本文分析了机械式以及分别基于晶闸管和IGBT 的混合式直流断路器的技术特点和发展现状，机械式直流断路器在成本上有很大优势，并且通过电流强迫注入的方式提高了分断性能，缩小了与实际工程需求的差距。基于晶闸管的混合式直流断路器成本也较低，分断容量提升空间较大，研究重点是换流原理的优化和结构集成度的提高。基于IGBT 的混合式直流断路器换流原理简单，易于实现，并首先实现了工程应用，但成本仍较高。高压直流断路器技术的发展和推广，需要进一步对断路器支路间换流方式，杂散参数优化技术，断路器与系统协调配合以及断路器试验技术等方面开展研究。
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作者简介：
魏晓光(1976)，男，博士，教授级高级工程师，研究方向为直流输电工程技术和直流电网
杨兵建(1984)，男，通信作者，硕士，研究方向为直流电网及其关键设备
汤广福(1966)，男，博士，教授级高级工程师，研究方向为直流输电技术
