摘要：
面对电力需求的持续攀升与能源场景的日益复杂化，直流输电技术正经历深刻变革，尽管我国在该领域取得显著进展，但仍面临诸多技术瓶颈与创新需求。换流器作为直流输电系统的核心部件，其技术演进是推动整个领域发展的关键驱动力。该文系统梳理高压直流输电技术的发展路径，深入比较不同换流器的工作原理与特性，阐述各技术路线下换流器的最新进展及发展趋势。基于场景需求的多样性，分析直流输电技术的适应性。最后，针对直流输电领域的复杂挑战，探讨未来亟需突破的关键支撑技术，为高压直流输电的长期技术发展提出战略性思考与建议。
引言
随着国家“双碳”战略加快推进，大规模清洁能源跨区消纳已成为国家重大需求。高压直流输电(highvoltagedirectcurrent，HVDC)具有大容量、远距离、高效率和低损耗的技术特征，是构建新型电力系统、解决新能源大规模输送的战略支撑技术。
自20世纪20年代起，高压直流输电技术经历了3次技术革新，其主要推动力来自换流器基本元件的重大变化。1928年，汞弧阀的出现使得大功率交直流变换成为现实；1954年，第一个采用汞弧阀的工业性直流输电工程在瑞典哥特兰岛投运，标志着高压直流输电技术的开始[5]。1956年，晶闸管的引入大幅度提升了换流器的可控性和可靠性；1972年，世界首个采用晶闸管阀的直流输电工程(加拿大伊尔河背靠背直流工程)投入商业运行[6]，开启了基于电网换相换流器(linecommutatedconverter，LCC)的现代高压直流输电(LCC-HVDC)时代，此后LCC技术广泛应用于远距离电力传输、跨国电力互联以及背靠背联网工程。1990年，加拿大McGill大学的Boon-TeckOoi等首次提出基于绝缘栅双极晶体管(insulate-gatebipolartransistor，IGBT)的电压源换流器(voltagesourceconverter，VSC)进行直流输电的概念[7]；1997年，首个基于VSC的高压直流输电工程(瑞典HellsjonVSC-HVDC工程)正式投运[8]。VSC技术的引入，为高压直流输电技术开辟新的应用场景，例如离岸风电场输电、孤岛供电和城市配电网络等。
我国自1989年±100kV/100MW舟山直流工程投运以来，相继建设40余项LCC-HVDC工程，形成了“西电东送”中的大容量输电主干道，输送容量达1.8亿kW[9]，占西电东送输电规模的60%，最远输送距离超过3000km[10]，实现能源空间分布的实时再分配。自2011年上海南汇±30kV/20MW直流工程投运以来，相继建设了10余项VSC-HVDC工程[11]，包括世界首个多端VSC直流工程(±160kV/200MW南澳三端直流工程)[12]、世界首个VSC直流电网工程(±500kV/3000MW张北直流电网工程)[13]等，推动了直流输电技术由点对点输送向多端直流和直流组网方向的发展。我国于2020年建设了世界首个特高压多端混合直流即昆柳龙直流工程[14]，2022年建设了世界首个混合级联特高压直流-白鹤滩—江苏特高压工程[15]，推动了混合直流输电技术的工程应用。
随着半导体技术的发展，国内外不断探索大功率半导体器件在直流输电技术中的应用潜力，推动直流输电技术的持续创新与变革。IGBT高关断能力与晶闸管强通流能力的有机结合促成了可控电网换相换流器(controllablelinecommutatedconverter，CLCC)[16]、可控换相混合型换流器(hybridlinecommutatedconverter，HLCC)[17]的开发。逆阻型集成门极换流晶闸管(reverseblockingintegratedgatecommutatedthyristor，RB-IGCT)器件兼具双向阻断和主动关断能力，推动了混合型电网换相换流器(hybridlinecommutatedconverter，HCC)[18]、全控电流源换流器(controlledcurrentsourceconverter，CCSC)[19]的发展，实现依靠电网电压换相和依靠器件主动关断换相的结合，降低无功需求并消除了换相失败的风险，为未来电流源高压直流输电系统的多落点和复杂应用场景提供重要保障。非对称IGCT(asymmetricIGCT，AS-IGCT)器件则通过优化芯片结构，增强耐压和通流能力，使其在高电压、大容量换流器中的性能表现更为优异，既提高了换流器的效率，又减少了系统体积，使得电压源直流输电系统更加经济高效。
在经济持续增长、极端天气频发和电气化进程加速等多重因素驱动下，我国电力需求将持续维持4%左右的年均增长率[21]，2030年将达10~12万亿kWh，其中，新能源装机容量超43%，发电量占比达1/4[22]。能源需求的持续升高和新能源占比不断提升，促使能源供给端向沙戈荒新能源基地、深远海风电以及西南水电等资源禀赋优越但地理位置偏远的特殊场景转移[23]。未来高压直流输电场景主要可以分为5种形式：新能源与常规机组打捆送出[24]、沙戈荒大型风光基地孤岛外送[25]、大规模深远海风电送出[26]、孤岛和城市供电[27]、大电网分区互联[28]等，其特征总结如表1所示。
面向复杂应用场景下的高比例新能源远距离输送以及电网稳定性等需求，现有的直流输电技术面临严峻挑战[23-28]：一方面，传统的直流输电系统难以在新能源比例提升时提供足够的电压和频率支撑；另一方面，直流输电工程的密集投建，特别是在多馈入场景中，对受端电网的动态特性(如电压稳定、频率稳定、惯量支撑、振荡抑制)提出更高的要求。因此，未来直流输电技术的发展必须综合考虑能源结构变化、场景适用性以及直流输电对电网特性的影响，并结合功率半导体器件和电力电子技术的创新发展，找到最适合的发展路径。
本文首先回顾直流输电技术的发展历程，阐述高压直流输电将面临的主要场景；其次，梳理高压直流输电技术路线，介绍不同技术路线下换流器的发展现状及趋势，结合场景的需求讨论直流输电的场景适应性。最后，根据直流输电发展需求，梳理未来需解决的关键支撑技术，为未来高压直流输电发展方向提出思考和建议。
1、高压直流输电技术路线
高压直流输电技术的核心是换流器。根据所采用换流器的类型，高压直流输电技术分为电流源型、电压源型和混合型。
1.1、电流源高压直流输电技术
送受端均采用电流源换流器(currentsourceconverter，CSC)的直流输电技术称为电流源高压直流输电(CSC-HVDC)技术，其两端系统拓扑如图1所示[29]。
CSC的直流出口通常串联平波电抗器作为直流滤波单元，呈现高阻抗特性[30]，使电流源换流器具有恒定直流电流的特点。平波电抗在直流短路故障下能够限制短路电流，因此CSC-HVDC具有天然的抗直流短路故障能力，尤其适合于大容量远距离架空线电力传输。
CSC换流桥臂流过单向电流，但需要耐受正反向的交流电压，因而组成CSC的功率半导体器件需具有单向导通电流、双向阻断电压的逆阻特性。CSC用器件主要包括2种：1）以晶闸管为代表的半控型逆阻器件，具有可控开通、不控关断的特点；2）以RB-IGCT为代表的全控型逆阻器件，具有可控开通和可控关断的特点。
根据器件的关断原理可将CSC的换流方式分为被动换流和主动换流。
1、被动换流方式。被动换流CSC采用半控型逆阻器件(如晶闸管)作为换流器的功率器件，需要借助外部电压帮助器件关断进行换流。外部电压源可以由电网、电容或其他装置提供，如LCC采用电网电压关断换流，电容换相换流器(capacitorcommutatedconverter，CCC)采用串联电容组电压关断换流[31]。
2、主动换流方式。主动换流CSC利用全控器件的可控关断能力，主动关断实现换相，从拓扑层面实现主动换流。主动换流CSC相比于被动换流CSC多了一个控制维度，不仅没有换相失败问题，还能通过器件主动关断提升换流器动态响应特性。随着以RB-IGCT为代表的全控型逆阻器件性能及工艺水平不断提升，将加速主动换流CSC在高压直流输电工程中的推广应用[32]。
1.2、电压源高压直流输电技术
送受端均采用VSC的直流输电技术称为电压源高压直流输电(VSC-HVDC)技术，其两端系统拓扑如图2所示[33]。
VSC的直流出口侧通常并联直流电容器作为直流滤波单元，呈现低阻抗的电压源特性[30]，使电压源换流器具有恒定直流电压的特点。当发生直流短路故障时，交流电网通过功率半导体器件的反向导通支路(如反并联二极管)向直流故障点馈入，低阻抗特性使得短路电流发展速度快、峰值电流大，极易造成VSC过电流损坏。因此，在远距离架空线输电场景下，容易因雷击、山火、人为等因素造成直流短路，需要额外配置直流断路器或者采用全/半桥拓扑结构以清除故障。
VSC一般采用全控型功率半导体器件和主动换流方式，具备四象限运行和电网电压频率的主动支撑能力，且不存在换相失败问题。
根据换流器桥臂组成形式，VSC可分为器件串联型VSC和模块串联型VSC。
1、器件串联型VSC的桥臂由器件直串而成，电平数量少，通过脉宽调制(pulsewidthmodulation，PWM)维持高开关频率以减少交流侧谐波失真，如两电平VSC、基于二极管钳位的三电平VSC等。器件串联型VSC的桥臂换流时需要串联器件同时开关，器件参数差异性导致串联动态均压困难，限制了换流器电压等级的提升。
2、模块串联VSC的桥臂由多级电压源子模块串联而成，如模块化多电平换流器(modularmultilevelconverter，MMC)。桥臂电压是各子模块输出电压之和，交流侧谐波少、电能质量高。毫法级大电容的采用使不同子模块中功率半导体器件开关过程解耦，简化了动态均压，易实现更多的串联级数和更高的电压等级。
1.3、混合型高压直流输电技术
同时采用CSC和VSC换流的直流输电技术称之为混合型高压直流输电技术(HSC-HVDC)，混合直流输电拓扑利用特定的控制方式实现连接。主流的混合拓扑可分为单元混合、极间混合、端间混合[36]和极内混合[37]，拓扑分别如图3所示。
1、单元混合型HVDC中，CSC和VSC分属不同输电单元，由多个单元连接至相邻或同一交流母线，如图3(a)所示。该拓扑利用VSC的无功支撑能力，可主动稳定电网电压、实现黑启动及无源运行等功能，同时由于CSC和VSC直流侧解耦，因此可以分别实现潮流反转。该输电方式的主要问题为VSC直流故障清除需要采用全/半混合或直流断路器，技术路线成本高。
2、极间混合型HVDC与单元混合型结构类似，不同点在于CSC和VSC分属一个单元的两极，共用接地点，如图3(b)所示。由于结构上的相似性，极间混合型HVDC具有单元混合型HVDC中的VSC支撑交流系统的优势。但该拓扑在潮流反转过程中，由于电压源电流方向的改变，地极会流过双倍直流电流，对于真双极存在工程代价较大的问题，对于伪双极无法工程应用。
3、端间混合型HVDC中，CSC和VSC分属不同输电端，运行时直流侧电压相同，如图3(c)所示。端间混合有2种方式：①CSC-VSC，该方式受端VSC可完全避免换相失败问题，同时送端的CSC也可快速限制故障电流；②VSC-CSC，该方式能够利用VSC主动支撑送端电网，同时受端也可选用具有主动换相能力的CSC抵御换相失败。由于电流源与电压源的本质差异，该输电方式存在功率无法反转的问题。
4、极内混合直流输电系统的受端中，CSC和VSC串联连接，运行时直流侧电流相同，如图3(d)所示。通过VSC阀稳定受端电网电压，可降低受端被动CSC换相失败几率，而且即使被动CSC发生换相失败，VSC仍然可以保持向受端电网输送功率的能力，减小交流系统冲击烈度。在发生直流故障时，被动CSC限制VSC短路电流，共同完成故障穿越。与端间混合类似，由于极内混合技术受限于VSC和CSC的外特性，功率无法反转。
综上，混合型直流输电系统同时融合CSC和VSC2种技术，其发展取决于CSC、VSC的技术创新以及协调控制技术的革新。现有工程主要采用端间混合和极内混合[14-15](LCC与MMC)，但仍然存在以下问题：1）IGBT的电压和容量小于晶闸管，因此系统需要多个VSC并联或者将LCC降额运行；2）LCC与VSC电源特性不同，协调控制难度较大；3）LCC是电流源系统，功率反转时电流方向不变、电压极性反转，VSC是电压源系统，功率反转时电压极性不变，电流方向反转，导致该混合系统功率潮流只能单方面流动，无法反转。
2、高压直流输电技术发展现状
本节围绕CSC和VSC两大技术路线，梳理了高压直流输电技术发展中的典型换流器及其技术特征，可为不同场景下的直流输电方案选择提供参考依据。
2.1、电流源换流器技术
基于晶闸管的LCC是技术最成熟、应用最广泛的电流源换流器技术。但由于晶闸管的不控关断特性，LCC存在换相失败问题。围绕解决换相失败问题，演化出了基于电容换相的CCC等被动换流技术路线、基于全控器件的CLCC、HLCC、HCC、CCSC等主动换流技术路线，具体技术分析如下。
2.1.1、电网换相换流器(LCC)
LCC采用经典三相桥式结构，依托电网电压实现整流与逆变功能，如图4(a)所示。LCC的稳态运行区间由触发角/关断角约束、直流电流约束等取交集形成，如图4(b)所示。LCC输出有功的同时会吸收一定无功，大约占直流输送功率的40%~60%[38]。
LCC采用晶闸管作为核心元件，器件参数可达8.5kV/5.5kA、7.2kV/6.25kA[39]，由此构成的LCC换流站容量可达12GW[40]，在远距离大容量输电场景中具有极高的传输效率和显著的经济优势。
晶闸管是半控型器件，其关断过程依赖稳定的电网电压。换相过程中，当电网无法为晶闸管提供足够的反向电压时，导致其电流无法关断或者关断后没有足够的反向电压时间，晶闸管不能恢复正向阻断能力，进而发生换相失败[41]。据国家电网有限公司统计，2003—2019年期间，平均每年发生9.1次换相失败，仅2017年，中国华东地区发生换相失败20余次[42]。换相失败导致有功功率短时大幅度缺额引发频率波动、故障恢复期间吸收电网大量无功功率引起电网电压二次跌落扩大换相失败风险以及造成线路保护装置误动作等严重问题。2023年9月，泰吴I线、吴塘II线发生交流故障，六回直流同时换相失败，损失功率15.81GW[43]，占直流总容量的1/6，造成电网巨大冲击。随着直流工程密集馈入负荷中心以及受端电网新能源渗透率持续增加，受端电网强度逐步弱化，呈现“空心化”趋势，电网电压稳定裕度不足，LCC换相失败问题更为严重。
针对LCC存在的换相失败问题，国内外学者陆续提出低压限流、换相失败预测控制及其改进控制策略加以预防[44-45]，其本质均为提升晶闸管关断裕度来缓解换相失败的发生，但上述技术在复杂故障下的有效性受到诸多限制[44]。也有较多学者提出通过安装静止无功补偿器(staticvarcompensator，SVC)、静止同步补偿器(staticsynchronouscompensator，STATCOM)[46]等来增强受端电网强度，但额外的设备仅在极少时间内发挥无功支撑的作用，设备利用率较低[41]，投资及运行成本较高。
2.1.2、电容换相换流器(CCC)
CCC在LCC的换流阀和换流变压器之间额外串联了换相电容器，如图5(a)所示。CCC的稳态运行区间同样受触发角/关断角、直流电流等约束，如图5(b)实线部分所示(虚线部分为LCC运行区间，下文同)。因为换相电容的存在，CCC的无功消耗低于LCC，在暂态负触发角/关断角运行时甚至可向电网发出无功。但为保证换相裕度和控制稳定，同时考虑到换流站交流滤波器能够提供无功补偿，CCC一般运行在吸收无功状态，稳态无功消耗大约占直流输送功率的15%[47]。
CCC仍采用晶闸管作为核心器件，但可以通过电容器改变换相电压相位与幅值来降低换相失败风险，原理如图6所示。故障期间电网电压跌落时，可通过电容放电以提升换相电压辅助换相，短时增加LCC阀的换相电压，使其可在负触发角范围运行，能够有效增大换相面积从而降低换流器发生换相失败风险。另外，由于换相电容能够提供一个正比于直流电流且相位滞后的换相电压，改善了直流系统动态特性，降低了换流器的无功消耗[48]。
CCC技术起源较早，但受限于自动控制及调谐滤波器等技术，一直未能得到应用。历经近40年的发展，直至2000年ABB才首次应用于巴西与阿根廷之间的Garabi背靠背直流输电工程[49]。随后，该技术在2003年美国RapidCity直流联络线工程[50]以及2014年巴西RioMadeira直流工程中推广应用[51]。
在CCC技术中，换相电容可以降低换相失败发生概率，但换相电容的接入增大了阀桥臂电压应力，对换流阀以及换流变的耐压水平提出了更高的要求[52]。并且，交流侧直串电容的电压具有不可控特性，故障时直流电流的快速变化将加剧三相电容电压的不对称性，进而引起过电压。
为解决电容电压不可控难题，国内外学者开展大量CCC拓扑改进技术研究，大致可总结为2条技术路线：1）将CCC原有的电容器用可控电容器替换，如增强电容换相换流器[53]、串联电压换相变流器[54]；2）将集中式换向电容分散化并放置于换流阀桥臂内部拓扑结构[55]。上述方法可以有效改善电容电压不控难题，但CCC以晶闸管为核心元件的被动换相原理并未改变，无法实现100%抵御换相失败。而且，改进的拓扑额外引入了大量全控器件，大幅增加设备成本、损耗以及故障工况下的控制保护难度。因此，要实现CCC在高压直流输电上的应用，还需要进一步攻克电容器可靠性及主动控制等关键技术。
2.1.3、可控电网换相换流器(CLCC)
CLCC采用晶闸管和IGBT器件混联实现可控换相，其主体结构沿用三相六桥臂形式，但桥臂由主支路和辅助支路并联构成，主支路由常规晶闸管阀(V11)串联低压大电流IGBT阀(V12)构成，辅助支路由高压IGBT阀(V13)和高压晶闸管阀(V14)串联构成，拓扑如图7(a)所示。CLCC的稳态换流原理与LCC相同，但可运行在更小的关断角下，运行区间如图7(b)实线部分所示。由于桥臂电流可由IGBT关断，因此最小关断角不受限于晶闸管的反向恢复时间，可以实现小关断角甚至0关断角运行[56]，无功消耗低于LCC，小于直流输送功率的30%。
CLCC以晶闸管和IGBT同时作为主要换流元件，不再完全依赖电网电压被动换相，可通过IGBT主动关断实现主动换流换相，具有“自然换相”与“强迫换相”2种工作模式[16]。自然换相原理如图8(a)所示，在主支路换相电流下降阶段，开通辅助支路完成电流转移，此时主支路晶闸管提前进入反向恢复阶段并完成关断，当辅助支路电流过零时即完成自然换相过程。强迫换相原理如图8(b)所示，当主支路电流转移至辅助支路但发生倒换相导致电流未能自然过零时，通过强制辅助支路关断将能量转移至能量吸收回路即可完成换相过程，从而避免换相失败。
由于均采用成熟器件且设计边界与LCC基本一致，CLCC适用于LCC技术改造。目前，中国电科院研制了500kVCLCC换流阀，已于2023年6月完成葛南直流改造工程并投运[57]。
CLCC技术借鉴直流断路器的思想，通过采用全控IGBT器件辅助换相解决了桥臂电流不能关断的问题，换相条件不再受制于交流电压，而仅取决于IGBT关断能力及避雷器容量。基于此，CLCC可在触发角大于180时逆变运行，使换流阀出口电流超前电压，具有发出无功的优势。但该工况下相依赖避雷器有限的吸收容量，只适用于暂态工况短时调节。
总体上，CLCC是一种基于全控器件与半控器件相结合的技术路线，可以通过“强迫换相”避免换相失败。但其拓扑结构的本征特性，使得CLCC仍有进一步优化空间：1）桥臂由主支路与辅助支路并联，结构复杂且元器件数量较多；2）控制保护逻辑复杂，故障风险概率升高，亟待提出更优的控保策略；3）本质是LCC特性，不能通过换流阀自身调节提供暂态电压、频率支撑，应进一步开展换流阀主动支撑能力方面的研究。
通过器件阀串复用，衍生出HLCC技术[58]，如图9所示。HLCC工作原理与CLCC相似，也包括自然换相模式和强迫换相模式。基于相似的拓扑结构和相同的运行原理，HLCC与CLCC具有相近的运行特性。HLCC的区别在于采用了复用技术对换流拓扑进行改造，如主支路和辅助支路复用部分晶闸管阀，以及相间3个桥臂复用一个辅助IGBT阀，提升了换流器的经济性，但复用结构带来的应力增加和换流器可靠性还有待进一步研究。
2.1.4、混合型电网换相换流器(HCC)
HCC利用全控型RB-IGCT器件代替晶闸管作为核心元件[18,59]，换流器整体拓扑与LCC差异较小，如图10(a)所示。HCC的稳态换流原理与LCC相同，但可运行在更小的关断角下，运行区间如图10(b)实线部分所示。由于IGCT反向恢复时间远小于晶闸管，故HCC的理论最小关断角远低于LCC，约为1。因此HCC的无功消耗低于LCC，与CLCC大致相同，小于直流输送功率的30%[60-61]。
HCC与LCC的本质区别在于使用的核心元件不同：相比于晶闸管，全控RB-IGCT可以主动关断，从而使得HCC可进行主动换相，不再依赖于电网电压被动换相。基于RB-IGCT的全控特性，HCC具有“恢复增强型”与“关断增强型”2种模式：
1、恢复增强型模式，原理如图11(a)所示。相比晶闸管，IGCT过零关断时器件通过检测门阴极或阳阴极电压从而决定门极负压的作用时间。门极负压能够更快抽取P基区载流子，使得器件反向恢复时间更短。
2、关断增强型模式，原理如图11(b)所示。当换相电压跌落程度较深，即将关断的器件电流未过零就承受正压而发生倒换相时，IGCT主动施加负门极电压，在1ms内完成门阴极换流，门极电流迅速抽取载流子，从而使器件快速建立空间电荷区并承受耐压，完成器件关断并强迫完成换相过程，避免了换相失败的发生。
HCC具有容量大、结构简单、配套设备成熟、国产化程度高等优势。在避免单回直流线路发生换相失败的同时，也可缓解多回直流发生连锁换相失败的风险。在清华大学与怀柔实验室的联合攻关下，研制出8kV/3kA的RB-IGCT器件与120kV阀样机，完成主动关断抵御换相失败的型式试验，即将应用于河南灵宝工程改造计划。
HCC从器件层面实现拓扑创新，依靠IGCT可控关断能力彻底解决换相失败问题，同时也可在暂态工况下触发角大于180运行，具备发出无功的功能。未来在直流多馈入输电场景中，具有广阔的应用前景。但在特高压应用仍需要攻克以下关键问题：1、在大电流关断下器件承受电压应力高，连续主动关断下器件结温上升明显，使得整体关断次数有限，暂态支撑能力仍需进一步提升；2、采用器件级避雷器实现电气应力均衡的方式，对避雷器的一致性及长期动作可靠性要求高，需要进一步优化均压方式。
2.1.5、全控电流源换流器(CCSC)
CCSC对偶于两电平VSC，采用全控型逆阻器件构成换流桥臂，并在交流出口侧并联电容提供换相回路[63-64]，其拓扑如图12(a)所示。CCSC的稳态运行区间受调制比、直流电流、电容电压等约束，运行区间如图12(b)实线部分所示。CCSC通过改变输出电流的相位与幅值实现换流器有功与无功的控制，从而实现功率四象限运行，且无功调节相对CCC更加灵活。经过合理设计，CCSC的无功调节能力可达直流输送功率的20%~30%。
由于CCSC的交流并联电容作用，换相过程可通过电容电压完成换相；同时由于采用全控器件，还可利用器件完成主动换相，实现PWM调制运行，因而具有更高的控制灵活性[65]。根据换流过程中关断桥臂和开通桥臂之间的电压关系，CCSC具有“主动换相”与“强迫换相”2种模式，如图13所示。
1、主动换相。关断桥臂的电压大于开通桥臂的电压，此过程中RB-IGCT器件两端的缓冲电容能够不充电或少量充电，即可实现换相。
2、强迫换相。关断桥臂的电压小于开通桥臂的电压，此过程需要RB-IGCT两端的缓冲电容大量充电，主动抬高关断桥臂的电压实现换相。
CCSC理论性能优越，但现阶段仅应用在低压场景，要在高压直流工程上推广应用，还面临如下技术难题：1、器件损耗大，连续主动关断易导致器件结温越限与器件失效；2、目前避雷器均压方案受连续动作的寿命限制，“RCD+CD”的大均压方案有待工程检验[66]，主动均压技术仍需进一步攻克；3、CCSC阀出口并联的集中电容结构庞大、故障风险点高，利用具备电压源性质的SVG代替电容的方案能够提升拓扑整体可靠性，但SVG需求边界与支撑能力之间如何折中优化还需进一步研究。
2.1.6、电流源换流器对比及趋势分析
CSC的技术对比如表2所示，功率运行特性如附表A1所示，其技术变化趋势呈现：1、核心元件从传统的半控型(如晶闸管)向全控型(如IGBT、IGCT)发展；2、换流方式从被动换流到主动换流发展。
由表2可知，LCC历经数十年发展，技术成熟、可靠性高；CLCC与HCC可解决换相失败问题，可逐步替代LCC技术。但LCC、CLCC、HCC都需要提升直流系统的暂态无功支撑能力以适应弱电网应用场景。随着半导体器件技术发展，以CCSC为代表的主动换流CSC可实现不依赖外部电网的条件下自主换流，并提供构网控制等功能，为电力系统提供更多的支撑。
2.2、电压源换流器技术
电压源换流器的核心元件是全控型功率半导体器件。换流器拓扑自两电平VSC(2L-VSC)开始，以解决谐波质量为目标发展了二极管钳位型三电平VSC(3L-VSC)[67]等器件串联多电平技术，以解决串联均压问题为目标，发展了基于IGBT器件的MMC(IGBT-MMC)、基于IGCT器件的MMC(IGCTMMC)等模块串联多电平技术，具体分析如下。
2.2.1、两电平VSC
两电平VSC是最典型的器件串联型电压源拓扑，每个相单元为由两组包含反并联二极管的IGBT器件串联组成的半桥结构，如图14(a)所示。通过PWM脉宽调制技术，在数倍于交流电网频率的开关频率下斩波，在半桥中点处形成交流电压，两电平VSC的稳态运行区间受调制比和阀出口电流约束，运行区间如图14(b)实线部分所示。
两电平VSC能够实现有功功率与无功功率的独立控制，具备高度灵活的四象限功率调节能力。在系统发生故障时，VSC系统不仅能够为故障系统提供有功功率的紧急支持，还可以提供无功功率支撑，进而在增强系统功角稳定性的同时，提升电压稳定性[68]。根据ABB相关工程数据，其无功调节能力大约为直流输送功率的30%~50%[69]。基于两电平VSC技术，1999年瑞典建设了Gotland工程[70]，2000年澳大利亚投运了Directlink工程，分别实现了孤岛风电场的稳定支撑和小规模电网互联[68]。
两电平拓扑结构为了满足电网质量的要求，需要较高的开关频率，增大了开关损耗，且两电平的du/dt很高，存在严重的电磁干扰问题。为了降低谐波含量，提升电能质量，发展了多电平器件串联型换流技术，如二极管钳位型三电平VSC、四电平飞跨电容VSC[71]、嵌套式中点箝位VSC[72]等。
规模化器件串联均压是器件串联型换流技术的固有难题。通常采用并联外部缓冲支路(RC或RCD)实现器件的动静态均压，但该方法对电路参数和器件参数的一致性要求极高。基于驱动控制的有源主动均压方法，可通过调节IGBT开关速度来解决串联不均压问题，但也存在如下问题：1）控制电路复杂，对控制芯片的运算速度要求高，且面临闭环控制稳定性问题；2）控制信号的层层传递与处理会导致器件动态过程时间变长，从而对最小占空比和器件动态损耗产生不利影响。因此，串联均压难题在一定程度上限制了器件串联型电压源换流器在高压大容量直流输电领域的应用。
2.2.2、模块化多电平换流器(MMC)
IGBT-MMC拓扑结构及原理如图15所示。每个桥臂由多个功率子模块(submodule，SM)构成，常见的SM是半桥结构或全桥结构。该拓扑通过IGBT的通断实现输出电压在0与子模块电压之间切换，通过上下桥臂间子模块投切个数的配合实现对输出交流电压灵活控制。MMC与两电平VSC的稳态运行区间较相似，主要受调制比和桥臂电流约束，运行区间如图15(b)实线部分所示。通过三次谐波注入等方法增大调制比上限，可以提高无功发出能力。根据相关工程数据，MMC的无功调节能力大约为直流输送功率的20%~30%[11]。
MMC的模块化特征使其具有高度可扩展性，能够灵活适应不同电压和容量需求，同时输出高质量的电压波形，显著降低谐波含量，减少滤波器需求。其低开关频率设计有效降低了开关损耗，提高了系统效率。此外，MMC具备冗余设计，提升了系统的可靠性，允许单个模块故障时系统继续运行。具有强大的交流故障穿越能力和无功功率调节能力，能够在复杂电网环境下维持电压稳定。世界上首个采用MMC换流器的HVDC工程是位于美国加利福尼亚的TransBayCable工程[73]。我国自2011年上海南汇首个柔直工程投运以来，截至2023年底已经投运的柔性直流工程共11项[11]，具体如附表A2所示。
MMC应用于高压直流输电优势明显，但在特高压应用场景仍然面临以下技术挑战：1、目前MMC核心元件为IGBT，商业化IGBT最大容量为4.5kV/5kA，特高压换流器所需子模块数量庞大，系统控制复杂性和故障处理难度大；2、特高压直流输电架空线路长(>2000km)、线路环境复杂，直流线路故障概率大。为保障MMC故障穿越能力，通常采用半桥MMC+直流断路器、或全/半桥混合型MMC技术，上述方案均会导致换流器成本大幅增加[74]；3、宽频振荡与高频谐波问题突出。柔直具有负阻抗、低惯性、弱阻尼等特点，易发生宽频振荡，极弱系统稳定运行困难。
随着半导体器件技术的发展，具有更高电压、更大容量的IGCT器件逐渐成为特高压直流输电技术的选项之一。IGCT是电流控制型器件，拓扑结构如图16所示。因为IGCT器件开通速度不受驱动控制，因而需要限流电感以避免开通时di/dt过大而损坏续流二极管，同时需要吸收回路限制电压过冲。IGCT-MMC的外电路特性与IGBT-MMC一致，均能够实现直流电压稳定与功率解耦运行。
IGBT与IGCT在芯片及封装层面存在典型的技术差异：1、IGBT采用MOS+晶体管结构，而IGCT采用PNPN四层晶闸管结构，如图17(a)、(b)所示，双极效应可使相同导通压降下IGCT的耐压更高，可达到6.5~8.5kV，从而减少子模块串联数量；2、晶闸管芯片结构的通流能力更强，在短路故障工况下，IGCT可承受10倍额定电流以上的浪涌冲击，而IGBT存在饱和本征效应，现有市场上的商业化产品均不提供浪涌电流能力；3、封装结构层面，IGBT采用多个小芯片并联，IGCT则采用封装结构更为简单可靠的整晶圆压接结构，如图17(c)、(d)所示，发生子模块内部短路故障时，IGCT损坏后仍可保持在可靠短路状态[75-76]。总体上，IGCT具备更高电压、更大容量、更强过载以及长期失效短路等特性，将推动MMC向更大容量及更强韧性的方向发展[77]。目前，基于IGCT的MMC已在三峡云南弥勒工程中投运，推动柔性直流工程迈入6.5kV功率器件时代；同时，南网广州棠下采用6.5kVIGCT的120kV/450MWMMC也即将投运，特高压工程应用也正在推进。
需要说明的是，尽管IGCT器件有系列技术优势，但IGCT最大关断电流仅为额定电流的2倍，而IGBT可达到3~4倍，IGCT关断能力更弱。此外，IGCT-MMC需要依靠阳极电抗限制开通电流变化率，不断增长的功率等级使得阳极电抗体积增大，挤占子模块有限的空间。同时，IGCT-MMC换流过程电流变化率高，并联二极管的反向恢复能量大，需要进一步发展大尺寸6.5kV快恢复二极管。
2.2.3、电压源换流器对比及趋势分析
VSC的技术对比如表3所示，功率运行特性如附表A1所示，其技术变化趋势呈现：1）拓扑结构由器件直串型向模块化多电平方向发展；2）核心元件从IGBT向其他类型全控型器件方向拓展，如IGCT，具体体现为：①MMC凭借其模块化设计、损耗低和谐波少等特性，已成为高压直流输电的主要发展方向之一；②随着IGCT等高性能器件的发展，增强了MMC在故障状态下的耐受能力，将推动MMC向更高电压、更大容量、更强韧性输电方向发展；③2L-VSC、3L-VSC等器件串联型VSC，对器件串联均压的要求高，在超特高压应用中表现不如MMC；但器件串联型VSC具备结构简单、占用空间少、功率密度大、控制复杂度低且快速动态响应等优势，是特定应用场景中的有效选择。
2.3、技术经济性及适用性对比分析
2.3.1、适用性对比分析
电流源型技术自LCC开始，已实现高压大容量远距离直流输电应用，当前向着全控型方向发展；电压源技术源于全控型IGBT的应用，高压大容量低成本是下一步发展的趋势。同时，2种技术在发展过程中，适用场景也在发生变化，从以上的拓扑原理分析可以总结出当前技术的适用性如表4所示。
1、CSC因平波电抗器及单向通流特性，具有天然的短路故障清除能力，是远距离架空线点对点直流输电的主要方式。LCC凭借其可靠性和经济性，在交流源较强的新能源与常规机组打捆送出场景具有较强的适用性。基于IGBT或RB-IGCT的CLCC/HLCC、HCC技术，具有主动换相能力，可对交流电网进行支撑，适用于受端电网较弱的场景。
2、VSC由于具有双向通流特性，在多端直流与直流电网中可实现潮流灵活变动，是构建灵活输电的重要组成部分。其中2L-VSC和3L-VSC由于结构紧凑、功率密度高，适用于大规模新能源场站组网汇集。MMC则凭借其灵活的电网频率与电压支撑能力，更适合大规模新能源送出、孤岛和城市供电场景。但VSC在长距离架空线输电场景下，直流故障穿越所需的混合子模块、直流断路器等全寿命周期的投资代价较大，需要进一步降低成本。
3、混合输电下，送端电流源-受端电压源模式可以完全避免传统直流存在的换相失败问题，同时可以向无源网络供电，代表拓扑如LCC-MMC，适用于新能源与常规机组打捆送出、孤岛及城市供电等应用场景；送端电压源-受端电流源的模式则结合了电压源的支撑能力与电流源的大容量，代表拓扑如MMC-HCC，适用于沙戈荒大型风光基地孤岛外送场景。同样，混合输电也要面临直流故障穿越问题。
随着未来能源负荷场景不断变化，应充分发挥不同直流输电技术各自的优势，提升直流输电技术与场景的适应性。
2.3.2、技术经济性对比
为了更全面地评估拓扑应用可行性，本节从损耗、成本、电压容量3个维度对比了不同拓扑的技术经济性。其中，损耗核算范围为阀本体，电流源换流阀采用了国标结合不同换流原理进行计算，电压源综合了MMC文献[79-81]与VSC文献[82-83]所提方法进行计算。成本核算则主要包含了对应电压、容量下的电力电子器件、储能元件、耗能元件等成本，结果如表5所示。
损耗方面，由于CSC主要采用晶闸管类器件，其整晶圆结构具有较小导通压降，因而相较于VSC损耗水平更低；VSC中高压大容量场景下采用IGCT器件的MMC损耗较低。成本方面，以结构最简的LCC成本为最低，其他电流源换流阀均需引入额外元件造成成本不同程度的上升；电压源换流器成本方面，经济性更高的IGCT将会降低整阀的成本。
2.3.3、不同器件构成换流器拓扑的发展前景分析
采用半控型器件的输电技术，以LCC为代表，具有技术成熟、输电容量大、可靠性高、在运工程多的特点，尽管存在换相失败的问题，但依然是我国未来5—10年西电东送的主力军和基本盘。
基于晶闸管的改造技术，如CLCC、HLCC，通过辅助的换流器或利用全控型器件的可控性，提升LCC的可控性，实现有功、无功调节能力的提升，是高压大容量输电从半控型向全控型转变过程中的重要补充。
以IGBT和IGCT为核心元件的直流输电技术是全控型直流输电的代表。IGBT反并联二极管具有双向通流能力，适用于新能源并网、多端直流等场景下的电压源换流器。非对称IGCT同样可用于电压源换流器，且具有更低损耗与更强的耐浪涌能力，是未来大容量新能源基地远距离送出的有效技术路径。逆阻IGCT为单向导通双向阻断器件，适用于电流源换流器，因其具有可关断、容量大的特点，可工作在晶闸管模式和可控关断模式，适合高压大容量点对点直流输电，未来可逐步替代常规直流。
3、未来高压直流输电技术的挑战
随着新能源占比大幅提升以及多直流馈入带来的电网稳定性等问题，未来的高压直流输电技术将向着大容量、高韧性、低成本、灵活可控的方向发展。为适应上述直流输电技术需求，还需要从以下几个方面进行突破。
3.1、适应新场景的换流拓扑技术
未来高压直流输电面临的共性问题主要包括：1、送端新能源占比高、出力快速变化，导致送端电网电压、频率大幅波动；2、受端交流系统空心化、支撑能力弱；3、远距离输电场景下的直流架空线路故障率高。以上问题对换流器调节能力、支撑能力、故障耐受能力提出了更高的需求。
面向上述需求，对于电流源换流器拓扑，需要攻克以下技术挑战：1、桥臂器件直串技术。电流源换流器功率的快速调节需要器件直串且高速切换，而器件开关速度差异、控制链路延迟差异等因素会导致串联电压不均衡，现阶段的被动均压法作用效果有限，需要从器件-拓扑参数协同方向进一步攻克器件直串均压技术。2、换流器无功支撑技术。受限于电流源的相控工作原理，电流源在无功发出方面具有局限性，需要依靠外界交流场平衡无功，而交流无功场响应时间较慢，无法满足未来高压直流输电快速支撑作用。因此，需要进一步从交流阀侧拓扑层面提出快速响应的无功支撑方案，如挂载静态无功补偿装置的SLCC换流技术等。
针对电压源换流器拓扑，还需要攻克以下技术挑战：1、电流强过载拓扑技术。现阶段的电压源换流器桥臂过载能力较弱，在未来高比例新能源接入的场景下，短时的功率波动越限会使桥臂过流从而失去换流能力，未来需要发展具有短时耐受的拓扑结构；2、直流侧故障穿越技术。采用全桥子模块或混合子模块增加了换流器的成本和损耗，需要进一步从新子模块拓扑层面高效解决直流故障穿越问题；3、换流器瞬态过压抑制技术。当逆变交流侧发生严重故障，整流侧无法及时响应时，换流阀会出现严重的过压问题，需要从直流侧或交流侧提出具有暂态吸能的换流器拓扑以实现过电压抑制；4、高功率密度拓扑技术。现阶段的高压大容量电压源换流器桥臂仅由子模块构成，阀体功率密度低；随着换流器对交流系统无功支撑需求不断增加，换流器的体积会不断增大从而导致了功率密度进一步降低，未来需要发展器件与模块混合的高功率密度换流器拓扑结构。除了共性需求，未来高压直流输电还需满足一些特殊场景下的差异化技术需求，如海上直流输电的黑启动技术、孤岛送电的构网技术、大电网互联的宽频振荡抑制技术等。这些技术需求正引导换流器朝着定制化方向发展。
此外，由于未来器件会向更大容量、更低损耗、更高可靠性方向发展，当器件具有更高过载能力时，将会进一步释放换流器惯量支撑、一次调频、电压支撑的效能，支撑上文所述功能需求。
3.2、高压直流输电的控保技术
随着换流器从半控型逐步向全控型发展，对高压直流输电控保技术也提出了更为严苛的要求。不仅需要面对快速的电流、电压等关键参数变化，还需处理强交互耦合、强非线性问题，从而要求系统具备更高灵敏度的实时检测能力、更强的暂稳态控制能力、更快的故障检测定位与切除能力，使其在复杂电网和极端条件下也能实现高效的实时调整，以保证大规模直流输电系统在高应力环境下的稳定运行。
3.2.1、直流输电检测技术
未来直流输电检测面临的共性问题主要包括：1、面向大系统多样化传感需求而检测种类单一、检测结果未能完全同步；2、面向装备大容量快响应发展而检测装置本身的量程不足、精度不够、响应时间过长；3、面对器件集成化发展而检测模块体积大、功耗高。以上问题对系统-装备-器件多层级运行状态的准确、快速检测能力提出了更高的要求，其面临的主要技术挑战包括：
在系统层面，主要面临多样化、组网化、智能化的挑战：1、多状态广泛感知技术。电力系统中电、磁、热、力、光、声等多物理量多状态监测复杂，广泛感知输电系统运行状态较为困难，需要进一步开展多维物理量状态监测研究工作；2、海量传感器同步组网技术。目前多类型传感器之间尚未同步组网，多类传感器之间互耦关系尚未整体研究，需要进一步研究传感网络映射关系，实时研判系统运行状态，实现全系统的数字实时动态管理。
在装备层面，主要面临宽量程、高精度、快响应3个方面的挑战：1、应对大电流的宽量程检测技术。传统CT磁芯的磁饱和限制了其检测量程，而部分大量程传感器在小电流下检测精度较低，大量程和小电流高精度检测技术目前尚未成熟，需要进一步开发；2、复杂环境下高精度检测技术。部分应用场景电、磁、热场复杂，传感器需防止温度、磁场等因素干扰，如添加温漂补偿、磁屏蔽壳等实现自补偿与自校准，提高抗干扰能力，满足工程精度需求；3、应对快速响应的低延迟处理技术。传统电流互感器(currenttransformer，CT)、霍尔传感器等由于磁芯矫顽力影响限制了响应时间，未来需进一步优化磁芯材料或研究新型传感技术，满足µm级响应时间需求，实现故障期间暂态波形快速响应。
在器件层面，随着器件功能的拓展，实现器件自身的电流、电压、温度在线检测将大大提高器件的可靠性，但器件本身体积与功率有限，因此器件层面的状态监测主要面临小型化、低功耗化的挑战：1、微型传感器与集成技术。现有传感技术中传统CT的磁芯以及光CT的后端信号处理模块体积较大，无法进行集成化处理，需要进行新型检测技术研究如基于磁阻效应的微型电流传感器与基于感应电荷的微型电场传感器等；2、低功耗结构优化技术。部分闭环式传感器由于采用了反馈线圈，导致功耗较大，需进一步进行结构优化降低功耗并添加环境能量收集模块，实现器件自取能，即贴即用。
3.2.2、直流输电控制技术
高比例电力电子设备的接入，使得电网呈现弱同步支撑甚至无同步支撑状态，“强直弱交”特征凸显，未来直流输电控制面临的问题主要包括：1、在稳态运行时，直流输电系统控制需要与电网形态和电力电子设备构/跟网特性相适配，难以兼顾宽频振荡抑制、高频谐波抑制、动态特性提升等技术问题；2、在故障暂态运行时，直流输电系统控制要在确保换流站自身的安全穿越的同时，充分利用可控资源为电网和电力电子设备提供安全、快速、灵活的暂态支撑。
面向上述技术挑战，还需要进一步攻克如下关键技术：1、系统稳态支撑技术。电流源换流器稳态运行时主要采用跟网控制，对系统支撑性能较差，如何使电流源换流器展现出构网性能的运行控制技术亟待研究。电压源换流器稳态运行时可以根据电网形态和系统需要采用构网控制，主动提供电压和频率支撑，未来不同场景下提升电压频率支撑能力和动态特性的灵活构/跟网控制有待开发，如在新能源等无额外储能的高压直流输电系统下可采用电压构建/频率跟随的构网型拓展控制。2、宽频振荡抑制技术。采用跟网控制的电流源换流器存在弱网不稳定问题，在与交流电网构网型设备交互中面临严峻的次/超同步振荡风险，振荡机理和振荡抑制策略有待进一步研究；电压源换流器构网控制下存在强网不稳定问题，且在宽频带存在负阻尼，更易发生宽频振荡，系统控制策略、参数、电网运行方式有待进一步优化。3、系统故障穿越技术。电流源换流器换相失败问题频发，影响直流系统安稳运行并对交流系统产生功率冲击，功率半导体器件过流关断控制策略以及兼顾后续换相失败抑制和功率恢复的控制策略有待进一步研究。电压源换流器的电压源特性使其暂态过流问题十分突出，需要更灵活的限流策略应对故障穿越挑战。换流器故障穿越控制和弱/无同步支撑电网中的新能源设备故障穿越控制存在交互耦合，系统在保证自身安全穿越的同时，提供电压、频率、功率支撑的控制技术亟待突破。
3.2.3、直流输电保护技术
未来直流输电保护技术面临的问题主要包括：1、保护方案与控制策略交互耦合，故障响应呈现非线性且受控的特点；2、高比例电力电子化换流器的脆弱性使其耐受过流能力有限，加重了阀内故障的应对难度；3、新型电力系统具有低惯性、弱阻尼的网络特性，导致故障蔓延速度更快。以上问题对直流输电保护的“四性”提出更高的需求。
面向上述问题和需求，对于直流输电保护技术，需要攻克以下技术挑战：1、“控保协同”保护技术。“双高”直流电网加剧了故障特征的机理复杂性和离散非线性，换流器控制策略与故障特征深度耦合，原有保护方法的适用性受到严重挑战，需深度挖掘故障后控制阶段有效信息，并将其应用于保护方案构建，同时保护处理结果反过来作用于控制，二者交叉渗透，实现“控保协同”保护。2、阀内故障精准定位技术。传统阀内故障定位只能通过交直流侧出口电压、电流互感器获取故障特征量，而部分阀内故障所呈现的外特性相同，准确区分全部阀内故障存在困难，威胁换流阀安全稳定运行，随着大功率半导体器件的技术突破，IGCT、ETO等驱动集成封装型器件可以实现桥臂电流测量，需充分利用器件驱动性能，有效获取阀内故障信息，精准定位阀内故障。3、新型保护方案配置技术。传统单一保护通常无法兼顾保护“四性”，例如差动保护是在牺牲速动性的前提下确保灵敏性，而工程上采用主后备保护、三选二保护等配置方案来弥补上述缺陷，给保护的设计和实现带来了极大挑战，需深入剖析故障特征内在机理，协调多层级保护配置，在确保可靠性的同时简化配置冗余。
3.3、直流输电用全控型半导体器件
全控型大功率半导体器件需要进一步突破高电压、大电流、低损耗、强过载等系列关键技术。
3.3.1、高压大容量IGBT器件
IGBT是电压控制的全控型半导体器件，具有容量大、频率高、驱动功率小等特点。目前商业化IGBT最大容量已达到4.5kV/5kA，并研制出6.5kV/3kA器件样品，目前来看其参数已接近极限、进一步提升难度较大。
IGBT器件采用多颗高压芯片并联封装，进一步提升容量及可靠性面临较多的技术挑战：1、高压大电流芯片技术。IGBT芯片电压提升至6.5kV及以上时，芯片厚度和终端尺寸增大，导通压降大幅增加。提升芯片电流需增大芯片面积，导致芯片良率低、成本高。2、并联均流技术。芯片参数与寄生参数不均衡导致并联芯片稳态、瞬态电流不均衡，降低了器件安全工作区；并且电流不均衡情况下，无法直接通过增加芯片数量提升器件容量，并联均流技术成为制约器件容量提升的主要瓶颈。3、高频振荡抑制技术。并联IGBT芯片高速开关瞬态将会产生5~10MHz级别的高频振荡；同时，IGBT为双极型半导体器件，存在百MHz级别的本征等离子体抽取渡越时间(plasmaextractiontransittime，PETT)振荡，严重影响器件应用可靠性。④器件可靠性提升技术。多个大尺寸芯片并联封装，封装零部件数量大幅增加，焊接、键合、灌封等封装工艺更为复杂，长期运行条件下的电流、温度和机械应力均衡调控难度增大，IGBT器件可靠性提升技术挑战大。
3.3.2、高压大容量IGCT器件
IGCT是电流控制的全控型器件，具有容量大、损耗低、高可靠、强过载等特点。目前，商业化RB-IGCT最大容量已达到8.5kV/3kA，并已经研制出8.5kV/4kA器件样品。商业化AS-IGCT器件产品最大容量已经达到6.5kV/4kA，样品为4.5kV/6.25kA、6.5kV/5kA，并仍有较大的提升空间，预期3年内可达8.5kV/5kA。
提升IGCT容量的技术挑战主要在于：1）高压低漏电芯片技术。IGCT可在承受6.5~8.5kV耐压的同时保持低导通压降，但高压高温条件下的芯片漏电流大，导致器件结温超限。2）IGCT大电流关断技术。IGCT包含较多阴极梳条结构，芯片门极寄生参数和封装寄生参数作用下导致并联梳条关断不一致，容易导致电流关断能力不足。3）高导热封装技术。当前IGCT器件已经采用最简化的“三明治”压接封装结构，但封装热阻仍高于IGBT器件，仍有较大的提升空间。
3.3.3、ETO等其他高压大容量功率半导体器件
除IGCT外，衍生自晶闸管4层PNPN结构的双极性功率半导体器件还有发射极关断晶闸管(emitterturn-offthyristor，ETO)、集成发射极关断晶闸管(integratedemitterturn-offthyristor，IETO)、内部换流晶闸管(Integratedcommutedthyristor，ICT)等，该类型器件通过集成大量分立式MOS器件以实现强关断能力，减小器件体积和降低驱动功耗，同时保留晶闸管自身的大容量、低损耗优势。
目前该类型器件均停留在实验室样管研制阶段，ETO、IETO、ICT器件最大容量分别达到4.5kV/4kA、4.5kV/5kA和3.3kV/520A。对于该类型器件，还需要攻克如下共性技术难题：1、分立式MOS器件散热技术。由于在封装内部或功率路径放置大量分立式MOS元件，在器件运行期间会导致分立式元器件温升极高，存在过热失效风险。2、驱动逻辑控制策略。对于该类型器件，需要更复杂的驱动控制时序配合以充分发挥芯片性能，如何优化驱动控制策略成为亟待突破的难题。3、抗浪涌强过载技术。该类型器件通过在电流路径或封装内部集成分立式MOS以优化器件整体性能，这会严重降低器件在浪涌电流等极端工况下的可靠性，如何提升器件抗浪涌电流，成为影响器件自身可靠性的重要因素。
3.3.4、高压大容量碳化硅器件
碳化硅(SiC)是宽禁带半导体材料，碳化硅器件是第三代半导体器件的典型代表。基于SiC材料的功率半导体器件具有更高耐压、更高结温、更大电流以及更低的损耗。目前，国际上已经研制出最高15kV/10ASiCMOSFET、22kV/20ASiCGTO以及27kV/20A碳化硅IGBT芯片及封装样品。此外，15kV/40A的SiCIGBT器件已经应用于中压智能变电站样机研制，该变电站将电能由13.8kV电网传输到480V电网，开关器件数量大幅减少，功率密度显著提升。
目前，SiC技术已经成为国内外前沿技术竞争热点。但是，要突破万伏千安级SiC器件研制，尤其在提高电流容量方面，还需要攻克一系列关键技术，主要包括：1、低缺陷厚外延快速生长技术；2、高耐压高效率终端、低损耗有源区芯片设计与工艺技术；3、高压高温封装绝缘材料及工艺技术；4、万伏级SiC芯片并联封装的低感、低分布电容及电-热-力均衡调控技术；5、SiC材料、芯片、器件测试评估方法、标准体系。
4、结语
本文回顾高压直流输电技术的发展历程，深入分析不同HVDC技术的工作原理和技术优缺点，并探讨了未来直流输电技术需突破的关键技术，得到结论如下：
1、全控型功率半导体器件的发展推动直流输电技术向着全控方向发展。基于半控晶闸管的LCC技术虽然成熟可靠，但固有的换相失败问题限制了其在复杂场景中的应用。全控器件多了主动关断的控制维度，推动VSC、CLCC、HCC、CCSC等主动换流型换流器的兴起与发展，在解决换相失败的同时，提供了更灵活的功率调节能力和换流稳定性，是未来直流输电发展的趋势。
2、从换流器基本原理出发，电流源换流器具有天然的直流短路故障清除能力，尤其适用于大容量远距离架空线输电应用场景；电压源换流器具有潮流灵活可控、可提供频率和电压支撑能力等特点，适用于各种类型应用场景，但在需要清除直流短路故障的场景下成本较高。此外，在攻克高压逆阻型功率半导体器件高频开关技术后，电流源换流器也可以实现四象限运行，从而适用于各种类型应用场景。
3、面向未来新能源占比大幅提升、能源供给类型多样化以及能源基地分散化的需求特性，直流输电技术的发展需要兼顾大容量、高韧性、低成本、灵活可控等特性，因此还需要重点突破新型换流拓扑、精准快速控保以及全控型功率半导体器件等关键技术。
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