面向全电气化社会的中压直流 (MVDC) 电网
执行摘要
随着碳中和能源的大规模普及以及电力能源在工业驱动和满足消费需求中的日益应用，全球能源系统正经历一场革命。供暖、交通和材料加工等能源负荷正从化石燃料转向核能和可再生能源等碳中和发电。这个新世界可被视为"全电气化社会"——脱碳可持续能源满足全球能源需求，工业负荷、交通运输、商业及居民用电需求均通过电力技术实现。
全电气化社会将对电力系统产生深远影响。需新建输配电基础设施，将能源从发电地输送至用电端。随着数据中心、电动汽车充电等新型负荷的兴起，电力需求预计将激增。然而电网系统正面临拥堵与基础设施老化双重困境。更棘手的是，许多社区在安装分布式发电和储能设备的同时，却对新建大型电网基础设施持抵触态度。风能、太阳能等新型能源发电方式因其间歇性与低惯性特性，也显著增加了电网运行的复杂性。
历史上，电网基于交流电（AC）运行，因为直流电（DC）难以调节电压以适应长距离输电。然而如今，大多数电力负荷基于直流电，需要在消费点将交流电转换为直流电。同样，电池储能和太阳能光伏电池等新型电力来源也基于直流运行。
转换为直流电。同样，电池储能及太阳能光伏电池等新型电源也基于直流运行。在输电系统的高压端，直流化趋势同样显著。基于半导体的电压转换器问世后，实现了大功率直流电压转换，使直流母线得以用于高效长距离输电。这种技术还通过解耦不同交流电网段，简化了电力系统运行。
随着电力系统在高功率/高压传输端与低功率/低压端双重转向直流运行，业界正将目光投向中压层级的直流化运营模式。
本白皮书论证了中压直流（MVDC）技术能为电力系统运行带来诸多益处，包括：
▪更大的输电容量：同等规模的MVDC电网可承载约两倍于交流电网的电力，使其成为新建或升级能源输送走廊的理想选择。
▪直接支持分布式能源与负荷：MVDC互联可提升数据中心、电池储能、光伏电站及大功率电动汽车充电设施的运行效率，降低资本成本并增强可靠性。
▪主动网络管理：中压直流分段支持先进的电力控制与质量管理，其运行灵活性优于高压直流（HVDC）、低压直流（LVDC）及交流电网分段。
▪提升能源效率：中压直流电网的损耗低于交流电网。
▪材料与资源优化：与交流系统相比，MVDC所需铜材和钢材基础设施大幅减少，提升可持续性。
要实现中压直流电网的广泛应用，需要对运营实践进行重大调整，并克服若干技术障碍。目前中压直流电网成本高于交流电网——但随着技术普及及研发降低组件成本，这一局面有望改变。虽然部分现有交流基础设施可改造用于中压直流电网，但需谨慎操作，因直流电压可能改变该设施的老化特性。
直流电力技术市场潜力巨大，有预测指出全球直流配电技术市场规模将于2030年达到310亿美元。全球各区域均将实现快速增长，其中欧洲因各国政府对能源转型的承诺而增速略快。现有增长研究尚未区分中压直流与更广泛的"直流配电"范畴，但预计中压直流应用将占据需求主体。
本白皮书概述了中压直流技术如何助力向全电气化社会转型，以及其为电力系统运行带来的巨大效益。同时探讨了国际电工委员会（IEC）及相关利益方如何推动这些效益的实现。为此建议IEC及利益相关方采取以下措施：
▪加快推广中压直流电网技术的工作。此类工作应包括鼓励开展新的研发努力，以降低中压直流电网运行的技术挑战。电力系统运营商和监管机构还应努力提升其对中压直流技术的基本认知，包括该技术的优势与挑战。对中压直流技术及其优势与挑战的认知。
▪启动新的标准化活动。需认真更新现有标准以适应中压直流技术及系统集成需求，并制定针对中压直流技术与系统运行独特特性及组件的新标准。标准化工作的重点领域包括术语与通用要求、接地、中压直流系统保护、换流站、中压直流断路器以及电缆与设备绝缘要求。
▪组建专注于MVDC电网的技术委员会，以协调和统一IEC的MVDC标准化工作。MVDC电网与HVDC及交流电网存在显著差异。需要开展大量高度技术性的新标准化工作，涵盖多个IEC标准化项目，并解决现有MVDC标准工作中未协调的冲突。
鸣谢
本白皮书由项目团队编制完成，该团队代表多家机构，在IEC市场战略委员会（MSB）指导下开展工作。项目团队成员包括全球电力网络企业、标准组织及设备供应商的代表。项目发起人为韩国电力工程建设公司总裁兼首席执行官金泰均博士。项目管理由韩国电力公司蔡旭佑博士主导，项目协调工作由IEC市场战略委员会秘书彼得·兰克托负责。协调作者兼项目合作伙伴为N.OGEE咨询公司格伦·普拉特博士（邮箱：glenn@nogee.net）。
项目组成员（略）缩略语表（略）
第1章 背景与介绍
1.1背景
全球能源体系正经历一场惊人的转型，反映出世界正从煤炭、石油和天然气等传统化石燃料能源转向风能、太阳能和核能等可再生可持续能源。这一转型主要由多重因素驱动，包括降低温室气体排放的需求、寻求更廉价能源的探索，以及对传统能源供应不可持续性的担忧。或许更准确地说，这场变革是能源系统运作方式的全面转型——全球范围内能源的生产、输送、消费、交易等各个环节都在发生改变。
电力系统作为转型的重要组成部分，正深刻改变着发电、输配电及用电的各个环节。最显著的变化之一是大型集中式发电厂正逐步让位于分散式可再生能源发电设施，如太阳能发电站和风力涡轮机。传统电力系统基于单向电力流和相对少数的大型发电机组，而这种分散化则需要更灵活、适应性更强的电网基础设施。在未来的能源系统中，电力流很可能在电力系统的许多部分实现双向流动，发电将来自大量地理上分散的小型发电单元。
当电力系统在应对发电与输配方式变革的同时，能源消费的本质也在发生根本性转变：许多传统上由化石燃料供能的负荷正被"电气化"，这将带来更多挑战，并引发发电、输电和配电领域的巨大变革。
上述所有变化都发生在许多国家相当陈旧且/或已满负荷运行的电力系统之上。在众多发达国家，大部分电力系统基础设施建于20世纪，如今已接近设计寿命终点。但按当前改造速度，完全替换这些设施需耗时数百年[1]。
中压直流（MVDC）电网技术可助力应对诸多挑战。
1.2范围与定义
本白皮书聚焦中压直流技术在配电系统的应用——即承载电力从发电厂、储能设施输送至家庭、公共、工业及商业负荷的网络。文中"电力系统"均指配电系统，此类系统亦称"电网"。通过在此背景下引入MVDC技术，本文旨在强调其对未来全电力系统转型所能作出的潜在贡献。
尽管中压直流技术同样适用于铁路（通过铁路网电气化）和船舶领域（通过大型船舶电力分配）领域，但这些应用超出本文讨论范围。
本文面向广泛读者群体：从单纯关注电力系统变革趋势的普通读者，到负责制定并执行相关标准的机构——这些标准旨在促进中压直流等技术应用的同时，维持我们惯常的供电可靠性与性能水平。
随着电网转型与负荷电气化进程推进，中压直流技术有望为电力系统运营商面临的诸多挑战提供解决方案。本文是理解中压直流技术潜力并实现其效益的初步探索。技术研发、规范制定及标准确立无疑需要付出巨大努力。本文将全面探讨这三个议题，尤其关注其对国际电工委员会及其标准化工作的潜在影响。参与本报告撰写的项目团队成员涵盖公用事业公司、咨询机构、研究组织、电气设备制造商及标准化机构的代表。
本文是系列白皮书的一部分，旨在反思和分析新技术及全球产业变革。该系列旨在协助国际电工委员会（IEC）通过自身标准化工作和符合性评估服务，持续为解决电气技术领域的挑战作出贡献。本系列由IEC市场战略委员会（MSB）编制，其成员致力于识别IEC活动领域内的主要技术趋势和市场需求。该委员会制定战略以最大化核心市场的投入，并为IEC的技术与符合性评估工作确立优先级，从而提升委员会对创新型快速变化市场需求的响应能力。
1.3 结构
本白皮书第一部分为引言与背景介绍。
第二部分审视全球电力系统面临的重大转型及其带来的挑战。
第三部分阐述中压直流（MVDC）概念及未来电网形态。
第四部分详述MVDC技术，并将其运行机制与现有电网技术及实践进行对比。
第五部分剖析技术普及前需突破的障碍——从技术研发到标准制定。在阐明MVDC技术与电网运行基础后。
第六部分展示全球MVDC发展现状，重点推介若干领先项目。
第七章探讨这些进展对国际电工委员会（IEC）、其利益相关方及标准化工作的潜在影响。
第八章以多项建议作结，面向全球IEC及MVDC利益相关方提出行动指引。
第2章 全球电力系统的转型
随着能源转型的加速推进，全球电力系统的各个层面都将受到深刻影响。发电、输电、配电及用电领域正经历剧变，本节将对此进行深入剖析。
2.1全电气化社会的构想
能源是所有发展形式的核心，不同形式的能源标志着工业进步的不同阶段。煤炭推动了第一次工业革命；电力、天然气和石油驱动了第二次工业革命。下一次革命很可能与新能源技术的大规模应用相关，特别是可再生能源和核能发电，并利用这些以电力为基础的能源来驱动我们的工业并满足不断增长的消费能源需求。
过去两个半世纪，世界经历了前所未有的社会经济发展，但能源与工业体系对环境的累积影响已成为全球性关切。政府间气候变化专门委员会（IPCC）明确指出："人类活动导致大气、海洋和陆地变暖已毋庸置疑"，这种影响"正在全球每个区域改变许多极端天气和气候事件"[2]。
能源供应部门是全球温室气体排放的最大来源，IPCC强调："要稳定温室气体浓度……必须对能源供应体系进行根本性转型"[2]。
向以碳中和可持续能源为基础的世界转型，对应对这一根本性环境挑战至关重要。在这样的世界里，绝大多数能源很可能通过基于电能的技术进行生产、传输和使用。供暖、交通和材料加工等能源负荷将从碳排放型化石燃料转向碳中和来源的电力。这个世界可被视为"全电气化社会"：脱碳化的可持续能源发电将满足全球能源需求，工业负荷、交通运输、商业及民用能源需求均将通过电力技术实现。
2.1.1全电气化社会与电力系统
全球正稳步迈向全电气化社会：截至2023年底，全球太阳能光伏发电装机容量达1411吉瓦，其中仅2023年新增装机容量就达347吉瓦[3]。同样，全球风电装机容量达到1017吉瓦，2023年新增装机容量为114.5吉瓦[3]。
全电力社会将对全球电力系统产生巨大影响。风能和太阳能发电厂需建在风能和太阳能资源丰富的地区。在许多国家，这些地区往往远离电力负荷中心，因此需要建设庞大的输配电网络基础设施来支持长距离能源传输。尽管全球风能和太阳能发电的部署正在加速推进，配电资产尚未实现相应增长。这导致全球多地出现输电网络拥堵及风光发电输出受限的局面。
换言之，输配电基础设施的不足正制约着零碳发电厂的普及[4]。这是实现全电气化社会目标必须迅速应对的关键挑战。为此可能需要对现有电力资产进行重大升级，建设新的专用输电线路，以及/或（在电网拥堵情况下）部署大规模储能系统，以便将发电储存起来，待网络容量充足时再释放使用。
2.1.2非电力能源需求
尽管许多能源负荷（或终端使用技术）可直接由电能供应，但对于某些负荷而言，电力可能并非可行的能源来源。对于长途航空运输或高能耗材料制造等负荷，可能需要其他碳中和可持续能源。在这种情况下，可考虑间接利用碳中和能源。源自碳中和能源的电力可转化为更易用的化学能形式。这被称为电力到X（P2X）概念，即利用可再生能源产生的电力转化为动力燃料和清洁化学品（如绿色氢气、氨、合成烃类如甲烷、甲醇及合成天然气），或转化为热能等其他实用能源形式。
最终，作为电能的消费者，P2X能源需求仍属于"全电化"社会的范畴。P2X技术还能通过平衡供需关系，助力碳中和电网的运行。在发电短缺时，P2X工厂可暂停运行；当发电过剩时，能源可转化为氢气或其他合成燃料作为储能形式。当可再生能源发电不足时，这些燃料又能重新转化为电力。未来能源系统中预计将普及的P2X技术之一，便是通过电解制氢——将水分解为氢气，这种技术可将电力转化为氢能。
作为储能形式。当可再生能源发电不足时，这些燃料可重新转化为电力。未来能源系统中预计将广泛应用的P2X技术之一是电解制氢——通过直流电将水分解为氢氧分子。
全电气化社会的诸多关键特征将依赖直流电力技术：
▪太阳能等发电技术本质上基于直流技术。
▪电池及其他多数储能技术均采用直流电。
▪LED照明等直流设备，以及电动汽车、工业电解槽、数据中心、半导体制造厂等大型直流负载将日益普及。
2.2电力系统特性的转变
向全电力社会的转型将给电力系统运行带来重大变革与挑战，具体如下：
2.2.1间歇性可再生能源的整合
太阳能和风能等可再生能源在全球发电中的占比正快速提升。截至2023年底，全球可再生能源发电装机容量已突破3372吉瓦，其中太阳能和风能占年度新增装机容量的70%[3]。太阳能和风能发电的波动性与间歇性给电力系统运行带来重大挑战——从如何实时平衡供需（面对间歇性发电机输出时），到电力网络中快速变化的功率流向。
管理电力系统发电机组的间歇性将需要先进的预测技术、电网形成逆变器和实时能源管理系统来维持系统稳定性。在日益增长的不确定性中，储能系统对于管理可再生能源波动性、优化电网投资以及平衡发电与需求也至关重要。全球储能市场预计将从2023年的50吉瓦增长到2030年的500吉瓦以上[5]。
2.2.2分布式能源资源的普及
分布式光伏、社区微电网及用户侧储能电池等小型高度分散的发电设施正推动电力系统去中心化。截至2023年，全球已投入运行的微电网超过1200万个，在增强区域韧性的同时，也带来了反向功率流动和电压波动等运行复杂性[6]。分布式能源资源（DERs）的广泛应用需要升级配电网（及其管理系统），以应对双向电力流动、保障电压稳定性并有效整合本地化发电。
2.2.3能源需求激增
交通、供暖和工业流程向电气化转型将推动电力需求显著增长。2023年全球电动汽车销量突破1400万辆，同比增长35%，导致电网容量需求急剧攀升，亟需创新负荷管理技术来应对电动汽车充电对电网的影响[7]。电气化进程正显著增加电网负荷并改变用电模式。为满足新型能源需求并优化电网性能，亟需通过基础设施升级、车网互动（V2G）技术及智能充电系统等措施进行强化。
2.2.4负荷曲线变化
许多电力系统的净能源需求正发生显著变化：白天（太阳能发电机组满负荷运行时）净需求趋近于零已成常态，但傍晚时分随着太阳能发电量降至零，需求又会激增至极高水平。净需求还呈现出更"尖峰化"的趋势，即日间峰值需求与谷值需求的差值远大于以往。这些变化给电网运行和可靠性带来重大挑战，并可能降低电力基础设施资产的平均利用率[8]。
2.2.5对灵活性与韧性的需求日益增长
随着气候变化导致极端天气事件频发且愈发严重，电力系统必须增强抵御中断的能力。例如，自21世纪初以来，美国因天气导致的停电次数已增长三倍[9]。气候引发的极端天气事件要求电力系统具备更强的韧性，通过先进保护系统、地下电缆和模块化设计实现更快恢复。
2.2.6跨境能源整合
各国及地区间的互联项目正持续扩展，旨在增强能源安全、促进高效能源交易，并优化可再生能源利用与普及。欧洲北海风电枢纽[10]和东盟电网[11]等项目正是这一趋势的典型例证。区域互联需升级基础设施并统一互联标准，方能高效安全地管理跨境能源流动。
2.3电力系统运行优化
如前文所述，应对电力系统转型变革并确保能源平稳过渡，需对电网基础设施、商业模式、管理体系及运行技术进行全面升级或变革。
关键改进或变革可能包括：
▪先进的监测与控制系统。部署实时监测、自动化及基于人工智能的分析技术，以优化电网运行并预防故障。
▪大规模电网与分布式储能。电池及其他储能技术的整合对管理波动性、提供辅助服务及增强电网灵活性至关重要。
▪灵活模块化电网设计。采用可集成分散式能源系统并实现快速故障恢复的模块化电网架构。
▪容量升级与智能基础设施。通过扩建和加固输配电网络，结合智能电网技术，满足日益增长的需求并优化系统性能。
▪跨境协调机制。建立标准、协议及系统体系，促进区域间无缝能源贸易与互联互通。
▪精密电网管理系统。部署能源管理系统（EMS）、配电管理系统（DMS）及先进软件平台，高效协调复杂电网运行。
▪新型市场结构与定价机制。建立激励分散式发电、需求响应机制及消费者参与能源市场的机制体系。响应及消费者参与能源市场。
▪自适应控制与灵活管理策略。采用新型电网基础设施支持的快速响应机制，在系统波动性与复杂性加剧的背景下维持稳定性。
基于这些改进，直流电网因其相较传统交流系统的独特优势而备受关注，使其能够很好地满足现代电力网络不断变化的需求。
2.4直流电力系统的增长
直流电力电网是采用直流电传输电能的系统，区别于更普遍使用的交流电。
二十世纪初，直流电倡导者托马斯·爱迪生与交流电支持者尼古拉·特斯拉背书的乔治·威斯汀豪斯之间爆发了"电流之战"。尽管直流电在早期具有优势，但其长距离传输效率低下——因电压等级难以转换——限制了其实用性，迫使发电必须就近进行，最终阻碍了其广泛应用。而交流电则能高效长距离传输，交流感应电动机的发明更进一步推动了交流电的应用革命。由此，交流电在全球取得胜利，开启了当前集中式交流发电的时代。
近年来，直流电网因电力电子技术的进步而重新受到关注——这些技术解决了旧式直流系统的缺陷，同时直流输电在应对某些电网运营挑战时具有显著优势。
直流电力系统相较于交流电网具有显著优势：其效率普遍更高，能便捷接入可再生能源和电池储能系统（通常基于直流电）。此外，直流母线可在两个交流电网间实现解耦，消除频率与相位同步相关问题。此外，同等规格的直流输电线路相比交流线路可承载更高功率：在相同运行参数下，其输电能力至少可达交流线路的两倍[12]、[13]、[14]、[15]。这意味着通过采用直流运行模式，受限输电线路的容量可实现显著提升。
直流电力系统技术可实现第2.2节所述的诸多电网运行改进：
▪大多数储能技术本质上基于直流系统。
▪直流电力变换器的主动管理能力，可简化灵活模块化电网的设计实施。
▪直流系统可促进电网各分段间的互联互通。
▪直流基础设施能显著简化容量升级，如图2-1所示，其承载能力远超同等规模的交流基础设施。
图2-1 | 同等容量直流（左）与交流（右）输电系统铁塔尺寸对比[16]，[17]
2.4.1 HVDC vs MVDC vs LVDC
当今电网和电力系统中直流技术最广泛的应用是高压直流输电（HVDC）系统，其电压等级通常高于100千伏。这类HVDC系统主要用于长距离输电——要么因其效率高于交流输电方案，要么因高压交流（HVAC）系统会突破输电基础设施的物理极限。HVDC联络线可在两个可能异步运行的交流电网间实现能量传输。
在HVDC系统中，交流电通常在传输链路起点转换为直流电，并在链路终点重新转换为交流电接入更广泛的电网。新型多端HVDC传输系统可连接多个节点，既能整合多个交流系统，也能将多个可再生能源发电中心接入交流电网。
低压直流（LVDC）通常指低于1.5千伏的直流电压，但日本将750伏及以下电压定义为LVDC，美国则将1000伏及以下电压归为此类。低于60伏的直流电能显著降低电弧放电和触电风险。从LED照明、冰箱到家用空调的变频驱动电机，众多终端设备均采用低压直流供电。然而由于电网基于交流技术，这些设备需通过内部将低压交流电（LVAC）转换为LVDC才能运行。LVDC还应用于高功率领域，例如工作电压为400伏直流的大功率电动汽车充电桩；数据中心运营也正考虑采用类似直流电压方案[18]。
20世纪初，曾有基于低压直流（LVDC）的电网投入运行，但如今这类电网已极为罕见。历史上，直流电网普及受限于多重因素：缺乏统一标准、直流电器稀缺以及直流电压调节困难。如今这一局面正在改变：多数电器已适配直流供电，电力电子转换器使电压转换变得简单且成本低廉，基于直流的电源如电池和太阳能光伏系统正迅速普及。
鉴于直流电近期在效率上超越交流电，低压直流配电系统正重新受到关注。欧盟直流电网项目[19]等研究正致力于解决直流电网大规模应用前必须攻克的技术难题。
传统上，中压直流技术未被视为电力系统运行的一部分：它既无法解决高压直流技术所能应对的长距离电网挑战，也未能提供推动低压直流技术普及的终端使用效率优势。中压直流技术仅限于船舶系统和铁路应用领域。
如今，中压直流技术在电网中的应用备受关注，因其能缓解老旧配电系统的容量瓶颈，助力构建更可持续的电力基础设施[20]。基于直流的高功率发电机和储能设备正大量涌入电力系统，中压直流技术有助于应对基于逆变器资源的电力系统运行所面临的复杂挑战[21]。表1-1总结了高压直流与中压直流电力系统之间的若干关键差异。
电流/操作系统基金会1与开放直流联盟(ODCA)2正通过构建参与企业生态系统及制定技术指南[22]、[23]，积极推广配备分布式能源的低压直流供电系统。这些通过多个试点项目验证的指南旨在通过确保设备互操作性和安装安全性来补充IEC标准。虽然两种系统在电压范围和分散式电压下垂控制等方面具有共同技术特征，但在系统接地等其他方面存在差异，这反映了各组织所针对的不同应用场景。
中压直流电压尚未标准化。普遍认为中压直流始于1.5千伏以上电压，尽管IEEE标准建议以3.2千伏为起点[24]。中压直流向高压直流的过渡界定更为模糊：交流系统中压通常指1千伏至52千伏区间，而IEC当前正考虑将高压直流起点定义为100千伏以上[25]。
图2-2展示了一个完整的直流电网段示例，其运行范围涵盖高压直流至低压直流。低压直流作为终端消费设备及低功率应用的"安全电压"；中压直流用于更高功率等级及配电级互联；高压直流则用于长距离互联和大容量电力传输。
图2-2 | 采用不同电压等级应用的全直流电网段示例
2.4.2全直流电力系统？
关于整个电力系统最终是否将基于直流技术，存在显著分歧。一方面，鉴于大量新建发电设施将采用直流技术，且现代负荷多为直流负荷，加之本节前文所述直流技术的其他优势，电力系统向全直流网络演进似乎顺理成章。图2-3展示了此类网络的示例。
图2-3 | 全直流电力系统示意图，展示高压直流（HVDC）、中压直流（MVDC）和低压直流（LVDC）的独特运行模式
另一方面，当前电力系统完全基于交流技术构建，直流技术仍局限于电力系统的孤立环节。将整个系统（包括既有设备和运行实践）转型为直流系统是项艰巨任务，部分观点认为短期内难以实现。此外，全直流电力系统的运行仍面临重大技术挑战。
表1-1 | 直流输电技术比较（高压直流与中压直流）
尽管向直流电过渡的确切终点尚不明确，但其在电力系统中的应用几乎肯定会持续增长。高压直流技术已在长距离输电领域获得广泛认可和部署；下一阶段将涉及电网运营商知识的积累以及中压直流技术的更广泛应用。
第3章 中压直流电网
中压直流电网是一种先进配电系统，设计运行于中压范围（1.5千伏至100千伏）。该系统采用直流而非交流电，可无缝集成各类分布式能源。通过提升效率、灵活性和可靠性，它克服了传统交流配电网的固有局限。
更具体而言，作为电网运营的下一代解决方案，中压直流电网具备增强容量、高能效、优异电能质量、优化空间效率、先进控制能力及可适配网络配置等特性。这些优势共同使中压直流技术得以突破传统交流系统的局限。作为整合可再生能源、分布式能源及储能系统的枢纽，MVDC电网特别适用于城市与区域应用场景。其创新特性有望从根本上变革电网结构与运行模式，成为加速迈向全电气化社会的催化剂。
图3-1展示了融合MVDC技术及子系统的电力系统示例。
图3-1 | 采用中压直流技术与电网分段的电力系统示例
3.1中压直流电网的独特特性
中压直流电网在高压直流电网系统与低压直流应用之间占据独特地位。以下特征从技术、运行规模及应用重点三个维度，彰显了中压直流电网与高压直流及低压直流的差异性。
▪电网级聚焦。高压直流专攻长距离输电，低压直流侧重用户级设备与网络，而中压直流电网则强调线路、换流器、保护装置、控制机制及储能系统等多重电网组件的系统性集成。该类电网设计为协同运作的网络体系，满足中规模配电需求。
▪中压应用场景。中压直流电网运行于中压范围，填补了高压直流系统（适用于高压大容量输电）与低压直流系统（优化低压终端用户应用）之间的空白。该电压区间使中压直流在效率与可扩展性均至关重要的场景中表现卓越：城市电网、工业园区及区域性网络。
▪分布式能源支持。中压直流电网能在系统层面高效整合分布式能源资源——如储能系统、可再生能源发电及电动汽车基础设施。不同于高压直流侧重大容量输电或低压直流局限于单一设备运行，中压直流电网可实现多个分布式能源在更大电网网络中的协同运作。
▪主动网络管理。MVDC电网融合先进控制与实时管理能力，可优化功率流并动态响应负荷与发电波动。这种系统化方法赋予其更高运行灵活性，超越了HVDC和LVDC系统更具针对性的聚焦模式。
▪灵活可扩展的架构。MVDC电网采用模块化适配架构，支持城市电网、工业系统及混合交流/直流网络等多元应用场景。这种特性使其成为区域配电网络的理想选择——既满足高效运行与灵活调度的需求，又避免与高压直流输电（HVDC）的高压传输定位及低压直流（LVDC）的局部应用范围产生重叠。
▪节能降损。通过采用直流技术，中压直流电网既降低了交流配电的能量损耗，又提升了功率密度。这种特性弥补了高压直流在长距离输电和低压直流在局部配电中的效率优势，精准满足中规模应用的效能需求。
▪优化材料使用。同等容量下，中压直流电网所需的铜材与钢材基础设施远少于中压交流电网。
3.2中压直流电网的优势
中压直流电网为传统交流系统面临的诸多挑战提供了更高效、更灵活的解决方案。其在降低能量损耗、提升电网容量、整合可再生能源以及适应直流供电的负载方面具有显著价值。第3.2.6节至3.2.6节阐述了MVDC电网系统的主要优势。
3.2.1更优地整合可再生能源与直流负载
中压直流电网的重要优势之一在于其能够直接整合可再生能源（如太阳能和风能），同时兼容直流负载与储能设备。随着全球日益依赖可再生能源，能源转换与传输效率变得至关重要。当中压直流电网直接连接直流发电与直流负载时，能有效降低能量损耗，从而提升系统效率。
中压直流电网采用的电力转换器能更精准地调控功率流与电压，有望减少设备数量，从而缩减电网与可再生能源系统间互联基础设施所需的物理空间。
3.2.2解决配电走廊难题
随着城市人口增长和经济扩张，电力需求持续攀升。在许多城市，现有交流配电基础设施尚未适应需求增长便已不堪重负。中压直流电网在城市配电领域具有多重优势，尤其适用于新建输电线路空间受限的拥挤区域。
传统交流电网面临输电容量有限、新线路空间不足等挑战。同等规格铜导体的MVDC系统可承载至少两倍于MVAC系统的电力，从而将输电距离延长至2.4倍[26]。由此可大幅减少新建大型昂贵输电线路的需求。中压直流电网还能提升现有基础设施走廊（或地下电缆空间）的承载能力，为扩容配电网络提供经济高效的解决方案，无需对交流电网进行复杂昂贵的升级改造。
3.2.3降低输电损耗与扩大供电覆盖范围
MVDC最显著的特性在于相较交流系统能降低能量损耗——直流输电规避了交流固有的损耗问题。交流损耗随距离增加而扩大，通常需采用更大截面导体或增设变电站。
与交流系统相比，直流配电系统更能有效扩展城市供电范围，在相同电压降条件下覆盖更广区域。这在土地稀缺且昂贵的城市扩张中具有关键优势。随着城市发展，新建输电线路和变电站日益困难。直流配电网提供更灵活高效的解决方案，在扩大覆盖范围的同时最大限度减少新建昂贵基础设施的需求。
3.2.4连接不同电网并确保灵活性
与交流系统不同，中压直流电网采用非同步运行模式，无需匹配现有交流电网的相位与频率，从而简化了其与交流/直流系统的集成过程。
中压直流电网可通过直流-直流转换器直接对接低压直流和高压直流系统，省去中间交流电网的连接环节。这减少了转换阶段，提升了整体系统可靠性。中压直流电网还能连接不同类型的网络——包括本地可再生能源网络和孤岛电网——从而提高整体配电效率。
因此，中压直流电网在连接不同电网类型时具备更高灵活性，且无需复杂的同步操作。
3.2.5提升中压交流配电系统的电能质量
在某些情况下，中压直流系统可提升现有中压交流电网的电能质量与整体稳定性。其能有效隔离电压跌落、抑制谐波畸变并补偿无功功率问题。这些改进对医院、数据中心、半导体工厂及其他需要高度稳定可靠电源的敏感负载尤为重要。
中压直流系统还能为特定高功率交流负载提供定制化电源，满足其对可靠性与电能质量的严苛要求。通过全面的电能质量控制，中压直流电网确保敏感行业获得稳定优质的电力，实现最佳运行状态。
3.2.6提升基础设施可持续性
基于MVDC的电力系统因传输容量更大，所需原材料比交流系统更少。同等容量的直流电缆或线路所需铜材、铝材和钢材仅为交流电缆或线路的一半。类似地，直流电压转换设备使用的铜材和钢材远少于传统交流变压器：据估算，交流系统每千兆伏安（GVA）需消耗25,000吨材料，而直流系统仅需1,500吨[27]。
3.3MVDC系统市场
直流供电技术市场整体规模庞大：2023年全球直流配电技术市场价值约190亿美元，预计将以约8%的复合年增长率（CAGR）持续扩张，到2030年达到310亿美元[28]，[29]。这些预测表明全球所有市场都将实现增长，其中欧洲市场增速略快，这得益于欧洲各国政府对能源转型的承诺。尽管相关研究未将中压直流（MVDC）与更广泛的"直流配电"类别区分开来，但中压直流应用预计将占据该需求的重要份额。
多种市场因素将推动中压直流技术的商业化应用。国际大电网会议（CIGRE）对全球电力系统运营商的调查[30]显示，中压直流技术发展的主要驱动力包括：可再生能源并网规模扩大、交流电网互联、电动汽车及储能电池等新型直流负荷增长，以及高密度城市配电网的强化。
第3.3.1至3.3.3节将深入探讨这些应用的商业市场。
3.3.1兆瓦级负荷
随着电力系统向全电气化社会转型，兆瓦级负荷数量预计将显著增长。
3.3.1.1电动汽车充电
兆瓦级终端应用的关键范例之一是电动汽车充电。几乎所有主要卡车制造商都计划在未来几年推出电池电动卡车。长途运输对充电系统、能源供应和配套基础设施提出了重大挑战。
为解决这些问题，兆瓦级充电系统（MCS）正处于研发与标准化阶段。该系统最初设计支持1兆瓦充电功率，MCS最终将支持 最高3.75兆瓦功率，工作电压达1250伏[31]。MCS站点将主要部署于主干公路沿线。
3.75兆瓦，最高电压达1250伏[31]。MCS站点将主要部署于中央高速公路沿线。
在欧洲，预计到2030年电动卡车渗透率达到15%时，需在电力需求最高的地点为20个MCS充电桩提供高达12兆瓦的连接[32]。高速公路服务站可集中部署多个充电桩。这将形成重大新增网络负荷，中压直流电网或可助力应对。
相关市场应用还涉及将本地可再生能源发电与大功率电动汽车充电整合。受空间限制常建于高速公路附近的风力涡轮机和公用事业规模光伏系统，可通过MVDC直接为MCS充电站供电——既减少转换损耗又提升整体效率。
全球范围内，兆瓦级电动汽车充电基础设施预计将在未来十年快速扩张。仅欧盟就计划在2030年前安装2800个高速公路充电站点，预计总装机容量达7.5GW [33]。图3-2展示了欧洲各国兆瓦级卡车充电设施部署的进一步估算。
3.3.1.2电解槽
通过水电解制取氢气是氢能经济的重要支柱之一。电解过程能耗极高，需要大功率直流输入。电解槽可能同时在配电电压（MV）和高压（HV）规模运行。中压直流（MVDC）技术也可用于将电解槽直接连接至附近的可再生能源发电装置。
全球电解槽项目数量持续增长。仅2023年就宣布了600个项目，总装机容量达160吉瓦，年需求量增长近3%[34]。预计未来十年电解厂平均规模将从目前的数十兆瓦提升至数百兆瓦[34]。
3.3.1.3数据中心
数据中心作为主要能源消耗者，多数运行规模达兆瓦级。采用中压直流技术可消除多级交流-直流转换环节，通过减少转换损耗提升能源效率。该技术还能提高设备功率密度，在固定空间内实现更高功率承载能力，并缩减现场电缆尺寸。
当前众多数据中心正与大型可再生能源发电设施实现共址部署。与此同时，主要数据中心运营商承诺在同一电网内全天候采购零碳电力。中压直流技术特别适用于实现发电端与数据中心负载的直接连接。
图3-2 | 欧洲兆瓦级电动汽车充电设施普及预测 [33]
受人工智能（AI）崛起和云计算持续增长的推动，全球数据中心市场预计将快速扩张。仅在美国，数据中心能源需求就预计将翻倍以上，从2022年的17吉瓦增至2030年的35吉瓦[35]。2022年全球数据中心市场规模达1948.1亿美元，预计到2030年将以10.9%的复合年增长率持续扩张[36]。
3.3.2可再生能源发电
中压直流（MVDC）技术可用于构建高效的可再生能源收集电网，包括光伏系统。由于光伏组件输出本质为直流电，MVDC通过减少并网所需的直流-交流或交流-直流转换步骤，从而降低转换损耗，提升整体效率。采用直流供电并提升电压等级至中压（通过DC/DC转换器）还可降低传输损耗，实现更高效的长距离能量传输。通过消除基于变压器的交流系统在夜间产生的变压器损耗，进一步提升了传输效率。
如本文前文所述，MVDC还能在相同规模基础设施下实现更大输电容量，降低可再生能源发电设施的互联成本。
鉴于这些优势，中压直流技术在大型太阳能电站内部及电网互联领域的应用正日益受到关注[37]。2022年全球基于直流的公用事业规模光伏装机容量达584吉瓦，预计将以15%的复合年增长率迅猛增长，到2030年达到约1800吉瓦[3]。
MVDC技术对海上风电并网同样具有重要意义。全球公用事业规模海上风电装机容量预计未来十年将实现爆发式增长：2023年装机容量为945吉瓦，预计以6.6%的复合年增长率持续攀升，到2030年将达到约1480吉瓦。截至2023年末，海上风电装机容量为75吉瓦，预计将以28%的复合年增长率增长，到2030年将达到380吉瓦[38]。
如图 3-3 所示，中压直流技术甚至可能消除对海上转换站的需求，从而降低海上风电项目部署的成本和复杂性。
指示性电压水平基于现有交流风电场和拟议的直流设计。中压直流汇流装置需要配备直流发电风力涡轮机，或在每台涡轮机上安装交流-直流转换器。
3.3.3 电池储能
中压直流技术可直接应用于大型电池储能系统（BESS）项目。通过在中压层级直接连接储能设备，该技术能使BESS系统更高效地提供频率控制/管理及黑启动能力，且无需变压器等交流专用设备。中压直流还可实现电池储能与可再生能源发电机的直接耦合，相较传统交流连接方案具有效率优势。2023年全球公用事业级电池储能装机容量达26吉瓦，预计将以22.7%的复合年增长率持续扩张，到2030年将达到109吉瓦[7]。
图3-3 | 海上风电场的连接方案：(a) 中压交流汇流装置配合高压交流输电出口 –(b) 中压交流汇流装置配合高压交流输电出口 – (c) 中压直流汇流装置配合高压直流输电出口 – (d) 中压直流汇流装置与直流出口
第4章 中压直流技术与运行考量
中压直流的独特特性导致其电力系统在核心技术和运行方法上与交流系统存在显著差异。这些差异贯穿整个电力系统——从主要组件和系统设计到电力系统运行管理方法。以下章节将详细阐述最重要的考量因素。
4.1故障电流管理
故障电流管理（如短路和过载）是任何电网的关键任务。故障电流管理通常包括故障检测、故障隔离和故障后重构。检测与隔离旨在将故障支路与电力系统中未受影响的部分分离，而重构则用于最大限度地减少对邻近负载的供电中断。直流系统中的故障电流管理与交流系统存在显著差异，具体将在4.1节后续部分探讨。
4.1.1交流与直流故障管理的差异
中压直流（MVDC）电力主要通过交流/直流或直流/直流变流器输送，这类设备通常内置过流保护功能，防止电流超过变流器额定值的150%。该限制削弱了基于MVDC发电机的故障电流供给能力，导致远离发电机的电网区域故障检测难度增加。因此故障隔离更为困难。故障发生时，换流站可能为自我保护而停机，导致整个电力系统（而非仅故障区段）停电。另一种情况是换流站无法承受故障电流，造成严重损坏并引发长期停电。
在MVDC系统中，供电电压极性恒定，因此短路电流将呈指数级单调增长，仅受供电电压和短路故障电阻限制。与中压交流系统不同，中压直流网络中的系统电感不会限制峰值电流，仅影响短路电流的时间常数。因此直流系统的短路电流上升速率远高于交流系统。
由于直流供电系统提供无自然零交叉点的连续电流，故障电流会持续上升至峰值而不会出现零交叉，这使得电流中断或切换变得极其困难。在更高电压下，现有多数交流故障电流管理设备无法在所需故障水平下中断直流电流。
在高压直流系统中，时间控制比高压交流系统更为关键。在中压交流系统中，变压器和同步发电机等主设备可承受数十至数百毫秒（ms）的故障电流，其强度可达额定电流数十倍。相比之下，直流电力变流器中的半导体开关通常仅能承受不超过额定电流两倍的故障电流，且持续时间不足10毫秒。因此，中压直流系统必须在10毫秒内完成故障检测与隔离以保护变流器。
对于故障时间常数更短的中压直流电网，该要求可进一步缩短至几毫秒。
4.1.2故障电流检测
快速故障电流检测与故障点定位是中压直流系统面临的重大挑战。主要检测与定位方法包括：
▪交流网络保护。对于连接交流电网的中压直流系统，最简单的保护方法是通过交流断路器限制交流电网对故障电流的贡献。但该方法的主要缺陷在于交流断路器动作时间较长：中压交流断路器通常需要1-3个周期（16-60毫秒）才能隔离故障区段，这对于充分保护中压直流电力系统组件而言过于迟缓。
▪电流变化率保护：通过设定电流变化率阈值识别故障。该方法已通过实验验证。在多端中压直流系统中，增加电感可改变电网跨接点的电流变化率曲线，从而提高故障选择性。
▪差动保护与方向性保护：这些方法借鉴了中压交流系统的类似技术。方向性保护仅适用于相对简单的中压直流线路。由于中压直流系统中故障电流上升极快，实施差动保护需配备高精度快速电流传感器及可靠通信通道。
▪基于信号处理的方法：小波变换或短时傅里叶变换等技术可识别系统运行中的异常现象以指示故障。此类技术仍处于积极研究阶段，尚未投入商业应用。
4.1.3 故障电流切断
中压直流电力系统的保护可大致分为基于断路器的保护和无断路器保护。其他措施，如熔断器和爆破开关，也曾被提出用于中压直流系统；但总体而言，这些措施存在单次使用操作和难以设定可靠动作点等缺陷。
4.1.3.1中压直流断路器
如前所述，周期性电流零交叉对电流中断具有显著优势，机械式断路器可利用这些自然零点有效切断故障电流。
在数千伏以下电压等级，机械式断路器（如与交流断路器类似的塑壳断路器或空气断路器）可直接用于直流电流切断，无需附加组件。然而随着系统电压升高，纯机械式断路器因缺乏周期性零交叉点而难以中断直流电流。因此高压直流断路器必须采用不同机制来中断故障电流，这些机制通常涉及创造人工电流零点或利用电力电子技术管理中断过程。
高压直流断路器需满足以下技术要求才能有效切断高压直流电流：
▪创造人工电流零点以促进电流中断
▪消散电力系统中储存的能量以防止损坏。
▪处理开关过程中产生的过电压。
▪确保快速切断以最大限度降低故障电流影响。
实现这些目标需要比交流断路器更复杂的设计。总体而言，中压直流断路器基于三个独立子系统，如图4-1所示：
▪连续电流支路承担负载电流，除半导体断路器外均采用机械开关。在中压直流应用中，该支路通常基于单真空灭弧室。
▪电流换流支路采用预充电电容器、磁耦合换流模块或固态开关实现电流换流并建立分断电压。
▪能量吸收支路通常采用金属氧化物避雷器，在直流电流断开过程中吸收能量。
图4-1 | 典型中压直流断路器子系统
几乎所有提出的MVDC断路器技术均采用金属氧化物避雷器（MOSA）技术实现图4-1所示的能量吸收支路。与传统交流/直流系统中用于过电压保护的MOSA（其作用是抑制过电压并将直流电导入地）不同，MVDC断路器中的MOSA必须在故障电流切断后吸收来自电网的更高能量。会导致更高的热损耗。虽然传统MOSA在过电压保护领域的应用已相当成熟且标准化完善，但用于直流断路器的MOSA设计、选型及测试仍需深入研究，进而推动相关标准的制定。
4.1.3.2无断路器故障电流保护
采用故障阻断式变流器可避免对中压直流断路器的需求。配备直流故障穿越（DC FRT）功能的中压直流换流站能在数十毫秒内承受并清除故障，无需能量吸收或耗散支路即可实现快速故障隔离。
此类换流器通过阻断或限制故障电流从电源向故障点的传递，既保护换流器内部的半导体开关器件，也保障关联电网的安全。故障清除后，可通过空载隔离开关或机械式断路器隔离故障区段。
此类变流器在子模块层面需要额外的电力电子元件，导致成本增加和导通损耗增大。
4.2电压转换
MVDC 电力系统的一个关键组件是转换器，它可改变电压水平和/或在交流与直流之间进行切换。
4.2.1交流-直流电压转换
如图 4-2 所示，从交流到直流（或反之）的转换有多种选择。
对于 MVDC 应用，模块化多电平变流器 (MMC) 拓扑结构因其可扩展性、谐波处理和故障处理能力而备受关注。
图4-2 | 高功率电压源换流器系列
4.2.2 模块化多电平变流器模块化是MVDC网络直流电压转换的关键设计考量，尤其在应对单台变流器的电压扩展限制时。这些限制源于商用高压半导体的匮乏——多数半导体开关的额定电压通常低于6.5千伏。2001年问世的MMC被视为连接HVDC/MVDC电网与交流电网最适宜的电力电子变流器拓扑结构之一。其核心优势包括冗余性、低开关损耗及高电压输出能力。
MMC的基本设计是在变换器交流侧级联开关子模块。每个子模块在直流侧配备浮动电容器，从而能够集成直流电源和/或直流负载（如图4-3所示）。基于这些特性，利用MMC连接电池储能系统[39]和光伏电站[40]至电网的应用正日益受到关注。
4.2.3 直流-直流电压转换DC-DC转换器通常分为两大类：隔离式与非隔离式[41]。隔离式转换器通过中间交流变压器实现电隔离，保护转换器低压侧免受高压侧影响，其典型拓扑结构包括双有源桥（DAB）、DAB谐振式及模块化多电平DAB。隔离式DC-DC转换器采用直流-交流-直流转换序列，通常包含两级交流-直流转换。非隔离式DC-DC转换器无需功率变压器且使用较少半导体元件，因此比隔离式转换器更高效、体积更小、成本更低，但无法达到隔离式转换器的电压比。主要的隔离式拓扑结构包括降压-升压转换器和模块化多电平转换器。
隔离式DC-DC转换器及部分非隔离式DC-DC转换器具备固有的故障电流阻断（或限制）能力。设计直流母线网络保护方案时必须充分考虑此特性。
图4-3 | 模块化多电平变换器示意电路图（左），及模块化多电平变换器子模块示意图（右）
DAB拓扑被广泛视为隔离式MVDC变流器应用的首选方案，而MMC则适用于非隔离式MVDC变流器设计[41]。
4.2.4固态变压器
固态变压器（SST），又称电子电力变压器或电力电子变压器，是基于电力电子技术的电压转换装置。相较于传统的被动式低频交流变压器，它们能对电压转换过程的初级侧和次级侧实现更精确的控制与灵活调节。许多SST设计可实现功率与电压的调控（在交流电网中还可调控频率、无功功率及电能质量）。这种广泛的功能使SST成为未来电网的关键技术工具，该类电网将要求高效且可控的电力流[42]。
注释：MFT表示中频（MF）变压器，XC代表直流或交流电压（取决于SST设计）。
SST的输入或输出可对接交流或直流电力系统。其基本结构如图4-4所示：第一级电力电子装置将中压输入（交流或直流）转换为中频交流信号。中频变压器（MFT）提供电隔离功能，某些情况下还实现中压（MV）至低压（LV）的高压比转换。第二级将中频低压交流信号转换为所需的低压输出（交流或直流）。
图4-4 | SST通用结构示意图
SST存在多种拓扑结构，主要分为单隔离、模块化隔离和多端口隔离三类。每种设计在成本、效率、复杂度及谐波/电磁辐射方面均存在权衡取舍[42]。多数SST可兼容交流-交流、交流-直流、直流-交流或直流-直流转换模式。随着未来中压直流（MVDC）电力系统日益普及，SST正成为不可或缺的关键组件，尤其在可再生能源并网、数据中心供电及高功率电动汽车充电领域发挥重要作用。
4.2.5谐波滤波
如第2.4节所述，未来的电力系统很可能由交流电网和直流电网混合构成，并通过电力电子变流器作为两者之间的接口。图4-5展示了此类系统的示例。
混合交流-直流系统面临的关键挑战在于互联电力电子变流器的影响——其开关行为会向直流网络引入谐波电流。直流电网的动态特性——当不同直流资产接入或断开时阻抗分布持续演变——会加剧谐波扰动，可能引发谐振并危及系统稳定性与安全性[43]。尽管大量研究聚焦于抑制交流侧谐波，但针对直流侧电流谐波的专门控制策略却鲜少受到关注。模块化多电平变流器是应对这些谐波挑战的可行方案之一。
图4-5 | 带电压源换流器（VSC）互联的混合交流-直流电网
4.3接地
接地与电气保护是任何电力系统（包括中压直流系统）的关键安全考量。
接地的主要目的包括：
▪保障人身安全。
▪减少设备故障并最大限度缩短停机时间。
▪防止电气火灾和电弧事故。
▪减轻辐射和传导电磁干扰（EMI），并最大限度地减少电磁兼容性（EMC）问题。
针对低压系统，IEC 60364-1根据电源线路接地（系统接地）与用户侧电气设备外壳接地情况，将接地系统分为三类[44]：
▪TT接地系统：电源线路（系统接地）与设备导电外壳分别在独立接地点接地。
▪TN接地系统：设备导电外壳不独立接地，而是通过保护导体连接至电力线路的中性点。
▪IT接地系统：电力线路不接地，仅设备导电外壳接地。
设计MVDC接地系统时需考虑以下因素：
▪暂态过电压：接地方式影响故障期间暂态电压的幅值和持续时间，这直接决定电缆及其他设备的绝缘要求。
▪故障电流管理：高电阻接地能有效提升安全性，减轻设备应力并限制故障电流幅值。
▪腐蚀风险：接地设计应尽量减少金属电极长期暴露于漏电流的环境，尤其在TT系统中，其腐蚀风险更高。
▪系统应用：接地方式的选择取决于系统的运行优先级，如成本、安全性、电磁干扰考量及供电连续性。
通过仔细评估这些因素并参考表4-1所列接地指南，MVDC系统设计者可选择最优接地方法，在安全性、可靠性和效率之间取得平衡。
表4-1 | 各类接地系统选择指南[45]
4.4交流基础设施再利用
交流配电网络在过去100年间已实现全球范围内的扩展与发展，其基础设施投入高达数十亿美元。通过复用交流基础设施来构建中压直流（MVDC）电力系统，既能最大化现有基础设施的价值，又能大幅降低新建直流资产所需的成本与资源投入。
本节探讨各类交流基础设施资产类别在微型直流系统中的潜在改造应用。
4.4.1导线
导线特别适合从交流转换为直流。架空线和电缆在交流转直流过程中可提升传输容量。
S. Krahmer等研究表明，采用交流电缆传输直流电可使输电容量提升1.75倍[14]。另项研究中，A. Burstein等发现采用对称单极或双极配置的两根交流电缆，当直流电压达到交流峰值电压时，传输容量可提升至2.08倍[15]。与此同时，Schichler等人发现，将直流电压提升至10千伏/毫米绝缘值（该数值仍为高压直流电缆的一半），可构建出最大传输功率达比标准交流电缆系统（12/20千伏，240平方毫米）高出5.7倍[12]。
预测交流电缆能否改作直流使用及增容幅度需谨慎。尽管前述研究显示显著增容潜力，但最新研究表明中压直流电压可能加速交流电缆的老化进程——此问题将在第4.6节深入探讨。
4.4.2绝缘子
直流与交流中使用绝缘体的主要区别在于：电场分布取决于绝缘体的导电率而非介电常数。这带来几个值得注意的影响：首先，直流条件下绝缘体的漏电流比等效交流小几个数量级。其次，绝缘体内部的电场分布更为均匀，这可能导致直流条件下部分放电起始电压和闪络电压更高。
再次强调，预测交流绝缘子能否用于直流时需谨慎。最新研究表明，中压直流电压可能加速交流绝缘材料的老化，该问题将在第4.5节深入探讨。
4.4.3结构
通常情况下，中压交流电杆和铁塔可直接用于中压直流系统，无需增加间距或进行重大改造。横担和导线连接位置可能需要根据直流母线配置及导线数量进行调整。采用单极接地配置时，通过将三根交流有功导线减至两根直流有功导线，可获得额外的导线间距。
4.4.4开关设备、变压器与接地
如前文所述，与交流系统相比，直流中压系统的开关设备、变压器（或电压转换器）及接地装置具有诸多独特特性。因此，这些系统组件难以沿用交流设计方案，需采用专为直流中压系统设计的全新组件。
4.5直流应力下的老化特性
中压直流基础设施的老化机制可能与中压交流系统存在差异。交流系统因电压极性持续变化及相关电场应力作用，而直流系统则保持恒定极性，导致绝缘材料内部形成独特的电场分布与应力积累。这种根本差异可能影响电缆及相关基础设施的可靠性与长期性能。
例如，高压和中压电缆采用聚合物绝缘材料，其会受到电应力、热应力和环境应力的影响。这些应力导致电缆绝缘老化，影响其介电性能和机械性能，进而影响电缆的可靠性。早期研究表明，中压交流电缆的老化机制可能与中压直流电缆不同，绝缘材料在交流和直流环境下的行为存在差异[46]。
直流环境下老化特性的差异性体现于空间电荷积累现象。在此情况下，直流电压会促使绝缘层自身、邻近层或环境中的极性杂质在强电场作用下迁移，导致电缆内部机械与电气性能不均一，从而加速老化进程。最终，此类积累将加剧电应力并引发过早失效。
由于中压直流系统运行历史相对较短，其老化效应尚不明确。特别是电缆等基础设施在长期中压直流应力下的电气性能尚未得到充分研究。因此，必须对中压直流电缆及相关基础设施开展导电性评估、空间电荷测量及加速老化应力试验。
交流与直流系统的差异亦可能影响中压直流电缆附件（如终端器、接头器和绝缘子）的老化及/或可靠性。这些附件在交流与直流应用中的电场分布不同，导致绝缘材料承受不同程度应力，可能加速劣化。附件在直流条件下的热行为也可能偏离交流条件，进而影响老化过程。
在高压直流系统中，电缆附件通常作为完整预认证电缆系统的组成部分进行设计和测试。然而，这种集成化方法在中压系统中并不常见。中压应用中，附件往往需要独立认证或型式试验，其兼容性由行业标准决定。但目前尚缺乏支持此类兼容性并确保中压直流基础设施可靠性的相关标准。
国际大电网会议工作组B1.82（中压直流电缆系统要求）近期成立，旨在研究中压直流电缆系统的技术规范。该工作预计将涵盖材料选型，并明确直流系统专用材料及附件的应用场景。
4.6系统设计
系统设计的核心任务是将前文所述所有组件与技术整合为可靠且经济高效的中压直流系统。系统设计阶段的关键考量因素如下：
4.6.1电压
选择合适的中压直流系统电压等级，对系统整体效率、稳定性、安全性及可扩展性具有重大影响。电压需根据传输距离和负荷特性进行调整，是降低损耗的关键要素。电压选择是所有相关设备的基础，因此是系统设计中的关键决策点，应综合考虑以下因素：
▪传输距离与容量。更高电压可降低损耗并实现高效长距离传输，但需增强设备绝缘强度，导致设备体积增大、成本上升。
▪转换效率。电压转换过程中可能产生显著能量损耗，当输入输出电压差较大时，损耗通常会增加。
▪经济可行性。电压选择将显著影响直流配电系统中换流器与开关设备的尺寸、成本及复杂度，因此需综合考量换流器拓扑结构、保护策略与系统电压的选定。
▪交流基础设施再利用。为将现有交流基础设施改造用于中压直流配电网，选择合适的直流电压至关重要。理论上可采用约1.4倍交流电压作为直流电压，但必须同时考虑交流设备在直流运行下的老化及使用寿命问题，具体将在后续小节中阐述。
4.6.2网络配置与可靠性
网络配置是决定电力系统可靠性与运行效率的关键因素。通常情况下，在正常状态下采用多条互连配电馈线运行可同时提升可靠性与效率。但此举可能导致电力流向特定线路集中。因此，中压交流系统普遍采用放射状配置，并保持联络开关常开状态；当发生故障时，通过隔离故障区段并闭合联络开关，实现相邻区段的供电恢复。
相比之下，中压直流线路采用变流器，可实现灵活精确的功率流控制。由此，多条馈线可实现互联并持续运行。如图4-6所示，中压直流系统可采用多种网络配置，每种配置均影响电力系统的稳定性、灵活性及可扩展性。根据中压直流网络所需的可靠性水平，可采用全网状互联运行；当经济因素优先时，也可采用放射状配置：
▪放射状配置便于管理且传输路径清晰；但一旦发生故障，受影响路段的整个供电系统可能中断。
▪网状配置（包括环形结构）通过多路径供电实现更高可靠性。即使发生故障，仍可通过备用路径供电，显著提升供电可靠性。
▪混合配置：某些情况下可采用放射状与网状配置的组合方案。虽然成本较高，但在可扩展性和稳定性方面具有显著优势。
4.6.3线路配置
中压直流系统具有若干独特特性，其线路配置方式与交流系统截然不同。传统中压交流系统中，单回路由三根导线（或三根导线加中性线）构成三相传输。而在中压直流系统中，线路配置通常由两根导线（正负极）或两根导线加中性线构成。
如图4-7所示，中压直流线路配置可基于换流器拓扑、接地方案、导线数量等关键因素分为非对称单极型、对称单极型和双极型三类。
确定线路配置后，若采用多回路方案，需规划导线布置。例如：将现有双回路架空中压交流网络替换为中压直流系统时，可将上层导线设为正极（+），下层导线设为负极（–）。
图4-6 | 中压直流供电系统的替代网络配置方案
图4-7 | 母线直流系统线路配置
4.6.4与交流系统设计的交互
在负荷密集的城市区域或地区，中压交流配电线路通常配置为多回路系统。当仅部分回路转换为中压直流运行时，中压直流系统的接地可能与现有中压交流系统共用。在此类情况下，为中压直流系统单独建立接地可能存在困难；若中压直流系统采用非接地方式运行，正极（+）或负极（–）线路发生接地故障时，可能导致正常导体的电压升高，最终使整条线路无法运行。当中压直流系统产生的不平衡电流通过公共接地流入交流变压器时，可能导致变压器饱和，从而降低效率并造成波形畸变。在不平衡稳态条件下，互干扰影响较小。但在不平衡故障场景中，互干扰可能成为严重问题。可通过调整接地电阻降低故障电流，或确保交流与直流接地系统隔离来缓解此问题。
4.6.5保护协调
在中压直流电网中，大量负荷与可再生能源可能沿线路各节点互联。当线路发生故障时，系统设计必须确保故障段可被隔离，同时维持其余
各分段仍能正常供电。为确保仅切断最小必要分段，换流器、换流器保护断路器、线路断路器与负荷断路器之间的协调至关重要，详见图4-8。
主要采用两种保护协调方案：其一是采用传统中压直流换流器与超快断路器；其二是采用具备直流故障重合闸能力的换流器配合隔离开关。此外，当中压直流线路采用环形或网状结构设计时，为实现预期可靠性，必须通过断路器间的通信实现保护协调。
4.6.6电磁干扰管理
长距离MVDC输电可能产生显著电磁干扰，影响邻近通信网络及电子设备。因此，EMI防护措施与屏蔽设计对减轻此类影响至关重要。
4.7系统运行
MVDC电网运行需采用融合传统交流与直流配电网络的新模式。其运行常见要求包括：分布式能源的集成管理、故障检测与恢复、电压控制及能源优化——同时确保电网可靠运行。
图4-8 | 换流器与断路器间的保护协调
表4-2对比了传统交流配电系统与中压直流系统的配置及运行策略。如前所述，交流配电网通常采用放射状结构以提升可靠性，实现从集中式发电到终端用户的单向电力传输。其主要由变压器、开关等无源元件构成，运行重点在于电压调节、故障保护及恢复。
与传统交流系统不同，MVDC系统通过电力转换设备运行，并根据交流/直流配电网状态动态调整运行参数（如电压或功率）。
MVDC系统支持双向电力流动，需对交流与直流电网进行集成管理。高效分布式能源接入、直流转换控制、双向电力调节及电压管理同样至关重要。
传统交流电网通过过电流保护和继电保护协调应对故障，而中压直流系统必须同时检测交流段和直流段的故障并自动隔离故障。交流与直流系统之间的协调对恢复供电也至关重要。
由于中压直流电网可能同时包含交流与直流运行模式，且需主动管理功率与电压，其运行复杂度高于传统交流网络。如图4-9所示，中压直流电力系统的运行要求核心组件不仅作为互联设备，更需在更广泛的配电网中形成紧密协调的子网络。
表4-2 | 交流与直流中压电网运行特性对比
图4-9 | 直流配电线路及其保护装置与直流配电设备集成运行的概念
第5章 直流配电网推广的障碍
尽管前文阐述了直流输电技术的优势与机遇，但直流电网仍属新兴技术，全球应用案例相对有限。
要使直流电网数量显著增长并获得广泛认可，需解决若干挑战与问题，下文将对此进行探讨。
5.1技术挑战
5.1.1电化学腐蚀
腐蚀指金属通过电化学反应与其环境导致导致削弱结构耐久性，长期功能性损失，以及安全可靠性下降。由于直流系统中电流流动具有单向连续性，其电化学腐蚀风险远高于交流系统。例如，若1安培漏电流持续一年从铁金属流向大地，约有9千克原始金属将因锈蚀而流失[47]。
腐蚀可能导致结构损伤、电气系统故障（通过电气连接器的劣化）、安全隐患及维护成本增加。腐蚀由以下因素引起：
▪金属活性：金属因其自身活性及与周围环境的相互作用而自然氧化。活性较高的金属更易发生氧化（或腐蚀）。
▪电化学腐蚀：当两种不同金属相互接触并暴露于电解质（如水分）中时，会导致加速反应性较强的金属腐蚀。
▪直流极化腐蚀：直流电流通过金属时会加速腐蚀速率。导致中压直流输电系统腐蚀风险的因素包括：
▪接地设计不当或接地系统故障：可能导致直流配电系统内金属表面产生感应电流。感应电流会在金属结构间形成电位差，当存在电解质（如水分或含盐物质）时，将显著加速电化学腐蚀。
▪绝缘不足：直流电力系统内部的电气连接或设备若绝缘不充分，异种金属直接接触将引发电化学腐蚀，加速金属劣化。
▪环境条件：湿度、盐分、温度波动、化学物质暴露及其他环境因素是直流电力系统腐蚀的主要加速剂。尤其在海洋或高湿度环境中，腐蚀风险显著升高。可通过多种方法预防或降低腐蚀风险：
▪选用耐腐蚀金属材料，如不锈钢或铝合金。
▪通过选择相容的金属组合、异种金属间的绝缘处理，以及牺牲阳极的应用。
▪采用防护涂层如油漆、环氧树脂或镀锌处理。
▪采用施加阴极保护，向系统提供外部电流以抑制腐蚀。
▪精心设计绝缘与接地方案以防止电腐蚀。
▪通过物理设计控制环境条件，减少积水，并采用限制水或盐分侵入的方法。
5.1.2电弧
电弧是一种高温高压等离子体，温度约为6000-7000°C，可能导致人身伤害或电气火灾等危险情况。当断路器、开关或耦合器等电气设备在正常使用中导电条件下分离电气触点时，会产生电弧。
在交流电力系统中，电流零交叉点限制了断流时电弧的持续时间。但在直流中压电力系统中，故障情况下持续负载电流流动时，持续电弧放电极易转化为持续等离子体，显著增加火灾或设备故障风险。
中压直流电弧既可能出现在正常运行状态（中断负载电流或故障电流时），也可能因设备故障（导体间接触不良或导线绝缘损坏）引发。由导体接触不良导致的串联电弧可在正常负载水平下发生，极难检测，因而尤为危险。
降低中压直流系统电弧风险的措施包括：
▪采用合理设计以降低电弧形成风险：包括根据供电电压和负载功率定义电弧危险等级和安全操作范围。双重绝缘可增强绝缘系统性能，降低电弧蔓延风险。
▪维护检修规程降低电弧形成概率：包括定期检查、使用专用工具及规范断开操作。
▪实施检测技术与标准：在高压直流系统中早期识别电弧事故并防止其恶化。
▪谨慎选择和设计断路器及开关设备（需考虑第4.1节所述的MVDC运行特性）。
▪电弧分析：计算电力系统特定点位的预期电弧能量，并准备相应的防护设备和规程。
▪安装限制短路电流的装置。
5.1.3电流与电压检测
电流和电压 传感器是是中压直流电力系统中转换器控制和故障检测功能的关键组件。理想的电流传感器应能快速准确地测量和追踪故障电流。在中压直流系统中，其工作原理可能与交流系统存在差异。电流检测本身是技术挑战，且中压直流系统的故障电流不仅远大于交流系统，其上升速度也更快。
在传统中压交流电力系统中，电流互感器（CT）主要用于正常及暂态工况下的电流测量。鉴于CT在高故障电流下的带宽限制与饱和特性，其难以满足中压直流应用的电流检测需求。可能的替代方案电流检测，在MVDC应用中，可采用的电流检测方案包括分流电阻器、霍尔效应传感器和罗戈夫斯基线圈。
5.1.4交流故障穿越能力
电力系统运营商通常要求电力电子设备具备故障穿越能力，即在电网故障期间，转换器必须保持与电网的连接，并在瞬态事件期间及之后尝试维持电网电压和稳定性。
对于中压直流系统，交流故障穿越能力的要求通常需要中压直流变流器控制系统平衡变流器直流侧与交流侧的能量，使变流器充当能量缓冲器。实现此功能具有一定挑战性。图5-15-1展示了中压直流变电站发生电网故障的示例，此时输送至交流电网的有功功率突然下降。如下方所示，换流器交流侧与直流侧间将积累显著的能量不平衡，导致换流器两端电压大幅升高，可能引发过电压及跳闸。为实现故障穿越能力，必须避免跳闸，这使得中压直流换流器设计复杂化，尤其在长距离输电线路中更具挑战性（因线路长度增加会导致线路电感增大）。
5.2系统经济性
中压直流系统的经济性尚不明确。目前同等容量的中压直流系统前期成本通常高于中压交流系统。但中压直流可能带来其他间接经济优势：因占地面积更小而降低社会抵触、提升可持续性，以及长期降低成本并提升基于直流的增容发电与储能设施的安装效率。其他间接经济效益则源于中压直流基础设施赋予电力系统运行的更高控制灵活性。
初期成本较高的主要原因在于中压直流电力转换器中的半导体元件价格。未来中压直流技术的成本将高度依赖半导体器件的发展。随着技术成熟，此类器件预计将逐步降价。
在电力系统中部署直流输电技术面临的一个更普遍的经济问题是其技术尚不成熟且运行实践不足。第4节详述的许多技术和实践仍处于相对不发达阶段：行业对直流电力转换器和断路器的可用性及可靠性仍持谨慎态度。对于这些组件的维修成本和备件供应问题，同样存在类似顾虑[48]。
附录A包含了关于中压直流与中压交流部署经济性某一方面的案例研究。
5.3标准
鉴于设备种类繁多且系统运行复杂，中压直流电网的可靠经济设计与运行将高度依赖标准化。当前中压直流电网技术及运行实践缺乏统一标准与指南，第七章正是针对这一关键问题展开论述。
当系统直流侧发生故障时，同样存在类似情况，系统设计必须确保该故障无法传播至系统的交流侧。
(a) 电网故障导致输送至变换器交流侧的有功功率骤降至零，电压崩溃。
(b) 为恢复逆变器段直流侧与交流侧的平衡，变流器控制器提升直流电压以降低直流电流至零。
(c) 直流电流的变化率取决于逆变站直流电压与直流线路电感之间的差异。
(d) 在故障发生至电流降至零期间，直流与交流系统间的能量不平衡持续累积，导致电压升高施加于变流器两端。
(e) 逆变器控制器需要考虑逆变器两端可能出现的过电压，并尝试防止其发生，以确保故障穿越能力。
图5-1 | 母线直流变流器中的交流故障穿越过程
Pac：变流器向电网输送的功率。当连接点（PoC）发生故障时，由于电压降为零，功率随之降为零
Udc：母线电压。故障期间直流电流被控制为零，因此受直流母线电感影响，变流器侧母线电压上升
Idc：流经直流母线的直流电流
Pdc：通过直流母线传输的有功功率
Usm：变流器子模块间电压
第6章 全球中压直流项目
在中压直流技术应用于电力系统领域仍属相对新兴的概念。本节概述了已投入运行或正在开发中的各类项目。
迄今为止，中压直流技术在实际硬件部署中的应用可归纳如下：
6.1光伏太阳能电站
中压直流技术正被用于提升大型光伏电站的效率并降低其成本。
在多数大型太阳能电站中，光伏组串开路直流电压为1.5千伏，这标志着低压领域的上限。采用中压直流配电技术可大幅节省无源元件和电缆的材料消耗。
大型光伏电站采用中压直流技术的两种方案：
▪通过串联更多光伏组件提升直流串电压，
或
▪采用直流升压转换器提升电压。
DC POWER项目[37]是正在开发的3千伏光伏电站范例。该项目第一阶段采用增强绝缘的特殊光伏组件串联，构建3千伏串联系统，当电站处于低温环境（-20℃）时可实现3千伏最大电压。第二阶段增设中压直流-中压交流逆变器，将系统接入20千伏交流电网。该项目采用铁路行业商用直流接触器、隔离开关、连接器及电缆。
该项目采用铁路行业商用中压直流接触器、隔离开关、连接器及电缆。
文献[49]展示了采用低压串联系统配合直流升压转换器将系统电压提升至中压水平、向邻近变电站输电的光伏电站案例。该项目采用传统1.5千伏直流光伏串联系统，通过直流升压转换器将电压提升至20千伏直流。
6.1.1案例研究：法国OPHELIA项目
OPHELIA项目是一项开创性计划，旨在验证采用中压直流集电网络的线性光伏电站可行性[50]。该项目位于法国，主要技术目标是评估中压直流技术在传输线性（长而相对狭窄）光伏电站电力时的可扩展性与有效性。该项目由五家合作伙伴共同开发：法国罗讷河公司（CNR）、耐克森电气、施耐德电气、法国国家铁路公司（SNCF）及超电网研究所。
OPHELIA项目聚焦线性光伏部署，源于太阳能光伏安装所需的土地面积限制：光伏发电需占用大面积土地（负荷中心附近约每兆瓦峰值1公顷），而这类土地资源极为有限。长条形光伏电站为土地稀缺问题提供了解决方案，其能最大化利用已规划作他用的狭长地块及现有结构（堤坝、铁路沿线空间、道路、自行车道等），从而保留自然空间原貌。相关地块在维持原有功能的同时，电力生产成为附加活动。据估算，法国此类线性光伏部署的潜力达35吉瓦[51]。此类电站宽度可能仅数米，但长度可达数公里，峰值功率可达数十兆瓦（约1兆瓦峰值/公里）。光伏电站与可用交流电网变电站之间的距离可能达数十公里。
6.1.1.1OPHELIA架构
OPHELIA项目的试点阶段包含一座长900米、装机容量约1兆瓦峰值的太阳能发电厂。后续阶段计划建设长度约20公里、发电量达20兆瓦的发电厂。电气架构以一个直流-交流转换站为核心，辅以多个直流-直流转换站，如图6-1所示。试点项目包含三座直流-直流转换站，通过±5千伏直流的放射状中压直流网络互联。未来扩建目标电压将提升至±10千伏或更高。
6.1.1.2控制
OPHELIA微型直流电网电压由直流-交流转换器控制，该转换器同时调节与交流电网连接点的无功功率。直流-直流转换器确保光伏串联阵列的最大功率点跟踪，并可根据电网运营商要求限制有功功率。中央控制器负责启动/停止序列及转换器设定值管理，所有节点配置的隔离开关则支持电网快速重构。
6.1.1.3保护
OPHELIA针对多端径向MVDC电网及双向DC-AC转换器的保护图片
图6-1 | OPHELIA项目电气架构。黑色区域为试点项目，蓝色区域为未来扩展目标架构
当发生极间故障时，整个中压直流电网的回路电流[52]。这种高短路电流源于换流器和电缆的电容放电以及交流电网短路的贡献。
保护方案包含交流与直流断路器及直流熔断器。直流-交流换流站由交流断路器保护；每条中压直流馈线配备直流断路器，每台直流-直流换流器则采用直流熔断器保护。为检测采用高阻抗接地系统的直流电网中的极间接地故障，保护系统还需配备绝缘监测装置。
6.1.1.4实施情况
1兆瓦OPHELIA项目验证台架采用以下配置：
▪直流-交流转换站：由单向多电平800kVA变流器组成
▪3套直流-直流变流站，配备两级250千瓦直流固态变压器，效率达98.5%。
▪基于现有交流设备（采用无六氟化硫气体绝缘技术）的开关装置，用于隔离开关和接地开关功能，并配备新型开发的含被动元件的机电式断路器。
▪通过低功耗电压和电流传感器进行计量，具备高频带宽（高达30千赫）。
▪基于低功耗电压互感器输出的电压检测与指示系统。
▪定制10千伏直流电缆，安装于地下防水外壳内。
▪中压直流电网控制器。
OPHELIA项目计划于2025年中期投入运行。
6.2电动汽车充电
用于电动汽车快速充电的先进大功率充电器（功率范围500千瓦）通常采用低压交流供电，输入电压可达600伏。如第3.4节所述，为满足中重型商用车辆或多充电位充电园区的需求，提升供电功率需构建中压级别的更高电压配电基础设施。
在[53]文献中，针对拥有40个充电站、总功率需求达9.6兆瓦的大型电动汽车充电园区，采用中压直流（MVDC）配电方案具有显著优势。
总功率需求为9.6兆瓦的案例分析详见[53]。在40千伏直流（±20千伏）系统中，中压直流方案的功率损耗仅为同等22.9千伏交流系统的六分之一。
6.2.1案例研究：面向新一代城市交通的社区级直流充电基础设施
城市交通的快速电气化为配电系统带来新挑战，尤其在人口稠密的城市社区。本案例研究探讨中压直流（MVDC）基础设施 如何优化充电解决方案，以满足日益增长的电动移动设备和服务机器人生态系统需求。
城市交通正经历前所未有的变革。根据国际能源署（IEA）《全球电动汽车展望》[54]，交通电气化已超越传统电动汽车范畴，涵盖多样化的电动出行解决方案。根据IEC 63281-1标准定义，这些新一代城市出行解决方案包括：电动自行车、电动摩托车、货物配送用电动运输车、个人电动代步工具（如自平衡车和电动滑板车），以及自动服务机器人。所有这些设备通常采用24伏至96伏直流电源供电，可能占城市能源消耗的相当大比例，且充电需求集中在特定时间段。
以典型现代千户社区为例，保守估计显示：高峰时段需同时支持约200-300台电动交通工具（含个人电动代步车、电动自行车及电动摩托车）、20-30台社区物流货运电动运输车以及20-30台服务机器人的充电需求。传统交流配电网络在满足这些需求时面临显著效率损失，因为每台车载充电器通常需要进行交流-直流转换，而大量车辆的转换过程将造成巨大损耗[55]。
在社区层面实施中压直流电网，为解决交流充电方案的低效问题提供了有力方案。通过建立±10千伏直流专用的中低压直流骨干网，可更高效地向社区内战略性部署的充电枢纽输送电力。这些枢纽将采用直流-直流转换技术为各类车辆提供适配电压，省去交流系统固有的多级转换环节，从而提升端到端效率[56]。
社区级电动汽车充电采用直流方案的优势不仅限于效率提升。中压直流基础设施通过直接数字控制实现先进负载管理，可根据实时需求模式优化电力分配[56]。此功能在充电高峰期尤为关键——通常是居民返家需为个人电动交通工具充电的傍晚时段，以及货运电动交通工具完成每日配送路线的时段。中压直流系统能智能分配各充电点的电力，在维持稳定电压的同时避免电网过载。
中压直流（MVDC）架构还为本地可再生能源和储能系统提供了天然的集成点。社区建筑上的太阳能装置可直接向MVDC电网供电，而电池储能系统在省去额外电力转换环节后将更高效运行。这种集成支持电网韧性与可再生能源普及的宏观目标，契合国际能源署[54]指出的全球电气化趋势。
试点项目——如苏州吴江直流中压示范工程[56]——通过连接大规模分布式能源（6.21兆瓦光伏、2兆瓦时储能）与多样化负荷（10.51兆瓦直流负荷），展现了直流中压技术提升社区能源系统的潜力。
该应用场景实现了中压直流电网的"最后一公里"部署，有效衔接高压配电网络与终端用户设备。随着城市社区加速采用电动出行解决方案，此类充电基础设施专用中压直流电网有望成为现代城市建设的标准配置，在提升能源效率与用户便利性的同时，推动全电气化社会的转型进程。
6.3 船舶电力推进系统
柴油电动推进系统（通过柴油发电机驱动电动机）曾是20世纪船舶推进的主流技术。近年来，集成动力系统（IPS）正被广泛应用，其通过发电机与电池储能系统为推进系统及全船供电，为全电动船舶的研发开辟了道路。这种集成动力推进方案能提升灵活性与效率，并可缩小各类船舶的主机尺寸[57]。
传统IPS系统采用交流技术实现，电压范围从客运渡轮等小型船舶的690伏，到发电机容量超过20兆瓦的船舶（如集装箱船或大型军舰）的11千伏。基于交流技术的IPS方案存在缺陷：需配备笨重的变压器，电池储能系统集成复杂，且存在显著的电能质量问题。
为解决采用交流电力系统建造IPS船舶存在的问题，船舶工业自2018年起开始采用低压直流配电系统，现正向中压直流IPS电力系统转型。中压直流方案同样适用于满足海军舰艇对电磁武器、雷达等高功率脉冲负载日益增长的需求。
德国MVDC4S项目[58]是包含原型部件开发及可运行中压直流微电网的重大工程范例，其中还包含与中压交流替代方案的对比分析。图6-2展示了应用于船舶领域的中压直流微电网实例。
图6-2 | 船舶应用中的MVDC微电网示例
6.4铁路系统
当前全球最主流的轨道交通牵引供电系统包括750V、1.5kV和3kV直流系统，以及15kV或25kV交流系统。3-25kV直流范围内的MVDC正逐渐成为替代方案。
该系统适用于长距离、大容量铁路。其优势包括：简化车辆设计、降低投资成本、提升可靠性与模块化程度，并能更便捷地与交流电网集成[59]。MVDC铁路供电系统还能直接接入太阳能发电和电池储能系统等分布式可再生能源。此外，多余电力可售予电网或电动汽车充电站等终端用户，为铁路网络运营商开辟全新商业机遇。
中压直流铁路供电系统相较于中压交流系统的优劣势详见[59]。
第6节其余部分概述了全球现有的中压直流电力系统项目。
6.5 欧洲
欧洲的中压直流项目涵盖商业部署与研究试验，具体案例包括：
▪英国采用直流系统替代交流电网段的实践。详见下文案例研究：Flexible Power Link项目通过转向直流供电以优化电网运行。另一项目为Angle-DC项目[60]，于2016-2020年实施，通过利用现有交流系统的架空线与地下电缆，用中压直流线路替换了33千伏交流3公里线路。
▪法国OPHELIA项目采用±5千伏中压直流电网连接分布式光伏电站，具体详见上述案例研究。
▪德国亚琛工业大学柔性电网（FEN）研究园区的工作始于概念框架研究概念框架研究，现已成为涵盖中压直流变流器设计、电网控制及网络物理安全问题的重要技术验证平台。
▪苏格兰斯特拉斯克莱德大学电力网络示范中心（PNDC）研究计划；涵盖中压直流断路器、故障检测系统及动态电力路由研究[61]。
▪弗劳恩霍夫集成系统与器件技术研究所开展的中压直流变流器研究，涵盖从电力系统到船舶系统的应用领域[62]。
6.5.1案例研究：英国灵活电力连接项目
英国西南部西部电力分配公司实施的柔性电力连接（FPL）项目，是旨在提升电网灵活性、功率流控制及分布式发电并网能力的先进中压直流技术应用。
该项目隶属于西电公司"电网均衡计划"，旨在提升33千伏配电系统的电压稳定性并优化功率流。与传统交流增强方案不同，FPL通过并联式直流换流站建立两套原独立交流电网间的动态功率调节通道，实现主动管理。背靠背电压源换流器作为两交流电网间的可控接口，在不同电网工况下调节功率交换并确保系统稳定性。
系统配置如下：
▪位置：英国德文郡，位于汤顿与巴恩斯特普尔大供电点之间。
▪标称交流电压：每端33千伏。
▪直流母线电压：±27千伏（MVDC）。
▪额定功率传输：20兆瓦（双向传输能力）。
▪换流器类型：背靠背电压源换流器。
▪控制功能：有功功率传输、无功功率补偿及电压稳定。
▪短路贡献：与传统交流增容方案不同，不增加额外故障等级。
图6-3展示了FPL如何集成于英格兰西南部Western Power Distribution的33千伏电网。该设备安装于南莫尔顿与埃克布里奇33/11千伏变电站间的常开点（NOP）。南莫尔顿隶属巴恩斯特普尔33千伏电网，该区域分布式发电（尤其是风能与太阳能光伏）渗透率极高。相较之下，埃克布里奇连接的汤顿33kV电网则以需求驱动为主。通过连接这两个区域，FPL实现了从发电资源丰富的巴恩斯特普尔地区向汤顿供电的可控输出。该配置有助于缓解132/33kV主变电站的负荷压力，并增强延伸径向线路的电压支撑能力。该图清晰展示了FPL如何在特性迥异的电网间建立灵活可控的连接，实现电力流优化与系统稳定性保障。
图6-3 | 柔性电力连接系统集成单线图
6.5.1.1FPL的母线直流控制与保护策略
FPL的MVDC控制系统通过主动管理功率流来维持系统稳定性并最大化网络利用率。动态功率传输控制实现了双向能量交换，可在两个电网区域间进行实时平衡调节。通过链路两端的独立调节实现电压稳定，显著改善了局部电网状况。此外，无功功率管理通过降低电压波动确保平稳运行——这是大规模并网分布式发电的关键因素。
图片该系统采用快速动作直流断路器实现直流过流保护，可隔离故障并最大限度减少网络停机时间。持续绝缘监测系统能早期发现绝缘劣化现象，从而预防重大故障。金属氧化物避雷器（MOSA）提供瞬态过电压保护，有效抵御开关瞬变和雷击影响。模块化换流器设计支持选择性隔离故障段，在保障系统整体运行稳定性的同时显著提升容错能力。
6.5.1.2FPL的运行效益与经济影响
FPL系统的实施通过减少对变电站、变压器等昂贵交流电网强化的需求，有效推迟了基础设施投资。中压直流链路的双向特性增强了电网韧性，可在停电时实现动态电力路由切换。该功能确保了更可靠的电力供应，降低了大面积停电和系统故障风险。
该系统的另一优势在于提升可再生能源承载能力。通过高效平衡跨网络分布式发电，FPL确保风电场与太阳能电站的电力实现最优利用。中压直流输电还降低了整体能量损耗，从而节约运营成本。项目成果表明，基于中压直流的解决方案既能经济高效地应对电力约束，又能使配电网具备应对未来需求增长的适应性。
试运行阶段取得成功后，英国西部电力分配公司正计划在英国配电网受限区域更广泛地部署中压直流线路。从FPL项目中汲取的经验将为未来电网现代化计划提供宝贵参考，并强化中压直流技术在向脱碳电力系统转型中的关键作用。更多详情请参阅[63]。
6.6韩国
韩国开展了若干值得关注的MVDC研究、测试及示范项目，例如：
▪韩国电力公社（KEPCO）——该国唯一电力供应商——于2017年启动的MVDC研究工作。KEPCO将MVDC技术视为未来配电网的核心要素，因此启动了可行性评估项目。KEPCO的初步分析表明，MVDC仅在极少数情况下具有经济可行性。但近期对该结论进行了重新评估，相关结果详见附件A。在其他早期研究中，KEPCO通过实验确定了现有中压交流电缆和导体的最大适用直流电压，证实35千伏直流可应用于22.9千伏交流电缆。
▪韩国政府将MVDC技术视为未来配电网络的关键组成部分，已投入1.41亿美元用于中压直流相关研发。该项目正式命名为"交流/直流混合配电网络技术开发"，旨在研发中压直流技术并实现其与现有中压交流配电系统的混合运行模式。该项目汇聚了多元参与方，包括韩国电力公社（KEPCO）、政府资助的韩国电工技术研究院（KERI）、晓星重工、LS电气、现代重工电气等主要电力设备企业，以及首尔国立大学、汉阳大学等学术机构。
▪韩国电力公司目前正完成交流/直流混合配电系统的开发，计划于2025年底前在固长试验场启动测试。另计划于2027年前开展示范测试，将±20千伏中压直流系统接入现有22.9千伏中压交流配电线路，评估可再生能源的并网集成效果。
▪昌原韩国能源研究院正通过产业通商资源部"建立基于超高压直流输电设备的国际测试认证基础设施"项目，构建国际认证测试体系。该基础设施可通过调节直流测试电压，用于关键中压直流测试。
韩国还主持多项中压直流技术研发项目，包括：
▪开发2兆瓦级模块化换流站及多端换流站，实现中压直流与低压直流互联。该技术旨在确保电压与容量的可扩展性，使整个系统可采用相同模块配置。系统验证计划于2025年下半年启动。相关问题如目前正在探索换流站的控制与保护协调方案。同时推进高密度电压和频率变压器的研发，以及换流站上层通信所需的网关与网络安全技术。
▪正在开发基于±20kV、20MW多电平整流器（MMC）的换流站，并配套关键设备的测量、监测与诊断技术，该技术将应用于此试验平台项目。
其他工作包括研究混合交流与中压直流配电网的设计与分析技术，涵盖网络重构、电压控制、功率流计算及保护协调等领域。图6-4展示了韩国当前在中压直流技术应用方面的研究概况。
图 6-4 | 韩国政府资助的 MVDC 项目概述
6.7中国
中国突出的中压直流项目当属位于江苏东部苏州市的吴江项目[64]。该项目包含柔性直流换流站、分布式光伏、储能系统、电动汽车充电站以及工业、商业和居民直流负荷。该项目采用三种直流电压等级：±10千伏、±375伏及48伏。两台10兆瓦交流/直流变流器将10千伏交流电转换为±10千伏直流电，其中一台采用半桥子模块（HBSM）拓扑结构，另一台则采用混合模块化多电平变流器（HMMC）拓扑结构。±10千伏直流网络采用双端环网结构。
中国另一项关键工程是珠海大直流项目，详见下文案例研究。
6.7.1案例研究：中国珠海中压直流配电网
珠海中压直流配电网是中国首个中压直流配电系统示范项目。该±10千伏电网连接塘家变电站（20兆瓦）、吉山一变电站（10兆瓦）和吉山二变电站（10兆瓦），整合了新能源发电、储能系统、电动汽车充电设备以及交流/直流负荷，从而提升供电可靠性与质量。
该项目采用模块化多电平变流器、三级分层控制系统及混合式直流断路器提升系统性能。在塘家变电站的优化控制下，仿真结果显示网络损耗降低且电压质量提升。该系统支持灵活接入新能源发电、储能设备、电动汽车充电设施以及交流/直流负荷，为未来中压直流配电网的设计与实施提供了宝贵示范。
珠海中压直流配电网的核心设施包括：塘家变电站与吉山二变电站的半桥式磁控晶闸管（MMC）变流器，以及吉山一变电站的集成栅极换流晶闸管（IGCT）式交接式磁控晶闸管（ICC-MMC）变流器。这些换流器支持双向功率传输，并在直流故障期间实现故障阻断和系统恢复，确保故障条件下的稳定运行。
如图6-5所示，该系统采用±10kV伪双极配置运行，连接塘家（20MW）、吉山二（10MW）和吉山一（10MW）变电站。三端网络采用电压源换流器将10kV交流母线与±10kV直流母线连接。唐家变电站采用直流电压控制模式运行，吉山I、II变电站采用功率控制模式运行。系统还配备模块化直流变压器，为±375V和±110V低压直流微电网提供电压转换功能。
图6-5 | 珠海直流配电网拓扑结构
6.8美国
美国中压直流输电项目的主要案例包括：
▪36兆瓦鹰帕斯直流项目于2000年投运，连接得克萨斯州与墨西哥的输电网[65]。
▪2014年投运的200兆瓦麦基诺项目，作为密歇根州的电力流控制器[66]。
▪能源部BREAKERS计划（详见下文案例研究）。
美国本土MVDC电网研发项目清单详见[67]。
6.8.1 案例研究：美国能源部BREAKERS计划
美国能源部通过先进项目研究局能源计划（ARPA-e）下的BREAKERS项目，资助新型中压直流断路器技术研发[68]。BREAKERS是"构建可靠电子设备以安全实现千伏额定值"的缩写。该计划于2018年启动，首轮资助项目已取得显著进展。
BREAKERS计划的目标是开发出满足表6-1所示性能目标的新型断路器。这些目标是在ARPA-e对潜在中压直流断路器用户进行广泛调研后制定的，旨在识别关键技术缺口。
表6-1 | ARPA-e BREAKERS计划断路器性能目标
BREAKERS计划资助的具体项目包括：
▪EDISON：带浪涌保护的高效直流断路器（佐治亚理工学院）
▪ARC-SAFE：直流电力系统用加速响应半导体接触器及浪涌衰减装置（桑迪亚国家实验室）
▪超高效智能中压直流混合断路器（伊顿公司）
▪面向未来直流电网的T型模块化直流断路器（俄亥俄州立大学）
▪超快谐振直流断路器（马凯特大学）
▪网状中压直流电网用串联气体放电管断路器（通用电气全球研发中心）
▪基于无线耦合的微型直流系统谐振固态断路器（德雷克塞尔大学）
第7章中压直流电网标准化
鉴于本文所述的挑战与技术变革，标准将在中压直流电网的推广与运行中发挥关键作用。若标准未能跟上电力系统发生的巨大变革，将危及系统性能与可靠性。
总体而言，中压直流电力行业亟需统一的故障检测与隔离标准、绝缘规范以及保护协调相关的通信协议。同时需要制定基础性标准，明确术语体系，并解决电压等级等中压直流电力系统及技术相关的重要问题。解决这些问题既需要更新现有标准，也需要制定新的中压直流专用标准。
7.1现有标准
尽管鲜有标准明确针对中压直流电网问题，但许多现有标准及标准化工作仍与电力系统中应用中压直流技术相关。
IEC当前关于MVDC的工作主要集中在电压和绝缘等级方面。
直流电压等级
▪针对高压直流（HVDC）和中压直流（MVDC）电压等级，基于CIGRE TB684报告，IEC TC 115发布了IEC TS 63471:2023技术报告。
▪针对低压直流电压等级，IEC TC 8发布了IEC TR 63282:2024。
▪IEC TC 8还计划在新版IEC 60038标准中建立一项横向标准（IS），专门处理直流电压等级问题。
直流绝缘等级
▪IEC TC 99 JWG 13（与IEC TC 115的联合工作组）正在制定IEC 60071系列中关于高压直流绝缘配合的技术规范（TS）。
与此同时，2023年IEC输配电咨询委员会（ACTAD）启动了直流应用相关指南的制定工作，即IEC指南111-2《高压变电站电气设备——产品与系统标准通用建议——第2部分：直流（DC）》。
其他负责现有中压直流电网运行或技术相关标准的IEC委员会如下所列，具体标准详情见附录B。粗体项目标注的委员会或标准化工作正重点处理与直流电网或技术密切相关的问题。
▪TC 8 电力供应系统方面，包括术语、关键定义及电力系统特性
▪SC 8A 可再生能源发电的电网并网
▪SC 8B 分布式电力系统
▪TC 17 1.5kV及以上直流开关设备与控制装置
▪SC 17A 开关设备
▪SC 17C成套设备
▪TC 20 电力与控制电缆的设计、测试及最终建议
▪TC 22 电子功率转换和电子功率开关系统、设备及其组件
▪SC 22E 稳压电源
▪SC 22F 输配电系统用电力电子设备
▪SC 22H 不间断电源系统（UPS）
▪SC 23B 插头、插座和开关
▪SC 23E 家用断路器及类似设备
▪SC 23H 插头、插座和连接器，适用于工业及类似应用，以及电动车辆
▪TC 32熔断器
▪SC 32B熔断器，适用于不超过1.5千伏直流
▪TC 36 绝缘子
▪SC 36A绝缘套管
▪TC 37 浪涌保护装置
▪SC 37A 低压浪涌保护装置
▪TC 38 仪器变压器
▪TC 57 电力系统信息交换
▪TC 64 防触电保护
▪TC 73 短路电流
▪TC 81 避雷保护
▪TC 94 机电式和固态继电器
▪TC 95 测量继电器、保护设备及保护功能
▪TC 99 高压电力装置的绝缘配合与系统工程
▪TC 115 直流输电技术标准化
▪SC 121A 低压开关设备和控制装置
▪SC 121B 低压开关设备和控制装置组件
▪PC 127 发电厂和变电站的低压辅助电源系统
▪SyC LVDC 低压直流供电系统及电力接入用低压直流技术
表7-1探讨了如何将现有的IEC中压交流标准扩展至中压直流电网运行及技术问题。可见，中压交流标准虽可协助解决布局与接口问题，但不适用于中压直流保护、接地、开关及动态直流拓扑结构。
表7-1 | IEC中压交流标准向中压直流的扩展性
表7-2探讨了如何将现有的IEC高压直流标准扩展至中压直流电网运行及技术问题。可见，高压直流标准可支持中压直流组件（如换流器、绝缘材料和电缆）的设计、开发与集成，但尚未解决中压直流系统运行的独特方面，特别是拓扑结构、保护措施以及与交流电网和分布式能源资源的集成问题。
表7-2 | IEC高压直流标准向中压直流的可扩展性
除IEC外，其他与中压直流电力系统相关的标准化工作包括：
▪IEEE P2974《中低压（750伏至±50千伏）直流配电网系统调试指南》
▪IEEE P2892《中压（1.5千伏至35千伏）直流变压器推荐实践指南》
▪IEEE P2984《直流配电网中直流网络拓扑保护应用指南》
▪IEEE PC37.01，3200伏直流以上高压直流断路器标准
▪IEEE 400.5-2021，额定5千伏及以上直流屏蔽电力电缆系统高直流测试电压现场试验指南
▪IEEE PC37.30.7，额定电压超过1000伏直流的高压空气开关标准要求
▪中国国家标准 GB/T 38328-2019，电压源换流器高压直流输电系统用高压直流断路器通用技术条件
▪中国国家标准 NB/T 42107-2017，高压直流断路器
7.2所需新标准
虽然许多现有标准可扩展至涵盖中压直流电网运行与技术，但在某些领域其覆盖范围尚不足以应对中压直流的独特特性。具体而言，以下领域需要完善：
▪系统架构与规划：HVDC通常采用点对点或简单多端结构。MVDC需针对更复杂的多样化拓扑（放射状、环形、网状、混合型、密集分支型）提供指导，这些拓扑结构远超HVDC常规考虑范围
▪保护协调与故障管理：高压直流采用统一级别的区域性跳闸机制。中压直流则需要选择性、多级别的局部故障隔离，以确保电网其余部分正常运行
▪接地方式：HVDC通常采用固态接地或直接接地。MVDC需根据安全要求、网络拓扑及应用场景采用多种接地方案
▪多端运行：HVDC不支持中压直流系统所需的频繁重构或动态负荷服务
▪与交流系统交互：HVDC未设计用于频繁分散式交互。MVDC必须与交流馈线、分布式能源及微电网实现双向互联
鉴于诸多悬而未决的问题，需制定一系列新标准以推动中压直流技术在电网中的广泛应用。
下文列出了需要开展新标准化工作的广泛领域建议。
7.2.1术语与通用要求：需制定标准以界定中压直流术语及系统通用要求。
7.2.1.1系统与运行
鉴于MVDC作为电网运行中的新兴技术，需全面探讨以下议题：
▪电网工程流程
▪设计流程
▪系统功能要求与测试
▪运行性能评估
▪黑启动与重合闸程序及测试
▪数据交换模型
7.2.1.2接地与保护
▪故障电流耦合及直流输电系统运行中的保护
▪直流电网接地设计与保护协调
▪接地故障监测
▪保护继电器的设计、运行与测试
7.2.1.3安全
▪中压直流换流站网络安全
7.2.1.4变流器
▪变流器站控制和保护要求
▪电力转换器运行标准与维护程序
▪电网变流器设计与系统支持功能
▪变流器测试方法
▪大功率中压直流电动汽车充电桩设计与保护
▪电力变流器电磁兼容性问题
▪电力变流器通用信息模型（CIM）
7.2.1.5断路器
▪中压直流断路器设计与测试
▪断路器额定值，包括短路断流能力、合闸电流、断路时耗散能量等
▪中压直流断路器运行与维护规程
7.2.1.6开关设备
▪直流母线开关设备及控制器技术规范
▪直流母线过电压保护装置的设计与测试
7.2.1.7电缆
▪直流母线电缆设计与测试
▪直流母线电缆运行与维护规程
如上所述，要全面支持中压直流电网的广泛部署，可能需要制定一系列广泛的标准和指南。鉴于中压直流技术和设备运行具有独特性，且与交流电网运行存在重要差异，因此需要制定大量新标准。为此，可建议立即关注并近期重点推进若干领域，本节后续部分将对此进行概述。
7.3电压定义
在更新现有标准与制定新标准的过程中，如何定义中压直流电力系统及技术的运行电压成为首要难题。目前尚未形成公认的直流电压范围定义体系。如表7-3所示，不同组织和行业对电压的定义存在差异。
中压直流电压的定义可能需要根据具体应用场景和/或安全要求进行调整。例如，船舶应用中的MVDC电压范围可能与电网应用中的MVDC电压范围不同。
系统对称性或接地设计问题进一步复杂化了中压直流电压的定义。除IEC标准[73]外，表7-3所列电压均为直流母线正极(+)与负极(–)间的系统电压。但某些直流系统中，全系统电压发生于单极性与接地之间，而其他（对称）系统则将接地电位设在相间电压的中点。这可能导致部分设备仅额定承受线间-接地电压而非全系统电压。以下两个实例可说明此问题：
▪采用直流供电的铁路系统，其系统电压为3千伏，且单极接地于轨道时，额定电压为3.3千伏。所有设备均须按此数值进行额定设计。
▪某10千伏系统电压的MVDC电网配电系统采用对称设计，包含两条±5千伏支路。由此系统额定电压为12千伏，但每条支路中的部分设备仅需满足5千伏额定值。这种情况类似于当今HVDC系统中，部分换流站设备额定值低于整个系统的情况。
7.4设备额定值
由于与交流设备存在显著差异，需谨慎定义中压直流电网设备的额定值。例如，在确定中压直流换流器的额定电流时，其额定短路电流的峰值与持续时间会因换流器拓扑结构产生显著差异。这要求与中压直流换流器关联的开关设备必须应对广泛的短路电流持续时间和峰值范围。
表7-3 | 直流电压范围定义提案与现有标准综述
最终，微伏直流（MVDC）组件的设备额定值可能需要涵盖比交流组件多得多的特性。仅就短路额定值而言，可能的参数包括：
▪额定短时耐受电流（Ik）
▪额定峰值耐受电流（Ipd）
▪额定短路电流峰值持续时间（tpd）
▪额定短路电流持续时间（tkd）
▪额定焦耳积分值（Ej）
▪开关装置在闭合状态下承受短路波形所能承受的能量
7.5 绝缘等级
如本文所述，由于直流的恒定特性及腐蚀风险等问题，直流元件的绝缘要求与交流元件存在显著差异。
目前对中压直流设备规定的绝缘等级存在显著差异。例如，就额定直流耐受电压而言，IEEE 1709 标准[69]对船舶中压直流应用规定的绝缘等级，在相同额定电压下平均约比IEC 62271-5中规定的陆上MVDC应用高出1.6倍。同样地，在额定雷电冲击耐受电压方面，船舶应用的IEEE标准1709规定的海上直流输电绝缘等级，在相同额定电压下平均比IEC 62271-5标准中的陆上直流输电等级高出约1.2倍。上述绝缘规范差异可能源于海洋应用中更为严苛的环境条件，例如海风中的盐分存在，这要求采用更高绝缘等级以确保安全可靠性。这种特殊性使得制定规定具体绝缘等级的MVDC标准变得复杂。
随着更多关于不同运行环境下MVDC设备运行数据的积累，建立全面的MVDC绝缘等级分类体系和标准至关重要，以满足MVDC各类应用的多样化需求。
7.6固态变压器
固态变压器是电力系统中全新类别的设备。虽然其核心功能是作为变流器，但其服务范围更为广泛，包括能在交流和直流电力系统中运行。
目前尚无现行标准直接涵盖固态变压器的设计、测试、运行或互操作性。近期研究[75]基于现有标准衍生出系列合格性测试方案，以满足大规模太阳能光伏应用中MVDC固态变压器的需求。相关技术标准包括：
▪IEC 60076-3《高压变压器介电试验》
▪IEC 62109-1《光伏应用逆变器安全规范》
▪IEC 62501，高压直流阀门电气试验
▪IEC TS 62271-5《高压开关设备和控制装置 第5部分：直流开关设备和控制装置通用规范》
本项工作仅聚焦于大型太阳能光伏装置相关的太阳能开关设备。鉴于太阳能开关设备可能涉及的应用与服务范围广泛，未来仍需开展大量标准制定工作。
第8章 建议与结论
全球多数能源系统已启动脱碳转型进程，正转向零碳电力生产，并将传统化石燃料能源需求转化为电力运行模式。这场变革带来重大挑战，将影响能源系统的方方面面——从终端用户和监管机构到商业模式及基础技术。
电力系统是向"全电气化社会"转型的核心，也将受到最深远的影响，其发电、输配电及用电模式都将发生剧变。太阳能和风能发电，以及电动汽车等新型大负荷设备，正在重塑供需格局，迫使系统设计与运行模式革新。与此同时，当前许多电力系统已相当陈旧且/或处于满负荷运行状态。
尽管直流供电技术近几十年来已在高压直流输电系统中广泛应用，但业界日益认识到直流技术在中压配电领域同样具有重要作用。中压直流技术可提升系统整体效率，促进电池储能与可再生能源发电设备的集成，并更好地满足电动汽车充电桩、数据中心及工业电解槽等大容量负荷需求。该技术既能通过复用现有交流基础设施实现容量扩展，又在可持续性和公众接受度方面优于交流系统。
在中压直流技术应用于电力系统仍属新兴领域。其独特的电力传输特性要求在实现中压直流电网并安全接入更广泛电力系统时，需特别考量甚至采用全新技术方案。其中，中压直流电压转换、故障检测与电流隔离等功能的实现方式，可能与现有交流技术存在显著新技术，才能实现中压直流电网并安全接入更广泛的电力系统。尤其在电压转换、故障检测和电流中断方面，其实现方式可能与交流电力系统存在显著差异。同样，中压直流电力系统在防腐保护、材料老化和接地方面也需特别考量。
迄今全球多数直流电网部署仍处于试验、示范或研究阶段，其经济性尚未完全明晰。但随着换流器元件成本下降，以及商业模式开始体现直流输电的社会效益、环境效益和可持续性优势，预计直流输电成本将持续降低。
阻碍MVDC技术在电力系统广泛应用的最大障碍，是缺乏针对该技术及其实施的公开或专用标准。虽然众多标准具有相关性，但鲜有直接应对MVDC技术特有特征与挑战的规范——例如老化、接地、故障检测、电压转换、电流中断、防腐蚀保护及交流系统集成。现有标准必须更新扩展以体现这些差异。还需制定一系列新标准：界定中压直流运行参数与限值；指导电缆、换流器、断路器等专用设备的設計、测试与认证；涵盖中压直流独特的运行实践，尤其涉及保护协调与系统隔离领域。
8.1建议
鉴于中压直流技术及电网应用领域存在广泛机遇与挑战，现向国际电工委员会及其利益相关方提出以下建议：
8.1.1加速推广中压直流电网技术
中压直流电网具备显著优势——从提升输电容量、优化现代负荷与发电源的运行匹配，到降低环境影响。这些效益将惠及全社会，强化IEC及其利益相关方加速推广中压直流电网技术与系统运行的必要性。
部分中压直流技术及运行实践尚不成熟。降低中压直流硬件成本、提升系统经济性（从而加快普及速度）至关重要。IEC及相关利益方应共同推动实现这些目标所需的研发工作。
鉴于中压直流硬件及其应用尚不成熟，电力系统领域在直流系统与硬件组件的设计、安装、维护及检修方面经验有限——其中许多环节与交流系统存在显著差异。IEC应联合技术用户及系统运营商，加大力度提升对直流技术及系统运行的认知。
8.1.2启动新的标准化活动
需开展大量工作更新现有标准，以更好地反映中压直流技术及系统集成特性。同时必须制定新标准，针对中压直流技术的独特特性、组件及运行模式进行规范。
标准化工作的重点领域如下：
▪术语与通用要求，包括定义中压直流系统或组件的电压值——该值可能因中压直流应用场景而异
▪中压直流电网的设计、规划、运行与管理
▪换流站设计、测试、控制、保护及系统支持功能
▪中压直流开关设备及开关装置的额定值、设计与测试
▪电缆与设备绝缘要求
鉴于中压直流技术尚不成熟且迄今应用有限，这些标准的制定可能需要大量的研究和测试工作。
8.1.3组建专注于MVDC电网的技术委员会，以协调并统一MVDC标准化工作
中压直流电网是与高压直流输电网及低压直流终端用户系统截然不同的专用配电网络。其技术标准化工作本质上涉及远超系统层面协调的精细化任务，需要高度细化且极具实践性的专业技术能力。
鉴于工作复杂性与标准化活动广度，必须设立专属技术委员会。通过建立专注于中压直流电网的TC，IEC将组建具备深厚技术专长、专业工作组及灵活执行力的治理机构，从而制定出连贯、可操作且易于实施的标准。
中压直流电网规划、运行及技术的复杂性无法通过系统委员会（SyC）充分解决，因为国际标准的制定受限于ISO/IEC指令第1部分+IEC补充条款（2024版）中SO.7.2条款的条件性流程。系统委员会的设立旨在制定系统参考交付物（SRD），为标准在对应领域的使用与应用提供指导。而中压直流电网运行及技术的复杂性，显然超出了系统委员会通常所承担的广泛、跨领域且侧重协调的职责范围及其交付成果的定义。
中压直流技术在电力系统中的应用尚处于初期阶段，加之缺乏统一标准，导致早期制定的中压直流技术定义与规范草案存在相互冲突。解决这些矛盾并努力形成统一的定义与标准体系至关重要。所有从事MVDC指南与标准化工作的团队，均应努力确保与IEC内部及全球范围内其他类似工作的整合与协调。从IEC角度看，其他相关工作包括：
▪大电网研究委员会C6.31工作组（TB 793）、联合工作组C6/B4.37（TB 875）、工作组A3-40（TB 931）、工作组B1.82及工作组B4.91的工作
▪IEEE对MVDC技术的考量，特别是P2984《直流配电网中直流网络拓扑保护应用指南草案》
8.2 结论
全球电力系统正面临重大变革与挑战。尽管中压直流技术相对较新且行业尚处起步阶段，但它有望解决系统运营商面临的诸多难题，并促进向全电社会的平稳过渡。该技术为电力系统带来环境、经济及运行效益，IEC及相关利益方应共同推动其加速发展与部署。标准是释放这一潜力的关键。
中压直流技术的应用将影响所有IEC利益相关方：从系统运营商、设备制造商到测试实验室、服务提供商及电力系统终端用户。鉴于亟需制定涵盖中压直流技术、运行原理、互操作性及符合性测试的标准，IEC有机会在推动这项具有深远效益的新兴关键技术发展中发挥领导作用。
附录A 中压直流经济性案例研究
本附件通过数值分析比较了中压直流电缆与交流电缆部署方案的经济性。分析采用2025年价格基准，对比了中压直流段与交流替代方案的基础资本支出及维护成本，未考虑环境效益、运营效益、社会效益及其他附加价值。
为展示中压直流系统在现有配电网络中的实际应用，构建了三个假设场景。表A-1概述了三种场景并总结了经济分析结果。
本分析聚焦供电容量与供电距离。中压直流系统标称电压设定为±35千伏。在相同配电线路条件下，±35千伏中压直流系统的输电容量是同等中压交流系统的两倍。中压直流系统所需换流站的建设成本设定为10万美元/兆瓦。换流站年维护成本按建设成本的5%计算，其余配电线路年维护成本设定为建设成本的2.5%。电力采购采用系统边际价格（SMP）0.1美元/千瓦时。
表A-1 | MVDC经济模型方案
A.1配电海底电缆
第一种方案：将现有海底电缆转换为直流传输，以实现额外运行容量，避免新建电缆投资，如图A-1所示。
在此方案中，高容量22.9千伏交流配电线路的最大连续运行容量为15 MVA。因此，要接入30 MVA分布式发电机或负载需两条交流配电线路。但将系统转换为±35 kV直流后，容量可翻倍：单条直流线路即可承载30 MW新增发电或负载，从而节省投资。由于直流配电线路两端需配备整流器和逆变器，其效益随海底电缆段长度增加而提升。假设海底电缆建设成本约为264美元/公里。图A-2展示了不同海底电缆长度下交流与直流配电线路的投资成本对比。
基于初始投资成本，当海底电缆长度约为2.62公里时，中压直流（MVDC）技术相较于中压交流（MVAC）技术具有经济优势。若考察20年运营净现值（NPV），盈亏平衡电缆长度将增加至4.42公里，略逊于初期投资分析结果。此差异源于换流器设备的维护成本。
图A-1 | 海底电缆场景中的MVDC替代方案
图A-2 | 海底电缆MVDC经济性分析（左：初始投资；右：20年运营期净现值）
A.2长距离供电
第二种方案：如图A-3所示，用MVDC段替代长距离输电线路。
当负荷超过40 MVA或线路长度超过30公里时，韩国电力公社（KEPCO）规程要求采用154 kV输电系统供电，而非22.9 kV配电系统。此建议基于交流配电线路的供电容量与电压降考量。然而采用±35kV直流配电时，其容量与传输距离均可超越交流方案逾两倍。因此， 单条架空输电线路（约84.6万美元/公里）替换为两条架空直流配电线路（约10.7万美元/公里，不含换流器）具有成本优势。在±35千伏直流系统60兆瓦容量范围内，随着输电距离增加，微型高压直流系统相较于高压交流系统的成本效益日益显著。
如图A-4所示，基于初始投资成本，当电缆长度超过约21公里时，MVDC在经济性上优于HVAC。若考虑20年运营期净现值，盈亏平衡距离将增至约41公里。
图A-3 | 长距离输电线路采用母线直流（MVDC）替代方案
图A-4 | 基于初始投资（左）和20年运营净现值（右）的长距离配电经济性分析
A.3配电线路间的SOP连接
第三种情景：利用SOP互联解决负荷不平衡的投资规避方案。如图A-5所示，配电网络内的SOP互联方案可分为三类：配电线路间互联（D/L）、主变压器间互联（M.Tr）以及变电站间互联（S/S）。
经济分析假设SOP两端设施存在供需不平衡，并评估实施SOP的投资规避效益。
三种SOP并联方案的经济评估结果见表A-2。
如表A-2所示，采用配电线路间SOP中压直流（MVDC）互联时，当SOP容量为5 MVA（即供电需求不平衡在两连接配电线路的SOP容量为10 MVA时），SOP中压直流并网点必须距配电线路馈线端至少11公里，其成本效益才优于新建交流配电线路。若SOP容量提升至10 MVA，经济优势距离将延伸至22公里。因此在配电线路间实施SOP并网时，较小容量与更远的馈线端距离更具经济效益。
在主变压器间实施SOP中压直流并网时，表A-2显示当SOP容量≤40 MVA时，采用SOP中压直流方案比新建主变压器更具优势。同样地，在154千伏配电变电站间的SOP互联方案中，当容量≤30 MVA且变电站间距≤22公里时，SOP中压直流成为替代新建交流变电站的更可行方案。
图A-5 | 应用于SOP并网场景的MVDC系统
表A-2 | 配电网中SOP中压直流系统实施的经济性分析
附件B
与直流母线电压电力系统相关的IEC标准
下列标准涉及直流中压电力系统运行，可能需要更新以适应直流中压技术、运行、互操作性和测试要求。
参考文献（略）
白皮书英文原文请在IEC网站下载 <点击打开>
本站收录英文原文下载 <点击打开>
转自：公众号-韩帅的电气记事本
