背靠背工程
1 灵宝背靠背换流站（我国第一个联网背靠背直流输电工程）
灵宝背靠背高压直流输电BTB-HVDC(Back To Back-High V oltage Direct Current transmission)工程是直流设备国产化的试验示范工程，从成套设计和设备制造，以及系统调试完全自主完成。
工程额定直流功率360 MW，直流额定电压为±120kV，直流额定电流为3kA，功率可双向传输。
交流系统电压等级分别为华中侧220 kV、西北侧330 kV，换流站电气主接线如图1所示。
220 kV交流场包括：1组电抗器、2组HP3滤波器、3组HP12/24滤波器、2组并联电容器、进线1回、换流变压器支路1回。
330 kV交流场包括：1组电抗器、1组HP3滤波器、3组HP12/24滤波器、3组并联电容器、进线1回、换流变压器支路1回。
换流变压器采用单相三绕组形式，单台容量均为143.6 MV A,每侧的3台换流变压器通过外部连线实现Yy12、Yd11接线，和换流阀一起构成12脉动桥。
直流系统额定电压120 kV，两侧阀通过直流母线串接平波电抗器相连。
图1 灵宝换流站主接线
另外该工程在世界上首次实现了两侧换流阀分别采用光触法和电触发晶闸管阀，首次采用南瑞继保PCS9500和许继DPS2000这两套直流控制保护系统轮流进行的工作模式。
2 高岭背靠背换流站
高岭背靠背换流站实现了东北和华北两大电网之间的直流互联，工程2008年投入运行。
其主要作用是相互提供调峰容量和互为备用容量。
东北—华北背靠背现在规模为1500 MW，随着电网规模的扩大，远期规模为3000MW。
东北—华北背靠背工程站址选在高岭变电站，换流站与东北主网的电气联系比较薄弱。
工程接线方式具有2个独立的单元，每个单元输送750 MW功率，直流电压为±125 kV，直流电流为3 000 A，选用单相三绕组变压器每台变压器容量为300 MVA。
背靠背工程东北侧4回500 kV交流线路，分别为沙河营变电所2回，绥中电厂两台800MW发电机组通过2回500kV交流线路接入换流站。
华北侧2回500 kV交流线路接入500 kV姜家营变电所。
其输电线路模型如图2所示。
图2 高岭背靠背直流输电系统模型
3 中俄500kV直流背靠背联网跨国输电线路
中俄500kV跨国输电线路目前是中国从境外购电电压等级最高的跨国输电线路，是黑龙江电力公司及黑河地区电网继110kV布黑线（布拉戈维申斯克至黑河一次变）、220kV布爱线（布拉戈维申斯克至爱辉变）后的第3条跨国输电线路。
中俄500kV跨国输电线路黑龙江大跨越工程，从俄罗斯侧1号塔至中国侧4号塔止，档距分别为501m、1276m和568m，全部采用耐张杆塔设计。
跨江塔为俄方2号塔和中方3号塔。
中方施工从黑龙江主航道国境线至4号塔，回长1351m，由黑龙江省送变电工程公司承建。
跨江段导线为AC500/336型钢芯铝、绞线，双分裂水平排列，水平线距600mm，架空地线为24芯OPGW20型复合光缆。
黑龙江大跨越工程由俄方提供设计方案，并向中方提供光缆和导线以及部分金具，中方侧的导线绝缘子和金具等，由东北电力设计院负责设计，采用国产材料。
中俄500kV跨国输电线路工程计划于2011年投产送电，届时，俄罗斯远东电网将向黑龙江电网送电，年供电量将达43亿kW。
换流站容量750MW，额定直流电压为：±125kV，额定直流电流为3kA。
工程安装6+1台换流变压器，交流滤波器20组，容量1000MW，500kV主变压器１台360MW，220kV出线至黑河一次变２回，通过与俄方相接的１回500kV线路接入，中方侧线路亘长10.774km。
其电气主接线如图3所示。
中俄背靠背直流系统主接线
另外该工程充分应用国内直流输电技术国产化的成果，成套设计、工程设计、设备制造和现场施工调试均实现全部自主实施，主设备国产化率达100％，同时在中俄500kV交流线路上全部采用国产线路保护产品，为国产设备打入俄罗斯市场奠定了基础。
背靠背直流输电优点
背靠背直流输电工程是指没有直流输电线路的直流输电工程，其整流和逆变通常均布置在一个站内，从而实现两个交流网络的互联。
背靠背直流控制系统与远距离HVDC输电控制系统基本相同。
由于直流控制系统大多采用分层递阶控制模式，各换流端采用各自的控制模式，通过上层中央控制系统进行协调。
长距离直流系统整流端和逆变端距离较远，存在通信延时，因此上层控制系统对响应反应相对缓慢。
背靠背直流系统整流端和逆变端距离很近，甚至可设置在相同站址，不存在远距离通信时延和故障的问题。
因此，背靠背直流系统两端换流器可以通过上层控制系统快速协调，使其具有优良的协调控制能力。
背靠背直流输电系统对实现非同步联网具有以下优点：
a由于没有直流输电线路，可以选择较低的直流侧电压(绝缘费用可降低)，较小的平波电抗值，一般可省去直流滤波器，从而可降低换流站的造价，通常可比常规换流站的低15%~20%。
b背靠背直流输电工程因直流侧电压低，整流器和逆变器装设在一个阀厅内，换流站的设备相应减少，造价相对较低。
c由于整流器和逆变器装设在同一站址，两端换流站控制系统不存在远距离通信问题，能够简化控制保护系统，比一般直流系统故障几率低，控制系统响应速度更迅速。
d利用直流输送功率的可控性，可以实现互联电网之间电能的经济调度。
e利用直流输送功率的快速控制特性对电网进行频率控制或阻尼电网的功率振荡，提高电网运行的安全稳定性。
f由于整流器和逆变器装设在同一站址，损耗小(直流电阻小)，在运行中可以降低直流电压、增加直流电流进行无功功率控制和交流电压控制，提高电网电压稳定性。
g采用背靠背直流系统联网不增加互联电网的短路容量。
h由于背靠背直流系统直流电压较低，有利于换流站设备的模块化设计，可以降低换流站的造价，提高工程运行可靠性。
滇西北背靠背直流工程
参考：滇西北直流背靠背工程研究[J]. 陈义宣,王兴刚,孙鹏,等.南方电网技术,2010,4(增刊1).
滇西北地区小水电云集，距主网电气距离远，动态稳定问题突出。
文章对直流背靠背工程在滇西电网应用的可行性进行初步研究，针对滇西北电网存在的问题，提出剑川直流背靠背方案，从动态稳定性、滇西水电外送能力、剑川直流背靠背故障对电网影响、投资回收年限等进行分析，结果表明剑川背靠背方案具有较好的技术经济性，可为云南电网的输电规划提供新的思路和依据。
直流背靠背方案
文章通过分析计算得出，“十二五”期间，随着500kV建塘、太安、黄坪、永昌、吕合等输变电工程建成投产，以及金中—广西直流外送通道的建成，滇西北网架大大加强，送出水平得到较大提高。
但怒江的福贡、兰坪片区和迪庆维西片区稳定性仍较差，大量富余电力无法送出。
因此，考虑把怒江福贡、兰坪片区和迪庆维西片区电网通过直流背靠背与云南主网联接。
其接入系统方案为：将换流站建在剑川，建设2个背靠背换流单元，每个单元采用双极三线制直流系统。
整流侧交流母线由福贡变电站、兰坪变电站、维西变电站的220 kV 交流线路馈入，逆变侧交流母线由黄坪变电站220 kV 交流线路馈入。
超导在直流背靠背工程中的应用
1超导直流电缆在背靠背系统中的应用
背靠背系统中的直流电缆通流量大，可以发挥超导材料的优势，超导也起到一定的节能作用。
背靠背工程中直流线路也有一定的长度，不过一般不会太长，最多也为公里级，现有的技术条件实现非常容易，可靠性非常高。
建设超导背靠背直流输电系统，研究超导直流电缆的工作特性，积累超导直流电缆的运行经验肯定会推动我国超导直流电缆及超导应用技术的发展。
2 超导直流电缆与平波电抗器
灵宝背靠背系统中应用PKDFP-120-3000-120 平波电抗器；高岭背靠背直流输变电工程共有500kV换流变13台，平波电抗器5台，电抗器120mH；中俄背靠背系统中换流阀正、负极各接一台平波电抗器。
设计超导直流电缆，我们设想可以增加绕向角加大电感来起到一部分平波电抗器的作用。
