与高压交流输电网相比，高压直流输电线路中的有功功率损耗相对较低，并且没有无功功率损耗，这使高压直流输电网成为极具吸引力的远距离输电技术——对于快速发展的可再生能源发电来说具有特殊的意义。

尽管如此，混合式断路器的发展并不需要等待高压直流输电网的全面出现。目前，大多数输电方案为HVDC点对点连接，混合式断路器在线仍可发挥作用。除了功率转换，高压直流换流站同时还可以通过无功功率控制来提高交流网络稳定性。发生故障时，如果换流器能够迅速地与高压直流输电线路断开，那么换流站可以直接进入独立运行状态，作为静止同步补偿装置(STATCOM)，继续为交流网络的稳定性提供支持。

高压直流断路器的技术要求极高。由于此类线路的阻抗较低（意味着发生故障时的压降速率更快），因此开断电流所允许的时间比同等交流应用更短。短路故障通常必须在5毫秒内清除，否则连远在200km之外的换流站都会受其影响。在换流站中，直流电压至少要达到额定电压的80％才能保证其正常运行，因此故障必须在几毫秒内清除。

纯机械高压直流断路器断开一条线路只需要几十毫秒，但这对于可靠的高压直流输电网来说是远远不够。
 

但是，此类断路器可以用于消除故障电流等用途。机械断路器的其他弊端包括需要额外的组件来产生电流过零点，使电流停止流动。

基于半导体的高压直流断路器能够轻而易举地攻克开断速度的限制，但由于半导体始终位于电流路径中，因此会产生传导损耗，通常占换流站损耗的30%左右。

高压直流输电网如图1a所示，带有一个机械高压直流断路器和避雷器的电路（图1b），开断过程中的暂态响应如图1c所示。发生故障时，电流开始上升（上升速度取决于进线电抗器的电感量）。开关开断后，电流转向避雷器并开始降低。避雷器组中的故障电流形成一个反向电压，通过消耗高压直流电抗器和故障电流路径中储存的能量，降低并最终消除故障电流。

消除故障的总时长包括：

–电流在转换前的上升时间；

–线路断开后，电流下降的持续时间。

在高压直流断路器以及进线电抗器的设计和成本计算中，这两个时间段都是较为重要的考虑因素。

分断时间受制于保护功能的响应时间以及高压直流开关的动作时间。如果开断时间较长，则要求高压直流开关具有更高的最大电流开断能力，除此之外还会增加避雷器需要吸收的能量，从而导致高压直流断路器成本增加。因此，必须尽可能地缩短开断时间。在开断时间和最大电流开断能力既定的情况下，高压直流电抗器的电感量是唯一可调节的参数（决定着电流的上升速度）。反之，高压直流电抗器的大小也会受到高压直流输电网络系统的成本和稳定性等因素的限制。

允许故障排除时间将影响到所需的避雷器，同时极电压保护装置允许的故障清除时间也将影响避雷器以及极电压保护的要求电压水平。较短的故障排除时间意味着可以降低避雷器的耗散功率要求，但需要避雷器具备较高的电压水平，即要求更高的极间额定电压，由此增加了高压直流断路器的成本。

通过以下实例，我们可以对上述参数之间的关系有大致的了解。假设开断时间为2ms（基于半导体的高压直流开关可以实现），高压直流输电线路故障发生在高压直流开关场附近，那么在一个320kV的高压直流输电网（最大过电压为10%）中，对应于100mH高压直流电抗器的故障电流最大上升率为3.5kA/ms。如果给定的额定线路电流为2kA，则高压直流断路器所需的最低开断能力为9kA。