目前国内外对于±800 kV特高压直流换流站有两种典型绝缘配合方案，分别见图1(方案A)和图2(方案B)。相关文献都曾对两种方案的差异和优缺点进行过对比分析^[1]，本文不再赘述。考虑到篇幅和控制保护资料有限，本文只对方案A进行普适性仿真分析，但其结果可为方案B的普适性研究提供参考。本文采用的方案A中避雷器具体参数由文献[6][10]的研究成果获得，见表1所示。

图  1  云南—广东±800 kV换流站单极避雷器配置方式

Figure 1.  Arrester Configuration of the 800 kV Pole in the ±800 kV Yunnan-Guangdong UHVDC Project

图  2  向家坝—上海±800 kV换流站单极避雷器配置方式

Figure 2.  Arrester Configuration of the 800 kV Pole in the ±800 kV Xiangjiaba—Shanghai UHVDC Project

国内已投运、在建和设计中的部分±800 kV特高压直流输电工程参数和换流站绝缘配合方案见表2所示，其中糯扎渡—广东在云南—广东±800 kV直流输电工程绝缘配合方案的基础上有微调，锦屏—苏南和哈密—郑州也在向家坝—上海±800 kV直流输电工程的基础上针对避雷器参数和绝缘裕度进行了调整，但整体避雷器布置方式一致，因此可以看作避雷器方案相同。

由表2可知，国内投运和在建的±800 kV直流输电工程输送距离由1 418 km到2 250 km、输送容量由5 000 MW到8 000 MW不等，基本覆盖了该电压等级的经济输送距离和经济输送容量。结合作者前期对糯扎渡—广东±800 kV直流工程参数和绝缘配合研究成果^[6-8,10]，本文设计并仿真分析输送距离和输送容量对换流站绝缘配合方案的影响，分析±800 kV换流站绝缘配合方案的普适性。

在相同输送容量下，输送距离的增加会影响线路的电压降，进而影响受端换流站最高过电压水平。但是一般在工程系统参数设计时会考虑该电压降对线路损耗的影响，即技术经济性比较，因此会根据输送距离的增加而增加导线的截面。表3给出了采用±800 kV直流输送5 000 MW功率时，三种典型输送距离下线路和换流变设计参数的变化，可以看出单纯输送距离的增加对送端换流变参数影响很小，而因线路参数的调整使得线路电压降差别也很小，故对受端换流变参数的影响也非常小。

为了研究输送容量对±800 kV换流站直流暂态过电压和绝缘配合的影响，假设±800 kV直流输送距离仍然为1 451 km，输送容量分别为6 400 MW和8 000 MW时设计相应的线路参数和换流变参数，分别见表4，表5和表6。输送容量为5 000 MW时的系统参数即为糯扎渡—广东±800 kV系统参数，这里不再列出。

考虑到换流站直流暂态过电压对其绝缘配合方案起决定性作用，本文通过仿真分析输送距离和输送容量变化对直流暂态过电压的影响来分析换流站绝缘配合方案的普适性，而不再分析换流站的雷电过电压。在进行换流站直流暂态过电压仿真分析中，两端交流系统可以根据潮流分布和系统短路容量等参数进行等值。直流输电线路和接地极线路采用PSCAD/EMTDC提供的频率相关(相位)模型。换流站的控制策略参考了CIGRE推荐的HVDC benchmark模型^[22]。对于换流站内部交直流场和阀厅设备，均根据实际设备的电气参数进行建模，但是忽略站内设备之间的连线长度和阻抗，并将换流阀当成理想开关来考虑，忽略开关损耗、开通时间和关断时间。换流站的直流保护策略参考云南—广东±800 kV直流工程^[23]。图3给出了基于PSCAD/EMTDC搭建的典型双极运行方式(Bipolar—BP)运行方式下直流暂态过电压仿真程序框图，在仿真计算中针对每一种故障均可以采用统计开关在一周波内计算20个不同的故障时刻点来求得避雷器的最大应力值。更加详细的仿真方法见文[6]和文[10]。

图  3  ±800 UHVDC双极运行方式下的PSCAD仿真模型框图

Figure 3.  The Model Scheme of MR Mode of the ±800 kV UHVDC Transmission Power System

为了分析输送距离的改变对换流站直流暂态过电压和绝缘配合影响，在上述仿真分析模型基础上和表3设计参数条件下，基于PSCAD/EMTDC仿真分析了换流站直流暂态过电压，仿真计算结果见表7。

由表7可知，各避雷器的最大应力和决定性故障事件差别不大，只有D、C1和C2型避雷器的决定性工况由原来的逆变侧闭锁旁通对未解锁变成了逆变侧失去交流电源。其原因主要为随着输送距离的增加，逆变侧闭锁故障下电压波在输电线路的折反射距离和时间发生了变化，因此与首末段电压叠加时间不同，即时间越长电压衰减越多，故过电压越小。因此输送距离增加后，对于D、C1和C2型避雷器，逆变侧闭锁旁通对未解锁故障时的过电压减小。而逆变侧失去交流电源故障事件中，过电压大小与交流侧无功设备容量有关，无功设备容量没有变化则相应的过电压变化也很小。因此此时决定性故障事件变为逆变侧失去交流电源。

上述分析表明，输送距离的增加对±800 kV换流站的过电压影响较小，在经济输送距离范围以内，±800 kV换流站输送相同容量电量时可以采用相同的绝缘配合方案A。

基于表4、表5和表6中针对1 451 km长度的±800 kV直流输电线路输送容量分别为5 000 MW、6 400 MW和8 000 MW情况下的系统参数设计，采用PSCAD/EMTDC电磁暂态仿真程序建模并仿真分析了换流站直流暂态过电压，仿真计算结果见表8。

由表8可知，随着输送容量(输送电流)的增加，高端YY换流变阀侧避雷器A2、阀避雷器V和中性母线避雷器E的应力增加。输送容量为6 400 MW时，V3型和E1H型避雷器应力超出设计要求；输送容量为8 000 MW时，A2、V2、V3、E1H和E2H型避雷器应力超出设计要求，但是超出数值均不多。

对于A2型避雷器，其决定性故障事件为逆变侧失去交流电源时，此时逆变侧交流滤波器和电容等储能元件对A2型避雷器的过电压影响最大，而随着输送容量的增加，交流滤波器元件需要成比例增加，因此A2型避雷器过电压也增加。但由表8可知，输送容量为8 000 MW时，A2型避雷器的最大电压为1 356 kV，略高于保护水平1 344 kV，此处可以通过略提升避雷器的保护水平在1 390 kV以下，即可保持该点设备绝缘水平不变。

对于V型避雷器，随着输送容量的增加，交流侧相间操作冲击故障事件下V2和V3型避雷器应力增加。其主要原因为：在上述设计条件下，换流变抽头需要更小才能满足更大的输送容量需求，则在交流侧保护水平(780 kV)不变的情况下传递到阀侧的电压更高，故V型避雷器电压更高。要保持此时阀避雷器绝缘水平不变，解决方法有：(1)通过增加V2和V3避雷器并联柱数与V1相同可以满足要求；(2)减小设备换流阀的操作冲击下的裕度系数，由15%降低至10%，则仍可保持此时换流阀的绝缘水平为454 kV。同时，因上述换流变参数是在假定的工程条件下设计的，实际工程换流变抽头设计可能会有差别。

对于中性母线避雷器，随着输送容量的增加，E1H型避雷器的电压和能量均超出设计要求，E2H型避雷器电压增加较小，且远在避雷器保护水平以内，但是吸收能量超出设计值较多。分析其原因主要为：随着输送电流的增加，在阀顶对地闪络、52点对地闪络和接地极线开路时，流经中性母线的电流均增加，因此避雷器吸收能量增加，同时输送电流的增加抬升了E1H型避雷器稳态运行电压。上述问题可以通过提升E1H型避雷器保护水平至269 kV/2 kA、增加E1H和E2H型避雷器的并联台数来解决，此时可以保证中性母线设备绝缘水平不变。

本文基于对输送距离和输送容量变化时的系统参数设计，通过采用PSCAD/EMTDC对±800 kV换流站直流暂态过电压进行了建模和仿真分析，在相同系统接线和控制保护策略下，研究了输送距离和输送容量对±800 kV换流站避雷器应力和绝缘配合方案的影响，分析了换流站绝缘配合方案的普适性，得出结论如下：

(1)通过对±800 kV直流输送5 000 MW容量时输送距离的变化对过电压与绝缘配合方案的仿真分析可知，输送距离的改变对过电压和避雷器应力影响很小。

(2)通过对±800 kV直流输送距离为1 451 km时输送容量的变化对过电压与绝缘配合方案影响的仿真分析可知，输送容量的增加对过电压和避雷器有一定的影响，主要体现在输送容量增加后±800 kV换流站的A2、V和E型避雷器应力增加。该变化主要由换流变参数的改变引起，同时输送电流增加后故障时避雷器吸收能量将增加。但是，此时通过增加避雷器并联台数或适当提高避雷器保护水平，±800 kV直流换流站在相同输送距离下，输送容量增加后换流站设备仍可以采用相同的绝缘水平。

综上所述，在±800 kV特高压直流输电工程的最大输送容量8 000 MW和经济输送距离2 500 km的范围以内，通过调整个别避雷器保护水平和并联台数，仍可以采用相同的设备绝缘水平，±800 kV换流站绝缘配合方案具有一定的普适性。同时，本文的分析方法也可以为其他电压等级的直流换流站绝缘配合方案普适性的研究提供参考。