对于户外直流场，相同运行条件下，由于直流的静电吸尘及雨闪等效应，相同电压下直流积污要远严重于交流积污，相同的积污水平下直流污闪电压要低于交流。因此，在同一环境条件下，直流设备的外绝缘要求高于常规交流设备。此外，随着直流电压的提高，特别是对于±1 100 kV电压等级，设备的外绝缘要求相较于常规±800 kV直流设备已明显提高，极大地增加了设备研发和制造难度，导致了设备投资成本剧增。

对于国内已建直流工程，在极线设备外绝缘不受限制、设备制造能力满足的条件下，一般大多选择户外直流场布置。目前，只有国内±660 kV宁东换流站、±500 kV政平换流站和穆家换流站^[2,3,4]由于户外爬电比距要求高，最终推荐采用户内直流场布置。

三峡—常州直流输电工程政平换流站若采用户外直流场布置，爬电比距设计值需达到75 mm/kV，要求的支柱绝缘子高度将大幅增加，在当时的技术水平下，设备的机械性能难以满足，可靠性难以保证，制造难度极大。而采用户内直流场后，设计爬电比距低于30 mm/kV，降低了设备制造难度，工程投产以来运行状况良好。

直流主设备外绝缘要求主要是应耐受系统直流工作电压、内过电压和系统外部的雷电过电压。雨、雾、水、污秽等环境因素以及海拔高度都会对直流主设备外绝缘产生不同程度的影响^[5]。具体来讲，直流主设备的外绝缘主要是需要满足干弧距离和爬电距离的要求。

设备干弧距离确定了设备的高度。一般来讲，换流站直流场及阀厅内设备的干弧距离主要由设备的操作冲击水平确定。

根据国内对±800 kV向家坝—上海和锦屏—苏南直流工程系统过电压进行的初步研究提出的换流站设备绝缘水平值，换流站±800 kV设备操作冲击绝缘水平可取1 600 kV，文[6]中通过试验给出了不同布置情况下所要求的干弧距离。

而爬电距离主要取决于工作电压下绝缘子的污秽特性。与交流不同，由于直流电压的静电吸尘作用，直流外绝缘表面积污严重，因此在各种潮湿环境条件下对直流外绝缘的设计要求极为苛刻。当设备布置于户内时，情况则完全不同，由于污秽的隔离和湿度的控制，直流设备防污特性得到极大的改善。

根据±1 100 kV直流输电系统的过电压和绝缘配合研究结论，直流线路(平抗侧)设备的操作冲击耐受水平为2 100 kV。

对于雷电冲击而言，国外大量的试验数据表明^{[7,8,9,10,11,12,13,14]}，其闪络电压与间隙长度成线性关系，而对于操作冲击而言，闪络电压与间隙长度为非线性关系，由国外美、日、意等国家进行了大量冲击电压试验所提供的棒-板间隙临界闪络电压与间隙长度资料可以看出，随着电压等级的提高，放电电压呈现非线性饱和趋势，在1 600 kV左右为非常明显的拐点位置。

根据国内外学者提出的不同间隙距离与操作冲击放电电压的经验公式，本工程所要求的1 100 kV空气净距将超过10 m。

综合国内外关于长空气间隙的操作冲击放电特性试验与理论研究成果，以及IEC相关规定，操作冲击电压下长空气间隙的取值与以下因素有关：

文[15]中针对棒-棒间隙、棒-板间隙、棒-线间隙等不同类型的长空气间隙开展了操作冲击放电试验，并获得了不同空气间隙的50%放电电压与间隙距离的关系曲线，并将不同间隙类型对棒-板空气间隙的间隙系数定义为不同结构类型空气间隙的50%放电电压与棒-板空气间隙的50%放电电压的比值，以此来表征不同结构类型间隙的放电特性。目前间隙系数的概念已广泛应用于输电工程的外绝缘设计中。

一般来讲，外绝缘空气净距间隙系数主要有三种典型间隙：Ring-Ring(均压环对均压环)、Rod-Rod(棒棒间隙，即导体对导体)、Rod-Plate(棒板间隙，即导体对墙)。一般工程中均可根据实际设备布置选定空气间隙的间隙系数，但对于±1 100 kV直流工程而言，设备并联支撑的大量应用对于间隙系数的影响不可忽视。尤其是若采用户内直流场布置，为尽量缩小建筑物面积而进一步压缩设备间距，以及设备周围墙体的存在均会一定程度上影响间隙系数的确定。

特高压输电系统操作过电压的波前时间和常规高压输电系统相比，将进一步加长，一般可到达到1 000～3 000 μs^[16]。

美国、日本、意大利等国通过试验获得的不同波前时间冲击电压下棒-板间隙试验曲线^[17]。图1中可以看出棒-板间隙正极性冲击电压在不同波前时间冲击电压下存在临界放电电压。间隙距离越大，临界放电电压对应的波前时间越大。

图  1  棒一板空气间隙的正极性冲击电压和波前时间的关系曲线

Figure 1.  Relationship between positive polarity impulse voltage of rod-plane air gap and waveform front time

与在试验室开展的长空气间隙操作冲击试验不同，实际工程中对于一个典型的间隙，其往往会受到其邻近结构的影响，从而改变电极系数。

特别是当电压等级提升至1 100 kV以后，直流场设备荷载及绝缘子高度更高，在满足机械强度要求的前提下，绝缘子及隔离开关可能采用多柱并联方式。从图2中可以看出由于并联配置绝缘导致间隙耐受电压降低，并联柱数越多，降低越明显^[18]。

图  2  并联配置绝缘使耐受电压降低的变换图

Figure 2.  Conversion chart for the reduction of the withstand voltage due placing insulation configurations in parallel

当设备周围分布有其他支架和结构体时，这些支架和结构体同样会影响电场的分布，减小间隙系数，降低放电电压。设备周围的支架和结构体距离设备越近、分布越密集，对间隙系数的影响就越大。

淋雨会破坏干态条件下的电极形状，影响干态条件下的电场分布，减小间隙系数，降低间隙操作冲击放电电压。电极形状越好影响越大，反之越小。

若采用户外直流场布置，空气净距的取值时需要考虑淋雨的影响。采用户内直流场则不需考虑。

中国电科院开展了长空气间隙操作冲击试验研究工作，并研究了各种因素对间隙距离的影响规律，并最终提出了1 100 kV直流工程极线设备操作冲击耐受电压所要求的干弧距离分别为：户内直流场不小于13 m，户外直流场不小于18 m。

确定换流站站址的污秽水平是换流站设备爬距设计的首要前提，对于换流站的直流设备，其爬电距离主要由站址直流支柱绝缘子的有效盐密决定，而直流支柱绝缘子的有效盐密又由交流支柱盐密及直交流等值盐密比决定。科研单位通过收集站址附近交流绝缘子的积污情况并判断周围环境的发展趋势，预测出站址交流等值盐密和交直流等值盐密比，结果如表1所示。

若采用户外直流场布置型式，采用复合绝缘，直流场大小伞型各类复合支柱绝缘子和垂直复合套管的爬电比距设计值可取为46～53 mm/kV，爬电总距离为51.612～59.466 m，设备支柱总高度可能大于18 m；若采用瓷绝缘，相应的爬电比距可取为72～78 mm/kV，爬电总距离不小于80.784 m，设备支柱高度大于18 m。

若采用户内直流场布置型式，并控制户内温湿度，使户内场不受外界污秽的影响，采用复合绝缘，户内部分爬电比距按照不小于25 mm/kV考虑，爬电总距离不小于28.050 m，设备支柱高度小于13 m；采用瓷绝缘，户内部分爬电比距按照不小于36 mm/kV考虑，爬电总距离不小于40.392 m，设备支柱高度小于13 m。

根据上一章对1 100 kV直流主设备外绝缘要求的分析，以及科研单位的研究成果：

对于户内直流场，满足设备干弧距离所要求的绝缘支柱需不小于13 m；爬电距离所要求的绝缘支柱高度不超过13 m，设备外绝缘主要由设备干弧距离确定，按不小于13 m考虑。

对于户外直流场，满足设备干弧距离所要求的绝缘支柱需不小于18 m；若采用复合绝缘，爬电距离所要求的绝缘支柱高度不超过18 m，设备外绝缘仍由设备干弧距离确定，按不小于18 m考虑；若采用瓷绝缘，则爬电距离所要求的绝缘支柱高度将超过18 m，设备外绝缘由设备爬电距离确定。

1 100 kV支柱绝缘子是换流站中重要的电气设备，可作为导电部分的绝缘和支撑用，也广泛应用于隔离开关、接地开关、直流电抗器等作为支柱。主要有瓷质支柱绝缘子和复合外套型支柱绝缘子。

1)瓷质支柱绝缘子

通过对厂家生产能力的调查，，目前已有厂家研制出总高为14.7 m的单柱绝缘子，抗弯强度为16 kN，已经通过型式试验，可以满足户内直流场使用要求。但户外直流场用高度超过18 m的支柱绝缘子无法通过单柱满足机械性能要求，需考虑采用多柱并联结构，目前仍在研制中。

2)复合外套型支柱绝缘子

户外直流场用复合绝缘子(满足18 m干弧距离要求)目前已有初步技术方案，但由于设备较高，额定弯曲负荷下绝缘子顶部偏移量较大，机械稳定性较差，需考虑双柱或多柱并联支撑结构，同时设备抗震性能需进一步研究。

目前，针对户内直流场用1 100 kV平波电抗器，已有国内厂家研制并生产出了样机，通过了型式试验，开展了抗震性能研究，可满足户内直流场布置要求。

而对于户外直流场用1 100 kV平波电抗器，国内厂家均仅停留于概念设计阶段，并未开展试验研究，设备的可靠性具有不确定性。户内型用1 100 kV平波电抗器高度约为20 m，而户外型设备总高度达到30 m，设备高度的增加对于设备的抗震要求也大大提高，加大设备的制造难度。

国内目前已有多家设备制造厂家设计制造了瓷支柱高度为14.5 m的1 120 kV直流隔离开关产品，并相继完成了型式试验，可满足户内直流场使用要求。

而户外型1 100 kV隔离开关需要将支柱绝缘子提高至18 m以上，同时需要控制支撑结构的偏移量不大于30 mm以确保开关的正常开合，需要采用至少四柱并联支撑结构。目前仍需重新进行研发设计，并进行相关型式试验。

户内型1 100 kV直流分压器已经通过型式试验，干弧距离为14.5 m左右，可以满足户内直流场的要求。

而户外型干弧18 m的直流分压器可行性仍需进一步论证，重新研发。

1 100 kV直流电流测量装置一般采用光CT或者光电式CT，悬吊式安装，设备制造不存在难度。

通过对国内外设备厂家的调研了解到，户内型1 100 kV旁路断路器、PLC电抗器、避雷器等均已通过了型式试验，而户外型直流设备的研制、样机制造及试验均需耗时较长，设备高度的增加导致设备综合性能下降，可靠性降低。

根据上述研究结果，分别从直流设备外绝缘要求、抗震性能要求、设备运行条件以及研发现状，配套新增土建工程量、站用电负荷、直流场占地等多方面展开户内外直流场技术比较，结果如表2所示。

若采用1 100 kV户内直流场设计，则1 100 kV直流设备干弧距离可按照13 m考虑，户内设备爬电比距按照25 mm/kV，设备高度主要由设备干弧距离决定，目前现有800 kV户外直流设备通过一定的改进和试验能够满足1 100 kV户内运行条件，因此设备生产难度相对较低，技术相对成熟。

若采用户外直流场，与±800 kV支柱绝缘子相比，无论是设备长度、平均外径还是抗弯性能，±1 100 kV户外支柱绝缘子均提升明显，现阶段仅处于概念设计，尚无进行生产制造和试验样品，设备制造难度以及运行可靠性上都将面临极大考验。

针对1 100 kV户内直流场和户外直流场方案，分别从电气设备、建筑结构、通风空调和照明等几方面进行经济比较，如表3所示。

从表3中可以看出，户内直流场建筑结构本体费用是造成户内外直流场造价差异的重要原因。而户内直流场建筑的后期运维(通风空调、照明)也是投资增加的原因。

与户内直流场相比，户外直流场可以节省2支1 100 kV直流穿墙套管，但其设备费用仍显著增加，这是由于户外设备外绝缘要求高、设备机械性能及抗震性能提升导致设备高度增加或支柱并联柱数增加引起的。

总体来看，1 100 kV户内直流场比户外直流场总投资多6 539万元。

本文根据对换流站直流场设备外绝缘性能要求进行分析，在充分调研国内外设备厂家制造水平的前提下，对户内外直流场进行技术经济比较，结论如下：

1)户外直流场方案：1 100 kV户外直流主设备均需重新研发设计，设备干弧距离的增大，设备高度的增加导致设备抗震性能以及机械稳定性等需要进一步开展研究，研发风险大，设备可靠性低。

2)户内直流场方案：1 100 kV户内直流主设备与±800 kV户外直流场设备技术指标差异不大，设备较为成熟，大部分厂家已开发出样机。设备不受外界环境条件制约，能够降低绝缘子污闪的概率，降低设备的整体高度，更好地保证设备在机械性能方面的稳定性，有更大的空间适应更恶劣的环境，可获得更大的设计裕度，设计风险较小，可靠性较高。

3)经济指标方面，若采用户内直流场，初期投资费用较高，较户外直流场投资增加约12%(主要是建筑物本体的投资)。

4)综合考虑工程可靠性，从工程全寿命周期的角度来看，推荐采用1 100 kV户内直流场方案。