DL T 605-1996高压直流换流站绝缘配合导则

高压直流换流站绝缘配合导则页码，1/23中华人民共和国电力行业标准高压直流换流站绝缘配合导则GuideforinsulationcoordinationofHVDCconvertorstations中华人民共和国电力工业部1996-12-18批准本导则是根据国际大电网会议(CIGRE)33.05工作组1984年9月提出的《高压直流换流站绝缘配合和避雷器保护使用导则》编写的，在技术内容上与该导则等效。由于将国际导则转化为本国标准时，应符合GB/T1.1—1993的规定，故增加了1章，即第2章引用标准，将CIGRE导则的第2章绪论和第3章确定过电压和避雷器强度的方法和手段合并为第3章通则，其后各章与CIGRE导则的编号相同，即国际导则的第4～9章为本导则的第4～9章。根据我国实际情况和CIGRE33/14.05工作组1987年发布的《HVDC换流站无间隙金属氧化物避雷器使用导则》,在第3章和9.2节中对条文作了适当修改和简化，其他条文及内容基本不变或稍有改变。CIGRE导则在条文中提到了一些国际标准，这些标准有的已转化为国家标准或国内已有类似的标准，也有的还没有转化为国家标准。本导则第2章只列出了引用的国内标准，对于所涉及的国际标准则列入附录A。本导则的附录A为提示的附录。本导则由中国电力企业联合会标准化部提出。本导则由电力工业部高压直流输电标准化技术委员会归口。本导则起草单位：电力工业部电力科学研究院。本导则主要起草人：李同生、刘长、张大琨。1主题内容和适用范围本导则对高压直流换流站过电压保护与绝缘配合作了规定。它适用于与架空线路(电缆线路)相连接的单极或双极的换流站，每个极有一个或两个12脉动换流器组；亦适用于其它形式的换流站，如高压直流耦合站(背靠背换流站)或只含有一个6脉动换流器的换流站。本导则主要用于由无间隙氧化锌避雷器保护的空气绝缘的换流站，其基本原则也可用于气体绝缘的换流站或由其它型式避雷器保护的换流站。本导则给出了用于确定换流站过电压和避雷器强度的方法和手段。列出了换流站主要的过电压形式及起因，以及交流侧和直流侧避雷器的强度。给出了确定过电压和避雷器强度的基本原则。本导则给出了重要设备的绝缘要求，以及有关的参考试验。2引用标准下列标准包含的条文，通过在本导则中引用而构成为本导则的条文。本导则出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本导则的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。GB311.1～311.6—83高压输变电设备的绝缘配合高电压试验技术GB7354—87局部放电测量SDJ7—79电力设备过电压保护设计技术规程SD119—84500kV电网过电压保护绝缘配合与电气设备接地暂行标准3通则3.1高压直流换流站绝缘配合的特点高压直流换流站绝缘配合的特点如下所述。a)直流换流站绝缘配合的一般方法与交流系统绝缘配合的方法相同，采用惯用法进行绝缘配合。其中，应考虑系统和换流站的特性、各种设备绝缘的特性、可能出现的过电压及采用的过电压保护装置(避雷器)的特性。避雷器的保护特性实际上是绝缘配合的基础。b)直流换流站的绝缘配合与交流系统中的绝缘配合的区别：首先在于要考虑串联阀组的要求，包括在非地电位的端子之间装设避雷器；其次是换流站的不同部位使用不同的绝缘水平，且可以采用非标准值；另外，换流回路不直接遭受大气过电压的作用。c)阀的特性，包括阀点火时刻的控制，以及交流侧和直流侧装设的滤波器及阻尼回路，这些对于确定过电压水平都是重要的因素。d)过电压包括交流侧和直流侧的过电压。1高压直流换流站绝缘配合导则页码，2/231)交流侧过电压起源于雷电、系统操作、故障和甩负荷等。在估算过电压时，应考虑交流电网的动态特性，电网的阻抗，暂态主频率时的电网阻尼、换流变压器特性、静止补偿器、调相机以及滤波器特性等。当交流开关站母线很长时，还须考虑母线长度的影响。2)直流侧的过电压可以来自交流系统、直流线路或站内的闪络以及直流系统的其它操作和故障。在预测过电压时，必须考虑交流和直流系统的特性、阀和控制回路的特性以及一些最不利情况的组合。避雷器的伏安特性及性能必须反复确定，因为避雷器的能量吸收要求决定了避雷器的尺寸和特性，而其特性进而又影响过电压水平和避雷器的电流水平。特别是对于氧化锌避雷器，电压波形，包括直流和交流过冲分量3.2过电压保护系统换流站过电压应采用无间隙氧化锌避雷器保护。避雷器的布置与换流站和直流线路的接线方式有关。对于一个有双极架空线路出线、每极有2个12脉动换流器串联的换流站，避雷器的典型布置接线如图1所示。设计时通过技术经济比较，某些避雷器可以省掉，如直流电抗器避雷器、直流母线避雷器等。对于每极只有1个12脉动或6脉动的换流器以及背靠背换流站，也可以使用与以上相似的过电压保护方案。A—换流变压器电网侧避雷器；A’一交流母线避雷器；B—阀避雷器；C—换流单元避雷器；C'一中点直流母线避雷器；D—直流线路避雷器；D'一直流母线避雷器；E—中性母线避雷器；F—直流滤波器避雷器；G—交流滤波器避雷器；H—直流电抗器避雷器；I—交流电抗器避雷器图1具有2个串联的12脉动换流器的HVDC换流站一个极可能的避雷器配置3.2.2选择避雷器保护方案的基本原则a)在交流侧产生的过电压，应尽可能用交流侧的避雷器加以限制。b)在直流侧产生的过电压，应由直流线路避雷器、直流母线避雷器和中性母线避雷器等加以限制。c)关键的部件应由与该部件紧密相连的避雷器保护。如阀、交流和直流滤波器的部件等，应分别由各d)换流变压器阀侧绕组的保护，一般由保护其它设备的几种避雷器串联来实现。e)为满足通流能力和限制过电压的要求，某些避雷器可采用多柱并联结构，也可采用多支避雷器并联分散布置的接线，如中性母线避雷器等。3.3避雷器特性换流站应采用无间隙氧化锌避雷器。某些设备可以采用多柱阀片并联的避雷器或多支避雷器并联保在制订避雷器保护方案时，应确定避雷器下列主要参数。a)额定电压：避雷器两端子间允许的最大直流电压或工频电压有效值，其值由动作负载试验确定。由于换流站各避雷器承受的电压和通过的电流波形以及能量不同，动作负载试验项目的标准应针对具体使用情况进行调整。b)持续运行电压：对于交流避雷器系指允许持续加在避雷器的两端子间的工频电压的有效值。对于直流避雷器，考虑到直流分量、谐波和可能出现的换相过冲，持续运行电压采用如下三个定义。——持续尖峰运行电压(PCOV):对于承受换相过冲电压的避雷器，其PCOV是包括换相过冲的最高持续电压峰值；——持续运行电压峰值(CCOV):对于承受或不承受换相过冲的避雷器，其CCOV值是不包括换相过冲的最高持续电压峰值；——等值持续运行电压(ECOV):用单一的电压波形(工频、直流或两者的组合)代替实际的电压波形，使避雷器氧化锌阀片损耗等于或大于实际运行电压产生的损耗。c)避雷器的保护水平：无间隙氧化锌避雷器对于陡波前(1000kV/μs)、雷电冲击(1.2/50μs)和操作冲击2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，3/23确定避雷器保护水平的配合电流幅值，对于不同电流波形和避雷器安装位置采用不同的值。初设时，对于防护雷电冲击的交流母线和直流线路避雷器宜取较大的配合电流(例如10kA),对于多数避雷器和电流波形可使用1kA的配合电流。在工程设计过程中，应对换流站过电压进行详细、全面的研究，以确定可能作用在不同避雷器上的最大冲击电流。3.4确定过电压和避雷器强度的方法和手段为了确定换流站过电压和进行绝缘配合研究，通常使用物理模拟和数字计算的方法，常用的手段有：暂态网络分析仪、高压直流模拟装置和计算机计算程序。暂态网络分析仪是用作纯交流系统过电压研究的物理模拟。它由系统电源、变压器、断路器、线路、电抗器和避雷器等的模型元件组成。在HVDC系统中，暂态网络分析仪主要用于换流阀处于闭锁状态下的交流侧过电压研究，如交流故障发生和切除、甩负荷等引起的暂时过电压，投入或切除空载线路、交流滤波器组、电容器组、变压器等的操作过电压，换流变饱和与滤波器产生的谐振过电压等。高压直流模拟装置是物理模拟，它由交流系统、换流变压器、换流阀及其控制系统、线路、开关、避雷器、滤波器、直流电抗器等的模型元件组成。高压直流模拟主要用于研究高压直流系统的运行特性及其控制系统的特性，也可用于部分过电压研究，如交流故障、换相失败、甩负荷等过电压的研究。主要采用电磁暂态计算程序——EMTP、EMTDC,这是国际上通用的适合于交、直流系统各种过电压计算的程序。它具有复杂系统的数学模型及交、直流系统主要设备(包括阀及其控制系统、线性和非线性元件)的数学模型，可以较精确地给出换流站各点在不同故障和操作方式下的过电压和避雷器的电流及能量，也可用于换流站雷电过电压的计算分析。但由于该程序中缺乏线路电晕特性的数字模型，对于雷电进行波的计算会有一些误差。此外，也可采用其它专用的计算程序。4交流侧操作过电压、暂时过电压和避雷器强度换流站交流侧发生的操作过电压和暂时过电压决定了交流侧的过电压保护和绝缘水平，交流侧的相间过电压能通过换流变压器传递到阀侧，影响阀的绝缘配合。操作过电压和暂时过电压是由交流网络故障和操作引起的。操作过电压最大幅值仅持续半个周波，其后迅速衰减。暂时过电压持续几个周波到几百个周波，是工频电压升高和饱和引起的谐波电压叠加的结换流站交流母线上的操作过电压起因如下。当交流线路合闸和重合闸(故障后单相或三相重合闸)时，在线路的开路端会产生高的过电压，线路首数、断路器特性等有关。对于实际工程，应根据具体情况并考虑可能出现的不利因素进行研究。图2在时刻合交流滤波器时的交流母线过电压波形接在换流站交流母线上的滤波器和电容器组的合闸和重合闸将产生过电压，典型波形如图2所示。电容器上的残余电压将使重合闸时的过电压增高，电磁式电压互感器可泄放电容器上的残余电荷。电容器上2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，4/23系统容量较小时，系统参数与滤波器或电容器组参数可能满足谐振条件，对此应仔细研究，在运行中予以避免。4.2.3故障开始时产生的过电压交流电网发生故障时，由于零序网络的影响，健全相上将产生过电压。与换流站连接的交流系统通常为中性点直接接地系统。这种系统内暂态过电压(相对地)一般低于1.4倍，持续过电压低于1.2倍。4.2.4故障切除时产生的过电压在交流电网中切除故障时产生的过电压一般小于1.6倍。在低阻尼的电网中，当切除靠近换流站母线的故障时，由于换流变压器的饱和，可能引起更高幅值的过电压。交流侧相间过电压通过换流变压器传递到阀侧，对阀侧绝缘强度有很大影响。对于高压及超高压系统，避雷器不动作时，最大相间过电压约为相对地过电压的1.5倍；避雷器动作时，相间过电压理论上可达到避雷器保护水平的2倍。4.3暂时过电压4.3.1甩负荷引起的过电压由于交流侧开断线路或直流侧阀闭锁引起的甩负荷或大的功率变化，将引起暂时过电压。过电压的大小取决于电网条件，无功功率的变化和短路容量两者之间的关系，以及系统的短路容量等。图3为阀闭锁甩负荷时交流母线过电压的典型波形。由于甩负荷过电压直接影响阀的绝缘配合，在过电压计算时，应予图3在t₀时刻闭锁HVDC输电引起的交流母线过电压波形甩负荷引起的工频过电压应限制在1.3～1.4倍以下，持续时间限制在1s以内。限制甩负荷过电压的措施有：静止无功补偿器、调相机、改变电网结构(如快速切除电容器组和滤波器等)以及利用阀的控制系统等。甩负荷时的暂时过电压能使变压器饱和，在不利的电网条件下，可能产生谐振使过电压增大，如当逆变站交流侧甩掉全部负荷，而交流母线仍保留有滤波器和电容器组时，产生的过电压可达1.8倍以上。对于这类情况，应压缩保护动作时间，如缩短甩负荷后阀闭锁和切除滤波器和电容器组的时间。4.3.2投换流变压器时的饱和过电压变压器涌流中含有多个谐波分量，如果在低阻尼的网络中满足这些谐波中的一个或几个谐波的谐振条件，就会在电网中产生高的谐振过电压。这种由饱和引起的过电压能够维持数秒钟。典型波形如图4所WWWWWWW图4合换流变压器时在电网和TNA上测到的交流母线电压波形(a)在TNA上合闸(左)和合闸40ms之后(右)的波形；(b)在电网中的波形2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，5/23换流站交流滤波器和电容器组的存在，使得在投换流变压器时容易达到2～4次谐波谐振的条件。在不利的电网条件下，这种型式的过电压可达到1.6～1.8倍。因为这些过电压持续时间长，会使避雷器吸收的能量达到很大的值，所以对这种情况进行计算是很重要的。限制这种过电压的措施应首先考虑在操作顺序上采取先投换流变压器，后投滤波器和电容器组的办法，以避免谐振条件。如采用此办法仍不能避免谐振条件，可采用带高值并联电阻的断路器来投换流变压器，并联电阻值宜通过研究决定。图5变压器激磁后的交流母线电压(u)、变压器电流(ir)、避雷器电流(i和避雷器能量(e)4.3.3故障切除时的饱和过电压在换流站交流母线上或靠近母线处发生单相或多相接地故障时，变压器中含有残磁，残磁的大小取决于故障的时刻。当故障切除后，电压恢复时，变压器可能饱和，像投变压器时一样，电网中满足谐振条件的谐波电流将产生过电压。在电网接线条件不利的情况下，这些过电压可能达到2.0倍及以上，它的衰减比合变压器时快。这类过电压只有改变电网接线才能消除，因此应仔细研究，在换流站绝缘配合中，对限制这种过电压的避雷器必须选择适当的参数。为了避免或降低饱和过电压，还应考虑换流器的运行方式，如在系统故障期间维持直流电流，或在故障切除后阀立即解锁的控制方式等都是十分必要的。4.4电网结构电网结构是影响交流侧过电压幅值和持续时间的重要因素。换流站接到最小短路比大于3的强电网时，计入滤波器和电容器组的影响，谐振频率比3次谐波高得多，预期的暂时过电压和操作过电压一般是不危险的。对于弱交流电网，甩负荷过电压增大，计入滤波器和电容器组的影响时，谐振频率可能在2～3次范围内。在这种情况下，包括饱和在内的暂时过电压将成为避雷器保护设计的决定性因素。在具有低阻尼的电网中，对实际的电网结构应作详细的研究。当换流站出线较少时，换流站可能暂时被孤立出来。此时，由于它受电容器组或滤波器和仍连在一起的旋转电机的相互影响，可能产生高的过电压，对此应予专门研究。4.5避雷器强度4.5.1换流变压器的避雷器换流站交流侧的绝缘由换流变压器的避雷器、母线和线路避雷器来保护。这些避雷器按照交流系统过电压保护规程和避雷器标准来设计(即考虑电网的接地系数和暂时过电压系数)。避雷器的通流能力应按换流站交流母线可能出现高幅值和长时间的饱和过电压的方式进行设计。图5为投换流变压器引起饱和过电压时通过氧化锌避雷器的电流和能量的计算结果，其能量达到很高的值。4.5.2跨接在交流滤波器电抗器上的避雷器跨接在交流滤波器电抗器上的避雷器，正常运行时只承受很低的工频和谐波电压，只在暂态时承受过电压。当交流母线和靠近母线处发生短路故障时，交流滤波器的电容器组以很大的放电电流通过避雷器放电，避雷器的能量由这种情况决定。5直流侧操作过电压、暂时过电压和避雷器强度直流侧过电压起因于交流侧、直流侧和换流阀桥。产生过电压的各种事件和承受最大过电压的设备汇表1产生过电压的事件和承受最大过电压的设备汇总表产生过电压的事件承受最大过电压的设备极对地故障a.中性母线设备b.故障极的直流滤波器电抗器2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，6/23c.非故障极的设备直流侧操作a.中性母线设备b.直流滤波器电抗器由于换流器控制或阀开通失败引起直流侧叠加交流电压a.中性母线设备b.极线设备末端开路的直流线路充电极线设备一个逆变器的控制脉冲全部丢失a.极线设备(在电流中断前)b.阀(在一个换相组的电流中断之后)换流器桥中接地故障a.阀b.中性母线设备换流器单元端子间短路在换流器串联连接时，其余的换流器5.1由交流侧产生的过电压由交流侧故障和操作产生的交流母线上的操作过电压和暂时过电压，通过换流变压器按变比传递到阀侧，作用在运行阀桥的阀和阀避雷器上，并且通过阀的串联联接，在阀侧产生对地附加过电压。对地附加过电压仅在换流器运行时才产生，阀避雷器能有效地限制此过电压。5.2由直流侧产生的过电压在站内直流电抗器外侧或在直流线路上发生极对地故障时，在故障极和健全极上都将引起过电压。在故障极主要是中性母线和直流滤波器电抗器受到过电压作用。在直流开关站内故障时，最高过电压通常出现在整流站。双极直流线路中一极故障时，在健全极上将产生感应过电压。这种过电压的幅值与故障位置、线路长度和线路端部阻抗有关。一般线路中部过电压较高，两端过电压较低，对线路端部绝缘不构成危险。一般直流系统极线和直流滤波器回路无断路器，直流侧的操作主要是在单极运行时的接线方式转换操作。接线方式转换时产生暂态电流和过电压，主要作用在中性母线和直流滤波器的电抗器上。最大过电压出现在单极大地回线运行方式向金属回线方式转换过程中，转换电流愈大，过电压愈高。这种过电压受金属回路转换断路器的并联避雷器和中性母线避雷器的限制。5.3换流桥产生的过电压5.3.1在直流侧产生的附加交流电压当换流器控制或阀开通故障时，如阀开通不良、换相失败和控制脉冲完全丢失等，将在直流侧产生附加的交流电压，且主要是工频交流电压。当交流电网发生不对称故障时，在直流侧将产生附加的二次谐波的交流电压。当直流侧的谐振频率接近基频、二次或三次谐波时，由于放大作用，有产生高的过电压的危险。一般应通过选择主回路参数来避免谐振条件，特别是二次和三次谐波谐振。换流器控制系统和阀的单向特性可减小基频的放大作用，还可用适当的保护来限制产生基频的故障持续时间。因此，接近于基频的谐振通常是能够接受的。5.3.2末端开路的直流线路充电当逆变站开路，整流站以很小的延迟角对阀解锁时，可以在直流线路上产生高幅值的过电压。理论上在线路开路端可以产生2倍的过电压。现代阀控系统可以避免和限制这种过电压。首先，在正常情况下，逆变站应先解锁，整流站必须在收到逆变站的解锁信号后才开始解锁。其次，整流站采用定角度解锁方式，即在限制的最大延迟角下开始解锁，然后逐渐减小延迟角，从而控制直流电压的上升率。由于以上原因，这种过电压只有在阀控系统故障时才有可能产生，发生的概率很低。5.3.3一个逆变器的控制脉冲全部丢失如果逆变器所有阀的控制脉冲都丢失，这或者是由于换流器控制系统故障而导致，或由于专门的保护动作闭锁了所有的阀，但只要每个6脉动桥中形成旁路对的两个阀没有解锁，则在直流母线上可能出现高的过电压。由于没有新的阀开通，同一个交流相间电压将直接加到直流侧，直至电流中断，在直流线路上可能会产生严重的基频交流电压振荡，这取决于主回路参数与直流线路决定的谐振频率。最高的过电压通常发生在逆变器阀电流中断之后，因为那时回路在逆变端是开路的。在这种情况下，由于直流输电的部分闭锁而甩负荷，还必须考虑交流系统电压的升高。在逆变器闭锁的同时关断整流器可以降低过电压，这可以通过通信来实现。控制系统的作用也可降低过电压。在装有旁路开关的高压直流换流站，合上这些开关也是一种可能的保护措施。当一个逆变器中的控制脉冲全部丢失，也可能只导致一个换相组中的电流中断，而在该阀组的两端将导致严重的过电压。接地故障和短路会产生陡波前过电压。由于故障的位置不同，这种过电压会作用于换流器内绝缘的不同部位。这些过电压类似于由雷电冲击引起的过电压，将与雷电过电压一起讨论。换流桥内部发生接地故障时也会产生持续时间较长的过电压，例如，阀桥和换流变压器之间的接地故2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，7/23障产生的操作过电压会加在阀、阀避雷器和中性母线绝缘上。换流器端子间一般不会发生短路，但是开通旁路对或闭合旁路开关类似于端子间的短路，尤其是在换流器单元串联联接的情况下，跨在一个换流器单元上的旁路开关合闸会在其余的换流器单元上产生过电压。5.4避雷器保护接线和强度避雷器保护的一般原则和接线见3.2节和图1。表2汇总了不同的保护项目及相应的避雷器。表2换流站直流侧的避雷器保护配置注阀的端子间阀避雷器(B)换流器端子间a.换流单元避雷器(C)b.中点直流母线避雷器加中性母线避雷器(C′+E)对于下部换流器，可在两个方案中加以选择中点直流母线中点直流母线避雷器(C′)直流电抗器阀侧的直流母线a.直流母线避雷器(D′)b.换流单元避雷器加中点直流母线避雷器(C+C′)a.可提供较低的保护水平b.可提供较低的避雷器强度直流电抗器线路侧的直流母线直流线路避雷器(D)中性母线中性母线避雷器(E)直流电抗器端子间直流电抗器避雷器(H)阀侧交流相对地：a.下部换流器的下部变压器b.下部换流器的上部变压器c.上部换流器的下部变压器d.上部换流器的上部变压器a.阀避雷器加中性母线避雷器(B+E)b.两个阀避雷器加中性母线避雷器中点直流母线避雷器(C′)c.阀避雷器加中点直流母线避雷器d.两个阀避雷器加中点直流母线避雷器(2B+C′)直线母线避雷器(D′)换流器解锁时换流器闭锁时换流器解锁时换流器闭锁时避雷器的设计和可能达到的保护水平，是与不同故障事件和扰动产生的应力紧密相关的。基本的避雷器强度如下所述。避雷器的典型运行电压波形见图6。最大持续运行电压(U)与最大理想空载直流电压(Udiomax)成正比，其峰值如下式：这里忽略了换相过冲。换相过冲使最大持续运行电压峰值进一步升高，这在确定阀避雷器的额定值时必须予以考虑。图6阀避雷器的典型运行电压波形最大暂时过电压由交流侧的暂时过电压确定。必须注意，最严重的情况是部分闭锁引起的暂时过电压。直流输电完全闭锁时，交流侧的暂时过电压不会加到阀避雷器上去。当以很大的延迟角运行时，换相过冲还会增大。在确定阀避雷器的最大暂时过电压时必须考虑这种工对于避雷器放电电流和能量需要考虑的主要情况有：——阀和换流变压器之间的接地故障；——仅在一个换相组中的电流中断；——来自交流侧的操作过电压。高压直流换流站绝缘配合导则页码，8/23在上部阀桥的阀和换流变压器之间发生接地故障时，保护最高电位的3脉动换相组的阀避雷器承受的能量比其它避雷器的要大。这是由于这些电压相对较低的避雷器使直流线路和直流滤波器放电引起的。这对于换流器可能并联运行的直流系统(两个整流器和两个逆变器接到同一条直流线路),在并联运行时发生这种故障是其决定性工况。故障瞬间的直流母线电压对确定避雷器的额定值来说是决定性的，建议采用能持续几秒钟的最大电压。这种工况可能导致要求避雷器具有很高的通流能力。最后决定时应考虑超过最大运行电压的电压与接图7是高压直流系统并联运行遭受这种类型的故障时，计算出的上部阀避雷器电压、电流和能量的例图7阀和换流变压器之间接地故障时阀避雷器的典型电压、电流、能量波形对该避雷器可能起决定性作用的另一种故障工况是：如果由于某种原因，在一个换相组中的三个阀全部关断，而串联的换相组中的阀仍然导通，这时电流强迫转换到与不导通的阀并联的任一个避雷器，若电流不是很快降到零，则这个避雷器吸收的能量可能很大。——阀开通失败，如由于阀控单元故障；——旁路对还没有解锁时，换流器中的全部阀闭锁。在暂态条件期间，这类事件可能使换流器电流接近于零，导致串联换相组中一个组的电流中断。旁路对没有开通逆变器就闭锁，常会产生最严重的能量强度。图8是这种情况的电压和电流波形。高压直流换流站绝缘配合导则页码，9/23uy一逆变器1的一个阀上的电压；uyz逆变器2的一个阀上的电压；-已关断的阀的避雷器中的电流图8在旁路对没有开通时逆变器闭锁后的典型电流和电压波形换流器单元避雷器的典型运行电压波形见图9。最大持续电压由一个换流器单元的直流电压加12脉动的纹波组成，因此，确定换流器单元避雷器的额定值时，应像阀避雷器一样考虑换相过冲。图9换流器单元避雷器典型的运行电压波形最大暂时过电压由5.3节的事件决定，过电压的幅值和持续时间在很大程度上取决于控制和保护系统。对避雷器额定值可能起决定作用的一种工况是：两个串联换流器之一突然被旁路，例如旁路开关合闸。这时直流线路和直流滤波器将通过跨接在其余的换流器单元的避雷器放电，图10给出了这种情况下换流器单元避雷器的典型电压和电流波形。在这种情况下，整个直流线路可被充电到端部的最大过电压，通图10下部12脉动桥旁路放电期间换流器单元避雷器的典型电压和电流波形其正常运行电压和暂时过电压与换流器单元避雷器上的相似，但对于两个换流器单元的上部直流母线，其电压要加倍。由于其保护水平约为额定直流电压的2倍，该避雷器一般不会由于操作过电压而遭受大的放电电流。高压直流换流站绝缘配合导则页码，10/235.4.4直流线路避雷器(D)它的最大运行电压几乎是纯直流电压，其幅值取决于换流器和分接开关控制及可能的测量误差。其最大暂时过电压由5.3节的事件引起，并取决于各种控制和保护的作用。操作过电压通常对此避雷器不起决定性的作用，它的额定值由最大运行电压和雷电冲击决定。中性母线避雷器的运行电压一般很低，单极运行时，它等于接地极线路或金属回线的电压降加上换流器的12脉动小纹波。该避雷器的额定值通常由下列事件之一的暂态电压决定：——直流极接地故障；——阀和换流变压器之间的接地故障。在金属回线运行情况下，当交流侧发生不对称故障时，在不接地站的中性母线上也可能出现过电压。直流母线上的接地故障将使直流滤波器通过中性母线避雷器放电，产生一个非常高但时间很短(10～100μs)的电流尖峰。其最重要的前提是滤波器在发生接地故障前的电压，限制电流峰值的参数除避雷器电压外，还有导线的电感、故障阻抗和接地系统的阻抗。直流滤波器快速放电后，接着是来自换流器的较缓慢(1~10ms)的故障电流，其上升率主要由直流电抗器限制。故障电流将在接地极线路和中性母线避雷器之间分配。在金属回线运行情况下，与避雷器并联的阻抗是整个直线线路的阻抗。避雷器的能量强度主要决定于与避雷器并联的阻抗，以及故障期间换流器控制作用的设定。在阀和换流变压器之间发生单相交流接地故障时，交流驱动电压将在换流变压器阻抗和接地极线路阻抗之间分配。决定性的工况出现在具有最长的接地极线路的一端，以及金属回线运行时不接地的一端。由于驱动电压的极性，使最严重的情况出现在换流站作整流站运行时，所以中性母线避雷器的强度还与故障期间所采用的换流器控制和保护的作用有关。由于金属回线运行对中性母线避雷器提出更高的要求，因此，当以金属回线方式运行时，不接地的换流站比接地的换流站选择更高的避雷器额定值较为有利。直流电抗器端子间的运行电压仅仅是从换流器来的很小的12脉动纹波电压。避雷器的额定值由暂态电压确定，直流电抗器避雷器的强度一般由侵入的雷电冲击波决定。5.4.7直流滤波器避雷器(F)直流滤波器避雷器的运行电压由相应滤波支路谐振频率的一个或多个较低的谐波电压组成。其正常工作电压很低，避雷器的额定值由暂态电压决定。决定性的工况是极对地故障，如5.4.5节所述。5.5最大过电压5.5.1由避雷器直接保护的绝缘由单个避雷器直接保护的两点之间的最大过电压是由避雷器特性以及通过避雷器的最大冲击电流——配合电流来决定。保护也可用多个避雷器串联来实现，如表2所述。在这种情况下，两点之间的最大过电压相当于串联的每个避雷器最大冲击电流的最大电压相加之和。由于不同避雷器的最大冲击电流是在不同的故障情况下出现的，因此，这个方法偏于保守。5.5.2不直接由避雷器保护的绝缘变压器中性点的最大操作过电压和暂时过电压小于表2确定的相应的交流相对地电压。操作冲击可能出现在换流变压器的网侧和阀侧的相间，使开关站导线之间的空气间隙绝缘和换流变压器的网绕组和阀绕组之间承受过电压。原因是网侧一种极性的过电压可通过导通的阀桥在阀侧建立起另一种极性的过电压，在换流变压器两端间产生一个高的电压差。一般这对于较低电压系统是无问题的，但是在高压交流系统和多个串联阀桥的情况下，必须计算这种过电压的最大值并在设计中考虑。6雷电和陡波前冲击高压直流换流站对于雷电和陡波前冲击，可以分为三个区段，并以不同的方法分别加以考虑。a)交流开关站段：从交流线路入口到换流变压器的网侧端子。b)直流开关站段：从直流线路入口到直流电抗器的线路端。c)换流器区段：换流变压器的阀侧端子到直流电抗器的站侧端子之间。换流器区段通过大的串联电抗与其它两个区段分开。雷击交、直流线路产生的行波，由于串联电抗和对地电容的联合作用而衰减，其波形类似操作波，因此应按操作冲击配合考虑。在换流器区段，由于反击和接地故障可以引起雷电型或陡波前冲击。只有当雷电穿过换流站的屏蔽系统(避雷线、避雷针)时，在高压直流设备的绝缘配合中才需要考虑直击雷。交、直流开关站段与架空线路以较低阻抗相连。与常规交流开关站不同之处仅在于增加了交、直流滤波器和可能较大的电容器组，这些可能有一定的衰减效应。6.2雷电冲击绝缘配合方法高压直流换流站绝缘配合导则页码，11/23雷击注入一个给定波形和幅值的电流，此电流可视为恒电流源，它与系统阻抗关系不大。总的冲击电压受到与设备并联的避雷器控制。这样绝缘配合必须计及：——通过避雷器的雷电流的幅值；——避雷器的有效阻抗。避雷器的保护水平由下式确定：式中：I——通过避雷器的临界雷电Re—特定雷电流波形下的避雷器雷电阻抗。此外，还必须考虑避雷器与被保护设备之间的距离，因为它会提高设备端部的保护水平。避雷器的特性取决于电流的波形。对于雷电绝缘配合来说，取8/20μs电流波形作为标准波形。避雷器的最大残压由串、并联阀片数、材料特性和阀片的尺寸决定。开关站区段和换流器区段的临界雷电流是不同的。a)开关站区段。按照我国现行的过电压保护规程执行。b)换流器区段。雷电调查表明，雷电流和击距成正比，因此接地的避雷线或避雷针可以收集到较大的雷电流，只有小于一定值的雷电流才能穿过避雷线，其幅值取决于接地部分之间的最大距离。如果避雷线架设得足够高，线间距离10m,可能出现绕击的临界雷电流最大值可限制到2kA。准确的数值取决于具体的屏蔽布置，并可按有关资料提出的方法来确定。对于小电流幅值来说，绕击的概率是非常低的。屏蔽布置方式应这样选择：可能导致绕击的最大临界雷电流不会使站内任何设备受到过大的应力，引起的过电压应低于站内绝缘水平的最大允许值。因为高压直流站的换流器大部分在室内，仅有短的接线在户外，如果屏蔽适当，可排除对换流器区段6.3陡波冲击配合方法在开关站区段，可采用交流系统使用的类似的方法。对于换流器区段，由于某些直流设备(如阀、换流变压器的阀绕组等)是串联的，所以应特殊考虑。在低绝缘水平的设备两端可能出现相对较高的陡波冲击，它们必须用避雷器来限制。必须确定最危险的情况，并通过详细模拟换流器计算出强度。对于常规的高压直流站来说，如果变压器套管出现对地闪络，则最高强度出现在顶部阀上，典型的陡波冲击波前可达1000kV/μs。陡波冲击时避雷器的保护水平通常比标准冲击波时高，在选择陡波冲击耐受试验值时应考虑这一因7裕度和试验水平的选择7.1概述绝缘配合就是根据系统设备上可能出现的电压，并考虑相应保护装置的特性，来选择设备的电气强度，以使得在设备上出现引起绝缘破坏或影响运行连续性的电压强度的概率降低到经济上和运行上均可接受的水平。绝缘配合假定设备处的过电压幅值、设备的电气绝缘特性和所采用的过电压保护装置的保护特性为已知。设备的雷电和操作冲击绝缘强度应根据预期过电压来选择。进行绝缘配合可以采用统计法或惯用法。目前统计法的应用限于自恢复绝缘，而对于非自恢复绝缘如变压器、直流电抗器等应用惯用法。在惯用法中，雷电或操作过电压的绝缘配合的判据是在设备处可能出现的最大过电压与惯用的雷电和操作冲击耐受电压之间的裕度，即与惯用的基本雷电冲击绝缘水平(BIL)和基本操作冲击绝缘水平(BSL)之间的裕度。这个裕度确定的安全系数不应低于根据运行经验得出的值。7.2需要的最小裕度和安全系数交流系统的实践为选择裕度提供了基础，现有直流系统广泛的成功经验又为制定选择裕度的判据提供了补充数据，氧化锌避雷器的应用能达到比应用以往技术更合适的保护水平。考虑到这些因素后，裕度选择如下。a)操作冲击：裕度取15%。b)雷电冲击：阀选用15%的裕度。油绝缘设备(换流变压器、直流电抗器等)应取20%的裕度。c)陡波前冲击：阀选用20%的裕度。直流侧的空气绝缘设备，如支柱绝缘子、套管、隔离开关、直流滤波设备，以及测量装置，建议选用25%的裕度。阀比其它设备选用较低的裕度或安全系数，其主要原因是阀由跨在阀上的避雷器直接保护，而且晶闸管阀与常规电力设备(如变压器)的老化过程不同，故障晶闸管可在定期检修时予以更换。当装有晶闸管的自动监测系统时，老化过程总是受控的。当检测到一定数量的晶闸管发生故障时，就发出信号，表明在某一规定的时间前应进行检修。当故障晶闸管个数达到临界值时，整个站自动停运。常规电力设备的老化过程不可能用类似的办法来表示或检测。可以认为，阀的耐受电压在每次检修后都恢复到它的初始值。2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，12/237.3设备试验水平惯用绝缘配合方法采用的BIL和BSL分别是标准雷电冲击和标准操作冲击的峰值，在规定条件下，施加规定次数的这种冲击，绝缘不应出现击穿放电。常规的BIL和BSL是由雷电和操作冲击耐受试验验证的。施加的试验电压应等于BIL和BSL。关于设备试验的具体规定见第9章。对于常规设备，BIL和BSL通常是从标准的优选值中选出。在GB311.1中列有相应于最高系统电压的推荐采用的BIL和BSL值表。对于晶闸管阀，一般不限于选用标准优选值表的BIL和BSL值。由于阀的费用和损耗几乎与BIL和BSL值成正比，通常根据保护水平与要求的安全系数(绝缘裕度)选用尽可能低的值。对于直流侧的其它设备，如换流变压器的阀绕组等，从优选值表选出的BIL和BSL值可能使BIL和BSL水平与最大预期过电压间的实际裕度远大于要求的最小裕度。为了避免这种情况，应考虑采用非优选的中间值。建议在靠近的较低的优选值上加60kV作为中间值。8绝缘耐受特性IEC71.1和IEC71.2《绝缘配合》标准适用于三相交流系统的设备，未包括直流、交流和冲击合成电压作用的绝缘强度。图11棒—棒间隙50%闪络电压(在干湿条件下，施加正极性直流电压和操作冲击)IEC71.1的6～11条定义了不同类型的绝缘，IEC71.2的8～11条进一步讨论了自恢复和非自恢复绝缘的绝缘耐受特性、所用试验类型的选择、工频电压和暂时过电压下的绝缘特性、冲击电压下绝缘击穿放电的概率以及带绕组设备的耐受特性。本章讨论直流、交流和冲击合成电压对自恢复绝缘(主要是空气间隙和瓷的外绝缘)以及非自恢复绝缘(主要是用于换流变压器和电抗器的油和纤维绝缘材料)的影响。8.2.1直流、交流和冲击合成电压下的空气间隙特性棒—棒电极、棒—板电极和导线—铁塔结构间的空气间隙在冲击、交流和直流电压作用下的闪络特性a)纯直流电压作用下的闪络特性。对于棒—棒和棒—板间隙，在一定范围内，直流闪络电压与间隙长度呈线性关系。在干燥条件下，棒—板间隙的临界闪络电压(CFO),在一定范围内，正极性比负极性时约低50%。在湿的条件下，负极性CFO约降低45%,而正极性CFO不变。极性和干湿条件对棒—棒间隙的纯直流CFO无明显影响。b)操作冲击下的闪络特性。高压直流换流站绝缘配合导则页码，13/231)棒—板间隙的正极性操作冲击CFO比负极性的约低50%,干湿条件对正、负极性CFO的影响很小。2)棒—棒间隙的正极性操作冲击CFO比负极性的约低25%,干湿条件对两种极性的CFO都无显著影c)雷电冲击闪络特性。对于给定的间隙，正的雷电冲击放电电压比正的操作冲击放电电压至少高d)直流叠加操作冲击时的闪络特性。图11和图12分别是棒—棒和棒—板间隙在不同直流电压水平上叠当采用正极性直流电压上叠加正极性操作冲击时，棒—板间隙的放电电压大于仅采用操作冲击时的放电电压。当直流分量在400kV以上时，这个差别更为重要。对于棒—板间隙和一个给定的合成电压(U+U;)峰值来说，有直流分量时的临界空气间隙比只有操作冲击时的要小，棒—棒间隙在联合电压作用下的正极性闪络电压与仅有操作冲击作用时的闪络电压实际上是一样的。图12棒—板间隙50%闪络电压(直流电压叠加操作冲击、正极性、干或湿条件下空气条件：湿度8～10g/m³、温度21～23℃、气压101.3kPa)由于空气间隙在纯直流和操作冲击电压作用时，正极性临界闪络电压低于负极性临界闪络电压，所以过去的多数实验室在研究合成电压闪络时，仅考虑了正极性直流电压上叠加正极性操作冲击电压的情况。近来的研究表明，棒—板间隙加负极性直流电压叠加正极性操作冲击时，其临界闪络电压将降低，当间隙距离为4～7m时，临界闪络电压比仅加操作冲击时降低4%～7%。而当直流分量为正极性时临界闪络电压增加7%。对直流输电线路杆塔和换流站母线的空气绝缘间隙在纯直流、纯操作冲击和直流叠加操作冲击的合成电压作用的特性研究表明：电极形状和电晕对空气间隙的直流与冲击的合成击穿电压有影响。对于换流站的母线试验来说，绝缘支柱两端的端部型式也影响间隙的击穿电压。特别是操作冲击与直流的合成击穿电压以及两种极性的直流击穿电压，取决于绝缘子支柱的端部型式。此外，支持母线的直流叠加操作冲击的合成击穿电压，可能低于正极性直流电压或者低于正极性临界波头的操作冲击电压。对5m及以下的间隙研究，还证实了棒—板间隙的正极性和负极性直流击穿电压是间隙距离的准线性函数。e)主要结论。空气间隙的击穿电压取决于电极形状、合成电压与起始电晕电压的比值。用幅值等于总电压的纯操作冲击试验所得结果，一般可用于直流叠加操作冲击的合成试验。对于换流站母线来说，可按照避雷器的冲击保护水平来选定间隙。在适当改进电极形状的情况下，这对于正极性直流叠加正极性操作冲击的条件是留有裕度的，而且特别适用于形状接近棒—板间隙的实际间隙。在直流电压高于400kV的情况下，可以利用正极性直流分量降低要求的空气间隙的效果。但是，对于2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，14/23最恶劣的联合加压条件仍应加以研究，即在负极性直流电压上叠加正极性操作冲击的情况。通常，这种情况下总的电压幅值比附加正极性直流分量时低，但其空气间隙耐压也较低。为了选择超高压换流站母线的绝缘距离和端部形状，除了可采用相似的空气间隙距离、电极形状和合成电压比等进行的试验结果外，还可能需要对实际的母线支持构架进行试验。8.2.2外绝缘在直流电压下的爬电距离户外直流绝缘子和套管的外绝缘主要由正常运行电压下的污秽特性决定。直流线路绝缘子特性与交流线路的完全不同，在污秽条件下直流耐受电压通常低于交流电压(有效值),与交流情况相比，直流耐受电压与绝缘子的形状关系更大。至今，在确定与运行条件有关的人工污秽试验方面遇到的困难，使得所选的绝缘还不能保证安全运行，尤其是换流站穿墙套管和各种设备瓷套。目前，人工试验方法和污秽试验程序正在改进，以求更接近实际现场运行条件。线路绝缘子的污秽试验已用于确定污秽水平、所需要的爬电距离和特殊类型的绝缘子形状。这样的试验论证了绝缘子长度与爬电距离的优选比值和绝缘子裙间的最小间距。除了在输电线路的有限区段发生过污闪外，直流线路绝缘子的污闪特性还是令人满意的。但是，直流换流站绝缘在运行中常常不能令人满意，要求经常进行清扫和采取其它补救措施。换流站绝缘子的污秽试验表明，其性能不良是由于其杆径比线路绝缘子的大的缘故。在各种实际运行的直流接线中，由于露、雾或雨使污秽沉积轻度不均匀湿润，出现过大量的套管闪络情况。以前轻污区和中等污秽区的爬电比距的典型值是2.5～3.4cm/kV。近期几个直流工程规定户外穿墙套管的爬电比距约4cm/kV,但仍有闪络发生。运行经验表明，仅靠加长爬距不是解决套管闪络问题的最好办法。套管表面涂硅脂或RTV等涂料对防止闪络有较好的效果，但其有效期限还需进一步研究。有效的解决办法是要采用新的材料和结构。等值附盐密度(ESDD)已成为普遍采用的测定交、直流绝缘污秽程度的方法之一。在人工污秽过程中采用这种方法，由试验得到的闪络电压可能与绝缘子的污秽水平有关。还有一些其它的测定污秽程度的方法，它们主要是为交流绝缘子而开发的，也可以用于直流绝缘子，但要适当地将交流电源改为直流电源。如果通过包括不可溶物质的类型及数量在内的污秽的现场测量，可以确定特定地区的污秽程度，就可以根据人工污秽试验数据和一定的判断等级来选择直流线路绝缘子所必需的爬电比距和型式。由于污秽可能静电沉积，因此只要可能的话，ESDD应该用加过直流电压的绝缘子来测量，这个因素对于轻度污秽比对于直流换流站绝缘来说，户外穿墙套管、变压器套管、变换器、分压器和避雷器的瓷套要求的爬电比距和伞裙形状都是还需进一步研究的领域。由于经费和其它因素，套管的污秽试验十分困难，但今后的许多工程可能会需要这些试验，并将要建立套管必要的数据基础和编制试验标准。在一些直流工程中，就规定要按给定的ESDD水平进行污秽试验。对于户内、清洁的环境下，直流绝缘子和套管过去广泛使用的最小爬电比距约1.4cm/kV。由于户内环境是可以控制的，设备的绝缘要求可以由适当的试验来确定，而不是由爬电比距来确定。对确定换流阀内绝缘来说，采用漏电路径不是特别合适的参数，而采用燃弧距离更合适。8.2.3过电压与污秽联合的作用冲击的持续时间对降低闪络电压有重要影响，因此，污秽对雷电冲击闪络电压影响不大，仅比清洁湿试值低10%～30%。对于操作冲击来说，存在一个值，在低于此值时，对于足够污秽的绝缘子引起闪络的是工作电压，而不是冲击。对于具有2ms波尾的冲击来说，这个值大约是交流电压的2倍，而波头时间并不在轻污秽情况下，直流污闪电压与交流污闪电压有效值是近似等值的；随着污秽程度的增加，直流电压的相对值大约降低到0.6倍交流电压有效值。因此，对于直流的情况，在轻污秽时，操作冲击闪络电压是2.0×√2Uac,即直流电压的2.8倍；污秽增加时，要注意的是直流工作电压下的闪络，操作冲击闪络几乎交流侧的暂时过电压较复杂，已测到与工作电压等值的值是：对于悬式绝缘子加压0.1s为1.1倍，对于设备外绝缘是1.5倍。当有较大的谐波分量存在时，这个值肯定还会降低。工作电压总是存在的，要出现过电压污闪，还必需有危险的潮湿条件。另一方面，污闪故障可能产生过电压，在评价冲击与临界污秽条件同时出现的概率时必需考虑这一目前还缺少直流电压上叠加交流电压(无论是暂时的还是永久的组合)的影响数据，作为最坏的工况，当复合波形没有电压过零点时，使施加电压等于波形上包线的直流电压可能是安全的。8.3非自恢复绝缘可用于换流站设备绝缘系统的几种绝缘是：油纸、SF₆气体、换流器阀支撑的环氧树脂板、光导纤维换流阀可以归入具有混合式的绝缘系统，虽然组成阀的晶闸管(在非导通状态)本质上是非自恢复绝缘，但是冗余晶闸管的存在允许在一定数量的元件损坏后继续运行。因此，油纸绝缘结构(例如用于换流变压器中)是最普通的绝缘系统，在本导则中仅考虑这类绝缘结构。8.3.2油纸绝缘结构中的直流电压分布2006-9-19高压直流换流站绝缘配合导则页码，15/23在绝缘结构中交流电压分布是由油和油浸纸(或纸板)的介电常数的比值决定的，也就是说，电压分布与电介质层间的电容成反比。与交流电压分布不同，直流电压分布是与电介质元件的电阻率成正比。但是，严格说来，这只有在直流电压施加一定时间后才是对的，在过渡过程中，两种特性都起作用。油对油浸纸的介电常数之比大约不超过1/2,而其电阻率之比可变到1/300,并且受许多因素的影响。正常情况下，油浸纸和油的电阻率分别约为pp=1×10l⁸~5×10l⁸Ωcm和p₀=3×10¹5~7×10¹⁵Ωcm(无电压，在0℃下),在温度、湿度、场强和加电压时间的影响下其变化很大。例如，在非常干燥的变压器中，油浸纸对油的电阻率比值为20～300。但是，在长期运行后由于绝缘材料的湿度增加，这个比值下降到1～100。当油浸纸的电阻率非常高时，可以假定所施加的直流电压大部分由油浸纸承受。1—容性分布(交流和冲击电压);2—阻性分布(稳态直流电压);3—加上曲线2的电压可得到刚刚反转后的电压分布(曲线4);4—极性从曲线2刚刚反转后的电压分布；2′—曲线2的镜像图13极性反转对油纸绝缘结构中电位分布的影响此外，温度每升高25℃,纸的电阻率按10的一次方降低。这就意味着在高的温度梯度下运行的变压器绕组的纸绝缘，冷的外层纸承受的电压比靠近导线的内层纸承受的电压要大得多。当变压器为相对冷状态时，要考虑的另一条件是纸对油的电阻率比值较高。在变压器已经激磁了一段时间(大于绕组介电时间常数)后或轻载时，会引起纸上出现较高的电压。当施加直流电压U,其极性突然反转到-U时，这等于在绝缘结构上施加2U的电压差。极性反转后的瞬间，电压分布由介电常数的比确定，油间隙置于约等于1.4～1.6U的电场下，这比稳态条件下的电压值要高得多。这个电压是瞬态的，它按照由绝缘结构的电容和电阻确定的时间常数衰减。因为这个时间常数长达几十分钟，而试验条件下极性反转速度允许约1min,所以，极性反转速度对电压无重大影响。在单一的油纸绝缘结构中，极性反转对电压分布的影响如图13所示。加压时，电压分布开始按电容分布(曲线1),以后随着时间的增长变为按电阻分布(曲线2)。电压反转相当于在现有-U电压上加一个+2U的阶跃波(曲线3),电压反转后的瞬间电压分布为曲线4。曲线4的分布最后将衰减到最终分布，即曲线2的8.3.3在直流、交流和冲击电压联合作用下，油纸介质的绝缘耐受特性油和油浸纸在直流、交流和冲击电压下的典型耐受电压分别如图14和图15所示。图14表明油间隙的直流耐受电压比交流耐受电压低20%～30%。图15表明油浸纸直流耐受电压比冲击电压高一倍。这些图是对均匀电场来说的。在非均匀电场中有电极极性效应，油间隙的正极为较小半径的电极(负极电极接地)时的直流耐受电压大约为负极性时的75%。油间隙长度(mm)图14油间隙的耐受电压油浸纸厚度(mm)图15油浸纸的耐受电压高压直流换流站绝缘配合导则页码，17/23油纸油图17油纸绝缘在直流电压上叠加交流电压时的电压分布页码，18/23图19图18试品的交流击穿电压(峰值)与直流电压分量的关系直流电压分量"c图20图18试品的1.2/50μs冲击击穿电压与直流电压分量的关系复合电压试验结果可总结于下：a)直流电压叠加同极性冲击电压。对于给定的绝缘结构，随着直流电压分量的增大，发生击穿的冲击电压水平下降。油间隙主要承受冲击电压的容性分量，而固体绝缘既承受冲击电压的容性分量也承受直流电压，如果直流电压是在固体绝缘直流击穿电压的范围内，则相当低的冲击电压就会引起整个结构击穿。b)直流电压叠加异极性冲击电压。绝缘结构的冲击击穿电压强度随着直流电压的升高而升高。击穿是由冲击电压开始的，而且通常开始于油隙，因此，如果绝缘是按冲击电压强度设计的，那么要获得在合成电压下要求的耐受强度是没有问题的。c)直流电压叠加交流电压。绝缘结构在直流电压叠加交流电压下击穿特性与直流电压叠加同极性冲击电压时的情况类似，交流电压的存在将引起直流电压下的击穿强度降低，其降低程度取决于交流与直流之d)很明显，对于合成电压下的绝缘强度，要得出一般性的规则可能引起误解。其击穿强度取决于冲击电压或交流电压对直流电压的比例。要设计出对冲击电压和直流电压强度都具有相同裕度的绝缘结构常常是不可能的。如果必须提高绝缘强度以满足直流电压叠加冲击电压的条件，则直流耐受强度可能会大大超过直流试验电压水平，而且对于叠加交流电压也有足够的裕度。9设备和避雷器试验高压直流换流站绝缘配合导则页码，19/23交流设备的绝缘试验，国内外均已有正式标准，这些设备的绝缘试验仍按有关标准执行。直流设备的绝缘试验，目前还没有专门的标准，IEEE绝缘试验工作组正在准备。这一节仅对直流设备换流站设备各部件的特殊绝缘试验项目及应用的标准列于表3。表3直流设备的特殊试验换流变压器(阀绕组)和直流电抗器1.直流耐压2.直流局部放电3.极性反转GB311.3-IEC60.2GB7354-IEC270晶闸管阀见9.1.2节直流套管1.直流耐压2.直流局部放电3.人工污秽(需要时)GB311.2-IEC60.1直流开关设备直流耐压：a)合闸对地b)断开，端子间c)在闸刀运动中，接地开关与最近的带电部分间GB311.3-IEC60.2测量装置直流耐压直流滤波器电容器1.短时过电压(直流试验)2.局部放电3.介质强度GB7354-IEC270直流滤波器电抗器直流耐压直流滤波器电阻换流变压器和电抗器试验还没有可用的综合标准，但是大电网会议12—02工作组已发表了一篇关于特殊绝缘试验的建议报告。图21是该报告表示的由四个6脉动桥组成的两个12脉动阀组的串联阀组原理。该图还标出了每个桥对地的直流额定电压。除直流电压外，换流变压器绝缘还承受由于周期性地重复换相跳跃而畸变了的交流电压分量，如图22所示。试验程序必须验证变压器绝缘结构耐受运行中所遇到的全部电压的能力，包括合成的直流加交流电压、各种波形的冲击电压、极性反转的电压以及短时直流过电压。直流电压试验的目的是验证设备承受运行电压有足够的强度。正如第8章讨论的那样，连续运行电压使油浸纸上承受最大强度。这个试验不用于验证承受暂态过电压，它是由单独的冲击试验来验证的。运行电压是合成的交、直流电压，交流对直流的比值取决于桥在串联桥中的位置