0 引言

海上风电技术是实现能源转型的重要手段[1-2]，随着清洁能源发展需求的提出和海上风电建设规模的日益扩大，如何保证海上风电安全、平稳、高效接入电网，是新能源技术应用和发展的关键一环。柔性直流输电（VSC-HVDC）技术相比于交流输电技术，在长距离输电、大规模新能源消纳、成本控制等方面有一定优势，因此海上风电经柔直送出将成为未来风电消纳的重要途径[3-5]。

开展设备的电气设计是设备研制的基础，设备的暂态电气应力主要分为过电流应力[6-9]和过电压应力。针对短路故障，目前柔性直流系统的保护逻辑是当达到保护阈值即闭锁换流阀，以保护IGBT器件，随后下发指令跳开交流侧断路器隔离故障换流站。由于风电机组运行与交流侧电压水平关系密切，在接地故障情况下，不仅直流侧设备要承受一定过电压，直流闭锁引起的送端交流母线暂态过电压也可能导致风机脱网[10-12]。因此，开展直流侧设备的暂态应力机理分析，降低直流侧设备的暂态电气应力，对于设备制造、维护和保障系统的安全稳定运行意义重大。

本文围绕故障导致的暂态过电压现象，针对海上风电经柔直并网系统中海上换流站直流侧设备的过电压应力（下文简称为直流侧过电压）抑制措施进行综述。文章介绍了暂态电压应力的类型和关键指标，分别阐明了不同拓扑系统下海上换流站直流侧设备的关键暂态过电压应力机理，并重点梳理了过电压应力的影响因素，将过电压应力抑制策略分为主动型和被动型两大类，分别介绍了相应策略的机理和实施步骤，最终通过仿真分析，完成了不同抑制策略的适用性和有效性评估。

1 系统结构和参数

海上风电经柔性直流送出系统常见的电压等级有±200 kV、±320 kV和±525 kV，系统拓扑一般为对称单极结构（symmetrical monopolar topology）或对称双极结构（symmetrical bipolar topology），分别如图1（a）和图1（b）所示。其中，对称双极结构分为双极金属回线方式、双极直流侧两端接地方式和刚性对称双极方式（rigid bipolar operation，RBP），RBP方式仅在换流站一端中性点接地，可以保证系统中的大地回线不会长时间流过电流，无金属回线从而降低成本[13]。但针对海上风电场景，为了保证故障情况下可以通过控制及时调整功率平衡，从而避免风机脱网，一般采用双极带金属回线方式[14-15]。相比于对称双极结构，对称单极结构的电压等级、传输容量和建设成本较低，换流变制造难度低，故障容错能力也较低。

图1 海上风电柔性直流并网系统拓扑示意图
Fig.1 Topology of VSC-HVDC integration system for offshore wind power

柔直系统海上换流站的直流侧设备一般有电压/电流测量设备、直流避雷器、隔离开关和接地开关等。为了减少海上平台占地面积、优化投资成本和运维成本，减少海上高湿高盐雾环境条件对设备的影响，近年来，气体绝缘开关设备（gas insulated switchgear，GIS）已逐渐成为研究热点。目前交流GIS已成功应用于海上风电场景[16-17]，直流GIS已有±500 kV产品投入工程应用，但实际运行电压只有±250 kV，±320 kV和±550 kV[18]产品也在研发中。

直流GIS将直流侧部分元件封闭在气体绝缘壳体内，一般布置在海上换流站直流侧出口极线处，因而抵御外界环境影响能力较强，相比于同等电压等级的直流空气绝缘敞开式设备（air insulated switchgear，AIS），GIS体积最大可减少约95%，从而使整体海上平台体积减少10%左右[19]。

表1汇总了2015年后世界上投运或在建的海上风电经柔直并网工程，除了目前在建的Ijmuiden Ver工程采用对称双极结构，其余工程均采用对称单极结构。

表1 世界上已投运与在建的海上风电柔直并网工程（2015年后）
Table 1 Offshore wind power integration projects with VSCHVDC in operation and under construction in the world (after 2015)

工程名称 国家 电压/kV容量/MW输电距离/km投运时间DorWin1 德国 ±320 800 165.0 2015 BorWin2 德国 ±300 800 200.0 2015 HelWin1 德国 ±250 576 130.5 2015 SylWin1 德国 ±320 864 205.0 2015 HelWin2 德国 ±320 690 130.5 2015 DorWin2 德国 ±320 916 135.0 2017 DorWin3 德国 ±320 900 161.0 2017

续表

工程名称 国家 电压/kV容量/MW输电距离/km投运时间BorWin3 德国 ±320 900 160.0 2019如东工程 中国 ±400 1100 108.0 2021射阳工程 中国 ±250 1000 85.0 2021 DolWin6 德国 ±320 900 90.0 2023 DolWin5 德国 ±320 900 135.0 2023 Sofia 英国 ±320 1200 227.0 2024 Ijmuiden Ver 德国 ±525 2000×2 200.0 2029

2 海上换流站直流侧暂态电压应力

2.1 应力类型介绍

直流输电系统的过电压按区域可以分为：换流站交流侧、换流站直流侧和直流线路过电压。

直流侧过电压主要包括操作过电压、雷电过电压和陡波过电压。操作过电压是由交流操作和故障引起的，幅值较大时过电压只维持半个周波，一般由交流侧、换流器内部故障和直流线路故障产生；雷电过电压主要包括直击雷过电压（雷直击换流站）以及感应雷过电压（沿交流侧线路传入的雷电波和沿直流侧线路传入的雷电波，其中直流侧线路传入的雷电波发生频率更高、危害更大）；陡波过电压一般在对地短路时产生，此时换流器杂散电容上的极电压将直接作用在闭锁的换流阀上。

根据国内电能质量相关标准和文献[20-21]，将过电压按波形特点分为“暂时过电压（temporary overvoltage，TOV）”和“瞬态过电压（transient overvoltage）”。过电压的特性包括波形、峰值和持续时间。暂时过电压的频率为工频或某次谐波（或间谐波），且在其持续时间范围内无衰减或慢衰减；瞬态过电压一般衰减迅速，持续缓波前的几ms或快波前的十几μs。

根据IEC 60071-1：2019[22]，过电压特性主要分为暂态特性和低频特性（<500 Hz），其中暂态特性根据到达峰值的时间划分为慢波（对应文献[20]中的缓波）、快波（对应文献[20]中的快波）和超快波，低频特性包含稳态特性和暂时过电压（TOV）。以直流电缆上的过电压慢波为例：对于与初始状态相同极性的过电压波形，一般关注的物理量有电压峰值、到达峰值时间、到达峰值过程中的电压发展最大梯度、暂时过电压等；对于与初始状态相反极性的过电压波形，一般关注的物理量有电压峰值、到达峰值时间、反极性过电压等。本文涉及的过电压研究主要是同极性过电压峰值、暂时过电压和反极性过电压峰值。对于峰值到达时间、最大梯度也有所涉及，但不作为重点。

海上风电柔性直流输电系统采用直流电缆传输功率，不会发生雷击直流线路故障，且直流侧避雷器会对雷击电缆终端进行防护。由于交流侧出线布置和交流避雷器配置，来自交流侧传导的雷电干扰也较小，本文对雷电过电压不作深入分析。此外，由于缺乏换流器杂散电容参数，且杂散电容参数一般需要进行工程现场实测，本文也不涉及陡波过电压研究，主要围绕故障情况下的操作过电压开展。

2.2 海上换流站直流侧暂态过电压应力机理分析

2.2.1 对称单极结构

基于对称单极结构的柔性直流输电工程在世界范围内投运年限较久，目前有诸多文献开展了针对其直流侧过电压的机理分析[23-28]。针对直流侧故障，形成主要结论如下：当不考虑直流避雷器动作时，极对地故障对直流侧设备产生过电压应力的本质是非故障极线路充电，双极短路故障的过电压主要是由波过程导致[24]；当考虑直流避雷器动作时，在直流侧极对地故障情况下，健全级将承受2 pu的暂时过电压，主要是由于变压器阀侧交流中性点存在大电阻且直流侧无接地点[23]，此时故障侧换流站功率不平衡，子模块将通过二极管续流给电容充电[26]。

对于变压器阀侧中性点经高阻接地的柔直系统，不考虑电缆放电过程的电缆暂时过电压可以表示为[29]

式中：Um为交流系统的最大连续运行电压；Udc为额定直流电压；T为变压器变比。

2.2.2 对称双极结构

相比于对称单极拓扑结构，国内外针对对称双极结构柔直系统的暂态应力分析文章较少，尤其是海上风电并网领域，主要是由于缺乏相关投运工程和运行经验[30-31]。

通过对比对称单极结构和RBP系统结构下直流电缆的暂态电压应力，发现RBP结构下的直流电缆同极性电压应力更低，本质是由于直流侧的中性点接地电阻较小[15,32]。

针对基于直流架空线路的双极带金属回线运行方式拓扑，研究了从故障发生到直流断路器动作前直流线路的暂态应力情况，认为单极接地故障导致健全极母线过电压，主要是由中性点电位突变和金属回线电感对电位的抬升作用导致，换流器交换电压和桥臂电抗值也有一定影响[33]。

2.3 影响过电压应力的关键因素分析

2.3.1 对称单极结构

通过开展多工况仿真和机理分析，国内外专家学者在影响过电压的关键因素方面也进行了研究。文献[24] 研究了影响对称单极结构直流侧过电压的因素，当不考虑直流避雷器动作时，故障电阻对直流侧过电压峰值影响较大，换流站闭锁、接地方式、线路保护等影响作用较小。当考虑直流避雷器动作时，直流避雷器可将故障导致的直流侧过电压限制在2 pu以内[34]。直流电缆的最高过电压可在电缆中点测得，过电压峰值与潮流、保护动作时间以及线路长度有关，中性点接地电阻对电缆过电压无明显影响[34-35]。文献[27]研究了可能影响直流侧过电压的多种系统参数，如初始潮流水平、桥臂电抗值、变压器漏抗、故障位置、交流系统短路容量、电缆参数和换流器闭锁时间等，其中初始潮流水平、快速闭锁换流站对电缆过电压和相应的避雷器能量影响最大，但对于避雷器能量的计算需要基于频率响应的电缆模型开展。文献[36]针对直流电缆的过电压特性开展了详细的参数敏感性分析，研究发现线路越长直流同极性过电压的波前时间越久、到达峰值中的电压波形最大梯度越小。

2.3.2 对称双极结构

针对对称双极结构，研究表明避雷器荷电率增加和子模块储能电容器的容值减小，均会降低换流器直流侧极对地最大操作过电压幅值[37]。针对RBP结构中直流电缆同极性和反极性过电压应力的影响因素，研究表明电缆长度、电缆布局和换流站内设备对直流电缆上承受的同极性过电压应力影响较大，此外，当接地站直接接地，接地站直流侧的同极性过电压峰值高于非接地站[13]。直流电缆上的反极性电压峰值与系统结构和线路长度无关，一般发生在换流站附近的极对地故障工况下，主要是电缆对故障点放电过程导致，受故障条件、接地电阻等因素影响较大[13,32]。

3 海上换流站直流侧过电压抑制措施

避雷器配置是过电压与绝缘配合设计的关键，本文综述的过电压抑制策略均考虑了直流避雷器的作用。根据换流站投运前后不同阶段，将抑制措施分为被动型抑制措施和主动型抑制措施。

3.1 被动型抑制措施

被动抑制措施一般在工程投运前进行，主要通过优化设备参数、设备布局等方法从电气设计角度进行改进，包含以下方面。

3.1.1 优化接地方式

对称单极结构的接地点一般在交流侧，考虑到海上平台空间有限，通常将接地点设置在陆上换流站。接地方式采用变压器阀侧中性点经大阻抗接地（变压器阀侧绕组星接），或阀侧星型电抗接地（变压器阀侧绕组角接），接地电阻零序阻抗高达几kΩ，将导致极对地故障下健全级承受较高的暂时过电压，本质是故障通路中的大电阻导致故障极杂散电容缺乏能量转移通路[29]。基于此，文献[38]从接地方式角度研究了降低直流侧TOV的措施，即将原接地方式中的电阻替换为避雷器，利用了避雷器正常情况下为高阻，过压大电流情况下为低阻的特性。图2（a）为变压器阀侧中性点经避雷器接地，并列在避雷器旁的单相断路器可在故障检测后40 ms内闭合，为故障零序电流提供通路同时避免避雷器过热。图2（b）针对变压器阀侧绕组为角接的情形，提出了经星型电抗和避雷器接地的策略，这种接地方式可以实现网侧和换流器侧的零序电压完全解耦，从而显著降低直流侧暂时过电压和装置本身的保护水平。

图2 降低换流站直流侧过电压的改进接地方式
Fig.2 Improved grounding methods to reduce overvoltage on the DC side of converter station

对称双极系统一般采用直流侧中性点接地，以及中性点经电阻或阻抗接地，这种方法对直流侧过电流峰值和有效值抑制效果明显，但是对于直流侧瞬态过电压和暂时过电压影响不大。

3.1.2 优化避雷器参数

极线避雷器用来限制暂态过电压，包括操作冲击和雷电冲击。对于操作冲击来说，避雷器的保护水平一般比暂时过电压要高，以保证设备的绝缘水平满足要求[39]。

荷电率为表征避雷器电压负荷程度的参数，定义为持续运行电压峰值与参考电压的比值。综合考虑设备的运行可靠性和经济性，对称单极系统中直流避雷器的荷电率一般不超过0.7，对称双极系统则不宜超过0.85[40]，但如果直流电缆长度较长，为了降低全线过电压水平，一般可适当提高荷电率。

当极线避雷器被用来限制瞬态过电压时，需要优化避雷器参数，如提高其荷电率或多柱并用[7]，但这对避雷器的能量吸收能力要求较高，从而提高设备成本、增大占地面积，因此为了限制避雷器能量水平，需要减少断路器跳闸时间。更进一步地，避雷器参数的优化需要综合考虑其他系统条件及参数，如接地方式、电网电压水平和换流变压器匝数比、潮流水平、设备耐受等[27]。

以±200 kV对称单极系统为例进行仿真验证，设置换流站直流侧避雷器的荷电率分别为0.70、0.76和0.80，图3对比了直流避雷器不同荷电率情况下的海上换流站直流侧过电压波形。

图3 不同直流避雷器参数下直流电压（海上换流站）
Fig.3 DC voltage under different DC arrester parameters (offshore converter station)

可以看出，当直流侧避雷器荷电率逐渐增大，在最严重故障工况下，海上换流站直流侧的过电压水平逐渐降低，瞬态过电压分别为393 kV、355 kV、338 kV， 最大降低幅度为14%，暂时过电压分别为265 kV、 262 kV、260 kV，最大降低幅度为1.9%。但是直流避雷器最大吸收能量由1.179 MJ分别增长到3.291 MJ、3.844 MJ，因此在设计中需要权衡可靠性和经济性。另一方面，当直流避雷器荷电率取0.7时，直流侧瞬态过电压可达393 kV，该避雷器参数水平下直流电缆全线过电压将超过电缆绝缘耐受水平（400 kV），此时可适当提高荷电率或多柱并联。

3.1.3 优化电抗器配置

桥臂电抗是联系交流系统与直流系统进行有功功率传输的重要设备，在目前已投运的直流工程中，桥臂电抗多配置在换流阀交流侧以保护换流阀不受故障电流的冲击，对于桥臂电抗配置在换流阀直流侧时海上换流站关键设备的电气应力研究较少。常规直流一般将桥臂电抗配置在换流阀交流侧，平波电抗可全部配置在极线侧，或分别配置在极线和中性线以降低直流极线上平波电抗的绝缘水平，如云广直流就采用了这种平波电抗分置的设计[41]。针对柔性直流输电系统，文献[42]研究了直流配电网限流电抗器位置和参数优化配置方法，考虑了桥臂电抗分别配置在交流侧、直流侧和同时配置在交直流侧的方案，但该两端系统基于两电平VSC，且主要针对设备电流应力进行分析。基于对称单极拓扑，文献[39]对比了桥臂电抗配置在交流侧和直流侧时换流站直流侧的过电压水平，但未考虑避雷器的动作。

当调整桥臂电抗位置时，需要同时调整换流站的避雷器位置，以保护设备降低过电压的冲击影响，桥臂电抗器的直流侧和交流侧配置方案分别如图4（a）和4（b）所示。避雷器命名、作用[43]。

图4 避雷器配置方案（海上换流站）
Fig.4 Arrester configuration scheme (offshore converter station)

以±200 kV对称单级系统为例，分别将桥臂电抗布置在换流阀交流侧和直流侧，对比同一关键故障工况下的直流侧过电压水平，研究发现桥臂电抗的位置对直流侧过电压的影响与故障位置、故障类型和故障时刻有关。

如图5所示，当在换流阀与桥臂电抗之间发生接地故障时，桥臂电抗器交流侧配置方案将在海上换流站直流侧产生峰值达371 kV的瞬态过电压，如图5（b）尖峰所示；而电抗直流侧配置方案中，由于电抗对来自直流电缆对地电容放电电流的限制作用，可以避免对直流电缆产生瞬态过电压冲击。在直流侧接地故障下，两种方案差异不大。

图5 海上换流站直流电压故障仿真图
Fig.5 Simulation of DC voltages on the offshore converter station in case of faults

除了在故障特性方面有一定差异，不同配置方式对于套管数量、占地面积和工程造价等也有影响。相比于电抗交流侧配置方案，直流侧配置方案需要的交流套管数量少，直流套管数量更多，且直流套管的成本更高、技术成熟度也劣于交流套管。因此考虑套管设备，桥臂电抗直流侧方案成本较高，桥臂电抗同时配置在交直流侧的成本最高。目前欧洲在建的海上风电柔直并网工程多采用桥臂电抗直流侧配置方案，中国如东海上风电工程也采用该方案。

3.2 主动型抑制策略

主动型抑制措施指的是在系统运行过程中可以针对故障情况主动调整的方法，包含以下几个方面及其组合措施。

3.2.1 直流耗能装置

柔性直流输电系统的直流线路故障导致的直流区域过电压本质是有功功率不平衡，体现为直流侧电容的充放电特性，因此可以通过调整功率平衡降低对海上换流站直流侧设备的过电压冲击。直流耗能装置和后文提到的极线功率平衡控制策略均以调整功率平衡为目标。

直流耗能装置一般由大功率电力电子开关器件和耗散电阻构成，开关器件用来控制电阻的投入和切除[44]， 通过投入电阻消耗系统中的不平衡功率。为了保证陆上交流系统故障时系统能不间断运行，同时考虑到海上换流平台的有限空间，直流耗能装置一般安装在陆上换流站[45]。文献[46-47]对比了典型直流耗能装置的技术特点。第1种为由串联联接的IGBT和耗能电阻组成的传统拓扑，结构最为简单且使用的电力电子器件最少，但在运行过程中会产生较大的电压、电流变化率（du/dt和di/dt），因此不能用于较高电压等级，同时开关频率也较大，导致器件损耗增大。第2种拓扑将耗能电阻分散到每个模块里，与串联IGBT结构的耗能装置一样采用方波调制，通过控制投入的子模块电阻数量控制功率消耗，被认为是实际应用性能最好的拓扑结构，但是电阻散热成本较高[48]。第3种拓扑是基于半桥子模块和全桥子模块的模块化多电平换流器（modular multilevel converter, MMC）结构耗能装置，电压调制波为正弦波，可以工作在较大电流水平下，但需要的器件数量较多，且控制复杂。其他优化拓扑包含基于全桥结构的MMC型耗能装置[49]，在海上风电柔直并网系统发生交直流故障时能平滑控制电压、电流变化率，不依赖于通信且对环境产生较少的电磁干扰；用于海上风电直流并网的新型柔性直流耗能装置[50]，相比于传统耗能装置，具备阻值连续可调的柔性直流负载特性，开关期间电热应力更小，安全裕度更大。

此外，文献[45]将直流耗能装置的应用由双端系统扩展到直流电网中，分析了直流耗能装置与直流电压下垂控制的协调配合以实现经济性和可靠性最优。

直流耗能装置动作时序图如图6所示。当极对地故障发生时，几μs内将产生瞬态过电压，故障过流导致换流器闭锁，在交流断路器跳闸前直流侧设备将承受暂时过电压，当断路器跳闸完成后电缆开始缓慢放电，为了加快故障电缆放电过程，一段时间后（约50 ms）投入直流耗能装置，直流电缆上的暂时过电压将快速消失。

图6 直流耗能装置策略时序图
Fig.6 Sequence diagram of the DC energy consuming device

直流耗能装置对于对称单极和双极结构换流站直流侧极线上的暂时过电压抑制效果显著，目前欧洲海上风电柔直工程普遍配置了直流耗能装置。未来需要进一步评估暂态过电压抑制需求对直流耗能装置的技术要求。

3.2.2 极线功率平衡控制

功率平衡控制策略仅在故障未触发健全级保护导致换流阀闭锁时使用，即应用场景是抑制保护动作值以下的瞬态过电压。

诸多文献开展了针对该类型策略和与其他装置配合的策略研究。文献[48]提出了一种混合风电场与柔直系统协调配合策略，通过降低风电场出力并配合新型模块化卸荷电阻作用实现故障穿越。其他在故障期间控制风电场发出功率的措施包括升高海上换流站的频率或降低电压[51-52]、利用通信系统给风机发降功率指令[53]、采用主动控制策略降低有功功率输出[54-55]，限制直流侧过电压水平。文献[56]提出一种利用海上交流平台主控制器的直流电压控制策略，该策略运算量很小且不需要通信。文献[57]推导了直流电压与不平衡功率的表达式，提出了一种子模块自适应调制策略，在受端交流系统发生故障时，能够增大换流站等效电容，从而在送端机前实现直流电压的紧急控制，避免未发生故障的换流站因直流过压而闭锁。这些策略避免使用耗能装置，从而降低系统成本和损耗，但是控制策略对系统造成的机械和电气应力也需要进一步考虑。文献[58]基于新能源接入柔性直流电网的场景，提出了一种抑制直流电压上升的虚拟调制控制策略，并在对称单极和对称双极结构中得到仿真验证。文献[59]综合应用了直流断路器、直流耗能电阻和风电场侧换流站的降压协调策略，在切除故障电流的同时消除直流线路上的不平衡功率，从而减少对直流侧的电气应力冲击。

总体来说，极线的功率平衡控制措施不需增加新设备，经济性好，且可在工程投运过程中进行软件层面优化，易于实现，但是仅在换流站未闭锁时有效，暂时过电压抑制效果有限。

3.2.3 直流电缆加速放电策略

直流电缆加速放电策略可通过直流侧经接地电阻紧急接地的方法实现，本质是为故障电流提供通路，通过降低TOV和减少TOV持续时间来降低过电压应力。目前新建的欧洲海上风电柔直并网项目大多要求配置该功能，一般用于故障工况下直流耗能装置不能正常动作，需要及时完成直流电缆放电的场景。为了实现紧急接地，可在直流侧配置快速开关（high speed switch，HSS）。为了降低接地过程中对设备的冲击同时加快能量耗散过程，一般采用HSS经电阻接地的方式，典型电阻值为100~200 Ω。

直流电缆的紧急接地动作时序类似于投入直流耗能装置，在交流断路器跳闸后，为了加快电缆放电过程，减少电缆的过电压应力耐受时间，延时后闭合直流侧的快速接地开关，时序图如图7所示。

图7 直流电缆紧急接地时序图
Fig.7 Sequence diagram of DC cable emergency grounding

值得注意的是，紧急接地瞬间直流电缆可能承受较大的反极性电压，在电缆设计中需要考虑该参数。图8所示为基于带有130 km直流电缆的海上风电柔直系统，在直流电缆不同位置测得的直流电压值，其中Edc00-Edc04分别为距离海上换流站正极直流侧0 km、 10 km、60 km、110 km和120 km处的测点电压，可看出此时反极性电压峰值可达76 kV。

图8 紧急接地时直流电缆反极性电压
Fig.8 Voltage reversal on the DC cable in case of emergency grounding

3.2.4 保护加速和断路器快速跳闸策略

保护加速动作可以加快换流站闭锁时间，瞬态过电压是由故障瞬间电缆放电导致的，一般过程非常迅速，通过调整保护定值或保护延时实现保护快速动作，可以抑制瞬态过电压的发展，降低过电压冲击，但这种措施对保护速动性要求更高，而且要兼顾保护可靠性，对保护配合要求较高，可调整空间有限。

同样地，本文基于±200 kV海上风电柔性直流并网系统进行仿真验证，以过电压关键工况直流极对地故障为例，将直流极差动保护（主保护）定值降低约0.05 pu，同时调整其他保护确保主保护可靠动作。由图9可以看出，相比于高保护定值，低保护定值下海上换流站直流侧的瞬态过电压由355 kV降低到341 kV，两者的暂时过电压水平相当。

图9 保护加速措施下的直流电压对比图
Fig.9 Comparison of DC voltage with protection acceleration measure

通过提升断路器性能，缩短断路器跳闸时间，可以减少暂时过电压的持续时间，从而避免设备过热和避雷器吸收能量过大，但对断路器性能要求更高。针对采用直流侧中性点接地的对称双极结构，当换流站交流出口发生单相接地故障时，由于下桥臂二极管的续流特性，交流侧电流会出现直流偏置，引起短路电流无过零点，断路器无法正常跳开[60]。相比于海上换流站，这种现象在陆上换流站更为明显。针对该问题，国内外专家提出了多种解决措施。文献[60]从设备优化的角度，提出了一种交流断路器选相跳闸保护策略。此外也有文献提出了在直流侧中性点采用经电阻接地[61] 或电阻电抗并联接地的方式[62]以及在三相下桥臂增加并联双晶闸管的措施[63]，但改进换流阀结构将对器件散热、信号传输等硬件设计和其他系统特性带来影响，需要进一步深入研究，目前应用广泛的方法是直流侧中性点经电阻、阻抗接地或交流断路器选相跳闸方法。

总体来说，保护加速对于对称单极和双极结构海上换流站直流侧极线上的瞬态过电压抑制有一定效果，断路器快速跳闸可减少直流侧暂时过电压耐受时间，是目前直流工程优化设计的方向之一。

4 海上换流站直流侧过电压应力抑制措施评述

本文通过理论分析和仿真验证，对海上换流站直流侧过电压抑制措施进行了有效性分析，如表2所示，其中反极性过电压峰值与系统结构和线路长度无关，一般发生在距换流站近距离的极对地故障工况下，受电缆固有参数、故障条件、接地电阻等因素影响较大。因此围绕同极性瞬态过电压和暂时过电压进行评估。可以看出：对于对称单极拓扑系统，被动型抑制策略主要用来限制瞬态过电压，主动型策略主要用来抑制直流极线的暂时过电压；对于对称双极拓扑系统，接地方式优化对结果影响不大，直流极线上的过电压抑制类似于对称单极系统。相比于直流极线，金属回线上的过电压应力较低。

表2 海上换流站直流侧过电压抑制措施有效性分析
Table 2 Effectiveness analysis of overvoltage suppression measures on the DC side of offshore converter station

抑制措施对称单极结构 对称双极结构直流极线 直流极线 金属回线瞬态过电压 暂时过电压 瞬态过电压 暂时过电压 瞬态过电压 暂时过电压被动型抑制优化接地方式 有效 有效 效果不显著 效果不显著 效果不显著 效果不显著优化避雷器参数 有效 有效 有效 有效 有效 有效优化电抗器配置 有效 无效 有效 无效 有效 无效主动型抑制直流耗能装置 无效 有效 无效 有效 无效 无效极线功率平衡控制 无效 效果不显著 无效 效果不显著 无效 效果不显著直流电缆加速放电 无效 有效 无效 有效 无效 无效保护加速 有效 无效 有效 无效 有效 无效断路器快速跳闸 无效 有效 无效 有效 无效 有效

表3汇总了本文提到的海上换流站直流侧过电压抑制措施的优点、缺点和工程应用情况。目前国内外的海上风电柔性直流并网工程多为对称单极结构，在建工程中用于抑制海上换流站直流侧暂态过电压应力的措施有优化避雷器参数、保护加速和断路器快速跳闸策略。欧洲海上风电项目多采用桥臂电抗在直流侧的配置方案，且均要求具备直流电缆紧急接地和直流耗能装置加速放电功能，降低电缆的过电压应力耐受时间。功率平衡控制在实际工程中得到了普遍应用。

表3 海上换流站直流侧过电压抑制措施汇总
Table 3 Summary of overvoltage suppression measures on the DC side of offshore converter station

抑制措施技术优缺点工程应用情况优点 缺点被动型抑制优化接地方式 过电压抑制效果明显；简单易实现对双极系统抑制效果有限；避雷器吸收能量较大 未见工程应用报道优化避雷器参数 对单极和双极系统均适用 过电压与绝缘配合复杂 实际工程普遍应用优化电抗器配置 对单极和双极系统均适用；可抑制桥臂闪络故障电流需新增阀直流母线避雷器；所需直流套管数量较多 欧洲海上风电柔直工程普遍应用主动型抑制直流耗能装置 对单极和双极系统均适用 需要评估暂态过电压抑制对直流耗能装置的技术要求 欧洲海上风电柔直工程普遍应用极线功率平衡控制 无需新增设备，经济性好；易于实现仅在换流站未闭锁时有效，暂时过电压抑制效果有限 实际工程普遍应用直流电缆加速放电 对单极和双极系统均适用；易于实现需增设高速接地开关；需要考虑紧急接地过程中直流极线的反极性电压欧洲海上风电柔直并网工程要求配置该功能保护加速 对单极和双极系统均适用；可降低直流侧冲击电流对保护速动性要求更高，对保护配合要求较高 实际工程普遍应用断路器快速跳闸对单极和双极系统均适用；可降低直流侧过电流有效值和避雷器能量对断路器性能要求更高 实际工程普遍应用

5 结语

本文结合典型海上风电经柔直并网系统的拓扑结构，对海上换流站直流侧设备因故障承受的暂态过电压应力类型和机理进行了综述，并归纳总结了直流侧设备过电压抑制的措施，对相关暂态过电压应力抑制措施进行了适用性、有效性和优缺点评估，为海上风电经柔直并网系统中海上换流站设计提供参考，具体结论如下。

1）针对对称单极结构系统，可有效抑制直流极线上瞬态过电压的措施有优化接地方式、优化避雷器参数、优化电抗器配置、保护加速及组合措施；可有效抑制直流极线上暂时过电压的措施有优化接地方式、优化避雷器参数、在陆上换流站增加直流耗能装置、采用电缆加速放电策略和断路器快速跳闸策略及组合措施。

2）对于对称双极结构系统，除了接地方式优化对于瞬态过电压和暂时过电压无明显效果外，其余抑制直流极线上瞬态过电压和暂时过电压的有效措施类似于对称单极系统。

3）对于对称双极结构系统，有效抑制金属回线上瞬态过电压的措施与极线上措施一致；有效抑制金属回线上暂时过电压的措施有优化避雷器参数和断路器快速跳闸策略及组合措施。