廣東地區天然氣埋地管道防高壓直流輸電接地極干擾措施及其緩解效果

曹國飛

(國家石油天然氣管網集團有限公司西氣東輸分公司，上海 200120)

高壓直流輸電(HVDC)是近年來我國大力推進的一種新型高效輸電技術，它有效緩解了國內電力資源與用電需求不匹配問題，對推動經濟發展起到巨大的作用。隨著高壓直流輸電線路覆蓋程度的增高，高壓直流輸電接地極對臨近油氣管道的干擾越來越嚴重，引起了業者廣泛的關注[1-7]。

高壓直流輸電通常采用雙極對稱模式運行，但在故障或維檢修時可能采用單極大地回路方式運行，此時會有高達數千安培的直流電流通過大地導通，在接地極周邊會形成陽極電勢場或陰極電勢場。如果周邊的埋地金屬管道處于該電勢場影響范圍內，管道就會受到直流干擾[1-2,7]。

高壓直流輸電接地極對管道及附屬設施造成的危害可以歸納為以下幾種[8-18]：1)受干擾管道的管件之間存在電位差，出現放電打火現象，進而出現燒蝕；2)管道設施對地直流電壓超過人體安全電壓，存在人身安全風險；3)受干擾管道的陰極保護電源無法正常運行，嚴重時導致電源燒毀；4)管道上的犧牲陽極加速消耗，未到設計壽命即發生失效；5)管道電位過負，可能造成高強鋼管道管體出現氫脆或氫致開裂；6)管道電位過負，可能出現防腐蝕層剝離、鼓泡等現象；7)管道上流出直流雜散電流的區域，管道開始腐蝕。

廣東地區是我國高壓直流輸電線路最密集的區域之一。因地質條件等影響，廣東省境內的西氣東輸天然氣管線受到強烈的高壓直流輸電干擾。為了掌握干擾情況，評價目前已有緩解措施的有效性，測試了廣東地區多個高壓直流輸電接地極對西氣東輸管道的干擾情況，希望借此推進國內高壓直流輸電干擾評價與緩解技術的進步。

1 項目基本情況

目前，在廣東省內有6個高壓直流輸電接地極在運行[1](見圖1)。對廣東地區西氣東輸管道產生較嚴重干擾的高壓直流輸電接地極包括魚龍嶺接地極、大塘接地極以及翁源接地極。

圖1 廣東地區6個高壓直流輸電接地極與西氣東輸管道的位置關系

魚龍嶺接地極為云廣±800 kV、貴廣±500 kV高壓直流輸電線路增城換流站和深圳寶安換流站共用接地極。此接地極距管道最近距離約3.5 km，平均距離9.6 km左右。大塘接地極屬于天廣±500 kV高壓直流輸電線路，接地極中心距離廣南支干線最近約800 m，接地極外環距離管道不足100 m。翁源接地極屬于牛從±500 kV同塔雙回超高壓直流輸電線路，翁源接地極位于翁源縣壩仔鎮新梅村，距離西二線干線約7 km。

基于已有研究成果，管道業主方在西二線干線廣東段高壓直流干擾區域陸續實施了多項緩解防護措施，包括高壓直流干擾監測、自動合閘保護裝置、分段絕緣、閥室接地網改造、增設大功率抗干擾的恒電位儀和陽極地床改造、鋪設鋅帶。

(1)高壓直流干擾監測措施 為及時監測高壓直流接地極對廣東段管道的干擾，陸續在管道相關位置安裝了高壓直流干擾的監測裝置。

(2)自動合閘裝置 西二線11座閥室均安裝了自動合閘裝置。該裝置利用閥室地網作為排流床，主要用于閥室/站場內。

(3)分段絕緣 對西二線干線進行分段絕緣(加設3處絕緣接頭，將管道分為4段)，再進行分段治理(在韶關站安裝陰保站1座，在154號閥室安裝陰保站1座)。該措施可減少HVDC干擾對西二線干線線路的干擾影響。

(4)閥室接地網改造 在西二線干線153號閥室至160號閥室安裝了非對稱型固態去耦合器(+0.5 V/-3.5 V)，并對閥室接地網進行了改造:每個閥室沿圍墻鋪設犧牲陽極，閥室接地網與犧牲陽極相連。這樣可以減緩接地網的腐蝕，又可以減低閥室地網的整體接地電阻，從而確保排流效果。

(5)增設大功率抗干擾的恒電位儀和陽極地床改造 更換了大功率恒電位儀并對陽極地床進行改造，以確保在故障大電流引起管道電位正偏移時能輸出較大電流，抑制管道電位的正偏移。

(6)鋪設鋅帶 在受干擾的管道沿線鋪設多處鋅帶，鋅帶直接與管道相連，總長度為29 km。在高壓直流干擾時，鋅帶既能起到排流作用，又可以作為犧牲陽極。

2 防干擾措施的有效性評價

根據Q/SYXQ 278-2020《高壓直流接地極干擾防護技術規范》對西二線干線廣東段的緩解措施進行有效性評價。

(1)操作人員觸電安全限值要求 管道與大地之間的接觸電壓應滿足人體安全電壓限值，一般情況下應小于35 V。

(2)管體腐蝕安全限值要求 對于已建管線和高壓直流接地極，高壓直流干擾下管道腐蝕安全限值如表1所示。

表1 管道腐蝕安全限值

(3)閥室引壓管、絕緣接頭電弧和燒蝕安全條件 根據引壓管、絕緣卡套兩側電位差變化做如下調整：電位差小于4 V時，可不采取措施；電位差為4～10 V時，應保證閥室內相鄰引壓管的間距不小于10 mm；電位差大于10 V時，應采取排流防護措施將引壓管、絕緣卡套兩側電位差降至10 V以下。

(4)陰極保護設備、電涌保護裝置損毀安全條件 陰極保護設備、浪涌保護裝置不應發生損毀，不能影響正常工況下陰極保護的范圍，接地網不能泄漏陰極保護電流。

3 站場閥室防干擾措施的緩解效果

3.1 閥室自動合閘裝置

閥室安裝的自動合閘裝置屬于限壓等電位連接保護，在接地極放電時，一旦管地電位超過監測的閾值電壓，自動合閘裝置啟動，將管道與接地網直接導通，降低管道與大地間的電位差，從而減低絕緣卡套兩端的電位差，起到保護絕緣卡套的作用。

南方電網大塘接地極放電時，自動合閘裝置啟動，持續時間約92 min，排流期間的最大排流量是1.33 A，如圖2所示。

圖2 大塘接地極放電時某自動合閘裝置的排流情況

表2為翁源接地極2 400 A陽極電流入地時，西二線干線廣東段153號至160號閥室自動合閘裝置閉合前后的管地電位(管地對地電位)和通過的電流。結果表明，自動合閘裝置閉合前，閥室和接地網絕緣，管地電位(即自動合閘裝置兩端的電位差)較大，自動合閘裝置閉合后，閥室和接地網電連通，管地電位降低，可有效避免引壓管打火放電風險。這說明自動合閘裝置可有效降低管地電位。

表2 翁源接地極放電時自動合閘裝置閉合前后管地電位和通過的電流

3.2 閥室接地網改造

西二線干線安裝了非對稱型固態去耦合器(+0.5 V/-3.5 V)，并對閥室接地網進行了改造，沿閥室圍墻鋪設犧牲陽極，閥室接地網與犧牲陽極相連，固態去耦合器連接前后的管道電位如表3所示。由表3可見，連接前后管道直流電位變化不明顯，交流電壓變化幅度較大，這是固態去耦合器通交隔直作用的結果。通交隔直作用可以排除交流雜散電流干擾，不漏失陰極保護電流，在高壓直流大電流干擾時，自動短接閥室、管道等關鍵部位，消除電位差，防止出現擊穿風險。因此，改造后閥室接地網與犧牲陽極相連,可減緩接地網的腐蝕，降低接地網接地電阻，增強接地網排流效果。

表3 閥室接地網固態去耦合器連接前后管道電位

3.3 閥室安全設備

西二線干線接地極干擾區域內的恒電位儀，配備了斷路保護裝置，當與管道電氣連通端(包括輸出陰極、零位接陰)超過耐受電流、電壓時，斷路保護裝置能瞬間斷開設備與管道的電氣連接，實現物理電隔離，使接地極放電形成的高壓大電流失去進入設備內部的通道。待強干擾停止后，斷路保護裝置自動重新連接，恢復恒電位儀的工作狀態。

西二線干線配備了斷路保護裝置的恒電位儀，未發生因接地極放電引起設備本體損毀的狀況。

4 管線防干擾措施的緩解效果

管線的防干擾措施包括線路分段絕緣，陰極保護系統更換和增設大功率抗干擾恒電位儀、陽極地床改造，鋅帶鋪設等。在實施以上措施后，對管線防干擾措施的緩解效果進行了評價。

4.1 管道電位分布

4.1.1 魚龍嶺接地極放電時

在2020年1月22日，魚龍嶺接地極發生故障性放電，放電極性為陰極放電，放電電流達1 100 A，持續90 min。

防干擾措施對魚龍嶺接地極放電時管道通電電位分布的影響見圖3。由圖3可見，采取防干擾措施前，監測到魚龍嶺接地極陰極放電1 125 A時，管道最正通電電位為77.161 V，出現在KP4829測試樁處，最負通電電位為-12.455 V，出現在KP4760測試樁處；采取防干擾措施后，監測到魚龍嶺接地極陰極放電1 100 A時，管道最正通電電位為7.88 V，出現在KP4833測試樁處，最負通電電位為-17.837 V，出現在KP4814測試樁處，滿足緩解目標±35 V的要求。按相同放電等比例換算，采取防干擾措施后，最正通電電位下降89.8%，出現最負通電電位的KP4814測試樁處為管道受干擾最嚴重的位置。盡管接地極附近的鋅帶降低了其附近管道雜散電流的流出，但增加了整體雜散電流的流出，進而增大了158號閥室絕緣接頭下游電流流入，使此處成為受干擾程度最大的位置。

圖3 防干擾措施對魚龍嶺接地極放電時管道通電電位分布的影響

采取防干擾措施前，魚龍嶺接地極對此段管道的干擾規律呈現為一個流入段和一個流出段，靠近接地極的管段受干擾程度遠大于遠離接地極管段的；采取防干擾措施后，干擾規律呈現為多個流入段和流出段，靠近接地極的管段受干擾程度趨于平緩，干擾水平與遠離接地極管段相當。

防干擾措施對魚龍嶺接地極放電時管道斷電電位分布的影響見圖4。由圖4可知，采取防干擾措施前，魚龍嶺接地極陰極1 125 A放電時，此段管道斷電電位為-1.369～1.906 V，斷電電位的波動幅度為3.275 V，欠保護管段59 km，過保護管段70.5 km，正常保護管段55.5 km；采取防干擾措施后，魚龍嶺接地極陰極1 100 A放電時，此段管道斷電電位為-1.603～0.567 V，其波動幅度為2.17 V，欠保護管段55 km，過保護管段79 km，正常保護管段51 km。由采取防干擾措施前后斷電電位分布可見，分段絕緣、閥室接地網改造及加裝鋅帶使管段斷電電位波動幅度明顯減小，由3.275 V減小為2.17 V，且斷電電位正向偏移得到有效抑制，可有效降低管道腐蝕速率。防干擾措施并未延長正常保護管段的長度。這是因為分段絕緣后西二線干線變化為多個流入流出段，而已安裝排流設施未能將新增流入流出位置的斷電電位有效限制在-0.85～-1.2 V的正常保護區間。但管道斷電電位峰值實現了大幅降低。若要實現西二線干線正常保護，仍需在現有措施基礎上進一步增加防干擾措施。

圖4 防干擾措施對魚龍嶺接地極放電時管道斷電電位分布的影響

4.1.2 翁源接地極放電時

2020年1月6日，翁源接地極發生故障性放電，放電極性為陽極放電，放電電流達1 100 A，持續60 min。

防干擾措施對翁源接地極放電時管道通電電位分布的影響見圖5。采取防干擾措施前，翁源接地極陰極1 600 A放電時，管道最正通電電位為139.96 V，出現在KP4709測試樁處，最負通電電位為-32.42 V，出現在KP4833測試樁位置；采取防干擾措施后，翁源接地極陽極1 100 A放電時，最正通電電位為11.658 V，出現在KP4675測試樁位置，最負通電電位為-15.70 V，出現在KP4691測試樁位置，全段管道通電電位均得到有效降低，并滿足緩解目標±35 V的要求。按相同放電等比例換算，最大通電電位下降83.7%，受干擾程度最大的位置向韶關方向偏移，出現在KP4691測試樁處。采取防干擾措施前，翁源接地極對此段管道的干擾規律呈現為一個流入段和兩個流出段，靠近接地極管段受到的干擾遠大于遠離接地極管段的；采取防干擾措施后，干擾規律呈現為多個流入段和流出段，靠近接地極管段受到的干擾趨于平緩，受干擾程度與遠離接地極管段的相當。

圖5 防干擾措施對翁源接地極放電時管道通電電位分布的影響

防干擾措施對翁源接地極放電時管道斷電電位分布的影響見圖6。在翁源接地極陽極放電1 100 A時，采取防干擾措施的此段管道的斷電電位為-1.286～1.124 V，正常保護管段48.5 km，欠保護管段97.5 km，過保護管段39 km。

圖6 防干擾措施對翁源接地極放電時管道斷電電位分布的影響

4.2 腐蝕速率

根據管道沿線布設的電阻式探頭采集的腐蝕速率數據，對管道沿線防干擾措施的有效性進行評價。由表4可見，采取防干擾措施后，腐蝕速率比采取措施前的出現明顯下降，說明防干擾措施取到一定的緩解效果。

表4 采取防干擾措施前后管道的腐蝕速率

5 結論

(1)采取閥室自動接地合閘裝置后，閥室絕緣卡套兩側電位差過大問題得到一定程度的緩解，可降低引壓管打火放電的風險。

(2)在閥室安裝了非對稱型固態去耦合器(+0.5 V/-3.5 V)并對閥室接地網進行改造，可減緩接地網的腐蝕，降低接地網接地電阻，增強接地網排流效果，當出現高壓直流大電流干擾時，固態去耦合器自動短接閥室、管道等關鍵部位，消除電位差，減少擊穿風險。

(3)在受干擾區域內的恒電位儀上配備斷路保護裝置，可以防止因接地極放電引起設備損毀的情況。

(4)在干線管道實施分段絕緣措施使受干擾管道由一個流入段和流出段，變為多個流入段和流出段，使最大通電電位降低。

(5)對受干擾管段采取鋪設鋅帶、分段絕緣、閥室接地網改造等防干擾措施后，最大通電電位可有效降低。

(6)采取防干擾措施后，受干擾管段的腐蝕速率明顯降低，管道的腐蝕情況得到一定程度緩解，長期防護效果尚待持續觀察。

(7)管道方所采取的防干擾措施都是被動的防護，投資大、防護效果難以保障。保證接地極與管道之間的安全距離、減少接地極的放電次數和放電電流，以及控制接地極放電時長，才能從根源上解決高壓直流輸電接地極對埋地鋼質管道的干擾影響。