顾清林1 曹国飞1 吴志平2 常景龙2

1.中石油管道有限责任公司西气东输分公司； 2.中石油管道有限责任公司

摘 要： 为了掌握高压直流输电工程接地极对天然气管道杂散电流干扰影响及规律，在全国17个高压直流输电工程接地极附近12条管道上安装电位远程监测系统，长时间连续监测管道电位，分析接地极的干扰频次和干扰时间及天然气管道受干扰程度、影响范围和规律。结果显示，能够准确判断出接地极对管道的干扰。 2017年17个接地极干扰频次为201次，干扰总时长为657.31小时，较2016年略有下降。 1 987 km天然气管道受到接地极干扰，其中华南地区较华东、华中和西北地区的干扰程度大。接地极与管道的垂直距离越短，靠近接地极端的杂散电流流入流出的管段越短，对远离接地极端的管道的干扰程度越大，干扰范围越广。

关键词： 高压直流输电工程；接地极；电位远程监测系统；杂散电流；天然气管道

目前，埋地钢质管道受高压直流输电工程接地极的影响问题越来越严重，对管道及其附属设施会造成多种危害，其中腐蚀影响尤为明显[1]。其他如天然气阀室内绝缘卡套或者引压管之间出现打火放电烧蚀现象[2,3]；部分管道直流干扰电压超过人体安全电压，存在人身安全风险[4]；在干扰严重区段的阴极保护系统无法正常运行，严重时会造成恒电位仪烧毁。在使用高强度钢的埋地管道，由于高压直流输电工程干扰造成电位过负，存在管道本体发生氢脆或氢致开裂的风险[5,6]。

为了掌握目前全国各个地区的高压直流输电工程接地极对埋地钢质管道的干扰频次、时长和干扰程度，采用电位远程监测系统，对全国17个接地极附近的天然气管道受干扰情况进行了长时间连续监测。

1 监测设备和方法

采用极化探头法[7]和电位远程监测系统，通过通电电位的变化，判断管道是否受到接地极干扰。极化探头由与管道相同材质的极化试片和长效硫酸铜电极构成，试片面积6.5 cm2 [8]。电位远程监测系统（图 1）由电位监测终端、传输网络和服务器构成。极化探头通过电位监测终端与管道进行连接。电位监测终端自动通断试片，采集试片的通/断电电位，再通过无线网络传输，将测试数据传输到远程的服务器内。测试人员通过专业软件读取传输至服务器内的通/断电电位。电位监测系统设置10分钟采集1组通/断电电位。

图 1  电位远程监测系统架构示意图

2 接地极干扰识别

高压直流输电工程有两个接地极，其中一个流入电流，另外一个流出电流。在接地极流入电流时，靠近接地极管道电位正向偏移，远离接地极管道电位负向偏移；在接地极流出电流时，靠近接地极管道电位负向偏移，远离接地极管道电位正向偏移。在接地极附近的天然气管道上设置多个电位监测点，分别在离接地极最近位置和远离接地极位置同时设置，对管道电位进行连续不间断监测。通过同一条管道多个位置的通电电位同时发生正向或者负向偏移，判断管道是否受到接地极的干扰。

以华东地区接地极4对管道8的干扰监测为例。在管道8设置了7处电位监测点。 4处（1―4）设置在靠近接地极的管段， 3处（5―7）设置在远离接地极的管段（图 2）。 19:19， 1―3处电位同时往负方向偏移， 4―7处电位同时往正方向偏移； 19:50， 7处同时恢复为正常的保护电位（图 3）。可以判断19:19～19:50管道8受到接地极4的干扰。

图 2  管道8的电位监测点和接地极相对位置示意图

图 3  管道8的7处电位监测点同一时间点发生电位偏移

3 接地极干扰监测结果

3.1 干扰频次和干扰时长

对全国17个接地极附近的12条天然气管道长时间连续监测， 分别得到2016年和2017年的干扰频次和干扰时长（表 1）。 2016年17个接地极造成干扰次数281次，干扰总时长674.07小时； 2017年干扰次数201次，干扰总时长657.31小时。对比两年的监测结果可以看出， 2017年的干扰频次和干扰总时长均有降低。华东地区接地极4和华南地区接地极4干扰频次和干扰总时长均较小；华东接地极4和华南接地极1干扰频次和干扰总时长均较大；华中接地极6、华东接地极5和接地极6干扰总时长超过高压直流接地极设计文件要求的1%（3.65天）故障率。

3.2 干扰程度和干扰范围

对17个接地极附近的12条管道通/断电电位进行监测，结果（表 2）显示，在接地极干扰下管道断电电位的最正值和最负值均超过标准[9]要求的阴极保护电位的上下限。其中受干扰最大的管道（管道11）电位达到了304.40 V（图 4），远超过人体安全电压。数据显示，共有5条管道的通电电位绝对值高于4 V，管道上阀室内的绝缘卡套和引压管存在打火放电烧蚀风险[2,3]。其中华南地区接地极1对其附近的3条管道（管道10、 11、 12）的干扰均能达到几十伏，干扰最为严重。华南地区接地极2与管道10的垂直距离56 km，造成的最大干扰电位能达到﹣10.63 V。华中和华东地区接地极与管道垂直距离相同时，最大干扰电位偏移量只有几百毫伏。华东地区接地极6对管道9的干扰电位最大值能达到﹣8.91 V。华中地区和西北地区干扰相对较小。共有1 987 km管道受到接地极干扰（接地极有入地电流时，管道电位有明显的波动），其中1 707 km管道断电电位超过标准要求电位的上下限。

图 4  管道11受华南地区接地极4干扰时通电电位分布图

4 接地极干扰规律分析

华南地区接地极1和接地极2与管道10的垂直距离分别为3.5 km和小于100 m，与管道10垂直点位置位于管道的10 km和72 km里程位置（图 5）。

图 5  华南地区2个接地极与管道相对位置

华南地区接地极1流出1 000 A电流时，管道受干扰时和未受干扰时的通电电位分布见图 6，靠近接地极约31 km长的管段通电电位负向偏移，监测范围内远离接地极约239 km管道通电电位正向偏移，靠近接地极端管道电位偏移量大于远离接地极的电位偏移量，靠近接地极端管道电位最负偏移至﹣50.58 V，远离接地极端管道电位最正偏移至+6.43 V，表明靠近接地极端管道的干扰大于远离接地极端。管道10在受华南地区接地极1干扰时，管道分为两个杂散电流流入流出管段，管道一端电位负向偏移，杂散电流流入；管道另外一端电位正向偏移，杂散电流流出，管道两端互为杂散电流的流入流出点（图 7）。

图 6  管道10受华南地区接地极1干扰时通/断电电位分布图

图 7  管道10受华南地区接地极1干扰时杂散流入流出示意图

华南地区接地极2流出1 100 A电流时，管道受干扰时和未受干扰时的通电电位分布见图 8，靠近接地极约8 km长的管道通电电位负向偏移，监测范围内远离接地极约262 km管道通电电位正向偏移，靠近接地极端管道电位偏移量大于远离接地极端的电位偏移量，靠近接地极端管道电位最负偏移至﹣31.00 V，远离接地极端管道电位最正偏移至+10.34 V，表明靠近接地极端的管道干扰大于远离接地极端。管道10在受华南地区接地极2干扰时，管道分为3个杂散电流流入流出管段，管道中间段电位负向偏移，杂散电流流入；管道另外两端电位正向偏移，杂散电流流出，管道中间段和两端互为杂散电流的流入流出点（图 9）。

图 8  管道10受华南地区接地极2干扰时通/断电电位分布图

图 9  管道10受华南地区接地极2干扰时杂散流入流出示意图

管道10受华南地区接地极1和接地极2干扰时，在杂散电流流入管段，断电电位均负于﹣1.20 V；在杂散电流流出管段，断电电位均正于﹣0.85 V（图 6、 8），管道受这两个接地极干扰时存在腐蚀和过保护的风险。

可以看出，接地极与管道的垂直距离越短，靠近接地极端的杂散电流流入流出的管段越短，接地极2与管道的垂直距离较接地极1短，干扰时靠近接地极1端的杂散电流流入管段长度较接地极2长。接地极与管道垂直距离越短，对远离接地极端的管道的干扰程度越大，干扰范围越广。接地极处于管道一端时，管道受干扰时分为两个干扰管段，两个干扰管段互为杂散电流流入流出点。接地极处于管道中间位置时，管道受干扰时分为三个干扰管段，中间干扰段与两端干扰段互为杂散电流流入流出点。

5 结束语

（1）在管道上设置长时间连续电位监测点，可以准确监测高压直流输电工程接地极对管道的干扰，通过电位分析，可以判断出每条管道受到某个高压直流输电工程接地极的干扰影响程度和范围。

（2）接地极与管道的垂直距离越短，靠近接地极端的杂散电流流入流出的管段越短，对远离接地极端的管道的干扰程度越大，干扰范围越广。

（3）基于2016年、 2017年接地极放电监测数据分析，发现不同接地极的干扰频次和干扰时长差异性较大，部分接地极的干扰频次和时长可以控制在较小水平，可能与运行维护技术有较大关系。

（4）分区域比较，华南地区管道受接地极干扰程度比华东、华中和西北地区严重，其中1 704km管道断电电位不满足阴极保护标准要求。

（5）随着干扰时间的积累，高压直流干扰问题的严峻性和危害性正在日益凸显，开挖调查发现由干扰造成管道腐蚀的情况日益增多。在国内天然气需求旺盛，油气管网加速建成、管网密度进一步加大的趋势下，管道受影响的范围与严重程度将进一步加剧，在管道方采取防护措施效果有限的现状下，亟需源头治理措施的出台。

参考文献：

[1] 胡毅. 直流接地极电流对输电线路接地构件的腐蚀影响研究[J].中国电力，2000，33(1)：58-61.

[2]楚金伟，韦晓星，刘青松.直流接地极附近引压管绝缘卡套放电原因分析[J].油气田地面工程 , 2015，34(10)：73-74.

[3]韩昌柴, 曹国飞, 覃慧敏,李英义，牛文花，葛彩刚，路民旭等. 阀室引压管放电烧蚀失效分析[J]. 天然气工业, 2016, 36(10).

[4]孙建桄，曹国飞,韩昌柴,李英义,葛彩刚,王磊磊,路民旭. 高压直流输电系统接地极对西气东输管道的影响[J].腐蚀与防护，2017，38（8）：631-636.

[5]刘智勇, 王长朋, 杜翠薇, 等. 外加电位对X80管线钢在鹰潭土壤模拟溶液中应力腐蚀行为的影响[J]. 金属学报, 2011, 47(11) ：1434-1439.

[6]Zhang Timing, Zhao Weimin, Guo Wang, Wang Yong. Hydrogen permeation behavior through HSLA steels and its implications on hydrogen embrittlement susceptibility[J]. Applied Mechanics and Materials, 2013, 8：310-316.

[7] 国家质量监督检验检疫总局. GB/T 21246-2017《埋地钢质管道阴极保护技术参数测量方法》.北京：中国标准出版社，2018.

[8]国家能源局. SY/T 0029-2012《埋地钢质检查片应用技术规范》.北京：石油工业出版社，2012.

[9] 国家质量监督检验检疫总局. GB/T 21448-2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》.北京：中国标准出版社，2018.

作者：顾清林，男， 1965年生，本科，工学学士，高级工程师，就职于中石油管道有限责任公司西气东输分公司，管道处处长，主要从事管道完整性管理工作。

（本篇论文获第六届中国管道完整性管理技术交流大会三等奖，经作者同意，本刊转载时有删改。）