朱钰

国家管网集团西部管道酒泉输油气分公司

酒泉输油气分公司管辖西气东输一线、二线、三线、乌兰成品油、鄯兰原油五条主干管网，与国家电网“西电东送”输电线路在河西走廊西段同处一个公共廊带内，并行约600公里，交叉324处，通过排查发现输电线路塔杆与管道距离基本满足GB/T 50698―2011《埋地钢制管道交流干扰防护技术标准》要求。

目前，河西走廊有哈密—郑州±800 kV、酒泉—湖南±800 kV、准东—皖南±1100 kV三条特高压直流输电线路，“十四五”期间将再建三条线路。特高压直流输电系统一般分双极和单极两种运行方式，在正常工况下会以双极-大地方式运行，此时入地电流为系统不平衡电流，数值小于输出电流的1%，对埋地管道影响较小。在特高压直流输电系统建设投运初期、年内检修或出现故障排查时，会采用单极-大地运行方式，此时直流接地极处有高达几千安培的电流入地（或由大地流入接地极），对几十公里甚至上百公里范围内的埋地长输管道及站内设备均会产生直流干扰，严重影响阴极保护系统的正常运行；同时会在埋地管道上形成流入、流出的杂散电流，在流出部位很短时间内即可发生管道的腐蚀穿孔，在流入部位会大大增加管道的过保护风险，引发管材氢脆、氢致开裂等安全问题。

2017年，在酒泉—湖南±800 kV线路建成调试阶段，西部管道公司管道部联合国家电网直流部开展了特高压直流输电线路对油气管道干扰监测与分析、接地极对管道干扰影响测试等工作。特高压接地极距西二线最近的测试桩垂直距离约为 55 km，本次以接地极入地电流达到阴极（接地极流入电流）5240 A 为例开展干扰测试，西二线管道通电电位最正偏移到﹢2.29 V，断电电位最正偏移到  ﹣0.43 V，通电电位最负偏移到﹣3.32 V，断电电位最负偏移至﹣1.31 V。西二线受影响的管道长度大于500公里，其中靠近接地极约有157公里管道处于欠保护状态，远离接地极约有 214公里管道处于过保护状态。西一线和西三线靠近接地极段的管道受干扰程度大于西二线，西一线的通电电位正向偏移至﹢4.2 V，西三线的通点电位正向偏移至﹢4 V。

根据测试结果，分公司采取了几项管控措施：一是在与接地极最近的管段设置智能测试桩和腐蚀试片，对管道电位进行长期监测，并定期对测试数据进行统计分析。二是根据每年防腐层检漏和周期性外腐蚀直接评价检测结果，及时对漏点进行开挖确认与修复，对干扰段增设排流装置，保证管道防腐层完好且阴保系统运行正常。三是与电力方达成电力线路单极运行互通协议，但由于渠道不畅，实施不够理想。为此提出以下几点建议。

一是依据《石油天然气管道保护法》第四十四条后建服从先建的原则，电力方在项目可研阶段把输电线路与油气管道交叉并行情况纳入调查内容，会同管道企业对可能产生的电磁干扰问题进行评估，制定防护措施和资金计划。管道企业应主动与电力方和设计单位沟通联系，双方按照规范标准相互确认，保证在施工阶段相关措施和资金落实到位。

二是重点关注特高压直流换流站接地极与管道的安全距离。特高压输电线路首尾换流站接地极选址应远离管道50公里以上，并选取在土壤电阻率较低的位置，在输电线路单极-大地运行方式运行时，尽量控制接地极的入地电流大小、频率和时长，将单极运行时对管道的干扰影响降到最低。同时，建立长期的相互沟通协商合作机制，双方要及时告知对方管网和电网线路建设规划、施工活动、运行故障和安全风险等相关重要信息。

三是将防电磁干扰风险列入到管道企业年度工作目标。加强对管道干扰的日常检测监测，并以此为基础，充分排查管道运行面临的各种电磁干扰问题。特别是在可能受到外部电力系统干扰的区域，将阴保检测、干扰检测、防腐层检测和腐蚀调查等工作全面统筹起来，以便充分识别受干扰管段存在的安全隐患。

四是协商制定双方企业都能接受的统一设计标准。目前在防电磁干扰方面还存在采纳标准不一致的情况，如特高压直流接地极与埋地管道安全间距没有标准、排流效果规范依据不一致等，影响双方有效合作和预防治理效果，亟须加强标准规范方面的研究，使之更加符合现场实际情况，有效提升双方安全运行水平。

（根据作者在2023年5月31日油气管道和输电线路安全保护研讨班上的发言整理）

作者简介：朱钰，高级工程师，现任酒泉输油气分公司酒泉作业区副主任，长期从事长输油气管道管理及管道保卫工作。联系方式：18993702472。