1 高压直流输电系统接地极干扰问题的发现
2013年12月24日，广东省天然气管网有限公司从化分输站气液联动球阀LineGuard控制箱引压管和绝缘卡套部分被高温熔化，引压管绝缘卡套颜色发黑，上方引压管也有发黑的印记，且离绝缘卡套左侧约5cm位置的塑料管卡下端被完全熔化，离绝缘卡套右端约18cm处的塑料管卡下端也有熔化的现象（见图1）。调查发现从化分输站的气液联动阀有两个位置的绝缘卡套（见图2的1#和2#绝缘卡套）发生了高温熔化。1#绝缘卡套两端熔化粘结在一起，卡套内聚酰胺—酰亚胺绝缘件已熔化；两个绝缘卡套切割开后，发现内部均有明显的烧蚀现象（见图3、图4）。
图1 从化分输站发生烧蚀现场图片
图 2烧蚀的绝缘卡套位置示意图
图3 1#绝缘卡套烧蚀图片
图4 2#绝缘卡套烧蚀图片
通过调取该阀门附近的监控视频发现，从化分输站越站气液联动球阀执行机构12月24日晚上18:30分开始出现亮点，亮度在5分钟内逐步达到最亮（见图5），直至该晚22:00，亮点逐渐熄灭。
图5 从化分输站监控视频发现气液联动阀有发光点图片
调查发现此时间点与南方电网的贵广Ⅱ回直流输电系统（鱼龙岭接地极）12月24日出现故障，采取单极大地返回方式运行时间点一致。直流输电系统一般采用双极运行模式，利用正负两极导线和两端换流站的正负极相连，构成直流侧的闭环回路，见图6。当输电线路故障或检修时，会采取单极运行模式，利用导线和大地构成直流侧的单极回路，见图7。此时通过接地极入地的电流会对埋地管道造成干扰。此次贵广Ⅱ回直流输电系统采用单极大地回路运行时，鱼龙岭接地极将3125A直流电流泄放，省管网公司的管道距离鱼龙岭接地极垂直距离较近，接地极放电从化分输站位置管道电位正向偏移（见图8），从化分输站的绝缘卡套一端与管道电连接，另一端与接地网电连接，造成绝缘卡套两端存在很大电压差，同时由于这两个绝缘卡套绝缘性能下降，造成了绝缘卡套的发生了放电烧蚀熔化事件。
图6 高压直流输电系统双极运行状态
图7 高压直流输电系统单极运行状态
图8 直流输电线路单极运行时造成的管道干扰示意图
2 高压直流输电系统接地极干扰问题的研究
在发现管道受到高压直流输电系统影响后，公司进一步排查发现高压直流输电系统放电对广东管网造成了以下危害：（1）高压直流输电系统接地极放电时，线路恒电位仪无法正常运行，并且造成恒电位仪部分元件发生了烧毁（见图9）。（2）有牺牲阳极位置的干线测试桩烧毁（见图10）。（3）多个站场绝缘接头位置的等电位连接器烧毁（见图11）。（4）部分阀室的引压管之间及指示器信号线接地套管与阀体接触放电烧蚀（见图12）。（5）管道防腐层破损点处发生腐蚀（见图13）。
图9 恒电位仪元件烧毁图片
图10 干线测试桩烧毁图片
图11等电位连接器烧毁图片
图12接地套管与阀体接触放电烧蚀
图13 管道防腐层破损点处腐蚀图片
目前广东省境内有5个高压直流输电系统接地极，分别为：鱼龙岭接地极、大塘接地极、翁源接地极、天堂接地极和观音阁接地极。研究结果显示，影响最大的接地极为鱼龙岭接地极。鱼龙岭接地极边缘距离管道垂直距离为2.3公里（如图14）。接地极放电时会对管道造成阴极和阳极干扰，干扰规律见图15。接地极阳极干扰时，靠近接地极段的管道吸收杂散电流，管道电位负向偏移，远离接地极段的管道排放电流，管道电位正向偏移；接地极阴极干扰时，靠近接地极的管道排放电流，管道电位正向偏移，远离接地极段的管道吸收杂散电流，管道电位负向偏移。
图14 鱼龙岭接地极与管道相对位置示意图
图15 高压直流输电系统接地极干扰规律示意图
通过安装HVDC电位远程监测系统和采用数值模拟软件对高压直流干扰进行模拟计算，受干扰最严重的管段为省管网一期管道的鳌头首站至石角阀室段和鳌头首站至广州分输站段。管道受干扰时的电位能达到100V以上（见图16），远超过人体和设备的安全电压。阀室引压管之间、绝缘卡套两端和站场绝缘接头位置存在几十伏的电压差，引压管之间和绝缘卡套存在重大的放电烧蚀的风险。
图16 管道受高压直流输电系统接地极干扰电位分布图
总结高压直流输电系统接地极对管道干扰造成的危害主要表现在以下几个方面：（1）造成管道电位严重偏移，存在人身和设备安全风险；（2）杂散电流流入管道位置，存在防腐层剥离和管道氢脆开裂的风险；（3）杂散电流流出管道位置，存在管道防腐层破损点处管体腐蚀风险。（4）杂散电流在管道中流动，影响设备的可靠性和天然气站场及阀室防爆安全。
经查询，此类型的杂散电流干扰的缓解措施，国内外还没有可参考的案例。研究结果显示，如果将电流干扰影响缓解至目前标准要求的范围，采取的缓解措施的经济代价高，实施难度大。虽然通过本次研究初步提出了多个缓解目标和缓解措施，但由于目前认识和技术水平的限制，还没有一种缓解措施能够完全消除高压直流干扰对管道造成的风险。
3 高压直流输电系统接地极干扰的应急防护措施
为降低设备烧蚀安全风险、加强电位监测和防止人员触电，采取了以下应急防护措施：（1）将处于干线阴保系统保护的气液联动球阀进行接地，使阀体与Line Guard控制箱和阀位指示器之间形成等电位。（2）将站场绝缘接头位置的等电位连接器更换为固态去耦合器，将站内外跨接，防止大电流排放时产生电位差。（3）对鳌广干线牺牲阳极和靠近鱼龙岭接地极附近的锌带地床进行开挖，查看牺牲阳极腐蚀情况，对检测发现的防腐层破损点及时进行修复。（4）加强恒电位仪的操作培训及管理，优化恒电位仪操作流程，对现场人员进行相关处理步骤进行指导。在南方电网接地极泄流期间，严密监视恒电位仪输出，当出现电位故障报警时，切换至恒流状态，恒电流状态下输出电流超过额定输出时，拆除零位接阴及阴极电缆。（5）实施阴保数据智能化采集，沿线安装电位采集仪，对于管段受干扰情况进行实时监控。（6）与南方电网建立联络机制，计划检修及故障放电时及时通知公司采取安全防范措施，同时相应减少接地极泄流次数、降低接地极泄流大小和缩短接地极泄流时间。（7）现场增加安全警示标识，对管道测试桩喷涂“有电危险”安全标识，防止公众误触管道测试桩触电。（8）进一步研究高压直流干扰缓解措施。
4 高压直流输电系统接地极干扰缓解措施的深入研究
为准确掌握高压直流输电系统接地极对管道腐蚀的情况和有效缓解造成的影响，在受干扰严重区域设置ER腐蚀速率探头监测管道腐蚀程度，并将受干扰严重的鳌头首站至广州分输站作为试验段，研究不同缓解措施的缓解效果。
鳌头首站至广州分输站试验段的缓解目标确定为：（1）受干扰时的管道电位控制在人体安全电压±35V以内。（2）管道的腐蚀速率控制在NACE RP0775-2005要求的0.0254mm/y以下。（3）消除站场绝缘接头两端的电压差。
试验段研究了3种高压直流干扰的缓解措施：（1）在鳌头首站和广州分输站分别安装大功率智能双向强制排流系统。（2）绝缘接头位置安装±4V直流排流器。（3）在线路敷设9处共计1.8公里锌带。通过试验段研究表明，综合采取多种缓解措施后，可以将该段管道受高压直流干扰电位控制在±35V（见图17），管道的腐蚀速率控制在0.0254mm/y（见图18）。
图17 采取措施前后鳌头首站至广州分输站段管道电位（黑色为缓解前，红色为缓解后）
图18 采取措施前后鳌头首站至广州分输站段管道的腐蚀速率
2016年-2017年，试验段研究成果应用于受接地极干扰的鳌头首站至石角阀室管段的缓解，采取水平敷设3.93公里锌带和25口深井阳极（每口井安装20米锌带）。通过整改效果测试发现，受高压直流干扰电位控制在在±35V内，管道腐蚀速率小于0.0254mm/y，缓解效果达到预期目标。
5 结束语
从化分输站绝缘卡套放电烧蚀事件，为国内首次发现高压直流输电系统接地极的对埋地输气管道的严重干扰。通过此次事件的调查和研究，掌握了高压直流输电系统接地极对管网干扰造成的危害。通过采取应急措施，消除高压直流输电系统接地极干扰对管道造成的安全风险。在国内首次进行高压直流干扰缓解措施的实施，成功缓解了高压直流输电系统接地极对管道的干扰，达到了预期的缓解目标。
作者：王革，男，1968年生，现任广东省天然气管网有限公司总经理。
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