知识点：高压直流输电大地返回系统
中国一次能源产地和主要负荷中心的地理分布不平衡，能源产地和主要需求地之间的距离大都在 1 000～2 500 km 范围内。西电东送、西气东输、互联互通等高压输电网、油气长输管网重点建设项目的实施，极大促进了全国范围内的能源优化配置，有效保障了社会、经济的高速发展。在最初的工程设计中，二者多采取相互避让的方式以减少相互影响，但受限于中国的土地资源和部分地区的地形条件，管道与高压输电线路同路由，电网换流站、接地极邻近管道的情况越来越多。输电网电磁干扰对管道的影响日趋严重，尤其是近年来特高压直流输电技术在中国广泛应用，其单极锁闭运行时的接地极排流给埋地管道带来极大的安全风险。高压直流输电系统对油气管道的安全影响是当前管道安全面临的突出风险之一。
高压直流接地极泄放到大地中的电流，本质上应视同一种电磁环境污染，但目前国内尚没有相关法规对其作出明确限制。GB 8702—2014《电磁环境控制限值》等标准更多关注地上电磁环境对人体、通信可能的影响，提出了控制限值[1]。国内外关于高压直流输电网干扰管道的研究成果主要以技术报告的形式体现。国内电网、管网运营企业对干扰程度的认识还存在差异，尚未形成各方都认可的跨行业标准。2014 年，美国腐蚀工程师协会 TG023 工作组编制技术报告，总结了高压直流干扰对埋地金属结构的影响，提出了测试方法和缓解措施[2]。2015 年，国家能源局结合牛从高压直流接地极放电对西气东输二线管道干扰的测试结果，发布了针对牛从接地极临时故障放电的处置措施和应急预案，但尚未实现全面推广，部分接地极仍存在放电情况。
总结高压直流输电网的发展历程，对高压直流接地极放电影响管道的典型特点进行分析，提出了后续风险管控的发展方向，以期为相关方提供借鉴和参考。
1 高压直流输电网的发展历程
1.1 物联网及智能算法技术
高压直流（HVDC）输电技术的研究和应用最早可以追溯到 20 世纪 50 年代，核心换流设备主要经历了从汞弧阀到晶闸管的发展历程。1954 年，瑞典为了解决哥特兰岛的用电问题，建设了世界上第一条高压直流输电线路。1958 年，中国科学家为了解决三峡电力外输问题，提出了建设高压直流输电线路的设想，60 年代完成了实验室建设和基础理论研究，70 年代完成了工业性试验，1987 年建成了浙江穿山半岛—舟山岛的 100 kV 直流海底电缆送电实验工程。1989 年，中国正式建成了葛洲坝—上海 ±500 kV HVDC 输电工程，该工程为首个高压直流输电工程，额定功率正送1 200 MW、反送 600 MW，额定电流 1 200 A[3]。20 世 纪 70 年代，美国首先开始额定电压不低于 800 kV 的特高压直流输电技术研究，但由于经济发展变缓、电力需求饱和，暂停了相关技术的工程应用，国际上对特高压直流输电技术的研究也从 20 世纪 90 年代开始陷入低潮[4]。得益于中国近几年经济的快速发展，高压、特高压直流输电技术在中国得到了进一步的研究和应用，并不断向高电压、高容量、远距离输送的方向发展。2004 年，国家电网公司提出了发展特高压输电技术的战略目标[5]。2010 年，中国建成了世界首个 ±800 kV的 HVDC 输电工程——云南—广东 HVDC 输电工程，额定功率 5 000 MW，额定电流 3 125 A。2017 年，特高压直流输电技术荣获国家科技进步特等奖。2018 年，中国建成首个受端分层接入的淮东—皖南 ±1 100 kV HVDC 输电工程，额定功率 12 000 MW，额定电流5 455 A。目前，中国建成高压（特高压）直流输电工程30 余条，是世界上数量最多、电压等级最高、输送容量最大的国家，相关技术处于国际领先水平[3]。而且中国电网正处于“强直弱交”的过渡期，未来可能继续加大高压直流输电网的建设力度[6]。
中国高压直流电网设计普遍采用双极直流输电技术，与高压交流输电网相比，具有以下优点[7-9]：①综合造价低。高压直流输电线路的相数少、在相同输电容量下使用的线材少，架空线路的杆塔结构简单、占用走廊的宽度小。②线路损耗小。可靠性优于交流输电线路，一极发生故障时，另一极仍可继续运行，发生故障时的损耗比交流输电线路更小。③网间无需同步运行。采用直流输电技术时，两侧的交流系统不需要同步运行，不存在两端交流系统之间同步运行稳定性的问题，可用作非同步电网的联网通道。④无需无功补偿。高压直流输电线路正常运行时没有电容电流，沿线电压分布较平稳，电晕及无线电干扰较小，不需要无功补偿。⑤建设灵活。直流换流站可分期建设，已建的低压阀组通过串联方式也容易实现升压运行，而交流输电网升压几乎需要更换所有变电设备。
根据换流站数量，高压直流输电技术可分为两端直流输电和多端直流输电。实际应用较多的两端直流输电包括单极运行和双极运行两种方式，其中，单极运行有大地回路、金属导线回路两种运行模式[7]。高压直流输电技术发展初期，曾有不少工程采用单极大地回路运行方式，但由于可能对地下金属管道造成严重腐蚀，部分工程在改建过程中逐步增加了金属导线回路[10]。双极运行是目前最常用的运行方式，利用两条输电线构成回路，正常运行情况下，经直流接地极进入大地的不平衡电流仅为负载电流的 1％～3％，只有在发生故障或者检修期间才切换到单极运行方式。接地极设计对于高压直流输电网十分重要，主要按照DL/T 437—2012《高压直流接地极技术导则》的规定
确定其位置和规模，大都采用圆环形接地极，以延长接地极的使用寿命，减少使用过程中的升温情况，降低跨步电压[11]。流经接地极的电流可分为正常额定电流、最大过负荷电流、最大短时电流以及不平衡电流。正常额定电流在单极大地回线方式下等于额定电流，在双极运行方式下等于正、负换流阀的不平衡电流；最大过负荷电流一般为额定电流的 1.1 倍；最大短时电流指故障时流过接地极的暂态过电流，一般为额定电流的1.5 倍[12]。
2 高压直流接地极放电对管道的影响
高压直流接地极对附近油气管道的干扰，主要体现为单极运行方式下的直流杂散电流干扰。20 世纪80 年代，中国能源部门在葛洲坝—上海高压直流输电工程的建设初期，已经开始研究大地回路电流对埋地金属腐蚀、长江水域船舶航行、生态环境可能产生的影响，但最终因获得基础数据需要大量资金等原因而暂时中断研究[13]。1991 年，林华谘等[14]计算了高压直流接地极放电对埋地金属设施腐蚀的影响，从技术、经济都比较合理的角度，在第一版 DL/T 437 标准中将接地极与换流站之间的最小距离确定为 10 km。2012 年修订后的 DL/T 437—2012 仍保留了关于 10 km 的要求，并规定：直流接地极址选择应考虑对周围环境的影响，在预选极址 10 km 范围内原则上不宜有地下金属管道、铁道及有效接地的送变电设施。DL/T 5224—2014《高压直流输电大地返回系统设计技术规范》中进一步规定：在接地极与地下金属管道的最小距离小于 10 km 时，应计算接地极电流对管道产生的不良影响；对非绝缘的地下金属管道，在等效入地电流下，如果泄漏电流密度大于 1 μA/cm2 或累积腐蚀量影响到其安全运行，应采取保护措施；对用水泥或沥青包裹绝缘的地下金属管道，在等效入地电流下，如管道电位超出－1.5～0.85 VCSE 范围，应采取保护措施[15]。DL/T 5224—2014 提出应采取保护措施的临界条件，但还缺少关于可采取措施和相关方职责的详细规定，该标准也仅适用于 ±660 kV 及以下电压等级单极和双极运行的高压直流输电系统。祁正阳等[16]指出，HVDC 干扰腐蚀受入地电流量、接地极工作极性、持续时间、相对位置、温度、土壤特性等因素的影响，不能简单参考标准中规定的 10 km 安全距离准则。Cao 等[17]的计算结果也表明，管道长度、土壤结构、管道防腐层均会对管道和接地极之间的安全距离产生影响，不能一概而论。总体而言，高压直流接地极放电对管道的干扰具有以下特点。
除了建设初期双极不同步投产带来的单极大地运行外，电网每年例行的计划性检修也会造成计划性单极大地运行，雷电等外界因素导致的运行故障还会造成非计划性单极大地运行，使得干扰发生时间、持续时间具有不确定性，给干扰的检测识别带来困难。近年来，电网运营公司通过加强管理，单极大地运行方式已越来越少，发生单极闭锁故障后，一般会在 2 h 内将单极大地运行方式转换为单极金属回路运行方式，但单极大地运行在技术上还无法完全避免[18]。不同文献中报道的故障停运频次也存在一定差别，给准确评估干扰发生的累计时间带来不确定性[18-22]。种芝艺等[18]根据实际运行统计数据指出，近年来中国特高压直流工程发生单极强迫停运的平均次数为 0.25 次/a。程明等[19]指出，国内已投运高压直流输电工程发生单极强迫停运的平均次数为 8.4 次 /a。刘海峰等[20]指出，1989—1998 年世界主要远距离、大容量高压直流输电工程发生单极强迫停运的平均次数为 9.08 次 /a。蒋卡克等[21]通过电位远程监测系统对上海天然气管网受南桥接地极的干扰情况进行了监测，6 个月内共监测到干扰影响 20 次，累计持续时间 538 h，最长一次持续了 173 h。李振军等[22]通过电位远程监测系统对西气东输二线受哈密接地极的干扰情况进行了监测，在10 个月内共监测到接地极单极运行 9 次，累计持续时间 72 h，最长一次持续了 62 h。
高压直流接地极泄放的电流进入、流出管道，会造成管地电位的负向、正向偏移，加速管道腐蚀和促进氢脆的发生，对此，研究者开展了大量的现场测试和实验室模拟。受实际检测条件影响，得出的结论也不完全一致。种芝艺等[18]指出，晋北接地极单极放电时，陕京一线的最大腐蚀速率为 0.001～0.003 mm/a，满足 ISO 15589-1-2015《石化与天然气工业—管道系统阴极保护—第 1 部分：陆上管线》中不大于 0.01 mm/a 的要求。李振军等[22]指出，哈密接地极单极运行时，西气东输二线管地电位可正向偏移至 11.7 V，干扰影响长度为 453 km。王爱玲等[23]指出，贵广 II 回路接地极单极运行时，西南地区某管道的管地电位可正向偏移至 72 V、负向偏移至－26 V，最大管中电流 14 A。张良等[24]指出，西南地区某接地极单极运行时，某管道管地电位可正向偏移至 0.6 V、负向偏移至－4.9 V，最大管中电流 4.8 A，最大腐蚀速率 0.049 mm/a。谭春波等[25]指出，鱼龙岭接地极放电时，广东管网天然气管道管地电位可正向偏移至 140.5 V、负向偏移至－12.5 V。Qin 等[26]指出，天广直流输电工程单极运行时，西气东输二线管道管地电位可正向偏移至 304 V。朱钰等[27]指出，酒泉—湖南直流输电工程单极运行时，西气东输二线管道约 157 km 管道处于欠保护状态，108 km 管道处于过保护状态，部分管段腐蚀速率达到 0.54 mm/a。周军峰等[28]指出，广东某天然气管道同时受到高压直流接地极和地铁杂散电流的干扰，管地电位可负向偏移至－174.6 V，管体腐蚀深度最大为 3.69 mm。从上述实际现场监测结果看，高压直流接地极干扰具有影响范围广、干扰强度大的特点。高压直流接地极放电造成的管地电位偏移不仅加速了管道腐蚀，还可能导致站场、阀室内的设备设施发生电烧蚀。管地电位超过 36 V 后，还会威胁管道维护人员的人身安全。
油气长输管道多数安装有专门的弱电阴极保护装置，不能抵御高压直流接地极释放的千安级别电流，表现出“强干扰、弱阴保”的特点。恒电位仪等阴极保护设备在强电流的冲击下极易发生元器件烧毁、调节失灵等故障。目前被动采用分段绝缘、锌带排流、修复防腐层等多种措施相结合的手段来缓解高压直流接地极放电对管道的影响。如果缓解措施设计或安装不合理，结果将适得其反。赵雅蕾等[29]基于边界元模型的计算结果指出，防腐层均匀破损率越低，干扰电流越集中，局部腐蚀风险越高，不合理地修复电流流出管段的防腐层缺陷，很可能导致局部位置腐蚀电流密度的增加。通过分段绝缘措施，绝缘接头（法兰）之间的管段受到的干扰可能得到缓解，但会导致管道受干扰情况的重新分布，设计缓解措施时需要认真评估。通过跨接利用站场接地网进行排流可能进一步降低整体的回路电阻，在管道中引入更多的干扰电流[25]。锌带排流、增设绝缘接头、安装大功率排流设备等缓解措施的工程有效性还需要系统评估和大量试验验证。在现场应用缓解措施前，应依据数值模拟的方法评估缓解效果，不断积累实践经验，逐步建立一套缓解措施的选用指南，基于风险有序制定和实施干扰缓解措施。
结合现场测试结果，部分学者已经开始了实验室研究和数值模拟工作，但业界对高压直流接地极放电的危害程度和相关机理还没有形成特别清晰的认识[30-32]。秦润之等[30]指出，当干扰电位为50～300 V 时，管道在广东模拟土壤中的腐蚀速率为0.486～0.681 mm/a，腐蚀电流密度在施加干扰电位后的几秒内急剧上升到较高水平的峰值，然后随着周围土壤温度升高、含水率降低、局部电阻率增加，在几百秒内又下降到较低水平的稳定值，且持续较长时间。白锋等[31]在分析高压直流接地极入地电流特性的基础上，从腐蚀的角度给出了等效电流的确定方法。于泽邦[32]采用三维大地模型对直流接地极入地电流产生的地表电位差、管地电位分布进行了计算，评估了绝缘接头和阴极保护系统对缓解干扰的影响。实际环境中的土壤 pH 值、含水率、电导率等因素具有多变性，在实验室内无法完全复制，HVDC 干扰试验的危险性大、费用高，导致数值模拟和实验室研究工作开展困难，很多细节问题还需要进一步研究。
3 关于后续风险管控的思考
为了全面加强高压直流接地极干扰造成管道腐蚀风险的管控，建议在后续工作中重点关注以下内容。
高压直流接地极放电对管道的干扰问题，是一项涉及油气长输管网运营单位、输电网运营单位等不同企业，涉及油气储运、电力系统、材料科学、空间物理以及地球物理等不同专业的交叉性课题，沟通协调复杂，影响因素众多。建议国家能源主管部门组织开展联合攻关研究，从法律法规层面对高压直流接地极泄入大地的杂散电流量进行限制，敦促高压直流系统采取措施，减少入地电流的频次和时间，从源头入手，取消单极大地运行方式。参考美国、德国、日本等国家的做法，设立权威的协调和仲裁委员会机构，组织相关方就干扰缓解的各项内容进行商讨，在电网和管道运营企业之间建立联络和信息共享机制，在直流系统试运行期间的电流注入阶段、投产运行后、防护措施投运后，分阶段开展联合测试，基于现场数据和适当的数值模拟结果，摸清高压直流干扰接地极放电对管道腐蚀影响的基本底数[19]。
进一步研究不同因素对干扰程度的影响规律，如：与普通的直流杂散电流相比，高压直流接地极释放的大电流是否改变管道的极化特性和腐蚀机理；特高压直流干扰与普通的交直流杂散电流干扰同时存在时，如何建立混合干扰条件下的综合评定指标；短时间大电流和长时间小电流充氢效果是否存在差异；高压直流电特殊电场引起的烧蚀、氢脆如何影响管道本体缺陷的扩展；传统的阳极溶解、氢脆导致应力腐蚀开裂的机理，对于解释裂纹萌生是否存在应用边界；环焊缝组织变化、高压直流电会导致脆化，当二者同时存在时是否只是简单的叠加作用；不同钢级和运行工况条件下管道的易损性是否存在差异。在摸清相关规律的基础上，逐步建立准确的腐蚀风险评估模型，最终实现基于风险的全方位管控目标。
目前，管网运营单位虽然采取了很多缓解 HVDC干扰的措施，但并不能从根本上切断高压直流接地极放电对埋地管道造成的腐蚀影响。如何科学、高效地组合各种缓解技术是一个重要的发展方向。按照 GB 50991—2014《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》针对直流杂散电流干扰防护所提出的“共同防护、联合设防”的思想，应考虑由干扰源、受干扰管道双方共同采取解决措施。实践证明，单独由管道方采取防护措施时，往往投入大、效果差。电网运营单位作为干扰源，在电网建设过程中应首选双极运行模式和金属回路系统，接地极应尽可能远离埋地金属构筑物。管网运营单位作为受干扰方，应继续研究并适时采取分段隔离、排流保护、阴极保护等多种措施进行干扰防护，及时开展干扰防护效果的检测和评价。
4 结束语
高压直流接地极放电会加速油气长输管道的腐蚀，是中国能源行业发展过程中面临的跨行业、跨学科的新课题，具有干扰时间不确定、干扰程度大、缓解难度大、干扰机理复杂等特点。各相关方在管控这类腐蚀风险的过程中，已经开展了积极探索，掌握了大量现场实测和数值模拟数据，推动了腐蚀风险管理水平的提升。但在共同确定接地极泄放电流和管道可接受的腐蚀速率限值、联合开展攻关研究和现场测试、规范实施检测评价和防护措施等方面，还需要开展很多工作。今后需要更加深入地实践和探索，最终实现针对该风险的全方位、科学精准管控。
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2、GB19517-2009国家电气设备安全技术规范
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只看楼主 我来说两句 抢板凳内容不错，好文！
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