换流站接地极选址对周围石油管线的影响研究
中国能源建设集团江苏省电力设计院有限公司的研究人员陈晋、陈斌、周冰，在2020年第5期《电气技术》杂志上撰文，建立了接地极对石油管线的直流干扰分析计算模型，通过计算管道上任意点的管地电位较自然电位的正向偏移及土壤电位梯度，明确了接地极在直流系统单极和双极运行条件下对附近管道的干扰程度。通过对不同极址对比分析，得到不同极址条件下周围石油管线需采取的措施方案，从而为极址选址提供依据。
利用大地作为回流电路是直流输电的一个特点，但是采用大地回路也会带来一些问题，特别是附近区域内存在地下伸长型金属设施（如输油输气管道、带金属护层的电缆等），部分直流电流就会通过该金属导体分流，引起电流流出部位金属导体的电腐蚀。
电腐蚀影响与接地极入地电流大小、工作时间长短和土壤电阻率、大地电特性参数及被影响设施的材质、布置方式、工作特性及绝缘性能等诸多因素相关。
近年来，我国直流特高压和输油输气管道发展迅猛，加之土地资源日趋紧张，使得换流站接地极在选址的时候难免会接近输油输气管道，因此需要综合比较不同接地极址对周围输油输气管道的影响，从而确定较优的接地极选址方案。
1 研究方法
目前直流输电的研究成果与运行经验表明，在直流系统正常与单极运行时，位于直流接地极附近的管道可以测到较大的直流管地电位及管道涂层电流密度，该电压电流使管道的正常运行及寿命（腐蚀）受到严重影响。
本文结合南京换流站接地极选址过程，分析石油管线对换流站接地极选址的影响。南京换流站初步拟定极址分别为大向庄极址和塔河极址。
1.1 直流干扰机理
直流产生静态电场，在高压直流接地极正常运行时，不平衡电流入地。直流接地极单极运行时，有更强大的额定电流入地，该入地电流通过土壤扩散，引起附近土壤的电位升高。假如通过该区域的油气管线的涂层电阻率很高并且没有良好的分布接地，管线的电位会由于管线长度的平均效应保持在一个较低的水平，这样管线和直流接地极附近的大地之间就存在电位差，这种电位差称作传导耦合干扰（如图1所示）。
传导耦合的大小受土壤电阻率的影响很大，传导耦合的幅值随着离开干扰源（这里为直流接地极）结构距离的增加而衰减，但是衰减的速度取决于土壤的结构。通常，油气管线会受到周边直流系统（尤其接地极）的传导性耦合干扰。
在很多情况下，可能在临近管道附近产生强烈的传导干扰或杂散电流，对周围的金属物体、甚至站在附近触摸金属的人员造成电击伤害。而过高杂散电流，管地电压会使管道涂层性能劣化甚至击穿，结果加快管道的腐蚀或损坏绝缘法兰和整流设备。
图1 直流传导干扰机理
1.2 研究方法
本文基于当前国际最先进的设计软件CDEGS软件包，通过建立直流干扰源与管道相对位置的模型，输入干扰源与管道参数，进行模拟计算分析从而得出所需结果。
对于直流接地极的电磁干扰和防护分析采用了CDEGS里的MALZ模块，建立的分析模型具有以下特点：
1）模型中准确地模拟复杂结构土壤。
2）计算中考虑导体（管道等）的内电阻，即管道电位沿管道不等。
3）精确地模拟管道系统涂层特性（即涂层电阻率及厚度等）。
4）三维网络模型准确模拟直流极与管道系统。
在直流条件下，通过求解Maxwell方程，准确计算出泄漏电流、地电位和埋设的单个导体系统或导体系统群的电磁场，从而可以分析直流极对金属管道的影响，并且获得转移电位和转移地电流值。
2 直流干扰计算模型的建立
2.1 土壤模型
一般而言，直流接地极接地系统的接地电阻和地电位升主要决定于深层土壤；而对于管道的管地电压、电流密度、接触和跨步电压为地电位升的百分比而言，大地表层土壤特性起重要作用。南京换流站接地极极址位置的土壤电阻率平均分层情况见表1。
表1 土壤电阻率平均分层情况
2.2 直流接地极模型
接地极为双环形布置，内环半径165m，外环半径225m，埋设深度3.5m。极体布置如图2所示。根据表1土壤电阻率的分层情况，利用CDEGS中MALZ计算机程序，对接地体进行模拟计算，两个直流极地址的接地电阻值分别为35m（大向庄极址）和31m（塔河极址）。
图2 直流接地极模型
2.3 直流激励参数
南京换流站接地极额定入地电流为5kA，双极不平衡电流为50A，因此在计算分析中直流激励参数采用以下两种：1）直流接地极正常运行时，不平衡入地电流50A；2）直流接地极单极运行时，额定入地电流5kA。
2.4 金属管线模型
管道参数模拟如下：
1）管道金属相对电阻率（相对退火铜：电阻率=1.732×10-8·m）为5.7；相对磁导率（相对空气）为300。
2）管道埋深为1.5m，即管道中心位于地下1.5m。
3）管道涂层厚度为1mm。
4）管道涂层电阻。管道采用3层PE外防腐层防腐，分别考虑以下两种情况：①新建管道，涂层无破损或老化，涂层电阻为10k·m；②涂层存在缺陷（损伤或老化），严格起见，认为涂层破损率为1%。
5）管道与直流接地极相对位置如图3所示。
6）管道自然电位为0.55V。
7）其他。为计算严格起见，不考虑管道阀室与分输站接地系统，不考虑沿管道绝缘法兰、认为管道无阴极保护措施。
图3 管道与直流接地极相对位置
3 直流干扰计算结果与分析
3.1 评价指标
目前，直流接地极对邻近埋地油气管道直流腐蚀影响的限值主要采用以下标准：
1）GB 50991—2014《埋地钢质管道直流干扰防护技术标准》
处于设计阶段时，当地电位梯度大于或等于2.5mV/m时，应评估管道敷设后可能受到的直流干扰影响，并应根据评估结果预设干扰防护措施。
没有实施阴极保护的管道，宜采用管地电位相对于自然电位的偏移值进行判断。当任意点上的管地电位相对于自然电位正向或负向偏移超过0.02V时，应确认存在直流干扰；当任意点上的管地电位相对于自然电位正向偏移大于或等于0.10V时，应及时采取防护措施干扰。
2）DL/T 5224—2014《高压直流大地返回系统设计技术规程》
在接地极与地下金属管道、地下电缆及非电气化铁路等地下金属构件的最小距离d小于10km，或者地下金属管道、地下电缆及非电气化铁路等地下金属构件长度大于d，应计算接地极地电流对这些设施产生的不良影响。
对非绝缘的地下金属管道、铠装电缆，在等效入地电流Ieq下，如果泄露电流密度大于1A/cm2或者累计腐蚀量（厚度）影响到期安全运行，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Ieq下，如管道对其周边土壤（相对于Cu-CuSO4电池）的电压超出-1.5～+0.85V范围，应采取保护措施。
3.2 南京换流站两极址计算结果
两极址在两种运行方式下对管道的干扰水平计算结果见表2。
表2 两极址在两种运行方式下对管道的干扰水平
由以上计算结果可以得知，两极址在直流系统单极运行时在石油金属管道处产生的管地地位均远远大于规范中要求的限值0.10V，需采取安全保护措施缓解其直流干扰的影响。其最大土壤电位梯度均在安全范围2.5mV/m以内，满足新设计的管道或管道施工时的安全标准。
4 缓解措施
由3.2节可以看出，在直流极单极运行额定入地电流5kA情况下，在管道没有实施阴极保护条件下，部分管道管地电位较自然电位正向偏移大于0.10V，不满足参考安全指标，必须设计防护措施。
目前常见的防护措施有：1）增加直流极与金属管道距离；2）沿管道需要地方铺设带状镁合金；3）使用绝缘法兰分段隔离管道；4）锌阳极结合强制排流措施；5）强制排流措施。
由于前期石油管线已敷设好，并且接地极址更换困难，本文考虑采用沿管道需要地方铺设带状镁合金措施。
4.1 大向庄极址的带状镁合金铺设长度
考虑管道自然电位，图4和图5分别显示直流极址干扰源在管道所在位置的地电场以及管地电压。如果管道自然电位按0.55V考虑，正向偏移0.10V，距管道离直流极最近点前后约10km（往北8.22km，往南11.75km）范围内，管地电位较自然电位正向偏移大于或等于0.10V，地电位高于管道电位，受直流干扰严重，需要采取缓解措施。因此，如接地极放置在大向庄位置，石油金属管道需在离其最近点以北9km、以南12km范围内沿管线铺设带状镁合金，可望降低直流干扰的影响至安全水平内。
图4 管道处地电场
图5 管地电位
4.2 塔河极址的带状镁铝合金铺设长度
考虑管道自然电位，图6和图7分别显示直流极址干扰源在管道所在位置的地电场以及管地电压。如果管道自然电位按0.55V考虑，正向偏移0.10V，距管道离直流极最近点往北15km，往南7.2km范围内，地电位高于管道电位，管地电位较自然电位正向偏移大于或等于0.10V，受直流干扰严重，需要采取缓解措施。因此，如接地极放置在塔河位置，石油金属管道需在离其最近点以北15km、以南7.2km范围内沿管线铺设带状镁合金，可望降低直流干扰的影响至安全水平内。
图6 管道处地电场
图7 管地电位
5 结论
基于现有计算方法和评价指标，分析了换流站接地极选址对周围石油管线的影响。
1）如接地极放置在大向庄，石油金属管道需在离其最近点以北9km、以南12km范围内沿管线铺设带状镁合金，可望降低直流干扰的影响至安全水平内。
2）如接地极放置在塔河，石油金属管道需在离其最近点以北15km、以南7.2km范围内沿管线铺设带状镁合金，可望降低直流干扰的影响至安全水平内。
可以看到，从换流站接地极对周围石油管道影响来说，塔河极址较大向庄极址需敷设更长的带状镁合金，缓解措施费用也较贵。当然，在工程中还需结合接地极线路和极址对当地其他设施影响进一步考虑，综合比选出较优的选址方案。