接地材料对杆塔接地装置冲击接地阻抗的影响

雷电流通过接地装置散流时,接地装置本身和土壤电阻率的大小都会影响散流过程,从而影响接地装置的冲击接地阻抗。基于电磁场和电路相结合的计算方法,使用自主开发的软件,计算了接地本体材料、不同接地体长度、直径和不同土壤电阻率对冲击接地阻抗的影响,并通过时域电压波形对这几个参数影响冲击接地阻抗的机理进行分析。由计算结果可知,接地体的磁导率对冲击接地阻抗影响很大。在接地体成本固定的情况下,铜接地装置的接地体长度越长,冲击接地阻抗越小。钢接地装置的接地体长度即使增长,但由于有效长度有限,其冲击接地阻抗降低幅度并不明显。随着土壤电阻率的增大,铜接地装置的冲击接地阻抗线性增加,而钢接地装置的冲击接地阻抗增加趋于平缓。     

考虑非线性极化的接地极对管道泄漏电流计算及验证

直流接地极对邻近埋地油气管道的腐蚀影响和危险影响问题日益突出,迫切需要更为准确的计算方法。文中在前续研究的基础上,将管道和接地装置使用矩量法建立等效电路模型,将管道表面破损处的极化效应考虑为非线性受控电压源,由此给出了考虑金属表面非线性极化的直流接地极对埋地金属管道影响计算方法。并通过搭建高压直流接地极和油气管道的缩比试验模型进行实验研究,得出了管道表面的断电电位和泄漏电流密度。基于实验结果对计算方法进行了有效性验证,结果表明该计算方法与测试结果在工程应用范围内吻合较好,可为工程应用提供估算参考。     

高压直流接地极入地电流对埋地金属管道的腐蚀影响

针对高压直流输电系统入地电流的特征以及不同环境条件,开展了不同管道材质、土壤pH、土壤电阻率、泄漏电流密度、持续时间下的腐蚀试验,研究并分析了直流入地电流对埋地金属管道的腐蚀规律。结果表明:在其他试验条件一致的情况下,管线钢的腐蚀质量损失受钢材类型、土壤pH以及土壤电阻率的影响不大,受泄漏电流密度的影响较大;管线钢的腐蚀质量损失和腐蚀速率均随阳极电流密度的增大而增大,呈线性关系;腐蚀质量损失与腐蚀时间成正比,腐蚀速率与腐蚀时间无关。     

考虑非线性极化效应时直流接地极电流在油气管道耦合的电压电流建模和计算

准确预测直流输电接地极电流对埋地油气管道的腐蚀影响，并采取合理的防护措施，对能源输送安全至关重要，但现有预测方法缺乏对管道金属与土壤间非线性极化影响的系统研究。该文建立考虑非线性极化效应时直流接地极入地电流对埋地油气管道耦合电压和电流的数学模型；提出矩量法与有限元法结合计算含非线性极化交界面三维电流场的方法，并试验验证该方法的有效性；对不考虑极化、考虑线性和非线性极化时的计算与试验结果进行对比，获得误差分析结果；最后，进行工程应用分析。结果表明：提出的计算方法可有效考虑非线性极化效应的影响，采用不考虑极化或线性极化影响的计算结果进行管道腐蚀评估，将导致腐蚀风险被高估或低估。为准确预测管道电压和电流，管道金属与土壤间的非线性极化效应不可忽略。在管道设计和建设中，考虑非线性极化影响将避免增加不必要的防护和维护成本，或避免预测不足带来的腐蚀风险。     

考虑非线性极化时不同土壤电阻率下直流接地极电流对油气管道的腐蚀影响分析EI北大核心CSCD

在特高压直流输电工程接地极对邻近油气管道的腐蚀影响分析和防护设计中,准确计算不同土壤电阻率下管道上的电压电流分布至关重要,然而目前计算中缺乏对油气管道金属-土壤交界面非线性极化影响的考虑。通过试验测量和分析,获得了不同土壤电阻率下X80管道钢–土壤交界面的极化特性,为准确计算管道管地电位差和泄漏电流密度奠定了基础。考虑非线性极化的影响,计算获得了不同土壤电阻率下油气管道上的泄漏电流密度和管地电位差分布、直流接地极与油气管道的防护距离,结果表明,随着土壤电阻率的增大,管道泄漏电流密度最大值呈对数函数增大,管道与接地极间的防护距离呈幂函数增大。对不考虑极化和考虑非线性极化时管道上的电压电流分布、管道与接地极间防护距离进行了对比分析,结果表明,不考虑极化时管地电位差被人为确定为零,与实际物理现象不符,导致直流接地极电流对油气管道的腐蚀程度被错误高估,应用于实际工程时将导致油气管道防护成本显著增大。基于实际工程参数的应用分析表明,与考虑非线性极化影响相比,不考虑极化时将错误地提高油气管道的腐蚀防护要求,不必要地增加防护成本,防护距离或防护措施成本增加量高达30%~40%。研究结果可为特高压直流输电工程接地极和油气管道工程的选址以及干扰防护设计提供技术支撑。     

直流接地极电流干扰下埋地金属管道防护距离影响因素研究

随着直流输电工程建设的快速发展及直流输电工程与埋地金属管道相邻不断增多,接地极极址的选择变得越来越困难。接地极对管道直流腐蚀影响的程度不仅与接地极电流和接近距离有关,还与土壤电阻率、土壤pH值和管道防腐层类型有关。文中在管道电路模型的基础上,建立了考虑管道极化效应的电路模型。通过文中计算方法的计算结果与CDEGS计算结果的对比,验证了文中算法的正确性。获得了典型设计参数下接地极与埋地金属管道的可供工程参考的防护距离,分析了土壤电阻率、土壤pH值、管道防腐层类型对接地极电流干扰下管道防护距离的影响。土壤电阻率和管道防腐层类型对管道防护距离影响较大,土壤pH值几乎不改变管道的防护距离。     

±1100 kV特高压直流接地极对埋地油气管道直流干扰实测与分析

直流接地极电流会对大范围的埋地油气管道造成腐蚀和危险影响，特别是±1 100 k V特高压直流接地极，额定入地电流大，影响程度更大，影响范围更广。为获得特高压直流接地极对埋地油气管道的影响水平和管道电压分布规律，文中首次在昌吉—古泉±1 100 kV特高压直流输电工程调试期间，对邻近的川气东送管道进行了全面的测试，得到了管道通/断电电位分布、泄漏电流密度、阀室引压管电压和土壤电位梯度。根据现有标准中管道直流干扰的各项评价指标对管道测试结果进行了分析，相关测试结果可为川气东送管道的安全运行维护提供数据支撑，也可为后续直流接地极选址和埋地油气管道路径选择提供参考。     

应对特高压直流接地极电流影响的油气管道大功率阴保系统参数优化配置EI北大核心CSCD

特高压直流输电工程不同工况下接地极电流变化巨大,单极大地回路运行时可高达6.25kA,现有油气管道阴保系统已无法完全应对入地电流的干扰影响,亟需配置具有双向输出功能的大功率阴保系统。分别以管道等效年腐蚀速率和管地电位差进行评估,建立大功率阴保系统参数的优化目标函数;将混沌粒子群优化算法应用于油气管道大功率阴保系统参数优化配置,并基于粒子间的欧氏距离提出粒子群稳定性判据。就典型直流工程与埋地油气管道的干扰问题,对油气管道干扰影响进行评估,并对大功率阴保系统参数进行优化配置。结果表明,以等效年腐蚀速率评估时,需综合考虑直流工程在不同运行工况下的影响;采用优化配置的大功率阴保系统,可满足等效年腐蚀速率限值要求。以管地电位差评估时,采用大功率阴保系统可将管道管地电位差控制在限值范围,但接地极在阴极和阳极不同状态下运行时,优化得到的大功率阴保电源位置不同,需优先保证接地极阴极运行时管地电位差满足限值要求,以有效缓解对管道的腐蚀影响。研究结果为应对特高压直流接地极电流影响的埋地油气管道自适应大功率阴保系统研究提供了参考。