某油气管道阴极保护失效研究
关于长输管道的阴极保护及故障分析
关于长输管道的阴极保护及故障分析长输管道是输送石油、天然气等能源的重要设施，其安全运行需要关注防腐蚀和防止电化学腐蚀失效的问题。
阴极保护技术是一种保护长输管道金属的经济、有效的方法，本文将对长输管道阴极保护的原理、方法及故障的分析进行探讨。
一、阴极保护原理管道腐蚀的根本原因是电化学腐蚀，当管道作为阴极而周围环境当作阳极时，管道表面将出现金属的电子脱落，导致金属离子向外扩散，进而形成腐蚀。
阴极保护技术通过在管道表面制造负电位，使其成为静电阴极，从而减少或甚至消除电子脱落现象，从而防止或减缓管道腐蚀。
阴极保护主要包括直流阴极保护和交流阴极保护，其中直流阴极保护利用负电位防止管道腐蚀，交流阴极保护则通过改变管道表面的极性来防止腐蚀。
1. 阴极保护电流阴极保护电流是阴极保护的主要参数，它可以直接影响阴极保护的效果。
通常情况下，阴极保护电流的大小应该根据土壤电阻率和管道电流密度来确定，一般地说，管道的阴极保护电流应该保持在0.03~0.1A/m2之间。
阴极保护电源是阴极保护的核心，它通常包括直流阴极保护电源和交流阴极保护电源。
对于直流阴极保护电源，其一般需要提供相应的电流稳定性，可靠性以及有效的过流保护机制。
而对于交流阴极保护电源，其主要需要提供一定的非均匀电场分布能力，同时保证电源的电压和频率与管道周围环境相匹配。
3. 阴极保护绝缘节制阴极保护绝缘节制是一种保持管道电位稳定、减少腐蚀险情的技术。
阴极保护绝缘节制应能够有效地防止管道周围地下水的浸渍和电流干扰，同时保证管道电位的可靠性和稳定性。
一般地说，此类绝缘节制的材料应具备良好的腐蚀防护能力、良好的电绝缘性能以及耐高温、耐低温等特性。
阴极保护效果的检测是防止管道腐蚀以及其他电化学腐蚀失效的重要手段。
在阴极保护检测方面，根据管道的构造形式、使用环境以及技术特点等因素，在实际应用中常常采用电位测量、电阻率测量以及电流测量等多种检测手段。
这些检测手段在实际应用中的效果和精度均有相应的保障。
油气管道阴极保护系统常见问题及解决方法
油气管道阴极保护系统常见问题及解决方法摘要：社会的日益发展进步加速了各行各业对能源的需求，而管道作为运输石油天然气的主要途径得到了快速发展。
深埋地下的钢质管道由于受到微生物以及土壤等因素的腐蚀，对人们的生命及财产安全产生了严重的威胁。
管道外加阴极保护和外防腐层作为钢质管道的主要防腐措施，目前，研究阴极保护故障问题的问题仍然比较少。
鉴于此，本文就油气管道阴极保护系统常见问题及解决方法展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。
关键词：油气管道；阴极保护；杂散电流；牺牲阳极1、阴极保护常见故障及排除方法1.1、牺牲阳极故障分析由于牺牲阳极保护无需外部电源，而且安装维护费用低、对外界的干扰比较小，具有不占用其他建筑物以及无需征地的优点，经常将其用在管线建设过程中以及输气场内管线的临时保护。
阳极材料自身的性能直接决定着牺牲阳极的保护效果，目前，经常用到的牺牲阳极的材料有锌合金、铝合金以及镁合金这三类。
牺牲阳极的常见故障如下：（1）阳极的输出电流逐渐减小，无法满足保护点位要求。
导致这种现象存在的主要原因是环境污染对阳极产生了影响、阳极消耗大、阳极周围土壤干燥以及阳极/阴极连接线断开等。
（2）随着阳极输出电流的不断增加，保护物电位级化无法满足标准要求。
出现这种现象的主要原因是被保护体和相邻的金属物由于绝缘装置失效、环境改变以及绝缘层老化而导致土的充气量增加，水的含氧量也随之加大。
（3）阳极体受到了严重的腐蚀，但是，阳极已经无法正常运作[1]。
出现这种问题的主要原因是阳极成分不合理，在工作环境中出现了钝化现象；阳极局部受到了严重腐蚀；因阳极合金化不均匀而产生了局部腐蚀现象。
就以某天然气输气站的不同牺牲阳极测试数据进行分析，具体内容如表1所示。
表1某天然气输气站内牺牲阳极测试数据管道编号管道通电电位(CSE)/V管道断电电位(CSE)/V阳极开路电位(CSE)/V阳极输出电流/mA阳极类型投运时间/a1-0.79-0.64-0.1224.42锌合金102-0.73-0.65-1.1015.91锌合金103-0.941-0.838-1.1239.27锌合金104-0.946-0.835-1.11731.30锌合金105-1.15-0.959-1.59992.69锌合金56-0.975-0.957-1.605329.20锌合金5从表中内容可以得知，1、2、3、4号管道通电(或断电)电位比保护点位低，阳极保护水平相对较差；5号和6号管道点位合格。
城市燃气管网阴极保护系统失效分析
属结构物“短路”，使得被保护管网的阴 极保护电流流入非保护金属结构物；或者 燃气管网某段管道突然出现大的防腐层破 损点，使阴极保护电流突然增大，这些都 会影响燃气管网阴保系统的正常运行。由 于城市化进程加快，很多管道已处于城市 中间或者边缘，第三方施工破坏经常会造 成管道外防腐甚至管体损伤。当燃气管道 与其他管道交叉时，如果管道之间垂直净 距达不到要求且管道间未做特别绝缘，那 么在土壤应力的作用下经过一段时间，管 道问极易搭靠在一起会造成防腐层破损， 如果恰巧裸露的金属部分接触，管道间便 会形成短路。此外当穿越公路使用金属套 管时，经常会发生输气主管与金属套管问 的短路，这种短路不光会造成阴极保护电 流流失．还会形成套管内输气管道阴极屏 蔽得不到保护。
三、管网整体绝缘失效和局部管道接 触故障
在燃气管网牺牲阳极阴极保护系统日 常维护管理中，会出现阳极输出电流增大 管道保护距离缩短或者管道保护的电位突 然达不到标准要求的现象。发生上述现象 的主要原因是：①燃气管网整体绝缘性失 效；②燃气管网局部管道发生接触故障。
城市燃气管网阴极保护系统失效分析
城市燃气管道在进行铺设之前，会在其表面涂装防腐层，用来防止管道外腐蚀。
但是在管道的运输、安装的过程之中，防腐层的损坏时常发生。
而在燃气管道日常运行过程中，土壤的应力、管道在地下的位移等，都有可能使得防腐层遭到损坏，加速防腐层老化。
燃气管道防腐层的防腐效果会大打折扣。
单一采用防腐涂层对城市燃气管道进行防腐保护的措施，不能保证管道的长期安全平稳运行。
因此对于城市燃气管网防腐而言，采用防腐层与阴极保护系统结合的方式，是很有必要的。
牺牲阳极法与外加电流法属于管道阴极保护运用最广泛的两种方法，而牺牲阳极法在城市燃气管网的阴极保护系统之中较为常见。
一、牺牲阳极故障牺牲阳极故障是城市燃气管网阴极保护系统失效的原因之一。
牺牲阳极工作原理简言之是使用电位序列较负的金属材料和被保护管道连接之时，会有消耗自身的反应。
这是为了抑制管道的腐蚀，达到保护燃气管道的目的。
这就要求牺牲阳极自身需要有足够负的稳定电位，这样才有适宜的驱动电压。
同时理论上来说牺牲阳极产生的电量要足够大，还要具备高而稳定的电流效率。
在城市燃气管网阴极保护系统之中，镁合金牺牲阳极最为常见。
需要注意是，环境对于镁合金阳极性能的影响。
因为只有一种元素镁的纯金属，它的电位是很负的，同时容易发生自腐蚀。
所以的要把金属镁当做牺牲阳极的材料，就应该在镁的基础上再加入一些其他元素，组成的合金金属就会减少自身的腐蚀。
镁合金阳极的电容量是和它所含的化学成分相关的，但是它的电流效率是受环境影响的。
经过研究表明，镁合金阳极，在理想状态下其电流的效率能够达到50%左右。
但是在周围的环境pH值减小之后，电流效率会随之减小；另外的镁合金阳极表面电流的密度也有对于电流效率的影响。
通过相关实验数据，我们可以知道镁合金阳极的表面电流密度增大时，它的电流效率也跟着变高了。
镁合金阳极的埋设，是随着城市燃气管道的铺设同时进行的，但是城市建设中存在的可变性高、地形地貌复杂等等因素，使得镁合金阳极的电流效率无法达到上述50%的要求。
影响油气管道阴极保护系统因素与对策
影响油气管道阴极保护系统因素与对策据调查显示，近年来在油气长输管道中发生的安全事故有很多都是由于管道腐蚀引起的，因此阴极保护系统在对油气管道进行防腐保护的过程中起到非常重要的作用，在油气管道的防腐施工中也被广泛地应用。
但是随着人们生活水平的不断提高，对油气需求的不断增高，油气管道阴极保护系统在实际应用的过程中也开始出现这样那样的问题，这在一定程度上影响了油气管道的防腐。
本文就根据油气管道阴极保护系统的影响因素进行了分析，并在此基础上提出了切实可行的解决方案。
标签：油气管道;阴极保护;影响因素引言随着人们生活水平的不断提升，社会工业生产也得到了很大程度的发展，相应地，油气能源的消耗量也不断地增多，预计我国未来几年油气管道的建设总长度将会突破十五万公里。
再加上我国国土面积比较大，因此在油气管道运输实际运行过程中会遇到不同的环境，这在很大程度上增加了油气管道发生事故的概率。
不仅如此，油气管道在运行的过程中都会或多或少的受到腐蚀，这也是现阶段导致油气管道事故发生的主要原因，因此我国油气行业应当针对油气管道的保护问题进行详细的探究，找出合理的解决措施来帮助保证油气管道的安全运行。
一、油气管道阴极保护的影响因素（一）套管一般来说在进行油气管道施工的时候都会在管道的表面铺一层套管，这个套管的作用就是保护油气管道，但是从阴极保护的角度来看，当阴极保护系统中外部电流进入到油气管道的内部时就可以达到金属管道容纳电子的额定值，这样一来就会让金属的表面形成阴极保护系统的负电位，然后达到对油气管道进行阴极保护的效果。
但是在实际应用的过程中阴极保护系统也暴露出了很多的不足，比如，由于油气管道的表面有一层套管，这样一来就可以达到屏蔽金属套管的作用，进而很多的电子就会被停留在套管中，这样就会导致阴极保护失去效果。
再加上我国目前油气管道中套管大多都是由钢材制成的，并且金属管道和套管之间是直接接触的，因此很可能就会出现短路的情况，这就会直接导致套管吸收电子的数量增多，导致金属管道内部的电子出现外流的情况，进一步加剧了油气管道的腐蚀现象。
油气集输管道失效原因分析
油气集输管道失效原因分析摘要：结合故障树分析方法的相关概念，阐述了故障树分析方法的原理，并采用该方法对导致油气集输管道失效的主要影响因素进行分析。
关键词：油气储运；集输管道；影响因素；失效原因1前言管道风险评估作为管道风险管理的基础，其目的是通过计算某段管道或整条管道系统的风险值对各个管道（或管段）进行风险排序，以识别高风险的部位，确定哪些是最大可能导致管道事故和有利于潜在事故预防的至关重要的因素、确定管段维护的优先次序，为维护活动经济性的决策提供依据，最终使管道的运行管理更加科学化。
油田有油气管道2万多公里，这些管道由于穿越地区广、地形复杂，在运行过程中受到腐蚀、第三方破坏等各种各样因素的影响，管道失效不可避免，所造成的综合经济损失难以预料。
因此，必须找出可能导致事故发生的初始因素，对各因素间的逻辑关系做出描述，发现和查明系统内各种固有的或潜在的危险因素，找出系统的薄弱环节，从而为分析事故原因和制定预防措施提供依据。
这也就是我们通常所说的危害辨识，故障树分析方法可以为油气管道的危害辨识提供有效手段。
2故障树基本定义及分析过程故障树分析是对既定的生产系统或作业中可能出现的事故条件及可能导致的灾害后果，按工艺流程、先后次序和因果关系绘成程序方框图，表示导致灾害、伤害事故的各种因素间的逻辑关系。
它由输入符号或关系符号组成，用以分析系统的安全问题或系统的运行功能问题，为判明灾害、伤害的发生途径及事故因素之间的关系，故障树分析法提供了一种最形象、最简洁的表达形式。
故障树分析的基本程序[2]如下：（1）熟悉系统：要详细了解系统状态及各种参数，绘出工艺流程图或布置图。
（2）调查事故：收集事故案例，进行事故统计，设想给定系统可能发生的事故。
（3）确定顶上事件：要分析的对象即为顶上事件。
对所调查的事故进行全面分析，从中找出后果严重且较易发生的事故作为顶上事件。
（4）确定目标值：根据经验教训和事故案例，经统计分析后，求解事故发生的概率，以此作为要控制的事故目标值。
关于油气储运过程中的管道防腐问题的分析与探究
关于油气储运过程中的管道防腐问题的分析与探究摘要：管道腐蚀是指石油、天然气、煤层气等油气资源在储运过程中，由于腐蚀因素而使油气储罐和管道的性能降低，从而引发储罐泄露或管道破裂等事故的现象。
腐蚀是油气储运过程中的一种常见现象，由于石油和天然气都是易燃易爆物质，所以一旦发生泄漏就会造成重大事故。
一旦发生泄漏，不仅会污染环境，还会影响人们的正常生活，造成重大的经济损失，因此解决油气储运过程中管道的腐蚀问题就显得十分重要。
本篇文章主要对油气储运过程中管道防腐进行了介绍，分析油气储运过程中管道防腐的重要性，总结油气储运过程中管道防腐问题形成原因，探究油气储运过程中管道防腐优化策略，以供相关人员学习参考。
关键词：油气储运；管道防腐；问题；分析；探究一、油气储运过程中管道防腐概述气储运管道防腐是指油气储运管道在运行过程中对管道的防腐处理，通常是指对经过长距离运输的油气进行输送和储存时，所采取的保护措施。
如在管道内壁涂刷防腐涂料、用热喷涂或冷喷涂技术在油气储罐外表面进行涂敷防腐、或者将钢管道外壁与其他物体缠绕安装，以保证其安全运行。
影响因素：第一，外界因素，如气候条件、土壤成分、气候温度以及地质构造等。
第二，内部因素，管线设计不合理，管径偏小或壁厚偏大，在运输油气时，管线所经过的地带，容易发生冲刷和水击现象，致使管线受损，由于管道所处环境较差，有酸、碱或盐溶液的存在，油类和水对钢管表面的污染，输送介质对钢管的腐蚀等。
防腐措施：第一，除锈：在喷涂前对管道内表面进行除锈，以达到要求的工作状态。
第二，防腐涂层：为了防止油气储运过程中由于外界因素而造成管壁腐蚀、损坏而采取的措施。
目前常见的防腐涂层有以下几种：内壁采用防腐层或衬防腐层；外壁采用单层聚乙烯或三层聚乙烯等防腐层；在管道外壁上缠绕三层聚乙烯防腐膜或二层聚乙烯防腐膜[1]。
二、油气储运过程中管道防腐的重要性由于油气储运过程中管道容易出现腐蚀问题，如果不能及时进行有效维护和处理很有可能造成管道泄露、油气泄漏等事故，不仅会影响到周边居民的正常生活、生产活动，还会造成大量的能源浪费，因此在对油气进行储运过程中管道防腐显得尤为重要，只有这样才能延长管道寿命提高油气的储存效率。
油气长输管道中阴极保护技术的应用分析
油气长输管道中阴极保护技术的应用分析摘要:随着经济的发展，人们生活水平越来越高，生产力为了适应社会也在不断提高，目前我国资源运输仍然存在着较多问题，油气大多运用长输管道，在油气输送中容易出现管道被腐蚀的情况，当然，最合适的防腐措施就是采取阴极保护，本文主要以长输管道容易被腐蚀这一现象为切入点，分析采取防腐措施的必要性，探讨阴极保护策略。
关键词:油气长输管道阴极保护技术引言:在铺设油气长输管道时十分困难，首先管道较长，其次管道内部环境较复杂，而且容易遭受多种物质的腐蚀，经长时间研究表明，阴极保护措施是油气长输管道中防腐的最佳策略。
一、油气长输管道防腐的必要性我国地大物博，资源较丰富，而资源分布也存在着地区差异，不同区域间调配资源，运输资源已经是国家常态，根据目前调查情况来看，油气在输送过程中需要经过多种复杂的外部环境，不单单是复杂的土壤成分会对管道造成侵蚀，遇到恶劣天气时天气会对管道造成外部侵蚀。
除此之外，某些传输管道输送物质也具有侵蚀性，会对管道内部造成极大破坏，在长期运输过程中，由于管道经常受到来自内部的腐蚀，这也会加重管道老化，造成资源浪费，如果管道发生破坏，管道内的物质泄露会造成环境污染，甚至会引起火灾等不必要的事故，影响企业经济损失，也会威胁人们生命财产安全，如果防腐措施不到位，在运输途中将会产生资源损耗，而且带来的经济损失也是无法估量的，影响企业经济效益，由此来看，油气长输管道防腐措施需要及早落实。
阴极保护作为防腐措施中的一种，在国内外已有多年发展，这也使得阴极防护技术已趋向成熟。
阴极保护法又具体分为三部分，第一部分是外加电流阴极保护，是指电流的负极与被保护的金属设备相连接，依靠外来的阴极电流进行金属保护，第二个是外加电流阴极保护系统的组成，外加电流阴极保护系统，包括辅助阳极，阳极，平参比电极和直流电源四个部分；第三个是牺牲阳极保护，是指在被保护金属设备上连接一个电位更富的强阳极，从而使阴极极化。
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某油气管道阴极保护失效研究
发表时间：2018-07-09T15:55:05.797Z 来源：《基层建设》2018年第13期作者：黄盼彭文[导读] 摘要：管道输送，由于其经济、安全、损耗率低等优越性，在近百年来得到了迅速发展。
中石油煤层气有限责任公司
摘要：管道输送，由于其经济、安全、损耗率低等优越性，在近百年来得到了迅速发展。
但随着管道服役年限的增长，管道腐蚀对管道服役时间的决定性影响逐渐显现，做好防腐工作对于延长管线服役时间尤为重要。
目前，我国埋地长输管道大都采用防腐涂层加阴极保护的联合防腐方式，保护效果非常好。
作为腐蚀控制的第一道防线，防腐涂层将被保护金属管道与腐蚀环境隔离，同时也为阴极保护提供了绝缘条件；作为防腐保护的第二道防线，附加阴极保护能够提供充分的保护，使整个防腐体系高效运行。
关键字：油气管道；阴极；失效（一）长输管道阴极保护效果评判相关问题阴极保护根据其原理的不同，主要分为牺牲阳极阴极保护和外加电流阴极保护。
牺牲阳极法是将被保护金属与一个电位更负的金属连接，并处于同一电解质中形成大电池，电位更负的金属作为阳极使阴极金属得到保护[1]。
常用的牺牲阳极品种有：镁阳极、铝阳极和锌阳极三类，相对来说锌是最好的保护材料。
外加电流阴极保护是指将辅助阳极接到直流电源的正极，用导线将金属结构接到直流电源的负极这样的连接方法。
被保护的金属管道和电源负极相连接，辅助阳极和电源的正极相连接。
当阴极保护开始进行时，在辅助阳极周围发生阳极化学反应。
辅助阳极为电流提供回路，它对整个系统电能消耗很重要同时也影响外加电流的大小。
这就有要求：当埋地管道进行阴极保护时，辅助阳极通过土壤将保护电流传递给被保护金属，被保护金属作为阴极，在大地电池中表面只发生还原反应，不再发生氧化反应，这样，便可抑制被保护金属受到腐蚀。
某成品油管线于2009年投入生产，虽然对埋地管线采用了涂防腐层加阴极保护防腐措施，但由于早期阴极保护技术制约以及检测方法和评价方法的落后，使得保护效果不明显，部分管线腐蚀严重。
近期，通过对旧管线的涂层检测和对阴极保护效果的评价，结果表明在通电状态下，由于存在阴极保护电流，用地表参比法所测的管地电位中包含有IR降成份，难以评价阴极保护的真实保护情况。
由于对于阴极保护电位测试方法、保护效果评价方法、阴保设备使用与保养以及有效提高管道阴保质量等方面存在不足，且兰-郑-长管道一部分在南方，天气湿热，地底下含水量较多，导电性较强，土壤电阻率低，管道腐蚀加强。
因此，应对保护电位测试方法、复杂地形阴保方法、减小杂散电流干扰、等进行系统研究，以保证管道阴保效果，提高国内管道防腐质量。
常用的阴极保护效果测试方法有：试片失重法、电位准则法、试片评价法。
（1）试片失重法通过将两组相同试片分别置于与管道处于相同的阴极保护状态和未进行阴极保护的环境下，经过一段时间，通过计算其腐蚀速度而确定其保护度。
但失重法历时较长，可以通过测量埋地管道的保护电位来间接判断其保护效果。
为了测量管道的保护电位，在管道施工时，应在沿线不同点埋设永久性参比电极，通过高阻抗电压表测量被保护管道相对于参比电极的保护电位。
但通过这种方法测量时，测量结果除了管地电位外还有流经参比电极和管道时电流的电阻电压降，存在测量误差。
（2）断电电位和电位衰减准则测量时需要有断电设施将多套阴极保护系统同时断开，并在电流断开后3秒以内测出管道电位值。
由于已经将外加电流切断，因此测量结果是已消除了IR降的真正管地的电位。
（3）试片评价法只需将试片和管道连接，不需要断开管道的阴极保护系统，就可以测得管道的保护电位。
由于该方法是在通电的状态下进行的，因此可以基本消除IR降的影响。
以上三种测量方法应用最广泛的是电位准则方法。
（二）破坏阴极保护效果的因素（1）金属结构对管道的屏蔽
通过现场开挖发现兰-郑-长成品油管线腐蚀严重管线的地区通常地下埋设金属结构较多，人口密度较大，地理环境都较为复杂。
通常在被保护管道附近还有其他埋地金属结构，从而影响阴极保护电流的流向，使被保护管道失去保护环境，这种情况下的腐蚀现象通常称为“阴极保护屏蔽腐蚀”。
其中，由于其他金属的分流导致腐蚀穿孔的区域称之为“阴极保护屏蔽区”，被保护管道附近的金属结构屏蔽阴极保护导致部分管段阴极保护效果受到破坏。
（2）外防腐层质量的变化对阴极保护系统的影响外防腐层对于埋地管道腐蚀的影响主要表现在两点，一方面外防腐保温层的使用使得管道本身与具有腐蚀性的土壤隔离，从物理上阻断了电化学反应的发生，另一方面，管道运行一段时间后，防腐层受到外界因素影响出现老化、破损和剥离的现象，使得管道阴极保护电流增大，保护距离缩短。
如果不进行及时的维护和检测，最终将导致破裂和穿孔等破坏事故。
（3）土壤电阻率对阴极保护系统的影响土壤导电能力可以用土壤电阻率表示，其对管道阴极保护电流的分布也能产生很大的影响。
土壤电阻率的大小与其含水量、含盐量、有机质含量、土壤的温度以及PH值等因素有关。
其中含水量对土壤电阻率的影响极大。
有资料表明，当土壤含水量处于较低水平时，电阻率随着水含量的增加急剧增大。
此外，相比于盐碱地土壤，沙地相的土壤电阻率较大，土壤腐蚀电流小，即盐碘地对管道有较强的腐蚀性。
（4）阴极保护死区
通过管道现场开挖发现，由于阴极保护的作用，管道防腐层的宏观破损处难以形成腐蚀条件，因此管道腐蚀主要发生在微观破损处。
某些管道部分，虽然阴极保护电位正常并且防腐层并没有发生任何损坏，但管道表面却形成了明显的腐蚀坑，局部腐蚀严重，这种现象主要是由于存在阴极保护死区造成的[2]。
（5）阴极保护系统失效
在阴极保护系统运行中，系统故障时有发生。
例如由于施工和人为的破坏因素，电缆断线时有发生；当阴极保护系统中电绝缘失效或者连接到非保护设施，会造成阳极消耗加快，系统电流增加或者系统参比电极失效会造成信号漂移，使得恒电位仪输出电流过大或过小，从而不能精确监测阴极保护状态。
（三）应用建议
某管道阴极保护系统电位测量优化
通过现场开挖，某成品油输油管道某些部分出现严重腐蚀。
为了尽量控制和减少管线的腐蚀穿孔，通过现场调研和查阅相关资料，提出以下优化方案：
（1）在整个系统中，某些恒电位仪显示系统失灵。
失效原因可能与长效参比电极失效或仪器本身出了问题有关。
可手动调节恒定电位仪的输出电位，以消除系统中过保护现象。
（2）应及时更换系统中出现的失效的参比电极，以保证恒定电位仪能准确地反馈信号，从而使得自动调控系统正常工作。
（3）系统中某些测试桩处于欠保护状况，这可能是由于管线阴极保护距离过远，保护电位下降所致。
因此应该在这些测试桩之间添加牺牲阳极阴极保护系统。
同时还应检查管道穿越处的阳极是否具有保护作用，如果失效应及时更换。
（4）应在管线大修期间对丢失、破损的测试桩进行修复，否则会影响阴极保护系统正常的监测工作。
修复时一定要保证补伤处的电绝缘性。
（5）加强阴极保护系统的管理和检测
对于三级地段的管线每月应进行两次管地电位的检测，对于二级地段的管线每月应至少进行一次管地电位的检测。
另外，在日常检察中，应对阴极保护站的输出电压和输出电流每天早晚各记录一次，各阴极保护站应配备经过专业培训的专人，以进行管理。
参考文献
[1]杨林.庆哈埋地管道阴极保护技术研究[D].东北石油大学硕士论文，2012.3.23.
[2]程飞.地下钢质管道阴极保护技术现状与应用[J].当代化工，2017.9.28.。