长输管道的腐蚀与防护
国内外管道腐蚀与防护研究进展
国内外管道腐蚀与防护研究进展国内外管道腐蚀与防护研究进展引言管道是现代工业中常见的输送装置，广泛应用于能源、化工、石油、天然气等领域。
然而，由于环境因素和长期使用带来的磨损，管道腐蚀问题已成为制约管道使用寿命和安全性的重要因素。
因此，对管道腐蚀及其防护技术的研究具有重要的现实意义和理论价值。
本文将综述国内外对管道腐蚀与防护的研究进展。
一、管道腐蚀的分类与机理1.1 管道腐蚀的分类管道腐蚀主要分为化学腐蚀和电化学腐蚀两大类。
化学腐蚀由介质中的化学物质对管道材料的直接损害引起，例如酸蚀、碱蚀等。
电化学腐蚀主要是通过电化学反应引起的，如金属的氧化腐蚀、电化学脱氧腐蚀等。
1.2 管道腐蚀的机理管道腐蚀的机理复杂多样，但一般可归结为金属表面与介质相互作用引起的化学反应。
导致管道腐蚀的因素有：介质的酸碱度、温度、流速、含氧量、盐度等。
金属材料自身的性质也会影响管道腐蚀，如金属的结构、化学成分、缺陷等。
二、管道腐蚀的评价方法2.1 传统评价方法传统上，对管道腐蚀程度的评价主要采用物理检测方法和化学分析方法。
物理检测方法包括金相分析、扫描电子显微镜等，化学分析方法则通过对介质中金属离子浓度、pH值等进行测试。
2.2 非破坏性评价方法近年来，非破坏性评价方法在管道腐蚀检测中得到了广泛应用。
例如，超声波检测技术可以通过测量超声波在材料中的传播时间和幅度来评估金属材料的腐蚀程度。
磁粉探伤技术则利用磁场特性检测金属材料中的缺陷或腐蚀情况。
三、管道腐蚀防护技术研究3.1 传统防护技术传统上，常用的管道腐蚀防护技术包括阴极保护、涂层防护和材料选择。
阴极保护通过引入外部电流或材料使金属处于负电位，从而减少电化学反应的发生。
涂层防护则是在金属表面涂覆一层能耐腐蚀介质的材料，以提供保护层。
材料选择则是选择对特定工况下介质具有良好抗腐蚀性能的金属材料。
3.2 新型防护技术随着科技的进步，新型管道腐蚀防护技术不断涌现。
例如，纳米涂层技术可以通过在传统涂层中添加纳米颗粒，增强涂层的抗腐蚀性能。
页岩气井下油管和地面集输管道腐蚀原因及防护措施分析
2.3 实施清水试压，及时查缺补漏 在很多油田的集输管道建设中，都是比较年代久远的建 设项目了，那时候的管线建设中没有明确的要求进行防腐蚀设 计，因此，随着相关的管线老化，腐蚀现象日渐严重，这些腐 蚀不仅会影响集输管道的输油质量，污染原油，还可能出现腐 蚀穿孔现象，造成原油泄漏，整体的输油压力减小，输送效率 降低等，危害比较大，对此，长庆油田采取一种“清水试压” 技术，将在用的管线完全排油之后，注入清水升压检测，然 后开始巡视被测管线，同时观察压力表，如果漏水或者压力下 降，立即采取维修；如果多次维修之后，仍然漏水或者测试压 力下降，则对被测试管线进行更换。可以考虑对于集输管道进 行试压测验，及时找到腐蚀严重的部位，进行管道的更换，替 换由于一定防腐蚀能力的管理，提升原油的传输工作效率。并 且在管道关键部位，可以社会相关的压力监测设备，及时监测 输油管道的压力状况，一旦发现异常情况，也能够及时发现， 及时进行处理，做好查缺补漏工作，避免原油损失[5]。
1 页岩气井油管和地面技术管道腐蚀的主要原因 1.1 管道自身因素 在管道的生产过程中，一些油管和集输管道在生产中的防
腐设计不到位，是导致管道出现腐蚀问题的关键因素之一，且在 具体的生产中，因为施工工艺的缺陷，导致管道自身存在裂缝和 缺口等，防腐层受到一定的破坏，完整性不足，就会导致在后期 的管道使用中出现腐蚀问题，影响管道使用中的防腐质量[1]。
3 结束语 页岩气井下油管以及集输管道承担着重要的原油集输工
作，一旦出现腐蚀问题，对于油田开采企业的影响是非常大 的，会造成企业的经济损失，针对管道的腐蚀问题，相关企业 要做好油管和集输管道的腐蚀原因分析，并针对性都进行防腐 蚀对策的制定，做好管道的测验以及监督检查工作，及时发现
天然气长输管道安全管理存在问题及对策分析
天然气长输管道安全管理存在问题及对策分析天然气长输管道是我国能源运输中的重要组成部分，它承载着大量的天然气资源，为国家经济发展和人民生活提供了重要保障。
天然气长输管道的安全管理存在一些问题，如管道老化、腐蚀、施工质量不高、管理手段滞后等，这些问题给天然气长输管道的安全稳定带来了不小的隐患。
有必要对天然气长输管道的安全管理问题进行深入分析，并提出对策，以确保长输管道的安全运行。
1. 管道老化：部分管道运行时间长，存在老化的情况，老化管道的安全隐患增加，容易造成泄露和爆炸等事故。
2. 腐蚀：长时间运行和外部环境的影响会导致管道金属材料的腐蚀，严重的腐蚀会减弱管道的承载能力，引发安全隐患。
3. 施工质量不高：一些管道在建设时存在施工质量不高的问题，比如焊接质量不过关、管道连接处存在缺陷等，这些问题可能影响管道的安全使用。
4. 管道管理手段滞后：目前管道管理手段大多停留在传统的巡检和检修模式上，缺乏先进的在线监测和远程管理手段，不能及时发现管道问题，存在一定的安全隐患。
二、对策分析1. 加强管道老化管理：对老化管道进行定期检查和评估，及时更新管道的技术参数和性能指标，根据实际情况制定管道更新和更换计划，以确保管道的安全使用。
2. 加强腐蚀防护工作：对于易受腐蚀的管道，采取适当的防护措施，比如在管道表面涂覆抗腐蚀材料、定期清洗和防腐处理等，以延长管道的使用寿命。
3. 提高施工质量：加强对管道施工的监督和管理，提高工程质量要求，确保焊接质量和管道连接处的完整性，减少施工质量带来的安全隐患。
4. 推进管道信息化管理：加强对长输管道的信息化管理，引入先进的在线监测设备和远程管理系统，实现对管道运行状态的实时监测和管理，及时发现并处理管道问题，提高管道的安全性和可靠性。
天然气长输管道运行中的风险及控制
天然气长输管道运行中的风险及控制天然气长输管道是连接天然气生产地和需求地的重要设施，是天然气运输的主要方式。
在长输管道运行中，虽然采取了一系列措施进行风险控制，但由于管道本身的特点以及外部环境的影响，仍然存在一定的风险。
本文将介绍天然气长输管道运行中的风险及控制措施。
一、天然气长输管道运行中的风险1. 火灾爆炸风险：天然气是易燃易爆气体，一旦泄漏并遇到火源，可能引发火灾爆炸事故，造成人员伤亡和财产损失。
2. 泄漏风险：管道的腐蚀、机械损坏、施工质量问题等都可能导致管道泄漏，从而影响周边环境和居民安全。
3. 破坏风险：管道可能受到人为破坏或恶劣天气等外部因素的影响，导致管道破裂或损坏，从而引发事故。
4. 地质灾害风险：天然气长输管道经过各种地质环境，如山区、河谷、地下水位高的地区等，可能受到地质灾害的影响，如山体滑坡、地震等，对管道造成破坏。
二、天然气长输管道运行中的风险控制1. 安全监测设备的安装：对天然气长输管道进行全程监测，包括压力、泄漏、温度等监测设备的安装，及时发现管道异常情况。
2. 安全防护设施的设置：在管道周边设置安全防护设施，包括防火墙、防爆设施、泄漏报警系统等，确保在发生事故时能够及时隔离和控制。
3. 定期检查和维护：对管道定期进行检查和维护，包括腐蚀检测、机械设备的定期更换和维修等，以确保管道在良好的运行状态。
4. 安全培训和监管：对管道工作人员进行安全培训，提高其安全意识和应急处理能力，同时加强对管道运行的监管，确保管道安全运行。
三、天然气长输管道运行中的风险防控关键技术1. 气象灾害风险防控技术：通过气象监测系统，及时掌握周边气象信息，并采取相应的防护措施，如加固管道支架、加装抗风设施等，以应对气象灾害的影响。
2. 地质灾害风险防控技术：通过地质勘察，选择合适的管道敷设路线，并采取相应的地质灾害防护措施，如加固管道支撑、加装地震隔离装置等，以降低地质灾害对管道的影响。
3. 管道监测技术的创新：采用先进的管道监测技术，包括智能传感器、遥感监测、声波检测等，对管道进行全程监测，实现对管道状态的实时监测和预警。
油气长输管道运行风险及安全预防措施
油气长输管道的运行风险及安全预防措施引言把油气矿场收集、处理后的原油、天然气输送给用户的管道设施，称为油气长输管道。
油田集输生产中，一般把直径大于150mm，油、气输送距离大于100km的管道称为油气长输管道。
一、管道风险分析第三方破坏包括人为因素破坏和自然灾害破坏。
如管道上方违章施工、在管道上打眼盗油、管道附近土层移动、滑坡等都可能导致管道发生失效。
2.腐蚀包括外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。
土壤、阴级保护失效和绝缘涂层老化等均会导致管道外腐蚀；施工安装不当等又会引起应力腐蚀。
操作包括施工误操作和运行误操作等。
在管道投运前，对施工工人进行岗位培训，防止造成管道憋压和阀门损坏；运行过程中药严格执行调度指令，严格操作规程，防止因输油泵、加热炉故障，管道输油量达不到设计流量或管道沿程降温过大，造成凝管、停输。
材料缺陷包括管材初始缺陷和施工缺陷。
初始缺陷是在制造、施工和运输过程中产生的；安装缺陷那么是在管段施工过程中形成的。
这些缺陷的存在导致管道强度降低。
直接影响管道运行的可靠性。
二、平安预防措施管网设计、安装、验收技术资料齐全石油、天然气管道的漆色、色环，流向指示等标志应明显、醒目并符合有关规定。
资料中必须有管网平面布置图，标记完整，位置准确；石油、天然气管道管理制度健全〔如定期巡回检查制度〕，指定专人，落实责任，定期检查，记录齐全。
管道无严重腐蚀泄漏，防静电积聚措施可靠石油、天然气管道应能满足工艺设计参数，无泄漏〔3点/1000m〕，地下或半地下敷设管道符合有关规程要求，承压管道必须有足够的强度，不允许有深度大于2mm以上的点状腐蚀和超过200mm2以上的面状腐蚀。
热力管道的保温层应完好无损，且热补偿装置应符合有关要求。
管道外敷防腐绝缘层和阴极保护装置完好。
3.管道平安防护符合要求，确保附近设施平安埋地敷设的原油、稳定轻烃、20℃时饱和蒸气压力小于的天然气凝液、压力小于或等于的油田气管道与居民区、村镇、公共福利设施、工矿企业等的距离不小于10m。
闵桥油田输油管线腐蚀原因分析与防护
闵桥油田输油管线腐蚀原因分析与防护摘要:通过对闵桥区块的输送介质和腐蚀产物的分析,查找输油管线腐蚀穿孔的原因,认为腐蚀与输送介质中Cl－、HCO3－、H2S有关。
综合对比分析现有的几种防护方法,认为较好的方法是对管线内壁做防护层和衬里。
关键词:输油管线水分析腐蚀产物防护1 情况简介闵桥区块,现有油井91口,其中89口已见水。
日产液553t,日产原油123t。
近年来该区块的输油管线腐蚀严重,闵13至闵39长输管线,管线材料为20#钢,规格Φ133mm×5mm,全长6800m,流程走向示意图如图1所示,管线于在2003年9月至2003年12月分三次更换,到2006年累计发生穿孔16次;其中过闵24站后管线腐蚀严重,现对水平铺设的埋地管线壁厚进行检测,情况如图2、图3、图4所示。
发现上部腐蚀较轻,中下部腐蚀较重,5mm壁厚管线腐蚀后的下部管壁剩余厚为1.58mm,上部管壁剩余厚为3.56mm。
2 测试2.1 试验方法3.4 H2S的影响伴生气中含有H2S气体,这种气体可以直接造成严重的腐蚀,化学反应式如下所示:Fe+H2S→FeS+H2↑(渗入金属内部)以上分析直接说明了闵桥输油管线腐蚀穿孔原因:管线在运行温度和流速条件下,内部的流体处于平流状态,带有腐蚀成分的地层水主要在管线中下部流动,其中含有的Cl－、CO2、H2S造成了管线中下部发生均匀腐蚀和点腐蚀,其中Cl－造成点腐蚀,HCO3－使中下部管壁均匀变薄,反应释放出H2引起金属发生渗氢腐蚀。
4 腐蚀防护对策通过研究发现闵桥输油管线腐蚀穿孔主要为发生在平直管道中下部位的内腐蚀。
目前使用的防腐蚀技术大致有如下几类:合理选材、阴极保护、添加缓蚀剂、管道防护层和衬里等。
4.1 耐蚀材料近年来非金属耐蚀材料发展很快,如玻璃钢管材,很适合用于腐蚀性强的环境。
但玻璃钢管线也存在一些问题。
一是玻璃钢管线用在输油管线上时保温差存在结蜡现象。
二是由于管线长期运行,有可能使管线产生周期轴向串动磨损外壁,易造成破损。
燃气长输管线安全防护距离
燃气长输管线安全防护距离燃气长输管线是燃气行业的重要设施之一，它的安全运行直接关系到人民群众的生命财产安全，因此管线的安全防护距离十分重要。
本次文章将介绍燃气长输管线安全防护距离的相关知识。
燃气长输管线是指运输燃气的管道，其以管道为主体，由管道系统、配套设施和运输工具等组成。
这些管道因其具有大容量、远距离、高压力、高温度等特点，因此其周围需要设置一定的安全防护距离。
燃气长输管线的安全防护距离是指管线两侧不同程度的限制范围。
根据燃气管道的规模、压力、流量等因素，防护距离的大小可以确定。
这个防护距离通常被称为管道的“保安带”。
其中，保安带的理论计算值根据国际规范和我国规范都有一定的规定，但两者有着不同的计算方法和标准。
一般情况下，我国的燃气管道防护距离取决于管径、压力等因素，其距离至少在10米以上。
（1）管道材料管道材料是影响燃气管道保安带的一个关键因素。
该因素可以从抗腐蚀性能、耐压能力和耐久性等角度来影响防护距离的大小。
一般而言，同样条件下，具有优良材料的管道，其保安带范围相对较小。
（2）管道的压力管道的压力也是影响燃气管道保安带的因素之一。
一般来说，高压管道的保安带需要比低压管道的保安带范围相对较大，这是因为高压管道一旦爆裂或泄漏，将会给周围的人员造成极大的生命危险。
（3）管道规模管道规模除了指管道的直径外，还包括其输送的燃气流量。
一般来说，规模越大的管道保安带越大，这是因为其所输送的燃气量越大，周围岗位的安全防护距离也要相应地增加。
（4）管道环境管道环境因素包括管道所经过的地形地貌、地质结构、天气气候等。
例如，对于高寒地区需要考虑落雪、雪崩等气象因素对管道的影响，以及对保安带的影响大小等。
为了保障燃气长输管线安全运行，需要从以下几个方面来实现管道的安全防护距离：（1）建立完善的安全管理体系，使每位工作人员都意识到燃气管道的重要性和风险。
（2）围绕燃气管道周围布设隔离带和禁止区。
（3）定期检查管道设施和维修设施，保证管道设施的完好和正常运行。
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的阴极保护技术是一种常用的管道防腐蚀措施，它通过在管道表面施加阴极电流来抑制金属的电化学腐蚀。
在长输管道的使用中，阴极保护系统有可能出现故障，导致管道的腐蚀防护效果下降甚至失效。
阴极保护系统的故障主要表现为以下几个方面：电流输出不稳定、电流密度异常、电流输出中断、电流阴极化效果不明显、电流与电位关系异常等。
造成阴极保护系统故障的原因很多，常见的有阴极保护装置失灵、电源欠压或过压、电缆接头松动或断裂、阳极材料耗尽、导电性能差的涂层等。
这些原因可能单独或同时发生，造成管道的阴极保护系统故障。
当发现长输管道阴极保护系统存在故障时，需要进行故障分析，并采取相应的措施进行修复。
应检查阴极保护装置是否正常工作，包括检查电源电压、电流输出稳定性等。
如果发现装置失灵，应及时修复或更换。
需要检查电缆连接是否正常。
阴极保护系统中的电缆连接非常重要，如果松动或断裂，会影响电流的输出。
应检查电缆连接是否紧固，舒展长度是否正常。
如发现有问题，应进行修复或更换。
还需要检查阳极材料的情况。
阳极材料是阴极保护系统中的关键部件，如果阳极材料耗尽，会导致阴极保护效果变差。
应定期检查阳极材料，如发现阳极材料耗尽，应及时进行更换。
还需要检查涂层的导电性能。
涂层的导电性能直接影响阴极保护系统的效果。
如果涂层导电性能差，会导致阴极保护系统无法正常工作。
应定期检查涂层的导电性能，如果发现问题，应进行修复。
通过以上的故障分析和修复措施，可以及时解决长输管道阴极保护系统的故障问题，确保管道的腐蚀防护效果。
也需要认识到，阴极保护系统的故障不仅会影响腐蚀防护效果，还可能引发其他安全隐患，因此维护阴极保护系统的正常运行十分重要。
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长输管道的腐蚀与防护
目前，我国石油、天然气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现,管材一般为钢制
螺旋焊管。由于长输管道均采用埋地方式铺设,穿越地段地形复杂,土壤性质各异,土壤对管
道有着不同程度且很强的腐蚀性,漏损处也不易及时发现，且地下管道的维修要进行大量的
土方工程，比新建管线还要费工。因此,长期、安全、平稳的运行是长输管道首要的任务。
如何防止埋地管道的腐蚀破坏长期以来一直是管道工程中的一个重要环节。
1埋地钢质管道腐蚀因素分析
埋地钢质管道发生腐蚀有四大影响因素：环境、腐蚀防护效果、钢管材质及制造工艺、
应力水平。管道的腐蚀破坏是上述诸因素相互影响的结果。
1.1埋地管道所处的环境
埋地管道在工作环境下,受着多种腐蚀,主要腐蚀情况有：土壤腐蚀、细菌腐蚀和杂散电
流腐蚀。
土壤是具有固、液、气三相的毛细管多孔性的胶质体，土壤的空隙为空气和水所充满,
水中含有一定的盐使土壤具有离子导电性；土壤物理化学性质的不均匀性和金属材质的电化
学不均匀性，构成了埋地管道的电化学腐蚀条件，从而产生土壤腐蚀。
在一些缺氧的土壤中有细菌(硫酸盐还原菌)参加了腐蚀过程，细菌的作用是参加电极反
应将可溶硫酸盐转化为硫化氢与铁作用，产生细菌腐蚀。此种反应因需具备缺氧条件，在低
水位、强盐碱的滨海地区，细菌腐蚀不占主导地位。
杂散电流是在地下流动的防护系统设计之外对金属管道产生腐蚀破坏作用的电流，杂散
电流腐蚀包括直流杂散电流腐蚀和交流杂散电流腐蚀。直流杂散电流腐蚀原理与电解腐蚀类
似；交流杂散电流是管道附近高压电力线产生的二次感应交流电叠加在管道上形成电化学电
池产生的腐蚀，其腐蚀量较小，但集中腐蚀性强。
1.2腐蚀防护效果
腐蚀防护是控制管道是否会发生腐蚀破坏的关键因素。目前管道的腐蚀防护采用了双重
措施，即防腐覆盖层与阴极保护(外加电流或牺牲阳极、排流)。防腐覆盖层至关重要的是能
抵御现场环境腐蚀，保证与钢管牢固粘结，尽可能不出现阴极剥离，造成阴保死区。一旦发
生局部剥离，就必须调整外加电流阴极保护系统运行参数，有效控制死区腐蚀，以达到防护
效果。
1.3钢管的材质与制造因素
钢管的材质与制造因素是管道腐蚀的内因，特别是钢材的化学组分与微晶结构，非金属
组分含量高，如S、P易发生腐蚀，C、Si易造成脆性开裂。微晶细度等级低，裂纹沿晶粒
扩展，易发生开裂，加入微量镍、铜、铬可提高抗腐蚀性。在钢管制造过程中，表面存在缺
陷如划痕、凹坑、微裂等，也易造成腐蚀开裂。
1.4管道运行过程中的使用应力
管道运行时，输送压力与压力波动是应力腐蚀开裂的又一重要因素。过高的压力使管壁
产生过大的使用应力，易使腐蚀裂纹扩展；压力循环波动也易使裂纹扩展。当裂纹扩展达到
临界状态时，管道就会发生断裂破坏，甚至引起爆炸(如输气管道)。
2管道防腐蚀措施
目前,国内采用的管道防护方法主要有：涂层保护、电化学保护、杂散电流排流保护。
2.1涂层保护
管道外防腐蚀层的选择要求外防腐蚀层的选择应遵守以下原则
（1）技术可靠，防腐蚀性能好，具有较好的机械性能和绝缘性能，水渗透率低，耐阴极剥
离性好，耐植物根穿刺，耐微生物侵蚀，与钢管粘接力强，易于补口、补伤等；
（2）经济合理，既能达到防腐蚀效果，又能节约费用；
（3）根据现有的技术设备及施工水平，能达到设计的要求，满足工程的需要。
目前国内外适用于长输管道的防腐蚀涂层主要有煤焦油瓷漆、PE二层结构、PE三层结
构、熔结环氧粉末（FBE）、双层熔结环氧粉末（双层FBE）覆盖层等。
下面将各种防腐蚀材料的主要优缺点、国内外应用状况及评价简述如下:
（1）煤焦油瓷漆。
具有绝缘性能好、吸水率低、耐细菌腐蚀和植物根茎穿透、国内材料充足及使用寿命长、
价格低（约55～60元/ｍ2）等优点。
主要缺点是机械强度较低,适宜温度范围窄，低温易变脆，生产施工过程中可能会逸出
有毒气体，需要严格的烟雾处理措施。国外使用已有70多年历史，近年来因受环保的限制
逐渐被其他覆盖层代替。我国已研制出达到国际标准的煤焦油瓷漆产品，分3种型号，以适
应不同的温度需要。
（2）PE两层结构。
具有绝缘性能好、吸水率低、机械强度高、坚韧耐磨、耐酸碱盐和细菌腐蚀、耐温度变
化、国内材料充足等优点，价格较低（约60～65元/ｍ2）。
缺点是耐紫外线性能差，阳光下过久暴露易老化，与钢管表面结合力较差，抗阴极剥离
性能差。PE层的静电屏蔽作用不利于外加电流阴极保护。国外采用聚乙烯防腐蚀有40多年
历史，目前仍有一定的使用量，其中,在中小管径上的用量占第一位，中等管径应用上仅次
于熔结环氧粉末。国内1985年后广泛应用，到目前为止油田和各地中小管径采用此种覆盖
层的防腐蚀管道已超过上万公里。
（3）PE三层结构。
PE三层结构防腐蚀层结合了高密度聚乙烯包覆、熔结环氧粉末的优点。它利用环氧粉
末与钢管表面牢固结合，利用高密度聚乙烯耐机械损伤，两层之间特殊的胶层使三者形成分
子键结合的复合结构，实现防腐蚀性能、机械性能的良好结合，是目前我国大型管道工程首
选的涂层。
PE三层结构防腐蚀层从1995年在库鄯线、陕京线应用以来，防腐蚀效果很好。PE三层
结构防腐蚀层造价相对较高（约100元/ｍ2），是其缺点之一。
（4）熔结环氧粉末（FBE）
具有与钢管表面结合牢固、绝缘性能好、机械强度高、耐温度变化、耐化学腐蚀等优点，
可适用于各种恶劣自然环境。
主要缺点是耐紫外线性能差；由于覆盖层较薄（0.35～0.50mm），耐划伤和磕碰性能较
厚覆盖层要差。国外从20世纪60年代开始应用于管道防腐蚀，发展很快，是目前国际管道
防腐蚀上采用量最多的覆盖层。价格约在65～70元/m2。国内的大型新建长输管道也多采用
此涂层。
（5）双层熔结环氧粉末
（双层FBE）与PE三层结构类似，具有和PE三层相同的综合性能，机械性能尤其高，
补口也用双层FBE，相容性好，覆盖层表面光滑。另外可避免阴极屏蔽问题，与阴极保护系
统的匹配性比PE三层结构更好。这是国际上新研制出的一种覆盖层，最适于穿越段及石方
山区使用。
缺点是价格较高，约在95～100元/m2。
管道外防腐蚀补口：PE三层结构防腐蚀层段采用加强级（三层）辐射交联聚乙烯热收
缩带补口，FBE段采用液体环氧现场喷涂或辐射交联聚乙烯热收缩带补口，双层FBE采用同
种材料及结构补口。
长输管道所处外界条件及其重要性不是完全一样的，供选择的防腐层种类很多。为某一
具体工程选择一种合适的防腐层，则需要根据具体情况论证比较。
2.2电化学保护
电化学保护包括阴极保护和阳极保护。
阳极保护是使被保护金属处于稳定的钝性状态的一种防护方法,可通过外加电源进行极
化或添加氧化剂的方法达到防护目的。
阴极保护是在金属表面通过足够的阴极电流，使金属表面阴极极化，成为电化学腐蚀电
池中电位均一的阴极，从而防止管道腐蚀。
对于大口径的长输管道，国内多采用强制电流为主、牺牲阳极为辅的阴极保护方法。由
于防蚀层性能优良，使得保护距离加长，两阴极保护站间距可达110km。为防止阴极保护电
流的流失，在工艺站场的管道进、出口处设置电绝缘装置。为防止管道防腐层或绝缘接头遭
受雷击或电力故障而引起破坏，在绝缘接头位置安装锌接地电池。在大型河流穿越段的两岸
边各安装一组锌合金牺牲阳极以加强保护。
2.3杂散电流排流保护
管道沿线与高压输电线路近距离平行时，高压输电线、电气化铁路会对管道造成干扰，
加剧管道的腐蚀，因此，管道应尽量远离交、直流干扰源。
管线的排流保护，依据被干扰管道阳极区有无正负极性交变采用不同的排流方式，不
变时采用直流排流，交变时采用极性排流，比较复杂时采用强制排流。
待管道埋地后根据杂散电流的实测结果有针对性地采取有效排流措施，在杂散电流流
出点安装成组锌阳极，通过玻璃钢测试桩与管道相连，以达到排流、减轻干扰的目的。
3长输管道防腐蚀技术发展方向
（1）外防腐涂料的研制开发仍是我国亟待解决的问题，尽管多数材料已实现国产化，但与
国外比较仍存在较大差距，如聚乙烯仍有环境应力开裂问题，环向大分子取向引发的非取向
方向开裂问题，热收缩套温控与收缩不同步问题等。
（2）补口技术的开发热点集中在现场小型化补口设备及工艺技术开发上，
使得现场补口小区域实现喷砂处理，环氧底漆涂覆、胶带缠绕、加热控制、缠绕预紧力
控制、胶体固体或塑化、冷固控制实现自动化规范控制，以避免人工操作发生的各种偶然失
误。
（3）对腐蚀管道进行快速、准确的定位，是管道防腐的一个重要环节。
近年来使用的地面清长输管道腐蚀检测监控技术与国外比目前差距比较大。特别是远程
在线通讯自动监测技术，现虽已有研究报导，但距离实际应用尚有一段距离，应加快研究步
伐，以满足我国经济发展战略要求。
（4）防腐管理的计算机网络化。
将防腐设施及相关资料与管网的地理信息相结合形成独立的体系，实现计算机网络化管
理，以便捕捉、分析、统计管网的各种数据，及时准确预报，防止各种隐患发生。其内容包
括建立图档管理系统，管网现代监测系统和仿真模拟计算系统，然后将它们有机地联系起来，
就可随时查询管道是否处于最佳运行状态，一旦发生异常亦能准确定性和定位，及时制定最
佳的排除方法，把损失减少到最小程度。