GB/T 21447-2008 钢质管道外腐蚀控制规范

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中华人民共和国国家标准

ＧＢ／Ｔ２１４４７—２００８

钢质管道外腐蚀控制规范

Ｓｐｅｃｉｆｉｃａｔｉｏｎｆｏｒｅｘｔｅｒｎａｌｃｏｒｒｏｓｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｆｏｒｓｔｅｅｌｐｉｐｅｌｉｎｅ

２００８—０２—１３发布２００８—０８—０１实施

宰中国瞀国粥家鬻标瓣准警化管篷理警委瞥员星会发促布１９

ＧＢ／Ｔ２１４４７－－２００８

目次

前言……………

ｌ范围………－

２规范性引用文件…………－

３术语和定义…

４基本规定……

５防腐层设计…－Ⅲ，，：００

６阴极保护设计………………０

７干扰电流的控制…………－

８施工与验收…

９运行及维护管理……………．．

１０腐蚀控制记录………………０¨Ｍ¨

１１健康、安全与环境（ＨＳＥ）一

附录Ａ资（料性附录）条文解释

参考文献…………Ｍ¨船

ＧＢ／Ｔ２１４４７—２００８

刖吾

本标准附录Ａ为资料性附录。

本标准由中国石油天然气集团公司提出。

本标准由石油工程建设专业标准化委员会归口。

本标准负责起草单位：大庆油田工程有限公司。

本标准参加起草单位：中国石油规划总院、中国石油天然气管道工程有限公司。

本标准主要起草人：黄桂柏、唐明华、卢绮敏、胡士信、曲良山、杨柏兰、杜树彬、纪鹏荣、刘芳、黄志。

本标准为首次发布。

Ⅲ

Ｇｇ／＂ｒ２１４４７－－２００８

钢质管道外腐蚀控制规范

１范围

本标准规定了钢质管道（以下简称管道）外腐蚀控制工程设计、施工及管理等应遵循的最低要求。

应积极采用新工艺、新材料、新结构、新技术，努力吸收国内外新的科技成果，优化设计，确定经济合理的

腐蚀控制方案。

本标准适用于陆上新建、扩建和改建的输送介质温度低于ｌＯＯ＇Ｃ的油、气、水管道的外腐蚀控制，输

送其他介质的管道和输送介质温度在ｌＯＯ℃以上的油、气、水管道可参照本标准执行。

２规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有

的修改单不（包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究

是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

ＧＢ／Ｔ８９２３涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级

ＧＢ／Ｔ１９２９２．１２００３金属和合金的腐蚀大气腐蚀性分类

ＧＢ／Ｔ２１２４６２００８埋地钢质管道阴极保护参数测量方法

ＧＢ／Ｔ２１４４８—２００８埋地钢质管道阴极保护技术规范

ＧＢ／Ｔ５０２ｌ７１９９４电力工程电缆设计规范

ＨＧ／Ｔ２０６７９化工设备管道外防腐设计规定

ＳＨ

３０１０石油化工设备和管道隔热技术规范

ＳＨ

３０２２石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范

ｓＹ／Ｔ００１７１９９６埋地钢质管道直流排流保护技术标准

ｓＹ／Ｔ００２９埋地钢质检查片腐蚀速率测试方法

ＳＹ／Ｔ００３２埋地钢质管道交流排流保护技术标准

ｓＹ／Ｔ００４２防腐蚀工程经济计算方法

ｓＹ／Ｔ００６１埋地钢质管道外壁有机防腐层技术规范

ＳＹ／Ｔ００８６阴极保护管道的电绝缘标准

ＳＹ／Ｔ００８７１９９５钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准

ＳＹ／Ｔ０３１５钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准

ＳＹ／Ｔ０３２４直埋式钢质高温管道保温预制施工验收规范

ｓＹ／Ｔ０３７９埋地钢质管道煤焦油瓷漆外防腐层技术标准

ＳＹ

０４０１—１９９８输油输气管道线路工程施工及验收规范

ＳＹ／Ｔ０４０７涂装前钢材表面预处理规范

ＳＹ／Ｔ０４１３埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准

ｓＹ／Ｔ０４１４钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准

ｓＹ／Ｔ０４１５埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准

ｓＹ／Ｔ０４２０埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准

ＳＹ／Ｔ０５１６绝缘法兰设计技术规定

ｓＹ／Ｔ５９１８埋地钢质管道外防腐层修复技术规范

ｓＹ／Ｔ５９１９埋地钢质管道干线电法保护技术管理规程

１

ＧＢ／Ｔ２１４４７－－２００８

３术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

３．１

电解质ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ

一种含有在电场中可以迁移的离子的化学物质，对于本标准来说，电解质是指邻近和接触埋地或水

下金属管道系统的土壤或液体，其中包括水分和所含有的其他化学物质。

３．２

极化电位ｐｏｌａｒｉｚｅｄｐｏｔｅｎｔｉａｌ

在构筑物／电解质界面处的电位，是腐蚀电位与阴极极化电位值之和。腐蚀电位是在开路条件下，

处于电解质中腐蚀表面相对于参比电极的电位。

３．３

电绝缘ｅｌｅｃｔｒｉｃｉｓｏｌａｔｉｏｎ

与其他金属构筑物或环境呈电气隔离的状态。

３．４

屏蔽ｓｈｉｅｌｄｉｎｇ

阻止或使阴极保护电流偏离其预定的流通路线。

３．５

干扰ｉｎｔｅｒｆｅｒｅｎｃｅ

由于杂散电流的作用而对金属构筑物产生的电扰动。

３．６

ｏｆ

保护率ｃｏｖｅｒａｇｅｒａｎｇｅｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ

对所辖金属构筑物施加阴极保护后，满足阴极保护准则部分的比率。

３．７

运行率ｐｅｒｃｅｎｔａｇｅｏｆｅｆｆｅｃｔｎｅｓｓｏｐｅｒａｔｉｏｎ

年度内阴极保护有效投运时间与全年时间的比率。

３．８

保护度ｄｅｇｒｅｅｏｆｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ

通过保护措施实现的腐蚀损伤减小的百分数。

注：应考虑到所有存在的腐蚀类型。

４基本规定

４．１管道是否需要采取腐蚀控制，应考虑工程设计规范要求以及安全性和经济性等因素：

ａ）新建管道：除非调查表明不需要腐蚀控制，否则，应采用外防腐层（以下简称防腐层）、阴极保护

或其他已证明有效的腐蚀控制方法，并在管道运行期间始终维持。

ｂ）已建带有防腐层的埋地或水下管道：除非调查表明不需要阴极保护，否则，应提供和保持阴极

保护。

ｃ）已建裸露的管道：应进行研究，以确定已有裸露的管道系统腐蚀的范围和速率。当这些研究表

明，腐蚀将影响系统的安全运行或经济运行时，应采取适当的腐蚀控制措施。

４．２腐蚀控制方法的选择应考虑管道所处的环境因素、安全因素和经济因素：

ａ）管道所处环境的腐蚀性。

ｂ）管道输送介质的特性、工作温度、温差引起的金属膨胀和收缩，回填土产生的土壤应力及管道

的工作压力。

２

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ｃ）管道位置与其他设备装置的位置关系。

ｄ）系统以外的杂散电流。

ｅ）管道所属区域类别与人口密度和人员往来的频繁性。

ｆ）经济性。腐蚀控制工程的综合经济评价应按ＳＹ／Ｔ００４２进行计算。

４．３管道所处环境的腐蚀性等级划分应符合下列规定：

ａ）土壤腐蚀性的测定可采用原位极化法和试片失重法，并按表１的规定划分等级。一般地区也

可采用工程勘察中常用的土壤电阻率，并按表２的规定进行分级。

表１土壤腐蚀性分级

等级极轻较轻轻出强

ｌ电流密度原（位极化法）／（“Ａ／ｃｍ２）＜Ｏ．１ｏ．１～３３～６６～９＞９

ｌ平均腐蚀速率试（片失重法）／［ｇ／（ｄｉｎ２ａ）］＜１１～３３～５５～７＞７

表２一般地区土壤腐蚀性分级

等级强由弱

土壤电阻率／（ａｍ）＜２０２０～５０＞５０

ｂ）大气腐蚀性等级划分应符合表３的规定。当大气的年腐蚀速率难以获取时，应按

ＧＢ／Ｔ１９２９２．１２００３或ＳＨ３０２２的有关规定划分大气腐蚀性等级。

表３大气腐蚀性分级

大气腐蚀性分级很低低中等高很高

第一年的腐蚀速率”。。／（“ｍ／ａ）＂。。≤１３１３＜％。，≤２５２５＜口。。≤５０５０＜％。≤８０口。。＞８０

４．４管道的腐蚀控制应符合下列要求：

ａ）埋地管道外壁应有良好的防腐层。应根据４．２规定的因素及防腐层的性能确定防腐层种类，

其材料和结构宜参考表ｌ或表２规定的土壤腐蚀性分级标准确定。

ｂ）埋地管道阴极保护的采用应符合本标准６．１．２的规定。

ｃ）架空管道防腐层的材料和结构应根据４．２规定的因素及防腐层的性能要求，并参考４．３规定

的大气腐蚀性等级确定。

４．５经五年现场试验证明满足腐蚀控制要求的新工艺、新材料、新结构、新技术或在已建的类似管道工

程中成功应用的腐蚀控制措施，经论证确认后，可在相应条件下推广应用。

４．６本标准的条文应在腐蚀专业技术人员的指导下实施。

４．７管道腐蚀控制工程设计、施工及管理，除应符合本标准外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的

规定。

５防腐层设计

５．１一般规定

５．１．１选择防腐层时应考虑下列因素：

ａ）环境类型；

ｂ）输送介质的运行温度；

ｃ）地理位置和自然场所；

ｄ）防腐层在施工、运输、装卸、储存、安装以及试压时的环境温度；

ｅ）原有防腐层的类型以及阴极保护的运行情况；

ｆ）防腐层对钢铁表面的处理要求；

ｇ）经济性。

３

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５．１．２管道外表面处理应符合ＧＢ／Ｔ８９２３和ＳＹ／Ｔ０４０７的有关规定。喷抛（）射除锈质量等级和表

面粗糙度应满足相应防腐层对钢铁表面处理质量的要求或设计要求。

５．２埋地或水下管道防腐层

５．２．１埋地或水下管道防腐层应具备下列性能：

０００

ａ）有效的电绝缘性：新建埋地管道防腐层的绝缘电阻率一般不应小于１０ｎｍ２。

ｂ）有良好的防潮、防水性。

ｃ）有较强的机械强度：

一有一定的抗冲击强度和硬度；

——有良好的耐弯曲性；

——有较好的耐磨性。

ｄ）防腐层对钢铁表面有良好的粘结性。

ｅ）防腐层的材料和施工工艺对母材的性能不应产生不利的影响。

ｆ）有良好的抗阴极剥离性能。

ｇ）有较好的耐化学性和抗老化性。

ｈ）防腐层损伤后易于修补。

ｉ）防腐层对环境的影响应符合本标准第１１章的要求。

５，２．２管道防腐层的设计应符合ＳＹ／Ｔ００６１、ＳＨ３０２２和ＨＧ／Ｔ２０６７９的有关规定。

５．２．３在芦苇地带和细菌腐蚀较强的地区，不应使用石油沥青等易被植物根穿透和不耐细菌腐蚀的材

料做防腐层。在多鼠地区，不应使用易被鼠类伤害的防腐层。含细菌土壤的腐蚀程度的判定，应执行表

４的规定。

表４土壤细菌腐蚀评价指标

腐蚀级别强较强出小

氧化还原电位／ｒａＶ＜１００ｌ。ｏ～２００２００～４００＞４００

５．２．４埋地保温管道外防腐及保温设计可按ＳＹ／Ｔ０４１５的有关规定执行。

５．３架空管道防腐层

５．３．１架空管道防腐层应具备下列性能：

ａ）良好的耐候性能、抗日光照射、抗风化性能；

ｂ）良好的抗介质渗透性能；

ｃ）有较强的机械强度；

ｄ）防腐层对钢铁表面有良好的粘结性；

ｅ）防腐层的材料和施工工艺对母材的性能不应产生不利的影响；

ｆ）防腐层损伤后易于修补；

ｇ）防腐层对环境的影响应符合本标准第１１章的要求。

５．３．２架空管道防腐层的设计可根据４．３规定的大气腐蚀性分级标准，结合大气中的腐蚀性物质、大

气湿度、气温、温差、日照强度和时间、风力大小等因素对钢铁腐蚀产生的影响，按ＳＨ３０２２、

ＨＧ／Ｔ２０６７９的有关规定执行。

５．３．３架空保温管道外防腐及保温设计可按ＳＨ３０１０的有关规定执行。

６阴极保护设计

６．１一般规定

６．１．１阴极保护适用于埋地或水下管道，其保护方式分为强制电流和牺牲阳极。选用时，应综合考虑

以下主要因素：

４

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ａ）工程规模大小；

ｂ）有无经济方便的电源；

ｃ）被保护管道所需保护电流密度的大小；

ｄ）被保护管道与周围地下金属构筑物的相互影响；

ｅ）土壤或其他介质电阻率的大小。

６．１．２长输管道和油气田外输管道和油气田内埋地集输干线管道应采用阴极保护；其他埋地管道宜采

用阴极保护。

６．１．３对于新建埋地管道，阴极保护工程的勘察、设计和施工应与主体工程同步进行，并应在管道埋地

后六个月内投入运行。在强腐蚀性土壤环境中，管道在埋入地下时就应施加临时阴极保护措施，直至正

常阴极保护投产。临时性阴极保护措施可采用牺牲阳极保护，设计寿命一般为两年。

６．１．４在杂散电流地区，经确认需采取排流措施后，应及时采取适当的防护措施。

６．１．５被保护管道应和其他金属构筑物电绝缘，除非阴极保护系统把它们纳入一体，有充分的保护电

流流到其他金属构筑物上。

６．１．６强制电流阴极保护管道与其他埋地管道的敷设，应符合以下原则：

ａ）联合保护的平行管道可同沟敷设。均压线间距和规格，应根据管道电压降、管道间距离、管道

防腐层质量等因素综合考虑确定。非联合保护的平行管道，应防止干扰腐蚀。

ｂ）被保护管道与其他埋地管道交叉时，二者间的净垂直距离不应小于０．３ｍ。当小于０．３ｍ时，

两者间应设有坚固的绝缘隔离物，确保交叉管道之间的电绝缘。同时，两管道在交叉点两侧各

延伸１０ｍ以上的管段上，应确保后施工管道防腐层无缺陷。

６．２阴极保护准则

６．２１本节所列阴极保护准则，可验证管道系统是否达到充分的阴极保护，但腐蚀控制人员可不局限

于下．述准则，已建管道系统中成功采用的准则，可在管道系统中继续使用。采用其他任何准则，应达到

如下准则所取得的腐蚀控制水平相当的程度。

６．２．２正常情况下的阴极保护效果应达到下列任意一项或全部指标：

ａ）在施加阴极保护时，测得的管道／电解质电位达到一８５０ｍＶ或更负相（对饱和硫酸铜参比电

极，以下简称ＣＳＥ）。测量电位时，应考虑消除ＩＲ降的影响，以便对测量结果做出准确的评

价。确定ＩＲ降影响的常用方法如下：

——测量或计算ＩＲ降；

——调查阴极保护系统的运行记录；

——评价管道及其环境的自然特性和电性能；

确定是否存在腐蚀的实际证据。

ｂ）管道／电解质极化电位达到－－８５０ｍＶ或更负相（对ＣＳＥ）。

ｃ）在阴极保护极化形成或衰减时，测取被保护管道表面与土壤接触、稳定的参比电极之间的阴极

极化电位差不应小于１００ｍＶ。

６．２．３特殊情况下的阴极保护电位准则应符合下列规定：

ａ）存在硫化物、细菌、高温、酸性环境和异金属等情况下，保护电位准则可比６．２．２的准则略负一

些。当土壤或水中含有硫酸盐还原茵，且硫酸根含量大于５％时，管道／电解质电位应达到

一９５０ｍＶ或更负相（对ＣＳＥ）。

ｂ）被保护管道在干燥或充气的高电阻率土壤中或镶嵌在混凝土中时，保护电位准则可比６．２．２

的准则略正一些。

ｃ）当管道运行压力和其他因素可促进应力腐蚀开裂时，保护电位应比一８５０ｍｖ略正相（对

ＣＳＥ）。

ｄ）被保护管道，尤其是高强钢、某些级别的不锈钢，宜避免使用会导致过量析氢的极化电位。

５

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６．２．４阴极保护的管道／电解质电位不应过负，以避免被保护管道防腐层产生阴极剥离。

６．２．５可替代ＣＳＥ应用的其他参比电极应符合下列规定：

ａ）其他参比电极经确认满足工程要求后，可代替ＣＳＥ应用。常用的饱和氯化银和饱和甘汞电极

替代ＣＳＥ应用时，阴极保护电位准则应符合表５的规定。

表５管道／电解质电位为一８５０ｍＶ相（对ＣＳＥ，２０。Ｃ）时相对两种常用参比电极的电位值

参比电极名称电极结构相对不同参比电极的电位／ｍＶ

饱和氯化银电极Ａｇ／ＡｇＣＩ海水一８００

饱和甘汞电极Ｈｇ／ＨｇｚＣＩｚ饱和ＫＣＩ溶液一７８０

注：饱和氯化银电极的电位值是２５℃时用于２５ｎｃｍ的海水中的电位值。饱和氯化银电极也可用于淡水，但

应采用ＣＳＥ校准。

ｂ）凡具备良好的电位稳定性、极化小的金属材科或结构，在确认其相对于ＣＳＥ的电位后，也可替

代ＣＳＥ应用。通常在土壤中使用的有带有填包料的锌参比电极。

６．２．６阴极保护效果也通过腐蚀状况检查或检查片腐蚀速率测试方法判定阴极保护的有效性：

ａ）腐蚀状况检查，包括被保护管道的外观检查，腐蚀类型、腐蚀产物分析，腐蚀深度和金属壁厚测

试等，所获结果应表明腐蚀程度没有超出被保护管道使用寿命所允许的限度。

ｂ）检查片腐蚀速率测试。检查片腐蚀速率测试结果应限制在允许的范围内。

６．３电绝缘

６．３．１电绝缘装置包括绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支墩、绝缘衬垫和绝缘支撑块等。

６．３．２在管道的下列部位，根据工程的具体情况设置绝缘法兰、绝缘接头或其他绝缘措施：

ａ）应设置的部位：

——管道与其他设施所有权的分界处；

——有阴极保护和无阴极保护的分界处；

——有防腐层的管道与裸管道的连接处；

有接地的阀门；

——大型穿、跨越段管道有接地时，穿、跨越段的两侧。

ｂ）可设置的部位：

——管道与井、站、库的连接处；

——支线管道与干线管道的连接处；

——在同一条管道采取两种以上阴极保护方式时，不同阴极保护方式的分界处；

直流干扰段的两侧；

——两种不同材质管道的分界处。

６．３．３设计安装绝缘法兰或绝缘接头时，应注意下列事项：

Ｄ根据管道的介质种类、温度、压力、绝缘性能要求和绝缘装置机械强度的大小、位置和方向、外

部环境条件等因素，选择适宜的电绝缘装置及其安装方法；

绝缘法兰不应安装在可燃性气体聚积的部位和封闭的场所；

＂０严禁安装在管道热补偿器附近；

Ｄ

绝缘法兰和绝缘接头两侧各１０ｍ内的管道外防腐宜适当增加防腐层涂敷厚度或提高防腐层

等级；

ｏ

在绝缘连接设施上应装有防强电电涌电流保护设施。

６３０绝缘法兰和绝缘接头的使用应符合下列标准的规定：

ａ）绝缘法兰应符合ｓＹ／Ｔ０５１６的规定；

ｂ）绝缘接头应符合ｓＹ／Ｔ００８６的规定。

６

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６．３．５管道设有金属套管时，管道与套管间应设有可靠的绝缘支撑块。安装的绝缘支撑块不得在管道

上滑动，应具备长期稳定的抗压强度和绝缘性能及适应周围条件的能力。套管两端应采取良好的密封

封口，避免外来物质进入套管中。

６．３．６当管道采用导电的金属支撑架时，管道与导电的支撑之间应有可靠的绝缘。应根据管道的运行

和环境条件选取合适的绝缘衬垫，如玻璃纤维增强塑料、氯丁橡胶、陶瓷等。

６．３．７管道穿越江河时，对为固定管道而加设的稳管设施而言，如该设施有导电金属，则该金属应与管

道绝缘，且不得损坏管道的防腐层。

６．４电连续性

６．４．１被保护管道系统应具有良好的电连续性。应考虑电连续性的常见部位如下：

ａ）管道上采用法兰和螺纹连接的弯头、三通、阀门等非焊接连接的管道附件之间；

ｂ）非电性连接的被保护体之问。

６．４．２经调查确认，需采取措施保证非焊接连接的被保护管道之间，应设置跨接电缆或其他有效的电

连接措施。

６．５阴极保护检测系统

６．５．１阴极保护系统应具有完善的阴极保护参数检测装置，常用检测装置有：

ａ）阴极保护参数测试桩；

ｂ）电绝缘性能测试系统；

ｃ）阴极保护参数站内检测系统；

ｄ）阴极保护参数远程遥测、遥控系统；

ｅ）交、直流干扰测试系统。

６．５．２管道阴极保护的检测点应设置在下列位置：

ａ）强制电流阴极保护管道的汇流点和保护末端；

ｂ）沿管道每１

ｋｍ处，埋地保温管道检测点的间距可适当加大；

ｃ）牺牲阳极安装处和两组阳极的中间处；

ｄ）电绝缘装置安装处ｉ

ｅ）被保护管道与其他埋地管道的交叉处；

ｆ）电气化铁路和大型河流穿、跨越处；

ｇ）在交、直流电干扰区域内的管道应根据具体情况确定检测点的位置和间距。

６．５．３测试桩的设计应符合下列要求：

ａ）应坚固、耐久、易于检测；

ｂ）应按一定方向顺序排列编号；

ｃ）测试导线应有足够强度，长度应留有一定裕量，导线与被测体的连接应牢固，且导电性能良好；

ｄ）测试导线与被测体的连接处应进行防腐绝缘处理，防腐绝缘材料应与导线的绝缘材料和管道

的防腐材料有良好的相容性和亲合性。

６．５．４电流测试桩测试导线与管道连接处应避开对测取电流值的真实性有影响的地点，常见的此类地

点如下：

ａ）被测管道与其他地下金属构筑物的交叉处；

ｂ）有机械连接管或机械连接管件处，如螺纹连接或法兰连接处；

ｃ）管道直径或壁厚发生变化处。

６．６阴极保护系统设计

６．６．１阴极保护系统设计时，应考虑以下因素：

ａ）确认阴极保护系统安装位置的安全要求、选用材料的技术要求、安全施工和运行维护方法，以

确保阴极保护系统在预期工作寿命中，能可靠、经济地运行。

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ｂ）确定阴极保护站地点，特别是阳极地床位置时，应使阴极保护电流和由此而产生的地电位梯

度对附近金属构筑物产生的干扰影响降至最小。

ｃ）对有干扰影响的地段应提出切实可行的解决方案。

ｄ）对于有硫化物、细菌、剥离的防腐层、绝热层、高温、屏蔽、酸性环境及异金属存在的不利情况，

应通过调查研究，提出解决问题的方法。

ｅ）避免阴极极化电位过负，造成防腐层阴极剥离和可能由于析氢而对高强钢产生损伤的过保护

情况，

ｆ）阴极保护站尽可能与工艺站场结合。

６．６．２阴极保护系统的设计应满足下列要求：

ａ）对被保护体提供足够的保护电流，并将其合理分布，达到设计选定的阴极保护准则的要求。

ｂ）对邻近的地下金属构筑物产生的干扰影响降至最小。

ｃ）阳极系统的设计使用寿命宜与被保护体寿命相当的，否则，应提出阳极系统的更换周期及更换

措施。

ｄ）阴极保护电源的电流量应有一定的裕量。

ｅ）合理选择耐久性的阳极材料和阳极地床的位置；阳极地床应选在远离其他地下金属构筑物且

不易遭受损坏的位置。

ｆ）采用牺牲阳极阴极保护时，应根据土壤类型、温度及电阻率的大小等因素，选择阳极的类型、

规格。

ｇ）为测试和评价阴极保护效果，应提供完备的检测设施。

６．６．３阴极保护系统设计时，应具备下列资料：

ａ）管道系统的技术资料：

一管道材质，管道的规格、长度、输送介质物性及温度；

——管道的线路图及其相关的地形地貌图；

管道施工日期；

－管道的有关配件及其他附属设施的安装图；

防腐层种类及其电阻率；

——管道的套管结构及其分布；

一可能的阴极保护站和或（）控制中心的位置；

——电绝缘装置的类型、数量及安装位置；

——电连接点的数量及位置；

——管道的穿跨越位置和交叉点的位置。

ｂ）管道系统的场地环境条件：

——已有的和规划的阴极保护系统；

……可能存在的干扰源；

——特殊的环境条件；

——邻近的埋地金属构筑物包（括位置、所有权和腐蚀控制措施）；

一一管道的可接近性；

——可利用的电源情况；

——与相邻其他金属构筑物电绝缘的可行性。

ｃ）现场调查、腐蚀测试和运行经验所得的资料：

满足标准要求所需的保护电流量；

——电解质的电阻率；

——电连续性；

８