石油天然气管道防腐技术初探
【摘要】伴随着“西气东输”等石油天然气超级工程，石油天然气管道的延伸长度和范围越来越广，在天然气输送过程中，由于二氧化硫、硫化氢等伴生气，以及沿途恶劣地下环境等的影响下，石油天然气管道腐蚀严重，不仅造成了重大经济损失，而且买下来天然气泄漏导致火灾、爆炸的隐患。因此，有针对性的对石油天然气管道采取防腐保护措施，开发更加便捷有效的防腐技术势在必行。【关键词】天然气管道防腐技术
1 引言
党的十八大过后，全国各地掀起了生态经济、节能减排的热潮。金属腐蚀是一个重大的经济问题，而且与社会民生和国家稳定有着间接的关系。在一些工业发达的国家，金属腐蚀所带来的直接经济损失占据了该国国民生产总值的近3%。我国正努力的迈向社会主义现代化建设，将他国教训引以为鉴，认真做好石油天然气管道防腐，为造福社会和子孙后代做出应有的贡献。
2 天然气管道腐蚀机理
根据大量工程实际发现，天然气管道腐蚀主要受到管材质量、输送介质和管道防腐措施的影响。按照导致天然气管道腐蚀的因素分为均匀腐蚀、埋地腐蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀。
2.1 均匀腐蚀
从地底采收的天然气经过天然气净化厂通过长输管道输送，由于净化过程不彻底或者其他因素，天然气中含有少量的水蒸气、so2、
输油管道防腐 随着国民经济的发展，管道输油的优点日益突显出来。输油管道基本上都采用碳素钢无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋焊缝钢管。输油管道的敷设一般采用地上架空或埋地两种方式。但无论采用那种方式，当金属管道和周围介质接触时，由于发生化学作用或电化学作用而引起其表面锈蚀。这种现象是十分普遍的。金属管道遭到腐蚀后，在外形、色泽以及机械性能方面都将发生变化，影响所输油品的质量，缩短输油管道的使用寿命，严重可能造成泄漏污染环境，甚至不能使用。由于金属腐蚀而引起的损失是很大的，因此，了解腐蚀发生的原因，采取有效的防护措施，有着十分重大的意义。根据金属腐蚀过程的不同点，可以分为化学腐蚀和电化学腐蚀两种。 1.化学腐蚀 单纯由化学作用而引起的腐蚀叫化学腐蚀。例如，金属裸露在空气中，与空气中的O2 、H2S、 SO2、 CI2等接触时，在金属表面上生成相应的化合物（如氧化物、硫化物、氯化物等）。通常金属在常温和干燥的空气里并不腐蚀，单在高温下就容易被氧化，生成一层氧化皮（由FeO、Fe2O3、Fe3O4组成），同时还会发生脱碳现象。此外，在油品中含有多种形式的有机硫化物，环烷酸它们对金属输油管道也会产生化学腐蚀。 2.电化学腐蚀 当金属和电解质溶液接触时，由电化学作用而引起的腐蚀叫做电化学腐蚀。它和化学腐蚀不同，是由于形成了原电池而引起的。金属管道与含有水分的大气，土壤、湖泊、海洋接触。这些介质中含有CO2、SO2、HCI、NaCI及灰尘都是不同浓度的电解质溶液，金属本身由于含有杂质，由于铁元素和杂质元素的电位不同，所以当钢铁暴露于潮湿空气中时，由于表面的吸附作用，就使铁表面上覆盖一层极薄的水膜。水的电离度虽小，但仍能电离成H+离子和OH–离子，在酸性介质的大气环境中H+的数量由于水中溶解了CO2、SO2等气体而增加。因此，铁和杂质就好像放在含有H+、OH–、HCO3、HSO3-等离子的溶液中一样，形成了原电池。铁为阳极，杂质为阴极。 由于铁和杂质紧密地接触，电化学腐蚀作用得以不断进行。铁变成铁离子进入水膜，同时多余的电子移向杂质。水膜中的Fe2+离子和OH-离子结合，生成Fe(OH)2附着在铁表面，这样铁便很快遭受腐蚀。其反应如下： 阳极（铁） Fe=Fe2++2e Fe2++2OH-=Fe(OH)2 然后，Fe(OH)2被空气中的氧气氧化为Fe(OH)3。Fe(OH)3及其脱水产物Fe2O3是红褐色铁锈的主要成分。该腐蚀实际上是在酸性较强的情况下进行的。 在一般情况下，如果铁表面吸附的水膜酸性很弱或是中性溶液，则在阳极也是铁氧化成Fe2+离子，在阴极主要是溶解于水膜中的氧得到电子： 阳极 2Fe=2Fe2++4e 阴极 O2+2H2O+4e=4OH- 所以介质中不仅H+离子能引起金属腐蚀，含有氧时也能腐蚀。 3.腐蚀的防止 地下管道的腐蚀主要有电化学腐蚀、杂散电流腐蚀和微生物的腐蚀等。影响金属腐蚀的因素包括金属的本性和外界介质两个方面。就金属本身来说，金属越活泼就越容易失去电子而被腐蚀。外界介质对金属腐蚀的影响也很大，如果金属在潮湿的空气中，接触腐蚀性气体或电解质溶液，都易于腐蚀。输油管道的防腐一般采用如下方法： 3.1上管道外防腐 根据以往经验，普遍认好以红丹油性防锈漆、红丹醇酸防锈漆等作底漆。这些漆防绣
原油管道防腐施工方案
XX原油管道防腐施工方案 XX有限公司 20 年月日
目次 1、概述及编制依据 (1) 2、防腐前的准备 (1) 3、施工程序 (1) 4、防腐层质量检验 (4) 5、施工进度计划及劳动力安排 (5) 6、主要施工设备明细 (5) 7、安全技术措施 (6)
1、概述及编制依据 XX原油管道项目目前开工为6各标段，第一标段：江苏省南京市境内，设计长度约87km,管径φ864mm.。第二标段：安徽省和县、含山两县境内，设计长度73km，管径为φ864mm。第三标段：安徽无为县、巢湖市、庐江的两县一区境内，设计长度103km，管径φ864mm。第四标段：安徽省桐城市、枞阳县和怀宁县境内，设计长度89km，管径φ864mm。第五标段：安徽省潜山县、太湖县和缩松县境内，设计长度81km，管径φ864mm。第六标段：湖北省黄梅县和江西省九江境内，设计长度19km，管径φ864mm，设计长度54km，管径φ559mm。本方案编制依据如下： GB/T23257-2009埋地钢制管道聚乙烯防腐层 仪征-长岭原油管道复线工程仪征至九江段 管道防腐层技术规格书 GB/T24001-2004《环境管理体系要求及使用指南》 GB/T28001-2011 《职业健康安全管理体系规范》 GB/T8923.1-2011《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分》 GB/T18570.9-2005 《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的评定试验第9部分：水溶性盐的现场电导率测定法》SGGD/A1-2012 公司三体系管理手册 SGGD/B1-2012 公司三体系程序文件 SGGD/TZSB-001 公司质量手册
钢管防腐技术要求 一、管道防腐 钢管的防腐按图纸要求，采用环氧煤沥青漆外包玻璃丝布，外涂面漆防腐 外壁施工工艺流程：管道除锈→涂底漆→第一遍面漆→第二遍面漆→缠玻璃丝布→面漆→面漆； 内壁施工工艺流程：管道除锈→涂底漆→第一遍面漆→第二遍面漆→第三遍面漆 1、管道除锈 涂底漆前管子表面应清除油垢、灰渣、铁锈、氧化铁皮。采用喷砂除锈其质量标准达到Sa2.5级。 2、管子表面除锈后涂底漆，之间时间间隔不超过8小时，涂底漆时，基面应干燥。底漆涂刷均匀、饱满，不得有凝块、起泡现象，管两端150～250mm范围内不得涂刷。 3、底漆表干后涂刷面漆和包扎玻璃丝布，底漆和第一遍面漆涂刷的时间间隔不超过24小时。 4、环氧煤沥青涂料采用双组份，常温固化型的涂料；玻璃丝布采用干燥、脱蜡、无捻、封边、中碱、经纬密度为10*12根/cm～12*12根/cm的玻璃丝布。面漆涂刷后立即包扎玻璃丝布，玻璃丝布的压边宽度为30～40mm，接头搭接长度不小于100mm，各层搭接接头相互错开。玻璃丝布油浸透率达95%以上，不得出现大于50mm*50mm的空白，管端
留出150～250mm阶梯形搭茬。 5、管道接口处施工要在焊接试压合格后进行，新旧防腐压边不小于50mm，接头搭接长度不得小于100mm，接茬处应粘接牢固、严密。 6、钢管外壁涂层机构：一底两面一布两面，干膜总厚度400μm。 7、钢管内壁涂层机构：一底三面，干膜总厚度300μm。 8、外防腐施工完毕后按设计要求或?给水排水管道工程施工及验收规范?中表4.3.11中相对应的要求进行质量检测。 9、 二、管道防腐检测 1、涂层检查与验收： ①表面涂装施工时和施工后，应对涂装过的工件进行保
管道防腐做法 “三油两布”是埋地管道防腐处理的常用方法。各种防腐措施的适用范围及技术要点： 一、《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》SY/T 0447-96 1. 适用于输送介质温度不超过110℃的埋地钢质管道外壁环氧沥青防腐层的设计、施工及验收； 2. 材料： 环氧煤沥青涂料：环氧煤沥青涂料为双组份涂料，即甲组份为漆料，乙组分为固化剂。漆料又分底漆、面漆，组合使用；
玻璃布：玻璃布宜选用经纬密度为（10×10）根/cm2、厚度为0.10~0.12mm、中碱（碱量不超过12%）、无捻、平纹、两边封边、带芯轴的玻璃布卷；宽度主要为250（DN＜250)、400（DN250~DN500)、500(DN＞500)mm三种； 3. 施工技术要求： 3.1 准备工作：钢管表面处理包括清除表面的氧化皮、锈蚀、油脂和污垢，并在钢表面形成适宜的粗糙度；表面处理最低应达到工业级（Sa2级）；潮湿的玻璃布易使防腐层出现针孔，因此保持玻璃布干燥是很重要的。 3.2 漆料配制：底料和面漆使用时应搅拌均匀；漆料和固化剂搅拌混合均匀后，不宜立即使用，要静置一段时间，术语称为“熟化”。日本、美国的标准都规定为30min。超过使用期的漆料，不允许用稀释剂勉强调稀使用。 3.3 涂底漆：表面处理合格的钢管，立即涂刷底漆最佳，间隔时间不宜超过8h，若在潮湿空气中，更应缩短。 3.4 打腻子：对钢管表面高于2mm的焊缝，打腻子是保证缠玻璃布时在焊缝两侧不出现空鼓的可靠手段。
3.5 涂面漆和缠玻璃布： 普通级：底漆——面漆——面漆——面漆 加强级：底漆——面漆——面漆、玻璃布、面漆——面漆 或：底漆——面漆——缠浸过面漆的玻璃布——面漆 特加强级：底漆——面漆——面漆、玻璃布、面漆——面漆、玻璃布、面漆面漆——面漆 或：底漆——面漆——缠浸过面漆的玻璃布——缠浸过面漆的玻璃布——面漆 第一层玻璃布上的面漆实干后，才能进行第二层玻璃布的涂敷，第二层玻璃布上的面漆实干后，才能涂最后一道面漆。 玻璃布压压边宽度应大于20mm指的是单层缠绕时压边的宽度。 二、《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T 0414-2007；
设备与管道涂料防腐设计与施工规范
1总则 1.1 本规范适用于石油化工钢制设备、管道及其附属钢结构的外表面涂料防腐蚀 工程。 本规范不适用于表面温度超过500C的设备和管道的外表面涂料防腐蚀。本规范不包括设备和管道的表面色和长输管道的涂料防腐蚀。 1.2 执行本规范时，尚应符合现行有关强制性标准规范的规定。
2名词、术语 2.1 涂料coating 涂覆于物体表面能形成具有保护、装饰或特殊性能（如绝缘、防腐等）的固态涂膜的一类液体或固体材料之总称。在具体的涂料品种名称中可用“漆”字表 示“涂料”，如防锈漆、耐酸漆等。 2.2漆膜或涂膜paint film 将涂料均匀地涂覆于物体表面上所形成的连续的膜，它可以由一道或几道涂 层构成。 2.3 清漆vernish 不含着色物质的一类涂料，常作面漆使用，能形成具有保护、装饰或特殊性能的透明漆膜。 2.4 磁漆enamel 涂覆后，所形成的漆膜坚硬?、平整光滑，外观通常类似于搪瓷的一类涂料。 2.5底漆或底层priming coat 多层涂装时，直接涂覆于钢材表面上的涂料。 2.6 二道底漆surfacer 多层涂装时，用来修正不平整底漆表面的一类涂料。 2.7中间漆或中间层in termediate coat 介于底层与面层之间的涂层，其主要作用是较多地增加防腐蚀涂层的厚度，且能与底漆和面漆良好附着。 2.8面漆或面层top coat 多层涂装时，涂覆于最上面的一层涂料，一般为I —2道。 2.9 附着物adhere nd 主要包括焊渣、焊接飞溅物，可溶性盐类、油脂、污垢、氧化皮、铁锈和旧漆涂层等。 2.10 遮盖力covering power 在物体表面均匀地涂覆一层涂料，使物体表面被完全遮盖而不再呈现原来的状态。此时，每平方米所用的涂料克数称为遮盖力。单位：g/m2。 2. 11 附着力adhere nee 附着力表示漆膜与被涂物两种物质表面通过物理和化学力的作用结合在一起的牢固程度。一般用“级”来表示。
目录 1．编制说明 2．编制依据 3．施工工艺流程 4．施工方案 5．管线、管件及防腐材料的验收 6．施工工艺及技术要求 6.1 管线、管件内外表面处理 6.2管道防腐材料 6.3管道防腐施工 7．检查验收内容 8．施工质量管理 8.1 质量控制措施 8.2 质量控制点划分 8.3 施工成品保护 8.4 项目施工组织及质量保证体系组织机构9．HSE管理 9.1 HSE保证措施 9.2 JHA工作危险分析（附JHA记录表）10．劳动力组织 11．施工机具及手段用料
1. 编制说明 镇海炼化100万吨/年乙烯工程45万吨/年聚乙烯装置布置于镇海炼化100万吨/年乙烯工程北区，与新建聚丙烯相邻。北区内的布置自西向东依次为成品铁路装车线及装车设施、成品包装及仓库、成品汽车装车设施、生产装置区。装置占地25230平方米。 根据设计图纸的要求，埋地钢管表面的除锈等级按GB8923《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》中的St3级，管道外壁采用特加强级环氧煤沥青防腐，防腐标准采用SH3022《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》，防腐层厚度不小于0.8mm。埋地钢管DN≥900循环冷却水、回水管道内防腐采用水泥砂内衬，采用CECS10：89《埋地给水钢管道水泥砂浆衬里技术标准》。150≤DN≤300的埋地稳高压消防给水管采用内衬环氧树脂喷涂内防腐。 2. 编制依据 2.1 中国石化集团宁波工程有限公司设计文件； 2.2《给水排水管道工程施工及验收规范》（GB50268-97）； 2.3《石油化工给水排水管道工程施工及验收规范》（SH3533-2003）； 2.4《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》（SH3022-99）； 2.5《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》（GB/T8923-1998）； 2.6《埋地给水钢管道水泥砂浆衬里技术标准》(CECS10：89) 2.7《石油化工施工安全技术规程》（SH3505-1999）； 3. 施工工艺流程 地下管道施工工艺流程见图3-1。 图3-1 管道防腐施工工艺流程图 4. 施工方案 所有需防腐的管道在预制厂先进行除锈及防腐，检查合格后，吊运至安装现场进行安装，
石油运输管道的防腐技术探讨 发表时间：2018-06-01T15:35:27.387Z 来源：《防护工程》2018年第2期作者：李卫俊渠涛刘得华[导读] 并且根据原因，结合笔者多年工作经验，分析了石油管道工程的防腐技术，望为我国的石油工业带来思考。 胜利油田分公司海洋采油厂山东东营 257237 摘要：石油运输属于石油企业重要的工作内容，现阶段，通过石油管道运输石油为主要方式，因此，保证运输过程的安全稳定成为探讨内容。通过实例分析，很多石油运输安全问题发生于腐蚀位置，为了保证石油的安全稳定，采用防腐技术提升石油管道的安全系数，文中分析了石油管道工程腐蚀原因，并且提出了防腐技术，望为石油工程带来帮助。 关键词：石油；管道工程；防腐技术 现阶段石油主要通过管道运输，采取的材料也不外乎碳化无缝钢管等[1]，此类金属材料在铺设中，容易受到各种外界因素的侵扰，进而发生腐蚀现象。因此，为了保证管道的安全使用，首先应该做的便是分析石油管道腐蚀原因。 1石油管道工程腐蚀原因探析 1.1化学腐蚀 化学腐蚀所代指的主要是石油管道和外界发生化学反应进而引发的腐蚀现象。首先，金属管道长期裸露在空气中，容易与空气中的氧气和二氧化硫发生化学反应，进而金属表面物质变形，而且金属管道所处的空间为潮湿高温，同样容易引发反应，同时容易造成脱碳现象，影响了管道运输的整体安全。同时，管道内运输的各类液体同样容易腐蚀管道，造成管道的破坏。化学腐蚀发生的位置并不局限于管道内部或者外部，两方面同时都可能造成管道出现腐蚀现象。 1.2电化学腐蚀 电化学腐蚀主要发生在电解质液体中，金属管所发生的反应。如果金属管道需要穿过湖泊等，此类水中富含空气，进而水中的电解质溶液便会形成水膜，水膜会与金属管道发生电化学反应，金属的基本性质同样会发生变化，进而造成管道的刚性下降。 1.3微生物腐蚀 微生物腐蚀主要发生在一些外来细菌或真菌等微生物侵蚀管道。金属管道常年运行在底下，在管道周围形成数量较多的微生物，此类微生物容易造成腐蚀。一类金属管道属于埋地管道，更容易遭受地底的亚硫酸盐等破坏，进而造成管道侵蚀，需要更换管道。2石油管道工程的防腐技术 2.1通过涂层防腐 涂层主要是在金属管道的外部增加一层涂料等，通过涂层作为金属管道的保护层[2]。任在涂层工序前，应该清理金属管道外表，清理锈迹等，完成此工序后方可开始涂层，其一方面是为了保证金属的表面清洁，另外一方面是为了保证涂层的使用时间。传统中以沥青等作为涂层主要材料，传统材料通常具有一定的局限性，伴随着时代的发展，新型涂层技术已经诞生：（1）一种防腐层为3PE层，其在内层使用环氧粉末，于中间层使用胶黏剂，然后在外部使用聚乙烯等。此种防腐技术机械性较好，而且提升了传统材料的防腐性能。 （2）现阶段诞生了以无机材料作为防腐涂层的技术，其改变了传统中的有机材料，无机材料较为耐腐蚀等。现阶段主要包括一类陶瓷和玻璃等，并且其耐磨性较强，现阶段无机材料涂层技术已经较为成熟。 （3）通过纳米改性材料作为涂层，利用纳米技术对材料的提升，进而增强了有机材料和无机材料的性能，增加了防腐效果。（4）通过无溶剂作为防腐涂层，其主要应用的位置为内层。石油管道长期运输石油，因为石油中的杂质，进而逐渐会在管道内壁形成相应的腐蚀，无溶剂便是应用于此处的防腐技术，通过其减少杂质对管道的伤害。 2.2阴极保护技术 涂层在防腐技术中主要体现的作用便是隔离，隔离外界环境可能带来的各种伤害金属管道的因素，实际工作中，很难避免小孔隙的存在，此类孔被称为“针孔”，如果实际中管道存在此类位置，会形成太阴极等破坏管道[3]。现阶段，为了防止此类现象发生，主要采用阴极保护技术，便是在管道外部施加外加电流，进而将管道形成为阴极，避免了电子的不断迁移，减少了腐蚀的发生。实际工作中，将此类保护技术分为两类：牺牲阳极阴极保护和外加电流阴极保护技术。牺牲阳极阴极保护便是采用一类电位较低的金属或者合金来保护管道，通常选用金属的电位要负于管道，此种方法投资较少，而且可以取得较为良好的效果，但是其使用范围小，不能满足全部管道。外加电流阴极保护技术属于石油管道工程常用的防腐蚀保护技术，在回路中增加直流电，进而以此辅助阳极，将想要保护的金属转换成为阴极，达到保护的目的。该技术属于常用技术，因为其适用于大部分的石油管道。当一些石油管道处于特殊地质下时，可采用牺牲阳极阴极保护技术。当采用外加电流阴极保护技术时，应该做好管道整体的绝缘工作，进而防止管道附加电流的流失。 2.3管道添加缓蚀剂 缓蚀剂主要是在管道中添加缓蚀剂，其主要作用为为显著抑制腐蚀、降低腐蚀速度。通常情况下，此种方法的应用领域较窄，而且需要根据实际情况采取具体选择，可实际工作中可在特定管口添加缓蚀剂，然后利用其它技术作为配合，实现管道的防腐蚀。 2.4补口技术 补口技术同样属于防腐蚀技术的一种，主要为了针对金属管道和防腐涂层之间的空隙，将此空隙补充，实际施工总需要考虑管道和涂层之间是否相融的关系，进而采取专用的补口技术，实际应用中已经存在诸多实例证明其属于防腐蚀技术中常见技术。3结语 综上所述，文中分析了石油管道工程出现腐蚀的具体原因，并且根据原因，结合笔者多年工作经验，分析了石油管道工程的防腐技术，望为我国的石油工业带来思考。 参考文献： [1]张韩强.我国石油管道工程的防腐技术的探讨[J].中国石油和化工标准与质量,2014(12):37-37. [2]刘杰,崔之健.关于石油管道工程的防腐技术的探析[J].中国化工贸易,2013(10):361-361. [3]陶志刚,王龙,赵建国.油气管道外防腐补口技术研究进展[J].油气储运,2014(7):692-695.
浅谈石油管道防腐的重要性及防护措施 发表时间：2018-02-26T11:02:25.443Z 来源：《基层建设》2017年第33期作者：毕金敏 [导读] 摘要：管道工程是石油资源运输的常用途径，既可以避免石油在运送过程中出现损失，又可以提高石油的运输效率。 中国石化管道储运有限公司新乡输油处河南新 453003 摘要：管道工程是石油资源运输的常用途径，既可以避免石油在运送过程中出现损失，又可以提高石油的运输效率。为保障石油管道的质量价值，必须降低管道腐蚀影响。目前，石油工程建设的过程中，主动利用防腐技术，改善管道运输环境，提高运输水平。基于石油资源的特殊性，重点加强管道防腐的建设力度，做好科学防腐的工作，确保石油管道工程的安全性，稳定管道性能。 关键词：石油资源；管道工程；防腐技术 1石油管道防腐的重要性 在天然气运输的过程中，由于所处的土壤环境复杂，所传输的物质具有腐蚀性，并且对管道的内外壁都有可能受到一定的腐蚀，当输送管道受到腐蚀就会导致穿孔情况出现，这样不仅会导致天然气和石油发生泄漏，使得传输中断，造成一定的环境污染，而且还会发生火灾，对附近的环境造成严重的危害。在我国天然气管道铺设长度较长，通过地形较为复杂的不利背景下，加强长输管道的防腐工作就显得尤为重要。采用相关的防护措施和防护技术能够有效的延长管道被腐蚀而损坏的时间，确保石油管道运行的有效性。 2石油管道防腐技术 要想有效提高石油管道防腐现象，首先要不断对防腐技术进行研究，根据目前对管道防腐现状的了解。我国相关部门已经作出针对性的防腐措施，采用科学有效的防腐技术，实现降低腐蚀几率的目的。 2.1上管道外防腐 上管道外防腐技术主要是通过对管道进行涂刷防锈漆，一般防锈漆分为两种，即为：底漆和面漆，底漆一般采用具有抗腐蚀性能强、较好的粘合力等特点的漆料，面漆一般采用具有韧性强的铝粉漆为主。在涂刷过程中要按照一定的程序与步骤进行。上管道外腐蚀技术主要是以预防环境、地质等因素对管道产生影响、变化为主，为管道外层增加一道保护层，减少外侧腐蚀现象，而对管道内侧不能起到任何作用，因此，还需要对管道内侧防腐蚀技术进行研究。 2.2活性金属减缓腐蚀 在石油管道腐蚀中，由于化学反应产生的腐蚀占据绝大因素，分析产生化学反应腐蚀的机理，即管件金属的在化学反应中显阳性，相对活跃，因此便会失去电子产生阳离子形成阳极，同样阴离子聚集会产生阴极，这就形成了“电池”效应，加速了管道腐蚀的速度。因此，可以通过在管道中适量加入比管道金属化学性质活跃的金属，它会首先被氧化产生阳离子，这样就避免了管道金属的氧化，达到了保护管道的目的。这种防腐措施对于大部分的管道类型，而且效果比较明显，适合进行大范围的普及使用。 2.3添加延缓腐蚀试剂 防辐射化学试剂是指能够有效抑制腐蚀、减缓金属材质石油管道的化学腐蚀速度。但是一般缓蚀剂只作为辅助措施，配合其他的防腐技术进行使用，达到石油管道的防腐目的。随着科学技术的进步，石油管道防腐技术已经越来越成熟。然而十二五经济建设规划对于石油的需求提出了新的要求，也增加了对于管道防腐的压力，这就需要国家带头、企业积极行动，进行石油管道防腐技术的探讨和研究，不断提高石油管道防腐水平，更好的保障石油输送。 3石油管道防腐中的问题 3.1材料与环境因素 腐蚀是材料在环境的作用下引起的破坏和变质，主要为化学或电化学作用，有时也同时包含机械、物理或生物作用，目前石油运输管道采用的材料主要是一些金属材质的管道，从化学的角度来讲，金属的活泼性大多很强，在潮湿的环境中极易发生电解等化学反应。在目前来说，石油管道主要存在深埋和架空两种主要铺设方式。无论是暴露在空气中还是深埋在地下，管道基本都是处在潮湿环境中，金属管道都会和周围的介质发生化学反应，造成石油运输管道腐蚀。 3.2理论以及人为因素 石油管道防腐理论和技术不足，再加上防腐工作人员整体素质不高，导致管道防腐工程的发展很难取得显著地成果。甚至有的防腐工程质量马虎，造成严重隐患，财产损失数量之大，也空前惊人；同时，造成的损失也大大超过防腐所用费用的几倍或几十倍。在过去，由于经济发展的限制，政府和有关企业没有对石油管道防腐工作引起足够的重视，只是单纯的重视石油开采的速度，没有对石油的质量进行有效控制，缺乏对于石油管道防腐和石油成份关系的研究工作，导致我国的石油管道防腐技术水平落后于其他先进国家，逐渐跟不上了发展的需要。 3.3制度的不完善 人的行为大多得靠制度的约束，在过去，由于石油管道防腐制度不健，全大部分时候都是采取草草了事的工作态度，对于石油管道防腐工作的认识不足直接导致了工作的低效，防腐工作未能达到预期的效果，致使防腐技术发展的不足以及漏洞的不断出现。 4解决措施 4.1采取侧面保护措施 在管道腐蚀中，由于化学反应产生的腐蚀占据绝大因素，分析产生化学反应腐蚀的机理，即管件金属的在化学反应中显阳性相对活跃，因此便会失去电子产生阳离子形成阳极，同样阴离子聚集会产生阴极，这就形成了“电池”效应，加速了管道腐蚀的速度。根据这一化学腐蚀特点，可以采取与之相对应的防腐措施，即利用化学工程，使用活性金属减缓腐蚀，这项技术要求所使用的防腐金属的活泼性要比运输管道所使用的金属活泼性强，而且活泼性越强越好。这项技术比较适用于埋在地下而且管道所处的环境湿度相对比较大。对于大部分的管道类型，而且效果比较明显，适合进行大范围的普及使用。 4.2优化材料性能 从材料内部性质优化材料性能，主要方法是在铸造管道用的金属中添加延缓腐蚀试剂，减缓金属材质石油管道的化学腐蚀速度。这项技术只是在一定程度上减缓金属材质石油管道的化学腐蚀速度，不能从根本上解决管道防腐问题，虽然说这项技术的应用价值不大，但是因为技术难度并不算是很复杂，也被相当的采用。从材料外部优化材料性能，主要的方法是涂漆，使用防腐涂料进行涂层防腐。近年来，
设备表面油漆防腐技术要求 1.主要标准规范 《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》 SH/T3022-2011 《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》 GB8923-88 2. 一般规定 2.1涂料的选择 (1) 与被涂物的使用环境相适应； (2) 与被涂物表面的材质相适应； (3) 各层涂料正确配套； (4) 安全可靠，经济合理； (5) 具备施工条件。 2.2 设备表面油漆防腐范围： 碳钢，低合金钢制的塔器、容器、储罐表面及相应的平台梯子等结构。其中塔器、容器表面油漆防腐由制造厂按照JB/T4711-2003标准及业主要求完成。 2.3 除另有规定外，下列表面不需要防腐 (1) 不需隔热的不锈钢的表面； (2) 镀锌材料的表面； (3) 已精加工的表面； (4) 涂塑料或涂变色漆的表面； (5) 铭牌及其它标志板或标签。 3. 防腐要求 3.1 设备外表面防腐除锈等级 储罐外表面除锈等级为Sa2.5级，设备平台梯子表面除锈等级为St3级，防腐蚀涂层使用寿命应不少于两年。 3.2 不保温设备表面防腐要求 当设备设计温度≤100℃时，选用无机富锌底漆(两道)+各色环氧防腐漆(两道)，涂层干膜总厚度应大于等于200μm。当设备设计温度100℃ 400℃时，选用无机富锌底漆(两道)+有机硅耐高温防腐面漆(两道)，涂层干膜总厚度应大于等于200μm。 3.3 保温设备表面防腐要求 当设备设计温度0℃ 中国石化集团宁波工程有限公司 SINOPEC NINGBO ENEINEERING Co. LTD 镇海炼化100万吨/年乙烯工程 45万吨/年聚乙烯装置 给排水工程管道防腐施工方案 业主名称中国石化集团公司镇海炼化分公司工程编号文件编号 工程名称镇海炼化100万吨/年乙稀工程 45万吨/年聚乙烯装置 0507(SNEC)0507-CC03-001 工程地点镇海炼化100万吨/年乙烯工程北区 文件类型□Ⅲ类□Ⅱ类□Ⅰ类 工程类别□新建□扩建□改造□检修 版本日期页次说明 送审稿 报批稿 发行稿 审批表工程名称： 镇海炼化100万吨/年乙烯工 程45万吨/年聚乙烯装置 文件编号版本类别 0507-CC03-001 0 新建 程序职务/部门签名日期 编制专业技术员 审核 专业责任工程师 项目工程师 会签工程科质检科供应科安保科经营科 / 审批项目技术负责人 相关单位会签会签单位签名日期 目录 1．编制说明 2．编制依据 3．施工工艺流程 4．施工方案 5．管线、管件及防腐材料的验收 6．施工工艺及技术要求 6.1 管线、管件内外表面处理 6.2管道防腐材料 6.3管道防腐施工 7．检查验收内容 8．施工质量管理 8.1 质量控制措施 8.2 质量控制点划分 8.3 施工成品保护 8.4 项目施工组织及质量保证体系组织机构9．HSE管理 9.1 HSE保证措施 9.2 JHA工作危险分析（附JHA记录表）10．劳动力组织 11．施工机具及手段用料 1. 编制说明 镇海炼化100万吨/年乙烯工程45万吨/年聚乙烯装置布置于镇海炼化100万吨/年乙烯工程北区，与新建聚丙烯相邻。北区内的布置自西向东依次为成品铁路装车线及装车设施、成品包装及仓库、成品汽车装车设施、生产装置区。装置占地25230平方米。 根据设计图纸的要求，埋地钢管表面的除锈等级按GB8923《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》中的St3级，管道外壁采用特加强级环氧煤沥青防腐，防腐标准采用SH3022《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》，防腐层厚度不小于0.8mm。埋地钢管DN≥900循环冷却水、回水管道内防腐采用水泥砂内衬，采用CECS10：89《埋地给水钢管道水泥砂浆衬里技术标准》。150≤DN≤300的埋地稳高压消防给水管采用内衬环氧树脂喷涂内防腐。 2. 编制依据 2.1 中国石化集团宁波工程有限公司设计文件； 2.2《给水排水管道工程施工及验收规范》（GB50268-97）； 2.3《石油化工给水排水管道工程施工及验收规范》（SH3533-2003）； 2.4《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》（SH3022-99）； 2.5《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》（GB/T8923-1998）； 2.6《埋地给水钢管道水泥砂浆衬里技术标准》(CECS10：89) 2.7《石油化工施工安全技术规程》（SH3505-1999）； 3. 施工工艺流程 地下管道施工工艺流程见图3-1。 图3-1 管道防腐施工工艺流程图 4. 施工方案 所有需防腐的管道在预制厂先进行除锈及防腐，检查合格后，吊运至安装现场进行安装， 石油管道的防腐现状及解决对策 发表时间：2020-01-13T10:50:49.167Z 来源：《防护工程》2019年18期作者：王侃 [导读] 作为一种形状较为黏稠的液体，石油资源主要被用作工业发展的原材料，由此石油又有着“工业的血液”这种称号。大港油田公司第五采油厂天津市 300283 摘要：作为石油运输中的重中之重，石油管道防腐工作一定要被重视起来。应充分分析导致管道腐蚀的原因，针对原因找到正确的解决措施，确保石油管道运输工作的顺利开展。 关键词：石油管道；防腐现状；解决对策 1石油管道防腐的重要性 作为一种形状较为黏稠的液体，石油资源主要被用作工业发展的原材料，由此石油又有着“工业的血液”这种称号。石油资源在我国的分布不算集中，主要分布在西部。东部经济发展比较活跃，对于石油资源的依赖程度较高，因此就需要将西部产出的石油运送到东部去，管道作为运输的介质，承担着非常重要的责任。一般来讲，石油管道的材质为钢材，钢材料比较容易受到外界环境的影响，容易受到腐蚀进而影响到管道的质量。一旦管道受到腐蚀就会对石油运输工作造成影响，更严重地还有可能阻碍石油运输工作的正常进行。因此，必须要重视石油管道的防腐工作，通过采取积极有效的防腐措施保证管道的正常性能，确保石油管道运输工作的正常开展。 2石油管道出现腐蚀的成因 2.1环境问题 由于外部环境变化性比较强，所以石油管道很容易受其影响出现腐蚀问题，由于管道的使用环境比较特殊，如果温度突然降低或者升高，都会导致管道出现腐蚀。虽然管道在正式安装之前会有专门的人员进行检查，但是由于管道需要长时间在地下环境中进行使用，因此不可避免的就会发生腐蚀问题。例如，管道外部温度会直接影响管道的腐蚀程度，导致腐蚀面积的扩大。另外，在一段时间内，管道外部介质也会发生变化，导致管道出现腐蚀，同时管道腐蚀也会受到地下水分变化的影响。所以，管道在使用的过程中，必须有专门的人员对其进行全方位的监测，对外部环境产生的影响进行明确，才能合理控制管道腐蚀问题。 2.2施工问题 施工也会导致管道出现腐蚀，例如施工中使用的材料质量和施工人员的施工方式等，都是影响管道腐蚀的主要因素。由于油气储运管理是国家的重点工程，因此在施工中所使用的材料都会进行严格的检查，出现问题的几率比较小，因此需要对施工中的所有工作内容进行检查，保证施工的科学性，避免施工操作程序与实际要求之间出现偏差，使施工更加规范，避免对管道质量产生影响，对管道腐蚀问题进行规避。 2.3石油管道自身问题 受管道自身因素影响，不同管道所具有的抗腐蚀效果有所不同。由于绝大多数的油气需要从油井中进行提取，含有大量的化学元素，同时化学构成成分也比较复杂，很多物质如果在运输的过程中，没有合理进行储存，或者遭受到严重的外力，就会导致其化学分子发生变化，对石油管道的内部构造产生影响，进而减弱管道的抗腐蚀性，使管线出现不同程度的腐蚀问题，影响管线的运输速度，引发安全问题。 2.4微生物腐蚀 石油管道腐蚀的因素还包括微生物腐蚀，微生物中的真菌、细菌等微生物会对管道材料造成影响。通过相关研究学者的研究能够发现，管道外部造成腐蚀因素中，有将近1/3的比例是因为造成的。在建设石油管道的具体工作过程中，如果设计的是将管道埋在地下，埋地土壤中的金属还原菌以及硫酸盐等微生物能够同管道中的金属物质发生发生，对管道表面造成一定程度的腐蚀。虽然这些细菌微生物只是存在于表面，但是表面腐蚀也会影响到石油管道的整体质量，有可能会造成管道裂缝进而导致石油管道发生泄漏，不利于管道的正常运行。 3石油管道防腐工作现状 3.1防腐设备不合理 当前国内的石油管道施工基本都是政府安排统一敷设、统一施工，其中部分管道可能也会选择承包运营的方式。负责进行管道运行维护的部门往往将关注重点放在了管道的内部流体流量以及管道运输能够创造多大的经济效益，没有充分认识到管道维护、保养工作的重要性。专业技术人员没有强化自身对于防腐设备结构和特点的学习，没有一个系统的防腐理念和知识体系，选择的防腐设备使用效率低下，防腐设备不合理，无法很好地完成防腐工作。 3.2防腐管理体系不完善 在运行石油管道的工作过程中，存在防腐管理体系不完善的情况，没有完善的防腐管理体系导致整个工作的效率、质量一直提高不上去。由于石油管道承担着较为重要的任务，必须要尽快制定完善的防腐管理体系，确保管道防腐工作的顺利开展，提高石油管道的实际使用寿命。 4石油管道防腐问题解决对策 4.1规范防腐设备的使用 要想有效地解决石油管道的腐蚀问题，首先需要做好的工作就是严格按照标准和规范使用防腐设备，在安装防腐设备时应该按照安装流程进行，确保设备安装完成以后性能稳固。防腐设备的选择应该按照国家出台的相关规定来进行，选择的设备如果需要作出改动应该严格在规定之内开展。设备的有效运行离不开后期的维护保养，对于维保的时间应该结合现场实际。 4.2建立标准的防腐工作管理体系，提高操作人员技术水平 要想保证石油管道防腐工作的长效进行，更重要的工作就是建立健全标准的防腐工作管理体系，通过健全的管理体系来指导管道防腐工作的正常开展。作为管理人员要制定相应的管理目标，通过不断创新管理方式来保证石油管道防腐工作高质量完成。同时，还要安排操作人员进行定期的技术培训工作，掌握全面的防腐技术手段，积极学习新的防腐理念，提高防腐工作的技术能力。 油气管道腐蚀原因及腐蚀防护措施 关键词：油气管道腐蚀，油气管道腐蚀原因，油气管道腐蚀防护，索雷CMI重防腐涂料 油气管道腐蚀受到外部环境、输送介质等因素的影响，其腐蚀主要分为土壤腐蚀、杂散电流腐蚀、大气腐蚀以及油气管道内腐蚀。 ?土壤腐蚀：油气长输管道80%～90%处于埋地状态，土壤中腐蚀性成分的含量、杂散电流以及细菌等直接影响到管道的腐蚀速率。 ?杂散电流腐蚀：如果在杂散电流流动的地方，埋有地下金属构件（如油气管道）时，杂散电流就会从金属构件上流入和流出，流入处形成阴极区，流出处形成阳极区，金属产生腐蚀。 ?大气腐蚀：位于大气环境中的管道，如跨越管段及站场地上管道，其腐蚀均属于大气腐蚀。金属表面的潮湿程度是决定大气腐蚀的主要因素。 ?油气管道的内腐蚀：（1）输油管道的内腐蚀：原油中的腐蚀性成分主要是水、硫化氢、二氧化碳、细 菌以及各种的盐类物质。但是，在长距离输送之前经过油水分离、泥沙净化等处理环节的原油，其腐蚀性成分含量一般很微小。成品油的主要成分为各种的烃类，属于非电解质，所以长距离原油、成品油管道的内腐蚀具有腐蚀速度较低的特点。在输油管道的低洼地段、弯头等部位，油品中所含的一些水分及固体性杂质如泥沙会沉淀下来，引起管道的内腐蚀，如孔蚀。若油品中存在腐蚀性细菌，会加速管道内壁的电化学腐蚀。（2）输气管道的内腐蚀：天然气中含有水、硫化氢、二氧化碳等影响金属腐蚀的成分。在输气过程中，这些成分会引起管道内壁严重的电化学腐蚀，尤其是硫化氢是威胁管道的大敌。 油气管道腐蚀会导致各种渗漏问题、设备结构强度问题、工作效率降低或者失效问题等，直接影响企业的安全连续生产，并隐藏着极大的安全隐患。同时也造成了大量资源的浪费和成本的增加。所以油气管道腐蚀防护工作迫在眉睫。 重防腐涂料是指相对常规防腐涂料而言，能在相对苛刻腐蚀环境里应用，并具有能达到比常规防腐涂料更长保护期的一类防腐涂料，索雷CMI重防腐涂料就是其中之一。该涂料具有良好的耐腐蚀性能，可耐受众多种类的腐蚀性化学品，包括强酸、强碱、气体、溶剂和氧化剂；对金属基材、复合材料和混凝土具有优异的粘合度和附着力；可耐高温达400°F（204°C）；可耐冷热循环性能，范围从-40°F至+400°F（- 40°至204°C）；可蒸汽清洗；可在线修复；与其他防腐涂料相比，该涂料具有更好的防渗透（吸收）性能，几乎不可渗透的薄膜涂层可最大程度地减少货物吸收并确保货物的纯度。索雷CMI重防腐涂料不仅可以对油气管道起到很好地腐蚀防护作用，还可以大大延长油气管道的使用寿命。 钢质管道防腐施工方案 1、工程概况： 烟台万华聚氨酯股份有限公司16万吨/年MDI工程地下管网项目包括生活给水 （1#）、生产给水管（2#）、源水给水管（6#）、一期循环给水及回水管（7a#、8a#）、二期循 环给水及回水管（7b#、8b#）、稳高压消防管（Fs#）、泡沫消防管（Pm#）、罐区夏季喷淋冷 却给水管（Gq#）、生活污水管（9#）、雨水及生产净下水管（10#）、初期雨水管 （10a#）、经 预处理生产污水排水管（12#）共14个系统。其中钢质管道约26250米埋地钢管及钢制管件的防腐：采用复合聚乙烯胶粘带防腐层，防腐带T150,保护 带T240,防腐层为加强级，厚度不小于1.4mm所有穿管的埋地套管及埋地铸铁管采用冷底子 油一道，石油热沥青二道。 2、编制依据 2.1 招标文件 2.2 《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB8923-88 2.3 《炼油、化工施工安全规程》SHJ505-87、HGJ233-87; 3.4 《埋地钢制管道氯乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-98 。 3、施工准备 3.1 技术准备 组织施工人员、由技术负责人进行技术交底、认真学习有关技术文件、图纸资料、规范、施工技术及质量要求、并进行安全交底，做好记录。 3.2 机具准备 机具准备：各种施工机具应试运转、确保运转正常无误、并有专人负责。机具配置 符合现场施工要求。 3.3 材料准备 3.3.1 材料准备：聚乙烯胶粘带和底漆应有产品说明书、合格证、产品检验报告等。 3.3.2 材料保管：聚乙烯胶粘带和底漆应置于专用库房，防止日光直接照射，并隔绝 火源，远离热源。储存温度宜为-20~35 C。 4、施工程序 5、施工方法 5.1表面处理 管道的表面处理采用在现场喷砂除锈的方法，除锈等级为Sa2.5。 5.2管道防腐蚀施工 管道的防腐采用工厂化预制。现场补口、补伤。 6施工技术措施 6.1表面处理 6.1.1在管道实施喷砂除锈前，其加工表面必须平整，表面凹凸不得超过2mm焊缝上 的焊瘤、焊渣、飞溅物均应彻底打磨清理干净，表面应光滑平整，圆弧过渡。 6.1.2经过喷砂处理后的金属表面应呈现均匀的粗糙度，除钢板原始锈蚀或机械损伤造成的 凹坑外，不应产生肉眼明显可见的凹坑和飞刺。 6.2涂底漆 6.2.1喷砂除锈检验合格后的表面应在6小时内涂刷底漆。涂漆前必须干燥、干净。 6.2.2涂漆前钢管表面必须清洁、干净无灰尘，并保持干燥，在雨天或潮湿的天气下禁止施 工。施工的环境温度应大于 5 C,相对湿度低于85% 6.2.3施工时必须严格按油漆制造厂商的使用说明书的规定进行，涂料配制时，搅拌应均匀，避免产生气泡，同时避免水和杂物混入。当底漆较粘稠时，应加入与底漆配套的稀释 管道局部腐蚀原因分析 1．磨损、冲刷腐蚀 从查阅资料中发现,有80%的管线穿孔是由磨损、冲刷腐蚀造成。发生穿孔的管段中体现在井排来油汇管至分离器进口管段,以及污水外输泵出口管段。 穿孔的形式表现为点蚀,穿孔发生的部位突出表现在管线底部、弯头或三通下游直管段及外输泵出口(弯径后)管段。原因是:进站混输原油介质中含砂严重,在目前进站原油综合含水量极高的情况下,混输原油介质携砂、裹砂能力大幅度下降,砂粒随介质在管线底部高速流动,对管线底部形成线状磨损,在高矿化度含油污水的腐蚀影响下, 加速了管线的穿孔。同时,由于污水经过外输泵的加压增速,对外输泵出口管段,尤其是外输泵出口管段和闸阀后直管段底部形成强烈的冲刷磨损磨蚀,穿孔现象频繁发生。 2．微电池腐蚀 形成微电池腐蚀的原因是多方面的,但主要与金属的化学成分、合金组织、物理状态的不均、金属表面膜的不完整和土壤结构的差异有直接的关系。因在同一金属的不同部位存在着一些化学或物理状态上的不均匀分布,从而在相同金属的不同位置上形成了电极电位的高低差异,这也就产生了许许多多个微小的腐蚀电池。这种微电池腐蚀在站内工艺管网中是普遍存在的,直观地表现在与干线连接的压力表头和架空管道金属支撑架部位处的管道腐蚀上。前者主要是源于压力表接头与干线母材之间存在着化学成分的不均匀及金属组织的不均匀;后者则是由于金属掺套与架空管道焊接在一起,造成了金属掺套与干线母材均化学成分不均一,以及在架空管道受到热应力变形时,与支掺套相接触的管道所受到的应力状态不均匀。这些不均匀性, 都会导致管道受到微电池腐蚀。 3．浓差电池腐蚀 浓差电池腐蚀是站内工艺管道常见的一种腐蚀现象。穿墙、穿管沟的管线腐蚀大都属于浓差电池腐蚀。其腐蚀机理是:当同一种金属通过不同的电解质溶液或电解质溶液的浓度、温度、压力等条件不同时,在金属的表面便产生不同的电极电位,形成浓差腐蚀电池,电极电位较低的管道部位为腐蚀电池的阳极发生腐蚀。 站内工艺管网的架空管段,其保温层把伴热线和干线包裹在一起。由于伴热 钢质管道内外防腐技术要求 1 除锈 管道内外喷砂除锈达到GB/T 8923《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》Sa2 .5级或St3级（相当于美国标准SSPC—SP10近白级）。表面返锈前（最多为除锈后8h）进行刷喷涂防腐作业，如做不到，应涂底漆。 2 管道内防腐 2.1材料品种 环氧陶瓷涂料。适用于饮用水管道（白色、无毒型），耐磨，耐化学腐蚀。技术性能符合生产厂家产品技术标准《环氧陶瓷涂料》要求。 2.2内防腐层结构 2.3环境。 环氧陶瓷内防腐作业宜在5oC以上，空气相对湿度80oC以下的环境施工。如在露天作业，遇雨、雪、雾、扬沙等恶劣气候环境，应停止施工。 2.4材料用量 按防腐面积乘以下列基数计算各种材料用量 a) 环氧陶瓷涂料。按涂敷遍数估算耗漆量，厚度150μm约为0.35㎏/㎡。 b) 稀释剂。只作为施工时洗涤涂敷工具之用，可少量配料。 2.5 技术指标 2.6内防腐施工 钢管两端要留出焊接段（20cm左右）。总厚度不低于300μm。宜喷涂施工。涂后静置自然固化。按用户要求的总厚度或者涂刷遍数施工。前遍表干后再涂后遍。 2.7检验 对内防腐层进行外观、厚度、漏点、粘结力四项检查，应达到用户要求。可参照SY/T 0457-2000《钢制管道液体环氧涂料内防腐层技术标准》的5.3.2～5.3.5条要求进行。 2.8 修补补口 修补。用砂轮机将检查出的表面缺陷（如：杂质、气泡等）清除掉，将缺陷点及周围约50㎜的内衬层打毛，然后涂环氧陶瓷涂料，使修补处表面平整、厚度相同、外观一致。不合格管返工。 补口。作业在施工现场进行，据不同管径可以使用手动工具除锈和手工涂刷施工，或使用机械喷涂施工，所使用的涂料和涂层结构应与管体相同。 3埋地管道外防腐 3.1材料品种 环氧煤沥青冷缠带。由基带和定型胶两部分组成，应为同一公司产品。基带为特加强级带。标准宽度为125㎜、250㎜、和400㎜。定型胶由分装的A、B等量组份组成。组合厚度≥600μm。按施工温度分为常温胶5℃以上、低温胶-8～5℃和超低温胶-8℃以下。给水排水管道防腐技术方案.
石油管道的防腐现状及解决对策
油气管道腐蚀原因及腐蚀防护措施
管道防腐施工方案
油气管道局部腐蚀原因分析
钢质管道内外防腐技术要求
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