长输管线的防腐

天然气长输管道的防腐措施摘要：长输管道常常运送石油、天然气等自然资源，这些管道都要埋入地下，由于他们是钢材料，这对于安全性有一定的保证，然而也存在着腐蚀隐患。

管道埋入地下，面对的地形地质条件是复杂的，钢管会面对不同类型的土壤，因为土壤性质不同，给管道带来的损害程度也不一样。

土壤本身的腐蚀性也有区别，管道埋地后出现问题也难以保证能立即发现。

管道维修时成本往往非常巨大，一般来说维修管道的资金支出远远超过了新建管道所产生的资金支出，为了降低管道维修频次和费用，在铺设管道时就一定要重点做好管道防腐工作。

关键词：天然气长输管道防腐防护措施1管道腐蚀的危害我国天然气比较丰富的地区集中在中西部，要运输天然气才能最大程度的确保天然气的价值能够被发挥出来。

管道运输是当前阶段比较常见的运输形式，然而最近几年由于管道运输所引发的安全事件也不在少数，管道运输还是有着某些弊端。

管道是埋入地下的，会经常性地出现腐蚀状况，常常会因为腐蚀原因而引起管道穿孔等危险事件发生：（1）一旦管道出现了腐蚀，就会导致外部的微生物侵入管道内部，导致天然气参入其他杂质，从而影响了天然气的纯度，还给使用天然气埋下了安全隐患；（2）管道出现腐蚀，假如没能尽早采取相应的防护，腐蚀物质会停留在管壁上方，造成管道出现的腐蚀程度加重；（3）长输管道被腐蚀程度越大，越易引发天然气泄漏，而天然气在泄漏时正好遭遇了明火或高温情况，就可能会引起火灾爆炸，最终导致人们的财产安全受到危害，严重时可能会危及人们的生命安全。

2管道防腐的重要性当前，世界各国对天然气的需求日益增加，已成为世界上最主要的能源之一。

尤其是在国家有关部门大力推行天然气这种洁净能源的同时，国内对天然气的需求也在不断增长，在这个进程中，需要保障天然气的供给安全。

以管道为主体的远距离输送，尽管其安全性很高，但近年来仍时有发生，而以管道腐蚀为主的安全隐患更是屡见不鲜。

当长距离输气管线发生腐蚀时，会在管线的内壁上粘附一些杂质，最终导致管线的加速腐蚀。

天然气长输管道的防腐与防护措施摘要：长输管道常常运送天然气等自然资源，这些管道都要埋入地下，由于他们是钢材料，这对于安全性有一定的保证，然而也存在着腐蚀隐患。

管道埋入地下，面对的地形地质条件是复杂的，钢管会面对不同类型的土壤，因为土壤性质不同，给管道带来的损害程度也不一样。

土壤本身的腐蚀性也有区别，哪怕出现了破损事件也无法立即发现。

维修管道时要投入巨大的土方石，这种资金支出远远超过了新建管道所产生的资金支出，假如还想压降由于维修而引起的工时损耗，在铺设管道时就一定要重点做好防腐工作。

关键词：天然气；长输管道；防腐；措施1长输管线腐蚀问题的原因1.1管线自身问题对于长输管道，一般采用钢管，虽然非金属含量比较高，但其中的硫、磷含量容易产生腐蚀。

在钢管施工过程中，受工艺和工艺的影响，经常会出现管孔、微裂纹等缺陷，如果这样的管道埋在地下，很可能会出现开裂、腐蚀等问题。

1.2地质环境的影响对于长输管道来说，埋地管道的地质环境与管道腐蚀有着密切的关系，常见的腐蚀问题有细菌腐蚀、杂散电流腐蚀、土壤腐蚀等。

对于细菌腐蚀，主要是指通过氧化还原反应对硫酸盐基管道的腐蚀。

对于土壤等物质，具有离子导电性，可通过与管道材料发生电化学腐蚀反应而引起管道腐蚀。

2长输管道防腐对策2.1防腐层的对策防腐层可以在长输管道外部位置涂抹防腐原料，所以构成保护层，减少长输管道输送介质过程中造成腐蚀的概率。

另外，长输管道内部运送的天然气介质内会产生大量氧化物质，其会在一定程度上腐蚀管道。

因为防腐层内含有大量防腐材料，由于施工场所不一样，条件介质存在较大的差异，全面分析其防腐特点，运用非金属物质来覆盖其金属外部物质，从而构成防腐层，进而保护长输管道。

2.2电化学保护针对电化学保护而展开的一系列防腐工作中，阴极保护也即采取添加氧化剂或是通过外加电源的方式来开展极化反应，这就使得金属在性能上表现出钝性，这才能够起到防护的作用；阴极保护，就是把金属的阴极进行极化反应，在这种形式下，金属为阴极，借助于这个阴极来同其他的阴极发生电化学腐蚀，这样就能保护管道出现腐蚀，经常是借助于额外添加电流或牺牲阴极的形式来做到防腐的。

长输管线防腐管安全及防腐层保护措施5.19.1技术措施根据防腐管的使用情况，可将防腐管的保护分为四个阶段来进行，即运输储存阶段、布管组焊阶段、下沟回填阶段和水工保护阶段。

(1)运输储存阶段⏹钢管的汽车运输应符合交通部门的有关规定，装管高度不宜超过2层。

⏹管子装卸使用专用吊具，轻吊轻放，严禁摔、磕、碰，绑扎牢固。

⏹防腐管装车时，管子与车架或立柱之间、防腐管之间，防腐管与捆扎绳之间应妥善设置软质材料衬垫，捆扎绳外应套橡胶管或其它软套。

⏹防腐管应分层码放，堆放高度不超过3米。

每层防腐管之间应垫放软垫，最下层管子的下面宜铺两层枕木或沙袋，管子距离地面应大于200毫米。

最下层的防腐管应用楔子楔住。

(2)布管组焊阶段⏹堆管场地应平坦，无块石、积水和其它坚硬的物体，必要时在防腐管下面垫两条土埂、沙袋或草袋。

⏹堆管位置应远离高压线，并尽量靠近管线，管堆之间距离不宜超过500米。

⏹沟下布管前应铺管墩，每根管子下面铺一个管墩，在山区施工沟上或沟下布管时，在每根管子下面垫上两堆装土编织袋，并压实。

⏹在特别危险地段，如管沟易塌方段或在离山体较近时，为防止滚石砸伤管子，钢管布好以后，应在管子上部铺设一层装土编织袋。

⏹线`危险地段防腐管防护示意图焊接时，为保证焊接飞溅不烫伤防腐层，应在管口两端铺上两块胶皮，同时电焊地线卡子要绑上柔性材料，参见下图。

(3)下沟回填阶段⏹ 下沟前，应检查沟内是否有塌方、石块、积水、冰雪等。

石方段管沟，应事先在沟底回填200mm 厚细土，细土的最大粒径不超过10mm 。

⏹ 管道下沟严禁使用推土机或撬杠等非起重工具，应使用吊管机，吊点距离要符合规范要求。

⏹ 管道下沟时，应避免与沟壁碰撞，必要时在沟壁突出位置垫上木板或草袋。

⏹下沟后要立即组织回填 ⏹ 原土回填时，应顺着管沟将原土抛入沟内，禁止将大块石填入沟内，石头回填粒径不得超过250mm 。

(4)水工保护阶段⏹在进行基坑开挖的过程中，当接近管体时要缓慢铲挖，不得用力过猛。

TPEP，是一种防腐形式。

TPEP钢管——外3PE内熔结环氧防腐钢管是在外单层聚乙烯内环氧复合钢管的基础上升级换代产品，是目前埋地长输管线最先进的钢管防腐形式。

是潍坊东方钢管自主开发的第四代大口径管道新型防腐生产线，外壁采用热熔结缠绕工艺底层环氧树脂、中间层胶黏剂、外层聚乙烯形成三层结构的防腐层，内壁采用热喷涂环氧粉末防腐方式，将粉末经高温加热熔结后均匀地涂敷在管体表面上，形成钢塑合金层，简称TPEP钢管，（T，三层英文Three的首写字母，PE指聚乙烯，EP指环氧树脂）。

极大提高了涂层附着力及涂层厚度，增强了耐磕碰，耐腐蚀的能力。

该产品于2009年获取国家实用新型专利。

2010年获得国家火炬项目。

TPEP钢管填补了国内钢管最佳防腐的空白，价格与单层聚乙烯内熔结环氧复合钢管相差无几，耐腐蚀能力提高了3-5倍。

技术参数产品规格：DN100-DN1800钢管材质：Q235或Q345涂层材料：高密度聚乙烯，食品级环氧粉末通用颜色：外壁黑色，内壁灰色涂层厚度：外壁2.0-4.0mm，内壁0.35-0.5mm涂覆方式：熔结缠绕与热喷涂同步进行一次性成膜。

产品长度：12米，或指定常规压力：0.1Mpa—5.0Mpa连接方式：焊接，补口方式：内衬不锈钢免修补技术应用领域：长距离输水管线、水利行业、自来水行业产品特性：1.TPEP防腐是国内乃至国外最先进防腐，使用寿命长达50年以上。

外3PE防腐是引进俄罗斯技术，已经有近70年的历史，内涂层是热熔结环氧粉末涂层，引进的日本的技术，也已经有50年使用历史。

2.内壁光滑，糙率0.0081-0.0091（中国水利科学研究院检测中心检测）水头损失小。

输送相同流量的介质，口径可以降低一个级别。

3.适应地形能力强。

钢管柔韧度强。

4.安装简单，安全可靠。

单支管材长度可以达到12米，连接口降低一半。

5、内壁光滑不结垢，达到食品级要求。

应用业绩1、国内1) 南水北调中线河南段，东线枣庄、青岛段配套项目；2) 2014年APEC峰会北京怀柔雁栖湖生态供水直饮水项目；3) 重庆自来水供水及长距离输水管线；4) 辽宁大唐国际引白水源输水管道工程；5) 张家口水投公司崇礼滑雪场项目；6) 新疆哈密大南湖矿区供水工程；7) 临江清泉城乡一体化供水项目；8) 连云港港口供水项目；9) 内蒙古鄂尔多斯输水项目等；2、国外：沙特海水淡化项目、博茨瓦纳电厂供水、加拿大市政项目等等。

长输管道施工防腐合格质量控制摘要：国内长输管道采用埋地钢制管道，其防腐层的破损必将导致埋地钢制管道受到土壤电化学腐蚀，造成管道壁厚减薄，防腐性能的下降，降低了管道使用寿命，严重时可导致管道穿孔，造成输送介质的泄露安全风险。

因此长输管道防腐层破损是管道投资方和运行管理方零容忍的质量问题，也是施工单位在竣工验收、维保期间必须要组织整改的质量问题。

本文通过对近年来长输管道防腐层破损整改过程的经验教训总结，反推施工中如何有效的预防长输管道防腐层破损问题的发生。

关键词：长输管道；防腐层破损；质量控制引言天然气作为一种清洁型能源，在经济环保理念大力推行的时代中，社会对其需求量呈现出逐年递增的形式。

天然气的运输对管道表现出强烈的依赖性，金属为构建管道的主要材料，在长期的埋设环境中，极易出现腐蚀问题，此时管线强度有所降低，管道固有结构的完整性受到影响，其运转的安全性得不到切实的保障。

所以积极的探寻天然气长输管道防腐蚀措施，能够在延缓其应用年限发挥巨大的作用。

1对油气长输管道防腐施工质量加以控制的重要意义目前，在油气长输管道防腐施工阶段，由于受到施工环境和气候等因素的影响，导致施工质量难以有所保障，为油气长输管道防腐施工的有序进行产生了一定的影响。

由于石油开采与社会发展与人们的需求息息相关，为了促进石油开采的顺利进行，必须对油气长输管道防腐施工质量加以控制，通过对防腐施工质量的控制，对减轻油气长输管道的腐蚀具有现实意义，也对石油行业的可持续发展发挥了关键作用。

2长输管道腐蚀的主要因素2.1大气环境水蒸气为大气中的组成成分之一，水蒸气在管道金属表层会凝华，继而产生一层质地均匀薄膜，该薄膜最大的功能是将大气中的各类物质整合在一起，其发挥的作用等同于电解液，从而使管道金属表皮发生电化学反应，被腐蚀。

造成天然气长输管道腐蚀的大气因素是多样化的，最重要的因素为气候条件与污染物。

若天然气长输管道长期被敷设在干燥环境下，此时大多数污染物不会使金属管道出现腐蚀现象；但是一旦管道环境相对湿度在 80% 以上时，金属管道腐蚀速率就会明显提升。

油田集输管线的腐蚀原因及防腐对策油田集输管线是将油井注入的原油和天然气输送至处理场或加工厂的管道系统。

由于长时间暴露在高温、高压和含有腐蚀性物质的环境下，油田集输管线容易发生腐蚀。

腐蚀是指金属材料与环境中的化学物质产生物理或化学反应导致其性能的损失，进而影响管线的安全运行。

造成油田集输管线腐蚀的主要原因有以下几种：1. 氧化腐蚀：当管线内的金属表面暴露在氧气中时，金属表面会氧化，进而起到腐蚀的作用。

2. 硫化物腐蚀：油田集输管线中的环境中往往存在硫化物，当管线表面与硫化物接触时，会引发硫化物腐蚀，加速金属表面的腐蚀速度。

3. 酸性腐蚀：油田集输管线中的部分油井中含有酸性物质，如硫酸和盐酸等，当这些物质接触到金属表面时，会加速腐蚀过程。

为了解决油田集输管线腐蚀带来的安全隐患，需要采取相应的防腐对策。

以下是几种常用的防腐对策：1. 表面涂覆防腐剂：通过对油田集输管线进行外部涂覆防腐，可使金属管道表面与外部环境隔绝，减少与腐蚀物质的接触，从而延缓腐蚀过程。

2. 阴极保护：在油田集输管线中通过向管道施加负电位，使其成为阴极，从而减少金属管道表面的电子流动，降低金属的电化学反应，延缓腐蚀速度。

3. 油田环境监测：及时对油田集输管线周围的环境进行监测，了解环境中的腐蚀性物质浓度和变化情况，及时采取相应的措施进行防腐。

4. 材料选择：选择耐腐蚀性能好的金属材料作为油田集输管线的构造材料，如钢材中的耐腐蚀不锈钢等。

5. 定期检测和维护：对油田集输管线进行定期的内外部检测和维护，发现腐蚀问题及时修复，可防止腐蚀扩散，延长管线的使用寿命。

油田集输管线腐蚀的原因主要包括氧化腐蚀、硫化物腐蚀和酸性腐蚀等，采取的对策包括表面涂覆防腐剂、阴极保护、油田环境监测、材料选择以及定期检测和维护。

这些对策可以有效地减缓油田集输管线的腐蚀速度，保障管线的安全运行。

长输地埋油气管道腐蚀因素与防护措施摘要：油气管道在实际运行过程中受到油气成分，场所土壤、温度因素的影响，产生不同程度的管道腐蚀现象，进而引发油气泄露、火灾和爆炸等安全事故。

因此，工作人员根据实际情况采用有效的防腐措施，并加强腐蚀监测与管理，以增强油气管道的保护效果，延长其使用年限。

关键词：长输地埋油气管道；腐蚀；防护1长输地埋油气管道防腐工作的重要性输油输气生产现场中的管道腐蚀问题是比较常见的，这与管道运行环境的特殊性有关，因为油气资源本身带有一定的腐蚀性介质，若管道受到外力影响，则管材自身所处的运行环境就更加不利于防腐工作，而油气管道一旦出现泄漏，不仅会对周围的环境造成严重的污染，也会因为油气资源易燃易爆的属性导致危险丛生，使油气企业承受较大的经济损失。

对于油气输送工程中的管道防腐工作的组织与部署，油气企业要重视预防工作，切实满足各项管道的运行要求，为输油、输气管道的正常运行提供有效的保障。

2埋地油气管道的腐蚀因素2.1油气成分油气成分主要包括硫、水和其他杂质，不同成分之间具有较大比例差，针对油气杂质进行分析，氧化性或者酸性杂质都会引起油气管道出现腐蚀问题，油气是二氧化碳、氧和酸氢气体呈现出显著的影响，出现电化学反应的情况下，就会出现腐蚀，对油气管道的使用寿命产生不利影响。

2.2温度油气管道在现实运行过程中，在自身输送的介质温度和外部环境温度都会产生不同程度的转变。

管道初始埋设深度和设计线路对其温度产生较大影响。

温度越高越容易出现腐蚀。

油气管道外壁接触的土壤成分、含水量和周边植被对其产生一定影响，造成其容易出现腐蚀现象。

2.3土壤土壤腐蚀是最为常见的天然气管道腐蚀现象。

天然气管道在铺设中会与含有各类物质成分的土壤直接接触，土壤成分、地质结构、管道金属结构等因素的不同，导致会出现电流电解质与腐蚀性电流，长时间作用下形成土壤腐蚀现象。

土壤中含有水分、空气、盐等物质，且都具备电解质，天然气金属管道在土壤环境中会接触到这些电解质，与之发生反应形成腐蚀电池，腐蚀电池主要有以下两类：微腐蚀电池，天然气管道表面钢结构在众多电解质作用下形成了条件效应，从而产生腐蚀现象。

长输管线泄漏检测方法及防腐措施引言长输管线是输送液体、气体等物质的重要设施，然而，由于管道老化、外力破坏等原因，长输管线泄漏事件不时发生，给环境和人民生命财产带来了巨大的威胁。

因此，有效的泄漏检测方法以及防腐措施的采用变得尤为重要。

本文将介绍一些常用的长输管线泄漏检测方法，并探讨一些有效的防腐措施。

泄漏检测方法1. 声波检测法声波检测法是一种常用的泄漏检测方法。

这种方法利用地面上的传感器或气体传感器来捕捉管线泄漏时产生的声波信号。

通过分析这些声波信号的特征，可以确定泄漏的位置和程度。

声波检测法具有响应速度快、准确度高的特点，适用于较大规模的管线系统。

2. 热探测法热探测法是一种利用管线泄漏时产生的温度异常来进行检测的方法。

通过在管线上安装温度传感器，可以监测到泄漏点周围的温度变化情况。

当泄漏发生时，泄漏物质的挥发会导致周围温度的升高或降低，进而可以通过分析温度变化的情况来确定泄漏位置。

热探测法具有检测准确度高、适用范围广的特点，被广泛应用于长输管线的泄漏监测中。

3. 压力波检测法压力波检测法是一种利用管线泄漏时产生的压力波信号进行检测的方法。

这种方法通过在管线上设置一系列的压力传感器，并采集泄漏时产生的压力波信号。

通过分析这些信号的特征，可以确定泄漏的位置和程度。

压力波检测法具有响应速度快、准确度高的特点，适用于各种类型的管线系统。

防腐措施1. 防腐涂层防腐涂层是一种常用的防腐措施。

它可以形成一个保护层，有效地隔离管线与外界环境的接触，减少管线的腐蚀程度。

常见的防腐涂层材料包括环氧树脂、聚乙烯、聚酰胺等。

选择合适的防腐涂层材料，按照规定的施工工艺进行涂装，可以显著延长管线的使用寿命。

2. 阳极保护阳极保护是一种有效的防腐措施。

通过在管线中设置阳极材料，使其成为管道系统中的一个电极。

当外界环境中的腐蚀介质侵蚀管线时，阳极材料会自愿腐蚀，从而保护管线不被腐蚀。

常见的阳极材料包括铝、镁、锌等。

阳极保护适用于各种环境下的管线系统，可以有效延长管线的使用寿命。

长输管线防腐涂层失效的原因分析作者：石志超来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第06期【摘要】对输油管线管体进行腐蚀漏磁检测，管线腐蚀属于氧去极化腐蚀，主要形式为局部腐蚀。

测试了管线经过地段土壤的土壤电阻率和管地电位等，土壤属于强腐蚀类。

管线焊口部位的裂纹、残余应力及管道在穿、跨越附近侧下方土壤的氧浓差电池是引起穿孔的主要部位，而防腐层破损加上杂散电流作用是引起防腐层开裂主要原因。

【关键词】输油管线防腐涂层失效分析1 前言原油管道采用防腐层及阴极保护联合保护方式。

外防腐层主要采用加强级熔接环氧粉末，简称FBE。

FBE防腐层的特点是其对管体的粘结力强，具有优良的抗阴极剥离、抗土壤应力、抗化学介质腐蚀和耐老化性能；缺点是抗冲击性能差，吸水率偏高，在土壤湿度大的地段容易产生鼓泡。

影响防腐层老化与失效的因素较多，各种自然因素、环境因素和人为因素均可以造成防护措施的失效，从而使材料直接暴露在腐蚀性介质中，造成设备及管线在服役期内提前失效。

对于FBE防腐层，涂层成分、固化程度、运行环境、介质离子状况等都可以影响其老化和失效。

本文研究了原油管线管道的防腐涂层，通过目检、测厚、现场测量涂层机械性能、电火花检测等方法直接检查管段防腐层现状，对现场取样进行SEM、红外、能谱等方法对微观形貌及涂层结构、化学键状态进行深入研究，分析原油管线管道防腐涂层现状及失效原因。

2 实验方法检测地点地貌为水田旁，挖开点有积水；管线特征为管直径610mm。

分别采用PosiTector6000测厚仪测量涂层厚度、PosiTest附着力测试仪测量涂层附着力、电火花对涂层捡漏、扫描电镜观察涂层微观形貌、红外和能谱分析涂层官能团。

3 结果分析3.1 防腐涂层现场检测图1a是挖开点涂层的宏观形貌，可见涂层出现了不同程度的暗斑块；涂层底部有部分管线金属露出来，发生了腐蚀（图1b）；并且涂层可成片用小刀剥落（图1c）。

涂层漏点较多，达到了10个，附着力为3.75MPa，涂层厚度为454μm。

长输天然气管道的阴保与防腐措施摘要：本文对我国特殊地质环境下长输天然气管道的腐蚀和防护技术进行全面分析，针对某长输天然气管道的防腐工作进行分析，并对其进行改造，以确保长输管道得到相应保护，且能正常安全运行。

最后本文对埋地的天然气长输管线的腐蚀和防护进行了建议和分析。

关键词：长输管线腐蚀、阴极保护、防腐蚀现阶段，石油天然气往往需要长距离的输送，且其管材多属于普通的钢螺旋焊接管，长输天然气的管道一般来说属于浅埋地的铺设项目，尤其在南方气候较为湿润，地下水位相对较高，土壤对管道的侵袭较为严重，对于地下管线的维修比新建管线更加费工时，必须避免长输管线的埋地管道的腐蚀，本文分析了多种技术对于长输管线的无损检测情况，并对管线进行了整体的腐蚀性评价，给出了防腐蚀的具体措施，以确保管线改造之后可以满足防腐蚀的基本要求，并保证天然气的正常输送。

一、埋地长输天然气管道腐蚀的基本因素分析埋地天然气管道发生腐蚀的主要原因包含地质环境的影响、管道外防腐层的效果情况、钢管的制作工艺和钢管材质情况、钢管输送介质情况等，实际上管道的腐蚀和破坏是以上所有因素共同影响的结果，必须进行综合考虑。

（一）地质环境因素首先，埋地管道的工作环境往往较为恶劣，其中管道的腐蚀较为严重，主要包含土壤腐蚀，、微生物腐蚀和电流腐蚀三种，土壤属于一种毛细管状的多孔隙胶质体，其中包含了大量的水和空气等，其中水中有着较大含量的电解质可以将土壤变成导电性介质，另外，由于土壤的物理和化学性质不同，其腐蚀性也相对不同，微生物的参与更是加快了腐蚀的进度，其中微生物可以将土壤中的硫酸盐转换成为硫化氢从而与铁产生置换反应，最终严重腐蚀。

（二）管道外防腐层影响对于管道的腐蚀防护，关键是管道外层的防腐作用，当前，管道外层的腐蚀防护技术已经较为完善，防腐蚀覆盖层和阴极保护层同时作用，保证钢管免受外部环境的侵袭和腐蚀，这样也可以保证钢管粘贴更加牢固，避免保护死区的出现，但是如果出现局部的保护层破损现象，必须对电流的阴极保护参数进行适当调整，提高防护效果，如果破损区域没有得到有效保护，在破损的区域极易出现点状腐蚀，最终导致电流流出，发生电化学腐蚀现象，不利于管道防腐。

长输管线防腐新技术[摘要]随着能源市场需求的激增，长输管线事业发展迅猛，全世界形成了许多洲际、国际性、全国性及地区性的大型供气系统和输油管网。

在我国，原油主要通过长输管线从产地输送到炼油厂和码头，我国拥有1.7万公里的原油长输管线。

然而，腐蚀是影响管道系统可靠性及使用寿命的关键因素。

我国的地下油气管线投产l～2年后即发生腐蚀穿孔的情况屡见不鲜，它不仅造成油气泄漏损失、资金和人力浪费，而且还可能引起火灾、环境污染等严重后果。

因此，加强对长输管线防腐新技术的研究具有重大意义。

[关键词]长输；管线；防腐；新技术中图分类号：s482.2+94文献标识码：a文章编号：1009-914x （2013）21-0000-011 管道防腐涂层新发展采用各类涂层将管道内外表面与介质隔离开来防止腐蚀的方法是目前最普遍的措施。

当前，世界各国均十分重视对腐蚀控制问题的研究，在管道防腐涂层领域也取得了许多成果，各种新材料、新技术不断涌现。

1.1 聚合物改性沥青瓷漆技术2008年，国外将一种特殊选择的沥青用高性能工程聚合物进行改性，开发出其性能可与3层pe相媲美的聚合物改性沥青瓷漆。

这种涂料的防腐层结构为干膜厚度4mm，外缠绕玻璃纤维和聚脂纤维编织层。

其应用温度范围在-20～90℃之间。

改性沥青瓷漆涂敷工艺与常规瓷漆涂敷工艺的主要区别在于：改性沥青瓷漆粘度大，不适合于喷涂；改性沥青瓷漆是采用特制的挤压器连续向管了上挤压涂料，它的干膜厚度为4mm。

挤压涂敷改性沥青瓷漆并趁热和呈液体状时，马上缠绕外包裹层。

这种外包裹层为玻璃纤维和聚脂纤维编制层，设计专门用于提高其机械保护强度。

2008年10月，该涂敷工艺在南非恶劣的环境条件下进行了广泛的试验和测试。

试验项目包括在2km管道上涂敷聚合物改性沥青瓷漆、运输存放、铺设、补口和阴极剥离等试验。

涂敷后的管子堆放在南非夏季最酷热的环境下，试验其对高温的反应，然后是急冷却（即降雨期间）。

试验得出的主要结论如下：（1）聚合物改性沥青瓷漆涂层轻易不损坏。