油气管道防腐技术

油气管道防腐技术
油气管道防腐技术
(中国石油管道公司)
1油气管道的腐蚀及其特点已发现在环境介质作用下，几乎所有的材料均会产生性能下
降、状念改变，盥至损
危害遍及坏变质的……腐蚀”或“老化”现象。

自然环境和1业机制均有可能造成材料的腐蚀，其所有行、lk，除了材料和能源消耗、设备失效、产:品漏失等直接损失外，通常还伴随着生
产中断、产品污染、人员伤亡、环境污染等间接损失，甚至引发火灾、爆炸等
2 重大事故。

从图1列示的西欧油气管道泄漏事故统计结果(1971年~2000年)和H 列示的美国管道事故原因及比例的数据结果，?叮以看出，腐蚀也是引发油气管道安全事故的主要原因之一。

阁1西瞅油气管道泄漏事故统计结果【1971年,2000年)
I矧2美圈管道事故原冈及比例 399
腐蚀导致管道欠效的形式主要为穿4LSu开-裂(见图3,j)。

刚:j管道外腐蚀
圈d 管道麻力腐蚀开裂图5管道腐蚀穿孔 400
图6 汕品泄漏引发火灾
2 国内管道腐蚀控制技术现状
2(1国内工业和自然环境腐蚀控制的总体水平我国早在1956年制定科技发展规划
时，就开始将腐蚀作为专题来考虑，并逐步建
立了专门的腐蚀研究机构和教学单位，但由于各行业腐蚀控制技术的应用水平参差不齐其中石油、化工、电力、铁路、造船业行业相对较好)，所以总体控制水平较低。

1999 (
年,2001年，中国工程院开展了大型咨询项目“中心工业弓自然环境腐蚀调查”，本次调
机查是建国以来我国所进行的规模最大的一次行业腐蚀调查，涉及能源、交通、建筑、
t-Ak部门，调查表结果明，我国械、化工、基础设施、水利和军事设旋与装备等八个重点
(包括肖接损失、问接损失和腐蚀控制费用总和)呵达5000亿元每年腐蚀总损失
以}:，约占I目民生产总值的5,。

其中，用于腐蚀控制的费用中的涂料和涂装、耐蚀材料、表面处理在腐蚀损失中所占的比例最大，分别为76(15,、
12(2,、11(43,;电化学保护、缓蚀剂、防锈油的应用比例分别为0(07,、0(05,、0(10,。

旧内关于jLjlkil]自然环境腐蚀的理论研究水平虽然较高，但对于腐蚀控制技术的应用却相对落后:腐蚀弓防护研究人员局限于较窄的工作领域，许多基础设施、…1:程结构的设
学技计人员、建设人员、操作与管理人员缺乏腐蚀与防护专业知识，导致腐蚀与防护科
术的应用受到限制;防腐蚀从业人员为数不少，但多为劳动力资源投入，专业工程师和高级管理人员相对欠缺。

2(2中石油管道腐蚀控制技术现状国内涉及工业和自然环境腐蚀的所有行、止中，石油工业是腐蚀与防护研究工
作基础较好、技术应用效果较为明显的部门之一，其中管道的腐蚀与防护又是石油行、lk中做得最好的。

目前在腐蚀与防护理论研究、腐蚀控制技术开发与应用、防腐蚀
40l
设计、防腐蚀工程施工、相关技术标准及规范制修订、腐蚀控制系统的管理等方面已形成系列化、规范化的配套技术。

中石油管道干线全部采用了涂层与阴极保护联合的保护方式、站场设施全部采用了保护涂层，部分实施了区域阴极保护，防腐设计已成为管道建设必不可少的,部分，而
涂层检测与维护、阴极保护系统管理与监测也都纳入管道系统的正常运营管理体系中。

2(3中石油管道腐蚀控制与国内总体水平的对比中石油管道系统的腐蚀控制在管道干
(主要为线上取得了非常好的效果，管道大修
防腐大修)周期一般都在20年以上，与市政管网8,10年、铁路运输行、(p 6,8年、油气田集输管网3,5年、炼化,化工行业l,2年的大修周期形成鲜明对比。

相对于管道干线而言，站场管道和设备的腐蚀控制水平要低一些，目前大部分站场设备和管道只是采用防腐涂层进行保护，只有部分站场施加了阴极保护技术。

站场管网
和设备因腐蚀而进行的大修周期,般5,10年，与国内其他行业基本j:处于同一水平。

2(4管道腐蚀控制所取得的成续在各级领导的关怀和支持下，经过众多科技人员的努
力，中石油管道腐蚀与防护技
术研究在腐蚀与防护基础研究、防腐材料改进及涂装工艺研究、阴极保护技术、榆测与评价、防腐蚀设计、技术标准制修订等方面取得了如下较好的成绩。

a(腐蚀与防护在管道行业受到特别关注。

耳莳新建管道投资中约有10,(防腐涂层
9(5,，阴极保护0(5,)用于腐蚀控制，中困石油管道分公司每年用于管道腐蚀控制系统维护的费用超过2 000万元。

b(目前管道防腐材料与涂装作业、阴极保护设备与材料基本实现国产化，腐蚀控制技术研究处于国内领先水平。

C，制定行业腐蚀控制标准和技术规范50项，目前国内大多数有关行业，如市政管网、石油化工管网、油气田集输管网等的腐蚀控制是执行或参照执行我们的行业或企业标准;
d(通过腐蚀控制技术的运用和管理，中石油管道处于良好保护状态，极少发生腐蚀穿孔泄漏事故。

3油气管道腐蚀控制技术简介
防腐蚀涂层与阴极保护联合作为公认的最佳保护方法，已被广泛用于埋地钢质管道的腐蚀控制。

402
涂层是埋地管道腐蚀控制的第…道防线，其作用是将管体金属与腐蚀环境隔离。

【}j 于
损涂层不可能近乎完美，涂装中的缺陷不可避免;管道运输、装卸及施工会埘涂层造成
{二壤环境作用、第三方破坏等都会导!致涂层缺陷的发生与发伤;而投入运行后，周围
展。

冈此，仅仅依靠涂层并不能完全抑制管道的腐蚀，而且由于涂层缺陷所裸露的局部金属表面与涂层完好的大面积管体构成了小阳檄、犬阴极的腐蚀电池，反而会加剧局部腐蚀所造成的破坏。

阴极保护的作用是对涂层缺陷处的金属提供附加保护。

通过外加阴极极化，使暴露于腐蚀环境的管体金属免遭腐蚀破坏。

涂层的存在极大地降低了建立并维持管道阴极极化所需要的保护电流，使阴极保护用于氏距离管道保护成为可能:而阴极保护则弥补了涂层中不可避免的缺陷，成为有效
控制埋地管道腐蚀必不可少的保障。

对于埋地管道的腐蚀控制而言，两者缺…不可。

3(1防腐涂屡目前在运营的管道中，防腐涂层材料主要有沥青类(包括石油沥青和煤焦
)、油磁漆
环氧类(包括粉末环氧和液态环氧)、聚烯烃类(包括多层挤出聚乙烯和胶粘带)等。

20世纪80年代中期以前建设的老管道，最初大都采用石油沥青与玻璃布增强涂层系统，近年防腐大修的部分管段涂层更换成了聚乙烯冷缠胶带、改性石油沥青热烤缠带和无溶剂环氧等涂层:20世纪年代中期以后，管道建设采用的涂层系统包括煤焦油瓷漆、熔结环氧粉末、二层或j层聚乙烯复合涂层系统、泡沫夹克复合结构(聚氨酯保温聚乙烯防腐)等。

3(1(1沥青
类
3(1(1(1石油沥青
由石油蒸馏残余物制得，…般采用玻璃布或玻璃纤维毡增强，涂层较厚(普通级 ?4 mm，加强级?5(5 mm，特加强级?7 rnm)。

由于石油沥青具有良好的粘结力、稳定的化学性质，而且价格低廉、来源广泛，对施:I=要求不高，用作埋地管道防蚀涂层(见图7)由来已久，特别是在前苏联、东欧及我国，曾一统埋地管道防蚀涂敷的天下。

我围80年代中期以前所建的数千公里埋地管道，几乎无一例外的选用了石油沥青防蚀涂层。

在长期的使用中，有些石油沥青涂层不近人意，存在吸水率高、耐土壤应力差、支持植物根茎生长(见圆8)、使用温度范围有限等问题，在当今的防蚀设计中，其使用受到…定程度的限制。

在有些发达国家近乎淘汰，但实践也证实石油沥青涂层在其适用的
403
环境中，寿命可达到二二、三十年。

中石油在20世纪80年代中期以前所建的管道全部采
用了石油沥青防腐涂层，约占
目前在役管道的50,。

随着石油沥青涂层陆续进入老化期，其修补或大修问题日益突出，为改善落后的石油沥青加热浇涂施工工艺，开发了改性石油沥青产品，以石油沥青为基本原料，加入增韧剂、矿物填充剂等进行改性，-5玻璃纤维增强材料复合成热烤缠带，适用于石油沥青管道防腐大修、新建石油沥青管道补口补伤、在役石油沥青管道涂层的日常维修等。

石油沥青涂层适用于对涂层性能要求不高的一般土壤环境，如砂土、壤土环境，长
期工作温度低于80。

C;不宜用于沼泽、水下以及生物活动频繁、植物根系发达地带。

图7 石油沥青防腐管道图8 芦苇根穿过石油沥青生长 3(1(1(2煤焦油瓷漆它是由煤沥青填加煤粉、煤焦油馏分及矿质填料经加热熬制而
成，是煤沥青的改性
产品。

涂层厚度较石油沥青稍低(普通级?2(4 mm，加强级?3(2 illm，特加强级?4，0 mm)，构成煤焦油瓷漆涂层的材料包括合成底漆、煤焦油瓷漆、玻璃纤维内缠带、瓷漆浸渍玻璃纤维外缠带等。

用作管道防腐已有近百年的历史，80年代中期以前曾连续数十年位居管道涂敷工业的首位，在世界范围内得到广泛应用。

随着环境保护要求的日益提高，目前发达国家很少使用。

国内于20世纪90年代初开发出来，20世纪90年代中后期建设的长输管道大部分采用了该种涂层。

煤焦油瓷漆用于埋地管道防蚀涂层(见图9)，其优点是它的防腐性能、耐水性能、
耐生物破坏性较好且使用寿命长久，缺点是使用的温度范围有限、高温软化低温硬脆、不耐土壤应力，生产及涂装过程要求有严格的烟气处理和劳动保护措旌。

从媒焦油瓷漆的组成及特性可以看出，它较适用于除石方段和粘质土壤外的大多数土壤环境，特别是高含水、植物根系发达、生物活性较强的土壤。

l刳9煤焦油磁漆防腐管
3(1(1(3涂装技术沥青类材料属于热塑性材料，需要热浇涂旋工。

新建管道基本上都
是在工厂通过涂
装作业线(见图10)进行防腐层预制。

涂装设备经过多年的发展，现已实现系统控制自
为动化、烟尘处理环保化。

最先进的作业线的生产能力(以?426 inlll钢管煤焦油瓷漆涂层 )为每分钟4,6 500 km。

m，每天可生产7(5 km，年生产能力可达1 例
图lO 煤焦油瓷漆作业线受现场条件和环境保护要求限制，在役管道一般不进行热浇涂施工，多采用热烤缠带产品进行涂装。

3(1(1(4补口补伤技术沥青类涂层管道的现场补口及补伤，通常采用同类热烤缠带或
热收缩套,带，需要
加热烘烤。

3(1(2环氧类防腐涂层
3(1(2(1单,双层熔结粉末环氧(FBE) 单层环氧粉末由固态环氧树脂、固化剂及多种
助剂经混炼、粉碎加工而成，属热同
性材料，通过静电喷涂、加热熔融粘结到被保护体上并固化成型。

其工jlk应用于1961 年始于美国，随后在许多国家得到进一步开发和应用，进入80年代以来，其用量不断
405
上涨，已成为国外特别是发达国家大多数管道公司新建埋地管道的首选涂层。

环氧粉末用作管道防蚀涂层，具有对钢铁强粘结、良好的膜完整性、优秀的耐阴极剥离性能、耐土壤应力、耐磨损、可冷弯等特点，使用温度范围广(一
30,100|。

C)，适用于大多数土壤环境，但是耐冲击能力有限，吸水率较高、耐湿热性较差，因此不适用于水下加热温
u m,400 度过高的管道和石方段。

FBE属于一。

次成膜涂层，涂层厚度普通级为300 u m，
m,500 u 加强级为400 P-m。

它在我国特别是近年来的应用呈上升趋势。

除用做埋地管道外防腐层外，也可用于输油、气、水管道的内防腐和减阻涂装(见图11)。

目前国产粉末己基本占据管道涂覆的大部分市场，现有涂装作业线几十条，绝大部分为国内自行设计制造。

图11 熔结环氧粉末涂覆管双层环氧粉末是为提高单层环氧粉末在旌工中的抗机械损伤性能和抗岩石划伤能
u 力发展起来的，底层为普通的FBE(250--375 m)，用作防蚀保护，外层为增塑FBE(375-- 625 u m)，用以提供机械保护。

可与阴极保护系统更好的匹配，外护层类似于FBE，但能提供塑料外护层的机械性能优势，塑化FBE耐水性和抗冲击性能得到显著改善，同时能保持其作为阴极保护系统一部分的能力，不会屏蔽阴极保护。

由于采用热固性固化官能团进行化学粘结，因而省去了中间层，两层之间具有类似的固化官能团，因而不会产生层间分离，最高使用温度可到115。

C。

双层环氧系统可用于管道的所有部位，即管体、附件及补口。

特别适用于定向钻穿越段、石方段。

商业应用始于1992年，由于价格较高，国内外总的用量较少，目前主要用于穿越工程。

目前已制定出了集团公司企业标准、涂层耐划伤试验方法并研制出了耐划伤试验设备。

双层环氧粉末已在西气东输管道、忠武管道、郑杭成品油山区管道和钱塘江穿越、甬沪宁管道穿越和南京城市管网等工程上进行了应用。

3(1(2(2液态环氯
包括溶剂型和无溶剂型两种，均为双组分反应固化型。

这类涂料对钢管具有极强的附着力、优异的耐磨耐腐蚀性能和良好的电绝缘性能，但是需要严格控制固化条件，固
406
化不完全易于造成早期失效。

溶剂型涂料用作防腐涂装，溶剂挥发对环境有一定污染，
而且容易产生针孔，绝缘性能随时问下降较快。

无溶剂液态环氧是近年来开发成功并逐
渐在管道防腐大修中得以应用的。

所渭无溶
剂涂料是…种不含或含少量挥发性溶剂的涂料。

以改性环氧树脂为基料，并以能参l=于交
联固化而成为漆膜的活性稀释剂为溶剂，涂料的有效成分高达95,左右。

因此，施工中避免了由于溶剂挥发造成的污染以及对施:I:人员的损害。

目前溶剂型液态环氧主要用于天然气管道内涂减阻(见图12)，无溶剂型主要用于在役管道防腐大修(见图13)。

图12液态环氧内涂层管道图13无溶剂环氧用于管道防腐大修 3(1(2(3涂装技术
3(1(2(3(1单层,双层环氧粉末涂装工艺(见图14)及设备环氧粉末采用静电喷涂工艺，
涂装工序包括钢管预热、抛丸除锈、中频感应加热、
环氧粉末喷涂,固化、水冷、电火花检测等。

单双层环氧粉末的涂装:[艺基本相同，只是双层粉末涂装时的喷枪多于单层粉末，目前国内有几十条环氧粉末涂装作业线，大多为自行设计制造，自动化程度较高。

一般涂装作业线的生产速度为350—400m2,h。

内
喷
涂作业线见图15。

图14环氧粉末涂装:【一艺流程图15 内喷涂作、世线
3(1，2，3(2液态环氧
管道内喷涂由专门设计制作的作、fp线完成，主要包括钢管预热、抛丸除锈、表面吹扫、内喷涂、表面固化等工序。

而管道防腐大修涂装则主要为手工或半机械涂装。

3(1(2(4补口补伤技术粉末环氧涂层的补口可采用粉末环氧(需用专门补口机具)、双
组分液态环氧、热
收缩套,带等材料，补伤则采用配套热熔修补棒或双组分液态环氧等材料。

3(1(3聚烯烃类防腐涂层
3(1(3。

1聚乙烯胶粘带(见图16) 以聚乙烯薄膜为基材，复合上一层胶粘剂(通常为丁
EVA)而成。

具有绝基橡胶或
缘性能好、吸水性及透湿性低、施工简单易行、无污染等特点，采用冷缠施工，较适合于现场涂装。

国外多用于管道大修及异型管件防腐蚀涂装，国内主要用于管道防腐大修。

其缺点是，一旦对钢管失粘，容易产生阴极保护屏蔽，导致涂层下腐蚀。

聚乙烯胶带涂层由底漆、防腐胶粘带(内带)、保护胶粘带构成。

图16聚乙烯胶粘带聚乙烯胶粘带失粘与管体剥离见图17，聚乙烯剥离涂层下的应力腐蚀开裂见图18。

图17聚乙烯胶粘带失粘与管体剥离图18聚乙烯剥离涂层下的应力腐蚀开裂3(1(3(2二层,三层聚乙烯复合涂层通过简单的物理叠合或化学粘结将各具特点的单一
1体，形成综合性涂层材料联为
408
能良好的多层涂层系统。

二层PE由底胶和聚乙烯组成，通过挤出机直接包覆或缠绕于管
道上形成保护涂层，
用作防蚀涂层具有良好的耐搬运损伤、抗冲击以及优异的防水渗透性，但最严重的问题是容易失粘。

失去粘结后，由于高度绝缘的聚乙烯层屏蔽了阴极保护电流，极易造成剥离层下腐蚀，而且很难察觉。

国外多用于小口径管道涂装，国内应用不普遍，仅限于部分油气田管道及市政管道。

三层聚乙烯涂层系统是在:二层聚烯烃基础上发展起来的，是在土壤应力和水浸环境中需要长期防蚀保护，因而要求改善粘结的情况下发展起来的。

是目前常用的复合涂层，由环氧底漆(多采用粉末环氧)、粘结剂中间层和聚烯烃外护层(聚
乙烯或聚丙烯)组成(见图19)，由于其兼有熔结环氧(FBE)优异的防腐性能、良好的粘结性与抗阴极剥离
20世纪80年代开性能以及聚烯烃优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性。

国外于
发，用于施工及敷设环境均较苛刻的地带，其主要缺点是涂装工艺复杂，补口及管道配件涂装的一致性较差，此外价格较高也在一定程度上限制了其应用。

近年来我国新建管道工程有大量应用，己成为新建管道的首先防腐层，如陕京线、西气东输等重大工程全部使用外，库鄯线、涩宁兰、兰成渝、忠武和西南成品油管道等重大工程大部分采用或半数采用。

目前，原材料基本全部国产化，涂装作业线也大部分为自行研制制造。

三层聚乙烯成品管见图20。

图19 三层聚乙烯结构图图20 二三层聚乙烯成品管 3(1(3(3泡沫夹克防腐保温复合结构由防腐层(防蚀涂层或具有防蚀性能的热溶胶
)、保温层(泡沫塑料层)和防护层
层(聚乙烯塑料层)组成，预制管管端采用防水帽密封(见图21)。

用于输送介质温度 u mm。

?ioo。

c的管道。

各层最小厚度分别为，防腐层80 m;保温层25 mm:防护层1(2 409
该种复合结构用于埋地管道，具有介质输送热损失小、电绝缘性能好等特点，但是
不具备失效安全性。

由于补[21和异型管件与主体管道的防腐保温结构很难一致，以至一
旦补口失粘、开裂后进水形成腐蚀环境，高度绝缘的聚乙烯夹克又屏蔽了附加阴极保护
就会导致管体局部腐蚀(见图22)。

目前长输管道很少使用，主要用于油气田集输管网、
石化、供热、热电等工程。

图2l 聚氨酯泡沫保温夹克管
图22聚氨酯泡沫夹克防腐保温管腐蚀图片
3(1(3(4涂装技术二层聚乙烯,聚丙烯涂装工艺(见图23)相对简单，包括钢管预热、
抛丸除锈、中频
加热、胶粘剂挤出缠绕、聚乙烯挤出缠绕、冷却、检测等，而三层聚乙烯,聚丙烯涂装
工艺(见图24)则在胶粘剂挤出缠绕之前多一道环氧粉末底层喷涂工序。

国内现有该种
择业县十几条，生产速度达到350 m2,h。

410
图24三层聚乙烯涂装工艺流程图23二层聚乙烯涂装工艺流程
近年来开发研制了集多种涂层涂装设备为一体的复合作业线(见图25)，由国产设
备与引进设备组合而成，采用下置式抛丸除锈作qk线、变频调速、粉末静电喷涂、专用
机头、可调式挤出机机头支架及压辊、在线检测等先进技术，可以进行单层环氧粉末、
159,1220mm，管长双层环氧粉末、二层PE、三层PE等的防腐施工。

适用管径:o
8, 】3m，生产能力350莳,h。

图25 多功能作业线管体_??中颁预热
_?，抛丸除锈??-检测-?-撇尘吹扫
l 中额加*,
FBE检测??-
2P,?检测?
3PE撩测??侧向缝绕餐乙烯?侧向缠绕粘攘荆??粉末喷漆- 图26 聚乙烯胶带现场施工
4ll
聚氯酯泡沫夹克防腐保温结构的防腐涂装采用刷涂或喷涂方法，保温层和外护层，q
采用,次成型”工艺(保温层喷涂发泡与外护层挤出包覆同时进行)或“管中管”成型工艺(钢管套入成型的外护层管后再喷涂发泡)(见图27)。

图27池汰夹克防腐保温管线成璋1装置
3，(3，5补日补伤一般采用热收缩套(带)或专用补伤片。

对于聚氨酯泡沫保温
a(防腐底层:采用收缩套,带(介质温度低于结构的补口补伤包括三部分:
TO“C)或液态涂料如聚氯酯类
(介质温度高于70?); b(保温层:补口采用专用模具现场发泡，损伤深度大于
10 mm时予以修补; c(外护层:热收缩套，补伤采用热收缩带。

3。

2阴极保护技术 3 2 1保护原理及方法通过向金属提供电子，使其产生阴极极化从而抑制其腐蚀，有两
种方法可以实现阴
极保护:
a)l-自rl电流法:将外部直流电源的负极接被保护金属，向其提供电子;
b(牺牲阳极法:由活泼的负电性金属或合金与被保护体构成电偶对，由于两者之间存在电位差，活泼金属,合金{1:为阳极通过自身腐蚀消耗向被保护体提供保护电流。

图28 阴极保护原理图 412
两种方法都是通过一个阴极保护电流源向腐蚀着的金属提供足够的与腐蚀原电池电流相反的保护电流，所不同的只在于产生保护电流的方式和“源”不同。

两者对比见表1。

表1外加电流与牺牲阳极两种保护方式对比
,、, 保护方式外加电流保护方式牺牲阳极保护方式优癫卜, —、, 输出电流大而且可调，不受属一次性投资，不需外加电
土壤电阻率限制，保护范围源，施工方便，不需进行经常
优点广;系统运行寿命长，保护效性专门管理，不会产生屏蔽，
果好:保护系统输出的变化呵对外部构筑物也不会产生干
反映出管道涂层的性能改变扰需设号人维护管理，要求有
输出电流小，保护范围有限: 外
部电源长期供电，易产生屏蔽需定期更换，不能实时监测输缺点和干扰，特别是地下金属构筑出电流的变化，也不能反映管
道涂层的技术状况物较复杂的地方
管道多采用外加电流保护方式，牺牲阳极保护方式一般只用于建设期问的临时保
护、穿越管段保护以及老管道的局部热点保护。

3(2(2外加电流阴极保护电源设备与辅助阳极材料
3(2(2，1电源设备交流电供电情况下，采用整流器或恒电位仪。

整流器采用恒电流控
制，一般手动调
节，具有价格便宜、可靠性高，维修保养简便，对环境适应性强等特点，可适用于户外安装，缺点是不能自动调节输出，不适用于管,地电位经常变化且变化较大的场合。

恒电位仪可根据系统变化自动输出，确保管,地电位稳定，但要求防潮、防盐雾、防细菌，对环境要求高，不适用于户外工作，价格较高。

中石油管道阴极保护系统大多采再;j恒电位仪。

在无交流电供电情况下，宜采用太阳能阴极保护装置、密闭循环蒸汽透平发电机 (CCVT)、热电发生器、风力发电机及蓄电池等作为阴极保护电源。

3(2(2(2辅助阳极辅助阳极是外加电流阴极保护系统向被保护体施加保护电流的主要设
施，常用的阳极
材料包括:高硅铸铁(含铬高硅铸铁)、石墨、钢铁、柔性阳极、混合金属氧化物、磁性氧化铁等。

各种阳极适用环境及性能对比见表2。

内实施站区阴极保护的压气站，目前该管道沿线站区全部实施阴极保护。