金属腐蚀是金属与周围介质发生化学或电化学作用成为金属化合物而遭受破坏的一种现象。在国民各部门中，每年都有大量的金属构件和设备因腐蚀而报废。据发达国家调查，每年由于腐蚀造成的损失约占国民经济总产值的2%—4%。，在腐蚀作用下，世界上每年生产的钢铁中有10%被腐蚀消耗。

腐蚀是影响管道系统可靠性及使用寿命的关键因素。据美国国家输送安全局统计，美国45%管道损坏是由外壁腐蚀引起的。而在美国输气干线和集气管线的泄漏事故中，有74%是腐蚀造成的。1981—1987年前苏联输气管道事故统计表明，总长约24万km的管线上曾发生事故1210次，其中外腐蚀517次，占事故的42.7%；内腐蚀29次，占2.4%；因施工质量问题造成的事故280次，占23.2%。我国的地下油气管道投产1—2a后即发生腐蚀穿孔的情况已屡见不鲜。它不仅造成因穿孔而引起的油、气、水泄漏损失，以及由于维修所带来的材料和人力上的浪费，停工停产所造成的损失，而且还可能因腐蚀引起火灾。特别是天然气管道因腐蚀引起的爆炸，威胁人身安全，污染环境，后果极其严重。

油气管道问世已有百余年的历史，管道工作者为做好管道的防腐工作，从20年代埋设裸管到30年代裸管加阴极保护，40年代开始采用覆盖层加阴极保护，迄今仍在进行管道腐蚀技术的不懈探索。作为裸露的金属表面，单用阴极保护可以达到防蚀作用，但因耗电巨大而不经济，甚至不可行。那么单用覆盖层保护不用阴极保护是否可行呢？回答也是否定的。因为理想状态的覆盖层永远实现不了，一旦覆盖层上有针孔或破损，就会形成大阴极（覆盖）、小阳极（针孔或破损部分）的腐蚀电池，由于这一电池的作用，使腐蚀集中在破损或针孔的局部，这一作用的结果比不用覆盖层还可怕，加速了管道的点蚀速率。由于覆盖层的使用，大大减少了金属裸露的表面，使得阴极保护的电流密度急剧地降低，极大地扩大了保护范围。使阴极保护变得经济和可行，所以当今世界上公认的埋地管道防腐技术是覆盖层和阴极保护相结合。

埋地管道是埋在地下的最大的钢铁构件，可长大几千里公里，穿越各种不同类型的土壤和河流湖泊。土壤冬、夏季的冻结与融化，地下水位变化，以及杂散电流等复杂的埋设条件是造成外腐蚀的环境。管道内输送介质的腐蚀性差异也很大。例如输送天然气时含有害物质H2S和CO2输送原油时含S和H2O，成品油中含有O2和H2O，这些都将造成管内腐蚀的环境。由于管道埋于地下，很难直观地对其进行腐蚀状态的检查，构成管道防腐蚀的难度。

鉴于埋地管道腐蚀问题的复杂性和严重性，国内外对防腐蚀工作都很重视，广泛采用涂层、衬里、电法保护和缓蚀剂等措施。近年来不断推出新型防腐层材料、管道防腐层的复合结构及涂敷新工艺。特别是计算机应用于腐蚀科学和防腐蚀工程，如在线测量技术、腐蚀数据库及专家系统等计算机辅助管理决策系统，对防腐蚀设施的科学管理和监控，都城起着重要的作用。从安全和环保要求出发，各国政府和管道企业都制定了有关及技术，作为企业必须遵循的准则。

由于对能源市场的需求急增，管输事业发展迅猛。全世界目前长距离输送的管道约200万km以上，全世界形成了许多洲际的、国际性的或全国性的、地区性的大型供气系统和输油管网。管道的防腐蚀工作显示出愈来愈多的重要性。随着油田开发向沙漠、海洋、极地的延伸，以及管道向长运距、大口径、高压力、高度自动化遥控发展的趋势，对防腐蚀技术也提出了更高的要求。

为了适应迅速发展的经济，对原有管道和储罐进行修复、修理及更换，延长其使用寿命，已成为一个突出而繁重的任务。美国管道总长居世界第一位（约70万公里），据美运输部（DOT）1986年公布的报告，美1960年前建设的油气管道中输气管占51%，旧管道修复量每年为8000—19300km。西方国家每年旧管道的修复量为新建管道的25%—50%。前苏联输气干线约21万km，其中运行15a以上的约占68%（石油沥青防腐），现有2万km的管道因腐蚀而被迫降压运行，每年修复量也很大。我国长距离油气管道大多已投产20a左右，防腐层主要采用石油沥青，大部分已出现老化、龟裂的现象。根据国内外经验，投产15—20a的管道逐步进入事故高发期。为此，有计划地开展管道防腐层的修复工作，加强防腐蚀工程的综合治理已刻不容缓。