4.1.1 长输石油天然气管道的站场阴极保护系统应与线路管道阴极保护系统相互独立。应在线路管道进、出站位置安装绝缘设施，使站场内、外管道电绝缘。

　　4.1.2 站场阴极保护系统应优先采用强制电流方式，对于站内埋地管道较少、地质条件适宜的站场，也可采用牺牲阳极保护方式。

　　4.1.3 站场内被保护的埋地钢质管道穿越站内路面时，不宜采用金属套管，宜采用混凝土套管、箱涵或增加管道壁厚来确保管道机械安全。

　　4.1.4 应保证被保护体的电连续性。

　　4.1.5 采用多回路保护系统时，每一保护回路设置一个采样控制点。

　　4.1.6 站场阴极保护系统保护多条并行管道时，应沿管道每隔一定距离设置均压线，管道离开管带位置处也应设置均压线。

　　4.1.7 为保证阴极保护回路中电流分配的均匀性，站场阴极保护系统宜设置多个阴、阳极接线箱，接线箱宜为防爆型。

　　4.1.8 站场阴极保护系统的设计应与电力、自控仪表、通信等接地系统的设计相协调。站场内的接地应采用锌棒、镀锌扁钢、锌包钢等接地体，不应采用比钢电位序更正的材料，如铜、石墨、低电阻模块等，如果采用，应采取适当措施予以隔离。

　　4.1.9 站场阴极保护应考虑安全因素和经济因素。

　　4.2 保护准则

　　4.2.1 石油天然气站场地下钢质构筑物的阴极保护准则可采用以下一项或多项作为判据:

　　1 管道阴极保护电位(即管/地界面极化电位，下同)应为-850mV(CSE)或更负。

　　2 阴极保护状态下管道的极限阴极保护电位不能比-1200mV (CSE)更负。

　　3对高强度钢(最小屈服强度大于550MPa)和耐蚀合金钢，如马氏体不锈钢，双相不锈钢等，极限保护电位则要根据实际析氢电位来确定，其保护电位可比-850mV(CSE)稍正，但在-650mV(CSE)至-750mV(CSE)的电位范围内，管道处于高pH值SCC的敏感区，应予注意。

　　4在厌氧菌或硫酸盐还原菌(SRB)及其有害菌土壤环境中，管道阴极保护电位应为-950mV(CSE)或更负。

　　5在土壤电阻率100 ～1000环境中的钢质构筑物，最小阴极保护电位宜负于 -750 mV(CSE);在土壤电阻率大于1000 的环境中，最小阴极保护电位宜负于-650 mV(CSE)。

　　4.2.2 当4.2.1准则难以达到时，可采用阴极极化或去极化电位差大于100 mV的判据。

　　注： 在高温条件下、SRB的土壤中、存在杂散电流干扰及异种金属材料接触的管道中不能采用100 mV极化准则。

　　4.2.3 在高温、隔热保温层、防腐层剥离、屏蔽、细菌侵蚀及电解质的异常污染等特殊条件下，站场阴极保护可能无效或部分无效，在设计时应予以考虑。