SY／T 0087.2-2020 标准规范下载简介
SY／T 0087.2-2020 钢质管道及储罐腐蚀评价标准 第2部分：埋地钢质管道内腐蚀直接评价(完整正版、清晰无水印).pdfded dco. D D D
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DB44／T 1495-2014 户外内透光LED广告灯具 性能要求.pdf4A. 4Aw D Dw S. +S. Sw
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D.0.1可通过对比管道内流速与固体颗粒沉积的临界流速来判 断固体颗粒沉积趋势，当满足公式（D.0.1）时，固体颗粒有沉 积趋势。
式中 。 流体速度（m/s）； L 液体黏度（Pa·s）
当 500 < Re < 2 × 105 Re=PLWod/μl
附录E管道内腐蚀深度和面积测量方法
E.1.1应在被测管段上均匀分布测量截面，在每个截面上布设 测点，采用超声波测厚仪进行测量， E.1.2应选取其中腐蚀较严重的点进行该腐蚀严重点的深度和 尺寸的网格测量，测量数据用可于腐蚀管道剩余强度评价。
E.2.1宜采用超声波测厚仪对管道壁厚进行测量。 E.2.2超声波测厚仪的探头直径宜不大于5mm，测量精度应不 大于0.1mm，测厚仪宜带耦合正常指示。
E.3.1应根据现场管道腐蚀状况确定检测长度，测试管体长度 宜不小于1m，探坑管段截面间距宜不大于100mm。 E.3.2每个截面应布设不低于12个测试点，测点的分布应根据 现场腐蚀状况及运行管理人员经验进行不均匀布点或均匀布点。 E.3.3宜采用超声波测厚仪对每个截面上的点进行超声波测厚。 E.3.4应根据各截面测点的测量结果，筛选出腐蚀较严重的点 进行网格法测量。 E.3.5单个腐蚀缺陷的网格测量时，应以管体腐蚀较严重的点 作为中心点。应在中心点上、下、左、右各画不少于5条的经 纬线组成网格线，网格线间距不宜大于10mm。宜用超声波测厚 仪测量每个交点的管道剩余壁厚，测量数据应按表E.1进行记
录，筛选确定该网格区域最小的剩余壁厚
表E.1超声波测厚加密网格线记录表
E.3.6多个腐蚀缺陷的网格测量应执行以下规定：
1腐蚀区域边缘轴向距网格边缘不足25mm时，应在网格 边缘继续加画环向网格线并测量，直至距离网格边缘25mm内 没有腐蚀缺陷为止。 2腐蚀区域边缘环向距网格边缘不足6倍壁厚时，应在网 格边缘继续加画轴向网格线并测量，直至距离网格边缘超过6 倍壁厚内没有腐蚀缺陷为止。
1最大腐蚀区域深度的确定，应以该管段截面测点测量 的最人值并圆整作为原始壁厚，用原始壁厚减去最小剩余壁厚， 即为该网格区域的最大腐蚀区域深度。 2腐蚀区域尺寸的确定，应以原始壁厚乘以90%或减去 mm的最大值作为腐蚀边缘壁厚值的基准，精确到0.1mm，以 比确定内腐蚀区域。采用插值法在网格线记录表上绘制腐蚀区 或形状，缺陷尺寸应用腐蚀截面最大轴向和环向长度表示。 3对单个腐蚀缺陷，应用直尺在网格线记录表上测量腐蚀 区域沿管道轴向和环向的最大长度，误差不超过1mm。对多个 蚀缺陷，当相邻区域边缘轴向间距小于25mm时，应视为同 一缺陷，最大长度为相邻腐蚀缺陷轴向长度与间距长度之和； 当相邻区域边缘环向间距小于6倍壁厚时，应视为同一缺陷 最大长度为租邻腐蚀缺陷环向长度与间距长度之和
E.4.1测量厚度时，应注意观察耦合正常指示，获取正确读数。 E.4.2超声波测量前被测金属表面应基本平滑，无杂物；测量 时应在探头和金属表面间涂覆声阻抗大的耦合剂，并应施加适 当压力。 E.4.3输送温度高于50℃的管道，宜采用高黏度的高温型耦合 剂来提高测试精度。
E.5.1每个测点应在同一位置重复测量3～5次，然后取平均 值作为测试结果。测试结果至少保留至小数点后两位。 E.5.2宜按不同评价方法的要求，对数据进行四舍五入处理
1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度 不同的用词说明如下： 1）表示严格，在正常状况下均应这样做的用词： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。 2）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的 用词： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 3）表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采 用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应 符合………的规定”或“应按………·执行”
《天然气压缩因子的计算》GB/T17747 《钢质管道及储罐腐蚀评价标准第1部分：埋地钢质管道 外腐蚀直接评价》SY/T0087.1 《钢质管道及储罐腐蚀评价标准第4部分：埋地钢质管道 应力腐蚀开裂直接评价》SY/T0087.4 《腐蚀产物的采集与鉴定技术规范》SY/T0546 《理地钢质管道外防腐层保温层修复技术规范》SY/T5918 《钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》SY/T6151 《含缺陷油气管道剩余强度评价方法》SY/T6477 《腐蚀管道评估的推荐作法》SY/T10048
钢质管道及储罐腐蚀评价标准
《钢质管道及储罐腐蚀评价标准第2部分：埋地钢质管道 内腐蚀直接评价》SY/T0087.2一2020，经国家能源局2020年 10月23日以第5号公告批准发布，2021年2月1日实施。 本次修订中，编写组成员进行了广泛的调研，认真总结了 国内开展油气管道外腐蚀直接评价的实践经验，采用了中国石 油天然气股份有限公司科技部科研项目《油气地面工程关键技 术研究与应用》中“油气由集输钢制管道内腐蚀完整性评价技 术研究”课题的研究成果，在长庆油田、西南油气田开展了现 场应用验证。编写中还参考了部分国外先进标准，将我国应用 实际与国外的腐蚀直接评价技术思路相结合，在间接检测评价 技术、直接检测方面均形成了先进实用的管道内腐蚀直接评价 技术。修订后的标准在技术的先进性、可靠性和可操作性方面 均有所提高。 本规范在间接检测及评价技术方面做了重大修改。 为便于广大设计、施工、监理、建设、生产、科研等单位 有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，本规范 编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规 定的目的、依据以及在执行中应注意的有关事项进行了说明。 但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使 用者作为理解和把握标准规定的参考。
总则 38 2术语 39 3 基本规定 40 4 预评价 41 4.1 一般要求 41 4.2 资料收集 41 4.3 ICDA可行性分析 42 4.4 ICDA管段划分 42 间接评价 5 43 5.1 一般规定 43 5.2干气管道 43 5.4 液体油品管道 43 5.5 多相流管道 44 6 直接检测与评价 45 6.1 一般规定 45 6.2开挖检测 45 6.3腐蚀管道剩余强度评价 45 后评价 47 7.1一般要求 47 7.2ICDA有效性评价 47 7.3确定再评价时间间隔 47 附录E 管道内腐蚀深度和面积测量方法（截面／网格法）： 48
1.0.1.进行内腐蚀直接评价（ICDA）的目的是增强管道完整性。 1.0.2本条说明了本规范制定的适用范围。本规范主要针对管 道内壁以时间依赖性的腐蚀危险，以体积型缺陷为主的失效类 型，不适用于裂纹型腐蚀缺陷。 本规范适用于理地干气管道、湿气管道、石油液体管道 含水油管道、成品油管道等的内腐蚀直接评价，不适用于污水 管道、注水管道的内腐蚀直接评价。 内腐蚀直接评价可识别发生内腐蚀可能性最大的位置，其 影响因素包括水含量、流态、持液率、流速、温度和压力变化。
3.0.1ICDA的目的是识别腐蚀的可能性，通过ICDA方法可评 价判断哪一段管段的潜在内腐蚀最为严重，评价出来的位置就 是内腐蚀损坏的位置，通过历史信息整合评估及流动模型计算 确定液体积聚和流态，采用内腐蚀模型预测或计算内腐蚀速率。 ICDA方法还可以作为已经实施内检测的补充评价方法，同 时为已经实施内检测的管道进行选择或调整的优化方法。 3.0.2管道投运后初期开展ICDA，重点是将现有运行条件下存 在内腐蚀威胁的位置识别出来，对于高风险管道优先考虑加强 监控和减缓措施，降低管道的腐蚀风险，管道投运后的初期识 别较为关键。 3.0.4强调ICDA检测与评价工作应由工艺、腐蚀、检测等专 业人员共同完成，执行本规范的人员需要具备一定物理学、工 程学和数学理论知识或相应的实践经验，具有管道腐蚀控制或 风险评价专业知识，或在这些人的指导下进行。检测评价过程 中的流态识别、分析及模型计算等需由工艺专业人员进行较为 有利，有助于保证检测和评价工作的准确性和可靠性。 3.0.6在执行ICDA过程中，发现管道外腐蚀、机械损伤、应 力腐蚀破裂等其他管道风险也应进行检测。当检测到这些腐蚀 威胁时，应增加相关检测评价内容，按有关规定进行各阶段的 检测及评价，以确保管道的完整性。
预评价步骤包括收集和整理对内腐蚀评价有意义、有关联、 关键的历史和当前运行数据，确定是否符合ICDA执行条件和 评价管段分区。对包含有入口、集液器、其他附属设施的管段 进行分析：收集的典型数据一般包括设计施工数据，如高程、 走向、材质、设计压力、温度和微观结构，运行和维护历史、 流速、管段中线、腐蚀记录、气体和液体分析报告，完整性评 价前的检测报告和其他维护数据，
4.2.1应收集管道整个生命周期中的历史数据和当前数据，以 及每段管道的详细资料。以下通常被认为是进行ICDA必须收 集的资料： 1运行历史数据。 2管道系统设计资料，如管道级别、壁厚及最大运行压力。 3 液态水的存在（包括异常）。 4 流体中水和固体含量。 气体和液体组成。 6 H2S、CO2 和 O2 含量。 7 最大、最小流速。 管道高里程数据。 9 内腐蚀泄漏或失效历史。 10 采用ILI、UT、AUT等或外观检查时识别的内腐蚀。 正在使用或历史上曾经采用的用来控制内腐蚀的减缓
12已知的内腐蚀原因，如微生物腐蚀（MIC）。 4.2.2当不能获取某类数据时，可根据其运行类似系统的相关 资料进行保守假设，并做好记录。 需要提醒的是：样品的收集和检测不能反映历史运行资料， 反映的是当前位置和时期的运行状况。如需要，根据历史经验 和类似系统的资料可做进一步保守估计。
4.3ICDA可行性分析
间接检测不能确定最有可能发生内腐蚀的位置，管道整个 长度都有内涂层，管道不能进行详细检查，不能确定可信的再 次评价时间间隔等情况时，不适宜进行ICDA。
4.4ICDA 管段划分
4.4.1，4.4.2ICDA管段区间指的是一段具有相同属性的管道。 相同属性包括与内腐蚀机理、腐蚀速率相关的流体组成、运行 状况、减缓措施等。一个ICDA管段区间可由一个或多个ICDA 子管段组成，
5.1.1干气管道、湿气管道、液体油品管道、多相流管道由于 其各自的流动状态不同，以及管道运行过程中存在的腐蚀机理 不同，应采用不同的方法分别进行分析。例如，干气管道倾角 计算对于水积聚十分重要，但对于湿气管道，倾角不是唯一影 响水和固体积聚的因素，积聚也有可能发生在水平管段。 5.1.2间接检测包括流态预测、绘制管道高程部面图、识别最 有可能由于水或固体积聚导致腐蚀发生的位置、ICDA区间内影 响腐蚀分布的因素。
5.2.2在干气管道间接评价中，液体易于积聚的位置通过比较 实际倾角和临界倾角进行识别。由于每个ICDA管段内的运行 参数、介质成分、管径等存在明显差异，应采用流动模型计算 每个ICDA管段的积液临界倾角。 5.2.4受测量方法及其他相关因素的影响，管道高程测量数据 可能存在误差，计算得到的管道实际倾角也存在误差，故需估 算管道实际倾角不确定度，并对预测过程中使用的管道高程数 据、管道实际倾角计算条件、管道实际倾角不确定度等相关参 数和信息如实记录。
5.4.5液体石油管线输送介质杂质含量相对较低，介斥
5.4.5液体石油管线输送介质杂质含量相对较低，介质腐蚀性 相对较小，腐蚀高风险点主要发生在水相及固体颗粒沉积部位。
相对较小，腐蚀高风险点主要发生在水相及固体颗粒沉
水相及固体颗粒沉积与否及沉积位置主要受管道流速及管道地 形起伏的影响，可通过流动模型判断杂质和水相能否沉积及沉 积的位置来确定内腐蚀高风险点发生的位置。
5.5.4管道内腐蚀风险受流动状态、腐蚀介质、运行环境等多 种因素影响，管道不同部位的流动状态、腐蚀介质的含量和种 类、运行参数会有所不同，导致管道不同部位面临的腐蚀风险 有所差异，因此选取的内腐蚀预测模型应能包括一种或多种影 响腐蚀风险的因素作为参数，以识别不同管道面临的内腐蚀风 险差异。 5.5.5多相流管道内腐蚀状况受流动状态、腐蚀环境及腐蚀介 质等多种因素综合影响，目前已有的腐蚀模型难以涵盖所有的 腐蚀因素和腐蚀类型，并且有一定的使用范围和局限性，为确 保考虑更多的腐蚀影响因素，建议采用多种腐蚀模型对高风险 点进行筛选，根据得到的结果进行综合分析。 5.5.6内腐蚀风险预测应能够区分ICDA子管段内不同位置内 腐蚀风险的差异，为后续开挖点的确定提供依据。因此，应选
5.5.4管道内腐蚀风险受流动状态、腐蚀介质、运行环境等多 种因素影响，管道不同部位的流动状态、腐蚀介质的含量和种 类、运行参数会有所不同，导致管道不同部位面临的腐蚀风险 有所差异，因此选取的内腐蚀预测模型应能包括一种或多种影 响腐蚀风险的因素作为参数，以识别不同管道面临的内腐蚀风 险差异，
质等多种因素综合影响，目前已有的腐蚀模型难以涵盖所有的 腐蚀因素和腐蚀类型，并且有一定的使用范围和局限性，为确 保考虑更多的腐蚀影响因素，建议采用多种腐蚀模型对高风险 点进行筛选，根据得到的结果进行综合分析。 5.5.6内腐蚀风险预测应能够区分ICDA子管段内不同位置内 腐蚀风险的差异，为后续开挖点的确定提供依据。因此，应选 取合适长度的管道间隔进行评价，以免评价间隔过长，难以确 定具体开挖位置。
直接检测与评价内容包括对识别出来的内腐蚀按严重程度 进行详细检查，具体在本规范第6章论述。检测与评价的内容 要包括判断是否存在腐蚀、腐蚀的程度和范围。可采用无损检 测方法（NDE）识别内部缺陷或壁厚损失。通过检测，再对间 接检测的评价结果重新进行排序。还可以通过长距离超声检测 LRUT）、自动超声检测（AUT）、手动超声检测（UT）、内检 测及内腐蚀监测设备进行详细检查，
6.2.3电磁超声具有非接触检测、不需要耦合剂、检测速度快 等特点，该方法可在不剥离防腐层的情况下直接对埋地管道进 行检测，检测效率高。 超声波C扫描可完整、全方位地展示缺陷的尺寸及位置信 息，通过数据的处理与分析，对缺陷尺寸进行精确定量。 超声导波检测具有灵敏度高、可在线检测、可同时检测一定 长度的管道，用于对管壁损失的初步筛选，检测效率高等特点。 超声导波检测具有灵敏度高、检测效率高的特点，可对一 定长度范围内的管道进行快速扫检，对缺陷进行初步定位。可 结合其他检测技术，指导下一步的详细检测，
6.3腐蚀管道剩余强度评价
6.3.2《含缺陷油气管道剩余强度评价方法》SY/T6477、《腐蚀 管道评估的推荐作法》SY/T10048或《钢质管道管体腐蚀损伤
评价方法》SY/T6151等现行行业标准中，对腐蚀管道安全评 价方法、安全壁厚等均有细致、明确的规定和要求，上述标准 目前在完整性评价中应用较为普遍，且基本是采标或引用了国 际上《含缺陷油气管道剩余强度评价方法》APIRP579、《油 气管道腐蚀评价推荐标准》DNVRPF101、《用于测定受腐蚀 管道剩余强度的手册》AMSEB31G等标准的内容或计算方法。 因此，推荐直接采用上述标准的做法
7.1.1后评价的目的是评价前三个步骤的有效性、.减缓措施的 执行状况、制定腐蚀控制和减缓计划及确定下次评价时间间隔。 ICDA是一个连续改进的过程，通过将ICDA和运行数据整合， 识别确定已经和正在发生腐蚀的位置，以及将来的腐蚀趋势，
7.2ICDA有效性评价
7.2.1通过分析对比直接评价检测后计算的腐蚀速率与腐蚀速 率计算模型计算的腐蚀速率，从而分析ICDA过程的有效性。 7.2.2如果在整个管段内发现了大范围的腐蚀或者在预测不存 在腐蚀的位置发现腐蚀，或是预测存在腐蚀的位置未有腐蚀 则ICDA无效，应使用其他方法进行完整性评价。
7.3确定再评价时间间隔
7.3.1不同管段可有不同的腐蚀发展速率和再评价时间
.1不同管段可有不同的腐蚀发展速率和再评价时间间隔。 .3确定再评价周期时DB34／T 3655-2020 秸秆成型燃料清洁生产技术规程.pdf，还要考虑被预测腐蚀速率的误差
附录E管道内腐蚀深度和面积测量方法
E.2.1本条规定了超声波测量要习
E.2.1本杀规定了超声测重安求 测量前首先需要确定声波在该材料的传播速度，可查手册 或利用该材料制作的标准块（其厚度用千分表精确测量）校准 得到。 许多超声波测试仪器提供量程选择，应选取和实际测量厚 度对应的量程，以提高测量精度。特别需要注意：超声波测量 的是剩余壁厚。 长期使用后探头表面磨损，会导致测量灵敏度下降。可用 500#砂纸打磨探头，如仍不能恢复，需更换新的探头。 E.2.2本条规定了超声波测厚仪的测量精度。测厚仪宜带耦合 正常指示，它类似于进度条，用于实时显示探头和管道壁面处 于耦合或非耦合状态，读数时应保证正常耦合。
E.3.1本条对截面测量进行了规定
根据前期对管道腐蚀情况的调查结果，如果预判管道内壁 腐蚀情况较为严重，可减小测试截面的间距，进行加密测量。 E.3.2截面不均匀布点主要是考虑管道内腐蚀多位于管道下半 部分，因此对管道的下半部分进行加密测量，以找到腐蚀严重 部位；如果根据现场腐蚀状况及运行管理人员经验，判断管道 内腐蚀比较均匀，也可采用均匀布点的方式。 E33为保证测点准确位置，可采用石笔、油性笔和直尺提前
画出截面和测点的位置，然后再进行超声波测厚。 E.3.4筛选腐蚀较严重的点就是筛选出测量数据中数值最小 的点。
E.3.7本条对腐蚀区域深度和尺寸的确定进行了规定。 1最大腐蚀区域深度的确定：原始壁厚取值一般保留至小 数点后一位。 2腐蚀区域尺寸的确定： 腐蚀区域是指可能影响管道安全的腐蚀部位，主要用于对 管道安全性的评价。 按照国内外管道剩余强度评价相关标准的规定，最大腐蚀 坑深小于10%壁厚属于可以接受的腐蚀，即可以不用考虑其腐 蚀GB／T 39308-2020 难降解有机废水深度处理技术规范.pdf，用此规定作为管道内腐蚀边缘壁厚取值的基准；而1mm是 限制了厚壁管内腐蚀边缘壁厚取值的上限。因此，选择以原始 壁厚乘以90%或减去1mm的最大值作为腐蚀边缘壁厚值的基准 是更为安全的检测要求。 腐蚀区域测量时，需要在网格线上插值估计处于腐蚀边缘 基准壁厚值的位置，并将这些位置点连接成等高线，围成的部 分就是腐蚀区域。 若发现腐蚀区域边缘距网格边缘过近，为防止漏检，需要 加画网格线并继续测量，直至确保腐蚀区域的完整性，
E.3.7本条对腐蚀区域深度和尺寸的确定进行了规定，