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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.pdf简介：

SY/T 0087.2-2020 是由中国石油天然气行业标准制定的，名为《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简介》。这个标准主要针对的是埋地钢质管道内部的腐蚀情况，它提供了一种直接评价和评估管道内腐蚀状况的方法。

该标准的主要内容包括：

1. 腐蚀评价方法：标准详细描述了如何通过检查、测试和数据分析来评估管道内腐蚀的严重程度，如通过内窥镜检查、射线照相、电阻率测试等手段。

2. 腐蚀类型识别：标准识别了不同类型内部腐蚀，如均匀腐蚀、局部腐蚀、应力腐蚀开裂等，并给出了识别和分类的方法。

3. 腐蚀评价参数：标准定义了用于评价腐蚀程度的关键参数，如腐蚀速率、腐蚀深度、腐蚀产物等。

4. 腐蚀风险评估：基于腐蚀程度的评价，标准提供了如何评估腐蚀风险，以确定管道的维护和更换需求。

5. 腐蚀控制措施：给出了针对不同腐蚀情况的控制和预防措施建议。

总之，SY/T 0087.2-2020 是用于指导埋地钢质管道内腐蚀问题检测、评估和管理的重要技术标准，有助于保障管道的运行安全和使用寿命。

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.pdf部分内容预览：

7.1.1后评价内容应包括ICDA有效性评价、再评价时间间隔 的确定、原因分析、提出维修维护建议等。 7.1.2每次评价的结果都应作为下次评价的基础。

7.1.1后评价内容应包括ICDA有效性评价、再评价时间间隔

7.2ICDA有效性评价

GB 51096-2015 风力发电场设计规范(完整正版、清晰无水印).pdf7.2.1 应对评价过程和评价方法的有效性进行评价。 7.2.2 有效性评价应遵循以下原则：

7.2.1应对评价过程和评价方法的有效性进行评价。

1选取的开挖点及风险排序与直接检测或其他检测结果相 符时，ICDA有效。 2内腐蚀预测结果与直接开挖检测结果或其他检测结果差 异较大时，ICDA无效，宜采用其他方法进行评价。

7.3确定再评价时间间隔

7.3.1不同ICDA管段的再评价时间宜根据本次调查发现的腐 蚀程度、维修程度、腐蚀发展速度及介质腐蚀性等确定。 7.3.2ICDA管段的最大再评价时间间隔应不超过其计算剩余寿 命的一半。 7.3.3再评价时间间隔可根据腐蚀速率按公式（7.3.3）计算：

式中Tmm 上次调查维修后，确定的被评价管段的最小剩余 壁厚（mm）; Tmin 最小安全壁厚（mm）；

GR一一腐蚀速率(mm/a)。 7.3.4宜使用下列方法中之一确定管道内壁腐蚀速率： 1通过一定时间实际测量被评价管段的管道内壁最大腐蚀 坑深，计算实际腐蚀速率。 2通过管道壁厚定点测量或监测方法获得腐蚀速率。 3缺乏被评价管道的实际腐蚀速率时，宜参考采用相同管 材、相近腐蚀环境的管道腐蚀速率数据。 4宜按管道实际工况条件及现行标准的规定进行实验室模 拟腐蚀试验，测试管道腐蚀速率。

7.4.1管道内腐蚀主要原因分析应根据直接检测结果，并应结 合预评价资料和间接检测结果综合进行。 7.4.2影响管道内腐蚀的非稳态流、清管历史、介质属性等相 关因素应进行识别。 7.4.3需要截取腐蚀严重管段进行原因分析时，管段腐蚀产物 采集应执行现行行业标准《腐蚀产物的采集与鉴定技术规范》 SY/T 0546

5.1再评价时间应基于腐蚀发展情况和计划维修实施情况制定 5.2应根据评价结果和腐蚀原因分析，提出调整工艺参数 减介质腐蚀性、添加缓蚀剂、更换管段、加强清管频次、增 管道内涂层、加强监检测等维护建议。

8.1.1预评价、间接评价、直接检测与评价、后评价各个阶段 应分别做好记录。

应分别做好记录。 8.1.2间接评价阶段的记录应包括以下内容： 1每一个ICDA管段起始点的地理信息。 2用于预测流动、腐蚀风险等使用的数据。 3用于选取管道可能存在腐蚀风险点及风险点排序的原则 和方法。 8.1.3直接检测与评价阶段的记录应包括以下内容： 1现场检测采用的技术。 2开挖点管体腐蚀形貌。 3增加开挖点的原因和选择依据。 4开挖过程中进行的其他相关测试记录。

1每一个ICDA管段起始点的地理信息 2用于预测流动、腐蚀风险等使用的数据， 3用于选取管道可能存在腐蚀风险点及风险点排序的原则 和方法。 3.1.3直接检测与评价阶段的记录应包括以下内容：

8.2.1ICDA项目报告应详细描述评价的整个过程，报告内容应 盖预评价、间接评价、直接检查与评价、后评价等各个环节。 8.2.2预评价部分应包括以下内容： 1对管道相关资料和数据的整理和分析。 2划分的各ICDA管段范围及特点。 8.2.3间接评价部分应包括以下内容： 1流动状态计算采用的数据、方法和结果。 2腐蚀预测模型采用的数据、方法和结果。 3开挖点的选取原则和结果。

8.2.1ICDA项目报告应详细描述评价的整个过程，报告内容应 涵盖预评价、间接评价、直接检查与评价、后评价等各个环节。 8.2.2预评价部分应包括以下内容： 1对管道相关资料和数据的整理和分析。 2划分的各ICDA管段范围及特点。 8.2.3间接评价部分应包括以下内容： 1流动状态计算采用的数据、方法和结果。 2腐蚀预测模型采用的数据、方法和结果。 3开挖点的选取原则和结果，

8.2.4直接检测与评价部分应包括以下内容：

8.2.4直接检测与评价部分应包括以下内容： 1直接检测的实施范围、实施流程。 2直接检测数据的汇总与分析。 3 依据直接检测结果对间接评价数据的修正过程。 4管体缺陷报告。 8.2.5 后评价报告应包括以下内容： 管道修复、维护建议。 再评价时间间隔的确定。 3 ICDA结果及方法有效性的评估。 腐蚀原因分析。

预评价管道原始特征参数宜按表

附录A 记 录 表 格

表A.0.1管道原始特征参数表 管理部门： 调查人

表A.0.1管道原始特征参数表

评价管道施工概况宜按表A.0.2填

表A.0.2管道施工概况表 管理部门： 调查人

表A.0.2管道施工概况表

A.0.3预评价管道运行参数宜按表A.0.3填写。

.0.3管道运行主要

表 A.0.7 腐蚀监测信息记录表

.8预评价管道腐蚀泄漏事故及维修记录表宜按表A.0.8填写。

A.0.8预评价管道腐蚀泄漏事故及维修记录表宜按表A.0.

表A.0.8预评价管道腐蚀泄漏事故及维修记录表 管理部门 调查人

时录B临界倾角计算方法

B.0.1应用本附录中的方法计算临界倾角应满足以下条件： 1管道的公称直径在0.1m～1.2m范围内。 2管道操作压力低于7.6MPa。 B.0.21 临界倾角θ可按公式（B.0.2）计算：

(p+ po)MW ZRT

式中Pg 气体密度（g/cm3）； p一一表压(MPa); MW—一天然气摩尔分子量，可近似用甲烷分子量代替 (g/mol) ; 气体压缩因子（无量纲）；

R一气体常数，等于8.314Pa·m3/（mol·K）； T一绝对温度(K)。 B.0.5计算过程中应考虑气体压缩因子Z的取值，不同条件下 的气体压缩因子Z取值可根据现行国家标准《天然气压缩因子 的计算》GB/T17747计算或查询相关文献。 B.0.6表观气相流速V。可按公式（B.0.6）计算：

式中Q——最大管输流量（m/s）；

QTZp. πT (p+ po)(da /2)

付录C积水趋势判断方注

C.1液滴稳定性判别方法

C.1.1可通过对比输油管道中水滴可能存在的最大尺寸和油相 能够维持的水滴最大尺寸来判断管道中积水趋势，当满足公式 （C.1.1）时，水相能够以液滴的形式稳定存在于油相中。

dmax < derit

P.DU. Re. = n。 U。=Usw +U

式中,dmax 最大液滴尺寸（m）； D 管径（m）； Po 油相密度（kg/m3）； Pm 油水混合物密度（kg/m3）。 &w 当地含水率（无量纲）； We。 油相的Weber数（无量纲）； Re。 油相的雷诺数（无量纲）； U。 油相速度（m/s）； Usw 水的表观速度（m/s）； Uso 油的表观流速（m/s）； Q。 油相体积流量（m3/s）； n。 油的黏度（Pa·s）； O 水的表面张力（N/m）； dilute 水含量较低。 C.1.4 当水滴可能存在的最大液滴尺寸（dmax）不满足公式（C.1.3 1）时，可由公式（C.1.4）计算：

d max Max D D D dilute

ded 3 fU? 31 0 D 8 Ap Dg cos 0 8 Ap

油相能够维持的水滴最大尺寸（dcrit）应根据公式（C.1.9

ded dco. D D D

当 U.> Uw :

4A. 4Aw D Dw S. +S. Sw

4A. 4Aw D. D4 S. Sw+S. U=Uw : 4A. 4A D Dw S. S.

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Q／GDW 46 10022.6-2018 机械制动设备运检导则(试行).pdf，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

综合楼带商场毕业设计（开题报告、计算书）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。