GB/T 23258-2020

GB/T 23258-2020 钢质管道内腐蚀控制规范

译制单位：管道助手

现行有效版本：2020版（2020-11-19发布，2021-06-01实施，代替GB/T 23258-2009）
官方说明：本标准为现行最 新版本，无后续更新版本；经核查官方标准文本，本标准正文共10章，含规范性附录A、C、D，资料性附录B、E，以下为完整可编辑全文，含全部规范条文、表格与附录。

前言

本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。
本标准代替GB/T 23258-2009《钢质管道内腐蚀控制规范》，与GB/T 23258-2009相比，除编辑性修改外主要技术变化如下：
——修订了适用范围（见第1章，2009年版的第1章）；
——增加了术语和定义（见3.1、3.2、3.11、3.12、3.15、3.16、3.17、3.18、3.19、3.20、3.21、3.22）；
——增加了基本规定章节（见第4章）；
——增加了内腐蚀风险识别与评估章节（见第5章）；
——修订了内腐蚀控制设计章节，增加了一般规定、管道设计、材质选择、内腐蚀控制方法选择等内容（见第6章，2009年版的第3章）；
——增加了内腐蚀控制施工与验收章节（见第7章）；
——修订了运行与维护章节（见第8章，2009年版的第5章）；
——修订了内腐蚀检测与评价章节，增加了内腐蚀直接评价方法（见第9章，2009年版的第4章）；
——修订了内腐蚀控制记录章节（见第10章，2009年版的第6章）；
——增加了内腐蚀直接评价方法的规范性附录（见附录A）；
——增加了腐蚀性评价的资料性附录（见附录B）；
——增加了缓蚀剂应用要求的规范性附录（见附录C）；
——增加了内涂层技术要求的规范性附录（见附录D）；
——增加了清管器类型及适用条件的资料性附录（见附录E）。

本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC 355)提出并归口。
本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司、中国石油化工股份有限公司天然气分公司、中海油能源发展股份有限公司、中国石油集团工程技术研究院有限公司、中国石油天然气股份有限公司规划总院、中国石油天然气管道工程有限公司、中油国际管道有限公司、北京科技大学。
本标准主要起草人：王国丽、蔡亮、张丰、赵晋云、刘艳华、陈洪源、侯宇、韩文礼、张其滨、刘金艳、王爱玲、张红磊、张清玉、董亮、路民旭、赵雪会、魏斌、王宁、王慧、王新华、刘保锋、贾韶辉、刘颖、张世斌、王飞、刘德宇、李循迹、毛仲强、李娟、李岩、王修云。
本标准的历次版本发布情况为：GB/T 23258-2009。

1 范围

本标准规定了钢质管道内腐蚀控制工程的基本规定、风险识别与评估、设计、施工与验收、运行与维护、检测与评价、记录等要求。
本标准适用于新建、扩建、改建和在役的输送油、气、水介质的钢质管道内腐蚀控制。

2 规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最 新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB/T 3190 变形铝及铝合金化学成分
GB/T 5776 金属和合金的腐蚀 金属和合金在表层海水中暴露和评定的导则
GB/T 8170 数值修约规则与极限数值的表示和判定
GB/T 11133 石油产品、润滑油和添加剂中水含量的测定 卡尔费休库仑滴定法
GB/T 14081 内螺纹无缝钢管
GB/T 16906 石油罐导静电涂料电阻率测定法
GB/T 17394 金属和合金的腐蚀 缝隙腐蚀试验 恒电位法
GB/T 18590 金属和合金的腐蚀 点蚀评定方法
GB/T 18604 天然气 用气体超声流量计测量天然气流量
GB/T 19285 埋地钢质管道腐蚀防护工程检验
GB/T 20972（所有部分） 石油天然气工业 油气开采中用于含硫化氢环境的材料
GB/T 23257 埋地钢质管道聚乙烯防腐层
GB/T 27698 热交换器用铜合金无缝管
GB/T 30582 基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价
GB/T 34346 基于风险的油气管道内检测
GB 35013 油气输送管道完整性管理规范
GB/T 36676 埋地钢质管道应力腐蚀开裂(SCC)直接评价方法
GB/T 37369 埋地钢质管道交流干扰防护技术标准
GB 50251 输气管道工程设计规范
GB 50253 输油管道工程设计规范
GB 50350 油气集输设计规范
GB 50369 油气输送管道线路工程施工规范
GB 50423 油气输送管道穿越工程设计规范
GB 50424 油气输送管道穿越工程施工规范
GB 50470 油气输送管道线路工程抗震技术规范
GB 50540 石油天然气站内工艺管道工程施工规范
GB 50819 油气田集输管道施工规范
SY/T 0078 钢质管道内腐蚀直接评价标准
SY/T 0320 钢质管道熔结环氧粉末内涂层技术标准
SY/T 0442 钢质管道液体环氧涂料内防腐层技术标准
SY/T 0526 煤焦油瓷漆覆盖层 缠绕带
SY/T 0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求
SY/T 0627 油田采出水处理设计规范
SY/T 4109 石油天然气钢质管道无损检测
SY/T 5225 石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
SY/T 5329 碎屑岩油藏注水水质指标及分析方法
SY/T 5536 原油管道运行规范
SY/T 5922 天然气管道运行规范
SY/T 6063 油气田腐蚀评价分类方法
SY/T 6276 石油天然气工业 健康、安全与环境管理体系
SY/T 6321 油气田水分析方法
SY/T 6457 含硫化氢天然气输送钢管选用导则
SY/T 6597 油气管道内检测技术规范
SY/T 6623 内腐蚀直接评价方法
SY/T 6715 碳钢、低合金钢在含H₂S介质中抗硫化物应力开裂(SSCC)实验室评价方法
SY/T 6870 油气管道缓蚀剂应用效果评价技术规范
SY/T 7009 油气输送管道清管作业规程
SY/T 7394 油气管道内腐蚀在线监测技术规范
SY/T 7509 液态烃管道腐蚀控制技术规范
SY/T 7510 原油管道腐蚀控制技术规范
SY/T 7511 天然气管道腐蚀控制技术规范
SY/T 7512 油田采出水管道腐蚀控制技术规范
SY/T 7617 油气管道内腐蚀直接评价方法 干气管道
JB/T 7901 金属材料 实验室均匀腐蚀全浸试验方法

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。
3.1 内腐蚀 internal corrosion
管道内壁与输送介质接触发生的腐蚀。
3.2 内腐蚀控制 internal corrosion control
为减轻管道内腐蚀损伤而采取的技术和管理措施。
3.3 内腐蚀直接评价 internal corrosion direct assessment；ICDA
通过整合管道物理特性、运行历史、流体性质、腐蚀机理、检测和监测数据等信息，采用结构化过程预测和评价管道内腐蚀状况的方法。
3.4 腐蚀速率 corrosion rate
单位时间内金属腐蚀的程度，通常以mm/a表示。
3.5 点蚀 pitting corrosion
金属表面局部区域出现的凹坑状腐蚀。
3.6 缝隙腐蚀 crevice corrosion
金属表面在缝隙或其他隐蔽区域内发生的局部腐蚀。
3.7 硫化物应力开裂 sulfide stress cracking；SSC
在有水和硫化氢存在的腐蚀环境中，金属在拉应力和腐蚀的共同作用下产生的脆性开裂。
3.8 氢致开裂 hydrogen induced cracking；HIC
氢原子渗入金属内部，在金属内部的缺陷处聚集形成氢分子，产生内压导致金属内部形成的阶梯状裂纹。
3.9 应力导向氢致开裂 stress oriented hydrogen induced cracking；SOHIC
在应力集中处，沿与主应力垂直方向形成的氢致开裂。
3.10 应力腐蚀开裂 stress corrosion cracking；SCC
金属在拉应力和特定腐蚀介质共同作用下发生的脆性开裂。
3.11 微生物腐蚀 microbiologically influenced corrosion；MIC
由微生物生命活动引起或促进的腐蚀。
3.12 顶部腐蚀 top of line corrosion；TLC
湿气管道顶部内壁发生的腐蚀。
3.13 缓蚀剂 corrosion inhibitor
以适当的浓度和形式存在于环境（介质）中时，可以防止或减缓金属腐蚀的化学物质或复合物。
3.14 缓蚀剂保护效率 inhibitor protection efficiency
在相同条件下，添加缓蚀剂后腐蚀速率降低的百分比。
3.15 内涂层 internal coating
涂覆在管道内壁，用于防止管道内腐蚀的涂层。
3.16 衬里 lining
附着在管道内壁，用于防止管道内腐蚀的金属或非金属材料层。
3.17 清管 pigging
采用清管器在管道内运行，清除管道内沉积物、积液、杂质的作业。
3.18 积液 water holdup
管道内低洼处聚集的游离水。
3.19 临界流速 critical velocity
能够避免管道内游离水沉积的最 低介质流速。
3.20 干气管道 dry gas pipeline
输送气体的水露点低于管道最 低运行温度5℃及以上的天然气管道。
3.21 湿气管道 wet gas pipeline
输送气体的水露点高于管道最 低运行温度的天然气管道。
3.22 多相流管道 multiphase flow pipeline
输送气、液、固两相或多相混合介质的管道。

4 基本规定

4.1 管道内腐蚀控制应贯穿管道全生命周期，包括设计、施工、验收、运行、维护、检测、评价及报废等阶段。
4.2 管道内腐蚀控制应遵循“预防为主、防治结合、分级管控、持续改进”的原则，结合管道输送介质特性、运行工况、环境条件和管道服役年限，选择经济、安全、有效的内腐蚀控制方法。
4.3 新建管道应在设计阶段开展内腐蚀风险识别与评估，确定内腐蚀控制方案；在役管道应定期开展内腐蚀风险识别与评估，动态调整内腐蚀控制措施。
4.4 管道内腐蚀控制方法主要包括：
a) 合理的管道设计与材质选择；
b) 输送介质处理；
c) 缓蚀剂防护；
d) 内涂层/衬里防护；
e) 耐腐蚀合金材料；
f) 清管作业；
g) 阴极保护（适用于管道内壁可接触电解质的特定场景）。
4.5 应建立管道内腐蚀控制管理体系，明确管理职责，制定管理制度和操作规程，开展人员培训，保存完整的内腐蚀控制记录。
4.6 管道内腐蚀控制应满足健康、安全、环保相关法律法规和标准要求。

5 内腐蚀风险识别与评估

5.1 一般规定

5.1.1 应通过内腐蚀风险识别与评估，确定管道内腐蚀的类型、位置、严重程度和发生概率，为内腐蚀控制方案制定、措施调整和完整性管理提供依据。
5.1.2 新建管道应在可行性研究和初步设计阶段开展内腐蚀风险识别与评估；在役管道应至少每3年开展一次内腐蚀风险识别与评估，当管道输送介质、运行工况、周边环境发生重大变化时，应及时重新开展。
5.1.3 内腐蚀风险识别与评估应结合管道历史检测数据、运行数据、介质分析数据、腐蚀监测数据等，确保评估结果的准确性和可靠性。

5.2 内腐蚀风险识别

5.2.1 应收集并分析下列基础数据，开展内腐蚀风险识别：
a) 管道基础信息：管径、壁厚、材质、设计压力、设计温度、敷设方式、投产时间、服役年限、地理位置、地形地貌等；
b) 输送介质信息：介质组分、含水率、水型、矿化度、pH值、H₂S含量、CO₂含量、O₂含量、单质硫含量、细菌含量、固体杂质含量等；
c) 运行工况信息：运行压力、运行温度、介质流速、流态、输量变化、清管周期、启停输情况等；
d) 历史数据：内腐蚀检测数据、腐蚀监测数据、腐蚀失效记录、内腐蚀控制措施实施记录等；
e) 其他相关信息：同区域、同类型管道的内腐蚀情况，相关事故案例等。

5.2.2 应识别的内腐蚀类型主要包括：
a) 均匀腐蚀；
b) 局部腐蚀：点蚀、缝隙腐蚀、冲刷腐蚀、气蚀、顶部腐蚀等；
c) 环境开裂：硫化物应力开裂(SSC)、氢致开裂(HIC)、应力导向氢致开裂(SOHIC)、应力腐蚀开裂(SCC)等；
d) 微生物腐蚀(MIC)。

5.2.3 应识别管道内腐蚀高风险区域，主要包括：
a) 管道低洼、积液段；
b) 管道变径、弯头、三通、阀门、流量计等流态变化部位；
c) 管道上坡段、气液两相流段；
d) 管道长期低输量、间歇运行段；
e) 管道穿跨越段、站场进出站段；
f) 介质水露点、温度、压力突变段；
g) 内涂层破损、衬里脱落段；
h) 历史检测发现腐蚀缺陷的管段。

5.3 内腐蚀风险评估

5.3.1 内腐蚀风险评估应包括腐蚀可能性评估和腐蚀后果评估，可采用定性、半定量或定量的方法开展。
5.3.2 腐蚀可能性评估应考虑下列因素：
a) 介质腐蚀性；
b) 管道运行工况；
c) 管道材质耐蚀性；
d) 内腐蚀控制措施的有效性；
e) 历史腐蚀发生情况；
f) 微生物腐蚀风险。

5.3.3 腐蚀后果评估应考虑下列因素：
a) 管道失效对人员安全、环境、生产运营的影响；
b) 管道所在区域的人口密度、环境敏感性；
c) 管道修复难度和经济损失；
d) 管道失效引发的次生灾害风险。

5.3.4 应根据风险评估结果，将管道内腐蚀风险划分为不同等级，针对不同风险等级制定差异化的内腐蚀控制措施和管控要求。
5.3.5 介质腐蚀性评价可参照附录B执行。

6 内腐蚀控制设计

6.1 一般规定

6.1.1 新建管道应根据内腐蚀风险识别与评估结果，开展内腐蚀控制设计，内腐蚀控制设计应与管道主体工程设计同步进行。
6.1.2 内腐蚀控制设计应明确内腐蚀控制目标、控制方法、技术参数、施工要求、验收标准、监测方案和运行维护要求。
6.1.3 内腐蚀控制设计应保证管道在设计寿命期内，腐蚀损伤不超过管道允许的极限值，满足管道安全运行要求。
6.1.4 设计时应考虑内腐蚀控制措施之间的兼容性，以及对管道运行、检测、维护的影响。

6.2 管道设计

6.2.1 管道线路设计应优化路由选择，减少管道起伏，避免出现频繁的上坡、下坡和低洼积液段；无法避免时，应在低洼处设置积液收集和排放设施。
6.2.2 管道敷设坡度设计应满足介质携液要求，避免游离水在管道内沉积。
6.2.3 管道设计应合理确定介质临界流速，避免出现过低流速导致的积液沉积，或过高流速导致的冲刷腐蚀。不同介质管道的临界流速应符合表1的规定。

表1 不同介质管道的临界流速推荐值

6.2.4 管道设计应避免出现截面突变、流向急变的结构，减少涡流和湍流对管道内壁的冲刷；弯头、三通的设计应选用耐冲刷结构，曲率半径不宜小于管道公称直径的5倍。
6.2.5 管道设计应预留清管、检测、监测和腐蚀控制作业所需的设施，包括清管器收发装置、检测接口、监测探头安装接口、取样口、排液口等。
6.2.6 多相流管道应进行流态模拟分析，预测积液位置、腐蚀速率分布，优化管道设计和内腐蚀控制方案。

6.3 材质选择

6.3.1 应根据输送介质腐蚀性、运行工况、设计寿命和内腐蚀控制方案，合理选择管道材质。
6.3.2 碳钢和低合金钢管道材质选择应符合下列规定：
a) 输送含H₂S介质的管道，材质抗SSC、HIC、SOHIC性能应符合GB/T 20972、SY/T 0599、SY/T 6457的规定；
b) 输送含CO₂介质的管道，应根据介质CO₂分压、运行温度、含水率等因素，评估材质的CO₂腐蚀风险，选择合适的碳钢材质；
c) 输送含Cl⁻介质的管道，应评估Cl⁻引发的点蚀和SCC风险，选择耐蚀性能匹配的材质；
d) 管道材质的碳当量、硬度、金相组织应满足对应腐蚀环境下的抗开裂要求。

6.3.3 腐蚀环境苛刻的管道，可选用耐腐蚀合金材料，耐腐蚀合金材料选择应符合下列规定：
a) 应根据介质腐蚀性、运行工况，通过腐蚀试验或工程应用经验，确定耐腐蚀合金的类型和牌号；
b) 双相不锈钢、镍基合金等耐腐蚀合金的化学成分、力学性能、耐蚀性能应符合国 家现行相关标准的规定；
c) 应考虑耐腐蚀合金与碳钢管道的电偶腐蚀风险，采取相应的防护措施。

6.3.4 对于内腐蚀风险较高的管道，可采用耐腐蚀合金衬里、复合管等结构，衬里和复合管的设计应符合下列规定：
a) 衬里材料的耐蚀性能应满足介质腐蚀环境要求，与基体钢管的结合性能应满足管道运行工况要求；
b) 复合管的基层和复层材料应匹配，复合工艺应保证复层与基层的结合强度，满足管道敷设、焊接和运行要求；
c) 复合管的焊接工艺、无损检测要求应符合国 家现行相关标准的规定。

6.4 输送介质处理

6.4.1 应根据输送介质特性和内腐蚀控制要求，对输送介质进行净化处理，降低介质腐蚀性。
6.4.2 原油输送管道应进行原油脱水处理，净化原油含水率应符合GB 50253的规定，宜控制在0.5%以下。
6.4.3 天然气输送管道应进行天然气脱水、脱酸处理，处理后的天然气水露点、H₂S和CO₂含量应符合GB 50251的规定；干气管道的天然气水露点应低于管道最 低运行温度5℃及以上。
6.4.4 油田采出水输送管道，应对采出水进行处理，水质指标应符合SY/T 0627、SY/T 5329的规定，控制采出水中的O₂含量、悬浮物含量、细菌含量、pH值等，降低介质腐蚀性。
6.4.5 输送介质处理应设置在线监测设施，实时监测介质关键参数，确保处理后的介质指标满足设计要求。

6.5 内腐蚀控制方法选择

6.5.1 应根据管道内腐蚀风险等级、介质特性、运行工况、设计寿命，结合各种控制方法的适用性，选择单一或组合的内腐蚀控制方法，不同内腐蚀控制方法的适用性应符合表2的规定。

表2 不同内腐蚀控制方法的适用性

6.5.2 缓蚀剂防护设计应符合下列规定：
a) 应根据介质特性、腐蚀类型、运行工况，通过室内试验和现场评价筛选合适的缓蚀剂类型，缓蚀剂的保护效率应不低于85%；
b) 应设计缓蚀剂加注系统，包括加注装置、加注点、加注浓度、加注方式和加注周期；
c) 应设计缓蚀剂应用效果监测方案，定期评价缓蚀剂防护效果；
d) 缓蚀剂应用的详细要求应符合附录C的规定。

6.5.3 内涂层/衬里防护设计应符合下列规定：
a) 应根据介质特性、运行工况、施工条件，选择合适的内涂层/衬里类型，内涂层/衬里的耐蚀性能、机械性能、附着力应满足管道运行要求；
b) 内涂层的设计厚度、涂敷工艺、补口补伤要求应符合SY/T 0320、SY/T 0442的规定；
c) 衬里的设计应保证与基体钢管的结合强度，满足管道敷设、焊接和运行工况要求；
d) 内涂层/衬里的详细技术要求应符合附录D的规定。

6.5.4 清管作业设计应符合下列规定：
a) 应根据管道内径、介质特性、管内沉积物类型、管道变形情况，选择合适的清管器类型，清管器类型及适用条件可参照附录E执行；
b) 应设计清管器收发装置，设置清管作业所需的旁通、排污、检测、压力监测等设施；
c) 应根据管道积液、沉积物情况，设计合理的清管周期，制定清管作业规程。

7 内腐蚀控制施工与验收

7.1 一般规定

7.1.1 内腐蚀控制工程施工单位应具备相应的施工资质，施工人员应经过专业培训，特种作业人员应持证上岗。
7.1.2 施工前应编制施工方案和专项安全技术措施，进行技术交底，严格按照设计文件、国 家现行相关标准和施工方案施工。
7.1.3 内腐蚀控制工程所用的材料、设备、仪器仪表应符合设计要求和国 家现行相关标准的规定，具有产品质量证明文件，进场时应进行检验，合格后方可使用。
7.1.4 施工过程中应做好施工记录，隐蔽工程施工应进行隐蔽验收，验收合格后方可进行下一道工序施工。
7.1.5 施工过程中的安全、环保、职业健康管理应符合SY/T 6276、SY/T 5225的规定。

7.2 内涂层/衬里施工与验收

7.2.1 内涂层/衬里施工应在管道主体焊接、无损检测、水压试验合格后进行；水压试验后应彻底清除管道内的积水、铁锈、油污等杂质，干燥后再进行涂敷施工。
7.2.2 钢管内表面预处理应符合下列规定：
a) 预处理前应清除钢管内表面的油污、油脂、焊渣、毛刺、氧化皮等杂质；
b) 表面除锈等级应达到设计要求，无特殊要求时，熔结环氧粉末内涂层除锈等级应达到GB/T 8923.1规定的Sa2.5级，液体环氧涂料内涂层除锈等级应达到Sa2级；
c) 表面预处理后，钢管内表面的锚纹深度应符合涂层施工要求，无特殊要求时，锚纹深度宜控制在50μm~100μm；
d) 表面预处理后，应在钢管内表面返锈前完成涂层涂敷，超过规定时间未涂敷的，应重新进行表面预处理。

7.2.3 内涂层涂敷施工应符合下列规定：
a) 涂敷环境的温度、湿度应符合涂料产品说明书和设计要求，环境湿度不宜大于85%，钢管表面温度应高于露点温度3℃以上；
b) 涂料的配比、熟化时间、涂敷道数、涂敷间隔时间应严格按照产品说明书执行；
c) 涂敷施工应保证涂层均匀、连续，无漏涂、流挂、针孔、气泡、开裂等缺陷；
d) 管道现场焊接接头的内涂层补口，应采用专用的补口材料和施工工艺，补口涂层性能应与管体涂层一致；
e) 涂层施工完成后，应按照产品说明书要求进行充分固化，固化期间应避免管道震动、碰撞和介质接触。

7.2.4 内涂层验收应符合下列规定：
a) 涂层外观应平整、光滑、色泽均匀，无漏涂、流挂、针孔、气泡、开裂、脱落等缺陷；
b) 涂层厚度应符合设计要求，采用测厚仪检测，每根钢管随机检测不少于3个截面，每个截面检测不少于4个点，最小厚度应不低于设计最小厚度；
c) 涂层附着力应符合设计要求，无特殊要求时，熔结环氧粉末内涂层附着力应不低于3级，液体环氧涂料内涂层附着力应不低于1级；
d) 涂层电绝缘性能应符合设计要求，采用电火花检漏仪检测，检漏电压应符合设计和产品标准规定，无击穿现象；
e) 涂层耐化学介质性能、耐温性能、抗冲击性能等应符合设计要求和相关产品标准规定；
f) 内涂层施工验收的详细要求应符合SY/T 0320、SY/T 0442的规定。

7.2.5 衬里施工与验收应符合下列规定：
a) 衬里施工前，钢管内表面预处理应符合设计要求，表面清洁度、粗糙度应满足衬里施工要求；
b) 衬里施工工艺应严格按照设计文件和产品说明书执行，保证衬里与钢管基体的结合强度，无空鼓、开裂、脱落等缺陷；
c) 衬里施工完成后，应进行外观、厚度、结合强度、致密性等检验，检验结果应符合设计要求和国 家现行相关标准规定；
d) 衬里管道的焊接、安装应采取保护措施，避免衬里层损坏，安装完成后应对接头衬里进行检验。

7.3 缓蚀剂加注系统施工与验收

7.3.1 缓蚀剂加注系统的设备、管道、阀门、仪表等安装应符合设计要求和GB 50350、GB 50540的规定。
7.3.2 加注设备安装应平稳、牢固，设备的水平度、垂直度应符合设备技术文件要求；加注泵的进出口管路应设置缓冲、过滤、稳压、泄压等设施。
7.3.3 加注管道安装应符合下列规定：
a) 管道材质应与缓蚀剂特性匹配，耐腐蚀性能满足要求；
b) 管道连接应严密，无渗漏，管路敷设应整齐、固定牢固，设置必要的支吊架；
c) 加注点的设置应符合设计要求，加注口应伸入管道内部，保证缓蚀剂与输送介质充分混合；
d) 加注管路应设置阀门、流量计、压力表、取样口等，便于控制和监测加注参数。

7.3.4 电气、自控系统安装应符合设计要求，在线监测、自动控制设备的接线、调试应准确，运行稳定可靠。
7.3.5 缓蚀剂加注系统验收应符合下列规定：
a) 系统设备、管道、阀门、仪表等规格型号、安装位置应符合设计要求；
b) 系统应进行水压试验和气密性试验，试验压力和试验结果应符合设计要求和国 家现行相关标准规定，无渗漏；
c) 加注系统应进行单机试车和联动试车，加注泵运行平稳，流量、压力控制稳定，自控系统信号准确，联锁保护动作可靠；
d) 施工资料应齐全、完整，符合竣工验收要求。

7.4 清管设施施工与验收

7.4.1 清管器收发筒、收发装置的制作、安装应符合设计要求和GB 50251、GB 50253的规定。
7.4.2 清管设施的管道、阀门、弯头、三通等部件的耐压等级、材质应与干线管道匹配，安装应牢固、严密。
7.4.3 清管设施的排污、放空、压力监测、清管器通过指示器等安装应符合设计要求，位置合理，便于操作和监测。
7.4.4 清管设施验收应符合下列规定：
a) 设备、部件的规格型号、安装质量应符合设计要求和国 家现行相关标准规定；
b) 清管设施应进行水压试验和气密性试验，试验结果合格，无渗漏；
c) 阀门启闭灵活，指示准确，安全附件校验合格，动作可靠；
d) 清管器通过指示器、压力监测仪表等调试合格，信号准确；
e) 施工资料应齐全、完整，符合竣工验收要求。

7.5 腐蚀监测系统施工与验收

7.5.1 腐蚀监测系统的安装应符合设计要求和SY/T 7394的规定，监测点的位置、数量应符合设计要求。
7.5.2 腐蚀监测探头、传感器的安装应牢固，与管道的连接应严密，无渗漏，安装过程中应避免探头、传感器损坏。
7.5.3 数据采集、传输、处理系统的安装、调试应符合设计要求，设备运行稳定，数据采集准确，传输可靠。
7.5.4 腐蚀监测系统验收应符合下列规定：
a) 监测设备、仪表的规格型号、安装位置应符合设计要求；
b) 系统应进行联机调试，监测数据准确，传输稳定，报警功能正常；
c) 系统的防爆、防护性能应符合使用环境要求；
d) 施工资料应齐全、完整，符合竣工验收要求。

8 运行与维护

8.1 一般规定

8.1.1 应建立管道内腐蚀控制运行维护管理制度，明确岗位职责，制定操作规程，定期开展内腐蚀控制效果评价，持续优化内腐蚀控制措施。
8.1.2 应定期开展输送介质分析、腐蚀监测、管道运行参数监控，及时掌握管道内腐蚀状况和内腐蚀控制措施的有效性。
8.1.3 应制定内腐蚀控制设施的维护保养计划，定期对设施进行巡检、维护、校验和检修，保证设施正常运行。
8.1.4 管道运行工况发生重大变化时，应及时评估对管道内腐蚀的影响，调整内腐蚀控制措施。

8.2 输送介质控制

8.2.1 应严格控制输送介质的净化处理指标，保证处理后的介质参数符合设计要求，定期对输送介质进行取样分析，分析频率应符合下列规定：
a) 原油管道：含水率、含砂量分析每月不少于1次；
b) 天然气管道：水露点、H₂S、CO₂含量分析每月不少于1次；
c) 采出水管道：pH值、矿化度、离子组成、O₂含量、细菌含量、悬浮物含量分析每月不少于1次；
d) 多相流管道：介质组分、含水率、H₂S、CO₂含量、细菌含量分析每月不少于1次；
e) 介质腐蚀性发生显著变化时，应加密取样分析频率。

8.2.2 应严格控制管道内游离水含量，及时排除管道内的积液，积液排放频率应根据管道积液情况确定，低洼积液段应加密排放。
8.2.3 应控制管道运行流速，避免长期低于临界流速运行，减少管道内积液和沉积；对于间歇运行的管道，停输期间应采取排液、充氮保护等措施，减少内腐蚀风险。
8.2.4 输送介质切换、掺混前，应评估介质变化对管道内腐蚀的影响，制定相应的防护措施。

8.3 缓蚀剂防护运行与维护

8.3.1 应严格按照设计要求和操作规程开展缓蚀剂加注作业，保证缓蚀剂加注浓度、加注量、加注周期符合要求，不得随意中断加注。
8.3.2 应每日巡检缓蚀剂加注系统，检查加注泵运行状况、加注流量、压力、储罐液位等，做好运行记录，及时处理设备故障。
8.3.3 应定期对缓蚀剂进行质量检验，确保缓蚀剂性能符合要求；定期开展缓蚀剂现场应用效果评价，评价频率应不低于每半年1次，评价方法应符合SY/T 6870的规定。
8.3.4 当管道输送介质、运行工况发生变化，或缓蚀剂保护效率不满足要求时，应重新筛选缓蚀剂，优化加注方案。
8.3.5 长期停输的管道，恢复运行前应进行缓蚀剂预膜处理。

8.4 内涂层/衬里管道运行与维护

8.4.1 内涂层/衬里管道运行期间，应严格控制运行参数，避免超过涂层/衬里的设计温度、设计压力，避免介质温度、压力剧烈波动。
8.4.2 应避免输送含有高硬度固体颗粒、尖锐杂质的介质，减少对涂层/衬里的冲刷磨损；清管作业应选用合适的清管器，避免清管器刮伤涂层/衬里。
8.4.3 应定期通过内检测、取样分析、腐蚀监测等手段，评价内涂层/衬里的完好性和防护效果，发现涂层/衬里破损、失效时，应及时采取修复或其他防护措施。
8.4.4 内涂层/衬里管道的维修、补口应采用专用的材料和工艺，保证修复质量。

8.5 清管作业

8.5.1 应根据管道内积液、沉积物情况、腐蚀监测结果和内检测要求，制定合理的清管周期和清管方案，清管作业应符合SY/T 7009的规定。
8.5.2 清管作业前，应详细了解管道管径、壁厚、材质、敷设情况、变形情况、弯头曲率半径、阀门类型等，选择合适的清管器，制定清管作业应急预案。
8.5.3 清管作业过程中，应实时监控清管器运行状态、管道压力、输量变化，及时处理卡堵、泄流等异常情况。
8.5.4 清管作业完成后，应检查清管器完好情况，统计清出的积液、杂质数量和类型，分析管道内沉积和腐蚀情况，优化清管周期和内腐蚀控制措施。
8.5.5 新建管道投产前应进行清管作业，清除管道内的焊渣、铁锈、泥土、积水等杂质；在役管道清管作业应做好记录，存档备查。

8.6 腐蚀监测

8.6.1 应按照设计要求开展管道内腐蚀监测，监测方法可采用挂片法、电阻探针法、线性极化探针法、电感探针法、氢探针法、超声波测厚、涡流检测、在线腐蚀监测等，监测方法的选择应符合SY/T 7394的规定。
8.6.2 腐蚀监测点应设置在内腐蚀高风险区域，监测频率应符合下列规定：
a) 在线腐蚀监测数据应实时采集，每日查看分析；
b) 挂片、电阻探针等监测数据读取每月不少于1次；
c) 管道定点测厚每季度不少于1次，高风险管段应加密监测频率。

8.6.3 应定期对监测设备进行维护、校验和更换，保证监测数据准确可靠；对监测数据进行分析，及时发现内腐蚀异常情况，采取相应的防控措施。
8.6.4 应建立腐蚀监测数据库，完整保存监测数据，定期开展腐蚀趋势分析，为内腐蚀控制措施优化提供依据。

9 内腐蚀检测与评价

9.1 一般规定

9.1.1 应按照国 家现行相关标准和管道完整性管理要求，定期开展管道内腐蚀检测与评价，掌握管道内腐蚀状况，评估管道剩余寿命，为管道维修、更换和风险管控提供依据。
9.1.2 管道内腐蚀检测方法主要包括：管道内检测、超声测厚、涡流检测、射线检测、磁粉检测、渗透检测、内腐蚀直接评价(ICDA)等，检测方法的选择应根据管道类型、敷设方式、内腐蚀风险、可检测性确定。
9.1.3 新建管道应在投产后3年内完成首 次基线内检测；在役管道内检测周期应根据管道内腐蚀风险等级、上次检测结果确定，高风险管道内检测周期不宜超过3年，中风险管道不宜超过5年，低风险管道不宜超过8年。
9.1.4 内腐蚀检测与评价工作应由具备相应资质的单位承担，检测仪器设备应经过检定校准合格，检测人员应具备相应的专业能力和从业资格。
9.1.5 检测与评价完成后，应出具完整的检测与评价报告，报告内容应真实、准确、完整，提出针对性的处置建议。

9.2 内腐蚀检测

9.2.1 管道内检测应采用漏磁检测、超声检测、电磁超声检测、涡流检测等方法，检测技术要求应符合SY/T 6597的规定。
9.2.2 内检测前应开展管道适用性评估，根据管道管径、壁厚、材质、弯头、变形、阀门、清管情况等，确定检测方法和检测器类型，制定内检测方案。
9.2.3 内检测前应进行清管作业，清除管道内的积液、沉积物、杂质，保证检测器顺利通过和检测数据准确。
9.2.4 内检测过程中，应严格按照检测方案和操作规程执行，实时监控检测器运行状态，确保检测作业安全。
9.2.5 内检测完成后，应对检测数据进行处理和分析，识别管道内腐蚀缺陷，确定缺陷的位置、尺寸、深度、类型等信息，缺陷的尺寸精度应符合国 家现行相关标准要求。
9.2.6 对于无法实施内检测的管道，可采用超声测厚、涡流检测等直接检测方法，对管道进行开挖检测，开挖点应选择在内腐蚀高风险区域，开挖点数量应满足腐蚀评价要求。
9.2.7 管道焊接接头、弯头、三通、阀门等关键部位的内腐蚀检测，可采用射线检测、超声检测、磁粉检测、渗透检测等无损检测方法，检测要求应符合SY/T 4109的规定。

9.3 内腐蚀直接评价(ICDA)

9.3.1 对于无法实施内检测的管道，可采用内腐蚀直接评价方法开展内腐蚀检测与评价，ICDA方法应符合SY/T 0078、SY/T 6623、SY/T 7617的规定。
9.3.2 ICDA应分为四个步骤：预评价、间接检测、详细检查、后评价，详细流程和要求应符合附录A的规定。
9.3.3 预评价阶段应收集管道基础数据，评估ICDA方法的适用性，划分评价管段，确定腐蚀机理，制定ICDA实施计划。
9.3.4 间接检测阶段应采用流态模拟、腐蚀速率计算、腐蚀监测、介质分析等方法，识别管道内腐蚀高风险区域和疑似腐蚀点。
9.3.5 详细检查阶段应对识别的高风险区域和疑似腐蚀点进行开挖验证，采用无损检测、壁厚测量、腐蚀产物分析等方法，确认管道内腐蚀状况。
9.3.6 后评价阶段应根据详细检查结果，评价ICDA方法的有效性，评估管道剩余寿命，确定再次评价的时间，优化内腐蚀控制措施。

9.4 腐蚀评价与剩余寿命评估

9.4.1 应根据内腐蚀检测结果，对管道腐蚀状况进行评价，评价内容包括腐蚀类型、腐蚀程度、腐蚀速率、缺陷分布等，腐蚀评价应符合SY/T 6063的规定。
9.4.2 点蚀评价应符合GB/T 18590的规定，缝隙腐蚀评价应符合GB/T 17394的规定，均匀腐蚀评价应符合JB/T 7901的规定。
9.4.3 应根据管道腐蚀缺陷尺寸、管道材质性能、运行工况，开展管道剩余强度评价，评价方法应符合GB 35013的规定。
9.4.4 应根据管道腐蚀速率、剩余壁厚、允许最小壁厚、运行工况，开展管道剩余寿命评估，剩余寿命评估应符合下列规定：
a) 均匀腐蚀剩余寿命应按式(1)计算：
[ T_{r} = frac{t_{r} - t_{min}}{v_{corr}} tag{1} ]
式中：
( T_{r} ) ——管道剩余寿命，单位为年(a)；
( t_{r} ) ——管道剩余壁厚，单位为毫米(mm)；
( t_{min} ) ——管道允许最小壁厚，单位为毫米(mm)；
( v_{corr} ) ——管道腐蚀速率，单位为毫米每年(mm/a)。

b) 局部腐蚀剩余寿命评估应考虑点蚀扩展速率、缺陷交互作用、管道剩余强度等因素，采用合适的评价模型进行计算；
c) 剩余寿命评估应考虑管道运行工况变化、腐蚀速率变化、内腐蚀控制措施有效性等因素的影响，评估结果应保守可靠。

9.4.5 应根据腐蚀评价、剩余强度评价和剩余寿命评估结果，对管道腐蚀缺陷进行分级，制定缺陷修复、管控措施和管道维护计划。
9.4.6 对于存在环境开裂风险的管道，应开展开裂敏感性评价，评价方法应符合GB/T 36676、SY/T 0599的规定。

10 内腐蚀控制记录

10.1 应建立管道内腐蚀控制全生命周期记录管理制度，完整保存内腐蚀控制相关的所有文件、数据和记录，记录应真实、准确、完整、可追溯。
10.2 设计阶段应保存的记录主要包括：
a) 内腐蚀风险识别与评估报告；
b) 内腐蚀控制设计文件、计算书、图纸；
c) 材料选型报告、腐蚀试验数据；
d) 相关的标准规范、技术资料、专家评审意见等。

10.3 施工与验收阶段应保存的记录主要包括：
a) 施工组织设计、施工方案、技术交底记录；
b) 材料、设备、仪器仪表的质量证明文件、进场检验记录；
c) 各工序施工记录、隐蔽工程验收记录；
d) 各项检验、检测、试验报告；
e) 分项、分部、单位工程验收记录，竣工验收报告；
f) 竣工图纸、竣工资料等。

10.4 运行与维护阶段应保存的记录主要包括：
a) 管道运行参数记录、输量、压力、温度、流速等运行数据；
b) 输送介质取样分析记录、介质组分、腐蚀性参数等数据；
c) 内腐蚀控制设施运行记录、巡检记录、维护保养记录、故障处理记录；
d) 缓蚀剂加注记录、缓蚀剂性能检验和效果评价报告；
e) 清管作业记录、清管方案、清管过程记录、清管结果分析报告；
f) 腐蚀监测数据、监测报告、腐蚀趋势分析报告；
g) 内腐蚀控制措施优化调整记录、相关的评审和审批文件等。

10.5 检测与评价阶段应保存的记录主要包括：
a) 内腐蚀检测方案、检测记录、检测报告；
b) 内腐蚀直接评价报告；
c) 腐蚀评价、剩余强度评价、剩余寿命评估报告；
d) 缺陷修复记录、修复后检验报告；
e) 管道完整性评价报告、风险评估报告等。

10.6 管道失效事件应保存的记录主要包括：
a) 失效事件报告、现场勘查记录；
b) 失效分析报告、腐蚀机理分析报告；
c) 整改措施、整改验收记录等。

10.7 内腐蚀控制记录的保存期限应不少于管道设计寿命，管道报废后，相关记录应至少保存5年。

附录A（规范性） 内腐蚀直接评价方法

A.1 总则

A.1.1 本附录规定了钢质管道内腐蚀直接评价(ICDA)的方法和要求，适用于无法实施内检测的钢质管道内腐蚀检测与评价。
A.1.2 ICDA方法分为干气管道内腐蚀直接评价(DG-ICDA)、湿气管道内腐蚀直接评价(WG-ICDA)、液体管道内腐蚀直接评价(LP-ICDA)，应根据管道输送介质类型选择对应的评价方法。
A.1.3 ICDA应按照预评价、间接检测、详细检查、后评价四个步骤依次实施，上一步骤未完成或未达到要求，不得进入下一步骤。

A.2 预评价

A.2.1 预评价应收集并分析下列基础数据：
a) 管道基本信息：管径、壁厚、材质、设计压力、设计温度、敷设方式、路由、高程数据、投产时间、历史维修改造记录等；
b) 输送介质数据：介质组分、含水率、水露点、H₂S含量、CO₂含量、O₂含量、pH值、矿化度、细菌含量、固体杂质含量等历史分析数据；
c) 运行数据：历史运行压力、温度、输量、流速、流态、启停输记录、清管记录、积液排放记录等；
d) 腐蚀数据：历史腐蚀监测数据、内检测数据、腐蚀失效记录、内腐蚀控制措施实施记录等；
e) 其他相关数据：同类型管道腐蚀情况、相关事故案例等。

A.2.2 应评估ICDA方法的适用性，存在下列情况的管道，不适用ICDA方法：
a) 管道基础数据严重缺失，无法开展腐蚀机理分析和风险识别的；
b) 管道在评价周期内，输送介质、运行工况发生重大且频繁变化，无法稳定预测腐蚀发展的；
c) 管道存在严重的机械损伤、变形，无法确定腐蚀与机械损伤界限的；
d) 管道内涂层/衬里大面积破损，无法准确预测腐蚀分布的。

A.2.3 应根据管道高程、介质特性、运行工况，划分ICDA评价管段，每个评价管段的介质特性、运行工况、腐蚀机理应基本一致。
A.2.4 应分析确定评价管段的主要腐蚀机理，包括腐蚀类型、影响因素、腐蚀速率模型，识别管道内腐蚀高风险区域。
A.2.5 应制定ICDA实施计划，明确间接检测方法、详细检查点选择原则、开挖验证方案、时间安排、人员职责、质量控制要求等。

A.3 间接检测

A.3.1 间接检测应采用多种方法，综合分析管道内腐蚀风险分布，识别疑似腐蚀点和高风险区域，间接检测方法主要包括：
a) 水力和流态模拟分析：计算管道内介质流速、流态、积液位置、持液率等，预测积液和腐蚀高风险区域；
b) 腐蚀速率计算：采用合适的腐蚀速率模型，计算管道不同位置的腐蚀速率，预测腐蚀严重程度；
c) 腐蚀监测数据分析：分析沿线腐蚀监测数据，识别腐蚀异常区域；
d) 介质分析：分析输送介质腐蚀性参数，评估不同管段的腐蚀风险；
e) 清管记录分析：分析历史清管作业的积液、杂质排出情况，识别管道积液和沉积严重的管段；
f) 历史失效数据分析：分析历史腐蚀失效记录，识别腐蚀高发区域。

A.3.2 应根据间接检测结果，对评价管段的内腐蚀风险进行分级，确定高、中、低风险区域，列出疑似腐蚀点清单。
A.3.3 应根据风险分级结果，确定详细检查的开挖点，开挖点选择应符合下列规定：
a) 应优先选择高风险区域和疑似腐蚀严重的点位；
b) 每个评价管段的开挖点数量不应少于3个；
c) 开挖点应覆盖不同高程、不同运行工况、不同腐蚀风险等级的管段；
d) 应包含历史检测发现腐蚀缺陷的管段、历史失效管段。

A.4 详细检查

A.4.1 详细检查前应编制开挖方案，明确开挖流程、安全措施、检测方法、质量控制要求，开挖作业应符合国 家现行相关安全标准规定。
A.4.2 管道开挖后，应清理管道外表面，先开展外腐蚀检测，再采用合适的方法开展内腐蚀检测，内腐蚀检测方法主要包括：
a) 超声测厚：对开挖管段进行全覆盖壁厚测量，绘制壁厚分布图谱，识别内腐蚀缺陷；
b) 涡流检测：检测管道内壁腐蚀缺陷，尤其是点蚀、坑蚀等局部腐蚀；
c) 射线检测：对焊接接头、弯头、三通等关键部位进行射线检测，识别内部腐蚀缺陷；
d) 管道内窥镜检测：进入管道内部，直接观察内壁腐蚀状况，拍摄记录腐蚀形貌；
e) 腐蚀产物分析：采集管道内壁腐蚀产物，开展成分分析、形貌分析，确定腐蚀机理。

A.4.3 应详细记录腐蚀缺陷的位置、尺寸、深度、类型、形貌，测量管道剩余壁厚，计算实际腐蚀速率。
A.4.4 对于检测发现的腐蚀缺陷，应开展剩余强度评价，确定缺陷的风险等级，制定修复和管控措施。
A.4.5 详细检查完成后，应按照设计要求和国 家现行相关标准规定，对管道防腐层进行修复，回填恢复地貌。

A.5 后评价

A.5.1 后评价应根据详细检查结果，验证间接检测方法和腐蚀预测模型的准确性，评价ICDA方法的有效性。
A.5.2 应根据实际检测的腐蚀速率、缺陷分布，重新评估管道内腐蚀风险，修正腐蚀速率模型，优化内腐蚀控制措施。
A.5.3 应开展管道剩余寿命评估，确定管道再次开展ICDA或内检测的时间，再次评价的时间不应超过剩余寿命的一半，且最长不应超过5年。
A.5.4 应编制完整的ICDA报告，报告内容至少应包括：
a) 管道基本信息、评价范围、评价方法；
b) 预评价结果、数据收集情况、适用性评价、评价管段划分；
c) 间接检测结果、腐蚀风险分级、疑似腐蚀点识别；
d) 详细检查结果、开挖检测数据、腐蚀缺陷分析、剩余强度评价；
e) ICDA方法有效性评价、剩余寿命评估、再次评价时间；
f) 内腐蚀控制措施建议、缺陷修复和管控要求；
g) 相关的附图、附表、检测数据、原始记录等。

附录B（资料性） 腐蚀性评价

B.1 水介质腐蚀性评价

B.1.1 油田采出水、管道积液等水介质的腐蚀性评价可采用腐蚀速率法，根据实验室腐蚀试验结果，按表B.1划分腐蚀性等级。

表B.1 水介质对碳钢的腐蚀性等级划分

B.1.2 水介质腐蚀性也可采用指数法评价，包括Langelier饱和指数、Ryznar稳定指数、Larson指数等，评价方法应符合SY/T 0627的规定。

B.2 含CO₂介质腐蚀性评价

B.2.1 含CO₂介质的腐蚀性应根据CO₂分压、介质温度、含水率、pH值、Cl⁻含量、介质流速等因素综合评价，CO₂腐蚀风险等级可按表B.2划分。

表B.2 CO₂腐蚀风险等级划分

B.2.2 当介质中同时含有H₂S和CO₂时，应综合评估两种气体的协同腐蚀作用，腐蚀风险等级应适当提高。

B.3 含H₂S介质腐蚀性评价

B.3.1 含H₂S介质的腐蚀性应根据H₂S分压、介质pH值、温度、水含量、Cl⁻含量等因素综合评价，SSC风险等级划分应符合GB/T 20972、SY/T 0599的规定。
B.3.2 含H₂S介质中，HIC风险评价应根据H₂S分压、介质pH值、钢材的HIC敏感性、硬度、金相组织等因素确定。

B.4 微生物腐蚀性评价

B.4.1 微生物腐蚀风险应根据介质中硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌(IB)、腐生菌(TGB)等细菌含量、介质环境条件综合评价，微生物腐蚀风险等级可按表B.3划分。

表B.3 微生物腐蚀风险等级划分

附录C（规范性） 缓蚀剂应用要求

C.1 缓蚀剂筛选

C.1.1 应根据管道输送介质特性、腐蚀类型、运行工况，筛选合适的缓蚀剂类型，缓蚀剂类型包括油溶性缓蚀剂、水溶性缓蚀剂、乳化型缓蚀剂、气相缓蚀剂等。
C.1.2 缓蚀剂筛选应先开展室内评价试验，试验方法应符合SY/T 6870的规定，室内评价应包括下列内容：
a) 缓蚀剂与输送介质的配伍性试验；
b) 缓蚀剂的溶解分散性、成膜性能试验；
c) 不同浓度、温度、压力、流速下的缓蚀效率试验；
d) 缓蚀剂的抗乳化、抗泡沫性能试验；
e) 缓蚀剂对后续加工工艺、产品质量的影响试验；
f) 缓蚀剂的稳定性、环保性能试验。

C.1.3 室内评价合格的缓蚀剂，应进行现场先导性试验，试验周期不少于3个月，现场试验应监测缓蚀剂加注前后的腐蚀速率变化，评价缓蚀剂现场应用效果，确认缓蚀剂加注参数。
C.1.4 筛选的缓蚀剂应满足下列要求：
a) 在设计工况下，缓蚀剂的保护效率应不低于85%；
b) 与输送介质具有良好的配伍性，不影响介质品质和后续处理工艺；
c) 具有良好的成膜性能和持续保护性能；
d) 具有良好的稳定性，在储存、加注和运行过程中不易分解、变质；
e) 符合国 家环保要求，对环境友好；
f) 具有良好的经济性。

C.2 缓蚀剂加注方案设计

C.2.1 应根据管道腐蚀风险、介质特性、运行工况，设计缓蚀剂加注方案，加注方案应包括加注方式、加注点、加注浓度、加注周期、加注量等内容。
C.2.2 缓蚀剂加注方式分为连续加注和间歇加注，加注方式选择应符合下列规定：
a) 连续加注适用于长距离、连续运行、输量稳定的管道，以及腐蚀风险高的管道；
b) 间歇加注适用于间歇运行、短距离、低输量的管道，以及腐蚀风险中等的管道，也可用于缓蚀剂预膜处理。

C.2.3 加注点的设置应符合下列规定：
a) 加注点应设置在管道起点、泵站、站场等位置，保证缓蚀剂在管道内均匀分散，覆盖整个保护管段；
b) 长距离管道应根据缓蚀剂的有效保护距离，设置中间加注点；
c) 多分支管道应在各分支管道起点分别设置加注点；
d) 加注口应伸入管道内部，设置在介质湍流区，保证缓蚀剂与介质充分混合。

C.2.4 缓蚀剂加注浓度应根据室内试验和现场试验结果确定，正常运行加注浓度应满足保护效率要求，预膜处理加注浓度宜为正常加注浓度的5~10倍。
C.2.5 间歇加注的周期和单次加注量应根据管道容积、缓蚀剂成膜性能、有效保护时间确定，保证管道内壁形成连续完整的保护膜。

C.3 缓蚀剂加注系统设计

C.3.1 缓蚀剂加注系统应包括缓蚀剂储罐、加注泵、计量装置、过滤装置、控制系统、加注管路、阀门、安全附件等。
C.3.2 加注泵的选型应符合下列规定：
a) 加注泵的额定压力应高于管道最高运行压力，额定流量应满足最大加注量要求；
b) 应选用计量精度高、运行稳定的计量泵，计量精度应不低于±1%；
c) 加注泵应具备流量调节功能，可手动或自动控制加注量。

C.3.3 储罐的设计应符合下列规定：
a) 储罐容积应满足7~30天的加注量需求；
b) 储罐材质应与缓蚀剂特性匹配，耐腐蚀性能良好；
c) 储罐应设置液位计、人孔、排污口、呼吸阀、溢流口等附件，室外储罐应设置防晒、防雨设施。

C.3.4 加注管路系统应符合下列规定：
a) 管路材质应与缓蚀剂特性匹配，耐腐蚀性能良好；
b) 管路应设置过滤器、止回阀、截止阀、压力表、流量计、安全阀等；
c) 加注管路应设置取样口，便于缓蚀剂取样检测；
d) 管路敷设应固定牢固，便于操作和维护。

C.3.5 控制系统应具备加注流量、压力实时监测和自动调节功能，高风险管道宜设置远程监控和联锁保护功能。

C.4 现场应用与管理

C.4.1 缓蚀剂加注前，应对加注系统进行检查、调试，确保系统运行正常，管路畅通无渗漏。
C.4.2 新建管道或长期停输的管道，投运前应进行缓蚀剂预膜处理，预膜处理可采用间歇段塞式加注方式，保证管道内壁形成完整的保护膜。
C.4.3 正常运行期间，应严格按照加注方案执行加注作业，不得随意中断加注、降低加注浓度；当管道输量、运行工况发生变化时，应及时调整加注参数。
C.4.4 应每日巡检加注系统，做好运行记录，记录内容包括加注时间、加注浓度、加注量、储罐液位、泵运行压力、流量、设备故障及处理情况等。
C.4.5 应定期开展缓蚀剂应用效果评价，评价频率不低于每半年1次，评价方法应符合SY/T 6870的规定，评价内容包括：
a) 腐蚀监测数据对比分析，缓蚀剂保护效率；
b) 管道内检测、开挖检测结果，腐蚀缺陷发展情况；
c) 缓蚀剂与介质的配伍性、稳定性变化情况；
d) 缓蚀剂加注系统运行情况。

C.4.6 当出现下列情况时，应重新筛选缓蚀剂，优化加注方案：
a) 缓蚀剂保护效率低于85%，无法满足防护要求；
b) 管道输送介质、运行工况发生重大变化；
c) 管道内腐蚀状况恶化，出现新的腐蚀缺陷；
d) 缓蚀剂出现配伍性差、稳定性差、影响介质品质等问题。

C.4.7 缓蚀剂的储存、运输应符合产品说明书要求，不同类型的缓蚀剂应分开存放，避免混存变质；应定期对库存缓蚀剂进行质量检验，过期、变质的缓蚀剂不得使用。

附录D（规范性） 内涂层技术要求

D.1 内涂层类型与适用场景

D.1.1 管道内涂层主要分为熔结环氧粉末内涂层、液体环氧涂料内涂层、聚氨酯内涂层等，常用内涂层类型及适用场景应符合表D.1的规定。

表D.1 常用内涂层类型及适用场景

D.1.2 内涂层类型应根据管道输送介质特性、运行工况、施工条件、设计寿命综合选择，涂层的耐介质性能、耐温性能、机械性能应满足管道运行要求。

D.2 内涂层性能要求

D.2.1 熔结环氧粉末内涂层的性能应符合表D.2的规定，同时应符合SY/T 0320的要求。

表D.2 熔结环氧粉末内涂层性能要求

D.2.2 液体环氧涂料内涂层的性能应符合表D.3的规定，同时应符合SY/T 0442的要求。

表D.3 液体环氧涂料内涂层性能要求

D.2.3 其他类型内涂层的性能应符合设计要求和国 家现行相关产品标准的规定。

D.3 涂敷施工要求

D.3.1 内涂层涂敷施工应在工厂预制完成，现场焊接接头的内补口应采用专用的补口材料和施工工艺。
D.3.2 钢管内表面预处理应符合本标准7.2.2的规定，表面除锈等级、锚纹深度应满足涂层施工要求。
D.3.3 熔结环氧粉末内涂层涂敷应符合下列规定：
a) 钢管预热温度应严格按照环氧粉末产品说明书控制，预热温度宜控制在180℃~240℃；
b) 涂敷过程中应保证粉末均匀喷涂，涂层厚度均匀，无漏涂、薄涂；
c) 涂敷完成后，应控制涂层固化温度和固化时间，保证涂层完全固化。

D.3.4 液体环氧涂料内涂层涂敷应符合下列规定：
a) 涂料的配比、熟化时间应严格按照产品说明书执行，搅拌均匀；
b) 涂敷可采用高压无气喷涂、空气喷涂、刷涂、滚涂等方法，涂敷道数不少于2道，每道涂敷间隔时间应符合产品要求；
c) 涂敷环境的温度、湿度应符合产品说明书要求，避免在阴雨、潮湿、风沙天气进行现场涂敷作业。

D.3.5 内涂层补口补伤应符合下列规定：
a) 补口补伤前，应对缺陷部位进行表面处理，清除油污、铁锈、杂质，除锈等级应达到Sa2.5级或St3级；
b) 补口补伤材料应与管体涂层具有良好的相容性，补口涂层性能应与管体涂层一致；
c) 补口补伤完成后，应进行外观、厚度、电火花检漏检验，合格后方可投入使用。

D.4 检验与验收

D.4.1 内涂层检验分为出厂检验和型式检验，检验项目应符合表D.4的规定。

表D.4 内涂层检验项目

D.4.2 涂层外观检验应逐根进行，采用目视检查，涂层表面应平整、光滑、色泽均匀，无漏涂、流挂、针孔、气泡、开裂、脱落等缺陷。
D.4.3 涂层厚度检验应采用磁性测厚仪，每根钢管随机检测不少于3个截面，每个截面沿圆周均匀检测不少于4个点，涂层最小厚度应不低于设计最小厚度，80%以上的测点厚度应不低于设计厚度。
D.4.4 涂层致密性检验应采用电火花检漏仪，逐根进行全线检漏，检漏电压应符合设计和产品标准规定，无击穿、报警现象。
D.4.5 涂层附着力检验应按批次进行，每批次随机抽取不少于2根钢管，每根钢管检测不少于2个点，附着力应符合性能指标要求。
D.4.6 涂层施工验收的其他要求应符合SY/T 0320、SY/T 0442的规定。

附录E（资料性） 清管器类型及适用条件

E.1 清管器分类

清管器根据结构形式和功能，可分为清管球、皮碗清管器、直板清管器、测径清管器、智能清管器、特殊功能清管器等类型。

E.2 常用清管器类型及适用条件

常用清管器类型、结构特点及适用条件应符合表E.1的规定。

表E.1 常用清管器类型及适用条件

E.3 清管器选择要求

E.3.1 应根据管道内径、壁厚、材质、弯头曲率半径、阀门类型、管道变形情况，选择合适的清管器类型，清管器的通过性应满足管道要求。
E.3.2 应根据管道内沉积物的类型、数量、硬度，选择清管器的类型和结构，结蜡、沉积物较多的管道，应先选用清管球、泡沫清管器进行初步清管，再逐步选用皮碗清管器、钢丝刷清管器进行加强清管，避免一次性选用强清管能力的清管器造成卡堵。
E.3.3 内涂层/衬里管道应选用皮碗、直板、泡沫等无尖锐结构的清管器，严禁使用钢丝刷清管器，避免刮伤、损坏涂层/衬里。
E.3.4 新建管道投产前清管，应按顺序选用清管球、直板清管器、皮碗清管器、磁力清管器、测径清管器，逐步清除管道内杂质，验证管道通过性。
E.3.5 智能检测前的清管，应根据检测器要求，选用合适的清管器，彻底清除管道内积液、沉积物，保证检测数据准确和检测器顺利通过。