路径: 主页 > GB/T > 第545页 > GB/T 21447-2018 | 标准编号 | GB/T 21447-2018 (GB/T21447-2018) | | 中文名称 | 钢质管道外腐蚀控制规范 | | 英文名称 | Specifications for steel pipeline external corrosion control | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | E98 | | 国际标准分类 | 75.200 | | 字数估计 | 18,164 | | 发布日期 | 2018-02-06 | | 实施日期 | 2018-09-01 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、中国国家标准化管理委员会 | GB/T 21447-2018
Specifications for steel pipeline external corrosion control
ICS 75.200
E98
中华人民共和国国家标准
代替GB/T 21447-2008
钢质管道外腐蚀控制规范
2018-02-06发布
2018-09-01实施
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局
中国国家标准化管理委员会发布
目次
前言 Ⅰ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 基本规定 3
5 防腐层设计 4
6 阴极保护设计 5
7 干扰防护 8
8 施工与验收 10
9 运行及维护管理 11
10 腐蚀控制记录 14
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 21447-2008《钢质管道外腐蚀控制规范》,与GB/T 21447-2008相比,除编辑
性修改外主要技术变化如下:
---修订了本标准的适用范围(见第1章);
---增加了5个术语(见3.1、3.5、3.11、3.12和3.13);
---修订、增加环境腐蚀性测定方法和分级评价指标(见4.3);
---修订了防腐层设计的一般规定,并增加陆上埋地及水下管道防腐层、陆上地上管道防腐层、海
底管道防腐层的规定(见5.1、5.2、5.3和5.4);
---修订了陆上管道阴极保护准则,并增加了海底管道的阴极保护内容(见6.1.2、6.2);
---增加了干扰控制的一般规定,修订了交直流干扰的判断指标和防护效果评价指标(见7.1、
7.2.1、7.3.1);
---修订了施工与验收内容(见第8章);
---调整运行及维护管理内容,并增加检测与评价相关内容(见第9章)。
本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口。
本标准起草单位:大庆油田工程有限公司、中国石油规划总院、中国石油天然气管道工程有限公司、
中海油研究总院、中国石油集团工程技术研究院、中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司、中
国石油天然气管道分公司、中石油西南油气田分公司安全环保与技术监督研究院。
本标准主要起草人:杨春明、张昆、刘芳、黄春蓉、黄留群、韩文礼、胡丽华、韦振光、罗锋、滕延平、
张平、秦林、符中欣、张贻刚、李双林、张宝良、徐华天、张荣兰。
本标准的历次版本发布情况为:
---GB/T 21447-2008。
钢质管道外腐蚀控制规范
1 范围
本标准规定了钢质管道(以下简称管道)外腐蚀控制工程设计、施工及管理等应遵循的最低要求,包
括基本规定、防腐层设计、阴极保护设计、干扰防护、施工与验收、运行及维护管理等内容。
本标准适用于陆上和海底新建、扩建及改建的输送介质温度低于100℃的油、气、水管道的外腐蚀
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 8923.1 涂覆涂料前钢材表面处理 表面清洁度的目视评定 第1部分:未涂覆过的钢材
表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级
GB/T 19292.1 金属和合金的腐蚀 大气腐蚀性 分类
GB/T 21246 埋地钢质管道阴极保护参数测量方法
GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范
GB/T 23257 埋地钢质管道聚乙烯防腐层
GB 32167 油气输送管道完整性管理规范
GB/T 50538 埋地钢质管道防腐保温层技术标准
GB/T 50698 埋地钢质管道交流干扰防护技术标准
GB 50991 埋地钢质管道直流干扰防护技术标准
GB/T 51172 在役油气管道工程检测技术规范
GB/T 35988 石油天然气工业海底管道阴极保护
SY/T 0029 埋地钢质检查片应用技术规范
SY/T 0087.1 钢制管道及储罐腐蚀评价标准 埋地钢质管道外腐蚀直接评价
SY/T 0315 钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术规范
SY/T 0407 涂装前钢材表面处理规范
SY/T 0414 钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准
SY/T 0447 埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准
SY/T 5918 埋地钢质管道外防腐层修复技术规范
SY/T 6854 埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准
SY/T 6878 海底管道牺牲阳极阴极保护
SY/T 6964 石油天然气站场阴极保护技术规范
SY/T 7036 石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范
SY/T 7041 钢质管道聚丙烯防腐层技术规范
SY/T 7347 油气架空管道防腐保温技术标准
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
腐蚀控制 corrosioncontrol
改进腐蚀体系以减轻腐蚀损伤的措施。
3.2
电解质 electrolyte
含有在电场中可以迁移离子的化学物质,在本规范中指邻近和接触埋地或水下金属管道系统的土
壤或液体,其中包括水分和所含有的其他化学物质。
3.3
极化电位 polarizedpotential
消除由阴极保护电流或其他电流所引起的IR降误差后管道对电解质的电位。
3.4
电绝缘 electricisolation
与其他金属构筑物或环境呈电气隔离的状态。
3.5
飞溅区 splashzone
由于波浪和潮汐的作用,周期性地浸入水中或露出水面的构筑物的外表面。
3.6
屏蔽 shielding
阻止阴极保护电流按预定的路线流通。
3.7
干扰 interference
由于杂散电流的作用而对管道产生的电扰动。
3.8
对所辖管道施加阴极保护后,满足阴极保护准则部分的比率。
3.9
年度内阴极保护有效投运时间与全年时间的比率。
3.10
保护度 degreeofprotection
通过保护措施实现的腐蚀损伤减小的百分数。
3.11
直接评价 directassessment;DA
一种采用结构化过程的完整性评价方法,即通过整合管道物理特性、系统的运行记录或检测、检查
和评价结果的管道等信息,给出预测性的管道完整性评价结论。
3.12
破损点 fault
防腐层上的机械损伤、露铁点等防腐层缺陷。
3.13
海底管道 subseapipeline
包括立管及位于最高潮位的水面以下的管道。
4 基本规定
4.1 应根据管道预期服役年限、工程安全要求和经济性等因素,进行管道外腐蚀控制:
a) 新建管道:应采用外防腐层(以下简称防腐层)或防腐层联合阴极保护。调查表明不需要腐蚀
控制的,可不采用。
b) 已建有防腐层无阴极保护的埋地或水下管道:调查表明需要加强腐蚀控制,宜增加阴极保护。
c) 已建无外腐蚀控制管道:应检测评价管道系统的腐蚀状况,并根据评价结果确定采取的腐蚀控
制措施。
4.2 腐蚀控制方法的选择应考虑如下因素:
a) 环境的腐蚀性;
b) 管道特性;
c) 运行工况;
d) 施工条件;
e) 环境敏感性;
f) 运行维护需求;
g) 管道预期服役年限;
h) 经济性。
4.3 管道所处环境的腐蚀性等级划分应符合下列规定:
a) 大气腐蚀性等级划分应符合表 1 的规定。当大气的年腐蚀速率难以获取时,应按
GB/T 19292.1有关规定划分大气腐蚀性等级。
表1 大气腐蚀性分级
大气腐蚀性分级 很低 低 中等 高
很高
(工业)
很高
(海洋)
第一年的腐蚀速率
Vcorr/(μm/a)
≤1.3 1.3< Vcorr≤2525< Vcorr≤50 50< Vcorr≤80 80< Vcorr≤200 80< Vcorr≤200
b) 土壤腐蚀性的测定可采用土壤电阻率,并按照表2的规定划分等级。也可采用试片失重法和
腐蚀坑深法,按表3的规定划分等级。含细菌土壤的腐蚀等级,可按表4的规定划分等级。
表2 按电阻率划分土壤腐蚀性等级
等 级 弱 中 强
土壤电阻率/(Ω·m) >50 20~50 < 20
表3 按腐蚀速率划分土壤腐蚀性等级
等 级 弱 较弱 中 较强 强
平均腐蚀速率(试片失重法)
g/(dm2·a)
< 1 1~3 3~5 5~7 >7
最大腐蚀速率(腐蚀坑深测试法)
mm/a
< 0.1 0.1~0.3 0.3~0.6 0.6~0.9 >0.9
表4 按土壤细菌腐蚀划分等级
腐蚀级别 弱 中 较强 强
氧化还原电位/mV ≥400 200~400 100~200 < 100
5 防腐层设计
5.1 一般规定
5.1.1 钢质管道外防腐层应具备良好的电绝缘性、机械性、防潮防水性、附着力、耐化学性和热老化性、
耐微生物侵蚀等基本性能,且易于施工和修补。
5.1.2 选择防腐层时应考虑下列主要因素:
a) 环境类型(大气、土壤、水下等);
b) 管道材质、管径、长度及预期服役年限;
c) 管道系统的可接近性;
d) 管道系统的运行温度和施工温度;
e) 管道敷设区域以及位置;
f) 管道敷设及连接方式;
g) 防腐层对钢管表面处理要求;
h) 经济性;
i) 搬运与储存。
5.1.3 埋地、水下及海底敷设的管道,选择防腐层时除考虑5.1.2的因素外还应考虑下列因素:
a) 与阴极保护的兼容性;
b) 土壤应力,包括冷热循环带来的应力;
c) 在岩石区、非开挖穿越施工中或其他外力影响下抗机械损伤的性能;
d) 抗冲击损伤的性能;
e) 大气与土壤界面段的影响;
f) 与管道配重层的匹配性。
5.2 埋地及水下管道防腐层
5.2.1 埋地及水下管道防腐层除应具备5.1.1规定的基本性能外,还具有良好的耐土壤应力性能,并应
与阴极保护相匹配。
5.2.2 管道低温环境施工时,防腐层还应具备良好的低温施工性能。
5.2.3 石方段管道及施工过程易造成防腐层损伤的管段宜采取保护措施,保护措施包括但不限于细土
回填、加厚防腐层、防腐层保护层等。保护层选择时宜考虑下列因素:
a) 与管道防腐层在化学和物理性能上应相匹配;
b) 保护层不应对阴极保护有效性产生不利影响。
5.2.4 埋地与水下管道防腐层,选用以下管道外防腐层时,应执行下列标准。
a) 挤压聚乙烯防腐层应符合GB/T 23257的规定;
b) 挤压聚丙烯防腐层应符合SY/T 7041的规定;
c) 熔结环氧防腐层应符合SY/T 0315的规定;
d) 聚烯烃冷缠带防腐层应符合SY/T 0414的规定;
e) 无溶剂液体环氧防腐层应符合SY/T 6854的规定;
f) 环氧煤沥青防腐层应符合SY/T 0447的规定。
5.3 地上管道防腐层
5.3.1 地上管道防腐层除应具备5.1.1规定外,还应具备较强的耐候性能。
5.3.2 大气环境、绝热层下管道防腐层应根据管道运行温度、预期服役年限、环境腐蚀性进行选择。
5.3.3 站场管道外防腐层宜按SY/T 7036执行,埋地保温管道防腐层宜按GB/T 50538执行,线路跨
越管道外防腐层宜执行SY/T 7347。
5.4 海底管道防腐层
5.4.1 平管段防腐层除应具备5.1.1性能外,还应满足抗海水和海泥腐蚀性要求,以及静水压和机械强
度要求。
5.4.2 立管的大气区、飞溅区和全浸区可采用不同的防腐层类型和结构。大气区和飞溅区除了满足
5.1.1的性能要求外还应具有良好的耐候性,立管飞溅区防腐层还应具有良好的耐冲击和耐磨性能。
5.4.3 弯管和现场补口防腐层的选择应与海底管道防腐层相匹配。有配重层或保温层的海底管道,现
场补口应由防腐层和填充物组成。
6 阴极保护设计
6.1 陆上管道
6.1.1 一般规定
6.1.1.1 埋地油气长输管道、油气田外输管道和油气田内集输干线管道应采用阴极保护;其他埋地管道
宜采用阴极保护。
6.1.1.2 阴极保护应与防腐层联合实施。
6.1.1.3 阴极保护工程应与主体工程同时勘察、设计、施工和投运,当阴极保护系统在管道埋地三个月
内不能投入运行时,应采取临时性阴极保护措施;在强腐蚀性土壤环境中,应在管道埋地时施加临时阴
极保护措施;临时阴极保护措施应维持至永久阴极保护系统投运;对于受到直流杂散电流干扰影响的管
道,阴极保护(含排流保护)应在三个月之内投入运行。
6.1.1.4 埋地或水下管道阴极保护可采用强制电流法、牺牲阳极保护法或两种方法的结合,应依据工程
规模、土壤环境、管道防腐层质量等因素,经济合理地选用。
6.1.1.5 设计时应考虑高温、防腐层剥离、隔热保温层、屏蔽、细菌侵蚀及电解质的异常污染等特殊条件
下阴极保护可能无效或部分无效情况。
6.1.1.6 被保护管道应和其他金属构筑物电绝缘,无法实现电绝缘时,应考虑阴极保护电流流失。
6.1.1.7 并行或交叉管道的保护,应符合以下原则:
a) 并行管道采用联合阴极保护时,宜在汇流点及其他适当位置设置跨接线;并行管道分别实施阴
极保护时,宜选择各自适宜的阳极地床方式或位置,避免相互之间的干扰;当存在干扰时应采
取防治措施。
b) 被保护管道与其他埋地管道交叉时,二者间的净垂直距离不应小于0.3m。当小于0.3m时,
两者间应设有坚固的绝缘隔离物,确保交叉管道之间的电绝缘。同时,两管道在交叉点两侧各
延伸10m以上的管段上,应确保管道防腐层无缺陷。
6.1.2 阴极保护准则
6.1.2.1 无IR降阴极保护电位EIRfree应满足式(1)要求:
El≤EIRfree≤Ep (1)
式中:
El ---为限制临界电位;
Ep ---金属腐蚀速率小于0.01mm/a时的最小保护电位;
EIRfree ---无IR降阴极保护电位。
6.1.2.2 阴极保护电位宜满足表5要求。
表5 金属材料在土壤、水中的自然电位、最小保护电位和限制临界电位1,2
金属或合金 环境条件
自然电位
(参考值)ECOR/V
最小保护电位
(无IR降)Ep/V
限制临界电位
(无IR降)El/V
碳钢、低合金
钢和铸铁
一般土壤和水环境
40℃< T< 60℃的土壤和水环境
T >60℃的土壤和水环境c
T< 40℃,100< ρ< 1000Ω·m
含氧的土壤和水环境
T< 40℃,ρ >1000Ω·m
含氧的土壤和水环境
存在硫酸盐还原菌腐蚀风险的
缺氧的土壤和水环境
-0.65~-0.40
-0.80~-0.50
-0.50~-0.30
-0.40~-0.20
-0.80~-0.65
-0.85
-0.95
-0.75
-0.65
-0.95
PREN< 40的
奥氏体不锈钢
PREN >40的
奥氏体不锈钢
马氏体和
双相不锈钢
环境温度下,中性和
碱性的土壤与水环境
-0.10~+0.20
-0.10~+0.20
-0.10~+0.20
-0.50
-0.30
-0.50
不锈钢 环境温度下的酸性土壤和水 -0.10~+0.20 e e
镀锌钢
环境温度下,
土壤和水环境
-0.20~0.00
-1.10~-0.00
-0.20
-1.20
注1:所有电位无IR降的,且相对于铜/饱和硫酸铜参比电极(CSE,下同)。
注2:管道寿命期内,应考虑管道周围介质电阻率变化。
a 对于高强度非合金钢和屈服强度超过550N/mm2 的低合金钢,临界限制电位值应有文件证明或实验确定。
b 温度为40℃~60℃时,最小保护电位值可在40℃的电位值(-0.65V,-0.75V,-0.85V或-0.95V)与
60℃的电位值(-0.95V)之间通过线性插值法确定。
c 高pH值应力腐蚀开裂风险随温度升高而增加。
d 如果存在马氏体和铁素体相,应有文件证明或通过实验确定氢脆危害风险。
e 应由文献或实验确定。
6.1.2.3 管道防腐层的限制临界电位El不应负于-1.20V(CSE),并防止防腐层出现阴极剥离、起泡、
管体氢脆现象。
6.1.2.4 当表5的阴极保护准则无法达到时,也可采用阴极电位负向偏移最少100mV的准则。100mV
阴极电位偏移准则不应用于温度大于40℃的环境、含硫酸盐还原菌的土壤、存在干扰电流、平衡电流和大
地电流的情形,存在外部应力腐蚀风险的情形,以及管道连接处或者由多种金属组成的部件。
6.1.2.5 可采用具备良好的电位稳定性、极化小的金属材料或结构,在确认其相对于铜/饱和硫酸铜参
比电极的电位后,代替铜/饱和硫酸铜参比电极。
6.1.2.6 交流干扰下的阴极保护准则
a) 在存在交流干扰的管道,应测试交流感应电压和(或)交流电流密度,评估交流干扰程度。
b) 对存在交流干扰的管道,阴极保护电位除应满足表1要求之外,还应满足GB/T 50698的有关规定。
c) 交流干扰防护措施及防护效果应满足GB/T 50698的有关规定。
6.1.2.7 直流干扰下的阴极保护准则
a) 当管道遭受直流干扰影响时,应采取防护措施。
b) 直流干扰防护措施及防护效果应满足GB 50991的有关规定。
6.1.2.8 阴极保护效果也可通过腐蚀状况检查或检查片腐蚀速率测试方法判定阴极保护的有效性:
a) 腐蚀状况检查,包括被保护管道的外观检查,腐蚀类型、腐蚀产物分析,腐蚀深度和金属壁厚测
试等,所获结果应表明腐蚀程度没有超出被保护管道使用寿命所允许的限度。
b) 检查片腐蚀速率测试。检查片腐蚀速率测试结果应限制在允许的范围内。
6.1.3 埋地管道线路阴极保护应执行GB/T 21448。站场埋地管道阴极保护应执行SY/T 6964。
6.2 海底管道
6.2.1 一般规定
6.2.1.1 位于全浸区的海底管道,应采用阴极保护系统对管道提供足够的保护,阴极保护方式可采用牺
牲阳极或外加电流。
6.2.1.2 与受阴极保护的陆上管道直接相接的短距离海底管道或其支管的阴极保护设计宜执行
GB/T 21448。
6.2.2 海底管道的阴极保护效果应满足表6的要求。
表6 海底管道阴极保护电位判据
材料 最正阴极保护电位/V 最负阴极保护电位a/V
碳钢
浸没在海水中
埋设在海泥中
-0.80
-0.90f
-1.10b
-1.10b
奥氏体不锈钢g
PREN≥40c
PREN< 40c
-0.30d
-0.50d
-1.10
-1.10
双相不锈钢 -0.50d e
马氏体不锈钢[13%Cr] -0.50d e
注:表中电位是相对饱和甘汞电极电极(SCE)的电位,当海水电阻率为30Ω·cm时,SCE电极电位等效于 Ag/
AgCl/海水电极电位。
a 阴极电位限制应同时确保阴极保护系统对管道涂层不产生不良影响。
b 对于高强钢管道系统(SMYS >550MPa),应确定不产生氢脆的最负阴极保护电位。
c PREN=%Cr+3.3%[Mo+0.5W]+16%N。
d 对于不锈钢,最正阴极电位同时适用于含氧和无氧条件。
e 根据强度、特殊金相条件和服役环境中承受的压力等级不同,合金易发生氢脆和开裂。如果存在氢脆风险,则
宜避免阴极电位低于-0.8V。
f 考虑了SRB菌作用和管道温度 >60℃的情况。
g 如果不锈钢材料的金相结构不完全为奥氏体,则该不锈钢易发生氢致开裂 (HISC),宜避免阴极电位过负。
6.2.3 海底管道阴极保护设计应满足GB/T 35988的要求。
7 干扰防护
7.1 一般规定
7.1.1 管道与高压直流换流站接地极、直流牵引系统、高压交流变电站(所)等强干扰源应相互避让
远离。
7.1.2 电力、铁路、地铁、......
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