油气管道缺陷无损检测与在线检测诊断技术

油气管道检测是预测事故隐患、为安全评价提供基础资料的重要手段,国外在实践中得到了较好的应用。叙述了油气管道及管网缺陷无损检测与在线检测诊断技术及设备。管道内检测主要采用在线检测技术,如漏磁、超声和综合性检测技术;而外检测主要采用卫星成像、实时监控、阴保杂散电流测绘、第三方干扰管道检测技术。管道无损和在线检测装备主要有高分辨率超声和磁性智能设备、超声裂纹探测设备、测径设备、金属损失检测设备。随着我国油气管道总长度增加和管道服役年限的增长,管道检测任务日益繁重,我国应加快检测手段和方法的现代化,提高检测准确性和精度,培养一支强大的检测队伍。     

新型无损检测技术在钢质油气管道上的应用探讨

国内大部分钢质油气管道均属于压力管道(GA和GC类)范畴,属于国家重点监管的特种管道,一般2～3 a需进行无损检测。介绍了超声衍射时差技术(TOFD)、超声相控阵技术、电磁超声检测技术(EMAT)和脉冲涡流技术(PEC)的原理、优点、局限性以及国内外应用情况,并对检验方法的有效性进行了验证。采用TOFD+相控阵检测技术对某输油管道进行了检测对比试验,建议今后采用TOFD+相控阵技术对油气管道进行检测,将电磁超声技术和脉冲涡流技术作为无损检测的备选手段,以便及时发现管道焊缝表面及深层的各项缺陷,更好地推动管道完整性管理工作。     

国内外油气管道检测监测技术发展现状

随着管道完整性管理技术水平的迅速发展和油气管道安全运行的实际需要,管道施工质量的检测与在役管道的安全监测技术已受到业界的特别重视,各种管道检测监测技术也随之蓬勃发展起来。文章就当前国内外油气管道检测与监测技术发展状况进行了系统介绍,并指出了未来的发展方向,具体包括管道内检测技术的漏磁检测技术、超声检测技术,管道监测光纤传感技术,管道焊接无损探伤技术的相控阵超声检测技术、数字射线检测技术、超声导波检测技术等。     

基于声发射的油气管道腐蚀检测

目前常用的油气管道腐蚀检测大多采用无损检测技术,包括超声检测、涡流探伤、漏磁检测等。这类无损检测方法需要对管道进行逐段式扫描,而油气管道距离长,进行无损检测有一定困难。在油气管道的腐蚀过程中,一直会产生声发射信号,油气管道不同的腐蚀形式、腐蚀强度,将会产生不同频率、幅值的声发射信号。因此,通过检测油气管道腐蚀时所释放的声发射信号,分析信号的特征,提取出跟油气管道腐蚀状态相关的信号特征数据,就可以判断出油气管道的腐蚀损伤状态。根据计算得到对应的声发射信号的时域特征参数,观察油气管道在不同的腐蚀条件、腐蚀性质及强度下的各参数的变化情况,从而确定正确的管道维护策略,以预防油气管道发生泄漏等事故。     

油气管道内检测技术研究进展

当前我国油气管道已经进入事故多发期,开展管道内检测技术研究具有积极的现实意义。主要论述了基于无损检测理论发展起来的超声检测、漏磁检测、射线检测、涡流检测及热像显示五类常用管道内检测技术及其研究进展,指出随着管道服役期的增加,应开展安全评价技术研究,并兼顾油气管道运营中的安全性、可靠性、经济性和适用性要求,科学预测管道的剩余使用寿命,合理制定和客观评价管道的使用维修决策,提高管道的完整性管理水平。     

油气管道内检测技术现状及发展趋势

油气管道的安全运行事关国家和人民的生命财产安全.因其长期运输腐蚀性介质,易产生缺陷,从而引发管线事故,必须进行无损检测,及时发现并修复缺陷、消除隐患,将事故消灭于萌芽中,保障油气管道安全运行.阐述了油气管道内检测技术发展现状、应用情况,对比了各技术优缺点,分析了管道内检测技术发展的趋势.     

油气管道维修中搭接焊缝超声B扫描检测方法与设备

针对油气管道破裂维修过程中形成的B型套筒搭接焊缝尚缺少有效的超声无损检测技术及设备的问题,文章提出了一种新的搭接焊缝超声检测方法,并开发了相应的超声B扫描检测系统,从检测方法、检测系统的组成和工作原理、检测系统功能的验证实验等方面进行了论述。模拟实验结果表明,该系统可有效检测出试样上的预埋缺陷,具有良好的探伤效果及应用前景。     

绝缘及带绝缘包覆油气管道电容成像检测技术

传统无损检测技术用于检测绝缘及带绝缘包覆油气管道缺陷时存在较大局限性。通过理论分析电场线和仿真模型电势线扰动规律,提出了检测绝缘及带绝缘包覆油气管道缺陷的电容成像无损检测技术,并构建了一整套基于电容成像检测原理的检测系统。试验研究结果表明:电容成像检测技术可用于绝缘(玻璃钢)油气管道中的表面缺陷和隐藏缺陷检测,也可用于带绝缘包覆油气管道中的绝缘层缺陷和金属层缺陷检测。本文研究成果对于保障油气管道运行安全具有指导意义。     

电磁涡流管道内检测技术在苏里格气田的应用

油气管道在生产运行中容易受到损伤和腐蚀破坏,常规的无损检测技术操作复杂,成本高且难以检测小管径油气管道内腐蚀的问题。电磁涡流检测技术对表面缺陷检测灵敏度较高,且易于实现自动检测,是小管径管道内腐蚀检测的有效方法。本文结合电磁涡流内检测技术在苏里格气田的首次应用,阐述涡流内检测技术的基本原理,总结其优势和局限性,为其今后在管道内检测中推广应用提供借鉴。     

管道钢管壁厚超声波检测技术

针对油气输送管道长时间生产运行中的腐蚀造成的管道钢管壁厚逐渐减薄甚至穿孔现象,采用超声测厚技术在不损坏管道的情况下,可实现准确测量管道壁厚,并发现管道内部缺陷。介绍了钢管超声测厚技术的原理、超声测厚装置的选择、超声测厚方法及其操作步骤,分析了钢管超声测厚的影响因素,并对钢管测厚过程中出现的问题给出了处理办法。钢管超声测厚技术具有无损管道且测量精度高的特点,还可用于油井管壁厚的检测。     

800 kV特高压直流入地电流对埋地钢管道的影响

为了研究特高压直流输电系统在单极大地返回运行时对附近埋地钢制管道造成的影响,以我国西南地区某管道为研究对象,在全管道范围内,应用了包括阴极保护有效性测试、管地电位监测、管中电流监测、管体腐蚀监测等在内的多种阴极保护测试技术,对接地极放电过程中管道腐蚀及阴极保护参数进行了连续测试,进而研究管道受特高压直流入地电流影响的程度及腐蚀防护措施的有效性。研究结果表明:①放电过程中,恒电位仪、排流锌带等腐蚀防护措施对缓解管道腐蚀起到了积极作用,但部分管段依然存在着腐蚀现象;②该地区管道接地极放电对管道全线均造成了干扰影响,电流流入区域管中最大电流为4.84 A,管地电位最大负向偏移为-4 853 mV,最大正向偏移+568 mV,管壁最大腐蚀速率为0.049 mm/a,超过管道设计控制目标;③特高压直流接地极放电对管道造成了较大的影响。结论认为,该项研究成果可以为钢制埋地管道受特高压直流入地电流影响程度的检测评价标准编制提供数据支撑。     

管径813 mm压电超声管道腐蚀检测器研制

由于压电超声管道内检测系统结构复杂且技术难度大,目前国内尚无研制成功和成熟应用的报道。鉴于此,针对我国干线输油管网采用的钢制管道,基于压电效应的超声波测厚原理,研制了适用于管径813 mm的压电超声管道腐蚀检测器。通过对国内外压电超声腐蚀检测技术及装备的调研,提出了压电超声管道腐蚀检测器的总体设计方案和技术指标。开展了检测器各功能组件和模块的详细设计,研制了压电超声传感器、电子系统以及传感器支撑结构等检测器的关键组件和核心模块。对检测器的各项重要性能指标逐一进行了测试试验。试验结果表明:研制的813 mm压电超声管道腐蚀检测器满足设计指标要求,具备工业现场应用条件。管径813 mm压电超声管道腐蚀检测器的研制成功对于提高输油管道的完整性管理水平,以及确保管道的安全平稳运行具有重要的现实意义和较高的科研价值。     

长庆油田小口径管道内检测机器人研究与应用

综合涡流和超声波检测技术,针对长庆油田CO2驱小口径管道,成功研制了小口径管道电磁涡流内腐蚀检测机器人和超声波内腐蚀检测机器人,并在长2.97 km、管径为Φ114 mm、壁厚为4.5 mm的管线上进行了试验。研制过程包括检测系统探头、腐蚀情况检测系统、壁厚检测系统、采集处理系统、动力控制系统、储存分析系统、里程记录单元以及上位机成像系统、整体检测系统的设计和开发。电磁涡流内腐蚀检测机器人可用于Φ89 mm、Φ114 mm、Φ133 mm管径的腐蚀检测,能够通过4D弯头,能将管道腐蚀、壁厚减薄甚至盗油孔等隐患进行检测、定位。超声波内腐蚀检测机器人,能够对输油管道进行全程检测和数据记录,确定缺陷在管道上的位置,形成相应波形曲线。     

天然气长输管道腐蚀机理及检测技术研究

为了进一步做好天然气长输管道的防腐工作,保证管道输送的安全性和可靠性,对不同地理环境下埋地管道的腐蚀机理及腐蚀原因进行了分析,并针对不同的腐蚀机理给出了相应的检测方法。管道外防腐一般采用外防腐层加阴极保护的联合防腐方式,可采用电流电位检测法、密间隔电位检测法、人体大地电容检测法、直流电压梯度检测法、多频管中电流检测法等方法来检测埋地管道的外部腐蚀情况。在役管道内腐蚀的检测难度较大,建议在原有超声波检测和漏磁通检测的基础上,进一步开发新的检测方法,以期达到更好的检测效果。     

天然气管道间接检测技术及应用

为了预防天然气管道发生腐蚀后引发泄漏等一系列安全事故,对管道开展周期性检测工作可以及时发现缺陷并采取修复、补强等措施。对比了目前常见的几种管道间接检测技术原理及其优缺点,并分别采用多频管中电流检测（PCM）、交流地电位梯度检测（ACVG）、直流地电位梯度法（DCVG）对一条Φ273 mm埋地钢制管道进行检测和开挖验证。结果表明,DCVG和ACVG检测法对管道外防腐层破损点定位的精确性和准确度最高,因此在对埋地钢制管道进行外腐蚀检测过程中,建议优先选用这两种方法对管道外防腐层进行破损点检测,同时尽可能缩小测试间距,减少大缺陷产生的电位梯度的影响,提高检测精度。     

聚乙烯管道电熔接头质量控制及评估方法探讨

聚乙烯材料具有价格低廉、无毒、耐腐蚀及使用寿命长等优点,已成为城市燃气管道安装时的首选材料。电熔焊接是聚乙烯管道最常见的连接方式,其接头性能及质量直接关系到城镇燃气管道系统的安全性。从材料角度出发,详细阐述了影响电熔接头性能的主要因素,着重分析了现有的破坏性试验方法的优点及其局限性,展望了无损检测技术在电熔接头质量评估领域的应用前景。     

天然气站场埋地管道检测评价技术优化

作为管道输气系统的重要环节——天然气站场,在保障管道系统安全平稳地集输天然气运行过程中,发挥着至关重要的作用。腐蚀问题极易造成气田生产过程中集输管道的腐蚀穿孔、断裂,严重影响气田的正常生产,同时造成环境污染和威胁人身安全。站场管道输送介质比较恶劣及投产时间较长,且埋地管道的监测和检测一直是难点。为判断其是否存在安全隐患,降低运行风险,需对站场埋地管道检测技术进行优化,提出系统的检测评价流程,采取针对性的检测技术以及明确检测部位,同时选择所发现缺陷的评价标准,从而控制油气站场的风险水平,使其在合理的、可接受的范围内。     

埋地输气管线腐蚀综合评价

为了保证输气管道的安全平稳运行,通过对某沙漠地区输气管线的腐蚀情况进行综合评价,包括PCM检测,阴极保护有效性检测,管体内腐蚀缺陷检测、成像与剩余强度评价以及剩余寿命评价。结果表明,该埋地输气管线的外防腐层存在漏点80个,阴极保护全部达标,管体外表面腐蚀是由防腐层破损而引起的,管体壁厚减薄处最小值为5.45 mm,该管道腐蚀缺陷在接受范围内,管道平均腐蚀速率较低。     

长输干燥天然气管道内腐蚀的直接评价技术

长输干气管道内腐蚀直接评价技术（Internal Corrosion Direct Assessment Methodolog for Dry Natural Gas,DG-ICDA）是在管道完整性管理基础上进行的输送干气管道的内腐蚀直接评价方法.其主要思路是通过DG-ICDA方法确定最易腐蚀的部位并对其进行直接检查,检测其腐蚀情况,用以推测其余管段的腐蚀情况.该方法具有成本低、无须大面积开挖等优点,广泛用于国外的长输干气管道的内腐蚀检测.本文对干气输送管道DG-ICDA的基本原理、评价过程等方面进行较为详实的说明.通过预评价、间接检测、直接检测、后评价四个步骤,对管道腐蚀情况进行综合分析,预测管道内易发生腐蚀的高风险区域,提高管道腐蚀评价的准确性.     

海底管道损伤悬跨段磁记忆检测研究

海底管道是保障海上油气田持续开发的重要运输手段,海底管道在生产运行过程中容易受到腐蚀及外力作用产生缺陷而导致失效,因此定期对海底管道进行内检测是保障管道安全运行的必然需求.鉴于此,对试验管道损伤部位进行了力磁耦合仿真,仿真结果显示在管道的受力部位产生了磁场强度的变化.又以磁记忆检测技术为基础并结合已有的管道漏磁内检测技...