管道内检测技术及标准体系发展现状

王秀丽1，朱晓红2,夏飞3,王毅4

(1. 中国石油天然气股份有限公司 西南管道兰成渝输油分公司；2.中石油燃料油有限责任公司宁波大榭仓储分公司；3. 中石煤层气有限责任公司忻州分公司；4. 中国石油管道公司丹东输油气分公司)

“十三五”期间，中国油气管道行业实现跨越式发展，截至2015年长输油气管道长度已达1.5×105 km[1]。国内60%的油气管道运行超过20 a，东部管网运行超过30 a，接近使用寿命。新建管道存在凹坑、划伤、焊接缺陷等管道本体隐患；老管道存在腐蚀、材料性能退化、制造缺陷等管道本体安全隐患[2]。应定期进行检测和评估，在这些隐患导致管道本体发生失效前将其识别出来，并及时消除缺陷隐患。国外管道投产后即对管道基本状况进行检测，管体腐蚀缺陷发展到严重程度前即能发现并主动修复[3]。国内管道还处在“事故后抢修”阶段。内检测技术可识别管道变形、内外缺陷、裂纹、壁厚损失和管壁材质变化等，确定管道缺陷的面积、程度、方位、位置等特征信息，为管道运行维护和安全评价提供科学依据。因此，研究国内外内检测技术现状对于保障国内超期服役管道安全运行具有重要的意义[4]。

1 管道内检测技术现状

管道完整性评价是管道完整性管理的核心，是识别管道本体安全隐患，开展管道完整性评价以及指导管道本体维护维修的基础。完整性评价方法包括管道内检测、管道外检测、管道压力实验和直接评价法(ECDA，ICDA)，应优先选择内检测法。国内外管道广泛应用的内检测技术包括接触、非接触式的管道变形内检测、漏磁内检测(MFL)、超声波检测、电磁超声检测(EMT)等。目前国外较有名的MFL检测公司有美国的TUBOSCOPE，英国的BRITISHGAS，美国的GE PII，加拿大的CORRPRO，德国的ROSEN，其产品实现系列化和多样化，可向用户提供检测设备和检测服务。

1.1 变形内检测

变形内检测技术主要用于检测在役管道的几何变形，如凹陷、椭圆变形和褶皱等，确定变形具体位置，并可识别管道弯头半径、三通、阀门、环焊缝等特征，一般要求报告大于 2%管道外径及以上的几何变形。变形内检测技术还可用于新建管道的验收，检测施工过程中造成的管道变形，以保证管道具备清管条件。

变形内检测器大多通过可伸缩的机械式探头对管道内径进行测量。为提高变形内检测器的检测精度，ROSEN等公司开发了高精度的变形内检测器，如图1所示。高精度变形内检测器是在机械臂上封装了电磁涡流传感器，机械臂的转动会触发角度传感器记录管道的较大变形，而电磁涡流传感器会进一步测量局部的微小变形，从而提高了检测精度。该检测器适合焊缝处的管道变形检测，以及基于应变的凹陷评价，在 80%的置信度时，尺寸量化精度可达 0.8 mm。

1.2 漏磁内检测

MFL技术因其对管道内环境要求不高、不需要耦合剂、适用范围广、价格低廉等优点，是目前应用最广泛也是最成熟的技术。MFL技术可较好检测宏观体积缺陷、腐蚀和径向裂纹等问题。缺点是表面检测，对被检测管道壁厚有限制，不适用于检测管道壁厚、分层或氢致裂纹；管道缺陷无法定量分析，抗干扰能力差，空间分辨率低；检测数据需校验，以杜绝可能出现虚假数据。

图1 高精度管道变形内检测传感器(机械臂+涡流传感器)

传统的漏磁内检测器主要是基于轴向磁化、环向磁化原理，国外某公司开发的40.64 cm (16 in)螺旋磁化漏磁内检测器，如图2所示。与传统漏磁内检测器相比，三轴漏磁内检测器不仅能精确识别腐蚀缺陷尺寸，还能识别螺旋焊缝缺陷、环焊缝缺陷、凹陷等传统漏磁检测器难以识别的缺陷以及管道壁厚变化，法兰、阀门等管道结构特征，在缺陷种类和缺陷尺寸量化方面都有显著提升，是目前优先推荐的管道内检测技术。GE PII等公司开发的三轴高清漏磁检测器和第五代高清晰度漏磁检测器，代表了该类技术的最高水平。2011年，中石油成功研制出D1219高清晰度管道漏磁检测器，硬件技术参数已经接近国外先进水平，但在漏磁信号数据分析处理质量以及缺陷尺寸量化能力等方面仍存在较大差距。

图2 螺旋磁化漏磁内检测器示意

1.3 超声内检测

超声技术需通过液体介质与管壁进行耦合，主要应用于液体管道。超声法适用于检测大管径管道，可检测壁厚、轴向和径向裂纹、深度和位置缺陷，检测数据准确、直观，缺点是需要传播介质，不适用于检测发生点蚀的管道、高流速和高压力管道、蜡沉积严重管道。超声技术对于缺陷探测的精度和敏感性是其他技术无法比拟的，但由于其对于管道内壁清洁度要求较高、需要介质耦合，大幅限制了其应用范围。但未来，超声内检测仍是检测管道裂纹缺陷的优选技术。

1) 超声测厚法。超声测厚内检测基于超声系统，利用计算超声回波时间技术来测量管道的剩余壁厚，也可用于探测并测量出管壁中间的异常，如分层、氢致开裂和夹杂。超声测厚检测器可检测管体普通腐蚀、焊缝附近的金属损失、管壁划伤或研磨相关的金属损失。

中石油在 2011 年采用国外公司的超声测厚内检测完成了某成品油管线两段管道的内检测，由于管道内环境等因素影响，实际检测与预期效果存在一定差距，目前压电超声检测腐蚀缺陷是研究方向。

2) 超声裂纹检测。超声裂纹检测器主要用于定位和测量应力腐蚀开裂(SCC)、疲劳裂纹、焊缝缺陷、划痕、凹槽及轴向类裂纹异常。超声裂纹检测器对管壁表面清洁度要求较高，同时也必须通过液体介质与管壁耦合。实际应用表明：超声技术对于裂纹缺陷较为敏感，但对于环焊缝的不规则外形的误判率较高。

3) 超声相控阵法。超声相控阵检测器可同时实现对裂纹和金属损失缺陷的检测，能够区分SCC区域的裂纹和腐蚀，区分 SCC 和管材分层，且识别量化精度较高。该技术主要由 GE PII 研发并推广实施，据报道，2005—2009年，该技术实现商业检测5 000 km。目前国内还没有对该技术开展相关研发工作和工业应用的实践报道。

1.4 电磁超声检测

电磁超声技术的优点是能够在管壁内产生超声，不需要耦合介质，适用于输气管道。电磁超声内检测器能够探测到的缺陷包括SCC、疲劳裂纹、焊缝缺陷等，如轴向的类似裂纹异常。同时，该技术还可通过多探头及高采样率探测防腐层类型及量化防腐层剥离区域的尺寸。缺点是较大的电能损耗，转换效率低，易受噪声影响及接受信号质量较差等。目前电磁超声技术还处于试验验证阶段，尚未开展工程实际应用。

其他新型内检测技术包括涡流法、磁记忆法、弱磁法、阴保电流内检测等，目前尚处于试验验证阶段，尚未开展工程实际应用，但上述技术将是未来管道内检测技术的研发热点。

2 管道内检测技术应用情况

国外管道内检测大部分是针对金属损失，金属损失包括内/外腐蚀、管材制造缺陷和施工过程中的机械损伤，其次是几何变形、中心线变形和SCC。针对金属损失与焊缝缺陷，MFL仍然是最有效、最实用的内检测技术。国外某管道公司自2002年以来实施1.24×106 km内检测里程中有8.0×105 km为金属损失检测，包括漏磁和超声测厚，大部分为高分辨率漏磁，占64%；2.7×105 km为几何变形检测，占22%；1.7×105 km为裂纹检测，包括超声裂纹、超声相控阵、电磁超声和环向漏磁，占14%。中石油已完成管道内检测超过7×104 km，检测重点是金属损失、几何变形和焊缝缺陷，约2×104 km为几何变形检测，超过 5×104 km 为漏磁检测。

裂纹缺陷由于存在应力集中，因而是最危险的缺陷。由于开口宽度较小，漏磁检测技术对其不敏感，通常采用超声裂纹内检测技术。由于焊缝形貌的影响，该技术很难应用于焊缝裂纹检测。该技术需要耦合介质，只适用于液体管道。为解决超声裂纹不适用于气体管道的问题，又出现了电磁超声技术。

焊缝缺陷较复杂，既包括填充不足、过度打磨等体积型缺陷，又包括未熔合、未焊透、咬边等裂纹型缺陷。MFL可检测体积型和部分裂纹型焊缝缺陷，还可探测到具有一定开口宽度的焊缝缺陷。通常用于检测管体裂纹的超声裂纹和电磁超声技术由于受焊缝形貌影响较大，对焊缝缺陷识别、判定和量化方面存在较大难度。

3 管道内检测技术关键指标

管道内检测设备性能规格直接决定管道本体隐患识别是否全面、准确，也是管道运营商选择检测内检测设备的重要因素，因而有必要对管道内检测器的性能规格关键指标开展研究。内检测器选型应考虑检测灵敏性、分类能力、尺寸精度和位置精度等性能指标与被检测管道的缺陷类型相匹配，内检测器应在给定的管道温度、压力、输送介质和流速范围内运行。

3.1 国外内检测标准

国外管道内检测标准有API 1163—2013《内检测系统鉴定》[5]、ANSI ILI-PQ—2005《内检测技术人员鉴定和资质标准》[6]、NACE RP0102—2002《管道内检测》[7]等，规定了内检测项目的计划、组织、实施等程序，内检测数据管理和分析方法，内检测系统设备和软件等技术性能的鉴定，以及从事内检测工作相关人员的资质。上述标准均未规定管道运行商如何验证管道内检测报告的内容。

3.2 国内内检测标准

标准GB/T 27699—2011《钢质管道内检测技术规范》[8]规定了管道几何变形检测和金属损失检测的技术要求，以及检测周期、检测器的适用范围等。SY/T 6597—2014《油气管道内检测技术规范》[9]提出了内检测选型应考虑的因素，规定了管道几何变形检测、金属损失检测、裂纹检测和中心线测绘的技术要求，并规定了开挖验证中对检测结果与现场测量结果对比分析的要求。国内标准提出了部分管道内检测器的性能规格指标，但是未规定如何验证管道内检测器性能规格，例如应用开挖验证、牵引试验数据鉴定管道内检测设备的性能规格，也没有推荐管道内检测器性能规格的关键指标。

3.3 关键指标

针对腐蚀管道的壁厚损失量，内检测器的检测精度与检测缺陷特征尺寸、缺陷实际尺寸等相关，即偏差是指在一定置信水平的值。针对腐蚀造成的金属损失，高分辨率的漏磁检测器通常定义置信水平在80%时为10% WT(壁厚)。此外，检出缺陷与总缺陷数比值(即检出率POD)和缺陷识别能力(偏差)也是内检测器性能规格的重要参数，可用定量的统计分析方法确定管道内检测器的尺寸量化偏差、POD、识别率(POI)和误报率(POFC)。

不同类型的内检测器性能规格的关键指标存在差异。国外主流的漏磁检测器的采样频率为沿管道轴向2.0～3.3 mm，按照磁化方向、分辨率和探头布置的差异，分为普通高清漏磁检测器、三轴高清漏磁检测器、环向漏磁检测器等，其中最新的三轴超高分辨率漏磁检测器能够满足轴向采样频率为2 mm，周向探头的间距为5 mm，可检出直径2 mm及以上的针孔缺陷，检出环向开口大于0.25 mm的裂纹，轴向宽度为1 mm及以上的沟槽等规格缺陷。根据探头布置角度的差异，超声内检测器可分为超声测厚内检测器和超声裂纹内检测器，其中超声裂纹内检测器满足周向探头的间距为10 mm，轴向采样频率为3 mm，检测裂纹的阈值为长30 mm、深1 mm,若为焊缝裂纹，则为2 mm。

管道内检测器的性能规格还包括设备尺寸、质量、防爆性能、通过能力、电池续航能力、运行参数等指标，也是非常重要的指标。

3.4 验证方式

管道内检测器性能规格的验证方式主要是现场开挖验证和牵引试验。

1) 现场开挖验证。开挖验证可确认检测技术是否适合，验证报告特征是否有效。同时还可以修正检测数据，为完整性评价提供更加精准的基础数据。开挖验证的样本选择，如缺陷尺寸、位置等，对于验证内检测器性能规格非常关键，而国内外标准针对开挖验证的样本选择涉及较少。根据国内外管道内检测实践经验，选择开挖验证的样本，应遵守如下原则：

a) 严重的、需要立即修复的缺陷优先作为开挖验证的样本。

b) 同一开挖坑内的所有特征均应进行测量，并作为开挖验证的数据。

c) 选择异常特征密集的位置作为开挖验证的样本。

d) 对报告的明显特征，如弯头、支管、阀门等，进行排查并作为验证的数据。

e) 应考虑选择覆盖检测管段的前段、中部和后段位置的样本。

f) 应考虑底部摩擦和顶部提离的效应，选择覆盖全圆周位置的样本。

2) 牵引试验。牵引试验一般在检测器投入运行之前进行，也是检测服务商用来确定和优化检测设备性能规格的方法。管道运营企业为了验证管道内检测器的性能规格，也可以在管道真实运行前进行牵引试验。

4 存在的问题和建议

1) 内检测器研发与工程应用与国外差距较大。国内在普通变形内检测、轴向磁化漏磁内检测和惯性测绘内检测设备研发与工程实践应用效果较好；但高精度的变形内检测、环向磁化漏磁内检测、超声测厚内检测、超声裂纹内检测、电磁超声内检测等系列检测器尚未研发成功，或尚未开展相关设备研发。建议进一步加快相关高精度内检测器的研发与工程实践应用。

2) 裂纹内检测技术难以有效满足生产应用需求。油气管道管体裂纹缺陷危害大，失效后果严重，国内外均非常重视管体裂纹检测评价技术的研究与应用，但管道裂纹缺陷的内检测技术一直是行业难题。目前，国外主要将超声裂纹与电磁超声用于输油管道与输气管道裂纹与类裂纹如 SCC 缺陷的检测，但具体工程应用效果与生产需求尚存在较大差距。 MFL对一定开口宽度的焊缝缺陷已经具有了检测能力，但焊缝裂纹的检测难度较大。超声裂纹、电磁超声等技术受焊缝形貌影响，对焊缝裂纹目前仍然不具备可靠的识别、判定能力。因此，需持续开展管道裂纹的内检测技术应用研究，分析常用内外检测方法对不同位置、不同类型裂纹检测的适用性和检测效果。

3) 应力集中内检测技术尚需进一步研究突破。目前的内检测技术主要针对管体缺陷进行检测，而管道失效是缺陷与载荷共同作用的结果，对于管体中的附加载荷目前还没有成熟的检测技术。目前国内外研发的磁记忆、弱磁等内检测技术针对管体应力集中进行检测，将有助于更准确地开展完整性评价工作，但该技术目前还不成熟，具体的工程应用效果尚需进一步验证评价。

4) 涡流内检测、阴极保护电流内检测、被动声学泄漏内检测以及包括爬行内检测、牵引内检测、视频内检测的非介质驱动内检测等方法针对特殊、特定缺陷或特殊工况具有良好的工程应用前景，应进一步开展相关技术的研发与工程应用实践。

5) 检测缺陷类型、缺陷阈值、尺寸量化精度以及定位精度是管道企业最关心的内检测器性能指标。同时，应对管道内检测器关键指标验证技术方法和资质鉴定方法开展研究，包括开挖验证技术和牵引试验方法等。