我国长输管道内外检测技术应用研究现状

王鹏聪

（西安石油大学机械工程学院，陕西 西安 710065）

据统计，截至2019 年初，中国油气长输管道累计建设的里程数达到13.6 万km。随着油气长输管道在我国的快速建设，在役管道的安全运行问题日益受到关注[1]。在长时间服役之后，因腐蚀、疲劳、机械损伤以及地质灾害等，管道会出现各种缺陷，尤其是在管道的焊接部位，出现缺陷的可能性更高[2]。严重的缺陷会导致管道泄漏和开裂，甚至造成火灾、爆炸、中毒等事故[3-4]。对油气长输管道进行检测，能够及时发现并排除隐患，更好地保障管道的安全平稳运行，大大降低油气长输管道事故的发生率。

目前国内外对油气长输管道内外检测的方法较多，但功能不一，各有优点和缺点。全面了解油气管道内外检测技术在实际工程中的适用情况，对我国在役油气管道的安全可靠运行极其重要。对油气管道进行内外检测获得的数据，对后期管道的完整性评价、制定管道开挖和修复计划、指导管道的再检测以及管理维护工作，都具有重要意义。

1 管道检测技术概述

油气长输管道检测分为管道内、外两种检测技术。完整性评价是基于管道内外检测的数据，对管道进行剩余强度和剩余寿命的定量评价。评价结果可以为后期管道的维修和更换，以及再检测周期的制定提供数据支撑，避免不必要和无计划的管道维修工作，保障管道始终处于安全可靠的运行状态。

管道内检测技术是借助油气管道内的流体压差，将配备各种无损检测技术的智能检测器置于管道内运行，完成管体缺陷的检测，同时采集并存储相关的管道检测信息。美国Tuboscope 公司于20 世纪60 年代，首次采用低分辨率的漏磁内检测技术对管道进行缺陷检测。经过数十年的改进，如今的漏磁检测技术分辨率越来越高[5]。我国在20 世纪90年代初引进了国外先进的漏磁检测设备，经过20 多年的实践创新，逐渐缩小了与国际先进水平的差距。目前，国内应用最为广泛的油气长输管道内检测技术有漏磁检测技术（MFL）、超声波检测技术（UT）、射线检测技术、涡流检测技术等。

管道外检测技术是在不破坏管道附近土壤环境及其附属设施的前提下，采用间接检测的方式，检测埋地管道外的防腐层破损点、防腐层完整性、管道沿线的阴极保护情况等。常用的管道外检测技术有皮尔逊测试法（Pearson）、多频管中电流法（PCM）、直流电位梯度法（DCVG）、标准管-地电位测试技术（P/S）、密间隔电位测试法（CIPS/CIS）等。

对目前应用较为成熟的油气长输管道内、外检测技术的适用性进行研究，可明确我国管道检测技术的优缺点，为检测技术的进一步提高指明发展方向，并为工程定量检测的实际应用情况提供参考依据。

2 管道内检测技术

2.1 漏磁检测技术（MFL）

漏磁检测技术是最早研究并应用于管道内检测的一种技术。其原理是检测器在管道内部运行时，检测器对管道施加一个强磁场并平行于管道的轴线方向。若管道完好没有缺陷，则通过管道的磁场不会发生变化；一旦管道出现损伤缺陷，磁场会在该处发生扭曲和变形，该处变化的漏磁信号经滤波器、放大器等信号处理器后，由计算机软件分析变化信号，并与参考样板对比，确定管道的缺陷信息参数。

漏磁检测技术对金属损失类的缺陷较为敏感，适用范围广，方便快捷，操作简单，几乎不受管道输送介质的限制，是目前研究和应用相对较多的检测技术。但是对于小尺寸针孔腐蚀等损伤范围较小的缺陷，漏磁检测技术无法进行精确的检测，容易漏检。随着内检测技术的不断发展，国内外开发了超高清漏磁检测技术，但是提升检测器的检测精度和识别率等检测指标，仍是该技术的研究方向。

2.2 超声波检测技术（UT）

超声波检测技术的工作原理是声波的反射现象。在检测过程中，检测器的探头向管体发射超声波信号，检测信号经过管道内外壁后依次被反射回来。分析两次反射波的时间差，能够获得检测管段的壁厚。此外，该技术还适合于检测管道的本体裂纹，当管道内部出现裂纹时，超声波的反射变化效果较明显，从而测定出管道内裂纹的位置和大致尺寸。

UT 技术对裂纹缺陷的敏感度高，能够检测出微小裂纹包括疲劳裂纹、应力腐蚀开裂等裂纹缺陷。由于超声波检测时需要液体耦合剂，依靠液体作为传导，所以此技术在输油管道的应用较好。近年来，随着计算机和电子信息技术的快速发展，相控阵检测技术（PAUT）和衍射时差法超声检测技术（TOFD）相继出现，并在西气东输油气管道检测中逐渐被采用，能够很好地弥补传统超声检测的不足。

2.3 射线检测技术

射线检测作为常规的无损检测技术之一，其检测原理是当射线（X 射线、γ 射线等）穿透管道时，穿透过程中射线强度会逐渐衰减。若管道中存在缺陷（如金属损失、裂纹等缺陷），则被检测出的射线强度高于完整性良好的管段，再根据射线强度分析管道是否含有缺陷，并通过分析计算，可以获得缺陷的参数信息。

射线检测技术对焊接部位的焊缝未熔合、气孔、夹渣等缺陷的检测效果较好，但检测速度慢，成本高，且对人体有辐射伤害。实际应用中，射线检测技术和超声波检测技术两者可以互补。

2.4 涡流检测技术

涡流检测技术是利用电磁感应原理，将正弦交变电流电磁线圈靠近管道金属表面，管壁中会产生涡流，涡流在遇到管道裂纹或者金属损失等缺陷时会发生变化。用仪器测量线圈阻抗的变化，利用相关软件进行分析，可得到被测管道的缺陷状况。涡流检测技术的原理仍然是通过电磁场的变化来发现管道内缺陷。

基于涡流检测理论，由传统的单频率涡流检测技术，到多频率涡流检测技术以及远场涡流检测技术，检测效率和检测精度逐渐提高。涡流检测具有趋肤效应，能够灵敏地检测出管道内表面附近的缺陷，但是仅依靠涡流检测，通常难以确定缺陷的参数。目前远场涡流检测技术克服了趋肤效应，涡流能够穿透管壁，对管道外壁进行检测。采用率较高的远场涡流检测器是Russell 公司的See Snake，能够检测油气管道，但检测成本较高。

3 管道外检测技术

3.1 皮尔逊检测法（Pearson）

皮尔逊检测技术由英国的John Pearson 发明，在国内又称为人体电容法。在进行油气管道外防腐层检测时，用发射机向管道输入一个交流信号（1000Hz），该信号沿管道传播，若管道防腐层没有损伤或者剥离，管体中的电信号沿着管线缓慢减少；若管道防腐层存在老化、破损或者剥离，电流就会通过此处流入管道附近的土壤中，此时在管道防腐层漏点和土壤间就会产生电位差。使用检测仪器检测到管道上方电位差最大的位置，即可确定管道防腐层的异常位置，并可通过交流电信号的衰减大小，初步判断破损点的大小。

皮尔逊检测技术的操作简单，方便快捷，检测准确率高，适合于油气长输管道及城市管网的检测。但是此方法容易受到外界电流的干扰，抗干扰能力差，不能判断防腐层剥离的程度，且缺陷检测取决于操作员的熟练技能。

3.2 多频管中电流法（PCM）

多频管中电流法又称电流衰减法，目前的使用率较高。进行管道外检测时，使用发射机向管道输入某一频率的电流信号，其电流强度从发射机开始随距离的增大而减小。若管道外的防腐层完好，随着管道的延伸，电流的衰减比较稳定；若管道外的防腐层存在损伤，或与其它金属设施有接触时，电流会通过防腐层漏点流向土壤中，并且此处电流信号的衰减程度会迅速加大。现场检测人员通过专用的接收机以及A 字架进行辅助检测，从而精确判定管道防腐层的异常位置。

通过分析检测过程中电流信号的衰减变化情况，能够判断出管道防腐层防护质量的优劣，进而对防腐层的防护等级进行判定。检测仪器的功率较大，能够快速探测整条管线的防腐层状况，但易受到外界杂散电流和磁场环境的干扰，会导致检测结果的不确定性。

3.3 直流电位梯度法（DCVG）

直流电位梯度法适用于管道防腐层破损点的检测，检出率高。检测油气管道防腐层破损点的阴极保护电流（CP）与土壤环境构成电位梯度的变化，在破损点，电位梯度的变化最大，此处管道附近的电场密度也最大；电位梯度的变化即土壤的IR 降，依据IR 降的百分比（IR%），可计算防腐层破损的大小和严重程度。

该方法在检测过程中不受外界杂散电流的干扰，抗干扰能力强，可以同时对并行管道进行检测，准确度较高，能够确定防腐层的破损大小，判断管体腐蚀的活性。但若管道附近管地的电位不清楚，则不能确定防腐层的破损情况，且土壤的电阻率会对检测结果产生一定的影响。

3.4 标准管-地电位测试技术（P/S）

P/S 检测技术主要是针对阴极保护有效性的检测方法。通常在长输管道沿线，每隔一定的距离，均有阴极保护测试桩。使用硫酸铜参比电极和万用表可测量管道和大地间的电位，研究管道沿线电位的变化分布状况，可检测判定管段的阴极保护有效性。通常采用直接测量通电电位和进行管道通/断电电位两种电位测量方式。采用通/断电电位，可以确定土壤的IR 降，采用通电电位测量，则操作简单方便，且根据管道沿线通电电位的变化情况，能够评定管道阴极保护的有效性和防腐层情况。虽然这两种方式都可以评价管道阴极的保护效果，但是直接测量通电的电位变化，更适合应用于管道的日常监测和管理工作。

P/S 检测技术能够有效评估防腐层的质量和管道阴极保护的有效性，且检测速度快；但不能准确定位管道防腐层的缺陷位置，以及破损点的尺寸参数，只能进行大概评价和用于日常监测工作。

3.5 密间隔电位测试法（CIPS/CIS）

密间隔电位测试法与标准管-地电位测试技术（P/S）的原理相似，经常用于管道阴极保护的有效性检测。原理是沿着管道上方地面，以较小的固定间距，测量管道和大地间的电位变化，通过检测管地通断电位的变化，分析判断阴极保护系统的有效性。

这种方法可以间接测量防腐层的破损点位置，评估防腐层的完整性，但方法对操作者经验的依赖性强，检测速度慢，容易受到外部因素的干扰，易对检测结果产生较大误差。

3.6 其他地面管道非开挖检测技术

近年来，随着油气长输管道非开挖地面检测技术的发展，瞬变电磁技术（TEM）、超声导波技术、磁应力检测技术（MTM）、NoPig[6]等检测技术，在特定管道的检测方面，也拥有广阔的发展空间和应用前景。

TEM 技术无需清管即可获得管道的平均壁厚及金属损失量等信息，但无法检出点缺陷和缺陷面积，主要应用于埋深较浅的油田集输管道。超声导波检测技术能够定位整个管道的缺陷及各焊缝的位置信息，但是无法准确获得缺陷的尺寸参数，主要应用于站场管道，在金属套管穿越管段也有很大的应用优势。MTM 检测技术基于金属磁记忆效应，可以检测管道的金属损失和应力集中缺陷，但是容易受到外界电磁场的干扰。

总之，上述几种检测技术均能适用于在役管道的非开挖外检测，不影响管道的安全运行，而且操作简单，适合局部管段的快速检测。但是对于长输管道，整体的检测效率不高，检测精度低，只能判别缺陷相对严重的管段，检测技术有待进一步发展。

4 管道检测技术应用中存在的问题和发展趋势

4.1 内检测技术存在的问题

目前我国油气长输管道的内检测技术虽然有了快速提高，但仍存在一些技术问题：①各种内检测器对于缺陷类型的描述、判断均存在不足；②我国油气长输管道主要是跨越戈壁沙漠或特殊的地质环境，温度和压力的变化会影响检测器的检测精度，不可避免地导致检测结果产生误差，甚至损伤检测器；③对于检测结果的分析不一致，更多的要依赖检测人员的经验性判断；④目前的检测诊断和分析只是在二维角度，还没有三维层面的检测分析，不能直观地观察缺陷的类型。

4.2 外检测技术存在的问题

对管道实行外检测，能够检测防腐层和阴极保护系统的运行状况，评价其有效性，为实现周期性外检测提供数据支撑。目前管道外检测技术的种类很多，各有优缺点。管道外检测技术也存在一些问题：①单一检测技术具有局限性，建议在实际检测中，将各外检测方法配合使用，以获得可靠的外检测结果；②含套管或者不具备外检测条件的实际穿越管段，由于检测人员无法接近，不能直接进行外检测和开挖检查；③存在杂散电流干扰的管段，对各种基于电磁检测技术的检测设备的干扰性较强，会影响检测精度；④存在防腐层破损或者剥离的管段，由于阴极保护电流的保护效果良好，部分外检测技术无法实施。总之在特殊情况下，上述问题都是管道外检测技术亟待解决的重点问题。

4.3 管道内外检测技术的发展趋势

1）为了保障油气长输管道的安全运行，需要定期开展内检测和外腐蚀检测，因此需要研发内外组合式检测设备，以及能适应多种环境条件的多功能检测设备；

2）开发能够用三维图像直观显示管道缺陷状况的检测设备，以便更直观地分析缺陷的尺寸参数；

3）提高内检测器的探头和传感器的检测质量，研发高精度的智能检测器；

4）开展裂纹型和针孔腐蚀缺陷的检测器和检测技术的研究；

5）对内外检测技术的检测步骤和检测结果的分析方法进行标准化处理，编制行业和国家标准规范，形成统一和公认的评价标准。

5 结语

随着我国对石油天然气消费需求的增加，国家加大了对油气长输管道的安全监管力度。尽早发现并修复管体和管道防腐层缺陷，保障管道的完整性和安全运行极其重要。管道内外检测是管道完整性评价的基础和前提，是保障管道安全运行的重要环节。管道的外检测技术主要检测管道沿线杂散电流的干扰情况、外防腐层的完整性和阴极保护系统的有效性；内检测技术是对管体的金属损失、气孔、夹渣等应力腐蚀缺陷以及环焊缝的异常情况进行检测，都具有针对性。油气管道检测公司应根据待检测管道的实际情况，采取多种内、外检测技术联合检测，从而获得更加精确、全面、完善的检测数据，为后期管道的周期性检测和维护工作提供科学依据。