天然气埋地钢质管道检测技术 ppt
- 格式：ppt
- 大小：7.54 MB
- 文档页数：58
下载文档原格式
合集下载
埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术模版
埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术模版泄漏检测管理与技术模版一、引言随着城市化进程的不断推进，越来越多的地下燃气管道被铺设起来，为人们的日常生活提供了便利。
然而，由于管道老化、施工质量不过关等原因，燃气管道泄漏等安全问题时有发生。
为了提高燃气管道的安全性，必须加强泄漏检测的管理与技术，及时发现并及时处理问题。
二、泄漏检测管理1. 泄漏检测管理组织体系：①成立专门的泄漏检测管理组织，负责制定管理规范和技术要求，统一指导各地燃气管道泄漏检测工作。
②明确各级责任，建立健全泄漏检测的管理体系，确保相关工作的顺利进行。
③建立健全相关制度，包括泄漏检测计划制定、责任人员安排、检测方法选择、结果评估等。
2. 泄漏检测设备和工具：①配置专业的检测设备和工具，确保对燃气管道进行全面、准确的泄漏检测。
②定期对检测设备和工具进行维护和校准，确保其正常运行和准确性。
3. 泄漏检测培训：①对泄漏检测人员进行培训，提高其专业技术水平，熟悉常见的泄漏检测方法和技术。
②培训内容包括泄漏检测的原理、操作流程、注意事项等。
③定期组织泄漏检测人员的知识考核和技能评估，确保其能够胜任相关工作。
三、泄漏检测技术1. 常见的泄漏检测方法：①压力法：通过对管道进行增压，观察是否有压力下降或泄漏声音等来判断是否有泄漏。
②涂泡沫剂法：将含有泡沫剂的溶液涂抹在管道附近，观察是否产生泡沫来判断是否有泄漏。
③红外线扫描法：使用红外线传感器对管道进行扫描，观察是否有热点来判断是否有泄漏。
④气体检测仪法：使用专业的气体检测仪进行检测，观察是否有特定气体的浓度增加来判断是否有泄漏。
2. 泄漏检测技术的注意事项：①选择适合的泄漏检测方法，根据实际情况选择最为准确、方便的检测方法。
②检测时需注意安全，防止因操作不当导致事故的发生。
③检测的环境应保持良好，避免外界因素对检测结果的影响。
四、泄漏检测管理与技术的应用1. 燃气管道的定期泄漏检测：①制定泄漏检测计划，对燃气管道进行定期泄漏检测，确保安全运行。
埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术
埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术【引言】随着城市发展和人口增长，燃气作为一种清洁、高效的能源，广泛用于居民生活和工业生产中。
然而，燃气泄漏的问题给人们的生命和财产安全带来了巨大的威胁。
为了及时发现和处理燃气管道的泄漏情况，保障人民群众的生命财产安全，需要建立一套科学有效的泄漏检测管理与技术体系。
本文将结合实际情况，系统地介绍埋地钢质燃气管道泄漏检测管理与技术。
【一、概述】埋地钢质燃气管道泄漏检测管理与技术是指利用科学的方法和先进的技术手段，对燃气管道进行泄漏检测、监控和管理，预防和减少燃气泄漏事故的发生。
该技术主要包括泄漏检测装置、泄漏监测系统、泄漏管理流程等。
【二、泄漏检测装置】泄漏检测装置是进行燃气管道泄漏检测的重要设备，其功能是及时探测出泄漏信号，发出警报和采取相应措施。
泄漏检测装置可分为两类：定点式和移动式。
1.定点式泄漏检测装置定点式泄漏检测装置是安装在固定位置的设备，用于对燃气管道的泄漏情况进行监测和检测。
这类装置通常包括传感器、报警装置和监测系统等。
传感器可以通过检测燃气浓度或压力变化等参数，来发现管道泄漏的异常信号。
一旦检测到泄漏情况，报警装置会发出警报信号，同时监测系统也会记录并报告泄漏位置和程度。
2.移动式泄漏检测装置移动式泄漏检测装置是可以携带的设备，可用于快速检测燃气管道泄漏情况。
这类装置通常包括便携式探测器、移动报警装置和数据记录仪等。
便携式探测器可以通过检测燃气浓度、温度、湿度等参数，来发现管道泄漏的痕迹。
移动报警装置会在检测到泄漏情况时发出警报信号，数据记录仪则用于记录和分析泄漏情况，帮助后续处理和管理。
【三、泄漏监测系统】泄漏监测系统是对整个燃气管道网络进行泄漏监控和管理的系统，具有实时性和完整性等特点。
该系统包括数据采集、传输和分析等环节。
1. 数据采集泄漏监测系统需要通过传感器等设备对燃气管道进行数据采集，包括燃气浓度、压力、流量等参数。
采集到的数据需要具备准确性和可靠性，以便后续的数据分析和处理。
石油天然气钢质管道无损检测-SY-T4109ppt课件
探头与探伤仪应有良好的匹配性能，在扫查灵敏度 的条件下，探头的始脉冲宽度应小于或等于2.5mm。
检测外径为57㎜～140㎜的对接环焊缝时，探头的接 触面应与管子外表面紧密接触，其边缘与管子外表 面的间隙不应大于0.5mm。
9
检测准备
检测面 探头移动区应清除飞溅、锈蚀、油污及其他外部
杂质，检测表面应修磨平整光滑，其表面粗糙度不应 超过6.3μm。焊缝及检测面应经外观检查合格方可进行 检测。
17
适用管外径范围Φ mm
57～89 ＞89～140 ＞140～210 ＞210～360 ＞360～600
＞600
SRB对比试块
说明：Φ---被检管线外径； T---被检管线公称壁厚； h---内壁环状矩形槽的槽深； h=10%T且h≤1.5mm。
18
声能损失
19
仪器性能的调节
直探头测定，垂直线性，水平线性 斜探头测定，入射点，前沿距离，分辨力，折射角，
检测横向缺欠时，应将波幅曲线灵敏度均提高6dB。 检测时，可在焊接接头两侧边缘使探头与焊接接头 中心线成10°～20°作两个方向的斜平行扫查。
13
2、前后、左右、转角、环绕扫查 ▪前后扫查：确定缺陷水平距离和深度 ▪左右扫查：测定缺陷指示长度
▪转角扫查：确定缺陷取向 ▪环绕扫查：确定缺陷形状
14
10
探头移动要求
探头移动区的确定应符合下列规定：
1.采用一次反射法检测时，探头移动区不应小于1.25P， P应按式（6.7.3）计算：
P=2KT
（6.7.3）
式中：P—跨距（mm）；
T—板厚（mm）；
K—声束在工件中的折射角β的正切值（tanβ）。
2.采用直射法检测时，探头移动区不应小于0.75P。
检测外径为57㎜～140㎜的对接环焊缝时，探头的接 触面应与管子外表面紧密接触，其边缘与管子外表 面的间隙不应大于0.5mm。
9
检测准备
检测面 探头移动区应清除飞溅、锈蚀、油污及其他外部
杂质，检测表面应修磨平整光滑，其表面粗糙度不应 超过6.3μm。焊缝及检测面应经外观检查合格方可进行 检测。
17
适用管外径范围Φ mm
57～89 ＞89～140 ＞140～210 ＞210～360 ＞360～600
＞600
SRB对比试块
说明：Φ---被检管线外径； T---被检管线公称壁厚； h---内壁环状矩形槽的槽深； h=10%T且h≤1.5mm。
18
声能损失
19
仪器性能的调节
直探头测定，垂直线性，水平线性 斜探头测定，入射点，前沿距离，分辨力，折射角，
检测横向缺欠时，应将波幅曲线灵敏度均提高6dB。 检测时，可在焊接接头两侧边缘使探头与焊接接头 中心线成10°～20°作两个方向的斜平行扫查。
13
2、前后、左右、转角、环绕扫查 ▪前后扫查：确定缺陷水平距离和深度 ▪左右扫查：测定缺陷指示长度
▪转角扫查：确定缺陷取向 ▪环绕扫查：确定缺陷形状
14
10
探头移动要求
探头移动区的确定应符合下列规定：
1.采用一次反射法检测时，探头移动区不应小于1.25P， P应按式（6.7.3）计算：
P=2KT
（6.7.3）
式中：P—跨距（mm）；
T—板厚（mm）；
K—声束在工件中的折射角β的正切值（tanβ）。
2.采用直射法检测时，探头移动区不应小于0.75P。
天然气埋地钢质管道检测技术60页PPT
拉
60、生活的道路一旦选定，就要勇敢地 走到底 ，决不 回头。 ——左
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
45、法律的制定是为了保证每一个人 自由发 挥自己 的才能 ，而不 是为了 束缚他 的才能 。—— 罗伯斯 庇尔
56、书不仅是生活，而且是现在、过 去和未 来文化 生活的 源泉。 ——库 法耶夫 57、生命不可能有两次，但许多人连一 次也不 善于度 过。— —吕凯 特 58、问渠哪得清如许，为有源头活水来 。—— 朱熹 59、我的努力求学没有得到别的好处， 只不过 是愈来 愈发觉 自己的 无知。 ——笛 卡儿
天然气埋地钢质管道检测技 术
41、实际上，我们想要的不是针对犯 罪的法 律，而 是针对 疯狂的 法律。 ——马 克·吐温 42、法律的力量应当跟随着公民，就 像影子 跟随着 身体一 样。— —贝卡 利亚 43、法律和制度必须跟上人类思想进 步。— —杰弗 逊 44、人类受制于法律，法律受制于情 理。— —托·富 勒
60、生活的道路一旦选定，就要勇敢地 走到底 ，决不 回头。 ——左
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
45、法律的制定是为了保证每一个人 自由发 挥自己 的才能 ，而不 是为了 束缚他 的才能 。—— 罗伯斯 庇尔
56、书不仅是生活，而且是现在、过 去和未 来文化 生活的 源泉。 ——库 法耶夫 57、生命不可能有两次，但许多人连一 次也不 善于度 过。— —吕凯 特 58、问渠哪得清如许，为有源头活水来 。—— 朱熹 59、我的努力求学没有得到别的好处， 只不过 是愈来 愈发觉 自己的 无知。 ——笛 卡儿
天然气埋地钢质管道检测技 术
41、实际上，我们想要的不是针对犯 罪的法 律，而 是针对 疯狂的 法律。 ——马 克·吐温 42、法律的力量应当跟随着公民，就 像影子 跟随着 身体一 样。— —贝卡 利亚 43、法律和制度必须跟上人类思想进 步。— —杰弗 逊 44、人类受制于法律，法律受制于情 理。— —托·富 勒
燃气管道的检验ppt医学课件
(五)所在地发生滑坡、泥石流等重大地质灾害的; (六)有重大改造维修的。
第十二条 使用单位应当根据检验周期，对 GBI-III级次高 压燃气管道制定全面检验和合于使用评价计划，对 GBl-IV 级次高压燃气管道、 GBl-V级和 GBl-VI级中压燃气管道、 GB2级热力管道，制定全面检验计划，并且及时向压力管 道使用登记部门申报全面检验、合于使用评价计划，在合 于使用评价或者全面检验有效期届满前 1个月之前向检验 机构、评价机构提出全面检验、合于使用评价要求，安排 全面检验、合于使用评价工作。
第十八条 有下列情况之一的管道，应当按照许用压力进 行耐压强度校核:
(一)全面减薄量超过管道公称壁厚 20%的； (二)操作参数发生增大的； (三)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的。
耐压强度校核参照相应国家标准或者行业标准的规定进行。
第十九条 有下列情况之一的管道，应当进行应力分析校 核:
(三)合于使用评价，在全面检验之后进行。合于使用评价包 括对管道进行的应力分析计算；对危害管道结构完整性的 缺陷进行的剩余强度评估与超标缺陷安全评定；对危害管
道安全的主要潜在危险因素进行的管道剩余寿命预测、以
及在一定条件下开展的材料适用性评价。
定期检验中的全面检验和合于使用评价，应当采用完整性 管理理念中的检验检测评价技术，开展基于风险的检验检 测，并且确定管道的事故后果严重区。
(一)允许使用，检查结果符合有关安全技术规范的规定；
(二)进行全面检验，发现存在超出有关安全技术规范规定 的缺陷，并且不能满足安全使用要求。
第三章 全面检验与合于使用评价
第一节 全面检验
第十三条 全面检验前，检验机构应当对提交和收集的以 下资料进行审查、分析:
(一)设计图纸、文件与有关强度计算书； (二)管道元件产品质量证明资料； (三)安装监督检验证明文件、安装及其竣工验收资料； (四)管道使用登记证；
第十二条 使用单位应当根据检验周期，对 GBI-III级次高 压燃气管道制定全面检验和合于使用评价计划，对 GBl-IV 级次高压燃气管道、 GBl-V级和 GBl-VI级中压燃气管道、 GB2级热力管道，制定全面检验计划，并且及时向压力管 道使用登记部门申报全面检验、合于使用评价计划，在合 于使用评价或者全面检验有效期届满前 1个月之前向检验 机构、评价机构提出全面检验、合于使用评价要求，安排 全面检验、合于使用评价工作。
第十八条 有下列情况之一的管道，应当按照许用压力进 行耐压强度校核:
(一)全面减薄量超过管道公称壁厚 20%的； (二)操作参数发生增大的； (三)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的。
耐压强度校核参照相应国家标准或者行业标准的规定进行。
第十九条 有下列情况之一的管道，应当进行应力分析校 核:
(三)合于使用评价，在全面检验之后进行。合于使用评价包 括对管道进行的应力分析计算；对危害管道结构完整性的 缺陷进行的剩余强度评估与超标缺陷安全评定；对危害管
道安全的主要潜在危险因素进行的管道剩余寿命预测、以
及在一定条件下开展的材料适用性评价。
定期检验中的全面检验和合于使用评价，应当采用完整性 管理理念中的检验检测评价技术，开展基于风险的检验检 测，并且确定管道的事故后果严重区。
(一)允许使用，检查结果符合有关安全技术规范的规定；
(二)进行全面检验，发现存在超出有关安全技术规范规定 的缺陷，并且不能满足安全使用要求。
第三章 全面检验与合于使用评价
第一节 全面检验
第十三条 全面检验前，检验机构应当对提交和收集的以 下资料进行审查、分析:
(一)设计图纸、文件与有关强度计算书； (二)管道元件产品质量证明资料； (三)安装监督检验证明文件、安装及其竣工验收资料； (四)管道使用登记证；
埋地钢质输气管道的检测与评估技术
埋地钢质输气管道的检测与评估技术薛吉明3 李存峰 李建刚(中原油气高新股份有限公司天然气产销厂) 薛吉明 李存峰等:埋地钢质输气管道的检测与评估技术,油气储运,2004,23(11)9～11,24。
摘 要 针对运行多年的输气管道出现的防腐层龟裂、破损和剥离以及管道承压能力下降的状况,提出了以多种检测方法为基础,采用相关理论和标准解决管道防腐层问题和对管道的剩余寿命进行评估的方法。
认为通过检测与评估技术的应用,可以实现管道运行状态的监控,保障输气管道的安全运行。
主题词 输气管道 检测 评估 技术 应用一、管道防腐层的地面检测与检测坑检测管道防腐层检测是埋地管道评价的第一步,通过防腐层检测,要找出管体腐蚀损坏最严重的部位,为管道体积型缺陷的测量及无损探伤提供依据。
管道防腐层的检测有两种方法,即皮尔逊法(人体电容法)和多频管中电流法(PCM电流梯度法)。
地下检测常用检测坑法。
1、 挖坑检测的目的为了解管道内外腐蚀状况与焊缝质量,并为管道剩余强度评价提供必要的数据,应对管道进行现场挖坑检测。
主要检测项目包括管道外腐蚀检测、防腐层粘结力检测、腐蚀产物的检测判定、管道壁厚测试、焊缝质量检测、防腐层质量检测等。
26℃,输量保持在近6000t/d。
东营首站以原油为溶剂,在75℃条件下按10%的浓度在反应釜复配B EM23溶液。
首站热处理温度为60～65℃,加剂浓度为50g/t。
在单纯加热处理输送时,最低进站温度为30℃,添加B EM23降凝剂后,最低进站温度可降至26℃左右。
与不加剂原油相比,平均进站温度可降低4℃左右,最小启输量由410×104t/a降到200×104t/a。
由此可见,添加B EM23降凝剂后管道运行的安全性将大大提高,能保证东黄老线超低输量下安全平稳运行。
2、 国外长输管道减输实例(1)1969年,德国鹿特丹—莱茵管道输送利比亚原油(倾点为21℃)。
加入浓度为20g/t的降凝剂后,原油倾点降到-14℃。
天然气埋地钢质管道检测技术
26
4、密间隔电位测试法（CIPS）
能指示管道沿线的CP（阴保）效果，指出缺陷的严重 性，并自动采集数据样。缺点是检测时需步行整个管线，检 测结果不能指示涂层的剥离，还可能受到干扰电流的影响， 需拖拉电缆，使用范围有一定的限制。
代表仪器是加拿大Cathodic Technology Company生产 的Hexcorder LIPS。
第一节 管道内检测技术
管道内检测技术按其工作原理可分为漏磁检测、超声检 测、涡流检测等几种类型。
1、漏磁腐蚀检测原理
检测器携带的磁铁在管壁全圆周上产生一个纵向磁回 路场。当检测器在管内行走时，如果管壁没有缺陷，则磁
力线囿于管壁之内，如果管内壁或外壁有缺陷，则磁力线
将穿过管壁之外而产生漏磁MFL （Magnetic Flux Leakage ）。
代表仪器为江苏海安仪表厂生产的SL型系列地下管道防 腐层探测检漏仪。
3、电流衰减法（多频管中电流法PCM）
其基本原理是在具有防腐层的埋地金属管道上施加一个 交变电流信号，由于管道与地面之间分布电容及防腐层绝缘 电阻的存在，所施加的电流 I 沿管道流动并随着距离 X 的增 加随指数衰减，即：
式中，衰减系数α与管道防腐层的技术状况有着密切的 关系。
3、电流衰减法（多频管中电流法PCM）
测量结果可绘制出IdB- X和Y- X曲线。当防护层有破损 时，部分电流将从该处流入土壤，X曲线有异常衰减，在YX曲线上出现明显的脉冲，如图2所示，可以断定此处即为 破损点。
3、电流衰减法（多频管中电流法PCM）
该方法属于非接触地面检测，通过磁场变化判断防腐层的状况，因 而受地面环境状况影响较小，可以对埋地管道进行准确定位，确定防腐 层破损点位置，并能分段计算防腐层的绝缘电阻，对防腐层的状况进行 整体评价。 工程测量中所使用的仪器轻便，操作也比较简单，用户反应良好， 目前在油田系统、公用行业、石化企业等领域应用广泛。但由于检测磁 场是由电流的感应所产生，受到磁场叠加及介质的影响，对相邻比较近 的多条管道难以分辨，在管道交叉、拐点处以及存在交流电流干扰时， 所测得的数据难以反应管道防腐层的真实状况。同时，该方法受到一些 管道自身条件的约束，比如对于一些有局部牺牲阳极保护的管道，为限 制阴极保护范围而设有绝缘法兰的管段等。 主要代表仪器是英国公司生产的RD400—PCM检测仪。
4、密间隔电位测试法（CIPS）
能指示管道沿线的CP（阴保）效果，指出缺陷的严重 性，并自动采集数据样。缺点是检测时需步行整个管线，检 测结果不能指示涂层的剥离，还可能受到干扰电流的影响， 需拖拉电缆，使用范围有一定的限制。
代表仪器是加拿大Cathodic Technology Company生产 的Hexcorder LIPS。
第一节 管道内检测技术
管道内检测技术按其工作原理可分为漏磁检测、超声检 测、涡流检测等几种类型。
1、漏磁腐蚀检测原理
检测器携带的磁铁在管壁全圆周上产生一个纵向磁回 路场。当检测器在管内行走时，如果管壁没有缺陷，则磁
力线囿于管壁之内，如果管内壁或外壁有缺陷，则磁力线
将穿过管壁之外而产生漏磁MFL （Magnetic Flux Leakage ）。
代表仪器为江苏海安仪表厂生产的SL型系列地下管道防 腐层探测检漏仪。
3、电流衰减法（多频管中电流法PCM）
其基本原理是在具有防腐层的埋地金属管道上施加一个 交变电流信号，由于管道与地面之间分布电容及防腐层绝缘 电阻的存在，所施加的电流 I 沿管道流动并随着距离 X 的增 加随指数衰减，即：
式中，衰减系数α与管道防腐层的技术状况有着密切的 关系。
3、电流衰减法（多频管中电流法PCM）
测量结果可绘制出IdB- X和Y- X曲线。当防护层有破损 时，部分电流将从该处流入土壤，X曲线有异常衰减，在YX曲线上出现明显的脉冲，如图2所示，可以断定此处即为 破损点。
3、电流衰减法（多频管中电流法PCM）
该方法属于非接触地面检测，通过磁场变化判断防腐层的状况，因 而受地面环境状况影响较小，可以对埋地管道进行准确定位，确定防腐 层破损点位置，并能分段计算防腐层的绝缘电阻，对防腐层的状况进行 整体评价。 工程测量中所使用的仪器轻便，操作也比较简单，用户反应良好， 目前在油田系统、公用行业、石化企业等领域应用广泛。但由于检测磁 场是由电流的感应所产生，受到磁场叠加及介质的影响，对相邻比较近 的多条管道难以分辨，在管道交叉、拐点处以及存在交流电流干扰时， 所测得的数据难以反应管道防腐层的真实状况。同时，该方法受到一些 管道自身条件的约束，比如对于一些有局部牺牲阳极保护的管道，为限 制阴极保护范围而设有绝缘法兰的管段等。 主要代表仪器是英国公司生产的RD400—PCM检测仪。
埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术通用版
解决方案编号：YTO-FS-PD846埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术通用版The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation.标准/ 权威/ 规范/ 实用Authoritative And Practical Standards埋地钢质燃气管道的泄漏检测管理与技术通用版使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。
文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。
城市燃气管网是城市的基础设施之一，近几年随着经济的快速发展，城市燃气管网建设发展很快。
特别是随着人民生活水平的提高，人们对环境改善的呼声也日益高涨，而长庆气田、青海气田、新疆气田以及四川气田勘探工作的新进展为国家实施西气东输、全国天然气联网计划以及最终实现蓝天工程提供了气源保证。
因此，未来十年是我国燃气管网建设的新一轮高潮。
如何防止地下燃气管道泄漏或如何在泄漏发生时及时发现以避免安全事故是管道气公司面临的课题之一。
一、地下燃气管道泄漏特点地下燃气管道输送的介质是气体，由于气体的极易扩散性，因此，泄漏的气体一般沿着易于扩散的通道扩散，这些通道一般是燃气管道附近的地下裂缝、排水管道、电信管道或电力沟、暖气沟等，最终通过窨井扩散到地面。
这些正是大部分爆炸事故是沿着以上管道纵向爆炸的原因。
二、地下燃气管道的泄漏管理1．管理原则埋地钢质燃气管道泄漏管理应侧重于以预防为主，检测为辅的手段。
地下管道气体泄漏一般是由以下因素引起：(1)施工时接口焊接不严；(2)长期的地面交通压力导致管道接口开焊或断裂；(3)地下管道腐蚀；(4)突发性意外损害。
天然气管道安全检测技术6.19
超声波检测可分为超声波探伤和超声波测厚以及超声波测 晶粒度、测应力等。在超声探伤中，有根据缺陷的回波和底面 的回波进行判断的脉冲反射法；有根据缺陷的阴影来判断缺陷 的穿透法；还有由被检物产生驻波来判断缺陷情况或者判断板 厚的共振法。
第二节 管道管体腐蚀和焊接缺陷的检测技术
2.1.2.2．超声检测工艺要点 1）检测方法分类
第二节 管道管体腐蚀和焊接缺陷的检测技术
2.1.1.2射线检测方法的优缺点 1）检测结果有直接记录——底片（也有可直接转为数字射线成像方法）。 2）可以获得缺陷的投影图像，缺陷定性定量准确。 3）体积型缺陷检出率较高，而面积型缺陷的检出率受很多因素影响。 4）适宜检验较薄的工件而不适宜较厚的工件。 5）适宜检测对接焊缝，检测角焊缝效果较差，不宜检测板材、棒材、锻件。 6）有些试件结构和现场条件不适合射线照相。 7）对缺陷在工件中厚庋方向的位置、尺寸（高度）确定比较困难。 8）检测成本高。 9）射线照相检测速度慢。 10）射线对人体有伤害。
射线照相法是指用X射线或γ射线穿透试件，以胶片作为记录信息 的器材的无损检测方法，该方法是最基本的、应用最广泛的一种射线 检测方法。
第二节 管道管体腐蚀和焊接缺陷的检测技术
2.1.1.1射线检测设备
1）X射线探伤机 X射线探伤机主要组成部分包括机头、高压发生装置、供电及控 制系统、冷却和防护设施四部分。 移动式X射室内的射线探伤。移动式X射线探伤机具有较高的管 电压可达450kV，管电流可达20mA，最大可穿透厚度可达100mm，它 的高压发生装置、冷却装置与X射线机头都分别独立安装。 携带式X射线探伤机主要用于现场射线照相，管电压一般小于 320kV，最大穿透厚度约为50mm。
目录
3.管道泄漏检测技术 3.1、巡线观察法 3.2 空气采样法 3.3 热红外成像法 3.4 气体成像法 3.5 超声导波检测法 3.6 声波法 4 管道内检技术 4.1 国内外管道内检测技术现状 4.2 常见的管道内检测技术 4.3 管道变形检测技术 4.4 管道漏磁内检测技术 4.5 超声内检测技术 4.6 电磁超声内检测技术
第二节 管道管体腐蚀和焊接缺陷的检测技术
2.1.2.2．超声检测工艺要点 1）检测方法分类
第二节 管道管体腐蚀和焊接缺陷的检测技术
2.1.1.2射线检测方法的优缺点 1）检测结果有直接记录——底片（也有可直接转为数字射线成像方法）。 2）可以获得缺陷的投影图像，缺陷定性定量准确。 3）体积型缺陷检出率较高，而面积型缺陷的检出率受很多因素影响。 4）适宜检验较薄的工件而不适宜较厚的工件。 5）适宜检测对接焊缝，检测角焊缝效果较差，不宜检测板材、棒材、锻件。 6）有些试件结构和现场条件不适合射线照相。 7）对缺陷在工件中厚庋方向的位置、尺寸（高度）确定比较困难。 8）检测成本高。 9）射线照相检测速度慢。 10）射线对人体有伤害。
射线照相法是指用X射线或γ射线穿透试件，以胶片作为记录信息 的器材的无损检测方法，该方法是最基本的、应用最广泛的一种射线 检测方法。
第二节 管道管体腐蚀和焊接缺陷的检测技术
2.1.1.1射线检测设备
1）X射线探伤机 X射线探伤机主要组成部分包括机头、高压发生装置、供电及控 制系统、冷却和防护设施四部分。 移动式X射室内的射线探伤。移动式X射线探伤机具有较高的管 电压可达450kV，管电流可达20mA，最大可穿透厚度可达100mm，它 的高压发生装置、冷却装置与X射线机头都分别独立安装。 携带式X射线探伤机主要用于现场射线照相，管电压一般小于 320kV，最大穿透厚度约为50mm。
目录
3.管道泄漏检测技术 3.1、巡线观察法 3.2 空气采样法 3.3 热红外成像法 3.4 气体成像法 3.5 超声导波检测法 3.6 声波法 4 管道内检技术 4.1 国内外管道内检测技术现状 4.2 常见的管道内检测技术 4.3 管道变形检测技术 4.4 管道漏磁内检测技术 4.5 超声内检测技术 4.6 电磁超声内检测技术
最新整理石油天然气钢质管道无损检测(最终版)演示教学
一、概述1 SY/T4109-2005编制背景和简要经过随着我国石油天然气管道工程建设的发展，管道无损检测技术也得到了很大的发展。
同时管道工程施工技术，特别是管道焊接技术的发展，对无损检测技术提出了新的要求。
为确保工程质量，进一步完善无损检测标准，根据原国家石油和化学工业局《关于下达2001年石油天然气、石油化工行业标准、修订项目计划的通知》（国石化政发（2000）410号）文件要求，由石油天然气管道局盘锦北方无损检测公司负责对SY4056-93《石油天然气管道对接焊缝射线照相及质量分级》、SY4065-93《石油天然气管道对接焊缝超声波探伤及质量分级》、SY/T 0444-98《常压钢制焊接储罐及管道磁粉检测技术标准》及SY/T 0443-98《常压钢制焊接储罐及管道渗透检测技术标准》进行了整合修订，修订后标准名称为《石油天然气钢质管道无损检测》。
本标准在修订过程中，编制人员遵照国家有关方针政策，进行了比较广泛的调查研究，在全面总结和吸纳多年石油天然气钢质管道无损检测经验和技术，充分考虑石油天然气钢质管道工程施工实际特点的基础上，积极参照采用国外有关先进标准，并多次以发函或会议形式征求相关方意见，经反复修改形成送审稿，于2004年12月在海南三亚通过了由石油工程建设专业标准化委员会施工分标委组织的标准审查会的审查。
2 SY/T4109-2005修订的指导思想（1）目前石油天然气管道（含集输管道及其站场），特别是油气长输管道正向着大口径、大壁厚、高钢级及高压力方向发展，而与之相配套的先进的焊接和无损检测技术及设备也在广泛采用。
作为无损检测标准，必须适应和满足这种变化。
另外，管道施工建设不仅要占领国内市场，而且还要走向世界。
因此，与国外标准接轨也是本次标准修订应考虑的的一个重要因素。
（2）在检测工艺方面，应总结我国石油天然气企业在国内外长输管道施工检测的成功经验，积极吸纳国内外相关标准的长处来修订。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
17
2、Pearson测试法
Pearson 测试技术的工作原理为在管道－大地之间施以 1000Hz 的交 流信号，该交流电流便会在管道防腐层的破损点处流失到大地土壤中， 因而在破损点的上方地表面形成了一个交流电压梯度。
如图 所示，两名操作者相距 3～6m 沿管线上方检测地面电压梯度。 一般两个检测电极可分别由两个操作人员的人体代替，用人体对地的耦 合电容来检测电压梯度信号，并通过链式电缆传送到接收装置，经过滤 波放大后，由指示仪表指示检测结果。故该方法又称为“人体阻容法”。
如四川输气管网投产后，H2S含量偏高，加上材质和制 造质量不佳，应力腐蚀破裂事故已开始出现；早期铺设管道 的石油沥青涂层老化，已达到寿命年限。为保证管道运输安 全，对现役管道实施在线检测势在必行。
3
前言
埋地钢质管道检测技术包括内检测与外检测。 管道内检测技术是将各种无损检测（NDT）设备加载到清 管器（PIG）上，将原来用做清扫的非智能PIG 改为有信息 采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器（SMART PIG），通过清管器在管道内的运动，达到检测管道缺陷的 目的，真实地检测和记录包括管道的基本尺寸（壁厚及管 径）、管线直度、管道内外腐蚀状况（腐蚀区大小、形状、 深度及发生部位）、焊缝缺陷以及裂纹等情况。 。 外检测主要是指在地面不开挖条件下，对埋地钢质管道外 覆盖层以及阴极保护效果进行检测评价。
4
第一节 管道内检测技术
管道内检测技术按其工作原理可分为漏磁检测、超声检 测、涡流检测等几种类型。
5
1、漏磁腐蚀检测原理 ➢ 检测器携带的磁铁在管壁全圆周上产生一个纵向磁回
路场。当检测器在管内行走时，如果管壁没有缺陷，则磁 力线囿于管壁之内，如果管内壁或外壁有缺陷，则磁力线 将穿过管壁之外而产生漏磁MFL （Magnetic Flux Leakage ）。
➢ 只能在液体内运行； ➢ 一般来说，超声波检测器对管道内清洁度的要求比漏磁
检测器更高； ➢ 数据精度高，尤其是缺陷的深度和长度这些影响计算最
大允许操作压力（MAOP）的计算结果精度的因素； ➢ 由于是直接测量壁厚，所以结果的解释简单易理解。
14
超声波检测器特点
➢ 超声波管道检测器对管道检测环境要求高，不适用 于气管线，而我国原油含蜡高，管内壁蜡层会对超声波 信号造成严重衰减，制约了这种设备的应用。
专题 埋地钢质管道检测技术
1
本节主要内容 ➢油气管道内检测技术 ➢油气管道外检测技术
2
前言
目前世界上有近50%的管网趋于老化，如何保证这些管 道运行的安全性已成为备受世人关注的问题。目前，我国油 气长输管道已超过3万km，而且穿越地域广阔，涉及地域类 型复杂多变。许多管道也已经运行了二三十年，接近使用寿 命，进入事故多发期。
16
1、标准管地（P/S）电位测试
标准管地（P/S）电位测试就是在有阴极保护的管线按一 定的距离测试管地电位（通常在长输管道上每隔 1km 设有一 个测试桩）。
此方法是管道防腐层状况传统的检测方法，在长输油气 管道中普遍使用。其优点为在现场不用开挖就能快速测量管 线的阴极保护电位，管道检测速度比较快，可达到 50km/天。 但此方法检测的资料相隔 1km左右，只能对这一管段的防腐 层作总体的评估，不能确定管道防腐层缺陷的大小、位置以 及缺陷在管道上的分布情况。对于没有阴极保护或测试桩的 管道，此方法不使用。
12
超声波检测器特点
➢ 是直接、线性壁厚测量法－可得到可靠的深度尺寸； ➢ 可区分管壁内部，壁中及外部缺陷； ➢ 对很多管道特征比漏磁检测器更灵敏； ➢ 对可检测的管壁厚度没有上限； ➢ 对最小的壁厚有限制－由于超声脉冲波宽的限制，管壁
剩余壁厚太薄会难以测量； ➢ 不依赖材料特性而变化；
13
超声波检测器特点
18
计距仪
检测仪
电池
发射机
探管仪
19
2、Pearson测试法
可沿线检测防腐层破损点和金属物体，是目前国内最常 用的检测技术。价格便宜，且在国内有较成熟的使用经验， 检测速度较快，同时，该法具有识别破损点大小的功能，微 小漏点均能测到，在长输管道的检测与运行维护中的使用效 果较好。但需要全线步行检测，不能指示缺陷的严重程度、 CP（阴极保护）效率和涂层剥离，易受外界电流的干扰，依 赖操作者的技能，常给出不存在的缺陷信息，同时，劳动强 度较大，对水泥或沥青地面存在接地难的问题。
➢ 国内只在1993年利用超声波检测器对120公里（鲁 －宁线）原油管线进行过一次现场检测。
15
第二节 管道外检测技术
目前国内广泛使用的管外检测法包括：标准管/地（P/S） 电位测试、Pearson测试法、电流衰减法（多频管中电流法 PCM）、密间隔电位测试法（CIPS）、直流电位梯度法 （DCVG）等。
8
漏磁腐蚀检测的特点
➢ 对天然气管道实施的漏磁式智能检测对裂纹缺陷检测准 确度低，纵向裂纹无法检测；
➢ 对焊缝区检测精度偏低（指腐蚀程度判断误差大）。
9
管道清管内检测动画演示
10
2、超声波检测清管器
11
超声波管道检测器工作原理
➢ 探头在高压脉冲作用下发射和接收超声波信号，超 声波信号从探头发出后首先遇到管道内壁，一部分反射 回探头，另一部分继续传播，遇到外壁时返回探头。由 于输送介质声速V1是已知的，管材介质声速V2也是已知 的，因此只需记下第一次回波时间T1和第一次回波时间T2 由距离公式S=V×T，就可的到位移A=V1×T1/2，壁厚值 W=V2 × （T2-T1）/2 。这两个值可直接反映管道壁厚的 腐蚀情况。
6
➢ 漏磁场被位于两磁极之间、紧贴管壁的探头拾取到， 并产生相应的感应信号，这些信号经滤波、放大处理后被 记录到检测器上携带的存储器中，再经过检测后的数据回 放处理，对其进行判断识别。
➢ 漏磁检测成为到目前为止应用最为广泛的一种检测方法， 在油气田管道检测中使用极为广泛。
7
漏磁腐蚀检测的特点
➢ 间接测量，使用复杂的解释技术使其有限量化； ➢ 用附加探头，区别内/外缺陷； ➢ 由于磁力饱和需求，对最大壁厚有限制； ➢ 信号大小与缺陷的形状有关； ➢ 管道钢材的特性及历史可能会对检测结果造成影响； ➢ 管壁内的应力可能会影响检测结果； ➢ 性能不受管内介质的影响，适用于气体和液体管道； ➢ 要求中等管道清洁度（与超声检测相较）。
2、Pearson测试法
Pearson 测试技术的工作原理为在管道－大地之间施以 1000Hz 的交 流信号，该交流电流便会在管道防腐层的破损点处流失到大地土壤中， 因而在破损点的上方地表面形成了一个交流电压梯度。
如图 所示，两名操作者相距 3～6m 沿管线上方检测地面电压梯度。 一般两个检测电极可分别由两个操作人员的人体代替，用人体对地的耦 合电容来检测电压梯度信号，并通过链式电缆传送到接收装置，经过滤 波放大后，由指示仪表指示检测结果。故该方法又称为“人体阻容法”。
如四川输气管网投产后，H2S含量偏高，加上材质和制 造质量不佳，应力腐蚀破裂事故已开始出现；早期铺设管道 的石油沥青涂层老化，已达到寿命年限。为保证管道运输安 全，对现役管道实施在线检测势在必行。
3
前言
埋地钢质管道检测技术包括内检测与外检测。 管道内检测技术是将各种无损检测（NDT）设备加载到清 管器（PIG）上，将原来用做清扫的非智能PIG 改为有信息 采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器（SMART PIG），通过清管器在管道内的运动，达到检测管道缺陷的 目的，真实地检测和记录包括管道的基本尺寸（壁厚及管 径）、管线直度、管道内外腐蚀状况（腐蚀区大小、形状、 深度及发生部位）、焊缝缺陷以及裂纹等情况。 。 外检测主要是指在地面不开挖条件下，对埋地钢质管道外 覆盖层以及阴极保护效果进行检测评价。
4
第一节 管道内检测技术
管道内检测技术按其工作原理可分为漏磁检测、超声检 测、涡流检测等几种类型。
5
1、漏磁腐蚀检测原理 ➢ 检测器携带的磁铁在管壁全圆周上产生一个纵向磁回
路场。当检测器在管内行走时，如果管壁没有缺陷，则磁 力线囿于管壁之内，如果管内壁或外壁有缺陷，则磁力线 将穿过管壁之外而产生漏磁MFL （Magnetic Flux Leakage ）。
➢ 只能在液体内运行； ➢ 一般来说，超声波检测器对管道内清洁度的要求比漏磁
检测器更高； ➢ 数据精度高，尤其是缺陷的深度和长度这些影响计算最
大允许操作压力（MAOP）的计算结果精度的因素； ➢ 由于是直接测量壁厚，所以结果的解释简单易理解。
14
超声波检测器特点
➢ 超声波管道检测器对管道检测环境要求高，不适用 于气管线，而我国原油含蜡高，管内壁蜡层会对超声波 信号造成严重衰减，制约了这种设备的应用。
专题 埋地钢质管道检测技术
1
本节主要内容 ➢油气管道内检测技术 ➢油气管道外检测技术
2
前言
目前世界上有近50%的管网趋于老化，如何保证这些管 道运行的安全性已成为备受世人关注的问题。目前，我国油 气长输管道已超过3万km，而且穿越地域广阔，涉及地域类 型复杂多变。许多管道也已经运行了二三十年，接近使用寿 命，进入事故多发期。
16
1、标准管地（P/S）电位测试
标准管地（P/S）电位测试就是在有阴极保护的管线按一 定的距离测试管地电位（通常在长输管道上每隔 1km 设有一 个测试桩）。
此方法是管道防腐层状况传统的检测方法，在长输油气 管道中普遍使用。其优点为在现场不用开挖就能快速测量管 线的阴极保护电位，管道检测速度比较快，可达到 50km/天。 但此方法检测的资料相隔 1km左右，只能对这一管段的防腐 层作总体的评估，不能确定管道防腐层缺陷的大小、位置以 及缺陷在管道上的分布情况。对于没有阴极保护或测试桩的 管道，此方法不使用。
12
超声波检测器特点
➢ 是直接、线性壁厚测量法－可得到可靠的深度尺寸； ➢ 可区分管壁内部，壁中及外部缺陷； ➢ 对很多管道特征比漏磁检测器更灵敏； ➢ 对可检测的管壁厚度没有上限； ➢ 对最小的壁厚有限制－由于超声脉冲波宽的限制，管壁
剩余壁厚太薄会难以测量； ➢ 不依赖材料特性而变化；
13
超声波检测器特点
18
计距仪
检测仪
电池
发射机
探管仪
19
2、Pearson测试法
可沿线检测防腐层破损点和金属物体，是目前国内最常 用的检测技术。价格便宜，且在国内有较成熟的使用经验， 检测速度较快，同时，该法具有识别破损点大小的功能，微 小漏点均能测到，在长输管道的检测与运行维护中的使用效 果较好。但需要全线步行检测，不能指示缺陷的严重程度、 CP（阴极保护）效率和涂层剥离，易受外界电流的干扰，依 赖操作者的技能，常给出不存在的缺陷信息，同时，劳动强 度较大，对水泥或沥青地面存在接地难的问题。
➢ 国内只在1993年利用超声波检测器对120公里（鲁 －宁线）原油管线进行过一次现场检测。
15
第二节 管道外检测技术
目前国内广泛使用的管外检测法包括：标准管/地（P/S） 电位测试、Pearson测试法、电流衰减法（多频管中电流法 PCM）、密间隔电位测试法（CIPS）、直流电位梯度法 （DCVG）等。
8
漏磁腐蚀检测的特点
➢ 对天然气管道实施的漏磁式智能检测对裂纹缺陷检测准 确度低，纵向裂纹无法检测；
➢ 对焊缝区检测精度偏低（指腐蚀程度判断误差大）。
9
管道清管内检测动画演示
10
2、超声波检测清管器
11
超声波管道检测器工作原理
➢ 探头在高压脉冲作用下发射和接收超声波信号，超 声波信号从探头发出后首先遇到管道内壁，一部分反射 回探头，另一部分继续传播，遇到外壁时返回探头。由 于输送介质声速V1是已知的，管材介质声速V2也是已知 的，因此只需记下第一次回波时间T1和第一次回波时间T2 由距离公式S=V×T，就可的到位移A=V1×T1/2，壁厚值 W=V2 × （T2-T1）/2 。这两个值可直接反映管道壁厚的 腐蚀情况。
6
➢ 漏磁场被位于两磁极之间、紧贴管壁的探头拾取到， 并产生相应的感应信号，这些信号经滤波、放大处理后被 记录到检测器上携带的存储器中，再经过检测后的数据回 放处理，对其进行判断识别。
➢ 漏磁检测成为到目前为止应用最为广泛的一种检测方法， 在油气田管道检测中使用极为广泛。
7
漏磁腐蚀检测的特点
➢ 间接测量，使用复杂的解释技术使其有限量化； ➢ 用附加探头，区别内/外缺陷； ➢ 由于磁力饱和需求，对最大壁厚有限制； ➢ 信号大小与缺陷的形状有关； ➢ 管道钢材的特性及历史可能会对检测结果造成影响； ➢ 管壁内的应力可能会影响检测结果； ➢ 性能不受管内介质的影响，适用于气体和液体管道； ➢ 要求中等管道清洁度（与超声检测相较）。