长输管道的检测

２０世 纪 ９Ｏ年 代 中期 ，我 国对 管 道 剩 余 强度 评 和 预 测 以及 管 线 运 行 维 护 管理 方 面技 术 十分 成 熟 价技 术 的研究 开始起 步 ，由于当 时长输 管道腐 蚀预 （长输 管 道 完整 性管 理 最 主要 的 内容 是管 道 腐蚀 缺 测 、剩余 强度 评价 等相 关理论 基 础和综 合检 测技术 陷检测 和 剩余 强 度评 价 ），现 已形成 了一 套 可靠 的 落后 ，导致 出现 了很多 管道 运行 事故 。 国外 发达 国 评 价体 系和标 准 。根据 这套 体系可 以对 长输 管道 实 家 在长 输管道 检测 、剩 余强 度评 价 、运 行 寿命评 价 施 定 期 检 测 和 维 护 ， 时 刻 监 视 长 输 管 道 运 行 状 况 ，
仪 表电 信
周方舟：长输管道腐蚀缺陷测 技 术 与应 用
周 方 舟
摘 要 ：我 国一般 采 用 多频 管 中电流 法 （Ｒ．Ｄ４００一ＰＣＭ 检 测仪 ）对 长输 管 道 防腐 层破 损 点进行 检 测定 位 ，检 测结 果 准确 率达 到 １ ００％；对 管体 壁厚 的检 测一般 采 用超 声 波检 测 技 术 ，其 精度要 高 于漏磁检 测技 术 ，点蚀 达到 ５ ｍｍ ，１ Ｏ％管道 壁厚 的腐 蚀 量均 能定 量 检 测 。埋 地 管道 土壤 环境评 价 指标 包括 土壤 的 电 阻率 、氧化 还 原 电位 、ｐＨ值 、土壤 含 盐量 以及含 水量 ，根 据各 项指标 确 定 了管道腐蚀 级 别 ，土壤 含 水量 小于 １０％为宜 ，否则 土壤 对 管道 的腐蚀 速率 变大 。将上 述腐蚀 检 测体 系在 长庆 油田 某 １ ４ ｋｍ的长输 管道 上进 行 了应 用 ，结 果表 明 ：长输 管道 防 腐层 整 体质 量较 好 ，管体 腐 蚀较 为 严重 ，其 中坪 五 转 外输 腐 蚀 剩 余 管道 壁 厚 最 小 ，为 ３．８１ ｍｍ，较 大部 分 管线 剩 余 壁厚 均 在 ４＿３１ ｍｍ左 右 。结合 土壤 环境 ，对使 用年 限较 长 的 管道进 行 了更换 ，对有 腐蚀 现 象的 管段 进 行 了 维护 ，以延 长 管道使 用寿命 ，降低 长 输 管道 运行 风险 。 关键 词 ：长输管 道 ；腐 蚀 ；检测 ；剩余 强度 ；评 价

ROSEN对中国石***油田**项目技术规格要求的详细说明目录1.ROSEN资质证明 (3)2.管道检测环境及数据说明 (6)2.1ROSEN对高含酸气田的管道检测 (7)2.2针对**管道规格的说明 (7)3.智能检测的主要任务 (8)3.1ROSEN对碳钢管道的检测建议 (8)3.2ROSEN对镍基复合管的检测建议 (8)3.3ROSEN可提供的检测内容列表 (8)4.ROSEN检测设备介绍 (10)4.1ROSEN预检测清管及测量技术[1ST AND 2ND R UNNING] (10)4.2ROSEN几何变形检测(EGP) (10)4.3ROSEN金属损失检测(CDP) (10)4.4ROSEN轴向裂纹检测(AFD) (11)5现场检测时间和动力 (11)5.1第一遍检测 (11)5.2第二遍检测 (12)5.3ROSEN对将来检测的建议 (12)6ROSEN检测精度 (13)6.1ROSEN几何检测精度 (13)6.2ROSEN定位精度 (13)6.3ROSEN金属损失检测精度 (13)7客户要求的资料提交 (15)7.1ROSEN投标文件的提交 (16)7.2ROSEN的书面报告 (18)8ROSEN数据分析软件ROSOFT (18)8.1ROSOF数据分析软件介绍 (18)8.2**客户的软件培训计划 (19)9检测成果交付及验收 (19)10中石化的附加要求 (20)10.1ROSEN人员的资质和经验 (20)10.2ROSEN管道检测服务的商业条款 (20)10.3ROSEN报价 (21)本部分文件（第二部分）将针对前一部分（第一部分）ROSEN对中国石***油田分公司**项目技术规范要求提供更进一步的详细技术信息。

1. ROSEN资质证明ROSEN远东（前H.Rosen工程股份有限公司）自1995年起已经获得EN ISO 9001:2000 / EN ISO14001:2004 / OHSAS 18001:1999等多项资质证明。

简述石油天然气长输管道的泄漏原因及检测方法摘要：随着近年来我国油气行业的稳定发展，管道运输也成为了石油天然气的主要运输方式，油气管道建设规模是当前国家经济发展的重要标志。

基于油气输送管道建设长度的增加，运行使用年限的不断延长，管道泄漏的发生概率也将逐渐提升，因此作为一项关系到群众生产生活的重要工作，管道安全性问题也是当前社会广泛关注的重点问题。

为进一步减少和控制管道泄漏风险，我们更应该加强对针对性技术的研究，在发现问题的同时有效解决问题。

关键词：石油天然气；长输管道；泄露原因；检测方法在群众生活水平全面提升背景下，人们对石油天然气的需求量也在不断增加，衍生了各种石油天然气长输管道工程。

在管道运行环节中，经常会出现各种泄露事故和问题，这不仅会对生产建设带来显著影响，同时还会严重威胁群众生活的安全性。

因此在石油天然气长输管道运行中，更需要及时将泄漏点进行检测，从而及时发现并解决问题。

针对这种情况，本文就将对石油天然气长输管道的泄露原因作为研究基础，进一步进行对检测方法的探究，希望对这一行业的长远运行和发展提供更有效的帮助和指导作用。

1石油天然气管道泄漏的主要原因1.1管道质量问题管道材料、施工质量和焊接技术是对管道质量产生影响的关键性因素，也是造成管道破损泄漏的主要因素。

目前管道质量出现不合格的问题主要集中在两个方面：管道材料不合格，一些施工企业并没有对管道质量问题引起关注，甚至在施工过程中使用质量不佳的材料，这些质量欠佳的材料混入工程中必然会对工程质量整体提升产生负面影响。

此外，一些施工单位自身管理机制存在不严谨的情况，一线施工人员专业技术水平无法满足实际工作标准，致使管道焊接质量低下，甚至存在暴力施工问题，这必然会对油气管道工程运行和发展带来严重的安全隐患。

1.2管道腐蚀石油天然气长输管道泄漏的主要原因之一是管道腐蚀，这一因素占据着管道事故的一半左右。

对管道腐蚀造成影响的原因分为两个，首先石油天然气长输管道输送的介质品种不能满足基本施工要求，其中杂质成分较多，在运行环节中受到氧化作用的影响，必然会对管道内部产生腐蚀。

长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制要点长输管道作为连接石油、天然气等资源开采和运输的重要工程，其设计、建设和监督检验都需要高度重视，因为一旦发生事故，不仅会造成严重的经济损失，更会带来环境污染、人员伤亡等不可估量的损失。

焊接是长输管道施工过程中重要的一环，焊接质量的好坏直接影响着管道的使用寿命和安全稳定性，因此焊接检验尤为关键。

控制焊接质量应从以下几个方面进行：一、焊接前的准备工作焊接前的准备工作是保证焊接质量的基础。

在对钢管边缘进行处理时，应确保表面洁净、光滑，不得有任何油脂、水分等杂质，以避免影响焊缝成型和质量。

对于焊接前的环境也需要做好准备，包括确保焊接仓内的空气流通、遮挡阳光直射等。

二、焊接过程的监督在焊接过程中，应有专人进行现场监督，对焊接质量进行控制。

监督人员应具备一定的专业知识和技能，能够及时发现、处理焊接过程中出现的问题，并对焊接质量进行检查。

监督人员还需要监督焊接机器的使用情况，确保其工作稳定，以及操作者的操作技能。

三、焊接后的检验焊接完成后，应对焊缝进行全面的检查和评估。

包括焊缝表面的质量、孔隙、气孔、裂纹等问题。

对于敏感部位如管接口、弯头等位置的焊缝应另外加强检查，确定质量符合要求才能进行收尾工作。

四、焊接材料的选择对于焊接材料的选择，应根据管道的技术标准和设计要求进行选择。

要保证焊接材料的质量符合要求，能够满足管道的使用寿命和安全性需求。

同时，需要注意焊接材料的保存环境，防止受潮、腐蚀等现象。

焊接电极在存放时应采用密封防潮的方式。

总的来说，长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制应该是全程、全方位、全过程的。

要注重培训并提高质量监督人员的专业技能，并严格遵循管道施工的相关标准和规范要求，以确保管道能够安全运输，为我们的经济和生活带来更多的利益。

五、焊接工艺和参数的控制控制焊接质量不仅要对焊接过程进行全方位监控，还要注意焊接工艺和参数的控制。

在选择焊接工艺和参数时，应根据管道材料的特性和使用要求进行选择。

透和扩散性底蚀等物理腐蚀形态 ， 其腐蚀过程多为
由里 及表 的腐蚀 发展 过 程 。管 道 外 防腐 蚀 层物 理
种腐蚀性物质 ， 更加重了管道的腐蚀 。腐蚀缩短 了 管道的使用寿命 ， 降低 了管道的输送能力 ， 引起生
产 费用 的增 加和 意外事 故 的发生 。如 ： 中国石油 工 业 所耗 费 的管材 每年价 值约 １０亿 元左 右 ， 中大 ０ 其
综
述
Ｃ ｏ 化ｏｃｎ ｔ ｈ ｉｌｄｔ 石ｒｉ＆ ｒ工ｏｎｅ ｃｍａｎ ｓ ｏ ｓ Ｐｔｔ Ｐ蚀 ｅ 防ｕｒ 油 ｒｏ ｎ ｅｉ腐 ｒ 与 护 ｉ ｏ ｃＩ ｙ
２ ０ ０ ９ ， ２ ６ （ ６ ） ・ １ ８ ・
长输 管道 腐 蚀 及 检 测 技 术
内存在 的微裂 纹 和。当 渗透 的腐蚀 介 质 积
累到一 定程 度 ， 上 环境 条 件 的变 化作 用 （ 温 度 加 如
部分是因腐蚀而报废。由于埋地管道漏损处不易
及 时发 现 ， 修 费用更 高 。因此 ， 维 长期 、 安全 和平稳 运 行是 管道 的首要 任务 ， 正确评 价 管道 的腐蚀 状 而 况， 有计 划地 对其 进 行 维修 ， 确 保 管道 安 全 运行 是 的重要 保证 。 １ 长 输管道 腐蚀 分析
收稿 日期 ：０９— ５—２ ； ２０ ０ １修稿 日期 ：０ ９— ７— ７ ２０ ０ ０ 。
作者简介 ： 马新飞 （９ ８一） 女 ， １７ ， 工程师 。１９ ９９年毕业 于西 安石油学 院机 械设计 与制造 专业 ， 一直从事石 化设备检测
括外部土壤腐蚀和内部输送介质腐蚀。
１ １ 外 部土壤 腐蚀 ．
马 新 飞 姜 万 军
（ 中国石化集 团洛 阳石油化 ＴＳ 程公 司， Ｅ 河南 洛阳 ４ １０ ） ７ ０ ３

隧道内长输供热管道重点部位壁厚测量一、检测方法与工具1、检测方法：采用超声波测厚仪对直埋保温管壁厚进行检测。

该方法具有非接触、高精度、快速检测的特点，可准确反映管道壁厚的实际情况。

2、检测工具：选用专业超声波测厚仪，确保测量精度符合国家标准要求。

同时，配备必要的辅助工具，如脚手架、安全带等，以便在隧道内安全有效地开展检测工作。

二、检测点位布置1、根据隧道内直埋保温管段的长度、弯头、分支等情况，合理布置检测点位。

在管道直线段，每隔一定距离设置一个检测点；在管道弯头、分支等关键节点处，应增加检测点位。

2、检测点位应确保可覆盖管道全貌，以便全面了解管道壁厚的分布情况。

三、操作流程与安全措施1、操作流程（1）检查超声波测厚仪的工作状态，确保其处于正常状态。

（2）在隧道内设置好脚手架和安全带等辅助工具。

（3）按照检测点位布置图，逐一进行壁厚测量。

（4）记录每个检测点的测量数据，并核对数据的准确性。

2、安全措施（1）严格遵守隧道内安全作业规程，确保检测人员的人身安全。

（2）在检测过程中，应注意防止超声波测厚仪对周围设备造成干扰。

（3）对于隧道内可能存在的有害气体、粉尘等环境因素，应采取相应的防护措施。

四、数据记录与分析1、数据记录：详细记录每个检测点的测量数据，包括点位编号、测量值、测量时间等信息，并建立数据库进行保存。

2、数据分析：利用统计学方法对测量数据进行分析，得出管道壁厚的平均值、最大值、最小值等指标，以及可能存在的异常点。

通过对比历史数据和标准值，判断管道壁厚的变化趋势和潜在问题。

五、结果评估与报告1、结果评估：根据数据分析结果，对隧道内直埋保温管的壁厚状况进行评估。

重点关注异常点及其可能带来的安全隐患，并提出相应的处理建议。

2、报告编写：编写详细的检测报告，包括检测目的、范围、方法、结果评估及建议等内容。

报告应简洁明了，重点突出，便于相关人员理解和应用。

六、后期维护与监控1、定期检查：定期对隧道内直埋保温管进行壁厚检测，跟踪管道壁厚的变化情况，及时发现并处理问题。

长输油气管道漏磁内检测技术摘要：近年来，长输油气管道漏磁内检测问题得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。

本文首先对相关内容做了概述，分析了管道检测技术的分类以及管道焊缝的识别，并结合相关实践经验，分别从多个角度与方面就长输油气管道漏磁内检测技术应用问题展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识，望有助于相关工作的实践。

关键词：长输油气管道；漏磁；内检测；技术1前言作为一项实际要求较高的实践性工作，长输油气管道漏磁内检测的特殊性不言而喻。

该项课题的研究，将会更好地提升对长输油气管道漏磁内检测技术的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化该项工作的最终整体效果。

2管道检测技术的分类管道外检测技术是对管道进行挖坑检测，其目的是检测管体的腐蚀缺陷。

常用的外管道检测技术有标准管/地电位检测、密间距电位检测以及直流电位梯度检测等。

管道内检测技术主要用于管道内部的腐蚀检测和焊缝裂纹检测等。

目前内检测技术有很多，其中包括漏磁检测、超声波检测、射线检测、涡流检测和红外热成像检测等技术。

每种检测方法在内检测上都有自身的优点与不足，其中漏磁检测对检测的环境要求不高，是一种在线检测能力强并且自动化水平高的检测方法，同时也应用最广的一种磁粉检测方法，但是在检测的过程中必须要求管壁的磁性饱和，同时还要受到管壁厚度的影响。

超声波检测对象也极其广泛，但是需要连续的耦合剂，主要应用在液体管道检测上，在燃气管道的检测上还有一定的难度。

红外线热呈现检测虽然能够进行非接触的在线检测，但是环境温度、通风因素都能影响到图像的准确性，因此不适用于检测腐蚀的发展速度。

基于漏磁检测技术的燃气管道检测系统具有高准确性和高可靠性的特点，随着电子信息技术的发展与完善、检测器探头的小型化、处理器采样的高速化以及储存器容量的扩大化的应用，漏磁检测技术与GIS、GPS技术相互结合，实现了管道可视化、完整性管理等技术含量高的技术在内检测领域中的广泛应用，这些技术的应用，大幅度提高了漏磁检测器的分辨率和定位精度。

通用业务制度-实施类1 基本要求1.1 目的为了规范长输管道在线智能内检测及其数据的管理，以及操作程序、基本要求、安全操作与预防风险程序，确保管道本体安全，特制定本规定。

1.2 适用范围本规定适用于中国石化天然气分公司所属管道在线智能内检测的管理。

1.3 管理目标规范智能内检测操作与管理，确定内检测管理的技术需求、检测条件、检测器选择、检测指标、检测周期、内检测操作运行、数据报告提交等要求，通过检测掌握管道本体状况和及时发现缺陷，进行有效的修复，保证管道承压能力，实施管道本体安全的目标。

1.4 术语1.4.1 管道智能内检测借助于流体压差使检测器在管道内运动，实时采集并记录管道信息的检测器所完成的检测，检测出管道缺陷（内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等）、管道中心线位置和管道结构特征（管节与壁厚、焊缝、三通、弯头等）的方法。

1.4.2 几何变形检测以检测管道的几何变形情况为目的所实施的管道内检测。

1.4.3 漏磁腐蚀检测以检测管壁腐蚀、机械损伤等金属损失为目的所实施的管道内检测。

2 职责2.1 管道管理部2.1.2 负责公司管道在线内检测的制度、标准的制定,确定管道检测频率。

2.1.2 负责对各单位在线内检测方案和计划的审核，对实施情况进行协调、指导、检查，提供技术支持及专业培训。

2.1.3 负责对公司所属管道在线内检测数据的统计分析和管理。

2.1.4 负责对公司所属管道内检测缺陷评价的统计分析和管理，并对缺陷修复计划、控制措施进行审核和实施监督。

2.2 生产运行部2.2.1 负责对公司所属管道在线内检测过程中气量调度方案的审批。

2.2.2 对管道在线内检测需要调压调量等提供工艺操作及其他相关技术支持。

2.3 管道管理公司2.2.1 负责所辖管道内检测计划制定。

2.2.2 负责所辖管道内检测具体检测方案的制定并负责实施。

2.2.3 负责所辖管道内检测气量调度方案的制定及实施。

2.2.4 负责所辖管道内检测过程的全面管理。

［ 收稿日期］２ １ —０ ０ ２ ６—２ ３ ［ 作者简介］冯继 忠 （ ９ ３ ） １ ７ 一 ，男 ，１ ９ ９ ６年大学毕业 ，工程师 ，硕士生 ，现主要从事压力管道检测技 术方面的研究工作。
第 ９卷 第 ９期
冯 继 忠 等 ：长 输 管 道 检 测 技 术 探 讨
皮 尔逊 （ ｅｓ ｎ Ｐ ｒｏ ）法 、直 流 电位梯 度法 （ ＤＶＣ 、多频 管 中 电流 （ Ｃ Ｇ） Ｐ Ｍ） 法 等 。外 检 测 方 法 主 要 是
长 江 大 学 学报 （ 自然 科 学 版 ） 理 工 ２１ 年 ９ 第 ９ 第 ９ ０２ 月 卷 期 Ｊｕｎ ｌ ｆＹ ｎ ｔｅ ｎｖｒｉ （ ａ ｃ Ｅ ｉ ｃ＆Ｅ ｇ Ｓ ｐ ２ １ ，Ｖ １９Ｎｏ ９ ｏ ｒａ ｏ ａ ｇｚ ｉ ｓ ｙ Ｎ ｔ ｉ ｄｔ Ｕ ｅ ｔ Ｓ ）Ｓ ｉ ｎ ｅ ．０ ２ ｏ． ．
测技术方法 。
［ 键 词 ］ 长 输 管道 ；腐 蚀 ；检 测 技 术 关
［ 图分 类 号］ ＴＥ ７ 中 ９３
［ 献标识码］Ａ 文
［ 文章 编 号］ １ ７ ６３—１０ （０ ２ ９ ０ ０～ ４ ４ ９ ２ １ ）０ 一Ｎ ７ ０
管道 运输 是 与铁路 、公路 、水 运 、航运并 列 的 ５大运 输 行业之 一 ，长输 管道作 为一种 特殊设 备广 泛 应用 于石 油 、天然气 产 品 的输 送 ，是 国家能 源工业 的重要 组成 部分 。１ ５ ９ ８年 １ ２月建成 的第 １条原 油 管 道—— 新 疆克 拉玛 依至 独 山子 管道 ，开 创 了我 国长距离 油气 管道 的建设历 史［ 。随着 石油 、天然气 行 业 １ ］ 的发 展 ，长输 管道 的数 量也 不断 增加 ，管道 的安 全运行 问题 也 日益 显得 突 出 ，管道 失效 事故不 仅会 给企 业造 成经 济损 失 ，而且 也给 管道周 围的人们 带来 严重 的安全威 胁 ，同时也加剧 了环 境 的污染 。因此 如何 对长 输管 道进 行 系统 的检测 ，查 找事故 隐患 ，及 时采取 防护 措施 ，是提 高管 道 的安 全水平 ，保 障安全 生 产 急需解 决 的重要 问题 。 目前西 方工业 发达 国家 的管 道检测 技术发 展迅 速 ，基本形 成 了成 熟 的系列检 测 技术 和评 价标 准体 系 ，而 国内 尚处 在初 步研究 阶段 。国外 的技 术虽 然先进 ，但 毕竟 是针对 国外情 况研 制 的 ，不一 定能 完全 适应 我 国的 国情 。此 外 ，引进 的先进 设备 和技术 ，价 格普遍 昂贵 ，检测 成本 高 。结 合 自身现状 ，选 择应 用方 便有 效 的检测技 术方 法 ，查 出管道 的安全 隐患 ，是检 测人员 面 临的重要 任务 。

检 v 第三条 管道的定期检验通常包括年度检查、全面检验和合于使用评价。 验 o (一)年度检查，是指在运行过程中的常规性检查。年度检查至少每年 1 次，进行 .g 全面检验的年度可以不进行年度检查；年度检查通常由管道使用单位(以下简称使用 检 q 单位)长输管道作业人员进行，也可委托经国家质量监督检验检疫总局(以下简称国家 督 i 质检总局)核准，具有相应资质的检验检测机构(以下简称检验机构)进行； qs (二)全面检验，是指按一定的检验周期对在用管道进行基于风险的检验。新建管 监 a 道一般于投用后 3 年内进行首次全面检验，首次全面检验之后的全面检验周期按照本 量 w. 规则第二十三条确定；承担全面检验的检验机构，应当经国家质检总局核准，并且在 w 核准的范围内开展工作； 质 w (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 家 // 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 国 tp 展的材料适用性评价。承担合于使用评价的机构(以下简称评价机构)应当具备国家质 ht 检总局核准的合于使用评价资质。
系统(GIS)、管道完整性管理信息系统(PIMS)。
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TSG D7003—2010
特种设备安全技术规范
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；
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TSG D7003—2010
特种设备安全技术规范
(四)承受交变载荷，可能导致疲劳失效的；
(五)防腐(保温)层损坏严重或者无有效阴极保护的；

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油气长输管道的阴极保护测试1 电位测试1.1 直接参比法用直接参比法进行管地电位测试时，只需在测试桩上用电压表正极接管道连接端，负极接参比电极连接端即可。

如站内没有测试桩也可在恒电位仪(整流器) 上找到对应的端子直接测量电位差。

这种测量方法简便有效，而且由于参比电极紧靠管道埋设 (一般间距200mm) 可在很大程度上减少土壤电阻产生的电压降干扰，提高管道保护电位测量的准确性和有效性。

对于采用外加电流阴极保护系统的，当测试中发现管道电位比最大阴极保护电位大很多时，要及时减小整流器输出电流，否则将发生析氢反应：H+ + e→ H (1)H + H →H2 (2)( 1)式产生的氢原子将导致氢脆破坏，这对于高强度钢和对氢脆或氢致应力腐蚀开裂敏感的其他金属将是危险的。

( 2)式产生的氢分子在涂覆层下聚集，可产生很高的氢气压，从而破坏涂覆层的黏结力，进而降低其与金属表面的附着强度，最终使涂覆层从金属管道表面剥离。

最大保护电位受管道涂覆层种类约，现在使用较多的三层PE虽然抗阴极剥离较强，但补口所使用的热缩套却较差，因而最大保护电位只要不超过-1.5V都认为是安全的。

测试管道保护电位应以极化稳定后的保护电压为准，其极化时间应不小于24h。

1.2 地表参比法主要用于测量管道自然电位和牺牲阳极的开路电位，也可用于测量管道保护电位和牺牲阳极的闭路电位。

测量时参比电极安放在管道顶端上方地表面处，一般离测试桩1m以内。

置于潮湿土壤地表处，如果土壤很干燥应挖至土壤潮湿后倒水再接参比电极，以减小参比电极与土壤的接触电阻，提高测量准确性。

该方法在实际测量中广泛使用，但由于存在土壤IR降，所测电位值有一定误差。

如果测试牺牲阳极保护电位达不到最低保护电位-0.85V，很可能是牺牲阳极填包料浸泡不充分，土壤电阻率高或者设计牺牲阳极数目不够等因素，需要进一步查找原因并采取相应措施处理。

1.3 近参比法为了更精确地测量管地电位，要求尽可能地降低土壤欧姆电压降的影响，为此将参比电极尽量靠近被测管道表面。

TSG特种设备安全技术规范TSG D7001-2008长输（油气）管道定期检验规则Oil and Gas Pipeline Periodical Inspection Regulation（征求意见稿）中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁布年月日前言2007年3月，国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）特种设备安全监察局(以下简称特种设备局)提出《长输（油气）管定期检验规则》起草任务。

中国特种设备检测研究院组织起草组，在总结近几年开展长输管道检验工作经验的基础上，通过充分研讨，形成了本草案。

2008年1月，在江苏常州召开了起草工作会议，就本草案进行了研讨，修改形成征求意见稿。

2008年月，特种设备局以质检特函〔2008〕号文征求基层、有关部门、单位和专家及公民的意见。

根据征求意见，起草组进行了修改形成送审稿。

2008年月特种设备局将送审稿提交国家质检总局特种设备安全技术委员会审议，由起草组按照审议的意见，修改形成了报批稿。

2008 年月由国家质检总局批准颁布。

本要求主要起草单位和人员如下：中国特种设备检测研究院何仁洋、刘长征、杨永、肖勇中石油西南油气分公司长输管道检测评价中心罗文华上海市特种设备监督检验技术研究院杨惠谷中国石油天然气管道局续理中国石油管道检测技术有限责任公司门建新、金虹江苏省特种设备检测研究院缪春生江苏省特种设备检测研究院常州分院沈建强中国石化镇海炼化分公司袁国健新疆三叶管道技术有限责任公司杨自力、陈军、宋红旭深圳市燃气集团有限公司陈秋雄目录第一章总则 (1)第二章一般性检查 (2)第三章专业性检验 (4)第一节检验项目与规定 (5)第二节安全性评价 (8)第三节专业性检验报告、安全性评价报告与问题处理 (11)第四章附则 (11)附件A 长输（油气）后果严重区的确定原则 (12)附件B 长输（油气）管道专业性检验和安全性评价机构核准条件 (14)附件C 压力管道局部腐蚀和全面腐蚀的确定方法 (17)附件D 长输（油气）管道一般性检查报告 (19)附件E 长输（油气）管道专业性检验报告 (22)附件F 长输（油气）管道安全性评价报告 (25)长输（油气）管道定期检验规则第一章总则第一条为了加强压力管道的安全监察，规范在用长输（油气）管道检验工作，确保在用长输（油气管道）处于安全可靠的受控状态，保障公民生命和财产的安全，根据《特种设备安全监察条例》、《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》（国务院令第412号）和《压力管道安全管理与监察规定》的有关规定，特制定本规则。

相控阵超声检测在大口径长输管道上的应用摘要：大口径长输管道（指管径≥600mm）焊接接头的质量采用无损检测来控制，其无损检测方法有射线检测、超声波检测及其他表面检测等。

超声波检测原指手动A型超声波检测（简称A超）。

目前，A超已经逐渐被相控阵超声波检测（简称：PAUT检测）所代替。

本文介绍了PAUT检测的原理、特点，通过PAUT检测在长输管道上的应用，建立PAUT检测典型缺陷图谱。

关键词：相控阵超声检测；工艺验证；图谱；缺陷。

1 引言：大口径长输管道（指管径≥600mm）焊接接头一般焊接结束24小时以后开始无损检测工作，主要采用射线、超声波、磁粉和渗透等方法进行无损检测。

超声波检测原指A型超声波检测（简称A超）距离波幅显示，该显示波形无法记录，于操作人员的技能水平有很大关系，造成A超对焊接接头的缺陷检出率不高的情况。

目前，A超已经逐渐被相控阵超声波检测（简称：PAUT检测）所代替。

1.1 缺陷检出率大大提高在同一工程执行SY/T4109-2020标准的情况下，根据我公司在某工程中A超和PAUT检测数据对比统计，PAUT检测高于A超的缺陷检出率在19%以上。

原因：A型超声波是普通二维图像，仅能确定缺陷的幅值、长度。

这种抽象的波形需要通过检测人员经验进行判定，波形不能形成有效记录，很容易造成漏检。

1.2 PAUT图谱可记录储存PAUT检测实现缺陷立体成像，可以对缺陷深度、长度、高度进行精确测量和定位。

PAUT检测图谱检测灵敏度高，可实现数据存储，便于对检测结果复检。

PAUT 检测消除了A超检测无法记录的问题，检测采用一对相控阵探头和TOFD探头，环绕焊接接头一周采集数据。

提高了检测效率。

2、相控阵超声检测技术介绍相控阵超声检测：将医院中的B超技术应用在管道环焊缝检测领域，利用超声波覆盖整个管道焊接接头融合面，根据反射回波的大小和时间确定缺陷的大小和位置。

这种给管道做“B超”的技术就是相控阵超声检测技术。

管道无损检测施工方案目录1 适用范围 (2)2 编制依据 (2)3 工程概况及特点 (2)3.1工程概况 (2)3.2工程特点 (2)4 检测人员和设备 (2)4.1 检测人员 (2)4.2 设备 (2)5 射线检测工艺 (3)5.1胶片和增感屏 (3)5.2像质计和透照方式 (3)5.3检测表面制备和检测时机 (3)5.4检测时机 (4)5.5 检测工艺和检测技术 (4)5.6 曝光量 (4)5.7 标记 (4)5.8 像质计的使用 (5)5.9 制作曝光曲线 (5)5.10焊缝返修与复探 (6)5.11 暗室处理 (6)6底片的评定 (7)6.1 底片的质量 (7)6.2 射线检测质量分级 (7)7 HSE措施 (12)7.1 主要工种安全措施 (12)7.2 环境保护措施 (12)7.3 射线防护措施 (12)8 雨季检测施工措施 (13)8.1 雨季检测施工措施 (13)8.2 雨季施工安全措施 (13)9 设备、机具计划 (15)10 手段用料计划 (16)1 适用范围2 编制依据2.1 《油田集输管道施工及验收规范》（SY0422-97）2.2 《工业X射线探伤放射卫生防护标准》（GBZ117-2006）2.3 《线形像质计》(JB/T 7902-2006)2.4 站间管线施工图2.5 《石油天然气钢质管道无损检测》(SY/T4109-2005)3 工程概况及特点3.1工程概况管线全长35km，管径为φ219×6.4和φ114×6，材质为API 5L Gr.B；主要检测方法为射线检测，预计总焊口约3700道，检测比例为5%，预计检测焊口为185道。

3.2工程特点3.2.1 施工作业区域全部为野外，安全风险高。

3.2.2 野外作业条件差，作业有着线长、点多的特点。

4 检测人员和设备4.1 检测人员4.1.1 检测人员必须经过技术培训，掌握必要的基础知识和操作技能。

按《特种设备无损检测人员考核与监督管理规则》取得与其工作相适应的资格证书。

长输管线质量检测及控制程序6.5.1项目施工质量检查和控制工作的开展6.5.1.1项目施工质量管理小组严格遵守国家相关工程质量规范、标准。

采用正确的施工技术和方法以保证施工质量。

定期检查施工质量以排除质量隐患。

与监理公司紧密配合，共同抓好施工质量，满足业主要求。

6.5.1.2项目质量经理负责组织检查项目施工质量管理方案执行情况，验证质量管理方案的实施效果，确保施工项目质量体系的适宜性和有效性，以满足项目质量方针和质量目标的落实。

对检查、考核中发现的问题、缺陷或不合格项，要填写内部检查不合格报告，召开有关专业人员参加质量分析会，制定整改措施并进行整改落实，记录应予以保存。

6.5.1.3加强质量检查职能，按照本公司ISO9001：2000质量保证体系程序文件的要求，建立工程施工质量检查验收制度。

施工过程都必须按要求进行自检、互检和交接检，对原材料、配件进行验收，对工序交接、隐蔽工程、水压试验等关键部位进行检查验收，并有见证资料。

加强质量否决制度，对有质量问题的部位，检查员立即签发返修通知书，限期整改。

隐蔽工程、指定部位和分项工程未经检验或已经检验定为不合格的，严禁转入下道工序。

6.5.1.4建立周质量例会制度，会议由质保管理小组各主要成员参加，会议的主要内容是回顾上周现场发生的质量问题和整改情况，制订下周的工作安排。

每周的质量例会实际就是对每周现场质量管理的总结会，会上可提出新的要求和指令，对现场经常发生的问题，要找出原因并制订解决方案。

6.5.1.5现场质量检查分为日常质量巡检、周质量检查、专项质量检查，日常质量巡检是对现场质量状态的动态控制，对在质量巡检中发现问题及时解决。

6.5.1.6施工过程中，开展群众性全面质量管理，有计划、有目标的QC小组活动，解决施工中技术和质量中的疑难问题：✧严格执行“三级检查制度”即施工班组做好自检，班组间或工序间进行互检，各专职质控人员进行专检。

✧各道工序之间要严格执行“三检制”，即首检、巡检和终检，并办理交接手续。

6.3.7条
1 / 12
天然气长输管道工程施工安全检查内容
设。当需要同沟敷设时，必须采取有 效的安全防护措施。
7
在次高压、中压燃气干管上，应设置 分段阀门，并应在阀门两侧设置放散 管。在燃气支管的起点处，应设置阀 门。
GB50028-2006
6.3.13条
8
地下燃气管道上的检测管、凝水缸的 排水管、水封阀和阀门，均应设置护 罩或护井。
天然气长输管道工程施工安全检查内容
面抹灰；2）隔墙内不得设置烟道和通 风设备，调压室的其他墙壁也不得设 有烟道；3）隔墙有管道通过时，应采 用填料密封或将墙洞用混凝土等材料 填实；
26
调压室及其他有漏气危险的房间，应 采取自然通风措施，换气次数每小时 不应小于2次；
调压站露天设 置，车间通风符 合要求
6>4
合格
GB50028-2006
6.3.1条
3
地下燃气管道不得从建筑物和大型构 筑物（不包括架空的建筑物和大型构 筑物）的下面穿越。地下燃气管道与建 筑物、构筑物或相邻管道之间的水平 和垂直净距，不应小于标准规定。
管道架空，距 建筑物外墙0.5米，小于标准1 米的规定
不合格
GB50028-2006
燃气管道架空 敷设
合格
GB50028-2006
10.2.33条
36
工业和实验室的室内燃气管道可暗埋 在混凝土地面中，其燃气管道的引人 和引出处应设钢套管。钢套管应伸出
燃气管道架空 敷设
合格
GB50028-2006
10.2.34条
6 / 12
天然气长输管道工程施工安全检查内容
地面5〜1Ocm。钢套管两端应采用柔 性的防水材料密封；管道应有防腐绝 缘层。