国内外工业管道及阀门的现状与发展

1-1 管道完整性管理技术的最新发展如何？

答：近年来，国外在管道完整性管理方面开展了大量的研究和实践。在 2006 年召开的国际管道会议上，介绍了美国管道完整性管理的最新进展和发展趋势，包括管道完整性管理的进展与实践、直接评价技术、内检测技术进展等方面，并对我国开展管道完整性管理工作提出了建议。

（1）概述

国际管道会议（International Pipeline Conference）是由美国机械工程师学会（ASME）主办的全球油气管道工业界的盛会。2006 年 9 月 24~29 日，国际管道会议在加拿大卡尔加里市举行。管道完整性管理 PIM（Pipeline Integrity Management），在此会议上依然是国际管道工业关注的热点，论文多大 95 篇，内容涉及管道完整性管理及技术的各个方面，体现了管道完整性管理的最新进展。

根据此会议情况，对美国危险液体管道完整性管理检查工作、直接评价技术和内检测技术的最新进展和发展方向进行了分析，并针对上述方面对我国开展管道完整性管理工作提出建议。

（2）对危险液体管道完整性管理工作的检查

2002 年 11 月，美国国会通过了专门的 H.R.3609 号法案—《管道安全增进法》，并于 2002 年 12 月 27 日 经总统签署后生效。此法案要求管道运营商在出现安全后果严重地区实施管道完整性管理计划，按照管道长度对管道进行了分类：长度超过 804km（500mile）的为一类管道，长度小于804km（500mile）的为二类管道。要求运营商在 2004 年 9 月 30 日前，完成一类管道 50% 的基线评价；在 2005 年 8 月 16 日前，完成二类管道 50% 的管道基线评价。

为检查管道运营商对法案的执行情况及进一步推进完整性管理，美国管道和危险物质管理局（PHMSA）从 2002 年 9 月开始，对危险液体管道完整性管理的实施情况进行了首轮检查。在首轮检查中，PHMSA 完成了所有一类管道以及部门二类管道的检查。截止 2005 年 12 月，并完成了 175 个危险液体管道的首轮检查，管道合计 273104km（169841mile），其中以确定为出现安全后果严重地区的为 121534km（75581mile）。在总结首轮检查经验的基础上，从 2005 年中期开始，PHMSA 及其州属管道安全机构开始对危险液体管道进行第二轮检查，重点在于落实首轮检查中发现的需要改进的地方以及高风险因素。

1）检查内容：根据《风险管理示范纲要》、《系统完整性检查指导纲要》，以及 APLI160《危险液体管道完整性管理》标准，对管道运营商建立完整性管理体系的要求。检查内容包括：①检查完整性管理方案的程序、执行情况和文档编制；②检查管道运营商完成的完整性评价；③检查内检测结果及问题识别；④检查修复和减缓计划；⑤确认是否按法规要求的时间进行修复；⑥检查试压记录是否按联邦法规 49CFR495 执行，检查运营商对所有实验失效的评估；⑦确认预防和减缓措施是否得到执行；⑧检查组进一步对资产、实际修复、直接评价及完整性管理方案相关的内容进行全面监督。

2）检查结果：绝大多数管道运营商已经建立并执行了完整性管理体系，基本掌握了后果严重地区的管段，并按照规则要求，对这些地区进行了完整性评价。截止 2005 年 12 月，已经完成了 86% 的危险液体管道的基线评价，只有极少数运营商未在最后时限前完成 50% 管段的完整性评价。在首轮检查中，PHMSA 对 1200 个需要“立即修复”的缺陷处理情况进行了核实。除需要立即修复或 60 天、180 天之内必须修复的情况外，运营商也修复了大量的其他异常情况，运营商也修复了大量的其他异常情况。行业数据显示，2004 年共有 11674 种情况被修复或减缓，包括影响后果严重地区和非影响区域。

PHMSA 总结首轮检查经验，就以下方面提出了改进意见：①数据整合。有效的数据整合是完整性管理的关键，目前已经开发了一些工具和方法，对不同类型数据进行组合分析，但这方面的工作还处于开始阶段。②对内检测结果的响应。部分运营商没有利用内检测的结果进行分析，未及时根据内检测结果制定并执行修复或减缓计划，从而影响了对内检测结果的有效利用。③风险分析。多数运营商已应用风险分析技术，对进行基数评价的管道进行排序；但一些运营商所运用的风险模型，还没有覆盖管道风险的全部范围，仍然需要改进分析方法以覆盖所有风险，尤其是要整合所有数据来恰当地评价管道风险。④预防和减缓措施。首轮检查中发现许多运营商缺乏预防和减缓措施的分析，包括对捡漏能力及紧急情况处理能力的评估。在已经开始的第二轮检查中，还未见到明显的改进。⑤持续的评估和评价。完成基线评价后，在如何合理确定周期评价的时间间隔方面，需要进行进一步研究，应着重于分析运营商进行周期评价的实施效果。⑥完整性管理实施细则。APLI160 是完整性管理的通用标准，运营商还应建立实施细则，以增强完整性管理的有效性。⑦完整性决策和分析的技术基础。运营商仍然没有充分的利用历史数据，来决定风险因素和再评价；另外，对历史数据不充分情况下的决策分析方法有待改进。PHMSA 希望有更多的技术和方法，作为完整性决策和分析的基础。⑧完整性程序文件。文件编制的完整性和质量，是完整性程序的关键要素。许多运营商对评价记录、修复记录、文件的编制过程、技术验证、决策基础缺乏足够的重视。

（3）直接评价技术的进展

内检测、试压、直接评价是管道完整性评价的三种主要方法。尽管智能检测器在不断更新，但仍有许多管道不能使用内检测设备，试压法是针对一些特定管道的评价方法，但要求管道在停输状态下使用。对无法进行内检测和试压的管道，可以选择使用直接评价技术进行完整性评价。与内检测、试压等传统评价方法相比，直接评价具有成本低、易实施等特点。近年来，许多管道运营商在完整性管理方案中，已经列入了直接评价技术，例如：在 Gasunie 公司管辖的 12000km 的高压管道中，仅有 50% 适合进行管道内检测，该公司从 2005 年开始，对不适合内检测的管道进行直接评价。

1）直接评价方法及相关技术：直接评价是一种把管道的物理特性、操作历史与管道的检测、检查结果结合起来，采用不开挖检测技术（一般为地上或间接检测）、并根据检测结果进行开挖和检查，来确定管道完整性的方法。一般分为预评价、间接检测、直接检查、后评价四个步骤：①预评价。通过数据收集和分析、确定直接评价是否可行，划分评价区域和选择间接检测工具。②间接测评。主要为地面检测，目的是确定涂层缺陷严重程度、其他异常及管道上已发生或可能发生腐蚀的区域。③直接检查。根据间接检查结果的分析，来选择开挖点位置和数量，并在开挖后对管道表面直接检查。④后评价。验证直接评价方法的有效性，并确定下一次评价的时间间隔。

直接评价按照管道的威胁因素，分为外腐蚀直接评价（ECDA）、内腐蚀直接评价（ICDA）和应力腐蚀开裂直接评价（SCCDA）。

ECDA 方法已较成熟。2002 年，美国腐蚀工程师协会（NACE）提出了 ECDA 方法的推荐标准 NACE RPO502-2002《管道外部腐蚀直接评价推荐作法》。

ICDA 方法分为三类，分别适用于干气、湿气和液体管道。目前针对干气的 ICDA 方法，还有还有许多技术难题要克服。

SCCDA 方法步骤与 ECDA 相似，重点是识别容易发生 SCC 的情况和评估可疑的管道系统。此方法适用于高 pH 值的 SCC（传统的）和接近中性 pH 值的 SCC（新型 SCC）。目前，北美已着手建立应力腐蚀开裂的直接评价方法。针对应力腐蚀开裂压力试验间隔时间的方法的研究也有了新的进展。

直接评价方法是实施，需要间接检测方法作为技术支持。为提高检测可靠性，NACE 要求运营商使用两种或更多间接检测工具，已对检测结果相互验证。

常用的间接评价及时有直流电位梯度检测技术（DCVG）、密间隔电位检测技术（CIPS）、交流电流衰减技术、电压差技术等。

直接点位梯度检测技术用来探测和查明涂层缺陷。其原理是：在施加了阴极保护埋地管线上，电流经过土壤介质，流入管道防腐层破损而裸露的管道处，在管道防腐层破坏处地面上形成一个电压梯度场。在接近破损裸露点部位，电流密度增大，电压梯度增大。一般情况下、电压梯度与裸露面积成正比例关系该技术能检测出较小的防腐层破损点、并可以精确定位，误差为 ±15cm。这是世界上比较先进的埋地管道防腐层缺陷测试技术。

密间隔电位检测技术是当今尖端的检测技术之一，是一种用来提供管道对地电位与距离关系的地面检测技术，能指示管道沿线的阴极保护效果，指出缺陷的严重性，并自动采集数据。其缺点是工作人员需携检测设备沿管道连续测量，其检查结果不能指示图层的剥离情况，还可能受到干扰电流的影响使用范围受到一定的限制。

交流电流衰减技术采用等效电流原理，来评价防腐层绝缘电阻。当外加交流电流流过管道时，在管道周围产生相应的磁场。当管道外防腐层完好时，随着管道的延伸，电流较平衡，无电流流失现象或流失较少，其管道周围产生的磁场比较稳定；当管道外防腐涂层破损或老化时，在破损处就会有电流流失现象，随着管道的延伸，其在管道周围磁场的强度就会减弱，这是目前国内外应用比较成熟的一种检测方法，可长间距快速探测整条管线的防腐层状况，也可缩短间距对损破点进行定位。

电流差检测技术原理是：在管道与大地之间施加的交变电压信号，通过管道防腐层破损点处时，会流失在大地土壤中；因而电流密度随着远离破损点的距离而减小，在破算点的上方地表面形成了一个交流电压梯度，经过滤波放大后，显示检测结果。

根据 2006 年国际管道会议上战士的最新研究结果，美国西南研究院和 CC 技术公司，开发了应用薄膜腐蚀传感器与移动无线技术相结合的检测管道内腐蚀的技术；中国石油天然气集团公司，开发了应用超声导波测量管道涂层内腐蚀技术；PETROBRAS 公司开发了应用声学发射技术的直接评价方法；Trans Canada 公司开发出了应用磁学的金属损失检测工具等。目前，结合 DCVC、CIPS、后处理差分全球定位系统（dGPS）三种技术的新型检测设备正在研发之中。

2）直接评价技术标准：美国腐蚀工程师协会（NACE）正在或已经编制了ECDA、DG-ICDA（干气）、WG-ICDA（湿气）和 SCCDA 标准。ECDA 标准已经完成，也会并入该项规则。NACE 关于 DG-ICDA 的标准有望在近期出台；WG-ICDA 和液体管道 ICDA 的初稿还处于编制的前期阶段，有望在 NACE 2007年国际腐蚀会议上进行讨论。

3）专题研究工作：为加强完整性相关技术的研究，美国国会加大了对 PHMSA 管道安全研发项目的支持力度。经过过会的授权，PHMSA 重点资助了一些研发项目，以加强美国能源运输和配送管道的安全性、可靠性和合乎环境要求的操作工艺的解决方案。从 2002 年开始，PHMSA 一共支持了 25 个与直接评价技术相关的研发项目，一些工业组织、管道运营商、管理者和研究机构共同为这些项目提供了近 1400 万美元的资助。这些项目由美国、加拿大和欧洲的研究机构分别承担，重点在于扩大直接评价的应用范围，以及在直接评价过程中各项完整性技术的整合。国际管道研究会（PRCI）、美国天然气协会（AGA）和美国能源部州际天然气协会（INGAA）等组织，也对许多企业和项目进行了赞助。

这些专题研究包括了实际效果研究、间接检测设备应用效果、流体力学模型、直接评价的不正确性和可靠性、对实践的总结等，具体有以下几个方面：①对 ECDA 和内检测数据进行对比，以对 ECDA 方法进行验证；通过实例论证 NACE 发布推荐的有效性；对复合管、光管、岩石区和其他难以进行 ECDA 评价的情况进行试验；对不合适进行 ECDA 评价的条件进行研究；针对难以进行 ECDA 的区域开发机器人系统。②检查验证 DG-ICDA 作为预测内腐蚀位置的方法，开展对 WG-ICDA 的初步研究。③评估导波技术的有效性，研究对远距离超声导波信号的增强及区域扩大可能性的评估；远距离超声导波与计算机终端的数据处理和通信系统结合技术；加大地面检测管壁金属损失工具的研发力度，使之能与智能检测器技术抗衡。

PHMSA 和美国管道安全代表协会（NAPSR），联合组织美国能源部州际天然气协会（INGAA）、美国天然气协会（AGA）、美国腐蚀工程师协会（NACE）、美国民用天然气协会（APGA）举办了论坛，专题讨论与天然气完整性相关的直接评价技术。PHMSA 向管理者和行业推介直接评价研发的现状，提供直接评价实施的典型案例。并讨论 NACE 有关 ECDA、ICDA、SCCDA 标准的进展情况。

直接评价技术将不断为现在难以评价的区域，提供改进了的解决方案。直接评价不仅作为一种制药的评价工具，同时作为智能检测器和试压的辅助工具，将具有更加广泛的应用前景。

（4）内检测技术的进展以及存在的问题

随着完整性管理的发展，需要精确可靠的数据，来执行先进的完整性评价计划和优化方法；对内检测器的精确性、可靠性、可重复性、可对比性以及高分辨率等方面，提出了更高的要求。各种检测技术不断发展，应用各种原理的管道智能内检测不断更新，内检测技术取得了实质性的进展，但仍然存在一些问题。

1）裂纹内检测技术：目前最适合于检测裂纹的技术是超声波方法，脉冲波在管道内表面和表面反向产生周向横波；如果脉冲遇到裂纹，他就会原路返回并被变换器接收，由此检测到该裂纹的存在。其主要优点是能够提供对管壁的定量检测，具有较高的数据精度和置信度；缺点是需要耦合剂，应用于输气管道时较复杂。

德国 ROSEN 公司研发出一种新型高分辨率超声波检测器。该探测器使用电磁声波传感检测技术（EMAT）,提供了能有效和精确地检测裂纹的新方法。研究人员花费 2 年的时间，验证 EMAT 传感器的技术和设计，从实验室获得的大量数据，证明了 EMAT 作为探测管道应力腐蚀开裂和其他结构缺陷的可行性。这一新型检测器已经通过了工业试验，可以判断 SCC、涂层剥落、其他裂纹缺陷、异常沟槽、人为缺陷等。该技术最大优点是借助电子声波传感器，代替了传统的压电传感器，使超声波能在一种弹性导电介质中得到激励，不需要机械接触或液体耦合，是适用于天然气管道的超声裂纹检测器，其检测指标见表 1-1。

注：D 为管径

传统的裂纹探测器可检测的裂纹长度最小临界值为 30mm。由表 1-1 可见，新型检测器的裂纹长度最小临界值达到 20mm。

2）同时进行金属损失和裂纹的内检测技术；金属损失及裂纹是管道的两大主要缺陷，存在于管道的整个生命周期内。在现有技术条件下，管道运营商必须分别使用裂纹探测仪和金属损失检测仪，对管道的金属损失和裂纹进行检测，这会花费巨大的精力和财力。

2006 年的国际管道会议上，美国 GE-P Ⅱ 和德国 NDP 公司分别推出了一种先进的内检测器。应用新一代超声、电子技术与相控阵技术相结合，对超声波传感器进行了全新的设计，把金属损失、壁厚及裂纹检测功能融为一体，实现了一次通过可以同时检测出管道的腐蚀和裂纹。

该技术的特点是：电子设施控制的超声波束允许一次通过检测金属损失和裂纹；优化的传感器、超声波束及大量的测量通道，实现了覆盖整个管壁圆周的高分辨率；可敏感地探测小的凹陷和腐蚀造成的裂纹。

相控阵技术与传统超声技术相比，报本改进在于：传统无损检测技术使用的超声波束的形状及传播方向．被每个传感器所固定，每个独立的传感器被固定排列，如果测量条件改变，则必须改变传感器的排列类型；相控阵技术所使用的传感器的排列和发射模式是程序化的，每个独立的传感器具有可以发射不同方向及不同声束特性的功能，当测量条件发生变化时，超声波束的设置全部由计算机界面执行操作，不需要再对传感器进行人工校准。

GE-P Ⅱ 公司的一次通过可同时检测金属损失及裂纹的新一代超声波检测器，已经在 2005 年 3 月应用于欧洲一条管径为 609.6mm（24in）的成品油管道，并于 2005 年 9月，对北美一条管径为 863.6mm（34in）的原油管道进行了检测。这两条管道以前均使用过金属损失检测器和裂纹检测器，与以往的检测数据进行对比表明，可以是圆周分辨率从 8mm 提高到 3.3mm。相控超声技术内检测器不仅分辨率高，节约时间和费用，同时检测数据具有高效的精确度和可靠度。

3）机械损伤检测技术：机械损伤来自对管道表面的直接冲击，包括岩石与管道的直接接触、不适当的建设行为以及第三方挖掘等。有些损伤在未被发现情况下会维持相当长的时间，从而进一步形成腐蚀或裂纹，有可能导致管道以后的失效。目前，机械损伤已经成为导致管道失效的主要原因之一。管道运营商希望通过使用适当的内检测工具，可以检测各种原因造成的、影响管道有效内径的几何异常现象，并确定其程度和位置。

最近两年，几何检测要求提高了，其中对凹陷尺寸的最小要求是：高分辨率的几何工具应该能够探测和定位深度大于等于 6.35mm（0.25in）的凹陷，而再用的几何检测器现状是：对椭圆变形和大的变形难以提供凹陷评价的有效信息，基于 78 例现场挖掘证实，其探测率仅为 32%，无法满足要求；对凹陷和椭圆变形的特征仍然没有一个适当的缺陷评价技术。对凹陷和机械损伤的高质量内检测过程，应能提供要求的信息，如凹陷的几何形状和数据，这些都对探测器机械损伤的内检测提出了更高的要求。

漏磁（MFL）技术应用于管道内检测，已有超过 40 年的时间，一般用来探测腐蚀造成的金属损失，是目前最适宜的腐蚀检测技术；但由于机械损伤产生的漏磁信号，不能很好地判断的 MFL 技术很少用于检测机械损伤带来的缺陷，在识别第三方破坏方面效果不佳。来自凹陷的漏磁信号的解释困难由以下原因造成：机械损伤的漏磁信号在几何和应力的作用下是重叠的；机械损伤区域的应力分布十分复杂，包括塑性变形和残余应力。

由于楼此技术被认为是最具有成本效率的内检测方法。管道运营商、管理者和研发人员都希望提高漏磁技术检测机械损伤的灵敏度，从而使漏磁探测技术有效应用于机械损伤缺陷的识别。目前该项工作有了以下新的发展：①德国 ROSEN 公司开发出用于内检测器的新一代几何传感器，可以提供高精度的管道内部轮廓的几何数据，如能探测到的最小凹陷是 4.47mm（0.176in）。这种传感器结合了非接触远距离测量法与测径器手臂的优势，允许传感器在高动态运行载荷作用下工作；该传感器与导航器、高分辨率漏磁检测技术相结合，推进了机械损伤检测工具的发展。②加拿大 BJ 公司开展了基于三轴漏磁信号是识别凹陷特性的研究。应用三轴楼此工具检测小凹陷（深度少于直径 1%）的技术已经有了重大进展，其检测能力已在现场挖掘中得到了验证。该项技术目前具有国际领先水平。

4）金属损失检测技术：过去几年里，人们重点关注了金属腐蚀的最小检测深度；而现在对于金属损失普遍关注的，是对腐蚀引起的金属损失的探测、定位和尺寸测定。早期的漏磁检测工具仅能探测大面积的腐蚀或腐蚀群。由于检测其设计、传感器、电子学和其他要素的改进，新型检测工具已经具有探测小缺陷能力，预测的缺陷尺寸也更加精确，并通过多种途径进行了很大的改进，如大多数低分辨率检测器，测量漏磁场仅在一个单一方向，现在高分辨率检测器的检测范围是两个或是三个相互垂直的方向，取样率、特定距离收集的数据样本和时间间隔也大大增大。

加拿大 BJ 公司应用三轴漏磁技术的轴向磁场 MFL 检测器研究，有了一定的进展。在三轴传感器中，有三个单独的、互相垂直的传感方向；轴向传感器记录沿管道的平行方向；径向传感器记录管道垂直方向；环向传感器记录圆周方向。第四个传感器称为旋转传感器，被用来识别内外部的区别，也帮助识别和进行特征分类。这类高分辨率漏磁检测器，可识别的金属损失特征有金属增长和金属损失、复杂腐蚀情况、延长的轴向缺陷、制造缺陷、建设缺陷、焊缝裂纹、凹陷、折皱、圆凿、圆周裂纹等。一般认为凹陷、折皱等管道凹陷无法被 MFL 识别，因此漏磁技术中关于非腐蚀特征的进一步研究变得更加重要，这仍是目前漏磁技术研究的方向

5）内检测技术存在的问题及发展方向：经过多年应用，内检测技术已经成为评价管道缺陷和确保管道完整性的首选技术。高分辨率的内检测器（几何、腐蚀、裂纹）可探测、定位、测量并显示管壁上的异常。这些异常可以表示为几何变形（凹陷、圆凿、椭圆变形、折皱、弯曲）、腐蚀、裂纹和其他缺陷。但是、研究世界上最近发生的危险液体和天然气管道事故，却发现一些内检测结论为可继续运行的管道，在内检测后的 6~12 个月内就发生了失效事故。

2005 年，美国管道安全办公室发布的数据表明，这些经过检测却很快出现故障的管道，失效原因中，缺陷未被探测到的占 51%；对缺陷特征低估的占 32.3%；错误辨识的占 16.7%。这种现象对内检测器及相应的内检测器技术提出了质疑，文献指出了内检测器面临的问题和发展的问题。

内检测其已经从纯粹的检测工具，转变为一个精确地测量手段，目前面临的问题如下：①管道测量的目标处在一个复杂、连续、变化的内部环境（压力、温度、腐蚀等）和外部环境（周围土壤、腐蚀、第三方干扰等）。②内检测器运行过程中，其关键部件可能会失效，但无法及时更换。③智能检测器的运行参数不稳定，如速率、磁场、检测期间传感器故障。④实际存在的缺陷数量大于被内检测器检测到的数量，缺陷的实际大小一般大于内检测器给出的数据。⑤创建一个内检测方法与对比标准非常困难。

分析以上情况，内检测技术应该在以下方面进行改进：①需要进一步改进内检测器的基本原理和技术，以改进现有内检测技术存在的未探测到、低估危险及错误辨识等方面的性能。②对内检测数据进行整体的统计分析，确定内检测遗漏和错误辨识的缺陷的数量、尺寸和位置，评价内检测器检测到的缺陷的实际数量和尺寸。③对各种内检测数据的差异进行对比分析，以对测量错误进行归纳、验证检测器、现场和计算机数据。

（5）工作建议

完整性管理是保证管道安全运行的有效手段。中国管道行业已经初步建立起完整性管理的理念，开始制定完整性实施计划及相关技术标准，并已经对陕京管道、广东 LNG 管道等进行了内检测实践，取得了良好的效果。为了更好地开展完整性管理，现结合国际上完整性管理的最新进展，提出以下建议。

1）提高对直接评价的重视程度。由于内检测技术适用范围的局限性，相当数量的管道需要通过直接评价技术进行完整性评价。应该加强对直接评价技术的研究，适当引进直接评价技术，对不适合内检测评价的管道进行完整性评价，提高完整性管理技术水平。

2）制定并监督实施强制性的完整性评价计划。在国内缺乏强制性法律的情况下，各大石油公司应该制定包括直接评价和内检测等评价方法在内的完整性评价计划，提出强制性要求，使管道完整性管理从试点逐步纳入规范化管理的轨道。

3）加强行业数据库建设。注重整个管道行业的管道失效等数据收集和分析，为完整性管理提供参考；在开展内检测实践的基础上、加强对内检测数据和结果的对比研究，提高对内检测技术的认识。

4）加大对完整性管理技术的研究力度。密切跟踪国外最新技术发展状态，有计划地开展直接评价技术和内检测技术的研究，加大研究投入，培育具有自主知识产权的评价技术。