中外油气管道技术差距对1

第一篇：中外油气管道技术差距对1

中外油气管道技术差距对比

本文由【能源杂志】推荐

文/续理等

中石油管道局专家委员会秘书长

中国的长输管道建设是从1970 年东北“八三”会战开始的，目前已有40多年的历史。近15年来，随着管道建设高潮的持续，中国管道建设的水平在技术工作者孜孜不倦地努力奋斗下，在不断引进消化吸收国外的先进经验和设备并总结自身经验和科研成果的基础上，得到了较好较快的提高，特别是从西气东输一线建设开始逐渐从世界长输管道建设技术的追随者，成长为领跑者，在向世界先进技术水平的学习过程中得到了长足的进步。在长输管道建设的引领下，中国从钢材冶炼、管材及管道元件、施工装备的制造到集成化撬装式泵站设备研制、压缩机国产化以及现场施工安装技术、焊接技术等都得到了前所未有的发展。现已拥有了先进的管道设计、施工、运行和维修的成熟经验，跻身于世界管道大国。油气管道运输业已经成为中国七大交通运输业之中的一个重要行业。

欲使中国的长输管道建设再上一个新台阶，真正成为全球管道建设水平的领跑者，仍然任重道远，为确定我们技术进步和攻关的方向，现将国外的施工专业水平和中国的施工水平进行一些比对，以供参考。

一、国外管道技术的发展特点

据当前数据所示，截至2003 年底，全世界油气管道干线长度已超过230 万km，其中美国的输油管道已超过29万km，输气管道已超过30万km。其主要特点如下。

1.管径大

国外干线天然气管道直径一般在1000mm 以上，例如前苏联通往欧洲的干线天然气管道直径为1420mm，著名的阿意输气管道直径为1220mm。

2.输气压力高

目前，西欧和北美地区的天然气管道压力普遍都在10MPa 以上，阿意输气管道最高出站压力达21MPa（穿越点处），挪威Statepipe管线输气压力为13.5MPa，新近建成的Alliance管道最大许用运行压力为12MPa。

3.广泛采用内涂层减阻技术 为提高输送能力，国外的输气管道一般都采用内涂层技术，采用内涂层后一般能提高输气量 6 % ～10%，同时还可有效地减少设备的磨损和清管次数，延长管线的使用寿命。

4.管材性能好

国外的制管技术发展较快，都在提高管道韧性、增大壁厚等方面有所改进，X100级、X120级管材都有，而且已投入试验和运行。

5.调峰技术完善

为保证可靠、安全、连续地向用户供气，发达国家都采用金属储气罐和地下储气库进行调峰供气。目前，西方国家季节性调峰主要采用孔隙型和盐穴型地下储气库，而日调峰和周调峰等短期调峰则多利用管道末端储气、地下管束储气来实现。天然气储罐以高压球罐为主，国外球罐最大几何容积已达5.55万km。

6.压缩机组功率普遍提高

国外长输管道的压气站广泛采用回热循环燃气轮机，用燃气轮机提供动力或发电。国外干线输气管道压缩机组普遍采用大功率，例如俄罗斯Gazprom 天然气公司压缩机站单套压缩机平均功率都在10MW 以上，欧美国家也是如此，像美国通用电器公司（GE）生产的MS300 型回热循环式燃气轮机额定功率为10.5MW，LM2500 型功率为22MW，MS5000 型为24MW。

采用燃气轮机回热循环及联合循环系统收到很好的节能效果，如著名的阿意输气管道对Messina 压气站的燃气轮机组进行改造，采用回热联合循环系统后，每台燃气轮机的综合热效率由原来的36.5％上升到 47.5％。国外还广泛采用压缩机的机械干密封、磁性轴承和故障诊断等新技术，不仅可以延长轴承的使用寿命，取消润滑油系统，降低压缩机的运行成本，而且还可以从根本上提高机组的可靠性和完整性。7.管道施工技术不断进步

国外管道施工技术的进步主要表现在新的、适宜于管道建设的设备和机具及施工技术不断有新的突破，而且在功能细分上不断有发展，几乎每一种施工设备和机具都有改进。例如，国外将岩石开沟机小型化，机体宽度只有1.8m，可以在沟下开沟作业，并且能将岩石粉碎以便回填时使用；定向钻的综合配套钻具多样化，令人目不暇接，并且有盾构机头或正扩钻头直接与穿越管道相连，进行穿越施工。对于每种不同的地质条件，都有相应的钻具配套和工艺。冻土地带、山区、热带雨林等也都有相应先进的施工装备与技术。

8.地质勘探技术不断深化

国外在长输管道建设中，其地质勘探技术也在不断深化，采用了多样地球物理勘探技术，使地质勘探更为精准，施工有切实保障。

上述 8 个方面，有的，中国长输管道建设中已有实现和应用；有的，已列入待建管道的建设计划之中。

二、中国管道建设上的差距和需要努力的目标

从国外管道建设的特点来看，中国的管道建设已基本达到了国际先进水平的要求，差距几近于无，在某些方面我们还走在了前边，如X100 级钢管也有了产品；西气东输二线管道直径达到了1219mm，输送压力已达12MPa；准备建设的西三线准备对X90～X100 钢级的管材进行试验和短距离的敷设；准备建设的西四线、西五线将采用直径1422mm、钢级X80 钢管，输送压力为 12MPa。在这些工程建设中引进和自主研发大量的新技术，必将成为世界管道建设新技术的展示舞台。但在细微之处，仍然存在相当的差距，具体如下。

1.施工与设计规范 中国的管道建设是以欧美管道建设水平为样板，建设标准是从美国的ASME、ASTM、API 等标准转化而来，局部参照了俄罗斯、日本、德国等标准。美国的长输管道是以ASME B 31.4（液态烃和其他液体管线输送系统）、ASME B 31.8（输气和配气管道系统）、ASMEB 31.3（工艺管道）为原则性标准，内容涵盖设计、施工和抢维修；以API 为支持性标准，以ASTM 系列标准为方法标准，形成的长输管道标准框架。

中国的长输管道标准在编制过程中经历了欧美标准等同采用、等效采用和修改采用的过程，建立了中国长输管道从设计到施工到抢维修的整体过程的国家标准框架，以《中华人民共和国石油天然气管道保护法》为基础，配套压力管道各项政府法规和设计、施工、检验、运营及抢维修系列标准，形成了具有操作要求、工序控制、质量控制、现场监理和竣工验收等极具有中国特色的长输管道标准体系。

通过从事管道建设标准编制的技术工作者的努力，以及编制标准中汲取现场的经验、验证和科研的进步成果，使中国的长输管道标准有了自己的特色，特别是在操作环节上的控制、设备机具的使用要求、安全措施上的强制规定等对长输管道的技术进步、质量控制起到了好的作用；也为出国从事管道施工的队伍能够很好执行国外标准奠定了基础。

目前已编制完成的双语版中缅管道（境外段）施工标准，由参加施工的印度管道公司实施。第一次外国公司在国外施工执行的是中国的标准，并且反馈意见良好。在这些标准的编写过程中，取得的经验一是要与国际先进标准技术参数对标看齐；二是要汲取我们在管道建设中有益的经验和失误的教训，借此形成具有自己特色的标准。

但目前标准中仍然存在不尽人意之处，存在的主要问题是：

（1）设计与施工标准之间的相互关系中仍存在有不联系、不相关、总体水平与国际先进水平不一致的地方，如：设计要求的焊接合格标准是采用JB/T4730—2005《承压设备无损检测》，而施工规范采用的合格标准为SY/T4109—2005《石油天然气钢质管道无损检测》，在管道安装中产生较大矛盾。（2）管道穿越的地质勘探的设计勘察要求与施工过程需求的勘察要求不一致，穿越出现问题时，责任不清，应当增加物探的相关内容。

（3）无损检测中如何进一步加强现场金口焊接的质量控制也是亟待解决的问题。

（4）试压过程中是否进行站间的严密性试验，以避免诸如西气东输一线、二线出现的投产后可能出现的泄漏事故。

（5）液体管道试压压力结合操作压力进行管道试压分段要求等。

（6）在试压用水条件不具备或在寒冷的冬季如何突破气压试压的禁区。

（7）目前最新的技术和科研成果还没有纳入管道标准。有些标准的指标明显低于国际标准，如管道测径的指标，国际标准为管道直径的 94%，而国内标准仅为 90%。

（8）管道跨越施工规范内容偏于简单，不能有效地指导施工。

（9）阴极保护的设计标准没有进行修订。

现有的标准仍有许多值得推敲、商榷和需要改进的地方，如防腐补口的剥离强度指标争议较大，一些标准不能涵盖现场需要。如此种种，需要我们下气力改进。但目前标准的编写一般都是技术人员利用业余时间完成，没有经费，也没有编写的工作时间，在此种条件下，出一个高质量的标准，困难很大。

建议管道建设要进一步重视标准的编写工作，下大气力展开标准工作的研究与国外先进水平的比对，给予标准以科研项目的待遇，以期编写出更为适用的管道建设的设计、施工、防腐及自动化控制的规范和标准。

2.施工装备

目前，中国管道建设中一般装备都实现了国产化，并且已销往国外，专用的管道装备如吊管机、焊接工程车、坡口机、对口器、内焊机、双头外焊机都可与国外同类设备相媲美。

但目前为止，很多方面仍然存在问题，如管道顶管设备较为落后、盾构设备、定向钻设备等与国外先进设备相比仍存在相当的差距。中国石油天然气集团公司正重点突破海洋业务，准备敷设深港管道，其中有一段海底管道建设，但技术、装备准备滞后，需加快准备与实施。

建议针对世界管道装备进行系统研究，特别对影响工程急需的管道施工装备进行研究，对相应配套的每一施工的细节和环节进行过细研究，从细节上下功夫。如具有曲线顶管功能的顶管机、定向穿越中的不良地层的隔离处理、定向穿越中机具和施工技术的细化、管道环焊缝用的多头焊机、海底管道混凝土加重层配重管涂敷作业线等，这些都应尽早开展研究，以解决中国在管道施工上的短板和瓶颈。

在现有条件下，建议是否可以开展研制陆上敷设管道的综合大型设备，类似铺管船的结构，可以把双管焊接预制、现场焊接、无损检测、补口、下沟成为车间作业，对于现场的施工方式进一步简化（如布管、施工作业带修筑、对口、下沟等方式简化），大量的施工装备可以节省，施工人员缩减，效率大大提高，克服气象带来的施工影响。

此项科研工作的实施，将会从根本上改变管道敷设的传统观念，也使管道建设实现高质量的车间化作业。这个项目可以集中中国石油管道施工研究力量和已有成果，如果该项目能够上去，中国在世界的管道业上可以成为真正意义上的巨擘。

3.施工技术 中国的长输管道目前正在进行大口径、高压力、高钢级的施工建设研究，正在组织试验X100 钢级的管道试验。针对长输管道建设的技术进步，作为施工技术方面要解决以下问题：

（1）解决高钢级管道元件的制造问题；

（2）解决高钢级条件下管道防腐中的中频加热对管道强度性能的影响；

（3）解决现场冷弯管的弯制对形状和强度的影响；

（4）解决焊材和异种钢的焊接方法；

（5）解决试压中的安全问题。

还有诸如冻土地带的施工技术、山区、水网和沼泽地区施工技术、专用施工机具设备的研制。

特别是将在西气东输四线、五线使用直径为1422mm 的管道，其施工装备、管道元件制作、定向穿越、线路安装上仍有许多技术问题需要研究解决。如冷弯管机的设备及模具，大口径的管道元件的制造模具、设备、工艺，管道的双管或三管连焊预制，线路施工的工艺及设备，长臂吊管机研制，大口径管段的定向穿越技术等。建议相关单位尽早组织开展此方面的攻关，列出细项、系统研究，定出专人负责，限期完成，为西气东输四线、五线建设做好技术准备和储备工作。

管道施工建设到今天已不是简单的密集劳动，而是高科技和精细管理的集合。我们应该有效地积累人才，建立人才施展通道，有效激发人才的智力和激情，为技术人员提供适宜的工作环境、条件的机制。这些措施的有效实施，将为中国真正成为管道建设和管道技术的大国奠定坚实的基础。

第二篇：油气管道无损检测技术

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油气管道无损检测技术

管道作为大量输送石油、气体等能源的安全经济的运输手段,在世界各地得到了广泛应用,为了保障油气管道安全运行,延长使用寿命,应对其定期进行检测,以便发现问题,采取措施。

一、管道元件的无损检测

（一）管道用钢管的检测

埋地管道用管材包括无缝钢管和焊接钢管。对于无缝钢管采用液浸法或接触法超声波检测主要来发现纵向缺陷。液浸法使用线聚焦或点聚焦探头,接触法使用与钢管表面吻合良好的斜探头或聚焦斜探头。所有类型的金属管材都可采用涡流方法来检测它们的表面和近表面缺陷。对于焊接钢管，焊缝采用射线抽查或100 %检测，对于100 %检测，通常采用X射线实时成像检测技术。

（二）管道用螺栓件

对于直径> 50 mm 的钢螺栓件需采用超声来检测螺栓杆内存在的冶金缺陷。超声检测采用单晶直探头或双晶直探头的纵波检测方法。

二、管道施工过程中的无损检测

（一）各种无损检测方法在焊管生产中的配置

国外在生产中常规的主要无损检测配置如下图一中的A、B、C、E、F、G、H工序。我国目前生产中的检测配置主要岗位如下图中的A、C、D、E、F、G、H工序。

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图一 大口径埋弧焊街钢管生产无损检测岗位配置

（二）超声检测

全自动超声检测技术目前在国外已被大量应用于长输管线的环焊缝检测，与传统手动超声检测和射线检测相比，其在检测速度、缺陷定量准确性、减少环境污染和降低作业强度等方面有着明显的优越性。

全自动相控阵超声检测系统采用区域划分方法，将焊缝分成垂直方向上的若干个区，再由电子系统控制相控阵探头对其进行分区扫查，检测结果以双门带状图的形式显示，再辅以TOFD(衍射时差法)和B扫描功能，对焊缝内部存在的缺陷进行分析和判断。

全自动超声波现场检测时情况复杂，尤其是轨道位置安放的精确度、试块的校准效果、现场扫查温度等因素会对检测结果产生强烈的影响，因此对检测结果的评判需要对多方面情况进行综合考虑，收集各种信息，才能减少失误。

（三）射线检测

射线检测一般使用X 射线周向曝光机或γ射线源，用管道内爬行器将射线源送入管道内部环焊缝的位置，从外部采用胶片一次曝光，但胶片处理和评价需要较长的时间，往往影响管道施工的进度，因此，近年来国内外均开发出专门用于管道环焊缝检测的X 射线实时成像检测设备。

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图二 管道环焊缝自动扫描X射线实时成像系统

图二为美国Envision公司生产的管道环焊缝自动扫描X射线实时成像系统，该设备采用目前最先进的CMOS成像技术，用该设备完成Φ 609mm(24 in)管线连接焊缝的整周高精度扫描只需1～2 min，扫描宽度可达75 mm，该设备图像分辨率可达80μm，达到和超过一般的胶片成像系统。

（四）磁粉检测

磁粉检测的基础是缺陷处漏磁场与磁粉的磁相互作用。铁磁性材料或工件被磁化后，由于不连续性的存在，使工件表面或近表面的磁力线发生局部畸变而产生漏磁场，吸附施加在工件表面的磁粉，形成在合适光照下目视可见的磁痕，从而显示出不连续性的位置、形状和大小。

国内很少对焊管坡口面进行磁粉检测。国外使用的自动检测系统，主要采用荧光磁悬液湿法检测。自动磁粉检测设备采用磁化线圈在钢管壁厚方向对坡口面局部磁化，同时在坡口表面喷洒荧光磁悬液，凭借在该部位装置的高分辨率摄像系统，将磁化、磁悬液喷洒区域的影像传输在旁边的监视屏上，操作人员监视屏幕，就可以及时发现磁痕影像，找出缺陷。

磁粉检测适用于检测铁磁性材料表面和近表面的缺陷，因此对于奥氏体不锈钢和有色金属等非铁磁性材料不能用磁粉检测的方法进行探伤。由

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于马氏体不锈钢、沉淀硬化不锈钢具有磁性，因此可以进行磁粉检测。磁粉检测可以发现表面和近表面的裂纹、夹杂、气孔、未熔合、未焊透等缺陷，但难以发现表面浅而宽的凹坑、埋藏较深的缺陷及与工件表面夹角极小的分层。

三、钢质管道管体无损检测技术

钢质管道管体的无损检测，主要就是管体的完整性（如剩余壁厚、管道缺陷、表面腐蚀形态、腐蚀产物类型、腐蚀深度等）检测。表一列出了目前常用的管道检测技术及其检测内容。

表一 管道检测技术分类

（一）弹性波检测技术

弹性波检测是利用管道泄漏引起的管道内压力波的变化来进行诊断定位，一般可分为声波、负压力波和压力波三种。其主要工作原理是利用安置好的传感器来检测管道泄漏时产生的弹性波并进行探测定位。这种技术的关键是区分正常操作时和发生泄漏时的弹性波。目前有两种方法，一

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种是利用硬件电路的延时来进行信号过滤，另一种是结合结构模式识别和神经网络来区分正常操作时和发生事故时产生的不同波形，从而更好地监测管道的运行。

（二）漏磁通检测技术

漏磁式管道腐蚀检测设备的工作原理是利用自身携带的磁铁，在管壁圆周上产生一个纵向磁回路场。如果管壁没有缺陷，则磁力线封闭于管壁之内，均匀分布。如果管内壁或外壁有缺陷，则磁通路变窄，磁力线发生变形，部分磁力线将穿出管壁产生漏磁。漏磁检测原理图三所示。

图三 漏磁检测原理

漏磁场被位于两磁极之间的紧贴管壁的探头检测到，并产生相应的感应信号。这些信号经滤波、放大、模数转换等处理后被记录到检测器上的存储器中，检测完成后，再通过专用软件对数据进行回放处理、判断识别。

从整个检测过程来说，漏磁检测可分为图四所示的四个部分：

图四 漏磁检测流程图

漏磁检测技术的优点：（1）易于实现自动化；较高的检测可靠性；（2）可以实现缺陷的初步量化；（3）在管道检测中，厚度达到30mm的壁厚范

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围内，可同时检测内外壁缺陷；（4）高效，无污染，自动化的检测可以获得很高的检测效率。

漏磁检测技术的局限性：（1）只适用于铁磁材料；（2）检测灵敏度低；（3）缺陷的量化粗略；（4）受被检测工件的形状限制由于采用传感器检测漏磁通，漏磁场方法不适合检测形状复杂的试件；（5）漏磁探伤不适合开裂很窄的裂纹，尤其是闭合型裂纹；（6）不能对缺陷的类型或者缺陷的严重程度直接作定量性的分析。

（三）超声波检测技术

管道超声检测是利用现有的超声波传感器测量超声波信号往返于缺陷之间的时间差来测定缺陷和管壁之间的距离；通过测量反射回波信号的幅值和超声波探头的发射位置来确定缺陷的大小和方位。

图五为超声波检测原理图, 图中Wt代表管道正常壁厚, SO代表超声波探头与管道内表面间的标准位移。

图五 超声波检测原理图

超声波检测技术的优点：（1）检测速度快，检测成本低；（2）检测厚度大，灵敏度高；（3）缺陷定位较准确；（4）对细微的密闭裂纹类缺陷灵

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敏度高。

超声波检测的缺点：（1）由于受超声波波长的限制，该检测法对薄管壁的检测精度较低，只适合厚管壁，同时对管内的介质要求较高；（2）当缺陷不规则时，将出现多次反射回波，从而对信号的识别和缺陷的定位提出了较高要求；（3）由于超声波的传导必须依靠液体介质，且容易被蜡吸收，所以超声波检测器不适合在气管线和含蜡高的油管线上进行检测，具有一定局限性。

（四）电磁超声检测

电磁超声技术（EMAT）是20世纪70年代发展起来的无损检测新技术。这一技术是以洛仑兹力、磁致伸缩力、电磁力为基础，用电磁感应涡流原理激发超声波。

电磁超声的发射和接收是基于电磁物理场和机械波振动场之间的相互转化，两个物理场之间通过力场相互联系。从物理学可知，在交变的磁场中，金属导体内将产生涡流，同时该电流在磁场中会受到洛仑兹力的作用，而金属介质在交变应力的作用下将产生应力波，频率在超声波范围内的应力波即为超声波。与之相反，该效应具有可逆性，返回声压使质点的振动在磁场作用下也会使涡流线圈两端的电压发生变化，因此可以通过接收装置进行接收并放大显示。人们把用这种方法激发和接收的超声波称为电磁超声。

与传统压电超声换能器相比，EMA的优点主要有：（1）非接触检测，不需要耦合剂；（2）可产生多种模式的波，适合做表面缺陷检测；（3）适合高温检测；（4）对被探工件表面质量要求不高；（5）在实现同样功能的油气储运前言知识讲座

前提下，EMAT探伤设备所用的通道数和探头数都少于压电超声；（6）发现自然缺陷的能力强，对不同的入射角有明显的端角反射，对表面裂纹检测灵敏度较高。

EMA的缺点：（1）EMAT的换能效率要比传统压电换能器低20—40dB；（2）探头与试件距离应尽可能小；（3）EMAT仅能应用于具有良好导电性能的材料中。

（五）涡流检测技术

涡流检测技术是目前采用较为广泛的管道无损检测技术，其原理为：当一个线圈通交变电时，该线圈将产生一个垂直于电流方向（即平行于线圈轴线方向）的交变磁场，把这个线圈靠近导电体时，线圈产生的交变磁场会在导电体中感应出涡电流（简称涡流），其方向垂直于磁场并与线圈电流方向相反。导电体中的涡流本身也要产生交变磁场，该磁场与线圈的磁场发生作用，使通过线圈的磁通发生变化，这将使线圈的阻抗发生变化，从而使线圈中的电流发生变化。通过监测线圈中电流的变化（激励电流为恒定值），即可探知涡流的变化，从而获得有关试件材质、缺陷、几何尺寸、形状等变化的信息。

涡流检测技术可分为常规涡流检测、透射式涡流检测和远场涡流检测。常规涡流检测受到趋肤效应的影响，只适合于检测管道表面或者亚表面缺陷，而透射式涡流检测和远场涡流检测则克服了这一缺陷，其检测信号对管内外壁具有相同的检测灵敏度。其中远场涡流法具有检测结果便于自动化检测(电信号输出)、检测速度快、适合表面检测、适用范围广、安全方便以及消耗的物品最少等特点，在发达国家得到广泛的重视，广泛用于在油气储运前言知识讲座

用管道的检测。

涡流检测技术的优点：（1）检测速度高，检测成本低，操作简便；（2）探头与被检工件可以不接触，不需要耦合介质；（3）检测时可以同时得到电信号直接输出指示的结果，也可以实现屏幕显示；（4）能实现高速自动化检测，并可实现永久性记录。

涡流检测技术的缺点：（1）只适用于导电材料，难以用于形状复杂的试件；（2）只能检测材料或工件的表面、近表面缺陷；（3）检测结果不直观，还难以判别缺陷的种类、性质以及形状、尺寸等；（4）检测时受干扰影响的因素较多，易产生伪显示。

（六）激光检测技术

激光检测系统主要包括激光扫描探头、运动控制和定位系统、数据采集和分析系统三个部分，利用了光学三角测量的基本原理。与传统的涡流法和超声波法相比，激光检测（或轮廓测量）技术具有检测效率高、检测精度高、采样点密集、空间分辨力高、非接触式检测，以及可提供定量检测结果和提供被检管道任意位置横截面显示图、轴向展开图、三维立体显示图等优点。

但是激光检测方法只能检测物体表面，要全面掌握被测对象的情况，必须结合多种无损检测方法，取长补短。

（七）管道机器人检测技术

管道机器人是一种可在管道内行走的机械，可以携带一种或多种传感器，在操作人员的远端控制下进行一系列的管道检测维修作业，是一种理想的管道自动化检测装置。

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一个完整的管道检测机器人应当包括移动载体、视觉系统、信号传送系统、动力系统和控制系统。管道机器人的主要工作方式为: 在视觉、位姿等传感器系统的引导下，对管道环境进行识别，接近检测目标，利用超声波传感器、漏磁通传感器等多种检测传感器进行信息检测和识别，自动完成检测任务。其核心组成为管道环境识别系统（视觉系统）和移动载体。目前国外的管道机器人技术已经发展得比较成熟，它不仅能进行管道检测，还具有管道维护与维修等功能，是一个综合的管道检测维修系统。

四、管道外覆盖层检测技术

（一）PCM检测法

PCM（多频管中电流检测法）评价的核心是遥控地ICI电流信号的张弱来控制发射到管道表ICI的电流，通过检测到的电流变化规律，进而判断外防腐层的破损定位与老化程度。加载到管道上的电流会产生相应的电磁场，磁场张弱与加载电流的大小成正比，同时随着传输距离增大，电流信号逐渐减小。当管道外涂层有破损时，电流通过破损点流向大地，该点处的电流衰减率突然增大，可判定外涂层破损点的位置。

但PCM法对较近的多条管道难以分辨、在管道交叉、拐点处及存在交流电干扰时，测得数据误差大。

（二）DCVG检测技术

DCVG（直流电压梯度测试技术）的原理是对管道上加直流信号时，在管道防腐层破损裸漏点和土壤之间会出现电压梯度。在破损裸漏点附近部位，电流密度将增大，电压梯度也随着增大。普遍情况下，裸漏面积与电

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压梯度成正。直流电压梯度检测技术就是基于上述原理的。

在用DCVG测量时，为了便于对信号的观察和解释，需要加一个断流器在阴极保护输出上。测量过程中，沿管线以2m的间隔在管顶上方进行测量。

DCVG的优点为能准确地测出防腐层的破损位置，判断缺陷的严重程度和估计缺陷大小，之后根据检测结果提供合理的维护和改造建议；测量操作简单，准确度高，在测量过程中不受外界干扰，几乎不受地形影响。缺点在于整个过程需沿线步行检测，不能指示管道阴极保护的效果和涂层剥离；环境因素会引起一定误差，如杂散电流、地表土壤的电阻率等。

（三）Pearson检测法

Pearson检测法（皮尔逊检漏法）的原理是对管道施加交流信号，此信号会通过管道防腐层的破损点处流失到土壤中，因此距离破损点越远，电流密度越小，破损点的上方地表形成一个交流电压梯度。检测过程中，两位测试员相距3~6m，脚穿铁钉鞋或手握探针，将各探测的的电压信号发回接收装置，信号经滤波、放大，即能得到检测结果。

Pearson检测法是目前国内最常用的检测技术，其优点是：（1）有较成熟的使用经验，并且检测速度较快，能沿线检测防腐层破损点和金属物体；（2）能识别破损点大小，还能测到微小漏点，长输管道的检测与运行维护中有良好的使用反馈。

Pearson检测法的不足之处在于，（1）整个检测过程需步行；（2）不能指明出缺陷的损坏程度；（3）对操作者的技能求高；（4）在水泥或沥青地面上检测接地困难。

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（四）标准管/地（P/S）电位测试法

标准管/地（P/S）电位测试法的原来是采用万用表来测接地Cu/CuS04电极与管道表ICI某监测点之间的电位，通过电位与距离构成的曲线了解电位的分布，把当前电位与以往电位区别开来，可用检测来的阴极保护电位来判定是否对管道外涂层起保护作用。

目前,地面测量管道保护电位的通用方法就是标准管/地电位测试法，其优点是无需开挖管道、现场取得数据容易、检测速度快(每天10~50km)。一般情况,每隔1km左右设一个测试桩，所以这种方法只能总体评估这一管段的防腐层，不能详细地评价防腐层缺陷，不能确定防腐层的缺陷位置以及缺陷的分布情况。故此方法不适合用于无阴极保护或测试桩的管道。

第三篇：8管道油气计量（范文）

油气计量

1.计量在长输管道中的作用

计量工作是企业生产活动的一个组成部分，做好企业计量工作，对于保证产品质量、提高劳动生产率、保障安全生产、节约能源、加强经济核算、增加经济效益具有重要的作用。石油、石油产品出售、购买、商业性的交接中，准确的计量是极重要的。在输油管道的终点，又称末站，也是长输管道的运转油库，其任务是向炼厂转输原油，或者装船、装车向其它地方转运，都要经过计量。其计量的准确与否，直接关系到买卖双方的经济利益。所以商品油、气计量必须具有科学性、公证性，并遵循一定的法律、法规，才能做到公平交易。

在长输管道的生产管理中原油的收、销、存及消耗的准确计量是非常重要的。泵效率、加热炉效率都是通过输量来测算的，生产运行方式也是根据输量来安排的，而输量是通过计量得到的，所以长输管道经济、安全、平稳的运行和准确计量是紧密相关的。

2.国内石油计量的主要方式

目前，我国原油商品量交接采用的是质量计量，即测出原油的体积、密度、含水、温度、压力等参数，换算成标准状态下(温度20℃，压力101.325ＫＰa)扣除含水的纯油质量，计量方式主要采用静态计量和动态计量。

2.1 原油静态计量

所谓静态计量，是指用金属油罐、铁路罐车作为计量体积量的器具，在油罐停止收发作业，液面经静止一段时间（大罐稳定时间不少于30分钟，铁路罐车不少于15分钟）消除泡沫达到平衡，而没有因搅动而产生波纹的状态下进行的计量操作。2.1.1 做为计量用的金属油罐叫做计量罐，首先要对计量罐进行容积检定。凡新建或大修理过的金属罐投用前都应进行检定，计量罐检定周期为四年。检定规程执行国标JJG168<<立式金属罐容量试行检定规程>>，容积检定精度可达0.2%。检定完毕，由检定单位出具检定证书，编制出罐容积表，利用大罐检尺，测出液位高度，查出对应的体积量。

2.1.2 大罐液位检尺（即测量罐内液面高度），目前各类油

罐的液面高度的测量有两种方法，一种是人工检尺法，另一种是液位计法，液位计在输油生产过程中一般作为监测工具，而不做为计量器具。而人工检尺是静态计量过程中应用最为广泛的方法。

人工检尺分为检实尺和检空尺，检实尺就是测量罐内液位实际高度，也称测实法，适用于轻质油品的测量。检空尺即测量液面到罐顶检尺口的高度，也称静面悬空检尺法，适用于粘度较大的重质油品的油面高度测量。这是因为原油等重质油品粘度较大，含蜡量高，在罐壁或罐底部容易结蜡。另外罐内沉积大量泥沙，使量油尺无法达到罐底，因此，原油罐等均采用检空尺，其油高计算公式是：

油高＝检尺口总高－下尺深度＋尺带粘油高度。

2.1.3 油罐测温，按国标ＧＢ 8927<<石油和液体石油产品温度测量法>>执行。油高３米以下，在油高中部测一点。油高３－５米，在油品上液面下1米，油品下液面上1米处共测两点，取算术平均值作为油品的温度，油高５米以上，在油品上液面下１米，油品中部和油品下液面上1米处共测三点，取算术平均值作为油品的温度。

2.1.4 油罐取样，按国标ＧＢ4756 <<石油和液体石油产品取样法(手工法)>>执行。对于计量罐，应取上部样（顶液面下，其深度的六分之一处），中部样(顶液面下，其深度二分之一处)，下部样(顶液面下，其深度的六分之五处)，按等比例混合，作为整个油罐中的代表性试样。

2.1.5 油量计算，按国标ＧＢ9110<<原油立式金属罐计量油量计算>>执行，纯油品质量（在空气中重量）计算公式：

Ｍn=Ｐ20.Ｖ20.Ｆ(１－Ｗ)式中：Ｍｎ－纯油品质量，ｔ

Ｐ20-含水油品标准密度，t/m`(3`)Ｖ20——含水油品标准体积 m`(3`)Ｆ——真空中质量换算到空气中重量的换算系数

Ｗ——油品质量含水率

计算结果精确到0.001t

2.2 原油动态计量

动态计量是指石油在动态流动条件下进行的流量测量，由流量仪表来完成。目前国内原油动态计量主要有两种类型，一种是原油的体积量由流量计计量，人工读数，取样、化验，测出原油密度和含水率，人工计算油量。另一种是油量交接的主要参数体积量、密度、含水、压力、温度等值，全部采用仪表连续测量，并且直接算出纯油量。原油动态计量常用的流量仪表有容积式流量计、速度式流量计和最近几年发展起来的质量流量计。2.2.1容积式流量计

容积式流量计是一种机械式仪表，其内部都有构成一定容积的空间（计量室），流量计内部的转子在入口流入液体的压力作用下转动，把流体不断的送向排出口，其内部空间的体积在设计制造时是已知的，所以，测量转子的转动次数，就能求出该空间给出的体积量。单位时间内测得的转子转动次数，可计算出流体的流量，这就是容积式流量计的测量原理。常用的容积式流量计有腰轮流量计、刮板流量计、双转子流量计、椭圆齿轮流量计。2.2.2 腰轮流量计

结构：由三部分组成，即主体部分（它包括壳体、腰轮、驱动齿轮、隔板、上下盖），表头（包括精度调整器、脉冲发讯器、计数器）和连接部分。

工作原理：腰轮流量计主体内有一对腰轮转子，靠液体通过流量计产生的压差转动，通过驱动齿轮相互交错转动。（见图2.1）

当液体推动D2轴上腰轮反时针方向转动时，图2.1（A），通过与之相连的驱动齿轮带动D1轴上的腰轮顺时针转动，转动90°后成为图2.1（c）状态，上边的腰轮受液体推动顺时针转动，驱动齿轮带动下边腰轮反时针转动，腰轮旋转360°时，有4个计量室容积的液体排出流量计，计量室容积在设计时就确定了，计录腰轮转动的转数，就得到被计量介质的体积量，转子的转动通过减速机构、联轴器，输入到积算指示装置，从而在表头上读出流量值。2.2.3 刮板流量计

刮板流量计有凸轮式和凹线式两种型式。（见图2.2）

图（2.2）

结构：凸轮式刮板流量计的主体部分主要由转子、凸轮、凸轮轴、刮板、连杆、及壳体所组成。凹线式刮板流量计的主体部分主要由转子、刮板、连杆、和壳体组成。转子是一个转动的圆筒，当刮板是两对时，在转子圆筒壁上沿径向开有互成90°角的四个槽，当三对刮板时，则开有互成60°角的六个槽。

工作原理：当被计量的液体经过流量计时，推动刮板和转子旋转，与此同时，刮板沿着一种特殊的轨迹成放射状的伸出或缩回，但是每两个相对刮板端面之间的距离是一定值，所以在刮板连续转动时，在两个相邻的刮板、转子、壳体内腔以及上下盖板之间就形成了一个容积固定的计量空间，转子每转一圈，就可排出四个（或六个）同样闭合的体积，精确的计量液体量。2.2.4 双转子流量计

结构与工作原理：双转子流量计计量部分主要是由计量箱和装在计量箱内的一对设计独特的螺旋转子组成，它们与计量箱组成若干个已知体积的空腔，作为流量计计量单位。互不接触的螺旋转子由同步齿轮保持适当的位置，靠流量计进出口的压差推动而旋转，不断将进口的液体经空腔计量后送到出口，经密封联轴器及传动系统将螺旋转子的转数传递给计数机构，直接读出流经流量计的液体总量。（见图2.3）

以上三种容积式流量计计量精度高，精度可达±0.2％～±0.1％,运行可靠，振动和噪音小，压力损失小，最大不超过0.05MPa,适应介质粘度范围广，无论测量高粘度或低粘度液体，都能保证较高的精度。因此，在石油商品量交接计量中得到广泛的应用。

2.2.5 椭圆齿轮流量计

结构与工作原理：椭圆齿轮流量计主要部分是计量室和装在计量室内的一对椭圆齿轮，它与盖板构成一半月型空腔，作为流量计的计量单位。其工作原理与腰轮流量计类似。椭圆齿轮流量计精度一般为±0.5％,因此，不作为外销计量用，多用于加热炉燃料油计量。

2.3 速度式流量计 2.3.1 涡轮流量计

涡轮流量计是一种速度式仪表，其主要结构有壳体、斜叶轮、导流器、磁电转换器、轴承和前置放大器组成。

工作原理：当被测介质以一定的速度流过涡轮流量计变送器时，在液体的作用下，斜叶轮受力而旋转，旋转的速度与液体的流速成正比。斜叶轮的转动，周期性地改变磁电转换器的磁阻值，使感应线圈中的磁通发生周期性的变化，产生周期性的感应电势，既电脉冲信号，经放大器放大后，送至二次仪表进行显示或累计。在测量范围内，叶轮的转速与流量成正比，则信号脉冲数与叶轮的转速成正比，所以当测得频率f和某一时间内的脉冲总数N后，分别除以仪表常数E（次／升）便可求得瞬时流量 Q=f／E（升／秒）和总量 V=N／E（升）。仪表常数由厂家在产品出厂时给出。

2.4 质量流量计

用于计量流过某一截面的流体质量流量或总量的流量计叫质量流量计。质量流量计主要由流量传感器（振动管）和变送器组成。其原理利用流体在振动管内流动时产生的科氏力，以直接或间接的方法测量其力而得到流体质量流量，其性能不随温度、粘度、压力和密度影响，精度为±0.2％±零点稳定度，近几年正逐步得到应用。

2.5 容积式流量计附属设备

流量计附属设备是指保证流量计的计量精度、延长流量计的使用寿命和流量计配套的设备。它们主要包括过虑器和消气器，必要时应配备流量调节阀和逆止阀。

2.5.1 过滤器

过滤器是防止被计量液体所携带的金属物、焊渣、石块、等杂质和脏物进入流量计，影响流量计正常运行，延长流量计使用寿命。它安装在流量计的进口。过滤器主要由筒体和过虑网组成，过滤网做成与筒体同心的圆筒，被计量的液体经过过滤网时，杂质和脏物被留在过滤网内，当需要清洗时，只要把筒体上盖打开，就能把过滤网提出来清洗，这种形式的结构称为花篮式结构。它的主要优点是清洗、检修方便，为便于清洗时排出油污，在它的底部有用来安装排油阀的短管。

2.5.2 消气器

原油在管道输送过程中，不可避免地会含有一些气体，这些气体在管道中占有一定的空间，随油流进入流量计内就会把气体也当成油进行计量。要确保流量计的计量精度，必须将这部气体在进入流量计前排除掉，消气器就是起这个作用。在油品计量中是必不可少的辅助设备。

消气器首先是使油品和气体分离开，这些气体上升到消气器的顶部，逐渐形成一个气体空间，出现油气界面，随着气体空间的扩大，油气界面下降，当油气界面下降到一定程度，安装在消气器内的浮球连杆机构动作，打开排气阀，将分离出来的气体排出。

2.6 流量计的检定

用于商品油计量用的流量计国家规定精度为0.2级以上，即基本误差不大于±0.2%，由于流量计在制造过程中转子与壳体之间有一定的间隙，使用过程中将产生一定的漏失量，在长期运行中磨损加大，误差将进一步增加。所以国家规定流量计属国家强制检定计量器具。凡达到检定周期的、经检修后或长期不用需要使用的，对其测量值发生怀疑的流量计都要及时检定。确保公平交易。流量计精度是通过检定来确定的。检定流量计的装置主要是标准体积管，和流量计串在一起，采用现场实液检定方法。测量值即可靠又准确。标准体积管包含一个标准容积段，检定时把同一时间间隔内将被检流量计指示值同体积管的标准值对比，求出流量计误差，确定其精度，其误差用下式表示。Q流—Q标

E=————————×100％ Q标

式中： E——基本误差

Q流——被检流量计指示值 Q标——标准容器标准值

这两种体积量之间很难一致，流量计误差超过规定范围要采取一些措施加以消除。因此，流量计的容差调整装置（精度调整器）就是用人工的方法，消除由于使用中的磨损、锈蚀、加工制造等产生的误差。主要方法是采取改变流量计指示体积量的传动齿轮的转速，使流量计数器多计或少计一个常数，达到消除误差的目的。容差调整只能在流量计检定时进行，由检定人员操作，为保证检定结果不变，容差调整完应加铅封，至下一次流量计检定前，任何人无权拆卸铅封。检定完毕，由检定单位出具检定证书。

2.7 油量计算

油量计算是油量计量过程中的最后一个环节，也是最重要的一环。不论采用何种计量方式，最终目的就是要准确地计算出油量。在国标9109.5《原油动态计量油量计算》中规定，油量按下式计算。Ma=Vi.P20(MF.Cpi.Cti.Fn.Cw)式中：

Ma——原油在空气中的净质量 t Vi——流量计累计体积值 m`(3`)P20— 原油的标准密度 g／cm`(3`)(MF.Cpi.Cti.Fn.Cw)---联合修正系数 MF——流量计系数 Cpi——压力修正系数 Cti——温度修正系数 Fn——空气浮力修正系数 Cw——原油含水系数

油量计算精确到0.001t.油量计算的重要参数含水、密度都是通过人工化验得到的，所以，采取的原油试样必须有代表性，含水和密度测定严格执行国家有关标准，保证交接双方的经济利益。

3.天然气计量

天然气是指从地下油气藏中开采出来的气体，是以甲烷为主的化合物的混合物，是一种可燃气体。天然气计量采用体积计量，以m`(3`)为单位，由于天然气的体积随温度和压力而变化，商品气量是标准状态（温度20℃,压力101.325KPa）下的体积量。目前，天然气计量常用仪表有差压式流量计、速度式流量计，容积式流量计，我国天然气计量使用最多的是以标准孔扳做为节流装置的差压式流量计。

3.1 差压式流量计

差压式流量计由标准节流装置、导压系统和记录差压的差压计、前后直管段组成。孔板、流量喷嘴、文丘里管都是节流装置，基于伯努力方程和流体连续性原理设计而成。当管道内流体流经这些节流元件时，流通截面积减小或突然收缩，使流体流速增大，使得前后产生压力差，实践证明，节流件前后压差△P与流量Q有如下的关系Q∝√△P，流量越大，压力差越大。流量减小，压力差也减小。所以，只要检测出节流元件前后压差信号△P，也就可以间接地测出对应流量Q。孔板节流装置具有结构简单、造价低、安装方便、工作可靠、有一定的准确度，能满足测量需要，而且有很长的使用历史，有丰富的实验数据，设计、加工已标准化，只要按标准进行设计、加工、安装、检验和使用，不需要进行实流检定。与孔板配套的二次仪表一般有两大类，一类是机械式仪表，如双波纹管差压计；二是电动差压变送器。天然气组份分析是由人工定时取样分析或安装在线分析仪自动分析。天然气计量执行行标SY／T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》。标准喷嘴一般作为现场传递标定使用，很少直接用于计量。文丘里管已部分使用，其测量原理与孔板类似。

3.2 速度式流量计

计量天然气的速度式流量计有涡轮流量计、涡街流量计、旋进旋涡流量计。

3.3其它流量计

用于气体测量的还有容积式流量计，如气体腰轮流量计，气体超声波流量计。

4.长输管道原油交接计量所遵循的原则 4.1 计量仪表与标准装置的准确度

4.1.1 作为贸易结算用的流量计，基本误差应不大于±0.2％.4.1.2 原油密度测定极限误差应不大于±1Kg／m`(3`)。4.1.3 原油含水测定极限误差应不大于±0.1％。4.1.4 标准体积管的复现性应优于±0.02％。4.1.5 综合计量误差应不大于±0.35％。

4.2 流量计读数

当计量时间不大于8小时，仅记录流量计始末体积指示值，当计量时间大于8小时，需记录流量计始末和每8小时的流量计体积指示值。

4.3 测温、测压

测温方法应符合GB 8927《石油和液体石油产品温度测定法》的规定温度计分度值不大于0.5℃。测压方法应符合有关标准的规定，压力表等级不低于0.5级。

4.3.1 对装车计量，应在计量开始后（罐内油品流过流量计）10分钟和计量结束前10分钟及中间各测温、测压一次，取三次温度和压力的算术平均值作为油品的平均温度和压力。

4.3.2 对装船计量，应在计量开始后（罐内油品流过流量计）10分钟和计量结束前10分钟以及每间隔1小时各测温、测压一次，以计量时间内各次所测温度、压力的算术平均值作为油品的平均温度和压力。4.3.3 对管道连续输油计量，每2小时测温、测压一次，以8时内四次测温、测压的算术平均值作为8时内的平均温度和压力。

4.4 取样

自动取样应符合SY 5713 《原油管线自动取样法》的规定。人工取样应符合GB 4756 《石油及液体石油产品取样法（手工法）》的规定。取样部位应设在靠近流量计出口端管线上。

4.4.1 对装车计量，未配自动取样器，取样应在计量开始，中间和结束前10分钟各取样一次，并将所采油样以相等体积掺和成一份组合试样。

4.4.2 对装船计量，未配自动取样器，应在计量开始，罐内油品流到取样器时取样一次，以后每隔1小时（装船流量大于2000`(3`)/h）或2小时（装船流量不大于2000`(3`)/h）以及计量结束前10分钟各取样一次，将所采油样以相等体积掺和成一份组合试样。

4.4.3 对管道连续输油计量，每2小时取样一次，每4时掺和成一份组合试样。

4.5 原油密度测定

测定方法应符合GB 1884《石油和液体石油产品密度测定法（密度计法）》的规定。

4.5.1 对装车、装船计量，整个计量过程做一个组合试样，测定密度。4.5.2 对管道连续输油计量，每4小时做一个组合试样，测定其密度，将8时内的二次组合试样所测结果的算术平均值作为8小时的密度测定结果。

4.6 原油的含水测定

原油含水测定应符合GB 260《石油产品水份测定法》或GB 8929《原油水含量测定法（蒸馏法）》的规定。

4.6.1 对装车、装船计量，整个计量过程做一个组合试样。

4.6.2 对管道连续输油计量，每4小时做一个组合试样，测定其质量含水量，将8时内二次测定结果取算术平均值，作为8时内的原油含水量。

第四篇：油气管道腐蚀检测

油气管道腐蚀的检测

摘要:油气管道运输中的泄漏事故，不仅损失油气和污染环境，还有可能带来重大的人身伤亡。近些年来，管道泄漏事故频繁发生，为保障管道安全运行和将泄漏事故造成的危害减少到最小，需要研究泄漏检测技术以获得更高的泄漏检测灵敏度和更准确的泄漏点定位精度。本文介绍几种检测方法并针对具体情况进行具体分析。

关键字：腐蚀检测

涡流

漏磁

超声波 引言：

在油气管道运输中管道损坏导致的泄漏事故不仅浪费了石油和天然气，而且泄露的有毒气体不仅污染环境，而且对人和动物造成重大的伤害，因此直接有效的检测技术是十分必要的，油气管道检测是直接利用仪器对管壁进行测试，国内外主要以超声波、漏磁和祸流等领域的发展为代表。[1]

1、涡流检测

电涡流效应的产生机理是电磁感应.电涡流是垂直于磁力线平面的封闭的 旋涡!状感应电流, 与激励线圈平面平行, 且范围局限于感应磁场所能涉及的区 域.电涡流的透射深度见图1, 电涡流集中在靠近激励线圈的金属表面, 其强度随透射深度的增加而呈指数衰减, 此即所谓的趋肤效应.[1]

电涡流检测金属表面裂纹的原理是: 检测线圈所产生的磁场在金属中产生电涡流, 电涡流的强度与相位将影响线圈的负载情况, 进而影响线圈的阻抗.如果表面存在裂纹, 则会切断或降低电涡流, 即增大电涡流的阻抗, 降低线圈负载.通过检测线圈两端的电压, 即可检测到材料中的损伤.电涡流检测裂纹原理见图2.[2]

涡流检测是一种无损检测方法，它适用于导电材料。涡流检测系统适应于核电厂、炼油厂、石化厂、化学工厂、海洋石油行业、油气管道、食品饮料加工厂、酒厂、通风系统检查、市政工程、钢铁治炼厂、航空航天工业、造船厂、警察/军队、发电厂等各方面的需求.[2] 涡流检测的优点为:1.对导电材料和表面缺陷的检测灵敏度较高;2.检测结果以电信号输出，可以进行白动化检测;3.涡流检测仪器重量轻，操作轻便、简单;4.采用双频技术可区分上下表面的缺陷:5.不需要祸合介质，非接触检测;6.可以白动对准_!:件探伤;7.应用范围广，可检测非铁磁性材料。

涡流检测的缺点为:1.只适用于检测导电材料;2.受集肤效应影响，探伤深度与检测灵敏度相矛盾，不易两全:3.穿过式线圈不能判断缺陷在管道圆周上所处的具体位置;4.要有参考标准才能进行检测:5.难以判断缺陷的种类。[1]

2、超声波检测

超声波检测的基本原理基本原理见图3所示。

垂直于管道壁的超声波探头对管道壁发出一组超声波脉冲后，探头首先接收到由管道壁内表面反射的回波(前波)，随后接收到由管道壁缺陷或管道壁外表面反射的回波(缺陷波或底波)。于是，探头至管道壁内表面的距离A与管道壁厚度T可以通过前波时间以及前波和缺陷波(或底波)的时间差来确定：

式中，为第一次反射回波(前波)时间，为第二次反射回波(底波或缺陷波)时间，为超声波在介质中的声速、为超声波在管道中的声速。[3] 不过，仅仅根据管道壁厚度T曲线尚无法判别管道属内壁缺陷还是外壁缺陷，还需要根据探头至管道壁内表面的距离A曲线来判别。当外壁腐蚀减薄时，距离A曲线不变；而当内壁腐蚀减薄时，距离A曲线与壁厚T曲线呈反对称。于是，根据距离A和壁厚T两条曲线，即可确定管道壁缺陷，并判别管道是内壁腐蚀减薄缺陷还是外壁腐蚀减薄缺陷。[3] 超声波检测是通过超声传感器将高频声波射入被检管道内，如果其内部有缺陷，则一部分入射的超声波在缺陷处被反射回来，再利用传感器将反射同来的信号接收，可以检出缺陷的位置和大小。超声检测的常用频率范围为0.5一10MHz。

管道腐蚀缺陷深度和位置的直接检测方法，是利用超声波的脉冲反射原理来测量管壁腐蚀后的厚度，对管道材料的敏感性小，检测时不受管道材料杂质的影响，超声波法的检测数据简单准确，能够检测出管道的应力腐蚀破裂和管壁内的缺陷。适用于大直径、厚管壁管道的检查。超声波检测具有检测成本低，现场使用方便，特别适用于检验厚度较大的管道。[4] 超声检测作为一种成熟的无损检测技术有着它白己的优点，但还存在以下几个方面的不足:1.必须去除表面涂层，或者对表面进行打磨处理，增加了劳动强度;2.管材为圆柱曲面，容易造成祸合不良，检测速度慢、时间一长:3.有一定的近场盲区，易造成漏检:4.检测结果带有土观因素，并与操作人员有关:5.腐蚀坑底或腐蚀表面对声波散射严重，造成回波信号降低;6.不适合在气管线和含蜡高的油管线进行检测，具有一定局限性;7.内、外壁回波难以判断，容易发生误判。

3、漏磁检测

最适合油管探伤检验的方法是漏磁法, 国内油田现用的旧油管修复检测线80%，[5]以上都采用了漏磁探伤方法 漏磁检测是以自动化为目的发展起来的一种自动无损检测技术，国外己经得到广泛应用。漏磁检测的基本原理是建立在铁磁性材料的高磁导率特性之上的。铁磁性材料的磁导率远大于其它非铁磁性介质(如空气)的磁导率。当用磁场作用于被测对象并采用适当的磁路将磁场集中于材料局部时，一旦材料表面存在缺陷，缺陷附近将有一部分磁场外泄出来。用传感器检测这一外泄漏磁场可以确定有无缺陷，进而可以评价缺陷的形状尺寸。

钢管缺陷瀚磁检测原理是钢管被永久磁铁磁化后，当钢管中无缺陷时，磁力线绝大部分通过钢管，见图:当管壁变薄，管内、外壁局部被磨损，有腐蚀坑、凹坑、通孔等缺陷时，钢管缺陷处的磁阻变大，聚集在管壁的部分磁通向外扩张，磁力线发生弯曲井且有一部分磁力线泄翻出钢管表面，利用磁感应元件(霍尔元件)在钢管表面相对切割磁力线产生感应电信号，通过对感应电信号的特征提取来对缺陷进行定性和定量分析。[6]

真实的缺陷具有比模拟缺陷复杂得多的儿何形状，况且它们千差万别地存在于不同的_1洲冲，要计算其漏磁场是很难的。在检测中，要使它们的漏磁场达到足以形成明确显示的程度是很有意义的，这里，必须考虑影响缺陷漏磁场强弱的各种因素。影响缺陷漏磁场的因素主要米口卜列三个方面。（1）磁化场对漏磁场的影响

l)当磁化程度较低时，漏磁场偏小，且增加缓慢;2)当磁感应强度达到饱和值的80%左右时，漏磁场不仅幅值较大，而且随着磁化场的增加会迅速增大;3)漏磁场及其分量与钢管表面的磁感应强度大小成正比;4)漏磁场及其分量与磁化场方向和缺陷侧壁外法向矢量之间的夹角余弦成正比。

（2）缺陷方向、大小和位置对漏磁场的影响 l)缺陷与磁化场方向垂直时，漏磁场最强: 2)缺陷与磁化场方向平行时，粼磁场儿乎为零;3)缺陷在l:件表面的漏磁场最人，随着离开表面中心水平距离的增加漏磁场迅速减小;4)缺陷深度较小时，随着深度的增加漏磁场增加较快，当深度增大到一定值后漏磁场增加缓慢;5)缺陷信号的幅值与缺陷宽度对应，缺陷长度对翻磁信号儿乎没有影响;6)缺陷宽度相同时，随深度的增加，漏磁场随之增人;（3）工件材质及工况对漏磁场的影响

钢材的磁特性是随其合金成分(尤其是含碳坛)、热处理状态而变化的，相同的磁化强度、相同的缺陷对不同的磁性材料，缺陷漏磁场不一样，土要表现为以下二点:(l)对于儿何形状不同的被测物体，如果表面的磁性场相同而被测物体磁性不同，则缺陷处的漏磁场不同，磁导率低的材料漏磁场小:(2)被测材料相同，如果热处理状态不同，则磁导率不一样，缺陷处的漏磁场也不同;(3)当l:件表面有覆盖层(涂层、镀层)时，随着覆盖层厚度的增加，漏磁场将减弱。[1] 同样漏磁检测也存在它自己的特点。漏磁检测的优点是1.适用于检测中小型管道;2.不需要祸合，检测速度快，效率高:3.检测灵敏度高，可靠性好;4.可对缺陷进行量化处理:5.同磁粉相比便于操作，改善_l:作环境适合于对壁减和腐蚀坑等形式的缺陷普卉，检测效果突出;6.易于实现白动化。除此之外漏磁检测也有它的缺点，漏磁检测的缺点是:1.材料只适用于铁磁性金属材料，不适用I几1卜铁磁性金属;2.被检管道不能太厚，否则容易出现虚假数据:3.很难判断缺陷是在上表面还是在下表面:4.仪器重量比较人。

实例： 新疆某油田某天然气管线始于西气东输一线主力气田, 管径为 1 016 mm, 管线全长约160 km。鉴于管道完整性管理要求, 油田特委托ROSEN 公司对该管线进行了基于漏磁通原理的管道金属损失的内检测工作, 其完整的内检测过程主要包括以下几个步骤。

1）管道机械清洗 机械清管的主要目的是清出管内的污物、障碍物、沉积杂质和管壁结蜡, 最大程度地保证内检测效果的准确性。

2）管道变径检测 管道变径检测是对管道的通过性能(最小通过直径)进行测试, 其检测结果用于判断管道能否进行下一步的几何检测和漏磁检测。3）电子几何清管器的内几何检测(EGP)电子内几何检测是对管道内的管段、设备进行检测并模拟漏磁通检测的一项检测内容, 用以推论这条管线没有影响ROSEN 公司CDP 检测的主要障碍。4）漏磁通金属损失检测(CDP)（1）设置定标点 由于内检测器的里程轮在如此长距离的管线中行走, 由于打滑或者弯头的影响, 很容易导致累积误差, 导致以后找几何缺陷点出现困难。为了便于以后对此次漏磁检测工程中检测出来的缺陷点进行开挖验证或是进行维修补强, 必须在管线的沿途对行走距离进行修正。此次检测共设置了21 个BM5 型跟踪器和30 个BM7 型定标点。平均每隔5.32 km设置一个定标点对内检测器在管线的行走距离进行修正。

（2)漏磁通金属损失检测 5）数据处理及最终报告 6）最终评价。[4] 除了这三种最常用的检测技术之外还有磁粉检测、渗透检测、射线检测等检测方法。下面对这几种方法进行简单的介绍。

4、磁粉检测

磁粉检测方法是美国人霍克(HOKE)1922年提出的口磁粉法是检测铁磁性材料表面或近表面的裂纹、折叠、夹渣等缺陷，并能确定缺陷位置和人小的一种简单易行的方法。检测时先将管道被检部分磁化，在被检测部位及周围产生磁场。如果有缺陷，缺陷处磁阻比材料本身磁阻大得多，因此在缺陷处磁力线会产生弯曲绕行现象。当缺陷位于管道表面或近表面时，一部分磁力线绕过缺陷暴露在空气中，产生所谓的漏磁现象。在管道表面撒上铁磁粉或涂上磁粉混浊液，则缺陷处的漏磁场会吸住部分磁粉而把缺陷显现出来。

磁粉检测所需的设备简单，操作方便，迅速可靠，对表面缺陷检测灵敏度高，缺陷较直观，成本低。但缺陷的显现程度与缺陷同磁力线的相对位置有关，当缺陷与磁力线垂直时显现得最清楚，当缺陷与磁力线平行时则不易显现出来。只能检测出缺陷的位置和在表面方向上的长度，不能检测出缺陷深度，检测灵敏度随缺陷深度而下降。

磁粉检测作为一种成熟的无损检测技术，土要应川在焊缝和l;件表面或近表面裂纹检测。因为管道土要缺陷形式是壁减和腐蚀坑，如果应用磁粉检测会增人劳动强度，工作环境恶劣，检测效果并不是很好，所以磁粉检测不适用于管道腐蚀的检测工作。[7] 5渗透检测

渗透检测是探杏物体表面开口缺陷的一种方法，物体可以是铁或非铁磁性金属材料以及非金属材料[8]。方法是先将渗透剂渗入缺陷，在施加显像剂以后，由I.表面上形成显像膜，缺陷中的渗透剂就通过毛细作用被吸出至材料表面。从缺陷渗出的渗透剂以迹象的形式显示出缺陷，并比实际缺陷大，易于发现，肉眼就能看出材料的缺陷。

渗透探伤的优点有设备、材料简单;对表面缺陷可靠性高。而渗透检测存在的不足之处是对表面清洁度要求高;难以确定缺陷深度;受操作人员的影响大等。[1]

6、射线检测

射线实时成像检验技术是随着成像物体的变动图像迅速改变的电子学成像方法，和胶片射线照相检验技术儿乎是同时发展的。早期的射线实时成像检验系统是X射线荧光检验系统，采用荧光屏将X射线照相的强度转化为可见光图像[9]。对管道进行放射线检杳的方法是:利用放射线检杏管道，计量壁厚腐蚀深度，管道截面部位的壁厚通过照片上的尺寸计举，通过扩人率算出实际壁厚。实际上利用这种方法只能计晕管道截面部位的壁厚，它不能计景截面以外的平面部位的壁厚，最主要的是射线的散射不容易控制，容易发生泄漏[10]。

7、工业CT检测

CT技术始于20世纪70年代，首先是在医疗诊断领域中的成功应用，随后推广到无损检测和其他领域。日前在一l二业CT方面发展最快的是X射线和丫射线。在管道检测方面，20世纪80年代初，前苏联就采用cT技术检测功210mm铝管。[11] CT成像法可显示管道内部的剖面图像，优点是对腐蚀和堵塞结果明显，而且还可定量显示腐蚀后的壁厚和结垢的堵塞率，是一种理想的检测方法，但是普通的CT成像装置用大电流、高功率的强X射线源，用儿百个检测器组成阵列，在儿百个方向上取投影数据，设备人而笨，成本太高[12] 结束语：

本文对现有的油气管道腐蚀的检测技术进行了简单的介绍，随着科学技术的不断发展，现有的检测技术将不断得到改善，同时也会有新的检测技术出现，石油气因为腐蚀而泄漏的事故也会不断减少。参考文献

[1]王亚东 钢管漏磁检测技术的研究 硕士研究生学位论文；

[2]陈晓雷 王秀琳 基于涡流技术的检测系统设计 郑州轻工业学院学报(自然科学版)；

[3]钟家维 沈建新 贺志刚 喻西崇 管道内腐蚀检测新技术和新方法； [4]张伟 蔡青青 张磊 张勇 周卫军 漏磁检测技术在新疆某油田的应用 [5]权高军 漏磁检测技术在油管修复中的应用 [6]基于小波分析的输油管道泄漏检测方法研究 [7]穿越河流输油管道的安全性评估 [8]马铭刚，程望琦，王怡之，等.无损检测.第一版.北京:石油工业出版社，1986.1一4 [9]郑世才.射线实时成像检验技术.无损检测，2000，22(7):328 [10]李艳芝，李景辉.利用图像片判断管道腐蚀深度的方法—可以在现场使用的检卉判断技术.焊管，2003，23(2):57~59 [11]陈金根.CT技术与无损检测.无损检测，1991，13(4):91一95 [12]顾本立，李虹.在役管道CT检测仪.无损检测，2001，23(l):23~24

第五篇：油气管道巡线范文

油气管线是我们国家及其重要的经济与军事命脉。西气东输管道蜿蜒，油气管线总里程约5万余公里。油气管线已贯通四川、塔里木和青海等大油气区，已经形成大规模的油气管网。

目前“巡线人员手握纸笔填写记录”的巡线方式还比较落后，当遇到恶劣气候和极端环境，现场记录的准确性就会大打折扣。更加不可预见的是“发生管线泄露”，怎样如实上报？怎样精准的描述险情？怎样及时调拨人力物力进行补救？

传统的人工巡线方法不仅工作量大而且条件艰苦，特别是对山区、河流、沼泽以及无人区等地的石油管道的巡检；或是在冰灾、水灾、地震、滑坡、夜晚期间巡线检查，所花时间长、人力成本高、困难大。此外，有一些巡检项目靠常规方法还难以完成。

无人机具有成本低廉、方便运输、操作简便以及维护简单等特点，这些特点使得无人机很适合对石油管道的监测和维护。管道巡线无人机系统的投入使用，不仅可以省去耗时耗力的人工监测，而且巡线速度快，信息反馈及时，保证了及早发现问题及早修复，这样可以将损失减到最低。

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