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摘要：长距离埋地输油管道完整性检测，能够使管道在结构和功能上完整、风险状态受控，管道的安全状态可满足当前运行要求。《安全生产法》与《特种设备安全法》对压力管道的安全管理、检测检验提出了更严格的要求。
关键词：管道完整性管理;风险受控;社会监督机制;
质检总局要求长输管道开展年度检查与全面检验，部分集输管道属于长输管道，需要开展。一方面，强化和落实生产经营单位的主体责任。另一方面，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。
1. 关于管道完整性检测的国家标准、行业标准技术要求
（1）主要标准
GB 32167 油气输送管道完整性管理规范
GB/T 19285 埋地钢质管道腐蚀防护工程检验
GB/T 21447 钢质管道外腐蚀控制规范
GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范
SY 6186 石油天然气管道安全规程
SY 6320 陆上油气田油气集输安全规程
（2）主要技术要求
新建管道应当在投产后3年内进行首次全面檢验，以后视管道运行安全状况确定检测周期。湿含硫天然气管道超过8年、其它油气管道超过15年需要缩短检验周期。阴极保护不同参数应每年、半年或每月进行测试。长输管道高后果区识别每年一次，高后果区应进行风险评价，输油管道高后果区完整性评价最长间隔时间不超过8年。
2. 管道完整性检测技术概况
（1）内检测评价法
选择适用的内检测器对管体缺陷进行直接检测并进行结构完整性评价的方法。优点：可以确定管体缺陷的位置和程度，从而能够精确进行结构完整性评价。缺点：某些管道不具备内检测条件。常用的内检测器类型：几何内检测器—几何变形;漏磁内检测器—金属损失、部分裂纹;超声内检测器——壁厚、裂纹;惯性测绘—中心线测绘;
①几何变形检测器
检测范围：管线长度、弯头半径、内径变化、凹陷、三通、直管、阀门、焊缝。
②漏磁检测技术
通过磁极使管壁间形成沿轴向的磁力线。金属损失等缺陷导致磁力线的变化，传感器通过探测和测量漏磁量判断缺陷位置和大小等情况。驱动部分是检测器在管道中运行的动力来源，靠检测器密封皮碗前后介质的压差来驱动检测器的运行。磁铁部分主要作用是与被测管壁形成磁回路，当管壁没有缺陷时，磁力线囿于管壁之内;当管壁存在缺陷时，磁力线会穿出管壁产生漏磁。电子包部分是用来收集和处理所采集的信号并进行存储的单元。里程轮部分用来记录检测器在管道运行当中所行走的距离。探头部分：由几百个主探头和内外缺陷分辨探头组成，用来探测检测器运行过程中管道存在的缺陷。
③超声波检测技术
通过液体耦合，传感器直接向垂直于管道表面的方向发送超声波信号，管壁内表面和外表面的超声波反射信号被传感器接收，计算它们的传播时间差以及超声波在管壁中的传播速度确定壁厚、缺陷位置尺寸等。
④裂纹缺陷检测技术
通过液体耦合介质（油，水等） ，传感器以一定角度的入射角（一般为45°）发射超声波信号，在管壁中产生剪切波，遇到内外表面裂纹，会反射回来并被探头接收。通过测量回波的时间与强度，从而探测各种裂纹的尺寸与位置 。适用于液体输送管道。对于气体输送管道，可以在一个液体段内运行这种设备，以提供必要的超声波-管壁耦合。
（2）压力试验评价法
对管道（管段）直接进行压力试验，验证其承压能力的方法。优点：适用于无法开展内检测的管道;可以直接验证管道的承压能力。缺点：不是对缺陷的直接检测;对于在役管道，存在停输、污水处理等问题;某些缺陷可能在打压过程中恶化。（一般对新建、停用恢复管道）
（3）直接评价法
通常由预评价、间接检测、直接检查、后评价四个步骤组成的结构性评价方法，是一个持续改进、不断趋准的过程。优点：适用于无法内检测或压力试验的管道。缺点：依赖于间接检测或预测模型，不是对缺陷的直接检测;通常只适用于随时间发展的缺陷。
3.管道完整性检测缺陷评价与分析
缺陷评估的目的是评估缺陷对管道强度的影响，确定含缺陷管道承压能力的变化;是否需要降低操作压力;缺陷是否需要修复及修复方式。常见缺陷：①腐蚀缺;②制造缺陷;③凹陷;④金属物;⑤偏心套管。
管道中的缺陷类型大致可分为：①体积型缺陷，如局部腐蚀、均匀腐蚀、沟槽状腐蚀、局部打磨缺陷等;②平面型缺陷，如焊缝未熔合、未焊透、焊接裂纹、应力腐蚀裂纹等;③形状缺陷，如凹陷针对不同的缺陷类型，需要采用不同的评估方法。为什么需要数据整合，绝对里程有差异。定位方式不一样：ECDA检测是依据测试桩进行现场定位，而内检测是通过mark点和阀室等特征点进行定位。因此，必须对数据进行验证和整合，才能开展分析。
数据整合步骤为现场踏勘内检测mark点、阴极保护电位测试桩、里程桩等位置。使内检测特征点地面标记的相对位置基点与ECDA地面检测基点相同，将特征点、缺陷的绝对距离经过比例缩放，建立统一坐标。将高后果区、风险评价、防腐层检测、腐蚀检测、内检测等数据整合到一起，从而进行后续综合分析。 根据ECDA检测得到的里程数据与内检测的里程数据进行对比，在两个定标点之间的里程偏差较大的管段，综合内检测器在该段的运行速度，分析里程误差大的原因，从而评价内检测质量。
根据ECDA检测得到的阴极保护、防腐层、杂散电流等检测数据的分布情况，分析判断内检测中外部金属损失缺陷的分布与其的对应关系，从而评价内检测针对外部金属损失缺陷的检测质量及ECDA的有效性。
根据管道高程数据的变化情况，分析判断内检测中内部金属损失缺陷的分布与其的对应关系，从而评价内检测针对内部金属损失缺陷的检测质量。
4.结论
开展管道完整性检测综合运用了定量或定性风险评价，综合应用管道本质安全检测与评价、泄漏监测、应力监测等技术，有效管控管道高后果区、高风险段。强化和落实生产经营单位的主体责任，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。
参考文献：
[1]陶成军， 田利男，周小勇.管道延长寿命国际标准先进性分析.油气田地面工程， 2016， 35（10）： 83-86.
[2]董绍华， 韩忠晨， 刘刚. 管道系统完整性评估技术进展及应用对策[J]. 油气储运， 2014， 33（2）： 121-128.
[3] 李根， 李相蓉. 凹陷缺陷对输气管道强度的影响. 焊管， 2015， 38（10）： 53-56
中国航空油料有限责任公司河北分公司 河北省 石家庄市 050000
关键词：管道完整性管理;风险受控;社会监督机制;
质检总局要求长输管道开展年度检查与全面检验，部分集输管道属于长输管道，需要开展。一方面，强化和落实生产经营单位的主体责任。另一方面，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。
1. 关于管道完整性检测的国家标准、行业标准技术要求
（1）主要标准
GB 32167 油气输送管道完整性管理规范
GB/T 19285 埋地钢质管道腐蚀防护工程检验
GB/T 21447 钢质管道外腐蚀控制规范
GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范
SY 6186 石油天然气管道安全规程
SY 6320 陆上油气田油气集输安全规程
（2）主要技术要求
新建管道应当在投产后3年内进行首次全面檢验，以后视管道运行安全状况确定检测周期。湿含硫天然气管道超过8年、其它油气管道超过15年需要缩短检验周期。阴极保护不同参数应每年、半年或每月进行测试。长输管道高后果区识别每年一次，高后果区应进行风险评价，输油管道高后果区完整性评价最长间隔时间不超过8年。
2. 管道完整性检测技术概况
（1）内检测评价法
选择适用的内检测器对管体缺陷进行直接检测并进行结构完整性评价的方法。优点：可以确定管体缺陷的位置和程度，从而能够精确进行结构完整性评价。缺点：某些管道不具备内检测条件。常用的内检测器类型：几何内检测器—几何变形;漏磁内检测器—金属损失、部分裂纹;超声内检测器——壁厚、裂纹;惯性测绘—中心线测绘;
①几何变形检测器
检测范围：管线长度、弯头半径、内径变化、凹陷、三通、直管、阀门、焊缝。
②漏磁检测技术
通过磁极使管壁间形成沿轴向的磁力线。金属损失等缺陷导致磁力线的变化，传感器通过探测和测量漏磁量判断缺陷位置和大小等情况。驱动部分是检测器在管道中运行的动力来源，靠检测器密封皮碗前后介质的压差来驱动检测器的运行。磁铁部分主要作用是与被测管壁形成磁回路，当管壁没有缺陷时，磁力线囿于管壁之内;当管壁存在缺陷时，磁力线会穿出管壁产生漏磁。电子包部分是用来收集和处理所采集的信号并进行存储的单元。里程轮部分用来记录检测器在管道运行当中所行走的距离。探头部分：由几百个主探头和内外缺陷分辨探头组成，用来探测检测器运行过程中管道存在的缺陷。
③超声波检测技术
通过液体耦合，传感器直接向垂直于管道表面的方向发送超声波信号，管壁内表面和外表面的超声波反射信号被传感器接收，计算它们的传播时间差以及超声波在管壁中的传播速度确定壁厚、缺陷位置尺寸等。
④裂纹缺陷检测技术
通过液体耦合介质（油，水等） ，传感器以一定角度的入射角（一般为45°）发射超声波信号，在管壁中产生剪切波，遇到内外表面裂纹，会反射回来并被探头接收。通过测量回波的时间与强度，从而探测各种裂纹的尺寸与位置 。适用于液体输送管道。对于气体输送管道，可以在一个液体段内运行这种设备，以提供必要的超声波-管壁耦合。
（2）压力试验评价法
对管道（管段）直接进行压力试验，验证其承压能力的方法。优点：适用于无法开展内检测的管道;可以直接验证管道的承压能力。缺点：不是对缺陷的直接检测;对于在役管道，存在停输、污水处理等问题;某些缺陷可能在打压过程中恶化。（一般对新建、停用恢复管道）
（3）直接评价法
通常由预评价、间接检测、直接检查、后评价四个步骤组成的结构性评价方法，是一个持续改进、不断趋准的过程。优点：适用于无法内检测或压力试验的管道。缺点：依赖于间接检测或预测模型，不是对缺陷的直接检测;通常只适用于随时间发展的缺陷。
3.管道完整性检测缺陷评价与分析
缺陷评估的目的是评估缺陷对管道强度的影响，确定含缺陷管道承压能力的变化;是否需要降低操作压力;缺陷是否需要修复及修复方式。常见缺陷：①腐蚀缺;②制造缺陷;③凹陷;④金属物;⑤偏心套管。
管道中的缺陷类型大致可分为：①体积型缺陷，如局部腐蚀、均匀腐蚀、沟槽状腐蚀、局部打磨缺陷等;②平面型缺陷，如焊缝未熔合、未焊透、焊接裂纹、应力腐蚀裂纹等;③形状缺陷，如凹陷针对不同的缺陷类型，需要采用不同的评估方法。为什么需要数据整合，绝对里程有差异。定位方式不一样：ECDA检测是依据测试桩进行现场定位，而内检测是通过mark点和阀室等特征点进行定位。因此，必须对数据进行验证和整合，才能开展分析。
数据整合步骤为现场踏勘内检测mark点、阴极保护电位测试桩、里程桩等位置。使内检测特征点地面标记的相对位置基点与ECDA地面检测基点相同，将特征点、缺陷的绝对距离经过比例缩放，建立统一坐标。将高后果区、风险评价、防腐层检测、腐蚀检测、内检测等数据整合到一起，从而进行后续综合分析。 根据ECDA检测得到的里程数据与内检测的里程数据进行对比，在两个定标点之间的里程偏差较大的管段，综合内检测器在该段的运行速度，分析里程误差大的原因，从而评价内检测质量。
根据ECDA检测得到的阴极保护、防腐层、杂散电流等检测数据的分布情况，分析判断内检测中外部金属损失缺陷的分布与其的对应关系，从而评价内检测针对外部金属损失缺陷的检测质量及ECDA的有效性。
根据管道高程数据的变化情况，分析判断内检测中内部金属损失缺陷的分布与其的对应关系，从而评价内检测针对内部金属损失缺陷的检测质量。
4.结论
开展管道完整性检测综合运用了定量或定性风险评价，综合应用管道本质安全检测与评价、泄漏监测、应力监测等技术，有效管控管道高后果区、高风险段。强化和落实生产经营单位的主体责任，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。
参考文献：
[1]陶成军， 田利男，周小勇.管道延长寿命国际标准先进性分析.油气田地面工程， 2016， 35（10）： 83-86.
[2]董绍华， 韩忠晨， 刘刚. 管道系统完整性评估技术进展及应用对策[J]. 油气储运， 2014， 33（2）： 121-128.
[3] 李根， 李相蓉. 凹陷缺陷对输气管道强度的影响. 焊管， 2015， 38（10）： 53-56
中国航空油料有限责任公司河北分公司 河北省 石家庄市 050000