长输管道内壁检测，直接采用无损检测TOFD技术！

今天给各位分享长输管道内壁检测，直接采用无损检测TOFD技术！的知识，其中也会对采用标准推荐的工艺参数可检测出周向与轴向的根部缺陷进行解释，如果能碰巧解决你现在面临的问题，别忘了关注本站，现在开始吧！

本文导读目录：

1、对燃气管道表面裂纹进行渗透探伤

2、长输天然气管道无损检测质量控制探讨

3、长输管道内壁检测，直接采用无损检测TOFD技术！

　　管道运输是与铁路、公路、水运、航空并列的五大运输方法之一。

通常将压力管道按其用途分为工业管道，公用管道和长输管道。

由于目前国内大部分管道都已进入国际上公认的检修高峰区，而且破坏性事故也时有发生，因此了解压力管道破坏的主要模式，掌握和提高压力管道的无损检测技术，是维护正常生产、防止事故、保障人民生命财产安全的有效途径。

检测产品

压力管道、给排水管道、压缩空气管道、氢气管道、氧气管道、乙炔管道、热力管道、燃气管道、燃油管道、剧毒流体管道、有毒流体管道、酸碱管道、锅炉管道、制冷管道、净化纯气管道、纯水管道、管道网等。

检测项目：

1.射线检测

这种技术运用了检测射线的特性，即射线穿透性特性检测管道内部与表面的质量是否存在问题。常用射线检测主要包括三种，为电视检测，主要检测对象为管道元件检测。第二种为观察检测，用于检测管道表面裂痕与缝隙。

第三种为照相检测，用于检测管道压力焊缝和管道安装。

2.超声波检测

这种技术运用超声波技术，在超声波碰到分界面时会出现反射现象与折射现象。

此时使用仪器设备接收获得超声波反射、折射信号,并对其放大与分析，找出管道内部缺陷问题。

这项技术主要用在管道内部焊缝检测。

3.磁粉检测

这种技术将管道设备磁化，使管道的近表面、表面处产生漏磁场，吸附管道磁粉，现实不连续的形状、大小、位置与严重程度，用于判别管道内部是否存有缺陷。通常情况下，这项技术一般用于管道焊缝表面及仅表面的检测。

使用磁粉探伤检测时，需对检测管道做横向磁化与纵向磁化，这样才能够确保磁粉检测质量。

4.渗透检测

这项技术需要将着色燃料或荧光染料渗透液均匀地涂抹在压力管道表面，经过毛细管作用，渗透液便会留到管道的开口缺陷。在将表面滞留的渗透液去除以后涂抹现象级，并将渗透液吸出显示管道表面缺陷，得知管道开口缺陷。　　摘要：焊接质量是保证长输天然气管道安全平稳运输的重要因素，无损检测是判定管道焊接质量的常用方式。通过对在建管道工程项目的无损检测结果进行100%第四方复评审核，发现目前长输天然气管道无损检测结果在可靠性和准确性方面仍存在一些共性问题，并对问题进一步剖析，提出管道工程建设中无损检测质量控制的管理建议。

关键词：长输天然气管道；无损检测；第四方复评；质量控制

油气长输管线因自身具有低污染、低成本、高效率等优点，逐渐成为我国能源长距离运输的主要方式。伴随终端市场需求不断增长，在“全国一张网”目标指引下，为实现天然气管道资源共享，输气管道项目建设也逐步提速。管道焊接质量是保证长输天然气安全运输的重要前提，无损检测则是作为工程质量监督和控制最重要的检测方法，如何提高无损检测评定结果的可靠性和准确性，是管道工程项目无损检测管理的重点[1]。

1无损检测复评工作情况

在目前输气管道建设项目中，监理单位为保证项目质量、履行自身职责，会对部分焊口的检测结果进行核查，其中返修口、金口、死口、连头口及三穿工程焊口进行100%检查审核，其余焊口随机选取15%～20%左右进行核查[2]。但根据油气管道工程建设项目多次飞行检查情况，第三方无损检测单位的管理和结果评定仍存在问题，并不能完全满足建设单位对管道质量的要求。目前国家管网集团西气东输公司在输气管道建设工程中已实施第四方无损检测复评工作，组织行业内具有突出无损检测评定实力的单位开展复评工作，对检测单位的焊口无损检测结果进行100%复核审查，保证管道焊接质量。第四方复评单位开展工作之前，核实第三方检测单位使用的检测工艺、人员、设备是否满足标准规范要求。在复评工作开展时，保证与工程进度相协调，其中三穿和其他不便于二次开挖作业区域的工程，复评工作与无损检测同步开展，重点对工程无损检测的底片及检测数据的质量和评判准确性等内容进行审核。对于无损检测工作，结合第四方复评管理后，其主要工作流程为：(1)施工焊接机组完成焊接任务后向监理发出检测申请；(2)监理核查检测申请，下达检测指令至检测单位；(3)检测操作人员根据检测指令，准备相关检测设备、器材和专用工艺卡，实施现场检测作业并详细记录检测数据；(4)检测评定人员对检测数据进行评定，记录缺陷类型、数量等，判定焊口等级，将结果反馈至监理；(5)监理根据检测反馈情况，要求焊接机组对不合格焊口进行整改返修[3]；(6)检测单位将合格焊口的检测资料提交复评人员审核；(7)复评人员对检测结果进行评定，将存疑焊口情况上报现场工程建设项目部，由项目部组织参建单位完成整改工作；(8)由复评单位确认存疑焊口整改闭合情况，并在工程试运行投产之前完成全部复评工作。

2无损检测复评发现问题统计及分析

2.1复评发现问题统计

这里以西气东输公司定合复线管道项目、闽粤支干线管道项目和深圳LNG外输管道项目第四方复评过程中发现的问题统计，探讨如何在工程建设中保障检测评定的可靠性和准确性。定合复线管道线路共计68.9km，管径为711mm，管材为L450M。闽粤支干线管道线路共计380km，管径为813mm，管材为L485M。深圳LNG外输管道线路共计64.3km，管径为1016mm，管材为L485M。无损检测单位对以上三个项目管道焊缝进行100%射线检测和100%相控阵超声波检测。射线检测评定等级需达到SY/T4109—2013《石油天然气钢质管道无损检测》II级及以上为合格，相控阵超声波检测评定等级需达到CDP-G-OGP-OP-153-2018-1《油气管道工程相控阵检测技术规定》II级及以上为合格。复评单位对以上工程项目的无损检测结果进行100%复评，共计复评焊口89659道，发现问题焊口307道，差错率0.34%，无损检测复评发现问题统计表如表1所示。

2.2复评发现问题类型及原因分析

2.2.1局部检测数据信号弱共发现136道问题，占总问题数44.3%。主要原因：(1)管材表面状态不良，存在油污、底漆、表面压痕等，或制管焊缝打磨未平滑过渡，影响超声波束入射，使得反射波幅降低；(2)在数据评审过程中，检测人员责任心不强，未对数据有效性进行检查。2.2.2检测数据耦合不良或丢失共发现86道问题，占总问题数28.0%。主要原因：(1)楔块与母材间的间隙不均匀，或扫查装置固定不稳，使探头在扫查时易发生晃动，影响反射波幅；(2)现场检测环境恶劣，高温造成部分耦合剂蒸发流失，影响被检焊缝表面耦合效果；(3)现场操作人员对设备校准、轨道安装、数据扫查环节缺乏重视，对标准相关条款理解不到位。2.2.3错漏评共发现42道问题，占总问题数13.7%。主要原因：(1)检测评定人员经验较少，在缺欠测量、定量方面水平不足，未完全理解检测标准技术规范；(2)复审人员的技术水平与原评人员相当，虽履职但未能发现存在的错评情况；(3)为完成检测任务，评定人员疲劳作业，评定时注意力不集中；(4)检测单位初评与审核人员责任心不强，质量风险意识薄弱，造成缺陷漏评情况。2.2.4底片质量不良共发现14道问题，占总问题数4.6%；底片在存储过程中保管不当，导致底片有划伤、折痕、玷污等情况，影响缺陷的辨识。2.2.5母材及焊缝打磨过度共发现10道问题，占总问题数3.3%；管材及焊缝修磨位置底片黑度大于母材黑度，需核实该部位厚度减薄是否符合要求。2.2.6疑似危害缺陷共发现10道问题，占总问题数3.3%。底片局部存在细长线性影像，单从已有底片无法排除隐患，需多角度复拍验证。2.2.7杂物影响评定共发现9道问题，占总问题数2.8%；焊缝存在药渣、杂物等未及时清理，导致拍片后底片存在药渣杂物影像，影响评定。

3工程建设无损检测管理建议

3.1加强事前及事中控制

开工前加强对检测队伍工艺编制、资源投入、人员能力的控制，对无损检测单位计划投入的人员资质、能力严格把关，避免现场检测人员能力不足。项目进行中加强现场的监督管理，做好事中实施有效控制，保证工程检测质量持续处于受控状态。

3.2加强无损检测技术交底管理

无损检测技术交底应层层开展，确保各检测、监理单位对检测中关键环节有明确的认识。开工前，安排复评单位进行技术交底，明确检测技术要求及关键点，对检测过程中易出现争议的条款给出明确要求，避免评定时出现各方理解不一致。检测单位技术负责人应对设计文件无损检测章节内容重点学习，组织本单位相关人员培训考核，保证检测人员能力水平。监理单位应对设计文件无损检测章节内容、涉及的标准规范深入学习、理解，在日常管理中对检测单位执行情况进行严格监督检查。

3.3加强无损检测人员管理

开工前落实检测人员的培训管理，除检测基本技术外，结合焊接工艺规程，补充基本焊接知识，提高评定人员对缺陷的识别能力。在项目中期加强复评单位与检测单位间的技术探讨，提升评定人员的能力水平。加强无损检测现场操作人员，数据初、复评人员以及项目质量监督管理人员安全责任的学习及培训，提升无损检测数据评、审人员的安全质量责任意识。

3.4开展检测机组能力考核认可

相控阵超声波检测的数据评定结果与实际焊缝缺欠相符程度受现场操作人员的能力影响很大。可组织复评单位对检测机组现场培训并进行能力考核认可，保证在确定的检测工艺及操作规程下，检测结果具有高度可靠性和可重复性，从而确定机组具备持续、稳定提供合格检测服务的能力。

3.5加强检测环境管理

加强对检测区域的外观检查，确保检测区域内无防腐涂层、飞溅、锈蚀、油污、表面压痕、椭圆度及螺纹焊缝余高超标等影响底片以及检测数据质量的因素，避免造成不合格底片及检测数据。

在天然气长输管道无损检测现场操作及结果评定过程中仍存在检测人员能力水平不过硬、质量安全责任意识淡薄、过程监管不到位等问题。为保障我国管道网络的安全平稳运行，仍需在管道工程建设的过程当中，继续增强对管道检测质量的控制，确保无损检测评定结果的准确性。

参考文献：

[1]刘金生.工程项目的无损检测管理[J].工程技术，2012(04):84-86.

[2]曹军峰,刘光明.油气长输管道无损检测监理及焊接质量控制[J].发展与创新，2019(13):217-218.

[3]雷凯元.天然气常熟管道焊接质量的无损检测技术研究[J].检验检测，2020(03):54-55.

作者：吴照兵 单位：中国船级社质量认证公司上海分公司　　近年来，随着我国石油化工、油气等行业的不断发展，需求持续性增大，对于长输管道的铺设量也是大幅度增加。

但是由于各种因素的干扰，长输管道在使用期限内会不可避免地发生泄露或者有泄露倾向的情况发生，所以，即为了项目的安全进行，也为了能够降低泄露对生产、环境带来的负面影响，所以加强长输管道的检测也是一种必要的手段。

目前随着我国长输管道建设的迅猛发展，仅我国长输管道的总里程就达到了数万千米，加上由于早期建设时，由于技术水平和设备质量的限制，现在很多管道出现老化、泄露的事件，

所以为了能够更好地降低油品和油气泄露对环境的污染，以及停产修复带来的经济损失，加强和提高长输管道的检测十分有必要。

TOFD技术是二十世纪七十年代末期发展起来的一项无损检测技术，目前在国内外油气输送等行业已经得到了广泛的应用。

TOFD技术（Ultrasonic time of flight diffraction technique)，即衍射时差法超声检测。

TOFD是一种主要利用缺陷端点的衍射波信号探测和测定缺陷尺寸的超声检测方法，它的基本特点是一发一收探头对工作模式。

TOFD通常采用的是纵波斜探头，在工件没有缺陷部位，发射超声脉冲后，首先到达接收探头的是直通波，底面反射波。

当有缺陷存在的时候，在直通波和底面反射波之间，会接收到缺陷处产生的衍射波或反射波，从而判断缺陷的位置等信息。

长输管道由于早期的技术水平受限和长期的运行时间，会发生多种损伤，管道内壁腐蚀就是长输管道在运行中常见的一种损伤模式。

随着长输管道在项目中运用是越来越多，所以能够对管道的内壁的情况进行准确的测量成为一项必要且重要的工作。

目前，长输管道的内壁腐蚀的检测技术主要为内检测技术等，通过对测量管道壁厚的损失百分比来评价腐蚀程度。

由于常规的超声检测结果不直观，缺陷特征评价提供的信息量也不是很足；而射线检测在管道检测中需要采用双壁单影透照方式，检测的灵敏度比较低。

所以TOFD技术就显得非常适合，能够利用缺陷端点的声波衍射传播的时间差来进行缺陷检测和定量的技术。

TOFD检测原理示意图

TOFD技术检测底面盲区分为焊缝中心底面盲区和轴偏离盲区。根据相关标准规定，焊缝中心的底面盲区高度不能大于1mm，所以在对管体本体进行检测时，可以通过不同位置和多次扫查的方式来解决轴偏离盲区的问题。

同时，能够利用TOFD技术检测的有点，对长输管道的内壁腐蚀检测进行仿真分析。

例如一个工件规格为914mm×16mm(外径×壁厚)，我们先在CIVA软件中进行建模，如下图所示。

工件模型

在仿真时采用频率为5MHz，直径为6mm的探头，楔块角度为70°，PCS（探头中心间距）为58.6mm，来计算分析声场在工件中的分布。

如下图所示。声场分析计算结果

声场分析计算结果

通过上图的仿真计算可知，-12dB声束底面覆盖区域为21mm，声场在工件底面能量较为集中。

TOFD缺陷响应仿真分析

在建立好的工件模型中，沿着管道周向与轴向内壁分别预设1个长为15mm，高为1mm的缺陷，并分别沿着管道周向与轴向扫查，扫查示意如下图所示。

图中红色十字标志为预设的缺陷，紫色线条为TOFD检测扫查方向。将声场仿真参数应用到建立好的缺陷模型中，分别沿着设置的周向与轴向扫查路径进行计算分析，结果如下图所示。

TOFD检测缺陷仿真图谱

由上图可知，采用标准推荐的工艺参数可检测出周向与轴向的根部缺陷，且检测结果准确，初步验证TOFD检测管道母材是可行的。

21世纪初期，中国石油天然气集团公司发明了多探头的超声波自动在线检测系统，它能够通过计算探头和管内壁和外壁的距离等数据，可以准确的计算和检测出管道腐蚀状况和位置。

如果采用TOFD技术进行检测，能够准确有限地对内壁腐蚀缺陷进行定量，而且精准度不低于常规的超声检测精度；同时， TOFD技术的检测结果更加直观，对管道安全运行维护更有重要的意义，也给长输管道内壁腐蚀缺陷的测量提供了一种新型有效的检测方法。

近年来，随着我国长输管道建设和运行的跨越式发展，以及信息技术和检测技术的不断发展和成熟，长输管道检测技术也是取得了很大的进步。

随着国际上对X射线衍射、电子扫描显微、拉曼光谱学和极化检测等技术的深入研究，管道检测技术还将向更先进的方向发展。

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