《管道保护》编辑部：今年11月22日是青岛东黄原油管道泄漏爆炸重特大事故10周年。这次事故暴露出管道本质安全存在的一系列不可忽视的问题。其中一个重要原因就是管道服役后一直未做过内检测，致使存在的安全隐患没有被及时发现和采取必要的防护措施。这再次证实了管道内检测技术是推行管道全生命周期完整性管理不可或缺的重要手段，加强和提升管道检测技术水平，是管道运输业安全发展的必然要求。本期特别邀请了管道内检测知名专家胡铁华研究员做客专家访谈栏目，就相关话题畅谈自己的观点，欢迎读者参与互动交流。邮箱：guandaobaohu@163.com。

编辑部：您好，在当前管道快速发展的新形势下，为什么还要强调提升管道检测技术水平，您认为我国管道检测技术目前达到了一个什么样的状态？

胡铁华：大家都知道，埋地管道隐患多，服役环境复杂，管道故障频发，是全球管道运输安全的共性问题。而我国管道运输安全又较其他国家复杂得多。如我国人口众多，管道途经人口密集区一旦发生泄漏爆炸事故，将会导致群死群伤的严重后果。青岛原油管道泄漏引起的爆炸、中缅天然气管道贵州晴隆段连续两年发生爆炸、十堰城镇燃气管网泄漏引发爆炸等恶性事故，引发社会对管道安全的担忧，给管道建设和运行带来不利影响。因此在青岛事故发生10年后的今天，我们重新反思事故教训，深入思考如何改进和提升检测技术，切实保障管道本质安全，维护国家能源安全和公共安全，是非常必要的。事实证明，管道检测技术作为推进油气输送管道完整性管理、提升本质安全的重要手段，为提前发现安全隐患和预防事故发生起到了不可替代的作用。

10年前国内仅有2～3家检测公司、大学从事研究及应用管道检测，技术层面追随国外管道检测技术，缺乏独创理论支撑及科学验证。青岛事故发生后，国家开展管道安全隐患整治三年攻坚战和“十三五”“十四五”重点科技攻关，投入大量经费，集全国科技力量，形成了一批自主知识产权的国产创新技术新装备。我国自主研发的管道检测器某些关键指标达到了国际领先水平，比如管道裂纹和金属损失可以同时高速检测，检测速度达到15 m/s，突破了国外管道金属损失检测速度≤5 m/s、裂纹检测速度≤2.5 m/s的技术瓶颈，解决了世界难题，为保护管道安全运行发挥了积极作用。但与国外历史悠久的企业相比，仍存在很大差距，他们的管道完整性管理体系比较完善、实践经验丰富；管道检测贯穿管道全生命周期完整性管理，并且全面覆盖所有管道。我们虽然就单项指标国际领先，并不能说明已全面超越国外检测水平，我们还有很长的路要走，有很多技术需要突破，需要我们科技工作者加倍努力，从基础理论、关键技术不断攻克一个又一个难关。

编辑部：您认为目前国内管道检测技术还存在哪些不足，应该采取怎样的对策？

胡铁华：不足表现在国内管道检测方法相关理论研究还不够扎实，缺乏理论基础支撑；缺少科学试验验证手段；没有形成独立创新标准等，存在人才、时间、空间和经费等瓶颈制约。如对于有形缺陷缺乏系统的理论研究和验证手段，对于无形的缺陷（微观裂纹）从检测方法、理论、技术、验证直至标准还比较欠缺。需要国家和企业加大投入，加大基础理论、关键技术攻关，形成检测和预防的完整科学体系。

技术发展需要应用驱动，只有需求才能促进技术发展。检测技术实施层面存在的困难有：一是业主基于成本效益考虑，使管道正常生产运行和检测维修之间难以找到最佳的平衡点，业主除了要求满足最低检测标准外还希望尽可能地减少对管道正常生产的影响，减少检测管道的支出成本。在这种情况下，往往基于标准的检测结论给出的信息是某条管道的管壁变化情况尚未触及警戒线，当前不必花费大量的资金用于预防性维护。然而，在下一轮定检期到来之前，管壁腐蚀或者裂纹有时会瞬间突破了安全阈值，所产生的严重后果远高于人们估算的经济成本。二是现有的管道内检测技术及相关的检测器，对于已经成形的管道缺陷存在一些检测能力空点。NACE SP 0102―2017《管道内检测》、GB/T 27699―2023《钢质管道内检测技术规范》及SY/T 6597―2018《油气管道内检测技术规范》等都有所体现。而对于未成形的缺陷，即未被定义为“缺陷”的潜在危险（例如微观裂纹），现有检测技术和检测器能够识别、量化的能力就更加有限。除了研发出识别能力及量化能力可以涵盖多种缺陷的检测器以外，如何提高检测效率、降低检测成本、适应管道日益提升的输送速度等，都是我们需要解决的问题。

目前管道检测技术只能说基本可以满足发现管道本质安全存在的隐患问题，还不能发现全部安全隐患，比如潜在的微观形核隐患，可能生长很快，未到下次检测周期，管道就出现失效，甚至后果很严重。需要提高管道本质安全意识，发现新的检测方法，加大实验室验证，大面积推广使用新方法、新技术及新装备，淘汰老旧技术装备，创新新标准，突破落后的门槛，不放过任何隐患，哪怕还在萌生阶段。

编辑部：原油、成品油和天然气管道有着各自的检测环境，在技术运用方面应采取哪些不同做法？

胡铁华：输油管道和输气管道在运行介质、速度、温度等方面都有所差异，因此在实施管道内检测时也需要有不同的侧重点。一是基于介质性质的不同，两者适用的检测器类型有所不同。由于传统超声仅能在液体中传播，输油管道可以直接投入超声检测器进行检测，而天然气管道则需要加入耦合剂和隔离器来实现某一管段的超声检测（此方法繁琐且成本较高，实践中较少使用超声检测器来检测天然气管道）。电磁超声检测速度≤2.5 m/s，不适应高流速的天然气管道。二是输气管道由于常温输送易形成冰堵，在清管时需要特别注意。输油管道在管壁内会存留大量的油蜡、石蜡、胶质、凝油等，除了投运常规清管器之外，往往还需要投入刮刀清管器来清除蜡质的杂物。三是原油、成品油等可视为不可压缩的介质，在管道内的流速相对平稳，内检测器在输油管道内运行时可相对低速、平稳地前行。然而，在输气管道内由于气体具备较大的可压缩性，易导致内检测器在上坡时走走停停、或在下坡时速度突然加快产生爆冲，传统检测方法因速度波动会对检测质量造成影响。我们新开发的高速随流检测器，实现了随流检测，即检测器与介质为一体，无相对运动，对设备没有伤害，设备对管道无伤害。

编辑部：您认为当前检测工作还存在哪些需要注意的问题，应该如何解决？

胡铁华：首先应做到合法合规。管道业主、检测服务、维护运营等必须遵守国家安全法律法规。如管道地理信息坐标安全，加强国家、业主对检测公司监管，检测厂家、检测人员、检测装备等应严格遵循保密规定，建立健全责任制。

在管道检测的准入门槛方面，可考虑作出一些适当的调整，对检测器的检测能力方面可以提高一些技术准入要求，对检测技术及设备国产化、自主研发检测器的国内单位给予一些鼓励性的政策，在保证安全的前提下让更多具备管道检测能力的单位能够通过多种途径参与国内检测作业市场。

要保证程序上和实际结果的正当性。从程序上来说，检测单位要保证检测工作的全过程是合规、有序的。工作流程需要依据国家的法律、法规、规范和标准来形成操作文件，在每一阶段的工作步骤都应按规定执行，形成各阶段所必需的文件化信息并有效归档，每个文件的签字人都须为自己责任范围内的事务负责。对实际结果而言，检测单位所出具检测结果的依据须为本次管道内检测作业获取的实际数据，检测结果不应受到任何第三方的干涉和影响，也不能因为与历史检测结果有较大的不同而对本次检测结果进行质疑或推翻，而是应结合具体情况给出科学、合理的技术解释。检测准确率是考核检测单位检测质量的重要量化指标，检测单位应从检测设备和人员准备开始，为检测的精度和准确度提供保障。

编辑部：目前国内相关单位都在积极研发制造管道检测技术装备，请简要介绍一下你们的相关产品所具有的特点和优势。

胡铁华：我团队所研发制造的管道内检测器包括变形内检测器和漏磁内检测器，这里重点介绍一下漏磁内检测器。我们承担了国家“十三五”重点研发计划项目中油气管道金属损失和裂纹检测技术及装备研发，提出了高速高清随流检测，当时提出的指标为：检测速度0.1 m/s～8 m/s，金属损失检测精度长宽深为±5 mm、±5 mm、±10%壁厚，裂纹检测精度为长深25 mm×1 mm。并从基础理论入手，建立了恒动正交激励磁场的检测理论模型，经过仿真验证及实际人工缺陷验证，得到的检测速度0.1 m/s～15 m/s的金属损失检测精度满足预期指标，长宽深为±5 mm、±5 mm、±10%壁厚，裂纹精度长深±10 mm、±10%，开口0.05 mm。项目通过科技部验收，评语为首次提出电磁控阵检测新方法，制造国际首台套大口径管道金属损失和裂纹内检测装备，本项目还获得国家“十三五”重大专项创新成就展。检测器的优势体现在以下方面：①恒动正交激励方法，突破了管道金属损失检测速度5 m/s、裂纹检测2.5 m/s的门槛，检测速度达到0.1 m/s～15 m/s，实现了随流检测。②三维漏磁/动磁检测技术，实现金属损失检测精度长宽深为±5 mm、±5 mm、±10%壁厚，裂纹精度长深±10 mm、±10%，开口0.05 mm。③采用轻质防腐材料，设备更轻、防腐蚀能力更强。④高速随流对管道和设备无伤害，无需调整运行工艺，不影响生产。

编辑部：感谢您接受采访。