2025年の肉厚パイプ周溶接部の研究では、フェーズドアレイ超音波探傷は欠陥サイズ6.87 mmで検出確率90%に達した一方、フィルム式放射線透過試験は同じ率に達するのに12.72 mmを要した(Journal of Materials Research and Technology 2025)。 この差は、3,300,566マイルのパイプラインを抱え、2024年に235件の重大インシデントを記録した米国のネットワークでは重要な意味を持つ(議会調査局、R44201 2025)。同じ研究では、フェーズドアレイの判定の13.59%が誤検出だったため、検出力の向上は掘削と再検査の増加を伴う。見逃しのコストは具体的だ。カンザス州での2022年のKeystone破裂の原因となった周溶接部は2010年に放射線透過試験に合格しており、PHMSAはその破損の総コストを$600,793,659と見積もった(PHMSA破損調査報告書2024)。PHMSA、米国会計検査院、議会調査局、欧州ガスパイプライン事故データグループ(EGIG)、Concawe、UKOPA、査読付きの非破壊検査研究のデータを集約した。同じ高周波音の労働面については、当社の産業用超音波ノイズ曝露統計をご覧ください。
本稿全体で使う用語を平易に説明する。超音波探傷(UT)は、人間の可聴域をはるかに超える音を鋼材に送り込み、欠陥からのエコーを聴き取る。フェーズドアレイUT(PAUT)は、多数の小さな素子を持つ探触子でビームを電子的に偏向・集束させ、単一の波形ではなく画像を作り出す。TOFD(超音波回折時間法)は、き裂の先端から跳ね返る微弱な信号の時間を測り、その高さを推定する。周溶接部とは、現場でパイプ同士を端から端へつなぐ円周状の溶接部のことだ。POD(検出確率)は、検査が所定サイズの欠陥を見つける確率であり、管内検査(ILI)は、通称「スマートピグ」と呼ばれるセンサー搭載装置が、流体の流れに乗ってパイプ内部を移動する検査をいう。
主なポイント
- フェーズドアレイUTは、肉厚の周溶接部で6.87 mmにてPOD 90%に達し、放射線透過試験は12.72 mmだった(Journal of Materials Research and Technology 2025)。
- フェーズドアレイの誤検出は13.59%で、同じ溶接部での放射線透過試験は0.58%だった(Journal of Materials Research and Technology 2025)。
- 6つの自動超音波探傷(AUT)システムは、POD 90%、信頼度95%で高さ2~4 mmの欠陥を検出した(Edison Welding Institute for PHMSA 2011)。
- 米国では2024年に235件の重大パイプラインインシデントが記録され、2014~2024年の年平均265件を下回った(CRS R44201 2025)。
- 2024年に報告された米国のパイプラインインシデントの25%超が腐食によるもので、歴史的な割合の約18%から上昇した(AMPP US Pipeline Industry 2026)。
- 2010~2022年の陸上ガス輸送パイプラインの重大インシデントの43%は、機器または材料の故障が原因だった(GAO-24-106690、2024年)。
- 英国の陸上製品流出インシデント207件のうち39件、つまり1962年以降の18.8%が周溶接部の欠陥によるものだった(UKOPA製品流出レポート2024)。
- 欧州のガス輸送パイプラインの故障頻度は、1970
2022年の0.277から、20182022年には1,000 km年あたり0.101件に低下した(第12次EGIGレポート2024)。 - 管内検査ツールは、2023年に欧州の長距離石油パイプライン延長の26%をカバーした(Concaweレポート8/25、2025年)。
- PHMSAのパイプライン安全研究プログラムは、2002年以降に商用化された技術を35件数えている(PHMSA FY 2021-2022 議会向けR&Dレポート、2024年)。
1. 米国のパイプラインネットワークの規模とインシデント件数
見出しの件数は減少傾向にあるが、分母は増え続けている。米国では2024年に235件の重大パイプラインインシデントが記録され、2014~2024年の年平均は265件だった(CRS R44201 2025)。一方、連邦規制対象の延長はほぼ同じ期間に約8%増加した。より長いパイプで事故が減ったのは確かな前進だが、後述する安全擁護団体の集計を見れば、インテグリティ管理に携わる誰もがこの傾向を確定したものと見なさない理由が分かる。
「重大」はPHMSAの区分であり、単なる形容詞ではない。死亡または入院を伴う負傷、大規模な流出、1984年のドル換算で$50,000以上の総コストなど、複数の基準を含む。「深刻」は、死亡または入院を伴うものに限った、より狭い部分集合だ。この二つの定義を混同すると、パイプライン安全に関する見出しを読み違えやすい。詳しい背景は議会調査局による連邦パイプライン安全プログラムに関する報告書にまとめられている。
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 米国のパイプライン総延長、全規制対象システム(2023年データ) | 3,300,566マイル。内訳はガス輸送298,851、危険液体輸送225,637、ガス配給本管・引込管2,350,258 | CRS R44201、2025年(PHMSAデータ) |
| 2024年の重大インシデントと2014~2024年の年平均の比較、2024年の深刻インシデント(死亡または入院を伴う負傷) | 235件対平均265件(年);2024年の深刻インシデントは25件(2014~2024年平均:年間26件、死者11人、負傷者48人) | CRS R44201、2025年 |
| 2024年1月18日と2025年7月22日の下院公聴会の間に報告されたインシデント | 881件。うち400件超が重大(平均1.32日に1件の重大インシデント) | Pipeline Safety Trustによる下院エネルギー・商業委員会での証言、2025年 |
| 同期間中の死者と、入院に至る負傷者 | 死者18人、負傷者45人 | Pipeline Safety Trustの証言、2025年 |
| 過去10年間に事業者が報告したパイプラインインシデントのコスト | 6 十億ドル超 | Pipeline Safety Trustの証言、2025年 |
| PHMSAに毎年報告されるあらゆる種類のインシデント | 600~700件 | AMPP US Pipeline Industry 2026レポート |
| 陸上ガス輸送パイプラインの重大インシデント、2010~2022年の年平均 | 年間61件 | GAO-24-106690、2024年 |
補足:Pipeline Safety Trustは擁護団体であり、881件という数値は、暦年の合計ではなく、二つの公聴会の間の18か月間に提出されたPHMSAへの報告の件数だ。同団体の2025年7月の証言は、2023年と2024年をパイプラインにとって10年以上で最も死者の多い2年間とも位置づけている。
2. パイプラインを壊すもの:腐食、材料・溶接部の破損
これらの割合は、検査計画にとって重要な問いに答えている。すなわち、音波が実際に見つけられる脅威はどれか、という問いだ。2010~2022年の陸上ガス輸送パイプラインの重大インシデントの43%は機器または材料の故障が原因で、腐食は16%だった(GAO-24-106690、2024年)。超音波肉厚測定ツールが直接測定できる腐食は、現在増加傾向にあり、AMPPは2024年に米国のインシデントの25%超に上昇したと報告している。フェーズドアレイやき裂検出ツールの対象となる溶接部や材料の欠陥は、どの大陸でも根強い割合を占め続けている。
英国の数値は、周溶接部検査にとって最も明確なシグナルだ。周溶接部の欠陥は、60年にわたって英国の製品流出の原因として外部腐食とほぼ同数を占めており、そのため建設段階の溶接部検査はパイプライン規格で大きな比重を持っている。
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 報告された米国パイプラインインシデントに占める腐食の割合、2024年と歴史的な割合の比較 | 2024年は25%超、歴史的には約18% | AMPP US Pipeline Industry 2026レポート(PHMSAデータ) |
| 陸上ガス輸送パイプラインの重大インシデントに占める割合、2010~2022年:機器または材料の故障と腐食による故障の比較 | 43%対16% | GAO-24-106690、2024年 |
| 高影響地域(故障が人や財産に最も大きな被害を及ぼす区域)内のガス輸送重大インシデントの主な原因 | 機器または材料の故障が約37%、掘削による損傷が約19% | GAO-24-106690、2024年 |
| 英国の陸上製品流出インシデントに占める周溶接部欠陥の割合、1962~2022年 | 207件中39件(18.8%) | UKOPA製品流出レポート1962-2022、2024年 |
| 同じ英国のインシデントに占める外部干渉と外部腐食の割合 | 44件(21.3%)と42件(20.3%) | UKOPA製品流出レポート1962-2022、2024年 |
| 1971年以降の欧州石油パイプライン流出に占める機械的故障の割合(全流出/盗難を除く) | 142件の流出:18%/28%。うち施工不良54件、設計または材料の欠陥88件 | Concaweレポート8/25、2025年 |
| 欧州ガス輸送インシデントの原因別割合、2013~2022年 | 腐食25.7%、外部干渉22.8%、地盤変動19.3%、施工欠陥17.5% | 第12次EGIGレポート、2024年 |
補足:AMPPの数値は、同協会の2026年3月のレポート「US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook」をWorld Pipelinesが要約したものに基づく。全文はAMPPのサイトでの認証の先にある。GAOの原因区分は機器の故障と材料の故障をまとめているため、43%は溶接部だけの数値ではない。
3. 欧州のベンチマーク:1,000 km年あたりの故障頻度
欧州は、km年(1 kmのパイプラインが1年間稼働すること)で測定した、最も明確な長期の故障率を公表している。欧州のガス輸送パイプラインの故障頻度は、2018~2022年に1,000 km年あたり0.101件に低下し、1970年以降の平均0.277の約36%となった(第12次EGIGレポート、2024年)。EGIGは、この低下の背景にある技術の一つとして管内検査を挙げており、施工欠陥・材料故障の率も0.046から0.016へと同程度の割合で低下した。
腐食は例外だ。その5年間の頻度は低下が止まり、EGIGの表現を借りれば、1,000 km年あたり0.030から0.040の間で横ばいとなっており、これはセクション2で述べた米国に関するAMPPの警告と呼応している。
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 欧州ガス輸送インシデントと曝露量、1970~2022年 | 5.29百万 km年で1,463件のインシデント | 第12次EGIGレポート、2024年 |
| EGIGの故障頻度:全期間と過去10年と過去5年の比較 | 0.277(1970 | 第12次EGIGレポート、2024年 |
| EGIGの原因別故障頻度、1970 | 0.046対0.016、0.049対0.035、1,000 km年あたり | 第12次EGIGレポート、2024年 |
| 英国の陸上パイプラインの故障頻度:1962~2022年と過去20年と過去5年の比較 | 0.194対0.074対0.042件、1,000 km年あたり(2022年末時点のネットワークは23,577 km) | UKOPA製品流出レポート1962-2022、2024年 |
| 欧州の石油パイプライン流出率:長期移動平均と1970年代半ばの比較、2023年の流出 | 0.41対約1.1件、1,000 kmあたり年間。2023年は8件の流出で、うち6件は盗難、他の2件は腐食(盗難を除くと1,000 kmあたり0.06) | Concaweレポート8/25、2025年 |
補足:EGIGは加盟事業者が運営するガス輸送パイプライン(毎年約150,000 kmのパイプラインのデータを収集)を、UKOPAは英国の陸上輸送パイプラインを、Concaweは長距離石油パイプラインを対象としている。この三つは互いに、またセクション1のPHMSAの「重大」区分とも直接比較できない。入手可能な最新データ:EGIGとUKOPAは2022年まで、Concaweは2023年まで。
4. 管内検査の対象範囲とツールの限界
管内検査は、埋設されたパイプを大規模に調べる手段だ。超音波ILIツールは、残存肉厚を測定するか、斜めの音パルスを発射してき裂を探す。漏洩磁束法(MFL)ツールは、磁場の乱れを通じて金属損失を感知する。欧州の長距離石油パイプラインでは、ILIツールが2023年に重複を除く実延長8,260 kmをカバーし、これはネットワークの26%にあたり、1990年代半ばの年約12%を上回った(Concaweレポート8/25、2025年)。き裂ツールは依然として走行の少数派であり、金属損失ツールがカバーする延長のごく一部にとどまる。
対象範囲は検出と同じではない。ツールは一つの欠陥の向きとサイズ範囲に合わせて作られており、Keystoneの事例がその隔たりを示している。後に破裂した溶接部の上を、二つの異なるILI技術が通過していた。超音波き裂ツールにとって深さの測定は既知の弱点であり、深さの推定に使うエコーの振幅が、探触子に依存するき裂深さを超えると飽和するためだ。これはWillemsらが2017年のPipeline Technology Conferenceで説明したとおりだ(入手可能な最新データ:2017年)。
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 2023年に欧州の長距離石油パイプラインで実施されたILIの走行延長、全ツール種別 | 113区間で14,204 km。うち金属損失ツール6,363 km、き裂検出ツール3,231 km(31区間) | Concaweレポート8/25、2025年 |
| 2023年に少なくとも1回検査されたネットワーク延長の割合と10年平均の比較 | 26%(実延長8,260 km)対22% | Concaweレポート8/25、2025年 |
| 過去10年間に少なくとも1回検査された欧州石油パイプラインの区間 | 稼働中615区間のうち442区間(72%)、調査延長の86%をカバー | Concaweレポート8/25、2025年 |
| Keystoneの周溶接部、周溶接部対応能力を持つ2018年11月のMFL ILI走行 | き裂を検出しなかった。き裂はおそらく存在していたが、ツールの能力を下回っていた | PHMSA破損調査報告書、TC Oil Washington KS、2024年 |
| Keystoneの周溶接部、2020年9月の超音波軸方向き裂ILI走行 | 検出しなかった。ツールは周溶接部のき裂用に設計されていなかった | PHMSA破損調査報告書、2024年 |
| API 1163(ILIシステムを認定するための業界規格)のレベル2フィールド検証における、2年連続で走行した超音波き裂ツール | PODは一貫して信頼できるが、深さの精度には疑問(欠陥を過小評価)。ツールは公表仕様を満たさなかった | Guajardo and Urrea (NDT Global)、IPC2026論文アブストラクト |
| 周方向き裂ツール、12インチパイプ814 km(ベンダー自身の主張) | PODは95%超。特定された欠陥の99.5%が、信頼度90%で深さ許容差±1 mm以内 | NDT Globalのケーススタディ(ベンダーの主張) |
補足:最後の二行はILIベンダー自身の社員とマーケティング資料に基づくもので、ツール性能がどのように仕様化されるかを示すために掲載しており、業界統計ではない。IPC2026のアブストラクトが注目に値するのは、まさにベンダーが自社ツールの仕様未達を報告しているからだ。別の媒体における音響センシングの並行事例については、当社の水中音響と海洋ソナー統計をご覧ください。
5. 周溶接部検査:フェーズドアレイUTと放射線透過試験
溶接部レベルの研究は、パイプライン建設業者がフィルムから音へ移行しつつある理由と、その移行がまだ完了していない理由を説明している。肉厚の9% Ni鋼パイプ周溶接部では、フェーズドアレイUTは6.87 mmでPOD 90%に達したのに対し、放射線透過試験は12.72 mmだったが、誤検出率は13.59%対0.58%だった(Journal of Materials Research and Technology 2025)。フェーズドアレイは融合不良(溶接金属が管壁と接合しない欠陥)のような面状欠陥に優れ、一方で放射線透過試験は溶込み不良のような体積欠陥に優れていた。著者らは、重要な厚肉継手で放射線透過試験を置き換えることは依然として課題だと結論づけている。
表に関する表記上の注意が二点ある。「a90/95」は、90%の確率で、統計的信頼度95%で検出されるサイズであり、「a80」は80%の確率で検出されるサイズだ。RMSE(二乗平均平方根誤差)は、検査員が報告したサイズと実際の欠陥サイズとの典型的な測定誤差で、単位はミリメートルである。Keystoneの行は現場での結果を示している。放射線透過試験は、融合不良の欠陥が管壁と平行に位置していた溶接部を合格とし、フェーズドアレイは破裂の後で初めてそれを発見した(PHMSA破損調査報告書2024)。
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 9% Ni鋼パイプ周溶接部、フェーズドアレイUTと放射線透過試験の比較:POD 90%での欠陥サイズ、誤検出率 | 6.87 mm対12.72 mm、13.59%対0.58% | Payao Filho et al.、Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| 6つの自動超音波探傷(AUT)システムがa90/95で検出した欠陥高さ | 2~4 mm | Edison Welding Institute for PHMSA、2011年 |
| 109個の人工欠陥を持つ30個の管溶接試験片でのフェーズドアレイのラウンドロビン試験(複数のチームが同じ試料を検査する比較試験、6チーム):POD 80%での欠陥サイズ、全欠陥と面状欠陥の比較 | 6.93 mm対5.15 mm | Applied Sciences、管溶接部におけるRTに代わるPAUT、2022年 |
| 同じラウンドロビン試験:POD 80%での欠陥サイズ、炭素鋼と異種金属溶接部の比較、全体のサイジングRMSE | 4.53 mm対11.58 mm、RMSEは約5.8 mm(ASME Section XIの基準は19 mm) | Applied Sciences、2022年 |
| 炭素鋼パイプ溶接部5本にある12個の熱疲労き裂でのフェーズドアレイのラウンドロビン試験(3チーム):長さと深さのa80、サイジングRMSE | a80は4.21 mm(長さ)と1.41 mm(深さ)、RMSEは5.65 mm(長さ)と1.69 mm(深さ) | Materials、ラウンドロビンPAUT信頼性研究、2023年 |
| 3枚の溶接板に埋め込まれた欠陥のフェーズドアレイUTとフィルム式放射線透過試験による検出、フェーズドアレイが指示を分離できる最小間隔 | 19個中19個対19個中19個、約15 mm | Herceg et al.、Materials 2023 |
| Keystoneで破損した周溶接部:2010年11月の放射線透過試験と、2022年12月の破裂後のフェーズドアレイUTの比較 | 放射線透過試験は溶接部を合格としたが、フェーズドアレイは融合不良の欠陥を特定した | PHMSA破損調査報告書、2024年 |
補足:2022年の管溶接部ラウンドロビン試験(入手可能な最新データ:2022年)では、フェーズドアレイは面状欠陥で放射線透過試験より明確に優れていた一方、放射線透過試験はすべての体積欠陥を発見し、フェーズドアレイは異種金属溶接部で1件を見逃した。2023年の熱疲労ラウンドロビン試験は、長さのa80/90を約6.6 mmと報告しており、合格基準の6.4 mmをわずかに上回る。そのため、チーム間のばらつきが手順の適格性を左右している。PHMSAが資金を提供したAUT評価は2011年のもの(入手可能な最新データ:2011年)であり、Hercegらの板材研究(入手可能な最新データ:2023年)はパイプではなく板材の人工欠陥を用いていた。米国原子力規制委員会向けのPNNLによる研究(NUREG/CR-7204、2015年)も、炭素鋼配管について同様の定性的な結果に至っている。フェーズドアレイは極めて小さな体積欠陥を除くすべてを検出し、面状欠陥では放射線透過試験よりはるかに高い能力を持つ。溶接業自体の曝露リスクについては、当社の造船所の溶接・サンドブラスト騒音統計をご覧ください。
6. 規制、監督、研究資金
規則が検査の最低水準を定めており、近年の米国の規則はそれを大幅に引き上げた。2019年のガス輸送規則は、必要なインテグリティ評価を約24,000マイル追加し、115%増の約46,000マイル近くとなった(GAO-24-106690、2024年)。その大半は、評価の対象を高影響地域から、新たに定義された中影響地域へ拡大したことによる。液体側では、2019年の危険液体規則が、そもそもILIツールを通せるパイプへと事業者を促している。
制約となっているのは監督能力だ。300万マイル超に対して連邦の検査スタッフは113人であり、州の検査官と事業者自身のインテグリティプログラムに大きく依存している。PHMSAの議会向けR&Dレポートによれば、2022会計年度のPHMSAの研究予算は約13.7百万ドルで、一度の大規模な破裂のコストと比べると小さい。
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 高影響地域外のピグ通過可能な陸上危険液体区間のインテグリティ評価間隔(「ピグ通過可能」とはILIツールが通過できることを意味する) | 少なくとも10年に1回 | PHMSA 2019年危険液体規則の概要 |
| 高影響地域内または高影響地域に影響する危険液体パイプラインがILIツールに対応するための期限 | 20年以内。ただし構造の改修が不可能な場合を除く。規則の施行日は2020年7月1日 | PHMSA 2019年危険液体規則の概要 |
| 連邦パイプライン安全局のスタッフ(2025年2月14日)と州のパイプライン検査官(2024年) | 326 FTE。うち検査官113人、事故調査官12人、州の検査官444人 | CRS R44201、2025年 |
| PHMSAのパイプライン執行、2020~2024年 | 1,081件の執行措置、約44百万ドルの民事制裁金案 | CRS R44201、2025年 |
| PHMSAのパイプライン安全R&Dプロジェクトと資金、2021会計年度と2022会計年度の比較 | 17プロジェクト($12,169,481)対23プロジェクト($13,696,428) | PHMSA FY 2021-2022 議会向けR&Dレポート、2024年 |
| 2002年以降にPHMSAの研究プログラムから商用化された技術 | 35件 | PHMSA FY 2021-2022 議会向けR&Dレポート、2024年 |
| 新設の大口径パイプの周溶接部品質に関するPHMSA勧告速報ADB-10-03の対象範囲 | 20インチ以上、グレードX70以上で2008年と2009年に建設されたパイプ。規定最小降伏強さの72%を大きく下回る破損 | PHMSA ADB-10-03、Federal Register 2010年 |
補足:ADB-10-03(入手可能な最新データ:2010年)は、新設された複数のパイプラインで水圧試験中や運用初期に起きた周溶接部の破損を受けて出されたものだ。破損の件数は示されておらず、「最近のいくつかのプロジェクト」とあるのみである。PHMSAの研究レポートは4プログラムの合計を$28,010,135としているが、これは年ごとの2つの数値と一致しない(データウォッチを参照)。
まとめ:数字で見る超音波によるパイプライン欠陥検出
| 指標 | 値 | 出典 |
|---|---|---|
| 肉厚周溶接部でのPOD 90%の欠陥サイズ:フェーズドアレイUTと放射線透過試験の比較 | 6.87 mm対12.72 mm | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| 誤検出率:フェーズドアレイUTと放射線透過試験の比較 | 13.59%対0.58% | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| a90/95の欠陥高さ、6つのAUTシステム | 2~4 mm | Edison Welding Institute for PHMSA、2011年 |
| パイプ溶接部の熱疲労き裂:深さに対するフェーズドアレイのa80 | 1.41 mm | Materials、ラウンドロビンPAUT研究、2023年 |
| 管溶接部のラウンドロビン試験:POD 80%での欠陥サイズ、炭素鋼と異種金属溶接部の比較 | 4.53 mm対11.58 mm | Applied Sciences、2022年 |
| 米国の重大パイプラインインシデント、2024年と2014~2024年平均の比較 | 235件対年間265件 | CRS R44201、2025年 |
| 米国の報告対象インシデント、2024年1月~2025年7月 | 881件(うち400件超が重大) | Pipeline Safety Trustの証言、2025年 |
| 米国のパイプラインインシデントによる死者と入院者、2024年1月~2025年7月 | 死者18人、負傷者45人 | Pipeline Safety Trustの証言、2025年 |
| 米国のインシデントに占める腐食の割合、2024年と歴史的な割合の比較 | 25%超対約18% | AMPP US Pipeline Industry 2026レポート |
| 機器または材料の故障の割合、ガス輸送の重大インシデント2010~2022年 | 43% | GAO-24-106690、2024年 |
| 英国の製品流出インシデントに占める周溶接部欠陥の割合、1962~2022年 | 18.8%(207件中39件) | UKOPA製品流出レポート、2024年 |
| 欧州ガス輸送の故障頻度、2018 | 0.101対0.277、1,000 km年あたり | 第12次EGIGレポート、2024年 |
| EGIGの施工欠陥・材料故障の頻度、2018~2022年 | 0.016、1,000 km年あたり | 第12次EGIGレポート、2024年 |
| 英国の陸上パイプラインの故障頻度、過去5年 | 0.042、1,000 km年あたり | UKOPA製品流出レポート、2024年 |
| 2023年にILIツールで検査された欧州石油パイプライン延長の割合 | 26%(8,260 km) | Concaweレポート8/25、2025年 |
| Keystone 2022年の破裂:推定流出量と総コスト | 12,937バレル、$600,793,659 | PHMSA破損調査報告書、2024年 |
| 高影響地域外のピグ通過可能な危険液体パイプラインのインテグリティ評価間隔 | 少なくとも10年に1回 | PHMSA 2019年危険液体規則の概要 |
| 2002年以降にPHMSAの研究で商用化された技術 | 35件 | PHMSA FY 2021-2022 議会向けR&Dレポート、2024年 |
方法論と出典
2026年10月中に各一次資料を直接読み、そこに記載された数値のみを採用した。割合は、出典が分子と分母の両方を示している場合は、それらと照合して確認した。
- Payao Filho et al.、Probability of detection of discontinuities in 9% Ni steel pipe girth welded joints: comparison between phased array ultrasonic and radiographic testing、Journal of Materials Research and Technology、2025年
- Reliability Analysis of PAUT Based on the Round-Robin Test for Pipe Welds with Thermal Fatigue Cracks、Materials、2023年
- Reliability Assessment of PAUT Technique in Lieu of RT for Tube Welds in Thermal Power Plant Facilities、Applied Sciences、2022年
- Herceg et al.、Comparison of Ultrasonic Phased Array and Film Radiography in Detection of Artificially Embedded Defects in Welded Plates、Materials、2023年
- Edison Welding Institute for PHMSA、Advanced Technologies and Methodology for Automated Ultrasonic Testing Systems Quantification、2011年
- PNNL for the US NRC、NUREG/CR-7204、Applying Ultrasonic Testing in Lieu of Radiography for Volumetric Examination of Carbon Steel Piping、2015年
- 議会調査局、DOT’s Federal Pipeline Safety Program: Background and Issues for Congress、R44201、2025年5月
- 米国GAO、Gas Pipeline Safety: Better Data and Planning Would Improve Implementation of Regulatory Changes、GAO-24-106690、2024年4月
- PHMSA破損調査報告書、TC Oil Pipeline Operations、カンザス州ワシントン郡、2022年12月7日の破裂(2024年公表)
- PHMSA、危険液体パイプライン安全最終規則(2019年)の概要
- PHMSA、FY 2021-2022 Pipeline Safety R&D Update Report to Congress、2024年12月
- PHMSA勧告速報ADB-10-03、Girth Weld Quality Issues、Federal Register、2010年3月24日
- Pipeline Safety Trust、下院エネルギー・商業委員会エネルギー小委員会でのBill Caramの証言、2025年7月22日
- AMPP、US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook、2026年3月、World Pipelinesによる報道
- EGIG、欧州ガスパイプライン事故データグループ第12次レポート、2024年12月
- UKOPA、Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report 1962-2022、UKOPA/RP/24/001、2024年11月
- Concawe、Performance of European cross-country oil pipelines: statistical summary of reported spillages in 2023 and since 1971、Report 8/25、2025年7月
- Willems、Guajardo、Kopp、Sizing Crack Indications from Ultrasonic ILI: Challenges and Options、Pipeline Technology Conference 2017
- Guajardo and Urrea (NDT Global)、超音波き裂ツールのAPI 1163検証ケーススタディ、IPC2026アブストラクト
- NDT Global、超音波技術による新たなパイプライン割れの脅威の検証に関するケーススタディ(ベンダー資料)
- データウォッチ:PHMSAの20年間のインシデント傾向ダッシュボードは直接読み取れなかったため、米国の件数はCRS、GAO、Pipeline Safety Trustから引用しており、いずれもPHMSAのデータを異なる期間と定義(深刻、重大、報告対象すべて)で引いている。2024年または2025年に米国でILIにより検査された延長マイル数の全国値は、読み取り可能な形では公開されていなかった。事業者はPHMSAの年次報告様式で報告しているが、集計値は見つからなかった。2023~2026年に、パイプライン周溶接部に特化したTOFDのPOD値を示す公開研究は見つからなかったため、TOFDは定義のみで数値化していない。AMPPの腐食の割合は、レポートのページが読み取れなかったため、業界紙の報道から取得した。出典間の不一致:Concaweは2023年の稼働ネットワークを32,327 kmと32,367 kmの両方で記載し、ILIの10年平均を22%と21%の両方で記載している。UKOPAは2022年のネットワークを本文で23,577 km、表で23,574 kmとしている。Keystoneの報告書は、ある箇所で流出量を12,937バレル、別の箇所で回収・処分・蒸発した量を12,973バレルとしている。PHMSAのR&Dレポートは4プログラムの合計を$28,010,135としているが、2021会計年度と2022会計年度の数値(合計$25,865,909)と一致しない。2022年の管溶接部研究は、体積欠陥の80% PODを結果では6.55 mm、結論では6.57 mmとしている。NDT Globalのケーススタディは許容差を1 mm(0.4 in)と記載しているが、1 mmは約0.04 inである。JMRT 2025の溶接部研究は、ニッケル合金の溶加材で溶接した9% Ni鋼の人工的な不連続部を用いたため、その数値は炭素鋼のラインパイプに当てはまらない可能性がある。まもなく入手見込みの新しいデータ:第13次EGIGレポート、2024年の流出に関するConcaweレポート、2023年を対象とする次回のUKOPA製品流出レポート、PHMSAの2025年のインシデントおよび年次報告データ。
最終更新日:2026年10月25日。当社はこのまとめを四半期ごとに更新しており、次回の更新は、Concaweが2024年の欧州石油パイプライン流出に関する統計サマリーを公表する時期を予定している。