Исследование 2025 года на кольцевых сварных швах толстостенных труб показало, что ультразвуковой контроль на фазированных решётках достиг вероятности обнаружения 90% при размере дефекта 6,87 мм, тогда как плёночной радиографии для той же доли потребовалось 12,72 мм (Journal of Materials Research and Technology 2025). Этот разрыв важен для сети США протяжённостью 3 300 566 миль трубопроводов, на которой в 2024 году зафиксировано 235 значительных инцидентов (Congressional Research Service, R44201 2025). То же исследование показало, что метод фазированных решёток давал ложноположительные результаты в 13,59% заключений, поэтому более высокое обнаружение означает больше раскопок и повторных проверок. Цена пропуска вполне конкретна: кольцевой сварной шов, ставший причиной разрыва Keystone в 2022 году в Канзасе, прошёл радиографию в 2010 году, а PHMSA оценила совокупную стоимость этого отказа в $600 793 659 (отчёт PHMSA о расследовании отказа 2024). Мы свели данные PHMSA, Счётной палаты США, Исследовательской службы Конгресса, Европейской группы по данным об инцидентах на газопроводах (European Gas pipeline Incident data Group, EGIG), Concawe, UKOPA и рецензируемых исследований по неразрушающему контролю; о профессиональной стороне того же высокочастотного звука читайте в нашей статистике воздействия промышленного ультразвукового шума.
Несколько определений простыми словами, которые используются по всему тексту. Ультразвуковой контроль (UT) направляет в сталь звук далеко за пределами человеческого слуха и слушает эхо от дефектов. UT на фазированных решётках (PAUT) использует преобразователь со множеством мелких элементов, которые электронным способом управляют лучом и фокусируют его, формируя изображение вместо одиночной развёртки. TOFD (дифракционно-временной метод) измеряет время прихода слабых сигналов, отражённых от вершин трещины, чтобы оценить её высоту. Кольцевой сварной шов - это круговой шов, соединяющий встык две трубные плети в полевых условиях. POD (вероятность обнаружения) - это вероятность того, что контроль найдёт дефект заданного размера, а внутритрубная диагностика (ILI) - это оснащённое датчиками устройство, в обиходе называемое «интеллектуальным поршнем», которое движется внутри трубы вместе с потоком продукта.
Кратко (TL;DR)
- UT на фазированных решётках достиг POD 90% при 6,87 мм на толстостенных кольцевых сварных швах против 12,72 мм у радиографии (Journal of Materials Research and Technology 2025).
- Доля ложноположительных результатов у фазированных решёток составила 13,59% против 0,58% у радиографии на тех же швах (Journal of Materials Research and Technology 2025).
- Шесть систем автоматизированного ультразвукового контроля (AUT) выявляли дефекты высотой от 2 до 4 мм при POD 90% и достоверности 95% (Edison Welding Institute для PHMSA 2011).
- В США в 2024 году зафиксировано 235 значительных инцидентов на трубопроводах, что ниже среднего показателя 265 в год за 2014-2024 годы (CRS R44201 2025).
- Коррозия вызвала более 25% зарегистрированных инцидентов на трубопроводах США в 2024 году при исторической доле около 18% (AMPP US Pipeline Industry 2026).
- Отказ оборудования или материала вызвал 43% значительных инцидентов на наземных магистральных газопроводах в 2010-2022 годах (GAO-24-106690, 2024).
- Дефекты кольцевых сварных швов вызвали 39 из 207 инцидентов с потерей продукта на наземных трубопроводах Великобритании с 1962 года, то есть 18,8% (UKOPA, отчёт о потерях продукта 2024).
- Частота отказов европейских магистральных газопроводов снизилась до 0,101 инцидента на 1 000 км-лет в 2018-2022 годах с 0,277 за 1970-2022 годы (12-й отчёт EGIG 2024).
- Инструменты внутритрубной диагностики охватили 26% протяжённости магистральных нефтепроводов Европы в 2023 году (отчёт Concawe 8/25, 2025).
- Программа исследований безопасности трубопроводов PHMSA насчитывает 35 коммерциализированных технологий с 2002 года (отчёт PHMSA об НИОКР для Конгресса, финансовые годы 2021-2022, 2024).
1. Размер сети трубопроводов США и число инцидентов
Главный показатель снижается, но знаменатель продолжает расти. В США в 2024 году зафиксировано 235 значительных инцидентов на трубопроводах при среднем показателе 265 в год за 2014-2024 годы (CRS R44201 2025), тогда как протяжённость, регулируемая на федеральном уровне, выросла примерно на 8% за практически тот же период. Меньше инцидентов на большей протяжённости труб - это реальный прогресс, но приведённый ниже подсчёт защитников безопасности показывает, почему никто в сфере обеспечения целостности не считает тенденцию устоявшейся.
«Значительный» - это категория PHMSA, а не случайное прилагательное: она охватывает, среди прочих критериев, инциденты со смертью или травмой, потребовавшей госпитализации, крупные выбросы либо совокупный ущерб от $50 000 и более в долларах 1984 года. «Серьёзный» - более узкое подмножество со смертельным исходом или госпитализацией. Смешение двух определений - простой способ неверно истолковать заголовки о безопасности трубопроводов. Полный контекст изложен в отчёте Исследовательской службы Конгресса о федеральной программе безопасности трубопроводов.
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Общая протяжённость трубопроводов США, все регулируемые системы (данные 2023 года) | 3 300 566 миль, из них 298 851 магистральных газопроводов, 225 637 магистральных трубопроводов для опасных жидкостей и 2 350 258 распределительных газовых сетей и вводов | CRS R44201, 2025 (данные PHMSA) |
| Значительные инциденты в 2024 году и среднегодовой показатель 2014-2024; серьёзные инциденты (смерть или травма с госпитализацией) в 2024 году | 235 против в среднем 265 в год; 25 серьёзных инцидентов в 2024 году (среднее 2014-2024: 26 инцидентов, 11 погибших и 48 пострадавших в год) | CRS R44201, 2025 |
| Инциденты, подлежащие регистрации, между слушаниями в Палате представителей 18 января 2024 года и 22 июля 2025 года | 881, из них более 400 значительных (в среднем один значительный инцидент каждые 1,32 дня) | Показания Pipeline Safety Trust комитету Палаты представителей по энергетике и торговле, 2025 |
| Погибшие и получившие травмы, потребовавшие госпитализации, за то же окно | 18 погибших, 45 пострадавших | Показания Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Стоимость инцидентов на трубопроводах, о которых сообщили операторы за последние 10 лет | Более $6 миллиардов | Показания Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Инциденты всех видов, о которых сообщается в PHMSA, в год | От 600 до 700 | Отчёт AMPP US Pipeline Industry 2026 |
| Значительные инциденты на наземных магистральных газопроводах, среднегодовой показатель 2010-2022 | 61 в год | GAO-24-106690, 2024 |
Примечание о контексте: Pipeline Safety Trust - это правозащитная организация, и её цифра в 881 инцидент - это число сообщений в PHMSA за окно в 18 месяцев между двумя слушаниями, а не итог за календарный год. В её показаниях от июля 2025 года также говорится, что 2023 и 2024 годы стали самым смертоносным двухлетием для трубопроводов за более чем десятилетие.
2. Что разрушает трубопроводы: коррозия, отказы материалов и сварных швов
Эти доли отвечают на вопрос, важный для планирования контроля: какие угрозы звуковая волна действительно способна обнаружить? Отказ оборудования или материала вызвал 43% значительных инцидентов на наземных магистральных газопроводах в 2010-2022 годах против 16% у коррозии (GAO-24-106690, 2024). Коррозия, которую ультразвуковые приборы для измерения толщины стенки определяют напрямую, сейчас растёт: AMPP сообщает, что в 2024 году её доля выросла до более чем 25% инцидентов в США. Дефекты сварных швов и материала, на которые нацелены фазированные решётки и инструменты обнаружения трещин, остаются устойчивой долей на всех континентах.
Данные Великобритании - самый ясный сигнал для контроля кольцевых сварных швов. Дефекты кольцевых сварных швов вызвали в Великобритании почти столько же потерь продукта, сколько внешняя коррозия за шесть десятилетий, и именно поэтому контроль швов на стадии строительства имеет такой вес в нормах для трубопроводов.
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Доля коррозии в зарегистрированных инцидентах на трубопроводах США, 2024 год и историческая доля | Более 25% в 2024 году против около 18% исторически | Отчёт AMPP US Pipeline Industry 2026 (данные PHMSA) |
| Доля значительных инцидентов на наземных магистральных газопроводах, 2010-2022: отказ оборудования или материала и отказ из-за коррозии | 43% против 16% | GAO-24-106690, 2024 |
| Основные причины значительных инцидентов на магистральных газопроводах в зонах высоких последствий (зонах, где отказ нанёс бы наибольший ущерб людям или имуществу) | Отказ оборудования или материала около 37%; повреждение при земляных работах около 19% | GAO-24-106690, 2024 |
| Доля дефектов кольцевых сварных швов в инцидентах с потерей продукта на наземных трубопроводах Великобритании, 1962-2022 | 39 из 207 инцидентов (18,8%) | UKOPA, отчёт о потерях продукта 1962-2022, 2024 |
| Доли внешнего воздействия и внешней коррозии в тех же инцидентах в Великобритании | 44 инцидента (21,3%) и 42 инцидента (20,3%) | UKOPA, отчёт о потерях продукта 1962-2022, 2024 |
| Доля механических отказов в разливах на европейских нефтепроводах с 1971 года (все разливы / без учёта хищений) | 142 разлива: 18% / 28%; из них 54 строительных дефекта и 88 дефектов проектирования или материалов | Concawe, отчёт 8/25, 2025 |
| Доли причин инцидентов на европейских магистральных газопроводах, 2013-2022 | Коррозия 25,7%, внешнее воздействие 22,8%, подвижки грунта 19,3%, строительные дефекты 17,5% | 12-й отчёт EGIG, 2024 |
Примечание о контексте: данные AMPP взяты из мартовского отчёта ассоциации 2026 года «US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook» в изложении World Pipelines; полный отчёт закрыт проверкой на сайте AMPP. Категории причин GAO объединяют отказы оборудования и материала, поэтому его 43% - это не показатель только по сварным швам.
3. Европейские ориентиры: частота отказов на 1 000 км-лет
Европа публикует наиболее чистые долгосрочные показатели отказов, измеряемые в км-годах: один километр трубопровода в эксплуатации в течение одного года. Частота отказов европейских магистральных газопроводов снизилась до 0,101 инцидента на 1 000 км-лет в 2018-2022 годах, примерно до 36% от среднего показателя 0,277 с 1970 года (12-й отчёт EGIG, 2024). EGIG называет внутритрубную диагностику среди технологий, стоящих за снижением, а частота строительных дефектов и отказов материала упала в похожей пропорции: с 0,046 до 0,016.
Коррозия - исключение. Её пятилетняя частота перестала снижаться и, по словам EGIG, стабилизировалась на уровне от 0,030 до 0,040 на 1 000 км-лет, что созвучно предупреждению AMPP по США в разделе 2.
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Инциденты и наработка на европейских магистральных газопроводах, 1970-2022 | 1 463 инцидента за 5,29 миллиона км-лет | 12-й отчёт EGIG, 2024 |
| Частота отказов по EGIG: весь период, последние 10 лет и последние 5 лет | 0,277 (1970-2022) против 0,118 (2013-2022) против 0,101 (2018-2022) на 1 000 км-лет | 12-й отчёт EGIG, 2024 |
| Частота отказов по EGIG по причинам, 1970-2022 и 2018-2022: строительный дефект и отказ материала; коррозия | 0,046 против 0,016; 0,049 против 0,035 на 1 000 км-лет | 12-й отчёт EGIG, 2024 |
| Частота отказов наземных трубопроводов Великобритании: 1962-2022, последние 20 лет и последние 5 лет | 0,194 против 0,074 против 0,042 инцидента на 1 000 км-лет (сеть 23 577 км на конец 2022 года) | UKOPA, отчёт о потерях продукта 1962-2022, 2024 |
| Частота разливов на европейских нефтепроводах: долгосрочное скользящее среднее и середина 1970-х годов; разливы в 2023 году | 0,41 против около 1,1 разлива на 1 000 км в год; 8 разливов в 2023 году, 6 из них из-за хищений, а остальные 2 из-за коррозии (0,06 на 1 000 км без учёта хищений) | Concawe, отчёт 8/25, 2025 |
Примечание о контексте: EGIG охватывает магистральные газопроводы, эксплуатируемые операторами-участниками (около 150 000 км трубопроводов, данные собираются ежегодно), UKOPA охватывает наземные магистральные трубопроводы Великобритании, а Concawe - магистральные нефтепроводы. Эти три источника напрямую несопоставимы ни друг с другом, ни с категорией PHMSA «значительный» из раздела 1. Самые свежие доступные данные: EGIG и UKOPA по 2022 год, Concawe по 2023 год.
4. Охват внутритрубной диагностикой и пределы инструментов
Внутритрубная диагностика - это способ, которым подземные трубы проверяют в больших масштабах. Ультразвуковые инструменты ILI либо измеряют остаточную толщину стенки, либо излучают наклонные звуковые импульсы для поиска трещин; инструменты магнитного метода рассеяния потока (MFL) обнаруживают потерю металла по возмущениям магнитного поля. На магистральных нефтепроводах Европы инструменты ILI охватили уникальную протяжённость 8 260 км в 2023 году, то есть 26% сети, против примерно 12% в год в середине 1990-х годов (отчёт Concawe 8/25, 2025). Инструменты для поиска трещин по-прежнему составляют меньшинство пропусков, лишь долю протяжённости, охваченной инструментами для измерения потери металла.
Охват - это не то же самое, что обнаружение. Инструмент создан для одной ориентации дефекта и одного диапазона размеров, и случай Keystone показывает этот разрыв: два разных инструмента ILI прошли мимо шва, который позже разорвался. Определение глубины - известное слабое место ультразвуковых инструментов для поиска трещин, поскольку амплитуда эха, по которой оценивают глубину, насыщается выше глубины трещины, зависящей от преобразователя, как объясняли Виллемс и соавторы на Pipeline Technology Conference 2017 года (самые свежие доступные данные: 2017 год).
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Протяжённость пропусков ILI на европейских магистральных нефтепроводах в 2023 году, все типы инструментов | 14 204 км на 113 участках, включая 6 363 км инструментами для потери металла и 3 231 км инструментами обнаружения трещин (31 участок) | Concawe, отчёт 8/25, 2025 |
| Доля протяжённости сети, проверенная хотя бы один раз в 2023 году, и среднее за 10 лет | 26% (8 260 км уникальной протяжённости) против 22% | Concawe, отчёт 8/25, 2025 |
| Участки европейских нефтепроводов, проверенные хотя бы один раз за последние 10 лет | 442 из 615 действующих участков (72%), охватывающих 86% обследованной протяжённости | Concawe, отчёт 8/25, 2025 |
| Кольцевой шов Keystone, пропуск ILI по MFL в ноябре 2018 года с возможностью контроля кольцевых швов | Трещина не обнаружена; она, вероятно, существовала, но была ниже возможностей инструмента | Отчёт PHMSA о расследовании отказа, TC Oil Washington KS, 2024 |
| Кольцевой шов Keystone, пропуск ультразвукового ILI для осевых трещин в сентябре 2020 года | Не обнаружил; инструмент не предназначен для трещин в кольцевых швах | Отчёт PHMSA о расследовании отказа, 2024 |
| Ультразвуковой инструмент для поиска трещин, пропущенный два года подряд по API 1163 (отраслевому стандарту квалификации систем ILI), полевая валидация уровня 2 | POD стабильно надёжна, точность определения глубины сомнительна (дефекты занижены); инструмент не соответствовал опубликованной спецификации | Guajardo и Urrea (NDT Global), аннотация доклада IPC2026 |
| Инструмент для кольцевых трещин, 814 км 12-дюймовой трубы (заявление самого производителя) | POD выше 95%; 99,5% выявленных дефектов в пределах допуска по глубине плюс-минус 1 мм при достоверности 90% | Пример применения NDT Global (заявление производителя) |
Примечание о контексте: последние две строки взяты у сотрудников и из маркетинговых материалов поставщика ILI и приводятся, чтобы показать, как задаётся эффективность инструментов, а не как отраслевая статистика. Аннотация IPC2026 примечательна именно тем, что поставщик сообщает о несоответствии собственного инструмента спецификации. Параллельный взгляд на звуковое зондирование в другой среде - в нашей статистике подводной акустики и океанского гидролокатора.
5. Контроль кольцевых сварных швов: UT на фазированных решётках и радиография
Исследования на уровне сварных швов объясняют, почему строители трубопроводов переходят от плёнки к звуку и почему этот переход ещё не завершён. На кольцевых сварных швах толстостенных труб из стали с 9% Ni UT на фазированных решётках достиг POD 90% при 6,87 мм против 12,72 мм у радиографии, но доля его ложноположительных результатов составила 13,59% против 0,58% (Journal of Materials Research and Technology 2025). Фазированные решётки лучше выявляли плоскостные дефекты, такие как несплавление (когда наплавленный металл не соединяется со стенкой трубы), тогда как радиография лучше справлялась с объёмными дефектами, такими как непровар, и авторы заключают, что замена радиографии на критичных толстостенных соединениях остаётся сложной задачей.
Два замечания к обозначениям в таблице. «a90/95» - это размер дефекта, обнаруживаемого в 90% случаев при статистической достоверности 95%; «a80» - размер, обнаруживаемый в 80% случаев. RMSE (среднеквадратичная ошибка) - это типичная ошибка определения размера в миллиметрах между тем, что сообщил дефектоскопист, и истинным размером дефекта. Строка о Keystone показывает последствия в полевых условиях: радиография пропустила шов, несплавления в котором лежали параллельно стенке трубы, а фазированные решётки обнаружили их лишь после разрыва (отчёт PHMSA о расследовании отказа 2024).
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Кольцевые сварные швы труб из стали с 9% Ni, UT на фазированных решётках и радиография: размер дефекта при POD 90%; доля ложноположительных результатов | 6,87 мм против 12,72 мм; 13,59% против 0,58% | Payao Filho et al., Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| Высота дефекта, обнаруженного при a90/95 шестью системами автоматизированного ультразвукового контроля (AUT) | От 2 до 4 мм | Edison Welding Institute для PHMSA, 2011 |
| Межлабораторное сравнительное испытание на фазированных решётках (сравнение, в котором несколько групп проверяют одни и те же образцы) на 30 образцах сварных швов труб со 109 искусственными дефектами (6 групп): размер дефекта при POD 80%, все дефекты и плоскостные дефекты | 6,93 мм против 5,15 мм | Applied Sciences, PAUT вместо RT для сварных швов труб, 2022 |
| То же межлабораторное сравнительное испытание: размер дефекта при POD 80% в углеродистой стали и в сварных соединениях разнородных металлов; общая RMSE определения размера | 4,53 мм против 11,58 мм; RMSE около 5,8 мм при критерии 19 мм по ASME Section XI | Applied Sciences, 2022 |
| Межлабораторное сравнительное испытание на фазированных решётках на 12 трещинах термической усталости в 5 сварных швах труб из углеродистой стали (3 группы): a80 по длине и глубине; RMSE определения размера | a80 4,21 мм (длина) и 1,41 мм (глубина); RMSE 5,65 мм (длина) и 1,69 мм (глубина) | Materials, исследование надёжности PAUT по результатам межлабораторного сравнительного испытания, 2023 |
| Внутренние дефекты в трёх сварных пластинах, найденные UT на фазированных решётках и плёночной радиографией; минимальное расстояние, при котором фазированные решётки разделяют индикации | 19 из 19 против 19 из 19; около 15 мм | Herceg et al., Materials 2023 |
| Отказавший кольцевой шов Keystone: радиография в ноябре 2010 года и UT на фазированных решётках после разрыва в декабре 2022 года | Радиография пропустила шов; фазированные решётки выявили несплавления | Отчёт PHMSA о расследовании отказа, 2024 |
Примечание о контексте: межлабораторное сравнительное испытание 2022 года на сварных швах труб (самые свежие доступные данные: 2022 год) показало, что фазированные решётки заметно лучше радиографии на плоскостных дефектах, тогда как радиография нашла все объёмные дефекты, а фазированные решётки пропустили один в сварном соединении разнородных металлов. Межлабораторное сравнительное испытание 2023 года на трещинах термической усталости приводит a80/90 по длине около 6,6 мм, чуть выше приёмочной длины 6,4 мм, поэтому разброс между группами по-прежнему решает, пройдёт ли методика квалификацию. Оценка AUT, финансированная PHMSA, относится к 2011 году (самые свежие доступные данные: 2011 год), а исследование пластин Херцега (самые свежие доступные данные: 2023 год) использовало искусственные дефекты в пластинах, а не в трубах. Исследование Комиссии по ядерному регулированию США, выполненное PNNL (NUREG/CR-7204, 2015), пришло к тому же качественному разделению для трубопроводов из углеродистой стали: фазированные решётки находят все объёмные дефекты, кроме совсем мелких, и намного эффективнее радиографии на плоскостных дефектах. О рисках воздействия шума в самом сварочном деле читайте в нашей статистике шума сварки и пескоструйной обработки на верфях.
6. Регулирование, надзор и финансирование исследований
Правила задают нижнюю планку контроля, и недавние нормы США резко её подняли. Правило 2019 года для магистральных газопроводов добавило около 24 000 миль обязательной оценки целостности, рост на 115% почти до 46 000 миль (GAO-24-106690, 2024), главным образом за счёт распространения оценок за пределы зон высоких последствий на вновь определённые зоны умеренных последствий. Что касается жидкостей, правило 2019 года для опасных жидкостей подталкивает операторов к трубопроводам, способным вообще пропускать инструменты ILI.
Ограничением является надзорный потенциал. Федеральный штат инспекторов из 113 человек на более чем три миллиона миль в значительной мере опирается на инспекторов штатов и на собственные программы обеспечения целостности операторов, а исследовательский бюджет PHMSA, около $13,7 миллиона в финансовом году 2022 по данным отчёта PHMSA об НИОКР для Конгресса, невелик по сравнению со стоимостью одного крупного разрыва.
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Интервал оценки целостности для наземных участков трубопроводов для опасных жидкостей, пригодных для пропуска снарядов, вне зон высоких последствий («пригодный для пропуска снарядов» означает, что инструмент ILI может пройти) | Не реже одного раза в 10 лет | Обзор правила PHMSA 2019 года для опасных жидкостей |
| Срок, к которому линии для опасных жидкостей в зонах высоких последствий или влияющие на них должны пропускать инструменты ILI | В течение 20 лет, если конструкцию нельзя изменить; правило вступило в силу 1 июля 2020 года | Обзор правила PHMSA 2019 года для опасных жидкостей |
| Штат федерального Управления безопасности трубопроводов (Office of Pipeline Safety) (14 февраля 2025 года) и инспекторы трубопроводов штатов (2024) | 326 штатных единиц (FTE), включая 113 инспекторов и 12 расследователей аварий; 444 инспектора штатов | CRS R44201, 2025 |
| Принудительное исполнение PHMSA на трубопроводах, 2020-2024 | 1 081 мера принудительного исполнения; около $44 миллионов предложенных гражданских штрафов | CRS R44201, 2025 |
| Проекты PHMSA по НИОКР в области безопасности трубопроводов и финансирование PHMSA, финансовый год 2021 и финансовый год 2022 | 17 проектов ($12 169 481) против 23 проектов ($13 696 428) | Отчёт PHMSA об НИОКР для Конгресса, финансовые годы 2021-2022, 2024 |
| Технологии, коммерциализированные по итогам исследовательской программы PHMSA с 2002 года | 35 | Отчёт PHMSA об НИОКР для Конгресса, финансовые годы 2021-2022, 2024 |
| Сфера действия рекомендательного бюллетеня PHMSA ADB-10-03 о качестве кольцевых сварных швов на новых трубах большого диаметра | Трубы от 20 дюймов, класс X70 и выше, построенные в 2008 и 2009 годах; отказы при нагрузке значительно ниже 72% заданного минимального предела текучести | PHMSA ADB-10-03, Federal Register 2010 |
Примечание о контексте: ADB-10-03 (самые свежие доступные данные: 2010 год) появился вслед за отказами кольцевых сварных швов при гидравлических испытаниях и в начале эксплуатации нескольких вновь построенных трубопроводов; число отказов в нём не приводится, говорится лишь о «нескольких недавних проектах». В исследовательском отчёте PHMSA указан итог по четырём программам в $28 010 135, который не сходится с двумя его годовыми показателями (см. Наблюдение по данным).
Итоги: обнаружение дефектов трубопроводов ультразвуком в цифрах
| Показатель | Значение | Источник |
|---|---|---|
| Размер дефекта при POD 90% на толстостенных кольцевых сварных швах: UT на фазированных решётках и радиография | 6,87 мм против 12,72 мм | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| Доля ложноположительных результатов: UT на фазированных решётках и радиография | 13,59% против 0,58% | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| Высота дефекта a90/95, шесть систем AUT | От 2 до 4 мм | Edison Welding Institute для PHMSA, 2011 |
| Трещины термической усталости в сварных швах труб: a80 фазированных решёток по глубине | 1,41 мм | Materials, исследование PAUT по результатам межлабораторного сравнительного испытания, 2023 |
| Межлабораторное сравнительное испытание на сварных швах труб: размер дефекта при POD 80%, углеродистая сталь и сварные соединения разнородных металлов | 4,53 мм против 11,58 мм | Applied Sciences, 2022 |
| Значительные инциденты на трубопроводах США, 2024 год и среднее 2014-2024 | 235 против 265 в год | CRS R44201, 2025 |
| Инциденты в США, подлежащие регистрации, январь 2024 - июль 2025 | 881 (более 400 значительных) | Показания Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Погибшие и госпитализированные в результате инцидентов на трубопроводах США, январь 2024 - июль 2025 | 18 погибших, 45 пострадавших | Показания Pipeline Safety Trust, 2025 |
| Доля коррозии в инцидентах в США, 2024 год и исторически | Более 25% против около 18% | Отчёт AMPP US Pipeline Industry 2026 |
| Доля отказов оборудования или материала, значительные инциденты на магистральных газопроводах 2010-2022 | 43% | GAO-24-106690, 2024 |
| Доля дефектов кольцевых сварных швов в инцидентах с потерей продукта в Великобритании, 1962-2022 | 18,8% (39 из 207) | UKOPA, отчёт о потерях продукта, 2024 |
| Частота отказов европейских магистральных газопроводов, 2018-2022 и 1970-2022 | 0,101 против 0,277 на 1 000 км-лет | 12-й отчёт EGIG, 2024 |
| Частота строительных дефектов и отказов материала по EGIG, 2018-2022 | 0,016 на 1 000 км-лет | 12-й отчёт EGIG, 2024 |
| Частота отказов наземных трубопроводов Великобритании, последние 5 лет | 0,042 на 1 000 км-лет | UKOPA, отчёт о потерях продукта, 2024 |
| Доля протяжённости европейских нефтепроводов, проверенная инструментами ILI в 2023 году | 26% (8 260 км) | Concawe, отчёт 8/25, 2025 |
| Разрыв Keystone в 2022 году: оценка объёма выброса и совокупная стоимость | 12 937 баррелей; $600 793 659 | Отчёт PHMSA о расследовании отказа, 2024 |
| Интервал оценки целостности для линий для опасных жидкостей, пригодных для пропуска снарядов, вне зон высоких последствий | Не реже одного раза в 10 лет | Обзор правила PHMSA 2019 года для опасных жидкостей |
| Технологии, коммерциализированные по итогам исследований PHMSA с 2002 года | 35 | Отчёт PHMSA об НИОКР для Конгресса, финансовые годы 2021-2022, 2024 |
Методология и источники
Мы напрямую прочитали каждый первичный документ в октябре 2026 года и сохранили только те показатели, которые в нём указаны. Проценты сверялись с числителями и знаменателями там, где источник приводил и то и другое.
- Payao Filho et al., Вероятность обнаружения несплошностей в кольцевых сварных соединениях труб из стали с 9% Ni: сравнение ультразвукового контроля на фазированных решётках и радиографического контроля, Journal of Materials Research and Technology, 2025
- Анализ надёжности PAUT на основе межлабораторного сравнительного испытания для сварных швов труб с трещинами термической усталости, Materials, 2023
- Оценка надёжности метода PAUT вместо RT для сварных швов труб на объектах тепловых электростанций, Applied Sciences, 2022
- Herceg et al., Сравнение ультразвукового контроля на фазированных решётках и плёночной радиографии при обнаружении искусственно внедрённых дефектов в сварных пластинах, Materials, 2023
- Edison Welding Institute для PHMSA, Передовые технологии и методология количественной оценки систем автоматизированного ультразвукового контроля, 2011
- PNNL для US NRC, NUREG/CR-7204, Применение ультразвукового контроля вместо радиографии для объёмного контроля трубопроводов из углеродистой стали, 2015
- Congressional Research Service, Федеральная программа безопасности трубопроводов Министерства транспорта США: справка и вопросы для Конгресса, R44201, май 2025 года
- US GAO, Безопасность газопроводов: лучшие данные и планирование повысили бы эффективность внедрения регуляторных изменений, GAO-24-106690, апрель 2024 года
- Отчёт PHMSA о расследовании отказа, TC Oil Pipeline Operations, округ Вашингтон, Канзас, разрыв 7 декабря 2022 года (опубликован в 2024 году)
- PHMSA, обзор итогового правила 2019 года о безопасности трубопроводов для опасных жидкостей
- PHMSA, обновлённый отчёт об НИОКР в области безопасности трубопроводов за финансовые годы 2021-2022 для Конгресса, декабрь 2024 года
- Рекомендательный бюллетень PHMSA ADB-10-03, Вопросы качества кольцевых сварных швов, Federal Register, 24 марта 2010 года
- Pipeline Safety Trust, показания Билла Карама подкомитету по энергетике комитета Палаты представителей по энергетике и торговле, 22 июля 2025 года
- AMPP, US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook, март 2026 года, по сообщению World Pipelines
- EGIG, 12-й отчёт Европейской группы по данным об инцидентах на газопроводах, декабрь 2024 года
- UKOPA, Отчёт об инцидентах с потерей продукта и неисправностях трубопроводов 1962-2022, UKOPA/RP/24/001, ноябрь 2024 года
- Concawe, Эффективность европейских магистральных нефтепроводов: статистическая сводка по зарегистрированным разливам в 2023 году и с 1971 года, отчёт 8/25, июль 2025 года
- Willems, Guajardo и Kopp, Определение размеров трещиноподобных индикаций по данным ультразвукового ILI: проблемы и варианты, Pipeline Technology Conference 2017
- Guajardo и Urrea (NDT Global), пример валидации ультразвукового инструмента для поиска трещин по API 1163, аннотация доклада IPC2026
- NDT Global, пример применения: проверка новых угроз растрескивания трубопроводов с помощью ультразвуковой технологии (материал поставщика)
- Наблюдение по данным: панели PHMSA с 20-летней динамикой инцидентов не удалось прочитать напрямую, поэтому данные по США взяты у CRS, GAO и Pipeline Safety Trust, каждый из которых цитирует данные PHMSA за разные окна и по разным определениям (серьёзные, значительные, все подлежащие регистрации). Общенационального показателя США по милям, проверенным ILI в 2024 или 2025 году, в читаемом виде публично найти не удалось; операторы сообщают его в формах годовой отчётности PHMSA, но сводных данных мы не нашли. Мы не нашли публичных исследований 2023-2026 годов с показателями POD, специфичными для TOFD, на кольцевых сварных швах трубопроводов, поэтому TOFD здесь определён, но не оценен количественно. Доля коррозии по AMPP взята из отраслевой прессы, поскольку страница отчёта была недоступна для чтения. Несоответствия в источниках: Concawe указывает действующую сеть 2023 года и как 32 327 км, и как 32 367 км, а среднее значение ILI за 10 лет и как 22%, и как 21%; UKOPA указывает сеть 2022 года как 23 577 км в тексте и 23 574 км в таблице; отчёт по Keystone приводит 12 937 баррелей выброса в одном разделе и 12 973 барреля собрано, утилизировано или испарилось в другом; отчёт PHMSA об НИОКР приводит итог по четырём программам в $28 010 135, который не совпадает с его показателями за финансовые годы 2021 и 2022 ($25 865 909 в сумме); исследование сварных швов труб 2022 года указывает объёмный POD 80% как 6,55 мм в результатах и 6,57 мм в выводах; а пример применения NDT Global записывает допуск как 1 мм (0,4 дюйма), тогда как 1 мм - это около 0,04 дюйма. В исследовании сварных швов JMRT 2025 года использовались искусственные несплошности в сварных швах стали с 9% Ni с присадкой из никелевого сплава, поэтому его показатели могут не переноситься на линейные трубы из углеродистой стали. В ближайшее время ожидаются более свежие данные: 13-й отчёт EGIG, отчёт Concawe по разливам 2024 года, следующий отчёт UKOPA о потерях продукта за 2023 год и данные PHMSA об инцидентах и годовых отчётах за 2025 год.
Последнее обновление: 25 октября 2026 года. Мы обновляем этот обзор ежеквартально, и следующее обновление ожидается, когда Concawe опубликует статистическую сводку по разливам на европейских нефтепроводах в 2024 году.