การศึกษาปี 2025 เกี่ยวกับรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของท่อผนังหนาพบว่า การทดสอบด้วยอัลตราโซนิกแบบเฟสอาร์เรย์มีความน่าจะเป็นในการตรวจพบ 90% ที่ขนาดข้อบกพร่อง 6.87 mm ขณะที่การถ่ายภาพรังสีด้วยฟิล์มต้องใช้ 12.72 mm จึงจะได้อัตราเดียวกัน (Journal of Materials Research and Technology 2025) ช่องว่างนี้สำคัญสำหรับเครือข่ายท่อส่งของสหรัฐฯ ที่ยาว 3,300,566 ไมล์ ซึ่งบันทึกเหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญ 235 ครั้งในปี 2024 (Congressional Research Service, R44201 2025) การศึกษาเดียวกันพบว่าเฟสอาร์เรย์ให้ผลบวกลวงในการเรียกตรวจ 13.59% ดังนั้นการตรวจพบที่ดีขึ้นจึงมาพร้อมกับการขุดและการตรวจซ้ำที่มากขึ้น ต้นทุนของการมองข้ามเป็นรูปธรรม รอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงที่อยู่เบื้องหลังเหตุท่อ Keystone แตกในรัฐแคนซัสเมื่อปี 2022 ผ่านการถ่ายภาพรังสีมาแล้วในปี 2010 และ PHMSA ประเมินต้นทุนรวมของความล้มเหลวครั้งนั้นไว้ที่ $600,793,659 (PHMSA Failure Investigation Report 2024) เรารวบรวมข้อมูลจาก PHMSA สำนักงานความรับผิดชอบของรัฐบาลสหรัฐฯ (GAO) Congressional Research Service กลุ่มข้อมูลเหตุการณ์ท่อส่งก๊าซยุโรป (EGIG) Concawe UKOPA และงานวิจัย NDT ที่ผ่านการประเมินโดยผู้ทรงคุณวุฒิ ส่วนด้านอาชีวอนามัยของเสียงความถี่สูงชนิดเดียวกันนี้ ดูสถิติการสัมผัสเสียงอัลตราโซนิกในงานอุตสาหกรรมของเรา
คำนิยามง่าย ๆ ที่ใช้ตลอดทั้งบทความ การทดสอบด้วยอัลตราโซนิก (UT) ส่งเสียงความถี่สูงกว่าที่หูมนุษย์ได้ยินมากเข้าไปในเหล็กและฟังเสียงสะท้อนจากข้อบกพร่อง UT แบบเฟสอาร์เรย์ (PAUT) ใช้หัวตรวจที่มีองค์ประกอบเล็ก ๆ จำนวนมากเพื่อบังคับทิศทางและโฟกัสลำคลื่นด้วยระบบอิเล็กทรอนิกส์ ทำให้ได้ภาพแทนที่จะเป็นสัญญาณเส้นเดียว TOFD (การเลี้ยวเบนตามเวลาที่คลื่นใช้เดินทาง) จับเวลาสัญญาณอ่อนที่สะท้อนจากปลายรอยแตกเพื่อประมาณความสูงของรอยแตก รอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงคือรอยเชื่อมวงกลมที่ต่อท่อสองท่อนเข้าด้วยกันแบบปลายชนปลายในสนาม POD (ความน่าจะเป็นในการตรวจพบ) คือโอกาสที่การตรวจสอบจะพบข้อบกพร่องขนาดหนึ่ง ๆ ส่วนการตรวจสอบภายในท่อ (ILI) หมายถึงอุปกรณ์ที่ติดตั้งเซนเซอร์ มีชื่อเล่นว่า “พิกอัจฉริยะ” ซึ่งเคลื่อนที่ภายในท่อไปตามการไหลของผลิตภัณฑ์
สรุปโดยย่อ
- UT แบบเฟสอาร์เรย์มี POD 90% ที่ 6.87 mm ในรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงผนังหนา เทียบกับ 12.72 mm ของการถ่ายภาพรังสี (Journal of Materials Research and Technology 2025)
- ผลบวกลวงของเฟสอาร์เรย์อยู่ที่ 13.59% เทียบกับ 0.58% ของการถ่ายภาพรังสีในรอยเชื่อมชุดเดียวกัน (Journal of Materials Research and Technology 2025)
- ระบบทดสอบด้วยอัลตราโซนิกอัตโนมัติ (AUT) หกระบบพบความสูงข้อบกพร่อง 2 ถึง 4 mm ที่ POD 90% ด้วยความเชื่อมั่น 95% (Edison Welding Institute สำหรับ PHMSA 2011)
- สหรัฐฯ บันทึกเหตุการณ์ท่อส่งที่มีนัยสำคัญ 235 ครั้งในปี 2024 ต่ำกว่าค่าเฉลี่ย 265 ครั้งต่อปีในช่วง 2014 ถึง 2024 (CRS R44201 2025)
- การกัดกร่อนเป็นสาเหตุของเหตุการณ์ท่อส่งที่รายงานในสหรัฐฯ มากกว่า 25% ในปี 2024 เพิ่มขึ้นจากสัดส่วนในอดีตราว 18% (AMPP US Pipeline Industry 2026)
- ความล้มเหลวของอุปกรณ์หรือวัสดุเป็นสาเหตุของ 43% ของเหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในท่อส่งก๊าซบนบกช่วง 2010 ถึง 2022 (GAO-24-106690, 2024)
- ข้อบกพร่องของรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงเป็นสาเหตุของ 39 จาก 207 เหตุการณ์สูญเสียผลิตภัณฑ์บนบกในสหราชอาณาจักรตั้งแต่ปี 1962 หรือ 18.8% (UKOPA Product Loss Report 2024)
- ความถี่ของความล้มเหลวในท่อส่งก๊าซยุโรปลดลงเหลือ 0.101 เหตุการณ์ต่อ 1,000 km-ปี ในช่วง 2018 ถึง 2022 จาก 0.277 ในช่วง 1970 ถึง 2022 (12th EGIG Report 2024)
- เครื่องมือตรวจสอบภายในท่อครอบคลุม 26% ของความยาวท่อส่งน้ำมันข้ามพื้นที่ของยุโรปในปี 2023 (Concawe Report 8/25, 2025)
- โครงการวิจัยด้านความปลอดภัยท่อส่งของ PHMSA นับได้ 35 เทคโนโลยีที่นำไปใช้เชิงพาณิชย์ตั้งแต่ปี 2002 (PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024)
1. ขนาดเครือข่ายท่อส่งสหรัฐฯ และจำนวนเหตุการณ์
ตัวเลขหลักค่อย ๆ ลดลง แต่ตัวหารยังคงเพิ่มขึ้น สหรัฐฯ บันทึกเหตุการณ์ท่อส่งที่มีนัยสำคัญ 235 ครั้งในปี 2024 เทียบกับค่าเฉลี่ย 265 ครั้งต่อปีในช่วง 2014 ถึง 2024 (CRS R44201 2025) ขณะที่ความยาวท่อที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแลของรัฐบาลกลางเพิ่มขึ้นราว 8% ในช่วงเวลาใกล้เคียงกัน เหตุการณ์ที่น้อยลงบนท่อที่ยาวขึ้นคือความก้าวหน้าที่แท้จริง แต่การนับของกลุ่มผู้สนับสนุนความปลอดภัยด้านล่างแสดงให้เห็นว่าทำไมไม่มีใครในวงการบริหารความสมบูรณ์ของท่อถือว่าแนวโน้มนี้ยุติแล้ว
“มีนัยสำคัญ” เป็นหมวดหมู่ของ PHMSA ไม่ใช่คำคุณศัพท์ทั่วไป โดยครอบคลุมเหตุการณ์ที่มีผู้เสียชีวิตหรือบาดเจ็บถึงขั้นต้องเข้ารักษาตัวในโรงพยาบาล การรั่วไหลขนาดใหญ่ หรือต้นทุนรวม $50,000 ขึ้นไปในมูลค่าดอลลาร์ปี 1984 รวมถึงเงื่อนไขอื่น ๆ ส่วน “ร้ายแรง” เป็นกลุ่มย่อยที่แคบกว่า คือมีผู้เสียชีวิตหรือเข้ารักษาตัวในโรงพยาบาล การปะปนสองคำนิยามนี้เป็นวิธีที่ง่ายที่สุดในการอ่านพาดหัวข่าวความปลอดภัยท่อส่งผิด ภูมิหลังฉบับเต็มอยู่ในรายงานของ Congressional Research Service เกี่ยวกับโครงการความปลอดภัยท่อส่งของรัฐบาลกลาง
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| ความยาวท่อส่งรวมของสหรัฐฯ ทุกระบบที่อยู่ภายใต้การกำกับดูแล (ข้อมูลปี 2023) | 3,300,566 ไมล์ ในจำนวนนี้ 298,851 เป็นท่อส่งก๊าซ 225,637 เป็นท่อส่งของเหลวอันตราย และ 2,350,258 เป็นท่อหลักและท่อบริการจ่ายก๊าซ | CRS R44201, 2025 (ข้อมูล PHMSA) |
| เหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในปี 2024 เทียบกับค่าเฉลี่ยรายปี 2014-2024 และเหตุการณ์ร้ายแรง (ผู้เสียชีวิตหรือบาดเจ็บถึงขั้นเข้ารักษาตัวในโรงพยาบาล) ในปี 2024 | 235 เทียบกับค่าเฉลี่ย 265 ครั้งต่อปี และเหตุการณ์ร้ายแรง 25 ครั้งในปี 2024 (ค่าเฉลี่ย 2014-2024: 26 เหตุการณ์ ผู้เสียชีวิต 11 ราย และผู้บาดเจ็บ 48 รายต่อปี) | CRS R44201, 2025 |
| เหตุการณ์ที่ต้องรายงานระหว่างการไต่สวนของสภาผู้แทนราษฎรเมื่อวันที่ 18 มกราคม 2024 และ 22 กรกฎาคม 2025 | 881 เหตุการณ์ ในจำนวนนี้มากกว่า 400 เหตุการณ์มีนัยสำคัญ (โดยเฉลี่ยเกิดเหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญทุก 1.32 วัน) | คำให้การของ Pipeline Safety Trust ต่อ House Energy and Commerce, 2025 |
| ผู้เสียชีวิตและผู้บาดเจ็บถึงขั้นเข้ารักษาตัวในโรงพยาบาลในช่วงเวลาเดียวกัน | เสียชีวิต 18 ราย บาดเจ็บ 45 ราย | คำให้การของ Pipeline Safety Trust, 2025 |
| ต้นทุนของเหตุการณ์ท่อส่งที่ผู้ดำเนินการรายงานในรอบ 10 ปีที่ผ่านมา | มากกว่า $6 พันล้าน | คำให้การของ Pipeline Safety Trust, 2025 |
| เหตุการณ์ทุกประเภทที่รายงานต่อ PHMSA ต่อปี | ระหว่าง 600 ถึง 700 | รายงาน AMPP US Pipeline Industry 2026 |
| เหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในท่อส่งก๊าซบนบก ค่าเฉลี่ยรายปี 2010-2022 | 61 ครั้งต่อปี | GAO-24-106690, 2024 |
หมายเหตุบริบท: Pipeline Safety Trust เป็นกลุ่มรณรงค์ และตัวเลข 881 เหตุการณ์ของกลุ่มนี้เป็นการนับรายงานต่อ PHMSA ในช่วง 18 เดือนระหว่างการไต่สวนสองครั้ง ไม่ใช่ยอดรวมของปีปฏิทิน คำให้การเดือนกรกฎาคม 2025ของกลุ่มยังระบุว่าปี 2023 และ 2024 เป็นช่วงสองปีที่คร่าชีวิตมากที่สุดสำหรับท่อส่งในรอบกว่าทศวรรษ
2. อะไรทำให้ท่อส่งเสียหาย: การกัดกร่อน ความล้มเหลวของวัสดุและรอยเชื่อม
สัดส่วนเหล่านี้ตอบคำถามที่สำคัญต่อการวางแผนการตรวจสอบ คือคลื่นเสียงสามารถตรวจพบภัยคุกคามใดได้จริง ความล้มเหลวของอุปกรณ์หรือวัสดุเป็นสาเหตุของ 43% ของเหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในท่อส่งก๊าซบนบกช่วง 2010 ถึง 2022 เทียบกับ 16% ของการกัดกร่อน (GAO-24-106690, 2024) การกัดกร่อนซึ่งเครื่องมือวัดความหนาผนังด้วยอัลตราโซนิกวัดได้โดยตรงนั้นกำลังเพิ่มขึ้น AMPP รายงานว่าเพิ่มเป็นมากกว่า 25% ของเหตุการณ์ในสหรัฐฯ ในปี 2024 ส่วนข้อบกพร่องของรอยเชื่อมและวัสดุ ซึ่งเป็นเป้าหมายของเฟสอาร์เรย์และเครื่องมือตรวจจับรอยแตก ยังคงเป็นสัดส่วนที่ไม่ยอมลดในทุกทวีป
ตัวเลขของสหราชอาณาจักรเป็นสัญญาณที่ชัดที่สุดสำหรับการตรวจสอบรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวง ข้อบกพร่องของรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงทำให้เกิดการสูญเสียผลิตภัณฑ์ในสหราชอาณาจักรเกือบเท่ากับการกัดกร่อนภายนอกตลอดหกทศวรรษ นี่คือเหตุผลที่การตรวจสอบรอยเชื่อมในขั้นตอนก่อสร้างมีน้ำหนักมากในมาตรฐานท่อส่ง
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| สัดส่วนการกัดกร่อนในเหตุการณ์ท่อส่งที่รายงานในสหรัฐฯ ปี 2024 เทียบกับสัดส่วนในอดีต | มากกว่า 25% ในปี 2024 เทียบกับราว 18% ในอดีต | รายงาน AMPP US Pipeline Industry 2026 (ข้อมูล PHMSA) |
| สัดส่วนเหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในท่อส่งก๊าซบนบก 2010-2022: ความล้มเหลวของอุปกรณ์หรือวัสดุ เทียบกับความล้มเหลวจากการกัดกร่อน | 43% เทียบกับ 16% | GAO-24-106690, 2024 |
| สาเหตุหลักของเหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในท่อส่งก๊าซภายในพื้นที่ที่มีผลกระทบสูง (โซนที่ความล้มเหลวจะสร้างความเสียหายต่อผู้คนหรือทรัพย์สินมากที่สุด) | ความล้มเหลวของอุปกรณ์หรือวัสดุราว 37% ความเสียหายจากการขุดราว 19% | GAO-24-106690, 2024 |
| สัดส่วนข้อบกพร่องของรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงในเหตุการณ์สูญเสียผลิตภัณฑ์บนบกของสหราชอาณาจักร 1962-2022 | 39 จาก 207 เหตุการณ์ (18.8%) | UKOPA Product Loss Report 1962-2022, 2024 |
| สัดส่วนการรบกวนจากภายนอกและการกัดกร่อนภายนอกในเหตุการณ์เดียวกันของสหราชอาณาจักร | 44 เหตุการณ์ (21.3%) และ 42 เหตุการณ์ (20.3%) | UKOPA Product Loss Report 1962-2022, 2024 |
| สัดส่วนความล้มเหลวเชิงกลในการรั่วไหลของท่อส่งน้ำมันยุโรปตั้งแต่ปี 1971 (การรั่วไหลทั้งหมด / ไม่รวมการขโมย) | การรั่วไหล 142 ครั้ง: 18% / 28% ในจำนวนนี้ 54 ครั้งเกิดจากความผิดพลาดในการก่อสร้าง และ 88 ครั้งเกิดจากข้อบกพร่องด้านการออกแบบหรือวัสดุ | Concawe Report 8/25, 2025 |
| สัดส่วนสาเหตุของเหตุการณ์ท่อส่งก๊าซยุโรป 2013-2022 | การกัดกร่อน 25.7% การรบกวนจากภายนอก 22.8% การเคลื่อนตัวของพื้นดิน 19.3% ข้อบกพร่องจากการก่อสร้าง 17.5% | 12th EGIG Report, 2024 |
หมายเหตุบริบท: ตัวเลขของ AMPP มาจากรายงานเดือนมีนาคม 2026 ของสมาคม “US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook” ตามที่ World Pipelines สรุปไว้ ส่วนรายงานฉบับเต็มอยู่หลังการยืนยันตัวตนของเว็บไซต์ AMPP หมวดสาเหตุของ GAO รวมความล้มเหลวของอุปกรณ์และวัสดุไว้ด้วยกัน ดังนั้นตัวเลข 43% จึงไม่ใช่ตัวเลขเฉพาะรอยเชื่อม
3. เกณฑ์เปรียบเทียบของยุโรป: ความถี่ของความล้มเหลวต่อ 1,000 km-ปี
ยุโรปเผยแพร่อัตราความล้มเหลวระยะยาวที่สะอาดที่สุด วัดเป็น km-ปี คือท่อหนึ่งกิโลเมตรที่ให้บริการเป็นเวลาหนึ่งปี ความถี่ของความล้มเหลวในท่อส่งก๊าซยุโรปลดลงเหลือ 0.101 เหตุการณ์ต่อ 1,000 km-ปี ในช่วง 2018 ถึง 2022 หรือราว 36% ของค่าเฉลี่ย 0.277 ตั้งแต่ปี 1970 (12th EGIG Report, 2024) EGIG ระบุว่าการตรวจสอบภายในท่ออยู่ในกลุ่มเทคโนโลยีเบื้องหลังการลดลงนี้ และอัตราข้อบกพร่องจากการก่อสร้างและความล้มเหลวของวัสดุก็ลดลงในสัดส่วนใกล้เคียงกัน จาก 0.046 เหลือ 0.016
การกัดกร่อนเป็นข้อยกเว้น ความถี่ห้าปีของการกัดกร่อนหยุดลดลง และตามถ้อยคำของ EGIG คงที่อยู่ระหว่าง 0.030 ถึง 0.040 ต่อ 1,000 km-ปี ซึ่งสอดคล้องกับคำเตือนของ AMPP สำหรับสหรัฐฯ ในหัวข้อที่ 2
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| เหตุการณ์และการสัมผัสความเสี่ยงของท่อส่งก๊าซยุโรป 1970-2022 | 1,463 เหตุการณ์ ตลอด 5.29 ล้าน km-ปี | 12th EGIG Report, 2024 |
| ความถี่ความล้มเหลวของ EGIG: ทั้งช่วงเวลา เทียบกับ 10 ปีล่าสุด และ 5 ปีล่าสุด | 0.277 (1970-2022) เทียบกับ 0.118 (2013-2022) และ 0.101 (2018-2022) ต่อ 1,000 km-ปี | 12th EGIG Report, 2024 |
| ความถี่ความล้มเหลวของ EGIG ตามสาเหตุ 1970-2022 เทียบกับ 2018-2022: ข้อบกพร่องจากการก่อสร้างและความล้มเหลวของวัสดุ; การกัดกร่อน | 0.046 เทียบกับ 0.016; 0.049 เทียบกับ 0.035 ต่อ 1,000 km-ปี | 12th EGIG Report, 2024 |
| ความถี่ความล้มเหลวของท่อส่งบนบกในสหราชอาณาจักร: 1962-2022 เทียบกับ 20 ปีล่าสุด และ 5 ปีล่าสุด | 0.194 เทียบกับ 0.074 และ 0.042 เหตุการณ์ต่อ 1,000 km-ปี (เครือข่ายยาว 23,577 km ณ สิ้นปี 2022) | UKOPA Product Loss Report 1962-2022, 2024 |
| อัตราการรั่วไหลของท่อส่งน้ำมันยุโรป: ค่าเฉลี่ยเคลื่อนที่ระยะยาว เทียบกับช่วงกลางทศวรรษ 1970; การรั่วไหลในปี 2023 | 0.41 เทียบกับราว 1.1 ครั้งต่อ 1,000 km ต่อปี; การรั่วไหล 8 ครั้งในปี 2023 โดย 6 ครั้งเกิดจากการขโมย และอีก 2 ครั้งเกิดจากการกัดกร่อน (0.06 ต่อ 1,000 km เมื่อไม่รวมการขโมย) | Concawe Report 8/25, 2025 |
หมายเหตุบริบท: EGIG ครอบคลุมท่อส่งก๊าซที่ดำเนินการโดยผู้ดำเนินการสมาชิก (รวบรวมข้อมูลท่อราว 150,000 km ทุกปี) UKOPA ครอบคลุมท่อส่งบนบกของสหราชอาณาจักร และ Concawe ครอบคลุมท่อส่งน้ำมันข้ามพื้นที่ ทั้งสามแหล่งเปรียบเทียบกันโดยตรงไม่ได้ และเปรียบเทียบกับหมวด “มีนัยสำคัญ” ของ PHMSA ในหัวข้อที่ 1 โดยตรงไม่ได้เช่นกัน ข้อมูลล่าสุดที่มี: EGIG และ UKOPA ถึงปี 2022 Concawe ถึงปี 2023
4. ความครอบคลุมของการตรวจสอบภายในท่อและข้อจำกัดของเครื่องมือ
การตรวจสอบภายในท่อคือวิธีที่ท่อซึ่งฝังอยู่ใต้ดินได้รับการตรวจในวงกว้าง เครื่องมือ ILI แบบอัลตราโซนิกจะวัดความหนาผนังที่เหลือ หรือยิงพัลส์เสียงเอียงมุมเพื่อหารอยแตก ส่วนเครื่องมือแบบรั่วไหลของฟลักซ์แม่เหล็ก (MFL) ตรวจจับการสูญเสียเนื้อโลหะผ่านการรบกวนในสนามแม่เหล็ก ในท่อส่งน้ำมันข้ามพื้นที่ของยุโรป เครื่องมือ ILI ครอบคลุมความยาวไม่ซ้ำกัน 8,260 km ในปี 2023 หรือ 26% ของเครือข่าย เทียบกับราว 12% ต่อปีในช่วงกลางทศวรรษ 1990 (Concawe Report 8/25, 2025) เครื่องมือตรวจจับรอยแตกยังคงเป็นส่วนน้อยของการวิ่งตรวจทั้งหมด คิดเป็นเพียงเศษเสี้ยวของระยะทางที่เครื่องมือวัดการสูญเสียเนื้อโลหะครอบคลุม
ความครอบคลุมไม่เท่ากับการตรวจพบ เครื่องมือแต่ละชนิดสร้างมาเพื่อทิศทางและช่วงขนาดของข้อบกพร่องเพียงแบบเดียว และกรณี Keystone แสดงให้เห็นช่องว่างนี้ เทคโนโลยี ILI สองชนิดที่ต่างกันวิ่งผ่านรอยเชื่อมที่ต่อมาแตก การประเมินความลึกเป็นจุดอ่อนที่รู้กันของเครื่องมือตรวจรอยแตกแบบอัลตราโซนิก เพราะแอมพลิจูดของเสียงสะท้อนที่ใช้ประมาณความลึกจะอิ่มตัวเมื่อเกินความลึกรอยแตกค่าหนึ่งซึ่งขึ้นกับหัวตรวจ ดังที่ Willems และผู้เขียนร่วมอธิบายไว้ในงาน Pipeline Technology Conference ปี 2017 (ข้อมูลล่าสุดที่มี: 2017)
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| ความยาว ILI ที่วิ่งตรวจในท่อส่งน้ำมันข้ามพื้นที่ของยุโรปในปี 2023 ทุกชนิดเครื่องมือ | 14,204 km ใน 113 ช่วงท่อ รวมถึง 6,363 km ด้วยเครื่องมือวัดการสูญเสียเนื้อโลหะ และ 3,231 km ด้วยเครื่องมือตรวจจับรอยแตก (31 ช่วงท่อ) | Concawe Report 8/25, 2025 |
| สัดส่วนความยาวเครือข่ายที่ได้รับการตรวจอย่างน้อยหนึ่งครั้งในปี 2023 เทียบกับค่าเฉลี่ย 10 ปี | 26% (ความยาวไม่ซ้ำกัน 8,260 km) เทียบกับ 22% | Concawe Report 8/25, 2025 |
| ช่วงท่อส่งน้ำมันยุโรปที่ได้รับการตรวจอย่างน้อยหนึ่งครั้งใน 10 ปีที่ผ่านมา | 442 จาก 615 ช่วงท่อที่ใช้งานอยู่ (72%) ครอบคลุม 86% ของความยาวที่สำรวจ | Concawe Report 8/25, 2025 |
| รอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของ Keystone การวิ่งตรวจ ILI แบบ MFL เดือนพฤศจิกายน 2018 ซึ่งมีความสามารถตรวจรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวง | ตรวจไม่พบรอยแตก ซึ่งน่าจะมีอยู่แล้วแต่อยู่ต่ำกว่าความสามารถของเครื่องมือ | PHMSA Failure Investigation Report, TC Oil Washington KS, 2024 |
| รอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของ Keystone การวิ่งตรวจ ILI รอยแตกตามแนวแกนแบบอัลตราโซนิก เดือนกันยายน 2020 | ตรวจไม่พบ เครื่องมือไม่ได้ออกแบบมาสำหรับรอยแตกในรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวง | PHMSA Failure Investigation Report, 2024 |
| เครื่องมือตรวจรอยแตกแบบอัลตราโซนิกที่วิ่งตรวจสองปีติดต่อกันภายใต้การตรวจสอบความถูกต้องภาคสนามระดับ 2 ตาม API 1163 (มาตรฐานอุตสาหกรรมสำหรับรับรองระบบ ILI) | POD เชื่อถือได้สม่ำเสมอ แต่ความแม่นยำของความลึกน่าสงสัย (ประเมินต่ำกว่าจริง) เครื่องมือไม่เป็นไปตามข้อกำหนดที่เผยแพร่ | Guajardo และ Urrea (NDT Global) บทคัดย่อของบทความ IPC2026 |
| เครื่องมือตรวจรอยแตกตามแนวเส้นรอบวง ท่อขนาด 12 นิ้ว ยาว 814 km (ข้ออ้างของผู้ผลิตเอง) | POD สูงกว่า 95%; 99.5% ของข้อบกพร่องที่ระบุได้อยู่ในช่วงความคลาดเคลื่อนความลึกบวกลบ 1 mm ที่ความเชื่อมั่น 90% | กรณีศึกษาของ NDT Global (ข้ออ้างของผู้ผลิต) |
หมายเหตุบริบท: สองแถวสุดท้ายมาจากพนักงานและสื่อการตลาดของผู้ผลิตเครื่องมือ ILI เอง และนำเสนอเพื่อแสดงให้เห็นว่าสมรรถนะของเครื่องมือถูกกำหนดอย่างไร ไม่ใช่เป็นสถิติของอุตสาหกรรม บทคัดย่อ IPC2026 น่าสนใจก็เพราะผู้ผลิตรายหนึ่งรายงานว่าเครื่องมือของตนเองไม่เป็นไปตามข้อกำหนด หากต้องการมองการตรวจจับด้วยเสียงในสื่ออีกชนิดหนึ่งแบบคู่ขนาน ดูสถิติอะคูสติกใต้น้ำและโซนาร์มหาสมุทรของเรา
5. การตรวจสอบรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวง: UT แบบเฟสอาร์เรย์เทียบกับการถ่ายภาพรังสี
การศึกษาระดับรอยเชื่อมอธิบายว่าทำไมผู้สร้างท่อส่งจึงเปลี่ยนจากฟิล์มมาใช้เสียง และทำไมการเปลี่ยนผ่านนี้ยังไม่เสร็จสิ้น ในรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของท่อเหล็กนิกเกิล 9% ผนังหนา UT แบบเฟสอาร์เรย์มี POD 90% ที่ 6.87 mm เทียบกับ 12.72 mm ของการถ่ายภาพรังสี แต่อัตราผลบวกลวงอยู่ที่ 13.59% เทียบกับ 0.58% (Journal of Materials Research and Technology 2025) เฟสอาร์เรย์ทำได้ดีกว่ากับข้อบกพร่องแบบระนาบ เช่น การหลอมละลายไม่สมบูรณ์ (เมื่อโลหะเชื่อมไม่ยึดติดกับผนังท่อ) ขณะที่การถ่ายภาพรังสีทำได้ดีกว่ากับข้อบกพร่องแบบเชิงปริมาตร เช่น การเชื่อมไม่ทะลุ และผู้เขียนสรุปว่าการแทนที่การถ่ายภาพรังสีในข้อต่อวิกฤตที่มีหน้าตัดหนายังคงเป็นความท้าทาย
หมายเหตุเกี่ยวกับสัญลักษณ์ในตารางสองข้อ “a90/95” คือขนาดข้อบกพร่องที่ตรวจพบ 90% ของครั้งด้วยความเชื่อมั่นทางสถิติ 95% ส่วน “a80” คือขนาดที่ตรวจพบ 80% ของครั้ง RMSE (ค่าคลาดเคลื่อนกำลังสองเฉลี่ยราก) คือความคลาดเคลื่อนในการประเมินขนาดโดยทั่วไป หน่วยมิลลิเมตร ระหว่างที่ผู้ตรวจสอบรายงานกับขนาดข้อบกพร่องจริง แถวของ Keystone แสดงผลลัพธ์ในภาคสนาม การถ่ายภาพรังสีปล่อยผ่านรอยเชื่อมที่มีข้อบกพร่องจากการหลอมละลายไม่สมบูรณ์วางตัวขนานกับผนังท่อ และเฟสอาร์เรย์พบข้อบกพร่องเหล่านั้นหลังจากท่อแตกแล้วเท่านั้น (PHMSA Failure Investigation Report 2024)
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| รอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของท่อเหล็กนิกเกิล 9% UT แบบเฟสอาร์เรย์เทียบกับการถ่ายภาพรังสี: ขนาดข้อบกพร่องที่ POD 90%; อัตราผลบวกลวง | 6.87 mm เทียบกับ 12.72 mm; 13.59% เทียบกับ 0.58% | Payao Filho และคณะ, Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| ความสูงของข้อบกพร่องที่ตรวจพบที่ a90/95 โดยระบบทดสอบด้วยอัลตราโซนิกอัตโนมัติ (AUT) หกระบบ | 2 ถึง 4 mm | Edison Welding Institute สำหรับ PHMSA, 2011 |
| การทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีมของเฟสอาร์เรย์ (การเปรียบเทียบที่หลายทีมตรวจสอบตัวอย่างชุดเดียวกัน) กับชิ้นงานรอยเชื่อมท่อ 30 ชิ้นที่มีข้อบกพร่องประดิษฐ์ 109 จุด (6 ทีม): ขนาดข้อบกพร่องที่ POD 80% ข้อบกพร่องทั้งหมดเทียบกับข้อบกพร่องแบบระนาบ | 6.93 mm เทียบกับ 5.15 mm | Applied Sciences, PAUT แทน RT สำหรับรอยเชื่อมท่อ, 2022 |
| การทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีมเดียวกัน: ขนาดข้อบกพร่องที่ POD 80% ในเหล็กกล้าคาร์บอนเทียบกับรอยเชื่อมโลหะต่างชนิด; RMSE ของการประเมินขนาดโดยรวม | 4.53 mm เทียบกับ 11.58 mm; RMSE ราว 5.8 mm เทียบกับเกณฑ์ 19 mm ของ ASME Section XI | Applied Sciences, 2022 |
| การทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีมของเฟสอาร์เรย์กับรอยแตกจากความล้าจากความร้อน 12 รอยในรอยเชื่อมท่อเหล็กกล้าคาร์บอน 5 รอย (3 ทีม): a80 สำหรับความยาวและความลึก; RMSE ของการประเมินขนาด | a80 4.21 mm (ความยาว) และ 1.41 mm (ความลึก); RMSE 5.65 mm (ความยาว) และ 1.69 mm (ความลึก) | Materials, การศึกษาความน่าเชื่อถือของ PAUT แบบทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีม, 2023 |
| ข้อบกพร่องที่ฝังอยู่ในแผ่นเชื่อมสามแผ่นที่ตรวจพบด้วย UT แบบเฟสอาร์เรย์เทียบกับการถ่ายภาพรังสีด้วยฟิล์ม; ระยะห่างขั้นต่ำที่เฟสอาร์เรย์แยกสัญญาณบ่งชี้ได้ | 19 จาก 19 เทียบกับ 19 จาก 19; ราว 15 mm | Herceg และคณะ, Materials 2023 |
| รอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของ Keystone ที่ล้มเหลว: การถ่ายภาพรังสีเดือนพฤศจิกายน 2010 เทียบกับ UT แบบเฟสอาร์เรย์หลังท่อแตกเดือนธันวาคม 2022 | การถ่ายภาพรังสีปล่อยผ่านรอยเชื่อม; เฟสอาร์เรย์ระบุข้อบกพร่องจากการหลอมละลายไม่สมบูรณ์ได้ | PHMSA Failure Investigation Report, 2024 |
หมายเหตุบริบท: การทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีมกับรอยเชื่อมท่อปี 2022 (ข้อมูลล่าสุดที่มี: 2022) พบว่าเฟสอาร์เรย์ดีกว่าการถ่ายภาพรังสีอย่างชัดเจนกับข้อบกพร่องแบบระนาบ ขณะที่การถ่ายภาพรังสีพบข้อบกพร่องแบบเชิงปริมาตรทุกจุด และเฟสอาร์เรย์พลาดไปหนึ่งจุดในรอยเชื่อมโลหะต่างชนิด การทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีมกับรอยแตกจากความล้าจากความร้อนปี 2023 รายงาน a80/90 สำหรับความยาวราว 6.6 mm สูงกว่าความยาวที่ยอมรับได้ 6.4 mm เพียงเล็กน้อย ดังนั้นความแตกต่างระหว่างทีมยังคงเป็นตัวตัดสินว่าขั้นตอนปฏิบัติจะผ่านการรับรองหรือไม่ การประเมิน AUT ที่ PHMSA สนับสนุนทุน เป็นข้อมูลปี 2011 (ข้อมูลล่าสุดที่มี: 2011) และการศึกษาแผ่นโลหะของ Herceg (ข้อมูลล่าสุดที่มี: 2023) ใช้ข้อบกพร่องประดิษฐ์ในแผ่นโลหะ ไม่ใช่ท่อ การศึกษาของคณะกรรมการกำกับดูแลนิวเคลียร์สหรัฐฯ โดย PNNL (NUREG/CR-7204, 2015) ได้ข้อสรุปเชิงคุณภาพแบบเดียวกันสำหรับท่อเหล็กกล้าคาร์บอน คือเฟสอาร์เรย์พบข้อบกพร่องแบบเชิงปริมาตรทั้งหมดยกเว้นจุดที่เล็กมาก และมีความสามารถเหนือกว่าการถ่ายภาพรังสีมากกับข้อบกพร่องแบบระนาบ สำหรับความเสี่ยงจากการสัมผัสของอาชีพงานเชื่อมเอง ดูสถิติเสียงจากงานเชื่อมและการพ่นทรายในอู่ต่อเรือของเรา
6. กฎระเบียบ การกำกับดูแล และเงินทุนวิจัย
กฎระเบียบกำหนดเกณฑ์ขั้นต่ำของการตรวจสอบ และกฎล่าสุดของสหรัฐฯ ยกเกณฑ์นี้ขึ้นอย่างมาก กฎท่อส่งก๊าซปี 2019 เพิ่มการประเมินความสมบูรณ์ที่ต้องทำอีกราว 24,000 ไมล์ เพิ่มขึ้น 115% เป็นเกือบ 46,000 ไมล์ (GAO-24-106690, 2024) โดยส่วนใหญ่ทำได้ด้วยการขยายการประเมินออกไปนอกพื้นที่ที่มีผลกระทบสูงไปยังพื้นที่ที่มีผลกระทบปานกลางที่นิยามขึ้นใหม่ ในด้านของเหลว กฎของเหลวอันตรายปี 2019 ผลักดันให้ผู้ดำเนินการหันไปใช้ท่อที่เครื่องมือ ILI วิ่งผ่านได้
กำลังการกำกับดูแลคือข้อจำกัด เจ้าหน้าที่ตรวจสอบระดับรัฐบาลกลาง 113 คนสำหรับท่อที่ยาวกว่าสามล้านไมล์ต้องพึ่งพาผู้ตรวจสอบระดับรัฐและโครงการบริหารความสมบูรณ์ของท่อของผู้ดำเนินการเองเป็นอย่างมาก และงบวิจัยของ PHMSA ราว $13.7 ล้านในปีงบประมาณ 2022 ตามรายงานการวิจัยและพัฒนาของ PHMSA ต่อรัฐสภา ถือว่าน้อยนิดเมื่อเทียบกับต้นทุนของท่อแตกครั้งใหญ่เพียงครั้งเดียว
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| ช่วงเวลาประเมินความสมบูรณ์สำหรับช่วงท่อของเหลวอันตรายบนบกที่พิกผ่านได้นอกพื้นที่ที่มีผลกระทบสูง (“พิกผ่านได้” หมายถึงเครื่องมือ ILI วิ่งผ่านได้) | อย่างน้อยทุก 10 ปี | ภาพรวม PHMSA 2019 Hazardous Liquid Rule |
| กำหนดเวลาที่ท่อของเหลวอันตรายในหรือที่ส่งผลต่อพื้นที่ที่มีผลกระทบสูงต้องรองรับเครื่องมือ ILI | ภายใน 20 ปี เว้นแต่การก่อสร้างไม่สามารถปรับเปลี่ยนได้; กฎมีผลบังคับใช้วันที่ 1 กรกฎาคม 2020 | ภาพรวม PHMSA 2019 Hazardous Liquid Rule |
| บุคลากรของ Federal Office of Pipeline Safety (14 กุมภาพันธ์ 2025) และผู้ตรวจสอบท่อส่งระดับรัฐ (2024) | 326 FTE รวมผู้ตรวจสอบ 113 คน และผู้สอบสวนอุบัติเหตุ 12 คน; ผู้ตรวจสอบระดับรัฐ 444 คน | CRS R44201, 2025 |
| การบังคับใช้กฎหมายท่อส่งของ PHMSA 2020-2024 | การดำเนินการบังคับใช้ 1,081 ครั้ง; ค่าปรับทางแพ่งที่เสนอราว $44 ล้าน | CRS R44201, 2025 |
| โครงการวิจัยและพัฒนาด้านความปลอดภัยท่อส่งของ PHMSA และเงินทุน PHMSA ปีงบประมาณ 2021 เทียบกับปีงบประมาณ 2022 | 17 โครงการ ($12,169,481) เทียบกับ 23 โครงการ ($13,696,428) | PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024 |
| เทคโนโลยีที่นำไปใช้เชิงพาณิชย์จากโครงการวิจัยของ PHMSA ตั้งแต่ปี 2002 | 35 | PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024 |
| ขอบเขตของประกาศเตือน ADB-10-03 ของ PHMSA เกี่ยวกับคุณภาพรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงในท่อใหม่เส้นผ่านศูนย์กลางใหญ่ | ท่อขนาด 20 นิ้วขึ้นไป เกรด X70 ขึ้นไป สร้างในปี 2008 และ 2009; ความล้มเหลวที่ต่ำกว่า 72% ของกำลังครากขั้นต่ำที่กำหนดอย่างมาก | PHMSA ADB-10-03, Federal Register 2010 |
หมายเหตุบริบท: ADB-10-03 (ข้อมูลล่าสุดที่มี: 2010) ออกตามหลังความล้มเหลวของรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงระหว่างการทดสอบแรงดันด้วยน้ำและช่วงต้นของการใช้งานในท่อที่สร้างใหม่หลายโครงการ ประกาศนี้ไม่ได้ระบุจำนวนความล้มเหลว ระบุเพียง “หลายโครงการล่าสุด” รายงานการวิจัยของ PHMSA ให้ยอดรวมสี่โครงการที่ $28,010,135 ซึ่งไม่ตรงกับตัวเลขรายปีสองปีของรายงานเอง (ดูข้อสังเกตเกี่ยวกับข้อมูล)
สรุป: การตรวจจับข้อบกพร่องของท่อด้วยอัลตราโซนิกในรูปแบบตัวเลข
| ตัวชี้วัด | ค่า | แหล่งที่มา |
|---|---|---|
| ขนาดข้อบกพร่องที่ POD 90% ในรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงผนังหนา: UT แบบเฟสอาร์เรย์เทียบกับการถ่ายภาพรังสี | 6.87 mm เทียบกับ 12.72 mm | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| อัตราผลบวกลวง: UT แบบเฟสอาร์เรย์เทียบกับการถ่ายภาพรังสี | 13.59% เทียบกับ 0.58% | Journal of Materials Research and Technology 2025 |
| ความสูงข้อบกพร่อง a90/95 ระบบ AUT หกระบบ | 2 ถึง 4 mm | Edison Welding Institute สำหรับ PHMSA, 2011 |
| รอยแตกจากความล้าจากความร้อนในรอยเชื่อมท่อ: a80 ของเฟสอาร์เรย์สำหรับความลึก | 1.41 mm | Materials, การศึกษา PAUT แบบทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีม, 2023 |
| การทดสอบเปรียบเทียบข้ามทีมกับรอยเชื่อมท่อ: ขนาดข้อบกพร่องที่ POD 80% เหล็กกล้าคาร์บอนเทียบกับรอยเชื่อมโลหะต่างชนิด | 4.53 mm เทียบกับ 11.58 mm | Applied Sciences, 2022 |
| เหตุการณ์ท่อส่งที่มีนัยสำคัญในสหรัฐฯ ปี 2024 เทียบกับค่าเฉลี่ย 2014-2024 | 235 เทียบกับ 265 ครั้งต่อปี | CRS R44201, 2025 |
| เหตุการณ์ที่ต้องรายงานในสหรัฐฯ มกราคม 2024 ถึงกรกฎาคม 2025 | 881 (มากกว่า 400 เหตุการณ์มีนัยสำคัญ) | คำให้การของ Pipeline Safety Trust, 2025 |
| ผู้เสียชีวิตและผู้เข้ารักษาตัวในโรงพยาบาลจากเหตุการณ์ท่อส่งในสหรัฐฯ มกราคม 2024 ถึงกรกฎาคม 2025 | เสียชีวิต 18 ราย บาดเจ็บ 45 ราย | คำให้การของ Pipeline Safety Trust, 2025 |
| สัดส่วนการกัดกร่อนในเหตุการณ์ของสหรัฐฯ ปี 2024 เทียบกับในอดีต | มากกว่า 25% เทียบกับราว 18% | รายงาน AMPP US Pipeline Industry 2026 |
| สัดส่วนความล้มเหลวของอุปกรณ์หรือวัสดุ เหตุการณ์ที่มีนัยสำคัญในท่อส่งก๊าซ 2010-2022 | 43% | GAO-24-106690, 2024 |
| สัดส่วนข้อบกพร่องของรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงในเหตุการณ์สูญเสียผลิตภัณฑ์ของสหราชอาณาจักร 1962-2022 | 18.8% (39 จาก 207) | UKOPA Product Loss Report, 2024 |
| ความถี่ความล้มเหลวของท่อส่งก๊าซยุโรป 2018-2022 เทียบกับ 1970-2022 | 0.101 เทียบกับ 0.277 ต่อ 1,000 km-ปี | 12th EGIG Report, 2024 |
| ความถี่ข้อบกพร่องจากการก่อสร้างและความล้มเหลวของวัสดุของ EGIG 2018-2022 | 0.016 ต่อ 1,000 km-ปี | 12th EGIG Report, 2024 |
| ความถี่ความล้มเหลวของท่อส่งบนบกในสหราชอาณาจักร 5 ปีล่าสุด | 0.042 ต่อ 1,000 km-ปี | UKOPA Product Loss Report, 2024 |
| สัดส่วนความยาวท่อส่งน้ำมันยุโรปที่ตรวจสอบด้วยเครื่องมือ ILI ในปี 2023 | 26% (8,260 km) | Concawe Report 8/25, 2025 |
| เหตุท่อ Keystone แตกปี 2022: ปริมาณรั่วไหลโดยประมาณและต้นทุนรวม | 12,937 บาร์เรล; $600,793,659 | PHMSA Failure Investigation Report, 2024 |
| ช่วงเวลาประเมินความสมบูรณ์สำหรับท่อของเหลวอันตรายที่พิกผ่านได้นอกพื้นที่ที่มีผลกระทบสูง | อย่างน้อยทุก 10 ปี | ภาพรวม PHMSA 2019 Hazardous Liquid Rule |
| เทคโนโลยีที่นำไปใช้เชิงพาณิชย์จากการวิจัยของ PHMSA ตั้งแต่ปี 2002 | 35 | PHMSA FY 2021-2022 R&D Report to Congress, 2024 |
ระเบียบวิธีและแหล่งที่มา
เราอ่านเอกสารต้นทางแต่ละฉบับโดยตรงในช่วงเดือนตุลาคม 2026 และเก็บเฉพาะตัวเลขที่ระบุไว้ในเอกสารนั้น เปอร์เซ็นต์ได้รับการตรวจสอบกับตัวตั้งและตัวหารในกรณีที่แหล่งข้อมูลให้ไว้ทั้งสองค่า
- Payao Filho และคณะ, 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
- Reliability Analysis of PAUT Based on the Round-Robin Test for Pipe Welds with Thermal Fatigue Cracks, Materials, 2023
- Reliability Assessment of PAUT Technique in Lieu of RT for Tube Welds in Thermal Power Plant Facilities, Applied Sciences, 2022
- Herceg และคณะ, Comparison of Ultrasonic Phased Array and Film Radiography in Detection of Artificially Embedded Defects in Welded Plates, Materials, 2023
- Edison Welding Institute สำหรับ PHMSA, Advanced Technologies and Methodology for Automated Ultrasonic Testing Systems Quantification, 2011
- PNNL สำหรับ US NRC, NUREG/CR-7204, Applying Ultrasonic Testing in Lieu of Radiography for Volumetric Examination of Carbon Steel Piping, 2015
- Congressional Research Service, DOT’s Federal Pipeline Safety Program: Background and Issues for Congress, R44201, พฤษภาคม 2025
- US GAO, Gas Pipeline Safety: Better Data and Planning Would Improve Implementation of Regulatory Changes, GAO-24-106690, เมษายน 2024
- PHMSA Failure Investigation Report, TC Oil Pipeline Operations, Washington County, Kansas, เหตุท่อแตกวันที่ 7 ธันวาคม 2022 (เผยแพร่ปี 2024)
- PHMSA, Safety of Hazardous Liquid Pipelines Final Rule (2019) ภาพรวม
- PHMSA, FY 2021-2022 Pipeline Safety R&D Update Report to Congress, ธันวาคม 2024
- PHMSA Advisory Bulletin ADB-10-03, Girth Weld Quality Issues, Federal Register, 24 มีนาคม 2010
- Pipeline Safety Trust, คำให้การของ Bill Caram ต่อ House Energy and Commerce Subcommittee on Energy, 22 กรกฎาคม 2025
- AMPP, US Pipeline Industry 2026: Leading Failures, New Technologies, and Future Outlook, มีนาคม 2026, ตามที่ World Pipelines รายงาน
- EGIG, 12th Report of the European Gas pipeline Incident data Group, ธันวาคม 2024
- UKOPA, Pipeline Product Loss Incidents and Faults Report 1962-2022, UKOPA/RP/24/001, พฤศจิกายน 2024
- Concawe, Performance of European cross-country oil pipelines: statistical summary of reported spillages in 2023 and since 1971, Report 8/25, กรกฎาคม 2025
- Willems, Guajardo และ Kopp, Sizing Crack Indications from Ultrasonic ILI: Challenges and Options, Pipeline Technology Conference 2017
- Guajardo และ Urrea (NDT Global), กรณีศึกษาการตรวจสอบความถูกต้องตาม API 1163 สำหรับเครื่องมือตรวจรอยแตกแบบอัลตราโซนิก, บทคัดย่อ IPC2026
- NDT Global, กรณีศึกษาการตรวจสอบภัยคุกคามจากการแตกร้าวของท่อรูปแบบใหม่ด้วยเทคโนโลยีอัลตราโซนิก (เอกสารของผู้ผลิต)
- ข้อสังเกตเกี่ยวกับข้อมูล: แดชบอร์ดแนวโน้มเหตุการณ์ย้อนหลัง 20 ปีของ PHMSA ไม่สามารถอ่านได้โดยตรง ดังนั้นตัวเลขของสหรัฐฯ จึงมาจาก CRS, GAO และ Pipeline Safety Trust ซึ่งแต่ละแห่งอ้างข้อมูลของ PHMSA ภายใต้ช่วงเวลาและคำนิยามที่ต่างกัน (ร้ายแรง มีนัยสำคัญ และที่ต้องรายงานทั้งหมด) ไม่มีตัวเลขระดับประเทศของสหรัฐฯ ว่าตรวจสอบด้วย ILI ไปกี่ไมล์ในปี 2024 หรือ 2025 ในรูปแบบที่อ่านได้อย่างเปิดเผย ผู้ดำเนินการรายงานข้อมูลนี้ในแบบฟอร์มรายงานประจำปีของ PHMSA แต่ไม่พบตัวเลขรวม เราไม่พบการศึกษาสาธารณะช่วง 2023-2026 ที่ให้ตัวเลข POD เฉพาะ TOFD สำหรับรอยเชื่อมรอบเส้นรอบวงของท่อ ดังนั้น TOFD จึงมีการนิยามไว้แต่ไม่ได้ระบุเป็นตัวเลขที่นี่ สัดส่วนการกัดกร่อนของ AMPP นำมาจากข่าวในสื่ออุตสาหกรรมเพราะหน้ารายงานไม่สามารถอ่านได้ ความไม่สอดคล้องของแหล่งข้อมูล: Concawe ให้เครือข่ายที่ใช้งานปี 2023 เป็นทั้ง 32,327 km และ 32,367 km และค่าเฉลี่ย ILI 10 ปีเป็นทั้ง 22% และ 21%; UKOPA ให้เครือข่ายปี 2022 เป็น 23,577 km ในเนื้อหาและ 23,574 km ในตาราง; รายงาน Keystone ระบุว่ารั่วไหล 12,937 บาร์เรลในส่วนหนึ่ง และกู้คืน กำจัด หรือระเหย 12,973 บาร์เรลในอีกส่วนหนึ่ง; รายงานการวิจัยและพัฒนาของ PHMSA ให้ยอดรวมสี่โครงการ $28,010,135 ซึ่งไม่ตรงกับตัวเลขปีงบประมาณ 2021 และ 2022 ($25,865,909 รวมกัน); การศึกษารอยเชื่อมท่อปี 2022 ระบุ POD 80% แบบเชิงปริมาตรเป็น 6.55 mm ในส่วนผลลัพธ์ และ 6.57 mm ในส่วนสรุป; และกรณีศึกษาของ NDT Global เขียนค่าความคลาดเคลื่อนเป็น 1 mm (0.4 นิ้ว) ทั้งที่ 1 mm เท่ากับราว 0.04 นิ้ว การศึกษารอยเชื่อม JMRT 2025 ใช้ความไม่ต่อเนื่องประดิษฐ์ในเหล็กนิกเกิล 9% ที่เชื่อมด้วยลวดเติมโลหะผสมนิกเกิล ดังนั้นตัวเลขอาจใช้กับท่อเหล็กกล้าคาร์บอนไม่ได้ ข้อมูลใหม่ที่คาดว่าจะออกเร็ว ๆ นี้: รายงาน EGIG ฉบับที่ 13 รายงาน Concawe ว่าด้วยการรั่วไหลปี 2024 รายงานการสูญเสียผลิตภัณฑ์ของ UKOPA ฉบับถัดไปที่ครอบคลุมปี 2023 และข้อมูลเหตุการณ์และรายงานประจำปี 2025 ของ PHMSA
อัปเดตล่าสุด: 25 ตุลาคม 2026 เราอัปเดตสรุปนี้ทุกไตรมาส และคาดว่าการอัปเดตครั้งถัดไปจะเกิดขึ้นเมื่อ Concawe เผยแพร่สรุปสถิติการรั่วไหลของท่อส่งน้ำมันยุโรปปี 2024