长输管道无损检测标准化管理图集
浅析长输压力管道无损检测技术
浅析长输压力管道无损检测技术长输压力管道无损检测技术是指在不破坏管道完整性的情况下，对管道进行检测和评估的一种技术方法。
该技术主要用于检测管道中的内部缺陷、腐蚀、裂纹等问题，以确保管道的安全运行。
长输压力管道无损检测技术主要包括以下几种方法：超声波检测、射线检测、磁粉检测、涡流检测和超声衍射检测等。
超声波检测是最常用的一种方法，它通过发射超声波脉冲，利用声波在不同介质中的传播速度差异来检测管道内部的缺陷。
射线检测则利用射线的穿透能力来检测管道中的裂纹和腐蚀等问题。
磁粉检测则是利用磁性颗粒在管道表面的沉积情况来检测管道表面的缺陷。
涡流检测则是利用涡流感应原理来检测管道内部的缺陷。
而超声衍射检测则是一种非接触式的无损检测技术，它通过衍射效应来检测管道内部的缺陷。
长输压力管道无损检测技术具有以下特点：该技术可以对管道内部的缺陷进行准确的检测和评估，能够提供准确的管道健康状态信息，为管道维护和修复提供依据；该技术具有高效快速的特点，可以在不中断生产的情况下进行检测，减少对生产过程的影响；该技术具有较高的安全性，可以保证工作人员的安全和管道的完整性；该技术具有较低的成本，相对于传统的破坏性测试方法，无损检测技术的成本较低。
长输压力管道无损检测技术在实际应用中还存在一些问题和挑战。
该技术在对大口径管道和管道连接处的检测方面还存在一定的困难，需要进一步完善相关设备和方法；该技术对管道材料的要求较高，一些材料可能无法进行有效的无损检测；该技术的操作人员需要具备一定的专业知识和技能，提高操作人员的培训和素质水平是一个重要的任务；该技术需要制定一套完善的标准和规范，以确保检测结果的准确性和可靠性。
长输压力管道无损检测技术在保障管道安全运行和减少事故风险方面具有重要的作用。
随着技术的不断提升和发展，该技术将在未来得到更广泛的应用和推广。
浅析长输压力管道无损检测技术
浅析长输压力管道无损检测技术长输压力管道是指用于输送液体或气体的管道，在工业生产中起着至关重要的作用。
由于长输压力管道经常处于高压、高温环境下运行，一旦出现管道泄漏或损坏，将会造成严重的安全事故和环境污染。
对长输压力管道进行无损检测具有十分重要的意义。
无损检测技术旨在在不破坏被检测对象的情况下，发现和评价材料、构件以及组件的缺陷和性能。
本文将对长输压力管道无损检测技术进行浅析，以期为相关专业人士提供一定的参考和指导。
长输压力管道在运行过程中有可能出现许多缺陷，如腐蚀、裂纹、脆化、疲劳等，这些缺陷可能影响管道的安全性能，甚至导致严重的事故隐患。
对长输压力管道进行无损检测具有重要的意义。
无损检测技术可以帮助运营人员及时发现管道内部的缺陷，保证管道的安全运行。
通过无损检测可以及时评估管道的健康状况，为管道维护和修复提供依据。
无损检测技术可以减少管道的停机时间，提高运行效率，降低运营成本。
长输压力管道无损检测技术的应用，有助于预防事故、降低维护成本、提高管道运行效率，是非常值得推广和应用的技术。
二、长输压力管道无损检测的方法1. 超声波检测技术超声波检测技术是一种广泛应用于材料检测和缺陷检测领域的无损检测方法，其原理是通过超声波的传播和反射来探测被检测物体内部的缺陷和结构。
在长输压力管道的无损检测中，超声波技术可以用于检测管道壁厚、腐蚀、裂纹等缺陷，具有高精度、高灵敏度的优点。
通过超声波探头的传播和接收，可以得到管道内部的结构和缺陷信息，从而及时发现管道存在的隐患，指导后续的维护和修复工作。
磁粉检测技术是一种常用于金属材料表面裂纹检测的无损检测方法，其原理是利用铁磁性材料的导磁性，在施加磁场后，当被检材料存在裂纹或缺陷时，会出现磁粉聚集的现象。
在长输压力管道的无损检测中，磁粉检测技术可以用于检测管道外表面的裂纹和缺陷，具有较高的敏感度和可靠性。
通过对管道表面施加磁场和磁粉粉末，可以快速发现管道存在的裂纹和缺陷，为后续的维护和修复提供重要参考。
长输天然气管线无损检测监理实施细则
工程无损检测监理实施细则编制：审核：工程项目监理部年月日为适应工程无损检测监理工作，促进检测单位质量管理，确保无损检测结果的准确性、公正性、及时性及焊接质量的真实，无损检测监理工程师对无损检测检测单位的行为质量和检测质量进行监督、检查，以促进检无损检测单位质量管理体系的有效运行。
无损检测管理是监理质量控制的重要工作内容之一，是从科学的角度在不破坏构件的前提下验证产品是否合格的主要手段，因此必须加强对无损检测的管理，根据法律、法规、标准规范、招标文件、投标文件、工程合同、初设、监理规划、施工图设计、监理细则、项目管理手册及无损项目管理办法的要求,无损检测工程中主要控制工作如下：●对于RT无损检测1）核查检测单位的底片质量和评片质量；2）不定时对检测单位的底片质量和评片质量进行随机核查；3）将核查结果与检测单位交换意见，经检测单位确认后，签字确认；4）对评片有建议权，无决定权，对底片评定结论不承担责任。
●对于超声波检测。
1）主要核查检测单位的检测操作质量和报告；2）当进行检测工作，应对检测单位现场操作进行一次核查；3）在核查过程中发现操作不当的，有权要求停止检测，由检测单位负责整改；4）对检测结果有建议权，无决定权，对评定结论不承担责任；做为无损检测监理工程师应尽到以下职责：1、负责监理部无损检测工作的全面管理；2、负责对监理区段无损检测管理人员的技术指导及工作协调；3、负责审核无损检测单位的施工组织设计和相关检测方法工艺规程；4、负责工程特殊地段（部位）无损检测方案的审核；5、全面掌握所在区段无损检测的质量和进度情况；6、负责监理部的汇报与沟通；7、负责组织、策划无损检测检查工作，制定工作计划，并参加实施。
8、负责收集检测质量信息，并对检测结果进行分析，提出建议。
区段检测的要求：●检测程序1、施工单位焊接结束，经自检、互检、专检合格，由现场监理核查后，方可向监理部提交无损检测申请。
监理部依照无损检测申请向检测单位下达无损检测指令单，检测单位按照指令单内容及时组织检测，并在应在24小时内向监理部提无损检测结果通知单。
长输管线无损检测方案
管道无损检测施工方案目录1 适用范围 (2)2 编制依据 (2)3 工程概况及特点 (2)3.1工程概况 (2)3.2工程特点 (2)4 检测人员和设备 (2)4.1 检测人员 (2)4.2 设备 (2)5 射线检测工艺 (3)5.1胶片和增感屏 (3)5.2像质计和透照方式 (3)5.3检测表面制备和检测时机 (3)5.4检测时机 (4)5.5 检测工艺和检测技术 (4)5.6 曝光量 (4)5.7 标记 (4)5.8 像质计的使用 (5)5.9 制作曝光曲线 (5)5.10焊缝返修与复探 (6)5.11 暗室处理 (6)6底片的评定 (7)6.1 底片的质量 (7)6.2 射线检测质量分级 (7)7 HSE措施 (12)7.1 主要工种安全措施 (12)7.2 环境保护措施 (12)7.3 射线防护措施 (12)8 雨季检测施工措施 (13)8.1 雨季检测施工措施 (13)8.2 雨季施工安全措施 (13)9 设备、机具计划 (15)10 手段用料计划 (16)1 适用范围2 编制依据2.1 《油田集输管道施工及验收规范》（SY0422-97）2.2 《工业X射线探伤放射卫生防护标准》（GBZ117-2006）2.3 《线形像质计》(JB/T 7902-2006)2.4 站间管线施工图2.5 《石油天然气钢质管道无损检测》(SY/T4109-2005)3 工程概况及特点3.1工程概况管线全长35km，管径为φ219×6.4和φ114×6，材质为API 5L Gr.B；主要检测方法为射线检测，预计总焊口约3700道，检测比例为5%，预计检测焊口为185道。
3.2工程特点3.2.1 施工作业区域全部为野外，安全风险高。
3.2.2 野外作业条件差，作业有着线长、点多的特点。
4 检测人员和设备4.1 检测人员4.1.1 检测人员必须经过技术培训，掌握必要的基础知识和操作技能。
按《特种设备无损检测人员考核与监督管理规则》取得与其工作相适应的资格证书。
浅析长输管道焊接无损检测质量管理
浅析长输管道焊接无损检测质量管理摘要：保证长输管道系统的安全性与可靠性的主要因素在于管道的焊接质量。
本文对长输管道无损检测的工作流程分析，列出了几种检测手段，并对于检测前质量控制、检测过程中的质量控制、检测后质量监督三阶段加强无损检测质量管理。
关键词：长输管道；焊接；质量管理Abstract：Assurance long pipeline system safety and reliability is the main factor of the welding quality of pipeline. The pipeline nondestructive detection of work flow analysis, presents several means of detection, and for the detection of quality control, inspection process quality control, testing quality supervision after the three phase to strengthen quality control of non - destructive testing.Key words：Long distance transmission pipeline; Welding; Quality management 前言近年来,我国输管道建设进入了高速发展时期,长输管道作为石油、天然气运输的最有效方式，其输送具有规模大、耗能低占地资源少、成本低、效率高的特点,中石油和中石化先后建成多条长输管道,能够科学有效的缓解我国能源运输紧张的局面。
决定长输管道使用寿命的最关键因素就是管道焊接质量问题。
目前虽已进行焊接工艺评定,可由于受焊接工艺,焊接过程控制等因素造成管道在焊接的缺陷,影响着管道的使用安全。
作为管道焊缝的内部质量检验最有效的手段,无损检测的结果成为管道焊接质量评定的依据。
谈长输管道无损检测质量监督
长 输 管 道 无 损 检 测 是 管 道 施 馈 监 理 ） 签 发 报 告一 检 测 资 料 一
度 高 ． 全 性 和 可靠 性 强 ． 能 实 工 中 的一 道 关 键 工 序 ．是 施 工 过 归 档 （ 录 、 告 、 、 、 统 计 安 并 记 报 日 周 月
现 点 到 点 输 送 ． 少 了 中 间 环节 ． 程 质 量 控 制 停 检 点 之 一 ．其 前 道 报 告 等 、 监 理 得 到检 测评 定 反馈 减
ｋ 拟 建 和在 建 管道 数 千 千米 由 管 道 安 装 过 程 中 的 焊 接 质 量 ． ｍ． 还 占地 面 积 小 、 输 成 本 低 、 率 高 可靠 性 运 效
等 特 点 ，而 且 管 道 输 送 连 续 、 平
一
般 包括 以下 工 序 流程 （ 图 １ ： 见 ）
管 人 于 管 道 输 送 具 有规 模 大 、 耗 小 、 取 决 于 无损 检 测 结 果 的 准 确 性 和 检 测 标 准 、 理 文 件 、 员 资格 准 能
仍 会 产 生 缺 欠 ．这 些 缺 欠 的存 在
会 影 响 压 力 管 道 的 使 用 安 全 或 使 用 寿 命 。无 损 检 测 作 为 管 道 焊 缝
的内部质量 检 验最有 效 的手段 ．
图 １ 无 损 检 测 工 序 流 程
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长输管道无损检测质量监督方法 及内容
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谈长输管道无损检测质量监督
● 术督 苏 监处江 ㈣
因此 ． 施 工 组 织 设 计 在 长输 管道 是石 油 、天 然 气 运 检 测 的结 果 直接 作 为 管 道 焊 接 质 施 工 进 度 ．
经 输 的最 有效 方式 据 统计 ． 目前 我 量评 定 的依 据 因此 ． 过无 损 检 中对 无 损 检 测 提 出 了 明确 的质 量 国 长 输 管 道 总 里 程 已 超 过 ２万 测 的 管道 安 装 质量 ．不仅 取 决 于 和 时 间 要 求 长 输 管 道 无 损 检 测
长输管道焊缝无损检测监督要点
长输管道焊缝无损检测监督要点摘要：随着我国工业产业规模的不断扩大，长输管道的使用中的服务功能正在逐渐完善，为相关行业生产效率的提高带来了重要的保障作用。
结合现阶段长输管道监督检查的实际发展状况，可知其中依然存在着一定的问题，影响了长输管道的焊接质量，需要采取必要的措施及时地处理这些问题，避免长输管道焊接中出现缺陷。
基于此，本文将对长输管道焊缝无损检测监督要点进行必要的探讨。
关键词：长输管道；焊缝；无损检测；监督要点1、长输管道焊缝无损检测监督要点分析1.1初次抽查的监督要点在长输管道的建造和维护过程中，焊缝无损检测是一项至关重要的步骤，它能够确保管道的安全运行。
初次抽查是确保焊缝无损检测质量的关键环节。
检查所有使用的无损检测设备是否完好，包括射线检测器、超声检测器、磁力检测器等。
确保这些设备在检测过程中能够准确、有效地工作；检查进行焊缝无损检测的人员是否具备相应的资格认证，他们必须接受过专业培训，并具有相关的技能和经验；根据焊缝的特性和设计要求，选择适当的无损检测方法，例如，对于高强度材料，可能需要使用射线检测，而对于低强度材料，可能更适合超声检测；督查员需要审查抽查计划是否合理，是否覆盖了所有可能的焊缝类型和位置。
计划应该包括合理的抽样比例和时间安排；督察员需要审查检测结果的记录是否准确、完整，这些记录应该包括检测日期、方法、结果以及任何需要注意的问题；督察员需要审查报告的准确性，报告应该详细说明检测结果，包括缺陷的位置、大小和性质，同时报告也应该包含对焊缝质量的评估和建议的处理措施；督察员需要对检测结果进行后续跟踪，确保相关问题得到及时处理。
这包括定期检查焊缝的状态，以及追踪任何未解决的问题。
1.2弯头及返修口方面的抽查要点长输管道是一种用于运输石油、天然气等液体的专用管道系统。
由于其特殊的工作环境，管道的焊缝质量对于管道的安全运行至关重要。
长输管道一般铺设在野外，受到各种自然条件的制约，如高温、低温、腐蚀、地震、冻胀等。
长输管道施工PPT课件
有检修便桥吊装就位 无检修便桥吊装就位
吊装就位
管道整体吊装就位 其他管道吊装就位
其他穿越工程
• 管道与光电缆（管道）交叉穿越。 • 管道与光电缆（管道）不交叉穿越，但须
对其保护。 • 不适用站内安装工程、沟下焊接管道。
四、线路土建工程
稳管 固定墩及标志桩
装配式混凝土加重块 马鞍型混凝土加重块
混凝土连续覆盖层 管沟现浇混凝土稳管 固定墩
深度在5m以内管沟沟底加宽裕量应根 据管道结构外径、开挖方式、组装焊接工
艺及工程地质等因素，按规范（表 3.1.4 )来确定。
深度超过5m的管沟，沟底宽度应根据 工地地质情况酌情处理。
开挖深度：
一般段管沟深度为管沟中心线设计深 度；
侧向斜坡管沟深度按低侧计算；
石方段管沟开挖深度为设计深度加 0.2m；
适用范围
跨越管道形式的选用，应根据不同情 况来考虑，跨度小于50m，管径较小的小 型跨越工程，可采用直管管桥；中型跨越 工程，跨度为50~120m之间，通常采用吊 架、托架、桁架或管托形式；大型跨越工 程超过120m，一般采用柔性悬索管桥、悬 缆管桥；大口径管道采用斜拉索管桥。
管道组装就位
空中发送就位
线路阀门安装
线路阀门不分类型和安装位置，一律 按管径大小分别套用定额。
线路阀门的连接方式分为法兰阀门和 焊接阀门二种。
线路截断阀门一般为气液联动或电动 阀门，都带有加长杆，因此体积大，要注 意运输和施工的交叉。
线路阀门安装不适用于站内管线阀门 安装。
地锚埋设
按穿跨越工程定额中确定的数量或施 工组织设计确定需埋设的数量，参照穿跨 越工程地锚用量表，以“个”为计量单位 计算。
南岸
北岸
长输管道的检测PPT课件
2、管道检测的特点
2.2管道检验检测的难度大
管道的种类多，数量大，设计、制造、安装、 应用管理环节多；跨越空间大，边界条件复杂； 材料应用种类多，强度级别差异大；管道及其 元件产品质量参差不齐；多数管道为埋地敷设， 并且外表面有保温层或防腐层覆盖，难以直观 地检测管道缺陷，这些都给管道的准确检测增 加了难度。
中石化镇海炼化12条长输油管线 腐蚀防护系统检测评价（144Km）
我国埋地管道里程数介绍
２００６年末，全国输油（气）管道里程为４８２２６ 公里，比２００２年增长６２％，年均增长１２.８％。其中 输油管２４１３６公里，输气管２４０９０公里，分别比２ ００２年末增长６１.３％和６２.７％。２００６年底，管道 输油（气）能力为６６９４８万吨／年，比２００２年增长 ６８.４％，年均增长１３.９％。其中输油能力５７５３０万 吨／年，输气能力９４１８千万立方米／年，分别比２００ ２年增长５９.3％和１５８.９％。
我国西气东输工程于２００２年７月４日开工建设，西起 新疆轮南，经过戈壁沙漠、黄土高原、太行山脉，穿越黄河、 淮河、长江，途经九个省、自治区、直辖市，最后到达上海
全长约４０００公里，２００４年１２月３０日全线供气。 该工程是目前中国管径最大、管壁最厚、压力等级最高、 技术难度最大的管道工程，创造了世界管道建设史上的高 速度。它的建成和运营，开通了中国横贯东西的一条能源 大动脉，标志着中国天然气管道建设整体水平上了一个新 台阶，对于推进西部大开发、加快中西部地区发展具有重 大作用。
2、管道检测的特点
2.3 管道检验检测的技术和方法较多
管道的检验检测检测技术逐渐形成管道内、外 检测技术（智能检测、涂层检测）两个分枝
不同的外检测技术有其各自的优缺点 倾向于同时采用多种方法，结合管道的相关信
天然气长输管道焊接质量无损检测管理
天然气长输管道焊接质量无损检测管理摘要：在焊接过程中，无损检测是一个很重要的步骤和方法。
文章着重介绍了天然气长输管道焊接质量无损检测方法及相应的检验步骤，并通过对检验统计数据进行分析，发现焊接缺陷。
关键词：焊接过程；无损检测；天然气长输管道；焊接缺陷引言：在天然气管道的焊接质量检查中，通常采用无损检测方法来进行。
这种方法的最终测试结果的准确性，完全依赖于整个测试过程的合理性和完整性。
提高检测的可信性，最好的办法就是将这种方法纳入到质量管理系统中，并按照相应的标准来执行。
1.无损检测技术的操作工序无损检测技术贯穿于天然气长输管道的各个环节，它在焊缝前进行了检验，并确保了焊缝的温度和防腐性能，从而达到了整个管道的全过程检测。
在使用无损检测方法进行检验时，其相关的操作过程包括：（1）确定检验标准，审核相关的质量文件和相关人员的资质；（2）对设备进行检查，编制无损检测过程卡，根据有关的操作规程进行调试；（3）执行检验作业，根据检验资料，进行现场纪录，执行作业过程的全过程纪录；（4）根据有关规定和技术规范，对检验结果进行可行性分析；（5）对测试结果进行汇总，编制测试报告，并对结果进行反馈；（6）将所形成的检验报告归类归档，以供以后查阅；（7）根据实际发现的问题，对资料进行分析和分类，并作相应的统计；（8）根据所得到的问题，投入精力进行再焊，防止在修复过程中出现问题和缺陷；（9）重新执行检测，以进一步改进检测结果。
2.常见的无损检测技术2.1X射线检测法X射线检测仪是一种射线探测技术，它的基本原理是： X射线可以穿透不透光的物体，并可以使薄膜感光，从而可以对不同的目标进行辐射，并根据 X射线在穿过不同的对象时产生的不同的衰变率而产生的相应的变化，来探测物体中的质量。
比如：通过长输油管道时，对不同材质的管道，其表现出的光线强度不同，就能判断出材质的状况。
X射线检测仪通常用于检测管道是否存在漏洞、气泡和夹渣，它是根据管道整体情况进行的，通常根据材料的厚度等级调整射线能量。
长输管道无损检测技术交底
无损检测交底材料一、AUT检测1.1人员到位及持证情况（1）现场检测、划线人员需佩戴上岗证。
（2）AUTⅡ级人员负责数据采集、数据评判和数据审核。
AUT评判人员应取得国家质量监督检验检疫总局颁发的UTⅡ级及以上资格证，并取得CSWIP AUTII 级（TWIⅡ级）证书或中石油集团认可的AUTII级资格证书。
（3）每个机组的 AUTⅡ级人员数量不应少于 2 个，其中持有 TWI 资格证书的人员不应少于 1 个。
（4）AUTⅡ及TWIⅡ级检测人员需参加管道科学研究院组织的入场考试，考试合格后方可上岗作业。
（5）AUTⅠ级人员负责设备安装。
AUT设备安装人员至少2人具有CSWIP AUT I级（TWI I级）资格证书或具有中石油集团认可的AUT I级资格证书。
（6）检测单位参考线绘制人员与轨道安装人员应经检测单位AUT II级以上资质人员专项培训合格后方可上岗操作。
（7）现场人员胸牌、安全帽、工作服颜色款式符合规范，并正确佩戴。
1.2机具设备报验及检定情况（1）现场检测设备已完成报验，且现场型号与报验资料相符，并全部张贴二维码。
（2）现场检测所使用的AUT设备需在1年校验有效期内，并已通过AUT工艺评定。
（检查AUT设备编号需检查设备DAU编号）（3）现场使用AUT试块经检验合格后方能使用。
（4）现场使用试块表面保存良好，不应出现凹陷、油污、铁锈等影响检测的杂质。
1.3施工现场资料配备（1）检测过程中应按检测标准要求进行检测，并形成检测记录。
（2）扫查记录和检测报告应由相应责任人员签字确认。
（3）评定人员发现有超标缺陷的焊缝应在现场扫查完后及时标识并记录结果。
1.4施工过程监督（1）参考线、轨道安装检查1）管子两端均应绘制参考线，参考线距离焊缝中心线不宜小于40㎜，误差应不大于±0.5㎜，划线工具应每日进行校对检查，并填写检查记录。
按照参考线绘制原则测量四个点，由划线人员用记号笔将测量数据标注在管口附近，测量数据标记应写在距坡口60mm处。
长输管道定向钻穿越标准化管理图集
定向钻穿越机组标准化管理图集编制：审核：批准：1.作业工序标准化管理1.1.定位测量放线1.1.1. 根据设计交底（桩）与施工图纸，利用GPS定位系统结合全站仪，确定向钻穿越出、入土点及钻机摆放位置，确保钻机中心线与入土点、出土点成一条直线，沿途做好标志桩。
标志桩采用木桩，顶部使用红漆涂红，其总长度为50cm，插入地表以下不小于20cm，并根据地质情况采取加固措施，防止标志桩倾倒。
30cm1.1.2. 按照设计图纸给出的征地面积，通过测量放线确定施工场地边界线，使用蓝色彩钢板封闭，同时确定钻机操控室、钻杆与扩孔器堆放区、材料堆放区、泥浆回收系统、泥浆池及库房等占地边界线。
1.1.3. 在出土点一端，根据管线中心轴线和占地宽度及长度（定向钻穿越长度+20m），放出管线组装焊接预制场地边界线及出土点作业场地边界线。
受地形地貌的限制，管道焊接作业带可以弹性敷设，但出土点后作业带中心线需要保持不小于150m的直线段，管道预制标准化作业参照《建设项目管理分公司焊接机组标准化管理图集》。
1.2.便道修筑、场地铺垫1.2.1. 直线段便道修筑：进场道路直线段道路宽度应大于4m，不足4m部分，采用外运土进行修筑，承载力不足时，应才压实硬化或铺垫钢排。
1.2.2. 转弯处便道修筑：应增大道路的转弯半径，将弯道内侧进行加宽，内侧最小转弯半径应大于20m，且弯道处的路面宽度不小于10m，承载力大于50吨，坡度小于15°。
1.2.3. 设备进场前，先清除场地内的各种耕作物，并将表层耕植土推到作业带的一边，以备复耕，对表层耕织土用绿色尼龙网苫盖。
1.2.4. 场地平整后，采用挖掘机来回碾压作业场地，以提高场地的承载力，为保证设备进场通行，按照设计文件对承载力低的地面进行硬化处理（铺垫钢板、铺垫碎石或浇筑混凝土）。
1.3.地锚坑、泥浆池开挖地锚坑、泥浆池采用挖掘机开挖，地锚坑根据钻机锚固的尺寸进行开挖，并设置地锚箱，地锚箱深度不宜小于2m。
长输管道土建标准化管理图集
土建机组标准化管理图集编制：审核：批准：1.作业标准化管理1.1.吊管下沟作业1.1.1.作业带清理（1）管沟开挖前应完成作业带清理，对影响施工机具通行或施工作业的石块、树木等地上障碍物应清理干净，沟、坎应平整，有积水的低洼地段应排水。
（2）作业带清理过程中，应注意各类标志桩保护，发现损坏时应及时恢复。
标志桩可为木桩或φ8钢筋，钉入地面以下不少于0.3m ，地面以上高度不小于0.6m ，并喷涂红色油漆。
（3）测量人员应按照设计图纸要求，对控制桩、标志桩、管道中心线等进行复查，确认无误后，用白灰撒出开挖边线，并标明管沟中心线位置。
1.1.2.管沟开挖（1）在管沟开挖前，应进行移桩。
转角桩按转角的角平分线方向移动，其余轴线桩平移至管道焊接一侧，施工作业带边界线内不大于1m 处。
对于移桩困难的地段采用增加引导桩、参照物标记等方法来确定原位置。
（2）管沟开挖深度应符合设计图纸要求，沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺及工程地质情况等因素确定，并满足规范要求。
（3）管沟边坡坡度应根据土壤类别、力学性能和管沟开挖深度确定，最陡设施标志桩边坡坡度应满足规范要求，深度超过5m的边坡应采取放缓边坡、支撑或阶梯型开挖措施。
（4）管沟开挖前，土建机组HSE监督员应向施工人员进行技术交底，明确开挖地段地下管道、光缆、构筑物等设施位置信息，并对交底内容进行书面记录。
地下设施两侧5m范围内，应采用人工开挖，并采取如下保护措施：1）地下在役管道：采用厚度8mm胶皮板对交叉穿越开挖范围内管道进行包裹、捆扎牢靠，并在管道底部用钢架梁支撑或支架支撑的方式进行支护；2）地下在役光缆：采用两片镀锌角钢扣接对交叉穿越开挖范围将两侧各0.5m范围内进行保护，并捆扎牢靠；3）其他地下构筑物：应用木板等硬质挡板对交叉穿越开挖范围内进行围挡保护。
对于地下在役管道、光缆等重要设施，开挖前应征得运行方同意，并在其管理人员监督下开挖。
（5）一般地段管沟开挖时，宜将挖出土石方堆放到已完成焊接管道的对面一侧，堆土距沟边不得少于1m安全距离。
长输管道焊接机组标准化管理图集
焊接机组标准化管理图集编制：审核：批准：1.作业标准化管理1.1.管材运输1.1.1.防腐管应采用专用车辆运输，拖车与驾驶室间应设置止推挡板，立柱牢固可靠。
1.1.2.防腐管运输时，应捆扎牢靠。
防腐管与车架、立柱之间以及防腐管之间，应设置橡胶板、捆扎绳等软质材料衬垫，避免损伤防腐层。
1.1.3.防腐管在拖车上堆放，D1016以上管径不超过2层，D813管径不超过3层。
捆扎绳设置橡胶板等软质材料衬垫1.2.材堆放和封堵1.2.1防腐管拉运至施工现场后，需对管材长度、壁厚、防腐等级进行确认，并按照类别分类堆放，避免混用。
1.2.2.堆管场地应平整并具备可靠的防、排水措施，管堆下方应设置至少两道枕木等软性材料，两侧设防滚挡板或设置U型卡，防止发生滚管。
1.2.3.防腐管吊运过程中应采用专用吊具，不得损伤坡口和防腐层，并确保管端坡口保护器、管端堵头布完好。
1.2.4.管径大于800mm防腐管最大堆放层数不超过3层，保温管的最大堆放层数不超过2层；冷弯管、热煨弯管和弯头应单独堆放，并采取管端临时封堵，避免积水锈蚀。
1.2.5.管材露天存放超过3个月应采取帆布苫盖等防护措施，且存放条件、存放时间应符合厂家材料保管要求。
排水沟1.3.管道布管1.3.1.布管应使用专用吊具单根吊运，吊管钢丝绳或吊带的强度应满足吊装使用的安全要求。
1.3.2.吊管行走时，应由专人牵引钢管，避免碰撞起重设备及周围物体。
严禁使用挖掘机进行布管作业。
1.3.3.布管在施工作业带的组装一侧，相邻两管口错开0.6m以上，便于清管、坡口和吊装。
1.3.4.管道下方设置双管墩，管墩高度0.4-0.5m，距两端管口1-1.5m。
石方段布管时，应采用垫草垛、编织袋填装细土等方式制作管墩，避免管道防腐层损伤。
0.6m1-1.5m0.4-0.5m1.4.管口清理和坡口加工1.4.1.布管完成后，采用海绵球、干抹布等对管道内部进行清理，确保管道内部无泥土、积水、积雪等，管内清理过程不得破坏内涂层。
长输管道盾构标准化管理图集
盾构工程标准化管理图集编制：审核：批准：1.作业标准化管理1.1. 竖井施工（沉井法）1.1.1. 竖井基础处理（1）施工承包商应根据设计文件和地质勘测条件编制始发竖井施工方案，报监理、建设单位审批后实施。
（2）根据土壤环境和地下水位情况综合确定基坑开挖深度，当地下水位或渗水量超出地勘资料时，应采取相应措施，提高土体抗渗性。
（3）基坑开挖至接近基坑底标高0.3m时，应采用人工清底和修坡。
清底时认真检查土层，当存在松散或软弱层应采用砂石垫层置换。
开挖弃土不得在基坑附近堆放（距离大于5m，且不得影响后续施工），以减少堆土对基坑边坡的稳定影响。
（4）基坑砂垫层可分层洒水铺设，并采用挖掘机和平板振动器进行分层碾压夯实。
砂垫层完工后，沿井壁中轴线浇筑素混凝土垫层。
1.1.2. 混凝土施工（1）钢筋、水泥、砂石、外加剂等原材料进场后，应在监理见证下进行现场检查验收，并现场取样送检合格后方可使用。
原材料取样复检批次和数量应符合规范要求。
（2）沉井钢筋按图纸要求，工地现场下料加工成形，竖向钢筋、环向钢筋、钢构件间采用焊接连接，焊条应与钢材强度相适应，且在搭接长度范围内，受力钢筋接头截面积应满足设计文件及规范要求。
（3）钢筋绑扎好后，开始进行模板安装。
井壁模板可采用厚胶合板（12mm、外宽内窄），保证拼缝严密不漏浆。
（4）为控制竖井壁厚和保证模板满足受力要求，模板应采用对拉螺杆支撑（Ф14圆钢，横向间距0.5m，竖向间距0.6m），每层模板在对拉螺杆两侧布置φ18螺纹钢进行环向支撑，每间隔0.12m布置一根40×70mm木枋进行竖向支撑。
（5）竖井内外采用满堂脚手架方式布置，纵横向均1.6m一道，层高1.8m，井外沿井壁四周搭设1.0m宽双排脚手并连成整体，层高1.8m，所有脚手立管下部垫200×200×30mm木块，并按规程要求设置斜撑和剪刀撑。
脚手架应使用Ф48无缝钢管，随竖井的升高而升高，脚手架临空处搭设简易栏杆，挂安全网，上铺钢踏网。
长输管道无损检测
附录I检测工程一、长输管道无损检测 (469)二、储罐无损检测 (487)465466说明检测包括无损检测、地基处理检测、桩基检测、储罐沉降观测等。
本《规定》只规定了长输管道和储罐工程的无损检测部分，其它检测资料如地基处理检测、桩基检测、储罐沉降观测等执行国家、行业规定的检测标准。
467468一、长输管道无损检测469470长输管道无损检测归档目录1、综合管理卷：封面……………………………………………………………………………………………SHGD01-01A 卷内目录………………………………………………………………………………………SHGD01-03交工技术文件说明……………………………………………………………………………SHGD01-04企业资质证明资料（包括营业执照、资质证书、质量管理体系认证等）工程中标通知书承包合同/协议开工报告………………………………………………………………………………………SHGD01-05交工报告………………………………………………………………………………………SHGD01-06 停工报告复工报告工程交工证书…………………………………………………………………………………SHGD01-08施工现场质量管理检查记录…………………………………………………………………SHGD01-09无损检测人员登记表…………………………………………………………………………SHGD01-12后附人员资质证(扫描件)主要施工管理人员登记表……………………………………………………………………SHGD01-13（后附项目经理授权书、项目经理资质证书复印件）主要施工设备/监测仪器登记表………………………………………………………………SHGD01-14（附检定证书、试验报告等）检测方案及组织设计（含审批页……SHGD01-17）HSE相关资料无损检测监理指令汇总表…………………………………………………………………SHGD03–TY-15工程量核定单……………………………………………………………………………SHGD03–TY-07工程量签证单………………………………………………………………………………SHGD03–TY-08施工过程中会议纪要视频文件、数码照片等资料目录检测工作总结卷内备考表……………………………………………………………………………………SHGD01-20二、技术卷封面……………………………………………………………………………………………SHGD01-01A471卷内目录………………………………………………………………………………………SHGD01-03交工技术文件说明……………………………………………………………………………SHGD01-04焊口射线检测综合报告………………………………………………………………SHGD03-GDJC-01管道焊缝射线检测报告(一) …………………………………………………………SHGD03-GDJC-02管道焊缝射线检测报告(二) …………………………………………………………SHGD03-GDJC-03焊口超声波检测综合报告……………………………………………………………SHGD03-GDJC-04管道焊缝超声波检测报告(一) ………………………………………………………SHGD03-GDJC-05管道焊缝超声波检测报告(二) ………………………………………………………SHGD03-GDJC-06磁粉检测综合报告……………………………………………………………………SHGD03-GDJC-07磁粉检测报告(一) ……………………………………………………………………SHGD03-GDJC-08磁粉检测报告(二) ……………………………………………………………………SHGD03-GDJC-09渗透检测综合报告……………………………………………………………………SHGD03-GDJC-10渗透检测报告(一) ……………………………………………………………………SHGD03-GDJC-11渗透检测报告(二) ……………………………………………………………………SHGD03–GDJC-12卷内备考表……………………………………………………………………………………SHGD01-20472长输管道无损检测归档用表473474475476477478479480481482483484485长输管道无损检测归档用表使用说明1．“报告编号”由检测单位填写自行编制的号码。
长输管道类检测工艺
编号：无损检测方案编制：审核：批准南京金鑫检测工程有限责任公司年月目录1、主题内容2、检测项目及数量3、检测准备及质量控制4、检测工艺5、检测实施6、射线防护安全管理7、检测资料附件：（一）球罐无损检测人员一览表（二）球罐无损检测设备一览表一、主题内容：1.1本工艺规定了长输管道类工程无损检测的基本要求。
1.2本工艺编制依据：《压力管道安全技术监察规程》SY/T4109-2005——《石油天然气钢质管道无损检测》JB/T4730-2005——《承压设备无损检测》无损检测工艺规程——《射线检测工艺规程》、《超声波检测工艺规程》《磁粉检测工艺规程》、《渗透检测工艺规程》1.3工程概况：二、检测项目、数量及工艺准备：三、现场安全管理3.1 项目经理和责任工程师要高度重视检测现场的安全工作，要以身作则，学习贯彻各项安全规章制度；在进入现场前，必须对现场检测人员进行安全教育，向检测人员详细介绍现场情况，使检测人员检测前做到心中有数，然后按照部署，有步骤地进入检测现场。
3.2 检测人员必须严格遵守各项安全操作规程，进入现场前，必须穿戴好防护用品，不准喝酒，不准打闹，做到安全检测。
3.3 注意用电安全。
四、射线安全管理规定4.1 从事射线检测人员必须经过防护培训，并取得环保部门颁发的《放射性工作人员》培训证，操作前应佩带好个人计量牌。
4.2 注意用电安全。
4.3 射线检测前，必须先与甲方取得联系，通知射线探伤时间。
4.4 每次检测前，必须划定警戒区域，悬挂警告标志（夜间挂红灯、出入路口设置明显的警戒标志）。
4.5 确认警戒区内无其他人员后才可开机作业。
4.6 操作人员应尽量利用现场建筑物屏蔽射线，使所受的辐射剂量尽可能达到最小。
五、设备、器材和人员配备5.1设备、器材配备射线机（或管道爬行器）、移动式发电机、超声波探伤仪、磁粉探伤仪、工业用X光胶片、显定影药品、电脑、合格套装渗透剂、超声波探头、超声波探伤耦合剂、磁膏、射线探伤用观片灯、暗室设备、射线检测警示标志、底片密度计、超声波探伤试块、磁粉探伤灵敏度试片、渗透探伤灵敏度试片及射线探伤辅助物品（铅字、透度计等）等。
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无损检测标准化管理图集编制：审核：批准：1.作业标准化管理1.1.检测准备1.1.1. 无损检测承包商新进场人员、设备报验后方可在现场进行检测作业。
无损检测承包商进场检测前应参加业主组织的入场考核，入场考核以AUT检测机组为单位进行考核，入场考核通过后方可开始检测作业。
1.1.2. 每个新进场AUT检测机组应开展专项AUT工艺评定，用于现场的AUT 检测设备在使用前应由中国石油天然气管道科学研究院或建设单位认可的专业机构进行校验。
并取得该机构出具的《专项AUT工艺评定报告》后方可进行AUT检测。
AUT图谱AUT工艺评定报告1.1.3. PAUT检测机组检测前，应采用模拟试块进行PAUT工艺验证，结果应满足《DEC-OPG-G-NT-004-2020-1 油气管道工程相控阵检测技术规检测技术规定》标准要求，能清晰的显示模拟试块上所有的反射体或缺欠、检测范围应能覆盖整个检测区域。
PAUT模拟试块PAUT工艺验证报告1.1.4. 每批次射线检测胶片进场，应对胶片进行本底灰雾度测试，并出具灰雾度测试报告。
射线检测（RT）胶片灰雾度测试射线检测（RT）现场1.1.5. 磁粉检测前对磁粉检测设备进行提升力测试，应符合《SY/T 4109-2020石油天然气钢质管道无损检测》标准要求，当使用磁轭最大间距时，交流电磁轭至少应有45N的提升力，交叉磁轭至少应有118N的提升力（磁极与试件表面间隙应为0.5mm）。
MT提升力测试MT提升力测试报告1.2.基本程序1.2.1. 焊接施工完成后，施工单位应对每道焊缝外观质量进行检查，检查内容包括焊缝宽度、余高是否符合焊接工艺要求，有无表缺陷，外观质量检查合格后向监理单位递交无损检测申请。
1.2.2. 监理单位对焊缝外观质量以及检测申请的内容进行确认后，向检测单位下达检测指令。
1.2.3. 检测单位接到检测指令后应对焊缝实施检测。
检测过程中发现焊缝外观质量不符合要求或影响检测评定时应拒绝检测，并报告监理单位，由监理单位通知焊接单位。
1.2.4. 施工单位应对不符合要求焊缝进行修补，修补完成并外观检查合格后由监理单位通知检测单位，检测单位根据检测工艺和操作指导书实施检测，并在规定的时间内完成检测工作，及时将检测结果反馈给监理单位和焊接单位。
1.2.5. 检测单位应按照设计文件和建设单位管理要求及时完成焊口检测并出具纸质检测报告。
其中：（1）自动焊接焊口在接到监理焊口检测指令后当日内实施检测并出具检测报告；（2）非自动焊接焊口在接到监理焊口检测指令后24小时内实施检测并出具检测报告；（3）返修口、连头口应在焊接完成24小时后48小时内实施检测并出具检测报告。
1.3.检测标识和参考线1.3.1.每道被检测焊缝应有检测标识，在平焊位置应有起始标记和扫查方向标记。
起始标记宜用“0”表示，扫查方向标记宜用箭头表示，并宜沿介质流动方向顺时针绘制，所有标记应对扫查结果无影响。
起始标记和扫查方向标记参考线绘制1.3.2. 在焊接之前，应在管端表面标注一条平行于管端的参考线，参考线与坡口中心线的距离不宜小于40mm，参考线位置误差应为±0.5mm，轨道安装误差不应大于±1mm。
轨道安装轨道安装1.4.焊缝表面检查1.4.1. 探头移动区内的钢管，其制管焊缝内外表面应用机械方法打磨至与母材齐平，且应与母材圆滑过渡，修磨过程中若伤及母材，应测量打磨处母材的厚度，剩余壁厚不应小于钢管标准壁厚的95%。
1.4.2. 探头移动区域的宽度应按检测设备、坡口型式及被检焊缝的厚度等确定，探头移动区的范围宜为焊缝两侧各大于或等于150mm区域。
探头移动区域内不应有防腐涂层、飞溅、锈蚀、油污等影响检测的杂质。
检测区域宽度应是焊缝加上焊缝熔合线两侧各不小于5mm的范围。
1.4.3. 胶片宽度应能覆盖焊缝及两侧热影响区，热影响区的宽度为焊缝两侧各不小于5mm的区域。
制管焊缝打磨焊缝外观检查1.5.现场检测作业1.5.1 AUT检测（1）在每班检测前、检测过程中和检测工作结束后每隔1h 或扫查完5 道焊缝之后（以时间短者为准），应利用对比试块进行校验；开工之前及每隔一个月应对编码器精度进行校验。
AUT灵敏度校准AUT编码器校验记录（2）轨道边缘距焊缝中心线距离误差必须满足±1㎜要求。
轨道安装完成后，必须由专人进行符合，看轨道边缘距焊缝中心线距离误差是否满足要求。
轨道安装轨道安装记录（3）现场检测人员进行初步评定，由审核人员复评后出具检测报告。
AUT图谱评定及审核出具并签发检测报告1.5.2.射线检测（RT）（1）射线检测前，检测单位应提出射线作业申请，编报《射线作业许可证》，经各方人员签字确认后方可进行射线检测作业。
射线作业许可证射线检测（RT）（2）射线检测（RT）人员应随身佩戴个人剂量计，每个射线检测机组至少配备一个辐射报警仪。
（3）射线检测（RT）时，应按现行国家标准《工业X射线探伤放射卫生防护标准》GBZ 117 的规定划定控制区和监督区，并应设置警戒线和警告标志。
（4）检测单位应及时对射线检测（RT）底片进行评定、审核（审核人员应具备III级资格），并将检测结果反馈承包商、监理单位，并及时出具纸质检测报告。
射线检测（RT）底片评定及审核出具并签发检测报告1.5.3.相控阵超声检测（PAUT）（1）PAUT检测前灵敏度校准应符合标准及相关文件规定。
（2）检测系统复核应采用与初始检测设置时相同的对比试块，并在以下条件下应进行复核：1）每班检测前；2）检测过程中检测设备更换部件；3）连续工作4小时；4）检测系统设置和校准时的温度与实际焊缝检测温度差大于±15℃时；5）检测工作结束时；6）对灵敏度有怀疑时。
PAUT灵敏度校准PAUT现场检测（3）检测单位应每月对试块表面状态进行核查并填写检查记录，试块不得存在油污、锈蚀等现象。
（4）现场进行初步评定、审核后，应将检测结果及时反馈承包商、监理单位，并出具纸质检测报告。
PAUT图谱评定及审核出具并签发检测报告（5）PAUT检测至少一个月进行一次TCG曲线验证，已保证PAUT检测参数综合指标符合标准要求。
1.5.4 .超声检测（UT）（1）检测前灵敏度校准应符合标准及相关文件规定。
UT灵敏度校准UT现场检测（2）检测过程中对发现的缺陷应及时进行标记并填写检测原始记录，将检测结果及时反馈承包商、监理单位，并出具纸质检测报告。
填写检测原始记录出具并签发检测报告1.5.5渗透检测（PT）（1）检测前应使用镀铬试块验证灵敏度等级。
镀铬试块渗透检测（2）渗透检测现场应通风，并应远离火源、热源，渗透检测人员应配备乳胶手套、防毒口罩等防护用品（3）渗透检测完毕后应清理检测现场的废弃物，空喷罐应泄压后再作处理。
防护口罩、手套废罐回收（4）检测评定应记录缺欠的位置、性质、分类、数量和长度，缺欠迹痕的记录应采用绘制示意图的方式，必要时也可采用照相的方式。
填写检测原始记录出具并签发检测报告1.5.6.磁粉检测（MT）（1）检测作业前，应采用标准试片检验磁粉检测设备、磁粉和磁悬液的综合性能（系统灵敏度），检测前，应进行磁悬液润湿性能检验。
MT灵敏度测试MT现场检测（2）所有需评定的相关显示的尺寸、数量和产生部位均应记录，并应绘制示意图；磁痕的永久性记录可采用照相法（应附带标尺）、胶带法及其他适当的方法。
现场检测影像拍照留存出具并签发检测报告2.HSE标准化管理2.1.作业场地布置2.1.1. 射线现场作业带入口设置职业危害告知牌，入口设置电离辐射警示牌。
警示牌为黄色，正三角形边框及电离辐射标志图形均为黑色；版面、规格、位置、制作材质等要求符合《安全标准化指导手册》。
警示牌警戒带2.1.2.检测人员现场作业时，必须穿戴好劳保服，并按要求佩带个人剂量笔和现场报警仪。
报警仪、工作证、个人剂量笔劳保服装2.2.人员劳保着装2.2.1.安全帽（1）项目部、监理、承包商应自行采购符合《头部防护安全帽》（GB 2811-2019）要求的安全帽。
使用前，应按照要求组织验收，重点检查永久标识、制造厂名、生产日期、产品名称、产品特殊技术性能（如有要求）是否符合规定。
（2）安全帽颜色分为红、白、黄、蓝四色，并严格按以下标准进行佩戴识别：1）黄色∶施工人员；2）白色∶来访/检查人员、业主、监理及承包商管理人员；3）红色∶安全员；4）蓝色∶特种作业人员，如电工。
（3）安全帽正面为承包商LOGO标识及名称简写，左侧面粘贴员工二维码信息。
（4）凡进入施工现场人员，均应按照规范要求佩戴安全帽。
2.2.2.劳保着装（1）进入施工现场人员均应统一配置具备防静电功能的长袖工装，颜色、款式统一；在夜间作业时应穿戴反光背心。
（2）进入施工现场的人员应穿戴具有防刺穿功能的劳保鞋，冬季施工配备具有防滑功能的劳保鞋。
（3）劳保用品应从正规渠道采购，质量符合国家规范要求并有产品合格及检测证明。
（4）劳保用品发放、使用及报废处理应符合《员工劳动保护用品（PPE）管理标准》要求。
（5）机组长、HSE监督员、技术员和质量员等应在右臂佩戴相应袖标（宽150mm，见下图），红底黄色宋体字。
150mm2.2.3.工作证及参观卡（1）作业人员进入施工现场应佩戴工作证，并固定于左胸位置处；外来人员检查或观摩需佩戴参观卡。
（2）工作证尺寸为85.5mm×54mm，参观卡尺寸为70mm×100mm。
工作证照片统一为身着各单位工装的免冠蓝底一寸照。
（3）工作证二维码要求：扫描二维码，可以获取人员相关信息，包括姓名、人员编号、电话、单位、本项目岗位、工作经历、入场安全教育、执业资格、入场时间、血型、体检等情况。
工作证（正面）工作证（背面）参观卡（正面）参观卡（背面）2.3.检测设备管理射线机、爬行器、AUT/PAUT设备等主要检测机械应有设备二维码数字标签，符合DEC-OGP-D-PM-004-2020-1《油气管道工程设备数字标签规定》要求。
AUT设备RT设备PAUT设备UT设备2.4.耗材及污染物管理2.4.1. 冬季AUT检测作业时，现场检测使用的低温耦合剂（如酒精）应设置单独收集设施（尺寸宜为1.2m×0.5m×0.1m），避免污染环境。
耦合剂存放装置2.4.2. 暗室处理废液符合环保要求，设立单独存放区，设立醒目标识，严防渗漏、泄漏等情况发生。
废液存放2.4.3. 未使用、报废胶片应分类存放，存放环境应符合SY/T 4109标准要求。
新进胶片存放焊口底片存放2.5.暗室管理2.5.1. 暗室应配备全自动洗片机、暗室安全灯、空调、温度计等设施。
暗室需满足以下要求：暗室不宜过小、过窄，总面积不宜小于12m3，并分干区和湿区。