长输管道类检测艺
长输管道无损检测标准化管理图集
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。
基于DM的长输管道外防腐层检测技术的研究报告
基于DM的长输管道外防腐层检测技术的研究报告随着管道运输行业的不断发展和国家市场化改革的推进，长输管道的重要性愈发突显。
但随着时间的流逝，管道自然老化和环境侵蚀等因素给管道使用寿命带来了很大的挑战。
因此，外防腐层的检测是管道安全运输的必要条件。
本报告主要介绍基于DM的长输管道外防腐层检测技术的研究。
一、DM技术的特点DM即电磁感应法，是利用金属管道内外的感应电磁场进行缺陷检测的一种无损检测技术。
DM技术不需要接触管道，不会对管道造成任何损伤，因此非常适用于长输管道的外防腐层检测。
二、DM技术的工作原理DM技术主要是利用感应电磁场进行缺陷检测的。
在管道周围安装一根线圈，通过线圈中通入交流电流，会在管道周围产生交流电磁场。
当管道表面有缺陷出现时，会使得感应电磁场受到干扰，在线圈中感应出新的电信号。
通过分析这个信号，可以轻松地检测出管道表面的缺陷。
三、DM技术的应用DM技术在长输管道的外防腐层检测中应用非常广泛。
该技术不会对管道本身造成任何损伤，并且检测速度很快，能够实时反馈管道的实际状态。
通过DM技术进行检测，可以及时发现和排除可能存在的缺陷和问题，提高管道使用的安全性和可靠性。
四、DM技术的优势相比传统的管道检测技术，DM技术具有很多优势。
首先，DM技术不会对管道造成任何损伤，能够实现非接触式检测，能够减少管道的维修费用。
其次，DM技术检测速度快，能够实时反馈管道的状态，更加方便管道运输的管理和维护。
最后，DM技术响应时间短，能够及时发现管道表面的缺陷，有效预防巨大的安全事故的发生。
综上所述，长输管道的外防腐层检测技术是保证管道安全运输的必要条件。
DM技术作为一种无损检测技术，具有非常显著的优势，已被广泛应用于长输管道的外防腐层检测。
DM技术有着良好的实际效果和高度的经济效益，值得在以后的管道运输管理和维护中得到广泛的应用和推广。
为了更好地说明基于DM的长输管道外防腐层检测技术的研究成果，以下列出相关数据并进行分析。
长输管道安装安全质量监督检验工作（三篇）
长输管道安装安全质量监督检验工作一、引言长输管道是输送液体或气体的重要工程设施，其安装质量直接影响到工程的运行安全和使用寿命。
为了确保长输管道的安装工作能够符合相关的技术标准和规范要求，保障工程的安全性和可靠性，必须对其进行全过程的监督检验。
本文将从长输管道安装的基本要求、监管管理体系建设、质量检验方案制定、施工过程监督检验和竣工验收等方面阐述长输管道安装安全质量监督检验工作。
二、长输管道安装的基本要求1. 管材选择：根据输送介质的特性和要求，选择合适的管材材质，确保其抗腐蚀性、耐压性等性能符合设计要求。
2. 施工环境准备：施工前要对施工现场进行认真的勘察，确保地质条件适宜，地面平整，避免影响管道的稳定性和安全性。
3. 施工方案设计：根据管道线路的长度、地形地貌、环境条件等因素，制定详细的施工方案，包括施工工艺、设备选择、施工进度计划等。
4. 材料采购：选取合格的供应商，保证管材、管件、阀门等材料的质量可靠，并对材料进行入库检验和备案。
5. 施工质量控制：按照相关技术规范，严格控制施工质量，确保管道的安装准确、牢固，接口密封可靠。
三、监管管理体系建设1. 监管机构组织建设：建立专门的管道安装监督部门，配备专业化的工作人员，负责制定管道安装相关的管理制度和技术标准，并组织实施。
2. 监管管理制度建设：制定管道安装监管管理制度，明确相关工作职责、权责关系和工作流程，建立健全的监管管理机制。
3. 人员培训与资质认证：培训和考核监管人员的专业知识和技能，加强对监管人员的资质认证工作，确保其监督检验能力和水平。
四、质量检验方案制定1. 管材质量检验：对管材进行外观检查、尺寸测量、材质分析等工作，确保管材符合相关的技术标准和规范要求。
2. 焊接接头质量检验：对焊缝进行尺寸检查、无损检测和机械性能测试，确保焊接质量合格。
3. 防腐层质量检验：对防腐层进行厚度测量、附着力测试和耐腐蚀性能试验，确保防腐层的质量可靠。
长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制要点
长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制要点长输管道作为连接石油、天然气等资源开采和运输的重要工程，其设计、建设和监督检验都需要高度重视，因为一旦发生事故，不仅会造成严重的经济损失，更会带来环境污染、人员伤亡等不可估量的损失。
焊接是长输管道施工过程中重要的一环，焊接质量的好坏直接影响着管道的使用寿命和安全稳定性，因此焊接检验尤为关键。
控制焊接质量应从以下几个方面进行：一、焊接前的准备工作焊接前的准备工作是保证焊接质量的基础。
在对钢管边缘进行处理时，应确保表面洁净、光滑，不得有任何油脂、水分等杂质，以避免影响焊缝成型和质量。
对于焊接前的环境也需要做好准备，包括确保焊接仓内的空气流通、遮挡阳光直射等。
二、焊接过程的监督在焊接过程中，应有专人进行现场监督，对焊接质量进行控制。
监督人员应具备一定的专业知识和技能，能够及时发现、处理焊接过程中出现的问题，并对焊接质量进行检查。
监督人员还需要监督焊接机器的使用情况，确保其工作稳定，以及操作者的操作技能。
三、焊接后的检验焊接完成后，应对焊缝进行全面的检查和评估。
包括焊缝表面的质量、孔隙、气孔、裂纹等问题。
对于敏感部位如管接口、弯头等位置的焊缝应另外加强检查，确定质量符合要求才能进行收尾工作。
四、焊接材料的选择对于焊接材料的选择，应根据管道的技术标准和设计要求进行选择。
要保证焊接材料的质量符合要求，能够满足管道的使用寿命和安全性需求。
同时，需要注意焊接材料的保存环境，防止受潮、腐蚀等现象。
焊接电极在存放时应采用密封防潮的方式。
总的来说，长输管道安装监督检验中对焊接质量的控制应该是全程、全方位、全过程的。
要注重培训并提高质量监督人员的专业技能，并严格遵循管道施工的相关标准和规范要求，以确保管道能够安全运输，为我们的经济和生活带来更多的利益。
五、焊接工艺和参数的控制控制焊接质量不仅要对焊接过程进行全方位监控，还要注意焊接工艺和参数的控制。
在选择焊接工艺和参数时，应根据管道材料的特性和使用要求进行选择。
油气长输管道定期检验细则模版
油气长输管道定期检验细则模版一、检验目的和依据1.目的本检验旨在确保油气长输管道的安全运行及预防事故的发生，保护环境和人身财产安全。
2.依据本检验依据国家相关法律法规和标准，包括《石油和天然气管道定期检验技术规范》等进行。
二、检验范围和周期1.范围本次检验范围包括油气长输管道的全线设备、工艺装置以及相关附属设施。
2.周期油气长输管道定期检验周期为每年一次，具体时间由管理部门根据实际情况确定。
三、检验项目及内容1.管道外观及防腐检查包括对管道外观进行检查，确认是否有明显破损、锈蚀等情况，并对防腐层进行检测和评估。
2.管道材质和强度检验对管道材质进行抽样检测，确认材质的可靠性和适用性，并进行管道强度测试，确保管道的结构安全。
3.管道压力测试以标准工作压力为基准，对管道进行压力测试，确保管道的耐压性和密封性。
4.管道泄漏检测利用现场泄漏检测仪器，对管道进行泄漏检测，排除潜在的泄漏隐患。
5.阀门和管道连接件检查检查管道上的阀门和连接件，确认是否有异常磨损、松动等情况，并进行必要的维护和更换。
6.管道设备安全防护检查对管道上的设备和安全防护装置进行检查，确保其功能正常，避免事故发生。
7.管道油气品质检测抽取油气样品进行质量检测，排除管道内沉积物、杂质等对油气品质的影响。
四、检验程序和要求1.组织人员组织检验的人员应具备相关技术资质和经验，并按照检验要求进行操作。
2.检验准备提前做好检验计划和准备工作，包括检验仪器设备的校准和准备，确保检验过程的顺利进行。
3.检验过程按照上述检验项目的内容，依次进行检验和测试，记录检验数据和结果，并进行分析和评估。
4.检验报告编制检验报告，详细记录检验的过程、结果和评估，并提出相应的管道维护和修复建议。
五、附则1.本细则适用于所有油气长输管道的定期检验，检验单位应在检验过程中遵守相关的操作规范和安全规定。
2.对于发现的异常情况和问题，检验单位应及时向管理部门报告，并根据情况采取相应的措施进行处理。
长输管道智能内检测管理规定
通用业务制度-实施类1 基本要求1.1 目的为了规范长输管道在线智能内检测及其数据的管理，以及操作程序、基本要求、安全操作与预防风险程序，确保管道本体安全，特制定本规定。
1.2 适用范围本规定适用于中国石化天然气分公司所属管道在线智能内检测的管理。
1.3 管理目标规范智能内检测操作与管理，确定内检测管理的技术需求、检测条件、检测器选择、检测指标、检测周期、内检测操作运行、数据报告提交等要求，通过检测掌握管道本体状况和及时发现缺陷，进行有效的修复，保证管道承压能力，实施管道本体安全的目标。
1.4 术语1.4.1 管道智能内检测借助于流体压差使检测器在管道内运动，实时采集并记录管道信息的检测器所完成的检测，检测出管道缺陷（内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等）、管道中心线位置和管道结构特征（管节与壁厚、焊缝、三通、弯头等）的方法。
1.4.2 几何变形检测以检测管道的几何变形情况为目的所实施的管道内检测。
1.4.3 漏磁腐蚀检测以检测管壁腐蚀、机械损伤等金属损失为目的所实施的管道内检测。
2 职责2.1 管道管理部2.1.2 负责公司管道在线内检测的制度、标准的制定,确定管道检测频率。
2.1.2 负责对各单位在线内检测方案和计划的审核，对实施情况进行协调、指导、检查，提供技术支持及专业培训。
2.1.3 负责对公司所属管道在线内检测数据的统计分析和管理。
2.1.4 负责对公司所属管道内检测缺陷评价的统计分析和管理，并对缺陷修复计划、控制措施进行审核和实施监督。
2.2 生产运行部2.2.1 负责对公司所属管道在线内检测过程中气量调度方案的审批。
2.2.2 对管道在线内检测需要调压调量等提供工艺操作及其他相关技术支持。
2.3 管道管理公司2.2.1 负责所辖管道内检测计划制定。
2.2.2 负责所辖管道内检测具体检测方案的制定并负责实施。
2.2.3 负责所辖管道内检测气量调度方案的制定及实施。
2.2.4 负责所辖管道内检测过程的全面管理。
压力管道安全技术监察规程-长输管道
压力管道安全技术监察规程-长输管道下载温馨提示:该文档是我店铺精心编制而成，希望大家下载以后，能够帮助大家解决实际的问题。
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5)长输管道对接焊缝返修后的渗透检测(精)
长输管道对接焊缝返修后的渗透检测向阳施鹏飞（南京佳业检测工程有限公司，江苏南京）以仪征至长岭原油管道工程的渗透检测为例。
仪征至长岭原油管道工程连接仪征首站储油库和湖南长岭炼厂，主要用于进口原油的运输。
全长900公里，主线管道规格为Ø864×11.1材质为：X65。
在管道施工中我检测项目部对X65管材焊口的返修部位、热影响区及返修部位两侧沿焊缝方向各100mm做100%检测。
采用溶剂去除型着色渗透检测法，检测依据的标准为《承压设备无损检测》JB/T4730.5—2005 Ⅰ级合格。
1概述渗透检测是一种以毛细管作用原理为基础的检查表面开口缺陷的无损检测方法，与其它无损检测方法相比，它具有检测方便，设备简单等特点，它检测时不需电源、水源，特别适合野外长距离输送管道的检测工作。
渗透检测伤的缺点是它只能检查表面开口的缺陷，因而在管道无损检测过程中往往与其它无损检测方法配合使用。
2检测对象、比例及检测时机X65管材焊口的返修部位、热影响区及返修部位两侧沿焊缝方向各100mm做100%PT 检测。
返修部位返修完毕后24小时，经RT检测合格，再进行渗透检测。
3检测方法采用溶剂去除型着色渗透检测法。
4器材及要求采用压力喷罐式清洗剂、渗透剂、显像剂，型号DPT-5，在有效期内，喷罐表面无锈蚀和泄漏；试块采用A型铝合金试块和B型镀铬试块。
5系统灵敏度试验在检测现场，使用B型镀铬试块检验操作系统渗透检测灵敏度，灵敏度试块上的人工缺陷在应能清晰的显示3个辐射状裂纹区。
当环境温度低于10℃或高于50℃时，应使用铝合金标准试块，按标准附录B的要求对检测操作方法做出校正。
6检验程序前处理→渗透→去除→显像→观察及评定→后处理。
6.1前处理前处理时野外渗透检测作业的重点，必须使彻底清除妨碍渗透剂渗入缺陷的油脂、涂料、铁锈、水分、检测表面的氧化皮及泥巴污物等。
对被检件进行局部检测时，准备工作范围一般从检测范围向外扩展25mm（根据现场实际情况可增加前处理范围，以免污物对检测面的影响。
油气长输管道定期检验细则
油气长输管道定期检验细则
油气长输管道定期检验的细则一般包括以下内容：
1. 检查范围：包括管道的起点、终点和沿线各个节点的检查。
2. 检查时间：一般为每年至少一次。
3. 检查方法：可以采用无损检测技术，如超声波检测、磁粉探伤、涡流检测等，也可以采用传统的目视检查方法。
4. 检查内容：包括管道的壁厚测量、管道表面的腐蚀检测、焊接接头的检查、防腐层的检查等。
5. 检查记录：对每次检查进行详细记录，包括检查日期、地点、检查人员、检查结果等。
6. 异常处理：如果在检查中发现了管道的异常情况，如腐蚀、裂纹、漏点等，需要及时采取修复措施，确保管道的安全运行。
7. 监管要求：根据相关法律法规和监管要求进行检查，并报告给相关监管部门。
以上是一般油气长输管道定期检验的细则，具体的细则可能会根据实际情况有所不同，还需根据相关规定进行具体的操作。
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石油天然气长输管道的泄漏原因及检测方法分析
石油天然气长输管道的泄漏原因及检测方法分析作者：张月虎李海华来源：《中国科技博览》2017年第32期[摘要]随着油气工业的不断发展，管道运输已成为石油天然气运输的主要方式，油气管道建设规模已成为各国经济发展的主要标志之一。
随着油气输送管道建设长度的增加，运行使用年限累积，管道泄漏风险日益突出，管道安全已经成为社会广泛关注的问题之一。
经过检测和维修管道，降低事故发生的风险，可延长管道的服役年限，减少环境污染和经济损失。
[关键词]石油天然气；长输管道；泄漏原因；检测中图分类号：TH492 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）32-0000-011 石油天然气长输管道泄漏事故原因分析1.1 腐蚀因素石油天然气长输管道泄漏的主要原因则是腐蚀问题，具体表现为三点：（1）外腐蚀。
长输管道外层受到腐蚀性物质影响出现泄漏。
外腐蚀原因不但包括外界环境，还与防腐蚀质量存在联系，与管道后期保养维护存在管理；（2）内腐蚀。
管道内腐蚀较为常见，原因多在天然气含有较多杂质，夹杂少量腐蚀性水，腐蚀管道内壁；（3）腐蚀破坏最大的就是应力腐蚀，形成原因为拉应力与腐蚀作用共同作用。
1.2 阴极保护石油天然气长输管道中一种重要保护措施就是阴极保护，阴极保护分成两种：强制电流阴极保护与牺牲阳极阴极保护。
现阶段强制电流法在实际中有着广泛应用，将一定电流加入到石油天然气长输管道上，达成保护的目的，避免出现电子迁移情况的发生。
但阴极保护措施不到位则会造成管道泄漏情况的发生。
1.3 焊缝开裂石油天然气长输管道泄漏的另一类原因就是焊缝开裂，通常表现为环向裂缝开裂。
1、环向焊缝存在缺陷，长时间使用缺陷逐渐扩大；2、输送压力过大，加快焊缝开裂速度，造成天然气泄漏事故发生。
1.4 人为因素石油天然气长输管道泄漏最直接的原因就是人为因素。
（1）天然气输送中操作人员行为不规范；（2）管线周围或上方私自出现人工或机械开挖情况，直接破坏管道安全；（3）石油天然气长输管道与其他管道之间安全间距不满足要求；（4）管道受到盗窃等行为的困扰，造成天然气泄漏。
长输管线绝缘接头气密性试验泄露分析及检测方案
长输管线绝缘接头气密性试验泄露分析及检测方案王冬林1,2,张佳宁3,祝龙3,吴金辉1,2,蔡彬1,2(1.中国石油集团石油管工程技术研究院,西安710077;2.北京隆盛泰科石油管科技有限公司,北京100101;3.陕西省天然气股份有限公司,西安710016)摘要：针对某国家项目采购的绝缘接头出现的气密性试验泄露现象,从钢制短管及锻件质量、焊缝质量、密封件及绝缘件质量、绝缘填料注入及压装工艺质量等方面进行了分析。
分析结果表明,密封件的尺寸和性能不符合技术要求是导致绝缘接头泄露的根本原因;水压+弯矩试验过程中绝缘接头中间部分发生弯曲,进一步加重密封件的损坏程度,造成了最终气密性试验泄露。
根据绝缘接头的泄露原因,提出了优化的检测方案。
经实践应用验证,加装漏气孔检查泄露情况的方案测试结果较好,能够更早、更精准地发现泄露情况,提高气密性检测的效率。
关键词：绝缘接头;气密性试验;泄露;检测方案中图分类号：TG445文献标识码：B DOI:10.19291/ki.1001-3938.2021.02.011Leakage Analysis and Detection Scheme ofLong Distance Pipeline Insulation Joint Air Tightness TestWANG Donglin1,2,ZHANG Jianing3,ZHU Long3,WU Jinhui1,2,CAI Bin1,2(PC Tubular Goods Research Institute,Xi’an710077,China;2.Beijing Longsheng Taike Petroleum Pipe Technology Co.,Ltd.,Beijing100101,China;3.Shaanxi Provincial Natural Gas Co.,Ltd.,Xi’an710016,China) Abstract:Aiming at the leakage phenomenon of air tightness test of insulated joint purchased in a national project,the quality of steel short pipe and forging,weld quality,quality of sealing parts and insulating parts,quality of insulation filler injection and pressing process are analyzed.The results show that the size and performance of the seal do not meet the technical requirements is the root cause of the leakage of the insulation joint.During the water pressure+bending torque test, the middle part of the insulation joint is bent,which further aggravates the damage of the seal,resulting in the leakage of the final air tightness test.According to the leakage reason of insulated joint,the optimized detection scheme is put forward.The practical application shows that the scheme of installing leak hole to check the leakage has good test results,which can find the leakage earlier and more accurately,and improve the efficiency of air tightness detection.Key words:insulation joint;air tightness test;leakage;detection scheme绝缘接头是在长输管道中起绝缘、密封、防止电化学腐蚀作用的特殊管道接头[1-3],这类接头已经替代绝缘法兰广泛应用于西气东输管道工程、中俄东线天然气管道工程、潜江到韶关管道工程等各大工程项目[4-7]。
相控阵超声检测在大口径长输管道上的应用
相控阵超声检测在大口径长输管道上的应用摘要：大口径长输管道（指管径≥600mm）焊接接头的质量采用无损检测来控制，其无损检测方法有射线检测、超声波检测及其他表面检测等。
超声波检测原指手动A型超声波检测（简称A超）。
目前，A超已经逐渐被相控阵超声波检测（简称：PAUT检测）所代替。
本文介绍了PAUT检测的原理、特点，通过PAUT检测在长输管道上的应用，建立PAUT检测典型缺陷图谱。
关键词：相控阵超声检测；工艺验证；图谱；缺陷。
1 引言：大口径长输管道（指管径≥600mm）焊接接头一般焊接结束24小时以后开始无损检测工作，主要采用射线、超声波、磁粉和渗透等方法进行无损检测。
超声波检测原指A型超声波检测（简称A超）距离波幅显示，该显示波形无法记录，于操作人员的技能水平有很大关系，造成A超对焊接接头的缺陷检出率不高的情况。
目前，A超已经逐渐被相控阵超声波检测（简称：PAUT检测）所代替。
1.1 缺陷检出率大大提高在同一工程执行SY/T4109-2020标准的情况下，根据我公司在某工程中A超和PAUT检测数据对比统计，PAUT检测高于A超的缺陷检出率在19%以上。
原因：A型超声波是普通二维图像，仅能确定缺陷的幅值、长度。
这种抽象的波形需要通过检测人员经验进行判定，波形不能形成有效记录，很容易造成漏检。
1.2 PAUT图谱可记录储存PAUT检测实现缺陷立体成像，可以对缺陷深度、长度、高度进行精确测量和定位。
PAUT检测图谱检测灵敏度高，可实现数据存储，便于对检测结果复检。
PAUT 检测消除了A超检测无法记录的问题，检测采用一对相控阵探头和TOFD探头，环绕焊接接头一周采集数据。
提高了检测效率。
2、相控阵超声检测技术介绍相控阵超声检测：将医院中的B超技术应用在管道环焊缝检测领域，利用超声波覆盖整个管道焊接接头融合面，根据反射回波的大小和时间确定缺陷的大小和位置。
这种给管道做“B超”的技术就是相控阵超声检测技术。
浅析长输管道清管及内检测
浅析长输管道清管及内检测【摘要】长输管道在石油、天然气等能源运输中扮演着至关重要的角色，而清管及内检测的工作对于保障管道运行安全和效率至关重要。
清管的方法和技术包括机械清理、化学清洗等，而内检测则通过超声波、磁粉探伤等技术来检测管道内部的缺陷。
清管与内检测的配合能够全面评估管道的运行状况，确保及时发现问题并进行修复。
清管及内检测的效果评估是衡量工作效果的关键，同时未来的发展趋势包括更智能化、自主化的清管及内检测技术。
长输管道清管及内检测的重要性不言而喻，未来将在技术创新的推动下不断完善和发展。
【关键词】长输管道、清管、内检测、方法、技术、原理、工具、配合、效果评估、进展、发展趋势、重要性、未来发展方向、总结、展望。
1. 引言1.1 长输管道的重要性长输管道作为输送液体或气体的重要设施，在现代工业中起着至关重要的作用。
长输管道的建设和运行，可以实现资源的有效利用和输送，推动经济发展和社会进步。
长输管道可以连接城市与城市、国家与国家，实现资源的有序输送和利用。
长输管道也是保障国家能源安全和经济发展的重要基础设施之一。
长输管道的重要性体现在多个方面。
长输管道可以实现能源资源的长距离输送，从而满足各地区对能源的需求，保障能源供应的稳定性。
长输管道可以减少能源资源的占用和浪费，提高资源利用效率，降低能源运输成本，促进经济发展。
长输管道还可以带动相关产业的发展，促进经济结构的优化和产业升级。
长输管道的重要性不言而喻，清洁管道及内部检测工作的实施，对长输管道的安全运行和持续发展具有重要意义。
通过清管及内检测，可以保障长输管道的运行畅通和安全可靠，为我国能源输送和经济发展提供有力保障。
1.2 清管及内检测的必要性清管及内检测是长输管道运行维护中的重要环节，其必要性主要体现在以下几个方面：清管及内检测可以有效减少管道内部沉积物的堆积，避免管道内的污垢、锈蚀物等物质对管道的腐蚀。
这样可以延长管道的使用寿命，降低维护成本。
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。
油气长输管道定期检验细则范本
油气长输管道定期检验细则范本一、检验目的和依据1. 目的本次检验旨在确保油气长输管道的安全运行，发现并排除潜在的安全隐患，保障管道的正常运转。
2. 依据本次检验依据《中华人民共和国安全生产法》、《油气管道安全管理办法》等相关法律法规，结合国内外油气长输管道安全管理经验共同制定。
二、检验范围和周期1. 检验范围本次检验范围涵盖所有油气长输管道及其附属设施，包括输油、输气管道及相应的阀门、泵站、调压站等设施。
2. 检验周期根据实际情况确定检验周期，一般建议每年进行一次全面的检验，并根据管道的使用情况及维护记录适时进行中期检验。
三、检验内容和要求1. 设备安全检查（1）检查管道设备的基本信息，包括设备名称、型号、出厂日期、使用寿命等，并核对设备厂家提供的证明文件；（2）检查设备是否完好无损，有无泄漏、腐蚀等问题；（3）检查设备的操作性能是否正常，是否存在故障风险；（4）对设备的仪表进行校准，确保其准确度和可靠性。
2. 管道安全检查（1）检查管道的外观，发现有无裂纹、磨损等问题；（2）检查管道的承压能力，进行压力测试，确保管道在正常工作压力下不会发生破裂；（3）检查管道的绝缘层和防腐层，确保其完整性和有效性；（4）检查管道的支撑架构及固定件，排查松动、脱落等问题。
3. 安全防护检查（1）检查油气长输管道的安全标识是否齐全、清晰可见；（2）检查安全防护设施的完善性，包括防火、泄漏报警、紧急停车等设施是否正常工作；（3）检查现场安全措施是否到位，包括围栏、标志牌等是否完整。
四、检验记录和整改措施1. 检验记录对每次检验的设备和管道进行详细记录，包括检查的具体情况、存在的问题、处理方式等。
2. 整改措施针对检验中发现的问题，制定相应的整改措施并详细记录，确保问题能够及时得到解决和修复。
总结：油气长输管道定期检验是保障管道安全的重要环节，本细则范本综合考虑了国内外油气长输管道安全管理经验，并依据相关法律法规制定了检验目的、依据、范围、周期、内容和要求等方面的详细规定，以及检验记录和整改措施。
浅析长输管道清管及内检测
浅析长输管道清管及内检测长输管道是石油、天然气、化工等行业最为重要的输送工具之一，它承担着将原油、天然气等能源从产地输送到加工厂或终端用户的重要任务。
长输管道一般埋设于地下或河床、海床之下，经过长时间的使用，管道内部会积聚各种杂质和沉积物，导致管道内径不畅甚至阻塞，加剧了输送能源的难度，影响了输送的效率。
定期对长输管道进行清管及内检测是十分必要的。
清管是指将长输管道内积聚的各种杂质和沉积物进行清理；而内检测是指通过一系列的检测手段对管道内部进行全面的检测。
本文将就长输管道的清管及内检测进行浅析，以期为相关行业提供参考。
一、清管1、清管的方式长输管道清管一般采用机械清理、化学清洗等方式。
机械清理主要包括：刮刀清洗、清管器清洗、气动清洗和水力清洗等方式。
化学清洗主要是通过投入一定的化学药剂来降解管道内的沉积物，然后通过冲洗将其清除。
2、清管的工艺清管的工艺主要包括以下几个步骤：将管道内的气体或液体排放完毕，确保管道处于安全状态；然后利用专业清管设备进行清理，对于机械清理来说，可以选用适当的清洗装置进行清洗，对于化学清洗来说，则需要严格按照使用说明进行操作，以确保清洁效果和工作安全。
对清理后的管道进行检测，确保清洁效果符合要求。
3、清管的意义清管的意义在于确保长输管道的畅通和安全。
清理后的管道内径将更加平整，阻力降低，能源输送时消耗的能量减少，同时通过清管也可以减少管道的腐蚀和磨损，延长管道的使用寿命。
清管还可以减少管道内的杂质，减少管道泄漏的可能性，提高输送的安全性。
二、内检测长输管道内检测的方式主要包括超声波检测、磁粉探伤、涡流探伤、射线探伤、磁性粒子探伤等多种方式。
超声波检测主要用于检测管道的厚度、腐蚀等情况；磁粉探伤主要用于检测管道内部的裂纹、变形等情况；涡流探伤主要用于检测管道表面的裂纹和腐蚀等情况；射线探伤主要用于检测管道内部的裂纹、变形等情况；磁性粒子探伤主要用于检测管道表面的裂纹和腐蚀等情况。
AUT长输管道环焊缝检测
AUT长输管道环焊缝检测全自动相控阵超声检测技术及在环焊缝检测中的应用导语全自动相控阵超声检测系统是在断裂力学(ECA)的基础上，采用区域划分法,将焊缝分成垂直方向上的若干个区，再由电子系统控制相控阵探头对其进行分区扫查。
检测结果以双门带状图的形式显示，在辅以TOFD(衍射时差法)和Ｂ扫描功能，对焊缝进行分析、判断。
全自动相控阵超声仪在国外已被广泛应用于管道环焊缝的检测。
关键词全自动超声波区域划分法相控阵带状显示TOFD全自动超声波在国外已被大量应用于长输管线的环焊缝检测,且越来越成为一种趋势。
与传统手动超声检测和射线检测相比，其在检测速度、缺陷定量准确性、减少环境污染、降低作业强度等方面有着明显的优越。
加拿大R/D T ech公司生产的P ipe WIZARD相控阵超声检测系统是专用于长输管线环焊缝的检测设备。
该系统由数据采集单元、脉冲发生单元、电机驱动单元、相控阵探头、工业计算机、显示器等组成。
系统在Windows NT界面下运行P ipe WIZARD操作软件，完成对焊缝的线性扫查、实时显示、结果评判。
对其基本原理，笔者根据自己在实际工作中的体会和经验在此作一简单介绍。
一基本原理1．区域划分法采用全自动超声检测的关键是“区域划分法”。
根据壁厚、坡口形式、填充次数将焊缝分成几个垂直的区。
每个分区的高度一般为1－3mm，每个区都由一组独立的晶片进行扫查（这种分区的扫查被称为Ａ扫）。
检测主声束的角度按照主要缺陷的方向来设定（在自动焊中主要是未熔合，即将波束尽量垂直于熔合线）。
Ａ扫采用聚焦声束进行扫查，焦点尺寸一般为2mm或更小。
它们可以有效的检测各自的区域，而且临近区域反射体上的重叠最小。
每个分区以焊缝中心线为界，分为上游、下游两个通道，其检测结果在带状图上以相对应的通道显示出。
图1.1为CRC坡口、壁厚为14.6mm焊缝的区域划分图。
从根部依次为：根焊区、钝边区（LCP）、热焊1区、热焊2区、热焊3区、填充1区、填区2区、填充3区。
长输管道施工监督检验专项要求
长输管道施工监督检验专项要求1 适用范围适用于《特种设备目录》范围内，依据GB50251《输气管道工程设计规范》、GB50253《输油管道工程设计规范》、GB/T34275《压力管道规范长输管道》设计，产地、储存库、使用单位间的用于输送油气商品介质的压力管道，包括原油、成品油、天然气、煤层气、煤制气、页岩气、液化石油气等长距离油气输送管道的施工监检(注B-1)。
注B-1：长输管道站场内压力管道，施工监检按照本规则附件D执行，其监检机构应当具有工业管道安装监督检验资质。
2 监检项目与要求2.1 受检单位资质(C类)审查设计单位、施工单位和无损检测机构是否具备相应许可(核准)资质。
2.2 设计文件(C类)抽查设计文件，审查包括以下内容：(1) 设计文件的批准程序是否符合安全技术规范以及质量保证体系文件的要求；(2) 施工图是否按照质量保证体系文件的规定进行审查；(3) 强度计算书、管道应力分析计算书的审批手续是否齐全；(4) 设计变更(含材料代用)是否有设计单位的书面批准文件；(5) 设计采用的安全技术规范以及相关标准、压力管道元件的材料标准是否为有效版本；(6) 设计文件上注明的无损检测、防腐、耐压试验和泄漏试验要求是否符合安全技术规范以及相关标准的规定。
2.3 施工组织设计(C类)审查施工组织设计是否符合安全技术规范以及设计文件的要求，批准程序是否符合质量保证体系文件的要求。
2.4 材料材料包括压力管道元件和安全附件等。
2.4.1 材料验收(1) 抽查供货方提供的压力管道元件以及安全附件制造单位的许可资质是否符合安全技术规范的要求(C类)；(2) 实施制造监检的压力管道元件，抽查监检证书是否齐全；有型式试验要求的，抽查型式试验报告(证书)是否符合安全技术规范以及相关标准的要求(C类)；(3) 安全技术规范没有制造许可、型式试验、制造监检要求的其他管道组成件(注B-2，下同)，审查光谱分析、硬度、金相、无损检测和耐压试验等报告，必要时可进行现场抽查复验是否符合相关标准和设计文件的要求(C/B类)；(4) 境外制造的压力管道元件以及安全附件，审查其是否按照安全技术规范要求取得型式试验证书，其制造单位是否取得相应的制造许可资质(C类)；(5) 抽查压力管道元件以及安全附件产品质量证明文件原件或者复印件，其内容是否符合设计文件规定的材料验收标准及其提出的特殊要求；复印件应当加盖经营单位公章和经办负责人章(C类)；(6) 抽查压力管道元件以及安全附件产品验收的见证资料是否符合质量保证体系文件的要求(C类)；(7) 需要进行材料复验、无损检测的，抽查材料复验报告、无损检测报告的批准手续是否符合质量保证体系文件的规定，其试验项目、验收要求和结果是否符合安全技术规范以及相关标准、设计文件的要求(C类)；(8) 受检单位使用境外牌号材料制造压力管道元件以及安全附件的，审查所使用的境外牌号材料是否符合安全技术规范以及相关标准的要求(C类)；(9) 使用要求技术评审的材料制造压力管道元件以及安全附件的，审查材料是否通过了技术评审，并且已经履行了相应的批准手续(C类)。
射线检测工艺规程
射线检测工艺规程1适用范围本射线检测工艺适用于：碳素钢、低合金钢、不锈钢等材料制作的锅炉、压力容器及长输管道、钢质储罐熔化焊对接接头的射线透照检测工作。
遇有特殊要求，应按相应的标准、规范执行。
2引用标准GB 11533—1989 标准对数视力表GB 16357—1996工业X射线探伤放射卫生防护标准JB/T 7902—1999 线型像质计JB/T4730 — 2005《承压设备无损检测》SY/T4109-2005《石油天然气钢质管道无损检测》GB50128-2005《立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范》3射线防护3.1X射线对人体有不良影响，应执行《检测作业安全防护指导书》和其它安全防护规定。
3.2在现场工作人员应随身佩带个人剂量仪、射线个人报警器及防护服。
3.3带一台射线剂量巡测仪，测定利用现场墙壁房屋及设备选择理想的屏蔽位置。
3.4拍片现场划定“射线放射区”并放好警戒标记。
3.5确认工作人员均已完成各自工作并离开辐射区，方可开启射线发生器进行透照。
3.6每次透照完成后，均应用报警器确认射线是否停止辐射后，方可进入辐射现场。
3.7现场作业完成后对仪器进行清点、核对无误后清理现场，撤除警戒标志方可撤离现场。
3.8从事放射性工作人员应定期进行体检，每年允许接受的剂量量为50 m SV。
4人员要求4.1从事射线检测人员必须经过培训，持证上岗。
只有取得质量技术监督部门颁发的射线检测技术等级证书的人员，方可独立从事与该等级相应的射线检测工作。
4.2射线检测人员应具有良好的身体素质，其校正视力不得低于5.0，并每年检查一次。
从事评片人员应能辨别距离400mm远的一组高为0.5mm、间距为0.5mm 的印刷字母。
4.3底片评定、复评和检测报告的签发由具有射线n或ni级人员进行。
5检测程序5.1根据工程特点和本工艺编制具体的《无损检测技术方案》。
5.2受检设备经外观检查合格后，由现场监理或检验员开据《无损检测委托单》到检测中心。
长输管道安装安全质量监督检验工作（3篇）
长输管道安装安全质量监督检验工作长输管道是具有易燃易爆危险的特种设施，且由于施工距离远、施工时间长、施工面地形复杂、施工条件恶劣、安装单位多，在埋地安装铺设后不易进行检验和维修，严重地影响长输管道的安全质量。
而且长输管道一经带有隐患安装后，将危害整条管道的安全运行。
近年来我国加大了长输管道的建设，尤其最近我国西部大开发中“西气东输”重点工程的立项实施，为安全监察部门的安全监察和监督检验工作提出了重大课题。
为此，我们依据《压力管道安全管理与监察规定》的要求，在长输管道安装安全质量监督检验方面做了一些工作，下面是长输管道安装安全质量监督检验工作的情况。
1．我国长输管道安装概况自从1958年我国建立了第一条长输管道以来，随着我国改革开放和国民经济的发展，我国在长输管道的建设方面也在飞速的发展。
经过40年的历程，长输管道安装队伍从无到有，施工设备逐步齐全完善，专业技术配套，具有在各种复杂地形、恶劣气候等不利情况下安装管道的能力。
在大力建设我国长输管道的同时，我国的安装队伍在国外开展了长输管道的安装业务，在苏丹、巴基斯坦、孟加拉等国家安装长输管道几千公里，在工程质量和建设速度上受到了建设国的赞扬。
现在我国已建成各种输气、输油的长输管道约几万公里，从事长输管道安装的人员也已有几万人。
在四川省，由四川石油建设工程公司安装的一个具有东线、西线和中线的长输天然气管道网，其建设长度已达到1万余公里，为我国现有的最大的天然气长输管道网。
今年我国确定了西部大开发的经济战略，尤其是其中“西气东输”天然气长输管道工程的启动，为我国长输压力管道的发展提供了大好的机会。
压力管道工业的发展，促进了我国的各行各业的发展，对我国的经济繁荣做出了较大的贡献。
但长输管道输送的多为易燃、易爆、剧毒、有腐蚀性的介质，极易发生泄漏、爆炸、燃烧和中毒事故，给人民生命财产带来很大损失。
据1958年到xx年不完全统计的压力管道事故就发生200余起，其事故的原因主要为压力管道设计失误；管道用材料缺陷；管道元件缺陷；安装质量差和在役管道的腐蚀等方面。
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长输管道类检测艺————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期：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。
5.2人员配备检测责任师（至少项目中每项检测项目有一人，可兼项）、项目负责人、检测责任人（至少项目中每项检测项目有一人，可兼项）、操作（辅助）人员等。
六、射线检测6.1 适用范围：适用于工程钢制管道对接焊缝射线检测。
6.2 透照方法及技术参数选择：6.2.1透照方法：钢制管道采用X射线检测。
公称直径大于100mm管道：管径大于或等于800mm时采用单壁单投影法，管径小于800mm时采用双壁单投影法；公称直径小于或等于100mm管道：一般情况下采用双壁双投影法，无法透照时可采用垂直透照的方法，当壁厚与管径之比大于0.12或者壁厚大于8mm，以及焊缝宽度大于管径的四分之一时，采用垂直透照的方式进行透照。
6.2.2技术参数选择：6.2.2.1曝光量的选择：焦距为750mm时，曝光量应不小于15mA min，焦距变化时应进行折算，具体参数参照射线检测工艺卡规定。
采用γ源透照时，曝光时间不小于输送源往返所需时间的10倍。
6.2.2.2管电压的选择：X射线照相在保证穿透能力的情况下应尽量选用较低管电压，每台X射线机应制作曝光曲线，根据曝光曲线选择管电压曝光参数。
6.2.2.3最少透照次数及一次有效长度的选择：根据标准及横向裂纹检出角要求，计算各种规格管口的最少透照次数及一次有效长度。
公称直径小于250mm的管道环向焊缝双壁单影透照时，K值和一次透照长度可适当放宽，但整圈焊缝的透照次数应符合下列要求：a.当射线源在钢管外表面的距离小于或等于15mm时，可分为不少于三段透照，互成120°；b.当射线源在钢管外表面的距离大于15mm时，可分为不少于四段透照，互成90°。
6.3 受检部位表面要求及检测时机受检部位外观须经项目施工方质检人员确认合格后，方可进行射线检测，有延迟裂纹倾向的应在焊后24小时后进行。
6.4 射线照相质量等级：射线照相质量等级为AB级，像质应达到标准及工艺规程规定的要求。
6.5 底片标识、像质计摆放及选用按作业指导书（射线检测工艺规程）规定放置像质计及做好底片标识，在焊缝上部摆放管线号，下部摆放管口号、中心标记、底片序号以及搭接标记。
6.5.1 分段透照底片示意图：1/4处G H No RX T6.5.2双壁双透底片示意图：G H No RX6.5.3 识别标记位于底片下半部由左至右（按其顺序依次排列）为：年、月、日：为拍片日期： G：工程编号：H：焊缝代号； N0：为拍片序号R X：返修标记及次数T：特殊注标通常为板厚、扩拍（K）或管子规格。
6.5.4 定位标记6.5.4.1 底片两端↑-↑有效评定长度（搭接标记）↑离底片端部≥10mm，也可用阿拉伯数字替代。
6.5.4.2 中部“↑”中心标记（定位方向）。
6.5.5 专用沟槽对比试块位于底片上半部中间：视需要时加放。
6.5.6 专用沟槽对比试块，平行放置在距焊缝边缘5mm处，6.5.7 识别、定位标记均离焊缝熔合线外大于5mm以外。
6.5.8 像质计的选型及放置6.5.8.1 不同线型像质计适用的材料范围一览表：像质材料Fe碳素钢、不锈钢Ti钛合金Al铝合金Cu铜合金适用材料范围黑色金属钛及钛合铝及铝合金铜及铜合金6.5.8.2 透照厚度（TA）与像质的选型一览表：透照厚度TA（mm）≤16 >16-80 >80-250 像质计丝号10/16 6/12 2/86.5.8.3 像质计放置在射源侧被检工作表面，Fe-*其中Z=*对正底片有效长度1/4处钢丝垂直于焊缝，细丝向底片外端；当壁厚小于20mm时的和件或无法以放置在射源侧被检工作表面时，一般可放置在胶片与管表面之间但像质计应附加“F”以示区别。
6.5.8.4 一次性的周向曝光透照整条环焊缝：必须在圆周每隔900各放一个像质计。
6.5.9透照方法示意图：6.5.9.1双壁单投影分段透照示意图：η A POB6.5.9.2环（曲）焊缝内透中心法（F=R ）透照示意图：6.5.9.3环（曲）焊缝单壁内投影（F>R ）透照示意图：A θ P η O α B6.5.9.4环（曲）焊缝单壁内投影（F ＜R ）透照示意图：A θ O α P η B6.5.9.5环（曲）焊缝单壁外投影透照示意图：θPθ AP ηαOB6.5.9.6环（曲）焊缝双壁单投影透照示意图：η APθOB6.5.9.7 双壁双投影示意图P S0 θL1L2 Da b6.6现场检测操作原始记录：现场操作人员应根据公司程序文件要求，对检测部位及时记录，确保检测的可追溯性。
6.7具体透照参数的选用及暗室条件要求见检测工艺卡。
6.8 评片条件评片应在评片室内进行，室内光线应暗淡，室内照明不得在底片表面产生反光。
观片灯最大亮度不得小于100000cd/cm2，黑度小于或等于2.5时透过底片的亮度不得小于30cd/cm2，并配有不同大小的遮光板。
6.9 底片质量底片上标记应标记齐全、无误，底片黑度范围应在2.0～4.0之间；底片上必须能清晰地观察到热影响区或母材部位Z=X#像质计钢线大于10mm影像显示；在有效评定区不得有划痕、静电感光、跑光、双色灰雾、发黄、污染、水迹、脱膜等缺陷；底片不得出现较淡的“B”字。
6.10底片的评定与审核底片评定工作，必需持RT-II级或II级以上资格证人员承担，分别进行焊接接头质量级别的初评、复评后，经审核签发完整的射线探伤报告；底片应按合同约定的标准，相关质量要求进行评定；底片评定前应将检测的有关记录，拍片部位图、透照、暗室等情况交评片人员；底片评定中评片人员发现有异议或疑难的底片，应及时向有关人员了解情况，必要时可进行复验检查；审核人员对缺陷性质定性、级别应逐张进行复核，确认无误后还应检查报告项目填写是否规范。
6.11检测报告报告包括：总体报告、单张底片评定结果、拍片位置，在必要时还应附返修处理单；报告要认真填写字迹清楚、不得涂改，表格中不得有空项；报告在初评和复评表格中必须由本人签字，不得代签或盖章；无损检测综合表及报告首页必须由项目技术负责人签发，项目技术负责人不在时，可书面委托相关资格人员签发；报告一式三份（可根据委托方需要）；报告加盖检测专用章后，一份（可根据委托方需要）交委托人或委托单位，一份自存，一份和底片交资料室存档签收存档资料期限不少于7年。
七、渗透检测专用工艺7.1适用范围：适用于工程钢制管道所有结构焊缝及原材料渗透检测。
7.2 检测准备7.2.1检验人员接到检测委托后，确认表面质量合格，方可进行渗透检测。
7.2.2检测人员应了解被检工件的材质和焊接工艺等。
7.2.3表面影响检测的受检工件表面应进行打磨，呈金属光泽。
7.2.4打磨范围为所有可检查到的部位，如焊缝及其两侧30mm范围内。
7.2.5检测材料准备：备有足够量的DPT-5型大铜锣牌合格的溶剂清洗型渗透剂，对于钛金属及其合金材料和奥氏体钢材料的工件应选用低氯低氟渗透剂，对于镍及其合金材料选用含硫低的渗透剂。
7.3 检测操作7.3.1 预清洗：在喷涂渗透剂前，用干净棉布浸湿清洗液将工件表面被检部位擦洗干净。
清洗后，检测面上遗留的溶剂、水等必须干燥，且应保证在施加渗透剂前不被污染。
7.3.2 施加渗透剂7.3.2.1渗透剂施加方法施加方法应根据工件大小、形状、数量和检测部位来选择。
所选方法应保证被检部位完全被渗透剂覆盖，并在整个渗透时间内保持润湿状态。
7.3.2.2 渗透时间及温度在10～50℃的温度条件下，渗透剂的渗透时间一般不得少于10min。
当温度条件不能满足上述条件时，应使用铝合金对比试块进行对比试验来确定渗透时间。
7.3.3 清洗多余的渗透剂7.3.3.1在清洗工件被检表面多余的渗透剂时，应注意防止过度清洗而使检测质量下降，同时也应注意防止清洗不足而造成对缺陷显示识别困难。
7.3.3.2 水洗型渗透剂可用水清洗。
冲洗时，水束与被检面的夹角以30°为宜。
采用冲洗方法时，如特殊规定，冲洗装置喷嘴处的水压不超过0.34Mpa。
在无冲洗装置时，可采用干净的棉布蘸水依次擦洗。
7.3.4 干燥处理7.3.4.1 施加快干式显像剂之前，检测面应自然干燥。
7.3.4.2 干燥时间一般为5～10min。
7.3.5 施加显像剂7.3.5.1 使用快干式显像剂时，经自然干燥后，再将显像剂喷洒到被检面上。
7.3.5.2 显像剂在使用前应充分搅拌均匀，显像剂施加应薄而均匀，不可在同一地点反复多次施加。