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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。
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。
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。
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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。
