石油天然气钢质管道无损检测标准条文解释

1、PAGE PAGE 80石油天然气钢质管道无损检测标准条文解释1 范围本标准规定了射线检测、超声检测、磁粉检测和渗透检测四种无损检测方法及质量分级。射线（、）检测适用于壁厚为250低碳钢、低合金钢等金属材料的石油天然气长输、集输及其站场的管道环向对接接头的检测与质量分级。超声检测适用于壁厚为550mm，管径为571400mm碳素钢、低合金钢等金属材料的石油天然气长输、集输及其站场的管道环向对接接头的检测与质量分级；不适用于弯头与直管、带颈法兰与直管、回弯头与直管对接接头的检测。磁粉检测适用于铁磁性材料的石油天然气长输、集输、站场的管道及常压钢制储罐的焊接接头表面、近表面缺欠的检测与验收。渗透检

2、测适用于碳素钢、低合金钢等金属材料的石油天然气长输、集输、站场的管道及常压钢制储罐的焊接接头表面开口缺欠的检测与验收。本标准不适用工业和公用管道的无损检测，也不适用油气管道制管焊缝的无损检测。（1）随着我国经济的快速发展，原标准规定的射线检测环向对接接头的壁厚范围230，超声波检测管壁厚度范围530、管径范围571200mm，已不能满足要求，如举世瞩目的西气东输管道工程有的管壁厚度达到32，管径为1016；为满足目前工程实际需要，同时考虑今后石油天然气管道工程的发展，本标准将射线检测适用的管壁厚度范围修改为250，将超声波检测管壁厚度范围修改为550、管径范围修改为571400mm。但对于弯头

3、与直管、带颈法兰与直管、回弯头与直管对接接头的检测面狭小、厚度不一，且从单侧检测易漏检，不易采用超声波检测，仍保留原标准的意见。（2）磁粉检测的适用范围与原标准SY/T0444-98基本相同，只对原标准中管道磁粉检测适用的外径范围为70mm以上这一规定做了放宽，本标准不受此条限制,主要是考虑目前国内外磁轭式磁粉检测设备能满足磁极间距调整范围和保证磁极与工件良好接触。（3）渗透检测的适用范围与原标准相同。根据JIS Z 3050管道焊缝的无损检测方法对管道的不同要求,在渗透检测的验收条件上提出了一般要求和较严要求两种情况，即A标准和B标准。这种规定比较符合工程实际情况，因此制定本标准时参照了 J

4、IS Z 3050 的有关规定。由于国内石油管道的检测已经采用API Std 1104，所以在编制本标准时也参考了其有关规定。同时还参考了 ASME锅炉及压力容器规范第卷和第卷的有关内容。由于日本在储罐施工和检测方面经验丰富，标准体系完善、系统、先进，我国大型储罐检测标准很多是参照日本检测标准相关内容制定的，因此本标准编制时，主要参照了日本JIS B 8501钢制焊接储罐结构附录3“无损探伤试验方法及其评定标准。（4）本标准适用于石油天然气长输、集输及其站场的钢质管道焊缝检测，磁粉和渗透检测也适用于常压钢制焊接储罐焊缝的检测；不适用于工业和公用压力管道无损检测，也不适用于油气管道制管焊缝的无损

5、检测。工业管道、公用压力管道与长输管道不同之处在于：工业管道、公用压力管道一般处于人口稠密且多数与高温、高压、易燃、易爆的容器联结而成，一旦发生事故，将危及整个装置群，对人民的生命财产造成极大的损害。在国外长输管道与工业、公用压力管道检测的界面划分很清楚，例如利比亚输油（气）管道工程，对于压力容器系统装置的工业管道及公用管道均采用ASME标准，对于长输管道、集输管道及其站场的钢质管道焊缝无损检测均采用API std 1104标准。在我国工业管道和公用压力管道无损检测按相应法规标准的要求已纳入JB4730的检测范围。油气管道制管焊缝的无损检测应按国家或行业相关法规、标准执行，故本标准也不适用于油

6、气管道制管焊缝的无损检测。2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB 3323 钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级GB 11533 标准对数视力表GB 11924 辐射安全培训规定GB 16357 工业射线探伤放射卫生防护标准GB/T 16673 无损检测用黑光源（UV-A）辐射的测量GB 18465 工业射线探伤放射卫生防护要求GB 18871 电离辐射防护与辐

7、射源安全基本标准JB/T 6063 磁粉探用磁粉技术条件JB/T 6065 磁粉探伤用标准试片JB/T 7902 线型像质计JB/T 7913 超声波检测钢制对比试块的制作与校验方法JB/T 8290 磁粉探伤机JB/T 9214 A型脉冲反射式超声波探伤系统工作性能测试方法JB/T 10061 A型脉冲反射式超声波探伤仪通用技术条件JB/T 10062 超声探伤用探头性能测试方法JB/T 10063 超声探伤用1号标准试块 技术条件ZBY 344 超声探伤用探头型号命名方法本标准在某些条文中引用和参考借鉴上述标准如射线检测中辐射防护参照GB18871、GB16357和GB18465标准；线型

8、金属丝像质计的型号和规格参照JB/T 7902标准等。这些标准都是目前最新版。3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1 缺欠按无损检测方法检出的不连续性。3.2 缺陷采用本标准验收超出合格级别的缺欠。3.3 表面未熔合表面未熔合是指熔焊金属与母材之间未能完全熔化结合且延续到表面，如图1所示。图1 表面未熔合3.4 夹层未熔合夹层未熔合是指熔焊金属之间（层间未熔合）或熔焊金属与母材之间（坡口未熔合）未能完全熔化结合，但不延续到表面，如图2所示。图2 夹层未熔合（1）缺欠和缺陷的术语及定义，主要参照API std 1104的相关内容制定。本章特别引入了“缺欠”这一新概念，并将其定义为：“按

9、无损检测方法检出的不连续性”。在这里要特别注意的是两个概念之间的区别和联系。应该说“缺欠和缺陷”均为检出的不连续性。缺陷即是缺欠，但缺欠并不一定是缺陷。缺欠包括合格的和不合格的。而缺陷则是不合格的。（2）原标准对未熔合没有定义，只在验收标准中提到层间未熔合和坡口未熔合。为了给未熔合一个确切的定义，本标准依据API std 1104将上述两种缺欠定义为夹层未熔合，并增加表面未熔合的概念，即将熔焊金属与母材之间未能完全熔化结合且延续到表面，定义为表面未熔合。处于外表面的定义为外表面未熔合，处于根部内表面的定义为根部未熔合。4 一般要求4.1 使用原则4.1.1 由于射线、超声、磁粉和渗透等检测方法

10、都具有各自的特点和局限性，为提高检测结果的准确性，应根据被检产品的材质、制造方法、工作介质、使用条件和失效模式，预计可能产生的缺欠种类、形状、部位和取向，选择最合适的无损检测方法。4.1.2射线和超声检测主要用于检测石油天然气钢质管道对接接头内部的缺欠；磁粉检测主要用于钢质管道焊接接头表面及近表面的缺欠；渗透检测主要用于检测钢质管道焊接接头表面开口的缺欠。4.1.3石油天然气钢质管道对接接头内部的面状缺欠，宜采用超声检测；管道对接接头内部的体积状缺欠及薄壁管对接接头，通常采用射线检测。4.1.4铁磁性材料表面检测时，宜优先采用磁粉检测。4.1.5 当采用两种或两种以上的检测方法对石油天然气钢质

11、管道的同一部位进行检测时，应符合各自的合格级别。如采用同种检测方法、不同检测工艺进行检测，当检测结果不一致时，应以质量级别最差的级别为准。（1）每种检测方法都有它的长处和不足，都不是万能的，应根据具体情况具体处理。射线检测具有便于定性、定量，直观，有据可查，可存档等特点；主要用于石油天然气钢质管道中、薄壁管对接接头内部缺欠的检测，对于体积状缺欠（如气孔、夹渣、体积状未焊透等）检出率高，但对于厚壁管道对接接头中的面状缺欠检出率较低。超声检测主要用于石油天然气钢质管道中、厚壁管对接接头内部的面状缺欠（如裂纹、未熔合等）的检测；但定性难度大，受客观条件影响严重。磁粉检测仅适用于铁磁性材料焊接接头表面

12、和近表面缺欠的检测；对线状缺欠检出率高，对点状缺欠检出率低。渗透检测主要用于检测焊接接头表面开口的缺欠，对点状缺欠特别敏感，对宽而浅的线状缺欠检出率较低。（2）鉴于上述原因和压力容器检测常规方法的特点，当采用两种或两种以上的检测方法对同一部位进行检测时，应符合各自的合格级别。如采用同种检测方法、不同检测工艺进行检测，当检测结果不一致时，应以质量级别最差的级别为准。返修部位的检测应采用原检测方法和工艺进行。例如凡超声检测不合格的，必须采用超声波复检。（3）焊缝、焊接接头和对接接头的概念。焊缝和焊接接头是两个不同概念。焊缝是指焊件焊接后新形成的结合部分。焊接接头是指用焊接方法连接的接头（简称焊头）

13、。焊接接头包括焊缝、熔合区和热影响区。焊接接头主要形式有对接接头、T型接头、十字接接头、角接接头等。4.2 检测单位（部门）责任4.2.1按本标准进行检测，必须按4.3的要求编制出无损检测工艺规程。4.2.2 检测程序及检测结果应正确、完整并有相应责任人员签名认可。检测记录、报告及底片等按规定要求存档，保存期不得少于7年。7年后，若用户需要可转交用户保管。4.2.3 检测档案中，对于检测人员承担检测项目的相应资格等级和有效期应有记录。4.2.4 检测用的仪器、设备应定期检验合格并有记录。（1）检测单位（部门）在检测前必须按本标准编制无损检测工艺规程，无损检测工艺规程由通用工艺规程和工艺卡组成。

14、本条规定了检测单位（部门）无损检测工艺规程的审批程序、检测程序及责任人员签名认可，目的是为以后的检查核对，分清责任，提供可靠依据。同时也对检测记录、报告及底片存档的提出了要求。无损检测人员必须按本标准编制的无损检测工艺规程进行工作，这不仅强化了无损检测工作的管理，同时更加保证了无损检测的质量。（2）检测记录由操作记录和评定记录组成，它是检测单位基层检测情况的真实写照，是检测报告真实性的试金石，是处理产品质量、分析事故原因，分清责任（是用户操作不当，还是检测责任）的依据。因此，各级检测人员必须按要求认真、实事求是地填写检测记录。检测记录中必备的内容包括：工程编号、规格、材质、桩号、焊口编号、检测

15、条件、操作人员（级别）、报告人（级别）、审核人（级别）及报告日期等，具体格式由检测单位统一编制。工程项目的检测记录与底片、报告等，原标准对这些资料保存期规定为5年，修订后改为不少于7年，与JB4730的规定是一致的。（3）检测采用的仪器、设备好坏直接影响到检测结果的准确性，因此对检测仪器和设备必须定期检验，要有设备台帐，记录设备是否合格。用于检测的仪器和设备必须有合格证，否则不允许进行检测。4.3 无损检测工艺规程无损检测工艺规程由通用规程和工艺卡两部分组成。4.3.1 无损检测通用工艺规程无损检测通用工艺规程按本标准编制，满足石油天然气相关法规、标准的要求。一般由无损检测中级（级）及以上人员

16、编制，无损检测责任工程师审核，本单位总工程师批准。无损检测通用工艺规程修订更改时也应履行上述程序。4.3.2 无损检测工艺卡无损检测工艺卡根据设计图样和本标准编制，满足石油天然气相关法规、标准的要求。无损检测工艺卡由无损检测中级（级）及以上人员编制，无损检测责任工程师审核。无损检测工艺卡修订更改时也应履行上述程序。（1）编制无损检测工艺规程的目的是针对检测的实际对各种无损检测方法的检测技术作出一个统一的规定，并符合有关规范、规程、标准的要求，以指导检测工作，确保无损检测结果的一致性和可靠性。（2）“检测工艺卡”是检测规程的补充。它是按设计图纸或合同要求编制。其参数规定的更具体，实际操作过程中必

17、须严格执行工艺卡。工艺卡未规定的内容应按工艺规程办理。（3）无损检测工艺规程和工艺卡是企业无损检测质量管理的主要组成部分。无损检测工艺规程由无损检测级及以上人员编制，由无损检测责任工程师或具有资格的技术人员审核，本单位总工程师批准。工艺卡由无损检测级及以上人员编制，由无损检测责任工程师或具有相应资格的技术人员审核或批准。4.4 检测人员从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证书。（1）无损检测是一项综合性技术，涉及知识面广，专业性强。同时，检测标准、检测技术及操作设备也不断的更新。因此，无损检测工作必须由经过专业技术培训、掌握必要的基础知识和操作技能、并持有国家有关

18、部门颁发的技术资格证书的专业人员承担。同时无损检测人员还应定期进行在职职业培训，只有这样，才能确保证无损检测工作质量。（2）这里规定的从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的，与其工作相适应的资格证书，就是说取得无损检测方法、及级资格证书的人员，只能从事本方法各级人员范围内的工作，并负相应的技术责任。其中：级人员可在、级人员指导下进行无损检测操作，记录检测数据，整理检测资料；级人员可编制一般的无损检测程序，按照无损检测工艺规程或在级人员指导下编写工艺卡，并按无损检测工艺独立进行检测操作，评定检测结果，签发检测报告；级人员根据标准编制无损检测工艺，审核或签发检测报告，协调级人员对检测结论的技

19、术争议。4.5 无损检测责任人员的职责4.5.1 无损检测责任工程师有责任保证本标准在使用中的正确实施。4.5.2 无损检测责任工程师，应由具有无损检测高级或中级资格的人员担任。规定了无损检测人员资格和责任，从而保证本标准在使用过程中的正确实施，以达到确保产品的检测质量。5 射线检测本部分规定了射线检测技术与质量分级的要求。6 辐射防护6.1 放射卫生防护应符合GB18871、GB16357和GB18465的有关规定。6.2 现场进行射线照相检测时，应采用剂量测试设备测定环境的辐射剂量，按GB16357的规定划定控制区和管理区、设置警告标志。6.3 现场进行射线照相检测时，应采用剂量测试设备测

20、定环境的辐射剂量，按GB18465的规定划定控制区和管理区、设置警告标志。6.4 现场检测时，射线检测人员应佩带个人剂量计。由于射线对人体有害，因此对射线辐射防护必须给予高度重视。随着放射卫生防护法规、标准的不断完善、健全，对现场、射线检测的控制区、管理区和警示标志做出了明确规定，这对检测人员和周围非检测人员的安全起到了重要的保证作用。当现场环境条件不符合安全防护要求时，检测人员有权拒绝检测操作。为更好地了解和掌握有关射线安全防护知识，现将射线防护的三个国家标准中有关射线防护和允许受照剂量值作一介绍：（1）GB18871-2002电离辐射防护及辐射源安全基本标准中规定剂量限值职业照射剂量限值：

21、应对任何工作人员的职业照射水平进行控制，使之不超过下述限值： 由主管部门决定的连续5年的年平均有效剂量（但不可作任何追溯平均），20mSv（2rem）； 任何一年中的有效剂量，50mSv（5rem）； 眼晶体的年当量剂量，150mSv（15rem）； 四肢（手和足）或皮肤的年当量剂量，500mSv（50rem）。（2）GB16357-1996工业X射线探伤放射卫生防护标准中规定了工业X射线探伤装置和探伤作业场所及有关人员的放射卫生防护要求，适用于500KV以下的工业X射线探伤装置的生产和使用。该标准规定，现场进行X射线检测时，应按辐射防护标准设定控制区和管理区，或确定屏蔽层及时间防护的具体数据

22、，应向X射线机制造厂索取有关X射线照射率的原始数据。X射线现场进行透照检查时，必须考虑控制器与X射线管和被检物体的距离、照射方向、时间和屏蔽条件等因素，以保证检测作业人员的受照剂量低于剂量限值，并应达到可以合理做到尽可能低的水平。进行透照检测时，可将被检物体周围的空气比释动能率在40Gyh-1（4mradh-1）以上的范围内划为控制区，在其边界上必须悬挂清晰可见的“禁止进入X射线区”标牌，检测作业人员应在控制区边界操作，否则必须采取防护措施。进行透照检查时，控制区边界外空气比释动能率在4Gyh-1（0.4mradh-1）以上的范围内可划为管理区，在其边界上必须设警戒标志，如信号灯、铃、警戒绳，

23、并悬挂清晰可见的“无关人员禁止入内”警告牌，必要时专人警戒。还应注意控制在管理区边界附近不应有经常停留的公众成员。现场透照的工作条件和现场变动时，必须进行场所监测，并验证确定控制区和管理区。把控制区边界空气比释动能率定为40Gyh-1是按放射性工作人员年个人剂量当量限值的十分之三（15 mSv）和每周实际开机时间为7.5h推算的。如果每周实际开机时间t大于7.5h，控制区边界空气比释动能率应按下式计算：K=300/t式中：K控制区边界空气比释动能率，Gyh-1；t每周实际开机时间，h。同时，管理区边界空气比释动能率也相应改变。（3）GB18465-2001工业射线探伤放射卫生防护要求中规定了射

24、线探伤机防护性能及其使用过程中的放射防护和有关监测要求。适用于应用射线探伤机进行金属构件内部结构的无损检测实践。标准把工业射线探伤分为移动式探伤（即在室外、生产车间或安装现场用手提式或移动式射线探伤机进行探伤的工作过程）和固定式探伤（即在专用射线探伤室内固定安装的或可有限移动的探伤机进行射线探伤的工作过程）两类。标准规定了射线探伤的防护性能要求，固定式探伤的放射防护要求，以及移动式探伤的放射防护要求。其中移动式探伤的放射防护要求规定如下： 进行探伤作业前，应先将工作场所分为控制区和管理区。 控制区边界外空气比释动能率低于40Gyh-1（4mradh-1）。在其边界应悬挂清晰可见的“禁止进入放射

25、性工作场所”标牌。未经许可人员不得进入该范围边界，可采用绳索、链条和类似的方法或安排监督人员实施人工管理。控制区范围的计算方法见GB18465-2001标准的附录B。管理区位于控制区外，允许有关人员在此区活动，培训人员或探访者也可进入该区域。其边界空气比释动能率应不大于2.5Gyh-1（0.25mradh-1），边界线应有“当心，电离辐射！”标牌，公众不得进入该区域。进行探伤作业时，必须考虑射线机和被检物体的距离、照射方向、时间和屏蔽条件，以保证作业人员的受照剂量低于年剂量限值，并应达到可以合理做到的尽可能低的水平。（4）关于油气管道和球罐安装等野外施工中射线检测公众安全的管理区外边界剂量限值

26、的探讨。按GB16357-1996和GB18465-2001的规定射线检测应设定控制区和管理区。控制区的边界以外是检测人员的操作区，管理区的外边界以外是公众安全活动区。把控制区边界空气比释动能率定为40Gyh-1是按放射性工作人员年个人剂量限值50msv的十分之三（15msv）和每周开机时间为7.5h推算的。X射线管理区的外边界是按控制区外边界空气比释动能率规定的十分之一确定，即为4Gyh-1，而射线管理区的外边界是按控制区外边界空气比释动能率的十六分之一确定，即为2.5Gyh-1。管理区外边界的吸收剂量对于固定场所或长期使用这些规定是无可非议的，但对于油气管道和球罐野外施工中的检测而言，它的

27、开机时间很短：例1 一个8000m3的球罐，直径为25m，壁厚24，用280Ci的Ir192源透照，用AGFA D4胶片需要15小时，按4次透照计算（包括返修和透照）仅需要60小时。例2 一个1000m3的液化石油气储罐，直径12.3m，用100Ci的Ir192源透照，用AGFA D7胶片，一次曝光需31.25小时，按4次透照为限，仅需125小时。这些地区的公众有的接受一次照射之后，可能几年或几十年都不会再受照射，这些公众属于偶尔接受射线照射，把这些偶尔接受剂量和在固定场所经常接受射线照射的公众，同样来划分管理区边界是不合理的。我们认为管理区的边界应按公众年个人剂量5msv的十分之三（1.5m

28、sv）和年接受照射的实际小时数来确定：g=1.5/t式中：g管理区外边界处空气比释动能率，Gyh-1；t一年内有效照射时间，h（此值经调整后确认）。按此公式估算：例1的管理区外边界空气比释动能率为25Gyh-1（2.5mradh-1）；例2管理区外边界空气比释动能率为12Gyh-1（1.2mradh-1）。这个地区的公众年接受的最大剂量当量150mrem（1.5msv）。按例1确定控制区和管理区的边界：已知：A=280Ci，K=0.55R/hCi/m2（Ir192的强度水平）=5500Gy/hCi/ m2，d1/2（钢）=1.4，t=60h,T=2.4；求：控制区距源的距离R1和管理区距源的距

29、离R2？解：R1的计算：设g1为透过工件后距源1m处的吸收剂量率（g1=8.6910-3P）；则g1=8.6910-3AK/2T/d1/2 /12=8.6910-32805500/22.4/1.4=8.69496.320=4313.02Gyh-1；要使距源R1处的吸收剂量率达到g2=40Gyh-1，则12g1= R12g2R1=10.4（m）；R2的计算：按标准要求射线管理区的边界空气比释动能率2.5Gyh-1，要使距源R2处的吸收剂量率到达g3=2.5Gyh-1，则12g1= R22g3R2=41.5（m）R2，（按公众一年实际照射的小时数，确定的管理区外边界距源的距离）由公式g=1.5/t

30、得，g3，= 1.5/t=1.5/60=0.025mGy=25Gyh-1,则R2，=（g1/g3，）1/2=（4313.02/25）1/2=13.1（m）鉴于上述的计算，控制区外边界为10.4m，标准要求计算的管理区外边界距源为41.5m，而按实际年接受照射时间计算的管理区外边界距源仅13.1m，管理区安全距离两者相差3.16倍；按标准要求公众年最大剂量为2.560=150Gy/年=15mremy-1,这比检测人员日接受剂量当量16.6 mrem/日还小。按年实际接受照射时间，2560=1500Gy/年=150mrem/年，这比公众年接受剂量当量500mrem小3.13倍，与检测人员10天接受

31、的剂量当量相当。7 射线检测人员射线检测人员除应符合4.4条的有关规定外，还应符合以下要求：7.1 射线检测人员的健康状况应符合GB8703的有关规定，上岗前应按GB11924的规定进行辐射安全知识的培训。7.2 射线检测工作的人员，视力必须满足下列要求：a) 校正视力不得低于5.0（小数记录值为1.0），测试方法应符合GB11533的规定。b) 从事射线评片人员应能辨别距离400远的一组高为0.5、间距为0.5的印刷字母。并一年检查一次。这里规定了射线检测人员除应符合4.4条的有关规定外，还必须具有良好的身体素质。上岗前应进行辐射安全知识培训，取得放射工作人员证，才允许上岗工作。8 射线检测

32、设备、器材和材料8.1 射线源和能量的选择8.1.1 X射线照相应尽量选用较低的管电压。透照不同厚度焊缝时，允许使用的最高管电压应控制在图3的范围内。对透照截面厚度变化大的工件时，允许采用超过图3规定的X射线管电压，但最高不得超过50KV。图3 透照厚度和允许使用的最高管电压射线源和能量的选择应按透照厚度来确定，图3中的斜线之下的区域为允许使用的能量范围，通常应尽可能选用能量较低的射线，以提高工件的对比度。但对焊缝余高较高或厚度差较大（如小径管或焊缝两侧母材厚度差较大），为使有效透照区的焊缝和热影响区的黑度均在标准规定的范围内，在保证灵敏度要求的情况下，允许采用超过图3规定的X射线管电压，但最

33、高不得超过50KV，以增大宽容度。图3透照厚度和允许使用的最高管电压来源于GB3323-1987标准，最高不得超出50Kv主要参照欧洲标准和GB/T12605-1990标准，与JB4730标准规定相当。8.1.2 射线源的最小透照厚度见表1。表1 射线源的最小透照厚度射线源最小透照厚度TA（mm）名 称平均能量（Mev）Se750.2065Ir1920.3510油气管道检测过去一般选择用Ir192射线源，近年来中薄壁管道广泛采用了Se75射线源。由于射线的能量偏高，透照薄壁焊缝的工件对比度偏低。经验证，在保证灵敏度和底片质量的前提下，确定Ir192的最小透照厚度10，Se75的最小透照厚度5，

34、这与JB4730标准规定基本相当。由于Se75射线源的资料较少，人们对它的了解还有待加深。为加深认识，在此对Se75射线源的有关知识作以介绍：（1）Se75射线源有那些性质？Se75射线源是一种人工放射性同位素，原子量数为75，其核中含质子数为34，中子数为41。Se75射线源由中子俘获反应所得，即将封装在适当容器中的元素或其化合物，在中子反应堆中照射，取出后直接应用或经过化学处理后使用。Se75射线源半衰期120.4天，衰变方式为轨道电子俘获，比活度1.45104Ci/g，放射Kr常数为2.04Rcm2/hmCi。Se75射线源主要能谱线有9根，能量分别为0.066、0.097、0.121、

35、0.136、0.199、0.265、0.280、0.304、0.401（MeV）。其相对强度可只考虑强度最高0.265（100%）、0.136（93.1%）、0.12（27.4%）、0.28（42.9%）的四根线。按幅度能量及相对强度推算，其平均能量为0.206MeV。与Ir192射线源相比，该射线源更适用于薄板焊缝检测。近年来国内在管道检测中应用日益增多，欧洲国家和国内电力系统已将其列入标准（如BS/NE1435-1997和DL/T821-2002）。（2）用Se75射线源进行检测，曝光时间如何确定？射线源的曝光时间可通过曝光量公式计算确定，即：t=KF22T/d1/2/A公式中的曝光常数K

36、、半价层d1/2需通过试验测定。对天津型胶片，在底片黑度为2.72.9时，试验测定的曝光常数K=0.04；对于天津型胶片，试验测定的曝光常数K=0.12。半价层试验得出了Se75的半阶层随透照厚度的增加而有所增加的关系曲线，这是由于Se75源具有多条线谱，穿透物质过程中线质发生硬化的结果。对于曝光时间计算的半价层取值：透照厚度小于等于10时，半价层取7；透照厚度大于10时，半价层取10；能很好地满足精度要求。由此得到用Se75射线源进行透照的曝光时间的计算公式： 天津型胶片，底片黑度为2.72.9, t=0.04F22T/d1/2/A； 天津型胶片，底片黑度为2.72.9, t=0.12F22

37、T/d1/2/A；d1/2取值：TA10时，d1/2=7；TA10时，d1/2=10。式中：A源活度，Ci；d1/2半价层，；t曝光时间，min；F焦距，；TA透照厚度，。例1 试计算71010管道环缝，采用中心透照法，曝光时间为多少？已知：F=35.7，d1/2=10，TA=12，A=70Ci求：t=？解：使用AGFA C7胶片（相当于天）时，t=0.04F22T/d1/2/A=0.0435.72212/10/70=1.67min例2 用AGFA D7胶片，采用中心透照法，101620的管道环焊缝，求曝光时间为多少？（已购Se75源时，源活度为100Ci，现用过30天，半衰期为120天）已知

38、：F=51, d1/2=10，TA=22，A=100/230/120=84.1Ci；求：t=？解：t=0.04F22T/d1/2/A=0.04512222/10/84.1=5.68min例3 用Se75源透照2737管道环焊缝,试计算透照次数N和曝光时间t？（已知Se75源购入时为100Ci，现已过150天，使用AGFA D7胶片）已知：D=273，TA=27+2=16，d1/2=10，A=100/2150/120=42Ci，焦点尺寸d=33求：N，t。解：先确定焦距F：透照方式采用双壁单影法，满足几何不清晰度的最小值L110dL22/3（L1越小，一次透照长度越大，N越少）。L110dL22

39、/3=10392/3=129.8（）可将射线源置于管道焊缝边缘的外表面，F=273+10+2=285=28.5。求NN=180/（+）=COS-1（0.21T+D）/1.1D= COS-1（0.217+273）/1.1273=23.938=Sin-1（DSin）/（2F-D）= Sin-1（273Sin23.938）/（2285-273）=21.89N=180/（+）=180/（23.938+21.89）=3.94（次）计算t（对于双壁单影透照T用2T计算）t=0.04F22T/d1/2/A=0.0428.52216/10/42=2.3min例4 用100Ci Se75源的爬行器，透照1016

40、26管道环缝，试计算曝光时间？经过4个月后，用此源透照该管道环焊缝需要曝光多少时间？（已知胶片为AGFA D7）已知：A=100 Ci，F=51,TA=26+2=28, d1/2=10,求：t1、t2解：t1=0.04F22T/d1/2/A=0.04512228/10/100=7.2min；4个月后，A=100/2120/120=50Cit2=0.04F2228/d1/2/A=14.4min从这个例子可以看出，对于这种规格的长输管道可以说是国内石油天然气油气管道中较大的。一个100Ci 的Se75射线源，4个月内最大曝光时间不过是15分钟，这证明Se75射线源的爬行器，完全适用于长输管道环焊缝

41、的检测。（3）Se75射线源照相有哪些特点？国内进行的Se75照相试验得出以下结论： 在管规格607和板厚20以下范围，Se75射线源的照相质量明显优于Ir192射线源。 Se75射线源与天津型胶片组合的照相质量明显优于Se75射线源与天津型胶片组合。 Se75射线照相铅增感屏的厚度：在0.030.2范围均可使用，以0.1/0.2为最好，但曝光时间偏大。 由于Se75射线源的线质较Ir192射线源的线质软，其透照厚度上限受到限制。当透照厚度范围在3540时，因曝光时间较长而使用感到不便。因此Se75射线源最适合于透照厚度不大于30，且直径不大于1200环缝爬行器中心透照法检测。8.2 胶片和增

42、感屏8.2.1 胶片a) 射线胶片分为T1、T2、T3、T4四类。T1为最高类别，T4为最低类别。b) 在满足灵敏度要求的情况下，一般X射线选用T3类型胶片。射线选用T2或T3型胶片。工业射线胶片是提高像质质量的重要技术措施之一。本标准胶片分类来源于JB4730。胶片的特性见表02。国内外主要胶片的分类可参照见表03。对于石油天然气钢质管道在满足灵敏度要求的情况下，一般选用中粒度、感光速度居中的T3类型胶片；对于射线由于线质较硬，当工件透照厚度不太大的情况下，宜选用T2胶片，用高胶片的对比度（指细粒、微粒的胶片）来弥补由于射线线质硬造成工件对比度的降低，确保DDmin，以便于识别和评定。对于透

43、照厚度较大的管道环焊缝，由于曝光时间过长，在保证灵敏度要求的情况下，也可采用T3型胶片，以缩短曝光时间。在保证灵敏度要求的情况下，对于厚度差较大的工件如小径管透照为增大宽容度，扩大评定区范围，也可用T3型胶片。这主要证明由于油气管道属于野外施工检测，且多采用爬行器，要求底片除满足要求外，还要求胶片的质量要稳定，在同类别胶片中对比度高，无制造过程中的伪像。一般推荐采用AGFA D7、AGFA C7和AGFA D4等。表02 胶片的主要特性指标胶片系统类别感光速度特性曲线平均梯度感光乳剂粒度梯度最小值（Gmin）颗粒度最大值（D）max（梯度/颗粒度）最小值（G/D）minD=2.0D=4.0D=

44、2.0D=2.0T1低高微粒4.37.40.018270T2较低较高细粒4.16.80.028150T3中中中粒3.86.40.032120T4高低粗粒3.55.00.039100注：表中的黑度均指灰雾度以上的黑度。表03 国内外主要胶片的类别类别常见胶片牌号T1类Kodak,R,SR；AgfaD2,D3；Dupont NDT35, NDT45；Fu ji 1X-25T2类Kodak M，T；AgfaD4，D5；Dupont NDT55，NDT65； Fu ji50，80；天津型；上海GX-A5T3类Kodak AA，B；AgfaD7，D8；Dupont NDT70，NDT75；Fu ji10

45、0；天津N-，-C型；上海GX-A7T4类Kodak CX；AgfaD10；Dupont NDT89；Fu ji400；天津型。8.2.2 增感屏a) 采用铅增感屏或不用增感屏。增感屏的表面应保持洁净和平整。增感屏的选用见表2。b) 在透照过程中胶片和增感屏应始终紧密接触。表2 增感屏的选用射线种类增感屏材料前屏厚度（）后屏厚度（）400KV X射线、Se75铅0.030.100.030.10Ir192铅0.100.20.100.2（1）增感屏能提高胶片感光速度，缩短曝光时间，同时也能吸收一部分前后散射线，一般情况下应使用增感屏，当工件透照厚度TA较薄时，可不用增感屏，但应进行背部散射线屏蔽。

46、（2）与原标准相比，前后屏的厚度范围相同。（3）Se75射线的平均能量为0.206Mev，在9根能谱中强度最大的4根能量均在0.1210.280Mev范围内，处于400Kv X射线的能量范围内，故前后屏采用0.030.10。经试验证明增感屏厚度在0.100.2时的底片质量最佳，但曝光时间过长，一般推荐选用0.1的增感屏，厚工件可采用较薄的增感屏。（4）在使用增感屏时，应注意以下几点：胶片和增感屏在透照过程中应相互贴紧。实验证明：若增感屏与胶片之间有0.1间隙，黑度差则下降25%；若间隙为0.4则黑度差下降50%。为达到贴紧目的，做成真空盒是最理想的。在透照中，不要用硬东西支撑暗袋，以免使增感屏

47、局部受压或产生划伤。在冲洗胶片时，应把增感屏同胶片一起抽出，然后把胶片取出。在冲洗时不要将药液溅到增感屏面，否则底片会出现伪像。禁止使用劣质增感屏，对于磨损严重或不平整的增感屏应更换，并注意平时清洁处理。8.3 像质计8.3.1 采用线型金属丝像质计，其型号和规格应符合JB/T 7902的规定。8.3.2 像质计的选用a) 按透照厚度TA选择表3规定的像质指数。按表4确定像质计型号，但钢管环缝的外径小于或等于89时，应采用GB 3323图E的等丝专用像质计。表3 像质计灵敏度值透照厚度TA（）要求达到的像质指数Z线直径（）透照厚度TA（）要求达到的像质指数Z线直径（）6150.12520251

48、00.40068140.160253290.500812130.200325080.6301216120.250508070.8001620110.3208012061.000表4 像质计型号的选用像质计型号10/166/12透照厚度（）16 1680注：对于双壁单影透照确定像质计的型号时，一般按透照部位的厚度计。b) 透照厚度TA按表5计算。表5 焊缝的母材厚度和透照厚度母材厚度焊缝余高透照厚度TA（）单层透照双层透照（含双壁单影）T无TT2T单面T+2T2+2T双面T+4T2+4注：焊缝两侧母材厚度不同时，以薄板计。8.3.3 像质计的放置a) 像质计应放在射线源一侧的工件表面上，中心钢丝

49、处于一次透照长度的1/4位置，钢丝横跨且垂直于焊缝，细丝置于外侧。b) 当对环缝作中心周向曝光时，像质计应放在内壁，每隔90放一个。c) 双壁单影透照时，像质计应放于受检部位的内壁，具体部位与a)款同。d) 对于管道环缝像质计无法在射线源侧放置，允许放在胶片侧，但像质计指数应提高一级，使实测像质指数达到表3的要求。e) 对外径小于或等于89的钢管环缝进行双壁双影透照时，像质计应放置于射线源侧被检焊缝有效透照区中心部位。本标准仍采用JB/T7902-1999标准中的R10系列Fe-1/7、Fe-6/12和Fe-10/16三种金属丝型像质计，对于管外径89的管子焊缝，采用GB3323-87等丝专用

50、像质计如图01所示，这与原标准规定一致。图01专用象质计（1）本标准射线检测技术部分主要参照JB4730标准，且射线照相技术等级与AB级相当；但对于检测灵敏度JB4730是采用欧洲标准EN1435-1997焊接接头的射线检测编写的，没有规定出像质计在胶片侧的像质指数，且像质计灵敏度指的是母材上的灵敏度，而不是焊缝上的灵敏度，这与国际上通用的API std 1104标准接轨有困难，且我国石油天然气企业在国内外油气管道施工中，对环焊缝的射线检测基本上都是采用管道爬行器，像质计均放在胶片侧，要作对比试验困难，像质计灵敏度都是焊缝灵敏度。因此，本标准在检测灵敏度部分的修订中没有参照JB4730标准，主

51、要采纳ASME规范第卷、GB3323-87和JISZ3104标准中的相关内容。（2）本标准表3的像质计灵敏度值是按透照厚度TA来确定，是像质计置于射线源侧要求达到的像质指数，这与GB3323-87、JB4730-94及原标准规定是一致的。（3）本标准表5透照厚度的TA计算适用于单壁透照、双壁单影透照，也适用于89以下管子双壁双影透照，这与JB4730-94和日本标准JISZ3104是一致的，但与原标准和GB3323-87有较大的改变，从而灵敏度也在改变。像质计置于射线源侧不同透照方法，油气管道透照厚度TA计算及像质指数Z的确定。a 单壁透照法按表5得TA=T+2，查表3可确定Z值。这与GB33

52、23-87、JB4730-94均一致。例1 用爬行器透照101620管子焊缝，按TA=20+2=22查表3得Z为10。b 双壁单影透照法原标准按GB3323-87编制，TA按透照部位的厚度计即TA=T+2。这种透照与单壁透照的差别就在于多透过一个母材厚度T，起滤波作用，使射线的线质变硬，灵敏度降低。按TA查表3确定的像质灵敏度在特殊透照条件下过高，无法达到标准要求，故将查得的Z值减一作为标准要求达到的灵敏度。如例1 TA=T+2=20+2=22，Z=10-1=9。本标准参照JISZ3104和JB4730-94将TA=2T+2处理，按TA查表4确定Z值，可得a中的例题TA=220+2=42，Z=

53、8。c 双壁双影法原标准也是按GB3323-87编制的，其像质指数Z是按单壁厚度查原标准表2.1.3-2来确定。例2 897.5的管子，由表2.1.3-2查得Z=10。本标准仍按表5确定TA=2T+2，查表3确定Z值，这与JB4730-94一致，即TA=27.5+2=17，Z=11。像质计放于胶片侧单壁和双壁单影透照的情况下，底片上像质指数Z的确定。a 对于油气管道环缝检测而言，单壁爬行器检测和双壁单影透照像质计只能放于胶片侧。按原标准要求应做对比试验：切取一段检测用的管对接接头，在射线源侧（双壁单影在管内透照部位）放一个像质计，在胶片侧放置一个同样型号的像质计，按正常工艺要求透照。若从底片上

54、读出像质计在射线源侧的像质指数为Z值，而像质计置于胶片侧读出的像质指数为Z+1。对比试验表明像质计置于胶片侧的像质指数比像质计置于射线源侧的像质指数高一个指数。这就是说单壁透照和双壁单影透照像质计置于胶片侧底片上Z值要达到标准要求，就要在表3的基础上各提高一个指数。以后透照同样管件按同一工艺要求就可以按此像质计灵敏度计。长输管道环缝透照因条件变化，工件要随之改动，且长输管道作对比试验也很困难，故本标准不做对比试验。如例1 采用单壁透照Z=10+1=11，而采用双壁单影透照Z=10-1+1=10。本标准按ASME规范规定，像质计无法放于射线源侧而放于胶片侧时，其像质识别线编号应提高一级。本标准采

55、纳了此内容，简单易行，这与JB4730-94一致。再如例1采用单壁透照TA=20+2=22，Z=10+1=11，采用双壁单影透照TA=220+2=42，Z=8+1=9。从以上分析可以看出：本标准只采用表5计算出不同透照方式下的TA值查表3求出标准要求的像质指数Z。像质计置于胶片侧的像质指数将Z值加一即可，省去繁琐的对比试验，简单易行。从本标准与原标准的例证可以看出单壁透照像质计灵敏度高一级；双壁单影透照像质计灵敏度相同，有利于射线的推广应用；双壁双影透照的像质灵敏度高一级。石油天然气钢质管道环焊缝检测像质计均放于胶片侧，可不放字母“F”。（4）像质计型号的选用表4像质计型号的选用，主要是给使用

56、像质计型号定位，防止错用像质计而造成灵敏度不够或同一工件同一透照方式采用不同型号的像质计。这主要说明的是表5适用于单壁透照时按TA选用像质计，这于GB3323-87的规定相一致。但对于双壁单影透照就发生了矛盾，故在备注中明确双壁单影透照应按透照部位的厚度计算。例3一个7108的管子环焊缝，当采用中心透照时TA=T+2=8+2=10，按表3查像质指数为13，按8.3.3第4项的规定应选用像质指数为14，按表4选用Fe-10/16型号的像质计。若采用双壁单影透照，TA=2T+2=28+2=18，按表3查像质指数，再提高一个级别Z=11+1=12，若仍按表4正文选择像质计型号为Fe-6/12，其要看

57、的像质指数处于像质计的边缘，底片灵敏度是否还有提高看不出来；若按备注选用TA=T+2=8+2=10计，像质计型号为Fe-10/16，要求达到的像质指数处于像质计的中部。对于双壁双影透照像质计型号的选用，如896的管子，按表4 TA=2T+2=26+2=14，按表3确定像质指数为12，即选用Fe12等丝专用像质计，这与JB4730-94一致，与GB3323-87不同，与原标准不同，简单易行。8.3.4 像质计的识别在焊缝影象上，如能清楚地看到长度不小于10（焊缝宽度小于10的除外）的像质计钢丝影象，就认为是可识别的。专用像质计应能识别不少于二根金属丝。像质计的识别与GB3323-87使用说明相同

58、，又明确了使用专用像质计在焊缝影像上能识别不少于二根金属丝，这一点来源于JB4730-94标准的规定。8.4无用射线和散射线的屏蔽8.4.1 为减少散射线的影响，应采用适当的屏蔽方法限制受检部位的照射面积，以减少前方散射线。当工件与地面较近时，可采用加厚增感屏的后屏厚度或在暗袋后加薄铅板等，以减少后方散射线。8.4.2 为检查背散射，可在暗盒背面贴附一个“B”的铅字标记，一般B铅字的高度为13、厚度为1.6。若在较黑背景上出现“B”的较淡影象，说明背散射线防护不够，应采取有效措施重照。如在较淡背景上出现“B”的较黑影象，则不作为该底片判废的依据。此条来源于GB3323-87的规定。为防止背散射

59、线，在暗盒背后贴高度为13，厚度为1.6的铅字“B”（有的暗袋本身就带有“B”字）。在油气管道焊缝检测中，个别部位由于条件所限离地面较近，若暗盒后不贴铅板，则背散射线在底片较黑的背景上出现“B”的较淡影像，这说明背散射防护不够，应按本标准要求采取散射线屏蔽措施后重照。若在较淡背景上出现“B”的较黑影像，这是由于“B”标记本身被能量较高的透射线激发出的二次电子对胶片有附加增感作用所造成的，属于正常现象（多出现在自带增感屏胶片上），故不作为底片判废的依据。背部散射线屏蔽可增加后屏厚度或在暗袋后加铅板；对小径管因散射线引起“边蚀”效应较严重，则可在工件透照部位的地面上加铅板或在X射线机头上加准直器，

60、以减少“边蚀”效应。8.5 识别系统8.5.1 识别系统由定位标记和识别标记构成。透照部位的识别系统由定位标记和识别标记组成。识别系统的标记一般由适当尺寸的铅字和字母等构成。8.5.2 定位标记焊缝透照定位标记包括搭接标记（）和中心标记（）。当铅质搭接标记用英文字母或数字表示时，可不用中心标记。焊缝透照定位标记主要用以确定检测部位，一般可用搭接标记（）和中心标记（）表示。分段透照时主要采用中心标记和搭接标记，对于管道分段透照一般采用标记带，可不用中心标记，仅用英文字母或数字表示搭接标记。标记带分为英文字母式和数字式等两种。8.5.3 识别标记识别标记包括工程编号、桩号、焊缝编号（焊口号）、部位