石油天然气钢质管道无损检测(最终版)(76页).doc

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1、-石油天然气钢质管道无损检测(最终版)-第 76 页一、概 述1 SY/T4109-2005编制背景和简要经过随着我国石油天然气管道工程建设的发展，管道无损检测技术也得到了很大的发展。同时管道工程施工技术，特别是管道焊接技术的发展，对无损检测技术提出了新的要求。为确保工程质量，进一步完善无损检测标准，根据原国家石油和化学工业局关于下达2001年石油天然气、石油化工行业标准、修订项目计划的通知（国石化政发（2000）410号）文件要求，由石油天然气管道局盘锦北方无损检测公司负责对SY4056-93石油天然气管道对接焊缝射线照相及质量分级、SY4065-93石油天然气管道对接焊缝超声波探伤及质量分

2、级、SY/T 0444-98常压钢制焊接储罐及管道磁粉检测技术标准及SY/T 0443-98常压钢制焊接储罐及管道渗透检测技术标准进行了整合修订，修订后标准名称为石油天然气钢质管道无损检测。本标准在修订过程中，编制人员遵照国家有关方针政策，进行了比较广泛的调查研究，在全面总结和吸纳多年石油天然气钢质管道无损检测经验和技术，充分考虑石油天然气钢质管道工程施工实际特点的基础上，积极参照采用国外有关先进标准，并多次以发函或会议形式征求相关方意见，经反复修改形成送审稿，于2004年12月在海南三亚通过了由石油工程建设专业标准化委员会施工分标委组织的标准审查会的审查。2 SY/T4109-2005修订的

3、指导思想（1）目前石油天然气管道（含集输管道及其站场），特别是油气长输管道正向着大口径、大壁厚、高钢级及高压力方向发展，而与之相配套的先进的焊接和无损检测技术及设备也在广泛采用。作为无损检测标准，必须适应和满足这种变化。另外，管道施工建设不仅要占领国内市场，而且还要走向世界。因此，与国外标准接轨也是本次标准修订应考虑的的一个重要因素。（2）在检测工艺方面，应总结我国石油天然气企业在国内外长输管道施工检测的成功经验，积极吸纳国内外相关标准的长处来修订。修改后标准，应具有科学性、先进性、简单实用、可操作性强的特点。（3）验收标准部分应在原标准的基础上，充分考虑我国油气管道，特别是长输管道的实际情况

4、，在满足和确保工程质量实际需要的前提下，参照国外先进标准来修订。3 与原标准相比，SY/T4109-2005检测技术部分的特点（1）射线检测部分本标准增加了下列内容：a 明确了本标准不仅适用于长输、集输管道的X、射线检测，也适用于其站场的检测，特别引进了Se75 射线的检测技术。明确本标准不适用于工业和公用压力管道环焊缝的检测，也不适用于油气管道制管焊缝的检测。b 明确了本标准照相技术等级相当于GB3323-1987的AB级。c 针对长输管道采用低合金高强钢的特点，纳入了K值的概念，重视对横向缺欠的检出。对于公称直径小于250管道环缝双壁单影透照时，K值和一次透照长度给予适当放宽。d 引入了新

5、的辐射防护标准，划定控制区和管理区，并设置防护标志，严格规定检测人员及公众的安全防护。e 明确了射线源和能量控制。f 明确了曝光量推荐值与焦距的关系及射线最短曝光时间的控制。g 明确了像质计放于胶片侧应提高一个像质指数。简化完善了原标准的相关条款：a 适用管壁厚度由230修改为250。b 更新了胶片的分类方法，对于射线检测，由于能量偏高，工件对比度低，选用T2或T3胶片。用提高胶片对比度的方法弥补工件对比度的不足。c 将原标准双壁双影透照的界限由原来的114改为89，这与GB3323-1987和API std 1104相一致，并明确了小径管检测的要点。d 根据长输管道检测的类型，完善了底片上的

6、标记。e 为便于爬行器的检测，参照EN1435-1997，只要满足底片质量和灵敏度要求，几何不清晰度可适当放宽，焦点到工件表面的距离L1可减少规定值的50%。f 简化了缺欠深度的测定方法，取消沟槽式测深计，用缺欠黑度与较薄侧母材黑度比较来确定。g 改变透照厚度TA的计算方法。h 底片的黑度范围：X射线1.23.5改为1.54.0；射线改为1.84.0；有利于发现缺欠。i 充实完善了射线检测报告的内容。（2）超声波检测部分超声波检测管壁厚度由原来530修改为550，管径增至1400；超声检测技术部分参照JB4730及DL/T820-2002等修订而成，重点解决了中薄壁管探头的选择及检测技术。（3

7、）磁粉和渗透检测部分磁粉和渗透检测技术部分在原标准基础上参照了JB4730、ASME、日本及欧洲标准修订而成。4 验收部分验收部分主要参照了API std 1104 ，并总结了我国油气管道，特别是国家重点项目西气东输管道工程的无损检测实践修订而成。其中，射线和超声波验收部分的修改，严于管道及有关设施的焊接（API std 1104-1999）、西气东输管道工程管道对接环焊缝射线检测（Q/SY XQ6-2002）和西气东输管道工程管道对接环焊缝全自动超声波检测（Q/SY XQ7-2002），与石油天然气管道对接焊缝射线照相及质量分级（SY405693）和石油天然气管道对接焊缝超声波探伤及质量分级

8、（SY406593）相比，个别条款做了适当放宽（国内外主要油气管道射线检测验收标准比较详见表1）；磁粉和渗透的验收标准与原标准相当。表1 国内外主要油气管道射线检测验收标准对焊缝几种缺欠尺寸的规定序号标准名称缺欠类型缺欠黑度限额可接受长度（mm）备注1API1104-99裂纹未规定除4mm的弧形裂纹外，不允许存在。根部未焊透未规定单个长度25mm；在任何连续300mm焊缝长度中，累计长度25mm。焊缝长度小于300时，其累计长度焊缝长度的8%。错边未焊透和中间未焊透未规定单个长度50mm；在任何连续300mm焊缝长度中，累计长度75mm。表面未熔合、层间和坡口未熔合未规定单个长度25mm；在任

9、何连续300mm焊缝长度中，累计长度50mm。焊缝长度小于300时，其累计长度焊缝长度的8%。条状夹渣未规定夹渣宽度时，单个长度50mm；在任何连续300mm焊缝长度中，其累计长度50mm；夹渣宽度3mm时，在任何连续300mm焊缝长度中，其累计长度13mm或4个。60.3单个长度3倍较薄侧母材公称壁厚；夹渣宽度。相邻较薄侧母材黑度。按烧穿评定。烧穿相邻较薄侧母材黑度。6mm或最大长度较薄侧母材公称壁厚或任何连续300mm焊缝长度中，其最大长度累计13mm。60.36mm或最大长度较薄侧母材公称壁厚；烧穿多于一处。50mm为缺陷；焊缝长度小于300时，累计长度焊缝长度的8%为缺陷。表1 国内外

10、主要油气管道射线检测验收标准对焊缝几种缺欠尺寸的规定（续）序号标准名称缺欠类型缺欠黑度限额可接受长度（mm）备注2Q/SY XQ6-2002西气东输管道工程管道对接环焊缝射线检测裂纹未规定不允许夹层未熔合和中间未焊透相邻较薄侧母材底片黑度单个尺寸25mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度50mm。相邻较薄侧母材底片黑度不允许条状夹渣、（包括条孔）相邻较薄侧母材底片黑度单个条状夹渣25mm，单个条孔13mm；在任何连续300mm的焊缝长度中，其累计长度50mm。相邻较薄侧母材底片黑度不允许根部未焊透，相邻较薄侧母材底片黑度不允许相邻较薄侧母材底片黑度单个尺寸25mm；任何连续300mm焊缝

11、长度中，累计长度25mm。错边未焊透未规定单个尺寸50mm；任何连续300mm的焊缝长度中，累计长度75mm。内凹相邻较薄侧母材底片黑度单个尺寸25mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度50mm。烧穿相邻较薄侧母材底片黑度单个最大6mm。表面未熔合相邻较薄侧母材底片黑度外表面不允许的；内表面单个尺寸12.5mm或任何连续300mm焊缝长度中，累计长度25mm。相邻较薄侧母材底片黑度不允许综合评定：任何连续300mm焊缝长度中，上述各种缺欠累计长度超过50mm或超过焊缝长度的8%为不合格。3SY4056-93裂纹未规定不允许未熔合未规定不允许条状夹渣、（包括条孔）未规定条状夹渣宽度2mm时

12、，单个长度2T；累计长度圆周的5%，但最大可为12。级114条状夹渣宽度2mm时，单个长度7；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度25mm；不足300，按比例折算，但最小可为7。级114根部未焊透h10%壁厚，且1.5单个长度12；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度18mm；不足300，按比例折算，但最小可为12级114累计长度圆周的10%，但最大可为18。级114表1 国内外主要油气管道射线检测验收标准对焊缝几种缺欠尺寸的规定（续）序号标准名称缺欠类型缺欠黑度限额可接受长度（mm）备注3SY4056-93错边根部未焊透h10%壁厚，且1.5单个长度25mm；任何连续300mm焊缝长度中

13、，累计长度50mm；不足300，按比例折算，但最小可为25。级114累计长度圆周的10%，但最大可为25。级114内凹h15%壁厚，且2同一级别的未焊透的长度。级烧穿未规定圆形缺欠（含点渣）与本标准相同综合评级与本标准不同4本标准裂纹未规定不允许外表面未熔合未规定不允许夹层未熔合相邻较薄侧母材底片黑度同中间未焊透级89同根部未熔合级89相邻较薄侧母材底片黑度评为级根部未熔合相邻较薄侧母材底片黑度单个长度10mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度20mm。级89单个长度5mm；累计长度圆周的5%，但最大可为10。级89相邻较薄侧母材底片黑度评为级条状夹渣、（包括条孔）未规定夹渣宽度2mm；

14、单个长度T/3，最小可为10；任何连续300的焊缝长度内，其累计长度不得超过25。级89夹渣宽度2mm；单个长度T最小可为8；累计长度圆周的5%，但最小可为12。级89夹渣宽度2mm评为级中间未焊透相邻较薄侧母材底片黑度单个长度mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度25mm。级89相邻较薄侧母材底片黑度评为级根部未焊透相邻较薄侧母材底片黑度单个长度10mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度20mm。级89单个长度12mm；连续或断续未焊透总长度圆周总长度的10%，且18。级89相邻较薄侧母材底片黑度评为级错边未焊透未规定单个长度25mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度50m

15、m。级89表1 国内外主要油气管道射线检测验收标准对焊缝几种缺欠尺寸的规定（续）序号标准名称缺欠类型缺欠黑度限额可接受长度（mm）备注4本标准内凹相邻较薄侧母材底片黑度单个长度25mm；任何连续300mm焊缝长度中，累计长度50mm。级89相邻较薄侧母材底片黑度连续或断续内凹总长度圆周总长度的15%，且25。级89相邻较薄侧母材底片黑度任何长度级烧穿89连续或断续内咬边总长度圆周总长度的10%。级89圆形缺欠（含点渣）与SY4056标准相同。综合评级任何连续300的焊缝长度中，级对接接头内条状夹渣、未熔合（根部未熔合和夹层未熔合）及未焊透（根部未焊透或中间未焊透）的累计长度不超过35；级对接接

16、头内条状夹渣、未熔合（根部未熔合和夹层未熔合）及未焊透（根部未焊透或中间未焊透）的累计长度不超过50。89的管子不进行综合评级二 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

17、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，

18、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

19、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 JIS 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

20、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。

21、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

22、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

23、如射线检测中辐射防护参照GB18871、GB16357和GB18465标准；线型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。 缺欠按无损检测方法检出的不连续性。 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

24、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

25、要求 使用原则4.1.1 由于射线、超声、磁粉和渗透等检测方法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。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。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。铁磁性材料表面检测时，宜优先采用磁粉检测。 当采用两种或两种以上的检

26、测方法对石油天然气钢质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

27、铁磁性材料焊接接头表面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

28、连接的接头（简称焊头）。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。 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。 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。 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。本条规定了检测单位

29、（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、检测条件、操作人员（级

30、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。 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）及以上人员编制，无损检测责任工程师

31、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，实际操作过程中必须严格执行工艺卡。工艺卡

32、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。 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、并持有国家有关部门颁发的技术资格证书的专业人

33、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术争议。4.5 无损检测责任人

34、员的职责 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 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定环境的辐射剂量，按GB18465的规定划定控

35、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：应对任何工作人员的职业照射水平进行控制，使之不

36、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，应向X射线机制造厂索取有关X射线照射率的原始

37、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-1h-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，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

38、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

39、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、

40、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。Gyh-1h-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

41、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Gyh-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

42、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（1.5msv）和年接受照射的实际小时数来确定：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-1h-1）；例2管理区外边界空气比释动能率为12Gyh-1h-1）。这个

43、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：Ci/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（g110-3P）；则g110-3AK/2T/d1/2 /1210-32805500/22Gyh-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Gyh-1，要使距源R2处的吸收剂量率到达g3Gyh-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得，g3，Gyh-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4160=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