第三十二条 直接检测方法包括管道内腐蚀检测、应力腐蚀开裂直接检测、外腐蚀直接检测等。
（一）（内腐蚀检测）应在凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集之处进行局部内腐蚀检测，位置的确定可采用多相流计算等方法。对大多数管道进行内腐蚀检测时，需开挖后采用超声波壁厚测定法进行检查，确定内腐蚀状况；也可采用腐蚀监测方法（如挂片等腐蚀监测装置）确定内腐蚀状况；对有条件的管道，也可采取金属损失检测器、超声导波等其他经过质量技术监督部门认可的检测技术方法进行内检测。
（二）（应力腐蚀检测）（可否考虑将可能的应力腐蚀倾向条件列出）对有应力腐蚀开裂严重倾向的管段，一般采用直接对管体进行无损检测的方法或其他适宜的方法确定。有条件的可采用超声波检测器、横向漏磁检测器等裂纹检测器或水压试验方法。
（三）（外腐蚀直接检测）外腐蚀检测的具体项目一般包括：管线敷设环境调查、防腐保温层状况非开挖检测、管道阴极保护有效性检测、开挖直接检验。
（1）外腐蚀直接检测的管道敷设环境调查一般应包括以下内容：
a)环境腐蚀性能检测，一般每公里测试一处。环境腐蚀性测量包括土壤腐蚀性检测以及杂散电流测试。
b)大气腐蚀性调查，对经过可能存在大气腐蚀的跨越段与露管段，应按照现行国家和行业标准的规定进行大气腐蚀性调查。
（2）专业性检验机构应根据非开挖检测方法对防腐（保温）层及腐蚀活性区域进行检测，选择合适的检测方法与检测设备。非开挖检测方法主要包括直流（交流）电位梯度法、直流电压（交流电流）衰减法。应至少选择两种相互补充的非开挖检测方法。根据非开挖检测结果对防腐层破损情况进行分级，原则上分为好、可、差、劣四个等级。
（3）对外加电流阴极保护或可断电的牺牲阳极阴极保护的长输管道，应采用相应技术手段测试管道的真实阴极保护极化电位；对于无法断电的牺牲阳极阴极保护的长输管道，应采用相应技术测试管道的真实阴极保护电位;对阴极保护效果较差的管道，应采用加密间距测试，确定管道未能达到有效阴极保护的具体管段。
应对腐蚀环境、防腐层、阴极保护的结果进行腐蚀防护系统分级，原则上分为好、可、差、劣四个等级。
（4）（开挖点确定）资料调查与分析中记录错边、咬边严重超标的焊接接头，使用中发生过泄漏、第三方破坏管道的焊接接头。
第三十五条（开挖检测的内容）根据腐蚀防护系统的检测结果，按照一定比例选择开挖检测点；输气管道一般1处/公里，输油管道1处/1～2公里，当防腐（按SY 0087.1再考虑开挖频率）。开挖检测的内容一般应当包括：
（一）土壤腐蚀性检测；
应检查土壤剖面分层情况以及土壤干湿度。必要时可对探坑处的土壤样品进行理化性质分析。当内腐蚀是造成开挖处管线存在潜在危险的因素，则无需进行土壤腐蚀性检测。
（二）防腐层检查和探坑处管地电位；
应检查防腐保温层的物理性能以及探坑处管地电位。必要时收集防腐层样本，按相关国家和行业标准进行防腐层性能分析。如果内腐蚀是造成开挖处管线存在潜在危险的因素，则无需进行上述检测。
（三）管体腐蚀状况检测；
管体腐蚀状况检查包括：金属腐蚀部位外观检查、腐蚀产物分析、管体壁厚测量、腐蚀区域的描述。
（四）管体焊缝无损检测；
应对开挖处的管体对接环焊缝进行无损检测，一般应采用射线或超声波无损探伤，也可采用经？级质量技术监督部门认可的其他无损检测方法对管体缺陷状况进行检测。
对出现下列情况之一的管段，还应对对接环焊缝进行表面无损探伤，表面无损探伤应与开挖点相结合：
（1）宏观检查中发现裂纹及可疑情况的管道；
（2）处于有应力腐蚀开裂严重倾向的管段；
（3）长期承受明显交变载荷的管道，应在焊接接头和容易造成应力集中的部件进行表面无损检测；
（4）检验人员认为有必要时，应对管道连头、焊缝返修处等部位进行表面无损检测抽查。其它需要检测并记录的项目。
同时，应对开挖处的管道螺旋焊缝以及对接直焊缝进行无损探伤。
第三十七条（对穿越段的检查）应对穿越段进行重点检查或检测。
第三十八条（对跨越段的检查）应按《在用工业管道定期检验规程》的规定对跨越段进行定期检验，同时，按照现行国家或行业标准对跨越段的附属设施进行检验检测。
第三十九条（除开挖处外的无损探伤）除第三十五条规定的开挖检测处无损探伤外，对下述位置的裸露管道，需进行无损探伤。
（一）阀门、膨胀器连接的第一道焊接接头；
（二）跨越部位、出土与入土端的焊接接头；
（三）穿越点两岸的焊接接头；
（四）硬度检验和厚度测试中发现的异常的焊接接头；
（五）检验人员和使用单位认为需要抽查的其他焊接接头。
第四十条（理化分析） 对有可能发生应力腐蚀开裂、氢致开裂、材质劣化的管道、使用时间已超过15年并进行修理的管道，宜进行管材理化性能测试。一般包括硬度测试、化学成份分析、机械性能试验、金相分析。
（一）硬度测试
硬度测试部位应包括母材、焊缝及热影响区。当焊接接头的硬度值超过HB200时，检验人员视具体情况扩大焊接接头内外部无损检测抽查。
（二）化学成份分析
对材料状况不明的材料，应测试化学成份，包括C、S、P、Mn、Si元素，若有必要，可加做Cr、Mo、V、Cu、Ni等元素，计算碳当量，考察冷裂倾向。测试部位应包括母材和焊缝。
（三）机械性能试验
按现行国家标准或行业标准在管道修理时进行力学性能、弯曲及冲击性能测试不同温度下的母材和焊缝的夏比冲击功，测试温度应包括管道最低运行温度和最低运行温度减10℃。（不全）
（四）金相试验
应对母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行分析。
通过上述分析后，应由国家质检总局核准的专业机构按有关标准进行管材脆性断裂控制和延性断裂止裂评价、抗氢致开裂及硫化物应力开裂能力评价等方面的材料适用性评价。
第四十一条 耐压强度校核与应力校核
有下列情况之一者，应按最高运行压力进行耐压强度校核：
（1）管道全面腐蚀减薄超过公称厚度的10%时（全面腐蚀又叫均匀腐蚀是指在整个金属表面上基本上是均匀的腐蚀）；
（2）操作参数，如压力、温度发生增大的管道；
（3）输送介质的种类发生改变并导致危险程度增大的管道。
耐压强度校核参照现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计规范》GB50253的相关规定进行。
有下列情况之一者，应对关键管段进行应力分析校核，应力分析校核应由国家质检总局核准的专门机构采用专业管道应力分析软件进行： （机构资质在总则中规定）
（1）检验中发现管道存在较大变形、挠曲、破坏，以及支撑件损坏等现象时；（2）管道全面腐蚀量超过管道公称壁厚的20%时；
（3）高后果区中的穿跨越管段；
（4）管段应设而未设置补偿器或补偿器失效；
（5）法兰经常性泄漏、破坏；
（6）无强度计算书，并且 或 的管道；
其中， 为管道设计壁厚(mm)， 为管道设计外径(mm)， 为设计压力(MPa)， 为设计温度下材料的许用应力(MPa)；
（7）需要确定缺陷处管道截面的受力情况；
（8）与设计状况有较大改变的管道；
（9）检验人员或使用单位认为有必要时。
第四十二条 （剩余强度评估）在开挖检测完成后，应及时对检测中发现的危害管道完整性的缺陷进行剩余强度评估，评价过程中应考虑缺陷发展的影响，并根据评估的结果提出维护意见。缺陷剩余强度评估必须由国家质检总局核准的专业机构完成，评估单位应对评价结果负责。（机构资质在总则中规定）
第四十三条 （剩余寿命预测）应根据危害管道安全的主要潜在危险因素选择管道剩余寿命预测的方法。管道的剩余寿命预测主要包括腐蚀寿命、裂纹扩展寿命、损伤寿命等。油气长输管道剩余寿命预测应由国家质检总局核准的专业机构完成（机构资质在总则中规定）。
管道腐蚀剩余寿命预测一般可采用以下公式计算：

式中： ， 为剩余寿命（年）， ， 腐蚀速率（ ）， 名义壁厚（ ）。
需对超标缺陷进行安全评定。
管道腐蚀剩余寿命预测才可采用基于概率统计的方法进行。其他管道缺陷类型的剩余寿命预测可参照相关标准执行。
第四十四条 （材料适用性评价）有下列情形的管道，应开展钢质管道材料适用性评价。埋地钢质管道材料适用性评价应由国家质检总局核准的专业机构完成（机构资质在总则中规定）。
（一）对于具有应力腐蚀开裂、材质劣化的管道；
（二）输送介质的种类发生改变并导致危险程度增大的管道。
第四十五条 （检验周期的确定）检验周期的最大时间间隔按照下表确定，但最长不能超过预测的剩余寿命的一半。
 

备注：（1）PF表示按照相关标准预测的失效压力，
（2）所确定的时间间隔为最大值，应根据采取的维修和预防工作情况适当缩短；当某些危险极具破坏性时，专业性检验的时间间隔应缩短；当发生与时间有关的危险事故时，要立即重新确定专业性检验周期；
（3）对于直接检测过程中发现的危险迹象维修的时间间隔，包括了对危险迹象直接检测的时间间隔。根据危险迹象的严重程度和以前的检测结果、确定危险迹象取样的时间间隔。除非对所有危险进行检测和维修，再检测的最大时间间隔为:对在大于或等于规定的最低屈服强度(SMYS)50%条件下操作的管子为5年，对于在低于规定的最低屈服强度50%条件下操作的管子为10年。

第二节 压力试验
第四十六条 在用长输管道在以下情况下一般应按一定的时间间隔进行压力试验，具体要求如下：
（一）经专业性检验认为需进行压力试验时；
（二）管道有下列情况之一时，应进行压力试验：
（1）为了掌握运行多年的管线承压状况，以确定安全的运行操作压力；
（2）恢复或提高原有管线的运行操作压力；重新启用的停输管线；
（3）输送介质种类等使用条件发生改变的管线，如输送介质的物性、相态发生改变时，但气改油时则不需要；
（4）经重大修理改造的。
第四十七条 压力试验按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计规范》GB50253的规定执行。其中试验压力计算公式中的设计压力用最高运行压力代替。

第三节 检验报告及问题处理

第四十八条 （检验报告）专业性检验与完整性评价工作结束后，相应机构的检验人员与评价人员应根据检验情况和所进行的检验项目，认真、准确填写检测记录，及时出具相应的检验报告和评价报告。检验报告和评价报告分别由检验人员、评价人员签署，加盖检验单位、评价单位印章。评价报告中至少应明确使用压力、下一专业性检验时间、运行维护与监控措施等。（检验和评价分开处理）
第四十九条（缺陷处理） 可以采用如下方法对在检验中发现的超出现行国家和行业标准的缺陷进行处理：
（一）修复处理消除缺陷；
（二）采用安全评定的方法，确认缺陷是否影响管道安全运行到下一检验周期。
第五十条 （缺陷修复）管道使用单位应按评价报告中需要立即修复的缺陷进行处理或采取降压运行的措施保障管线安全。缺陷修复前，使用单位应制订修复方案，相关文件记录应存档。缺陷的修复应按有关技术规范的要求进行。对于需要带压封堵的维修作业，应当由取得质量技术监督部门核准的专业抢修、维修单位进行。使用单位应当确保缺陷修复后检验合格，由原检验单位确认合格，管道方可投入使用，必要时重新进行评价。
第五十一条（超标缺陷安全评定）在用油气长输管道的超标缺陷安全评定必须由国家质检总局核准的专业机构完成，长输管道超标缺陷安全评定机构应对评定结果负责。
第五十二条 （地理信息系统）有条件的在用长输管道使用单位应将专业性检验结果录入埋地钢质管道地理信息系统（GIS）。
第五十三条 （风险预评估结果的修正）长输管道使用单位应将检验结果与评价结果归档，并由风险评估专业机构重新对风险预评估结果进行修正。

第四章 附 则

第五十四条（站场与储气库设施、阀门）长输管道工程中的输气输油站场、地下储气库中的管道与设施、通用阀门、阴极保护设施按照《在用工业管道定期检验规则》、《安全阀安全技术监察规程》、《压力容器定期检验规则》以及其他相关规定执行；通用阀门的有关定期检验按照SY/T 6470-2000《输油气管道操作、维护、检修规程》细则的规定执行。
第五十五条（不一致处理）在用长输管道检验过程中，使用单位与检验单位之间发生争议时，可以向负责压力管道使用登记的质量技术监督部门申请仲裁。对质量技术监督部门的仲裁仍有异议时，可以申请行政终局裁决。