油气长输管道定期检验细则091126.docx
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油气长输管道定期检验细则091126
在用油气长输管道定期检验细则
沈阳市特种设备检测研究院
2009年10月10日
在用油气长输管道定期检验细则
第一章总则
第一条（目的）为了加强压力管道的安全监察，规范在用油气长输管道检验工作，确保在用油气长输管道处于安全可靠的受控状态，保障公民生命和财产的安全，根据《特种设备安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》的有关规定，特制定本规则。
第二条（适用范围）本规则适用范围为《特种设备安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》、《压力管道安装单位资格认可实施细则》所规定的GA类陆上原油、成品油、液态液化石油气（LPG）、天然气、以及其他气态或液态介质等油气长输管道（含集输管道）的定期检验（包括一般性检查和专业性检验）。
本细则不适用于输油（气）首站、中间站、末站等站场内的管线和设施，站场内外一般以电绝缘装置为分界线。
第三条（基于风险的定期检验）油气长输管道使用单位在开展定期检验检测时，应当充分采用完整性管理理念中的完整性检验检测评价技术，开展基于风险的检验检测。
已开展专业性检验与完整性评价的管道，可由国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）核准的专业机构为管道企业开展的完整性管理提供技术咨询。
第四条（高后果区管线）在开展基于风险的完整性检验检测时，应由国家质检总局核准的专业机构确定管道的高后果区。
高后果区的确定原则符合SY6621或单独用一个附录如下：
输油管道高后果区的确定原则：
（一）商业航运水道；
（二）至少达到50000人口的城市化地区，人口密度至少400人/Km2；
（三）城市、城镇、乡村和其它居民及商业区等人口密集地区；
（四）饮用水源区、自然保护区、文物保护区、军事设施等地区。
输气管道高后果区的确定原则：
（一）三类地区；
（二）四类地区；
（三）一类、二类地区内，管线潜在影响半径超过200m，并且影响区域内居民户数不小于20户；
注：
（1）潜在影响半径计算方法如下：
式中：
—管道外径，mm；
—管段最大允许操作压力（MAOP），MPa；
—影响半径，m;
系数0.1仅适用于输送介质为天然气的管线，其他气体介质应根据燃烧值等参数采用不同的系数。
（2）地区等级划分
沿管道中心线两侧各200m范围内，任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的若干地段，按划定地段内的户数划分为四个等级。
在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。
①一级地区:
户数在15户或以下的区段;
②二级地区:
户数在15户以上、100户以下的区段;
③三级地区:
户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区；在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方。
④四级地区:
系指四层及四层以上楼房（不计地下室层数）普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段。
（3）液态液化石油气（LPG）的高后果区的确定原则参照输气管道高后果区的确定原则。
第五条（一般性检查定义）一般性检查是指为了确保油气长输管道在检验周期内的安全运行而实施的在运行过程中的在线检查，一般性检查次数每年不得少于1次，但当需要进行专业性检验时，则该年度无需进行一般性检查。
一般性检查可以由使用单位的具有国家质检总局核准的机构培训考核合格的专业人员进行，也可以由国家质检总局核准的检验检测机构（以下简称检验机构）持证的压力管道检验人员进行。
第六条（专业性检验定义）专业性检验是指按一定的检验周期对在用长输管道进行的较为基于风险的全面的检验。
从事专业性检验的单位应当取得由国家质检总局核准的检验资质。
专业性检验过程应参照压力管道完整性管理理念中的完整性检测的有关规定进行，并由经国家质检总局核准的机构进行完整性评价。
长输管道应于投用后3年内进行首次专业性检验，并重点对焊接质量、管道材料、腐蚀防护系统进行检验。
根据专业性检测结果、管线应力水平等确定管线的检验周期,一般不宜超过7年。
再确定完整性检测概念和专业检测的内容。
第七条（缩短周期）属于下列情况之一的油气长输管道，应适当缩短专业性检验周期：
（一）位于高后果区内的管道；
（二）多次发生泄漏、爆管等事故的管道以及受自然灾害及第三方破坏的管道；
（三）发现应力腐蚀或严重局部或全面腐蚀的管道（根据中石油SY/T0087标准）；
（四）承受交变载荷，可能导致疲劳失效的管道；
（五）防腐保温层损坏严重或无有效阴保的管道；
（六）风险评估发现风险值较高的管道；
（七）一般性检查中发现严重问题的管道;
（八）检验人员和使用单位认为应该缩短检测周期的管道。
第八条（立即检验）属于下列情况之一的管道，应立即进行专业性检测：
（一）管道运行工况发生显著改变从而导致运行风险提高的管道，如操作压力、温度改变后超过设计允许的范围；输送介质种类改变为更危险、易爆介质的管道。
（二）长输管道停用超过一年后再启用；
（三）有重大修理改造的管道。
第九条（检验资格）从事油气长输管道定期检验工作的检验机构和检验人员，必须严格按照核准的检验范围从事检验工作。
检验机构和检验人员的工作必须根据管道安全监察权限接受国家质检总局或管道所在地的省、自治区、直辖市质量技术监督部门的监督，并且对长输管道定期检验的结果负责。
第十条（检验前的准备）检验前，检验机构应当制定检验方案，检验安全措施和应急预案。
检验方案由检验机构授权的技术负责人审查批准，检验人员应当严格按照批准后的检验方案进行检验工作。
管道使用单位应当做好检验前的各项准备工作，使长输管道处于适宜的待检验状态。
第二章一般性检查
第十一条（检查要求）一般性检查的基本要求，检验人员可根据实际情况确定实际检验项目和内容，并进行检验工作。
第十二条（检查前的准备）一般性检查前，使用单位应作好以下各项准备工作：
（一）准备好与检验有关的管道技术档案资料、运行记录、介质组分记录、历次一般性检查和专业性检验报告；
（二）准备好压力管道安全管理规章制度和安全操作规范，安全管理与操作人员资格证；
（三）检查时，使用单位压力管道安全管理人员和相关人员到场配合，协助检查工作，及时提供检查人员需要的其他资料。
第十三条（资料收集）检查前检验人员应当在全面了解被检验压力管道的使用情况、管理情况，并认真调阅压力管道技术资料和管理资料的基础上，对管道运行记录、管道隐患监护措施实施情况记录、管道改造施工记录、检修报告、管道故障处理记录进行检查，记录审查情况，并制定检验方案。
第十四条（资料分析）根据收集的数据进行综合评价，确定事故容易发生的位置以及发生事故造成严重后果的位置，并重点对下列管道进行检查：
（一）穿跨越管道；
（二）管道出土、入土点，管道阀室、分输点，管道敷设时位置较低点；
（三）高后果区内的管道；
（四）工作条件苛刻及承受交变载荷的管道，如原油热泵站、成品油与天然气加压站等进出口处的管道；
（五）曾经发生过泄漏以及抢险抢修过的部位，地质灾害发生比较频繁的地区的管道。
第十五条（一般性检查内容）一般性检查的主要内容包括：
宏观检查、防腐保温层检查、电性能测试、阴极保护系统测试、环境腐蚀性调查、地质条件调查、安全保护装置检验。
一般性检查以宏观检查和安全保护装置检验为主，必要时进行腐蚀防护系统检查，部分项目可结合日常巡线内容进行。
第十六条（宏观检查）宏观检查的主要项目和内容如下：
（一）位置与走向确认，主要检查管道位置、埋深和走向；
（二）地面装置检查，主要检查标志桩、测试桩、里程桩、标志牌、推力礅的外观完好情况、丢失情况检查；
（三）管道沿线防护带调查；
（四）地面泄漏检查；
（五）跨越管段检查，检查跨越段管道防腐保温层、伸缩器、补偿器、锚固礅的完好情况，钢结构及基础、钢丝绳、索具及其连接件等腐蚀损伤情况；
（六）穿越段检查，检查管道穿越处保护工程的稳固性及河道变迁等情况；
（七）水工保护设施完好情况检查；
（八）检查人员认为有必要的其他检查。
第十七条（防腐保温层检查）防腐保温层检查主要检查入土端与出土端、露管段、阀室内管道防腐保温层的完好情况。
检验单位认为有必要时可对高后果区管线采用检测设备进行地面非开挖检测。
第十八条（电性能测试）电性能测试的主要内容如下：
（一）绝缘法兰、绝缘接头、绝缘短管、绝缘套、绝缘固定支墩和绝缘垫块等电绝缘装置的绝缘性能；
（二）对采用法兰和螺纹等非焊接件连接的阀门等管道附件的跨接电缆或其它电连接设施的电连续性;
（三）辅助阳极和牺牲阳极的接地电阻。
第十九条（阴极保护系统测试）对有阴极保护的长输管道，应当进行阴极保护系统测试。
测试内容如下：
（一）测试管道沿线保护电位，测量时应考虑IR降的影响；
（二）有条件的情况下，应当测试牺牲阳极输出电流、开路电位；
（三）当管道保护电位异常时，测试管内电流；
（四）阴极保护系统运行状况检查，检查管道阴极保护率和运行率、排流效果、阴保系统。
第二十条（环境腐蚀性调查）环境腐蚀性调查应当每公里测试一处土壤腐蚀性能。
当含跨越段的露管段经过有酸性腐蚀大气的地区，应当进行以分析大气SO2含量为主的大气腐蚀环境调查。
第二十一条（地质条件调查）地质条件调查应当按现行法规与标准的要求，对有危险的矿产地下采空区、黄土湿陷区、潜在崩塌滑坡区、泥石流区、地质沉降区、风蚀沙埋区、膨胀土和盐渍土、活动断层等地质灾害进行地质条件调查。
第二十二条（安全保护装置检验）安全保护装置检验一般执行《在用工业管道定期检验规则》和《安全阀安全技术监察规程》的相关规定，特殊的安全保护装置参照现行相关国家或行业标准的规定执行。
第二十三条（出具报告）一般性检查的现场工作结束后，检验人员应根据检查情况出具一般性检查报告，做出下述检查结论：
（一）允许使用：
检查结果符合现行法规与标准要求；
（二）监控使用：
检查结果虽然发现有超出现行国家法规与标准规定的缺陷，但能满足安全使用要求的；
（三）进行专业性检验：
检查结果发现存在多处超出国家法规与标准规定的缺陷，且不能全部满足安全使用要求。
第二十四条（附加要求）有条件的长输管道使用单位应将一般性检查及其结论录入长输管道腐蚀防护地理信息系统、管道完整性管理信息系统。
第三章专业性检验
第一节检验项目与规定
第二十五条（专业性检验）使用单位负责制定长输管道专业性检验计划，安排专业性检验工作，按时向负责对其发放压力管道使用登记证的安全监察机构申报专业性检验计划，约请经质量技术监督部门核准的具备相应资格的检验机构开展专业性检验。
第二十六条（检验前的准备）使用单位应进行专业性检验的现场准备工作，确保所提供检验的长输管道处于适宜的待检验状态；提供安全的检验环境，负责检验所必需的辅助工作（如拆防腐保温层、搭脚手架、打磨除锈、提供检验用电、水、气，完成管线开挖以及开挖检测后的防腐层保温层修复与路面恢复等），协助检验单位进行的专业性检验工作，负责安全监护。
检验人员认真执行使用单位有关动火、用电、高空作业、安全防护、安全管理监护等规定，确保检验工作安全。
第二十七条（数据收集分析）检验前应收集数据并进行分析，一般应包括：
（一）压力管道设计单位资格，设计图纸、安装施工图及有关强度计算书等；
（二）压力管道安装单位资格，安装监督检验证书，竣工验收资料[含安装竣工资料、材料检验、材料证书、无损检测报告，管道元件（含制造监督检验报告）、管道附属设施、管道支承件的质量证明文件、竣工图等]；
（三）使用登记证；
（四）管道走向图与纵断面图、航拍图；
（五）管道运行记录、管道隐患监控措施记录、维修改造记录，事故或失效资料；管道各类保护措施的使用记录；管线周围的其它施工活动、管道电法保护日常检查记录；输送介质分析报告（特别是含硫化氢、二氧化碳、氧气、游离水和氯化物）；
（六）运行周期内的一般性检查报告；
（七）历次专业性检验报告；
（八）检验人员认为检验所需要的其他资料。
本条
（一）至（三）款在压力管道投用后首次专业性检验时必须审查，在以后的检验中可以视需要查阅。
第二十八条（危险预评价）长输管道在进行专业性检验前，应根据收集的资料识别所有危害管道完整性的潜在危险。
这些潜在危险主要分为：
（一）与时间有关的危险，如内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀开裂等；
（二）固有的危险，如制造、施工过程中产生的缺陷；
（三）与时间无关的危险，如第三方破环、外力破坏等；
（四）人为误操作；
（二）、（四）合并；
（五）其他危害管道安全的潜在危险。
第二十九条（风险评估）资料收集分析完成后，应当由国家质检总局核准的专业机构进行风险预评估。
专业机构应充分了解每种风险评估方法的优缺点，选择最优的风险评估方法。
第三十条（完整性检测）专业性检验应基于完整性检测的内容开展检验工作。
根据风险评估确定的结果，确定合适的检测方法。
专业性检验分为智能检测、直接检测和压力试验。
检测过程中这几种方法可结合使用。
第三十一条（管道智能检测）对具备通过管道内检测器条件的管道可采用管道内检测器对管道内外腐蚀状况、几何形状及缺陷进行检测。
管道智能检测发现严重管道缺陷点时，应当进行开挖验证。
开挖验证的主要内容见第三十五条。
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SY0087.1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。
检测方法
时间间隔
操作条件下的应力水平
≥50%规定的最低屈服强度
30%—50%规定的最低屈服强度
＜30%规定的最低屈服强度
智能检测
5
PF＞1.25倍最大允许操作压力
PF＞1.4倍最大允许操作压力
PF＞1.7倍最大允许操作压力
10
PF＞1.39倍最大允许操作压力
PF＞1.7倍最大允许操作压力
PF＞2.2倍最大允许操作压力
15
不允许
PF＞2.0倍最大允许操作压力
PF＞2.8倍最大允许操作压力
20
不允许
不允许
PF＞3.3倍最大允许操作压力
直接检测
5
抽样检测危险迹象
抽样检测危险迹象
抽样检测危险迹象
10
抽样检测危险迹象
抽样检测危险迹象
抽样检测危险迹象
15
不允许
抽样检测危险迹象
抽样检测危险迹象
20
不允许
不允许
抽样检测危险迹象
压力试验
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
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