1、附件关于规范和推进油气输送管道检验检测工作的通知（征求意见稿）各省、自治区、直辖市及新疆生产建设兵团质量技术监督局（市场监督管理部门）、国资委、安全生产监督管理局、能源局，有关中央企业：自 2014 年 10 月开展油气输送管道隐患整治攻坚战以来，各地区、各有关部门和企业认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，加强配合协调，管道安全隐患整改工作取得了积极进展，但仍存在一些管道使用单位（以下简称管道企业）对管道检验检测工作重视不够、管道法定检验覆盖率偏低，检验机构无管道检验资质、管道检验检测工作不规范不合规等问题。2015 年11 月 12 日，中石化镇海炼化分公司位于浙江省北仑区一条成品油管道发生
2、腐蚀泄漏事故。据调查，泄漏点所在管段，因管道企业计划进行迁建，未按规定进行全面检验，未能发现并消除管道腐蚀减薄造成的隐患，导致管道发生泄漏事故。该事故暴露出部分企业管道检验检测工作存在薄弱环节，检验机构未依法依规开展检验检测工作等问题。油气管道检验检测是保障油气输送管道本质安全，发现和消除管道安全隐患的重要技术手段。为进一步贯彻落实特种设备安全法 国务院安全生产委员会关于深入开展油气输送管道隐患整治攻坚战的通知 （安委20147 号） 、 国务院安全生产委员会关于印发和 的通知（安委20154 号）等文件要求，落实管道企业的安全主体责任，规范和推进油气输送管道的检验检测工作，现就有关要求通知如
3、下：一、工作目标 进一步规范和推进油气输送管道检验检测工作。严格落实油气输送管道检验检测制度，依据法律法规、规范标准开展包括管道元件制造监督检验和型式试验、管道安装监督检验和在役管道定期检验等压力管道检验检测工作，推动开展油气输送管道完整性管理，不断提升管道质量安全水平。二、工作依据和范围（一）依据。依据安全生产法 特种设备安全法 石油天然气管道保护法和中央企业安全生产禁令等法律法规规范要求，推动开展油气输送管道检验检测工作。（二）范围。本通知所指的油气输送管道属于特种设备目录中的长输管道，系指依据 GB 50251输气管道工程设计规范 和 GB 50253输油管道工程设计规范设计的，产地、储
4、存库、使用单位间的用于输送商品介质的压力管道，包括原油、成品油、天然气长距离输送管道，以及输气长输管道末站到工厂厂区、城市门站的管道，穿越公共区域的厂际埋地油气输送管道等。三、具体要求（一）规范检验检测工作。1. 关于检验检测机构和人员资质。按照特种设备安全法的规定，油气输送管道检验检测机构应经质检总局核准（以下简称“经核准”） ，并在其核准证书规定的范围内从事检验检测工作。压力管道元件制造监督检验机构和油气管道安装监督检验机构应按特种设备检验机构核准规则 （TSG Z7001）分别取得管道元件监督检验（DJ4）和长输管道监督检验（DJ1）资质。压力管道元件型式试验机构应按特种设备型式试验机构
5、核准规则 （TSG Z7004）取得相应资质。油气输送管道定期检验机构应按特种设备检验机构核准规则 （TSG Z7001）取得长输管道定期检验(DD1)资质。从事油气输送管道基于风险检验的机构应取得（RBI）资质。从事油气输送管道内检测的机构应按特种设备无损检测机构核准规则 （TSG Z7005）取得漏磁检测（MFL）资质。从事检验检测的人员应当经过考核，并取得特种设备检验检测人员资质，方可从事油气输管道的检验检测工作。2. 关于检验检测工作要求。油气输送管道检验检测应严格执行特种设备安全技术规范和相关强制标准的要求。油气输送管道的安装监督检验应符合压力管道安装安全质量监督检验规则的规定。油气
6、输送管道的定期检验包括：全面检验或基于风险检验（RBI） 。全面检验包括：资料审查、内外检测和适用性评价。对于内检测和外检测均无法实施的管道，可以采用耐压试验的方法进行检验。全面检验和耐压试验的基本要求分别见附件 1 和附件 2。基于风险检验是在风险评估的基础上，针对危害管道安全的主要因素，按照风险程度实施的一种优化检验，其检验项目和周期可根据风险水平确定和调整。油气输送管道基于风险检验的管理要求见附件 3。管道企业可依据管道的实际情况，在每年自行做好管道年度检查的基础上，按照特种设备安全法第 40 条的规定，依法实施油气输送管道的全面检验或基于风险检验。对于基础数据完善、管理水平较高的油气输
7、送管道，管道企业可优先采用基于风险检验，并按照油气输送管道完整性管理规范 （GB 32167)开展完整性管理。3. 关于检验检测报告和证书。检验检测机构完成油气输送管道检验检测后，要及时出具检验检测报告或证书。报告或证书应符合特种设备安全技术规范的要求，安装监督检验报告应按照压力管道安装安全质量监督检验规则执行，全面检验报告应按压力管道定期检验规则长输（油气）管道 （TSG D7003-2010）附件 E 执行。4. 关于管道安全评估与检验合格有效期。对无法完全满足特种设备安全技术规范、强制标准规定的定期检验要求的管道，管道企业可与检验机构协商，按照特种设备安全法第 48 条的规定，由检验机构
8、实施检验或安全评估，管道企业依据检验或安全评估结论做出报废、更换、允许监控使用、实施完整性管理等分类处理。本通知发布前，各管道企业依据国家标准或行业标准已完成检验检测的油气输送管道，在检验合格有效期满后（检验报告未注明有效期的，由管道企业根据实际情况确定有效期，但最长不超过 3 年） ，应严格按照 特种设备安全法第 40 条和本通知的要求实施管道定期检验。对安装时未实施监督检验且投入使用后也未按照国家标准或行业标准实施过定期检验的管道，应立即安排开展定期检验；安装时已实施监督检验的管道，应在投入使用后三年内安排开展定期检验。（二）落实企业主体责任。油气输送管道设计、制造、安装单位和管道企业，应
9、按照有关法律法规规范的规定履行管道安全主体责任，严格落实油气输送管道检验检测制度，保证油气输送管道本质安全。压力管道元件制造单位应按照安全技术规范的规定，通过产品型式试验和制造过程监督检验，取得型式试验证书或监督检验证书。进口压力管道元件，应符合中国安全技术规范的规定，进口产品经核准的检验机构进行型式试验合格，取得型式试验证书。油气输送管道建设单位或安装单位，招标或采购时应选用具有相应特种设备许可证的企业生产的或通过型式试验合格的压力管道元件。在开始施工前，应按照特种设备安全法第23 条的规定，书面告知管道所在地直辖市或设区市的特种设备安全监察机构，并约请经核准的检验机构和无损检测机构，按照特
10、种设备安全技术规范的规定进行油气输送管道安装监督检验和无损检测。对于在役油气输送管道，管道企业应按安全技术规范的规定做好管道年度检查工作，年度检查可由管道企业自行完成，也可委托检验检测机构实施。年度检查一般包括：资料审查、宏观检查、防腐（保温）层检查、壁厚测定、地质条件调查、安全保护装置检验，对于安装阴保系统的管道还应进行阴极保护系统测试，电性能测试。管道企业应认真吸取“青岛市 11.22 中石化东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故”和“11.12 中石化镇海炼化分公司成品油管道腐蚀泄漏事故”教训，在做好管道年度检查工作的基础上，认真制定管道定期检验计划，自主选择经核准的管道检验机构开展油气输送管
11、道定期检验，及时发现并消除油气输送管道腐蚀减薄和内部缺陷扩展，保证油气输送管道使用安全。（三）部门协调强化监管。各地质监部门、油气管道保护部门、安全监管部门和国有资产监督管理部门应在各级安委会的统一领导下，加强协调配合，在工作考核和日常检查工作中督促推动油气输送管道企业依法依规开展油气管道检验检测工作。质监部门应加强执法检查，并将管道检验检测工作中发现的重大安全隐患及时通报同级管道保护部门、安全监管部门、国有资产监督管理部门和管道企业，各部门应积极协调采取措施督促管道企业落实整改，消除隐患。附件：1.油气输送管道全面检验的基本要求；2.油气输送管道耐压（压力）试验的基本要求；3.开展基于风险检
12、验的管理要求。附件 1油气输送管道全面检验的基本要求1、 一般规定1全面检验包括：资料审查、内外检测和适用性评价。2内外检测指内检测和外检测两种方法。检验机构应当根据管道实际情况，选择合适的检测方法。3全面检验应包括年度检查的内容。二、资料审查全面检验前，检验机构应当对提交和收集的以下资料进行审查、分析：开展全面检验前，管道企业一般应提供以下资料：(1)设计图纸、文件与有关强度计算书；(2)管道元件产品质量证明资料；(3)安装监督检验证明文件、安装及其竣工验收资料；(4)管道运行记录，包括输送介质压力、流量记录、压力异常波动记录、输送介质分析报告（特别是含硫化氢、二氧化碳和游离水） ；(5)管
13、道修理或者改造的资料，管道事故或者失效资料，管道的各类保护措施的使用记录，电法保护运行记录、阴极保护系统故障记录，管道的电法保护日常检查记录；(6)运行周期内的年度检查报告；(7)上一次全面检验或基于风险检验报告等；(8)检验人员认为全面检验所需要的其他资料。注 1-1：本条(1)至(3)款在管道投用后的首次全面检验时必须审查，以后的全面检验中可以根据需要查阅。三、内外检测（一）内检测。1对具备内检测条件的管道应当优先选用内检测方法进行检测。2内检测应按钢质管道内检测技术规范GB 27699 标准执行。3当内检测发现管道减薄量（金属损失程度）大于 30%公称壁厚时，应当进行开挖检测，开挖检测的
14、主要内容见（二）4.4 （2） 。开挖检测坑比例不少于 1.0 处/10km，且不少于 3 个。4内检测完成后，必要时还应进行埋地与裸露管段焊缝无损检测。（二）外检测（直接评价）。1一般规定。外检测也称为直接评价。包括管道内腐蚀检测、应力腐蚀开裂检测和外腐蚀检测。应当根据危害管道完整性的因素，选择一种或者几种检测方法进行检测。2 内腐蚀检测。2.1 应依据介质类型及性质选择适当的内腐蚀检测方法。2.2 管道内腐蚀检测是在管道数据收集评价的基础上，运用介质多相流计算、管道高程测量等手段，确定凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集位置，及两相界面处（即油、水、气界面） ，开挖后运用无损检测方法对管道壁
15、厚进行检测,确定内腐蚀状况；也可采用腐蚀监测方法或者其他认可的检测技术。内腐蚀检测方法的步骤主要包括位置选择、开挖检测。（1） 位置选择。在对管道历史数据和当前数据综合分析的基础上，通过多相流预测、管道高程图绘制等手段，对可能出现内腐蚀的位置进行识别。（2）开挖检测。对确定可能存在内腐蚀的位置进行开挖，开挖后可用漏磁检测技术、低频电磁检测技术、远场涡流检测技术、壁厚测定技术或者腐蚀扫描技术进行检测，确定管道内部的腐蚀状态。必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测。3应力腐蚀开裂检测。3.1 应力腐蚀开裂包括输送介质导致的应力腐蚀开裂和外部环境诱导的外壁应力腐蚀开裂两种。3.2 对存在输送介质导致的应
16、力腐蚀的管道，应按照相应国家标准或行业标准进行开挖检测。必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测。3.3 管道外壁应力腐蚀开裂有近中性 PH 值土壤环境及高 PH值土壤环境两种形式。应在对管道相关数据分析的基础上，决定是否开展外壁应力腐蚀开裂检测。外壁应力腐蚀开裂检测主要包括以下步骤：（1）位置选择。满足以下条件的管段宜确定为具有应力腐蚀倾向：1）曾经发生过外壁应力腐蚀开裂的管段；2）同时满足下列（a） 、 （b） 、 （c ）条件的管段宜确定为具有外壁近中性 PH 值土壤环境应力腐蚀开裂倾向；3）同时满足下列条件的管段宜确定为具有外壁高 PH 值土壤环境应力腐蚀开裂倾向：(a)操作应力大于 60最
17、小屈服应力（SMYS） ；(b)使用年限大于 10 年；(c)除熔结环氧粉末（FBE ）外的其他外防腐层；(d)操作温度大于 38；(e)压缩机站或泵站下游且距离小于 32 公里。对于具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段，必要时，还应采用密间隔管地电位检测、防腐层破损检测及土壤理化检测，对具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段进行进一步确认。（2）开挖检测。对确认具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段进行开挖检测，开挖后宜采用磁粉、现场金相、超声无损检测，以及其它适用的检测技术。必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测。4外腐蚀检测。外腐蚀检测应按照基于风险的埋地钢质管道外损伤检测评价GB/T 30582 进行，具体项目
18、包括腐蚀防护系统（管线敷设环境调查、防腐（保温）层状况不开挖检测、管道阴极保护有效性检测）的检验、开挖检测。根据检测、检验结果，按照埋地钢质管道腐蚀防护工程检验GB/T 19285 对腐蚀防护系统进行分级，原则上分为四个等级，1 级为最好，4 级为最差。4.1 管线敷设环境调查。管线敷设环境调查，一般包括环境腐蚀性检测和大气腐蚀性调查。环境腐蚀性检测，包括土壤腐蚀性以及杂散电流测试。当地物地貌环境和土壤无较大变化时，土壤腐蚀性数据可采用工程勘察或者上次全面检验报告的数据。土壤腐蚀性和杂散电流检测与评价应按照埋地钢质管道腐蚀防护工程检验GB/T 19285 进行。对可能存在大气腐蚀环境的跨越段与
19、裸露管段，应当按照相应国家标准或者行业标准的规定进行大气腐蚀性调查。4.2 防腐（保温）层状况不开挖检测。对防腐（保温）层采用不开挖方法进行检测，主要检测方法有直流（交流）电位梯度法、直流电位（交流电流）衰减法。检测过程中应当至少选择两种相互补充的检测方法。4.3 管道阴极保护有效性检测。对采用外加电流阴极保护或者可断电的牺牲阳极阴极保护的管道，应当采用相应检测技术测试管道的真实阴极保护极化电位；对阴极保护效果较差的管道，应当采用密间隔电位测试技术。4.4 开挖检测。（1）开挖点确定原则。根据 4.1 至 4.3 的检测结果，按照一定比例选择开挖检验点，开挖点数量的确定原则见表 1-1。开挖点
20、的选取应当结合资料调查中的错边、咬边严重的焊接接头以及碰口与连头焊口，高后果区，使用中发生过泄漏、第三方破坏的位置。表 1-1 开挖点数量确定原则腐蚀防护系统质量等级管道类别1 2 3 4输油管道( 处/km) 不开挖 0.1 0.60.8 1.21.5输气管道( 处/km) 不开挖 0.1 1.01.2 1.82.0（2）开挖检测的方法和内容：（a ）土壤腐蚀性检测，检查土壤剖面分层情况以及土壤干湿度，必要时可以对探坑处的土壤样品进行理化检验；（b）防腐（保温）层检查和探坑处管地电位检测，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（保温）层样本，按照相应国家标准或者行业标
21、准的要求进行防腐（保温）层性能分析；（c ）管道腐蚀、损伤、结构异常状况检测，包括金属腐蚀部位外观检查、管道壁厚测定、腐蚀区域的描述，以及凹陷、变形、结构异常等检查，必要时还要进行腐蚀产物分析。（d）管道焊缝无损检测，对开挖处的管道对接环焊缝进行无损检测，必要时还应对焊接钢管焊缝进行无损检测；无损检测一般采用射线或者超声方法，也可采用国家质检总局认可的其他无损检测方法。对于宏观检查存在裂纹或者可疑情况的管道，处于有应力腐蚀开裂严重倾向的管段以及检验人员认为有必要时，可对管道对接环焊缝、管道碰口与连头、焊接钢管焊缝、焊缝返修处等部位进行无损检测。4.5 穿、跨越段检查。应对穿跨越段及附属设施进行
22、重点检查或者检测。4.6 其他位置的无损检测。除对 2.2、3.23.3、4.4 中规定的检测位置进行无损检测外，必要时对下述位置的裸露管道也应当进行无损检测抽查：(1)阀门、膨胀器连接的第一道焊接接头；(2)跨越部位、出土与入土端的焊接接头；(3)检验人员和管道企业认为需要抽查的其他焊接接头。4.7 理化检验。对有可能发生 H2S 腐蚀、材质劣化、材料状况不明的管道，当使用年限已经超过 15 年并且进行过与 H2S 腐蚀、劣化、焊接缺陷有关的修理改造的管道，一般应当进行管道材质理化检验。理化检验包括化学成份分析、硬度测试、力学性能测试、金相分析。（1）化学成份分析。对材料状况不明的管道，应当
23、分析其化学成份，分析部位包括母材和焊缝。（2）硬度测试。对可能发生 H2S 腐蚀的管道，应当进行焊接接头的硬度测试，判定管道的应力腐蚀开裂倾向的大小。硬度测试部位包括母材、焊缝及热影响区。硬度测试应当符合以下规定：(a)对输送含 H2S 介质的管道，其母材、焊缝及热影响区的最大硬度值不应当超过 250 HV10（22 HRC） ；(b)碳钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的 120；(c)合金钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的 125。当焊接接头的硬度值超标时，检验人员应当根据具体情况扩大焊接接头内外部无损检测抽查比例。（3）力学性能测试。包括管道母材横向、纵向与焊缝的屈服强度、抗拉强度
24、、延伸率和冲击性能。对于输送含 H2S 介质应力腐蚀倾向严重或者低温工况下的钢管焊缝，避免延性断裂的冲击性能测试内容包括-10或者更低温度下的夏比冲击功；避免脆性断裂的冲击性能测试内容包括设计温度低 10下（公称壁厚 Tn20mm） 、设计温度低 20下（20mm公称壁厚 Tn30mm） 、设计温度低 30（公称壁厚Tn 大于 30mm）下的夏比冲击功。对于输送无水介质或者含水分较少的天然气、原油或者成品油的钢管焊缝，冲击性能测试内容包括 0下的夏比冲击功。具体的测试方法按照相应国家标准或者行业标准的规定。（4）金相分析。应当对管道母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行金相分析。四、适用性评价（合于
25、使用评价）1一般规定。1.1 适用性评价也称为合于使用评价。管道内外检测完成后必须进行适用性评价，以确定管道许用参数与下次全面检验日期。1.2 适用性评价包括对管道进行的耐压强度校核、应力分析计算；对含缺陷的管道进行剩余强度评估；对与时间相关的缺陷进行管道剩余寿命预测；对可能存在材质变化的管道开展材料适用性评价。2耐压强度校核。2.1 有下列情况之一的管道，应按照许用压力进行耐压强度校核：(1)全面减薄量超过管道公称壁厚 15的；(2)操作压力提高或操作温度发生改变的增大的；(3)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的。(4)输送环境发生重大改变，或局部换管的；2.2 耐压强度校核参照相
26、应的国家标准或者行业标准的规定进行。3应力分析。3.1 有下列情况之一的管道，应当进行应力分析计算：(1)存在较大变形、挠曲、破坏，以及支撑件损坏等现象且无法复原的；(2)全面减薄量超过管道公称壁厚 30的；(3)需要设置而未设置补偿器或者补偿器失效的；(4)机械连接处（法兰或接头）经常性泄漏、破坏的；(5)输送过程中发现管道存在振动、移位或敷设环境改变等异常情况的；(6)检验人员或者管道企业认为有必要的。3.2 应力分析计算应结合实际工况，采用数值模拟或应力测试方法，分析管道的应力状态。4剩余强度和剩余寿命。应对含缺陷的管道进行剩余强度和剩余寿命预测。对于与时间相关的缺陷，应考虑管道投用时间
27、、缺陷致因等信息，建立管道缺陷增长预测模型。腐蚀、凹陷的剩余强度应按照基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价GB/T 30582-2014 附录 C 和附录 D 进行，焊接缺陷的剩余强度应按照含缺陷压力容器安全评定GB/T 19624 进行；腐蚀管道的剩余寿命预测应按照基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价GB/T 30582-2014 附录 F 进行。对于其它类型的缺陷，可采用国内外更新的缺陷评估方法进行，新技术、新方法应经过技术评审。5材料适用性评价。5.1 有下列情形之一的钢质管道，应当进行材料适用性评价：（1）材质发生劣化的；（2）输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的。5.2
28、材料适用性评价应按照 GB/T 30582 中第 7.2 条进行。6全面检验周期的确定。6.1 首次全面检验应在管道投用后 3 年内进行。6.2 应当结合资料审查、内外检测和适用性评价结果，确定管道下次全面检验日期；6.3 全面检验周期最长不能超过预测的管道剩余寿命的一半，且不能超过 6 年。6.4 属于下列情况之一的管段，应当适当缩短全面检验周期：(1)位于高后果区内的；(2)1 年内多次发生非人为因素故意破坏造成的泄漏事故的；(3)介质或环境对管道腐蚀情况不明的或腐蚀情况异常的；(4)具有应力腐蚀倾向或已发生应力腐蚀的；(5)承受交变载荷，可能导致疲劳失效的；(6)防腐（保温）层损坏严重或
29、者无有效阴极保护的；(7)年度检查中发现除本条前几项以外的危及管道本体安全的；(8)存在占压、安全距离不足等较大和一般隐患的管道；(9)管道企业认为应该缩短检验周期的。6.5 属于下列情况之一的管段，应立即进行全面检验：(1)运行工况发生显著改变从而导致运行风险提高的；(2)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的；(3)停用超过 1 年再启用，且停用期间未采取有效保护措施的；(4)年度检查结论要求进行全面检验的；(5)所在地发生地震、滑坡、泥石流等地质灾害或发生第三方破坏的；(6)存在占压、安全距离不足等重大隐患的管道；(7)其它可能导致管道立即失效的。附件 2油气输送管道耐压（压力）试
30、验的基本要求1一般规定。1.1 当内外检测均不可实施时，或检验人员和管道企业对管道的安全状况有怀疑时，应采用耐压试验法对管道的承载能力进行测试和评估。1.2 耐压试验一般由管道企业负责准备和实施；检验单位负责对耐压试验的过程进行现场监督，并对试验结果进行签字确认。1.3 检验单位应结合管道的实际情况，制定专门的耐压试验技术方案。1.4 耐压试验的介质、压力、时间选择应符合油气输送管道完整性管理规范 GB 32167 的相关规定。水压试验的方案和操作过程按照液体石油管道压力试验GB/T 16805 执行。2试验周期。2.1 耐压试验后应给出再次耐压试验周期，对于无法确定缺陷增长速率的管道，最长不
31、应超过 3 年。2.2 确定再次耐压试验周期时，应考虑腐蚀防护系统检测结果、管材性能、实际运行压力、最高试压压力、可能的缺陷类型及缺陷扩展速率等因素。附件 3开展基于风险检验（RBI ）的管理要求1 适用范围1.1 申请应用基于风险检验的管道企业应首先进行使用安全管理评价，证明其符合以下条件，可约请检验机构实施基于风险检验：(1)管道企业具有完善的管道安全管理制度，并得到有效落实；(2)建立健全应对各种突发情况的应急预案，并且定期进行演练；(3)管道运行状态良好，按有关规定进行了必要的检验和维护；(4)管道具有完善的技术档案，其设计、制造、安装、运行、维护及检验检测等重要历史资料齐全；2 一般
32、规定。2.1 管道基于风险检验一般由管道企业提出申请，由检验机构实施。2.2 承担基于风险检验的检验机构应经核准取得相应资质。检验人员应当经过相应的培训，熟悉基于风险检验的有关国家标准和专用分析软件。2.3 承担基于风险检验的检验机构应当按照埋地钢质管道风险评估方法（GB/T 27512）等标准进行风险评估，依据风险可接受水平，提出检验策略（包括检验时间、检验内容和检验方法）；并依据其检验策略制定具体的检验方案并实施检验、出具报告。2.4 报告格式由各检验单位质量体系文件规定。2.5 管道企业应对超出风险可接受水平的管道，应采取必要措施，降低其风险。2.6 应用基于风险检验的管道企业，应当落实保证管道安全运行的各项措施，承担安全使用主体责任。3 检验周期。实施基于风险检验的管道，可以采用以下方法确定其检验周期：3.1 参照全面检验所确定的管道检验周期，根据管道风险水平延长或者缩短检验周期，但最长不得超过 9 年；3.2 以管道剩余寿命为依据，检验周期最长不超过管道剩余寿命的一半，并且不得超过 9 年。
