本标准规定了天然气管道检验的基本方法，确立了天然气管道一般性检验和专业性检验的一般原则，给出了天然气管道检验的指南。
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3. 1.2管道运行记录：应包括管道输送介质压力、流最、温度记录：阴极保护系统运行、故障记录；
管道检验前，检验单位与使用单位在分析3.1条中所涉及资料基础上，应根据管道使用年限、运行状况、危险程度等因素，合理制定检验方案，确保检验周期内管道安全运行。
4.8.1电绝缘性能测试：阴极保护系统的电绝缘性能测试对象应包括绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支墩和绝缘垫块等。
4.9.1阴极保护参数测试前应分析管道阴极保护历史运行参数，确定管道保护度、保护率、运行率。
4.9.2管地电位测试，应包括管道自然电位、牺牲阳极开路电位、管道保护电位等参数的测试。管道保护电位测试应符合SY/T 0023的规定，测试消除-卜壤IR降后的极化电位：外加电流阴极保护及牺牲阳极保护评价指标应符合SY/T 0087的规定；
4. 11.1．一般性检验完成后，检验人员应根据检验情况，出具一般性检验结论报告。检验结论分为允许运行、限期专业性检验。
4. 11.2允许运行：经检验未发现影响管道安全运行的缺陷或问题，或发现的缺陷或问题可以及时进行整改。
4. 11.3限期专业性检验：检验发现的缺陷或问题严重，不能采取有效措施保证管道的蜜全运行，应限期进行专业性检验。
一般性检验发现管道存在缺陷和问题时，检验人员应认真分析原因，并将检验结果及时上报主管部门和生产管理部门以便采取整改措施。
专业性检验是指管道在规定的检验周期内进行的较为全面的检验，以及一般性检验中发现有影响管道安全运行而进行的检验。专业性检验应由具备相关部门认可资质的检验单位进行。
5.1.1天然气管道的专业性检验周期应根据管道的安全状况确定，不宜超过8年。新建管道的专业性检验应在管道投产后3年内进行，以后视管道安全状况确定检验周期。
c)介质对管道腐蚀情况不明、介质对管道腐蚀速率大于0. 25mm/年，以及管道使用环境与设计严重不符。
5.3.2管道与电力、通信电缆以及管道有平行敷设或发生交叉时，应按SY/ 0007调查相邻间距。
5.4.2对于腐蚀性较强的气质或气质对管材腐蚀不明，可采用腐蚀速率测试仪测试管输介质对金属管壁的腐蚀速率。
5.5.1防腐层地而检漏：应采用管道防腐层检漏设备在地而对防腐层进行连续性、完好性检验，找出防腐层破损、漏电点。
5.5.3防腐层状况检验：防腐层地面检漏或绝缘性能测试时，发现管道防腐层漏电点较多或绝缘性能严重下降时，应对防腐层进行进一4步的检验。
根据防腐层地面检验结果，管道运行失效地段及管道所处的地理环境，确定挖坑检验点，在开挖点应采用防腐层测厚仪、电火花检漏仪等设备检验防腐层 外观、结构、厚度、粘接力等指标，测试及评价指标应符合SY/T 0087规定；使用年限超过20年的管道防腐层，可进行取样分析。测试完毕应对破损点进行修补。
5.6.1阴极保护系统有效性检验：应采用断电法测试管道的极化电位，按SY/T 0007规定的阴极保护准则，评价管道阴极保护系统的有效性。
对未能达到有效阴极保护的管段．应采用CTPS加密问隔电位测试的方法确定未能达到有效阴极保护的具体管段。
5.6.2干扰腐蚀检验：经过存在交、直流电干扰地段的管道应进行干扰腐蚀检验，其判断规则应符合现行行业标准SY/T 0007规定。
5.7.1管道内检验：对具备管道内检测器检验条件的管道，可采用管道内检测器对管道内、外腐蚀状况进行检验。
检验探坑的抽查比例不应少于每公里一个，选点位置应基于防腐层检漏和绝缘性能测试结果，选择原则应符合SY/T 0087规定。
a)对于管道外腐蚀区域应进行外观检验，确定管道表面金属腐蚀的部位，腐蚀产物分布（均匀、非均匀）、颜色、结构。
c)对测试数据应经过一般数理统计方法的分析整理，宜采用极值统计方法推测管道的最大外腐蚀坑深。
a)用测厚仪沿管道周向进行管道壁厚测量，每一环带应测试12个点，以测量的最小值进行管道内壁腐蚀讦价。
c)对测试数据应经过一般数理统计方法的分析整理，推荐采用极值统计法推测管道的最大内腐蚀坑深。
a)对有可能发生应力腐蚀开裂的管道、管道外检验时发现焊缝外观存在明显缺陷的管道，应进行焊缝无损探伤抽查。
