管道和管网是运输石油最安全高效的方式，泄漏监测是管道完整性管理至关重要的一环，对于实现碳中和、减轻能源负担、保障人民的生命财产安全意义重大。目前输油管道泄漏监测方法繁多且缺乏完整的评价体系，为实现更加实时准确的输油管道泄漏监测，根据泄漏信号的获取和处理方式不同将输油管道泄漏监测技术分成硬件和软件两种类型，详细论述了各类监测技术的原理、优缺点及最新研究进展。根据各类输油管道泄漏监测方法的技术特点和指标，结合国内外现行技术标准及规范，建立了泄漏监测技术评价指标体系，形成了定性、定量评价表，提出了方法优选流程。总结并预测了未来输油管道泄漏监测软硬件多元融合、数据采集处理高效化、分析诊断智能化、信息系统集成化的发展趋势。

紧急切断阀是防止罐区事故进一步扩大的重要手段。针对火灾环境下紧急切断阀执行机构因防火罩或耐火电缆失效导致其无法关断的技术难题，改变传统的被动式紧急切断模式，结合大型原油储罐罐根阀改造需求，融入主动防护理念，研制了一种智能型紧急切断电液执行机构，并开展了整体功能试验、控制箱耐压试验、液压系统保压试验及疲劳寿命试验等相关测试。结果表明：研发的智能型电液执行机构能够主动识别外界发生的火情，并实现了蓄能器气囊氮气压力在线监测预警功能，压力监测误差小于0.23％；30天内液压系统压力下降了0.1 MPa，保压性能良好，满足现场使用要求。研究成果为罐区紧急切断阀改造提供了解决思路，可有效提升火灾条件下罐区事故初期应急处置能力。

利用长输管道（尤其是现有的天然气管道）进行氢气输送，是发展规模氢能经济、加速实现能源转型战略的重要一环，但在高压氢气环境中，管道存在发生氢脆的潜在可能，严重影响了管道安全，并制约了氢气管道工业的发展。解释了氢脆现象的科学含义，澄清了诸多关于管道氢脆问题的误解及不明之处，详述了管道氢脆发生的条件、过程及机理，着重阐明了“气态环境氢脆”与“液态环境氢脆”的实质区别，并梳理了管道氢脆的独特特征和技术挑战。根据最新的相关研究成果及亲身的学术交流经验，指出了管道氢脆领域当下迫切需要解决的科学与技术问题，以期为天然气管道掺氢输送的安全运行提供技术发展路径。

中俄东线天然气工程是中俄两国最高领导人高度重视并亲自推动的重大战略项目，是加强两国全面能源合作伙伴关系、深化全面战略协作伙伴关系的又一重要成果，是服务“一带一路”倡议、构建中国四大能源运输通道的重大工程。推进油气管道设备国产化，有利于保障国家能源安全，促进民族装备制造工业发展，推动管道运营企业降本增效。总结了近年来中国石油在高强度管线钢管、天然气用电驱压缩机组、输油泵机组、关键阀门及执行机构、流量计等设备国产化方面的重大成果。介绍了具备一键启停功能的20 MW级电驱离心压缩机组，满足信息安全要求的管道核心控制系统SCADA成套软硬件，56 in （1 in=2.54 cm）、Class900全焊接球阀及配套电动和气液执行机构，干线调压装置的24 in、Class900安全切断阀和工作调压阀等关键设备在中俄东线国产化应用中的最新进展，这些关键设备的自主可控，保障了国家能源安全，在当前复杂的国际形势下，具有历史性战略意义和现实意义。

水合物冰堵是输气管道投产初期最大风险点，一旦发生冰堵将严重影响管道安全输送。为研究中俄东线天然气管道水合物防治技术，根据水合物生成条件，分别对含水量与水露点转换、水合物生成温度进行计算。在中俄东线投产阶段，计算了管道升压和俄气输送过程中实际水露点和水合物生成温度。结果表明，管道气体温度的最低冰堵风险安全裕量约为10 ℃，冰堵风险较小。研究成果可为保障中俄东线顺利投产提供技术支持。

中俄东线天然气管道是目前中国口径最大、压力最高的长距离天然气输送管道，其全自动焊接环焊缝采用全自动超声检测（Automatic Ultrasonic Testing，AUT）技术，AUT在施工现场的可靠应用直接关系到环焊缝的检测质量。AUT检测技术具有灵敏度高、速度快、对焊缝缺欠定位准确等特点，结合中俄东线天然气管道工程现场的实际情况，建立了一套AUT检测技术质量控制体系及管理制度：对检测机组开展AUT工艺评定，对AUT检测设备进行定期校验，同时强化AUT对比试块的管理、现场参考线绘制精度及AUT检测数据的审核。AUT检测技术的质量控制及管理确保了整个施工过程中AUT技术应用的可靠性，并可为后续管道工程建设提供参考。

为提高中俄东线焊接质量和效率，针对以往建设项目检测底片排查工作及体系审核中发现的无损检测技术文件编制内容错误、不严格执行工艺规定及检测底片错评、漏评等问题，分析RT、AUT、PAUT、DR等常用无损检测方式的工作原理、应用范围、检测效果等，总结了中俄东线天然气管道工程在百口磨合、常规焊口、连头及金口焊接后检测及复评方法。AUT检测技术是中俄东线焊口质量检测的主要方式，制定了AUT质量控制体系，重点对人员、设备、试块校准及互评抽检等因素进行了改进和提升，可为中俄东线南段及西气东输四线等大口径长输油气管道建设项目无损检测问题改进及管理提升提供借鉴。

随着工业信息化快速发展，安全风险指数持续攀升，工业信息安全态势日趋严峻。中俄东线天然气管道是国内智慧管道的代表性工程，而智慧管道建设一定程度上是信息化与工业化高层次深度融合的具体呈现，建立、完善与之相适应的信息安全防护体系，应对已知与未知的信息安全风险，迫在眉睫。基于此，梳理了中国2010年以来发布的工业信息基础设施安全保障标准规范及法律法规，从网络空间威胁、安全漏洞威胁、重点领域针对性威胁3个方面分析了全球工业信息安全态势，并据此提出工业信息安全防护建议，包括重视顶层设计与政策引导、提升工业信息安全防护能力、实现安全体系自主可控。

为实现对油气管道SCADA系统故障的及时预警、准确定位、快速排除，提高油气管道SCADA系统的可靠性和安全性，以中俄东线为试点开发和搭建油气管道SCADA远程维护系统。设计了该系统的软件架构、物理架构、系统接口及数据采集方式。远程维护系统为运维人员提供SCADA系统的工作站/服务器、网络设备、PLC/RTU、安全设备相关信息；通过多参量相互关联，引入人工智能算法，实现故障的预判和硬件设备的寿命评价。油气管道SCADA远程维护系统的开发、投用，将有利于运行维护管理人员提升异常事件响应及处理能力，提高运维管理水平，保障油气管道SCADA系统安全稳定运行。

针对传统内检测器的技术缺陷及中俄东线天然气管道工程的实际需求，研制了一种适用于大口径管道投产前测径的新型高密度聚氨酯内检测器。安装在高密度聚氨酯泡沫主体的智能测径装置不但能够发现管道内径变化、记录变形位置，而且能够准确识别管道环焊缝数量，结合管道施工记录对环焊缝信息进行验证。论述了该检测器的工作原理、结构组成及电子系统的设计与实现，将其应用于中俄东线天然气管道工程的现场检测，结果表明：与传统皮碗式钢骨架智能测径器相比，该检测器所需运行推力更小，可支持的运行速度更高，结构更加鲁棒，维护简单，在保证检测精度与检出率的同时，可大幅降低使用成本，对于大口径管道几何变形检测具有重要的工程意义。

针对泡沫清管器在清管过程中不能准确判断管道变形情况，清除顽固残余物质，导致后期投放的检测仪器结果不准确，甚至堵塞管道等问题。设计了一种新型、低成本泡沫测径清管器，利用漏磁检测原理在泡沫清管器聚氨酯层中放置磁块，由霍尔元件测量变形时的磁场变化，即可得出残余物质的高度、外形等特征来进行预先测径。实现了在复杂工况管道中对管内结垢及变形情况的准确检测，避免了卡堵。以运行过程中的泡沫测径清管器为研究对象，通过ABAQUS软件仿真模拟其遇到残余物质时的变形情况。结果表明：当发生一定变形时，泡沫测径清管器外层泡沫体密度越大，厚度越薄，内层泡沫体密度越小，厚度越厚，测量得到的位移变化量结果越准确。

为了保证输气管道站场SCADA系统网络的本质安全及可靠运行，落实《中华人民共和国网络安全法》等法律法规要求，在输气管道SCADA控制系统建设过程中，设计并实施了网络安全防护方案，从边界隔离、站场网络审计、防火墙阻断、网闸控制、态势感知平台综合分析等方面进行安全管控。利用相关设备的网络流量审计、隔离、分析功能，结合失陷分析、威胁情报分析、异常行为分析、未知威胁分析、网络异常分析、域名异常分析、攻击威胁特征分析、隐蔽通道分析以及丰富的整体安全分析报告功能，可有效检测外部攻击、外连威胁、内部非法连接、网络会话模式异常等安全威胁，是对传统安全防御系统的完善与提升。该方案为从站场到控制中心一体化的网络安全监控方案，本系统采用独立网络传输，满足了不同系统之间数据通信的防护和监测要求，实现了跨国控制系统之间的访问控制，同时满足国家等保测评、网络安全法及行业安全规范的管理规定。

为了避免由海底管道腐蚀导致的穿孔泄漏等事故，及时对海底管道进行维修和防护，利用传统灰色系统处理少数据、贫数据的特点和马尔科夫理论预测未来状态的特点，提出基于参数优化GM-Markov模型的海底管道剩余寿命预测方法。首先分析了GM（1，1）模型构建的可行性，随后建立参数优化的GM（1，1）模型，改变模型初始条件，进行海底管道腐蚀深度预测。根据预测的腐蚀深度，利用Markov模型对海底管道未来腐蚀状态作定量分析，预测其剩余寿命。以某海底管道试验段为例，预测了管道的剩余寿命。结果表明：改变初始条件后的模型可在样本数据少的情况下达到更高的预测精度，推广应用性较强。

2019年12月2日，俄罗斯天然气通过俄罗斯西伯利亚力量管道系统经黑河跨境管道正式进入中国中俄东线天然气管道，标志着中国与俄罗斯两国天然气管网连接成功并投入运行。基于俄罗斯管道建设发展方向及标准体系，分析了中俄东线天然气管道及其境外段西伯利亚力量管道建设过程中在管材选用、焊接标准及无损检测技术等方面存在的差异，以此为中国长输天然气管道设计、施工规范的完善与修订提供借鉴。跨境段管道作为连接两国管输系统的控制性工程，经历了中俄商务角力、设计规范整合、施工文件对接、跨境施工组织等过程，其复杂性远高于普通境内外工程，两国依据“最严规范”“属地管理”原则及设置“封闭区”等方法解决困难，实现了质量、成本、工期及安全的有效控制，确保按期投产通气。

通过定期对油气管道实施内外检测，及时、准确地发现管道的腐蚀缺陷，采取相应的维修、更换措施，可有效降低腐蚀事故的发生概率。针对外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂、穿越段外腐蚀阐述了油气管道腐蚀检测技术及相关标准的发展现状，介绍了瞬变电磁、超声导波、磁应力等非开挖检测技术原理及工程应用，总结了中国在油气管道腐蚀检测技术应用和管理中存在的问题，从管理提升和技术提升两方面探讨了未来的发展需求。在管理提升方面，提出建立统一的技术规范、数据管理平台及专业化腐蚀检测效能评价队伍；在技术提升方面，建议持续开展应力腐蚀开裂检测与评价技术研究，启动微生物腐蚀机理和检测技术研究，开展针孔腐蚀缺陷的检测与验证技术研究，开展组合式内外检测工具研发。

目前对SCADA系统的研究多集中于工程应用、软件架构设计、通信协议的数据传输和处理，对大型油气管道SCADA系统网络的应用与研究涉及较少，现有的SCADA系统网络研究成果不能满足生产调度业务数据网络传输的高质量、高可靠冗余要求，为此，设计了一种适用于大型SCADA系统的高可靠冗余网络架构，其设计思想是分层的架构设计、各层设备冗余和各设备之间链路冗余。根据PVST+生成树、HSRP、EIGRP、BGP、路由映射表等协议的算法特点，在各层网络组合使用上述协议，从而确保油气管道生产业务数据网络传输连续不中断，同时实现站场与调度控制中心之间的生产数据根据链路情况自动选择最佳路径进行传输，满足了油气管道调度运行对生产数据网络传输的业务需求。

针对中俄东线站场低温环境（-45 ℃）用X80异径三通断裂控制问题，考虑三通的壁厚效应、结构的应力集中等影响，建立含缺陷X80异径三通有限元模型，应用英国标准BS7910-2019《金属结构裂纹验收评定方法指南》和美国标准API579-2016《合于使用》失效评定方法，计算X80三通管体及焊缝的启裂韧性，通过断裂韧性与夏比冲击功关系式，确定-45 ℃下X80三通夏比冲击韧性指标。结果表明：三通焊缝断裂韧性应大于37.79 MPa·m1/2，夏比冲击功单个最低值不小于32.22 J；三通管体肩部内表面应力强度因子最大，其断裂韧性应大于42.46 MPa·m1/2，夏比冲击功单个最低值不小于38.85 J。结合国内外管件标准要求，确定中俄东线天然气管道工程规格为D1 422×1 219 mm的X80异径三通的低温韧性指标。

早期含蜡原油的触变性模型均为黏塑性模型，未考虑黏弹性的贡献，管道停输再启动的数值模拟也就未考虑黏弹性的影响。为此，利用机械比拟原理，依据含蜡原油的“黏弹-屈服-触变”特点，建立了包含9个未知参数的黏弹-触变模型。通过2种物性不同的含蜡原油在凝点附近的剪切速率阶跃、剪切速率滞回环、恒剪切速率3种典型的加载模式下的实验数据对模型进行验证。结果表明：3种测试的模型拟合值与实测值的平均相对偏差分别为4.6％、6.6％、4.2％，实现了用一个模型完整、准确地描述含蜡原油加载全过程的流变响应，为输油管道停输再启动过程的水力特性及管道安全运行提供重要的基础资料。

为了解决国产离心式压缩机在现场投产调试过程中电机振动较大的问题，对其配套的同步变频电机进行了动平衡现场试验。由于试验现场条件限制，使用电机配套振动监测对电机进行振动监测，利用动平衡矢量法原理计算电机转子的不平衡量。结合中俄东线黑河压气站的现场投产情况，利用振动监测系统采集数据和矢量法作图，计算出转子不平衡量，增加相应的配重块，最终使现场电机的振动测量值达到合格标准。利用矢量法能够有效解决电机安装后振动大的问题，保证电机平稳、可靠运行，确保压气站投产顺利完成。

盐穴储气库由于其吞吐量大，注采灵活等优势受到越来越多的关注。大量腔体的完腔数据显示，盐穴储气库的完腔体积与初始设计体积存在一定差距，因此盐层利用率达到最大化尤为重要。结合金坛盐穴储气库水溶造腔实例，详细分析了井下异常情况以及地面临井的相互影响这两大因素在造腔过程中对腔体体积的影响，认为建槽期腔体直径、夹层的存在以及腔体偏溶、井眼轨迹偏离等因素对造腔有较大影响。提出造腔过程中应在建槽期充分扩容，制定有效的夹层处理方案并监控各动态参数，防止造腔过程中出现偏溶以及管柱脱落等异常情况，从而保证盐层利用最大化。

为实现黄桥地区高含CO2气井产出物高效回收及有效利用，采用热力学状态方程（PRSV状态方程、WS混合规则）和闪蒸计算理论对黄桥地区高含CO2气井产出物进行相态计算，明确了黄桥地区高含CO2井流的相图特征和CO2对油气烃类体系相态的影响：含有CO2的油气烃类体系p-T相图的气液两相区面积随CO2摩尔分数的增加而显著缩小。根据产出液的相态特征，制定了单井地面工艺处理流程，分析了该产出液处理工艺中关键设备（旋流分离器、CO2压缩机）的操作参数：当前选取的操作参数均处于旋流分离器的可靠工作区域内（单相气区）；整个CO2压缩机工作压力和温度范围内无液相析出。经验证，制定的黄桥地区现有高含CO2单井集输工艺流程和设备操作工况参数合理，能够实现对该地区高含CO2井流中游离水和液态原油的有效脱除，可在该地区类似条件区块推广使用。

为总结中俄东线阴极保护远程监控系统的建设成果，推动油气管道阴极保护远程监控技术发展，分析了目前国内外阴极保护参数智能采集现状，论述了中俄东线天然气管道阴极保护远程监控系统的建设理念、技术指标、现场验证实践，并从数据应用、经营效益分析、综合效果3个方面总结了该系统在中俄东线的应用效果。通过中俄东线阴极保护远程监控系统的建设实践，实现了数据自动采集传输和远程监控，改变了传统人工测量电位的工作模式，提高了数据采集的准确性、及时性，降低了工作强度、运营成本及安全风险，建议进一步优化内外网数据解析和完善系统功能。

单流涡流管（SCVT）加热器在天然气管道调压系统在线加热方面具有较大的安全与节能优势，其结构在传统涡流管（RHVT）基础上进行了改进。为了验证SCVT的加热性能，搭建了环路测试试验平台，具备试验工质的常温模拟与低温模拟功能。利用该平台开展了SCVT在不同压力、压比、流量、温度及单双通道条件下的加热性能测试，结果表明：在试验测试的参数范围内，涡流管对高流速先导气的加热能力更强，相同条件下大压比、小压差、高进口温度有利于提高先导气的温度；靠近热端管末端的加热通道对先导气的温度提升能力优于靠近涡流室端的加热通道；不同通道先导气单独加热比同时加热的加热效果好；为了获得最佳加热性能，先导气宜从加热器两端的低温区流入，从中间的高温区流出。该试验结果可为涡流管加热技术更好地适应天然气管道系统的加热需要提供技术支持。

针对传统皮碗式管道投产前检测器应用于大口径管道存在的动力不足、速度冲击、耗能较大等问题，研制了一种适用于大口径管道的自动力内检测器，能够在管道中自主运行并检测管道几何变形、拍摄管道内部视频等，可用于管道投产前或停输检修期的检测。介绍了检测器的总体结构及本体设计，分析了运行姿态对驱动力的影响，系统阐述了检测单元的设计与功能，通过现场应用试验验证了检测器的运动特性与检测性能。将其应用于中俄东线在建管道工程，结果表明：检测器续航里程达50 km以上，实现了管道几何变形、管壁内表面缺陷、管道内部水膜等异物的同步直观检测，在实际工程中具有较好的可用性与先进性。

中俄东线天然气管道工程唐山压气站在投产前对3#电动机进行空载调试的过程中，当电动机运行至3 120 r/min时励磁机端振幅快速上升并导致停机。为了解决这一问题，应用振动分析系统对励磁机端的振动图谱进行分析，判断故障原因是：励磁机端轴瓦负荷过高，导致励磁机转子局部负荷过高或局部摩擦，引起转子热弯，产生新的不平衡量而导致停机。拆卸轴瓦可见局部摩擦痕迹，因而验证了上述分析结论。通过调节励磁机端轴承底座高度，降低轴瓦负荷，消除了励磁机端振幅快速上升的现象，采用矢量图法对励磁机端进行平衡优化，使励磁机端振动满足API 546-2008《无刷同步电机.500千伏安及以上》的规定。由此，唐山压气站3#电动机励磁机端振动高的问题得到快速解决，为安全生产提供了保障。

裂纹是管道中常见缺陷形式，其应力强度因子是开展管道安全性评价的重要依据。为了准确获得管道中裂纹的应力强度因子，采用1/4节点法建立了求解长输管道轴向穿透裂纹应力强度因子的有限元模型，并将有限元法和解析法求得的应力强度因子进行对比，验证了新建模型的可靠性。研究了内压、裂纹长度、内径以及厚径比对裂纹尖端应力强度因子的影响，同时研究了沿壁厚方向应力强度因子的变化规律。结果表明：内压、裂纹长度的增加，将会导致应力强度因子增大；内径、厚径比的增大，则会使应力强度因子减小，且当内径超过500 mm时，应力强度因子不再随着直径的增加而发生变化；管道外壁处应力强度因子始终高于内壁处，随着内压的增加，裂纹将从管道外壁启裂。采用1/4节点法计算裂纹尖端的应力强度因子，其操作方便、计算精度高，可以为开展长输管道的安全评价工作提供参考。

隐患、未遂事故及无伤亡事故等异常事件是重大事故的早期预警和征兆，此类事件发生频率高，通过建立事故模型识别及纠正这类事件中的不安全因素能够有效预防重大事故发生。结合油库工艺特点和事故特征，改进系统危害辨识、预测及预防（System Hazard Identification, Prediction and Prevention，SHIPP）模型，建立基于安全屏障的油库事故模型。采用故障树和事件树相结合的方式构建原因-后果关系模型，将故障树和事件树映射为贝叶斯网络以表征不确定性和条件依赖性。针对新的证据信息，通过贝叶斯网络更新机制实施概率更新；基于贝叶斯理论对现场异常事件数据进行经验学习，降低先验概率的不确定性，实现对油库事故的动态风险预测。对某油库算例分析结果表明，库区发生物质和能量释放的概率较大，整体安全性能趋于退化，应加强安全检查和隐患排查的力度。研究成果可为大型油库风险预测和事故预防提供科学指导和决策支持。

为了满足中国和俄罗斯双方对中俄东线天然气管道工程管输天然气的贸易需求，有效模拟管道过境段贸易交接点的管道特性参数及其变化趋势，实现日平均交接点压力及日最低交接点压力的计算与判定功能，根据两国协议拟定的水力计算、热力计算的基本公式与状态方程，建立数学模型，利用牛顿迭代法对管道粗糙度及环境换热系数进行自适应校正，进而研发具有自主知识产权的交接点压力与温度仿真计算软件。将软件仿真结果与俄罗斯软件仿真结果进行对比，结果表明：软件计算精度满足中俄东线天然气管道工程相关协议要求，证明了软件计算结果的可靠性，因而实现了中俄东线天然气管道工程贸易交接点工艺参数的仿真计算，以及天然气贸易交接的监督与管控。

随着管道业务和技术的发展，长输管道、管道、管道系统等与管道相关的名称越来越多地出现在标准、法规、科技报告及论文中，普遍存在用词随意、定义不统一等现象，导致统计数据存在偏差，难以比对，标准法规用语混乱等。针对这一问题，收集分析现行国内外标准、法规，在对比研究管道分类的基础上，对比研究了管道、管道系统、长输管道等名称的定义与涵盖范围，指出了这些名称的差异，提出了油气能源行业统一规范管道相关系列名称的定义及英文名称等建议。

自“十二五”以来，储气库的投资建设和运营管理受到中国各级政府部门和相关企业的高度重视，近期储气库的投资建设获得飞速发展。在天然气产业及其体制机制改革进入十分关键和重要的时期，对近年来中国出台的储气库相关政策法规、中国学者的研究成果予以梳理、总结十分必要。根据中国“十二五”以来地下储气库投资建设和运营管理的政策及其沿革，梳理分析了政策内容的时间序列逻辑。全面归纳了中国学者针对国内外地下储气库工作气量、运营模式、单位投资和运营成本、储气费定价、经济评价方法与参数的研究进展和主要成果。在中国天然气产业“三期叠加”的特殊发展时段，为进一步提高投资决策水平，激发投资建设地下储气库的动力，并提升储气库运营管理能力，提出了后续政策制定和研究咨询工作的主要方向，包括：①研究出台天然气储备与储气调峰管理方面的法律法规；②明确在役储气库资产划分方案；③制定出台储气库费率定价机制；④健全完善储气库管理体制和运营机制；⑤优化储气库经济评价方法和参数。

油气管道站场向无人站、智能化方向发展，对站场巡检的有效性与及时性提出了新的要求。为了解决传统站场视频巡检方式中视频图像孤立、目标跟踪困难、人力监控遗漏等不足，结合中俄东线站场视频巡检需求，研究了基于三维全实景融合的压气站视频自动巡检技术，实现了巡检路线自定义、高低监控点关联、目标锁定追视、2D/3D地图联动以及视频分析与报警联动等多项视频巡检功能。其在中俄东线天然气管道黑河压气站的工程应用实践表明：该系统解决了传统视频巡检存在的问题，优化了站场巡检模式，提升了巡检质量，为实现天然气站场的无人化、智能化管理，提供了技术支撑与实践经验。

可变径油气管道检测器是一种可以同时对一个发、收球站间距内的不同口径管道进行在役检测的管道检测设备，其优点是通过能力强、适用范围广、经济性好。通过对实现变径检测的可变径皮碗结构设计及密封性能进行研究，提出一套适用于油气介质的40-48 in（1 in=2.54 cm）可变径皮碗结构。利用有限元模拟仿真分析，可变径管道检测器牵拉和气体密封驱动测试等方法，验证了可变径皮碗结构方案的合理性和可行性。通过现场工业应用，证明可变径皮碗结构设计和密封性能均满足设计指标和现场应用要求。打破了国外长期对可变径清管和检测技术的垄断，为中国自主研发的可变径清管及检测装备早日实现系列化工业现场应用奠定了坚实的理论和技术基础。

成品油管道低洼处积水引起的腐蚀产物经常会堵塞干线设备，利用油流剪切、冲刷低洼处积水进而将其排出管道是减少成品油管道腐蚀，防止管道堵塞的有效方法。首次从试验研究、理论分析及数值模拟等方面对成品油油流携水时积水流动特征、积水运动速度、积水可被携带的临界条件、临界条件的影响因素及规律等方面进行总结，分析了目前研究中存在的问题，并提出应在更大速度范围（0.57～1.53 m/s）内进行积水分布特征及积水运动速度的试验研究，此外，还应研究水相预润湿后的钢管转变为恒定油润湿时的临界条件。研究结果对管内积液、杂质的排除有一定的指导意义。

目前中国成品油管道沿线各站场卸载油品的工艺模式大致分为4种：连续分输、定流量分输、不定流量分输、自主计划，各管道应用的软件都有工艺适应局限性。基于以上4种卸载工艺，考虑水力、流量、物料平衡、批次注入、批次分输、批次运移等约束条件，建立通用成品油管道调度计划编制模型，开发了相应软件，并成功应用于某成品油管道。结果表明：该模型能够适应4种卸载工艺条件，依据站场的注入计划和下载需求可自动求解出批次分输计划，从而制定出符合管道配置，且与用户实际需求偏差最小的调度计划。与现场数据进行对比，偏差在7.3‰以内，验证了模型的准确性和软件的通用性，可为中国成品油管道调度提供参考。

风浪流联合作用下漂浮软管的运动状态与受力情况非常复杂，为此采用AQWA和OrcaFlex联合仿真的方法对海上漂浮软管输油系统进行动态仿真分析。通过建立数值模型，利用AQWA软件对油船进行频域分析，再利用OrcaFlex软件对漂浮软管、油船、浮筒、系泊缆之间的耦合运动进行时域分析。结果表明：风浪流对漂浮软管所受张力影响呈非线性增长，漂浮软管输油系统张力最大点在软管两端位置，通过设置沿线系固锚可以明显降低软管所受张力，减少漂移量。采用该方法和模型分析输送距离为1 100 m的海上漂浮软管输油系统，得出最优软管长度为1 300 m，无沿线系固时软管漂移量约为300 m，可以满足4级海况下的安全要求。研究成果对于此类海上漂浮软管输油系统的动态仿真分析具有一定的借鉴意义。

MacCormack算法在长输管道模拟仿真方面应用较少，基于MacCormack格式基本原理和流动方程建立了长输液体管道水力瞬变流动仿真模型。以某管道为例，分别采用该仿真算法和特征线法模拟了阀门关闭和流量增加引起的瞬变流动，并探讨了MacCormack格式中不同边界条件处理方法及Courant常数值对模拟结果的影响。结果表明：MacCormack格式可用于精确仿真长输管道瞬变流动过程，采用特征线法求解预估层边界参数后，其振荡幅度、收敛速度均优于特征线仿真方法；同时，采用特征线法处理MacCormack格式边界条件较线性外插法更易收敛。研究成果可为长输管道瞬变流动仿真提供参考。

柔性管道在安装过程中会受到张紧器等安装设备的夹持作用，夹持力过小会引起管道外护套层滑脱，夹持力过大则会导致管道的径向挤压破坏。为预测柔性管道抗径向挤压能力，建立了柔性管道完整截面的三维有限元模型。对管道承受外压的骨架层结构进行径向挤压模拟，发现骨架层结构在加载过程中逐渐演变为含有4个塑性铰的活动机构，且在垂直于挤压方向的结构区域发生屈服时，结构的抗压刚度瞬间下降。进一步对柔性管道不同结构层结构的抗压能力进行分析，发现骨架层承压占比仅为整个结构的39.01％，安装过程中的抗挤压能力分析若仅考虑骨架层则过于保守，研究成果可为柔性管道抗压能力的预测提供参考。

中俄东线天然气管道因口径大且处于高寒地区，使其投产过程出现了一些与以往输气管道投产不同的现象及特点，产生了一些新的投产经验。对于大口径天然气管道，为了缩短投产时间，减轻现场人员作业强度，可以在确保天然气与空气不直接发生接触的前提下，提高干线注氮速度；在确保不会因氮气速度过小而产生层流的前提下，站场并列管道及双管敷设管道宜采用同时置换的方式。此外，在干线注氮封存长度、设备低温整体试验、站场容积较大的预留盲管段排气阀设置、阀室气头检测方法、大口径调压橇安全截断阀开启方式、站场单独进行天然气置换时流量控制等方面提出了具有实际工程意义的做法，并在中俄东线天然气管道投产实践中证实了其有效性。

随着智能管道建设与区域化管理的推进，对输油气站场的智能化提出了更高要求。针对目前输油气站场以人工巡检为主，各监控系统相互独立的问题，设计了输油气站场智能巡检系统。通过三维建模技术，建立站场实景三维模型，将站场的视频实时监控画面拼接融合至三维模型，实现对站场全景的一张图管理。梳理站场巡检需求，开发视频智能识别算法，实现对站场不安全事件的智能识别；设置巡检路线制定、历史视频回溯等模块，实现对站场全景的自动巡检。将该系统应用于中俄东线天然气管道工程黑河首站，测试效果表明：该系统可根据巡检路线自动巡检，对典型威胁事件可智能识别并报警，其应用提升了站场的智能化水平，为智能管道建设提供了技术支持。

针对中俄东线天然气管道工程“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”的建设目标，提出了数字化移交的基本流程、工作机理，指出了其对管道建设、运营管理的重要意义。通过统一数据采集规范，畅通了数据对接渠道，以全生命周期数据库为载体，实现数据的关联、存储与共享，以此推动数字化移交的有序开展，满足实体管道与数字化管道同时交付的需求，并保证数据历史的可追溯性。通过与数据仓库建立接口进行数据调用，确保数据由建设期向运营期的有序传递，实现了数字化移交数据与管道完整性管理系统的对接应用，不但最大限度地体现了数据的价值，而且为智能化管道建设及完整性管理提供了数据保障。

中俄东线天然气管道沿线自然环境复杂、多年冻土、水网沼泽、林带交替分布，同时经过地震断裂带、采空区等地质条件恶劣地质环境，对管道安全运营提出了严峻考验。通过监测地质灾害时空域演变信息、诱发因素等，可对地质灾害进行评价、预测预报和防治。中俄东线天然气管道采用管道本体变形监测、分布式光纤应变监测、不稳定斜坡GNSS监测预警等技术对其沿线地质灾害进行持续监测，不同监测结果相互印证，有助于提高风险评估的可靠性及风险减缓措施制定的针对性。针对现行地质灾害监测标准存在的问题，提出了标准修订整合建议，特别是统一地质灾害风险等级的划分方法，并使监测等级与地质灾害风险等级相对应，以期有效指导标准使用者对于风险的判断及监测等级的选择，提升标准的指导性及可操作性。

智慧管道是覆盖油气长输管道全生命周期的综合管理系统，是SCADA系统、电子管道、数字管道、智能管道在物联网、云计算、人工智能时代的延续和发展。剖析了油气管道行业智慧管道的内涵与外延，梳理了智慧管道技术发展的历史脉络，揭示了数字孪生体技术的实质与应用现状，在此基础上，建议中国智慧管道建设宜坚持需求驱动、问题导向、突出重点、体现特色、开放融合、数据共享、滚动发展、持续改进的原则，以期为中国智慧管道的健康持续发展提供参考。

中俄东线天然气管道工程作为跨境输气管道的代表性项目，前期工作特征与经验具有重要的参考借鉴价值。总结了中俄东线天然气管道工程项目的背景与意义，梳理了其商业谈判、预可行性研究、可行性研究、项目申请报告编制等前期工作过程，介绍了针对中俄东线天然气管道工程复杂技术经济工况的专题研究过程，重点提炼了中俄东线天然气管道工程前期工作的创新成果。研究表明：中俄东线天然气管道工程这类大型跨境能源管道项目前期工作涉及外交、商业、技术、经济等多层次问题，需要投入更多的人力、研究资源及更充裕的时间，以保障项目的顺利实施。

长输油气管道的自动化控制水平直接关系着其生产运行安全与效率，2019年12月2日投产的中俄东线天然气管道工程通过创新实践开启了中国长输油气管道自动化控制技术的新篇章。以自动化控制系统的技术特点为主线，以具有代表性的油气长输管道控制系统为依托，回顾了中国长输油气管道控制系统关键技术的发展历程，介绍了长输油气管道自动化控制技术发展现状，并结合智慧化管道建设，展望了长输油气管道自动化控制技术的发展前景。中俄东线天然气管道工程北段各项设计指标均处于全球领先水平，从SCADA系统组成、结构、功能等的创新成果来看，其自动化控制系统代表了目前中国长输油气管道自动化控制技术的最高水平。

在热油管道输送过程中，结蜡现象严重影响原油输送的经济性与安全性，因此，合理制定热油管道清蜡周期是确保管道正常运行的关键。通过分析不同含蜡量、含胶量、含水率的原油结蜡强度随着温度变化的规律，拟合出温度与结蜡强度抛物线的关系式，结合析蜡温度建立了热油管道结蜡强度通用抛物线数学模型和清蜡周期计算公式，可实现对不同含蜡量、含胶量、含水率、析蜡温度下热油管道清蜡周期的量化计算，进而为原油特性相近的热油管道制定合理清蜡周期，确保输油管道正常运行。该方法在西吐孜科尔油田至库木克尔油田的热油管道进行了实例应用，合理调整了管道清管周期，管道运行安全可靠，为热油管道清蜡周期的确定提供了技术支持。

海底管道在制造、铺设及运行过程中不可避免地会产生局部或整体初始几何缺陷。为了研究海床表面铺设的含缺陷管道横向屈曲行为，首先建立了含5种初始几何缺陷管道的横向热屈曲非线性数值计算模型，并验证了有限元模型的准确性，重点分析缺陷类型和不直度对管道横向屈曲行为的影响。结果表明：横向屈曲变形是海底管道安全运行的一个重要威胁，不直度越大，临界温升越小，管道越容易发生横向热屈曲；在不直度相同条件下，管道初始几何缺陷中心处曲率绝对值越小，抗横向热屈曲能力越强。最后基于无量纲分析法，提出了适用于含多种通用的初始几何缺陷海底管道的临界温升计算一般表达式，以期为海底管道抗热屈曲工程设计提供参考。

随着新冠肺炎疫情的发生，交通管制、设卡布控等防控措施相继实施，为管道线路的日常巡检带来挑战。针对疫情防控下管道巡线人员无法到现场开展巡护的问题，分析现有管道线路感知技术的不足，提出了天空地一体化管道线路智能感知技术。根据全面感知、无人感知、实时精准感知、全生命周期感知的感知原则，制定了人工智能技术与管道感知技术相融合的技术路线，设计了天上管道卫星遥感影像智能解译技术、空中基于自动机场的无人机智能巡检技术、地面管道重点区域智能视频技术及地下光纤综合智能感知技术，并对基于自动机场的无人机智能巡检技术开展了现场应用探索。通过现场测试与应用发现：基于自动机场的无人机智能巡检技术可在无人参与的情况下，实现自动起飞、降落、充电等操作，按照设定的巡检路径和巡检时间进行作业，并可智能识别机械挖掘、人员聚集等威胁事件。新冠肺炎疫情期间，系统连续飞行80余架次，识别威胁事件20余次，为管道巡检人员掌握管道安全状态提供了强有力的技术支持。

海底油气管道作为海上油气田生产系统的重要组成部分，其设计、施工、运行及弃置等各阶段均存在诸多风险。为了降低海底管道全寿命周期内各类风险，减少海底油气管道事故，围绕海底油气管道全寿命周期管理过程开展风险评估，建立了海底油气管道全寿命周期风险评估体系；根据海底油气管道的时间属性，将海底油气管道全寿命周期划分为6个寿命阶段；依据空间属性，采用递进细分原则，对海底油气管道进行分段，梳理不同阶段影响管道安全的制约因素，并对风险制约因素进行权重赋值，建立了管道失效可能性评分模型与失效后果评估模型，得出了风险值；根据风险值确定管道风险等级，再依据风险等级对危险管段实施管控，有效提升了管道全寿命周期内的风险控制水平，为海底油气管道全寿命风险管理提供了参考。

研究内浮顶罐油气泄漏扩散规律对于加强环境污染控制，保障罐区安全有着重要意义。建立风洞实验平台，测试小型内浮顶罐风速及浮盘位置对蒸发损耗速率的影响，并考察了风场和浓度场分布规律。基于CFD数值模拟，使用UDF导入环境风，建立了内浮顶罐油气泄漏扩散的数值模型，并通过风洞实验数据验证其模拟的可行性。重点讨论了内浮顶罐外风场及风压分布规律、风速对内浮顶罐油气流场分布及油气扩散浓度的影响。结果表明：浮盘位置越低，风速越大，蒸发速率越快；罐壁的静压力分布规律为迎风侧最大，背风侧居中，罐两侧最小；不同风速下，罐内油气分布整体呈现对称状态；风速越小，油气质量浓度越高，浮盘缝隙处的油气质量浓度最高，并存在下安全和环境污染隐患。研究成果对于内浮顶罐设计及运行维护、环保安全管理具有参考价值。