针对小型河流区域油气管道穿越段的安全性问题，以俄罗斯车里雅宾斯克至彼得罗夫斯克的天然气管道为例，分析小型河流穿越段的特点及防护弱点，介绍了俄罗斯在小型河流穿越段水工保护方面的一些经验，重点分析了常用的抛碎石、网垫、地锚、石笼网、防护板等结构的优缺点，总结了小型河流穿越段防冲刷设计的要点，为设计抗冲刷性好、可靠、易施工的水工保护方法提供参考。

地下储气井作为压缩天然气加气站最主要的储气方式，其安全性是保证压缩天然气加气站正常运行的关键。为了对压缩天然气加气站储气井进行动态安全评估，提出了一种基于贝叶斯网络的概率化动态安全评估方法：利用Bow-tie模型建立完整的加气站储气井泄漏失效因果逻辑，根据Bow-tie模型与贝叶斯网络的映射关系生成相应的加气站储气井泄漏失效贝叶斯网络；分别计算顶上事件和事故后果先验概率、顶上事件发生情况下的后验概率、防锈漆完全脱落情况下的失效风险以及报警响应可靠性变化情况下的事故后果概率，并利用贝叶斯网络的特性对根节点的敏感性进行分析。动态安全评估结果表明：提高压缩天然气加气站储气井安全性的关键在于降低高敏感性基本事件的失效概率、基于新证据周期性地预测失效风险，并通过提高报警响应可靠性以最大程度降低事故损失。

西气东输三线西段一级地区的某段300 km天然气管道是国内首次采用0.8设计系数，体现了中国管道设计建设水平。设计系数从0.72提高至0.8，管道壁厚减薄，为了保证管道安全运行，需要对管道进行高强度试压。在此提出一种基于可靠性的试压评价方法，采用蒙特卡洛技术进行可靠性分析，将现场实际和极限状态理论模型结合，对设计系数为0.8试验管段进行实际静水压试验。结果表明：逐渐增加的水压使管体试压的失效概率相应增加。

随着“一带一路”国家战略和中国石油海外市场的开拓，海陆一体项目，特别是利用悬链式单点系泊系统配合海上油轮过驳油品至陆上炼化终端的项目成为未来开发的主要选择。利用单点系泊系统，油轮装卸的港口设施被有效扩展到较深海域，缓解了港口拥挤，降低了建设专用码头的成本，提高了油品输送效率。基于孟加拉GTCL 油气输送公司项目，详细介绍和分析了悬链式单点系泊系统管汇基盘、水下软管和漂浮软管、锚腿等的施工安装流程和现场安装工艺，为悬链式单点系泊系统类似项目的海上安装提供工艺支持和指导。

在国内油气管道安全防护日益严峻的形势下，长输管道应急事故救援力量难以开展真实工况训练，由此设计了由短距离装配式钢质管道与调节阀组成的长输管道事故模拟实装训练辅助装置，并进行相应的现场试验。结果表明，调节阀在某一特定开度下的实际压差流量曲线与相应长度的同管径管道的阻力特性基本一致，进一步验证了选用调节阀模拟长距离管道水力摩阻的可行性。该装置通过铺设短距离的管道，能够在有限场地条件下实现与实际管道一致的上下游泵站工况，起到“以短代长”、减小训练规模和降低管道铺设工作量的作用，并且能够达到模拟与真实管道泄漏、堵塞及阀门误动作一致的事故工况，提高训练水平和效益。

在国内油气管道安全防护日益严峻的形势下，长输管道应急事故救援力量难以开展真实工况训练，由此设计了由短距离装配式钢质管道与调节阀组成的长输管道事故模拟实装训练辅助装置，并进行相应的现场试验。结果表明，调节阀在某一特定开度下的实际压差流量曲线与相应长度的同管径管道的阻力特性基本一致，进一步验证了选用调节阀模拟长距离管道水力摩阻的可行性。该装置通过铺设短距离的管道，能够在有限场地条件下实现与实际管道一致的上下游泵站工况，起到“以短代长”、减小训练规模和降低管道铺设工作量的作用，并且能够达到模拟与真实管道泄漏、堵塞及阀门误动作一致的事故工况，提高训练水平和效益。

输气管道因压力或温度骤变、脱水不达标、清管不及时等因素很可能造成管道完全堵塞，严重影响其正常运行与平稳供气。针对管道堵塞定位问题，现有方法尚处在理论分析与实验阶段，还无法满足现场实际需求。以某输气管道为例，采用SPS仿真软件，模拟分析输气管道堵塞对沿线特别是近端点500 m处的压力与流量的影响，验证现有压力或差压变送器对这些瞬变参数监测的可行性。结果表明：当输气管道起点与终点压力保持恒定时，一旦某处发生完全堵塞，该处上游的压力因气体压缩而迅速升高，反之，下游的压力因气体膨胀而迅速降低，突变压力波将分别在堵塞点上、下游管段内来回传播，波峰将逐渐衰减，直到两管段沿线各点压力分别达到起、终点压力时，两管段内无气体流动；距堵塞点越近，压力与流量波动越明显，且达到稳态的时间越短，这对基于压力与流量监测的输气管道堵塞定位方法开发具有重要的理论与实际意义。

以川渝地区天然气蛛网式管网系统为例，深入分析了其历史成因、结构特征及优势，以及在天然气产业发展中的特殊作用。蛛网式管网系统的核心价值在于通过环状化、网状化和压力分布式布局，提高管网覆盖密度和市场适应能力，进而高效促进市场发展；对产业发展的主要作用是确保安全稳定供气，高效培育市场，形成完整产业链并协调发展、联通区域内外市场，成就一体化管理特色优势。主要启示：加强顶层设计引导大型区域管网蛛网式布局；构建天然气运输物流系统助力现代天然气市场体系建设；以用气需求为导向依托蛛网式管网系统打造天然气供应生态新局面。

为降低成品油运输成本，针对成品油从产地（炼厂）至销售终端（加油站）的全程运输优化问题，分析了线性规划在成品油物流优化实际应用中运算数据量较大、加油站和油库至发货地的单位数据不全等问题，传统的一二次物流优化模型由于分次优化脱节，影响整体优化效果；通过构造资源中心，定义资源中心至炼厂、油库的运价公式，建立新的综合运输优化模型，并提出了综合运输优化模型的算法和步骤；经过实例分析，利用LINGO软件进行测算和求解，结果表明：该模型可以有效解决一二次运输优化模型中存在的分次优化脱节的问题，优化后总运输费用较一二次运输优化模型优化结果低，且解决了线性规划方法在成品油物流优化应用中运算数据量较大的问题。

针对单点注入、多点分输的成品油管道，提出了批次计划优化的两阶段法。第一阶段以计划期内管道沿线各站场分输/注入每种油品的需求体积未完成值之和最小为优化目标，用贪婪算法确定一个可行的管道首站输入计划；第二阶段为根据第一阶段获得的管道首站输入计划，以计划期内管道沿线各管段流量随时间波动的幅度之和最小为优化目标，采用模拟退火算法优化各分输站分输计划。以某成品油管道的历史运行计划为例，验证了该方法的有效性，为成品油管道批次计划优化软件的开发提供了技术支撑。

易凝高黏原油管道在运行中存在初凝、凝管及蜡堵等流动安全风险，传统研究方法和现场经验方法由于忽略影响流动安全各主要因素（原油物性、流变性，管道周围环境、气象因素及运行参数等）的波动性，取统计平均值的方法来确定计算参数，因而无法综合评价和预测各参数变化的协同效应对管道流动安全的影响。为此，中国石油管道科技研究中心和中国石油大学（北京）借鉴“基于可靠性的极限状态方法”在其他行业和技术领域的尝试和应用，首次将该理念和方法引入对陆上长距离易凝高黏原油管道的流动安全性评价上，建立了评价体系，开发了相应的软件平台，实现了对国内主要原油管道的流动安全评价，推动了储运工艺研究理论和应用的发展。

城市天然气中低压管道弯头处一旦遭受破坏，后果严重，修复过程复杂。为了更好的对城市管道进行泄漏监测、定位、维护，开展了中低压管道弯头处泄漏流场和声场的研究。将弯头简化成弯管，采用软件联合模拟仿真，使用ICEM进行结构网格划分，在FLUENT中进行流场分析，把脉动数据导入Virtual.Lab Acoustics进行泄漏管道的声学分析。建立弯管孔泄漏试验台，将模拟结果与试验结果进行对比，结果表明：泄漏孔处气体流动复杂，流向多变；泄漏声波能量主要集中在10 Hz以下，声压级随管道压升高而升高；声源主要是喷流区域的四极子声源和泄漏孔壁的偶极子声源。此研究为城市天然气管道发展和安全运行提供参考。

为了研究结蜡分布和结蜡厚度对原油流速、压力的影响规律，解决原油在输送过程中管壁结蜡对管道输送带来的能量损耗及安全隐患。采用简化结蜡模型，利用计算流体动力学软件Fluent对结蜡和无结蜡直井中内置电缆连续油管的流场进行三维数值模拟。结果表明：原油进入结蜡管道后，沿井筒轴线缓变流动，在结蜡起始位置和结蜡终止位置附近，原油流束局部会相应地收缩或扩张；由于存在石蜡层，过流断面不再是环形，流速云图也脱离了轴对称分布，流速峰值出现在过流断面未结蜡的部分且明显增大，无论是否结蜡，流速径向分布曲线均为抛物线型；结蜡井筒与无结蜡井筒过流断面处压力相等，且过流断面压力由入口向出口降低；结蜡井筒除了沿程能量损失外，还存在局部能量损失，因此井筒能量损失更大。

为解决车用柴油升级导致镇杭管道顺序输送产生的航煤混油无法处理的难题，结合生产现状，创新性地提出并实施两套可同时进行的方案，即可暂时解决问题的混油调和降级处理方案和可长远解决问题的低硫航煤隔离输送项目改造方案。前者将航煤混油与车用柴油按1:3的比例调和，并降级成普柴处理，可暂时解决混油无法处理的难题，有效缓解罐容压力，但效益损失较大。后者用硫含量低于10 mg/kg的低硫航煤作为航煤的油头和油尾隔离输送，产生的低硫混油直接回掺至车用柴油罐，无需再单罐储存。低硫航煤隔离输送航煤的工艺，在不改变一管多用的前提下，彻底解决了航煤混油处理难题，每年减少效益流失逾两千万元，对成品油管道顺序输送航煤混油的处理有借鉴意义。

海水开架式气化器（Open Rack Vaporizer，ORV）和浸没燃烧式气化器（Submerged Combustion Vaporizer，SCV）是LNG接收站LNG气化的重要设备。ORV运行成本远低于SCV，但在冬季海水入口温度较低时，ORV操作负荷受到限制。对海水入口温度2～6 ℃时ORV的运行情况进行测试，提出了ORV达到最大操作负荷的判定标准。通过Origin软件对海水入口温度、海水出口温度、LNG流量运行数据进行拟合，得到了ORV最大允许LNG流量函数式，可以较精确地计算不同海水入口温度下ORV能够处理的最大LNG流量。利用该函数式，结合某LNG接收站2015-2016年冬季外输量，得出了ORV和SCV运行模式优化方案。通过最大程度利用ORV进行气化外输， LNG接收站冬季气化成本节约达到1 070×10⁴元。

中缅原油管道穿跨越4条国际性河流，溢油控制技术的研究尤为重要。通过对围油栏种类及布放方式的分析，提出了不同工况下围油栏干舷和栏裙高度的选择，给出了水流速度、围油栏最大布放角及受力的计算方法，并提供了多种围油栏布放技术。怒江汛期最大水流速度可达3.6 m/s，国产激流型围油栏仅能适用于怒江枯水季节，在汛期时仍无法布放成功，结合怒江溢油控制实例，测得了国内某激流型围油栏实测最大布放角度及受力数据，为进一步开展激流型河流溢油控制技术的研究提供了参考。

在油气管道的长久运营过程中，由于自然、人为等不可预见因素影响，不可避免的会发生管道突发性穿孔泄漏事故。为了最大限度降低事故引起的损失，通过借用软性绑带能够快速勒紧束扎的特性，结合橡胶件压缩密封的原理，开发出了一种能够在管道还有微正压、微泄漏的情况下临时堵漏的软质捆绑卡具。相比刚性卡具，软质捆绑卡具具有轻质、可变形、不剥防腐层、成本低、安装快速等优点。对临时封堵完的管道再辅以钢制凸型套袖管件，更能实现快速、低成本的永久抢修。同时，在试验台进行了软质捆绑卡具的动态堵漏测试试验，试验表明：软质捆绑卡具安装方便、承压能力强、安全可靠，为油气管道泄漏的安全、快速、低成本维抢修提供了有力支撑。

针对当前油田输油泵测控中存在劳动强度大、故障处理延迟长、测控精度低、多泵协调工作能力弱等缺点，采用自顶而下层次化的方式设计了基于物联网的油田输油泵远程DCS系统，系统总体架构包括DCS层、服务层及扩展层。详细介绍了站点自治区域物联网DCS控制详细结构，并具体给出了其感知层、网络层、应用层的设计内容。重点论述了DCS层物联网传感器节点、协调器节点的硬件设计，以及整个系统的底层程序与上层软件的软件设计。应用实践DCS系统为油田设备远程监控提供了非常好的测控模型与设计方法。

针对中国面临的能源供应路径受限且单一的问题，以及能源供应安全面临的潜在威胁，详述 了互为最大原油贸易国的中国和俄罗斯之间的油气贸易现状及未来发展趋势。通过对中国与俄罗 斯油气输送的东北、西北、海上主要通道及规划工程的梳理，指出多元化发展中俄油气贸易通道和进 一步丰富中国油气进口渠道的战略重要性与前景，为中国油气进口及与“一带一路”沿线国家油气 贸易提供参考。（图3，表1，参16）

地下储气井作为CNG 加气站最主要的储气方式，其安全性是保证CNG 加气站正常运行的 关键。为了对CNG 加气站储气井进行动态安全评估，提出一种基于贝叶斯网络的概率化动态安全 评估方法：利用Bow-Tie 模型建立完整的加气站储气井泄漏失效因果逻辑，根据Bow-Tie 模型与贝 叶斯网络的映射关系生成相应的基于贝叶斯网络的安全评估模型；分别计算顶上事件和事故后果 先验概率、顶上事件发生情况下的后验概率、防锈漆完全脱落情况下的失效风险以及报警响应可靠 性变化情况下的事故后果概率，并利用贝叶斯网络的特性对根节点的敏感性进行分析。动态安全评 估结果表明：提高CNG 加气站储气井安全性的关键在于降低高敏感性基本事件的失效概率、基于 新证据周期性地预测失效风险，并通过提高报警响应可靠性以最大程度降低事故损失。（图8，表5， 参20）

根据国内外管道缺陷预测模型与随机森林（Random Forests）模型的研究现状，分析其优势与 存在的问题，并基于陕京管道GIS 系统对某段管道的监控和记录数据，建立并优化随机森林模型， 对该管段进行缺陷等级预测。随机森林模型可用于分析各指标对管道缺陷的影响程度，具有指标重 要度评估功能，模型的评判精度、分级结果准确，数据挖掘能力很强。将随机森林模型与GIS 技术 结合，能更好地预测管道缺陷，从而采取相应的控制措施。（图4，表2，参20）

确定管道腐蚀缺陷尺寸的分布规律对于提高管道可靠性计算精度有重要影响，可以更加准确 地预测腐蚀管道剩余寿命。基于概率论和数理统计原理，以中国某管道公司25 条管道内检测数据 为研究对象，采用正态分布、对数正态分布、Gumbel 分布、Weibull 分布以及指数分布函数对腐蚀缺 陷尺寸数据进行拟合，依据最大似然估计方法计算相应的分布参数，并通过K-S 检验和P-P 散点图， 对比不同分布类型的优先级，探讨不同分布类型对于管道腐蚀缺陷深度、长度、宽度随机变量的适 用性。结果表明：对数正态分布可以较好地描述管道腐蚀缺陷深度、长度及宽度参数的分布规律。 （图3，表2，参24）

为了在常温条件下有效输送高黏稠油，以分水率和降黏率为主要评价指标，开展稠油乳化实 验，系统分析了表面活性剂类型与质量分数、有机碱类型与质量分数对稠油水包油（O/W）型乳状液 的稳定性和流变性的影响规律和作用机理。结果表明：不同类型表面活性剂由于其结构不同，在 油水界面上的吸附能力也不同，造成对稠油的乳化能力各异；表面活性剂OP-10 与有机碱（EDA、 TEOA、TIPA）复配时均可以产生协同效应，且OP-10 与TEOA 复配体系存在最佳质量分数，超过 此质量分数，乳状液反而变得不稳定；综合分水率、降黏率、经济性、安全环保等特点，确定质量分数 为0.75％OP-10 与质量分数为0.25％TEOA 为优选二元体系，该体系制备的乳状液具有很好的长 效稳定性和抗硬水能力，乳状液24 h 的分水率仅为29.8％，Ca2+ 摩尔浓度为0.02 mol/L 时，乳状液 6 h 的分水率为19.4％，研究结果将为稠油乳化降黏输送技术的应用实践提供理论依据和技术指导。 （图6，表3，参22）

为了有效识别腔体之间以及腔体与断层之间的封闭性、安全性，有必要对盐穴储气库中夹层 及盐岩的密闭性及渗透特征进行研究，识别腔体间或腔体与断层间存在的渗漏风险。结合金坛地区 的地质情况，分析夹层及盐层孔隙结构，建立气体渗透非线性渗流模型，考虑了气固分子作用力及扩 散作用对渗流的影响，基于此模型对金坛储气库两口相邻腔体矿柱存在夹层情况下的密闭性进行分 析，并对腔体周边存在断层的情况进行研究。盐岩有很好的密闭作用，是非常好的储库建址选择，但 泥岩夹层中气体的渗透性明显。因此，对含夹层盐层进行建腔，确定腔体之间、腔体与断层之间距离 具有重要意义。（图9，表1，参24）

对于大多数成品油管道，制定可行的批次计划方案，往往需要考虑管道类型多变、站场作业方 式多变、各类工艺约束等要求。以批次需求型成品油管道为研究对象，选取管道沿线所有管段运行 流量整体平稳性最高作为目标函数，综合考虑批次跟踪、管段流量、中间站分输与注入、末站分输、站 场需求等约束条件，采用离散时间表达方式建立了管道中间站批次计划优化的混合整数线性规划 （MILP）模型。以某成品油管道为例，选取8 h 为时间步长离散计划期，利用CPLEX 软件计算获得 管道中间站批次计划最优方案。优化结果表明，利用所建立的MILP 模型产生的批次计划具有较 强的可实施性。（图3，表3，参20）

研究重复加热对加剂改性CQ 原油宏观流动性与微观蜡晶形态的影响，有助于探究重复加热 影响降凝剂改性效果的内在原因。对降凝剂改性CQ 原油进行重复加热实验，研究发现重复加热对 改性CQ 原油蜡晶形态与结构的影响规律与对流动性的影响存在对应关系：将加剂CQ 原油预热 至60 ℃后再动态降温至20 ℃，然后重复加热至不同温度，当重复加热温度小于35 ℃时，随重复加 热温度的升高，蜡晶尺寸减小，分形维数变小，改性油的宏观流动性变差；当重复加热温度为35 ℃ 时，蜡晶尺寸与分形维数达到最小值，降凝剂改性效果完全丧失；当重复加热温度大于35 ℃时，随 重复加热温度的升高，蜡晶尺寸与分形维数逐渐增大，改性油的宏观流动性逐渐变好；重复加热恶 化温度区间与原油的析蜡点到溶蜡点温度区间对应。研究成果为分析重复加热对加剂原油流动性 的影响提供理论支撑。（图5，表5，参24）

为了更准确地了解燃驱压缩机的性能参数，提出一种定量分析及预测可控参数对燃气驱压缩 机组有效功率影响程度的方法。结合中国某天然气储气库燃驱三级往复式压缩机的实际运行情况， 分析进出口压力、进口温度等参数对有效功率的影响程度。研究发现：第一级入口压力、末级出口 压力及第一级入口温度对有效功率影响最大，并对这些参数进行了预测。通过与变工况热力学复算 以及相似试验结果对比分析，验证了该方法的准确性，论证了调节参数可以进一步提升运行中压缩 机组的性能，为燃驱压缩机组的有效功率研究提供了参考。（图3，表3，参20）

LNG 接收站安全、按期试运投产是保证其平稳、高效运营的重要环节，一旦管道及设备的施 工、吹扫、气密、干燥置换、预冷、单机试车等环节质量控制不到位，可能造成投产期间事故频发，甚至 延迟试车。以中国某大型LNG 接收站为研究对象，总结LNG 接收站试运投产关键环节的质量控 制要点，对影响LNG 储罐与工艺管道干燥、预冷效果的主要因素以及重要设备单机试车前检查的 重点部位进行深入分析，并提出施工控制措施。研究结果对其他新建LNG 接收站的投产具有借鉴 意义，也可供相关设计、施工单位参考。（图2，表1，参20）

西气东输三线西段一级地区的某段300 km 天然气管道是中国首次采用0.8 设计系数的管道， 体现了中国管道设计建设水平。设计系数从0.72 提高至0.8，管道壁厚减薄，为了保证管道安全运 行，需要对管道进行高强度试压。提出一种基于可靠性的试压评价方法，采用蒙特卡罗技术进行可 靠性分析，将现场实际和极限状态理论模型结合，对设计系数为0.8 的试验管段进行实际静水压试 验。基于可靠性的试压评价方法有利于保障试压的安全性和有效性。（图1，表3，参20）

为保证中亚天然气管道经济、高效运行，通过模拟仿真、压缩机组控制等手段对管道能耗进 行整体控制。利用TGNET 软件建立中亚天然气管道ABC 线运行仿真模型，并定期利用实际生产 数据对模型进行校正，保证仿真模拟结果与实际运行工况的误差在合理范围内。利用仿真手段对 ABC 线联合运行输量分配进行优化分析，统一协调全线运行；制定管存控制原则，并对管存量进行 有效监管控制；根据仿真计算的压力结果进行压缩机组站场压力控制，提高机组的调控效率与运行 效率。实践证明，中亚天然气管道运行优化与能耗控制方法节能降耗效果显著。（图4，表3，参20）

中国盐穴储气库在溶腔过程中为保证腔体形状和腔体侧溶，在腔体顶部注入柴油，若溶腔过 程中油水界面位置不精准或失控，将会造成腔体顶板溶蚀、腔体形状不受控制、腔体体积损失及生 产套管鞋处溶穿等问题，腔体稳定性遭到破坏，直接影响储气库的经济效益和运行安全，甚至导致腔 体报废。传统工艺利用中子测井方法监测油水界面，作业程序较复杂、费用高且无法实现连续监测。 利用腔体内柴油和卤水比热容不同，研发光纤测油水界面技术及设备（光纤油水界面仪），应用于金 坛盐穴储气库8 口溶腔井，实现了在不停产的情况下对油水界面深度的连续监测。现场试验应用表 明：该技术具有可连续监测、精度高、费用低及操作简便等优点，目前已在金坛盐穴储气库全面推广 应用。（图1，表1，参18）

大直径水平定向钻钻孔直径可达到钻杆直径的10 倍以上，钻孔环形空间泥浆不仅处于不利 于岩屑运移的层流状态，而且流速极低，岩屑极易在孔底形成稳定的岩屑床，造成孔内事故。针对该 问题，首先推导出柱坐标系下环空泥浆的运动微分方程组，然后使用环空岩屑运移综合模拟实验装 置进行多次模拟实验，最后通过数值模拟揭示环空泥浆流场分布及岩屑运移规律。结果表明：增加 泥浆PAM 含量对提高大粒径岩屑运移效率效果不明显；提高环空泥浆流速，在一定程度上能够提 高单颗岩屑运移效率，但同时会增加岩屑床末端回流区尺寸，使岩屑床内部压差增大。研究成果对 水平定向钻施工具有指导意义。（图5，表2，参20）

二级孔槽式液体分布器具有分布质量高、操作弹性大等特点，但对水平度的要求极高，为提高 其在海上晃动工况下的适应性，需要对传统结构进行优化。基于各种晃动形式对孔槽式液体分布器 的液体分布性能影响的相关研究，采用Fluent 模拟软件对受晃动影响更为严重的二级槽进行流体 力学数值模拟，找出晃动条件下二级槽的液体分布质量下降的原因，提出相应的结构优化措施并模 拟验证。结果表明：增大二级槽入口两侧孔口的直径和增加竖直隔板，可以有效提高孔槽式液体分 布器在静止和晃动条件下的液体分布质量；增加缓冲挡板，可以提高静止条件下的液体分布质量， 但会进一步恶化晃动条件下二级槽的流量均布。优化后的孔槽式液体分布器能够更好地适用于海 上晃动平台或浮式生产储油卸油装置的生产需求。（图13，表3，参26）

为了研究海洋L 形立管系统底部连续气举水力模型，基于立管底部连续注气条件，分析L 形 立管系统内可能发生的两相流动过程，建立了针对下倾管-立管系统严重段塞流工况下立管底部连 续气举的一维准稳态数值模型。该模型能对有回落循环过程、无回落循环过程、非稳态震荡过程及 稳态两相流动过程的相关参数进行数值模拟，从而得到不同流动类型特征参数随时间变化的规律， 且模拟结果与第3 方实验数据吻合较好。与Jansen 模型相比，该模型的适用性和稳定性更强。基 于模型模拟结果和实验数据，分析了注气量对立管底部连续气举效果的影响，以期对海洋立管系统 安全稳定流动提供借鉴。（图8，表3，参27）

海上立管安装技术经过多年实践已经成熟，但是大部分作业仍依赖于大型的海上起重施工船 来完成。以南海某工程项目为依托，在传统立管安装技术的基础上，提出一种单独使用小型饱和潜 水支持船进行立管安装的新方法，叙述了双吊机扶正立管安装施工方案，并且利用OrcaFlex 软件对 立管安装过程进行了动态模拟分析，为施工方案的设计提供了有效的校核依据。新方法的使用减 少了作业船舶的数量，有效降低了作业成本，提升了作业效率，对海上油气田开发具有重要意义。 （图5，表1，参30）

随着中国城市管网、公共走廊设施的快速建设，埋地管道受临近电气化铁路、高压输电线等干 扰源的交流干扰影响日益严重，管道交流腐蚀问题尤为突出。埋地管道交流干扰防护主要采用排流 器+浅埋式排流地床的防护方式，但对处于城市管网等受地理条件限制区域，以及沙漠、山区等高电 阻率地区的受干扰管段，该排流方式的现场施工及排流效果受到严重影响。以大连-沈阳天然气管 道（大沈线）为例，将管道阴极保护深井阳极地床的施工经验应用于管道交流干扰防护中，实践表明： 选取合理的深井位置、深度、数量及地床材料，管道交流排流效果显著，且征地面积小、施工便捷、散 流效率高，能够有效降低第三方施工损坏的风险。（图4，参20）

传感器支撑结构在检测过程中的稳定性决定了检测数据的准确性，是压电超声管道腐蚀检测 器结构设计的核心。针对长输管道对压电超声腐蚀检测技术的迫切需求，提出一种适用于在役管道 腐蚀内检测的压电超声传感器支撑结构设计方案，并设计了三维虚拟样机。通过运动学仿真分析， 该支撑结构在不同条件下均能与管壁保持良好的贴合效果。通过将传感器支撑结构在旋转试验平 台的试验测试，进一步验证了结构的稳定性和设计方案的可行性。该结构设计对于压电超声管道腐 蚀检测技术及装备国产化的实现具有重要意义。（图4，参21）

以“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”的智慧管道建设为背景，探讨了物联网、 大数据、云计算、人工智能等信息技术在智慧管道站场设备状态监测中的应用方式。为了满足状态 监测的新需求和新模式，提出并研究了4 项智慧管道站场设备状态监测关键技术：信息感知技术、 数据存储技术、数据挖掘与智能分析技术、可视化展示技术。基于此，设计了包含4 个层级的设备状 态监测平台框架结构，分别为智能感知层、数据存储层、智能诊断层及可视化层。研究成果为智慧管 道关键设备状态监测提供了技术方法。（图1，表2，参30）

中国早期建成的油气管道存在老化严重、故障频繁、运营成本高等问题，为了提高其安全性和 经济性，必须对老龄化管道进行判废考量。通过调研国内外油气管道判废的研究现状，提出了科学 的管道判废方法应该由评价模式、指标体系、评价方法及废弃准则4 部分组成；可从适用性、完整性、 风险性/可靠性、经济性及合法性几方面量化油气管道的判废程度，建立管道判废评价模式及其对应 的关键指标；根据常规判废评价方法的特点，分析了现有4 种常用判废方法的优势和不足，推荐了 不同判废评价模式可以采用的评价方法，以期为建立科学、系统、合理的判废方法提供依据。（图1， 表2，参31）

含蜡原油在管道输送过程中的蜡沉积问题突出，严重威胁管道的流动安全。从蜡沉积机理、 蜡沉积试验装置及蜡沉积模型角度，介绍了国内外蜡沉积问题的最新研究成果，阐述了蜡沉积厚度 测量的新方法，着重分析了原油温度和流速对蜡沉积厚度和沉积层含蜡量的影响，并介绍了蜡沉积 模型的研究进展。根据相关研究现状，提出输油管道蜡沉积问题研究应从蜡沉积机理入手，结合环 道试验装置，分析蜡沉积试验特性，同时应该考虑原油析蜡后表现出的非牛顿特性对蜡沉积的影响。 研究结果对解决输油管道蜡沉积问题，保障含蜡原油管道的输送安全，提高输送效率具有重要的工 程意义。（图3，表1，参42）

为了实现管道滑坡灾害危险性的定量评价，以中国石油西南管道沿线64 处典型滑坡为例，通 过灾害影响因素分析，初步确定评价指标体系备选指标因子，利用贡献率模型，通过样本统计，分析 滑坡灾害影响因子的敏感性。按照敏感性大小将影响因子划分为3 级，最终保留中、高影响因子中 可以通过野外调查手段获取的坡度、坡面形态、土体类型、历史滑塌、现今变形、土体状态、滑体厚度、 降雨、地震烈度9 个因子，构建了单体管道滑坡灾害危险性评价指标体系，从而为滑坡灾害危险性评 价提供了依据。（图2，表4，参26）

象足屈曲是大型油罐在地震载荷作用下的典型破坏方式。在国内外规范中，油罐抗震设计公 式均基于薄壳的弹性稳定理论，而象足屈曲属于弹塑性屈曲，因此，有必要研究储罐材料特性对象足 屈曲临界应力的影响。基于Ramberg-Osgood 材料模型，提出大型油罐象足屈曲的临界应力计算公 式，分析材料参数的屈强比、屈服强度以及罐壁环向应力对罐壁屈曲临界应力的影响。研究结果表 明：大型油罐发生象足屈曲时，材料幂硬化指数与罐壁屈曲临界应力的关系受罐壁环向应力的影响， 环向应力的增大能够有效降低储罐的屈曲临界应力，且屈曲临界应力随着屈强比的增大而降低。当 环向应力与屈服强度之比一定时，材料屈服强度的增大能够适当提高罐壁屈曲临界压应力，但效果 并不显著。（图3，参20）

为满足西气东输下游用户对天然气用气的需求，需对近20 座原有站场、干线阀室进行改扩建。 鉴于投资计划资金有限，而下游用户需求较大，有必要对各改扩建项目的经济输量进行研究。根据 改扩建工程的实际情况，选取影响因变量（经济输量）最大的3 个自变量因素（管输费、工程费用及 站场定员），借助统计分析软件SPSS，进行多元线性回归分析。结果表明：自变量和因变量之间存 在高度线性相关关系，并得到了两者之间的多元线性回归模型。该模型可用于判定改扩建项目的项 目建议书和可行性研究阶段的经济评价工作，能够快速预测各种改扩建项目的经济输量，并对其进 行排序，为筛选项目、快速决策提供数据支撑和理论依据。（图1，表6，参20）

由于气液两相流分流分相法计量分离器存在结构复杂、液位难稳定等特点，设计加工了一种 新型气液两相流管束分离器，通过数值模拟得到不同气、液相折算速度及不同流型入口条件对管束 分离器分离效果的影响，并进行实验验证，对分离器的工作性能进行评估。结果表明：在分层流、段 塞流、环状流流型条件下，分离器内气液分离效果较好，且分离器内气液相界面保持稳定，维持在分 离器中部。实验验证可知：当气相流量在50~1 500 L/min、液相流量在50~2 400 kg/h 范围内时， 分离器内气液相界面保持稳定，分离误差均在±2.5％以内，计量效果良好，与模拟结果吻合。设计 的管束分离器结构简单、工作液位稳定，为两相流分流分相法计量分离器的设计提供了技术支持。 （图6，参20）

当前液-液两相流理论研究多集中于液滴群在反应器内的宏观动力学行为，对于微观下液滴 与液滴相互作用机理的研究尚不彻底。为了研究油水两相流共直线上升的双液滴（油滴）之间的相 互作用，基于液-液两相流理论，运用COMSOL 仿真软件Cahn-Hilliard 方程的相场方法建立了油滴 运动模型，模拟了油滴间距离、油滴粒径、两相物性等参数对双油滴间相互作用的影响规律，进而分 析油滴之间的尾流对油滴聚结的影响。结果表明：先行油滴的尾流影响跟随油滴的上浮速度，从而 促使两油滴发生聚结，随着油滴间距离的增大，影响减弱，且油滴粒径越大、黏度越小，聚结时间越 短。研究结果为更复杂的液-液两相流体系研究提供了参考。（图10，参20）

在成品油管道的实际输送过程中，对柴油和汽油顺序输送的批次通常采用固定比例切割，但 有些管道在切完第2 刀后，仍有较长的一段混油。通过混油掺混室内实验和混油进罐现场试验，针 对65 ℃ 0# 柴油推93# 汽油的混输管道，在完成混油切割第2 刀之后，分别对后行油品切入空罐、切 入闪点一致的纯净柴油罐、切入含有不同闪点柴油的纯净油罐3 种情况进行计算分析，得到罐内油 品达到合格时的体积量。结果表明：后行油品切入空罐时，罐内油品量达到600 m3 时油品合格；切 入存油分别为50 m3、100 m3 的同一闪点纯净柴油罐，罐内油品量分别达到580 m3、500 m3 时油品合 格；切入存油为60 ℃纯净柴油罐，切入量会稍大；切入存油为70 ℃纯净柴油罐，切入量会减小。研 究结果可有效指导混油切割。（图4，表4，参22）

湿气增压是气田低压高含水开发阶段的常规工艺，由于湿气中溶解盐的存在，现场离心压缩 机叶轮结盐问题突出，有必要开展其内部多相流动耦合研究。传统的离心压缩机叶轮内部流动研究 通常是对整个叶轮进行网格划分，计算负荷大，多相流动研究难以实现，且无实验数据对比验证。以 Eckardt 叶轮为研究对象，采用周期性边界条件以单个流道为计算区域，对叶轮内部流动情况进行数 值模拟，并与实验数据进行对比分析。结果表明：周期性边界条件模型能够准确地反映叶轮内部的 实际流动情况，如二次流分布、射流尾迹的产生与发展等，因而为后续研究叶轮内部复杂流动耦合问 题奠定了基础。（图12，表2，参21）

为深入了解20# 钢在复杂环境下的腐蚀失效情况，明确腐蚀失效的主要影响因素，以塔河油 田混输管段为例，采用宏观分析、化学成分分析、拉伸性能和金相组织分析、扫描电镜及能谱分析、 X 射线衍射（XRD）分析等方法对其进行失效分析。结果表明：该管段腐蚀穿孔的主要原因是由腐 蚀介质所引起的电化学腐蚀，腐蚀产物主要为FeCO3、FeOOH、FeS、FeOH·H2O 等，管道输送介质 中的Cl-、H2S、CO2、O2 是造成腐蚀穿孔的重要成分，其中H2O 是腐蚀介质的载体，CO2 影响最为显 著，其次是H2S。同时，由于该油田采出液具有高含Cl-、高矿化度、高含H2O、高含CO2、高含H2S、 低pH 值的特点，使管件有较强的腐蚀结垢特性，通过室内有无沉积物覆盖下的点腐蚀试验，进一 步确定了管道沉积物对管道腐蚀失效的影响及规律，为今后金属管材的腐蚀控制提供了技术支撑。 （图6，表5，参23）

中缅天然气管道云南段沿线地形复杂，多处形成了大落差起伏，给清管作业带来极大的安全 隐患。针对大落差管道受清管器剧烈冲击而引起应力集中及变形的问题进行研究，基于有限元法建 立清管冲击模型，分析管道受冲击时的动力学特性及在不同内压、清管器速度、土壤性质影响下的受 力规律。结果表明：大落差管道受清管器冲击时，冲击力随时间变化曲线呈脉冲型波动；管道内压 对清管冲击载荷影响显著，管道最大应力随内压增大而增大；清管器速度对冲击载荷影响较小；土 壤类型为软塑性时，管道最大应力及变形会显著增大，并出现管-土分离状况。研究结果可为解决起 伏地势下大落差管道安全清管问题提供理论依据。（图7，表5，参20）

JZ 井是金坛盐穴储气库第一口先导性试验井，目前已投产5 年。基于最新声呐测腔及力学特 征分析，JZ 井目前注采运行方式无法满足腔体稳定性要求，腔顶曾发生部分垮塌。利用有限元数值 模拟软件对JZ 井最新腔体形状进行注采运行方式优化和力学稳定性评价分析，结果表明：注采运 行压力由原来的7~17 MPa 优化至10~17 MPa；最低运行压力的停留时间实现量化表征，不超过 10 天；每年进行6 次调峰可以保证腔体运行安全；腔体运行单日压降控制在0.5 MPa 以内，采气速 率控制在50×104 m3/d。针对不同腔体形状优化相应运行压力范围及条件，对于保证金坛盐穴储气 库安全运行及精细化管理具有重要意义。（图5，表4，参21）

西气东输三线中段工程地形地貌多样，地质条件复杂，尤其是陕西秦岭和江西武功山地区， 滑坡、崩塌、泥石流等地质灾害高发，严重威胁了管道的安全运行。基于此，对该工程地质灾害进行 防治设计：①考虑施工诱发的地质灾害点，做到主动防治；②核算横坡段管沟边坡稳定性，对不稳 定管沟边坡进行治理；③先进行地质灾害治理，后进行管道施工。实际应用表明：这些防治措施可 以有效减少人为诱发地质灾害的数量，降低危害，真正实现主动防治的目的。（图3，表2，参23）

中俄东线天然气管道黑龙江穿越段采用内径为2.44 m 的小断面盾构隧道，安装管道直径为 1 422 mm，无法采用在盾构隧道平巷内焊接的常规方法。基于此，设计了针对小断面、长隧道内安装 大口径管道的技术方案。该方案在始发井内完成管道组对、焊接、检验及防腐等工作，在接收井内通 过牵引设备将管道牵引到接收井一端，实现盾构内管道安装。基于此，研制了适用于工程特殊需要 的发送轨道、滚动支座及补偿器等配套设施。数值模拟计算和现场试验结果表明：该管道安装方案 可行，可以为小断面、长隧道穿越内安装大口径管道提供可靠的借鉴经验。（图9，表2，参23）

笼套式节流阀是控制气井产量及集输管网压力的重要部件，为了分析其常见故障原因及研究 相应的处理措施，以元坝高含硫气田各采集气井站笼套式节流阀为研究对象，统计了笼套式节流阀 外漏、内漏、阀套脆裂、轴承损毁、异物堵塞及阀芯脱落等常见故障。结合阀门设计原理、密封原理及 外部原因分析，得到故障原因主要有：密封组件失效、阀芯设计不合理、气体及异物冲蚀、硫沉积与 水合物堵塞等。针对故障原因提出了更换密封组件、更换阀门及热水浇淋等处理措施，同时制定了 保障备品备件充足、气井工作制度合理及优化阀芯设计、硬质合金涂层材料等一系列对策，为降低笼 套式节流阀故障率提供一定的理论与实践依据。（图2，参25）

针对某天然气增压站离心压缩机转子结垢导致机组振动超标并触发停机的故障，利用状态监 测技术结合压缩机输气能力变化、内窥镜检测及拆机检修情况对故障机理进行分析，确定了导致转 子不平衡的原因是叶轮结垢。对叶轮和流道垢层进行化验和成因分析，其结果验证了故障诊断技术 的实用性与有效性，并且提出了加强过滤排污等防控措施，为天然气长输管道离心压缩机同类故障 诊断及处置提供了参考。（图2，表1，参22）

为确保液化天然气接收站放空火炬安全平稳运行，对火炬自动控制系统进行安全隐患分析。 针对火炬长明灯熄灭报警延时、火炬点火电极绝缘性检测等问题提出切实可行的改造措施，避免火 炬故障期间可燃气体放空引起安全事故。通过增加燃料气低流量报警和凝液罐高液位联锁，对火炬 单元异常工况进行提前判断和预测。针对青岛LNG 火炬检修期间单火炬运行风险，通过改变控制 逻辑和工艺改造实现冷、热火炬互为备用，从而确保火炬单元更加稳定可靠工作，避免异常工况的发 生。（图3，参19）

为了解决定速输油泵软启动跳闸故障导致泵远控运行状态与现场实际不符及延时重启的问 题，结合电气设备控制理论和PLC 程序逻辑，建立了一种新的定速输油泵软启动跳闸故障中泵运行 状态的控制方法。该方法是将漠大线各站场现有软启动设备上的启停状态辅助信号，上传至站控 PLC 系统，在站控PLC 系统中编写控制逻辑对软启动的跳闸故障状态进行判断，从而控制定速输油 泵机组的高压断路器。使软启动在发生跳闸故障后能够及时分开高压断路器，实现泵机组的远控运 行状态与现场状态始终保持一致，并确保软启动跳闸故障发生后不出现延时重启现象。应用该方法 不需要添加任何硬件设备，节约了支出成本，有效地消除了因定速输油泵机组软启动跳闸故障带来 的安全隐患。（图1，表1，参29）

基于管道行业自身业务特点，明确其智能化运行实质，寻找有效方法，提升管道行业的智能化 水平，最终实现全网优化运行已经成为油气储运工程领域亟待解决的关键技术难题。通过深入分析 其他工业领域的智能化实践，明确其共性，结合管道运输行业自身特点，提出了管道智能化运行的内 涵。针对如何将智能化技术深度融合于实际管道运行中的问题，以用户用气规律预测为例，提出了 基于深度学习和时间序列分析的方法，提高了预测精度；提出了基于神经网络算法，通过与现场运 行数据相结合，为设备故障诊断提供了有效的工具；通过优化算法，实现了PID 调节的突破。基于 上述，提出建设虚拟的油气管道智能化测试平台，将信息流与管道业务深度融合，并引入智能算法， 为管道智能化运行提供解决方案。（图5，参24）

地下储气库是截至目前国际公认最经济有效的天然气季节调峰手段，中国地下储气库建设进 度缓慢，储气调峰能力不足已成为制约中国天然气工业发展的瓶颈因素。基于此，梳理了中国地下 储气库发展现状，分析了天然气行业在当今形势下的发展特点、需求、方向，结合欧美地下储气库的 发展经验与中国现行的行业政策，总结了中国地下储气库发展的机遇和挑战，并提出以下建议：通 过政府、企业及社会公众等多方面努力，构建储气库市场化建设和运营机制，完善天然气产供储销体 系，推进形成良性的天然气发展机制。（图1，表1，参19）

针对天然气管道系统多部件设备维修不合理的现象，为了有效降低系统的维修费用和改善系 统的可用度，引入多部件设备成组维修策略，并以此为基础判断各部件是否需要进行预防性维修或 更换。根据界限滚动方法，以节约的系统总维修成本最大化为目标，考虑维修环境的变化，以有限 的维修人力资源为约束条件，在保证系统运行最低可利用率的基础上，建立了天然气管道系统多部 件设备成组维修模型，从而为确定最佳的成组维修策略提供了理论依据。结合具体应用实例，整合 Multifit 算法和遗传算法进行仿真，求解得到天然气管道系统压缩机中各部件的最优成组维修计划。 结果显示：所构建的模型能够最大限度地节约维修成本、合理地进行维修分组及确定最佳维修时间。 （图1，表4，参20）

随着物联网、云计算、大数据等新技术的发展，为了满足国家推进信息化和工业化高层次、深 度结合的迫切需求，企业智慧平台成为企业转型升级的关键要素。以中海石油气电集团有限责任公 司信息管理平台开发为例，按照厚平台、易应用的建设原则，提出了三维空间交互的企业智慧平台的 架构。基于管道数据融合、三维应急决策支持技术，开发了生产数据采集、智慧视频监控、安全生产 运营管理与移动应用、节能管理智能化等智能系统；基于物联网、云计算、大数据及移动应用技术， 开发了厂/场级无线网络系统、总部级节能减排系统，建设了数据中心，集成了云架构监控支持平台。 该平台具有科学性、先进性、智能化的显著特点，通过工程实践表明：企业智慧平台可全面推动企业 生产方式和管控模式的改变，进而提高企业安全环保、节能减排及绿色低碳水平，以及企业的生产效 益。（图4，参24）

盐穴地下储气库常面临地表沉降、盐岩破坏、气体渗漏及腔体收缩过快等安全稳定性问题。 为了监测盐穴储气库注水排卤和注气排卤过程中的腔体稳定性，确保储气库安全平稳运行，利用实 时微地震技术对金坛盐穴储气库连续监测12 天，通过在井下布置高精度检波器，接收生产过程中的 微地震事件，研究储气库造腔及注采气过程中微地震事件诱发因素，综合分析不同微地震信号特征。 研究表明：检波器位于3 层套管中导致储气库微地震信号衰减严重，特别是套管间环空液体对横波 的阻碍；观察到的一些微地震事件可能为腔壁垮塌或破裂诱发所致，注水排卤工艺参数变化会引起 微地震信号突然增多，统计微地震信号数量认为当前的生产工艺参数可以满足储气库安全稳定运 行。（图7，表1，参20）

环焊缝开裂是埋地输油管道的主要失效形式之一，严重威胁管道的安全运营，准确识别和量 化环焊缝缺陷，建立统一的内检测精度要求，是目前国内外管道内检测公司共同面临的难题之一。 基于现有的轴向裂纹超声波内检测技术，研发适用于环焊缝平面型缺陷的内检测技术成为解决该难 题的可行方法之一。通过研制超声波内检测器，并根据多次全尺寸管道牵引试验和实际管道的检测 结果，建立了环焊缝缺陷超声波检测识别和尺寸量化模型，与漏磁内检测及现场环焊缝缺陷开挖结 果进行对比，验证了该检测器的检测精度。结果表明：超声波内检测能够检测出漏磁内检测未发现 的严重环焊缝平面型缺陷，但缺陷识别精度和尺寸量化模型需要更多的开挖验证数据进一步完善。 该缺陷识别和量化模型的建立可为超声波内检测技术的应用与发展提供借鉴。（图4，参20）

中转油库是成品油管网的重要组成部分，在已有文献中，关于成品油管网调度问题的研究，主 要集中在各管道批次计划调度方面，未考虑中转油库的油罐收发油调度。针对中转油库的收发调度 问题，在完成计划期内油库上下游的收发油任务的前提下，以油罐的切换操作次数最少为目标函数， 建立了离散时间MILP 模型。该模型最大限度地考虑了油库调度的各种约束条件，包括物料平衡约 束、油罐的操作规则、油库的拓扑结构和油罐来油后静置约束等。以某油库为例对该模型进行测试， 结果表明：该模型可以在较短时间内获得全局最优解，对成品油管网中转油库调度工作具有重要的 指导作用。（图2，表3，参20）

针对低含液率高压天然气节流过程易发生节流阀堵塞进而引发连锁关井问题，采用Fluent 软 件建立低含液率高压天然气节流过程的三维模型，分析液塞长度、持液率及液相黏度对节流阀压差 和超压时间的影响。结果表明：液塞长度、持液率及液相黏度均对气液两相流场产生较大影响；在 低含液率高压天然气节流过程中形成的液塞会极大地阻碍气相的运动，造成节流阀两端压差迅速升 高，压差峰值随液塞长度和持液率的增大呈指数增长，随液相黏度的增大呈线性增长；超压时间随 液塞长度和液相黏度的增大呈线性增长。（图8，参25）

地下盐穴储气库库容量大、运行时间长、注采运行频繁，针对储气库周期注采运行稳定性的分 析至关重要。以中国某地下盐穴储气库为例，根据实际注采运行数据，利用Flac3D 有限差分软件 模拟注采运行过程，通过分析盐岩扩容损伤、塑性区分布、水平位移、体积收缩率，得到了盐岩性质、 矿柱稳定性、注采气对腔体稳定性的影响。结果表明：在7 年的周期注采后，盐腔周围未发生扩容 损伤破坏，安全系数大于5；两腔之间矿柱塑性区未发生连通，矿柱稳定；盐腔体积收缩率最大为 1.78％，腔体的年体积收缩率符合安全标准，储气库处于稳定状态。（图9，表1，参20）

为了解决清管器实时三维定位问题，利用商用通信网络对清管器位置进行全过程实时在线跟 踪监控。根据定位信号的定量分析结果研究开发了能自动适应环境的定位算法，分别提出5 基站 自适应定位算法、4 基站自适应定位算法及基于通讯半径约束的定位算法。对于5 基站自适应定位 算法，利用基础数据对模型进行测试，其最大定位误差不超过1.6 m，平均误差为0.61 m。为利用最 少的点进行高精度定位，又开发了4 基站自适应定位法，并利用两组数据进行测试，平均定位误差为 2.19 m。同时，对不同通信半径约束进行研究，得出通信半径越小，总的有效通信连接数越少，定位 精度越低，在可接收到清管器发射的信号范围内，基站的数目以5~13 为宜。对实际输油管道清管 过程进行了清管器定位测试，从而验证了基于无线通信基站的清管器实时三维定位方法的有效性。 （图17，表1，参29）

为了提高真空相变加热炉换热管外蒸汽膜状凝结换热效果，引入微振动激励打破管外覆凝结 液膜的受力平衡，促进液膜快速脱落。运用Fluent 动态网格技术，对在简谐振动作用下单圆管外覆 凝结液膜脱落的运动特性进行模拟研究，分析了振动参数对管外液膜覆盖率的影响。结果表明：与 静止圆管相比，振动圆管具有更薄且扰动更剧烈的边界层，并发生交替斜向绕流，加强了对液膜的破 坏作用；振动大大加快了外覆凝结液膜的脱落，施加微振动后圆管外覆凝结液膜开始破口时间远远 快于静态下的106 ms，且凝结液膜脱落时效随着振幅和频率的增大而加快。研究成果的应用可以 大大提高真空相变加热炉的加热效率。（图7，表3，参21）

长输管道压气站变频器、同步电动机、离心压缩机等关键设备供应日趋多元化，品种多样使得 电驱压缩机组不同设备的整合控制难度加大。针对经常出现的控制系统调试整合问题，应用系统分 析、理论推导、数据统计方法，阐述了电驱压缩机组控制系统的结构原理，分析了压缩机及电机等设 备主要运行参数的影响因素，并据此制定了解决方案：对变频器进行电流限制，对压缩机负载进行 控制；增加自动判别辅助设施功能，强制在某一时间进行系统对时。电驱压缩机组控制系统的整合 在西气东输压气站的应用效果较好，实现了电驱机组过负荷保护控制、一键启机及时钟同步，为压缩 机组运行管理和检查维修优化创造了有利条件，满足天然气管道系统高效率灵活运行的需求，可在 后续压缩机调试中应用。（图6，参25）

为了掌握油气管道在湿硫化氢环境中的材质适应性，通过硫化氢腐蚀模拟试验研究了L245 管线钢在高含硫化氢环境下的氢损伤行为。试验研究表明：在高含硫化氢环境中，L245 材料的 均匀腐蚀速率并不高，最大腐蚀速率不超过0.045 mm/a，主要失效形式是氢鼓泡和应力腐蚀开裂 （Stress Corrosion Cracking，SCC），当硫化氢的质量浓度超过8 000 mg/L 时，应加强对设备设施的检 测，或提高设备的材料等级，提前采取防护措施。（图9，表2，参20）

在中国已建成的高压天然气检定站中，原级标准装置所采用的方法仅有质量时间法（mt）。国 家石油天然气大流量计量站武汉分站通过研究工艺流程、标准装置的组成与技术指标、天然气流量 量值传递与溯源方法，建立了以高压活塞体积管法（High Pressure Piston Prover，HPPP）为原级标准 装置的高压天然气计量检定站，形成了完整的系统配套技术，完善了天然气流量量值溯源和传递体 系，促进了中国天然气计量水平的进步。通过与国际上现有高压天然气原级标准技术指标的对比， 给出了原级标准装置的测试数据和评价结果，标志着国家石油天然气大流量计量站武汉分站的原级 标准达到了国际先进水平。（图6，表1，参19）

长输油气管道周边存在许多与天然气管道保护法冲突的采矿点，常规方法是关闭采矿点或管 道改线，但在一些特定情况下，以上方法是不经济的。结合中缅油气管道与昆钢嘉华水泥厂采矿爆 破的振动测试、现场爆破振动衰减模拟试验及非线性回归计算，获得振源与管道处于不同空间位置 时的爆破振动衰减规律。基于此，提出当大中型采矿区与长输管道距离不满足《中华人民共和国石 油天然气管道保护法》要求时，可以通过相应的技术措施消除爆破振动对管道的危害，从而为类似 长输管道工程安全评估提供参考。（图1，表4，参21）

填料塔作为现代化工工艺生产中不可或缺的处理设备，其性能在一定程度上受到气体分布器 的影响，均布效果优良的气体分布器可一定程度提高填料塔的吸收效果。双切向环流式气体分布 器因其压降低、液沫夹带量小、气体分布效果较好等特性而被广泛应用于填料塔内。以双切向环流 式气体分布器为研究对象，分别选取静止状态和16 s 周期下横摇、纵摇、艏摇8°及横荡、纵荡、垂荡 150 mm 的工况进行实验研究，对海上晃动条件下FLNG 填料塔内气体分布器适应性开展研究。结 果表明：在6 个自由度晃动中，除横荡工况下气体分布不均匀，其系数较静止时增加3.03％，其余晃 动工况对气体均布有一定的促进效果，故气体分布器在FLNG 填料塔内的设计可与陆上保持一致。 （图14，表9，参19）

由于沥青及重质燃料油温度高、黏度大，增加了储罐计量工作的难度，成为制约精确计量和经 济分析的障碍。以缅甸油库沥青及重质燃料油罐区计量系统为例，结合现场实际情况，从系统配置、 工作流程等方面，详细分析了罐区计量系统的组成部分，阐述了整个计量系统的计量原则，完成了计 量过程的数据采集、处理及传输至上位系统等功能。通过对常规计量方式加以改进，较好地解决了 沥青及重质燃料油罐区精确计量和特定工艺流程控制等问题。监视罐内产品温度、压力及液位等参 数有助于确保用于财务报告、生产计划及时间安排数据的准确性，同时对类似油库罐区监控自动化 建设具有借鉴意义。（图3，参20）

针对小型河流区域油气管道穿越段的安全性问题，以俄罗斯车里雅宾斯克至彼得罗夫斯克天 然气管道为例，分析了小型河流穿越段的特点及防护弱点，总结了俄罗斯在小型河流穿越段水工保 护方面的一些经验，重点分析了常用的抛碎石、网垫、地锚、石笼网、防护板等结构的优缺点，进而梳 理了小型河流穿越段防冲刷设计要点，为提出抗冲刷性好、可靠、易施工的水工保护方法提供了参 考。（图9，参20）

合理规划天然气供给系统是天然气市场调节的重要组成部分，有利于推动天然气行业供给侧 改革，实现天然气产业可持续发展。天然气供给系统与天然气价格及需求紧密相关，通过对国内外 相关研究成果进行调研，总结了全球范围内天然气价格波动的长期及短期影响因素，归纳了天然气 需求量波动影响因素及预测方法。详述了近年来天然气市场多主体分析的主要研究成果，并依据输 入参数类型梳理了国内外天然气供给链系统规划模型的最新进展。最后结合天然气市场调节系列 问题的研究现状，提出了从供给侧出发的天然气市场调节思路，以期对中国天然气市场有效调节提 供参考。（参61）

压电超声腐蚀内检测技术检测灵敏度高，并能够直接对腐蚀缺陷进行深度量化，在液态在役 管道腐蚀检测方面得到广泛应用。通过分析管道压电超声腐蚀内检测技术的基本原理，总结了国内 外压电超声腐蚀内检测技术的发展现状，列举了现阶段国外知名检测公司3 种较先进的压电超声腐 蚀内检测器的产品性能、特点，指出了压电超声腐蚀内检测技术未来的发展方向，为中国管道压电超 声腐蚀内检测技术的发展提供了参考。（图5，参21）

为明确管道内检测器在油气管道中的运行位置，采用低频跟踪定位系统对管道内检测器进行 实时监测。以电磁对偶原理为基础，利用偶极子模型研究了低频跟踪定位系统发射线圈的工作机 理，低频跟踪定位系统发射线圈在近区场内不向外辐射能量，发射机和接收机通过发射线圈产生的 磁场建立联系；利用ANSYS Maxwell 仿真软件对发射线圈磁场分布特点进行建模仿真，发射线圈 磁场在轴向和径向的磁场分布具有对称特性。试验结果表明：接收线圈输出信号特点与发射线圈 磁场分布仿真结果具有很好的一致性；基于低频发射线圈磁场分布特性的低频跟踪定位系统的定 位精度可达±5 cm，满足实际工程需求。（图9，表2，参20）

面流侵蚀是油气管道穿越冲积扇的重要地质灾害类型之一。为了评价面流侵蚀对油气管道 危险性的大小，获取灾害点抗冲性、渗透性、休止角、水量、坡度、夹角6 类指标因子，基于ArcGIS 提 供的CASE 工具建立UML 模型。利用该模型，建立冲积扇油气管道数据库，通过缓冲区分析、克里 金插值法、叠加分析，对最终栅格图按照自然断点法分为5 级，得到缓冲区的危险强度等级。分析结 果与实际管道调查结果吻合较好，表明该方法可在冲积扇油气管道面流侵蚀研究中推广应用，从而 为油气管道运营过程中的危险性评价提供一种新思路。（图4，表3，参21）

针对天然气集输管网的优化问题，采用K-means 聚类算法对天然气田区域内的井口进行分 簇，在Prim 算法的基础上提出了惩罚最小生成树算法，建立了天然气集输管网规划模型，并给出了 天然气管网规划代价函数，采用迭代逼近的思想，从全局优化的角度，对天然气集输管网规划问题进 行研究，借助SPSS 与Matlab 软件对模型进行了程序实现。结果表明：利用惩罚最小生成树模型规 划的天然气集输管网与传统星枝状结构的天然气管网相比代价更小，具有一定的可行性与灵活性， 能够为天然气集输系统的工程建设与成本优化提供参考依据。（图5，表1，参25）

为了充分利用金坛盐矿区有限的盐矿资源，使整个库区盐腔的总体积最大化，需要从金坛储 气库正在造腔的井中，筛选出直径可适当增大的盐腔，并优化腔体体积。首先排除即将完腔的、严重 偏溶的、临腔最小矿柱比小于2.3 的3 类直径不可增大的腔体，然后通过临腔腔体评价，从金坛库区 26 口正在造腔的井中筛选出10 口腔体，确定最大直径后，重新对腔体体积进行模拟。优化后，10 口 腔体的总体积约增加26×104 m3，不仅充分利用了盐岩资源，而且降低了造腔成本，可为今后其他盐 穴储气库的建设提供参考。（图7，表2，参21）

海上油田多产高含蜡原油，W/O 型含蜡原油乳状液是油水混输管道输送介质的一种常见存在 状态，其触变性是管道停输再启动计算和可泵性评价的重要基础资料。滞回环是物料触变特性表征 方法之一，通过应力线性增加又线性减小形成滞回环的加载模式研究了W/O 型含蜡原油乳状液凝 点温度附近胶凝状态的触变特性。结果表明：W/O 型含蜡原油乳状液胶凝体系触变性的强弱不依 赖于加载条件，随着含水率的增加，滞回环面积减小，原油乳状液触变特性减弱，表征结构恢复的滞 回环面积比减小，胶凝体系结构恢复程度变小，这是由于分散相液滴的存在，阻碍了蜡晶空间网状结 构的恢复。（图4，参20）

大型钢制储油罐在爆炸事故中极易遭受破坏，使得钢制储油罐结构的抗爆安全问题备受关注。 基于此，根据柱壳理论建立了钢制储油罐结构的运动微分方程，并利用LS-DYNA 非线性有限元计 算软件，对容积为2×104 m3 拱顶式储油罐的爆炸破坏过程进行了数值模拟。通过缩比模型的破坏 模拟试验对数值模拟结果的可靠性进行了验证，结果表明：在爆炸作用下，拱顶储油罐呈现弹塑性 动力响应特性。受罐体轴向拉伸内力影响，顶部罐壁首先产生应力集中并引起结构强度失效，形成 了迎爆面罐壁和部分拱顶内凹屈曲的破坏模式。由于爆炸冲击波和液体复合冲量的作用，失效区域 带动相邻罐壁沿爆炸作用方向变形运动，最终导致罐体的失稳破坏。研究结果可为大型钢制储油罐 的抗爆防护设计提供参考。（图7，参22）

服役状态下的大口径管道内部存在较大应力，严重影响管道的抗腐蚀能力、抗疲劳强度等性 能，因此实现对其内部应力的在线监控至关重要。基于单向及两向应力状态下超声纵波声弹性理 论，通过设计二维平面应力超声纵波测试系统及薄膜应力测试施力装置，进行了单向及两向应力状 态下声弹性效应试验，验证了理论的准确性。目前工程上主要应用单向应力状态下的声弹性理论测 量管道应力分布，但对比两种应力状态下声弹性理论方程可知，单向应力状态下的声弹性方程忽略 了应力方向与声波传播方向之间的夹角对应力测量的影响，基于此，进行了一系列探究试验，得出了 应力方向与声波传播方向之间的夹角对应力测量的影响规律。（图6，表3，参21）

储气库运行损耗微观机理是研究水驱气藏储气库周期注采过程储层水侵伤害的关键。针对储 气库高速注采运行水体往复运移对储集空间动用效率的影响，结合储气库周期注采模拟核磁共振、 微观可视化模拟技术，分析储气库微观孔隙中两相流体分布及运移特征，量化分析地下储集空间动 用特征，评价水驱气藏储气库注采运行损耗微观机理及其主控因素。结果表明：气水过渡带是水驱 气藏储气库注采运行发生损耗的核心区域，气水互锁作用与储气库的注采损耗密切相关。研究结果 为深入开展水驱气藏储气库注采运行方案优化提供了技术支持与重要依据。（图6，表2，参22）

天然气在管内流动时，受湍流、涡流等影响，极易产生流噪声，三通是管道系统必不可少的组 成部件，对其噪声变化规律进行深入研究尤为必要。通过建立T 形三通三维实体模型，基于FW-H 声比拟理论，利用Fluent 软件自带的FW-H 模型，对不同进出口组成T 形三通流噪声的变化规律 进行模拟计算分析。结果表明：当介质在三通内流动时，在近壁面涡流的作用下产生较高等级的流 噪声，易对站场工作人员造成严重的身心伤害；当只有一个水平出口时，T 形三通内流噪声等级最 高，且超出国家规定的70 dB 的范围；通过改变不同进出口组合，可以有效降低T 形三通流噪声声 压等级。该数值计算结果为研究制定站场三通流噪声防控措施提供了理论依据。（图9，参25）

在高压直流输电线路进行调试或发生故障的情况下，直流输电系统采用单极大地回路电流运 行方式，接地极有几千安培的电流流入、流出，会对周围金属结构物造成直流杂散电流干扰。以鱼龙 岭接地极单极大地回路运行为例，在不同接地极入地电流下，测试受干扰管道不同位置的电位分布 和变化，分析广东省天然气管网一期天然气管道的受干扰情况，同时测试采取措施后干扰电位的变 化，分析缓解措施的效果。通过电位分析，得到接地极入地电流对管道的影响规律：管道的干扰电位 和接地极的入地电流成正比关系；管道受到干扰时，管道极化电位明显超过标准要求，管道存在腐蚀 和氢脆的风险，同时绝缘接头位置为风险点；在高压直流输电线路单极大地回路运行时，管道干扰电 压达到140.5 V，管道存在人员和设备风险；采用站内接地网作为缓解措施，对连接点位置管道受干 扰程度有明显缓解作用，而对远离接地网的连接点位置管道有负面影响作用。（图6，表2，参20）

为了提高中亚D 线工艺及自控水平，保证管道安全、平稳、高效运行。基于国际咨询公司ILF 对中亚D 线工艺及自控水平提出的审查建议，从设计理念、风险评估、岗位设置原则、ESD 分级、调 控中心功能定位、与各国段及气源国间数据共享等方面，对比分析了中亚D 线与欧美天然气管道在 工艺及自控水平方面的差异，结果表明最主要的差距为设计理念。重点分析了中亚D 线17 个子系 统在实施过程中，实际情况与设计期望值之间的偏差和解决方案，提出了相应的改进措施及建议，以 期为中国天然气管道工艺及自控设计水平的提升提供参考。（图1，参20）

为了实现多构型RB211-24G 燃气发生器试车，提出了升级压缩机组维检修中心试车台控制 系统的方法。根据试验结果确定了可调进气导向叶片（Variable Inlet Guide Vane，VIGV）控制系 统的归零电流和PID 参数，通过静态方法和动态方法验证了参数的可靠性，保障了可调静子叶片 的稳定运行，优化了排气温度热电偶接线方法，节省了试车备件采购投资，大幅提高了试车工作效 率。通过多构型燃气发生器的生产试车，验证了升级后试车控制系统的可靠性和兼容性，解决了试 车台与不同构型机组不兼容的问题。（图5，参20）

为进一步完善油气长输管网系统，施工单位将面临更高难度的施工作业，山地长输管道施工 将常态化，其中山地管沟开挖是山地长输管道施工中的重点和难点。以西气东输三线工程东段5 标 段管道为例，深入分析管沟沿线的地质和地貌情况，针对山地管道管沟开挖施工技术的要点和难点， 对不同地质条件下应该采用不同的管沟开挖方法进行了分析和论述，进而提出了有利于提高管沟开 挖效率、提升管沟成型效果的建议。（图1，表3，参22）

中东是中国进口原油数量最多的地区，且中东－中国航线原油远洋运输规模不断扩大，为了 有效节省远洋运输费用，降低一次物流成本，分析了该航线原油远洋运输问题的特点，并建立了运输 方案优化模型。以差分进化算法为主体，采用四染色体编码、基因组压缩、变量互锁、邻近时空优先 编/解码等子算法支持，求解中东－中国航线原油远洋运输方案优化问题。在满足供需平衡约束的 情况下，缩小了问题规模，缩减了问题的“劣质解空间”，最终有效提高了寻优时效。利用算法求解中 东－中国航线某月度的局部远洋运输方案优化问题，在约5 min 内获得较优可行解，所得优化方案 较人工方案节省运费近36×104 美元。（图6，表3，参20）

LNG 浮式储存与再气化装置（Floating Storage Regasification Unit，FSRU）的建设周期短、 装置灵活性高，其再气化模块是LNG-FSRU 的重要功能模块，中间介质气化器（Intermediate Fluid Vaporizer，IFV）则是LNG-FSRU 关键设备之一。基于LNG-FSRU 中间介质再气化工艺现状，选 择4 种中间介质与2 种加热源进行组合，确立8 种再气化工艺流程，利用Aspen HYSYS 软件建立 再气化工艺流程模型，对再气化工艺进行敏感性分析。模拟结果表明：以丙烷为中间介质的整体 式海水加热再气化工艺所需的海水流量及丙烷循环量较低，气化器结构紧凑、经济性好，其可作为 LNG-FSRU 再气化工艺的首选；当海水温度较低时，可采用海水和蒸汽联合加热的再气化方式。 研究结果可为LNG-FSRU 再气化系统的设计提供参考。（图9，表3，参21）

石油化工行业的迅猛发展，对油品装运水平提出了更高要求。以缅甸油库分布式自动定量装 车系统为研究对象，结合现场实际情况，详细分析了分布式自动定量装车系统的工艺流程，阐述了整 个装车系统的控制策略，介绍了分布式控制的总体结构。系统由现场控制部分和远程监控部分组 成，现场控制采用Smith 批量控制器，完成装车过程的数据采集、处理及定量装车实时控制、连锁保 护等功能；远程监控采用可视化组态软件，基于该软件开发了自动定量装车监控系统，实现了过程 数据监控、历史数据显示、报警及安全保护连锁等功能。自动定量装车系统的应用降低了操作人员 的劳动强度，提高了自动化水平，保证了油品装运的安全与高效。（图2，参20）

随着中国天然气长输管道的不断发展，燃气轮机驱动的天然气压缩机被广泛应用于管输天然 气增压。对2006-2017 年西一线、西二线、西三线及轮吐线的15 个压气站共39 套RR 燃驱压缩机 组进行故障停机数据统计，计算可用率、可靠性、平均无故障运行时间、千小时故障停机次数等指标， 归纳分析各类故障的发生频次、产生原因及部位，统计故障分布图，并总结发生概率较高的故障。结 果表明：控制系统及辅助设备故障是造成管道压缩机组故障停机的主要原因。针对几类高频故障， 结合运行维护经验分析其原因，并提出解决措施，有助于提高机组运行稳定性，保障安全可靠生产。 （图3，表3，参20）

随着全球成品油管道的加速建设与投产，成品油管道系统的经济、高效运行倍受关注与重视， 成品油管道调度计划编制与执行的重要性日益凸显。通过调研国内外成品油管道调度相关文献，结 合国内外成品油管道运营方式和管理机制差异，评述了国内外成品油管道调度的研究现状，总结了 目前成品油管道调度领域的主要研究方法和研究成果，并对今后成品油管道调度的研究方向进行了 展望。（参34）

目前，评价居民户内燃气设施安全管理有效性及其效率的指标体系与评价方法尚不完善，为 此，通过综合考虑数据管理、入户安检、风险评价、整改维护、应急维抢修等户内燃气设施安全管理各 环节的投入情况及实施效果等产出情况，构建了居民户内燃气设施安全管理效能评价指标体系。利 用数据包络分析（DEA）处理多输入、多输出问题的优势，建立了基于加强数据包络分析SE-DEA 的 效能评价模型，按照“投入-产出”原则，确定了模型的输入与输出指标，并采用德尔菲法将定性指标 定量化。针对四川6 家不同规模和安检模式的燃气公司，利用所建效能评价方法分别对其管理效能 进行评价，结果表明：提出的评价指标体系与评价方法可准确反映户内燃气安全管理水平，能够有 效查找短板，并给出有针对性的改进建议。（图1，表6，参21）

海洋油气采集、运输主要是由多相流管道完成，多相流管道检测一直是管道安全管理的难点， 基于声波传感技术的诸多优点，对其在多相流管道泄漏检测中的应用情况进行了研究。首先总结了 基于声波传感技术的管道泄漏检测研究现状，然后通过气液两相流管道的声波法泄漏检测认知试验 及对声波传感器采集的试验数据进行初步处理，验证声波传感技术在多相流管道泄漏检测的可行 性。结果表明：在不同流型条件下，采集到的泄漏声波信号特征不同，但都具有第一峰值、第二峰值 特征，因而可以利用求信号平均幅值、均方值及分段积分的方法来判断管道泄漏与否，并利用信号的 互相关性实现泄漏定位。基于上述研究，探讨了声波传感技术在多相流管道检测中的研究和发展方 向。（图7，表1，参21）

运用液体石油管道内腐蚀直接评估方法（LP-ICDA）对西部成品油管道被评价管段进行内腐 蚀直接评估，包括预评估、间接检测、详细检查及后评估4 个步骤。在预评估阶段，收集整理该管段 内腐蚀直接评估的相关数据；在间接检测阶段，建立多相流模型，分别预测该管段正常输送期间与 停输期间的内腐蚀风险分布，并且考虑运行前期水相状态的影响，综合分析该管段内腐蚀风险位置； 通过详细开挖检查，对该管段是否存在内腐蚀进行确认；在后评估阶段，对该管段再评估时间间隔 进行分析。评估结果表明：该管段存在内腐蚀，但管道强度未受到显著影响，仍可在允许的安全压 力下运行。（图10，表6，参20）

含有边水的凝析气藏型储气库运行投产后，在多周期扩容过程中，由于季节调峰需求，储气库 的采气阶段并不能完全按照上下限压力运行，并且由于气水关系复杂和凝析气相态变化，导致储气 库工作气量参数计算较为困难。基于物质平衡原理，推导考虑边水侵入、凝析气相态变化及岩石压 缩性的边水凝析气藏型储气库物质平衡方程，通过计算各注采周期内储气库可动用的含气孔隙体 积，建立了边水凝析气藏型储气库多周期工作气量的计算方法，结合国内某地下储气库进行了实例 验证，结果表明模型计算工作气量值与实际工作气量吻合较好。该方法提高了储气库工作气量的计 算准确度，对储气库多周期盘库和高效运行管理提供了技术支撑。（图3，表2，参20）

集输管网拓扑结构优化是油气田地面集输系统优化的一个重要组成部分，不同的拓扑结构将 直接影响集输系统建设开发的经济效益。目前，集输管网的拓扑结构优化研究多集中于枝状管网、 放射状管网、环状管网等单种管网连接形式，对一环带数枝的环枝状组合形式的复合型集输管网优 化研究较少。为此，提出了新的优化方法，其以一种寻找最优环的方法为基础，将各井口就近插入环 网，形成一环带数枝的环枝状复合型管网。以管网总费用最少为目标函数，考虑地形起伏等因素对 管道走向的影响，研究了环枝状复合型集输管网在三维地形下的拓扑结构优化问题, 并提出了耦合 遗传算法和A* 算法的方法求解模型。利用已有文献中的某煤层气田集输管网作为算例进行验证， 结果表明：优化后的管网连接方式可以减少环枝状集输管网连接长度，降低集输管网建设的投资费 用，且该方法不仅可以实现二维平面上的优化，在对地形进行模拟仿真后，也可用于三维地形下的管 网优化。（图4，表1，参26）

为了实现油港储运作业的运行优化，以油港原油管道储运作业系统为研究对象，基于资料统 计和实地调研，对泵机组多种组合方案进行研究。构建以热力费用与动力费用之和最小为目标函 数的油港储运作业优化模型，采用以单位质量流量能耗比最小为依据的泵组合优化分析方法进行求 解。以某油港原油输送管道为例，结合现场数据与模型优化结果进行对比，结果表明：该优化方法 比现有方法更经济节能，使油港完成每次输送任务电费降低19.9％以上，验证了优化方案的可行性， 进而为科学的油港储运作业提供参考。（图2，表2，参18）

为了给南苏丹法罗杰FPF 站场扩建项目的气相选材和防腐设计提供理论依据，对该站原油 伴生气腐蚀进行了研究。利用2005 年NORSOK M-506“CO2 腐蚀速率计算模型”中关于CO2 气相 腐蚀的计算方法，研究了系统压力、水相pH 值、温度、壁面剪切力等参数对法罗杰FPF 站场原油伴 生气腐蚀性的影响。结果表明：在该项目伴生气参数的变化区间，压力和水相pH 值对伴生气腐蚀 性影响显著，随着压力的升高和水相pH 值的降低，伴生气腐蚀性急剧增强；随着温度的升高，伴生 气腐蚀性先逐步增强，在40～80 ℃达到某一最大值后又逐步降低；壁面剪切力的增加也导致伴生 气腐蚀性增强，但相比其他因素，壁面剪切力对伴生气腐蚀性变化的影响较小，据此推荐了CO2 腐 蚀的控制措施。（图5，表1，参20）

埋地输油管道的建设和运行势必会破坏多年冻土的稳定性，容易引发冻胀、融沉、崩塌、热融 滑坡，从而导致管道弯曲、翘曲等灾害。由于多年冻土对温度具有极敏感性及其破坏的不可逆性，因 此，需要对多年冻土区埋地输油管道周围温度场的监测开展研究。以漠大管道为例，选取典型管段， 设计了适用于漠大管道周围温度场监测的测温系统。结果表明：管道设置合理的保温措施可有效 阻隔输油管道向土壤的放热，减小管道周围土壤的融化范围，缓解管道融沉，为管道冻土灾害综合整 治提供决策依据。（图5，表2，参25）

为提高现有管道负压波泄漏监测系统的监测能力，基于负压波泄漏监测技术原理，采用识别 压力下降趋势的方法对管道上、下游压力进行分析，通过监测压力的持续下降识别管道泄漏。与常 用的负压波泄漏监测技术相比，采用该方法识别泄漏不需要设置监测阈值，通过改变参与运算的数 据长度即可实现快速监测，识别管道是否发生缓慢泄漏。将其与设置监测阈值的方法通过放油测 试进行对比，结果表明：监测压力下降趋势的方法可以提高负压波泄漏监测技术的灵敏度。（图5， 表1，参26）

为了实现输油泵轴承故障的智能诊断与识别，针对输油泵轴承振动信号S 变换时频图包含丰 富故障信息的特点，提出了一种利用纹理分析对S 变换等高线时频图进行特征提取的输油泵滚动 轴承智能故障诊断方法。该方法对轴承振动信号进行S 变换，将S 变换获得的等高线时频图作为 纹理图像进行分析，提取其Tamura 纹理特征中的粗糙度、对比度、方向度作为纹理特征组成特征向 量，采用支持向量机作为分类器实现轴承故障的智能诊断。通过实测轴承故障信号表明：该方法能 够获得较高的故障模式分类精度，实现滚动轴承的自动故障识别，因而具有较高的工程应用价值。 （图1，表2，参21）

准确量化浮顶罐挥发性有机物（Volatile Organic Compounds，VOCs）的排放量，有利于石化行 业的节能减排，减少大气污染，改善环境。通过分析浮顶罐的排放机理，以美国EPA 推荐的AP-42 排放量计算公式为基础，选取某汽油内浮顶罐为例，分别计算了储罐边缘密封损耗、挂壁损耗、浮盘 附件损耗、浮盘缝隙损耗，并对比不同情况下损耗值的变化。依据浮顶罐VOCs 排放量的影响因素， 提出增加二级密封、采用双层板式浮盘、管壁合理选用防腐涂层、罐体采用喷淋水冷却、设置顶盖等 措施可以有效减少VOCs 排放量，对节能减排工作具有一定的指导意义。（表5，参20）

为了明确滚动隔震装置对立式圆柱形储罐的减震效果，利用地震模拟振动台进行立式圆柱形 储罐模型试验。按照1∶4 相似比设计立式圆柱形储罐罐体模型，在罐壁环向不同高度布置加速度 传感器的测点，并输入El-Centro 波、Pasadena 波、金门地震波3 种地震波，测得罐体加速度和提离 位移，将其与未安装滚动隔震装置的传统抗震结构体系的立式圆柱形储罐进行对比分析。试验结果 表明：采用隔震控制体系后，储罐底部的加速度响应降低49.49％～62.47％，可以按降低烈度进行抗 震设计；滚动隔震对立式圆柱形储罐的提离高度有明显的降低效果，其中金门地震波作用下提离减 震效果达到28.5％，而在El-Centro 波和Pasadena 波作用下提离减震效果超过76.6％，能有效防止 储罐出现象足屈曲或大角焊缝开裂破坏。（图7，表3，参24）

GB 50341-2014《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》对储罐的设计压力范围进行扩展，并提 出相关的技术要求。对压力引起的储罐强度破坏进行理论分析，从正压和负压两方面分别阐述设计 压力的取值对罐顶与罐壁连接处有效截面积、罐壁板计算厚度、罐壁加强圈及罐顶结构类型的影响。 结果表明：该规范中罐顶与罐壁弱连接有效截面积计算公式仅适合Q235 钢板材质；在微内压工况 下，抗压环截面积取值要求与弱顶结构的取值要求相冲突，两者无法同时满足；在负压工况下，加强 圈的数量根据许用临界压力和最大允许不加强罐壁当量高度确定，研究结果可为储罐结构设计提供 借鉴和参考。（表2，参20）

管道注浆是废弃管道安全环保处置过程中的必要措施，注浆材料试验测试、关键注浆设备对 比、注浆方法现场应用试验对于解决不同环境条件下油气管道的注浆问题尤为重要。研究结果表 明：纯水泥、水泥-粉煤灰、水泥-黏土、水泥-粉土4 类注浆材料具有价格便宜、获取便利、环保等特点， 通过不同添加剂的调配可满足不同环境条件下管道注浆的需要；油气管道注浆宜采用往复泵，浆料 搅拌可根据需要选择浆式、推进式或涡轮式搅拌器；纯压力注浆方法可解决短距离管道一次性注浆 问题，而真空辅助压力注浆方法可实现长距离注浆；油气管道长距离快速注浆宜采用多台泵、移动 浆液缓冲池，并可通过对浆液固化后的强度、结石率指标以及浆液注入总量的控制，保障最终注浆效 果。（图1，参20）

为了解决目前国内外大型立式快开盲板无专用吊装设备，需雇佣吊车方能开关的难题，通过 对现有中小规格盲板进行动力驱动布局、材料优选、结构优化等创新设计，并采用有限元分析方法对 关键零部件进行结构受力分析，研制出1 台PN11、DN1500 大型立式快开盲板。该盲板最大特点是 具有自动提升与自动旋转功能，其旋转与提升机构具有足够的强度和刚度，完全满足安全操作要求； 同时该盲板能够满足1 人在5 min 内轻松实现大型立式快开盲板开启的要求。通过现场开启测试， 验证了所研制设备的合理性，提高了国产大型立式快开盲板的自动化水平。目前，该盲板已在实际 管道站场项目中得到良好应用。（图4，表1，参23）

油罐储存凝点较高或黏度较大的油品时需采取保温伴热措施。为了确定单盘式浮顶罐的保 温伴热设计方案，结合传热学理论，考虑浮顶单盘下油气空间的热阻，建立了油罐保温伴热模型。 以5×104 m3 单盘式浮顶罐为例，设计了油罐的保温伴热方案，并基于此建立了油罐二维模型，采用 CFD 方法对油品的流动和传热过程进行了仿真模拟。研究表明：单盘式浮顶罐的罐顶不需要采取 保温措施，单盘下少量的油气空间保温效果显著；罐内油品的温度差造成密度差，使油品处于循环 流动状态；除靠近伴热器、罐顶和罐壁的区域外，罐内绝大部分区域油温分布均匀。研究成果为单 盘式浮顶罐的保温伴热设计提供了参考方案。（图7，表2，参21）

随着“一带一路”国家战略和中国石油海外市场的开拓，海陆一体项目，特别是利用悬链式单 点系泊系统配合海上油轮过驳油品至陆上炼化终端的项目成为未来开发的主要选择。利用单点系 泊系统，油轮装卸的港口设施被有效扩展到较深海域，缓解了港口拥挤，降低了建设专用码头的成 本，提高了油品输送效率。基于孟加拉GTCL 油气输送公司项目，详细介绍和分析了悬链式单点系 泊系统管汇基盘、水下软管、漂浮软管、锚腿等部件的施工安装流程和现场安装工艺，从而为悬链式 单点系泊系统类似项目的海上安装提供工艺支持和指导。（图3，表1，参20）

天然气长输管道压气站使用的离心式压缩机轴端干气密封由于其自身运行特点，允许一部分 工艺气通过放空管排空，不但浪费能源、增加管道损耗，而且温室气体的排放会造成环境污染。为了 回收干气密封一次放空天然气，提出了天然气长输管道离心压缩机组干气密封放空天然气回收利用 的整体解决方案，方案使用变频控制、风冷、对称平衡、两列四级往复式压缩机进行增压，设计了三重 安全保护系统。该方案对管道压缩机组原干气密封安全运行无任何影响，同时可以实时监测回收 天然气的瞬时流量和累计流量。实际运行结果表明：该系统结构简单、维修量小、成本可控、运行可 靠，天然气回收量达到预期效果，投资回收期在3 年左右，因而实现了开源节流、降本增效的目的。 （图1，表5，参23）

调节阀是石油化工行业管道运输中的核心设备，可以通过改变自身阀位达到控制管输介质流 量、压力、温度、液位等工艺参数的目的。以国内某成品油管道的一座减压站为例，站内减压阀投产 5 年后在PID 控制模式下出现调节不稳的情况，其直接原因是迷宫阀笼下部损坏。通过分析减压阀 PID 控制原理，并结合阀门工作特性与执行机构性能参数，对不稳定工作状态进行深入分析，同时给 出具体解决方案，且经维修后的减压阀控制稳定性完全满足管道运行需要，从而为类似故障的维修 以及减压阀国产化提供了参考。（图4，参19）

为了对海洋L形立管系统底部连续气举水力模型进行研究，基于立管底部连续注气条件，分析L形立管系统内可能发生的两相流动过程，建立了针对下倾管-立管系统严重段塞流工况下立管底部连续气举的一维准稳态数值模型。当前已有模型大多仅适用于下倾管-立管系统典型严重段塞流工况，无法对其他非稳态流动过程进行模拟，该模型能对有回落循环过程、无回落循环过程、非稳态震荡过程及稳态两相流动过程等流动工况下的相关参数进行数值模拟，可以较为准确地模拟得到不同流动类型特征参数随时间变化的规律，且模拟结果与第3方实验数据吻合较好。与Jansen模型相比，该模型的适用性和稳定性更强。基于模型模拟结果和实验数据，分析了注气量对立管底部连续气举效果的影响，以期对海洋立管系统安全稳定流动提供借鉴。

为了在常温条件下有效输送高黏稠油，以分水率和降黏率为主要评价指标，开展稠油乳化实验，系统分析了表面活性剂类型与浓度、有机碱类型与浓度对稠油水包油（O/W）型乳状液的稳定性和流变性的影响规律和作用机理。研究发现：不同类型表面活性剂由于其结构不同，在油水界面上的吸附能力也不同，造成对稠油的乳化能力各异；表面活性剂OP-10与有机碱（EDA、TEOA、TIPA）复配时均可以产生协同效应，且OP-10与TEOA复配体系存在最佳浓度，超过此浓度，乳状液反而变得不稳定；综合分水率、降黏率、经济性、安全环保等特点，确定质量分数为0.75％OP-10与质量分数为0.25％TEOA为优选二元体系，该体系制备的乳状液具有很好的长效稳定性和抗硬水能力，乳状液24 h的分水率仅为29.8％，Ca^₂+摩尔浓度为0.02 mol/L时，乳状液6 h的分水率为19.4％，此研究将为稠油乳化降黏输送技术的应用实践提供理论依据和技术指导。

针对中国能源面临的供应路径受限且单一的瓶颈问题，及能源供应面临的潜在安全威胁，详述了互为最大原油贸易国的中国和俄罗斯之间的油气贸易现状及未来发展趋势，通过对中国与俄罗斯油气输送的东北、西北、海上主要通道及规划工程的梳理，指出多元化发展中俄油气贸易通道和进一步丰富中国油气进口渠道的战略重要性与前景，为中国油气进口及与“一带一路”沿线国家油气贸易提供思路。

余热利用技术在石油天然气工业已得到广泛应用，根据压气站燃气轮机排出的烟气具有温度高、排量大的特点，分析了压气站几种常用的燃气轮机烟气余热利用技术特点及其存在问题。针对西气东输某压气站燃气轮机实际运行数据，利用分析法对燃气轮机体系进行分析，并设计出烟气轮机利用烟气余热发电工艺方案，通过对比燃气轮机及余热利用系统的联合装置体系与不加余热利用系统的燃气轮机体系的火用效率，结果表明：利用余热利用系统的联合装置体系火用效率平均提高17.5％，每年节省消耗燃气约1.03×106 m3，为压气站燃气轮机烟气余热利用提供了参考。

大直径水平定向钻钻孔直径可达到钻杆直径的10倍以上，钻孔环形空间泥浆不仅处于不利于岩屑运移的层流状态，而且流速极低。岩屑在环空中运移效率很低，并在孔底形成稳定的岩屑床，因而易造成孔内事故。针对该问题，首先推导出柱坐标系下环空泥浆的运动微分方程组，然后通过数值模拟揭示环空泥浆流场分布及岩屑运移规律，最后使用环空岩屑运移综合模拟实验装置进行多次模拟实验。结果表明，增加泥浆PAM含量对提高大粒径岩屑运移效率效果不明显；提高环空泥浆流速，在一定程度上能够提高单颗岩屑运移效率，但同时会增加岩屑床末端回流区尺寸，使岩屑床内部压差增大。研究成果可为水平定向钻施工提供理论分析与实验结论，具有实际的工程指导意义。

原油航运是石油供应链的重要组成部分，原油航运调度优化问题是航运企业面临的重要挑战， 众多学者开展相关研究以求节省企业运营成本。对目前原油航运调度优化问题相关研究成果进行 评述，详细分析了影响因素、所建模型及求解算法，总结了原油航运相近领域可供借鉴的研究成果。 此外，结合原油航运调度优化问题的研究现状，提出未来进一步研究的思考与展望，以期对今后开展 原油航运调度优化提供借鉴。（参59）

与传统管道泄漏检测技术相比，基于光纤传感的管道泄漏检测技术具有超强的抗电磁干扰能 力、高绝缘性、安全可靠等优点。针对不同光纤传感技术，为比较其在泄漏检测领域的优劣，进而指 导实际应用，将基于光纤传感的管道泄漏检测技术分为散射式、干涉式、其他类型，详细介绍了各类 技术的基本原理、研究现状及存在的问题，从光纤的测量长度、分辨率及应用情况等方面对其进行了 对比，并对各类技术智能化、微型化、多参数实时化、高精度、高灵敏度及网络化的发展趋势作了展 望。随着光纤传感技术在管道泄漏检测中越来越广泛的应用，管道的安全运行将得到更加有效的保 障。（图18，表1，参47）

随着中国天然气需求量迅猛增长，天然气供应的安全性、稳定性及时效性备受关注，确定天然 气管网系统可靠度显得尤为重要。以陕京天然气管网系统为研究对象，运用质量工程中常用的六西 格玛法则，基于典型工况对最直接影响天然气管网系统可靠度的模拟次数、沿线分输方案、管段单元 可靠度、站场单元可靠度、市场需求量5 个方面进行敏感性分析。结果表明：由于天然气管网系统 存在一定的设计冗余及自身可靠度较高，因此其受自身因素可靠度浮动的影响较小，而受供气需求 量浮动的影响最为明显。研究成果为提高天然气管网系统供气保障能力提供了理论支持。（图6， 表8，参21）

为系统对比轴向和周向励磁方式的漏磁内检测技术对于不同角度缺陷检测结果的准确度，设 计了简化的工程对比试验。该试验选取平面钢板作为试验样板，在钢板上制作不同角度的缺陷，同 时开发平板结构漏磁检测样机，通过改变励磁方向来模拟轴向励磁漏磁和周向励磁漏磁内检测。利 用平板结构漏磁检测样机，以上述两种励磁方式对平面钢板上的缺陷进行漏磁检测并得出检测信 号。对比轴向励磁漏磁内检测和周向励磁漏磁内检测对同一缺陷所得的不同检测信号，结果表明： 对于与轴向平行或者夹角不超过30°的缺陷，周向励磁漏磁内检测技术的检测结果准确度高；对于 与轴向夹角大于30°的缺陷，轴向励磁漏磁内检测技术的检测结果准确度高。（图11，参20）

在大批量原油顺序管输计划优化中，存在关于节能-平稳的矛盾性优化目标。基于此，提出了 一种可视化优化排产方法：基于隐枚举法求得各支管在各流量条件下的最优泵组合及能耗，获得最 低能耗（最优泵组合）-转折流量曲线，而后将各支管的最低能耗-转折流量曲线按所规定的总时间约 束进行叠加，生成综合能耗-综合流量曲线，获得直观的综合经济输量区间，为计划人员安排各类原 油的批次顺序和输量提供参考，辅助实现关于矛盾性目标的折中优化。采用该方法对示例管输任务 进行计划优化，结果表明：采用可视化流量优化方法提高了管输方案编制的经济性和时效性，同时 由于优化方案的可视性较好，能够辅助业务人员降低方案编制失误的风险。（图6，表3，参20）

为了降低管道运行能耗，针对成品油管道开泵方案的优化求解方法主要包括动态规划算法 （Dynamic Programming，DP）和基本遗传算法（Simple Genetic Algorithm，SGA），其存在管道较长 时计算效率低及求解结果最优性不高等问题。在对成品油管道运行过程中开泵方案优化问题深入 分析以及对并行计算技术深入理解的基础上，应用模拟退火遗传算法粗粒度模型（Coarse-Grained Simulated Annealing-Genetic Algorithm，CGSAGA）进行较大规模的成品油管道开泵方案优化研究。 以某实际运行的成品油管道为例进行计算，结果表明：CGSAGA 的求解效率与结果最优性均优于传 统串行算法，因而为成品油管道开泵方案优化快速、准确制定提供了有效的途径。（图7，表4，参30）

盐岩储气库注气排卤后期，由于气水界面锥进形成气窜使得腔底大量卤水无法全部排出，从 而导致腔体利用率无法最大化。为尽可能多地将卤水排出以实现腔体库容优质建设，以金坛库区A 井为例，基于其声呐测腔数据，利用数值模拟软件建立腔体地质模型，进而模拟不同注气压力和注气 量条件下注气排卤生产情况，并进行了相应的排卤效果对比分析，结果表明：注气压力或注气量越 大，产生气窜现象时间越早，最终累积排出卤水也越少；随着注气参数的提高，日均排卤量增大，但 增长幅度变小，并逐渐趋于平稳。（图4，参20）

为进一步研究沁水盆地煤层气田地面集输优化技术，实现“十三五”期间的高效开发，基于统 计分析理论，利用煤层气田采集气管网运行大数据分析平台，挖掘技术难点，思考研究方向，着力解 决和处理系统建设、运行过程中出现的“三难”（征地难、建站难、布管难），“三高”（投资高、闲置高、能 耗高），采出水“三差异”（水质差异、标准差异、产水差异）等问题及矛盾。研究表明：改变地面建设 模式，更新设计理念，实现地下与地上一体化建设、满足需求的可拓可控式集输工艺设计，是解决当 前集输系统问题和矛盾的关键。该研究成果对沁水盆地煤层气田的新区块开发建设具有十分重要 的工程指导意义。（图4，参22）

管内智能封堵器可以在不停输的状态下，通过无线控制系统在管道内部进行高压封堵作业， 为保证封堵器安全平稳工作，减少管内受阻流场对封堵作业的影响，需要对管内高压封堵过程流场 演化规律以及封堵器在封堵过程中的受力变化情况展开研究。通过建立管内智能封堵器三维模型， 采用质量、动量守恒方程对高压管内封堵作业时封堵器周围流场进行数值模拟，得到了封堵器受力 与封堵进度、入口压强、入口速度之间的关系。根据演化规律发现，不同端面对流场的特征变化以及 封堵器受力情况有一定影响，提出两种具有弧线特征的端面形状，模拟结果表明：半球形端面智能 封堵器在封堵作业时，其周围流场特征变化及封堵器受力均优于台阶形和抛物面形端面结构，由此 为管内高压稳定型封堵器的结构设计及优化提供了依据。（图11，表2，参28）

为了计算和预测任意工况下压缩机的理论能耗，依据任意工况下的天然气物性参数和压缩机 入口体积流量，利用相似原理对压缩机进行性能换算，通过曲线拟合得到特性方程，并据此计算压缩 机的理论能耗，结合现场数据对上述特性方程进行验证，进而对压缩机理论能耗与实际能耗进行误 差分析。结果表明：在工程相对误差容许范围内，该研究方法是可行的；依据压缩机任意工况下的 性能参数，利用上述压缩机能耗计算原理，可计算和预测压缩机的理论能耗；压缩机运行一定时间 后，其内部由于结垢、磨损等原因导致效率降低，建议在压缩机功率特性方程中引入修正系数，以使 理论能耗计算结果更精确。（图7，表4，参20）

为了研究保温热油管道正输、正反输不同投产过程对温度场的影响，在地温、输量、总传热系 数等条件完全相同的情况下，采用热油管道投产计算软件，以天津港－华北石化原油管道投产为例， 分别对正输、正反输投产过程各站间的进站温度以及各站发生停输时的安全停输时间和停输温降速 率等参数进行模拟计算。结果表明：在各站进站温度相同的条件下发生停输时，正反输投产过程各 站的安全停输时间比正输投产过程长，停输温降速率比正输投产过程低，推荐采取正反输送的方式 加强热油管道投产的安全性。（图6，表5，参26）

中俄东线天然气管道是中国首条OD 1 422 mm 大口径输气管道，途经东北严寒地区。基于 此，对比分析国内外标准规范，明确了天然气管道站场工艺管道断裂控制设计原则、最低设计温度选 定要求，包括：①站内工艺管道断裂控制，关键是要防止管道发生起裂，钢管应具有足够的断裂韧性。 对于起裂后的断裂扩展控制和落锤撕裂试验（Drop Weight Tear Test，DWTT）指标，应视工程具体 情况并结合国内低温钢管的生产水平综合确定。②最低设计温度应考虑正常运行操作、放空、节流 以及停输保压等工况下金属壁温可能达到的最低温度，针对站场工艺管道用X70、X80 钢管确定管 道的最低设计温度等于最低环境温度。③针对油气输送管道站场地上工艺管道，建议最低环境温 度取最低日平均温度。结合理论计算和钢管实物性能参数，提出了中俄管道站场工艺管道用X70、 X80 钢管的低温韧性指标，对今后类似工程有一定的借鉴意义。（图4，表4，参22）

基于油气管道在线监测技术的发展，搭建了一种基于物联网的油气管道远程数据采集系统。 利用数据采集节点终端采集油气管道的温度以及管道泄漏弹性波的信号数据，配合数据汇聚节点 将信号数据上传至服务器；利用Workerman 框架建立了一个监听服务器端口的Worker 容器，以 监听数据汇聚节点上传数据；采用MVC 后台管理框架PHP Laraval，利用其中的数据库交互机制 Eloquent ORM，通过ActiveRecord 实现与数据库的交互；采用Vue.js 前端JavaScript MVC 框架，搭 建一个单页面界面；利用Highchats 呈现管道的信号数据图形。用户可以利用浏览器登录系统查看 油气管道的实时信号数据，摆脱了单独使用传感器网络的规模距离限制，实现了对油气管道的全天 候远程实时监控。（图7，参20）

为了更加合理地对含缺陷管道进行修复设计，需要对修复设计方法的适用性和准确程度进 行分析。在ASME PCC-2-2011《压力设备和管道的检修》中，基于“基底管壁不屈服”“基底管壁屈 服”“缠绕层许用应变”假设，提出了3 种修复设计方法。基于力学解析分析，研究了3 种修复层厚 度计算方法与设计压力的相关性。设计、加工了深厚比约0.7 的窄缝型和半椭球型缺陷，分别采用3 种设计方法，在不同目标设计压力下计算了复合材料修复层厚度，分析了修复层厚度对于设计压力 的敏感性。研究表明：“基底管壁不屈服”的修复方法对设计压力极为敏感，而“缠绕层许用应变”方 法偏于保守，“基底管壁屈服”方法最适用于修复设计。（图4，表1，参20）

为了实现长距离油气管道生产自动化数据的统一接入、处理、存储及访问，使数据达到有效 利用，参考国际管道开放数据标准（Pipeline Open Data Standard，PODS）和ArcGIS 管道数据模型 （ArcGIS Pipeline Data Model， APDM），结合电力行业系列国际标准IEC 61970 和IEC 61850，建立 了面向对象的油气管道生产自动化数据模型（Pipeline Automatic Data Model，PADM）。该模型由 标准管道生产自动化数据模型数据结构（PADM Data Structure，PDS）和管道生产自动化数据模型 组件接口规范（PADM Interface Specification，PIS）两部分组成，系统介绍了该模型的建模方法、建 模原则以及各组成部分的模型架构等。利用该模型设计创建了物理数据库，并导入中国石油西部管 道公司鄯兰原油管道、乌兰成品油管道、阿独原油管道所有站场的生产自动化数据，进行模型正确性 和完备性验证。结果表明：该模型能够正确且完整地存储接入管道站场的所有生产自动化数据，并 针对其他同类型的管道站场具有扩展性。该数据模型能够满足长距离油气管道生产自动化各业务 领域应用之间的互操作性，提高了信息传递的效率。（图6，参25）

FLNG（Floating Liquefied Natural Gas）液化工艺受规模、原料气组分及环境条件等影响较大， 为了实现大规模工业化应用，基于南海某目标气田相关情况，建立丙烷预冷双氮膨胀液化工艺的 FLNG 小试及中试液化试验装置，并对试验结果进行FLNG 放大过程的规律分析。结果表明：随 着原料气处理规模的增大，丙烷预冷双氮膨胀液化工艺对原料气参数的敏感性变弱，且预冷段作用 愈加明显，不仅可以降低装置能耗、氮气液化及过冷负荷，且可以减小氮气循环量，提高整体液化工 艺的液化能力。在倾斜及晃荡工况下，冷箱内原料气温度变化不大，整个液化装置对晃动的适应性 较强。液化工艺选择、设备选型、回收量对整个液化系统的液化率及液化能力的影响较大。随着液 化规模的增大，高效的机组效率和合理的能量回收方式，在保证液化系统正常运行的同时，可以有效 降低整个装置的能耗，提高经济效益。（图8，参21）

目前大部分关于海底原油管道泄漏特征的研究仅针对海面泄漏或海底垂向大口径泄漏，缺少 对水平方向微孔原油泄漏特性的分析。基于此，开展管道水平方向泄漏实验，获得了在不同管内压 力及不同泄漏孔径下原油到达水面的时间、泄漏量等数据。结合多相流及数值计算理论，建立了水 下管道水平方向泄漏数值模型，仿真模拟了海流、原油密度、含气率等参数的变化对水下管道水平方 向泄漏运动形态的影响。研究表明：海流流速越大，原油上升到水面的时间越长，且在水平方向漂 移的距离也越大；在一定的泄漏孔径下，管内压力越大，泄漏量越大，原油在水平方向的运动时间也 越长。研究结果可为处理管道泄漏事件提供理论支持。（图8，表3，参20）

随着长输管道运营企业降本增效举措的深入开展，优化站场机械设备维修策略、降低企业维 修费等逐渐成为站场设备管理面临的关键问题。基于长输管道站场机械设备的特点，结合功能分析 法、层次分析法等相关理论，对事后维修、预防性维修、预测性维修3 种维修策略的优缺点进行对比， 以中国石油管道公司为例，制定了设备维修策略优化原则，建立了维修策略优化比选流程，依据重要 性程度对站场机械设备进行了分类，提出了压缩机组、输油泵机组、加热炉、储油罐、阀门等关键设备 的具体维修策略，并进行了经济性验证。研究结果表明：在对站场设备按照重要程度分类管理的基 础上，组合性维修策略能够有效降低站场机械设备维修成本，可为长输管道运营企业优化站场维修 策略提供参考。（图3，表3，参20）

为了提高石油及天然气储备库事故防控及管理水平，保障国家公共安全，国家重点研发计划 “公共安全风险防控与应急技术装备”重点专项中设立了“国家石油及天然气储备库安全保障技术 与装备研发”项目。该项目面向石油及天然气储备库安全保障需求，重点围绕天然气储备库设施致 灾机理、设计建造、检测检验、安全评定、风险评价、应急技术与装备、安全保障一体化平台等关键科 学与技术问题，开展理论研究、技术攻关、装备研制及应用示范，建立石油及天然气储备库设施安全 保障技术体系，从而全面提升石油及天然气储备库公共安全管理水平。（图2，表1，参22）

由于石油资源需求的不断增长和常规轻质原油的快速开采及消耗，低品位的稠油油藏日益受 到世界各国的重视，如何高效而又经济地开采和利用稠油资源成为国内外研究的热点之一。介绍了 常规稠油的主要组成、物理性质，稠油降黏的方法理论及其研究进展，并论述了这些方法理论在现场 的应用情况。基于前人关于掺稀降黏的研究成果，探讨并分析了植物油脚及其衍生物——生物柴油 在稠油降黏中应用的可行性，丰富了稠油掺稀降黏方法体系，为稠油降黏相关研究和应用提供理论 和实践支撑。从掺稀降黏工艺的发展趋势来看，认为采用与环境友好和可再生低成本的油脚皂脚所 制备的生物柴油作为掺稀油是未来的一个重要发展方向。（图1，表2，参58）

采空沉陷区管道在地表变形的作用下会产生较大的应变，导致管道拉裂或屈曲失效，因而建 立了三维连续型位移采空区管道应变数值计算模型，该模型使用非线性壳单元模拟管道，非线性弹 簧模拟管土间相互作用。基于有限元模型，分析了管道应变空间分布特征及其随主要影响因素的变 化规律。结果表明：连续型采空沉陷作用下管道会产生与地表一致的垂向位移，管道内弯曲应变远 小于轴向应变；采空沉陷区管道的轴向应变随着覆岩岩性硬度的增强而增加，随着走向长度、开采 深度的增加而增加，而煤层采厚对轴向应变几乎没有影响；管道内压、管道埋深、管土间摩擦折减因 数的增加均会导致管道轴向应变的增大，增加管道壁厚能够有效减小管道的轴向应变。（图12，表1， 参20）

鉴于液化石油气的物理特性，在液化石油气管道在压力保护方法的设计过程中，既应按照常 规液相油品管道考虑稳态压力、水击压力等问题，还应进一步关注液化石油气管道特殊工况下的压 力保护问题。以某液化石油气管道为研究对象，借助商用软件TLNET 分析了正常输送、水击等工 况下管道的压力水平，并深入探讨了停输工况下管道的压力变化情况，评估了已有压力保护系统的 安全性。研究成果表明：常规液相油品管道的压力工况分析思路可能无法完全覆盖液化石油气管 道极端压力工况，冬季停输升温将造成液化石油气管道压力增高，必须制订相关预案并采取相应的 压力保护措施，从而为相关学者和工程设计人员提供参考与借鉴。（图5，表1，参20）

含蜡原油双结构参数模型参数回归存在不稳定性，基于触变性参数分组逐步确定法，采用最 小二乘原理建立了触变性参数的回归模型。引入稳定性较好的自适应差分进化算法优化回归模型， 并针对研究问题的特殊性，对该算法的初始化操作加以改进。在改进的自适应差分进化算法下，待 回归触变性参数的回归结果存在随机跳动现象。通过分析回归结果，提出阶跃剪切率实验与恒剪 切率实验相结合的触变性测定实验方法，有效解决了双结构参数模型参数回归结果的不稳定问题。 （图4，表1，参21）

针对超临界CO2 管道泄压过程管内应力大小及分布情况的研究较少，且无相关规范准则对其 泄压的初始条件作出明确要求，研究了管输超临界CO2 在泄压放空过程中管道应力、温度分布情况 及其影响因素，使用有限元法模拟了在不同初始温度、初始压力下管道泄压放空过程中的应力响应。 研究表明：由于超临界CO2 管道在泄压过程中管道内外壁的温差很小，因此由温差产生的热应力可 以忽略不计；管道泄压后温度、等效应力、径向应力由管道内壁沿壁厚向外壁近似呈线性变化，管道 初始压力越大，泄压后管壁等效应力与径向应力越大，但管道温降幅度会相对减小；管内初始温度 越低，管壁等效应力以及径向应力越大，管道放空所需的时间越长。研究成果可为超临界CO2 管道 放空方案的拟定以及相关规范准则的制定提供一定依据。（图4，参20）

差示扫描量热法（DSC）可以用于原油析蜡过程研究，其具有用油量少、测试快、测量精度高的 特点，能够准确得到析蜡点、含蜡量等参数。在DSC 测试过程中，温降速率对蜡晶析出过程的过冷 度、仪器的敏感性均有影响，进而影响析蜡特性曲线及测试结果准确性。对含蜡油样在DSC 测试试 验过程中受降温速率的影响进行分析，结果表明：随降温速率增加，油样的析蜡点呈线性下降趋势， 测得油样的含蜡量呈先增大后减小的趋势。从热力学角度解释了产生上述现象的原因，最终确定了 含蜡油样在DSC 测试过程中合适的降温速率应为5 ℃/min。（图4，参20）

为了降低天然气输送管网的运行费用，更好地实现节能降耗，应用输气理论与最优化方法，建 立了以输气管网运行能耗费用最低为目标的稳态优化模型。利用动态规划与改进遗传算法对川气 东送管道运行方案进行优化，并将算法优化结果与商业优化软件SynerGEE-Gas 的优化方案进行对 比。结果表明：在川气东送管道一期设计输量下，优化方案可实现全线运行能耗减少2.92 MW，降 幅为4.4％，从而指导天然气管网安全、经济、可靠运行。（图4，表5，参21）

中国成品油管道建设正向着大型化和网络化方向发展，油品从炼厂到管道终端市场需要经过 多个中转环节，管输油品质量的控制至关重要，需要不断借鉴国外成熟的成品油管道运输管理经验 和技术。科洛尼尔成品油管道是世界成品油管道建设的典型代表，通过介绍该管道在油品进线前、 管输过程中、储罐存储中的质量控制做法以及出现不合格油品后的处理方法，针对中国成品油管道 设计、运行管理现状，提出在管道设计时要切实做到与市场需求接轨，罐区采用小容量多油罐设计， 选用短行程时间阀门；管道生产管理中应制定进线油品质量标准，死油管段应进行冲洗，管道产生 的混油处理需要多方参与；科学研究中应重视管输油品质量衰减，扩展管输油品研究覆盖面等一系 列建议，以弥补中国在成品油管输油品质量控制方面的不足。（参20）

为了研究速度控制清管器泄流孔结构及尺寸对清管器运行时泄流孔处流场特性的影响，以端 板型速度控制清管器为例，利用Fluent 流体分析软件建立了4 种等面积的速度控制清管器泄流孔 模型，并对模型泄流孔处的流场特性进行了仿真分析，结果表明：在等泄流孔面积下，不同结构的泄 流孔处气体流速基本一致，但气体流经泄流孔后最大湍流动能值相差较大。通过建模证明：将有限 数量小面积泄流孔等效为一个大面积泄流孔预测泄流孔处气体流速的方法是可行的。与圆形、三角 形泄流孔结构相比，泄流孔为正方形结构时，其泄流能力较好，气体流经泄流孔后的湍流动能也最 小。利用仿真结果设计了速度控制清管器用泄流孔结构，工业应用表明：该模型能够很好地预测速 度控制清管器的运行速度，且相对误差最大不超过5.3％。研究结果可为端板型速度控制清管器泄 流孔的设计提供理论依据。（图5，表2，参20）

基于成品油配送的服务特点和车辆安排的影响因素分析，考虑了主城区货运车辆交通管制政 策约束，以最小运输费用和运输风险为目标函数，建立了成品油配送计划多目标优化模型。根据北 京某石油公司油品配送实际情况，设计了自适应模拟退火遗传算法进行求解，并且研究了主城区货 运车辆交通管制政策这一约束条件的可调整性；同时，针对油品资源配置不合理问题，提出基于不 同企业串换配送的优化建议。采用现有条件、约束调整及串换配送3 种方案进行实例验证，结果表 明：完成同样的配送任务，现有配送条件下最小费用成本和风险成本分别为19 303 元、4 976 元；调 整约束条件后，费用成本和风险成本分别下降了0.07％、9.67％ ；而开展串换配送后，费用成本和风 险成本分别下降了11.87％、38.34％，从而降低了成品油配送成本，为提高危险货物运输安全提供了 参考价值。（图5，表9，参20）

针对综合管廊燃气管道分支口处弯管和三通较多的特点，以上海北岛西路综合管廊工程为例， 采用有限元和数值理论方法，对多因素影响下的燃气管道应力和变形进行模拟分析。结果表明：燃 气管道支架间距增大，其最大应力会减小；燃气管道焊缝缺陷长度增大，其最大应力会增大；燃气管 道弯管角度增加，其最大应力呈现先增大后减小的趋势；管道变形量随支架间距减小而增大，且增 大速度较快；管道焊接缺陷长度增大，管道变形量会增大，但增大幅度较小；同时，管道的走向变化 对燃气管道的最大应力影响较大。研究结果可为管廊燃气管道分支口设计和施工提供重要的参考 依据。（图11，表1，参24）

在大型汇气管热拔制工艺中，加热参数的选择会影响最终温度的分布，合理的加热参数有利 于确定后续最佳拔制力的范围，从而有效抑制拔制过程中所产生的缺陷。基于电磁加热的原理，通 过改变电源频率、电流及加热时间等参数，利用ANSYS 软件对管件进行仿真分析，得到温度分布数 据，并据此确定理论上合理的加热参数范围。结果表明：电源频率为5 kHz，电流为500 A，加热时 间为50～60 s 的参数组合能够使最终加热温度达到900 ℃以上，且满足热拔制的工艺需求。通过 电磁加热试验，验证了实际加热效果与仿真分析结果的一致性。（图7，表1，参22）