随着智慧化、信息化科技水平的高速发展，油品销售企业积极探索智能加油机器人技术，以消除招工难度大、用工成本高的痛点，同时降低员工工作强度、提升顾客体验感。系统梳理了国内外加油机器人的研发进展，详细论述了加油机器人机械臂本体及其控制系统、末端执行机构、视觉识别系统、防爆及智能交互等关键技术。通过对不同类型站点、不同熟练程度的40名加油员共计2 000次加注行为进行观测及统计分析，结合不同地区、不同加油站点的实际情况，综合对比人工加注与机器人加注两种服务方式的效率性与经济性，分析结果可为加油机器人的研发目标与商用条件提供判定依据。在此基础上，提出了加油机器人进站应用的研发目标和改进方向。

为了更好预测船舶在海上航行中的升沉运动，提高船舶海上航行与作业安全水平，以10×10⁴ t级原油船为研究对象，利用船舶模型运动过程数值模拟软件STAR CCM+构建其仿真模型，由无液货舱和半载液货舱两种情况及0.5λ、1.0λ、1.5λ（λ=6.16 m）3种波长组合构成6种工况，获取6组升沉运动数据，并将其以8:2的比例划分为训练集和测试集，利用贝叶斯算法优化后的长短期记忆神经网络（Bayes-LSTM）模型进行模型升沉运动预测，将预测结果与长短期记忆神经网络（LSTM）模型的预测结果进行对比。结果表明：Bayes-LSTM模型比LSTM模型的预测精度最大提高3倍以上，显示出Bayes-LSTM模型对船舶海上航行和作业过程中升沉运动预测的优势。

为了保障能源安全和实现“双碳”战略，在大力提高油气储备能力建设的同时，亟需加强大型油气储存设施的风险管控。针对大型石油储库在数据库建设、风险预测与预警、应急决策支持方面存在的问题，并结合GB/T 42097—2022《地上石油储库完整性管理规范》的总体实施要求，对平台运行过程中的关键技术进行了优化：建立了大型石油储库风险管控一体化平台的核心架构及全生命周期数据库；形成了基于多米诺效应的定量风险评价方法；建成了应急决策支持子系统，并通过改进Dijkstra算法，构建了储库应急救援路线优化模型，开发了火情分析算法及应急无人机平台。以中国石化舟山储库为示范，建立全寿命周期风险管控一体化平台，从全生命周期数据管理、风险预测与预警、应急管理等多个方面提高了储库的管理与安全决策水平。研究结果可为石油储备库的安全运行提供技术支撑。

受地形影响，湿天然气集输及油气混输管道易在沿程起伏及低洼位置处形成积液。由于集输管道与气井倾角存在巨大差异，作为气井清除积液的成熟方式，泡沫排液技术无法直接应用于混输管道排液，其可行性需进一步论证。通过开展不同倾角下含泡沫气液多相管流试验，从流型转换、积液起塞机制的角度分析了管道倾角对含泡沫气液多相流动的影响。结果表明：在与气井倾角差异较大的低起伏管道中，能够通过添加表面活性剂的方式来清除积液，并对段塞流工况的发生起到较好的抑制作用。同时，通过在SDS表面活性剂溶液中添加NaCl、MgCl₂作为环境影响因素，利用金属网格传感器、高速摄像以及压力传感器，进一步探究无机盐条件下SDS水基泡沫排液效果。结果显示，无机盐引起的泡沫性能差异会对泡沫排液效果产生较大影响。，当管道内出现过量稳定泡沫时，会引起管道沿程压降显著增大。研究结果可为泡沫排液技术在集输管道中的应用推广提供指导与参考。

面向国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网集团）大规模复杂天然气管网的仿真应用需求及管道行业智能化转型的实际需要，提出了一种全新的仿真引擎核心算法——分区增量迭代法，攻关完成了具备先进性、健壮性、开放性的工业级天然气管网仿真引擎，基于总体架构和应用架构设计，完成了离线仿真软件的开发，实现了大型复杂天然气管网仿真核心技术自主可控。依托开发的天然气管网离线仿真软件，对某新建管道完成了设计校核，平均相对误差为0.1%；以全要素涩宁兰管道为对象建模，并与商业软件结果进行对比发现，管道沿线各站的压力、流量在稳态与瞬态仿真下的最大相对误差均小于1%；针对大规模、复杂拓扑结构的2×10⁴ km级全要素天然气工业管网，该离线仿真软件对其具备仿真能力。所开发天然气管网离线仿真软件能够满足未来“全国一张网”的仿真需求，可为国家管网集团的数字化战略及智能化转型提供专业化仿真服务。

高钢级油气管道环焊缝的断裂失效是目前中国油气管道工业最为关心的问题。近年来管道环焊缝断裂失效事故表明，导致环焊缝断裂的最主要原因是地质灾害引起的作用在管道上的土壤位移载荷。为保证管道安全，需要对土壤位移作用下含缺陷管道环焊缝进行完整性评价。在此，集成中国石油大学（北京）油气储运设施安全团队近十年来在地质灾害段管土相互作用、环焊缝失效机理与适用性评价方面的工作，介绍土壤位移与管道环焊缝裂纹断裂关联关系的建立及对含缺陷管道环焊缝进行适用性实时评价的系统方法，并就其中相关的具体环节所涉及的理论和方法进行了讨论。

为解决省级天然气规划中发展目标的合理确立与发展潜力的比较问题，开展天然气负荷预测模型的创新探索。通过数据归类、相关性分析以及与发达国家的对标分析，利用曲面拟合方法建立了中国经济驱动型省级天然气负荷中长期预测模型，绘制了天然气消费潜力、GDP以及一次能源消费的三维坐标系，定量分析了十省/市2030年天然气消费需求。结果表明：各省未来天然气需求旺盛，在GDP复合增长率为5%情景下，十省/市在2030年天然气需求总量达3 155×10⁸ m³，是2021年的2.5倍。其中，天然气消费绝对增量和增速最大的分别为广东省和湖南省。研究结果可为天然气市场调节与发展提供建议与思路。

天然气管网优化对于降低管网运营成本、提升天然气供应可靠性具有重要意义。将天然气管网优化模型分为基于物理属性与基于经济属性两类，系统总结回顾了天然气长输管网优化建模及求解的研究进展。现有研究多集中于解决特定阶段下单一属性的管网优化问题，但要提高管网的经济性、可靠性及可持续性，需要综合考虑经济属性与物理属性，并系统统筹设计优化与运行优化。当前，中国在天然气管网优化建模方面的研究主要集中在基于物理属性的建模方法上，未来还需关注天然气市场均衡模型在管网优化中的应用。在模型求解方面，总结了多种启发式算法。从管道安全优化、非稳态优化及市场均衡建模3个方面，对未来天然气管网优化建模的发展趋势进行了展望。

水网地区土壤含水量大，土质松软，极易发生沉降，管道在沉降作用下受到轴向载荷的作用，受拉伸载荷作用的环焊缝具有较高的失效风险。为保障管道的本质安全，针对水网地区直径1 422 mm X80管道，采用非线性有限元方法建立了突变型软土沉降下管道轴向应力应变数值计算模型，得到了最危险的突变型沉降工况下不同软土沉降位移对管道轴向载荷大小与分布的影响。在此基础上，采用BS 7910-2019《金属结构中缺陷可接受性评定方法导则》对软土沉降区不同位置管道焊缝的安全性进行评价，分析外部载荷条件及焊缝错边的影响，发现错边量增加将导致评估所用载荷比与韧性比增大，管道安全保守性降低。在临界断裂韧性CTOD值取现有准则0.25 mm的条件下，采用一级评估曲线，水网地区X80管道焊缝始终处于安全状态。若采用二级评估曲线，当临界断裂韧性CTOD值减小至0.08 mm，沉降位移取最大值1 m时，X80管道焊缝处于安全临界状态。

水合物堵塞已成为深水油气管道输送安全的最大挑战之一，通过形成易流动的水合物浆液来避免水合物聚集和堵塞，可实现管道内油气的安全输送，其关键在于高性能阻聚剂的研发。采用自行搭建的高压摇摆釜实验装置，评价了DHAC（双十二烷基羟丙基氯化铵）、DDAC（双十八烷基二甲基氯化铵）等13种季铵盐型阳离子表面活性剂的水合物阻聚性能。将摇摆釜中滑块的移动范围、速率作为阻聚性能的评价指标，将上述表面活性剂分为A、B、C三类。通过筛选实验发现5种属于B类，8种属于C类，未发现A类阻聚剂。以滑块的最终正反向位移速率对5种B类样品的阻聚性能进行进一步对比，阻聚性能由强到弱分别为DHAC、GQA31745、HEIMQA、CGHDAC、UITS，其中尾链长度为十二的DHAC（双十二烷基羟丙基氯化铵）拥有最好的阻聚性能。实验表明阳离子型表面活性剂对水合物晶体具有一定的分散和阻聚作用，证实了DHAC等阳离子型钻井液添加剂可以作为水合物阻聚剂的潜力，为油气管道中水合物防治提供了新思路。

地下储气库在天然气战略储备和调峰保供中起到重要作用，然而中国地质条件复杂，储气库库址匮乏，利用资源丰富的废弃煤矿建库是一很好的选择，因此建立废弃煤矿储气库评价方法尤为重要。在国内外储气库选址研究成果的基础上，从水文地质、盖层密闭性、地质构造、废弃矿井影响因素、安全与经济因素5个方面对影响废弃煤矿改建储气库的因素进行归纳分析，建立基于层次分析法的模糊综合评价模型和库址综合评价表，对废弃煤矿进行选址评价。将该评价模型应用于陕西某煤矿的选址评价中，结果表明：该煤矿改建储气库等级为良好，具备改建储气库的潜力。该评价方法对中国废弃煤矿型储气库建设具有一定的指导意义。

为解决传统时间序列预测方法在天然气管网流量预测中存在的不足，提出一种基于经验模态分解（Empirical Mode Decomposition，EMD）、注意力机制（Attention）和门控循环单元（Gated Recurrent Unit，GRU）的组合模型。该模型利用经验模态分解得到的原始天然气管网流量时间序列分量代替原始天然气管网流量数据，再将得到的本征模态函数分量输入GRU神经网络，利用在网络中集成的注意力机制计算不同时刻的注意力概率权重，最后在网络中学习并预测天然气管网流量时间序列。某天然气管网实例验证结果表明：EMD-Attention-GRU组合模型在预测天然气管网流量方面表现出良好的性能，能够捕捉到复杂的非线性关系，相比单一GRU模型和Attention-GRU模型，其预测结果的平均绝对百分比误差指标分别降低6.29%和5.17%。由此说明，与传统时间序列预测方法相比，EMD-Attention-GRU组合模型能够更好应对天然气管网流量的复杂性和动态特征，具有推广应用价值。

天然气管网的持续建设与加速改革使其系统特性与潜在扰动更加复杂，针对系统应对扰动能力的研究亟需向纵深推进。天然气管网系统韧性研究基于系统全局与局部区域的复合视角，以管网系统在面对扰动的脆弱性、鲁棒性（可靠性）、恢复力为研究对象，在概念与研究上弥补了管道完整性与管网可靠性研究的局限性。基于此，系统梳理了天然气管网系统及其他领域系统韧性的研究和应用成果，明确了天然气管网系统韧性的概念与内涵，归纳并剖析了天然气管网系统韧性指标构建、模型搭建与求解方法等的研究进展及存在问题，探讨了天然气管网系统韧性优化及提升方法；择要给出国际上成熟的天然气管网系统韧性研究应用案例，提出了天然气管网系统韧性研究在工程实际中落地应用的技术基础、数据基础和理论基础，展望了未来天然气管网系统韧性研究的重点应用场景和发展方向。讨论成果对于深化天然气管网系统韧性研究，进而保障全时域、多层次、复合维度天然气管网系统供气安全具有积极参考价值。

为获得最适用于储油容器的多孔类抑爆材料，选择铝合金网状抑爆材料、球形非金属抑爆材料、网状聚氨酯泡沫抑爆材料等3种代表性材料，在密闭容器中开展油气爆炸抑制实验，探究其抑爆机制，分析其抑爆演变过程，对比其爆炸特性参数。结果表明：“冷壁效应”“器壁效应”及爆炸波抑制理论在油气爆炸的抑制中都起到了重要作用，但各种抑爆机制在不同材料条件下的贡献不同。在使用铝合金网状材料和球形非金属材料抑爆时，容器内超压得到了抑制，但火焰因扰动作用而快速发展，爆炸发展迅速，而在使用网状聚氨酯泡沫材料抑爆时，火焰和超压都得到了较好抑制。以最大超压峰值和爆炸威力指数为评价指标，网状聚氨酯泡沫材料的抑爆性能明显优于其他两种材料，表明其在油气安全防控领域有着重要的工程应用价值。

H2作为清洁高效的能源载体和燃料，面临大规模存储需求。盐穴、枯竭油气藏及含水层3种地下储氢库兼顾安全性与经济性，是目前可行性最高的解决方案，其中枯竭油气藏地下储氢最具发展前景。通过对比H2与CH4、CO2的物性差异，探讨了地下储氢的特殊性，重点梳理了枯竭油气藏地下储氢面临的技术挑战及应对策略：对于不稳定驱替与渗流扩散引起的气体泄漏，需控制注气速率，优化注采及垫层气布置方案，开展盖层突破压力、表界面特性及流动传质机理研究；对于耗氢的地球化学反应与微生物催化作用，选址应避免高含氢敏感性矿物、离子及微生物的地层，防止大量H2被消耗；对于圈闭与人工材料完整性失效问题，应基于地层宏观和微观的变形及破裂演化特征，评估地层损伤与气体泄漏风险，合理选材以加强人工设施抗腐蚀、抗氢脆性能。最后，指出了未来地下储氢技术研究的攻关方向，分别为多尺度多场耦合H2损耗机制研究、地下储氢场地尺度数值模拟研究、地下储氢气体运移及泄漏监测技术研究，以期为推动地下储氢工程实践提供参考。

随着国家石油天然气管网集团（简称国家管网集团）的成立，成品油管网逐步形成“全国一张网”的管理模式和“X+1+X”的市场体系，运营市场化、用户多元化等发展趋势给成品油管网市场化运营带来巨大变革和挑战。围绕成品油管网市场化运营的关键技术，总结了管网系统布局与资源配置优化、输送价格与输送路径协同优化、输送能力评估与分配机制三方面的核心问题，综述了国内外相关技术的研究进展并指明了发展方向。未来，成品油管网改革将持续深化，更健全的运营机制能更好地促进管网公平开放和节能减排。建议从清洁能源灵活输送、综合立体交通多网融合、公共信息服务平台搭建三方面深度发展，进一步完善管网运营机制，提升管网能源集约输送和公平服务能力，从而保障国家能源供应安全。

油气管网是国家能源安全的生命线，其系统规模庞大，赋存环境复杂，介质高压易爆，安全运行面临诸多威胁。根据油气管网的特点，以管道本体、管道线路及管道站场为对象，以业务场景为切入点，系统梳理了安全监测技术的工程需求，总结了中国油气管网监测技术的应用现状及创新发展思考。面向国家能源安全新战略和“双碳”战略，剖析了油气管网安全监测面临的挑战和关键科学问题，提出管道本体精准检测、管道线路智能监测、管道站场多源监测以及构建面向智慧管网的一体化智能监测系统，介绍了十四五国家重点研发计划重点项目“跨地域复杂油气管网安全高效运行状态监测传感系统及应用”的研究目标和攻关思路，为构建油气管网安全状态监测技术体系奠定了基础。

管道适合长距离、大输量的运输，是碳捕集、封存与利用技术（Carbon Capture Utilization and Storage，CCUS）连接碳源和碳汇的关键环节。但由于CO₂特殊的减压特性，CO₂长输管道在运行过程中发生泄漏后极易发生管材持续性裂纹扩展。为此，从试验、理论研究及数值模拟三个方面综述了国内外对CO₂泄漏减压特性和裂纹扩展方面的研究现状，归纳总结不同状态方程、杂质因素、理论模型对泄漏减压特性的适应性，以及不同规模、初始条件与相态、杂质含量、泄漏方式下泄漏减压的试验成果。进而分析了不同相态、初始条件、管材、杂质含量及种类等因素对裂纹扩展的影响，并对比分析不同的CO₂管道裂纹扩展理论模型及其适用范围，以及裂纹扩展与流固耦合数值模拟方法。最后对未来亟需进一步开展研究的内容进行展望，以期为国内CO₂管道泄漏与裂纹扩展研究提供借鉴，从而促进并提升CCUS安全保障技术水平。

当前中国天然气供应存在供应结构不平衡、供需矛盾加剧、储气设施不足、运输和配送网络不完善等问题，严重威胁天然气供应安全。欧盟国家和中国在天然气行业体制方面有很多相似的特征，其保供策略对保障中国天然气供应安全具有重要借鉴和启示价值。为此，在分析欧盟国家应对天然气供应危机时所采取的提高天然气供应源多元化程度、加快天然气管网基础设施建设、加大可替代能源的投入、健全天然气供应安全法规建设等策略基础上，从提高天然气多元化供应水平、加强天然气基础设施建设、建立统一天然气调度平台、加快相关法律法规制度建设等方面提出保障中国天然气供应安全的建议，以期提升中国天然气供应保障能力。

目前，用于储存原油、成品油、液化石油气等介质的地下水封洞库工程陆续建设，工程发展呈现储存规模大型化、储存介质多样化的趋势。随着地下水封洞库设计与建造技术水平不断提高，地下水封洞库行业体系日趋完善。在此系统性总结了地下水封洞库技术的起源以及国内外发展历程，结合常压型与压力型洞库工程建设技术现状，阐述贯穿地下水封洞库工程建设全生命周期的设计、勘察、施工技术中的主要核心内容，并指出地下水封洞库工程技术发展面临的问题：行业标准体系有待完善，工程设计技术、勘查技术、施工装备与技术、工程建设技术均有待提升。基于地下水封洞库工程技术特点，在现有技术完善、改进技术的推出、结合新业务应用领域特点的技术改进等方面提出展望。研究成果自地下水封洞库工程全过程建造的角度提出关键技术，可为现有技术的完善与改进提供关注点，为不适宜与水接触的石油产品、低温液体及新型气体能源储存方式的发展提供借鉴。

中国天然气对外依存度一直居于高位，持续提升储气库调峰保供能力是确保中国天然气安全的必然选择。针对气藏断裂系统发育、储层埋藏深、非均质强、气水分布复杂等特点，经过20余年持续攻关，中国储气库在气藏型和盐穴型储气库建设与运行领域取得突破，形成5大系列技术：①库址筛选与评价技术；②库容设计与评估技术；③井筒质量高效控制技术；④大排量注采设计技术；⑤风险识别监测技术；实现了储气能力从40×10⁸ m³到192×10⁸ m³的跨越。未来，中国储气库库址资源品质进一步劣质化、类型进一步复杂化，逐渐向油藏、低渗气藏、盐穴复杂连通老腔、水层等新类型转变，储气库高效建设与运行将面临4大挑战：①储气地质体动态密封评价理论与技术亟待完善；②新类型储气库库容设计技术处于起步阶段；③气井产能未能充分发挥，配套技术尚需创新；④风险预警与安全管控能力尚难满足储气库安全运行的需要。建议通过专项攻关，完善地质体断层密封性弱化动力学机制，揭示油藏滚动注气排液扩容机理，明确低渗气藏分区建库注采动力学与压力空变规律，创建油藏建库、复杂连通老腔、低渗气藏、水层建库库容设计技术，形成强注强采优化设计方法，研发国产化微地震监测系统与井筒完整性检测/监测系列装备，不断拓展储气库功能新领域，建立适合未来建库目标的理论技术系列，推动储气库高质量可持续发展。

针对油气管道环焊缝全自动焊过程中出现的未熔合问题，采用焊接工艺试验和数值仿真相结合的方法，对未熔合的影响因素进行了研究。结果表明在焊接位置由3:00移动至6:00的过程中，焊炬的摆动宽度逐渐增大，如保持焊接热输入量不变，则焊接工艺由大电流、高焊速转变为小电流、慢焊速。适当增加摆动宽度有助于加大坡口侧壁的熔池深度，保证熔滴过渡的稳定性，降低侧壁未熔合的出现概率；焊接位置在4:30至6:00时，焊缝成型通常较差，当前焊道出现的“驼峰”焊道将使下一焊道出现未熔合的概率增大；摆动焊接时的焊接温度场呈现出“锯齿形”，当摆动频率达到5次/s及以上时，可有效消除该“锯齿形”形貌。

能源低碳化和清洁化是中国能源发展过程中应对国内外挑战的迫切需求，作为低碳清洁能源的天然气在国家能源体系中的重要性日益凸显，而储气基础建设滞后、储备能力不足等问题成为制约中国天然气安全稳定供应和行业健康发展的短板。中国建库条件差，多复杂断块，埋藏深，储层物性较差，非均质性强，建库技术难度大。结合中国储气需求和地质条件现状，回顾了中国地下储气库建设需求和地下储气技术发展现状，总结了气藏型储气库建设和运行技术、单井盐腔建设与运营稳定性评价技术及含水层建库技术等3方面的地下储气库关键技术上国内外存在的差距，最后指出需集中力量开展储气库建设关键技术科研攻关，快速发展地下储气库建设、运行、安全预警技术，以满足中国地下储气库建设的长期发展需求，保障中国天然气应急调峰与供气安全。

油水体系中水合物生成机理及浆液流动规律的实验研究对制定水合物风险管理策略及保障管道运行安全具有重要意义。为明确水合物实验研究装置的特点及其在油水体系中的应用进展，阐述了水合物行为研究中常用的宏观和微观装置的结构组成、突出特点及应用情况，对比分析各装置优缺点，综述了研究装置在水合物成核过程研究、生长与分解速率表征、颗粒聚集效果评价、浆液流变特性分析及量化模型建立等方面的应用成果。针对研究现状提出了油水体系中水合物研究的建议，未来可将谱学仪器与现有装置耦合进行油水体系中水合物的多尺度研究，在高压环境中进行水-水合物颗粒界面性质研究，同时基于水合物生长速率、聚集特性和浆液流动性等参数建立水合物堵管风险评估方法。

不同区域影响天然气需求量的因素存在差异，数据集包含的数据特征不尽相同，同时天然气长期需求预测存在样本数据少的问题，因此较难构建各区域通用的预测模型。为此，利用K-means聚类算法以2011—2020年山东省11个地级市的区域历史天然气需求量、宏观经济数据等特征的相似性对区域进行分类，根据聚类结果分类组合灰色模型/BP神经网络模型进行地区天然气需求量的预测，并与单一模型预测结果进行对比，结果表明：各城市天然气需求量预测分别使用灰色预测及BP神经网络两种模型，平均绝对百分比误差（MAPE）分别为11%、6%，BP神经网络的总体效果优于灰色预测模型；聚类筛选后重新训练的BP神经网络预测结果准确性提高至4.5%。研究成果可更加准确高效地预测中国各城市未来几年的天然气需求量，为政府和企业开展天然气资源配置计划决策提供参考建议。

油气管道输送安全国家工程研究中心；2. 国家管网集团油气调控中心

摘要：智能管网建设需要准确描述管网特性和行为，随着智能管网的快速发展和应用，仿真技术成为智能管网建设中不可或缺的一部分。梳理了国内外油气管网仿真技术在理论研究、工程应用及仿真软件研发的发展现状，明确了智能管网建设对油气管网仿真技术和仿真平台的需求，从规划与设计、投产、运行维护等不同阶段，阐述了油气管网仿真技术在智能管网建设中的应用场景，并从通用性、高效性、智能化等方面对油气管网仿真技术的发展进行了展望，以期更好地发挥油气管网仿真技术在智慧管网建设中的作用。

中国油气管网团体标准化工作起步较早，在行业高质量发展、自主性提升及国际油气广泛合作等新需求下，急需进一步加速规范优质发展。本研究基于团体标准分析数据，对中国已发布油气管网团体标准的数量趋势、主题内容、领域分布及起草单位进行了分析，利用复杂网络算法绘制了团体标准化工作现状图，并在此基础上总结了团体标准组织专业聚焦、交叉关注、零星参与等3种工作模式。分析结果表明，当前的油气管网团体标准化工作存在着整体活跃度不高且缺乏系统规划、标准数量少且优质标准缺乏、行业主管部门监管落地等问题，并从建立全国性组织以促进协调发展、发挥管网集团作用以促进开放融合、建立多层次工作机制以提升整体质量、细化主管部门监管以规范优质发展等方面提出提升对策。

近年来，CO₂捕集、利用与封存（Carbon Capture, Utilization and Storage，CCUS）因其直接降低碳排放而备受关注，作为CCUS的重要环节，CO₂管道输送技术也备注关注。为此，系统分析国内外CO₂输送管道规范的发展历史及现状，结合国内外相关CO₂输送管道规范，重点分析了CO₂输送管道设计中管道材料选择、CO₂脱水、阀室设置、管道放空、管道干燥封存等方面的要点和需要注意的问题，并提出了相关应用建议：管道内腐蚀控制主要手段建议为对CO₂气源进行充分脱水；管道路由选择应避免通过人口密集区的高地势侧，同时充分参考DNV-RP-F104-2021；管道泄漏研究急需开展相关试验，以获得更多数据支持，同时建议开展CFD数值分析，重点分析人口密集高后果区管道泄漏扩散影响并辅助确认管道阀室间距。研究成果可为中国CO₂输送管道的设计、建设及规范编制提供借鉴。

为满足油田小曲率半径低压然气集输管道的检测需求，研制了一种适用于此类管道的漏磁内检测器。将漏磁内检测器聚氨酯导向盘更换为钢刷结构，有效减小内检测器在弯头处启动压差，降低内检测器的运行速度，并对内检测器励磁结构进行优化，以减小永磁体体积。将改造后的内检测器应用于某油田此类输气管道，结果表明：与原有输气管道漏磁内检测器相比，改造后的内检测器在弯头处的启动压差降低约40%，内检测器最大运行速度由11 m/s降至6.8 m/s，95%检测里程控速在5 m/s以下，并且可以准确获取管道内外壁缺陷数据。小曲率半径低压力输气管道内检测器的研制与应用，弥补了输气管道内检测器的技术短板，可有效提升管道本质安全水平。

在研究氢脆发生机理及损伤机制时，常采用慢应变速率拉伸试验、疲劳寿命试验等手段，以力学性能、疲劳寿命等为指标衡量金属的氢脆敏感性。对于典型管线钢材料，其在不足5 MPa的氢气压力下，或在氢气体积分数10%的掺氢天然气环境中，就已在慢应变速率拉伸等试验中表现出明显的韧性下降、裂纹加速扩展等氢损伤特征。为模拟钢在氢气环境中服役，试验中常采用气相充氢及电化学充氢方法，前者能够模拟多种气相对管线钢氢脆的作用，后者能够快速模拟管线钢长时间服役后氢原子的渗透情况。针对氢脆过程及机理总结并分析了3种主要的氢脆防控技术：①调控管线钢材料及加工工艺，优化其微观组织，增加扩散速率，减弱氢原子聚集现象；②引入气体抑制剂，通过竞争吸附的方法减缓氢分子在材料表面的吸附；③增设管道内涂层，使氢气和管线钢基体金属隔离。并基于此提出了进一步优化管道氢脆防控技术的建议。

在中国式现代化建设新阶段，加快规划建设新型能源体系成为经济社会高质量发展的关键环节。从全球能源格局、气候治理演进、中国“双碳”目标的底层逻辑等维度论述了新型能源体系建设的必要性和变革性意义。通过系统回顾中国能源体系发展脉络，探讨新型能源体系构建的内涵逻辑，基于中国能源产业发展的基本国情，明确了加快规划建设新型能源体系从转型攻坚、加速成型到完善巩固“三步走”的阶段特征及实现路径，并由此展望社会主义现代化强国的能源转型图景。

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。

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。