随着中国油气管网规模不断扩大，对其安全可靠运行的要求显著提高，与此同时，偶有发生的管道事故及其带来的严重后果，使得管道企业肩负前所未有的安全环保压力。通过系统分析国内外管道资产完整性管理现状，指出当前中国管道资产完整性管理面临的挑战。借鉴国外管道资产管理先进经验，结合中国管道完整性管理已有成果及技术基础，提出了构建油气管网资产完整性管理的举措，包括开展关键技术攻关，搭建科学、先进的管理体系，建立适应油气管网资产安全高效运行的数字化、智能化完整性管理模式等，指出了今后发展趋势与研究方向。（图11，参47）

随着国家石油天然气管网集团有限公司正式运营及国家政策层面对于储气库市场化的鼓励和支持，储气库市场化产品设计成为储气库经营发展的必然需求。在借鉴国外储气库产品类型的基础上，结合中国储气库发展现状，对储气库产品类型进行研究设计。由此建议：枯竭油气藏型储气库产品按照扩容达产期和稳定运行期的阶段特性进行设计，逐步增加产品种类；盐穴储气库将工作气量与注采能力捆绑划分为标准捆绑单元，按照注采能力高低确定不同捆绑单元的价格进行销售。经推演分析，按照现有管输费率与储气库两部制预期收费模式，用于调峰的固定产品及用于战略储备的固定产品、可中断储气产品、寄存/暂借服务产品，对于用户、储气库、管网三方均具有经济性与可行性。（图5，表2，参21）

中亚是“一带一路”重点合作区与互联互通核心区。乌兹别克斯坦地处中亚枢纽位置，是地缘政治支轴国，在中亚地区能源地缘政治格局中具有重要的战略地位。从天然气跨境管道、出口与运输、能源战略等方面介绍了乌兹别克斯坦的出口国与过境国地位，以及其对中国的地缘影响。基于通道权视角，提出加强中国进口通道应急能力、保障能源供应安全的建议。乌兹别克斯坦天然气管输设施发达，过境输能近1 400×108 m3/a，可匹敌乌克兰，对土库曼斯坦、中国、俄罗斯的天然气供需关系重大。随着中国与中亚、中东之间能源互动发展，乌兹别克斯坦影响力与通道权将逐步上升。建议重视乌兹别克斯坦发展战略，通过能源合作强化相互依赖，弱化通道权力优势，从进口来源多元化、通道路由多选择性等提高能源通道体系的应急能力。（图1，表4，参26）

城市地下燃气管道组成结构复杂、服役寿命较长，且易受到违章占压、腐蚀、外力破坏等因素的影响，存在极大的安全隐患，严重威胁城市的公共安全。传统的地下管道事故防控技术已无法满足日益增长的安全需求，将管道事故防控与前沿信息技术相结合已成为当前的研究热点。总结地下燃气管道事故防控技术研究现状，将大数据技术应用于地下燃气管道事故防控（监测布点、风险评估、风险预警与突发事故应急决策）之中，对大数据技术在管道事故防控中的应用难点及解决措施进行综述，以期为中国地下管道事故防控向信息化、智能化方向发展提供参考。（图3，表3，参22）

随着国家工业4.0 的发展规划，油气管道不断向智能化建设、运行管理发展，智能管道实现的前提是实现油气管道各部件的标识、状态、位置及环境状态的信息采集，进而通过计算判断和指令控制。而所有这些信息的采集和指令的传送均离不开物联网，物联网网络层构建包括多种通信技术，需根据数据的传输带宽、实时性、可靠性要求以及传输距离等要求来确定。目前常用的光纤通信、卫星通信、微波接力通信等传统通信技术无法满足油气管道智能化建设中的海量监测及监测数据的传输需求，新兴的无线物联网传输技术如NB-IoT、LORA、ZigBee、北斗短报文等技术将在智能管道物联网网络层构建中发挥重要作用。（图2，表2，参20）

为加强中国油气管道高后果区安全管理，有效管控人员密集型高后果区安全风险，调研了高后果区由来，分析了人员密集型高后果区管段典型事故案例及事故后果影响范围，并对比了国内外高后果区识别准则。统计了中国已建管道和新建管道人员密集型高后果区现状，已建输油管道和输气管道每1×104 km 分别约有1 523 处和517 处人员密集型高后果区，新建油气管道人员密集型高后果区管段约占管道总长度的18％。分析了高后果区成因，新建管道路由未经充分优化和已建管道周边土地利用缺乏有效控制是主要因素，从而提出了规划前预防、规划中评估、形成后管控的高后果区全过程管理体系。最后从制定油气管道周边土地划分方法和控制要求、明确油气管道安全防护距离、推广城市管廊带建设等方面提出了相关建议。（图3，表4，参17）

对油气管道附近振源的快速识别是保障管道安全的重要技术手段。现有的单一机器学习算法在不同运用场景所反映的监测性能差异较大，且不同学习算法在分类识别上又具有互补性，提出了基于BP-SVM 融合器分类算法。该算法基于φ -OTDR 系统分别采集了人工敲击、车辆通行、机械施工及火车通行4 种振动源的振动信号，构建了四维度特征空间，作为机器学习的特征向量。将该算法应用于国家管网集团华北公司汉沽—武清段成品油管道进行现场振动信号识别，并对BP 神经网络分类器、SVM 分类器以及基于BP-SVM 融合分类器的测试进行对比，结果表明：BP 神经网络分类器、SVM 分类器及BP-SVM 融合分类器的识别率分别为75.2％、68.5％、81.4％，融合分类器性能明显优于单个分类器。（图7，参20）

随着中国油气管网的逐渐形成，管道安全评估日益重要。基于此，对声弹性原理、超声法应力测量技术概况进行了简要回顾，并针对高钢级油气输送管道安全服役评价的需求，开发超声波法无损残余应力测量系统。同时，提出了近零校准应力试块技术：通过将零应力试块退火后线切割，进一步释放应力，可进行更加精准的零应力标定。并根据检测实际需要设计了弧面探头。利用上述系统开展X80 管道的残余应力无损测量研究，并采用小孔法对其结果进行验证，证明其测试精度可靠、重复性好。研究结果可为油气管道应力在线测量提供技术手段，为管道运行、修复、评估提供一种有效的技术支持。（图3，参23）

在管道内检测漏磁涡流复合技术中，涡流传感器信号不仅受到缺陷自身类型大小的影响，还受到缺陷处管材磁导率变化的影响。利用有限元模拟方法分析典型缺陷分别位于管道内、外壁时其周围管材相对磁导率的变化范围和趋势，发现相同规格尺寸内外缺陷区域的相对磁导率大小和变化趋势基本相同，相对磁导率与缺陷的深度和面积均存在关系，并通过测量检测线圈的电感验证了有限元模型与模拟结果的正确性。研究成果对基于漏磁涡流复合技术检测区分管壁内外缺陷具有一定指导意义。（图7，表2，参20）

管道输送是石油工业中常见的运输方式，其安全监测受国内外研究者的广泛关注，人工侵入事件的识别与报警是其重要研究方向之一。基于光纤传感技术，可以采用同沟铺设的光缆对管道沿线进行监测，获得包括侵入事件在内的各种信号，然而传统分布式光纤震动传感器记录的信号缺少相位信息，无法定位事件。在此使用分布式光纤声波传感器，利用10 km 埋地光缆记录了两个不同场地的人工侵入事件信号，采用长短窗比值法识别出这些信号。依据多道时差技术进行网格搜索定位侵入事件，根据定位结果对事件危险性进行评估。试验初步探索了利用分布式光纤声波传感技术开展侵入事件的识别与报警的可行性。（图12，表1，参33）

天然气站场管道设备种类繁多、密封点多，是气体泄漏监测的重点对象。针对传统气体传感器检测范围小、精度低、误报率高等缺点，提出一种基于云台的激光气体传感器，该传感器可实现对天然气站场的空间立体式气体泄漏监测；根据站场工艺条件与传感器数据通讯协议，设计了“光端机+光缆”形式的数据传输系统；结合站场监测需求，在力控组态软件平台上开发了预警监控终端。以上3 部分共同组成了天然气站场扫描式激光气体监测系统，该系统在中哈天然气管道C 线某压气站内运行使用，结果表明：站场过滤分离区与空冷区存在较明显的微泄漏，且与设备运行时间段相关，监测结果符合压气站实际情况，系统具有良好的可靠性。（图9，表2，参20）

为保证海底管道的安全运行，定期巡检必不可少，而传统检测方法存在诸多问题，限制了海管检测的频率和效率。为此，提出一种无人艇（Unmanned Surface Vessel，USV）海管检测系统，该系统通过在USV 上搭载海管检测系统，可实现出海作业由岸上人员远程操控，并可自主航行开展巡线。USV 海管检测系统由USV 子系统、海管检测任务系统、数据处理及展示系统构成，该系统主要基于导航定位、USV 测线航迹预置、三维成像声呐、浅地层剖面仪等关键技术完成海管检测。目前，USV 海管检测系统已投入到胜利油田埕岛油田的管道检测工作中，并开展了对大部分管道的扫测，可获得裸露、悬空管道的长度和高度，进一步提高了海管检测的效率，为海底管道的检测工作提供了一种更加安全、直观、快捷的新方法。（图4，参20）

为了进行管径813 mm复合检测器用速度控制单元理论研究及结构设计，利用计算流体动力学理论，建立了速度控制单元降速能力计算模型，仿真分析了不同工况下速度控制单元的降速能力，并通过管径813 mm复合检测器的牵拉测试进行验证。研究表明：设计的管径813 mm复合检测器速度控制单元在一定的管输介质压力（3.4～7.4 MPa）下，介质流速在8～9 m/s范围内，满足设计指标要求的4.7 m/s降速能力。基于计算流体动力学理论仿真分析和试验测试相结合的检测器速度控制单元结构设计方法，对于提升管道内检测器速度控制单元结构研发和设计水平，促进油气管道检测技术进步具有重要的指导意义。（图10，表3，参20）

为了探究稠油乳状液在水浴与微波两种加热方式下的降黏特性及机理，以含水率50％的委内瑞拉稠油乳状液协同纳米降黏剂为研究对象，设计了水浴与微波两种加热方式下的降黏对比实验，包括降黏规律分析、四组分（SARA）分离、全二维气相色谱质谱（GC-MS）分析、傅立叶红外光谱分析（FT-IR）及黏度反弹实验，探究了降黏剂质量分数、加热温度及加热时间对稠油乳状液表观黏度的影响规律。实验结果表明：降黏剂质量分数对表观黏度影响最大；微波能够作用原油极性组分及水分子，其非热效应进一步降低稠油乳状液的表观黏度；微波加热可将稠环芳核、多环或杂环异构烷基的胶质及沥青质片层状分子转化为轻组分，降低杂原子基团质量分数；30 天内，微波加热油样的表观黏度微小升高，但仍有87.44％降黏率。研究结果对于稠油降黏采输工艺具有重要的指导意义。（图7，表6，参28）

对油品含水率进行检测是保障航油安全的重要环节，对航油进行油水界面检测并采用自动方式进行精准放沉是当前航油存储管理发展的必然趋势。在现有油水分析技术的基础上，针对航空煤油的存储特点，提出基于电容检测技术的油水分界面测量方法，以实现航油储油罐底油水界面的精确测量，并结合工艺流程与现场控制技术实现罐底水分的自动放沉。结果表明：该测量方法能够极大地提高油水界面测量准确性及放沉作业自动化水平，从而减少人工和煤油过度放沉带来的生产经营成本，提高油库信息化管理水平。（图4，表1，参21）

针对天然气长输管道站场过滤器滤芯90％以上为进口产品的现状，通过优选过滤材料、优化材料组合、增大骨架结构强度等方法，研制了一种具有多次拦截杂质、聚结分离脱液的天然气过滤器滤芯，依据GB/T 6165—2008《高效空气过滤器性能试验方法 效率和阻力》、SY/T 7034—2016《管道站场用天然气过滤器滤芯性能试验方法》、GB/T 14041.3—2010《液压滤芯 第3 部分：抗压溃（破裂）特性检验方法》所规定的试验条件开展了性能测试。结果表明：新研制的过滤器滤芯综合性能达到同类进口产品的技术水平，有部分指标超过同类进口产品，具有国产化替代的性能水平；在经济性方面，可缩短采购周期50％以上，节约采购成本50％以上，国产化后可以大大降低库存，并有效避免滤芯因到有效期而更换的情况。（图3，表3，参22）

槽车作为液化天然气（LNG）运输的重要手段，可为缓解气荒与天然气保供提供重要支撑。目前，LNG 槽车运输量日益增大，安全风险随之增加。为有效管控槽车的装车、运输、卸车风险，对LNG 槽车的风险管控进行研究，总结LNG 槽车的风险类型及防控措施，提出建立基于全过程风险管控的LNG 槽车安全管理体系，并在LNG 槽车管理中实践应用，取得了良好的效果，促进了LNG销售产业安全平稳发展，体现出较好的社会、环境、经济效益。（图3，表3，参19）

中亚天然气管道在实际施工中，在哈国段C 线建了8 处跨接线，实现了AB 线与C 线的互联互通，同时在乌国段C 线建了8 处预留。借鉴哈国段联合运行的经验，若在乌国段的合适位置增设跨接，可进一步提高全系统的综合能力。基于此，建立了中亚管道AB 线与C 线联合运行的仿真模型，确定了不同总输量下AB 线与C 线的最优输量分配方案，并分别测算在乌国段8 处预留增设跨接线后的运行效果；同时，假设土气、乌气两种气源分别出现故障停输事故工况，对增设跨接线的系统增输方案进行比选，最终选择在乌国段4 处预留位置增设跨接线。研究成果可为实际工程改造、后续生产运行提供借鉴。（图3，表4，参21）