黏弹-触变特性是含蜡原油重要的流变特性，对输油管道停输后再启动过程的水力特性及管
道运行安全具有重要影响。介绍了含蜡原油黏弹-触变特性的成因、机理和特点，总结了常用触变
性测试方法及优缺点。评述了现有触变模型的研究现状，分析了现有黏塑性触变模型和黏弹-触变
模型的特点与缺陷。对于目前最常用的结构动力学类触变模型，阐述了采用单一结构参数存在的
问题，详尽分析了现有速率方程的一些数学特性及其存在的缺陷，总结了现有的一些改进方法。
（表３，图4，参73）

汽车尾气污染和化石能源的不断消耗，迫切要求人类寻找新能源替代传统车用燃料，天然气
作为车用燃料应运而生。对国内外车用天然气业务现状进行了梳理和论述，对我国车用天然气业务
所面临的形势和竞争势态进行了分析，指出：我国车用天然气需求潜力巨大，LNG 汽车将成为天然
气汽车发展的亮点，油气合建站将成为建站的新模式。与此同时，车用天然气业务还应在建立健全
相关法规、提高安全生产意识、重视重要设备国产化以及保障供应避免气荒等方面继续努力。（表4，
图2，参7）
 

对目前国内外用于水平定向钻穿越（Horizontal Directional Drilling，HDD）的单层熔结环氧
粉末、双层熔结环氧粉末、熔结环氧粉末+聚氨酯面层、环氧涂层+环氧聚合混凝土面层、多层粉末
涂层、聚乙烯防腐层的应用现状进行了分析。指出国外的定向钻穿越管道多数采用双层环氧，而国
内定向钻穿越管道基本采用3LPE，结构比较单一。随着管道建设项目的增多和路由的限制，越来
越多的管道将采用HDD 技术进行施工，多层粉末涂层、熔结环氧粉末+聚氨酯面层、环氧涂层+
环氧聚合混凝土面层将成为未来涂层的发展趋势，选择合理的涂层可在减少涂层损伤的同时保持较
高的经济性。（表2，图8，参8）

针对油气行业使用的水套加热炉在实际运行中存在水浴温度较低的现象，利用水套加热炉换
热模型分析了其水浴温度较低的原因，给出了提高水浴温度的解决方案：在水套加热炉设计过程中
采取合理的换热管束换热面积，使水浴温度尽量达到理论设计水平，实现水套加热炉的优化设计。
提出利用水的沸腾时间衡量水套加热炉设计优化的标准，即在保证合适的换热管束的换热面积情况
下，使换热介质水的质量达到最小，且其沸腾时间控制在0.5～2 h。优化措施能有效降低该炉型的
制造和运行成本，达到节能减排的目的。（表2，图2，参9）

介绍了输油管道集肤效应电伴热（SECT）系统的基本构成，即电源、电热装置、电气控制装
置、绝缘装置及保温装置。为提高SECT 法的伴热性能，搭建了长20 m 的SECT 输油管道试验台
架，对SECT 法的集肤效应性能、发热性能、漏电压进行系统测量，开展优化设计。结果表明：输油
管道应用集肤效应电伴热技术，集肤效应明显，可极大地提高伴热效率；SECT 加热管宜选用管径为
1.91 cm 的圆形SECT 加热管，此时阻抗值较大且安装穿线方便；SCET 加热管的漏电压极小，操作
安全可靠。( 表1，图5，参5)

热油管道在运行过程中管内油温沿轴向逐渐降低，同时整条管道的运行工况随油流前行而不
断变化，原油将从牛顿流体转变成非牛顿流体，不同流态下的管段摩阻损失不同，因而整条管道各段
所需压头不同，应分段计算。以两泵站间无旁接输油管道的情况为例，计算求得不同进、出站油温对
各流态管段长度、摩阻损失的影响，建立数学模型分析流态变化对输油管道系统运行费用的影响。
对不同流态的输油方案进行比较，在确保完成输油任务的前提下，确定算例热油管道站间最佳输油
方案。（表3，图4，参6）

海水代替淡水进行水压试验是节省水压试验时间和淡水成本的有效方法。08MnNiVR 是我
国新研制的重要的大型储罐用钢，但08MnNiVR 储罐进行海水水压试验的可行性尚未得到验证。
采用电化学实验、浸泡实验和慢应变速率拉伸实验研究了储罐钢08MnNiVR 在海水和淡水中的耐
腐蚀性能，重点比较其在海水和淡水中腐蚀性能的差异，为08MnNiVR 储罐进行海水水压试验提供
实验基础和数据支持。结果表明：在海水和淡水中，08MnNiVR 的自腐蚀电流差别不大，自腐蚀电
位变化趋势基本一致，腐蚀率接近，应力腐蚀敏感性都很低，说明储罐钢08MnNiVR 在海水和淡水
中耐蚀性能接近，进行海水水压试验已具备实验基础。（表2，图7，参12）

针对塔中I 碳酸盐岩气田CO2、H2S 共存的腐蚀环境，通过模拟地层水环境，初步筛选复配
适应此环境下的地面管道用缓蚀剂，并通过模拟塔中83 井和62-3 井地面管道环境的腐蚀实验，
对复配缓蚀剂YT-1 进行适用性评价，结果表明：YT-1 缓蚀剂可以使L360 管材的腐蚀速率小于
0.076 mm/a，同时具有良好的抗硫化物应力开裂腐蚀的能力。将YT-1 缓蚀剂应用于塔中I 气田塔
中83 井和塔中62-3 井，腐蚀监测结果表明：缓蚀效果较好，地面管道平均腐蚀速率为0.016 mm/a，
同时管道未发生开裂。（表3，图5，参11）

在天然气管道清管过程中，需要应用可靠的技术手段对清管器跟踪定位，以便确定清管器到
达管道沿线各点的时间，并根据清管器所在位置确定开始执行收球流程切换的时间。基于热力学关
系和状态方程，将连续性方程、运动方程、能量方程的各系数表示为压力、温度的函数，并采用一阶有
限差分格式进行离散，求解方程组得到管道沿线的压力、温度分布，从而实现天然气管道清管器的准
确定位。通过华中地区某天然气管道支线的清管定位实践，证明该方法有助于提高天然气管道仿真
计算的精度，能够满足工程实际需求。（表1，图5，参10）

为降低油库因泄漏造成的损失，保障油库安全，研究油库输油管道的应急快速堵漏技术具有
重要意义。基于油库管道距离短、口径小、拐弯多、附件多等特点，对比研究了目前管道堵漏的主要
技术，并结合油库管道破坏的主要形式和堵漏要求，提出适用于油库的应急快速堵漏方法，结合现场
应用实例得出结论：针对管道破裂、阀门老化、法兰面泄漏等一般泄漏问题宜采用带压注剂密封堵
漏；对于小型低压泄漏应采用钢带捆扎技术进行快速堵漏；复合纤维修复堵漏技术具有广泛适用性
和施工简便性，建议在油库管道堵漏中推广使用。（表2，图3，参20）

      传统的不停输开孔封堵工艺进行管道改造引出旁通支管时，存在工艺复杂、耗费时间长、管道
介质放空造成环境污染等问题。因此，对原开孔封堵引支管施工工艺进行优化，研制开发出一种在
役管道快速引支管工艺及装备。将三通法兰与三通管件焊接后再与护板焊接，形成集开孔、引管为
一体的挡条四通，然后在挡条四通上引出支管道，实现了高压输油气在役管道引支管作业。该技术
已经成功运用到西气东输轮南压气站改造工程、定远站管道改造工程、成都-德阳输气管道等改造
工程中，满足了高压油气管道引支管的要求，为管道改造提供了一套更加经济可行的引支管工艺。
（图4，参4）

由于大多数油气管道敷设于地下，难以全面系统地检测管道中心线的位置、管道位移甚至变
形。为了准确获得埋地管道的中心线坐标，根据惯性导航系统的特性，将高精度惯性导航单元搭载
至载体上对管道进行检测，在管道正常运行状态下，利用惯性测量单元结合地面高精度参考点GPS
坐标及里程轮数据对管道位置进行定位及修正，精确描绘管道三维坐标与走向。试验结果表明：该
测试方法能够准确解算管道中心线坐标，可以为预防管道事故和进行维护提供科学依据，对保证管
道安全运行具有重要作用。（图6，参4）

基于模拟仿真技术的机坪管网微泄漏检测系统，通过建立模拟仿真模型，以压力和温度变化
为输入，计算机坪管网泄漏率，判断是否发生微小泄漏。给出了管道温度压力噪声抑制、管道数据校
准及管道泄漏率计算方法。基于实际运行环境，对机坪管网微泄漏模型进行测试。结果表明：该技
术可在50 min 内检测到泄漏率为0.04 L/（h·m3）的微小泄漏，检测速度、灵敏度和可靠性均达到国
际同类产品的先进水平。（表1，图2，参4）

中国石化西南成品油管道经改扩建，形成了茂名、北海双油源输送油品的新型运行模式。以
往针对单油源输送模式开发的批次调度编制算法和软件已不适用。基于适用于多源成品油管道的
批次调度算法，以及国外成熟的多源管道调度理论，融合国内成品油管道调度计划编制时所需要考
虑的因素，开发出商用批次编制软件，很好地解决了双油源模式下出现的支干线油品运移协调问题
和交汇点转输站点的注入分输操作机制问题。开发出的软件已应用于西南双油源成品油管道日常
调度计划的编制工作，大大提高了编制计划的工作效率。（表1，图3，参7）

提高管道设计系数给管道试压带来严峻的挑战。针对0.8 设计系数管道试压安全性问题，通
过数学公式的推导，建立弹塑性范围内油气管道试压过程中压力和管径随温度的变化关系，分析了
设计系数和管内气体残存量对管道强度试压的影响，提出0.8 设计系数下施工的注意事项，指出0.8
设计系数下管道试压试验应严格控制管道温度的升高，防止管道扩径事故的发生。研究结论对0.8
设计系数下的管道施工具有重要的指导意义。（图5，参4）

为防止和减少电驱压缩机故障，对某大型管道压缩机近5 年发生的各类故障进行归类。采用
RCM 可靠性分析技术，对各种可能的风险进行评价与分析，确定了压缩机的潜在失效模式：电力系
统、电机驱动压缩机的变频装置、可变速电机、滤波系统、浪涌抑制柜、电机非驱动端等。提出了相应
的维护策略：定期维修、事后维修、状态维修、视情维护等。采用RCM 分析方法可有效降低压缩机
的运行风险和维护成本，避免过度维护，提升压缩机的运行管理水平。（表4，图2，参8）

动力船舶LNG 燃料的加装与燃油的加装方式不同。描述了LNG 储气罐加气、LNG 岸基加
气、LNG 船基加气、LNG 浮仓加气等动力船舶的加气方式，并分析各加气方式的优缺点，指出目前
国内LNG 动力船舶均为内河船，宜采用气罐加气。对比分析了自增压和泵送两种增压方式的原理
及其适用性，推荐小容积储罐应用自增压，而（超）大容积储罐应用泵送增压。因为LNG 需避免与
空气接触，对于加气管路残液，建议使用氮气吹扫惰化管路并清理。LNG 动力船舶加气技术属于新
的技术领域，建议开展深入研究。（表1，图9，参6）

高温、高压凝析气由于重组分的存在，临界参数偏差较大，导致其压缩因子的计算精度较
低。以状态方程和经验关联式为基础，结合SSBV 以及WA 校正方法对SRK、DPR、DAK、HY、
Cranmer 5 种模型计算精度进行对比分析。研究结果表明：SRK 状态方程在计算轻质气体时，误差
最小，适应性最好。随着C7+ 含量及压力的不断增大，经验关联式DPR、DAK、HY 和Cranmer 模
型通过与SSBV 与WA 校正方法结合，适应性增强，优于SRK 状态方程，相对而言，DAK 方法和
DPR 方法误差分布更加稳定。但是由于考察范围有限，因此研究方法相较研究结论更有意义，为凝
析气压缩因子的计算提供了新的研究思路。（表2，图4，参13）

      在对工作区进行水文地质调查和水文实验的基础上，运用FEFLOW 软件建立三维数值模型，
计算出相关参数结果，运用ARCGIS 软件进行空间分析，可以得到地下洞库在施工和运营过程中的
水位变化、涌水量大小、水位降深漏斗大小和范围等数值，为地下水封洞库的建设提供依据，保证施
工和运营过程中的安全性和经济性。以烟台某地下水封洞库为例，利用拟合模型，对施工期及运营
期的涌水量以及相应水幕补水量进行模拟预测：施工期各阶段稳定涌水量为72.3～287.6 m3/d，水幕
补水量为45.5～232.7 m3/d；运营期稳定涌水量为323.5 m3/d，水幕补水量稳定值约为254 m3/d。（表3，
图6， 参12）

壁厚精度控制是大直径高压气瓶质量控制的关键。结合现代统计方法，应用平均壁厚均值、
标准差、标准差系数等作为大直径高压气瓶管壁厚精度的评价标准，通过对大直径高压气瓶管进行
全长手工测量，并结合UT 探伤对气瓶管壁厚精度传递特性进行分析，从统计特性上，气瓶管整体的
壁厚分布基本上呈正态分布形式，并提出了气瓶管壁厚精度控制过程能力分析模型。以此对试制气
瓶管的原料管、半成品管、成品管进行了壁厚精度分析和过程能力评价，从而为实际生产提供技术支
持。（表6，图9，参8）

为保障中俄原油管道安全运行，分别从清管方式、清管器运行速度、清管周期、管道有效直径
计算、清管质量控制措施、清管器跟踪和清管安全措施等方面，深入研究了中国和俄罗斯管道清管技
术标准的差异。阐述了俄罗斯管道清管技术标准的先进性，包括清管装置和清管方式多样化、基于
输送效率进行周期性清管和紧急清管、设定清管器监测点位置和划定清管作业危险区域等。最后，
针对借鉴俄罗斯标准，提高我国原油管道运行标准水平以加强标准制修订工作，提出了建议。（表1，
图1，参17）

通过有限元分析方法，开展了钢管在内压和弯曲载荷联合作用下的数值仿真计算。基于临界
屈曲应变的影响因素分析，确定了计算工况，建立了有限元模型，研究了径厚比、内压、钢级对临界屈
曲应变的影响。根据数值计算结果，回归得到了钢管在内压和弯曲载荷作用下的临界屈曲应变的计
算公式，利用Matlab 回归得到了非线性系数。实物试验结果验证表明，所建立的计算公式与CSA
和DNV 计算公式相比，有更高的预测精度。（表3，图4，参14）

针对中国计划并行敷设的某油气管道进行失效概率分析，以欧洲石油公司CONCAWE 针对
原油管道的失效统计结果和EGIG 发布的欧洲天然气管道事故数据为基础失效概率数据，对其进行
修正和调整，确定并行敷设的原油与天然气管道的失效概率修正值。根据天然气管道失效引起原油
管道失效的事件树及概率，得到原油管道并行敷设时的失效概率为6.66×10-5 km/a，比单独敷设时
的失效概率增大不超过0.9％。结合管道失效后果，计算管道并行敷设带来的附加风险，将计算风险
与可接受风险进行对比，指出两条管道并行敷设是可行的。（表3，图1，参6）

以黄岛国家石油储备基地10×104 m3 钢制外浮顶罐为例，介绍了大型浮顶罐的主要结构，其
为双盘外浮顶结构，由罐底、罐壁、浮顶及罐壁加强圈、抗风圈、盘梯平台、转动扶梯、浮顶静电导出设
施、浮顶排水系统、浮顶边缘密封等附属设施组成。浮顶罐安全事故主要分为火灾事故和非火灾事
故，火灾事故包括密封圈火灾、浮顶池火和防火堤池火、全面积火灾及群罐火灾；非火灾事故包括罐
体机械故障如浮舱渗漏、罐体破裂、腐蚀造成罐体强度不足、浮顶沉没，以及操作不当引起的事故。
事故原因主要有雷击、明火、质量缺陷及操作不当等。( 图2，参3)

在大型石油储备基地上空发生雷击时，会因放电而产生一个瞬间冲击电压，若无良好的安全
装置将电流导出或消除，则可能导致雷电灾害。根据储油基地功能的不同，将其划分为行政管理区、
辅助生产区、油品装卸区及库外管道、储罐区4 大区域，并据此提出了有效的雷电防护消减措施，主
要涵盖了直击雷、感应雷、雷电波、电磁脉冲等，可为石油储备基地安全生产提供参考。（图1，参7）

介绍了国外输气管道一级地区设计系数应用现状。分析了提高设计系数对天然气管道可靠性
的影响，结果表明：尽管提高设计系数会导致管道失效概率和运行风险的提高，但仍在可接受的范围
内。统计了西气东输二线用X80 钢管性能情况，表明我国管材质量已经达到国际先进水平，为一级
地区提高管道设计系数提供了前提条件，并据此提出了0.8 设计系数管材关键性能指标及质量控制
要求。通过进一步提升钢管性能和配套技术研究，对处于一级地区的部分天然气管道提高设计系
数，依托西气东输三线工程，加快开展试验段的建设及GB50251-2003《输气管道工程设计规范》的
修订工作，为今后长输大口径天然气管道建设0.8 设计系数的工程化应用奠定基础。（表3，图4，参19）

      分析了易凝高粘原油管道流动安全管理的重要性，指出管道流动安全管理是管道完整性管理
的重要组成部分。在原油管道流动保障前期研究成果的基础上，以基于可靠性的流动安全评价为核
心，以保证管道安全运行下经济节能输送为目的，建立了原油管道流动安全管理体系的业务流程和
体系构架，论述了各业务流程的作业目的、执行程序及标准依据，给出了不同工况下原油管道的流动
保障措施，为实现管道流动安全的可控管理提供了重要的技术手段。（表1，图2，参6）

通过管道输送超临界CO2 是大规模运输CO2 最经济、可行的方法，国内目前仅有少量短程气
态CO2 输送管道，尚无超临界CO2 长输管道。介绍了国外超临界CO2 管道的发展现状，迄今尚无
针对性的管道设计、运行参考标准及管输超临界CO2 的质量控制标准。分析了超临界CO2 管道腐
蚀、橡胶溶胀、泄漏、断裂等影响超临界CO2 管道运行安全的因素及控制经验，可为中国未来超临界
CO2 管道的设计与运行提供参考。国内建设超临界CO2 输送管道必然经过人口密集区域，运行风
险增大，应予以重视。（表3，参15）

地下储气库是天然气市场的重要组成部分，在调峰和保障供气安全上具有不可替代的作用。
我国储气库的建设近年来发展较快，但与北美地区相比，仍处于起步阶段。通过对北美地区储气库
现状、运营管理、技术特点等进行调研，总结了国外储气库在设计、建设和经营管理等方面的经验。
对我国储气库的发展提出建议：借鉴北美储气库在日常运营管理方面的模式；强化钻井技术方面的
研究力度，通过采用大孔径水平井，提高单井注采能力；加强材料的创新性研究。（表1，图3，参8）

        在建立符合实际工况的多气源组分平衡计算模型的基础上，以处理厂原料气气质指标为目标
函数，建立优化模型并求解， 得到在满足管网运行约束及各处理厂原料气气质指标前提下的管网运
行参数。实例应用表明，建立的集输管网优化调度模型既可体现各气源点气质的差异性，又能满足
各天然气处理厂对原料气气质的不同要求，计算结果能够准确地反映管网中的气质状况，从而确保
净化装置的平稳运行。将该模型应用于实际管网，可为其生产运行调度提供重要的参考依据。（表
4、图1、参10）

          以离心压缩机变工况性能换算、特性曲线变转速二次拟合、基于BWRS 方程的气体物性计算
为理论基础，以NetBeans IDE 6.7 为开发平台，结合Excel，采用Java 语言开发了离心压缩机性能评
价软件。软件能够准确计算与压缩机工作过程相关的气体物性参数，实现电子图像版压缩机特性曲
线的数字化，可对不同入口条件下的特性曲线进行换算及变转速拟合，确定压缩机的流量控制界限。
以某天然气长输管道首站的历史运行数据为依据，验证了软件计算结果的准确性。该软件可用于优
化压气站运行方案。（表1、图9、参5）

      传统的蒙德法不适用于装置本身的危险程度分析，基于输气站场工艺流程较复杂、设备繁多的
特点，采用改进后的蒙德法对其危险程度进行评价，增加了设备修正系数F E、设备管理系数F M、同
类设备失效频率F G 作为评价项。根据输气站场的工艺特征，将输气站场划分为多个评价单元，以净
化单元为例，采用改进的蒙德法对其危险程度进行评价分析。通过对净化单元的各项安全指标进行
定量计算，并结合输气站场的安全管理制度进行补偿评价，对比各项危险性系数在补偿评价前后的
差别，表明利用改进的蒙德法能够比较准确地对输气站场进行危险程度评价。（表3，图1，参13）

     为了更加客观地定量评估天然气管网系统风险，以北京市天然气管网系统为例，深入分析了引
起管网事故的原因，对事故进行统计分析，建立了天然气管网系统风险评估指标体系。在对事故可
能性的评估中，结合天然气管网本身参数设计和周围环境特点，通过对管道与管网的可靠性分析，
实现对事故可能性的修正；在对后果严重程度的评估中，引入管网事故风险的承受能力和控制能力，
对天然气管网脆弱性进行分析，实现了对后果严重程度的修正。对事故可能性和后果严重程度分级
后，通过风险矩阵可以计算出天然气管网系统的风险等级。（表9，参11）

管道完整性管理效能评价是发现管道完整性管理的改进空间，推动其持续完善的有力工具，但
目前国内外尚无成熟的相关技术及方法。将管道完整性管理视为多投入、多产出的复杂系统，按照
具体业务将其划分为数据管理、高后果区识别等9 个业务模块和1 个综合管理模块，并针对各模块
综合考虑其不同方面、不同属性的各项因素，建立评价指标体系。应用数据包络分析（DEA）方法，
对各评价单元进行相对有效性评价，计算其效能值，并对效能结果进行分级，给出评价结论和改进建
议。在中国石油某管道公司的应用结果表明，该方法合理、可行。（表4，图1，参5）

         美国在城市燃气管道完整性管理方面开展了较多的研究与实践工作，调研了美国城市燃气输
配管道完整性管理的研究进展，介绍了美国完整性管理的标准规范。结合国内外长输管道完整性管
理成功经验，提出了针对城市燃气输配管道的完整性管理流程，指出完整性管理应当按照数据管理、
泄漏管理方案、风险评价、完整性评价、维修与维护和效能评价6 个步骤循环开展。针对完整性管理
的6 个环节，提出了每个环节需要开展的主要内容。（表2、图3、参9）

          针对城市燃气管道分布与建筑物距离较近的特点，综合考虑风速、建筑物对燃气管道泄漏后气
体分布情况的影响，建立城市燃气管道泄漏模型并对其进行网格划分，利用计算流体力学软件对天
然气、人工煤气和液化石油气3 种城市燃气的稳态泄漏过程进行数值模拟，考察风速分别为1 m/s 和
5 m/s 情况下，泄漏时间为5 s、20 s、60 s 和240 s 时3 种燃气在建筑物附近的分布情况。结果表明：
风速越大，风对燃气向下风向的输送作用越强；燃气易在建筑物周围和街道峡谷内长时间堆积，形成
较大危险区域。研究结果可为合理规划城市燃气管网和事故救援提供理论依据。（图7，参20）

        借鉴国外超大输量天然气管道输送方案的研究成果，从提高输送效率的几个主要方面入手，结
合以后可能出现的单管输送300×108 m3/a 和450×108 m3/a 的输量情况，以3 000 km 长度为基准，
对设计压力10～20 MPa、管径1 016～1 422 mm、钢级X80～X100 的天然气管道，进行工艺方案的
经济费用匡算，筛选出经济性较优的方案。对板材和钢管的生产加工、钢管的止裂韧性、阀门设备等
影响工程建设的关键控制性因素进行调研，筛选1 422 mm、X80、12 MPa 为较可行的方案，并建议对
此方案开展深入研究。（表11，图5，参4）

针对减阻剂室内评价环道存在的问题，设计安装了管径159 mm、长300 m 的室外埋地评价环
道，其管径、长度、油品流速更接近于实际管道。该装置采用高压氮气作为动力源，测试段沿线布设
高精度压力传感器和高频压力传感器，测试段出口设有超声波流量计，同时安装有耐压罐和常压罐。
由于在环道评价试验中装置的压力不断变化，因此建立了试验过程氮气管路、油品管路、氮气罐、耐
压罐的瞬态模型，使用VB 语言编制了计算程序，用以计算不同粘度和初始压力下的油品流速和压
力变化，雷诺数范围和试验时间，判断试验条件的可行性。（表2、图3、参10）

利用烷基醇与五氧化二磷反应生成烷基磷酸单酯，使其进一步与烷基硅氧烷反应，得到烷
基链分别为12 个碳和18 个碳的六元环烷基硅氧烷-磷酸酯化合物，作为天然气管道缓蚀型减阻
剂。其减阻机理包括管道壁面粗糙度降低而减阻及弹性分子膜产生移动波而减阻。在50 ℃和质
量分数为5％的 NaCl 中性溶液腐蚀条件下，通过静态挂片失重法测得烷基链为12 个碳时缓蚀效率
为86.7％，烷基链为18 个碳时缓蚀效率为83.9％；通过模拟环道测得烷基链为12 个碳时减阻率为
10.6％，烷基链为18 个碳时减阻率为11.2％。（表1，图5，参9）

          为了克服现有立式储罐检测方法的不足，提出一种可实现泄漏在线监控的新型双层罐底板结
构方案，并搭建了一套基于PLC 和相应传感器的试验系统。以93# 汽油、柴油、水为泄漏介质，开展
泄漏试验研究，验证了系统的可靠性和灵敏性。以93# 汽油为例，研究了泄漏位置及泄漏量对泄漏
扩散的影响规律。结果表明：对于相同的泄漏量，罐底中心处的泄漏扩散最快，可被检测到的时间最
短，而边缘处可被检测到的时间相对更长；发生在同一位置的泄漏，其被测管路中泄漏介质体积分数
值随泄漏量的增大而增大。试验结果表明：该系统具有足够的可靠性及灵敏性，可直接应用于双层
罐底板结构立式储罐的现场监测。（图7，参11）

       为了解决漏磁腐蚀检测器在管道内检测过程中因探头机构姿态不稳、偏磨及支撑弹簧易折断、
易震颤带来的一系列问题，对检测器所用探头机构进行研究，设计制造了一种全新的探头机构。该
机构增加了辅助支撑弹簧和柔性连接铰链，很好地解决了传统探头机构存在的不足。该机构的检测
探头将以往探头加耐磨层结构变为整体灌装探头壳形式，改善了检测探头的提离值，提高了检测信
号的可靠性。与传统探头机构相比，该机构的使用能够有效提高检测数据的可靠性和稳定性。（图
6，参6）

        制冷压缩机运行过程产生的热环境对于部件及润滑油的性能至关重要，明确压缩机机壳内空
间和壳体的温度场分布情况，有助于整机性能的优化，提升其可靠性。为此，对现有转子式制冷压
缩机的传热模型加以改进，考虑了储液器的影响，应用集总参数法建立了带有储液器结构的转子式
压缩机热场计算模型。其初始输入参数：压缩机部件几何尺寸、环境温度、压缩机输入功率、储液器
入口气体温度、压缩比、压缩机电机效率、机械效率等，在明确集总模块间的传热热阻之后，通过数
值手段求得各集总模块的温度。研究成果可为该类典型结构的整机温度分布求解提供理论依据。
（图2，参9）

     对两座5×104 m3 立式金属罐（1201 罐和1202 罐）分别进行5 次高低液位的手工计量与自动
计量，并比较二者的油量计算结果。采用数理统计假设检验的方法对结果进行差异显著性判定，
对影响计量结果的油高和油温分别进行对比。结果表明：在95％置信水平下，1201 罐两种计量方
式下的油高差异不显著，平均差异仅1 mm，油温差异显著，平均差异为－0.54 ℃，油量差值范围为
2.814～29.225 m3，结果不存在统计意义上的显著差异；1202 罐两种计量方式下的油高差异较显著，
平均差异为27 mm，油温差异不显著，平均差异为－0.62 ℃，油量差值范围为36.172～97.017 m3，存
在显著差异。在国家储罐自动计量标准尚未发布的情况下，可以通过手工计量对比自动计量结果，
判定不同计量方式是否存在显著差异，检验自动计量结果的准确性。（表4，参7）

        对威远气田气水混输管道的现场腐蚀产物进行化学分析，结果表明：取自现场腐蚀管段的腐蚀
产物主要为FeS 和FeS2，以及腐蚀管段在大气中放置期间FeS 生成的氢氧化亚铁Fe（OH）２和氧化
铁Fe2O3。通过室内模拟实验研究，验证了该管道腐蚀以H2S 腐蚀为主。研究了地层采出水的温度、
所含离子类型、H2S 含量、矿化度及pH 值等因素对管道腐蚀的影响规律，得出温度对管道腐蚀的影
响最大。（图7，参9）

      随着高压交流输电线路、交流电气化铁路及油气管道的迅速发展，油气管道不可避免地与其交
叉或平行，甚至共用走廊，管道遭受的交流干扰影响日益严重。对于已建管道，受到严重交流干扰，
但不能确定准确干扰源时，如何有效设计缓解措施是较为困难的。为此，通过测量埋地管道的稳态
持续交流干扰电压，然后采用计算机软件模拟交流干扰结果，进而设计缓解措施，提出缓解措施的具
体技术指标，如接地位置、接地规模、接地电阻等。结果表明：计算机软件可模拟交流干扰电压分布，
并有效设计缓解措施方案。（表3，图5，参6）

摘要：森林火灾对站场热辐射的危害问题越来越突出，在站场周边开辟防火隔离带是减少火灾热辐
射危害的有效方式之一。合理确定站场防火安全距离，不仅可以确保站场安全，还可以节约土地资
源。采用固体火焰辐射模型和热辐射伤害准则，建立了森林输油站场防火安全距离的计算模型。应
用该模型，计算了不同距离处森林火灾对于漠河输油站场的热辐射通量，分析了火灾火线强度、火焰
倾角及火焰温度等因素对于防火安全距离确定的影响作用。以漠河站为例，计算得出了防火的安全
距离，为确定森林输油站场防火安全距离提供了有效的参考依据。（表1、图4、参11）

        基于我国油气管道安全保护的多维防护体系存在的诸多不足和薄弱环节，分析了美国和加拿
大在油气管道安全保护方面的法规制度、标准规范及两国石油企业在管道安全保护的相关规定。指
出我国标准在规范人防、物防、技防等方面存在较大差距，介绍了美国和加拿大管道安全保护的实
例和先进理念，结合国内当前在油气管道安全保卫的通常做法，对改进和加强我国油气管道安全保
护工作提出了建议，即从建立监管机构、明确分工职责、建设安全防护技术体系等方面进行完善。
（图1，参6）

      应用理论计算模型，基于某原油管道的基础参数、管材特性、土壤类型和冷热交替输送的运行
参数，对典型管段进行管道温度、压力载荷作用下的结构分析、静态强度校核、稳定性分析及疲劳寿
命计算，结果表明：管道的径向稳定性、轴向稳定性、直管强度、弯头强度均满足运行要求；管道含平
面缺陷和深埋缺陷的疲劳寿命均随管径的增大而缩短，随压力波动幅度的增大而缩短，随缺陷深度
的增大而缩短。研究成果可为冷热交替输送的原油管道前期设计提供借鉴，对其运行安全性提供校
核。（表7、图1、参4）

      西气东输二线东段上海支干线途经区域（苏浙沪地区）地质主要为砂质地层，土壤含水率及地
下水位较高，为解决顶管隧道沉井涌水涌砂、封底周期长等难题，针对永利河顶管隧道沉井施工现
状，采用沉井预封底水力冲洗下沉工艺进行施工。结合工程实例，阐述了地质勘查、工艺制定、设备
选择、沉井纠偏、风险预测及防范措施等控制要点。沉井预封底水力冲洗下沉工艺在该工程中的成
功应用，有效缩短施工周期约39％，降低施工成本约37.28％，减少了对井外地层的扰动，保证了周
围建（构）筑物的安全，降低了公共关系协调难度。（图3，参4）

      针对某天然气反输工程水套炉排烟温度过高的情况进行现场调查，对积灰成分进行采样分析，
指出导致该水套炉排烟温度过高的原因是燃料燃烧不充分而致使烟管受热面产生积灰，从而削弱烟
气对工质的传热能力。对水套炉进行拆解，研究烟管的积灰机理，分析烟管的积灰过程，进而提出类
似水套炉排烟温度过高的预防措施，以及水套炉的安全运行保养建议。（表1，图3，参4）

          胶凝原油的粘弹塑性、压缩性及其管内压力传播过程是影响管道再启动过程的重要因素。分
类总结了管输胶凝原油结构破坏过程中的粘弹触变模型，对胶凝原油管道启动过程中影响压力传播
的因素进行了分析，介绍了胶凝原油管道启动过程中的数学模型，重点阐述了近年发展的新模型，包
括CNR 与DNCR 启动模型及Vinay G、Negr a~ o 等人的启动模型，指出了现有模型的不足，认为准
确确定胶凝原油的压缩性大小和再启动过程中启动波的传播特性是解决管道再启动问题的关键，为
进一步研究胶凝原油管道的再启动问题指明了方向。（参58）

         中亚与中国毗邻，管道天然气贸易拥有显著的地缘优势。为了更好地利用中亚天然气资源，
系统研究了中亚地区哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦3 国的天然气管道发展现状、分布特点
及近期发展规划，详细介绍了中亚－中央、中亚－中国、布哈拉－乌拉尔、土库曼斯坦－伊朗等重要
的天然气出口管道。在此基础上，总结了中亚天然气长输管道的特点，包括管道地区分布不均匀、腐
蚀严重、安全运营难度大、基本被国家石油天然气公司或其子公司控制等。（表8，图2，参6）

             流型判别是气液两相流研究的重要内容。应用适用于工业设计中大管径、高压力管道的多相
流瞬态模拟软件OLGA，以空气-水为介质，对倾角为－70°～90°、内径为200 mm、压力为2.0 MPa 的
气液两相管流进行数值模拟，通过变换不同的气液相流量和管道倾角，研究管道内气液两相流体流
型的变化。根据数值模拟所得到的1 628 组数据，结合流体物性和管道倾角，回归建立了不同流型
转变的判别准则经验相关式，为现场大管径、高压力气液两相流管道的流型判别提供了参考依据。
（图4，参23）

       建立了伴热稠油管道的二维非稳态数学模型，研究了填充介质、保温层厚度及涂层发射率等结构参数对单管停输和双管停输时管内稠油温度分布的影响，进而确定不同参数条件下的安全停输时间。结果表明：单管停输时，温降幅度随填充介质传热系数增大而逐渐降低、随保温层厚度增加而先减小后增大、随涂层发射率降低而逐渐增大；双管停输时，稠油温度均随停输时间近似呈线性降低。对于伴热稠油管道，采用导热泥与涂层均能较大程度降低稠油的温降速率、温降幅度，保温层厚度宜取60 mm，其伴热效果较佳，而采用高发射率涂层可延长安全停输时间。（表1，图5，参14）

          油气混输管道在油气田地面集输系统中的应用日益广泛，其压降计算对于经济管径的选择具
有决定性作用。基于DuklerⅠ、DuklerⅡ、Beggs-Brill（B-B）和Baker 这4 种油气混输管道压降计算
公式，以C++Builder 6.0 为编程环境，编制压降计算软件，针对具体实例计算管道压降，并与多相
流模拟软件OLGA 的计算结果对比，得出不同计算公式的适用条件。此外，针对高、低粘原油，选择
适当的计算公式研究油气混输管道压降的主要影响因素，获得其在不同气液比、管径和流型下的压
降变化规律。（表5，图8，参12）

      以Pflüger 柱模型和普通输流管道模型为基础，建立了在流动流体和分布随从力共同作用下
管道的运动微分方程，并采用Galerkin 法进行离散。通过传递矩阵法结合边界条件求出模态函数
的频率特征值，研究了分布随从力作用下含裂纹输流管道的稳定性。分析了裂纹深度与位置对分布
随从力作用下简支输流管道临界流速和失稳形式的影响，数值计算结果表明：简支输流管道裂纹深
度越大，裂纹位置与端部距离越远，分布随从力对其稳定性的影响越明显，且其失稳形式也会发生相
应变化。（表1，图6，参9）

    介绍了输气管道几何凹坑缺陷的分类方法，比较分析了国外有关几何凹坑缺陷的评价方法，
指出以几何凹坑最大深度和以几何凹坑在管道内外表面产生的最大应变为评价指标存在的不足，
深入研究了Lukasiewicz-Czyz 及Gao Ming 等给出的等效应变表达式，将其计算结果分别与采用
ASME B31.8 标准推荐公式的计算结果相比较，结果表明：相对Lukasiewicz-Czyz 公式所得值，利用
ASME B31.8 公式所得内表面等效应变低估了1 倍，外表面等效应变低估了0.5 倍；相对Gao Ming
公式所得值，利用ASME B31.8 公式计算所得内表面等效应变低估了2 倍，外表面等效应变低估了
0.2 倍。给出了基于风险的几何凹坑缺陷处理程序及检测建议，对于保障我国天然气管道的安全运
营，促进管道完整性管理的进步和完善具有一定意义。（表4，图4，参19）

           以四川威远气田威001-H1 井气水混输管道为研究对象，在由气田采出水构成的20 ℃和
60 ℃腐蚀模拟环境中，开展管材优选实验。基于金相显微镜对腐蚀挂片微观腐蚀形貌的定性分析
及失重法确定腐蚀速率的定量分析，研究待选管材20# 钢、20G、N80、L245NCS、L245NB、X60 管材
及奥氏体不锈钢316L、2205 双相不锈钢的耐蚀特性，分析温度、时间、pH 值对不同管材腐蚀速率的
影响规律，逐步淘汰不适于作为气水混输管道的管材，最终确定适用管材的推荐顺序依次为2205 双
相不锈钢、L245NB、L245NCS。（表1，图6，参12）

    以络合型TiCl3 催化剂、N 型Ziegler-Natta 催化剂和[O，O，N，N] 茂金属为主催化剂，采用
本体聚合方法，制备了单峰和双峰聚α -烯烃油品减阻剂，考察了催化剂的种类与用量对聚α -烯烃
分子质量、分子质量分布及减阻剂性能的影响。结果表明：3 种催化剂中，[O，O，N，N] 茂金属催化
剂的催化效率最高，制备的聚α -烯烃分子质量、分子质量分布及减阻性能最优；使用双金属络合型
TiCl3 和[O，O，N，N] 及N 型Z-N 和[O，O，N，N] 制备的双峰聚α -烯烃减阻剂的起效速度和减阻
效果均优于单峰聚α -烯烃减阻剂。（图6，参19）

     介绍了17″（φ 426）高清晰度管道漏磁检测器的机械结构和性能指标，指出通过能力是其机械
性能的重要指标。以该检测器在陕西某天然气管网内检测工程和东北某天然气管网内检测工程的
实际应用为例，总结了其存在的问题：支撑力不足，皮碗磨损严重，检测器易停球等。据此，提出了
改进措施：使用刚度更大的压簧增加第1 排支撑轮的支撑力，但使用效果不佳；采用环形钢刷或类
似支撑作为电池驱动节的支撑系统，可使检测器的运行状态远远优于采用支撑轮作为支撑的情况；
改变皮碗形状，使用支撑力更强的皮碗结构，或通过增加直皮碗的方式增强支撑力，是最简便而直接
的方法，取得了较好的应用效果。（图10，参4）

        针对现有管道抢修卡具存在变形大、堵漏速度慢、堵漏效果差等缺陷，基于相关的经典理论研
究成果，完成了卡具的材料、本体、耳板、螺栓、密封材料等的优化，提出了改善卡具刚度的加强肋结
构及注剂孔的合理布局。通过Pro/e 软件建立了新型高压卡具的三维实体模型，对卡具的应力、应
变、位移等进行了定量分析，进而利用有限元计算结果验证了卡具的周向与轴向密封的可行性。通
过优化设计，新型对开式高压管道卡具减小了卡具变形量，提高了卡具周向与轴向密封的可靠性，具
有广阔的应用前景。（图10，参12）

         基于κ -ε 湍流模型，建立了海底管道立管与海洋平台桩腿相连接、海流流经海洋平台桩腿发
生绕流现象的三维流场模型，模拟了冲刷过程中不同条件下立管附近流场及压力的变化，研究了海
底管道立管局部冲刷机理。模拟结果表明：随着与立管连接的横管悬空量增大，立轴漩涡越来越密
集，海底管道局部冲刷速度加快；在一定范围内，随着桩腿与立管间距的增大，冲刷速度加快，但是
当该间距增大到一定程度时，冲刷速度逐渐减慢；增大桩腿的直径，可以减少海流携带泥沙量，冲刷
作用得以减缓。（图4，参15）

          大落差地下水封油库进行收发油作业时，地面至洞库的立管易出现不满流及喷溅现象，油流
对立管底部的冲击力较大。为此，需要在立管上安装节流板，进油立管安装节流板后，底部所受冲力
仅为安装节流板前的20％～34％。基于能量守恒及节流板设计规范，建立了收发油工艺数学模型，
计算确定了节流板的位置、厚度、孔数、单孔直径等参数。使用TLNET 软件模拟地下水封油库停输
再启动过程，分析了收发油管道的瞬态压力变化趋势，当启、停泵时间为2 min 时，管道沿线最大瞬
变压力低于1.9 MPa，小于管道设计承压，不会对油库的作业安全造成威胁。（表5，图6，参6）

            针对管道焊接部位热收缩带补口大量失效的问题，以国内外5 种最具代表性的补口热收缩带
作为研究对象，制备了热收缩带安装系统，并采用CSA Z245.21-10 中的方法研究了安装系统的剥离
强度受湿热加速老化的影响。结果表明：不同产品经湿热加速老化后，其剥离强度表现出较大的差
异，变化趋势也各不相同。结合热收缩带产品热熔胶粘剂化学组分的分析结果，指出胶粘剂的化学
组成及结构是影响其剥离强度的重要原因，提出了热收缩带热熔胶粘剂的性能改进和持续研究建
议。（表1，图5，参12）

        应用试片断电法对管道开展3 次管道阴极保护有效性评价试验，并将检测结果与恒电位仪瞬
时同步中断法测量的断电电位进行对比。结果表明：对于不同的管道涂层类型、涂层状况及测量点
位置，测试结果呈现不同的规律。采用静电场理论探讨了基于极化试片的辅助试片断电法测得的断
电电位的真实意义，结果表明：对于特定面积的极化试片，测量的断电电位介于管/地通电电位和试
片自然电位之间；特定大小电极面积的试片无法适用于所有条件下的测量，电极面积需根据管道涂
层类型、涂层状况及测量点位置进行调整，通过数值模拟对试片断电法测量断电电位的基本规律进
行计算验证。有关结论也适用于极化探头断电法。（表2，图3，参6）

       管道防腐补口质量除了受施工影响外，很大程度上取决于热收缩带补口材料自身的质量，其
直接决定了管道整体防腐的安全。结合当前收缩带补口材料国内外标准中有关测试参数及其指标
的相关规定，制定并完善了收缩带补口材料的试验比对方案，对收集到的国内外主流生产厂商的
8 种收缩带材料，依据统一的规则进行编号，按照底漆的厚度、剪切强度、底漆固含量及吸水率、阴
极剥离、粘结强度等多项指标对试验材料进行比对分析，并据此提出了对现行标准相关指标的修订
建议。( 表6，参13)
 

          建立了一套完整的内检测开挖验证的工作流程，提出了需要准备的基础资料及其使用方法。
提出了一套基于阀门、三通、弯头等管道本体特征的内检测开挖验证地面定位方法，有效解决了地面
参考点不足、定位不准的问题，提高了缺陷定位准确度，降低了开挖工作量。提出利用投影校正算法
实现地表里程与管道里程之间的误差校正，与传统的内差法相比，该方法更加直观，计算效率高，可
以有效降低距离测量误差，使定位更加准确。总结了各种缺陷的测量方法，可以有效指导现场的缺
陷测量，保证开挖验证数据可靠。（图4，参4）

          针对当前被广泛使用的通过罐内油位变化和感官查库对油罐底板进行实时监漏的方法存在
的弊端，提出了油罐底板实时监漏的新方法，即油罐基础内钻孔油气体积分数监漏法。介绍了油罐
底板实时监漏方法的探漏原理：在油罐基础上按每9 m（弧长）钻取一个直达砂垫层的探漏孔，使用
高灵敏度的油气含量检测仪探测到油气，可判断罐底是否发生渗漏。以实例阐述了操作步骤和现场
应用情况，证明了其有效性，详述了其技术要求。基于现场实验数据，提出了汽油油罐的判漏标准，
可为今后油库的扩容和改造提供借鉴。（表4，图4，参7）

     梳理了国内工程抗震设防的基本原则与要求，对比了美国、欧洲LNG 工程抗震设防的基本要
求与推荐做法，对我国进口LNG 接收终端工程抗震设防提出了具体建议。给出了大型LNG 工程
抗震设防的基本技术标准，工程场地地震安全评估分步、分阶段实施方法，建（构）筑物重要性等级
划分准则，抗地震水准和构件强度标准以及LNG 码头抗震设防措施等，并给出了工程应用实例，相
关研究结论具有一定的参考价值。（表2，图3，参6）

        为了降低LNG 船BOG 再液化流程的功耗，在ASPEN PLUS 中选择合适的热力学方法和
设备模块对LNG 船BOG 再液化装置进行建模。通过对丙烯的预冷换热器出口温度、压缩机出口
压力、节流阀出口压力以及BOG 压缩机出口压力等工艺设备运行参数的模拟计算，得到各参数对
BOG 再液化流程功耗的影响规律。以工艺系统最低功耗为优化目标，采用变量轮换法对优化参数
进行优化计算，得出在一定海水温度和液货舱BOG 压力变化范围内，BOG 再液化系统中重要节点
的相关参数、压缩机和换热器最优化性能参数和设备设计参数，优化后流程总功耗比优化前降低了
8.82％。( 表9，图5，参8)

       针对小断面盾构隧道直径小、无法采用大型机械设备挖掘清理的实际情况，借鉴盾构机泥水
加压平衡模式原理，以某小断面盾构隧道塌方清理为工程背景，探讨了小断面盾构隧道塌方清理技
术，制定了用水搅拌淤砂后由泵抽吸至地面泥水分离设备，析出淤砂后的水再返回隧道循环使用的
清理方案，包括竖井抽水、隧道排水、隧道上下行段排砂以及设置隧道口安全门等措施。该技术适用
于固体颗粒分布不均匀，固相含量较高的清理物，以及环境湿度95％、温度－20～50 ℃的工况，人工
与补水需求量低，对于类似空间受限环境下的清理作业，具有较强的适用性和借鉴性。（图5，参4）

        针对在营油气管道的抢修改造，研发了塑性短节膨胀阻断管道技术。该技术利用塑性聚四氟
乙烯短节的受压膨胀特性，首先在密闭的状态下采用专用切割机具沿管道径向全割下小块整体管
段，然后将聚四氟乙烯短节安装到液压顶杆机具上，再将短节径向嵌入割下的原小块整体管段位置，
通过顶杆机具压缩聚四氟乙烯短节使之周向膨胀，当短节表面膨胀抵到管段上下切口时，再继续膨
胀，使聚四氟乙烯部分嵌入切口，阻断管道上下联通，最终实现对管道的阻断，杜绝油气泄漏。西气
东输某阀室引压管改造的实例应用表明：塑性短节膨胀阻断管道技术只需采用一重阻断即达到了
改造要求，不必再加装第二重的氮气隔离囊，且阻断效果更佳，极大提高了在营管道维护的安全性和
可操作性。（表1，图5，参6）

    以西气东输豫皖管理处4 座压气站为例，测量管道实际出站温度，得出了压气站出站温度影
响农作物生长的事实。分析了通过改变冷却风扇的运行方式以降低出站温度这种传统方法的不足，
提出了增加隔热层来降低出站温度对农作物生长影响的新方法。建立了管道隔热层模型，计算得出
隔热层厚度宜为0.23 m，通过对比分析可知，每座压气站3 年赔偿百姓的费用即超过了其增加隔热
层的费用。最后，对于国内新建及已建压气站如何增加隔热层提出了合理建议。（图6，参4）

         玻璃纤维增强连续塑料复合管是一种多层结构高性能柔性复合管，具有质量轻、抗腐蚀能力
强、承压能力强、制作长度长、可弯曲、施工简易、维护方便、节能环保、使用安全系数高的优点，
因此整体使用成本较低，有望逐步取代钢制管道，用于石油天然气的开采和输送。建模分析了玻璃纤维
增强连续塑料复合管的力学性能，根据不同要求设计了6 种玻璃纤维增强连续塑料复合管道，并实
施爆破试验，结果表明：实际爆破压力与理论设计压力基本相同，压力范围为5.5~25 MPa，可以满
足实际生产需求。（表2，图4，参6）

     油气储运标准研究近年发展迅速，形成了标准体系建设、标准差异分析、标准规划、标准研制、
   标准对标和标准信息化6 个研究方向。系统总结了我国油气储运标准研究的进展，分析了发展趋
势。研究指出：国内外新型涂层、安全、环保、海底管道类油气储运标准制修订活跃，企业归一化
的企业标准手册是企业标准体系建设的新趋势，标准内容揭示系统是标准信息化发展的新方向，管
道设计、施工标准的协调一致和安全运行是标准差异分析的热点。建议制定油气储运标准规划以提
升标准制修订的前瞻性和计划性，开展国内外设计标准及中俄高寒冻土区管道管理对标工作，同时
研制油气储运术语标准。（图2，参34）

     断层密封完整性动态评价是地下储气库建设、运行管理中的瓶颈技术，断层封闭完整程度直接
影响地下储气库运行的可靠性和经济性。以板中北储气库为例，综合定性和定量方法，系统评价了
板中北储气库断层封闭完整性，形成自然伽玛多元回归法评价储气库断层封闭完整性的方法。储
气库渗透率与泥质含量关系图版和储气库断层封闭完整性评价分级表，可以为其他储气库断层封闭
性评价提供评价标准。建议在现有储气库断层外部储层部署适当的监测井，实现在储气库生产过程
中，对断层的长期动态监测，以此作为储气库储层完整性管理的重要技术手段。（表4，图5，参13）

     开架式气化器（ORV）是广泛应用于LNG 接收站并逐渐成为主流的气化器类型，其诸多使用
优势备受关注。为了最大限度地使用ORV，发挥其优越性，更好地服务生产，分析了影响ORV 最
大操作负载的3 个主要因素：海水流量、海水温度及操作压力，依据其性能曲线及机械限制条件，利
用在非线性曲线拟合工具1stOpt 建立了计算最大操作负载的数学模型，通过对比和误差分析，验证
了该模型的准确性和实用性。结果表明：当操作条件变化时，可根据此模型快速计算出当前条件下
的最大操作负载，为用户最大限度地使用ORV 提供理论依据。（表2，图8，参6）

       针对石油天然气管道在运行过程中由于管道含缺陷而“带病”服役的问题，回顾了国内外对含
缺陷管道的安全评定准则，总结出ASME B31G、API RP 579、DNVRP-101、PCORRC 评价准则和
SY/T 6477－2000 评价准则的优缺点和适用范围。ASME B31G 评价准则和API 579 评价准则相对
比较保守，而基于ASME B31G 修改后的几种评价准则准确度有很大改善；DNV RP-F101 评价准
则和PCORRC 评价准则适用于中高强度等级的含缺陷管道评定。建议在具体评定过程中，根据实
际工况选用评价结果相对准确和计算简单的评价准则，并可根据实际需要对目前常用的评价准则进
行修订，提出具有针对性的评价准则。同时建议对一些复杂结构缺陷和多种载荷耦合的含缺陷管道
进行有限元数值计算。（参8）

       统计分析了X80 管道的主要结构与力学参数，包括母材屈服强度、母材拉伸强度、焊缝拉伸强
度，母材冲击功、焊缝冲击功、热影响区冲击功及管道压力，这些参数均服从正态分布，给出了其均值
和标准偏差，并采用威布尔分布和对数正态分布计算缺陷分布。基于FAD 技术和Monte-Carlo 法，
采用国外目标可靠度指标对长距离含缺陷X80 输气管道的可靠性进行评估，结果表明：即使存在缺
陷漏检，含缺陷X80 输气管道的可靠度也完全可以满足标准要求。该方法适用于输气管道的安全
评定，具有工程实用价值。（表2，图1，参9）

       普光气田高含硫天然气集输管道腐蚀风险较高，为了全面掌握管体的状态，在投产前后分别对
集输管道进行了智能清管检测。投产前检测发现外部金属损失点10 处，投产后一年检测发现外部
缺陷点9 处、内部缺陷点7 处。经开挖验证和检测分析，外部金属损失为建造或施工损伤，内部损失
点由气液界面腐蚀造成。采用概率统计方法评估管道的可靠性，采用剩余强度理论评估管道的安全
性，结果表明：检测到的缺陷点未对管道安全造成明显影响，管道整体可靠性较高。（表2，图3，参7）

           用硅烷偶联剂KH550 对聚乙烯表面进行预处理后制备环氧涂层，并与其他常规处理方法
（砂纸打磨、喷砂、火焰极化）处理过的PE 表面与环氧涂层的粘接性能进行比较。结果表明：经过
KH550 处理后的PE 粘结强度比打磨、喷砂、火焰极化处理分别提高了80％、66％和43％ ；KH550
质量分数在5％～10％，水解时间为48 h 的粘结效果最佳；经过60 ℃热水浸泡20 d 后，用硅烷偶联
剂KH550 处理过的聚乙烯与环氧的粘结强度仍然保持在5 MPa，且破坏状态为环氧内聚，耐水性优
于传统的处理方式。（表2，图2，参6）

冷热管道并行敷设，将在管道及其周围土壤形成特殊的温度场。探讨了并行管道传热数值模
拟过程中合理的传热计算边界条件，结果表明：对于埋地并行管道温度场，当计算区域足够大时，左
右边界采用第一类边界条件和第二类边界条件的计算结果相同；采用第一类边界条件的计算结果偏
大，而采用第二边界条件的计算结果偏小，在深度方向计算区域小于10 倍管径的情况下，差别较明
显；计算区域横向尺寸不应小于管道直径的20 倍，而深度（纵向）方向的尺寸不应小于管径的10 倍。
研究结论可为管道工程设计和运行方案优化提供借鉴。（图7，参6）

         泥水加压平衡盾构机作为一种管道施工机械设备，除本身的液压、电气系统故障外，其余影响
盾构推进速度的问题在参数特征上均表现为推力过大。以北江盾构穿越工程使用的M1051 盾构机
为例，分析了引起盾构机推力过大的人为掉物卡拖车、推进模式选择错误、粘土层糊刀、卵石层隔离
刀盘、沙层固结盾尾、盾构机V 形姿态的管理和工况因素，并从管理和技术两个方面提出解决措施，
可为相同或相似的油气管道盾构施工提供借鉴。（图2，参5）

         提出了一种新型的球罐支柱与球壳的连接结构——径向托板连接结构，并利用ANSYS 有限
元分析软件，采用JB4732-1995《钢制压力容器分析设计标准》中的分析方法，将其与支柱水平托
板连接结构进行应力分析对比。结果表明：在自重+计算压力+风压力载荷组合工况下，球壳与托
板连接处局部应力减少约9％；在自重+计算压力+25％风压力+地震载荷组合工况下，球壳与托
板连接处局部应力减少约9％；在自重+试验压力载荷工况下，球壳与托板连接处局部应力减少约
10％。（表3，图6，参4）

为了考察水下分离器入口预分离构件在高气液比工况下的分离效果，利用流体动力学软件
FLUENT 对其进行数值模拟。针对水下分离器3 种长径比和3 种入口倾角，建立了9 个入口预分
离构件的物理模型，通过模拟计算得到了各模型内部速度分布云图、速度曲线图及液滴分离效率图，
并进行对比分析。结果表明：不同长径比和入口倾角对入口预分离构件内部流场的影响程度不同，
长径比为4∶1、入口倾角为0°的入口构件内部流场最稳定，气液分离效果最好。（图6，参6）

基于计算流体力学方法，建立了管内封堵器三维模型，对管内封堵器封堵过程中其周围流场进行
数值模拟，得出管内封堵器封堵前后其周围流场中速度矢量、流体质点速度、湍动能的分布规律。对比
封堵前后流场的模拟结果：管内封堵器的封堵进程变化影响流体质点速度和湍动能的分布；管内封堵
器的机械结构会导致其局部位置和尾部流体产生漩涡，使管内流体流动紊乱，对封堵效果产生一定影
响。研究结果对确保管内封堵作业安全和进行管内封堵器机械结构设计具有指导意义。（图8，参7）

      管道封堵三通是对管道进行开孔封堵作业必备的维修机具，其承压安全性直接关系主管道的
运行安全。为了满足高压大口径油气管道维抢修的需要，结合有限元分析方法，开发了一种新型
φ 1 016 大口径X70 管线钢热压封堵三通。选定X70 高强度材质作为三通护板，相比Q345R 材质减
轻了三通质量，提高了焊接效率，降低了焊接应力。管道封堵三通消除了相贯线焊缝，解决了传统焊
接式封堵三通相贯线焊缝无法检测的技术难题，提高了封堵三通的使用安全，并首次利用应力应变
测试仪器进行了三通带压模拟应用监测，采集数据具有较好的重复性和规律性，为今后同类产品的
设计、制造、质量监控工作积累了宝贵经验。（图5，参4）

             结合中亚天然气管道WKC1 首站2 台SOLAR TITAN 130/C453 型燃气轮机/离心式压缩机
组的轴封形式、停机保压控制策略及存在风险，对停机保压程序、密封气供应程序和联动设备进行
讨论、提出停机保压程序优化和改进策略，在未增加任何额外投资的情况下，有效解决了首站备用
SOLAR 机组保压时间短、启动速度慢、附属设备磨损快及天然气放空能耗大等问题。优化改进后
的系统有效缩短了备用机组的启机时间，保障了压缩机组的正常运行，降低了对上游土库曼斯坦气
源方的负面影响，以及停机状态下的放空损失及生产能耗。（表1，图5，参4）

          在事故分析、调查研究和专家问卷的基础上，筛选出油库从业人员安全作业能力评估项目和参
考因素，构建了相应的评估指标体系内容和赋分标准。运用层次分析法，分别提出了判断矩阵，并计
算确定了每个指标的权重，利用CR 值检验了各层次排序计算结果的一致性。最后，通过实际应用
验证了油库从业人员安全作业能力评估方法的准确性和合理性。该方法为油库从业人员安全作业
能力测评提供一种新的尝试，也为石化行业开展一线保障人员风险度评估提供了技术参考和经验借
鉴。（表10，参6）

      系统阐述了国内外典型的储罐事故案例，包括英国邦斯菲尔德油库火灾爆炸事故、美国宾夕法
尼亚州储罐开裂事故。英国政府针对邦斯菲尔德油库火灾爆炸事故的做法值得借鉴，如公开发布调
查报告、设立网站共享经验教训以及限期完成整改措施等。深入研究了国内外典型储罐事故的经验
教训，包括设备故障、制造缺陷、雷击、静电、明火、违规操作施工和电气火花短路等。针对我国储罐
设计建设、运行管理和安全消防领域的技术标准，提出了改进建议。（参18）

            分析了国际常用的新旧R6、EPRI 和ASME IWB-3650 压力管道评价标准方法的基础理论，
介绍了其适用范围及优缺点。针对管道不同裂纹情况，提出了使用这4 种标准进行评价的相关建议：
针对一般裂纹问题，采用失效评价图法进行评价；对非穿透裂纹管道，应直接计算其塑性极限载荷和
应力强度因子，并以裂纹起裂或塑性失稳作为判定管道失效的准则；如果无法确定裂纹管道的塑性
极限载荷值，建议采用断裂力学的理论和相关计算进行评价；对于无法得到塑性极限载荷计算公式
的裂纹情况，可采用有限元法计算其数值结果。（图2，参10）

     为了解决无人值守阀室安全防护问题，实现阀室远程监视和实时预警，开发了阀室监视预警系
统。该系统采用门磁和双鉴探测器相结合的方式进行阀室的入侵探测和阀室内活动目标的移动探
测，实现阀室的安全保卫。采用可燃气体探测器实现管输产品的泄漏监测，保证运行安全。发生入
侵或泄漏时，系统一方面就地进行声光报警提醒人员远离，另一方面主动拍摄现场图像并利用手机
网络发送至远程控制中心。远程控制中心通过现场图像和短信内容，进行阀室运行状态的远程监控
和警情判断。现场应用结果表明：该系统运行可靠、报警准确及时、误报率低，可以满足阀室安全防
护的要求。（ 图3，参7）

           通过理论分析，建立了阀门内漏过程中气体体积泄漏率与声发射信号特征参数均方根
（AERMS）的函数关系，探讨了球阀在密封圈损伤状态下和泄漏率下的声学特征。应用基于小波包
理论的信号分析与处理方法对内漏信号进行能量分析，结果表明：当密封圈为单一损伤时，能量主要
分布频率范围为12.5～62.5 kHz，声发射信号AERMS 与球阀气体体积内漏率成双对数关系，可以
利用声发射检测天然气管道阀门是否发生内漏并估算其体积泄漏率。（ 图6，参10）

            以海瑞克盾构机为例，设计了泥水循环从站控制系统，使其与盾构机控制系统无缝连接，并独立
于主站控制系统。各泥浆泵控制柜、阀门控制箱、地面监控站为从站结构，选用S7-200PLC 控制，通过
Profibus-DP 现场总线与主站通讯；地面监控站采用S7-200PLC+Profibus-DP 模块+计算机终端，同
步显示远程控制站的泵、阀运行状态；泥浆泵驱动电机选用交流电机，调速控制采用schnielder Altivar
71 变频器+Profibus-DP 通讯卡+S7-200PLC；采用Profibus-DP 网络和西门子S7 系列PLC 搭建整个
系统，总线采用2 芯5 类电缆作为传输介质，通讯速度可达12 MBP；在本地控制柜增加光电隔离中继
放大器，解决长距离盾构隧道掘进通讯信号传输衰减及隧道内用电安全等问题。( 图3，参2)

      J 形铺设是铺设深水海底管道的一种重要方法。考虑J 形铺设时管道的几何非线性特性，建
立了基于管土相互作用的深水J 形铺设有限元模型，并针对其主要影响因素的相关参数进行研究，
为深水海底管道J 形铺设提供技术支持。研究结果表明：铺设角度越大，触地区附近管道应力越大，
管道顶部张力越小；铺设水深增加，触地区附近管道应力明显减小，管道顶部张力明显增加；管道壁
厚增加，管道上部应力及顶部张力明显增加；土体刚度影响触地区附近的管道形态，对管道整体形态
影响很小。（表1，图14，参10）

      中缅油气管道国内段沿线存在不连续的长距离砂土液化地带，砂土液化是地下管道遭受地震
破坏的主要原因之一。为增强管道抵抗土壤液化的能力，通过对砂土液化现象及其危害进行分析，
结合油气管道沿线砂土液化特点，对管道敷设深度内有中等、严重砂土液化趋势的地段采取平衡压
袋稳管方式进行液化处理。该处理措施具有经济、环保、便于施工、不影响管道主体工程安装和总体
工期等特点，而且对于避免和减轻地震灾害，确保油气管道的安全运行具有重要意义，在类似管道工
程建设中值得推广应用。（表2，图3，参4）

       针对输电电压等级为110 kV 及以上的输油站，提出了一种考虑线路充电功率的无功补偿策
略，其在充分考虑线路充电功率的基础上，利用输电线路的π 形等值电路，计算输电线路上无功功
率的分布情况，并以上级变电所计量的无功功率最小值为目标函数建立数学模型，进而得出当输油
站电力负荷在空载和轻载时，通过减少无功补偿装置投用的容量，保证输油站在低功率因数方式下
运行，增大输油站的感性无功功率，从而达到冲减线路充电功率、控制反向无功功率、提高功率因数、
降低电费开支的目的。（表6，图2，参6）

        兰州－成都原油管道工程、中卫－贵阳联络线康县隧道穿越段管道双管敷设难度大，传统的隧
道管道安装施工设备、机具无法在隧道内使用。针对隧道内管道双管施工空间狭小问题，研制出隧
道专用自行龙门架、机械运管炮车和隧道焊接小车，并针对两种不同管材提出焊接施工要求。详细
介绍了隧道管道安装流水作业施工方法中施工前准备、运管、布管、管道组对和焊接等安装流程及
操作要点。同传统的隧道轨道安装法相比，该管道安装施工操作方便、施工进度快、经济效益显著。
（表1，图5，参4）

      针对管道回拖过程中容易出现卡钻的问题，提出3 种解决方法：夯管锤振击解卡、滑轮组解卡
以及夯管锤和滑轮组配合解卡。以林头村抚河穿越工程为例，在夯管锤振击解卡和滑轮组解卡均失
败的情况下，采用夯管锤和滑轮组配合解卡的现场操作工艺。结果表明：经过4 d 解卡施工，管道完
全从孔洞中拖回地面，管道和防腐层完好无损，仅焊口处的防腐带略有剥裂。由于滑轮组行程存在
一定弊端以及缺乏钢丝绳防护措施，夯管锤和滑轮组配合解卡的方法尚需进一步改进。（图5，参4）

     为了较精确地计算输油管道发生油品泄漏时的损失量，依据渗漏理论及流体力学原理，通过建
立油品在土壤中泄漏后的数学模型，确定了浸油土壤边际曲线y=ax ?，将其绕y 轴旋转360°后，再
由定积分旋转体体积公式求得浸油土壤体积。根据测算的含油土壤体积，通过环形分层多点取样采
样方法得到单位浸油土壤的密度及含油率，估算油品总泄漏量，进而获得输油管道油品泄漏损失量。
该方法干扰因素相对较少，误差率约为3％。（图5，参5）

         综述了提高天然气管输效率的内涂层法和减阻剂法的经济效益、优势、不足以及应用前景。内
涂层法已在国内外长输天然气管道中成熟应用，经济效益明显，但存在一次性投资较大、施工程序复
杂、施工条件苛刻，涂层寿命尚不确定等问题；减阻剂法因加注工艺简单、适用性广而备受青睐，但作
为管道储备技术尚处于开发研究阶段。（图2，参16）

        针对如何平衡LNG 储罐容量与调峰能力的问题，阐述了大型LNG 接收站储罐容量与调峰方
式的关系。以某LNG 接收站为例，对增加罐容和购买现货两种方式对罐容差异和调峰能力的影响
进行分析，采用动态设计模型求解现货方式，将连续用气量低于月平均用气量月差值之和作为罐容
增加量。提出利用南北地区用气不均匀性时间差，加强南北地区LNG 接收站资源的相互调度，可
以提高调峰能力和灵活性，充分发挥LNG 接收站调峰能力的新思路。（表1，图1，参6）

      基于长庆油田―呼和浩特石化原油管道工程项目沿线地形地貌和管输原油物性，依据相关标
准，讨论了保温方案和不保温方案在设计参数、安全停输时间、经济投资等方面的差异。结果表明：
相同管径下不保温方案的管道传热系数约为保温方案的2~3 倍，加热油耗约为保温方案的2 倍，安
全停输时间比保温方案缩短15.5 h，同时总体投资比保温方案高出1 742×104 元，费用现值比保温
方案高出3.6×108 元。因此该管道工程项目推荐采用保温方案，以减少热站数量和运行人员设置，
降低运行管理费用。（表4，图4，参2）

我国瓦斯资源丰富，传统工业技术不能对瓦斯进行有效利用，已成为煤层气工业发展的瓶颈。
应用水合物技术对瓦斯进行处理与储运，为煤层气工业的发展注入新的生机。综述了非瓦斯类气体
水合物形成和分解过程热量传递控制机理的研究进展，分析了深入开展煤矿瓦斯水合分离过程水合
物分解传热机理研究的必要性，指出基于三维温度场试验测试设备，系统研究煤矿瓦斯组分、促进剂
等影响条件下水合分解过程的温度场分布，探寻热量传递与瓦斯水合分解反应之间的耦合作用关
系，是亟待解决的关键科学问题。（图2，参36）

介绍了几种典型的严重段塞流预测模型，建立了满足质量和动量守恒的描述混输立管系统内
部周期性流动的一维瞬态流动模型。将模型计算结果与实验数据及OLGA 软件计算结果进行对
比，结果表明：模型计算的立管底部弯头处的压力值变化趋势及段塞周期等参数与实验数据吻合
较好；模型计算结果与OLGA 软件计算结果存在一定偏差，但在工程可接受范围之内，说明该模型
能够对立管系统严重段塞流进行较准确的数值模拟，可为海洋立管系统的合理设计提供理论依据。
( 表5，图6，参12)

通过分析总结天然气长输管道各种投产工艺的优缺点和适应性，结合川气东送管道投产经验，
确定了对于大口径、高压力长输天然气管道的投产，采用无清管器有氮气天然气推氮气推空气投产
工艺、“先站场、后线路”的置换顺序具有经济可行安全可靠等优点。对投产前的检查、氮气置换、天
然气置换、管道升压、试供气等投产过程中的关键技术进行了分析，重点探讨了管道投产氮气置换的
注氮设施、注氮位置、注氮量、注氮温度、注氮速度及氮气封存范围等技术参数。该技术可为国内外
新建大口径、高压力天然气管道的投产提供参考。（参８）

在分析了地质灾害对长输天然气管道危害的基础上，借鉴地质灾害风险评价方法，将地震灾
害的风险要素归纳为成灾背景、致灾体活动、受灾体特征、破坏损失和防治工程5 个方面。从多角
度、多因素出发，对影响管道安全并可能导致管道失效的各项因素进行了较为全面的分析，构建了较
为完善的管道失效后果评价指标体系，并针对管道震害的主要形式细化部分指标。在震害率分析的
基础上，确定了埋地管道震害破坏等级划分和对应失效概率的范围，实现了基于风险矩阵方法的地
震地区长输天然气管道失效风险等级评价。该方法能够对区域内长输天然气管道的震害风险做出
概括性的评估。（表2，图2，参15）

针对液化天然气（LNG）液化厂安全评价系统的多层次性和复杂性，将基于熵权理论的可拓
综合评价方法应用于LNG 液化厂的安全评价。结合现有LNG 液化厂的行业标准和规范，对LNG
液化厂从设备因素、环境因素和人的因素3 方面考虑，建立LNG 液化厂安全评价指标体系，并在此
基础上建立LNG 液化厂安全综合评价的物元模型，通过定量计算其熵权系数和综合关联度，达到
对LNG 液化厂安全进行综合评价的目的。实例分析的计算结果明确反映了LNG 液化厂的安全水
平，表明基于可拓理论的LNG 液化厂安全综合评价是有效的。( 表1，图2，参9)
　

针对输气管道缓蚀剂预膜方法多凭经验操作，且存在操作方法和参数普适性不强、耗剂量大、
膜质量难以控制等问题，探讨了输气管道缓蚀剂预膜的主要影响因素及质量控制途径。基于缓蚀剂
成膜的主要机理，分析了管输介质与缓蚀剂体系配伍性、管道内壁清洁程度、流动介质流型与流态、
缓蚀剂浓度、加注方式、加注设备、加注量、预膜时间、操作温度与压力等因素对预膜质量的影响，指
出了缓蚀剂预膜的主要控制因素。（图3，参11）

 定向钻导向孔钻进和扩孔过程中，钻杆经常由于疲劳损伤而断裂。在缺少相关规范要求的情
况下，对于某超长距离定向钻穿越工程，运用大型有限元软件ABAQUS，建立了钻柱-孔洞全孔模
型，综合考虑钻柱服役环境、岩土对钻柱的摩擦碰撞及泥浆的浮力等作用，分别对导向孔钻进、扩孔
钻进两种工况下的受力情况进行了有限元分析，对钻杆寿命进行了安全性评价。模拟结果表明：超
长定向钻导向孔钻进宜采用对穿；在导向及扩孔过程中，钻杆使用时间超过288 h 后，宜更换钻杆。
采取有限元法对钻杆受力进行分析，可以有效指导定向钻穿越施工。（图8，参4）

凝析气的特殊性质导致其在集输过程中可能形成段塞流，严重影响集输系统的稳定性和安全
性，段塞流的成功预测是确保凝析气集输管道正常运行的关键。以巴喀凝析气田集输管道为例，首
先根据Hysys 中气体组分的气相平衡图，分析管道系统形成段塞流的可能性，然后利用Pipsys 分析
该管道在不同压力、温度和高程工况下的运行状态，最终根据管道内的液体体积分数及管道持液量，
判断管道内段塞流的形成。研究结果表明：随着压力的增大，管道内介质先从两相流转化为单相流
（气相），再转化为两相流并有段塞流产生。通过对模拟结果进行分析，给出了预防段塞流形成的可
行措施。（表1，图9，参6）

          为有效抑制天然气管道中水合物的形成，根据流体在多层圆筒壁圆管中流动的传热学理论，
综合考虑大地温度变化、天然气物性参数等多方面因素的影响，给出电伴热埋地天然气管道热力计
算的数值方法与计算公式，并应用于现场计算。在气井的井口温度一定的条件下，管道缠有电伴热
带的出口温度明显升高，且温度升高的最小值为3.8 ℃，最大值达19.8 ℃，计算结果与现场实测结
果的相对误差小于5％，表明所推导的温降计算公式和编制的计算软件完全能够满足油田生产的要
求。（表3，图2，参8）

为了加强原油管道节能经济运行管理，分析了目前长输管道能耗预测的方法和软件的进展，
以定流量稳态优化运行工艺计算数学模型和软件包为内核，集成相关功能模块，开发了原油管道能
耗测算软件，建立了原油管道能耗测算系统平台。软件可根据月输油任务，进行优化计算，输出优化
运行方案、最优生产能耗区间，为制定运行方案、节能考核指标，以及实现安全运行管理提供决策参
考。秦京线算例分析结果表明，该输油管道节能重点在于控制输油温度，减少燃料消耗。（表7，图3，
参11）

      在海底管道挖沟埋设施工中，除了管道登陆的近岸段采用预挖沟方式挖沟以外，其他海洋段
普遍采用海底挖沟机进行后挖沟埋设。在后挖沟施工中，海底管道挖沟机利用高压射流冲射海底泥
面形成所需的沟形，采用射流泵将冲射过程中打散的泥沙及时排出工作区域。基于对射流泵设计原
理、射流泵的基本方程以及射流泵性能曲线的分析，给出了海底管道挖沟机射流泵的技术参数（最大
土方流量、流量比、扬程比、面积比、射流体积流量等）的确定方法及步骤，可为海底管道挖沟机相关
参数的确定和主要设备选型提供依据。（表2，图5，参5）

       机动管道在输送油品和地形条件固定的情况下，管道长度、空压机的排气压力和排气量是影
响管道排空作业时间的主要因素，但几种因素对排空时间的影响呈现复杂的非线性关系。以机动管
道排空过程的实验数据为基础，分析了排空时间随各影响因素的变化规律。通过分析，发现各因素
与排空时间之间具有较好的关联性，用支持向量回归的方法可以对排空时间进行预测。在对样本
数据进行训练和预测时，采用基于morlet 小波核的支持向量回归方法，并与高斯核的预测效果进行
对比，发现小波核比高斯核具有更好的排空时间预测效果，并给出了管道气顶排空时间预报公式。
（表2，图3，参11）

为了更科学、准确地确定长输管道用X80 钢级大口径三通的壁厚等设计参数，通过一系列
X80 三通的实物爆破试验开展验证试验法研究，采用三通塑性成型主支管壁厚减薄系数K 值，建立
了大口径三通壁厚设计计算公式，确定了系列X80 钢级大口径三通壁厚等设计参数，形成了西气东
输三线工程用X80 三通技术条件。研究结果表明，推荐的X80 大口径三通壁厚与采用面积补强方
法确定的壁厚相比大幅减小，不仅节约了原材料成本，降低了产品生产难度，而且有利于进一步提高
产品质量，为今后管道工程用大口径三通的设计和制造提供依据。（表3，图7，参7）

大型常压LNG 储罐是LNG 接收站中非常重要的单元设备，其冷却过程是LNG 接收站试运
投产过程中风险最大、最难控制的一个环节。详细介绍了LNG 接收站试运投产过程中LNG 储罐
的冷却过程，冷却前提条件及注意事项。分析讨论了LNG 储罐冷却过程中储罐温度变化趋势、冷
却喷淋流量、冷却速率及温度监测点最大温差等技术参数之间的相互联系。指出冷却过程容易出现
管道变形受阻，管道法兰连接处泄漏，冷却流量控制不均造成储罐温降不均，以及火炬系统易产生积
液等问题，给出相应的解决方法。研究成果可为其他LNG 接收站试运投产过程中LNG 储罐的冷
却提供参考。（图6，参5）

地下水封洞库作为近年来兴起的一种新型储油方式，其埋深的确定是工程需要重点考虑的问
题，其直接影响工程质量、安全和造价。结合湛江地下水封石油洞库的工程实例，探讨了确定洞库埋
深的一整套流程。首先根据水封条件和岩体质量对洞库顶面埋深进行初步确定，然后采用Flac3D
计算软件对湛江地下水封石油洞库的库区进行分析，通过模型的建立和边界条件的利用，对全断面
开挖的两组洞罐的围岩力学行为特征进行数值模拟研究，确定出较为合适的洞库埋深高程，最后从
工程造价的角度对模拟埋深结果进行对比优化，从而确定出水封石油洞库的最优埋深。工程应用结
果表明，该方法具有一定的实用性，可为今后其他类似工程提供参考。（表2，图10，参4）

基于淮安库区盐岩的物理力学参数实验结果，结合现场地层资料和储气库设计形状资料，首
先采用压力梯度原则和相关技术规程，确定内压上下限的初值，然后利用FLAC 3D 软件进行恒压
流变分析，仿真模拟了盐腔注采循环内压变化的全过程。通过分析盐腔最大主应力和腔体体积收缩
率模拟规律，综合考虑模拟计算结果和国外相关经验，建议淮安库区典型井的注采循环内压取12～
26 MPa。研究成果可为该储气库的运行及复杂地下大埋深盐穴储气库长期稳定性的评价提供参考。
（表3，图5，参19）
 

针对内浮顶储油罐传统人工清洗方法存在的施工工期长、人员劳动强度大、安全性差、原油回
收率低等缺点，研究出一套内浮顶储油罐机械清洗技术。机械清洗系统主要由抽吸循环、油水分离
回收、N2 注入、通风、高压水射流及气体监测6 个部分组成，其工艺原理是利用注水循环加热技术、
浮油回收技术及高压水射流技术清洗内浮顶储油罐。详细介绍了内浮顶储油罐机械清洗的具体步
骤。与人工清洗相比，机械清洗技术施工工期可缩短1/2，施工人员数量减少1/3，安全风险及人员劳
动强度得到有效降低，该技术可为内浮顶成品油储罐的清洗提供参考。（表1，图1，参8）

为准确评估并行或重叠埋地金属管道管壁的剩余厚度，设计了一种可用于瞬变电磁系统中的
发射线圈阵列，该阵列具有磁聚焦特性，对并行或重叠埋地金属管道剩余管壁厚度的准确检测提供
了可靠保证。利用CST 电磁工作室建模仿真，与单个发射回线相比，该发射线圈阵列87.25％的磁
场能量被集中在半径约为0.25 m 目标区域内，磁场强度相对提高了53.5％。根据得出的发射线圈
阵列的具体参数，进行了实物加工与测试，结果表明：该线圈阵列通入电流后，在目标区域具有良好
的聚焦特性，可用于并行或重叠埋地金属管壁剩余厚度的精确检测。（图10，参8）
关键词：瞬变电磁法；磁聚焦；发射回线；线圈阵列；埋地金属管道

针对西气东输二线北江盾构穿越工程盾构机在粉质粘土层掘进过程中产生大量废弃浆液，导
致盾构机泥水循环系统排渣效率降低、高速旋流装置能耗高和不利于环境保护等问题，研究了在盾
构机泥水循环系统中加入泥浆无害化处理系统，解决高速旋流装置净化降效问题的方案（方案1：膨
润土+CMC+纯碱+水，方案2：膨润土+粘土+CMC+纯碱+水），最终确定方案2 适用于当地
地层条件。现场应用及当地环保部门的测试评估结果表明：加入泥浆无害化压滤处理系统，能够提
高盾构机泥水循环系统对粉质粘土的净化效率，经过净化的液体能够满足直接排放的环保要求，泥
水循环系统较未进行泥水循环系统工艺流程改造前节能效果显著，具有良好的社会和经济效益。
（表7，参5）

从涂层结构、原材料指标、涂装工艺评定、表面处理及涂装要求、涂装质量检验等方面，对比分
析了国内外管道熔结环氧粉末外涂层技术规范及标准，建议根据CSA Z245.20-2006 和ISO 21809.2-
2007 修订国内相关标准。建议提高环氧粉末原材料含水量测试方法的具体要求；适当提高阴极剥
离技术指标的要求；钢管表面处理及涂装要求参考借鉴NACE 0394-2002 标准的具体规定；针对涂
装工艺评定，增加对环氧固化度和界面杂质含量的相关规定，增加对涂层长期高温阴极剥离试验的
要求；针对涂装质量检验，增加对环氧固化度、热特性、24 h 热水浸泡附着力、界面杂质含量等的检测
频次要求，以及对喷涂压力监控质量进行检验的规定；增加针对低温环氧粉末的相关要求。（表4，
参8）

从标准的分类构成、综合性、系统性、可操作性、先进性等方面，分析了我国与俄罗斯管道运行
技术标准的现状及差异。俄罗斯管道标准分级较为混乱，行业标准转化为国家标准或组织规范尚需
一定时间。俄罗斯管道运营技术标准在综合性、系统性方面比我国标准成熟，标准内容丰富，使用方
便，可操作性强，但是，俄罗斯标准更新较慢，未将完整性等先进管理理念纳入标准体系。相对而言，
我国标准在分类构成和先进性等方面优于俄罗斯标准。建议借鉴俄罗斯标准，重点学习其完善的编
写程序和较高的编写水平。（表1，参6）

油气管道的雷电和静电防御是一项复杂的系统工作，包括直击雷防护、电涌防护、接地及等电
位防护等措施。以兰郑长输油管道（甘肃段）场站防雷防静电工作为例，应用综合防雷与防静电理
论，采用模拟雷电流等效电路的方法，通过详细的电路分析与数值计算，对隐患产生的后果进行评
估，为油气管道场站的接地、等电位、屏蔽、电涌与静电防护提供了全面的整改方案。采用该整改方
案近3 年来，兰郑长输油管道（甘肃段）无任何雷电与静电事故发生，完善的安全措施最大限度地避
免了事故的发生，为管道的安全运营提供了可靠的技术保障。（表3，图2，参10）

高强度试压是国内外管道试压的普遍趋势。为研究我国X80 钢管100％ SMYS（最小屈服强
度）试压的可行性，以西气东输二线西段为例，应用概率统计方法，分析了X80 直缝钢管和螺旋缝钢
管管材试样屈服强度的分布特征，并研究了实物屈服强度和管材试样屈服强度的差异。结果表明：
X80 直缝钢管和螺旋缝钢管试样的屈服强度分布均符合正态分布，X80 直缝钢管屈服强度性能优
于螺旋缝钢管，钢管实物屈服强度比管材小试样屈服强度高10％～15％。以100％ SMYS 试压导
致母材屈服概率小于1％为目标，根据管材试样屈服强度概率分布特征及试样与实物屈服强度的差
异，得出X80 钢管可进行100％ SMYS 试压的结论。（表4，图4，参5）

现役长输管道加热炉使用原油作为燃料，原油燃烧后产生的高温烟气直接作用在承压炉管上，
导致加热炉的使用寿命和安全可靠性降低。现役加热炉每隔5 年大修一次，修理费用高，操作维护
繁琐。从技术和经济两方面分析了原油电磁加热炉研制的可行性。利用成熟的电磁加热技术，不仅
可以有效提高加热炉的安全使用寿命，还可以减少维护修理费用，提高自动化操作水平，防止环境污
染。发展该技术将会带来很大的经济效益和社会效益。（表2，图2，参4）

为改善提升管反应器内气固两相速度及颗粒浓度径向分布的环-核特征，采用欧拉两相流模
型和SIMPLE 算法，对添加3 种不同形式环挡板的提升管进行了流场与浓度场的分析，并与传统提
升管进行对比。计算结果表明：添加环挡板并不能减弱提升管内气固两相的轴向返混，对于某些特
定结构甚至还会出现明显的涡流现象；在提升管内添加环挡板能够较大程度地改善气固两相径向
的速度分布和浓度分布，使主体段的流动更加接近平推流状态，有利于控制反应的进行。合理设定
提升管中环挡板的结构和位置，能够改善气固两相的流动状态，从而控制和优化反应时间。（表1，
图9，参12）

碳捕集与封存作为减少温室气体排放的重要手段成为全球研究热点，管道运输是该技术得以实施的关键环节。当CO2 处于超临界或密相状态时，其具有液体的密度、气体的粘性和压缩性，对于管道运输是最有效率的。由于管输CO2 的特殊性质，CO2 输送管道与碳氢化合物输送管道存在不同；由于海洋环境的复杂性，CO2 海上输送管道与陆地输送管道存在不同。系统总结了实现CO2管道输送需要解决的关键技术问题，着重介绍了CO2 输送管道流动保障和延性断裂扩展领域的研究进展，指出CCS 作为大规模减少温室气体排放的重要选项，开展与之相关的基础研究十分迫切。（图3，参44）

杂散电流具有多源性特征，其腐蚀类型有直流、交流及地电流3 种，其腐蚀强度大且集中于局部位置。杂散电流的成因有二：电流泄漏和电位梯度。直流杂散电流腐蚀的本质是电化学腐蚀的电解作用，而交流杂散电流的腐蚀机理有待进一步研究。目前采用的防护手段有：避开杂散电流干扰源、增大接地电阻、排流保护法、电化学方法防护、材料表面改性、加强日常维护和检修。针对杂散电流腐蚀问题的数值计算，目前主要采用有限元法和边界元法，其中边界元法应用更为广泛。当前主要通过现场电位观测法确定杂散电流腐蚀的保护方案，而通过数值计算和模型实验相结合的方式确定最佳保护方案将成为未来的发展趋势。针对土壤介质不均匀的情况，可采用分块边界元法提高计
算精度。（表1，图1，参45）
 

研究了0.8 设计系数下天然气管道用焊管满足断裂控制要求的母材和焊缝韧性指标，评估了钢管100％ SMYS 水压试验的可行性。对于采用0.8 设计系数、直径1 219 mm、设计压力12 MPa的天然气管道，为防止钢管启裂，要求焊缝夏比冲击韧性最小平均值为80 J；为满足管道止裂要求，要求钢管母材夏比冲击韧性最小平均值为260 J。对管径为1 219 mm 的X80 钢管批量生产屈服强度数据的统计分析和评估结果表明：X80 钢管进行100％ SMYS 工厂水压试验是可行的，但需要优选板材和钢管性能稳定的供货商，并严格进行水压试验后的钢管几何尺寸检测。（表4，图5，参6）

针对目前完整性考核指标与完整性管理中存在的问题，结合目前管道完整性管理方案在管道完整性管理过程的作用，提出了建立基于管道完整性管理方案的效能评价方法。该评价指标体系以完整性管理方案规定内容与运营单位实际工作内容之间的符合度作为评价基础，以管道的风险水平、日常工作量大小、事故情况等影响效能的因素作为修正因子，建立了一套符合完整性效能评价要求的评价方法。该评价方法是一种对完整性管理方案执行质量的考核，实现了管道企业对风险控制水平的考核，同时该评价方法实现了目前多种考核与审核工作的结合。（表2，图1，参7）

寒区某管道穿越多年冻土区域，途经连续冻土、不连续冻土、岛状冻土和冻土沼泽，地质条件复杂，同时管道投产后输油温度远高于设计运行温度，实际敷设情况也与设计有很大不同，极易出现融沉问题。利用多层介质稳定导热方法建立迭代公式求解管道投产运行至今冻土层中的地基融化圈厚度，通过对气温升高、地表融化作用和冻土地温的修正，求出无保温层和有保温层两种情况下管道地基融化圈的融化深度。在此基础上，结合多年冻土地基融化下沉变形和压缩沉降变形分析，计算了管道的融沉变形量，并与管道允许的最大差异性融沉变形量进行对比，明确其融沉风险。根据冻土区的地质特征和实际工程经验，给出了3 种管道融沉防治措施。（表7，图2，参7）

辽宁某地下水封储油硐库地应力水平不高，属于低应力区，开挖后围岩变形破坏受单一结构面和多组结构面的组合控制，因此首先需要分析围岩属于应力型问题还是属于结构面型问题，其重要性等同于围岩参数取值的重要性。Hoek 和Brown 提出的地质强度指标（GSI）法基于岩体质量评价，应用经验公式确定岩体力学参数，可以一定程度上减少确定抗剪强度指标过程中的主观成分。以辽宁某地下水封储油库工程储油硐室为研究对象, 采用基于GSI 系统的围岩参数取值方法, 借助FLAC3D 软件对围岩稳定性进行数值分析，利用位移判据和应力判据对数值分析结果进行解释，进而判断围岩的稳定性，对工程实践具有一定的指导意义。（表1，图11，参9）

10×104 m3 浮顶油罐是我国目前广泛采用的大型储油设施，为获得关键部位的应力分布情况，并检验设计的合理性和运行的安全性，对其进行现场充水应力测试并进行有限元模拟计算。采用电测法，将振弦式应变计与电阻应变片结合使用。测试结果表明：罐体在水深为20.2 m 工况下达到最大工作应力，最大环向应力出现在罐壁3# 板上部和4# 板下部，测试值与模拟计算值基本一致。按分析设计标准对油罐进行评定，结果表明：该油罐设计合理，在正常操作条件下应力水平完全满足强度要求。测试方法及结果可为今后10×104 m3 及更大体积油罐的设计和测试提供参考。（表3，图6，参13）

利用多相流动蜡沉积试验环道，以高含蜡量原油为试验介质，对气液两相流的蜡沉积规律开展试验研究，得到间歇流流型下蜡沉积层厚度随液相折算速度、气相折算速度和间歇频率等流型影响因素的变化规律。结果表明：在间歇流流型中，蜡沉积物在管壁环向分布较为均匀。当液相折算速度恒定，平均蜡沉积层厚度随气相折算速度的增大而减小。若气相折算速度保持恒定，液相折算速度较低时，平均蜡沉积层厚度随液相折算速度的增大而增大；液相折算速度较高时，平均蜡沉积层厚度随液相折算速度的增大而减小。若气相折算速度相同，段塞频率随液相折算速度的增大而显著增大，导致平均蜡沉积层厚度呈现减小趋势。研究结果为建立气液两相流动蜡沉积动力学模型奠定了
基础。（图6，参6）
 

从相态控制角度，以东方1-1 气田在海南岛陆上终端排放的CO2 为例，开展了CO2 长距离管
输压力和管径的优化研究，并对管道入口压力、入口温度及环境温度等因素进行敏感性分析。结果
表明：管输压力对CO2 的输送相态具有重要影响，且很大程度上决定管径和壁厚，进而影响管道经
济性；管输压力应保持在CO2 临界压力之上，在无保温措施的情况下，CO2 始终呈高压密相状态（超
临界状态或液态），能保持管道的正常运行；对于东方1-1 气田伴生CO2 长距离输送方案，推荐管输
压力为9 MPa 或16 MPa，管材采用X65 钢，不必采取保温措施。（图4，参14）

        对输气管道清管周期影响因素进行了分析，确定将最小允许输送效率、最大允许积液量和最大
允许压降作为清管的参考标准，以水力摩阻因数、管输流量、输送效率为基础，提出了沿途有、无支管
并入的情况下，是否需要清管作业的理论判断流程。介绍了通过软件模拟静态积液量并结合气体携
液能力综合确定清管周期的软件模拟法。结合苏里格北二干线实例，详细阐述了两种方法的具体应
用步骤，分析了该理论判断流程的局限之处，最后得出：应针对不同的应用场合选取合理的清管参考
标准，并使用合适的计算方法确定清管周期；应针对不同的管输介质和管输工况，选取合理的积液量
和两相压降预测相关式，以确定合理的清管方案。（表4，图4，参13）

系统梳理了国内外测试油品倾点的标准规范，介绍了微压法测试倾点的原理以及自行研制的
专利产品自动连续供样倾点测试装置。选取国内具有代表性的管输含蜡原油，设计了利用微压法对
其进行倾点测试的适应性实验。根据实验研究结果，确定了微压法测试原油倾点的关键参数，加压
脉冲取2 400～3 500 imp，倾点判断值取0.07 kPa，试样与冷阱温差取30 ℃。在该取值条件下，倾点
测试结果与按照ASTM D 5853-06 原油倾点测量法测量的结果相差小于3 ℃。同时，国内主要含
蜡原油，倾点越高，其流动性与热历史的相关性越高，因此设想通过倾点值定量表征油品流动性与其
热历史的相关性，有待开展深入研究。（表2，图2，参8）

基于隧道穿越管道进出洞口的约束状态及应力分析，提出了隧道进出口弯管设计形状简化的
处理方法。推导了弯管参数简化后的受力平衡方程，利用该方程导出最大弯矩状态下的管壁应力
σ B max 的计算方法。可利用最大计算应力选取或验算弯管壁厚，以保证弯管形式的安全可靠。计算
结果全面反映了施工安装阶段的实际情况，体现了隧道内管道施工安装中的工程参数，有利于工程
质量的控制。( 图4，参6)

在外荷载作用下，埋地管道的屈曲失效受诸多因素影响，外压、内压、轴向力和弯矩均会使管道
产生屈曲，屈曲变形较为复杂。以φ 660×7.1 钢管发生局部非均匀屈曲为例，通过有限元方法开展
管道的屈曲失稳研究，分析不同载荷下管体的变形形式，进而判断造成钢管屈曲变形的主要原因：钢
管变形处受到较大弯矩作用，而弯矩是斜坡钢管与土壤之间摩擦力不足，管道输气压力循环波动，土
壤随气温季节性冻结、融化产生的管道周期性轴向载荷所致。（图9，参6）

       德国鲁尔泵作为油品外输泵被广泛应用于输油管道泵站。结合现场实践，对运行过程中泵机
组因为机械密封动环轴套发生轴向串动而引起的泵机组突然停机、启动时出现堵转的现象进行阐述
和分析。从泵机组机械密封的结构设计和受力状态分析入手，阐述了机械密封动环轴套发生位移是
由灌泵时巨大的流体冲击力造成的这一观点，并通过建立流体力学模型进行计算证明，最后成功解
决了机组运行中的过载停机和启动堵转难题，对于今后鲁尔泵机组类似故障的解决具有借鉴意义。
（表1，图7，参7）

为保障中俄原油管道安全运行，全面梳理了俄罗斯油气管道运行标准。从管道试压及原油、成
品油、天然气管道运行技术4 个方面，深入研究了中国和俄罗斯管道运行标准的差异。系统阐述了
俄罗斯标准的先进性，包括管道投产延迟条件下重新试压、运行管道强制性试压和周期性试压、清管
作业、输油站紧急停输准则、混油控制切割和掺混、压缩机异常条件操作程序和辅助设备检验等。建
议借鉴俄罗斯标准对我国油气管道运行标准进行修订。（表1，参1）

从头部防护、眼面部防护、身体防护、足部防护、手部防护、听觉器官防护、呼吸器官防护、防坠
落保护8 个方面对比分析了国内外油气管道领域劳动防护标准。剖析了我国标准的现状及与国外
标准的差异，比如我国目前在听觉器官防护方面尚无相关标准，有待及早制定；指出了国外相关标准
值得借鉴学习的内容，比如在防坠落保护方面，国外企业要求同时采取两种独立的防坠落保护措施，
进行双重防坠落保护。研究成果对于完善我国油气管道劳动防护标准体系具有重要意义。（参2）
　　

基于石油储罐设计日益大型化和浮放式的现状，对比分析了现行中美大型储罐设计标准
GB 50341-2003 和API 650-2012 关于抗震计算的相关规定，总结了其在抗震设防基准、设计准则、
数学模型及其参数和计算方法等方面的差异。依据两国标准规定的方法，对某项目5 000 m3 内浮顶
罐的抗震计算不同，尤其是罐壁临界许用应力，两标准的计算结果相差近3 倍，是所有计算结果中差
别最大的参数，也是两者设防目标不同在数值上的表现。GB 50341-2003 规定储罐上部自由空间
即为晃动波高，而API 650-2012 规定储罐上部自由空间的确定需要充分考虑储罐地震用途组别等
因素，更有针对性地定义了储罐上部自由空间与晃动波高的关系。（表3，参8）

网状阳极系统的优点在于储罐外底板保护电位分布均匀，对附近管道干扰小。采用瞬时同
步断电法对2 个站场的11 座储罐进行检测，结果表明：控制电位达到-1.1 V 时，储罐仍可能未达
到有效保护，原因是恒电位仪输出电流或保护电流密度过小，而日常管理通常只关注通电电位，易
忽视因IR 降造成的欠保护。储罐阴极保护相关标准要求电流密度在1～10 mA/m2，推荐范围为
5～10 mA/m2，而检测结果表明：两站场电流密度为1～2 mA/m2 时，断电电位基本达到了－850 mV。
由于电流密度需求受储罐液位和季节等其他因素影响，虽然标准中仅要求在阴极保护系统投运时以
消除IR 降电位确认电流密度需求，但在运行维护过程中仍需定期以断电电位确认电流密度需求，
以有效避免潜在的欠保护风险。（表12，参5）

介绍了在燃料油装卸过程中静电产生的形式及分布规律。基于人为操作因素、装卸作业环境
及油品物化性质等易引起静电火灾的因素，提出了静电消除技术和防护措施：接地、增加空气湿度、
加入防静电添加剂、控制液体流速、提高作业环境的通风性等，为评价燃料油储罐安全状况、制定消
除静电的措施提供了理论依据与技术支持。（表2，图2，参10）

从项目管理的基本要点出发，介绍了目前在国内外得到广泛应用的8 种工程项目管理模
式及其优缺点和适用范围，具体包括：DBB（Design-Bid-Build）模式、DB（Design-Build）模式、
CM（Construction Management）模式、PMC（Project-Management-Contractor）模式、BOT（Build-
Operate-Transfer）模式、Partnering 模式、EPC（Engineering-Procurement-Construction）模式、PPP
（Public and Private Partnership）模式。其中DB 模式是业主对项目设计控制最弱的模式之一；BOT
模式和PPP 模式是政府为了解决扩大基础设施与政府财政匮乏之间的矛盾，通过引入私人资本进
行公共基础设施建设的一种新型融资模式。例举兰郑长管道、苏丹一期管道、Mackenzie Valley 管
道3 个工程项目，分析了不同项目管理模式的适用性。（图1，参5）

随着SCADA 系统在油气长输管道的应用和发展，智能设备得到广泛使用，油气长输管道远
程监测与维护系统（Remote Monitor & Maintenance System， RMMS）应运而生。RMMS 技术的应
用可以缩短维修时间，降低维护成本，提高SCADA 系统的利用率，同时解决管道运行单位维护人
员匮乏的问题。介绍了油气长输管道RMMS 全分布式系统的总体结构及主要设备的功能，分析了
RMMS 在结构、功能、安全等方面的设计原则与要点，并给出了油气长输管道RMMS 典型配置的主
要参数。忠武管道的实际应用结果表明：管道场站RMMS 的“状态检测、远程维护、安全保障”三位
一体的系统建设构想和解决方案，有效保证了油气管道的安全运营。（表1，图5，参6）

利用有限元法分析计算了某LNG 储罐气相管装料及卸料时的热应力，发现最大应力在气相
管与内容器连接部位，其与气相管实际断裂位置吻合。分析结果表明：虽然装料与卸料会导致一定
的压力与温度循环，但造成的交变应力强度幅很小，可以忽略其引起的疲劳损伤。造成结构破坏的
原因为过大热应力导致的结构安定性失效。当内容器轴向收缩受限时，气相管应具有足够大的柔
性，才能有效降低热应力，满足结构的安定性要求。从约束及热变形补偿入手，对消除及缓解LNG
储罐气相管热应力的措施进行了探讨。（图5，参6）

基于气体超声流量计的应用现状，分析了其实现远程诊断功能的重要意义，列举了其核心诊断
指标：流速特性、声速特性、声道信号质量、声道增益值、声道信噪比。讨论了远程诊断系统的设置需
求，其功能体现在可实时地对现场计量站内的超声波流量计、流量计算机、压力变送器、温度变送器
及气相色谱分析仪等设备进行运行状态的指示、诊断及远程管理。在中亚天然气管道的应用实践表
明：气体超声流量计远程诊断可以及时地将流量计的工作状况通知运行操作人员，从而对流量计进
行有效监控，及时采取预防措施，降低计量故障的发生概率，提高运行效率，降低运营成本。( 表3，
图5，参6)

塔雅管道是连接塔库和雅克拉的原油管道，承担着塔库重质原油的外输任务。根据生产需求，
塔雅管道的年输量需要增输约15％，为此添加减阻剂提高输量运行。重质原油粘度大，其管流雷
诺数较低，需要适当提高管道运行温度，以期将管流雷诺数提高到10 000 以上，为减阻剂发挥性能
提供条件。减阻剂在油流中分散需要一定时间，难以全程发挥减阻作用，加剂油品流经塔雅管道全
程仅需不到6 h，发挥作用的管段可能不足1/3，应充分考虑减阻剂的分散性能制定加剂运行方案。
（表2，参10）

油罐底泥是在油品储存过程中，在罐底形成的一种又黑又稠的胶状物质层，因其含有苯系物、
酚类等有毒物质，不能直接排放。若不及时清除，将加速油罐底板的腐蚀，降低油罐的使用寿命，并
对罐内油品质量、有效容积等产生一定的负面影响。简要分析了油罐底泥的特性、危害、清洗年限及
费用；从清洗技术、清洗工艺及资源化处理技术等方面，归纳分析了国内外罐底油泥处理现状和发
展趋势；阐述了国内外在人工清洗、机械清洗及机器人清洗等方面的应用与研究现状；通过综合分
析，指出油罐底泥清洗技术将向密闭化、综合化、系统化、智能化的方向发展，油泥处理将向便捷化、
减量化、无害化、资源化方向发展。（表4，图1，参51）

    在长52 m、内径25.7 mm 的不锈钢管水平环道上，研究了液相粘度对水平管气液两相流流型
的影响。试验中观测到5 种流型：气团流、分层流、分层波浪流、段塞流、波浪流。在气、液折算速度
相同的情况下，随液相粘度增大，气团流的长气泡增长，分层流和段塞流的液膜高度减小，段塞频率
增大，波浪的平均液高和振幅增大，波浪的速度和频率减小。绘制了不同液相粘度下的气液两相流
型图，当液相粘度不小于20 mPa· s 时，未观察到分层波浪流；随液相粘度增大，分层流的区域逐渐
减小，气团流向段塞流的转换边界向小气速方向偏移，生成波浪流的边界向小液速大气速方向偏移，
且更易形成段塞流。使用T-D 模型进行对比验证，当液相粘度相对较大时，该模型不适用于本实验
条件下的流型计算。（图9，参16）

基于流体力学（CFD）方法，分析了直角弯管的内部流动规律，计算结果表明：直角弯管在90°
转角和下游水平管路中存在流动分离现象，同时在下游水平管路中形成明显的二次环流。在流场计
算的基础上，引入Tulsa 大学冲蚀与腐蚀联合研究中心（E/CRC ）提供的冲蚀模型，对直角弯管的冲
蚀磨损问题进行研究，分析了固体颗粒的空间分布特征和上下游管壁的最大冲蚀率以及总体质量损
失，计算结果与实验数据具有良好的一致性。固体颗粒的空间分布特征依赖于流体流动特性，磨损
最严重的位置发生在弯管转角处和下游管路的内侧壁面。流速、颗粒浓度和颗粒直径对最大冲蚀
率有明显影响，其中，流速与最大冲蚀率呈指数增长关系，上下游管壁的速度指数分别为2.5 和2.3。
（表1，图10，参16）

针对伴热稠油管道在保温层失效后，安全停输时间难以确定的问题，基于有限体积法，建立了
伴热稠油管道二维、非稳态分析模型。该模型考虑了稠油的凝固潜热影响，研究了保温层失效前后
稠油管单独停输（案例I）与稠油管和伴热管双管同时停输（案例II）情况下稠油管内温度场的变化
规律，在此基础上，通过SPSS 软件拟合了停输时间与停输后稠油平均温度的关系曲线，进而确定了
伴热稠油管道在保温层失效前后的安全停输时间。保温层失效前后，案例I 与案例II 油管内的温
降规律基本相似。在保温层失效前，案例I 与案例II 的安全停输时间分别为58 h 和54 h，前者在
伴热管的影响下，安全停输时间延长了4 h；在保温层失效后，两种情况下的安全停输时间均缩短至
11 h，即伴热管对安全停输时间没有影响。（图9，参12）

         以油库自动化系统的分布式多层结构为基础，介绍了一卡通自助付油系统、储罐自动计量系
统、输转作业自动化系统、油库消防自动化系统及整个油库智能安防系统的结构与功能。借助于系
统集成技术，将各自动化子系统统一集成至油库管理信息系统中，实现生产自动化监控、业务信息化
管理及现代油库管控一体化。以配送IC 卡为凭据，结合系统电子单据，完成从配送计划制定与下
发、油库验卡提油、配送在途监控、加油站验卡收油等业务环节的衔接，统一并简化了销售公司二次
配送单据流转，最终实现无纸化作业，提高油库运营的劳动效率和安全性能。（图7，参4）

基于土壤性质检测，室内模拟实验，实际管道防腐层绝缘性测试、杂散电流测试，爆管处腐蚀
形貌比较，管道埋地实际状况分析，研究了X60 管线钢在黄河下游冲击平原土壤中的腐蚀行为。结
果表明：黄河下游冲击平原土壤具有强碱、高含盐（主要为高NaCl）、高腐蚀性质；X60 管线钢均匀
腐蚀轻微，但会发生严重的坑腐蚀，腐蚀过程是：X60 管线钢在水含量高甚至饱和的高含NaCl 土壤
中发生Fe 氧化腐蚀反应，钢表面先形成含水FeOOH 内腐蚀产物膜，腐蚀产物膜虽对基体具有一定
的保护作用，但因Cl- 渗入内腐蚀产物膜产生局部破坏，导致严重的坑腐蚀，并可能发展为爆管破
坏。（表2，图9，参18）

利用塔河稠油分别掺混4 种塔河稀油的粘度测试数据，对Arrhenius 粘度模型、双对数粘度模型、Cragoe 粘度模型和Lederer 粘度模型进行评价，结果显示：Cragoe 模型准确度最高，最适合对塔河稠油掺稀粘度进行预测。考虑不同掺稀体积比对Cragoe 模型预测结果的影响，将稠油的质量分数作为Cragoe 粘度模型的改进参数，分别对稀稠体积比高于和低于1:1 的预测值进行放大和缩小处理，改进Cragoe 模型，实现平均误差和最大误差较改进前分别下降43％和32％。（表7，图3，参11）

原油管道中的油垢沉积易造成管道阻塞，管道内部油垢厚度的检测成为重要的技术课题。实
验测量装置由137Csγ 放射源和NaI（Tl）闪烁晶体探测器等组成，采用圆筒状石蜡模拟油垢，用γ
射线透射石蜡，研究了不同厚度的石蜡对γ 射线的透射特征，建立了透射强度与石蜡厚度关系的经
验公式，其线性相关系数为0.996 3。结果表明：伽马射线透射方法对油垢厚度的响应灵敏，可用于
管道油垢厚度的无损检测。（表1，图4，参4）

针对管道运行操作人员的健康管理，国内标准存在缺失问题。介绍了美国国家标准API 755-
2010《炼油和石油化工人员疲劳风险管理体系》，核心内容是12 h、10 h 和8 h 轮班制在正常工况、运
行停止和轮班延长条件下的极限工作时间和极限休息时间，同时包括员工工作负荷平衡、员工个人
风险评估、科学睡眠和减缓疲劳培训、工作环境设计、临时调用以及疲劳事故调查等内容。该标准理
念新颖、技术内容先进，具有较强的适用性和可操作性，因而提出了采标建议。（表5，参6）

        详细分析了国内外输气管道放空系统设计标准。国内外对放空管、火炬与站场和阀室的安全
间距均参考API 521 根据辐射热计算确定，国内针对可能携带可燃性液体的火炬，还规定了最小防
火间距；站场放空火炬的设计计算，国内外均参考API 521 提供的两种方法进行。相关建议：针对
放空量的计算，修订国内现行标准，对放空时间、放空压力做出相应规定，统一放空系统设计理念，
明确放空量的计算方法与控制措施；在满足国家和地方法律、法规的前提下，尽量采用放空立管，减
少放空火炬；建议跟踪API/ANSI 521-2007（ISO 23257:2008（IDT））和API/ANSI 537-2008（ISO
24257:2008<IDT>），同步更新国内标准。（表1，参11）

 基于管道规划设计阶段产生的大量数据及资料，在管道运行维护管理过程中难以高效且系统性获得的问题，提出建立管道全生命周期数据模型。该模型是描述管道实体及相关信息的数据结构与数据编码体系，通过与WBS 体系结合，建立管道数据模型，使管道及其相关实体、参数与设计、施工等工程建设活动直接联系，为信息管理和工程业务开展提供支撑，进而使管道工程各阶段的业务信息、结构化数据、文件资料以标准化的形式贯穿始终，有助于管道全生命周期管理业务的顺利开展。（图3，参6）

      中国石油所辖多条管道建设项目采用“PMT+PMC+EPC”项目管理模式，效果良好。介绍
了PMC 项目管理的主要特征、适用范围及其在长输油气管道工程建设项目中的应用。PMC 承包
商受业主委托对项目进行管理和有效控制，实现对工程项目质量、成本、进度和HSE 的综合管理，在
保证项目质量的基础上实现项目整体目标系统最优。其职责包括：项目组织与计划管理、项目设计
管理、项目物资采购管理、项目施工管理、项目试运行与验收管理、项目评价管理。其重要作用在于：
优化资源配置、利于业主精简机构、提高项目管理水平、节约项目投资、提高项目总体经济效益、畅通
项目参与方的信息沟通。同时指出当前长输油气管道工程建设项目推行PMC 管理存在的问题，并
提出相关建议。( 图1，参5)

         通过建立储气井受力模型，对水泥环与井筒界面之间的界面压力进行计算，得到了储气井固
井水泥环与井筒之间的摩擦力和储气井固井临界长度：理想固井状态下，对于φ 177.8 和φ 244.48 储
气井，固井长度超过0.7 m，则井筒不会脱离水泥环从地面窜出。在水泥环与地层不脱离的情况下，
当地层土为粉细砂时，φ 177.8 和φ 244.48 储气井地面以下连续固井长度分别需要达到43 m 和60 m。
针对储气井上部腐蚀减薄和固井不合格的情况，分析了加固混凝土对储气井井筒的加强作用：若储
气井井口段采取有效加固处理和充分的防腐措施，即使储气井壁厚的减薄量超过腐蚀裕量，正常工
作压力下储气井井筒的实际应力也低于许用应力。（表1，图2，参6）
 

      针对长输油气管道工程中可能面临的崩塌地质灾害问题，分析了不同高度、不同规模的落石
对具有不同缓冲层厚度的浅埋管道的危害。以兰成渝成品油管道K0526+300 处岩质边坡为研究
对象，根据其节理裂隙发育程度以及“5.12”地震中此处崩塌落石特征确定模型尺寸，运用RocFall
软件进行落石的能量、速率、运动轨迹、落点位置及最大冲击力等的模拟计算，并根据强度理论
判定落石对管道的危害性。结果表明：该边坡可能崩塌的落石规模为40 cm×90 cm×75 cm～
210 cm×195 cm×310 cm，体积大于0.7 m3 的中下部边坡落石对管道的危害极大，增大管道缓冲层
厚度可在一定程度上降低落石对管道的冲击力。（表2，图9，参8）

  传统的跨越管道安装主要采用钢结构滚动支座，不仅造价高，工期长，而且维护成本高。为了
有效规避钢结构滚动支座的不足，针对中石油江苏LNG 外输跨海管道安装的特点，设计研发了滑
动支座、固定墩、固定支座、管道支托和方形补偿器。介绍了管道支座的整体布置，以及管道支座的
4 个组成部分：固定墩、固定支座、管道支托和聚乙烯高性能滑动支座的设计情况，对补偿器进行了
选型和补偿计算。实践表明：补偿器可以有效地对管道的热伸长进行补偿，管道支座技术可行，造
价低，易实现，易维护，可为其他大跨度架空管道的安装提供参考。（表1，图6，参6）

      广坪河梁式跨越为兰成原油管道工程与中贵天然气管道工程共用，采用卷扬机牵引预制管道、
空中发送的方式完成跨越管道的就位。介绍了该施工技术的特点，探讨了其施工操作要点，包括卷
扬机基础的精度控制、卷扬机的操作控制、跨越管段的控制、吊车的选型、保温作业的安全保障。主
要工序包括施工准备、脚手架的安装、管道支座的安装、卷扬机的安装、跨越管段的预制、跨越管段的
空中发送、补偿段热煨弯管的安装、固定墩的安装、管垫的安装、保温层的安装、试压与干燥。该技术
减少了高空作业量，降低了高空作业的不利因素，避免了脚手架平台的重复搭建，最大限度地保障了
操作人员安全，降低了施工成本，值得推广应用。（图3，参3）

             针对目前水平定向钻穿越施工时回拖力只考虑管道回拖力而忽略钻杆和扩孔器回拖力的问
题，提出应综合考虑穿越地层地质条件、管道拉力、孔壁摩擦力和流体阻力等因素，建立回拖力的计
算模型。介绍了ASTM（American Society of Testing and Material）的回拖力计算方法，并在其基础
上推导了考虑钻杆和扩孔器回拖力的回拖力计算方法。通过对两个不同地层条件的工程实例进行
模拟计算，考虑钻杆和扩孔器回拖力的回拖力与实际回拖力的最大误差为2.4％，计算结果比仅考虑
管道回拖力时更接近实际回拖力。（表4，图3，参10）

 抚河φ 1 016 管道穿越工程地层主要为中粗砂层及砾砂层，地下水丰富，地层无胶结质、整体性
差，孔壁稳定性差，大口径定向钻进施工具有相当大的风险。基于此，充分分析了施工层位地质状
况，结合以往施工经验确定了该工程采用四级扩孔程序，泥浆选用优质复合型非开挖专用膨润土，并
添加高分子纤维素进行增效处理。实践表明，通过分析地层资料、合理设计施工程序、优化选取泥
浆参数以及实时控制施工过程，可有效提高水平定向钻进在同类地层施工中的一次成功率。（表5，
图1，参4）

       针对天然气管道缺少对颗粒物含量定期监测仪器的现状，研制出高压天然气管道内颗粒物自动采样橇，可安全可靠地定期对天然气管道内的颗粒物进行取样，取样过程无需人工干预。将该装置应用于国内某大型输气管道的压气站，对进站主管内的颗粒物特性进行测定，得到了颗粒物的质
量浓度和粒径分布，质量浓度范围2.57～7.24 mg/m3，粒径范围1.55～21 μm。利用扫描电镜（SEM）对捕集颗粒物的粒径分布进行验证，二者吻合较好。监测结果可为清管作业方案的制定以及分离过滤设备运行方案的调整提供指导。（图8，参6）

       采用BWRS 方程描述储气井内CNG 的状态，采用正割法求解储气井内CNG 的密度，基于
CNG 储气井质量平衡方程，建立了CNG 加气站地下储气井泄漏计算模型，阐述了计算和监测步骤。
基于VB6.0 开发了泄漏计算及监测程序，进行了实例分析。结果表明：储气井内的储气量与压力成
正比，与温度成反比，由于地下储气井温度接近地温，相对恒定，因此井内压力是反映储气量的主要
指标，储气井发生泄漏时，其压力变化明显；该计算方法精度高且比较稳定，可以满足一般工程的应
用要求，但因其最大误差不可忽略，故无法准确判断微小的泄漏。（表3，图2，参5）

       为了研究内浮顶储罐各金属部件间的电位分布及影响因素，进而明确雷击时储罐的放电部位
及预防措施，建立了内浮顶储罐模型，开展了内浮顶储罐雷击模拟试验，获得了储罐各部位电压分
布、导静电线电流流向等试验数据。结果表明：在雷电冲击时，无雷电流通过导静电线，浮盘与罐顶
连接处电位相同，储罐整体电位可达上百千伏，易对储罐未进行等电位连接的金属部件放电，并引发
事故。基于此，可以通过降低储罐的接地电阻降低储罐雷击时的电位，做好等电位连接可消除雷击
储罐火灾事故的发生。研究结果对内浮顶储罐雷电防护措施的改进具有一定的指导意义。（表2，
图5，参20）

        针对油品在储运和销售过程中，部分轻烃组分易挥发进入大气，造成资源浪费和环境危害的
问题，利用化工流程模拟软件Aspen Plus 模拟S1、S2 和S3 三种油气样品的冷凝过程，并对冷凝法油
气回收工艺流程及其冷凝温度设置进行优化。研究结果表明：3 种差异较大的油气组分在冷凝温度
达到-110 ℃时均可达到国家排放标准要求；冷凝法油气回收工艺流程宜设置为4 阶段冷凝，1～4
阶段温度分别设置为4 ℃、-40 ℃、-80 ℃和-110 ℃时，既能保证油气回收率和尾气浓度符合国
家标准要求，又能使油气回收的能耗控制在较低水平。( 表1，图7，参17)

      中海石油（中国）有限公司天津分公司在渤海湾某油田开展了天然气利用项目，天然气外输
海管选用国产X65 管线钢手工电弧焊接敷设完成。随着油田不断深入开发，伴生天然气中H2S 含
量持续增长，该海底管道特别是焊接接头等薄弱部位在运行过程中面临着H2S 应力腐蚀开裂风险。
根据NACE 相关标准方法研究了X65 管线钢焊接接头抗HB/HIC/SSCC 性能，并对SSCC 发生机制
进行了探讨。研究结果表明：该天然气外输管道所选的国产X65 钢焊接接头具有优良的抗H2S 应
力腐蚀性能，在管道敷设达标及目前运行工况条件下发生硫化物应力腐蚀开裂的风险较小。（表3，
图9，参12）

     针对长输管道热收缩带补口施工中采用人工火焰烘烤存在的问题，设计了一套补口施工专用
机具——电控式红外加热装备，并将PLC 应用于热收缩补口红外加热控制系统中。试验证明：该
装备能够使热收缩带加热过程实现程控化，以及热缩带加热控制的自动化和360°均匀加热，减少了
人工火焰烘烤造成的局部不粘接、空鼓等诸多缺陷。基于PLC 的电控式红外加热装备能够提高热
缩带补口质量和施工效率，延长管道的有效使用期限，保障长输管道防腐质量。（图11，参4）

        水合物法气体分离作为一种新型分离技术，具有诸多优点，但其应用受到水合物生成压力高、
生成速率慢及分离效率低等问题的困扰，而特定添加剂可改善水合物法气体分离性能。综述了国内
外在添加剂类型、评价方法及对水合物生长的促进机理等方面的研究进展，指出了未来的研究方向：
寻找全新的、不参与水合物生成或较少占据水合物孔穴的添加剂，对于相平衡、分离效率及动力学特
性均有较好改善；将不同类型添加剂进行有效复配，通过对复合添加剂促进性能开展实验研究，筛选
最优的添加剂组合及加量；借助精密观测手段，分析表面活性剂对水合物生长动力学的影响，验证促
进机理假说；对含添加剂体系水合物法分离工艺流程进行优化及经济评价。（表1，图4，参40）

为了更准确地跟踪成品油管道输送过程中的油品批次界面，建立了考虑管道沿线油品温度变
化的油品批次界面跟踪模型，在求解管道沿线油品温度分布的基础上求解批次界面跟踪模型。将此
模型应用于西南成品油管道，对比考虑温度影响和未考虑温度影响下油品批次界面跟踪的结果，表
明考虑管道沿线温度影响的批次界面跟踪模型更接近于实际情况。建议在进行油品批次界面跟踪
时，对管道沿线温度的变化给予关注。（表4，图1，参7）

        储罐的大型化给抗风圈、加强圈设计提出了新的要求。在比较目前国内外大型储罐抗风圈、
加强圈设计标准的基础上，以某20×104 m3 浮顶储罐抗风圈、加强圈的设计为例，分别根据中国标准
GB 50341 和美国标准API 650 设计了其截面模量。运用ANSYS 软件建立了其在不同荷载工况下
的有限元数值计算模型，对抗风圈、加强圈分别进行了强度和稳定性计算，给出了罐壁的变形特点及
极限风压值。对比分析根据GB 50341 和API 650 设计的抗风圈、加强圈的计算结果，给出了抗风
圈、加强圈的设计计算建议，可为大型储罐的设计提供参考依据。（表1，图8，参12）

文章编号：摘要：海上漂浮输油软管为复合型管，自内而外由不同形式与材料特性的结构层组成，经硫化处理使
各层融合为一个整体。基于管体的分层假定、粘合假定、平断面假定、均匀性假定以及对橡胶材料和
尼龙帘线加强橡胶部分的简化处理，运用分层分析方法，使用ABAQUS 有限元分析软件对研发中
的软管进行整体拉伸特性分析。将有限元计算结果与静态拉伸试验结果进行比较，虽然相对误差约
20％，但在一定程度上反映了软管结构的拉伸特点，对于软管结构设计阶段的拉伸特性估算及结构
优化具有重要的指导意义。（表1，图8，参13）
关键词：漂浮输油软管；分层分析法；拉伸特性；有限元；拉伸试验
中图分类号：TE835　　　　　 文献标识码：A　　　　　 doi： 10.6047/j.issn.1000-8241.2013.02.004

       针对苏里格气田部分下古气井产气因含有硫化氢而导致气井开发受限的现状，通过调研国内
外脱硫工艺，根据苏里格气田含硫单井分布、分散脱硫和低投资成本等特点，优选氧化铁干法脱硫工
艺进行橇装化设计，并采用市场委托服务模式进行现场试验，对试验结果及经济效益进行分析和评
价。结果表明：井口含硫天然气经橇装化设备脱硫后含硫量低于20 mg/m3，达到净化要求。脱硫剂
平均更换周期为34 d，现场各项试验参数达到设计要求，橇装化工艺流程设计合理，脱硫效果显著，
试验井由关井状态转变为脱硫净化生产状态，经济效益显著。（表2，图1，参5）

       采用有限元法，对某核电站应急柴油发电机组配套的储气罐进行结构抗震计算分析。介绍了
该结构的力学建模过程，静态载荷、地震载荷的组合和使用限制以及地震响应谱分析方法的求解过
程，计算得到了结构的固有频率、振型和地震载荷下的响应，并根据RCCM 规范对结构在重力、内
压、地震等多种载荷组合下的应力进行评定和强度校核，结果表明该储气罐的结构强度满足规范要
求。相应的计算分析方法对储气罐的抗震结构设计具有较强的借鉴意义，值得在生产实际中推广应
用。（表6，图4，参6）

原油差温顺序输送是指顺序输送具有不同流动特性的原油时，根据安全与节能的需要，调整油品加热温度以节约能耗的一种管输技术。建立了埋地原油管道差温顺序输送的数学模型，提出了移位网格下的虚拟边界条件法。编制了较为严格的非稳态水力-热力耦合计算程序，可用于管道设计与运行阶段出站温度、流量和压力随时调整，以及地温、原油物性和土壤物性发生变化的条件下，任意油品种类数与油品排列次序，任意批次数与批次量的工艺计算。利用新大管道原油差温顺序输送现场测试数据对模型进行了验证，结果表明各批次原油进站温度实测值与计算值的平均偏差较小，最大为1.4 ℃。（表5，图19，参15）

利用冷指实验装置，针对油包水型乳状液分散相粒径大小及分布，对油水体系中蜡沉积规律的影响进行实验研究，结果表明：在相同的搅拌时间下，随着配制乳状液时搅拌速率的增大，分散相中小液滴的数量增多，大液滴的数量减少；在相同的含水率下，随着乳状液体系中分散相液滴直径的减小和小液滴数量的增多，蜡沉积速率减小。对沉积物组分进行了高温气相色谱（HTGC）分析，指出在相同的实验时间条件下，油包水型乳状液分散相粒径大小及分布仅对蜡沉积层厚度有显著影响，对沉积层中蜡质量分数的影响可以忽略不计。该研究成果为进一步研究油水流动条件下的蜡沉积特性奠定了基础。（图5，参12）

             为了解决鲁皖成品油管道无法单纯依靠末站进行全部混油回掺处理的问题，根据管道混油的
运行规律，以及对增设混油设施站场选择、运行方式、经济效益等方面的综合分析，通过对建设蒸馏
装置、混油外输等方式进行经济对比，提出了在管道末段中间站增加混油处理设施的方法。应用结
果表明：通过增加中间站混油处理设施，管道混油增量较少，混油回掺量增大，提高了成品油管道混
油回掺处理的能力及灵活性，更有利于管道的优化运行，且5～7 年后即可收回投资。（表7，图4，参10）

     对塔里木油、哈国油和北疆油以不同比例混合后进行凝点测试，分析不同热处理温度与相同热
处理温度下不同加剂量对油品凝点的影响，得到不同混油比例热处理温度及加剂量对油品凝点的影
响规律，即重复热处理温度需高于40 ℃，加剂量控制在25 mg/kg。基于实验室研究结果，在西部原
油管道输送混合原油的过程中，沿线取样进行凝点测试，获得不加剂和加剂混合原油经沿线复杂热
历史和剪切历史作用后凝点的变化情况，由此得出：首站一站启炉即可保证管道的安全运行，同时可
结合管道特点制定安全、经济的运行方案。（表6，参6）

    使用不同流变仪及不同测试系统，采用剪切速率阶跃上升的加载方式，对大庆-冀东混合原油
进行触变性实验，并对实验结果进行对比分析。Anton Paar 流变仪的重复性好于HAAKE VT550
旋转流变仪，使用Anton Paar 流变仪测得的原油流变性数据较稳定，波动较小，但两种流变仪测得
的胶凝原油的屈服值和平衡值的实验误差均小于23％ ；内外筒直径比相近的不同测试系统测得的
胶凝原油的屈服值和平衡值的实验误差均小于25％，但内外筒间隙越小的测试系统，蜡晶结构裂降
越快，且得到的实验数据越不稳定。（表3，图3，参12）

           针对西气东输日益增多的分输站场与低下的调度效率之间的矛盾，结合压缩机组已实现远程
控制的现状，根据西气东输站场自动化控制系统的构架，对现有系统程序进行编辑与修改，添加了分
输系统远程控制权限，优化了PID 控制，编写了远程控制界面，提出了在甘塘分输站场进行远控自
动分输改造方案。通过对PLC 控制系统、RCI 配置文件和中心控制系统的优化及2 个月的试运行，
实现了西气东输分输用户的远控自动分输，提高了生产效率，优化了人力资源配置。（表1，图4，参3）

      针对油气管道沿线无人值守手动阀室安全建设困难的现状，分析了手动阀室在通信、电力和征
地改造方面的问题，提出一种满足手动阀室安防建设要求、具有实时高清视频功能的一体化新型安
防系统。介绍了该系统中各子系统的结构组成和工作原理，与手动阀室的供电及通信改造费用相
比，其建设成本低，且具有功耗低、占地面积小等优点。在兰郑长成品油管道多处手动阀室的现场应
用情况表明，该系统具有良好的稳定性和适应性，满足了手动阀室的安防需求。（表1，图1，参8）

     利用红外光谱和差式扫描量热技术剖析了国内外3 种具有代表性的热收缩带所用热熔胶粘剂
结构与组成的差异，并对胶粘剂的抗剪切性能和环球软化点进行测试。研究了胶粘剂组成与结构差
异对热收缩带与主管PE 间剥离性能的影响，结果表明：国内外热收缩带产品所用热熔胶粘剂在其
组成和结构上存在较大差别，国外胶粘剂的抗剪切性能和剥离强度，尤其是高温下的抗剪切和剥离
性能显著高于国内产品。基于对热熔胶粘剂化学组成的分析，指出胶粘剂组成与结构差异是影响热
收缩带抗剪切和剥离性能的重要原因，性能差异在很大程度上是由于国内产品所用热熔胶粘剂含有
较多的低熔点增粘树脂，同时缺少高熔点组分所致。最后，对热收缩带现场剥离性能测试方法、评判
指标的改进以及热收缩带长期粘接性能的研究方法提出了建议。（表2，图3，参6）

     热收缩带由辐射交联聚乙烯层、热熔胶粘剂及配套液态环氧底漆组成，其是3PE 管道应用最
广泛的补口材料。在热收缩带的补口过程中，主管道PE 层及焊缝两侧的环氧底漆层通过热熔胶粘
剂作用与热收缩带形成有效粘结，热熔胶粘剂的结构稳定性将对热收缩带补口的长期有效性产生重
要影响。为此，采用红外光谱（FT-IR）、凝胶渗透色谱（GPC）等分析方法研究了湿热老化对国内外
5 种具有代表性的补口热收缩带热熔胶粘剂化学结构稳定性的影响，结果表明：湿热老化导致热熔
胶粘剂组分发生了明显的结构变化，一方面存在部分酯基水解和小分子脱除，另一方面部分组分存
在降解/交联反应。（表2，图3，参8）

    准东油田新开发区块吉7 井区所产稠油粘度高，导致集输时井口回压过大、集输能耗较高。结
合吉7 井区稠油特性，通过乳化降粘剂室内筛选实验，选择OP-10 作为吉7 井区稠油的乳化降粘剂，
并确定其使用条件：最佳加剂量为0.75％、最佳乳化温度为50 ℃、最佳掺水量为30％，此时准东稠
油50 ℃时的表观粘度从1 979 mPa·s 降至105 mPa·s，降粘率94.7％。应用PIPEPHASE 软件的模
拟计算结果表明：在集输过程中采用乳化降粘剂后，吉7 井区稠油的集输距离达到2 216 m，乳状液
进站粘度为496 mPa·s，延长了集输距离并保持了乳状液良好的流动性。（表4，图4，参6）

    基于时间的定期检测方法往往导致大型原油储罐的失修或过修，如何确定合理的原油储罐内
检测周期对于平衡原油储罐的安全运行要求和检测费用具有重要意义。提出了基于RBI 技术的内
检测周期预测方法，研究发现随着可接受风险的增加，预测的储罐内检测周期也逐渐增加。介绍了
确定原油储罐可接受风险的方法，并通过此方法确定3.54×104 为原油储罐的可接受风险值。对于
腐蚀相对严重且内检测周期较短的储罐，与RBI 方法相比，基于Gumbel 方法预测的内检测周期相
对保守。与基于RBI 技术预测的内检测周期相比，国内标准SY/T 5921－2000 对储罐内检测周期
的要求较保守，推荐采用基于RBI 技术确定原油储罐的内检测周期。（表4，图3，参19）

  以西气东输某输气站为例，考察利用燃气蒸汽联合循环发电技术提高机组热效率的可行性。
现场测试燃料气组分的含量以及各项指标参数，计算燃气轮机排烟热焓。按照汽轮机发电机组的平
均效率，确定联合循环发电机组的发电量，论证燃气轮机余热发电用于驱动电驱压缩机组的可行性
和经济性。结果表明：整个机组的发电量可以满足电驱压缩机组需求电量的89.37％，4 年可回收投
资成本，节能效果显著，长期运行经济效益可观，具有推广应用价值。（图1，参5）

      油罐的大型化发展导致罐壁和罐底的应力分布和变形情况复杂化，因而对油罐的设计水平提
出了更高的要求。采用有限元法对20×104 m3 特大型浮顶油罐进行应力分析，并采用分析设计方
法对其展开强度评定。结果表明：在工况条件下，油罐第3～7 圈罐壁板、大角焊缝结构突变处、边缘
板翘曲开始和结束处等效应力较大，是罐体的危险点。根据强度评定结果对罐壁板及罐底边缘板提
出了减小其应力幅值、提高安全系数的优化建议，为20×104 m3 特大型浮顶油罐的结构设计和材料
选用提供了可靠的设计依据。（表2，图5，参7）

      针对成品油在输送和储存过程中易因静电积聚和放电而引发火灾和静电安全事故的问题，研
究了流速对管输油品静电的影响。基于前人的冲流电流计算公式和双电层理论，通过对冲流电流方
程进行算子分裂法求解以及相关边界条件的简化，推导出冲流电流计算公式的简化形式，其涵盖了
对油品静电影响的诸多因素，包括油品温度、管径大小、油品介电常数、离子迁移率、油品密度等。
利用实验数据对理论计算公式的修正参数进行确定，通过验证，实验数据和理论计算结果吻合良好。
研究结果表明：流速对于管输油品静电的影响显著，油品冲流电流大小与流速的3.23 次方成正比
关系。（图5，参10）

               针对某覆土油罐浮起事故，基于该油罐的基本结构，分析了浮起事故发生的原因，研究了防范
对策。根据排空油罐的受力分析，进行了相关计算，结果表明：若使容量分别为1 000 m3、2 000 m3、
3 000 m3、5 000 m3、10 000 m3 的覆土油罐浮起，罐室集水高度只需达到0.232 m、0.223 m、0.231 m、
0.218 m、0.234 m，集水量只需达到3.636 m3、4.367 m3、5.290 m3、6.356 m3、8.921 m3，即使排水阀全开，
如果罐室进水量超过30 m3/h，排空油罐就可能浮起。为此，从覆土油罐的全面改造、排水补漏、加强
管理及设计建造等方面提出了浮起事故防范对策。（表2，图2，参5）

        在川气东送管道一期投产过程中，为了确保新清溪1 井正常生产，应急投产川维支线。在燕子
窝－天生段和天生－金山段封存氮气隔离段，采用“气推气”置换工艺，对站场工艺管道与长输管道
进行同步置换。利用阀室内的调流阀进行流量调节，控制置换速度，缓解气井油层的套管压力。采
取干支线联通反输工艺流程，利用管存气确保普光净化厂的顺利投产。通过对注氮、置换、升压、流
速控制等作业参数的具体分析，阐述了管道投产置换中的关键控制点及技术措施。（表2，图2，参10）

        以某泥水平衡式盾构接收洞口地层加固工程为例，对盾构隧道接收洞口周边土体加固技术进
行研究。通过对比分析地面垂直注浆、高压旋喷和水平注浆等加固方案的优缺点，择优选择水平注
浆加固工艺。介绍了根据实际地质情况优化注浆孔位的平面布置，井壁钻孔与埋设孔口管工艺，注
浆孔口管的使用方法及注浆工艺与参数等。通过井壁预留孔检查注浆固结情况，效果良好，有效防
止了涌水、涌砂及倒灌等，可为后续盾构机顺利进洞提供保障。实践表明：水平注浆工艺有效缩短了
施工时间，对于砂卵石层有较好的可操作性和可灌入性，提高了地层固结的成功率。（图2，参4）

       西气东输二线东段管道沿线地质复杂，为了解决定向钻穿越施工问题，针对西气东输二线锦江
定向钻穿越现状，采用水下光缆与主管道同步回拖技术进行施工。结合工程实例，阐述了水缆的选
择、光缆固定方式、定向钻成孔质量控制、应力释放与缠绕、风险预测及防范措施等，对施工中光缆的
受力情况进行了分析，其设计回拖力为6.894 kN，仅为主管道回拖力的1.19％。水缆同步回拖技术
在该工程的成功应用，在国内尚属首次，有效缩短工期约20％，施工成本比传统穿越钢套管降低约
80％。该技术可以有效应用于穿越岩石等复杂地质结构，具有较好的经济效益和社会效益以及较高
的推广价值。（表1，图2，参4）

          江西省天然气一期管网工程CNG 加气母站的分子筛再生后吸附能力无法恢复，导致天然气
脱水后的含水量超出国家标准，影响了设备的平稳运行和对下游用户的正常供气。分析了脱水装置
设计参数与工况参数之间存在的偏差，以及脱水装置工艺流程的缺陷。根据分析结果，将脱水装置
的再生流程由双塔开式循环改造为单塔闭式减压循环。加气母站干燥器单塔吸附周期由改造前的
5 h 增加至改造后的136 h，吸附能力显著提高，同时降低了再生成本。该改造方案可为同行业类似
问题的处理提供借鉴。（表2，图2，参5）

         竣工测量数据采集是数字化管道施工建设管理的重点。以西北某在建数字化管道为例，阐述
了竣工测量数据采集方法、测量成果的质量控制及其应用效果。管道建设期的数据采集方法包括推
算法、几何法、RTK 测量法，其中RTK 测量技术因其精度高、实时性和高效性强，成为数字化管道
竣工测量数据采集最主要的方法。测量成果的质量控制方法主要有多次校核测量、布设便捷的控制
点、采集精准测量信息、通过GIS 系统检查测量信息。实例应用结果表明，管道建设期的数据采集
方法保障了管道竣工测量成果表数据的真实性、准确性，主要具有3 大作用：辅助出竣工图，减少工
作量；辅助出竣工资料，保证与竣工图数据统一；为管道运行期提供技术支持。（图2，参5）

        管道机器人综合了智能移动载体技术和管道缺陷无损检测技术，主要用于输油气管道的检测、喷涂、接口焊接、异物清理等检修维护作业。运动方式是管道机器人的技术核心，包括主动运动方式和被动运动方式两大类。系统阐述了仿生式、履带式、螺旋驱动式、车型式和支撑轮式等5 种主动运动方式管道机器人及被动运动方式管道机器人PIG 的技术特点和难点，例举了国内外现有产品和技术。对比分析了各种技术的综合性能，提出了管道机器人研发需要重点解决的技术问题。（表1，图7，参19）

       涡激振动会引起海底管跨的疲劳失效，激振频率、固有频率及激振载荷等是其主要影响因素。
固有频率是表征结构对荷载敏感程度的指标，管跨共振只可能在漩涡发放主频率接近管土结构的固
有频率时才产生。分析了海底土壤力学特性、悬跨长度、管道尺寸、海流速度等对管跨涡激振动的影
响规律，结果表明：随着管道覆盖层土壤硬度增大，管跨的最大应力部位逐渐从管跨中点向土壤和管
跨的交界区域移动；当海流速度较大时，对于小管径海底管道，靠近管跨中点和管跨两端易发生疲劳
失效。在工程设计校核过程中对易引发疲劳失效的部位予以关注，有助于提高海底管道的可靠性。
（表3，图4，参7）

       采用拟蒙特卡罗模拟算法对倾斜储油罐进行储油量测定、变位识别及倾斜角度计算，并针对不
同情况设计4 种算法。在储油罐空间内产生均匀分布随机点，并通过统计油平面位置以下随机点个
数，估算当前油面高度的储油量，利用空间坐标变化确定变位后储油罐的空间位置，估算当前位置下
油面所反映的储油量。以某油罐加油实测数据为例，根据油面高度、理论储油量、测量储油量、出油
量判断罐体是否变位，并利用最小二乘法，采用网格遍历搜索计算得到倾斜角度，结果表明计算模型
具有一定的可行性和可靠性。( 表2，图3，参4)

        为了确定最有利于管道输送的二氧化碳状态，从物理性质出发，分析了密度、运动粘度及质量
热容随温度与压力的变化情况，结果表明：二氧化碳处于超临界状态更有利于管道输送。从水力、热
力角度出发，应用Hysys 软件对二氧化碳处于不同状态时的管道输送情况进行模拟，得到管输压降-
管道长度、流体温度-管道长度、热损失-管道长度变化曲线，并计算得出二氧化碳不同状态时的有效
管道输送距离。分别对含有氮气和甲烷两种杂质的二氧化碳管输情况进行模拟计算，结果表明：杂
质对气态和超临界二氧化碳输送管道基本没有影响，但对液态二氧化碳输送管道影响较大，且在相
同条件下，氮气的影响大于甲烷的影响。（表1，图9，参6）

           使用自行设计的稠油伴水输送实验系统，以液体石蜡和固体石蜡产品配制的模拟稠油为研究
对象，开展了冬季低温条件下的稠油伴水输送实验，观察到理想水悬浮分散流和有限段塞水悬浮分
散流两种流型。基于两种流型均符合层流理论的假设，采用达西定律，分析了油水混合液表观粘度
与流型、含水率、管径的关系，结果表明，当含水率高于80％且管内油水混合液温度远低于稠油凝点
时，管内油水混合液呈现稳定的理想水悬浮流型；当含水率低于一定水平时，管内油水混合液的流型
由理想水悬浮流型转变为有限段塞水悬浮流型，但段塞长度和间距相对稳定，同样呈现出良好的流
动性；管道内径会影响伴水输油时段塞的形成，管道内径越小越易出现段塞。（图3，参6）

     析蜡点是表征原油析蜡过程的重要参数，基于其传统的显微观察测试方法，引入蜡晶显微图像
定量分析结果，以原油在温降过程中蜡晶颗粒个数增长的首个阶跃点温度判断析蜡点，从而减少人
为视觉误差以及玻片上的微尘和缺陷等对析蜡点测试结果的影响。6 种含蜡原油的测试结果表明，
该方法具有良好的重复性，平行实验获得的析蜡点差值均在2 ℃以内，与差示扫描量热（DSC）法测
得的析蜡点相比，上述析蜡点数值高1~4 ℃，6 种原油析蜡点平均高2.1 ℃。（表5，参8）

       以乍得和大庆原油为例，以低温下胶凝原油动态频率扫描和稳态速率扫描实验为基础，借鉴
Cox-Merz 经验公式，分析得到胶凝原油绝对复数粘度与表观粘度之间的经验关系式，并进一步推导
出描述绝对复数模量与稳态剪切应力的经验关系式。验证实验结果表明，上述两个关系式均具有很
高的精度，将线性粘弹性测量与非线性测量有效地联系起来。可见，研究不同测量模式下胶凝原油
流变参数的相关性，可为原油流变学理论研究提供新的方法和思路。（表2，图4，参12）

      利用自行设计制造的冷指实验装置，在油-水两相体系下，系统研究了含水率、冷指温度、乳状
液温度和温度区间对W/O 型乳状液蜡沉积规律的影响，得到了W/O 型乳状液蜡沉积规律的宏观特
性：在相同温度区间下，蜡沉积速率随含水率的增大而减小，且冷指温度较高时，蜡沉积速率随含水
率增大而减小的趋势明显，冷指温度较低时，该趋势较平缓；蜡沉积速率随乳状液与冷指表面温差的
增大而增大；在乳状液和冷指表面温差相同的情况下，蜡沉积速率随乳状液温度的升高而减小。基
于静态条件下W/O 型乳状液中沉积物相对质量基本不随含水率变化这一特性，提出了利用沉积物
相对质量预测W/O 型乳状液蜡沉积速率的新方法。（图7，参11）

在长距离气液管道清管过程中，磨损可能导致清管器密封盘直径小于管道内径。为了研究不
同直径清管器的清管特点，使用2 个不同直径的直板清管器，在透明有机玻璃管实验环路中进行空
气-水两相流管道清管模拟实验。结果表明：当清管器直径大于管道内径时，管内介质流动可以分为
4 个区，清管器运动速度不断波动，平均速度与气液混合速度接近。当清管器直径小于管道内径时，
清管器前后均为气液两相，清管器运动受液相影响较大，平均速度波动大且小于气液混合速度。检
测并计算了清管液塞头的速度与清管液塞的长度，计算值与检测结果吻合较好。（表1，图12，参11）

合成了聚苯乙烯-聚甲基丙烯酸甲酯复合型高分子纳米材料，使其表面成分聚甲基丙烯酸甲酯
进一步与烷基二元胺甲醇溶液中过量的胺基发生反应，形成胺基改性的输气管道高分子纳米材料减
阻剂。利用现代分析仪器对该材料的化学结构进行表征，其由均匀分布的聚甲基丙烯酸甲酯球形纳
米粒子组成，表面修饰一层十二烷基二元胺分子膜，粒子平均粒径150 nm。纳米粒子能够“填充”管
道内壁粗糙的凹凸表面，降低管道内壁的粗糙度，减阻率达到9％；密布在纳米粒子表面的胺基基团
的协同效用增强了纳米材料的缓蚀性能，缓蚀效率大于85％。因此，该材料对于输气管道兼具减阻
和防腐功能，能够在保障管道运行安全的条件下迅速增加输量。（图5，参10）

尝试通过在3PE 防腐层表面涂刷自制的聚乙烯粘接增强剂实现碳纤维/环氧树脂基复合防护
层与聚乙烯层的有效粘接。实验结果表明：在3PE 防腐层外涂刷聚乙烯粘接增强剂，可以有效改善
环氧树脂与聚乙烯层的粘接性，环氧树脂对聚乙烯的室温剪切强度由1.73 MPa 增至3.02 MPa，剥
离强度由2.4 N/cm 增至100.6 N/cm。通过弯曲、冲击和耐划伤实验，测试了整个防护体系的性能，
结果表明：该复合材料与聚乙烯层间形成有效粘接，且具有良好的柔韧性和抗冲击性能，可以承受
130 kg 载荷的耐划伤测试。（图6，参10）

为了确保输油设施的安全，研制了一种全自动阴极保护系统无线断路报警装置。结合PS-1 恒
电位仪、报警信号提取电路、无线电通讯及自动控制技术，详细介绍了该装置各模块的功能和工作原
理，利用阳极输出电压的变化，通过无线遥控装置发射和接收信号，判断盗割行为是否发生。报警装
置在实验期间未出现误报、虚报现象，报警准确率达100％。现场测试结果表明：该装置能够有效保
护输油设施，取得了预期效果。( 图4，参4)

通过室内实验对磨料射流切割改造输油气管道的可行性进行研究，得到泵压、喷嘴直径、磨料
浓度、喷嘴横移速度、喷射角度等工作参数对磨料射流切割深度的影响规律：磨料射流切割深度与泵
压成正比，与喷嘴的移动速度成反比，喷嘴直径、磨料分数以及喷射角度均存在最优值。利用遗传算
法确定并优化磨料射流切割模型中的未知参数，得出切割深度计算模型，利用该模型预测磨料射流
切割深度，最大误差为16％，最小误差为1.5％，符合工程要求。（表1，图8，参6）

      试验设定两个模拟油罐，其一在汽油表面铺设一层氟化聚乙烯微球，其二为空白对比油罐，汽
油表面不做任何处理。采用气相色谱技术对两模拟油罐进行油气蒸发损耗的在线检测分析，得到常
温和控温状态下两模拟油罐罐内油气含量的变化趋势，结果表明：相对于空白对比油罐，表面覆盖
氟化聚乙烯微球的油罐其油气蒸发损耗显著降低，通过氟化聚乙烯微球模拟油罐油气达到饱和的时
间，计算得到控温状态下氟化聚乙烯微球抑制蒸发损耗的效率为71％。其原理在于：氟化聚乙烯微
球一方面阻隔油气向油品传热，使油液表面温度降低，另一方面，减小油品的蒸发表面积，进而抑制
油品蒸发。（表1，图4，参11）

           针对长期以来埋地管道交流腐蚀评价只能依赖现场测取的交直流参数且准确性欠佳的问题，
提出了一种埋地管道交流干扰腐蚀的实验室评价方法。通过现场测取实际管道的交流干扰信号，在
实验室使用取自管道沿线的土样进行大范围交流腐蚀模拟实验，评价埋地管道在现场交流干扰条件
下的真实腐蚀风险。研究结果表明：采用对称电路和数字信号处理技术，可以实现在实验室内精确
模拟实际管道在交流腐蚀和阴极保护条件下的腐蚀速率；通过覆盖现场测量数据的交流干扰腐蚀失
重实验，可以最大程度地在实验室内实现埋地管道交流干扰的腐蚀风险评价与表征。（表4，图6，参5）

          水封罐是火炬系统防回火的重要设备之一，其溢流方式直接影响凝缩油的排放，而水封罐撇
油、换水操作亦会对火炬系统产生影响。对典型的水封罐结构及溢流方式进行总结分析，结果表明：
采用带挡板的水封罐可以明显减少换水量，而将溢流口设置在罐壁上可以有效撇油，并且能够避免
撇油过程中的安全隐患。通过具体实例，给出典型罐壁开孔的水封罐结构及运行参数，并提出对于
火炬水封罐溢流口位置设置的建议：设计中，优选在水封罐壁不同高度开口的方法，若采用连通管溢
流方式，则需制定详细的撇油、换水作业操作规程，并严格执行。（图2，参5）



 

        采用FDS 火灾模型软件分析了在设定的LNG 火灾场景下火焰的发展规律，以广州某燃气公
司3 个LNG 储罐中的中间储罐为研究对象，设定火灾场景，建立LNG 储罐区细化模型，对火势总
体情况、温度场测量点、云图动画、等值面动画、热辐射以及烟气危险区域进行模拟分析。结果表明：
火灾发生时，罐区总控室附近的温度远高于危险判断值，火灾发生30 s、110 s 时的危险区域范围变
化较大，烟气层温度高于180 ℃及烟气危险等区域均出现在储罐与总控室之间的有限范围内，在人
员疏散过程中应远离面向火源侧的建筑墙面。（图9，参8）

     对比分析了我国和俄罗斯在油气长输管道站场安全方面的相关标准规定，指出了俄罗斯标准
值得借鉴及我国标准比较先进的内容。俄罗斯标准在自动化消防系统、声光报警装置、储罐防火堤
设计、输油泵房通风系统等诸多方面的技术水平均高于我国现行标准，我国标准在接地安全方面比
俄罗斯标准规定的更为详细、要求更高，在周界安防方面，我国更是基于自主攻关，集成开发了先进
的光纤周界安防技术，可以有效保障输油站场的安全，但相关标准有待进一步完善。（参4）

        对比分析了国内外有关法规和技术标准中关于埋地输油气管道与高压架空输电线路相关距离
的要求和规定，涉及涵盖了输电线路设计、施工、验收、运行以及埋地油气管道设计及其腐蚀控制、
防火、防交流干扰等相关标准。国内标准包括DL/T 5092－1999、GB 50061－97、DL/T 741－2001、
GB 50389－2006、GB 50253－2003、GB 50251－2003、GB/T 21447－2008、GB/T 50698－2011 等；国
外标准包括CAN/CSA-C22.3 NO.6-M91、AS/NZS 4853：2000、德国腐蚀问题工作协会推荐标准第3
号。基于国内现行标准存在的问题，提出了解决对策与建议。（表2，参15）

      高压天然气管道泄漏危害和潜在影响区域取决于泄漏模式、气体释放、扩散条件和点燃方式
等。以某城市在役燃气管道为例，针对燃烧和扩散两种情况对天然气管道泄漏的后果影响进行分
析，计算15 cm 孔洞泄漏、管道压力分别为3.5 MPa 和4.0 MPa 工况下的潜在影响区域、喷射火影响
区域及蒸气云扩散影响区域。结果表明：对于15 cm 孔洞泄漏，无论发生何种情况，距离管道200 m
以外均安全 ，可以以此划定警戒区域，制定应急预案。（表2，图1，参5）

苏丹六区块生产的高粘度原油需输送至730 km 之外的喀土穆炼厂进行处理，为了确保长输管
道安全运行并满足油田生产外输量大幅增加的需求，根据原油性质和生产实际，应用使稠油烃类发
生分解、异构化、芳构化、氢转移、叠合、烃化等多种反应的裂解法降粘工艺，使稠油降粘起到良好效
果。现场应用结果表明，该项降粘技术能够明显改变高粘度原油的流动性，增强管道的原油输送能
力，是一种值得推广的稠油降粘技术。（表4，图1，参4）

在冷凝法油气回收过程中，油气组分和含量不断变化，热物性如焓、熵、粘度、比热容等也相应
发生改变。为了正确计算动态参数，给出了油气的相平衡计算模型。该模型由物料平衡条件方程
组、热力学平衡条件方程组和状态方程结构体系3 部分构成，并通过VC++语言编程求解。利用
实际气体PR 状态方程计算某油气成分在三级冷凝温度4 ℃、－50 ℃、110 ℃下的相平衡特性，与
Aspen 软件计算结果相比误差不大，可以作为后续流程模拟计算的基础。（表1，图3，参5）

        远程控制终端阀室大多位置偏僻，特别是我国西部，昼夜温差较大，经常造成RTU 阀室冬季
温度过低。主要原因是阀室内没有足够热量，仅靠设备运行产生的热量，不足以维持PLC 控制柜的
最低运行温度，因此需要使用外供热源。在PLC 控制柜底部安装两片30 W 加热片，RTU 阀室温
度明显提升，PLC 控制柜内的温度由0 ℃左右提升至6 ℃。若将加热片数量增至10 片，控制室的
温度可以恒定在10 ℃，从而可以彻底消除PLC 在低温下工作效率低、甚至停止工作的风险。（图2，参3）

 西气东输二线（西二线）工程江河顶管穿越是我国首次大规模长距离、复杂地质河流顶管穿越
工程，因地质结构复杂、地下水压高以及地层岩性变化大等条件限制，顶管施工难度较大。通过对西
二线顶管工程实践和存在的施工问题进行分析，提出我国复杂地质河流顶管特殊技术要求：完善现
有顶管工程设计规范，明确更加具体的物探资料；根据顶管机性能和设备配置等完善针对性较强的
顶管施工规范；从技术、装备等方面改进复杂地质竖井施工能力；结合工程实际制定复杂地质河流顶
管工程费用测算和工程管理制度，为类似河流岩石顶管工程提供技术支持和保障。（表1，图2，参5）

     大落差输油管道由于高差产生巨大的静水压力，因此，在设计中确保其在高承压下安全、平稳
运行至关重要。结合三塘湖原油外输管道设计，采用离线仿真软件SPS 建立三塘湖原油外输管道
模型，进行稳态、瞬态模拟，并根据不同输送工况参数，采取设置减压站、变壁厚设计、站场安装泄压
阀和压力调节阀、SCADA 系统的水击超前保护程序等措施，制定预先保护方案，从而实现管道安
全、平稳运行。（表4，图1，参17）

    为了满足复杂成品油管网调运决策和安全运行的需求，通过引入供应链管理理念，提出油品调
运决策平台的结构设计。在提高管网内信息可视性的基础上，通过针对管网供应链模型的仿真、管
网和中转库区调运计划的统筹制定，解决油品调运各链接问题，实现调运风险控制，确保调运顺畅和
库存优化。阐明了成品油管网调运决策平台结构及平台中信息系统、决策仿真系统、计划编制系统、
状态显示系统的功能和关联，为了解决油品调运各链接问题，实现调运风险控制，确保调运顺畅和库
存优化。（图2，参7）

     管壳式冷却器是往复式压缩机的重要部件，冷却管附着水垢会降低冷却效率和供气量，影响压
缩机性能。以某加气母站压缩机冷却器为例，采取以氨基磺酸、柠檬酸为主的有机酸混合溶液对冷
却器进行清洗，有效清除水垢的同时，减少了对冷却系统部件材质的腐蚀。对于气缸、润滑油冷却管
等部件的清洗，提出逆流向、分段式清洗方法，解决了因冷却管路复杂而清洗困难的问题。为了降低
故障发生率，总结了压缩机日常保养注意事项，对其冷却系统的运行管理具有借鉴意义。（图1，参4）

       针对西气东输二线东段13B 标段水资源匮乏的现状，探讨了利用灌溉区内高浊度黄河水作为
水源的可行性工艺。高浊度黄河水处理试验采用聚氯化铝混凝沉淀强化工艺，对比分析了加入自然
沉淀型聚氯化铝前后，不同沉淀时间的水质情况及沉淀水质的成分。结果表明：只有加入自然沉淀
型聚氯化铝沉淀2 h 后的水质能够满足西气东输二线的试压用水要求；不加入任何沉淀药剂，仅依
靠自然沉降3 h，无法满足要求。依据试验结果，制定了利用高浊度黄河水作为试压用水的工艺流
程，解决了水资源匮乏地区试压用水的施工难题。（表1，图3，参4）

初步探讨了我国现阶段大型复杂油气管网开展系统可靠性管理的目的、意义、对象和方法，提出了一套针对管网前期规划、设计施工、运行管理等阶段实施系统可靠性管理的可行方法论。首先，通过引入压力、流量、温度3 个变量来表述管网系统在一定范围内的“工作条件”和“功能状态”，提出了可拓展极限状态下的系统可靠性函数计算方法；其次，针对管网油气输送安全和保障市场平稳供应两方面，构建了可靠性函数分布式阶梯计算模型，该模型能够实现系统可靠性统一定量分析和
评价。（参9）
 

       调研了国际上最新的海底管道蜡沉积在线检测技术。压力波传播技术可以准确检测管道蜡沉积的堵塞位置，但对堵塞长度和严重程度的检测可靠性较低；放射性同位素技术可以在线检测管道蜡沉积的位置和厚度，能够提供实时在线检测结果，可靠性较高；热脉冲蜡沉积检测技术可以对管道蜡沉积进行连续测量，可靠性也较高。现有海底管道蜡沉积在线检测技术基本限于在小型模拟环道中试验应用，极少部分试用于实际海底管道。因海底管道距离海上平台较远，故远程测试技术发展
前景广阔。（图7，参13）

煤层气的排采特性决定了进入采气管道的煤层气同时含有水和粉尘等颗粒杂质，气体在流动过程中的压降损失势必受到水和固体颗粒的影响。为此，利用试验环道模拟煤层气集输管道多相介质的流动特点，试验研究了气液两相和气固两相流动的压降特性，得出如下结论：煤层气采气管道气体流速应控制在4～8 m/s 范围内，并应适当采取清管等措施，减少固相沉积物；采气管道水力计算可以忽略固体颗粒的影响而采用气液两相压降计算方法。（图6，参7）

广西某输气管道工程沿线分布有较大范围的膨胀岩，其膨胀性和崩解性引发一系列诸如滑坡、崩塌、管沟崩滑、坡面水毁露管等危害管道运营安全的地质灾害。通过现场调查和室内实验，查明了输气管道沿线膨胀岩分布情况及其工程地质特征；重点从矿物组成、岩石结构、初始含水量、干湿循环等典型共性影响因素方面分析了岩石膨胀性及崩解性特征，发现两者在水的直接诱因下相互作用，进而影响岩体强度的变化和结构的稳定性。基于此，结合管道工程特点和地区工程经验提出了有效的防治措施，为以后类似工程提供了参考。（表2，图4，参6）
 

以两站间密闭稠油掺0# 柴油集输管道为研究对象，建立数学模型，对管道总运行费用中的变量进行优化计算，讨论掺入不同比例0# 柴油对管道运行费用的影响。稠油添加0# 柴油后，管输摩阻损失降低，所需泵扬程及耗电量减少。当设定进、出站油温时，影响稠油管输费用的因素包括添加0# 柴油原料费及泵的电费，而0# 柴油原料费起决定性作用。以某混合稠油掺0# 柴油管道为例，计算0# 柴油不同掺混比例下的运行工况和费用，经对比分析，确定了经济输油方案。（表4，图1，参7）

基于对国外严重段塞流控制方法的调研，评述了国内采用的3 种严重段塞控制方法：GLCC 小型分离器法、自动节流法及气举法。将GLCC 与原段塞流捕集器结合使用，解决了QK17-2 油田的段塞问题，节省了大量空间和资金；在文昌油田成功安装了一套在线监测和自动节流系统，使生产更为稳定，产量更高；在中海油联合开发的西非某深水油田，设计安装了气举环空和注气系统，用于段塞控制和增产油气。这些实际工程经验可为油气田严重段塞流控制方案的设计提供参考。（表1，图4，参6）

通过油气长输管道风险评价指标（因素）体系的综合分析，将灰色理论和层次分析方法结合，对管道风险指标因素进行定量评价。建立了基于灰色层次分析法的油气管道定量评价模型，用层次分析法确定指标的权重区间，并结合专家评分，对管道进行风险评定。将此方法应用于盘锦输油管道（曙光首站-东郭阀室段），结果表明：最大危害因素为第三方破坏，其次为腐蚀破坏，而自然灾害和管道本身存在缺陷相对为较安全因素。灰色层次分析法综合了灰色理论和层次分析方法的优势，不仅可以对风险因素进行细化分析，而且灰色理论可以对各个指标因素的权重进行更灵活的处理，使得评价模型和评价过程更符合客观规律，评价结果更加准确可靠。（表6，参12）

针对龙岗酸性气田某些集输管道内积液和腐蚀严重的问题，基于气井采出流体的性质及输气管道基本运行参数，采用OLGA 软件模拟两条典型的低流速管道及不同流量下的001-6# 采气管道，分析两条管道内的流型、持液率以及流体与管壁间的剪切力沿管道的变化规律，研究流量对001-6# 采气管道内各流动特征参数的影响规律。结果表明：OLGA 软件模拟两条采气管道的压降和温降与实际生产数据一致，其模拟结果可靠；下坡管内持液率小于0.05，流体与管壁间的剪切力小于20 Pa，上坡管内持液率为0.3～0.4，液相-管壁最大剪切力为80～270 Pa，上坡管段是积液和腐蚀严重的区域；气体流量对龙岗001-6# 低流速采气管道的流动特征参数影响很大，进一步减小气体流量会使上坡管内持液率及液体-管壁剪切力急剧增大，从而加剧管内积液和腐蚀；当气体流量增大至97.5×104 m3/d 时，管内的持液率和管壁剪切力均很低，管内积液和腐蚀问题有所缓解。（表6， 图6，参9）

LNG 的超低温、易燃易爆等特点，使其储存特性不同于一般的流体介质，在储存过程中必然遇到一些特殊的安全问题需要处理。阐述了LNG 分层翻滚和间歇泉的形成机理和预防措施；介绍了LNG 的安全充注流程及压力控制方法；分析了LNG 低温特性可能引发的一系列安全问题，提出了必要的防护措施；讨论了LNG 储罐区的安全问题，给出了较全面的安全与防火建议。（图1，参7）

随着我国都市圈的不断发展，基于都市圈发达的交通网络体系、日益完善的基础设施和密集的
加油站网点等实际情况，结合武警部队职能任务的需要，建立军警民融合式油料储备体系十分必要。
借鉴“虚拟储备”的思想，通过聚类分析、定性分析与定量分析等方法相结合，建立了都市圈油料储
备点选址的数学模型，并借助MATLAB 软件包进行求解，优化了油料储备点的位置、储备油品及其
储备量。实例验证表明，基于都市圈的油料储备模型能较好地解决油料储备布局的优化问题，对有
效保障都市圈的油料的供应，具有较高的参考价值。（表3，参8）

针对如何计算一定深度下土壤温度的问题，基于半无限大空间非稳态导热理论，建立了油气输送管道埋深处的地温计算模型。结合粘土、轻壤土、砂土、砂砾及中、重壤土的土壤孔隙率和密度，研究了土壤在水淹、润湿、干旱、沙漠环境下的导热系数和体积热容计算方法，确定了地温计算模型中的土壤导热系数和体积热容取值。计算值与实测值的对比结果表明，该模型能够基于土壤质地、含水量、年平均气温、最高气温和最低气温准确计算地温值。（表6，图1，参10）

针对天津南港工业区兴建及渤西油气处理厂迁建项目新建海底管道路由及登陆点选择的需要，利用数值模型对大区域（整个渤海）开展水动力数值模拟，进而推求小区域（渤海湾）的边界潮位，对小区域开展水动力数值模拟，同时引入泥沙输运模型，对渤海湾的泥沙运动进行数值模拟，最终获得子牙新河入海口区域行洪条件下泥沙的冲刷、淤积规律。分析得出：海底管道在子牙新河入海口区域登陆是可行性的，但其路由及登陆点应远离冲刷深度大于1 m 的区域，基于此提出了两种推荐方案。（表1，图3，参5）

中缅油气管道是第一条敷设于滇西横断山脉地区的大口径、高压力长输油气管道，首次遭遇滇西复杂地形、复杂地质条件下的地灾群。介绍了该管道在地质灾害多发地段通过选用大变形钢管来提高管道本体抗应变破坏能力的做法，选取典型案例阐述了该管道在途经泥石流、滑坡、不稳定斜坡、危岩崩塌等各类典型地质灾害条件下时的敷设情形、地质灾害勘察结论、应对措施的选用和治理效果。以上设计建设方法与实践经验，对复杂地形和地质条件下的长输管道工程设计建设具有指导意义。（图4，参7）

压缩天然气分输站场通常采用橇装调压装置对上游高压天然气降压后再分输给下游用户，但调压阀在降压过程中因“焦耳-汤姆森效应”容易发生冰堵现象，给站场安全运行带来隐患。涡流管调压技术能够在降压的同时有效地解决冰堵问题，回收利用压力差能，应用前景广阔。针对某站场的实际工况，完成了涡流管技术调压方案设计，阐述了涡流管技术调压的运行方式，并对可能出现的问题以及预期应用效果进行了说明。设计结果表明：涡流管取代调压橇在技术上是可行的，而且能够避免冰堵问题的产生，减少调压器日常维护工作量及费用，同时，还能利用调压过程中产生的冷能，达到节能降耗的目的。（图7，参5）　

在长输天然气管道在线清管作业过程中，存在介质流速较高，清管器磨损量大及跟踪监控困难等问题，如果球速控制不当，将导致清管器卡堵或造成收球端设备损坏。结合山东省天然气管道有限责任公司济淄线输气管道在线清管作业实际情况，根据速度模型计算分析，适时掌控清管器的运行状况，及时调整工艺设备参数，有效控制了清管器的运行速度。采用“二次收球”的作业方法，运用牛顿第二定律及能量守恒定律两种方法的计算结果，调节清管器进入收球筒的运行速度，达到安全完成收球作业的目的。建议进一步加强对瞬时气量变化规律的研究，以更加精确地控制清管器的运行速度。（表2，图5，参8）

广西某输气管道工程沿线分布有较大范围的膨胀岩，其膨胀性和崩解性引发一系列诸如滑坡、崩塌、管沟崩滑、坡面水毁露管等危害管道运营安全的地质灾害。通过现场调查和室内实验，查明了输气管道沿线膨胀岩分布情况及其工程地质特征；重点从矿物组成、岩石结构、初始含水量、干湿循环等典型共性影响因素方面分析了岩石膨胀性及崩解性特征，发现两者在水的直接诱因下相互作用，进而影响岩体强度的变化和结构的稳定性。基于此，结合管道工程特点和地区工程经验提出了有效的防治措施，为以后类似工程提供了参考。（表2，图4，参6）

我国东北地区冬季严寒，天然气管网在运行过程极易出现冻堵。大连－沈阳天然气管道承担着大连LNG 外输任务，自2011 年底投产以来，出现多次冰堵。基于此，从管道所在地气候、地理、气源和冰堵原理等角度，分析指出大连－沈阳管道冰堵原因：在投运过程中，残留水在管道低洼处聚集，在冬季较低气温和管道内高压的共同作用下，达到水合物形成条件，因而发生冰堵。在分析注醇、伴热、降压防治方法的优缺点及适用条件的基础上，根据低剂量高效抑制剂的特点，得出结论：高效抑制剂可以降低大连－沈阳天然气管道水合物的形成温度，较好地延缓水合物的形成，进而为天然气管道冰堵防治工作提供参考。（表1，图4，参6）

我国东北地区冬季严寒，天然气管网在运行过程极易出现冻堵。大连－沈阳天然气管道承担着大连LNG 外输任务，自2011 年底投产以来，出现多次冰堵。基于此，从管道所在地气候、地理、气源和冰堵原理等角度，分析指出大连－沈阳管道冰堵原因：在投运过程中，残留水在管道低洼处聚集，在冬季较低气温和管道内高压的共同作用下，达到水合物形成条件，因而发生冰堵。在分析注醇、伴热、降压防治方法的优缺点及适用条件的基础上，根据低剂量高效抑制剂的特点，得出结论：高效抑制剂可以降低大连－沈阳天然气管道水合物的形成温度，较好地延缓水合物的形成，进而为天然气管道冰堵防治工作提供参考。（表1，图4，参6）

为准确掌握输油管道事故工况变化对安全运行的影响，基于SPS 管道仿真模拟软件，对输油管道典型事故发生时的瞬态工况进行模拟分析，得出了输油管道瞬时压力和流量的变化规律。结果表明：管道沿线泵站停运时，流量减小，进站压力升高，出站压力降低；泵站启动时，流量增加，进站压力降低，出站压力升高；阀门突然关闭时，阀门通过流量迅速降低为0，上、下游流量下降，上游压力上升，下游压力降低；管道发生泄漏时，泄漏点压力迅速降低，上游流量增加，下游流量减小，上、下游压力均降低。分析结果对制定输油管道事故应急预案具有一定的指导意义。（图6，参10）

油气管道工程具有线路长、途经地区多、地形复杂等特点，大大增加了其建设项目核准工作的难度，直接制约工程建设的进度。梳理了油气管道工程项目核准工作流程，分析了制约核准工作的3 个主要因素：管道穿越不同地区的投资管理规定不同，项目前期管道路由和站场阀室位置调整，用地规划调整。基于此，提出了 5 项有效的处理措施：加强学习，熟悉相关政策、法规及办事程序；注重工作方法；积极摸索与政府部门沟通的经验与方法；加强信息共享以加快核准进度和节约成本；加强档案管理。最后，从完善管道工程建设项目前期工作的管理、可行性研究阶段与项目核准阶段的衔接、政府部门沟通3 个方面提出了建议，为如何快速高效完成油气管道工程项目的核准工作提供了参考。（表1，图1，参4）

依据电化学反应机理，分析了阴极保护管道交流腐蚀的产生条件，以及与交流腐蚀评估相关的电化学参数、化学物理参数对交流腐蚀密度或交流腐蚀速率的影响。准确而详实的交流腐蚀参数检测数据是交流干扰评估的基础，也是减缓交流腐蚀的依据。由于管道发生交流干扰的稳定持续时间不同，交流干扰电压随着季节、天气、负载、阴极保护电流密度等的变化而变化，对于阴极保护管道的交流腐蚀检测、评估、减缓，需要更具针对性的新的检测设施与设备。因此，分析阴极保护管道产生交流腐蚀的电化学参数及其与阴极保护电流参数的关系，可以为管道的安全运营提供参考。（图2，参8）

初春至秋末的漠大线管道和站场设备的表面温度低于环境温度，在湿度过大的情况下，会引起严重的冷凝水腐蚀，为此研发了一种涂覆方便，且便于大面积使用的超输水防腐涂层。利用疏水改性的无机纳米粒子和含氟丙烯酸树脂，通过一步共混获得表面粗糙的疏水涂层。涂层的SEM 照片表明，涂层表面具有微纳米二级粗糙结构。涂层疏水性能测试表明，接触角达到了155.6°，具备了超疏水能力。通过对涂层的附着力、耐化学试剂、耐盐雾性、耐冲击性等进行测试和现场冷凝水试验，结果表明：该涂层具有优异的冷凝水防护效果，基本能够满足现场应用要求。（表1，图4，参16）

以长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程（长呼原油管道）投产为例，描述了热油管道投产临时输水设施的设置方法，给出了临时输水管道管径的计算方法。基于长呼原油管道投产期间的相关工艺、设备参数及生产运行储备库储罐储存的投产用水量，计算得出临时输水管道在不同管径下给油泵入口相关工艺参数，进而确定最佳管径。影响预热介质用量的主要因素包括场站间距和进站温度场要求，由此确定了冲水段长度和预热介质用量。相关经验可为热油管道投产提供借鉴。（表3，图4，参6）

目前，铁路罐车装卸油品方式主要以上装上卸为主，采用上卸方式易产生气阻，卸车效率低，且损耗大，易产生静电。已经成熟的汽车下装下卸技术，特别是无残油留存新型阀门技术的发展为铁路轻油罐车的改造提供了新思路。基于无残油留存新型阀门技术的工作原理，论述了铁路罐车实施下装下卸的可行性。同时，在底卸方面成熟的安全措施经验和管理规定可为铁路罐车下装下卸技术的顺利实施提供保障。铁路罐车下装下卸技术的应用，可有效解决气阻、静电等问题，降低损耗，节约投资，产生一定经济和社会效益。（图3，参6）

介绍了一种基于三维激光扫描技术的立式罐容量计量方法，利用三维激光扫描仪获取立式罐表面点云数据，进行罐体三维模型重构，计算罐体容积并建立容积表。阐述了基于点云分析的立式罐容积计算模型，以及观察法、中值滤波、莱以特准则（3 σ 准则）在点云数据预处理中的应用，并给出了利用最小二乘法、加速迭代法、等效面积法计算圈板半径的相关公式。采用HDS7000 三维激光扫描仪对某2×104 m3 立式罐进行了试验测试，检验了HDS7000 三维激光扫描仪和相应方法在容量计量中的重复性和复现性。测量结果表明：三维激光扫描仪法与立式金属罐容量计量检定规程中规定的全站仪法测得的圈板半径最大偏差仅为0.1 mm，容积相对偏差不超过1‰，满足检定规程要求。（表5，图8，参9）
 

新疆油田油气储运分公司彩南增压站目前使用的两台DPC-2804 压缩机组，受夏季冷却水温度偏高、冬季级间缓冲罐至仪表盘的引压管道冻堵的影响，造成仪表故障和机组停机。为此，在研究分析机组设计组成的基础上，采取加强仪器仪表的检测更新、添加高效冷却液、加装防冻缓冲罐、强化保温等一系列措施，稳定冷却水温，减少了引压管道冻堵，降低了压缩机的故障停机率，保障了机组的正常运行，在油田往复式压缩机装置中得到了推广应用。（表1，图2，参6）

          基于国内外油水流乳化及转相、黏度测定与摩阻预测的研究现状，探讨了油水流动摩阻预测
误差的产生根源和解决对策。油水流动的乳化程度及转相条件、油水流型变化规律、油水黏度测定
等因素均将影响油水流动摩阻计算的准确性，其根源在于油水混合液在旋转流变仪、环道模拟装置
等测试分析系统与实际管道中的流动特征及组成性质截然不同。为此，以建立测试系统与实际管道
中油水流动规律的内在联系为切入点，提出相应的研究思路，以期为稠油掺水流动摩阻预测的深入
系统研究提供参考。（参40）
 

     为解决企业科研与生产经营脱节、与生产经营结合不够深入的问题，提出了企业科研与生产经营融合的观念，认为企业科研的全过程都必须围绕生产目标的实现和生产问题的解决而展开，要以市场为导向、效益为核心，与生产经营密切结合。以中国石油管道公司为例，分析了目前该公司科研与生产经营融合的现状，指出科研在与生产经营融合过程中存在的问题，提出通过建立科研全过程与生产沟通机制、强化科技项目后评价、不断开展技术集成和有形化、推广应用科技服务平台4 条措施，推进科研与生产经营深度融合，从而有效地提升科技对企业安全生产保障和主营业务发展的支撑作用。（图1，参6）

       油罐内油品的加热与温度测试是实现油品温度控制的重要手段，也是实现国家石油储备体系中大型油罐安全运营的重要保障，因此，全面分析了大型油罐内油品加热技术及温度场研究相关成果。加热技术可分为整体加热与局部加热两种类型，应根据具体情况，结合油品性质、作业性质、地区及气温特点、安全因素等选择应用，其中节能环保型加热技术将越来越受关注。油罐温度场研究包括模拟计算、现场测试与模化试验3 种方法，数值模拟方法具有一定难度，但可以节约成本，提供
全面、准确的温度场结果；现场测试与模化试验在工程应用中存在一定局限性，但现阶段不可或缺，有必要积极采用新的测温技术。（表3，参41）

         利用含蜡原油中悬浮蜡晶颗粒与连续相间介电常数和磁导率的差异，通过精确控制外加电场
或磁场的强度和频率，对原油进行处理。该方法可以有效降低原油粘度，达到不加热、不加剂而改善
原油流动性的目的。利用Temple 大学研发的电磁法原油降粘室内实验装置，针对国内大庆、长庆
两种易凝高粘原油开展了实验研究，结果表明：在能耗极低的情况下，该装置可有效降低原油的粘
度，特别是低温粘度，为探索原油微观结构和采用电磁法改善原油流动性的研究和应用进行了有益
的尝试。( 图10，参8)

      介绍了氮气式水击泄压阀的工作原理以及基于泄压阀流量系数泄放能力的计算方法，分析了
采用目前常用方法计算的泄放量远大于实际泄放量的原因，探讨了根据工艺管网压力试验方法的原
理。采用流体密闭长输管道发生水击时进行水击保护泄放量的近似计算方法的结果优于目前常用
方法的计算结果，可为正确选择泄压阀的规格与合理设计泄放罐提供依据，并在一定程度上保证对
生产中发生的水击事故进行超前保护和有效控制设计目的的实现，避免设备、设施损坏。（表2，参5）

深根植物根系对管道防腐层的影响历来是管道行业十分关注的问题，当前管道上方植物禁种
和清除带来的经济损失和社会矛盾较大。根据不同管道防腐层的结构特点及性能测试结果，分析了
管道防腐层因植物根系破坏失效的原因，指出植物根系对管道防腐层的损伤仅限于石油沥青管道
防腐层，而3PE 等管道防腐层具有耐植物根系破坏的结构、性能特点，并从防腐层类型、植物种类、
自然环境等方面对管道上方种植植物的种类及《管道保护法》的使用提出建议，供相关部门参考。
（表1，参4）

           场地沉陷是导致埋地管道破坏的重要原因之一。应用管道与土体接触作用的半无限屈服理
论，建立了沉陷作用下管土相互作用模型，以土壤和管道自重为载荷，计算了沉陷区长度、壁厚、内
压、管径、管土摩擦因数、管道埋深等复杂因素作用下的管道应力，分析了其对管道Mises 应力的影
响规律，进而评估管道的安全性。算例分析结果表明，该方法能够较好模拟管道的破坏过程，可为沉
陷区域埋地管道数值模拟提供理论依据。（表3，图7，参10）

针对某长输天然气管道河流穿越管段爆裂失效事故，通过断口形貌、无损检测、化学成分、微
观组织、力学性能分析以及有限元模拟计算等方法，进行事故原因分析。结果表明：该管段在穿越
施工空管回拖过程中因承受某种集中载荷作用而使管体局部受力发生形变，产生局部屈曲失稳；该
失稳管段在输气运行过程中，屈曲形变部位存在明显的应力集中，导致管体外壁形变硬化处的微裂
纹扩展并失效。因此，管体失稳至裂纹扩展及防腐层破裂是管体泄漏失效爆裂的主要原因。（表4，
图13，参15）

      泄漏油品进入水体后会对水体造成污染，对于泄漏油品的处理方式在一定程度上决定着财产
损失和生态环境影响的严重程度。受控燃烧技术是一种在国外得到较好应用的油品泄漏应急处理
技术。通过介绍受控燃烧技术的实施过程、实施条件、处理能力，对比分析了国内外受控燃烧技术标
准规范存在的差异，提出了逐步加强受控燃烧技术研发和完善标准体系的需求，结合国外在实施受
控燃烧方面的经验，建立了受控燃烧的流程图，为国内针对泄漏油品进入水体实施受控燃烧方式处
理提供了参考。（表1，图2，参6）

      对于运行多年的油田老龄管道，为了及时掌握管道腐蚀现状并对管道运行状况进行科学评价，
建立了一种埋地钢制管道腐蚀状况预测模型。基于辽河油田原油集输管道局部腐蚀坑检测数据，利
用极值分布方法对辽河油田集输管道腐蚀剩余寿命预测进行研究。通过极值分布概率统计，给出了
腐蚀管道最大腐蚀坑深度，并依据局部腐蚀发展经验公式，估测管道腐蚀后的剩余使用寿命。预测
结果显示：曙五联-首站混油外输管道腐蚀剩余使用寿命为6.2 年，曙四联-首站混油外输管道腐
蚀剩余使用寿命为11.2 年，曙一联-曙五联稀油管道腐蚀剩余使用寿命为4.1 年。由于管道进入使
用末期阶段，应采取必要措施对管道进行维修，建议各个管道再评价时间间隔应为此次预测时间间
隔的1/2。（表2，图2，参14）

        综合生产效率是影响铁路油气装卸与运输系统安全、经济和高效运行的重要因素。为了对铁
路装卸与运输系统的综合生产效率进行预测，以洛阳石化铁路装卸运输系统2006-2012 年生产年
度报表的统计数据为基础数据，进行一次累加生成处理；在此基础上建立灰色动态模型GM（1，1），
对求解得到的结果进行累减还原处理，得到灰色预测函数；运用预测函数对2013-2014 年的综合生
产效率进行预测，并对预测结果进行精确度检验计算，检验精度达到1 级；给出了2013-2014 年针
对性的预测数据结论，以及运用GM（1，1）模型在不增加数据长度条件下减少误差的预测方法。实
例应用证明：该方法具有预测模型简单、预测精度高等优点，对实际生产管理具有较强的指导意义。
（表3，参4）

 “十一五”期间，长输管道系统主要耗能设备——输油泵、加热炉、天然气压缩机组的平均运行
效率呈现逐年上升趋势；输油泵机组效率由2006 年的63.29％提高至2010 年的68.55％。直接炉
热效率由2006 年的83.58％提高至2010 年的86.86％。节能监测工作为节能管理和节能措施的实
施起到了保驾护航的作用。针对监测的这些主要耗能设备，分别介绍了设备现状、测试使用标准、监
测设备运行效率以及主要参数合格率。根据总结分析得出的节能监测结果，研究给出了主要耗能
设备在运行过程中普遍存在的问题和对应采取的建议措施，有助于促进设备运行水平的提高，以及
“十二五”期间节能工作有针对性地开展。（图4，参11）

        为分析冷凝法回收挥发油气的经济性，结合中国石化长岭分公司在油气装车时检测的由14
种气体组成的油气混合物及其组分浓度数据，对采用三级冷凝工艺回收挥发油气的方案进行建模和
计算。3 级制冷系统分别采用R22、R404A 和R508B 作为制冷工质，得到各级制冷系统的制冷系数
及其能量消耗结果，采用ChemCAD 软件获得油气回收效率，通过计算求得制冷系统年平均运行能
耗、运行费用、初期投资和收益。分析结果表明：采用冷凝法对油气进行回收时，该工艺系统投运一
年内即可完全收回初期投资和当年运行费用，且当处理油气量为40 kg/h 时，当年净盈利可以达到
4.487 1×104 元，年平均净收益远大于年平均总投资。（表5，图1，参4）
　　　　

     长庆油田油气储运系统沉降罐内油水过渡层加厚，导致净化油含水过高，影响原油正常生产。
以长庆靖安油田脱水过程中沉降罐内产生的中间层乳状液为对象，借助显微镜、色谱、X 射线衍射
仪和X 射线能谱仪等技术手段，研究其宏观特性及其分离出的水、油和固相的特性，揭示中间层乳
状液的形成机制及其物理特性的影响因素。测试结果：分离出的水中硫质量浓度为35.82 mg/L、总
铁45 mg/L，硫酸盐还原菌（SRB）含量为104～105 个/mL，污水粒径中值为85.63 μm，沥青质/胶质质
量分数为3.78％，固体中FeS 含量较高。结果表明：联合站上游集油系统腐蚀严重，乳状液中原油
老化严重，固体物质除了因腐蚀而产生的FeS 外，还有大量伴随原油开采地层中的石英、长石和粘
土等矿物。（表3，图7，参6）

       活性炭吸附法是目前国内油库使用最广泛的油气回收技术，而油气吸附量计量是活性炭吸附
法油气回收装置切换控制的核心和依据，是确保装置正常工作的前提。介绍了吸附法油气回收装置
常见的几种油气吸附量计量方式，包括利用进气流量和浓度计量吸附量，利用进气和排气流量计算
吸附量，以及根据鹤管发油信号估算吸附量等方式。阐述了不同计量方式的工作原理、吸附量计算
方法以及各自的优缺点，给出了各方法在实际运行中出现的问题和应对的措施。对各种计量方式的
综合比较结果表明，通过在油气回收装置进气和排气管道上分别安装超声涡街流量计，能够实现对
装置的精确测量和控制，降低成本的同时确保装置的稳定运行。（图3，参10）

         随着我国石油资源对外依存度的逐年增加，建立完善的战略石油储备已经成为当务之急。针
对盐穴型战略储油库储存运行的关键技术，结合盐岩力学特性和我国地质状况，对战略储油库造腔
设计、建腔参数选择、运行参数确定以及影响储油库稳定性因素等问题进行了详细分析。研究结果
表明：当储油库安全运行时，注采速率不超过4.5 m/s，并确保运行压力符合储油库的最大内压准则；
溶腔内流体的热压膨胀对战略储油库前期运行安全影响较大，在长期稳定储油后，容易造成储油库
内压增大，导致储存原油发生泄漏，在储油库安全运行时应尤为重视。研究成果可为今后我国盐穴
战略储油库工程实践提供理论依据和技术支持。（表1，图2，参14）

        针对某20×104 m3 超大型储罐用双盘式浮顶提出整体建模的数值计算方案，建立整体
ANSYS 有限元模型。按照相关标准规定对浮顶正常漂浮工况、两个相邻浮舱泄漏工况、一个边缘
浮舱与相邻环向浮舱整体泄漏工况、上顶板250 mm 积水工况4 种情况下的应力分布和下沉位移进
行分析计算。结果表明：上顶板250 mm 积水工况为最危险工况，此时浮顶最大应力为123.9 MPa，
最大下沉位移422.4 mm。利用有限元计算模型开展以减轻浮顶总体质量为目的的结构优化计算，
结果表明：桁架的数量对于浮顶整体质量影响较小，但对于增加浮顶支撑、减小应力水平的影响较
大，结构优化应从减小板材厚度方面考虑。（表1，图4，参6）
 

管道封堵是管道抢修的关键技术之一，作为封堵机的关键部件，悬挂式封堵器的结构直接影
响管道封堵的质量。针对传统的悬挂式封堵器难以一次成功封堵的缺陷，提出了一种双级式封堵
器，该封堵器具有扫除管内切屑和残留物，确保后部封堵皮碗可靠封堵的功能，由此达到一次封堵成
功的目的。对封堵器结构进行了静力学分析，同时对封堵皮碗的封堵能力进行分析。结果表明：设
计的双级式封堵器在324 mm 管道内，介质压力在6.4 MPa 的情况下，封堵能力可达9.186 MPa，能
满足压差6.4 MPa 的要求，并有40％以上的冗余能力，可以实现一次成功封堵的目标，提高了工作
效率，使管道封堵作业安全性更高。( 图12，参12)

通过水合物聚集体受力分析确定了其主要聚集力是毛细液桥力，完善了水合物聚集体临界最
大粒径计算模型。水合物聚集影响因素有接触角、油水界面张力、油相粘度、水合物体积分数、剪切
速率，分析单一因素变化对水合物聚集的影响，发现油水界面张力增大导致聚集加剧，其他因素增大
则会抑制水合物聚集。以水合物聚集体临界最大粒径作为聚集程度的评判指标，利用正交试验确定
了因素水平的最优组合，水合物体积分数作为影响最大的因素，需要首先将其控制在最优水平。研
究成果可为确保管输水合物浆稳定流动提供支持。（表3，图7，参14）

     针对1 500 m 水深、温度等级U 级、设计压力69 MPa 的采油树输油管道，利用有限元方法计
算在不采取保温措施的情况下，管道中心原油温度在 1 h 内降低了41.73％。对输油管道分别进行
单、双层保温结构设计，并对保温效果和保温材料单位体积总费用进行计算，结果表明：在其他条
件相同的情况下，采取单、双层保温措施后管内中心原油温度分别降低0.79％和0.25％ ；相对单层
保温，单位长度双层保温管道保温材料用量多0.072 534 m3，但每年节省保温材料及散热损失费用
3.022 元/m，故双层保温更经济。（图7，参10）

       装配式输油管道悬索跨越结构的铺设目的在于保证输油管道能够跨越复杂的地质障碍。常
规跨越结构是将管道铺设于成桥上，所研究的跨越结构采用的跨越方法不用建立成桥，只需将装配
式管道通过吊杆悬挂于几条平行的承载索上。通过研究120 m 跨度的悬索结构，计算出装配式管道
的管接头处可允许的最大折角，讨论了两岸高度差对管接头转角的影响，得到该结构实施的两岸最
大允许高差。该结构作为临时性管道桥，具有可快速铺设、方便拆装、运输便捷，以及能够满足跨河
与跨峡谷机动输油需求的特点，可为输油管道的跨越施工提供参考。（表4，图6，参10）

以中国石油设计公司西南分院设计的新型卧式组合分离器为研究对象，采用基于Euler 方法
描述的气、液两相流体的漂移流动模型模拟分离器内部的两相分离，针对其分离元件的最优组合工
况，基于CFD 方法，对其内部的气、液两相流动进行数值计算，分析了气液分离过程和分离效率，并
将结果与试验结果进行对比。结果表明：该新型组合式分离器分离效率较高，能有效脱除天然气中
的液相成分，同时针对积水槽、排液管及积液高度控制提出了优化建议。（表1，图6，参5）

燃气轮机压缩机组具有子系统多、控制系统复杂、故障频率较高、不易维护的特点，一旦燃气驱动压缩机失效，将直接影响输气的可靠性和站场的安全性。燃气驱动压缩机发生故障的主要形式为故障类停机和非故障类停机，以西气东输二线西段采用的PGT25+HSPT/PCL802 机组为例，结合沿线各压气站机组工作的实际情况，对故障类别进行统计分析，查明了燃气驱动压缩机发生故障的主要原因，进而采取相应措施，提高了燃气驱动压缩机的可靠性和使用寿命，旨在保证天然气平稳、高效输送。（表2，图1，参4）

       在条件具备的情况下，成品油管道试运投产包括站内设备单体试运和分系统试运、干线清扫、管道充水、全线输水联合试运、管道投油、油品分输作业（管道分输支线投产）等过程。描述了各个过程的目的、内容及实施步骤，给出了空管投油方式和油顶水投油方式的适用条件，介绍了多起伏、大落差成品油管道采用空管投油方式时在油头前建立背压的方法，同时指出多起伏成品油管道因其在低点处易形成稳定的油水混合物，宜采用油顶水投油方式投产。（参4）

沉降罐是原油脱水最重要的设备之一，具有操作简单、处理能力强，适合各类物性油品的特点。为摸索沉降罐在非正常工况下的调节规律和调节方法，从沉降罐的结构和工作原理出发，通过对长庆油田西一联合站沉降罐运行过程进行跟踪，总结现场实践经验，综合分析了温度、进液量、加药量、沉降时间等因素对沉降罐的影响规律，并从沉降罐运行的各个控制参数入手，调查沉降罐产生非正常工况的原因。在此基础上提出了沉降罐在非正常工况下的调节措施和方法，避免了沉降罐出现非
正常工况时的盲目调节，为沉降罐在非正常运行工况下的调节提供了一套可行性解决方案。（表4，图3，参5）

     国内基本负荷型LNG 工厂大多采用PRICO 液化工艺，对于原料气中氮气摩尔分数超过1％的LNG 工厂，储罐和装车站产生的蒸发气重新进入装置回收甲烷的过程，易导致系统内氮气含量不断累积，造成蒸发气量和蒸发气再液化过程动力消耗的增加。PRICO 改进工艺通过对再液化后的蒸发气进行脱氮处理，合理选择氮气闪蒸压力，可以有效降低LNG 产品的气化分率，减少BOG产生量，降低冷剂用量和BOG 压缩机、冷剂压缩机的负荷。采用HYSYS 软件对某LNG 工厂的液化和蒸发气回收单元进行工艺模拟，分别计算了蒸发气脱氮气和蒸发气不脱氮气2 种工况下的蒸发气压缩机负荷、冷剂负荷及LNG 产量。计算结果表明：闪蒸脱氮后进入冷箱再液化的蒸发气氮气摩尔分数由脱氮前的34.62％降低至25.9％，改进型PRICO 工艺蒸发气压缩机功率降低38.1％，液化蒸发气所需的冷剂负荷减少46.5％，冷剂量减少2.6％，相应冷剂压缩机的负荷降低328 4.3 kW，LNG 产量减少7.2 t/d。（表1，图4，参8）

针对当前聚α -烯烃类油品减阻剂抗剪切性能差的问题，探讨了在油品减阻剂研究中引入聚合
物基纳米复合材料技术，依靠纳米粒子的微观效应提高减阻剂分子强度及抗剪切性能的可能性。综
述了聚合物基纳米复合材料的技术特点和应用价值，基于聚烯烃类纳米复合材料的研究成果，结合
聚α -烯烃油品减阻剂的结构和组成特性，讨论了利用聚合物基纳米复合材料技术制备复合油品减
阻剂的基本构想，设计了合成方案，分析了技术关键点，展望了预期性能。（图2，参64）

通过对比分析水下发射清管、平台发射清管和回路发射清管3 种清管技术，指出水下发射清管
更适用于水下边际油田的开发。水下清管器发射装置用于储存清管器和控制清管器的发射次序，主
要由连接装置、清管器存储仓和控制系统组成。调研了国内外清管器发射装置的研究发展现状，总
结了立式与水平式水下清管器发射装置的适用条件、关键技术及存在的问题，提出解决对策，如简化
水下清管器发射装置的结构，优化控制方法，减少ROV 在水下的操作步骤等。（表2，图5，参17）

长输天然气管道在线清管作业是在不停输、不放空及不影响给下游用户供气的情况下，使用管
输天然气作为清管器运行动力源的特殊清管作业，极具风险。结合清管作业的具体实施流程以及山
东省天然气管道公司济淄输气管道十余次在线清管作业的现场经验，分别对发球作业环节、清管器
运行过程和收球作业环节进行风险分析，详细阐述了风险形成的具体原因并提出了具有针对性的风
险控制措施。后期的风险控制能效分析结果表明，各类风险因素基本得到了有效控制，确保了济淄
天然气管道在不停输情况下清管作业的顺利进行，可为今后天然气长输管道在线清管作业提供借鉴
和理论参考。（表2，图5，参5）

盐穴地下储气库井口设施一旦发生泄漏，即可能引发火灾或爆炸事故，因此研究盐穴地下储气
库井口火灾事故危险具有重要意义。采用喷射火危害模型分析了盐穴地下储气库井口破裂火灾事
故危险，建立了井口破裂模式下的气体泄漏率和损失气体体积的准瞬态计算模型，预测结果能够反
映井口破裂泄漏的实际情况。同时，基于热通量伤害准则，给出了危害半径的计算公式，分析了危害
半径与盐穴压力的关系，即灾害半径随盐穴运行压力的增加而增大，由此提出在储气库安全设计阶
段需要留出必要的安全距离，并制定相应的防范措施。该研究结论可为盐穴地下储气库泄漏后果评
估提供重要参数和技术支持，并可为减少事故损失提供理论指导。（表2，图3，参9）　　　

成品油管道运行过程中产生的混油难以全部回掺处理。混油拖尾、油源油品质量潜力、管输油
品品种变化、清管操作及油品质量标准等因素均会对混油量和混油处理工作产生影响。基于对以上
因素的分析结果，华北成品油管网逐步在管输运行管理环节采取限定最小顺序批量、合理安排输油
顺序、调整油品流向及控制注入油品质量等措施；在站场工艺环节，进行注入及下载切换流程改造、
增加中间站混油回掺设施等技术改造。实际应用结果表明：上述措施可有效控制批次混油量，增加
管网混油回掺处理能力及灵活性，实现混油全部回掺处理。针对管道设计阶段，提出增加末站混油
罐容、合理设置结点站连通流程等建议。（表1，图4，参6）

为了提高天然气管网供气的可靠性和安全性，多气源同时接入跨区域大型管网的混输格局逐
步形成。由于不同气源的气质以及供应形式存在差异，而且下游用户对热值波动的敏感度不同，对
下游用户的计价原则也不同，因此提出合理的混输管网供气方案，实现城市管网公司及下游终端用
户的利益均衡是急需解决的技术难题。基于中山大学BP 液化天然气中心研发的燃气混输管网动
态仿真平台，对某市高压混输管网进行仿真模拟，主要针对管网分开输送方案和多气源相互调配方
案两种混输供气方案进行对比分析模拟，通过模拟两种方案中下游终端用户的热值动态响应情况，
分析热值/华白指数波动对下游终端用户的影响，以及不同热值气源与各类下游用户的对应匹配情
况。（表4，图9，参5）

在水平定向钻穿越管道回拖施工过程中，泥浆对回拖管道产生的剩余浮力经常造成管道与孔
壁挤压接触，从而导致管道回拖摩擦阻力增大，进而影响到工程实施的成败。对回拖管道的受力情
况进行研究，主要方法是建立管道在弯曲段和直线段的受力模型并进行分析计算。提出了配液量随
管道回拖时间变化的函数关系式，实现了大口径管道在回拖过程中配液量的动态调节。在工程案例
分析中，利用该函数关系式的计算结果可以达到平衡泥浆对管道产生的剩余浮力、减小管道回拖阻
力的目的，进而为管道回拖的施工环节提供充分的理论依据。（图7，参7）

介绍了储罐标准规范GB 50341、JIS B 8501、BS EN 14015 及API 650 的罐壁厚度计算公式；
比较分析了4 个标准规范在罐壁厚度计算公式、罐壁钢板许用应力、罐壁焊接接头系数方面的差异。
通过比较分析发现，除了许用应力、焊接接头系数不同外，罐壁计算厚度的设计液位高度也不一样，
对设计液位高度的不同理解是引起罐壁厚度差异的主要原因。分析结果表明：采用GB 50341 与采
用其他储罐标准规范中罐壁厚度计算公式确定的罐壁厚度是一致的。为使罐壁计算厚度与国际标
准规范相同，给出了许用应力的确定原则，同时重新定义了设计液位高度。通过实例证明，许用应力
的确定原则是合理可靠的。（表6、参4）
 

为减少管材用量、降低工程造价，西三线27# 阀室-烟墩压气站间300 km 管道采用了0.8 设计
系数，相比以往的0.72 设计系数，管道的安全设计系数由1.39 降为1.25，管道环向应力水平相比提
高11.5％。针对0.8 设计系数的上述特点，在介绍目前国内外管道环焊缝焊接缺陷确定方法的基础
上，重点对相关方法和检测标准进行对比和差异分析。基于西三线0.8 设计系数段的实际工况，采
用API 1104-2005 标准中推荐的工程临界评估（ECA）方法，计算分析了管道环焊缝的容许缺陷尺
寸，认为西二线无损检测规范规定的容许缺陷尺寸可以适用于西三线0.8 设计系数段。（表2，图2，
参8）