当前管道系统最大的安全风险和事故来源很大程度上可归结为埋地管道感知能力的不足。为此，提出一种管道地下空间敷设方式，即在现有检测、监测感知技术的基础上，实现埋地管道的直接观察、监测及接触。基于全方位数据采集和智能监控技术，从根本上提升管道线路重点地段感知能力，从而大幅提升管道线路安全水平。参考市政雨污水管道与城市综合管廊敷设方式，提出采用钢筋混凝土半预制U 形管涵加盖板的地下空间构造方式，管道采用凹形水泥管座或金属支架支撑安装在管涵底部，同时增加地下空间内智能化的视频监控、光纤感知、可燃气体感知、管体缺陷（应力）外检测等固定或可移动感知技术。初步分析了管道地下空间敷设的风险影响因素，保守估计总体风险可降低34％以上。对管道地下空间敷设开展经济性分析，预计地下空间敷设管段建设费用增加7.5％~25％，运行维护与事故损失费用可降低30％以上。建议管道行业进一步开展相关可行性论证及工程试验。（图5，参22）

油气管道作为全球运输油气资源的主要方式之一，其规划建设的发展趋势主要受到油气资源开发和国家地区能源政策的影响。通过定量、定性两种信息挖掘途径，梳理2020 年全球能源消费结构及管道建设发展情况，分析全球在役油气管道运行现状，预测在新形势下全球主要地区油气管道建设及发展趋势。未来，全球油气管道建设将主要受经济、政治、环境3 个因素影响，预测未来几年全球油气管道建设总体趋于平稳：受国际环境影响，跨国管道建设进度变数较大，预计能够如期建成投产的跨国管道较少；各国管道建设主要取决于国家经济发展形势，受全球新冠肺炎疫情形势下经济低迷及“碳达峰、碳中和”指引下能源转型的双重影响，预计亚太地区仍将是未来全球进行本土管道建设的主要地区，欧美国家地区将探索新建或改建天然气掺氢输送管道。（图5，表3，参31）

凝油粘壁现象常会对地面集输管道的安全流动保障造成影响。目前凝油粘壁的研究方法与粘附作用机理尚不明确，为此系统调研了国内外原油界面特性与粘附作用的研究进展，对现阶段较为成熟的粘附作用理论与模型进行了梳理与对比，讨论了原油界面特性与粘附作用的影响因素，并总结了当下较为适用的界面特性实验设备与测试分析方法，特别就目前较为新颖的分子动力学模拟在原油界面特性与粘附的研究展开了探讨。最后给出开展原油管壁粘附作用机理研究的几点思考与启示，这将对进一步揭示低温集输凝油粘壁机理具有指导意义。（图2，表3，参95）

为满足数据时代的发展要求，对2000—2020 年国内外关于管道完整性管理的相关文献进行了聚类、共现、突现分析，构建了管道完整性管理的知识图谱，以此梳理不同时期管道完整性管理的研究特征，并预测该领域的研究趋势。结果发现：中国管道完整性管理研究广度逐步扩大，研究层次逐步加深，处于国际领先地位。国内外的关键词聚类形成时间较为接近，但研究主题差异较大。近年涌现的突现词表明中国管道完整性管理研究趋势将集中在风险评估、安全及高后果区等方面；国际管道完整性管理领域未来的发展方向主要集中在模拟、力学以及失效可能性等方面。研究成果可为未来管道完整性研究发展方向提供一定的指导意见。（图6，表5，参30）

由于国家测绘地理信息的保密管理要求，长输管道坐标数据共享一直以来是困扰管道运营单位信息化应用的难题；同时，2013 年《石油石化行业国家秘密范围的规定》的发布，使行业对于管道坐标数据的定密问题也产生了较大的争议。为此，通过对近期相关信息安全案例分析，并对国家、行业相关政策加以深入解读，明确了管道坐标数据的定秘问题。针对目前长输管道坐标数据应用中的难点和业务需求，结合国家自然资源部的相关政策与技术，构建了基于GCJ02 保密坐标系的技术方案，并从安全保密意识、地图数据及服务、业务应用3 个方面提出了管理对策，以满足国家监管要求和管道运营企业深化应用的迫切需求。（图2，表1，参27）

随着X80 管道的大规模应用，长输油气管道长期服役的安全性备受关注。为解决管道内表面裂纹缺陷的检测问题，针对具有非接触、高精度特点的激光超声无损检测方法开展试验研究，并将其应用于X80 管道内表面裂纹缺陷检测。通过试验测量获取了X80 管道试样无裂纹区域和有裂纹区域的激光超声信号以及激光超声B 扫描检测与成像，分析了裂纹缺陷对激光超声信号的影响。结果表明：激光超声B 扫描可以有效检测出管道内表面裂纹缺陷并精准定位，具有在管道无损检测领域推广应用的价值。（图9，参21）

管道缺陷与检测信号之间的精确关联是超声内检测回波信号分析的关键，而检测时声电信号在发射、传播、接收过程中的敏感性为关联的精确度带来极大挑战，通过数值模拟分析PZT（Lead Zirconate Titanate）正压电效应是研究检测信号特征的有效途径。采用COMSOL 软件建立探头的有限元分析模型，从探头阵列声场模拟结果中提取回波数据作为模型的初始激励载荷进行模拟，并利用超声内检测实验结果对比验证了有限元模型的准确性。结果表明：表面回波与一次底面回波最大峰值之比的模拟结果与实测数据误差为1.36％，可见新建模型精度较高；内壁面缺陷深度对PZT 电信号频谱图中二峰幅值有显著影响，二者之间可建立有效关联；基于电信号模拟结果，在回波时域图中提取表面回波最大波谷点、一次底面回波的最大波峰点为特征点，则管道壁厚检测结果的最大误差仅为3.95％。研究结果可为超声内检测器国产化提供参考。（图11，表4，参22）

随着国家基础建设的飞速发展，电力、交通及能源等公共走廊日趋增多，埋地管道的交流干扰腐蚀问题备受关注。目前，固态去耦合器排流技术在油气管道交流干扰防护中得到广泛应用。但由于缺乏对固态去耦合器排流技术的深入研究，国内外相关行业尚未出台相关使用标准，现场检测人员缺乏有效的检测方法和评价指标可供参考。结合多年现场检测工作经验，总结并明确了交流干扰电压、交流排流电流、交流阻抗、直流泄漏电流、接地电阻等固态去耦合器排流技术的评价指标，提出对应的检测方法及参数要求，能够有效地检测并评价固态去耦合器交流排流及直流隔离等性能。研究成果可有效指导现场检测人员开展埋地管道固态去耦合器排流工作，对提升油气管道的检测与评价具有重要的指导意义。（图1，表1，参19）

油气管道类裂纹缺陷尤其是内表面的类裂纹缺陷是导致管道失效的主要因素，但由于现有内检测技术的局限性，类裂纹缺陷成为了管道内检测研究的难点。基于电磁涡流技术，选取不同缺陷深度下的管道本体及环焊缝处类裂纹，通过自主搭建的高速自动涡流检测试验装置开展了不同类型的类裂纹涡流内检测试验，分析了类裂纹缺陷的涡流信号特征，验证了电磁涡流技术用于类裂纹缺陷内检测的可行性。试验结果表明：在较高的检测速度下，通过缺陷阻抗信号可以区分油气管道不同位置的类裂纹缺陷，且随着缺陷深度增大，信号特征越明显；随着缺陷提离值增大，信号特征逐渐减弱；缺陷信号信噪比水平较高，可以满足准确识别类裂纹缺陷的要求。（图10，表1，参22）

为了探究油包水型乳化液在电场破乳过程中分散相水颗粒粒径的实际分布情况，并依据粒径变化规律得出最优电场参数，基于自主设计研制的管式紧凑型多流道高压电场破乳器，使用G600型聚焦光束反射测量仪和高频/高压脉冲交流电源，搭建了一套高压电场破乳动态测试评价系统。在验证评价系统有效性的基础上，系统开展了电场强度、频率、占空比及含水率对管式紧凑型高压电场破乳器破乳性能影响的测试评价研究。结果表明：对于所配制30％含水率的白油乳化液，破乳最优电场参数组合为场强1.2 kV/cm、频率1 500 Hz、占空比45％。相继变更白油乳化液的含水率为20％和40％，得到最优电场强度分别为1.65 kV/cm、1.05 kV/cm，最优频率分别为2 000 Hz、1 500 Hz，表明随着乳化液含水率增加，破乳所需最优电场强度逐渐降低，最优频率也呈减小趋势。自主研发的高压电场破乳测试评价系统和评价方法，能够准确有效地表征乳化液中分散相粒径分布的变化规律。（图17，表2，参22）

三相分离器是海上油气田开发中一种重要的油气水分离设备，合理设定分离器压力尤为关键。选取A、B 两个海上平台的三相分离器为研究对象，采用K-Spice 软件搭建符合现场运行情况的工艺动态仿真模型。对分离器气相出口管道堵塞、气相出口管道调节阀故障卡住两种情况下分离器内压力的变化进行了模拟，并与国内外行业标准推荐的压力设定值进行了对比。结果表明：常用的高高压力关断设定值偏低，分离器可能因气相出口调节阀故障卡住导致油田停产，且在气相出口堵塞情况下可能存在分离器一级保护措施（关断阀关闭）与二级保护措施（安全阀泄压）相互不独立的问题。提出一种新的压力设定方法：根据气相出口管道调节阀故障卡住时分离器内的压力波动值，确定高高压力关断设定值的最小值；根据气相出口堵塞情况下分离器的压力变化，确定安全阀设定压力的最小值。三相分离器压力设定新方法，可避免分离器调节阀故障卡住带来的“生产关断”问题，同时可确保分离器的一级保护与二级保护相互独立。（图7，表4，参24）

自动焊接技术已广泛应用于大口径、高钢级长输油气管道工程建设，但目前缺乏成熟的自动焊施工技术体系。根据自动焊施工特点，结合长输管道自动焊施工实践经验，以发挥自动焊施工工效、保证施工质量为中心，从设计、管材、焊接、无损检测、施工组织等方面提出了自动焊施工的技术准备要点，剖析了焊接人员、技术储备及信息化焊接质量管理现状，并提出了合理化的应对措施，以期为今后管道工程推广自动焊施工方法、提高焊接效率、发挥技术优势提供参考。（参25）

为深入推进油气管道的区域化管理模式，评估典型压气站场现有保护措施是否足够，提高典型站场的风险管控能力，在全面开展危险与可操作性分析（HAZOP）的基础上，进一步采用保护层分析方法（LOPA），通过计算残余风险发生的频率，对站场安全仪表系统（SIS）功能回路的安全完整性等级（SIL）进行评估。以中俄东线某压气站压缩机入口流量低风险点为例开展LOPA 分析，结果表明：该风险点在不考虑压缩机组本体保护的前提下，仅环境影响能够满足风险可容许标准，人员伤亡、经济损失、声誉影响均不满足风险可接受标准，“压缩机轴振动、轴位移等高高联锁自停保护”需满足SIL2 等级要求，降险能力不能低于464。开展LOPA 分析可有效解决HAZOP 分析中残余风险不能定量化的不足，评估现有保护层能否使风险降低至风险可容忍标准，以期为相关天然气压气站开展SIL 定级提供经验借鉴，同时对目前油气管道行业在LOPA 分析、SIL 定级过程中存在的不足给出管理建议。（图3，表5，参19）

为了对天然气长输管道泄漏应急抢修过程的风险进行有效评价，基于层次分析法（Analytic Hierarchy Process，AHP）提出动态AHP 风险评价模型。将风险指标分为5 类，并对各类风险指标的风险隶属度更新算法进行了说明；通过对天然气管道泄漏事故应急抢修过程的风险进行分析，建立了应急抢险过程动态AHP 风险评价指标体系，并对各二级指标进行了归类。以川气东送天然气管道某次泄漏事故为案例，利用动态AHP 风险评价模型对应急抢修整体施工过程的风险动态演变进行了分析，结果表明：应急抢修过程中风险指标的变化可以引起AHP 底层指标隶属度的变化及各层指标权重的变化，进而引起整个应急抢修过程的风险变化。该模型可对天然气管道泄漏应急抢修过程的风险进行动态评价，研究成果可为天然气管道泄漏应急抢修过程提供支撑。（图6，表4，参20）

“一带一路”建设对中国国际能源合作起到了积极推动作用，结合“一带一路”合作实践对海上天然气运输通道进行安全评价，具有重要的理论及实践价值。考虑到“一带一路”建设实践、天然气国家级合作及新冠疫情对国际天然气供应格局的影响，将“一带一路”五通指数、天然气国家级协议及新冠疫情应用于评价模型指标的构建，采用PP-RAGA-K-means 算法进行求解，对中国海上天然气通道安全性进行研究。结果表明：“一带一路”因素对中国海上天然气通道安全存在正面影响，位于“一带一路”沿线且国力强盛的国家海上天然气通道更安全。研究结果为中国开展国际合作以及相关部门制定海上天然气运输安全保障措施提供了科学依据。（图7，表3，参32）

原油改性是提高管道输送安全性和经济性的根本方法。高压电场改性是一种新型的原油改 性方法，其原理是原油的电流变效应。系统总结了原油电场改性研究进展，概括了原油电流变效应 的规律。研究表明：对液态或胶凝原油施加电场（强度0.2～5 kV/mm）数秒，即可取得显著的即时 改性效果，黏度和屈服应力下降率均可达80％甚至更高，而能耗仅为取得相同降黏率时加热能耗 的1％；撤消电场后，黏度、屈服应力逐渐回升，静置约1 天后降黏效果基本消失，屈服应力上升较 缓慢，两天后依然维持90％的屈服应力下降率；电场改性效果与原油组成密切相关，蜡晶、胶质、沥 青质的存在是电场发挥作用的必要条件。此外，剖析了原油电场改性技术研究目前存在的问题，且 提出了今后的发展方向。（图16，参50）

海上溢油事故不仅会造成能源浪费，也会给生态环境带来难以恢复的破坏。超疏水-超亲油 三维弹性多孔材料因具有低密度、高孔隙率、高弹性、高吸油量、材料/油品回收方便等优势，已成为 海上溢油处理中最为有效的吸油材料。基于超疏水-超亲油表面的理论基础与构建原理，针对聚合 物基、碳基、生物基3 类超疏水-超亲油三维弹性多孔材料，分别从典型材料、制备方法、应用性能等 角度对其最新研究进展进行综述；剖析了3 类超疏水-超亲油弹性多孔材料在制备与应用过程中的 优缺点及面临的挑战，并对未来发展进行了展望。（图4，参67）

在中俄原油管道工程（包括漠大一线及二线）投产运行10 周年之际，回顾了10 年来的生产运 行管理发展历程。系统梳理了中俄原油管道工程概况：漠大一线从无到有的运行管理模式，扩容增 输工程的意义及重难点问题，以及漠大二线从有到精的工艺系统智能化完善，最终到区域化管理的 全面开展。结合国家管网集团的战略发展目标，总结了将漠大线朝智能化管网方向发展所面临的问 题及其需完善的内容，并从宏观角度展望了智慧互联大管网建设将带来的企业提升和输油管道智能 化发展愿景。（表2，参21）

途经地质灾害严重地区的油气长输管道易受土壤外部载荷作用而发生弯曲变形，对管道安全运 营造成严重威胁。基于惯性测量单元（Inertial Measurement Unit，IMU）的内检测技术是目前检测管道 局部变形的主要手段，给出了埋地管道弯头、管道凹陷、管道弯曲变形、环焊缝异常4 类典型的局部变 形管段的IMU 数据特征，提出了基于小波降噪的IMU 数据预处理方法，建立了识别4 类典型局部变 形管段IMU 数据热力图的深层神经网络模型，构建了一套基于IMU 数据的管道弯曲变形段识别方 法。采用新建方法对中俄原油管道6 年的IMU 数据开展分析，形成了33 177 份样本管段数据，建立 了中国IMU 弯曲应变特征数据库。实例应用结果表明：基于该数据库建立的深层神经网络模型对管 道弯曲变形段识别准确率超过了90％，识别效率达0.02 min/km。基于IMU 数据的管道弯曲变形段识 别方法为管道完整性评价中弯曲应变大于0.125％变形段的识别提供了有效的技术手段。（图9，参26）

管道外检测数据与内检测数据的对齐是管道完整性管理中的重要一环，其主要任务是将外检测 点对齐到内检测中心线上，以充分挖掘内检测和外检测数据的价值。基于某长输管道公司管道完整性 管理系统中的外检测数据和内检测数据，从地面标识点与里程桩的关系出发，利用机器学习算法构建内 检测点与外检测里程的关系模型，预测内检测点在外检测中的里程，进而增加内检测点与外检测里程映 射，实现数据增强；通过地面标识点和里程桩对管道分段，利用线性拉伸算法逐段将外检测点对齐到内 检测中心线，从而实现外检测和内检测数据的对齐。结果表明：由机器学习算法构建的内检测点的外检 测里程预测模型的平均绝对百分误差小于0.10％，决定系数为99.99％，该模型能够很好地捕捉内检测点 与外检测里程的关系，以支撑管道外检测数据与内检测数据的自动对齐。（图5，表1，参21）

事故风险因素文本泛化是建立油气储运企业事故风险因素演化知识图谱的重要步骤。为解决 现有事件文本泛化方法对油气储运企业生产过程中积累的风险因素文本泛化时的语义表征局限性以 及存在的分词误差问题，针对油气储运企业安全管理文本语言表达复杂多变的特点，提出基于字词特 征-凝聚层次聚类（Char-Word Feature Based AGNES，CW-AGNES）的事故风险因素文本泛化方法。利 用Word2Vec 方法获取油气储运企业事故的字特征与二元词特征向量；根据预训练词向量模型对油 气储运企业事故风险因素文本进行向量化表示；在凝聚层次聚类方法的基础上加入文本的字词特征， 在保留词语语义信息的基础上减少由于分词带来的误差，实现风险因素文本的泛化。在真实油气储 运企业安全管理文本上对CW-AGNES 方法进行应用，并与其他泛化方法进行对比，结果表明：该方 法的泛化效果更好，分别在AMI、ARI、V-measure 及FMI 量化评估指标上提高了2.44％~5.74％，可 为油气储运领域事故风险知识图谱构建研究提供支持。（图3，表3，参20）

相比于传统单层管，夹层管的结构更为复杂，在加工制造过程中，易出现夹层厚度充填不均匀、 内外管不同心的情况，影响夹层管的外压承载能力。利用有限元软件ABAQUS 建立外压作用下偏 心夹层管压溃强度数值模型，并通过前人文献中的实验结果对其进行验证。运用Python 脚本程序 实现了偏心夹层管参数化建模，研究了不同初始椭圆度、内管径厚比、材料强度、层间粘结属性下偏 心距对夹层管抗压强度的影响规律。结果表明：随着偏心距增加，夹层管压溃强度明显降低。随着 初始椭圆度增加，夹层管压溃强度显著降低。在研究工况范围内，当偏心距大于4 mm 时，随着偏心 距增加，内管径厚比、材料强度、层间粘结属性的变化对夹层管压溃强度影响较为明显。研究成果可 为夹层管的工程应用提供参考。（图12，表2，参20）

为准确获得高强度管线钢环焊缝各材料区域真实本构关系，分别在X80 钢环焊缝的母材区、 焊缝区设置缺口，获得两种缺口圆棒试样，并对其进行拉伸测试。拉伸过程中采用高速相机获得试 件缺口位置的实时图片，基于拍摄图片缺口边缘灰度值的变化规律，提出了一种实时测量缺口区域 最小截面直径的自动测量方法——最小直径追踪法。采用最小直径追踪法和修正公式可得到母材 及焊缝材料真实本构关系，应用幂律硬化模型对所获曲线进行拟合，得到对应材料的本构关系参数， 再利用有限元方法对测试结果进行验证，结果表明该测试方法及结果可靠有效。所提出的测试方法 及测试流程对于获取管道母材及焊缝区的本构关系、实现管道环焊缝力学性能的准确测试具有较强 的实际意义。（图11，表5，参20）

山区输气管道沿线地形地貌条件复杂，发生地震时所受影响大，研究地震影响下的山区输气 管道安全可靠性评价方法对保障天然气供应安全具有重要的战略意义。从地震危险性因素及管道 易损性因素入手，提出改进Borda 法计算群体决策下指标体系的权重；从逻辑角度将属性识别理论 中的多指标综合测度计算方法分为“或”和“与”，提出逻辑关系为“与”的多指标综合测度计算方法， 建立山区输气管道地震易损性评价体系。将评价体系应用于四川西部某山区输气管道，引入属性识 别理论，结合基础数据与专家打分进行属性识别，得到管段易损性等级。研究成果对预判地震发生 时管道高易损性区域并采取相应措施具有参考意义。（图1，表8，参21）

持液率是表征气液两相流动的重要参数之一，受图像噪声干扰，传统基于图像处理的持液率 测量方法难以准确提取气液界面，导致持液率测量误差很大。为此，应用深度学习的语义分割算法， 建立基于Deeplab V3+的网络模型，并通过塞状流流型采集实验得到的图像数据集对模型进行学习 训练，进而识别并提取塞状流气、液流动区域界面，实现气液两相塞状流持液率的测量。结果表明： 语义分割模型可实现对气液两相流图像的在线提取，并可实现对气相区、液相区及背景区的精确分 割；顶部界面提取获得的持液率偏高，底部界面提取获得的持液率偏低，而平均液膜厚度对应的持 液率与采用WMS（Wire-mesh Sensors）网格成像传感器测量得到的真实持液率最为接近，最大误差 小于10％。研究成果为实现持液率的实时监测提供了新的途径。（图12， 参18）

起伏管道低洼处存在积水会严重危害管道运行。通过试验研究了山区大起伏管道初始扫水 阶段最佳清管扫水方案，并明确了低洼处残余水量计算方法：在初始扫水阶段宜选用直板清管器进 行清管扫水作业，直板清管器最佳速度范围为3.6~7.2 km/h，过盈量宜选取4％~5％。通过改变管 道特征分析清管器漏水量的影响，获得不同坡长、坡度、焊缝及弯管工况对清管器漏水量的影响规 律，进而通过理论分析建立了应用于现场计算低洼处残余水量以及管壁平均水膜厚度的计算方法。 研究结果可为后续的深度扫水作业及干燥作业提供借鉴与支持。（图14，参22）

π 形管弯头间的连接管会影响管内颗粒及流体的运动规律，进而影响弯管冲蚀程度。利用Fluent 软件对π 形管进行气固两相流冲蚀数值模拟，分析不同连接管长下各弯头冲蚀分布和冲蚀速率的变化 规律。结果表明：π 形管的第4 个弯头受到严重的点蚀冲击，最高可达其他弯头的5~10 倍；连接管长 的改变会引起固体颗粒运动轨迹的变化，从而影响π 形管内各弯头的冲蚀分布及冲蚀速率，随着连接 管长的增加，前3 个弯头的冲蚀速率变化较小，第4 个弯头的冲蚀速率发生显著下降，当连接管长增至 4 倍以上管径时，第4 个弯头的冲蚀速率减小至弯头直接连接时的1/4~1/3，点蚀程度大幅降低。研究 成果可为π 形管的设计与维护提供理论指导。（图10，表3，参20）

混氢天然气管道更易发生泄漏、燃爆等事故，但现有天然气管道截断阀压降速率阈值无法 满足混氢天然气管道输送的安全要求。为此，利用SPS 软件对泄漏与分输工况下混氢天然气管 道沿线截断阀压降速率进行仿真计算，确定截断阀阈值的取值方法，进而模拟分析6 种影响因素 下截断阀压降速率的变化规律与阈值，并拟合得到纯天然气和混氢比10％天然气管道截断阀压 降速率阈值的计算公式。结果表明：管道发生泄漏后，泄漏点上、下游压降速率均随混氢比的增 大而增大；混氢之后，管道压降速率阈值增大，且泄漏位置、压力及管长对压降速率阈值影响较 大，流量、管径及泄漏孔径对压降速率阈值影响相对较小；阈值拟合公式的计算结果与模拟结果 基本相符。研究成果可为提升混氢天然气管道本质安全提供理论指导。（图7，表1，参24）

天然气泄漏体积是影响管道泄漏爆炸后果的重要因素，受甲烷与空气浓度比例限制，并非所 有的泄漏气体均参与爆炸反应。为此，建立适用于甲烷-空气预混气体无约束爆炸峰值超压的计 算模型，利用Fluent 软件模拟分析甲烷-空气预混气体体积与峰值超压的关系，并对计算模型进行 了验证，进而得到甲烷参与爆炸反应的有效体积与峰值超压之间的规律，提出有效体积的计算方 法。结果表明：通过所建立的数值仿真模型得到的爆炸峰值超压传播时间与实验结果规律一致，爆 炸峰值超压衰减规律与已有研究结果相符；甲烷参与爆炸反应的有效体积为实际预混气体体积的 0.11~0.12 倍，且在实际预混气体体积较大时具有较高精度。研究成果可为天然气爆炸范围模拟预 测、后果评价及防护资源配置提供理论基础。（图6，表6，参23）

氢气在储运过程中，若储罐中的高压氢气突然泄漏释放至下游管道中，可能发生自燃，进而引 发喷射火或爆炸事故，而管道内部的阀门、焊渣等障碍物可能会影响泄漏氢气的自燃过程与机理。 为此，建立高压氢气泄漏自燃的计算流体力学（CFD）模型，利用实验数据验证了其可靠性，并对管 道内不同位置障碍物影响下的高压氢气泄漏自燃过程进行了模拟分析。结果表明：障碍物的存在 对管内激波传播过程具有显著影响，激波的变化表现出对障碍物的敏感性，且管内障碍物的存在会 促进火焰的传播，增加管内氢气自燃的可能性；障碍物产生的反射激波会显著改变氢气自燃的点火 机制。研究结果可为氢气管道设计与安全运行提供有益参考。（图9，参39）

京石邯（北京—石家庄—邯郸）输气管道输量大、气源多、用气量波动大，管道内压力、流量、流 向等运行参数变化频繁，给清管作业期间清管器运行速度控制造成较大困难。为准确控制清管器运 行速度，采用PSIGanesi 软件建立了京石邯输气管道在线仿真模型，其清管器追踪功能可以实时计 算清管器在管道中的位置、清管器平均速度、剩余清管距离、剩余清管时间等，为清管作业方案的临 时调整提供最新的管网运行状态。选取石家庄站—邢台站管段，利用PSIGanesi 在线仿真模型的清 管器追踪功能实时模拟了皮碗、直板、钢刷3 种清管器的清管作业，将现场实际的清管时间与仿真模 型实时追踪时间进行对比，分析了造成偏差的原因，并提出了修正方法。研究成果可为管道管理部 门准确把握清管过程中清管器位置及运行速度提供参考。（图5，表2，参21）

软物质是介于理想固体与理想液体之间的物质。胶凝含蜡原油表现出软物质特有的复杂力学行为。借鉴软物质流变特性的研究手段，是拓展含蜡原油流变行为研究的有效途径。结合含蜡原油流变特性，介绍了软物质所特有的力学特征；从屈服应力的概念、测量、屈服应变问题以及宏观流动之前黏弹性响应等方面，系统论述了目前屈服特性研究存在的争议；分析了加载后黏弹-屈服转变过程中的流变行为；鉴于流变测量是探测软物质复杂结构特性的主要方法，阐述了软物质流变行为的主要研究手段，包括稳态剪切、蠕变以及大振幅振荡剪切等，并总结了相应的数据分析方法，以期为含蜡原油流变行为的深化研究提供指导。（图9，参83）

多相流冲蚀在工业管道系统中广泛存在，会增加管道系统的安全风险，一旦发生事故将导致严重的经济损失和环境污染。通过调研多相流管道冲蚀的相关研究，分别从理论模型、冲蚀试验、数值模拟、微观机理4个方面论述了多相流冲蚀的国内外研究进展，探讨并指出了当前多相流管道冲蚀研究存在的问题，提出了未来的发展方向。研究成果可为深入认识和把握多相流管道冲蚀机理、安全高效地开发及运输油气资源提供借鉴。（参54）

地质灾害是危害油气管道运行安全的主要因素之一，但受设备检测精度及检测数据离散性等因素限制，仅通过单一的监测检测技术无法定量分析管道的安全情况，亟需融合多源监测检测技术开展管道结构安全数字孪生机理模型研究，实现地质灾害段管道安全状态的智能感知与预测。提出地质灾害段管道结构安全数字孪生机理模型的构建流程，通过建立参数化的地质灾害段管道有限元模型，结合影响管道应力应变分布的可变参数范围，建立了管道应力应变数据库，利用BP神经网络拟合了可变参数与管道应力应变状态的高度非线性关系。结合管道真实应力应变监测数据，采用粒子群优化算法，建立了准确反演管道沿线真实应力应变分布的机理模型，并通过实例应用，验证了模型的准确性。研究成果可用于地质灾害段管道的定量安全评价，并可为管道数字孪生体的构建提供内核支撑。（图8，表1，参20）

为提高离心压缩机热力学模型的精度，提出了一种基于现场测试数据的离心压缩机热力学模型及特性曲线自适应建模方法。在建模的过程中，考虑了现场的安装误差及运行过程中产生的衰退，通过改进的相似换算方法提高热力计算的准确性。对不准确的通用特性曲线，建立了基于多层感知机神经网络的预测模型，用其生成新的特性曲线，利用粒子群优化算法调整特性，使得模型在设计点及变工况非设计点的输出与现场测试数据满足匹配精度。运用该方法对意大利GE公司PCL803型离心压缩机进行热力学建模，结果表明：通过设计点及变工况非设计点性能自适应后的计算误差比自适应前仅使用通用特性曲线时的计算误差显著减小，研究成果可为离心压缩机的状态监控、性能预测及故障诊断提供依据。（图6，表4，参21）

以数字化、智能化为主要特征的油气工业技术革命，正在推动油气企业HSE（HealthSafetyandEnvironment）管理方式变革，将大大降低健康、安全、环境事故发生的频率。近年来，中国油气企业高度重视HSE信息化建设，相继建成集团级HSE信息系统并全面推广应用，持续开展HSE管理数字化、智能化领域探索。基于此，分析了国内外HSE信息化发展历程，以中国石油和中国石化为典型案例总结了HSE信息化规划研究、建设成果和应用成效，梳理了当前HSE信息化建设面临的挑战，通过对国家层面关于安全生产及信息化、数字化、智能化相关政策分析，结合中国油气企业HSE信息系统改进需求，率先提出数字化转型智能化发展的思路、总体框架、建设蓝图及重点布局方向的建议，有利于推动中国油气企业HSE信息化发展战略和中长期规划落地，可为其他行业HSE管理和数字化转型提供参考。（图5，参33）

CO²腐蚀是油气管道安全运行的重要威胁之一，其中点蚀的深度往往大于均匀腐蚀的深度，隐蔽性强，危害尤为突出。为研究点蚀坑内的离子浓度分布，验证现有腐蚀预测模型，采用内标法将碳酸氢根在拉曼光谱中的特征峰与本底溶液水的特征峰组成相对积分强度，在0.04~0.6mol/L范围内建立了相对积分强度与碳酸氢根体积摩尔浓度的定量关系。设计了一套基于原位激光拉曼光谱技术的流动池系统，在流动环境中对X65管线钢模拟点蚀坑不同深度的碳酸氢根体积摩尔浓度进行了测定。实验结果表明，在距离坑底500μm范围内，点蚀坑内的碳酸氢根体积摩尔浓度随距离增加逐渐减小至接近体相溶液浓度；当距离大于500μm后，点蚀坑内的碳酸氢根体积摩尔浓度基本保持不变。新提出的点蚀坑内碳酸氢根体积摩尔浓度分布的实验测定方法，可为点蚀理论的发展及腐蚀计算模型的验证提供重要参考。（图8，表2，参28）

针对常规输油管道检测系统无法有效检测两相流管道泄漏的问题，提出了基于声发射信号的气液两相流管道泄漏识别方法。根据声发射检测技术基本原理，选取0.1~0.4MPa的气体压力，开展了层状流、弹状流、环状流3种流型在3种不同泄漏孔方位以及两种泄漏孔径条件下的泄漏检测试验。使用“小波包分解法＋局部均值分解法”提取主要信号成分作为模式识别的输入，并进行BP人工神经网络模式识别。结果表明：层状流、弹状流、环状流3种两相流管道泄漏识别的平均准确率为84.69％，具有较高准确率，新建方法对气液两相流管道的泄漏检测具有参考价值。（图7，表4，参26）

为解决现有单相介质管道泄漏检测机理未考虑流型因素而难以适用于多相流管道的问题，开展了理论研究与试验分析。分析了不同流型对管道泄漏声波信号的影响机理，并结合多相流声波泄漏检测试验，采集了不同流型工况条件下管道泄漏前后的声波信号，利用功率谱密度（PowerSpectralDensity，PSD）分析、概率密度函数（ProbabilityDensityFunction，PDF）分析、幅频谱分析等信号处理方法分析其特征。结果表明：流型对多相流管道泄漏特征影响极大，不同的流型工况下管道流动背景噪声特征及泄漏声源特性不同。该研究为多相流管道声波泄漏检测的基础研究，可为后续开展不同流型工况下管道泄漏声波产生及传播机理研究提供理论支持。（图8，表1，参23）

在断层、地面不均匀沉降等极端地质灾害的影响下，管道极易产生较大变形，现有的应变传感技术因量程不足难以实现大应变监测。为此，提出将同轴电缆法布里-珀罗干涉（CoaxialCableFabry-PerotInterferometer，CCFPI）传感器应用于跨断层管道的大应变监测。介绍了CCFPI传感器的传感原理及制作方法；借助自制的跨断层埋地管道试验装置，研究了CCFPI传感器匹配埋地管道的封装与布设方法；通过跨断层埋地管道模拟试验，验证将CCFPI传感器应用于跨断层埋地管道大应变监测的合理性与有效性。结果表明：在断层位移量小于165mm时，CCFPI传感器与光纤传感器监测应变值吻合较好；在断层位移量达到165mm以上时，光纤因超出量程而断裂，而CCFPI传感器可继续监测管道应变；在300mm的断层位移量下，CCFPI传感器测得0.08136的应变，证实了将CCFPI传感器应用于跨断层埋地管道大应变监测的合理性与可靠性。（图17，参21）

随着LNG罐式集装箱的快速推广应用，研究其泄漏、火灾、爆炸等事故可能导致的后果影响及风险可接受程度具有重要意义。结合现有法规标准要求，以40in（1in=25.4mm）的1AA型低温液体罐式集装箱为例，采用荷兰国家应用科学研究院的EFFECTS与RISKCURVES软件，模拟不同类型事故情景，预测事故后果的严重程度，并提出针对性的建议措施。通过对LNG罐式集装箱在不同泄漏事故场景下的模拟，给出了事故类型及其影响范围，计算得出多个LNG罐式集装箱叠加的个人风险与社会风险，对指导LNG罐式集装场站建设、完善相关事故应急预案以及风险管理具有积极的指导意义。（图9，表4，参20）

针对难以对海上油气平台设备中天然气携带的润滑油进行高效分离的问题，在实验室及海上平台建立了气液聚结滤芯性能检测装置，对国内外不同厂家的A~D共4种滤芯进行了对比测试。结果表明：不同滤芯过滤性能受液滴粒径分布的影响有所差异，在进行滤芯设计时需要考虑小液滴拦截效果，防止出现二次液滴夹带；实验室结果与海上平台检测结果较为吻合；高压工况下国产滤芯D的拦液能力明显高于其他滤芯，可替代在用滤芯以满足现场润滑油分离及回收要求。（图10，表2，参21）

为了评估果子沟地区隧道爆破施工对周围埋地管道的影响，首先在爆破点与受影响管道之间布置5个测点，收集爆破中的振动数据，然后利用LS-DYNA建立有限元模型，模拟管道在爆破作用下的结构动态响应，并依据经典结构失效标准进行失效评估，最后基于实测数据和数值模拟结果，采用爆破理论经验公式进行回归分析。结果表明：该爆破对埋地管道造成的振动速度远低于国外类似工程经验数值，实测数据与仿真结果一致，仿真所得管道的各项动态响应远小于管道强度；回归所得经验公式的系数与该地区地质条件一致，根据回归公式得出了果子沟地区不同安全标准下距天然气管道和交通隧道不同距离的药量控制标准，可为保障该地区后续施工的安全提供参考依据。（图7，表4，参23）

海底稠油管道中含砂可能会给管道与海上处理平台带来一系列问题。针对海管输送稠油携砂沉积问题，探究OLGA软件模拟固-液两相流的流态及沉积规律的可行性，并以某油田海底管道为研究对象，根据现场实际数据合理建模，分析砂粒粒径、含砂体积分数、休止角及砂粒密度对管道中的临界沉积速度与最大沉积位置的影响。结果表明：临界沉积速度随砂粒粒径增大先减小后增大，低含砂体积分数下临界砂沉积速度无明显变化，高含砂体积分数下临界砂沉积速度与含砂体积分数、砂密度正相关，与休止角负相关；最大砂沉积位置与砂粒粒径、砂密度负相关，与休止角正相关，含砂体积分数小于1％时最大砂沉积位置变化不明显，但高含砂体积分数对最大沉积位置的影响不可忽略。研究结果可为降低海管稠油输送过程中的安全风险提供参考。（图15，表4，参21）

中国镍资源贫乏，为节约LNG储罐建造资本，开发研制储罐用新一代低镍钢具有重要意义。通过试验测试分析了新一代低镍型7％Ni钢母材性能及其焊接性能，结果表明：7％Ni钢板抗拉强度主要分布在690~730MPa，-196℃低温冲击功为150~200J，钢板强韧性优良；焊接接头抗拉强度不低于690MPa，焊缝和热影响区冲击功不小于80J，母材、热影响区等位置硬度不大于340HV10，焊接接头综合性能良好。LNG储罐用新型7％Ni钢板性能满足技术指标要求，能够达到LNG储罐制造和焊接要求。（图6，表6，参20）

在老旧天然气管道基础上建设而成的多气源多用户环形天然气管网，一般具有气源分布不均、供气能力及特性不一，老旧管道承压低，用户供气压力较高、用气量大、用气波动大等特点。为研究该类管网在未来投产后的供需平衡问题，采用SPS软件建立了包括LNG接收站和两路海气供应、管道及附属设施、各类终端用户的管网仿真模型，模拟了现有天然气管道运行工况下各分输站的压力参数，模拟结果与实际运行数据的最大相对误差为1.98％，验证了模型的可靠性；在此基础上按照工艺、能效、操作等仿真原则对整个模型进行仿真模拟，得到了不同时段的供需预测数据及LNG接收站外输设备的最优调峰方式。研究成果可为多气源多用户环形天然气管网的运行管理提供参考。（图5，表5，参20）

针对阿独乌鄯系统异常工况下手动流程切换不及时、调节阀PID控制压力调节时间长等问题，对改造后的两种运行方式进行风险分析并制定风险防范措施，明确了调节阀PID控制的优越性。利用工程整定法重新整定了乌鲁木齐进站调节阀PID参数，通过调节阀压差测试与应急工况模拟，验证了调节阀PID控制的可靠性能与快速处置能力，并对PID控制效果的影响因素进行了分析。结果表明：乌鲁木齐站整定后的PID参数能够实现流程切换和应急工况下进站调节阀快速精准的自动控制，压力调节时间由780s降至约75s，且震荡较小。研究成果可为调节阀精准控制及异常工况处理提供指导，并为实现管道智能调控奠定理论基础。（图7，参22）

在“十三·五”期间，中国油气储运业务快速发展，带动了油气储运科技的进步。在工程设计施工方面，取得了高钢级管道设计、机械化施工等系列研究成果，LNG 接收站及储气库设计施工技术逐渐成熟；在材料与装备方面，攻克了第三代大输量天然气管道工程关键技术，成功研制了X70/X80 钢管，基本完成了压缩机组、输油泵、关键阀门等关键装备的国产化，开发了国产化SCADA 系统软件；在输送工艺方面，形成了以集中调控为核心的管网运行优化技术，建立了易凝高黏原油、成品油输送工艺技术体系；在运行维护方面，开发了管道完整性管理及其检测评价、地质灾害防护、监测预警、腐蚀防护、维抢修等支持技术，编制并发布了多项国际及国家标准。在“十四· 五”期间，油气储运行业技术发展将面临新的机遇和挑战，油气储运科技将朝着安全运行、高效输送、智慧管网等方向发展，以期为油气储运业务的快速发展提供支撑和保障。（表2，参57）

随着中国高压力、大口径、长距离X80 管线钢埋地管道建设的迅猛发展，应力腐蚀开裂（Stress Corrosion Cracking，SCC）风险开始严重威胁管道服役安全。针对土壤环境中X80 管线钢SCC 关键影响因素，首先分析了交流杂散电流对X80 管线钢SCC 行为的影响及其机制，提出交流电与弹性应力具有协同作用，可共同促进X80 管线钢的阳极溶解，并破坏钢表面致密腐蚀产物膜的状态，从而加速腐蚀。其次，综述了土壤环境中硫酸盐还原菌（Sulfate Reducing Bacteria，SRB）致管线钢SCC 机理的研究现状，提出X80 管线钢微生物致裂机理主要与细菌的生理活性、代谢产物、生物膜的形成有关。最后，提出了SRB 作用下X80 管线钢阴极保护电位选择的建议，同时建议将微生物因素纳入管线钢SCC 评价体系。研究成果可为中国高强管线钢管道设计及安全服役提供理论基础。（图2，参46）

大型油气管网具有源汇节点多、空间跨度大、热力水力过程耦合程度高等特点，导致建模难度大。国家《中长期油气管网规划》指出，管网智能化是未来方向，融合机理知识与数据驱动建模方法，构建物理意义明确、外推泛化能力强的混合模型是实现智慧管网的关键环节。分析机理建模与数据驱动建模方法的特点，通过融合机理模型与数据驱动模型协同描述研究对象的物理特性，充分挖掘现场数据内在关联，探索过程变量演化规律，最终建成了机理-数据双驱动的高保真混合模型。梳理混合建模不同结构及其在油气管道行业应用的可行性，阐明了不同应用场景下混合建模的策略，探讨了机理与数据驱动协同建模技术的研究方向，以期为智慧管网建设提供参考。（图2，参60）

调控中心作为管网系统的“决策大脑”，是集合大量数据、规则以及专家经验的综合性决策控制中枢，其与以数据驱动为特征的新一代人工智能发展思路和演进方向十分相近。分析了国内外管道公司和电网公司调控业务的智慧化及数字化转型方案，总结了其最新研究成果。结合人工智能技术的最新进展，基于天然气管网调控业务的需求，初步提出了智能调控的基本概念及功能特征，即实现智能感知、预测预警、优化决策、智能控制，最终达到黑屏调控的智能化调控模式；后续设计了智能调控的体系架构，并分析了智能控制层和智能决策层的关键技术及潜在应用场景。研究成果可为后续人工智能在管网调控领域的发展和应用提供参考。（图3，参20）

为验证钢质环氧套筒在X80 管道环焊缝缺陷补强方面的适用性，选取管径1 016 mm 的X80 管件，人工焊接制作两道含同样规格缺陷的环焊缝，其中一道不做补强处理，另一道采取钢质环氧套筒补强处理。通过内压、波动压力、内压与弯矩耦合作用的力学试验方法，对上述未补强及补强后的两道含缺陷环焊缝分别进行全尺寸力学测试，并对比分析其破坏特征、承载力及变形性能。试验结果表明：在工作压力下，钢质环氧套筒补强可降低环焊缝缺陷环向及轴向应力，套筒对内压的分担比例达47％；在循环波动压力下，钢质环氧套筒补强后的环焊缝缺陷应力值基本保持不变，表明套筒修复环焊缝缺陷的应力水平作用稳定，不随压力波动变化；在内压与弯矩耦合作用下，未补强管件破坏模式为焊缝截面整体断裂，补强后的管件则为受拉区钢材屈服后受压区局部失稳破坏，表明钢质环氧套筒可增强管道抗弯承载力，降低弯曲挠度。研究成果可为钢质环氧套筒补强X80 管道含缺陷环焊缝的工程应用提供参考。（图16，参24）

管道环焊缝的实际低强匹配是引发焊缝断裂失效的重要原因，在焊缝的适用性评估中，失效评估图方法无法准确考虑焊缝强度匹配的影响，准确纳入强度匹配成为拓宽失效评估图方法应用于高钢级管道环焊缝裂纹缺陷评估的关键。基于非线性有限元法，建立了高钢级管道环焊缝裂纹驱动力的数值仿真模型，采用等效应力应变关系方法构建了环焊缝裂纹的通用失效评估曲线，采用裂纹驱动力的有限元计算结果，结合BS 7910-2019《金属结构中缺陷可接受性评估方法指南》推荐方法，构建了系列不同载荷水平下的有限元评估点，探明了BS 7910-2019 对于环焊缝裂纹缺陷的评估精度，查明了影响评估结果精度的关键原因。在此基础上，考虑裂纹深度、裂纹长度、焊缝强度匹配系数，提出了优化的管道环焊缝极限载荷计算模型以及改进的失效评估图方法，准确将焊缝强度匹配纳入到失效评估图方法中，进一步提高了高钢级管道环焊缝裂纹缺陷的评估精度，可为在役高钢级管道环焊缝裂纹的适用性评估提供参考。（图11，参24）

地层塌陷沉降是埋地长输管道常见的地质灾害之一。为研究连续塌陷下埋地钢管的力学响应规律，开展了连续塌陷下埋地钢管试验以及数值模拟，分析了连续塌陷过程中埋地钢管变形以及应力变化情况，并校核了塌陷地质灾害下管道力学理论计算结果。研究结果表明：在小范围塌陷时，随着塌陷范围增加，管道变形以及所受应力不断增加，管道中间位移及所受应力最大；当塌陷范围增加到一定程度时，土体完全塌陷，管道呈架空状态，管道位移减小，应力大幅释放，管道中间所受应力明显减小，最大应力位置由管道中间变为管道塌陷边界附近；塌陷地质灾害下进行管道应力计算时，在重力基础上考虑摩擦力或黏聚力的计算结果均大于试验和模拟结果，更具有指导意义。研究成果可为管道防护提供有效的理论指导。（图19，表4，参25）

超临界CO₂管道断裂会在裂纹两端产生减压波，其波速计算是预测和控制管道断裂的关键。基于GERG-2008 状态方程，结合均相流动模型与气液两相流声速计算模型，建立了含杂质超临界CO₂管道的减压波波速预测模型，并开发了相应的计算程序，分析了单元非极性杂质、单元极性杂质、多元混合杂质对超临界CO₂管道减压波曲线的影响。结果表明，非极性杂质的混入使超临界CO₂管道减压波曲线的平台压力升高，更易与管道断裂曲线相交，加剧管道断裂风险；极性杂质的存在能够小幅度降低超临界CO₂管道减压波曲线的平台压力，减小管道断裂风险。该模型可为管道止裂及杂质成分控制提供理论依据。（图4，表2，参25）

天然气凝析液管道生产中后期常面临管道内积液增加、沿程摩阻增大的问题，定期清管作业对于保障油气管道的安全高效至关重要。在清管过程中，由于传统清管器运行速度与后方驱动气速相同，可能导致其超出控制，从而引发一系列问题。研制了一款新型的射流清管器，并搭建了与之匹配的水平-立管试验系统，以空气、水为介质，开展不同结构参数的射流清管试验，通过LabView数据采集系统对清管过程中的流量、压力、终端液位等进行实时采集。通过改变旁通率、驱动气速、液速等参数探究射流清管器的运动特性，并分析清管器异常运动过程以及射流消除段塞的内在机理。结果表明：采用射流清管器可达到降低清管器运行速度、平缓管道内压力波动、降低清管器前方段塞持液率、控制段塞体积的目的。研究成果可为深入了解射流清管技术机理，推广其工程应用提供参考。（图14，表2，参39）

深海油气在生产运输过程中涉及高压、低温条件，极易产生水合物并导致管道堵塞。对于水合物浆液的气液固流动体系，基于水合物颗粒分散相特性，依据粒径对水合物颗粒进行分类，结合水合物生成/分解动力学模型，模拟水合物颗粒的个数、粒径及运移规律，耦合双流体模型和温度方程，建立了适用于油基体系的水合物浆液多相瞬态流动机理模型。采用交错网格对控制方程进行离散，基于压力基算法，实现了多相流动、水合物颗粒生成/分解动态变化与水合物颗粒运移等多物理场的耦合求解。将该模型应用于某多相混输管道，模拟得到水合物浆液输送管道水合物含量的变化规律，为定量分析水合物浆液输送的堵塞风险提供理论基础。（图12，表5，参37）

高效空气滤芯是防止燃气轮机中通流部分产生磨损、腐蚀以及颗粒沉积的关键部件，而在高湿环境中滤芯性能显著降低，严重影响燃气轮机安全运行。选取4 种F9 级滤材制成的滤芯过滤性能进行测试，对比不同状态下滤材抗拉强度，测试滤芯在不同液滴质量浓度下的压降和效率变化。结果表明：滤材抗湿性能主要取决于滤材纤维成分，合成纤维成分可有效降低滤材吸水率，由低吸水率滤材制成的滤芯在水雾影响下维持原有性能的能力更强。研究结果可为燃气轮机进气过滤系统运行维护以及高效抗湿性滤芯的研制提供技术借鉴与参考。（图5，表3，参20）

石油储运设施失效后对其周边公共安全带来挑战，为有效遏制石油储运设施事故造成的恶劣影响，需对多场景下的衍生灾害进行定量评价，开展衍生灾害后果评价体系研究。分析了普通事故与灾害事故的差异性，给出了石油储运设施衍生灾害的定义，用于综合考量灾害事故发生概率及影响后果。从衍生灾害系统、致灾机理以及孕灾环境3 方面提出基于孕灾环境活跃度的衍生灾害评价模型。以石油管道所在的人口稠密区和环境敏感区发生的灾害事故为例，运用衍生灾害评价模型，通过贝叶斯网络计算管道泄漏引发火灾后该地区储运设施的失效概率以及孕灾环境活跃度。结果表明：综合考虑灾害频率和灾害后果建立的衍生灾害评价模型，可表征多场景的灾害损失程度，更能体现储运设施事故的灾害特性，可为石油储运设施的安全措施制定以及应急管理、应急资源规划等提供参考。（图7，表6，参21）

为解决高钢级管道环焊缝失效难题，提升中国油气管道安全性，系统分析了管道环焊缝失效的影响因素，发现管道环焊缝失效是附加载荷、缺陷、性能劣化以及应变集中综合作用的结果。引起环焊缝应变集中的最关键原因是不等壁厚（包括钢管几何尺寸问题导致的错边），以及焊缝或热影响区软化导致的低强匹配问题。从提高环焊缝承载能力、降低环焊缝应变集中角度，提出一种新型管材设计思路，该管材管端具有极高的几何尺寸精度，不圆度、周长差等接近于0，对接时环焊缝错边和对口间隙接近0，解决了当前因管端几何尺寸导致的错边、不等壁厚等问题；通过增加管端厚度，利用结构补强原理，可大幅提升环焊接头的应力承载能力，解决环焊缝低强匹配以及焊接热影响区软化导致的低强匹配难题，实现管道受力变形时环焊接头不发生或少发生塑形变形，显著提升管道环焊缝安全。（图7，表5，参22）

传统基于夏比冲击韧性的双曲线止裂控制模型对于高钢级管道已不再适用，对能源安全输送造成巨大威胁。裂纹尖端张开角（Crack Tip Opening Angle，CTOA）作为具有前景的止裂韧性参数，有望取代夏比冲击韧性形成新的止裂控制方法，但目前相关研究缺乏足够的进展与验证。为此，围绕基于实验室试样的CTOA 标准化测试、CTOA 测试结果的可转移性、基于CTOA 的止裂控制方法3 个方面对国内外研究进展进行了综述与剖析，指出当前各项研究存在的争议与不足，分析了后续研究的重点方向，以期推动中国管道止裂控制领域的研究进程及管道建设事业的发展。（图2，表1，参45）

针对流体诱发离心式动力输气管道振动问题，对当前研究成果进行了梳理与总结，将其分为流激湍动、流致振动及声致振动3 种类型，分别阐述了振动机理和振动特点，并提出了振动的预防方法及解决措施。为了更好地预防管道振动，提出以下建议：在管道设计阶段，应该根据EnergyInstitute 提出的准则筛查管道振动的可能诱发情况；在管道运营阶段，应该结合管道结构、运行工况及振动特征进行分析，确定振动类型，进而采取相应的解决措施。最后，指出了在流体诱发离心式动力输气管道振动领域尚待解决的重要问题。（图5，表1，参37）

管道腐蚀特征值检测样本容量在实际工程中难以达到大样本，导致管道腐蚀评定结果偏于冒进。为此，分析样本容量对推断结果的影响，基于贝叶斯理论及测量不确定性，提出小样本条件下管道腐蚀深度的贝叶斯推断法，进而考虑腐蚀深度与腐蚀长度之间的相关性，建立基于相关性与贝叶斯推断的腐蚀深度预测方法。利用管道腐蚀检测数据对不同缺陷长度下的腐蚀深度代表值进行了推断，验证了该方法的有效性。结果表明：新建立的方法能够更好地反映样本容量对推断结果的影响，预测结果更为保守且与工程经验判断结果一致，对工程应用更加安全有利。研究成果可为管道腐蚀深度的预测提供更准确的信息，同时为考虑随机变量相关性的其他腐蚀管道特征值的预测提供理论参考。（图1，表4，参25）

地基沉降往往导致储罐罐壁产生较大变形，严重影响储罐的安全运行。为探究原油储罐在地基谐波沉降作用下的变形响应状态，采用有限元分析软件ABAQUS 建立了谐波沉降作用下大型原油储罐的数值仿真模型。模型综合考虑了地基的影响，能够较准确模拟储罐的真实服役状态。基于所建数值仿真模型，定量研究了储罐罐壁径厚比、高径比、谐波数、谐波幅值及液位对储罐罐壁径向变形量的影响规律。结果表明：罐壁径厚比及液位对储罐罐壁顶端的径向变形量的影响较小，从工程应用角度可忽略其影响；储罐罐壁顶端径向变形量随着罐壁高径比及谐波幅值的增加近似呈线性增大；罐壁径向变形量随着谐波数的增加先增大后减小。（图14，表4，参22）

河流定向钻穿越管道受到洪水冲刷，可导致管道穿越段裸露于河床之上，甚至悬空，引起管道失效。研究管道在水动力作用下从开始裸露到发生疲劳破坏整个过程的破坏机理，从侧向稳定性、强度失效及悬跨疲劳分析3 个层面，提出受冲刷裸露管道安全评估方法。利用该方法对两条实际管道进行安全评估，并提出了有针对性的解决方案，结果表明：实例1 中受冲刷裸露管道的最大等效应力为176 MPa，小于管材的最小屈服强度，且未发生悬空，管道处于安全状态；实例2 管道裸露期间，洪水对管道的冲刷时间超过了其疲劳寿命，管道无法继续运营。研究成果为受冲刷管道的安全评估与更换方案制定提供了理论支持与依据。（图8，表4，参28）

西气东输二线、三线等管道建设中大量使用国产X80 螺旋焊管，但国内外X80 螺旋焊管尚无大规模服役先例，有关研究也较为匮乏。为此，选取国产在役X80 输气管道环焊缝试样进行全焊缝拉伸试验，并建立环焊缝失效评估曲线：与通用失效评估曲线相比，环焊缝失效评估曲线横坐标截止线较短，说明环焊缝塑性相对常规材料较差，更有可能发生脆性失效；在屈服强度附近，失效评估曲线较通用失效评估曲线更陡，缺少过渡段，说明环焊缝更有可能突然失效。通过对实际壁厚环焊缝沿环向和沿壁厚方向的断裂韧性进行测试显示，实际壁厚断裂韧性测试值为70.12 MPa·m0.5，对比多种夏比冲击功与断裂韧性转换公式，发现BS 7910-2013《含缺陷金属结构可接受评价导则》换算公式较为准确。研究结果可为大口径、高钢级输气管道环焊缝的安全评定及平稳运行提供技术参考。（图4，表3，参20）

流动沙丘地区敷设柔性复合管具有易悬空、易移位的特点，为了保障油气管道安全、平稳运行，需对管道安全性进行全面评价。选取聚酯纤维柔性增强复合管为例，对流动沙丘致悬空以及侧向挤压作用下柔性复合管的极限承载能力进行了分析。基于轴向拉伸试验结果，明确了柔性复合管的失效过程及其在屈服、强化、径缩等不同状态下的特征应变值；结合有限元分析法，提出了悬空管道极限埋沙坡度、流沙侧向挤压管道极限滑移距离的失效评价依据，并建立了流动沙区地区柔性复合管评价方法，可为沙漠地区油气管道安全输送提供技术保障。（图14，表4，参21）

现有的油气管道第三方破坏检测方法的检测效率低、易受环境磁场等外界干扰，导致误报率较高。为了提高检测率，提出一种基于分布式光纤传感技术的油气管道破坏信号检测方法：先计算检测时段内每帧信号的短时能量与修正过零率，再计算所有帧信号的短时平均能量与修正过零率标准差，然后将两者联合起来，通过对破坏信号的有、无进行判定，可以实现有效检测管道破坏信号，大大降低了管道监测系统的误报率。分别模拟不同的人工、机械破坏信号，对新建的联合检测方法进行可行性、有效性验证，结果表明：将短时平均能量与修正过零率标准差联合检测管道破坏信号的方法能够剔除干扰，对人工、机械模拟入侵事件检测准确率超过90％，可为管道安全运行提供技术保障。（图8，表1，参36）

焊接残余应力特性对球阀安全运行及结构改进具有重要意义。基于有限元软件ABAQUS，以T 形接头焊、平板对接焊、圆管对接焊3 种模型为例，模拟了全焊接球阀的温度场、应力场、位移场。结果表明：非生死单元法相较于生死单元法的计算误差高约10％，但耗时缩短41％~57％；球阀焊接残余应力集中分布于焊缝与母材的结合位置，焊缝影响区外表面的环向及轴向残余应力均为拉应力，沿焊缝深度方向逐渐向内过渡为压应力；环向残余应力沿焊接方向有累积效果，最大压应力出现在焊缝终点，轴向应力集中分布在球阀中体的焊缝影响区。受环向和轴向应力的共同作用，球阀右体和中体均朝焊缝区域发生收缩，其中球阀右体变形明显，但不会对球阀启闭运动及密封性造成明显影响。（图13，表2，参20）

为了推动油气管道场站区域化管理模式的发展，提升运行人员处理进口设备故障的能力水平，针对生产运行过程中10726-S 型Shafer 气液联动执行机构发生的两起同类型典型喷油故障，对该型号执行机构的主要部件功能、正常状态下气路工作原理、执行场站ESD 系统关阀命令时的气路工作原理进行分析，深入查找设备喷油故障原因。结合现场设备运行状况及日常维护保养情况，提出具体的故障处理方法和切实有效的预防措施，以保障设备安全平稳运行。研究成果可为今后Shafer气液联动执行机构出现各类故障的原因判断及维修处理提供理论基础，并提升场站运维人员的故障处理能力。（图3，参20）

盐穴储气库采用水溶采矿方式建造，需要根据盐腔有效体积定期进行声呐测腔和管柱调整。为此，提出一种盐穴储气库盐腔有效体积计算方法，包括排卤浓度测定方法和有效体积计算数学模型：利用银量法测定排卤浓度，计算采盐体积；再根据盐腔体积守恒原理推导出盐腔有效体积、盐层总动用体积以及膨胀后不溶物体积计算公式。将新方法应用于金坛A 盐腔进行验算，结果表明：排卤浓度约300 g/L，接近饱和，平均造腔速度230 m3/d，成腔率为79％，接近金坛盐穴储气库群平均水平。该方法计算准确度高，可以满足现场应用要求，能够有效指导造腔现场施工作业。（图4，表1，参17）

随着长输油气管道建设朝高压力、大口径、高钢级、大壁厚方向发展，油气管道在役焊接涉及的开孔三通、修复套筒等管件的壁厚也随之增大，采用手工电弧焊进行油气管道维修焊接效率低，且焊接质量难以保证，因此亟需实现油气管道在役焊接的机械化施工。从焊接工艺的选择、焊接试验过程、焊接材料选择、保护气体的影响以及焊接工艺评定试验等方面，开展了油气管道在役焊接自动焊工艺研究。通过自动焊技术在中国高钢级、大口径天然气管道B 型套筒在役焊接中的现场工程应用，论证了在役焊接自动焊工艺的可行性。最后，提出了在役油气管道自动焊技术推广的建议。（图2，表1，参20）

天然气泄漏是威胁天然气长输管道站场（阀室）安全生产的最大风险，其中仪表管道发生泄漏的概率高。为有效管控仪表管道泄漏风险，研发一种当仪表管道发生泄漏时具备自动截断功能的仪表阀非常必要。通过弹簧结构设定阀门关闭压差，利用泄漏时产生的压差使阀门自动关闭，研发了一种仪表管道泄漏自动截断阀。该阀主要由金属阀座、节流阀芯、调节弹簧、针型阀旁通4 部分组成，结构简单、安装方便。当输气站场（阀室）仪表管道发生大量泄漏时可以立即自动截断，切断供气，有效消除泄漏带来的安全风险。经一系列现场应用测试表明，该阀门截断效果良好，运行稳定，各项性能满足使用要求，可以进一步推广应用。（图5，表1，参24）

长庆气田采集输管道由于运行模式多样，流态和腐蚀环境差异大，采用内腐蚀直接评价技术标准中预测模型进行预测时与实际检测结果误差较大。结合长庆气田集输管道运行工况特点，采用Fluent 与SolidWorks 软件建立了基于集气量、水气比、管道倾角的三维流型分布图，以De Warrd 模型、SwRI 模型为基础，分别建立和优化了适合实际工况参数的腐蚀预测模型，通过9 条管道31 个开挖点的检测验证表明，检测点预测吻合度最高为86.67％，基本满足管道腐蚀风险判别的需求，提高管道高程-里程数据准确性、降低开挖位置定点误差等措施有利于提升预测吻合度。（图7，表5，参22）

为缓解中国北方地区冬季天然气供需紧张问题，基于中国海油在广东省产供储销体系及其与西气东输二线管网互联互通的现状，对广东地区天然气基础设施信息进行梳理。采用SPS 软件对多气源、多用户管网进行瞬态调峰水力仿真分析，为广东地区天然气基础设施剩余能力“南气北送”、各气源、管网协同调度提供解决方案。为了促进中国海油海气、LNG 接收站等基础设施产能释放，实现“南气北送”天然气保供，同时对“互联互通”后的天然气管网进行优化，提出依托现有深燃管道向深圳、香港地区供气替代西气东输二线南下供气的优化方案，为保障国家天然气供应安全提供依据。（图4，表1，参21）

为提高埋地管道土壤腐蚀速率的预测精度，对土壤腐蚀的影响因素进行了梳理和分析。通过核主成分分析法（Kernel Principle Component Analysis，KPCA）对影响因素进行了数据降维，随后对支持向量机（Support Vector Machine，SVM）关键参数进行了寻优，并将GWO-SVM、GASVM、PSO-SVM 及FOA-SVM 共4种模型进行了对比。结果表明：KPCA 模型可有效降低预测模型的维度，其中土壤电阻率、氧化还原电位、含盐量、Cl- 质量分数及含水量5种因素对腐蚀影响较大；GWO-SVM 的平均绝对误差和均方根误差最小，分别为1.90％、0.098 909，且训练时间在4种模型中用时最少，仅为2.55 s。可见，KPCA-GWO-SVM 模型更适合对埋地管道土壤腐蚀速率进行预测，研究结果可为管道完整性管理提供理论依据和实际参考。（图3，表5，参23）

中国油气管道安全与周边居住及生产建设用地矛盾突出，为合理规划油气管道周边区域，将人员伤亡风险控制在可接受范围内，开发了新型的管道周边区域网格划分方法。该方法以管道中心线为基准，将管道周边区域分割成平行于管道中心线的条状网格，统计网格内人口数量。在网格划分的基础上，提出了社会风险计算方法，包括F -N 曲线和基于个人风险的潜在生命损失。假设网格内人员均匀分布，阐述了管道泄漏火灾情况下网格内人员死亡数量计算方法，在此基础上，介绍了F -N 曲线的构建方法。该网格划分方法能够简化社会风险计算，降低社会风险评价的工作量。在网格划分和社会风险计算基础上实施区域规划，合理配置不同网格的人口分布，可有效管控管道风险。（图3，表4，参20）

由于设计或施工缺陷，长输油气管道阀室容易出现阴极保护绝缘失效故障，严重威胁管道的运行安全。通过研究相关设计文件，并结合现场生产实践经验，提出了阀室阴极保护绝缘故障检测排查流程，可以准确地对绝缘失效部位进行定位，并根据绝缘失效类型提出了有针对性的处理方法。制订了阀室阴极保护绝缘与接地兼容性解决方案，并通过现场实践验证了方案的有效性，证明该方案可以在满足阀室内电气仪表设施绝缘需求的同时，有效地保证绝缘设施免受雷电的损害。研究结果对提升长输油气管道的运行管理水平具有重要的现实意义。（图3，表4，参18）

随着中国能源进口不断增加，跨国油气管道建设、运营业务量也在不断扩大。由于跨国油气管道自身特有的政治属性，其政治风险尤为复杂、突出，易产生风险危害，并诱发风险效应。根据跨国油气管道的系统特性，在引入风险熵理论的基础上，结合燕尾突变模型，对跨国油气管道政治风险扩散的突变效应的影响因素、形成过程、发生条件等进行了剖析。基于跨国油气管道政治风险扩散突变效应的实质，提出了抑制管道系统耗散结构形成、风险解耦等应对突变效应的建议，以期为跨国油气管道政治风险管理提供一定的参考。（图1，参21）

华北地区天然气管网发达，天然气需求日益增长，而各省级短途天然气管网运营主体不一，分布相对分散，管径、压力等级较小，运输负荷率低，在准许成本加合理收益的管输费定价模式下形成了中游运输环节“1+X”的局面，造成较大运输成本瓶颈。通过对比分析华北地区国家管网长输管道与省级管网短途管道天然气运价差异，指出提高管道负荷率至规定起算值以上，可明显降低单方气管道运价，对终端用户用气降本作用显著。并提出以下建议：减少运输环节，尽可能将省级管网并入国家管网公司，减弱运输成本瓶颈，激发市场活力；优化天然气管道输气、配气路径；积极推动省级短途管网向第三方公平开放；不断增强天然气资源调运供给，利用运量与运价相互关系，惠及用户，助推天然气行业的高质量发展。（图1，表8，参25）

在油气储运过程中，介质所携带的大量固体颗粒极易导致降压、堵塞、腐蚀、磨蚀等现象发生，尤其是管道建设期残余的焊渣以及管输运行期间携带的砂粒，会对管壁及易损件造成冲蚀磨损损伤，引起设备及管件失效，造成严重的经济损失和安全环保问题。深入了解冲蚀磨损现象、掌握冲蚀磨损规律，有利于改善或缓解油气生产储运过程中的磨损问题，进一步推动企业实现经济安全高效运营的目标。在此全面总结了现阶段固体颗粒对材料冲蚀磨损行为的研究现状，提炼了影响冲蚀磨损的主要特征，梳理了适用于不同工况的冲蚀磨损量计算理论模型，总结了探究冲蚀磨损规律的实验方法。同时，提出了当前冲蚀磨损研究的局限性及其存在的短板，简要阐明了适用于油气管道行业冲蚀磨损问题研究的下一步建议。（图3，表2，参60）

为提高在役管道惯性测量坐标数据的解算精度、高质量地推动管道数字化进程，基于惯性测量设备与里程计信息，结合平滑滤波算法，提出了一种针对小口径惯性测量单元的航位推算误差计算模型。通过状态方程、量测方程进行滤波递推解算，得到系统误差的最优估计值，并通过平滑滤波算法解算整周模糊度以保证数据精度。经过对管道惯性测量结果的验证，采用航位推算误差计算模型解算的管道中心线坐标与通过GNSS-RTK 采集的中心线坐标数据相吻合，误差可以控制在米级。结果表明：基于惯性测量设备与里程计信息，结合平滑滤波算法，所建立的小口径惯性测量单元的航位推算误差计算模型能够有效减小纯惯性导航误差随时间累积对测量结果精度的影响，具有较好的应用价值。（图3，参21）

由于腐蚀穿孔和第三方破坏等原因，油气长输管道发生了多起泄漏事故，开展现场抢修作业，焊接前需进行管口组对。以不同钢级、不同管径、不同壁厚的一系列管道为研究对象，针对天然气长输管道组对等抢修作业的管道位移需求，根据长输管道结构特点和管道周围土体的力学特征，考虑管土耦合作用，采用D-P 模型对埋地管道进行变形模拟和应力分析，求取不同管道系列在不同开挖长度下自由端的最大允许位移量。结果表明：管道自由端的最大允许位移量受管径、壁厚及钢级的共同影响，与开挖长度和壁厚正相关，与管径负相关，计算结果能够为抢修作业时的管道开挖长度提供理论参考。（图6，表4，参21）

盐穴储气库是天然气储存与调峰的重要设施。为分析矿柱宽度对盐穴双储库腔体稳定性的影响，在保证腔体安全、提高造腔效率、最大化利用盐层的基础上，以金坛盐穴地下储气库为例，依据变形稳定理论，基于FLAC 3D 软件，利用有限元分析方法建立双储库数值模型，模拟分析不同矿柱宽度条件下双腔体的稳定性，确定盐穴双储库合理矿柱宽度，分析合理矿柱宽度内双腔体间的最大破损距离、破损区体积、无损宽度、收缩率的变化规律。结果表明：研究区双储库合理矿柱宽度为1.5～2.5 倍腔体直径；在合理矿柱宽度下，矿柱宽度与最大破损区距离呈正比，与破损区体积关系不大，与无损宽度和腔体收缩率呈反比；随蠕变时间延长，最大破损区距离、破损区体积及收缩率逐渐增大，无损宽度逐渐减小；金坛盐穴储气库设计矿柱宽度平均为2.0 倍腔体直径，在合理矿柱范围内，现场应用证实了双储库稳定性模型可靠性较好，准确性较高。（图13，表1，参20）

为有效保障油田集输管道安全运行，降低失效概率，避免重大安全事故，提出了一种基于信息熵隶属度的安全风险评价方法。该方法通过分析集输管道失效数据，确定集输管道失效特殊性，利用信息熵隶属度方法，建立了集输管道风险评价因子权重计算模型，基于失效特殊性与权重计算模型，形成相对完善的集输管道风险评价指标体系；利用肯特法，建立了集输管道风险计算模型，实现集输管道风险量化分析。以新疆油田集输管道为研究对象，利用基于信息熵隶属度的集输管道风险评价方法开展了安全评估，结果表明：该方法能够较准确地评价集输管道风险，评价结果符合新疆油田集输管道的实际情况，对制订集输管道风险分析标准具有借鉴作用。（图4，表3，参23）

河流穿越段输气管道在不同环境介质作用下易产生弯曲变形，是威胁管道运行安全的重要隐患。对河流穿越段不同环境介质作用下的输气管道进行应力分析，建立漂浮管段静力学分析物理模型，运用ANSYS 软件对漂浮管段应力分布进行模拟，得到管道应力与应变分布情况，并讨论管道内压和水流速度对不同管径管道最大应力的影响及其变化规律。研究结果表明：管道内压或水流流速的增加会使管道受到的最大应力增加，且随着管道内压或流速的增大，管道最大应力的增长速度也变快；在流速或管道内压不变的情况下，随着管径的增加，管道受到的最大应力增大。（图9，表2，参20）

采用旋转喷射搅拌器对浮顶罐内正在加热的原油进行搅拌可以增强换热，使罐内油品的温度更为均匀。为了研究旋转喷射搅拌器转速对原油加热效率的影响，基于对浮顶罐加热时换热过程的分析，建立了10 000 m3 浮顶罐的三维数值模型，模拟了不同搅拌转速工况下的原油加热过程。结果表明：在旋转喷射搅拌器的搅拌作用下，浮顶罐内原油温升速率相比于无搅拌工况显著升高；原油的温升速率随搅拌转速增大而增大，但该转速存在临界点，当搅拌转速过大时，原油的温升速率不增反降；搅拌可以明显改善原油加热产生的温度分布不均。研究成果可为实际生产中提升浮顶油罐加热效率提供理论依据。（图8，表1，参23）

为了探究超声波流量计在不同整流器下的计量规律，建立了含有整流器的检定管路模型，利用Fluent 软件对不同整流器的管道流场进行数值模拟，得到对应超声波流量计的示值误差。同时，基于流量计现场应用声道数据，验证了数值模拟方法的准确性。利用数值模拟方法，选取3 种类型的整流器与A、B、C 3 种声道布置的超声波流量计，通过管道内的流场分布及流量计处截面的速度分布，分析整流器对超声波流量计计量产生差异的原因。结果表明：3 种整流器对不同类型的超声波流量计产生的示值误差不同，对A 类型超声波流量计的示值误差最大为0.5％左右，最小为0.2％左右；对B 类型超声波流量计的示值误差最大为0.1％左右，最小为0.05％左右；对C 类型超声波流量计的示值误差最大为0.4％左右，最小为0.2％左右。基于分析结果对超声波流量计的安装和检定提出了建议，对提高流量计的标定质量具有指导意义。（图21，参19）

在开采深海油气的过程中，管道内低温高压的条件容易形成水合物，从而堵塞管道，给管道油气输送带来重大安全隐患。为此，针对海水主要成分在油气开采过程中形成的多相流环境开展了水合物生成动力学实验，观察实验过程中不同独立组分或多组分共同作用对水合反应中气体压力参数和储气量的变化规律。以Span80 和SDS 为分散剂制备了稳定的白油乳液，将不同质量分数的乳液分别与人工海水晶体混合，分析水解离子对乳液体系中水合物生成的影响。结果表明：人工海水晶体可促进乳液体系分子间的传热传质，缩短水合物生成的诱导时间，加快水合反应速率，明显提高水合物的生成量。研究结果可为油气开采过程中管道内防治水合物堵塞提供参考。（图5，表1，参18）

为了解决油气输送管道中通用球阀操作扭矩大、容易内漏、抗污能力差等问题，结合双关断旋塞阀及轨道球阀等现有阀门结构，设计了一种新型四阀瓣式无摩擦球阀。介绍了四阀瓣式无摩擦球阀的总体结构、工作原理以及主阀、操作器传动机构的设计方案和关键技术。新型四阀瓣式无摩擦球阀经过了研制性能试验及输油管道工业应用验证，其性能稳定，工作可靠。该新型球阀为球阀产品拓展了设计思路，大幅提升了球阀产品的性能及使用寿命，可在输油管道及石油化工管道上推广应用，提升国家油气输送管道阀门设备的技术水平及性能可靠性，保障国家能源输送工程的自主安全可控。（图7，表2，参22）

自中国建设盐穴储气库以来，始终通过使用柴油作为阻溶剂控制储气库腔体形态，费用高、污染大，因此提出利用氮气作为阻溶剂进行造腔。针对氮气易泄漏、压缩性强、气水界面较难控制等问题，通过改造井口流程、研制现场配套注氮设备、发明气水界面监测控制系统等技术，制定了氮气阻溶造腔方案，并进行了现场试验。试验表明：盐穴储气库可以使用氮气作为阻溶剂进行造腔，造腔效果良好，气水界面可以得到有效控制，并形成了针对不同腔顶打开程度的氮气阻溶气水界面控制方法，为氮气阻溶造腔技术积累了现场经验。（图8，表3，参20）

油气长输管道途经多种复杂地质环境，经常面临地质灾害的威胁。针对现有地质灾害段管道地表位移监测数据离散型的特征，提出了一种基于三次样条插值的地表位移三维重构方法，实现了地表位移的连续表示。在此基础上，采用非线性有限元方法，依据非线性土弹簧单元描述管土相互作用，利用Ramberg-Osgood 本构模型描述管材力学特性，使用INP 参数化编程语言建立了参数化的连续地表位移作用下埋地管道应变计算模型。新建模型能够考虑温度、外压等工作载荷与管道实际路由对管道初始应力的影响，实现管道应变的准确计算。采用C# 编程语言，编制了基于C/S 架构的管道设计应变智能计算与评估软件。研究结果可为智慧管道数字孪生的建设与地质灾害地段管道的完整性评估提供技术支撑。（图7，表3，参25）

通过总结分析山地滑坡对油气管道的危害类型及特点，梳理了油气管道滑坡应急治理方法，总结了油气管道滑坡应急治理的重点和难点，指出修建抗滑桩是目前西南山地管道滑坡治理最常用的方式。针对油气管道滑坡应急治理修建抗滑桩人工开挖孔桩施工难度大的问题，如土石混合型滑坡中孤石、块石、基岩等开挖问题，提出环向水磨钻切割、中部劈裂凿岩的小型化机具施工工艺，阐述了水磨钻开挖工艺原理及施工方案，并在中贵天然气管道习水滑坡开展工程应用，工程实践表明：相比传统风镐开挖方法，新工艺大大提高了施工效率，社会效益及经济效益优势明显。最后指出亟需研究一种在保证滑坡体稳定性不受影响的前提下更为高效的岩石劈裂方法。（图6，表1，参20）

针对跨越管道风险评估中影响因素权重不确定与评估区间不细化的特点，对肯特法进行改进，结合云模型理论，确定风险评估等级，提出一种基于云模型的跨越管道综合风险评估方法，以期提高管道风险识别能力，最大限度地防止事故发生。以中国某跨越管道为例开展跨越管道综合风险评估，结果表明：在原模型基础上增加自然灾害因素和结构安装因素，将云模型与肯特模型相结合重新确定权重值，运用云模型的云滴敛散度可以提高权重系数的准确性，同时将管道进行分段评价，细化评价区间，结果与原方法相比更为准确。研究结果可为跨越管道设计、施工及维护提供参考。（图6，表2，参20）

以苏州工业园区燃气市政管网作为实例，结合风险评估理论，建立燃气管网腐蚀风险评估模型，对工业园区内燃气管网腐蚀风险进行评估。评估模型采用基于改进AHP 的模糊综合评定法，通过建立燃气管网的腐蚀风险指标体系，运用改进的AHP 法确定各指标权重，并以模糊综合评价法建立腐蚀风险评价等级，最终求解出工业园区内各个管段的风险等级。随机选取苏州工业园区内6 处燃气管道进行开挖检测，判断管道的腐蚀状况，并将检测结果与评估结果进行对比验证，结果表明该腐蚀风险模型能够较为准确地评估燃气管网的风险状态，对提高城市燃气管道腐蚀风险预警和管理水平具有一定实际意义。（图2，表4，参22）

燃气场站和用户入口配置的过滤器滤芯性能会随使用情况动态变化。如果滤芯得不到及时的清理和更换，会严重影响燃气的通过效率，造成局部阻力飙升及通过流量大幅下降，危害供气安全。在对城镇燃气实际工程中燃气过滤器工况进行调研分析的基础上，建立燃气过滤器数值模型，借助CFD 软件进行过滤器内部流场仿真。研究表明：当入口压力保持不变时，入口气体速度的变化对过滤效果影响较大；滤芯不同位置的堵塞对气流通过状况的影响程度不同，定期清理、维护及更换过滤器滤芯对保持过滤效率非常重要；在实际工况条件有限的情况下，建议优先考虑做好下部滤芯的换新。研究成果可为后续进一步贴近实际工况的仿真研究提供借鉴。（图8，表1，参21）

2020年以来，新冠肺炎疫情加快了全球能源转型进程，油气企业的生产经营受到了气候变化与市场衰退的双重制约，低碳转型战略受到广泛关注。在分析油气企业的战略转型背景基础上，对其“碳中和”愿景下的战略选择进行了重点探讨，主要分为5 个方面：①大幅削减资本支出，投资态度更加审慎；②大规模开展资产减值操作，规模创10 年以来历史新高；③更加聚焦上下游核心资产，终端进一步向低碳转型；④不同油气企业采取了不同的清洁低碳战略，欧洲油气企业偏向发展多元化清洁低碳业务，美国油气企业更注重开展碳捕获与封存（Carbon Capture and Storage，CCS）及其他业务，部分国家油气企业也紧跟能源转型趋势提出了中短期的减排目标；⑤油气并购热度明显放缓，低碳并购备受青睐。最后，对中国油气企业提出了相关建议，以期为保障中国油气企业的可持续发展提供参考。（图4，表1，参21）

油气跨境运输在能源供应中具有关键性作用。从乌克兰油气管输体系入手，剖析了俄罗斯油气过境乌克兰的运输问题，揭示了乌克兰过境国地位与俄乌关系的内在联系，提出了强化中国油气进口通道安全保障的建议。研究表明：乌克兰油气运输体系庞大，油气管道总长度近4.3×104 km，油气年过境输能分别为5 630×104 t、1 460×108 m3。乌克兰地处战略要地且运输体系强大，从经济技术角度，过境乌克兰是俄罗斯油气出口欧洲的最便捷方式。俄罗斯对乌克兰的过度依赖赋予了乌克兰一种通道权力，成为乌克兰与俄罗斯地缘政治博弈的利器。为了保障能源运输安全，俄罗斯构建了跨波罗的海、黑海等绕开乌克兰的油气通道，实现了对运输通道的掌控。作为油气进口第一大国，中国正逐步建成油气进口通道体系，应强化对油气跨境运输潜在风险的认识，重视从地缘政治角度对进口油气过境国的问题研究，通过优化通道格局与输能配置，高质量推进通道的多元化发展，提升中国油气进口通道体系的应急能力。（图2，表4，参35）

蜡沉积问题是含蜡原油管道面临的最为严重的流动保障难题，研究蜡沉积物性质对保证原油管道安全运行具有重要意义。迄今，关于蜡沉积物性质的研究较少，导致现场清管作业严重依靠经验。阐述了两种最常用于研究蜡沉积物性质的实验装置的主要原理及特点，分析了冷指装置、环道装置在不同流场条件下的原油组成以及流动条件对蜡沉积物性质和形态的影响。结合原油管道蜡沉积物性质的研究现状，提出了未来研究的方向，可为进一步明确原油管道内蜡沉积物性质提供参考与借鉴。（图2，参76）

成品油管网作为连接上游炼厂与下游市场的重要中间环节，一旦发生事故，将会对油品供应造成严重影响。由于成品油管网运行工艺的复杂性，目前针对成品油管网可靠性分析的研究体系尚不完备。为此，从成品油管网系统设备单元可靠度计算、系统可靠性建模方法两个方面，总结了成品油管网可靠性分析的主要研究进展，并梳理了研究过程中所面临的难题。同时，对原油管网、天然气管网、城市供水管网、供热管网、供电管网的相关研究思路、评价方法、计算方法等进行了深入剖析，以期为成品油管网可靠性分析的进一步研究提供借鉴。（参62）

为确保计量标准装置量值传递准确可靠，从大数据分析角度开展了流量计检定过程质量控制技术研究。探索了基于历史数据的多元线性预测的检定数据核查方法，可实现线性回归预测温度误差在±0.1 ℃范围内、压力误差在－0.01~0.015 MPa 范围内、流量误差在±5 m3/h 范围内的管控指标。提出基于平均值控制图和标准偏差控制图的实时核查方法，按照标准涡轮流量计流量范围分段，动态计算历史数据制定平均值控制图和标准偏差动态控制图预警限，能够实时监控标准涡轮流量计偏差是否超出动态预警限，设置装置不确定度水平0.29％为控制限。根据预警限与控制限实时提示计量标准运行状态，实现了检定过程数据的智能化分析与处理，全面提升了天然气计量检定质量及效率。（图5，表1，参20）

根据智慧管网的概念和管道企业现状，提出数字孪生是实现智慧管网的基本方法和理论依据。基于数字孪生理论和数字孪生五维模型，构建了包含实体管道、虚拟管道、管道服务系统、管道孪生数据的管道数字孪生体模型，阐述了模型内涵、各元素之间关系、运行机制以及云计算、大数据、人工智能、物联网等关键技术的具体应用，重点分析了实体管道与虚拟管道之间的交互和融合，并探讨了管道数字孪生体模型在管道设计、施工、运行、维修等场景中的作用。在管道的全生命周期中应用管道数字孪生体，通过数据共享、信息可视化、智能分析等手段，优化了资源配置，增强了安全预警水平，提升了决策能力，为管道行业向信息化、智能化转型提供了支持。（图1，参33）

腐蚀是造成海底管道失效的重要原因之一，准确预测海底管道的腐蚀剩余强度是评估海底管道完整性及后续服役能力的关键。基于非线性有限元方法，建立含腐蚀缺陷海底管道剩余强度分析模型，预测管道的剩余强度，并探究了外腐蚀缺陷的深度、长度、宽度对剩余强度的影响。基于深度学习理论建立海底管道剩余强度预测模型，并以有限元分析获得的114 组计算结果作为数据集训练深度学习模型，以深度学习模型预测含外腐蚀缺陷海底管道的剩余强度，将模型预测结果与有限元计算结果进行对比。结果表明：深度学习模型计算速度快、预测精度高，验证了基于深度学习的海底管道外腐蚀剩余强度评价方法的可行性与有效性。（图7，表1，参22）

由于海况的变化，海底管道会出现悬空段，其安全性受到高度关注。采用侧扫声呐及浅层剖面检测技术，对某海底管道进行了实际检测，得到了管道全线的掩埋、裸露、悬空现状，同时对悬空段进行了加密检测，探明了海床状况。构建了海底悬空管道应力分析模型及涡激振动分析模型，并基于实际检测结果，对该海底管道进行了悬空应力分析及涡激振动分析。结果表明：该检测技术能够准确地得到管道的状态变化情况，该管道全线悬空段中有1 处为危险状态，其余各处均处于安全状态。研究成果可为海底管道的安全运行提供技术支撑。（图5，表4，参17）

输气管道的大力建设为管道安全运行带来了巨大挑战，为了有效遏制输气管道事故造成的灾害，需开展输气管道泄漏事故衍生灾害后果研究。基于输气管道衍生灾害概念，从灾害发生概率、灾害潜在损失后果两个方面构建了衍生灾害评价体系，制定了衍生灾害评价流程，建立了灾害发生概率与灾害损失后果计算方法，并提出了衍生灾害评价标准。以某输气管道为例，开展了衍生灾害评价，结果表明：采用新建立的输气管道衍生灾害评价方法，可以得出管道灾害对社会公众的影响程度，实现管道衍生灾害的等级划分，为输气管道安全管理、救灾决策与应急抗灾措施制定提供科学保障与技术支持。（图5，表10，参31）

为了对动态条件下管道漏磁内检测中的内外壁缺陷信号进行识别，针对动态条件下管壁产生的感生涡流磁场，建立了基于磁多极子场的动态漏磁场数学模型。从漏磁内检测器获取的缺陷信号中提取出内外缺陷区分的数据特征，确定了基于磁多极子场的管道内外壁缺陷区分方法：当缺陷的上升沿或下降沿至少其一满足第2 阶磁场参数绝对值最大时判定为内缺陷，当上升、下降沿均不满足第2 阶磁场参数绝对值最大时判定为外缺陷。通过内外缺陷试验数据的识别概率，对该方法进行了验证。新建立的区分方法辨识准确率高，突破了检测器需要借助硬件传感器的条件限制，对漏磁缺陷的识别、原理分析及内外区分具有指导作用。（图4，表3，参20）

常用的负压波管道泄漏监测技术是通过计算压力下降拐点时刻，得到负压波到达上下游的时间差来定位泄漏点位置，但受负压波传播衰减、缓慢泄漏压力变化小、噪声干扰等影响，压力的下降拐点不明显，无法准确计算得到时间差，降低了泄漏点的定位精度。为了减少负压波泄漏监测技术的定位误差，基于管道泄漏上下游同时传播的负压波同源的特点，采用欧氏距离计算上下游负压波之间的相似度，可得到负压波向上下游传播的时间差，进而变换得到泄漏点位置。经现场应用测试，结果表明：该方法可准确定位管道突发泄漏和缓慢泄漏的位置，定位准确度高，弥补了原有的负压波管道泄漏监测技术对较缓慢泄漏定位不准的不足，将原有系统简单升级即可实现性能提升。（图5，表1，参18）

为提高露天天然气站场的运行安全，及时发现站场工艺区的天然气泄漏，基于激光会吸收甲烷光谱的原理，设计了应用于天然气站场工艺区的天然气泄漏激光监测系统，探究出一种高可靠性、高实时性的适用于西气东输天然气站场的泄漏监测方法。在长期跟踪现场使用效果的基础上，通过对比试验和运行观测的方法探究了该系统应用推广的可行性。结果表明：天然气泄漏激光监测系统从原理和应用层面，均可更加准确地发现站场的各类天然气泄漏，解决了原有技术手段无法自动发现微小泄漏的问题，降低了露天天然气站场的运行风险隐患，为后期在输气管网上的大规模应用提供了理论基础。（图3，表1，参23）

目前，管道内检测数据均以里程作为管道缺陷点、异常点及特征点的定位基准，不利于缺陷修复及内检测数据的深度利用。为解决这一问题，提出由中心线测量实现内检测数据坐标化的技术流程，建立了根据中心线测量计算管道长度、弯头方向及曲率半径的数学算法模型，制定了中心线与内检测特征点的对齐拟合方法，并确定了拟合点的选取原则。现场开挖验证表明，该技术的平均误差为0.37 m，是可行有效的。内检测数据坐标化可减少内检测缺陷修复工作量，节省修复费用；实现与管道外检测数据对齐，开展管道缺陷的成因、发展趋势、腐蚀活性等的深入分析，为管道数据整合提供技术支持。（图6，表3，参19）

在管道行业中，燃驱压缩机组的健康状态不仅有利于企业稳定、科学、高效地运营，而且可保证管道输送安全、减少运行成本。参考并借鉴国内外相似平台的优点与成功经验，采取科学有效的手段，为建立燃驱压缩机组气路故障预测诊断与健康管理（PHM）系统，开展了以下研究：使用模块化建模的方法建立气路性能分析模块，基于准确非线性机组模型的气路故障诊断算法进行气路故障诊断；提出一种模拟退火-粒子群优化（SA-PSO）混合算法进行故障诊断，该方法兼顾快速性、准确性；建立故障特征降级参数识别库，基于故障特征识别方法建立故障概率分析模型，得出量化的概率指标衡量气路部件的状态。实例应用结果表明：建立的燃驱压缩机组气路分析程序，实现了对燃气轮机运行状况的实时掌握，能够及时发现并诊断运行中出现的故障，具有较高的应用价值。（图10，表2，参38）

为研究雷击电力杆塔时，杆塔对于邻近处天然气管道的影响及防护措施，采用专业防雷计算软件CDEGS 建立电力线路与天然气管道模型，研究在不同电流幅值、土壤电阻率、距离等影响因素条件下，单根外延射线接地网迫近、背离、平行3 种结构对管道电位的影响，进而提出基于迫向换流的管道过电压优化方案。结果表明：土壤电阻率、电流幅值的增加会导致管道过电压的升高，增加杆塔与管道间距可以减低管道过电压，随着外延射线改向角度的增大，管道上过电压、涂层所承受电势差呈现降低趋势。新建的迫向换流优化方案可明显降低电力线路对邻近天然气管道的雷击过电压风险。（图9，表2，参20）

开展成品油管道输送过程碳足迹核算方法研究，可以为研究成品油输送过程中的碳排放特点和规律提供支撑。在确定功能单位和评价边界的基础上，建立了成品油管道系统碳足迹模型，并进行碳足迹核算，具体步骤包括：搭建输送管网结构、建立物料平衡、梳理排放清单、调整排放分配、计算碳足迹。以某企业在广西省的成品油输送数据为基础，采用该方法对碳足迹进行了核算，并分析了不同输送路径碳足迹的形成原因，包括输送距离、介质流速、管道路由与高程、管道规格等因素。根据计算结果与原因分析，提出了降低成品油管道输送过程碳足迹的建议措施。研究结果可为成品油管道系统降低碳排放提供参考。（图3，表5，参20）

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）

氢能是公认的清洁能源，将氢气掺入天然气管道进行输送，是大规模输送氢气的有效途径。氢气的物性与天然气差异大，天然气中掺入氢气后天然气气质会发生改变。综述了世界各国在天然气管输系统混氢输送过程中混氢天然气的互换性、天然气管道混氢工艺系统适应性、管道设备安全性等研究进展。结合中国输气管网的实际情况，建议：①研究不同地区、不同类型燃具对混氢天然气燃气互换性的要求，评估混氢天然气对民用、工业用户等终端用户的潜在影响；②分析不同输量、季节、混氢量下管道运行参数，并探讨不同型号压缩机工况点变化规律及燃气轮机的适应性；③考虑含氢量、氢气-甲烷分层流等因素，改进气体组分在线/离线色谱分析系统；④结合CFD 模拟及实验等方法，开展计量设备修正研究；⑤揭示混氢天然气泄漏扩散特性规律，针对不同泄漏场景优化燃气泄漏检测设备空间布置及安装方式，完善应急预案；⑥开展高钢级管道混氢输送适应性分析，保障管道本体安全。（图1，表1，参50）

在突发新冠疫情及国家石油天然气管网集团有限公司成立的背景下，回顾了2020年中国天然气产业链的发展，并展望了2021年天然气行业的发展前景。2020年，中国天然气表观消费量达到3238×108 m3，同比增长5.5％；国产气增储上产态势良好，产量达到1886×108 m3，同比增长8.4％；进口天然气增速创新低，进口管道气与进口LNG合计为1363×108 m3，同比仅增长3.1％，对外依存度继续下降。2021年，随着新冠疫苗大规模接种，中国生产生活秩序全面恢复，加之环保政策的驱动，与2020年的天然气需求增量与增速水平相比，2021年将有明显回升，预测市场需求增速将达到8.6％。最后，针对中国天然气产业链发展，提出3点建议：①加快储气设施建设进度；②统一协调中国不同公司长贸资源的采购行为；③冬季对居民用气、非居民用气实行统一的上浮比例。（图2，参17）

管道智能化运行是智慧管网系统的核心业务，辅助决策系统则是支撑管道智能化运行的中枢。基于原中国石油管道有限责任公司智慧管网的顶层设计和总体框架，以中缅原油管道为对象，针对其地形起伏大、地质条件复杂、周边环境敏感等特点，开展智能化运行建设方案试点。通过分析原中国石油管道有限责任公司与国外油气管道的智能化建设框架及实践成果，在物联共享系统、数字化恢复、云数据中心建设的基础上，提出了建设由运行管控、安全管控、全生命周期完整性管理3个方面构成的辅助决策系统方案；对建设难点进行分析，探讨统筹规划、分步实施的技术路线，从而实现管道运行管控实时自主优化、安全预测预警可控、全生命周期完整性管理高度智能等智能化运行内涵目标。（图5，表2，参21）

为实现智慧管网建设中天然气分输站场的智能分输功能，需针对用户（尤其是受环境因素影响较大的城市燃气用户）开展负荷预测，为分输支路应用人工智能算法预测和调整分输控制策略提供依据。建立了一种基于多层BP 神经网络智能化预测模型，对西气东输管网某燃气用户进行负荷预测，将气温、风速、风向等天气状况参数和历史负荷值作为输入，对比发现该预测方法模拟结果与实际负荷值相对误差不超过±8％，可以较准确地预测城市燃气用户72 h 的短期负荷。此外，进一步研究了负荷预测精度的影响因素，结果表明：约1 ℃的气温变化将引起冬季用户5％～6％的需求量变化，当气温超过14 ℃时用户负荷随着温度上升呈线性减少的趋势，超过18 ℃将不再受影响；风速和降雨变化对于用户需求量的影响则不超过5％。短期用户负荷的准确预测是实现管道或管网公司高效、合理、经济运营天然气供应系统的基础，可保证供气方案经济合理、运营调度安全高效。（图3，参22）

为了确保埋地输油管道在爆破施工过程中的安全，结合邻近埋地输油管道的烟台港西港区疏港大道土石方爆破工程，利用ANSYS/LS-DYNA 流固耦合方法模拟爆破振动对管道的影响。基于数值，分别统计管道不同断面、断面正上方地表的最大振动速度，通过最小二乘法对所得数据进行分析研究。结果表明：基于流固耦合方法模拟得到的振速与现场实测结果基本一致，利用该模拟方法研究爆破振动对埋地输油管道的影响是可行的；在爆破振动情况下，管道周围细沙对管道具有保护作用，在模拟研究中考虑细沙是必要的；确定了管道断面最大振动速度与断面正上方地表最大振速的函数关系式，并由此得到现场监测时管道正上方地表安全允许的最大振速为1.982 cm/s。研究结果可为邻近埋地输油管道的土石方爆破工程地表安全允许振动速度的确定提供参考。（图5，表8，参24）

压力容器在服役过程中会产生多种结构损伤，其中最主要的缺陷为受到装载物质腐蚀而形成的点蚀坑，因蚀坑位置应力集中而生成裂纹，再由裂纹扩展造成容器破裂泄漏。应力强度因子作为表征裂纹的重要参数，在工程中被广泛运用于判别机械结构的安全性与可靠性。为此，参考双参数蚀坑-裂纹模型，利用ANSYS 有限元软件探讨了存在蚀坑-裂纹的情况下裂纹名义应力强度因子的变化规律。结果表明：蚀坑-裂纹的存在促进了裂纹名义应力强度因子增大，但随着蚀坑-裂纹间距增大，促进效果呈递减趋势直至归于平稳；蚀坑参数、裂纹长深比对应力强度因子的影响作用存在着明显的区间效应。研究成果对蚀坑-裂纹压力容器的失效评估问题具有借鉴作用。（图9，参18）

大型油轮一旦发生海上溢油事故，将会对事故周边的海洋生态环境和社会经济发展造成严重危害, 大型油轮溢油风险等级的准确评价显得极为重要。以非洲好望角水域为例，采用模糊综合评价法，从人为因素、船舶因素、环境因素、管理因素4 个方面建立了好望角水域通航的大型油轮溢油风险评价指标体系，并根据收集到该水域通航大型油轮的相关数据，对其溢油风险等级进行了评价，得出油轮溢油风险等级均为一般风险，其中船员责任心因素、波高因素是影响大型油轮溢油风险的主要因素。新建评价方法为大型油轮规避风险提供了理论依据，有利于保障船员生命财产安全、海洋生态系统平衡。（图2，表1，参20）

表面活性剂对于天然气水合物快速生成的促进作用是一个研究热点，鉴于目前关于表面活性剂浓度对天然气水合物生成效果的影响研究尚无明确结论，在此开展不同表面活性剂对天然气水合物生成的影响实验。在恒容条件下，根据水合物的生成条件，采用SDS、吐温80、鼠李糖脂、曲拉通X-100 作为表面活性剂，开展不同表面活性剂及浓度对含大客体分子和甲烷系H 型水合物生成过程的影响实验研究，并与不含表面活性剂的生成过程进行对比。结果表明：在相同浓度下，在缩短天然气水合物诱导时间方面，其影响依次为SDS、鼠李糖脂、吐温80、曲拉通X-100；在储气量促进效果方面，其影响依次为SDS、吐温80、鼠李糖脂、曲拉通X-100。表面活性剂促进效果随浓度升高整体呈现先升高、再降低的趋势。SDS、鼠李糖脂对于天然气水合物的生成均有良好的促进作用，尤其是鼠李糖脂这一环境友好型的生物表面活性剂，首次用于天然气水合物的生成实验，既保证了较高的生成速率，又兼顾了环保性的要求；曲拉通X-100 则不宜作为H 型水合物的表面活性剂。（图7，表1，参20）

索道布管是陡峭山地管道安装的有效施工方法，由于索道布管过程非线性明显，因此传统数值计算无法合理核算实际工况。对中缅管道改线工程中应用的索道吊装系统承载索系和索系支架受力进行建模，利用仿真优化技术分析承载索、索系支架的受力和变形状态，设计和安装了安全经济的索道吊装系统，成功解决了大口径、长距离高陡坡管道安装技术难题。结果表明：采用仿真优化技术可以对管道索道吊装系统非线性受力状态进行准确的受力、位移分析，与传统的解析计算方法相比，可以充分考虑索系的非线性状况，对实际工况进行最大程度的仿真，并能够实时读取全位置受力及位移变化，确保索道在山地管道施工中的安全使用，为以后山地管道建设提供借鉴。（图7，表5，参20）

在海洋油气开发中，随着输送压力和管流速度的不断增大，由管道内流引起的振动问题成为流动安全保障的重要内容之一。通过搭建组合立管实验平台，对由气液两相流引起的流激力展开研究。根据持液率信号与实验观测结果，对立管内局部流型进行划分，对流激力的影响因素进行分析，建立了流激力波动主频和最大流激力均方根值Frms 的计算模型，结果表明：Frms 出现在段塞流与搅混流的边界处；随着入口含气率的增大，Frms 基本呈现先增大、后减小的规律，但对于SS Ⅱ型严重段塞流，仍然能够产生较大流激力。研究成果可为海洋立管系统的设计、运行提供理论参考。（图8，表1，参20）

通明海峡周边海域环保要求较高，穿越地层复杂多变，地下淡水、海水交互出现，穿越井段长且摩阻大，地层松散致使保孔非常困难，极易造成冒浆、泥浆性能变化、钻头泥包、地层漏失等钻井难题。基于此，研选出环保型泥页岩抑制剂、抗盐降滤失剂及润滑剂，并研制了极浅层环保固壁泥浆体系，其具有优异的泥岩抑制、润滑、抗固相污染及固壁性能。在定向穿越通明海峡工程中的应用表明：新研制泥浆性能稳定，润滑效果突出，能有效降低泵压和摩阻，井壁稳定性强，且无钻井复杂事故发生，缩短定向穿越钻井周期87 天，为顺利拖管提供了可靠保障。（图2，表9，参20）

为研究成品油管道油顶水投产的混液规律，减少投产过程造成的混液，采用OLGA 软件，建立了云南某成品油管道油顶水投产数值模型，模拟了多种油顶水投产工况下的混液量，并分析了流量、停输时间、停输时混液头位置对混液量的影响。结果表明：流量对混液量影响最大，增大流量可有效减少混液量；停输时间对混液量的影响存在临界值，当停输时间超过临界值时，混液量不再增加；停输时混液头位置的影响规律主要由混液段所处地形决定。研究成果可为成品油管道中间站、末站油水混液储备罐的建设规模提供参考。（图6，表9，参27）

常规的管道漏磁检测器无法满足长输变径管道的检测需求，故研制了一种可变径检测器的磁铁探头机械结构。新设计的磁铁探头机械结构采用浮动分块形式，通过在40~48 in（1 in=2.54 cm）可变径检测器一前一后交错布置探头，实现了整体磁路结构优化。通过磁化能力测试、机械性能测试及整机牵拉测试一系列试验表明：该机械结构具有足够的磁化强度，在变径管道中探头紧贴管内壁而不发生干涉，能够实现探头的全覆盖，并适应变径管道的通过能力要求。合理的浮动磁铁探头机械结构是油气变径管道腐蚀检测成功的前提，研究成果可为推动中国变径管道漏磁检测系列化技术的发展提供参考。（图7，表1，参20）

盾构法是管道穿越江河普遍采用的施工方法。以中俄东线天然气管道黑龙江盾构穿越工程中的管道安装为例，介绍了适用于大口径管道的曲线敷设技术。盾构隧道设计轴线为4％下坡段+弹性敷设段+平巷段+弹性敷设段+4％上坡段，安装直径1 420 mm、壁厚33.4 mm 的K65 直缝埋弧焊钢管。由于竖井操作空间有限，因此管道牵引过程不可逆。采用轨道小车运输管道+牵引的安装方式，小车面临悬空、脱轨及管道被卡风险，安装极为困难。采用小断面盾构隧道内大管径管道曲线敷设技术，解决了管道牵引系统的设计制造、管道小车在隧道曲线段的脱轨与悬空、竖井内S 形管道穿针式吊装的技术难题，为今后此类盾构、顶管隧道内安装大口径管道提供了参考。（图2，参20）

针对苏里格气田井间串接、井口湿气计量工艺模式下单井无液相计量的问题，提出了节流式流量计与涡街式流量计组合测量湿气气液两相流量的方法。通过将两种流量计测量管集成，再加上差压静压、频率温度集成式传感器，简化了流量计整体结构。采用室内空气-水两相流实验平台对该组合式湿气流量计的计量精度进行测试表明：当瞬时液量为0.05～4 m3/h 时，组合式湿气流量计气相、液相测量误差分别在5％、20％以内。采用分离计量装置在气井井口对组合式湿气流量计计量精度进行测试表明：泡排气井气相、液相测量平均误差分别在5％、20％以内，能够准确反映气井出液规律，可为泡排加注制度优化提供指导；柱塞气举井气相测量误差在8％以内，液相测量误差较大，但能够准确反映柱塞气井出液特征，测试结果可为柱塞气井工况诊断及生产制度优化提供依据。（图8，表2，参17）

随着城市燃气管网规模的不断扩大，将合适的运行参数准确、及时下达到调控站，进而实现以经济性和安全性为目标的优化调度，是亟待解决的问题。构建了城市燃气管网稳态优化计算方法，设计了面向复杂管网的优化算法框架，提出了元问题，并阐述了元问题的优化目标和非线性约束。采用适用于大规模变量的非线性优化问题软件技术方案（Python+Pyomo+IPOPT），使用二次序列优化算法，解决了元问题中的优化问题。以某燃气管网为例，对实际解决方案的算法进行了测试，结果表明其时间复杂度较好且性能良好。与利用现有仿真软件进行交互的解决方案相比，该解决方案具有更快、更稳定的优点。（图5，表5，参20）

天然气管输计划的编制主要依赖人工经验，编制过程需要花费大量的时间、精力，不利于管输计划的整体优化。为提高天然气管输计划编制的效率和科学性，通过对现有编制方法进行梳理，将编制天然气管输计划的人工经验编码化，开发了一种管输计划辅助编制软件以寻找可行解。在天然气管网进销平衡、设计输量等约束条件下，以天然气管网能耗最低为优化目标，通过对大量能耗、输量历史数据进行统计、拟合分析，建立了天然气管网优化模型，利用最优化方法寻求最优可行解，并以两条干线管道为例，阐述了生产单耗与周转量拟合过程。研究结果可为复杂的天然气管网系统提供一种高效、科学的管输计划优化编制方法。（图5，表4，参20）

能源合作是“一带一路”倡议的先驱和主要引擎。在过去10 年间，中国石油企业在“一带一路”沿线国家及海外其他国家开展了上百个油气合作项目并取得丰硕成果，工程技术服务及建设便是油气合作的重要组成部分。作为油气管道建设最主要的内容，水压试验是验证油气管道完整性最常用的方法。基于中东、非洲等油气合作项目中油气田集输管道设计经验，梳理了常用的美国机械工程师协会、美国石油学会、国际标准化组织、英国标准协会、伊朗石油标准、沙特阿美、阿布扎比国家石油公司、壳牌、道达尔、英国石油等国际组织和石油企业的13 项水压试验标准，对比分析了水质、强度与严密性试压压力以及稳压时间等要求，研究结果可为海外油气田集输管道设计及施工提供借鉴。（表4，参20）

随着大数据、物联网、云计算、人工智能等智能技术的不断发展及应用，管道行业由传统管理模式逐步向数字化、智能化发展。国家管网集团西气东输公司坚持以“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”为目标，聚焦智慧管网，经过管理创新与技术革新，建立了人工智能与管道行业深度融合的新模式：在已有管道运营体系的基础上，引入工业互联网、机器学习、智能控制等技术，形成了站场智能巡检、分输智能控制、流量计智能检定等核心技术，推动了天然气管道站场智能运行技术的发展；大力发展天然气管道关键设备全面智能感知技术，开展了天然气泄漏检测、站场运维巡检智能化管控、压缩机组与流量计智能监测等核心技术创新；构建管道风险智能管控技术体系， 推进了管道线路风险智能识别、光纤安全预警、管道智能防腐等核心技术的提档升级。在此基础上，国家管网集团西气东输公司高效推进智能管道运行效率再升级，构建了“全方位感知、综合性预判、一体化管控、自适应优化”的智能管网雏形，为中国油气管道的智慧化发展提供了重要借鉴。（表2，参23）

智慧管网具有全面感知、自动预判、自适应、自反馈、自学习等特征优势，近年来得到迅速发展，国内外智慧管网的侧重点有所不同，国外侧重于使用现代模型方法升级传统技术方法，而国内侧重于智慧系统的规划和整体设计。目前中国智慧管网建设仍处于起步阶段，在数字孪生体构建、传感技术、精准检测和评价、决策支持、模型构建、信息共享、大数据深度挖掘等方面缺乏系统性、规划性、科学性，基础模型和智能决策不足。阐述了智慧管网在国家管网多条管道上的开发与应用，逐步实现了设计、施工、运行等多环节覆盖。针对存在的问题，提出了解决方案：管网智能巡护，智慧管网的人工智能，视频实时监控智能识别，管道智能化应急防范，构建基于多源数据的智能化管理平台，灾害一体化智能监测与预警，管道完整性大数据融合、建模、决策支持等。建议进一步采用物联网、云平台、区块链等技术，研究建立管道全生命周期数据标准，构建管道全生命周期数据库，开展智能管网平台设计，包括管道全生命周期资产管控、运行控制、决策支持，最终形成基于多源数据融合的智能一体化管理平台。（参21）

高压直流输电、油气长输管道建设促进了全国范围内的能源优化配置，但高压直流接地极放电对埋地管道的强直流干扰问题应该引起足够关注。为进一步加强相关风险管控，回顾中国高压直流输电网的发展历程，对高压直流接地极放电影响管道的典型特点进行分析，结合当前实际提出后续风险管控的发展方向。研究结果表明：邻近油气长输管道路由的高压直流输电线路和接地极对管道的影响具有干扰时间不确定、干扰机理复杂、干扰程度大及缓解困难的特点，是管道当前面临的突出安全风险。高压直流输电网调试或故障运行过程中，接地极单极放电会加速管道腐蚀。后续应从加强沟通协调和联合测试，深化腐蚀机理和规律研究，采取综合治理措施等方面提升检测、研究及治理水平，全方位保障国家能源通道的安全稳定。（参32）

蜡沉积是含蜡原油在管输过程中面临的重要流动保障难题，生产上常采用机械清管的方法清除管壁蜡沉积物。由于目前对蜡层剥离机理认识不足，现场清管作业仍然依赖操作经验，卡球蜡堵事故时有发生。通过对原油管道通球清蜡研究的关键问题进行系统阐述，分别从蜡层剥离机理、清蜡效率、蜡层破坏力3个方面详细梳理当前原油管道通球清蜡领域的研究进展，指出蜡层强度、清管器前油蜡浆液流变特性和流动规律以及蜡沉积物积聚成塞条件应是该领域今后研究的关键问题和主要方向。（图3，参41）

大数据时代的来临带来了工业的大变革。为了提高工业生产效率、安全性和自动化水平，需要通过对工业大数据的充分挖掘利用，从海量数据中发现隐藏的规律，从而提高工业领域的信息管理水平，为智能监测、运行及维护提供技术支持。以大数据为背景，通过实例分析了数据挖掘技术在天然气管网负荷预测、安全预警、调度优化及性能监视中的应用方案及应用效果，进而从多源数据融合、综合信息平台建设、全生命周期管理等方面探讨了数据挖掘及相关技术的发展方向，展望了天然气管网数据挖掘广阔的应用前景。（图8，参22）

针对集输管网多相输送体系、不同拓扑结构及输送工艺在数字油田智能化建设中的仿真模拟需求，基于图论方法和管网对象设计了可表示复杂连接关系的通用管网数据结构，耦合流动单元水热力数学模型与节点平衡关系建立了普适性的管网非线性方程组，提出了鲁棒性高的求解方法。以油田集输工艺设计、运行及优化等场景中独立使用或在综合管理系统中集成应用为目标研制了计算软件，通过对比商业软件计算结果，验证了所开发软件的适应性和准确性，同时从工程实用方面探讨了其应用前景。（图22，表1，参32）

针对天然气检定过程流量精确调节及质量精密管控的实际问题，研发了一套适用于多气源工况条件的中高压天然气计量智能检定系统，打破了原检定过程工控与数据处理系统之间的通信障碍，将多系统数据与指令融合互联、实时交互，实现了检定设备的全智能控制。该系统建立了标准装置质量控制系统平台，通过风险预测实时评估标准装置偏差变化趋势及影响；拓展了流量仪表性能评价业务，通过建立多维度数学分析模型，对流量计进行全生命周期运行状况分析、评价；通过重构检定作业模式，实现数据中心操作站控系统远程全流程操作；探索采用防爆AGV 运输车、防爆机械臂、定制视觉测量系统实现仪表的智能拆装。此外，从在线检定校准技术、计量技术智能化升级、计量科技产业化平台3方面对天然气计量检定智能化技术进行了展望。（图5，参19）

近年来，随着城镇化进程的持续推进，部分管道的周边环境不断变化，相应管道的高后果区范围也随之发生变化，准确、高效地掌握环境变化数据以持续更新高后果区信息对管道企业的安全管理工作具有重要意义。由于短期内管道沿线具有自然地物变化较少、人工地物变化频率较高的特点，利用高分辨率正射影像与多光谱影像，提出一种基于多源遥感影像的高后果区变化检测方法。该方法在超像素分割基础上，以LBP-HOG融合特征和光谱梯度差方法对多源数据的变化信息进行提取。实验表明，此方法对管道周边人工地物的变化检测具有较高的准确性，可有效提高高后果区管理的工作效率。（图9，表1，参20）

输油管道具有里程长、输送介质高危、管道沿线水文地质条件复杂等特点，一旦油品在环境敏感区发生泄漏，将会造成严重的环境污染事件。以某环境高后果区为例，基于Visual-Modflow软件，建立概念模型、水流模型及溶质运移模型，模拟输油管道泄漏情景下石油烃在地下水中的迁移扩散规律，采用改进的内梅罗综合指数评价法对地下水状态进行预警，根据水质变化速率与预警级别之间的关系确定不同井的预警级别。结果表明：采用输油管道泄漏地下水污染风险预警评价，能够有效预警油品泄漏情况，预判输油管道泄漏溢油扩散趋势。（图4，表6，参20）

利用导波技术检测管道缺陷，将不可避免地遇到多缺陷相互作用问题。针对此类问题，利用数值模拟方法研究管道中双缺陷相互作用规律，建立双缺陷管道的三维有限元波动数值模型，并通过与已有实验结果的对比验证所建立模型的正确性，在此基础上系统研究相同大小双缺陷相对位置对导波反射特性的响应机理。研究表明，对双缺陷管道而言，两缺陷的相对周向位置对缺陷总体反射的影响很小，反射系数几乎不随缺陷的周向间距变化而变化；两缺陷的相对轴向位置对总体反射有较大影响，反射系数随轴向间距呈周期性变化。此外，在一定轴向长度范围内的多个缺陷，其反射系数近似符合叠加原理, 这对局部缺陷群的检测有重要意义。（图10，表3，参20）

天然气放空对气源和用户均会造成显著影响，同时在工程实践中存在较大安全风险，因此放空是输气管道维修施工及应急处置中的重要环节之一。基于天然气管道实际情况及相关标准规范的要求，采用科学工具确定放空关键参数是确保放空安全经济性的关键。通过对中缅天然气管道进行深入分析，确定其放空初始压力、选择可行的放空方式、计算放空时间、评估其对环境的影响；并对中缅干线管道放空实践等进行论述，为合理组织输气管道维修施工、提高输气生产调度决策水平提供了实践依据与技术支持。（图10，表4，参20）

电驱离心式压缩机组联轴器处的对中会影响机组的运行稳定性，因此需要在现场进行校验，并修正压缩机生产厂家的冷态对中数据，以确保冷态对中的准确性，提升对中质量。根据离心式压缩机组的结构及运行特点，分析机组冷态与正常运行状态时的差异，得出冷态对中的影响因素，并提出了计算和修正冷态对中数据的公式。从热膨胀、轴上升高度、顶升高度、工具挠度4个方面分析其对离心式压缩机组冷态对中的影响。在计算材料热膨胀数值的过程中，发现其具有明显的线性关系，据此简化了热膨胀数值的计算方式。通过状态监测工具得出转子轴中心的上升高度，并对冷态对中过程中的转子顶升高度进行修正，最终得出修正的冷态对中数据，对指导压缩机组开展冷态对中具有一定借鉴意义。（图9，表1，参23）

随着国内外油气田的深度开发，介质工况愈发复杂苛刻，高密度聚乙烯（High Density Polyethylene，HDPE）内衬技术是控制油气田地面集输系统及注水系统腐蚀泄漏、延长管道服役寿命的重要措施之一。基于等径压缩HDPE 管的内衬原理，结合国内外标准规范，从设计、施工、经济性3方面进行对比分析，提出了HDPE内衬管的材料性能要求、HDPE内衬技术的适用工况、内衬管与基管的结合形式、放空口设计原则，以及基于安装和存储最小壁厚、内衬层稳定性和抗塌陷强度三个方面确定的HDPE内衬管壁厚。对比了不同HDPE内衬管技术的接头形式，提出优先考虑法兰连接方式。介绍了HDPE内衬技术的施工安装工序和热煨弯头内衬的形式，并对施工质量控制关键点和要求进行总结。对比不同油气田管道选材方案的经济性，以期推动HDPE内衬管在油气田管道的应用，从而更好地解决管道腐蚀泄漏问题。（图2，表3，参20）

为减少天然气长输管道线路截断阀误关断次数，提高阀室泄漏检测系统的可靠性，基于大量阀室误关断事件的原因分析，结合气体流体力学理论，运用SPS仿真软件建立了长输天然气管道泄漏仿真模型。探究了天然气长输管道泄漏过程中泄漏位置、管道运行压力等条件对压力下降过程的影响规律，并在此基础上计算在特定管道出现泄漏时可能发生的最快压力下降过程数据。据此，设计了一种天然气管道线路截断阀误关断判断算法，并编写了管道泄漏线路截断阀关断的控制程序。仿真数据及试验结果表明，该方法可根据压力变化特征实现误关断信号与真实泄漏信号的判断，降低系统误关断率。（图5，参28）

湿气管道在实际运行中，需要基于某些方法确定清管周期，以保证管输效率。为研究国内常用清管周期确定方法的适应性，对最小输气效率法、最大允许压降法、最大积液量法存在的不足进行剖析，并基于2条实际管道，重点研究了清管后管线输送效率和积液量的变化规律。结果表明：当利用最大积液量法时，决定清管周期的关键因素是清管液塞量而不是管内积液量；通过静态积液量确定清管周期的做法具有一定的局限性；当管道输送量较大时，利用最小输气效率法和最大允许积液量法得到的清管周期均为无限大，无法有效应用；对于实际管道，无论是最小输气效率法还是最大积液量法，得到的清管周期都过于短暂，不能用于指导现场清管周期的确定。（图6，表1，参28）

长输管道在输送柴油的过程中，柴油质量会随着输送里程的增加而不断降低。以西部成品油管道为例，通过批次跟踪及取样测试的方法，对柴油输送质量的影响因素进行了研究。结果表明：0#柴油、-35#柴油到达末站时的闪点衰减平均值分别为5.75℃、3℃，建议0#柴油、-35#柴油最低进线闪点值分别为66℃、48℃ ；在顺序输送过程中，相邻油品性质差异较大时，柴油质量降低程度较高；管道的停输时间越长，柴油质量降低程度越高，建议减少管道停输时间；管道中的杂质会造成柴油输送质量下降，定期进行清管作业有助于提高管输柴油质量；当管道运行流量大于临界流量时，管道流量变化对柴油输送质量的影响不显著。研究成果可为长输成品油管道的经济高效运行提供理论参考。（图4，表4，参23）

环境温度导致的气云密度差和大气湍流变化是LNG泄漏扩散的主要影响因素，研究环境温度变化对LNG扩散规律的影响尤为重要。采用Fluent软件中组分输运和Realizable k-ε湍流模型，建立LNG地面泄漏气云扩散数值模型，探究环境温度对LNG泄漏扩散过程中甲烷体积分数的分布规律、气云密度、大气湍流强度的影响。结果表明：当环境温度较低时，LNG气云中各甲烷体积分数线出现“锯齿状”现象，造成甲烷爆炸下限（Low Flammability Limit，LFL）、1/2 LFL的水平扩散范围均增大；当环境温度较高时，甲烷LFL最远扩散距离较低温环境多115m，造成甲烷1/2 LFL的水平顺风方向扩散距离增大；甲烷体积分数大于1/2 LFL的区域的大气湍流强度增幅则随温度升高而增加，而甲烷体积分数小于1/2 LFL的区域的大气湍流强度增幅随温度的升高而减小；在泄漏源周围100~200m内，由于“逆温”所造成的大气湍流强度的增幅达0.79倍。研究结果可为LNG泄漏危害区域预测、安全储运、应急救援提供参考。（图13，参38）

国内外长输管道的建设、运行已迈入数字化时代，大量新技术的研发及应用为管道智能化管理提供了技术支撑，同时也提出了挑战。对国内外管道智能化技术的发展现状进行了调研，结合目前管道智能化技术在油气管道行业内的应用情况，建立了“数据层-服务层-应用层”的管道智能化管理核心架构，并提出了“做好顶层设计，将管道数据的管理贯穿管道的全生命周期；坚持以问题为导向，抓住主要矛盾；正确处理好数据、技术、生产与管理的关系”的管理原则。通过对管道智能化管理的典型案例进行分析，总结出了多技术融合的应用趋势，以期为中国管道智能化管理的提升提供参考。（图5，参26）

近年来，电驱离心压缩机组在天然气管道压气站中被大量采用，国产电驱机组虽然起步较晚，但发展较快。回顾了国产电驱离心压缩机组在天然气管道的应用现状及发展概况，系统归纳了机组主要单元的组合方式、成套方式、电动机、变频调速装置、控制系统的主要技术特点。通过运行数据分析、典型故障分析及与进口机组对比分析等方法，归纳总结了国产电驱机组相对进口压缩机组的优势与不足，并在设计、运行、管理及售后方面提出建议。从20MW以上国产电驱机组研制、国产电驱机组推广、变频高速异步电动机应用、集成式压缩机的研制以及磁浮轴承在国产分体式电驱机组上的研制与应用等方面进行了展望，认为国产电驱机组必将成为未来中国天然气管道输送的核心动力装备，也更加安全、环保、可靠、经济。（图2，表1，参19）

机器学习作为实现人工智能的主要手段，通过探索数据规律、建立预测模型来指导决策支持。在目前油气管道系统设备繁多、结构复杂、技术庞杂等背景下，引入机器学习是为了采用人工智能技术解决单纯依靠数学模型难以应对的问题，代替人工从事一些枯燥繁琐、危险程度较高的工作。结合油气管道系统各生产环节，重点阐述了深度学习、强化学习及迁移学习3类机器学习方法的应用研究进展，包括油气管道泄漏、多相流型识别、设备故障诊断及储罐目标检测等应用场景，构建了人工智能技术在油气管道系统的应用框架，指出深度学习、强化学习及迁移学习在该领域拥有较强的应用前景。最后，对机器学习在油气管道领域的应用进行了展望，以期为油气管道系统的智能化研究与发展提供参考。（图1，参43）

中国正处于油气管道的大发展时期，这既是重大机遇，同时也对提高管道运营水平提出了挑战。阴极保护电位智能采集系统是阴极保护监检测的有效工具，其由埋地传感器、终端采集仪、软件系统等部分构成。目前，该系统已在中国主要管道公司应用，实现了阴极保护参数的实时远程监测，但也存在运行故障率高、数据管理平台兼容性低、分析评价软件算法简单等问题。回顾了阴极保护电位智能采集系统的发展历程，包括硬件开发、软件开发、现场应用等情况，总结了当前实际应用中遇到的问题，并从提高标准化水平、提高可靠性、解决热点问题、助力智能管道建设等方面进行了展望。后续应加大采集系统可靠性和标准化的研究力度，不断拓宽其应用领域，为智能管道建设提供技术支持。（图1，参20）

随着内检测的不断推进，大部分管道已经开展了两轮及以上次数的内检测作业，获得了大量内检测数据。由于内检测受外部环境及检测误差的影响，多轮内检测数据在里程、缺陷识别与量化方面存在一定差异，难以实现多轮内检测数据的快速对齐，且人工对齐工作量巨大。为研究内检测数据的快速对齐方法，结合大量内检测数据，构建了内检测数据对齐算法模型，基于该模型实现了内检测数据的快速对齐，并通过不同单位、不同格式的内检测数据进行应用测试。测试结果表明：该方法可以实现管道阀门、三通等特征100％对齐，管节对齐比例达99％以上，弯头对齐比例达90％以上。基于该方法，可快速对内检测数据进行深度挖掘分析，预测管道本体缺陷发展趋势，为管道腐蚀控制及管道本体管理提供数据支撑，实现管道本体风险的预控，提高管道完整性管理水平。（图2，表8，参16）

地质灾害是导致埋地油气管道破坏失效的主要原因之一，特别是管道沿线的山体滑坡、地层沉降及地面塌陷等严重威胁着管道的安全运行。基于已有研究，介绍了几种分析管土耦合作用的常用模型，总结了地质灾害作用下埋地管道应力计算方法。采用实验模拟与数值模拟相结合的手段，开展了塌陷、沉降以及滑坡地质灾害下管土相互作用实验以及FLAC3D数值模拟，分别得到了3种地质灾害下的管道应力分布情况，通过比较实验结果、数值模拟结果以及管道理论模型计算结果可得：采用有限差分软件FLAC3D开展管土相互作用模拟是可行的；仅考虑管道、输送介质以及土体重力载荷得到的理论计算结果与实验及数值模拟的结果相差很大，需要考虑土体摩擦力以及黏聚力等参数的影响，对管道应力计算方法进行改进。（图12，参25）

安全系数是管道完整性评价方法的重要参数之一，传统评价方法仅考虑了管道所处地区等级对其影响，未能全面评价管道的真实安全状态。提取管道相关风险因素，比较各因素间相对重要程度并建立表征不同风险状态的分值体系，根据所得风险分值对安全系数进行修正，使得修正后的安全系数能够反映含缺陷管段实际风险状态；结合径向基网络方法的自学习特点，将各风险因素作为输入，修正后的安全系数作为输出，建立基于径向基网络的管道安全系数计算模型。由模型训练得出的修正安全系数与测试样本吻合度较好，验证了模型的准确性。结果表明：修正安全系数在考虑地区等级的基础上同时引入了其他重要风险因素的影响，为管道完整性评价中的安全系数取值提供了新的思路。（图3，表9，参21）

氢致开裂是高含硫气田集输管网、长输管网管线钢失效的主要模式之一，为明确管道氢致开裂的机理与过程，对其开裂模式进行了研究。对氢质量浓度在金属裂尖扩展过程中的变化规律进行分析，考虑分形效应的影响，对氢致裂纹的动力学模型进行修正，提出了氢致裂纹扩展的直裂纹-剪切带分形模型：在Gerberich对氢致开裂研究的基础上，基于裂尖的氢化作用与裂纹扩展过程中存在的耦合因素，将断裂过程区的形状与裂纹的扩展长度进行结合，构建了氢致开裂裂纹扩展各阶段分形速率的表达式，得到了更为合理的基于分形效应的氢致开裂数学模型。以材质为16Mn和20钢的天然气管道为例，分别计算了母材与焊缝处的氢致裂纹扩展速率，对比得出两种材料抗H2S的性能，研究结果对于高含硫管道材料的选择具有一定指导意义。（图6，表2，参20）

应力状态是环焊缝合于使用评价的关键因素，而错边会引起环焊缝结构的不连续性，导致焊缝所受应力状态发生变化。为了探讨含错边环焊缝在外加载荷下的力学行为以及应力分布情况，通过宽板拉伸试验对含错边的环焊缝应力集中现象进行研究，建立有限元模型对其进行验证，对比了BS7910-2013《金属结构中缺陷验收评定方法导则》和GB/T19624—2004《在用含缺陷压力容器安全评定》推荐方法所得的计算结果。研究表明：错边会导致明显的焊缝应力集中，BS7910-2013计算得到的应力集中系数与宽板和有限元模拟得到的结果相比保守度较为合理。含错边管道环焊缝现场缺陷合于使用评价时，推荐采用BS7910-2013对错边进行应力集中等效处理。（图13，表2，参23）

长输油气管道在一般地段埋地敷设，当经过季节性斜坡冻土区时，由于冻融引起的坡体蠕滑作用导致管道产生附加应力。通过安装管道轴向应变传感器可监测坡体蠕滑作用导致的管道轴向应力变化，但开展管道强度评价时，需要明确管道应变监测初始应力，由于应力检测技术多在实验室环境下使用，工程上并不成熟，目前行业内一般通过有限元建模计算方法获取管道应变监测初始应力。以涩宁兰一线某穿越斜坡季节性冻土地貌埋地管道为例，介绍了位于季节性冻土区的管道当前面临的主要风险、土体位移分布形式与位移的确定，以及季节性冻土区斜坡体位移作用下管道的受力和变形情况。采用向量式有限元方法，利用空间梁单元和非线性土弹簧模型对灾害点管道进行了数值模拟，并得到管道现状应力分布，为确定管道本体应变监测截面位置、估计管道现状应力分布及管道安全评价提供依据。（图11，表4，参18）

为研究气固两相流中固体颗粒间碰撞对冲蚀的影响，提出一种利用直接模拟蒙特卡罗（DirectSimulationMonteCarlo，DSMC）方法和计算流体力学（CFD）计算颗粒间碰撞的冲蚀预测方法。使用Eulerian-Lagrangian方法，将气相作为连续相，通过Navier-Stokes方程求解，颗粒平移运动由离散相模型（DPM）求解。颗粒平移运动由Eulerian-Lagrangian框架下的DPM求解，计算颗粒间碰撞运动时采用DSMC方法以少量采样颗粒代替真实颗粒，碰撞的发生条件通过修正的Nanbu方法判定。分析气固两相流中颗粒间碰撞对弯管冲蚀速率和颗粒分布的影响，结果表明：使用DSMC方法计算颗粒间碰撞，Oka模型的平均百分误差从39.2％降低至27.4％；计算颗粒间碰撞时弯管内拱侧的无颗粒区变小，最大冲蚀位置沿外拱轴线后移5°，同时V形冲蚀痕迹的两翼向外侧扩大。使用DSMC方法计算颗粒间碰撞可以明显降低模型误差，考虑颗粒间碰撞的Oka模型与实验结果偏差最小，是冲蚀预测的最佳模型。（图10，表2，参19）

地下燃气管廊属于半密闭空间，燃气管道一旦发生泄漏极易引发严重的爆炸事故，对泄漏发生后管廊的安全性进行分析可以为事故的应急处理提供理论指导。为此，根据中国某燃气管廊的结构，针对燃气管道最不利点处发生泄漏的情形，采用CFD软件对其进行建模及求解，研究不同泄漏孔径及不同通风模式下管廊内甲烷质量浓度的变化情况，划分管廊内的爆炸危险区域，并对管廊的安全性作出评估。研究结果表明：当泄漏孔径分别为10mm、50mm、100mm时，管廊内甲烷的质量浓度场趋于稳定后，事故通风模式下管廊顶部的甲烷质量浓度较正常通风模式分别下降了50％、45％、36％；当通风量一定时，泄漏孔径的增大虽然会带来燃气泄漏量的增加，但并非一定会导致危险区域的扩大，较小的泄漏孔径可能会带来更大的安全隐患；当燃气泄漏量较大时，如不能控制好通入的空气量与泄漏的燃气量之间的比例关系，反而可能会引发更为严重的后果。妥善处理管廊内燃气管道泄漏事故的关键在于控制好通风量和甲烷泄漏量之间的比例关系。（图6，表3，参23）

随着天然气消费量的爆发式增长，天然气贸易交接计量对流量计的检定需求越来越大。针对流量计检定过程中工况多样、人工检定效率低下等问题，利用水力仿真软件SPS，通过现场瞬态数据分析与校准，构建出与检定站现场精度水平一致的仿真模型。采用阀的流量系数，推导出各阀所对应流量调节的区域范围。将理论计算得出的调节方式通过仿真模型进行验证，结果表明：该调节方法可以减少调节阀的反复动作，优化了检定操作，加快了检定速度。（图5，表3，参20）

与传统管线钢管相比，复合材料增强管线钢管（CompositeReinforcedLinePipe，CRLP）具有承压能力高和质量轻等优势，但对其压力设计的研究尚不充分。CSAZ662-2015《油气管道系统》和GB/T35185—2017《石油天然气工业用复合材料增强管线钢管》中最大许用操作压力的设计思路不同，且设计结果差别较大。针对此问题，基于组合薄壁圆筒模型对承压CRLP进行分析，对最大许用操作压力下材料的名义许用应力和真实许用应力进行了区分，进而导出真实许用应力的显式表达形式，并以此作为设计安全裕度的评价指标。分析表明：现有规范和标准中的设计公式均无法保证管线钢和复合材料的真实许用应力为常量，对应两种设计方法，各组分材料的真实许用应力均随CRLP规格差异而发生变化，并且随着试压/预应力处理的历程而改变。基于上述分析和CRLP极限状态下的承载特征，提出一种改进的压力设计方法。新方法优先保证复合材料的真实许用应力为常量，并可由设计系数直接确定；在最大许用操作压力的计算中，考虑了加载历程的影响，物理意义明确。算例表明，其设计安全裕度较现有方法更为合理，对于CRLP压力设计的改进有参考价值。（图7，参22）

为了减少某些特殊工况下，清管器和检测器皮碗在清管和检测过程中产生的皮碗偏磨现象。深入分析了导致皮碗出现偏磨的原因，提出一种适用于直径355.6mm油气管道的复合耐磨皮碗结构设计方案。利用有限元模拟仿真分析方法验证了复合耐磨皮碗结构在不同管道壁厚下的适应能力和密封性能。结果表明：复合皮碗结构与不同壁厚管道的接触过程中，在保证固有密封性能的条件下，皮碗外边缘上的万向滚珠可以有效减少皮碗唇边与管壁之间的接触面积，分担皮碗唇边所受的正压力和接触应力。说明该复合耐磨皮碗结构设计方案具有可行性，可以有效减缓皮碗唇边磨损，减少皮碗偏磨现象的产生。该复合耐磨皮碗结构设计和密封性能的分析验证，对于丰富中国清管器和检测器用皮碗设计理念，完善清管器和检测器结构设计具有重要意义。（图7，表3，参21）

海上原油贸易交接中，贸易交接数据的准确度关系着买卖双方的切身利益。当船舶计量与FPSO流量计计量数据对比短少率超过3‰时，收货人就可能提出索赔或拒收，产生争议。为此，分析研究了渤海海域近5年FPSO原油外输中的异常情况，并结合相关标准和工作经验，提出影响FPSO原油外输计量准确性的5个因素：人员因素、设备因素、油种因素、方法因素、环境因素。通过对5个因素的系统分析，便于查找影响外输计量的关键控制点，得出减少或消除这些异常情况的方法。研究结果表明：完善相关操作标准和规程，使各项计量操作更加规范合理，可以有效减小计量中产生的误差。（图1，表3，参20）

基于三维有限元数值模拟方法，从密封元件的接触摩擦特性出发，创新性地提出一种清管器清洁能力评价方法。利用ANSYS软件建立两种常见形式的清管器在水平直管内运行的三维有限元模型，并通过现场试验对其准确性进行验证。通过分析计算结果，分别对不同摩擦工况下的两种清管器的清洁能力进行对比。研究结果表明：接触摩擦因数对清管器在运行过程中的密封紧密度、切向刮擦力、有效清洁面积均存在影响，随着摩擦因数的增加，清管器密封元件的切向刮擦力增大，而接触紧密度和接触面积减小。在相同摩擦工况下，当密封元件材料和过盈量相同时，直板型清管器的密封紧密度和刮擦力均优于皮碗型清管器；然而在运行相同距离的情况下，皮碗型清管器所能产生的有效清洁面积大于直板型清管器。根据待清洁管道内的杂质类型来合理选择清管器种类可以有效发挥其清洁能力，提高清洁效率。（图13，表2，参27）

西南山地油气管道的建设与运行管理存在地质变化复杂、人员活动活跃“两大风险”，同时还 有法律法规标准适用性不强、建设及管理成本预算低、山地油气管道技术缺乏“三大问题”，使得管 道管理的系统性风险高、安全管控难度大。通过系统分析山地油气管道工程特征及管控难点，提出 依托数字化、智能化来解决风险的不可知与不可控、管控体系效能不够高的两大制约因素。结合山 地管道公司业务实际情况，提出了以“五纵两横、两大体系”为核心的数字化转型总体思路，形成了 山地管道智能化运行从数据感知、数据传输、数据存储及标准化、应用与决策优化到智能逻辑控制的 完整技术路线，提高了山地管道风险管控能力及管控效率。系统阐述了山地油气管道智能化建设基 础支撑层（两大体系）、具体应用层（五纵）、平台集成层（两横）的建设实践与成果，并提出了未来的发 展建议。（图1，表4，参20）

油气管道关键设备是国之重器，关乎国家能源安全。核心设备长期依赖进口，已成为制约中 国油气行业高质量发展的瓶颈。党中央、国务院高度重视国产化工作，决定自主攻关，全力防范和化 解“卡脖子”风险。在国家能源局、中国机械工业联合会的大力支持下，中国石油于2007 年开始陆 续启动油气管道设备国产化工作，先后设立两期国产化重大科技专项，联合中国35 个优势厂家共同 攻关，取得了压缩机组、输油泵机组、阀门等6 类关键设备国产化重大突破，打破了国外垄断，保障了 油气能源命脉的全面自主可控，引领和带动中国装备制造业向高端迈进。（表1，参20）

油田现场的油气管道外壁通常带有一定厚度的包覆层，脉冲涡流检测技术可实现不拆包覆层 条件下的壁厚检测，可节约大量的包覆层拆装成本。但包覆层的存在使得脉冲涡流检测传感器与管 道之间存在提离距离，导致传感器的等效电阻和电感发生变化，进而对脉冲涡流检测电压信号产生 影响，降低剩余壁厚反演的精度。基于此，采用支持向量机方法（Support Vector Machine，SVM）建 立了提离距离、检测电压信号晚期段斜率与管道壁厚之间的定量化反演模型。利用该模型对壁厚范 围5~21 mm 的阶梯试件开展了0~10 cm 提离距离条件下的剩余壁厚反演测试，反演结果的误差 控制在7％以内，验证了所得反演模型的有效性，并具有较高的实用价值，可为带包覆层的管道剩余 壁厚检测提供参考。（图4，表5，参20）

输油泵机组及其进出口连接管道在运行过程中出现的振动问题是影响输油管道安全稳定运行的主要威胁之一。分析了管道系统激振力的来源和振动成因，并给出了诊断方法。针对某长输管道输油泵进出口管道出现的振动现象，运用振动测试手段对输油泵及其进出口管道分别进行了振动检测和分析。当输油泵进出口管道振动速度有效值最大达到9.28 mm/s、峰值速度达到13.12 mm/s，则需对其进行整改。综合工艺参数、振动频谱等因素，给出了管道振动的原因是输油泵产生的流体脉动激励，建议更换额定流量更小的叶轮，以减小流体脉动，消除管道系统的振动激励源。更换后的进出口管道振动速度有效值最大为3.19 mm/s、峰值速度为4.51 mm/s，减振效果明显，验证了管道振动为输油泵产生的流体脉动激励所致，保障了输油管道的安全运行。（图6，表4，参20）

为了掌握高压直流输电工程接地极对埋地管道杂散电流干扰的影响规律，在17 个高压直流 输电工程接地极附近的12 条管道上安装了电位远程监测系统，对管道电位进行长时间连续监测。 通过管道电位变化分析接地极的干扰频次和干扰时间，以及管道受干扰程度、影响范围。监测结果 显示：通过对管道电位长时间连续监测能够准确判断出接地极对管道的干扰影响，2017 年17 个接 地极的总干扰频次为201 次，干扰总时长为657.31 h，较2016 年略有下降；监测到1 987 km 管道受 到接地极的干扰，其中华南地区接地极对管道的干扰较华东、华中及西北地区大。干扰电位分布规 律分析结果表明，接地极与管道的垂直距离越短，靠近接地极端杂散电流流入流出的管段越短，其对 远离接地极端的管道的干扰程度越大、干扰范围越广。（图7，表2，参21）

针对新疆某100 m3 航煤储罐的吸瘪事故，采用数值仿真技术，通过高阶壳单元有限元模型进 行了特征值屈曲分析和非线性屈曲分析，对小型航煤储罐的吸瘪机理进行了详细探讨。通过储罐运 行参数确定罐体承受负压范围，通过模态分析确定无缺陷罐体承受的极限负压，对比了不同工况下 储罐的变形和受力分布，确定了有缺陷储罐极限负压。研究表明，单纯负压并不能导致储罐吸瘪，初 始缺陷和呼吸不畅引发的负压共同导致储罐吸瘪，同时可根据临界载荷确定吸瘪时的储罐呼吸阀通 气量。研究成果可为储罐的修复及后续安全生产提供参考。（图8，表2，参20）

为了研究输电线路故障运行时，接地点短路电流对管道的电磁干扰程度，利用防雷接地分析 软件CDEGS 建立了输电线路杆塔接地网与埋地管道模型，计算分析了不同短路电流幅值、土壤电 阻率、管道间距下管道冲击电压的变化规律。提出了两种新型管道防护措施：①通过改变# 形和方 框射线形接地网形状参数，计算分析了管道冲击电压的变化规律，其表明接地网形状对接地电阻影 响很大，接地电阻越大，管道冲击电压越小；②沿管道敷设非金属屏蔽线（柔性石墨复合接地材料）， 对管道进行过电压防护，可以有效降低管道冲击电压，对管道起到保护作用。研究结果可为油气管 道设计施工及安全防护提供参考。（图8，表2，参20）

油气管柱长期受到地层运动的影响会发生挤压变形，且挤压程度难以度量。利用脉冲涡流的 油气管柱挤压形变估计反演算法，提出了一种基于AIC-RBF 的油气管柱挤压形变估计方法，该方 法包括基于赤池信息量准则（Akaike Information Criterion，AIC）的油气管柱形变多项式拟合优化 算法和基于径向基函数（Radial Basis Function，RBF）神经网络的多项式参数估计模型。对管柱不 同挤压段的脉冲涡流信号进行测试，获得对应的形变多项式函数，对挤压段的最小臂长进行量化，以 估计其形变程度。实验结果表明：与传统RBF 神经网络算法、BP 神经网络算法相比，AIC-RBF 算 法的量化误差更小、稳定性更强、量化速度更快，满足油气管柱挤压程度无损量化的需求。（图8， 表2，参22）

有效的有限元模型以及合理的网格划分是大型储罐局部缺陷应力分析的基础。为了在保持 计算精度的同时降低大型储罐有限元计算的计算量，通过初步分析弹性地基接触模型计算的储罐沉 降和变形，结合底板的应力分布和变形特点，将储罐底板翘离位置截面上的位移作为边界条件代替 未翘离的底板和整个地基，进而得到简化的二维储罐模型，通过研究各方向网格尺寸对计算结果的 影响获得合适的网格划分方式，最后得到简化的三维储罐模型。对比分析表明：经过简化的二维、 三维储罐模型，有足够的精度代替完整的弹性地基接触模型进行大型储罐的静力分析，既可用于计 算焊缝附近裂纹缺陷的应力强度因子，又可用于评估储罐的剩余强度。（图13，表1，参24）

为了研究RP-3 航空煤油及其所含杂质的物理特性，对华北某机场油库收发作业流程中3 个 不同进出油单元储罐进行取样，并抽滤得到航空煤油油样及固相杂质。采用密度测量仪、毛细管黏 度计、蒸馏瓶等实验仪器测定航空煤油油样的密度、黏度及含水率，并对固相杂质进行电镜扫描及 能谱分析。结果表明：3 个储罐内的航空煤油运动黏度为1.651 2～1.868 8 mm2/s、密度为0.794 9～ 0.795 6 g/cm3、含水率为0.007％～0.009％ ；固相杂质颗粒呈球形、棒状、长块形、四面体形等形状； 颗粒主要成分除了C、H、O、Si 等非金属元素，还包括Ca、Al、Mg、Fe、Mn、Co、Ti、K、W 等金属元 素；颗粒粒径范围为8～15 000 μm，杂质颗粒粒径大于150 μm、50～100 μm、30～50 μm 以及其他粒 径范围的质量占比分别为83％、15％、2.3％、0.1％。粒径大于150 μm 的杂质颗粒易于分离，而粒径 小于150 μm 的杂质颗粒通过常规方法则难以实现分离。为此，选取粒径20～150 μm 的杂质颗粒 为例，根据比重瓶法测定的密度结果，拟合得到了RP-3 航空煤油杂质颗粒的密度变化函数模型，可 为航空煤油固体杂质分离提供有效指导。（图7，表8，参21）

为保证穿越河流管段的正常运行，需要定期检测管道埋深。针对定向钻穿越大埋深管道检测 过程中电磁信号不稳定导致检测结果不准确的问题，通过改变不同埋深穿越管段的电磁信号校准方 法，对One-Pass 水下管道检测系统进行优化，提高其在定向钻穿越管道检测中的检测精度。结果 表明：利用优化后的电磁信号校准数据计算得到的结果与实际情况的符合度更高，说明优化后的 One-Pass 检测系统能满足水深40 m 范围内的定向钻穿越管道敷设状态检测要求。研究成果对定 向钻大埋深穿越河流管段敷设状态检测具有指导作用，对保障穿越河流管段的安全运行具有重要 意义。（图3，表1，参20）

长输天然气管道在生产运行过程中由于改造或检修作业的需求，对干线管道进行放空是其服 役期间的重要环节。通过对比国内外输气管道的3 种放空降压方式，并经过西气东输二线、三线管 网集中动火工艺处置实践的验证，总结了一种利用输气管道压缩机进行多管段连续降压后放空的阶 梯式降压方法。实践证明：与传统直接放空方法或外接压缩机降压放空方法相比，阶梯式降压法能 够大幅减少天然气放空损耗量和缩短放空时间，降低放空噪音对周边生产、经济活动的影响，具有高 效、经济、安全、环保的特点，特别适用于长距离输气管道多管段连续集中检修作业时的降压放空操 作。（图9，表4，参20）

为探究不同蜡沉积因素对大庆原油结蜡规律的影响，采用单一变量法，控制不同的结蜡时间、 油壁温差、温度区间、剪切速率等影响因素，利用某新型动态蜡沉积试验装置对大庆原油进行蜡沉积 对比试验。结果表明：当剪切速率一定时，随着结蜡时间延长，蜡沉积量逐渐增多，蜡沉积速率逐渐 降低；当结蜡筒壁温度不变且在析蜡点以下时，随着油温的升高，蜡沉积量逐渐增大；当油壁温差保 持不变且温度区间逐渐上升时，蜡沉积量逐渐减小；剪切应力与剪切剥离蜡量并非线性关系，当剪 切力达到某一临界值时，蜡沉积层会被油流冲刷下来。研究结果可为未来含蜡原油管道的输送提供 借鉴与技术支持。（图2，表5，参25）

为研究储液罐在双向地震波激励下的地震响应，以15×104 m3 立式浮放隔震储液罐为对象， 利用有限元软件ADINA 考虑接触非线性，进行大型立式浮放储罐隔震响应数值分析。整个系统主 要分为基础隔离部件和液体-结构相互作用子系统两部分，分别利用壳单元和势流体单元模拟罐体 结构和液体区域，并用弹簧-阻尼系统等效代替三维隔震。利用Bathe 积分法对储液罐进行提离响 应、加速度时程、液体晃动波高、罐壁应力变化、基底剪力及倾覆力矩分析。结果表明：在El Centro 地震波激励下，隔震前罐底发生了提离且提离区域呈“月牙形”，隔震后提离现象消失。在储液罐中 安装隔震层可以有效降低加速度、罐壁应力、基底剪力及倾覆力矩等动力响应，但隔震后储液罐液面 晃动的波高有所增大。研究成果可为储液罐的隔震设计提供参考。（图12，表1，参23）

为了评估小口径管道内复杂工况条件对全聚氨酯清管器通过性能的影响，分析可能造成清管 器整体断裂的原因，现场截取直径323.9 mm 的真实变形管道，利用三维数字扫描成像（Scan To 3D） 技术和聚氨酯材料力学性能实验，分别建立直径323.9 mm 全聚氨酯清管器通过直管单边变形和管 内结垢管道的3D 显式动力学仿真分析模型。通过对仿真模型进行求解，结果表明：全聚氨酯清管 器针对直管段管道单边凹陷变形、直管段管道内壁结垢等工况均具有较高的通过能力，且清管效果 良好。全聚氨酯清管器通过单边凹陷变形过程中产生的弯曲应力和接触应力不足以导致清管器表 面出现严重划伤、皮碗撕裂及整体断裂等情况；在通过管道内壁结垢管段的过程中，前后皮碗间筒 体上产生了轴向挤压大变形，同时严重的径向外扩撕扯是引起清管器筒体整体撕裂性断裂的主要原 因。研究结果可为提高中国小口径全聚氨酯清管器清管方案设计水平提供指导，并可促进其工程应 用的推广。（图9，表4，参20）

中缅原油管道澜沧江跨越段是整个中缅原油管道的“咽喉工程”，确保其安全运行显得尤为重要。 在相对于澜沧江跨越段下游的二维河流地图轮廓基础上，建立了跨越段溢油事故下游河道的二维计算 域。采用SST k -omega 湍流模型，结合追踪多相流界面的VOF 方法，针对澜沧江不同水期、不同泄漏位 置、不同泄漏方式共12 种泄漏工况分别进行了模拟计算；将12 种泄漏工况下泄漏到澜沧江的原油量均 按照最大泄漏量进行处理，分析了泄漏油品在江面的扩散情况、沿河流流向的扩散距离，得出不同影响 因素下原油在澜沧江中的扩散规律。模拟结果对于现场预判原油扩散的位置以及围油栏的投放具有参 考价值，可为澜沧江跨越段溢油事故的应急处置及环境保护提供有力的技术支持。（图18，表3，参20）

为了研究太阳辐射对浮顶油罐温度场的影响，有必要掌握受太阳辐射影响原油在浮顶油罐中 的温度变化规律。通过分析浮顶油罐与环境换热过程，建立2×104 m3 浮顶油罐的三维模型，对一 天内浮顶油罐油品及罐壁的温度变化进行数值模拟。结果表明：在以太阳辐射为主的环境变化影 响下，浮顶油罐的近壁面和浮盘处会产生温度梯度较大的高温油层，深层油品温度受到的影响较小。 结合模拟结果，提出了考虑太阳辐射时，在不同条件下使用不同罐壁温度计算公式的建议，从而降低 浮顶油罐容积的修正误差。（图6，表2，参24）

天然气作为一种清洁、绿色的能源，在全球能源消费结构中占比越来越重。目前，虽然已有大 量关于天然气供应链优化的研究，但多集中于单一供应方的最优需求分配，对多方竞争市场下的天 然气供应链优化研究鲜有报道。针对两供应方竞争同一市场，以两方所获总利润最大为目标函数， 考虑供需平衡约束、管道建设约束、站场建设约束以及储气库建设约束等，对两方分别建立混合整数 二次规划（Mixed Integer Quadratic Programming，MIQP）模型以及混合整数线性规划（Mixed Integer Linear Programming，MILP）模型，并结合粒子群（Particle Swarm Optimization，PSO）算法对模型进 行求解。将模型应用于某一沿海地区的天然气供应链系统，求解得到各供应方的供气方案和建设方 案。计算结果表明：该模型具有一定的适用性，模型求解的稳定性较好。研究成果对于考虑市场竞 争的天然气供应链优化、保障天然气资源供应的经济性和稳定性具有指导意义。（图7，表5，参20）