管道是石油天然气长距离输送最安全、经济的方式。过去40年，随着管道输量和效率需求的不断提升，以及钢铁冶金制造技术及相应装备的进步，管线钢的开发和应用取得了快速发展。针对这一特点，从应用需求驱动、合金成分设计、制造工艺与装备、显微组织、力学性能等方面对管线钢的发展历程进行阐述，包括低碳微合金化且具有良好可焊性的化学成分设计优化，高纯净度冶金和控轧控冷（Thermomechanical Control Process，TMCP）技术发展，珠光体-铁素体、针状铁素体、铁素体-贝氏体双相或复相、超低碳贝氏体等管线钢显微组织特征变化，以及高强度、高韧性、高变形能力管线钢的研制。在总结管线钢历史沿革的基础上，针对超大输量、更复杂服役工况和输送介质、氢气、二氧化碳等新能源管道建设需求，结合钢铁行业技术发展前沿，探讨了未来管线钢的技术发展趋势与方向。（参27）

近年来，油气工程设计行业从国外引进多种商业软件，对传统工程设计行业的发展成本、产出过程带来一定影响，软件应用效能亟待提升；另一方面国产商业工艺软件发展相对较缓，尚未在工程设计行业中规模化应用。为此，从用于油气工程上、中、下游项目相关工艺设计的主流软件入手，对国外商业工艺软件应用现状进行系统梳理，并阐明其产品特征、发展趋势及对行业的影响。同时，总结国产商业工艺软件产品特征与发展趋势，对比分析国产商业工艺软件的优势与不足，进而提出国外商业工艺软件的应用与效能提升策略，以及对国产商业工艺软件发展的思考与建议，以期为工程设计行业工艺软件开发、应用及发展提供参考。（表3，参38）

陆上高钢级大口径天然气管道采用等外径设计（内锥孔型坡口设计）有效改善了管道不等壁厚处的焊接质量问题，但对于管道内部不等壁厚处的错台及其对通球、管道损耗、管道最大输送能力等的影响并未根本解决。为彻底解决等外径设计的不等壁厚带来的不利影响，分别从国内外标准规范对比、管道环焊缝应力集中数值模拟、钢管生产和现场施工影响、建设成本与运维经济性分析4方面对陆上高钢级大口径天然气管道采用等内径设计方法的可行性进行探讨。结果表明：从设计、材料、施工方面来看，采用等内径设计在技术上是可行的；从建设成本与运维经济性方面来看，通过特定场景模型计算，采用等内径设计与等外径设计在建造成本、全生命周期费用方面基本持平。研究成果可为天然气管道工程采用等内径设计提供借鉴。（图1，表9，参22）

掺氢天然气管道输送是解决氢能利用过程中的经济性、规模化、远距跨域输送等难题的有效手段。对2006—2022年国内外关于掺氢天然气管道输送的相关文献进行聚类、共现、突现的知识图谱分析，以此梳理国内外的研究现状，并预测未来的演进趋势。结果发现：全球主要发达国家高度重视掺氢天然气管道输送研究，且国外掺氢天然气管道输送的研究相对成熟；中国掺氢天然气管道输送研究起步较晚，虽取得一定进展，但总体上仍处于发展初期。未来趋势上看，中国比较关注加氢站、氢脆、氢能以及与掺氢输送密切相关的设备及环境等的研究；国外将掺氢天然气管道输送的管材研究以及系统性、模型化的解决方案作为研究重点。（图6，表5，参80）

针对海上气田生产系统关键状态变量的运行数据获取难度大、成本高、可靠性低的问题，开展软测量研究，建立了数据驱动的流量、压力动态估计模型，为中控人员提供在线监测工具，便于进行系统安全分析。综合动态和稳态样本，采用以深度学习为基础的黑箱辨识技术、以迁移学习为基础的参数校正技术，建立了包含黑箱和灰箱的非线性有源自回归（Nonlinear Auto-Regressive with Exogenous Inputs，NARX）深度前馈网络（Dense Neural Network，DNN）模型（简称DNN-NARX模型）库，近似描述天然气井的动态流动特性，用以估计单井流量和井口压力。通过实例验算，分别对比了DNN-NARX黑箱与灰箱动态模型、DNN-NARX模型与传统的多层感知器（Multi-Layer Perception，MLP）-NARX模型（简称MLP-NARX模型）的模拟结果。结果表明，DNN-NARX模型与MLP-NARX模型的准确度和计算时间均满足在线估计需求，其中，DNN-NARX灰箱动态模型的优势较突出，抗干扰能力和泛化能力更强。所建模型具有较强的工程适用性，对海上油气生产领域的软测量问题具有良好的借鉴意义。（图9，表4，参31）

作为油气长输管道站场的关键设备，中国长输管道管式加热炉系统已实现基于PLC固化程序的自动化控制，但由于其动态特性复杂、工艺流程繁琐，加热炉无人值守、智能运行技术研究尚处于初始阶段。分析中国长输管道管式加热炉自动化控制系统现状，根据“智能管道、智慧管网”的发展理念，提出油气长输管道管式加热炉智能运行技术架构，进而对制约管式加热炉系统实现无人值守、智能运行的关键技术进行探讨，并提出解决措施与技术展望。通过配套设备智能化升级技术、I/O点优化技术，实现管式加热炉配套设备智能化；基于神经网络与PID融合的智能控制技术、加热炉预测预警与故障诊断技术，并利用站场智能监控视频系统，最终实现加热炉系统智能运行与智能感知，助力油气长输管道站场智能化建设。（图5，表3，参22）

全球气候变暖加剧了多年冻土退化，冻土融化下沉严重威胁管道的安全运营，准确评价管基土融沉风险等级显得尤为重要。选取含水率、孔隙比、含冰量、超塑含水率4个重要的融沉影响因素，通过熵值法对各指标进行客观赋权，采用可拓云模型对多年冻土区管基土融沉等级进行评价。评价模型在中俄原油管道漠大线的实践应用表明：现行规范对多年冻土区管基土评价指标单一、界限含水率过大，同时k-means评价融沉等级界限相对模糊，而熵值-可拓云模型能够避免融沉指标界限模糊、影响因素间的不确定性，使评价结果更符合实际情况，可为多年冻土区管道的设计、运营管理中的融沉防护方案提供科学依据与理论参考。（图3，表7，参33）

基于凹陷应变的评价准则因其准确性高、适用性强的优势，在埋地长输管道凹陷适用性评价中得到广泛应用。为获得更为精确的凹陷应变值，提出了一种基于3D扫描轮廓的平滑凹陷管道应变解析计算方法。利用逆向工程软件对扫描点云数据进行预处理，采用三次B样条插值函数重构平滑凹陷曲面，通过数据格栅化将点云数据划分为规则化网格节点坐标数据；基于薄壳理论和几何变形分析推导了管道凹陷变形后各点的位移和应变，并将计算结果与有限元法、ASMEB31.8公式计算结果进行对比，结果表明：所提出的解析算法和ASMEB31.8公式计算得到的内壁最大等效应变结果与有限元法计算结果相比平均相对误差分别为17.59％、11.56％，外壁最大等效应变结果平均相对误差分别为7.73％、13.16％，该解析算法对于凹陷外壁的应变计算比ASMEB31.8公式更准确。研究成果可为含凹陷管道现场适用性评价提供理论基础。（图10，表2，参22）

随着延安气田YQ2井区的持续开发，预计两年内该气田约有65.42％的气井井口压力不能满足进站压力要求，届时将无法保证井区稳产，亟需开展增压集输方案优选。通过对309口气井油压/套压变化规律的分析及增压时机的预测，依据天然气状态方程（Benedict-Webb-Rubin-Starling，BWRS）和四阶龙格-库塔方法，得到不同的增压设备位置和数量分布，形成5套增压集输方案。选取技术经济与安全两个一级评价指标，细化选取井口废弃压力、管网压损、总投资等7个二级评价指标，通过层次分析（Analytic Hierarchy Process，AHP）法确定各指标权重，进而运用模糊评价法对5套增压集输方案进行评价优选，最终确定采用末站集中增压+12站区域增压方案。研究结果对气田高效开发、降本增效、有效降低井口废弃压力、最大限度发挥增压稳产设备的效用具有重要意义。（图6，表4，参21）

为深入探究电场下乳状液破乳机制，采用有限元方法模拟电场作用下油包水乳状液中分散相液滴的运动过程。利用相场方法表示油水分布，采用结构化四边形网格，提高对流体流动过程计算的精确性和计算效率。系统研究了电场参数、乳状液物性参数对液滴变形和聚并的影响规律，为电破乳技术的高效应用提供理论依据。结果表明：电场强度、电场波形均方根及液滴粒径越大，液滴变形和聚并的能力越强；高频下液滴变形度与频率无关，频率对液滴聚并速率影响不大；降低连续相黏度、油水界面张力，能够提高液滴变形和聚并的速率。探讨了液滴变形和聚并的微观机理，发现在小变形下液滴最大变形度与电韦伯数存在较强的线性关系，电场强度、液滴粒径、界面张力通过影响液滴间液桥的演化进而影响液滴聚并效率。（图11，参23）

为提高多相流集输管道内腐蚀速率的预测精度，采用改进万有引力算法（Improved Gravitational Search Algorithm，IGSA）结合随机森林（Random Forest Regression，RFR）的组合模型，通过IGSA对RFR模型的决策树个数和分裂特征数进行优化，探讨了迭代次数对预测精度的影响，引入统计学指标对模型的精确度进行检验，并对影响腐蚀速率的特征变量进行排序。结果表明：除压力外，其余变量对内腐蚀速率的影响均较大，在相同的测试集下，IGSA-RFR组合模型的均方误差为0.0000165，较其他模型小2个数量级；平均绝对比例误差为0.5241，较其他模型小1个数量级；判定系数R2为0.9996，在各模型中最接近1，可见IGSA-RFR模型在预测准确度上优于其他模型，适合多相流集输管道内腐蚀速率的预测研究。（图4，表6，参19）

为了进一步探究高含水含蜡原油不加热集输粘壁行为的影响因素与形成机理，通过不加热集输环道实验与粘附理论探究了含水率、管流剪切力、含蜡量对粘壁现象的影响。基于含蜡原油界面特性的实验分析，讨论了油滴的粘附能与内聚能在粘壁行为中的作用。结果表明：宏观上增大含水率、增大管流剪切力、降低含蜡量会弱化粘壁行为；界面特性方面，粘附能对温度的响应并不敏感，粘附能的大小主要取决于管壁材质的表面自由能，而造成粘壁层生长的主要因素是低温下分散油滴与初始粘壁层之间的内聚作用；微观上油滴的范德华相互作用是粘壁行为发生的主要作用机理，Hamaker常量、油水乳状液粒径、介质温度、油滴间分离间距是主要影响因素。最终利用含蜡原油粘壁温度理论模型计算了D油井的粘壁温度并开展了现场试验，充分验证了该管道不加热集输的可行性，可为今后在高含水油田试行与推广不加热集输提供技术参考与理论基础。（图13，表3，参23）

管沟回填材料对保证埋地管道的安全至关重要，泡沫混凝土由于其自重小、强度可控、自密实等优良特性，为埋地管道管沟的回填材料提供了新选择。为研究泡沫混凝土对穿越斜逆断层的埋地管道的保护作用，采用泡沫混凝土对该种管道管沟进行回填，建立泡沫混凝土/砂土-管道-原状土穿越斜逆断层的非线性数值模型，对比泡沫混凝土与砂土回填管沟下管道的应力应变，并进一步分析泡沫混凝土主要性能参数对管道应变的影响。结果表明：在斜逆断层位错下，与砂土回填相比，泡沫混凝土回填埋地管道管沟能有效降低管道应力应变；对于泡沫混凝土，其较大的抗压强度对于降低管道的应变效果较好，但泡沫混凝土-管道的摩擦因数不宜过大，以能保证其对管道间的约束即可。研究结果可为泡沫混凝土回填跨断层埋地管道管沟的应用提供参考。（图7，参20）

俄乌冲突对全球能源市场及地缘政治都产生了深远影响，同样给中国能源安全带来重大挑战。2022年冬季，欧洲获取全球LNG的力度走强在所难免，LNG价格维持高位势所必然，中国LNG进口量将有所下降，使冬季保供尤其是冬季高月峰值期间的保供面临严峻挑战。因欧洲减少俄罗斯油气进口量而使俄罗斯1100×10⁸m³储气库的工作气量相当一部分无用武之地，故在中国储气库储气能力明显不足的情况下，讨论了使俄罗斯储气库赋予工作气量参与中国供气市场调峰的可行性，提出3条路径：①通过中亚管道实行串换；②在俄罗斯国内进行LNG串换；③提升中俄东线输气能力并使之满负荷运行，同时提出俄罗斯需严格按照合同约定气质质量供气的要求。相关建议可为2022年冬季保供提供借鉴。（表1，参21）

环焊缝失效是当前高钢级油气长输管道运行的重大风险因素。通过对失效管道环焊缝进行分析，发现环焊缝强度低于管道本体是造成管道在地层运动作用下容易断裂的重要原因之一，管道环焊缝强度匹配研究已成为分析在役管道环焊缝开裂、预防新建管道环焊缝隐患的基础性课题。在此归纳了强度匹配的定义、发展过程及基本特征，分析了强度匹配对管道环焊缝塑性失效、断裂失效的影响，梳理了考虑强度匹配条件的失效评估技术发展状况。基于高等级钢及其焊接结构匹配情况的发展历史及现状，提出了不同匹配条件下应力-应变3个状态分区的概念，建议将轴向屈服强度差作为高钢级管道强度匹配的定义、量化表征方法、设计及工程质量控制关键参数。以期推动对高钢级管道环焊缝强度匹配认知的统一，提高设计及施工的规范性，促进在役管道低强匹配风险的识别及高钢级管道焊接结构可靠性的系统提升。（图11，参50）

高压电场处理是一种新兴的原油改性方法，其物理原理既非电加热，也并非电场脱水，而是原油的负电流变效应。基于电流变学已有研究成果，总结了负电流变效应的几种机理；分析了以颗粒聚集成链、蜡晶颗粒变大及多分散性增强作为原油电场改性机理存在的问题。阐释了蜡晶界面极化机理的依据，蜡晶颗粒、胶质、沥青质共存是电场发挥改性效果的必要条件。在高压电场作用下，原油中的带电颗粒（胶质、沥青质）聚集于蜡晶表面，即界面极化，静电斥力削弱蜡晶之间的引力，宏观上体现为原油低温流动性改善。胶质、沥青质的行为是认识原油负电流变效应机理的关键，其主要包括3个过程，即电场作用下从体相向蜡晶颗粒运移、在蜡晶颗粒表面积聚、撤消电场后向体相扩散。未来，需要针对此3个过程进行深入、量化研究，以全面揭示原油电流变效应的科学机制。（图10，表1，参46）

构建“全国一张网”对实施国家油气体制改革、能源安全新战略及建设全国统一大市场意义重大。通过研读国家发改委和能源局2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》，梳理油气基础设施建设和运营面临的痛点，借鉴国家电网智能电网建设及阿里云企业数字化转型工业大脑实践经验，提出“全国一张网”的定义和内涵，建议构建“全国一张网”油气资源市场预测与分析模型、天然气物流平衡优化模型、天然气管网水力系统分析优化模型、价值评估模型、地理信息系统及管网布局方法论。从而实现“全国一张网”相关数据、算法、算力在全社会的共建、共享，推动“全国一张网”的构建，助力建设全国统一油气大市场改革目标的实现。（图1，参20）

为了加快实现“碳达峰、碳中和”双碳目标，作为能源系统重要组成部分的原油管道系统能耗优化显得更加迫切。基于管道仿真与罚因子相结合的方法，提出了一种适用于群体智能优化的通用型能耗优化模型，以实现不合理方案向合理方案、合理方案向最优方案逐步过渡的智能寻优过程。选取日仪线原油管道系统为例，对比了多种应用广泛的群体智能优化算法，研究发现差分进化算法对于原油管道系统能耗优化问题可获得更稳定、更优的运行能耗，具有更好的能耗优化效果。将新建的能耗优化模型和差分进化算法应用于仪长线、仪长复线、东临复线等多条具有不同特点的原油管道，均取得了良好的优化效果，表明所提出的优化方法具有较强的普适性。研究结果可为原油管道系统的节能降耗运营提供技术支撑。（图6，表4，参28）

为避免浮式生产储油卸油系统（Floating Production Storage and Offloading，FPSO）拖航过程发生安全环保事故，对拖航作业流程中的潜在风险因素进行分类识别，构建了FPSO拖航作业风险评价指标体系，建立了基于云模型的FPSO拖航作业风险评价方法。为解决主观评估中存在的模糊性和随机性问题，提出了针对风险因素评价指标的标准云、风险等级参考云的云模型构造方法；引入熵权法获取领域专家权重，结合云模型融合方法获取风险因素的综合评价云；考虑风险概率和后果两方面影响，获取单因素风险评价云，通过计算风险云与参考云的接近度，获取综合评价矩阵；利用层次分析法（AnalyticHierarchyProcess，AHP）得到风险评价指标权重向量，对FPSO拖航作业进行模糊综合评价，再根据最大隶属度原则确定风险等级。将该方法应用于某油田FPSO拖航项目进行风险评价，实现了拖航作业风险等级的有效评定和预判，证明了该方法的准确性，可为FPSO拖航作业提供安全决策指导。（图5，表2，参22）

为满足管径610~762mm长输变径油气管道的内检测需求，研制了一款适用于此口径油气管道的漏磁管道内检测器。新设计密封节采用折叠型皮碗，磁路及探头采用浮动式结构，探头双排交错布置，提高了检测器的变形能力，优化了整体机械结构。通过磁化能力测试、直管牵引试验及气密性试验对检测器的性能进行测试，试验结果表明：磁路可满足检测10~20mm壁厚管道的磁化需求；折叠型皮碗密封性能良好，可为检测器提供所需的驱动力；磁路及探头浮动效果良好，在不同管径中可保持对管壁的贴合，满足检测要求。此检测器结构实现了管道漏磁内检测的变径功能，对促进变径油气管道智能内检测器的国产化有着积极作用。（图6，参24）

高钢级管道失效形式中，环焊缝开裂或泄漏失效占失效总数的近1/3。为此，针对不同的指标类型选用不同评价方法，提出综合模糊理论与指数法的风险评价方法。评价过程中，采用故障树法得到不可量化评价指标，结合模糊评价和熵权法计算最大隶属度；进而基于相关标准要求确定可量化评价指标，采用指数法计算风险值；最后，基于最大隶属度和指数法风险值建立风险评价矩阵，得到环焊缝风险等级。利用所提出的方法，对中缅天然气管道某管段环焊缝进行风险评价，结果表明：该管段环焊缝失效风险主要由不可量化指标决定，风险处于较高水平，其中管道维护计划执行差、焊接人员资质不达标、焊接工艺规程不清晰等客观因素是导致环焊缝失效的主要原因，评价结果与现场事故报告得到的结论一致。所提出的方法对高纲级管道环焊缝风险评价体系进行了补充与改进，为解决高钢级管道环焊缝失效问题提供了理论参考。（图2，表6，参25）

通过内检测技术识别缺陷可有效评估管道状态，提升油气管道的完整性管理水平。某海底管道长60km，由陆地及海底管段组成，全线存在数百个由弯头构成的补偿器，海底管段存在严重变形，内检测作业面临较高的卡堵风险。针对上述特点，新设计用于测径、清管的高通过性机械清管器，利用试验管段进行牵拉试验，验证其通过性，并根据测径结果对内检测器长度、法兰盘直径及质量进行改进，进一步提高内检测器的通过性与弯头耐疲劳能力。在渐进式清管作业的基础上，成功将涡流内检测器应用于实际工程，成功获得了完整有效的管道数据。结果表明，该针对弯管多且存在变形的长输海底管道的内检测技术方案安全可靠，可为其他高风险海底管道开展内检测作业提供参考。（图8，表4，参24）

采用铝热焊技术焊接在役输油管道时，铝粉焊剂量的选择多采用经验值，焊接过程中产生的温度与残余应力的不确定性给管道施工及其安全运行带来严重威胁。针对该问题，采用数值模拟软件ANSYS分析不同壁厚管道在不同焊剂用量下的铝热焊接过程，建立了铝热焊接有限元模型，仿真得到不同铝粉焊剂用量和不同壁厚管道之间的温度场及残余应力场变化规律，并进行试验验证。结果表明：对于相同壁厚管道，焊接区域的最高温度随焊剂用量的增加而升高；焊剂量相同时，焊接区域的最高温度随管道壁厚的增加而降低；随着管道壁厚的增加，焊缝处的残余应力最大可达150MPa，小于材料屈服极限，铝热焊接过程不会出现烧穿、裂纹等现象，数值模拟结果与试验结果一致；当铝粉焊剂用量为10~20g时，对壁厚6~8mm管道进行在役铝热焊接是安全可靠的。数值模拟结果可为在役管道铝热焊接过程中的安全操作提供参考，有效降低在役施工风险。（图10，表4，参20）

为提升超大口径长输天然气管道投产效率，加强风险管控措施，优化投产资源配置，针对中俄东线天然气管道长岭—永清段（简称“中俄东线中段”）投产压差高、投产时间长、设备操作频繁等特点，对其投产过程进行优化，提升管道投产的可操作性和各节点风险的可控性。中俄东线中段投产过程中采用站场两级调压方式解决投产调压阀门压差过大的问题；通过规范调压阀门保温装置安装要求，提高蒸汽换热效率，降低调压阀门冰堵风险；针对长输天然气管道提出“先干线后站场”的站场天然气置换方式，减少夜间操作风险，便于开展现场稳压检漏工作；为保证管道氮气封存压力，采用注氮车方式向管道注氮时，应充分考虑液氮资源准备裕量。研究结果可为超大口径长输天然气管道工程投产提供参考与借鉴。（图2，表1，参20）

针对3PE直管道配套聚乙烯复合带热缠绕弯管防腐层的粘接问题，系统研究了弯管不同位置粘接性能的差异，并分析了测试温度及热水浸泡老化对防腐层粘接性能衰减的影响规律。结果表明，不同区域弯管防腐层的粘接性能存在较大差异。随着测试温度的增加，防腐层与管体的剥离强度逐渐降低，热缠绕复合带的层间剥离强度均略低于胶层对FBE底层的剥离强度。随着在50℃热水中浸泡周期的增加，防腐层与管体的粘接性能呈现了初始阶段（0~60天）平稳但略有波动、后期（60~120天）快速降低的规律。针对聚乙烯复合带热缠绕工艺在搭接过渡区防腐层表面高低起伏、防腐层中间区域气泡夹杂及焊缝区的空鼓问题提出了改进建议，研究结果对管道防腐层安全服役具有参考意义。（图5，表3，参21）

管道干空气干燥速率的研究是建立求解干燥吹扫模型、确定最优干空气技术指标的基础，但现有的干燥速率模型不满足实际工况需求。利用干空气法干燥速率实验装置，测定干空气在不同露点、流速、压力下干燥水的速率，理论推导建立了干燥速率计算模型，并应用于水平管道均匀水膜状态下干空气连续吹扫干燥计算模型中，求解制定了最优干空气技术指标。结果表明：干燥速率随着干空气露点的降低而升高，－50℃后趋于稳定；随着干空气流速的增大而增大，随着干空气压力的增大而减小。干燥速率计算模型与实验结果拟合较好；管道沿线压降较小时管道呈现从前向后干燥的规律，此时最佳干空气露点为－40℃；最佳干空气吹扫流速为6m/s；管道沿线压降较为明显时管道呈现从两端往中间干燥的规律，干空气流速的增大必然带来管道压降的增大，此时最佳干空气技术指标与干燥作业方式、干燥时间有关。所建立模型可用于预测管道干燥时间，根据现场干燥机、压缩机的工作能力调整干空气指标，指导新建天然气管道的干燥施工。（图10，表1，参20）

长输油气管道沿途运行环境复杂，期间异常外载荷易导致局部区域应力集中，增加管道运行风险。基于矫顽力的应力测量方法是评价管道安全裕度、预防管道安全事故的新兴技术。通过深入探究铁磁性材料原子磁矩、磁畴结构、磁滞回线等磁特性，阐明了矫顽力测量应力的力磁耦合机理，介绍了现有的单向应力状态下矫顽力-应力关系表达式，推导了双向应力状态下矫顽力-应力关系模型，并开展实验对X80管线钢单、双向应力状态下的矫顽力-应力关系进行验证。实验结果表明，X80管线钢在单向应力状态下的矫顽力与应力间呈现良好的线性关系，双向应力状态下矫顽力与两向应力均相关，且规律与推导模型相符。研究成果为矫顽力法的现场应用提供了理论和实验依据，证明矫顽力法能够准确测量X80管线钢应力水平，是评估在役管道安全裕度的可靠方法。（图11，表3，参25）

天然气管网系统庞大、结构复杂，运行过程中故障频发，管道现有监测控制系统报警形式较为单一，尚不能在系统故障潜发期提前预警，信息化、智能化程度不足。为此，建立了基于控制图理论与随机森林算法的管道运行数据状态识别模型：将天然气管道运行数据与控制图理论相结合，根据管道故障参数的6种模式类型，建立了相应的控制图模型；运用随机森林算法，实现对数据不同模式的高精度智能识别。现场实例应用结果表明：基于控制图理论与随机森林算法的天然气管道运行数据状态识别模型具有高准确率、耗时短的优点，能够识别管道运行数据的实时状态，从而准确发出预警。新建模型适用于天然气管道运行中单变量故障预警，能够为管道安全运行提供技术保障。（图9，表1，参23）

随着天然气价格确定机制的完善和供储销体制改革的推进，城市燃气资源采购、输送通道、用户端平衡过程中面临诸多机遇和挑战，天然气消费量预测对构建城市能源安全体系显得尤为重要。依据天然气“供-储-销”计划管理体系框架，建立了基于Attention机制的GRU（Gate Recurrent Unit）城市燃气用气负荷预测模型，利用Attention机制能够捕获时间序列关键特征的优势，解决了传统时间序列预测算法对重要特征不敏感导致预测精度不高的问题；对输入特征进行统计处理、筛选，使模型聚焦于重要时间点的燃气特征信息。将新建模型应用于北京某燃气集团用气日负荷预测，并将其与常用的传统模型进行对比，结果表明：基于Attention-GRU模型的城市燃气用气负荷预测模型在预测精度上优于其他模型，Attention机制能够捕捉重要时间点局部特征，可为增强城市燃气稳定供应提供参考。（图3，表5，参19）

氨作为高效氢能载体具有能量密度高、储运成本低、安全性高及无碳储能等优点，能够有效解决高压氢能储运难题，对开辟特色氢能储运路线和实现“双碳”目标具有重要意义。基于氨比氢更易储运的特性，综述了“氨-氢”绿色能源路线发展现状以及依托该路线的液氨管道输送工艺体系、安全技术、设计标准研究进展。针对目前中国液氨管道安全输送技术及设计运营经验中存在的问题，提出以下建议：①结合实验及仿真模拟等方法，开展含杂质液氨基础物性以及不同管道输送工艺相变特征与水力热力特性研究；②液氨管道可借鉴已成熟的油气管道建设经验，但在役油气管道若改输液氨需开展全方位适用性评估；③基于液氨管道泄漏扩散特性，完善泄漏监测体系，验证并优化防护技术效果；④从管材、设备、安全、防腐等多个角度，完善液氨管道建设及运行管理标准。（图4，表6，参75）

天然气掺氢输送不仅能够有效解决弃风弃光、减少温室气体排放问题，还能够实现大规模、低成本的氢气输送，也是实现“双碳”目标的重要方式，但掺入氢气会对现有天然气管道系统及相关输送设备带来氢脆危险。基于天然气掺氢输送系统的结构组成，归纳了氢脆发生的机理，调研了天然气掺氢输送系统的管道及焊缝、阀门、压缩装置、存储装置、终端装置等发生氢脆的研究现状，概述了防止氢脆发生的应对措施，并对天然气掺氢输送系统的发展前景进行了展望。研究结果可为中国天然气掺氢输送的规模化与市场化发展、提高管道输氢技术与装备的研发水平提供参考，促进氢经济的安全发展。（图1，参72）

近年来，在管道环焊缝隐患治理中，B型套筒修复技术受到广泛应用。然而，B型套筒应用于高强度管道环焊缝缺陷修复时，暴露出套筒几何尺寸不合理、角焊缝延迟开裂等突出问题。为解决B型套筒应用中面临的问题，满足高强度管道环焊缝缺陷修复的需求，研究提出了B型套筒几何尺寸的设计方法及关键参数取值建议；通过专门成分设计及加工工艺技术研究，开发了X65/X70钢级B型套筒，较传统Q345R套筒减重20％~30％，并给出了相应的施焊条件（管输压力及介质流速）、预热温度、焊接方式、焊后热处理等工艺要求，制订了X70钢级B型套筒焊材选用方案；基于套筒角焊缝开裂为延迟裂纹的特点，建议取消根焊和层间磁粉检测，增加焊后超声相控阵检测和48h后磁粉检测。通过实验室全尺寸试验和现场应用示范验证了X65/X70钢级B型套筒的可靠性，并成功在X80高强度管道环焊缝缺陷修复中推广应用。（图9，表3，参20）

油气管道安全问题已成为国民经济的重要影响因素。随着管道工程建设的大力发展，油气管道不可避免地与各类交通工程形成交叉。在中国西部山区，常出现油气管道下穿高填方路堤的现象，油气管道的埋深一般为1~3m，易受上部路堤覆土不均匀沉降的影响，存在受挤压而剪切破裂的风险。研究管道与高填方路堤之间的相互作用，对管道进行准确安全评估已成为油气管道穿越复杂山区高填方路堤时必须考虑的问题。在此，采用原位监测与有限元方法，分析贵阳双龙航空港经济区物流外环道路高填方路堤下穿管道的应力、应变、挠度响应，并基于管道的临界失稳状态反算监测预警阈值，结果表明：研究区管道累计沉降量最大为17.3mm，不均匀沉降差最大为4mm，内部偏移量最大为16.1mm，管道的应力、应变、挠度远小于许用值，管道处于安全状态。研究结果可为高填方下穿油气管道的监测预警和安全评估提供指导。（图13，表7，参29）

为有效评价隧道内埋地长输管道巡检的风险等级，针对管道巡检作业随机性、模糊性的特点，引入云理论与组合赋权方法，构建了隧道内埋地油气管道巡检安全风险评价模型。以穿越某隧道群的国家管网集团伊犁果子沟段管道为例，基于危险源理论，选取隧道因素、路网因素、环境因素、人的行为、物的状态以及管理水平6个方面29项风险因素作为评价指标；基于欧式距离组合，运用改进G2法与CRITIC（Criteria Importance Though Intercrieria Correlation）法确定各指标的权重系数；依据各指标的分级标准，利用Matlab软件计算云模型的特征参数并生成云图；通过正向云发生器，确定不同风险等级下的指标隶属度、综合隶属度。研究结果表明：基于欧式距离的组合赋权方法既可以降低决策者的主观不确定性，又可以消除数据间的客观误差，评价结果与工程实评结果吻合较好。构建的评价模型具有较好的科学性与适用性，可为管道巡检风险评价提供新思路。（图2，表5，参19）

为探明钢丝缠绕增强聚乙烯复合管（简称复合管）在油田集输环境服役后的极限承压，以长庆油田第四采油厂试用的4731B型复合管、第五采油厂试用的防垢型复合管为研究对象，采用100MPa耐压爆破实验机分别对新管、服役后现场管进行2组瞬态水压爆破对比实验，分析了爆破口的特征形貌及爆破压力，并借助应变数据采集系统记录爆破过程中管道不同位置的瞬时应变。结果表明：该类型复合管服役后的平均瞬时爆破压力有所降低，爆破口形貌发生显著变化，膨胀变形较新管显著增大；起爆前，应变随时间的变化分为零应变段、线性增长段、指数增长段共3个阶段；起爆后，应变发生振荡，直至稳定。究其原因可能是复合管施工期间钢丝与高密度聚乙烯基体之间的粘结剂局部失效所致。研究成果可为该类型复合管在集输油环境中服役时失效原因的分析提供借鉴。（图9，表3，参20）

特大型LNG储罐穹顶跨度大，结构不均匀度大幅增加，结构稳定性设计计算面临挑战。以22×104m3特大型储罐穹顶为研究对象，设计了1:25几何相似穹顶模型，基于惯性矩相似制作模型钢结构杆件，遵循荷载等效和应力一致原则实现模型相似荷载加载，以模拟实际储罐工况。储罐穹顶的静力加载和稳定性实验的结果表明，储罐作业工况不会导致穹顶失稳，实验穹顶可发生弹性失稳。对比穹顶有限元分析结果，稳定性计算的线性特征值屈曲分析误差较大，考虑初始缺陷的双重非线性分析结果精度较高且保守，验证了有限元分析的有效性。基于上述结论，设计了特大型LNG储罐穹顶结构稳定性计算方法，获得储罐穹顶的极限承载力和设计稳定容许承载力，相关成果可为后续特大型LNG储罐的实际工程建设提供参考。（图7，表6，参20）

CNG储气瓶面临潜在的物理爆炸风险，为研究其物理爆炸时裂纹动态扩展特性，基于热黏塑性本构模型、J-C失效准则及罚函数接触算法，构建了CNG储气瓶物理爆炸裂纹动态扩展流固耦合数值分析模型，研究了储气瓶裂纹扩展特征和内部高压天然气泄放规律。结果表明：储气瓶物理爆炸时裂纹倾向于沿轴向扩展，速度高达200~300m/s，且呈现渐进式扩展的特征，但并无某一主导频率；高压天然气快速泄放产生的反作用力会导致储气瓶发生轴向弯曲变形；裂纹扩展结束时储气瓶两端仍具有较高内压，储气瓶裂纹扩展能量仅由部分气体压缩能提供。研究结果对储气瓶物理爆炸事故分析与反演具有积极意义。（图17，表1，参19）

电场改性是一种新型的原油改性方法，其基本原理是电流变效应，机理是蜡晶的界面极化。目前研究发现，不同原油电场改性效果差异较大，机理尚不明确。以胶质、沥青质含量介于4％~23％的8种含蜡原油为实验对象，测试其电场改性效果，发现胶质、沥青质含量少（总质量分数5％以下）的原油，在实验条件下电场降黏效果随累计析蜡量增大呈先升后降趋势；对于胶质、沥青质含量中等的原油（总质量分数10％左右），在实验条件下电场降黏效果随累计析蜡量增大单调上升；对于胶质、沥青质含量较高（总质量分数15％以上）的原油，在实验条件下电场降黏效果不明显。结合界面极化机理，得出电场改性效果强弱与原油中胶质、沥青质的充足程度及聚集程度密切相关。（图6，表2，参21）

高分子材料内衬对于提升金属油气管道服役过程中的耐腐蚀性能具有广阔应用前景，但抗静电性不佳制约了高分子材料内衬的进一步推广。采用碳基抗静电剂对超高分子量聚乙烯（Ultra-High Molecular Weight Poly Ethylene，UHMWPE）进行共混改性，通过拉伸流变挤出工艺制备UHMWPE管材并测试相应性能。结果表明：抗静电剂的加入将使材料表面电阻率显著降低，抗静电剂的性能差异主要与其微观结构有关。单一抗静电剂的添加虽可有效降低UHMWPE的表面电阻率，但同时将降低UHMWPE的力学性能、耐蚀性、耐磨性及耐溶胀性等其他性能，实际应用受到限制。通过制备导电炭黑+石墨烯复合抗静电剂，并将其添加入UHMWPE中，可使UHMWPE管材在电阻率降低的同时，维持性能基本不变。研究结果可为内衬技术在成品油管输行业的应用提供参考。（图5，表2，参30）

天然气输送过程中，需采用净化手段分离其中的液体杂质，但目前净化用聚结滤芯的过滤性能尚有待提高。为此，采用复合纳米纤维的方式研发新型过滤材料，利用滤材实验装置在0.1~0.5MPa压力范围内对4种复合滤材的渗透性能及气液过滤性能进行测试。结果表明：复合滤材的达西系数均随纳米纤维面密度增大而降低，其中高渗透性基材复合纳米纤维后，其达西系数下降幅度更为明显；操作压力升高将导致滤材结构出现压缩，使得达西系数与非达西系数的相互关系发生改变；在复合纳米纤维后，滤材过滤效率得到提高，但压降也相应增大，在纳米纤维面密度相同时，疏油型滤材压降变化较亲油型滤材更为显著，面密度过大将造成压降过高，导致滤材综合性能降低。研究成果可为天然气净化用滤材的选型提供参考。（图10，表1，参19）

天然气液化工艺系统的投资高、能耗高，可通过热经济学分析来合理评价其工艺设备的技术经济性。依据某天然气液化工厂的实际工艺和运行数据，采用HYSYS模拟工艺流程。在经济分析、?分析基础上，构建各设备的热经济学成本平衡方程组及辅助方程组，分析各物流的热经济学成本。基于设备的燃料-产品定义和各物流的热经济学成本，以相对成本差、?经济系数来评价各设备的技术经济性，指出各设备的优化方向，并分析能量成本和非能量成本对产品单位热经济学成本的影响程度。结果表明：工艺系统中的压缩机3、冷剂泵2的?经济系数偏高，应考虑降低其投资费用或运行维护费用；能量成本是影响液化天然气生产成本的主要因素，其每增加10％，液化天然气的单位热经济学成本增加8.7％。研究成果可为天然气液化工艺系统的优化及运行维护提供指导和建议。（图6，表4，参23）

在海洋油气资源深入开发过程中，诸多油气管道需要穿越海底，由海洋水动力条件引起的海底管道冲刷悬空是导致管道涡激振动破坏的重要原因。针对现有冲刷防护措施在强潮流海域海底管道工程中适应性较差的问题，以杭州湾强潮流海域某海底管道为原型，应用双向流水槽进行比尺物理模型试验，对往复潮流条件下人工草防护海底管道冲刷效果进行研究。结果表明：海底管道局部冲刷深度随人工草疏密度、铺设宽度的增加而减小，当铺设宽度增加至临界宽度时，冲刷深度减小为0。以多元回归拟合法拟合试验数据，获得疏密度与人工草临界宽度之间的关系式，研究结果可为强潮海域海底管道工程冲刷防护措施的设计与实施提供参考。（图10，表1，参30）

天然气用气高峰期经常会出现气源短供现象，不仅减少了利润，还降低了用户的用气满意度。为了加快天然气产供储销的协调发展，以天然气供应链上游供应商发生事故导致下游出现短供的情况为研究对象，考虑不同管输机制的影响，满足节点容量约束、站场平衡、用户需求约束、供销平衡等约束，建立以利润最大、缺气指数最小为目标的两个优化模型，选取CPLEX软件作为优化计算工具，对混合整数线性规划模型进行求解。以某天然气供应链为例，求解得到不同管输机制下的供气策略，验证了新建优化模型的准确性。优化后的天然气购销决策可为天然气用气高峰期合理分配供气提供预警应急方案，具有较强的指导意义。（图6，表6，参23）

地下水封储存是中国石油等能源储存的重要方式之一，其理论和关键技术的发展与创新具有重要意义。在国家石油储备二期工程建设中，各参建单位结合工程建设实际情况，开展了广泛的研究与系统的技术攻关。百万方规模的地下水封石洞油库建设是一项复杂的系统工程，在中国尚属新技术领域，众多关系到大型地下水封石洞油库建设的关键技术均有待深入研究。在此系统梳理了近年来中国在地下水封储存理论与关键技术方面取得的重要研究进展。在理论方面，介绍了水封效率评价、水封可靠性分析及洞库涌水量预测方法等方向取得的进展。在关键技术方面，介绍了水封性监测与评价技术、支护设计与稳定性监测技术方面取得的进展。最后，结合中国地下水封洞库发展趋势，分析总结了地下水封洞库建设目前所面临的5项技术挑战与相应对策。研究成果可为推动中国地下水封储存行业科技进步与高质量发展起到积极作用。（图1，参50）

地下储气库的建设和市场化经营形成相互促进的正相关关系，市场化经营带来的经济效益和社会效益将促进更多社会资本投向地下储气库建设，由此带来整个市场储气能力的提升，同时又能促进储气市场的竞争和交易。在借鉴国外储气库经营模式基础上，结合中国现阶段储气库监管政策和公平开放程度，探讨传统储气库公司管理背景下，从储气产品角度将中国地下储气库划分为4种经营模式：绑定租赁储气模式、淡旺季差价储气模式、存贷气储气模式、异地存取储气模式。建议前两种模式作为主营模式推广，存贷气模式作为辅助模式为储气库公司增加盈利空间，异地存取模式适用于距离较近的多个储气库或储气库群联合运营。4种经营模式的提出，为储气库市场化提供了实操性参考，可直接在各个储气库中推广应用，有利于激活中国储气服务商业价值，促进公平开放的实现。（表7，参31）

金坛储气库井筒因盐岩蠕变、注采压力波动频繁、地下水丰富等因素，较常规天然气井筒面临更大的失效风险，常规评价方法及结论难以适应其安全评价和管控需求。基于金坛储气库地理位置条件及井筒实际运行状态，识别出注采压力波动频繁、交变载荷、地下水丰富、盐岩蠕变等10项金坛储气库井筒特有的风险因素；考虑各风险因素可能引发的失效模式，建立金坛储气库井筒失效故障树；并对井筒结构重要度进行计算及排序。结果表明：金坛储气库井筒失效的最大风险因素为注采气压力波动频繁，较常规天然气井的最大风险因素是酸性环境发生了显著变化；在识别出的10项金坛储气库井筒特有的风险因素中，有5项特有风险在底事件结构重要度排序中占前10，可见金坛储气库井筒的失效风险多来自自身运行特征与地理位置因素。最后在常规天然气井筒管理的基础上，有针对性地提出金坛储气库井筒风险管控措施。（图8，表3，参20）

在储气库完整性管理中储气库地质体的完整性管理必不可少。目前，储气库地质体完整性管理概念不清、界面模糊、体系不健全，且仅局限于气藏储气库完整性评价方面。为此，在分析气藏储气库地质体相关研究成果的基础上，提出盐穴储气库地质体概念，建立盐穴储气库地质体完整性管理体系。结果表明：储气库地质体完整性管理体系由以危害因素识别与资料分析为基础，风险评价与完整性评价为核心的4项内容组成；盐穴储气库地质体风险分析以盐腔体积收缩率、天然气渗漏量及地面沉降量3项指标的分析为主；盐穴储气库地质体完整性评价技术系列由盐腔与地面稳定性、断层稳定性、夹层与盖层完整性评价3项技术构成。盐穴储气库地质体完整性管理体系的建立弥补了储气库完整性管理体系中地质体管理的缺失，为储气库的安全运行管理提供了技术支撑与新的应用方向。（图1，表2，参31）

地应力是确定地下储气库上、下限运行压力、地质体稳定性评价及库区断层活动性分析等方面的重要基础数据。介绍了射孔段分层地应力测量方法、测试设备及施工流程，并利用该方法实测获取冀东油田堡古2区块NP36-X井4150.0~4338.0m测段深度范围内2个储层段和3个泥岩盖层段的最小主应力。结果表明：每个层段均进行3个以上回次的重复测试，多个回次的裂缝闭合压力具有较好一致性且相对误差均小于5％；利用多种裂缝闭合压力分析方法，确定NP36-X井泥岩盖层内最小主应力介于72.40~74.27MPa；利用裂缝扩展压力和注入流量综合确定高渗储层的最小主应力介于54.89~60.25MPa。该方法是在老井射孔段分层地应力测量方法上的探索，基于裂缝扩展压力和注入流量的现场应用试验，可在一定程度上弥补经典水压致裂地应力测量方法不适用于高渗地层的缺憾。（图5，表4，参29）

地下水封岩洞油库建设需求旺盛，但现阶段水封洞库工程建设存在渗水量难控制、对洞库水力密封条件关注度不够以及水封性调控方法不成熟等问题。通过调研国内外地下岩洞油库水封性相关研究，分析洞库的水封准则，指出洞库围岩内垂直水力梯度大于1是地下岩洞油库满足水力密封性的必要条件；明确了洞库水封性调控的目标是在满足水力密封性前提下，实现洞库全生命周期成本最低、效益最高；并且对灌浆降渗、人工水幕系统调整、洞库存储压力调整等不同调控手段的调控机制加以研究，在此基础上对比分析洞库水封性多因素联合调控机制，提出基于迭代寻优的多因素联合调控策略；最后通过案例分析对基于迭代寻优的多因素联合调控策略加以应用。研究成果能够为洞库工程高效建设和安全运营提供理论和技术支撑。（图6，参33）

传统储气库建设受现场施工作业环境的影响，工程质量与施工进度控制难度大、安全管理风险高，难以满足项目建设方对工期的迫切需求。为了提升储气库建设质量、缩短工程建设周期、降低安全风险，采用模块化技术对储气库工程进行模块单元拆分、道路运输方案比选、模块三维设计及结构稳定性分析，同时在预制厂中完成模块加工、制造、测试及包装，模块运抵项目现场后根据复装方案进行组装，即可实现储气库快速建成投产。结果表明：模块化技术的建设模式能够最大程度减少现场不利因素对施工质量及进度的影响；由于大量施工作业转移至预制厂内完成，降低了项目现场的安全风险，并缩短了建设周期。研究成果可为拟开展模块化建设的储气库项目提供设计思路。（图5，表2，参22）

地下储气库是国家能源战略储备的重要保障，目前正在加速建设，地下储气库洞室开挖过程中的围岩稳定性是决定储气库是否可行的关键。以单个地下储气库洞室为研究对象，通过建立基于岩体屈服过程及塑性流动法则的三维有限元模型，探究不同围岩条件、不同高跨比、不同埋深条件下大断面地下储气库洞室周边围岩稳定性的变化规律。结果表明：洞室开挖完成后，洞室四周围岩变形随围岩等级降低呈明显增大趋势，洞室围岩塑性区范围逐渐增大；洞室围岩变形随埋深增大而增大，且洞室腰部围岩变形量呈明显增大趋势；洞室围岩竖向最大位移随高跨比增大整体呈减小趋势，洞室水平方向最大位移随高跨比增大呈增大趋势；储气库洞室宜建设在埋深200m以内Ⅱ级围岩和Ⅲ级围岩等条件较好的区域，洞室高跨比在2.5~3.0时围岩稳定性更好。研究成果可为大断面地下储气库洞室结构形式的设计提供借鉴与参考。（图13，表2，参29）

中国盐岩资源具有夹层多、盐层薄、品位差等特点。常规单井垂直造腔腔体体积小、盐层利用率低，不能满足快速、高效建库的要求。水平多步法造腔可提高盐层利用率，适合在薄盐层盐矿建设大型储气库。腔体形态是影响水平腔体积和稳定性的关键因素。在此开展了水平腔溶蚀特征物理模拟实验，探究了排量、排卤管高度、退步步长等造腔参数对腔体形态和排卤浓度的影响。结果表明：大排量和高排卤管口位置会降低排卤浓度，且在造腔前期影响更显著；小步长宜形成驼峰形腔顶，大步长和使用阻溶剂宜形成平顶形腔顶，双井交替注水则形成两端大、中间小的腔体。实验得到的腔体形态与数值模拟结果基本一致，验证了实验结果的准确性。并且结合实验结果给出现场水平多步法造腔排量、步长等参数的参考值，以建造驼峰形水平腔，从而提高腔体稳定性和储气能力。（图5，表3，参24）

近年来，国家对石油、天然气的需求日益提升，利用盐岩进行地下能源储备的设施正在加速建设。以拟建于江苏某盐矿的层状岩盐地下储油库群为工程背景，以FLAC3D软件为平台，利用有限元分析法建立水平腔储油库群的数值模拟模型，模拟分析长方形布井和菱形布井方式下不同矿柱宽度储库群的稳定性，并对储库群运营30年后围岩位移分布、体积收缩率、塑性区体积以及顶底板最大竖向位移的变化规律进行分析。结果表明：采用菱形布井方式且设置矿柱宽度不小于1.75倍储库直径是保证水平储油库群稳定性的一种合理布置方式。利用稳定性判据对模拟结果进行检验，所得结果满足稳定性评价准则。研究结果可为中国未来层状盐岩水平储油库群的建设提供参考。（图10，表3，参30）

储罐油品一旦发生泄漏事故，将会对罐区安全、大气环境、社会经济等造成不利影响，甚至引发安全事故。利用改进的高斯烟团模型对储罐油气泄漏扩散过程进行模拟，确定了不同环境风速、大气稳定度下罐区的油气浓度分布规律，并根据油气浓度危险程度，将罐区划分为爆炸危险区、闪火危险区以及窒息危险区。通过分析环境风速、大气稳定度对油气烟团迁移扩散的影响，得出罐区环境条件对油气浓度分布、危险区域范围的影响规律：随着环境风速的增大，油气烟团迁移扩散加剧，罐区油气浓度降低，不同等级的危险区域相应减小；大气稳定度越高，油气烟团扩散越弱，油气浓度沿下风向影响范围增加，横风向影响范围减少；油气烟团因环境风速变化有出现聚集的可能，形成浓度较高的油气聚集区，环境风速越低或大气稳定度越高时，油气烟团越容易聚集。改进的高斯烟团模型能更加准确地反映油气泄漏扩散规律，并预测油气浓度分布情况，可为储罐安全运行管理提供指导。（图7，表1，参26）

部分液化气体汽车罐车（简称液罐车）的防波板在定期检验时会出现开裂、脱落等现象，若失效防波板得不到及时维修和更换，则会严重影响液罐车的安全运行。依据液罐车的服役工况，采用Fluent软件模拟液罐车以不同加速度制动时罐内液体的晃动过程，获得每块防波板所承受的冲击力，并分析在不同惯性载荷作用下不同位置防波板所受冲击力随时间的变化规律。结果表明：防波板所承受的最大冲击力来自于液罐车减速阶段，并且随着制动加速度的不断增加，防波板所受冲击力也不断增大；此外，在罐体内的众多防波板中，受最大正向冲击力和最大负向冲击力的防波板位置固定不变，且与液罐车制动加速度大小无关。研究成果可为液罐车防波板的检验及设计提供理论指导。（图8，表1，参26）

油品出库量精确高效预测是成品油库存科学管理的源头和基础。为提高成品油库库存效率，降低油品库存成本，以某公司西部地区166座成品油库为研究对象，在库存管理、销量预测等相关研究成果基础上，分析库存管理的影响因素，集成多模型的时间序列模型算法库和基于Mamdani的模糊推理系统，设计双时间颗粒度的多阶段预测算法，开展月度和日度油品出库量预测，并进行量化分析。结果表明：所建算法可根据出库量数据特征自动选择合适的模型，在短时间内高质量匹配并完成大批量油库出库量的预测，预测结果平均绝对百分误差的中位数大于85％，预测置信度接近95％，应用案例月度出库量预测平均准确率可达90％。研究成果可为成品油库存管理决策优化提供科学化建议，对建立科学高效的现代化油品供应物流体系具有现实意义。（图5，表3，参24）

在天然气市场化改革推进、储气库转向独立运营的背景下，设计符合中国天然气产业实际的储气产品具有现实意义。通过分析储气产品设计的基本理论及中国储气产品的理想形态，从储气产品的注采自由度出发，给出适用于中国实际的储气产品设计模式，并讨论了储气产品的溢价机制及物理约束。由于储气产品能够捕捉天然气价格波动而具有金融价值，储气产品应根据量化的金融价值进行溢价。设计了从时段产品到日前产品的一系列不同注采自由度储气产品，随着注采自由度的提升，产品的溢价能力提升，调配难度也随之增大。结果表明：在高市场化程度下，应设计多样化的储气产品；在低市场程度下，设计相对单一的储气产品。盐穴储气库由其灵活性带来产品金融价值优势，但这种优势在低市场化程度时体现不出来。不同产品的比例应根据储气库对用户需求的预测来决定。研究结果可为天然气市场化进程中的储气产品设计提供理论基础。（图2，参26）

中国某省在盐穴储气库老腔改造领域取得一定成果，部分盐穴老腔改建后由于工作气量小、垫气成本高，不适于储存天然气用于管网调峰。然而地下盐腔仍是非常重要的战略资源，若将其建设成压缩空气储能电站，则可用于谷电阶段电力资源的储存。根据国外成功案例，结合中国某省地下盐穴老腔的具体情况，计算改建储能电站的具体参数，并对老腔改建储能电站的经济性进行分析。结果表明：X1地下老腔可储存能量3.07×106kW·h，考虑实际情况单一注采周期可发电17.49×104kW·h。在“双碳”背景下，盐穴储气库改建储能电站若能在提升技术的同时，探索建立合适的商业模式，则有良好的发展前景。（图3，表1，参20）

新冠疫情与世界变局叠加，国际地缘秩序复杂多变，在碳中和背景下全球能源体系加速重构，稳定的能源进口对于国家能源安全意义重大。中国油气进口高度依赖海上通道并有加重之势，2019年海上通道贡献石油、天然气进口总量的90％、62％，进口增量的96％、100％；2020年中国石油、天然气进口量逆市增长，分别增加3651×104t、66×108m3，其中海上通道增量分别为3732×104t、93×108m3，弥补了陆上通道油气进口双下滑的缺口。海上通道的关键在南海航道，而当前南海地缘环境不确定性、不稳定性与日俱增，在中俄能源合作持续加深背景下，南海航道的石油供应压力有所缓解，但液化天然气进口量的增加提升了南海航道对中国天然气安全的重要性。受通道格局所限，中国应对南海航道突发风险的能力不足，以1年时间维度为基准，其他通道可用运力仅能应对南海航道石油、天然气中断5.2％、18.2％。基于能源地缘政治视角，从优化油气进口通道布局、强化过境国合作等方面提出建议，以期提升中国油气进口通道体系应急能力。（图5，表2，参28）

全球第三次能源转型在碳中和背景下加速推进，低碳发展模式成为广泛共识，推动能源产业链、供应链深刻变革。可再生能源时代的全球能源转型呈现能耗总量增速逐步放缓、能源供应多元清洁低碳、终端用能电能占比提高的发展趋势。中国能源转型面临产业结构重、煤炭比例高、排放总量大、减排斜率陡等主要挑战，但也蕴藏着推动经济高质量发展，促进产融紧密集合，催生新技术、新业态、新模式，拓展国际合作新空间等潜在机遇。基于中国能源转型长期性、复杂性、艰巨性的特点，面向未来10年的碳达峰关键期，提出了确保能源供给安全、同步推进总量控制与结构调整、节能减排增汇多措并举、政府与市场协力双轮驱动、对外开放合作畅通内外循环等建议，为科学开展能源转型工作提供参考。（参32）

油气管道通常暴露于自然灾害扰动下，一旦自然灾害作用于油气管道，易诱发火灾、爆炸等一系列技术灾难，即Natech（Natural Hazards Triggering Technological Accidents）事件，致使管道系统表现出较高的脆弱性。对不同领域的脆弱性定义进行归纳分析，明确风险、韧性及脆弱性之间的关系；评述各类脆弱性评估方法的优缺点及适用性；通过分析脆弱性递次演化规律，剖析Natech事件脆弱性内涵；从灾害识别、区域划分等5个方面分析了Natech事件油气管道脆弱性评估流程与关键要素；并且结合当前研究现状，对Natech事件脆弱性评估研究加以展望，后续研究将逐步向多灾种脆弱性评估过渡。研究成果可为Natech事件油气管道脆弱性量化评估提供理论参考。（图3，表1，参47）

为防止城镇燃气管道泄漏造成的人员伤亡和财产损失，利用情景构建及情景推演理论，研究城镇燃气管道事故情景的演变路径，并探求事故的影响范围。以吉林松原“7·4”城市燃气管道泄漏爆炸事故为例，基于情景状态、应急目标、应急处置措施、外部环境影响等因素，建立城镇燃气管道事故动态贝叶斯网络模型，构建情景网络，计算情景概率，并分析事故演变规律。在情景构建与推演的基础上，利用FLACS软件对城镇燃气管道事故情景进行模拟分析。结果表明：减少城镇燃气管道事故伤亡及损失的最根本着眼点在于防止燃气管道泄漏，同时采取合理有效的应急措施有效改变事故的演变方向。研究成果可为城镇燃气管道的事后应急处置提供参考。（图6，表2，参24）

根据国家发改委、国家能源局2017年联合印发的《中长期油气管网规划》，长输油气管道规模将实现倍增式发展，其建设期、运行期的工地安全与运维管理至关重要。长输油气管道的工地具有多点性、多样性、重复性等特征，当前虽已融入诸多自动化、信息化、智能化的智慧工地构建方法，但依然难以实现有的放矢的智慧工地设计与构建。由此定义了基于管道特征及项目全生命周期的智慧工地概念，形成了管道智慧工地各层级推荐设计框架，建立了管道智慧工地模块化构建方法，并利用模糊综合评价法对模块化构建的管道工地设计方案进行评价。该方法可有效提高管道智慧工地的构建效率，弥合不同运营及建设单位在工地建设过程中的分歧，有助于保障长输油气管道工地施工质量、安全及进度，提升工地管理效能。（图4，表3，参23）

为探究掺氢导致的天然气泄漏行为变化，实现掺氢混合气体泄漏的快速检测，采用Fluent软件建立特定半封闭场所的平面泄漏模型，研究掺氢天然气在不同风速下的扩散情况及不同掺氢体积分数下的动态发展规律。结果表明：风速增大会阻碍掺氢天然气向上扩散，同时加速气体在水平方向的积累，而掺氢体积分数增大会使气体扩散高度降低，且使扩散高度增速减缓。根据相关标准和不同掺氢体积分数天然气扩散达到其爆炸下限所在高度的仿真结果，提出掺氢天然气管道在半封闭空间场景下的可燃气体监测探头布设方案，以确保泄漏发生后能够及时作出应急响应，保障管道安全运行。（图8，参26）

海底悬跨管道在二次挖沟过程中与周边土体发生复杂的管-土相互作用，其结构响应机理尚缺乏理论与试验研究。基于弹性力-重力相似律设计海底管道模型，采用分布式光纤传感器测量管道全长的应变响应，开展海底悬跨管道二次挖沟物理模拟试验。结果表明：随着悬跨长度的增大，管道跨中及两侧反弯段应力集中趋于显著；在二次挖沟过程中，在管道触地后，将以跨中与两侧坡肩为边界形成两个新的不对称悬跨，跨中及两侧反弯段应力释放明显；此后随着开挖长度继续增大，两个新悬跨跨中应力集中位置不断向管道两端平移，两侧反弯段应力集中位置也分别向两端平移且趋于稳定。研究结果可为海底悬跨管道的治理提供理论依据。（图5，表1，参26）

B型套筒修复是目前油气长输管道主要的永久性修复方式之一，在B型套筒修复施工过程中，角焊缝常出现焊接缺陷，需使用相控阵超声法进行检测和评定。为评价相控阵超声检测方法对于B型套筒角焊缝内部缺陷的检测能力，利用自主开发的超声数值模拟程序建立B型套筒角焊缝相控阵检测计算模型，模拟得到相控阵超声在B型套筒角焊缝内部传播声场、检测信号及扇扫图像，并据此比较、分析缺陷类型、位置及尺寸对缺陷相控阵超声检测能力的影响，最终通过试验对模拟结果进行验证。研究结果可为优化B型套筒焊缝相控阵超声检测方法提供理论基础和技术手段。（图13，表1，参21）

双层底板支撑方式储罐能够克服传统单层底板储罐底板受腐蚀严重、泄漏隐蔽性强的缺点，但存在循环加载情况下上层底板发生疲劳失效的隐患。针对环形格栅结构的双层底板立式储罐结构，根据其结构和载荷的对称性，建立双层底板立式储罐的轴对称模型。对储罐结构长周期服役过程中的疲劳寿命进行有限元分析，得到不同底板支撑方式、不同格栅铺设间距及不同格栅厚宽比下，储罐结构服役结束后的安全因子和疲劳寿命分布情况。结果表明：罐壁底部位置最易发生破坏，在相同格栅排列方式和加载情况下，角钢连接底板支撑方式具有更高的疲劳可靠性；格栅铺设间距及格栅厚宽比对储罐整体疲劳可靠性有显著影响，随着格栅铺设间距和格栅厚宽比的减小，储罐整体安全因子及疲劳寿命增大，储罐结构的疲劳可靠性增强。研究成果可为双层底板立式储罐的结构设计和优化提供理论基础和技术参考。（图11，表2，参20）

为引导搜索机器人快速准确定位复杂有障碍空间内天然气管道的泄漏源，基于保守收敛粒子群算法和人工势场法分别在协同搜索、避障方面的优势，提出了融合两种算法的改进型粒子群算法（Modified Guaranteed Convergence Particle Swarm Optimization，MGCPSO）来定位泄漏源。构建泄漏扩散场模拟包含障碍物的二维空间泄漏浓度场，对MGCPSO算法进行定位能力测试，并分析传感器测量误差和机器人数量对算法定位能力的影响。结果表明：MGCPSO算法可以定位有圆形障碍物空间内的单个泄漏源；增大测量误差将导致算法预测的泄漏源位置偏差增大，当测量误差的标准差小于0.1时，该算法定位结果准确；增加机器人数量能够提高算法的预测精度。MGCPSO算法能够指导机器人在搜索泄漏源的过程中躲避障碍物，可为现场应急救援提供数据支持，未来应进一步研究算法在小种群条件下的定位精度。（图8，表3，参24）

为研究天然气输送工况参数对X80天然气输送管道在役焊接热影响区温度场的影响规律，以直径1422mm、壁厚25.7mm的X80天然气管道为研究对象，采用有限元方法对其在役焊接过程温度场进行数值模拟。结果表明：在役焊接时，热影响区温度由800℃降至500℃的过程（所需时间为t8/5）出现在焊接阶段的前20s，深度范围为10mm以内；天然气输送温度对管道温度场的影响最大，当输送温度低于10℃时，t8/5随着输送温度下降而急剧减小，输送温度为-50℃时，t8/5低至2.5s；输送压力和流速对t8/5影响较小，随着输送压力和流速的增加，t8/5缓慢减小。当输送温度低于10℃、流速高于10m/s、输送压力大于10MPa时，热影响区和焊缝处产生冷裂纹的风险较大。研究成果可为现场施工单位调控X80管道在役焊接的输送工况和焊接工艺等参数提供理论依据，有助于保障X80管道在役焊接的安全。（图13，表6，参18）

随着有机废气排放标准日趋严格，水蒸气与有机废气的竞争吸附问题逐渐成为有机废气处理的研究热点。选择2种炭基吸附剂AdsFOV-1、AdsFOV-2及1种硅基吸附剂AdsFOV-3作为研究对象，对其进行结构表征后使其分别静态吸附正己烷蒸气、汽油蒸气和水蒸气，测试其吸附性能和吸附热；对不同相对湿度的正己烷蒸气和汽油蒸气进行动态吸附实验，研究相对湿度对吸附剂吸附效果、温升曲线的影响及循环吸附稳定性，并通过动力学拟合判断吸附过程的动力学行为。结果表明：随着相对湿度增大，3种吸附剂对正己烷蒸气、汽油蒸气的吸附量减小，但吸附热效应更加明显；其中炭基吸附剂AdsFOV-1、AdsFOV-2具有较好的循环吸附性能，即当入口吸附质质量浓度设定为25g/m3时，出口吸附质质量浓度可满足低于80mg/m3的排放要求；3种吸附剂对正己烷蒸气的吸附动力学行为遵守Bangham动力学方程，表明吸附速率主要受孔道扩散控制。研究结果可为高湿度工业有机废气处理提供理论依据。（图11，表3，参27）

准确预测起伏管道干燥时间可保障管道低洼处残余水干燥彻底，避免投产后天然气含水量超标。通过建立起伏天然气管道干空气法干燥时间预测模型，引入低洼处积液量与表面积的几何关系模型，对低洼处积液量及表面积随干燥时间的变化规律进行准确描述，并通过室内实验分别验证了连续吹扫过程及封堵过程的准确性。选取某标段现场大口径起伏天然气管道进行干燥模拟，结果表明：起伏管道干燥时干空气露点不宜低于-40℃，流速不宜高于6m/s，均匀水膜从前向后逐渐被干燥，管道后端低洼处残余水最后被干燥。研究成果提高了起伏天然气管道干燥时间的预测精度，可对起伏天然气管道干燥方案设计及干燥施工过程提供指导。（图8，表2，参36）

超声速旋流分离器出口背压会导致Laval喷管内产生气动激波，而超声速流动、激波与相变的相互作用十分复杂。为探究激波作用下湿天然气超声速流动特性，以甲烷-水蒸气双组分混合气体为研究对象，建立湿天然气超声速凝结和流动数学模型，分析出口背压和入口压力对湿天然气超声速凝结流动特性的影响，以评估激波作用下超声速旋流分离器的工作性能。模拟结果表明：激波的存在导致水蒸气压力和温度在短时间内急剧升高，使已凝结的液滴重新蒸发，出口液相质量分数大幅减小；随着入口压力的增大，成核发生位置逐渐靠近Laval喷管喉部，相应的极限成核率与液滴数目随之减小，但由于液滴生长速率和液滴半径的增大，液相质量分数随之增大；当背压高于25kPa（即压比高于0.58）时，喷管已失去液化性能，无法正常工作。因此，需要合理控制压比以保障背压存在情况下超声速旋流分离器的脱水效率。（图5，参21）

城市燃气负荷预测对于合理高效地调配燃气资源、解决城市燃气用户用气问题具有重要意义。通过灰色关联分析法（Grey Relation Analysis，GRA）对所确定的11个影响燃气日负荷的因素进行分析，依据关联度大小进行筛选，逐个剔除关联度较低的影响因素，将剩余关联度较高的影响因素作为BP神经网络（Back Propagation Neural Network，BPNN）的输入；采用人工蜂群（Artificial BeeColony，ABC）算法优化BPNN权值和阈值；搭建GRA-ABC-BPNN预测模型预测城市燃气日负荷，并对其准确性和有效性进行验证。结果显示：GRA-ABC-BPNN模型预测的城市燃气日负荷的平均绝对百分比误差（Mean Absolute Percentage Error，MAPE）值为0.5528％，而遗传算法优化BPNN（Genetic Algorithm-BPNN，GA-BPNN）模型及ABC-BPNN模型的MAPE值分别为1.4913％、0.6369％，证明了GRA-ABC-BPNN预测模型是一种有效且精度可观的城市燃气日负荷预测方法，为城市燃气日负荷预测提供了新的途径。（图5，表7，参32）

高钢级管道的建设和发展极大地促进了中国油气资源的快速、高效配置，但同时也带来环焊缝质量风险等新的突出问题。系统分析高钢级管道可靠性影响因素，并采取有效措施加以控制，已经成为保障油气管道安全平稳运行的重要课题。基于高钢级输气管道环焊缝断裂失效分析结果，聚焦环焊缝质量风险基础技术研究、现场施工作业管理、缺陷成因分析、失效机理认知等多方面问题，从冶金、制板、制管、设计、施工、检验及投产运行全生命周期出发，建立了全生命周期可靠性影响因素识别框架。基于当前制造和施工技术，依据1100×10⁴条钢管化学成分和力学性能数据的统计分析结果，探讨了钢管可靠性的主要影响因素；依据输气站场弯管、管件典型失效案例的分析结果，探讨了管件可靠性的主要影响因素；依据2027组环焊缝性能数据及1683组焊材性能数据，探讨了环焊缝可靠性的主要影响因素。以当前面临的高钢级管道环焊缝失效问题为例，深入分析了焊接接头性能匹配、焊接缺陷、管材成分、焊接工艺、焊接材料等方面存在的问题，并提出针对性的管控措施及研究方向，可为后续高钢级输气管道建设提供技术支撑与决策参考。（图5，表2，参44）

油气田地面工程的节能提效问题大多可归结为条件极值优化问题，应用最优化方法进行油气田地面工程生产建设方案的优化设计已成为实现“双碳”目标的重要支撑途径。总结了油气田地面工程中集输、注水、配套工程系统优化研究的重要进展，梳理了节能提效新阶段油气田地面工程整体优化以及地上地下一体化优化的理论成果，探讨了优化模型与求解方法研究亟需解决的问题。在减碳政策趋紧和节能提效难度增大的背景下，展望了油气田地面工程最优化方法的发展方向，提出融合人工智能、大数据等技术进行“AI+”智能化研究是未来重要的创新方向，可以在广义优化模型建立、数据挖掘驱动优化方法研究、动态优化方法构建等方面进行攻关突破。研究成果可为油气田地面工程最优化方法及技术的智能化发展提供参考，促进油气田节能减排。（图1，参41）

钢质懒波形立管（Steel Lazy-Wave Riser，SLWR）作为一种新型的钢悬链线立管（Steel Catenary Riser，SCR），在国外深水油气开发中的应用越来越广泛。将SLWR与SCR进行了特点对比，通过调研SLWR在国内外海洋油气开发中的应用现状和前景，分别从动力学分析、流固耦合模拟及涡激振动（Vortex Induced Vibration，VIV）诱发疲劳分析、立管内部段塞流诱发振动3个方面论述了SLWR振动机理的研究进展。当前深水SLWR的研究难点主要包括立管内部段塞流诱发振动机理不明晰、波流流固耦合振动机理待揭示，未来应研究立管内部段塞流与立管外部波浪海流耦合作用下的振动机理、安全控制机理。研究成果可为未来中国深水SLWR技术的发展及在油气田中的应用提供参考。（表3，参39）

中国天然气消费每年以近10％的增速增长，能源平稳供应的重要性日益凸显，地下储气库对于天然气调峰保供和战略储备至关重要。通过调研中国天然气需求增量及目前储气库区域分布特点，提出当前储气库发展面临的建设、运营及技术短板，并预测储气库选址、建库范围将更加广泛。在中国致力于打造天然气“全国一张网”的背景下，将形成联网协调的储气库群，未来储气库将向着集约、高效、智能、科技、经济等方向发展。研究结果可为进一步推动储气库建设提供借鉴。（图2，表2，参22）

石油储罐作为油气储运领域的重要设备之一，制定科学有效的维检修策略显得日益迫切。依托储罐基础信息、运行状况、工艺参数、阴极保护、检测监测、维修维护等数据，构建了多源数据融合的储罐风险特征数据库。基于历史多源大数据，结合储罐状态监测和检测结果，通过对典型储罐故障案例和多源数据开展挖掘分析，获取储罐健康状态关键指标及发展趋势，建立了基于特征库的风险评估方法，可自动生成储罐预测性维检修时间点，并推荐相应的维检修方法。采用B/S架构，定制化设计数据接口，开发了储罐一体化多源数据管理系统（桌面端与移动端），实现了储罐数据的采集管理和多维度分析，为储罐的维修维护管理提供了新的思路，支撑储罐数据管理向数字化、智能化发展。（图5，表1，参25）

厘清燃气管道维抢事故致因因素间的逻辑关系，可以有效防控事故发生。提出了一种基于24Model的燃气管道维抢事故致因定量分析方法：首先基于24Model层次结构及其致因识别程序辨识燃气管道维抢事故致因；再利用由灰色系统理论改进的决策试验与评价实验室（Decision Making Trial and Evaluation Laboratory，DEMATEL）集成解释结构模型（Interpretive Structural Modeling，ISM）方法构建事故致因综合影响关系矩阵及可达矩阵，划分事故致因的层次结构，明确事故致因间的作用关系；最后运用交叉影响矩阵相乘法（Matrix Impacts Cross-reference Multiplication Applied to Classfication，MICMAC）计算各致因的驱动力和依赖度以判断其属性类别。将新方法应用于吉林松原“7·4”事故开展实例研究，结果表明：政府机构监管不力是该事故的深层客观根源，安全主体责任未落实、对安全投入认识不足等因素是事故的关键主观致因。灰色DEMATEL-ISM-MICMAC方法与24Model相结合能够准确地定量探究燃气管道维抢事故的致因机制和演化规律，可为燃气公司、外包单位及政府部门共同制定事故防控措施提供参考。（图5，参25）

海洋漂浮管道受弯曲荷载作用时，可能发生较大弯曲进而导致管道失效，威胁海上油田原油输送安全。针对管道帘线层与螺旋钢丝失效机理不明确的问题，考虑管道弯曲时螺旋钢丝扭转行为，建立漂浮管道三维有限元模型，并通过实例管道验证了数值模型的有效性，进而利用该有限元模型模拟管道弯曲失效过程并分析管道结构参数对最小弯曲半径的影响。结果表明：海洋漂浮管道弯曲失效以螺旋钢丝屈曲为失效模式，未发生帘线强度失效；管道最小弯曲半径随帘线层铺层层数与螺旋钢丝直径的增大而增大，但随帘线纤维缠绕角度的减小而增大。所建立的有限元模型有效模拟了漂浮管道弯曲行为，可为海洋漂浮管道结构设计与安全应用提供理论参考。（图11，表5，参26）

为解决发电系统中有机工质在中高温下易热分解的问题，根据“温度对口，梯级利用”原则，将超临界CO₂与跨临界CO₂结合用于回收余热，构建了一种基于LNG冷能利用的多联产系统。利用AspenHYSYS软件对系统工艺流程进行模拟，从热力性能与经济角度对系统进行评估，分析主要参数对系统性能的影响，进而利用Matlab软件进行系统性能多目标优化。结果表明：超临界CO₂再压缩布雷顿循环分流比与制冷循环压比的降低不仅可以提高系统效率，还可以降低系统平均单位成本；优化后联合系统发电效率、效率、平均单位成本分别为55.83％、52.23％、16.57美元/GJ，发电效率较集成单一超临界CO₂再压缩布雷顿循环的系统提高了14.05％。研究成果为LNG冷能利用及余热回收在发电系统中的应用提供了新的技术思路。（图9，表4，参26）

胶凝是含蜡原油复杂宏观流变特性的根源，而其流变特性又是管道输送的重要基础数据。根据宏观实验数据建立了两种含蜡原油体系模型，使用Materials Studio软件进行分子动力学模拟，从分子动力学层面研究了含蜡原油胶凝过程的微观机理。结果表明：根据密度、扩散系数判断原油凝点，得到的模拟凝点值与实验值一致；原油降温胶凝时，由于空间网络结构的形成，致使蜡晶分子扩散系数突变、均方位移偏差显著减小；使用径向分布函数表征原油胶凝过程中的微观结构变化发现，在胶凝过程中同种分子间径向分布函数峰值逐渐增大，在凝点温度时蜡晶分子间聚集的程度最大，故蜡晶分子是影响含蜡原油凝点温度的主要原因。研究成果可为含蜡原油管道输送技术基础数据的获取提供理论参考。（图7，表2，参24）

长江盾构穿越工程是中俄东线天然气管道永清—上海段的重要控制性工程。超长的隧道长度（10.226km）带来的工程主要问题之一是管道应力对输送温度的敏感性强，竖井处管道轴向位移大，为后期运行管理带来潜在危害。为解决上述工程问题，提出了采用隧道内填充泡沫混凝土来约束管道位移的设计方案。为合理评估泡沫混凝土的约束能力，开展了输气管道（3LPE防腐管）-泡沫混凝土-混凝土管片之间的剪切强度室内试验，得到该剪切强度平均值为0.25MPa，满足3LPE防腐管在温度-应力作用下与泡沫混凝土之间不发生相对位移的条件（剪切强度不应小于0.1MPa），试验结果满足工程要求。通过开展试验研究，验证了采用填充泡沫混凝土来约束3LPE防腐管轴向位移方法的可行性，可为未来超长隧道内管道设计、安装提供参考。（图6，表3，参24）

针对传统的岩体质量分级方法中存在主观性、模糊性等问题，基于模糊理论建立岩体质量分级基本模型，根据地下水封洞库的工程地质特点，利用模糊综合评判与神经网络相结合的方法确定岩体质量分级。以中国某地下水封洞库为工程实例，选取具有较强代表性的现场实测样本数据建立稳定性较好的岩体质量分级神经网络模型，并利用ZK1钻孔的岩体质量分级情况进行了验证。结果表明：与传统的岩体质量分级方法相比，基于模糊综合评判法确定的岩体质量分级结果更加合理；ZK1钻孔的岩体质量分级检验结果准确度良好，能够满足实际工程需要。新构建的地下水封洞库岩体质量分级方法是一种定量化分析手段，为地下水封洞库的稳定性分析与优化设计提供了理论依据。（图2，表6，参30）

FPSO是中国南海深水油田开发的主力模式，其单点系泊系统可靠性要求高。为此开展深水FPSO单点系泊吸力桩反悬链线设计研究，基于海床土壤特性及土力学机理，建立完整的吸力桩反悬链线数理模型，并给出反悬链线松弛量计算方法。基于不同船级社规范中的系泊荷载条件，开展了设计生存工况（1000-yr-RP）与设计极端工况（100-yr-RP）的系泊分析，得到海底系泊载荷。以中国南海某深水FPSO工程为研究对象，预埋链反悬链线及松弛量的设计评估结果表明：该FPSO系泊吸力桩预埋链反悬链线张力载荷范围10254~14075kN，载荷角度范围16.2°~30.1°，预埋链水平投影距离47.33~80.30m。不同规范的计算结果较接近，起到相互验证作用。设计结果可为类似的FPSO工程提供借鉴经验。（图7，表4，参24）

洞室涌水量预测长期以来始终是困扰洞库建设与运营的一大难题，且施工过程中涌水量预测未能与注浆封堵有效结合，容易造成施工期间注浆费用超标、洞库验收困难等问题，严重影响地下洞库的设计、施工及运营。以某地下水封洞库为例，根据地质条件和地下工程布置情况，首先利用FEFLOW软件建立渗流场模型，模拟计算得到未经过注浆封堵条件下的洞库运营期涌水量，并与经验公式计算结果相互验证，确定涌水量推荐值为10115m³/d。结合相关规范要求反算渗透系数，整个库区的平均渗透系数需从1.1×10^-5cm/s降至1.09×10^-6cm/s，从而有针对性地指导注浆设计。该研究首次将涌水量计算与渗流控制相关联，可准确估算预注浆工程量，指导施工组织设计，有效解决了同类工程普遍存在的涌水量超标而难以验收投产的难题。（图4，参22）

津华原油管道一直采用冷热交替顺序方式输送冀东原油与俄罗斯原油，随着冀东原油物性逐年恶化，管道允许停输时间大幅降低，管道凝管的安全风险大幅提升。通过开展冀东原油与俄罗斯原油储罐罐内掺混、储罐外输在线掺混等试验，结果表明在一定的掺混比例与掺混温度下，可以实现冀东原油与俄罗斯原油掺混常温输送。掺混常温输送方式，不仅可以大幅降低因冷热交替顺序输送方式带来的凝管风险，大幅提升管道本质安全水平，而且具有巨大经济效益：经测算，在管道设计输量700×10⁴t/a的条件下，每年可以节约能源消耗成本约1400×10⁴元。研究结果可为国内外高温高凝与低温低凝原油掺混输送方式提供技术参考。（图6，表3，参20）

成品油物流优化研究大多关注油库库存优化，决策中通常缺乏对运输方式的合理选择以及批次输送对管输方案的影响。基于此，在满足油库各油品需求的前提下，以总体运输费用最小为目标函数，考虑油库需求、库容、运输能力等约束，构建了成品油物流优化模型；以管道沿线各分输站实际分输油品量与需求量偏差之和最小为目标函数，考虑批次跟踪、批次分输、节点流量等约束，构建了成品油管道调度优化模型。将上述两个模型耦合成考虑管道、铁路联合运输的成品油物流优化模型，迭代求解物流方案与管道调度计划，最终得到满足管道运输能力的成品油物流方案。将所构建模型应用于某区域成品油物流方案的制定，优化结果相对于传统编制方案管输量得到提升，铁路运输里程相应缩短，整体物流成本降低了4.18％，对于成品油销售企业制定合理的物流计划具有参考作用。（图5，表8，参21）

为保证输油站可靠运行，提高输油站供电线路的防雷性能，选取中国南方山区安顺站为研究对象，分类统计了该站2018—2020年输电线路发生的雷击事故，并对雷击事故情况进行综合分析，考虑线路走廊地闪密度、地形地貌、杆塔接地电阻和耐雷水平等4种影响因素，判别线路中需要进行防雷改造的杆塔。从提升绝缘水平、降低接地电阻、安装避雷器等防雷措施的角度，对各杆塔的情况进行逐一分析，在保证防雷能力的基础上结合线路实地施工情况及线路改造的经济条件，提出差异化防雷改造措施。线路改造后，受雷击而导致的跳闸率与设备损坏率显著降低，改造方案具有科学性及有效性。（图4，表4，参21）

在碳中和愿景下，中国能源结构将发生巨大变革，油气储运学科任务不可避免发生重大改变。基于对“双碳”目标下中国能源需求和碳排放量的中长期预测，分析了油气储运学科在能源变革中的任务转变，提出高黏易凝原油管道输送、天然气管网仿真与优化运行、油气储运能效与净零排放、智慧能源体系构建、二氧化碳与氢能等新介质储运等学科建设方向和任务。同时提出将油气储运学科融入现代能源体系的发展要求，使油气储运工业在保障国家能源安全、实现“双碳”目标中发挥更大作用。（图4，参22）

利用盐岩地层大规模实施油气等能源储备是保证中国能源安全的重大战略需求。中国盐岩具有典型的湖相沉积特征，盐层薄、夹层多、杂质含量高，要在这种地层中实施能源储备，安全高效建库是关键。经过20余年的不断创新实践、自主攻关，系统开展了水溶造腔试验研究，形成了复杂盐层水溶造腔仿真技术并开发完成了仿真模拟软件，研发了针对层状盐岩不规则溶腔的修复方法。同时，建立了一系列复杂盐岩地层中能源地下储备库建造关键理论与新技术，包括盐穴储库建造、新型储气方案等关键技术，其中多项技术已经在金坛盐穴储气库得到应用和验证，均取得良好效果。研究成果可为层状盐岩地层中油气储库建造提供理论依据和技术支持，为新型地下能源储备的发展提供借鉴。（图9，参37）

随着信息技术与油气工业的深度融合，以及大数据、云计算、人工智能等先进信息技术的发展，基于工业互联网的油气储运设备智能运维成为发展趋势。为应对油气储运行业数字化转型和安全生产的迫切需要，通过总结油气储运设备智能运维现状，提出基于工业互联网的油气储运设备智能运维技术架构，梳理了在该架构下的智能运维关键技术，包括多源信息融合监测评估、自适应精确诊断、运维风险预测评估、智能运维决策及可视化智能运维系统开发。分析了基于工业互联网的油气储运设备智能运维在设备状态监测与健康管理、设备性能测评与能耗管理、设备设施风险评价、智能巡检与作业风险管控4个方面的典型应用，探讨了数字孪生、工业互联网、大数据、人工智能与设备运维结合的技术发展趋势，以期为油气储运设备智能运维技术发展提供参考。（图4，表1，参21）

随着中国管道工业的不断发展，现已形成以中俄东线天然气管道为代表的第三代管道技术体系，以管道输送为策源的整体技术水平跻身世界第一方阵。通过系统总结中国管道输送工程设计施工、材料装备、输送储存、安全维护等领域的技术发展现状，分析了“四个革命、一个合作”能源安全新战略驱动下油气储运科技发展面临的机遇和挑战，展望了传统油气储运技术升级、数字化转型、新能源储运以及非常规管道技术等发展方向。面对新形势、新要求，管道企业应在保障石油天然气安全高效输送的同时，为保障国家能源安全、完善现代能源体系建设提供有力支撑。（参20）

随着油气田开发建设的逐步发展，油气田地面工程技术不断完善和提高。系统总结了中国石油油气田地面工程技术创新成果，详细阐述了油田集输处理、气田集输处理、采出水处理、储气库注采、提质增效、标准化设计、完整性等技术进展，分析了中国石油油气田地面工程面临的形势及在原油、天然气集输与处理技术方面国内外差距，提出了“十四·五”时期中国石油油气田地面工程技术的发展方向。未来应紧密围绕保障国家能源安全和加快能源结构转型，攻关制约油气田高效开发的地面瓶颈技术和地面智能化关键技术，完善和集成推广重大开发试验地面配套技术，推动关键设备国产化，形成自主知识产权工艺包，攻克新能源替代、CCUS、氢能全产业链技术等低碳核心技术。研究成果可为油气田地面工程绿色低碳发展提供重要参考。（参40）

随着中国高含硫气藏的大规模开发，配套的高含硫天然气集输与处理技术不断推陈更新。阐述了中国高含硫气藏的开发概况，系统总结了高含硫天然气的集输工艺、净化模式、脱硫技术、硫磺回收技术，详细介绍了高含硫气田在安全控制、污水回用、管理模式及“五化”建设（标准化设计、工厂化预制、模块化施工、机械化作业、信息化管理）等方面取得的一系列完整、先进、可行成果。未来应在脱硫和含硫尾气处理方面继续开展科学研究和技术攻关，不断追求低碳环保和实现“五化”建设，努力打造高质量标准化高含硫气田开发建设模式。（图2，表2，参44）

海底管道是海上油气传输的重要枢纽，促进海底管道工程技术发展对于全面推动中国海洋油气田的开发建设具有重要意义。在此，从海底管道工程面临的技术挑战、发展历程、国产化建设进程等角度，详细阐述了中国海底管道工程技术的发展现状。在技术挑战方面，突出了中国海底管道输送的复杂介质、恶劣的海洋与地质地貌环境相比国际海洋油气开发的差异；在行业发展历程方面，总结出中国海底管道行业发展历程包括萌芽期、成长期、发展期、开拓期及跨越期5个阶段，并对海底管道的国产化建设进程进行了追溯；在工程技术体系方面，综述了海底管道集输工艺、结构设计、安装、维抢修4大板块的技术发展现状。最后，对中国未来海底管道工程技术及装备发展趋势进行了展望。（图5，参23）

在能源革命、新一轮科技革命和产业变革历史性交汇期，城镇燃气行业发展面临前所未有的机遇与挑战。简要回顾了城镇燃气行业的发展历程，分析总结了行业未来4大发展趋势：供气格局低碳化与多元化、市场格局规模化与多元化、运营模式智慧化与高效化、技术体系科学化与完善化，指出行业智慧化程度不够、安全体系尚未完善、能源低碳转型布局不够深入等痛点问题。围绕智慧燃气关键技术，构建了整体逻辑框图，分析了感知层、传输层及应用层建设中的关键难题。聚焦燃气安全关键技术，提出基于城镇燃气完整性管理搭建安全管理体系，着重构建输配系统数字化模型及失效数据库。围绕燃气“脱碳”，提出构建基于城镇燃气的“近零碳”能源生态系统发展理念，分析了天然气高效利用、天然气管道掺氢等技术面临的经济性、安全性等问题及解决思路。（图6，参22）

易凝高黏原油管道输送技术是中国管道运输行业的优势领域，流变学是其重要的理论基础。该领域是中国高校油气储运学科最早的研究方向，迄今为止也一直是主要研究方向之一。70年来，高校在该领域科技进步中发挥了重要作用。回顾了该领域面向行业发展需求，在原油流变性表征与机理及测量、原油改性输送技术及工程应用、原油管道流动保障与流动安全评价等基础研究和技术研发方面取得的主要成果。结合在该领域40年的研究经历，总结了若干经验教训，展望了未来发展方向与重点研究问题，提出了基础研究和技术开发的策略建议。技术开发要“落地”，基础研究要问题导向，迎难而上、勇于创新、严谨求实、持之以恒、校企协同、多学科融合及与学术界积极交流，是该领域以往取得成功的保障和今后需继续坚持的准则。（参69）

回顾与分析了70年来中国油气储运工程专业课程体系变化，发现油气储运工程教育从创建专业之初重视工程实践能力培养，逐渐转向注重科学研究能力的培养，与当今国际工程教育发展方向存在差异。根据高校教师梯队现状，结合国家能源转型与人工智能时代对油气储运工程人才的需求，指出目前油气储运工程教育存在的主要问题是青年教师工程实践能力欠缺、人才培养目标与国际工程教育发展趋势不吻合、学生缺少系统的知识应用环节训练、课程体系不能适应新时代需求、教学方法不能调动学生的学习主动性等。为此，提出了有针对性的应对策略：建立教师工程能力培养制度，确立跨学科复合型人才为油气储运工程专业学生的培养目标，采用理论与实践融合性课程结构，构建“工程+智能”课程体系，应用基于项目的教学方法。研究结果可为新时代油气储运本科教育回归工程实践能力培养提供参考。（表1，参18）

随着技术进步以及环保意识的提高，能源互联网正逐渐形成，可再生能源将逐步成为能源主体，对天然气管网的发展提出新的要求。从天然气管网特性的角度，对其融入能源互联网的条件及作用进行了分析：①从目前国内外天然气需求形势出发，指出天然气在保障能源安全中的重要地位，并分析了能源互联网的基本架构以及此架构下天然气管网运行特性研究不足的现状；②从干线管网现状、城市燃气管网建设以及天然气体制改革方面，分析了中国天然气管网发展现状，并从气电调峰、掺氢输送以及能量储存3个方面阐述了天然气管网在能源互联网中能起到的重要作用；③从天然气能量计量、需求侧综合管理、储能与能量转换设施建设以及多能源综合调度4个方面，探讨了天然气管网融入能源互联网的运行模式。针对能源互联网中天然气管网发展面临的形势及其关键技术，给出建设及发展建议，以期更好地发挥天然气管网储能量大、传输损耗低、新能源接纳能力强等优势。（图7，参29）

随着油气管道服役时间的延长，管道面临的腐蚀失效问题愈加严峻。阐述了中国埋地油气管道腐蚀现状，总结了埋地管道常见的腐蚀失效类型，讨论了油气管道酸腐蚀、微生物腐蚀、应力腐蚀开裂（SCC）及氢损伤的作用机理，分析了温度、腐蚀性阴离子、阴极保护电位、磁场和交流电等环境因素对管道腐蚀的影响。针对当前埋地油气管道腐蚀失效研究尚不充分，机理、规律尚未完全明确的现状进行讨论，以期为未来油气管道腐蚀失效的研究方向选择提供参考：在点蚀穿孔方面，未来应结合多相流模型和弱酸腐蚀机理建立弱酸作用下的腐蚀预测模型，以准确评估油气管道腐蚀程度，采用扫描振动电极技术等手段深入开展微观层面的腐蚀机理研究；在SCC方面，未来可将模拟计算方法与更高分辨率的显微原位观测技术相结合来解析管道应力腐蚀本质。（图5，参87）

天然气管网系统仿真技术是管网系统设计方案论证、管输计划制定、运行方案优化、应急保障决策的核心技术。基于质量守恒、动量守恒、能量守恒原理及非管元件特性方程，建立了适用于任意结构形式的管网系统仿真模型；形成了基于管道数学模型泛函分析、大型稀疏矩阵压缩存储条件下的快速LU分解等方法的管网系统仿真模型求解算法。采用B/S软件架构、大数据高速缓存技术、大数据抽取实时可视化技术，开发了包括数据通讯模块、数据库存储模块、数据滤波模块、在线仿真模块、结果推送模块的大型天然气管网系统在线仿真软件，将其分别应用于总长6100km、45座压缩机站和总长31000km、117座压缩机站的大型管网系统，软件适用规模、计算精度与速度均达到国际同类商业软件水平。（图9，参25）

目前，在氢能储运技术中，利用现有天然气管网以掺氢天然气的形式输送氢气最为经济，掺氢天然气输送技术受到国内外研究机构的广泛关注。然而，管线钢在输氢过程中因氢与基体接触，可能发生氢脆现象，导致其力学性能发生劣化，威胁管道的安全运行。以天然气管道典型用钢X52、X80钢为研究对象，通过高压气相氢环境下的原位拉伸实验和断口形貌分析研究其在实际掺氢工况下的力学性能变化规律，分析氢分压对材料屈服强度、抗拉强度、断面收缩率及氢脆指数的影响。结果表明：掺氢天然气随氢分压增大，X52、X80钢的塑性逐渐下降，氢脆程度加剧；与X80钢相比，X52钢更适用于掺氢天然气输送。研究成果可为未来掺氢天然气管道的设计选材与安全运行提供参考。（图14，表1，参63）

狭长受限空间中，油气爆炸发展过程与化学动力学息息相关。开展汽油着火特性实验，根据着火延迟时间选取适当的化学动力学机理进行简化，确定对爆炸着火延迟时间影响最大的基元反应，利用平面激光诱导荧光（Planner Laser Induced Fluorescence，PLIF）技术开展狭长受限空间油气爆炸燃烧流场特性实验，分析爆炸传播时火焰内混合气燃烧过程。将简化后化学反应机理与计算流体动力学（Computational Fluid Dynamics，CFD）耦合，开展数值模拟，结果表明：爆炸传播过程中，外焰区大碳氢分子受热裂解、脱氢，发生氧化反应，生成的自由基向内焰区扩散，生成碳颗粒和H2O，碳颗粒在内焰区进一步反应生成最终产物；火焰结构经历多个变化过程，结构紊乱与爆炸超压增大相互促进，加剧火焰传播；未燃气体正向流动且速度逐渐减小，火焰锋面后方逆向流动且速度逐渐增大；火焰锋面贴近壁面未燃气体发生燃烧，产物流向管道中心和已燃区，中间区域混合气受到挤压也向后方已燃区运动。研究成果可为油品生产、储存及运输过程中油气爆炸防控提供理论指导。（图24，参28）

环焊接头结构完整性在很大程度上决定了高钢级管道能否安全运行。从焊缝金属强韧性指标设计方法、国内外管道工程设计标准中的强韧性验收指标、焊缝金属强韧性测试方法3个方面总结了目前国内外关于焊缝金属强韧性指标的研究及工程应用现状。从断裂韧性的裂尖拘束效应、管道环焊接头断裂行为的数值模拟方法、裂纹驱动力评价技术、失效评估图评价技术、管道环焊接头应变承载能力预测方法、全尺寸管道环焊接头断裂试验等方面探讨了适用性评价技术涉及的关键问题及其研究进展。提出了当前高钢级管道环焊接头力学性能与适用性评价研究中存在的问题及尚待深入研究的方向，以期为提高高钢级管道环焊接头的本质安全水平提供理论支撑与技术支持。（图9，表5，参117）

在积极应对全球气候变化、加快绿色低碳发展的大背景下，氢能作为能源载体和潜在燃料而备受关注，其与化石燃料不同，可以真正实现碳中和。围绕氢能输送与应用，分析氢能全产业链：制备、储存、输送、加注以及终端应用一系列工艺的研究现状，梳理氢能输送及应用涉及的关键技术问题，明确未来发展趋势并提出建议。分析表明：国内外针对氢能应用相关技术的研究已取得一定进展，但受限于技术成本及安全性等瓶颈因素，氢能暂未得到大规模应用。未来，应针对氢能产业链关键环节开展核心技术攻关，加速氢能产业发展，实现经济、安全、高效的氢能供给。（图8，表5，参97）

随着中国天然气管网的逐步加密，管网运行愈加复杂，对管网拓扑结构、供气稳定性等方面的研究提出了新的挑战。近年来，复杂网络理论研究不断深入，已在交通、水力、电力等输送网络领域实现广泛应用。为借鉴复杂网络理论在相似输送网络中的研究成果，梳理了复杂网络理论在拓扑结构分析、输送可靠性评价、瓶颈识别、网络区域划分、网络流追踪5个方面的研究进展。针对中国天然气管网研究现状，提出发展建议：根据天然气管网无标度网络的特点，发展用于可靠性评价的随机抽样方法、网络流算法、人工智能需求预测方法，形成3大类瓶颈识别方法，建立区域划分算法，并对各类经营模式提出不同的网络流追踪算法；尽快进行管网拓扑结构特征分析，建立完整、快速的供气可靠性评价方法；利用网络流模型识别管网瓶颈，为新建管道提供依据；基于天然气管网供气特征进行区域划分，并发展一套清晰、透明的气流追踪算法用于管输费结算。研究结果可为天然气管网长期发展提供技术参考。（图1，表1，参75）

数字孪生技术被广泛认为是解决信息物理交互融合难题的关键技术，而增强现实技术作为辅助数字孪生虚实交互的有效手段之一，为融合人、管道数字孪生体以及现场环境提供了解决途径。集成数字孪生、增强现实、分布式光纤监测等技术，构建地下管网结构安全评价数字孪生框架，并详细阐述了物理管网、虚拟管网、基于增强现实的数字孪生服务的构建理论，并将该理论及方法应用于某地下管网。结果表明：数字孪生与增强现实融合驱动的地下管网结构安全评价方法实现了虚拟管网与物理管网在现场环境中的一一映射关联，通过数字孪生技术进行管道结构状态的实时定量评价，帮助现场人员更加全面地感知、理解甚至超越现实世界，可为提升现场即时处置能力提供技术支持。（图9，表1，参20）

目前，山区油气管道路由大多通过传统人工选线方式确定，线路质量严重依赖选线人员的经验与技术水平，选线结果往往不够科学、合理。为此，提出一种基于地质信息图谱的山区油气管道选线方法，其通过地形地貌、地质风险、高后果区、敏感区4个方面构建区域地质信息图谱，基于管道路由成本，通过因子成本量化，构建用于选线的成本栅格图谱，最终通过最优路径算法分析得出最优路径。将该方法应用于中国西南山区某管道，通过对比计算路由与现有路由发现：采用基于地质信息图谱的山区管道选线方法得到的路由能够有效避开地形复杂、地质环境条件差的地区及高后果区与环境敏感区，且综合考虑了距离成本，弥补了人工选线综合因子考虑的问题，可为线路设计人员提供参考与借鉴。（图6，表1，参21）

冻胀融沉引起的土壤位移会对埋地管道的结构安全造成重大威胁。基于非线性有限元程序ABAQUS，采用INP编程语言建立融沉位移作用下管道应力应变响应的参数化数值求解模型，并试验验证了模型的准确性。通过影响因素分析，探究了管道的应变分布特性。结果表明：对于穿越多冰冻土区的X65管道，在融沉区宽度较小的情况下，管道内最大轴向应变位于融沉区中心，管道拉应变大于压应变，整体受拉；当融沉宽度大于60m时，管道随地表一同融沉，管道最大应变体现为弯曲应变，最大应变位于融沉区边缘，融沉区宽度增加不会对管道应变产生明显影响。因此，在冻土融沉区地灾监测中应重点识别融沉区范围，对于小范围融沉，需要对融沉区中心和边缘应变状态加以监控；对于60m以上融沉区，则需要对融沉区边缘加以监控。（图9，参23）

城市建筑物对管道的占压较普遍，易导致地基下沉、管道变形，并可能诱发油气介质泄漏，甚至引发爆炸事故。在此，建立了基于应力-强度干涉的管道可靠性模型，在结构可靠度理论基础上，分析了建筑物占压作用下占压附加应力、管道危险截面的最大折算应力以及管材屈服强度3个随机参数的分布情况；为达到当量正态化，依据经典的JC算法，处理非正态分布变量，基于结构线性功能函数，设定未知量的迭代初始值，以提高算法的收敛速度及精度；建立了基于M-JC算法的框架结构建筑物和砖混结构建筑物两类现场占压作用下的输气管道可靠性模型，并结合Matlab软件实现M-JC算法改进，对占压管段的可靠性进行分析。结果表明：框架结构建筑物占压管段与砖混结构建筑物占压管段的可靠度分别为0.9852和0.9998，可见地面覆土荷载对完好管道的影响不大；M-JC算法与JC算法的结果误差很小，相对误差在1％以内。研究结果适用于分析建筑物占压管道的可靠性，对管道安全运行、城市建设规划具有参考意义。（图9，表2，参23）

常用立式拱顶油罐一旦发生池火灾，在火焰热辐射与对流的共同作用下，极易发生断裂失效甚至爆炸事故，对救援人员、邻近油罐的人员和财产安全造成巨大威胁。基于池火灾下油罐的失效机理，将ANSYS与LS-DYNA两种软件相结合，选取容积5000m3带有弱顶结构的某立式拱顶油罐为研究对象，对池火灾下油罐的动态失效过程进行数值模拟，结果表明：池火灾下油罐内部压力增加，储罐弱顶结构最早发生断裂失效，应力最高可达294.2MPa；最高温度位于气相区，可达348.7℃。为了验证数值模拟分析油罐动态失效的可行性，设计了弱连接结构拉伸试验，为池火灾下的安全救援提供了理论依据。研究结果可为油罐灭火救灾提供安全预警，对指导救灾、减少人员财产损失、保障国家石油储备基地安全具有重要意义。（图22，表3，参22）

地下储油库勘察过程中，由于电视成像仪器本身参考系与大地呈一定角度，导致岩体斜孔结构面产状量测得到的为视倾向、视倾角，与实际情况差别较大。基于矩阵旋转理论，结合钻孔电视成像仪器北方向恒定不变的特性，提出斜孔结构面产状校正公式，并应用几何模型与工程案例进行验证。以某地下储油库勘察实际工程为例，对斜孔成像量测结果进行校正，揭示了库区内结构面产状区域及纵向变化特征。结果表明：校正前、后结构面产状相差较大，校正后结构面发育情况与实际情况相符；所提出的斜孔结构面产状校正公式可将斜孔结构面视倾向、视倾角转化为真倾向、真倾角，提高斜孔成像结构面产状量测精度，有效控制工程误差。研究成果可为地下储油库围岩稳定性、构造发育情况及地下水渗流情况评价提供理论依据和数据支撑。（图16，表3，参20）

鲁宁管道输送胜利原油与进口原油的混合油，其具有高黏易凝的特点。2022年2月，该管道因焊缝破裂泄漏停输近30h，启输后，站间距147.1km的宁阳—滕州段出现在最高允许出站压力下流量和出站温度持续下降的初凝趋势，通过在其沿线注入热柴油，成功处置了此次初凝事件，约6天后管道流量恢复正常。鲁宁管道初凝事件及应急处置为大口径、长站间距加热输送管道安全积累了宝贵经验：①管道出现初凝趋势而出站压力趋近允许高限时，及时提升管道流量是关键；②优先向后半段及“瓶颈”段注入热稀油，疏通关键段及节点；③初期热稀油注入比例适当高于理论值，随运行工况趋稳适当调减比例；④通过站内热油循环保证加热设施正常运行，以便提高管输原油出站温度。最后提出建议：①热输原油管道设置站内循环流程是极其必要的；②深入研究鲁宁管道管输油品性质、管输运行规律及流动保障技术；③基于运行数据挖掘明确、细化管道初凝应急预案。（图11，表2，参21）

天然气储运过程中，气体流量频繁波动易导致过滤器滤芯服役寿命缩短甚至失效。根据相关测试标准建立聚结滤芯过滤性能实验装置，分析表观气速及其动态变化对疏油型聚结滤芯饱和度、液体分布与下游液滴状态的影响，提出滤芯内部设置挡板的新方法，并探究了可显著提升滤芯性能的最佳挡板高度。结果表明：随着表观气速升高，滤芯首层饱和度减小且下部区域最为明显；表观气速的动态变化对滤芯首层和末层的饱和度影响较大，在实验许可范围内，适当提高表观气速可加快液体运移，但当表观气速达到0.5m/s时，纤维对液滴的黏附力相对减弱，液滴容易脱离而出现二次夹带，导致过滤效率明显下降；滤芯内部设置挡板结构可有效避免较高表观气速下的液滴二次夹带现象，且在挡板高度为15cm时，滤芯过滤性能提升最为显著，下游液滴计数浓度相比无挡板结构降低97.3％。研究成果可为高效聚结滤芯研制和天然气储运工艺优化提供重要指导。（图10，表2，参23）

输气管道在投产初期或运营期因用户需求量波动，普遍存在输气量低于设计输气量的情况，导致清管器运行速度无法达到规定范围，从而影响清管效果，甚至发生清管器卡堵等安全事故。以泰青威管道为例，分析多轮次清管内检测作业中管道运行工况与清管参数特性，提出适用于低输量工况的清管器运行速度控制方法及建议。通过三段式压力梯度调节、平均压力与输气量协同调节、充分利用枢纽站调节，优化清管器跟踪监听策略与技巧，可有效调节清管器运行速度，使其在管道内平稳运行并达到规范的清管内检测速度要求。研究成果可为低输量管道清管作业提供借鉴，保障管道清管安全。（图6，表3，参28）

碳捕集、封存与利用（CarbonCaptureUtilizationandStorage，CCUS）是当前能够大规模降低工业CO₂排放的有效方式。通过系统分析国内外CCUS关键环节的发展现状，发现燃烧后CO₂捕集技术较成熟，燃烧前捕集技术分离系统较复杂，富氧燃烧技术制氧电耗大，三者要达到工业应用均需继续降低CO₂捕集成本及能耗。中国在CO₂管输工艺、管输安全及管输标准等方面已具备一定的技术实力，但缺乏工程验证和CO₂管道技术系列标准；CO₂封存项目规模较小，在回注方案、地面工艺系统及CO₂泄漏监测等方面尚未到工业化推广要求；CO₂在油气田开发、化工生产等领域的利用积累了丰富经验，但利用量较低，未来应从提高封存量和利用量两方面入手，降低CO₂封存成本。研究结果可为CCUS工程示范和商业化发展提供参考。（图3，表2，参47）

当前，中国企业的标准体系建设存在单项技术标准与不同专标委制定的标准内容重叠、交叉且引用层级多等问题，在使用过程中，极易造成标准内容衔接不畅、执行要求差异大、技术水平参差不齐等困惑。为落实《国家标准化发展纲要》和国家管网集团战略部署，通过梳理资产完整性管理相关法律法规、国家标准及行业标准，并结合加拿大国家标准及国外知名能源公司的一体化标准最佳实践成果，开展了具有国家管网集团特色的油气储运资产完整性管理一体化标准体系建设实践：搭建了资产完整性管理一体化标准框架，确立了统一对象认识、统一技术要求、统一业务管理的一体化标准编制原则，创建了一体化标准质量管控流程泳道图，建立了资产完整性管理通用规范、油气管道线路完整性管理规范等覆盖资产完整性管理业务领域的一体化标准，有效解决了标准协调性、适用性问题，确保了标准的先进性。研究成果可为实现资产完整性管理业务对象与作业活动的数字化指引提供有力保障。（图7，表2，参32）

氢能是碳中和目标下新能源重要发展方向之一。中国对于天然气长输管道混氢输送的适应性研究较多，但在终端管网中应用尚缺乏全面系统的分析。调研了国内外混氢天然气在终端应用的互换性、设备材料适配性、安全性等方面的研究现状，结果表明：混氢天然气对民用燃具、终端管道材料有较好的适配性，但面向终端用户使用还需要在互换性、介质分层、泄漏检测、加臭、计量等方面进一步开展研究。根据终端管网特点及供气需求，提出相关建议：①结合具体天然气组分、燃具工况，对混氢天然气进行互换性分析；②提高输送压力，消除高层建筑物立管附加压力的影响，并开展极限工况下介质分层研究；③对连接件密封性能进行全面分析，结合氢气泄漏扩散特性，优化泄漏检测设备及加臭剂的布置；④亟待建立终端混氢天然气计量标准体系；⑤加快终端管网氢气分离装置及技术的适应性调整。研究结果可为混氢天然气在终端管网中的应用及氢能产业链的发展提供参考。（参70）

随着中国油气站场建设规模不断扩大，生产运行及安全管理的要求日益严苛，但目前管道及站场实体可视化应用及综合展示非常匮乏，无法以三维场景查看站场内各区域分布及运行数据，尚未建立与实际情况高度一致的设施设备模型。为此，提出了基于数字孪生的智慧油气站场系统化解决方案：在数字孪生理论的基础上，以ArcGIS系统为基础平台，运用3DsMax软件建立等比例、高精度的站场模型，搭建真实映射物理站场的数字孪生站场，辅以先进传感、大数据分析及人机交互技术，形成智慧化的输油气站场信息物理系统。以陕西某压气站为例进行了系统设计与开发示范，结果表明：该系统能够实现站场全要素的三维展示、站场状态的实时监测、站场管理的统筹决策，有利于全方位提升站场安全生产的宏观监管、重点监管、精准监管水平。（图3，参22）

振弦式应变传感器已广泛应用于油气管道本体应力应变监测领域，但受管道运行工况、安装工艺等的影响，不同类型振弦式传感器的使用性能存在明显差异。为掌握该类传感器在油气管道应变监测中的实际使用寿命，对比监测数据误差，以点焊型和弧焊型振弦式应变传感器为研究对象，对穿越曲阜煤矿采空区的天然气管道应力状态进行连续监测，通过12年监测数据的对比分析表明：弧焊型传感器的存活率随时间线性下降，而监测数据误差呈线性增长趋势，传感器累计测量误差较大，这是由于弧焊型传感器采用防腐层安装，不能直接获取管道真实应力，且易受外界因素影响脱落所致。与弧焊型传感器相比，点焊型传感器测量数据能够真实反映管道应力应变状态，且使用寿命更长，满足持续监测对传感器最低存活率的要求。（图6，表3，参23）

天然气管道的自保护药芯半自动多层多道焊接工艺的环焊缝易发生失效，主要原因是焊接层数少于焊接工艺要求值、单道焊层厚度过厚、不符合施焊原则等，导致焊接热输入过高，影响焊缝组织，从而致使环焊缝韧性指标下降。选取采用自保护药芯焊丝半自动焊施工工艺的X80管线钢为研究对象，通过对不同焊接层数的环焊缝区及热影响区韧性试验结果、金相组织及断口进行对比分析，结果表明：随着焊接层数的增加，焊缝的冲击韧性大幅提升且分散性下降；断口形貌的韧性比例增大；晶粒不断细化且彼此交错，可有效预防裂纹扩展。研究结果对于制定天然气管道焊接工艺规程、加强施工现场质量管理具有指导作用。（图8，表3，参24）

自动焊技术在中国大口径、高钢级管道现场焊接过程中广泛应用，出现了由多种因素导致的错边、裂纹等焊缝缺陷，对管道焊接接头变形承载能力造成了严重影响。为了明确含根焊裂纹X80管道焊接接头应变能力变化规律，开展管道环焊接头应变能力数值模拟。以外径1219mm的单V形坡口X80管道焊接接头为研究对象，假定接头处存在工程允许的最大3mm错边以及根焊熔合线位置存在无法检测到的最大25mm×2.5mm的表面型裂纹缺陷，考虑环焊接头根焊、热影响区、母材、填充焊4个区域材料本构关系的差异性，采用数值仿真分析方法，定量分析了载荷形式、母材屈强比及热影响区软化率对焊接接头应变能力的影响。结果表明：通过建立的有限元模型，可以计算得到多种工况条件下含根焊裂纹X80管道焊接接头应变的变化规律，并且得到了以0.25mm为临界韧性值、0.5％为应变能力的符合工程应用需求的安全临界强度匹配系数。研究结果可为含根焊裂纹X80管道焊接接头应变能力的安全评估及工程应用提供参考。（图7，表1，参30）

管道高后果区识别工作主要依据GB32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》开展，但由于缺乏有效技术手段的支撑，标准中的定量识别判据对实际识别工作的指导作用受限，从而导致识别工作的效率以及识别结果的准确率不高。为此，提出基于高分辨率遥感影像的高后果区识别方法，采用卷积神经网络和条件随机场组合模型，通过管道中心线两侧缓冲区的建立和基于线性参考的管段划分，实现管道沿线建筑物的自动检测与提取，最后，应用几何计算完成全线高后果区识别。利用该方法对某管道高后果区进行了识别，识别的准确率与召回率分别为93％、90％，大幅提高了高后果区识别的效率与准确性。研究成果可为管道高后果区的高效、定量识别提供技术指导，具有良好的应用前景。（图4，表1，参27）

顺北油气田集输管网集输半径大、气油比高、地形起伏大、流态复杂，时常引起管道低洼处积液量大、段塞流等多种复杂工艺问题。为此，建立气液混输管网水力仿真计算模型，并利用顺北油气田现场数据对模型进行修正，进而开发油气混输管网仿真计算程序，对顺北1区集输管网气液混输特性进行仿真及参数预测。结果表明：建立的水力计算模型仿真结果与实测数据的误差基本在±6％以内，满足运行需求；管网各管道的持液率均较低，流型以分层流和环状流为主；针对管网中压降与温降较大、管输效率较低、积液量较大的管道分别提出了优化及保护建议。研究成果可为气液混输管网设计及安全运行提供技术依据。（图3，表7，参30）

LNG蒸发是影响罐式集装箱运输安全的重要因素之一，运输过程中动态蒸发的特性尚未阐明。原型试验是最能反映动态蒸发特性的研究方法，但目前现有试验方法及设备加载能力无法满足原型试验的需求。在此，设计基于40ft（1ft=0.3048m）的LNG罐式集装箱的动态蒸发原型试验系统，建造了大吨位单自由度运动模拟台，采用运动加载的方式实现物理子结构的原型加载，将蒸气流速作为表征蒸发强度的指标，采用智能气体测量系统实时测量蒸气流速。应用该系统进行实例测量，结果表明，提出的原型试验系统可用于罐式集装箱动态蒸发特性的系统研究；船体运动将加速LNG的蒸发，有关动态蒸发特性的研究对LNG罐式集装箱运输的安全性评估具有重要意义。（图5，表1，参26）

中国LNG储罐内罐壁板立向焊缝焊接长期采用焊条电弧焊工艺（ShieldedMetalArcWelding，SMAW），目前尚无自动焊接工艺的应用先例。通过9％Ni钢板材立向焊缝自动焊试验，拟定了多层、细丝、短弧、周向摆动、坡口两侧短暂停顿的立向药芯自动焊工艺（FluxCoredArcWelding，FCAW），并对采用该工艺完成的焊接接头进行机械性能试验，结果表明：试样拉伸、弯曲及低温冲击性能均满足相关标准要求，尤其是焊接热影响区低温夏比冲击吸收能量比SMAW提升了17.6％。将立向FCAW应用于中国某LNG接收站一座16×104m³LNG储罐进行立向焊缝焊接，与SMAW相比，其焊接效率提升了52％、返修率降低了2％、储罐试压合格、试运行稳定，并已投入使用。研究成果可为今后LNG储罐内罐立向焊缝自动焊接的推广提供理论指导和实践依据。（图2，表5，参20）

径向摩擦是离心式压缩机组在运行过程中的常见故障之一，其产生的额外热量有可能导致转子热弯曲，并对转子振动产生复杂影响。为准确识别、诊断该故障，建立了转子振动分析模型，对转子与静子发生径向摩擦并导致热弯曲时的转子相位滞后、转子不平衡量、转子振动响应的变化情况进行分析，研究了不同程度的径向摩擦热弯曲对转子振动造成的影响。结果表明：径向摩擦热弯曲发生时，由于转子相位滞后、转子不平衡量发生变化，转子振动响应将产生一系列富有规律的变化，并通过实例应用对相关理论进行了验证，从而对该故障的识别、分析提供了理论和实践两方面的支持。研究成果可帮助现场工作人员发现径向摩擦导致的热弯曲、判断故障位置、查找故障原因、评估故障严重性、制定维修计划，以期为长距离天然气输送管道离心式压缩机组的安全运行提供有力保障。（图8，表3，参24）

海底管道清管器运行时间对于清管收球作业具有重要的参考作用。为了明确清管器运行时间的影响因素，运用灰色关联分析法对海管里程、海管进出口压力差、输气量、海管进出口温度差、过盈量、清管器质量、输油量、含水率进行关联度计算，分析各影响因素与清管器运行时间的相关性，并以此构建了网络结构为（8，11，1）的清管器运行时间BP神经网络预测模型。以渤海某油田海底管道的清管作业数据记录为样本，对清管器运行时间进行预测及验证，结果表明：该模型预测的清管器运行时间的平均误差为8min，平均相对误差为12.5％。研究结果可为制订合理的海底管道清管收球作业方案提供参考。（图5，表2，参20）

随着长距离输电工程的发展，杂散电流引起的埋地油气管道电化学腐蚀日趋严重，其中高压直流（HighVoltageDirectCurrent，HVDC）输电系统的接地流干扰将在管道防腐涂层缺陷处导致严重的电化学腐蚀，威胁管道运行安全。通过COMSOL软件对靠近接地极的埋地管道沿线杂散电流密度分布进行模拟分析，研究各干扰参数（管道与HVDC系统电缆夹角、接地流、土壤电导率、与接地极距离、管道半径）对管道沿线杂散电流密度分布及干扰腐蚀的影响规律。结果表明：管道与任一接地极距离小于5km时，干扰腐蚀显著增强；管道与电缆夹角为0°时，干扰腐蚀最为严重；其余参数对管道干扰腐蚀均具有较大影响。研究结果可为管道干扰防护及维修检测提供理论依据与参考。（图7，表2，参21）

储气服务具有易逝资产属性及金融属性，对其进行基于金融价值划分的收益管理，并对储气服务产品进行细分及差异化定价，即可实现最大收益。为探究储气库商业化运营模式新思路，使用最小二乘蒙特卡洛法，对储气服务产品的金融价值进行量化计算，以展示储气服务在产品和市场两个维度下金融价值的变化情况。结果表明：储气服务产品的工作气量和注采能力呈相互制约关系，储气服务产品应当合理搭配工作气量与注采能力的组合，以实现更优的价值。合同时长受天然气价格周期性的影响，以1年的整数倍为合同时长的产品，具有相对更高的金融价值。结合金融价值的变化，将不同市场形态分为管制阶段、内在价值阶段及外在价值阶段。管制阶段储气库金融价值极低；在价格波动率较低的时候，内在价值阶段和外在价值阶段下储气服务能够实现的金融价值相差不大；在价格波动率较高的时候，外在价值阶段的储气服务实现的价值相对更高。研究成果可为天然气市场化背景下储气库商业化运营模式的建立提供理论支撑。（图5，表1，参22）

为满足中国未来油气管网建设发展投资决策的需要，亟需开发一种针对天然气长输管道项目投资风险的定量评估方法，从而为投资决策提供评估依据。为此，提出了基于蒙特卡洛法的投资风险评估流程，根据天然气长输管道项目的技术经济特征，构建了管道运输价格校核模式下的效益模型。以某大型天然气长输管道项目为例进行风险评估，通过专家打分法建立了项目投资风险因素识别清单，并量化了风险因素与等级划分；以三角分布函数作为概率分布函数，明确了设计输量、管道运输价格及建设投资作为输入变量，运用风险评估软件@RISK进行了模拟计算。计算结果表明：作为输出变量的财务净现值呈现一定的统计规律且趋向于正态分布，财务净现值大于等于0的概率为94.4％，说明该项目具有较好的盈利期望，同时具有较强的抗风险能力。模拟计算结果验证了基于蒙特卡洛法的定量评估方法的可行性及有效性，可为长输油气管道投资风险的定量评估提供参考。（图3，表4，参28）

为了充分利用管道自动化和数字化建设取得的数据成果，应对天然气管网日益大型化、复杂化带来的挑战，促进安全生产和提质增效，在线仿真已成为管网调度管理和操作控制的迫切需求和重要手段，受到国家、企业、社会的广泛关注。管网在线仿真系统建设和项目实施是众多领域科学和技术的综合应用，涉及仿真理论与方法、软件与技术、数据与自动化、调度与管理、操作与控制、维护与升级等诸多问题和因素，是相关领域最新科学研究成果和工程经验的直接体现。基于多年研究、开发及应用实践，以管网在线仿真系统为分析对象，讨论其宏观和整体系统架构、层次及功能作用，探究其理论与方法、软件与核心技术以及系统建设和实施过程中的核心问题，并通过川气东送天然气管道和南海西部海底天然气长输管道实际应用案例，展示当前在线仿真研究成果的应用过程及效果，以期推动未来天然气管网在线仿真研究、开发及应用。（图15，表1，参31）

随着天然气利用规模不断扩大，中国燃气行业发展迅猛，输配系统日益完善、燃气普及率稳步提升，但也出现了行业格局碎片化、经营管理水平良莠不齐、配气成本管控难以全面落地等难题。在碳中和背景下，燃气行业面临着可再生能源替代的机遇和挑战。通过梳理中国燃气行业发展概况，并结合碳中和背景下天然气产业整体发展趋势，分析了燃气行业发展环境及前景，提出了碳中和背景下燃气行业“十四·五”时期在管理提升、产业拓展、低碳转型等方面的对策及建议：①全面推行完整性管理，切实提升安全管控水平；②顺应能源结构转型趋势，加快综合能源转型步伐；③充分发挥数据效力，加速构建智慧燃气企业；④因地制宜引导行业规模化整合，奠定均衡化服务与成本管控的基础；⑤借鉴油气管网独立运营的成功经验，逐步推进燃气行业配售分离；⑥积极把握天然气产业链的投资机遇，实现协同发展。该研究成果可为燃气行业“十四·五”时期的大力发展及低碳转型提供参考。（图3，表1，参22）

水合物生成会对海底多相混输管道的安全运行造成巨大挑战，而蜡、沥青质等原油组分会显著影响水合物的生成过程，加剧管道内流体流动的复杂性。在此系统分析了针对油水体系的水合物生成动力学模型，综述了油水体系中蜡对水合物成核及生长过程影响的研究成果，总结了沥青质对水合物生成作用规律的研究进展。分析发现：现有油水体系中水合物生成动力学模型缺乏对油品组成的考虑，蜡和沥青质对水合物生成规律的影响尚未取得统一认识。最后建议结合蜡相碳数分布、沥青质的组成和官能团类型进行水合物生成结果分析，采用分子-微观-宏观多尺度方法探究原油组分对水合物生成的影响。（图7，表2，参46）

管道建设与运营企业针对地质灾害开展了大量防治工作，但如何将成功的灾害防治经验应用于其他类似管道地质灾害防护工程中仍缺乏深入研究。待治理的灾害点与成功完成治理的类似灾害点在发育机制、破坏模式、管道危害以及防护方式上具有相似之处，为此，构建了基于范例推理的模糊相似优先检索模型，使待解决防护方案（目标范例）与已成功防护方案（源范例）之间建立合理的关联关系：①建立由标识区、属性特征区及工程建设信息区组成的范例库；②利用变权方法为各属性特征赋权重；③针对每个属性分别建立目标范例与源范例之间的模糊相似优先关系，并形成相似优先比矩阵；④对属性进行两两比较，获得不同属性下目标范例与源范例之间的相似序列；⑤根据考虑属性权重的综合相似序列，确定与目标范例最相似的源范例。该方法虽然无法取代专业技术人员对工程防护方案的经验判断，但不失为一种直观且较为合理的计算机辅助决策手段。（图2，表3，参22）

为准确表征高钢级管道环焊缝与小尺寸试样表观断裂韧性的关联性，采用有限元方法，开展了含裂纹型缺陷管道环焊缝及小尺寸单边切口梁（SingleEdgeNotchBeam，SENB）试样的断裂数值模拟分析。通过对比全尺寸管道环焊缝与SENB试样二者之间表观断裂韧性的差异，引入表观断裂韧性转化系数，定量研究了管径、壁厚、裂纹长度及深度对全尺寸管道环焊缝表观断裂韧性的影响规律，得到不同工况下全尺寸管道与SENB试样之间的转化系数，实现了基于小尺寸试样韧性测试结果的高钢级管道环焊缝表观断裂韧性量化表征。结果表明：管径对管道环焊缝的表观断裂韧性及其转化系数的影响相对较小；表观断裂韧性转化系数随管道壁厚的增加而增大，随裂纹长度及深度的增加而减小；相较其他影响因素，裂纹深度对管道环焊缝表观断裂韧性的影响更明显。基于表观断裂韧性转化系数能够得到相对准确的高钢级管道环焊缝表观断裂韧性，可为高钢级管道环焊缝表观断裂韧性的准确表征提供理论参考。（图9，表5，参21）

惯性测量单元（InertialMeasurementUnit，IMU）可检测得到管道全线的弯曲应变海量数据，但目前缺乏高效利用IMU数据进行管道定量评价的方法。为此，提出一种基于IMU应变检测数据的冻土区融沉风险段管道识别方法，其主要包括IMU应变数据预处理方法，即数据对齐和弯头、凹陷、三通等非融沉段大应变特征识别方法，以及通过预设识别阈值和待查异常管段建立的地质灾害段快速定位方法。采用该识别方法对漠大一线冻土区管道2013—2018年的IMU检测数据进行了识别分析，识别结果与几何检测数据吻合较好。在此基础上，统计了该冻土区管道不同区域的异常管段分布情况，结果表明：季节冻土区较多年冻土区地质变化点更多，但变化较小。该研究为地质灾害地段管道的完整性评价提供了定量数据，能够用于解决目前管道外部载荷无法确定的技术瓶颈，是管道完整性评价技术发展的重要方向。（图5，表1，参20）

针对天然气管道运营后期地区等级升级造成管道风险不可接受的问题，尝试从壁厚设计角度解决该问题，提出一种考虑地区等级升级的管道壁厚优选方法。该方法在基于可靠性设计和评估（Reliability-BasedDesignandAssessment，RBDA）方法的基础上，通过定量计算可靠度，保证管道所有地区等级风险满足社会风险的要求，同时进行管道全生命周期费用比选从而实现管道经济最优，最终选出合理管道壁厚。利用该方法对管径508mm管道进行计算，并分别讨论地区等级升级时间、地区等级、管径对最优壁厚的影响。结果表明：管道最优壁厚随地区等级升级时间、地区等级、管径增大而增大。与RBDA方法相比，该方法考虑更加全面，可达到经济成本最小化及管道安全最大化，但该方法不能实现对未来地区等级升级的预测，需进一步研究。（图6，表4，参25）

CO可抑制氢分子在管道内壁的吸附，有效降低输氢管道发生氢脆的风险，是保证在役管道安全输氢的潜在方式，但CO对氢脆指数的影响度与钢材的材料组织状态有关。以X80钢为研究对象，针对母材、预应变母材及两种根焊缝，通过在氮气、氢气、氢气+0.1％CO（分压，下同）3种环境中进行慢应变速率拉伸实验，研究不同状态管体的氢脆指数及CO影响度。结果显示，母材、预应变母材、自动焊缝、手工焊缝在12MPa纯氢中的氢脆指数分别为35.75％、43.72％、39.28％、33.66％，均具有极高的氢脆失效风险；加入CO可显著降低材料的氢脆敏感性，0.1％CO可使上述4类试样的氢脆指数分别降低至15.66％、17.54％、23.16％、25.33％，其中手工焊缝的降低程度最小，是实验对象中受CO影响程度最小的一类。建议后续针对手工焊缝区域，研究不同氢分压下足以抑制氢脆发生的最低CO加入量。（图6，表3，参35）

随着中国大多数油田已进入高含水期，原油流动特性发生了较大变化，传统的双管掺热水工艺流程能耗较高，为降低集输能耗，优化工艺流程，急需对管道低温集输特性开展研究。在华北油田某区块搭建了可视化试验管道，开展长期的低温集输试验，持续研究低温集输过程中高含水原油管输井口压力的变化规律和流型变化趋势。结果表明：不可低温集输油井的井口压力迅速上升至安全阈值，可低温集输油井井口压力变化分为4个阶段，长期监测发现井口压力会出现规律性波动；低温集输特性受油品物性、产液量、含水率及环境温度等因素的综合影响。试验观测到管道起点段流型为油气水分层波浪流，终点段油水流型随着集油温度降低由无胶凝淤积的分层流转变为有胶凝淤积的分层波浪流。研究结果能够指导现场安全生产及低温集输特性的深入研究。（图7，表1，参20）

在长输管道的敷设施工中，管口对接一直是现场技术人员面临的施工难点之一，准确划出切割轨迹是提高对接质量和效率的关键。根据接管现场施工情况，建立了基于9个基本变量的管口对接模型，利用空间解析几何方法计算得到局部空间坐标系下两管口的切割轨迹方程，并给出了两坐标系之间的坐标变换矩阵。依据计算过程编程，自动计算待接管道的切割量，开展了管道相对位置和切割量测量试验，结果表明：管道对接模型中上游管道和过渡管道连接处无缺口及重叠部分，划线轨迹起点和终点闭合效果良好，验证了对接管口切割量计算方法的可行性，可为现场管口对接下料施工提供技术支撑。（图6，表4，参20）

微通道气化器具有换热效率高、耐高压、结构紧凑等优点，作为LNG气化器具有广阔的应用前景。目前，LNG微通道气化器大多采用分段法设计，但该方法需编程计算，且计算量大，不利于在工程中推广应用，因此，提出了一种微通道气化器四段设计方法。根据换热工质各状态的温度分界点将气化器分为4段，通过热平衡计算、结构设计计算获得各段传热量、传热面积及压降，从而计算得到总换热面积，计算结果与文献分段法设计结果相差13.4％。采用数值模拟方法对设计的微通道单元进行流动传热特性模拟，通道温度和压降模拟值与四段法计算值吻合较好，验证了LNG微通道气化器四段设计方法的可靠性。该方法分段合理、计算量小、结果直观可靠，为LNG微通道气化器设计和优化提供了有效途径。（图10，表2，参23）

近50年来，原油管道蜡沉积问题一直是流动保障较为关心的问题之一。为准确定量表征蜡沉积物中固相蜡浓度随温度的变化关系，在蜡沉积物析蜡特性的基础上，建立由析出焓、析出熵表示的蜡沉积物固相蜡浓度模型；依据van’tHoff方程，进一步推导出由结晶活化能表示的蜡沉积物固相蜡浓度模型，有助于理解蜡晶析出过程。将模型计算结果与现场管道蜡沉积物的实验结果进行对比，采用不同油蜡比例的实验蜡沉积物进行模型拟合，对模型进行验证。基于固相蜡浓度模型，探究不同影响因素对蜡沉积物蜡晶析出过程的作用机理。结果表明：冷却速率和蜡沉积物的碳数组成均通过改变结晶自由能来影响蜡沉积物中正构烷烃的析出过程。该模型可以很好地描述蜡沉积物固相蜡浓度随温度的变化关系，为蜡沉积物强度研究奠定了理论基础，并具有在原油管道清管技术领域推广应用的价值。（图6，表3，参38）

油气长输管道施工、检测过程中的剩磁会引发焊接电弧的磁偏吹，可能影响管道焊接作业的施工进度和质量，进而威胁管道本质安全。中俄东线天然气管道工程由于采用大口径、高钢级管道，具有较高的管道剩磁水平，对现有退磁技术与退磁设备的能力提出了更大的挑战。为此，引入永磁铁退磁技术，开展基于响应面法设计的中俄东线天然气管道动态退磁实验，实现了管道永久退磁，并通过管道电磁场仿真验证了实验结果的准确性。结果表明：退磁装置磁场强度是管道退磁效果的重要影响因子，随着退磁强度增大，退磁率逐渐增大；退磁装置运行速度对管道退磁效果的影响不明显。研究成果可为管道退磁技术发展提供新的研究方向和思路。（图12，表3，参33）

电驱离心式压缩机组在稳态运行期间有可能发生导致轴振通频振幅异常变化的故障，但这种变化不一定能够触发报警，进而造成故障不能被及时发现，影响设备安全运行。为了使轴振通频振幅发生异常变化时及时发出报警信息，选取转速、轴振通频振幅作为关键参数，综合应用信息素、容错半径、扩展范围等参数，设计了基于单节点路径蚁群算法的轴振报警策略。对稳态运行的电驱离心式压缩机组进行了实例验证，结果表明，该算法能够快速且准确的识别摩擦、喘振等故障，在识别轴振通频振幅异常的同时，对转子在机械、电气、工艺等方面的抖动具备容错能力，具有较低的误报率，能够准确、及时的发出报警信息，可有效保障电驱离心式压缩机组的安全运行。（图5，表3，参21）

中亚天然气管道是中国重要的陆上能源通道。在近年的冬季保供期间，中亚进口气各气源国、过境国的供气量与下载气量受本国气温变化影响波动较大，常导致转供中国气量发生计划外、无预警降量，无法提前采取措施加以应对，影响中国在冬季保供期间的资源保障能力。针对该问题，对冬季保供期间影响供气量、下载气量因素的历史数据进行分析与评价，量化各因素间的相关性，建立以中亚进口气气源国、过境国气温为自变量的数学预测模型，以预测中亚进口气转供中国气量的变化趋势。将模型预测结果与实际转供气量进行对比，证明模型具有较高的预测精度。预测结果可为应急资源的及时筹措提供支持，有利于有效把控运行调整最优窗口期，减少工况调整滞后造成的能耗损失。（图6，表1，参23）

哈萨克斯坦（简称哈国）油气资源富庶，是中亚油气运输的重要枢纽。哈国油气储运系统是推进中哈能源合作的重要抓手，对于带动“一带一路”互联互通、保障中国能源安全意义重大。通过梳理哈国油气运输通道体系现状、通道格局、过境国地位及演进历程，深入剖析了哈国作为重要油气运输通道的能源地缘博弈特征。重点从能源通道权力角度，阐释了中哈能源安全之间的内在联系，并提出了合作建议。研究表明：哈国油气管道总运力分别达到1×108t/a、2700×108m³/a，过境运力分别为2000×104t/a、1900×108m³/a。近年来，中国几乎参与了哈国所有新建干线管道工程项目，对其能源出口多元化发挥了关键作用。受地缘及市场因素限制，近些年，哈国原油出口对俄罗斯的依赖度从73％增至95％，中哈天然气合作使其天然气出口对俄罗斯的依赖度从97％降至60％。未来应依托哈国的战略支点地位布局西北能源通道，加强通道来源多样化、路由多元化，创新天然气合作模式，推进中亚地区能源通道的互联互通。（图5，表5，参33）

储罐油品蒸发及油气扩散行为会对大气环境、社会经济、罐区安全等造成不利影响。以面向储罐碳排放溯源的油气蒸发扩散研究为脉络，从理论、实验及模拟3方面归纳总结了储罐油气蒸发扩散的研究现状及研究成果：通过理论分析揭示了罐内气液相变、气相中的油气传质及气体扩散的潜在机理；通过对现场实测及风洞实验成果进行分析，发现实验研究主要集中于罐内原油的温变特性、车船装油作业的油气排放、储罐结构的动态变化等方面；利用直接数值模拟（DNS）、雷诺平均模拟（RANS）、大涡模拟（LES）等方法，针对不同因素耦合作用下油气的气液传质、流动界面追踪、气体扩散流动过程等进行分析，可大范围追踪扩散物质，节省成本和时间。最后基于油气行业低碳发展需求，对储罐油气蒸发扩散问题提出建议与展望，以期实现环境保护综合效益最大化。（图3，表2，参71）

在油气管道系统中，受数据保密性高、数据采集技术不完善、异常工况发生频率低等因素制约，利用管输数据集进行机器学习模型训练，效果不理想。基于此，以某原油管道为例，分析管输能耗，利用Pipeline StudioTLNET软件对输油泵机组耗电量进行仿真，扩充训练数据集。针对管输仿真样本无真实值对照、特征关联、高维等特点，提出一种基于马氏距离的DBSCAN（Density-Based Spatial Clustering of Application swith Noise）算法，用于评价仿真样本的可靠度，识别异常仿真数据。基于仿真样本与现场数据样本的机器学习模型训练结果表明，剔除异常数据的仿真样本能够提升模型的拟合能力，由此为管输数据仿真样本的生成与验证提供了新的思路。（图5，表5，参25）

为充分挖掘管道内外检测数据的有用信息，以管道内检测数据为基准，将其与外检测数据对齐，形成以位置信息为基准的内外检测对齐数据库，进而明确影响管道安全运行的主要因素。依托某天然气管道工程，利用内外检测数据对齐方法实现了数据对齐，并对管道腐蚀趋势进行综合分析与开挖验证，结果表明：该管道阴极保护状态良好，土壤电阻率和交/直流杂散电流使外防腐层破损点处形成腐蚀的可能性小；开挖验证证实在管道外壁存在金属损失处和管道外防腐层有破损处均未发现腐蚀行为。内外检测数据实现对齐有利于研究外部环境对管道安全的影响，进而完善管道完整性评价体系。（图8，表2，参29）

油气田集输管道因腐蚀导致的微泄漏信号提取和识别是泄漏监测技术领域的一大难题。针对淹没在管道噪声中的微弱泄漏信号，提出了一种基于白化滤波的天然气集输管道微泄漏定位方法。以某油田天然气集输管道为例，采用自适应白化滤波算法消采集信号中的除低频分量，进而对泄漏定位公式进行优化，通过互相关方法计算管道上、下游信号的延迟时间，得到泄漏点位置。结果表明：利用所提出的方法，白化滤波处理后的信号功率谱趋于平坦且接近白噪声，信噪比提高约4dB，可检测到管道中的微弱泄漏信号，泄漏点定位误差为2m，建议进一步开展在不同介质、压力等级、地形条件管道中的示范应用，以期提升油气田集输管道的安全管理水平，助力无泄漏示范区建设。（图6，表1，参22）

随着石油储库朝大型化、集约化方向发展，罐区工艺与设备日趋繁杂，一旦发生火灾事故，极易引发多米诺效应，导致灾难性后果。为了降低石油储库事故对周边人员、环境等造成的影响，基于主动、被动、应急与响应措施3种安全屏障的性能，采用事件树与贝叶斯网络方法针对不同安全屏障建模，进而对事故多米诺效应概率进行定量评估。结果表明：多层安全屏障可使多米诺效应概率下降3~7个数量级，多级多米诺效应概率降低程度更大；被动安全屏障降低多米诺效应概率的效果最显著，应急与响应措施降低多米诺效应概率的效果次之，主动安全屏障降低多米诺效应概率的效果最弱。研究结果可为降低多设备集中分布区域事故伤害及影响提供指导。（图8，表11，参57）

随着中国城市化进程的加快，道路与管道交叉的情况日益增多，使管道运行安全受到威胁。以X65管道为研究对象，通过现场试验开展了空载、半载、满载3种动载荷作用下管道力学响应状态研究。基于试验结果建立考虑管土非线性相互作用的参数化数值计算模型，实现了车辆动载荷的精准模拟，数值计算结果与试验结果误差小于5％。在此基础上，探究了重车质量、管径、壁厚、内压等因素对管道轴向力学响应的影响。结果表明：重车碾压作用导致管道产生整体垂向弯曲变形与局部位置变形，其在管顶产生的轴向压应力与内压泊松效应产生的轴向拉应力相互消减，使管顶轴向应力减小；管底及管侧产生的轴向拉应力与内压泊松效应产生的轴向拉应力叠加，使管底轴向应力增大。增大管径、壁厚、管道埋深可以降低重车碾压对管道产生的影响，重车质量对管道轴向应力的影响最大，但影响程度通常小于100MPa。（图14，表1，参20）

储气库注采井油管是注采气过程的双重通道，因储气库在运行过程中具有注采气量大、运行时间长、强注强采及多周期注采等特点，油管长期处于复杂的力学环境中，极易发生屈曲行为，导致失效风险升高。为此，结合气藏型储气库运行特征，建立多周期注采条件下储气库油管屈曲受力和变形量理论模型，并以某储气库实际注采井为例，开展油管屈曲行为判断与分析。结果表明：①油管在内外压力、温度效应及膨胀压缩力的作用下，会发生屈曲变形，最大屈曲程度可从正弦屈曲发展为螺旋屈曲。②在注气过程中，油管一直受拉力作用，未发生屈曲行为；在采气过程中，油管发生了屈曲行为。③油管沿程温度分布对屈曲行为有重要影响，可适当提高注气时介质温度，以减小油管顶部轴向载荷，从而降低油管失效风险。研究结果对保障储气库注采井安全生产和提高注采油管使用寿命具有工程实际意义。（图9，表4，参26）

随着国家战略储备规模的不断扩大，中国块状结晶岩体的可选范围受到诸多因素限制，突破砂岩区地下水封洞库建设技术可以极大提高地下洞库选址适用范围。为探究在砂岩区建库的可行性，以西南某砂岩区建库选址为背景，利用FEFLOW软件建立水平层理、倾斜10°层理、倾斜50°层理3种工况对应的砂岩区地下水封洞库渗流场模型，并假定2~3条厚层泥岩，放大低渗透性泥岩层对于水封环境的破坏程度，模拟分析砂岩韵律层理对地下洞库水封效果的影响。结果表明：厚层泥岩对于倾斜50°层理工况的影响最小，对于水平层理工况的影响最大，而厚层泥岩已成为地下水环境中的隔水层，严重影响甚至破坏了水封环境。基于此，在模型中针对性设置水平水幕孔、垂直水幕或斜向水幕系统，模拟结果表明：水封效果得到明显改善。在实际工程中，可通过下移水平水幕系统、特定区域增设垂直水幕或斜向水幕系统等实现更好的水封效果。研究成果可为砂岩区地下储油洞库水封设计及选址提供理论参考。（图12，表1，参23）

降膜流动蒸发是液化天然气工艺中绕管式换热器的核心传热方式。为了研究不同雷诺数、管外径及管间距对烷烃类介质降膜流动管间流型、液膜厚度等参数的影响，基于VOF两相流模型和LevelSet两相流模型的耦合模型，进行降膜流动的数值模拟研究，同时搭建可视化实验装置，对数值模型进行实验验证。基于数值模拟结果，拟合得到了适用于烷烃类介质的液膜厚度计算关联式。结果表明：雷诺数和管外径对液膜厚度分布影响较大，当管外径为4mm时，在较大的雷诺数范围内（340~1700），降膜流动的液膜厚度均匀，稳定性较差。研究成果可为天然气液化工艺绕管式换热器的设计与安全高效运行提供理论指导。（图11，表2，参23）

传统的双欧拉流体模型将水合物颗粒近似为流体相进行两相流动沉积预测，并未考虑流动过程中由相变导致颗粒生成的影响。为了解决该问题，在OpenFoam4.0开源计算软件植入双流体模型、界面面积传输方程、对流换热方程，在考虑水合物颗粒聚并、破碎效率的同时，引入关键的相变源项，根据管内温度场分布实时模拟计算水合物生成量，并在之后的流动沉积过程中加以考虑，而管内沉积层带来的保温效应将反作用于温度场分布，使沉积体出现动态演化过程。数值模拟结果表明：随着管道入口水合物体积分数的增加，水合物首先沉积在圆管顶部，并呈现边缘化及向心生长；随着管壁过冷度增大，水合物生成量持续增加，但水合物最大粒径却存在明显阈值；不同流动模式中，均匀流状态下管内流动状况最为安全。建议未来研究可联合求解水合物气液固三相流动相关参数，以期为深海水合物浆液开采及防治提供技术支持。（图11，表2，参22）

天然气管道内腐蚀直接评价是一种重要的管道内腐蚀评估手段，为了提高内腐蚀直接评价方法的适用性与准确性，采用电化学测试与数值模拟方法研究CO₂电化学腐蚀及管内颗粒冲蚀对管道内腐蚀的影响，并分析管道倾角与持液率对电化学腐蚀的影响。结果表明：天然气管道中电化学腐蚀对管道内腐蚀的影响远大于颗粒冲蚀的影响，颗粒冲刷作用可加速电化学腐蚀；管道倾角越大，持液率越高，管道内腐蚀越严重；在管道倾角较小、上坡段管道较长的位置易发生内腐蚀。在此基础上，提出了一种新的天然气管道内腐蚀直接评价方法，并应用于盘锦某天然气管道。评价结果表明：与原有管道内腐蚀评价方法相比，改进方法能更准确地判别管道积液位置，比较各积液位置的腐蚀风险，因而为天然气管道内腐蚀评估提供更有力的技术支持。（图7，表3，参33）

离心式压缩机组径向摩擦发生位置与严重程度的准确诊断有助于及时排查径向摩擦的故障原因，迅速、妥善处理径向摩擦，保障长距离天然气输送管道的安全稳定运行。通过研究径向摩擦的产生机理，对离心式压缩机组的局部径向摩擦、局部摩擦热弯曲、全周摩擦等径向摩擦故障的振动状态进行剖析，利用离心式压缩机组表现出的异常振动现象判断其是否发生径向摩擦，评估其径向摩擦情况，应用故障案例对其进行验证，并针对不同径向摩擦类型提出了解决措施。研究成果可为长输天然气管道离心式压缩机组径向摩擦故障的辨识、分析、诊断、排查、处理及维检修方案的制定提供依据和经验，保障离心式压缩机组设备的稳定运行。（图6，表3，参28）

为克服埋地管道土壤腐蚀因素之间具有模糊性、随机性、交互性及传统方法预测精度较低等缺陷，以某现场埋地管道腐蚀埋片数据为基础，选择10个影响因素为输入参数，以外腐蚀速率为输出参数，采用径向基函数（Radial Basis Function，RBF）神经网络模型，对数据样本进行训练、验证、测试，建立外腐蚀速率预测模型，并通过Sobol敏感度分析确定影响腐蚀的关键参数。结果表明：10-35-1型RBF神经网络模型迭代至2273步时，均方误差为0.00099，训练、验证、测试阶段的相关系数分别为0.9707、0.9813、0.9901；与BP、MLR、SVM等模型相比，RBF神经网络模型的平均相对误差为2.07％，说明其在预测埋地管道外腐蚀速率方面具有一定优越性；土壤电阻率对外腐蚀速率的影响最大，且土壤电阻率、pH值、Cl-含量与其他因素之间的交互作用显著，应重点关注。所建模型可广泛应用于管道外腐蚀速率预测，其结果可为管道完整性管理提供理论依据与参考。（图6，表2，参27）

中国为了2060 年能够实现碳中和目标，必须依靠中国能源供需结构的深刻转变，从高碳向低碳、无碳能源转型。未来中国天然气消费将迎来大规模的消费增长，预计到2030 年中国天然气消费量约为6 000×108 m³，2060 年天然气消费量预计达到6 500×108～7 500×108 m³。中国天然气受自身资源、获取国际资源能力、进口通道安全等多种因素的影响，必须建设大规模地下储气库以满足中国天然气消费增长需求。从天然气消费安全角度，中国需建设储气能力达1 200×108～1 300×108 m³ 的地下储气库，既满足中国天然气调峰需要，又有一定的战略储备。中国目前地下储气库工作气量仅约150×108 m³，必须进一步扩大建库领域，形成“1+3+N”的储气库基地空间布局。在中国能源转型过程中，储气库相关技术可与未来碳埋存、储氢、储氦、压气蓄能等技术深度融合，最大限度地发挥地下储气库在能源领域的作用，确保碳中和战略目标的实现。（图2，表4，参24）

与油润滑轴承压缩机组相比，磁悬浮轴承压缩机组更加高效、可靠、安全、环保。为了推动国产管道磁悬浮轴承机组的研发，介绍了磁悬浮轴承的基本构成、基本控制与保护、控制器的技术特点，从技术性能、安全环保、经济效益3 个方面对比了磁悬浮轴承机组与油润滑轴承机组用于天然气管道增压的主要优势。对国内外磁悬浮轴承机组研究及应用情况进行分析，借鉴国外磁悬浮轴承机组设计理念与先进标准，梳理了研发过程中的关键技术问题及难点，从多角度提出了国产磁悬浮轴承机组的研发思路及建议。磁悬浮轴承机组在中国陆上天然气管道具有广泛应用前景，对于中国天然气管道关键设备国产化工作升级具有深远意义，宜大力推动其产品研发工作。（图3，参33）

中国燃气管道逐渐进入事故多发阶段，燃气泄漏会增加管道运行的安全风险，严重事故甚至会导致人员伤亡。通过调研燃气管道泄漏扩散的相关研究，分别从泄漏扩散模型、数值模拟、实验研究、土壤-大气耦合4 个方面论述了燃气管道泄漏扩散的国内外研究进展。探讨并指出了当前燃气管道泄漏扩散研究存在的问题：已有研究多集中于相对简单的管廊及架空管道燃气的泄漏，关于埋地管道泄漏的研究相对较少；对于泄漏影响因素的考虑尚不够全面，尤其在高压管道泄漏、多点泄漏叠加影响、泄漏溯源等方面成果极少；在埋地燃气管道泄漏规律的研究中，对土壤的性质大多只做了简化处理；数值模拟与实验结合对比的研究较少，模拟结果的准确性有待验证。研究成果可为中国即将到来的燃气管道泄漏高发期提前做好理论与实践准备。（参49）

在成品油管道顺序输送过程中，当环境温度较低时，柴油可能形成蜡沉积物，污染后行汽油，造成混油损失。开展柴油蜡沉积研究，对保障成品油管道经济高效运行具有重要意义。对此，总结了现有的主要蜡沉积理论；从静态实验和动态实验两个方面梳理了柴油蜡沉积实验研究现状；分析了基于分子扩散和剪切弥散两种理论建立的柴油蜡沉积速率预测模型。指出加强对柴油结蜡机理的研究，建立柴油蜡沉积模型，定量表征后行汽油溶蜡后主要质量参数的变化规律，是成品油管道顺序输送的重要研究方向。通过对柴油蜡沉积研究进展的系统阐述，为将来深入开展相关研究提供了重要参考。（图1，参29）

针对油气管道中普遍存在的环焊缝缺陷、类裂纹缺陷以及针孔小缺陷检测能力和识别率较低的难题，通过理论分析、建模仿真、设备研制、现场应用等环节，自主研发了新一代超高清管道漏磁内检测器。该检测器实现了探头通道间距0.6 mm、轴向采样间距1 mm，满足海量数据存储和采集要求，信号数据采集量增加15 倍，并将漏磁检测、变形检测及定位检测集成到同一台检测器上，可一次性检测出各类缺陷，同时对齐腐蚀、变形以及环焊缝缺陷。开发了基于深度学习的智能化识别分析软件，建立了BP神经网络深度学习模型，实现了缺陷的一体化识别，提高了小孔腐蚀的可检测能力，可有效识别面积小于1 t×1 t（t 为管道壁厚）的缺陷。该技术初步解决了当前三轴高清漏磁内检测器无法精确描述和量化小孔腐蚀缺陷、环焊缝缺陷的突出问题，对于打破国外技术垄断和提升中国管道完整性技术水平具有重大意义。（图13，参22）

天然气管网安全分析方法主要有风险评价法、可靠性分析法及脆弱性分析法。由于3 种方法分析问题的角度不同，导致识别关键组件的结果有所不同。通过将风险理论与脆弱性分析方法相结合，提出了风险-脆弱度方法：主要从管道运行状态、传输性能、网络特征3 个角度识别管网关键组件，采用风险偏好型效用函数计算指标的后果严重度，再乘以失效概率得到风险值；从脆弱性分析思想出发，建立组件重要度计算公式，将重要度与风险值相乘得到组件的脆弱度，利用脆弱度识别关键组件。将该方法运用于浙江省天然气管网的脆弱性分析，结果表明：新方法考虑了频发危险事件概率，同时不忽略失效概率低但产生后果严重的组件对管网供气能力的影响，可以更加全面、有效地识别天然气管网关键组件，为管网安全运行提供保障。（图3，参25）

为了评价母材、根焊材料、填充焊材料的强度对X80 管道环焊缝应变能力的影响，采用非线性有限元方法，以中俄东线直径1 422 mm、壁厚21.4 mm 的高纲级管道为研究对象，考虑焊接接头完整几何形貌与性质有明显差异的4 种材料分区，采用钥匙孔（Key Hole）模型准确模拟裂纹张开过程中裂纹尖端的钝化行为，研究了拉伸载荷作用下根焊内表面周向裂纹的起裂行为。计算结果表明：对于双V 形坡口焊接接头，根焊材料强度对焊接接头整体应变能力影响很小，可以忽略不计；填充焊材料与母材强度的高强匹配对保证焊缝区应变能力最为重要，在难以提高填充焊材料强度的情况下，限定母材的强度指标是提高高钢级管道焊接接头应变能力的有效方法。（图7，表1，参25）

油气场站因其储运介质的特殊性而具有较高的危险性。为深入探讨油气场站安全脆弱性的影响机理，建立油气场站安全脆弱性系统动力学（System Dynamics，SD）模型，通过博弈论组合赋权对场站安全系统影响因子权重赋值，并以某实际场站为例，设定不同的安全投入方案，分析其安全脆弱性并提出脆弱性控制建议。结果表明：设备系统对该场站暴露度的影响程度最高；管理系统对敏感度的影响最为显著，同时对暴露度影响也较大；人员系统则对适应度起主导作用。实际运行中可通过改进生产与消防设备以降低安全系统暴露度，强化监督监管、完善管理系统以降低敏感度，增强安全教育培训、强化员工系统以提升适应度，从而降低场站安全脆弱性。研究成果可为油气场站安全管理提供技术指导。（图5，表2，参22）

环焊接头的强度匹配与韧性对管道服役安全至关重要。为了更深入掌握环焊缝的失效机理，采用力学性能测试、微观分析等方法，测试了两种不同强度匹配的高铌X80 钢环焊接头的组织和性能，并借助数字图像相关法（Digital Image Correlation，DIC）研究了焊接接头在拉伸载荷下的应变行为。结果表明：低强匹配与高强匹配的环焊接头均具有较好的冲击韧性，二者的夏比冲击吸收能量平均值相当。在拉伸载荷下，应变集中最先出现在环焊缝的根焊及热影响区部位。随着拉伸载荷的增加，高强匹配环焊接头的应变集中逐渐转移至母材，管道承受轴向载荷及变形的能力大于低强匹配环焊接头；低强匹配环焊接头虽具有较好的韧性，但因其在焊缝及热影响区存在塑性应变累积效应，易发生断裂。（图9，表4，参22）

在地形起伏地区，由于管道内水蒸气、凝析液等析出，地形低洼处管道易形成积液，堵塞管道，降低输气效率，危及管道及设备安全。为此，结合现场实际生产数据，对上倾管道中临界携液气速进行研究，发现随表观气速的增加，上倾管道压降先减小后增加。取最小压降点为临界携液状态，其对应气体表观流速为临界携液气速。探究不同管道倾角、含水率、管径下的临界携液气速变化规律，发现临界携液气速随管道倾角增加呈对数变化趋势，随含水率、管径增加线性增加。结合液膜模型假设得到临界携液气速公式，采用现场数据进行模拟，验证了该公式具有良好的预测效果。（图8，表2，参20）

盾尾刷更换过程中，盾尾渗漏的防治与控制是盾构隧道施工中的关键。为此提出一种盾尾刷更换时环形冻结加固方法，通过数值建模方法分析采用一根环形冻结管时的最佳布管位置，并探究该环形冻土帷幕温度场的发展规律。结果表明：盾尾刷更换时环形冻结加固方法打孔形式灵活，对管片耐久性影响不大，施工实用性强、加固效果特别是止水效果好且安全可靠；最佳布管位置为盾尾正上方0.3 m，此时冻结效果最佳，符合设计要求；环形冻结管半径每增大0.3 m，盾尾间隙处的最终土体温度升高约9 ℃；在最佳布管位置下冻结6 天时-1 ℃等温线刚好到达盾尾间隙处，冻土帷幕开始起到封水作用；冻结10 天时-10 ℃等温线刚好到达盾尾间隙处，冻土帷幕冻结效果强度增加。在最佳布管位置布设环形冻结管能够极大提高封水性与安全性，可为今后相关工程的开展提供参考。（图14，表2，参23）

采用降压法开采天然气水合物时，流道内水合物和粉砂的存在可能会带来安全问题，因此研究粉砂的存在对水合物的影响显得尤为重要。选择四氢呋喃（Trahydrofuran，THF）为替代介质开展粉砂存在下水合物生成以及分解试验，通过观察水合物的微观形态结构分析粉砂产生的影响。结果表明：粉砂与四氢呋喃水合物共存时有游离态、粘附态及包裹态3 种存在形式；粉砂的存在会影响水合物的聚集，同时沉积时裹挟到水合物层中的粉砂将会改变水合物层的结构与力学性能、加速水合物的分解，并改变管道中水合物沉积层的脱落方式，从而影响管道中的流动安全。研究成果可为流道内水合物沉积特性分析和流动安全评价提供借鉴。（图9，参26）

随着原油储备库规模的大型化、集约化，原油储罐也逐渐向大罐容方向发展，罐区一旦发生火灾，极易引发连锁火灾效应，造成巨大的经济损失甚至人员伤亡。为合理设计大型原油储罐的安全间距，降低着火罐对邻近罐的热辐射，采用CFD 技术对储罐火灾进行数值模拟，通过控制单一变量和设计正交试验工况，分析了风速、喷淋强度、油品燃烧速率3 个因素对大型原油储罐安全间距的影响。结果表明：3 个因素按照影响程度从高到低排序依次为喷淋强度、风速、油品燃烧速率；若要减小储罐安全间距，建议通过加大冷却水喷淋强度来调节。研究结果可为原油储备库的布局设计提供指导。（图8，表5，参24）

中俄原油管道穿越多年冻土带，由于管沟土的导热性差异，导致管道沿线冻土融沉变形问题严重。选取中俄原油管道沿线砾砂、粉土、粉质黏土、黏土及泥炭质土5 种典型地基土进行导热系数测试，以掌握导热系数随影响因素的变化规律。测定5 种地基土的导热系数，分析导热系数与含水率、干密度之间的关系，并建立回归方程；根据不同土质条件，分析导热系数随含泥量、塑性指数、烧失量的变化规律；采用灰色关联分析模型计算各影响因素与每种地基土导热系数的关联度。结果表明：5 种地基土的导热系数随含水率、干密度的变化而变化；土质条件对导热系数的影响非常大；不同因素对导热性质的影响程度不同。提出了针对不同类型地基土的冻害防治措施，以便为多年冻土区在役或拟建油气管道的冻害防治提供参考。（图6，表4，参22）

中缅天然气管道某80°高陡边坡管段在进行清管作业时，清管器极易对管底弯头造成巨大冲击，可能引发天然气泄漏等灾难性后果。利用OLGA 软件获得该边坡管段的清管器运行压力、运行速度及持液率等工艺参数，利用ANSYS 与CAESAR II 有限元软件，建立清管过程中的应力与位移模型并进行有限元分析，进而提出安全清管建议。结果表明：现有运行工况下，使用4 000 kg 的清管器，不会发生应力超限，且位移在可控范围之内；水保结构对管道具有良好的嵌固与保护作用，清管器质量由1 200 kg 提升至4 000 kg 时，管道应力与位移分别增加12.3％、1.3％。研究成果对于提高高陡边坡管段的清管器运行效率与清管安全性具有重要意义，可为大落差管道清管作业的安全性提供技术参考。（图7，表8，参21）

CO₂ 输送作为大规模碳捕集、利用与封存工程建设的中间环节，其首选方法是管道输送。CO₂管道输送经济性评价模型是评价其投资回报、优化管输参数的依据。通过对比分析CO₂ 管径计算公式，建立经济性评价模型，基于超临界CO₂ 管道工程案例，对管道直径进行经济评价。结果表明：超临界CO₂ 管道单位运输成本随管径的增大先下降后增加，对于输量为1×106 t/a、长度为200 km的管道，其管径为240 mm 时CO₂ 单位运输成本最低；Vandeginste 管径模型的计算结果与理论最优管径相近，推荐在实际工程中应用该模型；公称直径为200 mm 时所节约的管道费用远大于能耗成本的增量，年化费用最小；单位运输成本随着运输距离的增加而降低，200 km 后趋于稳定。研究结果可为CO₂ 管道经济输送提供科学依据及决策参考。（图5，表7，参21）