一、长输管道工程投资的简便估算公式（论文文献综述）
张琪[1]（2021）在《长输油埋地管道外腐蚀及剩余寿命预测研究》文中认为
潘霄[2]（2021）在《天然气净化厂管道风险评价技术研究》文中认为目前,天然气是被普遍使用的一类清洁型能源。但天然气本质上是一种容易燃烧、容易爆炸并且容易分散的物质,当天然的气管道发生破裂并引发管道事故时,往往会对环境、人民的生命和财产造成重大的损害。因此,管道的安全问题不容忽视,为了预防和减少天然气管道事故的发生,风险评价技术在天然气管道行业中得到了广泛地应用。本文采用风险方法理论对比分析、应用模型分析、实际工程检验等方法,对天然气净化厂管道的风险评价展开了研究。本课题主要研究内容如下:1、针对管道风险评价技术的国内外现状进行了深入地调研,对比了不同风险评价方法的优缺点。根据天然气净化厂管道系统的生产运行现状,选取了故障树分析法、肯特打分法,以及模糊层次分析法对天然气净化厂管道进行风险评价。2、根据故障树分析法的理论及其故障树模型,建立了天然气净化厂管道的故障树模型,并对影响管道安全的基本事件的结构重要度进行了计算。结合天然气净化厂管道的实际运行资料,采用肯特打分法对影响净化厂管道运行的风险因素进行打分细则的制定,为天然气管道风险等级的计算提供了依据。3、采用模糊层次分析法得到了管道的腐蚀、管道质量、服役时间、管理四个风险因素的权重,并确定了天然气净化厂管道的风险等级的计算方法,将该方法应用在长庆油田天然气第三净化厂管道风险等级地计算中,和净化厂的实测风险管道等级进行了验证对比。4、利用FDS软件模拟了天然气管道的泄漏过程,分别从火灾发生后管道周围的温度、火势大小和周围热辐射这三个方面进行了深入地研究。本文针对天然气净化厂管道,以故障树分析法、肯特打分法及模糊层次分析法为基础建立的风险评价方法,对天然气净化厂管道的风险防范作出了贡献;通过对天然气净化厂管道火灾的模拟研究分析,对预测出天然气净化厂管道火灾附近的危险区域具有深远意义。
董俊一[3]（2020）在《M石油管道工程B标段安全风险管理研究》文中提出对石油管道项目施工公司而言,安全风险管理是项目管理中非常重要的一项任务。项目产生安全事故,小到影响企业的经济效益,大到影响企业的社会效益,关联到公司的后续施工市场,甚至导致工程实施公司凋敝、消亡。因此石油管道项目需高度关注有关目标安全风险管理,保障公司一直高效而有序的发展,为公司创造恒久经济和社会效益。本文在研究石油管道施工安全风险基础理论基础上,从石油管道施工安全风险管理的过程出发,构建石油管道施工安全风险管理理论体系框架,为石油管道施工安全风险识别、风险分析、风险评价及风险应对奠定理论基础;随后结合文献总结、专家访谈、调查问卷和风险层次全息模型法等形式对石油管道施工安全风险进行识别并对风险因素进行归集,从人员、设备、材料、环境与管理五个方面编制石油管道施工安全风险管理识别表,运用安全风险管理的理论和方法进行分析,构建安全风险评价指标体系;然后运用模糊综合评价构建石油管道施工安全风险评价模型,并以M石油管道工程B标段为例进行分析验证,依据风险评价的结果,给出安全风险应对措施。通过本文的研究可以看出M石油管道工程B标段安全管理过程中存在的安全风险主要表现为人员因素、环境因素、材料因素、组织管理因素、机具因素五个主要因素,以及对其进行细分的15个细分因素;M石油管道工程B标段安全风险模糊评价结果显示该项目风险危害程度为“较重”;本文针对M石油管道工程B标段的实际建立一系列的保障机制,包括理念保障、组织保障、技术保障、人员保障以及制度机制保障等。
柯向前[4]（2020）在《基于风险的天然气站场管道在线检验方案优化研究》文中研究表明天然气站场工艺管道设备作为天然气输气管道系统的重要组成部分,担任着输气管道系统的枢纽和心脏作用。但相较于长输管道而言,其结构和敷设条件复杂,特别是地理位置常设置于人口密集区域。一旦发生管道泄漏、爆炸事故,将造成严重的经济、环境损失和社会危害。管道检验活动主要通过找出设备潜在的失效机理和缺陷程度,诊断管道设施系统的安全状况和功能性能。并通过合理的维修、更换和改造降低系统的整体风险水平,以避免事故的发生,使其能在风险可接受的前提下尽可能延长使用寿命。在线检验作为法定检验的补充,因可在非停机条件下进行的特点使其在管道安全管理工作中越来越具有重要地位。但目前专用于管道在线检验的法规标准基本为空白,在线检验方案的制定受制于检测单位的专业水平和使用单位的安全投入水平,无法科学保障站场管道的安全运行。本文从风险评价的角度出发,应用基于风险的检验（RBI）评价技术理论并结合天然气站场管道的特点对站场管道进行风险评价,建立一套适用于站场管道的风险评价模型。通过HZ分输站站内工艺管道的实例,对管道失效可能性和失效后果进行定量分析。基于RBI评价结论,调整在线检验的检验范围、检验频率、检验方法和检验比例,优化在线检验方案。避免“检验不足”和“过度检验”的问题,促进在线检验方案科学化和规范化。
窦伟[5]（2020）在《管道施工关键技术在“中俄”原油管道工程中的应用》文中认为课题以中俄原油管道二线工程为依托,针对二线的特殊环境和技术指标,全面进行了焊接工艺技术、伴行在役管道的冻土管沟安全开挖、保温管道防水补口、特殊地形地貌施工及专用配套机具等方面的研究。通过研究,本课题获得以下5项主要成果:（1）进行了Φ813mm管道焊接工艺优化研究,形成了高寒环境和复杂地形工况条件下组合焊接工艺。（2）研究了多年冻土地区伴行在役管道管沟安全开挖技术,确定了不同工况条件管沟开挖方式和原则。（3）开展了3LPE管道机械化补口应用试验,优化了保温管补口结构形式,形成了高寒环境管道防腐保温补口工艺技术。（4）研制了国内首台Φ813mm液压管道对口与气动清扫一体化装置,填补了国内行业空白。（5）研制了滚带式管道下沟吊篮和气囊密封型管端封堵装置,有效解决了保温管道下沟和管端封堵技术难题。以上成果为大庆油田在中俄原油管道二线工程承包段工程顺利实施提供有力的技术保障,为工程顺利进行提供技术支撑,应用前景广阔。
付恒谦[6]（2019）在《镇海炼油厂90×104m3油库扩容工程设计》文中认为伴随着石油工业的迅速发展,油库在石油工业产业中的作用也越发突出和重要。油库是原油生产、原油加工、成品油供应及运输的纽带,是国家石油储备和供应的基地,它对于保障国防和促进国民经济高速发展具有相当重要的意义。随着我国对于成品油需求的规模逐年增长,油库的发展和规模也相当迅速;为了节约用地与操作方便,油库的规模与油罐单罐趋于大型化发展。本文综述了新建油库设计的背景和意义、国内外油库发展现状及未来发展趋势以及油库油气回收的重要性。结合宁波镇海化工园区的发展建设规划、周边化工厂对下游原材料的市场需求和资源供应能力,通过对新建油库地理位置、当地气象水文条件及交通运输状况、不同油气回收方法的经济性、技术性、先进性等各个方面分析比较,根据既要满足炼厂油品加工周转和华东地区油品的供应转输以及日常生产对成品油库址的基本要求,我们确定了油品出厂运输方式、库区平面布置方案及油气回收方案,并对库区油品周转数据进行了核算,设计出合理的工艺流程,编写了可行性报告。在工艺设计过程中,本文对工艺流程的设计方案、工艺计算和设备的选型等进行了详细地说明;并根据各类油品周转数据对库区各类油品进行了物料衡算,计算确定油库扩容罐区共需新增14座油罐,其中包含4座10×104 m3外浮顶储罐、4座5×104 m3外浮顶储罐以及6座5×104 m3内浮顶储罐;进而对油罐、机泵、油气回收系统、泡沫喷淋系统进行设计和选型,确定其相关参数,并进行了消防与RTO油气回收处理等安全、环保设施设计。对管道进行了设计计算,确定各种油品管道的管径、扬程等工艺参数,并绘制了油罐安装示意图、工艺管道流程布置图、平面布置图、带控制点工艺系统流程图、带控制点消防系统工艺流程图、消防工艺流程图、带控制点RTO油气回收系统工艺流程图、带控制点蓄热氧化系统工艺流程图。本设计的创新性或优势主要体现在,采用了RTO油气回收处理系统代替传统的柴油尾气吸收装置,有效降低了有害气体的排放,解决了现有贮存罐区的废气排放问题,达到了国家《石油化学工业污染排放标准》（GB31571-2015）和《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）;采用消防水罐装置替代了消防水池,不仅解决了消防水池占地面积大的问题,而且检修更简便,操作更简捷;本设计项目总投资估算为9.455亿元,投资回收周期2-4年;项目建成投用后可有效降低储罐周转率和工人的劳动强度,解决公司库容紧张问题,使其既能满足新建炼油装置原料贮存需求,又可以有效缓解炼化基地的原料和成品周转矛盾以及周边化工业园区企业原料供需矛盾。新油库后续配套设施投资较少,可有效减少项目建设投资及后期投用运营成本,更有利于实现公司经济效益最大化,实现产能集群化、规模化、一体化,为打造集经济、环保的原油加工、低硫原料油供应、基础化工原料及高端精细化学品和新材料生产于一体的世界级绿色石化基地提供基础数据。
陈航[7]（2019）在《不加热输油管道经济流速研究》文中研究指明在进行输油管道设计时,经济流速是确定备选管径的主要依据。本文以计算期的总费用现值最小为目标函数,建立了不加热输油管道总体工艺方案优化设计的混合整数非线性规划模型,并采用枚举法求解该模型。基于该模型及其求解方法,作者应用MATLAB语言编写了相应的总体工艺方案优化设计软件。以该软件为工具,针对（200×104 t/a～3200×104 t/a）的输量变化范围,分别计算获得了不加热输油管道总体工艺设计的优化方案。基于这些优化方案对应的设计输量和管径,分别确定了每种管径的经济输量和经济流速区间,而对所有管径的经济流速区间求并集就得到一个具有较强通用性的经济流速区间。为了使推荐的经济流速区间具有更广泛的适用性,分别针对哈国原油、塔里木原油和土哈原油进行了不加热输油管道总体工艺方案优化设计,得到三种油品的经济流速区间,哈国原油（1.14～1.88m/s）、塔里木原油（0.86～1.78m/s）、吐哈原油（0.84～1.75m/s）,并分析了作为设计基础条件的各种经济参数的变化对经济流速区间的影响。
吴晓琦[8]（2019）在《成品油管道建设项目自我后评价研究》文中研究表明管道输送具有安全性、连续性、输送量大、成本较低、不受外部条件影响等特色,已经成为油气介质的首选输送方式。作为管道输送体系的重要组成部分,成品油管道正处在快速发展阶段,但与之不相匹配的,是成品油管道建设项目后评价尤其是自我后评价研究相对滞后,评价方法和评价指标体系仍未统一。本文将综合评价引入自我后评价,通过理论分析、文献分析并采用问卷调查修正完善,以层次分析法为理论基础构建了自我后评价指标体系;选取符合率类型的详细评价指标作为定量分析指标;使用五级李克特量表对定性指标进行评分,参考归一法原理对定量指标进行评分;通过层次分析法、熵值法和加权平均法的对比,选用加权平均法和五级李克特量表进行指标权重的计算,并计算综合评价评分;最后通过实例验证该自我后评价体系,其评价结果与项目实际情况一致,可用于成品油管道建设项目自我后评价。本文的研究成果,可以推动成品油管道建设项目自我后评价工作的开展,并为成品油管道建设项目自我后评价的进一步研究提供了新思路。
李东升[9]（2019）在《长庆油田气藏型地下储气库注采工艺技术研究》文中进行了进一步梳理长庆油田处于我国天然气骨架管网格局的中心枢纽,地理位置极其重要,储气和调峰需求突出。随着下游用户用气量不断增加,长庆气田的供气压力逐年增大,冬季用气高峰期尤为突出,冬夏季供气峰谷值相差近2倍,给气田生产带来很大的困难。根据部署,长庆气田在“十三五”期间将大规模开展储气库群建设,作为规划建设的陕京四线的冬季调峰保供气源。基于目前国内储气库工艺系统节能性差、关键设备选型技术不完善、设备运行效率低、能耗高等现状,亟待开展地下储气库地面工艺技术研究。本文以长庆油田陕224储气库为例,对该区域气藏型储气库的地质与气藏构造和建设储气库条件进行了初步探索,并对地面工艺流程、注采工艺进行深入的研究和对比分析,确定了陕224储气库总体工艺流程,优选出适用于长庆油田储气库的工艺技术,包括系统集输、水合物抑制、气液分离、脱水、脱硫脱碳、增压、流量计量以及垫底气中的硫化氢和二氧化碳含量随注采周期的变化规律等。在此基础上,根据已有的产能部署,本论文对储气库建设中注采气分离器、高压比压缩机、脱水装置、高低压泄压装置和高压双向流量计量装置等关键设备进行比选和详细计算,并提出了压缩机等动设备存在噪声污染等潜在问题的应对措施,完成了陕224储气库地面工程主体工艺技术论证方案,形成了“井口双向计量,注采双管,超高压电驱往复式压缩机增压,水平井两级降压、直井高压集气,开工移动注醇,加热节流分离,三甘醇脱水,依托气田净化厂脱硫脱碳处理”等多项工艺技术,安全、环保、节能措施到位,现场运行效果良好。该项目的顺利实施,为长庆油田含硫气藏型储气库的选址和建设提供可靠的技术支撑,也为区域内天然气调峰、事故应急和储备提供了一定程度上理论和实践指导,使长庆气田改变了冬季用气高峰气井大压差提产的单一调峰模式,有力地保证陕京线及周边用户峰谷期供气安全,具有良好的社会效益。
王春凤[10]（2019）在《天津LNG站外输管道风险分析及管控措施》文中认为随着石油,煤炭等能源的逐渐枯竭,针对能源结构,国家采取一系列的措施,推动能源结构进一步优化调整。而此时具有绿色环保、能效高、经济实惠等优点的天然气,逐渐引发关注并被大力推广。天然气是甲B类火灾危险物,爆炸极限范围为5.3%～15%,自燃温度约为590℃,轻于空气、易于扩散。假若因自然或人为的原因,如雷电等自然灾害、天然气管道线路焊接不达标,相关设备及管道被刺激性地腐蚀、人为的故意损坏等,使天然气发生泄漏,如果遇到明火会发生火灾爆炸,给周围的民众、企业造成危害。天然气长输管道在其设计、安装、生产、输送的过程中,无法避免相关风险,因此及时对可能存在的安全隐患进行评估,采取良好的措施保证天然气管道安全平稳运行很有必要。本文以天津LNG站外输管道为例,通过采用风险矩阵法、综合风险分析法、安全检查表法、道化学火灾爆炸指数法、事故后果模型模拟评价等方法,对可能存在的安全隐患进行识别,评估事故可能发生的概率以及事件带来的后果,及时地采取相关的管控措施。督促天然气生产密闭化,生产设备确保无泄漏可能,如发现疑似天然气泄漏情况,应及时修复,督促有关人员密切观察;在生产操作的过程中建议采用DCS集散控制系统,其优点在于可在远距离完成自动化程序控制,相关人员就可避免操作时直接接触;装置内设置火灾报警信号系统,以实现工艺布置的安全性要求。为保证安全生产,在工程施工过程中针对存在的隐患和安全问题颁布相关的管理条例,明确各单位及个人的责任。在天然气投放生产试运行阶段以及安装完成正式投入使用后,对特种设备的管理进一步加以规范、对普通设备也不可掉以轻心,定期派专业人员进行相关技术检测、为了实现有险情第一时间得知,有泄漏情况及时制止,一些安全附件以及报警联锁装置进行维修检验、保证从业人员的业务水平过硬、要定期进行知识技能的培训、操作时明确流程、制定相关应急方案,并将其落实到实践中,定期进行安全演练,以上管控措施如若能落实到实践中,毋庸置疑一些潜在的风险及安全隐患必将得到行之有效的控制及消除。
二、长输管道工程投资的简便估算公式（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、长输管道工程投资的简便估算公式（论文提纲范文）
（2）天然气净化厂管道风险评价技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的和意义 |
| 1.3 管道风险评价的发展现状研究 |
| 1.3.1 国外管道风险评价技术的研究现状 |
| 1.3.2 国内管道风险评价技术的研究现状 |
| 1.4 研究内容和技术路线 |
| 1.4.1 本文主要研究工作 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 2 管道风险评价方法分析 |
| 2.1 风险评价方法分类 |
| 2.1.1 定性风险评价方法 |
| 2.1.2 半定量风险评价方法 |
| 2.1.3 纯定量风险评价方法 |
| 2.1.4 管道风险评价方法的优缺点对比 |
| 2.2 管道风险评价方法的对比及其选择 |
| 2.3 管道风险评分法在管道风险评价中的应用 |
| 2.4 本章小结 |
| 3 天然气净化厂管道故障树模型和肯特打分法分析 |
| 3.1 故障树分析 |
| 3.1.1 故障树分析简介 |
| 3.1.2 故障树中符号的意义 |
| 3.1.3 故障树定性定量分析 |
| 3.2 天然气净化厂管道故障树分析 |
| 3.3 天然气净化厂管道故障树建立 |
| 3.4 肯特打分法 |
| 3.4.1 天然气净化厂管道失效因素评分 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 天然气净化厂管道模糊层次分析法分析 |
| 4.1 层次分析法 |
| 4.1.1 层次分析法 |
| 4.1.2 模糊层次分析法 |
| 4.2 构建天然气净化厂管道风险因素递阶层次分析结构模型 |
| 4.3 模糊判断矩阵的构造 |
| 4.4 天然气净化厂管道风险因素的指标权重的确定 |
| 4.5 工程验证 |
| 4.6 本章小结 |
| 5 天然气管道泄漏火灾失效后果的模拟研究 |
| 5.1 天然气管道火灾危险性分析 |
| 5.1.1 天然气管道火灾的特点 |
| 5.1.2 天然气管道火灾的影响因素 |
| 5.2 FDS简介及数学模型 |
| 5.2.1 FDS简介 |
| 5.2.2 FDS特点 |
| 5.2.3 FDS数学模型 |
| 5.3 管道火灾的模型建立 |
| 5.3.1 几何模型的建立 |
| 5.3.2 材料特性参数的设定 |
| 5.3.3 边界条件的设置 |
| 5.4 天然气管道火灾模拟结果与分析 |
| 5.4.1 天然气管道火灾过程模拟研究 |
| 5.4.2 热辐射强度分布研究 |
| 5.4.3 温度分布研究 |
| 5.5 管道火灾模拟结果与分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文及成果 |
| 致谢 |
（3）M石油管道工程B标段安全风险管理研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.2 国内外相关研究现状 |
| 1.3 研究内容、方法及技术路线 |
| 2 石油管道工程安全风险管理相关理论概述 |
| 2.1 安全风险管理相关理论 |
| 2.2 安全风险管理的流程及方法 |
| 2.3 安全风险管理理论基础 |
| 3 M石油管道工程B标段概况及其安全风险识别 |
| 3.1 项目概况 |
| 3.2 项目安全风险识别 |
| 3.3 项目安全风险因素解释 |
| 4 M石油管道工程B标段施工安全风险评价 |
| 4.1 安全风险评估体系构建 |
| 4.2 M石油管道工程B标段安全风险发生概率分析 |
| 5 M石油管道工程B标段安全风险应对及其保障措施 |
| 5.1 项目安全风险应对措施 |
| 5.2 安全风险应对保障措施 |
| 6 结论与展望 |
| 6.1 研究结论 |
| 6.2 研究展望 |
| 参考文献 |
| 附录一 M石油管道工程B标段安全风险因素调查 |
| 附录二 M石油管道工程B标段安全风险因素权重调查 |
| 附录三 M石油管道工程B标段安全风险现状调查 |
| 作者简历 |
| 致谢 |
| 学位论文数据集 |
（4）基于风险的天然气站场管道在线检验方案优化研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 选题背景及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道在线检验研究现状 |
| 1.2.2 管道风险评估研究现状 |
| 1.2.3 基于风险的检验(RBI)的研究现状 |
| 1.3 研究目标与研究内容 |
| 1.4 拟采用的技术路线 |
| 第二章 天然气站场管道在线检验及方案制定 |
| 2.1 天然气站场管道的特点 |
| 2.2 管道在线检验 |
| 2.3 常用的天然气站场管道检测技术及适用性 |
| 2.4 天然气站场管道在线检验方案的制定 |
| 2.4.1 露空管道的检测 |
| 2.4.2 埋地管道的检测 |
| 2.5 检验不足与过度检验 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 压力管道风险评价方法及选用 |
| 3.1 风险评价技术的分类 |
| 3.2 常用的风险评价方法 |
| 3.3 常用风险评价方法的对比分析 |
| 3.4 天然气站场管道风险评价技术的选择 |
| 3.5 本章小结 |
| 第四章 基于RBI的天然气站场管道风险评价 |
| 4.1 RBI风险评价技术概述 |
| 4.2 RBI的技术原理 |
| 4.3 RBI技术与传统检验方法 |
| 4.4 RBI技术的实施 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 天然气站场管道RBI分析与在线检验方案优化 |
| 5.1 失效可能性分析 |
| 5.1.1 同类设备平均失效概率 |
| 5.1.2 设备运行修正系数 |
| 5.1.3 管理系统修正系数 |
| 5.1.4 超标缺陷影响系数 |
| 5.2 失效后果分析 |
| 5.2.1 失效后果分析的步骤 |
| 5.2.2 典型介质特性 |
| 5.2.3 介质泄漏分析 |
| 5.2.4 泄放后果面积的确定 |
| 5.3 RBI风险值的计算及风险等级划分 |
| 5.4 站场管道在线检验方案的优化 |
| 5.4.1 优化检验范围的选择 |
| 5.4.2 检验周期的确定 |
| 5.4.3 检验技术及其有效性 |
| 5.4.4 检验比例的选择 |
| 5.5 本章小结 |
| 第六章 HZ天然气分输站场管道案例分析 |
| 6.1 站场管道概况及参数 |
| 6.2 站内工艺管道RBI风险计算实例 |
| 6.2.1 管段失效可能性的计算 |
| 6.2.2 管段失效后果的计算 |
| 6.2.3 管段风险值计算 |
| 6.3 站场管道单元的划分 |
| 6.4 管段风险评价结果 |
| 6.5 检验方案的优化 |
| 6.5.1 前一周期法定检验报告结论 |
| 6.5.2 在线检验方案的优化 |
| 6.6 本章小结 |
| 结论与展望 |
| 7.1 结论 |
| 7.2 展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 附件 |
（5）管道施工关键技术在“中俄”原油管道工程中的应用（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 前言 |
| 0.1 问题的提出 |
| 0.2 国内外研究进展 |
| 0.3 本文的主要研究内容 |
| 第一章 焊接工艺研究 |
| 1.1 RMD+气保药芯焊丝半自动焊接工艺研究 |
| 1.1.1 概述 |
| 1.1.2 试验研究方案 |
| 1.2 RMD+气保药芯焊丝自动焊接工艺研究 |
| 1.2.1 概述 |
| 1.2.2 试验研究方案 |
| 1.2.3 现场试验 |
| 1.3 焊道高效预热与保温方式优化研究 |
| 1.3.1 概述 |
| 1.3.2 主要研制内容 |
| 第二章 伴行在役管道的冻土管沟安全开挖技术研究 |
| 2.1 管沟开挖环境和冻土类别 |
| 2.1.1 冻土性状和分布 |
| 2.1.2 漠大线工程运营以来各类冻土工程问题的调查和分析 |
| 2.2 爆破开挖方式的试验研究 |
| 2.2.1 试验概况 |
| 2.2.2 保温管材高密度聚乙烯的力学性能参数确定 |
| 2.2.3 爆破试验研究 |
| 2.2.4 管沟爆破开挖施工 |
| 2.3 机械开挖方式的研究 |
| 2.3.1 管沟开挖的效率测算 |
| 2.3.2 管沟开挖方案 |
| 2.3.3 需用资源 |
| 第三章 保温管道防水补口工艺研究 |
| 3.1 保温管道管端防水结构及工艺研究 |
| 3.1.1 低温超韧性防水帽 |
| 3.1.2 “内嵌式”防水帽 |
| 3.1.3 工艺方案比选 |
| 3.2 保温管低温补口结构及工艺研究 |
| 3.2.1 补口结构试验优化设计 |
| 3.2.2 保温管道补口工艺流程 |
| 3.2.3 保温管补口施工操作要点 |
| 3.2.4 现场应用情况 |
| 3.3 3LPE管道机械化补口冬季低温环境下适应性施工工艺研究 |
| 3.3.1 机械化补口 |
| 3.3.2 机械化补口主要设备组成 |
| 3.3.3 机械化补口冬季低温环境下的现场适应性试验 |
| 第四章 特殊地形地貌施工技术的优化与研究 |
| 4.1 并行段施工技术研究 |
| 4.1.1 有效利用作业空间 |
| 4.1.2 安全通过在役管道 |
| 4.1.3 缩减和避免对在役管道的扰动 |
| 4.2 林区施工技术研究 |
| 4.2.1 施工准备 |
| 4.2.2 施工作业带清理 |
| 4.2.3 布管施工 |
| 4.2.4 焊接前的准备 |
| 4.2.5 焊接温度控制 |
| 4.2.6 防腐补口 |
| 4.2.7 管沟开挖 |
| 4.3 沼泽施工技术研究 |
| 第五章 配套机具的研制 |
| 5.1 保温管道下沟吊具 |
| 5.1.1 总体设计 |
| 5.1.2 关键部件设计 |
| 5.1.3 功能测试 |
| 5.2 对口清管一体机 |
| 5.2.1 功能设计 |
| 5.2.2 结构设计 |
| 5.2.3 功能试验 |
| 5.3 管端封堵装置 |
| 5.3.1 功能设计 |
| 5.3.2 结构设计 |
| 结论与建议 |
| 1、结论 |
| 2、建议 |
| 参考文献 |
| 作者简介、发表文章及研究成果目录 |
| 致谢 |
（6）镇海炼油厂90×104m3油库扩容工程设计（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 设计背景 |
| 1.2 油库未来的发展趋势 |
| 1.2.1 油罐的大型化 |
| 1.2.2 油品管道配套建设加快 |
| 1.2.3 油库向自动化方向发展 |
| 1.3 本设计的目的和意义 |
| 1.3.1 本设计的目的 |
| 1.3.2 本设计的意义 |
| 1.4 油库扩容工程基本情况及遵循的主要规范 |
| 1.4.1 工程基本情况 |
| 1.4.2 工程设计采用的主要标准、规范 |
| 第二章 工程总图概况 |
| 2.1 油库地理位置 |
| 2.1.1 工程地质条件 |
| 2.1.2 地下水情况 |
| 2.2 当地气象及自然条件 |
| 2.3 交通运输条件 |
| 2.3.1 管道运输 |
| 2.3.2 水运运输 |
| 2.3.3 铁路运输 |
| 2.3.4 公路运输 |
| 2.4 公用工程条件 |
| 第三章 镇海油库建设规模与罐型设计 |
| 3.1 油品物性 |
| 3.2 各油品周转量及输送方式 |
| 3.3 库容的确定 |
| 3.3.1 储罐罐容计算 |
| 3.3.2 库容与罐型确定 |
| 3.3.3 各罐区面积确定 |
| 3.3.4 防火堤计算 |
| 第四章 镇海油库罐区总平面布置方案设计 |
| 4.1 总平面布置原则 |
| 4.2 总平面布置 |
| 4.3 总平面布置爆炸危险源分析 |
| 4.3.1 库区爆炸危险源分析 |
| 4.3.2 油品泄漏分析 |
| 4.3.3 油库火灾及爆炸危害范围 |
| 4.3.4 本设计相应防爆、防漏、防火的措施 |
| 4.3.5 含油污水收集处理系统 |
| 第五章 镇海油库输油管线工艺设计 |
| 5.1 油库工艺流程综述 |
| 5.2 输油管径的确定 |
| 5.2.1 经济流速选取 |
| 5.2.2 水路发油系统管径 |
| 5.2.3 管道输油系统管径计算 |
| 5.2.4 铁路发油系统管径 |
| 5.3 铁路油台装车设施的确定 |
| 5.3.1 鹤管参数的确定 |
| 5.3.2 栈桥的布置 |
| 5.4 输油管路摩阻计算 |
| 5.4.1 计算水路发油泵的吸入管路摩阻 |
| 5.4.2 计算管道输送泵的吸入管路摩阻 |
| 5.4.3 计算铁路发油中泵的排出管路摩阻 |
| 5.5 机泵的选择 |
| 第六章 消防系统工艺设计 |
| 6.1 概述 |
| 6.2 消防系统工艺 |
| 第七章 油气回收处理系统设计 |
| 7.1 公司废气处理现状 |
| 7.2 油气处理方案简介 |
| 7.3 油气回收方案的确定 |
| 7.4 油气回收治理系统工艺 |
| 7.4.1 油气回收治理系统工艺 |
| 7.4.2 系统工艺控制要求 |
| 7.4.3 蓄热氧化(RTO)单元 |
| 7.4.4 压缩机组描述及功能介绍 |
| 7.4.5 油气回收主要静设备参数 |
| 第八章 职业安全与卫生 |
| 8.1 危害因素分析 |
| 8.1.1 有毒有害危害 |
| 8.1.2 噪声危害 |
| 8.1.3 其他危害 |
| 8.2 劳动安全卫生设计中的防护措施 |
| 8.3 预期效果及评价 |
| 第九章 项目投资与节能分析 |
| 9.1 投资估算编制依据 |
| 9.2 建设投资估算方法 |
| 9.3 投资预算 |
| 9.4 能耗分析 |
| 9.4.1 节能和用能的原则 |
| 9.4.2 节能措施综述 |
| 第十章 结论 |
| 10.1 结论 |
| 10.2 展望 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附件 |
（7）不加热输油管道经济流速研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景、目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 管道项目的投资估算 |
| 1.2.2 工艺方案优化设计 |
| 1.2.3 经济流速 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 不加热输油管道项目的投资估算 |
| 2.1 不加热输油管道的总费用现值 |
| 2.2 管道工程建设费 |
| 2.2.1 管材费 |
| 2.2.2 站场投资 |
| 2.2.3 其他工程费用 |
| 2.3 管道运行维护费用 |
| 2.4 站场的能耗费用 |
| 第3章 不加热输油管道工艺方案设计 |
| 3.1 不加热输油管道工艺方案优化设计数学模型 |
| 3.1.1 工艺方案优化设计前提 |
| 3.1.2 目标函数 |
| 3.1.3 决策变量 |
| 3.1.4 约束条件 |
| 3.2 不加热输油管道工艺方案优化设计数学模型的求解方法 |
| 3.3 优化设计应用程序简介 |
| 3.4 工艺方案优化设计案例分析 |
| 3.4.1 基础数据选取 |
| 3.4.2 工程案例优化设计结果 |
| 第4章 不加热输油管道经济流速确定方法 |
| 4.1 经济流速的定义及确定方法 |
| 4.1.1 经济流速的定义 |
| 4.1.2 经济流速的确定方法 |
| 4.2 对应不同设计输量的总体工艺设计优化方案求解 |
| 4.3 经济流速随管长、管径变化趋势分析 |
| 第5章 不加热输油管道经济流速影响因素及变化规律 |
| 5.1 经济因素对不加热输油管道经济流速的影响 |
| 5.1.1 管材价格对经济输量范围和经济流速范围的影响 |
| 5.1.2 工业用电价格对经济输量范围和经济流速范围的影响 |
| 5.1.3 其他工程费用系数对经济输量范围和经济流速范围的影响 |
| 5.1.4 站场投资系数对经济输量范围和经济流速范围的影响 |
| 5.2 油品物性对不加热输油管道经济流速的影响 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
（8）成品油管道建设项目自我后评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第1章 引言 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 项目后评价国内外研究现状 |
| 1.2.1 国内外研究现状 |
| 1.2.2 成品油管道建设项目自我后评价存在问题 |
| 1.2.3 本文的研究方向 |
| 1.3 论文的内容与结构 |
| 1.3.1 论文内容 |
| 1.3.2 论文结构 |
| 第2章 成品油管道建设项目自我后评价理论基础 |
| 2.1 项目后评价理论基础 |
| 2.1.1 系统工程理论 |
| 2.1.2 反馈机理及PDCA循环控制理论 |
| 2.1.3 建设项目生命周期与后评价期 |
| 2.2 成品油管道后评价内容 |
| 2.2.1 相关概念和涵义 |
| 2.2.2 成品油管道后评价分类 |
| 2.2.3 成品油管道项目独立后评价与自我后评价的区别与联系 |
| 2.2.4 成品油管道项目自我后评价的主要内容 |
| 2.3 成品油管道建设项目后评价基本方法 |
| 2.3.1 对比法 |
| 2.3.2 调查法 |
| 2.3.3 因果分析法 |
| 2.3.4 成功度评价法 |
| 2.3.5 逻辑框架法 |
| 2.3.6 成品油管道建设项目自我后评价基本方法选择 |
| 2.4 综合评价指标权重的确定方法 |
| 2.4.1 层次分析法 |
| 2.4.2 熵值法 |
| 2.4.3 自我后评价综合评价指标权重确定方法的选择 |
| 第3章 成品油管道建设项目自我后评价内容及评价体系 |
| 3.1 成品油管道建设项目自我后评价内容体系构建 |
| 3.1.1 成品油管道建设项目自我后评价内容体系的初步构建 |
| 3.1.2 成品油管道建设项目自我后评价内容体系的完善 |
| 3.2 成品油管道建设项目自我后评价内容及评价指标 |
| 3.2.1 成品油管道实施过程自我后评价的内容及评价指标 |
| 3.2.2 成品油管道实施效果自我后评价的内容及评价指标 |
| 3.2.3 成品油管道建设项目综合自我后评价 |
| 第4章 成品油管道建设项目自我后评价实例 |
| 4.1 工程概况 |
| 4.2 项目自我后评价 |
| 4.2.1 实施过程自我后评价 |
| 4.2.2 实施效果自我后评价 |
| 4.2.3 综合自我后评价 |
| 4.3 对策与建议 |
| 第5章 结论 |
| 5.1 主要研究结论 |
| 5.2 存在不足和今后研究方向 |
| 参考文献 |
| 附录 A:成品油管道自我后评价指标选择调查表 |
| 附录 B:成品油管道自我后评价指标重要程度调查表 |
| 附录 C:成品油管道自我后评价定性指标评分调查表 |
| 致谢 |
（9）长庆油田气藏型地下储气库注采工艺技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 国内外研究现状及进展 |
| 1.2.1 国外建设及研究现状 |
| 1.2.2 国内建设及研究现状 |
| 1.2.3 发展趋势 |
| 1.3 技术难点 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 第二章 储气库地质与气藏构造分析 |
| 2.1 陕224 井区概况 |
| 2.2 地层划分 |
| 2.3 构造特征 |
| 2.3.1 区域地质构造 |
| 2.3.2 构造特征 |
| 2.4 沉积特征 |
| 2.4.1 沉积类型划分 |
| 2.4.2 沉积微相特征 |
| 2.5 储层特征 |
| 2.5.1 岩石类型 |
| 2.5.2 物性特征 |
| 2.5.3 储集结构类型及孔隙结构特征 |
| 2.6 气藏密封性特征 |
| 2.7 本章小结 |
| 第三章 储气库注采气工艺技术研究 |
| 3.1 天然气物性及其主要技术指标 |
| 3.1.1 气源条件 |
| 3.1.2 主要技术指标 |
| 3.2 注采工艺 |
| 3.2.1 总体工艺流程 |
| 3.2.2 注采集输工艺 |
| 3.2.3 水合物抑制工艺 |
| 3.2.4 分离工艺 |
| 3.2.5 脱水工艺 |
| 3.2.6 增压工艺 |
| 3.2.7 脱硫脱碳工艺 |
| 3.2.8 计量工艺 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 储气库关键设备选型 |
| 4.1 分离器 |
| 4.1.1 选型方法 |
| 4.1.2 基础参数 |
| 4.1.3 OGV操作及输出 |
| 4.1.4 输出数据 |
| 4.1.5 校核计算 |
| 4.2 天然气压缩机 |
| 4.2.1 压缩机运行特点及选型原则 |
| 4.2.2 压缩机选型参数的确定 |
| 4.2.3 压缩机选型 |
| 4.2.4 工况适应性分析 |
| 4.2.5 压缩机选型计算 |
| 4.2.6 压缩机降噪 |
| 4.3 三甘醇脱水装置 |
| 4.3.1 设计参数 |
| 4.3.2 装置内主要工艺参数的确定 |
| 4.3.3 装置内主要工艺设备选型成果 |
| 4.4 放空火炬 |
| 4.4.1 放空规模及方式的确定 |
| 4.4.2 放空火炬直径及高度计算 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）天津LNG站外输管道风险分析及管控措施（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 课题背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 本课题研究内容 |
| 1.4 研究方法 |
| 第二章 工程项目概况 |
| 2.1 天津LNG站外输管道概况 |
| 2.1.1 输气工艺 |
| 2.1.2 站场工艺 |
| 2.1.3 主要设备 |
| 2.2 本章小结 |
| 第三章 天津LNG站外输管道危害识别与分析 |
| 3.1 重大危险源辨识 |
| 3.2 危险有害因素识别与分析 |
| 3.2.1 物质危险有害因素 |
| 3.2.2 自然环境危险有害因素 |
| 3.2.3 社会环境危险有害因素 |
| 3.2.4 工艺过程危险有害因素 |
| 3.2.5 站场危险有害因素 |
| 3.2.6 管道危险有害因素 |
| 3.3 本章小结 |
| 第四章 天津LNG站外输管道风险分析理论模型的确定及应用 |
| 4.1 评价单元的划分 |
| 4.1.1 划分原则 |
| 4.1.2 评价单元划分 |
| 4.2 风险分析理论模型的确定 |
| 4.3 天津LNG站外输管道风险分析应用 |
| 4.3.1 全管道风险矩阵法应用 |
| 4.3.2 典型管道单元—接收站-唐官屯分输站管道单元风险分析 |
| 4.3.3 典型站场单元—唐官屯分输站单元安全风险分析 |
| 4.4 天津LNG站外输管道火灾爆炸危险后果分析 |
| 4.4.1 道化学火灾爆炸危险指数评价法及应用 |
| 4.4.2 事故后果模型模拟评价法及应用 |
| 4.5 本章小结 |
| 第五章 天津LNG站外输管道工程风险管控措施 |
| 5.1 风险管控措施 |
| 5.2 管道运行管控措施 |
| 5.3 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
四、长输管道工程投资的简便估算公式（论文参考文献）
- [1]长输油埋地管道外腐蚀及剩余寿命预测研究[D]. 张琪. 西安建筑科技大学, 2021
- [2]天然气净化厂管道风险评价技术研究[D]. 潘霄. 西安工业大学, 2021(02)
- [3]M石油管道工程B标段安全风险管理研究[D]. 董俊一. 山东科技大学, 2020(06)
- [4]基于风险的天然气站场管道在线检验方案优化研究[D]. 柯向前. 华南理工大学, 2020(02)
- [5]管道施工关键技术在“中俄”原油管道工程中的应用[D]. 窦伟. 东北石油大学, 2020(03)
- [6]镇海炼油厂90×104m3油库扩容工程设计[D]. 付恒谦. 江苏大学, 2019(05)
- [7]不加热输油管道经济流速研究[D]. 陈航. 中国石油大学(北京), 2019(02)
- [8]成品油管道建设项目自我后评价研究[D]. 吴晓琦. 天津大学, 2019(06)
- [9]长庆油田气藏型地下储气库注采工艺技术研究[D]. 李东升. 中国石油大学(华东), 2019(09)
- [10]天津LNG站外输管道风险分析及管控措施[D]. 王春凤. 中国石油大学(华东), 2019(09)