在加热输送高含蜡原油时，由于管道不稳定传热导致的不稳定运行可对输油管道运行造成一定的安全隐患。本论文针对频繁停输再启动过程和防腐层大修过程两种典型的不稳定运行工况，在数值模拟与现场测试的基础上进行了研究。 通过对管道周围环境和不同运行工况下原油散热过程的合理简化，分别建立了管道正常运行过程、停输过程及再启动过程水力热力计算的数学模型，并采用有限容积法进行了数值求解，编写相应的计算程序。利用专门设计的铂电阻土壤温度场测量装置，对东北管网不同运行工况下热油管道周围土壤温度场进行了测量，并将测量结果与数值计算结果进行了对比分析。管道正常运行过程的数值计算结果与现场仪表测量结果相比，进站油温计算偏差绝对值的平均值低于1.0℃，站间摩阻计算结果相对偏差的平均值为7.4％；与铂电阻测量数据相比，钢管外壁温度计算偏差为0.3℃，管外不同位置处土壤温度计算偏差绝对值的平均值为1.2℃。对铁秦线停输再启动过程的模拟结果显示，钢管外壁温度的计算值与实测值基本吻合。 生产上常采用集总热容法近似计算式对热油管道停输后温度变化进行计算，论文中利用数值计算结果对该式进行了修正，并针对不同的环境条件给出了相应的使用建议。考虑停输前出站温度和输量的变化以及停输再启动操作过程中进入管道的未加热原油，利用所编程序对停输再启动过程水力热力特性进行了模拟。在此基础上，首次对热油管道频繁停输再启动过程中的水力热力特性和再启动安全性变化进行模拟，并根据二次停输时所需再启动压力的变化，确定了再启动后管道温度场的恢复时间。 结合防腐层大修期间管道的实际运行工况，利用数值程序对不同开挖条件和不同环境条件下有开挖段站间的热力工况变化进行模拟。通过对开挖管段回填后土壤温度场恢复时间和开挖回填期间管道停输再启动安全性变化的讨论，提出了防腐层大修期间最大开挖长度和不同开挖长度下最大允许停输时间的确定方法。以铁秦线葫芦岛-绥中站间为例，对不同环境条件、不同运行工况下土壤温度场恢复时间、站间最大允许开挖长度和最大允许停输时间进行了计算。