失效机理在可靠性工程中的应用

可靠性工程技术中的众多工作项目需要建立在失效机理的基础上。了解和应用失效机理是改进产品可靠性的核心工作之一,在产品可靠性工程中被广泛应用。本文澄清了相关的基本概念,并且分析了失效机理在产品可靠性预计、寿命评估、故障模式及失效机理分析、可靠性试验以及失效分析方面的应用。     

油气长输管道工程HSE评价技术研究

根据油气长输管道系统的结构特点和作业特性,介绍了油气长输管道工程中职工健康、安全、环境(HSE)评价技术的基本理论和内涵以及进行评价的必要性、目的和意义、特点、适应性等,提出了一种新的集安全、环境、健康于一体的评价技术,为建立油气长输管道长期有效的保障技术体系及确保管道安全、平稳、高效运行提供了理论和技术支持。该技术在油气管道风险分析中具有较高的工程实用价值。     

滩浅海油田油气生产安全环保风险及管控措施

环渤海滩涂-浅海区域油气储量丰富,是目前油气勘探开发的重要领域。由于海洋环境的复杂性、多变性及海上油气勘探开发过程中各种风险因素的存在,海洋石油开发面临巨大的安全环保风险。文章概述 了环渤海区域4家滩浅海油田的位置、储量、生产设施和生产现状;从风暴潮、海冰、风浪等三方面,总结了渤海 典型海洋条件及其对滩浅海油田油气勘探和开发的定性影响;结合工程管理实际,分析提出了滩浅海油田常 见的安全环保风险：人工岛岛体失效风险、海上平台失效风险、设备设施失效风险、海底管道失效风险、恶劣气象引发的风险,并从管理方面提出了针对性的风险管控措施。该研究可为防控海上油田安全环保风险提供借鉴。     

浅析油气长输管道环境管理

油气长输管道跨越距离长、穿越环境敏感区多,对沿线的生态环境会产生影响,需加强油气长输管道施工期和运行期的环境管理.文章根据油气长输管道的工程特点和环境影响特点,对环境影响评价、环境监理、竣工环保验收和运营期环境风险管理等油气长输管道环境管理的重要环节中需重点关注的环境问题进行了分析、总结,为油气长输管道环境管理提供技术支持.最后针对目前油气长输管道环境管理存在的问题提出建议.     

长输油气管道环境敏感区管理信息化

长输油气管道具有线路长、沿线环境复杂、涉及环境敏感区较多的特点。加强长输油气管道环境敏感区管理是降低油气管道环境风险的重要措施。利用多种信息技术,建立油气管道运行期环境敏感区信息化平台,可以大大提高环境敏感区管理效率。文章提出建立基于地理信息系统(GIS)的环境敏感区信息化管理平台。可实现法律法规数据库维护与查询、环境敏感区资料管理和识别及环境风险评估等功能,对管道信息系统的完善及环境管理具有重要意义。     

长输油气管道环境敏感区风险评估指标体系构建

在肯特法指标体系的基础上,充分结合长输油气管道企业的实际情况,修正肯特法各评分项,调整各项的分值与权重,整合管道风险及敏感区属性,构建了长输油气管道环境敏感区风险评估指标体系,建立 了符合长输油气管道特点的风险评估方法,从安全距离、人口数量、地下水敏感程度、土壤类型4个方面综合分 析评估。利用该指标体系对企业所属敏感区进行分级、分类,依据管段得分划分出相应的风险等级,并以输油 管道穿越人口密集区为例详细进行打分说明。该指标体系构建有助于企业对敏感区实施有效管理和重点监 控,减少管道环境违规事件发生。     

基于温度应力试验的电子产品可靠性仿真分析

本文针对某伺服机构控制器电路板采用故障物理方法进行失效分析,然后在不同温度应力下开展该电子产品温升试验和热仿真,之后基于Coffin-Manson模型进行产品焊点疲劳寿命仿真并求解各元器件寿命分布,最后构建竞争失效模型进行电路板寿命预计。通过温度应力试验得到了关键元器件温升值在（23～31）℃范围内,基于CRAFE热仿真得到了产品各元器件温度,应用Coffin-Manson模型得到了元器件寿命分布,运用竞争失效方法计算了产品失效概率函数,评估了产品工作10年的可靠度为0.94,在可靠度指标为0.9时其工作寿命为12.11年。本文基于温度应力试验和热仿真,通过进行故障物理分析和元器件竞争失效分析有效评估了电子产品工作寿命,对其他类似电子产品可靠性分析提供了一定参考。     

采用自然及加速方法的环境驱动失效机制评估新聚合物产品的可靠性

本文讲述了对新产品进行可靠性评估的方法,这些产品因为受到环境的影响而失效。本方法适用于有参考产品现场数据、参考产品加速老化数据,并了解由环境引起失效机理的情况。该方法利用可靠性原理和失效机械一模型来建立高精度的模型,然后用它来预测新产品的使用寿命。本方法已成功应用于两个实例：一个是采用化学与物理方法证明聚烯烃的现场数据与加速氙灯老化仪所测得的数据具有相关性;另一个是评估乙烯基产品及现场驱动失效的故障模式。所得出的数据结果表明了环境区域风险、整体新产品风险。及与现有参考产品的相对风险。     

线路交换开关级联失效的评估

本文主要针对信号线路交换网络设计中的失效问题展开讨论,对输出信号在传输网络中失效性进行了评估,根据失效评估在设备可靠性设计方面做了相应的考虑。     

电子装备贮存失效研究现状分析

针对国内外电子装备贮存可靠性研究历史进行了阐述,对贮存失效相关的贮存剖面、贮存失效机理、贮存可靠性评估模型和方法进行归纳总结,并最终得出电子产品贮存失效研究的几点结论。     

输油气管道体系审核问题整改与防治

某管道公司近3年体系审核及设备设施专项审核结果表明,输油气管道体系存在的问题主要集中在设备设施、应急管理、风险管理、现场管理、能力培训和目视化管理等方面,其中设备设施安全问题最为突出,设计、施工和运营管理过程中存在的问题是导致现场设备设施出现问题的主要原因。文章提出管道公司应建立管道全生命周期的管理理念,联合设计和施工单位,层层把关,实现对整个输油气管道体系审核问题的整改与防治;积极推行管道企业信息化建设,探索建设智能管道是管道公司一个重要的发展方向。     

输油管道对环境的影响及其环境保护措施

使用管道长距离输送原油和成品油（管输）是石油工业一种现代文明的生产手段，它具有密闭、效率高、成本低和安全可靠等优点，在油品输送方面占据着主导地位。我国应用长距离输油管线始于５０年代末期，在七、八十年代有了较快的发展。在管道建设的施工期会对地表造成破坏，管输油品的首站、中间泵站、末站及沿途管线由于腐蚀、事故等产生漏失油品而造成环境污染。本文介绍了几种漏失检测方法。     

气田输水管道失效浅析及对策

随着气田开发至中晚期,气田水量不断增大,若不能及时有效处理将严重制约气田的开发,目前气田水处理普遍采取汽车和管道两种方式运输至回注站回注。文章通过对气田水运输中管道失效的表现形式、失效原因进行分析,提出管道失效的解决办法及对策,以确保气田水输送管道长效、稳定运行和气田水的正常运输,保障气田的有序开发。     

高含CO2天然气运输管道缓蚀剂的筛选

大多数天然气藏CO2含量为10%~98%,CO2在不同的温度、压力条件下腐蚀极其严重。文章主要针对高含CO2天然气运输管道腐蚀的问题,开展缓蚀剂的筛选,重点开展CO2腐蚀规律研究与实验,评价环境温度、CO2分压、流动速度对腐蚀规律的影响,明确缓蚀剂的影响因素,结合管材的材质,优选评价不同类型的缓蚀剂,缓蚀效率分别为90.53%和92.64%,在管道凝液介质的气相及液相中都有较高的缓蚀效率。通过设计现场加药工艺及制度,监测评价缓蚀剂缓释效果和腐蚀情况,可防止管道运输过程中CO2腐蚀的侵害,长输管线内腐蚀控制良好。     

海底油气管道的泄漏及预防

介绍了海底油气管道铺设特点,分析了海底管道破裂的原因主要是第三方损害,其次还有物理损伤、机械损伤、管线材质缺损、材料疲劳、管线内外表面腐蚀、不可抗力和外界条件变化等。提出了海底管道泄漏的有效预防措施,主要包括预防第三方损害和管线腐蚀、提高泄漏检测和监测能力、制定应急响应计划、鼓励公众参与、迅速实施应急响应计划五部分。     

弃置平台与管线对海洋环境的影响

海洋平台及海底管线会随着海上油气田的开采完成而结束其使命,并置于废弃状态。文章论述了废弃平台管线结构由于废弃失效、清洗及拆除对海洋环境所造成的不良影响及其对海洋环境的持续性影响,并从完善规章制度、严格执行环评管理程序、加强海洋环境监测、合理选择弃置方案、再利用等五方面,对海洋环境的可持续发展,有针对性地提出了科学、可行的建议。     

俄罗斯的天然气输送与环境保护

俄罗斯年产天然气５０００×１０８ｍ３，年输天然气２４００×１０８ｍ３，输气干线多采用多管线并列埋设方式。大量的长输管道、加压站和地下储气库的设计和施工都必须解决相应的环境保护问题。在河床处多采用埋管的办法；在沙漠地带要尽可能避开流沙地区；在永冻地区应注意输气管道的加热效应；过铁路的交叉口应设计自动监测系统；在确定管道线路时，必须注意生态保护；用植树绿化等方法尽量减轻加压站内燃气轮机发出的噪音危害；地下储气库的环境保护重点是回注水的处理。最后阐述了管道等输气工程的工作程序及所使用的法规和标准等。     

油气处理终端环境风险评估与防范对策

环境风险评价是油气处理终端环境影响评价工作的重要组成部分。根据HJ 169—2018《建设项目环境风险评价技术导则》的要求,文章对油气处理终端潜在的环境风险进行评估,进行了环境风险识别、风险事故情形分析,确定了油气终端环境风险管理的薄弱环节,选择原油储罐、液化石油气储罐全破裂和陆地混输管线全管径泄漏为最大可信事故。并针对性地提出了环境风险防范措施,提高工程设计安全系数,实现本质环保;构建地表水环境风险防控体系,完善事故水封堵系统;做好分区防渗措施,实现污染物源头控制等;为油气终端环境风险评估及风险防控提供了理论和技术支持。     

Mitigating the consequences of extreme events on strategic facilities: evaluation of volcanic and seismic risk affecting the Caspian oil and gas pipelines in the Republic of Georgia

In this work we identify and quantify new seismic and volcanic risks threatening the strategic Caspian oil and gas pipelines through the Republic of Georgia, in the vicinity of the recent Abuli Samsari Volcanic Ridge, and evaluate risk reduction measures, mitigation measures, and monitoring. As regards seismic risk, we identified a major, NW-SE trending strike-slip fault; based on the analysis of fault planes along this major transcurrent structure, an about N-S trend of the maximum, horizontal compressive stress (σ1) was determined, which is in good agreement with data instrumentally derived after the 1986, M 5.6 Paravani earthquake and its aftershock. Particularly notable is the strong alignment of volcanic vents along an about N-S trend that suggests a magma rising controlled by the about N-S-directed σ1. The original pipeline design included mitigation measures for seismic risk and other geohazards, including burial of the pipeline for its entire length, increased wall thickness, block valve spacing near recognized hazards, and monitoring of known landslide hazards. However, the design did not consider volcanic risk or the specific seismic hazards revealed by this study. The result of our analysis is that the Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) oil pipeline, as well as the Baku-Tbilisi-Erzerum South Caucasian natural gas pipeline (SCP) were designed in such a way that they significantly reduce the risk posed by the newly-identified geohazards in the vicinity of the Abuli-Samsari Ridge. No new measures are recommended for the pipeline itself as a result of this study. However, since the consequences of long-term shut-down would be very damaging to the economies of Western Europe, we conclude that the regionally significant BTC and SCP warrant greater protections, described in the final section of or work. The overall objective of our effort is to present the results in a matrix framework that allows the technical information to be used further in the decision-making process, with the goal of reducing the uncertainty in the final decision. This approach is applicable to the study of risks in other pipeline systems.