空调管道泄漏

空调管道泄漏（精选7篇）

空调管道泄漏 篇1

在我国建筑中, 能源消耗中有相当一部分用于空调系统, 因此空调系统的节能是当下建筑行业节能减排的重要组成, 而提高空调工程的施工质量、减少系统管道泄漏是节能的关键[1]。GB50243—2002《通风与空调工程施工质量验收规范》[2]对空调风管系统的泄漏采用的是漏风量检测法, 相关的测试装置存在的主要问题是不能对泄漏点进行定位[3], 增加了工程修补的难度。近年来, 在建筑检测领域迅速发展的红外热像技术正好可以解决上述问题, 该技术具有无损坏、高效率、高灵敏度和非接触等优点, 可及时查找到被检部位的缺陷, 能有效弥补漏风量检测法的不足, 降低管道密封性修补的工作量, 提高工作效率。

空调管道泄漏处产生合理温差是红外检测的前提条件, 这依赖于对空调管道的主动加热。目前红外检测空调管道泄漏相关的研究还很少, 多数学者主要关注建筑外墙饰面层缺陷、热工缺陷等红外检测[4,5], 不利于红外检测在空调管道泄漏方面的推广应用。为此, 本文对带缺陷的风管进行热通风数值模拟, 分析缺陷泄漏时的温度分布和温差规律, 提出缺陷红外检测的温度判断依据及合理热通风条件, 为红外技术在空调管道泄漏检测领域的后续研究和实际工程应用提供参考。

1 预制缺陷风管的数值建模与分析过程

本文采用大型商业有限元软件ANSYS平台下的Workbench进行热空气流动的热-流耦合数值分析。通风管道模型参考实际工程的空调风管, 共设置三节, 第一节长1m, 第二、三节长2 m, 截面内径尺寸320mm×200mm;风管之间采用L30×30×3法兰接口。第一节取50%长度以略去法兰对入口处通风温度的影响。缺陷设置在第一、二节管道的连接法兰处, 根据本文之前对规范允许的临界漏风量进行计算, 求得相应的临界尺寸[6]。

模型进风口温度设定为55.8℃, 进风口风压1200Pa, 缺陷处为出风口, 温度为17℃, 压力为0 Pa。进行热通风管道内空气的温度场稳态分析, 相关的材料参数设置见表1。求解器最大迭代步数500步, 目标残差值为1×10-4。

2 计算与后处理

在此选取缺陷处法兰外表面进行温度后处理分析。通过分析可知, 缺陷处呈现较为明显的温度升高, 由于受到热气流动方向的影响, 右侧 (远离入风口一侧) 法兰温度高于左侧法兰 (靠近入风口一侧) 。通过坐标轴读取温度值, 可算出在缺陷端点处温度云图差值为0.64℃。

3 多组加热温度的管道温度场数值模拟

调整通入气体的温度分别为50℃, 40℃, 30℃, 20℃, 得到缺陷处的温度分布模拟结果,

设热气温度与室温的差值为T (其为通入热气温度减去室温) , 缺陷处相邻温度梯度差值为t, 绘制出随t变化的T曲线见图1。

缺陷处温差t与热气温差T呈现两阶段规律, 在30℃之前, 缺陷处温差t随T增长较缓, 而在30℃之后则增长加快。缺陷处较大的温度增长梯度有利于红外图像上的缺陷识别。因此, 实际检测应尽量保持通入热气高于室温30℃左右。在这一热气条件下, 通过对数据点进行插值可得到缺陷处的温差约为0.43℃, 对红外检测结果易于识别。

4 多组缺陷尺寸管道的温度场数值模拟

实际工程中还可能出现多缺陷的情况, 本文针对这一情况, 设置了3组不同数目的缺陷进行数值模拟, 宽度均为2.04mm。第一组为2处缺陷, 长度分别为8mm与95mm;第二组为3处缺陷, 长度分别为8, 25, 70mm;第三组为4处缺陷, 长度分别为8, 25, 35, 35mm。

从数值模拟的缺陷处温度分布结果中可得出: (1) 无论管道中的缺陷个数为多少, 当最小的缺陷长度小于8mm后, 对应的表面温度分布趋于均匀, 难以准确识别缺陷位置。 (2) 当两个缺陷出现在同一段法兰的同一面时, 其温度场会产生互相影响。较大缺陷处的温度会高于较小缺陷处, 当两个缺陷距离1cm以内时, 其距离范围内的法兰温度也呈现出极大值, 对识别造成一定影响。

5 结论

通过本文利用ANSYS软件对缺陷管道进行热通风的数值模拟研究, 得到以下结论:

(1) 通入热气后, 缺陷处呈现了较为明显的温度升高;由于受到热气流动方向的影响, 右侧 (远离入风口一侧) 法兰温度明显高于左侧法兰 (靠近入风口一侧) 。

(2) 变化通入热气的温度后发现, 随着热气温度的增加, 缺陷处的温差也随之增长, 并呈现两阶段的规律。热气温度高于室温30℃以上有利于红外对风管缺陷的检测。

(3) 对于含不同数目缺陷的空调管道, 当缺陷的尺寸小于8 mm后, 缺陷处的温差不明显, 难以利用红外进行检测;当两个缺陷的距离较近时, 会产生温度的相互影响, 在其距离内有可能产生温度的最大值, 容易造成缺陷识别的误判。

参考文献

[1]李良.通风空调风管系统漏风量测试方法的探讨[J].江西建材, 2014 (18) :73-77.

[2]GB 50243—2002, 通风与空调工程施工质量的验收规范[S].

[3]金宏亮, 冯文同.通风空调工程风管系统漏风量测试方法的商榷[J].能源研究与利用, 2006 (3) :41-42, 52.

[4]徐教宇, 红外线检测外墙饰面砖技术及其技术规程[J].建筑科学, 2011, 27:78-81

[5]冯力强, 王欢祥.红外热像法检测建筑外墙饰面层内部缺陷的试验研究[J].土木工程学报, 2014, 47 (6) :51-56.

[6]满首元, 红外热像法检测建筑物通风管道密封性研究[D].北京:中国矿业大学, 2015.

空调泄漏的检测方法 篇2

炎炎夏日, 空调成为人们防暑降温的不二选择, 但笔者身边的朋友反映自家的空调容易出现不制冷, 耗电量增大等一系列问题。空调是家中的大家电, 消费者对其原理以及产品特性并不了解, 出现问题不知如何下手、怎么解决。

家用空调无论是分体机还是窗式机, 其灌注的制冷剂是一种渗透性强, 又极易泄漏的液体物质, 空调制冷剂泄漏就会导致空调不制冷。一般人们常讲的空调缺氟往往是由于制冷剂氟泄漏而引起, 这在空调使用中是相当普遍的一种问题。而造成空调制冷剂泄漏的原因很多, 例如移机时未注意导致压缩机管道破裂, 安装空调时没拧紧连接口, 外力撞击导致机体破损等等。

2空调泄漏的检测方法

一般空调在日常使用中, 空调若在正常温度调节控制的制冷运行范围内, 当出现空调制冷效果差, 或者根本不制冷的情况下, 可先行初步检查空调是否存在制冷剂漏液的问题, 具体检测时应先让空调压缩机连续运行约半个时左右, 然后通过观察检查不同的机体部位及部件出现的故障特征加以分析, 通常可综合采用如下的简易判断方法。

(1) 打开空调室内机的机壳面板, 并拆下空气过滤网栅, 然后观察蒸发器的结霜面积大小, 如果发现蒸发器表面只有小部分区域产生积霜, 这说明空调内制冷剂已严重不足或已产生局部泄漏问题。这是因为当管路内循环的制冷剂不足时, 其空调的制冷面积也会大幅度地减少, 从而导致影响空调的正常制冷效果。

(2) 将空调设定在制冷运行状态下, 同时调节遥控温度控制器, 将预设定的制冷温度比室内温度约低5℃左右, 待空调压缩机正常运行20分钟左右后, 然后查看室内机液压铜管表面有无产生结霜现象, 如果铜管表面出现有白色的结霜物, 则证明空调管路中制冷剂已产生泄漏故障。

(3) 待空调正常运行约半小时以后, 将一支家用室内温度指示器的水银感温头紧贴在空调冷风口处, 待数分后观察温度计显示温度是否比室温约低4~8℃, 如果实际测量温度低于上述温度, 或者不到5℃左右, 以及与当前室内温度基本相同, 而这时空调压缩机组仍在正常运转, 则可以肯定该机内的制冷剂已全部泄漏。

(4) 检查室外机组的排风口, 当空调处于正常运行时, 采用手掌心处于排风口时, 正常情况下排风口应随风速排出热空气, 如果排风口无明显较大热量排出, 则证明空调制冷剂已泄漏, 机内明显不足, 从而导致压缩机的冷疑压力和温度同步大幅度下降。

(5) 空调内灌注的制冷剂和冷冻油, 由于彼此间会产生一定的互溶性, 当管路中的制冷剂朝外产生泄漏时, 管路中铜管连接头、铜管喇叭口、室外机的气液阀门、阀芯等处均会遗留油污, 所以当检查上述相关部位均出现有油污遗迹存在, 则也充分证明此处就是制冷剂的泄漏点处。

(6) 窗式空调产生制冷剂不足或泄漏最简单的检测方法是在制冷状态下, 将手掌心放在空调机后面的冷凝百叶窗外, 空调正常情况下手掌心感觉风扇带出的热空气温度比较高。如果感觉温度不高或微热, 或基本没有热风排出, 而窗式空调压缩机仍在正常运转, 则说明机内制冷剂已严重不足或已全部泄漏。

浅析燃气管道泄漏检测方法 篇3

1 直接检测方法

1.1 人工巡检法

目前在我国的城市燃气公司中最常采用的一种检漏方法即是人工巡检法。人工巡检法需要检测人员利用检漏仪或是定期对巡线内通过看、闻、听等方法来进行检测。同时在泥土地面和水泥沥青地点所使用的检测仪器也有所不同。在泥土地面利用气敏检测仪即可对泄漏点进行确定。而在城市街道的水泥沥青地面, 则需要采用钻孔、风机或是钻孔和气敏仪相结合的探漏方法来进泄漏点进行测定。

1.2 管内智能爬机检测法

在管道工业中, 爬机是应用比较广泛的一种检测系统。爬机不仅可以对管道的泄漏点进行检测, 同时还可以对管内的压力、流量、温度、管壁的完好程度等进行综合性的检测。超声波检测器和漏磁通检测器是爬机检测系统的二个种类, 目前应用较多的是漏磁通检测器。通过漏磁通检测器的使用, 可以得到管道内的很多信息, 但用爬机进行检测时则对管理的弯头和联接处有较严格的要求, 爬机需要在尽可能少弯头和联接处的管道内对管道情况进行检测, 同时还需要操作人员具有丰富的经验。

1.3 红外线成像法

红外线成像法是利用管道周围土壤温度场的变化, 通过红外线遥感摄像装置来对地热辐射效应进行记录, 再经过光谱分析来检测出泄漏的具体位置。这种方法较为简单, 同时对泄漏点的定位也较准确, 但只适宜对埋设较浅的管道进行检测。

1.4 分布式光纤检漏法

利用光纤进行检测, 如果同沟有通讯光缆的不好, 如果没有通讯光缆的还需要再铺设一条光缆, 这样使光缆与管道处于同沟内, 当管道正常时, 光缆不会有什么变化, 一旦管道发生泄漏情况, 光纤则会产生干涉性, 从而产生应力变化, 使光波发生相位调制, 同时这种相位调制光波还会分别向传感器的两端传播, 这时可以利用光电检测传感器进行检测, 两侧检测的时间差即是管道的泄漏点, 所以这种检测方法还比较准确, 能准确的找出管道的泄漏点。

2 间接检测方法

2.1 基于信号处理的方法

这种方法是利用对信号进行处理, 然后去除信号中的干扰后, 利用特定的方法进行分析从而对信号中突变位置及突变时间进行检测, 从而完成定位, 此方法需要供助于压力、流量信号来完成。主要包括压力梯度法、负压波法、流量平衡法和声学方法等。

2.1.1 压力梯度法。

在管道发生泄漏时, 流动中的燃气压力则会呈折线型变化, 所以可以利用压力传感器测出压力梯度, 从而计算出泄漏的准确位置。这种方法无论是原理还是计算都较为简单, 但燃气在管道内还会受到温度等诸多因素的影响, 本身压力分布就是呈非线性的, 所以这种方法的精度较低。

2.1.2 负压波法。

负压波法是利用管道突然泄漏时所出现的瞬态压力所形成的负压波来对泄漏点进行确定的, 虽然此法止前研究的较多, 但对于一些小的泄漏点, 此法则不适合。

2.1.3 流量平衡法。

此方法简单直观, 需要在管线两端安装高精度的流量计来对流体的流量进行测量, 然后根据进出口管道流体的流量来对管道的泄漏情况进行判断, 这种方法虽然简单, 但流量还会受到其他因素的影响, 所以准确度不高, 同时也不能直接确定出泄漏点的位置。

2.1.4 声波法。此办法是通过泄漏时所产生的噪声来进行判断的, 虽然检测速度较快, 成本也不高, 但是检测的距离较短。

2.2 基于模型的方法

设立实时动态模型, 在对管道的各项参数进行估算可以实时动态模型为依据。这样就可以将估算结果进行计算后进行处理, 从而对泄漏故障进行有效的诊断。这是检测管道泄漏的一种理论方法, 但需要以建立模型为依托, 所以这种基本模型的方法可以分为状态估计法、系统辨识法、实时模型法等。

2.2.1 基于状态估计的方法。

这类方法首先对管道内的气体流动状态进行机理建模, 得到一个非线性的分布式参数系统模型, 当泄漏发生时模型估计值会和实际测量值产生偏差, 用偏差信号来进行检测定位。

2.2.2 基于系统辨识的方法。

该法需在管道上施加M序列激励信号, 并假设两站的压力不受泄漏量的影响, 也仅适于小泄漏量情形。

2.2.3 实时模型法。

即利用流体的质量、动量、能量守恒方程等建立管内流体动态模型, 此模型与实际管道同步执行, 定时采集管道上的一组实际值。

2.3 基于知识的方法

2.3.1 模式识别法。结构模式识别是依据一定的句法规则剖析模式的结构, 确定模式的性质。

2.3.2 基于人工神经网络检测管道泄漏的方法。

能够运用自适应能力学习管道的各种工况, 对管道运行状况进行分类识别, 采用基于LABVIEW等虚拟仪器技术对信号进行处理, 是一种基于经验的类似人类的认知过程的方法, 但此方法需要大量的实际历史数据。

2.3.3 统计决策法是近几年内新开发出来的一种利用图形识别

的管道检测方法, 该方法解决了模型方法所不能解决的问题, 同时计算量较小, 能够很好的适应管道参数的各种变化情况, 但需要精密的检测仪器来进行检测。

3 结束语

几十年来, 各个国家都对管道泄漏的监测技术进行研究, 但直到今天也没有一种权威的通用的泄漏监测办法, 这主要是由于管道在运行时具有十分复杂的特点所导致的, 对燃气管道泄漏进行检测是一个综合性的学科, 涉及众多领域, 所以在检测上具有十分大的难度。泄漏是导致燃气管道安全输送的重要隐患, 所以各燃气公司应加大对泄漏点及泄漏信号的研究力度, 从而保证燃气管道的安全运行。

摘要：目前在我国的各个城市中, 各燃气公司为了保证居民用气的便利, 在城市范围内都进行燃气管道的铺设, 把燃气送到千家万户。这样为市民用气提供了很大的便利, 但同时也存在燃气管道泄漏的安全隐患。文章分别从直接检测方法和间接检测方法对燃气管理的检测工作进行了具体的阐述。

关键词：燃气管道,泄漏检测,直接法,间接法

参考文献

[1]肖建兰, 吕保和.气体管道泄漏模型的研究进展[J].煤气与热力, 2006 (2) :7-9.[1]肖建兰, 吕保和.气体管道泄漏模型的研究进展[J].煤气与热力, 2006 (2) :7-9.

[2]李光海, 王勇, 刘时风.基于声发射技术的管道泄漏检浏系统[J].自动化仪表, 2002, 23 (5) 20-23.[2]李光海, 王勇, 刘时风.基于声发射技术的管道泄漏检浏系统[J].自动化仪表, 2002, 23 (5) 20-23.

[3]周攻, 靳甘久, 张的超, 等.分布式光纤管道泄派检浏和定位技术[J].石油学报, 2006 (3) :121-124.[3]周攻, 靳甘久, 张的超, 等.分布式光纤管道泄派检浏和定位技术[J].石油学报, 2006 (3) :121-124.

油气管道泄漏原因分析 篇4

海洋采油厂集输、外输管道位于黄河三角洲入海口地区, 土壤的湿度大, 盐碱含量高, 属于强腐蚀性土壤, 管道的防腐层为沥青。所使用的外输油气管道分为Φ219mm、Φ377mm与Φ426mm三种规格, 平均壁厚为8~10mm, 材料多为无缝钢管。管道平均埋深为1.2~1.5米, 途径浅滩、湿地等环境, 沿途交通不便, 致使人工巡视困难。随着运行时间的推移, 管道防腐覆盖层会逐渐老化变质, 失去保护作用, 或者由于土壤应力使管道防腐覆盖层变薄, 导致管道腐蚀和泄漏。此外还可能因为不法分子的盗取和自然灾害或其他事故而损坏。

2 油气管道泄漏原因分析

据维修大队统计并结合相关资料分析, 我们发现导致油气管道泄漏或防腐层脱落的原因主要有环境腐蚀、人为破坏和自然灾害三大因素, 以下为其成因分析。

2.1 环境腐蚀

管道腐蚀环境主要包括四个方面:土壤、地下水、大气、输送介质。

2.1.1 土壤腐蚀

土壤是由多种无机物、有机物、水和空气组成的极其复杂的不均匀多相体系, 土壤的颗粒之间存在着大量的孔隙, 孔隙中充满空气和水, 盐类溶解在水中, 土壤就成为电解质, 土壤各处的组成和性能存在差异, 透气性条件不一致, 氧的渗透率变化幅度很大, 形成氧浓差腐蚀。

胜利油田大部分地区位于渤海湾海滨平原, 多为近代黄河冲击海相沉积而成, 属滨海盐渍土壤, 土壤含盐以氯化物为主, 一般说来, 当土壤含盐量大、透气性好、含水量大、p H值低和电阻率小时, 腐蚀性就大。另外, 土壤里的管道金属表面因土壤结构不均匀以及因金属本身存在的不均匀性还存在微电池腐蚀。土壤中的硫代硫酸盐、硫氧化细菌等也会对管道产生腐蚀作用。

盐碱地含水质量分数较高, 土壤电阻率偏低, 该土壤环境对管道的腐蚀性明显增强, 需要加强腐蚀控制与防腐检测, 发现有防腐层破损点应及时修复和加强阴极保护。海洋采油厂油气外输管道多处于盐碱滩、盐场、湿地等较为恶劣的环境, 土壤电阻率多在1Ω·m以下, 属强等腐蚀性土壤环境, 这也加剧了管道腐蚀的速度。

2.1.2 地下水腐蚀

地下水的腐蚀性与土壤关系密切, 集输管道所处的滩海环境的地下水位高, 一般为1~3m, 主要致腐因素是含盐量, 特别是氯化物的含量, 使地下水成为一种促进化学腐蚀和电化学腐蚀的电解液。

2.1.3 大气腐蚀

海洋大气对碳钢的腐蚀大约比内陆腐蚀要强100倍, 主要原因取决于金属表面盐沉积量, 且碳钢腐蚀速度和表面盐沉积量在对数坐标上成线性关系。

根据现场失重A3钢标准试片试验, 采用ISO9223标准对埕岛海域大气进行分级, 同时根据GB/T15957-1995大气环境腐蚀性分类标准进行分离, 得到以下数据:

由上表得出, 距海岸越近, 腐蚀速度越强, 而且趋势明显。[1]

2.1.4 输送介质腐蚀

我厂集输输送介质包括原油、原油和水的混合物、天然气, 主要与设备内部的腐蚀过程有关, 下面根据输送介质的不同进行分析:

1) 原油输送

原油外输中, 主要参杂的腐蚀性杂质有:细菌、二氧化碳、氯化物、硫化氢、氧、有机酸、固体或沉淀物、水和其他含硫的化合物。

原油中硫的总含量与腐蚀之间并没有精确的关系, 而主要与参与腐蚀反应的有效硫化物如:H2S、单质硫、硫醇等活性硫及易分解为H2S的硫化物含量有关, 活性硫化物含量越高则对输油管道的腐蚀性就越强。

原油中含有SRB、铁细菌、厌氧菌、真菌等多种菌种, 这些菌种在合适的环境下可以被激活并生长, 对管道构成潜在威胁。

无论是硫化氢腐蚀、细菌腐蚀, 还是其他的腐蚀类型, 其关键都是水, 所以控制油品含水量就可以有效的控制硫化物对管道的腐蚀危害, 应尽可能将原油含水量控制在2‰以下, 从而防止内腐蚀的发生。[2]

2) 油水混合输送

(1) 油水混输时, 引起腐蚀的主要因素是水, 当含有污水或海水时, 会表现出更强的腐蚀性。

(2) 介质的流动状态对腐蚀也有密切关系, 当介质为湍流时, 腐蚀速度最低;当溶液流动为层流时, 腐蚀速度明显上升。在实际油水混输过程中, 发生的严重腐蚀 (甚至穿孔) 主要集中在于水相相接触的输油管道的下部分, 就是层流状态下高腐蚀速率的结果。

(3) 不同油水比对腐蚀的影响, 实验表明, 原油中含有污水时, 腐蚀速度明显增加, 而且随污水量的增加而增大, 且钢的表面将会出现不均匀的腐蚀。

3) 天然气输送

(1) 天然气中含有一定的水汽, 在一定条件下, 天然气中的水汽凝结在管壁形成水膜, 硫化氢和二氧化碳等酸性气体溶于水膜中, 对管道产生腐蚀。

(2) 在气体流速较高时, 管道钢遭受冲刷腐蚀也比较严重, 由于腐蚀产物被直接冲击的气流带走, 新的金属面不断裸露, 从而加速了腐蚀。

(3) 进入管道输送的天然气通常会含有少量硫化氢和二氧化碳, 对管道产生腐蚀。硫化氢在水中的溶解度较高, 引起的主要腐蚀类型有电化学失重腐蚀、氢鼓泡和氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等。二氧化碳对钢材的腐蚀主要是天然气中的二氧化碳溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致。

2.2 人为盗取、破坏

受到非法高额利润的诱惑, 近年来不法分子破坏石油天然气管道, 在油气管网上安装阀门窃油窃气, 给采油厂带来了重大损失。盗油盗气阀门位置一般比较隐蔽且流量小于预警值, 监控人员不易察觉, 给管道泄漏预警与定位工作带来了很大困难。

人为盗油一般是在管道上按管道弧度用强力胶粘一片钢板, 在钢板上焊接球阀, 采用带压开孔的方法实现球阀和管道的通孔, 通过球阀的开启实现盗油;另一种方式是在管道上直接焊接带丝头的阀门, 焊接后用电钻 (手摇钻) 开孔, 实现和管道的连通。[3]

2.3 自然灾害

突发性的自然灾害, 如崩塌、地震、洪水冲刷、风沙等。

参考文献

[1]翁永基, 李相怡, 等.盐沉积对埕岛海域大气腐蚀性分级的影响[J].油气储运.

[2]张一玲.原油对输油管道及设备的内腐蚀研究[D].中国石油大学 (华东) .

输油管道泄漏事故处置对策 篇5

1 输油管道泄漏事故处置难点

由表1不难看出,3起输油管 道事故的 处置时间 都比较长,分别为223、110、108h,这充分说明此类事故的处置难度非常大。详细分析输油管道泄漏案例的具体情况,总结此类事故的处置难点是提升处置能力的前提。

1.1 泄漏量大,波及范围广

输油管线的年输油能力较强,3个案例中 的输油管线的年输油能力分别为1 000万、360万、1 000万t,管道直径分别为711、400、711mm,输送压力在6~8 MPa之间。事故发生后,油品均以喷射状泄漏,虽然事故初期都采取了减压、关阀等措施,但管道内油品余量依然惊人,泄漏量很大,3个案例的油品泄漏量分别约为30(仅为流入海面油量,地面泄漏量未知)、100和450t。

输油管道大都被埋在土壤中,有的或穿越排水、排污等管道或暗渠,因而泄漏油品可通过渗透、漫流等方式沿地面、土层、排污暗渠和排水管道等途径进行扩散,波及范围广泛。案例1中爆炸的波及范围为19.6×104 m2,海面流淌火为1.0×104 m2;案例2中地面油品聚集区为0.2×104 m2,土层油品渗透区2.0×104 m2;案例3形成原油带0.2×104 m2,水面流淌火0.9×104 m2。

1.2 燃烧、爆炸危险性大

笔者所列举的3起输油管 道事故的 泄漏介质 分别为:轻质原油(案例1)、成品汽油(案例2)和轻质原油(案例3),均属于易燃易爆油品。其中,轻质原油 的闪点为-37~-16.5℃,爆炸下限为1.1%~1.3%,此类泄漏介质遇点火源后极易发生燃烧、爆炸事故。案例1发生了多点燃烧和大规模爆炸,案例3发生大面积的油品燃烧。汽油的闪点为 -46~-38℃,爆炸下限为1.3%,点火能量仅为0.2mJ,比轻质原油更容易发 生燃烧、爆炸。案例2的泄漏介质即为汽油,虽然没有发生大规模的燃烧、爆炸事故,但在处置过程中不可避免地发生了约29次小面积油品燃烧。

另外,泄漏油品可沿 市政排水、排 污管道 (暗渠)扩散,油品流淌线路隐 蔽,在相对密 闭空间内 积聚大量 油气,增加了爆炸事故发生的可能性。

1.3 灾害形式多样,作战环境复杂

从这3起案例看,输油管道泄漏事故现场情况较为复杂:既有油品泄漏、燃烧和爆炸,又存在因爆炸导致的建筑物倒塌、地面塌陷等次生灾害;既存在被困人员的营救工作,又包括受威胁人员的疏散问题;既存在地面、管道油品的泄漏燃烧,又涉及大面积的水面或海面流淌火。

泄漏点周边的环境往往比较复杂,受威胁区域较多。如案例1海面流淌火直接威胁邻近油罐区、海上输油输气管道平台、输油码头和油轮等区域。案例2事故地点紧邻沪昆铁路、居民住宅、省道、油库和众多大型厂矿企业。案例3原油泄漏 区域与起 火区域毗 邻居民区、快轨干线、燃气公司等场所设施 ;水面流淌火紧邻燃气公司、轻轨、道路、桥梁和企业等。

多样的灾害形式和复杂的作战环境需要较多的作战力量,更需要专业的作战指挥和灵活多变的战术运用。

2 处置对策

2.1 控制泄漏

控制油品泄漏量和减少泄漏油品波及范围是成功处置输油管道泄漏事故的关键。

(1)控制泄漏量。当发生泄漏时,应第一时间通知事故单位关闭上游阀门,快速抽空管道余油,尽量减少泄漏量。由于管道直径大,油品输送压力大,泄漏口不规则,消防队目前配备的堵漏器材很难实现快速堵漏。在油品压力减小之后,可在大型机械协助下,尝试用随形磁压堵漏器材临时阻止泄漏。在危险源排除后,由事故单位的技术人员对泄漏口实施专业的焊接修复。

另外,应针对石油管道泄漏事故研制专用堵漏器材,并及时配备给消防部门,实现事故初期的快速堵漏,减少油品泄漏量。

(2)控制波及范围。对于已经泄漏的油品,其扩散形式主要有土层的渗透、地面的漫流、排水排污管道及暗渠的随水面漂散。因此,控制已泄漏油品的扩散主要以筑坝、堵截、引流、挖掘事故池等方式进行,对地面渗出的油品用吸油棉清除。应特别关注排水排污管道和暗渠的高低走向,重点监测暗渠、排污管道、排水管道的出水口,尽量避免油品扩散到水体水面或海面上。对已泄漏到水体水面或海面的油品应设置围油栏控制其扩散范围。

2.2 抑制燃烧和爆炸

当输油管道发生泄漏事故后,如果能够有效抑制泄漏油品燃烧、爆炸事故的发生,事故的危害程度会大大降低,处置难度也相应减小。为了抑制燃烧和爆炸的发生,应着重加强开展以下两方面工作:

(1)注重侦检,加强警戒。在输油管道泄漏事故中,暗渠、排污管道和排水管道是泄漏油品隐蔽的扩散途径,其较好的密闭性也导致泄漏油品的爆炸危险性变大。因此,在处置过程中不能只关注泄漏点周围的情况,还应预防远端起火、爆炸的可能性。可以利用暗渠或管道的工程图进行灾情侦察,查看管网的走向,评估油品可能威胁的区域。组织多个侦察小组,形成大范围的侦察网,利用侦检仪器探测可燃气体浓度,准确确定警戒范围。在危险范围内,联合公安、交通、武警等联动力量,加强警戒,禁绝火源,快速疏散受威胁的人员。

(2)泡沫覆盖,喷雾水稀释。对于已泄漏的油品,在未被收集清理之前,抑制燃烧爆炸的最好方法是泡沫覆盖。泡沫既起到隔离空气和冷却的作用,也可以抑制油品的挥发,减小了油品燃烧、爆炸的可能性。对地下暗渠和管道中的泄漏油品,可以通过井盖处灌输泡沫,泡沫会依地势高低流淌,达到覆盖油品的目的。为了保证泡沫液量的作战需求,可根据泄漏油品面积和覆盖时间,按照式(1)估算泡沫液的理论用量。

式中:Q液为覆盖油品用泡沫液量;α为泡沫混合比;β为发泡倍数;A为泄漏油品面积;q为泡沫供给强度,一般取1.0L/(s·m2);t为泡沫喷射时间。

对已挥发到空气中的油品,应出喷雾水稀释驱散,起到抑制燃烧爆炸的作用。但切忌使用大量直流水进行稀释,以免造成油品随射水四处流散,导致泄漏面积扩大。

2.3 调足力量,科学指挥

对于复杂的灾害现场,充足的作战力量、科学的现场指挥、灵活的战术运用非常重要。

(1)及时调集充足作战力量。从灾情的发展过程分析,3个案例都是先发生油品泄漏,随着泄漏波及范围的扩大,才发生了不同程度的燃烧、爆炸等事故,表明事故的初期处置非常重要。表2为3个案例力量调度情况统计表。从第一出动力量看,案例1和案例2都属于常规力量调派。其中,案例1第一出动力量辖区中队处置泄漏时间超过7h,没有及时请求增援;案例2及时调派了增援力量;案例3第一时间力量调度较为充足,并及时调派了增援力量。所以,虽然案例3的油品泄漏量最大,波及范围较广,且出现了火点,但是并没有发生爆炸、倒塌等次生灾害。由此可见,第一时间调集充足力量处置输油管道的泄漏事故非常关键。处置此类事故,除了调集充足的作战人员外,应有针对性地调集足够的水罐消防车、泡沫消防车、侦检仪器、泡沫液、大型工程车辆及其他相关联动力量到达现场,具体可根据现场实际情况参照3起案例的处置力量,见表2所示。

(2)明确主要矛盾,灵活指挥方式。由于救援力量集结的时序性,在输油管道泄漏事故处置初期可能会存在力量不足的情况。因此,只有指挥员准确判断灾害现场主要矛盾,集中力量于主要矛盾,才能提高作战效率,减少人员伤亡。对于输油 管道泄漏 事故,应坚持“救 人第一”的指导思想,优先营救被困人员。当只发生泄漏事故时 ,现场的重点为疏散救人、抑燃抑爆和控制泄漏;当现场油品泄漏后,有着火点但未发生爆炸等事故时,作战重点为疏散救人、抑制爆炸和控制燃烧;当现场已然发生了泄漏、燃烧、爆炸等事故时,主要力量应集中在疏散救人的工作上,并同时防止发生再次爆炸的可能;对于水面或海面流淌火,因受限于当前装备器材,可以在不威胁周边可燃物的情况下,主要采取控制燃烧的办法。

对于复杂的灾害现场,力量充足时,当现场成立总指挥部之后,可以划分多个作战区域,充分发挥分散指挥的优势,各作战区域灵活应用技战术解决自身主要矛盾,提高救援效率。

3 注意事项

(1)焊接堵漏时,应避免起火,重视操作人员安全,可用泡沫覆盖抑燃抑爆,采取吊升的方式进行安全保护。

(2)总泡沫液的用量估算还应包含扑救起火油品的泡沫液用量,并考虑现场的作战车辆及泡沫喷射器具的使用对泡沫液用量的影响。

(3)若泄漏油品为原油,应注意防范H2S中毒,处置过程中适时佩戴空气呼吸器。

(4)为方便战斗展开,并防范燃烧、爆炸的威胁,消防车辆应避免停靠在井盖上方。

4 结论与建议

通过分析近 年来发生 的3起典型输 油管道泄 漏事故,总结了事故处置的3个难点,分别为泄漏量大,波及范围广;燃烧爆炸危险性大;灾害形式多样,作战环境复杂。针对这3个难点,分别提出了处置对策,强调加强出动力量,重点控制泄漏量和泄漏油品波及范围,尽量抑制燃烧、爆炸事故的发生。针对复杂的灾害现场,应确立作战重点,坚持救人第一,灵活指挥方式,合理应用技战术方法,提高作战效率。

摘要：通过分析近年来发生的3起典型输油管道泄漏事故,总结了此类事故具有泄漏量大、波及范围广、燃烧爆炸危险性大、灾害形式多样、作战环境复杂等处置难点;提出了加强调集作战力量,重点控制泄漏量和泄漏油品波及范围,抑制燃烧、爆炸事故的发生等关键处置对策。

海底油气管道的泄漏及预防 篇6

1 海底油气管道铺设特点

海洋管道包括海底油气集输管道、干线管道和附属增压平台以及管道与平台连接的主管等。其作用是将海上油、气田所开采出来的石油或天然气汇集起来, 输往系泊油船的单点系泊或输往陆上油、气库站。海洋油、气管道的输送工艺与陆上管道相同。海洋管道工程在海域中进行, 工程施工的方法则与陆上管道线路工程不同。

2 0世纪5 0年代初期, 人们开始在浅海水域中寻找石油和天然气。随着海洋油气田的开发, 首先出现了海洋输气管道。天然气必须依靠海洋管道外输, 浅海中采出来的原油则可由生产平台直接装入油船。在深海中采出来的原油, 大型油船停靠生产平台会威胁到平台安全, 因此出现了海中专用于停靠大型油船的单点系泊。这样, 就要有连接各生产平台与单点系泊之间的输油管道。70年代, 在海域中开发了大型油气田以后, 开始建设了大型海洋油气管道, 把开采的油气直接输往陆上油气库站。

1.1 海底管道特点

(1) 施工投资大。

在一般海域中铺设一条中等口径管道需要一支由铺管船、开沟船和1 0余只辅助作业拖船组成的专业船队。此外, 还需要供应材料、设备和燃料的船只等。租用专业船队的费用是海洋管道施工中的主要费用, 由于这一费用较高, 致使海洋管道施工费用比陆上同类管道要高1~2倍。

2) 施工质量要求高。

不论是在施工期间或投产以后, 海洋管道若发生事故, 其维修比陆上管道维修困难得多, 因此, 海洋管道施工要确保质量。

(3) 施工环境多变。

海况变化剧烈而迅速, 如风浪过大, 施工船队难以保持稳定。在这种情况下, 须将施工管道下放到海底, 待风浪过后再恢复施工。

(4) 施工组织复杂。

海洋管道施工中, 管道的预制, 船队的配件、燃料和淡水的供应等, 都需要依靠岸上的基地;船队位置和移动方向的确定, 也是依靠岸上基地的电台给予紧密配合。因此海洋管道施工具有海陆联合组织施工的特点。

2 海底管道破裂原因

2.1 破裂原因

与油轮、汽车等运输方式相比, 油气管线具有输运量大、稳定和很少受气候影响等优势, 因而也更为安全。正因为如此, 海底油气管道备受青睐。世界上大型海上石油天然气作业区如北海、墨西哥湾以及中东波斯湾, 大量使用海底管线作为生产井域和处理终端的油气运输方式。近年来, 随着我国海域石油天然气作业的大幅度增加, 海底油气管道作为运输方式也越来越普遍, 覆盖了渤海、南海东西部大部分水域和东海部分水域。

油气管线破裂原因大致可归类为:物理损伤 (铺设不当或焊接不当造成的缺损) 、机械损伤、管线材质缺损、材料疲劳和管线内外表面腐蚀等;恶意和故意破坏的第三方损害;不可抗力和外界条件变化, 如地震或海床支撑坍塌。

据统计, 全球海底油气管道破裂的原因主要是第三方损害, 约占事故原因的50%~60%。比如在我国渤海, 海底网管密布, 水面则是进出各港湾的航道、鱼汛期集中作业的水域, 存在其他用海者误操作的客观条件。国际油价的冲高, 也使极少数人铤而走险, 钻孔盗油从而引发溢油事故。

2.2 风险增加

在海底油气管道不断延伸的同时, 海底油气管道破裂引起的事故和污染在国内外都呈上升趋势, 防止和应对管道溢油的任务也越来越艰巨。北海海域约2.1 5万公里长的油气管线被查知有潜在环境风险。20 05年, 美国墨西哥湾共有10 2条油气管线在卡特里娜飓风打击下有程度不同损毁破裂。20 06年, BP在美国阿拉斯加的油气管线破裂给当地环境造成了严重污染, 使美国联邦法庭下令其关停大部分油气管线以进行更严格的测试。

海底油气管道破裂虽易发生在管线的登陆点和浅海滩涂, 但具体地点往往具有不确定性, 加之目前的检测手段无法保证第一时间探知油气管线破裂, 导致一旦发生破裂溢油量较大。由于查漏和修复困难, 溢油会断断续续溢出海面, 在海流和风力作用下成片状漂移。即使在查漏过程中, 残留油品仍会在泵压下溢出, 呈分散的薄油膜, 造成收油时间长及机械回收困难。

油气管线破裂引起的溢油污染程度, 取决于管线损害的程度、流体的天然属性 (可压缩天然气还是不可压缩的石油产品) 、油气管线的尺寸、截止阀的位置、油气管线的水下路径、作业者应急动员效率以及泄漏检测水平的高低。

3 海底管道泄漏的有效预防措施

海底油气管道需要企业和有关部门加强管理和监督, 以减少破裂可能性。其中, 采取有效防范措施是应对海底油气管道破裂的首选。

3.1 预防第三方损害和管线腐蚀

第三方损害对海底管线所有者来说虽不负主要责任, 但也不能说毫无干系。很多国家对海底油气管道的铺设有严格的工业标准, 比如掩埋不足就难以提供足够的防锚保护, 这就要求管线所有者在铺设过程中严格按照工业标准指导进行, 一丝不苟达到足够的防锚保护深度, 同时主管部门应对施工者的铺设质量加以监督。以渤海湾这样的浅海为例, 考虑到海床特征、水面运输密度和海上作业机械对海底管线的损害范围, 沟堑应达到1.5~2米的深度较为安全。

为解决资源不对称的问题, 还应会同主管部门在管线集中的海底走廊, 设立醒目的海上标志, 提醒其他用海者防止对海底管线的误操作。

管线腐蚀极少引起大面积的破裂。可以通过规范使用材料、监督制造质量、严格把关焊接质量以及用“智能猪”探查等手段, 减少腐蚀造成的破裂事故。对于作业者则要求严格进行水下巡检, 作为环保承诺的具体措施。

3.2 提高泄漏检测和监测能力

在海底油气管道破裂中, 泄漏检测水平的高低起着至关重要的作用, 也是能否及时堵漏、进行海上收油的前提条件。因此, 不少国家提出了可参考的工业标准。比如对于油品输运管线, 在泄漏规模达管线内总量的2%时, 无论管线长度和阀门间隔长度, 检测设备应于2 0分钟之内检测到信号。

管线所有者应严格执行定期巡检制度, 并提高泄漏检测和监测能力, 提高检测和监测设备的水平。但目前, 检测系统和设备都有其局限性, 在灵敏度、精确度、可靠性、可操作性和连续检测能力等方面还亟待提高。比如由腐蚀产生的破裂点面积通常都很小, 特别在焊点、阀门连接处等出现的破裂点, 溢出率不大, 会在相当长一段时间, 检测设备并无明显指示, 以至于很多事故发生后, 是海上人工观察或海事卫星最先发现的。

另外, 海底油气管道的所有者还应提供管线有关的全部信息, 包括铺设线路图、详细的风险段和紧急事故发生时的应对距离等。

3.3 制定应急响应计划

参考国际上海底油气管道事故案例, 周密的应急响应计划是预防海底油气管道破裂的关键环节。

海底油气管道所有者首先要制定有针对性的应急响应计划, 保证油气管线破裂事故发生后, 能够清楚界定不同区域和层次的主管部门、应急机构和海底油气管道所有者、作业者的职责, 需要哪些应急资源, 同时配套清晰简洁的行动策略方案。这一应急计划还应考虑扩展的可能性, 特别是与作业者总体应急预案相衔接。

在准备应急预案中, 各方相互磋商和保持沟通是非常重要的, 特别是内容和成本应该达成一致, 确定各方在应急响应计划中承担的职责和扮演的角色。

应急响应计划还应考虑事故的关联性。在管线走廊内如一条管线破裂, 特别是该管线铺设在海底表面, 可能会引起支撑结构的坍塌而损害其他管线。当准备应急计划时, 应该有对这种关联损害的假设及应对方案。

另外, 定期演习是保证应急响应计划有效性的重要手段。演习中, 容易被疏忽的通信是重要的检查内容。通讯录要及时更新, 通信要满足各方联络的需要, 以解决应急行动中通信不对称问题。

3.4 鼓励公众参与

海底油气管道的保护需要管理层、治安机构、企业和民间团体共同努力。根据我国国情, 可以考虑建立激励和奖励制度, 鼓励渔业人员和海洋油气作业者及时报告海上发现的不明来源溢油, 指明位置和拍照, 经核实后予以奖励。同时应立法对民间举报者给予法律保护, 严禁打击报复行为。

3.5 直面事故

像交通事故一样, 不管如何预防, 海底油气管道破裂事故都难免会发生。这时, 最重要的是适时根据事故级别, 迅速实施相应的应急响应计划, 把影响降到最低程度。

不管海底油气管道破裂的原因是什么, 不管主要责任在于谁, 海底油气管道的作业者无疑是应急响应计划的主要实施者, 在事故发生后要控制事故现场, 提出实际发生情况和潜在后果的评估, 与有关主管部门、应急组织及受影响大众的民间团体及时通报事故进展, 采取减轻环境损害的措施, 提出恢复管线正常开通的条件并实施等等。

石油输送管道泄漏应急处置思考 篇7

关键词：管道,泄漏,消防,处置

1 引言

管道输送是石油运输以及销售的重要方式, 但是在管道运行中, 可能会由于管材老化、施工质量、腐蚀穿孔、第三方破坏、违章占压、工程交叉、自然灾害等因素造成石油长运输管道泄漏风险[1], 不仅造成资源浪费, 还在很大程度上造成环境污染, 甚至会发生泄漏蒸气爆炸及火灾事故, 给人民生命和财产带来巨大威胁, 2013年11月22日, 青岛市经济技术开发区的中石化东黄输油管道在泄漏抢修中发生爆炸, 造成大量人员伤亡和财产损失。

石油输送管道泄漏后, 输送管道监管部门、使用单位, 专业技术人员, 应急救援力量应在第一时间到场进行处置, 避免恶性事故发生。消防部队作为处置管道泄漏的重要应急救援力量, 应认真总结处置经验, 吸取教训, 在调查摸底、预案制作、装备配备、技术支撑、信息共享、防消联勤上做好处置准备工作, 在应急处置过程中要做好检测、喷雾驱散蒸气、泡沫覆盖、禁绝火源、关阀断源等应急安全工作, 确保安全、快速、有效处置泄漏事故。

2 泄漏处置准备工作

2.1 调查摸底

消防应急救援队伍要在当地政府的领导下, 对辖区内输油管道开展调查摸底活动, 摸清输油管道名称、数量、位置、权属以及输送管径、输送长度、油品类别、建设管理、使用管理、安全现状情况, 掌握管道管理单位及联络方式, 做到底数清, 情况明, 为处置油气管道灾害事故打下坚实基础。

2.2 预案编制

在调查摸底和装备配备基础上, 结合消防部队或专业应急处置力量成功处置措施, 编制输油管道泄漏现场监护处置预案以及爆炸燃烧事故应急救援预案, 明确作战编程、组织指挥、应急联动力量、处置措施及程序。预案编制结束, 要及时组织相关人员进行学习, 确保每名指战员熟练掌握。

2.3 技术支撑

消防应急救援队伍应总结输油管道泄漏成功处置经验, 采用授课、演练、专家指导等方式, 开展处置知识学习, 掌握处置措施和程序。建立健全当地管道维修单位、油品使用单位以及石油、石化专家资料库, 一旦发生泄漏事故, 及时邀请专家到场并给予技术指导。

2.4 装备配备

输油管道泄漏后, 石油、石化应急专业力量可采取关闭阀门, 采用泄漏检测技术对泄漏点进行精确定位[2], 进而实施堵漏、清理。消防应急救援队伍应配合专业力量进行处置, 一旦发生爆炸、火灾事故, 要及时采取有效措施实施灭火救援。为做好灭火救援准备工作, 消防应急救援队伍应按照标准配备可燃气体检测仪、防爆抽油泵、围油栏、泡沫、干粉等器材装备。在石油化工单位集中区以及工艺管道较多地区建立的队伍, 应根据调研情况, 配备捆绑式堵漏袋、金属堵漏套管等专业堵漏工具。

2.5 信息共享

石油输送管道管理与使用单位、市政府主责机构与灾害事故处置单位之间, 在保证非泄密内容安全的条件下, 应建立健全信息共享制度, 一旦管道压力变化、压力检测系统报警、管道末端接收装置接收不到油品、储罐液位不升反降等信息时, 管理与使用单位、专业处置力量、应急处置力量应及时沟通联系, 确保第一时间到场协同处置。

2.6 防消联勤

消防部队开展防消联勤时, 要对油品管道所有权或运行管理权单位是否建立和完善管道安全管理制度, 落实管理责任, 是否按照有关国家标准、行业标准和技术规范对管道进行安全检查及定期检测、维护, 是否制定应急处置预案, 是否定期开展综合性应急处置演练进行检查, 督促督导油品管道所有权或运行管理权单位建立健全安全管理和应急预防制度。

3 应急处置注意事项

消防部队作为重要的应急救援力量, 在接到输油管道泄漏警情后, 往往是第一个到达现场的救援力量, 在实施侦察检测、禁绝火源、警戒疏散、关阀断源、喷雾驱散、排除险情等过程中要按照正确和安全的处置程序进行, 减少事故财产损失, 避免应急救援人员自身伤亡。

3.1 两个以上可燃气体检测仪同时检测

为确保救援人员自身安全, 应至少使用2个类型相同的检测仪同时对泄漏处可燃气体进行检测, 两个检测数值均在安全范围内, 方能确认检测数值可靠性以及泄漏区域的安全性。

3.2 及时进行稀释防爆

利用喷雾水枪、水炮驱散泄漏蒸气, 或者在泄漏油品表面覆盖泡沫或覆盖吸油毡, 降低油气浓度, 确保扩散蒸气在安全值范围内, 在石油专业技术人员的指导下进行筑堤围堵、关阀断源、输转油品、挖掘施工, 在工艺设施不明确的情况下, 尽量不盲目乱干, 以免危害性扩大。

3.3 社会联动力量协同配合处置

泄漏事故发生后, 要调集当地公安、消防、气象、电力、卫生、环保、安检、输油公司等部门力量参加。由交警对现场实施交通管制, 公安对周围群众进行疏散, 电力对泄漏管道周围进行了区域性停电, 环保对空气、土壤进行检测防止污染, 输油公司负责运输沙袋, 对流淌的油品进行筑坝围堵或挖积油池, 用泵车抽干堤坝或油池内的油品, 清除掉漏油点油品, 消防要组织人员禁绝泄漏区域火源并协助技术人员侦察、喷雾驱散蒸气、关闭泄漏点临近管道阀门、抢修泄漏管道。

3.4 通过审验方可实施破土处漏

社会联动力量到场后, 要各司其职, 各负其责, 协同配合, 共同完成泄漏事故处置工作。由于输送管道埋于地下, 泄漏处置前往往会使用挖沟机开挖管线覆土, 扩大工作面, 便于堵漏、换管, 石油、石化公司技术人员经过检测、论证后, 开具临时动火票、动电票作业、破土施工票, 安全员应审验票具后方可允许挖掘施工, 未经审验, 严禁施工作业。

3.5 灭火剂保护下方可焊接堵漏

在对管道泄漏部位进行焊接堵漏前, 参与处置的应急联动单位要进行充分论证, 并明确明火焊接作业时的安全防护措施和要求。消防应急处置力量要组织攻坚力量用雾状水稀释, 架设泡沫管枪、高倍数泡沫发生器、移动泡沫炮全程保护, 对作业现场周围进行全泡沫覆盖或者干粉覆盖, 避免火花引发爆炸燃烧事故。

4 结束语

消防应急救援力量要认真分析输油管道泄漏处置工作中存在的问题, 研究做好应急处置对策, 提升应急协同处置能力, 打牢油品输送管道安保工作基础, 遏制重特大安全事故的发生。

参考文献