煤矿机电运输常见事故原因分析及控制,同时制定相应的对策,探讨了如何减少煤矿机电运输事故的安全措施。
要进行煤矿开采,机电运输是生产环节中的一个重要组成部分,贯穿于每一个环节。煤矿机电事故是煤矿生产、发展的一个重要制约因素,它不仅造成人员及设备的伤害,还可能成为煤矿煤尘、瓦斯爆炸的一个诱因,使采区乃至整个矿井受到严重破坏。如何预防煤矿机电设备事故的发生,是一个煤矿可持续发展的重要条件。
1 煤矿机运事故频发的原因剖析
1.1 特种作业人员安全意识淡薄,麻痹大意,没有牢固树立"安全第一"的思想,违反了“三大规程”及有关安全规定,违章指挥、违章操作时有发生。
1.2 特种作业人员文化程度参差不齐,掌握特种作业技术不娴熟。根据我们平时工作统计。在煤矿机电出现事故中,大多是因为职工对技术工种安全操作知识掌握不牢,熟悉程度不够,是造成多发事故的重要原因。特别是采掘一线电机车司机不稳定,农协工、农换工多,文化基础差,工作无长期打算,学习业务技术的积极性差,素质极低,给机电运输安全带来了极大隐患。
1.3 指令性的临时工顶替。
1.4 特种作业人员的频繁调换,岗位的调整,给安全埋下隐患。特别作业人员大都是经过当地劳动部门或供电部门专业培训取得操作合格证后作业者,对他们的工种不宜随意予以变动。但是,矿山某些技术性工种,有些企业领导不去考虑学识水平,不讲究用工要求,而是当作好工种,并通过人情关系把一些不合格的人员充塞进去,加之一些人员不钻研技术业务,违章违纪现象比较突出。另外,临时性工作调整时安全培训工作没有及时到位也带来了安全隐患。
1.5 安全基础工作薄弱,安全可靠性差。一是安全投入不足,考核不严,机运标准化工作难以到位;二是特种作业人员的安全培训教育不够,特别是用人体制的进一步改革并岗之后,职工都在满负荷甚至超负荷状态下工作,有的岗位还打破了8小时工作制做连班,要抽出人员进行脱产培训的确很难。
1.6 安全制度不严,遗留安全隐患。一是岗位责任制不健全,对某些工作相互扯皮,隐患得不到及时整改落实;二是安全制度执行不严,对安全考核不够严厉,安全奖罚不及时兑现,影响了管理人员反“三违”的积极性;三是对事故处理未严格按“三不放过”原则分析处理,处罚太轻甚至层层保护,不严肃追究责任,职工受不到教育,防范措施不到位,结果是事故重复发生。
1.7 设备陈旧老化
在煤矿建设时,煤矿设备的投入必须成套,而且相互之间必须配套,所以一次性投入的资金数目相当大,无论是国企还是私企,都难以承受。由于投入不足,致使煤矿机电设备更新速度较慢,设备相对老化。另外,我国煤炭行业的设备制造业,由于科学技术、工艺设计、原材料、加工制造及检测手段等综合配套能力较低,加之涉及的材料、电子、液压及机械零配件等行业的能力不相匹配,导致煤炭行业整体装备相对落后, 设备维护工作量大。 1.8 煤矿设备选型不合理
我国煤矿生产设备品种少、水平低、质量差,特别是高新技术产品和机械基础产品还不能满足煤炭工业迅速发展的要求,比如液压支架、采煤机、掘进机、重型刮板输送机等都是在引进技术基础上完成的,对我国煤炭工业发展的现状有一个适应的过程。另外,机电设备的选型要求配套化,对不同的地质条件、使用人员及管理水平等有较强的适应性。而实际情况则是设备与条件不相适应,需要很长一段时间的磨合,磨合期内,往往事故率较高。
1.9 煤矿设备检修存在缺陷
如今正规煤矿大多采用了采煤机、运输机、掘进机、支架等一系列的先进采掘设备,逐步由机械化向自动化迈进,但长时间运行和在运行当中职工操作的失误都会引起设备的损坏,这就要求对设备检修必须做到认真、细致、全面。现在的煤矿职工整体素质不高,再加上设备陈旧, 本身维护工作量很大,所以对设备的检查维修只能是哪坏修哪,年检月检工作很难进行下去。据统计,发生的机电设备事故约有75%~80%是由于操作不规范、检修不到位而造成的,因此,一定要严格按照要求及时检修,防患于未然。
2 控制煤矿机电事故对策
随着煤矿机械化程度的提高,对各种设备配件也提出了更高的要求,因此要努力加强培训,严格管理,减少和杜绝机电事故的发生,确保安全生产。
2、1统一思想认识,坚持“安全第一”不动摇。要强调安全,突出安全,把安全放在工作的首要位置。煤矿采用承包机制后,安全工作不但不能放松,而且要加大安全监察力度,要时时事事把安全工作摆在高于一切、重于一切、先于一切的位置,始终坚持安全第一不动摇。
2、2要严把质量关
在加强矿井质量标准化管理的同时,煤矿在购进机电设备时,各个厂家所生产的配件在细节上存在差异,更有一些小厂家为了自身利益,偷工减料、降低成本,这也给机电设备的正常运行、检修带来了一定影响。
2、3加强用工制度管理
煤矿机电工种技术性较强。不能以照顾的身份出现,尽量减少或者不使用临时用工。煤矿机电运输常见事故原因分析及控制特殊工种不能调换频繁,要严格考核发证,坚持持证上岗。
3 结束语
总之,要加强特殊工种的用工制度管理、职工的安全业务培训及安全工作。由于煤矿机电运输各岗位工种的技术性较强,应由思想端正、技术全面的操作人员来担任。建立竞争机制,定期组织职工进行技能比武,采取“三结合”的培训方式,即业余培训与重点培训相结合,以重点培训为主,内培与外培相结合,以内培为主。抓好安全工作,强化监督制约机制,加强各级领导和业务部门的安全生产责任意识和作业人员的岗位责任意识,做好煤矿机电安全管理工作。
试验中采用HORIBAMEXA7200E废气成分分析仪测量发动机的排放,试验所用催化器为宽域金属催化剂,主要氧化排气中的HC和CO,同时对NOx具有一定的催化作用。试验过程中测录发动机的动力性、经济性、排放性参数及水温、排气温度、空燃比、点火提前角等运行参数,分别测试发动机安装催化后处理器和未安装催化后处理器的试验结果。
怠速NOx排放怠速运行时进气量少、燃烧温度低,NOx排放较低。怠速运行速度为700r/min,过量空气系数为1.1,安装催化后处理器,点火提前角分别为9°BTDC,12°BTDC,15°BTDC时,发动机的NOx排放分别为28.56×10-6,35.15×10-6,39.09×10-6。外特性NOx排放表2示出了试验方案及外特性的运行参数。发动机在无催化器运行时,随转速的提高,NOx排放呈减少趋势。形成这种趋势的原因主要有以下两个方面:1)随着发动机转速的提高,稀燃程度提高,最高燃烧温度降低,NOx排放减少;2)燃烧过程中高温持续时间的长短对NOx排放的影响较为显着,低速运行时以时间计算的燃烧持续期长,NOx生成量较多。安装催化转化器后发动机NOx排放升高,因为无后处理器时发动机排气背压较低,发动机的扫气系数较大,对活塞、缸盖底面等热表面的冷却效果较好,降低了燃烧温度,抑制了NOx的生成。安装催化转化器后,宽域催化转化器虽然对NOx具有一定的催化作用,但NOx的生成量较大,导致发动机的NOx排放升高。安装催化器后,在转速1000~2000r/min范围内,NOx排放呈先升高后降低的趋势,1600r/min时达到最大值。试验过程中采集了外特性示功图(图略),发动机转速为1600r/min时,缸内的最高燃烧压力与其他工况相比高出很多,燃烧温度高,导致NOx生成量很大。随着缸内压力的升高,催化器背压对NOx排放的影响显着增加。点火提前角对外特性NOx排放的影响,点火提前后,燃烧温度的升高导致NOx排放迅速升高。增压气体发动机进气压力和压缩终了时温度均较高,采用较大的点火提前角能够改善发动机的经济性,但易发生爆燃现象,因此,只要发动机的排温和热负荷满足要求,不宜采用过大的点火提前角。
负荷特性NOx排放图5和图6分别示出了发动机转速为1000r/min和1400r/min时,安装催化器和不安装催化器的NOx排放,图中方案A比方案B点火提前角晚3°。图7示出了发动机低速、中速及高速运行时不同负荷率的过量空气系数。:当发动机转速为1000r/min和1400r/min时,NOx的排放均为先增大后减小。分析原因:1)发动机在空载和小负荷运行时,由于进气量少、燃烧温度低,点火提前角和催化器对NOx排放的影响较小,NOx排放处于较低水平;2)随着负荷率的增加,进气量增加,燃烧温度升高,NOx排放增多;3)随着发动机负荷率继续增大,稀燃程度增加(图略),抑制了NOx的生成,排放下降。中等负荷率时,点火提前角对NOx排放的影响较显着,50%负荷率时NOx排放较高,这是因为催化器对NOx具有部分催化转化效果,因此,中等负荷率安装催化器后NOx排放与不安装催化器相比显着降低。方案A曲线中,当负荷率为90%和100%时,发动机的流量逐渐达到最大,催化器对排气系统阻力的影响作用明显,进而影响到发动机的扫气,发动机热负荷高,燃烧温度升高,使NOx的生成量增加。由方案B曲线可见,点火提前角增大后,低速和中速时,在整个负荷范围内催化器对NOx排放都有一定的控制作用。图8示出了发动机转速为2000r/min时,安装催化器和不安装催化器的NOx排放对比。图9示出了方案B负荷特性缸内温度。由图8可见,当发动机在标定转速运行时,没有安装催化器时,随发动机负荷率的增加,NOx排放规律呈先增加后减小的趋势,方案A和方案B的最大值分别出现在50%和25%负荷率工况点。安装催化器前后NOx排放规律变化的一个重要决定因素是缸内的燃烧温度,方案B25%负荷时缸内燃烧温度较高,出现排放的最大值。
标定转速运行时,由于燃烧时间较短,同时稀燃程度较高,NOx排放水平较中、低转速时减少较多。但由于发动机的流量大,催化器的节流作用增强,对发动机换气的影响作用强,安装催化器后,NOx排放总体较不安装催化器时的高。a)发动机外特性运行时,随着转速的提高,稀燃程度提高,最高燃烧温度降低,燃烧持续期缩短,NOx排放减少;安装催化转化器后扫气系数减小,热负荷和NOx排放升高;b)发动机在空载和小负荷运行时,由于进气量少,燃烧温度低,点火提前角和催化器对NOx排放的影响较小,NOx排放处于较低水平;c)发动机在中低等转速、负荷率为50%~75%时,NOx排放水平高;催化器对NOx具有部分催化转化效果,中等负荷工况安装催化器后NOx排放比不安装显着降低;d)标定转速运行时,燃烧时间短、稀燃程度高,NOx排放较中低转速时减少;高速大负荷时催化器节流作用强,影响换气,NOx排放升高。
2013年1月17起,中国中东部地区出现持续雾霾天气,大部分地区雾霾天数在3天以上,北京、天津、石家庄、唐山、邯郸、保定等城市污染严重。所受雾霾天气影响城市居民争相购买口罩等防护用品,PM 2.5指数居高不下。所谓PM 2.5就是指大气中直径小于或等于2.5微米的颗粒物,也称为入肺颗粒物,它的直径还不到人的头发丝粗细的1/20。与较粗的大气颗粒物相比,PM 2.5粒径小,富含大量的有毒、有害物质,且在大气中的停留时间较长,输送距离远,因而对人体健康和大气环境质量影响较大。但究其污染物来源,重要是燃煤的排放、机动车的排放、工业排放。从环境保护来分析,减少污染物的排放才是减缓或解决该问题的根本。天然气是一种相对较为清洁的能源和化工原料,增加其对煤炭,石油产品的替代,将对环境的改善有较大的作用。
一、天然气利用表观的环境效益和生态效益
1.环境效益
从燃烧清洁度讲,天然气造成的污染大体为石油的1/40,为煤炭的1/8000,从经济效益讲,按照相同热值计算,国际天然气价格仅为石油的80%左右;从用途讲,天然气用途广泛,可广泛应用于化工、发电、工业和城市商业、民用等各个方面。
2.生态效应
通过天然气的替代使用,减少悬浮颗粒物排放量,增加空气清洁度;减少二氧化硫排放量,缩小酸雨覆盖面积。于煤相比,天然气燃烧仅产生微量二氧化硫和少量氮氧化物,排放的二氧化硫量要比煤排放二氧化硫量大约少90%,且天然气使用效率高。天然气的使用也将有利于减少温室气体的排放,特别是二氧化碳。矿物燃料燃烧放出的二氧化碳量取决于燃料中碳含量,天然气与其他矿物燃料相比,含碳少,含氢多。
二、我国天然气资源配置方式现状描述
1.天然气资源配置
在政策层面,天然气资源配置上应采取以市场配置为主、国家宏观调控为辅的一种配置方式。但长期以来,天然气资源实行的是完全计划管理模式。在这种管理模式下,从天然气勘探开发、输气管线建设到利用,从天然气产量到价格,无不受国家的计划调控,企业的一切生产经营活动均列入国家计划。国家对天然气还是停留在指令性计划控制状态。
2.天然气资源配置的难点
天然气资源的配置还受运输条件和历史用户的限制。天然气作为一种气态商品,只能通过管道或LNG等方式进行运输,因此,只用天然气管输问题解决了,才谈的上天然气的利用,天然气市场体系方能形成。我国正在建立全国性管网,LNG产业也出于推广的起步阶段,因此,天然气在全国范围内进行配置的条件未成熟。
三、我国天然气利用中存在的问题
1.天然气消费结构不合理
天然气消费结构不合理,利用效率低。化肥用气占天然气总消费的1/3左右,为支持保护我国农民利益,稳定粮食生产,国家对作为原料制合成氨生产尿素的天然气采取了十分优惠的价格政策,对此,天然气生产企业在经济效益上作出了巨大的让步。但由于国际化肥市场价格向好,许多以低价天然气为原料生产的化肥并未用于国内农业生产,而是出口到国外,相当于低价出口天然气,我国已经成为国际市场尿素最大出口国之一,但另一方面为满足国内经济发展的需求,我国的原油进口量却在快速的增长,无论从经济效益还是环境效益,国家的利益受到了极大的损害。
2.天然气价格不合理
天然气出厂价格偏低。天然气的勘探开发是高风险、高投入行业,投资要面临巨大的资金、技术、设备、人工和市场风险。因此国外天然气勘探开发上游的投资回报率通常都较高。然而,尽管我国现行天然气价格管理体制中天然气是以成本加成为基础定价,但之前的天然气价格调整未达到天然气的综合成本水平,也谈不上获得投资回报,致使我国天然气生产企业长期亏损,生产经营难度增大,影响了生产企业的积极性。
四、近年来我国天然气应用改革努力
1.加快天然气进口数量
为满足未来天然气的需求,我国提出了天然气工业发展思路:以市场为导向,积极利用两种资源和两个市场,除加大国内天然气资源的勘探开发力度,努力发现和开发大型气田外,还从俄罗斯、土库曼斯坦以及中东和东南亚地区进口管道天然气和LNG,以弥补国内资源的的不足。除了已经开始正常输气的中亚天然气进口管道外中缅天然气管道建设也在加快进行,预计在2013年5月投入使用,该管线设计输气量在100~130亿立方米,中缅新管道还将直接惠及来自非洲与阿拉伯地区的油气资源。
2.合理布局天然气资源
针对近年来逐步突出的天然气资源配置不合理的问题,发改委综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经济效益等各方面因素,根据不同用户用气的特点,将天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。在2012年10月31日的新版?天然气利用政策?中明确规定强调了对优先类的政策扶持和对限制类与禁止类的管控。对优先类用气项目,地方各级政府可在规划、用地、融资、收费等方面出台扶持政策,鼓励天然气利用项目有关技术和装备自主化,鼓励和支持汽车、船舶天然气加注设施和设备的建设,对限制类项目的核准和审批要从严把握,列入禁止类的利用项目不予安排气量。新版对部分用户的利用顺序级别进行了调整,体现了国家对部分产业的态度转变。
3.完善天然气价格定价机制
天然气价格是调控消费结构的主要手段,也是资源配置的调节器。国家发改委去年12月发文称,天然气价改总体思路为以下几种,一是将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价。二是以计价基准点价格为基础,考虑天然气市场资源主体流向和管输费用,确定各省(区、市)天然气门站价格。三是天然气门站价格实行动态调整机制,根据可替代能源价格变化情况每年调整一次,并逐步过渡到每半年或者按季度调整。四是放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格,实行市场调节。几种思路各有利弊,但可以肯定新的定价机制一定会在近期制定颁布。
五、结语
综上所述,我国天然气利用现状虽然不尽人意,但事实基础是我国的天然气利用晚,发展快。和很多发达国家或是发展中国家相比,彼此的国情还是有所区别,所以在现阶段,所出现的问题都是在所难免的。从长 远来看,全球经济一体化发展越来越快,作为有影响力的大国,无论是从国家资源安全,或是从经济建设、社会发展、环境保护等方面来讲,天然气利用中出现的问题和不足要尽快解决和完善。科学的增加天然气开发途径,保护资源地生态环境,提高资源地经济发展动力和持久力,从国内国外两个途径提高天然气供应量;利用价格和宏观调控手段,调整天然气利用结构,提高资源利用率,做好天然气的绿色利用。通过国家不断推出的各种天然气利用改革制度,不难相信,我国的天然气利用无论分布、结构、价格都会更合理化,更国际化。
油田用加热炉是油田勘探开发中的重要设备之一[1-2]。随着我国各油气田公司对天然气资源勘探与开采力度的逐年加大,我国天然气逐年大幅增产,天然气集输设备的种类和个数也大幅增加。在我国西部以天然气生产为主的某油田中,应用了大量的天然气装置设备,类别繁多且单类设备数量大。随着生产时间的累积和生产规模的扩大,形成了大量的设备信息台账。据统计,2008年在此油田有详细设备信息记录的11套天然气处理装置中,共计有64类4200多个主要设备。这些设备台账信息相互独立地保存在设备的使用部门,这直接导致同类设备信息无法在不同使用部门间实现有效的信息共享,即使在同一使用部门里也很难实现同类信息的汇总、对比及分析。另外,很多装置的设计图册也没有有效、统一的管理,导致设备维护时,不能方便地获取装置设计信息。这些都给天然气设备维护人员的工作带来了极大的不便,他们希望建立一个天然气装置设备信息采集、存储、汇总和展示于一体的信息化系统,能够将这些孤立的设备信息有效地管理起来,并能及时地获取装置设计信息。
1系统分析与设计
天然气装置设备主要分为工艺、仪表、给排水、热暖和电力等几个主要专业设备。工艺主要包括加热炉、制冷机和压缩机等设备;仪表主要包括压力变送器、火焰探测器和在线分析仪等设备;给排水主要包括水罐设备、供水气压罐和埋地生化污水处理设备等设备;热暖主要包括换热器、燃气调压箱和燃气壁挂炉等设备;电力主要包括电力变压器、高压配电柜和低压配电柜等设备。此信息管理系统主要是实现上面所述设备信息及其设计图册的有效管理,其过程包括数据采集、数据录入、数据维护和数据应用四个部分。数据采集的源头,一是指现存的大量的历史数据,包括纸质和电子的设备台账及工艺设计图册;二是指系统部署后,日常生产所产生的新设备数据及工艺设计图册。对于数据的采集,需要对历史数据进行标准化、电子化处理。对于数据的录入,需要批量数据和单项数据两种录入模式。系统能够实现已入库数据的修改和删除功能,能够实现对各种设备数据及设计图册的查询、汇总和导出等应用功能。针对上面的分析,对系统功能和业务数据库进行了相应的设计。
1.1系统功能设计
系统功能主要分为数据维护、数据查询、文档管理和系统管理四个主要部分。系统功能结构如图1所示。
1)数据维护,主要有数据录入和数据维护两项功能。数据录入功能分为批量数据导入和单项数据录入。由于设备历史台账数据存在方式及格式的不一致,其需要进行电子化和标准化处理后方可入库。数据维护功能提供对数据的修改及无用数据的删除功能。
2)数据查询,主要分为固定查询、导航查询和条件查询。按照日常业务的工作习惯,我们制定了固定查询方式。此方式不需要使用者指定任何查询条件,即可得到生产常用的设备信息。导航查询,是将各套装置分部门分专业组织成“结构树”的形式,以便使用者有层次地获取所需的设备信息。条件查询,指根据用户动态设定的不同查询条件,个性化地得到用户所需的特定信息。
3)文档管理,主要实现设计图册等文档的分部门分专业上传、下载、查询和维护功能。各类文档可以按文件名称、所属站名、专业类别和上传人等四种方式进行查询,查询结果可以浏览下载。
4)系统管理,主要包括人员信息管理和日志信息管理。人员信息管理,主要实现人员及部门信息的添加、修改和删除功能,并对人员的访问权限进行设置。根据系统用户角色的不同,系统访问权限分为五类,各类访问权限各有不同功能范围。日志信息管理,主要记录登录用户各种操作的时间、对象及影响等信息。
1.2数据库设计
数据库的设计主要包含概念数据模型(ConceptualDataModel,CDM)设计和物理数据模型(PhysicalDataModel,PDM)两个重要阶段[3-4]。CDM设计是建模过程的关键阶段,此阶段把现实世界中需要保存的信息抽象成信息世界中的实体(Entity)和关系(Relationship),产生实体关系图(E/RDiagram)。PDM建模反映了业务领域中信息之间的关系,它不依赖于物理实现。只有重要的业务信息才出现在PDM中。一般的数据库建模过程是从对业务数据和业务流程的抽象形成CDM模型开始,从而转换成相应的PDM模型,进而可以生成相应的数据字典和数据定义语言(DataDefinitionLanguage,DDL),有了DDL就可以直接创建关系数据库。另外,整个建模过程是可以逆向进行的,以验证模型正确性。整个过程如图2所示。
按照上面数据模型的创建过程,我们创建了天然气装置数据库,其逻辑上由业务数据库和系统管理数据库组成。其中,业务数据库包括工业专业14张表、仪表专业17张表、给排水专业19张表、热暖专业9张表和电力专业3张表。系统管理数据库主要包括人员、部门、权限、日志、文档和元数据信息表。在创建数据模型的过程中,应用了计算机辅助工具PowerDesigner。PowerDesigner支持CDM和PDM建模及相互转换,CDM中的实体、实体属性、标识符、联系,甚至继承关系等都可以自动转换为PDM中的表、列、主键或外键和参照完整性等[3-4]。
2系统实现
系统的开发基于通用的三层B/S(Browser/Server)架构模式,采用MicrosoftSQLServer2005作为系统的数据平台,利用WebServers技术将各种业务逻辑封装成Web服务,项目的开发环境为MicrosoftVisualStudio2008,开发语言采用VisualC#。项目实现的主要界面如图3和图4所示。
3结语
此系统自2008年10月投产上线以来,运行稳定、应用便捷。其所装载的11套天然气装置的设备数据及设计图册,为该油田有效管理设备信息、提取设备资料和获取参考信息等,提供了一定的信息技术支持。
1、影响天然气管道施工质量的主要因素
1.1施工技术存在的问题
管道防腐和焊接也是天然气管道工程的重要工序。焊接工艺水平的高低和防腐质量的好坏,直接影响到日后天然气管道的输送安全。然而由于天然气处理厂几乎都建在郊区,天然气输送管道施工所处环境较差,晴通雨阻以及冬天受冻土的膨胀抬起等问题都是天然气管道施工所不可避免的,会在一定程度上影响施工进度。另外,管道组焊、半自动机组、全自动机组应当严格按照相应的焊接规格分别采用内(外)对口器对口,纤维素焊条手工下向焊打底等工艺完成焊接,但在实际管道施工中经常忽视此类问题造成焊接质量下降,最终导致管段安装质量不高。
1.2施工监管不足,风险控制意识淡泊
天然气管道施工存在质量隐患,在一定程度上是由于施工管理不到位所引起的,集中表现为施工监管力度不够,施工人员和管理人员风险控制意识淡漠。一方面,由于监管体制不健全,不完善,不仅施工人员对施工风险的防护意识较差,而且管理人员也难以及时发现天然气管道施工过程中存在的质量隐患,加之部分管理人员风险控制意识淡泊,即便发现施工过程中影响施工质量的风险因素,也不能及时提醒施工人员采取相应的措施加以规避;另一方面,大多数天然气管道工程项目只有监理机构对现场施工进行监督,但是却很少有聘请风险管理机构对施工设计方案和施工标准进行风险评估,从而导致管道施工质量标准未能达到国家的相关标准,给天然气管道施工质量埋下风险隐患。
2、提升天然气管道施工质量的主要措施
2.1提高施工工艺水平,规范工艺流程3.1.1提升施工工艺水平的建议提高管道敷设工艺水平,必须要加强对施工图纸的审核和施工现场的调查,充分了解施工现场的实际地质环境、周边设施与建筑物以及交通条件,确保施工图纸与施工现场实际情况想契合,在此基础上做好施工前的技术交底工作,使施工方相关技术人员能够准确、全面地掌握施工各项工艺参数和技术标准,以确保管道土方挖掘、回填等各项工作均能达到设计要求和相关标准规范,从源头上消除施工现场与施工图不一致的隐患。在管道布管和管段对接施工时,必须要认真清扫管沟,尤其是要将焊接端的坡口及内外管壁20米范围内的污垢、铁锈,毛刺清除干净不能有裂纹及夹层等缺陷,确保管沟无阻碍布管的障碍物。在预组装时,要特别注意管段首尾端口连接平整和型口完整且两管的中心线在一条直线上。管段组对完毕后要及时提交工程监理进行审查,在确保每段管段都符合技术要求的基础上实施管段预焊接,将管段固定,检查管段连接对正后再进行完整焊接。3.1.2提升焊接工艺水平的建议天然气管道焊接工序应按照编制的焊接规格严格进行,正确选取焊接材料与穿越方式,规范焊接程序。在管段焊接完毕后管理人员在检查管段焊接处的表观之后,再对焊接处进行确认,若发现不合格的应及时进行修补,合格的报给专职质检部门检验,以保证管道焊接质量。最后由专业工程师依照工程规格以及相关质量要求,对管段焊接处进行细致评价,保证管段的正常使用。
2.2提升风险控制意识,加强质量管控
首先,加强对施工人员的安全培训,强化其风险意识。组织施工人员学习安全生产的知识,分析安全事故的成因。此外,还要编制安全施工管理规范和施工人员安全生产手册,明确、严格施工中各个环节的流程、标准以及风险控制措施,从意识上强化施工人员安全施工。其次,加强管道施工工序的检验和施工监管。管道施工应在得到建设、监理与设计单位三方都确认的情况下才能进行工程隐蔽,施工过程中必须严格按照施工技术与工艺的规范标准施行,并且施工过程中的每一工序都应在相关责任人的监管下进行。一方面加强对施工人员的资质与工艺素质监管,确保施工相关人员是经过专业培训后持证上岗,并监督其在施工前根据施工环境与具体情况制定合理方案与细则,设置安全警示;另一方面,要加强对管道的安装、材质与防腐质量、隐蔽工程等进行管控,对施工质量不合格的工程及时进行整改,并做好相关质量记录,确保在检验合格后再进行下一工序。
3、结语
总而言之,天然气管道施工质量若要得到进一步提升,就必须要从施工工艺和施工管理两方面着手,既要不断增进管道施工的技术可言,加强和改进管道施工技术,提高施工工艺水平,又要强化施工人员和管理人员的风险控制意识,使之严格遵守各项技术安全规定,及时发现和整改天然气管道施工存在的质量隐患。只有如此,才能为天然气安全输送和平稳生产提供有力保障。
中国近海天然气资源主要分布在南海北部大陆架西区(占全海域天然气资源总量的62．3％)、东海西湖凹陷及渤海海域(占全海域天然气资源总量的27．7％)。目前已经发现了营歌海盆地、琼东南盆地、东海盆地西湖凹陷、渤海湾盆地渤中凹陷、珠江口盆地文昌A凹陷等五个含气区(见附图)。与之相毗邻的是我国东南沿海的珠江三角洲地区、长江三角洲地区以及环渤海湾地区，都是我国经济最发达的地区，但上述各地区石油天然气资源短缺，主要靠北煤南运、北油南运及从国外进口解决，制约着经济的发展，特别是对清洁高效燃料又是优质化工原料的天然气需求更加迫切，因此，海洋天然气具有广阔的下游用户市场，开发海洋天然气具有得天独厚的市场优势(见下表)。
海洋天然气目标市场
油气区域／油气田目标市场用途琼东南盆地崖城香港、海南发电、化肥 莺歌海盆地乐东朱江三角洲地区／广西发电、化肥、工业／民用东方海南、广西／广东发电、化肥、工业／民用珠江口盆地文昌9区珠江三角洲地区发电、工业／民用西湖凹陷／丽水区块平湖及周边上海、长江三角洲地区工业／民用丽水温州发电、工业／民用渤海海域锦州锦西化肥、民用渤西天津发电、工业／民用 渤中／渤南烟台、青岛／大连发电、工业／民用目前中国海油在辽东湾北部、渤海湾西部、海南岛近海、东海西湖凹陷已建立了天然气生产基地。辽东湾北部JZ20—2气田，于1992年8月投产，目前年产天然气3．8亿方。渤海湾西部渤西油田群，于1998年投产， 目前年产天然气1亿方。海南岛近海的崖13—1气田，于1996年1月投产， 目前年产天然气36亿方。东海西湖凹陷的平湖气田，于1998年11月投产， 目前年产天然气4亿方。
1999年，中国海油原油、天然气产量全面超额完成国家计划，取得良好的经济效益，共生产原油1617万吨，完成国家计划的108％，天然气生产43．9亿方，完成国家计划的129％，油当量达到2056万吨，全年实现原油销售收入159亿元，天然气销售收入27．03亿元。中国海油全年实现经营利润27．5亿元，人均效益处于全国先进地位。
加强海洋天然气的勘探开发是中国海油早在1998年就制定的加快海洋石油发展的“六大发展战略”之一，力争到2015年中国近海天然气年产量达到200亿方，为此，在2010年以前需新增探明天然气地质储量3773亿方。今后15年海洋天然气增储上产的主要区域是东海西湖凹陷、琼东南盆地及茸歌海盆地。
2000年是中国海油资产重组、机制改革后的第一年，也是海洋石油开发的第一个“海洋天然气年”，在“海洋天然气年”中，中国海油将会有一系列的重大举措推动和加快海洋天然气的勘探开发。一是经过近三年的筹建，海洋石油化学公司已于近日正式成立，这标志着位于茸歌海盆地的东方气田的开发进入了到计时，预计到2004年东方气田每年将向海南提供天然气16亿方，用于化肥工业和发电。随着科技投入的增加和钻探技术的提高，莺歌海大气区不断有新的发现，东方和乐东气田的联合开发将实现向海南、广西或广东提供天然气34亿方。二是位于渤海湾中部和南部的渤南油气田群也将在近期全面启动，预计在三年内实现向出东胶东半岛供气。三是配合国家“西气东输”工程，优先开发东海天然气的战略部署，加快东海天然气的勘探开发。开发东海天然气是“海洋天然气年”的重头戏，中国海油决定要把东海天然气的勘探作为今年的工作重点，加大投入，加大勘探工作量，争取尽快获得重要发现。
今年4月8日，中国海油在东海钻探的绍兴6—1—1井开钻，拉开了大规模勘探开发东海天然气的序幕。东海盆地是我国近海一个大型新生代沉积盆地，总面积25万平方公里，有一批有利圈闭有待钻探，勘探潜力很大。西湖凹陷被认为是东海盆地中油气资源最丰富的地区，而且目前勘探程度最高，至今约20年的勘探历史，已钻井28口，并获得约1500亿方的天然气探明加控制储量。西湖凹陷的天然气预测资源量l万亿～2万亿方，目前发现程度仅为15％～7．5％。除天然气之外，西湖凹陷还有原油的预测资源量12亿吨， 目前探明加控制储量仅为4000万吨，发现程度仅为3％，勘探潜力非常大。此外，在台北凹陷已发现的丽水36—1气田，潜力也不可忽视。中国海油今年在东海海域投入勘探资金3—4亿元，几乎接近前20年自营勘探投资的总和。计划安排要钻5口探井或评价井，作二维地震5000公里，如果有新的发现，将作三维地震800～1000平方公里，投资还会增加。从现在到2010年，将在东海海域部署55口评价井和20口探井及一系列物探工作量，完成新增天然气探明储量2700亿方的目标，使东海天然气年产量从现在的4亿方增至100亿方，以满足上海及江苏、浙江经济发达地区的能源需求。东海天然气具有许多得天独厚的优势：油气田联合开发，提高整体经济效益：离市场近，输气距离短，工程建设周期短，能够以较快的速度、较低的成本满足市场等等。加快东海天然气勘探开发，在满足华东地区供气总量和时间方面以及实现双气源供应保证供气的可靠性，都将对“西气东输工程”发挥重要的补充作用。
天然气的勘探开发与石油有很大的不同，这就是在勘探天然气资源的同时，就要探询天然气的市场前景；在上天然气开发项目的同时，就得上天然气利用项目。如果下游用户市场不落实即使上游找到再多的天然气资源，也无法投入开发。因此，在发展天然气事业方面，中国海油与下游用户(包括工业、发电、城市燃气等)是唇齿相依、互相依存的。目前，中国海油发现和拥有的天然气资源都毗邻我国经济发达地区，这些地区天然气市场需求量大，经济承受力强，而且对优化能源结构，尽快使用清洁能源的要求非常迫切。近些年来，我国城市燃气发展非常迅速，有许多城市的燃气管网已初具规模，有条件的城市正逐渐由天然气替代人工煤气，我们希望将来在寻求天然气工业用户的同时能够与地方城市进行密切合作，带动城市燃气的发展，为地方经济的持续发展做出我们海洋石油人应有的贡献。
1生产过程中的原油处理
1.1原油的脱水处理
在原油开采完成后,对原油进行脱水也是很重要的工艺。由于原油在井下多直接与水接触,这样开采出来的原油常伴有大量的水分,不但增加运输成本,而且这些水分大多又含有盐类,对设备、容器以及管线等都有腐蚀作用。因此,人们一般在油田从原油中脱水,再将脱出的水回注井下,这个过程称为原油脱水。目前,原油脱水工艺技术已经有很多种,其中最主要的有:沉降分离脱水,即将原油通过特定的装置,利用水重油轻的原理,使水逐渐下沉,油和水分开即完成脱水过程,这也是一般原油脱水的基本过程。第二种方法是热化学破乳,即将破乳剂加入到原油中,一并加热到60摄氏度,降低原油的粘度,提高油和密度差别,减弱水中含有的乳化物质的作用,使油水分离更彻底。第三种是电脱盐破乳法,即在高强度的电场作用下,促使水滴结合成较大的水滴,在重力作用下加速下沉,或利用直流电场,使水滴向电极移动并聚集,再在重力作用下,一起向下流动。这种电脱水技术使用较为广泛。
1.2原油电脱水器的使用和应用
原油脱水工艺还需要有配套的原油脱水设备,才能真正实现脱水功能。结合原油脱水技术主要利用油水沉降远离,人们研制了大量先进的脱水耐压的容器。其中,电脱水器是至今为止,使用效率最高、处理能力也较强的原油脱水设备。原油电脱水器的应用直接影响了输出原油的含水量。现在我国国内使用较为广泛的原油电脱水器主要是采用的一种卧式以及横挂电机的结构。原油进入油管,经过喷油管喷入电脱水器,原油在脱水器流动过程中,会产生乳化水滴,乳化水滴经过重力沉淀,在电脱水器内部电场的作用下,乳化水滴实现聚集,水滴变大,实现沉降,实现脱水效果。
2污水处理
在原油经过脱水处理后,会产生很多的污水。传统的污水处理工艺主要是以下步骤,污水首先进行除油,沉淀,然后进行过滤,最后进行主水管回注。具体来说就是原油污水首先进入储油罐进行重力沉淀,这个过程主要是用来除去污水中的乳化油,除去乳化油的污水进入到反应缓冲罐中,在反应器中加入一定的净化凝聚剂,净化凝聚剂与污水通过反应,产生污油以及固体微粒,两者形成的污泥被排出。最后,则进行污水中残留的悬浮物的处理,污水悬浮物经过过滤器,被过滤处理掉后,最终处理过后的污水外输进入注水泵中回注到油田中。石油天然气生产过程中,经过稠油开采,原油脱水,污水处理环节,实现石油的开发利用。在这个过程中,每一步都是关键,每一道程序都有待于优化提升,最终实现整个原油开发工程的优化提升。原油脱水以及污水处理优化提升,有利于降低开发成本,提高石油生产产量,提高经济效益,降低污水的环境污染,具有非常重要的经济,社会以及环境效益。
1、 管网压力级制
国内外天然气输配系统无一例外地采用了高压输气、中压单管网配气的方式，其经济效益和在运行管理方面的优越性是传统的多级管网所无法比拟的。故在改扩建中应保留这种输配方式。
天然气输配系统的压力级制主要是确定高压输气和中压配气的压力，合理的压力级制既能保证城市供气的需要，又可减少管网和储气设施的投资。以重庆市主城区天然气改扩建工程为例，原规划新建环城输气管道工作压力为1.6MPa，新建中压管网工作压力为：0.4MPa环城输气管道兼有输气和储气之功能。但输气管道在实施中输气管道难以保证足够的安全间距，规划部门和消防部门无法接受，所以输气管道的工作压力降为0.8MPa。虽然环城输气管道输气能力可以满足需求，但其储气能力却大为下降，调峰的任务将主要由储配站来承担，增加了储气设施方面的投资。改扩建工程中，新建高压输气管线应根据实际条件，尽可能利用长输管线干线的高压，提高输气管线的压力，可减少管网和储气设施的费用。目前，天然气的应用已在满足居民用气的基础上，向各类公共建筑用气延伸，燃气直燃机、燃气锅炽等用气量大(几百至几千立方米／小时)、供气压力高(0.01MPa-0.2MPa)的大型用气设施大量出现，对天然气管网提出了很高的要求。·为尽可能满足供气的需要，中压配气管网工作压力宜选用中压A的上限0.4MPa，其供气可靠性才最大。在改扩建中，新建中压管网应按照0.4MPa设计、施工，其运行压力则根据实际情况确定。必须与原有管网运行连接的新建中压管网运行压力应与原有管网相同—，待原有管网经过改造符合条件之后，方可以0.4MPa工作压力运行。独立的新建中压管网则应按0.4MPa工作压力运行。
2、调压设施
天然气中压单级管网配气工艺决定了所有的燃具都必须使用调压设施才能与管网相连。居民住宅和一般公共建筑用户仍可采用楼栋调压器供气，这也是民前广泛使用并得到规范许可的方式。—而对于燃气直燃机、燃气锅炉等中压燃烧机的供气则需要特别注意。从供气安全角度考虑，对供气压力高、流量大的用户应增加必要的安全措施和更加可靠的调压设备。通常采用的调压设备(有时含计量)为柜式调压设备或地下调压设备。此类调压设备内包括通过能力大和调压精度高的调压器、过滤器、控制阀门、安全切断阀、遥测遥控装置以及计量表具等，可采用2十1(二路调压加一路旁通)、1十1(一路调压加一路旁通)、2+0(二路调压)等各类方式，其供气可靠性远高于楼栋调压器，是对燃气直燃机、燃气锅炉等燃具供气的最佳选择。但是，现行的《城镇燃气设计规范》中没有提及此类设备，生产厂家则称之为“箱式调压站”或“地下调压站”，故消防部门则根据消防和燃气规范以一般调压站的安全间距来确定其设置位置。由于使用燃气直燃机、燃气锅炉等燃具的公共建筑多为大型的公共建筑，消防部门一般确定柜式调压设备与之间距为25米，地下调压设备则不允许设置。这在很大程度上限制了柜式调压设备或地下调压设备的应用，从而也限制了燃气直燃机、燃气锅炉等大流量燃具的发展，不利于供气规模的扩大。因而，在改扩建工程中，应就各类调压设施的设置与规划、消防部门达成共识，形成固定的处理意见，方可保证改扩建工程的顺利实施。同时，建议《城镇燃气设计规范》的修订也应根据实际情况，及时将新设备、新工艺、新技术、新材料列入，以有利于其推广使用和燃气事业的发展。
3、管材
过去天然气管线均采用钢管，后来随PE管的逐步推广，其造价低、使用年限长、施工方便等优势使中压管网中PE管的比重逐年上升。在改扩建工程中，新建中压管网理应采用PE管。这将存在PE管和钢管混合使用的局面，对管道的维护和抢修产生较大的麻烦，抢修部门必须同时配备钢管和PE管的抢修工具才能保证正常的维护、抢修操作。因此，改扩建工程中四管的使用应尽可能集中在一定的区域内，而在原使用钢管的区域内零星新建的中压管仍以钢管为宜。室内管道一般为镀锌钢管和无缝钢管，近来国家进行了铝塑复合管的推广使用，燃气行业也应蹋上时代的步伐，但至今尚未有国家或行业方面的技术规范、标准，大规模的推广还有一定困难，这也是改扩建工程中亟待解决的问题之一。
4、计量
计量包括输气部门对燃气公司的供气计量和燃气公司对各类用户的供气计量。输气部门对燃气公司的计量一般在城市门站，输气系统改扩建后应注意计量表具的量程范围应有变化。燃气公司对各类用户的计量则应考虑到对供气压力的修正，否则计量表显示的读数偏小。对于居民住宅用户，现在突出的情况是无法进户抄表、气费回收困难，故在改扩建工程中应尽量采取改进措施，可考虑采用设户外表、气表读数集中显示、远程抄表等方式。
5、特殊情况下的供气
对高层建筑、地下室、内厨房等特殊情况用气，虽然《城镇燃气设计规范》有相应的规定，但比较粗略，对于每座建筑实际用气情况，尚存在许多细节需要解决，如建筑设计时预留燃气管道通道、高层建筑设置排烟设施、燃气泄漏报警切断系统、地下室用气时是否需要泄压口等，均应在改扩建工程中拟相应的对策，同时还需要与规划设计管理部门、消防部门达成共识，否则部分建筑无法使用天然气，对改扩建工程的效果有一定的影响。
1煤制天然气净化
天然气预处理主要是脱除原料气中所含的微量固体和液体杂质、酸性气体(CO2)、水等有害物质。天然气液化时,其杂质含量通常要求达到的指标是:二氧化碳
1.1脱酸性气体
天然气在自然形成的过程中会产生CO2、H2S、COS与RSH等酸性气体。这些气体的存在会腐蚀金属材料、污染环境、造成催化剂中毒、在低温过程中还会结冰堵塞仪表和管线,严重影响正常生产。因此需要把天然气中的酸性气体脱除,达到标准要求的规格后方可进行进一步液化。结合煤制天然气项目气源存在“少碳、无硫”的特点,H2S及有机硫在低温甲醇洗过程中就已经进行有效的分离;二氧化碳经过甲烷化反应过程,与原料中H2进行反应,生产CH4。仅有少量CO2需进行脱除,用以保证冷箱顺利运行。一般采用MDEA溶液进行脱酸性气体。根据其对CO2和H2S都有较强的吸收能力、吸收效率高;工艺过程温度、设备和管道腐蚀程度低、系统运行可靠;容积循环量低、溶剂化学性能稳定等特点。在LNG脱酸性气体工艺中得广泛应用,并在煤制天然气LNG项目脱酸过程有一定优势。
1.2脱水
天然气液化需要在较低温度下进行液化,为避免其中的水分在液化系统发生冻堵,须在预冷前将天然气中的水脱除。天然气脱水按原理可分为冷冻脱水、溶剂吸收脱水和固体吸附脱水、膜分离法脱水四大类。因为天然气在“大气量、超低温(-160℃以下)”的工况环境下进行操作,在几类脱水技术中仅有固体干燥剂脱水法能够满足其工况要求,其中分子筛在LNG工业化装置上广泛应用。分子筛是具有骨架结构的碱金属的硅铝酸盐晶体。其分子式如下:M2/nO·Al2O3·xSiO2·yH2O分子筛具有高选择性;深度脱水、露点降大;对极性分子具有很强的吸附性;在较高的温度下仍具有较强的吸附性的特点。能够满足天然气液化过程中“超低温”工况要求,对气体组分中的水进行有效的脱除,对冷器起到了保护作用。在煤制天然气气体中含有饱和水汽,由于水汽的存在,煤制天然气管输过程中往往会造成管道积液,降低输气能力及降低热值,加速煤制天然气中H2S和CO2对钢材的腐蚀。即使在煤制天然气的温度高于水的冰点时,水也可能和气态烃形成烃类的固态水化物,引起管道阀门堵塞,严重影响平稳供气。因此,煤制天然气在管输前必须脱除其中的水份。结合天然气脱水“气量大、水露点要求不高”的特点,大规模的天然气、煤制气处理、集输过程中使用的脱水干燥方法主要是三甘醇溶剂吸收法,该方法是天然气、煤制天然气工业中应用最广泛的脱水干燥方法。但由于三甘醇脱水深度无法满足LNG液化需求,为了避免在脱碳过程中夹带的水分以及工艺气二次反复脱水,所以在煤制天然气LNG过程中气体不经过三甘醇脱水处理,直接进行LNG液化预处理。
1.3脱汞
原料气中含有的微量汞在低温时会对冷箱等设备造成腐蚀,甚至导致停产,因此汞的含量应受到严格的限制。目前,天然气脱汞工艺有化学吸附、溶液吸收、低温分离、阴离子树脂和膜分离等,天然气脱汞工艺的特性如上图3所示。低温分离工艺是利用低温分离原理实现汞脱除,分离的汞将进入液烃、污水中,造成二次污染,增加其处理难度;溶液吸收工艺脱汞效果差,吸收溶液腐蚀性强,饱和吸收容量较低,脱除的汞进入吸收溶液中也将造成二次污染;膜分离脱汞及阴离子树脂脱汞工艺的使用范围较窄,工业化装置应用较少。化学吸附脱汞工艺在经济性、脱汞效果和环保等方面都优于其它脱汞工艺,在天然气脱汞装置中得到广泛应用,其脱汞深度可达0.01μg/m3。近年来,天然气液化工程中的原料气脱汞采用载硫化物大孔氧化铝脱汞剂,使汞与硫产生化学反应生成硫化汞并吸附在吸附剂上,载硫化物大孔径氧化铝不易产生粉化,且吸附能力强,便于更换。大孔径载硫氧化铝脱汞剂可以避免常规脱汞剂吸附饱和时的毛孔迸发现象对下游液化冷箱造成的汞腐蚀危害。在煤制天然气液化过程中,矿物质煤中作为原始材料,前工序甲烷化过程中,汞物质会使甲烷化催化剂中毒,使其永久性失活。所以在甲烷化工序对汞有及其苛刻的要求。在甲烷化后的气体含量中已经不含有汞物质,因此在煤制天然气LNG液化装置中无需设置脱汞槽及其后面的过滤分离器。
1.4脱除重烃
重烃通常指C5以上的烃类。在烃类中,分子量由小到大时,其沸点是由低到高变化的,所以在液化天然气的循环中,重烃总是先被冷凝下来,从而堵塞设备。液化天然气过程中,通常天然气预冷后,在低温区中的一个或多个分离器中除去重烃。图4所示BV公司的PRICO工艺天然气液化流程:采用混合冷剂(N2、甲烷、乙烯、丙烷和异戊烷)为介质,进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量。天然气与冷剂进行热交换的冷箱采用板翅式换热器。预处理气体首先流经板翅式换热器。入口气体从顶部进入,并在顶部份进入换热器芯。然后向下流入底部的冷端。在PRICO中,低温液体仅仅在换热器的底部。制冷换热器上部的原料气被冷至温度大约70℃。在中间,气流流动中断而离开换热器。70℃的气体直接进入重烃分离器,以除去任何可能出现在气流中的重组分。除去进气中的重组分有利于保护低温设备免于堵塞和腐蚀。在制冷换热器顶部有一旁通,通过温控阀可以控制进入重烃分离器的气体温度。从重烃分离器顶部出来的70℃的气体返回板换,经过两个通道,从换热器的底部出来,这时气体已经变成151℃LNG。但由于煤制天然气过程中,煤从气化出来后经过一系列分离、反应等工序处理,原料气中的重烃成分已经完全得到脱除、分解。结合此特点,在煤制天然气液化过程中可以省略掉重烃分离器及相关重烃冷量回收换热器等,预留出分离出口,避免日后由于气源变动而造成重烃成分出现。
2结论
由于和传统天然气相比,煤制天然气的气源更简单,在实际生产运行过程中,供气的质量和条件更稳定,而且LNG作为能源产品,工厂的运行和上下游的衔接非常紧密,尤其是作为调峰装置对下游供给的稳定性十分重要。所以一座商业化运行的液化工厂,首先必须满足安全连续稳定生产的需要,还要求工艺要具有一定的灵活性并且便于操作和调节。因地制宜,选择适当的技术开发和利用煤制天然气,发挥其储存比高,运输灵活方便等优势,可以有效弥补我国常规天然气地域分布和供给量上的不足,非常适应我国能源生产和消费的分布情况,具有广阔的前景。
摘 要： 目前 在城市天然气工程的论文中，对天然气“置换”有两种论点：一是指在城市天然气管道投产时，对管道内空气置换的 方法 。二是指将以前用的煤制气、液化气掺空气、液化气管道供气等城市燃气置换为天然气。本文是指城市天然气管道在投产时的天然气置换方式。通过对天然气中压管网的两种置换方案介绍、 分析 和对比，说明城市天然气中压管网、居民入户，可采用天然气直接“置换”的方法。针对投运前天然气管道的置换,采用惰性气体法与“气推气”法优缺点进行比较分析,从 理论 与实践角度阐述“气推气”方案的可靠性。
关键词：天然气 置换 管网 气推气
随着城市燃气事业的迅速 发展 ，新建城市燃气项目和不同气质通气前的维修，都需要置换。置换首先要确保设施的自身安全；其次是确保供出的燃气能满足用户的使用要求。天然气置换是一项危险性的工作，若置换方案选择不当或操作失误，均可能发生恶性事故，造成惨重损失。为此，天然气置换的安全 问题 显得特别重要；其次，置换还应考虑 经济 问题，若方案不当将造成置换工作量大，费用高。用什么安全、经济的方法将中压管网、居民户内管道的空气置换为天然气，是一个值得认真探讨的问题。对此发表一些看法和意见，作为我公司尉犁县天然气入户点火的实施方案。
根据目前同行业的成功经验，城市中压管网、居民户内的置换一般有如下两种方法可以采纳。
1． 惰性气体置换法
用惰性气体（氮气）先置换管道里的空气，再用天然气置换管道里的惰性气体。即把惰性气体作为置换中间介质，这里所说的“惰性气体”是指既不可燃又不可助燃的无毒气体。如氮气（n2或液氮）、二氧化碳（co2）、烟气等，均可以采用。
具体操作过程是先将惰性气体充满管网，加压到一定程度置换出空气，直至管网惰性气体的浓度达到预定的置换标准为止；然后再以燃气充满管网，同样加压到一定程度置换出惰性气体，从而完成置换程序。此法操作复杂、烦琐。反复进行两次换气，不仅耗用大量惰性气体还耗用大量的燃气，发生费用较高，其换气时间长，工作量大，既不经济又费事。但是它可以确保可燃气体不会与管网中空气接触，不会形成具有爆炸的混合气体。因此此法可靠性好，安全系数高，成功性大。是燃气行业以前普遍采用的传统的置换方法。
2．燃气直接置换法
燃气直接置换法也称“气推气”置换法。此办法是直接将燃气缓慢地进入管网替换出空气，从而达到置换目的。
当打开天然气总阀开始送气时，可通过可燃气体报警器检测放散处可燃气体浓度，以确定是否达到预定的置换标准。燃气达到一定浓度时，报警器即报警，关闭放散阀，置换宣告结束。
此方法的特点是比较简便和经济，但是具有一定的危险性。因为在置换过程中，管道里必然要产生燃气与空气的混合气体，并且要经历爆炸极限范围。对于纯天然气来讲，它的爆炸极限为5～15％，再考虑到其混合的不均匀性，天然气含量45％以下均应视为危险区，遇火源，就要发生爆炸。为此必须严格控制火种和可燃气体的流速，并采取各种安全措施，确保无火种，才能安全地渡过其“危险期”。
要确保置换过程中没有任何火源，以引爆或产生火花引爆这极具危险的混合气。为此进行如下分析：一是确保在吹扫时清理净管网内的石子，以防止其在高速流动的气体推动下产生火花。二是全线阀门必须关闭，然后在最远端打开一处阀门，在排完空气的情况下，缓慢开启天然气阀门。并逐一使用同一方法进行全面置换。三是必须严格控制明火火种靠近置换现场。我们所说火种有三种：一是明火。二是高速气流会因“摩擦”产生静电。但是，由于我公司使用的是pe管道系统，不会有电荷集聚导致高电位，而产生放电火花。三是高速气流吹动管道中可能残留下来的石块、铁屑、焊条头等固体物品因碰撞产生火花。这种可能性是存在的，是主要危险源。其根源是高速气流，解决它的关键是坚决杜绝高速气流而确保低速；即便有石块等“杂物”，也不会被吹动，也就不可能产生火花了。根据天然气管道实际吹扫经验，我们确定将置换天然气流动速度控制在3米/秒以下。用阀门的开启度来控制流速。
经上述 分析 ，说明天然气管网可用天然气直接“置换”；即慢速充入天然气置换后再投入运行。该法必须注意排除其危险性， 方法 较简单， 经济 合理。
3． 燃气直接置换步骤
试压合格后随即进行置换。下面以尉犁县天然气工程中压管网置换为例，步骤操作如下：
（1）试压、置换前的准备工作
①成立管网检查（试压、置换）工作领导小组，明确具体的分工，各负其责。
②经过多方 研究 讨论，确定试压、置换方案，并制定实施细则和具体措施，打印成文，以便遵照实施。
③对管道和设备进行试压。对阀门、法兰、焊缝等各种设备和联接处进行认真细致的检查，对有泄漏之处进行处理。
④联接好试压、置换工作所需用的临时管道和设备。如加气管、排气管、空压机等；并做好其它一切有关的安全防范物质准备工作。
（2）试压及置换工艺流程
①在一个调压箱放散阀处联接打压胶管，与空压机相连。
②关闭所有调压箱前阀门，以最远端调压箱前放散阀作为空气的放空管。
（3）试压、置换的操作步骤
①为了便于指挥、控制，不致操作失误，在试压、置换前，首先关闭全部调压箱前阀门(可在阀门后加装盲板)，使整个系统成为密闭状态。
②启动空压机，打开加气管的控制阀门，向管网充空气，使压力先缓慢升压至运行压力，保压8小时，如无卸压现象，即可在未端放散处（或在门站放散管处，充分利用压缩空气进行最后一次的吹扫）放去空气。
③试压合格后进行置换。在末端放散处放去空气，直止无压力状态下（与大气相平衡为止）。慢速打开城市中压管网总阀。
④在慢速打开城市中压管网总阀后，用可燃气体报警器监视放散阀处的气体浓度，报警器发出报警，即关闭放散阀，中压管网置换完毕。
⑤打开调压箱出口阀，打开一栋楼的楼栋阀（关闭其余楼栋阀），打开楼栋最远端一个表箱阀（我公司采用户外装表。关闭其余表箱阀），拆除楼栋最远端一个表的表前接头（关闭其余表前阀）。打开表箱阀、表前阀放散。用可燃气体报警器监视放散处的气体浓度，报警器发出报警，即关闭表箱阀、表前阀，恢复表接头，表前阀管线置换完毕。
⑥一个人进入居民家中，打开灶前阀，一个人打开表前阀，在灶前阀处连接胶皮软管向室外放散。用可燃气体报警器监视（灶前阀）放散处的气体浓度，报警器发出报警，即关闭灶前阀，灶前管线置换完毕。
⑦连接灶前阀至燃气灶（器具），打开阀门停留片刻，待胶管内空气置换完，点火。整个置换过程完成。
经过对天然气中压管网置换的两种方案比较，拟采用“气推气”的置换方案。论点也充分证明了以天然气直接置换较为方便、经济，虽然存在不安全因素，但是可以通过控制进气速度，以及采取各种安全措施协调配合，完全可以安全地渡过混合气体爆炸极限范围，是天然气管网置换行之有效的，可以广泛采用的方法。
摘要：为了确定断层对鄂尔多斯盆地塔巴庙地区上古生界天然气富集成藏的控制作用，利用2 000 km2高精度三维地震资料，进行断层的精细解释及山西组、太原组煤系地层均方根振幅地震属性的提取，分析断层的分布、成因及形成期，研究断层与天然气高产层段和富集区的关系，建立塔巴庙气田天然气成藏模式。结果表明：上古生界存在北东向断裂系统，断层多为高角度的小断距断层，断距20～60 m；这些断层主要是基底断裂在燕山运动中、晚期重新活动造成上覆沉积盖层撕裂形成的；断层形成期与烃源岩生排烃期良好匹配，断层沟通了石炭系太原组、二叠系山西组煤系烃源岩和二叠系下石盒子组盒2段、盒3段岩性圈闭，既促使下伏天然气向盒2段、盒3段垂向汇流运移，同时又为有机酸的运移溶蚀提供通道，有效改善了邻近低渗砂体储层的孔渗性能，从而控制了塔巴庙地区主力目的层盒2段、盒3段天然气运聚成藏及高产富集区带的分布；断裂和大面积相对高孔渗砂体的叠合区域是天然气的有利富集区。
关键词：天然气；断层；输导体系；低渗砂体；成藏模式；上古生界；塔巴庙地区；鄂尔多斯盆地
0引言
传统认为鄂尔多斯盆地内部断裂不发育，但近年来有很多研究者发现盆地内部断裂存在的大量证据。在重、磁、电等地球物理资料中，可清晰地发现鄂尔多斯盆地内部发育规模巨大的基底断裂，基底断裂中、新生代“隐性”活动对古生界天然气和中生界石油的富集成藏甚至地表元素地球化学场的分布特征都有明显的控制作用［－］。基底断裂及后期构造活动衍生的一系列剪切变形所产生的储集层物性断裂对油气的控制不容忽视［2］。野外地质调查和钻井岩芯观察中，发现盆地中部古生界、中生界地层均发育大量的高角度雁行状、“x”共轭状节理及局部断裂，岩芯可见许多清晰的断层擦痕和阶步［，2－6］。但是，鄂尔多斯盆地内部沉积盖层中的断层断距小，在常规二维地震剖面上难以识别，因此往往难以刻画断层的分布。
航磁与地热异常等资料反映鄂尔多斯盆地塔巴庙附近存在北东向基底断裂带，其北端伊金霍洛旗附近存在近东西向基底断裂；岩芯中受构造应力作用产生的高角度破裂缝较发育［5－8］。但前人并未在该区域进行断层的识别，断层对天然气成藏和分布的控制也尚未研究。笔者利用塔巴庙地区2 000 km2高精度三维地震资料，进行断层的精细解释及山西组、太原组煤系地层均方根振幅地震属性的提取，分析断层的分布、成因及形成期，结合塔巴庙地区地质特征和油气勘探成果，对断层在天然气输导、富集成藏中的重要作用进行了探讨，建立了塔巴庙气田天然气成藏模式。
研究区概况
塔巴庙地区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北东部，北邻伊盟北部隆起，东邻晋西挠曲带（图）。区域构造为一平缓的西倾单斜，地层倾角小于°，局部构造不发育，上古生界主要发育岩性气藏。上古生界自石炭系太原组向上到二叠系山西组、下石盒子组、上石盒子组—石千峰组为一个完整的成藏组合。气源岩主要为太原组、山西组的煤及暗色泥岩；主要储集层为下石盒子组辫状河砂体、山西组三角洲平原分流河道砂体、太原组局限海岸环境的障壁砂坝，储层总体具备低孔、低渗的特征；区域盖层为上石盒子组—石千峰组河漫湖相泥质岩，泥岩厚度200～300 m。
2断裂特征及成因
2断层剖面反射特征
从高精度三维地震剖面可观察到同相轴的扭曲现象，太原组、山西组煤层产生的地震强反射同相轴t9b、t9c反射层扭曲更明显，断点较清晰，多为高角度的小断距逆断层，断距为20～60 m（0～30 ms），以断开奥陶系风化壳和太原组、山西组煤层等地震反射层波组为主，上覆反射层亦可见明显断点，多断穿侏罗系延安组地层（图2、3）。其中，t9f、t9d、t9c、t9b为反射层编号。
22断层地震属性特征
在塔巴庙地区叠后时间偏移纯波数据的山西组、太原组煤系地层均方根振幅地震属性平面图上，可观察到煤层发育的强反射区内存在清晰的、极细的线状弱反射带，西南区域主要呈北东—南西向，北部呈近东西向（图4），这些线状异常无法用沉积现象解释，推测这些异常与断裂有关。
23断层平面分布特征
在塔巴庙地区三维地震剖面分析解释的基础上，仔细追踪各剖面的断层，对比各个断裂带的断距、形态等特征，结合区域应力背景，进行了断点平面组合。塔巴庙地区西南区域主要发育4条北东向断层，并伴有几条次级断层，而在北部和东北部区域则发育3条近东西向断层（图5）。其中f～f5这5条断层与煤系地层均方根振幅地震属性平面图所显示的线状异常吻合性较好。有的断层未显示明显的地震属性异常，主要是因为在煤层发生变化以及反射变弱、变杂乱的区域，断层的弱反射被混淆，地震属性特征变得模糊。
24断层成因及形成期
塔巴庙地区的断层主要是基底断裂在燕山运动中、晚期重新活动造成上覆沉积盖层撕裂形成的。鄂尔多斯盆地早古生代—中三叠世为克拉通拗陷盆地，晚三叠世—白垩纪为扭动型的大型内陆拗陷盆地，新生代为扭张型周缘断陷盆地［9］。燕山期构造应力活跃，区域应力场作用在鄂尔多斯刚性地块上，除地块周缘构造变形强烈外，地块内部构造运动整体性强（以旋转与扭动作用为主）、构造活动分异小（基底和盖层构造变形微弱）。在旋转与扭动作用过程中，刚性强度不同的块体之间产生扭裂和走滑，使基底断裂重新活动，但并没有造成规模较大的断层落差以及盖层显著变形，有人称之为“隐性”活动［－2］。从而在盆地内部造成了上古生界沿着风化壳和太原组、山西组煤系地层的滑动缩短，导致断开t9b、t9c、t9d反射层的几组逆冲断裂和局部构造变形。喜马拉雅运动期间，盆地周缘受挤压和拉张，对盆地内部构造有一定改造作用，并使断裂构造最终定型［20］。鄂尔多斯盆地在晚侏罗世—早白垩世出现的异常高地温亦与北东向基底断裂活动密切相关。
3断层对天然气富集成藏的控制
在大面积“低孔、低渗、低丰度、低产”的背景下，寻找高产层系及富集区是鄂尔多斯盆地上古生界天然气勘探亟待解决的关键问题。塔巴庙地区二叠系下石盒子组盒1段砂体厚度最大，横向分布稳定，且与下伏源岩紧密接触，含气显示普遍，在勘探前期一直被视为重点层位，但一直未取得好的勘探成果；盒段上部的盒2段与盒3段砂体厚度最小、分布最不稳定，曾被视为最差的气层，却取得了天然气勘探的重大突破，成为该区的主力气藏，目前已提交探明储量为58600×08 m3。统计表明，塔巴庙地区8824％的高产层分布于下石盒子组盒2+3段，其次为山西组山段和太原组太2段，下石盒子组盒段高产层则最少［2］。研究表明，断层对塔巴庙地区上古生界天然气高产层的分布有重要控制作用。
3沟通气源和圈闭
塔巴庙地区气源岩主要为太原组、山西组的煤及暗色泥岩，其高产层段下石盒子组盒3段、盒2段辫状河砂体与源岩的距离为00～250 m，烃源岩和储集层没有直接接触，其间发育太原组、山西组、下石盒子组泥岩隔层。断层沟通了烃源岩和盒2段、盒3段的岩性圈闭，且断裂形成期与烃源岩生排烃期在时间上有效匹配；断层形成期主要是在燕山运动中、晚期，太原组、山西组煤系烃源岩的生排烃高峰期为中侏罗世至早白垩世末期［22］，从而使断层成为天然气垂向运移至盒2段、盒3段岩性圈闭的优势通道。
32汇流及改善储层物性
对于鄂尔多斯盆地上古生界岩性气藏，天然气多以近源成藏为主，油气一般通过初次运移或短距离二次运移可直接成藏，即使没有断层存在也可以成藏，但断层的存在却对油气富集起到了垂向汇流的作用，易形成高产气藏。塔巴庙地区下石盒子组盒1段砂体虽然与下伏源岩紧密接触，气源充足，易于成藏，但由于盒段辫状河道砂体非常发育，造成其上泥岩较薄，砂体成藏后其气藏顶部的盖层易被断层破坏，天然气再次向上运移，导致气藏气量和能量损失，从而使得盒段含气显示普遍，但气藏产能低。对于盒2段、盒3段气藏，一方面，断层沟通了烃源岩和圈闭，另一方面，断层降低了太原组、山西组、盒段局部盖层的有效性，促使下伏天然气沿断裂通道向盒2段、盒3段汇流富集；同时盒2段、盒3段上覆大面积稳定分布的上石盒子组—石千峰组区域泥岩盖层厚度大且发育超压，高角度小断距断层不影响其连续性和封闭能力，因此天然气沿断层垂向汇流运移至盒3段顶界即被封盖，从而形成了塔巴庙地区盒2段、盒3段的主力高产层段和富集区。
断层可为其附近的储层增孔作出贡献。断层及其派生的密集裂缝系统既是天然气垂向运移的重要通道，同时也为有机酸的运移溶蚀提供了通道，有效改善了邻近低渗砂体储层的孔渗性能，从而控制了天然气富集高产的“甜
”区带的分布。
由塔巴庙地区盒3段砂体、断裂与天然气富集区分布关系可以看出，断裂和大面积相对高孔渗砂体的叠合区域是天然气富集区。高产气井分布不仅仅受控于有利的储集相，还受控于断层，高产气井多位于断层发育区。如塔巴庙地区西南区域为高产井集中分布的区域（如－、－4、3、27、34等井区），同时北东向的断裂很发育，而中部和东部也发育厚层的辫状主河道砂体，但断层不发育，高产气流井少（图5）。另外，塔巴庙地区北部和东北部发育的近东西向断层附近也分布一些高产井，如28井的盒2段、57井的盒3段及太2段、47井区及35井区的太2段、70井区的太段。
4成藏模式
结合区域沉积、构造特征以及前人的研究成果［5－8，2－34］，建立塔巴庙地区层状复式天然气成藏模式（图6）。
4太原组—山西组自生自储源内成藏模式
太原组、山西组煤系烃源岩生成的天然气就近、择优充注到与其紧密接触的太原组局限海岸环境的障壁砂坝砂体和山西组三角洲平原分流河道砂体中，在其物性好的部位富集成藏，直接盖层和侧向的遮挡层为太原组、山西组自身发育的泥岩。由于源储之间的空间距离近、气源充足、排烃压力大，只需经过初次运移就可聚集成藏。气层的分布主要受沉积相带的控制，与断裂关系不大。
42下石盒子组下生上储源上成藏模式
下石盒子组盒2段、盒3段砂体与源岩距离00～250 m，而且下石盒子组辫状河道砂岩沉积从下到上由盒段至盒3段砂岩逐渐减少，泥岩增加，砂层的叠置程度变低，因此只在盒段、盒2段、盒3段3期砂体叠置连通性较好的局部区域才有天然气靠叠置砂体运移到达盒2段、盒3段储层中，更重要的是通过断层优势通道的垂向输导进行。上覆区域盖层使天然气沿断层垂向汇流运移至盒3段顶界即被封盖，形成了盒2段、盒3段的高产气藏。断裂和相对高孔渗砂体的叠合区域是天然气的有利富集区。
5结语
（）通过高精度三维地震资料的精细解释及山西组、太原组煤系地层均方根振幅地震属性分析，在塔巴庙地区西南区域识别出4条北东向断层，北部和东北部区域识别出3条近东西向断层。断层多为高角度的小断距断层，断距20～60 m。这些断层是基底断裂在燕山运动中、晚期重新活动造成上覆沉积盖层撕裂形成的。
（2）断层沟通了太原组、山西组煤系烃源岩和下石盒子组盒2段、盒3段岩性圈闭，而且断层活动期与烃源岩生排烃高峰期良好匹配，既促使下伏天然气向盒2段、盒3段垂向汇流运移，同时又为有机酸的运移溶蚀提供通道，有效改善了邻近低渗砂体储层的孔渗性能，控制了塔巴庙地区盒2段、盒3段天然气运聚成藏和富集高产。
（3）塔巴庙地区太原组—山西组自生自储源内成藏模式强调其高产气层分布主要受有利储集相带控制；而下石盒子组下生上储源上成藏模式认为在寻找盒2段、盒3段勘探靶区时不应仅重视砂体储层特征研究，还应重视断裂汇流通道，因为断裂和相对高孔渗砂体的叠合区域是天然气的有利富集区。
[摘要]从石油安全、石油替代和鼓励天然气发展的战略高度上看，我国天然气从开发、运输到消费，需要建立一个公平、合理、统一的政策法规环境。具体来说有五个方面：一是打破地区性垄断，推进天然气行业市场化；二是进一步实现天然气价格机制市场化；三是解决天然气税收政策双轨制问题；四是解决天然气合作政策双轨制问题；五是解决天然气运输领域存在的问题。
[关键词]天然气价格；金融危机；政策法规环境
天然气作为一种清洁、优质、具有竞争力的能源和化工原料，其资源丰富、发展速度快、使用方便，同时具有较高的综合经济效益。而且，由于其含碳量低，符合能源非碳化发展的时代潮流。但随着金融危机对全球的席卷，如何准确判断金融危机的发展趋势，如何全面分析我国天然气行业的发展现状及经营趋势，是天然气行业在金融危机形势下十分关注的课题。
一、金融危机前国内外的天然气价格
为了方便研究问题，先列出2006年前的国际市场天然气价格(见下表)。
从国际市场来看，国外管输天然气的价格比石油低，欧洲市场上的气价为油价的80％-90％，美国的气价更低一些。美国最大的天然气生产商chesapeake能源公司的股价今年表现与油气价格挂钩。而近日随着大宗商品价格的企稳，天然气类股也开始走稳。eogresdurces inc，penn westenergy trust和戴文能源公司等股价在经历了几个月的下跌后，最近基本趋于平稳。
目前，我国天然气价格仅为国际原油和国内液化石油气等可替代能源价格的一半，而日本、欧盟和美国天然气出厂价或引进管道天然气到岸价相当于国际原油价格的80％－90％。国内中东部大城市的民用液化石油气价格为5.5-7.5元／公斤，折合成天然气价格为4.1－5.6元／立方米，而这些城市民用天然气价格普遍为2.1－2.4元／立方米，相当于液化石油气价格的一半。据统计，去年中石油在国内生产的天然气占全国天然气总产量的近80％。
二、金融危机对全球天然气行业的影响
(一)目前我国天然气的形势
1 用户萎靡，需求锐减。作为21世纪消费量增长最快的能源，目前天然气在我国能源消费结构中的比例只有4％左右，只有区域市场最发达的川渝地区这一比例已经达到了14％，与西方发达国家相当。
从目前情况来看，金融危机对天然气的影响很广泛，也很明显。众所周知，化工、化肥、钢铁、汽车等行业是天然气的用能大户，但这些企业在经济危机的冲击下，进入萧条期，纷纷减产或者停产，导致天然气需求直线下降。
2 价格承受力下降，相关产业受牵连。2008年11月，上海居民用户燃气价格调整方案正式实施，天然气价格从每立方米2.1元上调至2.5元。新民网民意调查显示，多达68％的人认为：“金融危机还涨价，不为百姓着想。”
经济危机使得居民对天然气价格的承受能力有所降低，在过去的经济环境下可以接受的价格在当前环境下已经不能接受，上海居民对上海天然气涨价的反应恰恰印证了这一点。又比如，在西气东输二线规划时，天然气价格原定在3元／立方米左右，当时沿线居民均表示能够接受。但是，经济危机开始后，尽管各个媒体都在积极地宣传天然气高价的合理性，但调查显示，居民开始对这个价格表示不满。
此外，由于经济危机的影响，国家发改委原本定于近期调整天然气价格的计划已经推迟，这个计划短时期内甚至会被取消。而且，与天然气相关的lng项目、煤层气等产业会受到不同程度的牵连。lng项目增长将放缓，过去因为价格高得不到气源，现在国际上天然气主要产气国相继减少产量，使得lng项目更不容易得到气源。另外，气代油、气代煤等工程建设也会陷人停滞状态。以河南油田正在开展的“气代油”项目为例。如果油价低于40美元，煤炭价格低于1000元人民币，而天然气的价格不变，那么用天然气代油、天然气代煤的经济动力就会大为降低。显然，现在正处于这种对天然气发展大为不利的非常时期。
挑战往往和机遇并存，经济危机的消极影响虽然存在，但其中无疑也孕育着积极的因素。
3 成本锐减，终端受益。机遇主要表现在三个方面。
一方面，大宗商品、钢材等原材料价格下降，有利于天然气企业控制成本。天然气的勘探开发、管道建设等工程项目需要大量的钢材或进口专用管材，金融危机对钢材需求量较大的房地产、造船、汽车等行业造成重大影响，直接导致钢材需求大大减少，价格下降，加上人民币汇率不断升值，降低了专用管材等物资的采购成本。
二方面，有利于我国油气企业的海外并购和进口天然气谈判。当前，国际金融危机给我国的油气企业加强海外资产收购，争取更多的海外权益，或者说给天然气资源带来了机遇。受金融危机影响，国际油价大跌，直接或间接与油价挂钩的国际天然气价格也下跌。在世界对能源需求下滑的情形下，有利于我国引进管道天然气和lnc价格的谈判。因此，我国的油气企业应抓住机遇，充分利用国际油价回落、大宗商品价格下降、资产价格走低等有利时机，在全球范围内寻求战略性投资和并购机会，促进公司较快发展。
三方面，金融危机也给我国完善天然气行业政策提供了机遇。在全球经济面临衰退风险的情况下，世界对能源的需求增速减缓，国际油价向下调整，对我国而言，这是完善天然气价格和行业监管等政策的机遇。
我国的天然气行业正处在发展的旺盛时期，经济危机带来的不利因素不会给我国天然气行业的发展带来太大影响，我们要看到有利因素的存在：
一是天然气的用户终端获益。天然气生产和供应成本的降低，使天然气终端用户能够享受到更低的价格。目前，在我国广东、福建等地的天然气价格高达5元／立方米。如果天然气的生产和供应成本下降，他们将可以用上更便宜的天然气。
二是天然气的供气范围将扩大。虽然天然气紧张的供需局面还不能扭转，但是经济危机对天然气的供应矛盾将起到一定的缓解作用。天然气主要用户用气量的减少，使一些天然气供应不足的地区能获得以往得不到的气源。以上海市场为例。天然气供应过于集中，主要用户减少用气量后，天然气供应开始分散，有利于更多地区天然气的稳定供应。
三是lng项目发展有望迎来有利时机。由于国际采购价格降低，青岛、唐山等lng接收站也会因祸得福，降低成本。而且石油价格明年还有下跌的趋势，这样的国际石油天然气市场形势，有利于采购到更便宜的天然气。
四是利于更新竞争格局，重新洗牌。近年来，国内天然气市场竞争愈演愈烈，各大企业寡头博弈，信心百倍，都想在天然气领域占据更大的领地。经济危机的到来，使得中小企业抗风险的能力可能不如大企业。此次经济危机已使得部分行业企业经营困难，一些中小企业撤资或倒闭，危机可能会使一些经营业绩不好的中小型天然气利用企业陷入困境。由于其资金不如大企业雄厚，融资难度大，在管理和技术上不如大企业先进完善，因此抗风险能力薄弱，经济危机的动荡很可能使其陷入困境，甚至退出市场。但从另一角度看，经济危机对企业的影响主要与所在行业有关，与企业规模大小的关系不大。比如，天然气制氢、化肥等行业，不论企业大小，影响都很明显，天然气价格一波动，无论中小企业还是大型企业，所受的影响及其程度，主要取决于天然气采购价格在用户成本中的比例。
经济危机有利于国内的市场竞争。当前，我国燃气市场的现状是，大公司迅猛发展，小公司难以立足。新奥、中民、中华燃气等大企业在国内市场占有较大的份额，中石油、中华燃气凭借资源优势，信心十足，中石化也在积极发展燃气事业。
但是，大公司往往关注大市场，比如，一些沿海、沿江、沿线城市。中石油的口号是低于40万人口的城市原则上不进入，而中华燃气也表示低于60万人口的城市原则上不进入，这直接造成我国内陆一些中小城市用不上天然气。因此，经济欠发达的地区需要一些小公司。经济危机的到来，由于原来的用气大户减少了用气量，使原本没有气源的小公司能够得到气源，这种结构过剩给中小企业创造了机会，催生了中小企业的萌生和发展。这就给小公司的发展带来了机遇，而且将加快我国中部地区用上洁净能源的步伐。目前，在湖北地区就有不下于10家这样的小企业。
(二)金融危机对世界范围内天然气价格的影响
近期的俄罗斯与乌克兰的天然气之争，除掉政治因素，其背后经济利益之争也是重要原因。俄罗斯总理普京在主持天然气输出国论坛时称，因世界金融危机和成本上升对产量造成影响，天然气价格将开始上涨。普京预计，金融危机对天然气行业的打击将超过其他能源部门，因为天然气市场更缺乏活力。分析师也预测，天然气价格将在短期内下降，因为全球需要下降打压价格。但就长期来看，金融活动低迷可能使行业难于融资，从而无法维持生产。
cwc全球液化天然气峰会与会代表认为，金融危机可能影响新项目的建设与发展，并导致未来出现液化天然气供给危机。如果不尽快建设更多的生产工厂，在经济危机结束后需求出现反弹时，全球将面临严重的液化天然气供给危机。
建设中的新工厂以及将于未来3年开始建设的新工厂，伴随着需求增长放缓，意味着短期内燃料供给非常丰富，使得最近数年紧俏市场的高价格有所缓解。但是，在需求及融资问题不确定的背景下，缺乏对资本密集型新设施的投资，预示着随后可能出现更加供不应求的液化天然气市场。英国天然气集团(bg group)北美业务高级副总裁elizabeth spomer表示，自大多数新的供给项目已经概念化以来，缺乏对新项目的金融投资，可能使得该行业在随后10年中出现严重的供给危机。
spomer表示，当前金融危机的后果之一是：新项目的发展步伐将受到影响，因为当前工业面临的巨大挑战之一，就是市场不清楚所需的天然气数量。
此外，cwc峰会关注焦点已经从2007年的供给不足及高价格对市场的影响转变成了2012年以后天然气的长期可获得性。法国燃气——苏伊士集团(gdf—suez)液化天然气高级副总裁jean-luc colonna表示：原则上，短期市场将会放松；但在长期方面，对于2012年至2013年后将会发生什么，仍存在着不确定性，因为他们需要新的液化天然气项目；而未来两三年的市场环境可能使得建设新项目更加困难，特别是在融资方面。英国森特理克集团(centriea)液化天然气负责人simon bonini表示，尽管住宅天然气供热需求将不会大幅下降，但其他用户已经出现了需求下降信号。
三、我国天然气发展中遇到的问题
与国外的天然气市场相比，我国天然气的发展经历有其独特的历史。除了目前金融危机对能源行业的冲击外，我国天然气行业自身也存在不少问题，简要总结如下：
(一)地区性垄断
从天然气市场培育的角度看，目前最突出的问题是地方垄断，阻碍了天然气市场的发展速度。
1 规划垄断。由于在天然气运输过程中，需修建管道并穿越不同地区，一些地方政府往往过分强调本地区的利益，在地区性规划中，忽视或淡化对天然气的支持，并以此作为地方性垄断的手段。
2 体制垄断。一些地区采取指定一家公司行使部分政府职能的做法，统一买进、销售所有天然气，以实现对天然气生产与消费的双重价格控制与垄断。
3 市场垄断。天然气的市场垄断与广大用户的根本利益息息相关。天然气用户都希望直供，以减少中间环节、降低用气成本。但在市场经济不完善的情况下，往往会造成具有垄断地位的公司利益受到保护，而工商用户、电厂和城乡居民可获得经济实惠的天然气的机会和权利被剥夺。
4 价格垄断。价格垄断使上游的天然气产品无法得到合理的价格和收益，影响了上游环节的投资效益与天然气的长远供应能力；下游天然气用户居于价格决策中的不利地位，只好接受地方垄断公司的“霸王”条款，影响了天然气的发展模式确定和发展速度。
地区性垄断带来的危害重重，主要表现在以下方面：
其一，影响天然气市场效率。由于采用地区性垄断方式，通过强行增加的转售环节，降低了市场信息、生产信息、用户信息的传递速度，易造成上、下游信息交流不畅、不充分，而且无法充分发挥市场竞争的优势，影响整个天然气市场的运行效率。
其二，影响天然气终端用户价格。如果通过大用户直供，大部分工业用户、电厂和城市燃气公司，都有机会以更低的天然气价格获得更好的供气服务。但被剥夺了“直购权利”的工业、发电、城市燃气等大用户，必须接受居于地区性垄断地位的、指定的公司开出的价目表。这样，就会影响到天然气终端用户的价格。
其三，增加了财政负担。一是直接补贴。地区性垄断保护是低效率的。因为地方被保护的公司往往需要数量较大的补贴。二是价格转移。由于地区性垄断往往坚持“同网同价”，造成对普通经济休、用户的额外分配。因此，“同网同价”问题仍需认真探讨。
其四，降低了市场发育速度。如果不下决心打破地方保护和地区性垄断，本可在2020年实现的天然气发展目标，有可能要向后推迟多年。
(二)政策、法规双轨制影响天然气发展
首先，价格政策双轨制是天然气价格机制的突出问题。海上天然气价格机制市场化较早，陆上天然气价格机制改革较为滞后。不同的价格机制，使陆上天然气与海上天然气处于不平等的竞争地位，不利于鼓励陆上天然气的进一步发展，而陆上天然气在2020年之前，一直将是国内天然气的主导力量。
陆上天然气往往是勘探、开发成本高，其健康发展需要统一、公平的价格政策。
其次，税收政策双轨制带来诸多问题。天然气税收的突出问题是增值税税率双轨制。一是造成国内天然气项目的不公平竞争，不利于高税率天然气项目的健康发展。二是上游低增值税率，用户正常增值税率，容易造成天然气用户进项税和销项税不均衡。因此，增值税税率双轨制不利于建立天然气工业体系，不利于整个天然气产业链的协调发展。
第三，石油合作法规双轨制不适应经济发展的要求。石油天然气对外合作法规方面的最大问题，是石油合作法规的双轨制。石油合作法规双轨制有其历史原因。陆上石油天然气合作项目适用《中华人民共和国陆上石油合作条例》，海上石油天然气合作项目适用《中华人民共和国海洋石油合作条例》。两个条例的内容、授权、管理模式很不一样。很难全面理解和掌握。石油合作法规双轨制，不利于鼓励天然气领域中外合作。对外国公司来说，他们很难理解，同是天然气石油项目，为什么要采用两种不同的合作条例。因此，建立规范、统一、公平的石油天然气合作法规体系，应提到议事日程。
第四，勘探开发区块登记上的“陆海分割”，妨碍海域油气勘探开发投资和发展。主要问题有：
——“陆海分割”问题。既不利于鼓励中海油到陆上勘探开发天然气，又不利于鼓励中石油发展海域天然气。
——存在天然气勘采“长期登占”现象。到目前为止，未能有效地扼制以垄断为目的的“地毯式区块登记”。这造成有投资能力的公司没有机会进行投资，登记区块多的公司没有力量全面投资的现象，必然影响天然气工业的发展速度。
——退出机制不到位。国家相关法规已明确规定了区块退出机制，但存在着执行不严的问题。一些公司征占了过多的区块，不去投资，就应该按照规定交回，以使其他公司获得投资的机会。
四、结论和启示
启示一：把打破地区性垄断、推动天然气领域市场化纳入《国家天然气发展规划》。解决天然气领域的地区性垄断问题，需要一段较长的时间，但首先需要得到国家有关部门的重视，并列入议事日程。
过去编制天然气规划，对勘探方向、建设重点及管道走向项目布局重视较多，对打破地区性垄断、推动天然气领域市场化重视不够。从近几年的情况看，地区性垄断和市场封闭现象有所抬头，在一些地区已到了非解决不可的时候了。但解决这个问题的第一步，应考虑将这项工作纳入《国家天然气发展规划》。
启示二：进一步实现天然气价格机制市场化。天然气价格机制的市场化，需要分三步走：一是切实按照国家指导价格的精神，指导供用气双方按照市场经济的要求，通过协商，合理商定天然气价格和价格公式。天然气价格不能达成一致时，需要国家有关部门进行协调。二是条件成熟之后，将陆上天然气价格改为备案制。三是将陆上天然气从国家指导价格商品目录中删去。
启示三：解决天然气税收政策双轨制问题。天然气税收政策双轨制需要引起重视并加以解决。天然气税收政策的改变，会带来天然气产业链中的不同环节的利益调整。解决税收政策双轨制又非得进行这种调整不可，那就选择一种冲击较小的调整办法。比较起来，天然气项目增值税一律按5％计算比较可行。
启示四：解决石油天然气合作政策双轨制问题。石油合作法规双轨制的最终出路在于出台《石油天然气法》。考虑到石油天然气法出台需要较长的时间，可采用分两步走的办法：第一步，先将两个石油合作条例合并，形成一个统一的、平等授权的石油合作条例。这样做，实现起来难度小、速度快，也可为《石油天然气法》的研究和出台提供必要的经验。第二步，适时推出《石油天然气法》。
启示五：解决天然气运输领域存在的问题。从国家利益出发，应打破天然气运输限制，鼓励充分竞争，以加快天然气开发步伐。彻底解决“陆海分割”问题，赋予中石油、中石化、中海油等大公司平等的区块登记、勘探开发油气的机会，调动我国石油投资力量，加快海域油气的勘探和开发速度。
作者：张承丽 殷代印 夏惠芬 李士斌
论文关键词:天然气开采技术 教学效果 多媒体教学
论文摘 要:天然气开采技术是石油工程专业、油气田开发工程学科一门重要和新兴的综合课程,通过丰富教学内容,改革教学方法,综合利用各种教学手段,理论结合实践,激发学生的学习兴趣,提高课程教学效果,为石油工业提供基础理论扎实、具有实践创新能力的专业人才。
近些年来,全球对更清洁能源天然气的需求增长强劲,天然气产业也因之发展迅猛[1～2]。当前我国经济发展处于关键阶段,经济结构优化对能源结构优化的要求十分迫切,天然气作为清洁能源,在今后中国能源消费中的地位将日益重要。我国的天然气消费长期以来一直维持在较低水平,提高天然气消费比例,加快发展天然气产业是今后能源结构调整的重要任务。我国天然气勘探开发理论和技术与国际先进水平有较大的差距[3～4]。我们需要进一步发展中国天然气地质理论,加快建立和发展适合中国地质特征的天然气勘探开发核心技术和技术系列。这对中国能源战略的安全及多样性发展具有重要意义。
1 天然气开采技术课程内容简介
天然气开采技术课程以油层物理、渗流力学等专业基础课为先修课的专业课。主要介绍天然气开采涉及的基本理论及其工艺技术。课程内容包括天然气的基本性质、烃类流体相态、气井产能分析及设计、气藏动态分析、排水采气、天然气水合物形成机理及其预防等内容,地质是基础,渗流力学是开发的理论基础,气藏数值模拟是必不可少的手段,优选的钻采工艺和地面建设工程技术是关键,目的是使学生掌握石油工程领域中广泛应用的工艺技术及其基本原理,从而为学生学习后续专业选修课及未来从事石油工程的设计计算、应用研究及工程管理提供必备的专业知识。
2 丰富教学内容,提高讲课趣味性
由于天然气产业的迅猛发展,以及世界范围内对天然气的需求不断增加,使得天然气开采技术也处于一种不断更新的状态,传统教材的内容常常落后于现场实际应用技术,为了让学生紧跟科技发展的脚步,能够培养适合当前石油行业需求的专业技术人才,教师应不断更新专业前沿的最新技术知识,不断丰富教学的内容,通过展示国际最新发展动态激发学生的好奇心,通过介绍新技术新方法的应用提高学生的学习兴趣,进而提高教学效果。
3 改革教学方法,提高学生综合能力
天然气开采技术课程涉及的先修课程较多,一般放在大四讲授,传统的讲授法通常是满堂灌的填鸭式,学生很难适应,所以教师首先应该坚持启发式教学,控制课堂节奏,把握教学重点,培养学生自主创新的能力。其次,在谈话法中多利用互动式教学,加强师生的沟通和交流,锻炼学生自我表达能力。最后,在讨论法中,采用案例式教学,设计新颖实际的例子对学生进行分组讨论,加强学生的实践应用能力。另外,还可以通过读书指导法,要求学生读期刊杂志写读书报告提高其自学和总结能力。
4 综合利用各种教学手段,提高教学效果
随着现代科技的飞速发展,当今教学手段呈现出多元化的趋势[5]。粉笔、黑板等传统教学手段具有灵活性强、可塑性大、师生互动效果好等优点。现代教学技术以其容量大、速度快、内容丰富多彩而在很多学科的教学中特色鲜明。教师应根据天然气开采技术课程的特点,将传统和现代教学手段有机结合在一起。天然气开采技术课程理论性较强,涉及诸多先修课程,同时实用性很大,在现场中实例颇多。教师一方面要坚持传统教学手段,侧重讲解天然气开采技术的原理和方法,另一方面要合理使用多媒体[6],将文本、声音、图像、动画及视频投影在屏幕上,通过声、光、电的完美结合,用生动的形象、真实的画面、优美动人的语言和音乐来丰富学生的记忆效果,从而实现教学目标,达到教学目的,增强学生学习的兴趣,提高教学效果。
5 理论结合实践,推进素质教育
天然气开采技术是一门实践性很强的工科专业课,该课程除了要求学生掌握牢固的专业理论知识外,还要具备一定的实践经验和较强的动手能力。教师要结合课程理论设计切实可行的实验,提高学生的动手能力,通过到现场参观实习,增长学生见识,培养学生实践能力,利用课程设计增强学生的分析问题及解决问题的实际能力。理论与实践相结合,学生充分发挥主动性和创造性,刺激学生的学习兴趣,提高教学的效果,为学生将来工作打下良好的基础。
6 结语
天然气作为一种清洁优质的能源,在我国改善能源结构,以及中国石油大力推动低碳经济发展的过程中,获得了前所未有的大发展。科技创新是促进中国天然气勘探开发的重要推动力。天然气开采技术课程的教学改革需要教师在提高教学效果的前提下,依据实际生产和科研需求对教学内容、方法和手段进行改革,提高学生的理论素质和创新能力,为我国天然气工业的发展培养复合型人才。
原文作者：诸葛军
摘要：天然气产业链可持续发展有利于提高经济社会发展水平，产业链自身的结构和因素互相影响、互相作用，支撑着产业链的运行，动力结构的分析维度，进一步揭示天然气产业链可持续发展的问题。
关键词：天然气产业链；动力结构；可持续发展
随着我国社会经济水平的逐步提高，环境问题成为人们关注的焦点之一。作为一次能源以煤炭为主的能源消耗大国，长期以来我国的城市环境一直受到严峻的考验。天然气作为一种清洁高效的能源，近年来在我国城市环境改善的过程中发挥着重大的作用。与此同时，天然气产业的可持续发展也备受瞩目。
一、天然气产业链可持续发展与动力结构
天然气产业链是指处于天然气勘探开发、生产、运输、储存、销售和利用等不同环节的节点企业之间，基于特定技术经济关联，围绕天然气的勘探开发、生产、运输、利用以及相应配套服务，以天然气及相应服务的价格为纽带，以供需关系为核心，形成的具有价值传递和价值增值功能的链网式关联结构。
天然气产业链的运行和发展是需要相应的动力因素支撑的，这些动力因素相互关联，构成了一个具有一定结构的动力体系，称之为动力结构。天然气产业链动力结构由产业链外部动力因素、产业链主体行为动力因素以及政策性因素组成。外部动力因素从根本上影响天然气产业链的建立、运行和发展，主要有资源性因素、能源安全因素和环境因素。天然气产业链主体行为动力因素是基于天然气产业链主体本身的动力因素，主要包括石油公司行为动力因素、长输管道公司行为动力因素、配气公司行为动力因素和天然气用户行为动力因素。外部的动力因素通过政策性因素对内部动力因素发生传导性作用。同时，具有自然垄断性质的天然气产业链受到政府规制。政策性因素在一定程度上决定了天然气产业链的运行和发展，是天然气产业链动力结构中的核心因素。
二、天然气产业链动力结构框架下的动力因素分析
如图所示，支撑天然气产业链运行和发展的动力结构是由天然气产业链的外部动力因素、政策性因素以及天然气产业链内部相互关联的动力因素组成。在动力结构中，动力因素之间通过一定的动力传导路径相互影响，最终推动天然气产业链的发展。从天然气产业链外部动力因素来看，除了传统的经济因素之外，能源安全因素和环境因素对天然气产业链的运行和发展的作用日益凸显，成为当前许多国家和地区大力发展天然气产业链的主要影响因素 。
天然气产业链作为支撑国民经济运行的重要产业，受到需要国家和地区的重视，政府出于发展地方经济的动机，出台相关政策，扶植天然气产业链的发展。作为天然气产业链动力结构中传统的外部动力因素，其对天然气产业链发展的推动作用主要是通过“经济因素——政府因素——天然气产业链主体行为”动力传导途径实现的。
随着经济全球化水平的逐步提高，许多国家能源消费的对外依存度逐年上升，能源安全问题凸显，作为应对能源安全问题的重要举措，许多国家实行能源多元化的发展战略，天然气作为清洁高效丰富的优质能源，本身与传统的化石能源的近似性质使得其在国家的能源多元化的发展战略中备受重视。因此能源安全因素也是推动天然气产业链发展的重要外部动力因素之一。其动力传导途径表现为“能源安全因素——政策因素——天然气产业链主体行为”。
在中国，天然气产业链发展初期的主要外部动力无疑是环境保护，特别是降低地方性的大气污染。而低碳经济的时展背景使得环境因素对于天然气产业链发展的推动作用更加突出。同其他的外部动力因素一样，环境因素对于天然气产业链发展推动作用的动力传导途径也是通过政策因素对天然气产业链的主体行为施加影响，进而推动天然气产业链的发展。具体的动力传导途径为“环境因素-政策因素-天然产业链主体行为”。
天然气产业链运行和发展实质上是通过天然气产业链的主体行为实现的。从天然气产业链内部的动力因素来看，主要包括石油公司行为动力因素、长输管道公司行为动力因素、配气公司行为动力因素和天然气用户行为动力因素。（注：目前我国天然气产业链结构比较特殊，具有上中游一体化运营特征，即石油公司具有天然气生产商和中游长输管道运营商双重职能。）由于天然气产业链主体相互关联，某个环节主体行为在一定程度上会成为其他环节主体的行为动力。[论文网]
在天然气产业链运行和发展过程中，作为天然气产业链的主体，石油公司行为直接对天然气产业链的运行和发展产生影响。在天然气产业链中，石油公司行为主要包括：天然气资源的勘探开发销售。石油公司的主体行为动力可以分为两个层面。首先，从根本上讲，石油公司的行为动力在于追求利益{石油公司行为动力（利益）——石油公司行为}。从另一层面来看，石油公司的行为动力是通过天然气产业链动力结构中其他动力因素通过动力传导途径产生。在动力结构中，其他的动力因素会使石油公司产生获益预期，从而影响石油公司生产活动，这些因素亦可以称之为石油公司的行为动力因素，例如天然气产业链发展的相关扶持政策{政策因素——石油公司行为动力（利益）——石油公司行为}，天然气用户市场的迅速扩张{用户行为——石油公司行为动力（利益）——石油公司行为}等等。
作为天然气产业链下游主体的重要组成部分，地方配气公司行为对天然气产业链的运行和发展同样起着重要的直接推动作用。配气公司行为主要包括：上游获取资源、发展城市天然气用户以及城市管网的修建和维护。同石油公司一样，配气公司的行为动力分为两个层面，追求利润的根本动力和由动力结构中其他动力因素通过动力传导途径产生的动力。配气公司的收益由代输销售天然气和新的利润增长点两部分组成{配气公司行为动力（利益）——配气公司行为}。除了传统的代输业务和销售业务外，新的天然气用户群体的形成也是推动配气公司主体行为的重要因素，例如城市cng汽车的发展{用户行为——配气公司行为动力（利益）——配气公司行为}。
在天然气产业链主体中，天然气用户通过需求牵引，对天然气产业链的运行和发展起到了至关重要的作用。天然气用户行为表现为对天然气的消费行为。天然气用户的消费行为动力除了消费天然气带来的效用{天然气用户行为动力（效用）——天然气用户行为}，还受天然气产业链动力结构中其他动力因素的影响。例如可获取资源的便捷性{配气公司行为（修建管道）——天然气用户行为动力（效用）-天然气用户行为}和资源利用的比价优势{政策因素（定价规制）——石油公司行为（售气定价）、管输公司行为（配气费率）——天然气用户行为动力（效用）-天然气用户行为等。
简介： 本文通过对燃气锅炉房天然气泄漏危害、泄漏分类、泄漏原因、泄漏状态辩识，结合供热公司南泉车间的几年来工作经验，提出了燃气锅炉房天然气泄漏防范及处理措施。
0 概述
近年来随着我国煤炭供应的日趋紧张和煤炭价格的愈日上涨，越来越多的供热企业把目光从传统的燃煤供热转向燃气供热，燃气供热以其环保、节能在全国各地得到了越来越广泛的应用，尤其是集中供热的燃气锅炉房最受青睐。因此燃气锅炉房的安全管理工作也成为供热行业关注的一个重要议题。几年来，南泉锅炉房以供热公司ems/osh/hse管理体系为载体，不断分析锅炉房天然气泄漏的危害和风险，制定了有效的防范措施，采用了国内外许多先进的新技术、新工艺和新设备，保证了锅炉房安全平稳运行。
1 燃气锅炉房天然气泄漏严重危害
我们使用的天然气主要成分是：甲烷含量98%，丙烷含量0.3%，丁烷含量0.3%，氮气含量1%及其它物质，高发热量9650千卡/标方，低发热量8740千卡/标方，爆炸极限：5%-15%。我们所说的天然气可能泄漏的区域是指从调压站到锅炉（包括锅炉）之间的天然气管线、阀表、配件等。其中调压站至风机间为地埋管线，风机间至锅炉为架空明管线。
天然气爆炸是在一瞬间，（数千分之一秒）生产高温（达3000℃）、高压的燃烧过程，爆炸波速可达300m/s，造成很大的破坏力。
如果天然气泄漏遇到明火、静电、闪电或操作不当等会发生爆炸、火灾，在密闭空间会使人缺氧、窒息，甚至死亡，给单位安全生产和国家及人民生命财产带来不可估量的损失。
2 燃气锅炉房天然气可能泄漏及原因分析
2.1 燃气锅炉房天然气泄漏的分类
按照泄漏部位分为：室外埋地管线泄漏，室内燃气管线泄漏，锅炉本体泄漏，燃烧器泄漏，控制、调节、测量等零部件及其连接部位泄漏。
2.1可能泄漏原因分析
燃气锅炉房天然气泄漏除了因员工违章操作引起和自然及外力引起外，主要有以下原因。
2.1.1室外埋地燃气管线泄漏：施工质量不过关，管线腐蚀穿孔。
2.1.2室内燃气管线泄漏：施工时施工质量不过关，或长期运行管线腐蚀。
2.1.3锅炉本体泄漏：由于在燃气锅炉设计初期或安装时未按有关技术要求施工。如锅炉模式壁焊接不严；由于施工完后未按有关技术要求烘炉，或锅炉升降温过快炉墙砖缝开裂密封不严；燃气锅炉运行时振动大，焊缝脱焊或造成炉墙保温层开裂；观火孔、防爆门、人孔门等关闭不严；锅炉在运行时自动熄火。
2.1.4燃烧器泄漏：设计原因或安装调试不到位；燃烧器在长期运行后，空燃比失调，使燃烧工况发生变化。
2.1.5控制、调节、测量等零部件及其连接部位泄漏：由于这些部件经常动作可能会造成开关不灵活、关闭不严，或由于锅炉运行过程中振动大造成连接部位松动天然气泄漏，或由于控制、调节、测量等零部件质量差，关闭不严漏气；或由于法兰、密封垫片、密封胶等老化造成泄漏。
3 燃气锅炉房天然气泄漏状态辩识
锅炉房内天然气发生严重泄漏时，会出现以下现象：
3.1 天然气工作压力有变化。
3.2 在泄漏源附近可听到强烈的气流声。
3.3 手持报警仪会发出异常响声。
3.4 泄漏较大时（浓度较高）固定报警器会发出自动报警，自动开启排风扇。
3.5 严重时会发生锅炉本体或天然气管线爆炸、火灾等灾害事故。
4 燃气锅炉房天然气泄漏防范措施
4.1 在燃气锅炉房设计和施工时严格按照gb50041-1992《锅炉房设计规范》的有关规定进行设计和施工，由有设计资质的专业设计单位和有施工资质的单位进行设计和施工，使锅炉房在设计和施工阶段就更加规范，杜绝不安全隐患，防止天然气的泄漏。
4.2 建立健全车间的各项安全管理制度。这几年车间逐渐建立健全了《燃气锅炉房安全规则》、《燃气热水锅炉事故处理规程》、《安全生产责任制》、《巡回检查制度》、《防止静电危害十条规定》、《防止中毒窒息十条规定》、《消防安全检查制度》、《防火防爆十大禁令》、《安全规程》、《运行规程》、《设备维修保养制度》以及各岗位人员责任制等，加强了车间的安全管理。
4.3加强职工教育培训，提高职工安全防范和应急能力。
4.4用科学的手段和现有的检测仪器及时发现泄漏隐患，提前采取预防措施。
4.4.1人工检测手段
（1）、根据巡检人员的嗅觉和听觉来判断。天然气发生泄漏后，由于它比空气轻，会很快聚集在室内上部，天然气的主要成分是比空气轻的甲烷，在供气时放入了四氢噻酚以便用户识别，泄漏量只要达到1％，用户就会闻到臭鸡蛋气味。
（2）、肥皂水检测。用喷壶将肥皂水喷到需要检测的部位或用刷子将肥皂水刷到需检测的部位，观察肥皂水是否起泡判断是否有泄漏，根据水泡发起及破裂的时间判断泄漏量的大小（3）、仪器检测。利用比较先进的手持天然气检测仪器进行检测。
4.4.2天然气泄漏报警检测系统
（1）、在南泉锅炉房室内距地面5米高处，安装了12台天然气泄漏报警器。报警器与锅炉 仪控室的dcs监控系统连锁。
（2）、当任意一台天然气泄漏报警器的测试值达到或超过泄漏规定的最大值时，dcs系统声音报警的同时启动锅炉房轴流风机进行通风，运行人员可根据各报警器显示的数值在短时间内查找泄漏点。
4.5 选材、设计、加工、安装合理，天然气阀门的泄漏量要求十分严格，通常埋地和较重要的阀门都采用阀体全焊式结构。为了保证管线阀门的密封性能，要求密封副具有优良的耐蚀性、耐磨性、自润性及弹性。车间每年都要采用高质量的材料（如聚四氟乙烯、尼龙、丁腈橡胶(nbr)、特殊合成橡胶(viton)等）对易泄漏的控制、调节、测量等零部件及其连接部位零配件进行了更换，大大减少了天然气的泄漏。
4.6 严格安全操作
4.6.1 加强防火安全管理。
杜绝明火先从人员入厂开始，凡进入锅炉房的人员一律严禁带火种，车辆进入锅炉房要佩带隔火罩，车间门卫对进出的人员和车辆进行认真登记和管理。
在锅炉放房内需动用电焊、气焊作业时，严格根据动火审批程序办事，采取一切必要的预防措施，施工作业时车间专职安全员和主要领导要在现场监护。锅炉房内禁止堆放任何易燃物品和杂物。
4.6.2 采取防静电防爆措施。
严格职工劳保穿戴，凡进入锅炉房的人员一律要求穿防静电工作服，严禁带手机进入；车间每年对天然气管道的静电和防雷接地装置以及电气设备的接地保护线进行检测，保证防火防爆安全装置完好，使静电和雷电能够及时得到地释放；采用防爆型照明、防爆仪表及其他防爆用电设备；在锅炉房施工均要使用防爆工具；
燃气锅炉后的烟道上应装设防爆门、爆破片（防爆门、爆破片的位置应有利于泄压，当防爆炸气体有可能危机操作人员的安全时，防爆门上应装设泄压导向管）。
4.7锅炉燃烧调节及监护运行。
在锅炉点火运行前（尤其是点火不成功或自动熄火后重新点火时）一定要按照运行操作规程对炉膛和烟道进行吹扫；对锅炉燃烧进行调节时不能太快，防止锅炉熄火后，在炉膛和烟道内泄漏天然气；司炉人员在锅炉运行时，重点监护并防止天然气泄漏和燃烧器自动熄火。
4.8 保证灭火降温装置（消防系统）完好。
燃气锅炉由于泄爆或某些意外原因引起燃气泄漏，在燃气浓度到爆炸下限以前也需要水喷雾灭火系统的保护。利用水喷雾的混合稀释作用，使燃气的浓度降低，可起到防火的效果。
消防水管道和消火栓的完好，尤其是在寒冷的冬季，要防止管线冻结。
4.9 燃气成分控制技术（氮气置换）
除在开始供热通天然气之前和停止供热停用天然气之后按规定对天然气管线进行氮气置换外，在运行中因为天然气泄漏需要动用电气焊进行处理时，也需要对部分管线进行氮气置换，以确保施工安全。
5 燃气锅炉房天然气泄漏应急处理：
5.1对发现的天然气泄漏部位进行处理的基本方法程序
5.1.1室外埋地燃气管线泄漏。立即通知燃气公司调压站切断气源，并向公司安全和生产部门汇报，通知疏散附近居民，根据天然气泄漏应急预案进行处理。
5.1.2室内燃气管线泄漏。
立即紧急停炉，切断锅炉房总气阀，通知燃气公司调整供气压力，并向公司安全和生产部门汇报，根据天然气泄漏应急预案进行处理。
5.1.3锅炉本体泄漏。
a.紧急停炉（按急停按钮）。
b.关闭该台锅炉的天然气总阀，切断气源。
c.根据天然气泄漏应急预案进行处理。
5.1.4燃烧器泄漏。
立即紧急停炉，切断该台锅炉的总气阀，并向公司安全和生产部门汇报，根据天然气泄漏应急预案进行处理，组织有关的技术人员整改。
5.1.5控制、调节、测量等零部件及其连接部位泄漏。
立即紧急停炉，切断该台锅炉的总气阀，更换控制、调节、测量等零部件，对其位泄漏的连接部位重新密封。
5.2 处理天然气泄漏时应注意的问题
5.2.1严格按照锅炉房天然气泄漏的有关规定和程序组织处理。
5.2.2及时与燃气公司、供热公司的有关科室联系，需要切断天然气供应的一定要切断；需要天然气置换的一定要按规定置换；需要办理动火手续的一定要按规定办理,需要专业队伍维修的一定要委派有资质的专业队伍施工。
5.2.3针对各种可能的泄漏事故，组织编写好相关处理方案、应急预案，并做好各应急预案的演练。
5.2.4做好处理泄漏事故专用材料、应急消防物资、检测工具等的储备。
5.2.5处理泄漏要派车间专职安全员现场负责，对有关人员进行相关技术交底。
5.2.6处理完后要保证工完料尽场地清，认真作好技术资料的填写。
6 结论
通过对燃气锅炉房风险危害识别，采取有效措施，运行5年多来，车间没有发生一起安全事故,连续5年获公司级安全生产先进单位。
1994年6月20日至23日在意大利米兰举行的第世界煤联大会的宗旨明确指出：当代煤气科学工作者的任务是使燃气发展与环境保护紧密地结合起来，尽力减少气体对环境的影响，切实处理好地球与环境、环境与人类、人类与地球三者之间的关系。要充分利用好当今世界所能利用的最好的能源来保护地球，保护环境，保护人类。
1999年5月日本内阁会议通过的1999年《环境白皮书》提出厂“环境立国”的新战略，表示要将21世纪定位为“环境世纪”首先应将产业活动和产业结构向环境保护转变，开发和完善资源循环利用新技术和新工艺．以努力提高环境质量。
21世纪是天然气的黄金时代，天然气将给未来世界创造出一种良好的环境，为人类带来福音。使地球进入绿色年代。
1世界气体燃料发展的历程
世界气体燃料发展的历程，大体可分为煤制气、多种气源和天然气三个大时代 其中天然气时代则包含着天然气转换阶段和天然气、液化行油气兼容阶段。
1。1煤制气时代
煤制气时代是从1792年英国机械工程师威廉·麦达克(willam·murdock)在英国伯明翰试验室里用煤炭绝热干馏发现了煤气以后、人类使进入了使用煤气的新纪元。1812年在英国伦敦创建了世界上第一家煤气公司—威斯特敏斯特煤气照明与碳素公司。此后，世界各国相继建起了许多煤气照明公司和煤气公司。到了1850年英国产业革命末期，英国共有煤气企业800多家，形成了具有规模和深远影响力的一个产业部门。对世界各国煤气事业的发展起了很大的推动作用。
1．2天然气时代
天然气时代包括天然气利用、天然气转换以及人然气和石油气兼容阶段。
天然气利用时代是从1858年美国在弗雷多利亚市建立世界上第一个天然气照明公司．并于1872年8月1日铺设了世界上第一条认牛顿威尔至泰图斯韦尔5.5英里长、2英寸口径的天然气管线，开始输送天然气给民用，人类便开始了天然气的利用。据目前有关资料显示。世界天然气资源十分丰富，常规天然气资源量估计为400一600万亿米3，按目前的年产量水平，可供开发二，三百年。天然气利用前景非常乐观，发展的潜力巨大。
1．3多气源时代
多气源时代。除了煤制气、天然气之外，还有液化石油气、重油、轻油制气等多种气源。
业中获得了液化石油气，并于1902年用汽车槽车运输开始了液化石油气的供应工作。使20世纪50年代、60年代采用重油制气和轻油制气成为现实.
1．4液化天然气利用阶段
1917年美国西弗吉利亚地区建起了世界上第一家液化甲烷工厂，进行甲烷液化生产 1959年由美国康斯托克(constock)国际甲烷公司建造了世界上第一艘lng运输船，并于1959至1960年间曾七次从美国的查理斯湖每次装载2200吨lng抵达英国，标志着液化天然气工业的诞生 1960年英国壳牌公司购买了该公司40％的股份，并于1964年投入了由阿尔及利亚至英国的lng运输业务。从此之后，lng利用业务迅速地发展起来。
1．5天然气转换阶段
随着时代的进步，社会经济的发展，环境保护的要求,煤制气的缺点越来越多地暴露出来，许多先进的国家早在20世纪50年代、60年代就淘汰了煤制气。而油制汽存在许多克服不了的缺点以及石油气会随着未来石油枯竭而变成过渡性的气源，用天然气取代其它所有气源的世界性的天然气转换计划将成为一种必然。下面是世界上比较先进和发达国家天然气转换的完成年代：
日本城市煤气发展的过程经历了煤制气、多气源、天然气三个比较明显的时代：从1857年开始至1952年的95年间全部采用煤炭制气，从1952年至1972年为多气源阶段，这个阶段除了有煤制气之外，还开拓了重油制气、石脑油制气，并引入液化石油气和液化天然气。从1969年11月开始使引进阿拉斯加、文莱、印尼等地的液化天然气，明确提出天然气转换计划。到1998年基本上使日本大部分城市实现了天然气管道化。使一个缺能国家靠每年进口4000多万吨lng和2000多万吨的lpg合理地改革了能源结构，从而变成适合城市环境要求的最先近的国家。其转换过程见表2、3、
中国城市燃气的发展与世界各国特别是日本的经历相似，明显地分为三个时代。
3．1煤制气时代
从1862年至1965年经历了103年之后才出现了液化石油气.
1862年5月31日，香港中华煤气有限公司在英国注册成立并在香港开业。第二年就在香港维多利亚港畔建成日产3400米3的煤制气装置，生产的煤气供港岛500盏街灯照明，开辟丁香港地区煤气发展的事业。
1862年英国商人在上海筹办了“大英自来火房”公司,向社会集资,1864年开始在苏州河泥城桥畔建设了一个水平炉煤气厂。1865年9月竣工，11 月1日正式投产供气．供198户居民和63盏街灯照明用气。
1907年至1943年的36年间，日本商人在东北 地区建成了大连、抚顺、鞍山、沈阳、丹东、长春、锦 州，哈尔滨八家煤气公司，为中国城市煤气事业的发展打下了良好的签础。
3．2多气源时代
从1965年至1997年的32年间为中国的多气源时代。随着中国炼油工业的发展，中国第—座液化石油气灌装厂于1965年在北京西郊建成投产。由于的年代大庆油田的开发、1966年东北地区的抚顺、沈阳、哈尔滨义相继建立起液化石油气灌装厂，开展液化石油气的供应工作。后来又开拓了重油制气、石脑油制气，使中国城市燃气的发展进入了多气源时代.
3．3天然气转换阶段
从1997年至2025年的30年左右，为天然气转换阶段中国四川早在公元468年就开始利用天然气煮盐。但直到解放前四川的天然气产量才只有900万亿万米。并且主要用于工业，到了80年代初期才开始为民间使用。随着油田的开发。天然气开始走进附近城市供应市民，数量也极其有限。到1984年全国天然气产量仅有12．86亿米3(约91．4万吨／ 年)．1993年产量才有160亿米3。用在城市燃气只有63．6亿米3(约452万吨／年)，1994年才达到74．5亿米3(529万吨／年)，还不到日本东京煤气公司一年的用量76亿米3／年。主要靠煤制气、重油,石脑油制气和液化石油气来满足城市人口用气.
国家计委委托国际工程咨询公司于1996年5月21日在北京召开的“城市燃气发展及对策研究会”上明确指出：“大力发展天然气，积极推广液化石油气．逐步改造和限制煤制气的方针”1997年中煤协科技委在浙江宁海—次研讨会上又明确地提出了中国天然气转换计划的四大大然气管线实施计划第一条是俄国—中国天然气管线；第二条是陕甘宁气田—北京输气管线；第三条是长江中下游天然气管网；第四条是珠江三角洲天然气输气管网 。日前又正在做川气出川武汉，青海新疆气田东输兰州、西安，与陕甘宁气田汇合再南下郑州、信阳，东输上海规划1997年10月陕甘宁天然气通北京、天津，1999年4月上海平湖气田天然气通浦东、1998年10月朱总理批示广东lng项目实施计划。意味着21世纪是我国开始步入天然气的黄金时代.
4坚持以小区气化的模式向天然气过渡的发展方向
在规划建设珠三角地区和东南沿海地区的天然气利用时。必须把海上天然气利用和引进液化天然气以及液化石油气应用三者充分结合进行考虑．明确城市燃气建设以液化石油气小区气化的模式向天然气过渡的发展方向。规划建设前期的气源以液化石油气为主，并用液化石油气管道供气来完成过渡到天然气管道供气，实现远期以天然气为主的目标 在过渡到天然气供气之前，则以液化石油气管道供气为重点。第—阶段实行生活小区中央管道供气，把一个小区—个小区管道供气站建起来，完成生活小区石油气管道集中供气；第二阶段使小区之间的供气站逐步联网，做到小区之间能互相配气供气，实现环状供气；第三阶段是把所有小区供气站实行并网．形成大面积石油气管道联网供气，等待天然气的到来.
在实行小区液化石油气管网规划建设的同时，再选点布点小区管道供气站建设和管网建设过程中，必须允分考虑天然气管道供气建网和设置门站和调压站的需要。为满足日后通过天然气的所有技术要求，为天然气管道供气全面联网做好准备。按中国市政工程华北设计研充院编写的《深圳市液化天然气利用工程可行性研文报告 》提出的在深圳地区设置2个门站和20个调压站的设想，采用定期、定量、分组团、分片区、进行用户瓶装暂时转换的办法，完成用户的天然气转换。具体做法是：从大鹏湾称头角接收站出来的天然气以7．0mpa压力进入坪山门站。压力调到3．5mpa进入西丽门站，坪山门站将压力调到1．6mpa进人民用高压管网。两丽门站将一部分天然气调压到3.0mpa压力进入电厂高压管网供美视、南山、月亮湾3个电厂使用，另一部分调压到1．6mpa进入民用高压管网与坪山门站来的天然气汇合.
天然气经过高压管网分别供应南山、罗湖、盐田、布吉、坪山、沙井6个组团下辖的南油、松坪山、华侨城、西乡；梅林、清水河、罗劳；沙头角、盐田；龙华、布吉西、布吉、横岗；龙岗北、龙岗东、坪山、葵涌、大鹏；沙井、松岗等20个高中压调压站供气.
深圳地区的小区气化建设，通过17年的不断实践、总结、提高和完善，对小区气化站联网的理论以及联网操作管理的经验，找到了—条加快深圳地区天然气转换工作进程的途径，这种投资省、见效快、方便、灵活、上马容易的小区气化模式为东南沿海地区做好天然气转换工作提供厂借鉴。
5积极推动广东珠三角地区天然气转换计划的实施
1998年10月28日朱总理在国家计委《关于在我国东南沿海地区适量引进液化天然气的请示》报告中批示：“可考虑引进lng的试点，先在广东试点，请国际工程咨询公司进一步论证”。使1994年10月份就开始筹的广东珠三角天然气利用工作有生机。1998年12月24日国家计划工业发展司在北京召开了“关于落实朱总理批示、推进广东lng项目试点工作会议”之后，使进入了实质性的项目论证、评估工作，要求在2004年第三季度试投产，2005年正式投产供气.
广东lng接收站址的选择，通过国内外专家做广大量调查、研究、测算、论证，筛去大亚湾的沙渡山、长阻角和大鹏湾的鹅公湾，而优选定在大鹏湾东岸的称头角。码头建设按停靠13．5万米3的lng运输船考虑.
5．1第一期规模
进口lng 300万吨/年，预计2004年第二季度试投产。输气干线从接收站至深圳、东莞、广州、佛山等叫个城市、全长267公里，年输气40亿米3。
5．2第二期规模
新增进口lng 200万吨/年，预计2009年完成输气干线从佛山延伸至中山、肇庆，江门、珠海等城市、全长241公里，总长508公里、年输气量82亿米3珠海末端干线与珠海高兰港登陆的南海y13--1气田送来的天然气管线连接，形成两个气源联网供气。预计南海天然汽年供气15亿米3(约100万吨／年)、并可根据两个气源状况进行适当的调节(见图10)。
5．31lng接收基地占地50公顷，包括预留发展用地。
5．4预计建设周期3．5年，总投资4亿美元。
5．5lng接收站采取中外合资方式进行经营，在中方占绝对控股的前提下成立合资公司管理。
5．6广东珠三角地区的许多城市，如深圳、佛山、中山、惠州等城市的供气管网基本上是按天然气技术参数规划、设计、建设、目前已建成通气管网2175公里，其中深圳地区已建成小区供气站13座。供气能力达80万户，发展管道户28万户，其中主干管671公里，供气能力达到123万户，实际发展液化石油气管道用户60万户，正在规划建设有177．33万户。其中深训地区已建成小区供气站13座，供气能力达80万户，发展管道户28万户。已建管网1200公里，市政管400公里，配气管800公里，实现了东西管道大联网，准备了天然气进深圳所需的调峰、调压站和门站用地。香港电灯公司和香港中华煤气公司。
5．7积极参与广东珠三角地区天然气利用工作，争取将液化天然气引至香港南丫岛作发电燃料和引至香港大埔制气厂制气，见图11。
现在，我们正在积极拓展lng未来销售市场，除了不断规划建设好民用气管网，大力发展民用户之外，还积极开展商业用户的油改气、油厂转型气电厂、工业窑炉改造的准备工作，大力发展燃气空调、区域性冷暖中心建设，使lng进入广东之时能真正派上用场。
[摘 要]作为城市供气系统的枢纽，天然气调压站控制系统的工作效率将会直接决定调压站的供气水平。为了有效应对经济发展对天然气的巨大需求量，做好天然气调压站的用气量管控工作，采用自动控制系统成为了天然气调压站发展的必然选择。本文简要介绍了天然气调压站的运行原理，而后重点探讨了plc在天然气调压站自动控制系统设计中的应用情况。
[关键词]天然气调压站；自动控系统；plc；系统设计
1.前言
城市规模的扩大和社会经济发展以及出于环境保护的考虑，大范围推广天然气已经成为了推动城市发展的最佳选择。但是日益复杂的供气方式和用气方式使得天然气调压站如果继续采用传统的管控系统则很难满足现实情况的需要。在天然气调压站中积极应用自动控制系统，能够实现实现天然气调压站控制和调度的自动化、值守的无人化以及供气的安全化，不仅能够缩短应对突发事件的反映事件，而且能够有效减少能源和资金的浪费，最终实现经济效益和管理效益的提升。
2.天然气调压站功能与调压回路自动切换原理分析
2.1 天然气调压站功能简介
天然气调压站是天然气管网监控系统的重要构成部分，除了调压站之外，天然气管网监控系统还包括调度中心计算机管理系统、数据通信网络系统以及区域调压站等。天然气管网监控系统具有高度的集中性和统一性，它能够对处于各个位置的下属功能单元进行分散控制。中高压调压站的功能主要体现在如下几个方面：监控并管理站内的各种智能仪表、工艺设备，向调度控制中心传递各种信息，执行调度控制中心的各种指令。在具体实践中，中高压调压站的工作内容主要包括平衡控制管网负载、依照用户用气情况调节供气量、调节管网远程压力、数据上传、指令执行以及限流等。
2.2 天然气调压站调压回路自动切换原理分析
调压回路自动切换原理，简单而言，就是利用了各个调压器的压力设定差异。具体来讲，如果主回路的工作调压器的压力设定为3.33 mpa，那么，监控调压器的压力设定应该比主回路的工作调压器的压力设定稍微高出一些，一般设定为3.46 mpa，相应地，备用调压回路的工作调压器的压力设定应该比主回路的工作调压器的压力设定稍微低出一些，一般设定为3.25 mpa，即，监控调压器压力设定（3.46 mpa）>主回路工作调压器压力设定（3.33 mpa）>备用调压回路的工作调压器压力设定（3.25 mpa）。
天然气调压站在常规工况之下，压力调节的职责由主回路工作调压器完成，其出口压力被设定为3.33 mpa，主回路的监控调压器则保持着全力开放状态；假设因为某种原因导致主回路工作调压器出现故障，无法正常工作，那么工作调压器会处于全力开放状态，其出口压力被设定将会在短时间内提升至3.46 mpa，压力传感器会感知该压力设定变化并将压力信号传输给监控调压器，此时监控调压器开始对压力调节负责；假设同样因为某种原因导致监控调压器出现故障，也无法正常工作，下游压力将会继续升高，一旦压力提升值超过了主回路切断阀门的压力设定（一般为3.83 mpa），则主回路切断阀门会对供气进行切断处理，而此时的下游用气仍在继续，会逐渐降低主回路的压力设定值，并降至备用调压回路的工作调压器压力设定（3.25 mpa），压力传感器会感知该压力设定变化并将压力信号传输给备用调压回路工作调压器，此时备用调压回路工作调压器开始对压力调节负责。为了确保天然气安全管控的万无一失，备用调压回路工作调压器也配套有监控调压器，如果备用调压回路工作调压器因为故障等原因无法正常工作，则监控调压器也会依照预设程序接手压力调节工作。由此可见，各个调压器的压力设定差异能够使得调压器在故障情况进行自动切换，当然，这需要可靠的控制系统。
3.plc在天然气调压站自动控制系统中的应用
3.1 硬件方面
为了确保天然气调压站能够在经济、可靠、安全的最优条件运行，天然气调压站自动控制系统必须要能够有效担负起实时动态监控、采集、处理调压站各个关键部位参数，并能够及时作出正确决策的使命。我们知道，天然气调压站所涉及的各种控制参数非常之多，例如，电动球阀、切断阀、回讯器、气体泄漏警告、进出口压力差和阀门位置、进出口温度、进
出口压力等等。以上这些数据都需要中心控制系统进行认真地分析和对比，确保数据精准可靠。为此，在plc控制器的选择方面必须要坚持参数修改灵活、使用维护简便、具有较强抗干扰性和执行功能的原则；此外，为了确保系统功能的完善有效，在功能模块的配置方面应该科学合理。总而言之，天然气调压站自动控制系统的硬件构成应该包括如下几个部分：cpu、plc、i/o处理功能模块、电源、执行机构、信号变送设备、液晶触摸屏。
3.2 软件方面
本系统通过对调压站参数进行实时采样，经plc 进行运算处理，来判断系统的状态。当系统处于正常运行状态时，上传并实时显示调压站参数，通过对现场阀门的自动控制实现对天然气出口压力的动态调节，保证了天然气的稳定供应；当系统出现异常时，经声光报警和显示屏字幕闪烁两种方式发出报警信号，并作用于相应的执行机构，实现天然气调压站的自动运行。系统软件设计主要是模拟量的采集处理和与智能总线仪表的通信两大部分。模拟量的采集处理部分包括压力、温度和压差经过变换器输出的电流信号。虽然模拟量输入模块内部自带有模拟量滤波功能和采样数值设置，但是为了使显示值更加稳定，程序设计时使用了算术平均滤波法，以实现对一般随机干扰信号进行滤除。
智能仪表采用 modbus 协议通过双绞线与 plc通信，modbus 是应用于电子控制器上的一种常用协议。控制器能设置为两种传输模式（ascii 或rtu）中的任何一种在标准的 modbus 网络通信。本系统根据仪表的要求，选择了 rtu 方式。通信接口为半双工接口程序的关键是避免在通信端口上同时发送和接收。按照本系统中通信采用的这种编程模式编写自由口通信程序可以有效避免因同时发送和接收造成的通信冲突，从而保证程序的正常运行。
4.结束语
总体而言，先进的天然气调压站自控系统应能实现调压站的合理调度，无人职守，保证安全供气，节约能源与资金，加快紧急事件反应时间，减少不应有的损失，实现现代科技与科学调压的有机结合。实际应用实践经验证实，本文所设计的天然气调压站自控系统不仅具有较高的安全型、稳定性、可靠性、抗干扰性，还具有较高的性价比，提高企业的经济效益和管理水平。
摘要： 文章介绍了天然气输送离心式压缩机组的常见故障，分析了故障原因及特征，进而对其故障诊断技术现状进行了总结和比较，在此基础上针对输气动力设备故障的复杂性提出了应用数据挖掘技术对离心式压缩机组进行故障诊断的初步设想。
关键词： 天然气输送；离心式压缩机组；故障分析；故障诊断
0 引言
为使管道长距离输送天然气能连续进行，必须经增压站的输气动力设备对天然气增压，以克服其在管道流动中的摩擦阻力。离心式压缩机组以其结构紧凑、重量轻、体积小、稳定工况范围宽等优点广泛用于天然气管道输送过程的增压。压缩机组大多是从国外进口，价格昂贵，由于输气工况变化较大，生产要求压缩机在重负荷下连续运转、性能安全可靠。天然气压缩机组发生故障的主要原因是由于零件表面的疲劳破坏，另外天然气中有毒气体引起的零件的表面腐蚀也加速了压缩机主要部件的表面损伤。为提高压缩机组的使用效率和运转可靠性，科学使用和管理设备，提高经济效益和社会效益，对输气压缩机组进行故障诊断具有重要意义。
1 离心式压缩机常见故障、原因及特征
离心式压缩机主要由机壳、叶轮、涡壳、轴承、轴、回流器、扩压器、密封装置以及平衡盘等部分组成。离心式压缩机属于旋转机械，因此大多数故障都和转子有关。
1.1 常见故障及原因分析 离心式压缩机组常见的故障有：轴承温度升高、转子振动大、转子轴位移大、噪声大、出口流量降低、喘振、旋转失速等。
①轴承温度升高。主要由润滑油供给不足或中断、润滑油含水、轴承与轴颈间隙小、进油温度高引起。
②油压急剧下降。原因在于主油泵故障、油管破裂、过滤器堵塞、油泵吸入管漏气、油箱油位过低等。
③喘振及旋转失速。发生喘振的原因是工艺操作参数波动较大，负荷降低时导致气量减小；吸入管路堵塞，入口压力下降；吸入温度升高，使相同转速下喘振压升比下降；出口压力升高，超过相同转速下的喘振压升比；开车、停车发生喘振。
旋转失速是机组在变工况工作情况下，调速系统不能及时作出正确的反应，造成机组的转速太高或太低而联锁跳车。故障原因是配气阀联动装置松动或卡涩现象、调速器迟缓率过大、调速器油位高。
④振动。振动是离心式压缩机组的主要问题，引起振动的原因较多。
1）转子不平衡。转子不平衡的主要原因有转子初始动平衡精度低、叶轮流道不均匀结垢、部件松动、转子弯曲等。
2）转子安装不对中或齿轮联轴节加工不良。
3）临界转速下共振。原因是转子系统处在临界转速下产生共振。
4）基础松动。松动现象是机器基座螺栓紧固不牢引起的。
5）结构共振。结构共振一方面是由于机器本身各部件之间的振动频率合拍引起的，另一方面是由于外界振动频率恰好与机器的涡动频率相同而造成的，或是由于外来激振力作用所产生的频率正好与机器本身某部件的振动频率相同。
6）其它较复杂的故障。转子与固定元件或密封片之间的摩擦引起的振动、轴弯曲变形或出现裂纹时的振动、当与机器相连接的管路存在不允许的扭矩时引起的振动，轴瓦间隙太大或太小引起的振动；此外还有压缩机叶片的磨损，轴的磨损等，这类故障突发性强，诊断方法还比较少，因为信息不太敏感。
⑤压缩机出口流量降低。由于密封间隙过大、吸入管路过滤器堵塞、原动机转速下降引起的故障。
⑥耗油量大。由于润滑系统工作不良，浮环磨损，收集器排油阀失灵等原因引起。
1.2 故障特征 离心式压缩机组常见的故障主要有以下特征：
①转子不平衡引起共振。主要特征：随着转速越高，振幅增长得
快；转速降低时，振幅趋近于零。
②临界转速引起共振。主要特征：振动和相位角在临界转速区域有较明显的变化；当转速在临界转速时振幅值达到最大，偏离临界转速时振幅下降。
③半速涡动。振幅较小，轴心轨迹大多呈椭圆形。
④油膜振荡。振幅很快增加。
⑤喘振。压缩机噪声和振动都十分强烈，压比、流量波动大，频率一般为低频。
2 针对输气动力设备故障诊断的数据挖掘技术
上述研究方法大多是对常规故障进行诊断。对作为输气动力设备的离心式压缩机而言，其突发性事故频繁，必然是有不易洞察的隐含故障，比如叶轮及轴的磨损类故障，故障信息不敏感，很难用常规方法进行诊断。因此对深层次的隐含故障进行诊断研究是亟需解决的问题。目前，对隐含故障诊断的研究不多，在国内的相关研究中，分别采用神经网络法、分形法等对隐含故障进行了映射或模式分类，但没有对输气动力设备诊断的研究。考虑输气动力设备的复杂性，必须深入“挖掘”其隐含故障关系，才能把握故障的特征并做出诊断、预报。
数据挖掘技术就是从大量、不完全、模糊、随机、有噪声的数据中，综合运用数理统计、计算智能、人工智能、模式识别等先进的技术手段，提取出潜在的、有用的信息和知识。对于较复杂难以用一般方法诊断的隐含故障采用数据挖掘技术进行诊断，提前做出预报以避免突发性故障的发生，可以有效保证输气工作的正常进行。
目前，常用的数据挖掘技术方法包括：粗集理论（rs）、人工神经网络（ann）、遗传算法（ga）、统计分析方法等。使用时可以将这些数据挖掘技术相结合，取长补短，以达到更好的效果。在故障诊断中运用数据挖掘集成技术建立故障诊断的模型，对于复杂、隐含的故障，常通过逐步缩小不确定数据的范围来挖掘其隐含的、复杂的关系。
