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煤礦機電運輸常見事故原因分析及控制,同時制定相應的對策,探討了如何減少煤礦機電運輸事故的安全措施。
要進行煤礦開采,機電運輸是生產環節中的一個重要組成部分,貫穿于每一個環節。煤礦機電事故是煤礦生產、發展的一個重要制約因素,它不僅造成人員及設備的傷害,還可能成為煤礦煤塵、瓦斯爆炸的一個誘因,使采區乃至整個礦井受到嚴重破壞。如何預防煤礦機電設備事故的發生,是一個煤礦可持續發展的重要條件。
1 煤礦機運事故頻發的原因剖析
1.1 特種作業人員安全意識淡薄,麻痹大意,沒有牢固樹立"安全第一"的思想,違反了“三大規程”及有關安全規定,違章指揮、違章操作時有發生。
1.2 特種作業人員文化程度參差不齊,掌握特種作業技術不嫻熟。根據我們平時工作統計。在煤礦機電出現事故中,大多是因為職工對技術工種安全操作知識掌握不牢,熟悉程度不夠,是造成多發事故的重要原因。特別是采掘一線電機車司機不穩定,農協工、農換工多,文化基礎差,工作無長期打算,學習業務技術的積極性差,素質極低,給機電運輸安全帶來了極大隱患。
1.3 指令性的臨時工頂替。
1.4 特種作業人員的頻繁調換,崗位的調整,給安全埋下隱患。特別作業人員大都是經過當地勞動部門或供電部門專業培訓取得操作合格證后作業者,對他們的工種不宜隨意予以變動。但是,礦山某些技術性工種,有些企業領導不去考慮學識水平,不講究用工要求,而是當作好工種,并通過人情關系把一些不合格的人員充塞進去,加之一些人員不鉆研技術業務,違章違紀現象比較突出。另外,臨時性工作調整時安全培訓工作沒有及時到位也帶來了安全隱患。
1.5 安全基礎工作薄弱,安全可靠性差。一是安全投入不足,考核不嚴,機運標準化工作難以到位;二是特種作業人員的安全培訓教育不夠,特別是用人體制的進一步改革并崗之后,職工都在滿負荷甚至超負荷狀態下工作,有的崗位還打破了8小時工作制做連班,要抽出人員進行脫產培訓的確很難。
1.6 安全制度不嚴,遺留安全隱患。一是崗位責任制不健全,對某些工作相互扯皮,隱患得不到及時整改落實;二是安全制度執行不嚴,對安全考核不夠嚴厲,安全獎罰不及時兌現,影響了管理人員反“三違”的積極性;三是對事故處理未嚴格按“三不放過”原則分析處理,處罰太輕甚至層層保護,不嚴肅追究責任,職工受不到教育,防范措施不到位,結果是事故重復發生。
1.7 設備陳舊老化
在煤礦建設時,煤礦設備的投入必須成套,而且相互之間必須配套,所以一次性投入的資金數目相當大,無論是國企還是私企,都難以承受。由于投入不足,致使煤礦機電設備更新速度較慢,設備相對老化。另外,我國煤炭行業的設備制造業,由于科學技術、工藝設計、原材料、加工制造及檢測手段等綜合配套能力較低,加之涉及的材料、電子、液壓及機械零配件等行業的能力不相匹配,導致煤炭行業整體裝備相對落后, 設備維護工作量大。 1.8 煤礦設備選型不合理
我國煤礦生產設備品種少、水平低、質量差,特別是高新技術產品和機械基礎產品還不能滿足煤炭工業迅速發展的要求,比如液壓支架、采煤機、掘進機、重型刮板輸送機等都是在引進技術基礎上完成的,對我國煤炭工業發展的現狀有一個適應的過程。另外,機電設備的選型要求配套化,對不同的地質條件、使用人員及管理水平等有較強的適應性。而實際情況則是設備與條件不相適應,需要很長一段時間的磨合,磨合期內,往往事故率較高。
1.9 煤礦設備檢修存在缺陷
如今正規煤礦大多采用了采煤機、運輸機、掘進機、支架等一系列的先進采掘設備,逐步由機械化向自動化邁進,但長時間運行和在運行當中職工操作的失誤都會引起設備的損壞,這就要求對設備檢修必須做到認真、細致、全面?，F在的煤礦職工整體素質不高,再加上設備陳舊, 本身維護工作量很大,所以對設備的檢查維修只能是哪壞修哪,年檢月檢工作很難進行下去。據統計,發生的機電設備事故約有75%~80%是由于操作不規范、檢修不到位而造成的,因此,一定要嚴格按照要求及時檢修,防患于未然。
2 控制煤礦機電事故對策
隨著煤礦機械化程度的提高,對各種設備配件也提出了更高的要求,因此要努力加強培訓,嚴格管理,減少和杜絕機電事故的發生,確保安全生產。
2、1統一思想認識,堅持“安全第一”不動搖。要強調安全,突出安全,把安全放在工作的首要位置。煤礦采用承包機制后,安全工作不但不能放松,而且要加大安全監察力度,要時時事事把安全工作擺在高于一切、重于一切、先于一切的位置,始終堅持安全第一不動搖。
2、2要嚴把質量關
在加強礦井質量標準化管理的同時,煤礦在購進機電設備時,各個廠家所生產的配件在細節上存在差異,更有一些小廠家為了自身利益,偷工減料、降低成本,這也給機電設備的正常運行、檢修帶來了一定影響。
2、3加強用工制度管理
煤礦機電工種技術性較強。不能以照顧的身份出現,盡量減少或者不使用臨時用工。煤礦機電運輸常見事故原因分析及控制特殊工種不能調換頻繁,要嚴格考核發證,堅持持證上崗。
3 結束語
總之,要加強特殊工種的用工制度管理、職工的安全業務培訓及安全工作。由于煤礦機電運輸各崗位工種的技術性較強,應由思想端正、技術全面的操作人員來擔任。建立競爭機制,定期組織職工進行技能比武,采取“三結合”的培訓方式,即業余培訓與重點培訓相結合,以重點培訓為主,內培與外培相結合,以內培為主。抓好安全工作,強化監督制約機制,加強各級領導和業務部門的安全生產責任意識和作業人員的崗位責任意識,做好煤礦機電安全管理工作。
試驗中采用HORIBAMEXA7200E廢氣成分分析儀測量發動機的排放,試驗所用催化器為寬域金屬催化劑,主要氧化排氣中的HC和CO,同時對NOx具有一定的催化作用。試驗過程中測錄發動機的動力性、經濟性、排放性參數及水溫、排氣溫度、空燃比、點火提前角等運行參數,分別測試發動機安裝催化后處理器和未安裝催化后處理器的試驗結果。
怠速NOx排放怠速運行時進氣量少、燃燒溫度低,NOx排放較低。怠速運行速度為700r/min,過量空氣系數為1.1,安裝催化后處理器,點火提前角分別為9°BTDC,12°BTDC,15°BTDC時,發動機的NOx排放分別為28.56×10-6,35.15×10-6,39.09×10-6。外特性NOx排放表2示出了試驗方案及外特性的運行參數。發動機在無催化器運行時,隨轉速的提高,NOx排放呈減少趨勢。形成這種趨勢的原因主要有以下兩個方面:1)隨著發動機轉速的提高,稀燃程度提高,最高燃燒溫度降低,NOx排放減少;2)燃燒過程中高溫持續時間的長短對NOx排放的影響較為顯著,低速運行時以時間計算的燃燒持續期長,NOx生成量較多。安裝催化轉化器后發動機NOx排放升高,因為無后處理器時發動機排氣背壓較低,發動機的掃氣系數較大,對活塞、缸蓋底面等熱表面的冷卻效果較好,降低了燃燒溫度,抑制了NOx的生成。安裝催化轉化器后,寬域催化轉化器雖然對NOx具有一定的催化作用,但NOx的生成量較大,導致發動機的NOx排放升高。安裝催化器后,在轉速1000~2000r/min范圍內,NOx排放呈先升高后降低的趨勢,1600r/min時達到最大值。試驗過程中采集了外特性示功圖(圖略),發動機轉速為1600r/min時,缸內的最高燃燒壓力與其他工況相比高出很多,燃燒溫度高,導致NOx生成量很大。隨著缸內壓力的升高,催化器背壓對NOx排放的影響顯著增加。點火提前角對外特性NOx排放的影響,點火提前后,燃燒溫度的升高導致NOx排放迅速升高。增壓氣體發動機進氣壓力和壓縮終了時溫度均較高,采用較大的點火提前角能夠改善發動機的經濟性,但易發生爆燃現象,因此,只要發動機的排溫和熱負荷滿足要求,不宜采用過大的點火提前角。
負荷特性NOx排放圖5和圖6分別示出了發動機轉速為1000r/min和1400r/min時,安裝催化器和不安裝催化器的NOx排放,圖中方案A比方案B點火提前角晚3°。圖7示出了發動機低速、中速及高速運行時不同負荷率的過量空氣系數。:當發動機轉速為1000r/min和1400r/min時,NOx的排放均為先增大后減小。分析原因:1)發動機在空載和小負荷運行時,由于進氣量少、燃燒溫度低,點火提前角和催化器對NOx排放的影響較小,NOx排放處于較低水平;2)隨著負荷率的增加,進氣量增加,燃燒溫度升高,NOx排放增多;3)隨著發動機負荷率繼續增大,稀燃程度增加(圖略),抑制了NOx的生成,排放下降。中等負荷率時,點火提前角對NOx排放的影響較顯著,50%負荷率時NOx排放較高,這是因為催化器對NOx具有部分催化轉化效果,因此,中等負荷率安裝催化器后NOx排放與不安裝催化器相比顯著降低。方案A曲線中,當負荷率為90%和100%時,發動機的流量逐漸達到最大,催化器對排氣系統阻力的影響作用明顯,進而影響到發動機的掃氣,發動機熱負荷高,燃燒溫度升高,使NOx的生成量增加。由方案B曲線可見,點火提前角增大后,低速和中速時,在整個負荷范圍內催化器對NOx排放都有一定的控制作用。圖8示出了發動機轉速為2000r/min時,安裝催化器和不安裝催化器的NOx排放對比。圖9示出了方案B負荷特性缸內溫度。由圖8可見,當發動機在標定轉速運行時,沒有安裝催化器時,隨發動機負荷率的增加,NOx排放規律呈先增加后減小的趨勢,方案A和方案B的最大值分別出現在50%和25%負荷率工況點。安裝催化器前后NOx排放規律變化的一個重要決定因素是缸內的燃燒溫度,方案B25%負荷時缸內燃燒溫度較高,出現排放的最大值。
標定轉速運行時,由于燃燒時間較短,同時稀燃程度較高,NOx排放水平較中、低轉速時減少較多。但由于發動機的流量大,催化器的節流作用增強,對發動機換氣的影響作用強,安裝催化器后,NOx排放總體較不安裝催化器時的高。a)發動機外特性運行時,隨著轉速的提高,稀燃程度提高,最高燃燒溫度降低,燃燒持續期縮短,NOx排放減少;安裝催化轉化器后掃氣系數減小,熱負荷和NOx排放升高;b)發動機在空載和小負荷運行時,由于進氣量少,燃燒溫度低,點火提前角和催化器對NOx排放的影響較小,NOx排放處于較低水平;c)發動機在中低等轉速、負荷率為50%~75%時,NOx排放水平高;催化器對NOx具有部分催化轉化效果,中等負荷工況安裝催化器后NOx排放比不安裝顯著降低;d)標定轉速運行時,燃燒時間短、稀燃程度高,NOx排放較中低轉速時減少;高速大負荷時催化器節流作用強,影響換氣,NOx排放升高。
2013年1月17起,中國中東部地區出現持續霧霾天氣,大部分地區霧霾天數在3天以上,北京、天津、石家莊、唐山、邯鄲、保定等城市污染嚴重。所受霧霾天氣影響城市居民爭相購買口罩等防護用品,PM 2.5指數居高不下。所謂PM 2.5就是指大氣中直徑小于或等于2.5微米的顆粒物,也稱為入肺顆粒物,它的直徑還不到人的頭發絲粗細的1/20。與較粗的大氣顆粒物相比,PM 2.5粒徑小,富含大量的有毒、有害物質,且在大氣中的停留時間較長,輸送距離遠,因而對人體健康和大氣環境質量影響較大。但究其污染物來源,重要是燃煤的排放、機動車的排放、工業排放。從環境保護來分析,減少污染物的排放才是減緩或解決該問題的根本。天然氣是一種相對較為清潔的能源和化工原料,增加其對煤炭,石油產品的替代,將對環境的改善有較大的作用。
一、天然氣利用表觀的環境效益和生態效益
1.環境效益
從燃燒清潔度講,天然氣造成的污染大體為石油的1/40,為煤炭的1/8000,從經濟效益講,按照相同熱值計算,國際天然氣價格僅為石油的80%左右;從用途講,天然氣用途廣泛,可廣泛應用于化工、發電、工業和城市商業、民用等各個方面。
2.生態效應
通過天然氣的替代使用,減少懸浮顆粒物排放量,增加空氣清潔度;減少二氧化硫排放量,縮小酸雨覆蓋面積。于煤相比,天然氣燃燒僅產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約少90%,且天然氣使用效率高。天然氣的使用也將有利于減少溫室氣體的排放,特別是二氧化碳。礦物燃料燃燒放出的二氧化碳量取決于燃料中碳含量,天然氣與其他礦物燃料相比,含碳少,含氫多。
二、我國天然氣資源配置方式現狀描述
1.天然氣資源配置
在政策層面,天然氣資源配置上應采取以市場配置為主、國家宏觀調控為輔的一種配置方式。但長期以來,天然氣資源實行的是完全計劃管理模式。在這種管理模式下,從天然氣勘探開發、輸氣管線建設到利用,從天然氣產量到價格,無不受國家的計劃調控,企業的一切生產經營活動均列入國家計劃。國家對天然氣還是停留在指令性計劃控制狀態。
2.天然氣資源配置的難點
天然氣資源的配置還受運輸條件和歷史用戶的限制。天然氣作為一種氣態商品,只能通過管道或LNG等方式進行運輸,因此,只用天然氣管輸問題解決了,才談的上天然氣的利用,天然氣市場體系方能形成。我國正在建立全國性管網,LNG產業也出于推廣的起步階段,因此,天然氣在全國范圍內進行配置的條件未成熟。
三、我國天然氣利用中存在的問題
1.天然氣消費結構不合理
天然氣消費結構不合理,利用效率低?；视脷庹继烊粴饪傁M的1/3左右,為支持保護我國農民利益,穩定糧食生產,國家對作為原料制合成氨生產尿素的天然氣采取了十分優惠的價格政策,對此,天然氣生產企業在經濟效益上作出了巨大的讓步。但由于國際化肥市場價格向好,許多以低價天然氣為原料生產的化肥并未用于國內農業生產,而是出口到國外,相當于低價出口天然氣,我國已經成為國際市場尿素最大出口國之一,但另一方面為滿足國內經濟發展的需求,我國的原油進口量卻在快速的增長,無論從經濟效益還是環境效益,國家的利益受到了極大的損害。
2.天然氣價格不合理
天然氣出廠價格偏低。天然氣的勘探開發是高風險、高投入行業,投資要面臨巨大的資金、技術、設備、人工和市場風險。因此國外天然氣勘探開發上游的投資回報率通常都較高。然而,盡管我國現行天然氣價格管理體制中天然氣是以成本加成為基礎定價,但之前的天然氣價格調整未達到天然氣的綜合成本水平,也談不上獲得投資回報,致使我國天然氣生產企業長期虧損,生產經營難度增大,影響了生產企業的積極性。
四、近年來我國天然氣應用改革努力
1.加快天然氣進口數量
為滿足未來天然氣的需求,我國提出了天然氣工業發展思路:以市場為導向,積極利用兩種資源和兩個市場,除加大國內天然氣資源的勘探開發力度,努力發現和開發大型氣田外,還從俄羅斯、土庫曼斯坦以及中東和東南亞地區進口管道天然氣和LNG,以彌補國內資源的的不足。除了已經開始正常輸氣的中亞天然氣進口管道外中緬天然氣管道建設也在加快進行,預計在2013年5月投入使用,該管線設計輸氣量在100~130億立方米,中緬新管道還將直接惠及來自非洲與阿拉伯地區的油氣資源。
2.合理布局天然氣資源
針對近年來逐步突出的天然氣資源配置不合理的問題,發改委綜合考慮天然氣利用的社會效益、環保效益和經濟效益等各方面因素,根據不同用戶用氣的特點,將天然氣利用分為優先類、允許類、限制類和禁止類。在2012年10月31日的新版?天然氣利用政策?中明確規定強調了對優先類的政策扶持和對限制類與禁止類的管控。對優先類用氣項目,地方各級政府可在規劃、用地、融資、收費等方面出臺扶持政策,鼓勵天然氣利用項目有關技術和裝備自主化,鼓勵和支持汽車、船舶天然氣加注設施和設備的建設,對限制類項目的核準和審批要從嚴把握,列入禁止類的利用項目不予安排氣量。新版對部分用戶的利用順序級別進行了調整,體現了國家對部分產業的態度轉變。
3.完善天然氣價格定價機制
天然氣價格是調控消費結構的主要手段,也是資源配置的調節器。國家發改委去年12月發文稱,天然氣價改總體思路為以下幾種,一是將現行以成本加成為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價。二是以計價基準點價格為基礎,考慮天然氣市場資源主體流向和管輸費用,確定各省(區、市)天然氣門站價格。三是天然氣門站價格實行動態調整機制,根據可替代能源價格變化情況每年調整一次,并逐步過渡到每半年或者按季度調整。四是放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣出廠價格,實行市場調節。幾種思路各有利弊,但可以肯定新的定價機制一定會在近期制定頒布。
五、結語
綜上所述,我國天然氣利用現狀雖然不盡人意,但事實基礎是我國的天然氣利用晚,發展快。和很多發達國家或是發展中國家相比,彼此的國情還是有所區別,所以在現階段,所出現的問題都是在所難免的。從長 遠來看,全球經濟一體化發展越來越快,作為有影響力的大國,無論是從國家資源安全,或是從經濟建設、社會發展、環境保護等方面來講,天然氣利用中出現的問題和不足要盡快解決和完善?？茖W的增加天然氣開發途徑,保護資源地生態環境,提高資源地經濟發展動力和持久力,從國內國外兩個途徑提高天然氣供應量;利用價格和宏觀調控手段,調整天然氣利用結構,提高資源利用率,做好天然氣的綠色利用。通過國家不斷推出的各種天然氣利用改革制度,不難相信,我國的天然氣利用無論分布、結構、價格都會更合理化,更國際化。
油田用加熱爐是油田勘探開發中的重要設備之一[1-2]。隨著我國各油氣田公司對天然氣資源勘探與開采力度的逐年加大,我國天然氣逐年大幅增產,天然氣集輸設備的種類和個數也大幅增加。在我國西部以天然氣生產為主的某油田中,應用了大量的天然氣裝置設備,類別繁多且單類設備數量大。隨著生產時間的累積和生產規模的擴大,形成了大量的設備信息臺賬。據統計,2008年在此油田有詳細設備信息記錄的11套天然氣處理裝置中,共計有64類4200多個主要設備。這些設備臺賬信息相互獨立地保存在設備的使用部門,這直接導致同類設備信息無法在不同使用部門間實現有效的信息共享,即使在同一使用部門里也很難實現同類信息的匯總、對比及分析。另外,很多裝置的設計圖冊也沒有有效、統一的管理,導致設備維護時,不能方便地獲取裝置設計信息。這些都給天然氣設備維護人員的工作帶來了極大的不便,他們希望建立一個天然氣裝置設備信息采集、存儲、匯總和展示于一體的信息化系統,能夠將這些孤立的設備信息有效地管理起來,并能及時地獲取裝置設計信息。
1系統分析與設計
天然氣裝置設備主要分為工藝、儀表、給排水、熱暖和電力等幾個主要專業設備。工藝主要包括加熱爐、制冷機和壓縮機等設備;儀表主要包括壓力變送器、火焰探測器和在線分析儀等設備;給排水主要包括水罐設備、供水氣壓罐和埋地生化污水處理設備等設備;熱暖主要包括換熱器、燃氣調壓箱和燃氣壁掛爐等設備;電力主要包括電力變壓器、高壓配電柜和低壓配電柜等設備。此信息管理系統主要是實現上面所述設備信息及其設計圖冊的有效管理,其過程包括數據采集、數據錄入、數據維護和數據應用四個部分。數據采集的源頭,一是指現存的大量的歷史數據,包括紙質和電子的設備臺賬及工藝設計圖冊;二是指系統部署后,日常生產所產生的新設備數據及工藝設計圖冊。對于數據的采集,需要對歷史數據進行標準化、電子化處理。對于數據的錄入,需要批量數據和單項數據兩種錄入模式。系統能夠實現已入庫數據的修改和刪除功能,能夠實現對各種設備數據及設計圖冊的查詢、匯總和導出等應用功能。針對上面的分析,對系統功能和業務數據庫進行了相應的設計。
1.1系統功能設計
系統功能主要分為數據維護、數據查詢、文檔管理和系統管理四個主要部分。系統功能結構如圖1所示。
1)數據維護,主要有數據錄入和數據維護兩項功能。數據錄入功能分為批量數據導入和單項數據錄入。由于設備歷史臺賬數據存在方式及格式的不一致,其需要進行電子化和標準化處理后方可入庫。數據維護功能提供對數據的修改及無用數據的刪除功能。
2)數據查詢,主要分為固定查詢、導航查詢和條件查詢。按照日常業務的工作習慣,我們制定了固定查詢方式。此方式不需要使用者指定任何查詢條件,即可得到生產常用的設備信息。導航查詢,是將各套裝置分部門分專業組織成“結構樹”的形式,以便使用者有層次地獲取所需的設備信息。條件查詢,指根據用戶動態設定的不同查詢條件,個性化地得到用戶所需的特定信息。
3)文檔管理,主要實現設計圖冊等文檔的分部門分專業上傳、下載、查詢和維護功能。各類文檔可以按文件名稱、所屬站名、專業類別和上傳人等四種方式進行查詢,查詢結果可以瀏覽下載。
4)系統管理,主要包括人員信息管理和日志信息管理。人員信息管理,主要實現人員及部門信息的添加、修改和刪除功能,并對人員的訪問權限進行設置。根據系統用戶角色的不同,系統訪問權限分為五類,各類訪問權限各有不同功能范圍。日志信息管理,主要記錄登錄用戶各種操作的時間、對象及影響等信息。
1.2數據庫設計
數據庫的設計主要包含概念數據模型(ConceptualDataModel,CDM)設計和物理數據模型(PhysicalDataModel,PDM)兩個重要階段[3-4]。CDM設計是建模過程的關鍵階段,此階段把現實世界中需要保存的信息抽象成信息世界中的實體(Entity)和關系(Relationship),產生實體關系圖(E/RDiagram)。PDM建模反映了業務領域中信息之間的關系,它不依賴于物理實現。只有重要的業務信息才出現在PDM中。一般的數據庫建模過程是從對業務數據和業務流程的抽象形成CDM模型開始,從而轉換成相應的PDM模型,進而可以生成相應的數據字典和數據定義語言(DataDefinitionLanguage,DDL),有了DDL就可以直接創建關系數據庫。另外,整個建模過程是可以逆向進行的,以驗證模型正確性。整個過程如圖2所示。
按照上面數據模型的創建過程,我們創建了天然氣裝置數據庫,其邏輯上由業務數據庫和系統管理數據庫組成。其中,業務數據庫包括工業專業14張表、儀表專業17張表、給排水專業19張表、熱暖專業9張表和電力專業3張表。系統管理數據庫主要包括人員、部門、權限、日志、文檔和元數據信息表。在創建數據模型的過程中,應用了計算機輔助工具PowerDesigner。PowerDesigner支持CDM和PDM建模及相互轉換,CDM中的實體、實體屬性、標識符、聯系,甚至繼承關系等都可以自動轉換為PDM中的表、列、主鍵或外鍵和參照完整性等[3-4]。
2系統實現
系統的開發基于通用的三層B/S(Browser/Server)架構模式,采用MicrosoftSQLServer2005作為系統的數據平臺,利用WebServers技術將各種業務邏輯封裝成Web服務,項目的開發環境為MicrosoftVisualStudio2008,開發語言采用VisualC#。項目實現的主要界面如圖3和圖4所示。
3結語
此系統自2008年10月投產上線以來,運行穩定、應用便捷。其所裝載的11套天然氣裝置的設備數據及設計圖冊,為該油田有效管理設備信息、提取設備資料和獲取參考信息等,提供了一定的信息技術支持。
1、影響天然氣管道施工質量的主要因素
1.1施工技術存在的問題
管道防腐和焊接也是天然氣管道工程的重要工序。焊接工藝水平的高低和防腐質量的好壞,直接影響到日后天然氣管道的輸送安全。然而由于天然氣處理廠幾乎都建在郊區,天然氣輸送管道施工所處環境較差,晴通雨阻以及冬天受凍土的膨脹抬起等問題都是天然氣管道施工所不可避免的,會在一定程度上影響施工進度。另外,管道組焊、半自動機組、全自動機組應當嚴格按照相應的焊接規格分別采用內(外)對口器對口,纖維素焊條手工下向焊打底等工藝完成焊接,但在實際管道施工中經常忽視此類問題造成焊接質量下降,最終導致管段安裝質量不高。
1.2施工監管不足,風險控制意識淡泊
天然氣管道施工存在質量隱患,在一定程度上是由于施工管理不到位所引起的,集中表現為施工監管力度不夠,施工人員和管理人員風險控制意識淡漠。一方面,由于監管體制不健全,不完善,不僅施工人員對施工風險的防護意識較差,而且管理人員也難以及時發現天然氣管道施工過程中存在的質量隱患,加之部分管理人員風險控制意識淡泊,即便發現施工過程中影響施工質量的風險因素,也不能及時提醒施工人員采取相應的措施加以規避;另一方面,大多數天然氣管道工程項目只有監理機構對現場施工進行監督,但是卻很少有聘請風險管理機構對施工設計方案和施工標準進行風險評估,從而導致管道施工質量標準未能達到國家的相關標準,給天然氣管道施工質量埋下風險隱患。
2、提升天然氣管道施工質量的主要措施
2.1提高施工工藝水平,規范工藝流程3.1.1提升施工工藝水平的建議提高管道敷設工藝水平,必須要加強對施工圖紙的審核和施工現場的調查,充分了解施工現場的實際地質環境、周邊設施與建筑物以及交通條件,確保施工圖紙與施工現場實際情況想契合,在此基礎上做好施工前的技術交底工作,使施工方相關技術人員能夠準確、全面地掌握施工各項工藝參數和技術標準,以確保管道土方挖掘、回填等各項工作均能達到設計要求和相關標準規范,從源頭上消除施工現場與施工圖不一致的隱患。在管道布管和管段對接施工時,必須要認真清掃管溝,尤其是要將焊接端的坡口及內外管壁20米范圍內的污垢、鐵銹,毛刺清除干凈不能有裂紋及夾層等缺陷,確保管溝無阻礙布管的障礙物。在預組裝時,要特別注意管段首尾端口連接平整和型口完整且兩管的中心線在一條直線上。管段組對完畢后要及時提交工程監理進行審查,在確保每段管段都符合技術要求的基礎上實施管段預焊接,將管段固定,檢查管段連接對正后再進行完整焊接。3.1.2提升焊接工藝水平的建議天然氣管道焊接工序應按照編制的焊接規格嚴格進行,正確選取焊接材料與穿越方式,規范焊接程序。在管段焊接完畢后管理人員在檢查管段焊接處的表觀之后,再對焊接處進行確認,若發現不合格的應及時進行修補,合格的報給專職質檢部門檢驗,以保證管道焊接質量。最后由專業工程師依照工程規格以及相關質量要求,對管段焊接處進行細致評價,保證管段的正常使用。
2.2提升風險控制意識,加強質量管控
首先,加強對施工人員的安全培訓,強化其風險意識。組織施工人員學習安全生產的知識,分析安全事故的成因。此外,還要編制安全施工管理規范和施工人員安全生產手冊,明確、嚴格施工中各個環節的流程、標準以及風險控制措施,從意識上強化施工人員安全施工。其次,加強管道施工工序的檢驗和施工監管。管道施工應在得到建設、監理與設計單位三方都確認的情況下才能進行工程隱蔽,施工過程中必須嚴格按照施工技術與工藝的規范標準施行,并且施工過程中的每一工序都應在相關責任人的監管下進行。一方面加強對施工人員的資質與工藝素質監管,確保施工相關人員是經過專業培訓后持證上崗,并監督其在施工前根據施工環境與具體情況制定合理方案與細則,設置安全警示;另一方面,要加強對管道的安裝、材質與防腐質量、隱蔽工程等進行管控,對施工質量不合格的工程及時進行整改,并做好相關質量記錄,確保在檢驗合格后再進行下一工序。
3、結語
總而言之,天然氣管道施工質量若要得到進一步提升,就必須要從施工工藝和施工管理兩方面著手,既要不斷增進管道施工的技術可言,加強和改進管道施工技術,提高施工工藝水平,又要強化施工人員和管理人員的風險控制意識,使之嚴格遵守各項技術安全規定,及時發現和整改天然氣管道施工存在的質量隱患。只有如此,才能為天然氣安全輸送和平穩生產提供有力保障。
中國近海天然氣資源主要分布在南海北部大陸架西區(占全海域天然氣資源總量的62．3％)、東海西湖凹陷及渤海海域(占全海域天然氣資源總量的27．7％)。目前已經發現了營歌海盆地、瓊東南盆地、東海盆地西湖凹陷、渤海灣盆地渤中凹陷、珠江口盆地文昌A凹陷等五個含氣區(見附圖)。與之相毗鄰的是我國東南沿海的珠江三角洲地區、長江三角洲地區以及環渤海灣地區，都是我國經濟最發達的地區，但上述各地區石油天然氣資源短缺，主要靠北煤南運、北油南運及從國外進口解決，制約著經濟的發展，特別是對清潔高效燃料又是優質化工原料的天然氣需求更加迫切，因此，海洋天然氣具有廣闊的下游用戶市場，開發海洋天然氣具有得天獨厚的市場優勢(見下表)。
海洋天然氣目標市場
油氣區域／油氣田目標市場用途瓊東南盆地崖城香港、海南發電、化肥 鶯歌海盆地樂東朱江三角洲地區／廣西發電、化肥、工業／民用東方海南、廣西／廣東發電、化肥、工業／民用珠江口盆地文昌9區珠江三角洲地區發電、工業／民用西湖凹陷／麗水區塊平湖及周邊上海、長江三角洲地區工業／民用麗水溫州發電、工業／民用渤海海域錦州錦西化肥、民用渤西天津發電、工業／民用 渤中／渤南煙臺、青島／大連發電、工業／民用目前中國海油在遼東灣北部、渤海灣西部、海南島近海、東海西湖凹陷已建立了天然氣生產基地。遼東灣北部JZ20—2氣田，于1992年8月投產，目前年產天然氣3．8億方。渤海灣西部渤西油田群，于1998年投產， 目前年產天然氣1億方。海南島近海的崖13—1氣田，于1996年1月投產， 目前年產天然氣36億方。東海西湖凹陷的平湖氣田，于1998年11月投產， 目前年產天然氣4億方。
1999年，中國海油原油、天然氣產量全面超額完成國家計劃，取得良好的經濟效益，共生產原油1617萬噸，完成國家計劃的108％，天然氣生產43．9億方，完成國家計劃的129％，油當量達到2056萬噸，全年實現原油銷售收入159億元，天然氣銷售收入27．03億元。中國海油全年實現經營利潤27．5億元，人均效益處于全國先進地位。
加強海洋天然氣的勘探開發是中國海油早在1998年就制定的加快海洋石油發展的“六大發展戰略”之一，力爭到2015年中國近海天然氣年產量達到200億方，為此，在2010年以前需新增探明天然氣地質儲量3773億方。今后15年海洋天然氣增儲上產的主要區域是東海西湖凹陷、瓊東南盆地及茸歌海盆地。
2000年是中國海油資產重組、機制改革后的第一年，也是海洋石油開發的第一個“海洋天然氣年”，在“海洋天然氣年”中，中國海油將會有一系列的重大舉措推動和加快海洋天然氣的勘探開發。一是經過近三年的籌建，海洋石油化學公司已于近日正式成立，這標志著位于茸歌海盆地的東方氣田的開發進入了到計時，預計到2004年東方氣田每年將向海南提供天然氣16億方，用于化肥工業和發電。隨著科技投入的增加和鉆探技術的提高，鶯歌海大氣區不斷有新的發現，東方和樂東氣田的聯合開發將實現向海南、廣西或廣東提供天然氣34億方。二是位于渤海灣中部和南部的渤南油氣田群也將在近期全面啟動，預計在三年內實現向出東膠東半島供氣。三是配合國家“西氣東輸”工程，優先開發東海天然氣的戰略部署，加快東海天然氣的勘探開發。開發東海天然氣是“海洋天然氣年”的重頭戲，中國海油決定要把東海天然氣的勘探作為今年的工作重點，加大投入，加大勘探工作量，爭取盡快獲得重要發現。
今年4月8日，中國海油在東海鉆探的紹興6—1—1井開鉆，拉開了大規?？碧介_發東海天然氣的序幕。東海盆地是我國近海一個大型新生代沉積盆地，總面積25萬平方公里，有一批有利圈閉有待鉆探，勘探潛力很大。西湖凹陷被認為是東海盆地中油氣資源最豐富的地區，而且目前勘探程度最高，至今約20年的勘探歷史，已鉆井28口，并獲得約1500億方的天然氣探明加控制儲量。西湖凹陷的天然氣預測資源量l萬億～2萬億方，目前發現程度僅為15％～7．5％。除天然氣之外，西湖凹陷還有原油的預測資源量12億噸， 目前探明加控制儲量僅為4000萬噸，發現程度僅為3％，勘探潛力非常大。此外，在臺北凹陷已發現的麗水36—1氣田，潛力也不可忽視。中國海油今年在東海海域投入勘探資金3—4億元，幾乎接近前20年自營勘探投資的總和。計劃安排要鉆5口探井或評價井，作二維地震5000公里，如果有新的發現，將作三維地震800～1000平方公里，投資還會增加。從現在到2010年，將在東海海域部署55口評價井和20口探井及一系列物探工作量，完成新增天然氣探明儲量2700億方的目標，使東海天然氣年產量從現在的4億方增至100億方，以滿足上海及江蘇、浙江經濟發達地區的能源需求。東海天然氣具有許多得天獨厚的優勢：油氣田聯合開發，提高整體經濟效益：離市場近，輸氣距離短，工程建設周期短，能夠以較快的速度、較低的成本滿足市場等等。加快東海天然氣勘探開發，在滿足華東地區供氣總量和時間方面以及實現雙氣源供應保證供氣的可靠性，都將對“西氣東輸工程”發揮重要的補充作用。
天然氣的勘探開發與石油有很大的不同，這就是在勘探天然氣資源的同時，就要探詢天然氣的市場前景；在上天然氣開發項目的同時，就得上天然氣利用項目。如果下游用戶市場不落實即使上游找到再多的天然氣資源，也無法投入開發。因此，在發展天然氣事業方面，中國海油與下游用戶(包括工業、發電、城市燃氣等)是唇齒相依、互相依存的。目前，中國海油發現和擁有的天然氣資源都毗鄰我國經濟發達地區，這些地區天然氣市場需求量大，經濟承受力強，而且對優化能源結構，盡快使用清潔能源的要求非常迫切。近些年來，我國城市燃氣發展非常迅速，有許多城市的燃氣管網已初具規模，有條件的城市正逐漸由天然氣替代人工煤氣，我們希望將來在尋求天然氣工業用戶的同時能夠與地方城市進行密切合作，帶動城市燃氣的發展，為地方經濟的持續發展做出我們海洋石油人應有的貢獻。
1生產過程中的原油處理
1.1原油的脫水處理
在原油開采完成后,對原油進行脫水也是很重要的工藝。由于原油在井下多直接與水接觸,這樣開采出來的原油常伴有大量的水分,不但增加運輸成本,而且這些水分大多又含有鹽類,對設備、容器以及管線等都有腐蝕作用。因此,人們一般在油田從原油中脫水,再將脫出的水回注井下,這個過程稱為原油脫水。目前,原油脫水工藝技術已經有很多種,其中最主要的有:沉降分離脫水,即將原油通過特定的裝置,利用水重油輕的原理,使水逐漸下沉,油和水分開即完成脫水過程,這也是一般原油脫水的基本過程。第二種方法是熱化學破乳,即將破乳劑加入到原油中,一并加熱到60攝氏度,降低原油的粘度,提高油和密度差別,減弱水中含有的乳化物質的作用,使油水分離更徹底。第三種是電脫鹽破乳法,即在高強度的電場作用下,促使水滴結合成較大的水滴,在重力作用下加速下沉,或利用直流電場,使水滴向電極移動并聚集,再在重力作用下,一起向下流動。這種電脫水技術使用較為廣泛。
1.2原油電脫水器的使用和應用
原油脫水工藝還需要有配套的原油脫水設備,才能真正實現脫水功能。結合原油脫水技術主要利用油水沉降遠離,人們研制了大量先進的脫水耐壓的容器。其中,電脫水器是至今為止,使用效率最高、處理能力也較強的原油脫水設備。原油電脫水器的應用直接影響了輸出原油的含水量。現在我國國內使用較為廣泛的原油電脫水器主要是采用的一種臥式以及橫掛電機的結構。原油進入油管,經過噴油管噴入電脫水器,原油在脫水器流動過程中,會產生乳化水滴,乳化水滴經過重力沉淀,在電脫水器內部電場的作用下,乳化水滴實現聚集,水滴變大,實現沉降,實現脫水效果。
2污水處理
在原油經過脫水處理后,會產生很多的污水。傳統的污水處理工藝主要是以下步驟,污水首先進行除油,沉淀,然后進行過濾,最后進行主水管回注。具體來說就是原油污水首先進入儲油罐進行重力沉淀,這個過程主要是用來除去污水中的乳化油,除去乳化油的污水進入到反應緩沖罐中,在反應器中加入一定的凈化凝聚劑,凈化凝聚劑與污水通過反應,產生污油以及固體微粒,兩者形成的污泥被排出。最后,則進行污水中殘留的懸浮物的處理,污水懸浮物經過過濾器,被過濾處理掉后,最終處理過后的污水外輸進入注水泵中回注到油田中。石油天然氣生產過程中,經過稠油開采,原油脫水,污水處理環節,實現石油的開發利用。在這個過程中,每一步都是關鍵,每一道程序都有待于優化提升,最終實現整個原油開發工程的優化提升。原油脫水以及污水處理優化提升,有利于降低開發成本,提高石油生產產量,提高經濟效益,降低污水的環境污染,具有非常重要的經濟,社會以及環境效益。
1、 管網壓力級制
國內外天然氣輸配系統無一例外地采用了高壓輸氣、中壓單管網配氣的方式，其經濟效益和在運行管理方面的優越性是傳統的多級管網所無法比擬的。故在改擴建中應保留這種輸配方式。
天然氣輸配系統的壓力級制主要是確定高壓輸氣和中壓配氣的壓力，合理的壓力級制既能保證城市供氣的需要，又可減少管網和儲氣設施的投資。以重慶市主城區天然氣改擴建工程為例，原規劃新建環城輸氣管道工作壓力為1.6MPa，新建中壓管網工作壓力為：0.4MPa環城輸氣管道兼有輸氣和儲氣之功能。但輸氣管道在實施中輸氣管道難以保證足夠的安全間距，規劃部門和消防部門無法接受，所以輸氣管道的工作壓力降為0.8MPa。雖然環城輸氣管道輸氣能力可以滿足需求，但其儲氣能力卻大為下降，調峰的任務將主要由儲配站來承擔，增加了儲氣設施方面的投資。改擴建工程中，新建高壓輸氣管線應根據實際條件，盡可能利用長輸管線干線的高壓，提高輸氣管線的壓力，可減少管網和儲氣設施的費用。目前，天然氣的應用已在滿足居民用氣的基礎上，向各類公共建筑用氣延伸，燃氣直燃機、燃氣鍋熾等用氣量大(幾百至幾千立方米／小時)、供氣壓力高(0.01MPa-0.2MPa)的大型用氣設施大量出現，對天然氣管網提出了很高的要求?！楸M可能滿足供氣的需要，中壓配氣管網工作壓力宜選用中壓A的上限0.4MPa，其供氣可靠性才最大。在改擴建中，新建中壓管網應按照0.4MPa設計、施工，其運行壓力則根據實際情況確定。必須與原有管網運行連接的新建中壓管網運行壓力應與原有管網相同—，待原有管網經過改造符合條件之后，方可以0.4MPa工作壓力運行。獨立的新建中壓管網則應按0.4MPa工作壓力運行。
2、調壓設施
天然氣中壓單級管網配氣工藝決定了所有的燃具都必須使用調壓設施才能與管網相連。居民住宅和一般公共建筑用戶仍可采用樓棟調壓器供氣，這也是民前廣泛使用并得到規范許可的方式?！鴮τ谌細庵比紮C、燃氣鍋爐等中壓燃燒機的供氣則需要特別注意。從供氣安全角度考慮，對供氣壓力高、流量大的用戶應增加必要的安全措施和更加可靠的調壓設備。通常采用的調壓設備(有時含計量)為柜式調壓設備或地下調壓設備。此類調壓設備內包括通過能力大和調壓精度高的調壓器、過濾器、控制閥門、安全切斷閥、遙測遙控裝置以及計量表具等，可采用2十1(二路調壓加一路旁通)、1十1(一路調壓加一路旁通)、2+0(二路調壓)等各類方式，其供氣可靠性遠高于樓棟調壓器，是對燃氣直燃機、燃氣鍋爐等燃具供氣的最佳選擇。但是，現行的《城鎮燃氣設計規范》中沒有提及此類設備，生產廠家則稱之為“箱式調壓站”或“地下調壓站”，故消防部門則根據消防和燃氣規范以一般調壓站的安全間距來確定其設置位置。由于使用燃氣直燃機、燃氣鍋爐等燃具的公共建筑多為大型的公共建筑，消防部門一般確定柜式調壓設備與之間距為25米，地下調壓設備則不允許設置。這在很大程度上限制了柜式調壓設備或地下調壓設備的應用，從而也限制了燃氣直燃機、燃氣鍋爐等大流量燃具的發展，不利于供氣規模的擴大。因而，在改擴建工程中，應就各類調壓設施的設置與規劃、消防部門達成共識，形成固定的處理意見，方可保證改擴建工程的順利實施。同時，建議《城鎮燃氣設計規范》的修訂也應根據實際情況，及時將新設備、新工藝、新技術、新材料列入，以有利于其推廣使用和燃氣事業的發展。
3、管材
過去天然氣管線均采用鋼管，后來隨PE管的逐步推廣，其造價低、使用年限長、施工方便等優勢使中壓管網中PE管的比重逐年上升。在改擴建工程中，新建中壓管網理應采用PE管。這將存在PE管和鋼管混合使用的局面，對管道的維護和搶修產生較大的麻煩，搶修部門必須同時配備鋼管和PE管的搶修工具才能保證正常的維護、搶修操作。因此，改擴建工程中四管的使用應盡可能集中在一定的區域內，而在原使用鋼管的區域內零星新建的中壓管仍以鋼管為宜。室內管道一般為鍍鋅鋼管和無縫鋼管，近來國家進行了鋁塑復合管的推廣使用，燃氣行業也應蹋上時代的步伐，但至今尚未有國家或行業方面的技術規范、標準，大規模的推廣還有一定困難，這也是改擴建工程中亟待解決的問題之一。
4、計量
計量包括輸氣部門對燃氣公司的供氣計量和燃氣公司對各類用戶的供氣計量。輸氣部門對燃氣公司的計量一般在城市門站，輸氣系統改擴建后應注意計量表具的量程范圍應有變化。燃氣公司對各類用戶的計量則應考慮到對供氣壓力的修正，否則計量表顯示的讀數偏小。對于居民住宅用戶，現在突出的情況是無法進戶抄表、氣費回收困難，故在改擴建工程中應盡量采取改進措施，可考慮采用設戶外表、氣表讀數集中顯示、遠程抄表等方式。
5、特殊情況下的供氣
對高層建筑、地下室、內廚房等特殊情況用氣，雖然《城鎮燃氣設計規范》有相應的規定，但比較粗略，對于每座建筑實際用氣情況，尚存在許多細節需要解決，如建筑設計時預留燃氣管道通道、高層建筑設置排煙設施、燃氣泄漏報警切斷系統、地下室用氣時是否需要泄壓口等，均應在改擴建工程中擬相應的對策，同時還需要與規劃設計管理部門、消防部門達成共識，否則部分建筑無法使用天然氣，對改擴建工程的效果有一定的影響。
1煤制天然氣凈化
天然氣預處理主要是脫除原料氣中所含的微量固體和液體雜質、酸性氣體(CO2)、水等有害物質。天然氣液化時,其雜質含量通常要求達到的指標是:二氧化碳
1.1脫酸性氣體
天然氣在自然形成的過程中會產生CO2、H2S、COS與RSH等酸性氣體。這些氣體的存在會腐蝕金屬材料、污染環境、造成催化劑中毒、在低溫過程中還會結冰堵塞儀表和管線,嚴重影響正常生產。因此需要把天然氣中的酸性氣體脫除,達到標準要求的規格后方可進行進一步液化。結合煤制天然氣項目氣源存在“少碳、無硫”的特點,H2S及有機硫在低溫甲醇洗過程中就已經進行有效的分離;二氧化碳經過甲烷化反應過程,與原料中H2進行反應,生產CH4。僅有少量CO2需進行脫除,用以保證冷箱順利運行。一般采用MDEA溶液進行脫酸性氣體。根據其對CO2和H2S都有較強的吸收能力、吸收效率高;工藝過程溫度、設備和管道腐蝕程度低、系統運行可靠;容積循環量低、溶劑化學性能穩定等特點。在LNG脫酸性氣體工藝中得廣泛應用,并在煤制天然氣LNG項目脫酸過程有一定優勢。
1.2脫水
天然氣液化需要在較低溫度下進行液化,為避免其中的水分在液化系統發生凍堵,須在預冷前將天然氣中的水脫除。天然氣脫水按原理可分為冷凍脫水、溶劑吸收脫水和固體吸附脫水、膜分離法脫水四大類。因為天然氣在“大氣量、超低溫(-160℃以下)”的工況環境下進行操作,在幾類脫水技術中僅有固體干燥劑脫水法能夠滿足其工況要求,其中分子篩在LNG工業化裝置上廣泛應用。分子篩是具有骨架結構的堿金屬的硅鋁酸鹽晶體。其分子式如下:M2/nO·Al2O3·xSiO2·yH2O分子篩具有高選擇性;深度脫水、露點降大;對極性分子具有很強的吸附性;在較高的溫度下仍具有較強的吸附性的特點。能夠滿足天然氣液化過程中“超低溫”工況要求,對氣體組分中的水進行有效的脫除,對冷器起到了保護作用。在煤制天然氣氣體中含有飽和水汽,由于水汽的存在,煤制天然氣管輸過程中往往會造成管道積液,降低輸氣能力及降低熱值,加速煤制天然氣中H2S和CO2對鋼材的腐蝕。即使在煤制天然氣的溫度高于水的冰點時,水也可能和氣態烴形成烴類的固態水化物,引起管道閥門堵塞,嚴重影響平穩供氣。因此,煤制天然氣在管輸前必須脫除其中的水份。結合天然氣脫水“氣量大、水露點要求不高”的特點,大規模的天然氣、煤制氣處理、集輸過程中使用的脫水干燥方法主要是三甘醇溶劑吸收法,該方法是天然氣、煤制天然氣工業中應用最廣泛的脫水干燥方法。但由于三甘醇脫水深度無法滿足LNG液化需求,為了避免在脫碳過程中夾帶的水分以及工藝氣二次反復脫水,所以在煤制天然氣LNG過程中氣體不經過三甘醇脫水處理,直接進行LNG液化預處理。
1.3脫汞
原料氣中含有的微量汞在低溫時會對冷箱等設備造成腐蝕,甚至導致停產,因此汞的含量應受到嚴格的限制。目前,天然氣脫汞工藝有化學吸附、溶液吸收、低溫分離、陰離子樹脂和膜分離等,天然氣脫汞工藝的特性如上圖3所示。低溫分離工藝是利用低溫分離原理實現汞脫除,分離的汞將進入液烴、污水中,造成二次污染,增加其處理難度;溶液吸收工藝脫汞效果差,吸收溶液腐蝕性強,飽和吸收容量較低,脫除的汞進入吸收溶液中也將造成二次污染;膜分離脫汞及陰離子樹脂脫汞工藝的使用范圍較窄,工業化裝置應用較少。化學吸附脫汞工藝在經濟性、脫汞效果和環保等方面都優于其它脫汞工藝,在天然氣脫汞裝置中得到廣泛應用,其脫汞深度可達0.01μg/m3。近年來,天然氣液化工程中的原料氣脫汞采用載硫化物大孔氧化鋁脫汞劑,使汞與硫產生化學反應生成硫化汞并吸附在吸附劑上,載硫化物大孔徑氧化鋁不易產生粉化,且吸附能力強,便于更換。大孔徑載硫氧化鋁脫汞劑可以避免常規脫汞劑吸附飽和時的毛孔迸發現象對下游液化冷箱造成的汞腐蝕危害。在煤制天然氣液化過程中,礦物質煤中作為原始材料,前工序甲烷化過程中,汞物質會使甲烷化催化劑中毒,使其永久性失活。所以在甲烷化工序對汞有及其苛刻的要求。在甲烷化后的氣體含量中已經不含有汞物質,因此在煤制天然氣LNG液化裝置中無需設置脫汞槽及其后面的過濾分離器。
1.4脫除重烴
重烴通常指C5以上的烴類。在烴類中,分子量由小到大時,其沸點是由低到高變化的,所以在液化天然氣的循環中,重烴總是先被冷凝下來,從而堵塞設備。液化天然氣過程中,通常天然氣預冷后,在低溫區中的一個或多個分離器中除去重烴。圖4所示BV公司的PRICO工藝天然氣液化流程:采用混合冷劑(N2、甲烷、乙烯、丙烷和異戊烷)為介質,進行逐級冷凝、蒸發、節流膨脹得到不同溫度水平的制冷量。天然氣與冷劑進行熱交換的冷箱采用板翅式換熱器。預處理氣體首先流經板翅式換熱器。入口氣體從頂部進入,并在頂部份進入換熱器芯。然后向下流入底部的冷端。在PRICO中,低溫液體僅僅在換熱器的底部。制冷換熱器上部的原料氣被冷至溫度大約70℃。在中間,氣流流動中斷而離開換熱器。70℃的氣體直接進入重烴分離器,以除去任何可能出現在氣流中的重組分。除去進氣中的重組分有利于保護低溫設備免于堵塞和腐蝕。在制冷換熱器頂部有一旁通,通過溫控閥可以控制進入重烴分離器的氣體溫度。從重烴分離器頂部出來的70℃的氣體返回板換,經過兩個通道,從換熱器的底部出來,這時氣體已經變成151℃LNG。但由于煤制天然氣過程中,煤從氣化出來后經過一系列分離、反應等工序處理,原料氣中的重烴成分已經完全得到脫除、分解。結合此特點,在煤制天然氣液化過程中可以省略掉重烴分離器及相關重烴冷量回收換熱器等,預留出分離出口,避免日后由于氣源變動而造成重烴成分出現。
2結論
由于和傳統天然氣相比,煤制天然氣的氣源更簡單,在實際生產運行過程中,供氣的質量和條件更穩定,而且LNG作為能源產品,工廠的運行和上下游的銜接非常緊密,尤其是作為調峰裝置對下游供給的穩定性十分重要。所以一座商業化運行的液化工廠,首先必須滿足安全連續穩定生產的需要,還要求工藝要具有一定的靈活性并且便于操作和調節。因地制宜,選擇適當的技術開發和利用煤制天然氣,發揮其儲存比高,運輸靈活方便等優勢,可以有效彌補我國常規天然氣地域分布和供給量上的不足,非常適應我國能源生產和消費的分布情況,具有廣闊的前景。
摘 要： 目前 在城市天然氣工程的論文中，對天然氣“置換”有兩種論點：一是指在城市天然氣管道投產時，對管道內空氣置換的 方法 。二是指將以前用的煤制氣、液化氣摻空氣、液化氣管道供氣等城市燃氣置換為天然氣。本文是指城市天然氣管道在投產時的天然氣置換方式。通過對天然氣中壓管網的兩種置換方案介紹、 分析 和對比，說明城市天然氣中壓管網、居民入戶，可采用天然氣直接“置換”的方法。針對投運前天然氣管道的置換,采用惰性氣體法與“氣推氣”法優缺點進行比較分析,從 理論 與實踐角度闡述“氣推氣”方案的可靠性。
關鍵詞：天然氣 置換 管網 氣推氣
隨著城市燃氣事業的迅速 發展 ，新建城市燃氣項目和不同氣質通氣前的維修，都需要置換。置換首先要確保設施的自身安全；其次是確保供出的燃氣能滿足用戶的使用要求。天然氣置換是一項危險性的工作，若置換方案選擇不當或操作失誤，均可能發生惡性事故，造成慘重損失。為此，天然氣置換的安全 問題 顯得特別重要；其次，置換還應考慮 經濟 問題，若方案不當將造成置換工作量大，費用高。用什么安全、經濟的方法將中壓管網、居民戶內管道的空氣置換為天然氣，是一個值得認真探討的問題。對此發表一些看法和意見，作為我公司尉犁縣天然氣入戶點火的實施方案。
根據目前同行業的成功經驗，城市中壓管網、居民戶內的置換一般有如下兩種方法可以采納。
1． 惰性氣體置換法
用惰性氣體（氮氣）先置換管道里的空氣，再用天然氣置換管道里的惰性氣體。即把惰性氣體作為置換中間介質，這里所說的“惰性氣體”是指既不可燃又不可助燃的無毒氣體。如氮氣（n2或液氮）、二氧化碳（co2）、煙氣等，均可以采用。
具體操作過程是先將惰性氣體充滿管網，加壓到一定程度置換出空氣，直至管網惰性氣體的濃度達到預定的置換標準為止；然后再以燃氣充滿管網，同樣加壓到一定程度置換出惰性氣體，從而完成置換程序。此法操作復雜、煩瑣。反復進行兩次換氣，不僅耗用大量惰性氣體還耗用大量的燃氣，發生費用較高，其換氣時間長，工作量大，既不經濟又費事。但是它可以確保可燃氣體不會與管網中空氣接觸，不會形成具有爆炸的混合氣體。因此此法可靠性好，安全系數高，成功性大。是燃氣行業以前普遍采用的傳統的置換方法。
2．燃氣直接置換法
燃氣直接置換法也稱“氣推氣”置換法。此辦法是直接將燃氣緩慢地進入管網替換出空氣，從而達到置換目的。
當打開天然氣總閥開始送氣時，可通過可燃氣體報警器檢測放散處可燃氣體濃度，以確定是否達到預定的置換標準。燃氣達到一定濃度時，報警器即報警，關閉放散閥，置換宣告結束。
此方法的特點是比較簡便和經濟，但是具有一定的危險性。因為在置換過程中，管道里必然要產生燃氣與空氣的混合氣體，并且要經歷爆炸極限范圍。對于純天然氣來講，它的爆炸極限為5～15％，再考慮到其混合的不均勻性，天然氣含量45％以下均應視為危險區，遇火源，就要發生爆炸。為此必須嚴格控制火種和可燃氣體的流速，并采取各種安全措施，確保無火種，才能安全地渡過其“危險期”。
要確保置換過程中沒有任何火源，以引爆或產生火花引爆這極具危險的混合氣。為此進行如下分析：一是確保在吹掃時清理凈管網內的石子，以防止其在高速流動的氣體推動下產生火花。二是全線閥門必須關閉，然后在最遠端打開一處閥門，在排完空氣的情況下，緩慢開啟天然氣閥門。并逐一使用同一方法進行全面置換。三是必須嚴格控制明火火種靠近置換現場。我們所說火種有三種：一是明火。二是高速氣流會因“摩擦”產生靜電。但是，由于我公司使用的是pe管道系統，不會有電荷集聚導致高電位，而產生放電火花。三是高速氣流吹動管道中可能殘留下來的石塊、鐵屑、焊條頭等固體物品因碰撞產生火花。這種可能性是存在的，是主要危險源。其根源是高速氣流，解決它的關鍵是堅決杜絕高速氣流而確保低速；即便有石塊等“雜物”，也不會被吹動，也就不可能產生火花了。根據天然氣管道實際吹掃經驗，我們確定將置換天然氣流動速度控制在3米/秒以下。用閥門的開啟度來控制流速。
經上述 分析 ，說明天然氣管網可用天然氣直接“置換”；即慢速充入天然氣置換后再投入運行。該法必須注意排除其危險性， 方法 較簡單， 經濟 合理。
3． 燃氣直接置換步驟
試壓合格后隨即進行置換。下面以尉犁縣天然氣工程中壓管網置換為例，步驟操作如下：
（1）試壓、置換前的準備工作
①成立管網檢查（試壓、置換）工作領導小組，明確具體的分工，各負其責。
②經過多方 研究 討論，確定試壓、置換方案，并制定實施細則和具體措施，打印成文，以便遵照實施。
③對管道和設備進行試壓。對閥門、法蘭、焊縫等各種設備和聯接處進行認真細致的檢查，對有泄漏之處進行處理。
④聯接好試壓、置換工作所需用的臨時管道和設備。如加氣管、排氣管、空壓機等；并做好其它一切有關的安全防范物質準備工作。
（2）試壓及置換工藝流程
①在一個調壓箱放散閥處聯接打壓膠管，與空壓機相連。
②關閉所有調壓箱前閥門，以最遠端調壓箱前放散閥作為空氣的放空管。
（3）試壓、置換的操作步驟
①為了便于指揮、控制，不致操作失誤，在試壓、置換前，首先關閉全部調壓箱前閥門(可在閥門后加裝盲板)，使整個系統成為密閉狀態。
②啟動空壓機，打開加氣管的控制閥門，向管網充空氣，使壓力先緩慢升壓至運行壓力，保壓8小時，如無卸壓現象，即可在未端放散處（或在門站放散管處，充分利用壓縮空氣進行最后一次的吹掃）放去空氣。
③試壓合格后進行置換。在末端放散處放去空氣，直止無壓力狀態下（與大氣相平衡為止）。慢速打開城市中壓管網總閥。
④在慢速打開城市中壓管網總閥后，用可燃氣體報警器監視放散閥處的氣體濃度，報警器發出報警，即關閉放散閥，中壓管網置換完畢。
⑤打開調壓箱出口閥，打開一棟樓的樓棟閥（關閉其余樓棟閥），打開樓棟最遠端一個表箱閥（我公司采用戶外裝表。關閉其余表箱閥），拆除樓棟最遠端一個表的表前接頭（關閉其余表前閥）。打開表箱閥、表前閥放散。用可燃氣體報警器監視放散處的氣體濃度，報警器發出報警，即關閉表箱閥、表前閥，恢復表接頭，表前閥管線置換完畢。
⑥一個人進入居民家中，打開灶前閥，一個人打開表前閥，在灶前閥處連接膠皮軟管向室外放散。用可燃氣體報警器監視（灶前閥）放散處的氣體濃度，報警器發出報警，即關閉灶前閥，灶前管線置換完畢。
⑦連接灶前閥至燃氣灶（器具），打開閥門停留片刻，待膠管內空氣置換完，點火。整個置換過程完成。
經過對天然氣中壓管網置換的兩種方案比較，擬采用“氣推氣”的置換方案。論點也充分證明了以天然氣直接置換較為方便、經濟，雖然存在不安全因素，但是可以通過控制進氣速度，以及采取各種安全措施協調配合，完全可以安全地渡過混合氣體爆炸極限范圍，是天然氣管網置換行之有效的，可以廣泛采用的方法。
摘要：為了確定斷層對鄂爾多斯盆地塔巴廟地區上古生界天然氣富集成藏的控制作用，利用2 000 km2高精度三維地震資料，進行斷層的精細解釋及山西組、太原組煤系地層均方根振幅地震屬性的提取，分析斷層的分布、成因及形成期，研究斷層與天然氣高產層段和富集區的關系，建立塔巴廟氣田天然氣成藏模式。結果表明：上古生界存在北東向斷裂系統，斷層多為高角度的小斷距斷層，斷距20～60 m；這些斷層主要是基底斷裂在燕山運動中、晚期重新活動造成上覆沉積蓋層撕裂形成的；斷層形成期與烴源巖生排烴期良好匹配，斷層溝通了石炭系太原組、二疊系山西組煤系烴源巖和二疊系下石盒子組盒2段、盒3段巖性圈閉，既促使下伏天然氣向盒2段、盒3段垂向匯流運移，同時又為有機酸的運移溶蝕提供通道，有效改善了鄰近低滲砂體儲層的孔滲性能，從而控制了塔巴廟地區主力目的層盒2段、盒3段天然氣運聚成藏及高產富集區帶的分布；斷裂和大面積相對高孔滲砂體的疊合區域是天然氣的有利富集區。
關鍵詞：天然氣；斷層；輸導體系；低滲砂體；成藏模式；上古生界；塔巴廟地區；鄂爾多斯盆地
0引言
傳統認為鄂爾多斯盆地內部斷裂不發育，但近年來有很多研究者發現盆地內部斷裂存在的大量證據。在重、磁、電等地球物理資料中，可清晰地發現鄂爾多斯盆地內部發育規模巨大的基底斷裂，基底斷裂中、新生代“隱性”活動對古生界天然氣和中生界石油的富集成藏甚至地表元素地球化學場的分布特征都有明顯的控制作用［－］?；讛嗔鸭昂笃跇嬙旎顒友苌囊幌盗屑羟凶冃嗡a生的儲集層物性斷裂對油氣的控制不容忽視［2］。野外地質調查和鉆井巖芯觀察中，發現盆地中部古生界、中生界地層均發育大量的高角度雁行狀、“x”共軛狀節理及局部斷裂，巖芯可見許多清晰的斷層擦痕和階步［，2－6］。但是，鄂爾多斯盆地內部沉積蓋層中的斷層斷距小，在常規二維地震剖面上難以識別，因此往往難以刻畫斷層的分布。
航磁與地熱異常等資料反映鄂爾多斯盆地塔巴廟附近存在北東向基底斷裂帶，其北端伊金霍洛旗附近存在近東西向基底斷裂；巖芯中受構造應力作用產生的高角度破裂縫較發育［5－8］。但前人并未在該區域進行斷層的識別，斷層對天然氣成藏和分布的控制也尚未研究。筆者利用塔巴廟地區2 000 km2高精度三維地震資料，進行斷層的精細解釋及山西組、太原組煤系地層均方根振幅地震屬性的提取，分析斷層的分布、成因及形成期，結合塔巴廟地區地質特征和油氣勘探成果，對斷層在天然氣輸導、富集成藏中的重要作用進行了探討，建立了塔巴廟氣田天然氣成藏模式。
研究區概況
塔巴廟地區位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北東部，北鄰伊盟北部隆起，東鄰晉西撓曲帶（圖）。區域構造為一平緩的西傾單斜，地層傾角小于°，局部構造不發育，上古生界主要發育巖性氣藏。上古生界自石炭系太原組向上到二疊系山西組、下石盒子組、上石盒子組—石千峰組為一個完整的成藏組合。氣源巖主要為太原組、山西組的煤及暗色泥巖；主要儲集層為下石盒子組辮狀河砂體、山西組三角洲平原分流河道砂體、太原組局限海岸環境的障壁砂壩，儲層總體具備低孔、低滲的特征；區域蓋層為上石盒子組—石千峰組河漫湖相泥質巖，泥巖厚度200～300 m。
2斷裂特征及成因
2斷層剖面反射特征
從高精度三維地震剖面可觀察到同相軸的扭曲現象，太原組、山西組煤層產生的地震強反射同相軸t9b、t9c反射層扭曲更明顯，斷點較清晰，多為高角度的小斷距逆斷層，斷距為20～60 m（0～30 ms），以斷開奧陶系風化殼和太原組、山西組煤層等地震反射層波組為主，上覆反射層亦可見明顯斷點，多斷穿侏羅系延安組地層（圖2、3）。其中，t9f、t9d、t9c、t9b為反射層編號。
22斷層地震屬性特征
在塔巴廟地區疊后時間偏移純波數據的山西組、太原組煤系地層均方根振幅地震屬性平面圖上，可觀察到煤層發育的強反射區內存在清晰的、極細的線狀弱反射帶，西南區域主要呈北東—南西向，北部呈近東西向（圖4），這些線狀異常無法用沉積現象解釋，推測這些異常與斷裂有關。
23斷層平面分布特征
在塔巴廟地區三維地震剖面分析解釋的基礎上，仔細追蹤各剖面的斷層，對比各個斷裂帶的斷距、形態等特征，結合區域應力背景，進行了斷點平面組合。塔巴廟地區西南區域主要發育4條北東向斷層，并伴有幾條次級斷層，而在北部和東北部區域則發育3條近東西向斷層（圖5）。其中f～f5這5條斷層與煤系地層均方根振幅地震屬性平面圖所顯示的線狀異常吻合性較好。有的斷層未顯示明顯的地震屬性異常，主要是因為在煤層發生變化以及反射變弱、變雜亂的區域，斷層的弱反射被混淆，地震屬性特征變得模糊。
24斷層成因及形成期
塔巴廟地區的斷層主要是基底斷裂在燕山運動中、晚期重新活動造成上覆沉積蓋層撕裂形成的。鄂爾多斯盆地早古生代—中三疊世為克拉通拗陷盆地，晚三疊世—白堊紀為扭動型的大型內陸拗陷盆地，新生代為扭張型周緣斷陷盆地［9］。燕山期構造應力活躍，區域應力場作用在鄂爾多斯剛性地塊上，除地塊周緣構造變形強烈外，地塊內部構造運動整體性強（以旋轉與扭動作用為主）、構造活動分異?。ɑ缀蜕w層構造變形微弱）。在旋轉與扭動作用過程中，剛性強度不同的塊體之間產生扭裂和走滑，使基底斷裂重新活動，但并沒有造成規模較大的斷層落差以及蓋層顯著變形，有人稱之為“隱性”活動［－2］。從而在盆地內部造成了上古生界沿著風化殼和太原組、山西組煤系地層的滑動縮短，導致斷開t9b、t9c、t9d反射層的幾組逆沖斷裂和局部構造變形。喜馬拉雅運動期間，盆地周緣受擠壓和拉張，對盆地內部構造有一定改造作用，并使斷裂構造最終定型［20］。鄂爾多斯盆地在晚侏羅世—早白堊世出現的異常高地溫亦與北東向基底斷裂活動密切相關。
3斷層對天然氣富集成藏的控制
在大面積“低孔、低滲、低豐度、低產”的背景下，尋找高產層系及富集區是鄂爾多斯盆地上古生界天然氣勘探亟待解決的關鍵問題。塔巴廟地區二疊系下石盒子組盒1段砂體厚度最大，橫向分布穩定，且與下伏源巖緊密接觸，含氣顯示普遍，在勘探前期一直被視為重點層位，但一直未取得好的勘探成果；盒段上部的盒2段與盒3段砂體厚度最小、分布最不穩定，曾被視為最差的氣層，卻取得了天然氣勘探的重大突破，成為該區的主力氣藏，目前已提交探明儲量為58600×08 m3。統計表明，塔巴廟地區8824％的高產層分布于下石盒子組盒2+3段，其次為山西組山段和太原組太2段，下石盒子組盒段高產層則最少［2］。研究表明，斷層對塔巴廟地區上古生界天然氣高產層的分布有重要控制作用。
3溝通氣源和圈閉
塔巴廟地區氣源巖主要為太原組、山西組的煤及暗色泥巖，其高產層段下石盒子組盒3段、盒2段辮狀河砂體與源巖的距離為00～250 m，烴源巖和儲集層沒有直接接觸，其間發育太原組、山西組、下石盒子組泥巖隔層。斷層溝通了烴源巖和盒2段、盒3段的巖性圈閉，且斷裂形成期與烴源巖生排烴期在時間上有效匹配；斷層形成期主要是在燕山運動中、晚期，太原組、山西組煤系烴源巖的生排烴高峰期為中侏羅世至早白堊世末期［22］，從而使斷層成為天然氣垂向運移至盒2段、盒3段巖性圈閉的優勢通道。
32匯流及改善儲層物性
對于鄂爾多斯盆地上古生界巖性氣藏，天然氣多以近源成藏為主，油氣一般通過初次運移或短距離二次運移可直接成藏，即使沒有斷層存在也可以成藏，但斷層的存在卻對油氣富集起到了垂向匯流的作用，易形成高產氣藏。塔巴廟地區下石盒子組盒1段砂體雖然與下伏源巖緊密接觸，氣源充足，易于成藏，但由于盒段辮狀河道砂體非常發育，造成其上泥巖較薄，砂體成藏后其氣藏頂部的蓋層易被斷層破壞，天然氣再次向上運移，導致氣藏氣量和能量損失，從而使得盒段含氣顯示普遍，但氣藏產能低。對于盒2段、盒3段氣藏，一方面，斷層溝通了烴源巖和圈閉，另一方面，斷層降低了太原組、山西組、盒段局部蓋層的有效性，促使下伏天然氣沿斷裂通道向盒2段、盒3段匯流富集；同時盒2段、盒3段上覆大面積穩定分布的上石盒子組—石千峰組區域泥巖蓋層厚度大且發育超壓，高角度小斷距斷層不影響其連續性和封閉能力，因此天然氣沿斷層垂向匯流運移至盒3段頂界即被封蓋，從而形成了塔巴廟地區盒2段、盒3段的主力高產層段和富集區。
斷層可為其附近的儲層增孔作出貢獻。斷層及其派生的密集裂縫系統既是天然氣垂向運移的重要通道，同時也為有機酸的運移溶蝕提供了通道，有效改善了鄰近低滲砂體儲層的孔滲性能，從而控制了天然氣富集高產的“甜
”區帶的分布。
由塔巴廟地區盒3段砂體、斷裂與天然氣富集區分布關系可以看出，斷裂和大面積相對高孔滲砂體的疊合區域是天然氣富集區。高產氣井分布不僅僅受控于有利的儲集相，還受控于斷層，高產氣井多位于斷層發育區。如塔巴廟地區西南區域為高產井集中分布的區域（如－、－4、3、27、34等井區），同時北東向的斷裂很發育，而中部和東部也發育厚層的辮狀主河道砂體，但斷層不發育，高產氣流井少（圖5）。另外，塔巴廟地區北部和東北部發育的近東西向斷層附近也分布一些高產井，如28井的盒2段、57井的盒3段及太2段、47井區及35井區的太2段、70井區的太段。
4成藏模式
結合區域沉積、構造特征以及前人的研究成果［5－8，2－34］，建立塔巴廟地區層狀復式天然氣成藏模式（圖6）。
4太原組—山西組自生自儲源內成藏模式
太原組、山西組煤系烴源巖生成的天然氣就近、擇優充注到與其緊密接觸的太原組局限海岸環境的障壁砂壩砂體和山西組三角洲平原分流河道砂體中，在其物性好的部位富集成藏，直接蓋層和側向的遮擋層為太原組、山西組自身發育的泥巖。由于源儲之間的空間距離近、氣源充足、排烴壓力大，只需經過初次運移就可聚集成藏。氣層的分布主要受沉積相帶的控制，與斷裂關系不大。
42下石盒子組下生上儲源上成藏模式
下石盒子組盒2段、盒3段砂體與源巖距離00～250 m，而且下石盒子組辮狀河道砂巖沉積從下到上由盒段至盒3段砂巖逐漸減少，泥巖增加，砂層的疊置程度變低，因此只在盒段、盒2段、盒3段3期砂體疊置連通性較好的局部區域才有天然氣靠疊置砂體運移到達盒2段、盒3段儲層中，更重要的是通過斷層優勢通道的垂向輸導進行。上覆區域蓋層使天然氣沿斷層垂向匯流運移至盒3段頂界即被封蓋，形成了盒2段、盒3段的高產氣藏。斷裂和相對高孔滲砂體的疊合區域是天然氣的有利富集區。
5結語
（）通過高精度三維地震資料的精細解釋及山西組、太原組煤系地層均方根振幅地震屬性分析，在塔巴廟地區西南區域識別出4條北東向斷層，北部和東北部區域識別出3條近東西向斷層。斷層多為高角度的小斷距斷層，斷距20～60 m。這些斷層是基底斷裂在燕山運動中、晚期重新活動造成上覆沉積蓋層撕裂形成的。
（2）斷層溝通了太原組、山西組煤系烴源巖和下石盒子組盒2段、盒3段巖性圈閉，而且斷層活動期與烴源巖生排烴高峰期良好匹配，既促使下伏天然氣向盒2段、盒3段垂向匯流運移，同時又為有機酸的運移溶蝕提供通道，有效改善了鄰近低滲砂體儲層的孔滲性能，控制了塔巴廟地區盒2段、盒3段天然氣運聚成藏和富集高產。
（3）塔巴廟地區太原組—山西組自生自儲源內成藏模式強調其高產氣層分布主要受有利儲集相帶控制；而下石盒子組下生上儲源上成藏模式認為在尋找盒2段、盒3段勘探靶區時不應僅重視砂體儲層特征研究，還應重視斷裂匯流通道，因為斷裂和相對高孔滲砂體的疊合區域是天然氣的有利富集區。
[摘要]從石油安全、石油替代和鼓勵天然氣發展的戰略高度上看，我國天然氣從開發、運輸到消費，需要建立一個公平、合理、統一的政策法規環境。具體來說有五個方面：一是打破地區性壟斷，推進天然氣行業市場化；二是進一步實現天然氣價格機制市場化；三是解決天然氣稅收政策雙軌制問題；四是解決天然氣合作政策雙軌制問題；五是解決天然氣運輸領域存在的問題。
[關鍵詞]天然氣價格；金融危機；政策法規環境
天然氣作為一種清潔、優質、具有競爭力的能源和化工原料，其資源豐富、發展速度快、使用方便，同時具有較高的綜合經濟效益。而且，由于其含碳量低，符合能源非碳化發展的時代潮流。但隨著金融危機對全球的席卷，如何準確判斷金融危機的發展趨勢，如何全面分析我國天然氣行業的發展現狀及經營趨勢，是天然氣行業在金融危機形勢下十分關注的課題。
一、金融危機前國內外的天然氣價格
為了方便研究問題，先列出2006年前的國際市場天然氣價格(見下表)。
從國際市場來看，國外管輸天然氣的價格比石油低，歐洲市場上的氣價為油價的80％-90％，美國的氣價更低一些。美國最大的天然氣生產商chesapeake能源公司的股價今年表現與油氣價格掛鉤。而近日隨著大宗商品價格的企穩，天然氣類股也開始走穩。eogresdurces inc，penn westenergy trust和戴文能源公司等股價在經歷了幾個月的下跌后，最近基本趨于平穩。
目前，我國天然氣價格僅為國際原油和國內液化石油氣等可替代能源價格的一半，而日本、歐盟和美國天然氣出廠價或引進管道天然氣到岸價相當于國際原油價格的80％－90％。國內中東部大城市的民用液化石油氣價格為5.5-7.5元／公斤，折合成天然氣價格為4.1－5.6元／立方米，而這些城市民用天然氣價格普遍為2.1－2.4元／立方米，相當于液化石油氣價格的一半。據統計，去年中石油在國內生產的天然氣占全國天然氣總產量的近80％。
二、金融危機對全球天然氣行業的影響
(一)目前我國天然氣的形勢
1 用戶萎靡，需求銳減。作為21世紀消費量增長最快的能源，目前天然氣在我國能源消費結構中的比例只有4％左右，只有區域市場最發達的川渝地區這一比例已經達到了14％，與西方發達國家相當。
從目前情況來看，金融危機對天然氣的影響很廣泛，也很明顯。眾所周知，化工、化肥、鋼鐵、汽車等行業是天然氣的用能大戶，但這些企業在經濟危機的沖擊下，進入蕭條期，紛紛減產或者停產，導致天然氣需求直線下降。
2 價格承受力下降，相關產業受牽連。2008年11月，上海居民用戶燃氣價格調整方案正式實施，天然氣價格從每立方米2.1元上調至2.5元。新民網民意調查顯示，多達68％的人認為：“金融危機還漲價，不為百姓著想。”
經濟危機使得居民對天然氣價格的承受能力有所降低，在過去的經濟環境下可以接受的價格在當前環境下已經不能接受，上海居民對上海天然氣漲價的反應恰恰印證了這一點。又比如，在西氣東輸二線規劃時，天然氣價格原定在3元／立方米左右，當時沿線居民均表示能夠接受。但是，經濟危機開始后，盡管各個媒體都在積極地宣傳天然氣高價的合理性，但調查顯示，居民開始對這個價格表示不滿。
此外，由于經濟危機的影響，國家發改委原本定于近期調整天然氣價格的計劃已經推遲，這個計劃短時期內甚至會被取消。而且，與天然氣相關的lng項目、煤層氣等產業會受到不同程度的牽連。lng項目增長將放緩，過去因為價格高得不到氣源，現在國際上天然氣主要產氣國相繼減少產量，使得lng項目更不容易得到氣源。另外，氣代油、氣代煤等工程建設也會陷人停滯狀態。以河南油田正在開展的“氣代油”項目為例。如果油價低于40美元，煤炭價格低于1000元人民幣，而天然氣的價格不變，那么用天然氣代油、天然氣代煤的經濟動力就會大為降低。顯然，現在正處于這種對天然氣發展大為不利的非常時期。
挑戰往往和機遇并存，經濟危機的消極影響雖然存在，但其中無疑也孕育著積極的因素。
3 成本銳減，終端受益。機遇主要表現在三個方面。
一方面，大宗商品、鋼材等原材料價格下降，有利于天然氣企業控制成本。天然氣的勘探開發、管道建設等工程項目需要大量的鋼材或進口專用管材，金融危機對鋼材需求量較大的房地產、造船、汽車等行業造成重大影響，直接導致鋼材需求大大減少，價格下降，加上人民幣匯率不斷升值，降低了專用管材等物資的采購成本。
二方面，有利于我國油氣企業的海外并購和進口天然氣談判。當前，國際金融危機給我國的油氣企業加強海外資產收購，爭取更多的海外權益，或者說給天然氣資源帶來了機遇。受金融危機影響，國際油價大跌，直接或間接與油價掛鉤的國際天然氣價格也下跌。在世界對能源需求下滑的情形下，有利于我國引進管道天然氣和lnc價格的談判。因此，我國的油氣企業應抓住機遇，充分利用國際油價回落、大宗商品價格下降、資產價格走低等有利時機，在全球范圍內尋求戰略性投資和并購機會，促進公司較快發展。
三方面，金融危機也給我國完善天然氣行業政策提供了機遇。在全球經濟面臨衰退風險的情況下，世界對能源的需求增速減緩，國際油價向下調整，對我國而言，這是完善天然氣價格和行業監管等政策的機遇。
我國的天然氣行業正處在發展的旺盛時期，經濟危機帶來的不利因素不會給我國天然氣行業的發展帶來太大影響，我們要看到有利因素的存在：
一是天然氣的用戶終端獲益。天然氣生產和供應成本的降低，使天然氣終端用戶能夠享受到更低的價格。目前，在我國廣東、福建等地的天然氣價格高達5元／立方米。如果天然氣的生產和供應成本下降，他們將可以用上更便宜的天然氣。
二是天然氣的供氣范圍將擴大。雖然天然氣緊張的供需局面還不能扭轉，但是經濟危機對天然氣的供應矛盾將起到一定的緩解作用。天然氣主要用戶用氣量的減少，使一些天然氣供應不足的地區能獲得以往得不到的氣源。以上海市場為例。天然氣供應過于集中，主要用戶減少用氣量后，天然氣供應開始分散，有利于更多地區天然氣的穩定供應。
三是lng項目發展有望迎來有利時機。由于國際采購價格降低，青島、唐山等lng接收站也會因禍得福，降低成本。而且石油價格明年還有下跌的趨勢，這樣的國際石油天然氣市場形勢，有利于采購到更便宜的天然氣。
四是利于更新競爭格局，重新洗牌。近年來，國內天然氣市場競爭愈演愈烈，各大企業寡頭博弈，信心百倍，都想在天然氣領域占據更大的領地。經濟危機的到來，使得中小企業抗風險的能力可能不如大企業。此次經濟危機已使得部分行業企業經營困難，一些中小企業撤資或倒閉，危機可能會使一些經營業績不好的中小型天然氣利用企業陷入困境。由于其資金不如大企業雄厚，融資難度大，在管理和技術上不如大企業先進完善，因此抗風險能力薄弱，經濟危機的動蕩很可能使其陷入困境，甚至退出市場。但從另一角度看，經濟危機對企業的影響主要與所在行業有關，與企業規模大小的關系不大。比如，天然氣制氫、化肥等行業，不論企業大小，影響都很明顯，天然氣價格一波動，無論中小企業還是大型企業，所受的影響及其程度，主要取決于天然氣采購價格在用戶成本中的比例。
經濟危機有利于國內的市場競爭。當前，我國燃氣市場的現狀是，大公司迅猛發展，小公司難以立足。新奧、中民、中華燃氣等大企業在國內市場占有較大的份額，中石油、中華燃氣憑借資源優勢，信心十足，中石化也在積極發展燃氣事業。
但是，大公司往往關注大市場，比如，一些沿海、沿江、沿線城市。中石油的口號是低于40萬人口的城市原則上不進入，而中華燃氣也表示低于60萬人口的城市原則上不進入，這直接造成我國內陸一些中小城市用不上天然氣。因此，經濟欠發達的地區需要一些小公司。經濟危機的到來，由于原來的用氣大戶減少了用氣量，使原本沒有氣源的小公司能夠得到氣源，這種結構過剩給中小企業創造了機會，催生了中小企業的萌生和發展。這就給小公司的發展帶來了機遇，而且將加快我國中部地區用上潔凈能源的步伐。目前，在湖北地區就有不下于10家這樣的小企業。
(二)金融危機對世界范圍內天然氣價格的影響
近期的俄羅斯與烏克蘭的天然氣之爭，除掉政治因素，其背后經濟利益之爭也是重要原因。俄羅斯總理普京在主持天然氣輸出國論壇時稱，因世界金融危機和成本上升對產量造成影響，天然氣價格將開始上漲。普京預計，金融危機對天然氣行業的打擊將超過其他能源部門，因為天然氣市場更缺乏活力。分析師也預測，天然氣價格將在短期內下降，因為全球需要下降打壓價格。但就長期來看，金融活動低迷可能使行業難于融資，從而無法維持生產。
cwc全球液化天然氣峰會與會代表認為，金融危機可能影響新項目的建設與發展，并導致未來出現液化天然氣供給危機。如果不盡快建設更多的生產工廠，在經濟危機結束后需求出現反彈時，全球將面臨嚴重的液化天然氣供給危機。
建設中的新工廠以及將于未來3年開始建設的新工廠，伴隨著需求增長放緩，意味著短期內燃料供給非常豐富，使得最近數年緊俏市場的高價格有所緩解。但是，在需求及融資問題不確定的背景下，缺乏對資本密集型新設施的投資，預示著隨后可能出現更加供不應求的液化天然氣市場。英國天然氣集團(bg group)北美業務高級副總裁elizabeth spomer表示，自大多數新的供給項目已經概念化以來，缺乏對新項目的金融投資，可能使得該行業在隨后10年中出現嚴重的供給危機。
spomer表示，當前金融危機的后果之一是：新項目的發展步伐將受到影響，因為當前工業面臨的巨大挑戰之一，就是市場不清楚所需的天然氣數量。
此外，cwc峰會關注焦點已經從2007年的供給不足及高價格對市場的影響轉變成了2012年以后天然氣的長期可獲得性。法國燃氣——蘇伊士集團(gdf—suez)液化天然氣高級副總裁jean-luc colonna表示：原則上，短期市場將會放松；但在長期方面，對于2012年至2013年后將會發生什么，仍存在著不確定性，因為他們需要新的液化天然氣項目；而未來兩三年的市場環境可能使得建設新項目更加困難，特別是在融資方面。英國森特理克集團(centriea)液化天然氣負責人simon bonini表示，盡管住宅天然氣供熱需求將不會大幅下降，但其他用戶已經出現了需求下降信號。
三、我國天然氣發展中遇到的問題
與國外的天然氣市場相比，我國天然氣的發展經歷有其獨特的歷史。除了目前金融危機對能源行業的沖擊外，我國天然氣行業自身也存在不少問題，簡要總結如下：
(一)地區性壟斷
從天然氣市場培育的角度看，目前最突出的問題是地方壟斷，阻礙了天然氣市場的發展速度。
1 規劃壟斷。由于在天然氣運輸過程中，需修建管道并穿越不同地區，一些地方政府往往過分強調本地區的利益，在地區性規劃中，忽視或淡化對天然氣的支持，并以此作為地方性壟斷的手段。
2 體制壟斷。一些地區采取指定一家公司行使部分政府職能的做法，統一買進、銷售所有天然氣，以實現對天然氣生產與消費的雙重價格控制與壟斷。
3 市場壟斷。天然氣的市場壟斷與廣大用戶的根本利益息息相關。天然氣用戶都希望直供，以減少中間環節、降低用氣成本。但在市場經濟不完善的情況下，往往會造成具有壟斷地位的公司利益受到保護，而工商用戶、電廠和城鄉居民可獲得經濟實惠的天然氣的機會和權利被剝奪。
4 價格壟斷。價格壟斷使上游的天然氣產品無法得到合理的價格和收益，影響了上游環節的投資效益與天然氣的長遠供應能力；下游天然氣用戶居于價格決策中的不利地位，只好接受地方壟斷公司的“霸王”條款，影響了天然氣的發展模式確定和發展速度。
地區性壟斷帶來的危害重重，主要表現在以下方面：
其一，影響天然氣市場效率。由于采用地區性壟斷方式，通過強行增加的轉售環節，降低了市場信息、生產信息、用戶信息的傳遞速度，易造成上、下游信息交流不暢、不充分，而且無法充分發揮市場競爭的優勢，影響整個天然氣市場的運行效率。
其二，影響天然氣終端用戶價格。如果通過大用戶直供，大部分工業用戶、電廠和城市燃氣公司，都有機會以更低的天然氣價格獲得更好的供氣服務。但被剝奪了“直購權利”的工業、發電、城市燃氣等大用戶，必須接受居于地區性壟斷地位的、指定的公司開出的價目表。這樣，就會影響到天然氣終端用戶的價格。
其三，增加了財政負擔。一是直接補貼。地區性壟斷保護是低效率的。因為地方被保護的公司往往需要數量較大的補貼。二是價格轉移。由于地區性壟斷往往堅持“同網同價”，造成對普通經濟休、用戶的額外分配。因此，“同網同價”問題仍需認真探討。
其四，降低了市場發育速度。如果不下決心打破地方保護和地區性壟斷，本可在2020年實現的天然氣發展目標，有可能要向后推遲多年。
(二)政策、法規雙軌制影響天然氣發展
首先，價格政策雙軌制是天然氣價格機制的突出問題。海上天然氣價格機制市場化較早，陸上天然氣價格機制改革較為滯后。不同的價格機制，使陸上天然氣與海上天然氣處于不平等的競爭地位，不利于鼓勵陸上天然氣的進一步發展，而陸上天然氣在2020年之前，一直將是國內天然氣的主導力量。
陸上天然氣往往是勘探、開發成本高，其健康發展需要統一、公平的價格政策。
其次，稅收政策雙軌制帶來諸多問題。天然氣稅收的突出問題是增值稅稅率雙軌制。一是造成國內天然氣項目的不公平競爭，不利于高稅率天然氣項目的健康發展。二是上游低增值稅率，用戶正常增值稅率，容易造成天然氣用戶進項稅和銷項稅不均衡。因此，增值稅稅率雙軌制不利于建立天然氣工業體系，不利于整個天然氣產業鏈的協調發展。
第三，石油合作法規雙軌制不適應經濟發展的要求。石油天然氣對外合作法規方面的最大問題，是石油合作法規的雙軌制。石油合作法規雙軌制有其歷史原因。陸上石油天然氣合作項目適用《中華人民共和國陸上石油合作條例》，海上石油天然氣合作項目適用《中華人民共和國海洋石油合作條例》。兩個條例的內容、授權、管理模式很不一樣。很難全面理解和掌握。石油合作法規雙軌制，不利于鼓勵天然氣領域中外合作。對外國公司來說，他們很難理解，同是天然氣石油項目，為什么要采用兩種不同的合作條例。因此，建立規范、統一、公平的石油天然氣合作法規體系，應提到議事日程。
第四，勘探開發區塊登記上的“陸海分割”，妨礙海域油氣勘探開發投資和發展。主要問題有：
——“陸海分割”問題。既不利于鼓勵中海油到陸上勘探開發天然氣，又不利于鼓勵中石油發展海域天然氣。
——存在天然氣勘采“長期登占”現象。到目前為止，未能有效地扼制以壟斷為目的的“地毯式區塊登記”。這造成有投資能力的公司沒有機會進行投資，登記區塊多的公司沒有力量全面投資的現象，必然影響天然氣工業的發展速度。
——退出機制不到位。國家相關法規已明確規定了區塊退出機制，但存在著執行不嚴的問題。一些公司征占了過多的區塊，不去投資，就應該按照規定交回，以使其他公司獲得投資的機會。
四、結論和啟示
啟示一：把打破地區性壟斷、推動天然氣領域市場化納入《國家天然氣發展規劃》。解決天然氣領域的地區性壟斷問題，需要一段較長的時間，但首先需要得到國家有關部門的重視，并列入議事日程。
過去編制天然氣規劃，對勘探方向、建設重點及管道走向項目布局重視較多，對打破地區性壟斷、推動天然氣領域市場化重視不夠。從近幾年的情況看，地區性壟斷和市場封閉現象有所抬頭，在一些地區已到了非解決不可的時候了。但解決這個問題的第一步，應考慮將這項工作納入《國家天然氣發展規劃》。
啟示二：進一步實現天然氣價格機制市場化。天然氣價格機制的市場化，需要分三步走：一是切實按照國家指導價格的精神，指導供用氣雙方按照市場經濟的要求，通過協商，合理商定天然氣價格和價格公式。天然氣價格不能達成一致時，需要國家有關部門進行協調。二是條件成熟之后，將陸上天然氣價格改為備案制。三是將陸上天然氣從國家指導價格商品目錄中刪去。
啟示三：解決天然氣稅收政策雙軌制問題。天然氣稅收政策雙軌制需要引起重視并加以解決。天然氣稅收政策的改變，會帶來天然氣產業鏈中的不同環節的利益調整。解決稅收政策雙軌制又非得進行這種調整不可，那就選擇一種沖擊較小的調整辦法。比較起來，天然氣項目增值稅一律按5％計算比較可行。
啟示四：解決石油天然氣合作政策雙軌制問題。石油合作法規雙軌制的最終出路在于出臺《石油天然氣法》?？紤]到石油天然氣法出臺需要較長的時間，可采用分兩步走的辦法：第一步，先將兩個石油合作條例合并，形成一個統一的、平等授權的石油合作條例。這樣做，實現起來難度小、速度快，也可為《石油天然氣法》的研究和出臺提供必要的經驗。第二步，適時推出《石油天然氣法》。
啟示五：解決天然氣運輸領域存在的問題。從國家利益出發，應打破天然氣運輸限制，鼓勵充分競爭，以加快天然氣開發步伐。徹底解決“陸海分割”問題，賦予中石油、中石化、中海油等大公司平等的區塊登記、勘探開發油氣的機會，調動我國石油投資力量，加快海域油氣的勘探和開發速度。
作者：張承麗 殷代印 夏惠芬 李士斌
論文關鍵詞:天然氣開采技術 教學效果 多媒體教學
論文摘 要:天然氣開采技術是石油工程專業、油氣田開發工程學科一門重要和新興的綜合課程,通過豐富教學內容,改革教學方法,綜合利用各種教學手段,理論結合實踐,激發學生的學習興趣,提高課程教學效果,為石油工業提供基礎理論扎實、具有實踐創新能力的專業人才。
近些年來,全球對更清潔能源天然氣的需求增長強勁,天然氣產業也因之發展迅猛[1～2]。當前我國經濟發展處于關鍵階段,經濟結構優化對能源結構優化的要求十分迫切,天然氣作為清潔能源,在今后中國能源消費中的地位將日益重要。我國的天然氣消費長期以來一直維持在較低水平,提高天然氣消費比例,加快發展天然氣產業是今后能源結構調整的重要任務。我國天然氣勘探開發理論和技術與國際先進水平有較大的差距[3～4]。我們需要進一步發展中國天然氣地質理論,加快建立和發展適合中國地質特征的天然氣勘探開發核心技術和技術系列。這對中國能源戰略的安全及多樣性發展具有重要意義。
1 天然氣開采技術課程內容簡介
天然氣開采技術課程以油層物理、滲流力學等專業基礎課為先修課的專業課。主要介紹天然氣開采涉及的基本理論及其工藝技術。課程內容包括天然氣的基本性質、烴類流體相態、氣井產能分析及設計、氣藏動態分析、排水采氣、天然氣水合物形成機理及其預防等內容,地質是基礎,滲流力學是開發的理論基礎,氣藏數值模擬是必不可少的手段,優選的鉆采工藝和地面建設工程技術是關鍵,目的是使學生掌握石油工程領域中廣泛應用的工藝技術及其基本原理,從而為學生學習后續專業選修課及未來從事石油工程的設計計算、應用研究及工程管理提供必備的專業知識。
2 豐富教學內容,提高講課趣味性
由于天然氣產業的迅猛發展,以及世界范圍內對天然氣的需求不斷增加,使得天然氣開采技術也處于一種不斷更新的狀態,傳統教材的內容常常落后于現場實際應用技術,為了讓學生緊跟科技發展的腳步,能夠培養適合當前石油行業需求的專業技術人才,教師應不斷更新專業前沿的最新技術知識,不斷豐富教學的內容,通過展示國際最新發展動態激發學生的好奇心,通過介紹新技術新方法的應用提高學生的學習興趣,進而提高教學效果。
3 改革教學方法,提高學生綜合能力
天然氣開采技術課程涉及的先修課程較多,一般放在大四講授,傳統的講授法通常是滿堂灌的填鴨式,學生很難適應,所以教師首先應該堅持啟發式教學,控制課堂節奏,把握教學重點,培養學生自主創新的能力。其次,在談話法中多利用互動式教學,加強師生的溝通和交流,鍛煉學生自我表達能力。最后,在討論法中,采用案例式教學,設計新穎實際的例子對學生進行分組討論,加強學生的實踐應用能力。另外,還可以通過讀書指導法,要求學生讀期刊雜志寫讀書報告提高其自學和總結能力。
4 綜合利用各種教學手段,提高教學效果
隨著現代科技的飛速發展,當今教學手段呈現出多元化的趨勢[5]。粉筆、黑板等傳統教學手段具有靈活性強、可塑性大、師生互動效果好等優點。現代教學技術以其容量大、速度快、內容豐富多彩而在很多學科的教學中特色鮮明。教師應根據天然氣開采技術課程的特點,將傳統和現代教學手段有機結合在一起。天然氣開采技術課程理論性較強,涉及諸多先修課程,同時實用性很大,在現場中實例頗多。教師一方面要堅持傳統教學手段,側重講解天然氣開采技術的原理和方法,另一方面要合理使用多媒體[6],將文本、聲音、圖像、動畫及視頻投影在屏幕上,通過聲、光、電的完美結合,用生動的形象、真實的畫面、優美動人的語言和音樂來豐富學生的記憶效果,從而實現教學目標,達到教學目的,增強學生學習的興趣,提高教學效果。
5 理論結合實踐,推進素質教育
天然氣開采技術是一門實踐性很強的工科專業課,該課程除了要求學生掌握牢固的專業理論知識外,還要具備一定的實踐經驗和較強的動手能力。教師要結合課程理論設計切實可行的實驗,提高學生的動手能力,通過到現場參觀實習,增長學生見識,培養學生實踐能力,利用課程設計增強學生的分析問題及解決問題的實際能力。理論與實踐相結合,學生充分發揮主動性和創造性,刺激學生的學習興趣,提高教學的效果,為學生將來工作打下良好的基礎。
6 結語
天然氣作為一種清潔優質的能源,在我國改善能源結構,以及中國石油大力推動低碳經濟發展的過程中,獲得了前所未有的大發展。科技創新是促進中國天然氣勘探開發的重要推動力。天然氣開采技術課程的教學改革需要教師在提高教學效果的前提下,依據實際生產和科研需求對教學內容、方法和手段進行改革,提高學生的理論素質和創新能力,為我國天然氣工業的發展培養復合型人才。
原文作者：諸葛軍
摘要：天然氣產業鏈可持續發展有利于提高經濟社會發展水平，產業鏈自身的結構和因素互相影響、互相作用，支撐著產業鏈的運行，動力結構的分析維度，進一步揭示天然氣產業鏈可持續發展的問題。
關鍵詞：天然氣產業鏈；動力結構；可持續發展
隨著我國社會經濟水平的逐步提高，環境問題成為人們關注的焦點之一。作為一次能源以煤炭為主的能源消耗大國，長期以來我國的城市環境一直受到嚴峻的考驗。天然氣作為一種清潔高效的能源，近年來在我國城市環境改善的過程中發揮著重大的作用。與此同時，天然氣產業的可持續發展也備受矚目。
一、天然氣產業鏈可持續發展與動力結構
天然氣產業鏈是指處于天然氣勘探開發、生產、運輸、儲存、銷售和利用等不同環節的節點企業之間，基于特定技術經濟關聯，圍繞天然氣的勘探開發、生產、運輸、利用以及相應配套服務，以天然氣及相應服務的價格為紐帶，以供需關系為核心，形成的具有價值傳遞和價值增值功能的鏈網式關聯結構。
天然氣產業鏈的運行和發展是需要相應的動力因素支撐的，這些動力因素相互關聯，構成了一個具有一定結構的動力體系，稱之為動力結構。天然氣產業鏈動力結構由產業鏈外部動力因素、產業鏈主體行為動力因素以及政策性因素組成。外部動力因素從根本上影響天然氣產業鏈的建立、運行和發展，主要有資源性因素、能源安全因素和環境因素。天然氣產業鏈主體行為動力因素是基于天然氣產業鏈主體本身的動力因素，主要包括石油公司行為動力因素、長輸管道公司行為動力因素、配氣公司行為動力因素和天然氣用戶行為動力因素。外部的動力因素通過政策性因素對內部動力因素發生傳導性作用。同時，具有自然壟斷性質的天然氣產業鏈受到政府規制。政策性因素在一定程度上決定了天然氣產業鏈的運行和發展，是天然氣產業鏈動力結構中的核心因素。
二、天然氣產業鏈動力結構框架下的動力因素分析
如圖所示，支撐天然氣產業鏈運行和發展的動力結構是由天然氣產業鏈的外部動力因素、政策性因素以及天然氣產業鏈內部相互關聯的動力因素組成。在動力結構中，動力因素之間通過一定的動力傳導路徑相互影響，最終推動天然氣產業鏈的發展。從天然氣產業鏈外部動力因素來看，除了傳統的經濟因素之外，能源安全因素和環境因素對天然氣產業鏈的運行和發展的作用日益凸顯，成為當前許多國家和地區大力發展天然氣產業鏈的主要影響因素 。
天然氣產業鏈作為支撐國民經濟運行的重要產業，受到需要國家和地區的重視，政府出于發展地方經濟的動機，出臺相關政策，扶植天然氣產業鏈的發展。作為天然氣產業鏈動力結構中傳統的外部動力因素，其對天然氣產業鏈發展的推動作用主要是通過“經濟因素——政府因素——天然氣產業鏈主體行為”動力傳導途徑實現的。
隨著經濟全球化水平的逐步提高，許多國家能源消費的對外依存度逐年上升，能源安全問題凸顯，作為應對能源安全問題的重要舉措，許多國家實行能源多元化的發展戰略，天然氣作為清潔高效豐富的優質能源，本身與傳統的化石能源的近似性質使得其在國家的能源多元化的發展戰略中備受重視。因此能源安全因素也是推動天然氣產業鏈發展的重要外部動力因素之一。其動力傳導途徑表現為“能源安全因素——政策因素——天然氣產業鏈主體行為”。
在中國，天然氣產業鏈發展初期的主要外部動力無疑是環境保護，特別是降低地方性的大氣污染。而低碳經濟的時展背景使得環境因素對于天然氣產業鏈發展的推動作用更加突出。同其他的外部動力因素一樣，環境因素對于天然氣產業鏈發展推動作用的動力傳導途徑也是通過政策因素對天然氣產業鏈的主體行為施加影響，進而推動天然氣產業鏈的發展。具體的動力傳導途徑為“環境因素-政策因素-天然產業鏈主體行為”。
天然氣產業鏈運行和發展實質上是通過天然氣產業鏈的主體行為實現的。從天然氣產業鏈內部的動力因素來看，主要包括石油公司行為動力因素、長輸管道公司行為動力因素、配氣公司行為動力因素和天然氣用戶行為動力因素。（注：目前我國天然氣產業鏈結構比較特殊，具有上中游一體化運營特征，即石油公司具有天然氣生產商和中游長輸管道運營商雙重職能。）由于天然氣產業鏈主體相互關聯，某個環節主體行為在一定程度上會成為其他環節主體的行為動力。[論文網]
在天然氣產業鏈運行和發展過程中，作為天然氣產業鏈的主體，石油公司行為直接對天然氣產業鏈的運行和發展產生影響。在天然氣產業鏈中，石油公司行為主要包括：天然氣資源的勘探開發銷售。石油公司的主體行為動力可以分為兩個層面。首先，從根本上講，石油公司的行為動力在于追求利益{石油公司行為動力（利益）——石油公司行為}。從另一層面來看，石油公司的行為動力是通過天然氣產業鏈動力結構中其他動力因素通過動力傳導途徑產生。在動力結構中，其他的動力因素會使石油公司產生獲益預期，從而影響石油公司生產活動，這些因素亦可以稱之為石油公司的行為動力因素，例如天然氣產業鏈發展的相關扶持政策{政策因素——石油公司行為動力（利益）——石油公司行為}，天然氣用戶市場的迅速擴張{用戶行為——石油公司行為動力（利益）——石油公司行為}等等。
作為天然氣產業鏈下游主體的重要組成部分，地方配氣公司行為對天然氣產業鏈的運行和發展同樣起著重要的直接推動作用。配氣公司行為主要包括：上游獲取資源、發展城市天然氣用戶以及城市管網的修建和維護。同石油公司一樣，配氣公司的行為動力分為兩個層面，追求利潤的根本動力和由動力結構中其他動力因素通過動力傳導途徑產生的動力。配氣公司的收益由代輸銷售天然氣和新的利潤增長點兩部分組成{配氣公司行為動力（利益）——配氣公司行為}。除了傳統的代輸業務和銷售業務外，新的天然氣用戶群體的形成也是推動配氣公司主體行為的重要因素，例如城市cng汽車的發展{用戶行為——配氣公司行為動力（利益）——配氣公司行為}。
在天然氣產業鏈主體中，天然氣用戶通過需求牽引，對天然氣產業鏈的運行和發展起到了至關重要的作用。天然氣用戶行為表現為對天然氣的消費行為。天然氣用戶的消費行為動力除了消費天然氣帶來的效用{天然氣用戶行為動力（效用）——天然氣用戶行為}，還受天然氣產業鏈動力結構中其他動力因素的影響。例如可獲取資源的便捷性{配氣公司行為（修建管道）——天然氣用戶行為動力（效用）-天然氣用戶行為}和資源利用的比價優勢{政策因素（定價規制）——石油公司行為（售氣定價）、管輸公司行為（配氣費率）——天然氣用戶行為動力（效用）-天然氣用戶行為等。
簡介： 本文通過對燃氣鍋爐房天然氣泄漏危害、泄漏分類、泄漏原因、泄漏狀態辯識，結合供熱公司南泉車間的幾年來工作經驗，提出了燃氣鍋爐房天然氣泄漏防范及處理措施。
0 概述
近年來隨著我國煤炭供應的日趨緊張和煤炭價格的愈日上漲，越來越多的供熱企業把目光從傳統的燃煤供熱轉向燃氣供熱，燃氣供熱以其環保、節能在全國各地得到了越來越廣泛的應用，尤其是集中供熱的燃氣鍋爐房最受青睞。因此燃氣鍋爐房的安全管理工作也成為供熱行業關注的一個重要議題。幾年來，南泉鍋爐房以供熱公司ems/osh/hse管理體系為載體，不斷分析鍋爐房天然氣泄漏的危害和風險，制定了有效的防范措施，采用了國內外許多先進的新技術、新工藝和新設備，保證了鍋爐房安全平穩運行。
1 燃氣鍋爐房天然氣泄漏嚴重危害
我們使用的天然氣主要成分是：甲烷含量98%，丙烷含量0.3%，丁烷含量0.3%，氮氣含量1%及其它物質，高發熱量9650千卡/標方，低發熱量8740千卡/標方，爆炸極限：5%-15%。我們所說的天然氣可能泄漏的區域是指從調壓站到鍋爐（包括鍋爐）之間的天然氣管線、閥表、配件等。其中調壓站至風機間為地埋管線，風機間至鍋爐為架空明管線。
天然氣爆炸是在一瞬間，（數千分之一秒）生產高溫（達3000℃）、高壓的燃燒過程，爆炸波速可達300m/s，造成很大的破壞力。
如果天然氣泄漏遇到明火、靜電、閃電或操作不當等會發生爆炸、火災，在密閉空間會使人缺氧、窒息，甚至死亡，給單位安全生產和國家及人民生命財產帶來不可估量的損失。
2 燃氣鍋爐房天然氣可能泄漏及原因分析
2.1 燃氣鍋爐房天然氣泄漏的分類
按照泄漏部位分為：室外埋地管線泄漏，室內燃氣管線泄漏，鍋爐本體泄漏，燃燒器泄漏，控制、調節、測量等零部件及其連接部位泄漏。
2.1可能泄漏原因分析
燃氣鍋爐房天然氣泄漏除了因員工違章操作引起和自然及外力引起外，主要有以下原因。
2.1.1室外埋地燃氣管線泄漏：施工質量不過關，管線腐蝕穿孔。
2.1.2室內燃氣管線泄漏：施工時施工質量不過關，或長期運行管線腐蝕。
2.1.3鍋爐本體泄漏：由于在燃氣鍋爐設計初期或安裝時未按有關技術要求施工。如鍋爐模式壁焊接不嚴；由于施工完后未按有關技術要求烘爐，或鍋爐升降溫過快爐墻磚縫開裂密封不嚴；燃氣鍋爐運行時振動大，焊縫脫焊或造成爐墻保溫層開裂；觀火孔、防爆門、人孔門等關閉不嚴；鍋爐在運行時自動熄火。
2.1.4燃燒器泄漏：設計原因或安裝調試不到位；燃燒器在長期運行后，空燃比失調，使燃燒工況發生變化。
2.1.5控制、調節、測量等零部件及其連接部位泄漏：由于這些部件經常動作可能會造成開關不靈活、關閉不嚴，或由于鍋爐運行過程中振動大造成連接部位松動天然氣泄漏，或由于控制、調節、測量等零部件質量差，關閉不嚴漏氣；或由于法蘭、密封墊片、密封膠等老化造成泄漏。
3 燃氣鍋爐房天然氣泄漏狀態辯識
鍋爐房內天然氣發生嚴重泄漏時，會出現以下現象：
3.1 天然氣工作壓力有變化。
3.2 在泄漏源附近可聽到強烈的氣流聲。
3.3 手持報警儀會發出異常響聲。
3.4 泄漏較大時（濃度較高）固定報警器會發出自動報警，自動開啟排風扇。
3.5 嚴重時會發生鍋爐本體或天然氣管線爆炸、火災等災害事故。
4 燃氣鍋爐房天然氣泄漏防范措施
4.1 在燃氣鍋爐房設計和施工時嚴格按照gb50041-1992《鍋爐房設計規范》的有關規定進行設計和施工，由有設計資質的專業設計單位和有施工資質的單位進行設計和施工，使鍋爐房在設計和施工階段就更加規范，杜絕不安全隱患，防止天然氣的泄漏。
4.2 建立健全車間的各項安全管理制度。這幾年車間逐漸建立健全了《燃氣鍋爐房安全規則》、《燃氣熱水鍋爐事故處理規程》、《安全生產責任制》、《巡回檢查制度》、《防止靜電危害十條規定》、《防止中毒窒息十條規定》、《消防安全檢查制度》、《防火防爆十大禁令》、《安全規程》、《運行規程》、《設備維修保養制度》以及各崗位人員責任制等，加強了車間的安全管理。
4.3加強職工教育培訓，提高職工安全防范和應急能力。
4.4用科學的手段和現有的檢測儀器及時發現泄漏隱患，提前采取預防措施。
4.4.1人工檢測手段
（1）、根據巡檢人員的嗅覺和聽覺來判斷。天然氣發生泄漏后，由于它比空氣輕，會很快聚集在室內上部，天然氣的主要成分是比空氣輕的甲烷，在供氣時放入了四氫噻酚以便用戶識別，泄漏量只要達到1％，用戶就會聞到臭雞蛋氣味。
（2）、肥皂水檢測。用噴壺將肥皂水噴到需要檢測的部位或用刷子將肥皂水刷到需檢測的部位，觀察肥皂水是否起泡判斷是否有泄漏，根據水泡發起及破裂的時間判斷泄漏量的大小（3）、儀器檢測。利用比較先進的手持天然氣檢測儀器進行檢測。
4.4.2天然氣泄漏報警檢測系統
（1）、在南泉鍋爐房室內距地面5米高處，安裝了12臺天然氣泄漏報警器。報警器與鍋爐 儀控室的dcs監控系統連鎖。
（2）、當任意一臺天然氣泄漏報警器的測試值達到或超過泄漏規定的最大值時，dcs系統聲音報警的同時啟動鍋爐房軸流風機進行通風，運行人員可根據各報警器顯示的數值在短時間內查找泄漏點。
4.5 選材、設計、加工、安裝合理，天然氣閥門的泄漏量要求十分嚴格，通常埋地和較重要的閥門都采用閥體全焊式結構。為了保證管線閥門的密封性能，要求密封副具有優良的耐蝕性、耐磨性、自潤性及彈性。車間每年都要采用高質量的材料（如聚四氟乙烯、尼龍、丁腈橡膠(nbr)、特殊合成橡膠(viton)等）對易泄漏的控制、調節、測量等零部件及其連接部位零配件進行了更換，大大減少了天然氣的泄漏。
4.6 嚴格安全操作
4.6.1 加強防火安全管理。
杜絕明火先從人員入廠開始，凡進入鍋爐房的人員一律嚴禁帶火種，車輛進入鍋爐房要佩帶隔火罩，車間門衛對進出的人員和車輛進行認真登記和管理。
在鍋爐放房內需動用電焊、氣焊作業時，嚴格根據動火審批程序辦事，采取一切必要的預防措施，施工作業時車間專職安全員和主要領導要在現場監護。鍋爐房內禁止堆放任何易燃物品和雜物。
4.6.2 采取防靜電防爆措施。
嚴格職工勞保穿戴，凡進入鍋爐房的人員一律要求穿防靜電工作服，嚴禁帶手機進入；車間每年對天然氣管道的靜電和防雷接地裝置以及電氣設備的接地保護線進行檢測，保證防火防爆安全裝置完好，使靜電和雷電能夠及時得到地釋放；采用防爆型照明、防爆儀表及其他防爆用電設備；在鍋爐房施工均要使用防爆工具；
燃氣鍋爐后的煙道上應裝設防爆門、爆破片（防爆門、爆破片的位置應有利于泄壓，當防爆炸氣體有可能危機操作人員的安全時，防爆門上應裝設泄壓導向管）。
4.7鍋爐燃燒調節及監護運行。
在鍋爐點火運行前（尤其是點火不成功或自動熄火后重新點火時）一定要按照運行操作規程對爐膛和煙道進行吹掃；對鍋爐燃燒進行調節時不能太快，防止鍋爐熄火后，在爐膛和煙道內泄漏天然氣；司爐人員在鍋爐運行時，重點監護并防止天然氣泄漏和燃燒器自動熄火。
4.8 保證滅火降溫裝置（消防系統）完好。
燃氣鍋爐由于泄爆或某些意外原因引起燃氣泄漏，在燃氣濃度到爆炸下限以前也需要水噴霧滅火系統的保護。利用水噴霧的混合稀釋作用，使燃氣的濃度降低，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，要防止管線凍結。
4.9 燃氣成分控制技術（氮氣置換）
除在開始供熱通天然氣之前和停止供熱停用天然氣之后按規定對天然氣管線進行氮氣置換外，在運行中因為天然氣泄漏需要動用電氣焊進行處理時，也需要對部分管線進行氮氣置換，以確保施工安全。
5 燃氣鍋爐房天然氣泄漏應急處理：
5.1對發現的天然氣泄漏部位進行處理的基本方法程序
5.1.1室外埋地燃氣管線泄漏。立即通知燃氣公司調壓站切斷氣源，并向公司安全和生產部門匯報，通知疏散附近居民，根據天然氣泄漏應急預案進行處理。
5.1.2室內燃氣管線泄漏。
立即緊急停爐，切斷鍋爐房總氣閥，通知燃氣公司調整供氣壓力，并向公司安全和生產部門匯報，根據天然氣泄漏應急預案進行處理。
5.1.3鍋爐本體泄漏。
a.緊急停爐（按急停按鈕）。
b.關閉該臺鍋爐的天然氣總閥，切斷氣源。
c.根據天然氣泄漏應急預案進行處理。
5.1.4燃燒器泄漏。
立即緊急停爐，切斷該臺鍋爐的總氣閥，并向公司安全和生產部門匯報，根據天然氣泄漏應急預案進行處理，組織有關的技術人員整改。
5.1.5控制、調節、測量等零部件及其連接部位泄漏。
立即緊急停爐，切斷該臺鍋爐的總氣閥，更換控制、調節、測量等零部件，對其位泄漏的連接部位重新密封。
5.2 處理天然氣泄漏時應注意的問題
5.2.1嚴格按照鍋爐房天然氣泄漏的有關規定和程序組織處理。
5.2.2及時與燃氣公司、供熱公司的有關科室聯系，需要切斷天然氣供應的一定要切斷；需要天然氣置換的一定要按規定置換；需要辦理動火手續的一定要按規定辦理,需要專業隊伍維修的一定要委派有資質的專業隊伍施工。
5.2.3針對各種可能的泄漏事故，組織編寫好相關處理方案、應急預案，并做好各應急預案的演練。
5.2.4做好處理泄漏事故專用材料、應急消防物資、檢測工具等的儲備。
5.2.5處理泄漏要派車間專職安全員現場負責，對有關人員進行相關技術交底。
5.2.6處理完后要保證工完料盡場地清，認真作好技術資料的填寫。
6 結論
通過對燃氣鍋爐房風險危害識別，采取有效措施，運行5年多來，車間沒有發生一起安全事故,連續5年獲公司級安全生產先進單位。
1994年6月20日至23日在意大利米蘭舉行的第世界煤聯大會的宗旨明確指出：當代煤氣科學工作者的任務是使燃氣發展與環境保護緊密地結合起來，盡力減少氣體對環境的影響，切實處理好地球與環境、環境與人類、人類與地球三者之間的關系。要充分利用好當今世界所能利用的最好的能源來保護地球，保護環境，保護人類。
1999年5月日本內閣會議通過的1999年《環境白皮書》提出廠“環境立國”的新戰略，表示要將21世紀定位為“環境世紀”首先應將產業活動和產業結構向環境保護轉變，開發和完善資源循環利用新技術和新工藝．以努力提高環境質量。
21世紀是天然氣的黃金時代，天然氣將給未來世界創造出一種良好的環境，為人類帶來福音。使地球進入綠色年代。
1世界氣體燃料發展的歷程
世界氣體燃料發展的歷程，大體可分為煤制氣、多種氣源和天然氣三個大時代 其中天然氣時代則包含著天然氣轉換階段和天然氣、液化行油氣兼容階段。
1。1煤制氣時代
煤制氣時代是從1792年英國機械工程師威廉·麥達克(willam·murdock)在英國伯明翰試驗室里用煤炭絕熱干餾發現了煤氣以后、人類使進入了使用煤氣的新紀元。1812年在英國倫敦創建了世界上第一家煤氣公司—威斯特敏斯特煤氣照明與碳素公司。此后，世界各國相繼建起了許多煤氣照明公司和煤氣公司。到了1850年英國產業革命末期，英國共有煤氣企業800多家，形成了具有規模和深遠影響力的一個產業部門。對世界各國煤氣事業的發展起了很大的推動作用。
1．2天然氣時代
天然氣時代包括天然氣利用、天然氣轉換以及人然氣和石油氣兼容階段。
天然氣利用時代是從1858年美國在弗雷多利亞市建立世界上第一個天然氣照明公司．并于1872年8月1日鋪設了世界上第一條認牛頓威爾至泰圖斯韋爾5.5英里長、2英寸口徑的天然氣管線，開始輸送天然氣給民用，人類便開始了天然氣的利用。據目前有關資料顯示。世界天然氣資源十分豐富，常規天然氣資源量估計為400一600萬億米3，按目前的年產量水平，可供開發二，三百年。天然氣利用前景非常樂觀，發展的潛力巨大。
1．3多氣源時代
多氣源時代。除了煤制氣、天然氣之外，還有液化石油氣、重油、輕油制氣等多種氣源。
業中獲得了液化石油氣，并于1902年用汽車槽車運輸開始了液化石油氣的供應工作。使20世紀50年代、60年代采用重油制氣和輕油制氣成為現實.
1．4液化天然氣利用階段
1917年美國西弗吉利亞地區建起了世界上第一家液化甲烷工廠，進行甲烷液化生產 1959年由美國康斯托克(constock)國際甲烷公司建造了世界上第一艘lng運輸船，并于1959至1960年間曾七次從美國的查理斯湖每次裝載2200噸lng抵達英國，標志著液化天然氣工業的誕生 1960年英國殼牌公司購買了該公司40％的股份，并于1964年投入了由阿爾及利亞至英國的lng運輸業務。從此之后，lng利用業務迅速地發展起來。
1．5天然氣轉換階段
隨著時代的進步，社會經濟的發展，環境保護的要求,煤制氣的缺點越來越多地暴露出來，許多先進的國家早在20世紀50年代、60年代就淘汰了煤制氣。而油制汽存在許多克服不了的缺點以及石油氣會隨著未來石油枯竭而變成過渡性的氣源，用天然氣取代其它所有氣源的世界性的天然氣轉換計劃將成為一種必然。下面是世界上比較先進和發達國家天然氣轉換的完成年代：
日本城市煤氣發展的過程經歷了煤制氣、多氣源、天然氣三個比較明顯的時代：從1857年開始至1952年的95年間全部采用煤炭制氣，從1952年至1972年為多氣源階段，這個階段除了有煤制氣之外，還開拓了重油制氣、石腦油制氣，并引入液化石油氣和液化天然氣。從1969年11月開始使引進阿拉斯加、文萊、印尼等地的液化天然氣，明確提出天然氣轉換計劃。到1998年基本上使日本大部分城市實現了天然氣管道化。使一個缺能國家靠每年進口4000多萬噸lng和2000多萬噸的lpg合理地改革了能源結構，從而變成適合城市環境要求的最先近的國家。其轉換過程見表2、3、
中國城市燃氣的發展與世界各國特別是日本的經歷相似，明顯地分為三個時代。
3．1煤制氣時代
從1862年至1965年經歷了103年之后才出現了液化石油氣.
1862年5月31日，香港中華煤氣有限公司在英國注冊成立并在香港開業。第二年就在香港維多利亞港畔建成日產3400米3的煤制氣裝置，生產的煤氣供港島500盞街燈照明，開辟丁香港地區煤氣發展的事業。
1862年英國商人在上?；I辦了“大英自來火房”公司,向社會集資,1864年開始在蘇州河泥城橋畔建設了一個水平爐煤氣廠。1865年9月竣工，11 月1日正式投產供氣．供198戶居民和63盞街燈照明用氣。
1907年至1943年的36年間，日本商人在東北 地區建成了大連、撫順、鞍山、沈陽、丹東、長春、錦 州，哈爾濱八家煤氣公司，為中國城市煤氣事業的發展打下了良好的簽礎。
3．2多氣源時代
從1965年至1997年的32年間為中國的多氣源時代。隨著中國煉油工業的發展，中國第—座液化石油氣灌裝廠于1965年在北京西郊建成投產。由于的年代大慶油田的開發、1966年東北地區的撫順、沈陽、哈爾濱義相繼建立起液化石油氣灌裝廠，開展液化石油氣的供應工作。后來又開拓了重油制氣、石腦油制氣，使中國城市燃氣的發展進入了多氣源時代.
3．3天然氣轉換階段
從1997年至2025年的30年左右，為天然氣轉換階段中國四川早在公元468年就開始利用天然氣煮鹽。但直到解放前四川的天然氣產量才只有900萬億萬米。并且主要用于工業，到了80年代初期才開始為民間使用。隨著油田的開發。天然氣開始走進附近城市供應市民，數量也極其有限。到1984年全國天然氣產量僅有12．86億米3(約91．4萬噸／ 年)．1993年產量才有160億米3。用在城市燃氣只有63．6億米3(約452萬噸／年)，1994年才達到74．5億米3(529萬噸／年)，還不到日本東京煤氣公司一年的用量76億米3／年。主要靠煤制氣、重油,石腦油制氣和液化石油氣來滿足城市人口用氣.
國家計委委托國際工程咨詢公司于1996年5月21日在北京召開的“城市燃氣發展及對策研究會”上明確指出：“大力發展天然氣，積極推廣液化石油氣．逐步改造和限制煤制氣的方針”1997年中煤協科技委在浙江寧?！窝杏憰嫌置鞔_地提出了中國天然氣轉換計劃的四大大然氣管線實施計劃第一條是俄國—中國天然氣管線；第二條是陜甘寧氣田—北京輸氣管線；第三條是長江中下游天然氣管網；第四條是珠江三角洲天然氣輸氣管網 。日前又正在做川氣出川武漢，青海新疆氣田東輸蘭州、西安，與陜甘寧氣田匯合再南下鄭州、信陽，東輸上海規劃1997年10月陜甘寧天然氣通北京、天津，1999年4月上海平湖氣田天然氣通浦東、1998年10月朱總理批示廣東lng項目實施計劃。意味著21世紀是我國開始步入天然氣的黃金時代.
4堅持以小區氣化的模式向天然氣過渡的發展方向
在規劃建設珠三角地區和東南沿海地區的天然氣利用時。必須把海上天然氣利用和引進液化天然氣以及液化石油氣應用三者充分結合進行考慮．明確城市燃氣建設以液化石油氣小區氣化的模式向天然氣過渡的發展方向。規劃建設前期的氣源以液化石油氣為主，并用液化石油氣管道供氣來完成過渡到天然氣管道供氣，實現遠期以天然氣為主的目標 在過渡到天然氣供氣之前，則以液化石油氣管道供氣為重點。第—階段實行生活小區中央管道供氣，把一個小區—個小區管道供氣站建起來，完成生活小區石油氣管道集中供氣；第二階段使小區之間的供氣站逐步聯網，做到小區之間能互相配氣供氣，實現環狀供氣；第三階段是把所有小區供氣站實行并網．形成大面積石油氣管道聯網供氣，等待天然氣的到來.
在實行小區液化石油氣管網規劃建設的同時，再選點布點小區管道供氣站建設和管網建設過程中，必須允分考慮天然氣管道供氣建網和設置門站和調壓站的需要。為滿足日后通過天然氣的所有技術要求，為天然氣管道供氣全面聯網做好準備。按中國市政工程華北設計研充院編寫的《深圳市液化天然氣利用工程可行性研文報告 》提出的在深圳地區設置2個門站和20個調壓站的設想，采用定期、定量、分組團、分片區、進行用戶瓶裝暫時轉換的辦法，完成用戶的天然氣轉換。具體做法是：從大鵬灣稱頭角接收站出來的天然氣以7．0mpa壓力進入坪山門站。壓力調到3．5mpa進入西麗門站，坪山門站將壓力調到1．6mpa進人民用高壓管網。兩麗門站將一部分天然氣調壓到3.0mpa壓力進入電廠高壓管網供美視、南山、月亮灣3個電廠使用，另一部分調壓到1．6mpa進入民用高壓管網與坪山門站來的天然氣匯合.
天然氣經過高壓管網分別供應南山、羅湖、鹽田、布吉、坪山、沙井6個組團下轄的南油、松坪山、華僑城、西鄉；梅林、清水河、羅勞；沙頭角、鹽田；龍華、布吉西、布吉、橫崗；龍崗北、龍崗東、坪山、葵涌、大鵬；沙井、松崗等20個高中壓調壓站供氣.
深圳地區的小區氣化建設，通過17年的不斷實踐、總結、提高和完善，對小區氣化站聯網的理論以及聯網操作管理的經驗，找到了—條加快深圳地區天然氣轉換工作進程的途徑，這種投資省、見效快、方便、靈活、上馬容易的小區氣化模式為東南沿海地區做好天然氣轉換工作提供廠借鑒。
5積極推動廣東珠三角地區天然氣轉換計劃的實施
1998年10月28日朱總理在國家計委《關于在我國東南沿海地區適量引進液化天然氣的請示》報告中批示：“可考慮引進lng的試點，先在廣東試點，請國際工程咨詢公司進一步論證”。使1994年10月份就開始籌的廣東珠三角天然氣利用工作有生機。1998年12月24日國家計劃工業發展司在北京召開了“關于落實朱總理批示、推進廣東lng項目試點工作會議”之后，使進入了實質性的項目論證、評估工作，要求在2004年第三季度試投產，2005年正式投產供氣.
廣東lng接收站址的選擇，通過國內外專家做廣大量調查、研究、測算、論證，篩去大亞灣的沙渡山、長阻角和大鵬灣的鵝公灣，而優選定在大鵬灣東岸的稱頭角。碼頭建設按?？?3．5萬米3的lng運輸船考慮.
5．1第一期規模
進口lng 300萬噸/年，預計2004年第二季度試投產。輸氣干線從接收站至深圳、東莞、廣州、佛山等叫個城市、全長267公里，年輸氣40億米3。
5．2第二期規模
新增進口lng 200萬噸/年，預計2009年完成輸氣干線從佛山延伸至中山、肇慶，江門、珠海等城市、全長241公里，總長508公里、年輸氣量82億米3珠海末端干線與珠海高蘭港登陸的南海y13--1氣田送來的天然氣管線連接，形成兩個氣源聯網供氣。預計南海天然汽年供氣15億米3(約100萬噸／年)、并可根據兩個氣源狀況進行適當的調節(見圖10)。
5．31lng接收基地占地50公頃，包括預留發展用地。
5．4預計建設周期3．5年，總投資4億美元。
5．5lng接收站采取中外合資方式進行經營，在中方占絕對控股的前提下成立合資公司管理。
5．6廣東珠三角地區的許多城市，如深圳、佛山、中山、惠州等城市的供氣管網基本上是按天然氣技術參數規劃、設計、建設、目前已建成通氣管網2175公里，其中深圳地區已建成小區供氣站13座。供氣能力達80萬戶，發展管道戶28萬戶，其中主干管671公里，供氣能力達到123萬戶，實際發展液化石油氣管道用戶60萬戶，正在規劃建設有177．33萬戶。其中深訓地區已建成小區供氣站13座，供氣能力達80萬戶，發展管道戶28萬戶。已建管網1200公里，市政管400公里，配氣管800公里，實現了東西管道大聯網，準備了天然氣進深圳所需的調峰、調壓站和門站用地。香港電燈公司和香港中華煤氣公司。
5．7積極參與廣東珠三角地區天然氣利用工作，爭取將液化天然氣引至香港南丫島作發電燃料和引至香港大埔制氣廠制氣，見圖11。
現在，我們正在積極拓展lng未來銷售市場，除了不斷規劃建設好民用氣管網，大力發展民用戶之外，還積極開展商業用戶的油改氣、油廠轉型氣電廠、工業窯爐改造的準備工作，大力發展燃氣空調、區域性冷暖中心建設，使lng進入廣東之時能真正派上用場。
[摘 要]作為城市供氣系統的樞紐，天然氣調壓站控制系統的工作效率將會直接決定調壓站的供氣水平。為了有效應對經濟發展對天然氣的巨大需求量，做好天然氣調壓站的用氣量管控工作，采用自動控制系統成為了天然氣調壓站發展的必然選擇。本文簡要介紹了天然氣調壓站的運行原理，而后重點探討了plc在天然氣調壓站自動控制系統設計中的應用情況。
[關鍵詞]天然氣調壓站；自動控系統；plc；系統設計
1.前言
城市規模的擴大和社會經濟發展以及出于環境保護的考慮，大范圍推廣天然氣已經成為了推動城市發展的最佳選擇。但是日益復雜的供氣方式和用氣方式使得天然氣調壓站如果繼續采用傳統的管控系統則很難滿足現實情況的需要。在天然氣調壓站中積極應用自動控制系統，能夠實現實現天然氣調壓站控制和調度的自動化、值守的無人化以及供氣的安全化，不僅能夠縮短應對突發事件的反映事件，而且能夠有效減少能源和資金的浪費，最終實現經濟效益和管理效益的提升。
2.天然氣調壓站功能與調壓回路自動切換原理分析
2.1 天然氣調壓站功能簡介
天然氣調壓站是天然氣管網監控系統的重要構成部分，除了調壓站之外，天然氣管網監控系統還包括調度中心計算機管理系統、數據通信網絡系統以及區域調壓站等。天然氣管網監控系統具有高度的集中性和統一性，它能夠對處于各個位置的下屬功能單元進行分散控制。中高壓調壓站的功能主要體現在如下幾個方面：監控并管理站內的各種智能儀表、工藝設備，向調度控制中心傳遞各種信息，執行調度控制中心的各種指令。在具體實踐中，中高壓調壓站的工作內容主要包括平衡控制管網負載、依照用戶用氣情況調節供氣量、調節管網遠程壓力、數據上傳、指令執行以及限流等。
2.2 天然氣調壓站調壓回路自動切換原理分析
調壓回路自動切換原理，簡單而言，就是利用了各個調壓器的壓力設定差異。具體來講，如果主回路的工作調壓器的壓力設定為3.33 mpa，那么，監控調壓器的壓力設定應該比主回路的工作調壓器的壓力設定稍微高出一些，一般設定為3.46 mpa，相應地，備用調壓回路的工作調壓器的壓力設定應該比主回路的工作調壓器的壓力設定稍微低出一些，一般設定為3.25 mpa，即，監控調壓器壓力設定（3.46 mpa）>主回路工作調壓器壓力設定（3.33 mpa）>備用調壓回路的工作調壓器壓力設定（3.25 mpa）。
天然氣調壓站在常規工況之下，壓力調節的職責由主回路工作調壓器完成，其出口壓力被設定為3.33 mpa，主回路的監控調壓器則保持著全力開放狀態；假設因為某種原因導致主回路工作調壓器出現故障，無法正常工作，那么工作調壓器會處于全力開放狀態，其出口壓力被設定將會在短時間內提升至3.46 mpa，壓力傳感器會感知該壓力設定變化并將壓力信號傳輸給監控調壓器，此時監控調壓器開始對壓力調節負責；假設同樣因為某種原因導致監控調壓器出現故障，也無法正常工作，下游壓力將會繼續升高，一旦壓力提升值超過了主回路切斷閥門的壓力設定（一般為3.83 mpa），則主回路切斷閥門會對供氣進行切斷處理，而此時的下游用氣仍在繼續，會逐漸降低主回路的壓力設定值，并降至備用調壓回路的工作調壓器壓力設定（3.25 mpa），壓力傳感器會感知該壓力設定變化并將壓力信號傳輸給備用調壓回路工作調壓器，此時備用調壓回路工作調壓器開始對壓力調節負責。為了確保天然氣安全管控的萬無一失，備用調壓回路工作調壓器也配套有監控調壓器，如果備用調壓回路工作調壓器因為故障等原因無法正常工作，則監控調壓器也會依照預設程序接手壓力調節工作。由此可見，各個調壓器的壓力設定差異能夠使得調壓器在故障情況進行自動切換，當然，這需要可靠的控制系統。
3.plc在天然氣調壓站自動控制系統中的應用
3.1 硬件方面
為了確保天然氣調壓站能夠在經濟、可靠、安全的最優條件運行，天然氣調壓站自動控制系統必須要能夠有效擔負起實時動態監控、采集、處理調壓站各個關鍵部位參數，并能夠及時作出正確決策的使命。我們知道，天然氣調壓站所涉及的各種控制參數非常之多，例如，電動球閥、切斷閥、回訊器、氣體泄漏警告、進出口壓力差和閥門位置、進出口溫度、進
出口壓力等等。以上這些數據都需要中心控制系統進行認真地分析和對比，確保數據精準可靠。為此，在plc控制器的選擇方面必須要堅持參數修改靈活、使用維護簡便、具有較強抗干擾性和執行功能的原則；此外，為了確保系統功能的完善有效，在功能模塊的配置方面應該科學合理?？偠灾烊粴庹{壓站自動控制系統的硬件構成應該包括如下幾個部分：cpu、plc、i/o處理功能模塊、電源、執行機構、信號變送設備、液晶觸摸屏。
3.2 軟件方面
本系統通過對調壓站參數進行實時采樣，經plc 進行運算處理，來判斷系統的狀態。當系統處于正常運行狀態時，上傳并實時顯示調壓站參數，通過對現場閥門的自動控制實現對天然氣出口壓力的動態調節，保證了天然氣的穩定供應；當系統出現異常時，經聲光報警和顯示屏字幕閃爍兩種方式發出報警信號，并作用于相應的執行機構，實現天然氣調壓站的自動運行。系統軟件設計主要是模擬量的采集處理和與智能總線儀表的通信兩大部分。模擬量的采集處理部分包括壓力、溫度和壓差經過變換器輸出的電流信號。雖然模擬量輸入模塊內部自帶有模擬量濾波功能和采樣數值設置，但是為了使顯示值更加穩定，程序設計時使用了算術平均濾波法，以實現對一般隨機干擾信號進行濾除。
智能儀表采用 modbus 協議通過雙絞線與 plc通信，modbus 是應用于電子控制器上的一種常用協議?？刂破髂茉O置為兩種傳輸模式（ascii 或rtu）中的任何一種在標準的 modbus 網絡通信。本系統根據儀表的要求，選擇了 rtu 方式。通信接口為半雙工接口程序的關鍵是避免在通信端口上同時發送和接收。按照本系統中通信采用的這種編程模式編寫自由口通信程序可以有效避免因同時發送和接收造成的通信沖突，從而保證程序的正常運行。
4.結束語
總體而言，先進的天然氣調壓站自控系統應能實現調壓站的合理調度，無人職守，保證安全供氣，節約能源與資金，加快緊急事件反應時間，減少不應有的損失，實現現代科技與科學調壓的有機結合。實際應用實踐經驗證實，本文所設計的天然氣調壓站自控系統不僅具有較高的安全型、穩定性、可靠性、抗干擾性，還具有較高的性價比，提高企業的經濟效益和管理水平。
摘要： 文章介紹了天然氣輸送離心式壓縮機組的常見故障，分析了故障原因及特征，進而對其故障診斷技術現狀進行了總結和比較，在此基礎上針對輸氣動力設備故障的復雜性提出了應用數據挖掘技術對離心式壓縮機組進行故障診斷的初步設想。
關鍵詞： 天然氣輸送；離心式壓縮機組；故障分析；故障診斷
0 引言
為使管道長距離輸送天然氣能連續進行，必須經增壓站的輸氣動力設備對天然氣增壓，以克服其在管道流動中的摩擦阻力。離心式壓縮機組以其結構緊湊、重量輕、體積小、穩定工況范圍寬等優點廣泛用于天然氣管道輸送過程的增壓。壓縮機組大多是從國外進口，價格昂貴，由于輸氣工況變化較大，生產要求壓縮機在重負荷下連續運轉、性能安全可靠。天然氣壓縮機組發生故障的主要原因是由于零件表面的疲勞破壞，另外天然氣中有毒氣體引起的零件的表面腐蝕也加速了壓縮機主要部件的表面損傷。為提高壓縮機組的使用效率和運轉可靠性，科學使用和管理設備，提高經濟效益和社會效益，對輸氣壓縮機組進行故障診斷具有重要意義。
1 離心式壓縮機常見故障、原因及特征
離心式壓縮機主要由機殼、葉輪、渦殼、軸承、軸、回流器、擴壓器、密封裝置以及平衡盤等部分組成。離心式壓縮機屬于旋轉機械，因此大多數故障都和轉子有關。
1.1 常見故障及原因分析 離心式壓縮機組常見的故障有：軸承溫度升高、轉子振動大、轉子軸位移大、噪聲大、出口流量降低、喘振、旋轉失速等。
①軸承溫度升高。主要由潤滑油供給不足或中斷、潤滑油含水、軸承與軸頸間隙小、進油溫度高引起。
②油壓急劇下降。原因在于主油泵故障、油管破裂、過濾器堵塞、油泵吸入管漏氣、油箱油位過低等。
③喘振及旋轉失速。發生喘振的原因是工藝操作參數波動較大，負荷降低時導致氣量減??；吸入管路堵塞，入口壓力下降；吸入溫度升高，使相同轉速下喘振壓升比下降；出口壓力升高，超過相同轉速下的喘振壓升比；開車、停車發生喘振。
旋轉失速是機組在變工況工作情況下，調速系統不能及時作出正確的反應，造成機組的轉速太高或太低而聯鎖跳車。故障原因是配氣閥聯動裝置松動或卡澀現象、調速器遲緩率過大、調速器油位高。
④振動。振動是離心式壓縮機組的主要問題，引起振動的原因較多。
1）轉子不平衡。轉子不平衡的主要原因有轉子初始動平衡精度低、葉輪流道不均勻結垢、部件松動、轉子彎曲等。
2）轉子安裝不對中或齒輪聯軸節加工不良。
3）臨界轉速下共振。原因是轉子系統處在臨界轉速下產生共振。
4）基礎松動。松動現象是機器基座螺栓緊固不牢引起的。
5）結構共振。結構共振一方面是由于機器本身各部件之間的振動頻率合拍引起的，另一方面是由于外界振動頻率恰好與機器的渦動頻率相同而造成的，或是由于外來激振力作用所產生的頻率正好與機器本身某部件的振動頻率相同。
6）其它較復雜的故障。轉子與固定元件或密封片之間的摩擦引起的振動、軸彎曲變形或出現裂紋時的振動、當與機器相連接的管路存在不允許的扭矩時引起的振動，軸瓦間隙太大或太小引起的振動；此外還有壓縮機葉片的磨損，軸的磨損等，這類故障突發性強，診斷方法還比較少，因為信息不太敏感。
⑤壓縮機出口流量降低。由于密封間隙過大、吸入管路過濾器堵塞、原動機轉速下降引起的故障。
⑥耗油量大。由于潤滑系統工作不良，浮環磨損，收集器排油閥失靈等原因引起。
1.2 故障特征 離心式壓縮機組常見的故障主要有以下特征：
①轉子不平衡引起共振。主要特征：隨著轉速越高，振幅增長得
快；轉速降低時，振幅趨近于零。
②臨界轉速引起共振。主要特征：振動和相位角在臨界轉速區域有較明顯的變化；當轉速在臨界轉速時振幅值達到最大，偏離臨界轉速時振幅下降。
③半速渦動。振幅較小，軸心軌跡大多呈橢圓形。
④油膜振蕩。振幅很快增加。
⑤喘振。壓縮機噪聲和振動都十分強烈，壓比、流量波動大，頻率一般為低頻。
2 針對輸氣動力設備故障診斷的數據挖掘技術
上述研究方法大多是對常規故障進行診斷。對作為輸氣動力設備的離心式壓縮機而言，其突發性事故頻繁，必然是有不易洞察的隱含故障，比如葉輪及軸的磨損類故障，故障信息不敏感，很難用常規方法進行診斷。因此對深層次的隱含故障進行診斷研究是亟需解決的問題。目前，對隱含故障診斷的研究不多，在國內的相關研究中，分別采用神經網絡法、分形法等對隱含故障進行了映射或模式分類，但沒有對輸氣動力設備診斷的研究?？紤]輸氣動力設備的復雜性，必須深入“挖掘”其隱含故障關系，才能把握故障的特征并做出診斷、預報。
數據挖掘技術就是從大量、不完全、模糊、隨機、有噪聲的數據中，綜合運用數理統計、計算智能、人工智能、模式識別等先進的技術手段，提取出潛在的、有用的信息和知識。對于較復雜難以用一般方法診斷的隱含故障采用數據挖掘技術進行診斷，提前做出預報以避免突發性故障的發生，可以有效保證輸氣工作的正常進行。
目前，常用的數據挖掘技術方法包括：粗集理論（rs）、人工神經網絡（ann）、遺傳算法（ga）、統計分析方法等。使用時可以將這些數據挖掘技術相結合，取長補短，以達到更好的效果。在故障診斷中運用數據挖掘集成技術建立故障診斷的模型，對于復雜、隱含的故障，常通過逐步縮小不確定數據的范圍來挖掘其隱含的、復雜的關系。
