石油天然气生产是一种集化学、加工和制造为一体的产业，因此，与一般的传统工业相比，它对环境的污染也更加严重。具体来讲，石油天然气生产对环境的污染主要表现在以下几个方面。第一，废水对环境的污染。在石油天然气生产过程中，会产生一定的废水，例如天然气在开采过程中，冬季为了防止管道、设备内形成络化物冻堵管线，需要向地层注入一定的甲醇，这些含醇污水随着天然气的采出被携带到地面。这些废水若未经无害化处理一旦排放到自然界中，不仅会给生态环境造成破坏，严重时会进入到人体，引发各种疾病，威胁到人类的健康。第二，废气对环境的污染。石油天然气的生产还会产生大量的废气，比如，含硫天然气经过硫脱、脱碳净化处理后，产生大量含H2S有剧毒的酸性废气，这些废气若不经处理直接排放，将会给生态环境和人类健康造成严重危害。因此，天然气净化厂最初一般采用酸气焚烧炉将H2S高温燃烧生成SO2后排放的处理方式，随着国家对环境保护的日趋重视和严格，以前简单的灼烧方式已不能满足环境要求，现在多采用硫磺回收工艺，将硫化氢转化为工业硫磺颗粒。第三，废渣对环境的污染。废渣污染也是石油天然气生产中常见的一种污染，比如，石油天然气生产中会产生盐泥、酸渣以及碱渣等各种废渣。如果这些废渣长期在地面上进行堆积，会影响地面土壤中的酸碱性质，进而影响到各种植物的生长。由此可见，石油天然气生产中会产生大量的废水、废气和废渣，如果对这些废弃物处理不当，不仅会给生态环境造成破坏，而且还会威胁到人类的健康。因此，我们必须高度重视石油天然气生产中的环境保护问题。
2石油天然气生产中环境保护现状及措施
2.1石油天然气生产中环境保护现状
目前，我们已经逐渐认识到生态环境保护的重要性，越来越重视石油天然气生产中的环境保护问题，并取得了一定的成绩。但是，从目前实际情况来看，环境保护中还存在一些问题。具体来讲，这些问题主要表现在以下几个方面。第一，环保意识淡薄。关于环境保护问题，我国出台了一些政策，并提出了“谁污染，谁治理”的方针。但是，在现实中，石油天然气行业中的管理人员、工作人员环保意识依旧比较薄弱，对环境保护不够重视。比如，有些化工企业就没有设置环保部门，有的企业虽然成立了环保部门，但是，并没有发挥实质性的作用，形同虚设。第二，处理技术落后。在石油天然气生产中，各种废气物需要采用一定的技术处理之后才能排放。但是，与西方发达国家相比，我国废弃物处理技术和工艺还比较落后，并且处理成本比较高。因此，很多废弃物不经过处理就排放到自然界中，从而引发各种环境问题。第三，法律法规不健全。在环境保护方面，我国虽然制定了一些法律法规，但是还远远不能满足现实发展需要，尤其是在化工企业废弃物处理方面，没有系统的法律法规对其进行监督，导致废弃物处理中存在很多漏洞。
2.2加强石油天然气生产中环境保护的措施
2.2.1高度重视环境保护问题
在石油天然气化工产业生产中，很多企业领导对环境保护问题不够重视，只是一味地追求经济效益，而忽视了生态效益和社会效益。因此，今后相关管理部门要加大宣传的力度，深化化工企业领导和员工对环境保护重要性的认识，逐渐意识到石油天然气生产对环境造成的严重危害，这样才能在日常工作中高度重视环境保护问题，逐渐改善目前环境保护现状，促进化工企业的可持续发展。总之，化工企业在思想上高度重视环境保护问题是开展环境保护工作的基础和前提条件。
2.2.2加大环境保护投入
正如上文所述，石油天然气生产所制造的废弃物中含有很多的有害物质，对环境的危害很大，处理的难度也比较大。因此，化工企业在对这些废弃物进行处理的时候需要借助于一些复杂的工艺和技术，这就需要大量的资金和技术支持。但是，很多化工企业由于环境保护意识淡薄，不愿意在废气物处理中投入资金，从而导致环境保护问题没有得到有效解决。由此可见，资金和技术也是制约废弃物处理的一个重要因素。针对这个问题，一方面化工企业要通过多种手段筹集废弃物处理资金，建立环境保护专项资金，加大环境保护经费投入；另一方面，化工企业要引进一些先进的废弃物处理工艺，使石油天然气生产中的废弃物达标排放。比如，在废弃物处理中，如果废弃物没有特殊危害，我们可以使用卫生填埋的方法进行处理；如果废物物中含有较多的有害物质，我们可以借助于生物分解技术对其进行分解处理等。
2.2.3完善环境保护法律法规，强化执行
在化工企业中，完善的法律法规可以保证环境保护工作的顺利开展。受限于原有的法律规定，长期以来，中国环保部门的处罚力度、执法手段都相当有限，相对于公安甚至税务和工商部门来说，环保部门一直都是一个“软衙门”，难以震慑日益猖獗的环境违法行为。随着经济社会的发展，这些法律法规已经不能适应新时期的现实需要。2014年4月24日，十二届全国人大常委会第八次会议表决通过了《环保法修订案》，新法将于2015年1月1日起施行。新法首次将“保护公众健康”写入总则，首次明确“保护优先”的原则；提出“环境信息公开与公众参与”，提出“按日连续处罚”加大排污惩处力度；进一步完善企业污染防治责任制度，重点排污单位应按照有关标准规范安装使用检测设备，保证检测设备正常运行，及时办理排污许可证并交纳排污费；新法还突出强调了政府责任和政府监督，各级人民政府必须对本行政区域内的环境质量负责，对于违反相关规定的政府工作人员给予记过直至开除处分，其主要负责人应当引咎辞职。新法堪称史上最严环保法，但是最为关键的是如何执法。环境的日益恶化，不能简单归咎于没有一部有力的法律，而是法律能否得到有效执行，违法官员能否得到问责。因此，国家相关部门还要不断完善环境保护法律法规，建立问责机制，强化执行。使环境保护做到有法可依，有法必依，执法必严，违法必究，从而在法律法规层面上对化工企业废弃物的处理形成严厉的制约作用。
3结语
现代无线网络的组成主要由蓝牙、WiFi、WiMax、Mesh、RFID等。蓝牙：主要是小范围相互连接的几个装置间形成的无线网络，一般范围较小，相对开放，通信不需要电缆，成本较低。WiFi：是一种高频无线电信号，能够将移动终端通过无线方式连接起来，相对开放，通信价格低廉，便于人们生活。WiMax：是更大范围的无线信号网络，一般用于城域网的构建技术基础，也是目前3G信号技术应用标准。Mesh网络：采用网络拓扑结构，也称多跳网络，其相对于其他网络传输，可靠性更高，而且传输速率更快。RFID技术：是一种无线射频识别技术，能够通过特定的无线电通信讯号识别目标及其数据信息，在门禁、票务等系统中多有使用。
2现代信息技术在油气生产运行过程中的有效运用
2.1自动化数据的控制与采集
在油气自动化生产过程中，信息的自动化收集与处理是整个自动化控制的重点。自动化数据采集系统采用集散型控制结构，运用两级SCADA自动化监控系统来实现对生产系统内各技术参数的实时数据收集与控制。油气自动化生产中，在联合站、计量站、油井等相关技术控制区域设置信息收集与控制基站。基站与生产系统中各离散点通过传感器与变送器进行数据信息收集，并利用各自动阀门、压力参数通过自动程序的控制进行实时的调节以实现PID闭环控制，从而构成油气生产自动化控制的一级SCADA监控。基站通过光纤、WLAN等方式将实时数据信息及时传输到工控室、自控中心，通过自控中心与工控室的调度实现数据的动态显示与数据信息异常的及时处理，从而实现对生产系统的控制。由此构成油气自动化生产控制的二级SCADA监控系统。一级单元与二级单元相互之间通过电台进行数据交互，以实现整个网络的信息实时交互联系。
2.2多媒体视频监控系统
多媒体视频监控系统一般由视频客户端、视频监控单元、视频监控中心组成，设置在厂区生产系统及其附属设施、系统的视频监控单元将实时的视频监控信息编码成数据流通过网络传输到视频监控中心，通过转码解流将视频信息反应到视频客户端上，由此实现实时的视频监控。而在整个视频监控系统中比较重要的一个部分是网络视频器，主要负责各种多媒体影像声音的采集以及该视频影像的压缩编码；同时，将网络用户以及监控中心的实际控制命令有效地往前端设备上进行传输。目前，MPEG-4网络视频编码器的压缩比例相对较高，运动补偿性方面较为优越，逐渐成为主流。由于大部分采油厂的视频监控多置于室外，所以，一般要选用能够进行360°全景扫描的恒温监控设备，实施对整个尤其生产自动化系统的全天候监视。后端的监控中心主要是由交换机、多媒体电视强以及视频服务器等等设备有机组成的。其中，视频服务器主要是用来管理源于网络视频编码中的相应的网络视频流，并运用组播技术提供相应的视频服务给相关的网络用户，真正实现多媒体数字化实时监控以及网络点播检索行为的有效运行，监控中心可以授权网络用户，这部分被授权的网络用户称作是客户端，客户端为外网用户以及本地网用户均可以。
2.3宽带Ethernet网络系统
2.3.1网络结构
各信息收集基站（联合站、计量站、油井等）收集的数据信息汇集到工区控制处理器，工区工控室通过报表生成、实时图像存储等数据处理后传送到厂部自动化控制指挥中心，以方便厂部领导及技术人员实时浏览各基站主要技术参数、主要实时信息以及异常信息的监测与处理。各基站与工控室、工控室与自控中心之间的连接一般采用光纤、数字微波、WLAN等多种传输方式，通过点到点、点到面、面到面的星状连接网络构建出油气生产系统无线通信网络。
2.3.2组网方式
各基站之间的信息传输组网一般采用可靠性较高、受干扰程度较低的光纤进行连接。从厂部局域网引出光纤连接到油田信息网，如果从厂部到工控室之间的信息连接系统如小容量微波系统不能满足宽带传输的需要，可通过在两端加装E1/RJ45网桥的方式实现微波系统扩容。在基站站点过多、涉及范围过密集、涉及地理环境过于复杂的局部区域，可采用光纤/WLAN混合的方式进行组网，以避免区域光纤连接的复杂性。
3结语
根据巴克莱投资银行对全球387家石油公司的最新调查结果，2009年世界油气勘探和生产（E&P）投资大幅下降15%至3950亿美元，其中北美地区下降了30%以上，北美以外地区下降了6%。2010年世界E&P投资预计将回升至4390亿美元，比2009年增长11.3%。2010年国际大石油公司E&P投资预计将与2009年持平，而国家石油公司E&P投资将大幅增长20%以上；独立石油公司将引领北美地区E&P投资增长。 一、2010年世界E&P投资将大幅回升 受金融危机影响，2009年世界油气E&P投资为3950亿美元，比上一年下降15%左右，其中美国下降了31%，加拿大减少了33%，北美以外其他地区下滑了6%。随着的世界经济复苏，2010年全球E&P投资预计将回升至4390亿美元，比2009年增长11%。 根据巴克莱预测，2010年北美地区E&P投资将增长14%至1023亿美元（美国增长11.7%至790亿美元，加拿大增长23%至230亿美元），北美以外地区增长10.5%至3370亿美元。其中，中东和非洲地区增长15%，俄罗斯（2009年大幅减少30%）增长20%，亚洲和澳大利亚增长18%，拉美等其他地区与2009年持平。 二、2010年国际大石油公司E&P投资预计与上年持平，而国家石油公司E&P投资将大幅增长 调查显示，2010年国际大石油公司在北美E&P投资将有所下降，但在北美以外地区的投资将有小幅度增长。预计全球6大国际石油公司在全球E&P投资将减少0.1%（表1），其中BP、雪佛龙和道达尔与2009年基本持平，康菲和壳牌分别下降5.8%和6.7%，而埃埃克森美孚则增长11.1%。 根据调查结果，2010年投资额在10亿美元以上的24家国家石油公司油气E&P投资大约1892亿美元（表2），同比增长14%。2010年，阿尔及利亚、挪威和委内瑞拉等3家国家石油公司E&P投资将与2009年基本持平；泰国PTT、沙特阿美、印度石油天然气公司和卡塔尔、墨西哥与越南等6家国家石油公司E&P投资同比将下降5-10%，其中泰国PTT公司下降幅度将高达39.6%；亚洲、非洲、俄罗斯及其他地区的15家国家石油公司E&P投资增幅均在两位数以上，其中，印尼国家石油公司投资增幅最高，达77.3%，中石油、阿布扎比国家石油公司、中石化、利比亚国家石油公司和俄气石油公司的投资增幅将分别达到42.9%、38.2%、32.4%、31.7%和30.4%。三、独立石油公司将引领2010年北美地区E&P投资增长，其投资重点开始向北美以外地区转移 据巴克莱调查结果，受非常规天然气和非常规石油资源勘探开发热潮的影响，2010年北美地区的独立石油公司在该地区的E&P投资将继续大幅增加，预计同比增长23%至736亿美元。因此，在国际石油公司削减对该地区投资的情况下，独立石油公司将成为引领该地区投资增长的生力军。其中一些主要独立石油公司2010年的E&P投资增幅均在50%以上，如加拿大自然资源公司增长67%、赫斯公司增长55%、帝国石油公司增长53%、墨菲石油公司增长50%。另外，北美独立石油公司近几年开始将投资重点向北美以外地区转移，预计这些公司2010年在北美以外地区的E&P投资增幅将在13%以上。其中，诺贝尔能源公司同比增长155%至11亿美元，马拉松石油公司增长27%至22亿美元，Nexen能源公司增长27%至14亿美元,
关键词：油气资源 生成 分布
1.世界与中国油气资源分布特点
根据地质学的板块构造学说，地球的地壳可以分为若干的相对稳定的区域，包括太平洋板块、印度洋板块、南极洲板块、亚欧板块等板块，各版块相互连接的地带为地质活跃地带，板块之间的运动对于油气的生成有着重要的影响。根据调查发现地球几大板块中油气分布集中的板块地质结构多为地层产状平缓、形成巨大的长垣或隆起，这些地质区域内有利于油气的形成，世界上的许多大型油气储备均在这些区域内，如我国的大庆油田、美国的东德克萨斯油田、沙特阿拉伯的加瓦尔油田等。
地壳各板块之间的活动对于世界油气盆地的分布有着重要的关系，板块之间的活动如挤压、断裂、火山喷发等活动造成不同结构的岩石相互堆积，在地壳中形成岩层褶皱，在这种岩层褶皱带的前部，容易造成山体的凹陷，形成盆地，这种地质构造容易储藏油气，中东、伊朗的特大油田大多形成在这种地质结构的区域内。一定的地质结构也对世界油气资源的分布做出了限制，只有具有特殊地质构造的区域内，才会有大量油气资源的储藏，造成了世界油气资源分布的不均衡。世界各主要地区的油气剩余探明可采储量分布位居前三的分别是中东、欧洲和前苏联，其他地区如非洲、亚欧地区的油气资源储量也较为丰富。根据统计显示，在工业发达地区，油气资源使用量大，也造成了这些国家或者地区的油气资源的相对短缺。随着勘探技术的发展，对于世界剩余的油气储量勘探有了很大的增加，世界石油资源剩余储量增加56%、天然气储量增加86%，就原探明的油气资源储备以及新的资源储备区的加入，形成了世界主要油气资源的大致分布：中东、西西伯利亚地区、里海地区、非洲中部、墨西哥盐下等地区成为世界油气分布的重要地区。
我国油气资源总体储量在世界位居前列，我国石油探明可采资源储量（113.2亿吨）位居世界第九，天然气探明可采储量（2.8万亿立方米）占世界第14，在亚洲地区我国油气资源储量排名靠前，是一个油气资源大国。我国较丰富的油气资源在面对众多的人口压力时，展现出了较大的矛盾，影响我国的发展，了解油气的生成，进行有效油气资源勘探，成为我国石油人必须重视的工作。我国主要的油田有：大庆油田、渤海油田、长庆油田、克拉玛依油田。大庆油田是我国产量最高的油田，占我国原油总产量的30%左右，但大庆油田的原油产量已经进入衰减期。大庆油田的天然气产量逐步上升，有利于增加国家的天然气产量。陕甘宁盆地的长庆油田油气总产量位居我国第二，未来有着长足的发展，成为我国西部的油气资源宝库。渤海油田和克拉玛依油田显示出巨大的油气产量潜力，属于正在发展的油气资源储备。
2.油气资源形成的几大理论
油气生成有几大主要理论，最主要的为油气无机生成理论和油气有机生成理论。油气无机生成理论认为油气资源是地壳内的无机物在高温高压等物理条件下由无机物转变而成的。油气无机生成理论中的几大学说主要是碳化说、宇宙说、岩浆说、变质说等，其理论代表人物主要有：门捷列夫、索洛夫等。
目前被世界普遍接受的是油气的有机生成理论，下面介绍一下油气的有机生成理论。油气的有机生成理论主要观点是：石油气资源是地球上的生物，包括动植物、微生物等死亡后在特殊的地质环境中进行了一系列的演变而形成的。这种理论的几大依据主要是：1 绝大多数发现的油气田都是在沉积盆地的岩层中。2 油气资源中的化学元素炭、氢、氧等也是构成生气的主要化学元素。3 目前在油气资源中发现了生物中才有的血红素和叶绿素等动植物特有的有机物，说明了油气资源与有机物的存在着必然的联系。以上几点证明了油气有机生成理论的正确性。
油气生成需要两大条件，分别是物质条件和环境条件。在油气形成的物质条件储备阶段，需要有大量有机质的的沉积，这些有机质要在一定的地理环境、地质条件和物理化学条件下才能生成油气资源。油气资源形成的地理、地质条件有：沉积的有机质要长期被水体淹没，水体稳定、靠近岸边、地区内的地壳活动较为稳定，只有同时具备这些地理、地质条件才有可能促使油气资源的生成。有机质在合适的地理、地质环境中沉积还要有一定的物理化学条件的支持，有机质需要在地壳沉积层中挤压，接受地壳中放射性物质的辐射，地层中的一些细菌发生酶促作用，在一定的温度下经过长期的时间才可以形成油气资源。油气资源的形成伴随着沉积盆地的发育，这也是绝大多数油田都在沉积盆地内发现的原因。有机质与其他远古矿物质伴随着沉积盆地的发育，埋藏深度不断增加，有机质所处环境温度不断增加，氧气逐渐减少，发生化学反应，而不同的有机质埋藏深度生成的油气类型也有着明显的特点，研究不同深度的油气资源特点，有利于有效利用油气资源，促进油气资源的可持续利用。
总结：油气资源的生成需要严苛的地理、物理条件，需要经过漫长的时间，我国的油气资源的勘探、开发还有待进一步的提高。了解油气资源的形成条件，有利于油气资源的有效勘探。对于油气资源形成过程中不同沉积深度的油气特点还有利于对油气资源的分层利用，保证国家油气资源的可持续利用，发挥油气资源对国家经济进步的最大效用。
参考文献
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作者简介：郭争杰（1984-9-29）男，汉，河南洛阳人，助理工程师，主要从事石油地质录井工作。
关键词：白庙凝析气田 水平井 应用及效果
一、白庙气田凝析气田地质特征
对白-平2HF井所在的白44块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。
1.储量基数较大
实钻水平段控制沙三下3（3）小层和沙三下4砂组含气面积0.91平方千米，控制天然气储量2.32亿方，凝析油储量9.3万吨。根据目前标定的气田采收率天然气按45.9%，凝析油按25%计算，天然气可采储量为1.06亿方，凝析油2.3万吨。
2.采出程度低，剩余潜力大
白44小块S3下3（3）小层累产气0.0208亿方，累产油558吨；剩余天然气可采储量0.8054亿方，剩余凝析油可采储量1.8192万吨；天然气地质储量采出程度为1.16%，可采储量采出程度为2.52%；凝析油地质储量采出程度为0.74%，可采储量采出程度为2.98%。
白17小块S3下4砂组累产气0.0282亿方，累产油1846吨；剩余天然气可采储量0.1692亿方，剩余凝析油可采储量0.2654万吨；天然气地质储量采出程度为6.56%，可采储量采出程度为14.29%；凝析油地质储量采出程度为10.26%，可采储量采出程度为41.02%。
3.地层压力高能量足
白—平2HF井钻遇两个断块（白44断块、白17断块）。根据白44块的白44井2002年4月23日RFT资料，沙三下3（3）小层原始地层压力系数为1.65～1.69，地层压力为64.9 MPa～66.0MPa，该小层白44井和白66井累产天然气208万方，产出量较少，分析认为沙三下3砂组地层压力基本保持原始状态；根据白17断块的白17井1992年4月17日测沙三下51小层原始地层压力为72.53MPa，推测沙三下4砂组原始地层压力68MPa～72 MPa，该小层白17井和白64井累产天然气282万方，产出量较少，分析认为沙三下4砂组地层压力基本保持原始状态。
综合分析，白—平2HF井气层接近原始状态。其中，白44断块沙三下3砂组（4157.0～4985.0m）地层压力约为64.9 MPa～66.0MPa；白17断块沙三下4砂组（4985.0～5374m）地层压力约为68.0MPa～72.0MPa。
二、水平井开采凝析气藏可行性
现阶段在油气藏开采中，水平井的应用极其普遍，其优势主要表现在延缓气顶气与底水的锥进、降低地面设施设计成本、提高裂缝钻遇几率、增加泄油面及增加油气的采收率。在油气开采中应用循环注气的开采方式还具有以下优点：降低地层反凝析对产能的影响、延缓注气突破。由此可见，将水平井应用到凝析气田的开采潜力不可估量。
通过计算现代油藏工程，白庙气田凝析气藏垂直井与水平井间采气量的比值受到Kv 、Kh、水平段长度L的影响（详见下图）：当 Kv 、Kh=0.2、0.5，L=500米时，水平井/垂直井为3.6、4.2。
气藏规模及气层物特征、气层厚度决定了水平井水平段的长度，以及水平井产能大小取决于水平井长度，即气藏开采风险会随着水平段长度的增大而增大。就某些特定气藏而言，其在符合最大增产倍数的条件下，有最佳水平长度的存在。对牙哈凝析气藏开采的非达西流动及摩擦阻力损失全面考虑，并借助计算油藏工程、模拟数值得出白庙气田凝析气田在水平井水平段最佳长度在400米-600米间。
三、水平井的设计、开采效果
1.水平井的设计
白庙气田凝析气田的构造是：气田东部的白垩顶部砂岩气层厚度很薄，有的皆为水层；白垩顶部砂岩、下第三系底砂岩间夹层的砂岩情况为：不渗漏纯石膏相变（西）3.3*1/1000 含膏质团块粉细砂岩（东），基于事实的分析可得，对气田采取直井开发易导致底水锥进的现象。白庙气田凝析气田东部裂缝发育较成熟，通过对凝析气田不同井型适应性、工艺条件、经济效益、气层特点的全面考虑的前提下，选取气田东部高地位置设定一口水平井（YH23-H26井），下表是水平井的相关参数：
2.水平井开发效果
2.1水平井的有效开发，改变了地下流体的渗流模式，沙三下层系凝析油的产出量得到提高白庙沙三下层系储层物性差，渗透率多在0.5mD以下。凝析油含量较高，白11井凝析油含量达到820.7g/m3，地漏压差在3-17MPa之间，反凝析现象严重。水平井的有效利用，使地下流体从径向流转变为线性流，大大降低渗流阻力，提高凝析油产出量。统计生产沙三下层系1砂组的8口井，平均初期日产气量1.3×104m3，日产油7t。白平1井分段压裂后，日产气与直井相当，日产油比直井初期稳定产量高1.7倍。
2.2白平1井的初期递减率低，稳产期长
白平1井自2011年10月分段压裂以来，到2011年底产气量逐步下降，递减率1.2%。2012年以来，日产气量一直稳定在0.7×104m3左右，稳产期已经180天。而生产沙三下层系的其它气井初期递减率平均高达25%，气井0.5×104m3/d以上无稳产期，水平井的开发效果远好于直井。
2.3白平1井油套差值稳中下降，渗流状态好
白平1井压裂后油气渗流通道改善，油套压差值（如下图）稳定在12MPa左右80天时间，之后缓慢降低。水平井井底渗流状态良好，有效地抑制了反凝析液进入井筒后造成的不利影响。从流压梯度曲线（如下图）看出，井内流体为气液混相流，流态稳定，生产正常，优于直井的开发效果。
白平1井地质条件复杂，在地质和工程论证的基础上，分七段压裂成功。借鉴成功经验，白庙气田先后实施了5口井的分段压裂（如下表），初期日增气量4.8×104m3，日增油34.4t，累增气量196×104m3，累增油2410t，有效地提高了单井产能。
4.经济效益
从钻井成本投入一角度出发，水平井钻井成本投入为直井的两倍，但是水平井产能总量却为直井的三倍到四倍，所以，在凝析气田开采方面应用水平井能够有效提高采气采油速度，从而提高凝析油气的总采收率，简单估量，采收率可提高约4～5%。
在凝析油气开采中采取水平井的方式的优点还包括注采井数的减少，“稀井高产”的开采原则实现了地面建设的简化，从而有效地减少了采气地面建设及整个工程的成本投入。所以，白庙气田凝析气田中践行水平井能够实现经济效益的明显提高。
参考文献
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[关键词]油茶种植 气候区划 栽培技术
引言：油茶属山茶科山茶属植物，木本食用油料植物，为我国14个油茶种群之一。油茶树全身都是宝，特别是茶油，不饱和脂肪酸、亚麻酸和维生素E含量高于橄榄油，而且其油富含维生素E、胡萝卜素和其它抗氧化成分等人体所必须的氨基酸以及锌、硒等微量元素，具有降低胆固醇和血脂、软化血管、改善心脑血管，防治高血压等功效，对人体健康极为有益；同时，油茶又是常绿阔叶树种，具有固根稳土、吸收二氧化碳净化空气、防止水土流失、保护生态环境的作用，生态效益著显，它是集食用、药用、观赏绿化等综合利用价值较高的植物。它的建设与发展将对国家食用油安全发展战略，农村产业结构的调整，提升民生幸福指数，建设生态文明的新农村都具有现实的意义。
一、油茶生长生物学特征
油茶生长年平均温度15-21℃，能抗40℃的高温，或在-10℃的低温，无霜期260Td以上，各生长生育期对温度的敏感性不明显，年平均总日照时数在1200-2000h。
二、油茶生长生育期适宜气候条件
油茶属一种喜温润气候，避强光喜弱光树种，在遮荫度适当的生态环境下生长的食用油料植物。油茶生长生育周期长，从开花到果实成熟约一年的时间，花期少阴雨，年平均温度15—21℃，极端气温在许可范围内对温度的要求不很明显，降水量1000～2500㎜，年平均相对湿度75-85%，光照时间长，怕渍涝。
三、油茶种植区气候与地理环境
（一）油茶种植区的气候
该县地处中低纬度的亚热带季风温润气候区，四季分明，降水充沛，光照充足，年均气温17.5℃，年均降水量1908㎜，是江西省暴雨中心区之一，年均相对湿度80-82%，无霜期长，为265Td。年均日照总时数为1740h。
（二）油茶种植区的地理环境
该县位于江西省东北部，鄱阳湖生态经济开放区东南岸的丘陵山区，面积1140.76平方公里，其中6分为丘陵山地，平均海拔200-300m，大部海拔
（三）油茶生长土壤条件
油茶，又名“茶子树”，是茶属中的常绿小乔木和喜酸性的油料植物，具有抗旱耐寒耐贫瘠特点。它适生于地势开阔的低山或高山下部的丘陵地带，要求土层深厚、土壤肥沃、温暖湿润、排水良好、带微酸性的壤土，pH值在5-6.5的土壤中生长最佳。
四、油茶种植地气候区划
利用该县30年的气象资料和1：5万地形数据与河流、居民点分布数据为基础，选取≥10℃的年活动积温、极端最低气温、降水量作为区划的主导因子，运用GIS技术，结合传统气候区划方法，对油茶种植地进行气候区划，区划结果分为三个等级即：适宜区、次适宜区和不适宜区。
（一）适宜区
海拔在50-100m，坡度
（二）次适宜区
海拔在100-200m，坡度200m，坡度>50度，不宜发展油茶生产。原因易造成水土流失和管理不便等。
（三）不适宜区
海拔>200m，≥10℃年活动积温
五、油茶种植技术与管理
（一）油茶种植地选择方法
1.油茶种植地选择
根据油茶的生物学和生态学特性，油茶种植地应选择在背风向阳、地势开阔的丘陵山地（荒山坡地），或高山下部土层深厚、土壤肥沃、温暖湿润、排水良好、光照时间长的缓坡地带；同时油茶又是一种喜光喜温，喜酸性树种植物，宜在pH值5-6.5的土壤中生长，在自然环境下，有铁芒箕、野生茶树、杉木、茶树、松树、映山红、乌饭树等植物生长的地方，它们对土壤酸性的具有指示性作用，凡上述植物生长茂盛的丘陵山地均可作为油茶的种植地，忌在碱性土壤地上进行油茶种植。
2.油茶种植方式
油茶种植地有全垦，人工梯田，洞穴三种方法。凡坡度1050度的山地必须采用洞穴方法种植。
（二）油茶苗的培育
1.油茶苗床地选择
根据油茶生长特性，苗床地应选择在土壤肥沃、光照充足、排水性好、PH值5—6.5的微酸土地育苗为宜，碱性土壤和地下水位高的地方不宜选择；整地方法，将育苗的地块施足基肥，灌好底墒后，筑成1.2m宽畦地（便于操作），长度自然，畦两侧沟深20-30cm，沟底宽30～40cm，不积水且排水顺畅。
2.油茶种苗培育
种苗的好坏，直接影响油茶的长势和产量，种苗培育方法有：一是种子优选法，经过对油茶生长期观察，优选树形好、颗粒大、无病虫害、产量高10年生以上的成熟果实，直接播种育苗；二是扦插育苗法；根据5.1.1苗床地选择要求，将10年生以上无病虫害、生长健壮、结果多的优良单株春梢进行扦插育苗作为种苗选择；三是嫁接育苗法：根据油茶生长生育期适应性条件，种苗应选择树形好，生长健壮、无病虫害，果实大、产量高，丰产10年生以上的油茶树枝条做接穗，砧木可采用白花油茶或红花油茶实生苗或桔壳，枝接或芽接均可，嫁接苗发嫩芽后，应有防遮阳和防涝措施。
3.油茶树苗的移栽
油茶树苗移栽应选择树形好，生长健壮、无病虫害，生长枝或嫩芽经嫁接成活后的一类、二类苗；树苗的质量直接影响成活率，移栽时间最好选择在春季的阴或小雨天气，随起即栽，移栽时将已整理的地块挖好洞穴，把根系完整、无病虫害二年生长树苗浆根后再进行移栽，定植时按以下步骤，将移栽苗摆正放入穴内、回土、轻提、压实、浇上定根水，嫁接苗的砧木处与地面高度平齐等措施；有条件的地方可用生根粉浆根或用营养袋二次育苗移栽，此方法可以提高成活率。
4.油茶种植密度
根据油茶种植特点，密度应根据种植地的实际情况而定，平缓的适当稀些，徒陡的可密些，纵横株间可采用错位排列进行移栽，原则上亩栽60-80株，株行距3×3.5m；另外，林间可适度套种果树等经济作物。
（三）油茶成年树水肥管理与病虫害防治
1.油茶水肥管理
油茶幼树成活后，应浇水保苗。5月中下旬后，气温逐渐升高，嫁接苗将会长出大量的新根，小芽萌发需要大量的养份供给；对于冬花型油茶终年花果不离枝，开花结果越多消耗水肥越多。为此，要根据油茶树生长的实际情况合理施肥，针对幼树以氮肥为主，坚持薄施粪水或尿素，配合磷钾肥；成年树春季以氮肥为主，夏秋以磷钾肥为主，冬季施用磷钾肥。施肥量应根据油茶的树龄或需保果肥而定。油茶结果有大小年之分，大年以磷钾肥为主，小年增施氮肥或复合肥，秋冬以有机肥为主，春夏可施速效肥。
2.油茶花果期管理
花期：油茶为主根发达的深根性树种，油茶花期很长，每年10-12月开花，盛花期在11月前后，也有的常年开花。实生油茶5年后有少量的开花并结果，10年进入盛果期；嫁接油茶3年后有少量的开花并结果，6年进入盛果期。盛果期可维持40-50年或更长。8～9月是油茶生长发育的关键时期，花芽分化、果实膨大、油脂转化需要大量的水分供应，但秋风秋雨过多，会影响蜜蜂传授花粉的活动能力影响产量。故有“七月落金八月落银”的说法。油茶花芽分化是在春梢基本结束生长后开始，由于各地的气候差异，油茶花芽分化盛期为6月上旬至7月上旬，7月中旬至10初逐渐在减少。油茶花为两性花，10月中旬开始开花，11月为盛花期，12月下旬开花基本结束，少数延至翌年2月。
果实：油茶花授粉受精以后，子房略有膨大，12月中旬后基本停止增长，3月后气温回升，幼果继续生长，4-8月果实体积增长较快，7-8月为果实迅速增长期，10月中、下旬成熟。但油茶具有秋未冬初开花，一年四季花果不断的生物学特性，秋旱、强寒潮等灾害性天气对花果生长发育和产量影响较大。
3.油茶病虫害防治
针对油茶成年树在生长过程中的病虫害有炭疽病、软腐病、烟煤病、茶毒蛾、油茶毛虫、油茶尺蠖等。防治方法；有生物防治、药物防治和林业技术防治三种，它们各有所长，前二者是根据不同的病虫害对症下药，效果显著，此文不予介绍；林业技术防治法是目前采用最多的方法，成本低，简单易用，就是清洁林内环境，保持林内透光通风透气，减低林内湿度，发病期间不宜施氮肥，应增施磷肥、钾肥，提高植株抗病性。油茶相对病虫害较少，应根据病虫害发生情况，可针对性用药剂防治或采用夏铲冬垦灭蛹、灭幼虫，人工捕捉和灯光诱蛾，招引益鸟捕食害虫，施用白僵菌、苏云金杆菌，让害虫感病死亡等生物防治，它是油茶类病虫害防治的方向。
（四）油茶林地扶育与修剪管理
1.油茶林地扶育
油茶为常绿阔叶树种，幼树主根长而侧根少，幼树阶段主要是以耕代抚管理，解决幼树与杂草争光、水、肥问题；成年树是从初果到大量结果的时期，是油茶经营最有价值的时期，要中耕抚育，每年至少铲山除草一次，每隔3年，冬季要清理林地，深挖垦复，及时清除林地杂灌（草）木和病老残枝一次。
2.油茶树冠修剪
整枝修剪，优化树形是提高油茶产量和品质的重要环节，修剪强度可分修剪和重剪，幼树期不用修剪.长至1.5m时剪顶即可。成年树去弱留强.剪密留疏，剪弱和病枯枝乱枝，使树体枝条均匀分布，结构紧凑，多留营养枝，促发新枝，为来年丰产奠定基础。
六、结语
通过区划，为该县科学布局油茶种植，优化种植结构，避免气候风险，将会起到积极的作用。
[参考文献]
[1]周淑贞，张如一.张超主编《气象学与气候学》高等师范院校教材
[2]陆时万，徐祥生.沈敏健主编《植物学》高等师范院校教材
[3]庄瑞林.中国油茶[M].北京.中国林业出版社.1988
[4]陈永忠，王德斌.油茶综合利用浅析[J]1997（04）
[5]李家丽.浅谈油茶种植技术及病虫害防治[期刊论文].科海故事博览 科技探索2010（11）
[6]李果青.浅谈油茶的种植技术[期刊论文].林业建设.2009（1）
[7]龙忠于，王玉娟，陈永忠等江西省油茶产业发展综述[期刊论文].湖南林业科技.2008（3）
[8]罗崇彬.油茶种植研究[期刊论文].科学之友.2009（36）
[9]李远发，胡灵，王凌晖油茶资源研究利用现状及其展望[期刊论文]广西农业科学2009（4）
[10]雷小林，刘丽婷，文娟等油茶分子有种研究进展[期刊论文].经济林研究.2006（4）
[11]曹传旺.丁玉洲.刘小林等油茶园主要害虫茶袋蛾及其天敌间相互关系[期刊论文].植物保护学报.2007（6）
论文摘要：文章论述了国内外变压器在线监测的基础研究领域近期的发展现状，介绍了变压器在线监测涉及的基本概念，以及两种基本的检测方法、局部放电法和变压器油色谱分析法，讨论了这两种方法的机理及性质，同时论述了局部放电模式识别的过程、所采用的各种方法的优缺点，以及变压器油色谱分析法的现状及发展状况。
随着国民经济的发展，电力事业迅速增长，装机容量和电网规模日益增大，人们对电力系统中设备的运行可靠性的要求不断提高，在现代电力设备的运行和维护中，电力变压器不仅属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之列，而且是导致电力系统事故最多的设备之一，它的故障可能对电力系统和用户造成重大的危害和影响。因此国内外一直把电力变压器在线检测与诊断技术作为重要的科研攻关项目，现今大多数运用的技术有局部放电法，和变压器油色譜分析法等。
一、变压器在线监测研究现状
（一）变压器局部放电（PD）在线监测
1．原理：变压器故障的主要原因是绝缘损坏，在故障前有局部放电产生，且伴随下列信号：电流脉冲，电波、超声波，C2H2，C2H4，C2H6，CH4，H2，CO等气体，光信号，超高频电磁波。对上述五种信号进行测量，可以确定变压器内部局部放电的严重程度。因此五种信号的监测都有人研究。在这些检测方法中，电流脉冲法是最灵敏的。但是变电站现场电信号的干扰也是比较大的，因此采用常规的电流脉冲法，很难进行测量。超声波法及油中气体分析法现场干扰较少，但超声波法灵敏度低，对于那些深藏在绝缘内部的放电往往检测不到。同时超声波信号的传播时延大多是用电流脉冲信号触发计时器来获得。在现场使用时，局部放电产生的脉冲电流信号，往往淹没于高的干扰脉冲之中而无法分辨，难以触发计时器工作，从而导致监测系统作出错误的判断。
2．方法：（1）差动平衡法：比较进入测量系统的两个信号，一个来自中性点传感器，另一个来自变压器铁芯接地传感器。当变压器内部产生局部放电信号，它在变压器中性点及铁芯接地传感器上，产生两个方向相反的电流脉冲。而当变压器外部存在干扰信号时，他在这两个传感器上产生的电流脉冲方向相同，适当选择频率，对这两个电信号进行比较，就可以对电晕干扰加以抑制。（2）超声波检测法：利用超声波传感器，在变压器外壳上检测局部放电产生的声信号。一方面当变压器内部发生局部放电时，所产生的电流脉冲信号就被检测到，另一方面分布在油箱壁上的几个超声波传感器也会检测到声波信号。但它要比电脉冲延迟某个时间，根据这个延迟时间，就能确定传感器和放电发生点之间的距离，从而确定放电点的位置。（3）电气定位法：利用超声波传播的方向和时间以及放电脉冲在绕组中的传输过程来确定放电位置的定位方法。
（二）变压器油中溶解气体（DGA）在线监测
用油中溶解气体气相色谱分析判断变压器内部故障：
1．原理：油浸电力变压器中主要绝缘材料是变压器油和绝缘油纸。这两种材料在放电和热作用下，会分解产生各种气体。而变压器内部故障都伴随着局部过热和局部放电的现象，使油或纸或油和纸分解产生C2H2，C2H4，C2H6，CH4，H2，CO和CO2等气体。当故障不太严重，产气量较少时，所产生的气体大部分溶解于绝缘油中。此外，发热和放电的严重程度不同，所产生的气体种类、油中溶解气体的浓度、各种气体的比例关系也不相同。因此，对油中溶解的气体进行气相色谱分析便可发现变压器内部的发热和放电性故障。
2．方法及其发展
（1）一般采用常规气相色谱仪进行变压器油率溶解气体的定期检侧，即试验人员到变电站抽取部分脱出气体注入气相色谱仪的进样口，用气相色谱仪检测，输出结果，最后将结果与标准进行比较判断。
（2）为了克服常规油色谱分析法的繁琐而复杂的作业程序，人们研制出了油中气体自动分析装置，即将常规色谱分析仪的脱气和气体浓度检测两部分置于变压器安装现场，在技术上实现自动化分析，显然，这种油色谱自动化分析装置的功能与常规色谱分析法相仿，结构上未发生根本变革，仅是作业程序上实现了自动，从技术经济上限制了它的推广应用前景。
（3）人们不得不研究在原理结构上有所变革创新的在线监测装置。在变压器油中溶解气体在线监测装置的研究中，人们首先想到的是在油气分离上作变革，为此采用由仅使气体分子通过的高分子透气膜组成油气分离单元，从而不仅大大简化了油中气体自动分析装置的结构，而且实现了在线监测。
（4）气体检测单元上作出变革，不用复杂的色谱仪，而用气敏传感器对分离气体检测。由于气敏传感器的敏感度与所添加的贵重金属有关，工艺上还很难做到一种气敏传感器对多种气体都具有相同的敏感度，因此，人们最先研究成功的在线监测装置是监测变压器油中的氢气量。由于不论变压器内部故障种类如何，氢气是故障产生气体的主要成份之一，在线监测油中的氢气量就能判断变压器有无异常，然后通过常规色谱分析法来进一步判断故障种类和程度，因此，虽然这种只能判定有无异常而不能诊断故障种类的在线监测装置功能有限，但因其比常规色谱法进了一步而得到了广泛应用。
二、变压器在线监测研究发展趋势及研究方向
1．仪器上：发展了光学器件如分红气体分析器，红外气体分析器的特点是能测量多种气体含量。测量范围宽，灵敏度高精度高，响应快，选择性良好可靠性高，寿命长，可以实现连续分析和自动控制。红外气体分析器的工作原理基于吸光度定律（I．amhert-Beer定律），从物理特征上可以划分为不分光型、分光型、傅立叶红外（FTIR，Fourier Transform InfraRed）型以及基于微机电系统（MEMS Micro-Electro-Mechanical System）技术的微型红外气体分析器。分光型红外气体分析器是利用分光系统从光源发出的连续红外谱中分出单色光，使通过介质层的红外线波长与被测组分的特征吸收光谱相吻合而进行测定的。不分光型红外气体分析器（NDIR）指光源发出的连续红外谱全部通过固定厚度的含有被测混合气体的气体层。由于被测气体的含量不同，吸收固定红外线的能量就不同。
2．理论工具上：模糊理论，人工神经网络，专家系统及灰色理论在DGA的分析中都有应用。
三、结语
变压器作为发变电系统中重要设备，安装在线监测系统的必要性已渐渐成为电力行业的共识，电力变压器的工作效率代表了电力部门的财政收益，变压器的在线监测提高了运行的可靠性，延缓了维护费用的投入，延长了检修周期和变压器寿命，由此带来的经济效益是非常可观的。电力设备的在线监测技术是今后的发展方向，具有广阔的前景。
参考文献
[1]徐杰．浅谈电力变压器故障的在线监测 ．技术与市场（上半月）[J]．TECHNOLOGY AND MARKET，2006，（6）．
[2]游荣文．变压器早期故障在线监测[D]． 全国大中型水电厂技术协作网第二届年会全国大中型水电厂技术协作网第二届年会论文集，2005．
论文摘要：文章论述了国内外变压器在线监测的基础研究领域近期的 发展 现状，介绍了变压器在线监测涉及的基本概念，以及两种基本的检测方法、局部放电法和变压器油色谱分析法，讨论了这两种方法的机理及性质，同时论述了局部放电模式识别的过程、所采用的各种方法的优缺点，以及变压器油色谱分析法的现状及发展状况。
随着国民 经济 的发展，电力事业迅速增长，装机容量和电网规模日益增大，人们对电力系统中设备的运行可靠性的要求不断提高，在 现代 电力设备的运行和维护中，电力变压器不仅属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之列，而且是导致电力系统事故最多的设备之一，它的故障可能对电力系统和用户造成重大的危害和影响。因此国内外一直把电力变压器在线检测与诊断技术作为重要的科研攻关项目，现今大多数运用的技术有局部放电法，和变压器油色?分析法等。
一、变压器在线监测研究现状
（一）变压器局部放电（pd）在线监测
1．原理：变压器故障的主要原因是绝缘损坏，在故障前有局部放电产生，且伴随下列信号：电流脉冲，电波、超声波，c2h2，c2h4，c2h6，ch4，h2，co等气体，光信号，超高频电磁波。对上述五种信号进行测量，可以确定变压器内部局部放电的严重程度。因此五种信号的监测都有人研究。在这些检测方法中，电流脉冲法是最灵敏的。但是变电站现场电信号的干扰也是比较大的，因此采用常规的电流脉冲法，很难进行测量。超声波法及油中气体分析法现场干扰较少，但超声波法灵敏度低，对于那些深藏在绝缘内部的放电往往检测不到。同时超声波信号的传播时延大多是用电流脉冲信号触发计时器来获得。在现场使用时，局部放电产生的脉冲电流信号，往往淹没于高的干扰脉冲之中而无法分辨，难以触发计时器工作，从而导致监测系统作出错误的判断。
2．方法：（1）差动平衡法：比较进入测量系统的两个信号，一个来自中性点传感器，另一个来自变压器铁芯接地传感器。当变压器内部产生局部放电信号，它在变压器中性点及铁芯接地传感器上，产生两个方向相反的电流脉冲。而当变压器外部存在干扰信号时，他在这两个传感器上产生的电流脉冲方向相同，适当选择频率，对这两个电信号进行比较，就可以对电晕干扰加以抑制。（2）超声波检测法：利用超声波传感器，在变压器外壳上检测局部放电产生的声信号。一方面当变压器内部发生局部放电时，所产生的电流脉冲信号就被检测到，另一方面分布在油箱壁上的几个超声波传感器也会检测到声波信号。但它要比电脉冲延迟某个时间，根据这个延迟时间，就能确定传感器和放电发生点之间的距离，从而确定放电点的位置。（3）电气定位法：利用超声波传播的方向和时间以及放电脉冲在绕组中的传输过程来确定放电位置的定位方法。
（二）变压器油中溶解气体（dga）在线监测
用油中溶解气体气相色谱分析判断变压器内部故障：
1．原理：油浸电力变压器中主要绝缘材料是变压器油和绝缘油纸。这两种材料在放电和热作用下，会分解产生各种气体。而变压器内部故障都伴随着局部过热和局部放电的现象，使油或纸或油和纸分解产生c2h2，c2h4，c2h6，ch4，h2，co和co2等气体。当故障不太严重，产气量较少时，所产生的气体大部分溶解于绝缘油中。此外，发热和放电的严重程度不同，所产生的气体种类、油中溶解气体的浓度、各种气体的比例关系也不相同。因此，对油中溶解的气体进行气相色谱分析便可发现变压器内部的发热和放电性故障。
2．方法及其发展
（1）一般采用常规气相色谱仪进行变压器油率溶解气体的定期检侧，即试验人员到变电站抽取部分脱出气体注入气相色谱仪的进样口，用气相色谱仪检测，输出结果，最后将结果与标准进行比较判断。
（2）为了克服常规油色谱分析法的繁琐而复杂的作业程序，人们研制出了油中气体自动分析装置，即将常规色谱分析仪的脱气和气体浓度检测两部分置于变压器安装现场，在技术上实现自动化分析，显然，这种油色谱自动化分析装置的功能与常规色谱分析法相仿，结构上未发生根本变革，仅是作业程序上实现了自动，从技术 经济 上限制了它的推广应用前景。
（3）人们不得不研究在原理结构上有所变革创新的在线监测装置。在变压器油中溶解气体在线监测装置的研究中，人们首先想到的是在油气分离上作变革，为此采用由仅使气体分子通过的高分子透气膜组成油气分离单元，从而不仅大大简化了油中气体自动分析装置的结构，而且实现了在线监测。
（4）气体检测单元上作出变革，不用复杂的色谱仪，而用气敏传感器对分离气体检测。由于气敏传感器的敏感度与所添加的贵重金属有关，工艺上还很难做到一种气敏传感器对多种气体都具有相同的敏感度，因此，人们最先研究成功的在线监测装置是监测变压器油中的氢气量。由于不论变压器内部故障种类如何，氢气是故障产生气体的主要成份之一，在线监测油中的氢气量就能判断变压器有无异常，然后通过常规色谱分析法来进一步判断故障种类和程度，因此，虽然这种只能判定有无异常而不能诊断故障种类的在线监测装置功能有限，但因其比常规色谱法进了一步而得到了广泛应用。
二、变压器在线监测研究 发展 趋势及研究方向
1．仪器上：发展了光学器件如分红气体分析器，红外气体分析器的特点是能测量多种气体含量。测量范围宽，灵敏度高精度高，响应快，选择性良好可靠性高，寿命长，可以实现连续分析和自动控制。红外气体分析器的工作原理基于吸光度定律（i．amhert-beer定律），从物理特征上可以划分为不分光型、分光型、傅立叶红外（ftir，fourier transform infrared）型以及基于微机电系统（mems micro-electro-mechanical system）技术的微型红外气体分析器。分光型红外气体分析器是利用分光系统从光源发出的连续红外谱中分出单色光，使通过介质层的红外线波长与被测组分的特征吸收光谱相吻合而进行测定的。不分光型红外气体分析器（ndir）指光源发出的连续红外谱全部通过固定厚度的含有被测混合气体的气体层。由于被测气体的含量不同，吸收固定红外线的能量就不同。
2．理论工具上：模糊理论，人工神经 网络 ，专家系统及灰色理论在dga的分析中都有应用。
三、结语
变压器作为发变电系统中重要设备，安装在线监测系统的必要性已渐渐成为电力行业的共识，电力变压器的工作效率代表了电力部门的财政收益，变压器的在线监测提高了运行的可靠性，延缓了维护费用的投入，延长了检修周期和变压器寿命，由此带来的经济效益是非常可观的。电力设备的在线监测技术是今后的发展方向，具有广阔的前景。
参考 文献
[1]徐杰．浅谈电力变压器故障的在线监测 ．技术与市场（上半月）[j]．technology and market，2006，（6）．
[2]游荣文．变压器早期故障在线监测[d]． 全国大中型水电厂技术协作网第二届年会全国大中型水电厂技术协作网第二届年会 论文 集，2005．
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