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1、 根据我国燃气行业的特点，探讨燃气行业信息化的现状，建设燃气信息化的实际意义，综合信息系统的主要组成、指导思想、建设内容和系统功能，及信息系统建设过程中需要注意的几个关键问题。一、燃气企业信息化的现状我国城市燃气企业从 90 年代初期就不同程度地开始致力于管理信息系统的建设，在长期的探索、开发和应用过程中，积累了丰富的建设经验，企业信息化的水平不断提高。特别是近几年来，“西气东输”工程、“数字供气”、建设信息社会等的出现，对燃气企业信息化的要求越来越高。过去以生产管理、管网管理、营业管理、信息化办公为主要核心的管理信息系统，得到长期的应用实践，已经成为城市燃气企业工作中不可缺少的工具。但是，与
2、此同时国际天然气企业的信息化大都采用以 SCADA 为基础的数据系统，它很好地解决了设备实时运行状态监测的数据采集、分析等支持功能；以 ERP/EAM 为核心，并与SCADA 系统对接，对设备的运行、维护实施全面的在线实时管理；以 GIS 为辅助系统，与SCADA 系统、ERP/EAM 系统整合，形成实时在线的一体化数据管理平台，全面提高城市燃气信息化水平。与之相比较，我国城市燃气信息化建设还存在相当大的差距：1、 信息系统机制薄弱，体现在：生产的安全性低，对事故的应急处理能力差，资产利用率低，输配和管理成本高。2、 企业体制、机构和人才与信息化的建设要求不相适应，现代企业管理思想没有得到充分
3、发挥；甚至有一些城市燃气企业的领导在理念上还没有认识到信息化建设的必要性和重要性。3、 信息化建设只完成了传统的业务流程管理，还远没有实现信息化带动企业现代化的目的；虽然建设了基础数据库、积累了大量数据但是尚不注重数据的整理和挖掘。4、 缺少一个规范的燃气信息统一管理平台（燃气企业信息门户）；一些子系统各自为政，信息的处理和流转只局限于本部门，不能在整个公司进行很好的共享，信息孤岛现象严重。二、燃气信息化的实际意义燃气企业的业务性质与一般的企事业单位有很大的不同，燃气是易燃、易爆、有毒的产品，燃气企业面对着千家万户的服务需求，管理着全市范围内纵横交错的地下管网和大量设备。因此，所研制开发的管理
4、信息系统，必须要为安全稳定供气的严格要求服务，必须要为做好用户服务这个工作宗旨提供现代化的信息管理手段。这就要求燃气企业必须以整体信息化为出发点，将企业运营相关的所有数据进行集中管理，在此基础上针对燃气运营模型的要求，统一规划，构建生产调度、管网运行、营业收费、用户服务等专业应用系统，形成燃气综合管理信息平台。此外，燃气综合管理信息系统的建设也是响应国家确立的以信息化带动工业化，以信息化推动现代化的发展战略思想。燃气信息化不仅适应城市信息化迅速发展的需要，而且对燃气企业的企业现代化建设和管理工作来说至关重要，充分体现了燃气企业“数字供气”的服务理念和管理水平。三、燃气信息化系统的组成 按业务内
5、容、业务性质和服务对象的不同，燃气企业目前的业务模式，可以分下面几个部分：客户服务中心系统(包括业务咨询、信息查询、业务申报受理、业务投诉受理、用户服务热线等)；营业收费管理信息系统( 包括抄表、收费、与银行间代收燃气费数据处理 )；GIS 系统（燃气管网运行管理、维护等）；ERP 系统 (包括财务管理、人力资源管理、物料供应管理、工程管理、档案管理、设备管理、经营计划等)；SCADA(包括燃气生产管理、质量管理及供气调度等)；企业门户网站（展现公司形象、提供用气常识、安全知识等）。建设高水平的 的燃气行业管理信息系统，需要从企业的实际发展需求和资源条件出发，调动企业内外多方的力量，运用行业内
6、领先的现代化科技手段和信息网络技术，对企业的整个运营系统进行完善和更新，形成适应企业发展变革和社会服务需求的先进的综合信息管理系统。通过信息系统对业务的整合，实现业务流程的优化和业务创新，以信息技术再造企业管理，促进企业内部资源的优化配置，提高企业生产效率和市场响应能力，提高社会满意度，实现燃气企业的可持续发展。 4.1 信息化建设原则 燃气企业的信息化建设应遵守统?规划，分步实施，先易后难原则；统一标准、互联互通、信息共享和系统开放原则；技术先进、可靠、实用原则；“以人为本“的服务体系；信息安全原则。(1)总体规划，分步实施，重点突破，坚持标准。总体规划是信息化建设的前提。燃气企业在信息化建
7、设前要制定建设规划，统一规范标准，以市场需求和行业发展为导向，做到结合实际、重点带动、分步推进、按标准进行建设，让信息建设与管理建设同步进行。 (2)系统设计要先进、可靠、实用。要利用成熟可靠的公用网络，根据燃气企业各个分支机构分散在整个城市的特点，采用方便、安全、可靠的 VPN 虚拟局域网，保证数据的实时准确传输。整个系统的规划要站在一个高的起点，信息产业几乎每年都要更新换代，所以做系统规划的时候在充分考虑技术成熟性的同时必须采用国际标准的计算机软硬件和信息网络技术开发系统，确保系统的先进性。(3)系统运行的开放性。系统必须十分注意开放性，选用符合国际标准的硬件设备和软件操作平台，便于开发、
8、使用、维护、管理和系统升级的支持；应用软件设计开发也要充分考虑开放性，相关系统中留有相应的软件接口，使各类数据资源得到很好的共享。在实用性方面，随着人们管理意识的提高，计算机的应用更加追求实用效果，要完成人工作业，还要完成很多过去人们想做而无法做到的工作。 (4)建设以人为本的服务体系。信息化建设的主要任务是要实现内部业务流程自动化，提高效率，改善管理，提升服务素质，最终提高社会满意度；因而便民利民应是信息化建设的一项基本原则，必须保证系统简单易学，建立企业与用户沟通的友好界面，建立用户自我服务系统。 (5)系统的安全性。在地球村时代，安全性是整个系统最重要的部分，建立信息化系统的安全机制，制
9、定规章制度，防数据泄密、丢失，防病毒和黑客的恶意攻击。4.2 燃气信息化建设总体目标 (1)建立统一的企业信息平台。企业信息平台建成一个 B/S 结构的 Intranet 访问平台，即企业信息门户。完全基于三层结构 Web 应用技术，使企业内部上至高层领导，下至普通员工都可以通过各自的权限在浏览器上共享、分析、处理和应用企业内部的各种信息，实现生产自动化、运营智能化、管理决策科学化、信息资源化和运作网络化。 中心。通过对各个业务环节信息数据的实时全面采集和发送，实现企业运营信息的集中存储，形成一个信息共享体。以完善的信息流和信息共享机制带动整个业务流程运作的顺畅，提高工作效率，保证决策管理系统
10、对各个业务环节的监控和指挥，并通过对信息的分析和数据挖掘，实现宏观决策和计划指导，同时建立信息中心实施对数据交换中心及整个信息系统的建设、管理、维护、升级等相关职能，并进一步健全信息管理机制，形成法规、标准规范和安全体系框架。(3) 根据实际情况分步重点建成急需的应用系统。这包括营业收费管理系统、GIS 系统、SCADA 系统、客户服务中心、ERP 系统、OA 等。 (4) 通过企业信息系统与产业链上其它信息系统的互连和信息共享，实现企业经营的社会化和系统增值，促进经济效益和社会效益的双向飞跃。 五、燃气信息化建设内容及各个子系统功能 燃气信息系统建设是以提高业务的效率和质量为目标，内容包括多
11、个面向具体应用的应用系统以及支撑应用系统的公共信息平台。 5.1 系统体系构建 燃气企业信息系统体系应根据燃气企业目前计算机应用体系结构和状况，考虑以下方面： 适应燃气企业目前的应用背景和现状；保持与 IT 新技术的同步发展；建立基于Internet 技术的主流的 VPN 形式的信息网络。5.2 统一公共信息平台 建立统一的企业信息平台，重点是建立基础设施平台，搭建全公司的 VPN 虚拟局域网络，建立起数据共享机制，数据安全、访问控制机制，各类客户端信息访问机制等。提供一个统一的数据环境，利用计算机的三层结构技术，实现燃气企业集成平台与现有各类计算机系统的无缝集成及平滑过渡，以及今后新增系统的
12、数据集成。5.3 营业收费管理系统 营业收费管理系统几乎覆盖了直接面对用户的所有业务，包括抄表、收费、与银行间水费代收数据处理等。 深挖管理潜力拓展创效空间夯实发展基础实现长久盈利 2004 年，在公司的正确领导下，在机关职能处室的大力支持下，在兄弟单位的帮助下，* 始终以发展的眼光，围绕扭亏为盈、增产增效这一中心，持续不断地挖掘管理潜力，拓展原油稳产、天然气增产及降本增效的有效途径。通过广大干部员工的不懈努力，原油产量实现了稳中有升，天然气外销量大幅攀升，成本较大幅度下降，技术和管理不断创新，实现了*厂历史性的扭亏为盈。全年生产原油 11.27 万吨，天然气外销 7510 万立方米，盈利 4
13、506 万元，比去年同期翻两番，吨油操作成本 395 元/吨，比去年同期下降 132 元。总结所做的工作，成绩的取得主要得益于扎实做好“四篇文章”。一、做好“稳油”文章，夯实增效基础抑制原油递减，保证油田稳产增产是我厂扭亏为盈的希望所在。2004 年，通过抓注水、抓措施、抓油井免修期，大力夯实稳产基础，提升油井日常管理水平，使我厂初步踏上了良性开发的轨道。全年生产原油 11.27 万吨，同比增加 1.17 万吨，增幅为 12。一是结合油藏地质特征，做好油田有效注水工作。根据油藏多层系共同开发的特点，研究适合大老爷府油田的注水技术政策，实施分层注水，提高水驱控制程度。为了提高压裂效果和有效利用长
14、停井，提前调整水量，恢复地层压力，加强区块的综合治理，提高区块的开发效果。同时，以先进、适用的注水工艺技术为支撑，实现了中深斜井分注工艺并完善相适应的测调试技术，确保注水方案的有效落实。2004 年完成注水井小修分注 35 口，测调试 700 层，全厂分注井达到 94 口，分注率达到 75，与 2003 年对比提高 18 个百分点。区块地层压力上升 0.32 兆帕，自然递减率明显减缓。二是做好油藏研究工作，系统评价油藏潜力，精心选井，提高措施井的增油效果，并优选合适的措施工艺新技术，提高措施的成功率，收到良好效果。全年实施压裂 52 井次，有效率达 89.8，增油 9702 吨，单井增油 18
15、7 吨，比 03 年多增 15 吨;实施酸化 20 井次，增油 1260 吨;复活长停井 20 口，增油 2243 吨。三是通过油井井深轨迹精细研究及油井免修期配套技术的应用，建立以玻璃衬管为主体的标准井和扶正器定期检测及管杆探伤制度，使油井免修期提高到 304 天，比 2003 年延长 59 天，同比减少作业 90 井次，不正常井影响产量由 03 年的 11.2 吨下降到目前的 6 吨。四是通过深入细致的油藏研究工作，油藏认识上取得突破。二年来新打扩边和内部调整井 23 口，其中油井 20 口，水井 3 口，共建产能 1.8 万吨。目前，03 年单井日产 1.5 吨，04 年单井日产 2.5
16、 吨。二、做好“增气”文章，拓宽创效渠道深化气藏研究，挖掘气藏潜力，实现天然气规模化长期稳定发展，是我厂寻找接替资源、不断拓宽创效渠道的重要举措。通过规范采气基础管理和优化采气工艺技术，生产时率得到明显提高。目前，日产气能力由年初的 26 万立方米上升到 40 万立方米。全年累计外销天然气 7510 万立方米，平均日外销 21 万立方米，与去年同比增长 1822 万立方米，增长幅度为 32。一是加强天然气日常管理，确保老井产能正常发挥。针对气井产液、产水组份不同优选泡排剂，一井一策确定泡排周期和用量。完成泡排 137 井次，增气达 69 万立方米。二是挖掘内部潜力，增气效果显著。老区伴生气回收 3 口井日增气 1.8 万立方米。双坨子地区停产油井、浅层气的挖潜取得了长足进步。T8、T26 井动用后日增气 1.2 万立方米。三是依靠气井生产管柱解堵技术，解决生产难题。T103、T17 实施后，日增气达 2.8 万立方米。四是加快产能建设步伐，保证新井投产进度。新投 5 口气井，日产能力增
