4川气东送SCADA系统.ppt

川气东送管道工程的 自动化监控系统• 西南石油大学电气信息学院青 小 渠2011.8.10川气东送管道工 程的自动化监控 系统1 川气东送管道工程概况v川气东送管道工程西起川东北普光首站，东至上海 末站，是继西气东输管线之后又一条贯穿我国东西 部地区的管道大动脉川气东送管道工程包括1条 干线、4条支线和1条专线v管道干线自西向东途经四川、重庆、湖北、安徽、 浙江、上海四省二市，全长约1700km，川维、南 京、常州、苏州4条支线长度约422km，达州专线 长度约81km，川气东送管道线路总长约2203km， 干线及各支线设计输量120×108m3/a，达州专线设 计输量30×108m3/av全线设工艺站场24座，阀室92座，其中：远控线路 截断阀室20座，手动阀室72座野三河跨越翼墙式环框式端墙式隧道工程－隧道洞门形式v川气东送管道设置1个调度控制中心（管道分 公司设在武汉，与鄂东输气管理处合建）、1 个后备控制中心（设在北京）v还设置5个管理处：川渝输气管理处、鄂西输 气管理处、鄂东输气管理处、安徽输气管理 处、苏浙沪输气管理处等2 自动化监控系统总体方案川气东送管道自动化监控系统由计算机、PLC、RTU及数据通信网络组建的SCADA系统构成，其中包括GMS系统(气体管理系统)、 LDS系统（泄漏检测系统）、SIS系统（安全系统）、 模拟仿真系统、压力控制系统、计量系统及现场仪表设备等。

v川气东送管道SCADA系统由1个调度控制中 心、1个后备控制中心、5个输气管理处监视 终端、24个站控系统（SCS）、20个远程终 端装置（RTU）构成 vSCADA系统对各站实施远距 离的数据采集、监视控制、安 全保护和统一调度管理，全线 采用三级控制方式调度中心控制级站场控制级就地控制级系统结构拓扑图 2.1系统服务器vSCADA系统服务器采用UNIX操作系统，WEB服务 器、模拟仿真服务器、工作站采用WINDOWS操作 系统vSCADA系统通过WEB服务器给数字管道系统提供 数据接口vGPS时钟系统对调度控制中心服务器、工作站进行 时钟同步，调度控制中心服务器对各站控系统SCS 、流量计算机、远程终端装置RTU进行时钟同步2.2 通信方式v调度控制中心和后备控制中心同时接收24座 站控系统SCS和20座远控线路截断阀室RTU 上传的数据v调度控制中心与各SCS、RTU通过管线专用 光缆通讯系统采用点对点方式进行数据通信 v调度控制中心与SCS之间采用DDN专线作为 备用通信信道，RTU没有备用信道2.3 分级管理模式v川气东送管道SCADA系统对各站实施远距离的数 据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。

v调度控制中心可向各站控系统发出调度指令，由站 控系统完成控制功能；调度控制中心通过通信系统 实现资源共享、信息的实时采集和集中处理v川气东送管道采用全线调度中心控制级、站场控制 级和就地控制级的三级控制方式调度中心控制级站场控制级就地控制级第一级：中心控制级v对全线进行远程监控，实行统一调度管理 在正常情况下，由调度控制中心对全线进行 监视和控制沿线各站控制无须人工干预， 各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的 统一指挥下完成各自的监控工作第二级 ：站场控制级v在首站、各分输站、压气站、末站，通过站控SCS系统对站 内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁 保护v在无人值守的清管站设置远程终端装置（RTU），对站内工 艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制v站场控制级控制权限由调度控制中心确定，经调度控制中心 授权后，才允许操作人员通过SCS或RTU对各站进行授权范 围内的操作v当通信系统发生故障或系统检修时，用站控系统实现对各站 的监视与控制第三级：就地控制级v就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动 就地控制当进行设备检修或紧急切断时， 可采用就地控制方式2.4 压力控制系统v压力控制系统是在调压管路中串联设置独立 的安全切断阀（SSV）、监控调节阀（PCV ）和工作调节阀（PV）。

v其中，工作调节阀采用电动调节阀，监控调 节阀采用自力式调节阀，安全切断阀均采用 自力式安全切断阀2.5 贸易交接流量计v贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流 量计，涡轮流量计的口径一般小于DN100v气体超声流量计在5%Qmax~ Qmax之间（Qmax 为流量计固有最大流量范围）保证测量准确度优于 ±0.5%气体涡轮流量计在20% qmax～qmax的范 围内保证测量准确度优于±0.5%；气体涡轮流量计 在qmin～20% qmax的范围内保证测量准确度优于 ±1%v计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元 ，与下游用户通信采用MODBUS通信协议，接口采 用RS4852.6 防雷安全措施v为保证设备安全和系统的可靠，站控系统均在有可 能将由于雷击（直击雷、感应雷等）产生的高压导 入计算机系统的接口，设置完善的防雷击和浪涌保 护措施，避免雷电感应所引起的过电流与过电压引 入系统（所有的仪表信号传输接口、执行机构信号 接口、SIS系统、ESD系统及气液联动执行机构电 子控制单元的所有AI、AO、DI、CIO接口、数据通 信接口、供电接口等），经户外线路敷设引入控制 系统处设置防电涌保护器。

3 SCADA系统配置及功能 3.1 调度控制中心v调度控制中心是川气东送管道SCADA系统的 中枢，它将对管道进行连续的监控和管理 保证它的可靠性、稳定性、安全性等是至关 重要的v系统确保数据采集、储存的完整性、及时性 、准确性、安全性和可靠性，同时支持系统 平台的开放性，支持用户开发、补充和完善 应用功能系统拓扑图 LAN ARAID磁盘阵列主LAN B备实时数 据服务 器历史数 据服务 器主备电视墙工作站操作员工 作站×5调度员工作站工程师站远程维护工 作站贸易结算工作站路由器路由器邮电公网光 纤 主 通 信光 纤 备 通 信Web 服务 器SIS系统工作站×2模拟仿真工作站路由器监视终端×2电力系统 工作站培训工作 站×2泄漏检测工 作站×2调控中心系统配置主要功能v数据采集和处理；v下达调度和操作命令；v显示动态工艺流程；v报警和事件管理；v历史数据的采集、归档和趋势显示；v报表生成和打印；v标准组态用软件和用户生成软件的执行；v时钟同步；v具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的 能力；v压力和流量调节；v输气过程优化；v仪表和系统的故障诊断和分析；v网络监视及管理；v主备通信通道的自动切换；v贸易结算管理。

v全线紧急关断；v管线泄漏检测3.2 后备控制中心v为保证在意外事件（如所处地段／区域停电、火灾 、地震及其他自然灾害、人为破坏等）发生时，仍 能实时地对全线进行调度与控制，保持实时数据的 采集、处理、存储的功能，川气东送管道SCADA 系统在北京设置1座后备控制中心v在调度控制中心由于任何原因不能对管道沿线的各 个远方监控点实施监控时，后备控制中心将人工接 管系统监控权泄漏检测系 统工作站×2LAN ARAID磁盘阵列主LAN B备实时 数据 服务 器历史 数据 服务 器主备电视墙 工作站操作员工作 站×5调度员 工作站工程师站远程维护工 作站贸易结算 工作站路由器路由器邮电公 网光 纤 主 通 信光 纤 备 通 信Web 服 务器SIS系统工作 站×2电力系 统工作 站腐蚀检测备用调控中心系统配置3.3 站控系统v川气东送管道共有24座站场设置站控系统（ SCS） C P UI OI OI OI OI OI OI OI OC P U操作站A操作站B站控系统PLCESD系统PLC路由器有有 人人 值值 守守 站站 场场 系系 统统打印机硬件设备配置操作站站控系统PLC路由器无无 人人 值值 守守 站站 场场 系系 统统4、自控系统硬件设备配置站控系统功能 1）数据采集与传输功能v采集站内工艺运行参数，将其传输至调度控 制中心系统。

2）控制功能v执行调度控制中心下发的指令；v全站的启动、停止控制；v压力、流量控制；v站内阀门远控及就地手动控制 3）显示功能v动态流程图显示（包括实时运行参数及设备 状态）；v运行参数的动态显示，参数的实时、历史趋 势图显示；v报警画面显示4）打印功能v报表打印；v故障记录打印 5）ESD关断功能v首站、分输站（除枝江、黄梅、十字镇分输 站外）、压气站、末站设置紧急停车（ESD ）系统，在站场发生超压、火灾等紧急情况 下自动关闭站场，确保站场安全 6）其它功能v站内数据管理；v数据通信管理；v自诊断自恢复；v经通信接口与第三方的系统或智能设备交换 信息3.4 远控终端RTUv数据采集和处理；v逻辑控制；v接收调度控制中心发送的指令；v向调度控制中心发送带时间标签的实时数据 ；v自诊断功能；v故障报警RTU控制器路由器I/O参数RTU阀室系统硬件设备配置4 流量计量和贸易管理v川气东送管道共有12座计量站场，其中干线 计量站场7座4.1 流量计量 1）贸易计量v计量系统采用独立的流量计算机作为流量累 加单元，与下游用户通信采用MODBUS通信 协议，接口采用RS485流量计算机对天然 气流量、压力、温度、气体组份进行计算， 得出天然气标方体积流量（20℃、 101.325kPa），作为贸易计量交接的依据， 同时流量计算机将数据传给SCS系统。

v调度控制中心配置了气体管理系统 (GMS)， 使用与现场的流量计算机一致的计算标准对 现场天然气流量、温度、压力数据进行计算 ，用于校验／比对、确认、编辑、存档管道 计量系统的数据，同时可计算输气损耗及其 它未计入的气量，并为贸易管理系统提供数 据2）自用气计量v川气东送管道21座站场安装站内自用气处理 橇，自用气计量采用涡轮流量计v站场自用气包括放空火炬点火用气、天然气 发电机用气和生活用气4.2 气体管理系统 (GMS)v气体管理系统 (GMS)是一个气量／能量贸易管理系 统，可自动进行天然气交接、销售及输送的管理v根据管道进气和各个用户的用气计划、实际进出的 气量、天然气的质量（热值）、市场价格、用气合 同价格、市场预测等因素制定未来的销售策略及计 划v统计、记录所需的数据，为公司财务提供所需的数 据，提供用户查询所需的数据，完成贸易结算所需 的功能并将数据存档 5 模拟仿真系统v为准确地评价管道的过去、解释管道当前发 生的事件、预测管道的未来等任务v川气东送管道采用实时模拟仿真软件，为操 作、调度人员提供调度和操作参考，并可为 操作员的培训提供平台，以保证输气管道安 全、平稳、高效、经济运行。

v模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成 管道的模型v根据需要计算所得出的结果，如管线的泄漏 报警、天然气组份跟踪、各管段流量、管储 气量、压力分布状态、清管器在管道中的位 置等，由模拟仿真软件写入到SCADA的实时 数据库中，并在操作员工作站上显示，作为 操作员对管道运行调度的参考 模拟仿真系统组成v实时瞬态 v水力特征 v气体组分跟踪 v仪表分析 v管充管理 v管道效率 v清管器跟踪 v工艺预测 vSCADA培训 6 天然气管道的泄漏检测v川气东送管道工程西起川东北普光首站，东 至上海末站，是继西气东输管线之后又一条 贯穿我国东西部地区的管道大动脉沿线复 杂，管理人员线路巡检比较困难，从安全、 运营等各方面来说，设置泄漏检测系统（ LDS）是必要的v目前，管线泄漏检测一般采用音波、光纤、 压力波、量平衡等几种检测方法对于川气 东送管道，光纤泄漏检测方法，沿线敷设光 纤，由于成本极高不可能实施v通过分析比较，音波泄漏检测方法有安装方 便、检测迅速、定位精度较高、误报少等特 点，可以用于长距离天然气管线的泄漏检测 音波泄漏检测系统 v音波泄漏检测系统由音波传感器、GPS、现 场数据采集处理器、中心数据汇集处理器和 监控主机组成。

v音波传感器是采集泄漏信号的重要部件，它 的特殊功能可捕捉很微小的物理震动信号，。