油气长输管道SCADA完整系统
11 油气长输管道SCADA系统
迄今为止，管道运输在世界上已有130多年的历史。我国虽然是世界上最早利用管道运输的国家之一，但其发展却比较缓慢。1949年以前，我国的管道运输几乎是空白。经过几十年的发展，初步形成了东北、华北、华东输油管网及西南输气管网、西北一带油气管网已初具规模。全国石油、天然气产量的90%通过长输管道源源不断地输向炼油厂、化工厂及海运码头。作为油气长输管道自动化系统同样经历了循序渐进的发展过程。早期主要采用就地通用指示仪表为主，主要设备的控制(如阀门的开、关；输油泵的启、停等)均由手动控制，输油工人通过巡视记录主要参数(如温度、压力、流量等)。70年代末，由于当时国内的自动化控制设备与国外相比处于严重落后的地步，国内企业纷纷通过技术转让、合资合作、集团经营等形式改善设备。如在长输管道上广泛应用1151、2088等压力变送器、瑞士SAAB雷达液位计等，流量计量方法已由原始的计量仪表检测、手工计算产生报告发展成为由流量计产生信号远传至流量计算机或RTU、DCS、PLC等站级控制系统进行流量累计计算并自动生成相应报告。80年代末，计算机硬件、软件、特别是网络、通信的发展，管道运输行业均配置了先进的SCADA系统，如“东营-黄岛输油管道”是我国第一条实现全线自动化技术的输油管道，该管道是与加拿大努法公司联合设计的，代表了当时世界先进水平。此后，进入90年代后，通过对世界先进技术的消化和吸收，运用国内自己的技术力量先后设计和编制了以站控为主的花土沟-格尔木输油管道；轮南-库尔勒输油管道；鄯善-乌鲁木齐输气管道；陕甘宁气田-西安输气管道；陕甘宁气田-北京输气管道；陕甘宁气田-银川输气管道等。
11.1 油气长输管道SCADA系统概述
11.1.1 SCADA系统概述
近20年来，随着4C(Computer, Control, Communication,CRT)技术的发展，先进的监控和数据采集系统（SupervisoryControl and Data Acquisition），简称SCADA系统，广泛用于电网、水网、输油气管网、智能建筑等领域，通过主机和以微处理器为基础的远程终端装置RTU、PLC(或其它输入/输出设备的通信收集数据，实现整个工业网络的监控，从而保证系统的安全运作及优化控制。
监控和数据采集(SCADA)系统的主要组成部分是：远程终端设备(RTU)、主站计算机(包括硬件和软件)、操作人员数据显示和控制盘及有关的外围设备。目前SCADA系统突出的特点是具有集散控制功能和自我诊断、冗余、备用计算机。SCADA系统已由集中控制、集中管理发展成集散控制、集中管理的方式。主机更多地用作数据采集与分析，常常不必以实时的方式运行。而由“智能”远程终端装置（RTU）配上先进的软件在现场进行集散式控制。图11-1和图11-2分别为传统和新型SCADA系统。
图11-1 传统SCADA系统
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图11-2 新型SCADA系统
SCADA系统的基本部分是远距离终端设备（RTU）。它是系统中的关键性装置，是对运行着的生产现场进行监控的最通用的设备，具有对现场工况进行最佳控制的能力，目前正朝着分散型智能方向发展。这是实现管道自动监控的首要突破点，是一项重要的硬件开发任务。
SCADA系统是用工业上普遍接受的标准所制约的组件块组合起来的，其组合构成因工程而异，因对工程控制功能的要求而异，因对计算机系统的建立方式而异。这个系统是不能够购买定型的，对任何一条管道都存在一个新开发的过程，包括它的硬件组成及软件系列。这项工作应在国内成立一个专业性的SCADA技术研究开发机构来进行。这是一项重要的系统软硬件开发业务。
建立SCADA系统的整套计算机系统，所用的微型计算机是一种大规模集成电路技术，功能齐全，使用方便，易于扩展。用一台小型计算机作为主机，配备多台以微处理机为基础的远程终端装置，即组成具有远距离数据采集和显示的、人机对话的、远程控制及数据处理功能的SCADA系统。
计算机硬件组成之后，与之配套使用的系列软件开发，即成为该管道独具特点的SCADA系统所必需；系列软件的主要部分包括：基本SCADA软件、支持软件和应用软件。而具体管道的应用软件又可以包罗万象，用来体现该管道所特有的复杂要求。
SCADA系统的构成有检测装置、数据采集与就地控制装置（RTU）、中央主控站、通信系统及软件。SCADA 系统的控制过程是由设在控制中心的主控计算机对远程终端装置RTU进行定时询问，把分散在各个站的情况通过通信线路传送给中央主控计算机进行全线的统一管理和监视控制。而各个站的监视控制一般由RTU或可编程序控制器来独立完成，泵站可以无人值守，从而形成可靠的计算机网络式分布控制系统。
SCADA系统的控制功能：监测流量、压力和温度；启／停泵；开、关调节阀；执行逻辑／顺序控制；泄漏检测及清管控制等。一些较先进的SCADA系统还具有偶然事故分析；费用风险管理；流体质量／组分跟踪；合同监督，销售时机分析以及仪器校正等功能。
管道自动监控系统所能达到的水平，基本为站内无人值守，全线经SCADA系统进行远距离集中监视与控制。管道全线通常按三级设计：第一级：控制中心集中监视与控制；第二级：站控；第三级：就地手动控制。在一般情况下，使用第一级控制（站内无人值守），这是SCADA系统设计的目的控制级。但是，当通信（如微波通信。光纤通信等）出现故障或控制中心主计算机发生故障时，可使用第二级控制，这是一种后备手段，当发生紧急事故或设备检修时，可使用第三级控制。
11.1.2 SCADA系统的构成方式
输油管道所采用的现代SCADA系统的配置形式，如图11-3所示。SCADA系统的指挥中枢——主机或中央处理机（CPU）通常是按冗余（双机）配置形式提供的。利用已编制成的程序，主机可与从控制中心的操作员控制台到安装在现场的RTU（或PC，下同）的所有系统组成设备进行通信。控制中心的操作人员能够在安装有一
台或几台彩色CRT和键盘的控制台上，监视该系统运行的实时数据信息，并向RTU发出操作命令，实现远方控
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制。该系统的外部设备，如彩色CRT显示终端、打印机等，均可为两台主机共享。一旦在线（联机）监控的主机发生故障，外部设备即可自动地切换到备用的主机上。
图11-3 输油管道现代SCADA系统配置图
系统中还安装有一台或几台以微处理机为核心的工程师/程序员终端，配有CRT、键盘和打印机，用以完成“多重任务”，如程序编制、修改和工程计算、管理等。它与备用主机共用文件。
现在，一台主机能与上百台或更多的RTU通信并对其进行控制。现代的SCADA系统，则采用以微处理机为基础的通信控制器，通过调制解调器（MODE）及通信媒质（如电话线、微波线路、光纤或卫星线路）来控制系统的通信。主机监控RTU的数量，取决于控制中心主计算机处理、存储能力的大小。
SCADA系统中，无论是控制中心的主机系统或是现场的RTU，通常采用不间断电源设备（UPS），以保证无论在电网正常供电或者短期故障停电情况下，整个供电系统都能可靠地工作，从而确保SCADA系统的正常运转。
11.1.3 SCADA系统的功能
在管道运输中，管道的自动监控系统尤为重要，它直接关系到管道的正常运行，为解决这些特殊工艺要求，并适应现代管理方式，管道自动监控系统通常采用先进的SCADA系统对全线进行监视、控制和管理，以达到安全输送、科学管理、降低消耗、提高经济效益之目的。
（1）控制中心主计算机功能。
控制中心主计算机按顺序对每一台RTU定期进行查询，其主要功能如下：
①监视各站的工作状态及设备运行情况，采集各站主要运行数据和状态信息，包括有：
a．检测量：进出站油温、油压；首站、末站和分输站流量；输油泵机组（包括原动机及辅机）的有关数据；油灌液位、油温及储油量，泵机组进出口油温、油压及流量，燃料油压力及流量；泵站出站压力调节间的开度及阀前、后压差；站母线电压、输油泵电机电流等。
b．报警信号：油品进站压力过低，出站压力过高；油灌液位（高、低）超限；停电。输油泵机组故障停运；出站调节间故障；输油泵机组轴承温度过高，振动量过大；安全阀。泄压阀动作等。
C．状态量：输油泵机组、出站调节阀和主要阀门的运行状态。
②向RTU发布命令，通过RTU进行远方操作、控制，主要有：
a．从远方各输油站PLC采集数据，监视各输油站工作状态及设备运行情况。记录重要事件的发生，工艺参数及设备运行状态参数超限报警，显示、打印报警报告。
b．给远方各输油站的PLC发送指令（同时进行指令记录），程序自动启停机组、开关阀门及自动切换工艺流程。
c．对需要调节的主要参数如压力、油温、流量进行远方给定和自动调节，对各输油站的工艺参数及设备运行状态参数的报警值及停机（跳闸）设定值可进行远方修改。
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d．显示管道全线的工作状态，打印管道全线运行报告。
e．对管道全线密闭输送进行水击超前保护控制。
f．对管道全线进行实时工艺计算和优化运行控制。
g．对管道全线进行清管控制。
h．对管道全线及各站运行的设备状态及工艺参数进行现行趋势显示和历史趋势显示。i．对系统设备的故障与事件等具有自检功能。
j．用系统的外围辅助设备进行数据库编制和显示图像编制。
（2）就地控制系统RTU的主要功能
①过程变量巡回检测和数据处理；
②向控制中心报告经选择的数据和报警；
③提供画面、图象显示；
④除执行控制中心的控制命令外，还可独立进行工作，实现PID及其它控制；
⑤实现流程切换；
⑥进行自诊断程序，并把结果报告控制中心；
⑦提供给操作人员操作记录和运行报告。
（3）数据传输系统功能
SCADA系统的数据传输系统是一个重要的环节。它利用各种通信线路，把主计算机与分散在远处的RTU有机地连接起来，实时进行数据信息的交换和处理。
11.2 SCADA自动监控系统软件
11.2.1 软件构成
自动控制系统必须有软件的支持才能进行工作。现代SCADA系统能否运行成功，将取决于软件。SCADA系统软件分为控制中心软件和站控系统软件；它们通常又可分为系统软件、过程软件和应用软件。系统软件包括操作系统、诊断系统、程序设计系统以及与计算机密切相关的程序。系统软件质量的好坏对过程软件、应用软件能否正常工作及编制程序、调制程序的方便性有直接影响。
过程软件一般由计算机系统供应厂家提供，用户有时可根据需要进行修改，通常是模块化，采用填空式或对话式进行编制。
应用软件是在过程软件的基础上编制出来的，是面向用户本身的程序。它由用户、咨询公司或系统供应厂家研制开发。应用软件是SCADA系统最重要的组成部分。
（1）控制中心软件
（a）系统软件。
系统软件包括如下内容：数据库管理软件，管理和监视主计算机系统实时多功能软件，系统安全保护软件，故障检测及恢复软件，主计算机网络软件，系统生成和初始化软件，用于维护和修改软件系统的实用程序软件，程序开发，编译用户编写的高级语言程序等。
（b）过程软件。
过程软件包括如下内容：数据库管理软件，网络通信控制软件，信息采集系统软件，报警显示生成、趋势显示软件，报告生成软件，系统重新启动软件等。
（c）应用软件。
应用软件包括如下内容：管道操作监视、控制软件，报告、检测及实时管道模拟软件，水击控制软件等。
（2）站控系统软件
站控系统软件一般包括下列内容：操作系统软件，数据采集、记录、处理、显示、监视、趋势显示软件，报警和正常停机控制软件，站压力闭环控制软件，泵机组或设备控制软件，故障诊断软件，与控制中心和其它站的通信控制软件，其它控制及站应用软件等。
11.2.2 软件介绍
目前，国际上开发、研制的用于长输管道自动监控的系统软件比较丰富，使数据采集与监控系统和应用水平不断提高。在此，简要介绍几种目前在自动监控领域较先进的系统软件。
1．目前在自动监控领域中占有领先地位的 Window NT操作系统下的 S／3 SCADA系统
美国GSE公司开发、研制的Window NT操作系统下的S/3 SCADA系统软件（Version 4.1）（以下简称 S／3 SCADA NT系统软件）是一个比较成熟的系统软件，它集现代控制技术、管理技术、计算机技术、数据库技术、网络技术、通讯技术和视频技术于一身，紧跟新技术的发展，特别适用于输油长输管道。S/3 SCADA NT系统
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软件是在传统的 S/3 SCADA系统软件的基础上，为了适应不断发展的市场需要而开发的新型软件。
（1）S/3 SCADA NT系统软件的功能。
S/3 SCADA NT系统软件是一个具有良好界面的信息管理和监控系统软件，它将传统的S/3 SCADA系统与先进的图形操作、信息管理和事件应用软件相结合，可以实现广泛的商业信息共享的开放式环境。S/3 SCADA NT 系统软件是信息技术与 SCADA技术的集中体现。S/3 SCADA NT系统软件提供了很多的系统服务和强有力的交互功能，这些功能由后台软件模块和图形软件模块接口组成，它允许与 S/3 SCADA系统直接连接，例如与S/3 Inst Alarm（事件显示软件）连接。S/3 Inst Alarm软件可以在 PC或工作站的控制台上实施管理、显示和打印所有系统软件及报警信息。S/3 SCADA NT系统软件的主要功能如下：
①通讯服务。专用的 NXS通讯服务软件是 S/3 SCADA NT系统软件的核心，它提供了SCADA系统与IED （智能电气设备）之间的连接。同样，NXS提供从IED获得用户配置的数据，并且有用户可以从SCADA系统和应用中存取数据的功能。
②系统配置。S/3 SCADA系统的配置是通过 S/3 Architect图形接口软件来实现的。该接口软件允许用户以图形方式配置整个S/3 SCADA系统，它使用了精美的窗口技术和下拉菜单技术，也可以单步使用接口进行系统配置。从最基础的点数据的输人到整个系统服务器的配置，全部都是使用同一工具软件来完成的。S/3 Architect软件是用于定义和配置全部S/3 SCADA系统的单体结构，它可以为S/3 SCADA系统按树型拓扑结构配置全部节点、通道、设备以及输人模块。它可以建立和维护系统数据库，分配现场设备与I／O点间的地址。系统数据库是S/3 SCADA系统的核心，它可以定义系统的节点、进行数据查询、访问控制表，并产生事件及报警信息。S/3 SCADA系统数据库按其拓扑结构可分为四层：即节点层、通道层、设备层和输人模块层。S/3 SCADA NT系统软件即没有配置数据库通讯通道数的限制，也没有分配给SCADA系统服务器节点的通讯通道数的限制。每个通道有一个相关的XMS通讯服务通道驱动程序来完成IED的集成。
③事件管理系统。事件管理系统（Event Management System EMS）是 S/3 SCADA系统的主要功能之一。EMS可以提供遍及SCADA系统与管理，显示和事件处理有关的能力。
④图形管理系统。图形管理系统（Total Vision）是基于SL—GMS图形库用于建立图形显示的多平台的工具库，是当今在工业领域最有力的用户接口之一。它为系统管理人员提供了多窗口，丰富的标准显示元素和精美的图形目标库，并大大地简化了显示设计，可以自由容易、快速地以所需的格式存取、组织当前的信息。
⑤历史信息。S/3历史信息数据记录程序（S/3 Information Historian）是一个事件驱动的历史记录软件。S/3历史信息软件记录了点数据在变化时数据的值和状态，它可以捕获全部短暂的值和状态，而不管它的频率变化的多快，也不像传统的方式以时间轴作为记录方式。该软件还可以完成数据的归并、分解和向上滚动等进入标准的关系数据库表。此表可以通过标准的SQL程序调用。
⑥分配数据服务。这是S/3 SCADA系统的DCE（分布式运算环境）用户配置，分配数据服务程序（DDS），为用户提供了系统范围内命令的自动定位功能，而不需要知道其物理位置。在服务器和网络故障的情况下，DDS可以作为冗余服务。DDS使用了用户结构的开放式系统建立分布式运算环境标准。
（2）S/3 SCADA系统的兼容。
S/3 SCADA系统是一个完整的系统，它可以在不同的计算机上运行Window NT操作系统，也就是说在品牌机上SCADA软件是可以运行的，在兼容机SCADA软件同样可以运行。在一种硬件配置上运行的（例如：lutel）S/3 SCADA NT软件，同样其它硬件配置（例如：DECR的 Alpha—AXP）也可以运行。由于 SCADA系统的规范设计，目前可以支持1000 I/O点的SCADA系统软件，同样也可以支持未来的100000 I/O点的SCADA系统软件。S/3 SCADA系统将随着时代的发展而发展。
（3）S/3 SCADA NT系统的硬件平台和软件环境。
①硬件平台。
a．计算机 80486。pentium，Pentium Pro或 DEC Alpha—AXP个人计算机工作站；3.5 in（1.44MB）高密软盘驱动器。
b．存储器（RAM）。SCADA系统服务器最小要有64MB内存，操作员工作站最小要有32MB内存；
c．硬盘。1.2GB以上容量；
d．监视器。已安装的具有 Microsoft Window NT版的 VGA或高清晰度的适配器。
e．CD ROM驱动器。
②软件环境。
a．操作系统工程。Microsoft Window NT工作站或服务器；
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b．数据库。可选择工业标准的关系型数据库管理系统。例如：Oracle、Sybase或Microsoft SQL—Server 等；
c．系统软件。分布式运算环境，它为SCADA系统的用户提供了全方位的服务；
（4）S／3 SCAD NT系统的评价。
①先进性。该系统的硬件部分没有依赖性，全部采用市场上流动的标准产品。例如：太平洋输油管道控制中心的服务器为 Millennia PC微机，网络产品以 3COM的居多，易于系统的集成和维护。RTU是根据用户的需要可以随意配置。网络协议是多方面的，编制语言以C语言为主。数据库的采用与MIS系统是一致的，有Oracle、Sybase和Microsoft SQL—Server等工业标准的关系型数据库管理系统供选用，它们是开放式的记录格式可供系统享用。对于 S/3 SCADA系统来讲，节点与通道的配置是不受限制的。S/3 SCADA NT系统软件可与在线仿真系统连用。
③可靠性。提高 SCADA系统的可靠性，SCADA NT软件有分层限权保护功能。可为每一名系统管理人员和调度操作规程人员赋一个口令和操作名。主要系统软件可采用冗余结构，系统出现故障时，数据可以自动重新定位。
③实用性。数据库与应用程序的维护可以远程与现场两种方式进行，这取决于所选用的RTU设备。随着应用的改变，系统可以进行升级。系统共可管理工程点达10万个。具有窗口式会话功能。是否采用冗余系统完全取决于用户的需要。在 PCI作站与 S／3 SCAD服务器之间提供了 DDSLink数据通讯软件，可与Microsoft Word和 Microsoft Excel连接，实现实时报表的自动生成与更新功能。DDSLink软件可以利用 DDE（Dynamic Data Exchange动态数据交换）和DCE（Distributed Computing Environment分布运算环境）通讯协议建立实时的动态数据，并可以实现对系统的配置和数据的管理与维护。
（5）系统存在的问题。
汉化方式分成内核汉化和界面汉化两种，目前该系统只有界面汉化并且处于考机阶段，有待于进一步做工作。
2．具有良好界面和兼容性的OASYS 5.2系统软件
该软件是加拿大VALMET自动化系统公司开发的。OASYS 5.2（以下简称OASYS）系统具有良好的界面，能很好地与其它软件兼容。应用该系统可实现全线启停高度自动化，在管道自动化管理方面可达到世界先进水平。
（1）OASYS系统的结构。
开放式OASYS系统具有良好的界面，能方便地与其它公司的软件兼容，更加完善了SCADA系统的功能。
分散式OASYS系统将SCADA系统分成若干功能块，再将这些功能块放在不同的计算机上，每个计算机需完成相应的SCADA功能，如此整体完成全部的SCADA系统功能，其特点是具有较高的可靠性。
①OASYS系统的组成。OASYS系统主要由CMX实时数据库软件包、XOS运行调度人机界面和XIS历史数据库软件包组成，见图11-4。
图11-4 OASYS系统的组成
a．CMX实时数据库软件包。CMX实时数据库软件包主要负责对现场设备、仪表的监视与控制，是OASYS系统的核心，为开放式结构。该软件包主要功能如下：
（a）定时运行程序和打印报表（告）；
（b）双机冗余切除；
（c）主机与RTU或PLC间的数据通信；
（d）系统信息记录；
（e）为XIS、XOS等提供实时数据；
（f）可对CMX数据库中的实时数据进行在线运算处理；
（g）实时趋势图。
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b．XIS历史数据库软件包。XIS历史数据库软件包为关系型数据库，是SYBASE公司的产品，VALMET公司仅作了少量的改动。XIS主要用来将CMX数据库中的实时数据归档存储起来，以备历史趋势图和打印报表之用。XIS提供大容量冗余切换的外部存储器，如同CMX，两个冗余切换的XIS运行在不同的计算机上，保证了系统的可靠性。
C．XOS运行调度人机界面。XOS为另一公司（KNESIX公司）所开发的图形软件包，VALMET公司对其作了较大的改动，使其适合于SCADA系统的要求，该软件包的作用是绘制控制流程图并将绘制好的控制流程图动态显示出来，提供给运行调度作为人机界面。调度员通过XOS完成SCADA功能。用鼠标器在屏幕上轻击功能键，调出一幅画面，也可以轻击控制键，控制现场设备。
②OASYS系统的启动。OASYS系统启动可分为两部分，即IJNIX系统的启动和OASYS系统的启动。整个系统被设置成自动启动过程，一旦开启电源，便进UNIX的多用户、网络状态，随后自动启动OASYS。OASYS的启动又分三步：CMX、XIS、XOS，每一步都有相应的处理文件来自动完成。另外，在两台冗余切换机的工作站上，通常先启动的工作站上的CMX、XIS为工作状态，后启动的工作站上CMX、XIS为备用状态。
③OASYS系统停机。系统停机也可分成两部分，OASYS系统停机和UNIX系统停机。类似于系统启动，系统停机也被设置成一些处理文件，所不同的是，停机必须人为发出停机命令，且停机次序与启动次序正好相反，即先停XOS，再停XIS、CMX，最后停UNIX，关机。
④OASYS系统的安全性。系统安全保护分为两部分，UNIX系统安全保护和OASYS系统安全保护。UNIX将系统中的用户分成两类，即根用户和一般用户。一般用户分成许多小组，根据用户拥有的权利，将系统中的资源按拥有者、同组用户、其它用户分三类来确定对系统的使用权，即对该资源的拥有者权利最高，同组的次之，其它用户权利最低。在定义用户的同时，也就指定了用户对系统资源的使用权利。
OASYS系统将用户定义在CMX数据库中，分为5个等级：系统管理员、值班长、运行调度员、局部运行调度员和只能看不能控制的人员，这5级中系统管理员最高，值班长次之，依次下排。
（2）OASYS系统存在的缺点。OASYS系统存在的缺点如下：
①制作和修改报表非常困难。必须用程序修改，修改一条表格线也必须在程序中修改；
②绘图比较困难，不如 Autocad方便；
③人机界面不如Windows方便。
鉴于以上问题，VALMET公司已经于 995年底开发出了在Windows NT下使用的OASYS 6.0版本，基本解决了以上问题，因而在今后的管道设计和自动化系统的采用上均考虑以上因素。
3．新的计算机管理软件
作为未来管道工业新技术之一的新的计算机管理软件在管道上的应用，将使其成为高科技产业并为其发展起到一定的推动作用，就管道行业而言，计算机技术已在许多领域得到广泛应用，如管道自动控制（AM）、GPS系统（地理信息系统）、管道实时控制等。
随着各种管理软件的飞速发展，预计，几年之后远距离实时控制技术将以技术标准形式被确定下来。那时候，以电子流量测量、先进的SCADA系统（监视控制和数据采集系统）。完善的GPS系统，以及自动制图、自动记录工况和历史过程的数据库为特征的管道实时控制技术都将相继问世，从而使管道运行费用降低到最低限。
11.3 SCADA在我国油气管道的应用
长输管道SCADA 系统是通过采用仪表、控制装置及电子计算机等自动化工具,对管道生产过程进行自动检测、监视、控制和管理,以保证安全、平稳、经济的输油、输气。管道SCADA 系统的实现,能够达到各种最优的技术经济指标,提高经济效益和劳动生产率,节约能源,改善劳动条件,保证环境及生产安全。目前,美洲、欧洲、中东等地的输油/ 气管道已广泛采用SCADA 系统进行全线监控。
80 年代以前,我国长输管道基本上是常规仪表检测、就地控制;80 年代中期以来,在铁岭- 大连输油管线和东营- 黄岛输油管道复线上引进了国外先进技术,填补了我国管道应用SCADA 系统的空白,达到国外80 年
代水平;在铁岭- 秦皇岛输油管线和轮南- 库尔勒输油管线上采用了我国自行设计的SCADA 系统。
目前,具有计算机监测控制与数据采集功能的SCADA系统已广泛应用,成为管道自控系统的基本模式。
11.3.1 SCADA系统在陕京输气管道工程的应用
11.3.1.1 自动控制方案
陕京输气管道SCADA/ POAS 系统主要监控对象为:4 座有人值守的计量站包括靖边首站、北京末站、琉璃河分输站及去天津的支线分输站—永清站,沿线9 座无人值守的带RTU 的遥控阀室;7 座无人值守的清管站
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(含阴极保护) ;3 个输气管理处设有远程监视系统,可对其管辖段实现系统监视。该系统对全线的控制分为三级：
1 从调度控制中心实现监视和控制
北京调度控制中心对全线运行实行统一调度管理,监视管线沿线各站的运行参数和状态,如温度、压力、流量以及阴极保护,供配电等系统的有关参数;对所有阀门的开、关和故障状态,火灾报警,可燃气体检测,通信线路运行状态等进行监测。关键参数可从调度中心远程调控,如干线上带RTU 的截断阀室,当管道破裂或维修时需要紧急截断气源,可从调度中心发出命令关闭需要关闭的阀门。设定值和各项操作命令能够从调度中心准确地下到有关站,并能将所监视的数据从调度中心送到输气管理处(GTD) ,从GTD 能监视到所管辖区段的管线运行状
态和所有数据,但GTD 不具备任何控制功能。
2 站控系统ACS 的集中监视,分散控制
ACS 采用PLC 为主的集中监视,分散控制方案。4 个计量站均配有人机界面MMI 和单回路的流量计算机。首末两站还配备了全组分新型气体分析仪,硫化氢检测仪和水分分析仪用于全组分分析与计算,测量硫化氢含量、水露点,计算气体密度和组分含量。4 座计量站只需少数人员值班,从而达到了无人操作有人值守的水平。ACS 系统能够自动采集温度、压力、气体流量等数据,能够自动控制相应的阀门,从人机界面MMI监视站内的现场设备运行。ACS 系统能适应不同的流量变化及压力控制要求,进行流量及量程自动切换操作,使供气系统具有超压,紧急截断及自动压力监控、调节、切换功能,保证安全平稳地供气。
3 就地手动控制
现场阀门可由现场人员就地进行开、关操作。站控系统操作方式定义如下:
(1) 站远程操作
站上设备由调度中心实现远程操作,如全线各站的关闭和干线上带RTU 阀室的气液联动阀的关断,但这些设备不能由调度中心进行远程开启控制。
(2) 站就地操作
站上设备,如电动阀等,由站控系统的MMI 来控制,调度中心不能对其控制。如果当站PLC 与人机界面MMI 发生故障时间超过30 s ,就地方式自动转换成远程操作方式。
4 设备维护
设备维护分阀维护和变送器维护两种方式。处于阀维护方式时,调度中心与站控系统均不能对其进行控制,由维护人员到现场对阀进行手动操作。处于变送器维护方式时,对模拟输入卡上接收到的4～20 mA 信号不进行处理,但需切换到维护状态时,最近测量值才被保留。
11.3.1.2 系统配置
陕京管道SCADA/ POAS 系统是由法国CEGEL EC 跨国电气公司下属的德国CEGEL EC AEC 自动化工程公司作为系统集成的主要承包商,提供该公司自己的产品View Star 750 (简称VS750) 作为调度中心的SCADA 系统软件及PC Views 输气管理处监视系统的软件,以Modicon PLC 作为站控系统的RTU ,Factory Link 软件作为站控系统的MMI。美国休斯通信公司提供的卫星通信系统实现从调度中心到各站,输气管理处主通信线路的通信,备用通道为公用电信网PSTN。整个系统的配置图如图11-5 所示:
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图11-5 陕京输气管道SCADA/ POAS 系统配置图
11.3.1.3 调度中心硬件和网络设计
VS750 是以网络计算机为操作平台的远程过程监视与控制系统,运行在由多台高性能的具有交换互联结构的Sun Ult ra 1 工作站,奔腾PC 工控机,奔腾PC 机,打印机,投影系统组成的10 Base —T 网络环境中,支持TCP/ IP 异种网互联协议。硬件设备包括以64 位Sun Ult ra 1 图形工作站为平台的冗余主机两台、冗余的操作站两台、模拟工作站一台、工程师站一台、培训工作站两台、前投影工作站和后投影工作站各一台。两台工控机为平台前端处理机(FEP) ,并配有多台事件和报告打印机、一台打印服务器及彩色打印机、A3 幅面激光打印机、中文PC 机及报表打印机一套、用于离线管道模拟的PC 机一台和用于工程开发编程组态的PC 机一台。一台Windows NT 网络服务器充当调度中心SCADA 局域网与分布在经理办公室的5 台PC 机连在一起的PC 局域网之间的网关,通过Microsoft 公司的ODBC(开放数据库连接) 软件来实现从SCADA 系统将管道运行参数,状态、事件、归档报告实时下载到经理办公室的PC 机上,为领导决策提供科学依据。到输气管理处( GTD) 的广域网之间的互连是通过连在网络上的路由器到三个输气管理处的路由器来实现的,主通道采用卫星通信线路,备用通道采用公用电话网。主站、前端处理机( FEP) 和操作站之间采用一台全球卫星定位系统( GPS) 来实现时间同步。
调度中心到远程各站的通信,通过前端处理机(FEP) 及连在FEP 上的BM85 多路复用网桥来实现。
以上设备分别集中在控制室、工程师室、硬件室、培训室和接待室。
两台操作员站、一台管道模拟站、网络打印服务器、中文PC 机及打印机全装在控制室,每台操作员站分别与两台报警/ 事件打印机和报告打印机相连,彩色打印机通过局域网上的打印服务器相连,大屏幕后投影墙安在控制室墙上,面对操作员站。主机、前端处理机、多路复用网桥、集线器、路由器、调制解调器等网络设备及NT 服务器、后投影工作站安装在硬件室。工程师站、离线管道模拟PC 机及SCADA 编程组态的PC 机安装在工程师室。
两台培训工作站,一台用于管线模拟软件培训,另一台用于VS750 操作培训,培训RTU 和进行站控系统操作培训,以上设备安装在培训室。前投影及前投影工作站安装在接待室。
后投影系统是采用德国Dr Seufert 公司研制的新一代数字式液晶显示系统(LCD) ,由8 块透明的屏幕组成,4 m 长,115 m 宽,带LCD 发光的镜头和带反射的灯管,一台中央MX —终端和两台发光的MX —终端,支持X11 协议,操作人员以控制台上直接操作图形和自由图形画面在投影屏幕上的显示,该后投影系统具有高清晰度,不受光线影响,省电和维护方便的特点。11.3.1.4 站控系统设计
ACS 自动控制系统的RTU 是采用Modicon Quantun PLC 即QTM —PLC ,通过它对现场设备进行控制。
4 个计量站还配有基于PCI 控机的人机界面Factory —Link 来实现对现场设备的监视。
1 计量站
4 座计量站都配有单回路的流量计算机,靖边首站和北京末站还配有对气体质量检测的色谱分析仪。色谱分析仪和流量计算机之间的通信是采用一种广泛应用于现场控制用的Modbus 协议。
为保证大站系统的容错性和可靠性,计量站的RTU 全采用双机热备和冗余的通信路由,主通道是卫星通道,备用通道是公用电话网。
每座计量站的RTU 是由两个具有热备功能相同组态的PLC 控制器组成。控制器热备组态简单,安装容易,当发生故障或电源中断时提供无扰动的后备控制。两个PLC 通过位于PLC 上的热备模块实现两个CPU 从主到备的通信,每个控制器还有识别两台控制器之间的数据传输区域的大小。正常情况下备用CPU 不执行控制功能,只是监视主CPU的工作。一旦主CPU 发生故障,备用CPU 在48 ms内切换过去,备用CPU 能够完全无间隙方式承担I/O 链路的控制。
从RTU 接收和传输数据的设备有:气体色谱分析仪、UPS 系统、流量计算机、阀门、火灾检测系统、紧急截断控制。
RTU 与调度中心VS750 系统,流量计算机和色谱分析仪之间的通信是通过多路复用网桥BM85 来实现的。一个多路复用网桥带4 个Modbus 端口和1 个Modbus Plus 端口。所有程序和对RTU 的控制都是用Modsoft 软件来实现。
2 带RTU 的阀室
安装在干线阀室上的RTU 包括CPU 模块、直流电源模块、数字输入/ 输出模块和网络模块,没有配备热备模块。带RTU 的阀室只能从调度中心进行远程控制操作。所有模块都集成在一个RTU 机架中,通过卫星线路与调度中心进行通信。和阀室上的RTU 实现数据通信的现场设备有:温度测量元件、压力变送器、气—液联动阀门、热—电发生器和供电系统等。
3 清管站
安装在沿线的7 座清管站上的RTU 提供了远程清管功能,由CPU 模块直流供电,网络模块、数字输入/ 输出和模拟输入/ 输出模块组成,所有模块都集成在一个机架中,通过BM85 多路复用网桥连接卫星线路(主通道) 和公用电话网(备用通道) 实现与调度中心通信。
和清管站RTU 实现数据通信的现场设备有:温度测量元件和压力变送器、电动和气液联动阀门、热—电发生器、供电系统、清管控制器及其它I/ O 模块。
11.3.1.5 SCADA 系统的核心软件VS750
VS750 软件包是德国CEGEL EC AEG 公司自己开发,用于调度中心的监视与控制系统,运行在基于网络操作系统Solaris 的不同系列SUN 工作站上,可以根据用户要求、规模大小,方便、灵活地按模块进行组态和集成。
VS750 软件包是一个基于X —Windows 的图形操作界面,可提供高分辨率的三维图形显示,在不同窗口中显示各种画面,包括陕京输气管道全线走向图、全国陆上油气管网图、各站控系统的工艺流程图,并能动态显示管道和设备当前运行的状态,实时地显示温度、压力、流量等数据、报警信息等,通信线路的运行状态,通过鼠标方便地操作各种屏幕菜单,控制整个系统的运行。陕京管道的VS750 版本还提供了各站场、管道黄河跨越、现场管道施工等图片画面显示,画面中多种字体的汉字显示,管道模拟软件实时模型计算结果的显示。VS750 主要功能如下:①基于多窗口的人机对话多种菜单、对话框、滚动条等操作; ②从控制中心向各个被测点发送遥测、遥调、遥控、遥计(量) 指令; ③现场设备和整个管线运行状态,实时参数和报警栏显示; ④各种操作、报警、事件及系统信息记录和打印; ⑤各种事件、报警、系
统状态归档,实时趋势和平衡周期性归档; ⑥各种报表、曲线及图形的生成和打印; ⑦对管道阴极保护电位进行在线检测;在检测管地电压时,对全线的阴极保护站以12 通s、3 s 断的方式同步进行控制; ⑧各站的火灾检测,可燃气体检测; ⑨冗余局域网,冗余主机,冗余前置机的运行和主、备切换; ⑩通信故障的检测,主、
12从模拟工作站接收数据,向模拟工作站传输数据,显示供备通信线路的切换; ○11v系统的重新配置和组态; ?○
气负荷,预测管道中气体残留时间等模拟结果,支持调度优化。
11.3.1.6 实时管道模拟软件LIC PSS
陕京管道SCADA/ POAS 系统的应用软件是由德国CEGEL EC AEG 公司的技术合作伙伴丹麦的L IC Consult 公司提供的管道模拟系统(L IC PSS) 。L IC PSS 共分为在线实时模型RTS、培训模型TRS、离线动态和静态模拟系统L IC GAS 三大部分。其中在线实时模型和培训模型运行在调度中心的SCADA 局域网上的模拟工作站和培训工作站上,离线模型运行在离线的PC 机上。
158
在线实时模型用于优化输气管道运行操作和实时处理,提供以下功能: ①数据接收和传送,应用现场数据来确定以时间为自变量,计算那些不在监控位置上的压力、温度、密度和流量的过程变量; ②计算管段的压力、温度、流量、气体密度剖面和储气量;③根据当前输气状态和将来管线的设备状态变化,预测储气量和压力、温度、流量、密度等剖面,模拟过程变量,确定预测周期并对将来24 h 的用气量和管线运行状态进一步预测; ④根据当前气体消耗情况和设备状态,预测管道中气量残存的时间,优化以后的操作; ⑤批量跟踪,并进行控制;
⑥根据天气变化和用户需要,预报供气量; ⑦对管道模型的自动调峰,以便改进计量和管线运行的操作性能;
⑧仪表分析,检测仪表的精度下降与漂移; ⑨压差检测; ⑩管道泄漏检测。
除管道泄漏检测模块准备在第二期工程配备外,上述模块全配置在陕京输气管道SCADA/ POAS系统中。并且将实时模拟,超前模型,批量跟踪,对供气量预测的控制和监视等功能均已集成在VS750MMI 中,在线实时模型
的运行是通过VS750 的人机界面MMI 来实现的,操作人员可以从就地操作站上通过SCADA 局域网对在线实时
模型的计算过程和结果进行透明的访问,将模拟工作站上实时在线模型计算的结果显示在就地操作站上。另一方面,从现场来的数据也通过网络传给模拟站上的实时在线模型,对现场的工况进行模拟,每60 s 更新一次数据。模拟结果及时并准确地送到操作站上,指导调度中心的调度人员操作,为整个管道的调度管理提供科学的决策。
为了能控制管道模拟功能,允许操作人员改变L IC PSS 数据库中的对象来控制管道模拟功能。
培训模型TRS 安装在一台培训工作站上,取在线的实时数据作为培训系统的初始条件,使接受培训的人员在接近实际操作的环境中逐步学会实时在线模型的开发、应用和实际操作,而不影响管道实际运行操作,从而使受训人员能在很短时间内独立地模拟和诊断管线运行中出现的各种情况,受训人员还可以改变初始条件,对整个管道的压力、温度、流量值进一步模拟,对比多个工况条件下系统的操作性能,培训系统能自动记录整个培训模拟的过程。
培训模型是一在线、支持网络环境的培训系统,培训模型的运行也是通过连在网络上的另一台用于VS750 的培训工作站上的VS750 的MMI 来完成的,在模拟培训站上还提供网络高层协议,如FTP ,Telnet 等,用户可以根据环境的要求,灵活配置通信协议,传输速率和奇偶校验方式。
11.3.2 SCADA系统在克拉玛依—独山子输油管道中的应用
克拉玛依-独山子线原油管道是我国第一条长距离原油输送管道,始建于1958 年,隶属于新疆油田分公司油气储运公司。全线总长148. 6km ,南北横穿准葛尔盆地西部戈壁,共设4 个泵站,一个调度监测中心,其中末站为原油计量交接站,其他首站、4站、6 站均为热泵站,首、末站高差524. 37 m。采用开式旁接罐工艺流程交替输送克拉玛依0 # 、彩南和石西油田原油。为满足管道密闭输送的需要、降低能耗、提高输油生产管理水平,保证管道安全运行,该公司在1998 年工艺改造的基础上,开发了该管道SCADA 系统,并于1999 年底投入使用.
11.3.2.1系统介绍
系统总体方案如图11-6 所示。
图11-6 系统总体方案图
该SCADA 系统由工业PC 机加PLC 及微波信道构成,其中各站和调度中心为物理结构, 是10BASE-T 的Ethernet 局域网,工业PC 机与PLC 通过以太网进行数据通讯,控制室PLC 与远程(加热炉区) PLC 通过AB 公司的DH+ 网相联。全线利用微波信道组成广域网,提供4 条点对点透明专用数据传输微波信道,以实现各泵站
159
与调度中心的数据交换,以及各泵站间的数据交换。系统通讯速率≤64 kbps ,误码率≤1 ×10 - 6。系统采用3 级控制,1 级为现场就地手动,2 级为站控,3 级为调度中心全线自动控制。由于这次是老管线改造,投入资金有限,加之操作人员的技术水平提高要有一个过程,因此系统采用以站控和调度中心全线自控相结合的控制方式。
站控功能
1) 显示动态工艺流程图、主要设备的运行参数及运行状态,显示历史趋势曲线和实时数据曲线。
2) 显示控制图,实现泵站压力、输量及流程的自动控制,进行泵效、加热炉热效率、燃油及耗电量等的计算。
3) 利用微波通讯信道,向调度中心发送数据、水击报告、批输信息及接受调度中心的指令,进行水击保护控制、批输管理和生产调度管理,站与站之间可通过调度中心互相调用数据。
4) 记录报警信息、重要事件及主要工艺参数。
5) 打印生产报表和报警事件。
调度中心的功能
1) 利用微波通讯信道,接收各站发送的数据、水击报告和批输信息;向各站发送水击控制令、批输指令和调度指令。
2) 判定水击源,生成相应的决策表,进行全线水击控制。
3) 对全线各站受控设备进行控制及对各站参数进行集中监视、调度和管理。
4) 与公司办公自动化管理网进行通讯。
11.3.2.2系统硬件
1 工业监控计算机
每站设监控计算机两台,1 台为网络服务器(工程师站) ,1 台为操作站。
2 主控PLC
采用美国AB 公司的PLC25/ 40E 处理器作为控制器,用以完成站内的数据采集、计算及现场控制。它具有丰富的指令集和强有力的软件功能,具备嵌入的TCP/ IP 通讯能力,使用内置的Ethernet处理器和标准指令可与工控计算机建立通讯。I/ O容量(任意组合) 可达2048 点,支持的最大远程物理设备数为60 个。
为提高控制系统的可靠性和安全性,主控PLC采用了热备用系统,两块PLC25/ 40E 处理器并行工作,当主控制器出现故障时,可切换到备用控制器继续运行控制程序。
3 PLC 系统硬件配置
(1)系统I/ O 点数
系统I/ O 点分布在4 个泵站,其中首站67 点,四站139 点,六站140 点,末站83 点,合计429 点。
(2)系统各站I/ O 框架及I/ O 模块配置
系统选用模块及框架如下。
1) 1785-L40E : PLC25/ 40E 控制器, 带以太网口。
2) 1785-BCM:冗余通讯模件,提供两种通讯链接,即远程输入/ 输出和DH+ 链接的切换控制。当主控制器发生故障,在50 ms 以内,将DH+ 和远程I/ O 的控制切换到辅助PLC25 处理器。
3) 1771-P6S :电源,8A ,220 V AC。
4) 1771-P7 :电源,16A ,220 V AC。
5) 1771-ASB : 远程输入/ 输出适配模块, 提供PLC25/ 40E 处理器与加热炉区远程I/ O 框架中的I/ O 模块之间的通讯。
6) 1771-IFE :12 位模拟量输入模块,16 点。
7) 1771-OFE2 :模拟量输出模块。
8) 1771-VHSC:高速计数模块,接受来自现场流量计的脉冲信号。
9) 1771-IBD :输入模块,10～30 V DC ,16 点。
10) 1771-DB :数据通讯模块,可独立于PLC 处理器运行BASIC 和C 程序,在此处与首站电动阀门控制器及原有UBG型光导液位仪进行通讯。
11) 3100-MCM:Modbus 接口模块,与首站原有自控系统的PLC 进行数据交换。
12) 1771-IM:输入模块,220/ 240 V AC ,8 点。
13) 1771-OM:输出模块,220/ 240 V AC。
160
14) 1771-OBD :输出模块,16 点,30 V DC。
1771-A1B : I/ O 框架,4 槽;
1771-2A2B : I/ O 框架,12 槽;
1771-A3B : I/ O 框架,12 槽。
2771-K9A1 : PANELVIEW900 操作终端,加热炉区操作员使用。
根据现场信号类型和数量的不同,各站PLC 的I/ O 模块配置不尽相同,具体如图11-7～11-9 所示。
图11-7 首站I/ O 模块配置
图11-8 四站及六站I/ O 模块配置
161
图11-9 末站I/ O 模块配置
3 I/ O 寻址方式
I/ O 组是一个寻址单元,它对应于一个输入映象字(16 位) 和一个输出映象字(16 位) 。一个I/ O组可包含多达16 个输入和16 个输出,并且可以占用2 个、1 个或半个模块槽。I/ O 机架是一个寻址单元,它包含8 个I/ O 组。一个I/ O 机架可以占用一个I/ O 框架的一部分;一个满I/ O 框架或多个I/O 框架。
PLC 的寻址方式有2 槽、1 槽或半槽3 种方式。当选择2 槽寻址时,处理器2 个I/ O 模块槽作为1个I/ O 组来寻址。每个物理的2 槽I/ O 组对应于输入映象表中的1 个字(16 位) 和输出映象表中的1个字(16 位) 。同样,当选择1 槽寻址时,处理器把1个I/ O 模块槽作为1 个I/ O 组来寻址。在框架中的每个物理的1 槽I/ O 组对应于输入映象表中的1个字(16 位) 和输出映象表中的1 个字(16 位) 。当选择半槽寻址时,处理器把半个I/ O 模块槽作为1个I/ O 组来寻址,在框架中的每个物理的1 槽I/ O组对应于输入映象表中的2 个字和输出映象表中的2 个字。
本系统I/ O 选择的是8 点和16 点I/ O 模块,采用1 槽寻址方式,处理器把1 个I/ O 模块槽作为1个I/ O 组寻址。由于对每个I/ O 槽在处理器映象表中有16 个输入位和16 个输出位, 因此能用任何次序混用8 点或16 点模块。
11.3.2.3 系统软件
1 主控机编程软件
采用Honeywell 公司的SCAN3000 软件,该工控软件专门针对油气行业开发,运行在Windows2NT 系统,开放性好且支持中文。
(1)软件的特点
1) 结构灵活:可在线组态,包括在线建点;建用户流程图;建趋势点;生成新报表;增加操作站、控制器。
2) 易于操作和维护:有着先进且灵活的报告、报警、报表、数据采集、组态、趋势等功能,许多标准画面均已生成,用户只需做工艺流程操作画面。
3) 可运行其他专业公司提供的管道自控应用软件,如管线检漏、水击保护软件等。
4) 对通讯的通道要求不高,几乎适用于任何介质(无线电、卫星、微波、光缆) ,因为SCAN3000 与通讯有着良好的接口,故可以自动统计通讯误码率,当误码率升高时,SCAN3000 会自动报警,实现远方紧急关断,且很容易判断出是SCAN3000 的问题还是通讯的问题。
(2)泵站SCAN3000 系统的主要任务
1) 为操作员提供在图形窗口上观察采集到的动态实时数据和趋势曲线,将数据写入SCAN3000 数据库,数据库定义了采集数据的报警限,可提供先进的报警特性,并自动用于产生生产报表。
2) 利用直观、简洁的人机界面完成站内工艺过程的控制,如泵、加热炉等设备的启停,流程的自动切换。
3) 监视PLC 的通讯状态(例如:通道正常、通道靠近报警极限、通道故障) 。
4) 将有关数据上传至调度中心,同时接收调度中心发来的控制信号。
(3)调度中心SCAN3000 系统的主要任务
1) 采集4 个站的数据,并运行水击、清管球运行等应用软件,同时向各站发送水击、批输和调度命令。
2) 提供下列数据库。
a) 实时数据库:存放各站的模拟量、数字量和脉冲量信号;
b) 历史数据库:存放各站的历史数据;
c) 事件数据库: 存放SCADA 系统包括站控系统所有控制器、计算机和外围设备的运行情况以及现场仪表、控制设备的运行状态等;
162
d) 应用软件数据库。
3) 将所有数据库数据存放在硬盘上,供公司管理网有关用户享用,为其提供不同的生产数据。
2 PLC 主控程序设计
PLC 采用AB 公司的Rslogix 5 梯形图软件编程,其电路符号和表达方式与继电器电路原理图很接近,控制过程形象、直观,系统维护人员容易掌握。PLC 控制程序的4 个站分别编制,每个站的PLC 控制程序包括站控主程序及流程切换、启停加热炉、启停泵、报警总汇、收发球、热备控制、变频器操作、计算等子程序。
以中间站四站为例,其PLC 站控主程序共有89个梯级,PLC 按照梯级递增的方向逐个梯级扫描执行主控程序,直至程序结束并重复执行。当遇到子程序跳转指令时,则扫描在该指令处跳转,执行完相应的子程序后再返回跳转处继续扫描,同时子程序可以嵌套使用。图11-10 是主控程序的第30 个梯级,代表独立启动泵房的2 # 泵;图11-11 是启动2 # 泵的子程序,该子程序中还嵌套有变频器操作子程序(略) 。表11-1 为对应的变量表。
图11-10 主控程序的独立启动2 # 泵梯级
163
图11-11 启动2 # 泵的子程序
表11-1 启停泵程序变量表
变量名称信号说明
T4 :0/ DN 上电延时
B3 :6/ 6 单独执行命令
B3 :7/ 4 2 # 泵定速启动准备好
B3 :7/ 6 2 # 泵调速启动准备好
B3 :7/ 0 2 # 泵异常
B3 :7/ 15 停泵命令
B3 :38/ 1 顺序停泵
B3 :38/ 10 站控信号
B3 :38/ 11 调度中心停输信号
B3 :38/ 15 六泵站来的停电信号
T4 :217/ DN 启动2 # 泵延时计时器完成位
B3 :7/ 14 2 # 泵启动完成
B3 :7/ 13 2 # 泵超时故障
J SR 跳转到子程序
TON 延时接通计时器
164
I020 :7 2 # 泵电机在自动控制方式
B3 :7/ 14 2 # 泵阀全部准备好
T4 :31/ DN 开2 # 泵进口阀计时器完成位
B6 :24/ 3 开进口阀ZV-2204
B6 :24/ 1 2 # 泵进口阀开到位状态指示
B3 :7/ 10 2 # 泵进口阀全开指示
T4 :101/ TT 启动2 # 泵命令及变频启动计时器
记时位
O :021/ 4 启动2 # 泵(PLC 输出)
B3 :7/ 10 2 # 泵进口阀全开指示
B3 :8/ 10 2 # 泵进出口差压> 2MPa
T4 :32/ TT 开2 # 泵出口阀延时计时器记时位
B6 :25/ 3 出口阀ZV-2205 开到位状态指示
B6 :25/ 1 出口阀ZV-2205 开到位状态指示
B3 :7/ 12 中间变量
T4 :171/ DN 2 # 泵启动延时计时器完成位
B3 :7/ 14 2 # 泵启动完成
2 # 泵启动延时计时器复位
T4 :171/
RES
11.3.3 SCADA 系统在陕银输气管道工程中的应用
11.3.3.1 陕银输气管道概况及SCADA 系统组成
1 陕银输气管道概况
陕甘宁气田至银川(陕银) 输气管道工程是宁夏回族自治区在“九五”期间的一项重点工程,主要为宁夏化工厂2 套化肥装置提供用气,并可以解决临近县市和银川城市用气问题。管线总长度2911081km,设计管径
<426mm,输气压力为6127MPa ,年输气量为4～6 亿m3 (一期工程) 。全线设2 座黄河岸边阀室,8 座线路紧急截断阀室,9 座阴极保护站,2 个计量站( 靖边首站、银川末站) ,1 个盐池清管站,以及设在银川市里的控制中心,整个线路采用埋地敷设方式。
2 陕银输气管道SCADA 系统组成
陕银线SCADA 系统的设计是依照可行性研究和工艺要求进行的,以安全可靠、技术先进、经济实用为原则。为确保管道系统的安全性、可靠性和输送效率,由设在银川市内的控制中心对靖边首站、盐池清管站、银川末站等站控系统的生产运行及操作进行远距离的数据采集、监视和管理。控制中心与各站之间租用光缆通信线路,采用点对点、半双工、异步串行通信,通信速率为19 200bps ,误码率? 10E - 6 。系统配置如图11-12所示。
165
图11-12 陕银线SCADA 系统配置
(1)硬件配置
银川控制中心的硬件核心是主从热备服务器,负责对各站的生产过程变量进行实时数据采集和控制。系统通过3CI6405 型集线器和五类双绞线网络电缆将主从服务器、操作员终端和经理终端连接在一起组成10BASE - T 网,共享信息资源。控制中心10BASE-T网通过3 个RS-232/ 485 转换器分别与MODEM相连,RS-232/485 转换器与主从服务器内设置的研华485卡之间用RS-485 网络屏蔽电缆相连。
站场控制系统网络较为简单。各站场的MODEM与PLC-5/ 30 之间均采用串口电缆相连。靖边首站的计算机内置KTX 板与PLC-5/ 30 之间、PLC- 5/ 30 与PowerMonitor 之间、盐池中间站的PLC- 5/ 30 与DTAMPLUS 之间、银川末站的计算机内置KTX 板与PLC-5/30 、PLC-5/ 30 与ASB、ASB 与PowerMonitor 之间均采用DH+ 电缆相连。靖边首站、盐池清管站和银川末站站控系统的硬件核心是AB 公司的PLC - 5/ 30 可编程逻辑控制器,分别负责对各站的生产过程变量进行实时数据采集和控制。各站输入、输出均采用通用模块并安装在远程I/ O 框架中。以银川末站PLC 为例,其主要模块目录号列于表11-2 。
表11-2 银川末站PLC主要模块型号及规格数量一览表
模块目录
号
名称及规格数量
1785 -
L30B
处理器模板 1
1771 –IFE
模拟量输入
板
3
1771 –IR 热电阻输入
板
2
1771 - IBD 开关量输入
板
7
1771 - OBD 开关量输出
板
3
2100 –
AGA
流量计模板 1
1771 - P7 电源模板 2
银川控制中心控制室内放置4 台上位监控微机和1 台24 点阵式打印机、1 台激光黑白打印机、1 台激光彩色打印机,另有数台经理终端分别放在各经理室内。上位机分别运行相同的监控程序,供控制中心操作人员监控全线生产运行情况。靖边首站和银川末站分别放置1 台上位监控微机和1 台24 点阵式打印机,上位机运行各自的监控程序,供操作人员监控各站生产运行情况。
(2)软件配置
据陕银输气管道SCADA 系统的要求,全线上位监控软件均采用澳大利亚CI 公司的Citect 5.1 ,其运行平台为Windows NT 410 server/ workstation。Citect 与AB 公司的PLC - 5/ 30 之间由Citect 提供的驱动程序来实现通信。下位控制功能利用AB 公司的6200 软件对PLC编程实现。
Citect 是澳大利亚CI 公司研制开发的一套功能强大的工业过程控制应用软件,由于它具有良好的开发环境、强大的PLC 接口通信协议支持、实时的网络数据以及高效完整的Cicode 监控语言和函数集,使其在数据采集、实时监测和过程控制等系统中得到了广泛的应用。
11.3.3.2 陕银输气管道SCADA 系统特点及功能
1 系统特点
陕银输气管道SCADA 系统设计为三级控制,一般情况下都执行第一级控制: 银川控制中心集中监控。站场和控制中心均可记录各自的操作行为、突发事件和报警信息,并能查询阀门的开启关闭、流量、温度和压力等参数的数值。对于所有画面,只有当鼠标移动时出现双线框的对象(如电动阀等) 方可操作。所有操作画面均为中文显示,全部操作均由鼠标即可完成,并可在线修改Citect 的实时系统,使用简单、方便、快捷。本系统采用通用、高性能的PLC 和冗余控制设计,装配灵活、组态方便、移植性及适应性好。
2 系统功能
(1)冗余功能
166
陕银输气管线数据通信量较少,没有复杂的逻辑控制要求。因此,在控制中心计算机系统中将各分项服务器的功能集中于1 台服务器,此服务器担负全线的数据采集和控制任务,任何时刻,保证服务器与站控系统之间的正常数据传输是整个SCADA 系统网络正常运行的关键所在。
综合考虑系统可靠性和经济合理性,决定对控制中心进行服务器全冗余配置,主从服务器热备运行。在系统运行时,由主服务器行使控制权。主服务器将所有采集到的数据及状态信息通过局域网传送给后备服务器,后备服务器此时可暂时充当显示终端。一旦主服务器发生故障,后备服务器按预先给定时间间隔从动态数据库中读取数据、做出判断,并立刻接管主服务器的控制权、执行监控功能。当主服务器排除故障、恢复正常工作后,后备服务器又将控制权交回主服务器,并确保无数据丢失。
为实现这种冗余结构,并充分利用工控软件特有的功能, 在上位机组态软件中设置3 个磁盘变
量:ComTestPI ,ComTestP2 ,ComtestP3。这三个磁盘变量分别表示主服务器与3 个RS - 232/ 485 转换器的通信是否正常:若通信正常,均为“1”;若通信不正常,均为“0”。这三个磁盘变量为内部变量,分别存于主、从服务器的硬盘中,通过以太网进行读写。主服务器正常工作时,每隔1s 运行一次主服务器通信测度程序,分别测试主服务器与3 个RS - 232/ 485 转换器的通信是否正常,得到ComTestP1 ,ComTestP2 和ComTestP3 这三个磁盘变量的取值。从服务器正常工作时,每隔1s 运行一次从服务器通信测试程序,分别读取这三个磁盘变量的取值:若为“1”,禁止从服务器与相应的RS - 232/ 485 转换器进行数据通信;若为“0”,允许从服务器与相应的RS-232/ 485 转换器进行数据通信或为“0”。从服务器工作流程如图11-13 所示。
图11-13 从服务器工作流程
站级控制器、PLC 不再冗余,全部单机运行。控制中心服务器与各站PLC 进行一对一通信,每站占用1条通信线路与控制中心进行通信。
(2)实时监控
对现场过程参数、阀位状态、各种越限报警信号,进行实时监测、处理、记录和显示。
①工艺图的切换
控制中心监控程序提供6 幅与天然气输送工艺相关的动态显示界面:1 幅全线工艺流程总界面和5 幅局部工艺放大图,可以了解陕银输气管道全线设备的运行状态和各部分设备的详细运行状态。这些界面可以很方便地进行切换。靖边道站和银川末站分别设计了1 幅和3 幅动态显示界面,以监控各站的设备运行情况。
②工作流程的自动监控
控制中心和站场的操作人员可通过鼠标设置各项参数,操作阀门,实现流程的监视、选择流程的启动和停止。另外,SCADA 系统组态了柱状图显示和模拟数据显示以更精确地观测生产数据,还利用Cicode 语言组态了温度、压力坡降曲线和全线输差显示以宏观监测系统的整体运行。
③显示运行设备的工作电流
监控程序实时显示正在运行设备的工作电流、电压及相关功率,供操作人员了解设备负载运行状态。
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(3)实时管理
对管线工艺资料及处理数据进行归类,分别放入历史数据库进行实时管理。
①显示管线状态参数
包括陕银输气管道全线线路走向图,陕银输气管道工程简介,全线设备查询一览表和全线工艺流程查询,方便了全线系统的查询、维护。
②实时记录操作过程
按时间顺序记录各种操作行为、存入历史数据库,并按时进行打印,做到凡事有据可查,确保安全操作、责任到人。
③设置操作级别、用户帐号及密码
对陕银输气管道SCADA 系统的所有操作及查询均设置了两个保密级别:操作员级别和系统维护员级别。不同的操作员和系统维护员分别具有各自的登录帐号和密码,并由系统记录各进入系统人员的级别、登录帐号、密码及所进行的相关操作。这样,可分层屏蔽可操作信息,防止非法操作对系统及操作的破坏,同时也可对生产区域进行区域性屏蔽,防止无关人员涉足。
④统一系统时钟
通过控制中心“修改网络时钟”按钮,可将控制中心的时钟发往各站控制系统,以便统一整个陕银输气管道SCADA 系统的时钟,保障了整个系统的记录时间及其相关事件、数据的可靠性和有效性。
⑤当首、末站气相色谱分析仪发生故障时,可人工设置现场过程参数,提供通道故障的人工补偿手段。控制中心和各站场均设置公告栏,以便控制中心随时向各站发送通知、公告。
(4)实时组态
可对PLC 的定义、数据标签,系统信息、通信状态、操作显示界面、用户定义进行在线描述和修改,通过系统内核及帮助信息的显示,有助于系统维护员了解系统运行状况,及时进行实时组态。
(5)控制方式的选择
陕银输气管道SCADA 系统设计为三级控制:第1级,银川控制中心集中监控;第2 级,站控;第3 级,就地手动。一般情况下都执行第一级控制。控制级别的选择可以在监控界面上通过站控/ 中心选择按钮设定,且在控制中心和站控系统中均可对各电动球阀进行手动/ 自动选择。手动操作方式作为自动控制方式的一种补充为控制系统人为介入提供了灵活性,为管道正常输气情况下系统的维护提供了便利。
(6)自动清管操作
靖边首站和银川末站分别设有发球和收球装置。盐池清管站既有发球装置也有收球装置,因此在该站可以进行收发球。从发球站发出的清管球可由各站控系统和控制中心自动监测直至其顺利通过转球站到达收球站。
(7)报警处理
当设备出现故障时,系统启动预先设定的操作命令以对故障进行初次处理,同时通过报警画面及声音提示操作人员,进行报警摘要显示,并将该信息打印出来。报警窗口分为:当前报警和历史报警。当前报警只显示目前仍存在的报警的相关信息。已产生的报警复位消失后,与其相关的报警信息将从当前报警中消失。历史报警不但显示目前仍存在报警的相关信息,而且报警复位消失后,其相关的报警信息仍以白色显示。
控制中心和站控系统的历史报警数据以特定的格式存入数据库,并由系统维护员定期进行历史报警的备份。系统维护员还可通过文字编辑器查看备份的历史报警数据。
(8)趋势显示及分析
控制中心和站控系统提供的趋势显示有2 种:实时趋势显示和历史趋势显示。实时趋势用于记录生产过程中各参量的动态变化过程,而历史趋势则用于提取指定的历史数据文件。趋势图显示连续的趋势曲线,还可以读取曲线上任意点的实际数据和时间,进行曲线压缩显示和细化显示,每一趋势图可支持8 支笔,每幅画面可
支持2 幅趋势图,趋势画面数量不限。历史趋势数据可以特定的格式存入数据库,并由系统维护员定期进行历史趋势数据的备份。系统维护员还可由备份的历史趋势数据恢复为历史趋势显示,以便准确观察过去某历史时刻的具体趋势。
(9)报表的生成和打印
利用Citect 的在线报表生成器和Excel 电子表格可随时输出与生产相关的各种报表:控制中心和各站的实时报表、当日报表,当月报表,当年报表等。报表不仅可以即时输出到打印机上,还可以定期输出到磁盘上。
(10)故障诊断功能
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大型供水泵站SCADA系统解决方案
大型供水泵站SCADA系统解决方案 一、方案概述 随着我国城市建设和国民经济的迅速发展、对外开放程度的加快、人民生活水平和城市化水平的提高，大中型城市对水资源的需求越来越高。为满足城市日益增长的供水需求，供水泵站的规模不断增大，各个城市陆续建成了大型供水泵站，城市对泵站的安全运行、节约能源的要求也不断提高。亚控科技就是在这样的背景下，整合全线产品，适时提出了大型供水泵站SCADA系统解决方案。 二、方案亮点 双机双网冗余 为确保泵站的安全运行，SCADA系统采用双机双网冗余配置，可实现实时数据、历史数据、报警数据的冗余，在恢复后，故障期间的历史、报警数据可自动同步，充分保证数据的完整性。并支持增加专门的冗余状态探测通道，通过配置专用网卡实现快速的切换，并可以做到1S内的切换。最大程度的保证泵站的安全、稳定运行。 数据缓存和断点续传 泵站的网络系统出现网络中断或网速过慢的情况并不多，但是一旦出现必将因数据丢失而造成分析的误差、决策的不准确。因此，为了实现在网络中断时也不丢失数据的要求，系统提供了数据缓存的功能，当网络异常时，系统可将数据缓存在本地磁盘，待恢复后，再自动将缓存的数据传送到数据库中。如此一来，可最大程度的确保数据的万无一失。 在线监视 当泵站监控系统与控制设备通讯失败的时候，操作人员一般通过观察界面数据刷新情况来做出判断。但是从找准数据点到判断出异常通常都需要花费较长的时间，如果界面制作不够直观，那么时间将会更长。为了解决该问题，I/O Server 3.0为用户提供了在线监视工具，监视的内容包括I/O Server的性能，链路、设备、数据块的采集信息、当前状态、失败记录
油气长输管道占压管理工作通用范本
内部编号：AN-QP-HT992 版本/ 修改状态：01 / 00 When Carrying Out Various Production T asks, We Should Constantly Improve Product Quality, Ensure Safe Production, Conduct Economic Accounting At The Same Time, And Win More Business Opportunities By Reducing Product Cost, So As T o Realize The Overall Management Of Safe Production. 编辑：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 油气长输管道占压管理工作通用范本
油气长输管道占压管理工作通用范本 使用指引：本安全管理文件可用于贯彻执行各项生产任务时，不断提高产品质量，保证安全生产，同时进行经济核算，通过降低产品成本来赢得更多商业机会，最终实现对安全生产工作全面管理。资料下载后可以进行自定义修改，可按照所需进行删减和使用。 《中华人民共和国石油天然气管道保护法》（以下简称管道保护法）已于20xx年10月1日起正式施行，该法明确界定了各类危害管道安全的行为，管道保护法的颁布实施为管道管理和保护工作提供了法律依据。但在管道管理实践中，管道企业所遇到的问题复杂多样，难以靠一部法律在有限的篇幅内全面解决。为妥善处理油气长输管道线路中心线两侧各五米地域范围内管道占压等相关事宜，依照管道保护法有关规定，结合各管道企业多年来管道管理实践，在确保管道安全的同时，兼顾管道沿线各相关方利益，现对管道建设和运行
长输油气管道安全运行管理浅析(2020年)
( 安全论文 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 长输油气管道安全运行管理浅 析(2020年) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.
长输油气管道安全运行管理浅析(2020年) 摘要：随着经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。如何保障动辄穿越几千公里，蔓延中国大地的长输油气管道的安全，已成为越来越突出的问题。本文就如何加强长输油气管道安全运行管理进行了深入的探讨。 关键词：长输油气管道；安全运行；管理 1．引言 在工业现代化发展的今天。人们对石油、天然气及其产品的需求日益增多，而油、气产地与消费中心位置的不一致性，常常需要采用长距离的管道运输。从偏僻的矿区到繁华的都市；油、气管道翻山越岭、穿树跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遁受着各种腐蚀介质的侵袭，一旦发生危险，那么后果不堪设想。因此，加强长输油气管道安全运行管理极为重要，本文就此进行探讨。
2．长输油气管道安全运行管理的必要性 随着中国国民经济的持续快速发展和能源市场需求的显著增长，我国油气管道建设增速迅猛。自1959年中国第一条长输油气管道--新疆克拉玛依油田至独山子炼油厂原油外输管道投产以来，50年间中国长距离输油输气管道建设取得了长足进展。截至2009年，中国国内已建油气管道的总长度达6万千米，其中原油管道1.7万公里，成品油1.4万公里，天然气3.1万公里，并初步形成了跨区域的油气管网供应格局。 长输油气管道作为国家重要的基础设施和公用设施，关系到国家能源安全和社会稳定。目前中国油气管道建设已进入第四个高峰期。而油气管道具有易燃、易爆和毒性等特点，管道的安全运行非常重要。油气管道长期服役后，会因外部干扰、腐蚀、管材和施工质量等原因发生失效事故，导致火灾、爆炸、中毒事件的发生，造成重大经济损失、人员伤亡和环境污染。 我国不少管线已运行多年，特别是集输管线时间更长一些，在用管道中有约60％服役时间超过20年，东部管网服役运行已30多
SCADA简介
SCADA简介 SCADA是Supervisory Control And Data Acquisition的英文缩写，国内流行叫法为监控组态软件。从字面上讲，它不是完整的控制系统，而是位于控制设备之上，侧重于管理的纯软件。SCADA所接的控制设备通常是PLC（可编程控制器），也可以是智能表，板卡等。 早期的SCADA运行与DOS,UNIX，VMS。现在多数运行在Windows操作系统中，有的可以运行在Linux系统。 SCADA不只是应用于工业领域，如钢铁、电力、化工，还广泛用于食品，医药、建筑、科研等行业。其连接的I/O通道数从几十到几万不等。下面就其结构、功能、接口、开发工具等方面予以介绍。SCADA体系结构 1.1 硬件结构 通常SCADA系统分为两个层面，即客户/服务器体系结构。服务器与硬件设备通信，进行数据处理何运算。而客户用于人机交互，如用文字、动画显示现场的状态，并可以对现场的开关、阀门进行操作。近年来又出现一个层面，通过Web发布在Internat上进行监控，可以认为这是一种“超远程客户”。 硬件设备(如PLC)一般既可以通过点到点方式连接，也可以以总线方式连接到服务器上。点到点连接一般通过串口(RS232)，总线方式可以是RS485，以太网等连接方式。总线方式与点到点方式区别主要在于：点到点是一对一，而总线方式是一对多，或多对多。 在一个系统中可以只有一个服务器，也可以有多个，客户也可以一个或多个。只有一个服务器和一个客户的，并且二者运行在同一台机器上的就是通常所说的单机版。服务器之间，服务器与客户之间一般通过以太网互连，有些场合（如安全性考虑或距离较远）也通过串口、电话拨号或GPRS方式相连。典型的硬件配置图如下： 1.2 软件体系结构 SCADA有很多任务组成，每个任务完成特定的功能。位于一个或多个机器上的服务器负责数据采集，数据处理（如量程转换、滤波、报警检查、计算、事件记录、历史存储、执行用户脚本等）。服务器间可以相互通讯。有些系统将服务器进一步单独划分成若干专门服务器，如报警服务器，记录服务器，历史服务器，登录服务器等。各服务器逻辑上作为统一整体，但物理上可能放
油气长输管道及城区燃气行业 安全运营专项整治行动实施方案
****区油气长输管道及城区燃气行业安全运营专项整治行动实施方案 为贯彻落实中省市关于加强油气长输管道安全运营监管的指示精神，深刻吸取“11.22”青岛输油管道爆炸事故教训，认真查找途经我区油气长输管道存在的安全隐患，保障运营安全，按照《国务院安委关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》、《住房城乡建设部办公厅关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》、《省人民政府办公厅关于印发湖北省石油天然气和危险化学品输送管道及有关生产经营企业安全专项整治方案的通知》的要求，依据《中华人民共和国石油天然气管道法》、《住房城乡建设部办公厅关于开展油气输送管线等安全专项排查整治的紧急通知》等法规标准，经区政府研究决定，从现在起利用一年的时间在全区范围内，广泛开展油气长输管道及燃气行业安全运营专项整治行动。实施方案如下： 一、指导思想和目的 以习近平总书记、李克强总理和省市主要领导关于“11.22”青岛原油管道爆炸事故后所作出的重要指示为指导，坚持安全第一、预防为主、分级管理、各负其责、专业维护和社会保护的原则，按照“全覆盖、零容忍、严执法、重实效”的总体要求，大力宣传法律法规，全面排查安全隐患，彻底整治棘手问题，构建安全生产长效机制，防止重特
大事故发生，确保人民生命财产安全和社会稳定。 二、整治范围和治理重点 （一）油气长输管道整治范围： 1、中石化“川气东送”天然气管道，境内干线总长度28.9公里，起点位于李埠镇万城村（沮漳河东岸），管道桩号：EJZ001；终点位于郢城镇黄山村（太湖港西岸），管道桩号：EJZ041。途经李埠镇、太湖管理区、八岭山镇、纪南镇、郢城镇5个乡镇。 2、中石油“忠--武”天然气管道，境内干线总长度29.3公里，起点位于李埠镇万城村，桩号：ZWCS532；终点位于郢城镇黄山村，桩号：ZWCS563。途经李埠镇、太湖管理区、八岭山镇、纪南镇、郢城镇5个乡镇。 3 、中石油“忠—武”天然气管道荆襄支线，总长度11公里，起点位于纪南镇拍马村，桩号：JXCS000；终点位于荆门市纪山镇砖桥村，桩号：JXCS014。 4、中石化****至荆门成品油管道，全长14公里，起点位于纪南镇江店村，终点位于郢城镇岳山村，途经纪南、郢城2个镇。 检查整治内容： 地方政府和油气管道企业宣传贯彻《中华人民共和国石油天然气管道保护法》情况；管道企业落实管道保护工作制度规定情况；摸清管道沿线安全隐患情况，检查区域内管道沿线有无占压现象；协调解决管道企业自身无法解决的问题。
天然气长输管道的知识
关于天然气长输管道知识普及 随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要，近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸，管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此，对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。 一、线路工程 输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程，一般包括输气线路、输气站、管道穿（跨）越及辅助生产设施等工程内容。 线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线；输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。 线路截断阀室属于线路工程的一部分，主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等，功能是在极端工况或线路检修时，对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同，进行不同间距设置。 阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。 二、工艺站场 输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。 输气站是输气管道系统的重要组成部分，主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出
的气体具有所需的压力和流量；过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质，避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等；计量是气体销售、业务交接必不可少的，同时它也是对整个管道进行自动控制的依据；清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污，提高管道输送效率，减少摩阻损失和管道内壁腐蚀，延长管道使用寿命；增压的目的是为天然气提供一定的压能；而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来，保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同，各自的作用也有所差异。 1、首站 首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。 2、末站 末站就是输气管道的终点站。气体通过末站，供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外，为了解决管道输送和用户用气不平衡问题，还设有调峰设施，如地下储气库、储气罐等。 3、清管站 清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。 4、压气站 压气站是在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 5、分输站
油气储运工程中自动化技术的应用
油气储运工程中自动化技术的应用 [摘要]自动化技术主要应用于油气储运工程中的油气处理净化、加热储存、输送等环节，本文主要是结合当前发展现状和工作实践，对油气储运过程中，如何更加广泛科学地应用好自动化技术进行分析和思考。 [关键词]自动化技术；油气储运；应用；研究；分析 自动化控制技术对于油气储运技术而言，引入自动化技术并科学应用，可以在原油分水器控制、加热系统控制以及污水处理控制等多个方面得到明显的效果，通过数据信息的自动采集，并结合现代网络技术，就可以建立一套完整的应用系统，实现信息综合处理和发布，同时能够自动生成信息报表，从而实现油气储运办公系统的网络化，有效地降低生产成本，提高运行效率。 一、自动化技术系统的基本情况 对于油气储运工程，特别是处于传输首站部位的油气采集站，从采油厂生产中的原油和天然气都要在这里实现集中处理和输送。主要生产工艺包括原油脱水、集输、稳定以及相关污水的清理等。当前，许多采油生产单位已经开始建设并利用自动化技术，自动化控制体系逐渐形成规模。作为自动化集成控制系统，主要包括自动控制原油分水器、自动控制污水处理以及自动控制进行介质加热等，同时，通过综合利用计算机网络技术，能够实现数据信息的自动化采集，避免过程成成本的浪费，更加有利于全过程的综合控制。从油气生产单位当前的自动化控制系统开发及应用分析，主要有现场层数据层、决策层、监控层这四个方面组成，首站作为原油集中处理的主要部分，处于监控层与现场层的层级，通过网络信息实现彼此的联接和联动。生产单位要对集输部门数据中心进行数据处理，处于决策系统层。首站现场控
制中心和各集输站库现场控制中心是监控层：原油外输系统、灌区监测系统、加热炉控制系统、污水处理系统，以及油气分离控制系统和管道实时监控系统等，都处于现场层范围。 二、自动化技术现场应用实践及效果 自动化技术的现场应用实践证明，通过自动控制系统的有效工作，油气管输流量能够得到有效控制，管输的效率明显提高，同时还能节省燃料使用。其中的原理就是，当原油粘度增加，管道中的输送量下降，这时自动加热系统启动，使炉温升高，提高原油的温度保证了油气管输量实现提升。当原油粘度下降时，通过自动系统的作用，使控制流量和降低油温实现同步，就能保证原油粘度保持在一定水平，使输送量控制在合理的水平。 （一）提高储运效率，优化油气储运参数 据调查显示，管线输送的方式是油气储运所采用的主要方式，在实际储运过程中，散热损失与摩擦阻力损失就经常会存在造成能量损失。我们为了改变这种现状，必须从加热站上提供所需的热能，为其提供所需的能量，同时要为泵站提供所需的压力能量。在油气管输管理过程中，一定要正确的处理热量损失与输送效率的关系。从实践来看，摩擦阻力损失的大小主要取决于油气介质的粘度情况，而其粘度情况大小又取决于实际储运过程中的温度情况。因此，为使油气在较高温度下进行储运，我们可以采取提高出站温度的方法，这种方法能够减小摩擦阻力损失，有效降低原油粘度，但是散热损失将会不断增大。因此，能够实现能耗最小的情况下实现油气管输高效化，是储运方式选择的重要问题。因此，采用自动化技术和信息技术，加强管线的实时监控，对首端和末端压力、温度、流量以及粘度等各项参数进行及时采集，采用微波信息技术进行综合控制，在此数据的支持基础上，可以优化和编写和优化参数程序。计算机系统以及自动化技术根据所收集到的参数可以对输油参数进一步优化，调节加热炉的温度，同时控制其流量，实现科学高效、低成本的传输。 （二）加强储运设备管理提高运行效率
油气长输管道隐患治理存在问题及对策研究_霍登财
第37卷第3期2016年05月 技术与创新管理 TECHNOLOGY AND INNOVATION MANAGEMENT Vol．37No.3 May.2016 DOI：10．14090/j．cnki．jscx．2016．0317 【管理科学】 油气长输管道隐患治理存在问题及对策研究 霍登财1，2，田水承1，高鹏艳3 （1．西安科技大学能源学院，陕西西安710054；2．铜川市安监支队，陕西铜川727031； 3．铜川市安全协会，陕西铜川727031） 摘要：针对当前油气管道隐患治理中存在的责任不落实、资金不到位、治理难度大、时间长等问题，文章系统分析了隐患治理中存在的监管、权益、责任落实、经济投入等根本性问题，提出从明确责任、强化监管，加大投入入手，推进当前隐患治理工作，从而理顺监管体制、完善法规标准等，促进石油天然气长输管道安全监管长效机制的建立。 关键词：石油天然气；长输管道；隐患治理 中图分类号：TE88文献标识码：A文章编号：1672－7312（2016）03－0323－05 Ｒesearch on the Problems and Countermeasures of Long Distance Oil and Gas PipelineＲisk Management HUO Deng-cai1，2，TIAN Shui-cheng1，GAO Peng-yan3 （1．College of Energy Science and Engineering，Xi’an University of Science and Technology，Xi’an710054，China； 2．Tongchuan City Administration of Production Safety Supervision and Management Bureau，Tongchuan727031，China； 3．Tongchuan City Security Association，Tongchuan727031，China） Abstract：Aiming at such current existing problems in the oil and gas pipeline risk management as responsibilities，insuffi-cient funds and long time duration，the paper systematically analyzed such fundamental issues in risk management as regula-tion，rights and interests，irresponsibility，economic investment etc．，and put forward some countermeasures：making responsi-bility clear，strengthening supervision and increasing investment so as to promote the risk management work，rationalize the regulatory system and mechanism，and improve the standards，aiming to promote the establishment of petroleum and natural gas long-distance pipeline safety supervision of long-term mechanism． Key words：petroleum and natural gas；pipeline；risk management 0引言 油气管道具有运量大、成本低、可连续等优点成为石油天然气的主要运输方式［1］，目前我国陆上石油天然气管道总里程近12万km［2］，随着长输管道里程的不断延伸，其事故也不断发生，特别是2013年“11·22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故的发生进一步给油气管道安全工作敲响了警钟，经过集中排查，各类油气管道占压，安全距离不足、穿越人口密集区等隐患逐渐显现，同时因隐患涉及单位利益冲突大、管道单位主体责任不落实、政府监管机制不顺畅等原因导致的隐患治理难度大、进度慢等问题凸显。针对油气长输管道隐患治理存在问题进行探讨研究，对促进油气管道隐患治理有重要的现实意义。 *收稿日期：2016－02－12 作者简介：霍登财（1986－），男，陕西子洲人，在读硕士，主要从事安全生产监管工作．
浅谈油气长输管道施工中的应急管理要点
浅谈油气长输管道施工中的应急管理要点 发表时间：2019-12-31T14:11:29.983Z 来源：《防护工程》2019年17期作者：张晓丽[导读] 制定整改措施，并应跟踪督查整改情况。并根据应急演练评估报告对相关应急预案的改进建议，由编制部门按程序对预案进行修改完善。 中石化石油工程建设有限公司 摘要：分析长输管道施工中的风险及可能造成的事故，结合施工单位特点，提出相应的应急管理要点，以加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力。关键词：长输管道；风险识别；应急管理；演练油气管道是石油、石化企业的主要生产工艺设施，其输送的介质是易燃、易爆物质。长距离输油输气工程往往具有工期紧、质量要求高、管道施工的条件复杂、作业环境恶劣、高风险作业多的特点，易发生各类安全生产事故，因此要在长输管道建设过程中,加强安全环保风险识别意识,根据风险识别及评估及控制措施，加强应急管理，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，最大限度地减少事故造成或可能造成的人员伤害、财产损失、环境破坏和社会影响。 1长输管道施工风险识别 图1 长输管道施工工艺流程 对以上施工工艺流程采用JSA分析方法得出可能发生以下几类风险度较高的事故：1.1触电。在运布管环节吊杆刮碰输电线路触电伤人、使用焊接设备时“一机一闸一保护”落实不到位，电源线直接敷设在金属构件上；开关箱箱体内没有设置保护接地和工作接地端子排，箱体与箱门跨接线没有与PE端子排做电气连接；过路电缆无保护措施；焊接设备电源线、二次线接线不规范，用电设备接地不规范；对停用的开关箱未及时断电、上锁等均有可能造成触电事故。 1.2起重伤害。未按要求编制吊装方案，在运布管等吊装作业中吊物坠落、超重、碰撞造成人员伤害、设备损坏，起吊前未进行试吊，吊物超载，吊物捆绑不牢、吊索超过安全符合等均有可能造成起重伤害事故。 1.3火灾爆炸。动火作业长期服役的管道由于腐蚀穿孔、设备的更新和管网的调整或其他因素，往往需要对停输或不停输状态下的输送管道实施动火作业，若动火措施不当，会引发各种火灾爆炸事故，造成人员伤亡和经济损失。 1.4坍塌。不按技术要求放坡，进入坑洞、管沟作业未落实防坍塌措施，未按技术要求顶管均有可能造成坍塌事故。在发生这些事故时，提高对突发事故的应急反应、现场处置和应急救援速度，增强综合处置突发事故的能力，有效地开展自救和互救，预防和控制次生灾害的发生，可以最大程度地减少事故造成或可能造成的人身伤害、财产损失、环境破坏以及社会影响。2应急管理要点 2.1建立完善的应急管理体系 建立完善的应急管理组织体系，健全应急管理制度和组织机构、职责，层层落实应急管理责任。设立应急管理办公室，做为统筹应急管理工作的组织机构，各科室（部门）明确专（兼）职应急管理人员，履行信息汇总、值守应急、综合协调等职能，在应急管理工作中各司其职，发挥运转枢纽作用。加快突发事件信息报告、预测预警、应急响应、应急处置及调查评估等机制建设。建立各类风险识别、评估、分级等管理制度，落实风险防范和控制措施，对风险实行动态管理和监控，重大风险隐患要进行实时监控。 2.2制定完善的应急预案 合理、有效的应急预案可以提高事故中处理工作的效率，减少伤亡与财产损失，所以应加强应急预案的合理性、科学性及人员对预案的掌握情况。长输管道施工项目要做好应急预案（现场处置方案）编制、管理工作，根据实际情况制订和完善应急预案，明确各类突发事件的防范和处置程序。构建覆盖石油工程建设单位各个方面、各个层级的预案体系，做好各级预案的衔接工作。强化预案编制质量，增强预案的可操作性、针对性以及科学性。加强对预案的动态管理，明确应急预案修订、备案、评审、升级与更新制度，同时必须组织相关技术、安全、设备、生产等人员制定有针对性的现场处置方案。 2.3 加强应急演练、评估 经常性地开展应急预案演练，不断提高实战能力。 2.3.1做好演练准备工作
自来水厂SCADA监控系统解决方案
自来水厂SCADA监控系统解决方案
自来水厂SCADA监控系统解决方案 版权归亚控组态工 一、方案概述 随着科学技术的发展和社会的进步，中国各大城市的自来水厂正逐步向“安全供水、科学管理、优质服务”的方向发展。因此如何提高供水质量、达到节能降耗、实现高效管理，是当前自来水厂所面临的首要问题。另外，提高自动化、信息化水平对自来水厂来说也越来越重要。 二、方案亮点 ?监控系统全部采取冗余配置体系，从数据采集到SCADA监控，全采用双机冗余的方式，保障系统的安全性。
?具备多种设备模型和数据模型，能够快速的生成工艺流程图形、各种报表、趋势以及各种复杂计算对象，大大降低工程师的开发量。 ?使用完善、强大的历史库存取服务器和计算分析平台，能够高效的存储历史数据，并为数据分析提供便捷的平台，便于管理者对历史数据进行分析。 三、系统架构 四、系统功能 硬件设备的支持能力
支持国内外1500多家三千余种硬件设备通讯，能够快速的与众多不同生产商制造的硬件设备建立稳定的通讯，包括PLC，智能模块，智能仪表等。 实时生产数据展示 系统具有强大的图形开发工具，绚丽的图形对象，丰富的属性设置和动画连接，制作立体的展示效果，将数据在图形上的展示发挥的淋漓尽致。
报警信息和事件管理 趋势曲线对比分析 自动生成生产运行报表 设备运行管理
五、方案总结 ?与工艺环节的PLC、仪表进行通讯，快速采集实时数据。 ?保证数据完整性，对采集链路、通讯网络进行诊断，实现基于实时数据、历史数据、报警数据的冗余功能，异常时实现快速的切换。 ?对实测数据及状态进行直观逼真的展示（如动画、报表、趋势等），进行多种报警及预警检测，并采用多种方式实现报警通知。 ?对大量的高密度的过程数据进行高性能的压缩存储，基于历史数据进行计算与分析，优化生产调度。 ?在Internet网络或局域网中将实时、历史、报警等数据进行发布，具有一定权限的用户可经过IE对系统进行浏览。 ?系统具有水行业专业图库，便于规范的工程设计。
天然气长输管线及场站的安全管理示范文本
天然气长输管线及场站的安全管理示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
天然气长输管线及场站的安全管理示范 文本 使用指引：此管理制度资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 天然气高压长输管线是天然气系统工程的重要组成部 分，主要任务是储存和输送天然气。由于其全部是高压管 线，同时传输距离长，地理环境复杂，沿线站点多，危险 系数大，从而加大了长输管线管理的难度。同时，天然气 易燃易爆，管线运行压力高，一旦发生事故，带来的将是 全线的瘫痪以及重大的经济损失，并直接影响周边的公共 安全和社会稳定。加强天然气高压长输管线的运行管理， 确保安全稳定运行至关重要，是否安全运行关系着化肥装 置的稳定运行，加强天然气长输管线的运行管理意义重大 而深远。 一、天然气长输管线及场站的基本情况和运行管理方
法 1、天然气长输管线的基本情况 天然气长输管线经垫江县董家、砚台、汪家、包家、严家、白家、绿柏等7个乡，管线穿越长寿湖后经过长寿区飞龙乡，涪陵区永义、丛林、双河、百胜、世忠、黄旗等六乡，跨越长江后经江东办事处、天台乡，终于白涛乡王家坝终点站，全长79.68公里。 设计压力3.92Mpa，管线采用Ф377×9、20号无缝钢管，额定输气量100万CM?/天，管线在起点卧龙河气田深垭口设首站，双河附近太平寺设中间站（长跨），八一六厂境内、王家坝设终点站，另在管线穿越长寿湖和跨越长江南北两岸分别建阀室四座，简称1#、2#、3#、4#站。 2、管道埋深： 管道通过地段埋深（从管顶经地面）米
油气储运自动化
油气储运自动化简答 1、自动控制系统主要有哪些环节组成各部分的作用是什么答：组成：被控对象、测量元件与变送器、控制器、执行器作用：测量元件与变送器——用来感受被控变量的变化并将它转换成一种特定的信号(如气压信号或电压、电流信号等)。 控制器——将检测元件及变送器送来的测量信号与工艺上需要保持的设定值信号进行比较得出偏差，根据偏差的大小及变化趋势，按预先设计好的控制规律进行运算后，将运算结果用特定的信号(如气压信号或电流信号)发送给执行器 执行器——能自动地根据控制器送来的信号值相应地改变流人(或流出)被控变量的物料量或能量，克服扰动的影响，最终实现控制要求 2、根据给定值的形式，控制系统可以分为哪几类 答：定制控制系统、随动控制系统、程序控制系统 3、什么是自动控制系统的过渡过程它有哪几种基本形式 答：当自动控制系统的输入发生变化后，被控变量（即输出）随时间不断变化，这个过程称为过渡过程。 基本形式：（1）非周期衰减过程（2）衰减震荡过程（3）等幅震荡过程（4）发散震荡过程 4、什么是对象的负荷什么是对象的自衡对象的负荷对控制系统的稳定性有什么影响 答：对象的负荷：当生产过程处于稳定状态时，在单位时间内
流入或流出对象的物料或能量，称为对象的负荷或生产能力对象的自衡：如果对象的负荷改变后，无需外加控制作用，被控变量就能自行趋近于一个新的稳定值，这种性质称为对象的自衡性 影响：如果对象的负荷变化速度相当急剧，又很频繁，那么就要求自动控制系统具有较高的灵敏度，能够在被控变量偏差很小时就开始控制，以便迅速恢复平衡。所以对象的负荷稳定是有利于控制的 5、何谓对象的数学建模建立数学模型有哪两种方法 答：对象的数学建模：对象特性的数学描述 方法：（1）机理建模（2）实验建模（3）混合建模（老师上课讲了，大家主要记前两个） 6、为什么说放大系数K是对象的静态特性而时间常数T则反映的是对象的动态特性 答：放大系数K反映的是对象处于稳定状态下的输出和输人之间的关系，所以放大系数是描述对象静态特性的参数。 时间常数T 是指当对象受到阶跃输入作用后，被控变量如果保持初始速度变化，达到新的稳态值所需的时间,是反映被控变量变化快慢的参数，因此它是对象的一个重要的动态参数。7、何谓仪表的精度等级 答：仪表的精确度简称精度，是用来表示仪表测量结果的可靠程度。任何测量过程都存在着测量误差。在使用仪表测量生产过
供水管网SCADA系统方案
一、水司现状 水司目前还没有调度系统，对整个管网系统的运营管理还处在完全人工排查状态，通过大量的人工巡检和经验保证了管网的正常运行，对管网上的压力和流量数据都是通过人工定时巡检，工作量烦多，效率低下。所以需要采用现代化的手段对整个管网的运行状态进行实时监测。公司对整个SCADA 系统的建设分阶段实施。第一阶段建立整个SCADA 系统框架，对水厂和整个管网上的关键点进行监测，使在公司里可以查看整个管网的基本运行情况，并对其进行分析。第二阶段分片区增加区域流量和压力点，使监测的数据更完整全面，特别是对城区和乡镇总管网节点的监测。第三阶段对管网上的重要节点、末梢和大用户用水进行监测。 二、总体设计方案 2.1 SCADA 系统方案 GPRS/CDMA INTERNET
2.2 GPRS监测设备选型 2.2.1 GPRS数据监测仪DatGPRS H86A—电池供电 功能描述： ●2个IP地址总台，TCP/UDP，支持域名 ●4个电话总台，实现短信数据传输 ●最多可配置6AI，4-20MA、0-20MA、1-5V、0-5V ●最多可配置6DI，可作脉冲使用 ●1个RS232C或1个RS485C，用于直读仪表 ●1个DC24V输出，可采集两个压力变送器 ●自带保存功能，可保存2048条数据 ●数据定时上发15秒--1天可设置 ●段码液晶显示，两个键盘可操作 ●IP68防水等级，dIIBT4 防爆等级 ●一次性锂电池供电，工作2年（15分钟采集，2小时上发） 技术指标： ●工作电压：DC6V-10V ●工作电流：待机<3mA，发送<150mA ●通讯网络：支持GSM900和1800 MHz双频，Phase2/2+标准 ●工作温度：-25~+70oC； ●尺寸：147*147*228 mm（不包括外置天线） ●安装方式：支架；材料：ABS。 产品优势： ●采用一次性锂电池供电，无需拉市电，施工方便，IP68设计，可安装于野 外现场 ●有24V升压功能，可以采集压力变送器数据 ●数据采集与GPRS无线通信集一体，成本低，GPRS无线断线率低 ●AI或DI有报警功能，并能触发短信和继电器输出报警，便于实时监控 ●支持短信功能，便于手机随时查询，键盘与液晶LCD操作，方便现场安装 调试
陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇(长输管道部分)
附件4 陆上石油天然气建设项目安全设施设计专篇 编写指导书（长输管道部分） 1 设计依据 1.1 依据的批准文件 列出该建设项目初步设计所依据的批准文件和相关的合法证明文件名称、编制单位、发文单位、日期、文件号等相关内容。包括但不限于下列文件： 建设项目可行性研究报告（或开发方案）及批复文件； 建设项目设计委托书（任务书、合同书）； 建设项目安全预评价报告及备案文件等。 1.2 遵循的主要法律法规 列出该建设项目初步设计应遵循的安全生产法律、行政法规、部门规章、地方法规和规范性文件： 《中华人民共和国安全生产法》； 《中华人民共和国消防法》； 《石油天然气管道保护条例》； 《特种设备安全监察条例》； 《建设工程安全生产管理条例》； 《非煤矿矿山建设项目安全设施设计审查与竣工验收办法》等。 1.3 执行的主要标准规范 根据工程具体情况，列出该建设项目初步设计执行的国家或行业标准、规程和规范（如有修订以最新修订版本为准）。若文件较多，可分类列出。包括但不限于下列标准规范： 《石油天然气工业输送钢管交货技术条件》（GB/T9711.1-1997）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001） 《建筑设计防火规范》（GB50016-2005） 《供配电系统设计规范》（GB50052-95） 《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94） 《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92） 《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116）
《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005） 《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004） 《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003） 《输油管道工程设计规范》（GB50253-2003） 《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002） 《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》（SY0007-1999）《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》（SY/T0015-98）《石油设施电气装置场所分类》（SY/T0025-95） 《石油天然气工程总图设计规范》（SY/T0048-2000） 《输油（气）钢质管道抗震设计规范》（SY/T0450-2004） 《石油工业动火作业安全规程》（SY/T5858-2004） 《可燃气体检测报警器使用规范》（SY6503-2000） 《石油天然气安全规程》（AQ2012-2007） 1.4 与安全设施设计相关的其他设计依据 2 工程概述 2.1 建设项目概况 2.1.1 项目简况 依据建设项目初步设计，简要说明工程建设地点、输送介质、工艺、设计输送能力、设计压力、管道长度、管径以及站场设置、工程难点地段等。 2.1.2 环境概述 1）自然环境：气象条件（见附表1 沿线主要气象资料统计表）；水文条件；土壤及腐蚀性；植被；地形地貌（见附表2沿线地貌区域划分统计表）；沿线水文地质、工程地质、抗震设防烈度及地震断裂带分布等。 2）社会条件：沿线交通、人文、经济、规划、建（构）筑物状况等。 2.1.3 物料 按标准列表说明工程所涉及的原油、天然气等流体的性质。 对含有硫化氢、二氧化碳等有毒有害物质的天然气，应特别说明天然气中硫化氢、二氧化碳等有毒有害物质的组分含量。 说明工程所涉及的其他危险物质（如甲醇）或化学药剂的名称和用量。 2.2 线路工程
油气储运自动化复习题库
储运系统自动化复习题 1、见到的自动化设备？列举出3种 2、常用的温度传感器有几种？ 热电阻、热电偶、半导体热敏电阻 3、常用的压力传感器有几种 4、变送器的标准化输出信号：主要为0mA~10mA和4mA~20mA（或1V~5V）的直流信号。2线制、3线制、4线制信号输出。 5、流量计的种类：涡轮流量计、孔板流量计、科氏质量流量计、热 式质量流量计、电磁流量计、-腰轮流量计 6、电动执行器 电动球阀、电动闸阀、电动调节阀、气动、电液联动 7、常见液位计的种类：雷达液位计、伺服液位计、静压式液位计、差压式液位计、超声波液位计、 8、数据采集系统及其结构 数据采集系统包括：模拟信号的输入输出和数字信号的输入输出，9、A/D--模拟信号转换为数字信号的过程是采样过程与量化过程的结合，采样的实质是将连续信号离散化(采样），量化的过程是将已离散的信号进行编码变换成数字码的过程。 10、D/A--数字信号转换为模拟信号的过程是将已采样信号恢复的过程。 11、采样――利用采样脉冲序列，从信号中抽取一系列离散值，使之成为采样信号x(nTs)的过程。
12、量化―把采样信号经过舍入或截尾的方法变为只有有限个有效数字的数，称为量化。 13、分辨率 用输出二进制数码的位数表示。位数越多，量化误差越小，分辨力越高。常用有8位、10位、12位、16位等。 14、转换速度 指完成一次转换所用的时间，如:1ms(1kHz)；10us(100kHz) 15、A/D转换器的技术指标有哪些？ (1) 分辨率、(2) 转换速度、(3) 模拟信号的输入范围、(4) 转换精度16、模拟信号输入通道的基本结构 1）分时多通道数据采集结构、2）伪同步多通道数据收集系统、3）同步多通道数据收集系统 17、模拟信号输出通道的基本结构 1）数字分配分时转换结构、2）数字分配同步转换结构、3）分时转换多通道模拟分配结构 18、传感器的输出信号可分为三类 开关信号、数字信号、模拟信号 19、数据采集系统中几种信号输入方式的特点 –①差分输入 ?可避免接地回路干扰 ?可避免因环境引起的共模干扰 –②NRSE无参考地单端输入
长输油气管道中存在的安全隐患及防范措施1
197 https://www.360docs.net/doc/055408481.html, 中国化工贸易网 长输油气管道中存在的安全隐患及防范措施 曾宪伟1 王 涛1 郝卫军1 陈 鹏2 （1.中石化管道储运有限公司襄阳输油处，湖北襄阳 441002；2.中石化管道储运有限公司武汉输油处，湖北武汉 430077） 摘 要：长输油气管道途经地区多，沿途地形地貌变化多样，地质条件复杂多变，而且一经投产，就会长时间运行，管道沿线自然环境、社会环境会随着时间推移而发生变化，管道本身及其附属设施也会老化，产生诸多安全隐患，威胁管道运行。本文就长输管道存在的安全问题进行分析，并对这些问题所采取的对策进行了深入的探讨。 关键词：长输管道 安全防范 油气盗窃 一、长输油气管道安全隐患 （1）油气盗窃对管道运行造成严重破坏。 在巨大利益驱使下，在长输管道上打孔盗油的现象频繁发生，全国范围内所有长输管道无一幸免。打孔盗油不仅给输油企业造成巨大的经济损失，造成管道停运，而且在盗油的过程中由于石油的易燃易爆的物理特性，引起火灾及爆炸的现象也时有发生。盗油过程中如果引起石油泄露，甚至会导致周围群众哄抢，造成严重的社会影响。 （2）自然灾害对长输油气管道的破坏 我国地震断裂带、煤矿采空区、易发生山体滑坡的山区等自然地质灾害严重的地区众多，长输管道途经这些地区时，易受地震、泥石流、塌陷和洪水冲击等自然灾害破坏，长期以来，管线爆管、悬空、露管、护坡堡坎垮塌等事故频繁发生。 （3）运行中的误操作及管道自身缺陷 管道材质、施工、运行的缺陷导致管道本质安全隐患，主要表现为自身的材料缺陷和施工质量不合格，如管道母材质量不合格、焊接技术原因等；如防腐层破损等（老管道尤为突出）；管道运行过程中的操作失误，如管道阴极保护失效、输油管道误操作造成水击破坏等。 （4）对长输油气管道的非法占压及周围施工 《石油天然气管道保护条例》中对长输油气管道与周围建构筑物安全距离的做出了明确规定，在长输管道建设各阶段应参考当地政府的建设规划，以避免多个工程间相互交叉影响。管道周围施工会引起安全距离不足、管线损伤、施工机具材料对埋地管道碾压以及爆破等安全隐患。同时在管道两侧5 m以内，搭建违章建筑，挖砂取土等也会对管道造成安全隐患。 二、输油管道安全隐患防范措施 （1）国家完善油气管道保护法规框架和执法体系 2001年，国家频布了《石油天然气管道保护条例》，该条例的颁布使得油气管道安全保护有法可依的问题得到了初步解决。广泛深入地依法治管是当务之急。但《条例》的行政执法机构缺位日显突出，应加快《条例》的修订工作，增强条例的可操作性。 建议地方政府颁布实施保护长输管道的地方性法规，提高油气管道保护意识，消除地方保护倾向，营造浓厚的油气管道保护氛围。目前辽宁省、甘肃省已颁布实施了相应的法规，在保护长输油气管道方面起到了重要的作用。 公安部等法制部门强有力的综合治理和保护为管道安全铸造了法制后盾。建议公安部门建立专司石油石化的公安机构，与地方政府紧密配合，完善油气管道保护的执法体系。同时，督促地方政府更好地承担保护油气管道的责任。 （2）防范打孔盗油 ① 完善立法、建立反打孔盗油长效机制 。管道作为输送石油能源的重要工具，发展迅速，仅凭《石油天然气管道保护条例》已无法适应管道发展的趋势，国家应出台保护长输管道的专项法律法规。 在总结反打孔盗油经验的基础上，结合各地实际情况，实行企警联合保护管道，并将其做为一项长效机制保留、完善、坚持下去。 ② 增加科技投入。在长输管道上安装声学检测防盗系统和智能防盗防腐技术两种反盗油防范预警机制，实现网络化监控，在各输油气站配备管道检漏仪器。 ③ 强化夏、秋两季的管道检漏和巡线工作。夏季多雨土地比较松软，特别是麦收秋种季节，随着农民翻地耕耘给盗油分子创造了在管道上安装阀门盗油的最好时机，另一季节是秋收后，因为农闲时期土地庄稼不用管理也不经常 到田间地头查看庄稼长势，不仅为盗油分子提供了条件也为管道埋下了隐患，这个时期也是打孔盗油高峰期，是为入冬后盗油打基础。严把这两个季节关，不给盗油分子安装阀门的机会，可以减少打孔盗油的发生。 ④ 要继续深化管道违法占压和打孔盗油专项整治，重点整治违法占压管道安全监控措施的落实，以及向地方政府的报告和备案的落实，全面掌握违法占压管道和存在事故隐患管道的治理情况，切实保护好油气管道的安全。 （3）加强对长输管道水工保护设施、穿跨越段的维护管理 最大限度地减少人为因素和自然灾害对长输管道的破坏。加强对诸如管道沿线多发地质灾害区域的灾害监测与治理；强化管道交叉施工现场管理，加大管道保护力度；强化线路巡检，严格监控平原水网地带鱼塘机械清淤、修建沟渠等威胁管道安全现象，严看死守机械清淤的危险地段；全面推行管道完整性管理，着力做好管道沿线风险识别和高后果区，建立和完善企地联防的管道保护机制，提高应急抢险能力。 （4）加强长输油气管道防腐技术 输送油、气的钢质管道大都处于复杂的土壤环境中，所输送的介质也都有腐蚀性，因此，管道内壁和外壁均可能遭到腐蚀，一旦管道被腐蚀穿孔，就会造成油、气漏失，不仅使运输中断，而且会污染环境，并可能引起火灾，造成危害。可采用阴极保护技术防止油气长输管道腐蚀的腐蚀损坏，这是管道工程中的一个重要环节。阴极保护是通过阴极电流使金属阴极极化实现，通常采用牺牲阳极或外加电流的方法。系统的检测主要通过密间隔测量管道阴极保护的数据来准确分析判定管道的阴极保护状态。 （5）提高长输油气管道设计质量 一条管道能否长期安全运行，特别是一旦发生事故使其造成的后果和影响最小，设计工作是非常重要的一个环节。站场的设计在符合规范和标准的情况下，要尽可能方便运行和维修。输油气站场的位置选择必须严格按防火设计规范的要求考虑与周围建筑、城市、村庄、公路等的安全防火距离，应避免选在低洼处。站场设备、设施的选择要可靠并考虑合理的备用。要按有关规范设计必要的安全防火设施。通讯、自动化系统的设计要可靠。管道设计要合理选择路由、工作压力、防腐形式， 针对所输气质条件等因素合理选择管材，特别是经过人口稠密区及活动断裂、滑坡、失陷性黄土、泥石流等地质灾害多发区等特殊地段时必须采取针对性的保护措施，线路截断阀选择要可靠确保需要时及时关闭，要根据下游调峰需求和保安气量统筹考虑设计合理的储气设施，避免因事故造成中断下游供气。另外，要给予设计工作充分的时间保证，设计方案要反复论证，取其最优，以避免因抢时间造成的设计缺陷。 三．结论 总之，做好长输管道安全防范工作愈加重要，通过不断完善法律法规，加强对公众的安全教育，提高企业自身的安全管理能力，一定可以保障长输管道的平稳安全运行。 参考文献： [1]柳庆新.石油天然气管道安全管理存在问题及对策分析[J ].中国石油和化工标准与质量，2007，（05）. [2]李文波，苏国胜.国外长输管道安全管理与技术综述[J].安全、健康和环境，2005，（01）. [3]金玮.天然气管道安全管理的初探[J].华北国土资源，2009，（03）.