三塘湖油田原油外输管道工程SCADA系统

1、97/97中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司设计证书号 010065-sj勘察证书号 010065-kj技术规格书项目号：CPENC-DD08065文件号： SPC-0000仪00-02三塘湖油田原油外输管道工程SCADA系统CADD号：设计阶段：施工图日期：2008, 9, 25第 1 页 共47 页 0版SCADA系统（文件号：SPC-0000仪00-02）编 制校 对审 核审 定由中国石油集团工程设计有限责任公司华北分公司发布，仅适用于三塘湖油田原油外输管道工程目 录 TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc222547620 1 概述 PAGEREF _

2、Toc222547620 h 5 HYPERLINK l _Toc222547621 1.1 定义 PAGEREF _Toc222547621 h 5 HYPERLINK l _Toc222547622 1.2 工作范围 PAGEREF _Toc222547622 h 6 HYPERLINK l _Toc222547623 1.3 工作界面 PAGEREF _Toc222547623 h 7 HYPERLINK l _Toc222547624 1.4 标准及规范 PAGEREF _Toc222547624 h 8 HYPERLINK l _Toc222547625 1.5 相关技术文件 PAG

3、EREF _Toc222547625 h 10 HYPERLINK l _Toc222547626 1.6 工程概况 PAGEREF _Toc222547626 h 10 HYPERLINK l _Toc222547627 1.7 SCADA系统设置说明 PAGEREF _Toc222547627 h 11 HYPERLINK l _Toc222547628 1.8 环境条件 PAGEREF _Toc222547628 h 12 HYPERLINK l _Toc222547629 2 SCADA系统功能和技术要求 PAGEREF _Toc222547629 h 12 HYPERLINK l _

4、Toc222547630 2.1 设计依据 PAGEREF _Toc222547630 h 12 HYPERLINK l _Toc222547631 2.2 功能要求 PAGEREF _Toc222547631 h 14 HYPERLINK l _Toc222547632 2.3 硬件和软件的要求 PAGEREF _Toc222547632 h 16 HYPERLINK l _Toc222547633 2.4 盘、箱、柜、端子 PAGEREF _Toc222547633 h 17 HYPERLINK l _Toc222547634 2.5 操作原则 PAGEREF _Toc222547634

5、h 17 HYPERLINK l _Toc222547635 2.6 检测和控制仪表 PAGEREF _Toc222547635 h 20 HYPERLINK l _Toc222547636 2.7 调控中心 PAGEREF _Toc222547636 h 22 HYPERLINK l _Toc222547637 2.8 站控系统 PAGEREF _Toc222547637 h 28 HYPERLINK l _Toc222547638 2.9 RTU PAGEREF _Toc222547638 h 36 HYPERLINK l _Toc222547639 2.10 管道运营综合管理和报警系统

6、PAGEREF _Toc222547639 h 37 HYPERLINK l _Toc222547640 2.11 综合报警管理系统 PAGEREF _Toc222547640 h 43 HYPERLINK l _Toc222547641 2.12 管道仿真系统 PAGEREF _Toc222547641 h 46 HYPERLINK l _Toc222547642 2.13 施工 PAGEREF _Toc222547642 h 49 HYPERLINK l _Toc222547643 3.0 系统培训 PAGEREF _Toc222547643 h 49 HYPERLINK l _Toc22

7、2547644 4.0 供货要求 PAGEREF _Toc222547644 h 49 HYPERLINK l _Toc222547645 5.0 项目实施 PAGEREF _Toc222547645 h 52 HYPERLINK l _Toc222547646 6.0 试验、检查、调试和验收 PAGEREF _Toc222547646 h 54 HYPERLINK l _Toc222547647 7.0 文件的提交 PAGEREF _Toc222547647 h 55 HYPERLINK l _Toc222547648 8.0 包装和运输 PAGEREF _Toc222547648 h 55

8、1 概述本技术规格书仅适用于三塘湖油田原油外输管道工程，是对全线监控和数据采集系统（SCADA）及其相关部分的设计、制造、编程、组态、试验、包装、运输、安装、投运、培训、售后服务等提出的最低技术要求。调度控制中心完成对该管道的数据采集、数据处理及存储归档、控制、故障处理、安全保护、报警等任务，同时完成泄漏检测、罐区管理、输油泵运行优化、设备故障诊断及分析等功能。调度控制中心通过操作员工作站提供的管道系统运行过程中的压力、温度、流量、密度、设备运行状态等信息，完成对管道全线的监控及运行管理。三塘湖油田原油外输管道工程位于新疆哈密地区，起于牛圈湖联合站，止于鄯兰干线四堡泵站，输油管道线路全长205

9、km，全线设有6座工艺站场，分别为牛圈湖首站、1泵站、2泵站、3热站、4减压站、哈密末站。设2处RTU检测点，1座RTU阀室。管道的调度控制中心设在哈密石油基地综合办公楼。三塘湖油田原油外输管道工程的自动控制系统拟采用以计算机为核心的监控与数据采集（SCADASupervisory Control And Data Acquisition）系统完成对管道的监视、控制和管理。SCADA系统应是一个“交钥匙”工程，承担此项目的供货商应根据本技术规格书和其它相关的设计文件及标准规范，负责从系统设计、系统集成、编程组态、系统测试、包装运输、现场安装到投运、售后服务及培训的全过程工作,并对所提供的SCA

10、DA系统的功能、技术、质量、进度、服务负全部责任。本技术规格书中的部分条款将随着工作的进展进行修订，形成技术附件，为合同的一个组成部分。集成商必须具有SCADA系统产品的集成和系统开发、应用能力和经验,近三年具有3条以上不低于本管道相应规模的输油管道控制系统集成及投运经验。并且通过ISO 9000质量认证体系。如有任何不满足，则视为废标。优选具有大落差液体管道投运经验的集成商。集成商提供的调控中心软件、PLC 和 RTU 系统必须是公认的国际知名品牌，近三年具有5条以上不低于本管道相应规模的输油管道控制系统业绩。如有任何不满足，则视为废标。优选具有国内重点管道工程的产品。集成商提供的（PLC）

11、和（RTU）系统应尽量为同一生产厂产品以方便RTU和PLC之间的通讯。承担此项目的供货商应根据本技术规格书和当今世界先进水平，完成一个安全可靠、技术先进、性能稳定、功能强、操作方便、易于扩展及开发、经济合理、性能价格比高的适用三塘湖油田原油外输管道工程的SCADA系统。如果在本技术规格书中有未提及的而又是一个完整的自动化控制和管理系统所必备的内容，供货商应将其考虑在内。供货商应熟悉输油管道的系统要求。供货商必须具备良好的信誉和售后服务能力，具有较强的技术实力、系统集成能力、完成本工程的技术能力、充足的人力资源。由供货商指定的项目经理、技术负责人和项目组的主要技术成员，必须是在最近几年内具有类似

12、于本工程的工作经验且是其中主要的管理人员和技术人员。供货商项目组的主要管理和技术人员，在本项目完工之前不应被随意更换。如有任何不满足，则视为废标。供货商对本项目招标要求中所明确界定的所有工作负有完全责任。同时，供货商有义务对招标文件存在的任何疏漏提出建议。除非明确规定，供货商对本项目自动化控制和管理系统设计、集成、组态、安装、调试、投产过程中出现的、招标要求中没有明确但确属于自动化控制系统设计、集成、组态、安装、调试及投产过程中必须的任何其它相关设备也负有完全责任。如有疏漏，由供货商负责免费提供。由此产生的相关费用或工期损失也由供货商负责。如有任何不满足，则视为废标。1.1 定义本工程有以下名

13、称定义：工程项目: 三塘湖油田原油外输管道工程业主（买方）: 中国石油吐哈油田分公司设计单位： 中国石油工程设计有限责任公司华北分公司集成商： 为本工程提供全部系统的承包商及其分包商生产厂商： 为本工程提供设备或材料的设备或材料制造厂重要声明：规格书中带“*”为重要条款，供应商必须严格遵守，如有一处不符者，即视为废标。规格书中带“”为次重要条款，供应商必须遵守，每项不符合条款扣减相应技术评分，三项以上（含三项）不符合者，视为废标。规格书中其它参数为一般技术参数，每项不符合条款扣减相应技术评分，有10项不符合者，视为废标。1.2 工作范围 （1）管道调控中心控制及管理系统，6套站控系统（SCS）

14、，3套远控线路截断阀室和高点检测设置远程终端装置（RTU）硬件、软件和安装调试。（2）调控中心、SCS、RTU及辅助系统运行综合报警系统的开发与调试。（3）管道生产运行、安全和技术等管理系统的开发与调试。（4）工业电视、泄漏检测、供配电系统、阴极保护、通讯等辅助系统的集成。1.2.1 SCADA系统应是一个“本次投标包括管道控制和管理系统的所有硬件和软件设备。投标方应为本工程提供一套适应工程需要、技术先进、性能可靠稳定、性能价格比高的系统。该系统应能完全满足设计要求的全部功能和设计中遗漏但在实际生产过程中需要的功能。在业主认为需要时，将派遣有关专业的专家与投标方一起工作，并监督项目执行的全过程

15、。业主保留对系统设计、选用的设备、材料和选用的软件等提出修改及决定性的意见的权力。业主保留对投标方的系统设计提出修改变更的权力。在项目实施过程中，某些技术参数和条件的变化是不可避免的，投标方在项目实施过程中应充分考虑到这些因素。业主保留对所提交的技术及其它的资料变更的权力。SCADA系统投标方供货及服务范围包括：SCADA系统的硬件、浪涌保护器、机柜内相应附件、SCADA系统软件，技术服务、工程服务、技术培训、软件组态、系统集成、包装运输、开箱检验、安装指导、现场调试和测试、系统交付验收等。根据实际需要还包括 各种仪表机柜（端子柜、安全栅柜、继电器柜、电源分配柜等）、操作台、以及机柜内的辅助材

16、料和设备（安全栅隔离器、浪涌保护器、过渡端子、继电器及电源分配器等）等与SCADA系统的工程集成。1.2根据本技术规格书及其它的相关文件进行系统设计，并提供详细的SCADA系统设计文件（设计文件需经业主和设计批准后方可实施）。设计文件最少应包括：SCADA系统的软硬件系统配置方框图；网络拓扑图；系统接线图；详细的各种机柜的结构设计、设备布置和接线图；供配电系统图；防雷系统图；接地系统图；I/O通道分配表逻辑图供配电系统；防雷系统；接地系统；操作手册；用户指南；系统中采用的各种设备和材料详细的产品说明书；培训内容和计划；项目实施计划；FAT和SAT的详细内容和计划；现场调试方案和实施计划；投产方

17、案和实施计划；详细的设备和材料清单；系统设计和详细技术方案及功能说明；系统可靠性和可用性分析；建议；投标方还应完成- 系统集成；- 为业主和设计提供软件、硬件培训；- 现场操作员培训；- 所有应用软件编程组态及调试；- 人机界面（MMIMan/Machine Interface）的动态画面设计及制作；- 与第三方软件或智能设备之间的衔接和测试；- 提供技术文件；- 工厂验收试验（FATFactory Acceptance Test）；- 装箱发运；- 现场安装和通电试验；- 现场监督指导与SCADA系统相关联仪表、设备的接线；- 预投产；- 现场验收试验（SATSite Acceptance

18、Test）；- 投产；- 72小时的运行监护；- 提供竣工资料；- 提供备品备件；- 售后服务；- 项目管理。1.2- 各个站场的各种现场仪表；- 第三方的监控系统或智能设备；- 通信系统；- 供电系统；- 泄漏检测系统；- 与上位控制或管理系统的数据交换。SCADA系统软件应具有协议转换功能，确保实现与第三方的监控系统或智能设备的通讯。1.3 工作界面SCADA系统将与通信系统界面在路由器接口处，路由器及其所需上下测通讯电缆由SCADA供货商负责供货。与各站场现场检测仪表、执行机构等的界面在机柜端子处，接线端子由SCADA供货商负责供货、其他监控系统（如变配电监控系统，变频器、UPS等的检测

19、系统）、智能仪表（如流量计算机等）等连接，进行数据交换，提供通讯接口。1.3SCADA系统供货商应提供与光缆和卫星进行通信及用于数据交换的通信接口设备，包括：- 调控中心；- 6座工艺站场；- 1座远控线路截断阀室；- 2处高点检测。1.31、机柜及接线端子由SCADA供货商负责供货，机柜基础及机柜的安装由业主负责组织场站施工单位施工，SCADA系统供货商提供安装图和现场指导。2、现场仪表、执行机构与SCADA系统供货商所提供的站控系统和RTU采用电缆连接。它们之间的工作界面为PLC或RTU机柜的接线端子排; 现场仪表、执行机构到接线端子排的电缆和接线由业主负责组织场站施工单位施工，其他由SC

20、ADA系统供货商负责。3、站控系统与其他监控系统（第三方的监控系统或智能设备、变配电系统、变频器等的检测控制系统）、智能仪表等的数据交换一般采用串行通信方式，各种智能设备直接与PLC或RTU进行通讯，以智能设备串行通信的物理接口为界；到相关系统输出端的电缆敷设由业主负责组织施工单位施工，接线由SCADA系统供货商负责，相关系统的供应商提供接线图和现场指导。4、上述的接线端子排（柜）、串行通信接口及其所需的通信协议转换程序由SCADA系统供货商提供。5、供货商应根据各站I/O数据表向用户及设计单位提供各站控制设备（如：PLC、RTU）的I/O模块通道分配，并负责每个通道至端子排的接线。6、业主为

21、SCADA系统提供220VAC, 50Hz的UPS电源。与UPS电源的连接（包括通讯），为UPS电源的输出端，到输出端的电缆敷设和接线由SCADA系统供货商负责，UPS电源系统的供应商提供接线图和现场指导；SCADA系统的配电由SCADA系统供货商负责。7、所有现场仪表的配电和供电由SCADA系统供货商负责并提供电源设备，现场仪表包括（不限于此）变送器、接点、驱动（命令）、通信接口（设备）等。通常电源电压等级应为24VDC。8、供货商应提出与SCADA系统相关联的系统或设备的要求，如对通信、供电容量及品质、控制室布置、接地系统等的要求。9、SCADA系统的接地系统及电缆敷设由业主负责组织施工单

22、位施工，接线由SCADA系统供货商负责。10、站场之间及站场与中心控制室之间的通信由业主负责组织施工单位施工，业主在通信设备端提供接口。11、SCADA系统所有设备的供电应采用防雷型的电源插座进行连接。该防雷型的电源插座由SCADA系统供货商提供。12、SCADA系统将与通信系统界面在路由器接口处，路由器及其所需上下测通讯电缆由SCADA供货商负责供货。1.4 标准及规范1.4.1 采用的标准及规范应参照下列标准和规范（不限于）的最新版本（包括修改部分）的要求进行。中华人民共和国标准和规范（包括部颁标准和规范）No. 标准号Title 题目GB50183-2004石油天然气工程设计防火规范 G

23、B50253-2003输油管道工程设计规范 GB50058-1992爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范 GB 3836.1-2000爆炸性气体环境用电气设备 第1部分：通用要求GB 3836.2-2000爆炸性气体环境用电气设备 第2部分：隔爆型“d” GB 3836.4-2000爆炸性气体环境用电气设备 第4部分：本质安全型“i”GB 4208-1993外壳防护等级（IP代码）GB 2887-2000计算站场地技术条件GB/T 9361-1988计算站场地安全要求GB 7260-2003不间断电源设备GB 50116-1998火灾自动报警系统设计规范GB 50174-1993电子计算机机房设

24、计规范GB 50093-2007自动化仪表工程施工及验收规范SY/T0091-2006油气田及管道计算机控制设计规范GBJ50131-2007自动化仪表工程施工质量验收规范其他国家和机构的标准和规范：No. 标准号Title 题目ANSI/ISA-S5.1Instrumentation Symbols and IdentificationISA-S5.4Instrument Loop DiagramsISA-S5.3Graphic Symbols for SCADA/Shared display Instrumentation Logic and Computer systemAPI 1130

25、Computational Pipeline Monitoring for Liquid PipelinesAPI RP 1119Training and Qualification of Liquid Pipeline OperatorsAPI PUBL 1149Pipeline Variable Uncertainties and Their Effects on Leak DetectabilityAPI PUBL 1155Evaluation Methodology for Software Based Leak Detection Systems NFPA-70National El

26、ectric Code (NEC)ISA RP 55.1Hardware testing of digital process computersISA S 71.04Environmental conditions for process measurement and control systems: Airborne contaminantsIEC-600529Degree of protection provided by enclosure (IP Code)IEC-60079Electrical apparatus for explosive gas atmospheresIEC

27、60068 SETEnvironmental testingIEC-60068-2-1.Environmental Testing Part 2: Tests - Tests A: ColdIEC-60068-2-2Basic Environmental Testing Procedures - Part 2: Tests - Tests B: Dry HeatIEC 61508Functional safety of electrical/electronic/ programmable electronic safety-related systems1.4.2 计量单位所有计量单位采用国

28、际单位制（SI）1.5 相关技术文件 - 通用仪表技术规格书（编号：SPC-0000仪00-01）；- 工艺及仪表控制流程图； - 操作原理（中标后提供）； - I/O表（中标后提供）； - 第三方设备或系统的通信协议。1.6 工程概况为了保证该原油管道安全、可靠、平稳、高效、经济地运行，对于该原油管道的自动控制系统采用以计算机为核心的全线监控和数据采集（SCADA）系统。三塘湖油田原油外输管道工程全线设置调控中心1座。调度控制中心将建在哈密石油基地，对全线进行自动监控。管道沿线有人值守的工艺站场设SCADA站控系统（SCSStation Control System）。远控线路截断阀室及高点

29、检测为无人值守，设SCADA系统远程终端装置（RTURemote Terminal Unit）。SCS和RTU作为SCADA系统的远方控制单元，是保证SCADA系统正常运行的基础，为调度控制中心调度、管理与控制命令的远方执行单元，是SCADA系统中最重要的监控级。SCS和RTU不但能独立完成对所在工艺站场的数据采集和控制，而且将有关信息传送给调度控制中心并接受其下达的命令。站控系统（SCS）主要由计算机网络系统、可编程逻辑控制器（PLCProgrammable Logical Controller）、操作员工作站及进行数据传输的通信设备组成。RTU是一种独立的智能控制设备，具有编程组态灵活、功

30、能齐全、通信能力强、维护方便、自诊断能力强，可适应恶劣的环境条件、可靠性高等特点。各个工艺站场的站控系统（SCS）和RTU将数据实时传送到调控中心。沿线各个站场的SCS和RTU将完成对本工艺站场的监控及联锁保护等任务，并接受和执行调度控制中心下达的命令。本管道工程SCADA系统至少应实现以下操作模式： - 调度控制中心集中监视和控制； - 站控制系统控制； - 就地手动操作。在正常情况下，由调控中心对全线进行监视和控制。操作人员在调控中心通过计算机系统完成对全线的监视、操作和管理。管道沿线各工艺站场无须人工干预，各站控系统或RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的工作。控制权限由调度控制中心

31、确定，经调度控制中心授权后，才允许操作人员通过站控系统或RTU对各站进行授权范围内的工作。当数据通信系统发生故障或系统检修时，由站控制系统或RTU自动完成对本站的监视控制。当进行设备检修或紧急停车时，可采用就地手动控制。SCADA系统在正常和非正常的情况下将自动完成对输油管道的监控、保护和管理，如： - 全线启输； - 增量或减量输送； - 停输（包括计划停输和故障停输）； - 启动分输站并向其下达分输总量和分输瞬时流量设定值； - 确定各泵站启动泵的数量； - 输油泵自动启停、故障自动切换、启动失败的自动切换； - 向管道沿线各站下达压力和流量设定值； - 直接监视控制管道沿线各远控线路紧急

32、截断阀； - 流程切换； - 流量计算、管理； - 下达调度和操作命令； - 管道故障处理，如管道发生泄漏、发生威胁管道安全的水击、沿线各站非正常关闭、对异常和故障工况的连锁保护等； - 发布ESD命令； - 控制权限的确定； - 通信通道故障时主备信道的切换。为了保证SCADA系统各站点之间的数据交换的实时性，使其及时、准确、可靠、协调、高效率的工作，SCADA系统的数据更新应采用多种方式进行，如周期扫描、例外扫描、查询、例外报告、报警等。调控中心的实时服务器对各站控系统（SCS）采用点对点的通信方式。在正常情况下，系统采用周期扫描，即按固定周期有规律的集中更新数据，SCADA数据库中的每个

33、点根据其性质不同为它们定义不同的扫描周期。SCADA系统对全线扫描一次的数据更新时间不应超过5s。系统中有突变事件或特殊请求发生时（如发布操作命令、ESD、状态变化、对某一局部重点监控、发生报警等），系统将中断周期扫描，采用其它扫描方式工作，优先保证重要数据/命令的传输，确保系统的实时性。1.7 SCADA系统设置说明三塘湖油田原油外输管道工程的各工艺站场均设置站控系统（SCS），共6套，全线水击保护ESD设在哈密末站；在远控线路截断阀室和高点检测设置远程终端装置（RTU），共3套。*1.7SCADA系统在哈密末站设置1套全线ESD及水击保护系统，对管道全线进行水击保护及紧急切断控制。全线ES

34、D及水击保护系统硬件包括1套可编程控制器PLC及附件，其控制器模块、电源模块、通信模块按冗余进行配置。软件有：ESD及水击保护系统软件、应用软件。全线ESD及水击保护系统PLC符合IEC61508标准，按SIL2进行设计。所采用的硬件需提供相应的SIL2 证书。1.7.2各工艺站场和远控线路截断阀室和高点检测具体的设置见表1.6-1：表1.61 线路站场、阀室设置表站 名里程（km）站间距（km）高程（m）牛圈湖首站068828.51泵站28.5155020.92泵站49.423127.81RTU检测点57.2276436.73热站93.9208324.22RTU检测点118.1276720.

35、44减压站138.5158036.53RTU阀室17590030哈密末站2057061.8 环境条件各站场的地理位置及环境条件见通用技术规格书。2 SCADA系统功能和技术要求2.1 设计依据2.1.1 三塘湖油田原油外输管道工程的自动控制系统采用以计算机为核心的监控和数据采集（SCADA）系统。该系统将达到在调度控制中心完成对全线进行监控、调度、管理的自动化水平。系统投产后，操作人员在调度控制中心通过SCADA系统可完成对管道的监控和运行管理，沿线各个截断阀室达到无人操作的运行模式。2.1.2 SCADA系统软件SCADA系统软件采用多用户系统;所采用的SCADA软件需有至少5条国内原油管道

36、工程的成功应用。2.1.3 输入和输出信号类型沿线各个工艺站场检测仪表、控制设备主要信号类型如下（不限于此）：- 420mADC 或 15VDC ；- 无源接点(24VDC)；- 脉冲；- 标准串行通信接口（如RS-232/485等）;2.1.设备的选型以技术先进、性能稳定、可靠性高、性能价格比高、能够满足所需准确度要求、能够满足现场工作条件要求等为原则。设备的选型应尽量选用相同的系列，规格型号和生产厂商的数量亦应尽量地减少。2.1.数据传输描述工艺站场站控系统（SCS）通过光缆与调度控制中心相连，同时通过租用卫星信道连接调度控制中心作为备用信道，主、备信道能够自动切换。远控线路截断阀室的远程

37、终端装置（RTU），正常情况下直接与调度中心通讯，当发生光纤截断事故时，将数据传至其相邻的上游或下游工艺站场，利用卫星备用通道与调度中心通讯,通过该站的站控系统传输给调度控制中心。数据传输速率及接口技术规格。工艺站场的站控系统（SCS），与调度控制中心之间通信协议为TCP/IP，主信道通信接口为RJ45，传输速率不低于2Mbps。备用通信接口为RJ45，传输速率不低于64kbps。远控线路截断阀室远程终端装置（RTU）与调度中心之间通信接口为RJ45，通信协议为：TCP/IP，传输速率：不低于2Mbps。远控线路截断阀室远程终端装置（RTU）与调度中心之间通信接口为RJ45，通信协议为：TCP

38、/IP，传输速率：不低于2Mbps。2.1.SCADA系统内部所需的配电和为现场仪表供电由SCADA系统供货商负责。所采用的直流稳压电源应按冗余配置。为现场变送器、无源接点输入、接点输出等的24VDC供电回路应分开设置并配断路器。220VAC供电回路的断路器应采用双刀（相、中）断路器。24VDC供电回路应采用开关型端子。设置RTU远控线路截断阀室检测，采用太阳能发电装置供电，供电电压为24VDC。阀室的电源或发电装置不包括在供货范围之内。系统供货商应在合同签订后2周内，提出准确的用电负荷要求。UPS综合故障报警信号传送到所在地的计算机系统（站控系统），信号为无源触点。太阳能电源系统配置无源触点

39、（非励磁）与RTU连接，实现对它们的远程监控。通常，它们的运行值和报警值将被采集处理并传送给调度控制中心。2.1.7电力系统的接地采用TN-C-S系统，站内电气接地、自控、通信的保护接地及工作接地、防雷防静电接地等共用同一接地装置。自控设备的工作及保护共用接地，其接地电阻不大于1。系统供货商应提供所采用的系统对接地的详细要求和数据。无论所提供的系统对接地的要求高于或低于上述条件，系统供货商均应提供系统的真实数据，以作为设计单位详细设计时的依据。2.1.8业主将为SCADA系统提供必要的房间及环境条件，供货商所提供的设备和材料应能适应所处环境条件。除特殊说明，SCADA系统的所有设备将被安装在非

40、爆炸危险区域内。调度控制中心主要设置有调度控制室、机柜间、UPS室等。首站、末站等设置有站控系统的工艺站场主要设置有站控制室、机柜间、UPS室等。机柜间、UPS室设置防静电活动地板。为保证计算机系统的正常运行，这些房间配备了空调设备。其房间的常规温度及湿度如下：温度： 1828，温度变化率小于10/h，不结露相对湿度： 15%85%。特别提醒注意的是，远控线路截断阀室的RTU所处的环境条件比较恶劣（最低环境温度可达-40左右，高温可达50左右），供货商必须保证所提供的设备和材料应能适应该环境条件。2.2 功能要求供货商为三塘湖油田原油外输管道工程成套提供的SCADA系统，将完成对全线进行监控、

41、调度、管理的任务。系统投产后，操作人员在调度控制中心通过SCADA系统可完成对管道的监控和运行管理，沿线各个站场可达到无人操作的水平。以下的功能描述是概括性的说明，在合同签订后的系统详细设计期间，供货商应提出详细的功能，经设计审查通过后报业主批准后实施。2.2.12.2.1.1 系统的可靠性报价技术文件中应提供所有设备的可靠性数据，及最小的平均无故障时间(MTBF)和平均故障修复时间2.2.1系统的可用性应99.99%。系统的各种插卡应能在线插拔、更换。冗余设备必须能在线自诊断，出错报警，无差错切换。系统必须具有完善的硬件、软件故障诊断及自诊断功能，自动记录故障报警并能提示维护人员进行维护。技

42、术文件应对系统各部分的故障状态预置功能进行说明。 2.2.2沿线各工艺站场的站控系统（SCS）作为管道SCADA系统的现场控制单元，除完成对所处站场的监控任务外，同时负责将有关信息传送给调控中心并接受和执行其下达的命令。其主要功能（不限于此）：- 对现场的工艺变量进行数据采集和处理；- 经通信接口与第三方的监控系统或智能设备交换信息；- 监控各种工艺设备的运行状态；- 对电力设备及其相关变量的监控；- 对阴极保护站的相关变量的检测；- 站场可燃气体的监视和报警；- 消防系统的监控；- 显示动态工艺流程；- 提供人机对话的窗口；- 显示各种工艺参数和其它有关参数；- 显示报警一览表；- 数据存储

43、及处理；- 显示实时趋势曲线和历史曲线；- 压力、流量的调节与控制；- 流量计算；- 逻辑控制；- 联锁保护；- 紧急停车(ESD)- 打印报警和事件报告；- 打印生产报表；- 数据通信管理；- 为调度控制中心提供有关数据；- 接受并执行调度控制中心下达的命令等。除此之外，设单独的专用双CPU冗余PLC与各站的PLC和RTU通过以太网进行数据交换，实现对全线的水击控制和自动逻辑操作，涉及到全线上下游各站逻辑控制的命令和确认操作由控制中心下发，其他具体的各种顺序操作过程均由该专有的PLC完成，控制中心只负责下发命令和进行确认。2.2.3 本工程在远控截断阀室等无人值守站场设RTU，其主要功能（不

44、限于此）如下：- 对现场的工艺变量进行数据采集和处理；- 监控线路紧急截断阀；- 太阳能电源系统的监控；- 采集和处理阴极保护站的相关变量；- 数据存储及处理；- 逻辑控制；- 紧急停车(ESD)；- 为调度控制中心提供有关数据；- 接受并执行调度控制中心下达的命令等。 2.3 硬件和软件的要求SCADA系统采用的硬件、软件应是技术先进、性能可靠、经过工业生产实践考验的、高可靠性的标准产品。为本工程提供设备的生产厂商必须具有良好的产品质量、信誉和应用经验以及培训和售后服务能力，并能提供强有力的备件支持，具有较强的系统配套能力。采用的硬件和软件及其由它们组成的系统应具有类似工程的成功业绩。2.4

45、 盘、箱、柜、端子本SCADA系统所需要的全部盘、箱、柜及内部的接线和设备安装，由供货商提供并负责设计和施工。盘、箱、柜的内部的连接导线应根据信号类型以颜色区分且每根导线均应有永久性标记。连接导线应采用铜芯导线。接线端子应采用弹簧端子。机柜的尺寸应为1000mm600mm2100mm(宽深高)，机柜颜色RAL7035，底座颜色为RAL7022(深灰色)。机柜门内带A3横向聚苯乙烯电路图盒（带自粘固定带）。门内带正反面标签，门内、外均带机柜编号。机柜配置电源，风扇工作状态在盘、箱、柜的详细设计需经设计审查并报业主批准后方可实施。2.5 操作原则哈密调控中心负责统一监视、调度、管理全线的生产运行，

46、如下达命令、采集各种数据、协调各个远方工艺站场和线路截断阀的运行、处理全线的事故。各个工艺站场的站控系统和RTU，在正常情况下受调度控制中心的指挥，为调度控制中心提供数据，负责本地站的具体操作和连锁保护，完成各种具体的操作程序（如流程切换、设备的启动/停车、联锁保护、过程控制等）。调控中心以全球定位系统（GPSGlobal Position System）提供的时间为基准，调度控制中心同时负责周期性地向各站控系统和RTU发送时间基准点来保持整个系统的时间同步。调度控制中心SCADA主计算机应精确地遵循日历日期和北京时间，并能自动调整年、月、日和时钟。主计算机的内部时钟应与GPS标准时间保持1秒

47、/30天的精度和同步性。站控系统应具备时钟同步功能，以这个协议用来对以太网TCP/IP 中的客户机的时间进行同步化操作。如果发生通信故障，本地的计算机能够在内存中存储这段时间内的数据直到故障排除，并把它们全部送往调度控制中心并按时间顺序补充数据。GPS时钟由SCADA系统承包商成套提供。所有ESD控制回路、保护停车控制回路在正常状态下应是励磁的，异常状态下应是非励磁的，即非励磁停车。2.5.1 本工程原油管线共有6座工艺站场，各工艺站场输油泵配置情况如下：表2.5.1-1 站场名称额定流量m3/h额定扬程 m电功率 kW数量 台牛圈湖首站80120553（开2备1）8010004003（开2备

48、1）1泵站8010004003（开2备1）2热泵站805502003（开2备1）3热泵站805502003（开2备1）原油泵机组的运行由各站控系统的站控PLC进行控制。2.5.1.1 为保证工艺站场安全、平稳、可靠、经济地运行，工艺站场的SCS在正常情况下可自动完成对整座工艺站场工艺过程的监视、控制、保护等功能，并对泵机组的运行状态进行监控。还能对整座工艺站场泵机组启停顺序、站内压力、流量、站内辅助设施、公共设施及站场停运进行控制。另外SCS还将完成与调度控制中心的信息交换任务。2.5.1.2 根据管道运行的需要，首站出站和末站进站设置压力控制系统。压力控制系统的被调参数为泵的转速或泵出口的调

49、节阀的开度。为既防止泵入口压力过低，又避免泵出口压力过高，泵进口压力控制系统与出站压力控制系统组成一套自动选择性控制系统。压力设定值既可由调度控制中心给定，也可由SCS给定。泵的转速由SCS根据压力控制系统的输出对变频器进行调节。在各工艺站场的工艺管线及设备上安装温度检测、压力检测、流量检测、可燃气体检测、火焰探测等仪表，用于工艺过程的监控与站场安全的监视。所有需要信号远传的检测仪表的信息，均传输至SCS的PLC，并通过SCS的PLC上传至调度控制中心，作为SCADA系统运行的重要参数。检测控制系统的设置详见各工艺站场的P&ID。2.5.2 本工程远控线路截断阀室检测，均采用RTU进行数据采集

50、和监控。RTU不设置操作员工作站，它本身可与SCADA系统调度控制中心进行通信。在出现异常情况时，远控线路截断阀可由调度控制中心将其关闭。2.5.2.1 RTU是以计算机为核心的数据采集和控制小型装置。它具有编程组态灵活、功能齐全、通信能力强、维护方便、自诊断能力强，可适应恶劣的环境条件、可靠性高等特点。本工程将RTU用于对远控线路截断阀室和高点检测的监控，直接受调度控制中心的监控和指挥。就地操作可通过笔记本电脑实现。2.5.2.2 在远控线路截断阀室的工艺管线及站场内安装温度检测、压力检测、门禁安全状态监测等仪表，用于输油过程的监控与站场安全的监视。所有需要远传的信号传送至RTU，并通过RT

51、U上传至调度控制中心，作为SCADA系统运行的重要参数。2.5.3 电力系统作为工艺站场中的一个独立单体，它既要安全、可靠地为工艺站场的用电设备供电和执行SCADA系统的控制命令，又需符合电力行业的规范及规定的要求，因此在本设计中各工艺站场的电力系统自身的监控系统，由电力专业根据有关的规范及规定设计。SCADA系统将采集输油生产过程及管理所需的数据，向变/配电系统下达控制命令。2.5.3.1 工艺站场的变电站均采用电力系统专用的微机综合自动化系统/装置，完成对电气设备的监控，以满足电网调度和管线自动化的要求。除了在其控制单元保留手动跳、合闸的控制方式外，其余的设备控制、保护和电力等变量测量、采

52、集均通过微机综合自动化系统/装置来完成。SCS与变电站综合自动化系统/装置之间通过TCP/IP协议或串行通信口（RS-485 ModBUS协议）进行数据交换。末站的ESD命令与ESD系统采用硬线连接。2.5.3.2 远控线路截断阀室的电力系统采用太阳能发电系统。远控线路截断阀室的自发电系统均配套有独立的控制单元。该控制单元带有标准数据通信接口，实现同RTU的数据传输，并接受RTU及调度控制中心监控。2.5.4 本工程阴极保护站共设置3座，由SCS或RTU监控的每座阴保站参数见下表。根据理论计算结合站场实际情况，全线共建3座阴极保护站，建在（0km处），（93.9km处），（175km处）2.5

53、.4-1 阴极保护站设置序号阴极保护站的位置阴极保护站序号备注1牛圈湖首站CP-1与首站合建23#热站CP-2与热站合建33#RTU阀室CP-5与阀室合建2.5.4-2阴极保护站监控信息序号信号名称信号类型规 格备 注1远控通断信号RS485接口 ModbusRTU协议同步误差小于0.1s 2输出电压信号3输出电流信号4管/地电位信号调控中心对阴极保护站实施远程控制，是通过SCS或RTU对相应的阴保控制设备同时发出接点信号（电压0V/24VDC），控制阴极保护电流。要求0V导通，24V关断。该接点正常时处于导通状态。在测试期间，调度控制中心发出指令，相关的SCS或RTU发出控制信号（DO），根

54、据阴保系统测试要求，导通12秒（s），关断3秒（s）。相关的阴保站同步进行测试，同步误差小于0.1s。所有的阴极保护信息均通过RS485接口 ModbusRTU协议与SCS或RTU进行数据传递。2.6 检测和控制仪表以下是本工程采用的主要检测仪表和控制设备的类型，它们不包括在SCADA系统的供货范围之内。2.6.1 采用双金属温度计作为就地温度检测仪表。双金属温度计的准确度等级为1.0级。采用一体化温度变送器提供远传温度信号。在远控线路截断阀室设置RTU的站场和贸易交接计量用的温度检测仪表，采用一体化智能温度变送器（检测元件为Pt100的铂热电阻）。一体化温度变送器的输出信号为420mADC，

55、24VDC，二线制。2.6.2 采用弹簧管式不锈钢压力表作为就地压力检测仪表，其准确度等级为1.0级。远传压力/差压信号采用智能型压力/差压变送器，采用绝对压力变送器用于流量计算压力补偿。变送器的压力测量元件采用电容或单晶硅谐振式，其标准测量范围内的测量准确度为0.075，输出信号为420mADC，二线制，24VDC供电。2.6.3 流量计量是管道输送中的重要测量环节，要求计量仪表应具有较高的精确度、可靠性和稳定性，较少的维护量及较长的使用寿命。对于原油计量，选用API推荐的可用于贸易交接计量的刮板流量计进行计量。流量计准确度等级为0.15级，配套流量计算机，通过RS485 通讯接口与站控系统

56、进行通讯。采用国产刮板流量计作为站间流量监视仪表，其准确度等级为0.2级，输出信号为脉冲信号。给泄漏检测软件提供基础数据。2.6.4 储油罐的液位检测采用精度为3mm雷达液位计。对于工艺站场内泄压罐的测量采用精确度为10mm雷达液位计。将油罐液位及温度信号送入SCS系统，实现液位的自动监测与报警，同时对罐内油品进行体积及重量的计算，打印报表。油罐还设置了液位超高限、超低限报警开关，当液位出现极限报警时，通过油罐进、出口电动阀进行联锁保护。2.6.5在各站场的站控制室内，采用典型感温探测器及感烟探测器进行火灾监测，同时配有报警器，进行报警和记录。典型感温探测器主要为电子差定温感温探测器。点型感烟

57、探测器主要为光电感烟探测器。采用红外双频式火焰探测器及报警器，用于泵房、计量间等处的火灾监视及报警。采用可燃气体检测器及报警器，检测泵房、工艺装置区等处的可燃气体浓度并报警。2.6.7 在首站、分输站的出站和末站的进站设有压力控制系统，采用电液调节阀或变频器控制首站、分输站的出站压力或末站进站压力，同时保证首站、分输站的泵入口压力。PID调节由站控系统的PLC完成。2.6.8 清管器通过指示器用于清管器通过时进行就地指示及远方报警，以实现清管流程的自动/手动切换。清管器通过指示器是一种机械装置，它包括手动重新设置装置，现场指示装置和电开关他们能够重新设置清管指示器。2.7 调控中心调控中心是三

58、塘湖油田原油外输管道工程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。系统应能够确保数据采集、储存的完整性、及时性、准确性、安全性和可靠性，同时应具有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。*调控中心采用的系统应至少有5条国内重点管道工程调控中心的成功应用业绩。*调度控制中心的SCADA计算机系统按客户机/服务器结构设置，支持分布式服务器结构。操作员工作站、工程师工作站等均作为局域网上的一个节点，共享各服务器的资源。2.7.1 调度控制中心具体软硬件配置：1）主要硬件- 实时/历史数据服务器2台，采用多用户操作系统，双机热备

59、、故障自动切换。- 操作员站（双屏）2台- 工业电视监控主机2台- 办公网络操作站2台- 集中报警操作站2台- 工程师站1台- 泄漏检测与定位操作站1台- 打印设备2台- 数据通信接口设备- 网络设备2）主要软件 - SCADA系统软件1套- 数据网络管理软件1套- 应用数据库软件1套- 组态软件1套 系统供货商应提供SCADA系统所需的全部软件及其许可证，它们应包括（不局限于）： - 所有计算机的操作系统和许可证； - SCADA系统软件和许可证（MMI所需的软件,包括调度控制中心与站控系统的通讯软件）； - 数据库； - 编辑、组态、诊断、网管等所需的软件； - 防病毒软件； - 软件开发

60、工具，如C+。 - PLC程序编程软件。系统供货商应提供未列出但系统正常工作需要的软、硬件。 2.7.1.1 工作站1. 操作员工作站操作员工作站是调度、操作人员与调度控制中心计算机监控系统的人机接口（MMI），它在调度控制中心计算机监控系统中是作为客户机。操作员通过它可详细了解管道全线的运行状况并下达命令，它们通过LAN与服务器互连并交换信息。操作员工作站的最低配置为：- Pentium CPU，主频3.2GHz以上；- 2GB RAM；- 200GB HD；- 50X CDROM；- 10M/100M双以太网卡；- 多路图形卡，1GB 显示内存；- 2台21液晶显示器，分辨率1280102