川气东送SCADA系统

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川气东送管道工程的自动化监控系统

第2页/共63页1川气东送管道工程概况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。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/a。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。第3页/共63页野三河跨越第4页/共63页翼墙式环框式端墙式

隧道工程－隧道洞门形式第5页/共63页川气东送管道设置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）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。第6页/共63页第7页/共63页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。第8页/共63页川气东送管道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。第9页/共63页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，全线采用三级控制方式。第10页/共63页调度中心控制级站场控制级就地控制级第11页/共63页系统结构拓扑图第12页/共63页2.1系统服务器SCADA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。SCADA系统通过WEB服务器给数字管道系统提供数据接口。GPS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。第13页/共63页2.2通信方式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。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。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。第14页/共63页2.3分级管理模式川气东送管道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。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。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。第15页/共63页调度中心控制级站场控制级就地控制级第16页/共63页第一级：中心控制级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17页/共63页第二级：站场控制级在首站、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。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。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。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18页/共63页第三级：就地控制级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。第19页/共63页2.4压力控制系统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）。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。第20页/共63页2.5贸易交接流量计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DN100。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%。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。第21页/共63页2.6防雷安全措施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。第22页/共63页3SCADA系统配置及功能

3.1调度控制中心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。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。第23页/共63页系统拓扑图第24页/共63页LANARAID磁盘阵列主LANB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调控中心系统配置第25页/共63页主要功能数据采集和处理；下达调度和操作命令；显示动态工艺流程；报警和事件管理；历史数据的采集、归档和趋势显示；报表生成和打印；标准组态用软件和用户生成软件的执行；时钟同步；第26页/共63页具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力；压力和流量调节；输气过程优化；仪表和系统的故障诊断和分析；网络监视及管理；主备通信通道的自动切换；贸易结算管理。全线紧急关断；管线泄漏检测。第27页/共63页3.2后备控制中心为保证在意外事件（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。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。第28页/共63页泄漏检测系统工作站×2LANARAID磁盘阵列主LANB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第29页/共63页3.3站控系统川气东送管道共有24座站场设置站控系统（SCS）

第30页/共63页CPUIOIOIOIOIOIOIOIOCPU操作站A操作站B站控系统PLCESD系统PLC路由器有人值守站场系统打印机硬件设备配置第31页/共63页操作站站控系统PLC路由器无人值守站场系统4、自控系统硬件设备配置第32页/共63页站控系统功能

1）数据采集与传输功能采集站内工艺运行参数，将其传输至调度控制中心系统。

第33页/共63页2）控制功能执行调度控制中心下发的指令；全站的启动、停止控制；压力、流量控制；站内阀门远控及就地手动控制。

第34页/共63页3）显示功能动态流程图显示（包括实时运行参数及设备状态）；运行参数的动态显示，参数的实时、历史趋势图显示；报警画面显示。第35页/共63页4）打印功能报表打印；故障记录打印

第36页/共63页5）ESD关断功能首站、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。

第37页/共63页6）其它功能站内数据管理；数据通信管理；自诊断自恢复；经通信接口与第三方的系统或智能设备交换信息。第38页/共63页3.4远控终端RTU数据采集和处理；逻辑控制；接收调度控制中心发送的指令；向调度控制中心发送带时间标签的实时数据；自诊断功能；故障报警。第39页/共63页RTU控制器路由器I/O参数RTU阀室系统硬件设备配置第40页/共63页

流量计量和贸易管理川气东送管道共有12座计量站场，其中干线计量站场7座。第41页/共63页4.1流量计量

1）贸易计量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。第42页/共63页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。第43页/共63页2）自用气计量川气东送管道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。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。第44页/共63页4.2气体管理系统(GMS)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。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。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。第45页/共63页5模拟仿真系统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。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。第46页/共63页模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。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。

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模拟仿真系统组成实时瞬态水力特征气体组分跟踪仪表分析管充管理管道效率清管器跟踪工艺预测SCADA培训第48页/共63页6天然气管道的泄漏检测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。第49页/共63页目前，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。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。第50页/共63页音波泄漏检测系统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。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，它可敏感地接收到带有压力的流体在管道流动的变化信号。第51页/共63页7天然气管道的安全监控川气东送管道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，管道安全运营是非常重要，设置安全系统（SIS）是必要的。第52页/共63页SIS系统由调度控制中心、后备控制中心ESD系统、普光首站ESD系统、各站场（除清管站、枝江分输站、黄梅分输站、十字镇分输站以及RTU阀室以外）ESD系统及安全网络组成。第53页/共63页调度控制中心、后备控制中心各设置1套ESD系统PLC、2台SIS工作站及1台SIS系统操作盘。当战争、地震等重大灾害时，必须立即启用SIS系统，自动关闭相关各站场、RTU阀室，确保管道安全；当沿线各管段出现天然气泄漏、山洪或山体滑波等紧急事故或自然灾害时，必须立即启用SIS系统，自动关闭相关的站场、RTU阀室，确保管道安全运营。

第54页/共63页8结语（1）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。第55页/共63页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。SCADA系统采用调度中心控制级、站场控制级和就地控制级的三级控制方式，对各站实施远距离的数据采集、监视控