川气东送管道工程SCADA系统

监控与数据采集系统(SCADA系统)

第一章SCADA系统的构成与功能

1.1概述

目前，仪表自动化系统发展方向是仪表数字化、先进控制软件技术实用化、计算机网络化

以及发展计算机监督控制和数据采集系统(SCADA,Super一visoryControlAndDataAcquisition),

以适应石油、化工工业发展的需要，取得更大的经济效益。监控和数据采集系统(SCADA)在国

内外己得到广泛的应用，取得了明显的经济效益。

监控和数据采集系统(SCADA)主要由远程终端设备(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等部分组成。该系统是一个分级控制系统，这一系

统将仪表、计量，检测及各类控制阀门，通过RTU结合在一起。另外，还包括在主站计算机与远

端的数据处理计算机之间建立接口及应用软件。我国铁大线和东黄复线引进的SCADA系统达到

国外80年代中期水平。目前监控和数据采集系统(SCADA)已成为管道自控系统的基本模式。

SCADA系统一般由设在管道控制中心的小型或超级微型计算机，通过数据传输系统对设在

泵站、计量站或远控阀室的远程终端装置(RTU)定期进行查询，连续采集各站的操作数据和状态

信息，并向RTU发出操作和调整设定值的指令。这样，中心计算机对整个管道系统进行统一监视、

控制和调度管理。各站控系统的核心是RTU或可编程序控制器PLC它们与现场传感器、变送器和

执行器或泵机组、加热炉的工业控制计算机等连接，具有扫描、信息预处理及监控等功能，并能

在与中心计算机的通信一旦中断时独立工作。站上可以做到无人值守。SCADA系统是一种可靠

性高的分布式计算机控制系统。

SCADA系统的概念是60年代中期开始形成的。当时，主控站能够与远控站进行通信并对其

进行控制。那时的SCADA系统采用固态逻辑线路、硬布线扫描器、大型模拟显示盘及在预定的

表格上打印报表的打印机等。这种系统主要起监视作用，而管道运行管理的大部分工作需由调度

人员完成。当时的系统不灵活而且故障率高。

70年代，大规模集成电路研制成功，低功耗存储器出现，小型、微型计算机的应用及软件开

发，使SCADA系统的硬件和软件水平均有较大提高。开发出来标准的SCADA软件包已初步具有

数据库管理、显示生成和记录生成的功能。70年代中期，可编程序控制器PLC开始应用于输油管

道。PLC是一种给系统提供控制和操作的电子装置，专为在工业环境下使用而设计。它采用可编

程序的存储器，可以执行逻辑、顺序、计时、计数或演算等功能，通过数字或模拟输入/输出，

控制各种形式的工艺过程。它运行可靠，维护、检修方便，特别适于在长输管道SCADA系统的

站控级使用。PLC在输油管道上应用发展迅速，并有逐渐耿代早朋的远程终端装置RTU的趋势，

而生产RTU的厂家也在不断提高其产品的性能，引入微朴理机并扩大功能。

80年代初，16位微处理机问世，智能RTU及功能更强的PLC出现。SCADA系统主机向容量

更大、功能更强、价格更低的方向发展，人机对话、数据检索能力、硬件可靠让进一步提高，管

道控制及实时模拟软件开发等，使SCADA系统功能更强，更加可靠和灵活。

90年代，管道自动化向着智能化发展。“智能"RTU配上先进的软件能在现场进行集散式控

制。SCADA系统由集中控制。集中管理的方式发展成集中管理、分散控制。控制中心的主机更

多地用于数据采集与分析，常常不必以实时方式运行。“智能"RTU能在现场存储、处理数据，

即使失去通信联系后，仍能保持监控的响能，这进一步提高了系统的可靠性。随着计算机及软件

技术的发展、人工智能和专家系统技术的应用，SCADA系统的功能将更加扩充和完善。

1.2SCADA系统的构成

管道工业所采用的SCADA系统的配置形式如图1所示。它一般由远程终端装置RTU或PLC)、

控制中心计算机系统、数据传输及网络系统、应用软件组成。

示麻到

I外设切换开关I

局部区域网络

LAN-

通值控

CCMCCM

J通信切换开关卜

通信线路

&&通电1由向

1;u|.....M：u||R：U||R；U|k；u|......|R；U|

图1SCADA系统结构

SCADA系统控制中心的主计算机经常按冗余(双机)方式配置，双机互为热备用。主机可以

与控制中心的操作员控制台及安装在站场的RTU进行通信。控制中心的操作人员能够在控制台通

过彩色显示终端CRT及带键盘的终端，监视系统运行状态向RTU发出操作命令，

实现对管道系统的遥控。该系统的外围设备，如彩色显示终端、打印机等，均可为两台主机共享。

一旦在线主机发生故障，外部设备即可自动地切换到备用的主机上。

系统中还装有一台或几台以微处理机为核心的工程师终端，配有CRT、键盘和打印机，用来

进行程序编制、修改，工程计算和管理等。它与备用主机共用文件。

现在，一台主机可以与上百台或更多的RTU进行通信并对其进行控制。主机监控RTU

的数量，取决于主机的存储容量大小。通过以微处理器为基础的通信控制器，通过调制解调器

(MODEM)及通信线路来控制系统的通信。通信线路可以是电话线路、微波线路、光纤或卫星线

路。

现代SCADA系统是一种集散型控制系统(TotalDistributedControlSystem),其控制层次通常

分为三级：控制中心级、站控级及设备控制级，在一些大型系统中还设有分控制中心这一级。这

种结构体现了集中管理、分散控制的现代大系统控制原则，特别适用于油气长输管道这种分散性

大系统的运行管理和控制。控制中心级对全线进行集中监视、控制和调度管理，站控级的任务是

对输油站进行控制，设备控制级是对泵机组、加热炉、阀门等设备进行就地控制。

自动化仪表包括检测仪表、变送器和执行器等，是计算机控制系统的基础部分。各种检测装

置是监控与数据采集系统的数据源。检测的准确性直接影响监控的有效性•应根据安全可靠、经

济合理的原则选择仪表、变送器等的类型，其检测精度及安全防爆性能等应满足使用要求。

1.2.1控制中心计算机系统

控制中心的主计算机是SCADA系统的核心。要求系统具有很高的可靠性，故采用全冗余结

构、热备用运行。国外供SCADA系统选用的计算机型号很多，目前多采用小型机，对一些小规

模系统也可采用档次较高的微机。

系统的主机、外存储器、通信控制器、外围设备接口、彩色显示终端、系统文件打印机等全

部设置两套。一台主机在线监控，另一台处于热备用状态，可进行程序开发等工作。正常时，主

机定时把数据送入备用计算机的内存储器中。一旦检测到主机或相关设备出现故障,传输即中断,

使主机自动脱离在线控制，由备用机代之。外围设备也自动切换到备用机上。这种切换也可以手

动进行，以便定期维护主机及相关设备。

1.2.2站控计算机系统

长输管道的自控对象除了过程变量如压力、温度、流量、液位等以外，较多的是位式控制,

如阀门的开关，机泵的启停、事故跳闸等。它们都不是一般的开关、启停，设备的动作必须按一

定的逻辑顺序。设置在站场或所监控设备处的控制装置必须具备较强的逻辑功能、通信能力和数

据处理能力.远程终端装置RTU与可编程序控制器PLC就是SCADA系统站控系统常采用的站控

装置。对于小规模站，也可采用小型PLC或以微处理器为基础的各种数字控制器。

在SCADA系统中，控制中心对各站场的控制是由各站控系统分别实施的。控制中心对站场

发出一个做什么的指令，而如何去完成指令则由站控系统实施，故它是SCADA系统中一个很重

要的控制级。为了提高其可靠性，站控系统的RTU或PLC多数采用双机冗余配置，热备用运行。

1.远程终端装置(RTU)

RTU是传统的SCADA系统的基础。以微处理机为基础的RTU逐步发展成为具有控制中心一

部分功能的智能终端装置，称“智能"RTU。它可以是SCADA系统的一个组成部分，也可以独立

操作。“智能”RTU具有以下特点：能在现场处理数据，即使与控制中心失去通讯联络后，仍能

保持监控功能，自动对控制进行决策，独立完成操作。为节省通信费用，采集的数据可以在现场

储存，定期由主机取回报告。由于“智能"RTU的问世，使集中控制的SCADA系统发展成先进的

集散型控制系统。

目前生产的RTU,每台输入/输出点达2000个，PID控制回路达32个，内存储器可达128k。

2.系统

经通信线路去

SCADA系统控制中心

站操作台

PC

A

I/OI/O

图2站控计算机系统配置框图

*一一可选择的；M——调制解调器

典型的站控计算机系统配置如图2所示。站控系统的PLC采用双机冗余配置，互为热备用，

切换自动进行。需要时站内可设置一台工业用微机作为站控PLC的上级计算机，对其进行控制和

管理。站操作台可配置显示终端CRT、打印机等外部设备。与重要生产装置如泵机组、加热炉的

控制装置的输入/输出接口也可采用冗余配置。

1.3SCADA系统的通信网络

SCADA系统网络包括控制中心主计.算机网络、主计算机对RTU(或PLC)网络(数据传输系

统)及就地RTU网络，用于实现系统的通信。

1.3.1主计算机网络

它采用具有分接头的基带同轴电缆将主计算机、存储器、打印机及显示终端相互连接起来

进行通信。常采用“以太网”，这是采用总线结构的局部计算机网络。信息在总线上的传输速度

为10兆位每秒(10Mbps)。总线的分布范围为500m左右，最大距离达2500m。

1.3.2数据传输系统

SCADA系统的数据传输系统由通信控制器(CCM)、调制解调器(MODEM)及通信线路组成。

通信控制器是数据通信的枢纽，实现主计算机与通信线路、RTU的连接。调制解调器完成远距离

数据通信所需要的调制解调功能：将数字信号转换成适于传输的模拟信号，经过信道传输后，再

转换成原来的数字信号。在数据传输系统中，经常采用电话线、微波及卫星线路及光纤线路等。

(1)微波通信油气管道上微波通信应用广泛，有成熟的设计、施工及运行经验。它的主要优

点是投资省、通信容量大，可靠性高、建站较灵活。其中继站距离比光纤通信短。

(2)光纤通信70年代后期光纤通信得到迅速发展。它的载波介质是光而不是电，故不受外界

电磁干扰，传输速率高，通信容量大，保密性好。光纤的抗腐蚀能力强、重量轻，可以可以与管

道同沟敷设，是长输管道的最佳通信方式之一。但目前光纤通信系统投资较高，在长输管道上的

应用还缺乏足够的经验。

(3)卫星通信

长输管道上应用的甚小天线地球站卫星通信系统即VSAT(VerySmallApertureTeminal)系统

是一种可以传输话音、数据、图象等信息的通信系统。它包括通信卫星，主地面站和甚小口径

终端VSAT。长输管道SCADA系统中多采用双反射系统，如图3所示VSAT将远程终端装置RTU

送来的信息发射给通信卫星，卫星将信息送至主地面站，主地面站又

通过卫星将这些信息传送到与SCADA系统控制中心相连的VSAT。

图3双反射卫星通信系统

卫星通讯的优点之一•是投资与通信距离无关，特别适用于长输管道这种通信距离长，范围大

的情况。VSAT网的通信费用比微波、光纤的费用低，扩容费也较便宜，故国外许多管道公司

在新建或改建管道时常采用卫星通信。

早期的卫星通信多采用C波段(4000〜6000MHz)。从80年代后期开始，大多数VSAT系统采

用Ku波段(12000〜14000MHz),提高了传输速度，但系统费用较高。

(4)高频无线电通信为了进一步提高通信系统的可靠性和灵活性，为SCADA系统和重要的

调度通信提供备用通信手段，为巡线、抢修提供移动通信手段，常采用高频无线电通信。它用于

短距离通信时是最经济的。根据频带划分，长输管道采用的无线电系统有甚高频(VHF)和特高频

(UHF)两种，VHF的频带范围为30—300MHz。

1.4软件

SCADA系统的功能和灵活性在很大程度上取决于所采用的软件。SCADA系统计算机软件一

般可分为三个主要部分：计算机操作系统软件、SCADA系统软件，应用软件。

SCADA系统为实时系统，需有专门的计算机操作系统才能在实时环境中工作，这些操作系

统软件一般由计算机制造厂商提供。SCADA系统的系统软件一般包括：远程终端查询软件、数

据采集软件，传送指令软件、建立及管理实时数据库软件、CRT显示、记录报警，报告生成软件

及运行调度决策指导软件等。系统软件一般由研究开发SCADA系统的专业公司提供。

应用软件主要包括：动态模拟软件、泄漏检测定位软件、水击动态分析软件、优化运行控

制软件、清管器跟踪软件、批量/组份跟踪软件飞培训模拟软件等。国外有一些软件公司从事管

道模拟软件的开发。在SCADA系统的站控系统也需要一些小型的站计算机操作系统软件及应用

软件，如站系统的数据处理软件、泵机组或设备控制软件、与控制中心和其它站联系的通信控制

软件等。它们一般由SCADA系统的设计与应用者开发。

1.5SCADA系统的功能

1.5.1控制中心主计算机系统的功能

(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、。主要有：

①检测量：进出站油温、油压；首站、末站和计量站流量；输油泵机组(包括原动机及辅机)

的有关数据；油罐液位、油温及储油量；加热设备进出口油温、油压及流量，燃料油压力及流量；

泵站出站压力调节阀的开度及阀前、后压差；站母线电压、输油泵电机电流等。

②报警信号：原油进站压力过低，出站压力过高；油罐液位(高、低)超限、停电；输油泵机

组故障停运；加热炉进出口油压差值过大；出站调节阀故障；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。

③状态量：输油泵机组、加热炉、出站调节阀和主要阀门的运行状态。监视过程是以扫描

方式进行的，即按一定顺序依次对各站的RTU进行查询。若发现某站的运行状态异常或运行参数

超限，则通过屏幕显示及打印机打印自动报警。

(2)根据操作人员的要求或控制软件的要求向RTU发出操作指令，对各站场进行遥控。

主要有：

①输油泵程序启动、停运；

②阀门开启、关闭；

③加热炉远方停炉；

④出站压力的控制：控制出站压力调节阀的开度或泵机组的转速(仅对调速电机、燃气轮机

及柴油机而言)；

⑤出炉(或换热器)原油温度控制等。

(3)根据操作人员的要求，在CRT上随时提供有关管道系统运行状态的图形显示及历史资料的

比较和趋势显示。

(4)按规定时间间隔记录和打印各站的主要运行参数及运行状况报告。

(5)记录管道系统所发生的重大事件的报警、操作指令等。

(6)运行有关的应用软件，对水击、检漏、清管、批量跟踪等工况进行监测、控制。

1.5.2站控系统功能

(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)提供运行状态、工艺流程、动态数据的画面、图象显示、报警、存储、记录、打印；

(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。

1.5.3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

的RTU有机地连接起来，实时进行数据信息的交换和处理。

第二章矿场集输及处理过程中的SCADA系统

天然气集输及处理过程中的SCADA系统，是利用现代计算机及通信网络技术对天然气矿场

集输，及处理，即对井口采集、矿场预处理到天然气净化全过程进行的集中调度、过程控制和生

产管理。该系统的应用有利于实现以效益为中心的科学调度，保证生产过程的安全、连续运行，

优化生产过程工艺参数，降低生产能耗及原材料的消耗，以及减少生产人员，实现现代化的管理

目标。调度管理控制中心及区域站的配置是以以太网技术为基础的计算机网络和先进的监控及信

息处理设备；根据气田实际情况，现场控制设备宜在井口采用RTU、集配气站采用PLC、天然气

处理厂采用DCS系统。

2.1SCADA系统网络结构

根据现有生产管理模式，SCADA系统一般采用二级控制和二级管理机制。二级控制为：现

场控制层、集气站和处理厂控制层（或为生产控制中心级）；二级管理层为：气田生产调度管理

中心、总指挥部监视调度管理中心（该中心本不属于矿场范围的内容，但考虑到SCADA系统的完

整性，故也在这进行介绍）。管理层不负责对具体设备实施操作控制。管理模式见图4,系统总体

结构框图见图5o

应使SCADA系统具有数据采集、储存和处理，监视、控制功能，

为优化决策服务。其网络结构应以星形分枝状网络拓扑结构为主，网

络系统应是符合ISO标准规定的开放型系统。

二层控制级和二层管理级系统由上级总调度管理中心、气田调度

管理站、生产控制中心和井站控制这四个等级组成。

图4

第一级总调度管理中心设置在全国各地区分公司的生产调度中心。通过各个气田生产控制中

心上传的数据和信息对各井口、集输站场及各天然气处理厂的运行状态进行监视和管理，对各种

数据和信息进行综合检查、分析做出判断。设置在线模拟软件，建立综合气田模型，对整个气

田生产过程进行优化处理，提出优化决策，进行综合调度。

图5总体系统结构框图

同时根据决策给气田调度管理站下达控制指令和生产计划决策指令。本级还包括与全分公司

MIS系统的连接，以便使气田开发生产的数据和信息提供给分公司的管理部门及领导使用。同时

可以与地质数据连接，将油气藏获得的数据与地面开发数据结合起来，给地质研究提供宝贵的资

料。

第二级气田调度管理站设置在分公司下属的二级单位或作业区的生产管理调度室。气田调度

管理站的主要任务是根据该区域所管辖范围内的各气田（即包括气田的集气站和天然气处理厂）

上传的所有生产数据和信息进行监视和生产管理。同时对集气站和天然气处理厂之间进行协调管

理。并根据分公司的调度指令对集气站及天然气处理厂下达生产指令。如果该二级单位或作业区

只有一座生产控制中心，气田调度管理站可与生产控制中心合建。

第三级生产控制中心设置在气田集输站场和天然气处理厂的中央控制室。包括站控制系统

SCS和天然气处理厂的DCS组合而成的综合控制系统。这级是主要的生产监视控制级，对

RTU/PLC或DCS控制模块的上传数据及信息进行处理、储存，对生产过程进行集中监视、。操

作、控制。同时将数据和信息通过联网传至区域调度管理站，并将站场及处理厂的全部数据和重

要信息通过通信系统上传至总调度管理中心。上级对站控系统及处理厂下达的指令，由生产控制

中心的控制操作人员确认后执行。工厂与场站之间控制系统的相对独立既减少了它们与RTU之间

的数据通信量及主控机的负荷，使得整个SCADA系统的监视控制机制更加灵活可靠。生产控制

中心由值班人员实施24小时监控，进行必要的运行操作和控制。

第四级井站控制级设置在井场、阀室、阴级保护站和其他无人值守的集配气站等生产场所。

通过现场安装的RTU对工艺参数和生产过程进行数据采集、控制，同时将采集处理的数据上传至

生产控制中心计算机系统(可设置就地手动或遥控功能)。井口、阀室和阴级保护站为无人值守。

2.2系统结构及机型选择

网络结构确定之后，系统结构组成是一个重要而又复杂的问题，它关系到系统的容量、运行

速度、可靠性和操作维护等一系列事宜。系统结构组成应根据生产规模、控制对象的特点、工艺

过程复杂程度和管理体制来决定。以下按大型的气田开发生产规模，现有一些天然气处理厂存在

的情况来叙述。

1.总调度管理中心的系统结构

总调度管理中心是上级调度部门对所属各气田生产装置的生产过程进行实时监视和管理。该

系统是以调度管理为核心，需要接受和处理经过生产控制中心加工处理的重要数据和信息上传到

调度管理中心，或发布重要的指令进行综合调度并将有关信息传送给总的油气田信息管理系统

(MIS)及油气田地质开发数据网等。该系统数据量大、数据处理工作量多、对集输及处理生产的

全局性影响大的特点，因而显得特别重要。故这一级系统需设置高等级的服务器、操作站、工程

师站、模拟站、培训站，并设置高等级的投影仪和视频监控系统。服务器宜选用64位的小型计算

机服务器机型，而操作站、工程师站、模拟站、培训站使用的计算机均宜选用32位的微型计算机。

系统按非冗余设置，与外部连接部位设置防火墙。

操作系统软件：服务器可采用UNIX操作系统服务器软件；操作站、工程师站、模拟站、培

训站系统可采用Windows2000或XP操作系统软件。除采用完整的SCADA系统软件外，还须设置

与气田开发和管网运行有关的模拟应用软件，以及调度管理的专用软件。系统结构见图6。

19"操作计算机操作计算机

报表打印打印服务当模拟操作机

投影操作机

模拟站计算机

通信服务器

图6站控系统配置图

2.区域调度管理站系统结构

区域调度管理站系统设置WEB服务器、显示终端，服务器选用32位的微机级服务器，区域

管理显示终端选用32位的微型计算机。系统按非冗余设置，采用的操作系统为Windows2000或

XP,并；配置相应的应用软件即可。

3.生产控制中心系统结构

生产控制中心系统实施对天然气处理厂及场站的生产过程进行监视、控制，是生产过程操作，

控制的中心，关系到安全生产的重要环节，系统设置至关重要。该系统设置服务器、操作站，工

程师站、培训站，并设置视频监控系统和投影仪。服务器宜选用32位微机级服务器，操作站、工

程师站、模拟站、培训站使用的计算机均宜选用32位的微型计算机。系统按冗余设置，操作站采

用一机双屏显示。

操作系统软件：服务器采用Windows2000服务器软件；操作站、工程师站、培训站采用

Windows2000或XP操作系统软件。除采用完整的SCADA和DCS软件外，这级可考虑设置生产过

程优化软件，还配置RTU/PLC连接软件和系统组态软件。系统结构见图7。

4.井口及场站控制系统结构

井口及场站控制系统是对井口装置及集配气站场进行数据采集、处理和控制，该系统设置

RTU或PLC,除生产过程复杂的井站外，一般可不设置操作用计算机。根据井口、场站数据量的

多少、井站的重要程度来考虑RTU/PLC是否按冗余设置。系统结构见图14—8。井站配置软件为

RTU/PLC软件。该站场为无人操作站。

5.关于ESD系统的设置

对于天然气集输及处理生产规模大、生产工艺复杂、有大型气体处理厂的场合，气田井站、

集输配气站、气体处理厂的紧急连锁系统应独立设置，并由专用的ESD系统来实施。为确保生产

安全，采用专用的ESD系统，具有更高的可靠性，•当然投资费用会有较大的增多。但要求ESD

系统与SCADA系统相连接。

操作室工程前站坐训室

彩色打印机19”操作计算机19*操作计算机

n口19'模拟站

操作计算机

打印服务器

报表打印机

1事件打印机

日一(模拟站

*务ss|jp

—计算机

LU

m

路由器路由器通侑服务器通侑服务器

|闻桥||网刃

通值设备一］I通信设春"

图7生产控制中心配置框图

现场设着

图8站控系统配置图

对于天然气集输及处理生产规模较小、生产工艺简单、没有气体处理厂的场合，进入紧急连

锁系统的信号少，输出信号也少，紧急连锁关系也简单，而且当前的计算机控制系统已经非常可

靠，只要DCS或PLC及操作站按冗余设置，即可确保紧急连锁的可靠运行，该场合可以不设置

专用的ESD系统。

2.3各级的配置及功能

1.总调度管理中心

总调度管理中心是矿场集输及处理生产的决策机构和指挥管理中枢，是整个SCADA系统的

最高监视和管理层。在生产过程控制和生产管理中起全局性的重要作用。调度控制管理中心系统

组成见图5。

1)系统职能

(1)监视生产过程中的主要工艺参数，了解实时生产运行情况。

(2)通过动态流程图和趋势图画面，显示各气田的集输场站和天然气处理厂的工艺参数、安

全运行状态，进行集中监视，控制和管理。

(3)收集，处理各种生产数据，建立一套完整的历史数据库。

(4)建立报警及事件记录，根据优先级别进行各种声光报警、显示。

(5)进行报表数据的统计处理，并按时自动打印各种报表。

(6)建立工艺系统模型，在线运行模拟软件，对工艺运行参数进行优化处理，对生产运行状

况进行预测预报，为管理、决策提供依据。

(7)按照指令，制定集输及处理生产运行方案，下达调度指令，进行生产调度。

(8)向各管理部门传送历史和实时数据，并接收来自相关部门或系统的有关信息。

(9)进行系统培训和功能开发。

2)系统配置

总调度管理中心可采用合符标准要求的TCP/IPlOOBase—T交换式快速以太网技术。为保证

SCADA系统长期、可靠运行，配置合理的网络结构与完善的软件支持，以充分发挥其网络功能:

资源共享，使网络中所有用户共享全部或部分资源，实现硬件、软件和数据的共享；能将分散的

终端数据进行实时和集中处理；lOOBase—T交换网络可提供高可靠性和高网络数据传输速度。

(1)系统硬件配置：

总调度管理中心计算机网络配置采用64位多CPU双机容错磁盘阵列服务器。多台高性能的图

形工作站(即操作用计算机)，可分别同时监视各气田的生产运行画面，配置模拟计算机用于气田

开发模拟决策和运营管理，同时配置大屏幕显示器和培训计算机。系统支持1000Mbps快速冗余

以太网，具有交换功能的集线器、广域连接的路由器、远程访问的网桥/多路复用器。按需要配

置报表打印机、拷贝机、可擦写光驱等。

(2)系统软件配置：

总调度管理中心网络系统软件包括：操作系统软件，SCADA系统软件和应用软件。

①操作系统软件。操作系统软件宜采用UNIX操作系统，提供以下功能但不限于此：

A.支持高级语言软件(例如C语言等)并能以汉化方式来满足用户的语言处理要求。

B.多用户、多任务的网络操作系统一一该系统应具有管理、分配、监视和利用计算机数

据资源的能力，支持网络运行和软硬件资源共享。

C.优先任务能力一一支持优先多任务系统，对CPU的读写控制由操作系统来完成，操作

系统具有中断能力，可以改变任务的优先级。

D.自诊断能力一一操作系统软件应具有自诊断能力，用于系统设备和软件的监视，并为

硬件、软件的故障排除提供诊断信息。

E.安全性一一提供数据的安全操作和多种安全措施，防止不小心或未经许可的修改，提

供后备程序文件，以确保系统出故障后的重新生成。

F.兼容性一一良好的兼容性可以支持多种平台组合和可伸缩性，保护系统的升级和扩展。

②SCADA系统软件。SCADA系统软件应能可靠实现对由RTU采集的数据进行处理。该软件

应能实时支持不同的硬件平台，应具备很强的操作能力和组态管理功能，并提供良好的监控界面

和与其他系统连接的接口。SCADA系统软件应至少完成下列任务，必须具备如下功能：

A.有效地管理系统设备及系统设备的冗余。

B.数据库和历史数据库管理：完成对所有进出网络数据的管理、存储和控制，

可支持直接数据交换，有能力和第三者软件进行信息交换。

C.SCADA系统实时软件应有能力完成计算任务、资源应用、数据排序、程序的产生和执

行，以及控制功能。

D.工业标准的图形用户界面(GUI)：提供的GUI应是以开放系统为基础的高分辨率图形生

成器。GUI应允许使用跟踪球或鼠标器完成图形的生成、修改和显示，具有多窗口功能。

E.记录和报告：提供生产记录和报告功能。可按预定的时间输出各生产场所的运行报告，

也可按要求随时输出生产报告，其记录的内容包括工艺参数、状态等；提供事件触发报告功能。

F.存档和恢复：SCADA实时数据用可擦写光驱刻录在光盘上作永久保存，包括工艺参数、

操作指令和事件。已归档的历史数据可按要求从存储介质中进行恢复，以便进行数据的分析和再

应用。

G.数据计算和处理：SCADA系统软件应具有或能通过编程完成下列数学运算功能：实数、

函数和逻辑运算；管道储量计算；最大值、最小值和平均值计算。

③应用软件：

应用软件直接关系到系统运行的调度管理和优化决策，为了便于应用和作进一步的开发，应

用软件应由有经验、业绩丰富的软件供应商提供。为达到建立一套综合控制管理系统(TCMS)的

目的，需要通过调查研究、选择需要而又合适的应用软件。常用的实时模拟软件有：

A.气田开发软件；

B.管网流体动态模拟软件；

C.管网漏失检测及定位分析软件；

D.仪表分析软件：

E.管网运行效率分析软件；

F.储气计算分析软件；

G.残余时间分析软件；

H.综合经营计划管理软件。

2.气田调度管理站

气田调度管理站执行气田调度管理功能，只是监控范围属于区域性的，系统规模小些。若该

管理站下属只有一个生产控制中心即可两者功能合并，即可建在一个控制室内。

1)系统职能

气田调度管理站的功能为：

(1)接受总调度管理中心下达的生产计划，制定和执行具体的实施方案。并对所辖地区的集

输场和处理厂下达具体命令。

(2)协调集输场站、天然气处理厂之间，以及站、厂内部之间的关系。

(3)掌握各重要生产装置及设备的运行状态，确保安全生产。

(4)建立历史数据库，形成生产报表。

(5)大小事故的显示，报警及安全检修指挥。

2)系统配置

气田调度管理站配置32位微机级服务器、微型计算机显示终端以及打印机。计算机系统软件

包括操作系统软件、WEB服务器软件、SCADA系统软件、浏览器软件等。

3.生产控制中心系统

生产控制中心包含集输场站控制和天然气处理厂DCS控制系统，是SCADA系统的第三级，

由SCADA系统的微型计算机和DCS系统组成。这一级是最关键的控制级，各种工艺数据采集及

设备状况的监视，控制，保护，连锁报警等均由这控制中心完成。控制中心有人24h连续监视、

操作。生产控制中心系统组成见图7。

1)生产控制中心系统功能

(1)对系统的运行参数进行数据采集、处理，建立实时数据库和历史数据库，并向总调度管

理中心发送实时数据及状态信息。

(2)通过动态流程画面和趋势图的显示，对集输场站和天然气处理厂的工艺参数、安全生产

状态进行集中监视、控制。

(3)建立报警及事件记录，根据各优先级别进行各种声光报警、显示和即时打印。

(4)执行总调度管理中心的生产调度指令，对各生产装置工艺参数进行控制操作。

(5)对无人值守的场站及井口设备进行监视控制。

(6)单井天然气流量计量，建立单井的数据库，供气田开发决策。

(7)在事故状态下实施站内紧急停车和安全保护。

(8)通过工程师站计算机可以给RTU/PLC下载组态软件或修改软件。

(9)进行报表数据的统计处理，并按时自动打印各种生产报表。

(10)进行管道泄漏检测及定位。

(11)进行系统培训和控制功能的完善开发。

2)生产控制中心系统配置

(1)系统硬件配置：

生产控制中心计算机网络设置服务器、操作站、工程师站、培训站，并设置视频监控系统

和投影仪。配置的服务器宜选用32位微机级多CPU双机容错磁盘阵列服务器，系统支持100Mbps

快速冗余以太网，具有交换功能的集线器、广域连接的路由器、远程访问的网桥/多路复用器。

操作站、工程师站、培训站配置采用32位微机级多台高性能的操作用计算机，分别同时监视各站

厂的生产运行画面；按需要配置事件/报告打印机、拷贝机、可擦写光驱等。

(2)系统软件配置；

综合控制中心网络系统软件包括：操作系统软件、SCADA系统软件和相关的应用软件。

①操作系统软件：操作系统软件宜采用Windows服务器软件和Windows2000或XP操作系

统软件。

②SCADA(DCS)系统软件：SCADA(DCS)系统软件应能可靠地实现对集输场站和天然气

处理厂工艺参数的数据采集、处理、监视和控制。能实时支持不同的硬件平台，具有良好性能

的实时软件。还应具备很强的操作能力和组态管理功能，并提供良好的监控界面和与其他系统

连接的接口。SCADA(DCS)系统软件应完成下列任务，必须具备如下功能：

A.实时数据的采集、处理和数据管理，建立实时和历史数据库，支持直接数据交换。

B.软件应有强大而复杂的控制功能模块。

C.具有友好的人机操作界面和多窗口显示功能。

D.配置的软件提供标准的应用接口，支持多用户、具有多任务特性与功能。

E.记录和报告功能：提供生产记录、事件报告等功能。

F.系统软件应具有数据计算和处理功能：通过编程可完成逻辑运算、体积流量累积运算

值、最小值和平均值计算。

G.系统软件应支持综合报警，并包括下列各项：报警显示、报警分类、报警记录、报警

优先级的处理、报警抑制及确认。

H.系统自诊断功能。

另外，当部分集输站场与综合控制中心的生产装置在同一地点时，集输站场的控制系统可单

独设置PLC或利用工厂DCS系统共同进行监控。

气体处理厂一般设置DCS系统，由于油气处理厂的工艺过程检测控制点较多，控制回路数多，

控制功能要求强，DCS功能较适用，故油气处理厂控制系统宜配置DCS系统。

DCS系统是一种控制功能强大、性能稳定可靠的计算机控制系统。已经有20多年的应用经验,

是一种成熟的产品。它可以实现真正的冗余，CPU主卡、通信卡、电源卡、输入输出/O卡等都可

实现冗余，从简单控制到复杂控制都是固化的功能块，并有PID参数自整定功能，组态方便、报

警功能强大、报表灵活方便、人机界面友好。目前现场总线也得到愈来愈多的应用。

DCS系统的结构大概由以下几部分组成：操作站、工程师站、历史工作站(历史模块或服务

器)、控制处理器(包括CPU主卡、通信卡、电源卡、输人输出I/O卡)及其他连接部件等。对于各

部分的功能结构这里不再叙述，请见有关资料。

3)井站控制系统配置

井站及其他无人值守场所(如采气井口、阀室、阴级保护站、清管站)是SCADA系统的第四

级，主要功能是数据采集和现场控制。工艺参数的数据采集、重要参数的自动控制、生产安全连

锁保护等均由配置的RTU/PLC来完成。各井站的数据及状态信息均由通信设备上传到生产控制

中心系统进行集中监视、控制。井站控制系统组成见图8。

(1)场控制级的功能：

①执行数据采集和处理、手动或自动控制、连锁保护等功能；

②向生产控制中心轮巡发送采集的数据、运行参数及状态信号；

③接受生产控制中心的控制操作指令；

④实现流量全补偿运算等功能。

(2)现场控制级配置：

采气井口、阀室、阴级保护站、清管站设置RTU,无人值守场站设置PLC。这些设备均具有

标准的应用接口，向生产控制中心发送采集的数据和各种信息，并配有标准接口供巡查人员用便

携式计算机进行检查。井站的RTU应满足以下主要要求：

①要求RTU能在生产控制中心的系统中进行远程编程组态和修改组态数据。

②RTU安装于现场，应具备一定的防护等级(IP55)和适应一级二区的防爆能力，并能在当

地最低极限温度环境正常工作。

③为便于巡视人员在现场了解RTU有关信息,RTU应具有类似液晶显示板之类的翻页显示

屏，并带现场串行通信口，以便巡视人员或维修人员利用便携计算机对RTU进行检查。

④RTU应有完善的自诊断系统，并将板卡级的故障诊断信号上传至站控系统，或由上而下

对RTU故障进行检查。

⑤RTU的主CPU卡、通信卡、电源卡宜冗余配置，整体平均无故障工作时间(MTBF)要求

大于120000h。

⑥RTU通信组件应支持多种通信接口，能接受上位提供的校对时间，每组数据都应有时间

标识，在通信中断后恢复时再补传中断后的数据。

⑦在难以取得外供电源的地区，如果自然环境适合配备太阳能场所，要求RTU配备太阳能

电池或采用小功率的天然气发电设备供电。

2..4生产过程的模拟及优化处理

在天然气矿场集输及处理生产过程是一个复杂多变的系统工程。为了使这样一个复杂的、分

散在广大区域内以连续生产方式进行的生产过程安全平衡地运行，设置一套完整SCADA系统对

生产过程的工艺参数进行数据采集，实现生产过程的实时集中监视和控制，是非常必要的。

用SCADA系统来实施保护，进行预测预报，提前报警及时防止事故的发生和进行及时处理,

确保生产过程的安全平稳运行。

在正常生产的情况下，如何来优化井口采气量，保持气井的稳产高产，又如何来降低生产过

程中的能耗，提高生产效率，降低运行成本，以达到最佳的经济效益是人民所期望的。这样需要

应用优化软件给生产过程建立一个模拟，对整个复杂的生产过程进行在线的优化处理，求得最佳

的决策方案，并用该方案来指导控制生产过程。

优化软件必须具备如下的功能：

(1)气井采气量与压力递减的关系分析，得出最佳采气指数：

(2)供气量与采气量、管线储气量、工厂处理量的平衡动态分析；

(3)工厂优化处理分析；

(4)生产安全分析及事故预报警；

(5)仪表及气质动态分析；

(6)综合经营计划调度管理分析。

2.5生产过程的安全保护

天然气属易燃易爆物质，而且矿场集输及处理中的天然气处在压力很高的状态，并可能含

有对人体有高度危害作用的有毒物质H2S,这使天然气集输及处理生产面临比其他工业生产有更

大的危险性。除需要制定和严格执行安全工作制度以外，生产过程的自动控制必须充分满足防爆

破，燃烧、天然气着火爆炸和人体中毒事故发生的各种安全需要，设置相应的安全保护和控制设

施。天然气的生产过程是处于一种易泄漏、易燃、易爆的危险场所，所以安全生产是天然气工业

至关重要的问题。为了确保生产过程的安全平稳运行，必须从工艺生产过程到设备选择，系统配

套，系统运行操作，都严格按照安全保护的有关规程规范进行，就气田集输自动化方面考虑，对

如下方面进行设置及选择：

(1)对生产过程设置安全保护控制，即设置独立的专用紧急连锁系统。

(2)对危险场所设置可燃气体泄漏检测、火灾报警系统及自动、半自动消防系统。

(3)对存在有毒气体的生产环境设置在线有毒气体检测分析仪，对空气中的有毒气体浓度进

行报警，预防人体中毒事故的发生。

(4)处在爆炸危险场所的仪器仪表均按防爆要求设置。

(5)在多雷雨地区考虑浪涌对电气设备和生产过程的危害，仪器仪表及控制系统按防雷要求

设置。

(6)控制系统选择时充分考虑系统自身的安全可靠性和它应具有的安全保护功能。

(7)控制系统的重要部件按冗余、容错配置，并要求系统功能的完整性，系统的性能指标要

达到平均无故障使用MTBF5万小时以上的指标。

(8)运用生产安全分析及事故预报警软件，进行预报警，对已出现的危险现象作出分析处理。

(9)设置爆管紧急情况下自动切断气源的自动控制方案，避免事故的扩大。

2.6系统的通信及其接口

由于矿场集输及天然气处理生产是在大的地区范围内以分散的方式进行，大范围远距离数据

及信息的交换传输成为SCADA系统实现集中实时监视和控制的必要条件，并需要为此花费很高

的通信设施投资。充分利用地方电信的通信条件能有效的降低SCADA系统的通信部分的建设投

资。

当前SCADA、DCS系统的开放性，设备的连接越来越容易。随着中国通信事业的迅速发展，

通信的媒介方式越来越多，通信设备先进而简单，主要包括无线通信方式和有线通信方式。有线

的以光纤通信为主体，有自建的和租用公网；无线的有卫星通信、微波和数传电台等。SCADA

系统应根据数据传输的使用环镜及地理条件进行选择。由于系统的开放、接口的标准化、通信的

简化给系统的连接与扩展带来了方便。

第三章长输管道的SCADA系统

管道输油系统由于管道距离长，多数情况下穿越地形复杂的区域，人们难以接近。使用

SCADA系统的主要目的是对这些难以接近的设备提供连续监测，并从中央控制室对这些边远设

备进行操作控制。采用SCADA系统可提高操作效率，RTU远程控制可节省人工费用，获取精确

的输送计量检测数据，自动生成用户货物清单和管理报告，取得很好的经济效益。

3.1分级管理控制系统

SCADA系统是分级的计算机监督控制和数据采集系统如图9所示，其每一级按功能分类如

下：

现场站

现场站

gWizcon现场站

MCP/M

-一.尊理史也虬.一

理年.现W现场

图9计算机监控和数据采集系统

第一级，为了显示操作情况，在工艺设备（管道、泵、压缩机、油罐等）上面安装了仪表。操

作人员的任务是不断监视操作条件。仪表与控制功能提供可靠和快速的自动控制反应，利用模拟

调节器控制运行的设备，以保护设备的正常运行。第一级检测与控制是在泵站或压缩机站进行的。

第二级，通过SCADA系统提供远程监视和监控，可从一个控制中心进行远程监视。该控制

中心采集管道沿线的所有泵站的数据进行显示、分析和计算，以运用统计学确定管道的运行状况。

异常事件和操作数据的显示和记录，可供整个系统的操作和维护检查使用。在第二级有主站计算

机，它将每时、每天的情况制成表格和报告，传给数据处理计算机，并用在数据处理系统进行管

理报告及整个系统的经济收益状况动态分析这一级如发现偏离正常情况，会下达管理指令，调用

另外的数据或改变操作

程序。

控制系统的每一级都会将重要数据向上传输，并将数据转换成更有效的格式传给更高一级的

管理层。在按区管理情况下，分级控制系统将包括区域管道控制中心，每一区域内，所有油品的

运动均由该地区控制中心来监视和控制。整条管道的油品运动仍将由一个中央管道控制室来监视

和控制。

设计一个好的SCADA系统，主要取决于如下的条件：

1）检测仪表能向计量和数据采集系统输入真实的管线测量数据；

2）实现操作人员在控制中心选择最终控制动作的控制设备；

3）能采集流量、压力和温度数据，计算油、气的累积产量以及流进和流出管网的净累积流量的

计量设备；

4）能保证边远管道生产点与设在中央的主站计算机系统之间的通信；

5）每隔几秒能采集一次数据并提供可靠的远程控制能力的监控和数据采集系统；

6）具有设计、安装和调试仪表及计量和监控系统的工程师；

SCADA系统对管道系统的一些关键参数如压力、流量、油罐液位等连续监测，可保护管道

完好。第一级控制系统是现场检测压力、温度，液位和流量等仪表；第二级是就地控制系统，如

控制盘、计量系统，油罐计量系统等。以微处理器为基础的SCADA系统中的远程终端设备(RTU)

也属第一级，第二级由中央控制室的主站计算机和数据处理计算机构成。数据处理计算机设在公

司数据处理中心或管道控制中心。低一级的控制可用于一些管网上边远管道阀门或边远生产设施

进行的数据采集和控制。在其他设施如石油销售末站，自动化系统或其他工艺设施间的数据往返

传输，可以在RTU级与SCADA系统连接，或直接将数据传送到主站计算机系统。大型管网一般

划分为几个操作区，每个操作区都设有次主站来监视和直接控制；中央主站实施整个管网的监视

和控制。SCADA系统还可向RTU传送远程设定控制值，可以调节管道参数如流量、吸人压力、

排出压力等。管道控制系统有三种方案：①SCADA系统；②分散控制或现场总线控制系统；③

可编程序逻辑控制器(PLC)。可编程序逻揖控制器，利用其计算机通信能力，也可应用于管道

SCADA系统。PLC和分布式系统提供模拟和数字两种控制功能。大多数管道监控系统以微处理

器为基础技术，提供摸拟、数字和顺序控制功能。

3.2SCADA系统的主站

监控与数据采集系统(SCADA)的控制中心称为主站。主站计算机通常是采集远程终端装置

(RTU)所有数据并在控制中心的电子计算机系统CRT上显示。当操作员需要操作时，主站将向某

一RTU发出指令，用来启泵或停泵，或开/关管道上的阀门等，主站的功能是收集数据和实现控

制操作的基本功能，以及所有有关组合、选择、显示运行信息的操作功能。主站辅助功能包括：

累积历史数据、计划、调度、编制管理报表、统计等。

由于主站通过电话线路或无线电线路与远程装置通信，因此，主站一般位于管道控制中心。

控制中心有时位于管道首站，有时位于管道末站。主站和RTU之间的数据传输一般自主站开始，

由主站连续扫描所有RTU的模拟数据、累积数据以及RTU的报警或状态变化等。

主站计算机系统由许多硬件和软件模块或子系统组成。硬件模块是由微处理机、输入/输出

模块、接口控制器等组成。软件模块包括专用软件或用于数据采集和检错的SCADA模块。每个

模块或子系统都与其他子系统连接，以执行主站的数据采集、数据存储、人机接口、报警、报表、

数据处埋、监控等任务。主站功能容量也可包括管道操作专用的应用软件程序。主站计算机是数

据采集和远控能力的中央装置。单台RTU的故障一般不认为是整体系统故障，因为管道泵站或压

缩机站仪表和控制系的设计是自保护式的，并且能在有或没有RTU操作的情况下保持安全操作。

但是，如果RTU位于首站或末站，那么数据采集损失对操作是至关重要的。在这种情况下，RTU

故障可能造成整个系统故障。同样，如果从所有泵站RTU采集的数据是整个检漏系统的一部分，

那么，RTU故障可能使管道检漏系统的有靠性降低，应采取措施加以解决。

对油气管道系统，主站是系统的关键部分。主站采用设备冗余技术，提高系统的可靠性，有

时RTU,1/0、CPU和主存储器也采用冗余技术，RTU可自动切换。在SCADA系统中，一般信道

冗余，包括使用无线电、电话线路及卫星通讯等。冗余的计算机系统是以“热备用”方式。当主

计算机出现故障时，后备计算机可随时接替执行SCADA系统所有的功能。为了达到这一目的，

备用计算机的存储器系统必须与主计算机的一样，存有最新的信息。使用主计算机和后备计算机

之间的高速、并行接口可达到这一目的。这种接口保证了两台计算机间的直接存储器存取。两台

计算机可独立地存取设备的数据，主CPU和后备CPU通过处理器间线路进行通信，从而提供了相

同的热备用和传输能力。SCADA系统有大量实时数据采集。历史数据存贮和分析以及瞬时模拟

的系统等，都需要系统冗余和进行大量的数学运算，计算机应配置成冗余系统。主站有三种类型

软件，SCADA用户应用程序。

3.3SCADA系统的应用程序

应用程序是由SCADA系统软件和计算机操作系统组成的主站程序。从RTU采集的数据在应

用程序中进行处理，并对该数据进行数学计算。根据管道孔板差压及在同一位直测得的温度和压

力采确定天然气的流量，这是一个实例。

1.储油罐计算

由CRT显示管道末站许多不同油品的储罐液位和容积。各种储罐数据包括液位（m）、温度、

重度和体积。每个储罐都需根据存入计算机存储器储罐测量数据，计算出储罐总体积。储罐测量

表是一些经过验定的数据，它精确地列出了罐中液位每次增高时的储油量，，由于罐壁相对于各

小段罐高来说在某种程度上是均匀的，因此，储罐测量表可简化成一些小的增量系数，指出储罐

在每增加一段均匀罐体部分的储油量。当均匀度发生改变时，储油增量也发生变化，因此，储罐

测量表可按储罐的许多均匀段简化成一个小的增量表。液位数据为液位计测得储罐内储油高度所

有增量的总和。把每个储罐的增量表存人计算机，用来计算每个储罐的总储油量。罐区储油量显

示将根据标准的、以实测的温度值和重度值为依据的容积换算，示出计算的净容积。

CRT显示出每个储罐的容积，操作员可知末站内各种储罐的容积。也可计算可用容积，以显

示储罐中还有多大的空间可以利用，储罐油量报警用的应用程序是比较高级的。当可用容积达到

一定值（通常在满罐以前30min）时，就发出报警。当可用容积减至一个临界值（通常在满罐以前

15min）时，再次发出报警。如果操作员忽视这些报警，而不立即采取正确操作把那个罐的油品分

流出去的话，就会导致储罐溢漏。操作员执行的操作步骤应说明哪个储罐要加注哪种油品，以及

什么时候倒入下一个运行储罐等。把这些操作步骤和管道批量调度结合起来，可帮助操作员在管

输油品交界面到达中转油库时进行协调。

2.流量计的总数和净数计算

一些应用程序（RTU或主控软件）能自动对流量计系统阀门排程序，以便能根据延续时间或批

量活动来校验流量计，然后，通过给标准体积管的四通阀排程序，控制流量计校验装置按要求的

校准运行次数排出校准运行的顺序。标准体积管的排量器在检测开关之间沿两个方向行进。过程

中所计的脉冲数和精确的校准体积，可用来计算目前操作条件下某一特定流量计的仪表系数，该

仪表系数可用来校正记录的脉冲数。按照这种运行顺序，仪表校正系统不需要操作员来操作，或

在求出确定仪表系数所需要的校正系数时不需要操作员查看数据表。

3.批量跟踪

在成品油管道SCADA系统应用中，批量跟踪显示可用一些两种不同颜色的水平线来完成。

彩色编码用来识别输送的某一特定油品，第二个彩色线可用来识别某一批油品的某一特定输送

物。批号保持在显示中，这些水平线按管道流速的快慢，在显示屏面上移动。CRT显示的首站和

末站上每批油品的有关数据输入数据库，或从数据库世调出有关数据。

CRT可指示出进入管道的批量油品的体积，当批量变化时，显示回零。在顺序输油管道的另

一端，可把计量的体积显示出来。这样可以得出这批油品有多少进入厂管道，或在末站有多少油

品输出。

根据目前的流量，批量跟踪程序可计算出批量油品交界面到达末站的预计时间。由于批量油

品交界面到达末站时需操作员在现场来确定重度变化、油品混油程度及操作阀门，因此，批量跟

踪程序能在批量油品交界面到达前，提前一个小时报警，也可提前15min报警

4.管道输油量

管道输油量程序是一种应用程序，用来平衡进入管道部分的测量油量、输出管道部分的测量

油量和管道中存留的油量。进出管道部分的油量需根据计量的数据换算成标准压力、温度、重度

及流量计补偿系数条件下的体积。

利用管径、压力、温度以及这些因素对油和管道钢材影响的补偿系数，通过数学计算，得出

管道内的油量。在模拟条件下，体积差应为零。但由于受仪表及流量计数据的准确性限制，体积

差为零是不实际的，计算出的值总是为正或负值，该正值或负值就称为管道部分的输差。输差的

变化说明管道计量可能出现了问题，或更严重的是，说明管道可能发生泄漏，因此，应严加监视。

管道输油量程序将按小时和日来监视输差值。如果输差值出现突发性或长期性的偏差或变化，则

发出报警。输差变化报警将提醒操作员出现了不正常现象，并要求进一步进行鉴别，弄清楚发生

了什么故障，以便及时处理。'

5.瞬态模拟系统

瞬态模拟系统是一种高级的应用程序。它利用正常的管道运行参数、压力、流量，重度等，

来预测管道的流量和压力。管道模拟是在稳态和瞬态两种操作条件下进行的。当停或启泵，或泵

站泄压阀突然打开，或在运行管道上的干线阀意外关闭时，产生瞬态条件。瞬态摸拟系统是按管

道中液体流动的动量守恒和质量守恒的基本原理，把管道的每一部分划分成一些小段，然后根据

流量经验公式确定这些小段的流速和压力。它根据管道和地温模型，确定每一模拟管段的补偿温

度，把这些小段连接在一起，并测量整个管道部分进口点和出口点的压力。在管道的末端，需把

模拟计算的流量和实际流量进行对比。对差值或流量误差连续求均值，并设定报警极限，以便在

管道有可能发生泄漏时发出报警。大的泄漏可能会迅速被检测出来，但是对小的泄漏来说，要使

平均流量误差达到检漏报警限，所需时间可能长些，有时需要许多小时。这种瞬态模拟系统可用

于动态检漏，因为这种系统是在瞬态条件下计算管道状态的。如果越出了检漏报警极限，那么，

管道状况就会叠加到模型上，从而指示出模拟段的预计位置和泄漏量。

实时瞬态摸拟系统能比实时计算时间快100倍，在很短的时间内完成一系列流量和压力计算,

以确定管线在将来某一时间的状态。也就是说，一系列的计算可在儿分钟内完成，而不是像一般

计算时间那样需要几个小时。因此，如果把基本状况输入瞬态模型，就能预测出在将来某时刻管

道的状况。

6.天然气流量计量

天然气流量计量由RTU软件来完成。主站软件通过把常数和孔板参数下装给RTU软件来支持

RTU软件。这些常数和参数用人工输人到主站数据库并保留在数据库中，直到启动下装程序把新

的参数传送到RTU进行天然气流量计算时，才把这些常数和参数从数据库中调出。这些新的参数

一直保存在主站数据库文件中。在一些天然气流量计算应用程序中，某些常数只偶尔需要计算。

这些偶尔的计算可在主站完成，然后把算出的常数下装给RTU。就给RTU软件减少了一些不必要

的计算任务。

另外，RTU必须确定所有高低限的模拟参数。天然气流量计算输入定义必须确定一个流量计

管路的差压是来自单台的变送器。还是来自两台分量程变送器，如果用两个分量程变送器，当流

量低时，流量计算软件将使用低量程变送器的输入。由于在低流量时孔板差压测量本身就不准确,

所以，采用低量程差压传感器可提高流量计算的精确度。如果设计的程序是根据压力、温度和重

度的流动条件来计算超压缩因数(Fpv)的，那么，这个系数可为一计算值。在一些些应用中，这

个值可由操作员根据工业标准的表格计算出来，然后人工输人到主站数据库中，并下装给RTU。

通常，操作员可把启动下装程序当作一个功能来完成，另外，还可下装专用的参数。当现场更换

孔板时，只需要输入新的孔板孔径，并将其下装给RTU。其他操作变化，为了确保RTU存有全部

操作状况，操作员可决定下装整个应用程序

7.压缩机优化

压缩机优化是通过监视天然气管道上所有压缩机的燃料气耗量进行优化。这种优化应用程序

是，根据压缩机装置模拟和瞬态模拟系统得出管道输量,确定每个压缩机站的最佳燃料气消耗量,

并将其同压缩机站实测的实际耗气量进行对比。这种应用程序，也将确定达到这些最佳的燃料气

消耗量所需要的操作条件。各个压缩机的特性，都需根据压，缩机装置模型，利用SCADA系统

有关压缩机的压力、温度及每分钟转数(rpm)等数据进行模拟。然后，在压缩机性能曲线上查出

压缩机的操作条件，并根据性能曲线的最佳点进行评估。如果实际操作点接近压缩机装置的喘振

或极限状态，就会发出一个报警，提醒操作员改正操作条件，即调整设定值以避免潜在的破坏性

操作条件。

利用瞬态模拟系统，优化程序可确定每一管道部分的管线充装量。这种应用程序也可确定每

一管道部分管线充装量的变化率值。管道操作员将利用这一数据，来满足正常操作条件下及紧急

操作条件下供需发生变化的操作条件。紧急条件可由下列因素造成：管道供气中断，压缩机站可

能使整个系统停车，售气点可能因为当地事故不能够接收天然气等。不管出现哪些异常操作状况,

天然气管道操作员必须能够调节管线充装量，即操作员必须能充装管线，或排放管线，以满足紧

急条件需要。在这期间，管线充装量呈动态变化，并需要利用瞬态模拟系统跟踪这些变化，以使

操作员能够灵活地确定哪一个管道部分可充装到设计极限、或排放，以达到操作要求。

3.4远程终端装置(RTU)

远程终端装置以微型机为基础可提供模拟量和数字量数据采集，提供模拟量和数字量远程控

制，以连续扫描方式通讯有线、无线、卫星通信和光纤通讯，与控制中心的主机通讯。分级控制

系统的第一级。

1.RTU在液体管道的应用

用于泵站的远程终端装置的功能包括模拟量数据采集；模拟量定值控制；数字量的状态和报

警采集和数字量控制。

泵的控制系统可顺序控制泵的进出口阀门，当泵产生强振动、高轴温、密封故障和润滑油压

和温度异常时，控制系统对泵进行关断保护。

站内仪表盘控制着进站、出站和主要管线的阀门。清管器进站时，