第十二章 干线输气管道的运行管理

1、2022-4-292 输随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术及信息技术的发展，目前国外已广泛采用“监控与数据采集系统（Supervisory Control And Data Acquisition，简称SCADA系统）”来完成对天然气管道输送的自动监控和自动保护，并已成为管道自动控制系统的基本模式。本章介绍了SCADA技术在天然气管道上的应用，同时，也对自动化输气管道的运营管理作了简要介绍。 概述3 1 自动化输气管道的运营管理自动化输气管道的运营管理1.1生产及经营管理机构的设置生产及经营管理机构的设置 配备生产经营管理人员和设置生产经营管理机构应综合考虑自动化输气管道系统的工艺运行特

2、点，主要设备及仪表的运行与监控特点、设备及仪表的数量与技术性能（包括运行可靠性、易于维修性和无故障连续工作时间等），站场数量与分布范围，管道沿线自然地理环境与社会环境，输气量，气源点数，卖气点数，天然气计量交接手段与费用结算方式，输气公司人员构成及素质高低等因素。除此之外，生产经营管理机构的设置还取决于输气管道的生产经营管理模式。452 自动操作和指挥调度自动操作和指挥调度 对于按专业化模式管理的输气管道，其自控操作和调度指挥的职责是由调度控制中心及分控中心承担的，主要包括：l）按接收、输送、销售天然气的计划编制每月、每旬和每天生产运行方案，并付诸实施。2）对在控制中心或分控中心完成对全线各站

3、场的自动监测、自动调节、自动控制和自动保护操作，确保完成生产任务和安全平稳运行。63）向维修中心或分片维修中心下达设备保养、维护、维修指令；下达仪表更换检修指令；紧急情况下下达管线抢修或设备抢修指令。有些情况下，对某些设备的维护保养等是由维修中心向调度控制中心提出申请，经同意后由维修中心执行的。4）向通信中心下达通信系统故障排除或设备维修指令。在通信比较发达的西方国家，管道通信主要是利用公网通信系统，其技术业务般是有偿委托有关专业通信公司承担的，输气公司一般不再专门设置通信管理机构和雇用通信专业技术人员。5）监督设备及仪表保养、维护和维修执行情况，汇总设备及仪表运行统计。6）负责SCAD系统的

4、运行及维护。 73 管道、设备（及仪表）的维修与管理管道、设备（及仪表）的维修与管理 对于按专业化管理模式管理的输气管道系统，管道、设备及仪表的维修与管理职责是由维修中心或各分片维修中心承担的，主要包括：1）按各类设备的维护保养与检修规程对全线所有设备进行有计划的周期性的维护保养和检修，使各类设备保持良好的运行或可运行状态；按照各类仪表的调校检修规程对全线所有仪表进行有计划的周期性的调校和检修，使其保持精确的运行或可运行状态；对管线的防腐系统和水工保护系统等进行定期的检测或维护。2）随时接受调度控制中心的指令，对在运行中出现故障的设备进行故障排除或维修；对在运行中出现检测精度不准或故障的现场仪

5、表进行更换或调校；对发生问题的管线、防腐系统或水工保护系统等进行抢修或维护。83）配合调度控制中心完成已修好设备的试运行工作和已调校好仪表的投运工作。4）向调度控制中心汇报设备及仪表维护保养及检修情况，完成设备管理工作。5）负责制定设备及仪表维修备品备件购置计划和备品备件仓储保管工作。 对于按混合管理模式管理的输气管道，上述管线、设备及仪表的维修与管理的职责有两种承担形式，第一种是只设输气站不设维修中心的，各站的维修工作和上述职责由各输气站承担；第二种是既设输气站又设维修中心，上述职责由各输气站及维修中心共同承担，两者间的业务范围划分按规定的各自职责范围确定。 94 通信系统的运行与维护管理通

6、信系统的运行与维护管理 自动化输气管道的通信系统无论采用光纤通信、卫星通信还是微波通信，其运行和维护管理都是一项技术性比较强的工作。如果通信技术业务没有委托给专业化的通信公司承担，输气公司一般需要设置专门的通信中心或通信站来承担通信系统的运行与维护管理工作，有的输气公司也把通信中心或通信站的技术业务放在维修中心内。10 5 通信结算管理通信结算管理 输气公司把天然气买过来，用管道输送到用户所在地并卖给用户。输气公司需按合同规定时间向天然气卖方支付购气费，同时也需按合同规定时间向天然气用户收取买气费。如果输气管道系统的进气点多，买气点（用户）也多，支付购气费和收取卖气费等财务结算工作是比较繁杂的

7、。为了提高财务结算管理的工作效率和提高输气公司的经济效益，必须采用先进的财务结算手段和提高结算管理水平。国外普遍采用的自动计量与结算系统就是一种先进的结算管理方法。 11 自动化水平较高的输气管道在有关站场一般均设置有自动调节系统，用来调节管道工艺运行参数，保证管道在设置的允许工况范围内安全平稳地运行。自动调节系统主要由调节闹与调节阀配套的电动、气动、电液联动或气液联动执行机构以及检测被调参数的仪表等组成。 以压力调节为例，天然气管道自动调节系统进行自动调节的原理和过程为： 1）天然气管道调度控制中心的操作员从控制系统的人机界面（简称监控终端）上设置被调压力设定值。第二节第二节 干线输气管道的

8、自动调节系统干线输气管道的自动调节系统122）调度控制中心主机系统模拟量数据库中对应于设置设定值的一个模拟量输出（Analog Output，简称 AO）点，将该设定值输出传送给站控系统。站控系统一般为可编程逻辑控制器（Programmable Logic Controller，简称 PLC），也可为远程终端单元（Remote Terminal Unit，简称 RTU）。 3）站控系统PLC（或RTU）中的PID（比例积分微分）自动调节程序将接收到的设定值与通过压力变送器检测到的压力现行值进行比较，再根据两数值之差（偏差）的大小和PID特性参数设置情况确定调节输出信号的大小。134）站控系统P

9、LC（或RTU）将调节信号（一般为420mA直流电流信号）通过模拟量输出（Analog Output简称AO）模板中的一个模拟量输出通道（简称AO通道）输出传送给压力调节系统的执行机构，该执行机构根据收到的调节信号大小决定压力调节阀的开度大小，从而进行开阀调节或关阀调节。5）一旦压力调节设定值设置完成，上述第3和第4项将由站控PLC（或RTU）连续不断地执行，从而实现实时自动调节。 14 在管道自动化系统的控制权限设置为由站控系统控制的情况下，压力调节设定值只能由站控系统的操作员从站控系统的监控终端上设置，设定值直接进入站控PLC（或RTU）的PID调节程序。在控制权限设置为由调度控制中心控制

10、的情况下，压力调节设定值只能由调度控制中心的操作员在调度控制中心的监控终端上设置，其工作过程与上述第1至5项相同。 15 在管道天然气管道不同站场的自动调节系统略有不同，主要有四种情况。16一、压气站进、出站压力及输气流量调节一、压气站进、出站压力及输气流量调节n压气站进站压力、出站压力和出站流量调节一般由安装在出站管道端的调节阀完成。n调节进站压力的目的是保证进站的压力不低于离心式压缩机对吸入压力的要求，避免抽空；n调节出站压力的目的是保证本站下游管道不超压运行，同时也相应地调节了本站的外输气量；n调节流量的目的是为了保证均衡稳定地输气。17n当进站压力低于其设定值时，调节系统进行关阀调节，

11、使进站压力上升，直到进站压力不低于其设定值为止。n当出站压力高于其设定值时，进行关阀调节，使出站压力下降，直至出站压力不高于其设定值为止。n当进站压力不低于其设定值，出站压力不高于其设定值，出站流量也不高于其设定值时，调节阀进行开阀调节。18二、进气支线进入主干线的气压调节二、进气支线进入主干线的气压调节n如果有一条或多条进气支线与输气干线连接，应对进气支线进入主干线的气压进行调节，以保证干线与支线在进气点处的压力平衡，并保证干线和进气支线在希望的输量比例下运行，避免因进气支线气压过低而导致支线内的天然气进入不了干线或因支线气压过高而导致干线进气点上游来气量下降，同时避免进气支线超压运行。19

12、n进气支线进人主干线的气压调节系统一般设在支线的起始端（支线首站的出站端）。n如果进气支线的首站设有压气设备，也应对支线流量进行调节，将其纳入同一调节系统中。n如果进气支线输气量相对较小，气源压力也比较稳定，则可采用自力式压力调节阀来调节支线首站的出站压力，使调节系统简单化。20三、分输支线分输压力的自动调节三、分输支线分输压力的自动调节n对于从输气干线的分输点或从干线工艺站场分支出去并延伸到天然气用户门站的分输支线，应设置压力自动调节系统以调节分输压力，保证分输流量基本稳定和分输支线不超压运行。n利用压力调节阀调节分输压力的过程是，当分输压力低于其设定值时，压力调节阀进行开阀调节，只要分输压

13、力不高于其设定值，调节阀应保持全开；当分输压力高于其设定值时，调节阀进行关阀调节。n如果分输管线较长，分输流量也较大，应考虑将分输流量也纳入调节系统之中。如果分输气量较小，分输压力调节系统也可以采用自力式压力调节阀，使调节系统简单化。 21四、输气干线或分输支线未站气压的自动调节四、输气干线或分输支线未站气压的自动调节n输气干线或分输支线的本站与城镇或用气大户的配气门站连接并向其供气。本站气压（即向配气门站供气的压力）需要进行自动调节，以保证本站向门站按较稳定的流量供气，并保证门站及城镇配气管网不超压运行。n本站气压自动调节系统宜采用以压力调节阀为主要设备构成的自动压力调节系统。22 自动监测

14、天然气管道工艺运行参数（包括设备运行参数）是自动化输气管道监控与数据采集系统的基本功能之一。不同的工艺站场需要进行自动监测的工艺运行参数及设备运行参数也不尽相同，主要有以下四种情况。23n天然气中的硫化氢（H2S）含量n来气压力、温度、流量；出站压力、温度、流量；n调节阀开度、节流差压；各台压缩机组（如果设置有这种设备的话）的有关运行参数。 24n进站压力、进站气温；n分输支线压力调节阀阀后压力、调节阀开度、调节阀节流差压；n分输流量、气温、清管站出站压力，即本站出站干线压力。 25n进站气压、气温；各台压缩机的入口气压；n出站压力、流量、气温；调节阀开度、节流差压；n各台压缩机机组的有关运行

15、参数。 26n进站气压、气温；n压力调节阀上游压力；n向门站供气的压力、流量；n调节阀开度、节流压差。 27 天然气管道的自动计量系统天然气管道的自动计量系统 输气干线首站、末端以及进气支线首站及分输支线末端等，均需设置自动计量系统。对于输气公司而言，干线及进气支线首站的自动计量系统用于买气计量，而干线及分输支线末站向城镇用气大户供气的自动计量系统则是用于卖气计量。自动计量系统的工作原理是，站控系统将现场检测到的瞬时流量实时传送给调度控制中心的主机系统；主机系统将按收到的瞬时流量值（按较短的时间间隔）连续地存入其历史数据库中；主机系统实时运行的自动计量程序从历史数据库中取出相关瞬时流量数值进行

16、数据计算处理（如累积计算）；进而得出从某时刻开始后一小时，一天，一月，甚至一季度或一年内的累计买气量或卖气量。如果输气管道有关站场的站控PLC（或RTU）配置容量较大或配有专门用于计量计算的计算机，则上述自动计量计算过程可以在站控系统完成，不需在调度控制中心完成。 28n现场设备的操作方式n1现场操作（Local）n2遥控操作（Remote）29油气长输管道油气长输管道SCADA系统系统n1 油气长输管道油气长输管道SCADA系统概述系统概述nSCADA系统系统: 先进的监控和数据采集系统先进的监控和数据采集系统（SupervisoryControl and Data Acquisition）

17、n应用：广泛用于电网、水网、输油气管网、应用：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基础的远程终端装置RTU、PLC(或其它输入或其它输入/输出设备的通信收集数据，实现整个工业网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络的监控，从而保证系统的安全运作及优化控制。控制。30主要组成部分n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。nRTU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

18、佳控制的能力，目前正朝着分散型智能方向发展。nSCADA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。nSCADA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。31传统传统SCADA系统系统32新型新型SCADA系统系统 33输油管道现代输油管道现代SCADA系统配置图系统配置图343536SCADA系统软件n基本SCADA软件n支持软件n应用软件37SCADA系统的控制功能n监测流量、压力和温度；n启停泵；n开、

19、关调节阀；n执行逻辑顺序控制；n泄漏检测及清管控制等。n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。38n管道全线通常按三级设计：n第一级：控制中心集中监视与控制；n第二级：站控；n第三级：就地手动控制。n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。n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n当发生紧急事故或设备检修时，可使用第三级控制。39（1）控制中心主计算机功能。）控制中心主计算机功能。n监视各站的工作状态及设备

20、运行情况，采集各站主要运行数据和状态信息，包括有：na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。nb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。nC状态量：输油泵机组、出站调节阀和主要阀门的运行状态。40n向RTU发布命令，通过RTU进行远方操作、控制，主要有：na从远方各输油站PLC

21、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。nb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。nc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。nd显示管道全线的工作状态，打印管道全线运行报告。ne对管道全线密闭输送进行水击超前保护控制。nf对管道全线进行实时工艺计算和优化运行控制。ng对管道全线进行清管控制。nh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

22、和历史趋势显示。ni对系统设备的故障与事件等具有自检功能。nj用系统的外围辅助设备进行数据库编制和显示图像编制。41（2）就地控制系统RTU的主要功能n过程变量巡回检测和数据处理；n向控制中心报告经选择的数据和报警；n提供画面、图象显示；n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；n实现流程切换；n进行自诊断程序，并把结果报告控制中心；n提供给操作人员操作记录和运行报告。42（3）数据传输系统功能nSCADA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。432 SCADA自动监控系统

23、软件n2.1 软件构成软件构成nSCADA系统软件分为控制中心软件和站控系统软件；系统软件分为控制中心软件和站控系统软件；n它们通常又可分为系统软件、过程软件和应用软件。它们通常又可分为系统软件、过程软件和应用软件。n系统软件包括操作系统、诊断系统、程序设计系统以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。程序的方便性有直接影响。n过程软件一般由计算机系统供应厂家提供，用户有时过程软件一

24、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。对话式进行编制。n应用软件是在过程软件的基础上编制出来的，是面向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。应用软件是家研制开发。应用软件是SCADA系统最重要的组成系统最重要的组成部分。部分。44（1）控制中心软件）控制中心软件n（a）系统软件。n系统软件包括：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

25、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。n（b）过程软件。n过程软件包括：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。n（c）应用软件。n应用软件包括：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。45（2）站控系统软件n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

26、软件，其它控制及站应用软件等。462.2 软件介绍软件介绍n（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 S3 SCADA系统n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 S3 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。47n软件的功能：n通讯服务。n系统配置n事件管理系统。n图形管理系统 n历史信息。n分配数据服务。48n系统的评价：n先进性。该系统的

27、硬件部分没有依赖性，全部采用市场上流动的标准产品。n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。n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。n存在问题：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。49n（2）具有良好界面和兼容性的OASYS 5.2系统软件n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

28、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。503 SCADA在我国油气管道的应用在我国油气管道的应用n80 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。51SCADA系统在陕京输气管道工程的应用系统在陕京输气管道工程的应用 52监控对象监控对象n4 座有人值守的计量站包括靖边首站、北京末站、琉璃

29、河分输站及去天津的支线分输站永清站,n沿线9 座无人值守的带RTU 的遥控阀室;n7 座无人值守的清管站(含阴极保护) ;n3 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。53三级控制三级控制n1 从调度控制中心实现监视和控制n北京调度控制中心对全线运行实行统一调度管理.n2 站控系统ACS 的集中监视,分散控制n3 就地手动控制n (1) 站远程操作n (2) 站就地操作54系统配置系统配置n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

30、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。 55SCADA 系统的核心软件系统的核心软件VS750 n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n动态显示管道和设备当前运行的状态n实时地显示温度、压力、流量等数据、报警信息等n通信线路的运行状态56实时管道模拟软件

31、实时管道模拟软件LIC PSS n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。n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。57在线实时模型在线实时模型n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; n计算管段的压力、温度、流量、气体密度剖面和储气量;n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; 5

32、8n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; n批量跟踪,并进行控制;n 根据天气变化和用户需要,预报供气量; n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; n仪表分析,检测仪表的精度下降与漂移;n 压差检测; n管道泄漏检测。594 油气管道油气管道SCADA 系统设计与实施系统设计与实施n现代油气管道自动化管理多采用SCADA 系统。在国内外油气管道设计中,SCADA 系统已成为必不可少的选择,已成为管道系统管理和控制的标准化设施。SCADA 系统在系统设计和的系统实施过程，必须充分吸收国外同类工程建设的经验并结合我国国情。n系统的设计思想：安全性、先进性、 可靠性、可用性、 冗余性、开放性、 模块化、扩展性、可操作性、可维护性、三级控制。n系统实施过程包括项目立项审批、基本设计、详细设计、系统招标、工厂设计及系统集成组态、工厂测试、现场安装调试、系统验收等各个环节。 605 长输管道SCADA系统冗余技术n长输管道SCADA系统要求具有较高的可靠性和安全性，故需要采用冗余技术构成容错控制系统以保障安全高效生产。长输管道SCADA系统冗余技术以硬件冗余为主，时间冗余和软件冗余为辅。冗余结构应做到可靠性和经济合理性两点。615.1 长输管道SCADA系统冗余结构分类n（1）仅控制中心主