管道工程初步设计手册

PAGE×××管道工程初步设计手册××××-A-M-PJ-MU-0001×××管道工程设计项目部年月×××管道工程初步设计手册××××-A-M-PJ-MU-0001业主批准：批准日期：A版次编制日期校对日期审核日期审定日期目录1.0设计基础参数 21.1天然气资源的主要参数 21.1.1天然气组分 21.1.2天然气的气源 21.2环境参数 31.2.1沿线气象资料 31.2.2沿线地温分布 32.0总体技术要求 22.1项目名称 22.2业主名称 22.3设计依据 22.4指导思想和设计原则 22.5设计工期 22.6设计项目部组成 32.7工程项目概况 32.8设计范围 32.9设计文件要求 42.10特殊要求 52.11设计衔接 52.12设计输入 52.13设计输出 52.14设计文件变更 52.15设计评审 52.16文件编制 62.17设计采用的标准、规范 63.0专业设计工作 73.1初步设计编制总要求 73.2初步设计的总说明 83.2.1总说明概述 83.2.2总说明主要内容 83.3线路工程 113.3.1说明书 113.3.2图纸 263.3.3表格 273.3.4本专业概算 273.4管道工程的阴极保护 273.4.1说明书 273.4.2图纸 283.4.3表格 293.4.4本专业概算 293.5.输气工艺 293.5.1说明书 293.5.2工艺系统分析和计算 303.5.3工艺站场设计 303.5.4工艺设备选型 313.5.5各站场设计规模、功能及主要工艺设施。 323.5.6工艺站场设备材料汇总 333.5.7图纸 333.5.8本专业概算 343.6自动化控制与仪表 343.6.1说明书 343.6.2表格 513.6.3图纸 513.6.4本专业概算 513.7送电线路(外电) 513.7.1说明书 513.7.2表格 523.7.3图纸 523.7.4本专业概算 533.8供配电工程 533.8.1说明书 533.8.2图纸 553.8.3表格 553.8.4本专业概算 563.9通信 563.9.1说明书 563.9.2图纸 643.9.3表格 643.9.4本专业概算 643.10总图运输 643.10.1说明书 643.10.2图纸 663.10.3表格 673.10.4本专业概算 673.11建筑 673.11.1说明书 673.11.2图纸 713.11.3表格 723.11.4本专业概算。 723.12结构设计 723.12.1说明书 723.12.2图纸 743.12.3表格 743.12.4本专业概算 743.13供热与通风空调 743.13.1说明书 743.13.2表格 753.13.3图纸 763.13.4本专业概算 763.14给排水及消防工程 763.14.1说明书 763.14.2表格 773.14.3图纸 773.14.4本专业概算 783.15环境保护 783.15.1说明书 783.15.2表格 793.15.3图纸 793.15.4本专业概算 793.16职业安全卫生 793.16.1说明书 793.16.2表格 803.16.3本专业概算 803.17能耗与节能措施 803.17.1说明书 803.17.2节能措施 813.18管道维修 813.18.1说明书 813.18.2表格 823.18.3图纸 823.18.4本专业概算 823.19组织机构与人员编制 833.19.1组织机构 833.19.2人员编制 833.19.3提交概算资料 833.20设计概算及技术经济评价 833.20.1编制说明 833.20.2技术经济评价 853.21设备材料技术规格书 853.21.1编制说明 853.21.2各专业的主要技术规格书 85大庆油田公司油田设计院xxx管道工初步设计手册PAGE1 -PAGE1 1.0设计基础参数1.1天然气资源的主要参数1.1.1天然气组分表1-1XXX气田天然气的组分表组分C1C2C3iC4nC4C6mol%组分C7+CO2N2H2O其它合计mol%表1-2XXX气田天然气组分表组分C1C2C3iC4nC4N2CO2合计mol%1.1.2天然气的气源1.2环境参数1.2.1沿线气象资料1.2.2沿线地温分布地名里程间距1.6m表1-6XXX项目沿线地面气象资料统计表序号地名气温(℃)年均降水量(mm)年蒸发量(mm)地面风(m/s)最大积雪深度(cm)最大冻土深度(cm)历年平均0.8米历年平均1.6米年平均相对湿度(%)年均极端最高极端最低主导风向年均风速最大风速及风向第116页共126页2.0总体技术要求2.1项目名称2.2业主名称2.3设计依据3）七大评估报告；4）资源评价报告和下游用气单位的批复件5）与本工程相关的专题研究成果；2.4指导思想和设计原则2.5设计工期2.6设计项目部的组成2.7工程项目概况2.8设计范围2.9设计文件要求2.10特殊要求2.10设计衔接2.11设计输入2.12设计输出2.13设计文件变更2.14设计评审2.15文件编制2.16设计采用的标准、规范3.0专业设计工作3.1初步设计编制总要求3.2初步设计的总说明3.2.1总说明概述3.2.2总说明主要内容3）七大评估报告；4）资源评价报告和下游用气单位的批复件5）与本工程相关的专题研究成果；3.3线路工程3.3.1说明书（1）基本选线原则A.路由走向应根据地形、地物、工程地质、沿线进气、供气点的地理位置以及交通运输、动力等条件经多方案比选后确定；B.线路应尽量顺直、平缓，以缩短线路长度，并尽量减少与天然和人工障碍物交叉；C.尽量靠近或沿现有公路敷设（按有关规范、标准规定，保持一定间距），以便于施工和管理；D.大、中型河流穿（跨）越工程和输气站位置的选择，应符合线路总体走向。线路局部走向可根据大、中型河流穿（跨）越工程和输气站的位置进行调整；E.宜避开多年生经济作物区域和重要的农田基础建设设施；F.线路应避开重要的军事设施、易燃易爆仓库、国家重点文物保护区；G.考虑管道服役年限内，管道拟通过地区的可能发展变化，合理确定线位与地区等级。H.线路应尽可能避开城镇规划区、飞机场、铁路车站、海（河）港码头、动、植物自然保护区等区域。当受条件限制需要在上述区域内通过时，必须征得主管部门同意，并采取安全保护措施。I.除管道专用的隧道、桥梁外，管线严禁通过铁路或公路的隧道、桥梁,同时必须绕避铁路编组站、大型客运站和变电所。G.管线应避开滑坡体、并尽量躲开崩塌、泥石流、沉陷等不良工程地质区、矿产资源区、严重危及管道安全的高烈度及地震频发地震区和大型活动断裂带。当受条件限制必须通过时，应采取防护措施并选择合适位置，缩小通过距离。J.尽量避免对自然环境和生态平衡的破坏，防止水土流失，注意有利于自然环境和生态平衡的恢复，保护沿线人文景观，使线路工程与自然环境、城市生态相协调。（2）不同地区选线原则①平原地区选线A.注意管线与地上、地下各类建构筑物之间的距离和交叉；B.注意城镇规划、道路规划、水利规划；C.注意地下采矿区的范围、矿藏顶埋深；D.尽可能避开人口密集区；②山区选线A.山区选线应先在最新遥感图上选线。B.管线通过山区时，应尽量选择在通过山区短、坡度平缓、山型完整的地段。C.若山脊线与管线走向一致且山脊宽、顺直、施工方便时，应考虑走山脊。D.山区管线尽量选择可通行的山谷或河谷地段。若河谷宽且平坦，管线可考虑在河床最上一级阶地敷设；若谷地地形狭窄，构筑物拥挤，则应另辟路线。E.线路需越岭时，应尽量选择垭口通过。F.线路需通过纵坡时，应选择纵向坡度较缓（不宜超过45°）且坡长短的线路。若坡度陡、高差大、基岩完整、需通过的山体长度和进出山体方便修建隧道，则可考虑隧道通过。G.线路尽可能不要沿山地等高线平行敷设，若必须通过时，应选择纵向坡度较缓（不宜超过35°）、削山开挖后岩性稳定的地方通过。H.管道应尽量避免通过滑坡、泥石流、陡坡、陡坎等易造成管道失稳地带；I无法避开的滑坡，管线应从滑动斜坡的上部距滑坡体边界线一定距离绕过去，否则应从滑动面下方通过或架空通过；J.横过泥石流的管线应选择在泥石流动态区以外通过。③沙漠地区选线A.尽量沿固定沙丘通过；B.半固定沙丘线路尽量选在丘坡较缓处和丘间洼地通过；C.通过移动性沙丘时，线路走向若与沙垄交叉，应垂直于沙垄在较低的垄顶直线穿过，若与沙垄走向一致，应在垄间洼地通过；D.尽可能沿沙丘移动速度较小及沙丘起伏较小的地段通过；E.尽可能沿沙漠中古河道“走廊式”地带的背风侧地段；F.尽量沿沙漠中山前平原潜水带边缘而行。④冻土地带选线A.对于不良地质地段（热熔湖、冻胀丘、热熔滑塌地段、冻土沼泽地带、厚层地下冰），要尽量绕避，当无法绕避时，要力求以最短距离通过；B.线路应尽量选择土体含水量较低，相对干旱、地下水埋深较深的地区通过；C.线路尽量定在良好的土壤上。所谓良好土壤是指块石、碎石、卵石、砂砾等粗颗粒土和含水量少的硬塑至半硬的粘性土；D.河谷地段，线路宜选择在阳面较高阶地上；如果横穿河谷，则应垂直通过。F.在山区选线时，线路尽量选择在平缓干燥的斜坡上或向阳的斜坡上；E.冰丘、冰椎地段，线路宜在其下方通过，有困难时，采用架空跨越方式通过；G.避免在多年冻土不稳定地带选线，如大河融区边缘，必须时要以最短距离通过；F.路由及敷设方案应根据冻土勘察成果和施工验槽情况不断进行动态优化。⑤地震、活动断裂带选线A.从收集的遥感图、区域地质图、地貌图和区域历史地震灾害等资料上，分析判断地震、地质灾害发生的可能性和发生区域。B.避开地震时可能发生地基失稳的松软土场地，如饱和砂土、人工填土、下沉土层区、采矿巷道区等，选择坚硬的场地，如基岩、坚实的碎土、硬粘土等；C.尽量避开地质构造上的断层带及活跃的地震构造断裂以及地震强度超过8级的地区；D.选择地势平坦开阔的场地，避开陡坡峡谷、孤立的山丘等地质构造不稳定的场地；F.根据管道沿线地区地震安全性评价报告，合理选择管道通过断层的方向，使管线在断层活动时处于受拉状态，避免管线受压。E.根据管道沿线地区地震安全性评价报告，选择活动断层位移和断裂带宽度最小的地方穿越断裂带。若管道与断裂带平行，管道一般应距断裂破碎带200m⑥黄土地区选线A.管线应首选在完整顺直的黄土梁上通过；B.明确线路是否通过湿陷性黄土地区，可查阅《湿陷性黄土地区建筑规范》中的附图或相关资料；C.现场踏勘判断场地的稳定性和湿陷性黄土的分布范围、厚度以及地面漏斗情况。D.线路尽量选择黄土湿陷性小的地方通过；尽量避开沟、河、谷等行洪地段；穿越冲沟时，应选择在岸坡稳定的位置通过，如选择冲沟尾部（非冲沟的源头）通过。若必须在发育型冲沟头通过，设计上应采取措施，限制其发育；线路平行河流、沟谷敷设时，应选择从设计洪水位以上的稳定阶地通过，并应注意阶地地质情况。H.线路尽量选择排水通畅、有利于进行场地排水的地形条件；线路尽量避开湿陷性黄土地区不良的地质现象（如滑坡、冲沟等）发育的地段。若必须在横坡敷设时，应注意线路上侧土体的稳定性，边坡本体的稳定性、漏斗、裂缝以及由于施工可能引起的地质条件恶化现象。J.不应在新建水库下游较近处敷设管道，若在水库上游通过应考虑水库的回水和最高洪水位对管线的影响。K.在线路通过高陡坡时，应考虑施工扫线对地貌的改变及由此对设计的影响。应尽量不改变原来的天然地形，若必须改变，则应在施工后进行恢复，尽量避开填方区。L.通过黄土地段应注意水土保持与环境保护等可能增加的工程措施。⑦水网区选线A.河流水网地区选线，宜先在最新的大比例尺地形图上选出线路宏观走向方案，并结合遥感影像图适当调整。B.应尽量减少与水道的交叉次数,针对现场具体情况，经技术、经济比较后确定合理的线路。C.河流水网区房屋多沿河岸修建，在不可避免拆迁的情况下，河流穿越点的选择应尽量选择孤立平房的地方通过，尽量减少拆迁量。D.河流大中型穿（跨）越点应选在顺直河段；当弯道附近两岸地质均属稳定性地质（如：岩石）、或两岸均筑有堤坝、岸坡稳定的情况下，穿（跨）越点可选在弯道上游的较窄处。若有江心岛，中小河流宜避开，大型河流可利用稳定的江心岛。E.河流水网区线路应尽量避开鱼塘区。当鱼塘区的连片长度较长但不大于1.5km（管径不同可调整）F.穿越鱼（水）塘时，管道中线应视实地情况而定，一般穿越连片鱼（水）塘时，管道中线宜在鱼（水）塘中间通过，穿越单独大鱼（水）塘时管道中线宜靠近塘边，以减少围堰排水量工程量3.3.2图纸3.3.3表格3.3.4本专业概算3.4管道工程的阴极保护3.4.1说明书3.4.2图纸3.4.3表格3.4.4本专业概算初步设计按概算专业要求向其提出工程量及主要设备、材料，由概算专业提交本工程概算书。3.5.输气工艺3.5.1说明书3.5.1.1设计依据、设计原则本工程初步设计的设计依据主要为经批复的可行性研究报告和有关文件。输气工艺的设计原则为：1）严格服从国家有关法规，贯彻国家节能方针。2）工程设计本着统一规划，近远结合，留有一定发展余地的原则，节约投资和用地，使整个工程建设时间短、投资省、效益好。3）采用适用的新技术、新设备、新材料和合理的输气工艺，在设计中体现技术先进、经济合理。4）确保工程长期、安全、平稳供气；5）全线除清管站外，各站场达到无人操作，有人值守的管理水平。清管站、远控干线截断阀室为无人值守。3.5.1.2设计所采用或遵循的主要标准、规范标准、规范执行本手册中所列的相关标准。3.5.1.3与输气工艺相关的设计基础资料初步设计中与输气工艺相关的设计基础资料包括：1）上游资源量及供气条件。2）管线设计输送能力、近远期输气量、下游市场分输气量、分气点位置以及用户所需压力、用气曲线。3）气体类别、组分、物性、烃（水）露点、高（低）热值。4）管道沿线高程、里程表。5）管道沿线站场的气象资料，管道沿线站场的地温资料。6）管道沿线站场工程地质及水文资料。7）管道沿线交通运输文件。3.5.1.4输气工艺设计内容输气工艺中包含以下主要设计工作：1）依据本工程经批复的可行性研究报告及提供的设计基础资料，对本工程输气工艺系统进行系统分析计算，确定压气站的数量、功率负荷和机组配置方式，进行管道系统优化。同时对管道系统储气调峰能力进行分析，确定管道末段储气量、储气库最小有效容积、最大采气率和注气率。2）根据管道系统的优化构成确定站场设置，进行站场选址及站址的局部优化。3）根据系统分析得出的机组配置方式，结合管道年输量的递增趋势，按统一规划分期建设的原则，优化站场工艺流程。4）对压气站驱动方式进行技术、经济比选。5）按照设计标准和规范，对站场按功能分类设计，分系统描述站场功能，编制站场控制要求，绘制站场工艺流程图，制作工艺装置区布置草图，汇总站场设备、材料的规格和数量，完成站场报告的编制。6）编制站场主要设备、材料的技术规格书。3.5.1.5叙述输气方案及全线工艺总流程依据工艺系统分析及站场工艺配置叙述全线输气工艺方案和自控水平。结合全线站场和阀室的布置，绘制全线工艺总流程。3.5.2工艺系统分析和计算3.5.2.1管道系统分析和计算根据上游资源资料及下游各类用户用气量负荷状况，进一步系统分析计算。1）不同输量时期的压缩机站设置、压缩机站功率、燃料气消耗；2）设计输量下的压缩机站失效分析；3）不同输量时期的压缩机机组配置校核；4）不同输量时期，推荐方案全线各站运行参数分析；5）推荐方案最大输气能力核算；6）管道系统对下游季节、日、小时调峰方案分析；7）推荐的调峰方法确定； 8）不同输量时期的压气站稳定性分析；9）不同输量时期的调峰对储气库容量分析；10）不同输量时期最大注气强度及最大采气强度分析；11）编制系统分析报告；3.5.2.2热力及强度的分析与计算依据相关规范，进行管道热力及强度的计算，结合用管报告，确定管线材质和壁厚。3.5.3工艺站场设计3.5.3.1确定全线工艺站场数量、站址和站间距离依据工艺系统分析得出的压气站布置，结合市场分输情况，确定站场理论位置及数量。收集现场踏勘资料，复核工艺系统水力分析，确定站场位置及数量。3.5.3.2站场工艺流程结合动态分析和不同输量下压气站的运行参数，优化机组配置方案。在可行性研究确定的压缩机驱动方案的基础上，根据供电意向性协议以及电价，重点对电机驱动方案进一步优化比选。对燃机驱动压气站，应考虑各站高程及环境温度对燃气轮机功率的影响。根据得出的机组配置方式，结合管道年输量的递增趋势，按统一规划分期建设的原则，优化站场工艺流程，编制站场控制要求。3.5.3.3确定各分输站(点)在不同输量下(高、低峰值)的压力值根据不同输量下水力分析计算结果，可确定各分输站(点)在不同输量下(高、低峰值)的压力值。再结合各分输用户的压力要求，利用HYSYS软件建立模型，计算降压后气体温度降。若气体温降过大，可采用电伴热或其他加热方式。3.5.3.4计算各站的水、电、气、热等消耗量根据各站场生产、生活需要，计算出各站的水、电、气、热等的消耗量。在压气站中除考虑电动阀门、照明等用电量外，还应依据机组类型考虑压缩机组启动电机、油冷器、空冷器、润滑油系统等的耗电量，电机驱动压气站中电机的耗电量，考虑压缩机厂房内维修用电动葫芦或其它吊装工具的用电量等。压气站中除生活用气耗气外，还包括燃气轮机的耗气量。3.5.3.5站场内主要工艺设备选型计算，并应填写设备参数表。站场内主要工艺设备的选型与计算。主要工艺设备为多管旋风除尘器、卧式过滤分离器、压缩机组、阀门、流量计量装置等。依据各站运行参数，进行设备选型计算。3.5.4工艺设备选型3.5.4.1主要定型设备选型的技术说明站场内主要定型设备的选型技术说明包括以下工作：1）压缩机组及驱动机组选型依据、性能、技术参数、配套附属设备及匹配方案的说明。编写技术规格书明确压缩机组的技术参数和供货范围，压缩机组配套附属设备中压缩空气系统和燃料气处理装置可考虑成橇购买，提出技术参数要求。2）站场阀门的选用原则、阀门种类及采用的执行机构的性能、技术参数及控制方式。（1）球阀本工程站内阀门口径较大，某些规格目前国内尚无生产业绩。对引进的大口径球阀要求密封性能好，结构紧凑、操作灵活方便，符合API6D标准。（2）止回阀各压气站压缩机组出口以及首站越站旁通处，均设有防止气体倒流的止回阀。为减少压力降，拟选用轴流式止回阀。（3）放空、排污阀放空和排污阀是天然气是否漏失的关键，也直接与企业的效益有关。因此在放空和排污上拟采用双阀，第一级阀门在正常生产时为全开，在检修更换第二级阀时关闭，其使用次数少，因此可选用球阀或旋塞阀；第二级阀门为控制阀，在放空、排污时可作调节。因此选用节流截止放空阀和阀套式排污阀。3.5.4.2非定型设备、设施选择的技术比选说明站场非标设备可分为分离设备、清管收发装置、汇气管、组合三通、绝缘接头等。1）分离设备适用于本工程的分离设备有多管旋风除尘器和过滤分离器，拟针对各个站场不同的操作工况，通过计算、比较做出相应的布置方案。首站分离设备拟选用过滤分离器，中间压气站因具有清管接收功能，其分离设备拟采用两级，第一级为多管旋风除尘器，第二级为过滤分离器。分输站、中间清管站及末站的分离设备拟选用多管旋风除尘器，有效去除清管作业气体中的粉尘，确保输送气质。2）清管器接收、发送装置（1）清管器发送、接收的功能要求为满足输气管线今后对管道进行在线检测，了解管线的使用状况及管道存在的缺陷隐患。清管收发装置应能通过智能清管器，以对管道腐蚀和壁厚进行监测。（2）清管器发送和接收装置的安全性清管装置作为非标压力容器，从设计、制造就应使其满足工艺设计压力、环境条件变化的需要。使其能在操作状态和非操作状态下都能确保安全。清管接收装置的配管设计应保证使清管器在接收时不对快开盲板产生撞击，确保设备和操作人员的安全。3）绝缘接头依据全线阴极保护的要求，在各站场和部分阀室设置有不同规格的绝缘接头。要求绝缘接头具有良好的密封性和电绝缘性能。3.5.5各站场设计规模、功能及主要工艺设施。3.5.5.1干线站场干线沿线拟设置站场X座，沿线工艺站场的设计规模分别按XXX—XXX—XXX干线输气量为XXX×108m3/a规模进行设计。全线站场设计压力拟为视各类站场的情况要求，具体设计功能为：1）XXX首站XXX首站具有天然气气质在线分析，对气田来气进行分离、计量、增压和清管发送等功能。站内压缩机组及其它设备的处理能力应能适应不同时期输气量的需求；同时，燃气压缩机组的配置应具有很高的可靠性与适应性，以满足管道连续、平稳供气的要求。2）中间压气站根据压缩机组的配置方案的比较，中间压气站可分为燃机驱动和电机驱动两大类型。设计商品天然气处理能力均为XXXm3/a，具有天然气分离、计量、增压和清管收发功能，其处理能力应能适应不同时期输气量的需求；压缩机组的配置可靠性高，能满足管道连续、平稳供气的要求。为节约投资，各压气站可根据用气市场的开发程度和实际用气需求分期建设。4）分输站沿线共设XXX座分输站，考虑到清管及分输天然气的需要，可设计两种不同功能的分输站类型：分输站，分输清管站。各站分输部分设计规模按其最终分输气量确定，并满足最大分输气量（用户有调峰需求的）要求；对分输部分天然气分离、计量、调压的处理能力应能适应不同时期分输气量的需求。分输清管站的清管部分满足清管作业的需要，站内分离系统统一设置。为进行全线检漏工作，在各分输站和分输清管站中设有干线计量系统。5）中间清管站沿线压气站和分输清管站均设置有清管功能，沿线独立的中间清管站设有X座，定期分段对管道进行清管作业。中间清管站设计处理能力为Xm3/a，具有清管收发、清管作业时间的分离以及干线计量系统。6）末站末站处理能力以XXX的最大商品输量计，具有分离、计量、调压和清管接收功能，其处理能力应能适应不同时期输气量的需求。3.5.5.2支线站场目前已决定纳入干线系统的输气支线供X条，为保持整个工程的一致性，建议所有支线的输气站场设计功能和技术水平与输气干线的同类站场相同。3.5.5.3各站场的自动化控制水平本工程站场自控系统按无人操作原则进行设计，实现三级控制模式选择：即实现就地人工控制、站场自动控制和接受调控中心指令实现远程控制。3.5.6工艺站场设备材料汇总对站场工程工艺主要设备、材料进行统计汇总。3.5.7图纸初步设计中将绘制各站场工艺流程图，与自控专业共同完成各站场工艺仪表流程图，绘制工艺装置区平面布置草图和综合管网图。3.5.8本专业概算将向概算专业提交资料，编制专业概算：1）各站场主要工艺设备的规格、数量及询价2）各站场阀门的规格、数量及询价3）各站场钢管、管件、焊接材料的规格及数量4）各站场其他辅助的设备、材料的规格及数量3.6自动化控制与仪表3.6.1说明书XXX工程自动化控制系统初步设计包括计算机监视和控制系统、现场检测、控制仪表两大部分。自动化控制系统的任务是保证XXX安全、可靠、平稳、高效、经济地运行。自动化控制系统将达到在调度控制中心可对全线进行监控、调度和管理的技术水平。管道自动化控制系统在输气生产过程正常和非正常的情况下将自动完成对输气管道的监控、保护和管理，例如：全线启输；增量或减量输送；停输（包括计划停输和故障停输）；启动或关闭分输站；确定各压缩机站启动压缩机的数量；压缩机自动启停、故障自动切换、启动失败的自动切换（压缩机启动时应有操作人员在现场监护）；向管道沿线各站下达压力和流量设定值；监视控制管道沿线的线路紧急截断阀；流量计的自动切换；发布ESD命令；管道故障处理，如管道发生泄漏、沿线各站非正常关闭、对异常和故障工况的连锁保护等；控制权限的确定；主通信信道与备用信道之间的自动切换；主备控制中心的自动切换等。3.6.1.1设计依据整个干线工程及站场系统的仪表自动化控制系统设计主要依据本工程的可行性研究报告和有关文件。3.6.1.2设计原则1）采用先进、适宜、可靠和开放的控制/管理系统对整个XXX全线输送工艺过程进行有效的监视与控制，从而实现管道工程的生产自动化和科学有效的调度管理，达到安全生产、保护环境、提高经济效益的目的。2）遵守国家、行业的有关标准、法规、规范和政策，本着技术先进、安全可靠、系统性能/价格比高的原则进行本工程初步设计。3.6.1.3设计所采用或遵循的主要标准、规范初步设计中将视具体需要执行招标文件中所列的相关标准。3.6.1.4管道自动化水平和控制方案1）管道自动化原则方案采用监控和数据采集（SCADA——SupervisoryControlAndDataAcquisition）系统和模拟仿真系统，实现对全线管道输送工艺过程的数据采集、监控、泄漏检测及定位、操作预测、计划管理、优化运行、故障诊断、贸易结算及调度管理；采用分散型控制系统模式。实现SCADA系统调度控制中心远控、站控系统自动/手动控制以及各单体设施、子系统或阀门的就地控制等三级控制；设作业区显示终端，实现所管辖的输气管道、站场的监视、管理、维护与抢修；各站场根据需要设紧急停车（ESD）系统、可燃气体检测及火灾报警系统，其报警信号进入SCADA系统中进行报警显示；天然气贸易交接与管道流量计量采用气体超声流量计，站内自用气流量计量采用气体涡轮流量计；采用能满足所需的精确度要求，满足所处位置的压力等级和温度等级及所处场所防爆等级要求的，并具有高可靠性及稳定性的检测仪表和执行机构；设置XXX工程计量测试中心，负责全线流量计量仪表的标定、测试和维护。2）自动化水平全线自动化系统的总体水平，将达到目前世界先进技术水平。首末站、中间压气站、分输站、清管站、远控干线截断阀室等站场控制系统按无人操作的原则设计，考虑到具体情况，配置有关值班人员，以进行日常维护管理和紧急情况的处理工作。全线将达到在正常运行状况下，首末站、中间压气站、分输站和地下储气库等无人操作、有人值守，清管站、远控干线截断阀室等实现无人值守的技术水平。3）SCADA系统设置原则SCADA系统设置为三级控制：第一级控制中心级。全线设置调度控制中心（简称——调控中心），对全线及各站场进行监控、调度管理、优化运行、自诊断及与上级部门进行数据通信等；第二级站场控制级。根据全线站场分布，设置相应的站控系统（由可编程逻辑控制器——PLC与操作员工作站组成）和远程终端装置（RTU），它们是SCADA系统的基础部分，执行调控中心指令，实现站内数据采集、处理及工艺设施的控制，并向调控中心上传所采集的各种数据；第三级就地控制级。保证被控设施的正常运行，既可就地独立控制，也可通过站控系统或调度控制中心直接控制。一旦通信设备或调控中心发生故障，可以及时报警并自动切换到就地控制的安全模式工作状态。4）SCADA系统操作原则正常情况下，全线各站场由调控中心对其进行远程调度、监视、管理与控制，各站场可达到无人操作、有人值守的管理水平。当数据通信系统发生故障或调控中心主计算机系统发生故障时，第二级控制即站控系统获取控制权，可对站内生产工艺过程进行全面监控。当进行设备检修或事故处理时，可采用就地手动操作控制。5）自动系统设计原则系统应具有高可靠性、稳定性和可维护性，以保证管道安全、可靠、平稳、高效地运行；该系统应具有较高的性能/价格比；系统采用的软件、硬件及数据网络，都应具有当时世界先进水平，且经过实际考验、证明是实用的系统；系统应具有强大的人机对话及灵活的功能配置；调度控制中心主计算机（服务器）、局域网（LAN）、通信接口等按热备冗余的方式设计；站控系统PLC的中央处理单元（CPU）模件、电源模件等关键部件按热备冗余的方式设计，PLC与调度控制中心进行数据通信的通信接口按热备设计；系统应具有对管道全线进行优化模拟预测、运行和模拟仿真培训的功能；系统应具有对管道泄漏检测、定位的功能；系统软件、硬件和数据网络系统具有扩展能力；调度控制中心服务器操作系统建议采用UNIX或WindowsNT实时多任务操作系统，位于调度控制中心和站控系统操作员工作站的操作系统采用WindowsNT或UNIX；设备的选型以技术先进、性能稳定、可靠性高、性能价格比优、能够满足所需精确度要求、能够满足现场环境及工艺条件要求等为原则。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的减少；压缩机组的监控系统与压缩机组成套订货，其监控系统与站控系统之间采用通信接口交换信息，紧急停车系统与压缩机组的监控系统采用硬布线连接。3.6.1.5计算机监控与数据采集（SCADA）系统技术方案拟建的SCADA系统是一个以计算机为核心、开放型的网络互连（OSI）系统，它以计算机和网络为基础，配置实时、多任务、多功能的计算机操作系统、SCADA系统软件、天然气输送模拟仿真软件，具备在线实时监控、模拟仿真、检漏、培训等功能。1）SCADA系统功能SCADA系统的主要功能是对整个XXX工程输气装置工艺过程参数和设备运行状态进行数据采集、数据处理及历史数据贮存、监视和控制，并在应用软件支持下进行系统模拟分析、实现系统优化运行。SCADA系统的基本功能如下：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；标准组态应用软件和用户生成的应用软件的执行；具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力；泄漏检测及定位；清管器跟踪；输量计划；压力和流量调节；紧急切断；安全保护；输气过程优化；压缩机机组的故障诊断和分析；仪表的故障诊断和分析；网络监视及管理；贸易结算管理；人员培训等。2）SCADA系统性能（1）系统的容量系统应具有30%以上的扩展余量，以保障系统运行的灵活性和可扩展性；系统应允许将来做100%的扩展，这些扩展其中包括存储器、监控系统的变量的再组态等。（2）可靠性系统能定期对自身进行自诊断并且形成报告，能监视整个系统的工作状态，以便对系统的维护和维修；系统对重要部位做冗余设置，当发生故障时，能自动进行故障切换，自动对系统的数据进行备份，为运行管理提供可靠的保障，保证系统正常、可靠、平稳地工作。（3）模块化监控系统的软件应是模块化的，以便于监控系统组态时增加、删除和定位；硬件应在性能上是模块化的，允许将来在容量和功能上的扩展。系统应容易增加磁盘驱动器、存储器、终端和外部设备等，且不中断其它在线网络设备的运行。（4）灵活性在调度控制中心的任何一个操作员工作站都可完成其所要求的功能。（5）可扩展性系统应允许将来数据库、存贮器、磁盘容量和通信信道等可扩展。根据本工程特点和输量要求以及下游分支管线的不断增加，本SCADA系统的容量设计将具有100%可扩展性，以满足将来输气工程设施的扩建和增加。（6）可利用性控制系统计算机的硬件和软件的可利用率应达到99.99%。当系统同时须完成打印、编程、画面显示时，实时采集系统不能被中断。系统的硬件和软件的设计及配置应满足上述指标。可利用率的计算公式为：MTBF——平均无故障时间；MTTR——平均维修时间。7）开放性监控系统软件应允许其它的应用程序和用户存取其数据库的数据。以安全要求为条件，数据能够在监控系统和其他系统之间传输。3）SCADA系统软件本工程SCADA计算机系统软件将包括：操作系统软件、SCADA系统软件和工程应用软件。（1）操作系统软件调度控制中心SCADA服务器的操作系统软件建议采用UNIX或WindowsNT，客户机采用WindowsNT或UNIX操作系统。操作系统将提供以下功能但不限于此：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；多用户、多任务的网络操作系统——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；优先任务能力——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；自诊断能力——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，并为其硬件、软件故障排除提供诊断信息；安全性——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；兼容性——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。（2）SCADA系统软件SCADA系统软件应可靠地实现输气工程各站场工艺装置相关参数的监控和数据采集。该软件应是模块化的、经工业应用证实为性能良好的实时软件。SCADA系统软件应至少完成下列任务。a实时数据库管理SCADA系统的数据库为工业上公认的标准数据库。实时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。bSCADA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（如PID控制策略、逻辑控制等）。c工业标准的图形用户界面（GUI）GUI应是以开放系统为基础的高分辨率图形生成器。GUI可以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。d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单元装置的运行报告（中文）；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。e存档和恢复SCADA系统历史数据可用数据流磁带、光盘作永久保存，包括工艺参数、操作指令和事件，存储量为5年。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。f数据计算和处理SCADA系统软件具有下列数学运算功能：实数、函数和逻辑运算；最大值、最小值和平均值计算。g报警系统SCADA软件支持综合报警功能，以便对工艺过程和相关设施的非正常状态及时地向操作人员发出提示。报警管理至少包括下列各项：报警分类：按事件发生的类别进行报警分类并冠以时间标志；报警处理优先级：按预先规定的优先等级对同时发生的报警信号进行排队，并存储到指定的数据库区域；报警显示：各级报警都应有声音和屏幕闪烁显示；报警记录：所有报警信号都应由打印机打出来，打印内容至少包括事件名称、报警级别、发生时间等等；报警抑制：系统应具有报警抑制功能，抑制时间可由操作员进行设定。被抑制的信息点可在显示单元（VDU）上作连续显示，以便监视；报警确认：当任一报警发生时，均需人工确认后方能消声或停止闪烁。（3）SCADA系统软件必须具备的功能必须有效地管理系统设备及设备的冗余；对数据库的分配管理，历史数据库提供ORACLE、SYBASE或其它标准关系数据库；SCADA系统调度控制中心与后备控制中心能实现无扰动切换，在切换时间内不丢失任何数据；SCADA主、备计算机实现无扰动切换，在切换时间内保证不丢失任何数据；对整个SCADA系统具有时钟同步的功能（调控中心计算机系统、后备控制中心计算机系统、作业区显示终端、站控系统和PLC/RTU）；监视记录调控中心、后备控制中心、作业区显示终端、站控制系统和通信设备的硬、软件的运行状态。（4）工程应用软件应用软件包括：电子流量计量管理系统，用于采集、确认、编辑与归档管道的天然气流量和质量的数据；实时监控系统，用于提供输气管道动态模拟、负荷预测、泄漏检测、人员培训以及天然气组份、干线储气量和露点监测与报警功能；天然气管理系统，用于提供输送量计划与确认以及相关合同 的管理，并与公司的财务系统进行通信。4）SCADA系统调度控制中心SCADA系统调度控制中心担负着对全线及各站场（含干线远控截断阀室）进行实时监控、调度管理和优化运行任务，是全线调度、管理、往来商业贸易的核心。调控中心是管道全线的管理、指挥枢纽。它监控全线：XXX首站；X座压气站（包括X座分输压气站）；XXX末站；X座清管分输站；X座分输站；X座独立清管站；X座远控干线阀室（含阴极保护站）；X座地下储气库；X条支线。（1）调度控制中心主要功能调度控制中心主要功能如下：对全线运行实行统一调度管理，监控沿线各站主要运行参数和设施运行状态，如温度、流量、压力以及电力系统、阴极保护等系统有关参数；对站场压缩机组启、停及阀门的开、关和故障状态、火灾报警、可燃气体检测、数据通信线路状态等进行监视与控制；对站场关键变量，如出站压力等进行远方设定与控制；对阴极保护电源发出通、断的指令；运行参数、状态及动态趋势显示，模拟流程显示；运行报表、事故报表打印；数据处理、分析及调度管理决策指导；系统运行优化模拟预测，管道泄漏检测及定位，模拟培训；数据通信网络的监控和管理；应用软件开发、系统重新组态；与上级计算机进行数据通信；系统自诊断等。（2）调度控制中心网络结构及硬件配置调控中心的局域网（LAN）必须支持网络上联接的所有设备的数据交换。应满足实时、多任务、多参数的要求。采用标准的、开放型局域网络结构，按冗余设置；能与上位计算机系统联网并进行数据交换；能兼容异种机型工作；与异种局域网或同类局域网的互联。调控中心硬件系统配置如下：SCADA系统主计算机（服务器）按双机热备系统；操作员工作站；工程师工作站；培训、模拟工作站；管理部门经理终端；大屏幕显示屏；数据通信接口设备等。（3）调度控制中心软件系统配置：操作系统软件；SCADA系统软件；高级应用软件包括：实时模拟软件、预测软件、决策软件、泄漏检测定位软件、负荷预测软件、储气调峰分析软件、仪表分析软件、培训及工程研究软件、天然气商业运营管理系统软件、优化运行软件等。根据实际需要，还可配置地理信息管理系统软件、管道运行效率分析软件、高度运行计划软件等。软件配置将采用模块化，便于今后的版本修改或升级。（4）调度控制中心建筑面积设置调控中心拟设置控制室、仪表机柜间、软件室、硬件室、通信室、办公室、接待室、资料室、电源间（不间断电源——UPS）、调度室（会议室）、更衣间和仪表维修间及库房等，其面积大小应根据SCADA系统规模、机柜/控制盘/操作台类型/规格、数量进行确定。5）SCADA系统后备控制中心为防备在意外事件（如调控中心SCADA主机失灵、所处地段/区域停电、火灾、地震、战争及其他自然灾害、人为破坏等）发生时，仍能实时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。因此本工程SCADA系统设一座后备控制中心。一旦调控中心因故失去作用后，后备控制中心能及时承担起调控中心的主要功能，避免造成不必要的损失。（1）后备控制中心主要功能后备控制中心主要功能同调控中心主要功能基本一致，其差别在于无以下功能：系统运行优化模拟预测，管道泄漏检测及定位，模拟培训；应用软件开发；与上级计算机进行数据通信等。（2）后备控制中心网络结构及硬件配置后备控制中心网络结构仍采用冗余设置的标准、开放型局域网络结构。硬件配置上在满足功能需求和可靠性保证的前提下尽可能简化。（3）后备控制中心软件配置后备控制中心软件系统仍配置操作系统软件、SCADA系统软件。（4）后备控制中心建筑面积设置后备控制中心拟设置控制室、仪表机柜间、工程师室、通信室、办公室、电源间（不间断电源——UPS）、调度室（会议室或接待室）、更衣间和仪表维修间及库房等，其面积大小应根据SCADA系统规模、机柜/控制盘/操作台类型/规格、数量进行确定。6）SCADA站控系统本工程SCADA站控系统由可编程逻辑控制器（PLC）及操作员工作站组成。站控系统是本工程SCADA系统中的第二控制级（站场控制级），是重要的监控级，它对其所监控站场工艺过程被测参数和设施状态进行数据采集、监视和受权控制。本工程站控系统均按有人值守、无人操作的原则进行设计。当站控系统同调控中心数据通信系统发生故障或调控中心主计算机系统发生故障时，站控系统获取控制权，可对站内生产工艺过程进行全面监控。本管道工程SCADA系统设置的站控系统（含支线和地下储气库），分别设在沿线首站、末站、压气站、分输站等站场的站控系统控制室内。（1）站控系统基本功能典型站控系统将完成如下（但不限于）主要功能：对现场的工艺变量进行数据采集和处理；对电力设备及其相关变量的监控；对压缩机组的监控；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；与智能仪表的通信显示动态工艺流程；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；数据存储及处理；显示实时趋势曲线和历史曲线；压力、流量控制；流量计算；逻辑控制;连锁保护；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所需的信息并接受其下达的命令等。（2）站控系统硬件组成站控系统计算机网络支持网络上联接的所有设备的数据交换，满足实时、多任务、多参数的要求。采用标准的、开放型局域网络结构，按冗余设置；能与SCADA系统调控中心联网并进行数据交换；能兼容异种机型工作；与异种局域网或同类局域网的互联。（3）站控系统计算机软件系统配置站控系统软件包括操作系统软件、人机界面（MMI）组态软件、PLC编程软件、MMI和PLC应用程序软件。站控系统操作员工作站的操作系统采用WindowsNT或UNIX。（4）可编程序控制器（PLC）PLC是站控系统的过程控制单元，是实现各单元装置精确、可靠及安全运行的核心设备。它不但能独立完成对所在站的数据采集和控制等任务，而且可将有关信息传送给调度控制中心并接受其下达的命令。aPLC的基本功能本工程PLC至少具备下列基本功能：数据采集；逻辑运算；PID控制；安全预置输出；通信、自身运行管理能力及自诊断。b辅助功能能提供标准协议的操作员接口；信息储存和检索；时间标志；数学运算及处理。c其它功能路由监控；PLC内部通信能力，远程I/O符合相关国际标准如S908协议；可由站控系统直接下载软件和进行参数设置；历史数据（文件）存储（在一定限度内）。（5）站控系统建筑面积设置站控系统也相应设置控制室、仪表机柜间面积、通信室、办公室、仪表维修间及库房，其面积大小待系统确定后设计。7）远程终端装置（RTU）RTU是一种智能控制设备，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。因此，本工程将RTU用于对输气管线X座远控干线截断阀的监控。RTU具备下列功能：数据采集和处理功能；数学运算功能；逻辑运算功能；逻辑控制功能；自诊断功能，应对内存、I/O卡、通信进行诊断，将有故障单元的信息发至SCADA系统调控中心；故障时可外发信号；执行SCADA系统调控中心发送的指令，同时也向调控中心发送实时数据。8）作业区显示终端全线在X个作业区各设置显示终端一台。作业区显示终端可为作业区的管理人员提供其所需的信息。作业区显示终端计算机从调度控制中心计算机系统中以只读方式获取信息。9）数据通信SCADA系统调度控制中心与各作业区显示终端、各站场SCADA站控系统和远控阀室RTU之间的数据通信主用信道为通信光缆或卫星，邮电公网备用。10）系统供电SCADA系统调度控制中心、后备控制中心、作业区显示终端、站控系统由不间断电源（UPS）供电。远控干线截断阀室RTU根据地理环境可由闭路循环燃气透平发电机（CCVT）、热电偶温差发电装置（TEG）或太阳能供电。3.6.1.6仪表检测、控制设备在自动控制系统中检测控制仪表是采集工艺过程数据、执行计算机控制系统命令的关健环节，是保证整个系统安全可靠运行的重要因素，其可靠性、精确度、重复性等性能的优劣直接关系到自控系统能否正常、稳定的工作。因此所采用的仪表必须能满足其所需的精确度要求，满足其所处位置的压力等级和温度等级及所处场所防爆等级的要求，并具有高可靠性及稳定性。远传信号的检测仪表一般选用电动仪表，开关信号输出接点采用无源接点，调节阀一般采用电动调节阀和自力式调节阀，计量仪器一般采用气体超声波流量计和涡轮流量计。1）检测仪表、控制设备选型原则本工程检测仪表、控制设备选型将遵循以下原则：选择的仪表、设备应满足技术先进、性能可靠、操作维护方便、经济合理、性能价格比高等原则，同时满足被检测变量的精度等级要求；处于爆炸危险区域的电动仪表、电气设备采用相应防爆等级的仪表和设备，原则上电动仪表和控制设备按隔爆型设计，其防爆等级不低于EXdⅡAT3。同时将根据所处环境条件确定相应的防护等级，防护等级不低于IP55（室内）/IP65（室外）；整个管道所选用的仪表/设备类型、规格应尽可能统一。2）仪表检测、控制设备的构成仪表检测、控制系统主要包括以下几类：常用检测仪表。包括温度、压力、液位就地/远传检测仪表，流量检测仪表；分析仪表。包括测量气质的色谱分析仪、露点分析仪、H2S分析仪；可燃气体检测仪。在各站场（包括干线紧急截断阀室）工艺设施区设可燃气体检测器，另外在压缩机组区设红外/紫外线火焰探测器；分输站出站压力调节和内部用气的压力调节系统，通常出站压力调节采用电动调节阀，内部用气压力调节采用自力式压力调节阀；火灾自动报警系统。在调度控制中心、作业区显示终端和各站控系统控制室设置火灾检测报警系统。调控中心设气体灭火系统；清管球通过指示器。清管时可进行现场指示，并将清管球通过的信号传送给SCADA系统。维修校验仪表。为便于仪表设备的维护、维修，配备维修校验仪表分别负责全线各站场自控仪表/设备的调校、维护和维修。3.6.1.7流量计量系统天然气流量计量是天然气管道工业中最重要的测量环节，要求计量仪表应具有较高的可靠性和稳定性、较少的维护量及较长的使用寿命。本工程干线管道天然气计量均采用气体超声流量计，凡涉及到贸易计量的流量检测仪表其精度必须≧0.5％。气体超声流量计，取压力及温度信号对流量进行补偿运算，并配备流量计算机，计算和显示天然气瞬时流量和累计流量。此外，对贸易交接计量，拟将气体组分等实时信号输入到流量计算机中，参与流量计算，以保证计量精确度。3.6.1.8天然气气质检测系统对进出天然气管道的气质的检测是非常重要的。特别对于H2S、SO2、游离水等及天然气的组份要加以检测，以保证管道的安全运行及维护各方的利益。本工程中，进入管道XXX首站、各分输站的出口、末站入口均设有在线的天然气色谱分析仪测量组份、热值、密度等，硫化氢分析仪，露点仪等，对进出管道的天然气气值进行监测。3.6.1.9站场自动控制系统本工程站场自动控制系统（站控系统）由操作员工作站、可编程逻辑控制器（PLC）组成。站控系统是本工程SCADA系统中的第二控制级（站场控制级），是重要的监控级。站控系统主要用于对本站工艺参数、设备状态、公共设施、辅助系统的检测与控制，站场内均设有独立的站控系统控制室，有控制室和机柜间等。操作员工作站放置在控制室内，PLC机柜等则放置在机柜间中。XXX座干线远控截断阀室、阴极保护站（与干线远控截断阀室设置在一起）和X座独立清管站采用RTU进行数据采集和监控，与SCADA系统调度控制中心进行通信。干线远控截断阀室、阴极保护站、独立清管站站内不设置操作员工作站。1）站控系统设计原则和控制水平站控系统按无人操作原则进行设计，站场只设置少数几个人员作日常维护管理。站控系统能自动处理并维持设备在预定的运行状态。一旦偏离预定状态，在报警提醒基础上自动切换到安全状态。必要时启动紧急切断系统（ESD），关闭部分设备乃至整个站场。为了确保安全可靠保质保量地将天然气从XXX输往XXX，站控系统必须把工艺设备及本身的安全可靠放在首位。在满足工艺要求前提下，站控系统应具有良好的可操作性、可维护性及可扩展性。按照整个输气管道自控系统对站控系统的要求，站控系统可实现三级控制模式选择，即接受调度控制中心指令实现远程控制、站控系统手动/自动控制和实现就地人工控制。2）站控系统控制原则站控系统采集并处理站内操作温度、压力、天然气流量、阀门状态、设备运行状态等有关数据，并将其送往SCADA系统调度控制中心进行监控。在远程操作方式时，站内所有监控数据通过通信系统与调度控制中心进行数据交换。为了防止通信系统、调度控制中心SCADA主机故障和便于站内操作与维护，站控系统设有操作员工作站以实现站内自动监视和控制。一旦通信系统或调度控制中心SCADA主机故障，站控系统能自动无扰地切换到站场自