输气管道自动化与SCADA系统35648.pptx
油气储运自动化油气储运自动化输气管道自动化与输气管道自动化与SCADA系统系统1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。干线输气管道的自动调节系统干线输气管道的自动调节系统21）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。2）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。PLC,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。34）站控系统PLC（或RTU）将调节信号（一般为420mA直流电流信号）通过模拟量输出,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。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。4 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。压气站进、出站压力及输气流量调节压气站进、出站压力及输气流量调节 进气支线进入主干线的气压调节进气支线进入主干线的气压调节分输重线分输压力的自动调节分输重线分输压力的自动调节输气干线或分输支线未站气压的自动调节输气干线或分输支线未站气压的自动调节5一、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l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。l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；l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；l调节流量的目的是为了保证均衡稳定地输气。l当进站压力低于其设定值时，调节系统进行关阀调节，使进站压力上升，直到进站压力不低于其设定值为止。l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。l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。6二、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l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.l保证干线与支线在进气点处的压力平衡l保证干线和进气支线在希望的输量比例下运行l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l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。l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）。l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。l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。7三、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l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。l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。l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。8四、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l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。l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。l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。9干线输气管道工艺运行参数的自动监测及自动计量干线输气管道工艺运行参数的自动监测及自动计量 自动监测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。干线或进气支线首站干线或进气支线首站分或支线首站分或支线首站中间压气站中间压气站干线或分输支线末站干线或分输支线末站 10干线或进气支线首站干线或进气支线首站l天然气中的硫化氢（H2S）含量l来气压力、温度、流量；出站压力、温度、流量；l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。11分或支线首站分或支线首站l进站压力、进站气温；l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；l分输流量、气温、清管站出站压力，即本站出站干线压力。12中间压气站中间压气站l进站气压、气温；各台压缩机的入口气压；l出站压力、流量、气温；调节阀开度、节流差压；l各台压缩机机组的有关运行参数。13干线或分输支线末站干线或分输支线末站l进站气压、气温；l压力调节阀上游压力；l向门站供气的压力、流量；l调节阀开度、节流压差。14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。自动计量系统的工作原理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。天然气管道的自动计量系统15油气长输管道油气长输管道SCADA系统系统lSCADA系统:先进的监控和数据采集系统（SupervisoryControl and Data Acquisition）l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基础的远程终端装置RTU、PLC(或其它输入/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控制。16主要组成部分l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。lRTU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佳控制的能力，目前正朝着分散型智能方向发展。lSCADA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。lSCADA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。17传统传统SCADA系统系统18新型新型SCADA系统系统 19输油管道现代输油管道现代SCADA系统配置图系统配置图202122SCADA系统软件l基本SCADA软件l支持软件l应用软件23SCADA系统的控制功能l监测流量、压力和温度；l启停泵；l开、关调节阀；l执行逻辑顺序控制；l泄漏检测及清管控制。l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。24l管道全线通常按三级设计：l第一级：控制中心集中监视与控制；l第二级：站控；l第三级：就地手动控制。l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。l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l当发生紧急事故或设备检修时，可使用第三级控制。25（1）控制中心主计算机功能。）控制中心主计算机功能。l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：la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。lb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。lC状态量：输油泵机组、出站调节阀和主要阀门的运行状态。26l向RTU发布命令，通过RTU进行远方操作、控制：la从远方各输油站PLC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。lb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。lc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。ld显示管道全线的工作状态，打印管道全线运行报告。le对管道全线密闭输送进行水击超前保护控制。lf对管道全线进行实时工艺计算和优化运行控制。lg对管道全线进行清管控制。lh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和历史趋势显示。li对系统设备的故障与事件等具有自检功能。lj用系统的外围辅助设备进行数据库编制和显示图像编制。27（2）就地控制系统RTU的主要功能l过程变量巡回检测和数据处理；l向控制中心报告经选择的数据和报警；l提供画面、图象显示；l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；l实现流程切换；l进行自诊断程序，并把结果报告控制中心；l提供给操作人员操作记录和运行报告。28（3）数据传输系统功能lSCADA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。292 SCADA自动监控系统软件l2.1 软件构成lSCADA系统软件分为控制中心软件和站控系统软件；l它们通常又可分为系统软件、过程软件和应用软件。l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。l过程软件一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，采用填空式或对话式进行编制。l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家研制开发。应用软件是SCADA系统最重要的组成部分。30（1）控制中心软件）控制中心软件l（a）系统软件。l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。l（b）过程软件。l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。l（c）应用软件。l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。31（2）站控系统软件l站控系统软件一般包括下列内容：l操作系统软件，l数据采集、记录、处理、显示、监视、趋势显示软件，l报警和正常停机控制软件l站压力闭环控制软件l泵机组或设备控制软件l故障诊断软件，与控制中心和其它站的通信控制软件l其它控制及站应用软件等。322.2 软件介绍软件介绍l（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l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 4.1l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。33l软件的功能：l通讯服务。l系统配置l事件管理系统。l图形管理系统 l历史信息。l分配数据服务。34l系统的评价：l先进性。该系统的硬件部分没有依赖性，全部采用市场上流动的标准产品。l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。l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。l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。35l（2）具有良好界面和兼容性的OASYS 5.2系统软件l该软件是加拿大VALMET自动化系统公司开发的。lOASYS 5.2（以下简称OASYS）系统具有良好的界面，能很好地与其它软件兼容。l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。363 SCADA在我国油气管道的应用在我国油气管道的应用l80 年代以前,我国长输管道基本上是常规仪表检测、就地控制;l80 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;l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。37SCADA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 38监控对象监控对象l4 座有人值守的计量站包括靖边首站、北京末站、琉璃河分输站及去天津的支线分输站永清站,l沿线9 座无人值守的带RTU 的遥控阀室;l7 座无人值守的清管站(含阴极保护);l3 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。39三级控制三级控制l1 从调度控制中心实现监视和控制l北京调度控制中心对全线运行实行统一调度管理.l2 站控系统ACS 的集中监视,分散控制l3 就地手动控制l(1)站远程操作l(2)站就地操作40系统配置系统配置l陕京管道SCADA/POAS 系统是德国CEGEL EC AEC 自动化工程公司提供该公司自己的产品View Star 750(简称VS750)作为调度中心的SCADA 系统软件lPC 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。l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。41SCADA 系统的核心软件系统的核心软件VS750 l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l动态显示管道和设备当前运行的状态l实时地显示温度、压力、流量等数据、报警信息等l通信线路的运行状态42实时管道模拟软件实时管道模拟软件LIC PSS l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。l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。43在线实时模型在线实时模型l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;l计算管段的压力、温度、流量、气体密度剖面和储气量;l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;l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;l批量跟踪,并进行控制;l 根据天气变化和用户需要,预报供气量;l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;l仪表分析,检测仪表的精度下降与漂移;l 压差检测;l管道泄漏检测。444 油气管道油气管道SCADA 系统设计与实施系统设计与实施l现代油气管道自动化管理多采用SCADA 系统。l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。l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。455 长输管道SCADA系统冗余技术l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。l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。l冗余结构应做到可靠性和经济合理性两点。465.1 长输管道SCADA系统冗余结构分类l（1）仅控制中心主计算机冗余l（2）控制中心主计算机冗余、站PLC分级冗余l（3）控制中心主计算机、站PLC采用全冗余结构l（4）系统分层多级冗余l（5）全冗余结构（两套SCADA 系统）475.2 SCADA 系统控制中心冗余结构l（1）服务器冗余 在控制中心计算机系统中，若只有一套服务器，则系统存在一个脆弱点。一旦这套服务器发生故障，整个控制中心计算机系统就不能正常监视和控制全线工况。l（2）局域网冗余 在控制中心计算机系统中设置一套完全冗余的局域网将使系统更加稳定，排除因网络故障而造成的监控失败l（3）系统冗余486 油气管道油气管道SCADA系统发展动态系统发展动态l6.1 RTU6.1 RTU技术的发展技术的发展l在长输管道SCADA系统中，最初的RTU用来采集本地设备数据并进行远传，没有逻辑计算功能。l经过发展，除原有的功能外，增加了数据滤波、数据整定、复杂数据计算以及过程控制功能。l6.2 6.2 软件的发展软件的发展lSCADA系统软件由操作系统，图形用户接口(GUI)软件，应用功能软件，数据采集软件以及离线编译器，图形编辑，编程软件，系统诊断软件等组成。lSCADA系统未来的发展是朝着声音控制识别，提高数据处理能力，更快的时钟速率，更大的内存，更完善的应用软件方向发展。l运用多媒体技术，对设备操作运作、故障及突发事件的监视、识别、诊断和预报，进行声、光、像等多种信息显示，提高系统操作的可视性和安全性。496.3 SCADA系统功能与结构的发展l新一代的SCADA系统具有优化支持系统、专家系统的高级SCADA系统功能。l新的SCADA系统为分布式系统结构,允许多处理器、外设等通过公共LAN互联起来,它们之间交换数据已无需建立个别的硬件连接,因此某个硬件故障不会影响网上的其它设备的正常运行。50
