川气东送SCADA系统2

nullnull SCADA系统 SCADA系统川气东送管道工程 生产技术准备技术 培训 焊锡培训资料ppt免费下载焊接培训教程 ppt 下载特设培训下载班长管理培训下载培训时间表下载 西南石油大学电子信息工程学院 青 小 渠 2007.12 监控与数据采集系统(SCADA) 第五章 川气东送管道工程中的SCADA系统 监控与数据采集系统(SCADA) 第五章 川气东送管道工程中的SCADA系统 5.1 概述5.1 概述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 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 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。null野三河跨越null翼墙式环框式端墙式 隧道工程－隧道洞门形式null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。null5.2 自动控制 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 5.2 自动控制方案 自控系统包括SCADA系统、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 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 设备。 null 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。 nullSCADA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。null系统服务器系统服务器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。通信方式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。null后备控制中心与苏浙沪输气管理处通过DDN专线进行数据通信，苏浙沪输气管理处与各SCS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，与RTU之间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。苏浙沪输气管理处与SCS、RTU没有备用信道。后备控制中心的作用后备控制中心的作用正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理，在调度控制中心故障或发生战争、自然灾害等情况下后备控制中心接管全线SCADA系统监控。管理处的通讯管理处的通讯川气东送管道共设川渝输气管理处、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5个管理处，每个管理处设置2个监视终端，只能实现数据监视，不能进行控制。各管理处监视终端是SCADA的远程操作站，通过管线专用光缆通讯系统与调控中心SCADA系统进行数据通信。分级管理制分级管理制川气东送管道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。null第一级：中心控制级第一级：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。第二级 ：站场控制级第二级 ：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。第三级：就地控制级第三级：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。压力控制系统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。贸易交接流量计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。安全系统安全系统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。 泄漏检测系统泄漏检测系统音波泄漏检测系统由音波传感器、GPS（全球定位导航系统）、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。根据各站场的工艺流程，设置音波传感器、GPS、现场数据采集处理器。 5.3 SCADA系统配置及功能 5.3.1 调度控制中心5.3 SCADA系统配置及功能 5.3.1 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。null系统结构 主要功能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；null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。nullLAN ARAID磁盘阵列主LAN B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5.3.2 后备控制中心5.3.2 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。主要功能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；null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； 压力和流量调节； 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； 全线紧急关断； 管线泄漏检测。 null泄漏检测系统工作站×2备用调控中心系统配置5.3.3 输气管理处监视终端5.3.3 输气管理处监视终端川气东送管道共设川渝输气管理处、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5个管理处， 各管理处监视终端配置2台监视工作站、2台路由器，可实现本地数据监视功能。主要功能 主要功能 动态工艺流程显示； 报警和事件显示； 历史数据的趋势显示； 仪表的故障诊断和分析显示；5.3.4 站控系统5.3.4 站控系统川气东送管道共有24座站场设置站控系统（SCS） null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null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站控系统功能 1）数据采集与传输功能站控系统功能 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。 2）控制功能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。 3）显示功能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。4）打印功能4）打印功能报表打印； 故障 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 打印 5）ESD关断功能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。 6）其它功能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。PLC的功能PLC的功能具有多种编程语言，如阶梯图、功能块等，可采用调用多级子程序，具有逻辑运算、数学运算、字符串运算等功能，采用组态的方式即可完成对输入输出信号的配置，具有组态多个复杂控制系统的能力，实现站场的控制功能。 5.3.5 远控终端RTU5.3.5 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。nullRTU控制器路由器I/O参数RTU阀室系统硬件设备配置5.4 流量计量和贸易管理5.4 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：普光首站、武汉分输站、怀宁分输站、池州分输站、宣城分输站、嘉兴分输站、上海末站，达州专线计量站场1座：达化末站，川维支线计量站场1座：川维末站，南京支线计量站场1座：南京末站，苏州支线计量站场1座：苏州末站，常州支线计量站场1座：常州末站。 5.4.2 流量计量 1）贸易计量5.4.2 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。null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。2）自用气计量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。5.4.3 气体管理系统 (GMS)5.4.3 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。 nullGMS运行在Windows服务器上，系统采用模块化设计，各个模块以实时数据和历史数据库为管理平台，可安装在同一台服务器上，也可分别安装在不同服务器上运行。模块之间通过标准的数据接口或中间件相连。气体管理系统 (GMS)软件结构分为以下几个部分：实时数据和历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计量系统等。5.5 模拟仿真系统5.5 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。null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。 5.5.2 模拟仿真系统组成5.5.2 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 5.6 天然气管道泄漏检测系统5.6 天然气管道泄漏检测系统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。null 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。音波泄漏检测系统 音波泄漏检测系统 音波泄漏检测系统一般由音波传感器、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。null当运行管道发生破损泄漏时，音波传感器装置采集到管道破损瞬间的音波信号，并将音波信号传送到现场数据采集处理器，现场数据采集处理器对信号进行处理并转换为固定格式的数字信号，打上GPS时标，把数据上传至中心数据汇集处理器。5.7 川气东送管道SIS系统5.7 川气东送管道SIS系统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。 nullSIS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。null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。 null系统结构 nullLAN ARAID磁盘阵列主LAN B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null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 监控与数据采集系统(SCADA) 第六章 川气东送管道工程中的站场及控制装置 监控与数据采集系统(SCADA) 第六章 川气东送管道工程中的站场及控制装置 6.1 各站场功能和主要技术参数 6.1．1 首站6.1 各站场功能和主要技术参数 6.1．1 首站普光首站在普光天然气净化厂内部建设，接收净化厂的外输天然气，具有来气组分分析、过滤分离、计量、增压、清管发球功能。事故时，放空气体进入到普光净化厂放空系统。null1）站场设计参数1）站场设计参数设计压力：10.0MPa； 设计温度： 放空系统 -40℃～50℃； 压缩机出口至出站：-20℃～70℃； 其它系统 -20℃～50℃。 2）站场主要功能2）站场主要功能接收普光天然气净化厂来气，进行在线气质分析、色谱分析； 对天然气进行过滤分离； 对过滤分离后的天然气进行计量、在线标定； 计量后的天然气经旁通管路或者增压后送入梁平分输站； 清管器发送； 紧急切断流程； 事故状态及维修时的放空和排污； 站场数据采集与监控。 6.1.2利川、潜江压气站 6.1.2利川、潜江压气站利川压气站作为干线压气站，接收上游来气，过滤、分离、增压后外输。1）站场设计参数1）站场设计参数设计增压能力：120×108m3/a； 设计压力：10.0MPa； 设计温度： 放空系统 -40℃～50℃； 压缩机出口至出站：-20℃～70℃； 其它系统 -20℃～50℃。2）站场主要功能2）站场主要功能气体过滤分离系统； 气体增压系统； 气体越站旁通； 预留分输、计量调压及加热功能； 干线清管器收发功能； 站场用气供给； 站场压缩空气系统； 站场紧急关断和放空； 站场辅助配套系统； 站场数据采集与监控； 与鄂西维抢修队合建，具有川渝输气管理处与鄂西输气管理处之间粗计量功能。null6.1.3 分输站6.1.3 分输站本工程设10座分输站。 分输站一般具有分输和清管功能，并对分输部分的天然气进行过滤分离、计量、加热（预留）、调压处理。其中天生分输站、十字镇分输站仅有支线清管发球功能。此外，武汉分输站、黄梅分输站、怀宁分输站、宣城分输站留有增压接口。 null上游来气去下游去当地 用户6.1.4 分输清管站6.1.4 分输清管站管道干线沿线设有清管站5座，定期对管道进行分段清管作业。 黄金清管站、恩施清管站、野三关清管站、潜江清管站流程上预留增压接口。 恩施清管站、野三关清管站、潜江清管站、湖州清管站预留分输功能并且按150亿方/年征出预留增压的厂区，待下游市场发育完善，便于将来建设分输装置。 null6.1.5 干线末站6.1.5 干线末站末站具有分离、计量、调压和清管器接收功能。 null上游 站来气去当地 用户null 工艺站场主要设备有收发球筒、压缩机组、计量橇块、调压橇块、旋风分离器、过滤分离器、站内自用气处理橇、放空火炬（立管）等；对于DN400以上的高压阀门采用进口。 6.2 站控系统 6.2．1 站控系统主要测控参数6.2 站控系统 6.2．1 站控系统主要测控参数 远传测控参数 就地指示测控参数 远传测控参数 远传测控参数 温度检测（包括：进、出站温度检测、流量温度补偿）。 压力检测（包括：进、出站压力检测、流量压力补偿）。 过滤分离器前后差压检测。 压力控制及安全系统 压力控制及安全系统 用户供气压力调节采用自力式压力调节阀。 液位检测及液位调节（包括：过滤分离器、冷凝水罐、原水箱、进气缓冲罐、废气回收罐、消防水池、循环水池等液位检测）。 流量检测与计量系统、流量调节，包括贸易计量、自用气计量。 站场紧急停车（ESD）系统 null在线色谱分析仪：普光首站设计在线色谱分析仪。 在线水露点分析仪：普光首站设计在线水露点分析仪。 在线含硫分析仪：普光首站设计在线含硫分析仪。 供配电系统参数检测（包括电压、电流、功率因数、开关状态等）。 压缩机系统参数检测（包括压力、温度、流量、开关状态等）。 火炬系统参数检测（包括压力、温度、流量、开关状态等）。 清管器通过检测，实现半自动清管操作。 可燃气体泄漏检测和报警 火灾检测与报警 就地指示测控参数 就地指示测控参数 主干线进站/出站压力检测。 天然气旋流分离器压力、温度、液位检测指示。 收/发球筒压力检测指示。 计量管线压力温度、检测。 分离器进出口压力检测。6.3 现场仪表6.3 现场仪表温度仪表 压力仪表 流量仪表 电动、气动、电液联动、气液联动等阀门选用适应大压差、转动扭矩小的进口阀门并配套相应的进口执行器 可燃气体浓度检测 （传感器） 液位仪表 分析仪表 6.4 动力供应6.4 动力供应控制室的自控系统仪表、设备需要提供220VAC，50Hz不间断电源(UPS)。不间断电源电池的大小应保证掉电后，系统在100%负荷时能运行60分钟。6.5 仪表伴热方式6.5 仪表伴热方式仪表保温方式由工艺管道统一考虑。6.6 电缆敷设方式6.6 电缆敷设方式仪表电缆采用埋地敷设方式，电缆过路应穿保护管。6.7 接地6.7 接地保护接地端,仪表、信号回路接地端和屏蔽接地端均由电专业做等电位接地。谢谢大家！谢谢大家！西南石油大学电子信息工程学院 青小渠 2007.12