天然气管道SCADA系统建设与研究

李华杰

(中石油中亚天然气管道公司，北京100007)



天然气管道SCADA系统建设与研究

李华杰

(中石油中亚天然气管道公司，北京100007)

摘要：为确保中哈天然气管道在境外达到“站场无人操作、有人值守”和“阀室无人值守”的运营能力，采用了先进的监控和数据采集SCADA(supervisory control and data acquisition)系统。完整分析了SCADA系统的结构和调控中心，输气管理处,输气站控,站场设备,线路截断阀室,北京调控中心的功能、配置、数据传输和控制原理，为境外长输油气管道的自动化建设提供了经验。

关键词：天然气管道监控和数据采集结构自动化

中亚天然气管道作为国内首条长距离跨越多国的天然气管道，采用双管铺设，单线全长1 833 km。 该项目从2008年7月正式开工建设，于2010年8月底实现双线通气。中哈天然气管道作为该管道的一部分，采用了监控和数据采集SCADA(supervisory control and data acquisition)系统作为管道投产运营之后的主要管理手段，其先进与否在很大程度上决定了管道的科技水平。

1SCADA系统结构

SCADA系统是以计算机为基础的自动化监控系统，应用于电力、冶金、石油、化工等领域的数据采集与监视控制及过程控制等，通过主机和以微处理器为基础的远程终端设备RTU(remote terminal unit)、PLC及其他输入/输出设备的通信，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。SCADA系统非常适用于长距离、远程设备对象，可实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能[2-5]。

中哈天然气管道SCADA系统由调控中心、管理处、站场控制系统和阀室控制系统构成。根据实际特征和需要，该系统分为三层(级)控制： 调控中心远程操控；获得调控中心授权的各站场站控室控制；操作人员现场控制。在一般情况下，由调控中心远程控制，站场可以实现无人值守或者仅有操作人员处于监视状态，现场没有控制权。在某些情况下，调控中心可以授权站场，使站场操作人员具有控制权，此时调控中心处于监视状态。在某些特殊情况下，可以由现场人员直接操作控制。分层控制既划清了调控中心和站场之间的职责和权力范围，避免了控制冲突，同时又兼顾各种可能发生的情况及应该采取的措施，极大地丰富和提高了管道运行和管理的策略性和灵活性。

整个SCADA系统采用SCADA Vantager系列软件产品，各站场的控制设备采用AC800M系列PLC，截断阀室采用RTU560C远程终端设备。作为主要负责采集数据和控制的系统，该系统的数据流程如图1所示。数据从现场的设备层被采集，送到各站场的控制设备和数据存储设备层，再经过随管道铺设的光纤或者卫星通信系统传至调控中心(通常状态是通过光纤传输，在特殊情况下切换到备用的卫星系统传输)，实现数据的上传。调控中心的命令经过光纤或者卫星系统传至各站场，再由各站场的控制设备下达至具体的设备层，实现命令的执行。同时，在各站场的控制层也可实现对设备层数据的采集和命令的下达。

图1　SCADA系统数据流程示意

该SCADA系统采用多种通信协议，符合中哈天然气管道的实际特征。从现场设备层往上直到调控中心层，拥有许多不用的设备，各设备的接口也不尽一致，这就导致从最底层的现场设备层到站场的服务器的通信协议有多种，如Profibus，Modbus，串行口，以太网口等。而从站场服务器到调控中心服务器，则均采用冗余的OPC通信。同时，站场的服务器和现场的PLC之间也采用OPC

通信。该配置既保证了各设备能正常通信，又有效地保证了一致性，拥有诸多好处。

2调控中心

2.1调控中心的功能和结构

调控中心处于三级控制的最顶层，起到对整条管道集中管理和监控的功能。调控中心接收来自各个站场和RTU阀室的上传数据，同时调度员可以根据管道的运行情况对压气站和RTU阀室的设备进行远程控制。调控中心的数据可上传至位于北京的中国石油调控中心和位于阿斯塔纳的哈萨克斯坦国家油气公司的调控中心。

调控中心的结构如图2所示。其主要设备包括： 实时数据服务器、历史数据服务器、工程师工作站及在线模拟仿真系统、离线仿真系统、操作员工作站、大屏幕、打印机、光纤路由器等光纤通信设备、卫星路由器及天线等卫星通信设备。重要设备如服务器、工作站、通信网络等都采用冗余配置，当目前设备出现故障时，自动切换到热冗余的备用设备，提高了调控中心的故障容忍性和生产连续性。特别是调控中心与各站场和阀室的通信，在一般状态下通过光纤通信，在特殊情况下可切换到卫星通信，保证了调控中心与现场通信的双重冗余。调控中心与各站场间采用目前在工业领域应用很广泛的OPC通信协议。调控中心作为OPC的服务器，各站场和阀室作为OPC的客户端，通过服务器/客户端模式实现数据的传递。

图2　中哈天然气管道调控中心结构示意

实时数据服务器和历史数据服务器是调控中心的核心设备，实质上是两个数据库： 实时数据库和历史数据库。实时服务器负责实时接收和预处理来自现场的数据并提交给操作员站实时监控，例如实时趋势图和设备实时状态等。操作员通过操作员站下达的命令也通过实时服务器处理，然后下达至相应的站场和设备层。实时服务器处理的所有数据都同步传至历史服务器作长期记录，在此存放与调控中心相关的一切数据，包括现场设备数据、下达的指令、事件和报警记录等。

工程师站是调控中心的配置站，对调控中心所作的调整都应该在这里进行，与操作员站构成了调控中心的两个对外窗口。通过工程师站可以修改实时服务器、历史服务器、通信配置等参数，但不可直接在此下达调控指令。操作员站是调控中心的操作平台，实现监控和管理管道的功能。通过操作员站，可以实时监视现场设备、下达操控指令，自动生成日报、周报或者月报。调控中心的大屏幕和操作员站连在一起，大屏幕实时展现操作员站的界面内容。

2.2调控中心的配置

实时数据服务器和历史数据服务器均采用HP DL580G5，装有SCADA Vantager服务器软件。调控中心设有存储量巨大的磁盘阵列作为历史数据存放处，采用Oceanspace+V1300N，HMI(human machine interface)作为应用层面，设有工程师站、操作员站和仿真操作站。工程师站配置HP Z400工作站，装置有OPC通信软件、SCADA Vantager客户端软件等。操作员站配置HP Z400工作站，装置流程图画面等人机界面程序。仿真操作站配置HP DL350G6，装置Stoner仿真软件，通过仿真软件模拟管道的动态运行，对管道的实际运行起预测和分析作用，并可用于培训调度员。

3输气站场的控制系统

3.1输气站场控制系统的功能和结构

各输气站场是最基层的管理单元，直接面对生产过程和装置，是各个站场的大脑。各站场的控制系统构成了SCADA系统的核心支撑部件和主体，它既可只具备监视功能，由调控中心直接管理站场，也可以切换到站场独立管理控制站场的模式[6-7]。

站场控制系统按照功能可分为3个子系统： 站控系统SCS(station control system)、火气系统FGS(fire & gas system)、紧急停车系统ESD(emergency shutdown device)。其中，SCS负责站场的日常生产控制，与生产相关的各仪表、设备等均连到SCS；FGS负责处理在站场出现火焰或气体泄漏等紧急事故后的报警和灭火事宜，主要是将可燃气体探头、火焰探头、消防控制器等设备连至FGS；ESD是在站场发生紧急情况时为避免危险采用的，按照危险程度分为三级： 全站停产并放空、压缩机组停产并放空、压缩机组停产不放空。

按照站控系统结构可以分为两层： 上位机层；下位机和现场设备层。上位机层由冗余服务器、工程师站、操作员站、通信网络等通信设备、打印机等设备构成；下位机层由PLC系统、站场各具有远控功能的仪表和设备构成。重要设备如服务器、PLC、工程师站、操作员站等都采用冗余配置，确保在运行设备出现故障时仍不影响生产。

服务器和PLC是站控系统的核心。服务器负责接收来自现场第三方设备和PLC的数据并预处理，然后呈给操作员站实时监控并传送至调控中心。同样，操作员站下达的指令或来自调控中心的指令经由服务器直接到第三方设备或通过PLC下达至各现场仪表及设备。工程师站负责修改站控系统的配置。操作员站供操作员实时监控整个站场。通信设备负责连通站场和调控中心，在站场端也有光纤通信和卫星通信两种模式，在通常情况下采用光纤通信，卫星通信作为备用。站场SCADA服务器通过OPC协议和PLC系统间通信，此时，SCADA作为服务器，PLC作为客户端。SCADA服务器在和调控中心SCADA服务器通信时，站场端SCADA服务器为OPC客户端，调控中心端SCADA作为服务器。

下位机的PLC作为现场数据处理和通信的核心，处于服务器和现场设备的中间层，具有采集现场数据、预处理数据、实现自动控制逻辑、与上位机通信、执行上位机指令的功能。PLC与I/O模块之间采用Profibus协议。位于站场附近的清管站也有站场控制。清管站没有PLC等控制系统，仅有I/O模块，它通过Modbus协议连至站场的SCS PLC和FGS PLC，在站场控制系统内统一控制清管站。如上文所述，站控系统包括SCS PLC,FSG PLC,ESD PLC，分别承担各自的功能。SCS PLC 连接现场生产相关的仪表及设备部分第三方设备，实现对生产的控制；FGS PLC连接现场的各火焰、气体、温度探头和火灾控制器、消防泵、二氧化碳灭火装置等消防装置，实现在出现火灾和气体泄漏等情况下及时发现并处理；ESD PLC连接现场的各ESD阀等设备，在站场出现紧急情况时，紧急停车关断，保障站场人员和设备的安全。

SCS PLC，FGS PLC和ESD PLC既各自独立，又互相统一。例如，火焰探头发现某处有火焰，FGS PLC会先进行逻辑判断并响应，如站场警报拉响、灭火装置启动等，如果情况严重，FGS PLC还会通知ESD PLC采取动作避免产生事故。FGS PLC 和ESD PLC都根据站场的逻辑程序和因果关系预置了各种情况发生时的应对措施，实现了安全自动化。

站场还有一部分第三方设备不经过PLC系统，直接接入服务器，如压缩机组控制系统、发电机组控制系统等。通常，这些设备都采用以太网口或者串行口通信，因而通过站控系统就可以操控这些第三方设备，实现全站设备的自动化。

3.2输气站场控制系统的实现及配置

站控系统硬件和软件配置： 数据服务器采用HP DL388G6，该机器上配备SCADA Vantager服务器软件，负责数据处理和存储。工程师站和操作员站都采用HP Z400工作站，工程师站装有SCADA Vantager客户端和AC 800M系列PLC的组态软件Control BuilderM等，供工程师根据需要组态PLC和服务器并进行故障诊断；操作员站装有SCADA Vantager操作界面，供操作员监控全站的设备和仪表，了解站内各区域的状态。SCS，ESD和FGS都采用AC 800M系列PLC控制器，接收来自HMI层面的指令。

工程师站安装的Control Biulder M 软件通过RS-232/以太网协议和PLC连接，对PLC进行修改配置。PLC通过OPC协议和站场SCADA服务器通信，通过SCADA Vantage软件处理实时数据，并可通过SQL数据库软件将实时数据导入历史数据库中。操作员站安装SCADA Vantager客户端和通过VB6开发人机界面软件。同时，还可以通过工程师站安装的VB6开发改进HMI软件，整个软件系统围绕SCADA Vantager展开，具有很强的灵活性。

4计量站控制系统

4.1计量站控制系统的功能结构

计量站为天然气的贸易交割提供依据和保障，关系到天然气买卖双方和管道业主及各过境国等各方的实质利益，是中亚管道最重要的组成部分之一。中哈管道的2座计量站的控制系统基本和输气站场的控制系统相同，具有同样的结构。计量站以计量为主，核心设备是超声波流量计，没有压缩机组，因而其结构相对于输气站场更为简单。

计量站控制系统按功能也划分为SCS，FGS，ESD3个子系统，每个子系统的结构和功能与站场控制系统一致。计量站控制系统的独特之处，即通过串口/以太网口将流量计算机和分析小屋等计量和气体分析的数据连入站场SCADA服务器。

4.2计量站控制系统的实现及配置

计量站控制系统的硬件和软件配置与站场的配置相同。

5线路截断阀室的控制系统

干线阀室起到紧急情况下关断阀室、保障管道安全、减小影响的作用。此外，通过干线阀室安装的仪表可以及时有效地获得管道和气体参数。根据实际需要，中哈天然气管道全线的33座阀室装有RTU系统，与传统阀室相比，装有RTU系统的阀室不仅可以实现远程操控，还使RTU阀室具备自动控制功能，通过预先设置的逻辑程序，在出现某种情况时RTU系统自动操作，提高了干线管道的自动化水平。干线RTU阀室是整个管道SCADA系统的重要组成部分，它使各站场不再是孤立的单点，使管道管理层和调度员对管道的信息掌握得更全面和准确。

RTU阀室的结构和站场控制系统一样，也分为上位机层和下位机层，但结构和设备比站场系统简单得多。上位机层包括触摸屏构成的人机界面ADVANTECH TPC-1770H和通信设备；下位机包括专用于小型远程控制的的RTU 560C系统。

RTU560C和通信设施采用冗余配置。RTU 560CI/O系统接收阀室现场仪表等设备的数据，传至RTU560C 系统预处理后，实时呈现给触摸屏HMI，同时通过安装于阀室的光纤通信设备传至调控中心(与站场邻近的RTU阀室的数据先传至站场控制系统，然后由站场控制系统传至调控中心)。调控中心指令的传递沿此路径反向传递，可以操控阀室的截断阀等设备。

操作员除了可以远程操控阀室，还可以在现场通过触摸屏上位机直观获得现场数据并操控阀室。当RTU检测到数据超过报警限就会产生报警信号，如果根据植入的逻辑程序判断情况比较严重，就会产生动作，关断阀室，保障管道的安全。

6输气管理处监视系统

根据需要，中哈天然气管道在管道途径的三个州设有3处输气管理处，作为当地的运行管理机构。每个输气管理处都具备监视功能，但不具备控制功能。根据设立原则，输气管理处的监视系统结构简单，仅有1只路由器接收来自调控中心的实时数据，经过监视计算机提供管道运行相关信息，供管理处层级人员指导生产。

7结论

中哈管道SCADA系统结构精简，功能强大，将管道沿线的各输气站场、清管站、计量站、RTU阀室、管理处和调控中心有机连接成一个整体，实现了中哈天然气管道的生产运行数据向国内调控中心的传输。截至2014年SCADA系统已连续运行3年多，有力确保了海外管道的安全生产。

参考文献：

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Construction and Study of SCADA System of Natural Gas Pipeline

Li Huajie

(Trans-Asia Gas Pipeline Company Limited, Beijing, 100007, China)

Abstract：In order to fulfill the purpose of “station unmanned operation, only duty” and “valve chamber unmanned operation” at oversea, China-Kazakhstan natural gas pipeline adopts advanced SCADA (supervisory control and data acquisition) system. The structure, regulation control center, gas management office, gas transportation station, station equipments, line block valve chambers, and functions, configuration, data transmission, control principles of Beijing control center are completely analyzed for SCADA system.

Key words：natural gas pipeline; monitoring and data acquiring; structure; automation

中图分类号：TP273

文献标志码：B

文章编号：1007-7324(2015)02-0024-04

作者简介：李华杰(1983—)，男，湖北枝江人，2009年毕业于清华大学自动化专业，获硕士学位，现就职于中石油中亚天然气管道有限公司，主要从事自控、信息化方面的研究，任工程师。

稿件收到日期： 2014-11-27。