浅谈长输管道自控设计

2022-05-06聂小敏

仪器仪表用户 2022年5期

聂小敏

（陕西省燃气设计院有限公司，西安 710043）

0 引言

天然气长输管道沿途一般包括首站、分输站、阀室及末站等场站。自控系统在调控中心设置以计算机为核心的监控及数据采集系统（Supervisory Control And Data Acquisition，SCADA），在沿途场站和阀室分别设置可编程式逻辑控制系统（Programmable Logic Controller，PLC）和远程终端（Remote Terminal Unit，RTU）控制系统。调控中心对各场站和阀室进行数据采集、监视控制和生产调度管理，实现遥控、遥测、遥调和遥信，保证天然气安全、稳定、连续地输送。SCADA系统经过十多年的发展，在控制要求复杂、环境要求高的领域中以实现很大的发展，在油气项目中得到很多的应用，系统的规模、可靠性及开放性满足控制要求，目前已具备与国际主流系统同台竞争的能力[1]。

1 自控系统

1.1 自控系统总体方案

输气管道在调控中心的统一调度下，协调优化运行，控制和管理分为三级：①调控中心监视、控制及调度管理；②场站控制室远程控制；③就地手动控制。

SCADA系统主要由调控中心的计算机系统、站控系统、阀室RTU控制系统及通信系统构成。PLC、RTU通过Modbus协议将数据远传至调控中心。沿途场站、阀室和调控中心之间建立数据传输通道，相对调控中心业务流向为星状结构。各个场站的站控系统RTU与调度控制中心之间的通信采用光纤为主，租用电信公网为备用的通信方式。当主信道故障时，自动切换到备用信道上，用以路由器互联两个远程局域网（LAN）。在正常情况下，由调控中心对全线进行监视和控制，沿线各场站、阀室控制无需人工干预，各场站站控系统、阀室RTU在调控中心的统一调度下，完成各自的监控工作。

1.2 调控中心

1）功能

输气管道工程设置调控中心，调控中心设有以计算机为核心的SCADA系统对沿线管道进行数据采集和控制，同时实现统一调度、管道模拟、泄漏检测及定位、计量管理、网络和通信通道的监视和管理，大屏幕显示等任务。操作人员通过操作站、大屏幕工作站对场站及阀室的压力、温度、流量、设备运行状态和可燃气体泄漏等信息进行实时监控和管理。

2）主要配置

SCADA系统配置SCADA服务器、网络交换机、操作站、工程师站、大屏幕显示器和打印机等，对管道进行连续地监控和管理。服务器设置实时数据服务器、历史数据服务器，宜采用客户机/服务器结构，可根据需要配置Web服务器，实现对实时、历史数据的采集、归档、管理以及查询。服务器和LAN采用热备冗余配置[2]，操作站、工程师站等均作为LAN上的一个节点，共享服务器的资源。计算机软件由操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理软件和应用软件组成。其中，操作系统应符合SCADA系统软件安装要求，应用软件主要包括模拟仿真软件、泄漏检测定位软件等。SCADA系统结构如图1。

图1 SCADA系统结构Fig.1 SCADA System structure

1.3 地下管道泄漏检测系统

长输管道管网复杂，泄漏检测是近年来一直在讨论优化的问题。天然气泄漏后，容易向相对封闭的空间聚集，当泄漏的天然气浓度达到爆炸下限的25%时，容易引起爆炸并引发火灾。常见的管线泄漏检测方法主要如下：

1）物探法

通过管线探测仪器，对现有管网进行空间位置信息的普查，对普查成果进行质检入库，形成地下管网地理信息数据库。探测器可选用手持式、可伸缩探杆、多角度旋转探头，可方便地对地下泄漏的可燃气体进行探测。

2）在地下已有管线的每个检修口处设置防爆型可燃气体探测器，探测器自带蓄电池供电，通过光缆将信号（4mA～20mA/RS485）或通过GPRS无线信号上传至调控中心。

3）分布式光纤检测法

①测量原理

输气管道天然气泄漏后，泄漏点附近的温度也随之下降，而且温度下降是非常迅速而且显著地，天然气的泄漏引起的温度降为：0.5℃/0.1MPa（引自GB/T 13609-2012《天然气取样导则》）。根据焦耳-汤姆逊效应就能得出温度随压力变化的变化率，然后再根据光时域反射原理（OTDR）通过光纤中光波的传输速度和背向光回波的时间对这些热点进行定位。

②实践应用

此系统主要由分布式温度传感主机（Distributed Temperature Sensing，DTS）和单模光纤等组成。远程控制室设置控制主机，一台主机可接数根光纤，每根光纤距离可达4km。主机采用模块化设计，可通过标准电信插头与测量光纤连接。在长输管道表面敷设光纤，光纤从管道的一端沿管道敷设到另一端，然后再沿管道敷设回来，组成一个环，采用光纤环网进行测量。

3种方法均可应用至长输管线地下项目中，业主可根据项目投资额的多少选择一种或者两种、3种的结合。第一种方法简单，精确度低，耗费人力；第二种方法精确度稍高，但是检测范围小，造价稍高；第三种方法结合地理位置信息系统GIS，精确度高，也是近年来流行的一种方法，具有同时获取在传感光线区域内随时间和空间变化的被测量分布信息的能力，但主要适用于新建的长输管道项目。

1.4 站控系统

1）功能

站控系统设置在各个场站，是SCADA系统的基础和远程终端，由操作站、工程师站、PLC控制器、压力流量控制器、通信网络接口、可燃气体探测器及二次仪表组成，对场站进出站压力与温度、流量（压力和温度补偿），进出站电动切断阀阀位状态、天然气泄漏等数据采集及控制，上传重要信息至SCADA系统并接受其下达的控制命令，完成场站的管理、调度、集中操作、监视等。

2）主要配置

站控系统配置操作员站、工程师站、PLC控制器、路由器和打印机等。PLC控制器的CPU、通讯接口、电源模块采用热备冗余配置，计算机软件由操作系统软件、PLC编程软件、应用软件、组态软件等组成[2]。PLC控制器选用国内外成熟厂家，机架、IO模块等要易于扩展，PLC控制器应具有安全仪表认证。站控系统结构如图2。

图2 站控系统结构图Fig.2 Structure diagram of station control system

3）流量控制系统

采用安全切断阀（SSV）＋监控调压阀（PCV）＋工作调压阀（PV）构成压力/流量自动选择性调节系统对用户的压力或流量进行控制。SSV采用自力式安全切断阀，PCV采用自力式调节阀，PV采用电动调节阀。

流量控制器接收调压后的压力和流量的模拟量信号，在正常情况下，压力流量控制器和PV阀处于压力调节状态，控制下游供气压力在设定范围内。当供气流量超过设定值时，控制系统将自动切换为流量调节系统，对用户供气量进行限量控制，保证输气管道能够安全、平稳、连续地为下游用户供气。

PCV是压力控制系统中第一级安全设备，安装在PV的上游，其压力取自PV的下游，设定值高于PV压力设定值且低于安全值。正常情况下，PCV处于全开位置，当PV出现故障或下游超压时，PCV将自动取代PV进行调压。

SSV是压力控制系统中第二级安全设备，安装在PCV的上游，其压力取自PV的下游，其设定值小于等于安全值。当测量值大于设定值时，切断供气管路并发出报警，以保证下游设施的安全。安全切断阀关闭后，必须人工在现场才能将其开启。

1.5 远程终端装置

RTU作为调控中心SCADA系统的一种远端测控单元装置，对阀室上下游压力、气液联动阀的阀位状态、就地/远控切换等信号采集和控制，包括微处理器、控制单元、备用电池、压力传感器、输入/输出模块、通信接口等，具有优良的通讯能力和更大的存储容量，适用于更恶劣的温度和湿度环境[1]。

RTU采用太阳能电池供电，直流电源的电压波动范围应不大于（24±5%）V。太阳能供电系统工作状态应通过RTU控制系统提供给SCADA系统，包括：蓄电池剩余电压、供电系统故障等，RTU自带的后备电池需在保证执行机构正常工作的条件下能持续稳定供电15天，其使用寿命不低于3年。

1.6 站场可燃气体泄漏检测报警系统

根据GB/T 50493-2019新规范要求，无论大小项目须设置独立的可燃气体系统泄漏检测报警系统，系统由可燃气体探测器、可燃气体报警控制主机、区域声光报警等部分组成，完成对站场及阀室的可燃气体泄漏的动态监测、区域识别、声光报警和联锁控制信号输出等功能。可燃气体报警控制器通过RS-485通讯接口与站控系统控制器通讯并通过光纤上传至调控中心。可燃气体探测器分类及应用如下：

1）催化燃烧式

可燃气体探测器包含一对元件。其中一个是检测元件，由一个电加热的铂金线圈制成，外面覆盖了两层物质，里层是陶瓷基料，外层则是催化剂。另一个为补偿元件，它跟检测元件类似，只是没有催化剂层。两个元件分别位于惠斯通电桥电路对立的两个支路上，检测元件与可燃气体发生反应，补偿元件则不会反应，只对外部温度或湿度变化起补偿作用。正常时，对铂金线圈通以电流，使检测元件保持450℃～500℃高温，当接触可燃气体后，检测元件发生催化燃烧反应，使铂金线圈温度升高，电阻值上升，通过惠斯通电桥精确测量元件的阻值变化，就可以计算出样品气体的浓度。此种探测器安装方便，检测原理简单，检测介质范围广，价格低，是目前天然气项目应用最广泛的一种可燃气体探测器。

2）电化学式

电化学式可燃气体探测器常用于有毒气体的泄漏检测，一般由三极（传感器、计数电极、参比电极）及电解液构成。被测气体在传感电极发生氧化还原反应，计数电极相对于参比电极产生正、负电位差，电流的变化与被测气体浓度呈正比。传感器输出的电流经过放大、温度补偿和参数修正就能得到特定气体的浓度。长输管线沿途各站天然气液化工厂中空压制氮站为密闭环境，制氮机阀门及法兰连接处容易泄漏氮气，为防止氮气泄漏后缺氧引起窒息，设置电化学式氧气探测器。

3）红外吸收式

红外吸收原理是基于某些可燃气体对某一频段有明显的吸收能力，当被测可燃气体通过红外线光路，可燃气体将吸收部分红外线，通过测量红外线能量的多少，达到检测可燃气体浓度的目的［3］。碳氢化合物和其他一些气体对某些特定波长的红外辐射能有较强的吸收能力。由于甲烷在中红外波段3.3μm处吸收较好，因而一般选择此波段作为检测光源。红外吸收式探测器一般只能测碳氢化合物的浓度，当待测气体含水蒸气和CO2时，对测量结果有一定的影响［4］。此种探测器反应灵敏，气体针对性强，超长使用寿命，具有环境适应性强的特点，但结构复杂、价格昂贵，对介质有一定要求。

根据以上可燃气体探测器的功能特点，结合长输管线上各站的特点，选用催化燃烧式可燃气体探测器尤为普遍。

2 通信方式

通信方式的选择要结合工程项目特点，再根据传输的信息量带宽的大小来选择，目前主要的通信方式为：光缆通信、租用电信公网。

光缆通信优点：不受气候影响，不受外界电磁波干扰，通信质量高，便于形成通信专网；传输容量大，中继距离长，保密性能好，业务范围广，便于今后通信容量的扩容和功能扩展；与管道同沟敷设可大幅降低工程建设成本。缺点：抗御自然灾害能力较弱；工程前期投资较大，工程量大。

租用电信公网优点：电信公网建设较完善，通信质量较高，能在已建的网络中建立一条虚拟的电路进行数据业务的传输；通信业务种类多，内容应用丰富；借助已建网络通信，工程初期投资省。缺点：沿途有些地方电信公网欠发达，电信公网级别较低，通信质量难以保障；管道沿线各站分布在不同地区，受当地电信部门的制约因素较多，也不能完全满足管道运行管理的要求；长期使用的租金较高[5]。