天然气长输管线的自动化现状及发展前景
发布时间：2013-10-26 新闻来源：一览燃气英才网
我们国家已建天然气管线有西气东输一线、西气东输二线、川气东送管道工程、陕京线、广东LNG、福建LNG等大中型输气管道工程。
西气东输一线：西气东输一线工程始建于2002年7月，2004年10月建成投产。这是我国自行设计、建设的第一条世界级天然气管道工程，是国务院决策的西部大开发的标志性工程。西气东输一线将新疆塔里木盆地的天然气输往长江三角洲地区，管道西起新疆塔里木盆地轮南油气田，途经甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏和浙江等省份，最终到达中国东部上海，全长4000多公里，年输气能力120亿立方米。
西气东输二线：2008年2月动工，2011年7月建成投产。西气东输二线工程外接土库曼斯坦的中亚天然气管道，西起霍尔果斯，南至广州、深圳和香港，横跨我国15个省区市及特别行政区。它是我国第一条引进境外天然气资源的大型管道工程，也是世界上最长的跨国天然气管道，干线全长4895公里，加上8条支线，管道总长超过9102公里，年输气能力300亿立方米。
川气东送管道工程：2007年8月动工，2009年12月干线建成投产。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条干线和5条支线。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，干线全长约1700公里，加上5条支线管道总长约2121公里，年输气能力120亿立方米。
目前，中国已建成输气管道总长约为3.5万公里。这些管线投运后，大大提高了我国天然气在能源中的消费比例，减少了粉尘和碳排放，降低了能耗。
1.2 正建与待建管线
为满足日益增长的能源需要，我国对输油管道进行规划，“十二五”油气规划和在建的输气管线包括：西三线(霍尔果斯-韶关)、西四线(吐鲁番-中卫)、中缅、中卫-贵阳管道、陕京四线、秦沈线、新疆煤制天然气外输管道工程、广西LNG输气干线、山东天然气管网等多项天然气管道项目。到2015年，中国输油、输气管道总长度将达到15万公里左右。
为实现天然气资源与市场的衔接，我国正在积极推进东北、西北、西南、海上四大天然气进口通道建设，同时，国家积极发展可燃气的多元化，如发展LNG、煤制天然气，有序推进煤层气、页岩气等非常规气源的开发等。
到2015年天然气管网布局将更加合理和完善，基本形成资源多元、调度灵活、供应稳定的全国性管网和天然气供应
体系。
1.3 输气站场主要设施及功能
通常天然气输气管线设有首站、分输站(清管站分输站)、末站及阀室。
输气站场内主要的工艺设施：收发球装置、增压装置(需要时)过滤分离装置、计量装置、调压装置、放空火炬装置及辅助设施。
输气站场均接收上游气源站来气，经过滤、计量、调压后输往下游站场或用户。站场内设清管器发送、接收装置，可以实现不停气清管操作；可对输气站场或输气管线紧急关断、放空；不同气源站场对来气组份进行在线组份分析。
阀室：为了在管道发生事故时减少天然气的泄漏量、减轻管道事故可能造成的次生灾害，便于管道的维护抢修，按《输气管道工程设计规范》要求，根据线路所在地区等级在管道沿线按要求(32km～8km)设置线路截断阀室。
输气管线自动化系统
根据GB 50251-2003《输气管道工程设计规范》[1]中线路选择的有关规定，长输天然气管道的线路需要结合工程管道所经地区的地形、地貌、环境、工程地质条件、交通、人文、经济的发展状况以及气体流向、气量调配的灵活性、实用性等进行选择。输气站场分散，输送介质可燃具有危险性，要保证管线安全、平稳运行，管线自动化控制系统必须具有高可靠性、稳定性和灵活性。系统能自动监视整个系统的工作状态，定期对自身进行自诊断。
目前我国建设的输气管线越来越多，根据输气管道工程特点，通常管线控制系统采用以计算机为核心的监控和数据采集系统(Supervisory Control And Data Acquisition。简称SCADA系统)[2]，完成管道全线输气站场及线路截断阀的数据采集、监控和管理等任务。目前实现了如下功能：
1)输气管道工程全线的动态管理和自动监控。
2)减轻工人劳动强度，减少生产管理人员直至无人值守，提高劳动生产率及经济效益。
3)提高管理水平，降低安全隐患，及时调配，保证安全、平稳供气。
2.1 输气管线仪表系统
仪表设备是采集工艺过程变量、执行控制系统命令的关键环节，是整个输气管线系统安全可靠运行的重要基础。因此选择的仪表必须能满足所需的精确度要求，满足所处位置的压力等级、温度和防爆等级的要求。
2.1.1 流量检测与计量系统
天然气计量[3]是输气管线中不可缺少的重要环节，是企业进行贸易交接、经济分析、成本核算的主要依据，将直接影响企业的经济效益与用户利益。
1)贸易交接流量计类型选择
到目前为止，在国内外天然气输气管道用于贸易交接的流量计量仪表主要有孔板流量计、气体涡轮流量计、气体超声流量计等。
孔板流量计有结构简单、技术成熟的优点，但也有自己的缺点：精确度较低，量程比小；直管段较长，占地面积大；在直接对用户进行分输计量时，因流量波动大，测量精确度随之降低；对气体清洁度要求高，需定期检查、维护、更换；压力损失大，噪声大等。气体涡轮流量计的特点是精确度较高(≤±0.5%)，稳定性较好，量程比较大，所需的直管段较短。但气体涡轮流量对被测介质的清洁度要求较高，流量计前要求安装过滤器。
气体超声波流量计的特点是精确度高(≤±0.5%)，满足天然气贸易计量的要求；量程比大；无压力损失，节省能源；直管段较短，节省占地面积；无运动部件，维护量小。
一般输气管线流量检测与计量的特点是高压、大流量、流量变化范围大。为了保证流量检测与计量的准确度，根据目前国内外天然气长输管道流量计量的现状，在长输天然气管线工程中贸易交接流量计口径在DN≧100且DN≦400时采用0.5级气体超声流量计，DN100以下采用0.5级气体涡轮流量计。
每台流量计配流量变送器。变送器可输出高频脉冲、4～20mADC及基于RS-485等标准接口的通用数字传输协议的数字信号、流量信号，信号上传到流量计算机。为保证计量系统的精度，输气站场的计量系统一般设计成橇体，即计量橇。计量橇包括流量计、上/下游直管段、阀门、汇管、压力及温度补偿仪表、流量计算机、计量仪表盘等。
2)流量计算机
每台流量计成套配置1台流量计算机。流量计算机接收流量检测仪表的流量信号、压力、温度补偿信号以及气体组份等信号，根据有关标准进行计算，将工况流量转换为标准状态下的体积流量、能量流量。流量计算机完成流量的指示、累计、存储等功能，并将有关信息传送到SCS并上传至调控中心。
2.1.2 压力/流量控制系统
天然气长输管线各站进出站压差大，为保证输气管道能够安全、平稳、连续地为下游用户供气，在各输气站场设置压力/流量[4]控制系统。采用在调压管路中串联设置独立的安全切断阀(SSV)、监控调节阀和PCV、工作调节阀(PV)的模式。
压力/流量控制系统既可维持系统下游压力在用户所需的范围内，确保系统下游压力不超过设定的压力，又可限制系统下游的流量不超过允许值，避免由于分输流量过大对输气管道的不利影响。为提高调压精度，通常把压力/流量控制系统整橇(调压橇)提供。
工作调节阀采用电动调节阀(PV)，监控调节阀采用自力式调节阀(PCV)，安全切断阀采用自力式安全切断阀(SSV)。
安全切断阀作为压力控制系统中的安全装置，采用独立的专用设备，正常工作状态下为常开，一旦系统的压力达到设定值的上限，切断阀将自动切断供气管路。切断阀具有远程控制及远程阀位指示功能，能够接收来自控制系统的控制命令，自动关断安全切断阀。
为很好地实现以调压为主、同时限制输气流量的控制方案，提高系统的可靠性和稳定性，每条调压管路采用独立、专用控制器，结合流量、压力等参数，对输气管路进行压力调节、限流控制。
2.1.3 气体分析检测系统
为了保证管道的安全运行，维护业主与用户的利益，采用在线气相色谱分析仪对天然气的组份(摩尔百分比含量)进行分析，并依据相应的标准计算出天然气的热值、密度等有关参数。色谱分析仪输出多路信号，分别上传至流量计算机、站控SCS系统等，以完成天然气热值计算。
在气源不同的站场同时设置在线水露点分析仪，即时检测天然气露点。
2.1.4 极保护系统
阴极�；は低巢问琳究叵低常究叵低成洗恋鞫瓤刂浦行�。控制中心可以对阴极�；ふ臼敌性冻炭刂�，即通过SCS向相应的阴保控制设备发出命令，进行通断电测试。
2.1.5 电力系统
管道沿线各输气站场电力系统高低压配电盘参数、开关状态、UPS系统参数及燃气发电机参数等上传至站控系统，经站控上传调控中心。SCADA系统仅采集输气生产过程及管理所需的电力数据。
2.2 SCADA系统
天然气长输管线控制系统采用以计算机为核心的SCADA系统，主要由调度控制中心的计算机系统、输气站场站控系统(SCS)、阀室远程终端(RTU)系统及通信系统组成。
2.2.1 调控中心
1)调控中心主要任务
调度控制中心[5]的主要任务是通过各站的SCS站控系统或RTU对管道进行数据采集及监控，调度控制中心的操作人员通过SCADA系统操作员工作站显示管道系统工艺过程的压力、温度、流量、密度、设备运行状态等信息，完成对管道全线的运行监控和管理，确保生产安全运行。SCADA系统的应用降低了操作人员劳动强度，减少了输气站场值守人数，达到了RTU阀室无人值守的国际先进水平，取得良好的经济效益和社会效益。
2)调控中心的三级控制方式
输气管线在调度控制中心的统一调度下，优化运行，并采用调度中心控制级、站场控制级和就地控制级的三级控制方式。三级控制方式的设置可根据天然气公司管理的需要，采取授权的方式，确定各级的监控、调度、管理的权限。
第一级为中心控制级。正常情况下，由调度控制中心对天然气管道进行监视和控制。沿线各输气站场控制无须人工干预，各工艺站场的站控系统和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。
第二级为站场控制级。在输气管道的各输气站场通过站控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�；�。站场控制级控制权限由调度控制中心确定。
第三级为就地控制级。在输气站场可对工艺单体或设备进行手动/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。
3)调控中心硬件配置
设置实时服务器、历史服务器、仿真服务器、WEB服务器、操作站、打印机、网络设备及GPS时钟定位系统。其中实时服务器、历史服务器及网络设备冗余配置。
4)调控中心软件配置
为了保证监视和控制系统更好地运行并完成所需的任务，所采用的软件应是成熟、稳定、商业化程度高、经过实践考验过的产品。软件包括操作系统软件、SCADA系统软件、输气管道高级应用软件。
5)调控中心功能
调控中心主要功能有：数据采集和处理；工艺流程的动态显示；报警显示、报警管理以及事件的查询、打�。皇凳笔莸牟杉�、归档、管理以及趋势图显示；历史数据的采集、归档、管理以及趋势图显示；生产统计报表的生成和打�。槐曜甲樘τ萌砑陀没傻挠τ萌砑闹葱�；安全�；�；输气过程优化；压缩机组优化；贸易结算；SCADA系统诊断；网络监视及管理；通信通道监视及管理；通信通道故障时主备信道的自动切换；为经营管理系统提供数据等。
2.2.2 站控系统
在各输气站场均设置一套站控系统(SCS)，站控系统主要由过程控制单元(PCS)、安全仪表控制单元(SIS)、数据通信接口和站控计算机(即操作员工作站)、打印机等构成。过程控制单元和安全控制单元采用可编程控制器(PLC)，其中安全控制单元PLC应具有不低于SIL2的安全等级认证。PLC选用的的模板应是可带电插拔型模板，且每块模板都应有自诊断功能。主要包括处理器�？�、I/O模块、通信模块、电源模块、安装附件等。其中处理器模块、通信模块、电源模块等应冗余配置。操作站采用工业计算机。
站控系统的基本功能有：对现场的工艺变量及辅助系统进行数据采集和处理；压力、流量控制；流量计算；逻辑控制；联锁保护；显示动态工艺流程；显示各种工艺参数和其他有关参数；显示实时趋势曲线和历史曲线；提供人机对话的窗口；站场火灾、可燃气体的监视和报警；显示报警一览表等。
2.2.3 SIS系统
SIS系统是保证管道及沿线输气站场安全的逻辑控制系统，由紧急停车系统(ESD)、火气系统等构成。
1)紧急停车系统(ESD)
紧急停车系统[6，7](ESD)采用可编程控制器(PLC)，PLC应具有不低于SIL2的安全等级认证。PLC所选用的的模板应是可带电插拔型模板，且每块模板都应有自诊断功能。主要包括处理器�？椤/O�？�、通信模块、电源模块、安装附件等。其中处理器�？�、通信�？椤⒌缭茨？榈扔Ω菹钅堪踩燃兑蠼信渲�。
ESD命令优先于任何操作方式。ESD系统通常分两级：
一级关断为泄压关断，触发ESD系统关闭进出站阀后，联锁站内放空系统自动泄压放空；
二级关断为保压关断，触发ESD系统只关闭进出站阀不放空。
2)火灾自动检测与报警系统
为了保证操作人员、管道与工艺站场安全，避免发生火灾，在各站控制室和工艺区等处配置相应的火灾检测与报警系统，系统包括感烟/感温探测器、手动报警按钮、感温电缆及火灾报警控制器等�；鹪直ň藕沤偷絊CS并上传至调度控制中心。
3)可燃气体检测与报警系统
在可能泄漏可燃气体的场所，采用固定式且相对独立的可燃气体报警装置对可燃气体进行连续检测、指示、报警，同时将报警信息传送给RTU、SCS及调度控制中心�？杀Ｕ先松砗蜕踩�，预防火灾、爆炸和人身事故的发生。
4)防雷�；は低�
为保证设备安全和系统的可靠，根据有关防雷设计规范，除电力专业设置防雷与接地系统外，站控PLC的I/O接口和阀室RTU系统I/O接口、所有第三方数据通信接口、供电接口等有可能将雷电感应所引起的过电流与过电压引入控制系统的关键部位，均安装浪涌�；て鳎员苊饫椎绺杏Φ母哐勾苋�，造成设备损坏。主要的现场检测仪表也应具有防雷�；すδ�。
2.2.4 远程RTU
在全线各远控线路截断阀室设置RTU终端，由RTU终端进行数据采集和监控，RTU采集阀室工艺参数与设备状态，所采数据上传SCADA系统调控中心。RTU是以计算机为核心的数据采集和控制小型装置。它具有编程组态灵活、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。RTU留有与便携式计算机进行数据通信的接口，操作人员可通过便携式计算机进行就地维护。
通常情况下，RTU接收调度控制中心下达的指令，同时也向调度控制中心发送实时数据。
2.2.5 数据通信
调控中心与各站场之间采用光缆传输作为主用通信信道，租用邮电公网DDN作为备用通信信道，主、备信道间可以自动切换�？刂浦行暮驮犊胤抑洳捎霉饫麓浠蚬鳧DN作为主通信信道，采用GPRS作为备用通信信道。
2.3 设备选型
站场仪表和设备的选型以性能稳定、可靠性高、性能价格比高、满足所需准确度要求、满足现场环境及工艺条件要求、符合环保要求等为原则。
仪表的选择必须能满足所需的精确度要求及其所处位置的压力等级、温度和防爆等级的要求。
远传信号的检测仪表选用电动仪表。电动变送器为智能型。输出信号为4～20mADC(HART通信协议，二线制)。开关型仪表的输出接点采用无源接点，接点容量最小为24VDC，1A，接点类型为DPDT。
处于爆炸危险性场所的电动仪表及电气设备按隔爆型设计，电气设备和电气连接按“GB 3836”规定的爆炸危险性区域II区选型设计。所选用的电气设备必须具有公认的权威机构颁发的符合有关标准的防爆合格证书。
防爆等级：ExdⅡBT4
防护等级：IP54(最低)——室内；
IP65(最低)——室外。
1)温度测量仪表
就地指示温度检测仪表采用双金属温度计，远传温度仪表采用一体化温度变送器。已建管线计量调压橇中就地温度计多采用WIKA；一体化温度变送器多采用罗斯蒙特。
2)压力检测仪表
就地压力检测仪表采用弹簧管式不锈钢压力表。远传压力/差压信号采用智能型压力/差压变送器，用于流量压力补偿用的采用绝对压力变送器，变送器的压力测量元件采用电容或扩散硅。
在已建管线计量调压橇中就地压力表多采用WIKA，压力变送器多采用罗斯蒙特；橇外压力变送器采用罗斯蒙特、EJA等居多。
3)流量仪表
贸易交接流量计口径在DN≧100时采用0.5级气体超声波流量计，DN100以下采用0.5级气体涡轮流量计。在已建管线中超声波流量计多采用丹尼尔、ElsterInstromet、SICK等，丹尼尔、Elster-Instromet在大口径工程中应用较多，SICK在小口径工程中应用较多，ElsterInstromet作为标定中标准表应用较多。
4)可燃气体探测仪表
可燃气体浓度检测报警装置选用红外补偿式检测原理。现场探测器为防中毒式设计，可进行自检，测量范围：0-100% LEL。
在已建管线站场中可燃气体浓度探测器使用的有：德尔格、DET-TRONICS、无锡格林通等等。
5)自动控制用阀门
用于逻辑切换的阀门采用球阀，执行机关采用电动执行机构。用于紧急泄放的阀门采用旋塞阀，执行机关采用电动执行机构。进出站和越站旁通的紧急切断阀采用球阀，执行机构选用气液联动执行机构。压力调压采用轴流式调压器或介质上。所有阀门为防火安全型，满足API 6FA要求。在已建管线站场中电动执行机构大多采用Rotok、Limitorque等；气液联动执行机构大多采用Shafer、BETTIS和Schuck等。自力式调压器采用FISHER、RGM、Mokveld、塔塔里尼及飞奥等。
6)SCADA系统
长输管线中的SCADA系统全部采用进口系统。在已建管线调控中心SCADA系统常用的有TELVENT、Cegelce、FOXBORO、Honywell、施耐德等；站场站控系统过程PLC常用的有BB、ABB、Honywell、施耐德等；ESD系统PLC常用的有黑马、ABB、Honywell等；远程终端RTU常用BB、Honywell、施耐德等。
随着天然气长输管线工程的不断建成与运行，自动化系统在实践与应用中将不断发展与完善。未来的输气管线自动化系统将有如下发展：
1)为使天然气这种优质能源的使用发挥更大的效益，建设全国调控中心势在必行，将实现统一调控、集中管理，增加市场供气的灵活性、可靠性和安全性。中石油已建并投运北京调控中心作为主调控中心(MCC)和廊坊调控中心作为备用调控中心(BCC)，它们成为中石油国家级调控中心，统筹管理油气管道近50条、工艺站场400多座、监控阀室1000多座。中石化正在计划建设北京天然气调控中心。
2)为减少工程投资，可以逐步探索把部分设备由进口改为合资或国产化。
3)提高高级应用软件的应用水平。
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