管道SCADA系统设计建设关键技术应用分析

张宏亮 孙文浈 王大为 孙海芳 李朝辉

（1. 国家管网集团西南管道有限责任公司兰州输油气分公司，甘肃 兰州 730060；2. 国家管网集团西南管道有限责任公司南宁输油气分公司，广西 南宁 530000；3. 国家管网集团北方管道有限责任公司长春输油气分公司，吉林 长春 130000；4. 中油国际管道有限公司中哈天然气管道项目，北京 100029）

0 引言

随着国民经济对油气需求增长，“十四五”是我国长输管道新的发展时期[1]。我国已形成覆盖全国的油气管网，初步建成管道集中调控管理模式。随着新建管道互联，对管道运行控制理念和技术提出更高要求[2]，体现在提高SCADA系统稳定性、安全性和兼容性，优化管道运行技术和仿真模拟技术等。数据采集与监视控制系统（Supervisory Control and Data Acquisition，SCADA）是计算机与网络为基础，实现输送工艺自动化控制和集中调度控制。SCADA系统是管道核心竞争力体现，在降低人为操作失误避免安全事故、提高工作效率和降低运营成本方面发挥重要作用。SCADA系统广泛应用于石化、水力、冶金和电力行业。分析长输管道SCADA系统设计建设的基本原则和要素，以及管道集中调控在自动化控制、通信、硬件设备和报警等关键技术应用情况。针对管道调控技术发展趋势、热点和前景进行了展望。

1 国内SCADA系统功能和控制模式

SCADA系统组成是站控系统（Stating Control System，SCS）、调控中心（Dispatch and Control Center，DCC）和通信系统，通过采集管道运行数据，传送至调控中心，实现对管道、阀室、设备监控和控制，并进行设备参数测量、调节以及信号报警。SCADA系统基本功能包括：

站场关闭和启动；远程控制调节计量分输站压力、流量；远程控制调压系统、计量回路优先级、管路切换；阀门启停；远程ESD命令触发；远程设定组分；时钟同步；RTU阀室监控。

SCADA系统控制模式分为三种，调度控制中心是一级控制级，站控系统控制和就地手动控制。正常情况下采用调控中心集中控制模式，经调控中心授权或通讯系统故障，采用站控系统控制；如设备检修或事故状态下，采用就地控制。调控中心与站控控制权联锁具有唯一性，调控中心自动获取控制权，可授权站控控制权。站控系统向调控中心申请控制权，经批准切换到站控级。站控系统控制模式调控中心只监视站场，调控中心发出ESD命令仍有效。调控中心与站控系统实行通信通断监测，中断时间超过60s，站控系统自动获得控制权。

2 SCADA系统设计建设关键技术

2.1 操作控制原则

管道控制系统设计核心是操作控制原则，管道控制系统水平取决于操作控制原则的广度、有效性和时效性。SCADA系统是管道操作控制原则的实现工具和手段，管道操作控制原则范畴决定了SCADA系统对管道管理的广度和深度，管道操作控制原则包括管道正常运行时安全、可靠、经济效益最大化，以及管道失效或紧急事故时应急预案合理、有效。因此，广义的SCADA系统不是单一的设备控制管理系统，而是多功能、综合性的管道运行管理与监控系统，包括对管道运行过程监测、控制、模拟、分析、预测、计划、调度和优化并对管道线路及设备状态进行诊断并采取保护措施。

对标国外管道企业（以加拿大Enbridge公司），我国与国外管道行业差距体现在SCADA系统远程控制的广度和深度。国内SCADA系统操作控制原则侧重工艺设备自动化控制和流程切换，Enbridge公司强调对整个管道系统的操作控制，包括管道运营理念、设计基础、输送工艺、操作控制指令以及管道保护维护等，远远超出管道自动化控制的范畴。Enbridge公司在工程设计标准规范中制定了《Operating & Maintenance Procedures-Pipeline/管道操作维护程序》、《Operations-Control Center/控制中心运行》等技术手册。我国还未制定管道操作控制原则的相关标准，表现为管道企业SCADA系统实现功能的差异性。为进一步发挥SACDA系统在管道生产运行中发挥作用程度，应深入理解和扩展管道操作控制原则涵义及内涵。

2.2 主备控制中心冗余设计

为预防突发事件，采用主备控制中心模式，实现紧急情况下监控功能备用切换。主备控制中心在软硬件和通信链路完全独立，自动实现信息交换和数据库同步更新，通过安全闭锁功能认证实现管道控制权切换，保证控制权唯一性。调度控制中心的服务器、局域网、通信接口以及站控系统的主板、局域网、通信接口采用冗余热备方式以增强可靠性，如某个设备发生故障，冗余热备自动实现无扰切换，设备内存储数据自动进行保存。站控系统SCS中的ESD系统采用相对独立的控制设备，按照国际标准IEC 61508《电气/电子/可编程电子安全系统的功能安全》进行故障安全型设计，提高紧急关断的可靠性。

2.3 硬件设备

SCADA系统软硬件设备符合国际标准的协议，例如MODBUS、CIP、IEC104、ODBC、OPC，硬件设备基于开放的标准化和模块化设计，具备良好适应性和扩展性，实现管理信息系统和过程信息系统的信息交互，也解决新建管道建设和功能扩展，例如SCADA系统可与地理信息系统进行数据交互，提供良好的数据开放性，从而实现管道泄漏和报警信息精准定位。

2.4 网络通讯系统

调控中心和站控系统采用一主一备通信通道，主通讯采用光纤，备用通讯租用公网或卫星。新建长输管道时同沟敷设光缆，用于实时传输管道运行数据和信号，可通过平滑升级和扩容，满足未来业务需求。调控中心与站控系统的通信速率64kbps，调控中心与RTU阀室、清管站的通信速率19.2kbps。应保证数据传输的安全性和可靠性，数据传输误码率低于10-6，管道全线数据采集小于10s，通信扫描间隔满足管存负荷、泄漏检测和运行管理的需求。近年来新建管道通信采用国际先进的是智能波分技术，与以往通信网络相比具有结构优化、传输效率高的特点。

应考虑通信系统除给SCADA系统提供链路通道，还应为工业监视电视、视频会议、自动化办公系统、程控电话提供链路通道。应设计提供统一的全局网络规划，制定路由策略，保证SACDA系统数据传输的稳定性。国内管道站控系统PLC和ESD系统采用MODBUS通讯网络，可以直接自由进行数据通讯，并保证主机架和远程机架的信息实时交换。PLC和ESD系统通讯采用TCP/IP以太网的网络架构，保证快速、可靠稳定运行。

2.5 人机界面

人机界面是操作人员的窗口，应体现高效、简洁和实用的功能。管道输送工艺信息尽可能集成到SCADA系统HMI画面，包括管道系统配置图（工艺流程）、压力坡降图（含管道高程）、逻辑控制过程、通信链路状态、全线实时流量、站场进出站压力/温度参数和报警组态显示等。

2.6 报警级别划分

报警信息应有效准确，报警等级、分组层次清楚，包括识别通讯中断、工况转换等复杂情形，并考虑特殊声光报警等，实现报警过滤，避免“报警风暴”。报警信息应在流程图上单点显示，包括名称标签（位号）、地理位置、数值、时间、事件描述。

2.7 PLC逻辑编程

逻辑图是操作控制原则的直接表现形式。PLC和ESD程序设计应完全符合逻辑框图，并体现控制原理的有效、可靠原则，例如输气管道PID自动调节逻辑程序是接受压力数据与设定值进行比较，根据差值自动调节输出信号，由PLC系统输出至压力调节系统，控制调节阀开度，调整管道流量。考虑未来发展、整合和扩展，确定SCADA系统数据库字符标签长度，结合仪表位号。前2位标识管道名称；第3位标识干线、支线；4-6位表示站场名称；后几位表示仪表回路。

3 管道SCADA系统应用存在问题

国内SCADA系统在控制水平，特别是远程控制的深度和广度，与欧美管道行业存在较大差距。国内长输管道设计按照“有人值守、无人操作”指导思想，即在调度控制中心指挥下，管道沿线站场SCS和RTU阀室完成监控和操作。但受到诸多客观因素，管道生产运行不能全部通过远程控制操作。

从SCADA系统维护方面，长输管道SCADA系统软件平台是国外厂家研发。国内管道SCADA系统由专业公司设计建设，管道企业技术人员参与程度低，后期运维多委托专业公司，对管道生产运行造成不便，且增加运行成本。从SCADA设备接口方面，站场部分调压撬、压缩机系统属于不同厂家或软件平台，其运行参数接入SCADA系统实现控制操作，在时效性和稳定性存在不足。

SCADA系统网络安全风险表现在：缺乏完善系统的网络策略和安全管理程序，缺乏综合性物理防护措施和访问控制策略；广泛使用TCP/IP，对工控网络安全性、可靠性的风险；中控机、站控机采用Windows平台未安装补丁，病毒入侵、扩散等；网络系统内部相互干扰、攻击事件追溯。

4 结语

我国管道SCADA系统技术属于世界先进行列，SCADA系统设备国产化、光纤通信系统、仿真优化技术进步显著，为管道安全运行和节能增效提供了技术保障。随着中俄东线等大型天然气管道工程建设，SCADA系统设计、建设、测试、验收需要完善标准规范。建议制定SCADA系统设计建设标准，研发具有知识产权的国内SCADA系统软件平台，打破国外软件垄断，降低运营成本。此外应考虑SCADA系统设计的深度和广度，充分考虑在运行控制和安全管理方面的功能。

未来研究应用重点是以SCADA系统研发为基础，融合模糊逻辑控制、遗传神经网络及专家系统，推进管道智能化调控。在油气资源配置方面，应用系统工程理论解决区域间资源优化调配、供需平衡和管网系统配置优化。在信息化方面，充分挖掘和积累运行数据，形成集群优势，推进大数据技术提高管道精细化控制水平。