天然氣長輸管線的自動化現狀及發展前景
發布時間：2013-10-26 新聞來源：一覽燃氣英才網
我們國家已建天然氣管線有西氣東輸一線、西氣東輸二線、川氣東送管道工程、陜京線、廣東LNG、福建LNG等大中型輸氣管道工程。
西氣東輸一線：西氣東輸一線工程始建于2002年7月，2004年10月建成投產。這是我國自行設計、建設的第一條世界級天然氣管道工程，是國務院決策的西部大開發的標志性工程。西氣東輸一線將新疆塔里木盆地的天然氣輸往長江三角洲地區，管道西起新疆塔里木盆地輪南油氣田，途經甘肅、寧夏、陜西、山西、河南、安徽、江蘇和浙江等省份，最終到達中國東部上海，全長4000多公里，年輸氣能力120億立方米。
西氣東輸二線：2008年2月動工，2011年7月建成投產。西氣東輸二線工程外接土庫曼斯坦的中亞天然氣管道，西起霍爾果斯，南至廣州、深圳和香港，橫跨我國15個省區市及特別行政區。它是我國第一條引進境外天然氣資源的大型管道工程，也是世界上最長的跨國天然氣管道，干線全長4895公里，加上8條支線，管道總長超過9102公里，年輸氣能力300億立方米。
川氣東送管道工程：2007年8月動工，2009年12月干線建成投產。西起川東北普光首站，東至上海末站，是繼西氣東輸管線之后又一條貫穿我國東西部地區的管道大動脈。川氣東送管道工程包括1條干線和5條支線。管道干線自西向東途經四川、重慶、湖北、安徽、浙江、上海四省二市，干線全長約1700公里，加上5條支線管道總長約2121公里，年輸氣能力120億立方米。
目前，中國已建成輸氣管道總長約為3.5萬公里。這些管線投運后，大大提高了我國天然氣在能源中的消費比例，減少了粉塵和碳排放，降低了能耗。
1.2 正建與待建管線
為滿足日益增長的能源需要，我國對輸油管道進行規劃，“十二五”油氣規劃和在建的輸氣管線包括：西三線(霍爾果斯-韶關)、西四線(吐魯番-中衛)、中緬、中衛-貴陽管道、陜京四線、秦沈線、新疆煤制天然氣外輸管道工程、廣西LNG輸氣干線、山東天然氣管網等多項天然氣管道項目。到2015年，中國輸油、輸氣管道總長度將達到15萬公里左右。
為實現天然氣資源與市場的銜接，我國正在積極推進東北、西北、西南、海上四大天然氣進口通道建設，同時，國家積極發展可燃氣的多元化，如發展LNG、煤制天然氣，有序推進煤層氣、頁巖氣等非常規氣源的開發等。
到2015年天然氣管網布局將更加合理和完善，基本形成資源多元、調度靈活、供應穩定的全國性管網和天然氣供應
體系。
1.3 輸氣站場主要設施及功能
通常天然氣輸氣管線設有首站、分輸站(清管站分輸站)、末站及閥室。
輸氣站場內主要的工藝設施：收發球裝置、增壓裝置(需要時)過濾分離裝置、計量裝置、調壓裝置、放空火炬裝置及輔助設施。
輸氣站場均接收上游氣源站來氣，經過濾、計量、調壓后輸往下游站場或用戶。站場內設清管器發送、接收裝置，可以實現不停氣清管操作；可對輸氣站場或輸氣管線緊急關斷、放空；不同氣源站場對來氣組份進行在線組份分析。
閥室：為了在管道發生事故時減少天然氣的泄漏量、減輕管道事故可能造成的次生災害，便于管道的維護搶修，按《輸氣管道工程設計規范》要求，根據線路所在地區等級在管道沿線按要求(32km～8km)設置線路截斷閥室。
輸氣管線自動化系統
根據GB 50251-2003《輸氣管道工程設計規范》[1]中線路選擇的有關規定，長輸天然氣管道的線路需要結合工程管道所經地區的地形、地貌、環境、工程地質條件、交通、人文、經濟的發展狀況以及氣體流向、氣量調配的靈活性、實用性等進行選擇。輸氣站場分散，輸送介質可燃具有危險性，要保證管線安全、平穩運行，管線自動化控制系統必須具有高可靠性、穩定性和靈活性。系統能自動監視整個系統的工作狀態，定期對自身進行自診斷。
目前我國建設的輸氣管線越來越多，根據輸氣管道工程特點，通常管線控制系統采用以計算機為核心的監控和數據采集系統(Supervisory Control And Data Acquisition。簡稱SCADA系統)[2]，完成管道全線輸氣站場及線路截斷閥的數據采集、監控和管理等任務。目前實現了如下功能：
1)輸氣管道工程全線的動態管理和自動監控。
2)減輕工人勞動強度，減少生產管理人員直至無人值守，提高勞動生產率及經濟效益。
3)提高管理水平，降低安全隱患，及時調配，保證安全、平穩供氣。
2.1 輸氣管線儀表系統
儀表設備是采集工藝過程變量、執行控制系統命令的關鍵環節，是整個輸氣管線系統安全可靠運行的重要基礎。因此選擇的儀表必須能滿足所需的精確度要求，滿足所處位置的壓力等級、溫度和防爆等級的要求。
2.1.1 流量檢測與計量系統
天然氣計量[3]是輸氣管線中不可缺少的重要環節，是企業進行貿易交接、經濟分析、成本核算的主要依據，將直接影響企業的經濟效益與用戶利益。
1)貿易交接流量計類型選擇
到目前為止，在國內外天然氣輸氣管道用于貿易交接的流量計量儀表主要有孔板流量計、氣體渦輪流量計、氣體超聲流量計等。
孔板流量計有結構簡單、技術成熟的優點，但也有自己的缺點：精確度較低，量程比小；直管段較長，占地面積大；在直接對用戶進行分輸計量時，因流量波動大，測量精確度隨之降低；對氣體清潔度要求高，需定期檢查、維護、更換；壓力損失大，噪聲大等。氣體渦輪流量計的特點是精確度較高(≤±0.5%)，穩定性較好，量程比較大，所需的直管段較短。但氣體渦輪流量對被測介質的清潔度要求較高，流量計前要求安裝過濾器。
氣體超聲波流量計的特點是精確度高(≤±0.5%)，滿足天然氣貿易計量的要求；量程比大；無壓力損失，節省能源；直管段較短，節省占地面積；無運動部件，維護量小。
一般輸氣管線流量檢測與計量的特點是高壓、大流量、流量變化范圍大。為了保證流量檢測與計量的準確度，根據目前國內外天然氣長輸管道流量計量的現狀，在長輸天然氣管線工程中貿易交接流量計口徑在DN≧100且DN≦400時采用0.5級氣體超聲流量計，DN100以下采用0.5級氣體渦輪流量計。
每臺流量計配流量變送器。變送器可輸出高頻脈沖、4～20mADC及基于RS-485等標準接口的通用數字傳輸協議的數字信號、流量信號，信號上傳到流量計算機。為保證計量系統的精度，輸氣站場的計量系統一般設計成橇體，即計量橇。計量橇包括流量計、上/下游直管段、閥門、匯管、壓力及溫度補償儀表、流量計算機、計量儀表盤等。
2)流量計算機
每臺流量計成套配置1臺流量計算機。流量計算機接收流量檢測儀表的流量信號、壓力、溫度補償信號以及氣體組份等信號，根據有關標準進行計算，將工況流量轉換為標準狀態下的體積流量、能量流量。流量計算機完成流量的指示、累計、存儲等功能，并將有關信息傳送到SCS并上傳至調控中心。
2.1.2 壓力/流量控制系統
天然氣長輸管線各站進出站壓差大，為保證輸氣管道能夠安全、平穩、連續地為下游用戶供氣，在各輸氣站場設置壓力/流量[4]控制系統。采用在調壓管路中串聯設置獨立的安全切斷閥(SSV)、監控調節閥和PCV、工作調節閥(PV)的模式。
壓力/流量控制系統既可維持系統下游壓力在用戶所需的范圍內，確保系統下游壓力不超過設定的壓力，又可限制系統下游的流量不超過允許值，避免由于分輸流量過大對輸氣管道的不利影響。為提高調壓精度，通常把壓力/流量控制系統整橇(調壓橇)提供。
工作調節閥采用電動調節閥(PV)，監控調節閥采用自力式調節閥(PCV)，安全切斷閥采用自力式安全切斷閥(SSV)。
安全切斷閥作為壓力控制系統中的安全裝置，采用獨立的專用設備，正常工作狀態下為常開，一旦系統的壓力達到設定值的上限，切斷閥將自動切斷供氣管路。切斷閥具有遠程控制及遠程閥位指示功能，能夠接收來自控制系統的控制命令，自動關斷安全切斷閥。
為很好地實現以調壓為主、同時限制輸氣流量的控制方案，提高系統的可靠性和穩定性，每條調壓管路采用獨立、專用控制器，結合流量、壓力等參數，對輸氣管路進行壓力調節、限流控制。
2.1.3 氣體分析檢測系統
為了保證管道的安全運行，維護業主與用戶的利益，采用在線氣相色譜分析儀對天然氣的組份(摩爾百分比含量)進行分析，并依據相應的標準計算出天然氣的熱值、密度等有關參數。色譜分析儀輸出多路信號，分別上傳至流量計算機、站控SCS系統等，以完成天然氣熱值計算。
在氣源不同的站場同時設置在線水露點分析儀，即時檢測天然氣露點。
2.1.4 極保護系統
陰極保護系統參數傳至站控系統，經站控系統上傳至調度控制中心。控制中心可以對陰極保護站實行遠程控制，即通過SCS向相應的陰保控制設備發出命令，進行通斷電測試。
2.1.5 電力系統
管道沿線各輸氣站場電力系統高低壓配電盤參數、開關狀態、UPS系統參數及燃氣發電機參數等上傳至站控系統，經站控上傳調控中心。SCADA系統僅采集輸氣生產過程及管理所需的電力數據。
2.2 SCADA系統
天然氣長輸管線控制系統采用以計算機為核心的SCADA系統，主要由調度控制中心的計算機系統、輸氣站場站控系統(SCS)、閥室遠程終端(RTU)系統及通信系統組成。
2.2.1 調控中心
1)調控中心主要任務
調度控制中心[5]的主要任務是通過各站的SCS站控系統或RTU對管道進行數據采集及監控，調度控制中心的操作人員通過SCADA系統操作員工作站顯示管道系統工藝過程的壓力、溫度、流量、密度、設備運行狀態等信息，完成對管道全線的運行監控和管理，確保生產安全運行。SCADA系統的應用降低了操作人員勞動強度，減少了輸氣站場值守人數，達到了RTU閥室無人值守的國際先進水平，取得良好的經濟效益和社會效益。
2)調控中心的三級控制方式
輸氣管線在調度控制中心的統一調度下，優化運行，并采用調度中心控制級、站場控制級和就地控制級的三級控制方式。三級控制方式的設置可根據天然氣公司管理的需要，采取授權的方式，確定各級的監控、調度、管理的權限。
第一級為中心控制級。正常情況下，由調度控制中心對天然氣管道進行監視和控制。沿線各輸氣站場控制無須人工干預，各工藝站場的站控系統和RTU在調度控制中心的統一指揮下完成各自的監控工作。
第二級為站場控制級。在輸氣管道的各輸氣站場通過站控系統對站內工藝變量及設備運行狀態進行數據采集、監視控制及聯鎖保護。站場控制級控制權限由調度控制中心確定。
第三級為就地控制級。在輸氣站場可對工藝單體或設備進行手動/自動就地控制。當進行設備檢修或緊急切斷時，可采用就地控制方式。
3)調控中心硬件配置
設置實時服務器、歷史服務器、仿真服務器、WEB服務器、操作站、打印機、網絡設備及GPS時鐘定位系統。其中實時服務器、歷史服務器及網絡設備冗余配置。
4)調控中心軟件配置
為了保證監視和控制系統更好地運行并完成所需的任務，所采用的軟件應是成熟、穩定、商業化程度高、經過實踐考驗過的產品。軟件包括操作系統軟件、SCADA系統軟件、輸氣管道高級應用軟件。
5)調控中心功能
調控中心主要功能有：數據采集和處理；工藝流程的動態顯示；報警顯示、報警管理以及事件的查詢、打印；實時數據的采集、歸檔、管理以及趨勢圖顯示；歷史數據的采集、歸檔、管理以及趨勢圖顯示；生產統計報表的生成和打印；標準組態應用軟件和用戶生成的應用軟件的執行；安全保護；輸氣過程優化；壓縮機組優化；貿易結算；SCADA系統診斷；網絡監視及管理；通信通道監視及管理；通信通道故障時主備信道的自動切換；為經營管理系統提供數據等。
2.2.2 站控系統
在各輸氣站場均設置一套站控系統(SCS)，站控系統主要由過程控制單元(PCS)、安全儀表控制單元(SIS)、數據通信接口和站控計算機(即操作員工作站)、打印機等構成。過程控制單元和安全控制單元采用可編程控制器(PLC)，其中安全控制單元PLC應具有不低于SIL2的安全等級認證。PLC選用的的模板應是可帶電插拔型模板，且每塊模板都應有自診斷功能。主要包括處理器模塊、I/O模塊、通信模塊、電源模塊、安裝附件等。其中處理器模塊、通信模塊、電源模塊等應冗余配置。操作站采用工業計算機。
站控系統的基本功能有：對現場的工藝變量及輔助系統進行數據采集和處理；壓力、流量控制；流量計算；邏輯控制；聯鎖保護；顯示動態工藝流程；顯示各種工藝參數和其他有關參數；顯示實時趨勢曲線和歷史曲線；提供人機對話的窗口；站場火災、可燃氣體的監視和報警；顯示報警一覽表等。
2.2.3 SIS系統
SIS系統是保證管道及沿線輸氣站場安全的邏輯控制系統，由緊急停車系統(ESD)、火氣系統等構成。
1)緊急停車系統(ESD)
緊急停車系統[6，7](ESD)采用可編程控制器(PLC)，PLC應具有不低于SIL2的安全等級認證。PLC所選用的的模板應是可帶電插拔型模板，且每塊模板都應有自診斷功能。主要包括處理器模塊、I/O模塊、通信模塊、電源模塊、安裝附件等。其中處理器模塊、通信模塊、電源模塊等應根據項目安全等級要求進行配置。
ESD命令優先于任何操作方式。ESD系統通常分兩級：
一級關斷為泄壓關斷，觸發ESD系統關閉進出站閥后，聯鎖站內放空系統自動泄壓放空；
二級關斷為保壓關斷，觸發ESD系統只關閉進出站閥不放空。
2)火災自動檢測與報警系統
為了保證操作人員、管道與工藝站場安全，避免發生火災，在各站控制室和工藝區等處配置相應的火災檢測與報警系統，系統包括感煙/感溫探測器、手動報警按鈕、感溫電纜及火災報警控制器等。火災報警信號將傳送到SCS并上傳至調度控制中心。
3)可燃氣體檢測與報警系統
在可能泄漏可燃氣體的場所，采用固定式且相對獨立的可燃氣體報警裝置對可燃氣體進行連續檢測、指示、報警，同時將報警信息傳送給RTU、SCS及調度控制中心。可保障人身和生產安全，預防火災、爆炸和人身事故的發生。
4)防雷保護系統
為保證設備安全和系統的可靠，根據有關防雷設計規范，除電力專業設置防雷與接地系統外，站控PLC的I/O接口和閥室RTU系統I/O接口、所有第三方數據通信接口、供電接口等有可能將雷電感應所引起的過電流與過電壓引入控制系統的關鍵部位，均安裝浪涌保護器，以避免雷電感應的高壓竄入，造成設備損壞。主要的現場檢測儀表也應具有防雷保護功能。
2.2.4 遠程RTU
在全線各遠控線路截斷閥室設置RTU終端，由RTU終端進行數據采集和監控，RTU采集閥室工藝參數與設備狀態，所采數據上傳SCADA系統調控中心。RTU是以計算機為核心的數據采集和控制小型裝置。它具有編程組態靈活、功能齊全、通信能力強、維護方便、自診斷能力強、可適應惡劣的環境條件、可靠性高等特點。RTU留有與便攜式計算機進行數據通信的接口，操作人員可通過便攜式計算機進行就地維護。
通常情況下，RTU接收調度控制中心下達的指令，同時也向調度控制中心發送實時數據。
2.2.5 數據通信
調控中心與各站場之間采用光纜傳輸作為主用通信信道，租用郵電公網DDN作為備用通信信道，主、備信道間可以自動切換。控制中心和遠控閥室之間采用光纜傳輸或公網DDN作為主通信信道，采用GPRS作為備用通信信道。
2.3 設備選型
站場儀表和設備的選型以性能穩定、可靠性高、性能價格比高、滿足所需準確度要求、滿足現場環境及工藝條件要求、符合環保要求等為原則。
儀表的選擇必須能滿足所需的精確度要求及其所處位置的壓力等級、溫度和防爆等級的要求。
遠傳信號的檢測儀表選用電動儀表。電動變送器為智能型。輸出信號為4～20mADC(HART通信協議，二線制)。開關型儀表的輸出接點采用無源接點，接點容量最小為24VDC，1A，接點類型為DPDT。
處于爆炸危險性場所的電動儀表及電氣設備按隔爆型設計，電氣設備和電氣連接按“GB 3836”規定的爆炸危險性區域II區選型設計。所選用的電氣設備必須具有公認的權威機構頒發的符合有關標準的防爆合格證書。
防爆等級：ExdⅡBT4
防護等級：IP54(最低)——室內；
IP65(最低)——室外。
1)溫度測量儀表
就地指示溫度檢測儀表采用雙金屬溫度計，遠傳溫度儀表采用一體化溫度變送器。已建管線計量調壓橇中就地溫度計多采用WIKA；一體化溫度變送器多采用羅斯蒙特。
2)壓力檢測儀表
就地壓力檢測儀表采用彈簧管式不銹鋼壓力表。遠傳壓力/差壓信號采用智能型壓力/差壓變送器，用于流量壓力補償用的采用絕對壓力變送器，變送器的壓力測量元件采用電容或擴散硅。
在已建管線計量調壓橇中就地壓力表多采用WIKA，壓力變送器多采用羅斯蒙特；橇外壓力變送器采用羅斯蒙特、EJA等居多。
3)流量儀表
貿易交接流量計口徑在DN≧100時采用0.5級氣體超聲波流量計，DN100以下采用0.5級氣體渦輪流量計。在已建管線中超聲波流量計多采用丹尼爾、ElsterInstromet、SICK等，丹尼爾、Elster-Instromet在大口徑工程中應用較多，SICK在小口徑工程中應用較多，ElsterInstromet作為標定中標準表應用較多。
4)可燃氣體探測儀表
可燃氣體濃度檢測報警裝置選用紅外補償式檢測原理。現場探測器為防中毒式設計，可進行自檢，測量范圍：0-100% LEL。
在已建管線站場中可燃氣體濃度探測器使用的有：德爾格、DET-TRONICS、無錫格林通等等。
5)自動控制用閥門
用于邏輯切換的閥門采用球閥，執行機關采用電動執行機構。用于緊急泄放的閥門采用旋塞閥，執行機關采用電動執行機構。進出站和越站旁通的緊急切斷閥采用球閥，執行機構選用氣液聯動執行機構。壓力調壓采用軸流式調壓器或介質上。所有閥門為防火安全型，滿足API 6FA要求。在已建管線站場中電動執行機構大多采用Rotok、Limitorque等；氣液聯動執行機構大多采用Shafer、BETTIS和Schuck等。自力式調壓器采用FISHER、RGM、Mokveld、塔塔里尼及飛奧等。
6)SCADA系統
長輸管線中的SCADA系統全部采用進口系統。在已建管線調控中心SCADA系統常用的有TELVENT、Cegelce、FOXBORO、Honywell、施耐德等；站場站控系統過程PLC常用的有BB、ABB、Honywell、施耐德等；ESD系統PLC常用的有黑馬、ABB、Honywell等；遠程終端RTU常用BB、Honywell、施耐德等。
隨著天然氣長輸管線工程的不斷建成與運行，自動化系統在實踐與應用中將不斷發展與完善。未來的輸氣管線自動化系統將有如下發展：
1)為使天然氣這種優質能源的使用發揮更大的效益，建設全國調控中心勢在必行，將實現統一調控、集中管理，增加市場供氣的靈活性、可靠性和安全性。中石油已建并投運北京調控中心作為主調控中心(MCC)和廊坊調控中心作為備用調控中心(BCC)，它們成為中石油國家級調控中心，統籌管理油氣管道近50條、工藝站場400多座、監控閥室1000多座。中石化正在計劃建設北京天然氣調控中心。
2)為減少工程投資，可以逐步探索把部分設備由進口改為合資或國產化。
3)提高高級應用軟件的應用水平。
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