输气管道站场自动控制技术要求

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《输气管道工程项目规范(征求意见稿)》

工程建设强制性国家规范《输气管道工程项目规范》（征求意见稿）2021年3月目次1 总则 (1)2 基本规定 (1)3 输气线路 (7)3.1 线路路由 (7)3.2 线路管道 (8)3.3 线路标识 (9)4 输气站 (11)4.1 一般规定 (11)4.2 输气站工艺设施 (11)4.3 地下储气库地面工艺设施 (13)4.4 配套设施 (13)起草说明..................................................................... 错误!未定义书签。

1 总则1.0.1为保障输气管道建设质量、运行安全，维护生态环境以及促进能源资源节约利用，强化政府监管，加强企业管理，满足国家经济建设和社会发展的需要，依据有关法律、法规，制定本规范。

1.0.2陆上输气管道的规划、建设、运行管理和废弃应遵守本规范。

1.0.3本规范无相关规定且其他工程建设规范和标准也无相关规定的应采取合规性判定。

1.0.4本规范不适用于战争、自然灾害等不可抗条件下对输气管道工程的要求，执行本规范并不能代替工程项目全生命周期过程中的工程质量安全监管。

1.0.5输气管道工程项目的规划、建设、运行管理和废弃，除应符合本规范外，尚应符合法律、法规、现行有关工程项目规范和通用规范的规定。

2 基本规定2.0.1输气管道工程项目输送的气体应为天然气、煤层气、煤制合成天然气或上述气体的混合气体，气体质量指标应符合国家相关标准的规定。

2.0.2输气管道工程项目的范围应符合下列规定：1 气源厂站（油气田天然气净化厂、液化天然气接收站汽化计量后、煤层气处理厂、煤制合成天然气厂、地下储气库采出气经净化后）的外输管道接口至输气末站或至城镇燃气门站之前的输气线路、输气站及辅助生产设施；2 输气管道之间互联互通的输气线路、输气站及辅助生产设施；3 输气管道向直供用户供气的输气线路、输气站及辅助生产设施；4 输气管道向地下储气库或向天然气液化厂输送天然气的输气线路、输气站及辅助生产设施。

输气管道工程站场设计规定

5.2.3.2设计规定
a)压力损失应小于0.15MPa。
b)应考虑设置一定的注氮口。
5.2.4
5.2.4.1具备功能
a)天然气增压
b)超压泄放
c)机组ESD放空
d)增压后天然气冷却（需要时）
e)压缩机组检维修放空
5.2.4.2设计规定
a)一般规定
1)各压缩机组进出口管线上应设截断阀和加载阀，该阀门应纳入机组控制系统，并接受ESD系统控制。
b)事故工况下越站
c)干线放空
必要时还应具有反输的功能。
5.2.1.2设计规定
a)宜单独设置进出站ESD截断阀。
b)应考虑一定的注氮口。
5.2.2
5.2.2.1具备功能
a)清管器接收或发送
b)进出站压力、温度测定
c)进出站ESD放空
必要时还应具有反输清管的功能。
5.2.2.2设计规定
a)进站应设置压力高限、低限报警。
3.2
输气站gas transmission station
输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气压气站、输气首站、输气末站及输气分输站、输气清管站等输气其它中间站。
3.3
压气站 compressor station
在输气管道沿线，用压缩机对管输天然气增压而设置的站场。
3.4
输气首站 gas transmission initial station
f)输气站辅助生产设施尽可能依托原有站场、邻近城镇和工矿企业以减少投资，降低运行成本。
4.3.2输气管道干线站场工程设计原则
a)对于集团公司其他专业公司所属企业应在交接点上游设置交接计量；
b)对于股份公司管道分公司所属不同企业应在交接点上游设置交接计量；

输气站自动控制系统的设计与应用研究

运用
输气站自动控制系统硬件在设计过程中，依据该系统的构件，选择当前最为优良的高集成设备与最为成熟的技术，从而实现自动控制系统的安全、可靠、稳定以及好质量。杜宇自动控制系统中比较重要的硬件设备，为了确保数据存储的安全、网络系统运行的稳定，采取冗余技术【ｌ】。此外，可以采取各种手段对自动控制系统的运行情况进行实时观察，例如自动检测、监控以及报警等手段。自动控制系统选型的原则：计算机站控制系统的核心部分就在于计算机，所以，在对计算机系统进行选择时，必须具有较好的兼容性、良好的稳定性以及较高的安全性，在恶劣的环境下能够正常运作。通过严格的实践检测，并且人机对话水平较高，在线开发、修改以及维护方便，操作方便简单。此外，所选系统的生产厂家有良好的信誉。系统在投入使用之后可以提充足的备件备品和较好的技术支持。自动控制系统在性能方面的要求：（１）控制系统必须具备一定的扩展余量，至少要高于２０％，以便保证自动控制系统能够灵活的运转，且具备可扩展性能。（２）系统必须对场站的实际运转情况进行实时的监控，从而确保及时对系统进行维修与保养。此外，系统必须具备自行诊断的性能，在定期诊断之后形成相关报告［２】。（３）自动控制系统的硬件模块在功能与容量方面，允许在未来可以进行拓展。（４）对于一些比较关键的部位，自动控制系统采取冗余处理。一旦出现故障，在线系统将自动与后备系统相转换，对于系统中的各项数据资料，自动进行保存与备份处理。依据上述中自动控制系统的型号选择与性能要求，在输气站中选取了ＰＬｅ— ｃｏｎｔｒｏｌＬｏｇｉｘ５５５５控制系统。该系统不但具备传统的可编程控制功能，在系统的内核内还设置了无源数据总线与通讯功能。此外，其Ｉ／Ｏ模块比较广，有较好的智能性，在进行组态、编程与调

输气站场工艺流程分析20130511

输气站场工艺流程分析1.输气站场功能及种类说明输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。

其主要功能是接收天然气、给管道天然气增压、分输天然气、配气、储气调峰、发送和接收清管器等。

按它们在输气管道中所处的位置分为：输气首站、输气末站和中间站（中间站又分为压气站、气体分输站、清管站等）三大类型。

按站场自身的功能可分为：压气站、分输站、清管站、清管分输站、配气站等。

2.输气站场总体控制水平及目标输气管道的总体自动控制水平应实现管道的“远程控制、无人操作、有人值守”管控模式。

“远程控制、无人操作”是指在功能上能够达到调控中心在正常工况下对输气管道的站场和监控阀室主工艺流程实现远程操作，无需现场人工干预。

“有人值守”是指站场有人值班，一旦调控中心控制出现故障，可由站场值班人员接管转为站控系统（SCS）控制。

同时，站场值班人员负责站内设备的就地巡检和辅助设备的操作。

输气管道应按照三级控制模式进行设计：调控中心集中监视和远程控制；SCS 站场控制；就地控制。

3.站场各功能区根据《输气管道工程站场工艺及自控设计规定》，将输气管道站场分为11个功能区，分别为：进出站阀组区、清管区、过滤分离区工艺管道仪表流程图、增压区、计量区、调压区、自用气区、压缩空气区、加热炉区、排污区、放空区。

4.进出站阀组区：（1）旁通阀设计：大于或等于DN500阀门，设置旁通阀，进出站阀旁通阀前后两个球阀、中间用电动调节阀；前后旁通阀常开，便于站启动；说明：LC：锁关LO：锁开NC：常关NO：常开；（2）进出站气液联动球阀和电动调节阀构成进站联合控制为实现进、出站阀组设置联合控制，（同时实现站启动控制、站正常关闭控制、站ESD控制）；进出站阀采用气液联动球阀，中间旁通阀设计电动调节阀；开启或关闭进出站球阀前，先判断其两端的差压值是否小于设定值（0.1Mpa），小于设定值则直接开启或关闭阀门；大于则先开启电动调节阀，待进出站球阀两端的差压小于设定值后，再开启或关闭电动调节阀，以确保进出站气液联动球阀的平稳开启或关闭。

天然气输气站场智能分输控制过程分析

天然气输气站场智能分输控制过程分析摘要：针对某公司天然气分输站工人频繁操作，尤其是夜间操作等不安全因素，分析供气分支的工艺流程和下游用户用气结构，研究智能分输的算法特点，利用站控系统自动控制用户用气量，达到降本增效、安全高效运行、提高能源利用率的目的。

关键词：输气站场；无人值守；自动分输；智能调峰；为了适应燃气行业的发展需要，目前国内长输管道企业都在没有相关标准的情况下探索无人值守站场模式，而下游用户气量的智能分输是实施无人值守站场必须解决的核心问题。

在充分研究国内外无人值守天然气站场的基础上，结合无人值守试点站场运行过程中的相关问题，通过研究供气支路自动分输，智能调峰算法，并进行逻辑控制，解决了分输供气需要频繁人工操作的问题，在实际应用中发现自动分输智能调峰系统稳定、可靠，为以后全面实施无人值守站场提供了经验和参考。

一、天然气长输管道分输站场用户分类及特点根据用户是否中断输气分为连续用户和间断用户，又根据用户是否需要调峰细分为：无需调峰连续用户、需调峰连续用户、无需调峰间断用户、需调峰间断用户、小用户。

各类用户特点为：（1）无需调峰连续用户主要指某些24小时不停产的工业用户，其用气量均匀，波动较少，或用户管网具备自我调峰能力。

（2）需调峰连续用户指一些具有小时不均匀性的城市燃气等用户，其在用气高峰期与用气低谷期用气量有显著差异，同时其内部管网不具备对用气不均匀性的调峰能力。

（3）无需调峰间断用户包括某些夜间停产的工业用户或天然气调峰电厂，用气量均匀或具备自我调峰能力，但每天存在一段时间无用气需求的情况。

（4）需调峰间断用户指CNG加气母站等用户，用气量具有小时不均匀性，且每天存在一段时间无用气需求的情况。

（5）小用户是指日用气量低于2×104 m3且每日用气时间较长的用户，因为小用户本身的特点，以及站场流量计存在计量下限，许多小用户每昼夜开关阀门次数高达十余次。

二、输气站场站控系统及支路现状1．站控系统。

输气站站场、阀室安全管理规定

输气站站场、阀室安全管理规定背景随着能源需求的不断增长，天然气作为清洁能源的代表逐渐得到了广泛应用。

输气站站场作为天然气输送的终端之一，在安全生产方面面临着巨大的压力。

因此，这里规定输气站站场、阀室的安全管理措施，以确保设施的安全运行。

1. 负责人和技术人员要求1.1 示范作用输气站站场、阀室负责人和技术人员是设施安全管理的核心。

他们必须以身作则，树立示范作用，做好现场安全监督工作。

并严格按照《安全生产法》和公司、行业规定，落实安全生产各项措施。

1.2 具备执照无论是负责人还是技术人员，都必须取得相应的执照。

并且，需要定期进行技术培训，提高安全意识和技能。

1.3 监控运行负责人和技术人员需要配备完好的安全监控设备，及时发现和排查可能出现的安全问题。

2. 安全防范措施2.1 防火措施输气站站场、阀室内必须采取防火措施，以保障防火安全。

防火措施必须包括：1.防火间距和防火隔离间距符合安全规范；2.安装合格的防火门，保障设施的隔热性；3.安装火灾自动报警和联动控制设备，实现防火自动化控制。

2.2 防爆措施输气站站场、阀室内存在易燃易爆物质，必须采取防爆措施。

防爆措施主要包括：1.使用具有防爆等级的电气设备，确保设施井底、井间、阀室等作业环境安全；2.在有易燃易爆空气出现的地方安装抽风机，排除有害气体；3.压缩气体的罐体或钢瓶体需按照国家相关规定进行防爆处理。

2.3 应急措施输气站站场、阀室应配备完整的应急设备和备用设备。

1.应急设备包括：救火器材、应急照明设施、紧急通讯设备、外出间、应急供气设备；2.备用设备：备用发电设备、备用压缩机、阀门、管道等。

3. 生产控制方面的要求3.1 质量控制输气站站场、阀室内的天然气质量必须符合国家标准，其质量和纯度的控制应该通过严格的检测和测量保障。

3.2 运行控制对于输气站站场、阀室的运行，必须采取守门人开门，情况与交接等措施，以实现运行的即时控制和监控。

必须确保运行人员具备一定的专业技能。

燃气有限公司自控及视频监控系统建设标准

燃气有限公司自控及视频监控系统建设标准第一章总则第一条为了完成XXX燃气有限公司（以下简称公司）所属分公司、合资公司自控和视频监控系统与公司调运中心系统有效对接，实现生产运行统一指挥、有效及时处置突发事件，确保公司安全生产和平稳供气，特制定本标准。

第二条分级管理原则。

实行公司、分（或合资）公司和库站三级管理。

第三条本标准适用于XXX燃气有限公司各所属单位调控中心、库站站控系统以及视频监控系统的建设。

第二章依据的标准规范第四条依据的标准规范：1、GB 50028-2006 城镇燃气设计规范2、GB 50251-2003 输气管道工程设计规范3、GB 50183-2004 石油天然气工程设计防火规范4、GB 50174-2008 电子信息系统机房设计规范5、GB 50116-1998 火灾自动报警系统设计规范6、GB 50093-2002 自动化仪表工程施工及验收规范7、HG/T 20507-2000 自动化仪表选型规范8、HGT 20675-1990 化工企业静电接地设计规程及编制说明9、SY/T 0090-2006 油气田及管道仪表控制系统设计规范10、SH 3063-1999 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范第三章建设原则第五条库站自控系统1、各类门站、CNG加气母站、CNG加气标准站、CNG加气子站、LPG储气库、LNG气化站均应建设库站自控系统。

2、库站自控系统应具备监视、控制和数据上传的功能。

3、库站自控系统建设应与公司调控中心系统兼容。

第六条视频监控系统（红外报警系统）（一）各类门站、CNG加气母站、标准站和子站以及LPG储气库、LNG气化站应建设视频监控系统。

（二）远离市区人员稀少地区的库站应设置红外报警系统。

（三）视频监控系统和红外监控系统应具备监视、报警、存储和图像上传的功能，并且应与公司调控中心系统兼容。

第七条分公司调控中心1、满足下列条件之一，所属公司可设置独立的调控中心：（1）年输气能力5000万m3以上。

输气管道安全技术要求范文

输气管道安全技术要求范文1. 引言输气管道是将天然气从产地输送至用户端的重要设施，与人们的生活和工业生产密切相关。

然而，由于天然气的易燃性和爆炸性，输气管道的安全问题十分重要。

因此，制定一系列科学合理的输气管道安全技术要求是非常必要的。

2. 管道设计与施工要求2.1. 材料选择输气管道应采用高强度、耐腐蚀和耐高温的材料，如碳钢、合金钢等。

管道材料应符合国家相关标准，并通过质量检测。

2.2. 管道设计管道设计应满足输送天然气的需求，考虑管道的直径、壁厚、支架布置等因素。

在设计中，应充分考虑管道的承载能力、抗震性能和疲劳寿命。

2.3. 管道施工管道施工应按照相关标准进行，包括土建工程和管道安装工程。

土建工程要求地基稳定、排水良好，管道安装工程要求焊接质量可靠、防腐层完好，并进行泄漏测试。

3. 管道运行与维护要求3.1. 运行管理管道运行应有专门的管理机构负责，对管道运行过程进行监测和控制。

运行中应定期检查管道的渗漏情况、防腐层状况和金属疲劳情况等，并及时采取补救措施。

3.2. 泄漏报警与控制管道泄漏报警装置应安装完备，能及时发现和报警泄漏情况，并采取紧急措施控制泄漏。

泄漏报警装置应定期检验、维修和更新，保证其功能正常。

3.3. 管道维护管道维护工作包括定期检查和维修。

定期检查要求对管道进行完整性检查、腐蚀检查和泄漏检查等，维修包括防腐补漆、焊接修复等。

维护工作要依据相关规定进行，并进行记录和统计。

4. 应急预案与安全培训要求4.1. 应急预案输气管道应制定完备的应急预案，明确责任分工和应急措施，包括泄漏应急处理、事故报告和交通管制等。

应急预案要经常演练和更新，确保应急处置的及时性和有效性。

4.2. 安全培训输气管道相关工作者应定期进行安全培训，包括具体工作流程、安全操作规程和应急处理等。

培训要重点强调安全意识和安全技能，提高工作者的安全防范意识和应对能力。

5. 管道监测与评估要求5.1. 管道监测管道应定期进行监测，包括输气流量、温度、压力等指标的监测。

CDP-G-NGP-OP-015-2013-1输气管道工程站场工艺及自控技术规定发布稿

进出站截断阀平衡阀公称直径 DN50 DN100 DN150
2) 站内其余阀门的平衡阀宜选用 DN50 双阀组，上游宜选用球阀，下游选用具有节流功能的阀门。
f) 干线越站阀门应设置三阀组平衡阀，其公称直径应满足管线投产需要。三阀组的阀门类型宜为两端球阀，中间为具有节流功能的阀门。
g) 向用户分输调压前后的阀门、管道、管件、汇气管等宜选用同一压力等级。 h) 除下列阀门应采用焊接连接外，其余阀门应采用法兰连接。 i) 清管收发装置上通清管器的球阀、与干线直接相连的球阀。 j) 公称直径 DN≥400 的止回阀、球阀。 k) 埋地安装的阀门。 l) 应设置干线和站场检修用置换气体的接口。 m) 应设置水试压用高点放空口、低点排水口，试压完毕后应用法兰盖或管帽封堵。 n) 下列设备、管道应考虑保温、伴热：
输气站场各类输气工艺站场的总称。其功能包括：接气、增压、清管、分输、调气等。 3.2 首站通常具有过滤分离、气质分析、计量、清管器发送、天然气增压等功能。工艺流程通常应满足外输、清管发送、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足正输计量、增压的需要。 3.3 末站通常具有清管器接收、过滤分离、计量、压力/流量控制及分输等功能。工艺流程应满足分输计量、压力/流量控制、清管接收和站内自用气的需要，必要时还应满足支线清管发送的需要。 3.4 压气站通常具有过滤分离、天然气增压、清管等功能。工艺流程应满足增压外输、清管、站内自用气和越站的需要。 3.5 清管站具有清管器接收、发送及天然气除尘分离等功能。工艺流程应满足清管接收、清管发送和天然气越站的需要。 3.6 分输站通常具有过滤分离、计量、压力/流量控制功能。工艺流程应满足分输计量、压力/流量控制、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足清管接收、发送的需要。 3.7 接收站通常具有分离、计量、调压功能。工艺流程应满足天然气接收计量、调压、站内自用气和越站的需要，必要时还应满足清管接收、发送的需要。 3.8 联络站通常具有相互调气、过滤、计量、流量控制或清管等功能。工艺流程应满足计量及调压控制、站内自用气和越站的需要。 3.9 枢纽站多条输气管道汇集处设置的站场，通常具有相互调气、过滤、计量、流量控制或清管等功能。工艺流程应满足计量及调压控制、站内自用气和越站的需要。

输气站场无人化自动分输技术在西气东输工程的实现

输气站场无人化自动分输技术在西气东输工程的实现西气东输工程输气站场在实际运用过程中会受到人员干预的因素造成天然气运输超载，不稳定的分输工程、天然气分输中断以及天然气剂量不准确等问题。

利用SCADA系统程序，能够有效监控天然气瞬时流量以及电动球阀位置监控，从而实现输气站场无人化自动分输运行，然而在利用无人化自动分输技术过程中，可能会存在一些不足，因此需要提出相应的改进措施，可以有效实现自动分输技术的正常运行。

标签：输气站场;自动分输;西气东输随着我国大力推进清洁能源的发展站略，使天然气行业得到了飞速的发展，天然气管网的建设日渐庞大，天然气管道的输气量也在不断增加。

西气东输工程是我国重要的能源命脉，西气东输工程的输气效率能够影响我国整个天然气行业的能源效益。

西气东输工程自投建以来，其输气模式一直在不断改善，但是一直没有实现无人化控制目标。

科技水平的不断提高以及信息化水平的不断完善，SCADA系统的应用能够有效提升无人化自动分输技术的控制水平，优化人力资源配置，有效提高天然气行业的管理水平和生产效率。

1无人化自动分输系统1.1分输系统西气东输工程的分输系统主要包括手动调节和自动调节两种模式。

手动调节是依靠输气站操作人员直接对所设定的模式进行调节。

自动调节主要分为流量调节和压力调节。

在进行流量调节的过程中，工作人员需要设定流量固定值。

PLC 系统通过流量计所测得的瞬时流量与流量固定值进行对比，从而控制调节阀，使瞬时流量与设定值相符。

进行压力自动调节时，工作人员设置阀后压力值，PLC 系统通过阀后压力变送器所收集到的压力与压力设定值进行对比，从而控制调节阀，使阀后压力值与设定值相符。

目前，西气东输工程利用自动调节模式可以实现无人自动分输。

1.2智能分输在使用无人化自动分输系统过程中，设定梯级开阀完毕后，可以将定时启输切换为智能分输。

智能分输所使用的方法为自适应广义预测控制法，该方法对工艺参数的变化有着较好的适应性，可以有效避免调节阀的频繁开启、相应滞后等问题。

燃气管道施工中技术要求

燃气管道施工中技术要求1.施工前的准备工作：a.准备材料：包括管材、管件、阀门等；b.检查设备：确保施工所需设备的正常运行；c.制定施工方案：根据工程要求和现场情况，制定详细的施工方案。

2.管道安装：a.管道选择：根据工程要求和使用环境的特点，选择合适的管材，如钢管、塑料管等；b.铺设管道：按照施工方案，将管道进行合理的铺设，保证管道布局合理、管道间距符合要求；c.管道连接：采用焊接、螺纹连接等方式，确保连接牢固、密封性好；d.管道支撑：根据管道的重量和使用要求，设置合适的支撑装置，保证管道的稳定性和安全性；3.管道测试与保护：a.管道测试：在管道安装完成后，进行气密性测试、泄漏检测等，确保管道无泄漏，气密性好；b.管道保护：采取措施防止管道受到外力损坏，如设置护栏、增加防腐层等，保护管道的完整性和耐久性；c.安全防范：在施工过程中，要遵守安全操作规范，设置明显的警示标识，保证工作人员的安全。

4.施工记录和验收：a.施工记录：在施工过程中，要进行详细的施工记录，包括材料使用情况、施工质量检测结果等；b.验收：完成施工后，进行验收工作，包括材料验收、管道安装验收等，确保施工质量合格。

5.施工质量控制：a.施工人员：要求施工人员熟悉施工要求和操作规范，具备相关证书和技能；b.材料质量：要求采购符合标准的材料，防止因材料质量不合格导致施工质量问题；c.施工工艺：要求按照标准的施工工艺进行施工，确保施工质量达到要求。

总结起来，燃气管道施工中的技术要求包括施工前的准备工作、管道安装、管道测试与保护、施工记录和验收以及施工质量控制等方面，要求施工人员具备丰富的经验和技能，配合合理的施工方案和标准的施工工艺，以确保管道的安全、稳定和经济运行。

1.燃气场站自动化概述

压缩空气从进气口B进入气缸两活塞C之间中腔间时，使两活塞分离向气缸两端移动，两端气腔的空气通过气口 (A)排出，同时使两活塞(C)的齿条同步带动输出轴(D)(齿轮)逆时针方向旋转 90度。可以从两端调整微量角度，松动螺母(E)用内六角扳手拧动调节螺栓 (F)调整所需角度,锁紧螺母(E)。反之压缩空气则从气口(A)进入气缸两端气腔时，使两活塞向气缸中间方向移动，中间气腔的空气通过气口(B)排出，同时使两活塞(C)的齿条同步带动输出轴(D)(齿轮)顺时针方向旋转90度。
单作用
压缩空气从气口(B)进入气缸两活塞(C)之间中腔时，使两活塞分离向气缸两端方向移动，迫使两端的弹簧压缩，两端气腔的空气通过气口(A)排出，同时使两活塞(C)的齿条同步带动输出轴(D)(齿轮)逆时针方向旋转90度。在压缩空经过电磁阀换向后，气缸的两活塞在弹簧的弹力下向中间方向移动，中间气腔的空气从气口(B)排出，同时使两活塞(C)的齿条同步带动输出轴(D)(齿轮)顺时针方向旋转90 度。可以从两端调整微量角度，松动螺母(E)用内六角扳手拧动调节螺栓(F)调整所需角度,锁紧螺母(E)。
熟读电气接线图根据接线图可以清楚明白的看到每一个自动化
设备与控制系统连接的路径，一般仪表出现问题主要是线路上的问题。如一些接头是否虚接，防雷端子或者保险端子是否损坏等等。可以掌握整个自动化控制系统的结构组成。
以其中一个温度变送器为图例
以一个电动球阀的数字量输出线路的图例
RTU即Remote Terminal Unit的缩写，中文译为远程终端装置。RTU尚无统一行业标准，一般来说符合下列技术特征的控制设备，均可称之为RTU：
⑴标准的编程语言环境； ⑵极强的环境适应能力，工作温度-40℃—70℃，环境湿度5%—95%RH； ⑶极强的抗电磁干扰能力； ⑷多种标准通信协议； ⑸丰富的通信接口、支持多种通信方式（比如数传电台、GPRS等)、通信距离

西气东输管道系统的自动控制技术

设备运维西气东输管道系统的自动控制技术李彪（中国石油西气东输管道公司山西管理处，山西太原030000）摘要：西气东输管道系统属于长距离的管道输气系统，将天然气生产现场处理合格的天然气经过压缩机增压后，进入到输送管道系统，输送给沿线的用户。

为了提高管道系统安全输气的效率，加强对管道系统的自动控制技术的研究，提高管道的自动化程度，避免发生管道泄漏事故的发生，达到设计的输气效率。

关键词：西气东输管道系统；自动控制；技术西气东输管道系统流经的区域地质条件相差比较悬殊，给管道的运行带来不利的影响。

为了保证管道系统安全运行，需要合理设计管道系统，结合管道系统的自动化技术措施，达到自动控制管理的效果。

降低管道管理人员的劳动强度，提高安全输气的效率。

1西气东输管道系统的安全运行西气东输系统经过数个省市和地区，为了保证管道系统的安全运行，对管道系统的管道和地面站进行自动控制和管理，保证管道的输气参数达到最佳的状况，达到长距离管道输气的技术要求。

西气东输系统的自动控制包括SCADA系统的应用，站场的仪表和自动控制技术的应用，结合长距离输气管道系统的特点，在长距离管道输气系统的面积上，进行生产运行参数的采集，保证现场的各种设备安全运行，达到设计的运行效率，满足长距离管道输气的需要。

加强对西气东输系统的管理，才能保证整个管道系统安全运行，利用自控系统的功能，保证长距离管道输气系统正常运行，及时通过报警、预警系统，对出现的安全风险问题，进行报警提示，连锁整个长输管道系统的管理层，实施远程的控制和管理，杜绝发生严重的安全事故，影响到长输管道的正常运行。

2西气东输管道系统的自动控制技术对西气东输管道系统的自动控制技术进行创新研究，不断完善自控系统，提高长距离输气管道的自动化程度，降低人为的故障状态，降低长输管道的运营成本，进而提高长距离管道输气系统的经济效益。

2.1SCADA系统的应用SCADA属于长距离输气管道生产运行参数的实时采集系统，对管道系统的运行参数实时上传，动态显示工艺流程的运行状况，及时发现管道系统存在的安全隐患问题，采取应急的处理措施，避免发生严重的泄漏事故，而影响到长输管道的安全。

输气管道安全技术要求模版

输气管道安全技术要求模版一、管道设计安全技术要求1. 管道设计应符合国家相关规范和标准，保证管道在正常运行条件下的安全性和可靠性。

2. 管道设计应考虑可能出现的各种工况，包括设计压力、温度、流量等参数的合理选择，以及管道材料、防腐保温措施的合理设计。

3. 管道设计应符合管道排列、支架设计和管道间隔等要求，确保管道的稳定性和可靠性。

4. 管道设计应考虑可能发生的应力和变形，合理设置补偿器、膨胀节等装置，以减少因温度变化引起的应力和变形对管道安全性的影响。

二、管道建设安全技术要求1. 管道建设过程中应选用符合国家相关规范和标准的管材、管件和连接方式，确保管道建设的质量和稳定性。

2. 管道施工应按照管道设计要求进行，保证各项工艺参数的正确设置和管道连接的可靠性。

3. 管道施工应严格按照相关安全技术要求进行，对焊口、钢构件和支架等部位进行质量检验和验收，确保施工质量符合规范要求。

4. 管道施工过程中应加强对地下管道的防腐保护工作，采取有效措施防止地面沉降等地质灾害对管道的损坏。

三、管道运行安全技术要求1. 管道设备应定期进行检查和维护，包括管道本体、阀门、仪表和附属设备等，确保其良好运行状态。

2. 管道运行人员应经过专业培训，具备操作和应急处理能力，能够熟悉管道设备和仪表的使用方法和技术要求。

3. 管道设备和仪表的监测系统应设置完善，能够实时监测管道的压力、温度、流量等参数，及时发现异常情况并采取相应的措施。

4. 管道运行中应定期进行泄漏检测，对可能存在泄漏的部位进行维护和修复，确保管道的运行安全。

四、管道应急处理安全技术要求1. 管道应急处理人员应具备必要的应急处理技能和知识，能够迅速判断和处理各类突发情况，保障人员和设备的安全。

2. 管道应急处理人员应定期进行模拟演练和培训，提高应急处理能力和反应速度，确保在紧急情况下能够高效、准确地进行应急处理。

3. 管道应急处理方案应定期更新和完善，与相关部门进行紧密配合，明确责任分工和协作流程，确保管道应急处理工作的有效性和安全性。

输气管道工程设计规范

输气管道工程设计规范1 总则2 术语3 输气工艺3.1一般规定3.1.1 设计年工作天数应按3.1.2123453.1.33.1.4规范》3.1.53.1.63.2.212343.2.3 工艺设计中应合理利用气源压力。

当采用增压输送时，应结合输量、管径、输送工艺、供电及运行管理因素，进行多方案技术经济必选，按经济和节能的原则合理选择压气站的站压比和确定站间距。

3.2.4 压气站特性和管道特性应匹配，并应满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。

再正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。

3.2.5 具有分输或配气功能的输气站宜设置气体限量、限压设施。

3.2.6 当输气管道起源来自油气田天然气处理厂、地下储气库、煤制天然气工厂或煤层气处理厂时，输气管道接收站的进气管线上应设置气质监测设施。

3.2.7 输气管道的强度设计应满足运行工况变化的要求。

3.2.8 输气站宜设置越站旁通。

3.2.9进、出输气站的输气管线必须设置截断阀，并应符合现行国家标准《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的有关规定。

3.3 工艺设计与分析3.3.1 输气管道工艺设计至少应具备下列资料：1 管道气体的组成；2 气源的数量、位置、供气量及其可变化范围；3 气源的压力、温度及其变化范围；4 沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求。

当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；5 沿线自然环境条件和管道埋设处地温。

3.3.2 输气管道水力计算应符合下列规定：1 当输气管道纵断面的相对高差Δh ≤200m 且不考虑高差影响时，应按下式计算：（3.3.2—1）2 （3.3.2—2）（3.3.2—3）h ∆——输气管道计算段的终点对计算段起点的标高差（m ）；n ——输气管道沿线计算的分管段数。

计算分管段的划分是沿输气管道走向，从起点开始，当其中相对高差≤200m 时划作一个计算分管段。

i h ——各计算分管段终点的标高（m ）； 1-i h ——各计算分管段起点的标高（m ）； i L ——各计算分管的长度（m ）；g ——重力加速度，取9.81m/s 2；a R ——空气的气体常数，在标准状况下（0P =0.103125MPa ，T=293K ）,a R =287.1m 3/（s 2.K ）。

天然气输配站自动控制系统方案设计

1绪论1.1天然气输配技术的发展自国家提出西部大开发战略决策以来，西起塔里木东抵上海的“西气东输”天然气管道系统，以及西起四川川东北东抵上海的“川气东送”天然气管道工程，引起了国内外广泛的关注。

它们的相继建成极大的改善了我国的能源结构，有效的治理大气污染，同时带来了更为显著的经济效益。

我国有丰富的天然气资源，全国新一轮资源评价结果认为：目前，我国有超过47万亿m3天然气资源量，丰富的天然气资源为我国大规模地利用天然气提供了可能。

随着我国天然气事业的不断发展以及对环保事业的不断推进。

天然气将成为我国未来的主导能源，与之密切相关的天然气输配技术必将同时得到极大的发展。

天然气输配技术的发展一直是关系着国计民生的大事。

随着我国经济的迅速发展，以及城市化进程的不断推进，城市人口的增多带来了天然气用气量的猛增；加之国家对于环境保护的日益重视，加大了天然气在能源结构中的比重。

近年来国家和政府都对天然气的发展加大了投资力度，从国外引进并自己消化吸收创新了一系列先进的设备和先进的工艺技术。

这些先进的工艺技术无疑对控制系统的升级提出了更高的要求，但是由于历史和现实的种种原因，我国天然气控制系统到目前为止的总体发展水平和国际上的先进水平还有不小的差距，发展也不均衡。

特别是一些旧的监控系统在目前的网络时代、计算机时代所暴露出来的问题更多，濒临淘汰。

所以在吸收国外先进经验和充分了解工艺过程的基础上研制和开发性价比更高的天然气输配站计算机自动控制系统产品已是一个迫切的问题。

1.2天然气输配技术现状目前天然气输配站的站控系统大多采用二次仪表系统，主要的功能如下：现场的压力、液位、温度通过现场各种变送器将信号传至表盘上的无纸记录仪显示、记录，报警信号由闪光报警仪发出声光报警。

如有情况发生，可通过设在现场及表盘上的紧急切断按钮手动对每个切断阀分别实现控制室和气化站现场的两地快速切换控制；为了便于事故状态时能够同时切断所有的快速切断阀，还设计了一个盘装总控制按钮和一个现场总控制按钮，以分别实现在控制室和现场对所有的切断阀的同步快速切断控制。

输气管道设计规范--GB50251-2003

1 总则1．0．1 为在输气管道工程设计中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量，制订本规范。

1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。

1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则：1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系；2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果；3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。

1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。

2 术语2．O．1 管输气体 pipeline gas通过管道输送的天然气和煤气。

2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project用管道输送天然气和煤气的工程。

一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。

2．O．3 输气站 gas transmission station输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。

2．O．4 输气首站 gas transmission initial station输气管道的起点站。

一般具有分离，调压、计量、清管等功能。

2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station输气管道的终点站。

一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。

2．O．6 气体接收站 gas receiving station在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

2．O．7 气体分输站 gas distributing station在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

2．O．8 压气站 compressor station在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。

天然气管道输送自动化与控制技术研究

天然气管道输送自动化与控制技术研究发布时间：2022-10-23T08:23:29.774Z 来源：《科技新时代》2022年10期作者：王路轩[导读] 文章首先围绕输送条件、传统模式等方面，探讨了天然气管道输送自动化与控制技术的应用背景王路轩巴州洪通能源有限公司新疆库尔勒市 841000摘要：文章首先围绕输送条件、传统模式等方面，探讨了天然气管道输送自动化与控制技术的应用背景。

其后，结合特点、配置、设计等部分，分析了现阶段天然气管道输送自动化与控制技术的应用情况。

最后，对天然气管道输送自动化与控制技术的未来发展进行了展望，并提出了合理可行的优化建议。

关键词：天然气管道；自动化控制；智能化引言：在石油气工业的长期发展中，技术始终扮演着促生产、保安全的关键角色。

现阶段，自动化控制技术在我国工业领域的应用普及程度日益提升，其对于天然气管道输送质量与安全的保障价值也逐渐受到业内人士的高度关注。

基于此，有必要对天然气管道输送的自动化控制技术展开探究讨论。

一、天然气管道输送自动化与控制技术的应用背景天然气管道输送在石油气工业领域中极为重要，其主要包括天然气的生产、加工、升温、加压、储运、分配等多个环节，具有较高的专业性与复杂性。

在此基础上，天然气管道输送作业大多具有长距离、大范围、多节点的特点，且所处的环境条件较为复杂，因此很容易出现管道泄漏、设备故障等负面问题，继而形成相应的经济风险与安全隐患。

结合行业经验来看，当天然气管道输送的稳定性受损时，气体流速、气体流量、管内压力、设备状态等指标势必会出现异常。

所以，通过有效的监控手段可实现输送过程中风险隐患的感知排查与反馈处理。

在传统时期，人们通常采取人工检测、电气控制的方式对天然气管道进行输送监控，但这种方式往往表现有一定的滞后性和低效性，对于风险隐患的应对能力并不理想。

对此，将优质高效、实时反馈的自动化控制技术应用到天然气管道输送管控实践中，具有高度的价值性与必要性[1]。