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1、监控与数据采集系统(SCADA系统)第一章 SCADA系统的构成与功能1.1 概述目前，仪表自动化系统发展方向是仪表数字化、先进控制软件技术实用化、计算机网络化以及发展计算机监督控制和数据采集系统(SCADA，Supervisory Control And Data Acquisition)，以适应石油、化工工业发展的需要，取得更大的经济效益。监控和数据采集系统(SCADA)在国内外已得到广泛的应用，取得了明显的经济效益。监控和数据采集系统(SCADA)主要由远程终端设备(RTU)、主站计算机(包括硬件和软件)、操作人员数据显示和控制盘及有关的外围设备等部分组成。该系统是一个分级控制系统，这一
2、系统将仪表、计量，检测及各类控制阀门，通过RTU结合在一起。另外，还包括在主站计算机与远端的数据处理计算机之间建立接口及应用软件。我国铁大线和东黄复线引进的SCADA系统达到国外80年代中期水平。目前监控和数据采集系统(SCADA)已成为管道自控系统的基本模式。 SCADA系统一般由设在管道控制中心的小型或超级微型计算机，通过数据传输系统对设在泵站、计量站或远控阀室的远程终端装置(RTU)定期进行查询，连续采集各站的操作数据和状态信息，并向RTU发出操作和调整设定值的指令。这样，中心计算机对整个管道系统进行统一监视、控制和调度管理。各站控系统的核心是RTU或可编程序控制器PLC它们与现场传感器
3、、变送器和执行器或泵机组、加热炉的工业控制计算机等连接，具有扫描、信息预处理及监控等功能，并能在与中心计算机的通信一旦中断时独立工作。站上可以做到无人值守。SCADA系统是一种可靠性高的分布式计算机控制系统。 SCADA系统的概念是60年代中期开始形成的。当时，主控站能够与远控站进行通信并对其进行控制。那时的SCADA系统采用固态逻辑线路、硬布线扫描器、大型模拟显示盘及在预定的表格上打印报表的打印机等。这种系统主要起监视作用，而管道运行管理的大部分工作需由调度人员完成。当时的系统不灵活而且故障率高。 70年代，大规模集成电路研制成功，低功耗存储器出现，小型、微型计算机的应用及软件开发，使SCA
4、DA系统的硬件和软件水平均有较大提高。开发出来标准的SCADA软件包已初步具有数据库管理、显示生成和记录生成的功能。70年代中期，可编程序控制器PLC开始应用于输油管道。PLC是一种给系统提供控制和操作的电子装置，专为在工业环境下使用而设计。它采用可编程序的存储器，可以执行逻辑、顺序、计时、计数或演算等功能，通过数字或模拟输入/输出，控制各种形式的工艺过程。它运行可靠，维护、检修方便，特别适于在长输管道SCADA系统的站控级使用。PLC在输油管道上应用发展迅速，并有逐渐耿代早朋的远程终端装置RTU的趋势，而生产RTU的厂家也在不断提高其产品的性能，引入微朴理机并扩大功能。 80年代初，16位微
5、处理机问世，智能RTU及功能更强的PLC出现。 SCADA系统主机向容量更大、功能更强、价格更低的方向发展，人机对话、数据检索能力、硬件可靠让进一步提高，管道控制及实时模拟软件开发等，使SCADA系统功能更强，更加可靠和灵活。 90年代，管道自动化向着智能化发展。“智能RTU配上先进的软件能在现场进行集散式控制。SCADA系统由集中控制。集中管理的方式发展成集中管理、分散控制。控制中心的主机更多地用于数据采集与分析，常常不必以实时方式运行。“智能RTU能在现场存储、处理数据，即使失去通信联系后，仍能保持监控的响能，这进一步提高了系统的可靠性。随着计算机及软件技术的发展、人工智能和专家系统技术的
6、应用，SCADA系统的功能将更加扩充和完善。1.2 SCADA系统的构成管道工业所采用的SCADA系统的配置形式如图1所示。它一般由远程终端装置RTU或PLC)、控制中心计算机系统、数据传输及网络系统、应用软件组成。 图1 SCADA系统结构 SCADA系统控制中心的主计算机经常按冗余(双机)方式配置，双机互为热备用。主机可以与控制中心的操作员控制台及安装在站场的RTU进行通信。控制中心的操作人员能够在控制台通过彩色显示终端CRT及带键盘的终端，监视系统运行状态向RTU发出操作命令，实现对管道系统的遥控。该系统的外围设备，如彩色显示终端、打印机等，均可为两台主机共享。一旦在线主机发生故障，外部
7、设备即可自动地切换到备用的主机上。 系统中还装有一台或几台以微处理机为核心的工程师终端，配有CRT、键盘和打印机，用来进行程序编制、修改，工程计算和管理等。它与备用主机共用文件。 现在，一台主机可以与上百台或更多的RTU进行通信并对其进行控制。主机监控RTU的数量，取决于主机的存储容量大小。通过以微处理器为基础的通信控制器，通过调制解调器(MODEM)及通信线路来控制系统的通信。通信线路可以是电话线路、微波线路、光纤或卫星线路。 现代SCADA系统是一种集散型控制系统(Total Distributed Control System)，其控制层次通常分为三级：控制中心级、站控级及设备控制级，在
8、一些大型系统中还设有分控制中心这一级。这种结构体现了集中管理、分散控制的现代大系统控制原则，特别适用于油气长输管道这种分散性大系统的运行管理和控制。控制中心级对全线进行集中监视、控制和调度管理，站控级的任务是对输油站进行控制，设备控制级是对泵机组、加热炉、阀门等设备进行就地控制。 自动化仪表包括检测仪表、变送器和执行器等，是计算机控制系统的基础部分。各种检测装置是监控与数据采集系统的数据源。检测的准确性直接影响监控的有效性。应根据安全可靠、经济合理的原则选择仪表、变送器等的类型，其检测精度及安全防爆性能等应满足使用要求。1.2.1 控制中心计算机系统 控制中心的主计算机是SCADA系统的核心。
9、要求系统具有很高的可靠性，故采用全冗余结构、热备用运行。国外供SCADA系统选用的计算机型号很多，目前多采用小型机，对一些小规模系统也可采用档次较高的微机。 系统的主机、外存储器、通信控制器、外围设备接口、彩色显示终端、系统文件打印机等全部设置两套。一台主机在线监控，另一台处于热备用状态，可进行程序开发等工作。正常时，主机定时把数据送入备用计算机的内存储器中。一旦检测到主机或相关设备出现故障，传输即中断，使主机自动脱离在线控制，由备用机代之。外围设备也自动切换到备用机上。这种切换也可以手动进行，以便定期维护主机及相关设备。1.2.2站控计算机系统 长输管道的自控对象除了过程变量如压力、温度、流
10、量、液位等以外，较多的是位式控制，如阀门的开关，机泵的启停、事故跳闸等。它们都不是一般的开关、启停，设备的动作必须按一定的逻辑顺序。设置在站场或所监控设备处的控制装置必须具备较强的逻辑功能、通信能力和数据处理能力。远程终端装置RTU与可编程序控制器PLC就是SCADA系统站控系统常采用的站控装置。对于小规模站，也可采用小型PLC或以微处理器为基础的各种数字控制器。 在SCADA系统中，控制中心对各站场的控制是由各站控系统分别实施的。控制中心对站场发出一个做什么的指令，而如何去完成指令则由站控系统实施，故它是SCADA系统中一个很重要的控制级。为了提高其可靠性，站控系统的RTU或PLC多数采用双
11、机冗余配置，热备用运行。 1.远程终端装置(RTU) RTU是传统的SCADA系统的基础。以微处理机为基础的RTU逐步发展成为具有控制中心一部分功能的智能终端装置，称“智能RTU。它可以是SCADA系统的一个组成部分，也可以独立操作。“智能RTU具有以下特点：能在现场处理数据，即使与控制中心失去通讯联络后，仍能保持监控功能，自动对控制进行决策，独立完成操作。为节省通信费用，采集的数据可以在现场储存，定期由主机取回报告。由于“智能RTU的问世，使集中控制的SCADA系统发展成先进的集散型控制系统。 目前生产的RTU，每台输入输出点达2000个，PID控制回路达32个，内存储器可达128k。2系统
12、图2 站控计算机系统配置框图*可选择的；M调制解调器典型的站控计算机系统配置如图2所示。站控系统的PLC采用双机冗余配置，互为热备用，切换自动进行。需要时站内可设置一台工业用微机作为站控PLC的上级计算机，对其进行控制和管理。站操作台可配置显示终端CRT、打印机等外部设备。与重要生产装置如泵机组、加热炉的控制装置的输入/输出接口也可采用冗余配置。 1.3 SCADA系统的通信网络SCADA系统网络包括控制中心主计算机网络、主计算机对RTU(或PLC)网络(数据传输系统)及就地RTU网络，用于实现系统的通信。1.3.1主计算机网络它采用具有分接头的基带同轴电缆将主计算机、存储器、打印机及显示终端
13、相互连接起来进行通信。常采用“以太网”，这是采用总线结构的局部计算机网络。信息在总线上的传输速度为10兆位每秒(10Mbps)。总线的分布范围为500m左右，最大距离达2500m。1.3.2数据传输系统SCADA系统的数据传输系统由通信控制器(CCM)、调制解调器(MODEM)及通信线路组成。通信控制器是数据通信的枢纽，实现主计算机与通信线路、RTU的连接。调制解调器完成远距离数据通信所需要的调制解调功能：将数字信号转换成适于传输的模拟信号，经过信道传输后，再转换成原来的数字信号。在数据传输系统中，经常采用电话线、微波及卫星线路及光纤线路等。 (1)微波通信 油气管道上微波通信应用广泛，有成熟
14、的设计、施工及运行经验。它的主要优点是投资省、通信容量大，可靠性高、建站较灵活。其中继站距离比光纤通信短。 (2)光纤通信 70年代后期光纤通信得到迅速发展。它的载波介质是光而不是电，故不受外界电磁干扰，传输速率高，通信容量大，保密性好。光纤的抗腐蚀能力强、重量轻，可以可以与管道同沟敷设，是长输管道的最佳通信方式之一。但目前光纤通信系统投资较高，在长输管道上的应用还缺乏足够的经验。 (3)卫星通信 长输管道上应用的甚小天线地球站卫星通信系统即VSAT(Very Small Aperture Teminal)系统是一种可以传输话音、数据、图象等信息的通信系统。它包括通信卫星，主地面站和甚小口径终
15、端VSAT。长输管道SCADA系统中多采用双反射系统，如图3所示 VSAT将远程终端装置RTU送来的信息发射给通信卫星，卫星将信息送至主地面站，主地面站又通过卫星将这些信息传送到与SCADA系统控制中心相连的VSAT。 图3 双反射卫星通信系统卫星通讯的优点之一是投资与通信距离无关，特别适用于长输管道这种通信距离长，范围大的情况。 VSAT网的通信费用比微波、光纤的费用低，扩容费也较便宜，故国外许多管道公司在新建或改建管道时常采用卫星通信。早期的卫星通信多采用C波段(40006000MHz)。从80年代后期开始，大多数VSAT系统采用Ku波段(1200014000MHz)，提高了传输速度，但系
16、统费用较高。(4)高频无线电通信 为了进一步提高通信系统的可靠性和灵活性，为SCADA系统和重要的调度通信提供备用通信手段，为巡线、抢修提供移动通信手段，常采用高频无线电通信。它用于短距离通信时是最经济的。根据频带划分，长输管道采用的无线电系统有甚高频(VHF)和特高频(UHF)两种，VHF的频带范围为30300MHz。 1.4 软件SCADA系统的功能和灵活性在很大程度上取决于所采用的软件。SCADA系统计算机软件一般可分为三个主要部分：计算机操作系统软件、SCADA系统软件，应用软件。SCADA系统为实时系统，需有专门的计算机操作系统才能在实时环境中工作，这些操作系统软件一般由计算机制造厂
17、商提供。 SCADA系统的系统软件一般包括：远程终端查询软件、数据采集软件，传送指令软件、建立及管理实时数据库软件、CRT显示、记录报警，报告生成软件及运行调度决策指导软件等。系统软件一般由研究开发SCADA系统的专业公司提供。应用软件主要包括：动态模拟软件、泄漏检测定位软件、水击动态分析软件、优化运行控制软件、清管器跟踪软件、批量/组份跟踪软件飞培训模拟软件等。国外有一些软件公司从事管道模拟软件的开发。在SCADA系统的站控系统也需要一些小型的站计算机操作系统软件及应用软件，如站系统的数据处理软件、泵机组或设备控制软件、与控制中心和其它站联系的通信控制软件等。它们一般由SCADA系统的设计与
18、应用者开发。1.5 SCADA系统的功能 1.5.1控制中心主计算机系统的功能(1)监视各站的工作状态及设备运行情况，采集各站主要运行数据和状态信息。主要有：检测量：进出站油温、油压；首站、末站和计量站流量；输油泵机组(包括原动机及辅机)的有关数据；油罐液位、油温及储油量；加热设备进出口油温、油压及流量，燃料油压力及流量；泵站出站压力调节阀的开度及阀前、后压差；站母线电压、输油泵电机电流等。 报警信号：原油进站压力过低，出站压力过高；油罐液位(高、低)超限、停电；输油泵机组故障停运；加热炉进出口油压差值过大；出站调节阀故障；输油泵机组轴承温度过高，振动量过大；安全阀、泄压阀动作等。状态量：输油
19、泵机组、加热炉、出站调节阀和主要阀门的运行状态。 监视过程是以扫描方式进行的，即按一定顺序依次对各站的RTU进行查询。若发现某站的运行状态异常或运行参数超限，则通过屏幕显示及打印机打印自动报警。(2)根据操作人员的要求或控制软件的要求向RTU发出操作指令，对各站场进行遥控。主要有：输油泵程序启动、停运； 阀门开启、关闭；加热炉远方停炉；出站压力的控制：控制出站压力调节阀的开度或泵机组的转速(仅对调速电机、燃气轮机及柴油机而言)；出炉(或换热器)原油温度控制等。(3)根据操作人员的要求，在CRT上随时提供有关管道系统运行状态的图形显示及历史资料的比较和趋势显示。(4)按规定时间间隔记录和打印各站
20、的主要运行参数及运行状况报告。(5)记录管道系统所发生的重大事件的报警、操作指令等。(6)运行有关的应用软件，对水击、检漏、清管、批量跟踪等工况进行监测、控制。1.5.2 站控系统功能 (1)过程变量巡回检测和数据处理； (2)向控制中心报告经选择的数据和报警； (3)提供运行状态、工艺流程、动态数据的画面、图象显示、报警、存储、记录、打印；(4)除执行控制中心的控制命令外，还可独立进行工作，实现PID及其它控制；(5)实现流程切换；(6)进行自诊断程序，并把结果报告控制中心；(7)提供给操作人员操作记录和运行报告。1.5.3 数据传输系统功能SCADA系统的数据传输系统是一个重要的环节。它利
21、用各种通信线路，把主计算机与分散的RTU有机地连接起来，实时进行数据信息的交换和处理。第二章 矿场集输及处理过程中的SCADA系统天然气集输及处理过程中的SCADA系统，是利用现代计算机及通信网络技术对天然气矿场集输，及处理，即对井口采集、矿场预处理到天然气净化全过程进行的集中调度、过程控制和生产管理。该系统的应用有利于实现以效益为中心的科学调度，保证生产过程的安全、连续运行，优化生产过程工艺参数，降低生产能耗及原材料的消耗，以及减少生产人员，实现现代化的管理目标。调度管理控制中心及区域站的配置是以以太网技术为基础的计算机网络和先进的监控及信息处理设备；根据气田实际情况，现场控制设备宜在井口采
22、用RTU、集配气站采用PLC、天然气处理厂采用DCS系统。2.1 SCADA系统网络结构根据现有生产管理模式，SCADA系统一般采用二级控制和二级管理机制。二级控制为：现场控制 层、集气站和处理厂控制层(或为生产控制中心级)；二级管理层为：气田生产调度管理中心、总指挥部监视调度管理中心(该中心本不属于矿场范围的内容，但考虑到SCADA系统的完整性，故也在这进行介绍)。管理层不负责对具体设备实施操作控制。管理模式见图4，系统总体结构框图见图 5。 应使SCADA系统具有数据采集、储存和处理，监视、控制功能，为优化决策服务。其网络结构应以星形分枝状网络拓扑结构为主，网络系统应是符合ISO标准规定的
23、开放型系统。二层控制级和二层管理级系统由上级总调度管理中心、气田调度管理站、生产控制中心和井站控制这四个等级组成。 图4第一级总调度管理中心设置在全国各地区分公司的生产调度中心。通过各个气田生产控制中心上传的数据和信息对各井口、集输站场及各天然气处理厂的运行状态进行监视和管理，对各种数据和信息 进行综合检查、分析做出判断。设置在线模拟软件，建立综合气田模型，对整个气田生产过程进行优化处理，提出优化决策，进行综合调度。 图 5 总体系统结构框图同时根据决策给气田调度管理站下达控制指令和生产计划决策指令。本级还包括与全分公司MIS系统的连接，以便使气田开发生产的数据和信息提供给分公司的管理部门及领
24、导使用。同时可以与地质数据连接，将油气藏获得的数据与地面开发数据结合起来，给地质研究提供宝贵的资料。第二级气田调度管理站设置在分公司下属的二级单位或作业区的生产管理调度室。气田调度管理站的主要任务是根据该区域所管辖范围内的各气田(即包括气田的集气站和天然气处理厂)上传的所有生产数据和信息进行监视和生产管理。同时对集气站和天然气处理厂之间进行协调管理。并根据分公司的调度指令对集气站及天然气处理厂下达生产指令。如果该二级单位或作业区只有一座生产控制中心，气田调度管理站可与生产控制中心合建。第三级生产控制中心设置在气田集输站场和天然气处理厂的中央控制室。包括站控制系统SCS和天然气处理厂的DCS组合
25、而成的综合控制系统。这级是主要的生产监视控制级， 对RTU/PLC或DCS控制模块的上传数据及信息进行处理、储存，对生产过程进行集中监视、。操作、控制。同时将数据和信息通过联网传至区域调度管理站，并将站场及处理厂的全部数据和重要信息通过通信系统上传至总调度管理中心。上级对站控系统及处理厂下达的指令，由生产控制中心的控制操作人员确认后执行。工厂与场站之间控制系统的相对独立既减少了它们与RTU之间的数据通信量及主控机的负荷， 使得整个SCADA系统的监视控制机制更加灵活可靠。生产控制中心由值班人员实施24小时监控，进行必要的运行操作和控制。第四级井站控制级设置在井场、阀室、阴级保护站和其他无人值守
26、的集配气站等生产场所。通过现场安装的RTU对工艺参数和生产过程进行数据采集、控制，同时将采集处理的数据上传至生产控 制中心计算机系统(可设置就地手动或遥控功能)。井口、阀室和阴级保护站为无人值守。2.2 系统结构及机型选择网络结构确定之后，系统结构组成是一个重要而又复杂的问题，它关系到系统的容量、运行速度、可靠性和操作维护等一系列事宜。系统结构组成应根据生产规模、控制对象的特点、工艺过程复杂程度和管理体制来决定。以下按大型的气田开发生产规模，现有一些天然气处理厂存在的情况来叙述。1 总调度管理中心的系统结构 总调度管理中心是上级调度部门对所属各气田生产装置的生产过程进行实时监视和管理。该系统是
27、以调度管理为核心，需要接受和处理经过生产控制中心加工处理的重要数据和信息上传到调度管理中心，或发布重要的指令进行综合调度并将有关信息传送给总的油气田信息管理系统(MIS)及油气田地质开发数据网等。该系统数据量大、数据处理工作量多、对集输及处理生产的全局性影响大的特点，因而显得特别重要。故这一级系统需设置高等级的服务器、操作站、工程师站、模拟站、培训站，并设置高等级的投影仪和视频监控系统。服务器宜选用64位的小型计算机服务器机型，而操作站、工程师站、模拟站、培训站使用的计算机均宜选用32位的微型计算机。系统按非冗余设置，与外部连接部位设置防火墙。操作系统软件：服务器可采用UNIX操作系统服务器软
28、件；操作站、工程师站、模拟站、培训站系统可采用Windows 2000或XP操作系统软件。除采用完整的SCADA系统软件外，还须设置与气田 开发和管网运行有关的模拟应用软件，以及调度管理的专用软件。系统结构见图 6。 图 6 站控系统配置图2区域调度管理站系统结构区域调度管理站系统设置WEB服务器、显示终端，服务器选用32位的微机级服务器，区域管理显示终端选用32位的微型计算机。系统按非冗余设置，采用的操作系统为Windows 2000或XP，并；配置相应的应用软件即可。3生产控制中心系统结构生产控制中心系统实施对天然气处理厂及场站的生产过程进行监视、控制，是生产过程操作，控制的中心，关系到安
29、全生产的重要环节，系统设置至关重要。该系统设置服务器、操作站，工程师站、培训站，并设置视频监控系统和投影仪。服务器宜选用32位微机级服务器，操作站、工程师站、模拟站、培训站使用的计算机均宜选用32位的微型计算机。系统按冗余设置，操作站采用一机双屏显示。操作系统软件：服务器采用Windows 2000服务器软件；操作站、工程师站、培训站采用Windows 2000或XP操作系统软件。除采用完整的SCADA和DCS软件外，这级可考虑设置生产过程优化软件，还配置RTU/PLC连接软件和系统组态软件。系统结构见图7。4井口及场站控制系统结构井口及场站控制系统是对井口装置及集配气站场进行数据采集、处理和
30、控制，该系统设置RTU或PLC，除生产过程复杂的井站外，一般可不设置操作用计算机。根据井口、场站数据量的多少、井站的重要程度来考虑RTU/PLC是否按冗余设置。系统结构见图148。井站配置软件为RTUPLC软件。该站场为无人操作站。5关于ESD系统的设置对于天然气集输及处理生产规模大、生产工艺复杂、有大型气体处理厂的场合，气田井站、集输配气站、气体处理厂的紧急连锁系统应独立设置，并由专用的ESD系统来实施。为确保生产安全，采用专用的ESD系统，具有更高的可靠性，当然投资费用会有较大的增多。但要求ESD系统与SCADA系统相连接。图 7 生产控制中心配置框图图 8 站控系统配置图对于天然气集输及
31、处理生产规模较小、生产工艺简单、没有气体处理厂的场合，进入紧急连锁系统的信号少，输出信号也少，紧急连锁关系也简单，而且当前的计算机控制系统已经非常可靠，只要 DCS或PLC及操作站按冗余设置，即可确保紧急连锁的可靠运行，该场合可以不设置专用的ESD系统。2.3各级的配置及功能1总调度管理中心总调度管理中心是矿场集输及处理生产的决策机构和指挥管理中枢，是整个SCADA系统的最高监视和管理层。在生产过程控制和生产管理中起全局性的重要作用。调度控制管理中心系统组成见图 5。 1 )系统职能 (1)监视生产过程中的主要工艺参数，了解实时生产运行情况。 (2)通过动态流程图和趋势图画面，显示各气田的集输
32、场站和天然气处理厂的工艺参数、安全运行状态，进行集中监视，控制和管理。(3)收集，处理各种生产数据，建立一套完整的历史数据库。(4)建立报警及事件记录，根据优先级别进行各种声光报警、显示。(5)进行报表数据的统计处理，并按时自动打印各种报表。(6)建立工艺系统模型，在线运行模拟软件，对工艺运行参数进行优化处理，对生产运行状况进行预测预报，为管理、决策提供依据。 (7)按照指令，制定集输及处理生产运行方案，下达调度指令，进行生产调度。 (8)向各管理部门传送历史和实时数据，并接收来自相关部门或系统的有关信息。 (9)进行系统培训和功能开发。2)系统配置总调度管理中心可采用合符标准要求的TCP/I
33、P 100BaseT交换式快速以太网技术。为保证SCADA系统长期、可靠运行，配置合理的网络结构与完善的软件支持，以充分发挥其网络功能：资源共享，使网络中所有用户共享全部或部分资源，实现硬件、软件和数据的共享；能将分散的终端数据进行实时和集中处理；100BaseT交换网络可提供高可靠性和高网络数据传输速度。 (1)系统硬件配置：总调度管理中心计算机网络配置采用64位多CPU双机容错磁盘阵列服务器。多台高性能的图形工作站(即操作用计算机)，可分别同时监视各气田的生产运行画面，配置模拟计算机用于气田开发模拟决策和运营管理，同时配置大屏幕显示器和培训计算机。系统支持1000Mbps快速冗余以太网，具
34、有交换功能的集线器、广域连接的路由器、远程访问的网桥/多路复用器。按需要配置报表打印机、拷贝机、可擦写光驱等。(2)系统软件配置：总调度管理中心网络系统软件包括：操作系统软件，SCADA系统软件和应用软件。操作系统软件。操作系统软件宜采用UNIX操作系统，提供以下功能但不限于此： A支持高级语言软件(例如C语言等)并能以汉化方式来满足用户的语言处理要求。 B多用户、多任务的网络操作系统该系统应具有管理、分配、监视和利用计算机数据资源的能力，支持网络运行和软硬件资源共享。C优先任务能力支持优先多任务系统，对CPU的读写控制由操作系统来完成，操作系统具有中断能力，可以改变任务的优先级。D自诊断能力
35、操作系统软件应具有自诊断能力，用于系统设备和软件的监视，并为硬件、软件的故障排除提供诊断信息。E安全性提供数据的安全操作和多种安全措施，防止不小心或未经许可的修改，提供后备程序文件，以确保系统出故障后的重新生成。F兼容性良好的兼容性可以支持多种平台组合和可伸缩性，保护系统的升级和扩展。SCADA系统软件。SCADA系统软件应能可靠实现对由RTU采集的数据进行处理。该软件应能实时支持不同的硬件平台，应具备很强的操作能力和组态管理功能，并提供良好的监控界面和与其他系统连接的接口。SCADA系统软件应至少完成下列任务，必须具备如下功能：A.有效地管理系统设备及系统设备的冗余。B.数据库和历史数据库管
36、理：完成对所有进出网络数据的管理、存储和控制， 可支持直接数据交换，有能力和第三者软件进行信息交换。CSCADA系统实时软件应有能力完成计算任务、资源应用、数据排序、程序的产生和执行，以及控制功能。 D工业标准的图形用户界面(GUl)：提供的GUI应是以开放系统为基础的高分辨率图形生成器。GUI应允许使用跟踪球或鼠标器完成图形的生成、修改和显示，具有多窗口功能。E记录和报告：提供生产记录和报告功能。可按预定的时间输出各生产场所的运行报告，也可按要求随时输出生产报告，其记录的内容包括工艺参数、状态等；提供事件触发报告功能。F存档和恢复：SCADA实时数据用可擦写光驱刻录在光盘上作永久保存，包括工
37、艺参数、操作指令和事件。已归档的历史数据可按要求从存储介质中进行恢复，以便进行数据的分析和再应用。G数据计算和处理：SCADA系统软件应具有或能通过编程完成下列数学运算功能：实数、函数和逻辑运算；管道储量计算；最大值、最小值和平均值计算。应用软件：应用软件直接关系到系统运行的调度管理和优化决策，为了便于应用和作进一步的开发，应用软件应由有经验、业绩丰富的软件供应商提供。为达到建立一套综合控制管理系统(TCMS)的目的，需要通过调查研究、选择需要而又合适的应用软件。常用的实时模拟软件有：A气田开发软件；B管网流体动态模拟软件；C管网漏失检测及定位分析软件；D仪表分析软件：E管网运行效率分析软件；
38、F储气计算分析软件；G残余时间分析软件；H综合经营计划管理软件。2气田调度管理站气田调度管理站执行气田调度管理功能，只是监控范围属于区域性的，系统规模小些。若该管理站下属只有一个生产控制中心即可两者功能合并，即可建在一个控制室内。1)系统职能气田调度管理站的功能为：(1)接受总调度管理中心下达的生产计划，制定和执行具体的实施方案。并对所辖地区的集输场和处理厂下达具体命令。(2)协调集输场站、天然气处理厂之间，以及站、厂内部之间的关系。(3)掌握各重要生产装置及设备的运行状态，确保安全生产。(4)建立历史数据厍，形成生产报表。(5)大小事故的显示，报警及安全检修指挥。2)系统配置气田调度管理站配
39、置32位微机级服务器、微型计算机显示终端以及打印机。计算机系统软件包括操作系统软件、WEB服务器软件、SCADA系统软件、浏览器软件等。3生产控制中心系统生产控制中心包含集输场站控制和天然气处理厂DCS控制系统，是SCADA系统的第三级，由SCADA系统的微型计算机和DCS系统组成。这一级是最关键的控制级，各种工艺数据采集及设备状况的监视，控制，保护，连锁报警等均由这控制中心完成。控制中心有人24h连续监视、操作。生产控制中心系统组成见图7。1）生产控制中心系统功能 (1)对系统的运行参数进行数据采集、处理，建立实时数据库和历史数据库，并向总调度管理中心发送实时数据及状态信息。(2)通过动态流
40、程画面和趋势图的显示，对集输场站和天然气处理厂的工艺参数、安全生产状态进行集中监视、控制。 (3)建立报警及事件记录，根据各优先级别进行各种声光报警、显示和即时打印。(4)执行总调度管理中心的生产调度指令，对各生产装置工艺参数进行控制操作。(5)对无人值守的场站及井口设备进行监视控制。(6)单井天然气流量计量，建立单井的数据库，供气田开发决策。(7)在事故状态下实施站内紧急停车和安全保护。(8)通过工程师站计算机可以给RTU/PLC下载组态软件或修改软件。(9)进行报表数据的统计处理，并按时自动打印各种生产报表。(10)进行管道泄漏检测及定位。(11)进行系统培训和控制功能的完善开发。2)生产
41、控制中心系统配置(1)系统硬件配置： 生产控制中心计算机网络设置服务器、操作站、工程师站、培训站，并设置视频监控系统和投影仪。配置的服务器宜选用32位微机级多CPU双机容错磁盘阵列服务器，系统支持100Mbps快速冗余以太网，具有交换功能的集线器、广域连接的路由器、远程访问的网桥/多路复用器。操作站、工程师站、培训站配置采用32位微机级多台高性能的操作用计算机，分别同时监视各站厂的生产运行画面；按需要配置事件/报告打印机、拷贝机、可擦写光驱等。 (2)系统软件配置：综合控制中心网络系统软件包括：操作系统软件、SCADA系统软件和相关的应用软件。操作系统软件：操作系统软件宜采用Windows服务
42、器软件和Windows 2000或XP操作系统软件。SCADA (DCS)系统软件：SCADA (DCS)系统软件应能可靠地实现对集输场站和天然气处理厂工艺参数的数据采集、处理、监视和控制。能实时支持不同的硬件平台，具有良好性能的实时软件。还应具备很强的操作能力和组态管理功能，并提供良好的监控界面和与其他系统连接的接口。SCADA(DCS)系统软件应完成下列任务，必须具备如下功能：A.实时数据的采集、处理和数据管理，建立实时和历史数据库，支持直接数据交换。B软件应有强大而复杂的控制功能模块。C具有友好的人机操作界面和多窗口显示功能。D配置的软件提供标准的应用接口，支持多用户、具有多任务特性与功
43、能。E记录和报告功能：提供生产记录、事件报告等功能。F系统软件应具有数据计算和处理功能：通过编程可完成逻辑运算、体积流量累积运算值、最小值和平均值计算。G系统软件应支持综合报警，并包括下列各项：报警显示、报警分类、报警记录、报警优先级的处理、报警抑制及确认。H系统自诊断功能。另外，当部分集输站场与综合控制中心的生产装置在同一地点时，集输站场的控制系统可单独设置PLC或利用工厂DCS系统共同进行监控。气体处理厂一般设置DCS系统，由于油气处理厂的工艺过程检测控制点较多，控制回路数多，控制功能要求强，DCS功能较适用，故油气处理厂控制系统宜配置DCS系统。 DCS系统是一种控制功能强大、性能稳定可
44、靠的计算机控制系统。已经有20多年的应用经验，是一种成熟的产品。它可以实现真正的冗余，CPU主卡、通信卡、电源卡、输入输出/O卡等都可实现冗余，从简单控制到复杂控制都是固化的功能块，并有PID参数自整定功能，组态方便、报警功能强大、报表灵活方便、人机界面友好。目前现场总线也得到愈来愈多的应用。 DCS系统的结构大概由以下几部分组成：操作站、工程师站、历史工作站(历史模块或服务器)、控制处理器(包括CPU主卡、通信卡、电源卡、输人输出I/O卡)及其他连接部件等。对于各部分的功能结构这里不再叙述，请见有关资料。3)井站控制系统配置 井站及其他无人值守场所(如采气井口、阀室、阴级保护站、清管站)是S
45、CADA系统的第四级，主要功能是数据采集和现场控制。工艺参数的数据采集、重要参数的自动控制、生产安全连锁保护等均由配置的RTU/PLC来完成。各井站的数据及状态信息均由通信设备上传到生产控制中心系统进行集中监视、控制。井站控制系统组成见图8。(1)场控制级的功能：执行数据采集和处理、手动或自动控制、连锁保护等功能；向生产控制中心轮巡发送采集的数据、运行参数及状态信号； 接受生产控制中心的控制操作指令； 实现流量全补偿运算等功能。 (2)现场控制级配置：采气井口、阀室、阴级保护站、清管站设置RTU，无人值守场站设置PLC。这些设备均具有标准的应用接口，向生产控制中心发送采集的数据和各种信息，并配
46、有标准接口供巡查人员用便携式计算机进行检查。井站的RTU应满足以下主要要求：要求RTU能在生产控制中心的系统中进行远程编程组态和修改组态数据。RTU安装于现场，应具备一定的防护等级(IP55)和适应一级二区的防爆能力，并能在当地最低极限温度环境正常工作。 为便于巡视人员在现场了解RTU有关信息，RTU应具有类似液晶显示板之类的翻页显示屏，并带现场串行通信口，以便巡视人员或维修人员利用便携计算机对RTU进行检查。RTU应有完善的自诊断系统，并将板卡级的故障诊断信号上传至站控系统，或由上而下对RTU故障进行检查。RTU的主CPU卡、通信卡、电源卡宜冗余配置，整体平均无故障工作时间(MTBF)要求大于120000h。RTU通信组件应支持多种通信接口，能接受上位提供的校对时间，每组数据都应有时间标识，在通信中断后恢复时再补传中断后的数据。在难以取得外供电源的地区，如果自然环境适合配备太阳能场所，要求RTU配备太阳能电池或采用小功率的天然气发电设备供电。2.4生产过程的模拟及优化处理在天然气矿场集输及处理生产过程是一个复杂多变的系统工程。为了使这样一个复杂的、分散在广大区域内以连续生产方式进行的生产
