天然气管线SCADA系统应用（精选5篇）
1.天然气管线SCADA系统应用 篇一
浅谈SCADA系统在污水处理厂中的应用
SCADA(数据采集与监视控制)系统是目前绝大多数污水处理厂实现现代化管理的控制技术,本文以已投入运营的珠海拱北污水处理厂为例,论述了SCADA技术在污水处理厂中的应用.
作 者：毛世权 MAO Shi-quan 作者单位：珠海市城市排水有限公司,广东,珠海,519020 刊 名：中国环保产业 英文刊名：CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY 年，卷(期)：2009 “”(6) 分类号：X703 关键词：污水处理厂 数据采集与监控系统(SCADA) 可编程逻辑控制器(PLC)2.天然气管线SCADA系统应用 篇二
吐哈油田丘东采油厂天然气预处理装置红台集气站主要对来自周边20多口单井天然气进行油气闪蒸分离, 然后利用氨制冷进行制冷后预冷分离, 将分离的天然气进入三甘醇脱水系统脱水后增压集输至丘东天然气处理厂。集气站主要由DeltaV DCS系统实现对整个装置的生产过程的监控和保护。
在单井上主要是对来自地下的天然气进行节流, 然后通过水套加热炉进行加热后外输至天然气预处理装置。单井的井口压力、温度、天然气泄漏的仪表检测以及水套加热炉火焰、水温、水位检测和外输天然气的紧急切断阀的远程关断整个系统的实现由远程终端装置MOX公司的产品MOXRTU来实现。
1 系统结构
1.1 集气站DCS
天然气预处理装置红台集气站选用艾默生公司的Delta V DCS系统。Delta V系统实现对整个装置的生产过程的监控和保护, 包括过程控制 (PCS) 、紧急关断控制 (ESD) 、可燃气体检测、火气探测 (F&G) 和消防控制。同时对现场12套机组设备的PLC和20套单井RUT进行数据通讯和控制;在操作站的人机界面上实现远程停机和单井紧急切断阀关断。
1.2 单井MoxRTU
各气井的远程终端装置采用采用MOX公司具有模块化结构、开放的技术设计思路的产品MOXRTU作为硬件平台。MoxRTU的设计采用国际工业标准和目前最先进的技术。保证系统能在恶劣的环境下正常工作。产品采用目前最新的通信方式Modbus TCP/IP协议通信, 信道采用自建光纤网络, 每口单井将光缆敷设RTU柜至DCS控制室, 实现实时快速的有线通讯方式。
单井RTU系统采用太阳能供电, 由于红台集气站处于古城新疆鄯善西行100余公里处的不毛的戈壁, 太阳辐射强, 日照时间长;采用2块12V DC的太阳能电池板完全满足RTU系统的供电要求。
2 SCADA系统
2.1 SCADA系统结构
预处理装置控制站内的DCS系统有1台工程师站、2台操作员站和1台WEB服务器实现过程数据Web远程发布。在丘东生产调度室调度人员可以利用WEB浏览器对SCADA系统数据进行监测。SCADA系统结构图见图1:
2.2 PLC与DCS通讯
集气站12套机组设备的PLC, 用来独立控制各自设备的运行。利用RS485/ModbusU协议与DeltaV-DCS系统的PSIC串口通信卡件采用2线制的RS485接线通讯, 其具体参数:波特率:9600Bit/s;数据位:8Bit;停止位:1Bit;奇偶校验:偶校验;错误码检测:无。
采用深圳市天地华杰科技有限公司的TD-1204/RS-485集线器。每个端口都独立具有光隔、短路、开路保护功能。在系统单个通讯回路发生故障的时候, 内置的控制器能够及时的切断有故障的端口, 使RS485集线器保证每一端口都起到独立工作, 达到互不干扰的效果。
2.3 MoxRTU与DCS通讯
远程终端MOXRTU采用通信方式为Modbus TCP/IP协议通信, 在DCS系统配置中选用了VIM-Modbsu TCP/IP虚拟网关, 虚拟8个串口, 32个网址;虚拟模块网关使用Modbus TCP/IP和Ethernet IP协议实现DeltaV控制系统与开放式以太网络和设备之间的通信。DeltaV控制器可以通过以太网络从RTU等设备中读取和写入信号。虚拟模块网关由硬件、固件两部分组成:硬件-MIM-4207:虚拟IO模块卡件;固件-IOD-4101:Modbus TCP驱动程序或IOD-4102:Ethernet IP驱动程序。
每套DeltaV控制器至多可以安装两套虚拟模块网关组件, 每套虚拟模块网关组件包括一块两槽系统底板、一块系统电源卡件、一块虚拟模块网关卡件。虚拟模块网关必须安装在DeltaV控制器的左侧。虚拟模块网关通信网络 (VIMNet) 必须与DeltaV控制网络相互隔离, 以保证DeltaV控制系统的安全。
虚拟模块网关仿真占用DeltaV控制系统最后一块IO底板, 即占用IO卡号57-64。若为简单模式, 每块虚拟模块网关占用IO卡号57-60或61-64。若为冗余模式, 则冗余占用IO卡号57/58、59/60、61/62和63/64。
VIMNet网络上所有的节点设备IP地址都需设置在同一网段上, 使用同一的子网屏蔽码。
根据工程实际使用VIMNet组态软件对虚拟模块网关进行一系列的设置。首先对虚拟模块网关的IP地址、子网屏蔽码、仿真的IO卡号及冗余进行设置, 再对仿真的串口进行设置, IP地址RTU系统为设备的具体IP地址;Port号-RTU系统为502, 通信协议-RTU系统为RTU, 设置完成后进行保存和下载。
2.4 系统功能
2.4.1 气田各井站数据的采集、监控和工艺流程的动态显示。
2.4.2 在线完成温度、压力、流量、液位、PID调节等参数及给定值的设定。
2.4.3 采用AGA8天然气流量计算。
2.4.4 提供完善的报警管理、事件记录、趋势图显示等功能。
2.4.5 具有多级用户管理功能, 将用户的权限划分为操作员、系统工程师、工艺工程师三级。
2.4.6 具有调度远程能监控管理功能。
2.4.7 工艺流程和报警信息提示汉化。
3 结束语
红台集气站SCADA系统实现了计算机及自动控制技术管理气田, 中控室操作人员能够远程监控和控制, 生产调度人员能够通过WEB浏览实现数据远程监控;保证气田生产安全、可靠、平稳、经济地运行。
参考文献
[1]SH3063-1999, 石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范
[2]HG/T20511-2000, 信号报警, 安全联锁系统设计规定
[3]刘伟.基于Intranet油田生产管控一体化系统[J].电气自动化, 2004.
3.天然气管线SCADA系统应用 篇三
工程
无损检测监理实施细则
编
制：
审
核：
工程项目监理部
年月日
为适应工程无损检测监理工作，促进检测单位质量管理，确保无损检测结果的准确性、公正性、及时性及焊接质量的真实，无损检测监理工程师对无损检测检测单位的行为质量和检测质量进行监督、检查，以促进检无损检测单位质量管理体系的有效运行。
无损检测管理是监理质量控制的重要工作内容之一，是从科学的角度
无损检测监理实施细则
在不破坏构件的前提下验证产品是否合格的主要手段，因此必须加强对无损检测的管理，根据法律、法规、标准规范、招标文件、投标文件、工程合同、初设、监理规划、施工图设计、监理细则、项目管理手册及无损项目管理办法的要求,无损检测工程中主要控制工作如下：
●对于RT无损检测
1）核查检测单位的底片质量和评片质量；
2）不定时对检测单位的底片质量和评片质量进行随机核查； 3）将核查结果与检测单位交换意见，经检测单位确认后，签字确认； 4）对评片有建议权，无决定权，对底片评定结论不承担责任。●对于超声波检测。
1）主要核查检测单位的检测操作质量和报告；
2）当进行检测工作，应对检测单位现场操作进行一次核查； 3）在核查过程中发现操作不当的，有权要求停止检测，由检测单位负责整改；
4）对检测结果有建议权，无决定权，对评定结论不承担责任； 做为无损检测监理工程师应尽到以下职责：
1、负责监理部无损检测工作的全面管理；
2、负责对监理区段无损检测管理人员的技术指导及工作协调；
3、负责审核无损检测单位的施工组织设计和相关检测方法工艺规程；
4、负责工程特殊地段（部位）无损检测方案的审核；
5、全面掌握所在区段无损检测的质量和进度情况；
6、负责监理部的汇报与沟通；
7、负责组织、策划无损检测检查工作，制定工作计划，无损检测监理实施细则
并参加实施。
8、负责收集检测质量信息，并对检测结果进行分析，提出建议。区段检测的要求： ●检测程序
1、施工单位焊接结束，经自检、互检、专检合格，由现场监理核查后，方可向监理部提交无损检测申请。监理部依照无损检测申请向检测单位下达无损检测指令单，检测单位按照指令单内容及时组织检测，并在应在24小时内向监理部提无损检测结果通知单。
2、连头口、返修口应在焊接24小时后实施检测。
3、场站、阀室无损检测除申请单外，还应附加工艺单线图和无损检测申请单，且应在开工前报监理部审批。
4、当发现母材（包括制管焊缝）有缺陷时，对表面开口缺陷，应书面报告监理； 对内部缺陷，应沿缺陷延伸方向扩检，然后书面报告监理。
5、现场监理人员核对检测位置，焊口数量、焊口标识、外观质量等情况，各项指标合格后签字确认无损检测申请单。
6、无损检测人员在实施检测作业前，应首先确认焊缝外观合格，对外观不合格的焊口有权拒绝检测，并要求其整改到完全合格。要求在焊道完成24小时后进行检测。
7、检测单位接到检测指令后，应在24小时内完成检测任务，并将检测结果及时上报监理部
8、对于不合格焊口，检测单位要向监理提供一份检测报告
无损检测监理实施细则
和一份返修通知单，检测工程师复审确认后向施工单位签发返修指令。
9、对于裂纹缺陷，施工单位应提交书面报告，经监理检测工程师复审确认后上报监理部，收到批复意见后方可处理。●返修要求
1、统一执行返修通知单制度，不得采用电话、口头或便条告知的做法。
2、返修结束，自检合格后执行无损检测复探委托单。
3、根据标准焊口在同一部位的返修不得超过2次，根部只允许返修1次，否则应将该焊缝切除。返修后，按原标准检测。检测中发现裂纹缺陷，直接割口处理；
4、监理部检测工程师应对返修口（含返修后复检）检测结果及时进行复审确认。●无损检测人员基本要求
1、无损检测单位必须按规定建立组织机构。检测人员必须按组织机构布置，检测人员必须符合川气东送管道江西支线小池工业园管道迁改工程检测标准的要求和投标文件的承诺。
2、无损检测单位的主要岗位人员必须持有与其工作相适应的国家有关部门颁发的II级以上无损检测资格证书。●检测技术文件的编制
1、无损检单位在工程开工前要编制无损检测施工组织设计
无损检测监理实施细则
及相关检测工艺规程；检测工艺卡等文件。
2、编制的施工组织设计和各种方法检测工艺规程，必须符合川气东送管道江西支线小池工业园管道迁改工程设计和施工验收标准要求，并在开工前报监理部审批。
3、检测承包商应根据现场检测实际工作，建立各岗位规章制度及工作流程，各种文件资料要分类保管，及时归档。●对使用设备、材料的要求
1、要保管好检测设备的技术文件和资料证明，要有定期检查校验记录报告。
2、检测材料（包括胶片、药液等）必须具有出厂合格证明，要达到投标文件承诺的质量，同时符合相关标准的要求。工程开工前，检测材料经过监理和业主确认，检测单位不得随意改变检测材料，改变检测材料必须向监理和业主申请。
3、检测单位的放射性物质（r射线），必须到当地放射卫生防护监督机构申请使用许可证，领到许可证书后方可从事许可登记范围内的放射工作。●检测方法和标准的要求
工程施工中需要射线波检测（如穿跨越或弯头、连头等）检测的部位应根据设计文件或施工规范中要求的检测方法和标准进行，不得随意改变检测方法，更不得擅自取消。当实施检测确有困难时，可书面报告监理部和业主，获得批准后方可变更。
无损检测监理实施细则
● HSE管理
1、检测单位应按工程要求，建立HSE管理体系，编制相关程序文件、作业文件；根据检测实际工作，组织HSE风险识别、评估，并制定风险控制措施。
2、检测单位必须建立HSE组织机构，要有专职的HSE检查管理人员，要定期对职工进行培训，并有培训记录。
3、检测单位必须制定有害物质处置措施。
4、现场检测时，射线检测人员必须配带防护器具（包括X、Y射线剂量笔、剂量牌、剂量报警仪等），并建立警示牌、警示带等隔离设施。
5、使用γ源的检测单位必须建立管理制度，对γ源的发出、收回要有专人管理，并且有记录，必须符合国家的有关规定。
6、检测单位应切实建立现场HSE应急程序，并配备应急资源。
7、检测单位必须按规定把放射源存放在国家规定的储存容器内，容器的保管要有安全防范措施，要设置明显的放射线警示标志。
8、检测单位必须确保放射源的运输符合国家有关规定。
9、检测单位应有足够的放射剂量仪、报警仪等设备，以便在放射源（含X射线）使用过程中监测放射危险区域。● 射线底片保管
1、长片（片长≥400mm）的保管：射线底片评定结束，在无损检测监理实施细则
每张底片的左上角粘贴口曲纸，在口曲纸上写明焊口编号，并标识上下片或片号、及主要缺陷，然后装箱。
2、短片（片长小于 400mm）的保管：射线底片评定结束，以焊口为单位，将底片排好顺序，片间衬纸，将底片放在特制的底片袋里。底片袋正面应标明工程名称、桩号或单线号、焊口号、规格、壁厚、缺陷描述、评级等信息，也可将部分检测信息打印后放在底片袋内，然后装箱。
3、线路的射线底片按桩号（由小到大）、按焊口号（顺 气流）顺序排列，卷成螺旋状平放在箱内（长片）。
4、阀室的射线底片以阀室为单位单独装箱，按单线号（由小到大）、按焊口号顺序排列，长片卷成螺旋状平放在箱内，短片立放。
5、场站的射线底片以分区为单位单独装箱，按单线号（由小到大）、按焊口号顺序排列，长片卷成螺旋状平放在箱内，短片立放。
6、箱子的几何尺寸一般为长×宽×高=400mm×400mm×120mm（可用原胶片盒代替）料为纸质。为防止底片划伤，应在箱内衬以软质材料。
7、底片箱应放在特制的货架上，货架同地面和墙壁应保持一定距离，以防止底片受潮。
8、底片箱正面应标明工程名称、标段（或场站、阀室）、机组、桩号、焊口号、数量等信息，以方便查找。
无损检测监理实施细则
9、连头、返修、割口及重焊底片是各相关部门重点复审片，检查频率相对高，为方便提片，可将这些底片集中装箱单放（该项不做为硬性规定，检测单位可结合实际自定））。
10、工程结束，射线底片由检测单位自存，针对射线底片包装、运输、储存等环节，各检测单位按存档要求进行妥善保存。● 建立电子数据库
检测单位要建立专门的检测信息数据库，数据库内容至少应包括：检测文件、检测报告、各种检测记录、报表、台帐等。每天检测工作结束，及时将相关检测信息录入数据库，以方便查找。为防止数据丢失，还应定期备份。
无损检测监理工程师的具体工作如下：
1、检查检测单位QHSE管理体系文件；
2、检查关键岗位人员（评片员、审核员）持证情况，到岗情况；
3、检查使用的检测仪器、设备是否合格，计量器具是否在有效期内；
4、检查使用的检测材料是否有质量证明文件；是否符合设计及规范要求；
5、检查拍片现场的安全防护情况，射线检测设备的使用、运输、保管情况。
6、检测承包商的资源配置、质保体系运行、施工组织、管理制度等质量行为以及实体质量。
7、检测方法选择、检测比例等是否按设计要求执行。
8、检测标准、工艺规程执行情况。
无损检测监理实施细则
9、审核无损检测指令单执行情况和信息反馈及时率。
10、审核返修通知单以及返修复探程序执行情况。
11、检查暗室、评片室等是否符合要求。
12、对管道焊口射线底片检查：
检查确认底片的真实性；
检查底片的成像质量； 射线底片进行不定时随机抽查；
检查底片评定原始记录和检测报告签发工作；
抽查底片的评定准确性（如缺陷定性、定量、定位）；检测报告复审。
4.天然气管线SCADA系统应用 篇四
摘 要：应用计算机对天然气的各种性质参数与长输管线输配工况下水化物生成进行研究，获得水化物生成规律与不生成水化物的界限参数，提出控制天然气初始参数防止水化物生成的有效方法。
一、前言
天然气在长输管线中生成水化物将引起流通能力降低，甚至堵塞，是天然气输送中应重视的问题。在各种天然气性质参数与管线输配工况下，正确测算水化物生成的工况，生成地点与数量，获得不生成水化物的“初始界限参数”，提出控制初始参数的方法以减少或防止水化物的生成。本文应用作者开发的计算机软件进行上述工作。
二、主要计算公式
作者在开发计算机软件过程中，根据文献[1]等提供资料，部分公式与系数采用曲线拟合等方式获得。主要计算公式如下：
三、计算与分析
1、不同流速下水化物生成状况
水蒸气饱和的纯天然气以四种不同日流量、由直径400MM管线输送，并设定小时流量均匀，计算结果见表1。
表1
项 目VD400X104300X104200X104100X104
沿
管
线
地
点
1L44.80725.25315.5977.616W18.81017.16016.74916.622HW5.4693.7553.3973.295VHD24.30612.5167.5493.661GPR4.4325.5475.8795.985LPR4.4295.5445.8765.982GT8.2.1010.59010.7402L/61.07226.83912.576W/13.41513.36113.337HW/5.9614.5594.308VHD/19.87010.1304.786GPR/4.8595.7935.976LPR/2.8993.8494.046GT/4.6107.0407.460
注：天然气体积成分(%)：CH498.0、C3H8 0.3、C4H100.3、C5H12 0.4、N2 1.0，管线起点压力：6.0Mpa(相对压力)，管线起点天然气温度：20℃，水蒸气含量：30g/NM3，管线埋深：IM，管线埋深出土壤温度：2℃。
由表1可见，由于流量不同而使水化物生成量出现较大差别。以单位体积天然气用于生成水化物的水蒸气耗量HW衡量水化物的多少。对应于四种流量分别为5.469g/NM3、9.716g/NM3、7.956g/NM3与7.603g/NM3。其中生成次数少的场合，显然水蒸气耗量少，而生成次数相同时，水蒸气耗量随流量或流速的降低而减少。对于一定工况必然存在一个水蒸气耗量最大的流量或流速，称之为“最不利流量”或“最不利流速”，此流量或流速下生成最大量的水化物。对于表1的工况，最不利流量为302X104NM3/日，此时水蒸气耗量为9.964g/NM3。因此控制流量或流速，偏离以最不利流量或流速为峰值的不利区域，可以有
效降低或避免水化物的生成。
2、改变天然气水蒸气含量时水化物生成状况
设定管线起点天然气的水蒸气含量由表1饱和状态的30g/NM3降至未饱和状态的15g/NM3，其余原始数据同表1，计算结果见表2。
表2 项 目VD400X104300X104200X104100X104
沿
管
线
地
点
1L/37.32420.3089.645W/15.00515.00215.0HW/4.8013.9653.766VHD/16.0058.8114.184GPR/5.3245.8435.982LPR/4.0804.7874.985GT/7.5308.8709.2102L//47.52119.066W//11.04111.242HW//5.2124.841VHD//11.5825.379GPR//5.6325.964LPR//2.6713.014GT//3.8904.950
对比表1与表2可见，当水蒸气含量降至15g/NM3，即不饱和状态时，在流量或流速较大的场合，即流量为400X104NM3/日与300X104NM3/日出现水化物不生成与生成次数减少而降低总生成量。而在流量或流速较小的场合，即流量为200x104NM3/日与100x104NM3/日，水化物生成量分别增加2.714M3/日与1.116M3/日。因此盲目降低水蒸气含量有可能导致水化物增加，特别在流量或流速较小的场合。进一步降低水蒸气含量至10g/NM3时，仅最小流量100X104NM3/日场合生成水化物一次。
因此对于各种工况，可以确定一个不生成水化物的界限初始含水量，且此时天然气的初始温度可以高于管道埋深处的土壤温度。表1工况下，四种天然气流量的界限初始含水量见表3，其随流量或流速的减少而降低，当初始含水量大于此值时，即生成水化物。
表3
项 目VD400X104300X104200X104100X104BW18.713.310.49.2
3、改变输气压力时水化物生成状况
设定管线起点天然气压力由表1的6Mpa降至3Mpa，初始水蒸气含量为58.951g/NM3(饱和状态)与15g/NM3(未饱和状态)，其余原始数据同表1。计算结果是未饱和状态下四种流量场合均未生成水化物，而饱和状态仅流量为100X10 4NM3/日时生成水化物一次，其水蒸气耗量为9.746g/NM3，该数值大于起点压力为6Mpa的表1中数值，从而使水化物增加3.226M3/日，增幅达42.43%。由此可见，降低天然气压力可以防止水化物生成，若结合水蒸气含量的降低更为有效。但在较高水蒸气含量时降低压力，也可能使水化物生成量增加。
因此对于各种工况可以确定一个不生成水化物的界限初始压力。表1工况下四种天然气流量的界限初始压力见表4，其随流量或流速的减少而降低。当初始压力大于此值时，即生成水化物。
表-4
项 目VD400X104300X104200X104100X104BGPR5.84.53.32.4
4、改变温度时水化物生成状况
设定水蒸气含量为15.785g/NM3，天然气在管线起点的温度为20℃与10℃，后者为饱和状态，其余原始数据同表1。计算结果见表5。
表-5
项 目VD400X104300X104200X104100X104
初
始
温
度
20℃1L/31.97117.9588.575HW/4.3773.6883.520GT/8.5509.6809.980 2L//34.77015.242HW//4.9584.616GT//5.4606.24010℃1L0000HW3.5083.5083.5083.508GT10.010.010.010.02L/31.98314.3526.569HW/5.3114.7184.593GT/4.9106.0506.290
由表5可见，在水蒸气含量不变条件下，当提高天然气初始温度由饱和状态变为不饱和状态时，在较大流量或流速场合，如400X104NM3/日与300X104NM3/日，可减少水化物生成，而在较小流量或流速场合，如200X104NM3/日与100X104NM3/日，增加水化物生成量。因此当初始温度变化时，流量或流速对水化物的生成与否有显著影响。在较大流量或流速范围内，可以确定一个界限初始温度，其随流量或流速的增大而降低。当初始温度低于此值时生成水化物。而在较小流量或流速下的界限初始温度值较高，超过生成水化物的临界温度。表5工况下，三种流量的界限初始温度见表6。
表6
项 目VD350X104400X104500X104BGT20.213.210.2
5、不同成分天然气的水化物生成状况
对下列体积成分的油田伴生气进行计算：CH4 81.7%、C3H8 6.2%、C4H10 4.86%、C5H12 4.94%、C02 0.3%、C02 0.2%、N21.8%，在管线起点被水蒸气饱和，其余原始数据同表1。计算结果见表7。
表7 项 目沿管线地点12345VD400 × 104L7.048////HW4.744////LPR5.677////300 ×104L4.81616.94530.633//HW4.7313.0543.663//LPR5.8723.1601.969//200×104L3.0839.70315.84525.33253.949HW4.7243.0032.9583.7865.341LPR5.9563.4812.4551.6100.839100×104L1.5144.6477.48011.33519.721HW4.7273.02.8463.3894.516LPR5.9923.5712.5721.7881.070
对比表1与表6可见，油田伴生气除流量为400X104NM3/日场合外，其他三种流量的水化物生成次数与总量均大于纯天然气的场合，单位体积天然气的水蒸气总耗量分别高1.732g/NM3、11.856g/NM3与10.875g/NM3，后两者耗于水化物的.水蒸气量约为初始饱和水蒸气量的2/3左右。以上现象的产生是由于在相同温度下，水化物生成的极限压力是随天然气密度的增加而降低，油田伴生气的相对密度为0.807，而纯天然气的相对密度为0.575，因此前者的极限压力显著低于后者。流量或流速较小的场合，管线中压力下降较缓。因此油田伴生气生成水化物的次数增加，水化物总量也随之增加。对于密度较大的天然气，当流量或流速较低时，宜以较低压力输送。
四、结论
1、天然气的压力、温度、水蒸气含量、密度等性质参数与输配工况是天然气水化物生成的主要影响因素。研究水化物生成状况，以及防止或减少水化物的生成，必须对上述因素综合研究。
2、针对不同的天然气性质参数与输配工况的研究，掌握水化物生成与否，生成地点与生成量等状况，在此基础上提出“最不利流量(流速)”，“界限初始含水量”、“界限初始压力”与“界限初始温度”的概念与计算例。从而获得通过控制天然气性质参数与输配工况有效控制水化物生成的方法。
五、符号说明
LP、LPR―极限压力(绝对压力、相对压力)(mpa);
ALP、BLP、CLP、DLp、A、B、Cd、Aspw、Bspw、Cspw、Dspw、AspH、BspH、CspH、DspH―有关系数;
GT―天然气温度(℃);
W―天然气中水蒸气量(g/NM3);
GP、GPR―天然气压力(绝对压力、相对压力)(mpa);
GP1一管线起点天然气压力(绝对压力、mpa);
V―天然气流量(NM3/H);T―天然气温度(K);
S一天然气相对密度;
L一管线长度(KM);D―管径(MM);
K―传热系数(kj/M2・H・℃);
GT1―管线起点天然气温度(℃);
LT―土壤温度(℃);
SPW、SPH―水蒸气饱和压力(对水、对水化物)(Pa);
VD―天然气流量(NM3/日);
HW―单位体积天然气耗于生成水化物的水蒸气量(g/NM3)：
VHD―水化物体积(M3/日)：
BW―界限初始含水量(g/NM3);
BGPR一界限初始压力(相对压力、MPa);
BGT―界限初始温度(℃)。
主要参考支献
5.天然气管线SCADA系统应用 篇五
1.1 随着辽河油田工业化建设的发展, 其内部工业化数据信息
系统日益健全, 实现了对天然气现场实时计量系统的健全, 以有助于吻合当今时代信息化管理的需要。我公司通过对天然气计量模式的优化, 以满足实际工作的需要。为了实现辽河油田工业系统的健全, 我们需要进行天然气计量SCADA模式的应用, 保证数据传输系统的健全, 促进数据传输能力的提升。在实际工作中, 天然气计量SCADA分为以下环节, 主要有信息网络环节、数据中心及其终端场站环节, 终端场站分布在油田矿区的偏远地区。在日常工程运作中, 难以保证有线网络的有效覆盖, 从而不能保障实际运用环节的稳定运行。随着科学技术的发展, 无线网络模式逐渐得到普及, 实现了工业数据采集系统的健全。通过对3G网络模式及GPRS模式的应用, 实现工业生产的质量效率的提升, 促进了相关产业的工业系统的健全。通过对控制网络的无线化模式的应用, 得到工作环节优化的目的, 以方便日常天然气计量工作的开展。在此过程中将3G网络引入天然气SCADA系统正可弥补这一缺陷, 在此基础上采用虚拟专用网络技术可进一步保证数据的安全性, 作为无线通信解决方案已经在辽河油田油气天然气SCADA系统中使用。在实际应用中运行良好, 具有广泛的应用价值。
通过对SCADA系统模式的应用, 实现辽河油田天然气工程的稳定发展, 满足了计量数据信息有效监控的需要, 有利于促进分散终端场站各个数据应用环节的控制。辽河油田的天然气计量系统主要分为两个部分, 分别是现场计量终端机器数据中心, 由于现场应用环境的复杂性, 也不能保证传统通信工作的开展, 其位置是比较偏僻的, 在此过程中, 如果我们通过自建通信链路, 难免会加大我们的工程成本, 并且其维修环节也是比较复杂的, 因此企业进行自建通信链路应用是不合理的发展模式。在此背景下, 我们需要进行天然气计量系统SCADA系统的应用, 实现各种网络模式的应用。各种生产数据通过信息网络汇集到数据中心, 作为企业决策的基本数据。为保证数据及时传递到数据 (调度) 中心并进入数据库, 数据链路以有线网络为主, 无线网络为辅, 偏远的终端场站近配置GPRS无线网络。光纤因其带宽和传输速率均能满足数据传输的要求, 成为最有效是数据链路。天然气计量数据监控中的数据传输为上行传输, 引入HSUPA技术后, 国内各种3G系统的理论上行数据可达到 (1.6~5.8) Mbit/s, GPRS的理论传输速率仅达 (115~117) Kbit/s, 3G无线通信技术为天然气计量数据监控的无线传输提供了极大的可能。
1.2 随着通信技术的不断应用, 3G通信系统不断得到健全, 实
现高速数据传输环节的优化, 促进移动通信技术的深化应用。目前来说, 我国的国际电联3G网络模式的应用主要分为中国移动、中国电信及其中国联通, 每个标准通信网络标准模式是不兼容的。所谓的WCDMA是根据GSM模式研发出来的3G标准, 其通过对其直接序列扩频码分多址技术模式的应用, 满足日常通信的需要, 实现其输入信号的数字化, 通过一定宽度载频的应用, 保障日常语音传输、视频传输及相关环节传输的需要。联通采用的稳定成熟版本上行速率可大5.4Mbit/s。CDMA2000是从窄带CDMA技术发展而来的, 主要是在北美和韩国使用的标准, 也采用频分双工模式, 使用多载波方式, 传输视频信息, 载波带宽为1.25MHz。电信采用的稳定成熟版本上行速率可达到约5.8Mbit/s。TD-SCDMA是国家信息产业部与西门子公司联合开发, 是中国自主知识产权的3G标准, 采用同步码分多址技术, 时分双工模式, 传输视频信息, 载波带宽为1.6MHz。移动采用稳定成熟版本上行速率可达约1.6Mbit/s。
2 关于虚拟专用网技术环节的分析
2.1 为了满足日常数据的有效传输, 我们需要进行虚拟专用网
络的分析, 它是一种基础公共网络之下的专用链接, 通过对公共网络安全隧道的应用, 实现数据环节安全性的提升。在此环节中, 用户通过对公共网络的接入, 确保其链接的安全性的提升, 实现其各个网络组件及其资源的有效连接, 以满足实际工作的需要。通过对其隧道技术的应用, 实现VPN模式的发展需要, 确保VPN骨干网系统的健全。根据实现隧道的层次, 隧道协议分为第二层隧道协议和第三层隧道协议。第二层隧道协议主要包括PPTP、L2F、L2TP等;第三层隧道协议主要包括GRE、MPLS等。不同隧道协议的区别主要在于用户数据在网络协议栈的第几层被封装, 其中第三层隧道技术主要有用于构建企业VPN业务, 第二层隧道技术则多用于远程接入VPN业务以及专线VPN业务, 在实际的应用系统中通常是两者相结合。
对于公共网络的用户来说, 我们要实现接入问题的解决, 保证接入方式的优化, 实现虚拟专用拨号网环节及专线VPN环节的应用。在此过程中, 我们要进行链路租用费用环节的控制, 满足VPDN接入方式的发展需要。通过对公共网络拨号功能的健全, 保证用户的有效接入, 从而实现下序环节的优化。3G网络的VPDN分为私网业务和公网业务两大类。私网业务主要针对企业用户, 在3G公共网络平台上通过VPN技术为用户组建安全、专用的私有网络, 并支持用户终端对用户私网的VPDN接入。终端场站和数据中心接入3G营运商提供的VPDN私网中, 其中数据中心需要租用营运商的专线实现接入。
2.2 为了保证工作质量效率的提升, 我们要进行3G的VPDN
业务网络系统的健全, 实现数据远程接入环节的优化, 以满足实际工作的需要, 以有助于现场数据的有效传输, 促进数据中心应用环节的稳定发展。通过对天然气计量SCADA系统的优化, 实现整体运作环节的有效协调。根据他们与数据中心地理位置, 选择其中二个使用光纤链路, 四个使用本地无线网络, 五个使用联通3G链路, 接入采用公网与PPTP结合模式。VPN技术与3G通信技术相结合, 能够使天然气计量终端场站随时随地接入, 保证数据安全高效传输, 系统提供了良好的网络支撑。
3 结束语
天然气计量SCADA应用模式稳定发展, 离不开对3G虚拟专用网络建设环节的应用, 这需要引起相关人员的重视, 保障实际工作的开展。
参考文献
[1]吴志胜, 刘枫, 张渝.3G工业适配器节点的设计[J].工矿自动化, 2010 (10) :60-63.[1]吴志胜, 刘枫, 张渝.3G工业适配器节点的设计[J].工矿自动化, 2010 (10) :60-63.
[2]刘翔, 吕兰, 罗菊.3G技术在视频监控中的应用研究[J].视频应用于工程, 2010, 24 (10) :103-104.[2]刘翔, 吕兰, 罗菊.3G技术在视频监控中的应用研究[J].视频应用于工程, 2010, 24 (10) :103-104.