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第五章 SCADA系统、GIS系统和MIS系统

5-1 城市天然气SCADA系统

5—1—1 SCADA系统概述

SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）系统，即数据采集与监视控制系统,又称计算机四遥（遥测、遥控、遥信、遥调)技术。它是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。可以对现场的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等各项功能。SCADA系统自诞生之日起就与计算机技术的发展紧密相关，SCADA技术建立在3C+S（Computer、Communication、Control、Sensor）基础上。
1、计算机（Computer）技术
　　近些年来，计算机PC技术以每一年多更新一代的速度飞速发展。强大的硬件平台支持着不断更新的视窗操作系统Windows软件和网络技术.为构建高功能的SCADA系统创造了条件.众所周知在SCADA系统中PC机主要用做Master或称调度中心.近来国内外许多厂家都推出了基于Windows的for SCADA的组态软件.这些软件平台上可以完成与调度相关的数据采集(提供了与多种PLC或其它智能设备通讯驱动程序Driver、动态数据交换DDE功能及OLE技术等等）、数据处理、数据显示和数据记录等工作，具有良好的图形化人机界面。PC机的网络功能为多级调度SCADA系统的建设和管理提供了很多意想不到的功能.
2、通讯（Communication）技术
　　远程数据要想传回调度中心必须通过相应的传输技术，因此通讯技术与设备的选择是构建SCADA系统要考虑的重要方面，现在各种通信技术发展很快，公共通信技术在市场的发展中逐步建立了可靠而廉价的平台，这为SCADA系统的迅速普及带来了有力条件
3、控制（Control）技术
　　控制设备为SCADA系统的Slave，或称下位机，远程终端RTU和现场测控智能装置，也可以是专用的RTU、智能仪表和智能控制器以及PLC系统等统称下位控制单元.控制设备,在每一个SCADA系统中都会有若干台，对SCADA系统的可靠性和价格影响最大.所有现场数据采集、设备控制都是依靠这些设备。
4、传感(Sensor）技术
　　传感器可分为智能和非智能型两类。非智能型完成电量的标准化信号转换和非电量的理化数据向标准化电量信号转换。智能型传感器除完成上述非智能型传感器的工作之外,还具有上、下限报警设置，数据显示，简单数字逻辑控制，PID调节等功能。
　　SCADA系统的应用领域很广,它可以应用于电力系统、给水系统、石油、化工、天然气等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域.—般来说，遥测系统应达到以下几方面要求：技术设备先进,数据准确可靠，系统运行稳定,扩充扩容便利，系统造价合理，使用维护方便.文档为个人收集整理，来源于网络个人收集整理,勿做商业用途
国外先进国家在燃气管网管理指挥调度中,早已成功地采用计算机测控技术和数据通信技术。近年来国内各人中城市燃气公司也纷纷上马燃气管网遥测调度指挥系统，城市燃气管网遥测系统正在不断普及。它的使用能够更加合理调度，保证安全供气，节约能源与资金，加快紧急事件反应时间，减少不应有的损失，同时通过更加合理的调度节约大量的人力和物力，提高经济效益和管理水平，与国际先进水平接轨。目前国内也有多家燃气公司采用计算机技术进行燃气参数检测，对燃气进行科学调度与管理起到了重要作用。但由于有的系统采用自行研制的小系统，设计起点低，从最底层的数据采集单元开始就存在可靠性差、精度低、寿命短、维护工作量大的缺点，难以满足燃气调度系统不间断运行的严格要求。目前SCADA系统在技术上日趋成熟，特别是国外著名公司的成套SCADA系统性能及可靠性越来越高,价格也为国内要求较高的燃气公司所承受。
随着国家西气东输工程建设、城市环境保护政策的出台、城市建设的不断发展,天然气输配管网也在不断地扩展,供气量在急刷地增加。天然气输配管网及设施是燃气公司的基本生产设施，其运行工况将直接关系到公司的生产效率和效益，直接关系到燃气公司向广大天然气用户提供服务质量的好坏，不仅如此,天然气输配管网及设施的安全运行也是公司极为关注的问题,它是公司的生命线，是工作的重中之重,安全运行关系到社会公众的生命财产。目前，许多燃气公司生产调度部门以及有关部门获得管网运行工况的手段仍停留在电话询问、手抄、眼看的水平上，而且仅限于几个有人职守的站区内，对于整个市区管网、长输管线的运行工况，调度人员根本无法实时地了解，这就直接影响了调度人员合理平衡地调度，也就难以保证整个城市的输配系统运行在安全、可靠、平衡和经济高效的状态下。解决这一严重问题的根本措施是尽快建设一套计算机SCADA系统。为保证天然气输配管网安全、均衡、高效地运行，必须依靠高科技手段，建设城市天然气输配管网数据采集与监控系统.

5—1—2 SCADA系统原理

5-1-2—1 SCADA系统的基本原理
SCADA系统是集远程终端装置RTU/PLC站控系统、调度控制中心主计算机系统和数传通信系统三大部分于一体的监视控制和数据采集系统.（图5—1)。
城市天然气系统的站场主要包括:城市门站、储配站、调压站、阀室、阴极保护站、监测点、CNG加气站等，这些站均由调度中心通过站控系统实施监控,故站控系统是SCADA系统运行的基础。站控系统监控的对象包括工艺运行参数（如温度、压力、流量等）、火警及气体漏失，输气气质指标（热值、H2O、H2S含量)设备运行状态等。
站控系统由RTU/PLC进行站场的监视和控制，并将站场、管线的关键运行参数以SCADA系统特有的数据规程，通过微波、光纤等通信数传通道送至调度控制中心——主站，并接受主站的操作指令,完成关键设备的远控。
调度控制中心主计算机系统即主站计算机通过数传通信通道，连续不断地采集RTU的数据,根据RTU的设置数量，主站计算机对各RTU以一定的扫描周期巡回采集数据。一旦出现警报信息,主站计算机系统将优先接收事故信息并向操作人员显示和报警。主站计算机的
5-1 SCADA系统示意图
1、2、4-终端 3-网络服务器 5-数据库服务器 6—SCADA系统服务器
7—设备管理服务器 8-冗余MRTU 9—无线电发射塔 10—无线集群通讯系统 11—远程RTU

表5—1 SCADA系统的管理级层
级层
位置
功能
设备
管理人员
1
输配系统站场（仪表）
压力测量 温度测量 在线分析 流量计量 调节/控制
压力变送器 温度变送器 分析仪 调节阀
运行操作人员
2
输配系统站场（站控系统)
检测 监视 控制 数据处理 控制设定 报表
RTU / PLC
运行操作人员
3
调度中心
监视 控制 统计 计算 诊断 报告
指令下达 设定控制点 报告 优化决策 输配调度
工作站计算机
部门经理
主站工程师
高层管理人员

控制信号通过通信设备传送到远程的RTU/PLC，开关阀门或者完成其它遥控操作.
在管理层级的第一级层，仪器仪表安装在站场分离器、管线、压缩机、等位置,用以显示、监控实际的运行状态。操作人员可方便地随时监视运行状态。系统能根据预先设定的条件，提供逻辑控制和触发自动执行功能，从而达到安全操作和保护运行设备的目的。级层控制的第一层和第二层设在输配系统站场.调度中心是最高级层的管理机构，对输配管网及站场实施监控。把握关键的运行参数及状态，下达控制指令及给定设定值,对输配系统进行分析和决策。

5—1—2—2 建设SCADA系统的意义
建设SCADA系统的意义在于:
1。 实时掌握管网运行数据，进行科学分析处理，提供优化决策，合理调配利用资源，满足用户要求。
2。 采用SCADA系统可以有效地对天然气管网和关键站场进行监视、控制，保证安全平稳供气，从而可避免灾难性的事故发生，提高管网系统整体运行的可靠性.
3。 生产过程的实时监控与信息系统的结合，可实现现代化快速统计分析,保证信息反馈及时、准确，为指导生产和管理提供决策依据.
4. 由于具有实时可靠的数据采集和远程控制能力，可以实施新的运行管理机制，做到减员增效.
5。 采用SCADA系统，可及时处理操作报警和实施阀门的紧急截断,减少天然气的漏失和避免环境污染。

5-1-3 仪器仪表

RTU／PLC站控系统是SCADA系统运行的基础，站控系统的可靠性十分重要。SCADA
系统的设计考虑了系统某一环节出现故障时，站控系统仍能可靠运行.实施站控系统监控的
基础设备是各种仪器仪表，其种类繁多。与RTU／PLC配套的仪器仪表应具有输出测量信号的功能，一般选择原则如下：
(1） 输出信号应是标准信号，如4～20mADC，1~5VDC标准信号;
（2) 防爆型电动仪表；
（3） 系统内各站仪表力求选型统一，以便于维护。

5—1—3—1 压力、差压测量仪表
1．压力测量仪表
城市天然气输配系统中，天然气分离、调压、计量等环节中的压力、输配气压力、清管压力、输气干线甚至用户用气压力等压力参数，均是SCADA系统监控对象。
常用的压力测量仪表有指示式压力表和带远传变送器的远传式压力测量仪表（俗称压力
变送器)。指示式压力表仅用于就地显示,要将信号送入RTU则需使用压力变送器。压力变
送器的工作原理有电容式、扩散硅式、振弦式、电感式等多种形式，其测量精度为0。2% ~ 0。5％.
常用的压力变送器为防爆型的二线制电动压力变送器,测量出代表实际压力值的4～20mADC或1～5VDC信号，在站控系统RTU上处理并显示和传送至主站。
微处理器引入模拟式变送器后构成的智能变送器，具有更好的性能，调校和组态极为方
便，并具有环境温度和静压补偿以及自诊断和双向通信功能.
图5—2为智能压力变送器的内部结构框图和应用原理图。当智能通信器未接入智能变
送器测量回路且采用模拟信号测量时，测量回路的外特性与模拟变送器相同。当智能通信器
在任何位置跨接在信号线路上时,可对变送器进行测试和组态。
2．差压测量仪表
差压测量采用差压变送器，测出某一装置或设备的前后压差。最常用的例子是以标准孔板节流装置测量压差来测量天然气流量，分离过滤器过滤段的压差监测等，差压测量原理与压力测量相类似.

图5-2 智能压力变送器的内部结构框图和应用
天然气流量测量常用的方式有差压式测量、容积式测量和速度式测量，有关流量测量仪表已在前面章节作了较详细的介绍.

5—1—3—2 温度测量仪表
反映天然气输送中，加压、加热或节流时的温度变化参数都是SCADA系统监视对象。
用于就地指示的温度测量仪表有水银温度计、双金属温度计等;用于远传式温度测量仪表则有热电偶、热电阻、辐射式高温计等。热电偶主要用于较高温度的测量。集输系统中，天然气温度较低，且变化幅度不大（一般在－20 ～ ＋70℃),其温度测量常采用铂热电阻。铂热电阻具有测量精度高、稳定性好、反应灵敏等优点。
图5—3为热电阻温度计应用框图。图中热电阻置于被测点，温度变送器通常安装在仪表室中，现场与仪表室之间用三条导线 连接。以降低引线对测量的影响。为简化系统安装与设计，也可采用一体化温度变送器，如图中虚线框内所示.
图5-3 温度远传调节框图

5—1—3—3 分析仪表
在天然气的集输站场中使用的分析仪表有实验室用和在线使用两大类。与RTU／PLC配套的站场分析仪表通常为在线式，其选择和使用应考虑以下几方面的因素：
(1) 在线性；
(2) 精度、重复性、响应时间、分析周期；
(3) 检定和校验要求；
(4) 测量范围；
（5） 维护和维修；
（6) 载气消耗；
（7) 对测量环境的适应性；
(8) 防爆与防护等级；
（9) 与站控系统、RTU／PLC的数据通信接口。
在线分析仪表种类繁多，原理较复杂,不在此对各种分析仪表的工作原理作介绍，仅列举集输中目前常用的几种分析仪表。
1．水含量分析仪
在线水含量分析仪在天然气集输系统中较为常用。天然气的水露点与其水含量和压力有关，测出天然气中的水含量和压力即可计算得到水露点值。镜面式的露点测定仪由于其结构较复杂，一般很少使用。
常用分析仪有晶体振荡式水含量分析仪、电解式水含量分析仪和阻容式水含量分析仪。
2．密度计
用于测量天然气密度，常用的有振动式密度计和粘滞式(冲量式）气体相对密度计。
3．硫化氢分析仪
用于测量天然气中硫化氢含量，常用的有分光光度计H2S分析仪和醋酸法H2S分析仪。
4．热值分析仪
常用于分析天然气的热值.

5—1—3—4 可燃气体检测仪表
可燃气体检测仪表用于测量集输站场空气中天然气的含量,属安全监测类仪表。在密闭
或通风不好、可能有天然气泄漏和聚积的场所应设置可燃气体检测仪。当空气中天然气浓度
达到设定的浓度点时，发出声光报警，同时在站控RTU上报警显示。常用的可燃气体检测仪如KIB--1型检测报警器、510型可燃性气体检测系统，它们利用热导式载体催化元件作检测器。当接触可燃气体时产生无焰燃烧，元件温度上升导致电阻发生变化，通过惠斯登电桥检测并放大输出成电流信号。报警设定点应按被检测对象最低爆炸下限值以下设定.天然气以甲烷为主要成分，大气中的甲烷爆炸极限范围为5％ ～ 15％.通常取爆炸极限的下限为仪表的全量程,将报警点设在全量程的20％左右。

5—1—4 SCADA系统的组成

SCADA系统主要由站控系统、调度控制中心主计算机系统和数据传输通信系统三大部分组成.

5-1—4—1 站控系统及远程终端装置
1．站控系统
站控系统（SCS）是天然气集输站场的控制系统，也是SCADA系统网络中最基本的控制系统。该系统主要由远程终端装置RTU／PLC、站控计算机、通信设施及相应的外部设备组成。
站控系统通过RTU／PLC从现场测量仪表采集所有参数，并对现场设备进行监视和控制，据需要将采集的数据经过RTU／PLC处理、传送至站控计算机，并经通信通道传送至调度控制中心的主计算机系统，同时接受来自调度控制中心的远程控制指令对站场进行控制。

图5—4 大型站站控系统框图

站控系统具有独立运行的能力,当SCADA系统某一环节出现故障或站控系统与调度控
制中心的通信中断时,不影响其数据采集和控制功能。
站控系统的硬件配置和应用程序的设置根据站控的重要程度、规模和功能不同而异。
被控站可分为两类：第一类是大中型站，如城市门站、储配站、调压站等，为有人操作的站场；第二类是小型站,如阀室、监测点、阴极保护站等，通常为无人操作的站场。典型的大中型站场的站控系统框图见图5—4。
图5-4为一典型的大型站场的站控系统,系统中RTU／PLC的CPU模块、通信模块、电源模块等采用冗余配置，通过通信服务器与作为站控计算机的工业微机组成的局域网（LNA）相连。工业微机(2台）通过LAN组成冗余配置。通信服务器通过通信站与调度控制中心进行数据通信。
站控计算机的作用是为站控系统提供灵活、友好的人机界面（MMI），站控计算机的主要功能是：
（1) 对站控所属的工艺设备运行参数和相关数据进行集中显示、记录和报警;
(2） 显示运行状态、动态趋势、历史趋势、工艺模拟流程图；
（3） 显示天然气瞬时和累计流量、打印制表；
（4） 打印报警信息、事件信息；
(5) 调整站场的操作，切换站场流程,遥控站场的紧急截断阀；
（6） RTU／PLC的编程组态和控制回路设定点等的数据修改。
对于小型站场，由于无人操作，通常仅设置带液晶显示板的小型RTU／PLC,不必设置站控计算机。必要时，由巡回检查人员使用便携式微机通过接口对RTU／PLC进行编程组态和数据的修改。
2．远程终端装置
远程终端装置（RTU）是一个提供数据（模拟量和数字量）采集，数据处理、计算和远程控制能力的电子装置.
随着电子技术的发展, RTU逐渐向智能化发展，已具有很强的数据处理能力和使用方便、灵活的特点，具体表现在：
(1) RTU与PLC一体化，也即智能化RTU，功能大大扩展，可完成包括数据采集、运算、处理、逻辑、PID调节控制、编程组态、系统自诊断等功能；
(2） 硬件和软件均为模块化设计，系统易于集成、扩展，适用于不同规模系统的监控,且维修十分方便；
(3） 采用多种通信接口，并可支持不同工业通信协议的转换;
(4） RTU的功能可以通过编程组态而改变；
（5） 关键部件采用冗余技术，提高了系统的可靠性；
(6) 采用自诊断技术，实时监视内部数据处理模块的工作
当上位计算机(站控计算机和调度控制中心主计算机系统）有通信或设备故障时，RTU／PLC能独立完成数据的采集和控制，不会造成现场工艺过程的失控.当与上位计算机恢复联系后，RTU／PLC能将中断期间的数据按照时间标志传送至上位计算机，以保证整个SCADA系统的数据完整性.
RTU／PLC的通信方式一般以连续扫描为基础，采用电话线路、微波通信、卫星通信、光导纤维或其它通信方式，与调度控制中心的主计算机进行通信，传输数据和接收控制中心的控制指令。每一个SCADA系统制造商采用的数据传输协议、信息结构和检错技术都有其独特性，故存在着接口及协议转换问题。此外，各厂家的RTU硬件配置也不尽相同。
1)RTU的硬件配置
RTU模块化硬件的典型配置有：模拟输入、模拟输出、数字输出、数据处理（包括固件）、通信接口、电源、维护试验等模块.典型天然气站场RTU硬件配置见图5—5。
⑴ 模拟输入。
模拟输入模块包括：模/数(即模拟/数字，或以A/D表示）转换器、模拟多路转接、模/数转换器校准、模/数转换中断系统等几部分.
模/数转换就是将现场压力、压差和温度的4 ~ 20mADC或1 ~ 5VDC标准信号转换成二进制数字信号。模/数转换器的精度有8位、16位或更高。现场信号与模/数转换器连接线常采用隔离放大器隔离或采用光耦隔离.
模拟多路转接器是RTU程序控制的系列装置之一。它将模／数转换器得到的二进制数
字信号传递到CPU去处理，并传递到存储器去存储.
模／数转换器的校准电路，就是把一个精确的基准电压信号反馈到永久性的模拟通道中，对偏移误差和增益误差中的温度漂移进行自校准。
模／数转换中断系统,RTU的CPU寻址到各个模拟输入信道时，该信道的开关闭合,模拟信号接通到模／数转换器，开始模／数转换，模／数转换完毕后，模／数板将设置一个标记，作为CPU的一个中断,用以查询该模拟信号转换后存放在寄存器中的数字.当主站扫描这些中断时，数字化的模拟数据就通过通信接口板从RTU存储器中向主站传送.
（2) 模拟输出。
图5—5 RTU硬件模块化配置

模拟输出模块与模拟输入模块相似，只不过它是将RTU的数字信号转换成模拟信号，常称D／A转换。RTU输出转换后的模拟4～20mADC或1～5VIX;标准信号,用以控制调节阀阀位，实现对管道设备的控制。
数／模转换与模／数转换一样，在电路设计时需考虑光电隔离和温度漂移校正。
（3） 数字输入。
① 状态／报警数字输入。
状态和报警输入是指现场的阀门或机泵开关状态信号和仪表的越限报警信号,一般为接点闭合信号.状态信号的通断可显示现场阀门从开到关的动作，或机泵的启停动作。
RTU必须识别数字输入报警信号,因一些现场关键设备的报警会引起系统的停运。如压气机站出口压力高限报警，显示了压气机出口压力超过了管材允许操作压力，将触发压力开关动作,使压气机站停车。由于压气机站停车和阀门关闭会产生其他的报警，因此，必须识别出第一个发出报警的装置为出口压力开关。RTU具有识别停车真正原因的逻辑控制。
RTU状态板通常设计成每块板能容纳8个、16个或32个输入点，可以增加状态板数量
来满足状态输入。每个RTU的状态／报警输入点最多可达256个.
状态和报警输入接点有常开型和常闭型两种，一般采用常闭型接点。这种接点的安全性好，因状态输入电路上有电流流动，如电路发生故障则会发生报警.这种类型的接点如接点闭合，表示状态正常;如断开,则表明存在报警状态。常开型接点的工作原理与常闭型接点相反.
② 积分数字输入。
来自现场流量计的流量信号的脉冲,输入至RTU,用以计算天然气的瞬时流量和累计流量。脉冲校正系数，压力、温度及仪表系数的计算，由RTU软件来完成。
脉冲输入信号输人到RTU时不需要外部电源，它是由RTU的隔离电源提供。输入信号采用屏蔽电缆，以免干扰信号进入,造成计量误差。输入信号采用光耦二极管与脉冲积分器相连。
(4） 数字输出——控制。
数字输出是指从RTU输出到阀门、泵、压缩机等现场设备的开关数字信号。站控系统的操作员在站控计算机上通过选定的控制点发出一个控制动作,使一个数字信息被传送到RTU,经RTU解码，向选定的设备发出控制信号。控制点的控制动作传送到RTU后，RTU将对被选点作出验证响应，站控系统再校验所选点,因此，提高了数据传输的安全性，
（5） 数据处理—-中央处理单元（CPU）。
中央处理单元(CPU）是控制RTU所有功能的核心。CPU控制输入/输出数据存储器和CPU存储器存储单元之间的所有输入/输出数字和模拟数据的传输，并控制通信接口中断系统，把RTU数据传送到主站。
RTU是由CPU、RAM和ROM存储器、输入/输出模块、电源等组成的一个微机系统。
RTU内的数据处理功能,不论这些功能是算术运算还是逻辑运算，均按RTU软件(程序）确定的顺序来执行。软件指令存储在ROM存储器模块中，程序功能由实时时钟控制，CPU负责计算机指令的解码和执行。存储器存储单元和数据传输的所有地址，均要进行奇偶校验，以确保数据在存储器总线上安全传输。
CPU通过输入／输出总线与输入/输出设备通信。输入/输出总线有地址总线、控制总线
和数据总线三类。CPU连续地执行计算任务，包括应用程序任务、数据采集任务和数据传输任务。CPU通过识别各种输入/输出设备的中断优先等级，按等级高低顺序执行各项任务.如主站数据传输,其通信接口比其他输入/输出接口优先等级高，CPU将优先执行。
（6) 通信接口。
RTU有一块或多块通信接口板,用来处理串行数据传输，以异步方式接收和发送数据。
通信接口板可为数个通信端口提供服务，如提供与视频显示设备（VDU)、打印机、流量计算机等的串行数据通信.
（7) 供电电源。
RTU电源可根据用户的实际情况确定为:115VAC，60Hz；220VAC,50Hz;或12、24、48VDC。如果安装了不中断供电系统(UPS)以使RTU在交流电源发生故障时能持续工作，则需要提供备用设施如电池组等。
为了保护所有输入和输出信号隔离的安全性,以防雷击感应，应提供一个单独的隔离电源，对接到RTU上的所有现场仪表及供电和通信线路提供防雷击隔离保护。
（8） SCADA系统测试设备.
SCADA系统测试设备是一个微处理机的通信模拟器，用来在现场测试RTU和主站。测试设备具有监视和(或)控制功能,可模拟系统通信。其基本功能为：
① 测试设备能生成从主站发送到RTU的任何标准数据传输信息,并能数字显示从RTU接收到的响应结果；
② 测试设备通过程序来接收主站向RTU寻址的信息，并能用可编程序的应答来响应；
③ 测试设备能以联机方式监视来往于主站和RTU之间的通信信息。这种联机监视方式
可在RTU完成，也可在主站位置完成。
为安全起见，SCADA系统测试设备一般不具备编程传送控制信息的功能，这样可避免由于维护人员的疏忽而导致阀门或压气机的误操作.
2) RTU应用程序
RTU的系统功能取决于RTU所采用的应用程序。目前，RTU所配置的基本应用程序包
括：天然气流量计算，压缩机组喘振控制、PID（比例一积分一微分）回路控制、站场逻辑监视控制、流量计标定等。
随着RTU的功能扩展，现已有将部分在主站运行的程序使用在RTU上，如管道检漏、生产管理、管道运行模拟等应用程序。

5—1—4-2 数据传输
SCADA系统的可靠性和可用性取决于从主站到RTU以及从RTU返回主站的数据传输
情况。为使主站和RTU之间智能地、准确地传送数据,必须借助某种形式的通信媒体进行通信，为此，每种SCADA系统必须制定一种数据传输规程。
城市天然气输配工程SCADA系统主要采用以下几种通信媒体进行数据传输：有线、微波、卫星、同轴电缆、光纤及其他无线通信方式等。近距离SCADA系统可采用有线、光纤和同轴电缆传送数据；远距离SCADA系统则需采用微波、卫星等通信媒体进行数据传输。
数据传输通信媒体的选择应根据城市天然气输配工程系统的规模，所经地区的地形地貌，管道站场的种类、数量、间距、环境状况和外电的可靠程度，远控阀室位置和分布密度，邮电公网和因特网在该地区的发展程度等综合考虑。目前，使用较多的是租用长途公网、数字微波、光缆通信和VSAT卫星通信等，其技术、经济比较如表5—2所示。

表5—2 几种通信方式的技术经济比较
方 式
内 容
VSAT卫星地球站通信
数字微波通信
光纤通信
通信质量
1~12路
几十路至上千路
几十路至上万路
实用中继距离
任意位置
50km
65~70km
传输质量好
好
好

系统误码率
≤10-7
≤10-6
≤10—9
可靠性
高
高
高
保密性
可加密
可加密
可加密
抗干扰
好(C波段需协调）
较好（需协调频率）
好
中继站无人值守

可
可
上下话路
方便
不太方便
较方便
通信自动寻检功能
有
有
有
单站耗电
较小
较小
较小
扩容可能性
方便
方便
方便
与输气站场结合
方便
差
较方便
施工难易度
简便迅速
山区立铁塔较难
受地形因素影响
维护工作量
较小
较小 无人站不方便
光缆维护工作量较大
单站价格
较低
较高
较低
备注
主要费用较高
铁塔费用较高
光缆费用较高

SCADA系统传输的数字数据（如16位格式的数据）必须以“1”和“0”同样的顺序来接收，否则远程终端装置应答将会有误。因此，所有传输的数据必须加以有效处理,并采用检错技术,以防任何位或位组的丢失。
数字数据信号在通信信道上传输时,必须转换成一个音频信号,该音频信号与人类语言相似.这种将数字信号转换成音频信号的技术称为调制，常用的几种调制方式有：调幅、调频和调相。调制器和解调器组件称为调制解调器（MODEM）,它是由调制器和解调器两个英文单词缩写而成的一个术语。
远程终端装置把工艺数据信号转换成数字信号，这些数字信号可用纯二进制，二进制编码的十进制(BCD码）、ASCⅡ码等数据格式传输到主站.尽管每个SCADA系统的供应商对提供的数据传输和数据规程都具有其独特性，但这些格式都是在16、24或32位数字字信息的基础上编制的。图5-6为一个16位字帧的格式,包括数据位、检错位（奇偶位）和同步位。

图5—6 数字的字格式

主站与远程终端装置之间的数据传输通信系统如图5—7所示。RTU输出的数字信号经调制解调器转换成音频信号,然后由信号传输器发送，经过通信媒体将数据传输至调度控制中心（主站)的信号接收器，经调制解调器转换成数字信号后进入主站计算机系统。主站计算机系统的数字信号以同样的方式传输至RTU.

图5-7 主站与RTU之间的通信
鉴于主站和RTU之间的地址信息和应答信息交换顺序的特点，SCADA系统属半双工系统，因此用双线通信线路如电话线就能满足要求。尽管SCADA系统信息交换顺序只是半双工方式,但其无线电通信一般采用全双工方式，即采用单独的发送和接收信道.
简单地说，卫星通信是地球上的无线电通信站之间利用人造卫星作中继站而进行的通信.它是在地面微波通信和空间技术的基础上发展起来的，是现代通信技术的重要成果.近二十多年来，它在国际通信、国内通信、国防通信、移动通信以及广播电视等领域得到了广泛的应用。卫星通信之所以成为强有力的现代通信手段之一,是因为它具有频带宽、容量大、适用于多种业务、覆盖能力强、性能稳定可靠、不受地理条件限制、机动灵活、成本与通信距离无关等特点。
卫星通信技术应用于气田与输气管道SCADA系统数据传输始于80年代。图5-8表示了SCADA系统中使用的甚小口径终端(VSAT)的卫星通信原理和同步卫星通信系统.
VSAT卫星通信系统，通常采用时分技术传输数据.其基本特征是：把卫星转发器的工作时间分割成周期性的互不重叠的时隙（每个时隙也称为分帧,一个周期则称为一帧），分配给各站使用。时分技术传输数据,应保证卫星与地面主控站的时钟同步，这样才能保证数据的完整。
VSAT卫星通信系统对一个远程地面站来说相当简单，对于Ku波段一般它需要一个小型的（1。3～2。4m）户外天线和发射机、互连电缆、连接器、室外接收机单元(用于双向通信）和标准RS232CRTU等.

图5-8 输气管道卫星通信系统，VSAT应用

同步卫星通信频率为超高频段(12~14GHz)，称为Ku波段，商用电视网络和数据传输微波频率范围（4～6GHz）称为C波段。Ku波段专供卫星传输之用。由于地面到同步卫星的距离约为35400km，其间的传播时间约为250FQ，该传播时间可与约为30～40 Ps的直接视距微波线路相媲美。

5-1—4—3 调度控制中心
SCADA系统的调度控制中心称为主站。主站担负着城市天然气输配系统生产数据的采集、整理、存储、分析、调度和远程控制关键设施如关键阀门、压缩机的启／停等.主站的计算机系统、通信设备及其网络系统,根据SCADA系统规模大小，可以设置为总调度控制中心或区域调度控制中心。小型的SCADA系统通常只设一个调度控制中心,其管理级层相对较为简单.
1．总调度控制中心系统功能
(1） 监视主要运行参数；
（2) 统一指挥，协调各区域集输系统，确保安全平稳供气；
（3） 合理解决供需矛盾,及时调配,提高供气质量；
(4） 提高输配系统效益,为优化决策服务；
（5） 与有关上级部门进行数据交换。
2．区域调度控制中心功能
(1） 接受总调度中心的调度命令，查询要求，并返回执行情况和查询结果;
(2) 向总调度中心传送实时数据和历史数据;
（3) 采集实时数据，建立本区域中心的历史和实时数据库；
（4） 向被控站场发送遥调、遥控指令；
(5） 管网系统动态模拟显示，站场流程显示，趋势图显示；
（6) 报警及事件显示、打印、处理；
(7) 生产、销售及营运统计报表处理等。
3．主站系统功能
主站系统按调度控制中心的具体功能要求，进行系统的硬件和软件配置.主站系统的基
本功能可包括：
(1） 监视和采集远程站RTU的运行数据;
(2) 统计、分析、存储各种运行参数；
（3） 打印报警／事故信息，提供生产报表；
(4） 发送遥控指令,启／停压缩机和开／关站场和管道上的关键阀门；
（5） 对管道系统的输配量进行调度,提高供气质量；
(6) 模拟管道系统运行，优化管理，为管道系统运营决策提供依据；
（7） 管道漏失的定位及监测;
(8) SCADA系统参数、状态、趋势、系统和站场流程的模拟显示;
(9) 系统操作、维护的培训；
（10) 系统组态、扩展。
4．主站的局域网络系统
为实现主站的系统功能，主站一般采用网络计算机为核心的冗余配置的网络结构。网络
结构的设计应符合国际标准化组织（ISO）提出的开放型结构，具有标准、灵活、支持网络的软硬件设备、易于扩展、安全可靠等特点。
主站网络一般是由工作站组网、采用TCP／IP通信协议的冗余结构的以太网，并具有与上位计算机系统或其他计算机网络的联网接口.
主站系统合理的硬件配置和网络结构以及完善的网络管理软件,使主站在实现监控和数据采集的功能外，还能有效地实现以下功能：
(1） 资源共享。网络中所有用户可以根据权限共享全部或部分资源，实现软件与信息共
享。
（2） 提供高可靠性的热备份。
（3） 网络上的服务器和用户计算机可以相互分担负荷。
5．主站硬件
主站硬件根据应用要求配置，为提高主站系统的运行可靠性，关健的系统硬件设备应冗余配置。
一般主站的硬件配置如图5—9所示。包括SCADA主站系统冗余主计算机两台，作为服务器；冗余的操作员计算机两台;模拟/培训计算机一台；工程师计算机一台（可以在线运行,也可以离线运行）；打印服务器及必要的彩色打印机、激光打印机和24针打印机；网络设备;通信设备,以及地面与卫星的时钟同步监控设备等。此外,还可根据用户要求配置前投影系统和后投影系统。
主站计算机系统在设计选型时应考虑到功能要求和计算机的发展，尽可能选用同一类型
机种，以便维护和必要时的互为备用。
前投影系统主要为参观访问者服务，为参观者提供在线的影视介绍。后投影系统一般设在主站的主控室，模拟显示集输系统的动态和静态状况。
6．主站软件
主站软件有三种类型：计算机操作系统软件、SCADA系统软件和系统应用软件。

图5-9 调度控制中心（主站)框图

1） 计算机操作系统软件
计算机操作系统软件是由计算机制造厂家或专门的计算机操作系统软件开发公司（如美
国的微软公司)以标准软件包的形式为计算机硬件配置的,它是由汇编程序、编译程序、编辑程序、诊断及管理程序等组合而成.通常，计算机操作系统软件和计算机硬件系统一起购置,按计算机制造厂家提供的资料进行选择和拟定技术条件.在很多情况下,SCADA系统的买主没有选择计算机软硬件制造厂家的余地,因为许多SCADA系统供应商提供的系统中已经使用了某个计算机制造厂家的标准化硬件产品和软件产品。
2） SCADA系统软件
SCADA系统软件是SCADA系统供应商所开发的系统软件，运行于计算机操作系统中,用来执行数据采集／控制和人机接口任务。这些程序以计算机操作系统标准化的命令和指令为基础,在计算机操作系统建立的环境中有效运行.SCADA系统软件的主要功能有：
（1） 监控主要运行参数及状态；
(2) 发送遥测、遥控、遥调命令；
（3） 参数、状态、趋势、流程的模拟显示；
（4) 事件、报警和报告报表的打印；
(5） 数据分析处理(包括数据有效性分析）;
(6） 系统组态、扩展;
(7） 主、备(冗余）设备切换;
(8) 提供模拟数据处理的支持。
3) SCADA用户应用软件
SCADA用户应用软件是专为用户海上平台SCADA系统或油、气集输，管道等SCADA系统设计的专用程序，运行于计算机操作系统和SCADA系统软件环境中.例如：用于管道实时模拟、压缩机优化控制等。用户应用软件按用户提供的技术条件进行编制。一般简单的用户应用软件由SCADA系统供应商来编制，对于复杂的用户应用软件，如实时模拟软件，则由专业应用软件供应商供货。SCADA系统的用户应用软件是优化管理和管理现代化的基础。用户应用软件通常采用模块化集成,是一种多任务、模块化的集成软件包，不同的模块完成不同的任务。
实时模拟软件是集输与管道系统模拟的基础软件（软件包),它可完成静态与动态的模拟，其中包括水力模拟、物理性质和热力学计算等功能。它既可在线应用于实时的管道运行自动
调度，又可离线应用于工程研究和培训.除了静态与动态模拟外，实时模拟软件的在线应用还有：
（1） 自动预测.由操作者给定计时器,能自动超前2—4h提出预测,以便及