李国海 董秀娟

北京天然气管道公司

当前中外管道运营企业均利用SCADA系统控制管道的运行，如何利用SCADA系统使管道按照调控中心的远程控制指令运行，有效代替现场操作人员，自动完成预设的控制逻辑目标，是实现站场无人值守、自动运行、远程控制的关键。

1 中外天然气管道运行管理对比

北京天然气管道公司通过多年和北美管道运营企业持续开展对标交流活动，与国际专业评估机构进行合作，并对Enbridge、Alliance、 TransCanada和Vector等管道不同类型的站场及调控中心进行实地考察，初步得出以下结论：

（ 1）建设运行标准一致我国天然气管道发展较晚，管道建设运行所遵循的主要设计

标准均来源于国外相应标准，主要依据是一致的（见表1）。

（ 2）运行管理模式差异明显北美天然气管道站场运行均由调控中心控制，站场以无人值守站为主，采用站场自动控制和调控中心远控。管道沿线按区域设置有运行维护机构及极少量维护人员，主要负责所辖区域内站场、管线的现场维护管理。管道维抢修、大型设备维检修、专业化维检修等主要依托第三方服务商，甚至管道运行也可委托相关调控中心负责，通过合同管理保障管道的运营和应急处置。

国内天然气管道运行由调控中心监视或控制，站场以有人值守站为主，采用站场远程操作、部分自动控制及调控中心远程监控。管道沿线按省域设置管理处，负责区域内管道、站场的现场运行管理，另设有专门的维抢修队伍和巡线、看护人员。站场24 守，负责站场生产操作和日常运行管理。站场设备日常维护、维修主要依托管理处或维修队，重大设备维护主要依托厂家或第三方服务商。

国内天然气管道缺乏总体的、目标明确的、可操作性强的运行控制原则，标准执行分散，管道建设设计、设备采购与运行管理脱节，缺乏管道全生命周期运行整体需求及分析。两者差异对比见表2。

2 天然气管道远程自动控制功能分析

通过SCADA系统可以实现管道运行参数监视、站场运行过程控制、报警响应、应急安全保护控制、数据处理与存储、运行工况模拟及预测、输差平衡与负荷预测等功能。但受社会环境、经济条件、劳动力成本、技术进步程度的影响，目前SCADA系统的远控模式有两种。

（ 1）基于站场自动逻辑控制的远程控制模式。中心调度员只对站场宏观功能进行远程操作控制，操作强度低，适用于大型管道及管网的远控运行。

（ 2）基于人工远程操作控制的远程控制模式。中心调度员可对站场单体设备进行远程操作控制，操作强度大，适用于单一小型管道的远控运行。

对比分析发现，基于站场自动逻辑控制的远程控制是建立在站场安全运行的前提下，在站场自动控制的基础上，实现调控中心远程宏观操作控制。通过优化SCADA系统远程自动控制功能，可有效提高远程监控管理的有效性和可靠性，降低人为原因产生的不确定性或不安全因素，提高管道的运行效率和可靠性，进而降低管线的运行成本。通过总结长期以来的经验，我们得出典型SCADA系统控制功能(见表3)。

3 人员可靠性分析

管道运行管理离不开人的参与，参照美国化工过程安全中心（ CCPS）提供的失效数据(如表4所示)， 1名经过良好培训的操作工，在正常情况下的操作失误率远远高于各类设备、控制系统的失效概率。

受技术条件限制，早期天然气管道的运行操作主要基于人工操作。由于人具有较大的可塑性和不确定性，随着环境条件的改变、操作难度的增加、心理压力的变化，现场较多的表现出不能及时准确判断报警和故障、精神怠慢、操作动作不正确、习惯性思维动作等极易发生人因失误的问题，人因事故已成为管道最主要的事故原因之一。因此，加强人的可靠性分析，重视操作人员技能培训、压力培养及操作替代是现代管道企业亟需解决的问题。

4 天然气管道站场建设运行管理的实践

通过开展国际交流对标活动，促进了思想的解放和理念的更新。北京天然气管道公司制定了针对整条管道的、标准化的、可以广泛接受的《管道运行控制原则》，使公司在管道建设、运行、维护等各阶段活动都遵循统一的原则；规定了所有活动均应本着“以人为本”的原则，按照规定的顺序执行“安全、可靠/有效、效率”的要求。

（ 1）专业的科学评估促进了管理水平的提升通过开展HAZOP分析活动，对发生的问题进行重点分析解剖。解决并完善了站场放空系统气体回窜、站场及阀室开放性泄漏检测及保护、压缩机组开放维修能源隔离、干线上检测点开口数量过多、干线侧接口泄漏、站场高/低压分界及超压保护、管道的持续供气保障、压力监控系统多回路压力/流量平衡控制、阀室仪表沉降、站场远程控制等多方面问题。

通过开展QRA分析活动，明确了不同类型站场个人风险和社会风险的可接受范围。利用CFD技术对已发生事件后果进行符合性模拟分析，验证QRA分析结果的可用性。推进现场运行管理从依靠人操作到依靠技术手段控制的理念转变，严格限制在风险不可接受区域内的人员活动、减少或取消在风险区域内的长期人员活动。如封闭控制室窗户、搬迁控制室、取消站内人员住宿，直至无人值守。

通过开展SIL评估活动，对照IEC 61508、 IEC61511标准识别站场安全功能回路，确定对应的SIL等级，查找不符合问题。针对系统安全可靠性和可用性的平衡问题，制定出统一的ESD分级控制和紧急控制功能（见表5），并提出了明确的功能安全管理和全生命周期管理的概念和要求。

（ 2）完善的企业标准推动了远程控制技术的实现结合国内社会环境特点，总结多年的实践经验，公司明确提出了站场建设、运行及控制的目标——“有人值守、无人操作、远程控制”，以公司技术手册对设计和建设提出了统一的、标准的技术要求（见表6）。

结合远程控制需求，分析、优化了工艺流程设计，统一了设备选型、安装，规范了自动控制逻辑及功能，使其满足控制原则规定的自动控制和远程控制要求。同时简化辅助系统，无人值守站取消站内职工宿舍、食堂、燃料气供应、锅炉房、会议室、分类办公室等功能,要求站场建设均应实现站场自动逻辑控制和调控中心远程控制，站场保留现场看护人员，职能由操作运行逐步向运行维护转变。

（ 3）辅助的配套管理提高了系统维护的时效性为解决无人值守站远控条件下的维护响应问题，建立了公司远程维护系统，利用公司内部网络为维护工程师提供在线远程技术服务工具，用于实时发布报警短信、在线远程浏览、控制系统及设备远程诊断，提高了系统维护的时效性（见图1）。

实行报警分级管理，分别对应火灾、泄漏、供气中断、局部功能丧失、设备故障等5个报警级别，提高报警效率。

5 结束语

目前国内天然气管道站场从技术上已具备无人值守的条件。应进一步建立明确的运行控制目标，配套科学的评估手段及切实可行的管道全生命周期管理，提高管道建设和设备质量，强化人员技能培训，克服管理理念、标准化、设计水平、社会环境和现场设备可靠性等制约因素，充分利用调控中心远控，以推进天然气管道无人值守站的建设。

（作者：李国海，北京天然气管道公司生产运行处副处长，大学本科，高级工程师。）

《管道保护》2016年第3期（总第28期）