SCADA系统

SCADA系统（精选11篇）

SCADA系统 第1篇

石南联合处理站是一座集原油处理、注水、污水处理、天然气处理于一体的综合处理站, 采用北京安控公司的小型SCADA系统, 系统采用intellution公司的ifix 2.1 (英文版) 开发的分布式集散控制系统, 操作系统为WINDOWS NT4.0/SP4, 在生产工艺现场分别设有天然气处理、原油处理、导热油炉、注水系统、转水泵房、硫化氢检测、采出水系统、污水处理系统、泄油阀及混输泵站10个远程控制终端 (RTU) 。天然气处理、原油、导热炉及采出水监控部分由Micro16控制器以及外围扩展模块构成, 实现对天然气处理、原油及采出水的监控。下位机与上位机之间的通信通过5905Modbus-TCP/IP转换模块接入以太网, 图1为系统结构图。

2.系统存在问题

远程控制终端 (RTU) 数据通信方式为:原油处理、天然气处理、导热油炉、转水泵房、注水系统RTU与监控站之间为TCP/IP通信, 其通信效率较高。每个RTU各用1条通信网络线, 其中转水泵房、注水系统RTU公用1条通信网络线, 与16口数据交换机相连;由于采出水, 污水, 硫化氢3套RTU均安装在同一间房子的现场机柜室内, 距离仪控室350m左右, 考虑到采用TCP/IP数据传输方式通信距离不能满足要求, 因此, 采用RS-485总线通信方式, 通过1条数据通信线传输3套RTU数据, 在仪控室通过5905 (Ethernet gateway) 模块把RS-485通信转换到TCP/IP通信后接入16口数据交换机。在使用过程中采出水、污水处理、硫化氢RTU与操作站之间通信效率较低, 在上位机通信速率设置为9600bit/s, 数据刷新间隔约2min, 无法满足实时监控的需求。因此, 需找出通信效率差的原因。

3.通信实验

(1) RS-485总线通信实验。RS-485支持半双工或全双工模式。网络拓扑一般采用终端匹配的总线型结构, 不支持环形或星形网络, 最好采用一条总线将各个节点串接起来。从总线到每个节点的引出线长度应尽量短, 以便使引出线中的反射信号对总线信号的影响最低。

RS-485总线规定了最大总线负载为32个单位负载 (UL) , 可通过增大收发器输入电阻来扩展总线节点数, 最大传输距离为1200m。本系统的RS-485总线负载只有3个, 采出水、污水处理、硫化氢RTU与操作站之间距离350m左右, 在传输距离之内。但经过实地勘察和分析, 发现现场与监控站之间RS-485总线存在网络布局不合理的问题。

现场RTU在总线上的引出线与总线采用了不同电缆, 采出水处理、污水处理、硫化氢RTU集中在一段总线上紧靠在一起安装, 而且有过长的分支线引出总线, 会出现阻抗不连续点 (图2) , 所以应该提供一条单一连续的信号通道作为总线。根据这一原则对网络进行了大的整改, 采用标准RS-485线屏蔽双绞线作为总线将各个节点串接起来, 同时进行接地处理, 如图3所示。

改造后采出水处理系统RTU与上位机的通信效率有所提高, 但是没有达到预期效果。由上述实验可知:RS-485总线存在的问题不是影响采出水处理系统RTU与上位机通信的主要原因。

(2) 5905模块负载能力实验。转水泵房、注水系统2个RTU公用1块5905模块, 与上位机通信效率很好, 而采出水处理、硫化氢、污水处理3个RTU公用1块5905模块, 实验主要针对5905模块的负载能力。把联合站SCADA系统的SHINAN-B、SHINAN-P两台服务器各自独立地与下位5905模块采用TCP/IP协议进行网络通信, 再把SHINAN-B、SHINAN-P两台服务器与采出水、污水、硫化氢RTU的通信设置相同重做上次的实验, 通信效率虽有所下降, 但还是比较好。

通过以上实验得到以下的结论:SHINAN-B、SHINAN-P两台服务器与下位5905模块通信采用TCP标准, 对采出水、污水、硫化氢RTU与上位机通信效率有一定的影响, 但不是通信效率变差的主要原因。

污水、采出水、硫化氢RTU之中任意一个或2个RTU与上位机的通信效率好, 只要3个RTU一起与上位机通信效率就变差, 数据刷新时间达到2min。所以, 5905模块的负载能力应该是少于3个RTU才能正常通信。影响采出水处理系统RTU的与上位机的通信的主要原因就是5905模块的负载能力。

在仪控室增加一个5905模块与硫化氢RTU进行通信, 污水、采出水两个RTU以RS-485总线方式与原有的5905模块进行通信。

为了减少RTU在总线上的引出线长度, 以便使引出线中的反射信号对总线信号的影响最低, 采用RS-485总线串接的接线方式, 并进行接地处理。

4. 效果

经过实验, 采出水、污水处理、硫化氢RTU与操作站之间通信效率低, 是由于RS-485总线接线方法不正确以及5905模块的负载能力差造成的。改造后采出水处理、污水处理RTU数据刷新时间4~6s。硫化氢RTU数据刷新时间2s, 而且误码率也大大的降低, 从根本上解决了通信效率差的问题。

参考文献

电力监控系统简介(SCADA) 第2篇

电力监控系统（英文为Supervisory Control And Data Acquisition，简称SCADA系统），其主要功能是对供电设备（包括变电及接触网设备）进行监视、控制和采集。

1．SCADA系统功能简介

电力监控系统（简称SCADA系统）的主要设备设置在控制中心。远程控制终端设备（即RTU设备）设置在各变电所内，RTU通过通信网络OTN与控制中心设备相连接，控制中心命令由OCC发往各RTU，再由RTU传向供电系统，供电系统的所有信息通过RTU传向控制中心。SCADA系统所有计算机和RTU都有自监功能，系统设备具有高度可靠性，各设备状态可在CRT上显示出来。

1.1.被控对象设备

1.1.1.变电所设备

a.2个110kV/33kV主变电所（坑口、广和）

b.8个牵引降压混合变电所（西朗、车辆段B所、芳村A所、长寿路A所，公园前B所、列士陵园A所、体育西B所、广州东站A所）

c.25个降压变电所

1.1.2.接触网设备

a.西朗牵引降压混合变电所→7个接触网电动隔离开关

b.车辆段牵引降压混合变电所→2个接触网电动隔离开关

c.芳村牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

d.长寿路牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

e.公园前牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

f.列士陵园牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

g.体育西牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

h.广州东站牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

1.2.SCADA系统全线运行运作模式

SCADA系统全线运作模式采用OCC中央设备集中监视和控制，并在车辆段B所、坑口主变所及广和主变所设立站控计算机，辅以站控控制模式。在灾害模式下，执行站控控制方式。SCADA系统可以根据运行实际需求，更改部分运行模式。全线运行后，在各牵引所各增设一台站控计算机（型号是PG740）。

2．SCADA系统主要设备名称数量及投入使用情况

2.1 RTU设备共36台，其中35个分别设置在沿线各站变电所及车辆段变电所；另一个放在材料总库.2.2 站控计算机(PC机)共3台,全部投入使用,分别设置在车辆段B所,广和主所和坑口主所;

2.3 站控PG机共11台,其中7台设置于除车辆段B所外的其他牵引变电所,一台放在OCC六楼监视通道用,一台为抢修用备机,其余备用.2.4 TCI柜共一台,设置于OCC六楼SCADA设备房;

2.5 UPS系统一套(包括UPS柜两个、蓄电池柜、配电盘各一个),设置于OCC六楼UPS房，UPS柜一用一备。

2.6 模拟屏一个，设置于OCC八楼，在线使用。

2.7 控制中心操作站计算机五台，两台主备机，一台归档机、一台信号机设置于OCC八楼，一台维护机设置于OCC六楼SCADA设备房。

SCADA系统 第3篇

[摘要]本文结合锦州市大凌河供水工程SCADA系统设计的实例，详细介绍了SCADA系统的配置和功能，锦州市大凌河供水项目已运行十五年之久。取得了很大的经济效益和社会效益，积累了丰富的操作使用经验，对今后设计新的给水项目具有很大的指导意义。

[关键词]SCADA系统，RTU，主机，GPRS软件

[中图分类号]TV674 [文献标识码]B [文章编号]1672-5158（2013）06-0305-02

1 前言

我们从八十年代中、后期选用了国内、国外的SCADA系统设备，最早使用单线遥控技术，后来采用功能组的遥控设备，近十几年选用成套的SCADA系统。要求四遥的水平不断迅速提高，SCADA监控设备也不断更新换代。近几年我们在哈尔滨市、大连市、鞍山市、营口市设计了十多项SCADA系统，投运后运行良好。由于锦州市大凌河供水中设计选用的SCADA系统于1994年投产以来可靠稳定运行十四年了，而且其规模也很大，所以本文重点介绍了SCADA系统在锦州大凌河供水系统中的应用，很有代表性，很有实际意义。

供水工程简介：锦州市大凌河供水工程是世界银行贷款的国家重点工程，1991年设计，1992年动工，1994年建成。供水系统包括20万吨/日生产能力的大木净水厂（包括原有13万吨/日），10万吨/日供水能力的八段加压泵站，水源地的水源井群（20口）。大木水厂离八段加压泵站有50公里，八段加压泵站离水源地井群有十几公里，水源井布置比较分散。

2、SCADA系统方案的确定

该供水系统规模大，供水范围广，由于提供城市大部分的生产及生活用水，因此可靠性要求高，按传统的管理方式设计，净水厂、加压泵站和水源井群均需要安排人员值班，各处的值班人员保持经常的电话联系，才能了解各处的泵的运行状态、出水压力、机温、水位、流量等参数。一旦泵或仪表出现故障，派人马上维修。这种管理方法，第一，不可靠，在通讯不畅或阴雨天经常会出现各种事故，造成停止供水；第二，这种管理方法，工人的劳动强度大，责任重；第三，技术落后，严重制约了供水系统的科学化、现代化。

为此，对该供水工程选用了可靠先进的SCADA系统。“SCADA”的涵义为：“SUPERVISORY CONTROL AND DATA ACQUISITIONSYSTEM”，中文为“监控及数据采集系统”。通讯采用有线与无线相结合。在此以前，在别的供水工程中我们设计选用过单线遥控，功能组件的四遥系统，以单片机为基础的四遥系统，但均不理想、可靠。虽然这些技术、产品当时还有。但由于：一、设备，技术落后；二、元器件不可靠；三、不兼容，不开放，不遵守国际上的通讯协议TCP/IP FTP，尤其IEEE802.3。所以在设计时不能采用。

该供水系统设计选用的是国外的SCADA系统，技术参数以美国产品为依据，通过世界银行贷款设备招标。招标来的是美国摩托罗拉公司产品，遵守IEEE802.4，无线通讯遵守IEC870.5。

该供水工程的SCADA系统是一个三级调度系统。水源井群为最下级调度；八段加压泵站、大木净水厂及原有供水厂为中间级调度；公司对这些泵站水厂为最高级别调度。

监控内容如下：

2.1 大木净水厂

2.2 八段加压泵站

2.3 水源井群

3 SCADA系统的构成及配置

SCADA系统是由远程监控站、通信系统、上位管理站及计算机网络构成。

该系统可支持单层网到复杂的递阶多级网。每级最多可支持240个远程监控站或1000个站。监控范围可从几公里到几百公里（加中继站）。监控点数从几百点到几千点。而且该系统遵循国际通讯协议。

3.1 远程监控站

3.2 通信系统

3.3 上位管理站

3.4 计算机网络

4、SCADA系统的软件系统

SCADA系统中的软件是基于面向对象的多任务执行系统（MTE：Multi TasMng Executive system）设计而成的。当SCADA的RTU冷启动时自动支持不同的硬件模块和用户设置的不同的通讯口。这样所有RTU可以使用一个标准的软件包满足不同的应用需要。SCADA系统中的软件支持基于OSI模型的通讯协议MDLC。该协议将网络分成7个连续的层次，每层均为其相邻高层提供一个基本的服务和支持。

SCADA系统中的RTU软件提供下列功能：

——可以将应用程序分成最多可达5个优先级别，以提高系统效率；

——提供对用户数据表和梯形图的实时监视和调试；

——RTU上电时执行上次RTU掉电时执行的任务；

——随时检测软件和硬件故障；

——所有软硬件的错误信息存储在错误登录器中，可在SCADA系统任何通讯口调出，以方便系统的调试和日常维护。

4.1 编程工具包及其功能

4.2 数据传送方式

5、系统功能及特点

5.1 系统功能

1）遥测功能：数字滤波、报警比较处理、算术与逻辑运算、流量积算和脉冲累计等。

2）数据采集和报警监视功能

3）遥控功能：PID控制、顺序控制。

4）维护功能：故障诊断、错误处理。

5）管理功能：能量计算、数据处理、画面显示、潮流预测、优化调度、趋势记录及报表打印等。

5.2 特点

1）可靠性高。

2）通信方式多，距离远。

3）组态灵活，构成扩展系统容易。

6、检测仪表

按工艺流程的要求设置了相应的检测仪表。

如上所述，所选用的仪表包括流量（电磁）、压力、佘氯、浊度、液位（超声波）、铁离子、锰离子等仪表。

另外，自动加氯系统提供了漏氯、氯气气体流量，自动加氯机阀位等。

不容忽视的事实是，电气设备提供的开关量是可靠的，因此检测仪表的质量也要求的高，为了SCADA系统的成功，所以设计及设备招标选用的仪表均是来自美国、英国、德国的先进可靠的智能型的检测仪表。

7、SCADA系统运行总结

当然，今日的SCADA系统不论硬件、软件，随着电子信息技术的迅猛发展均有很大进步，硬设备如CPU，存储器，硬盘等的技术指标也有很大提高，软件自诊断功能加强，所以在以后的供排水工程设计中要考虑到系统兼容性，日后可扩展性。

为了提高系统通讯的可靠性，无线通讯今后最好选用被实践证明可靠的GPRS技术。2004年设计沈阳供水项目的SCADA系统就是这样做的。随着计算机网络控制技术早已融入了变电站监控的方方面面，国内外已制造出了变电站（所）计算机监控系统及马达管理中心。2008年鞍山市供水项目SCADA系统就是这样做的。该系统是一套利用计算机网络控制技术对变电站（所）进行测控和监视的软、硬件体系。八段加压泵站、大木配水厂由于主要设备为高压电机，应使用这种系统设备最适合。该系统由综合保护器、现场总线、PLC前端机及配套软件组成，PLC由前端机控制。

通讯选用光纤，数据传播既迅速又准确（八段加压泵站至井群儒RTU）。

前端机提供网络通讯接口与监控中心或工作站连接，实现系统集中监控。前端机要遵守下行通讯协议MODBOS、上行通讯协议ICP/IPMODBOS、DC451等。

综合保护器是集保护、测量、控制、通信功能为一体的分布式微机成套保护测控装置，并有sCADA接口，采用后可省掉电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数等检测仪表，并可大大减少二次接线，节省人力，减少故障点，便于检修。

最近几年尤其2004年设计的沈阳、大连、鞍山、营口等供水项目都是这样做的，在沈阳市供水项目设计的SCADA系统还考虑了上述的新理念、新技术、新设备并妥纳。

尽量采用嵌入式技术

今后尽量采用嵌入式技术，将过去的FCS、DeS、PLC、GIS、OAS办公自动化系统，所有现场测控系统及主工艺流程所引用的先进控制技术（如未来两远测，模糊神经技术在线监控的加药系统，污性物废气处理的人工智能防真闭环监控系统等等）都纳入到INTERNET+RTE+TCP/IP协议为主要模式的信息控制一体化系统中去。因为嵌入式系统是实现工业信息控制一体化不可分割的一部分。

专家们预测，到2010年是嵌入式INTERNET的时代。

物流中心设备SCADA系统研究 第4篇

1 系统概述

本文研究的SCADA系统是完成对湖南省烟草公司衡阳市公司卷烟物流配送中心仓储与分拣系统状态监视、操作控制的日常工具,是一个完整独立的系统,其具有下列功能:

(1)3D-MAX建立设备模型,模型直接导入开发平台,360°展现所有设备状态;

(2)全景动态巡航效果,可按预定轨迹自动导航至所选区域;

( 3 )模型颜色变化直接体现设备当前状态;

( 4 )故障报警记录及事件日志;

(5)用户管理。

为了实现上述功能,SCADA系统将通过工业以太网连接各分拣子系统、分拣主机、巷道式堆垛机、直行穿梭车等控制单元(PLC)。SCADA系统从每个PLC获取实时信息,并且在相应界面上显示设备当前状态。

SCADA系统的图形化仿真界面分为三层显示:系统总体显示(即:全视图)、系统局部放大显示(即:各子系统分视图)以及设备的详细参数或工作数据显示。

设备监控系统作用(在线诊断系统):

(1)与设备层PLC无缝连接,通过监控画面观察和控制过程,实现生产可视化;

(2)实时采集过程、报警、事件数据并自动归档,利于进行系统故障、停机分析,更好地利用设备、确保更高的现场管理效率和管理有效性,并可得出系统及单台设备的特定参数(例如MTBF平均故障时间,MTFF平均维护时间等);

(3)控制过程图形化并实时动态地显示出各设备检测元件状态、系统状态等,实现全系统集中远程控制,并能够精准定位故障点,使现场维护人员大大加快故障响应、处理速度。

2 系统研究

2.1布局方案

项目采用图1所示屏幕布局方案。

在图1所示方案中,包括以下内容:

(1)标题区域:显示系统时间,同时显示当前系统登录用户名(如果无人登录,则显示无用户登录);

(2)屏幕控制和导航条区域:提供各功能屏幕之间切换的按钮;取得相应授权的用户登录系统后,如果点击这些按钮,将执行已设定的切换屏幕动作;

(3)显示区域:显示已登录系统,具备相应授权的用户可在右侧导航条中选中要显示的界面,如:全视图、子系统分视图、网络状态视图、报警屏幕、事件屏幕等;

(4)事件显示条:滚动窗口按照时间顺序显示系统的事件日志;

(5)报警显示条:滚动窗口按照时间顺序显示系统的故障。

2.2图形界面

整个SCADA系统UI设计采用目前流行的扁平化设计思路(UI设计指对软件的人机交互、操作逻辑、界面美观的整体设计),整个系统界面美观、简洁、富有现代感,并且使得操作更高效,如图2,图3所示。

这样的界面设计对系统产生的效果有:更加简单直接地将信息和事物的工作方式展示出来,减少认知障碍的产生;更简约,条理清晰,内容展现直观;更生动地展示出动态的效果。

2.3设备布局

整个监控系统设备图形采用3D视图,并对每单台设备进行3D建模,真实、动态地远程再现设备实时状态。即很好地实现了集中监控,简化了操作并且避免了操作员不断切换屏幕,更易于整个设备现场管理和现场维护,大大节约管理、维护时间,并且大大提高复杂设备的透明可视化程度。

对堆垛机系统、立库输送系统,多层穿梭车系统、件烟补货系统以及高速复合分拣线系统做出独立的监控界面,更真实详细的展示出各系统地运行情况。整体设备布局见图4。

2.4故障报警记录及事件日志

我方将提供以表格方式显示的故障报警记录及事件日志,以便事故原因追溯。并具有故障管理和实时打印功能。我方将提供历史、实时报警查询功能。用户对控制系统的所有控制操作及现场人员对急停的操作,我方将作为事件进行记录。典型报警显示样式见图5。

2.5网络状态监控

卷烟物流配送中心仓储与分拣系统设备类型多、数量大,而且相互连接组成DP网络,出现网络故障时不易于诊断,我方将在监控系统中实现设备网络层及设备层与上位计算机故障监视,实时监测整个网络状态,为设备的正常运转提供有力保障,如图6所示。

2.6用户管理

SCADA系统是多个操作者共同操作的系统,建立健健全全的的用用 户户管管理理制制 度度是是系系统统 安安全全保保护护 的的首首要要任任 务务 。。SCADA系统必须严格限制用户的操作权限,依据用户的操作权限允许或禁止其对系统内控制对象进行操作,以防止误操作。

我方将提供SCADA系统完善操作人员权限管理功能。

(1)用户访问权限设置。我方通过设置用户级别及其访问权限,保证SCADA系统的安全性。SCADA系统对用户按其身份分为不同级别,配置相应的访问权限。同时系统内控制对象也分别设置访问权限。用户成功登录系统后,操作控制对象时,系统检查用户访问权限,如果用户访问权限小于控制对象的访问权限,则该用户不能对该控制对象进行操作,这样的做法有效防止用户对系统的误操作。

(2)用户登录、注销。用户必须以本人的身份登录获得相应的操作权限。用户登录时,输入用户名(用户标识符)和口令,只有两者正确,才允许其登录。用户完成操作离开时,必须退出登录状态,以免非法用户侵入系统,对系统进行非法操作。

(3)修改密码。SCADA系统设置用户修改密码的功能,允许任何登录成功的用户随时启用该功能,修改该用户自己的密码。

3 系统开发步骤

(1)用户界面UI设计:针对项目实际情况及目前UI设计潮流并考虑最终用户的易操作性、操作逻辑设计出高质量的人机交互界面(例如背景、菜单、图标等)。

(2)设备布局及创建所有设备的3维模型:根据现场实际设备布置情况,在SCADA系统中规划整个卷烟物流配送中心设备布局,既要体现出整个中心监控系统的“全自动化系统集中监控”概念又要实现“易操作、画面间快速切换”。同时创建所有设备的3维模型。我方提供的SCADA系统的图形化仿真界面分为三层显示:系统总体显示(即:全视图)、系统局部放大显示(即:各子系统分视图)以及设备的详细参数或工作数据显示。

(3)编写通信接口协议:根据各类型设备特性及设备PLC程序,编写各台设备详细数据采集点地址表,并提供详细通信接口协议给最终用户,为卷烟物流配送中心建立最终信息系统提供数据基础。

(4)系统组态:根据控制对象和接口协议进行系统组态。该过程包含内部/外部变量规划及建立、图形画面组态、动态效果组态、脚本程序编写、报警组态、网络组态。

(5)现场调试:项目组态完毕后,进入现场连接各自动化系统PLC进行项目联调并检验每一个采集点的正确性、每条报警的准确性。

4 结论

SCADA系统发展历程和前景展望 第5篇

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。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、化工等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域。在电力系统以及电气化铁道上又称远动系统。

SCADA系统是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。它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。

由于各个应用领域对SCADA的要求不同，所以不同应用领域的SCADA系统发展也不完全相同。

在电力系统中，SCADA系统应用最为广泛，技术发展也最为成熟。它作为能量管理系统（EMS系统）的一个最主要的子系统，有着信息完整、提高效率、正确掌握系统运行状态、加快决策、能帮助快速诊断出系统故障状态等优势，现已经成为电力调度不可缺少的工具。它对提高电网运行的可靠性、安全性与经济效益，减轻调度员的负担，实现电力调度自动化与现代化，提高调度的效率和水平中方面有着不可替代的作用。

SCADA在铁道电气化远动系统上的应用较早，在保证电气化铁路的安全可靠供电，提高铁路运输的调度管理水平起到了很大的作用。在铁道电气化SCADA系统的发展过程中，随着计算机的发展，不同时期有不同的产品，同时我国也从国外引进了大量的SCADA产品与设备，这些都带动了铁道电气化远动系统向更高的目标发展。

SCADA系统发展历程

SCADA(Supervisory Control and Data Acquisition)系统，全名为数据采集与监视控制系统。SCADA系统自诞生之日起就与计算机技术的发展紧密相关。SCADA系统发展到今天已经经历了三代。

第一代是基于专用计算机和专用操作系统的SCADA系统，如电力自动化研究院为华北电网开发的SD176系统以及在日本日立公司为我国铁道电气化远动系统所设计的H-80M系统。这一阶段是从计算机运用到SCADA系统时开始到70年代。

第二代是80年代基于通用计算机的SCADA系统，在第二代中，广泛采用VAX等其它计算机以及其它通用工作站，操作系统一般是通用的UNIX操作系统。在这一阶段，SCADA系统在电网调度自动化中与经济运行分析，自动发电控制（AGC）以及网络分析结合到一起构成了EMS系统（能量管理系统）。第一代与第二代SCADA系统的共同特点是基于集中式计算机系统，并且系统不具有开放性，因而系统维护，升级以及与其它联网构成很大困难。90年代按照开放的原则，基于分布式计算机网络以及关系数据库技术的能够实现大范围联网的EMS/SCADA系统称为第三代。这一阶段是我国SCADA/EMS系统发展最快的阶段，各

种最新的计算机技术都汇集进SCADA/EMS系统中。这一阶段也是我国对电力系统自动化以及电网建设投资最大的时期，国家计划未来三年内投资2700亿元改造城乡电网可见国家对电力系统自动化以及电网建设的重视程度。

第四代SCADA/EMS系统的基础条件已经或即将具备，预计将与21世纪初诞生。该系统的主要特征是采用Internet技术、面向对象技术、神经网络技术以及JAVA技术等技术，继续扩大SCADA/EMS系统与其它系统的集成，综合安全经济运行以及商业化运营的需要。SCADA系统在电气化铁道远动系统的应用技术上已经取得突破性进展，应用上也有迅猛的发展。由于电气化铁道与电力系统有着不同的特点，在SCADA系统的发展上与电力系统的道路并不完全一样。在电气化铁道远动系统上已经成熟的产品有由我所自行研制开发的HY200微机远动系统以及由西南交通大学开发的DWY微机远动系统等。这些系统性能可靠、功能强大，在保证电气化铁道供电安全，提高供电质量上起到了重要的作用，对SCADA系统在铁道电气化上的应用功不可没。

SCADA系统发展瞻望

SCADA系统在不断完善，不断发展，其技术进步一刻也没有停止过。当今，随着电力系统以及铁道电气化系统对SCADA系统需求的提高以及计算机技术的发展，为SCADA系统提出新的要求，概括地说，有以下几点：

SCADA/EMS系统与其它系统的广泛集成SCADA系统是电力系统自动化的实时数据源，为EMS系统提供大量的实时数据。同时在模拟培训系统，MIS系统等系统中都需要用到电网实时数据，而没有这个电网实时数据信息，所有其它系统都成为“无源之水”。所以在这今十年来，SCADA系统如何与其它非实时系统的连接成为SCADA研究的重要课题；现在在SCADA系统已经成功地实现与DTS(调度员模拟培训系统)、企业MIS系统的连接。SCADA系统与电能量计量系统，地理信息系统、水调度自动化系统、调度生产自动化系统以及办公自动化系统的集成成为SCADA系统的一个发展方向。

变电所综合自动化

以RTU、微机保护装置为核心，将变电所的控制、信号、测量、计费等回路纳入计算机系统，取代传统的控制保护屏，能够降低变电所的占地面积和设备投资，提高二次系统的可靠性。变电所的综合自动化已经成为有关方面的研究课题，我国东方电子等公司已经推出相应的产品，但在铁道电气化上还处于研究阶段。

专家系统、模糊决策、神经网络等新技术研究与应用

利用这些新技术模拟电网的各种运行状态，并开发出调度辅助软件和管理决策软件，由专家系统根据不同的实际情况推理出最优化的运行方式或出来故障的方法，以达到合理、经济地进行电网电力调度，提高运输效率的目的。

面向对象技术、Internet技术、及JAVA技术的应用

面向对象技术(OOT)是网络数据库设计、市场模型设计和电力系统分析软件设计的合适工具，将面向对象技术(OOT)运用于SCADA/EMS系统是发展趋势。

随着Internet技术的发展，浏览器界面已经成为计算机桌面的基本平台，将浏览器技术运用于SCADA/EMS系统，将浏览器界面作为电网调度自动化系统的人机界面，对扩大实时系统的应用范围，减少维护工作量非常有利；在新一代的SCADA/EMS系统中，传统的MMI界面将保留，主要供调度员使用，新增设的Web服务器供非实时用户浏览，以后将逐渐统一为一种人机界面。

JAVA语言综合了面向对象技术和Internet技术，将编译和解释有机结合，严格实现了面向对象的四大特性：封装性、多态性、继承性、动态联编，并在多线程支持和安全性上优于C++，以及其它诸多特性，JAVA技术将导致EMS/SCADA系统的一场革命。

什么是SCADA?

SCADA系统 第6篇

关键词：GIS系统；SCADA系统；集成

中图分类号：TM764

地理信息系统（简称GIS）是一种采集、存储、管理、分析、显示与应用地理信息的计算机系统。GIS系统是管道数字化的基础，其强大的数据管理和分析能力能够为数字管道提供基础的数据入库、管理、显示、更新等功能，更是巡检与线路管理、设备抢维修、应急、完整性管理等应用的基础。

数据采集与监视控制系统（简称SCADA）是以计算机为基础的生产过程控制与调度自动化系统。在天然气管道行业中，SCADA系统应用最广，技术也最成熟。SCADA系统能够进行数据分析、掌握系统运行状态、快速显示出运行故障，已经成为管道运营中非常重要的工具。

1 系统集成意义

GIS系统和SCADA系统的集成进一步提高了GIS系统的应用，将GIS系统提升成为了一个实时系统。各类数据可以在GIS系统上集中整合展现，同时为SCADA系统提供了良好的数据基础。在GIS系统上，还可以用图形、图标等形式来多方式更为直观地表达管道的实时数据、设备状态信息、实际运行状态等。

在天然气管道数字化系统的建设中，GIS系统与SCADA系统的接口建设是非常关键的，接口的优劣将直接影响系统的整体性能。

2 集成技术现状

目前国内外还没有一套完整的GIS与SCADA的接口标准规范，也没有形成国际范围内的行业标准。目前GIS系统与SCADA系统的集成有两种基本方式：一体化方式和接口方式。

2.1 一体化方式

一体化方式是指GIS系统与SCADA系统两者的底层数据、功能分布和界面全部一体化，主要是SCADA系统和GIS系统服务器端相对独立运行，但实时数据库、历史数据库和空间数据库保持唯一性，GIS平台负责客户端的图形定义和管理。一体化的集成方式直接实现GIS系统的地理信息和SCADA系统的实时信息的无缝接入，充分发挥两者的性能。

2.2 接口方式

接口方式是指GIS系统与SCADA系统依旧是两个相对独立的系统，各自独立维护数据，绘制图形，通过数据访问和数据共享让两系统之间的数据进行交互。接口的集成方式具有一体化设计思想，一致的界面风格，不同的应用运行于不同的节点，不同的功能分布配置等特点。

3 两种集成方案对比分析

3.1 一体化集成方案

GIS系统和SCADA系统一体化集成方案最重要的就是数据的共享，突破原有GIS数据格式和SCADA数据格式不一致所带来的屏障。一体化的优势是两个系统在同一个数据源里提取自身需要的信息，用户只需维护同一个数据，就可得到充分的数据共享。这样既能保证数据的一致性，又可极大降低用户工作量，不必重复录入和维护数据。

3.1.1 主要优点

（1）GIS与SCADA集成。保证这两个系统安全、稳定、可靠和高效的运行。GIS系统预留功能接口，将GIS中具体应用功能模块整合成应用功能接口函数，供SCADA直接调用，从而保证SCADA系统通过功能函数接口，直接调用GIS系统应用模块，实现GIS功能。

（2）信息的高度统一。管道模型、图形数据和人机界面等数据全部由GIS系统生成和管理，SCADA的主要图形由GIS生成，线路结构的变动与GIS同步；实时数据全部来自SCADA系统的实时数据库，GIS系统实时数据刷新频率与SCADA一致。

（3）数据保持一致和同步。GIS系统通过采用标准数据库接口方式或TCP方式从SCADA系统实时数据库中读取实时数据，通过ODBC从关系数据库中读取配网历史数据库。通过与SCADA系统进行通信，SCADA数据在GIS系统中显示，从而对管道进行实时监控和管理。

3.1.2 主要缺点

（1）技术要求高。在GIS系统建设之前，SCADA通常已经建设完成投入使用，如果要将GIS与SCADA一体化，对GIS的开发有很高的要求，要求熟悉SCADA内部结构和数据库结构。目前，该技术尚未被广泛研究，因而成熟性差。

（2）开发周期较长。由于技术要求高，因此开发难度较大，建设周期会相对较长。

3.2 接口集成方案分析

接口集成方案是指GIS系统和SCADA系统通过计算机网络在应用层上实现动态数据的共享和交换。GIS和SCADA系统依旧是两个相对独立的系统，各自独立维护数据、绘制图形，只是通过数据的互相访问和数据共享，让两个系统之间进行数据的交互。

GIS系统和SCADA系统的接口方式最关键的是两者之间不直接通信，而是通过中间接口，来实现数据的共享。

3.2.1 主要优点

（1）两个系统基本独立，互不影响，安全性更高。GIS系统不直接读取SCADA系统的实时数据，通过中间数据接口获取数据。

（2）技术难度低、成熟性较高。由于回避了SCADA、GIS复杂的内部结构和数据库结构，接口开发的技术难度较低，开发周期较短，因而成熟性相对较高。

（3）接口更容易维护。GIS通过接口获取SCADA数据，当SCADA改变时，只需要修改接口程序，无需修改GIS中的功能。

3.2.2 主要缺点

（1）数据维护不同步。当出现设备属性数据需要修改、管道变化等情况，则要在两个系统中分别修改。

（2）无法实时展示数据。GIS是通过中间数据接口方式来获取SCADA数据，因此无法获取实时数据，一般会有几秒的延迟时间，如5s、10s。

4 结束语

根据上述两种GIS系统和SCADA系统集成方式的优缺点对比，天然气管道运营单位在建设GIS系统之前已经有成熟运行的SCADA系统，SCADA运行在生产网内，而GIS普遍运行在办公网，GIS需要跨越网络才能获取SCADA数据，GIS系统在建设时，很难与SCADA统一设计，采用SCADA设计工具和图形界面。

鉴于目前天然气管道公司实际情况，GIS与SCADA系统接口集成方式是最佳选择，接口开发方式具有技术难度较小、开发周期较短的特点。一体化集成方式可以作为GIS与SCADA集成的远期发展目标。

参考文献：

[1]黄志龙，邱家驹.配网SCADA和GIS功能的集成[J].电力系统及其自动化学报，2000（08）：36-41.

[2]丁锋，张子仲，丘明德. 配电管理系统中GIS与SCADA系统的结合方法[C].第三届北京输配电技术国际会议论文集，2001.

作者简介：仝晓雯，女，工程师，硕士研究生，2007年毕业于北京科技大学，现就职于管网信息监控中心，从事管道及LNG接收站数字化及管网监控工作。

SCADA系统 第7篇

智能电网的发展,要求电网必须实时掌控自身运行状态,及时发现隐患和故障[1],这对电力系统动态信息测量的实时性提出了更高要求[2，3]。同时,在智能配电网的建设中,需要大量接入分布式能源并形成微网[4，5]。此种情况下,不仅要求配电网SCADA系统能够快速地采集全网量测点的数据,也要求其通信系统具备处理大量高速数据的能力。目前SCADA及PMU均难以满足智能配电网数据采集需求[6]。文献[1]指出,为实现更快速有效的分析、 决策、保护及控制,需将SCADA系统升级为动态SCADA系统。

基于此,本文提出一种基于新型采集终端动态RTU的动态SCADA系统实现方法,可从硬件和软件两个层面对SCADA系统进行改造,使其满足智能配电网动态信息采集的需求。并循此思路,在实验室搭建了动态SCADA原型系统,该系统采用动态RTU这一新型测量单元,所采集的数据带有时标,且系统数据更新周期可以提高至0. 2s。

在此工作的基础上,论文侧重研究了动态SCA- DA构建中关键技术难题海量数据的实时通信问题。传统通信规约实现均采用阻塞式通信方法, 在多连接、大数据量的高速通信环境中,此方法易导致数据阻塞或丢失,甚至影响系统的正常运行。为解决此问题,本文基于JAVA技术中的Netty框架, 提出一种非阻塞式的IEC 104规约实现方法,并将其嵌入动态SCADA原型系统。经测试,此方法能有效地提高通信性能,保证系统稳定、可靠运行。

1动态SCADA原型系统设计

1. 1问题的提出

智能配电网是智能电网概念在配网领域的延伸,欧洲和北美的智能电网建设主要也侧重于智能配电网的建设。大量的分布式新能源和动态元件的接入,是智能配电网的显著特征[7，8],这也给配电网SCADA系统提出了更大的挑战。本节通过结合智能配电网数据采集的特点和实际需求,简要论证建立动态SCADA系统的必要性。

智能配电网要求数据采集系统必须实现电网动态的实时和全面的采集。另外,随着新能源在配网层面的接入,智能配网的动态元件和通信终端节点数量也将大大增加[9，10]。

而目前SCADA系统由于采集速度慢,不带同步时标,无法满足动态数据的实时采集要求; 而在节点数量较大的配网中,PMU由于价格高昂而难以全面布点。因此,SCADA与PMU二者均难以满足智能电网的实际测量需求。为此,设计了DRTU( 动态RTU) 这一新型的动态测量单元,以及DSCADA( 动态SCADA) 系统,并在实验室中构建了动态SCADA原型系统。下面分别在1. 2 ~1. 4节予以介绍。

1. 2 DRTU与DSCADA简介

DRTU数据采集速度介于RTU和PMU之间。 为降低改造成本,最大程度降低额外投资,DRTU可从既有RTU设备改造而来,即采用既有RTU的硬件结构,但提高其采样频率,并添加数据时标。

为满足智能配电网对动态信息采集需求,本文所设计的DRTU采集速度为0. 2s,具备数据库系统,能够就地维护测量单元的数据,并与主站进行高效数据交换; 另外,DRTU增加了GPS模块,采用同步时钟技术,为量测数据提供全网统一的时标信息。 基于此,DRTU将采用带时标的IEC 104规约与系统前置服务器进行通信。

DRTU为系统提供了高速、带时标数据。在此基础上,对SCADA系统通信规约、数据库及高级应用进行改造,则可将其升级为DSCADA系统。具体包括: 在通信规约中加入时标,并考虑其通信性能, 优化实现方式; 采用时间序列数据库; 开发相应的高级应用程序。

1. 3 DSCADA原型系统构建

根据1. 2节所述的DSCADA设计原理,结合所研制的DRTU,在实验室搭建了一个DSCADA原型系统。系统结构如图1所示。

图1中,原型系统采用简单的系统结构,并未配置双通道冗余。由DRTU进行数据采集,其数据经过IEC 104规约上传到子站前置服务器中。为模拟测量节点较多的情形,用一台服务器模拟多子站连接,发送与DRTU形式相同的数据,并通过IEC 104规约上传。子站与主站间也通过IEC 104规约通信。主站前置对数据进行处理、存储,并提供给高级应用。

1. 4 DSCADA应用前景分析

在智能配网的建设中,由于配电网点多面广,改造难度大,因此在配电网的智能化建设中,需要充分利用已有的变电站和设备资源,以较低的改造成本和工作量,换取更高的收益。而DSCADA系统能够实现电网实时数据的动态采集,且改造成本低,工作量小,故在智能配网建设方面将具有良好的前景。

值得注意的是,配电网覆盖范围大,面对情况复杂多变,而其自动化系统工作环境又相对较差。因此,DSCADA系统实现,需要因地制宜,在充分考虑配电网的实际情况下,力求简单可靠: ①对新建、条件较好的变电站,可以引进GPS对时,安排足够带宽,保证动态测量的准确性; ②对通信条件尚好、便于改造的变电站,可以基于网络进行授时,一定程度上来保证动态测量的准确性; ③对通信条件差、改造不易的变电站,可以不进行改造,DSCADA系统可兼容其数据,但会对该数据进行标记,表明其准确度相对较低。

与SCADA系统相比,DSCADA成功应用于智能配网的关键技术难题是如何实现海量实时数据的高速、可靠通信。下面予以介绍。

2 DSCADA通信系统实现方法

2. 1阻塞式通信实现方法及其局限性

DSCADA系统中采用IEC 104规约通信。IEC 104规约采用平衡传输方式,并依据TCP / IP协议进行数据传输,具有面向应用层、结构简单、可靠性高等特点[11]。

IEC 104规约目前主要采用阻塞式实现方法: 阻塞式通信中,采用多线程来管理连接,在未接收到数据时,相应的线程将被阻塞,而不能采取其他动作。

对于IEC 104规约,若采用阻塞式通信,则主站需要对每一个子站连接线程进行定期的查询,当没有数据上传时,将线程挂起,转而查询其他线程。显见,阻塞式的通信方式效率较低,而且在DSCADA系统中,子站数量较多、数据量较大,大量线程的创建、销毁以及切换可能会占用大量的CPU和内存资源,从而导致程序效率较低。此外,当通信速度较快时,大量的切换线程操作,也会造成数据的丢失或者是延迟[12]。

本文将在第3节中给出阻塞式通信实现方法测试结果,结果表明,阻塞式通信的确具有较高的数据丢失或错误率,降低了系统的可靠性。考虑到改造成本,DSCADA系统并不新建通信网络硬件。在智能配网的高速、多连接的环境下,提高通信规约的软件实现效率尤为重要。因此,DSCADA系统应选用更可靠的通信实现方法。

2. 2非阻塞式通信及IEC 104规约实现方法

非阻塞式通信摒弃了阻塞线程,当接收到数据时,就进行相应处理,而未接收到数据时,则转而进行其他操作。该技术利用查询连接状态的做法,并通过引入线程池与Reactor( 反应器) ,以解决多连接的协调问题。非阻塞式框架能够有效处理多连接任务下的通信,防止通信拥堵,这在网络通信中已经得到了较好的验证[13]。

非阻塞式任务管理框架结构如图2所示。图2中,仅当某连接接收到数据时,Reactor才调用该连接所对应的方法,进行读取、解析等。如此各个IO响应均由Reactor统一管理和调度,而只有实际IO动作发生时才会调用其处理方法,实现非阻塞通信。

非阻塞式通信的理念,非常适用于DSCADA系统的通信。在智能配电网中,DSCADA系统主站将与大量的子站进行连接和104规约通信,实际工程环境中,传输过程存在许多延时,各子站上传的数据实际上是随机地到达主站。因此,如何在主站端口高效率地处理这大量的数据,是提高程序效率的关键。非阻塞式104规约的最大优势也在于此: 非阻塞式通信不采用轮询方式,而采用事件驱动进行响应。在这种流程下,程序执行效率能够显著提高,通信的实时性和完整性可得到更好的保证。特别在子站数目较多、数据通信量较大时,能够显著提高DSCADA通信中处理数据的能力。

现有技术提供了非阻塞式通信的具体实现框架[13],Netty是其中应用效果较好的技术之一,但目前基本只应用于网络编程中,本文将利用此框架,提出一种电力IEC 104规约的非阻塞式通信实现方法。

利用Netty框架,对104规约进行编码实现,其典型通信过程如下:

( 1) 服务端初始化

该步工作包括: ①在服务端创建连接通道池,用于存储和管理与主站连接的多个通道。若有多个子站与主站连接,则自动将其都添加到连接通道池中, 以进行调度和管理; ② 创建线程池,为连接通道池里存储的每个连接通道都分配一个线程; ③ 创建线程管理器,线程池中的线程的调度和管理均由其负责,相当于前述的Reactor。

( 2) 服务端处理器初始化

为每个连接创建管道( Pipeline) 对象,并在管道中创建处理器( Handler) ,负责对监听到的相应端口的IO事件做出响应。Netty框架中提供Handler的多个接口,以便对端口的多种IO事件做出相应处理。

( 3) 104规约通信流程具体实现

基于104规约的应答式特性,使用Netty的处理器中的两个功能接口: 通道连接监听方法( Channel Connected) 及数据接收监听方法( Message Re- ceived) 。利用这两个接口可以实现104规约召唤及应答功能。再通过定时器,改变主站发送状态,主站通过不断查询发送状态,可以实现不同的召唤( 总召唤、对时、站召唤、遥控、遥调) 的发送。

总体通信流程如图3所示,初始化后,当需与子站连接时,由通道连接监听方法进行处理,判断当前发送状态,并发送握手信号; 而当主站端接收到数据时,则由数据接收监听方法做出响应,判断数据帧类型: ① 若为U帧,则分别判断是启动、停止和测试帧,并做出相应回应; ② 若为I帧,则解析数据,存储入数据库。解析完成后,进入判断发送状态环节, 并发送数据。当多个子站连接时,由于有Executor的分配和管理,处理器对象完成104规约通信流程, 且端口响应都由事件驱动,不需要轮询各个连接端口,实现了非阻塞式104规约通信。

除此之外,104规约规定了一些定时机制,包括主站定时总召唤和对时,并在必要时下达遥控和遥调指令; 当长时间没有数据上传时,发送测试帧; 当连接断开时,程序重新启动,重新连接。实现上述功能均需要添加定时器。通过事件驱动与时间驱动结合,实现104规约的召唤与应答流程。

子站端框架与主站类似,这里不再赘述。

3压力测试结果

本节分别将IEC 104规约的阻塞式及非阻塞式实现方法应用于实验室DSCADA原型系统,并模拟大量子站连接、高速通信的环境,对系统进行了压力测试。测试方案中,模拟数据服务器设置子站连接数目为100个,并在子站上传数据量较大的同时,保持0. 2s的总召唤间隔。每次召唤中,各子站依次发送的数据为固定帧,主站接收到数据后,与固定帧对比,判断是否发生错误; 同时,主站还将立即发送确认信息,检测子站的发送和接收计数器,计算通信中丢包率。

测试结果如表1所示,通信正确率为接收正确帧数与发送帧数的比值。可以看到,阻塞式通信正确率较低,若在实际系统中,连接数将更加巨大,阻塞式通信将难以承受较高的压力。故阻塞式通信并不适用于DSCADA系统的通信。而基于Netty框架的非阻塞式IEC 104规约效率更高,有着更低的丢包率和误码率,实现了高可靠性,解决了DSCADA系统的通信可靠性问题。

4结论

在智能配电网发展的要求下,无论是SCADA系统,还是WAMS系统,都将难以满足智能配电网的全网动态信息测量需求。建设适用于智能配电网的DSCADA系统具有重要意义。本文提出了一种DSCADA实现方法: 引入新型测量单元DRTU,该设备基于RTU改造而来,可以采集0. 1s级别的、带时标的数据。在此基础上,对SCADA通信、数据库及高级应用进行相应改造,最终实现DSCADA系统。

根据所提出的DSCADA设计方法,在实验室搭建了DSCADA原型系统,分析了现有阻塞式通信方法的局限性,提出了非阻塞式的IEC 104规约实现方法。将此方法应用于DSCADA系统,并进行了压力测试,测试表明,此方法能有效提高DSCADA系统通信效率及可靠性。

SCADA系统 第8篇

SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)系统,即数据采集与监视控制系统。SCADA系统是以计算机为基础的DCS与电力自动化监控系统;它应用领域很广,可以应用于电力、冶金、石油、化工等领域的数据采集与监视控制以及过程控制等诸多领域。在电力系统中,SCADA系统应用最为广泛,技术发展也最为成熟。它在远动系统中占重要地位,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,即我们所知的“四遥”功能。RTU(远程终端单元),FTU(馈线终端单元)是它的重要组成部分,在现今的变电站综合自动化建设中起了相当重要的作用。

由于各个应用领域对SCADA的要求不同,所以不同应用领域的SCADA系统发展也不完全相同。

2 本系统简介

2.1电力监控系统由控制中心(OCC)主站、各变电所综合自动化系统(含110k V系统、10k V系统、1500V系统、400k V系统等)、保护、控制系统和通信通道三部分组成。对工程范围内的各变电所、接触网等供电设备进行实时控制和数据采信,完成对供电系统的监控、事故分析和维护、维修、调度管理等。

2.2主站设备设在控制中心,变电所综合自动化系统设备设在各变电所内,通过通信系统提供的专用通信通道构成电力监控系统。牵引降压混合变电所及降压变电所均将无人值班。控制方式采用远动控制、所内集中控制、设备本体控制三级控制方式。正常运行时采用远动控制,当设备检修时,采用所内集中控制或设备本体控制。三种控制方式相互闭锁,达到安全控制的目的。

2.3变电所综合自动化系统采用分层分布式结构。系统分为三个部分:站级管理层设备,网络通信层设备,间隔层设备。站级管理层为各维护、监控计算机,设置在控制信号盘内的上位监控单元及液晶显示器等外围设备;网络通信层即为所内通信网络;间隔层设备主要为分散安装在开关柜内或集中安装在控制信号盘内的下位监控单元。下位监控单元通过所内通信网络与上位监控单元进行数据交换。

2.4电力监控系统包括遥测、遥控、遥信量,各站信息量大,信息量总数多,对信息量的采集非常重要,要求准确、可靠、稳定。信息量的采集点分散,分布在沿线的各变电所,且采集点的设备数量众多。对通信通道的可靠性、传输速率等要求较高,本系统采用由通信专业提供的主备10M以太网数据通道。通信主通道的测试及协调非常重要。

2.5 该系统采用先进的计算机技术和最新的国际标准,基于分层、分布、高可靠性、高安全性等设计思想。

2.6 SCADA系统通过和被控站RT21-SAS变电所综合自动化系统之间的数据交换,实现对系统所监视设备的数据采集(包括遥测量、遥信量等);采集到的数据经合理性校验、工程数据处理后存入系统数据库中。SCADA系统数据库中的数据(包括实时数据、历史数据、统计分析数据等)能够通过系统提供的画面、报表、曲线等形式表现出来,供系统操作员分析使用,实现对系统的监视;系统操作员根据电力系统实际运行方式的需要,利用系统SCADA提供的人机界面等工具改变电网的运行方式,实现对系统的控制功能。

该电力监控(SCADA)系统是一套技术先进、配置灵活、维护方便、适用面广、功能完善、稳定可靠、具有丰富工程经验的电力监控系统。

3 本系统功能

3.1 控制功能。

单独遥控:实现对系统中某单一对象运行状态的控制。程序遥控:一系列单独遥控的控制序列组合,包括所内程控和所间程控。遥控试验:遥控试验操作过程和实际遥控操作相同,只是不对实际控制对象进行操作。复归操作:实现对被控站声光报警等信号的复归操作功能。模拟操作:包括模拟合闸和模拟分闸。闭锁、解锁操作:对单个、批量以及整个变电站的设备进行遥控闭锁操作。其他安全操作:提供挂地线操作、挂检修牌操作等挂牌操作,系统自动对挂牌对象实现闭锁操作。

3.2 遥信处理功能。

控制中心的RT21-SCADA系统通过和变电所综合自动化系统之间的通信,采集遥信信号,并存入系统数据库中,实现对遥信信号的采集处理功能。系统数据库中的遥信状态和遥测数据通过人机界面(图形、报表、曲线、数据库界面等)真实反映供电系统的实时状况。

3.3 遥测监视功能。

变电站综合自动化系统提供对系统运行参数的实时交流采样,并将采样信息传送到控制中心的RT21-SCADA电力监控系统。控制中心的RT21-SCADA系统对遥测数据进行合理性校验和工程量处理,将数据存入系统数据库中。最终通过图形、报表、曲线等方式显示出来。

3.4 事故追忆功能。

事故追忆是数据处理的增强功能,它使调度员在一个特定的事件(扰动)发生后,可以重新显示扰动前后系统的运行情况和状态,以进行必要的分析。

系统具备全部采集数据(模拟量、开关量等)的追忆能力。完整、准确地记录和保存电网的事故状态。

3.5 画面显示功能。

人机界面采用全图形工作站。其图形子系统提供功能强大的图形编辑功能,系统提供报表、曲线、饼图、直方图、棒图、仪表盘图等各种图形。

3.6 运行调度管理功能。系统提供编制、修改、增加、删除、存储、管理运行调度操作卡片的工具。

3.7 数据库管理功能。

数据库采用实时数据库和商用数据库相结合的方式。既满足实时性的要求,又具有商用数据库的特性,便于保存大量的历史数据和各种管理信息、设备信息,方便地与其它系统实现信息共享。

3.8 打印功能。

实现对系统信息打印的管理功能,提供实时打印、定时打印、随机打印功能。支持对图形、报表、曲线、报警信息、各种统计计算结果等的打印。

3.9 培训功能。

提供对操作人员,运行维护人员的上岗培训功能,受训人员面对和实际系统同样的操作环境、操作界面,从而达到掌握系统运行管理、操作、日常维护、故障排除、替换故障元件等。系统在进行培训时,受训人员所做的全部操作不影响系统的正常运行。

3.1 0 口令功能。

能对系统中的每一用户进行口令和操作权限的管理,能对不同的用户分配不同的系统访问、操作权限。

3.1 1 软件在线编辑、维护、修改、扩展功能。

系统硬件和软件都满足开放性标准的要求,满足今后系统在硬件节点的增加、数据库容量的扩充、系统软件功能的增强等方面的要求,RT21-SCADA系统能满足以上系统扩展时的在线扩充而不影响系统的平滑稳定运行。

3.1 2 容错能力、自诊断、自恢复功能。

系统具备高度的容错能力。系统关键节点采用冗余配置,软件按照模块化设计,不同的软件模块能配置到不同的节点上,并且可定义模块在设备或软件故障情况下的功能转移,实现“1+N”软件容错功能。保证系统在任意单一故障(硬件节点、软件模块)的情况下能正常稳定的运行。

3.1 3 通道切换功能。

系统实时监视通道运行情况,能自动依据通道运行情况切换主备通道。同时提供手动切换功能。

3.1 4 系统时钟同步功能。

服务器提供串行口实现和子母钟的时间同步。

3.1 5 监控系统的复示功能。

供电复示系统是控制中心电力监控系统的远程终端,通过通信系统和调度系统交换信息,实现对监控系统的复示功能。

4 本系统特点

4.1 支撑平台实现了全系统统一界面、统一管理、统一维护。具良好的可移植性和极强的可扩展性。

4.2先进的数据采集技术,前置系统直接上网,实现了数据采集处理的集群功能。

4.3实现实时数据库和商用数据库一体化。既满足实时性的要求,又提高了系统的开放性。

4.4动态平衡式高速双网管理系统,大大提高系统的可靠性和运行性能。

4.5图形制导模型入库技术,实现了图、模、库一体化,所见即所得,极大地方便了用户的系统生成和维护。

4.6 WEB技术的应用,提高了信息的共享度。

4.7具有程控、供电复示等特色功能。

SCADA系统 第9篇

1、SCADA系统技术分析

所谓SCADA (数据采集与监视控制) 系统, 主要指在计算机基础上开发出来的、能够实现生产过程控制以及调度自动化的应用系统, 其能够监视和控制现场运行设备情况, 开展数据采集活动、进行设备测量、控制、调节参数及信号报警等功能作用。

1.1 系统的硬件构成

一般SCADA系统主要有2个层面, 也就是指客户/服务器体系结构形式。通过服务器实现同硬件设备的通信功能, 从而进行数据运算和数据处理操作;其中客户主要完成人机交互功能, 例如通过动画和文字对现场情况进行显现, 操控现场开关和阀门等。目前也有1个层面的情况, 其主要将Web在Internet上发布实现监控功能, 其可视为“超远程客户”之一。

主要硬件设备 (例如PLC) 能够进行点对点的连接方式, 主要通过串口 (R S 2 3 2) 实现, 同时也可通过总线与服务器连接, 主要以RS485或者以太网连接实现。

一个系统的服务器是1台或多台均可, 服务的客户是1个或者多个不定。如果是1台服务器服务1个客户, 并且在一台机器上运行时, 就是所谓的单机版。各个服务器间的连接、以及服务器和客户间的连接通过以太网实现, 特殊场合 (例如远距离或者保证安全性的情况) 的连接通过拨号、串口以及GPRS方式实现。

1.2 系统的软件构成

通常SCADA系统的任务繁多, 各个任务都具有特定功能作用。其中服务器的主要作用就是数据的采集和处理 (例如量程转换、计算、滤波和报警等) , 各个服务器之间能够进行通信功能。也有系统进行了专门服务器划分, 例如负责报警、记录、登录、历史等各类专门服务器, 逻辑上这些服务器是整体统一的, 只是在不同机器上进行放置。其优点是能够实现数据的有效分工协作和统筹监管, 不足之低效且发生故障时系统影响较大。

1.3 系统的综合结构

在S C A D A系统中, C/S结构通过服务器端和客户端实现, B/S结构通过服务器、Web服务器和Web客户实现。一般服务器放置的机器或者操作系统不同, 相互间分工协作构成分布式体系结构。

通常为使系统更加可靠, 在服务器端要做好双机热备工作, 通常配备2台相同机器, 分别作为主站和副站使用。通常主站负责服务器的正常运行, 副站同步;一旦主站发生故障, 立即由副站替代主站;其中的主站和副站之间能够互换操作;此外I/O通道热备也要同时进行。系统中可能有多台服务器存在, 而每个服务器又可能有多个I/O设备共存。通过客户端能够对服务器进行访问, 通过Web服务器能够实现W e b客户和服务器的连接。

2、SCADA系统设计分析

本文以某油气管道为例对SCADA系统进行设计分析。某油气管道从始至终有泵站七个, 全长近300km。因此系统需要大量的监控设备, 其分散较广, 包括模拟量、开关量以及视频信号等多种信号形式, 要求所有信号都要集中到调度中心, 同时对监控界面进行W e b发布, 从而实现实时监控功能。

2.1 功能实现

(1) 站库监控。对现有自控系统进行全面改造升级, 更新硬件通信设备, 使之能够进行输油泵远程启停以及电动阀远程监控等操作。

(2) 向调度中心传输数据。调度中心配备一套大屏幕显示终端系统, 实现对现场模拟量、数字量以及视频信号的集中显示, 同时能够对现场数据进行远程监控以及本地远程切换等操作。

(3) 系统具有扩展性。改造硬件时要对I/O通道进行预留, 满足未来系统扩展需要。针对系统软件也要对接口程序进行预留, 以满足系统与其他系统能够进行数据互换等关联操作。

(4) 系统报警。对监控现场主要数据要进行实时扫描, 如果指定数据超出范围则系统就会立即自动进行报警, 此外还要将与各站库可燃气报警点互联, 对危险区域实时监测, 满足触发条件时系统自动进行报警。

(5) 趋势显示。针对现场的主要数据要定期扫描, 并且能够对主要数据的历史趋势过程进行系统终端显示, 以便调度和管理人员能够随时掌握现状, 进行决策管理。

(6) 打印报表。系统要设计符合实际需要的报表系统, 能够对日、周、月甚至年报表进行打印, 及时提供给调度管理人员。

(7) 系统远程维护。由于油气管道设备分散较广, 现场维护十分不便。因此要确保网络畅通的同时, 实现系统的远程维护功能, 以降低成本提高效率。

(8) Web发布。该功能能够让上级主管部门随时了解现场现状, 以及对现场进行监控。

2.2 总体结构

该系统应用了多级网络总体结构, 具体包括智能、控制、系统、管理四个网络级结构。

(1) 智能网络级结构。主要是采集现场数据, 其主要通过智能仪表、信号传感器、I/O模块以及信号调整模块来实现。其中智能仪表应用了现场智能调节技术功能, 其功能强大、隔离效果好、且能够进行自校准操作。主要包括压力表、温度表、传感器、流量计、脉冲发生器、电流电压转换器等。其通常以双绞线为其主要通信介质。

(2) 控制网络级结构。主要是在现场控制站内部进行信号采集控制器以及I/O模块之间的连接和信息传递操作。该系统主要应用了PAC系列智能控制器, 以及I/O数据采集模块。压力、温度、脉冲信号等现场数据经过I/O数据采集模块传输给PAC系列智能控制器, 开始数据处理和计算操作, 再由通信模块传输给岗位工作站人员。并且, 根据PAC控制器也能够对各种现场设备进行开停等指令控制、以及数据存储、生成报表等操作。

(3) 系统网络级结构。主要是连接工程师站、操作员站、现场工作站之间的工业网络, 实现采集现场I/O数据功能。要求各现场控制站进行数据传输时, 能够进行全面的协调控制。该系统应用的工业以太网100Mbps双绞线, 与IEEE802.3标准相符合。系统网络安装有Citect SCADA组态软件, 能够进行数据分析、趋势显示、监测报警和生成打印报表等操作。

(4) 管理网络级结构。作为最高级网络结构, 某种程度上即是网络实时监控客户端, 其采用TCP/IP协议实现。其主要是对各地设备间进行数据通信管理、内部装置和生产过程的数据管理, 以及系统间协调控制和调度管理等功能。通常以光纤和双绞线为通信介质。授权后的IP用户能够通过Citect SCADA组态软件对实时数据、历史趋势等进行查看, 为管理人员监督决策提供服务。更高权限用户还可进行远程维护操作。

2.3 软件结构

关于SCADA系统中的软件设计开发有多种, 具体包括:下位机控制系统软件、上位机人机界面软件、数据库软件、生产报表软件、web发布软件、信息系统软件以及模拟仿真系统软件等。这其中监控系统软件包括上位机人机界面软件、数据库软件和生产报表软件, 是本文重点所在。

在进行监控系统软件设计过程中, 不仅要实现监测和分析功能, 并且还要保证利于操作、运行良好以及具有实时性等。监控系统软件由监控和网络两部分组成, 其中监控部分主要负责数据分析、数据处理以及状态检测功能, 同时向各部分传输信息;而网络部分要主负责数据网络传输以及数据共享功能。此外, 对于人机界面部分, 系统操作人员能够实现对生产现场的实时监控功能。

3、结语

实践应用证明, 本文设计开发的SCADA系统功能强, 运行稳定性好, 操作管理便捷, 其对于长输管道和输油泵站自动化水平的提高具有重要意义。

摘要：本文主要研究油气长输管道中自动化系统的实现, 其将计算机网络技术与工业组态软件、以及可编程控制器PLC有机结合, 对油气管道SCADA系统进行了设计研发。通过实践应用可以看出, SCADA系统功能强, 运行稳定性好, 操作管理便捷, 其对于长输管道和输油泵站自动化水平的提高具有重要意义。

关键词：油气管道,SCADA系统,数据采集,监视控制

参考文献

[1]谢孝宏.构架原油长输管道SCADAOPS系统探讨[J].石油化工自动化, 2006 (3) .

[2]姚珺.方成辉.陈斌.SCADA系统在油气长输管道中的应用研究[J].工矿自动化, 2009 (5) .

SCADA系统 第10篇

1 常用系统安全评估方法

1.1 故障模式和影响分析 (FMEA)

故障模式和影响分析 (Failure Mode and Effect Analysis, FMEA) 能够确定潜在失效模式。并且分析原因。是美国格鲁曼公司首先提出。FMEA能够系统的确定原因和结果之间关系, 尤其适合于设计和制造领域, 在故障模式的识别等方面比较直观和方便。缺点是即使对相对简单的系统来说, 输出数据量也可能会很大故障模式和影响分析是FMEA是一项自下向上 (归纳型, 由单元到系统) 的故障分析技术, 从基本单元的故障特征和系统的功能结构出发 (对于一般的系统是由各种各样的零部件和元器件组成, 每个零部件和元器件都有一个或多个故障模式) , 从而确定单元故障和系统故障之间的关系。

1.2 故障树分析 (FTA)

故障树分析 (Fault Tree Analysis, FTA) , 能够形象地进行危险的分析工作, 由于采用逻辑的方法, 因此该方法直观、明了, 逻辑性强, 思路清晰, 既可以做定量分析, 也可以做定性分析。在进行FTA分析前, 分析者应对用于评估事件流和状态流 (可能是导致结果、可靠性、可用性的原因) 的各种分析及各方法的结合的目的进行调查。故障树用有组织的图形来表示导致顶事件 (例如在本次评估中的系统不稳定运行) 发生的条件和其它因素。若输出是一个成功结果, 那么该故障树为一个成功树, 其输入事件是那些有助于顶成功的事件。根据故障树分析范围的不同, 这种分析可以是定量的也可以是定性的。

1.3 可靠性框图 (RBD)

可靠性框图 (Reliability Block Diagrams, RBD) 是利用互相连接的方框来显示系统的失效逻辑, 该方法分析系统中每一个成分的失效率对系统的影响, 从而能够评估系统的整体可靠性。可靠性方框图分析 (RBD) 是一个演绎 (自上而下) 类的系统可用性分析方法。一个RBD图是一个依据子系统或部件的系统的逻辑结构的图形表示。该方法允许系统的完好通路依据子系统的逻辑连接。分析步骤为:首先是建立系统完好的定义。随后将系统划分为若干个功能块。有些功能块可以表示系统的子结构, 反过来又可以用其他RBD (系统简化) 来表示。对于RBD的量化评估, 依据结构类型, 可使用不同的方法, 例如:真值表、割集分析法以及布尔技术等。基于对基本的功能块的数据计算, 从而可以预测系统可靠性和可用性数值。一个可靠性框图的示例如图1所示。

可靠性框图中, 一个单元代表着单个部件的故障, 或者子系统的故障, 或者是对整个系统故障有影响的其它事件, 而子系统又可以用更低层次的框图来表达, 因此在可靠性分析中是一种最为常见的方法。

1.4 马尔科夫分析 (Markov)

马尔科夫分析 (Markov) 分析是一个归纳 (自下而上) 分析方法, 主要适合于评价功能上复杂的系统结构和复杂的修理和维修策略。

该方法基于Markov链理论。马尔科夫过程基本思想是:事物的第n步仅取决于第n-1步所处的状态, 在这种状态的转移过程中有一个转移概率, 该概率能够依据其相邻的前一步状态推算。当随机过程在某一时刻t, 状态已知, 那么在该时间t之后的某一时间t1, 其状态只与t时刻相关, 而与t之前状态无关。原则上通过数学模型评价系统构成元素 (部件、子系统) 在具体点或时间间隔处于具体 (功能) 状态、或待发生事件的概率[1]。在初期, 所有重要的状态都应同状态转移的概率一起给以定义 (部件故障或修理速率, 事件频率等) 。转换率通常假定为常值, 即与事件或以前的历史无关。转移概率和状态转移方式用状态转移图来表示, 允许构造转移矩阵 (数学模型) 用于系统可靠性/可用性的计算。同时完成其他重要指标的评估。

1.5 分析方法对比分析及选用

FMEA方法更适合在设计开发或运行初期的新系统的评估, 在系统开发设计或工程设计初期及时改进, 以免造成更大的损失。

FTA的适用范围较广, 但当系统结构较为复杂的时候, 分析树会非常大, 各个结构之间的关系较难分辨清楚, 且在分析过程中必须特别小心各个事件或状态可能会同时出现在不同的部分, 容易出错。

RBD是现在进行定量可靠性分析最常用的方法, 包括IEC61508在内的很多国际标准在需要进行可靠性定量分析的部分都采用了此方法, RBD与FTA一样具备了完成可靠性定量分析的所有功能, 该方法不但能够计算系统和子系统的不可用度、不可靠度等参数, 还能进行一系列的重要度计算, 能对旁联系统进行马尔可夫分析。

Markov过程是基于Markov分布和Markov链的基本数学理论, Markov过程对于含有诸如复杂维修策略和多状态的动态系统较为有效, 且分析结果也较为精确。但是markov模型结构 (Markov链) 非常复杂, 并且计算量大, 会出现非常复杂的矩阵连乘, 对一般SCADA系统而言该无必要。

综上所述, 本文选取RBD方法作为霍尔果斯压气站SCADA系统安全分析方法。

2 可靠性框图方法对SCADA系统进行安全评估

2.1 可靠性及可用性

(1) 可靠性。

可靠性是指系统在一定时间内、在一定条件下无故障地执行指定功能的能力或可能性。能够用可靠度、失效率、平均无故障间隔等来评价。

可靠性的概率度量称可靠度, 可靠度是以时间为变量的概率函数, 用R (t) 表示在 (0, t]区间内系统正常工作的概率, 即在 (0, t]区间内失效时间T大于t的概率:

失效率λ (t) 是指系统工作到t时刻, 单位时间内失效的概率, 一般在一个小时的区间内, 单位是时间倒数, 采用1/h, 对于不同的产品失效率不相同, 但对于电子产品而言, λ (t) 与时间t的关系就是著名的浴盆曲线, 控制系统基本上全是由各种电子元器件组成, 其失效率规律也符合该曲线。该曲线可分为3个部分:早期失效部分、随机失效部分和耗损失效 (老化) 部分。

(2) 可用性。

可用性用可用度函数A (t) 表示, 指可修复的产品或系统正常工作时间占据系统总时间 (包括维护和修复在内) 的比例, 分为瞬时可用度和平稳状态可用度。

2.2 回路结构分析

以霍尔果斯西二线基本过程控制系统中“风机控制命令”回路为例, 进行可靠性、可用性分析评估, 回路结构如下:

可燃气体探测——》设备侧端子——》设备侧电缆——》二次仪表——》设备侧电缆——》控制系统机柜:对外接线端子排——》防浪涌——》开关端子排——》输入卡件——》PLC——》输出卡件——》开关端子排——》防浪涌+继电器——》对外接线端子排——》电缆——》继电器 (启风机) 。

将各个框图可靠度代入后, 可以计算出回路的可靠度及可用度[2]。

2.3 结论及建议

霍尔果斯压气站主控系统可靠性较高, 基本满足要求, 但是第三方控制系统可靠性相对较低, 在一定程度上影响了系统整体安全性。第三方控制系统可靠性较低的原因是未经过认证。因此建议今后在选用第三方设备时, 应要求其控制系统需要通过相关机构认证。

参考文献

[1]IEC 60300-3-1-1991中文版.可靠性管理.应用指南.第三部分:应用指南[S].北京:中国标准出版社, 1991.

SCADA系统 第11篇

随着青海油田涩北气田的开发，相继建成了涩-宁-兰管线、涩-仙-敦管线、涩-格管线、涩-格管道复线等对外供气管线。为保证整个气田的正常生产和对下游的平稳供气，实现自动化控制和管理，青海油田引入配套的自控系统。

目前，在控制领域应用较多的为SCADA系统和DCS系统。SCADA(Supervisory Control And Data Acquisition)是以计算机为基础的生产过程控制与调度管理自动化系统，它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。侧重点于监视和控制，集中了PLC系统的现场测控功能强和DCS系统的组网通讯能力两大优点，性价比高；而DCS即集散控制系统，是在集中式控制系统的基础上发展、演变而来的，侧重于对过程的控制，一般用在比较大的系统中和一些控制要求高的系统中，价格上也相对昂贵。本文结合涩北气田特殊的地理位置和环境，以及对天然气生产的要求，从自动控制功能应用需求出发，阐述了三层结构模式的SCADA系统在涩北气田的应用。

依据涩北气田的开发模式和所处的地理环境，SCADA系统总体结构按“控制分散，管理集中”的原则设计，将系统设计为三层模式结构，由总调度控制中心、区域控制中心、远程终端单元RTU以及数据通讯部分组成。系统设监控中心一座，区域控制中心三座。为了充分利用现有资源，节约开销，根据就近原则，总调度控制中心设置在格尔木，三座区域控制中心分别设在涩北一号气田4号集气站、涩北二号气田9号集气站和台南气田15号集气站，三个集气站都分别为脱水站。SCADA系统采用开放式网络结构，系统总体结构如图1，其中STD为光纤中继器。整个系统设计能很好实现分散控制，减轻了各个站控系统的控制负担，对整个气田的开发和天然气处理进行有效地自动化控制，解决了各个集气站检测变量较多观测点也比较分散的问题。下面对SCADA系统的三层模式结构进行详细阐述：

1 总调度控制中心MCC(Master Control Center)

总调度控制中心设在格尔木石化基地，MCC结构如图2所示。调度中心采用光纤通信方式，使用改进的MODBUS通信协议，来提高通信的准确率。硬件设备包括：服务器两台（其中一台是主服务器，另一台是备用服务器）、操作员终端两台、工程师终端两台、管道模拟终端一台、打印机一台、投影仪一台、相应的配套系统、UPS子系统和一些必须的外设设备，由相应的组态软件实现调度中心的各项功能。

调度中心每天24小时接收各区域控制中心的信息、数据。实现对涩北一号气田、涩北二号气田及台南气田天然气采气、输气、脱水、增压生产进行调度管理和监视控制，保障气田稳定运行。当生产过程出现故障时，系统自动声音报警，操作员工作站根据实际情况，发出控制信号，通过前端机将无线信号传递到LCC或RTU，从而达到对整个气田的统一控制。

为了保证系统安全可靠运行，本SCADA系统采用服务器双机备份系统，当一台服务器出现故障时，另一台服务器自动转换为服务器，服务器的操作系统采用UNIX，其它计算机的操作系统采用标准的Windows，来保障系统安全正常工作。调度中心的工程师站是系统工程师的控制台，为工程师提供系统控制编程和调试平台功能，可对整个SCADA系统进行诊断，并进行模拟培训等功能。

SCADA系统调度中心包括2台操作员站，操作员站监视系统的运行状况，系统报警可在操作员站显示出来，并可直接对警报做出应答，完成操作控制任务。操作员站配有打印机和投影仪，可完成日志、统计报表等的生成工作。

2 区域控制中心LCC(Local Control Center)

区域控制中心是局部管理及控制级，是各个气田最重要的控制中心，可直接对下级的远程终端单元RTU进行控制，接收集气站RTU、井口、脱水装置、增压站RTU上传的数据，向RTU下达指令，完成对RTU的采集数据的处理、显示、报警、发布功能，实现对集气站（RTU）进行远程控制。区域控制中心除完成对所处站场的监控任务外，还负责将所有场站传过来的数据存储并处理，完成向系统上一级提供数据的功能，同时接受和执行调度控制中心下达的命令，实现区域控制的功能。

3 集气站RTU(Remote Terminal Unit)

RTU是整个气田自控系统的基础控制单元，设置在各个集气站，也是SCADA系统的基本组成单元。远程终端RTU完成对管网和站场的工艺过程、控制设备的数据采集、控制、报警连锁、天然气流量计算等。RTU远程I/O模块采用Modbus通信协议，通过无线方式实现与RTU之间的数据传输。每个RTU子站可独立完成本站范围内现场数据的监测和控制，并通过无线方式与监控调度控制中心进行实时数据交换。

RTU选用支持远程I/O模块的控制器，控制器可安装在各个集气站的控制室内，远程I/O模块放在现场防爆接线箱内，要靠近生产区。这样大大节约了电缆的投资，提高了系统的可靠性，并且维护方便。集气站RTU站控系统结构图如图3所示：

4 结论

SCADA系统在涩北气田的应用，不仅提高了整个气田运行的可靠性和安全性，减轻了工作人员的负担，提高了生产效率，而且在实现青海油气田田数字化的进城中起到重要推动作用，为青海油田的进一步发展奠定了基础。

摘要：本文通过对涩北气田SCADA系统设计的阐述,介绍了自动化技术在气田生产和管理过程中的应用。

关键词：SCADA系统,自动化

参考文献

[1]傅景琳,李铁军.SCADA系统在西安天然气管网中的应用[J].现代电子技术,2003,3(146):32-34.

[2]田洪波,姜波,武建宏.SCADA系统在长输管道的应用和发展[J].石油化工自动化,2008,4(10):10-12.