第五章 SCADA系统、MIS系统和GIS系统

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。

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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。

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78

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 1 2 位置 输配系统站场（仪表） 输配系统站场（站控系统） 功能 设备 管理人员 运行操作人员 压力测量 温度测量 在线分析 流压力变送器 温度变送量计量 调节/控制 检测 监视 控制 数据处理 控制设定 报表 监视 控制 统计 计算 诊断 报告 器 分析仪 调节阀 RTU / PLC 运行操作人员 部门经理 3 调度中心 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 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

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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80

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；

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(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。 82

图5—4 大型站站控系统框图 站控系统具有运行的能力，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

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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。 84

(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

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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——处理单元（CPU）。

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。 86

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 通信质量 实用中继距离 传输质量好 系统误码率 可靠性 保密性 抗干扰 中继站无人值守 上下话路 通信自动寻检功能 单站耗电 扩容可能性 与输气站场结合 施工难易度 维护工作量 单站价格 备注 VSAT卫星地球站通信 1~12路 任意位置 好 ≤10-7 高 可加密 好（C波段需协调） 方便 有 较小 方便 方便 简便迅速 较小 较低 主要费用较高 数字微波通信 几十路至上千路 50km 好 ≤10-6 高 可加密 较好（需协调频率） 可 不太方便 有 较小 方便 差 山区立铁塔较难 较小 无人站不方便 较高 铁塔费用较高 光纤通信 几十路至上万路 65~70km ≤10-9 高 可加密 好 可 较方便 有 较小 方便 较方便 受地形因素影响 光缆维护工作量较大 较低 光缆费用较高 87

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

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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、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300km，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。 90

(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

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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，以便及时调整管道的

运行。

(2) 气体的漏失检测与定位。根据模拟与实测的节点压力偏差或流量偏差，确定漏失点位

置和判断漏失量。

(3) 仪表分析。对采集到的仪表测量参数进行监视评估，提供仪表维护计划；对仪表运行

的异常情况发出报警；对仪表进行自动标定。

(4) 管线储量计算。计算管线中的天然气储量。

(5) 清管器跟踪。在清管作业时，对清管器的位置进行跟踪。 离线的模拟应用有：

(1) 决策服务。由操作者提出变化要求，制定操作策略及对策。 (2) 培训。对操作人员进行仿真培训。

(3) 工程研究开发。提供工程模拟应用开发功能。 92

7．系统可用性和可靠性

SCADA系统的计算机系统、数传信道、通信设备、网络系统的可用性及可靠性是衡量整个SCADA系统能否长期、稳定和可靠运行的重要标志。通常，用下列公式来评价一个SCADA系统的利用率：

系统利用率 = 平均故障间隔时间 /（平均故障间隔时间 + 平均故障修理时间） = MTBF /（MTBF + MTTR）

高可靠性选型和冗余配置可使系统的利用率达99％。

系统的可靠性是衡量一个系统在规定的时间和规定的条件下，能正常工作的能力。 由于电子计算机的硬件制造技术的飞跃发展、系统自诊断技术的完善和维护水平的提高，SCADA系统的可用性和可靠性已大大提高。

为保证SCADA系统具有高的可用性和可靠性，可采取的措施有： (1) 通信系统、通信处理系统和网络系统采用冗余结构； (2) 主站计算机系统和关键站场RTU采用冗余配置；

(3) 故障切换在操作系统这一级完成，然后送至SCADA系统处理； (4) 系统有足够备份存储能力；

(5) 供应厂商在地区内的售后服务支持能力的加强，将大大缩短平均维护维修时间，因此，在选择供应商时，应考虑其在当地的售后服务支持能力。

5—2 城市燃气管网GIS系统

5—2—1 概论

地理信息系统（Geographic Information Syetems,简称GIS）是一种采集、储存、管理、分析、显示与应用地理信息的计算机系统，是分析和处理海量地理数据的通用技术。地理信息系统（GIS）作为集计算机科学、地理学、测绘遥感学、环境科学、城市科学、空间科学、信息科学和管理科学为一体的新兴边缘学科迅速兴起和发展起来。

地理信息系统是由软件、硬件和描述地理信息（如街道、地界、动力管道等）及相关附属信息的数据所组成的计算机系统。它与地图及普通的信息资料系统的主要区别在于：它不仅可以展示一条街道，从中还可以知道街道名称、铺设时间、是否单行线等信息，并可把不同类型的数据按用户的需求有机地结合在一起，使用户能更有效地管理和使用这些数据。地理信息系统是一种功能强大的、形象化的分析工具。

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图5—10 地理信息系统与相关学科的关系

城市燃气输配系统是城市重要的市政基础设施之一，是一个城市的地下“动脉”。随着经济的迅速发展、科技的突飞猛进，燃气管线的规模也会不断增大，其信息管理的难度、复杂程度也随之增长。

如何有效管理好城市的燃气输配系统，充分为城市经济发展服务，是市政管理部门所关注的问题之一。欧美发达国家对城市燃气输配系统的管理工作进行了一些研究，很多城市建立了完善的档案系统，一些先进的技术手段，如GIS、管道遥控检测等已被用于管理中。针对城市燃气管网安全第一等具体特点，建立以GIS技术和计算机技术为支撑的城市燃气管网GIS系统，代替传统的管网资料管理方法，能最大程度上满足燃气管网的资料维护、信息查询、报警抢险等日常事务。且对于提高燃气行业服务质量、管理水平，加强燃气生产调度和突发事件处置能力，保障安全供气，提供了高效率的支持。

根据城市燃气管网自身的特点和管理上的要求决定了城市燃气管息管理系统在设计时应充分考虑如下要点：1、燃气管息具有时间特征，因而系统是一具有时间和三维空间数据的四维信息系统；2、燃气管网在空间分布上具有不均匀性，因而数据信息量具有随着发展而急剧增长的特征，系统需要具有处理急剧增长的数据信息量的能力；3、燃气管网数据必须完整、准确，具有现势性，要求信息系统是一个动态可维护的信息管理系统；4、系统要能够提供设施管理与自动制图的技术和数据支持，满足日常业务的需要；5、系统的数据应能够共享，具有网络多用户的并发处理能力。

5—2—2 系统结构

设计城市燃气管理信息系统的主要目的是能够代替人工对地下管线资料进行管理，更好地对资料进行查询、分析，利用GIS技术准确有效地存储、检索、修改、分析城市地形图和城市燃气管线等有关资料，及时提供所需管线图及各种数据。因而，首先要搜集地市各地区各工程的管线资料，全面掌握城市管线的最新资料，保证资料的准确性，为管线管理部门准确地提供所需的各种类型的数据。

用户功能要求：

a) 燃气管线数据应以图形和报表等方式存在。能直接接受各种类型的管线数据，能自动处理分类和入库：并维护数据安全；

b) 能提供多种查询方式； 94

c) 能按照管线数据的各种特性，对其进行统计与分析； d) 能绘制、显示地形图和管线图。

系统性能要求：系统操作方便、实用；满足需要；安全性好，易于维护。

5—2—3 系统功能模块设计

图5—11所示为城市燃气管网GIS系统功能模块。 1、数据处理模块

该模块的主要功能是对管线数据及地形图进行输入、分类和入库；另一个主要功能是对管线数据及地形图的动态更新，系统提供多种工具完成对图形、属性等数据的更新，保证数据的准确性和现势性；另外，还对图幅及其索引图进行管理。

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图5—11 城市燃气管网GIS系统功能模块图

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2、查询检索模块

系统提供数图、图数及缓冲区等多种方式对管线、附属物等进行综合查询。具体包括：对地形属性查询；坐标位置查询；管线测量点查询；管线管段查询；图例（地形图与管线）查询；利用SQL进行属性查询；利用SQL进行图形查询等。

3、统计分析模块

对各种条件的管线进行统计；对管线进行缓冲区分析；对管线和地形图进行叠置分析；计算路程；最佳路径分析等。另一个主要功能是管线剖面图的生成及三维显示等。

4、显示输出模块

除了完成各类报表的输出，还对管线和地形图进行各种各样的显示与输出。 5、辅助设计模块

该功能通过AutoCAD实现，开发辅助设计子系统技术具有管网的平面设计；管网纵断面设计；常规设计工具；设计图纸输出；修改原设计及设计变更资料管理等功能；同时设计数据接口转换程序，将CAD数据转入开发系统。

6、维护工具模块

对系统所用的参数进行设置；提供安全机制以免数据的非法使用及流失；提供各种工具保障系统安全、高效的运行；支持多种外部存储设备的备份和恢复；完成和微机间的数据交换等。

7、在线帮助模块

在系统运行中提供在线的使用帮助信息

5—2—4 系统组成

系统硬件包括工作站（如可由两台服务器组成网络，由PC机与数字化仪组成的数字化工作站，以及打印机绘图仪等外部设备组成）。系统软件包括操作系统、GIS软件、数据库软件等。常用软件：GIS软件有MapInfo、AreInfo、ArcView等，国产的有GeoStar、MapGIS等；数据库软件有Foxpro、Access、Orcal等。系统数据库由三部分组成：全景数据库、底图数据库和管线数据库。全景数据库为一幅整个城市的地形示意图。

底图数据库为由1：500的地形图图幅所组成。为了便于管理，将这些图幅组合成一幅地形索引图；为了便于查询分析，对所有地形图上的地理要素均进行了编码。

管线数据库由煤气、液化石油气和天然气等管线索引图组成。管线的空间数据与拓扑数据均存于GIS系统内，而其属性数据主要存于关系数据库内。

5—2—5 系统总论

系统有以下几方面性能：

·数据资源多源化。系统可以接受GIS本身的数据格式和其他数据格式。如地下管线的测量数据；

·结构模块化设计，易于升级与优化，具有三维显示功能，能对地下管线进行剖面三维显示，界面友好，操作简便。建立煤气管网GIS系统可以：

1、 对图形和属性数据的检索和查询，了解管线的确切位置、埋深、走向、填埋情况、直径、

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材质等。

2、 对各类管线数据及各类属性数据进行统计、缓冲分析、三维分析等。

3、 为规划设计部门提供确实可靠的数据，从而在建设施工中避免重大事故的发生。

4、 通过监测设备对供气设备（包括节点、阀门、气站）进行实时监控，并以二维和三维图

形显示运行设备的运行状态。

5、 根据报警信号分析确定故障点，并提供最佳故障检修方案。

6、 突发事故的应急处理：根据报修电话，快速确定请求地点以及事故发生地。并与119消

防指挥中心计算机联网，密切供气系统与消防系统的关系，增强安全防范措施，提高对重大事故及突发事件的应急能力。

7、 制作用户所需的各种不同比例尺的路网图、管线图、纵横断面图和各种类型的数据报表

及输出打印。

表5—3 国外典型GIS性能比较

软件名称 性能 ARC/INFO ESRI 美国 操 UNIX 作 Windows NT 系 Windows 统 DOS 数 基本数据结构 据 矢量—栅格 结 栅格—矢量 构 内部数据库 数 Access 据 Infomix 库 Oracle 管 Sybase 理 OOOBMS 系 Dbase 统 Foxbase INFO 图象处理功能 DEM模型及分析 遥感 √ √ √ √ 矢量 √ √ √ × √ √ √ × √ √ √ √ √ × MCE MAPINFO GENMAP Gensys 澳大利亚 √ × √ × 矢量 × √ √ √ √ √ √ × √ × × √ √ × SICAD Slemens 德国 √ √ √ × 矢量 √ √ √ √ √ √ √ × √ × × × × × ERDAS ERDAS 美国 √ √ √ × 栅格 √ √ × × × × × × × × √ √ √ √ IDRISI Clerk University 美国 × × √ √ 栅格 √ √ × × × × × × √ × × √ √ × 制造厂家 Incergraph MAPINFO 美国 × √ √ × 矢量 √ √ √ × √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ 美国 √ × √ × 矢量 √ × × √ √ √ √ × √ √ × √ × × 98

5—3 燃气公司MIS系统

随着信息时代的到来，企业必将不可抗拒的加速进入信息网络时代。企业将建设具有本企业特点的,生产过程自动化和管理现代化的信息网络。在现代化企业中，信息管理工作在企业中将发挥越来越重要的作用。企业信息工作，主要是指进行生产经营和执行决策所需要的资料、数据的收集、加工、传递、存储等管理工作。把企业物流的管理提高到对企业信息流的管理来控制企业的运作。及时提供给领导决策所需的多方面的信息和生产现场实际情况。计算机成为标志着一种高科技、高效率和高水平的使用工具，已经渗透到企业日常工作的许多方面，无论是其自身还是所发挥的作用，都为企业的创先和发展以及经济效益，做出了显著的贡献。

一般来说，企业管理可分为三个层次：高层管理——实施战略管理，即对企业业务和资源在整体上的一种把握和控制，包括组织架构、资源配置和企业战略等。中层管理——实施业务管理中的具体设计、组织协调，决定了企业各种业务是否能有效地开展。基层管理——实施对业务处理的过程管理。我们通常将分布在基层管理中但又跨越三层管理能够影响企业全局的管理活动和事务称为基础管理。实施企业基础管理最本质的是对企业基本业务实施过程管理。具体地说，主要是对企业销售、供应、生产、库存、质量、成本、财务等主要事务活动的过程管理。它的好坏决定了企业的战略目标能否实现，也决定了企业持续发展是否有坚实的繁殖内核。

因此，企业必须首先加强自身的信息基础设施建设，通过（1）企业基础数据的信息化、（2）企业基本业务流程和事务处理的信息化、（3）企业内部控制及实施控制过程的信息化、（4）人的行为规范管理等企业基础管理信息化工程，确保企业在规模不断扩大和业务迅速发展的过程中保持坚实的管理基础和繁殖内核，促进企业的可持续发展。企业信息化是电子商务的基础，企业管理信息化是企业信息化的核心，企业的电子商务必须首先从企业基础信息化开始。

5—3—1 MIS的概述

管理信息系统（Management Information Systems 简称MIS）在现代社会已深入到各行各业，由于计算机技术的迅速发展和普及，MIS 事实上已成为计算机MIS。MIS 是一个不断发展的新兴学科，MIS的定义随着计算机技术和通讯技术的进步也在不断更新，在现阶段普遍认为MIS 是由人和计算机设备或其他信息处理手段组成并用于管理信息的系统。MIS的对象就是信息。信息是经过加工的数据，信息是对决策者有价值的数据。信息的主要特征是来源分散，数量庞大。信息的加工方式有多种形式。企业从信息管理的角度可划分为物流和信息流。生产过程是一个物流的投入产出过程，且是不可逆的过程。管理过程是信息流的过程，且具有信息反馈的特征。MIS 系统是由相互联系、相互作用的若干要素按一定的法则组成并具有一定功能的整体。 系统有两个以上要素，各要素和整体之间，整体和环境之间存在一定的有机联系。系统由输入、处理、输出、反馈、控制五个基本要素组成。信息系统是输入的数据，经过处理，输出的是信息的系统。管理信息由信息的采集、信息的传递、信息的储存、信息的加工、信息的维护和信息的使用五个方面组成。MIS包括计算机、

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网络通讯设备等硬件成份，包括操作系统、应用软件包等软件成份。并随着计算机技术和通讯技术的迅速发展还会出现更多的内容。

MIS由信源、信宿、信息处理、信息用户和信息管理者五个组成部分。完善的MIS具有以下四个标准：

（1）确定的信息需求、信息的可采集与可加工、可以通过程序为管理人员提供信息、可以对信息进行管理。

（2）具有统一规划的数据库是MIS成熟的重要标志，它象征着MIS是软件工程的产物。通过MIS实现信息增值，用数学模型统计分析数据，实现辅助决策。

（3）MIS是发展变化的，MIS有生命周期。

（4）MIS的开发必须具有一定的科学管理工作基础。

只有在合理的管理、完善的规章制度、稳定的生产秩序、科学的管理方法和准确的原始数据的基础上，才能进行MIS的开发。因此，为适应MIS的开发需求，企业管理工作必须逐步完善以下工作：

（1）管理工作的程序化，各部门都有相应的作业流程。 （2）管理业务的标准化，各部门都有相应的作业规范。 （3）报表文件的统一化，固定的内容、周期、格式。 （4）数据资料的完善化和代码化。 MIS的开发原则 ：

1、创新原则，体现先进性。计算机技术的发展十分迅速，要及时了解新技术，使用新技术，使目标系统较原系统有质的飞跃。

2、整体原则，体现完整性。企业管理可以理解为一个合理的‘闭环’系统。目标系统应当是这个‘闭环’系统的完善。企业完整的实现计算机管理不一定必须在企业的各个方面同时实现，但必须完整设计系统的各个方面。

3、不断发展原则，体现超前性。为了提高使用率，有效的发挥MIS的作用，应当注意技术的发展和环境的变化。MIS在开发过程中应注重不断发展和超前意识。

4、经济原则，体现实用性。

大而全和高精尖并不是成功MIS的衡量标准。事实上许多失败的MIS正是由于盲目追求高新技术而忽视了其实用性。盲目追求完善的MIS而忽视了本单位的技术水平、管理水平和人员素质。

5—3—2 燃气公司MIS系统开发目的

管理信息系统的开发是一项复杂的系统工程，具有整体性、综合性的特点。而且，燃气公司的业务性质与一般的企事业单位有很大的不同，燃气是易燃、易爆、有毒的产品，燃气公司面对着千家万户的服务需求，管理着全市范围内纵横交错的地下管网和大量设备，因此，所研制开发的系统，必须要为安全稳定供气的严格要求服务，必须要为做好用户服务这个工作宗旨提供现代化的手段。

燃气公司MIS系统开发的目的：首先要考虑实用性，实用是项目开发的目的，也是本项目开发结果的检验标准；其次强调系统的先进性，这种先进性是建筑在可靠、开放基础之上的，所建设的系统，采用的开发技术起点要高，技术要先进，要符合潮流和技术发展方向，100

系统设计和系统功能要积极吸收国内外同类型企业的成功经验，并结合本单位的具体情况有所创新；再者要把先进技术的应用与科学的管理基础建设紧密结合起来，全面提高燃气公司的管理基础和素质，切实提高现代化管理水平和服务水平，以创造更好的效益。

5—3—3 MIS系统开发的技术路线

MIS系统是一个综合性的全公司规模的计算机辅助企业管理信息系统，它采用统一规划、分期建设、逐步扩充的开发策略。为此，它的支撑环境必须为实现管理信息的任务提供一个良好的软硬件开发平台，它包括先进的、规模恰到好处的系统平台体系结构、优良的网络操作系统和数据库管理系统、便于升级和扩充且要实用、可靠、开放、先进。

1、MIS软硬件支撑平台

可选择一种被普遍认为是先进的、开放的、可伸缩的CLIENT/SERVER系统平台，它对大中小型MIS均适应，是一个集成的开发系统平台。在网络系统上，开发者首先应该仔细分析网络系统的技术，研究燃气公司各个领域的工作特点及地理位置，用快速以太网建立以燃气公司本部为中心的能覆盖全公司各个单位和部门的广域网络；另外在销售、输配等分公司可建立局域网络。局域网络相互连接可通过DDN专线，亦可用电话拨号上网，局域网可通过路由器与公司本部网络互连。网络由主服务器（小型机）、分服务器、路由器、工作站、DDN专线、电话线等组成。

网络系统确定后，操作系统是软件平台的核心，操作系统的选择在很大程度上决定了网络系统的整体水平以及应用和技术发展方向。经过比较，可以分别采用功能强大、性能卓越、满足标准和开放要求、并得到广泛使用的UNIX和WINDOWS NT两种操作系统，公司本部中心的小型机采用UNIX操作系统，各子网络的服务器采用的是WINDOWS NT操作系统。

数据库管理系统是数据处理的核心，是与应用密切相关的支撑软件。要求其具有分布式处理的功能，具有异构的支持能力，具有成熟的前后台开发工具，并具有一个信息管理领先产品的发展潜力。可以采用能够支持大中型MIS开发应用要求的ORACLE数据库管理系统。

2 、应用系统

首先，确定需要开发的应用软件。开发者根据管理对象，确定下列几项应用软件系统：用户管理分系统（包括安装管理、用户管理、安装管理、维修管理等），综合调度决策系统（如5—12所示），规划设计燃气管网管理系统等。其次，必须弄清各个系统的传统管理模式、流程、以及各系统之间的相互关联点。再者，制定标准、规范格式、统一编码。

为适应MIS系统的需要，必须建立起一个完善的系统代码体系，制定标准并贯彻执行，以达到资源共享和信息交换的目的。为此，对公司业务中可能涉及到的多种资料、报表及材料设备进行了规范编码，确保网络系统资料调用的规范一致。

在应用软件开发的基础上，还可以把以前开发的计算机管网压力遥测遥讯系统、城市煤气管网抢修辅助决策系统，通过集成的方法，应用到计算机网络系统中，实现信息共享。

5—3—4 MIS系统的效益

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综合调度 决策系统 燃气规划设计 管网管理系统 用户管理系统 安装用气管理 用户 管理 安装管理 维修 管理 市政最新 管网数据 新用户申请管理工程设计管理工程进度管理安装合同管理统计汇总管理施工管理户内安装管理验收送气管理材料管理查询统计报表打印中心报修管理维修站报修管理维修信息管理维修信息反馈查询统计报表打印 工业用户管理 居民用户管理

抄表收费管理 业务处理管理工程管理查询统计报表打印燃气证管理业务处理管理查询统计报表打印报表管理收费管理银行接口管理查询统计报表打印 102

图5—12 燃气公司MIS系统功能模块结构图

对MIS系统来说，它绝对不能与一般的技术项目进行比较。MIS系统的经济效益的产生可以是直接的经济效益或间接的经济效益，同时这些经济效益又是与通过其他途径取得的经济效益综合而成的，因此MIS系统的效益较难完全用数字作表达，尤其是间接经济效益。 城市燃气计算机辅助管理信息系统的投入使用在提高燃气公司科学管理水平的同时，也极大地提高了燃气公司的社会效益和经济效益。如：用户帐务管理系统的投用，使燃气公司成功地实现了银行代收费，用户可通过柜面交费和银行一卡通电话代扣气费；用户报修系统的投用，极大地方便了用户，提高了“承诺制”的力度；用户业务管理系统的投用，便于有目的地对用户进行监督管理，用户也可方便地通过该系统过户和查询；管网抢修辅助决策系统的应用，提高了燃气公司抢修、急修的速度，提高了故障处理的及时率和准确率，减少了事故的影响面和危害性等。MIS系统的实施，使燃气公司从传统的手工管理模式转换到了现代的科学管理模式，到目前为止，其经济效益和社会效益也是手工操作时不可比拟的。

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