★烽台科技（北京）有限公司

1　项目背景

1.1　产业背景

国内经济蓬勃发展，能源需求持续攀升，管网行业作为能源输送与分配的核心环节，受到国家高度重视，接连出台多项政策，如《全国油气管网设施布局规划（2022-2035年）》，致力于构建“全国一张网”的现代化油气管网体系，推动管网向规模化、网络化、智能化发展，全力保障能源输送的高效与安全。《关于加快推进新型基础设施建设的指导意见》也着重强调，借助5G、物联网、大数据等新兴技术，赋能管网行业实现数字化转型与智慧化运营。受政策利好驱动，管网建设步伐加快，新建管道的设备与系统逐步达到国际先进水平。

1.2　行业背景及现状

管网行业目前部分管线设计较早，设计多基于传统工艺，缺乏智能监测与远程控制模块，导致数据采集依赖人工巡检，效率低且易漏检，无法做到以数字驱动业务的发展，以下四类问题尤为突出。

（1）阀室监控信息缺乏或有限，成为风险管控和管道完整性管理的瓶颈。

（2）设备运行状态监控不足，导致风险识别不够，难以保证设备经济、安全、高效运行。

（3）对管道线路（包括高风险区/高后果区、管道本体应力、防腐、泄漏等）监控不足，导致部分风险处于未知状态。

（4）旧有的人员知识结构无法匹配先进的管理模式，无法进行管理优化，无法解决工艺和维检主辅功能的矛盾。

1.3　用户背景

随着管网集团公司管道业务建设的加速，集团公司对油气管道业务的管理需求也逐步提高，尤其是在精细化管理和降本增效的压力下，逐渐推进区域化、专业化、共享化管理模式，以应对日益复杂的管道系统和运维需求。

用户自2017年起推行区域化管理，初步实现了现场自动化水平的提升，并基本满足了区域化管理的要求。然而，由于管道站场的建设时间和设计理念存在差异，现有站场自动控制系统的差异较大，部分站场操作依旧需要现场值守人员完成，这不仅导致了人力资源的浪费，还增加了运维难度。因此，需要对现有设施和流程进行适应性改造，以提高自动化水平和运维效率。

过多的人员参与管道运行调度和监控工作，不仅难以满足管网集团公司对于高效运维和快速响应的需求，还制约了运维与抢修一体化的发展。因此，提升远程诊断和维护能力，减少人工操作，成为西南管道公司面临的重要任务。

根据《国家管网集团仪表自动化管理规定》，对于重大故障，要求在2小时内恢复，严重故障需在4小时内恢复。然而，用户管道公司辖区内作业区中心站到达维护现场的时间普遍超过2小时，难以满足管网集团的新要求。因此，亟需通过SCADA系统远程诊断与维护建设，提高设备维护效率，降低响应时间，确保设备在发生故障时能够及时得到恢复，确保管道安全高效运行。

此外，调研数据显示，多家管道公司均已成功建设SCADA远程诊断与维护系统，能够有效对主流RTU、PLC、交换机、路由器等关键设备进行运行状态监控、故障诊断以及远程维护作业。这为西南管道公司建设SCADA系统提供了宝贵的经验和参考。

2　项目实施与应用

本项目旨在建设一套高效的SCADA系统远程维护平台，采用智能数据网关实现现场数据采集和远程诊断。系统覆盖多个子公司和场站，包括管辖范围内输油气和天然气管道公司，全面监控现场的关键设备，如PLC、嵌入式控制器、路由器、交换机和工作站等。项目通过对百座阀室RTU进行远程诊断与维护，将数据实时上传至区域分控中心SCADA平台，确保了远程数据通信的顺畅和高效处理。系统通过多维数据分析、设备监控、状态评估、故障诊断和智能预警，实现了设备的全方位远程运维，保障了设备稳定运行和故障的及时修复，大幅提升了管网的运营效率和安全性。

方案架构设计如下：

（1）远程维护系统架构自下而上分为多个层次，数据源作为数据起始点，由站场、阀室的PLC/RTU、磁盘阵列等多种设备产生运行数据，为后续分析提供基础。

（2）采集层通过协议采集、日志采集等方式收集数据源数据，经数据清洗去除无效信息，利用边缘分析引擎初步分析后转发数据。

（3）业务层功能丰富，涵盖设备状态健康评价、智能故障诊断等业务管理功能，还设有模型分析引擎、数据库，用于数据处理与存储。

（4）展示层将处理分析后的结果直观呈现，如资产全生命周期管理、设备状态监控等，方便管理人员实时了解设备情况并做出决策，各层协作实现对管网设备的全面监测、分析与管理。

（5）通过在站场、阀室部署远程维护单元，实现工业数字设备的数据采集和安全防护，为设备管理部门的日常管理工作提供支撑，提升运维及安全管理效率。

3　项目创新性、重点与难点问题

3.1　项目难点

现场缺乏场站各类设备数据综合采集能力。用户场站设备包括工控机、PLC、嵌入式控制器、磁盘阵列、数据库、SIS系统等多个生产控制相关系统和设备。目前，现场并未具备统一的综合数据采集能力，缺乏对各类设备的全面采集支持。这使得无法通过单一设备或系统实现所有设备的数据采集，导致信息孤岛的形成，降低了数据集成的效率，影响了现场运营监控和维护的精准性。

用户缺乏对关键设备的监测分析能力。目前，阀室监控信息的缺乏或不足，成为管道风险管控和完整性管理的瓶颈。特别是关键设备的运行状态监控能力不足，导致设备的风险识别能力较弱，无法及时发现潜在问题或故障隐患，从而影响设备的经济、安全和高效运行。这不仅增加了维护成本，也导致管网运行的不稳定性和安全隐患。

本方案的架构设计紧密围绕保障管网安全高效运行。在数据层面，对站场中的控制系统、压缩机组等设备的数据进行实时采集，借助数据处理、风险评价等多种数据分析模型对数据进行分析，为运维决策提供有力依据。系统功能丰富，可实现设备故障排查运维和全生命周期管理，通过实时监控管道运行状态、智能诊断设备故障、自动处置异常情况以及智能优化管道运行，全方位提升国家管网管理效率与安全性，确保能源输送稳定且高效。

3.2　方案创新性

（1）物模型：此项技术打破多项传统技术壁垒，以“物模型”为基础，根据设备物模型实现对设备的采集指标通用化、统一化、精确化描述，根据业务属性将设备组成业务域模型，并支持自定义域模型的属性描述，同时再配置业内稀缺的具备工业自动化和网络安全复合背景的团队，可实现对多源异构数据的采集、融合，使边缘侧数据可标准化，数据质量和使用效率显著提升。

（2）时序关联分析：通过深度融合时间序列分析与攻防模拟技术，构建虚实协同的工业网络安全智能防御体系。已实现了对工业控制系统（ICS）、物联网（IoT）等复杂场景中攻击行为的实时监测与预测，更通过动态生成对抗样本、推演攻击传播路径，提供了主动防御能力。通过时序数据驱动的模型优化防御策略，提升工业协议异常检测精度，量化攻击对物理设备的影响，并在虚拟环境中验证防护方案的有效性。

（3）工业小模型：将边缘侧多源异构的工业数据转化为标准化数据，现场经验与结论与工业小模型结合，生成分析结果知识库，赋能到平台侧的工业大模型中。工业大模型经过全域、多视角的数据分析再为工业小模型调优，反馈到实施现场，循环往复经历调优环节，不断提升工业小模型精准度和工业大模型准确性。

3.3　方案特点

场景化定制与协同性强：针对主备调控中心、分控中心、站场、阀室等不同应用场景，设计了差异化但协同的功能模块，保障管网整体正常运行。

智能化程度高：通过智能诊断技术快速定位设备故障，运用智能优化算法提升管道运行效率，并实现异常情况自动处置，大幅提升管理效率和安全性。

4　效益分析

（1）生产管理部门：满足管理要求，提高企业设备维护效率。本项目通过智能数据网关和SCADA系统的建设，帮助管道公司满足《国家管网集团仪表自动化管理规定》要求，确保重大故障在2小时内恢复，严重故障在4小时内恢复。这一方案的实施显著提高了设备维护的响应速度和效率，帮助企业及时发现和解决设备问题，保证了管道业务的顺利运行。

（2）生产调度中心：提高生产效率。集中化运维能够实时监控石油场站的各种设备和工艺流程，确保生产调度人员能够迅速掌握生产现场的实际状况。一旦发现生产瓶颈或设备故障，生产调度人员可以立即采取措施进行调整或调度，从而缩短响应时间，提高生产效率。

（3）运维部：节省人力成本。通过远程诊断与维护系统的建设，减少了现场人员的投入，尤其是在设备监控和故障诊断方面。运维人员可以通过远程系统进行实时监控和维护，避免了大量现场巡检和操作，降低了人力成本，同时提高了运营效率。对于多个管道站场的设备监控与管理，远程运维系统有效解决了人员不足的问题，优化了资源配置。

5　项目意义

实现企业融合运维能力，拉通IT（信息技术）、OT（操作技术）运维。通过数据网关的实时采集与监控，运维人员可以通过统一平台同时监控IT和OT设备的状态，并对异常情况进行及时预警和响应。通过信息安全告警、生产安全事件的融合监测和运维，促进了IT和OT运维的有效整合。提升了运维的整体效率和响应速度。

摘自《自动化博览》2025年10月刊