自动化与电气自动化的区别范文1
关键词：电气自动控制；高校实验室；排放废气净化系统；改造工程设计；排放标准 文献标识码：A
中图分类号：X701 文章编号：1009-2374（2015）08- DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.
随着现代科技不断发展，科学技术的不断创新进步，对于高校科研实验室的各项要求也不断提高，实验室内温度、湿度、洁净度，要求越来越高，特别是对实验室的排放有害废气净化处理更为重视，应用范围也越来越广。许多的科学研究、空气环境的标准好坏对现代科学的发展，生产技术的进步有着密切的关系，论文就某高校科研实验室系列排放有害废气净化处理系统进行探讨。
1 工程概况
某高校科研楼承担（教学科研的实验）的场所。该建筑设计根据不同楼层和区域功能特点来配置相应实验室区域，本实验楼共13层，每层面积约3000m2，分两大区域实验室，由两套排放废气净化处理系统担任实验室排风废气净化任务，两套排放系统安装在本楼层的天面平台。这次改造主要针对滞后缺陷控制系统线路，重新设计采用PLC模块自动控制系统，提高系统运行效能，确保安全运行。
2 实验室排放废气净化系统改造工程设计
设计流程图如图1所示：
3 控制系统的改造工程设计
3.1 系统控制方框流程图
系统控制方框流程图如图2所示：
3.2 控制系统的改造工程设计
我们在制订改造实验室排放废气净化系统建设方案中，采取新思路和新的方法，既在原来的设备基础组合上，以补配置、以排风废气净化系统为主，配以各单元实验室的排风通风柜辅助设备。
为保证控制达到国家环境标准的要求，我们选择采用PLC模块与人机界面自动控制系统，结合网络远程监控系统，全天候全区域监控、及时发现问题及时解决，针对高校实验室各单元，使用排风-通风柜无规律和频繁启动的特点，自动控制系统识别实验室单元使用通风柜时，排风废气净化系统才启动运行，反之实验室实验结束系统也自动结束，达到智能控制，从根本上解决系统故障率高、运行成本高、不节能、操作使用繁琐等问题，克服了过去传统的控制原理中存在系统设备安全无保护滞后的缺陷；
3.3 控制原理
采用PLC模块与人机界面以及二次回路结合的控制系统，编写完善的运行PLC程序，把PLC控制程序写入模块。当各单元实验室要启动排风通风柜时，系统会自动识别到各单元操作触发启动信号后，根据单元启动系统顺序要求，打开单元排风通风柜电动风阀，系统确认通风电动风阀已经打开后，系统自动启动单元通风柜排风电机、系统变频器（主要控制输出）主排风电机、附塔自吸泵、排放废气紫外线灯管以及系统保护系统，其他实验室单元若使用排风通风柜时，主系统会自动保持运行状态，直至最后单元使用结束，系统根据关闭顺序才会自动关闭。
保护系统会自动识别各单元电动风阀是否有打开或关闭、单元通风柜排风电机、主系统附塔的自吸泵、主变频器-排风主电机、紫外线灯管、配电系统、等电位系统以及其他设备的运行情况是否正常，模块系统会自动检测到某一电气设施正常或不正常时，系统会自动采取相应的保护措施后，并在系统人机界面，显示文字告知故障点，有利于快速解决故障隐患，达到系统安全
运行。
3.4 保护系统原理
保护系统的监控信号，采用电流变送器，安装在配电单元输出端，拾起系统设置的信号参数，反馈给PLC模块程序，由系统程序识别某个单元电气设备是否执行保护，达到保护目的。
3.5 系统的防雷、电网脉冲电压、保护接零
采用等电位接法与PLC程序配合进行保护，用电流变送器接入用电零线单元，拾取零线漏电信号反馈到系统程序，根据系统设置的允许漏电电流大小，从而启动保护指令。
系统采用等电位保护系统和防雷器的配合，可以根本上解决低压配电网中的脉冲电压干扰、漏电保护、过负载保护以及防直击雷、闪电雷、感应雷、电气设备零线过载保护等，具有针对排放废气净化系统安装在楼层顶层的特点，使系统设备和用电安全具有可靠防护措施和保护系统。
等电位系统指电源端零线与接地线直接连接，电网端零线与接地线形成等电位，当配电系统在零线和接地线上有任何的高脉冲电压，等电位保护系统就会根据我们设置的所需保护参数，自动切断故障配电设备，并配合PLC程序-人机界面，显示文字报警区域，可以快速自动排查故障区域，不影响其他区域运行，达到保护电气设备。
等电位保护系统设计原理：系统采用PLC模块，编写自动控制程序，在各支路配电支路网电源总零线、总接地线上，安装低读数-高灵敏度的电流变送器，拾取等电位电流和电位差的信号，反馈给PLC控制系统程序，自动参数比较后，进行各自指令动作保护。
3.6 遗忘关闭/时间预设功能
利用PLC系统程序的时间指令，把我们所需要的设置时间指令，编写在各单元的控制回路中，配合运行指令结合，形成预设置的遗忘功能指令，当启动了单元通风柜运行时，而忘记关闭单元通风柜、系统预设最长运行时间立即启动计时，各单元实验室操作启动通风柜运行所需要时间功能。当某个单元操作忘记关闭通风柜时，系统可事先设置最长使用时间，当时间到了，系统自动会关闭，防止系统长时间不停运行以及不安全
隐患。
预设功能：单元操作可以预设所需要使用时间，这样可以掌握做实验的控制时间，有利于实验的完整性、兼容性。把系统运行提高到较先进的智能控制操作，充分利用系统运行效率，安全稳定、节能。
3.7 网络远程监控系统
利用网络建立PLC控制系统-人机界面的远程网络平台，实现全网络全天候的监控系统，可以实时远程监控处理系统运行状态，及时解决故障，确保系统安全
运行。
3.8 系统变频器
主要控制排放废气净化系统的主排风机运行的变频，可以实现排风机的最佳运行效能，变频器的控制参数，采用电流变送器拾取在各单元实验室的通风柜排风电机的运行电流的信号参数，由电流变送器拾取信号-反馈PLC系统程序，进行比较后，指令变频器所需要变频参数，达到控制变频节能效果。
4 结语
该科技楼实验室排放废气净化系统经过两年多的实际运行，从实际运行效果上看，各个实验室的排风通风柜使用排放参数、智能控制以及主系统的排放标准、控制系统，在设计要求范围内，系统安全稳定、节能、效果良好，达到了设计要求，为我国类似高校实验室的建设提供参考和借鉴。
参考文献
[1] 室内环境健康消费指导手册[M].
自动化与电气自动化的区别范文2
关键词：低碳交通区域；试点建设与发展；城市
能源约束与气候变化使得低碳转型成为当前人类社会共同关注的议题。过去10年间，全球二氧化碳排放总量增加13％，而源自交通领域的碳排放增长率高达25％。目前中国汽车的产量和销售量都居全球第一，增长率分别达到48.3%和46.2%，超过12%的合理增长范畴。车辆持续、快速增长引发了能源消耗量激增、空气质量恶化和交通拥堵等多方面问题。如何发展低碳环保、节能高效的智能交通体系成为城市决策和管理者研究的重要课题。南京市以车辆环保分级制度为基础，运用RFID射频识别电子卡技术，试点建设低碳交通区域，以降低区域尾气污染排放，鼓励环境友好型汽车的使用，倡导绿色出行的环保理念。
1. 南京市机动车污染排放现状
1.1 机动车保有量增长趋势
随着社会经济的发展，城市交通出行和运输需求不断加大。南京市作为江苏省省会、长三角重点城市，机动车保有量从上世纪90年代初的不足10万辆发展到90年代末期的27.4万辆，年均增长11.9%。2000年以来，南京市机动车保有量进入高速增长期。2000年到2005年年增7万辆，2006年开始年增10万辆。2010年新增汽车15.3万辆，机动车保有量达123万辆，年增长率近20%（图1.1）。
1.2 机动车污染排放现状
“十一五”期间，随着市区工业污染源的关停和外迁，以及机动车保有量的高速增长，机动车污染逐渐上升为影响南京市空气质量的主要因素。全市与机动车相关的大气污染指标呈上升趋势（见图1.2）。工业废气排放量增速减缓，但仍需在加强治理的同时做好对机动车尾气的防治，以保证南京市大气环境的日趋改善。[1]
据测算，机动车年排放二氧化碳300多万吨，一氧化碳、碳氢、氮氧化物、颗粒物等污染物年排放量达40万吨，在空气中污染物的分担率分别占到91.4%、84.9%、37.5%和17.5%，交通快速路和主干道污染明显高于全市总体空气质量水平。
2. 项目背景
2.1 各国汽车减碳政策
据统计，发达国家交通领域平均碳排放约占碳排放总量的20%左右。因此针对减少汽车碳排放，各国先后出台了严格的政策予以管控。欧盟于2007年底通过了汽车尾气排放强制性标准立法议案，要求欧盟新车碳排放量必须减至每公里120克。从2012年起不达标的车辆每公里碳排放量每超过1克将被罚款20欧元；从2013年到2015年，罚款逐年递增，分别将达到35欧元、60欧元和95欧元。德国于2009年公布了汽车二氧化碳税的征收规则，100公里二氧化碳排放量低于120克的车辆可以免除此后两年的排放税。[2]
此外，伦敦、新加坡、米兰等城市通过对车辆征收排污税费，设立低排放交通区等措施，鼓励使用低排放车辆。这些城市的实践证明，低排放区的建设和管理是降低区域空气污染的有效途径，同时也不同程度地缓解了城市交通拥堵。
2.2 高污染车辆区域限行
南京市于2008年7月实施机动车环保分类标志管理制度。依据国家环保部规定，将国I排放标准以下的汽油车和国Ⅲ排放标准以下的柴油车核定为黄标车；国I以上（含国I）的汽油车和国Ⅲ以上（含国Ⅲ）的柴油车核定为绿标车。在车辆申领不同等级环保标志的基础上，2010年起南京市逐步在中山陵风景区、中心城区和河西新城限行高污染车辆（图2.2），即在上述区域禁行黄标车和无标车。依托南京市机动车环保数据库，环保和交管部门采用电子探头抓拍违章车辆，大大提高了执法效能。截止2011年9月底，限行区域电子探头共抓拍 11367万车次，交管部门累计处罚无标车、黄标车 27.1万辆次。据统计，中山陵限行区高污染车流量由之前的1000辆/天下降到不足100辆，城区主干道则由350辆/小时下降到30辆以下。区域限行政策的实施同时促进了全市高污染车辆的淘汰。2010年，南京市累计报废老旧车、黄标车2.3万辆，转出1.7万辆，年减少污染物排放2万多吨。
尽管对高污染车辆的交通管控取得初步成效，但对占机动车保有量90%的普通排放车辆仍无有效、可行的控制机制。尤其近年来新能源汽车逐步进入市场，虽然在购买车辆时可领取一定补贴，但在使用中却未有相应鼓励政策出台。从各国新能源汽车产业发展来看，既需要汽车厂商的技术革新，也要有全民环保意识的提高，更要有政府的政策推动。因此，南京市自2010年起启动低碳交通区域的试点建设，旨在鼓励更多的市民购买和使用新能源汽车和低排放汽车，以达到在区域内基本消除机动车污染排放的目的。
3. 技术研究
3.1 机动车环保标志电子卡的启用
2010年起，南京市研发机动车环保标志电子卡（图3.1），取代原有纸质标志，依照国家标准核发。电子卡芯片存储区可写入汽车牌号、车架号、车辆类型、车牌颜色、车身颜色、环保等级、标志有效期等满足车辆环保管理的识别信息，并具备防撕拆、安全性高、抗干扰等特性。数据区可以多次修改或补充，能使用8-10年，无需每年更换，节省资金，方便车主。2011年3月起，南京市政府下发通告，全面启用车辆电子卡，并进一步完善车辆环保数据库的建设。
3.2 射频识别技术的应用
为确保车辆行驶状态下电子卡信息的读取，南京市引入射频识别技术，即在后视镜背面或挡风玻璃上部内表面粘贴存储有车辆信息的电子卡，在汽车行驶过程中，通过无线射频系统读取车载电子卡中的信息，并传输至环保数据库，实现相关数据实时地采集、整理和分析（图3.2）。
2011年3月至5月，全市已投入使用的25个道路射频识别基站对10万张车辆电子卡进行了为期3个月的动态跟踪。实验结果显示，环保标志电子卡以及安装的射频识别基站之间具有良好的识别效应，环保中心数据库的运行良好。
4. 低碳交通区的试点建设
4.1 低碳交通区域的定义
低碳交通区域是指采用绿色低碳出行方式的交通区域，在该区域内只允许低排放或零排放的环境友好型汽车通行，鼓励合乘和使用自行车或步行进入。
4.2 环境友好型汽车的认定
环境友好型汽车，是指碳排放量和常规污染物排放量对环境影响较小的一类汽车，也是南京市级别最高的绿色环保标志汽车，相关信息录入电子卡内，享受在低碳交通区通行，在低碳停车场免费或优惠停车的待遇。环境友好型汽车包括：
（1）新能源汽车：包括油电混合动力汽车、电动汽车、太阳能汽车和生物能源汽车等；
（2）比现阶段执行排放标准高一级以上汽车：目前南京执行机动车国IV排放标准，即指国Ⅴ以上汽车。
（3）碳汇汽车：车主通过出资植树造林吸收二氧化碳以抵消该车的碳排放。但该车必须是符合当前排放标准或比当前排放标准低一级的汽车，如目前南京执行机动车国IV排放标准，即只有国Ⅲ和国IV汽车才能碳汇。车辆碳汇资质自植树次月起一年有效。
（4）节能惠民汽车：低于国家《“节能产品惠民工程”节能汽车（1.6L及以下乘用车）》第二阶段能耗标准20%以上的汽车。
4.3雨花台风景区试点建设和管理
雨花台风景区是国家重点文物保护单位、全国爱国主义教育示范基地、国家首批AAAA级旅游区，年游客量达200万人次以上。但由于该园区车辆可以进入，汽车、游人混杂拥塞、尾气污染，严重影响了游客的安全和健康，游客意见极大，人大多次提案要求禁车。为改善该园区道路交通环境和空气质量，将其作为首批“低碳交通区”试点，控制区域进出车辆。
2011年7月，风景区南门电子道闸建设完成。通过射频识别，电子道闸对进入园区的汽车进行智能化识别、控制（图4.3）。对“环境友好型汽车”自动放行，免费进入园区；对其他汽车按管理规定收取进园费用。下一步，园区已计划禁止除环境友好型汽车以外的车辆进入。
从项目实施的情况来看，射频识别系统对进入园区车辆的电子卡识别率达100%，环境友好型汽车通行率100%，道闸运行良好，无需人工值守。此外，试点低碳交通区域的公众支持率较高，进入园区的游客呈小幅上升，并有车主主动将车辆停放在区域外，选择步行进入。项目取得了较好的示范效应。
5. 低碳交通区域的发展
5.1 推广建设
通过对试点区域的机动车流量、车辆环保等级及污染物排放等测算，评估综合减排效果，可为推广建设提供参考依据。2014年南京市将举办第二届青奥会，目前计划在青奥场馆、青奥村等区域全部推广低碳交通区建设，有效履行对国际奥委会保障“绿色青奥”空气质量的承诺。通过项目的示范和推广，逐步进行城市由点到面低碳交通区规划建设，实现交通领域的大规模减碳。
5.2 新能源汽车计划
低碳交通区的推广和发展，把对不同排放标准的汽车“分类管理，限制与鼓励双管齐下”的政策付诸于行动，将引导公众转变高能耗、大排量的汽车消费观念，更多的选择小排量、零排放的新能源汽车。
在政府主导的条件下，还可将新能源汽车引入公共交通体系。为体现上海世博会“城市让生活更美好”的主题，上海市政府提出了园区内公共交通“零排放”和园区周边交通“低排放”的目标，节能与新能源汽车成为首选的交通工具。世博会上示范应用的各类节能与新能源车辆总计1147辆，总载客量超过了1.2亿人次，成为世界上最大规模的节能与新能源汽车集中示范。据测算，世博期间新能源汽车共节约燃油2811吨，减排二氧化碳8854吨，减排有害排放物285吨。其中园区内新能源汽车节约燃油2143吨，减排二氧化碳6752吨，减排有害排放物217吨。目前江苏省已将新能源汽车的产品方向首选为城市公共交通。一方面加快新能源客车的开发步伐，力争在具有自主知识产权的纯电动、混合动力、氢燃料电池、天然气大中型客车领域率先突破，形成中等规模批量生产供应能力。另一方面加快开发新能源乘用车，用10年左右时间在南京实现公交、出租“新能源化”。
5.3 碳汇行动
在政府和企业之外，个人碳排放往往与城市发展模式密切相关。美国、加拿大和澳大利亚等人均GDP在20000美元以上的国家，其人均碳排放在15-20吨。由于涉及衣食住行多个方面，大规模减少个人碳排放十分困难。而在交通工具的使用方面，私人客车日行驶里程相对固定，且要求车主短期内淘汰更换或改造后处理装置花费高昂，因此选择植树碳汇的方式达到减排目的更加简便可行。
据测算，一般车辆行驶1公里产生0.236公斤的二氧化碳。按每年行驶2万公里计算，产生二氧化碳约5吨。半亩成熟林地年吸收二氧化碳6吨。南京地区半亩林地的最低造价约1500元。据此核算，达到国Ⅲ、国IV排放标准的车主出资1500元，可种植0.5亩林地，即基本实现车辆排放与林地吸收的碳平衡，出资车辆相当于实现二氧化碳的低排放或零排放。则车辆被认定为环境友好型汽车，可享受低碳交通区相应鼓励政策。南京市相关部门正在拟订汽车碳汇行动的执行方案，以持续降低个人交通方面产生的碳排放。
气候变化和能源危机是城市发展面临的挑战，也是经济、交通等多个领域实现全面转型的重要机遇。依托于射频识别和物联网技术建设起来的低碳交通区，将成为城市交通可持续发展的重要方向。
[参考文献]
[1] 来超峰. 南京市环境库兹涅茨特征分析[J]. 绿色科技，2011（1）：82－84.
自动化与电气自动化的区别范文3
关键词：数字化改造 工艺自控
随着苏里格气田的快速发展、生产规模的不断扩大，第三采气厂在生产运行管理、用工总量控制等方面面临的压力与挑战日益严峻。鉴于此，第三采气厂通过持续攻关研究，对早期建设的集气站进行了全面的数字化建设、改造，以提高现场运行管理水平、缓解气田发展所面临的人员用工压力。
1数字化集气站改造原则及实现功能
1.1改造原则及目标
改造原则：立足于集气站工艺/自控系统现状，结合现场生产运行管理实际，通过局部工艺优化改造和自控系统配套完善，以最小的改造和最低的投入完成集气站数字化升级改造工作，以满足现场生产、管理要求。
改造目标：提升集气站数字化运行管理水平，进而降低岗位员工劳动强度和人员配置、提升集气站系统运行的安全可靠性，并实现集气站远程监控管理和操作控制。
1.2改造实现的功能
结合数字化集气站的运行管理，改造预期实现三大目标，即“集中监视运行、远程操作管理和就地自动控制”，其主要由“智能自动控制、远程操作管理、视频安防和应急安全管理”等四大功能模块构成。
集气站数字化改造所实现的具体功能（如图1）为：
1）集气站内压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等生产数据自动采集、监测并生成电子报表；
2）压缩机、发电机、UPS等关键设备运行参数监测；
3）进气干管远程开关及放空控制；
4）分离器远程排液及放空；
5）分离器出口流程自动切换；
6）压缩机进口压力自动调节；
7）压缩机远程紧急停机；
8）集气站放空火炬远程点火；
图1数字化集气站改造实现的功能
9）集气站超压保护，远程自动放空；
10）集气站全站紧急关站；
11）气井油压、套压、流量等数据远程监测；
12）气井远程开关控制；
13）集气站远程安防保卫：智能视频、可视门禁、红外报警、远程广播、电子路卡。
2 数字化集气站改造
2.1工艺及自控仪表、阀门改造
结合数字化集气站运行管理目标功能设计，对现场工艺系统进行相应改造，对现场自控仪表及阀门进行配套完善，以满足现场数字化系统运行控制的基本要求。
2.1.1进站区改造（如图2、图3）
改造内容：
1）各干管加装进站控制电动球阀；
2）将原干管放空阀（手动闸板阀）改为电动球阀；
3）将放空总管节流针阀更换为电动调节阀，并在进站总机关放空汇管上加装压力变送器。
图2 进站区改造示意图
改造实现的功能：
1）在站内或干管出现异常、紧急情况时，可远程操控进站电动球阀，实现集气站与各集气干管间的可靠隔离；
2）集气站进站运行异常需进行干管放空时，可通过放空电动球阀、电动调节阀进行应急放空操作；
3）可实时监控放空总管系统压力，并通过调节电动调节阀开度，合理控制放空速度和流量，确保放空操作安全。
图3 进站区改造实物图
2.1.2分离器区改造（如图4、图5）
改造内容：
1）分离器排污系统并联安装疏水阀与电动球阀；
2）将原分离器出口至外输流程控制阀门（手动闸板阀）改为电动球阀；
3）在分离器出口管线上增加压力变送器，用于分离器进出口运行压力监测；
4）将分离器手动放空流程改为电动球阀、电动调节阀组合的自动放空流程。
图4分离器区改造示意图
改造实现的功能：
1）将疏水阀作为分离器主排污控制阀门，实现自动、连续、稳定排污，有效缓解瞬间高速排液对下游设备的冲击，同时避免分离器内长时间或高位积液；
2）将电动球阀作为分离器辅助排液控制阀，在主排污系统运行异常时，可就地自动或远程手动操控排液；
3）利用分离器进、出口压力变送器，实现分离器本体运行压差监控，防止因设备内部冻堵而故障损坏。
4）在集气站压缩机故障停机时，通过自动或远程操控分离器出口电动球阀（至外输管路），实现工艺流程自动切换（集气站天然气不经压缩机增压而直接进入外输流程），避免站场憋压事故发生。
5）分离器本体或站内出现异常、紧急情况时，可自动或远程操控打开分离器放空电动球阀，并通过放空调节阀合理控制放放空速度，确保放空操作安全平稳运行。
图5分离器区改造实物图
2.1.3污水罐区改造（如图6、图7）
改造内容：
在污水罐原磁浮子液位计基础上配装远传液位变送器将监测数据上传站控系统。
图6 污水罐区改造示意图
改造实现的功能：
利用该液位变送器，实现污水罐液位远程监控管理。
图7 污水罐区改造实物图
2.1.4压缩机区改造（如图8、图9）
改造内容：
1）将来自不同分离器的压缩机进气管线在压缩机进口前连通汇合；
2）在汇合后管线至压缩机进气洗涤罐间，依次增加电动球阀、电动调节阀及压力变送器各1台。
图8压缩机区改造示意图
改造实现的功能：
1）实现单台压缩机组同时混合处理多台分离器来气。
2）利用压缩机进口加装的压力变送器，可实时检测压缩机进气压力变化，并作为调节阀控制指令源。
3）在站内其它机组意外停机时，通过压缩机进口电动调节阀自动稳压调节，确保正运行机组正常稳定运行。
4）实现异常情况下压缩机远程自动或手动停机，并自动切断压缩机组进口流程。
图9压缩机区改造实物图
2.1.5供配电系统改造（如图10）
集气站以市电为主电源，通过对站内备用发电机组及UPS系统改造，进一步提高供电系统的稳定可靠性。
改造内容：
1）对原普通型燃气发电机组进行改造，并增加机组“智能检测及自启动”系统；
2）新增10KVA UPS供电电源系统1套，为集气站控制系统及现场仪表、电动阀门提供可靠电源。
改造实现的功能：
1）自动检测内外电通断、发电机运行状态、负荷等；
2）可实现发电机组远程启动，或当市电断开或电压不足时，系统自动报警并自启动发电机；
3）在集气站内外电异常时，通过UPS单元为集气站自控系统、设备及仪表供电。供电时长约2小时。
图10 供配电系统改造实物图
2.2自控及视频安防系统改造
结合数字化集气站现场自动控制、远程操作管理和集中监视运行的基本功能需求，对集气站自控、信息系统进行建设改造和升级完善。
2.2.1自控系统改造
结合近年来气田站控系统实际应用情况，数字化集气站工控系统依然采用“BB硬件 + Honeywell PKS软件”模式。同时结合集气站现场监控点设置，为满足集气站实际使用和扩展需求，将原集气站ControlWave Micro系统的数据库由200点扩容到1000点。
数字化集气站硬件组成（如图11）：为单套核心控制器+通讯控制器，两个8 槽I/O机架及数块I/O卡件，系统点数统一配置为1000点，采用一台高性能串口服务器集成站内第三方设备（压缩机，UPS、流量计等）上RTU传输而来的RS485信号，通过Modbus协议转TCP/IP，最终将数据传送至核心控制器进行处理。
除压缩机、流量计、UPS等第三方设备运行参数之外，其它监控数据点均采用硬点方式接入，即通过I/O卡件将数据传送给核心控制器进行处理。
所有数据经自控机柜内部交换机连接集气站通讯机柜中可网管交换机，采用重新规划的站控网段进行通讯，与自控系统服务器构成自控系统局域网完成数据通讯。
图11 自控系统硬件构架示意图
2.2.2系统组态及应用
系统组态包括数据库组态和操作界面组态两部分，需充分考虑到集气站就地自动控制、远程操作管理和远程集中监视运行以及各系统兼容、扩展等问题。
1）数据库组态
综合考虑集气站相关生产数据的报警、部分压力点连锁、逻辑功能实现以及辅助参数设置（如孔板计量参数）等因素，通过系统、合理组态，建立标准统一、功能健全的数据库，以满足数字化集气站实际应用需求。
2）操作界面组态（如图12）
操作界面组态时，遵循人机界面简单、直观、易于监控和操作的原则。
标准统一：站控画面采用统一模式、颜色、位号编排、主流程框架布局和受控点（设备、仪表、阀门等）样式，方便现场监控及操作；
分级组态：依据分类管理和细节监控的实际需要，分级、分层次建立监控页面，满足宏观监控和细节管理要求。
功能完备：针对不同数据点类型，具备点细节调阅、查询；关键报警、控制点，密码进入、条件设定。如控制点（控制指令输出），具有可弹出的面板选项及参数录入窗口。
作为整个站控系统的管理终端，所有生产数据信息和受控过程以一种更为全面和易于操控的方式呈现出来，能够更好的服务于现场生产运行管理。
图12集气站流程监控主界面
2.2.3视频安防系统改造（如图13）
通过部署集气站路口道闸、可视门禁、围墙红外报警、站场智能视频、远程广播等单元设备，实现集气站设备运行及人员、车辆出入情况远程监控，增强防盗窃、破坏和异常事件处置能力，确保现场安全平稳运行。其包括：
智能视频：非法闯入报警、图像跟踪锁定；
可视门禁：远程启闭、可视对讲和身份识别进入；
红外报警：周界全面布防、越界闯入报警；
远程广播：远程安全教育、闯入呼叫驱赶；
电子路卡：车牌识别、远程启闭和身份识别通行。
图13 集气站安防系统画面
3数字化中心管理站建设
结合长庆油田公司数字化作业区“电子巡井、人工巡站、集中值守、区域监控、应急联动”运行管理模式要求，并综合考虑后勤保障、运行管理及建设投资等因素，依托处理厂倒班点建设作业区中心管理站（如图15），实现了气田单井、集气站的远程监控管理和应急响应。
图15 中心管理站操作站
3.1中心管理站建设内容
中心管理站利用现有工控网络实现集气站生产数据的接入。从系统构成上，均采用2台冗余服务器配套多台操作站的架构（如图14），管理软件采用Honeywell PKS系统，数据库容量为65000点。
图14 中心管理站网络拓扑图
中心管理站与集气站自控系统构成一个整体的数字化网络，其服务器通过交换机与集气站自控机柜进行通讯，实现集气站生产数据集中采集监控。中心管理站操作站对各集气站监控界面及数据进行重新整合，可远程实时监控和操作管理多个集气站，并根据不同生产实际和管理需要，合理设置系统报警及操作管理权限。
3.2中心管理站实现的功能
中心管理站可远程监管井口以及集气站生产，强化了作业区区部与井站之间的沟通联系，直接实现了生产现场可视化管理。具体功能总结如下：
1）可监控管理现场生产及视频安防系统；
2）可实现生产数据及安防系统自动报警；
3）可查询调阅现场历史数据及画面；
4）可对现场进行远程操作和应急管理；
中心管理站的应用，将分散的生产现场(井、站)的数据信息有机进行整合，便于作业区对所辖集气站、单井整体运行情况实时掌控、统一管理（如图16）。
图16 中心管理站集中监控画面
4改造效果分析
目前，第三采气厂共投运数字化集气站20座，中心管理站2座，成功搭建了集生产、安全于一体的数字化管理体系，提高了现场管理水平：
1）降低了员工劳动强度，提高了生产效率
通过集气站自控、工艺系统升级完善，实现了数字化管理，减少了岗位员工对生产的直接参与和干预，降低了巡检维护强度，岗位员工配置由7人调减为3人；
2）节约了建设资金，方便了现场管理
依托处理厂建设作业区中心管理站，使井区中心站由5个缩减为2个，大幅降低了建设资金和土地投入，且后勤依托条件好，更便于作业区统一运行管理；
3）优化了人力资源配置，提高了管理效率
通过数字化集气站和作业区中心管理站配套建设、改造，实现了区部监控、调度等相关岗位整合，简化了管理层级（取消了井区管理层级）、降低了集气站岗位员工配置，强化了作业区应急维护大班，优化了劳动组织架构和人力资源配置，提高了管理效率。
4）提高了安全可靠性，转变了现场管理模式
在集气站具备现场自控功能的同时，扩展了远程操作、应急处置和集中监控管理等功能，并与作业区中心管理站相匹配，使集气站自动化水平和安全可靠性持续增强，实现了集气站管理模式的根本性转变（如图17）。
图17 改造前后集气站管理模式对比
5总结和展望
随着苏里格气田开发建设工作的深入和数字化集气站优化、完善工作的不断继续，其在气田生产管理中的优势将得以更充分体现，也必将对长庆油田用工总量控制、管理水平提升和5000万吨目标的早日实现起到积极的推动作用。
作者简介：蒋昌星（1972―），男，油气田开发高级工程师，西安石油大学石油与天然气工程专业在读硕士研究生。
参考文献：
[ 1] 王常力, 廖道文. 集散型控制系统的应用与设计
[M ]. 清华大学出版社, 1993.
[2] 刘翠玲, 黄建兵. 集散控制系统[M ]. 中国林业出版社, 2006.
自动化与电气自动化的区别范文4
随着改革开放和经济建设的不断发展，人民生活水乎曰益提高，城市的现代化和乡镇的城市化已经成为社会发展的必然趋势。目前，新型住宅小区及高档别墅的开发建设，给燃气供应、冬季采暖和居住环境提出了更高更具体的要求。由于新型住宅区均向城镇郊区发展，而这些地方距城市燃气管网较远，用户的生活用气成为最大问题，而唯一也是最好的解决办法就是使用液化石油气，建设液化石油气气化站或混气站。供给小区居民餐饮、生活热水及采暖空调等用气，既减少了集中供暖锅炉房对环境造成的污染。又节省了配套设施的占地面积。并且易于分户调节，简化管理。
二、液化石油气小区供气站的分类：
1、按供气气质分：
纯液化气自然气化供应：
纯液化气强制气化供应：
液化气与空气混合气供应。
2、按液化气储存方式供气：
液化气钢瓶储存：
液化气地上储罐储存：
液化气地下储罐储存。
三、管网供气压力：
管网供气压力可分为中压供气和低压供气两种压力级制。中压供气压力一般在2800mmh2o以上，低压供气压力可根据管网长度不同，在280mmh2o-500mmh2o之间，在采用混合气供应时，较宜采用中压供气，因为混合气在较高压力下的露点较低，不易冷凝，且中压供气管网的自身调节性能好，管网运行工况稳定，用户灶前压力被动小。而采用纯液化石油气供应时，只能采用低压供气，因为纯液化石油气在较高压力下的露点很高，在输送过程中极易冷凝，因此只有采用低压输送才可避免冷凝现象的发生。
四、用户用气设备：
1、普通居民用户；灶具、快速热水器。
2、公寓用户；灶具、供生活热水的容积式热水炉或供生活热水及采暖热水的热
水炉。
3、高档别墅用户：灶具、供生活热水的容积式热水炉、供生活热水和采暖热水
的热水炉或燃气冷热风空调。
五、液化气供气站的几种模式：
1、单瓶组自然气化站。
2、双瓶组自然气化站。
3、瓶组强制气化站。
4、地上储罐强制气化站。
5、地下储罐强制气化站。
6、地上储罐混气站。
7、地下储罐混气站。
单瓶组自然气化供气站 模式1
一、工艺流程：
将一组50公斤钢瓶气相分别接至一根气相集气管，经过调压器调压至280mmh2o-400mmh2o后，经供气管网，送至用户用气设备。通过更换瓶组来保证持续稳定为用户供气，并定期及时运送钢瓶。
二、适用范围及优缺点：
单舷组自然气化供气站适用于用气量较小的用户，一般情况下高峰平均小时用气量应在0.5—1onm3之间，使用钢瓶数量最多不应超过8瓶，适用于高峰用气时间短且用气状态为间断用气的用户，一舱用于餐厅、食堂、医院等公共建筑、公共福利用户、工业用户以及小型民用户。对于小型民用户而宫，一般可供100户左右，其特点是投资小、工艺简单，但在运行中需有人随时值守，以便监测压力以及时更换瓶组，保证正常供气。
三、站址选择及站地面积：
此模式气化站占地面积小，如果钢瓶总数不多于8瓶(包括备用瓶)可以与用户建筑设在同一个单体内，但必须有直通室外的门、窗，与建筑物的其它部分要用非燃烧体实墙隔开，—般只需要一间20平方米左右的房间．如果钢瓶总数在8瓶以上(包括备用瓶)，此气化站必须独立设置，且必须与其它建筑物保持15米以上的安全间距，其占地面积最小为100平方米以上(站内不包括运瓶车的回车场地)。
四、站内主要设备及用电情况：
1、液化石油气集气管。
2、液化石油气钢瓶接口。
3、液化石油气调压器。
4、液化石油气钢瓶。
5、液化气浓度检测报警器。
6、连锁防爆风机。
此种模式气化站内的用电设备只有报警器及风机；其用电量较小。
五、消防安全措施：
瓶组间内所有电气设备均应采用防爆型，地面应为不发火地面，并且应设置液化石油气浓度检测报警器及连锁防爆风机，同时设置小型干粉灭火器。
六；工程投资：
根据用户类型、用气情况及用气设备不同其钢瓶数量不同、建筑面积不同及供气管网不同，因此投资不同，若不含此三项内容，投资约在3万元左右。
双瓶组自然气化站 模式2
一、工艺流程；
1、手动切换：将两组50公斤钢筋的气相分别连接于一根集气管上，且每组分别有总阀门控制，可根据供气管网的长度，通过一组调压装置调压至280mmh2o—400mmh2o并送至用户设备，当一组钢瓶的液化气用完后，须人工切换瓶组，以保持连续供气。
2、自动切换；将两组50公斤钢瓶的气相分别接至一个自动切换调压阀的两侧，经调压后供给用户设备。当一组钢瓶压力不够时，另一组将自动打开，同时关闭第一组。
二、适用范围及优越性：
其适用范围与单瓶组模式基本相同，但在使用上有较大的优越性。第一，在管理上更加方便可靠，减少了人为造成的误操作，也减少了工人的劳动强度，巡视时间间隔较长；第二，可以节约用气，当高峰小时较长且瓶中所剩液化气不多时，如果是单组供气则需立即换瓶，如果是双组供气则只需倒换瓶组阀门即可解决，当用气量降低时可再倒回第一组使用，可使钢瓶内液化气用得较为彻底，如为带自动切换装置则更为方便，这一程序可以自动实现。
三、站址选择及站地面积；
站址选择原则及占地面积与单瓶组供气模式要求基本相同，但瓶组间赂为加大。
四、站内主要设备及用电
情况：
1、液化石油气集气管。
2、液化石油气钢瓶接口。
3、液化石油气气相自动切换调压阀。
4、液化石油气钢瓶。
5、液化气浓度检测报警器。
6、连锁防爆风机。
此种模式气化站的用电情况与单瓶组自然气化站相同。
五、消防安全设施；
与单瓶组自然气化站相同。
六、工程投资：
根据用户性质、用气情况及用气设备不同投资不同，主要表现在所用钢瓶数量、建筑面积及供气管网不同，若不含上述三项投资，其工程投资约为3—5万元之间。
瓶组强制气化站 模式3
一、工艺流程；
1、手动切换：将两组50公斤钢瓶的液相管分别接于一根集液管，且每组没有总控制阀门，然后接至液化石油气气化器的液相入口，经过气化器加热后变为气相，再经调压器调压至280mmh2o-500mmh2o后送至用户管网，供给用户设备使用。
2、自动切换：将两组50公斤钢瓶的液相分别接于液化石袖气液相自动切换阀的两侧，然后接至气化器的液相入口，以与手动切换相同的工艺流程供给用户设备使用。
二、适用范围及优缺点：
此种模式适用于距液化气灌瓶厂较近，且用气量较大的工业用户、公共建筑、公共福利用户以及用户较少的居民小区用户，一般高峰平均小时用气量在10nm3—40nm3之间，可供普通居民用户500户左右。使用液化石油气气化器可以保证较大的高峰小时用气量，不受钢瓶小时自然气化量的限制，同时此种模式的供气站占地面积较其它类型强制气化站小，安全间距也较小，投资也较其它类型强制气化站省。但与储罐储存相比，工人劳动强度大，且受钢瓶运输情况的影响较大。
三、站址选择及占地面积：
此种模式站址选择的原则与自然气化瓶组供气站基本相同，但由于需要增加必要的配电间、办公用房及值班室，因此其建筑面积及站区占地面积较自然气化瓶组站大，其占地面积最小需要150平方米(不包括运液车的回车场地)。
四、站内主要设备及用电情况；
1、液化石油气钢瓶组。
2、液化石油气气化器：按美国ransome公司的气化器计算，根据不同的小时蒸发量，每140公斤设备的额定功率为25kw。
3、液化石油气调压器。
4、液化气浓度检测报警器。
5、连锁防爆风机。
五、消防安全措施：
与钢瓶自然气化站相同。
六、工程投资：
根据用户的不同要求，包括对建筑要求、气化设备要求及用户用气设备要求等不同，其工程投资格有所不同，大约每户投资在2000-3000元之间(其中包含供气管网及普通居民用户户内管线，不含用户用气设备)。
地上储罐强制气化站 模式4
一、工艺流程：
用槽车将液态液化石油气运至气化站，通过卸车泵或液化气压缩视将其输送至地上储罐内储存，再通过液化气供液泵或压缩机将其送至液化气气化器，使其受热蒸发变为气态，然后经调压器调压至500mmh2o，并通过低压供气管网送至用户用气设备。
二、适用范围：
当用户较多用气量较大，且离城市较远，运送钢瓶不方便时，宣采用储罐储存方法，更适于建站可用面积较大的工程。由于此种方式为地上储罐，所要求的安全问题较大，因此站区距其它建筑物就需要较大的距离，站区周围所需要的安全范围较大，但其工艺系统商单、可靠、运行费用低，且运行管理简单，工人劳动强度小。
三、站址选择及占地面积：
气化站的位置最好是选在居民生活区常年主导风向的下风向，根据液化石油气储罐的容量不同对其它建筑物以及居民区的安全问题有历不同，而且对站内建筑的安全问题也不同。站区占地面积最小不可低于2000平方米(对于单罐容积小于等于20立方米，总容积小于等于50立方米的气化站而言)，但是不包括站区围墙以外所要求的安全范围。如果单罐容积及总容积增大时，占地面积将相应增大。
四、站内主要设备及用电情况： (分为两种方式) ．
(一)采用压缩机供液：
1、液化石油气地上储罐。
2、液化石油气压缩机：每台约为10kw。
3、液化石油气气化器；按美国ransome公司的气化器计算，根据不同的小时蒸发量，每140公斤设备的额定功率为25kw。
4、液化石油气调压器。
5、浓度检测报警器及防爆风机。
(二)采用烃泵供液：
1、液化石油气地上储罐。
2、液化石油气卸车泵：每台用电量约为5．5kw。
3、液化石油气供液烃泵：每台用电量约为5.5kw。
4、液化石油气气化器:用电量同于第一种方式。
5、液化石油气调压器。
6、浓度检测报警器及防爆风机。
五、消防安全设施；
除需小型气化站所应具备的消防措施外，大型气化站还应具备更完备的消防系统，如消防水池、消防水泵房及储罐消防喷淋。
七、工程投资；
根据用户档次要求不同，整个工程投资格有所不同。在一般情况下，若包括 外管网及户内管线(不含用户用气设备)，平均每户投资约在3000元左右(对1000户以上工程而言)。总用户不可太少，如用户太少，由于其基本投资不变，其每户平均投资将大幅度提高。
地下储罐强制气化站 模式5
一、工艺流程：
此种模式的工艺流程与地上储罐强制气化站基本相同。但其必须使用价格昂贵的无气蚀多级泵供液，或压缩机与泵联合供液，而地上罐模式只需普通供液泵或压缩机单独工作。
二、适用范围；
此种模式也适用于用户多，用气量大且距城市较远的工程。而且由于地下储罐的安全间距是地上储罐的一半，因此
地下储罐气化站所需要的站区面积较小，站区周围所需要的安全范围也较小，因此对于地皮较紧张的地区适合用此种模式。但地下罐的安装、检修及运行费用较高，运行管理较复杂。
三、站址选择及占地面积：
站址选择的原则与地上储罐气化站基本相同，但占地面积较小。站区占地面 积最小不可低于1500平方米(对于单罐容积小于等于20立方米，总容积小于等 于50立方米而言)，但是不包括站区围墙以外所要求的安全范围。如果单罐容积及总容积增大时，占地面积将相应增大。
四、站内主要设备及用电情况： (分为两种方式)
(一)采用多级泵供液：
1、液化石油气地下储罐。
2、液化气卸车泵：用电量为5．5kw。
3、液化气多级供液泵；用电量约为5kw。
4、液化石油气气化器：用电量同于地上罐强制气化站。
5、液化石油气调压器。
6、浓度检测报警器及防爆风机。
(二)采用压缩机供液；
1、液化石油气地下储罐。
2、液化气压缩机：用电量约为10kw。
3、液化石油气气化器：用电量同上。
4、液化石油气调压器。
5、浓度检测报警器及防爆风机。
五、消防安全设施：
除需具有小型气化站所具备的消防措施外，大型气化站还应根据储罐容量，计算出是否需要具备更完备的消防系统，如消防水池及消防水泵房等设施。
六、工程投资：
根据用户档次要求不同，整个工程投资将有所不同。在一般情况下，若包括外管网及户内管线(不含用户用气设备)，平均每户投资约在3500-4000元之间(对于用户在1000户以上的工程而言)，如用户数量过小，其每户的投资将大幅度增加。
地上储罐混气站 模式6
一、工艺流程；
液化气槽车将液化石油气运至混气站，通过卸车泵或压缩机打至液化气地上储罐，再经过供液泵或机泵联运送至液化气混气机，首先进入气化器内进行加热气化变为气态，然后气态液化气经过调压器调压进入混合器，与空气按一定的比例进行混合，进入混合气缓冲罐。然后可以两种形式供给用户设备：一是以中压管网输送，输送压力在2800mmh2o以上，至用户处调压至28qmmh2o后供给用户设备；二是以低压管网输送，在混气机总出口处设置总调压器，将压力调至500mmh2o后，送至用户设备。此种气质也称为代用天然气，可以直接替换天然气。
二、适用范围及优缺点：
此种模式适合于用户较多，用气量较大的工程，可以在气候较冷的地区使，其最大优点为：为长期考虑，为将来天然气的到来作好淮备，可以直接置换天然气，而不必更换供气管网及用气设备。但由于储罐为地上式，因此站区占地面积较大。
三、站址选择及占地面积：
其站址选择的原则及占地面积与地上储罐气化站基本相同。
四、站内主要设备及用电情况： (分为两种方式)
(一)采用压缩机供液：
1、液化石油气地上储罐。
2、液化气压缩机：用电量约为10kw。
3、液化气混气机：每台蒸发量为288kg/h的混气机用电量为50.5kw。
4、浓度检测报警器及防爆风机。
(二)采用经泵供液：
1、液化石油气地上储罐。
2、液化气卸车泵；用电量为5．5kw。
3、液化气供液烃泵：用电量为5．5kw。
4、液化气混气机：用电量同上。
5、浓度检测报警器及防爆风机。
五、消防安全设施；
除需小型气化站所应具备的消防措施外，大型气化站还应具备更完备的消防系统，如消防水池、捎防水泵房及储罐消防喷淋。
六、工程投资：
根据混气站的规模及建筑要求不同，其投资差别较大，一般在400万一700万之间(不合管网及用户管线、设备)。若为普通居民用户，并含供气管网及户内管线，每户投资约为4000元左右(对1000户以上而言)，如用户过少，每户投资格大幅度增加。
地下储罐混气站 模式7
一、工艺流程：
其工艺流程与地上储罐混气站基本相同，不同的是，或使用价格较高的无气蚀泵供液，或使用压缩机及泵联合供液，而地上储罐混气站只需单一普通泵或压缩机供液。
二、适用范围；
此种模式适合于用户较多，用气量较大的工程，可用于气候较冷的地区，并且地下储罐所要求的安全间距较小，是地上储罐的一半，可用于地皮较紧张的地区，但工程投资较大，运行管理较复杂，但其最大优点是从长远打算，将来可置换天然气，可不必全部更换管线及用气设备。
三、站址选择及占地面积：
其站址选择的原则及占地面积与地下储罐气化站基本相同。
四、站内主要设备及用电情况； (可分为两种方式)
(一)采用液化气多级泵供液；
1、液化石油气地下储罐。
2、液化气卸车泵；用电量为5．5kw。
3、液化气多级供液泵：用电量约为5kw。
4、液化气混气机：每台蒸发量为288kg/h的混气机用电量为50．5kw。
5、浓度检测报警器及防爆风机。
(二)采用机泵联合供液：
1、液化石油气地下储罐。
2、液化气压缩机：用电量约为10kw。
3、液化气供液烃泵：用电量约为5kw。
4、液化气混气机：用电量同上。
5、浓度检测报警器及防爆风机。
五、消防安全设施；
除需具有小型气化站所具备的消防措施外，大型气化站还应根据储罐容量，计算出是否需要具备更完备的消防系统，如消防水池及消防水泵房等设施。
自动化与电气自动化的区别范文5
今年的全国两会，全国政协委员、河南弘昌集团董事长陈世强提交了10份提案，其中有6份涉及清洁能源领域，而让他最挂念的则是他第九次提交的有关推进大别山区建设和发展的提案。
“在当前雾霾天气频发多发和应对气候变化压力不断加大的情况下，河南必须控制煤炭消费总量、加快发展清洁替代能源。”陈世强说，“天然气是一种经济环保、安全高效的绿色能源。”他认为要加强天然气的综合运用，这就需要从严格天然气准入审批程序和推广天然气利用、促进节能减排两方面入手。
他提出了4条具体建议：第一，鼓励工业用气，强力依法取缔燃煤锅炉；第二，积极发展天然气汽车；第三，鼓励发展天然气分布式能源；第四，科学合理划分用户类别，推行差别气价。此外，他还提交了《关于推广天然气分布式能源的建议》和《深化燃电价格改革缓解企业生存压力》两份提案。
除了天然气，陈世强十分关注核电以及新能源产业在“一带一路”战略中的作用。陈世强认为，核电是当今世界最为有效的清洁替代能源。他建议国家尽快启动内陆核电项目建设，将河南南阳、信阳核电项目纳入“十三五”规划，并安排南阳核电尽早重启前期工作。
陈世强还发现目前我国新能源发展面临着资源储藏总量不足、能源科技比较落后等问题和矛盾。因此，他提出了坚持能源资源的战略储备和转型升级并重、坚持技术创新、鼓励多种资本运营以及坚持国际合作四条建议。
最让他念念不忘的还是大别山区的建设与发展。“大别山地区拥有独特的地理生态和区域区位优势，经济社会发展潜力巨大，前景广阔，魅力无穷。”今年是陈世强第九次提交有关大别山的提案，主题是“清洁能源示范区建设”。
大别山区是我国重要生态功能区。经过调研，陈世强指出除了生物质能发电外，整个大别山区风电可开发资源容量大约500万千瓦，光伏可开发容量近350万千瓦。“大别山区完全可以通过清洁能源和低碳新政促进经济转型，并可实现自身可持续发展。”陈世强强调。
不过要达到这一目标还存在着四大问题：对传统电网的影响、电力峰谷矛盾、清洁能源指标限制以及新型城镇化建设对接。为此，他提出了加强组织领导、完善各项政策保障、推进新能源示范区建设以及出台相关优惠政策这四条建议。
“大别山有其生态魅力、能源魅力、创新魅力、资源魅力、茶都魅力、农业魅力、城镇魅力、物流魅力、文化魅力和宜居魅力十大魅力。”陈世强感叹道，“大别山区的魅力无限！”
陈世强还十分关注河南乃至全国经济和社会的发展。他认为，河南省具有市场潜力、区位交通、口岸载体、产业基础、体制机制创新等方面的基础条件。他大力呼吁党中央、国务院支持河南省建设中国（河南）自由贸易试验区。
在银企互动方面，他提出了五条建议：第一，扩展融资渠道，优化信用环境；第二，完善中小企业信用支持体系；第三，完善扶持中小企业的配套措施；第四，放松商业银行不良贷款核销政策，扩展核销渠道；第五，强化创新，提升企业服务能力。
自动化与电气自动化的区别范文6
18．进入新世纪，我国农村水电及电气化事业进入新阶段、肩负新使命、实现新任务
进入新世纪，以贯彻落实中共中央中发[2002]2号文件、[2003]3号文件、［2004］1号文件、［2005］1号文件与党中央、国务院领导同志的重要指示，和实施“十五”400个水电农村电气化县建设与实施5个省（区）26个县小水电代燃料试点建设为标志，我国农村水电及电气化建设进入新阶段、肩负新使命、实现新任务。
（1）开发中西部地区和东部山区丰富的农村水电资源，建设中国水电农村电气化，即在农村水电初级电气化建设的基础上，适应全面建设小康社会的要求，以保护与改善生态环境、推动农村经济社会全面发展为主要目标，建立五年一个目标的滚动发展机制，建设不断扩大范围、不断充实内容、不断提高水平的农村电气化，为农村和县域经济社会全面协调可持续发展服务。
（2）实施小水电代燃料工程，促进退耕还林和天然林保护，保护生态，改善环境，为实现人与自然和谐相处的可持续发展服务；
（3）在水电农村电气化建设和小水电代燃料建设中，把国家对“三农”的扶持转化为农村水电生产力，量化为农民的股权，建立和完善保障农民增收的长效体制与机制，促进与保障农民持续增收，为新时期党和国家从根本上解决好“三农”问题服务；
（4）实施农村水电资产战略性重组，建立和完善现代产权制度和现代企业制度，坚持电力工业配电端体制改革方向，保障农村水电国有资产安全完整、保值增值，推进农村水电企业改革改造改组、加强安全文明生产和经营管理；
（5）实施体制创新、科技创新、管理创新、政策创新，按“经济调节、市场监管、社会管理、公共服务”的要求依法行政，按“现代化建设为龙头、水能资源统一管理为基础”的要求全面加强农村水电行业管理。
（6）开发农村水电建设农村电气化是自改革开放以来推动山区经济发展与社会进步的一面旗帜，开发农村水电实施小水电代燃料生态保护工程是新时期保护和改善生态环境的一面旗帜，在这两面旗帜的引领下，国家和人民的农村水电及电气化事业将更大发展，更好服务，再创辉煌。
19.农村水电的定性与定位
根据笔者在实践中的学习理解，党和国家新时期的有关中发、国发文件，以及《可再生能源法》、《电力体制改革方案》、《中国水电农村电气化2001-2015年发展纲要》、《水电农村电气化标准》等法律法规政策的规定，实质是从一个方面，在党和国家“三自”方针、“以电养电”政策的基础上，对农村水电及电气化建设向纵深进行在定性与定位上进一步提出了明确要求。即：
在“定性”上，进一步明确农村水电是清洁可再生绿色能源。发展农村水电、建设农村电气化（含小水电代燃料等，下同），就是发展清洁可再生绿色能源、建设农村电气化，就是突破单纯依靠常规煤电长距离送电，在广大中西部地区、少数民族地区和东部山区建设农村电气化不现实、不经济、不科学的旧观念旧模式；就是按照邓小平同志的倡导，建设中国特色农村电气化，解放和发展电力生产力和农村社会生产力，让电力普遍服务深入农村特别是广大贫困山区、老少边穷地区农村，直接惠及农业、农民。
在“定位”上，进一步明确凡主要由地方组织建设和管理的农村水电电源电网，不论投入是国有资本、集体资本或非公有资本，只要开发农村水能主要为农村与县域经济社会发展提供电力，即为农村水电。包括双方签订协议，由各类资本异地开发农村水能借网向本地区农村与县域经济社会发展提供电力，也为农村水电。在“到位”上，进一步明确搞好农村水电及电气化工作应机构健全、职能明确、人员精干、工作到位。必须加强机构、职能和能力建设，推进农村水电及电气化事业快速、持续、协调、健康发展。
20．农村水电装机取得历史性突破
截至2004年全国农村水电装机容量达到3875万kw，年发电量1344亿kwh。农村水电发电量占我国可再生能源发电量的38%，占我国绿色电能的99%。1998-2004年7年新增农村水电装机1580万kw，平均每年新增装机225万kw。近5年年均增长250万kw。2004年新增农村水电装机450万kw，相当于三峡电厂6台70万特大型机组投产。目前在建规模2000多万kw，相当于上世纪70年代初全国电力建设总规模，2004年完成投资近400亿元，相当于80年代初全国电力投资的3倍。
新中国成立之前，全国农村没有电。55年来，中国农村水电累计已使全国近6亿农村无电人口用上了电。
农村水电分散开发、就地成网、就近消纳、成片供电，普遍形成了以110千伏网架为骨干的结构比较合理的农村水电自发自供电网，绝大部分与国家大电网联网，进行电力电量交换，按照独立配电公司的体制运营。这种体制符合农村水电及电气化建设的需要，符合我国电力体制改革和国际社会联合电网分布式供电的要求。2004年四川农村水电发电装机达到567万kw，年发电量235亿kwh；湖南农村水电发电装机和年发电量分别为357万kw、110多亿kwh；云南分别为350万kw、140多亿kwh；广西分别为318万kw、近100亿kwh。四川、湖南、云南、广西等省区，农村水电发电装机和年发电量均占所在省区电力总量的1/4以上，110千伏及以下配电设备容量、线路及资产占所在省区总量的1/3-1/2。中国农村水电为广大农村特别是贫困山区、老少边穷地区全面建设小康社会提供了电力支撑和保障，是这些地区实现电力普遍服务、直接惠及“三农”的重要途径，是增加全国电力供给，缓解我国电力供应紧张不可或缺的重要力量。
21．水电农村电气化建设实现新跨越
2001年10月国务院批准“十五”期间全国建设400个水电农村电气化县，11月在人民大会堂隆重召开了“全国农村水电暨‘十五’水电农村电气化县建设工作会议”。中共中央政治局委员、书记处书记、国务院副总理代表国务院向会议致信，指明和提出了新时期农村水电及电气化建设的方向、目标和任务。
各有关省（区、市）和实施县党委、政府都把加强农村水电及电气化建设作为践行科学发展观、构建社会主义和谐社会、解决“三农”问题的重要工作来抓。省（区、市）、县都成立了由主要领导同志担任组长的水电农村电气化建设领导小组，并按照《水电农村电气化标准》要求，健全设在水行政主管部门的办事机构，明确职能，落实责任，加强工作。领导小组的计划、财政、金融、国资、国土、农业、林业、水利、电力等成员单位，紧密配合，通力协作。省（区、市）、县、乡层层建立责任制和签订责任书，并纳入各级政府年度工作考核。领导小组和办事机构加强统筹协调，出台政策措施，优化建设环境，激发创造活力，精心组织实施，依法监督管理。广大农民群众作为受益主体和以多种形式进入开发、建设、管理、运营各个环节的参与者，广泛积极参与。在中央高度重视，地方统筹实施，部门紧密配合，群众积极参与下，“十五”400个水电农村电气化县建设任务已全面完成。
400个水电农村电气化县建设，在推动农村水电发展，促进江河综合开发治理，改善农村能源结构，解决广大农村用电，提高农村电气化水平，加强农村基础设施和公共设施建设，提高农业综合生产能力，促进农业增效、农民增收，改善农村生产生活条件，提高农民生活质量，调整产业结构，促进农村和县域经济社会全面协调可持续发展、人与自然和谐发展、经济与人口、资源、环境协调发展等方面，取得了重大成就。
党中央、国务院关于加强农业、农村工作的文件规定和《水法》、《电力法》、《可再生能源法》《电力体制改革方案》等法律法规规定，以及党和国家为扶持农村水电及电气化发展所制定的“自建、自管、自用”、“ 谁建、谁有、谁管、谁受益”、“小水电要有自己的供电区”、“以电养电”、6%增值税率等一系列方针政策，为农村水电及电气化发展提供了强大的政策支撑和法律保障。紧密结合实际，认真贯彻落实党和国家法律法规政策文件规定，水利部制定了《中国水电农村电气化2001-2015年发展纲要》，颁布了《水电农村电气化标准》、《水电农村电气化验收规程》；各地出台了一系列有关保护扶持、提倡鼓励、优惠让利、监督制衡、指导服务的政策措施，极大地保障和促进了水电农村电气化顺利协调发展。
22．小水电代燃料开创农村水电新领域
小水电代燃料工程是党中央、国务院从保护生态环境，解决“三农”问题，改善农民生产生活条件，促进我国经济社会可持续发展的高度提出来的，是党中央、国务院作出的英明决策。水利部党组高度重视小水电代燃料工程，把小水电代燃料工程列为水利建设“三大亮点”工程之一。
经过近两年的努力，在全国886个县级规划和26个省级规划的基础上，水利部完成了《全国小水电代燃料生态保护工程规划》的编制和审查工作。国务院办公厅国办函[2003]15号文件指出，关于启动小水电代燃料试点，由水利部牵头，会同国家发改委、西部开发办提出意见并抓紧组织实施。
国家发改委抓紧组织力量对《全国小水电代燃料生态保护工程规划》进行评估，提出了评估报告，指出：“我国小水电资源丰富，分布与生态建设工程范围基本一致，其总量和分布能够满足小水电代燃料规划要求。”“小水电代燃料生态保护工程建设，是解决山区农民燃料问题的有效途径，对于巩固我国重大生态工程建设成果，减少温室气体排放，促进农村经济发展，解决‘三农’问题，促进全面建设小康社会具有重要意义。” “该工程是我国重点生态工程顺利建设和有效巩固的重要保障，实施该工程十分必要，也十分紧迫。”指出：“规划指导思想明确，规划范围和分步实施符合实际，规划布局基本合理，规划投资、效益、代燃料电价、农民承受能力、体制机制均有分析和措施，规划目标到2020年解决2830万户、1.04亿农村居民生活燃料，新增小水电代燃料装机2404万千瓦现实可行。”
2003年12月国家发改委、水利部以发改投资[2003]2166号文件联合下发了《关于下达2003年小水电代燃料试点工程中央预算内专项资金（国债）投资计划的通知》。12月26日回良玉副总理作出重要批示。12月30日全国小水电代燃料工程启动会议在四川、广西、云南、贵州和山西同时举行，主会场设在邓小平同志故里四川广安，水利部党组副书记、副部长敬正书宣读回良玉副总理重要批示和水利部部长汪恕诚书面讲话，并作了讲话，最后宣布小水电代燃料工程正式启动。国家以西部地区和重点生态建设地区为重点，在小水电资源丰富、代燃料人口集中、农民代燃料需求迫切的地区，选择了26个小水电代燃料项目先行启动，涉及5个省（区）、26个县。
现在，5个省（区）26个县的小水电代燃料工程取得园满成功，解决了20多万农民的生活燃料和农村能源问题，巩固退耕还林面积30万亩，保护森林面积156万亩，减少二氧化碳排放77万吨，解放了农村劳动力，带动了农村基础设施建设，改善了农村生产生活条件，促进了农民思想观念的转变，探索了一条“政府扶持、企业运作、农民参与、低价供电、保护生态、改善生活”的路子，得到了项目区群众、当地政府和社会各界的一致赞扬，被誉为“点燃大山希望”的德政工程。
23.农村集体和农民分享办电股权开辟农民持续增收的新途径
湖南省委领导按照国家政策规定精神，支持桂东县黄洞乡沤菜村、沙田镇水庄村以农村水电建设为载体，将国家扶持资金量化给贫困农户作为股权，实行股份制办电，使农民长期稳定地从农村水电直接获得分红收入，形成了一种可以促进和保障农民增收的长效体制与机制。黄洞乡沤菜村用扶贫资金125万元作为农村集体和农民的股份，建成了装机320千瓦的沤菜村小水电，年发电量100多万千瓦时，年纯收16万-18万元，扣除集体提留6-7万元用于村级道路维护、小学建设、贫困补助等外，平均每人每年可从小水电分得红利200-300元。小水电安排待业青年3人，人均年工资7000多元。开发小水电带动其他农副产品加工、乡村企业发展，增加农民收入，壮大集体经济。目前农民人均纯收入达到3108元，比1999年增长了5倍多。沙田镇水庄村建成了水庄小水电，装机570千瓦，共投入扶贫资金100万元，其中配给每户农民股份1000元、水庄小学教育基金股份5万元、村集体股份47万元，吸纳其他入股资金140万元，总投资240万元。投产发电后，除保证每户农民每年分红200元左右外，年满60岁的老人可领到一份“养老补助”，还可为全村教育、医疗、社会保障和其他公益事业提供资金。
福建德化县大铭乡由乡政府用原建成的乡集体小水电企业资产提供无偿担保，帮助贫困农户贷款兴办小水电，做到全乡家家都有小水电股份，户户都有小水电分红收入，共享乡村小水电资源，实现共同富裕。目前全乡农民人均拥有小水电装机0.9千瓦、享有小水电股份100o 元，2004年全乡农民人均纯收入3486元，其中小水电贡献占2/5。
超百万人口的四川三台县，通过“九五”农村水电初级电气化和“十五”水电农村电气化建设，农村水电成为县域经济第一大支柱产业，2004年发电装机9.82万千瓦，到2005年底可达13.5万千瓦。依托可靠、廉价的农村水电能源，“三高”农业和乡镇企业跃上新台阶，主要农副产品产业分别进入全省10强和全国100强，被列为全省、全国农副产品生产基地；以当地资源建厂，形成了黄磷、氮肥、蚕丝、棉纱、蔗糖、制盐、榨油、膨润土、饲料、竹草编制、食品加工、农机等工业体系，涌现出省级以上先进企业16家；发展了各类外资企业26家，利用外资5000多万美元。农村劳动力逐步由第一产业向二、三产业转移，县域产业结构逐步由单一的二元经济向三次产业协调发展跨越。2004年全县国内生产总值68.68亿元，人均3244元；财政收入2.25亿元；农民人均纯收入2835元，比进行初级电气化建设前的1995年488元，增长2347元，剔除物价指数影响，同比年均增长速度11.59%。
各地在农村水电及电气化建设中，以农村水电建设为载体，采取多种形式促进农民增收，除上述形式外，还有如支持农民以土地、劳力、材料和“相关补偿”等入股办电增加收入；鼓励农民在农村水电建设中打工和在运营中当工人增加收入；支持乡村集体办电，壮大集体经济，增加农民收入；通过降低农村水电电价，促进农民减少负担、增加收入；在国有资本的引导下，引入各类资本直接投资和采取股份制、股份合作制、混合所有制等多种形式兴办农村水电，推进农村和县域经济社会发展，增加农民收入等等，均收到显著效果，特别是采取农村集体和农民分享办电股权的形式，开辟了农民持续增收的新途径。
24．农村水电电网大规模改造推动农村水电改革与发展
全国水利系统第一、二期农村电网改造任务全面完成，县城电网改造成功启动建设，水利系统农村供用电体制改革取得显著成效。农网改造和乡镇电管站改革完成的地方，都实现了“三公开、四到户、五统一”用电管理，绝大部分地区实现了城乡生活用电同网同价，农民的到户电价大幅度下降，每年可直接减轻农民负担43亿元，用电量显著增加，得到广大农民群众的衷心拥护。
