包括站、库监控终端和管道线路监控终端。输油管道与输气管道的监控对象不同，但两者的结构和监控的基本内容是一样的。站、库监控终端由站控中心、就地控制装置和仪表系统组成。站、库监控终端除实施遥测遥控功能外，还必须具有站内集中控制功能和现场手动控制功能。①站控中心：设置有利用硬线逻辑或可编程序的远程控制终端和仪表盘、小型或微型计算机等。其功能是周期性地收集站内设备状态和参数；自动地或根据调度中心的要求向调度中心报送有关数据；接收调度中心的控制指令，并发送返回校核信息。接到“执行”指令后，站控的就地控制装置执行经过校核的控制指令。采用计算机的站控中心，作为智能终端，还可将搜集的数据作预处理，压缩远传信息量，完成紧急顺序停机、给定值调节和设备故障自检等多种功能。这使站、库更具独立性，只须用极少数的遥控指令就能监控整个站、库正常运行，微型计算机的普及使这种站控中心日渐增加。②就地控制装置：包括各种控制器、阀门执行机构和调节阀等。控制器过去多用继电器逻辑电路或固态逻辑电路，近年来趋向用可编程序控制器。可编程序控制器既具有继电器那种适应工业环境、实用、控制逻辑简单和维护方便的优点，而且又具有计算机那种结构紧凑、功能多、灵活方便的优点。可编程序控制器作为一次控制部件按场区设置，可使控制功能分散化，就地完成数据收集，越限检查和状态报警，向站控中心传送数据或按要求报送有关数据。此外，还可完成就地计算、给定值控制、清管球收发控制和机组启停等顺序控制功能。它的广泛应用使得监控终端设备标准化。③仪表系统：监控的基础部分，包括一次敏感元件、信号变送器和二次显示仪表。仪表可分为气动和电动两类。气动仪表适用于易燃、易爆、潮湿的场合；电动仪表便于数据处理，适用于高度集中管理的场合。为了提高仪表系统可靠性并便于维护，就地显示的控制仪表仍是不可缺少的。

运输管道线路长，站库多，全线密切相连,因此,其运行工艺既需要站库和线路的就地监控，也需要全线的遥测和遥控。管道监控的主要任务是：收集、处理、显示和记录管道系统的运行状态和工艺参数；按输送计划、动态工况分析结果，选择最优运行方案；协助调度人员迅速准确地开关阀门和启停设备，以实现选定的输送工艺流程；调节流量、压力和温度等运行参数；预测、分析和处理事故；进行起点站、终点站和分输站的油、气交接以及帐务结算等。

其功能是将监测和控制信息迅速、准确地从发送端传送到接收端。在管道监控上已经应用的信道有：明线载波、地面微波、同轴电缆、超短波无线电通信以及通信卫星等。目前，通信干线以微波和同轴电缆为主；卫星通信用于地理、气候条件恶劣的地区，作为管道备用信道；超短波无线电通信常作为辅助的通信手段。数据传输速率一般为200、600、1200、2400比特。为提高信息传输的可靠性，可采用不同的通信手段作为备用，而且信息结构可纳入数据全链路控制规程，也可以在监控系统内自行约定。不论何种方式大都采用冗余码进行差错控制。一般要求远传通道误码率低于10。

现代调度中心通常设置两台电子数字计算机，一台在线工作，收集、处理和监视管道运行数据，提供控制指令或在必要情况下直接控制泵站设备和线路上的遥控截断阀；另一台计算机作为备用。备用机除能迅速地切换到在线状态外，还可进行软件开发、制订计划、管理器材，并可完成其他计算或管理工作。计算机外部设备主要包括屏幕显示终端 (CRT)、打印机、磁盘存储器和通信接口等。带控制键盘或光笔的屏幕显示终端是最有效的人─机接口。调度员可以通过键盘或光笔输入数据,选择控制功能。CRT能分页显示全部遥测量，如流量、压力、温度、液位和设备状态及报警等信息。它既可以显示水力坡降、水击波、界面跟踪、系统平衡检漏、系统报警等全局量，又可以显示单站流程图、站内单体运行状态、界面比重变化等局部量。根据调度员的需要， CRT可按一定时间间隔顺序显示这些彩色画面，或稳定于某一画面。如果出现报警,CRT光标会自动闪烁或以醒目的颜色表示，必要时伴以音响。为了能够同时显示几个画面,可设置多台CRT显示终端。调度员不但可以从这些CRT直观地监视整个管道运行工况,而且可以通过 CRT键盘或专用控制盘及时准确地向监控终端发出控制指令，进行流量、压力、温度控制和机组启停、阀门开关、流量计算定等作业。为确保遥控指令正确执行，一般采用遥控指令返回校核，并由调度员决定是否发出“执行”指令的开环控制方式。根据屏幕显示的实时遥测数据，如设备状态和参数发生变化，调度员即可确知指令执行情况。调度中心一般设置两台打印机：一台打印机记录实时报警和调度员的控制指令；另一台印制各种报表或业务票据。磁盘存储器，如流量存储磁盘系统用于常驻计算的计算机管理程序以及各种应用程序，并用磁带保存管道历年的运行数据。

管道输送工艺的发展和自控技术的进步，促进了管道输送自动化的发展。20世纪40年代的成品油管道用继电器控制全站设备的启停，实现了站内集中显示（指示灯）和按钮控制，这是单站自控阶段。50年代到60年代中期，调度中心普遍采用硬线逻辑控制台、通信接口装置和大型模拟板。调度中心和就地控制设备经历了从电子管到晶体管，进而到固态逻辑电路的发展过程；通信方式则由明线载波、通信电缆等有线通信发展到微波通信和卫星通信实现了全线遥测和遥控。60年代前期电子数字计算机在管道上主要用于财务、工程施工、设计、生产计划、水力模拟、最优运行条件和生产调度等计算工作。从60年代中期到70年代中期，则普遍采用以电子计算机为中心的全线监控系统。站内就地控制也大量地使用小型计算机，形成智能化的监控终端。70年代中期开始，由于可编程序控制器和微型计算机的普遍应用，管道监控由高度集中发展到多级分散监控。与此同时监控系统的可靠性大为提高。

管道监控系统一般由调度中心、远传通道和监控终端三大部分组成。其控制方式根据管道输送工艺确定，如长输管道开始广泛地采用多级分散控制方式。其结构方式取决于远传通道联系调度中心和监控终端的方式，主要有一对一、一对多和混合式三种。

管道监控和数据采集系统是指用计算机实现管道远程监控和数据自动采集的分布式控制系统。由设在管道调度控制中心的按双机冗余配置的计算机，通过数据传输系统，对设在泵站(或压缩机站）、起终点油库或远控阀室的远程终端装置(RTU)或可编程序控制器(PC)定期进行査询，连续采集各站的运行数据和状态信息，并向RTU(或PC)发出操作和调整各项设定值的指令。

管道监控和数据采集系统即由中心计算机对整个管道系统进行统一监视、控制和调度管理。各站控系统的RTU(或PC)大多以微处理机为基础，采用双机冗余配置、热备用的运行方式，与现场传感器、变送器和执行器，或泵(压缩机)机组、加热炉的工业控制计算机等连接，具有扫描、信息预处理及操作控制等功能。当与中心计算机的通信联系一旦中断时，各站可独立自动操作。SCADA系统是20世纪70年代中期才开始应用的高可靠性的计算机控制系统，已为世界各长输油气管道普遍采用。

1、常温输送技术

世界各国尤其是盛产含蜡粘性原油的大国，都在大力进行长距离管道常温输送工艺的试验研究。随着含蜡高粘原油开采量的增加以及原油开采向深海发展，各国都特别重视含蜡高粘原油输送及流动保障技术研究。

挪威、法国、英国、美国等石油工业发达国家在含蜡高粘原油流变性及其机理、管道蜡沉积预测等方面达到很高水平，并即将带来应用技术的新突破。

2、管道监控技术

日前管道监控技术上要分为泄漏后报警技术和开孔前预警技术两种。其中，从管道防护角度，泄漏后报警技术己不符合管道安全生产的要求，其报警滞后，定位不准，已被盗窃分子掌握规律等弱点被生产实践证明，不是未来发展主流。而开孔前预警技术则是21世纪发展起来新技术研发领域，它又要分为场式监控（红外、微波、磁场感应电缆、泄漏电缆等技术）和感知监控（光纤振动、分布式光缆、磁感应振动电缆、声波探测、地震仪监控等技术）。场式监控重在监控人的进入，感知监控重在监控。人的行为，场式监控只能川于短时问小范围内的监控，感知监控可以用于长距离的长时间不问断监控。

但是由于感知监控只能感知外界的作用对管道或大地产生的间接影响，这些问接影响能否被感知到，不仅决定于技术本身，还决定于盗油分子防范措施，受这些的因素的影响，使得系统难以分辨外界作用的属性，容易产生误报和漏报，致使这些技术在实际应用。受到了各种各样的技术限制，不能获得良好的应用效果，表明了定位感知监控思路还存在根本性的问题。

3、其他技术

高含蜡高粘易凝原油低温和常温输送技术

冷热原油交替输送技术

多油品\多品种成品油管道输送技术

本书主要介绍了输送天然气、成品油、原油等介质的长输管道的工艺流程、典型设备、最新进展和设计基础，肯特管道风险评价法等适用于长输管道安全的评价方法，以及长输管道监控与数据采集系统（SCADA）、地理信息系统（GIS）、泄漏检测系统、腐蚀检测系统和事故应急救援预案；从“人、机、料、法、环”等五个方面，系统地辨识了长输管道的各种危险有害因素和重大危险源，并结合典型事故案例，分析了长输管道事故的主要原因；结合实例，对长输管道泄漏、火灾、爆炸的危险程度，以及长输管道工程与相关法律、法规和技术标准的符合性，进行了定性、定量评价；最后给出了长输管道风险控制的劳动安全卫生对策措施。本书注重理论和实际的紧密结合，内容丰富、翔实，实用性和可操作性强，既可作安全工程专业、过程设备与控制工程专业的教材和安全座培训教材，又可供从事压力管道设计、安装、制造、使用、安全监察、安全监督管理和安全评价的各类人员参考。