现批准《城镇燃气工程智能化技术规范》为行业标准，编号为CJJ/T268-2017，自2017年9月1日起实施。

本规范由我部标准定额研究所组织中国建筑工业出版社出版发行。

                                                                   住房城乡建设部
                                                                            2017年3月23日

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1 总则

1.0.1 为了规范城镇燃气智能化的技术应用，实现可靠的运营、便捷的服务、科学的决策，提升城镇燃气的安全性、环保性、适应性、经济性，为智能气网提供必要的技术准则（或原则），特制定本规范。
1.0.2 本规范适用于智慧燃气关于城镇燃气智能化的架构设计，包含了数据、信息平台、应用基础技术、智能应用的基本要求。
1.0.3 城镇燃气智能化技术应用，除应执行本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。

2 术语和缩略语

2.1术语
2.1.1 城镇燃气智能化 Intellectualization of City Gas System
以提升城镇燃气安全性、适应性、经济性等为目标，综合应用数字信息、网络通信、辅助决策、智能控制等技术，实现城镇燃气智能运行和管理的手段。
2.1.2 智能管网 Intellectualized Gas Network
可观测(能够监测所有主要设备的状况)、可控制(能够控制所有主要设备的状态)和智能化(可自适应并实现安全、环保、节能、经济、供需平衡等优化分析）的燃气管道输送系统。
2.1.3 智能气网 Intellectualized Gas Grid
智能化的燃气供能系统。包括气源、存储、输配、应用环节，由气源生产厂、储罐、管道、车辆、用户设备等基础设施，以及可实现基础设施整体的安全可靠、能效优化运行的智能化手段共同实现。智能管网是其重要构成。
2.1.4 智慧燃气 Smarter gas supply systems
可自适应需求侧的燃气供能系统。在智能气网的基础上，还可实现与其他能源的互通，与能源互联网有机结合，提供优质的最低成本的用能服务。
智慧燃气是以智能管网建设为基础，利用先进的通信、传感、储能、微电子、数据优化管理和智能控制等技术，实现天然气与其他能源之间、各类燃气之间的智能调配、优化替代。利用“互联网+”、大数据分析技术，突破传统服务模式，拓展全新服务渠道，提供系统化综合用能方案，建立智慧服务互动平台，提供最优服务。
2.1.5 能源互联网 Internet of Energy
“互联网+”智慧能源（简称能源互联网）是一种互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态，具有设备智能、多种能源协同、信息对称、供需分散、系统扁平、交易开放等主要特征。（国家发改委定义）
能源互联网可实现不同种类的能源互补高效供应的一种有效模式。能源互联网的能源供应主要特征为多元化、分布式、互联性、开放性和融合性。
能源互联网是采用分布式能源收集系统，充分收集分散的可再生能源，再通过存储技术将间歇式能源存储，利用互联网和智能终端技术，使能量和信息能够双向流动的智能能源网络，实现能源在全网络内的分配、交换和共享。能源互联网把集中式、单向、生产者控制的能源系统，转变成大量分布式辅助、较少集中式以及更多消费者互动的能源网络。
2.1.6 完整性管理 Integrality Management
燃气企业面对不断变化的因素，对设备和系统运行中面临的风险因素进行识别和评价，通过监测、检测、检验等各种方式，获取与专业管理相结合的管道和设备的完整性信息，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将设备运行的风险水平控制在合理的、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少和预防事故发生、经济合理地保证设备安全运行的目的。
2.1.7 互操作性 Interoperability
是指两个或两个以上的网络、系统、设备、应用程序或部件具备安全、有效，很少或根本不会给用户造成不便的情况下，实现信息交换的功能。
2.2 缩略语
CNG Compressed Natural Gas 压缩天然气
LNG Liquefied Natural Gas 液化天然气
LPG Liquefied Petroleum Gas 液化石油气

3 基本规定

3.0.1 城镇燃气智能化应根据经营模式、供气系统、运行安全等具体要求进行整体规划，并应遵循标准化、一体化、模块化的基本原则。
3.0.2 数据的构建应评估其应用价值和安全风险，优化数据的内容和数量。
3.0.3 信息平台应能支撑各类应用的开发、运行和管理，保障整个智能系统的集成和高效可靠运行。
3.0.4 监测与控制系统、地理信息系统、管网仿真、负荷预测等的功能应满足城镇燃气智能化的技术需求。
3.0.5 智能应用应满足气源、储存、输配、用户领域的智能设备设施、用户服务、生产运行及辅助决策的要求。
3.0.6 城镇燃气智能化应与智慧城市、能源互联网等标准或规范充分对接，满足其对互操作性的要求。

4 数据

4.1一般要求
4.1.1 数据应满足城镇燃气在用户服务、智能设备设施、生产运行、辅助决策等方面的智能化需求。
4.1.2 数据应保证一致性、完整性、标准性、准确性、及时性。
4.2 对象命名及编码
4.2.1 数据应具有唯一编码，重要数据应保留历史信息。
4.2.2 对象命名及编码宜以对象物理构成、空间位置及生命周期为依据。
4.2.3 对象编码应满足资源数量增加的要求。
4.3数据采集和集成
4.3.1 数据采集应明确来源、内容、范围以及精度要求。
4.3.2 数据采集应符合下列要求：
1 数据的采集应覆盖对象的全生命周期，宜在最佳采集期进行数据采集，并应建立持续更新机制；
2 采集的数据应包含时间标签。
4.3.3 数据集成宜采用基于服务的架构，并应符合下列要求：
1 应保证数据的完整性、安全性，数据来源的唯一性；
2 数据的交换和传输不应影响被集成系统的正常工作。
4.4数据存储
4.4.1 数据存储应具有备份和恢复能力，并应符合下列要求：
1 应支持多种备份与恢复方式，具有基于时间点的数据还原能力；
2 城镇燃气系统的数据应定期进行备份，重要数据应进行异地备份。
4.4.2 数据存储宜具备支持大数据和云计算的能力。
4.4.3 数据并发读写能力应满足业务需求。
4.4.4 数据存储应具备日志管理和安全审计能力。

5 信息平台

5.0.1 信息平台建设应满足未来发展需要，并应符合下列要求：
1 应能实现信息化基础平台各类资源的统一管理；
2 应根据系统安全等级不同进行安全域划分，安全域之间具有清晰的边界，并应符合现行相关规范要求；
3 应能够提供有效的负载均衡策略；
4 应满足大数据分析要求；
5.0.2 信息安全应与智能化建设同步规划、同步设计、同步运行，并应符合国家对能源领域信息安全的有关规定；
5.0.3 信息通信应符合如下要求：
1 应满足智能应用的互操作性要求；
2 接口协议应保证数据的独立性、安全性和可维护性；
3 重要设施的信息通信应具有冗余的通道。

6 应用基础技术

6.1一般要求
6.1.1 城镇燃气的监测与控制系统、地理信息系统、管网仿真、负荷预测等应用基础技术应根据智能化要求统一规划，可分步分期实施。
6.1.2 城镇燃气的监测与控制系统、地理信息系统、管网仿真、负荷预测等应用基础技术除应满足相关规定外，还应满足本规范6.2、6.3、6.4、6.5的要求。
6.2地理信息系统
6.2.1 城镇燃气系统应结合地理信息系统实现设备设施的定位，地理信息系统应符合下列要求：
1 应符合完整性管理智能应用的要求；
2 应支持矢量数据、栅格数据、多媒体数据等多源数据格式；
3 空间参考坐标系应与当地大地坐标系统和高程系统一致；
4 管网管段和重要节点应具有准确的坐标和高程，并保证管网拓扑关系的准确；
5 数据交换格式应符合现行国家标准的有关规定。
6.3监测与控制系统
6.3.1 监测与控制系统应符合安全性、可靠性、实时性、通用性、扩展性并兼顾选型的规范性和运营的经济性原则，并应符合下列要求：
1 应具有连续运行能力，重要站点应采取冗余措施；
2 宜设置中心站与备用中心站，并可以冗余切换。
6.3.2 监测与控制系统功能应符合下列要求：
1 应实时采集和监视城镇燃气的生产运行数据；
2 必要时，现场设备应具有就地及远传控制功能；
3 应具有显示、查询、分析、打印功能；
6.3.3 应具有预警功能，宜根据维护需求识别报警类别，并应对报警信息进行分类、分级管理。
6.4管网仿真
6.4.1 管网仿真应能满足城镇燃气管网规模发展的要求。
6.4.2 管网仿真应满足城镇燃气管网的多级压力系统的仿真要求，并应符合下列要求：
1 应具备对气体参数、状态方程、摩擦系数和传热模型进行设置的功能；
2 应能对气体的压力、流量进行计算，并应对气体组分、热值进行追踪；
3 应具备稳态及动态分析的功能；
4 应具有自学习能力。
6.4.3 管网仿真所需数据应符合下列要求：
1 应至少包含气源点、重要负荷点、管道、阀门及调压站的相关信息；
2 应从地理信息系统导入管网模型，并应及时更新；
3 应能根据管网模型的具体及特定操作要求添加其它数据。
6.4.4 高压管网系统宜建设实时在线仿真系统。
6.4.5 不能实时监测的管网和主要节点应建立实时在线仿真。
6.5负荷预测
6.5.1 负荷预测应符合下列要求：
1 预测对象应包含不同类型用户气量预测；
2 预测周期应实现年度预测、月度预测、日度预测、小时预测；
3 应具有预测方法比选、相关因素识别、特殊日处理、预测结果评价等功能。
6.5.2 负荷预测的原始数据的收集应符合下列要求：
1 年度预测的原始数据积累时间应在3年以上；
2 小时及以下统计周期的负荷预测，应利用实时数据进行预测。
3 应能分析异常数据产生的原因，并判断是否采用该数据。
6.5.3 负荷预测的气象数据，应与气量数据统计周期对应。

7 智能应用

7.1一般要求
7.1.1 智能应用应满足设备设施、用户服务、生产运行、企业经营辅助决策的智能要求。
7.1.2 智能应用应满足兼容性和适应性要求，并应经过安全测试和认证。
7.1.3 智能应用应建立接口标准，并满足开放性、安全性的要求。
7.1.4 智能应用应能满足业务连续运行的要求。
7.1.5 智能应用应建立周期性的检查、评价及改进的机制。
7.2智能设备设施
7.2.1 智能设备设施应符合下列要求：
1 应具备双向通信、信息实时采集、事件记录、数据存储的能力；
2 宜具备自动控制、时间校对、远程维护、主动安全、故障预警、容错、自学习等功能。
7.2.2 智能设备设施应采用符合国家标准的通信协议。
7.3生产运营
7.3.1 需求侧管理的智能应用，应符合下列要求：
1 应能实现基于用户需求的负荷预测；
2 应能进行基于平抑峰谷的用气规划分析。
7.3.2 完整性管理的智能应用应符合下列要求：
1 应具备设备风险评估和风险管理功能；
2 应能制定设备运维、保养、检验的优化方案和计划；
3 应具备对管道输气能力、可靠性的分析功能。
7.3.3 计量管理的智能应用应符合下列要求：
1 应采用智能计量设备；
2 应具有防止计量数据被修改的功能；
3 应提供全面、准确的计量信息，并能识别计量数据的异常变化；
4 应支持计量设备的远程管理；
5 应具有输差及输差因素的分析功能，并能识别异常输差及报警。
7.3.4 气源计划管理的智能应用应符合下列要求：
1 应能支持多气源、多气质、多气价的燃气供应和销售；
2 应能制定合理的气源计划管理方案。
7.3.5 智能管网调度应符合下列要求：
1 应能发现安全隐患，生成预警信息；
2 应能对供气能力和负荷需求的平衡状况做出分析和评价；
3 应具有对管网输气工况、气源配置的优化分析功能，并能制定综合优化的调节方案；
4 宜支持管网的自愈需求。
7.3.6 LPG、CNG、LNG等移动输气系统生产调度的智能应用应符合下列要求：
1 应能发现安全隐患，生成预警信息；
2 应能对供气能力和负荷需求的平衡状况做出评价；
3 应能对承担输气任务的人员、车辆、供气站等移动资源进行跟踪管理；
【条文说明】建立北斗的定位系统，并采用物联网技术对人员、车辆等移动资源进行跟踪管理。
4 应具有对人员、车辆、气源配置的优化分析功能，并能制定综合优化的调度方案。
7.3.7 作业管理的智能应用应符合下列要求：
1 应能优化维检修计划；
2 切线、接线、改线、设备维检修等作业应具有过程监测与控制、质量控制、完整信息备案。
7.3.8 应急管理的智能应用应符合下列要求：
1 应具备应急预案管理功能，并能根据应急预案自动生成应急抢修方案；
2 应具有与应急相关单位联动指挥的功能；
3 应实现对各类应急资源的综合管理和调度；
4 应具有实战演练和模拟演练二种方式进行平时应急训练的能力；
5 应急过程须进行动态评估；平时应对历史事件进行收集、整理和综合分析评价，并在此基础上持续改进应急预案；
6 宜应用数据、视频、图像、语音等多媒体物联网技术，提高应急指挥调度能力。
7.4用户服务
7.4.1 用户服务的智能应用应提升用气安全性、便捷性及经济性，并符合下列要求：
1 应具有燃气泄漏识别、报警及自动安全控制功能；
2 应以用气安全为目标优化服务作业管理、巡检作业管理、维抢修信息管理；
3 应实现及时的用户呼叫响应；
4 应能根据用户用能需求进行能效分析和评价，制定优化用能方案；
5 应能支持多种气价、多种付费模式的销售管理。
7.5辅助决策
7.5.1 城镇燃气辅助决策的智能应用应以安全可靠、节能环保、社会效益为前提。
7.5.2 城镇燃气辅助决策的智能应用应具有对规划发展、资源配置、计划执行等的分析、评价及优化功能，并应符合下列要求：
1 具有大数据分析及挖掘能力；
2 应能根据决策需求分级提供决策支持；
3 智能辅助决策系统宜根据需要具备单体辅助决策或群体辅助决策功能。