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一、数字化与数字化油田
（一）数字化的简介
进入二十一世纪，数字化愈来愈多的走进人们的生活，数字化开始深入的影响人们的衣、食、住、行。自1946年2月14日，世界上第一台电脑ENIAC问世以来，人们向数字化生活逐步迈进。那么，什么是数字化，数字化就是将许多复杂多变的信息轉变为可以度量的数字、数据，再以这些数字、数据建立起适当的数字化模型，把它们转变为一系列二进制代码，引入计算机内部，进行统一处理，这就是数字化的基本过程。
（二）数字化油田
数字化油田就是油田信息化和自动化的代名词，是全面地应用信息技术、计算机技术、通信技术、自动控制技术、石油勘探开发技术、现代管理思想方法和技术等，武装、提升和改造传统产业，在决策管理层、执行层和过程控制层，以及企业内部和外部，全面提升生产技术能力、经营管理能力和市场应变力。数字油田是企业发展战略的关键环节，是企业现代化的基本标志，是提高企业核心竞争力的重要手段，是走新型工业化道路的必然选择，是体制创新、管理创新和加强企业管理的重要途径，是科技进步的重要表现和组成部分，是带动各项工作提高水平的突破口，是企业求生存、图发展的必由之路。
二、自动化系统的国外现状
输配气站自动化系统的现状
由于天然气计量的难度远远高于液体计量，计量结果的影响因素繁多，计算公式复杂，因此，采用高准确度的自动计量是供需双方的迫切要求，也是计量技术新发展的迫切需要。目前，我国天然气计量执行SY/T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》，过去，天然气计量广泛采用标准孔板节流装置配双波纹差压计模式。这种计算方法不但计量误差大，人为因素多，而且故障频繁，管理难度大。
随着计量测试技术的迅猛发展，计算机技术的广泛应用，天然气自动计量成为了可能，采用差压、压力变送器代替了双波纹管差压计，热电阻温度变送器代替了玻璃棒温度计，在线色谱仪代替了取样分析，用计算机代替了手工计算流量，从而从整体上实现了天然气流量计量的全过程自动计量。
通过资料了解，哈萨克斯坦配气站采用了以下比较成熟的自动化系统。
其自动化系统包含现场井口气分配计量撬站内的传感变送器、电动执行结构和控制内的PLC计算机系统。自动化控制系统硬件由DELL计算机、施耐德quantum可编程控制器、史密斯流量计、电动球阀、电动调节阀门、温度变送器、压力变送器等组成。自动化控制系统软件由Window操作系统、Office办公软件、工业组态监控软件Citect7.0组成。
系统功能主要由配气间和控制间组成。配气间的主要功能是将单井注气量、注气压力、汇管压力、温度以及各种报警信号传输到中控室。 室内温度高于一定时风机自动开启排风，室内温度低于于一定时风机自动停止工作；室内温度低时，电暖器自动加温，高时电暖气停止工作。失电时配气间各电动阀、电动调节阀保持失电前的状态。控制间则采用GPRS网络数据远传方式，实现中心控制室和本地控制室同步控制现场阀门。系统的开放性，能实现与其他厂家的计算机控制系统的数据共享。数据共享为MODBUS/TCP协议和OPC协议。控制间的报警系统可以实现报警查看和报警复位，并且有声、光报警。对报警参数可以进行修改。天然气浓度探头控制风机启停，浓度可设置。可燃气体浓度达爆炸极限时控制总来气自动关断阀和单井自动关断阀，浓度可设置。室内温度探头控制总来气自动关断阀和单井自动关断阀的温度可设置。室内电暖气的温度控制可以设置。
哈萨克斯坦配气站的数据除了要向中控室发送外，同时具有向其他数据中心发送的功能
三、管道完整性与风险评价
管道完整性管理（ Pipeline Integrity Management）定义为：管道公司面对不断变化的因素，对油气管道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完整性的信息，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，从而将管道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、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。
风险，是由风险因素、风险事故和损失三者构成的统一体，风险因素引起或增加风险事故；风险事故发生可能造成损失。风险因素是指引起或增加风险事故发生的机会或扩大损失幅度的条件，是风险事故发生的潜在原因；风险事故是造成生命财产损失的偶发事件，是造成损失的直接的或外在的原因，是损失的媒介；损失是指非故意的、非预期的和非计划的经济价值的减少。
（一）管道完整性管理内涵
管道完整性管理（PIM），是对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理，主要包括：
1.拟定工作计划，工作流程和工作程序文件。
2.进行风险分析和安全评价，了解事故发生的可能性和将导致的后果，指定预防和应急措施。
3.定期进行管道完整性检测与评价，了解管道可能发生的事故的原因和部位。
4.采取修复或减轻失效威胁的措施。
5.培训人员，不断提高人员素质。
（二）管道完整性管理的原则
1.在设计、建设和运行新管道系统时，应融入管道完整性管理的理念和做法。
2.结合管道的特点，进行动态的完整性管理。
3.要建立负责进行管道完整性管理机构、管理流程、配备必要的手段。
4.要对所有与管道完整性管理相关的信息进行分析、整合。
5.必须持续不断的对管道进行完整性管理。
6.应当不断在管道完整性管理过程中采用各种新技术。
管道完整性管理是一个与时俱进的连续过程，管道的失效模式是一种时间依赖的模式。腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起管道失效的多种过程，随着岁月的流逝不断地侵蚀着管道，必须持续不断地对管道进行风险分析、检测、完整性评价、维修等。 （三）风险评价及风险评价模型
风险评价在风险识别和风险估测的基础上，对风险发生的概率，损失程度，结合其他因素进行全面考虑，评估发生风险的可能性及危害程度，并与公认的安全指标相比较，以衡量风险的程度，并决定是否需要采取相应的措施的过程。
在管道运行的过程中，国内外发生了不少事故。一次次事故的教训是惨痛的，血的教训使人们一次次的注意到，石油天然气传输的过程中，风险的降低是非常重要的一项。因此，在这方面，越来越多的管道输送方面的专家进行了各种各样的研究。研究发现，管道受到压力、疲劳度、凿孔、集中应力、洪水、地基下沉等原因发生事故的次数较多，同时人为原因也是其中的一个重要部分。对此，美国从二十世纪70年代开始进行油气管道风险分析方面的研究工作，并很快在许多管道公司进行了实际应用，到90年代初期美国的许多油气管道都采用了风险管理技术来指导线路维护工作。他们通过采集大量的资料，建立起风险评价模型，风险评价模型仍是世界各国普遍采用的唯一模型。
通过分析各种事故的资料来看，第三方破坏往往在管道事故中占有绝对大的比例。也就是说，降低第三方破坏的比例，可以将管道的安全平稳运行有一个很大的提高。
四、浅谈管道数字化与风险降低
目前国内某些场站自动化只能属于半自动化程度，在流程倒换、调压、沿线压力监测等方面还是采用人工完成，在准确度、安全性、及时性上不够及时准确，同时人工劳动强度大，同时易发生安全隐患。针对这些问题，我提出以下设想、建议，以提高场站自动化程度。
为了达到管道安全平稳运行的目的，同时针对管道完整性的原则，我们可以对管道引入数字化系统，通过现代科技的介入，使管道的运行更加透明，使管道的运行方能时时刻刻掌握管道的情况。
（一）将沿途数据实施回传
现有一条输气管线全长400余公里，共设有截断阀室12座，清管站4座，计量间5座。沿途场站的压力只有在巡线时才能观测到准确数据，而我们不能时时掌握住沿线压力的变化；若在截断阀室中发生截断事故，我们又不能在第一时间内掌握是哪一台截断阀发生截断。若在沿线阀室、站场、计量间采用变送器，通过变送器的远传模块，就可以将数据时时发送到配气站中央控制室，供相关人员监测。
根据现有的设备，紧急切断阀我们采用的是美国埃莫森公司的SHAFER气液联动执行机构；此执行机构能快速对发生的线路故障作出反应，不需要外来气源，依靠管线的天然气驱动阀门，能实现远程操作，维修方便。运用其远传功能模块，可以将截断阀室内的压力传回。此紧急切断阀的保护功能有高压关断、低压关断、压降速率关断三种，远传功能可以将这三项指标回传，在发生切断事故时，可以在第一时间内掌握情况，节省一定的时间。
对于没有类似紧急切断阀的场站、计量间，我们可以采用具有远传功能的变送器来达到数据回传的效果。根据实际使用情况来看，美国埃莫森旗下的罗斯蒙特（ROSEMOUNT）公司生产的变送器可以实现。
数据的远传，可以有网络光缆传输和无线网桥传输两种方式。
光纤传输，即以光线为介质进行传输。光纤，不仅可用来传输模拟信号和数字信号，而且可以满足视频传输的需求。其数据传输率能达几千Mbps。如果在不使用中继器的情况下，传输范围能达到6-8km。
无线网桥顾名思义就是无线网络的桥接，它可在两个或多个网络之间搭起通信的桥梁（无线网桥亦是无线AP的一种分支）。 无线网桥除了具备上述有线网桥的基本特点之外，无线网桥工作在2.4G或5.8G的免申请无线执照的频段，因而比其它有线网络设备更方便部署。
模数转换器即A/D转换器，或简称ADC，通常是指一个将模拟信号转变为数字信号的电子元件。通常的模数转换器是将一个输入电压信号转换为一个输出的数字信号。由于数字信号本身不具有实际意义，仅仅表示一个相对大小。故任何一个模数转换器都需要一个参考模拟量作为转换的标准，比较常见的参考标准为最大的可转换信号大小。而输出的数字量则表示输入信号相对于参考信号的大小。
在拥有上述设备后，我们可以架设无线通信网络，以供管道运行过程监控使用。变送器所采集到的信号为一个模拟信号，是一串电压变化的值，如果将模拟信号直接通过光缆或者无线网桥传输出去，信号在传输过程中会出现差错，造成数据不准，我们在这里采用了模数转换器这种设备，这种设备会将模拟信号转换成数字信号之后，通过光缆或者无线网桥传输出去。电源的供给，可以采用太阳能电池板，配合蓄电池组使用，无线网桥工作电压220V，蓄电池组无法供给何时电压时，可以在其间加入转220V的逆变器。在将若干阀室的信号采集后可以统一传送到某一站场，在此站场内铺设光缆或者架设无线网桥，同时布设一套PLC系统，通过无线网桥的传输原理，将数据传回花土沟输配气站值班室，通过组态王软件编写的控制系统，可以将数据时时反映出来。PRC系统的供电，可以采用电网所提供的电压，在没有电网覆盖区域，我们依旧可以采用太阳能电池板，配合蓄电池组使用，同时采用逆变器，提供稳定电压。
但就某些实际情况来看，若管线沿线有电网覆盖，又有光缆铺设，通信网络覆盖沿线阀室、计量间。这为实现数据远传提供了良好的基础。
（二）站内流程切换、调压、放空自动操作
对于站内流程倒换、调压、放空等工作，人工操作的话较为繁琐，不能达到数字化的要求，同时不能再安全性上有所提高。例如在放空时，某些场站还采用的人工操作点燃放空火炬的方法，人工操作时间长，操作危险性高，在夜间、大风环境下操作不易进行，这对于管道设备、人员健康造成一定的影響。在高自动化的条件下，我们可以采用自动调节阀和自动控制阀、电子点火装置。
自动调节阀在作业过程中采用自动控制，在管道中起可变阻力的作用，调节介质的压力、流量、温度等等参数，是工艺环路中最终的控制元件。它包括三个主要部分，第一部分是敏感元件，它通常是一个变送器。它是一个能够用来测量被调工艺参数的装置，这类参数如压力、液位或温度。变送器的输出被送到调节仪表——调节器，它确定并测量给定值或期望值与工艺参数的实际值之间的偏差，一个接一个地把校正信号送出给最终控制元件——调节阀。阀门改变了流体的流量，使工艺参数达到了期望值。 控制阀被认为有两个主要的组合件：即阀体组合件和执行机构组合件（或执行机构系统）。控制阀分为四个类型：截止阀、蝶阀、球阀和偏心旋塞阀。这四种类型阀门的变种可导致许许多多不同的可应用的结构，大部分最常用的结构将纳入本章。每种结构有其特殊的应用、特点、优点和缺点。虽然某些控制阀较其他阀门有较广的应用工况，但控制阀并不能使用所有的工况，并且每个结构都应检验以发现降低造价的最佳解决方法。按定义，控制阀（即通常所说的自动控制阀）是个调节阀，但它几乎拥有各种类型的执行机构或执行机构系统，此系统被设计成在控制环络中工作。控制阀是工艺环路中最重的控制元件，工艺环路由传感机构、控制器及最終控制元件组成。控制环路中所包括的食物就是控制阀和其他节流阀区分的特征。手动操作阀和压力调节器能独立用于节流操作，而控制阀则不能，它们的区别是：控制阀是个节流阀，但不是所有的节流阀都是控制阀。在某些情况下，手动操作阀在增设了执行机构系统后可以转变为控制阀，并可安装在控制环路中。在工作人员向某一阀门发出某种指令后，阀门的执行机构会根据指令完成阀门的各种动作。
站内阀门、调压阀更换成电动阀后，可以将中控室系统软件用组态王重新编写，在界面中加入阀门控制单元，同时用信号线将阀门与配电室PLC系统中安全栅连接，将信息解码后放入控制单元。在得到上级指令后，值班人员可以通过系统界面上的控制按钮来进行流程倒换、调压等工作，同时在交接班时完成一二次标的比对，确保系统正常运行。
电子点火装置是石油钻井，炼油厂及天然气集输场站的尾气和放空天然气的处理装置，用电子点火装置可将放空的可燃有害电子点火装置气体点燃焚烧以消除其对环境和安全的危害，是一种安全环保设备。电子点火装置的优越性：电子点火装置使“人工点火”到“自动操作”，折射出的是人本理念和环保诉求。所以有必要用电子点火装置，钻井、试油施工过程中，放喷是常有的事。过去几十年里，放喷点火均为人工操作，人员接近放喷点，易被烧伤、灼伤，风险性较高；同时，人工操作持续时间较长，准确率不高，易使有毒气体大量排放于大气中，造成不同程度的环境污染。
管道中数字化系统地引进，为管道运行人员对管道的检测、监测、检查提供了一个新型媒介，它可以为减轻管道巡护人员的劳动强度，提高人身安全性。时时刻刻掌握沿线的数据，对于保证管道安全平稳的运行，减低管道运行风险，也是一个有力的提高，同时也符合了管道完整性的相关内涵。同时，数字化的引进，对于油田的进一步的建设也是一个机遇。油井、注水井上采用数字化系统后，巡井人员可以减轻劳动强度，也可以减少巡井人数，其余的人手可以进行油田设备维护等工作，继续为油田的发展添砖加瓦。
（一）数字化的简介
进入二十一世纪，数字化愈来愈多的走进人们的生活，数字化开始深入的影响人们的衣、食、住、行。自1946年2月14日，世界上第一台电脑ENIAC问世以来，人们向数字化生活逐步迈进。那么，什么是数字化，数字化就是将许多复杂多变的信息轉变为可以度量的数字、数据，再以这些数字、数据建立起适当的数字化模型，把它们转变为一系列二进制代码，引入计算机内部，进行统一处理，这就是数字化的基本过程。
（二）数字化油田
数字化油田就是油田信息化和自动化的代名词，是全面地应用信息技术、计算机技术、通信技术、自动控制技术、石油勘探开发技术、现代管理思想方法和技术等，武装、提升和改造传统产业，在决策管理层、执行层和过程控制层，以及企业内部和外部，全面提升生产技术能力、经营管理能力和市场应变力。数字油田是企业发展战略的关键环节，是企业现代化的基本标志，是提高企业核心竞争力的重要手段，是走新型工业化道路的必然选择，是体制创新、管理创新和加强企业管理的重要途径，是科技进步的重要表现和组成部分，是带动各项工作提高水平的突破口，是企业求生存、图发展的必由之路。
二、自动化系统的国外现状
输配气站自动化系统的现状
由于天然气计量的难度远远高于液体计量，计量结果的影响因素繁多，计算公式复杂，因此，采用高准确度的自动计量是供需双方的迫切要求，也是计量技术新发展的迫切需要。目前，我国天然气计量执行SY/T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》，过去，天然气计量广泛采用标准孔板节流装置配双波纹差压计模式。这种计算方法不但计量误差大，人为因素多，而且故障频繁，管理难度大。
随着计量测试技术的迅猛发展，计算机技术的广泛应用，天然气自动计量成为了可能，采用差压、压力变送器代替了双波纹管差压计，热电阻温度变送器代替了玻璃棒温度计，在线色谱仪代替了取样分析，用计算机代替了手工计算流量，从而从整体上实现了天然气流量计量的全过程自动计量。
通过资料了解，哈萨克斯坦配气站采用了以下比较成熟的自动化系统。
其自动化系统包含现场井口气分配计量撬站内的传感变送器、电动执行结构和控制内的PLC计算机系统。自动化控制系统硬件由DELL计算机、施耐德quantum可编程控制器、史密斯流量计、电动球阀、电动调节阀门、温度变送器、压力变送器等组成。自动化控制系统软件由Window操作系统、Office办公软件、工业组态监控软件Citect7.0组成。
系统功能主要由配气间和控制间组成。配气间的主要功能是将单井注气量、注气压力、汇管压力、温度以及各种报警信号传输到中控室。 室内温度高于一定时风机自动开启排风，室内温度低于于一定时风机自动停止工作；室内温度低时，电暖器自动加温，高时电暖气停止工作。失电时配气间各电动阀、电动调节阀保持失电前的状态。控制间则采用GPRS网络数据远传方式，实现中心控制室和本地控制室同步控制现场阀门。系统的开放性，能实现与其他厂家的计算机控制系统的数据共享。数据共享为MODBUS/TCP协议和OPC协议。控制间的报警系统可以实现报警查看和报警复位，并且有声、光报警。对报警参数可以进行修改。天然气浓度探头控制风机启停，浓度可设置。可燃气体浓度达爆炸极限时控制总来气自动关断阀和单井自动关断阀，浓度可设置。室内温度探头控制总来气自动关断阀和单井自动关断阀的温度可设置。室内电暖气的温度控制可以设置。
哈萨克斯坦配气站的数据除了要向中控室发送外，同时具有向其他数据中心发送的功能
三、管道完整性与风险评价
管道完整性管理（ Pipeline Integrity Management）定义为：管道公司面对不断变化的因素，对油气管道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完整性的信息，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，从而将管道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、减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。
风险，是由风险因素、风险事故和损失三者构成的统一体，风险因素引起或增加风险事故；风险事故发生可能造成损失。风险因素是指引起或增加风险事故发生的机会或扩大损失幅度的条件，是风险事故发生的潜在原因；风险事故是造成生命财产损失的偶发事件，是造成损失的直接的或外在的原因，是损失的媒介；损失是指非故意的、非预期的和非计划的经济价值的减少。
（一）管道完整性管理内涵
管道完整性管理（PIM），是对所有影响管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理，主要包括：
1.拟定工作计划，工作流程和工作程序文件。
2.进行风险分析和安全评价，了解事故发生的可能性和将导致的后果，指定预防和应急措施。
3.定期进行管道完整性检测与评价，了解管道可能发生的事故的原因和部位。
4.采取修复或减轻失效威胁的措施。
5.培训人员，不断提高人员素质。
（二）管道完整性管理的原则
1.在设计、建设和运行新管道系统时，应融入管道完整性管理的理念和做法。
2.结合管道的特点，进行动态的完整性管理。
3.要建立负责进行管道完整性管理机构、管理流程、配备必要的手段。
4.要对所有与管道完整性管理相关的信息进行分析、整合。
5.必须持续不断的对管道进行完整性管理。
6.应当不断在管道完整性管理过程中采用各种新技术。
管道完整性管理是一个与时俱进的连续过程，管道的失效模式是一种时间依赖的模式。腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起管道失效的多种过程，随着岁月的流逝不断地侵蚀着管道，必须持续不断地对管道进行风险分析、检测、完整性评价、维修等。 （三）风险评价及风险评价模型
风险评价在风险识别和风险估测的基础上，对风险发生的概率，损失程度，结合其他因素进行全面考虑，评估发生风险的可能性及危害程度，并与公认的安全指标相比较，以衡量风险的程度，并决定是否需要采取相应的措施的过程。
在管道运行的过程中，国内外发生了不少事故。一次次事故的教训是惨痛的，血的教训使人们一次次的注意到，石油天然气传输的过程中，风险的降低是非常重要的一项。因此，在这方面，越来越多的管道输送方面的专家进行了各种各样的研究。研究发现，管道受到压力、疲劳度、凿孔、集中应力、洪水、地基下沉等原因发生事故的次数较多，同时人为原因也是其中的一个重要部分。对此，美国从二十世纪70年代开始进行油气管道风险分析方面的研究工作，并很快在许多管道公司进行了实际应用，到90年代初期美国的许多油气管道都采用了风险管理技术来指导线路维护工作。他们通过采集大量的资料，建立起风险评价模型，风险评价模型仍是世界各国普遍采用的唯一模型。
通过分析各种事故的资料来看，第三方破坏往往在管道事故中占有绝对大的比例。也就是说，降低第三方破坏的比例，可以将管道的安全平稳运行有一个很大的提高。
四、浅谈管道数字化与风险降低
目前国内某些场站自动化只能属于半自动化程度，在流程倒换、调压、沿线压力监测等方面还是采用人工完成，在准确度、安全性、及时性上不够及时准确，同时人工劳动强度大，同时易发生安全隐患。针对这些问题，我提出以下设想、建议，以提高场站自动化程度。
为了达到管道安全平稳运行的目的，同时针对管道完整性的原则，我们可以对管道引入数字化系统，通过现代科技的介入，使管道的运行更加透明，使管道的运行方能时时刻刻掌握管道的情况。
（一）将沿途数据实施回传
现有一条输气管线全长400余公里，共设有截断阀室12座，清管站4座，计量间5座。沿途场站的压力只有在巡线时才能观测到准确数据，而我们不能时时掌握住沿线压力的变化；若在截断阀室中发生截断事故，我们又不能在第一时间内掌握是哪一台截断阀发生截断。若在沿线阀室、站场、计量间采用变送器，通过变送器的远传模块，就可以将数据时时发送到配气站中央控制室，供相关人员监测。
根据现有的设备，紧急切断阀我们采用的是美国埃莫森公司的SHAFER气液联动执行机构；此执行机构能快速对发生的线路故障作出反应，不需要外来气源，依靠管线的天然气驱动阀门，能实现远程操作，维修方便。运用其远传功能模块，可以将截断阀室内的压力传回。此紧急切断阀的保护功能有高压关断、低压关断、压降速率关断三种，远传功能可以将这三项指标回传，在发生切断事故时，可以在第一时间内掌握情况，节省一定的时间。
对于没有类似紧急切断阀的场站、计量间，我们可以采用具有远传功能的变送器来达到数据回传的效果。根据实际使用情况来看，美国埃莫森旗下的罗斯蒙特（ROSEMOUNT）公司生产的变送器可以实现。
数据的远传，可以有网络光缆传输和无线网桥传输两种方式。
光纤传输，即以光线为介质进行传输。光纤，不仅可用来传输模拟信号和数字信号，而且可以满足视频传输的需求。其数据传输率能达几千Mbps。如果在不使用中继器的情况下，传输范围能达到6-8km。
无线网桥顾名思义就是无线网络的桥接，它可在两个或多个网络之间搭起通信的桥梁（无线网桥亦是无线AP的一种分支）。 无线网桥除了具备上述有线网桥的基本特点之外，无线网桥工作在2.4G或5.8G的免申请无线执照的频段，因而比其它有线网络设备更方便部署。
模数转换器即A/D转换器，或简称ADC，通常是指一个将模拟信号转变为数字信号的电子元件。通常的模数转换器是将一个输入电压信号转换为一个输出的数字信号。由于数字信号本身不具有实际意义，仅仅表示一个相对大小。故任何一个模数转换器都需要一个参考模拟量作为转换的标准，比较常见的参考标准为最大的可转换信号大小。而输出的数字量则表示输入信号相对于参考信号的大小。
在拥有上述设备后，我们可以架设无线通信网络，以供管道运行过程监控使用。变送器所采集到的信号为一个模拟信号，是一串电压变化的值，如果将模拟信号直接通过光缆或者无线网桥传输出去，信号在传输过程中会出现差错，造成数据不准，我们在这里采用了模数转换器这种设备，这种设备会将模拟信号转换成数字信号之后，通过光缆或者无线网桥传输出去。电源的供给，可以采用太阳能电池板，配合蓄电池组使用，无线网桥工作电压220V，蓄电池组无法供给何时电压时，可以在其间加入转220V的逆变器。在将若干阀室的信号采集后可以统一传送到某一站场，在此站场内铺设光缆或者架设无线网桥，同时布设一套PLC系统，通过无线网桥的传输原理，将数据传回花土沟输配气站值班室，通过组态王软件编写的控制系统，可以将数据时时反映出来。PRC系统的供电，可以采用电网所提供的电压，在没有电网覆盖区域，我们依旧可以采用太阳能电池板，配合蓄电池组使用，同时采用逆变器，提供稳定电压。
但就某些实际情况来看，若管线沿线有电网覆盖，又有光缆铺设，通信网络覆盖沿线阀室、计量间。这为实现数据远传提供了良好的基础。
（二）站内流程切换、调压、放空自动操作
对于站内流程倒换、调压、放空等工作，人工操作的话较为繁琐，不能达到数字化的要求，同时不能再安全性上有所提高。例如在放空时，某些场站还采用的人工操作点燃放空火炬的方法，人工操作时间长，操作危险性高，在夜间、大风环境下操作不易进行，这对于管道设备、人员健康造成一定的影響。在高自动化的条件下，我们可以采用自动调节阀和自动控制阀、电子点火装置。
自动调节阀在作业过程中采用自动控制，在管道中起可变阻力的作用，调节介质的压力、流量、温度等等参数，是工艺环路中最终的控制元件。它包括三个主要部分，第一部分是敏感元件，它通常是一个变送器。它是一个能够用来测量被调工艺参数的装置，这类参数如压力、液位或温度。变送器的输出被送到调节仪表——调节器，它确定并测量给定值或期望值与工艺参数的实际值之间的偏差，一个接一个地把校正信号送出给最终控制元件——调节阀。阀门改变了流体的流量，使工艺参数达到了期望值。 控制阀被认为有两个主要的组合件：即阀体组合件和执行机构组合件（或执行机构系统）。控制阀分为四个类型：截止阀、蝶阀、球阀和偏心旋塞阀。这四种类型阀门的变种可导致许许多多不同的可应用的结构，大部分最常用的结构将纳入本章。每种结构有其特殊的应用、特点、优点和缺点。虽然某些控制阀较其他阀门有较广的应用工况，但控制阀并不能使用所有的工况，并且每个结构都应检验以发现降低造价的最佳解决方法。按定义，控制阀（即通常所说的自动控制阀）是个调节阀，但它几乎拥有各种类型的执行机构或执行机构系统，此系统被设计成在控制环络中工作。控制阀是工艺环路中最重的控制元件，工艺环路由传感机构、控制器及最終控制元件组成。控制环路中所包括的食物就是控制阀和其他节流阀区分的特征。手动操作阀和压力调节器能独立用于节流操作，而控制阀则不能，它们的区别是：控制阀是个节流阀，但不是所有的节流阀都是控制阀。在某些情况下，手动操作阀在增设了执行机构系统后可以转变为控制阀，并可安装在控制环路中。在工作人员向某一阀门发出某种指令后，阀门的执行机构会根据指令完成阀门的各种动作。
站内阀门、调压阀更换成电动阀后，可以将中控室系统软件用组态王重新编写，在界面中加入阀门控制单元，同时用信号线将阀门与配电室PLC系统中安全栅连接，将信息解码后放入控制单元。在得到上级指令后，值班人员可以通过系统界面上的控制按钮来进行流程倒换、调压等工作，同时在交接班时完成一二次标的比对，确保系统正常运行。
电子点火装置是石油钻井，炼油厂及天然气集输场站的尾气和放空天然气的处理装置，用电子点火装置可将放空的可燃有害电子点火装置气体点燃焚烧以消除其对环境和安全的危害，是一种安全环保设备。电子点火装置的优越性：电子点火装置使“人工点火”到“自动操作”，折射出的是人本理念和环保诉求。所以有必要用电子点火装置，钻井、试油施工过程中，放喷是常有的事。过去几十年里，放喷点火均为人工操作，人员接近放喷点，易被烧伤、灼伤，风险性较高；同时，人工操作持续时间较长，准确率不高，易使有毒气体大量排放于大气中，造成不同程度的环境污染。
管道中数字化系统地引进，为管道运行人员对管道的检测、监测、检查提供了一个新型媒介，它可以为减轻管道巡护人员的劳动强度，提高人身安全性。时时刻刻掌握沿线的数据，对于保证管道安全平稳的运行，减低管道运行风险，也是一个有力的提高，同时也符合了管道完整性的相关内涵。同时，数字化的引进，对于油田的进一步的建设也是一个机遇。油井、注水井上采用数字化系统后，巡井人员可以减轻劳动强度，也可以减少巡井人数，其余的人手可以进行油田设备维护等工作，继续为油田的发展添砖加瓦。