甬台温天然气输气管道工程是浙江省天然气管网的重要组成部分，输气管道全长460.132km，设计输气规模为95×108m3/a，站场设计分输规模为50.9×108m3/a，设计压力6.3MPa，气源为浙江LNG，西二线天然气和丽水36-1 气田天然气。本工程包括2 条干线，2 条支线、15 座输气站场、22 座远控线路截断阀室。

      干线一管径为φ813，全长约359.6km，管道起点位于宁波市鄞州区春晓首站，终点位于温州市岙底乡呈岸村的温州末站，管道沿途经过宁波市的鄞州区、奉化市、宁海县，台州市的三门县、临海市、黄岩区、温岭市和温州市的乐清市、永嘉县、鹿城区等。沿途设置春晓首站、奉化分输站、宁海分输站、三门分输站、临海分输站、台州分输清管站、温岭分输站、乐清分输清管站、北白象分输站、永嘉分输站和温州末站共11 座站场。

      干线二管径为φ813，全长约59.97km，其中海底管线长约2.8km。起点为位于温州市乐清市的的乐清分输清管站，沿途经过温州市乐清市、龙湾区、瑞安市，终点为位于瑞安市莘塍镇的瑞安分输清管站。沿途设置龙湾分输清管站和瑞安分输清管站共2 座站场。

      支线一（龙湾电厂支线）管径为φ457，全长约为6.012km，其中海底管线长约4.8km。起点为位于温州市龙湾区的龙湾分输清管站，终点为位于温州市龙湾区龙湾电厂。

      支线二（苍南支线）管径为φ355.6，全长约为34.55km，起点为位于瑞安市莘塍镇的瑞安分输清管站，沿途经过瑞安市的平阳县、苍南县，终点为位于苍南县芦浦镇的苍南末站。设置平阳分输站和苍南末站2 座站场。

站场及阀室列表

      甬台温天然气输气管道工程全线采用以计算机为核心的监控和数据采集（SCADA——SupervisoryControl and Data Acquisition）系统，完成管道输送工艺过程的数据采集、监视控制、操作预测、优化运行、调度和管理等任务。管道设置一个全线SCADA 调度控制中心，在首末站、分输站、分输清管站等设置站控制系统（SCS——Station Control System，采用冗余PLC）（注：春晓首站在原站控系统上扩容），在远传线路截断阀室设置RTU。

      正常情况下，由调度控制中心通过SCADA 系统的通信网络对全线各工艺站场和线路截断阀进行远程监视、控制、调度和管理，各工艺站场根据需要将达到无人操作、有人值守或无人值守的控制水平。

      输气管道工程的自动控制系统采用以计算机为核心的监控和数据采集（SCADA）系统。该系统将达到在调度控制中心完成对全线进行监控、调度、管理的自动化水平。系统投产后，操作人员在调度控制中心通过SCADA系统可完成对管道的监控和运行管理。

      SCADA 系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。调度控制中心可向各站控系统发出调度指令，由站控系统完成控制功能；调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理。天然气输气管道采用全线调度中心控制级、站场控制级和就地控制级的三级控制方式。

      第一级为中心控制级：对全线进行远程监控，实行统一调度管理。在正常情况下，由调度控制中心对全线进行监视和控制。沿线各站控制无须人工干预，各工艺站场的站控系统（SCS）在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。

      第二级为站场控制级：各站(阀室)通过SCS(RTU)系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。站场控制级控制权限由调度控制中心确定，经调度控制中心授权后，才允许操作人员通过SCS(RTU)对各站(阀室)进行授权范围内的操作。当通信系统发生故障或系统检修时，由SCS(RTU)实现对各站(阀室)的监视与控制。

      第三级为就地控制级：就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。当进行设备检修或紧急切断时，可采用就地控制方式

      控制中心设在浙江省天然气调度中心。