联合站原油脱水监控系统设计毕业设计.doc

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1、目录1绪论11.1联合站原油脱水监控系统的国内外现状及发展趋势11.2本设计目的和意义21.3本文研究内容32联合站原油脱水系统概述42.1联合站简介42.2联合站原油脱水工艺流程选择42.3联合站原油脱水工艺流程简介52.4联合站原油脱水的主要工艺参数指标62.5联合站原油脱水工艺参数控制72.6联合站原油脱水的控制流程图83联合站原油脱水DCS系统方案设计93.1监控方案选择93.2用PC 和PLC实现集散控制（DCS）的基本原理103.3基于PLC+PC组成的联合站原油脱水DCS系统方案设计114联合站原油脱水DCS系统实验室模拟设计134.1现场模拟信号的采集134.2控制层PLC模块

2、配置144.3监控系统工业网络架构设计155系统硬件选型175.1仪表选用175.1.2压力仪表的选用185.1.3油水界面仪表的选用195.1.4流量仪表的选用195.1.5含水分析仪表的选用205.1.6液位仪表的选用205.2阀门的选用225.2.1调节阀选用原理225.2.2调节阀流通能力的计算、公称直径及型号的选择236下位机PLC软件设计及编程256.1软件设计流程256.2 计算机和PLC通讯组态设计256.3下位机PLC梯形图编程设计276.3.1 创建工程276.3.2 配置I/O286.3.3 梯形图程序编写326.3.4 Tag（标签）326.4 控制网网络规划337力控

3、监控组态软件设计367.1 力控简介367.2制作工程画面367.3创建实时数据库397.4用OPC建立力控与罗克韦尔的通信397.5 建立动画连接437.6 创建报警、专家报表、趋势曲线448系统连线调试及运行478.1系统硬件连线478.2系统调试及运行499结论50谢辞51参考文献52附录一 控制流程图53附录二 流程图55附录三 数据采集物理端口分布57附录四 数据采集及报警程序581绪论1.1联合站原油脱水监控系统的国内外现状及发展趋势国外在联合站监控系统方面比我国发展的快速，早在上世纪50年代，美国就建成第一套自动化监控输送系统解决了原油的自动收集、处理、计量输送问题。60年代，A

4、cro油田公司就已经把PLC用于注水控制，并很快发展到报警、泵控等其它领域。随着监控与数据采集系统越来越多的应用于油田生产控制与管理中，它与油田开采中的处理设备上的检测仪表和控制设备直接连接，能够实时和不断的获取检测仪表所检测到的运行信息。国外有些油田还实现了注气、注水的优化控制。自从美国Honeywell公司于1975年成功的推出世界上第一套DCS以来，经历了20多年的时间，DCS已走向成熟。目前的DCS发展成为基于计算机技术（Computer）、控制技术（Control）、通信技术和图形技术及4C技术，通过通信网络将分布在工业现场（附近）的现场控制站、检测站和操作控制中心的操作管理站、控制

5、管理站及工程师站等联接起来，共同完成分散控制和集中操作、管理和综合控制系统。国外油田DCS的应用已经开始采用一些先进控制策略。如HONEYWELL公司的性液位控制，可以更好地适应进液的波动。美国通控公司的无模型控制器可以适合滞后、时变的温度控制。HONEYWELL公司的气举优化和各种多变量控制、适应性模糊控制、神经网络控制也在油气集输处理站的DCS上运行，实现了部分生产过优化运行。目前国外已经将自动化技术提升到对原油的生产、储运、销售等环节进行全面监控的现代化管理水平的高度。英国石油公司建立的自动化监控系统可以根据地质情况自动控制产量。美国油田甚至将销售也考虑在自动化管理系统中。我国大部分的油

6、田采油厂联合站是在20世纪70年代建立起来的，目前的联合站监控系统主要分为人工监测控制、常规仪表自动监测控制、计算机监测控制三种方法。而我国很多地方依然停留在人工监测控制阶段而常规仪表组成的控制系统在处理复杂控制系统、集中监控系统和控制精度等方面具有局限性。上世纪九十年代，计算机控制开始应用于联合站生产过程，尤其是西部塔里木、吐哈、准格尔三大盆地的开发和建设，油田生产过程中的自动控制和管理的到了迅速的发展。1992年5月，鄯善油田就使308口油水井、19座计量站全部实现了由单井、单个装置，单站自动化向全油田，全线自动化的转变。随着油田开采的深入，油田已经进入到高含水及日产量不稳定的阶段，因此对

7、油田的自动化水平要求也越来越高，系统的控制策略一步适合当前中转站来液量大且波动大的实际情况，监控软件中的先进控制方法以及软硬件交互的开放性应用也不够。随着DCS向计算机网络控制发展，集输系统生产过程不仅局限于联合站范围内的操作和控制，还向过程控制系统和信息管理系统紧密结合方向发展，即控制和管理一体化。因此，联合站采用DCS是最佳选择，目前绝大数联合站采用的计算机监控系统是DCS。 1.2本设计目的和意义在开采原油时，我国的很多油田都是中后期开采，油田由于注水所开发出的原油含有较多的水分，目前一般为5080，有的甚至高达90，因此需要将原油中所含的水用各种方法分离出来。联合站原油脱水的监控系统首

8、先要保证联合站内的各个工艺装置工作正常，外还要设法保持工况的相对稳定，增加脱水转油的效率。如果脱水不彻底，不仅采来的油得不到利用产生浪费，而且会加重后面污水处理的负担。另外外输站的计量(流量与含水率)也因直接与采油厂的效益相关，所以也很重要。目前，大多采用人工定时采样测含水，容易造成漏洞，引致外输的实际油质与测量值不同，引起损失和纠纷。为了实现联合站原油脱水工艺流程自动监控，减少不必要的损失，集散控制系统就必不可少，测控点数多、测控精度高、测控速度快的工业现场, 其特点是分散控制和集中监视, 具有组网通信能力、测控功能强、运行可靠、易于扩展、组态方便、操作维护简便。系统完全可以胜任或多回路调节

9、器的工作, 它作为一个结点机使用是理想的。使用DCS 系统对生产过程进行控制, 实现了整体化、智能化、网络化、标准化的要求。系统的一切管理在控制中心即可完成, 为实现安全稳定生产, 减少设备建设维护费用, 提供了强有力的手段。因此，这就迫切要求对联合站进行自动化改造，实行集散控制系统的监控与管理。从而可以自动采集并监测生产过程的各个参数，并进行优化处理，实现节能降耗，对建成环保、节能、运行效率高、自动化管理水平高的智能化、数字化的联合站有着重要意义，它同时也是数字化油田建设的重要组成部分。1.3本文研究内容本文主要研究了联合站原油脱水工艺流程自动化监控系统方案设计。设计采用DCS系统为联合站原

10、油集输提供自动化监控与历史数据记录。设计具体内容如下: 1、确定工艺流程控制方案及模型；2、系统构成方案； 3、系统配置选型；4、仪表量程等参数的计算及仪表的选型；5、阀门流通能力的计算、公称直径的选择及阀的选型；6、罗克韦尔PLC编程；7、监控系统组态软件的编程，硬件模拟，系统调试。2联合站原油脱水系统概述2.1联合站简介油田是由油井、水井、计量间、配水间、转油站、联合站组成的一个油气水处理的综合系统，而联合站又是该系统最重要的组成部分。联合站是对各转油站来原油进行集中处理的场所，它主要包括对含水原油自然沉降系统(一段脱水)、电脱水系统(二段脱水)、污水处理系统、成品油外输系统、污水回注系统

11、。其工艺流程如图2.1所示。各系统之间相互串联，互相影响、互相关联，是一个复杂的生产过程。而联合站中最重要的就是原油集输系统。油气集输指的是将油田生产的含水原油和伴生气收集起来，进行处理并输送出去的过程，主要内容有油气的收集与分离、原油脱水(包括含水原油自然沉降脱水系统和电脱水系统)、原油处理、油气计量、天然气净化及污水处理等。图2.1 联合站流程简图2.2联合站原油脱水工艺流程选择联合站集输系统是实现油水分离的重要环节，原油的油水分离过程有自然沉水、化学脱水、机械过滤脱水、电脱水等多种方法。目前我国各油田普遍采用的自然沉降脱水、电脱水、电化学联合脱水等方法，采用脱水流程主要有两种，即两段式脱

12、水流程和三段式脱水流程。(1)两段式脱水流程联合站两段式集输系统主要包括两个子系统:自然沉降脱水系统(一段脱水系统，电脱水系统(二段脱水系统)。(2)三段式集输系统三段式集输系统与两段式集输系统工艺原理相似，主要的区别在于中转站的来油首先进入游离水脱除器，进行沉降脱水，脱水至含水70%左右，然后进入压力沉降罐，进行压力沉降脱水，脱水至30%左右，再进入电脱水器进行电脱水，经电脱水后，成为净化原油。所以三段式集输系统包括三个子系统:自然沉降脱水系统、压力沉降系统、电脱水系统。这种集输系统虽流程复杂、设备较多、能耗较高，但是脱水效果较好。油田只有极少的一部分联合站采用此种集输系统进行原油脱水。目前

13、，油田绝大多数联合站都采用两段式脱水集输系统。该系统简单、节省设备、能耗低、脱水效果较好。本设计选用第一种工艺流程。 2.3联合站原油脱水工艺流程简介原油脱水工艺流程如图2.2所示。图2.2 联合站原油脱水艺流程图具体的流程为:来自中转站的高含水原油进入联合站后，首先进入游离水脱除器，在破乳剂的化学作用和重力沉降作用下，经合理控制，分离出大部分游离水，高含水原油变成含水在20%30%左右的中含水原油。游离水脱除器的运行控制非常重要，要求在容器中部安装油水界面检测仪表，适时检测油水界面的变化，并通过控制容器下端放水出口的调节阀开度调整油水界面，使油水界面保持在一定范围内，以保证油出口含水和水出口

14、含油不超标。另外，多台游离水脱除器的出油汇到一条汇管上，要求在汇管上安装压力检测仪表，适时检测汇管压力的变化，并通过控制安装在汇管上的调节阀开度调整汇管压力稳定在0.24MPa，同时还要实现当压力超高时，快速泄压连锁保护功能。游离水脱除器的放水汇到一条汇管上，靠自压进入污水沉降罐游离水出口原油进入脱水加热炉，加热升温至5060，加热后的含水原油在输送管道中与一定数量的破乳剂混合，进入符合电脱水器进行油水分离。原油在电脱水器内在电场力和化学破乳剂的共同作用下，进行油水的最终分离，经过合理控制电场强度和脱水器的油水界面，使电脱水后的原油含水达到0.5%以下，从而得到满足要求的净化原油。电脱水器的控

15、制原理和游离水脱除器相同。脱出的污水进入污水沉降罐，进行污水处理。脱水后的净化原油进入净化油缓冲罐，再经过外输泵外输。2.4联合站原油脱水的主要工艺参数指标根据联合站原油两段式脱水流程工艺要求，其主要工艺参数指标如下：1、进站原油含水率80%；2、游离水除脱器油水界面高度为2.53.5m；3、游离水除脱器油出口管压力0.20.4Mpa；4、游离水除脱器污水排放流量310315 m3/h；5、加热炉温度65；6、原油出口温度5060；7、进入电脱水器原油含水率20%；8、电脱水器压力0.210.41Mpa；9、电脱水器油水界面高度2.33.2m;10、电脱水器污水流量2022 m3/h；11、外

16、输油流量8085 m3/h；12、净化油缓冲罐液位67m；13、事故罐液位020m; 14、外输油含水率0.5%。2.5联合站原油脱水工艺参数控制（1）游离水除脱器油水界面高度的控制和调整控制范围：使游离水除脱器保持在2.53.5m。控制目标：正常波动范围为01m。控制方式：调节游离水脱除器放水阀的开度，改变脱除器放水水量来控制油水界面高度。（2）游离水除脱器压力的控制和调整 控制范围：使游离水除脱器压力保持在0.20.4MPa。控制目标：游离水除脱器压力波动范围为0.2 MPa。控制方式：调节游离水脱除器出油阀门的开度，改变出油管道的流量用以控制压力。（3）加热炉油出口温度的控制和调整控制范

17、围：加热炉油出口温度为5060。控制目标：加热炉温度5060。相关参数：进出油量的波动、燃料量的变化。控制方式：通过控制送入加热炉燃油量来控制加热炉出口原油温度。（4）电脱水器油水界面高度的控制和调整控制范围：使电脱水器油水界面高度保持在2.3m3.2m。控制目标：正常波动范围为00.8m。控制方式：调节电脱水器放水阀的开度，改变电脱水器放水量来控制油水界面。（5）电脱水器压力控制和调整控制范围：使电脱水器压力保持在0.210.41MPa。控制目标：电脱水器压力波动范围为00.2MPa。控制方式：调节电脱水器出油阀门的开度，改变出油管道的流量用以控制压力。（6）净化油缓冲罐液位的控制和调整控制

18、范围：使净化油缓冲罐液位保持在67m。控制目标：净化油缓冲罐液位波动020mm。相关参数：进油量、外输油量。控制方式：通过控制外输油量来控制净化油缓冲罐液位2.6联合站原油脱水的控制流程图在控制方案确定后，根据工艺设计联合站原油脱水控制流程图，按其流程顺序标注出相应的测量点、控制点、控制系统及自动信号与联锁保护系统等的图形，即工艺管道与控制流程图（简称PID图）。参见附录一控制流程图。3联合站原油脱水DCS系统方案设计3.1监控方案选择(一) 基于DCS的联合站原油脱水监控系统集散控制系统（Distributed control system）是以微处理器为基础的对生产过程进行集中监视、操作、

19、管理和分散控制的集中分散控制系统，简称DCS系统。该系统将若干台微机分散应用于过程控制，全部信息通过通信网络由上位管理计算机监控，实现最优化控制，整个装置继承了常规仪表分散控制和计算机集中控制的优点，克服了常规仪表功能单一，人-机联系差以及单台微型计算机控制系统危险性高度集中的缺点，既实现了在管理、操作和显示三方面集中，又实现了在功能、负荷和危险性三方面的分散。DCS系统在现代化生产过程控制中起着重要的作用,利用DCS可以完全实现对联合站脱水系统的数据采集和监控，历史数据保存，使系统处于优化运行。图3.1 DCS结构示意图(二)基于SCADA的联合站原油脱水监控系统监督控制与数据采集(Supe

20、rvisory Control And Data Acquisition，简称SCADA)系统，是由调度中心通过数据通信系统对远程站点的运行设备进行监视和控制，以实现数据采集、设备控制、测量、参数调节以及各类信号报警等功能的分散型综合控制系统。控制层次通常分为三级：控制中心级、站控级及设备控制级，在一些大型系统中还设有分控制中心这一级。 这种结构体现了集中管理、分散控制的现代大系统控制原则，特别适用于油气长输管道这种分散性大系统的运行管理和控制。方案可行性论证： DCS有以下优点：采用分级递阶结构（一般为四级，应用：过程控制，优化控制，自适应控制，工厂管理）；采用微机智能化技术；采用局部网络通

21、信技术；丰富的功能软件包（应用程序模块化）； 强有力的人机接口功能；采用高可靠性（硬件工艺结构可靠，冗余技术，容错技术）。同时，联合站装置比较集中，适于采用DCS进行控制和管理，而SCADA系统适用于油气长输管道这种分散性大系统的运行管理和控制。所以本设计采用DCS对联合站进行控制和管理。综上所述可以发现，DCS符合在油田联合站的工作情况，也更便于实现油田一体化，提高了工作的安全可靠性。故采用DCS作为监控系统来实现联合站数据采集及控制。3.2用PC 和PLC实现集散控制（DCS）的基本原理集散控制的基本思想是集中管理，分散控制。即：将流程工业的自动控制过程与操作管理人员对自动控制过程的管理过

22、程相对分离；流程工业的自动控制过程由各控制站相对独立地自动完成，而操作人员对自动控制过程的管理则由中央控制室的操作站来完成。中央操作站与各现场控制站一方面各自相对独立地运行，从而将各种故障限制在局部范围内，极大地提高了自动控制系统总体的安全性和可靠性；另一方面又相互进行实时数据通讯和信息交换，实现了操作人员在中央控制室的操作站对整个自动控制过程进行管理和调整。 现场控制站的主要任务是实现对生产过程的自动控制，因此它必需要能够自动采集全厂的各种工艺参数（如各种工艺介质的温度、压力、流量、粘度、组分，物位高度等）以及设备的运行状态（如阀门的开度、机泵的开停、设备震动、机械位移）等生产信息，然后按照

23、事先编好的控制程序进行大量的数值计算，最后输出420mA标准模拟信号（或ON/OFF数字信号）去驱动各种阀门、电机等执行机构，调节各种工艺参数，实现生产过程的自动控制；另外还要与操作站进行实时通讯 ，将采集到的各种生产信息传送到操作站供操作人员使用，同时接收操作人员通过操作站发出的各种指令实时调整自动控制方案、优化生产过程。因此它还需要具有标准化的通讯接口。目前的各种PLC均具有这样的功能，而且其容量弹性大，扩充方便，控制方案的组态简单易学，性能价格比优越，因此是中小型DCS的操作站的理想选择。 中央控制室的操作站实际上是一个人机界面，一方面把控制站采集的各种生产信息进行加工处理，然后以操作人

24、员所习惯和熟悉的各种流程画面、生产报表、历史趋势和声光报警等形式提供给操作人员。另一方面把操作人员的各种指令进行编码后传送给操作站对控制方案进行调整，以优化生产过程或对特殊情况的紧急处理。对中小型DCS来讲，目前市面上比较流行的各种监控软件均能实现这样的功能，且对计算机的硬件和操作系统无特别要求，用普通的PC机加一套监控软件就可实现。 用PC机+PLC组成集散控制系统时，PLC承担了现场控制站的工作，PC机承担了操作站和工程师站的工作。在安装有PLC系统软件的PC 机上可以离线（或在线）编辑PLC的控制应用软件（一般称为梯形图），控制应用软件下载到PLC后，PLC独立完成现场数据采集、逻辑控制

25、、模拟控制等。而操作站的各种功能都可以通过“实时监控软件”+“PC机”来实现，在安装有实时监控软件的PC机上可以方便对生产过程进行监控。3.3基于PLC+PC组成的联合站原油脱水DCS系统方案设计基于DCS的原油脱水监控方案设计包括两个方面，即硬件设计和软件设计。硬件设计主要包括工控机、PLC、传感器、执行机构等的选择、网络组建和配线。软件部分主要包括PLC程序设计和组态软件监控程序设计。原油脱水DCS监控系统网络拓扑示意图如图3.2所示。图3.2 原油脱水DCS监控系统网络拓扑示意图该监控系统采用生产管理级、过程监控级、现场控制级三级集中分散结构，体现了DCS优点。下位机及现场控制单元采用P

26、LC控制器。由安装在现场的一次元件采集信号，信号经传输电缆进入站内的PLC系统。PLC保护与联锁功能的基础数据来源于采集到的数据，在站内完成保护与联锁功能，同时通以太网接口将数据上传到监控中心。PLC作为下位机，执行可靠有效的分散控制；工控机作为上位机可以提供良好的人机界面，进行整个系统的监控和管理。工控机与PLC之间通过通信网络实现信息的传送和交换。所有的现场控制都是由PLC来完成的，上位机只作为程序编制、参数设定和修改、数据采集及监视所用。因此，即使是上位机出现了故障，也不会影响生产过程的正常进行，这就大大地提高了系统的可靠性，满足了联合站原油脱水监控的基本要求。4联合站原油脱水DCS系统

27、实验室模拟设计由于学校没有实际的现场设备和执行机构，结合实际，根据第三章对DCS组成方案的阐述，本章将利用罗克韦尔实验室现有条件对联合站原油脱水DCS进行系统实验室模拟设计，构建模拟监控系统。4.1现场模拟信号的采集 在油田联合站脱水需要监视控制的物理量主要有：游离水脱除器油水界面高度、游离水脱除器油出口管压力、游离水脱除器污水排放流量、加热炉温度、原油出口温度、进入电脱水器原油含水率、电脱水器压力、电脱水器油水界面高度、电脱水器污水流量、外输油流量、净化油缓冲罐液位、事故罐液位、调节阀阀门开度等模拟量的控制和截断阀门等开关量控制。由于条件的限制，不能到现场采集实际传感器传感变送过来的信号，只

28、能通过改变焊接可调电位器电位信号来实现对传感器传送过来的信号进行模拟。对于压力、温度、流量和液位这些物理量的测量，在工业上一般采用以电压信号输出的传感器，在本设计中通过改变电位器的阻值来改变电压大小，进而模拟压力、温度、流量和液位传感器的输出信号。压力、温度、流量和液位模拟信号的模拟电路如图4.1。图4.1 模拟信号模拟电路图通过直流稳压电源供给电路板稳定的5V电源，由电路板输入RSLogix5000的电压信号范围为05V，对信号输入模块1756-IF8、1794-IF2XOF21的参数进行设置，输入模块具有A/D转换功能，可将采集电压真值显示出来。测量各个参数的变化范围：通过把电位器的电阻值

29、调到极限值，得到关于电路板上模拟信号的变化范围,由于连接导线电阻等原因，RSLogix5000采集数值的电压与万用表测的电压相差为1%左右,符合精度要求，经计算转换后得出ForceControl动态显示画面的显示数据变化范围，测量的具体结果如表4-1所示。表4-1 各环节信号变化范围序号信号名称电路板信号变化范围RSLogix5000采集变化范围ForceControl显示变化范围1游离水脱除器油水界面高度05V0.014.99V05m2游离水脱除器油出口压力05V0.014.99V00.5MPa3加热炉油出口温度05V0.014.99V01004电脱水器油水界面高度05V0.014.99V0

30、5m5电脱水器油出口压力05V0.014.99V00.5MPa6净化油缓冲罐液位05V0.014.99V010m7事故罐液位05V0.014.99V020m8外输原油流量05V0.014.99V0100m3/h4.2控制层PLC模块配置本系统利用罗克韦尔实验室现有的以太网、控制网两层网络对进行数据的传输，ControlLogix5561处理器作为整个系统的控制核心，通过1756-ENBT以太网通讯模块接入工业以太网，从而实现了上位机远程监控的功能。1756-CNB/D模块是用来构建控制网络的通讯模块，负责数据在控制网上的传输。控制器上的I/O模块、远程的I/O模块连接监控系统的压力、液位、流量

31、、温度传感器等，这样可以很方便的实现多个参数的测量控制、多点测量。设备具体配置及功能如下表：表4-2 设备及功能表型号名称功能ControlLogix5561处理器系统控制ControlLogix 1756-PA72C电源系统供电续表4-2ControlLogix 1756-ENBT以太网适配器以太网数据通讯ControlLogix 1756-CNB/D控制网适配器控制网数据通讯ControlLogix 1756-OB8数字量输出模块以太网数字量输出ControlLogix 1756-IB16数字量输入模块以太网数字量输入ControlLogix 1756-IF8模拟量输入模块以太网模拟量输入

32、ControlLogix 1756-OF8模拟量输出模块以太网模拟量输出ControlLogix1794-ACNR15Felx IO适配器控制网IO模块适配器ControlLogix1794-IF2XOF2I远程IO模块控制网模拟量输入输出ControlLogix1794-IB10XOB6远程IO模块控制网数字量输入输出交换机工业以太网数据转送双绞线以太网通讯媒介4.3监控系统工业网络架构设计本系统硬件采用罗克韦尔两层网络结构即以太网(Ethernet/IP)和控制网(Control-Net)、ControlLogix处理器、1756和1794I/O模块搭建监控系统的整体架构，采用 Netli

33、nx两层网络来控制系统运行具有运行安全可靠，实时性强、操作简便、易于扩展等优点。它可以减轻网络拥塞，保证控制数据的高效传输，实现无缝的实时控制、设备组态和数据采集的功能。一、以太网本系统采用的是学校现有的罗克韦尔ControlLogix系统，系统通过传感器采集联合站原油脱水系统的压力、温度、流量等物理量，传感器测量的模拟电信号经过外围电路的初步处理之后传给控制器上的模拟量输入模块1756-IF8，经模数转换后（远程模拟IO模块具有A/D转换）的数字信息通过Ethernet/IP（以太网）传递给Logix5561处理器，经过数据处理按照编写的程序发出相应的执行信息，再通过Ethernet/IP（

34、以太网）传送到控制其上的数字量输出模块1756-IB16上的执行机构，一方面控制调节阀，通过调节阀门的开度大小控制污水和原油流量，另一方面直接控制执行机构的启停，对调节阀的自动调节使各设备处于安全的工作状态。二、控制网联合站原油脱水系统的事故罐液位、净化油缓冲罐液位反馈的的模拟电信号经过外围电路的初步处理之后传给远程模拟I/O端口，经模数转换后（远程模拟IO模块具有A/D转换）的数字信息通过ControlNet（控制网）传递给Logix5561处理器，经过数据处理按照编写的程序发出相应的执行信息，再通过Control-Net（控制网）传送到挂接在远程I/O上的1794-IB16数字量输出模块的

35、事故泵、外输油泵进行控制，保障系统安全运行。整个系统的结构如图4.2所示。 图4.2 监控系统架构框图5系统硬件选型5.1仪表选用5.1.1温度仪表的选用本设计中温度检测仪表用来测量加热炉温度、加热炉出口油温度等，测量范围均为0100，允许误差1。加热炉温度为65,需要功能：显示；加热炉出口油温度为：5565，需要功能：控制，报警。量程：正常使用温度范围的30%90%。确定选用仪表量程为0100。对于低于150的温度，由于热电偶的电势较小，常采用热电阻测量。热电阻测温仪表是根据金属导体的电阻随温度变化的特性进行测温的。适合作电阻感温元件的材料应满足如下要求：电阻温度系数大，电阻与温度的关系线性

36、度好，在测温范围内物理化学性能稳定。目前使用最多的是铂和铜两种材料。近年来，随着检测技术的迅速发展，温度测量更多地采用一体化温度变送器。由于温度变送器可以自动实现信号放大、非线性补偿并输出对噪声较不敏感的DC4-20mA标准信号，且变送器电路板用环氧树脂密封制成通用模块，提高了测量精度和抗干扰能力，安装方便灵活，并可减少安装和维护的总体费用。考虑到温度参数在本工艺系统中只是用于一般性的生产监测，选用国产一体化温度变送器WZCB系列即可满足工艺要求。图5.1 WZCB实物图表5-1 WZCB热电阻测温范围及允差型号分度号测温范围精度等级WZCBCu50 Cu100-50+1000.55.1.2压

37、力仪表的选用压力测量方法：（1）应用液柱重力法测量压力 （2）应用弹性变形测量压力（3）应用电测法测量压力常用的利用该法测量压力的传感器有电容式、电感式、压电式、压阻式、应变式等。压力仪表选用原则：1、仪表类型的选择应满足生产过程对仪表的要求，如信号是否要求远传、控制、记录或报警等。2、量程的选择：在测量稳定压力时，最大量程应选择接近而又大于正常值的1.5倍。在侧交变压力时，则最大量程应选择接近而又大于正常值的两倍。上述选择是由于测量时稳定压力长使用在分度上限值的1/32/3处，交变压力不大于分度上限度的1/2。3、精度等允许的最大测量误差以及经济性，确定仪表的精度。一般工业生产用1.5或2.

38、5级就可以了，科研或精密测量和校验压力表时，可选用0.5级、0.35级或更高等级。系统经过初始化后，便进入待机状态，等待键入相应操作。输油脱水岗各工艺设备的工作压力一般在0.180.45MPa，测量准确度要求为0.5%； 根据工艺重要程度，对压力控制，选用罗斯蒙特公司的3051CD型智能压力变送器。图5.2 3051CD型智能压力变送器表5-2 3051CD型智能压力变送器主要技术指标参考精度量程比动态响应时间输出量程0.075%量程5:1100ms2线制420mA05.17MPa5.1.3油水界面仪表的选用油水界面检测仪表的选择：界面检测一直是油田生产中的一个难题，前些年采用的电容式、差压式

39、和声波式等各种界面检测仪表由于存在不同类型的问题，应用效果普遍不理想。考虑到游离水脱除器和电脱水脱除器的界面对联合站生产的安全平稳运行起决定性的作用，因此选用了在物位检测仪表方面比较权威的大连普兰店的CAP-1系列智能型一体化射频电容物位仪，电容变化可测范围01000PF，精度0.5级。该种仪表应用射频电容技术，从根本上解决了温度、湿度、压力、物体的导电性等因素对测量过程的影响，因而具有极高的抗干扰性和可靠性。5.1.4流量仪表的选用流量仪表选用原则：1、口径与量程，最好是正常量程超过满量程的一半，选实际运行时最大流量的1.2倍1.3倍。2、使用压力需小于流量计耐压。3、不同温度及腐蚀性介质选

40、用不同，内衬材料和电极材料也有差别。根据流量仪表选用原则，结合测量实际，采用LL型腰轮流量计。LL型腰轮流量计是一种容积式流量测量仪表。用来连续测量管道中流过的液体的体积流量 基型腰轮流量计主要由测量和积算两大部分组成，能就地指示累积流量。若与相应的光电式电脉冲转换器和流量数字积算仪配套，则可进行远距离测量和控制。LL型腰轮流量计采用了稳压性极好的塔轮式精度修正器，调整方便、计量准确。流量计具有测量精度高重复性好，范围度大，对流量计前后直管段要求不高。工作可靠、牢固耐用、振动小。维修方便等特点，适合测量较高粘度的流体，流体粘度变化对示值影响较小。广泛适用于原油及石油制品的精确计量。图5.3 L

41、L型腰轮流量计表5-3 LL型腰轮流量计技术参数仪表类型被测流体公称通径/mm流量范围m3/h工作压力MPa工作温度精度等级LL-150型腰轮流量计液体DN150103501.6-10600.55.1.5含水分析仪表的选用在联合站集输系统所用的含水分析仪表主要用于对来液含水、游离水除脱器输出含水和外输原油含水进行检测，常用的仪表通常为智能含水分析仪和原油含水率自动检测仪。原油含水量是一个重要的控制与品质指标，然而长期以来，含水测量自动化一直比较落后，目前国内外含水仪种类繁多，但在工业现场的表现均不尽人意。美国DE公司在含水方面做了大量的工作，并在含水测量与控制方面迈出了一大步。美国DE公司含水

42、仪CM3采用该公司射频导纳专利技术，该技术曾广泛地用于液态、固态的；料位界面测量控制，取得了非常好的效果，该项技术应用于含水仪，也增色不少。防挂料也不怕挂料结蜡，不受管道中压力影响。应用范围广，工艺性好。再辅以本安设计和严格的ISO9001质量保证体系，CM3在含水仪竞争中取得了明显的优势。射频导纳含水仪具有十分出色的稳定性和重复性，完全值得信赖。表5-4 含水仪CM3技术参数输出量程精度分辨率 重复性电源420mA0100%0.02%含水量001%含水率量程的0.1%1250V5.1.6液位仪表的选用在本设计中主要用来测量净化油缓冲罐、事故罐的液位，满足监控系统的需要。在常温、常压的情况下，

43、选择超声波液位计测量液体液位是最佳的选择，具有工作可靠、安装简便、使用周期长、免维护的特点，并具有相对的价格优势。由于超声波液位计在测量物位时，与被测介质不接触，同时为全密闭防腐结构，因此对于粘稠的、腐蚀性的、浑浊的等各种液体的液位测量，效果最佳。由设计手册查到QF-8000超声波液位计的量程范围：0-50米，多种形式可选，适合各种腐蚀性、化工类场合，精度高，远传信号输出，PLC系统监控。所以根据实际情况，本设计选用QF-8000型超声波液位计。表5-5 QF-8000超声波液位计主要技术参数型号测量范围分辨率方向角显示应用场合环境温度输出供电电压QF-8000050m1mm4/ 6（全角）自

44、带LCD显示液位高度酸碱等腐蚀性强的环境-20 60420mADC24V表5-6 仪表选择清单仪表名称仪表型号技术指标测量点数量温度变送器WZCB量程：-50+100，精度为0.5加热炉温度、油出口温度2超声波液位计QF-8000量程：050m，分辨率为1mm净化油缓冲罐、事故罐液位2智能型一体化射频电容物位仪CAP-1量程：06m，精度0.5游离水脱除器、电脱水器油水界面高度2智能压力变送器3051CD量程：00.5MPa，精度：0.075%量程油出口管压力2含水仪CM3量程：0100%，精度：0.02%含水量各路含水原油3腰轮流量计LL-150量程：10350m3/h, 精度0.5游离水脱

45、除器污水流量、电脱器污水流量、原油出口流量35.2阀门的选用阀门作为自动控制系统的终端执行部件，阀门可用于控制水、蒸汽、油品、等各种类型流体的流动 ，这次设计和选型的都是调节阀，调节阀是直接安装在工艺管道上的，其使用条件较恶劣的环境下，它的好坏直接影响到系统的质量，从而影响最终产品的质量及系统运行的效益。如果选型不当或维护不善，就会发生问题。因此必须根据工艺参数认真计算口径，选择合适的调节阀。5.2.1调节阀选用原理 根据不同的使用要求，调节阀有直通双座调节阀、直通单座调节阀、碟阀、三通阀、隔膜阀、角形阀等。根据流体力学的观点，调节阀是一个局部阻力可变的节流元件。通过改变阀芯的行程而改变调节阀

46、的阻力系统，以达到控制流量的目的。1、调节阀的尺寸选择调节阀的尺寸通常用公称直径Dg表示，选择其大小的主要依据是流通能力C，它们的关系如表4.2所示。流通能力C表示调节阀的容量，其定义为:调节阀全开，阀前后压差为0.1MPa，流体密度为1g/cm3，时，每小时通过阀门的流体流量。流通能力C表示了调节阀的结构参数。对于不同口径、不同形式的调节阀，其流通能力也不同。根据调节的物料量Qmax、Qmin，流体密度以及调节阀上的压降，可以求得最大流通能力Cmax、和最小流通能力Cmin，再根据Cmax、在所选产品形式的标准系统中，选取大于Cmax、的并最接近的C值，查出公称直径Dg和阀座直径Dg。表5-7 流通能力C与口径的关系公称直径Dg/mm2025325065阀座直径Dg/mm1012152032325065流通能力C单座阀1.22.03.25.012123256