[工程科技]联合站.doc

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1、 西安石油大学本科毕业设计（论文） 1 绪论1.1 课题研究的目的和意义1.1.1 课题研究的目的联合站是油田生产中地面工程最关键的一环，是将从采油井采出来的原油经集输管网汇集、存储、分离、加热脱水、计量后进行外输。原油计量是油田开发生产中的一个重要环节。随着国内大部分油田开发都进入到后期产能递减，产液量增加，原油综合含水上升，油井计量站规模增大。同时，联合站外来进液量波动增大，给原油准确计量和稳定外输带来很大影响。目前我国大多数油田联合站的自动化水平还很低，还停留在人工手动状态，对物位、液量、压力和温度等过程参数都需要靠人工检测，人为误差大，严重影响生产效率及产品质量。针对联合站实际状况，以

2、满足联合站原油外输计量生产要求，开发这一套原油外输计量监控系统，它能对生产现场实现原油计量高精度的远程集中化科学管理和实时在线监控；实现流程操作全自动化；根据监控中心提示及时地采取相应的措施，保证生产顺利进行；存储设备运行参数以便分析生产状况，统筹规划。1.1.2 课题研究的意义联合站原油计量监控系统的应用具有重要意义，计量结果直接影响油田的效益和信誉，这套监控系统的研发具有以下重要意义：(1) 将人工计量改为自动连续计量，人工取样化验改为自动连续检测，能够提供更及时、准确的信息。(2) 实现计量站无人值守，减员增效，彻底改变计量站生产作业制度，改善了劳动条件。(3) 在现场生产自动化的基础上

3、，实现中控室信息处理自动化，提高了联合站生产过程自动化生产管理水平。(4) 为保证油气田生产安全、平稳、优化运行提供了有力手段。外输过程，必须在安全生产的前提下安排优化运行，以求得最好的经济效益。1.2 原油计量监控技术研究现状和发展1.2.1 国内现状和趋势在我国，原油计量控制系统最先采用的是DDZ-II型仪表，取得了一定的经济效益。但这些常规仪表组成的控制系统在处理复杂控制系统、集中监控和控制精度等方面具有局限性。随着计算机在石油工业过程控制中的广泛应用，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得到了明显、迅速的发展。1992年5月，西部新建的都善

4、油田采用美国Action公司CIM-PAC9000 SCADA系统，使308口油水井、19座计量站全部实现了自动化，成为我国第一个整装油田的自动化系统。随之东河塘、彩南、温吉桑、论库输油管线的建设，是我国油气田自动化实现了由单井、单个装置、单站自动化向全油田、全线自动化的转变。此外，中原油田设计院研制的SG-50，中国石油大学研制的DMC-50D微机控制系统，承德石油学院研制的GWC-80型微机监控系统都将计算机成功的应用于原油计量监控系统的控制1。在油田生产过程中，要求外输计量系统有高准确度和高可靠性。原油产量的计量是油田开发中最基础的工作，原油计量是油田集输工艺中必要的计量环节，也是考核原

5、油生产任务完成的依据。为此，1990年起，国内应用了高新技术与油田集输工艺相配套的油汽密闭在线计量工艺技术，解决了油田多年来未能解决原油产量不清、集输系统无法密闭运行的问题。原油动态计量技术，主要应用了密闭集输工艺与双容积自动计量分离器、涡轮气体流量计、立式金属计量罐、系列原油腰轮流量计、FSH-K型原油含水率监测仪和微机自动采集处理相结合，成功地解决了油、气、水分级计量技术问题。通过几年的实践，仪器、仪表性能稳定，结构合理，计量准确，将计量误差控制在0.5%以下，弄清了原油外输的产量，从而有效地指导了各阶段的生产组织工作，原油损耗由2%下降到0.5%，提高了经济效益2。目前，按照原油天然气稳

6、定轻烃交接计量站计量器具配备规范（5SY/T5398-91），原油外输计量必须采用容积式流量计作为体积计量器具。在国内众多的容积式流量计中，腰轮流量计，属刮板流量计和双转子流量计因其生产和应用技术比较成熟，在石油、石化企业得到了广泛的应用。国内油田联合站原油计量多用容积式计量，计量出体积流量后，再结合原油化验所得的原油密度计算出流量，贸易结算以质量流量进行交易，油田计量交接油量计算执行标准原油动态计量油量计算（GB9109.5）3。大庆石油管理局总外输计量站于1992年投用了一套由工业控制计算机和计量仪表组成的成套原油仪表计量系统，取得了良好的社会经济效益。大庆原油总外输计量站承担着大庆油田8

7、5%的原油外输计量任务，属国家一级计量单位。大庆石油管理局为了提高原油外输的计量精度，应新时期的管理需求，原油总外输计量站成套计量仪表进行更新换代，采用上海自动化仪表公司自动化仪表九厂开发的总线型微机控制装置，提高了计量水平。我国参与投资的苏丹1/2/4油田原油外输两级计算机计量及自动标定系统，采用法国FURHMAN公司生产的整装计量模块，不仅准确度高、可靠性好，而且可在线对流量计进行标定，并根据压力、温度和流量等参数实时进行流量补偿计算，给生产和管理带来极大方便。1.2.2 国外现状及趋势国外早在上世纪五十年代，美国海湾公司就建成了第一套自动化监控输送系统（LACT），解决了原油的自动收集、

8、处理、计量、输送问题。六十年代，Arco油气公司的Iatan East Howard油田将PLC用于注水控制，并很快发展到报警、泵控等其它领域。随着通信技术的发展，SCADA（Supervisory Control and Data Acquisition）即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。它与油气开采中的处理设备上的检测仪表和控制设备直接相连接，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SCADA系统还实现了注气、注水的优化控制运行。随着DCS系统采用一些先进的控制策略，使部分生产过程的控制得到了进一步优化。HONEYWELL公司的非线性液位控制可以

9、适合进液的波动。美国通用公司的无模型控制器可以适合大滞后、时变温度控制等将检测与控制技术集一体，为油田集输控制提供了一体化解决方案。目前国外已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。比如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的控制油井的产量，确保底层原油达到最大采收率。美国油田甚至将销售过程中温度影响体积的销售差额，也考虑设置到自动化管理系统中。在上世纪70年代末到80年代初，苏联已有大量油井计量自动装置在全国推广，具有代表性的，应用比较普遍的是“卫星A0”、“卫星B0”型油井计量装置。科氏力质量流量计在原油计量中得到了适量的应用，其中

10、大部分应用是与原油两相分离器配套使用，这一方法使原油计量工艺简化，虽然与分离器配套仍没有脱离传统的计量模式，但也有一些公司将分离器小型化或简化，使这一系统向多相流量计过渡。近10年来，相流计量技术在原油计量中发展应用的一项技术。可以在不用分离器或少量分离的情况下直接测出原油的产量。这一技术，在国外一些油田尤其是海洋油田得到了应用。国外已有七、八家上市产品，投入应用和安装的已有200台左右。在美国油井计量多采用三相分离装置，特别是高含水油井计量均采用三相分离计量装置。我国胜利、辽河、大庆等油田都先后引进了美国一些公司的三相分离油井计量装置。纵观这些油井计量装置，它们代表了当今美国三相分离计量的技

11、术水平。多相流计量可以用于原油生产，也可以用于原油测试。据称，其性能将等同和优于传统的测试分离方法。但目前尚没有一台仪表可以测量全流型范围和可以在0100%范围内以每一种可能的浓度混合的油、气、水混合液。关于原油计量的测量不确定度问题一直是人们关注的问题。根据收集的资料分析，前苏联大多采用两相计量分离系统，根据配备的仪表，原油计量不确定度可望在5%10%范围内；美国大多采用三相油井计量系统，原油计量不确定度可望达到5%；另外，根据英国贸易与工业部石油天然气局石油计量标准指南指出：油井产量计量的目标不确定度要求为5%，而用于储量管理的油井测试分离器的测试，期望的不确定度是5%10%4。1.3 计

12、算机监控技术在油田生产中的应用1.3.1 油田自控技术应用特点在油田生产中应用自控技术，实现工艺参数的实时采集和控制，可以保证油气平稳集输和安全生产，有效降低能耗和生产成本，提高工作效率，降低劳动强度。因此，发展自控技术在提高油田生产管理水平和经济效益方面具有十分重要的意义。油田自控技术主要应用于原油集输处理、天然气处理、水处理、注水、聚合物配制、聚合物注入等生产工艺系统，主要检测和控制参数有温度、压力、差压、液位、界面、流量等，目前控制方案主要采用由常规仪表或工控机系统为调节单元实现的单回路调节系统。1.3.2 油田自控技术应用存在的问题及发展方向随着油田生产进入高含水开发后期，新的开发手段

13、、开发技术不断得到推广应用。油、气、水介质条件、工况条件、环境条件和集输工艺都发生了很大的变化，因此不可避免会出现一些新的矛盾和问题。(1) 由于近年来油田生产工艺中的介质、工况及环境条件都发生了较大的变化，一些现场仪表和检测控制方法有的已不适用，为此我们应根据实际工况条件选用相应的自控仪表和工控机系统。(2) 近年来油田上应用较多的传统计算机控制系统，以商用或工业PC机系统直接作为检测控制设备，采用将I/O模板直接插入主机箱总线扩展的方式实现对I/O接口电路的扩展，用于参数较多且集中的场合，各种检测和控制参数全部接入主机箱中的I/O模板，属于一种集中式计算机控制系统。应用在油田生产这种较为恶

14、劣的工作环境中，普遍存在输入、输出接口板之间干扰严重，可靠性差，故障率高等问题，管理维护难度较大。随着DCS和PLC技术的成熟和价格的大幅度下降，DCS和PLC性能价格比的优势将会越来越明显，DCS和PLC取代传统的模板式工业PC系统已成为必然。(3) 油田生产工艺日趋复杂，工艺环节之间的关联和耦合，以及油水界面检测难度的加大，都给平稳操作集输工艺，合理控制生产技术指标增加了难度。因此，选用先进的、合理的控制方案就显得更为重要。合理选择工控机系统，利用计算机强大的逻辑和计算功能，选用自整定PID控制、自适应控制、模糊控制、解耦控制等先进的控制模式，是实现上述目标的有效途径。(4) 近年来，随着

15、计算机通信技术和网络技术的迅速发展，生产过程网络化管理已成为企业现代化管理的重要内容和发展方向。目前基于网络的计算机监控系统可以方便地与上层的管理信息系统集成，上层的计划或指令可以方便地下达到计算机监控系统；同时，现场的各种实时数据和生产信息也可以迅速地上传，使得上级管理人员可以随时了解现场的生产情况，这样就可以大大地提高工作效率和管理水平5。1.4 本课题研究的主要内容和论文的结构通过对联合站的生产工艺过程进行系统分析，确定原油外输计量各个环节的检测和控制参数。根据原油计量监控系统的工艺过程要求，对控制系统进行总体设计。联合站原油计量监控系统，采用集散控制系统（DCS），上位采用工控机，应用

16、组态软件组态王6.52软件开发，下位机采用分布式数据采集模块，通过RS-232与上位机进行通讯，整个系统完成对站内生产过程的监督与控制，对各运行参数（监控系统的温度、压力、液位、流量、可燃气体浓度等）实现实时采集、动态显示、数据处理、报警、查询与打印等功能。论文的结构：第一章绪论，主要介绍了研究课题的目的和意义、原油计量监控的国内外发展现状及趋势以及本课题研究的主要内容。第二章联合站原油计量工艺与控制要求，主要分析了联合站原油外输计量的工艺过程、特点和工艺的要求。第三章监控系统方案设计，主要讨论了原油计量监控系统的总体设计方案和系统的功能，对系统设计方案进行了可行性论证。第四章联合站原油计量监

17、控系统硬件设计，主要介绍了系统的组成，系统的设备选型，以及硬件的设计方案原理。第五章联合站原油计量监控系统软件设计，主要进行了监控软件的设计，具体介绍了应用组态王6.52进行监控软件的开发，画面（如趋势曲线，实时、历史报警，实时、历史报表，报表查询等画面）的实现。第六章监控系统的调试和运行，主要介绍了系统的硬件和软件的调试和运行。第七章对本系统的设计工作进行了总结，指出了一些优点与不足。2 联合站原油计量工艺分析与控制要求联合站是油田原油和天然气集输生产中最重要的工艺过程，包含若干复杂的工艺环节，原油外输计量是以实现油、气、水动态计量为主要工作内容,为生产开发、科学研究、安全生产和油气贸易结算

18、工作提供准确数据,是企业的一项技术性基础工作，是其中关键的一环，直接关系到成品原油的产品质量和整个采油厂的效益。设计一个实时性好，安全稳定，且精确度的外输计量系统是很有必要的。为此我们有必要对联合站原油计量系统进行分析，了解其基本原理和控制要求。2.1 联合站工艺流程分析2.1.1 联合站原油生产工艺联合站是集油水分离、污水处理、原油含水分析、外输计量等多个系统为一体的综合性生产过程。张天渠联合站原油生产工艺流程如图2-1所示。图2-1 原油生产工艺流程张天渠联合站的任务是对进站油气（来自长2层增压点或计量站、来自长2层丛式油井以及韩渠联合站）进行汇集、处理及外输计量。来自计量站的油气要经过快

19、开式电加热收球筒，将其加热到55，送热交换器继续加热使原油脱水；来自韩渠联合站的油气直接通过热交换器进行加热脱水，来自其它管线的油气首先经过双容积量油分离器进行油气水三相的初步分离，然后通过齿轮卸油泵将其送热交换器进行加热脱水。完毕后，一部分进入气液分离器进行进一步油气分离，将其中分离出的天然气输送至锅炉房作燃料用，分离出的油进入污油箱；一部分进入分离缓冲罐，可以供给气液分离器，也可直接输入污油箱，由污油泵输送至溢流沉降罐进行原油沉降，然后进入净化罐将原油净化，生产出合格的稳定原油，经计量后进行装车或密闭输送至东仁沟输油首站。2.1.2 联合站原油外输计量工艺原油外输计量系统是对脱水后的原油进

20、行温度、压力、产量的测量，在保证站内安全的情况下进行外输。计量站的生产过程包括对分离后的油换热、缓冲、注入沉降罐和净化罐、泵的外输等过程。站内的主要设备有：换热器、缓冲罐、输油增加装置、沉降罐、储油罐、泵机、计量自控仪表、计算机监控装置等。联合站原油外输计量系统通常由储油、加热、外输及计量监控四部分组成。原油计量工艺流程如图2-2所示。图2-2 联合站原油外输计量监控工艺流程图原油外输计量的工艺过程：油井来油经加热炉加热后，至气液分离器进行油、气、水分离。再将分离后的油送入分离缓冲罐，经过沉降罐、净化罐，将油进一步净化后，再经过加热炉加热，利用外输油泵的加压，通过流量计等仪表检测后输出。工艺过

21、程需要监测储油罐的液位、加热炉的温度和压力、原油外输温度和压力、含水率、流量及站内可燃性气体浓度，并分别对他们进行报警。在整个过程中，用一些辅助设备，如压力计、温度计、液位计进行检测，再通过I/O数据采集模块进行数据采集，将数据传输到计算机，计算机对其进行分析、检测后，打印出正确的数据报表。同时在计算机的监控下对可能发生的故障进行紧急快速的报警，使操作人员能及时处理故障，避免发生事故6。2.2 联合站原油计量监控系统的控制要求2.2.1 联合站原油计量的要求联合站原油计量系统的基本要求如下7：(1) 全天24小时连续可靠运行，实时检测生产参数（如换热器温度、沉降罐液位、净化罐液位、净化油外输泵

22、进出口压力等）的变化，及时有效地控制调节各生产参数。(2) 所有自动化仪表（如压力计、温度计、液位检测仪等），外输流量计及可燃气体浓度检测必须满足安全等级，达到防爆的要求。(3) 生产参数的自动控制要平稳，一旦出现超限等危险情况要及时报警，（如沉降罐液位高低报警、净化油外输泵进出口压力报警、可燃气体浓度报警等）并有连锁保护功能。(4) 原油的计量计算要符合相关国家及企业标准。2.2.2 联合站原油计量监控系统的控制要求联合站原油计量监控系统的主要控制要求是实现原油的准确计量，各设备参数的检测、显示、控制、及报警等，它们主要有：(1) 三个储油罐液位检测、显示与高低报警，就地显示；(2) 两个加

23、热炉的温度和压力检测、显示与高低报警，就地显示；(3) 两组外输泵的启停控制；(4) 至东仁沟输油首站的原油外输流量、含水率、温度、压力的检测；(5) 至韩渠联合站的原油外输流量、含水率、温度、压力的检测；(6) 两个外输油阀门开关控制；(7) 站内可燃气体浓度检测、显示、报警。3 联合站原油计量监控系统方案设计3.1 联合站计算机监控系统的设计要求计算机监控系统对于不同的应用对象有不同的具体要求，但对大多数监测控制系统的设计来说，运行上可靠、技术上先进、使用上方便、应用上灵活、时间上节省、经济上合理是共同的基本要求。(1) 运行可靠工业计算机监测控制系统的运行环境相对恶劣，能否适应这种环境是

24、系统不可避免要面临的考验。而且计算机监测控制系统往往负担着重要的任务，一旦出现故障，将造成整个被监控过程的混乱，引起严重的后果，由此造成的经济损失往往远非计算机监测控制系统本身的造价所能比拟。所以，能否确保长期可靠地运行成为计算机监测控制系统中首要考虑的问题。特别是对一些影响面大的重要应用系统，如连续生产过程的控制、电力系统的监控等，均不允许故障率高的系统存在。(2) 技术先进计算机监测控制综合了计算机技术、自动控制、信息处理和通信、检测技术和仪表以及生产过程和管理方面的知识，是一个综合性很强的技术领域，其技术先进性概括来说体现在硬件设备、软件平台和工具、信息处理和控制策略这三方面。计算机监测

25、控制系统设计的一个原则，不是盲目追求新技术，而是在技术成熟的前提下尽量采用先进的技术，其原因如下： 先进的技术可以获得更好的监测控制效果，从而可能获得更高的经济效益，因此在保证可靠性和经济上允许的前提下，应尽可能采用先进的技术； 计算机技术发展十分迅速，硬件和软件更新换代的周期越来越短，采用先进的技术意味着延长系统的生命期限； 计算机监测控制系统大多作为整套生产设备的一部分出现，而高技术含量往往又体现在控制系统上，先进技术的采用可以大大提高整套设备的附加值，带来可观的经济和社会效益。(3) 使用方便 操作方便：系统应尽可能降低对操作人员的专业技术知识的要求，操作的内容尽可能简单明了，操作的顺序

26、清晰简明，便于记忆； 排错方便：系统中硬件的排列和安装合理，配有明显的指示或信号，并有查错、诊断、故障报警程序，在故障出现时能及时对它定位排除； 维护方便：系统应尽量采用标准设备及其零件，便于硬件的更换。(4) 通用性好一个优良的计算机监测控制系统应具有很好的通用性，能灵活地扩充、修改和升级。当应用对象不同时，只需在基本系统中作适当的改动，增减某些硬件模块，便可满足对象的要求。因此，在系统的总线结构、通信规约上要标准化，采用国际国内的统一标准和规范；设计指标要有一定余地，如输入输出通道数不要应用满。软件的设计也应规范化、模块化。模块要易于连接、组织。程序应可读性强，清除多余语句，还应有适量的说

27、明注释，以便于修改。(5) 节省时间系统设计(包括生产、安装、调试、投运等环节)时间应尽量短，其原因如下： 便于以更快的速度满足用户的要求，更快产生经济效益，这在市场竞争的环境下尤为重要； 计算机硬软件的技术发展十分迅速，更新换代很快，而其价格又呈下降趋势，要保持性能价格比高的优势，时间是一个重要的因素； 尽量缩短设计周期，可以降低整个系统的开发费用。(6) 经济合理系统应根据应用对象的要求和当前的市场情况进行具体分析进行全面的经济技术权衡，这与具体应用对象有密切的关系8。3.2 监控系统功能联合站外输计量系统实现的功能可以概括为以下几个方面9：(1) 数据的实时采集系统的数据采集就是利用智能

28、模块进行流量、温度、液位等数据的采集。在通过RS-232/RS-485协议传输到计算机监控系统。(2) 外输原油流量控制功能在联合站外输计量站出现故障时候，操作人员可以迅速的对外输设备实施一系列措施，使得外输计量设备能够及时地停止运行，并能及时修理、排除故障，以保证计量的准确。(3) 外输计量实时状态模拟功能系统提供了全中文、图形化、动态的监控界面，在计算机屏幕上分别显示出“实时趋势”画面、“历史趋势”画面、“实时报表”画面、“历史报表”画面、“实时报警”画面、“历史报警”画面等，将外输原油流量的信息在相应画面上显示出来。3.3 联合站原油计量监控系统设计方案3.3.1 监控系统总体方案联合站

29、原油外输计量监控系统要求对外输油管线的温度、压力、流量、含水率、加热炉的温度和压力、储油罐的液位等参数实时监测，对输油管线的流量精确测量，同时完成对站内可燃性气体的浓度检测和生产的状况及时给出报警信号，自动生成并定时打印报表等。根据系统的要求，设计了以研华工控机IPC为上位机，通过ADAM4520通信转换器和现场数据采集模块组成的分布式分散控制系统（DCS）。上位机监控软件采用北京亚控自动化软件公司开发的组态王6.52(Kingview 6.52)，通过RS-232与下位机实现数据共享。下位机采用台湾ADVANTECH公司ADAM-5000系列数据采集模块，它通过RS-485总线连接各个部件，

30、对现场的控制部件实行在线调试、诊断，使原油计量监控系统实现自动化。现场各个监控点的物理参数，由对应的现场仪表传感器或变器检测出来并转变为4-20mA电流信号，经屏蔽电缆，安全栅送到各个数据采集模块内后，工控机通过各种模块接口采样电信号；控制信号由工控机输出后以4-20mA电流形式送到执行结构,控制执行机构的动作。例如流量的测量，一次仪表把流量信号转换为脉冲信号，经屏蔽电缆传输到微机室的管线子系统的IPC，由计数卡对流量脉冲信号计数，然后在计算机内经过转换计算，从而测得对应的流量。上位机作为管理机，负责文件管理、数据库维护、报表自动生成并定时打印功能。执行机构作为下位机要对现场进行测量、采集信息

31、，并通过线路送到主机，由上位机完成数据处理的任务，根据下位机传送来的信息，上位机自动生成各种报表，并在指定的时间打印输出，大大减轻了下位机的负担，以便更好地进行各个子系统的数据采集和控制功能，保证系统的可靠性和精度。上位机还可以根据操作人员的选择切换同步监视各个部分的运行情况10。控制结构示意图如图3-1所示。图3-1 控制结构图3.3.2 原油计量的测量原理 原油计量监控系统在线实时检测原油的含水率、温度、压力、流量计脉冲数等，每1s对原油体积总流量、质量流量、体积瞬时流量、质量瞬时流量、纯原油量等计算1 次。计算公式如下11：原油体积总流量(m/ h)： （3-1）式中:N 采样测量的流量

32、计脉冲数，个；n 流量计的流量系数，个脉冲/L；设定的采样时间，s 。原油20时的体积总流量 (m/d)： （3-2）式中: 原油温度膨胀系数(1/)。原油20时的质量总流量(kg/d)： （3-3）式中: 原油中水的密度，kg/ m；W 原油含水率，%；原油在20时的密度，kg/ m。纯原油量(kg/d)： （3-4）含水量(kg/d)： （3-5）3.4 监控系统设计方案的可行性论证DCS适合于生产对象密集、连续而又比较复杂的场合，如在油气田生产过程中，联合站或集中处理站、原油稳定及天然气处理过程。当前DCS增加了逻辑顺序控制功能，使它的应用范围扩大，过程控制层可以采用FCS。DCS的主要

33、特点是： 可实现分级控制（现场采集仪表层、控制层与监控层）； 可靠性高、组网方便； 编程方便、开发周期短、维护方便； 可灵活方便地实现系统内配置和调整； 控制层采用FCS能与现场信号直接相连，易于实现机电一体化； 易于实现“集中管理、分散控制”功能。由于DCS具有以上诸多特点，联合站采用DCS监控系统是最佳选择。本系统的工业控制计算机采用台湾研华工控机，具有很高的可靠性；监控部分采用研华分布式监控系统。数据采集采用的是亚当的智能模块5000系列，此模块采集效果好，且便于传输。RS-232与RS-485都是标准串行数据接口，用RS-485总线，增加了多点、双向通信能力，即允许多个发送器连接到同一

34、条总线上，同时增加了发送器的驱动能力和冲突保护特性，扩展了总线共模范围。由于本系统涉及变量较多，功能要求齐全，所以选用工业组态软件来开发。本监控系统选用组态王6.52软件，它集中控制技术、数据库技术、人机界面技术、网络技术、图形技术于一身，包括动态显示、报警、控件、趋势及网络通信等组件，提供了直观的人机界面，如“趋势曲线”画面、“实时报表”画面、“报表查询”画面、“实时”、“历史”报警画面等。用组态王6.52组态软件构造“监测和数据采集系统”能够大大缩短开发时间，快速便捷的进行图形维护和数据采集，并且能够保证系统的质量。组态王把每一台下位机看作是外部设备，在开发过程中可以根据“设备配置向导”完

35、成连接过程。在运行期间，组态王通过驱动程序和这些外部设备交换数据，包括采集数据和发送数据。3.5 监控系统的设计思想(1) 计量控制系统设备应选择工业控制机或工业计算机，严禁选用一般商用计算机，以保证系统长期在线运行。(2) 应严格要求计算机系统与各计量仪表的信号匹配，确保信号的准确。(3) 采用组态王应用软件。软件编程方法简单，容易掌握，有利于系统的改造与推广。基于组态王的计量系统它具有以下特点： 能不间断地进行实时计量与控制，通过现场配置摄像头连接到控制室，使操作员远离噪音大、粉尘多的工作现场，减少人力，提高效率与计量精度。 使用DCS系统结构，更好地体现了集散控制，集中管理的思想，一个节

36、点出现问题，并不会影响其他的节点，上位机即使关机，也不会影响下位机的工作，即不会影响到它的计量精度。 具有完备的记录与报警功能，便于管理人员进行生产管理。 系统易于扩展，因为系统的开发平台是组态软件，当要进行系统扩展非常容易，只需要在上位机中增加变量，更改画面，添加程序段即可，即系统有很好的继承性。(4) 在商品原油计量交接中，使用高精度、高可靠性的计量仪表，减少仪表误差。按国家标准规定，外销原油计量综合误差0.135%，原油体积计量误差0.12%，由此可见，原油外输计量准确度是确保企业经济效益的一项重要指标。仪表计量与计算机管理使商品原油综合计量误差率大大降低，真正实现了原油的动态计量与管理

37、，提高工作效率，避免人为误差。系统人机界面友好，具有开放的开发环境，便于维护与管理，适用于商品原油的高精度计量12。4 联合站原油计量监控系统硬件设计利用自动化技术对油井、计量间、管汇阀组、转油站、联合站、原油外输系统、油罐以及油田的其它分散设施进行自动监测、监控，从而实现生产自动化和管理自动化。油田自动化系统可分为两大部分，一是用来完成过程控制和数据采集的DCS系统(集散控制系统)或SCADA系统(监控和数据采集系统)；另一部分是用来保护工艺设备、保护人生安全、保护环境、减少和避免事故发生的ESD系统(紧急关断系统)。因此，自动化控制与管理信息系统为实现计量站生产全面自动化提供了可能13。4

38、.1 联合站原油计量监控系统组成联合站原油计量监控系统由现场检测仪表部分、分布式I/O部分、人机控制部分构成。现场检测仪表包括压力、温度、液位、气体浓度等控制参数检测仪表，还有原油流量计计量仪表。现场检测仪表是生产自动化系统最基础、最重要的组成部分之一，其可靠性和精度直接影响系统工作的可靠性和技术性能。所以，控制系统的实现必须首先熟悉各种检测仪表的工作原理、技术性能，根据生产工艺过程的实际需要正确地选择仪表。外输计量站是油田联合站中非常重要的生产环节，对计量和自控仪表等级的要求比较高，仪表不仅要满足检测精度的要求，还要满足易燃易爆危险场所的安全防爆要求。 现场检测的信号需要通过I/O设备才能进

39、入计算机。因此与仪表、流量计连接的I/O设备必须有良好的接口，稳定的工作状态，较强的抗干扰能力。同时,为达到信号的稳定输入，需要将通信协议统一（即RS-485）。研华ADAM系列拥有各种I/O模块和通信模块，能满足不同环境监控应用下的需求。而ADAM-5000系列分布式数据采集控制系统已在各种工业自动化得到广泛的应用，很容易与PC网络相连，具有较大的内存空间，很强的通信能力，是能够执行现场关键控制策略的多任务操作系统。由现场执行机构检测到的信号通过装在ADAM-5000E上的I/O模块，经通信协议的统一转换后，传入计算机。以CRT屏幕显示和打印制表的形式输出，为生产人员提供详实的数据，以便他们

40、分析、了解生产情况，监督生产过程的进行。计算机要将检测的实时数据、人工输入的数据等信息进行分析、归纳、整理、计算，并制成实时和历史数据库加以储存。根据实际生产过程的需求及生产进程的情况，进行工况分析、故障诊断、并图、文、声等多种形式及时做出报告，以进行操作指导、事故报警。系统组成如图4-1所示。主控机IPC采集模块采集模块现 场 模 拟 量 检 测现 场 开 关 量 检 测 与 控 制采集模块现 场 脉 冲 量 检 测 RS484/RS232 打印机图4-1 原油计量监控系统组成示意图4.2 联合站原油计量监控系统硬件配置首先，联合站生产工艺过程由于机泵及配套供电设备较多，电磁干扰和电源干扰较

41、多、较强，工作环境较为恶劣，这就要求监控级的主机和现场控制级的下位机具有良好的可靠性和抗干扰能力。其次，由于油田生产地域范围很大，联合站、转油站相距较远，现场维护力量相对薄弱，专业维护工作难度较大，因此对系统的可靠性和维护性提出了更高的要求。4.2.1 系统监控主机选择 监控主机负责对现场检测仪表的控制（下位机）通信和管理，并为操作和管理人员提供人机界面服务，其实现的功能和自身的可靠性对分布式计算机监控系统的整体性能有决定性影响。考虑到工业现场的条件，工控计算机选择台湾ADVANTECH公司IPC-610，配置奔腾PIV2G的CPU，内存256M 以适应操作系统Windows NT或Windo

42、wsXP，80G硬盘，以满足建立工控实时数据库的需要；22寸IBM 显示器，可提供更为清晰的图形界面。配以相应的监控组态软件，通过带有RS-232标准通讯接口及打印机并行口，并为程序员和操作员提供良好的人机界面服务。4.2.2 数据采集模块的选择 数据采集模块作为分布式系统的下位机，只负责采集控制任务，不需完成复杂的管理工作和人机界面服务，但对可靠性有更高的要求。分布式数据采集控制系统选用台湾ADVANTECH公司ADAM-5000系列14。(1) ADAM-5017 模块实现模拟量的采集ADAM-5017是一个16位8频的类似差别的输入设备，是可以提供可设计的输入在所有的频道上的范围组件（如

43、图4-2所示）。它接受毫伏输入(150 mV，500 mV),电压输入(1 V，5V和10 V)和现在的输入(20个mA，需要125个欧姆电阻)组件提供数据给工程单位(mV，V或mA)的主机。这一个组件为工业的测量和监听申请的极端提供了有成本效益的解决方案。主要特点： 通道：8路差分 有效分辨率：16位 输入类型：mV，V， mA 隔离电压：3000 VDC 采样速率：10采样点/秒（总共） 精确度：0.1%或更高 图4-2 ADAM-5017模块故障与过压保护：最大承受电压35 V 输入范围：150 mV，500 mV，1 V，5 V，10 V，20 mA(2) ADAM-5080 模块实现

44、脉冲信号的输入借助ADAM-5080这个4通道计数器/频率输入模块，用户可以选择计数器或频率模式输入数据（如图4-3所示）。ADAM-5080为用户提供了灵活多样的解决方案，比如计数器、频率、警报设置、开关设定或双向功能设定。主要特点： 模式：计数（加/减，双向）频率 图4-3 ADAM-5080模块输入频率：频率模式：0.31000 Hz 计数器模式：5000 Hz（最大） 最小脉冲带宽：500m sec（频率模式） 100m sec（计数器模式） 可编程数字躁声滤波器：8-65000微秒 隔离电压：1000 VRMS(3) ADAM-5051 模块实现开关量的输入ADAM-5051提供十六

45、路数字量输入通道。ADAM-5000系统可以使用模块的数字量输入来判断安全限位或者安全开关，也可以接受远端数字量信号。如图4-4所示。主要特点： 通道：16 输入电压：30 Vmax 电路类型：上拉电流：0.5 mA（源型） 图4-4 ADAM-5051模块功耗：ADAM-5051： 0.4 W (典型)；0.53 W (最大)(4) ADAM-5056模块实现对外输泵、故障报警等的输出控制ADAM-5056具有16个数字量输出通道（如图4-5所示）。数字量输出是集电极开路开关，你可以通过ADAM-5000主单元来控制。你也可以使用这些开关来控制固态继电器。主要特点： 通道：16 操作电压：3

46、0 Vmax 数字量输出：集电极开路30V(100 mA最大负载) 功耗：0.25 W (典型)； 0.53 W (最大) 功耗：每个通道450 mW 图4-5 ADAM-5056模块(5) ADAM-4520隔离RS-232 到 RS-422/485转换器大多数工业计算机系统都带有标准的RS-232的端口。虽然RS-232得到了普遍的使用，但它的传输速率、传输距离及网络容量还是有一定的限制。RS-422和RS-485标准通过将数据及控制信号使用差分信号进行传送，克服了RS-232的不足。 ADAM-4520/4522隔离转换器能够让您在早期的RS-232系统上充分利用RS-422和RS-485的优点。它能够将RS-232信号透明转换为RS-422和RS-485信号。您无须改动PC上的任何硬件及软件。ADAM-4520能够帮您轻松地建立起一套基于PC硬件的、工业级远程通讯系统。它能够将通讯距离再延长1200米（4000英尺），或再增加32个连接节点。模块如图4-6所示。主要特点： 自动内部RS-485总线监督 自动数据流控制 最高采样速率115.2 kbp