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1．技改前的狀況

    在天然氣計量技術改造之前，遼河油田所有的天然氣計量站和外輸口交接計量站的天然氣計量均采用標準孔板配雙波紋管差壓計或配差壓變送器和流量積算儀進行計量，全油田的天然氣計量技術比較落后。雙波紋管差壓計是機械式儀表，受介質、環境和氣候等條件變化影響因素較多，另外還有人因素影響，使天然氣計量誤差不能滿足生產管理需要，經常使供需雙方產生矛盾。現場的生產數據是通過人工報表形式上報生產調度部門，生產信息的滯后給天然氣生產和管理決策部門帶來了許多不便，同時也造成了很大的損失。

    遼河油田天然氣生產的特點是產量波動大，尤其是冬季產量銳減。為保證供氣平衡的協調，天然氣主管部門必須及時掌握產、供氣的變化情況，有針對性的進行調配氣源和產量，使產、供、銷氣量平衡。然而，若采用的機械式儀表無法實現測量數據及遠傳，各生產管理部門不能通過計算機網絡共享生產的實時數據，以及其它管理信息，得到的生產信息是人工抄表數據，極不利于天然氣產、供、銷的平衡調配和管理，直接影響油田生產及用戶生產裝置的正常、穩定運行。

2．技改措施與目的

   
    天然氣計量技術改造是將油田所有的天然氣計量站和外輸口交接計量站天然氣計量采用的標準孔板配雙波紋管差壓計改為由標準孔板配智能型電動差壓變送器與計算機構成的計量系統。計量中對天然氣的壓力、溫度（濕氣還包括含水）進行在線自動補償，實現標準狀態下的體積流量顯示、累計。并將現場的實時數據通過遼河油田信息網絡傳輸到天然氣生產和管理部門。

   
    對于外輸口交接計量站天然氣計量，將原來的普通節流裝置改為高級孔板閥并更換直管段。工程改造的目的就是全面解決上述提出的各項問題，建成集傳感器技術、計算機技術、網絡通信技術、數據庫技術、信息管理技術、控制技術和測量技術于一身的天然氣計量、管理、網絡系統。      

2．技術改造的內容

2.1 主要設計內容及功能

    本工程設計主要包括如下內容：

（1）遼河油田所有的天然氣計量站和外輸口交接計量站天然氣計量節流裝置設計。

（2）在線自動檢測被測介質的溫度、壓力（對于濕氣設有在線含水檢測）和節流裝置產生的差壓，。

（3）分別遼河油田所有的天然氣計量站和外輸口交接計量站設置現場操作站，自動采集現場的檢測參數，并進行標準狀態下的體積流量計算。

（4）計量數據傳輸系統由3個現場操作站、1個服務器、7個管理終端和通信網絡構成。現場操作站用于采集數據和控制外輸流量，服務器用于保存數據和連接整個系統，管理機用于對整個系統進行監視和管理。系統圖見圖1：

圖1  遼河油田天然氣計量與數據傳輸系統圖

   
    操作站1通過485通訊方式連接到服務器。操作站2通過Modem通訊方式連接到服務器。操作站3、服務器和7臺管理機用TCP/IP協議連接在一起，構成一個局域網。

2.2 系統的主要功能：

    （1） 直觀友好的圖形化人機界面便于管理和操作。

  
    （2） 實時測量數據采集和監視，顯示實時和歷史數據的曲線；顯示現場工況狀態及網絡運行狀態的動態畫面；信號采集和數據處理運算；報警管理：流量參數超越量程報警，報警量程的設置、報警應答和再現報警歷史數據；報表處理：自動即時打印和定點打印，與SQL/ODBC關系數據庫連接，完成數據報表和統計報表；各輸氣系統日、月、年輸差分析等。

  
    （3）自動控制外輸天然氣流量。

  
    （4）參數修改雙套密碼設置，便于供、需雙方對系統的管理和監督。

  
    （5）對于孔板的更換，儀表量程的變化，是否有含水值的測量，計算標準的選擇，修正參數的選擇等均可任意設定，自動生成。

  
    （6）各現場操作站的數據同步傳送到管理機上，并能顯示所有測點的數據，所有要保存的數據都存儲于服務器中，管理機可隨時查閱歷史數據和歷史曲線，打印輸出各種所需報表。

2.3 采用的主要技術和設備

   
    天然氣流量計量雖屬氣體流量計量的范疇，但天然氣的組分比較復雜，影響計量準確度的因素較多。根據總公司關于天然氣計量技術的相關文件要求，即明確了貿易結算的天然氣計量采用標準節流裝置作為流量儀表。1993年和1996年國家與石油天然氣總公司分別頒布了《流量測量節流裝置用孔板、噴嘴和文丘里管測量充滿圓管的流體流量》（GB/T2624―93）和《天然氣流量的標準孔板計量方法》（SY/T3143―1996）節流裝置設計與流量算法的標準。我們在本次天然氣計量技術改造工程中，首先在設計上嚴格執行上述標準，工程分兩期進行施工完成對遼河油田所有的天然氣計量站和外輸口交接計量站共56 套標準孔板進行計算與設計，工程分兩期進行施工完成

   
    天然氣瞬時流量是流體工況（溫度、壓力、差壓和組分等）的函數，而工況參數是瞬變的，所以以瞬時參數計算并累計流量才是符合流量計量理論的科學方法。為了更好地解決繁瑣而復雜的溫度、壓力、差壓、孔板、管道等補償問題，就應該采用現代智能傳感器技術、計算機技術、網絡通信技術來完成天然氣流量計量，以實現天然氣產、供、銷的監控自動化。本設計以此為思路，綜合了多項技術和最新算法構成了天然氣全自動化計量系統。

   
    （1）系統可靠性設計

   
     在現場一次儀表中，壓力、差壓測量采用了智能變送器。是當今技術先進，性能穩定、可靠性高的儀表；溫度測量采用的A級Pt100鉑熱電阻。

   
     為了消除冬季天然氣中水蒸氣冷凝結冰而堵塞壓力、差壓變送器導壓管的現象，設計時對變送器的取壓點位置高于節流裝置，導壓管垂直于節流裝置的最簡單安裝方式，并對導壓管采取了電伴熱措施。為避免在普通變送器安裝中，正、負壓室的平衡閥內漏或人為造成漏氣的現象，設計中采用了可以單向受壓的智能儀表，打破了傳統的安裝方式，取消了平衡閥組，減少了人為誤差，降低了工程投資。

   
    現場操作站是由雙套研華PentiumⅢ工控計算機組成的熱備自動切換系統，INTER100M網卡在現場工控機中作為雙機熱冗余技術的具體體現，使兩臺計算機通過100M網卡進行高速數據交換和數據比較。若一臺計算機出現失常后，另一臺計算機自動接替工作；操作站及現場儀表的供電電源采用智能長時間延時的UPS作為后備電源，配接兩塊進口48A/h電池，延時時間可達2小時以上，避免外線供電間斷而影響計量。UPS電源運行時，通過其智能接口與計算機連接，計算機由電偵察軟件（5套）隨時檢測UPS的工作狀態。為提高電源的抗干擾能力，增設了三抗保護裝置，對系統起到了抗雷擊、濾紋波、校正電源波形的作用；為預防現場強電干擾計算機系統，數據轉換部分采用了雙16通道16Bit光隔離采集板，這是一種的高性能帶三總線光隔A/D采集卡；為使各管理終端可靠的接收現場數據，系統中采用中央服務器對各計量站的計量數據進行處理，再通過局信息網傳送到各管理終端。服務器采用的是美國產HP Net ，奔騰PentiumⅢ、128M內存、10G SCSI硬盤、100M自適應網卡。安裝了WINDOWS NT 和工程組態軟件。 網絡設備采用的是美國3COM 公司的產品。是集遠程訪問服務器和網橋，與兩個56K內置調制解調器及四開放端口外接油田信息網于一身的可自動撥號應答的新型網絡設備，可作為集線器及調制解調器連接在HP服務器和集線器同時對外進行數據交換。D-LINK 100M/16口網絡智能自適應集線器，是性能價格比很高的網絡集線設備，它不僅適應于目前的100M以太網，并為今后網絡升級換代提供了可靠性能保證。1000米5芯屏蔽線用于485通信線纜由現場操作站引入調度室，并由網線通過集線器RJ45口將各計算機進行星型連接，增加系統的可靠性。靠近電廠的計量站為消除電廠的強磁干擾采用了光纜通訊方式，配美國LANART多模光纖收發器、光纖跳線、ST頭 耦合器、終端盒。使10公里以外的數據通過油田信息網傳入調度室；管理計算機作為管理工作站配INTER100M網卡在服務器和管理工作站之間用于快速傳遞數據，管理工作站不但實現了即時數據的接收，并通過管理軟件實現了對內供、外銷天然氣計量數據的多種方式的統計和分析。

   
     軟件平臺：計量系統主要分為現場操作站、管理工作站和網絡服務器三部分，現場操作站和管理站計算機上安裝了Windows NT Workstation,在需要打印報表的現場操作站和管理計算機上安裝了Office系統；在服務器上安裝了Windows NT Server和SQL Server，由于軟件選用了NT平臺，可抵御各種計算機病毒的侵襲。每臺計算機都安裝了MCGS組態軟件，用VC進行編制開發，它是基于Windows NT或98/XP平臺的32位工業自動化軟件系統，是具有開放性、可伸縮性的分布式客戶機/服務器體系結構。

  
    （2）提高計量準確度的措施

   
    a 節流裝置和標準孔板

   
     所有節流裝置和標準孔板的設計、安裝按中華人民共和國石油天然氣行業標準（SY/T6143―1996）進行。對于流量波動范圍較大的計量采用了多塊孔板分段計量的方式。外輸口交接計量站采用了高級孔板閥，這樣可以在線不停產更
   
    換孔板，大大縮短了間斷計量的時間，減少計量誤差。

   
    b 測量儀表的精度配置及安裝

   
    智能型壓力、差壓變送器的精度為0.075級，與雙波紋管差壓計的精度相比提高了20多倍。另外，變送器的零點校正和量程修改均可通過變送器配置的手操器遙控完成，不需要用標準設備到現場把變送器拆下后進行校正，減少了調試時間和間斷計量時間；溫度測量的鉑熱電阻的誤差等級為A級。變送器的安裝采取了直接連接方式，并取消了平衡閥組，使變送器的測量連接環節大大簡化，最大限度的減少了泄漏源。

    
    c 計算機硬件配置及算法

    
    為了提高測量系統的準確性，在計算機的硬件配置中要求測量信號的轉換誤差小于0.1%，計算機的信號接口采用了中泰計算機研究所提供的16bit精度的光電隔離型A/D轉換采集卡。另外，現場儀表供電采用了APC高精度直流穩壓電源，這是系統數據精確采集的關鍵，它使電源的直流波紋對系統采集造成的采集誤差減少。現場操作站計算機的信號采集系統為雙套熱冗余，同時采集現場傳來的測量信號，轉換后進行對比，并可自動剔除認為不正確的采集值。

   
    在流量計算中，設計推薦采用如下計算標準；流量計算采用SY/T6143―1996標準，壓縮因子修正計算采用ISO 12213-2―1997標準；含水修正計算采用GB11605―89標準。為提高計算機的計算精度采用了如下措施：計算全部采用雙精度浮點數進行運算，對于需要查表法得到的參數均采用差分法，二維表用線性差分，三維表用二次差分；在實際應用中，孔板的更換、節流裝置的不同、測量管道內表面的腐蝕、天然氣組分的變化等都要發生，那么這些參數均可通過瞬時流量計算動態連接庫的屬性窗口方便的完成設置。  

3．系統運行情況

3.1 主要參數的測試與對比

   
    天然氣計量系統實施技術改造以后，使遼河油田的天然氣產、供、銷運行平穩、可靠，給管理水平帶來一個新的飛躍。在天然氣計量系統投入運行期間，對系統中的主要儀表精度和計算機的計量數值進行了幾次測試對比，其值如下：壓力、差壓變送器精度為0.075%；熱電阻的精度為0.01%；計算機對電流值的轉換精度為0.05%；現場操作站計算機的計量值與油氣集輸公司計量中心計算機計量值的對比誤差最大為0.007%，與原雙波紋感管差壓計的計量值誤差為1.8%；首、末站輸差由原來的6.06%降到2.63%。

   
    上面的測試數據說明，整個天然氣計量系統的計量精度已滿足設計要求。在與原計量裝置的計量誤差相比較也證明，此計量系統的精度與原計量裝置的準確度有明顯的提高。

3.2 系統運行的可靠性

   
     整個計量系統投運以來，檢測儀表及計算機系統未出現任何故障，通訊系統運行正常，維護、檢修簡便，各種工藝和生產參數設定、修改方便。減少了大量的抄、報表等繁瑣的工作，也杜絕了人為的誤差。

4．結論

]4.1先進性

   
    該系統采用了國內外的先進設備和系統軟件，并結合最新的標準算法，集成了一套高可靠性、高精度的計量系統，此系統集傳感器技術、計算機技術、網絡通訊技術、數據庫技術、信息管理技術、控制技術和計量技術于一體，具有國內先進水平，使天然氣的產、供、銷管理實現自動化。

4.2 經濟效益和社會效益

   
    計量系統投運后，局技術監測中心對該系統進行了測試，其結論是系統精度遠高于國家規定的一級計量標準；該系統的實施大大降低了現場操作者和生產管理者的勞動強度，提高了企業的管理水平；動態數據的實時性保證了決策層對生產過程的快速、準確判斷和實施；數據化和網絡化的管理提高了工況數據的透明度，消除了人為因素；成本核算納入了規范的管理體系。

    通過與與改造前的統計數據相比，輸差從6.06%降到2.63%，減少的輸差為負向輸差。每年可為油田創收1500多萬元。只需半年即可收回本工程投資。

參考文獻：

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趙俊國．熱網分布式計算機監控系統． 《國內外機電一體化技術》2002-3．