天然气计量培训教程

天然气计量培训教程.doc 1.天然气是指动、植物通过生物、化学作用及地质变化作用，在不同地质条件下生成、转移，在一定的压力下储集，埋藏在深度不同的地层中的优质可燃气体。 燃气的种类:天然气、液化石油气、人工煤气、沼气 天然气一般可分为五种:气田气、油田伴生气、凝析气田气、煤层气、矿井气 2.天然气用途 天然气主要可用于发电，以天然气为燃料的燃气轮机电厂的废物排放水平大大低于 燃煤与燃油电厂，而且发电效率高，建设成本低，建设速度快;另外，燃气轮机启停速度 快，调峰能力强，耗水量少，占地省。我国工业燃料占天然气总消费量的35%，天然气主 要用于锅炉燃料、金属、冶炼、瓷砖类建材烧制等。 天然气也可用作化工原料。化工领域是天然气的第二用户，近四分之一的天然气被 用作化工原料，其中90%以上用于生产化肥。以天然气为原料经合成甲醇进一步生产烯烃 (乙烯、丙烯及丁烯)的MTO工艺已成为国际各大石油公司技术投入的热点，它在21世 纪可与传统的石油路线竞争。以天然气为原料的一次加工产品主要有合成氨、甲醇、炭黑 等近20个品种，经二次或三次加工后的重要化工产品则包括甲醛、醋酸、碳酸二甲酯等 50个品种以上。以天然气为原料的化工生产装置投资省、能耗低、占地少、人员少、环 保性好、运营成本低。 天然气广泛用于民用及商业燃气灶具、热水器、采暖及制冷，也用于造纸、冶金、采 石、陶瓷、玻璃等行业，还可用于废料焚烧及干燥脱水处理。 因为天然气的应用越来越广泛,其”量”的计量越来越被人们重视。欧美等工业化水平较高的发达国家，对天然气计量技术的研究起步较早，投入的资金及科技力量较大，尤其是对贸易天然气的计量十分重视。因为天然气经过计量仪表以后,就转化为量,就是钱,经流量仪表流转财富为数甚巨，就以胜利油田生产两亿立方米天然气的交接计量，流转的财富能到3-4亿元，1%,2%计量损失就高达几百万元。天然气流量计量已经成为天然气工业发展的重要制约因素，是天然气使用中必须解决的一个重要问题。由此可见,计量工作是多么的重要. 现在流量仪表精度虽已提高到0.1,0.2级，似乎还不满足，还要精益求精，仪表价格再高还是愿意购置。 在流量方面，各国流量工作者花费了大量时间，付出了艰苦的努力，在分析总结大量的实验和应用数据的基础上，相继推出具有代表性的标准如天然气流量标准孔板计量标准(AGA No.3)、气体涡轮流量计标准(AGA No.7)、天然气及其他烃类气体的压缩性和超压缩性标准(AGA No.8)、用气体超声流量计测量天然气标准(AGA No.9)、用差压装置测量流体流量标准(ISO5167)、气体涡轮流量计标准(ISO9951)、气体超声波流量计标准(ISO/TR12765)以及天然气压缩因子计算标准(ISO/DIS12213)等，这些标准规程对天然气 1 流量计量具有积极的指导意义。 从流量计选型上，欧洲主要使用涡轮、腰轮流量计，如在荷兰涡轮、腰轮流量计的使用约占80%，在加拿大涡轮流量计的使用约占90%，而美国则以使用孔板为主，约占80%。从整体上来看，在流量计使用上，70年代形成了孔板使用高潮，80年代形成了涡轮流量计使用的高潮，90年代中后期则掀起了超声流量计热潮。 我国天然气计量起步较晚，气藏主要分布在四川、长庆、新疆，仪表的使用选型主要使用孔板，其比例约占88,，采用几何检定法。从70年代以来，我国参照国外系列标准，结合自己的实际情况，在天然气仪表的设计选型、使用、安装、维护、管理、气质分析等方面作了相应的工作，得出一些较重要的结论，同时对现场阻力件、复杂工况影响，摸索出了一些成熟的经验，在标准方面形成了《天然气流量的标准孔板计量》(SY/T6143,1996)标准、等效采用ISO5167形成GB2624标底，但就总体水平，与国外还存在显著差距。 我国天然气计量的相关标准情况 我国天然气的贸易结算只有个别情况采取能量计算，如南海涯13-1气田向香港输气是以能量计量交接的，其它普遍采用的是流量计量贸易交接。天然气输气管线大流量计量则多采用标准孔板法，计量手段较单一，并且还有一些天然气计量站采用标准孔板配双波纹管差压计用求积仪确定天然气的流量，其准确度和可靠性都处于较低水平。近年各油气田大力推广可换孔板节流装置配智能显示仪(流量计算机)进行压力、温度、密度补偿，无论准确度或可靠性都得到较大的提高。 天然气计量的相关标准己制定了许多相关的国家标准，行业标准和计量检定规程等，但尚未形成完整体系，与国外相比尚有较大差距。目前国家非常重视这方面工作，为配合西气东输工程的急需，正在进行一些新的国家标准的制定，如类似EN1776的标准以及气体超声流量计标准，天然气发热量测量标准等等。 以下为己发布的有关标准: GB/T2624-93 流量测量节流装置 用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量 SY/T6143-1996 天然气流量的标准孔板计量方法 GB/T1314-91 流量测量仪表 基本参数 GB4472-84 化工产品密度、相对密度测定通则 GB5832.2-86 气体中微量水份的测定 GB/T11060.1-1998 天然气中硫化氢含量的测定 碘量法 GB/T11060.2-1998 天然气中硫化氢含量的测定 亚甲蓝法 GB/T11061-1997 天然气中总硫的测定 氧化微库仑法 2 GB/T11062-1998 天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB12206-90 城市燃气热值测定方法 GB/T17281-1998 天然气中丁烷至十六烷烃类的测定 气相色谱法 GB/T17283-1998 天然气水露点的测定 冷却镜面凝析湿度计法 GB/T13609-92 天然气的取样方法 GB/T13610-92 天然气的组成分析 气相色谱法 GB/T17747-1999 天然气压缩因子的计算 GB/T17820-1999 天然气 SY/T7506-1996 天然气中二氧化碳含量的测定 氢氧化钡法 SY/T7507-1997 天然气中水含量的测定 电解法 胜利油田天然气资源丰富，天然气远景储量达3(8+l09m (38亿m 3)，目前已探明储量就有1(6+109m (16亿m )。胜利油田作为天然气的生产供应部门，流量计量既是天然气供需双方贸易结算的依据，又是用气效率的技术指标。在生产和经营管理中，流量计量是一项日常进行的重要的技术基础工作。天然气的准确计量不但能促成公平的贸易结算，而且能刺激生产部门改进开采工艺，从而提高经济效益和社会效益。 胜利油田的天然气包括气层气和伴生气，以伴生气为主，占80%以上。天然气的产、供、销单位主要有胜利、现河、东辛、纯梁、河口、孤岛、孤东、桩西、滨南、临盘等采油厂，以及海洋石油开发公司、集输公司、销售公司等单位，其中，临盘、滨南不在供气区内，其他供气区内的采油厂也有部分站点的天然气进不了管网。 胜利油田的天然气主要生产、输送工艺是:各联合站、接转站产生的伴生气经轻烃处理并交接后输送进集输公司的大管网，同时气层气也进入大管网，经东营、孤岛两个压气站处理后加压输送给用户。 天然气的主要流向为:埕岛电厂用气、齐鲁石化和山东管网用气、地方小化用气、轻烃加工减量、以及居民生活用气等。 胜利油田与天然气产、供、销相关的站共有169 个,其中联合站51 座、接转站42 座、集配气站74 座(含轻烃配气)、压气站2 个，见表1。 3 能够进入供气大管网的有106 个站，63 个站的气不能进入供气大网。 外销及厂际交接点共有17 个，见表2。 4 目前应用于油田天然气生产计量的仪表主要有两种:旋进漩涡流量计和孔板流量仪，共五种类型，见表3: 胜利油田主要计量计表情况见表4 5 1 常用的几种测量方法简述 为了满足各种测量的需要，几百年来人们根据不同的测量原理，研究开发制造出了数十种不同类型的流量计，大致分为容积式、速度式、差压式、面积式、质量式等。各种类型的流量计量原理、结构不同既有独到之处又存在局限性。为达到较好的测量效果，需要针对不同的测量领域，不同的测量介质、不同的工作范围，选择不同种类、不同型号的流量计。工业计量中常用的几种气体流量计有: (1)差压式流量计 差压式流量计是以伯努利方程和流体连续性方程为依据，根据节流原理，当流体流经节流件时(如标准孔板、标准喷嘴、长径喷嘴、经典文丘利嘴、文丘利喷嘴等)，在其前后产生压差，此差压值与该流量的平方成正比。在差压式流量计中，因标准孔板节流装置差压流量计结构简单、制造成本低、研究最充分、已标准化而得到最广泛的应用。 充满管道的流体，当它流经管道内的节流件时，如图4.1所示，流速将在节流件处形成局部收缩，因而流速增加，静压力降低，于是在节流件前后便产生了压差。流体流量愈大，产生的压差愈大，这样可依据压差来衡量流量的大小。这种测量方法是以流动连续性方程(质量守恒定律)和伯努利方程(能量守恒定律)为基础的。压差的大小不仅与流量还与其他许多因素有关，例如当节流装置形式或管道内流体的物理性质(密度、粘度)不同时，在同样大小的流量下产生的压差也是不同的。 6 图4.1 孔板附近的流速和压力分布 孔板流量计理论流量计算公式为: 3式中，q为工况下的体积流量，m/s;c为流出系数，无量钢;β=d/D，无量钢;d为工况下f 孔板内径，mm;D为工况下上游管道内径，mm;ε为可膨胀系数，无量钢;Δp为孔板前后 3的差压值，Pa;ρ1为工况下流体的密度，kg/m。 对于天然气而言，在标准状态下天然气积流量的实用计算公式为: 3式中，q为标准状态下天然气体积流量，m/s;As为秒计量系数，视采用计量单位而定，此n -6式As=3.1794×10;c为流出系数;E为渐近速度系数;d为工况下孔板内径，mm;F为相对G密度系数，ε为可膨胀系数;F为超压缩因子;F为流动湿度系数;p1为孔板上游侧取压孔ZT 气流绝对静压，MPa;Δp为气流流经孔板时产生的差压，Pa。 差压式流量计一般由节流装置(节流件、测量管、直管段、流动调整器、取压管路)和差压计组成，对工况变化、准确度要求高的场合则需配置压力计(传感器或变送器)、温度计(传感器或变送器)流量计算机，组分不稳定时还需要配置在线密度计(或色谱仪)等。 (2)速度式流量计 7 速度式流量计是以直接测量封闭管道中满管流动速度为原理的一类流量计。工业应用中主要有:涡轮流量计 涡街流量计 旋进漩涡流量计 等 ? 涡轮流量计: 在欧洲和美国气体涡轮流量计是仅次于孔板流量计的天然气流量测量仪表，据说在荷兰天然气管线上采用了2600多台各种尺寸，压力从0.8Mpa到6.5Mpa的气体涡轮流量计，它己成为优良的天然气流量计。 从20世纪60年代开始，国际上对涡轮流量计应用于天然气测量进行了大量的试验研究及实践检验，这些成果反映在国际标准、国际建议以及工业发达国家的标准上，它们有 ISO9951《Measurement of gas flow in closed conduits一turbine meter》1993，国际法制计量组织(OIML)OIMLR6《General provisions for gas volume meters》1989和OIML R32《Rotary piston gas meters and turbine gas meter》1989，AGA No7《Measurement of fuel gas by turbine meters》1981，JIS Z8765一80《タ-ヒシ "流量计"じよろ流量测定方法》和欧共体标准prEN(标准草案)12261《Turbine gas meters》等。 当流体流经涡轮流量传感器时，在流体推力作用下涡轮受力旋转，其转速与管道平均流速成正比，涡轮转动周期地改变磁电转换器的磁阻值，检测线圈中的磁通随之发生周期性变化，产生周期性的电脉冲信号。在一定的流量(雷诺数)范围内，该电脉冲信号与流经涡轮流量传感器处流体的体积流量成正比。涡轮流量计的理论流量方程为: 式中n为涡轮转速;q为体积流量;A为流体物性(密度、粘度等)，涡轮结构参数(涡轮倾v 角、涡轮直径、流道截面积等)有关的参数;B为与涡轮顶隙、流体流速分布有关的系数;C为与摩擦力矩有关的系数。 8 所示为某涡轮流量计传感器结构图，由图可见，当被测流体流过传感器时，在流体作用下，叶轮受力旋转，其转速与管道平均流速成正比，叶轮的转动周期地改变磁电转换器的磁阻值。检测线圈中磁通随之发生周期性变化，产生周期性的感应电势，即电脉冲信号，经放大器放大后，送至显示仪表显示。 它的实用流量方程为 q=f/K (7.1) v q=qvρ (7.2) m 3式中 q,q,分别为体积流量，m/s， vm 质量流量，kg/s; f,流量计输出信号的频率，Hz; 3K,流量计的仪表系数，P/m。 流量计的仪表系数与流量(或管道雷诺数)的关系曲线如图2所示。由图可见，仪表系数可分为二段，即线性段和非线性段。线性段约为工作段的三分之二，其特性与传感器结构尺寸及流体粘性有关。在非线性段，特性受轴承摩擦力，流体粘性阻力影响较大。当流量低于传感器流量下限时，仪表系数随着流量迅速变化。压力损失与流量近似为平方关系。当流量超过流量上限时要注意防止空穴现象。结构相似的TUF特性曲线的形状是相似的，他仅在系统误差水平方面有所不同。 9 ? 涡街流量计: 1. 工作原理 在流体中设置旋涡发生体(阻流体)，从旋涡发生体两侧交替地产生有规则的旋涡，这种旋涡称为卡曼涡街，如图1所示。旋涡列在旋涡发生体下游非对称地排列。设旋涡的发生频率为f，被测介质来流的平均速度为U，旋涡发生体迎面宽度为d，表体通径为D，根据卡曼涡街原理，有如下关系式 f=SrU/d=SrU/md 1 (1) 式中 U1--旋涡发生体两侧平均流速，m/s; Sr--斯特劳哈尔数; m--旋涡发生体两侧弓形面积与管道横截面面积之比 图1 卡曼涡街 管道内体积流量qv为 22 qv=πDU/4=πDmdf/4Sr (2) 2-1 K=f/qv=[πDmd/4Sr] (3) 33式中 K--流量计的仪表系数，脉冲数/m(P/m)。 K除与旋涡发生体、管道的几何尺寸有关外，还与斯特劳哈尔数有关。斯特劳哈尔数为无量纲参数，它与旋涡发生体形状及雷诺数有关，图2所示为圆柱状旋涡发生体的斯特劳哈 10 46尔数与管道雷诺数的关系图。由图可见，在Re=2×10,7×10范围内，Sr可视为常数，这D 是仪表正常工作范围。当测量气体流量时，VSF的流量计算式为 (4) 图2 斯特劳哈尔数与雷诺数关系曲线 oo3式中 q，q--分别为标准状态下(0C或20C，101.325kPa)和工况下的体积流量，m/h; VnV Pn，P--分别为标准状态下和工况下的绝对压力，Pa; Tn，T--分别为标准状态下和工况下的热力学温度，K; Zn，Z--分别为标准状态下和工况下气体压缩系数。 由上式可见，VSF输出的脉冲频率信号不受流体物性和组分变化的影响，即仪表系数在一定雷诺数范围内仅与旋涡发生体及管道的形状尺寸等有关。但是作为流量计在物料平衡及能源计量中需检测质量流量，这时流量计的输出信号应同时监测体积流量和流体密度，流体物性和组分对流量计量还是有直接影响的。 ? 旋进漩涡流量计: 1(引言 旋进旋涡智能流量计是集流量、温度、压力检测功能于一体、并能进行温度压力、压缩因子自动补偿的新一代流量计，该仪表采用先进的微机技术与微功耗高新技术，功能强，使用方便，是石油化工、电力冶金等行业气体计量和饱和蒸汽计量的理想仪表，其主体技术处于国内领先水平。文一联合站天燃气计量中应用了该流量计使用效果良好。 11 2(旋进旋涡流量计结构及工作原理 组成结构 智能型旋进旋涡流量计主要由壳体(文丘利管)、旋涡发生体、导流体、频率感测件(压电晶体)、微处理器、温度及压力传感器等部件组成，其外型结构如图1所示。 1,旋涡发生体;2,壳体;3,温度传感器输入口;4,压力传感器输入口; 5,信号输出口;6,压电晶体;7,温度传感器;8,压力传感器;9,出口导流体 图1 旋进旋涡流量计结构图 ?工作原理 当被测介质沿管道中轴到达仪表上游入口时，其固定于端部的扇型叶片首先迫使流体进行旋转运动，然后再由旋涡发生体形成漩涡流。由于流体本身具有的动能，旋涡流继续在文丘利管中向前旋进，在流体到达文氏管的收缩段时由于节流作用使得旋涡流动能增加、流速加大，当进入扩散断后，又因回流的作用流体就被迫进行二次旋转。产生的旋涡频率再经频率感测元件(压电晶体)检测、转换及前置放大器的放大、滤波和整形等一系列过程之后，旋涡频 12 率就转变成了与被测介质流速大小成正比的脉冲信号，然后再与温度、压力等检测信号一起被送往微处理器进行积算处理，最后在LCD上显示出测量结果(标准状况下的瞬时流量、累计流量及温度、压力数据)。 ? 超声波流量计: 超声流量计的工业应用已有约40年历史，以前主要是在液体方面的应用，由于气体声能衰减较大，气体的应用遇到很大困难。80年代以来，由于高速数字信号处理技术和先进的压电陶瓷技术的发展，使气体超声流量计测量天然气技术有突破性进展，近年来，它的研发呈加速发展之势。国际标准化组织ISO发布ISO/TR12765《用时间传播法超声流量计测量封闭管道内的流体流量》，美国1998年颁布了AGAN09《用多声道超声流量计测量天然气流量》总结了阶段成果，目前澳大利亚和欧洲各国正在进行制定国家标准和国际标准的准备工作。 超声波流量计是通过检测流体流动对超声束(或超声脉冲)的作用以测量流量的仪表。根据对信号检测的原理超声流量计可分为传播速度差法(直接时差法、时差法、相位差法和频差法)、波束偏移法、多普勒法、互相关法、空间滤法及噪声法等。超声流量计和电磁流量计一样,因仪表流通通道未设置任何阻碍件,均属无阻碍流量计,是适于解决流量测量困难问题的一类流量计,特别在大口径流量测量方面有较突出的优点,近年来它是发展迅速的一类流量计之一。 2 多普勒超声波流量计工作原理 多普勒超声波流量计可用声波或频率高于20kHz的振动探测管道的流量。按照设计需要，产品可利用管道周边安装的浸湿性或未浸湿性变送器耦合管道内流动体的超声波能量。 附图 多普勒超声波流量计工作原理图 13 (1) 多普勒超声波流量计为利用多普勒效应工作。如附图所示其通过对流体中颗粒与气泡的 反射，使得传输频率被线性改变。其最终结果是发射器与接收器频率之间的转换，该值 与流速存在直接关系。多普勒流量计是因奥地利物理学家和数学家Christian Johann Doppler(1803,1853)而得名，多普勒在1842年预言接收的声波频率取决于声源或者与 传播媒介相关的观测器的运动。为采用多普勒效应测量管道内的流量，其变送器可把0, 0.5MHz的超声波转换成流体(参看附图)。流经此管道的液体必须包含声音反射材料如固 体颗粒或者产生的汽泡，这些材料的运动可改变二次反射后到另一个接收转换器上的光 波频率。这种频率变化与管道内材料的流动速度成线性正比，因此可用于形成一个与流 速成正比的模拟或数字信号。 定义多普勒流量计的基本方程如下: 再通过Snell定律: 因此，从方程(1)和(2)我们可推出: 方程(3)清楚地表明:流体速度与多普勒频率变化具有线性函数关系。现在由于管道的内 径D已知，采用如下方法可测量单位体积的流速V(如每分钟的加仑数): 其中，K是与和D单位有关的常数。 一台多普勒流量计可把发射和接收变送器安装到同一个外壳内，附于管道的一边。流动 液体中的反射体可将发射器的信号返回到接收器，其频率变化与流动速度成正比;当两个 变送器被分别安装在管道的相反两边，结果一样。 (3)容积式流量计 在容积式流量计的内部，有一构成固定的大空间和一组将该空间分割成若干个已知容积的小空间的旋转体，如腰轮、皮膜、转筒、刮板、椭圆齿轮、活塞、螺杆等。旋转体在流体压差 14 的作用下连续转动，不断地将流体从已知容积的小空间中排出。根据一定时间内旋转体转动的次数，即可求出流体流过的体积量。容积式流量计的理论流量计算公式: 式中，qf为工况下的体积流量，m3/s;n为旋转体的流速，周/s;V为旋转体每转一周所排流体的体积，m3/周。 在标准状态下，容积式流量计的体积流量计算公式与速度流量计相同。气体容积式流量计属机械式仪表，一般由测量体和积算器组成，对温度和压力变化的场合则需配置压力计(传感器或变送器)、温度计(传感器或变送器)、流量积算仪(温压补偿)或流量计算机(温压及压缩因子补偿)。 容积式流量计,又称定排量流量计,简称PD流量计,在流量仪表中是精度最高的一类。它利用机械测量元件把流体连续不断地分割成单个已知的体积部分,根据测量室逐次重复地充满和排放该体积部分流体的次数来测量流体体积总量。 容积式流量计按其测量元件分类,可分为椭圆齿轮流量计、刮板流量计、双转子流量计、旋转活塞流量计、往复活塞流量计、圆盘流量计、液封转筒式流量计、湿式气量计及膜式气量计等。 几种流量计的优缺点比较 孔板流量计的主要优点: (1)适用于较大口径管道的计量(目前口径大于DN600的流量计一般只能选用孔板)。 (2)无可动部件，耐用。 (3)应用历史悠久，标准规定最全。 (4)制造相对容易，价格便宜。 适用较大口径管道计量;结构简单，安装容易;无可动部件，性能可靠，耐用;应用历史悠久，标准规定最全;按标准制造的孔板不需要标定;fir格便宜。 孔板流量计的主要特点为结构易于复制，简单牢固，性能稳定可靠，使用期限长，价格低廉等，整套流量计由节流装置，差压变送器和流量显示仪(或流量计算机)组成。它们可以分别由不同厂家生产，易于形成规模生产，经济效益高，各部分组合非常灵活，即使目前推出的一体化孔板流量计，亦可分开生产，再灵活组装。 15 优点: (1)应用最多的孔板式流量计结构牢固,性能稳定可靠,使用寿命长; (2)应用范围广泛,至今尚无任何一类流量计可与之相比拟; (3)检测件与变送器、显示仪表分别由不同厂家生产,便于规模经济生产。 缺点: (1)测量精度普遍偏低; (2)范围度窄,一般仅3:1~4:1; (3)现场安装条件要求高; (4)压损大(指孔板、喷嘴等)。 缺点是: (1)测量范围(量程比)窄，为3:1，且合理使用的流量是满量程的30%,80%。 (2)压力损失最大，可达25%,50%。 (3)计量准确度受安装条件影响很大。 (4)前后直管段要求长(据SY/T6143一1996规定，β=0.5时，弱扰动至少为前14D，后6D;强扰动至少为前40D，后6D)，占地面积大。 (5)计量准确度受人为因素影响大。 (6)不能直读出计量结果，使用不便。 涡轮流量计 1) 高精确度，对于液体一般为?0.25,R,?0.5,R，高精度型可达?0.15,R;而介质为 气体，一般为?1,R,?1.5,R，特殊专用型为?0.5,R,?1,R。在所有流量计中， 它属于最精确的。 2) 重复性好，短期重复性可达0.05,-0.2,，正是由于具有良好的重复性，如经常校准或 在线校准可得极高的精确度，在贸易结算中是优先选用的流量计。 3) 输出脉冲频率信号，适于总量计量及与计算机连接，无零点漂移，抗干扰能力强。 4) 可获得很高的频率信号(3-4kHz)，信号分辨力强。 5) 范围度宽，中大口径可达40:1-10:1，小口径为6:1或5:1。 6) 结构紧凑轻巧，安装维护方便，流通能力大。 16 7) 适用高压测量，仪表表体上不必开孔，易制成高压型仪表。 8) 专用型传感器类型多，可根据用户特殊需要设计为各类专用型传感器，例如低温型、 双向型、井下型、混砂专用型等。 9) 可制成插入型，适用于大口径测量，压力损失小，价格低，可不断流取出，安装维 护方便。 ? 高精确度 一般为?1%R,?l.5%R，特殊专用型?0.5 %R,?1%R; ? 高重复性 短期重复性可达0.05%,0.2%，正是由于具有良好重复性如经常校准或在线校准可得极高的 精确度，在贸易结算中是优先选用的流量计; ? 输出为脉冲频率信号，适于总量计量及与计算机连接，无零点漂移，抗干扰能力强; ? 可获得很高的频率信号(3-4KHZ)，信号分辨力强; ? 范围度宽，中大口径可达40:l,10:1，小口径为6:l或5:l; ? 结构紧凑轻巧，安装维护方便，流通能力大。 涡轮流量计的这些特点要真正发挥作用，正确的选型和使用是关键，这点应特别引起重视。 优点: (1)高精度,在所有流量计中,属于最精确的流量计; (2)重复性好; (3)无零点漂移,抗干扰能力好; (4)范围度宽; (5)结构紧凑。 缺点: (1)不能长期保持校准特性; (2)流体物性对流量特性有较大影响。 但由于国产涡轮流量计设计结构、加工精度及材质等方面的原因，叶轮轴承易被介质中杂物磨损或卡死，实际使用效果不太理想，因此在油气田中使用不多。 17 涡街流量计 1. 优点 VSF结构简单牢固，安装维护方便(与节流式差压流量计相比较，无需导压管和三阀组等，减少泄漏、堵塞和冻结等)。 适用流体种类多，如液体、气体、蒸气和部分混相流体。 精确度教高(与差压式，浮子式流量计比较)，一般为测量值的( ?1%,?2%)R。 范围宽度，可达10:1或20:1。 压损小(约为孔板流量计1/4,1/2)。 输出与流量成正比的脉冲信号，适用于总量计量，无零点漂移; 在一定雷诺数范围内，输出频率信号不受流体物性(密度，粘度)和组分的影响，即仪表系数仅与旋涡发生体及管道的形状尺寸有关，只需在一种典型介质中校验而适用于各种介质，如图8所示。 图8 不同测量介质的斯特劳哈尔数 可根据测量对象选择相应的检测方式，仪表的适应性强。 VSF在各种流量计中是一种较有可能成为仅需干式校验的流量计。 优点: (1)结构简单牢固; (2)适用流体种类多; (3)精度较高; (4)范围度宽; (5)压损小。 缺点: (1)不适用于低雷诺数测量; 18 (2)需较长直管段; (3)仪表系数较低(与涡轮流量计相比); (4)仪表在脉动流、多相流中尚缺乏应用经验。 优点: (1)结构简单牢固; (2)适用流体种类多; (3)精度较高; (4)范围度宽; (5)压损小。 缺点: (1)不适用于低雷诺数测量; (2)需较长直管段; 旋进旋涡智能流量计具有以下优点: (1)可检测介质的温度与压力并进行自动补偿和压缩因子自动修正，可直接检测气体的标准体积流量或是饱和蒸汽的质量流量。 (2)采用先进的微机技术与高性能的集成芯片，整机功能强大， 性能优越。 (3)采用先进的微功能高新技术，整机功耗低，既能凭内电池长期供电运行，又可由外电源供电运行。 (4)无机械可动部件，不易腐蚀，可靠度高，稳定性好，长期工作无须维护。 (5)采用LCD显示，清晰直观，读数方便。可同时检测显示出瞬时体积流量、瞬时压力、温度及累计体积流量。 (6)流量计带有脉冲信号输出，也可根据用户需要输出4mA,204mA标准模拟信号。 (7)采用RS485接IXl与微机联网，每台机可带64台流量计，且只须两根通讯线，不仅安装费用低，且便于用户集中管理。 该流量计执行JJGl98—94国家计量检定规程。 19 超声波流量计 (2) 优点: l 可做非接触式测量; l 为无流动阻挠测量，无压力损失; l 可测量非导电性液体，对无阻挠测量的电磁流量计是一种补充。 测量精确度高、范围度特宽、无压损、无可动部件、安装使用费低 主要特点: ? 无阻碍物，无可动部件，无压损，无示值漂移现象; ? 范围度特宽(40:1,200:1); ? 不受气体压力、温度或组分变化的影响; ? 不受气体中固体颗粒和液滴的影响; ? 重复性好，精确度高，线性好(采用了分布合理的多反射并将声程加长的专利技术); ? 有强大的自检测与自诊断功能(超声换能器发射功率自动增益控制，测量有效性及采样百分比监测功能); ? 全数字式计量系统，易于实现数字通信; ? 超声换能器可正常工作在0.1MPa(表压)至15MPa(表压)的压力范围内; ? 采用单反射和双反射与普通传统声道的超声流量计相比声道长度大了6倍，使测量误差减少一半以上; ? 专利的声道布置合理，可形成密闭的超声层析网络，相对于管轴线是绝对轴对称的，不受安装方位，速度分布和涡流的影响; ? 维护简单，可带压更换超声换能器，无须重新标定; ? 可精确测量双向流和脉动流; ? 通过了14个国家的型式批准。 容积式流量计 优点: (1)计量精度高; 20 (2)安装管道条件对计量精度没有影响; (3)可用于高粘度液体的测量; (4)范围度宽; (5)直读式仪表无需外部能源可直接获得累计,总量,清晰明了,操作简便。 缺点: (1)结果复杂,体积庞大; (2)被测介质种类、口径、介质工作状态局限性较大; (3)不适用于高、低温场合; (4)大部分仪表只适用于洁净单相流体; (5)产生噪声及振动。 常用流量计的选型 在流量计的使用中首先遇到的是仪表的选型问题。在进行具体选型时，一般需要综合考虑以下几方面的因素: (1)仪表性能:精确度、重复性、线性度、测量范围、压力损失、上下限流量等; (2)流体特性:流体压力、温度、密度、粘度润滑性、化学性质、腐蚀、脏污、气体压缩系数、等熵指数、比热容、混相流、脉动流等; (3)安装要求:管道布置方向、流动方向、上下游直管段长度、管径、维护空间、管道振动、过滤、排污辅助设备等; (4)环境条件:环境温度、湿度、安全性、电磁干扰、防爆等; (5)经济条件:购置费、安装费、维修费、校验费、运行费、使用期限等。 表1列出了几种常用流量计的选型指南。 近几年，我国天然气计量技术新进展 我国大量使用的孔板节流装置及其二次仪表双波纹管差压计的计量技术，由于其固有的缺陷，如孔板在使用过程中的不断磨损、腐蚀;现场阻力件组合形式远不止标准规定的7种情况;现场旋涡流、脉动流影响因素复杂;对于气量波动大、变化频率高的状况适应性 21 [1]差;导压管易引起信号滞后等，不能保证其计量准确度，这给流量工作者带来了新的研究课题。近几年来，我国天然气计量技术取得了以下一些新的进展。 l、孔板节流装置二次仪表智能化 1998年以来，在二次仪表方面，对部分天然气计量装置进行了改造，现场逐步采取配用智能压力变送器、温度变送器，流量计算机以取代双波纹管差压计，从而实现计量自动化。该系统变送器具有准确度高、稳定性好，可利用它的通讯功能进行在线故障诊断、组态和校验，天然气流量计量逐步走向在线、智能、实时计量。 2、适应中小流量的新型智能式流量计应用 为解决部分现场在中小流量和中低压情况下流量波动较大，孔板计量准确性较差的特殊难题，国内推出智能漩进旋涡流量计、智能涡轮流量计，该类流量计能在线采集压力、温度、工况流量、标定流量、实时修正压缩因子以及自动进行温度、压力补偿。经过实流标定和在现场较大范围应用(如四川、新疆、大港、大庆等)，效果较好。近期又出现了该类型的双探头智能流量计，抗干扰能力进一步增强。 3、高压大流量计量技术研究 随着国外气体超声流量计的迅速发展，我国及时跟踪国外先进计量技术，自1999年以来，由国家原油大流量计量站成都天然气流量分站(以下简称计量分站)牵头，对具有典型代表的美国Daniel、荷兰Instromet、美国Contronlotron所生产的气体超声流量计进行了实流测试，研究在理想安装条件、非理想安装条件、旋转不同角度安装条件、带压更换超声换能器、不同压力条件、声道故障状态的性能并进行现场应用。得出气体超声流量计干 [2]校后仍需实流检定和周期送检等重要结论。经过天然气实流测试后，北京、大庆、新疆、四川、天津、河北等已逐步引进气体超声流量计约40台。口径在DN150mm,DN400mm之间，不确定度为0.5,-1.0,。 4、实流检定技术的发展 过去标准孔板一直沿用“几何检验法”，流量检定装置通常使用空气作介质，负压检定。1996年华阳计量分站建成，该站拥有mt原级标准装置，总不确定度为0.1,和从美国CEESI引进临界流音速喷嘴次级标准装置，总不确定度为0.25,，具备天然气流量实流检定条件。最近4年，实流检定技术日趋成熟，已建立起全套天然气实流检定方法、程序、管理 22 制度，并与国外如美国、荷兰、英国、德国等技术和水平逐步靠近。为了更好地模拟现场工况，减少装载、运输带来的系列困难，控制和合理减少现场计量误差，我国实流检定逐步从室内走向现场。如，国家原油大流量计量站(大庆)的移动式音速喷嘴标定车(压力1.6MPa、 3管径DN200mm、流量90000m/h)，计量分站新购置的移动式气体超声流量标定车(压力6.4MPa、 3管径DN600mm、工况流量80-8000 m/h)。 5、标准的逐步完善与统一 孔板标准由SYL04,83升级为SY/T6143,1996，现正准备升为国家标准;《用气体超声流量计测量天然气》非等效采用AGA NO.9，同时也参考了ISO/TRl2765的部分内容，2001年4月，已通过国家专标委评审。《天然气计量系统技术要求》，非等效采用PREN1776:《天然气测量系统基本要求》，2001年8月，已通过国家专标委评审。目前正准备起草《用涡轮流量计测量天然气》国家标准。 6、国际流量比对 国外流量比对起步较早，最近几年华阳计量分站在天然气流量方法与美国CEESI、美国SWRI、荷兰NMI、德国Pigsar进行了初步的流量比对工作，结果基本一致。2000年在巴西举行的第10届国际流量会议中国作为会员正式参加国际循环比对工作组 [3](BIPM/CIPM/CCM下属流量测量工作组WGFF)第一次会议。2001年4月初，我国在土耳其参加了第二届国际流量工作组(BIPM/CIPM/CCM/WGFF)会议。 7、科研技术与国际学术交流活动 近几年来，我国天然气流量计量取得较大科研成就。比较典型的科研项目有:“天然气、空气、水为介质对孔板计量性能的影响研究”、“天然气计量技术研究”、“气体超声流量计的测试与现场应用研究”、“新型流量计及新型整流器的研究与应用”、“安装条件对孔板影响因素的研究”等。 我国参与国际计量学术活动比较频繁，如:参加美国API会议、参加英国国际法制计量组织(OMIL)，主持和申办国际流量测量学术会议FLOMEKO和ISO/TC193等。 天然气计量新的观念与发展趋势 23 随着中国加入WTO，外资企业不断进人我国天然气市场以及引进国外天然气的可能 [4]性、天然气计量与国际接轨即将成为面对面的现实，其计量观念与发展趋势也将由此而发生系列变化。分析表明，下一步我国天然气计量将向以下七方面发展: l、计量方式向自动化、智能化、远程化计量方式发展 由于电子技术、计算机以及互联网技术的迅猛发展，天然气计量已逐步向在线、实时、智能靠近，同时依靠网络技术实现远程化通讯、控制和管理，如SCADA系统的应用和智能涡轮流量计智能系统。 2、检定方式、量值溯源从静态单参数向动态多参数溯源发展 过去流量计检定方式通常采用检定静态单参数方法，如标准孔板依靠几何检定法检定孔板的8个几何静态单参数来保证流量计的准确。随着国内国外实流检定技术的成熟，天然气流量量值溯源正逐步向实流检定方向发展，即以实际天然气介质、在接近实际现场工况等条件下对流量的分参数如压力、温度、气质组分和流量总量进行动态量值溯源。 3、仪表选型从单一仪表向多元化仪表发展 过去流量仪表选型比较单一，近几年随着对流量计的研究和开发，不同的流量计有不同的特点和适应范围，流量仪表选型由此呈现从单一仪表向多元化仪表方向发展。如，对中低压、中小流量可选择智能型速度式流量计(涡轮、漩进旋涡流量计);对高压、大流量可选择气体超声流量计。近期，又出现了一种新型流量计——内文丘利管，它可适合流量变化范围大的中低流量工况。 4、计量标准由单一标准向多重标准发展 我国天然气计量标准不断发展、丰富和完善，结合国外标准后我国流量计量标准已基本构成完整的体系，正逐步由单一标准向多重标准发展。 5、计量方式从体积计量向能量计量发展 我国天然气贸易计量方法是在法定的质量指标下按体积计量。随着市场经济的不断完善和WTO的即将加入，要求我国天然气贸易计量方法尽快与国际接轨。2000年5月，ISO/TC193第12次年会在成都召开，专题讨论了SC2/WG4有关天然气能量计量工作组文件 24 (ISO/WD 15112)，2000年12月出了委员文件(ISO/CD 15112)。有关天然气能量计量成为发展趋势，我国正在加快进程开展相应的准备工作。 6、单一数据管理向计量系统管理方向发展 单一数据管理具有诸多缺点。计算机技术的发展给天然气计量系统管理创造了良好的条件。天然气计量管理从影响测量结果的各个方面、各个环节进行全过程的、动态的、科学管理。中油股份公司西南油气田分公司2001年即将完成的科研课题《西南油气田分公司天然气计量信息管理系统》为天然气计量自动化及过程管理提供了信息管理系统。 7、计量管理从事后计量纠纷解释向事前过程管理发展 随着市场经济的发展，人们越来越重视天然气计量，特别是贸易计量。因此，人们对天然气计量在管理观念上正发生根本性转变，不仅对现场计量器具的使用及相应人员进行管理，并从事后计量纠纷解释向加强事前仪表采购选型、安装使用、过程控制、质量监督、数据管理、实流检定的管理转变和发展。 SY/T6143-1996 和SY/T6143-2004 计量标准之间的区别 SY/T6143 新旧标准比较分析 SY/T6143-2004 《用标准孔板测量计测量天然气流量》天然气流量测量行业标准于 2004 年 7月3日发布 ,2004 年 11 月 1 日实施。为了更好的贯彻实施新的标准 , 提高天然气计量的准确度 , 有必要将新标准与 SY/T6143-l996 《天然气流量的标准孔板计量方法》进行比较分析 ,以便正确使用新的计量标准。 一标准适用范围及要求、 1. 直径比范围扩大:由 0.2-0.75 扩大为 0.1-0.75 2. 管径雷诺数的极限值进行了改动 : 对( 法兰取压 )>=5000及>=173β,2D( 法兰取压 ),对角接取压,>=5000用于0.1<=β<=0.56,>=16000β2D用于β>0.56 3. 粗糙度限改动较大 , 分为最大值表和最小值表 , 但对下游直管段的粗糙度不作这样严格的要求。 4. 气流条件对旋涡流进行了准确界定,管道横截面所有点上的旋涡角小于 2%, 即认为无旋涡。 5. 气流条件新增一条 : 可接受的速度廓形条件为,横截面上任一点局部流速与最大流速的比值与很长直管段 ( 超过 100D) 后管道横截面上之流速比值在 5% 之内一致。 25 6. 标准要求 : 对改建或新建计量站应满足本标准要求 二测量原理及计量方法 1. 流出系数公式改变,流出系数 C 改 Stolz 公式为 Reader-Harries- Gallagher 公式 , 计算 方法仍为迭代法。相比之下 , 新标准 C 值微量增大 I 2. 可膨胀系数公式改变,公式直接采用上下游取压口压力之比来求可膨胀系数。 3. 相对密度系数计算方法改变,直接按照 GB/T11062-1998 标准进行相对密度计算。 4. 超压缩系数名称改变 : 计算要求采用 GB/T 17747-1999, 这给现有的国产流量计算机提出了更高的要求 , NX19 计算方法 , 只适应于 C 级计量系统。 5. 计算公式温度标名 tl: 改变了旧标准标记为 t, 但标准中要求测温点在孔板的下游。 三节流装置 1. 对直管段进行界定 : 当与管道直线的偏差不超过其长度的 0.4% 肘 , 则认为管道是直的. 2. 直管段圆度测量 : 取三个与管道轴线垂直的横截面 , 如果有焊缝第三横截而应位于焊缝上。 3.直管段长度改动较大 ,2004 标准较 1996 标准更加严格 , 特别是孔板 上游直管段增加较多。并且根据 ISO 5167(2003年版本〉对安装要求进行了修改 , 孔板上下游 所需直管段长度按不配流动调整器和配流动调整器进行了区分,明确了不同的安装形式和尺寸。 4. 修改了孔板夹持器的安装中的同轴度估算公式 5. 孔板平面检测重新界定 : 当孔板 A 面与连接测量管直径 D 的直边间的不平度小于 0.005(D-d)/2, 则上游端面与垂直于轴线的平面之间的斜度小子 0.5%, 可以认为孔板是平的。并增加了图示。 6. 粗糙度描述统一 : 孔板上游端面 A 的平均粗糙度 Ra 应小于或等于 1.25μm 。 7. 孔板厚度分开规定 t 新增如果 D<200mm, 在孔板任意点上所测 E 值之间相差不大于 0.2mm. 8. 边缘新增描述,下游边缘 H 和 I 处在分离流动区域内 , 因而有它的品质要求 , 但低于对上游边缘 G 的要求 , 因此有些细小的缺陷是允许的。 9. 孔板开孔圆度界定为,任意一个单测直径值与直径平均值之差为 : 当 d <=25.4mm时不应超过直径平均值的士 0.05%: 当 d>25.4mm 时不应超过直径平均值的土 0.0127mm 。如果任意一个直径值相对于被测直径的直径平均值之差均符合上述要求时 , 则认为满足本要求。 10. 对圆筒粗糙度进行了规定 : 孔板开孔困筒形部分的粗糙度不得影响边缘尖锐度的测量. 11. 多个取压口规定为,在孔板同一侧的几个取压口应至少偏移 30?。 12. 孔板开孔圆筒部分检验工具改为测量不确定度要求 : 其测量工具不确定度应不大于 5μm 26 13. 孔板粗糙度的检验 : 增加采用极值不小于 0.75 mm的电子平均表面粗糙度测试仪进行检验。 14. 当供需双方有异议时 , 系数检定和在线校准或离线校准 四附录及附表 1. 天然气组分性质表按 GB/T11062 进行了相应的修改 2. 金属材料线膨胀系数只给出了 2-100 ?的值 3. 比热的概念改为比热容 4. 允许采用近似公式计算孔板入口边缘尖锐度修正系数 5. 标准孔板 r0 值表去掉了 0.64 一行。 6. 管道直管摩擦阻力系数公式变形 五 新增内容 1. 新增质量流量和能量流量计算公式 2. 新增发热量测量燃烧标准参比条件 : 热力学温度 293.15K 3. 新增流量调整器两种 , 规定了其结构形式和相应的直管段长度要求。 4.新增天然气流量计算机系统基本技术要求 5.新增天然气孔板流量计计量系统的在线校准 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。其测量过程是由节流装置产生与流量相对应的差压信号，通过导压管将孔板上下两侧的静压和差压信号分别传送到双波纹管差压计的高低压室，由两只表笔在开方卡片上绘制两条静、差压曲线。用径向方根求积仪求取平均后，通过计算公式，手工计算天然气流量，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，天然气自动计量成逐渐成熟，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。 27 油田的计量现状以及存在的问题 计量仪表联网存在的问题 1. 仪表种类多，联网困难。 目前油田有两种五类计量仪表，生产厂家多，各仪表的信号输出方式胜利油田天然气计量信息系统不同，输出协议不同。如果仪表联网需要针对不同类型的仪表采取不同的、措施。 2(现有部分仪表计量不够准确 尽管联合站、接转站的四类仪表已经基本完善，但原有部分计量仪表由于使用时间较长，已经出现老化，精度达不到要求的现象，为了保证计量系统的有效性和准确性，这类仪表必须进行更换。 3. 部分站点安装DCS 系统或数据采集系统 部分站点已经安装了DCS 系统，采集了部分天然气计量仪表的数据。但为了减少病毒的攻击，一般的自动控制系统都是独立运行，上位机不进行联网，因此，该系统采集的天然气流量数据难于上传。另外，已经安装的DCS 系统或数据采集系统种类也非常复杂，运行效 果、计量精度也良莠不齐，主要厂家包括:和利时DCS 系统、HONEYWELL、黑龙江科学院自动化研究所DCS 系统、中油亚光、莱芜xx 公司、油田设计院、油田钻井院以及其他一些本地公司设计。这些公司的产品，其采集方式、运行方式、信号输出方式都各不相同，这为天然气计量系统建立统一、规范的数据采集和传输造成很大困难。 天然气计量流程 油田天然气产、供、销站点主要有联合站、接转站、集气站、配气站等四种类型。各站点主要对四种走向的天然气进行计量，即产气、生产用气、辅助生产用气、外输气量。下面是几种主要类型站点的计量流程示意图。 集气站计量流程示意图 28 配气站计量流程示意图 联合站及接转站计量流程示意图 相关技术的比较 1、传统的孔板流量计计量方法是通过标准孔板节流装置和双波纹管差压计来计量。计量精度在3%到5%之间，自动化程度低，天然气量受人为因素影响较大，报表内容容易失真，现在有许多集气站的井口气量计量仍采用这种方式进行计量。80年代开始这种计量方式有所改进， 29 出现了利用二次仪表取压力、差压以及温度信号，在计算机或集成的流量积算仪中进行流量累积的计量方式，这较原来的双波纹管差压计有了很大的提高，计量精度也有所提高，根据二次仪表的精度不同，整套系统的精度能达到2%到3%。 但是这种计量方式随着网络技术和天然气SCADA(监测监控及数据采集系统)系统的出现，开始露出弊端。目前的流量计算仪一般是把计量程序固化在系统里，用户无法知道程序的算法也无法进行算法改进，只能被动的使用，而且由于积算仪的cpu运算速度比较慢，厂家一般会简化流量计算的算法，来补偿计算速度慢的问题。例如会减少天然气的组分数量、设定一个常用K值来代替一些具体的参数烦琐计算，这会使计量的精度大打折扣，虽然也是按照SY/T6143-1996标准编写程序，但已经不符合自动计量的要求。 2、使用计算机进行流量累计的方式虽然能弥补上述的缺陷，但随着SCADA系统和网络的逐步建设，也呈现出一些缺点。天然气计量SCADA系统就是依靠计算机网络，把原来许多孤立点联系起来，各个点的数据被被收集到服务器上进行二次开发，实现网络浏览、管线输差分析、流量集中控制等新功能。网络的普及，也让病毒迅速蔓延，导致许多计算机感染病毒，即使是在内部网内也很难幸免，再加上计算机的误操作造成的死机，很容易使流量计算的计算机瘫痪，造成计量的误差。计算机(包括工业计算机)越来越被工控领域的工程师视为不可靠因素。 3、我们在这2种系统的基础上进行改进，克服了它们的弊端，开发出了一套新型的RTU+PC组态软件组成天然气自动计量SCADA系统。RTU(远程终端单元) 是SCADA 系统的核心数据采集和处理单元，成熟、可靠的RTU具有几十万小时的平均无故障率时间，而且好的RTU配有高速的处理器和大容量的存储空间，我们把符合SY/T6143-1996标准的计量程序下载到RTU中，在下位机完成天然气流量的计算和累积，上位计算机仅作为控制器计算结果的显示，不参与任何计算，避免了计算机死机或病毒带来的危险。然后在上位计算机中完成其它的辅助功能，比如说WEB发布、报表浏览、参数修改等。这些都很符合当前自动化计量行业一个普遍的、最新的观点:把数据采集、运算交给RTU 等下位机控制器，上位机计算机作为网络上的节点完成现场数据的显示、网络联接、数据备份存储和参数修改等功能。 天然气自动计量系统原理说明 这套系统主要由现场数据采集、下位控制器、上位计算机三部分组成。由现场数据采集部分负责采集现场每一路计量的压力信号、差压信号、温度信号，经过安全栅进行安全隔离后，送到下位控制器，在下位控制器中，利用下装的符合SY/T6143-1996标准的计量程序进行计算，计算的结果通过OPC Server传送到上位计算机，然后在计算机中完成计算结果的统计、报表浏览、网络发布等功能。 30 1、数据采集部分主要包括压力变送器、差压变送器、温度变送器和安全栅以及模拟量输入模块。压力变送器、差压变送器、温度变送器安装在现场，把现场的压力、差压、温度信号转换成4-20mA的电流信号，经过安全栅进行安全电压隔离，引入控制器的模拟量输入模块，模拟量输入模块也是控制器的一部分，有A/D转换功能，把模拟量进行数字量转换后，存到控制器的寄存器中，等待控制器进行调用。 2、下位控制器使用的32位power PC的 CPU，内嵌了Liux操作系统，有16兆的EROM空间，可以轻松的跑我们用ISGRAF编写的天然气计算程序。程序跑起来后，在每个扫描周期中，首先读取预先设定的孔板参数、管径参数、天然气组分等参数，然后把某一路的压力、差压、温度值分别引入计算中，完成这个扫描周期内的瞬时流量计算，然后把这个结果换算 3成秒流量m/s，同时不断对瞬时流量进行累积，求出累积流量。 3、上位计算机通过10兆以太网和控制器进行通讯，完成历史趋势曲线、流量报表等功能。KEPServer软件是提供底层控制器的驱动，通过以太网和底层控制器通讯，它是一种OPC Server软件，可以把控制器的数据通过OPC 方式在不同软件之间进行数据共享，可以让上位软件通过创建OPC Client，和底层控制器的进行数据交互。在上位软件取得控制器内的数据后，就以这些实时数据为基础，进行应用。比如流量日报表、月报表、历史数据查询等功能，实现一套完整的天然气计量系统。 、数据采集方案 1 我们在数据采集设计上，采用了基于控制器和模拟量输入模块的方式，把现场变送器的信号 31 引到控制器里，系统构成如图所示: 以2路计量为例，系统配置如下: 压力变送器2台 差压变送器2台 温度变送器2台 16路模拟量输入模块一块 2、数据处理方案 数据处理部分是整套自动计量装置的关键部分。 2(1硬件选型:这部分装置要完成下面几项任务:1、处理变送器送过来的模拟信号，把模拟信号转换成数字信号;2、保存并运行天然气计量程序;3、和上位计算机进行通讯，把计算后的数值传送到上位计算机保存。 2(2硬件要求:1、长时间的安全、可靠、稳定运行;2、支持PLC编程的IEC61131标准编程方法3、I/O扩展性强，可以增加足够的I/O模块;4、支持以太网方式的上位机通讯，可以和上位机进行快速的数据交换;5、32位的cpu和大容量的内存空间，可以运行复杂的天然气计量程序。 2(3再经过多方选型后，我们选用了美国SIXNET公司的RTU控制器。 32 2(3(1天然气计量的先进功能 ?、计量站负责交接计量任务，基于mIPM RTU 产品可实现SY/T 6143 计量标准嵌入式应用，大大提高计量程序运行的可靠性和实时性，是天然气计量应用的最新发展。 ?、使用SIXNET 系统特有的Datalogging 功能，流量累计等重要数据在mIPM RTU 内做备 份，而不仅仅依赖传统的计算机做数据备分。即使计算机和通讯设备出现故障，而数据依旧可恢复，大大提高数据存储的安全性。 ?、mIPM RTU 产品高可靠的工业应用品质，保障重要计量站点的设备长期可靠运行。 2(3(2 mIPM RTU 的通讯能力 ?、同时提供1 个以太网和4 个串口(RS232/RS485)通讯 ?、支持远程通讯(无线以太网、电台、GSM/GPRS 等)、就地显示(计算机、显示面板等) 和本地智能流量计通讯(定制专有通讯协议) ?、支持标准Modbus 通信协议，并可定制第三方专有通讯协议 2(3(3系统的易扩展功能 ?、独立单元的模块化DIN 导轨安装提升系统扩展能力，并简化系统安装工作。 ?、SIXNE T 软件支持系统配置和程序的在线修改。 ?、在mIPM RTU 的基础上简单扩展I/O 模块即可实现多路计量系统。 ?、基于开放式的产品架构，我们可以方便的更新将来最新的计量标准程序，而不增加额外 的硬件投资。 2(3(4 系统可靠性运行方案 ?、首先是产、销甚至是计量监督部门认可的计量运算标准程序，例如SY/T 6143 计量标准。 ?、其次是系统运行管理要确保数据的安全和可靠，我们提供两种有效手段: a、通过Keylock 键盘软件(SIXNET CHINA 开发)，避免非正常的计算机操作。 b、为影响计量结果的重要过程数据提供双重密码，例如天然气组分参数。交接双方必须同 时确认后，方可输入或修正。 2(3(5企业管理信息网终端监控方案 ?、控制器内嵌入Web Server 功能组件 33 ?、控制器内嵌入防火墙功能组件 ?、分配控制器(RTU)一个有效的IP 地址 ?、建立网络物理联结 ?、组态浏览终端的IE 界面，分配密码权限 软件部分说明 软件是运行在硬件平台上的应用程序，所有的数据处理、计算、通讯等功能都是由软件来完成。软件包括2大部分，一是符合IEC61331的PLC编程语言，这部分程序是PLC编程专用语言，用ISAGRAF来编写，经过编译后，需要下载到RTU中，在RTU里面长期运行，完成基本的数据采集和流量计算功能，并负责把计算结果上传到上位计算机中;二是基于Windows平台的上位机程序，有专门和底层硬件通讯的Kepserver程序，负责和底层RTU的数据交换;还有是上位组态软件，主要是负责下位计算结果的呈现，把底层RTU处理的数据通过计算机屏幕显示给用户，然后用户再根据具体需要对下位机发布相关的命令，控制下位机完成用户的指令。 1、ISAGRAF程序: ISaGRAF 是一种运行在 Windows 95/ 98/ NT/ 2000/ XP 下的类似于使用 PLC的工业自动化软件，被用于各种工控机上组成了高性价比的软逻辑控制器，可以通过它开发出许多PLC程序，下载到底层PLC中，轻松实现顺序逻辑控制、闭环控制等控制功能，完成从简单的机械控制到复杂高速过程控制的高效、高可靠性的控制工程。ISaGRAF符合国际公认的自动化编程软件标准:IEC61131-3，它支持IEC61131-3 的5种语言:阶梯图(LD) 、结构文本 (ST)、 功能框图 (FBD)、 顺序功能表 (SFC) 和指令表IL)， 加上流程图 (FC)。此外功能强大而灵活的 ISaGRAF 可以离线仿真、在线调试和监控。 SIXNET公司的RTU的特殊设计使得ISaGRAF 很容易与许多HMI的软件和硬件整合在一起，比如ICP DAS 的MMICON、iFix 、Iconics、Wizcon、Intouch、Citect、Indusoft、Kepware的Modbus OPC 服务器、Touch 506、510等等。 特点 支持5种 IEC61131-3 语言: LD, ST, FBD, SFC, IL 加上 FC Modbus RTU 协议被整合到 SCADA 软件和 HMI中 ISaGRAF 用于建立 I/O 逻辑和通讯协议 Modbus TCP/IP 被整合到 SCADA 软件和 HMI中 34 通过 Ethernet:进行控制器跟控制器之间的数据交换 通过调制解调器或Ethernet进行远程下载和程序监控 接到其他设备的Modbus Master 协议支持 Modbus RTU &TCP/IP协议 ISaGRAF中含有Spotlight- A Simple HMI 使应用更加友好 自动扫描I/O:自动扫描 I/O 并报告I/O数量 文件访问:用 ISaGRAF 语言读/写 在闪存中的文件 列队访问 :用 ISaGRAF 语言读/写 布尔代码,整数,信息(成串)列 软件应用实例说明: ISaGRAF 是容易理解和使用的控制系统编程环境，它使得SIXTRAK I/O和 VersaTRAK RTUs 成为高性能、低价格的控制器。ISaGRAF使用标准的工业PLC编程方法，不需要高级计算机语言或计算机硬件专业知识就可设计出高性能的应用。在同一个应用中可以混合使用所有五种IEC 1131-3语言。如下所示: 梯形图(LD) 功能块图(FBD) 顺序功能图(SFC) 结构文本(ST) 指令列表(IL) 类似汇编语言 在本程序设计中，包含了如上的三中语言:结构文本、顺序功能图、功能块图 3.1.4.3 ISAGRAF编程设计思想 根据计量原理,按上述情况进行编程,总的如下: 35 由此可见,整个程序有以下模块: 初试模块计算累计时间模块:结构文本设计 计算累计流量时间:功能块图 4回路控制模块:功能块图 11路流量计量模块:顺序功能图 计算真实相对密度模块:结构文本 掉电保持程序: 顺序功能图 计算累积流量模块: 功能块图 计算流出系数C值函数模块: 结构文本设计 计算孔板初试参数: 结构文本设计 计算径值Dd函数模块: 结构文本设计 计算动力粘度值函数块: 结构文本设计 计算比热比K值函数块: 结构文本设计 在程序设计完成后,对程序进行编译: ISaGRAF程序说明: A、 顺序功能图(SFC)编程，是用于描述顺序操作的一种图形化语言，顺序用一组定 义明确的步表示，这些步通过有条件的布尔转换来控制走向，在每一步能的动 作用其它的语言(ST、IL、LD、FDB)来描述完成，在我们的程序里，主要完 成多路流量的最终计算实现:在这里，把天然气流量计算的过程分成多个步， 把天然气的计算分成多个函数功能块，在每个步里单独调用这些功能块，最后 进行迭代计算后输出计算结果。 36 B、 结构文本(ST)，它是类似于basic的计算机编程语言，它可以用类basic的语言编 写复杂的运算过程，效率大大优于其他的PLC编程语言; C、 D、 梯形图(LD)，这是最常见的PLC编程语言，在逻辑控制中应用广泛。它允许用 图形来表示布尔表达式。布尔逻辑的与、或、非(AND\OR \NOT)运算符可用 图形拓朴明了表示。在这里，我们主要用梯形图编程完成从瞬时流量到累计流 量的计算，我们用SFC编程主要完成的是瞬时流量的计算，瞬时流量的加权积 分累积是用梯形图的功能块完成的，梯形图编程里面提供了许多内置的数学函 数，比如说积分函数、求和、求平均等，在计算步骤少时，优势很明显。我们 就是把瞬时流量和时间间隔相乘，然后进行数学累加，得出它的连续累加流量 值。 37 Kepserver opc 服务器软件 KEPServerEX 是一个 32 位的windows 应用程序，它提供了一种从广泛的工业设备和系统中获取数据的一种手段，并呈现给windows客户端应用程序。用KEPware OPC Server 轻松获取数据, 它嵌入了工业市场上广泛范围(超过80多种支持100种以上设备型号的可下载驱动程序)的驱动程序和组件,为全球领先的面向连接的工业软件提供者. KEPServerEX 为一种Server应用程序。在工业控制领域，已经得到了广泛的应用。 在这里，OPC作为一个服务器，成为了下位机和上位机连接的桥梁，通过配置OPC，连接下位机主控制器，而OPC则作为三维力控的OPC服务器，在三维力控的数据组态中，直接连接OPC服务器，提供了数据的对流过程，完成数据的采集和传送。 38 3.2.4程序设计 上位机的编程工具是用高级语言，所以只要现场的硬件设施够全面，那么在生产中的所有的工艺要求都可以实现的。当然，下位机的程序控制更稳定、更可靠，但是在现有的硬件条件下要想实现一个区域内的宏观控制是相当困难的，唯一可行的方案就是以下位机程序控制为基础，以上位机程序控制为总体管理的上下相结合的立体管理方式。 力控有比较强大的编程功能，各类的内置函数比较齐全。脚本函数内置在界面系统DRAW中。目前包括“系统”类、“数学”类、“配方”类、“SQL查询”类、“设备操作”类和“其它”类函数。 “系统”类和“其它”类包括数据转换、文件操作、系统功能调用、对象操作等功能函数。 “数学”类目前包含一组常用数学运算函数; “配方”类目前包含一组用于控制配方管理器的函数; “SQL查询”目前包含一组用于实现SQL访问功能的函数; “设备操作”类目前包含一组实现计算机I/O读写操作的函数; 可以在动画链接、对象脚本或应用程序脚本中引用脚本函数。 其中比较重要的函数有系统函数、数学函数、配方函数、SQL函数、设备函数、字符串操作函数、Windows控件函数、内置数据表函数等 窗口动作编程示例如下: 39 第三部分:数据库设计 力控的数据库及管理系统的性能介绍: 真正的分布式结构，同时支持C/S 、B/S应用; 分布式数据库结构可任意组建各种规模的企业应用; 实时数据库系统具有高可靠性和数据的完整性; 提供功能强大的企业级实时信息系统客户端应用工具; 灵活的扩展结构可满足用户的各种需求; 告诉的数据存储和检索功能; 实时数据库是单独的进程，可以与HMI分离运行; 实现了毫秒级数据采集和采集器的时间同步; 以高压缩比保存数据，实现了历史数据的海量存储; 支持OPC、DDE、ODBC、ActiveX等标准; 可以从DCS、PLC、以及其他SCADA系统中读写过程数据。 实时数据库管理器是管理实时数据库的软件(以下用英文名称DbManager作为其标识)，通过DbManager可以生成实时数据库的基础组态数据;实时数据库运行系统完成对数据库的各种操作，包括:实时数据处理、历史数据存储、统计数据处理、报警处理、数据服务请求处理等。力控 的实时数据库系统同时也是一个分布式数据库系统。由于许多情况要求将数据库存储在地理上分布在不同位置的不同计算机上，通过计算机网络实现物理上分布，逻辑上集中的数据库，即具有分布式的透明性。用力控创建的数据库，数据在物理上分布在不同的地理位置或同一位置的不同的计算机上，但在用户操作时感觉不到数据的分布。用户看到的似乎不是一个分散的数据库，而是一个数据模式为全局数据模式的集中式数据库。在构建 力控 分布式数据库时，力控系统支持的网络通信方式有:TCP/IP网络、串行通信(RS232/422/485)、电话拨号网络等。 DbManager是定义数据字典的主要工具。通过DbManager可以完成:点参数组态、点类型组态、点组态、数据连接组态、历史数据组态等功能。 在Draw导航器中双击“实时数据库”项使其展开，在展开项目中双击“数据库组态”启动DbManager(如果您没有看到导航器窗口，请激活Draw菜单命令“特殊功能[S]/导航器”)，如下图所示: 40 启动DbManager后，进入DbManager主窗口: 主窗口最顶部是标题栏，下面是菜单栏，菜单栏下面是工具栏，工具栏下面是工作区。工作区分为左右两部分，左侧树形结构的窗口是数据库导航窗口(以下简称导航器)，导航器显示了当前工程数据库中已创建点所属区域及点类型。右侧是一个二维表格，用于显示和编辑数据库点。 最终通过设计，本数据库公用点数为257点。 41 根据天然气系统相关站点的实际情况，“天然气计量信息系统”主要分三个层次展开，一是每个站的天然气计量数据采集和现场保存;二是二级单位天然气数据的汇总和保存;三是天然气数据的应用，具体应用可以分为两类用户，一类为二级单位天然气相关部门的应用，另一类为油田相关管理部门的应用。 本方案按照统一规划、统一标准、统一数据库的原则，在采油厂、集输公司、销售公司等各设立一个实时数据采集平台，共13 个。计量数据传输的流程为:站点数据采集系统采集每个计量点的数据(包括温度、压力、瞬时流量和累计流量)，同时将数据上传到本单位的“实时数据平台”(Real-Time Data Plateform)，并保存在实时数据库中，“平台”软件负责数据的传输、汇总、计算、报表生成等工作，并按照GIS 分布和流程图的方式以B/S 或C/S 的模式向授权用户发布，各相关职能部门授权用户可以通过WEB 浏览的方式监测所辖区域内现场数据，并进行统计、分析。 上层管理用户，需要总体掌握天然气的动态情况，可通过实时数据库胜利油田天然气计量信息系统授予权限，利用安装在本地计算机的软件提取分布在各个平台的实时数据库内的天然气实时或历史数据，并进行浏览、统计和分析。 天然气计量信息系统数据传输基本流程如图4 所示: 6.总体设计方案 本方案共分为三层结构，数据采集层、数据集中层和数据应用层，系统结构见图5。数据采集层指现场数据采集系统，数据集中层为设置在厂的“生产数据实时采集与控制平台”(RTDP)，数据应用层包括采油厂、集输公司和油田机关等各级相关管理部门用户应用。 现场数据采集系统采集数据并进行标准计算(20?，0.1MPa)，“平台”按照查询、应答的方式向现场设备提出数据请求，现场设备准备数据并进行打包，上传到各归属二级单位的“平台”，并保存在实时数据库内。各级用户根据平台赋予的权限，按照流程图或GIS 分布的方式 42 实时浏览、分析所辖区域内的天然气信息。 系统结构见图5: 6.1 数据采集的总体要求 数据采集层主要实现数据的自动采集、现场显示和监测。 1.采集数据的范围:现场采集的数据包括四类表中每块仪表的累计流量、瞬时流量、压力和温度等信号。 2.采集系统实现的功能 ?1 显示界面按照站点气阀组主要工艺流程图进行设计，实时显示每块仪表的数据。 ?2 能够查询每块仪表的瞬时流量，累计流量(日、月、年等累计)，压力，温度参数。 ?3 数据采样频率按照每3 秒钟采样一次，并能够在本地硬盘至少保存7 天。 ?4 可根据用户的需求能够显示从历史某时刻开始的流量曲线、压力曲线、温度曲线，即可根据仪表数量同时显示，也可以分仪表显示。 ?5 能够根据站点情况计算站点的总输入气量、外输气量、生产用气量和辅助生产用气量等各项参数。 ?6 能够根据仪表情况和现场需求进行流量、温度、压力的上下限设置，并提供超限报警功能。 ?7 能够根据现场需求，生成和打印报表。 ?8 能够接收“平台”下发命令，进行系统较时，同时还可根据命令上传采集数据(包括每块仪表的瞬时流量、累计流量、温度、压力、报警 状态和发送时间)。 ?9 网络中断恢复后，能够将中断期间整点的所有数据上传到“平台”。 ?10数据上传方式按照“平台”发起请求、应答的方式进行。 6.2 数据集中层 数据集中层采用统一的数据采集平台，所有采集数据全部保存到实时 数据库内，并通过B/S 模式或C/S 模式对外发布。 数据集中层包括实时数据库、WEB 服务器、应用服务器、通讯机等。 应用服务器负责接收用户终端的请求，通过访问实时数据库向用户返 回所需的数据，在必要时向通讯服务器发出指令。应用服务器包含数据处 理软件、命令处理软件、安全控制软件、图形制作软件。 43 应用服务器实现的主要功能包括: ?1汇总通讯机和远程终端(现场工控机)发送来的数据并写入实时数 据库。 ?2权限设置，对每个用户进行权限分类。 ?3接收用户终端的请求，通过访问实时数据库向用户返回所需数据。 ?4显示界面按照站点分布图和流程图的方式显示，在站点分布图中， 能够实时显示每个站点的总输入气量、外输气量、生产用气量、辅助生产 用气量，能够显示计算后的每条管线输差。 ?5根据用户的权限，授权用户可以浏览相关站点的流程图和相关数据， “平台”显示界面与站点界面基本相同，只能进行数据浏览，不能进行设置。 ?6“平台”每10 分钟对所有站点数据进行一次查询。并保存在数据库内。 ?7可根据用户的需求能够显示从历史某时刻开始的流量曲线、压力曲线、温度曲线，可根据仪表数量同时显示，也可以分仪表显示。 ?8根据要求生成各类报表和输出报表。 ?9生成趋势图。 ?10能够监视每个站点的网络状况(Qos) ?11能够根据上传的每个数据采集点的上下限配置，生成报警信号。 ?12系统管理员能够根据站点流程的改变，修改计算方法和显示界面 销售公司气管站是一个特殊单位，负责东营地区的所有民用气管理，包括油田居民用气，营业性用气，非营业性用气等，随着城市化的加快，天然气的用途将越来越广，使用的人群越来越多，以及智能化用气卡的推广应用，因此，其管理职能越来越广，越来越复杂，在销售公司气管站建立一个平台，专门用于东营地区的用气管理已势在必行。 6.3 数据应用层 数据应用层主要分为两类用户，一类是采油厂、集输公司内相关职能部门用户，可以根据授予的权限浏览相关内容。另一类为油田相关管理部门，可以通过在数据集中层设立权限，利用软件提取分布在各个厂实时数据库内的数据，实现对油田天然气量的总体管理。 __ 出现问题的处理 常见问题， 1. RTU控制器POWER等不闪，说明24V供电没有 44 2. ETHERNET 灯不闪，说明通讯不正常，这种不正常，是物理连接都不正常，不是软件方 面都问题，软件原因可以首先排除，应该检查RTU和计算机之间的网线是否连接好，接 头是否有松动。 3. 某一路信号为0，比如压力信号，这时，首先看是否只有一路信号或者说，是否是全部的 信号都为0，如果是都为0，那就应该检查RTU和计算机之间都通讯检查信号线到RTU 到线路有没有问题，是否线有脱落，象问题2一样，如果ETHERNET 灯不闪，就按照问 题2的处理措施解决，如果灯闪，但是参数都为0，那就是软件系统出了问题，正好种情 况，需要重新启动一下计算机，看是否能解决。如果还不行，就需要联系厂家维修。如果 只是一路或者几路信号为0，那基本可以肯定是这几路信号本身都接线出了问题，比如现 场到控制室到信号线有损坏，或者是这个信号线到RTU到接头有松动灯，是物理链路灯 问题。 4. RTU正常灯的闪动形式，POWER灯长亮，如果采用以太网通讯，那ETHERNET灯长亮， 有数据交换时闪动，如果采用RS485通讯，那RS232灯长亮，有数据交换时闪动;然后 接信号线的通道灯长亮。 5. 上位软件停止响应，数据不变化，应该用管理员登录，退出系统，重新进，一般会解决问 题。 6. 上位软件总是弹出某项参数的超量报警,这是因为报警的上下限设置不对,需要管理员重新 设置. 7.计算机上的参数和现场不对应，比如压力信号，比现场的实际值高或者低，造成这种现象的原因有3个，这路信号有干扰，需要检查信号的走线，排除干扰。2是通道信号的量程设置不对，需要重新校定量程，严格按照仪表的实际量程来。3.是通道的上下限有漂移，这是RTU模块的问题，需要重新校定通道的上下限和量程。 8.计量的结果和实际值有偏差，原因可能有3个，A这一路计量中的3个信号的某一个通道出了问题，造成信号不准，处理方法和上面一种问题一样。B是计算中的各种参数设置不对，比如孔板的开孔直径，天然气的组分等等。C是现场导压管或者三阀组漏气，必须首先排除漏气的可能。 9.有时改变某些设置时，RTU突然不计算，不运行。原因可能有2个;A，组分设置不对，组分是按照百分比设置的，各种组分的总和不能超过1。B。孔板开孔直径和管线内径设置反了，造成不能运算。 45