辽河油田天然气计量系统技术改造

* 李歆辉，男，工程师。1989年毕业于华中理工大学电气专业，现在中油辽河工程有限公司从事设计管理和市场开发工作，担任市场部副主任。通信地址：辽宁省盘锦市兴隆台区石油大街93号，124010

李歆辉

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（中油辽河工程有限公司）

李歆辉. 辽河油田天然气计量系统技术改造. 石油规划设计，2009，20（4）：38～40

摘要 辽河油田近几年对天然气计量系统进行了技术改造，应用高级孔板阀、智能检测仪表、计算机控制、管理、网络通信技术和设备，将分布在油田各采油厂的天然气井、站的生产过程数据，通过无线和有线方式传输到生产管理和决策部门终端，并有效提高了天然气计量系统运行的可靠性、操作的连续性、计量的准确性，使天然气计量管理过程实现了自动化。

关键词 辽河油田 天然气计量 智能变送器 孔板阀 计算机管理系统 网络通信

1 概述

在天然气计量技术改造之前，辽河油田所有的天然气计量站和外输口交接计量站均采用标准孔板配双波纹管差压计或配差压变送器和流量积算仪进行天然气计量，全油田的天然气计量技术比较落后。从而使天然气计量误差不能满足生产管理需要，经常使供需双方产生矛盾。现场的生产数据是通过人工报表形式上报生产调度部门，生产信息的滞后给天然气生产和管理决策部门带来了许多不便。

辽河油田天然气生产的特点是产量波动大，尤其是冬季产量锐减。技术改造前，生产信息是人工抄表数据，油田采用的机械式仪表无法实现测量数据的远传，各生产管理部门无法通过计算机网络共享生产的实时数据以及其他管理信息，直接影响油田生产及用户生产装置的正常、稳定运行。

2 技术改造目的及措施

辽河油田天然气计量技术改造的目的是建成集传感器技术、计算机技术、网络通信技术、数据库技术、信息管理技术、控制技术和测量技术于一身的天然气计量、管理、网络系统。天然气计量技术改造措施是将油田采用的标准孔板配双波纹管差压

计改为由标准孔板配智能型电动差压变送器与计算机构成的计量系统。计量中对天然气的压力、温度（湿气还包括含水）进行在线自动补偿，实现标准状态下的体积流量显示、累计，并将现场的实时数据通过辽河油田信息网络传输到天然气生产和管理部门。对于外输口交接计量站，将原来的普通节流装置改为高级孔板阀并更换直管段。

计量数据传输系统由3个现场操作站、1个服务器、7个管理终端和通信网络构成。现场操作站用于采集数据和控制外输流量，服务器用于保存数据和连接整个系统，管理机用于对整个系统进行监视和管理。

3 采用的主要技术和设备

为了更好地解决温度、压力、差压、孔板、管道等补偿问题，应采用现代智能传感器技术、计算机技术、网络通信技术来完成天然气流量计量，以实现天然气产、供、销的监控自动化。本设计综合了多项技术和最新算法，对辽河油田所有的天然气计量站和外输口交接计量站进行了计算与设计。 3.1 系统可靠性设计 3.1.1 现场操作站

现场操作站是由双套PentiumⅢ工控计算机组

辽河油田天然气计量系统技术改造

成的热备自动切换系统，两台计算机通过100M网卡进行高速数据交换和数据比较。若一台计算机出现故障后，另一台计算机自动接替工作。操作站及现场仪表的供电电源采用UPS（不断电电源系统）作为后备电源，UPS电源运行时，通过其智能接口与计算机连接，计算机用5套电侦察软件随时检测UPS的工作状态。为提高电源的抗干扰能力，增设了三抗保护装置，对系统起到了抗雷击、滤纹波、校正电源波形的作用；为预防现场强电干扰计算机系统，数据转换部分采用了双16通道16bit光隔离采集板；为使各管理终端可靠地接收现场数据，系统中采用中央服务器对各计量站的计量数据进行处理，再通过局信息网传送到各管理终端。

3.1.2 网络设备

系统采用集远程访问服务器和网桥，两个56K 内置调制解调器及四开放端口外接油田信息网。1000m 5芯屏蔽线用于485通信线缆由现场操作站引入调度室，并由网线通过集线器RJ45口将各计算机进行星型连接，增强了系统的可靠性。靠近电厂的计量站为消除电厂的强磁干扰采用了光缆通信方式，配有LANART多模光纤收发器、光纤跳线、ST 头耦合器、终端盒，使10km以外的数据通过油田信息网传入调度室。管理计算机作为管理工作站配INTER100M网卡在服务器和管理工作站之间快速传递数据，管理工作站不但实现了即时数据的接收，而且通过管理软件实现了对内供、外销天然气计量数据的统计和分析。

3.2 系统准确度设计

3.2.1 节流装置和标准孔板

对于流量波动范围较大的计量采用多块孔板分段计量的方式。外输口交接计量站采用高级孔板阀，可以在线不停产更换孔板，大大缩短了间断计量的时间，减少了计量误差。

3.2.2 测量仪表的精度配置及安装

智能型压力、差压变送器的精度为0.075级，与双波纹管差压计的精度相比提高了约20倍。温度测量的铂热电阻的误差等级为A级。采用将变送器的取压点位置高于节流装置，导压管垂直于节流装置的最简单安装方式，并对导压管采取了电伴热措施，设计中采用了可以单向受压的智能仪表，取消了平衡阀组，使变送器的测量连接环节大大简化，最大限度地减少了泄漏源；变送器的零点校正和量程修改均可通过变送器配置的手操器遥控完成，无需用标准设备到现场校正，减少了调试时间和间断计量时间。

3.2.3 计算机硬件配置及算法

为了提高测量系统的准确性，在计算机的硬件配置中要求测量信号的转换误差小于0.1%，计算机的信号接口采用了16bit精度的光电隔离型A/D转换采集卡。另外，现场仪表供电采用了APC高精度直流稳压电源，可使电源的直流波纹对系统造成的采集误差减少。现场操作站计算机的信号采集系统为双套热冗余，同时采集现场传来的测量信号，转换后进行对比，并可自动剔除认为不正确的采集值。

为提高计算机的计算精度采用的措施：计算全部采用双精度浮点数进行运算，对于需要查表法得到的参数均采用差分法，二维表用线性差分，三维表用二次差分；在实际应用中，孔板的更换、节流装置的不同、测量管道内表面的腐蚀、天然气组分的变化等参数均可通过瞬时流量计算动态连接库的属性窗口完成设置。

4 系统的主要功能

实时测量数据采集和监视，显示实时和历史数据的曲线；显示现场工况状态及网络运行状态的动态画面；信号采集和数据处理运算；报警管理：流量参数超越量程报警，报警量程的设置、报警应答和再现报警历史数据；报表处理：自动即时打印和定点打印，与数据库连接，完成数据报表和统计报表；各输气系统日、月、年输差分析等。

自动控制外输天然气流量。参数修改设置双套密码，便于供、需双方对系统的管理和监督。对于孔板的更换，仪表量程的变化，是否有含水值的测量，计算标准的选择，修正参数的选择等均可任意设定，自动生成。

各现场操作站的数据同步传送到管理机上，并能显示所有测点的数据，所有要保存的数据都存储于服务器中，管理机可随时查阅历史数据和历史曲线，打印输出各种所需报表。

5 系统的运行情况

5.1 提高了系统运行主要参数的精度

在天然气计量系统投入运行期间，对系统中的主要仪表精度和计算机的计量数值进行了几次测试对比：压力、差压变送器精度为0.075%；热电阻的精度为0.01%；计算机对电流值的转换精度为0.05%；现场操作站计算机的计量值与油气集输公司