1．技改前的状况

    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的天然气计量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计量，全油田的天然气计量技术比较落后。双波纹管差压计是机械式仪表，受介质、环境和气候等条件变化影响因素较多，另外还有人因素影响，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，同时也造成了很大的损失。

    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。为保证供气平衡的协调，天然气主管部门必须及时掌握产、供气的变化情况，有针对性的进行调配气源和产量，使产、供、销气量平衡。然而，若采用的机械式仪表无法实现测量数据及远传，各生产管理部门不能通过计算机网络共享生产的实时数据，以及其它管理信息，得到的生产信息是人工抄表数据，极不利于天然气产、供、销的平衡调配和管理，直接影响油田生产及用户生产装置的正常、稳定运行。

2．技改措施与目的

   
    天然气计量技术改造是将油田所有的天然气计量站和外输口交接计量站天然气计量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天然气计量，将原来的普通节流装置改为高级孔板阀并更换直管段。工程改造的目的就是全面解决上述提出的各项问题，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。      

2．技术改造的内容

2.1 主要设计内容及功能

    本工程设计主要包括如下内容：

（1）辽河油田所有的天然气计量站和外输口交接计量站天然气计量节流装置设计。

（2）在线自动检测被测介质的温度、压力（对于湿气设有在线含水检测）和节流装置产生的差压，。

（3）分别辽河油田所有的天然气计量站和外输口交接计量站设置现场操作站，自动采集现场的检测参数，并进行标准状态下的体积流量计算。

（4）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。系统图见图1：

图1  辽河油田天然气计量与数据传输系统图

   
    操作站1通过485通讯方式连接到服务器。操作站2通过Modem通讯方式连接到服务器。操作站3、服务器和7台管理机用TCP/IP协议连接在一起，构成一个局域网。

2.2 系统的主要功能：

    （1） 直观友好的图形化人机界面便于管理和操作。

  
    （2） 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SQL/ODBC关系数据库连接，完成数据报表和统计报表；各输气系统日、月、年输差分析等。

  
    （3）自动控制外输天然气流量。

  
    （4）参数修改双套密码设置，便于供、需双方对系统的管理和监督。

  
    （5）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。

  
    （6）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。

2.3 采用的主要技术和设备

   
    天然气流量计量虽属气体流量计量的范畴，但天然气的组分比较复杂，影响计量准确度的因素较多。根据总公司关于天然气计量技术的相关文件要求，即明确了贸易结算的天然气计量采用标准节流装置作为流量仪表。1993年和1996年国家与石油天然气总公司分别颁布了《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》（GB/T2624―93）和《天然气流量的标准孔板计量方法》（SY/T3143―1996）节流装置设计与流量算法的标准。我们在本次天然气计量技术改造工程中，首先在设计上严格执行上述标准，工程分两期进行施工完成对辽河油田所有的天然气计量站和外输口交接计量站共56 套标准孔板进行计算与设计，工程分两期进行施工完成

   
    天然气瞬时流量是流体工况（温度、压力、差压和组分等）的函数，而工况参数是瞬变的，所以以瞬时参数计算并累计流量才是符合流量计量理论的科学方法。为了更好地解决繁琐而复杂的温度、压力、差压、孔板、管道等补偿问题，就应该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。本设计以此为思路，综合了多项技术和最新算法构成了天然气全自动化计量系统。

   
    （1）系统可靠性设计

   
     在现场一次仪表中，压力、差压测量采用了智能变送器。是当今技术先进，性能稳定、可靠性高的仪表；温度测量采用的A级Pt100铂热电阻。

   
     为了消除冬季天然气中水蒸气冷凝结冰而堵塞压力、差压变送器导压管的现象，设计时对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。为避免在普通变送器安装中，正、负压室的平衡阀内漏或人为造成漏气的现象，设计中采用了可以单向受压的智能仪表，打破了传统的安装方式，取消了平衡阀组，减少了人为误差，降低了工程投资。

   
    现场操作站是由双套研华PentiumⅢ工控计算机组成的热备自动切换系统，INTER100M网卡在现场工控机中作为双机热冗余技术的具体体现，使两台计算机通过100M网卡进行高速数据交换和数据比较。若一台计算机出现失常后，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智能长时间延时的UPS作为后备电源，配接两块进口48A/h电池，延时时间可达2小时以上，避免外线供电间断而影响计量。UPS电源运行时，通过其智能接口与计算机连接，计算机由电侦察软件（5套）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，这是一种的高性能带三总线光隔A/D采集卡；为使各管理终端可靠的接收现场数据，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。服务器采用的是美国产HP Net ，奔腾PentiumⅢ、128M内存、10G SCSI硬盘、100M自适应网卡。安装了WINDOWS NT 和工程组态软件。 网络设备采用的是美国3COM 公司的产品。是集远程访问服务器和网桥，与两个56K内置调制解调器及四开放端口外接油田信息网于一身的可自动拨号应答的新型网络设备，可作为集线器及调制解调器连接在HP服务器和集线器同时对外进行数据交换。D-LINK 100M/16口网络智能自适应集线器，是性能价格比很高的网络集线设备，它不仅适应于目前的100M以太网，并为今后网络升级换代提供了可靠性能保证。1000米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，增加系统的可靠性。靠近电厂的计量站为消除电厂的强磁干扰采用了光缆通讯方式，配美国LANART多模光纤收发器、光纤跳线、ST头 耦合器、终端盒。使10公里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用于快速传递数据，管理工作站不但实现了即时数据的接收，并通过管理软件实现了对内供、外销天然气计量数据的多种方式的统计和分析。

   
     软件平台：计量系统主要分为现场操作站、管理工作站和网络服务器三部分，现场操作站和管理站计算机上安装了Windows NT Workstation,在需要打印报表的现场操作站和管理计算机上安装了Office系统；在服务器上安装了Windows NT Server和SQL Server，由于软件选用了NT平台，可抵御各种计算机病毒的侵袭。每台计算机都安装了MCGS组态软件，用VC进行编制开发，它是基于Windows NT或98/XP平台的32位工业自动化软件系统，是具有开放性、可伸缩性的分布式客户机/服务器体系结构。

  
    （2）提高计量准确度的措施

   
    a 节流装置和标准孔板

   
     所有节流装置和标准孔板的设计、安装按中华人民共和国石油天然气行业标准（SY/T6143―1996）进行。对于流量波动范围较大的计量采用了多块孔板分段计量的方式。外输口交接计量站采用了高级孔板阀，这样可以在线不停产更
   
    换孔板，大大缩短了间断计量的时间，减少计量误差。

   
    b 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20多倍。另外，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，不需要用标准设备到现场把变送器拆下后进行校正，减少了调试时间和间断计量时间；温度测量的铂热电阻的误差等级为A级。变送器的安装采取了直接连接方式，并取消了平衡阀组，使变送器的测量连接环节大大简化，最大限度的减少了泄漏源。

    
    c 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中泰计算机研究所提供的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，这是系统数据精确采集的关键，它使电源的直流波纹对系统采集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。

   
    在流量计算中，设计推荐采用如下计算标准；流量计算采用SY/T6143―1996标准，压缩因子修正计算采用ISO 12213-2―1997标准；含水修正计算采用GB11605―89标准。为提高计算机的计算精度采用了如下措施：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都要发生，那么这些参数均可通过瞬时流量计算动态连接库的属性窗口方便的完成设置。  

3．系统运行情况

3.1 主要参数的测试与对比

   
    天然气计量系统实施技术改造以后，使辽河油田的天然气产、供、销运行平稳、可靠，给管理水平带来一个新的飞跃。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，其值如下：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计量中心计算机计量值的对比误差最大为0.007%，与原双波纹感管差压计的计量值误差为1.8%；首、末站输差由原来的6.06%降到2.63%。

   
    上面的测试数据说明，整个天然气计量系统的计量精度已满足设计要求。在与原计量装置的计量误差相比较也证明，此计量系统的精度与原计量装置的准确度有明显的提高。

3.2 系统运行的可靠性

   
     整个计量系统投运以来，检测仪表及计算机系统未出现任何故障，通讯系统运行正常，维护、检修简便，各种工艺和生产参数设定、修改方便。减少了大量的抄、报表等繁琐的工作，也杜绝了人为的误差。

4．结论

]4.1先进性

   
    该系统采用了国内外的先进设备和系统软件，并结合最新的标准算法，集成了一套高可靠性、高精度的计量系统，此系统集传感器技术、计算机技术、网络通讯技术、数据库技术、信息管理技术、控制技术和计量技术于一体，具有国内先进水平，使天然气的产、供、销管理实现自动化。

4.2 经济效益和社会效益

   
    计量系统投运后，局技术监测中心对该系统进行了测试，其结论是系统精度远高于国家规定的一级计量标准；该系统的实施大大降低了现场操作者和生产管理者的劳动强度，提高了企业的管理水平；动态数据的实时性保证了决策层对生产过程的快速、准确判断和实施；数据化和网络化的管理提高了工况数据的透明度，消除了人为因素；成本核算纳入了规范的管理体系。

    通过与与改造前的统计数据相比，输差从6.06%降到2.63%，减少的输差为负向输差。每年可为油田创收1500多万元。只需半年即可收回本工程投资。

参考文献：

朱得祥．《流量仪表的测量原理与应用》[M]． 上海：华东化工学院出版社，1995．

李实．可视化计量管理系统．《石油化工自动化》2004-3．

赵俊国．热网分布式计算机监控系统． 《国内外机电一体化技术》2002-3．