1、 I 目录 1绪论 . 1 1.1 联合站原油脱水监控系统的国内外现状及发展趋势 . 1 1.2 本设计目的和意义 . 2 1.3 本文研究内容 . 3 2联合站原油脱水系统概述 . 4 2.1 联合站简介 . 4 2.2 联合站原油脱水工艺流程选择 . 4 2.3 联合站原油脱水工艺流程简介 . 5 2.4 联合站原油脱水的主要工艺参数指标 . 6 2.5 联 合站原油脱水工艺参数控制 . 7 2.6 联合站原油脱水的控制流程图 . 8 3联合站原油脱水 DCS 系统方案设计 . 9 3.1 监控方案选择 . 9 3.2 用 PC 和 PLC 实现集散控制（ DCS）的基本原理 . 10 3
2、.3 基于 PLC+PC 组成的联合站原油脱水 DCS 系统方案设计 . 11 4联合站原油脱水 DCS 系统实验室模拟设计 . 13 4.1 现场模拟信号的采集 . 13 4.2 控制层 PLC 模块配置 . 14 4.3 监控系统工业网络架构设计 . 15 5系统硬件选型 . 17 5.1 仪表选用 . 17 5.1.2 压力仪表的选用 . 18 5.1.3 油水界面仪表的选用 . 19 5.1.4 流量仪表的选用 . 19 5.1.5 含水分析仪表的选用 . 20 5.1.6 液位仪表的选用 . 20 5.2 阀门的选用 . 22 5.2.1 调节阀选用原理 . 22 5.2.2 调节阀
3、流通能力的计算、公 称直径及型号的选择 . 23 6下位机 PLC 软件设计及编程 . 25 6.1 软件设计流程 . 25 6.2 计算机和 PLC 通讯组态设计 . 25 6.3 下位机 PLC 梯形图编程设计 . 27 6.3.1 创建工程 . 27 6.3.2 配置 I/O . 28 6.3.3 梯形图程序编写 . 32 6.3.4 Tag（标签） . 32 6.4 控制网网络规划 . 33 7力控监控组态软件设计 . 36 II 7.1 力控简介 . 36 7.2 制作工程画面 . 36 7.3 创建实时数据库 . 39 7.4 用 OPC 建立力控与罗克韦尔的通信 . 39 7.5
4、 建立动画连接 . 43 7.6 创建报警、专家报表、趋势曲线 . 44 8系统连线调试及运行 . 47 8.1 系统硬件连线 . 47 8.2 系统调试及运行 . 49 9结论 . 50 谢辞 . 51 参考文献 . 51 附录一 控制流程图 . 52 附录二 流程图 . 54 附录三 数据采集物理端口分布 . 56 附录四 数据采集及报警程序 . 57 联合站原油脱水监控系统设计 1 1绪论 1.1联合站原油脱水监控系统的国内外现状及发展趋势 国外在联合站监控系统方面比我国发展的快速，早在上世纪 50 年代，美国就建成第一套自动化监控输送系统解决了原油的自动收集、处理、计量输送问题。60年
5、代， Acro 油田公司就已经把 PLC 用于注水控制，并很快发展到报警、泵控等其它领域。随着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，它与油田开采中的处理设备上的检测仪表和控制设备直接连接，能够实时和不断的获取检测仪表所检测到的运行信息。国外有些油田还实现了注气、注水的优化控制。 自从美国 Honeywell 公司于 1975 年成功的推出世界上第一套 DCS 以来，经历了 20 多年的时间， DCS 已走向成熟。目前的 DCS 发展成为基于计算机技术（ Computer）、控制技术（ Control） 、通信技术和图形技术及 4C 技术，通过通信网络将分布在工业现场（附近）的
6、现场控制站、检测站和操作控制中心的操作管理站、控制管理站及工程师站等联接起来，共同完成分散控制和集中操作、管理和综合控制系统。 国外油田 DCS 的应用已经开始采用一些先进控制策略。如HONEYWELL 公司的性液位控制，可以更好地适应进液的波动。美国通控公司的无模型控制器可以适合滞 后、时变的温度控制。 HONEYWELL 公司的气举优化和各种多变量控制、适应性模糊控制、神经网络控制也在油气集输处理站的 DCS 上运行，实现了部分生产过优化运行。 目前国外已经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。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
7、动控制产量。美国油田甚至将销售也考虑在自动化管理系统中。 我国大部分的油田采油厂联合站是在 20世纪 70年代建立起来的，目前的联合站监控系统主要分为人工监测控制、常规仪表自动监测控制、计算机监测控制三种方法。 而我国很多地方依然停留在人工监测控制阶段而常规仪表组成的控制系统在处理复杂控制系统、集中监控系统和控制精度等方面具有局限性。 上世纪九十年代，计算机控制开始应用于联合站生产过程，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的到了迅速的发展。 1992年 5月，鄯善油田就使 308口油水井、 19座计量站全部实现联合站原油脱水监控系统设计 2 了由单
8、井、单个装置，单站自动化向全油田，全线自动化的转变。 随着油田开采的深入，油田已经进入到高含水及日产量不稳定的阶段，因此对油田的自动化水平要求也越来越高，系统的控制 策略一步适合当前中转站来液量大且波动大的实际情况，监控软件中的先进控制方法以及软硬件交互的开放性应用也不够。随着 DCS向计算机网络控制发展，集输系统生产过程不仅局限于联合站范围内的操作和控制，还向过程控制系统和信息管理系统紧密结合方向发展，即控制和管理一体化。因此，联合站采用 DCS是最佳选择，目前绝大数联合站采用的计算机监控系统是 DCS。 1.2本设计目的和意义 在开采原油时，我国的很多油田都是中后期开采，油田由于注水所开发
9、出的原油含有较多的水分，目前一般为 50 80，有的甚至高达 90，因此需要将原 油中所含的水用各种方法分离出来。 联合站原油脱水 的监控系统首先要保证联合站内的各个工艺装置工作正常，外还要设法保持工况的相对稳定，增加脱水转油的效率。如果脱 水 不彻底，不仅采来的油得不到利用产生浪费，而且会加重后面污水处理的负担。另外外输站的计量 (流量与含水率 )也因直接与采油厂的效益相关，所以也很重要。目前，大多采用人工定时采样测含水，容易造成漏洞，引致外输的实际油质与测量值不同，引起损失和纠纷。 为了实现联合站原油脱水工艺流程自动监控，减少不必要的损失，集散控制系统就必不可少，测控点数多、测控精度高、测
10、控速 度快的工业现场 , 其特点是分散控制和集中监视 , 具有组网通信能力、测控功能强、运行可靠、易于扩展、组态方便、操作维护简便。系统完全可以胜任或多回路调节器的工作 , 它作为一个结点机使用是理想的。使用 DCS 系统对生产过程进行控制 , 实现了整体化、智能化、网络化、标准化的要求。系统的一切管理在控制中心即可完成 , 为实现安全稳定生产 , 减少设备建设维护费用 , 提供了强有力的手段。 因此，这就迫切要求对联合站进行自动化改造，实行集散控制系统的监控与管理。从而可以自动采集并监测生产过程的各个参数，并进行优化处理，实现 节能降耗，对建成环保、节能、运行效率高、自动化管理水平高的智能化
11、、数字化的联合站有着重要意义，它同时也是数字化油田建设的重要组成部分。 联合站原油脱水监控系统设计 3 1.3本文研究内容 本文主要研究了联合站原油脱水工艺流程自动化监控系统方案设计。设计采用 DCS 系统为联合站原油集输提供自动化监控与历史数据记录。设计具体内容如下 : 1、确定工艺流程控制方案及模型； 2、系统构成方案； 3、系统配置选型； 4、仪表量程等参数的计算及仪表的选型； 5、阀门流通能力的计算、公称直径的选择及阀的选型； 6、罗克韦尔 PLC 编程； 7、监控系统组 态软件的编程，硬件模拟，系统调试。 联合站原油脱水监控系统设计 4 2联合站原油脱水系统概述 2.1联合站简介 油
12、田是由油井、水井、计量间、配水间、转油站、联合站组成的一个油气水处理的综合系统，而联合站又是该系统最重要的组成部分。联合站是对各转油站来原油进行集中处理的场所，它主要包括对含水原油自然沉降系统 (一段脱水 )、电脱水系统 (二段脱水 )、污水处理系统、成品油外输系统、污水回注系统。其工艺流程如图 2.1 所示。各系统之间相互串联，互相影响、互相关联，是一个复杂的生产过程。而联合站中最重要的就是原油集输系统。油气集输指的是将油田 生产的含水原油和伴生气收集起来，进行处理并输送出去的过程，主要内容有油气的收集与分离、原油脱水 (包括含水原油自然沉降脱水系统和电脱水系统 )、原油处理、油气计量、天然
13、气净化及污水处理等。 图 2.1 联合站流程简 图 2.2联合站原油脱水工艺流程选择 联合站集输系统是实现油水分离的重要环节，原油的油水分离过程有自然沉水、化学脱水、机械过滤脱水、电脱水等多种方法。目前我国各油田普遍采用的联合站原油脱水监控系统设计 5 自然沉降脱水、电脱水、电化学联合脱水等方法，采用脱水流程主要有两种，即两段式脱水流程和三段式脱水流程。 (1)两段式脱水流程 联合站两段式集输系统主要包括两个子系统 :自然沉降脱水系统 (一段脱水系统，电脱水系统 (二段脱水系统 )。 (2)三段式集输系统 三段式集输系统与两段式集输系统工艺原理相似，主要的区别在于中转站的来油首先进入游离水脱除
14、器，进行沉降脱水，脱水至含水 70%左右，然后进入压力沉降罐，进行压力沉降脱水，脱水至 30%左右，再进入电脱水器进行电脱水，经电脱水后，成为净化原油。所以三段式集输系统包括三个子系统 :自然沉降脱水系统、压力沉降系统、电脱水系统。这种集输系统虽流程复杂、设备较多、能耗较高，但是脱水效果较好。油田只有极 少的一部分联合站采用此种集输系统进行原油脱水。 目前，油田绝大多数联合站都采用两段式脱水集输系统。该系统简单、节省设备、能耗低、脱水效果较好。本设计选用第一种工艺流程。 2.3联合站原油脱水工艺流程简介 原油脱水工艺流程如图 2.2 所示。 图 2.2 联合站原油脱水艺流程图 联合站原油脱水监
15、控系统设计 6 具体的流程为 :来自中转站的高含水原油进入联合站后，首先进入游离水脱除器，在破乳剂的化学作用和重力沉降作用下，经合理控制，分离出大部分游离水，高含水原油变成含水在 20% 30%左右的中含水原油。游离水脱除器的运行控制非常重要，要求在容器 中部安装油水界面检测仪表，适时检测油水界面的变化，并通过控制容器下端放水出口的调节阀开度调整油水界面，使油水界面保持在一定范围内，以保证油出口含水和水出口含油不超标。另外，多台游离水脱除器的出油汇到一条汇管上，要求在汇管上安装压力检测仪表，适时检测汇管压力的变化，并通过控制安装在汇管上的调节阀开度调整汇管压力稳定在 0.24MPa，同时还要实
16、现当压力超高时，快速泄压连锁保护功能。游离水脱除器的放水汇到一条汇管上，靠自压进入污水沉降罐游离水出口原油进入脱水加热炉，加热升温至 50 60，加热后的含水原油在输送 管道中与一定数量的破乳剂混合，进入符合电脱水器进行油水分离。原油在电脱水器内在电场力和化学破乳剂的共同作用下，进行油水的最终分离，经过合理控制电场强度和脱水器的油水界面，使电脱水后的原油含水达到 0.5%以下，从而得到满足要求的净化原油。电脱水器的控制原理和游离水脱除器相同。脱出的污水进入污水沉降罐，进行污水处理。脱水后的净化原油进入净化油缓冲罐，再经过外输泵外输。 2.4联合站原油脱水的主要工艺参数指标 根据联合站原油两段式
17、脱水流程工艺要求，其主要工艺参数指标如下： 1、进站原油含水率 80%； 2、游离水除 脱器油水界面高度为 2.5 3.5m； 3、游离水除脱器油出口管压力 0.2 0.4Mpa； 4、游离水除脱器污水排放流量 310 315 m3/h； 5、加热炉温度 65； 6、原油出口温度 50 60； 7、进入电脱水器原油含水率 20%； 8、电脱水器压力 0.21 0.41Mpa； 9、电脱水器油水界面高度 2.3 3.2m; 10、电脱水器污水流量 20 22 m3/h； 11、外输油流量 80 85 m3/h； 12、净化油缓冲罐液位 6 7m； 联合站原油脱水监控系统设计 7 13、事 故罐液
18、位 0 20m; 14、外输油含水率 0.5%。 2.5联合站原油脱水工艺参数控制 （ 1）游离水除脱器油水界面高度的控制和调整 控制范围：使游离水除脱器保持在 2.5 3.5m。控制目标：正常波动范围为0 1m。控制方式：调节游离水脱除器放水阀的开度，改变脱除器放水水量来控制油水界面高度。 （ 2）游离水除脱器压力的控制和调整 控制范围：使游离水除脱器压力保持在 0.2 0.4MPa。控制目标：游离水除脱器压力波动范围为 0.2 MPa。控制方式：调节游离水脱除器出油阀门的开度，改变出油管道的流量用以控制压力。 （ 3）加热炉油出口温度的控制和调整 控制范围：加 热炉油出口温度为 50 60
19、。控制目标：加热炉温度 5060。相关参数：进出油量的波动、燃料量的变化。控制方式：通过控制送入加热炉燃油量来控制加热炉出口原油温度。 （ 4）电脱水器油水界面高度的控制和调整 控制范围：使电脱水器油水界面高度保持在 2.3m 3.2m。控制目标：正常波动范围为 0 0.8m。控制方式：调节电脱水器放水阀的开度，改变电脱水器放水量来控制油水界面。 （ 5）电脱水器压力控制和调整 控制范围：使电脱水器压力保持在 0.21 0.41MPa。控制目标：电脱水器压力波动范围为 0 0.2MPa。 控制方式：调节电脱水器出油阀门的开度，改变出油管道的流量用以控制压力。 （ 6）净化油缓冲罐液位的控制和调整 控制范围：使净化油缓冲罐液位保持在 6 7m。控制目标：净化油缓冲罐液位波动 0 20mm。相关参数：进油量、外输油量。控制方式：通过控制外输油量来控制净化油缓冲罐液位 联合站原油脱水监控系统设计 8 2.6联合站原油脱水的控制流程图 在控制方 案确定后，根据工艺设计联合站原油脱水控制流程图，按其流程顺序标注出相应的测量点、控制点、控制系统及自动信号与联锁保护系统等的图形，即工艺管道与控制流程图（简称 PID 图）。参见附录一控制流程图。
