Emerson-雷达液位测量系统维护指南

1、 中国石油石化某公司1000万吨/年炼油、80万吨/年乙烯项目雷达液位测量系统维护指南艾默生过程控制目录1、概述：-32、雷达液位计工作原理-33、性能参数指标-44、雷达液位测量系统组成及特点-65、雷达液位测量系统接线图-116、雷达液位测量系统网络连接示意图-127、罐量计算方法和依据的标准：-188、雷达罐量计算上位系统组态软件及其操作-209、雷达罐区计量系统常见故障诊断-351. 概述：雷达液位测量系统是一个完整的计量和库存管理系统，该系统可以包含液位，多点温度，介质的平均温度，压力，密度（压力变送器测量实时在线的密度），油水界面等信号。罐区管理系统TankMaster软件包具有完

2、整的库存管理功能，网络连接功能及与DCS系统通讯功能。它可以显示液位，多点温度，介质的平均温度，压力，密度，油水界面等信号的数值，储罐的容积表，并根据API或国家标准计量罐液体标准体积和质量等数据。计量级（REX）及监控级(PRO)系列采用TRL2总线，通过通讯单元转换为RS485或RS232通讯（基于Modbus协议）接口与上位系统通讯。雷达液位计室外罐顶安装，安装区域为防爆区，安装简易、调校方便，确保可靠运行。可动部件少，不受振动影响（液位计是一体化结构，采用模块化及集成化设计，卡件安装）。液位计天线符合API设计标准，具有凝液自滴落功能。2. 雷达液位计工作原理采用FMCW方法（调频连续

3、波）：雷达液位计向液体表面发射微波，微波信号具有围绕10GHz连续变化的频率，当信号向下抵达液体表面并返回天线时，它将与此时正在发射的信号混合，当回波信号向下抵达液体表面并重新返回时，发射的信号已经轻微改变，当把发射信号与接收信号混合时，产生一种与液体表面距离成比例的低频信号，这种信号可提供高精度的测量值。3. 性能参数指标3.1. 计量级雷达液位计(REX系列，RTG39)- 仪表精度：±0.5 mm- 输出信号：TRL2数字总线、420MA、继电器输出- 运行环境温度：-40 °C至 +70 °C （-40 °F至 +158 °F）- 电源

4、： 100-240 VAC，50-60 Hz，平均功率 15W在低于冰点温度下，液位计加压最大功率为 80 W）- 入口防护等级：IP66- 防爆等级：EEx dia IIB T6- 天线形式：抛物面式/喇叭口式/阵列式（适合导波管安装低损耗模式）/LPG、LNG专用天线- 防雷保护：标准的防雷保护部件和滤波器可处理快速瞬变电压。液位计部的多层变阻器（快速瞬变电压保护）以及充气管避雷器（过电压保护）保护电子元件免受过电压影响。由于在防燃外壳部可能出现电火花，储罐也应进行隔爆防护。主电源受熔断器保护- 电气接口：3 x 1/2” NPT; 3 x 3/4” NPT3.2. 罐旁指示仪SDAU-

5、可显示数据：液位、液面距离、点温度、平均温度、液位速度、信号强度- 显示器: 6 位数字液晶显示器- 温度分辨率: 0.1 °C- 可接入传感器类型：PT100单点或多点温度元件（最多14点）- 防护等级：IP66- 防爆等级：EEx ia IIB T4- 电源：由储罐雷达液位计提供本安电源- 电气接口：2 x M20；1x M253.3. 罐旁指示仪RDU40- 可显示数据：液位、液面距离、点温度、平均温度、液位速度、信号强度- 显示器: 图形液晶显示器 128 x 64 像素- 防护等级：IP66- 防爆等级：EEx ib IIC T4- 电源：由储罐雷达液位计提供本安电源- 电

6、气接口：2 x M20；1x M253.4. 平均温度计（MST）- 温度元件类型：Pt 100 温度点元件，符合标准 EN 60751- 精度：1/6 DIN B 级（标准）（1/6 DIN B= ±(0.30 + 0.005 * ITI) * 1/6）- 整个温度量程：-50 °C 至 120 °C（标准）；-20 °C 至 250 °C（可选）- 温度元件数量：3至14点- 外层材料：不锈钢AISI 316- 储罐底部重锤重量：4kg（标准）- 铠装直径：3/4” （标准）; 1” （配套水位传感器 WLS 的选项）- 引线长度：500m

7、m（标准，进入一体化）- 防爆等级：EEx ia IIC T43.5. 通讯单元(FCU）- 环境运行温度：-40 °C 至70 °C- 电源：220VAC，+10% 至-15%，50-60 Hz，最大功率：10 W-入口防护等级：IP 65- 通讯端口：6个（通常配置4个现场总线端口，2个分组总线端口）- 现场总线端口：TRL/2 总线，每个现场总线端口最多可连接 8 台储罐雷达液位计- 分组总线端口：TRL/2 总线、RS232 或 RS485，基于 Modbus的协议3.6. 无线网络适配器775- 输入信号：2或4线制HART设备- 输出信号：IEC 62591(无

8、线HART)- 更新速度：由客户选择，8秒至60分3.7. 1420网关- 环境运行温度：-40 °C 至70 °C- 电源：19.228.8Vdc，启动电流250mA，运行电流150Ma- EMC 性能：按照执行标准EN61326-1:2006;- Mesh 网络管理- 通讯规格：1) MODBUS RTU VIA RS485 2) Modbus TCP via Ethernet/Optical fiber 3) OPC via Ethernet/ Optical fiber4) AMS, DeltaV3.8. 罐区计量管理系统(包括PC机及软件)- 微机基本要求：

9、16; Windows 2000 Server IIS 5.0版或者Windows 2003 Server IIS 6.0版Ø 2.4GHz CPU。Ø 1024MB RAM。Ø 20GB 硬盘驱动器（TankMaster 需要占用大约 200 MB 磁盘空间）。Ø 图形卡1024*768像素，65536色Ø RS232,RS485通讯接口各2个Ø 网卡2块- TankMaster 标准软件包 TankMaster 包括两个主要软件模块：Ø WinSetup 是用于对整个雷达液位系统进行组态的软件包。Ø WinOp

10、i 是完整的储存软件包。包括下列功能提供实时储罐计量数据、用户友好的导航、先进的分组组态功能、交互式组态与安装、用户管理器、输送控制批处理报表、历史数据抽样、实时视图、自动报表、通过电子传递报表、可靠报警处理、事件检查日志、通过电子发送报警、泄漏报警和在线帮助。API 计算功能包括：实时储量计算和储罐混合计量-Tankmaster通讯功能Ø Modbus通讯：用于通过 MODBUS（RS-232 ）连接 TankMaster 和监控与数据采集DCS 系统。Ø OPC server （OPC 2.0）：用于通过 OPC （网络或本地微机）连接 TM 和和监控与数据采集（SCA

11、DA）/ DCS 系统。OPC 服务器包括浏览器。4. 雷达液位测量系统组成及特点4.1. 喇叭型天线液位计的设计易于安装在固定顶储罐上直径为 200 mm(8”)或以上的喷嘴上。RTG 3920 液位计可以测量除沥青及类似产品以外的各类石油产品。整个喇叭形天线位于储罐部而且其温度与储罐环境温度几乎相同，从而可以避免天线部出现冷凝。4.2. RTG 3930抛物面形天线液位计的设计适合安装于拱顶储罐。可测量几乎所有产品的液位，围涉及从干净产品到难以测量的产品（如沥青）的几乎所有产品。抛物面形天线的设计可以耐受粘稠产品及冷凝产品。大型天线直径可获得较高的天线增益和较高的信噪比。抛物面形天线液位计

12、可安装于原有的储罐人孔盖上。标准抛物面形反射器直径达到 440 mm(17 “)，并适合安装于诸如 20” 的人孔。4.3. 配备小型阵列天线的 RTG 3950 可安装于原有的导波管。典型应用包括带有浮顶的原油储罐以及带或不带浮顶的汽油/成品油储罐。4.4. RTG 3960 液位计的设计适用于液化石油气或液化天然气储罐的液化气液位测量。即使在液体表面沸腾的工况下，导波管也能使液位计获取足够强度的回波。雷达信号在导波管传送。压力密封采用经过认证可用于压力容器的石英/瓷窗口。作为选项，液位计可配备安全球阀以及蒸汽空间压力传感器。最高的测量精度需要采用压力传感器。4.5. 对于液体散装储罐中实现

13、精确的密闭输送和储存测量，产品温度是一个重要的参数。在 Rex 系统供货时，可以作为基本元件提供高质量的多点温度计(MST)。多点温度计(MST)可采用置于不同高度的多台Pt 100 温度点元件测量温度，从而提供储罐温度曲线和平均温度。4.6. 电容水位传感器(WLS)可连续测量油层下面的自由水位并提供输入用于在线提供净储量。水位传感器与多点温度计 MST 一体化，4.7. 数据采集单元(DAU 2100)可与储罐雷达液位计配套使用，提供本机读数显示，并在需要的输入/输出多于储罐雷达液位计许可围时，可用于连接温度传感器、压力变送器、通断开关等。最多可连接 14 台温度元件的多点温度计(MST)

14、可与数据采集单元进行连接。数据采集单元由与其连接的储罐雷达液位计供电并通过储罐雷达液位计进行通讯。在储罐雷达液位计的变送器接口卡件(TIC)上采用齐纳安全栅，使数据采集单元(DAU)达到本质安全。数据采集单元可配备读数显示器，以显示液位、温度和其他测量数值。根据需要，也可将数据采集单元 DAU 安装于储罐顶部。4.8. 远传显示单元(RDU 40) 是一种坚固耐用的显示单元，可用于室外危险区域。如果每台储罐的温度元件数量不超过 6 台，RDU 40 是现场显示最节约成本的解决方案。在这种情况下，温度元件可直接连接储罐雷达液位计(RTG)，而无需采用数据采集单元(DAU)。显示功能由连接的储罐雷

15、达液位计采用软件进行控制。采用 4 键显示键盘，非常易于操作。每个显示屏视图可显示 7 行文本，每行 16 个字符。RDU 40 可通过 3 芯电缆与储罐雷达液位计进行连接，最远距离可达 100m（330 英尺）。每台 TankRadar Rex 液位计可连接两台远传显示单元。远传显示单元可显示计算数据，如液位、平均温度、容量、信号强度等。数据可以列表显示或显示单个数值，采用非常易读的 25 mm(1 “)实心字体。操作人员可以设置用户定义的窗口，以提供大多数有用的信息。该窗口将作为默认视图进行显示。RDU 40 可以浏览与TankRadar Rex 液位计连接的 6 台温度点元件。4.9.

16、现场通讯单元(FCU)属于数据集中器，可连续从现场装置轮询数据，如储罐雷达液位计、数据采集单元以及远传显示单元，并且将这些数据存储于缓冲存储器。无论什么时候接收到数据请求，FCU 可立即从更新的缓冲存储器发送一批储罐的数据。在分组总线上 FCU 可担当下位机，在现场总线上 FCU 可担当上位机。现场通讯单元配备 6 个通讯端口。根据下列任一备选方案，这些端口可单独被设置成分组总线端口或现场总线端口：可用接口板连接每个通讯端口。这些接口板可采用 FCM 板，用于连接 TRL/2 总线，或采用 FCI 板，用于连接 RS485 通讯。通过与跨接连接器连接取代 FCM 或 FCI 板，可将两组总线端

17、口设置成 RS232 接口。根据标准，现场通讯单元在供货时配备 6 块 FCM 板和 2 台 RS232 跨接连接器。4.10. 现场总线调制解调器(FBM)将信号从TRL/2 总线转换到RS232。可用现场总线调制解调器将安装 TankMaster 人机界面软件的微机与 TRL/2 总线连接。在供货时现场总线调制解调器配备用于与微机串行连接的电缆。现场总线调制解调器通过交流/直流转换器自身配备电源。4.11. TankMaster 人机界面软件TankMaster 是基于 Windows 的功能强大的人机界面(HMI)，可用于全部储罐储量管理。TankMaster 可为 TankRadar

18、Rex 系统提供组态、服务和设置、储存及密闭输送功能。所有的计算都基于现行的 API 和 ISO 标准。TankMaster 包括用户管理器，包括不同的人员访问层。5. 雷达液位测量系统接线图6. 雷达液位测量系统网络连接示意图7. 罐量计算方法和依据的标准：TankMaster是一款功能强大的罐区测量监控，库存计算与管理软件。下图是Tankmaster的计算流程。现场雷达液位计系统读取液位，压力，游离水位，温度等测量值，Tankmaster基于输入的罐容表及所选用相关产品表查处对应的VCF算出标准体积和表观重量等值。右边黄色部分（上）代表自动测量密度，如果没有自动密度测量则黄色部分可以忽略；

19、下边黄色部分仅适用于球罐LPG/LNG的测量的计算。 其中：TOV 总计量体积 CTSh 罐温度修正GOV 毛计量体积 TEC 罐膨胀系数GSV 毛标准体积 FRA 浮顶修正NSV 净标准体积 VCF 体积修正系数WIA/WIV 表观质量 S+W 沉淀物和水的质量或体积百分比TCT 罐容表 AVRM 有效体积FWL/FWV 游离水位、游离水体积 VLVR 汽液体体积比Tankmaster含有以下各种标准产品表格供选择，用户可以根据实际需要选用基于60F的54系列表（英美标准）或基于20C的60系列表格（中国标准）。TableDensity, kg/m³TecTref, 106

20、6;C-1Temperature, °C54 (1952)500.0 600.0600.0 840.0840.0 870.0870.0 960.0960.0 1105.0-46.0 60.0-25.0 70.0-25.0 100.0-25.0 125.0-25.0 150.054 (1960)500.0 1200.00.0 200.054A (1980)54B (1980)60A (1980)60B (1980)610.0 778.0778.0 824.0824.0 1075.0-18.0 95.0-18.0 125.0-18.0 150.054C (1980)60C (1980)4

21、86.0 918.0918.0 954.0954.0 1674.0-18.0 150.0-18.0 125.0-18.0 95.054D (1980)800.0 1164.0-20.0 150.054A (2004)611.16 1163.79-50.0 150.054B (2004)611.16 1163.86-50.0 150.060A (2004)606.12 1161.15-50.0 150.060B (2004)606.12 1160.62-50.0 150.054C (2004)60C (2004)414.0 1674.0-50.0 150.054D (2004)801.25 11

22、63.85-50.0 150.060D (2004)798.11 1160.71-50.0 150.054E (2007)351.7 687.8-46.0 93.060E (2007)331.7 683.6-46.0 93.0D4311850.0 1600.0-25.0 275.08. 雷达罐量计算上位系统组态软件及其操作罐区计量系统软件Tankmaster由WinSetup和WinOPI两部分组成。其中WinSetup用于仪表工程师对雷达进行组态和调试，WinOPI用于操作人员对罐区液位和库存量进行操作和管理。打开WINSETUP和WINOPI的方式1.方式一:分别双击桌面两个快捷图标Win

23、setup&Winopi 输入用户名和密码登陆或直接按CANCEL取消登录即可用户名:administrator/supervisor/operator 密码:admin/super/oper(以上均是小写)2.方式二:打开Administrator Program 窗口 选中Winsetup或Winopi 输入密码:admin(小写) Winsetup服务于仪表工程师, 仪表工程师可以通过它与所有现场设备进行通讯安装组态，故障排除以及修正液位等安装新设备New Devices（FCU及雷达）及安装新罐New Tanks的方法第1步: 运行和登陆WinSetup第2步: 在Protoc

24、ols中对ModbusMaster1.0通道进行参数设置，确保各个已使用通道如MbMaster.1,MbMaster.2等正确组态如MbMaster.1对应1:FBM/None/None/4800/1000/1/3/None成品油罐区,MbMaster.2对应2:RS232/None/None/4800/1000/1/3/None原油罐区等第3步: 安装New Devices鼠标指向Devices, 右键选择install new安装FCU或雷达。注意必须先安装FCU，然后才可以安装雷达如REX+SDAU等点击下拉箭头，选择您所需要安装的设备型号，例如FCU2160, REX RTG，PRO

25、RTG,b输入设备位号，例如FCU-2160, LT-3601, LT-4502c. 点击nextFCU组态FCU端口（卡件）组态，注意端口Port与卡件安装位置从左到右对应为3，4，5，6，1，2。到现场雷达的卡件（FCM）对应的端口称为FB，其波特率固定为4800不得更改，否则会无法通讯。到上位机的卡件（FCM或FCI）对应的端口称为GB，如果是FCM卡，波特率固定为4800，如果是FCI卡，波特率可以根据上位机情况灵活设置。FCU的Slave Database组态，需要正选择设备类型如Pro RTG，地址如1，2等，总线卡件如FB1，温度点数，模拟输入Ain/CIn点数如0等安装及组态雷达如果温度直接接入雷达，从下面窗口设定温度类型及温度点高度如果有模拟输入如压力变送器接入雷达，需要设定量程上下限及单位设置雷达罐高参数罐高R: 雷达安装法兰面到罐底的距离 G: 人工检尺高度与量油孔之间的高度偏差C: 底部死区，通常为0，不需要设定上盲区设定（Hold Off Dist）,通常设定