第二章2联合站自动化

第二章2联合站自动化第一页，共50页。2026/3/32第二页，共50页。2026/3/33第三页，共50页。2026/3/34第四页，共50页。一、联合站计算机监控系统的发展现状国外现状国外在联合站监控系统方面比我国发展的快速，早在上世纪的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年代，Arco油田公司就已经将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。2026/3/35第五页，共50页。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即4C技术，通过通信网络将分布在工业现场（附近）的现场控制站、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。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动控制产量。美国油田甚至将销售差也考虑在自动化管理系统中。2026/3/36第六页，共50页。国内现状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、计算机检测控制等三种方法。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、准格儿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得到了迅速的发展。

1992年5月，鄯善油田就使308口油水井、19座计量站全部实现了由单井、单个装置，单站自动化向全油田，全线自动化的转变。2026/3/37第七页，共50页。

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亦越来越高，系统的控制策略已不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，集输系统生产过程控制不仅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，目前绝大多数联合站采用的计算机监控系统是DCS。2026/3/38第八页，共50页。

二、联合站监控系统的体系结构

根据过程控制集中维护、统一管理的基本模式，监控系统在结构上是一个多级的分布式计算机监控网络，一般可分为三级，即监控中心（SC—Supervision

Center）、监控站（SS—Supervision

Station）、监控单元（SU—Supervision

Unit）。

其中监控中心和监控站中监控主机为PC机或工控机，监控单元通常由现场仪表构成。监控系统中的监控中心和监控站人员可以通过本地中心监控主机，监视其监控范围内的所有被监控对象的工作状态、运行参数。同时监控系统还提供生成规定的各种统计资料、图表等功能。系统各组成部分的主要功能如下：

2026/3/39第九页，共50页。1.

监控单元的功能

设备监控单元直接与被控设备相连，主要完成以下功能：（1）周期性的实时采集被监控设备的运行参数与工作状态，并对其进行诸如存储、显示等方面的处理，并实时主动的向监控站发送被监控对象的状态；

（2）随时接收和执行上一级计算机下达的对被控设备的控制命令；

（3）接受上一级下达的配置信息，刷新配置文件；2026/3/310第十页，共50页。2.

监控站的功能

监控站是监控系统中数据采集和处理的关键计算机，它向下与各设备监控单元相连，通过串行通信接口接收各设备监控单元传送的数据，进行处理后向上一级传送。其主要功能有：

（1）实时监视站内各监控单元的工作状态，同时与监控中心通信，实时的向监控中心转发报警信息，并接收来自各监控单元的故障信息；

（2）设置各监控单元的参数如告警门限制、告警等级等等；（4）实时显示监控单元采集的各种监测数据和告警信息；（5）具有统计功能，能生成所需的各种统计报表及曲线，如告警统计报表、设备运行参数曲线等等。2026/3/311第十一页，共50页。3.

监控中心的功能监控中心是监控系统中最高一级计算机。它除具有监控站的功能以外，还应具有实时监视各监控站的工作状态并根据需要显示或打印监控站的数据和报警信息的功能。随着工业自动化技术的迅速发展，综合自动化控制系统的水平在不断提高；从单机控制发展到分布式控制系统（DCS），随着可编程控制器（PLC）性能不断完善，在DCS中得到了广泛的应用。近期又发展了新的全开放、全分散、可操作的系统——现场总线控制系统（FCS），已开始应用于DCS的过程控制层。2026/3/312第十二页，共50页。4、联合站监控系统的技术特点

联合站监控系统充分体现信息化和集成化（Information

&

Integration）联合站监控系统可以采集整个联合站和过程控制的信息数据，这些大量的数据能够以合适的方式体现，并帮助决策过程。监控系统的集成性则体现在两个方面：功能的集成和产品的集成。过去，联合站应用的监控系统基本上是以厂商自主开发为主所提供的系统。当今的联合站监控系统更强调系统本身的集成性和解决方案能力，监控系统中除保留传统DCS所实现的过程控制功能之外，还集成了PLC、RTU（Remote

Terminal

Unit，远程终端设备）、FCS、各种多回路调节器、各种智能采集或控制单元等。2026/3/313第十三页，共50页。

5、联合站计算机监控系统的要求对于不同的应用对象有不同的具体要求，但对大多数监测控制系统的设计来说，运行上可靠、技术上先进、使用上方便、应用上灵活、时间上节省、经济上合理是共同的基本要求。2026/3/314第十四页，共50页。三、三相分离器一、工作原理

油气水混合物进入脱气室，靠旋流分离及重力作用脱出大量的原油伴生气，脱气后的油水混合物经导流管进入水洗室，在含有破乳剂的活性水层内洗涤破乳，再经聚结整流后，流入沉降分离室进一步沉降分离，脱气原油翻过隔板进入油室，脱出水靠压力平衡经导管进入水室，再经各自出口管汇导出，从而达到油气水三相分离的目的。2026/3/315第十五页，共50页。三相分离器工艺流程示意图沉降室油室水室水洗聚结整流天然气出口水出口油出口排污来油天然气放空淹管调节2026/3/316第十六页，共50页。三、三相分离器二、自控系统

分离器自控系统主要由三部分构成：气路、油路和水路，分别采用常规仪表对三相分离器油（水）室液位及压力进行控制。控制系统由被控对象（液位、压力）测量单元、调节器和执行器组成。压力检测采用电动压力变送器，油（水）室液位检测采用雷达液位计，远程调节器采用电动调节阀；现场显示采用磁翻板（柱）液位计，现场执行机构采用浮球液面调节阀。2026/3/317第十七页，共50页。三相分离器测控系统1、天然气计量与测控系统维持罐内压力并计量天然气流量、安全保护（超压)2、油水界面测控系统调节油水界面、出水计量3、油气界面控制系统维持油气界面、出油计量2026/3/318第十八页，共50页。2、油水界面测控系统调节油水界面、出水计量2026/3/319第十九页，共50页。三、三相分离器三、运行参数

设备规格：φ3000×14600

操作压力：0.25MPa

处理液量：≤1500m3/d

出口原油含水：≤0.5％出口污水含油：≤200mg/l

2026/3/320第二十页，共50页。三相分离器

四、工作特点

三相分离器将原油的脱气、脱水结合在一起综合处理，工艺简单，投资少，管理和维护简单，有利于实现原油处理工艺的密闭。适用于油田原油脱水、脱气等工艺，既能将含水原油处理为净化油，也可用于高含水油田原油的预脱水工艺，可人为控制出口原油含水率，操作方便简单。2026/3/321第二十一页，共50页。四、电脱水器测控系统主要内容1、自动监控参数油水界面位置、出油含水率、压力、温度、电场电压与电流2、自动调节系统保持油水界面、保持电场电压3、自动报警与保护超高、超低压力、超温

2026/3/322第二十二页，共50页。油水界面位置控制系统油水界面控制主要就是把油水过过渡区保持在电极之下，进液分配头之上，该系统采用差压变送器测量等效界面高度，信号送至液位指示控制报警环节LICA按PID规律调节，同时判断界面超高超低报警，通过电气转换器I/P控制调节阀开度，这属于简单调节。2026/3/323第二十三页，共50页。五、加热炉自动调节主要内容1、参数测量温度、压力2、控制系统进油量、风量3、自动报警与保护超高2026/3/324第二十四页，共50页。六、典型加热炉的控制方案常用的控制方法有简单调节系统、串级调节系统、前馈调节系统。1、简单调节系统(1)用自力式调节装置，TT0,TIC,TCV一体(2)就地式调节装置，TT0与TIC一体(2)单元组合仪表式，各有对应的仪表与装置2026/3/325第二十五页，共50页。图中，简单调节系统由炉出口温度变送器TT0、温度指示控制环节TIC、电气转换器I/P、调节阀TCV组成。TIC根据出口温度PV与给定值SP之偏差按PID规律改变燃油量qm。2026/3/326第二十六页，共50页。一种由主、副两个调节器彼此串接的双回路调节系统。主调节器根据主参数与给定值的偏差输出信号，作为副调节器的给定值,副调节器同时接受副参数信号和给定值并控制调节机构。副调节器的工作是随动调节，主调节器的工作是定值调节。在串级调节系统投用时，先投副回路，后投主回路2、串级调节系统2026/3/327第二十七页，共50页。2026/3/328第二十八页，共50页。3、前馈调节系统利用输入或2917:36扰动信号的直接控制作用构成的开环控制系统。2026/3/329第二十九页，共50页。4、复杂调节系统串级调节系统前馈调节系统串级+前馈调节系统控制系统的作用----抑制扰动2026/3/330第三十页，共50页。串级调节系统由主回路和副回路组成。加热炉控制主回路由炉出口温度变送器TT0,调节环节TIC1组成。2026/3/331第三十一页，共50页。副回路由炉膛温度变送器TT、调节环节TIC2、电气转换器I/P、调节阀TCV组成。副回路对扰动有抑制作用。影响加热炉出口的扰动2个：扰动1：影响炉膛温度变化的干扰因素扰动2：被加热原油的进炉温度和流量2026/3/332第三十二页，共50页。流量温度时，取进炉温度T1作为前馈参数。前馈作用由进炉温度变送器TT1、前馈系统K1及加法器∑引入系统。SP2副回路给定值2026/3/333第三十三页，共50页。SP2副回路给定值2026/3/334第三十四页，共50页。5、热媒炉自动化系统GE-NATCO热媒加热微机测控系统热媒炉工艺流程系统由热媒加热系统、热媒原油换热系统、热媒稳定供给系统和压缩空气供给系统组成炉主体---燃烧设备、辐射段、过度段、对流段与烟囱组成。2026/3/335第三十五页，共50页。2026/3/336第三十六页，共50页。热媒炉微机测控系统(1)功能自动报警与停车自动顺序点火连续自动调节热媒流量、燃油流量、助燃风量显示打印各过程变量与站控RTU的通讯功能(2)硬件配置2026/3/337第三十七页，共50页。(2)硬件配置主机与外设组成主机计算机为模块化结构，配置各种模入(AI)和模出(AO)组件、开关量输入(SC)和输出(DO)、逻辑量输入(LI)输出(LO)、多路传输器(MX)、电源。2026/3/338第三十八页，共50页。◆过程变量模入/模出通道①热媒入口温度T1②热媒入口流量Q1③燃油流量QF④炉出口热媒温度T0⑤烟囱过剩氧量Q2%⑥盘管壁温度⑦烟囱温度⑧燃油温度⑨火嘴温度模出通道3个①热媒质量流量计调节②燃油流量调节③助燃风量调节模入通道9个2026/3/339第三十九页，共50页。◆过程开关量输入输出通道主要为了保证热媒炉系统安全运行及自动顺序起炉设置的。①鼓风机启动失灵②鼓风机压力过低③热媒入口流量过低停炉④热媒出口温度过高停炉288度⑤辐射室压力过高停炉⑥燃油压力过低⑦雾化风压力过高过低⑧仪表风压力过低2026/3/340第四十页，共50页。◆过程开关量输入输出通道⑩燃油温度过高过低⑾烟道温度过高氧含量过低火嘴温度过高燃油流量计失灵点火失灵微机测控系统断电原油换热器出口温度过高、过低原油换热器出口流量过低◆用户软件2026/3/341第四十一页，共50页。靖边采油厂八号联合站监控系统设计采用工业自动化组态软件—组态王6.51，结合传感器技术、PLC技术、通讯技术和计算机监控技术构建计算机监控系统。该系统具有现场信号采集、参数实时与历史趋势显示、参数与事件报警、现场工况动态显示等功能。能对各种监控参数进行动态管理和报表自动生成、查询及打印，基本上满足了用户的需求。2026/3/342第四十二页，共50页。该系统实现了靖边采油厂八号联合站的实时监督与动态控制，提高了联合站的自动化监控水平，减小了职工的劳动强度，消除生产安全隐患，保证生产过程安全可靠运行。还提高了联合站的生产效率和经济效益。靖边采油厂八号联合站是靖边采油厂新建的重要项目，联合站集输系统与计算机监控系统工程项目涉及锅炉供热、脱水、外输、注水、污水处理五个方面。靖边采油厂八号联合站计算机监控系统，其主要任务是完成联合站内的主要生产过程监控，对各运行参数（集输控制系统的温度、压力、液位、流量、可燃气体浓度等）有实时采集、动态显示、数据处理、报警等功能。2026/3/343第四十三页，共50页。靖边采油厂八号联合站计算机监控系统总体方案本系统的工业控制计算机采用台湾研华工控机，具有很高的可靠性；监控部分采用研华分布式I/O监控系统ADAM-500