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刘宪英 郭庆胜

1  引言

    随着工业技术的发展，特别是半导体技术、微电子技术、计算机技术和网络技术的发展，变送器已经从模拟型、智能型发展到了现场总线型。传统的模拟变送器是使用的单变量、单向传输的4～20mA的模拟信号；智能变送器（指采用HART、DE协议的变送器）是数字信号和模拟信号混合传输的变送器，它与系统信息的传递仍采用4～20mA的模拟信号，迭加其上的数字信号只用于传递辅助信息和诊断信息等，这种智能型变送器只能是针对传统模拟变送器的一种过渡型产品，最终将被现场总线型变送器所代替。现场总线型变送器集检测、控制和通信于一体，实现了与控制系统之间的全数字化、双向的数据传输。MV2000T智能变送器就是一种输出符合多种现场总线标准的智能变送器。

2  MV2000T智能变送器

    MV2000T系列智能变送器，主要包括2010TD差压变送器（可测量差压、液位和流量），2020TG压力变送器（可测量压力、液位），2010TA/2020TA绝对压力变送器（可测量绝对压力）和2010TC多参数变送器（可测量差压、压力、介质温度、体积流量和质量流量）。MV2000T变送器输出符合HART、Bell FSK、PROFIBUS-PA和FF多种现场总线协议，并可利用STT04/HHT275手操器或者SMART VISION通讯管理软件进行调校和组态。在此主要以MV2010TD智能差压变送器为例做详细介绍。

2.1  MV2010TD智能差压变送器的工作原理
    MV2010TD智能差压变送器，使用先进的复合微硅固态传感器，采用模块化设计，由集成电子适配单元的传感器模块和一个带按钮控制单元的放大器组成。其中传感器模块是一个双腔系统，具有一个整体化的过载膜片、一个内部绝对压力传感器和一个硅差压传感器。绝对压力传感器仅感受高压侧的压力，可作为静压补偿的参考值。差压传感器的负压侧经毛细管与变送器的负压侧/真空腔相连，被测的差压/绝对压力经隔离膜片和灌充液传递给硅差压传感器的检测膜片。硅检测膜片的微小位移导致检测系统输出电压的变化，该输出电压与差压成正比，由电子适配单元及放大器转换为标准信号输出。其结构原理图如图1所示。

图1  2010TD智能差压变送器的结构原理图

2.2  MV2010TD智能差压变送器的特点
(1)  测量介质为气体、蒸汽和液体，测量参数为差压和绝对压力。
(2)  测量范围（未迁移时）：0-50Pa～10MPa，多个量程可选。
(3)  精度：0.075％（可选0.05％），量程比可达100:1。
(4)  防爆（中国）：本安型防爆等级为Ex iaⅡCT4~6，隔爆型防爆等级为Ex dⅡCT4~6。
(5)  输出符合多种通讯协议：
    4～20mA变送器（HART）的输出信号标准设置：I_min＝3.8mA，I_max＝20.5mA，电源是10.5～45VDC，其组态可采用手操器STT 04或HHT 275，也可采用FSK MODEM + SMART VISION软件。

    现场总线变送器（PROFIBUS-PA或FF）：传输技术为IEC61158-2，电源是10.2～32VDC，基本电流是14mA，传输速率为31.25Kbps。它可通过SMART VISION软件和相应的通讯模块（PROFIBUS-PA，Foundation Fieldbus）组态。

3  MV2000T智能变送器的应用

    由于传统的集散控制系统（DCS）基于模拟仪表，现场信号的检测、传输与控制是通过传感器或变送器检测物理信号并转换成标准的4～20mA 信号以模拟方式进行传输的，因此在检测方面存在精度低、动态补偿能力差和无自诊断功能等问题。现场总线和智能变送器仪表的出现实现了现场仪表与控制系统之间全数字化、双向数据传输，使过程控制的功能进一步分散下移和信息处理现场化。由于现场总线控制系统（FCS）还不能完全代替DCS，因此将现场总线集成于DCS是现阶段普遍采用的方案。现场总线与DCS的集成主要有以下3种方式：①现场总线集成在DCS的I/O层上，即通过一个现场总线接口卡挂在DCS的I/O总线上。②现场总线集成在DCS的网络层，即现场总线通过一个现场总线接口单元挂接在DCS的通信网络上。③现场总线控制系统和DCS独立工作，通过网关实现系统之间的信息互访和通信协议的转换。

    某油田联合站就采用了第2种方式集成的控制系统，即将PROFIBUS-PA现场总线集成在某一集散控制系统的局域控制网络层（LCN）。联合站的中心控制室可以对整个油田的生产过程进行监控，生产过程指站外油气集输、站内油气水三相分离、原油外输和污水处理等。对于离中心控制室较远的一些参数的测量与控制，用一根现场总线电缆将智能变送器仪表、控制阀和执行器等连接起来，这样可以节约大量电缆、桥架和连接件。同时现场总线不仅为现场设备传送数字信号，还可以为总线上的现场仪表提供电源，这样就满足了现场本质安全防爆的要求。由于该联合站位于沙漠地带，气候恶劣，温差较大，所以选用了适合过程控制而又具有本质安全性的PROFIBUS-PA现场总线。而所有连接到PROFIBUS-PA总线上的设备必须是符合PROFIBUS-PA协议的智能设备，因此该控制系统选用了输出符合多种现场总线（FF，HART和PROFIBUS-PA）的MV2000T系列智能变送器。其具体的系统结构如图2所示。

图2  集成的系统结构图

    PROFIBUS-PA采用的是IEC61158-2传输技术，而PROFIBUS-DP采用的是RS485传输技术且可以直接和计算机相连[1]。DP/PA耦合器使IEC1158-2信号转换为RS485信号传送到操作站。MV2000T输出符合现场总线的变送器，其传输技术也是基于IEC61158-2的，因此它们可以和PROFIBUS-PA现场总线直接相连。

    2010TD智能差压变送器主要实现管道中油气流量的监测与控制，它通过过程法兰安装在油气集输的管道上，利用能将流量转换为压差信号的节流装置，实现对压差的测量并通过2010TD的平方根和自由编程的计算功能将压差信号转换为相应的流量数字信号，通过现场总线传送到中心控制室的操作站供操作人员查看，并且可通过对变送器PID调节功能的组态实现对流量的控制。2010TD智能差压变送器还可以通过液位法兰直接安装在被测液位的罐体（生产分离器或脱水器等）上，由于原油具有一定腐蚀性和粘性，为了防止容器内的原油进入变送器而造成管线堵塞或腐蚀，应该将液位法兰隔离测量过程和变送器本体，这样2010TD将可能存在零点正负迁移[3]的问题而需要进行零位校正。差压变送器所测得的差压与液位高度成线性关系，因此只需要通过2010TD的线性和PID调节功能的组态就可实现对油的液位测量与控制，利用现场总线可将液位的数字信号传送到中心控制室的操作站。2010/2020TA绝对压力智能变送器，它安装需要测量绝对压力的油气管道或油井现场，将绝对压力转换为数字信号通过现场总线传到中心控制室的操作站。2010TC多参数智能变送器可同时测量差压、静压和介质温度，并将它们转换为与补偿后的质量流量成正比的数字信号，它主要用于对外输原油的质量流量的测量。

    对于2010TD、2010TA、2020TA和2010TC，可以通过就地按钮进行外部调节零满，带液晶表头后就地按钮就可对变送器进行零位校正、线性或平方根输出及PID调节等功能的组态；也可在控制室的工程师站利用SMART VISION通信管理软件和通信模块实现对它们远程的在线功能组态（线性、平方根、自由编程和PID调节）和诊断，通过设备类型管理器（DTM），SMART VISION软件利用其工程数据库可实现组态数据和诊断信息在仪表和控制系统之间的传输。对于MV2000T智能变送器的选型，应该根据被测参数的测量范围和精度要求来选择量程比（量程比≤10:1时变送器的性能最优，而量程比>10:1时将产生附件误差）和量程代码。

4  结语

    虽然目前FCS还不能完全取代DCS，而只是取代DCS中的某些子系统，但是FCS是控制系统的发展趋势，最终将会逐渐取代DCS，与控制系统配套的现场仪表也应向符合现场总线协议的智能型方向发展。因此输出符合多种现场总线协议的MV2000T智能变送器将有非常好的应用前景。