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组态软件示功图在油田的应用

jhlu3
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2009-09-18

1.系统设计说明
     油田自动化信息系统建设主要包括油井远程监控、配电线路自动化系统、输油管线泄露监测、集输站库自动化监控等四个部分，其目的是利用现场监控系统，实现数据源头自动采集，借助油田现有网络资源自动加载到厂级实时数据库，为各级管理部门应用提供开放的数据平台，使生产和管理人员及时控制和掌握生产动态，从而实现整个生产过程的自动化；并可以对取得的实时数据进行统计、分析、优化，从而为保证生产设备正常运转、降低生产成本提供重要依据。下面我们就油井远程监控系统进行论述。
 　　1.1.现状综述
 　　全国各地各采油厂已不同程度地进行了油井监控的试点工作，目前参与的厂商数量比较多，水平参差不齐，各个厂家都是在做试点工作，也有个别厂家开始规模推广。也暴露出很多的问题，主要表现在油井现场设备可靠性差，可维护性差，不能承受油井现场恶劣的工作环境（包括高温、低温、潮湿和沙尘）。数据开放性不够，往往是各个厂家互不兼容，软件数据不能共享，呈现一个个的自动化孤岛。
 　　全国十几万口油井，已经采用油井监控的油井不会超过一万口，不足总数的10％。
 　　1.2.设计思想
 　　目的：
 　　油井远程监控系统主要是通过对井口参数的实时检测，采用轮询-应答的通信方式，将检测到的油井状态，通过无线方式传送给采油厂实时数据库服务器，并以C／S或Ｂ／Ｓ模式，使生产管理的各个部门能够及时掌握油井工作状态，缩短油井故障处理时间，提高开井时率，增加原油产量，提高工作效率。另外，油井井口的控制器具有电量计算功能，可以为6kV 电力线路配电自动化系统提供基础计算数据。
 　　原则：
 　　自动化工程必须按照“统一规划、统一标准、统一数据库”的原则建设，系统方案必须整体考虑网络通讯、系统安全等问题，保证实时数据库标准开放，使整个系统具有极高的可靠性与实用性。
 　　系统设计遵循“实用性、可靠性、先进性、易维护”的基本原则，以方便操作、可靠运行为实施根本；方案设计既立足于实际，便于实施，又着眼于未来，为发展留有余地。技术方案普遍采用近几年发展和改进的新技术、新设备、新系统，其所有硬件和软件均应经过生产现场考验，经验证具有先进性和可靠性。
 　　整个油田自动化系统在局域网上根据地域特点在每个采油厂设一个实时数据传控中心（包括通讯处理机、实时数据库服务器、应用服务器），用于集中管理和存放各采油厂所辖区域内生产井、6KV 配电线路、联合站、输油管线的现场实时数据，做到实时数据库开放的原则。
 　　
 

 方案说明： 
 　　井口控制器采集油井示功图、电量、回压、温度等参数，经CDMA/GPRS 网或者数传电台，以CDMA/GPRS 专线方式或者数传电台接口(RS232) 接入采油厂通讯机、实时数据库服务器，厂矿小队的计算机可以用浏览器或客户端方式对实时数据库进行访问。井口控制器改变以往只采电压、电流有效值地模式，而是实时采集计算电机电量参数，可为配电线路自动化系统提供所需的数据。
 　　6kV 配电线路远方终端、采油厂通讯机、实时数据库、配电SCADA 应用服务器、工作站等，利用CDMA/GPRS 网，组成配电线路自动化系统，实现对配电线路运行状况的实时监控和管理。
 　　集输站库自动化系统与输油管线泄漏检测系统均是相对独立的一个系统，经局域网将系统采集的生产数据上传采油厂实时数据库，实现网上数据共享。
 　　通过B/S 模式，可以使管理者浏览和查询全厂实时数据，及时了解现场生产情况。也可以通过C/S 模式对生产数据进行统计、分析。
 　　为了保证系统的时钟一致性，系统配备专用的GPS 时钟，用于同步全网的系统时钟，包括定时与各FTU、SU 远方对时。
 　　系统中通讯机、实时数据库服务器、应用服务器等重要节点采用双机热备用配置，保持主机和备机之间数据的一致性，使主、备机可以在故障时可以随时切换运行。
 　　数据中心采用双网冗余配置，且与油田局域网隔离，当主网出现故障，备网可随时切换为主网运行。
 　　网络安全性设计，采用防火墙、数据加密、网络隔离、用户权限管理等技术和手段保证网络和信息的安全。用户权限管理工作包括系统用户资料库管理、用户注册、用户级别设置、用户权限设置等主要内容。
 　　目前全油田网络范围内已建立起了病毒防治体系，因此本系统病毒防治依照油田统一规范执行。
 　　1.3.油井远程监控系统
 　　根据油井分布的地域特点与无线通讯技术发展的水平，油井远程监控系统考虑用CDMA/GPRS 或者数传电台通讯模式，系统主要由传感器、井口控制器SU、CDMA/GPRS （数传电台）通讯模块DTU、采油厂通讯机、实时数据库服务器、WEB 服务器、监控浏览终端等组成。系统框图如上面总图所示。
 　　油井工作状态传感器主要有温度传感器，压力传感器，电机电流、电压传感器抽油机载荷、位移传感器、变压器一次侧电流传感器，它们将油井的工作状态变换成对应的电压或电流值送至井口控制器SU。然后经CDMA/GPRS 网或数传电台，接入采油厂通讯机，数据通讯机采用轮询方式收集井口控制器数据，数据经过分析经处理后，进采油厂实时数据库。厂矿小队的计算机可根据不同的权限，采用C/S 或B/S模式对实时数据库进行访问。
 　　1.3.1.系统实现的功能
 　　电泵井 SU 主要进行电压、电流、油井回压、井口温度等参数的测量。抽油机井SU 主要进行示功图、电压、电流、油井回压、井口温度等参数的测量，且保留油井遥控启停功能。
 　　井口控制器具有电机有功功率、无功功率、功率因数、日用电量等参数的计算功能。
 　　对电潜泵井停机、电压过压、欠压、电流过流、欠载、井口回压过高、过低等异常情况检测报警；对抽油机井停机、电压过压、欠压、电流过流、欠载、井口回压过高、过低、载荷过低等异常情况检测报警。线路来电瞬间，也作为异常情况报警。
 　　采油队监控机按照管理权限仅能查询本队油井的工作状态、实时收据、及相关通信模块工作状态、配电线路工作状态。
 　　抽油机井示功图、电流图（或功率图），除定时采集保存外，采油队可根据生产情况，手动选择油井井号，实时索要示功图、电流图（或功率图）。
 　　当电潜泵井出现过载停机故障时，将停机前一分钟内三相电流（Ia、Ib、Ic）与线电压(如Uab)的数据上传数据库，为电泵故障诊断提供分析数据。
 　　采油队监控机具有静态数据浏览和编辑等功能：包括抽油机型号、配置电机型号、油井井号、冲程、线路名称、量程上、下限、报警上、下限、油井井况等方面的数据，并能够添加新开油井、删除停产油井、修改作业井的基本数据。
 　　系统具有示功图、电流图（或功率图）、电流、电压等参数的实时趋势、历史趋势监视功能，可方便地了解长时间的参数变化情况，方便快速分析。
 　　系统应将地理概念引入图形系统，使图形能反映地理信息，可以非常直观形象反映整个油区的工作状况。
 　　采油厂、矿与相关科室能够通过浏览器查询厂、矿、队油井的工作状态与实时数据，当天停井情况、开机时率统计，以及历史数据与历史记录。
 　　1.3.2.需要传输的数据
 　　抽油机井需上传数据主要有：载荷（最大与最小值）、回压、井口温度、电流(Ia、Ib、Ic) （最大与最小值）、电压(Ua、Ub、Uc)有效值、有功功率、无功功率、功率因数、上下冲程最大电流值、上下冲程功率、平衡率、日用电量、累计电量、冲次、系统状态、采集时间等数据。示功图、电流图（或功率图）需要一个冲次内载荷、电流（或功率）的所有采集量，每个图约需要200 个数据。因此，数据总量约为430 个数据，其中基本数据量为30 个数据。
 　　电潜泵井需上传数据主要有：回压、井口温度、电流(Ia、Ib、Ic)、电压(Ua、Ub、Uc)、变有功功率、无功功率、功率因数、日用电量、累计电量、系统状态、采集时间等数据。数据总量约为20 个数据。
 　　1.3.3.采油队主站
     油井生产监测系统由安装在油井上的监测终端、安装在采油厂级的通讯和数据服务器、采油队等用户使用的监测界面、现场通讯系统和管理通讯系统五个部分组成。系统结构如下图所示：
 [img]2006948425168249.gif[/img]

  油井监测系统软件由通讯软件、数据处理软件、命令处理软件、报警和事件处理软件、安全控制软件、图形界面软件和图形制作软件组成。
 　　通讯软件主要负责通过设定的通讯规约和接口与现场设备进行通讯，获取现场设备所采集的数据或向现场设备发送数据和指令。
 　　数据处理软件主要负责将通讯软件得到的原始数据按现场采集点的类型进行转换、判断是否需要产生报警及数据存储管理。
 　　命令处理软件主要负责处理用户的下发命令、将命令转换为通讯服务器的控制指令，并协调多个用户同时下发命令时的关系。
 　　报警和事件处理软件负责实现预定的报警效果、对报警和事件进行记录、存储。
 　　安全控制软件负责管理系统用户的认证和授权信息，对系统用户进行身份认证和权限检查。
 　　图形界面软件和图形制作软件用于生成和显示用户图形界面。
 　　系统基本处理流程为：
 　　油井的数据由油井终端负责采集，油井终端上装通讯模块，采集到的数据由通讯模块送至位于采油厂信息中心的通讯服务器。数据经处理后存入实时数据库。采油厂用户通过应用服务器获取系统服务，应用服务器访问实时数据库获取数据。
 　　由用户发起的操作，如手工召测数据、更改配置等，由应用服务器进行处理，并通知通讯服务器执行相应的操作。

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