基于DCS原理设计的抽油机数据采集系统

引 言
    油井的抽油机数据采集传输管理是油田生产关键环节之一，生产计划的决策依赖于大量现场数据的及时正确的采集。由于资金的制约和传统管理方式等因素，我国石油企业在生产作业上自动化的应用程度还很低。例如抽油机的井口回压、出油温度、套压、油压等资料均靠人工巡井获得。我国的油田大部分油井分布较分散，这就造成数据采集工作量大，采用传统的人工巡检方法对油井生产数据采集录入，效率是非常低下，精确度不高受天气影响大的特点，对油井的生产动态数据掌握不及时，不能做到在线管理。各项数据靠人员汇总录入分析，也不适应现代化管理的要求。为了准确且迅速地掌握并利用采油现场数据信息，对生产状况进行有效地统筹平衡管理，优化资源配置，提高企业的经济效益，打造数字化油田，应着手建立一套抽油机生产数据采集DCS自控系统。

1 DCS系统概述与系统原理
1．1 DCS简介
    DCS(Total Distributed Control System)是以微处理器为基础的集中分散型控制系统。自20世纪70年代中期首次推出后，就一直占主导地位的控制系统框架。它的主要特征是集中管理和分散控制相结合，与模拟电动仪表较，具有连接方便、数据存储量大等优点；与计算机集中控制系统比较，它具有操作监督方便、危险分散、功能分散等优点，但其信号传送一般采用4～20 mA的电流信号形式，一个变送器或执行机构需要一对传输线来单向传送一个模拟信号。抽油机工作看似简单，实际由于油井分布的面积大分散性等特点，对于油田企业来讲，对其采油生产过程进行自动检测、顺序控制就是一个很庞大的工作。应用自动数据采集控制系统，可以对单井抽油机的工作状态进行实时监测，对生产设备进行自我保护与自我控制，可以大大提高其运行效率。
1．2 结合DCS模型设计数据采集系统的三层结构原理
1．2．1 抽油机数据采集的三层功能概述
    传统的DCS分三层网络结构：生产管理级，监控级和过程控制级等。在油井数据采集系统中，过程控制级是整个采集系统的关键部分。其性能影响着油井抽油机各种参数信息的实时性、抽油机状态的运行判断以及管理决策的正确性。该系统中的过程控制级完成抽油机的运行参数的检测任务。监控级则通过协调过程控制设备，实现抽油机工作过程的动态管理及停开操作。生产管理级完成制定生产计划和工艺流程。DCS使用相对集中的控制站，完成生产过程中各个局部的控制作用，实现分散、数字化的控制过程。
1．2．2 采集数据信息的分类
    根据控制理论可知，控制系统的数据信息可以划分为设定量、扰动量、反馈量及输出量。在抽油机生产数据采集系统中，也可以分为这四类相对应的因素：设定量是依据当前抽油机的各项标准参数如井口回压、出油温度、套压等；扰动量是外界人为因素和各项干扰影响因素，即各种设备的误差及其后对现场环境的影响等要素；输出量是经过测量的各项生产技术指标量；反馈量是对输出量进行信息采集处理后，将参与和设定量比较的量。同样将油田抽油机的数据采集系统应用同样的工作原理，设定量输入系统并受扰动量作用后，经系统功能转换产生目标近似输出量，然后对输出量进行信息采集处理并反馈到设定量，从而形成新的设定量，同时进一步修改并精确设定当前抽油机效率最优参数标准值，从而达到控制原油开采的目的。当抽油机发生器械故障导致停井时，工作人员可以第一时间发现，并且根据系统采集数据分析故障原因，迅速派出维修人员抵达现场，进行设备的维修，最大限度降低了因抽油机故障造成的原有生产损失。

2 抽油机数据采集系统功能的实现
    油井数据采集管控系统，是集抽油机生产控制、数据监测和管理于一体的生产过程自动化控制体系。该系统以油田作业的抽油机运行管理为对象，以智能测控仪器仪表为窗口，通过计算机网络通信将计算机网络延伸到油井的井口，形成了油井数据采集自控系统，实现油井信息的快速获取、信息集中处理、分析、诊断和反馈控制。具体实现项目的系统功能，是由系统主机、过程机和直接数字控制分别完成统一组成的。在计划系统里，各种传感器和智能仪表为测量控制级，以控制器或PLC为核心的下位机系统构成了整个油田的生产系统的操作级，用具有网络功能的控制主机为上位机构成了数据采集控制系统的监控级。各子系统之间具有自己独立的网络系统和布线系统，并通过网络与公司其他生产单元监控操作站相连，同时监控操作站又与企业信息网相连，将生产数据发送到公司管理部门。
2．1 系统的设计与实现功能
    油井生产管理自动化控制系统采用分层控制结构。形成以多台计算机为基础的分散型控制系统。采用过程装置控制设备和多个控制卡及I／O子系统模板组成过程装置控制级，通过通信网络将过程信息传送到上、下级。抽油机数据采集的功能分层是根据集散控制系统的体系特征而设计，它充分反映集散控制系统的分散控制、集中管理的特点。抽油机运行信息自下向上到管理层逐渐集中，同时，它又自管理层向下至生产一线逐渐分散。其简单系统框图如图1所示。

2．1．1 生产管理级功能介绍
    系统生产管理级(中心控制室)主要用于完成对整个系统各子功能的控制及调度。流程图显示功能模块完成各个工作区域的流程图和相应参数变化情况的显示。历史趋势及棒形图显示模块：实现历史生产状况的趋势再现和与之对应时间点的棒形图及数据表格显示。控制主机系统软件的主要功能是通过通信网络实现上位机与下位机间的数据传输，以及将下位机实时采集的数据进行处理，包括存入数据库、进行流图显示，还有数据表的显示及各种要求的报表打印输出。控制主机LED显示大屏幕可以显示油井分布图并且定义多个测控画面，每个测控画面上可以显示多个测控参数，比如可以实时显示电流、电压、温度、油压等参数。通过控制主机实现抽油机的停开机的网络控制；油井故障实时显示报警，包括故障发生时间和故障原因；基本实现数据在线分析诊断，具有计算流压、系统效率、抽油杆、抽油泵、抽油机分析，功图量油比较，智能诊断等功能。
2．1．2 监控级是功能介绍
    系统的控监控级(油井工作站)主要完成系统内部通信链路的建立及数据信息流的传输。油井工作站既是中心控制室与智能测控终端的中间站，又可独立运行。数据采集及系统内部通信是该系统的核心。可以完成功能包括：初始化系统参数、运行参数设置、修改及对所有智能测控终端进行各类参数范围和功能的设置；对所有智能测控终端定时校对；定检、自动巡检(自动校对、通信、测量等)；故障处理(日志、实时响应)；功图管理(比较、备份、分析)；对终端检测的抽油井故障进行报警和显示。
    [!--empirenews.page--]油井工作站直接与生产区的智能仪表接口，将各种生产数据信息采集并处理后按一定格式存放；它还有另一个重要的任务是不断监听通信线路是否有上位机传来的数据传输请求，将所采集信息准确快速地传往中心控制室主工作站。并且要保证所采集数据的正确、完整性和及时性。最大的特点是该系统是一个连续不间断的运行系统，一旦开机运行即不需要任何人工干预。这就决定了油井工作站不仅要从硬件上保证安全可靠，而且在软件开发上也要从高可靠性、安全性方面出发，保证其正常连续运行。在最恶劣的情况下，如系统掉电、系统“飞程序”等，还应使油井工作站具有一定的故障自诊断和自动恢复功能。
2．1．3 控制级实现的功能介绍
    系统过程控制级的各种数据采集仪器仪表是系统最底层部分，可完成的功能包括：示功图、电流图等的测量及储存；电机的电流监测及抽油杆断脱、抽油杆卡死保护；井口控制箱门的状态监视；回压、油压、套压、井口温度的监测；电网电压的监测及电压高、低、断相保护。控制系统具体实施时，根据油田的实际情况，可以采取适当的配置。构建系统应考虑预留通信接口，以便将来对系统进行后续扩建。该部分系统软件中设计了以下主要功能模块：系统初始设定模块；系统故障自诊断恢复模块；通信服务模块；数据采集模块；数据存储模块。

3 数据采集系统的网络通信
3．1 自动化网络与企业办公网络通信
    油气田自动化网络相对于企业办公网络是一个相对封闭独立的自动化工控网络，要实现自动化控制网与企业办公网的数据交换通畅，需要设计合理的网络拓扑结构。所以油田自动化控制网络根据自动化系统需求，采用内部IP地址，通过路由方式与企业办公局域网建立连接，并以NAT网络技术实现工控网络内部IP地址与企业办公网络IP地址间的“逻辑”链路连接。所以自动化系统采用的网络拓扑结构必须满足自动化控制网络系统安全及与企业网络数据交换通畅的要求。
3．2 自动化网络内部数据通信
    为了保证通信的完整性，大部分DCS厂家都能提供冗余数据公路。为了系统的安全性，使用复杂的通信归约和检错技术。所谓通信归约就是一组规则，用来保证所传输的数据被接收，并且被理解使它与发送的数据一样。整个数据传输系统由总部中心控制室的主工作站和下级各分工程师站的子站构成通信网络，主工作站同时可以挂在网络上，允许其他有协议的网络计算机共享数据资源。具体工作方式采用主从式，即主站巡回呼叫各个子站，同时下传数据。相应地被呼叫的子站接收数据并按要求上传数据。收集到的数据由组态软件管理在主机上实时显示，同时写入数据库供第三方使用。实际的系统组态根据具体的管理层设置了两层管理权限，即公司级管理员、现场操作级管理员。根据用户名和密码权限，公司级管理员能够进入系统所有页面并进行操作，现场级管理员则只能进入相应的管理区域页面进行监管操作。采用网络版的工控组态软件，该软件不但可以提供逼真的系统工艺图，同时实时动态显示控制现场参数和该系统设备工作状态。
    对于管理而言，系统采用基于工艺流程显示、控制的组态软件，它的人机界面好，管理功能强，同时支持网络数据库，能够做到数据有效管理和共享。

4 系统可靠性的对策
4．1 对系统可靠性的一般理解
    系统的可靠性是指产品在规定的条件下和规定的时间内完成规定功能的能力。作为产品的一个特性指标，可靠性具有综合性、时间性和统计性的特点。所谓“综合性”是指它不是从某一个侧面来衡量产品的优劣，而是从整体上评价系统能否完成预定的功能来评价一个产品的优劣。所谓“时间性”是指系统在整个使用周期内，随着时间的推移，在各种现场环境条件和不同的使用条件下，保持与该系统出厂验收所达到的一切功能的能力。所谓“统计性”是指一套DCS可靠性的高低是不能用仪器在一个短时间内测量出来的，而是需要通过大量统计数据的积累，按照一定的统计规律才能求出。前端自动化测控仪表等设备长期工作在强腐蚀高温高压状态下，对设备的硬件耐用性要求非常高。设计中利用双重化冗余技术来达到高的可靠性，减少依赖于人工智能、无程序可循的工程业务和维修作业。系统可靠性的保证更为复杂，在这里笔者列举系统初始数据采集的前端进行数字信号隔离，可以使得系统的可靠性大大提高。
4．2 提高单个设备使用从而提升系统整体安全
    要提高设备的性能安全性，首先要了解该系统自动化仪表测量的实际指标，包括压力、温度、流量等。这些被测量值是会被传感器等采集设备输出作为电信号被读取的。由此该系统控制环节所要测量的基本指标为：
    压力测量一般采用应变式压力传感器，精度高达(0．2％～0．3％)，输出为0～5 V；温度的测量一般采用美国AD公司生产的半导体集成温度传感器AD59KH，可以输出标准化的线性电流，综合了多种测量元件的优点；对于流量测量可以利用流量计，取其输出的脉冲信号，同样可以转化为数字信号输入该系统的检测单元。
    因此，可以通过减少非正常电信号对设备的冲击，延长单个设备使用寿命。检测并将信号送到AI模块前，因电流转换输送单元与强电直接连接，高低压之间无隔离，强电容易窜入AI模块。轻者损坏模块的某个通道，重者引起DCS中AI模块的损坏，进而导致整块AI模块故障，使控制级主站的很多工艺参数不能显示。所以加入数字I／O隔离模块。被测的模拟信号经过三个环节变换成数字信号，输入到计算机CPU处理单元，A／D转换为12位精度地转换模块，其他两个环节的精度和匹配是测量的关键。做如上信号处理后，可以最大限度的保护系统后环节的电子设备及模块，从而提高整个系统的安全可靠性。原理图如图2所示。

5 结 语
    该系统建成后可实时掌握抽油机的工作状态，可以提高抽油机采油的工作效率。在设备出现故障时及早发现，避免不必要的经济损失，缩短诊断故障的时间，有效地提高开井率。通过有线或无线网络通信与主站计算机相接，可以使公司管理层直接了解各油井抽油机的工作状态，缩短生产数据的传递周期，提高资料录入存取的准确性。公司管理与生产决策人员可以通过中央控制室计算机直接了解各油井的示功图变化，及时进行分析、诊断，从而达到优化系统，组织生产的目的。抽油机数据采集系统的建成可以实现数据自动提交、报表自动生成。从而降低劳动强度，可以同时为工程、地质人员提供准确及时的数据，实现了及时掌握油井生产动态和油田生产状况。利用该系统可及时了解全油田的生产动态，通过多个实时及历史数据的全面展示可以对某一生产分系统(如集输系统)进行全面分析与监测，为系统优化运行提供参考依据。通过全部油井的逐一计量，可快速实现对全油田生产动态的及时掌握，为油田的技术措施提供数据支持。自动化实时数据向关系数据的转化，实现了自动化数据与ERP等管理软件的无缝接入，使自动化数据直接用于原油的生产运输与管理，服务于企业的生产。