SCADA监控技术在油田企业的应用

来源:用户上传      作者: 马楠 王庆伟 万想

　　[摘 要]本文介绍了SCADA监控技术在油田企业的应用背景，技术现状以及系统构成和功能，根据采油厂的生产管理方式，浅析了SCADA监控技术在油田企业的应用，并对影响数据采集的因素等关键问题进行探讨。
　　[关键词]油田生产；SCADA监控系统；联合站
　　中图分类号：TP393.08 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）34-0005-02
　　第一章 概述
　　1.1 背景介绍
　　长庆油田为国内第二大油田，矿产资源登记面积25.78万平方公里，跨越5省区， 长庆油田管理的7万口油、气、水井分布在37万平方公里的鄂尔多斯盆地，涉及4省（区）、数十个市县，各采油、采气厂比较分散独立，管理难度之大、企业成本之高可想而知。为了降低企业成本、完善企业管理、提高企业在行业的竞争力，长庆油田开始了数字化建设、建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。
　　1.2 SCADA 系统综述
　　SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition）――监视控制和数据采集是一个含义较广的术语，是可对安装在远距离场地的设备进行中央控制和监视的系统。
　　SCADA 系统包含两个层次：一是分布式的数据采集系统，即智能数据采集系统，也就是通常所说的下位机；另一个是数据处理和显示系统，即上位机 HMI（Human Machine Interface，人机交互）系统。下位机一般意义上指硬件层上的，即各种数据采集设备，如RTU、PLC及各种智能控制设备。这些智能采集设备与生产过程和事物管理的设备或仪表相结合，实时感知设备各种参数的状态，并将这些状态信号转换成数字信号，并通过特定数字通信或数字网络传递到 HMI 系统中；上位机 HMI 系统在接受这些信息后，以适当的形式如声音、图形、图像等方式显示给用户，以达到监视的目的。
　　第二章 SCADA监控技术在采油厂的应用
　　2.1 现状
　　在长庆油田公司数字化管理项目的建设要求和技术标准指导下，结合实际情况进行整体规划，从系统结构、设备选型和功能实现三个方面进行了统一设计，目前，采油二厂已逐步实现了作业区的油水井远程数据采集和控制，较以前人工方式有了很大进步。
　　2.2 监控系统结构
　　系统结构包括井场和站内两大部分，井场系统包括井口、井场配水间、井场视频监控和井场主控；站内系统包括站内视频监控部分、增压站RTU/PLC控制部分、中控室监控部分。站内中控室通过组态软件对站内和所辖单井进行自动化监控管理。
　　2.2.1 单井数据采集与监控
　　单井监控以一个区块或一个增压点所辖的油井为监控对象，控制室设置在增压点内，以安装组态软件的站控机作为监控主机，与安装在每口油井的无线远程智能监控器RTU，实现参数采集和监视控制。
　　设备选用贵州凯山的YCK-3系列井口数据采集RTU，通过4-20mA模拟信号对载荷和位移进行示功图数据采集；远程手动控制油井电机启停，并采集油井运行状态；启动现场报警提示；对电机三相电压和三相电流进行采集。
　　1、功图法量油
　　在井场，井场RTU配套载荷传感器、位移传感器、无线网桥设备等硬件设施，井口数据无线传至主RTU，再通过无线网桥上传数据到增压站。在各增压点建立数据监控处理平台，实现油井功图全天候采集、泵况智能诊断和产量估算等功能。
　　2、电参采集、集输管道压力采集
　　在抽油机控制箱配套电流互感器，监测抽油机上下行过程中电压/电流/电量等参数变化情况；配套电机运行监控模块，监视抽油机运行状态，对电机缺相、过载、空转等故障实现自动报警，并能根据控制中心命令实现启停控制。 在井场集输管道出口处安装智能压力变送器，监测油压变化。
　　2.2.2 站库数据采集与监控
　　站控系统主要由过程控制单元RTU/PLC、操作站、局域网络等构成，并配套操作系统、工控组态及数据库等相关软件。
　　通过RTU/PLC的AI、AO、DI、DO模块对站内的生产参数、设备运行情况进行采集并实施监测。可实现生产流程的自动切换、泵阀的远程控制等。操作员站由一台工控机和一台视频监控机组成。监控软件选用北京三维力控科技有限公司开发的力控组态软件，实现站内和井场的实时数据采集，同时结合长庆油田油气工艺研究院的功图智能工况诊断和功图量油系统，实现产量计算、功图量油、自动语音报警、报警管理和报表自动生成等功能。
　　第三章 站库远程监控
　　3.1 系统构成
　　站库通过力控组态软件监控站内流程及井场数据，并能以B/S模式通过浏览器将生产运行数据进行web发布。整个系统为三层架构：
　　第一层：以单井、增压点和西一联各区的数据采集设备（RTU、PLC）为最下层监控单元，对生产现场进行分散数据采集和闭环控制，并采用有线、无线网桥等各种数据通讯手段和方法与上位机相连；
　　第二层：各远程监控站点的中心控制室。为每个站点设立单独的中心控制室。中控室上位机通过站控组态软件对所辖场站集中进行数据处理、动态显示、远程控制和图像监视；
　　最上层为油水井生产监控平台。各场站监控的实时数据和图像通过网络及时传送到平台，为厂级、作业区领导和有关生产管理人员进行生产指挥决策，提供及时准确的信息。
　　3.2 系统实现的功能
　　3.2.1 油水井生产监控
　　上位采用的是力控SCADA软件作为系统的数据监控平台，采用远程控制器 RTU 实现数据的采集和控制，并根据现场情况，使用无线网桥点对点方式与上位机通讯。以西一增为例，通过站内工控机可监测到该站所辖的井场，利用组态软件可实现如下功能： 　　1、数据采集和远程控制。电子巡井实现对各井口压力、电流等数据的采集和远程启停控制。油井实现远程启停控制等；注水井实现流量控制，实现定量注水，并在SCADA软件上嵌入了视频监控画面，如实的反映井场实际情况。
　　2、功图对比与分析，自动判断抽油机工作状况。利用采集油井的实时数据、功图数据，抽油机运行状况数据以及注水数据，进行分析诊断，智能的分析油井运行状况，自动产生科学的油井维护措施建议。
　　3.2.2 站库生产监控
　　站内采用 PLC 分别对主要工序和设备进行数据采集和控制，并通过有线方式与上位机通讯，对站内进行实时监控。主要实现：
　　1、站内流程监控：对压力、温度、液位、油水界面、可燃气体浓度、调节阀开度、外输流量、含水等数据的实时监测。
　　2、远程控制：机泵的远程启停、电动阀的远程开关、PID 调节、故障自动停运；其中控制功能，如下：
　　（1）人工远程控制启停：对电动阀、注水泵等控制设备可以在计算机上根据现场运行情况进行远程人工启停操作，由现场监控设备和 PLC 具体执行；
　　（2）PID 闭环控制：小单元采用 PID 闭环控制，这类控制由 PLC 系统进行PID 运算，由 AO（Analog Output，模拟量输出）模块输出 4～20mA 电流信号控制执行机构。为实现操作灵活、运行安全平稳，所有闭环控制回路均用软件实现手动/自动无扰动切换。
　　3.2.3 数据通讯
　　1、数据通讯总体结构
　　结合油田现场远程监控技术的特点，在单井数据通讯中以无线网桥点对点进行数据通讯，将现场的数据无线传至中控室；在增压点和联合站根据现场通信设备的配置情况采用屏蔽双绞线进行数据通讯，将现场的数据传至中控室。各站点再并入局域网。
　　2、PLC 的通讯
　　PLC与计算机通讯可通过 RS232 接口直接连接、RS232 +RS485 转换适配器连接等方式，连接介质为屏蔽双绞线或光缆；PLC 之间相互通讯通过专用通讯板卡，采用屏蔽双绞线连接，通讯速率较高可达到 19200bps 或更高，便于 PLC 间快速进行数据交换。
　　3.2.4 网络系统
　　1、技术选择
　　采用光纤、有线网、无线网传输相结合的联网技术，应用工业实时关系型数据库管理系统、力控监控软件、油水井监测采集等软件，构成浏览器/服务器（Browser/Server）和C/S（Computer/Server）模式的数据浏览体系结构见图 1。
　　2、网络结构
　　以厂区做为远程监控网络中心，利用现有的光纤网络与作业区相连接，作业区与所属的中控室相连接，形成远程监控系统三级树状、星型网络模式。
　　现场数据和信息在中控室汇总，实现单井、联合站、增压点等现场实时数据和实时图像的存储。作业区与站库中控室利用光缆建立带宽 100MB 的网络，供作业区领导和技术人员浏览远程监控实时监测数据和监控图像及其生产报表、曲线。厂区以现有带宽 100MB 的局域网为远程监控网络基础，完全能够满足远程监控系统的需要，网上的任何一台计算机都可以查看实时信息和历史信息，供厂领导和技术人员浏览远程监控实时监测数据和监控图像及其生产报表、曲线。
　　3.2.5 视频监视
　　1、视频监视结构
　　摄像监视系统同样采用了浏览器/服务器（B/S）结构，它由摄像头、网络视频编码器、视频服务器、视频服务器软件及监控客户端组成。各摄像监视站点的视频信号，经网络视频编码器编码压缩后，与中控室视频服务器连接，视频服务器负责对所有远程站点的网络视频编码器进行管理，及将压缩后的视频信号进行解压，并维护同它们的网络连接。同时对局域网所有网络用户实现授权管理。
　　根据现场情况，在作业区安装一台视频服务器，负责管理下属的所有前端监控点；对所有网络用户提供实时视/音频图像服务；支持 WEB 方式的多用户实时视频浏览。在网络上的任意一个授权用户，通过 IE 浏览器，以访问网站的形式获取各个前端的实时图像。使用网络客户端软件，提供网络下载安装控件，浏览器下运行界面；提供镜头控制界面，控制云台、摄像头的动作。
　　3.3 影响监控的主要原因
　　3.3.1 影响监控信号的主要原因
　　1、造成传输信号线短路或断路（由于机械拉扯，线路自身老化，连接处松脱等），当传输信号线出故障时，现场信号无法传送给控制器，造成控制出错；
　　2、机械触点抖动，现场触点虽然只闭合一次，PLC 却认为闭合了多次，虽然硬件加了滤波电路，软件增加微分指令，但由于 PLC 扫描周期太短，仍可能在计数、累加、移位等指令中出错，出现错误控制结果；
　　3、现场变送器，机械开关自身出故障，如触点接触不良，变送器反映现场非电量偏差较大或不能正常工作等，这些故障同样会使控制系统不能正常工作。
　　3.3.2 影响执行机构的主要原因
　　1、控制负载的接触器不能可靠动作，虽然 PLC 发出了动作指令，但执行机构并没按要求动作；
　　2、控制设备启停时，由于设备自身故障，设备没按要求工作；
　　3、各种电动阀该开的没能打开，该关的没关到位，由于执行机构没能按 PLC 的控制要求动作，使系统无法正常工作。
　　3.3.3 电磁干扰信号的影响
　　由于系统长期不间断运行于野外和工业现场，环境恶劣，电磁干扰造成死机或程序跑飞（在单片机系统中干扰信号已经通过某种途径作用到了 CPU上，则 CPU 就不能按正常状态执行程序，从而引起混乱，这就是通常所说的程序“跑飞”，使系统无法正常运行。电磁干扰主要通过传输线路和空间辐射二种方式产生的，在油田生产中抽油机、螺杆泵、变频器的使用，运行时易产生大量的电磁干扰信号，它直接影响系统的可靠性和稳定性。
　　3.4 效果及评价
　　数字化监控系统的实施，应用成熟的的计算机技术、自动控制技术、通讯技术，摆脱了传统的费时费力的手工模式，操作人员在中控室就能实现油井和站库数据的获取，设备故障的及时发现，远程启停控制等，管理人员可随时掌握油井工况、站库运行动态，及时发现问题。对于安全生产、优化生产过程、节约人力资源和提高效益有重要意义。具体表现在以下几个方面：
　　1、管理模式的转变
　　系统建成后，以中控室为中心，实现油井的远程实时监控、增压点无人值守、联合站自动检测与闭环监控、重要岗位工作状态的图像传送，减少了值班人员和维修人员，构建起作业区―站点―岗位按流程三级管理的新型劳动组织架构。
　　2、优化抽油机井生产过程、达到节能降耗的目的
　　集中监测和控制所增加的效益来自抽油机始终保持在最佳调节状态下，可以根据示功图，判断油井的抽空情况，确定合理的监抽时间；还能检测出诸如造成泵抽效率低的泵磨损等问题。使用远程监控还可以使游梁式抽油机井的电消耗最小，特别是在该区块开发的早期阶段、按预测的注水效果在井位安装的抽油机过大，使得抽油机的效率太低，使用自动监控系统可以大大地减少电的消耗，所节省的费用足以抵消自动监控系统的运行费用。
　　3、联合站实现安全生产、平稳运行
　　系统对联合站油区、水区、加热炉区等各岗位及工序的生产参数，以及主要设备运行状态进行自动监测；并对站内各主要设备及工序的人工远程控制，对一些特别重要工序可实现 PID 闭环控制，所有闭环控制回路均用软件实现手动/自动切换；以上技术手段有效的提高了系统运行的安全性及可靠性，保证了联合站实现安全生产、平稳运行。
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