ура каналу передачі даних повинна відповідати наступним вимогам:
забезпечувати електричний інтерфейс зв'язку RS - 485 і реалізовувати прикладний протокол Modbus RTU для зв'язку з обладнанням середнього рівня;
відповідати вимогам стандартів рівня середовища передачі підрозділу (суб'єкта);
забезпечувати інтерфейс зв'язку RS - 232 або Ethernet з обладнанням верхнього рівня і реалізацію відповідного стека протоколів.
Вимоги до програмного забезпечення системи.
Призначення ПО системи - забезпечення ефективного функціонування апаратної частини системи, своєчасна передача команд і даних між рівнями системи, обробка інформації, що надходить на кожному рівні, підготовка та архівація звітів про роботу нафтовидобувного обладнання та взаємодію з оператором диспетчерського пункта.
ПЗ системи поділяється на 3 рівня:
ПО нижнього рівня (рівня датчиків);
ПО середнього рівня (рівень контролерів);
ПО верхнього рівня (рівень диспетчерського пункту).
ПЗ системи повинне забезпечувати багатозадачний режим роботи, бути гнучким, мати широкі функціональні можливості і базуватися на со-тимчасових програмних продуктах.
У ПО нижнього рівня входять програми датчиків системи, які дозволяють проводити попередню обробку інформації і здійснювати роботу датчиків за заданими алгоритмами. У зв'язку з цим в системі рекомендується використовувати датчики зусилля і тиску на базі мікропроцесорної техніки.
До ПО середнього рівня відносяться програми контролерів, якими обладнані станції управління. Функції ПО середнього рівня:
збір інформації з елементів нижнього уровня системи;
передача обробленої інформації верхній рівень системи (диспетчерський пункт);
управління електроприводом ШГН.
Для виконання цих функцій ПО системи середнього рівня має здійснювати:
прийом і передачу інформації про навантаження на штангу СКН і параметри руху штока по каналах телемеханіки від датчиків зусилля і положення на диспетчерський пункт;
опитування інформації з інших датчиків, якими обладнана установка ШГН:
ла) гирлового датчика тиску;
б) аварійних датчиків;
в) датчиків електричних величин;
накопичення і зберігання вимірів при відсутності радіозв'язку диспетчерського пункту з контролером протягом часу, не менше 7 діб;
при пропажі напруги вищеперелічені дані повинні зберігатися в енергонезалежній пам'яті. При відновленні зв'язку та електроживлення всі накопичені дані віддаються на диспетчерський пункт;
керування електроприводом ШГН на пуск і зупинку;
регулювання продуктивності установки ШГН допомогою частотного регулятора;
читання поточного стану роботи свердловини;
формування запиту на замір поточної дінамограмми;
формування запиту на тарировки датчика зусилля;
формування минимизированного пакета даних для передачі інформації на верхній рівень системи.
Взаємодія між ПО АРМ диспетчера і сервером опитування системи має здійснюється з використанням технології OPC - клієнт - сервер. Аналогічним чином повинен бути реалізований інтерфейс з надуровнямі системи.
ПО сервера опитування системи має бути функціонально відокремлене від ПО візуалізації і представлення.
У даній ВКР основну увагу буде приділено вибору оптимальної СУ, що задовольняє перерахованим вище вимогам.
3. Вибір СУ ШГНУ
У попередніх розділах було розглянуто пристрій ШГНУ, структурна схема систем автоматизації свердловин, які обладнані ШГН, вимоги до її елементів. Метою ж даної роботи є вибір СУ ШГНУ, яка максимально задовольняє заданим у розділі 2 вимогам, що більш докладно буде розглянуто нижче.
Основним елементом СУ є свердловинний контролер, що забезпечує дотримання технологічних режимів роботи об'єкта і містить необхідний функціонал і алгоритмічну обробку даних, силового комутатора для включення і відключення електродвигуна, радиомодема і набору датчиків технологічних параметрів. Вимоги, що пред'являються до СУ, полягають у забезпеченні можливості зміни режиму роботи ШГН допомогою зміни частоти за допомогою ПЧ [8].
В даний час компаніями, які займаються розробкою і впровадженням засобів автоматизації, також виробництвом засобів АСУ ТП, а саме СУ, є такі компанії як ...
