Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Уфимский государственный нефтяной технический университет"

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

УДК 681.5:622.276.054.23

Рецензент к защите допущен

Зав. кафедрой АТПП,

проф. А.П. Веревкин

Дипломный проект

Автоматизация электроцнтробежного насоса кустовой площадки Салымского месторождения нефти

Студент гр. АГз 06-01

Е.Ю. Чарыкова

Руководитель

канд. техн. наук, доц.

С.В. Светлакова

Консультанты:

С.В. Светлакова, А.А. Гилязов,

Е.В. Астафьев, М.Ю. Прахова

Уфа, 2012

Реферат

автоматизация насос электроцентробежный нефть

Дипломный проект 105 с., 24 рисунка, 21 таблица, 15 формул, 34 использованных источников, 1 приложение.

Электрический центробежный насос, автоматизация, станция управления, телеметрия, система погружной телеметрии, насос, погружной электрический двигатель, датчик, скважина, "Электрон-ТМС-3"

Объектом исследования является система автоматизации электрического центробежного насоса.

В процессе исследования рассмотрено устройство и технология ЭЦН, выполнен патентный анализ аналогов СУ ЭЦН и ТМС, произведен сравнительный анализ ТМС, изучена возможность применения СПТ в рассматриваемой системе автоматизации ЭЦН.

Цель работы - анализ существующего уровня автоматизации ЭЦН скважины кустовой площадки Салымского месторождения нефти и модернизация системы автоматизации ЭЦН.

В результате исследования рекомендована к применению система погружной телеметрии "Электон-ТМС-3".

Технико-экономические показатели свидетельствуют об ожидаемом снижении затрат на обслуживание в размере 346,250 тыс. руб./год.

Внедрение отсутствует.

Эффективность проекта основывается на повышении эффективности работы и снижении трудоемкости обслуживания оборудования.

Содержание

• Определение, обозначения и сокращения
• Введение
• 1. Описание технологического объекта ЭЦН
• 1.1 Описание кустовой площадки Салымского месторождения
• 1.2 Компоненты ЭЦН
• 1.3 Преимущества и недостатки ЭЦН
• 1.4 Описание технологии ЭЦН
• 2. Патентная проработка
• 2.1 Выбор и обоснование предмета поиска
• 2.2 Регламент патентного поиска
• 2.3 Результаты поиска
• 2.4 Анализ результатов поиска

3. Описание и работа системы автоматизации ЭЦН

• 3.1 Структура автоматизации ЭЦН
• 3.2 Описание и работа станции управления "ЭЦН-8"
• 3.2.1 Общие принципы работы "ЭЦН-8" в составе системы АСУТП
• 3.2.2 Описание интерфейса "ЭЦН-8"
• 3.2.3 Использование СУ ЭЦН
• 3.2.4 Техническое обслуживание "ЭЦН-8"
• 3.2.5 Монтаж и подключение "ЭЦН-8"
• 3.3 Станция управления общекустовая
• 3.3.1 Устройство и работа общекустовой станции "ДСКМ.421415.001"
• 3.3.2 Работа СУ общекустовой в составе АСУТП
• 3.3.3 Взаимодействие СУ общекустовой с локальной сетью куста скважин
• 3.3.4 Описание интерфейса обмена с ДП
• 3.3.5 Монтаж и подключение
• 3.4 Пункт управления АСУТП
• 3.5 Система телеметрии
• 3.6 Система телекоммуникаций
• 3.7 Система противоаварийной защиты ЭЦН
• 4. Анализ систем погружной телеметрии ЭЦН
• 4.1 Анализ неисправностей ЭЦН
• 4.2 Обоснование необходимости модернизации ЭЦН
• 4.3 Сравнительный анализ ТМС
• 4.4 Описание выбранной СПТ "Электон-ТМС-3"
• 5. Охрана труда и техника безопасности
• 5.1 Анализ потенциальной опасности и производственной вредности при автоматизации скважин ЭЦН
• 5.1.1 Характеристики добываемой нефти с точки зрения взрывопожароопасности, токсичности и вредности
• 5.1.2 Опасности, возникающие при обслуживании электрооборудования ЭЦН

5.2 Мероприятия по обеспечению промышленной безопасности и без вредных условий труда при автоматизации ЭЦН

• 5.2.1 Мероприятия по технике безопасности при автоматизации ЭЦН
• 5.2.2 Мероприятия по промышленной санитарии
• 5.2.3 Мероприятия по пожарной безопасности
• 5.3 Расчет заземления электрооборудования УЭЦН
• 6. Оценка экономической эффективности проекта ТМС
• 6.1 Краткое описание предложения модернизации системы автоматизации ЭЦН
• 6.2 Методика расчета экономической эффективности
• 6.3 Исходные данные для расчета эффективности проекта ТМС
• 6.4 Расчет экономического эффекта проекта ТМС
• Заключение
• Список использованных источников
• Приложение А (обязательное)
• Определения, обозначения и сокращения

ЭЦН	- электрический центробежный насос
СУ	- станция управления
ТМС	- телеметрическая система
СПТ	- система погружной телеметрии
УЭЦН	- установка электрического центробежного насоса
АСУТП	- автоматизированная система управления технологическим процессом
ТП	- технологический процесс
АРМ	- автоматизированное рабочее место
ДП	- диспетчерский пункт
НКТ	- насосно-компрессорная труба
ТМПН	- трансформатор масляный повышающий напряжение
ПЭД	- погружной электродвигатель
АПВ	- автоматическое повторное включение
ДН	- дренажный насос
АСУ	- автоматизированная система управления
АГЗУ	- автоматическая групповая замерная установка
КП	- контрольный пункт
КДУ ИРЗ	- комплекс диспетчерского управления ОАО "Ижевский радиозавод"
ТМС	- телеметрическая система
КПД	- коэффициент полезного действия
ЦН	- центробежный насос
ТМСП	- телеметрическая система погружная
ТМСН	- телеметрическая система наземная
ЧДД	- чистый дисконтированный доход
ВНД	- внутренняя норма доходности

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность с открытием новых месторождений нуждалась в насосах для отбора из скважины большого количества жидкости. Широкое применение получили скважинные центробежные насосы с электроприводом. При больших отборах жидкости из скважины установки ЭЦН наиболее экономичные и наименее трудоемки при обслуживании, по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов [1].

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления УЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, СПТ и т.д.

АСУТП кустов скважин предназначена для управления общекустовым оборудованием добычи нефти на кусте, при которой обеспечивается наибольшая производительность с наименьшими затратами ресурсов, экономия которых является актуальной проблемой.

Большинство АСУТП состоят из следующих объектов ТП:

- первичные средства автоматизации;

- оборудование с локальными системами автоматизации;

- общекустовая СУ: сбор и первичная обработка информации; реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит и блокировок; обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд вышестоящего уровня;

- многофункциональный АРМ оператора (ДП);

- сервер базы данных.

Цель данного дипломного проекта - совершенствование существующей системы автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии автоматизации ЭЦН;

- патентный анализ аналогов СУ ЭЦН и ТМС;

- описание устройства и принципа работы СУ ЭЦН, СУ общекустовой, СПТ ЭЦН, систем телеметрии и телекоммуникаций;

- проведение анализа и выбор оборудования для модернизации системы автоматизации ЭЦН;

- расчет эффективности проекта.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН расположена на кусту №100 Лемпинской площади Салымского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.

При работе над проектом были использованы материалы ООО "РН-УфаНИПИнефть".

1. Описание технологического объекта ЭЦН

1.1 Описание кустовой площадки Салымского месторождения

Рассматриваемая в данном дипломном проекте система автоматизации ЭЦН расположена на кусту №100 Лемпинской площади Салымского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа.

В 1990 году началась промышленная разработка месторождений Лемпинской площади Салымского месторождения. Более 20 лет осуществляется разработка по добыче углеводорода. План по добыче нефти растет с каждым годом. Запасы месторождения очень велики.

Вблизи от федеральной трассы Тюмень - Ханты-Мансийск находится село Лемпино. Именно населенный пункт дал название Лемпинской площади Салымского месторождения, на котором ведутся разработки по добыче нефти.

Лемпинская площадь была открыта еще в 1965 году, но промышленная разработка началась лишь в 1990-м.

За эти годы здесь добыто более 11 млн. т. нефти. На Лемпинской площади расположены дожимная насосная станция, кустовая насосная станция по закачке рабочего агента в пласт, 18 кустовых площадок. Действующий фонд - 191 нефтяная скважина. Самой первой из них 22 года.

Согласно статистике, показатели добычи в 2002 году составляли 620 тыс. т., в 2003-м - 840 тыс. Затем произошел небольшой спад, а с 2007-го вновь начался ее рост: в 2007 году - 815 тыс. т., в 2008-м - 887 тыс. т., в 2009-м - 873 тыс. т., в 2010-м - 931 тыс. т., в 2012 году запланировано добыть около 1 млн. т. нефти.

Каждое из месторождений имеет свои особенности [3]. Северо-Салымское - более старое, чтобы увеличить объемы добычи нефти, необходимо постоянно проводить геолого-технологические мероприятия. На Салымском месторождении изначально разработка велась фонтанным способом, а теперь - механизированным способом добычи. Лемпинская площадь - одна из самых молодых территорий по сроку эксплуатации. После построенных двух административно-бытовых корпуса, сюда переехала опорная база цеха, ранее располагавшаяся на Салымском месторождении, где был вахтовый поселок. В цехе работают 55 человек, на Лемпинской площади задействованы 37 - инженерно-технический персонал и сварочное звено. На месторождении трудятся две бригады операторов добычи. С 2006 года темпы бурения на Лемпинской площади начали расти. Так в 2006 году были введены в строй 7 новых скважин, в 2007-м - 14, в 2008-м - 3, в 2009-м - 10, в 2010-м году - 16 скважин, а на 2012 год запланирован ввод еще 20 скважин. Прирост добычи идет по большей части за счет запуска в строй сотого куста, там пробурено уже 15.

В 2008-2009 годах на Лемпинской площади была произведена забурка боковых стволов на пяти скважинах. Средний дебит по скважинам составляет 83 тонны. В 2011 году пробурены три скважины со средним дебитом 79,1 тонны.

1.2 Компоненты ЭЦН

Система ЭЦН состоит из нескольких компонентов, которые вращают последовательно соединенные центробежные насосы для повышения давления скважинной жидкости и подъема ее на устье. Энергия для вращения насоса обеспечивается высоковольтным (от 3 до 5 кВ) источником переменного тока, который приводит в действие специальный двигатель, способный работать при высоких температурах до 150C и высоких давлениях до 34 MПa в скважинах глубиной до 3,7 км с потребляемой мощностью до 750 кВт. В ЭЦН применяется центробежный насос, который соединен с электродвигателем и работает при погружении в скважинную жидкость. Герметично изолированный электродвигатель вращает серию рабочих колес. Каждое рабочее колесо в серии подает жидкость через отвод во входное отверстие рабочего колеса расположенного над ним. На рисунке 1.1 изображено устройство и компоненты ЭЦН [2].

В типовом 10-и сантиметровом ЭЦН, каждое рабочее колесо дает прибавку давления примерно 60 кПа. Например, типичный 10-ти секционный насос создает давление около 600 кПа на выходе. Лифт и производительность насоса зависят от диаметра рабочего колеса и ширины лопатки рабочего колеса.

1 - гидрозащита; 2 - насос; 3 - кабельная линия; 4 - НКТ; 5 - пояс; 6 - оборудование устья скважины; 7 - СУ; 8 - трансформатор

Рисунок 1.1 - Устройство установки ЭЦН

Давление насоса является функцией количества рабочих колес. В качестве примера, 7-ми секционный насос с мощностью 0,37 кВт может откачивать большой объем воды при низком давлении, тогда как 14-ти секционный насос с мощностью 0,37 кВт откачает меньший объем, но при более высоком давлении. Как во всех центробежных насосах, увеличение глубины скважины или давления на выходе приводит к снижению производительности.

В системах ЭЦН электродвигатель располагается внизу компоновки, а насос сверху. Электрический кабель крепится к наружной поверхности НКТ и компоновка в сборе спускается в скважину таким образом, что насос и электродвигатель находятся ниже уровня жидкости. Система механических уплотнений и выравнивающее/предохранительное уплотнение (равнозначные названия) используются для предотвращения поступления жидкости в электродвигатель и устранения опасности короткого замыкания. Насос может быть подсоединен либо к трубе, к гибкому шлангу, либо спущен по направляющим рельсам или проволоке таким образом, что насос садится на фланцевую муфту с лапой и при этом обеспечивается соединение с компрессорными трубами. При вращении электродвигателя вращение передается на рабочее колесо в батарее последовательных центробежных насосов. Чем больше секций имеет насос, тем выше будет подъем жидкости.

Электродвигатель подбирается с учетом потребностей насоса. Насос проектируется для откачки определенного объема жидкости. Вал может быть изготовлен из монель-металла, а секции из коррозионно- и износостойкого материала. Насос имеет роторно-центробежное действие. Защитный узел крепится сверху насоса для изолирования электродвигателя и для обеспечения движения вала в центре для привода насоса.

Кабель проходит из верхней части электродвигателя, сбоку от насоса/уплотнения, и крепится к внешней поверхности каждой НКТ по всей длине лифтовой колонны от электродвигателя до устья скважины, а затем до электрораспределительной коробки. Кабель состоит из трех жил защищенного и изолированного непрерывного провода. Ввиду ограниченного зазора вокруг насоса/уплотнения, в промежутке от электродвигателя до НКТ выше насоса используется плоский кабель. В этом месте он сращивается с менее дорогим круглым кабелем, который проходит до устья. Кабель может иметь металлическую оболочку для защиты от повреждения.

Кабель в сборе состоит из основного кабеля - круглого типа "КПБК" (кабель, полиэтиленовая изоляция, бронированный, круглый) или плоского - "КПБП", присоединенного к нему плоского кабеля с муфтой кабельного ввода (удлинитель с муфтой). Структура "КПБК" и "КПБП" изображена на рисунке 1.2.

Кабель "КФСБ" с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до +60^оС.

а - круглый б - плоский

1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня

Рисунок 1.2 - Виды кабелей

Проектирование систем ЭЦН требует всестороннего и тщательного анализа с целью одновременного решения ряда специфических задач их применения. Для проектирования требуется информация по притоку скважины (кривая потока или кривая продуктивности скважины), данные о скважинных жидкостях (дебит по нефти, водонефтяной фактор, газожидкостное соотношение), данные по трубам (глубины и размеры НКТ и обсадных труб), температуры (на забое и на устье), и давления на устье скважины. Для надлежащего проектирования и подбора оборудования также требуется информация по твердой фазе, твердым отложениям, асфальтенам, коррозионно-активным жидкостям, коррозионно-активным газам и т.д.

Оборудование устья требует установки силового трансформатора и щита управления, а также электрораспределительной коробки с воздушным охлаждением. Если требуется использование привода с регулируемой скоростью, тогда необходим дополнительный повышающий трансформатор в цепи до входа кабеля в устье скважины. Трубная головка имеет конструкцию, позволяющую удерживать колонну НКТ и изолировать электрический кабель. Щит управления обычно оборудуется амперметром, плавкими предохранителями, молниезащитой и системой отключения. Он имеет и другие устройства, такие как выключатель при высоком и низком токе и аварийную сигнализацию. Он позволяет эксплуатировать скважину непрерывно, с перерывами или полностью остановить эксплуатацию.

Он обеспечивает защиту от пиков напряжения или разбалансирований, которые могут произойти в источнике электропитания. Трансформаторы, как правило, располагаются на краю кустового основания.

Входящее электрическое напряжение трансформируется в напряжение, требуемое для работы электродвигателя на предполагаемой нагрузке и для компенсации потерь в кабеле. Повышенное напряжение (пониженный ток) снижает потери на скважинном кабеле, но следует учитывать и другие факторы [2]. ЭЦН резко теряют производительность, когда в насос попадает значительный процент газа.

Пороговый уровень для начала возникновения проблемы с газом, как правило, принимается 10% доли газа по объему на входе насоса. Ввиду того, что насосы имеют высокую скорость вращения (до 4000 об/мин.) и малые зазоры, они не являются стойкими к воздействию твердой фазы, например песка. ЭЦН для нефтяных скважин выпускаются для обсадных колонн диаметров от 0,11 до 0,25 м.

Выпускаются насосы для обсадных колонн большего диаметра, однако они используются преимущественно в водяных скважинах.

Для определенного размера обсадной колонны, как правило, более оптимальным выбором является оборудование с большим диаметром.

Оборудование с большим диаметром является более коротким, как электродвигатель, так и насосы являются более эффективными, а электродвигатели легче охлаждаются. Они создают тихое компактное устьевое оборудование.

1.3 Преимущества и недостатки ЭЦН

Вследствие минимальных требований к оборудованию на устье, ЭЦН могут пользоваться спросом для применений на площадках с ограниченными рабочими площадями, как например на морских установках, если затраты на подъем не являются ограничивающим фактором. Они также используются на промыслах, где нет доступного газа для систем газлифта. ЭЦН являются одним из наиболее высокообъемных методов механизированной эксплуатации. ЭЦН имеют преимущество над другими высокообъемными методами, так как они могут создавать более высокую депрессию на пласт и повысить его продуктивность в тех случаях, когда возможно решение проблем с помехой от газа и выноса песка. Диаметр обсадной колонны также не является важным для обеспечения возможности откачки таких больших объемов.

По мере роста объемов заводнения, традиционным становится откачка нескольких тысяч баррелей жидкости в сутки в процессе улучшения эффективности пластового вытеснения. Данная система легко может быть автоматизирована и может проводить откачку периодически или постоянно, но постоянная откачка является предпочтительной для увеличения срока службы. Для неглубоких скважин капитальные затраты являются относительно невысокими [2].

Существует несколько недостатков ЭЦН. Основной проблемой является ограниченный срок службы. Насос как таковой относится к высокоскоростному центробежному типу, который может быть поврежден абразивными материалами, твердой фазой или обломками. Формирование окалины или минерального осадка может помешать работе электрического центробежного насоса. Экономическая эффективность ЭЦН в большой мере зависит от стоимости электроэнергии. Это является особенно критичным в отдаленных регионах. Система не обладает широкой эксплуатационной гибкостью. Все основные компоненты находятся в призабойной зоне скважины, поэтому, когда возникает проблема или требуется замена какого-либо компонента, приходится извлекать всю систему целиком.

Если присутствует высокий процент газа, принимаются меры для его отделения и возврата назад в обсадную колонну до того как он попадет в насос. Засасывание больших объемов свободного газа может вызвать неустойчивую работу и привести к механическому износу и возможному перегреву. На морских установках, где по правилам требуется применение пакера, весь газ откачивается с жидкостью. В этих особых условиях применяются специальные насосы, в которых возможно создание первичного напора на приеме насоса [2].

1.4 Описание технологии ЭЦН

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления установками ЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, СПТ и т.д.

Рассмотрим технологию ЭЦН. Установка ЭЦН включает наземное и погружное оборудование. Состав погружной части определяется параметрами скважины, но в нашем случае основным подземным электрооборудованием является электроцентробежный насос и погружной электродвигатель. Если скважина высокодебитная, то для того, чтобы улучшить контроль над состоянием в скважину спускают ТМС. Наличие большого количества газа в нефти заставляет использовать газосепаратор, а отсутствие газа или малое его количество допускает установку модуля. Питание к двигателю подводится погружным кабелем типа КПБП, КРБП, КПБК и КРБК с сечением 10, 16, 25 или 35 мм². В данном случае применяется КПБП 3-х жильный с сечением 16 мм². К наземному оборудованию относят трансформатор питания погружных насосов (ТМПН 63/3), СУ ПЭД и выходной фильтр (L-C фильтр не установлен). Также к наземному оборудованию относятся кабели, играющие роль перемычек между СУ и трансформатором, и питающие кабели, соединяющие СУ с комплектной трансформаторной подстанцией наружной установки. Технологическая схема системы автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 1.3.

1 - ТМС; 2 - компенсатор; 3 - ПЭД; 4 - гидрозащита; 5 - ЭЦН; 6 - кабель; 7 - НКТ; 8 - СУ ПЭД; 9 - наземный блок ТМС; 10 - СУ ЭЦН; 11 - трансформатор; 12 - СУ общекустовая

Рисунок 1.3 - Технологическая схема ЭЦН

Для обеспечения нормальной, долгосрочной работы погружного электродвигателя необходимо строгое соблюдение его номинальных параметров, указанных в паспорте. К этим параметрам относится величина тока, напряжения, температура и давление в скважине, подача насоса и другие. При значительном отклонении этих параметров создаются условия, при которых двигатель снижает срок службы или может быстро выйти из строя. Для контроля над основными параметрами двигателя, правильностью его подключения применяется схема управления ПЭД. В данном случае для защиты двигателя применяется СУ "Электон-5" с номинальным током 250 А. К СУ ПЭД подключается наземный блок ТМС. СУ ПЭД скважины подключается к СУ "ЭЦН-8", которая осуществляет управление до 8 станций скважин куста. СУ "ЭЦН-8" передает информацию по интерфейсу RS-485 в СУ общекустовую "ДСКМ.421415.001".

Рассмотрим основные функции СУ "Электон-5":

- включение и отключение электродвигателя в "ручном" или в "автоматическом" режиме;

- работа по программе с отдельно задаваемыми временными интервалами работы и остановки;

- автоматическое включение электродвигателя с заданной задержкой времени после подачи напряжения питания или при восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;

- регулируемая задержка отключения отдельно для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

- регулируемая задержка активации защит сразу после пуска для каждой защиты (кроме защиты по низкому сопротивлению изоляции);

- регулируемая задержка АПВ отдельно после срабатывания каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

- возможность выбора режима с АПВ или с блокировкой АПВ после срабатывания отдельно каждой защиты (кроме защит по низкому сопротивлению изоляции и по турбинному вращению);

- возможность выбора активного и неактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;

- блокировка АПВ после отключения по защите от недогрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

- блокировка АПВ после отключения по защите от перегрузки при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

- блокировка АПВ после отключения по другим защитам (кроме защит от недогрузки и перегрузки) при превышении заданного количества разрешенных повторных пусков за заданный интервал времени;

- измерение текущего значения сопротивления изоляции системы "вторичная обмотка ТМПН-погружной кабель-ПЭД" в диапазоне от 30 кОм до 10 МОм;

- измерение текущей потребляемой мощности;

- измерение текущего коэффициента мощности;

- вычисление текущего значения фактической загрузки двигателя;

- измерение текущего значения частоты вращения электродвигателя;

- определение порядка чередования фаз напряжения питающей сети (АВС или СВА);

- отображение в хронологическом порядке 99 последних изменений в состоянии насосной установки с указанием причины и времени включения или отключения ПЭД;

- запись в реальном масштабе времени в блок памяти информации о причинах включения и отключения электродвигателя с регистрацией текущих линейных значений питающего напряжения, токов фаз электродвигателя, загрузки, сопротивления изоляции, давления, температуры в момент отключения электродвигателя, через 2 секунды после включения и во время работы с двумя регулируемыми периодами записи;

- сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания;

- световая индикация о состоянии станции ("СТОП", "ОЖИД", "РАБОТА");

СУ устанавливается на площадке механической добычи напротив трансформатора питания погружного насоса соответствующей скважины.

2. Патентная проработка

2.1 Выбор и обоснование предмета поиска

Целью данного дипломного проекта является описание и модернизация системы автоматизации ЭЦН. Рассматривается повышенный интерес к мероприятиям, позволяющим диагностировать отказы, повысить срок службы и прогнозировать дальнейшую динамику работы ЭЦН в процессе эксплуатации. Соответствовать этим требованиям может СУ ЭЦН, либо система погружной телеметрии. Поэтому, для оценки перспективности использования выбранного средства при проведении патентных исследований основное внимание было уделено средствам погружной телеметрии.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска пять лет (2007-2011). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК) раздела E - "Строительство и горное дело", подкласса E21B47 - "Автоматическое управление или регулирование; измерения или испытания":

- E21B47/00 - "Исследование или инспектирование буровых и других скважин";

- E21B47/12 - "Средства передачи сигналов измерения или сигналов управления из скважины на поверхность или с поверхности в скважину".

При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам "Изобретения" (1999 г.);

- официальный бюллетень Российского Агентства по патентам и товарным знакам "Изобретения. Полезные модели" (2002-2003 гг.).

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	E21B47/00 E21B47/12	Патенты №№ 2292455 - 2438015 Патенты №№ 2295640 - 2426878	№ 2425213 "Скважинный контрольно-измерительный комплекс"
	E21B47/00 E21B47/12	Патенты №№ 2292455 - 2438015 Патенты №№ 2295640 - 2426878	№ 2382197 "Скважинная телеметрическая система"
	E21B47/12	Патенты №№ 2295640 - 2426878	№ 2444622 "Система и способ телеметрии в стволе скважины"

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Скважинный контрольно-измерительный комплекс по патенту №2425213, номер заявки 2010109236/06 от 15.03.2010, патентообладатель ЗАО "ГЕОФИЗМАШ" (RU), относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области геофизических исследований скважин, а именно к устройствам для осуществления измерения и контроля параметров скважины. Техническим результатом изобретения является расширение функциональных возможностей контрольно-измерительного комплекса, снижение количества ошибочных данных за счет автоматизации процесса конфигурации модулей в комплексе. Скважинный контрольно-измерительный комплекс содержит последовательно соединенные между собой модуль телеметрии и, по крайней мере, один связочный модуль. Каждый из модулей включает блок питания, соединенный с блоком обработки информации, блоком памяти и блоком согласования уровней сигнала. Блок обработки информации соединен с блоком памяти и блоком согласования уровней сигнала. При этом, по крайней мере, один из модулей содержит блок датчиков параметров скважины, соединенный с блоком обработки информации. Модуль телеметрии дополнительно содержит блоки выделения и формирования информационного сигнала, каждый из которых соединен с блоками питания и обработки информации. Блоки питания, выделения и формирования информационного сигнала соединены при помощи геофизического кабеля с наземной аппаратурой, включающей источник питания и информационного сигнала. Блоки согласования уровней сигнала модуля телеметрии и соединенного с ним связочного модуля соединены между собой посредством линии питания и/или связи.

Скважинная телеметрическая система по патенту №2382197, номер заявки 2008148991/03 от 12.12.2008, патентообладатель Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL), Изобретение относится к области геологии, а именно к скважинным телеметрическим системам. Техническим результатом является повышение точности и эффективности способа телеметрии в скважине при отсутствии необходимости герметизации пакера. Для этого скважинная телеметрическая система оборудована, по меньшей мере, одним генератором импульсов давления, по меньшей мере, одним датчиком давления, размещенным во внутреннем межтрубном пространстве в устье скважины, по меньшей мере, одним датчиком давления, размещенным в затрубном пространстве вблизи скважины. Скважинная телеметрическая система снабжена пакером, обеспечивающим гидравлическую изоляцию затрубного пространства, по меньшей мере, одним датчиком, расположенным ниже пакера и реагирующим на одну физическую величину, характеризующую призабойную зону. Скважинная телеметрическая система включает устройство кодирования данных, расположенное ниже пакера. Устройство кодирования данных считывает показания датчика, расположенного ниже пакера и реагирующего на одну физическую величину, характеризующую призабойную зону. Скважинная телеметрическая система включает устройство модулирования импульсов давления, расположенное в затрубном пространстве под пакером, блок сбора данных, расположенный на поверхности. Блок сбора данных преобразует выходные данные датчиков и предоставляет данные для анализа блоку декодирования данных, расположенному на поверхности.

Система и способ телеметрии в стволе скважины по патенту №2444622, номер заявки 2007131279/03 от 16.08.2007, патентообладатель ИНТЕЛЛИСЕРВ ИНТЕРНЭШНЛ ХОЛДИНГ, ЛТД (KY), Группа изобретений относится к телеметрическим системам для использования при осуществлении работ в стволе скважины. Гибридная система связи для буровой установки содержит телеметрическую систему бурильной колонны, и, по меньшей мере, одну гибридную телеметрическую систему. Телеметрическая система бурильной колонны расположена в бурильной колонне, в ходе работы подключена к наземному блоку. Гибридная телеметрическая система в ходе работы подключена к телеметрической системе бурильной колонны и скважинному инструменту для передачи сигналов между ними. Причем гибридная телеметрическая система содержит верхний соединитель, нижний соединитель и кабель. Верхний соединитель подключают к телеметрической системе бурильной колонны. Нижний соединитель подключают к скважинному устройству. Кабель соединяет верхний и нижний соединители. Техническим результатом является повышение надежности, скорости передачи данных.

3. Описание и работа системы автоматизации ЭЦН

3.1 Структура автоматизации ЭЦН

На нефтяных промыслах в настоящее время находятся в эксплуатации несколько десятков типоразмеров отечественных и импортных погружных центробежных электронасосов с двигателями погружного типа. С помощью этих насосов получают свыше 70% общего количества нефти, добытого механизированным способом. Разработан и находится в эксплуатации широкий ряд оборудования для автоматизации управления установками ЭЦН: СУ, тиристорные станции плавного пуска, выходные фильтры, системы погружной телеметрии и т. д.

АСУТП кустов скважин (кустовая телемеханика) предназначена для управления общекустовым оборудованием добычи нефти на кусте.

Рассматриваемая система автоматизации ЭЦН кустовой площадки Салымского месторождения нефти состоит из следующих основных компонентов:

- первичные средства автоматизации (датчики, измерительные преобразователи, приборы местного контроля, исполнительные устройства);

- оборудование с локальными системами автоматизации (СУ "ЭЦН-8");

- общекустовая СУ; основное назначение: сбор и первичная обработка информации; реализация алгоритмов автоматического регулирования, программно-логического управления, защит и блокировок; обмен данными с вышестоящим уровнем и реализация команд вышестоящего уровня; для передачи информации используют выделенные для этого линии связи (проводные и кабельные), радиоканалы, оптические и т.д.;

- многофункциональный АРМ оператора (ДП);

- сервер базы данных.

Структурная схема автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 3.1.

ФСА рассматриваемой системы автоматизации ЭЦН представлена на рисунке 3.2. Схема автоматизации выполнена для скважины добывающей N1 с ЭЦН. В таблице 3.1 представлен перечень обозначений ФСА ЭЦН.

Рисунок 3.1 - Структурная схема автоматизации ЭЦН

Таблица 3.1 - Перечень обозначений ФСА ЭЦН

Позиционное обозначение на схеме	Наименование	Количество
PI1, PI2	Манометр показывающий МП4-У	2
PISA 3	Манометр показывающий сигнализирующий ДМ2005СгIEx, 1ExdIIBT4	1
PI4	Датчик давления JUMO 4753, EExiaIICT4	1

В таблице 3.2 представлен порядок и условия срабатывания ПАЗ.

Таблица 3.2 - Порядок и условия срабатывания ПАЗ

Номер сценария на схеме	Позиционное обозначение	Условие срабатывания	Действие защиты
1	PISA 3	Аварийное максимальное и минимальное давления на выкиде ЭЦН	Отключение ЭЦН
2	СУ "Электон-05"	Аварийная максимальная температура э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН
3	СУ "Электон-05"	Максимальная сила тока э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН
4	СУ "Электон-05"	Максимальная мощность э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН
5	СУ "Электон-05"	Максимальное напряжение ПЭД	Отключение ЭЦН
6	СУ "Электон-05"	Сопротивление изоляции кабеля э/д ЭЦН	Отключение ЭЦН

3.2 Описание и работа станции управления "ЭЦН-8"

Станция рассчитана на подключение 8 СУ погружными насосами типа "ШГС-5805", "ШГС-НЭК", "Электон", "Борец", "REDA" посредством дискретных сигналов и цифровых сигналов по интерфейсу RS-485. Подключение посредством дискретных сигналов (состояние и управление) возможно для любых типов СУ насосами. Подключение посредством цифровых сигналов по интерфейсу RS-485 возможно только для СУ насосами поддерживающих протокол Modbus RTU.

Станция осуществляет сбор и первичную обработку данных о состоянии агрегатов и передачу этих данных в локальную сеть куста или другую систему верхнего уровня. Станция обеспечивает управление работой агрегатов, по командам от системы верхнего уровня. СУ конструктивно представляет собой шкаф, в котором размещается электрическое оборудование, контроллер и клеммники для подключения цепей питания, датчиков и цепей управления. В верхней части монтажной панели расположен трансформатор питания контроллера Т1 (220/24 В), клеммник ХТ4 с предохранителями, однофазный автоматический выключатель SF1 питания контроллера и промежуточные реле К1 ... К16 управления насосами. Ниже на монтажной панели расположен контроллер (А1), модуль питания 5103 (А2) и модуль вывода 5409 (А3). В нижней части монтажной панели расположены клеммники для подключения внешних цепей:

- XT1 - подключения питания шкафа (220 В);

- XT2 - подключение дискретных сигналов состояния насосов (220 В);

- XT3 - подключение цепей управления насосами (220 В);

- XT5 - подключение интерфейсных цепей (RS-485).



Рисунок 3.2 - Функциональная схема автоматизации ЭЦН

Основой СУ является контроллер. Контроллер в соответствие с программой ведет обработку дискретных сигналов, поступающих на его входы, и по командам от общекустовой станции формирует выходные сигналы на коммутацию цепей управления насосами. По интерфейсу RS-485 контроллер ведет опрос микропроцессорных СУ погружными насосами. Сигналы от дискретных датчиков поступают непосредственно на входы контроллера. Сигналы управления формируются как на выходах самого контроллера, так и на выходах модуля 5409. Выходные сигналы контроллера и модуля 5409 поступают на обмотки управления промежуточных реле К1 .. К16. Выходные цепи промежуточных реле выведены на клеммник ХТ3. Контроллер поддерживает обмен данными с оборудованием верхнего уровня по протоколу Modbus RTU через интерфейс RS-485. По этому каналу контроллер получает команды управления и выдает по запросам данные о текущем состоянии агрегатов, диагностическую информацию. По этому же каналу можно программировать контроллер. Программа и текущие данные контроллера сохраняются в статическом ОЗУ, питающимся от встроенной литиевой батареи. Программа и данные сохраняются в контроллере при отсутствие внешнего питания в течении нескольких лет. Кроме того, копия программы хранится в энергонезависимой FLASH памяти контроллера.

СУ поставляется с отлаженным и записанным программным обеспечением и какое-либо дополнительное программирование не требуется [4].

3.2.1 Общие принципы работы "ЭЦН-8" в составе системы АСУТП

При работе станции "ЭЦН-8" в составе системы АСУТП куста скважин, станция должна быть подключена к локальной сети куста.

Подключение производится по интерфейсу RS-485, протокол Modbus RTU. Мастером в локальной сети куста выступает контроллер общекустовой станции. К локальной сети куста может быть подключено до 8 станций типа ЭЦН (различных модификаций). Идентификация СУ производится по адресу в сети Modbus, который определяется номером станции в локальной сети. Каждая станция ЭЦН должна иметь уникальный номер в пределах локальной сети куста. Номер задается положением переключателей под крышкой контроллера [4].

После того, как станция подключена к локальной сети куста, ее необходимо описать в системе. Ввод всех привязок и настроек производится с компьютера диспетчерского пульта системы.

Все датчики и цепи управления станции ЭЦН сгруппированы по каналам. В зависимости от модификации, станция ЭЦН рассчитана на разное число каналов:

- "ЭЦН-8" - восемь каналов;

- "ЭЦН-16" - шестнадцать каналов.

Число каналов определяет максимальное число СУ насосами, которые можно подключить к одной станции ЭЦН. Входные цепи подключения датчиков и выходные цепи управления насосами жестко привязаны к номерам каналов, что показано в таблице 3.3. Аналогично для станции "ЭЦН-16". К цепям каждого канала подключаются цепи агрегата одной скважины. Что означает, что к данному каналу станции ЭЦН подключена эта скважина.

Таблица 3.3 - Описание датчиков и цепей по каналам "ЭЦН-8"

Номер канала	Сигналы станции "ЭЦН-8"
1	Состояние ЭЦН 1 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 1 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 1
2	Состояние ЭЦН 2 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 2 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 2
3	Состояние ЭЦН 3 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 3 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 3
4	Состояние ЭЦН 4 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 4 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 4
5	Состояние ЭЦН 5 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 5 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 5
6	Состояние ЭЦН 6 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 6 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 6
7	Состояние ЭЦН 7 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 7 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 7
8	Состояние ЭЦН 8 (Включен/Выключен)
	Управление ЭЦН 8 (Отключить)
	RS-485. ЭЦН 8

В системе задаются геологические номера скважин, подключенных к каждому каналу станции ЭЦН и конкретный тип СУ насосом.

По этим данным формируется несколько описателей, первые копии которых сохраняются в конфигурационной базе данных системы.

Описатель подключения станции ЭЦН к локальной сети куста. Копия этого описателя сохраняется в контроллере общекустовой станции. В этом описателе задается номер станции и ее тип. После того, как этот описатель будет записан в контроллер общекустовой станции с ДП, контроллер общекустовой станции включает эту станцию ЭЦН в список опроса и начинает циклически ее опрашивать.

Описатель подключения скважин к каналам станции ЭЦН. Копия этого описателя также сохраняется в контроллере общекустовой станции управления. В этом описателе указывается номер скважины в пределах куста (системный), геологический номер скважины, ее тип, режим замера, номера адресов станций ДН и ЭЦН к которым подключена данная скважина и номера каналов этих станций ДН и ЭЦН.

Описатель типа СУ погружными насосами, подключенных к каждому каналу станции ЭЦН. Этот описатель хранится как в конфигурационной базе данных системы, так и в контроллере станции ЭЦН. В этом описателе задается тип СУ насосом ("ШГС-НЭК", "Электон", "Борец", "REDA"), подключенных к каждому из каналов станции ЭЦН. Эта информация используется для формирования запросов на получение данных от микропроцессора СУ насосом и обработки данных, полученных от станции ЭЦН на диспетчерском пульте.

Информация, содержащаяся в этих описателях, используется в системе для следующих целей: для обработки данных, полученных от станции ЭЦН, на компьютере диспетчерского пульта, для выполнения команд с пульта диспетчера на управление насосами, для ведения цикла автоматического замера дебита скважин общекустовой СУ.

При работе станции в составе АСУТП куста, запросы на данные поступают от общекустовой станции. Команды управления насосами, также поступают от общекустовой станции.

3.2.2 Описание интерфейса "ЭЦН-8"

Для обмена данными со станцией ЭЦН используется протокол Modbus RTU. Физический интерфейс - RS-485. Параметры настройки COM-порта приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Параметры настройки порта RS-485

Параметры настройки COM-порта контроллера	Значение
Протокол	Modbus RTU
Адресация	стандартная
Режим	полный дуплекс
Скорость обмена. бод	38 400
Число бит данных	8
Контроль четности	нет
Число стоповых бит	1
Тип порта	4-х проводный RS-485

Обмен данными сводится к чтению содержимого регистров памяти контроллера и записи в них данных (команд и настроек).

Адрес Modbus станции ЭЦН задается автоматически при задании номера станции ЭЦН. Номер станции задается переключателями, расположенными под крышкой контроллера. Переключатель для выбора номера станции представляет собой DIP переключатель с тремя контактами. Номер станции задается в двоичном коде согласно таблице 3.5 [4].

Для чтения данных от станции ЭЦН используется специально выделенная область памяти контроллера с адресами начиная с 41000 по 41124. Область регистров такого размера считывается одной командой Modbus. Назначение регистров области чтения и формат данных приведен в таблице 3.6.

Формат бит-маски состояния ЭЦН с расшифровкой по битам приведен в таблице 3.7. Бит "00" - младший бит. Состояние "0" соответствует отключению агрегата, "1" - агрегат включен.

Таблица 3.5 - Состояние переключателей по номерам и адресу "ЭЦН-8"

Состояние переключателей OPTION	Номер станции в двоичном формате	Номер станции в десятичном формате	Адрес Modbus СУ ЭЦН
3	2	1
Open	Open	Open	000	0	30
Open	Open	Close	001	1	31
Open	Close	Open	010	2	32
Open	Close	Close	011	3	33
Close	Open	Open	100	4	34
Close	Open	Close	101	5	35
Close	Close	Open	110	6	36
Close	Close	Close	111	7	37

Таблица 3.6 - Назначение регистров станции "ЭЦН-8"

Адрес Modbus	Содержимое регистров	Формат данных
41000	Идентификатор типа станции
41001	Регистр состояния контроллера	Целое 16 бит
41002	Ответ о выполнении команды	Целое 16 бит
41003		Резерв
41004		Резерв
41005		Резерв
41006		Резерв
41007	Метка времени. Год, месяц.	Десятичное. ГГММ
41008	Метка времени. День, час.	Десятичное. ДДЧЧ
41009	Метка времени. Минуты, секунды.	Десятичное. ММСС
41010	Бит-маска состояния ЭЦН	См. ниже
41011
41012	Канал 1. Слово состояния ЭЦН
41013	Канал 2. Слово состояния ЭЦН
41014	Канал 3. Слово состояния ЭЦН
41015	Канал 4. Слово состояния ЭЦН
41016	Канал 5. Слово состояния ЭЦН
41017	Канал 6. Слово состояния ЭЦН
41018	Канал 7. Слово состояния ЭЦН
41019	Канал 8. Слово состояния ЭЦН
41020	Канал 9. Слово состояния ЭЦН
41021	Канал 10. Слово состояния ЭЦН
41022	Канал 11. Слово состояния ЭЦН
41023	Канал 12. Слово состояния ЭЦН
41024	Канал 13. Слово состояния ЭЦН
41025	Канал 14. Слово состояния ЭЦН
41026	Канал 15. Слово состояния ЭЦН
41027	Канал 16. Слово состояния ЭЦН
41028
41029	Номер канала, для которого передаются параметры	Список текущих параметров ЭЦН для выбранного канала (номер канала в 41029)
41030	Параметры ЭЦН
41031	Параметры ЭЦН
41032	Параметры ЭЦН
41033	Параметры ЭЦН
41034
41035
41036
41124

Таблица 3.7 - Расшифровка состояний "ЭЦН-8"

№ бита	Данные
00	Состояние ЭЦН 1
01	Состояние ЭЦН 2
02	Состояние ЭЦН 3
03	Состояние ЭЦН 4
04	Состояние ЭЦН 5
05	Состояние ЭЦН 6
06	Состояние ЭЦН 7
07	Состояние ЭЦН 8

В регистрах 41012-41027 передаются "Слово состояния ЭЦН". Эти регистры состояния формируются только для тех каналов, к которым подключены СУ насосами, оснащенные микропроцессором. Формат слова состояния зависит от типа СУ насосом.

В регистрах 41030-41124 передаются подробные данные о параметрах состояния агрегата для одного канала. Номер канала указывается в регистре 41029. При каждом цикле обмена в общекустовую СУ передаются подробные данные для ЭЦН одного канала, в следующем цикле - для следующего канала и т.д. Эти данные передаются только для тех каналов, к которым подключены СУ насосами, оснащенные микропроцессором.

Команды управления записываются в регистр 41250. Список команд приведен в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Список команд "ЭЦН-8"

Код команды	Действие
101	Отключить ЭЦН1
102	Отключить ЭЦН2
103	Отключить ЭЦН3
104	Отключить ЭЦН4
105	Отключить ЭЦН5
106	Отключить ЭЦН6
107	Отключить ЭЦН7
108	Отключить ЭЦН8

3.2.3 Использование СУ ЭЦН

После монтажа шкафа СУ на месте и подключения внешних цепей ТС, цепей управления агрегатов, заземления и интерфейсных цепей, необходимо подключить цепи питания сети переменного тока.

Для включения станции в локальную сеть куста необходимо задать ее номер (уникальный в данной сети). Для этого инженер АСУ должен определить для этой станции номер в сети куста, сконфигурировать подключение новой станции к системе (с компьютера диспетчерского пульта), задать привязки к скважинам и типы агрегатов, записать эти настройки в контроллер общекустовой станции. Затем, в шкафу СУ, при отключенном питании шкафа, снять крышку контроллера "САВАРаск" (А1) (расположен на монтажной панели слева), и переключателями "OPTION" выставить номер СУ ЭЦН.

Проверка работоспособности станции ЭЦН можно проводить в несколько этапов. Первый этап - проверка работоспособности контроллера СУ ЭЦН. Диагностику работоспособности контроллера станции ЭЦН можно провести по состоянию индикаторов. В верхней левой части контроллера расположены индикаторы, перечисленные в таблице 3.9.

Питание индикаторов может отключаться кнопкой "LED POWER", которая расположена в нижней части платы контроллера. Последовательными нажатиями на эту кнопку питание индикаторов можно включать и выключать. Режим включения питания индикаторов отображается светодиодом "LEDS". Для просмотра состояния индикации контроллера питание индикаторов должно быть включено (светодиод "LEDS" горит).

Таблица 3.9 - Описание индикаторов "ЭЦН-8"

Название индикатора	Цвет	Состояние индикатора
"+5V"	Зеленый	Горит - наличие питания контроллера
"RUN"	Зеленый	Горит - программа контроллера выполняется
"LEDS"	Зеленый	Горит - включено питание индикаторов Не горит - отключено питание индикаторов
"STAT"	Желтый	Не горит - норма Мигает - обнаружена неисправность контроллера
"FORCE"	Желтый	Горит - включена принудительная установка регистров контроллера Не горит - рабочий режим
"DIN 0"	Белый	Состояние дискретного входа 0 контроллера
"DIN 1"	Белый	Состояние дискретного входа 1 контроллера
"DIN 2"	Белый	Состояние дискретного входа 2 контроллера
"COM1 Rx"	Белый	Прием данных по входу СОМ1
"COM1 Tx"	Белый	Передача данных по входу СОМ1
"COM2 Rx"	Белый	Прием данных по входу СОМ1
"COM2 Tx"	Белый	Передача данных по входу СОМ1
"COM2 CTS"	Красный	Состояние линии CTS COM2
"COM2 RTS"	Красный	Состояние линии RTS COM2
"COM2 DCD"	Красный	Состояние линии DCD COM2

Нормальное состояние индикации при подаче питания на шкаф станции ЭЦН следующее:

- горит индикатор "+5V" - наличие питания контроллера;

- горит индикатор "RUN" - программа контроллера загружена и выполняется;

- горит индикатор "LEDS" - включено питание индикаторов;

- индикаторы "STAT" и "FORCE" не горят.

Индикаторы состояния СОМ-портов показывают процесс обмена по портам контроллера, если станция подключена к сети, то индикаторы СОМ1 должны мигать. Наличие в станции ЭЦН питающих напряжений 5 В и 24 В можно проверить по индикаторам "+5V" и "+24V", расположенных на блоке питания (модуль 5103).

Второй этап - проверка станции ЭЦН с подключением компьютера. Для проверки (наладки) станции ЭЦН к порту COM3 контроллера можно подключить компьютер с отладочной программой, например пакетом TelePACE. Проверка станции с использованием пакета программирования контроллеров TelePACE требует определенных навыков работы с этим пакетом. Для упрощенной проверки можно использовать специальную отладочную программу. Работа с программой описана в прилагаемой к ней инструкции.

Необходимость подключения компьютера к контроллеру станции ЭЦН может возникнуть только при замене контроллера станции ЭЦН для записи в него программы. Для тестирования, поиска и устранения других видов неисправности необходимости в подключении компьютера нет. Методика записи программы в контроллер описана в разделе технического обслуживания.

Третий этап - проверка станции ЭЦН по месту. Проверка станции ЭЦН по месту может потребоваться после подключения новых сигналов. В этом режиме, прохождение сигналов состояния агрегатов (Включен/Выключен) можно наблюдать, по индикаторам на входах контроллера. Если индикатор горит, то это означает наличие на дискретном входе напряжения 220 В, т.е. цепь сигнала ТС замкнута.

Четвертый этап - проверка работы станции ЭЦН в составе АСУТП. Проверяются индикация сигналов (ВКЛЮЧЕН/ОТКЛЮЧЕН) состояния агрегатов и наличие дополнительных данных от агрегатов, оснащенных микропроцессорными СУ, на пульте диспетчера. А так же, прохождение команд управления агрегатами от пульта диспетчера. При обнаружении несоответствия данных о состоянии агрегатов и неправильного прохождения сигналов управления, необходимо проверить правильность задания привязок номеров каналов станции ЭЦН к геологическим номерам скважин, типа агрегатов и запись этих данных в контроллер общекустовой станции.