1 方案定位

煤层气排采的控制难点不在“能否把水抽出来”，而在于井底流压下降速率的精确约束。抽油机—管式泵系统在煤层气直井排采中占据主导地位，其控制执行机构是变频器驱动的电动机转速，最终体现为光杆冲次的调节。冲次偏高，液面下降过快，煤储层裂隙闭合、煤粉大量运移；冲次偏低或间抽制度不当，则解吸启动滞后、排采周期拉长。控制系统的任务，是把“排水—降压—见气—稳产”这条曲线按设计轨迹执行，并在煤粉、气锁、杆断、供电异常和通信中断等扰动出现时，在井口完成秒级到分钟级的自主干预。

XT-916 采用 Cortex A7 处理器、1 GHz 主频、128 MB DDR3 内存、8 GB 工业级 FLASH，内置 GPU 用于 1D-CNN 推理，I/O 配置为 8 路 DI、6 路继电器（其中 2 路带常开/常闭触点）、8 路 AI，4 路可编程串口可作 Modbus 主站。已有应用表明，XT-916 的定位正是把抽油机井的工况诊断能力从中心搬到井口。

T-202 是面向油田开发的交流电量采集装置，支持 Modbus RTU，高速 DFT 可计算 1～39 次谐波，电量测量精度在 45～55 Hz 区间为 0.5% FS，数据刷新周期为信号周期（20 ms），能同时测量变频器输入侧和输出侧的电量。在抽油机场景中，T-202 提供的高频电参是电参反演软示功图和工况诊断的基础数据源。

本方案的最终形态是：XT-916 作为井口边缘控制核心，以冲次闭环执行分阶段排采逻辑；T-202 作为高频电参感知前端，支撑软示功图反演与抽油机工况诊断；两者通过独立 RS485 主站链路连接，形成“工艺闭环 + 设备状态诊断”双核运行的抽油机排采控制架构。

2 系统架构与信息流

系统信息流分为三条主线，职责明确。

工艺闭环线是主控线。动液面、套压、井底流压经 AI 通道进入 XT-916，控制器按当前排采阶段计算目标冲次，经 RS485 写入变频器频率寄存器，变频器调节电机转速，最终改变光杆冲次。冲次与变频器频率之间的换算关系为 f = k·n，其中 k 为变频器最大频率与最大冲次的比值；已知泵径、冲程、泵效时，也可由目标排水量反算设定冲次。这条线决定“排采按什么节奏走”。

设备状态线做保护性干预。T-202 采集的三相电压、电流、有功功率经 RS485 进入 XT-916，控制器在本地完成两类诊断：一是基于电参曲线峰值/谷值形态的工况识别（卡泵、气体影响、供液不足、杆断等），二是基于电参反演软示功图的载荷特征分析。诊断结果触发降冲次、短时停机或告警，不直接写入工艺设定值，只以“允许/抑制/降级/停机”的方式作用于工艺闭环。在煤层气抽油机井的边缘诊断实践中，集成高频电参后卡泵诊断准确率达到 90.5%，响应时延 1.2 s。

虚拟感知线做可信度校验。基于电参反演软示功图推算动液面和产液量，作为液面仪读数的趋势冗余。同一实践中虚拟计量平均准确率达到 93.9%，足以承担一致性校验角色，但不替代液面仪参与主闭环。当液面仪读数与电参反演趋势持续背离时，XT-916 标记液面数据可信度下降，在冲次闭环中放宽死区或暂缓上调冲次。

3 硬件配置与测点分配

3.1 XT-916 通道分配

模拟量输入（8 路 AI，16 bit ADC）：

电机电流和电压不再占用 AI 通道，由 T-202 通过数字链路提供。抽油机是周期性变载设备，T-202 的 20 ms 刷新周期能够捕捉单个冲程内的功率变化形态，这是模拟变送器有效值通道无法提供的。

数字量输入（8 路 DI）： DI0 变频器运行状态；DI1 变频器故障；DI2 抽油机启停反馈；DI3 气嘴阀全开限位；DI4 气嘴阀全关限位；DI5 紧急关断阀状态；DI6 柜门/防入侵；DI7 备用。

继电器输出（6 路 DO）： DO0 变频器启停；DO1 变频器故障复位；DO2 气嘴阀开；DO3 气嘴阀关；DO4 声光报警；DO5 紧急关断阀动作。DO5 分配至带常开/常闭触点的继电器通道，确保控制器失电时执行机构落入安全侧。

3.2 T-202 接入配置

T-202 导轨安装，24 VDC 供电，与 XT-916 同柜。电压输入接变频器输出侧或电机接线端，电流输入经现场 CT 接入；T-202 电流输入量程 0～5 A，大于 5 A 须外配电流互感器。抽油机场合优先在电机侧取参，以反映真实悬点载荷对应的电功率，而非变频器输出侧的高频开关分量。

XT-916 分配一路可编程主站串口给 T-202，波特率 19200 或 38400，Modbus RTU 轮询周期 200～500 ms。T-202 读取的是已经过 DFT 计算的特征量（三相有功功率、功率因数、各次谐波分量等），XT-916 在此基础上完成冲程周期分割和曲线特征提取。若诊断触发时需要更密集的功率序列，可临时提高该串口读取频率，但多井复用时须重新核算扫描周期。

断链保护：T-202 通信中断持续超过 30 s，XT-916 进入“电参盲区”模式——冲次闭环继续按液面反馈运行，但禁止任何基于电参诊断的自动增产动作，同时上报告警。电参诊断的失效不拖垮工艺闭环，只收窄保护性干预的可用手段。

4 分阶段排采控制逻辑（冲次闭环）

分阶段逻辑在 XT-916 内部以状态机实现，阶段切换由实时测点自动判定，保留中心远程强制切换权限。以下冲次和流压降幅参数取自已发表的中高阶煤层气抽油机排采实践，不同区块须依据本井解吸实验和邻井资料重新标定。

4.1 阶段划分与量化判据

S1 的冲次增加必须受速率约束：当前冲次的增加幅度不超过前次冲次的 10%，避免冲次跳变造成流压骤降。动液面连续 3 个变化小于 2 m 视为稳定，方可进行下一次工作制度调整；调整冲次每次增加 0.2 次/min，不得超过 0.5 次/min。

4.2 S1—S2 的冲次闭环控制律

XT-916 以 1～5 min 为周期，将实测日降流压幅度（由井底流压或动液面折算）与目标降幅比较，输出变频器频率给定。控制律的核心不是“维持某个固定冲次”，而是跟踪一条设计好的流压下降轨迹。频率输出设上下限：下限为抽油机最低稳定运行频率，上限受电机额定电流和四连杆机构允许冲次约束。当 T-202 检测到功率曲线出现卡泵或气体影响特征时，触发降冲次或短时停机，优先级高于常规冲次调节。

冲次调整在 XT-916 内部换算为频率给定。若已知目标排水量，也可由 Q = 0.001131·η·S·n·D² 反算设定冲次（η 为泵效，S 为冲程，D 为泵径），再按 f = k·n 换算频率。这一换算链使控制器可以在“流压降幅”和“排水量”两种目标模式之间切换，适应试抽阶段数据不足时以流压为主、后期数据充分时以排水量精确控制的过渡。

4.3 S3 的套压—冲次协同

S3 阶段气嘴阀以套压升速率或套压目标带为约束进行调节，冲次以维持动液面稳定为首要任务。当套压自然下降而产气量保持或上升时，说明储层供气能力在接管，控制器应减少气嘴阀干预，冲次进入微调模式，向 S4 平滑过渡。

4.4 S4—S5 的间抽控制模式

抽油机在低产液阶段的连续运行往往效率低下。间抽控制已被验证为有效的补充手段：在韩城采气管理区的实践中，冲次 2.6 次/min、运行 30 min 停 30 min 的智能间抽策略使开井时耗电量降低 45.14%，同时平均时产气量可维持在 15.30 m³/h。XT-916 的间抽模式应设计为可配置的时序逻辑：开抽时长、停抽时长、间抽启用的液面/产气阈值均由参数区设定，诊断触发的保护性停机与间抽停机在逻辑上区分优先级，避免将故障停机误判为正常间抽。

5 T-202 电参在抽油机场景中的三层应用

5.1 工况诊断：从“事后发现”前移到“曲线形态偏移”

抽油机是周期性变载设备，T-202 的 20 ms 刷新周期使 XT-916 能够在单个冲程内获取功率曲线的峰值、谷值和形态变化。在煤层气抽油机井的边缘诊断中，基于高频电参生成电流卡片或功率曲线，结合图像识别模型，可识别卡泵、气体影响等故障类别，卡泵诊断准确率 90.5%，响应时延 1.2 s。基于电参曲线的峰值/谷值对比也可直接判定上部杆断等典型工况：当实际电参曲线在上下行程均无峰值，且第一峰值与标准曲线峰值之差、标准曲线第一谷值与实际曲线第一谷值之差均超过阈值时，即可判定杆断。

对于煤层气井最关键的煤粉卡泵趋势，诊断不应等待电流冲击已经明显，而应综合功率均值缓慢上升、冲程内波动增大和液面响应迟滞的多重特征，在完全卡死之前触发降冲次或洗井提示。气体影响在功率曲线上表现为“卸载延迟 + 低载运行”的形态偏移，XT-916 可在套压闭环之外独立触发短时降冲次或间抽停机，破坏气锁条件。

诊断动作的边界严格限定为降冲次、短时停机、告警三类，不赋予自动升冲次或增产权限。升冲次决策始终由液面/流压工艺闭环做出，电参诊断只做“减速”方向的保护性干预。

5.2 软示功图反演与虚拟计量

基于电参反演软示功图在抽油机井上已有成熟的技术路径：以电机输入功率、转速和机构参数为输入，通过机理模型或数据驱动模型生成悬点载荷—位移曲线，进而推算产液量和动液面。在煤层气抽油机井的验证中，虚拟计量平均准确率达到 93.9%。电参数间接测量法避免了载荷传感器维护成本高、稳定性差的问题，适合煤层气井偏远、无人值守的现场条件。

在控制逻辑中的用法是一致性校验和趋势冗余：当液面仪读数与电参反演动液面趋势持续背离时，XT-916 标记液面数据可信度下降，在 S1—S2 的冲次闭环中暂缓上调冲次或放宽死区，避免基于失真液面信号做出过度排水决策。液面仪恢复后自动解除。

5.3 阶段切换的辅助判据

S2→S3 切换时，临界解吸压力到达，近井带开始脱气，抽油机载荷特性会出现可辨识的功率曲线形态变化。电参特征作为“是否真正见气”的辅助确认，与套压、流压判据交叉验证，降低单一压力仪表偏差导致的提前或滞后切换。S3 阶段气锁前兆一旦在功率曲线上出现，XT-916 在套压闭环之外独立触发降冲次或间抽停机，该动作优先级高于常规冲次调节，低于安全联锁停机。

6 安全联锁与断网自治

6.1 安全联锁矩阵

联锁逻辑在 XT-916 的最高优先级任务和硬件继电器通道中实现，不依赖上位机参与。

6.2 断网自治

XT-916 的 2 个以太网口和可选 4G 模块构成主备回传链路。4G 与有线同时中断时，控制器自动切换至本地闭环，按当前阶段设定曲线和联锁逻辑继续运行；诊断结果和关键功率片段存入本地 SQLite，链路恢复后按时间戳补传。T-202 与 XT-916 之间的 RS485 链路不受外网影响，电参诊断在断网期间完整运行。在煤层气抽油机井的边缘诊断实践中，断网 48 h 数据完整率可达 100%。“断网可运行”从控制连续性延伸到诊断连续性：中心看不到井下工况时，井口仍然知道抽油机在发生什么。

7 实施要点

第一，冲次标定先于自动投运。 起抽冲次、各阶段目标流压降幅、冲次调整步长和最小间隔须在排采设计阶段依据本井或邻井资料确定。投运初期以“手动确认 + 自动建议”方式运行 3～5 天，验证测点可靠性和判据合理性后再开放自动切换。冲次与变频频率的换算系数 k 须在变频器参数整定后实测确认，不可沿用通用值。

第二，诊断模型须匹配抽油机冲程周期，并积累本区块样本。 抽油机的功率曲线带有明确的冲程周期特征，与螺杆泵的连续旋转负载有本质差异。XT-916 内置的 1D-CNN 推理能力可支持基于电流卡片/功率曲线的工况分类，但煤层气井的气体影响、供液不足等工况形态与常规油井存在差异，建议投运初期以“仅记录标签、不触发动作”方式运行 1～2 周，积累本井样本后再开放诊断动作输出。示功图诊断中气体影响与供液不足的轮廓特征相近，是模型训练和阈值整定需要重点关注的两类难分样本。

第三，间抽制度的引入须与排采阶段匹配。 间抽在 S4—S5 低产液阶段具有显著的节能收益，但 S1—S3 阶段排液的连续性对压降漏斗的稳定建立至关重要，不应在见气前的排水降压期启用间抽。间抽的开停时长应根据本井供液能力和液面恢复速度整定，XT-916 的间抽模式与故障停机在逻辑和告警上须清晰区分。

第四，丛式井扩展需重新核算时序。 一台 XT-916 管理 2～4 口抽油机井时，T-202 轮询、冲程周期分割、诊断推理和联锁扫描共享控制器资源。扩展时必须确认单井安全回路响应时间不因多井复用而超出设计限值，安全联锁保持在独立硬件通道和最高优先级任务中，不与诊断推理争抢周期。

结论：以抽油机为唯一举升方式的本方案，控制核心是冲次闭环——XT-916 将分阶段排采的流压降幅要求换算为变频频率给定，在冲次调整速率、单次步长和日降幅的多重约束下跟踪设计轨迹。T-202 的加入不改变工艺闭环的主控地位，而是在两个方向上增强系统：以高频电参驱动抽油机工况诊断，使卡泵、气体影响和杆断等风险的发现时点从“故障已造成实质影响”前移到“功率曲线形态已偏移”；以电参反演软示功图提供独立的动液面趋势参考，降低单一液面仪失真引发错误冲次决策的概率。断网条件下，冲次闭环和电参诊断同时在井口存活，排采不因中心失联而中断。这套架构的技术核心不在于设备功能叠加，而在于把“冲次—流压降幅—液面”的定量关系固化为可限幅、可联锁、可间抽的边缘控制逻辑，并以电参诊断在煤粉和气体影响造成不可逆伤害之前争取干预窗口。