海上油气田平台中控系统的比选与研究

纪 超 徐正海 丁传晖 陈 迪

(中海油研究总院)

海上油气田平台中控系统的比选与研究

纪 超 徐正海 丁传晖 陈 迪

(中海油研究总院)

通过对大量已投产海上油气田平台的中控系统进行比选分析，归纳各品牌中控系统的基本特点和共同特征，所总结的经验可作为未来海上油气田平台中控系统选型的重要依据。

中控系统 海上油气田平台 对比分析 系统拓扑结构

海上油气田的生产是将海底油(气)藏中的原油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与加工、短期储存、装船运输或经海底管道外输的过程。海上油气田开发具有技术复杂、投资高及风险大等特点[1]，因此，安全生产是海上油气平台重点考虑的问题。而仪表控制系统是海上油气田开发工程中的关键环节之一，它一方面连续检测并控制海上油气田的各种生产、公用设备的正常运行；另一方面又对各种意外事故进行实时监测，一旦出现意外，第一时间报警并由系统逻辑自动处理，将不安全因素控制在最小范围内，从而保障海上油气田的生产安全、确保人员和设施的安全。只有中控系统发挥良好的功能，才能保障海上油气田的顺利开发[2]。

1 海上油气田平台中控系统

中控系统作为海上油气田平台的“大脑”，是保证海上油气田平台在安全前提下正常生产的重要组成部分。中控系统通常由过程控制系统(PCS)、应急关断系统(ESD)和火气探测系统(FGS)组成。控制系统的网络结构一般分为3层，即设备网络、控制网络和信息管理网络，这种分层控制结构是现在海上油气田平台控制系统中比较典型的方式[3]。对于规模较大的海上油气设施，通常情况下，过程控制系统、应急关断系统和火气探测系统分别由各自独立的控制系统构成，再通过复杂的系统集成将这3个系统集成为一个网络化的集成平台控制系统，实现数据和人机界面的共享以及各子系统之间的联动。在不断强调安全生产的今天，上述三大系统的各自独立成为一种趋势，采用这样的设计方式，可以进一步提高控制系统的安全可靠性。对于海上油气田来说，应急关断系统和火气探测系统是非常重要的，正是因为有了设计完备的应急关断系统和火气探测系统，才充分保障了海上油气田的安全。

但是对于规模很小的无人简易井口平台，由于控制和检测点都很少，为了节省费用、降低投资，在确保安全的前提下，有时也将过程控制系统、应急关断系统和火气探测系统设计成一个整体，由一套控制系统完成。

1.1 过程控制系统

过程控制系统主要完成对海上油气田各种生产过程中所属控制对象的状况进行检测和常规控制，以及必要的显示和报警，其主要工作内容如下：

a. 动态显示生产流程、主要工艺参数和主要设备运行状态，以声光报警形式显示平台生产和安全异常状态，并打印记录备案；

b. 对生产过程进行监控，可在线设定、修改控制参数，完成各种控制功能，定期打印生产报表，存储历史数据；

c. 监视和诊断控制系统工作状态，并以声光报警形式显示其异常状况；

d. 实现与其他控制系统的通信，对其运行状态进行监视；

e. 提供方便友好的人机操作界面。

1.2 应急关断系统

由于海上油气平台上的工作人员和设备高度集中，又处于易燃易爆的危险环境中，因此对于人员和设备的安全控制要求非常高。为了保护平台人员和设施的安全，防止环境污染，将事故损失限制到最小，海上油气田通常都设置专门的应急关断系统。

应急关断系统随时监测海上油气田的生产过程，一旦出现事故的危害性状况，系统将自动执行相应的应急关断逻辑，避免事故扩大或灾难性事故的发生，从而有效保障了海上油气田人员和设备的安全。ESD与PCS系统的区别就是前者是静态的控制系统，后者是动态的控制系统[4]。

1.3 火气探测系统

海上油气田设置火灾和可燃气探测控制系统(FGS)的主要目的是及时、准确地探测到可能或已经发生的可燃气泄漏事故和火灾情况，并及时采取相应措施以保护海上油气田工作人员和设施的安全。火灾和可燃气探测控制系统主要包括火气监控系统和现场探测、报警设备，可自动探测火灾和可燃气体泄漏，自动/手动启动报警、消防系统，自动/手动执行火气关断逻辑，对控制网络、现场探测设备和系统进行自诊断。此外，在有人居住的中心平台的生活区值班室还设置了火灾控制盘，对生活区的火气设备进行监控，将状态信息传到中控室的FGS系统，并接收来自FGS系统的控制信号。

现场火气探测和报警设备包括火焰探测器、热探测器、烟探测器、可燃气体探测器、有毒气体探头、手动报警站及平台状态灯等。设计时根据现场生产设备情况的异同，进行合理布置。

2 海上油气田平台中控系统应用现状

海上油气田平台工艺流程相比于陆上石油化工流程较为简单，因此中控系统的规模也相对较小，一般采用中小型DCS和SIS系统即可满足正常流程容量需求[4]。由于海上油气田平台具有高风险的特点，所以海上油气田平台中控系统更加重视安全控制系统的作用。

随着自动化技术和控制系统产品的不断发展，经过数十年的应用与经验积累，海上油气田平台仪控系统的自动化程度与安全可靠性有很大的提升。目前，海上油气田平台所使用的DCS和SIS系统涉及十余家世界著名自动化公司的成熟产品。现就近几年在海上油气田平台上常用的中控系统进行简要介绍。

过程控制系统(PCS)一般采用DCS系统实现，部分项目采用了现场总线系统(FCS)，常用产品包括：霍尼韦尔(Honeywell)的PKS系统、艾默生(Emerson)的DeltaV系统、ABB的800XA系统、横河(Yokogawa)的CS3000系统及罗克韦尔(Rockwell)的PlantPAx系统等[4]。

为了提高海洋石油生产过程的安全性，关键装置上大多安装了安全仪表系统(SIS)[5]，ESD系统全部采用通过权威机构认证的SIS。海上油气田平台的SIS与陆上油田的相比有更高的要求[6]，SIS的安全完整性等级不低于SIL3[7]。而FGS系统可采用专用的火气探测系统或SIS，如果采用火气探测系统，系统需满足NFPA72标准；如果采用SIS，则系统安全完整性等级要求至少满足SIL2。ESD和FGS系统的CPU、电源、I/O模块、通信模块及数据通信总线等均采用1∶1冗余。SIS系统常用产品包括：霍尼韦尔(Honeywell)的FCS和SM系统、艾默生(Emerson)的DeltaV SIS系统、ABB的SafeGuard系统、横河(Yokogawa)的ProSafe-RS系统及罗克韦尔(Rockwell)的AAdvance系统等[8]。

3 海上油气田平台中控系统比选分析

3.1 Emerson DeltaV中控系统

3.1.1 结构

某海上气田中心平台中控系统采用Emerson DeltaV系统。该中控系统采用Pear to Pear系统结构，如图1所示。操作员站/工程师站和现场控制站(PCS、ESD和FGS)通过冗余控制网与现场控制站连接，该系统未设置办公网络(TCP/IP网络)。

图1 某气田中心平台Emerson DeltaV系统结构示意图

ESD系统和FGS系统通过冗余安全网连接，该冗余安全网不同于冗余控制网通过交换机进行数据交换，而是使用Emerson SIS Net Repeater Module进行数据交换。除冗余安全网外，DeltaV系统采用交换机进行各类数据交换。

平台主火气系统与生活楼可寻址火气盘通过Modbus TCP协议通信。

3.1.2 接口

DeltaV系统与其他区域气田和陆上终端均通过OPC服务器进行重要信号传递(卫星)。在台风情况下，使用Remote Client方式可以在终端远程操控该中心平台，使平台在无人情况下正常生产，并通过位于PCS机柜内的操作员站/工程师站(终端服务器)实现远程操控。

同时，DeltaV系统也可以通过OPC服务器与水下生产系统和工程能量管理系统(PMS)进行重要信号传递。

该系统还设有网络时钟协议(Network Time Protocol,NTP)服务器。NTP服务器从GPS地球同步卫星上获取标准时钟信息，并将这些信息在网络中传输，网络中需要时间信号的设备(如中控系统的控制器、就地控制盘等)就可以与标准时钟信号同步，从而保证整个系统的时间统一。

3.2 ABB 800XA中控系统

3.2.1 结构

某海上油田中心平台中控系统采用ABB 800XA系统。该中控系统采用Server-Client系统结构，其中操作员站/工程师站与现场控制站通过冗余控制网连接，并且该系统未设置办公网络(TCP/IP网络)。

ESD系统和FGS系统通过冗余安全网连接，并且冗余控制网、冗余安全网等均采用交换机进行数据交换，而PCS、ESD系统与现场就地控制盘(第三方系统)通过串口协议进行通信。

3.2.2 接口

ABB 800XA系统与陆上终端进行卫星通信，在终端中控室设置两台操作员站，用于接收来自该中心平台的重要信号，但操作站只有显示和报警功能，这两台操作员站不接入陆上终端中控系统。该控制系统与其他3个井口平台则通过SDH传输硬点关断信号(光纤通信)。

3.2.3 接线种类

冗余控制网用于连接工程师站/操作员站、PCS控制机柜(现场控制站)及打印机等设备。

ESD和FGS系统之间通过冗余安全网连接；PCS、ESD系统与现场就地控制盘(第三方系统)之间通过串口协议通信；ESD、FGS与应急火气盘之间通过硬接线连接。

3.3 横河CS3000中控系统

3.3.1 结构

某油田钻井生产平台中控系统采用横河 CS3000系统。本项目包括DPP和MDR两部分，控制系统结构如图2所示，其中DPP平台包括PCS、ESD和FGS共3个系统；MDR仅包含FGS系统。其中PCS为CENTUN VP R4.02系统，ESD和FGS为ProSafe-RS R2.03系统。

图2 某油田钻井生产平台CS3000中控系统结构示意图

该中控系统采用Pear to Pear结构。操作员站/工程师站(HIS)与现场控制站(FCS)通过冗余PCS控制网络Vnet/IP连接，PCS系统、ESD系统和FGS系统直接连接冗余控制网络Vnet/IP，未设专用冗余安全网。

冗余控制网均采用交换机进行数据交换，PCS、ESD系统与现场就地控制盘(第三方系统)通过串口协议通信。

该平台的CS3000系统与其他设施通过SDH传输硬点关断信号(光纤通信方式)。

3.3.2 接线种类

Vnet/IP是具有1Gbit/s实时传输速率的控制总线，连接FCS(现场控制站)、HIS(人机接口站)、BCV(总线转换器)、CGW(通信门单元)和打印机。为了保证安全，设备通过防火墙与Vnet/IP网络连接。

工程以太网(Engineering Ethernet Network，EEN)用于接收组态数据、共享HIS信息及趋势画面等图形数据，并访问PCS打印机。

串口协议用于PCS、ESD系统与现场就地控制盘(第三方系统)之间的通信。

硬接线用于ESD、FGS与应急火气盘之间以及主FGS与生活楼可寻址火气盘之间的连接。

3.4 Honeywell PKS&SM中控系统

3.4.1 结构

某气田井口平台上设有过程控制系统和安全仪表系统，采用的是Honeywell的过程控制系统(PCS)Experion PKS系统；应急关断系统(ESD)和火气探测系统(FGG)采用的是SM系统。该中控系统采用Server-Client系统结构(图3)。操作员站/工程师站与现场控制站通过冗余控制网(FTE Ethernet)连接，该系统未设办公网络(TCP/IP网络)。

图3 某气田井口平台Honeywell PKS&SM中控系统结构示意图

PCS系统、ESD系统和FGS系统直接连接冗余控制网FTE Ethernet(容错以太网)，控制系统中没有专用的冗余安全网络，但是SIS系统与冗余控制网之间会设置协议转换器，用于物理隔离。

冗余控制网内部采用交换机进行数据交换。平台主火气系统与生活楼可寻址火气盘通过Modbus协议和硬接线通信。该中控系统分别与两座井口平台通过SDH进行重要信号传递(光纤通信方式)。

3.4.2 接线

FTE Ethernet用于工程师站/操作员站、控制机柜(现场控制站)和打印机之间的通信。

主FGS与生活楼可寻址火气盘之间通过Modbus通信。

主FGS与应急火气盘之间以及主FGS与生活楼可寻址火气盘之间通过硬接线连接。

3.5 中控ECS-700系统和罗克韦尔AAdvance控制系统

某陆上LNG工厂设有过程控制系统和SIS，其中过程控制系统(PCS)采用的是浙江中控集团有限公司的ECS-700系统；应急关断系统(ESD)和火气探测系统(FGS)采用的是罗克韦尔AAdvance系统。该中控系统采用Server-Client系统结构。

系统由DCS、SIS、FGS、AMS及MIS等多套系统和设备构成，其中DCS、SIS和FGS为各自独立的控制系统，DCS采用SUPCON ECS-700系统，SIS和FGS采用罗克韦尔的AAdvance安全控制系统，拥有三重化(TMR)和硬件容错(HIFT)安全控制技术。

DCS、SIS和FGS有各自的冗余控制网络，分别为冗余DCS网络、冗余SIS网络和冗余FGS网络。冗余DCS网络还与管理信息系统系统(MIS网络)和实时信息系统(RTIS)服务器相连，前者作为DCS的一部分其主要功能是访问、收集和存储必要的实时数据和来自DCS的信息；后者配置两个硬盘作为海量存储冗余系统，该服务器包含显示器，可以显示带有动态数据、趋势、报警列表及记录的工艺流程图等。

3个独立的控制系统(DCS、SIS、FGS)都拥有各自的工程师站和操作员站，其中DCS工程师站/操作员站、SIS操作员站、FGS操作员站和AMS客服端/服务器均配置在冗余DCS网络上，而SIS、FGS的工程师站和辅操台则分别配置在各自的冗余控制网络上。

冗余DCS网络、冗余SIS网络和冗余FGS网络内部各自采用交换机进行数据交换，同时也可以分别通过该交换机与其他厂区的相应控制网络进行数据交换(通过光纤网络)。

DCS系统分别与SIS和FGS通过冗余DCS-SIS通信网络(工业以太网)和冗余DCS-FGS通信网络进行通信(工业以太网)，从而实现在SIS和FGS操作员站对SIS和FGS系统的监控。

DCS系统通过Modbus与第三方子系统进行通信，而FGS系统则与火灾报警盘通过Modbus连接。

时钟同步服务器分别与冗余DCS网络、冗余SIS网络和冗余FGS网络连接，进行时钟同步调整。

根据目前已投产的海上油气田平台中控系统的对比分析结果可以可知：

a. 上述中控系统中，Emerson DeltaV系统和CS3000系统是Pear to Pear结构，其余系统均是Server-Client结构。Pear to Pear结构中，将控制网络上的各个设备作为一个节点，其中某一个节点出现故障，不会对网络上的其他节点产生影响；而后者是在HMI(人机接口)和FCS(现场控制站)之间设置了服务器(Server)，任何控制器上传到操作站的信号和操作站传送给控制器的控制信号都要经过服务器，尽管服务器是冗余配置，但切换时间可能会影响信号的传递。

b. 所有厂家的冗余控制网都是用来连接PCS、ESD和FGS三大系统的，并且通过交换机进行数据交换。一般情况下，中控系统都会设置冗余安全网，通过网关与冗余控制网进行连接，用于隔离SIS和过程控制系统，对于规模较小的井口平台即便未设置冗余安全网，也会设置网关或协议转换器进行隔离。

c. 根据业主需求，一般与外部设施的通信方式主要为光纤和卫星。对于不同品牌的中控系统通信，需要设置OPC服务器进行协议转换。

d. 上述已投产项目，均未设置办公网络。

4 结束语

海上油气田平台仪控系统具有规模小、功能齐全、较陆地油气田拥有安全可靠性要求更高的特点。在经过中国海上油气事业近半个世纪的发展，海上仪控系统技术也有了很大的进步。针对目前用于海上油气田平台中控系统品牌繁多的特点，对大量已投产海上油气田平台中控系统进行的比选分析结果表明：目前我国海上油气田平台中控系统产品的标准化程度较高，各厂商产品之间差别不大，只在细节上有些差异，并且大多数中控系统并未设置办公网络用于第三方监控，故海上油气田智能化程度还有待提高，智能油气田发展具有很大的研究和实践空间。此结论可作为未来海上油气田平台中控系统选型的重要依据。

[1] 《海洋石油工程设计指南》编委会.海洋石油工程设计概论与工艺设计[M].北京:石油工业出版社,2007.

[2] 《海洋石油工程设计指南》编委会.海洋石油工程电气、仪控、通信设计[M].北京:石油工业出版社,2007.

[3] 孙钦.涠洲12-1平台控制网络浅析[J].中国海上油气(工程),2003,15(4):55～57.

[4] 徐正海,何骁勇,洪毅,等.海上平台仪控系统发展现状[J].仪器仪表用户,2013,20(5):21～23.

[5] 朱春丽,洪毅,丁传晖.海洋石油平台安全仪表系统安全完整性等级评估[J].化工自动化及仪表,2014,41(4):410～413.

[6] 朱春丽,洪毅.海洋石油平台安全仪表系统安全完整性等级的确定[J].石油化工自动化,2012,48(2):20～22.

[7] Stavrianidis P,Bhimavarapu K.Safety Instrumented Functions and Safety Integrity Levels(SIL)[J].ISA Transactions,1998,37(4):337～351.

[8] 徐艳峰,马坤,孙维超,等.罗克韦尔DCS在余热发电项目中的应用[J].电气时代,2012,(11):94～95.

ComparisonandResearchofCentralControlSystemofOffshoreOilandGasPlatform

JI Chao, XU Zheng-hai, DING Chuan-hui, CHEN Di

(CNOOCResearchInstitute)

Through comparing and analyzing the central control system of offshore platform in service, including their general features and common characteristics, their application experience were summarized to provide an important basis for selecting offshore platform’s control system later.

central control system, offshore platform, comparison and analysis, system topological structure

TH862

A

1000-3932(2017)01-0079-07

纪超(1987-)，工程师，从事海上油气田和陆上终端设施仪表控制系统的设计工作，jichao@cnooc.com.cn。

2016-01-12，

2016-09-14)