我国海洋石油平台仪表控制系统的现状与发展

张 超

(海洋石油工程股份有限公司设计公司 天津300451)

0 引 言

我国的石油资源并不丰富，世界人均石油可采资源是 68,t，我国人均为 12,t。相当于世界平均水平的l/5，天然气的世界人均水平是7万m3，我国的人均水平只有 l万 m3，相当于世界平均水平的 1/7。但相对来说，我国的沿海和深海的油气资源还是比较丰富的。我国拥有 1,000万 km2的海洋田上，深海油气资源十分丰富，特别是我国南海海域具有丰富的油气资源和天然气水合物资源。油地质储量约为 230～300亿t，占我国油气总储量的1/3。

就海洋工程的科研力量来说，我国现已有专门的海洋工程设计公司、研究所、大专院校及海洋工程国家实验室等。多年来，在海洋环境及荷载、平台结构响应分析、管道分析、关节点的应力与疲劳、海洋平台结构的无损检测等方面都取得卓有成效的研究成果。

1 海上固定平台设备分布及典型工艺

1.1 海上固定平台设备分布

①直升飞机甲板。②上层甲板：钻机设施、平台吊机、生活楼等。③中层甲板：MCC、CCR、电潜泵控制间、空压机、工厂风/仪表风撬、开关间、柴油罐、燃油储罐、淡水罐、蒸汽发生器、压井泵等。④下层甲板：热油炉、井口管汇、井口盘、主开关间、主变压器室、电潜泵变压器室、加热器、海水及消防泵、注水泵及注水处理系统设备、应急发电机、柴油置换泵、清管球发射器等。⑤工作甲板：开式排放罐、闭式排放罐、热油排放罐、生活污水处理设备、电解铜铝装置等。

1.2 平台典型工艺

海上石油处理工艺一般包括以下几个子系统：①井口控制系统，主要由采油树、井口控制盘、管汇撬组成；②原油加热系统，主要由电加热器、冷却器排列组合组成，以满足原油处理不同阶段对温度的需求；③原油分离系统，主要由高效分离器排列组合组成；④原油生产水处理分离系统，主要由核桃壳过滤器、斜板除油器、气浮选器等组成；⑤原油外输系统，主要由海底管线、缓冲罐、外输泵组成；⑥原油伴生气系统，由气体分液罐、多级压缩机等组成，满足平台主机发电需求。

这6大系统通过泵和管线连接，通过精确的过程控制组成一个典型的采油平台，由于空间、成本、环境等多方面限制，要求控制系统具有高自动化程度及安全可靠性。

2 海洋石油平台仪表控制系统

2.1 仪表控制系统组成及作用

平台控制系统由 3部分组成：过程控制系统、紧急停车系统、火气检查系统，如图1所示。

图1 仪表控制系统的组成Fig.1 Composition of instrument control system

2.1.1 PCS——过程控制系统

过程控制系统不仅用于对各种过程条件的监视和控制，同时兼任执行部分过程设备的连锁和关断，从而使石油平台能正常运行。

PCS系统主要作用是通过自动化流程，减轻操作人员的工作负担，从而使他们能监视平台的各种工况条件，并将精力集中在所要求的工作中。当平台出现故障时，操作人员能及时进行正确的干预，使生产流程正常运行。

通过系统工作站，石油平台的操作人员能够对接收站进行流程操作、状态监视、控制、报警响应及数据分析，确保上下游工厂长期稳定安全运行。

2.1.2 ESD——紧急停车系统

ESD用于自动防止任何对人身、环境、平台设备、生产和设施可能发生的潜在伤害。基于高可靠性的设计，安全仪表系统独立于平台的其他系统。ESD系统主要针对工艺参数异常的情况做出响应。

海洋石油平台常规 ESD系统共分 4级：①ESD1——弃平台；② ESD2——火气系统关断；③ESD3——主生产系统停车；④ESD4——工艺装置停车。

2.1.3 F&G——火气检测系统

火气检测系统的主要作用：①平台所有区域(现场及建筑物内)的火灾及可燃气体的检测；②激活生活楼内的报警；③启动 PA/GA系统；④启动消防泵、雨淋阀组等消防设施；⑤激活切断空调设施；⑥CO2释放抑制火灾。

这三大系统是独立而又是密不可分的，独立的是每个系统具有独立控制器、独立 I/O，通过标准的网络协议将其关联共用一台冗余服务器和上位机实施监控。

2.2 仪表控制系统的防护示意图

平台的仪表控制系统主要作用是使平台正常生产，保护平台设备以及人员的安全，如图 2所示。海上控制系统在防护方面分2个阶段执行，主要目的是降低人员伤害、环境污染，保护生产及设备安全。

图2 仪表控制系统的防护示意图Fig.2 Schematic of protection function of instrument control system

第一阶段为保护阶段，也可以理解成预防阶段。此阶段主要依靠 PCS系统对现场仪表输入作出判断，不断地发出调整现场执行器的命令以保持生产处于正常可控状态，当出现生产报警，需要人员介入对报警故障点实施排除以保证系统的可用性，一旦出现关断报警系统将自动触发 ESD信号对平台实施逻辑关断。

第二阶段为减少伤害阶段，此阶段一般情况都是由 F&G系统触发，当出现火灾事故，F&G系统将第一时间(小于等于 300,ms)自动完成报警、关断、启动应急和消防设备等一系列动作，来减少灾害损失。

3 海洋石油平台仪表控制系统的特殊要求

3.1 控制系统的要求

①PCS、F&G 和 ESD 系统应支持时间同步。系统支持主备时间服务器具有同样的标准性能。②PCS系统每块板卡DI/ DO的通道应小于或等于32。ESD和F＆G的DI / DO的通道应小于或等于16。③所有的控制系统(PCS、ESD、F&G)必须整合到一起，能共享 HMI、打印机和数据通讯系统。PCS、ESD、F&G必须是独立系统，但是他们能共享同一数据库并实现实时通讯。每个HMI都具有操作PCS、ESD、F&G系统每个 I/O 的能力。PCS、ESD、F&G 系统控制器能将每个所属I/O通过Modbus连接到ICS。HMI能实时显示和记录PCS、ESD、F&G系统所有I/O以及通过Modbus连接到ICS的3个控制器的报警标签，记录的历史数据至少保存一年。④PCS系统的冗余要求：控制器、通讯模块、供电模块(包括电源变压器、电源整流器和别的供电设备等)、控制系统网络、网络交换机、网络电缆、数据总线、数据存档和别的必须硬件必须按1∶1冗余配置，此要求为PCS系统最低冗余配置要求。⑤ESD和 F&G系统的冗余要求：控制模块、I/O 模块、通讯模块、供电模块(包括电源变压器、电源整流器和别的其他供电设备等)、控制系统网络、网络交换机、网络电缆、数据总线、数据存档和别的必须硬件必须按 1∶1冗余配置，此要求为ESD和F&G系统最低冗余配置要求。⑥ESD系统应为故障安全性，具有容错、自诊断功能，按照要求每块板卡的DIS、DOS必须具有自诊断回路监测功能。⑦生活楼的火气探测设备(HD、SD、MFS)必须采用可寻址类型的，生活楼的可寻址火灾盘必须满足SIL2。⑧ESD 和 F&G 系统必须满足 SIL3和 TÜV AK-6要求。SIL3系统认证包括系统软件、硬件和安全控制网，例如：控制模块、I/O 模块、通讯模块、数据通讯总线、在工程师站和操作员站上安全控制系统组态的相关软件。⑨所有ESD和F&G系统每个I/O通道必须有接地故障和短路故障检测功能，上述功能需能在OIS上做显示并报警。⑩系统扫描时间要求：PCS 小于 500,ms，ESD/F&G 小于 300,ms。PCS、F&G和 ESD系统之间和整个系统之间的通讯速度必须至少达到100,Mbps。

3.2 设备的认证

仪表控制系统的认证需要：船级社、TUV认证、质量管理体系认证证书，SIL等级证书，G3证书，防爆和防护等级证书。

4 海洋石油平台仪表控制系统的发展趋势

4.1 仪表控制系统多元化到智能化

从中国海洋石油公司 1982成立至今，海上仪表控制系统的发展迅速，完成了多元化向智能化的转变。早期的海上控制系统以继电器为主，主要进行简单开关量的逻辑控制，随着工艺系统的日益发展，对仪控系统提出了更高要求，在陆续几年时间里出现了以DCS系统PLC及单片机混用的综合控制系统。

目前海上控制系统基本完成智能化转变和实现控制网和安全网“分离”。在工控方面，过去控制的算法，只能由调节器或 DCS来完成，如今一台智能化的变送器或者执行器，只要植入 PID模块，就可以与有关的现场仪表在一起，在现场实现自主调节，从而实现控制的彻底分散，减轻了 DCS 主机的负担，使调节更加及时，并提高了整个平台仪表控制系统的可靠性。

在ESD和F&D方面，过去有双控制器冗余整合系统控制，实现紧急关断和火气报警，这种控制模式主电源、控制器负载较大，对控制器依赖较高，一旦出现问题，ESD和F&G系统将会同时故障导致安全隐患，如今ESD和F&D系统分离独立供电，通讯控制器冗余，每块 I/O卡控制器冗余及通道万能化，通过标准协议的安全网络连接极大程度地提高系统可靠性和稳定性。

4.2 网络化及通讯协议标准化

现场总线技术采用计算机数字化通信技术，使自动控制系统与现场设备加入平台信息网络，成为平台信息网络底层，可使智能仪表的作用得以充分发挥；同时让通讯协议标准化，使信息高度统一。

4.3 控制系统的灵活性、高精度化

由于工业生产对成品质量的要求日益提高，国家的政策和法规对节能减排也有具体的要求和规定，因此提高海上平台仪表控制系统的精度就被提上了议事日程。控制系统需要灵活性，方便增加设计、施工、扩展、日常维护等；需要降低系统复杂性，减少接口和专用软件，方便操作和维护。

比如艾默生 DeltaV PCS+SIS+F&G，如图 3所示。一个完整的组态环境，有无缝系统集成的特点：PCS、SIS、F&G系统都有独立控制器、独立I/O，通过安全网络连接共享同一数据服务器及上位机。

图3 艾默生DeltaV系统总框图Fig.3 Block diagram of Emerson DeltaV system

4.4 提高可靠性，降低设备维护成本

海洋石油平台数字化控制系统的实现可提高可靠性、降低设备维护成本：①智能化仪表、阀门预维护；②进行安全仪表的健康性、安全阀门的 PST测试；③平台设备建立数字化台账，控制系统的自动化率；④海上采油平台为防止人员巡检不到位，使用电子巡检设备，提供给设备更精确、实时的数据。

4.5 数字化仪表

实现数字化的同时减少线缆工程，对 PCS部分采用总线技术，能节省 80%,的阻燃电缆和桥架、I/O卡件及机柜；无线技术的成熟应用，可以将大部分监视点转为无线。无线技术同时作为平台间、平台和陆地终端间的通讯方式，灵活、成本低；技术保障安全可靠，有效解决平台受空间、安装及电缆通路位置限制而造成的对仪表选型的困扰。

比如 LD32-2/27-2平台无线技术应用(见图 4)。在 PSP平台上应用了 10台 Rosemount无线压力变送器 3051S，测量 10条分布在 1～3层平台的输油管线的压力，压力变送器分布在三层甲板，控制室在第二层甲板。考虑1420网关与DCS系统有线连接，故安装在控制室外墙。

图4 无线技术应用Fig.4 Wireless technology application

5 结论与建议

随着人类科学技术的进步，控制理论及仪表技术不断发展和完善。海洋石油平台控制仪表与装置涉及的面十分广泛，如 DCS、PLC、新型控制仪表、变送器及执行器等都有自己的发展轨迹，但它们的发展都围绕着实现平台整体自动化(FA)这个总目标，即将自动控制装置用于生产流程的整个操作过程，从生产到停产的全程控制及将控制、生产计划安排和平台全面管理有机结合起来。

海洋石油平台控制仪表系统应由模拟控制系统向数字控制系统、网络控制系统方向发展。海洋石油平台也应围绕着实现平台整体自动化(FA)这个总目标，逐步实现平台整体的自动化、综合化、最佳化。■

［1］卢浩. 中国海洋平台的现状与发展浅析[J]. 中国化工贸易，2013(A01)：207-207.

［2］周祥彬，何静，郭建强，等. 浅析自动化仪表与控制系统现状及发展趋势[J]. 中国石油和化工标准与质量，2013(11)：248-248.

［3］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(5)：21-23.