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摘要：中控仪表系统是海洋采油平台的“大脑”和“神经”，所以中控仪表系统是海洋平台施工中的重中之重。在仪表系统的施工检验时，一定要严格按照检验标准和规格书对中控工作站、I/O柜还有现场仪表变送器进行完整的检查，不留任何隐患，以保证采油平台投产后能顺利平稳的运行，创造更多的经济效益。
关键词：中控工作站；I/O柜变送器检验；仪表系统；海洋采油平台
中图分类号：TE953 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）10-0091-02
随着海洋采油技术地发展及工业自动化水平的提高，越来越多地自动化仪表应用于海洋石油平台。各种精密地仪器仪表和复杂的控制电路在提高了平台技术水平的同时，也增大了施工的复杂程度和技术要求。由于海洋平台地采油工作是长时间连续作业，所以平台上地设备必须有高度地稳定性和可靠性，也就是说中控系统和现场仪表作为海洋平台地“大脑”和“感官”必须有良好地抗风险能力，这就要求在施工过程中一定要严把质量关，不放过任何问题，以确保100%的合格率，为海上石油开采地顺利进行提供保障。
1 中控仪表系统工作流程
当前，海洋石油平台的中控仪表系统一般包括：中央控制工作站，I/O柜和现场仪表（变送器）组成。
1.1 中央控制系统工作站
中控工作站的功能是处理现场传来的数据信号，然后根据各种事先设定的阈值从逻辑上判断现场的工作情况，并且当现场数据达到一定的逻辑条件时候，发出动作指令，以调节现场工作条件，实现工作流程的自动控制。目前海洋石油平台上常用的中控系统大多数符合基金会现场总线（FF）标准，可以很好的支持FF功能的现场总线设备。如EMERSON（艾默生）的DELTAV系统就有以下特点：
（1）系统数据结构完全符合基金会现场总线标准，可以接受目前的4-20mA信号、1-5VDC信号、HART（可寻址高速远距离传输）智能信号等，可以方便的处理FF智能仪表的所有信息。
（2）先进的中控系统还有内置的智能设备管理系统（AMS），可以对智能设备进行远程诊断、预维护，减少采油过程中的故障中断，增加连续生产周期，保证了生产的平稳性。
（3）即插即用、自动识别系统硬件的功能大大降低了系统安装、组态及维护的工作量。
（4）采用OPC（OLEfor process control）技术，可以将一个平台上的Deltav系统与其他平台的系统连接，避免了不同井口平台之间数据控制网络的二次接口开发工作，通过OPC技术可以实现各个井口平台，中心平台之间共享所有信息和数据，大大提高过程生产效率。
1.2 I/O柜
I/O柜是现场仪表和中控工作站之间的接口部分，其主要功能是将现场来的4-20mA的模拟电信号转变成数字信号传送到中控室去，同时也将中控室送出的控制调节的数字信号指令转变成现场仪表可以接收的模拟电信号，从而完成现场仪表与中控之间的数据交流。同时I/O柜还对中控和现场仪表进行了物理上的隔离，起到了保护中控设备的作用。平台上的I/O柜一般有PCS（Processing Control System）、ESD（Emergence Shutdown）和FGS（Fire&Gas system）组成。目前常用的I/O柜均为模块化设计，其I/O卡件可即插即用、自动识别、带电插拔，智能I/O卡增加了与现场设备的通讯能力。以DeltaV系统为例，智能I/O卡每三秒更新现场设备状态一次，只要智能HART I/O卡一直保持与智能设备通讯就可以完全信任现场信号。
1.3 现场仪表变送器
现场仪表变送器是中控仪表系统的终端设备，其主要功能是将现场的一些参量，比如：温度、压力、流量、液位等非电量转化成标准电信号，然后传送到中控室，实现现场数据的采集。
随着技术的不断革新，中控仪表系统的自动化程度在不断的提高，已经向智能化方向发展。现在比较常用的中控系统均是采用先进的现场总线技术，而仪表变送器也大多采用HART通讯协议的智能化仪表。
2 中控仪表系统各部分的检验要求
中控仪表系统的工作流程分为三个部分，在实际施工过程中，我们检验人员所涉及的主要是对I/O柜的检验和现场仪表变送器（温度、压力、流量、液位等）的检验。而中控工作站则由专业技术人员做最终的调试检验。下面将分别叙述这两部分的检验要求。
2.1 I/O柜的检验
由于I/O柜具有高度的智能化功能，是中控系统的“枢纽”，所以在现场施工中，我们针对I/O柜的检验也很严格，主要包括以下要求：
（1）外观检验：I/O柜表面平整，无划痕；门把手方便操作，钥匙好用，柜门密封性好。
（2）内部检验：柜体内部模块，如：AC-DC24V电源卡，I/O接线卡等组件排列位置应该与厂家提供资料一致。柜体上预留的电缆开口应该与图纸一致。
（3）接地检验：柜体接地线一般为黄绿色，接地点螺栓必须紧固。
（4）线路检验：仔细检查箱内接线，要求与线路布置图完全一致。
2.2 现场仪表的检验要求
现场的中控仪表由温度、压力、流量、液位变送器，消防和气体探头等几大类组成。各类现场仪表在平台检验工作中一般性规定：
（1）铭牌检查：检验过程中需要核对现场仪表的铭牌（NAMEPLATE），以确定仪表的各项参数——仪表类型，量程，防护，防爆等级，工艺对接类型等。
（2）线路检查：在仪表接线完成后，要根据仪表接线端子图对仪表的接线进行检查。
（3）安全区域检查：根据仪表所在的区域等级划分情况，确认仪表的安全等级是否合理。海洋石油平台安全区域划分一般遵守APIRP500B（美国石油学会《陆上及海上固定与移动平台钻井与采油设施的电气安装区域分类的推荐作法》）。
（4）安装检查：仪表的安装检查包括以下：检查设备位号，型号是否正确；根据PID图和布置图检查设备的安装位置是否正确；根据hookup图检查设备安装正确并且留有足够的设备操作维护的空间；检查设备支撑；检查在线仪表流向是否正确（如果需要）；根据PID图和流向检查高低压连接是否正确；检查设备接地连接完成；检查电缆填料函无松动；检查电缆铭牌；检查仪表管被正确安装（如果需要）；检查防雷装置连接（如果需要）；检查设备铭牌是否安装；检查支架焊接处补漆是否完成。
在海洋石油平台的控制体系中，中控系统大致由过程控制系统（PCS）、紧急关断系统（ESD）、火气监测系统（F&GS）以及其它的辅助控制系统构成，这几个系统组成了一个有机联系的整体，PCS是平台生产的工艺主线，而ESD和F&GS是PCS得以安全工作的保障，所以了解中控系统的工作流程并且做好现场检验工作才能保障生产，从而提高企业的经济效益，对油气生产起着至关重要的作用。
参考文献
[1] 甘永梅，李庆丰，刘小娟，王兆安.现场总线技术及其应用[M].机械工业出版社，2004.
[2] 《国外油气田自动化管理》编译组.国外油气田自动化管理[M].石油工业出版社，1992.
[3] 邬宽明.现场总线技术应用选编[M].北京航空航天大学出版社，2002.
[4] 杨宁，赵玉刚.集散控制系统及现场总线[M].北京航空航天大学出版社，2003.
关键词：中控工作站；I/O柜变送器检验；仪表系统；海洋采油平台
中图分类号：TE953 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）10-0091-02
随着海洋采油技术地发展及工业自动化水平的提高，越来越多地自动化仪表应用于海洋石油平台。各种精密地仪器仪表和复杂的控制电路在提高了平台技术水平的同时，也增大了施工的复杂程度和技术要求。由于海洋平台地采油工作是长时间连续作业，所以平台上地设备必须有高度地稳定性和可靠性，也就是说中控系统和现场仪表作为海洋平台地“大脑”和“感官”必须有良好地抗风险能力，这就要求在施工过程中一定要严把质量关，不放过任何问题，以确保100%的合格率，为海上石油开采地顺利进行提供保障。
1 中控仪表系统工作流程
当前，海洋石油平台的中控仪表系统一般包括：中央控制工作站，I/O柜和现场仪表（变送器）组成。
1.1 中央控制系统工作站
中控工作站的功能是处理现场传来的数据信号，然后根据各种事先设定的阈值从逻辑上判断现场的工作情况，并且当现场数据达到一定的逻辑条件时候，发出动作指令，以调节现场工作条件，实现工作流程的自动控制。目前海洋石油平台上常用的中控系统大多数符合基金会现场总线（FF）标准，可以很好的支持FF功能的现场总线设备。如EMERSON（艾默生）的DELTAV系统就有以下特点：
（1）系统数据结构完全符合基金会现场总线标准，可以接受目前的4-20mA信号、1-5VDC信号、HART（可寻址高速远距离传输）智能信号等，可以方便的处理FF智能仪表的所有信息。
（2）先进的中控系统还有内置的智能设备管理系统（AMS），可以对智能设备进行远程诊断、预维护，减少采油过程中的故障中断，增加连续生产周期，保证了生产的平稳性。
（3）即插即用、自动识别系统硬件的功能大大降低了系统安装、组态及维护的工作量。
（4）采用OPC（OLEfor process control）技术，可以将一个平台上的Deltav系统与其他平台的系统连接，避免了不同井口平台之间数据控制网络的二次接口开发工作，通过OPC技术可以实现各个井口平台，中心平台之间共享所有信息和数据，大大提高过程生产效率。
1.2 I/O柜
I/O柜是现场仪表和中控工作站之间的接口部分，其主要功能是将现场来的4-20mA的模拟电信号转变成数字信号传送到中控室去，同时也将中控室送出的控制调节的数字信号指令转变成现场仪表可以接收的模拟电信号，从而完成现场仪表与中控之间的数据交流。同时I/O柜还对中控和现场仪表进行了物理上的隔离，起到了保护中控设备的作用。平台上的I/O柜一般有PCS（Processing Control System）、ESD（Emergence Shutdown）和FGS（Fire&Gas system）组成。目前常用的I/O柜均为模块化设计，其I/O卡件可即插即用、自动识别、带电插拔，智能I/O卡增加了与现场设备的通讯能力。以DeltaV系统为例，智能I/O卡每三秒更新现场设备状态一次，只要智能HART I/O卡一直保持与智能设备通讯就可以完全信任现场信号。
1.3 现场仪表变送器
现场仪表变送器是中控仪表系统的终端设备，其主要功能是将现场的一些参量，比如：温度、压力、流量、液位等非电量转化成标准电信号，然后传送到中控室，实现现场数据的采集。
随着技术的不断革新，中控仪表系统的自动化程度在不断的提高，已经向智能化方向发展。现在比较常用的中控系统均是采用先进的现场总线技术，而仪表变送器也大多采用HART通讯协议的智能化仪表。
2 中控仪表系统各部分的检验要求
中控仪表系统的工作流程分为三个部分，在实际施工过程中，我们检验人员所涉及的主要是对I/O柜的检验和现场仪表变送器（温度、压力、流量、液位等）的检验。而中控工作站则由专业技术人员做最终的调试检验。下面将分别叙述这两部分的检验要求。
2.1 I/O柜的检验
由于I/O柜具有高度的智能化功能，是中控系统的“枢纽”，所以在现场施工中，我们针对I/O柜的检验也很严格，主要包括以下要求：
（1）外观检验：I/O柜表面平整，无划痕；门把手方便操作，钥匙好用，柜门密封性好。
（2）内部检验：柜体内部模块，如：AC-DC24V电源卡，I/O接线卡等组件排列位置应该与厂家提供资料一致。柜体上预留的电缆开口应该与图纸一致。
（3）接地检验：柜体接地线一般为黄绿色，接地点螺栓必须紧固。
（4）线路检验：仔细检查箱内接线，要求与线路布置图完全一致。
2.2 现场仪表的检验要求
现场的中控仪表由温度、压力、流量、液位变送器，消防和气体探头等几大类组成。各类现场仪表在平台检验工作中一般性规定：
（1）铭牌检查：检验过程中需要核对现场仪表的铭牌（NAMEPLATE），以确定仪表的各项参数——仪表类型，量程，防护，防爆等级，工艺对接类型等。
（2）线路检查：在仪表接线完成后，要根据仪表接线端子图对仪表的接线进行检查。
（3）安全区域检查：根据仪表所在的区域等级划分情况，确认仪表的安全等级是否合理。海洋石油平台安全区域划分一般遵守APIRP500B（美国石油学会《陆上及海上固定与移动平台钻井与采油设施的电气安装区域分类的推荐作法》）。
（4）安装检查：仪表的安装检查包括以下：检查设备位号，型号是否正确；根据PID图和布置图检查设备的安装位置是否正确；根据hookup图检查设备安装正确并且留有足够的设备操作维护的空间；检查设备支撑；检查在线仪表流向是否正确（如果需要）；根据PID图和流向检查高低压连接是否正确；检查设备接地连接完成；检查电缆填料函无松动；检查电缆铭牌；检查仪表管被正确安装（如果需要）；检查防雷装置连接（如果需要）；检查设备铭牌是否安装；检查支架焊接处补漆是否完成。
在海洋石油平台的控制体系中，中控系统大致由过程控制系统（PCS）、紧急关断系统（ESD）、火气监测系统（F&GS）以及其它的辅助控制系统构成，这几个系统组成了一个有机联系的整体，PCS是平台生产的工艺主线，而ESD和F&GS是PCS得以安全工作的保障，所以了解中控系统的工作流程并且做好现场检验工作才能保障生产，从而提高企业的经济效益，对油气生产起着至关重要的作用。
参考文献
[1] 甘永梅，李庆丰，刘小娟，王兆安.现场总线技术及其应用[M].机械工业出版社，2004.
[2] 《国外油气田自动化管理》编译组.国外油气田自动化管理[M].石油工业出版社，1992.
[3] 邬宽明.现场总线技术应用选编[M].北京航空航天大学出版社，2002.
[4] 杨宁，赵玉刚.集散控制系统及现场总线[M].北京航空航天大学出版社，2003.