西南油气田分公司生产信息化建设施工及验收规范

西南油气田分公司油气田生产信息化建设工程施工及验收规范
0版
（试行）
西南油气田分公司
前言
本规范是根据西南司计[2010]230号文，关于编制“西南油气田分公司油气田生产信息化建设工程施工及验收规范”的通知安排，由西南油气田分公司天然气研究院承担并组织编制《西南油气田分公司油气田生产信息化建设工程施工及验收规范》。

本规范结合《西南油气田分公司油气田生产信息化建设总体技术方案》（规范分册、技术框架分册）确定的范围，结合工程实践，在广泛征求SCADA系统、自控、计算机、通信、电气等专业领域专家意见基础上，经反复讨论、认真修改后形成。

本规范编制遵循GB/T1.1《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写规则》。

由于本规范涉及专业领域知识相对较宽，编者专业知识水平有限，因此难免存在疏漏和瑕疵。

为提高本规范质量，并使其在油气田生产信息化建设工程中发挥指导作用，不断提高技术水平，请相关用户在试用本规范的过程中，若发现不足之处，及时将修改意见反馈到西南油气田分公司天然气研究院（邮编：610213；地址：四川省成都市双流县华阳镇天研路218号；邮箱：yuanshh@）。

我们将竭诚欢迎并吸收您的意见，完善本规范。

本规范共涉及9个部分，即：总则、设备及材料、数据采集与控制、数据传输、安防系统、配套设施、供电设备及接地、联合测试与验收、交工文件、附件1～5。

其中附件部分提供了检验、验收过程可能需要的大部分样表，实际应用时可根据需要适当修改和增减，以符合实际工况、满足验收需要为准。

本规范由西南油气田分公司提出并归口。

本规范由西南油气田分公司天然气研究院负责解释。

本规范主要起草单位：西南油气田分公司天然气研究院。

本规范参加起草单位：四川鑫兴自动化及仪表工程有限责任公司。

本规范主要起草人：袁树海、岳洪、张炜、王铁珊、李范书、徐谦、张雪梅、雷佳胜、夏太武。

目录
第1部分总则 (1)
1.1编制原则 (1)
1.2适用范围 (1)
1.3术语及定义 (1)
1.4验收组织 (2)
第2部分设备及材料 (8)
2.1设备、材料检验 (8)
2.2设备、材料保管 (8)
第3部分数据采集与控制 (9)
3.1功能配置检验 (9)
3.2设备安装检验 (9)
3.3测试项目及标准 (12)
3.4功能测试验收 (14)
3.5联合调试及交验 (15)
第4部分数据传输 (18)
4.1传输设备施工检验 (18)
4.2光缆线路施工检验 (19)
第5部分安防系统 (23)
5.1功能配置检验 (23)
5.2设备安装检验 (23)
5.3测试项目及标准 (23)
5.4功能测试验收 (24)
5.5安防系统联合调试及交验 (25)
第6部分配套设施 (28)
6.1设备间安装工程验收 (28)
6.2通信机房安装工程验收 (28)
6.3控制室验收 (29)
第7部分供电设备及接地 (31)
7.1供配电检验 (31)
7.2防雷接地检验 (34)
第8部分联合测试及验收 (36)
8.1数据采集传输联合测试 (36)
8.2入侵报警联合测试 (37)
8.3单向喊话联合测试 (38)
8.4双向语音视频联合测试 (39)
8.5功能测试验收 (40)
第9部分交工文件 (41)
9.1竣工文件编制 (41)
9.2竣工图的编制 (45)
附表一设备材料检验记录 (47)
表1 设备开箱检查记录 (48)
表2 合格证汇总表 (49)
表3 合格证粘贴表 (50)
表4 材料检验(试验)报告明细表 (51)
附表二控制功能设备检验记录 (52)
表5 热电偶、热电阻检查记录 (53)
表6 就地指示仪表校验记录 (54)
表7 变送器、转换器、指示器校验记录 (55)
表8 控制器校验记录 (56)
表9 控制阀、执行器校验记录 (57)
表10 工艺开关校验记录 (58)
表11 有毒、可燃气体变送器校验记录 (59)
表12 （）校验记录 (60)
表13 仪表盘、柜、操作台安装记录 (61)
表14 电缆（线）敷设及绝缘电阻测量记录 (62)
表15 仪表及管路试压、脱脂、酸洗记录 (63)
表16 综合控制系统基本功能测试记录 (64)
表17 综合控制系统I/O卡模拟量测试记录 (65)
表18 综合控制系统I/O卡模拟量测试记录 (66)
表19 报警、联锁系统试验记录（一） (67)
表20 报警、联锁系统试验记录（二） (68)
表21 仪表回路联校记录 (69)
附表三通信功能检验记录 (70)
表22 通信架空线路杆塔组立施工记录 (71)
表23 光缆单盘（开盘、复测）检验记录 (72)
表24 通信电（光）缆敷设施工记录 (73)
表25 中继段光缆配盘图 (74)
表26 通信穿越套管验收检查汇总表 (75)
表27 通信光缆熔接测试记录 (76)
表28 光纤接续位置检查统计表 (77)
表29 光缆绝缘电阻测试记录 (78)
表30 布放光缆72小时对地绝缘测试表 (79)
表31 光缆中继衰减测试记录 (80)
表32 中继段_号接头接续损耗测试表 (81)
表33 中继段光纤衰减统计表 (82)
表34 中继段光纤线路衰减测试记录 (83)
表35 中继段光纤色散测试记录 (84)
表36 通信光端设备特性测试记录 (85)
表37 通信电源设备安装测试记录 (86)
表38 通信光端设备安装测试记录 (87)
表39 光端机各电源测试记录 (88)
表40 光端机告警功能测试记录 (89)
表41 PCM端机2Mb/s接口自循环测试记录 (90)
表42 卫星通信收发信设备安装调试记录 (91)
表43 卫星通信收发信设备特性调试记录 (92)
表44 卫星通信天线设备安装调试记录 (93)
表45 市话通信电缆绝缘电阻测试记录 (94)
表46 市话通信电缆直流电阻测试记录 (95)
表47 电缆线对直流测试记录 (96)
表48 通信回填土夯实施工记录 (97)
表49 通信穿越水下成沟检查记录 (98)
表50 Mbit/s数字接口误码特性测试记录 (99)
表51 接地装置安装检测记录 (100)
表52 通信系统安装通用检查记录 (101)
附表四电气工程检验记录 (102)
表53 电气盘（屏）、柜安装检查记录 (103)
表54 直流系统、不间断电（UPS）安装检查记录 (104)
表55 变压器安装检查记录 (105)
表56 母线安装检查记录 (106)
表57 接地网电气完整性测试记录 (107)
表58 电缆敷设及绝缘检测记录 (108)
表59 接地电阻测量记录 (109)
表60 电容器试验记录 (110)
表61 断路器试验记录 (111)
表62 电压互感器试验记录 (112)
表63 电流互感互感器试验记录 (113)
表64 交流耐压试验记录 (114)
表65 电力电缆试验记录 (115)
表66 变压器试验记录 (116)
表67 柴油发电机调试记录 (117)
表68 微机继电保护装置调试记录 (118)
表69 消防主备电源自动切换功能试验记录 (119)
表70 继电保护装置整定记录 (120)
表71 微机监控装置测试记录 (121)
表72 中间、信号继电器试验记录 (122)
表73 电气测量仪表检查记录 (123)
表74 照明线路绝缘检查及检查记录 (124)
表75 _试验记录 (125)
附表五联合调试验收记录 (126)
表76 偏差记录索引表 (127)
表77 偏差记录报告 (128)
表78 缺陷记录索引表 (129)
表79 缺陷记录报告 (130)
表80 联合调试基本功能测试记录 (131)
表81 联合调试I／O卡模拟量测试记录 (132)
表82 联合调试I／O卡开关量测试记录 (133)
表83 联合调试报警、联锁、联动试验记录（一） (134)
表84 联合调试报警、联锁、联动试验记录（二） (135)
第1部分总则
1.1编制原则
《西南油气田分公司油气田生产信息化建设工程施工及验收规范》（以下简称《规范》）是为确保西南油气田分公司油气田生产信息化建设工程的施工安装质量，促进施工技术进步；确保设备安全运行，特制定的规范。

《规范》适用于西南油气田分公司各辖区油气田生产信息化建设工程的设备材料检验、数据采集与控制、数据传输、安防系统有效性、各项功能联合测试及其它配套工程的施工与验收。

本《规范》是以国家现行标准为基础，结合信息化建设工程特点与实际情况提炼与细化编制而成。

西南油气田分公司油气田生产信息化建设工程在实施过程中除遵守本规范外，尚须遵守国家现行标准的有关规定。

1.2适用范围
本《规范》适用于西南油气田分公司辖区油气田生产信息化建设工程相关阀室、井站、站场及作业区等新建或改扩建工程。

1.3术语及定义
阀室：指站场或集输管路上配置的阀室。

井站：指单井站及丛式井站。

站场：指集气站、输气站、配气站、增压站、脱水站、回注站。

进场验收：对进入施工现场的材料、构配件、设备等按照相关标准规定要求进行检验，对产品合格与否给予确认。

检验：对检验项目中的性能进行测量、检查、试验等，并将结果与标准规定要求进行比较，以确定每项性能是否合格所进行的活动。

检定：由法定计量部门或法定授权组织按照检定规程，通过实验，提供证明来确认测量器具的示值误差满足规定要求的活动。

见证取样检测：在监理单位或建设单位监督下，由施工单位有关人员进行现场取样，并送至具备相应资质的检测单位进行的检测。

设备间：井站、阀室、站场中安装电气、仪表、通信机柜的功能房间。

房间
大小通常为5～20m2，房间内一般含有电气、仪表、通信的控制传输设备。

通信（电子）机房：大型站场中安装仪表、通信机柜的功能房间。

房间大小通常为20m2以上，房间内一般含有与多个其它阀室、站场的仪表、通信设备相连接的通信控制设备。

控制室：站场中集中安装仪表、通信、安防等系统的人员操作、维护间。

配电间：站场中高低压配电设备安装的房间。

1.4验收组织
1.4.1验收组构成
1.4.1.1主要验收人员构成
建设单位工程项目部—项目经理、专业工程师（专业负责人）
工程项目监理单位—项目经理、总监理工程师、专业监理工程师、现场监理员
工程项目设计单位—项目经理、专业设计负责人
工程项目总包单位—项目经理、技术负责人（总工程师）、专业工程师、质量员
工程项目分包单位—项目经理、技术负责人、技术员、质量员、施工员1.4.1.2特殊专业验收人员（机构）构成
工程项目监督单位—地区质监站（局）代表
工程项目防雷单位—地区气象局代表
工程项目安防检测单位—省公安厅技安办及安防协会专家组
工程项目消防检测单位—地区消防支队
1.4.2验收方式
1.4.
2.1分项工程验收方式
分项验收一般由以下人员组成：
施工单位工程师、技术员、质量员、施工员；
监理单位专业监理工程师；
特殊专业验收人员代表。

分项验收前，施工单位必须首先进行自查，自查合格后方可上报监理单位。

由专业监理在现场进行初步验收工作。

如涉及特种行业验收，还应向当地主管部门进行申请进行报备工作。

1.4.
2.2分部（子分部）工程验方式
分部（子分部）工程验收一般由以下人员组成：
施工单位技术负责人、质量员、技术员；（如为分包单位施工，总包单位应派专业工程师一起进行验收工作）；
监理单位专业工程师；
特殊专业验收人员代表；
建设单位专业工程师或负责人。

当一个分部或子分部的所有检测、验收项目完毕后，施工单位可向监理单位上报申请分部验收工作。

如果本专业涉及特殊专业验收，可在监理单位检查合格后，施工单位再向当地主管特殊专业验收的部门、管理单位、建设单位申请分部申请验收工作。

1.4.
2.3单位工程验收方式
单位工程验收一般由以下人员组成：
总、分包（施工）单位项目经理、技术负责人；
监理单位项目经理、总监理工程师；
设计单位项目经理、各专业设计负责人；
建设单位项目经理、各专业负责人；
地区质监站（局）代表；
当一个单位工程的所有分部工程验收合格后，总包单位可向监理单位、设计单位、建设单位上报申请单位工程验收工作。

建设单位在工程验收时，应申报当地质监部门一起进行验收工作。

1.4.3验收程序（程序框图）1.4.3.1分项验收流程
1.4.3.2分部工程验收流程
1.4.3.3单位工程验收流程
1.4. 4工程验收主要控制项目
1、施工质量应符合本规范和相关施工质量验收规范的规定。

2、施工应符合工程勘察、设计文件的要求。

3、预试运行(包括施工项目中设备及系统的内部处理，电气、仪表及通信调试，单机试运行和联合试运行等)合格。

4、参建工程施工质量验收的验收人员应具备规定的资格。

5、工程施工质量的验收均应在施工单位自行检查评定合格的基础上进行。

6、隐蔽工程在隐蔽前由施工单位通知相关单位进行验收，并形成验收文件。

7、涉及结构安全的功能块、功能件以及有关材料，应按规范进行检定或见证取样检测。

8、检验的质量应按相关验收规范中主控、一般项目进行验收。

9、承担检定、见证取样检测及有关结构安全测试的单位应具备相应资质。

1.4.5工程验收的原则
根据国家相关规范和《石油天然气建设工程施工质量验收规范通则》SY4200-2007中单位（子单位）工程、分部（子分部）工程及分项工程项目划分原则进行工程的逐步验收工作。

1.4.5.1分项工程验收原则
验收项目主控（主要）或一般（次要）分项验收时，所有施工质量应按设备、材料、安装规范中的检查点（处、件）进行抽样检验或全检验。

1.4.5.2分部（子分部）工程验收原则
分部（子分部）工程所含分项工程的质量均应验收合格，并且质量控制资料完整。

1.4.5.3单位（子单位）工程质量验收原则
单位（子单位）工程所含分部（子分部）工程质量均应验收合格，并且质量控制资料完整，预试运行合格。

第2部分设备及材料
2.1设备、材料检验
设备及材料到达现场后，应及时做下列验收检查。

2.1.1施工单位检查包装及密封性是否良好，检查完毕后通知监理、总包、业主单位进行开箱验收。

2.1.2 开箱验收由施工单位、监理单位、总包单位、业主单位现场四方代表同时在场进行（如为总包单位施工，施工单位即为总包单位代表签字）。

2.1.3开箱检查清点，规格应符合设计要求，附件、备件应齐全，并按要求填写开箱记录。

2.1.4产品的技术文件应齐全。

2.1.5交接验收时，应完成下列工作:
——填制设备开箱检查记录、材料到场检验记录（见附件1：表1、表4）；
——设备和主要材料的出厂合格证、说明书等技术文件由施工方进行粘贴和资料组卷（见附件1：表2、表3）。

——设备、主要材料的移交记录须由施工单位、监理单位、业主单位三方代表同时在场时进行移交，并作出移交记录。

——国家规范中要求送检的施工材料、设备、仪器、仪表在检定或见证取样检测时，应由施工单位或建设单位监督送检的过程。

送检前施工单位应申报监理单位送检时间，监理单位或建设单位应派代表参与施工单位的送检。

——获取送检仪表的检定证书（具备资质的检定部门出具）。

2.2设备、材料保管
设备及材料在安装前的保管，其保管期限应符合设备及器材的专门保管规定，一般要求不超过一年。

仪器、仪表等重要设备应按照国标要求的周期进行检定。

设备检定证书应在工程完毕后，移交至运行单位资料室保管。

设备续检时，应提供设备的前期检定证书。

设备和器材的运输、保管，应符合本规范要求，当产品有特殊要求时，应符合行业产品规范要求。

第3部分数据采集与控制
3.1功能配置检验
阀室、井站、站场、作业区配置设备的供货单位，在各验收阶段提供的系统说明书及功能使用手册和相关技术文档，必须按实际情况编制。

所有设备必须符合设计文件和验收规范的要求。

各阶段验收必须的功能测试项目、测试步骤，应按产品使用手册提供的功能和操作说明据实编制，以验证产品使用手册与实际功能对应的正确性；如该项测试步骤不能正确执行，则视为该项测试不通过。

若各阶段验收测试结果证明某一设备、软件功能或性能不合格，供货单位必须更换不合格的设备或修改不合格的软件。

对于第三方提供的设备或软件，同样适用。

设备更换或软件修改完成后，与该设备及软件关联的功能及性能测试项目必须重新测试。

现场使用的温度、压力、流量、液位等设备安装前，应由监理工程师检查资质检定机构提供的检定证书有效时限。

如超过检定证书的有效时限，应重新由施工单位负责送检。

注：工程竣工前的设备送检由施工单位组织进行，竣工后由运维单位自行进行送检工作。

3.2设备安装检验
设备安装检验工作，应由专业监理工程师进行初验，总监理工程师进行资料和现场核查。

注：安装在爆炸危险环境中的设备及材料规格型号必须符合设计要求。

防爆设备应有铭牌和防爆标志，并在铭牌上标明有国家授权部门发给的防爆合格证编号。

3.2.1检验核查内容
1、根据项目合同所列的所有软硬件设备清单，对设备型号、外观、数量及附属的配件及随机资料逐项清点确认。

2、对各软硬件设备配置进行检查确认。

3、检验核查不合格时，应由监理单位签发监理通知对不合格项进行整改。

3.2.2核查要求
1、各设备的型号和数量应与设备清单一致，应为全新购置的产品（库存利用的产品应确保性能完好）；附属的配件及随机资料应与设备发货（装箱）清单一致；
2、设备的配置应不低于设备清单所列的具体配置要求，设备序列号（出厂编号）唯一、有效。

注：——硬件设备（包括服务器、工作站、网络设备）货到施工现场后，建设单位、制造商或设备供应商，应按上述要求进行设备到货验收，并形成设备到货验收报告。

——需要在工厂进行系统集成的，增加工厂到货验收环节，履行工厂到货验收程序。

3.2.3文件核查
文件检查顺序：
技术资料完整性要求：
1、制造单位提供的技术文档，至少包括使用手册及维护手册。

2、各阶段验收所需的工程文档及报告。

3、技术文档完整、齐全、正确。

4、工程文档及报告齐全、完整。

3.2.4安装检查
1、就地仪表
监理工程师应根据设计图纸对就地指示类仪表的安装位置、外观、高度、设备编号、操作和维护的方便性进行现场检查。

观察就地仪表附近有无振动、潮湿、电磁环境干扰、高温、有无剧毒、腐蚀性气体等，并根据《石油天然气建设工程施工质量验收规范自动化仪表工程》SY 4205-2007规范进行安装初验。

2、仪表盘、柜、箱
监理工程师应根据设计图纸对仪表盘、柜、箱的安装位置、外观、设备编号、
操作和维护方便性进行现场检查。

仪表盘、柜、箱的基础底座应符合设计要求，基础垂直度、水平度、高度偏差等应符合规范要求，并根据《石油天然气建设工程施工质量验收规范自动化仪表工程》SY 4205-2007规范进行安装初验。

3.3测试项目及标准
数据采集与控制系统的测试项目由监理公司进行控制，测试的标准应符合国家、石油化工行业对相应设备的规范要求。

数据采集与控制系统的过程控制需具有完成生产工艺参数的检测、显示、记录、调节、控制、报警等设计文件提出的功能。

过程控制系统集成了计算机技术、信号处理技术，测控技术、通讯网络技术和人机接口技术。

测量信号(包括：压力、压差、温度、流量、电流、电压等)，测量环节(包括：变送单元、数据采集单元、变换单元、显示单元、控制单元等)的检验应在施工单位、供货（调试）单位、监理单位、业主单位的技术人员或专业工程师在场的时候进行。

针对工程对象的实际监控要求，对工程建设、运行各环节在安装、验收、运行时应注意如下环节的检验，确保系统正常运行。

1、技术标准规范的了解掌握
工程安装、配合人员必须了解设计意图，掌握系统技术方案、合同内容，索取并了解系统设备的技术规格书。

熟练掌握石油、天然气地面工程相关的工艺流程、工艺参数和工艺控制逻辑关系。

掌握系统及仪表的施工和验收规范、标准。

2、现场设备的检验
工程建设中使用的所有设备、材料，施工前必须进行必要的质量检查和测试。

仪表在安装前必须经过有计量认证授权的单位检定，并在显著部位粘贴计量检定合格证标识。

电缆必须进行外观检查和导线电阻、线间绝缘测试。

3、竣工资料的完整、真实
数据采集与控制系统是一个由系统硬件、系统软件、系统技术资料构成的一个完整的系统。

验收时要收集详细的设计资料、系统结构图、SCADA系统、RTU、PLC、DCS控制柜接线图、变送器产品说明书、功能明细、软件说明及备份、系统配置明细表、系统维护方法、校准及整体确认材料等。

这些资料对系统的使用和维护起着重要的作用。

4、过程控制系统I/O模块的校验
输入/输出接口(I/O)是计算机与外部设备进行通信联系的电子电路。

每个I/ O 模块的精确测量均会影响到整个系统的可靠运行。

应对每个I/O模块进行功能测试，对模拟量I/O模块还应进行精确度测试。

上述测试工作可在调试阶段进行，并由专业监理人员予以确认。

5、GPRS通信信号的连续性
GPRS在工程安装前，进行现场电测试验以确定通信设备性能是否满足要求，应注意GPRS是否时时在线，信号中断后数据传输能否恢复。

6、软件组态的可操作性
了解软件组态的整个功能，是否运行可靠、正确无误，是否存在无异常退出现象，加密软件连接正常；组态曲线、图表应用是否简便，更改是否可行。

3.3.1、压力变送器的调整、校准
压力变送器安装配线完毕后，可在现场调零和满量程。

在变送器信号回路中串接一个250Ω的标准电阻(精度不低于0.05％)，当压力变送器输入为零点压力时，用数字电压表测250Ω上电压，调整变送器上零点电位器，使显示值为1V；当压力变送器输入为满量程压力时，用数字电压表测250Ω上电压，调整变送器上量程电位器，使显示值为5V；如此反复调整零点和满量程值，直到符合要求为止。

压力变送器量值校准。

利用现场标准压力表和SCADA、RTU、PLC、DCS 测试软件、网卡、计算机、标准电压表、电流表进行校准。

现场实际操作为观测压力机械表读数，看实时通信上位机显示的数据作比较，在仪表绝对误差范围内确定仪表采集数值正确与否。

3.3.2、流量计运行测试
首先确认带温度、压力补偿的天然气流量计，是否经过有资质测试单位的标定，以是否有有效铅封为准；然后应用对比法测试温度补偿变送器和压力补偿变送器示值是否基本一致（如压力测量：同点压力表指示值与压力补偿变送器示值应基本一致）。

当试验流体经过现场流量计时，观察流量计示值应跟随变化，流量信号上传到显示终端瞬时流量示值与现场流量计指示瞬时值应基本一致。

否则应分析查找原因，确定是否送检定部门联调联校。

3.3.3、液位上下限报警测试
液位上下限报警应根据设计与实际工况需要设定报警限。

通过现场人工模拟液位，达到其报警条件，确认上下限报警功能是否正常。

监控室上位机显示终端是否正确显示液位报警状态。

在中心站监控室的上位机组态中，应有彩色状态条闪烁和声音报警，以及对该报警进行时间、地点等条件的记录。

3.4功能测试验收
各种仪器、仪表、回路、I/O设备的检测、验收规范“必须满足现行国家、行业标准。

其中部分常用标准、规范如下：
数据采集与控制测试时，应根据设备和软件规范要求填写验收记录表格。

记录表格见附件2（设备校验及功能测试记录）
现场设备的安装由总包专业工程师负责技术控制管理，监理工程师对施工的进度和质量进行管理和监督。

仪表控制台、盘、柜的安装、仪表及管路试压、脱脂、酸洗等重要工序需由监理工程师和总包技术负责人同时在场进行质量技术控制管理。

综合控制系统基本功能测试、综合控制系统I／O卡模拟量、开关量测试，报警、联锁系统测试，仪表回路联校，应在业主单位专业负责人、监理专业工程师、总包专业工程师在场的时候进行调试检测工作。

施工单位在安装、检测和调试过程中做好相应的记录，并根据设计图纸、施工规范及厂家提供的资料进行技术、质量核查工作。

3.5联合调试及交验
3.5.1联合调试准备工作
数据采集与控制系统的联合调试涉及阀室、井口、站场、作业区多个地点的区域控制系统调试。

数据传输（见本规范第四部分）联合调试应在数据采集与控。