Контрольные вопросы

1. Перечислить основные этапы контроля технического состояния оборудования НГО.

2. Каким образом проектируется база данных АСТОиР?

3. Каким образом реализуется документооборот с АСТОиР?

4. Что представляют собой тренды измеряемых показателей состояния оборудования?

5. Какие серии точек контроля на картах Шухарта указывают на появление неслучайной изменчивости состояния оборудования?

5. Проектирование приборной системы противоаварийной защиты

5.1. МЭК-проектирование интегрированной системы безопасности (ПАЗ)

Согласно статистике, ущерб от аварийности и травматизма достигает 5-10% от валового национального продукта промышленно развитых государств, а загрязнение окружающей природной среды и несовершенная техника безопасности являются причиной преждевременной смерти 20-30% мужчин и 10-20% женщин [9,10].

Проблемы безопасности на объектах нефтегазового комплекса имеют особое значение. Они связаны с физико-химическими свойствами углеводородных веществ, приводящими к отравлению, возгоранию или взрыву в случае аварий. Авариям на нефтеперерабатывающих предприятиях сопутствуют большие объемы выброса взрывопожароопасных веществ, образующие облака топливно-воздушных смесей, разливы нефтепродуктов и как следствие – пожары, взрывы, разрушение соседних аппаратов и целых установок. Для управления такими аварийными ситуациями в нефтегазовой отрасли применяют специальные системы безопасности:

• от нарушений технологических режимов, приводящих к отказу выполнения требуемой функции;

• от взрывов и пожаров;

• от загазованности технологических объектов и помещений.

Техническое регулирование промышленной безопасности объектов НГО осуществляется следующими международными стандартами:

• DIN V 19250 “Fundamental Safety Aspects To Be Considered For Measurement And Control Protective Equipment” – Фундаментальные аспекты безопасности, рассматриваемые для связанного с безопасностью оборудования измерения и управления.

• DIN V VDE 0801 “Principles For Computers In Safety Related Systems” – Принципы для компьютеров в системах, связанных с безопасностью.

• ANSI/ISA S84.01-1996 “Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries” – Применение инструментальных систем безопасность для технологических процессов.

• ISA-TR84.0.02 “Safety Instrument Systems (SIS) - Safety Integrity Level (SIL) Evaluation Techniques” – Инструментальные системы безопасности – Техника оценки интегрального уровня безопасности.

• IEC 61508 “Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Electronic Safety Related Systems” – Функциональная безопасность электрических, электронных и программируемых электронных систем, связанных с безопасностью.

• IEC 61511 “Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector” - Функциональная безопасность: Оборудованные под безопасность системы для перерабатывающего сектора промышленности.

В настоящее время специальная система, обеспечивающая безопасность, Safety Related System (SRS) является обязательной практически для всех объектов нефтегазовой отрасли. В большинстве случаев она представляется отдельными системами ПАЗ, АСПС и пожаротушения, АСКУЗ, которые проектируются независимо от других АС. В процессе эксплуатации согласно отечественным стандартам никакое вмешательство в их работу с пульта оперативного управления диспетчером невозможно.

Нормативы международной электротехнической комиссии (IEC) устанавливают следующую последовательность разработки противоаварийной защиты: анализ источников риска и опасностей; определение уровней рисков критических параметров технологического процесса и документированное обоснование необходимой степени их снижения и мероприятий противоаварийной защиты; выбор инструментальной структуры функции безопасности для каждого параметра опасности; определение и распределение требований к безопасности; проектирование компонентов ПАЗ, обеспечивающих необходимое снижение уровня рисков.

• Концепция архитектуры интегрированной SRS.

На практике используются несколько концепций интеграции систем аварийной безопасности и АСУТП.

1. Объединение системы противоаварийной защиты и АСУТП через шлюз. Такая концепция реализуется, но представляется необоснованно сложной и дорогостоящей. В эксплуатационном отношении ее недостатками являются нормативная раздельность эксплуатации АСУТП и ПАЗ и сложность синхронизации данных и событий. Кроме того, необходимость использования разных технических средств при ремонте повышает стоимость технического обслуживания, а раздельные методы эксплуатации и пользовательские интерфейсы увеличивают затраты на обучение и могут привести к ошибкам оператора в условиях чрезвычайной ситуации.

2. Целевая разработка единой системы с использованием общих условий выбора технического обеспечения, эксплуатации и обслуживания, а также единой системы связи. Такая комплексная и в то же время раздельная архитектура обеспечивает эксплуатационные преимущества: отказы аппаратуры или программного обеспечения АСУТП не могут оказать влияния на систему аварийной безопасности, в то же время, данные из каждой системы доступны другим системам в оперативном режиме. АСУТП и система безопасности работают в одних условиях технического обеспечения и эксплуатации, что упрощает обучение персонала, исключает необходимость отображения данных и квитирования, а также обеспечивает единый интерфейс оператора.

3. Объединение через базу данных и связь. Эта концепция предусматривает незначительное разделение между АСУТП и системой аварийной безопасности. Основным недостатком является то, что отказ оборудования или потеря/повреждение данных в АСУТП может поставить под угрозу безопасность технологического процесса. В этом случае в соответствии с общесистемными требованиями проектирования вся ИКСУ, в том числе и АСУТП, должна рассматриваться как единая система аварийной безопасности.

В 2004 году ряд западных компаний-производителей систем управления технологическими процессами представили на рынок, интегрированные системы аварийной безопасности, которые включали в себя также автоматизированную систему управления (SCADA) объекта. Такое решение обеспечивает ряд преимуществ, в частности:

• повышает производительность благодаря упрощенному доступу к информации по безопасности с операторского интерфейса АСУТП;

• сокращает объем инженерно-проектных работ;

• снижает эксплуатационные затраты за счет объединения обслуживания централизованных систем в рамках ответственности единого поставщика.

Интеграция аварийной защиты в НГО обеспечивает:

необходимое управление и безопасность нефтегазового производства с одновременным поддержанием функциональной и физической автономности ПАЗ и АСУТП;

возможность визуального контроля технологическим процессом, как в обычном, так и аварийном режимах работы;

связывание АС диспетчерского управления технологическим процессом и системы аварийной через общую сеть передачи данных и возможность конфигурирования ПАЗ на основе общих технических условий;

независимость источников питания, каналов связи, программно-технических средств оборудования аварийной защиты от компонентов и подсистем АСУТП.

Все операции, связанные с эксплуатацией и обслуживанием АСУТП и аварийной защиты, оказываются интегрированными, включая:

• подачу сигналов тревоги;

• управление конфигурацией;

• универсальную базу данных;

• синхронизацию времени;

• обеспечение безопасности работников;

• контрольный журнал / контроль версий;

• историю данных;

• регистрацию последовательности событий;

• управление оборудованием;

• моделирование технологического процесса;

• систему обучения.

Все это, доступное для экранного взаимодействия с диспетчером, обеспечивает возможность принятия им дополнительных решений по устранению опасностей аварии и позволяет сократить расходы на инженерно-техническое обеспечение и обслуживание.

Определение требований к ПАЗ. В нефтегазовой отрасли РФ проектирование систем аварийной безопасности осуществляется в соответствии с требованиями следующих из большого числа нормативных документов:

ГОСТ 27.310-95, “Анализ видов, последствий и критичности отказов”;

ПБ 09-540-03, «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»;

ПБ 03-246-98, “Правила проведения экспертизы промышленной безопасности”;

ПБ 03-517-02, “Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов”;

ПБ 09-563-03, “Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств”;

ПБ 08-624-03, «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности»;

ПБ 03-585-03, «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»;

ПБ 03-576-03, «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

РД 03-616-03, “Методические рекомендации по осуществлению идентификации опасных производственных объектов”;

РД 03-418-01, «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов»

РД 09-398-01, “Методические рекомендации по классификации аварий и инцидентов на опасных производственных объектах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности”;

РД 09-539-03, “Положение о порядке проведения экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности”;

РД 03-409-01 «Методика оценки последствий аварийных взрывов топливно-воздушных смесей» (с изменениями и дополнениями).

В требованиях этих документов существует неопределенность в выборе программно-технического оборудования системы аварийной безопасности, способов и объемов резервирования технических средств.

Поэтому ряд компаний в нефтегазовой отрасли вносят при выборе оборудования системы аварийной безопасности требование обязательного соответствия приборных средств автоматизации противоаварийных защит и блокировок рекомендациям МЭК. В настоящее время эти рекомендации изложены в новых стандартах:

ГОСТ Р МЭК 61508-1-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 1. Общие требования».

ГОСТ Р МЭК 61508-2-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 2. Требования к системам».

ГОСТ Р МЭК 61508-3-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 3. Требования к программному обеспечению».

ГОСТ Р МЭК 61508-4-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 4. Термины и определения».

ГОСТ Р МЭК 61508-5-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 5. Рекомендации по применению методов определения уровней полноты безопасности».

ГОСТ Р МЭК 61508-6-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью Часть 6. Руководство по применению ГОСТ Р МЭК 61508-2-2007 и ГОСТ Р МЭК 61508-3-2007».

ГОСТ Р МЭК 61508-7-2007 «Функциональная безопасность систем электрических, электронных, программируемых электронных, связанных с безопасностью. Часть 7. Методы и средства».

ГОСТ Р МЭК 61511-1, 2, 3-2011 «Безопасность функциональная. Системы безопасности приборные для промышленных процессов»

ГОСТ Р 51901.11-2005 «Менеджмент риска. Исследование опасности и работоспособности. Прикладное руководство».

ГОСТ(ы) Р МЭК 61508 описывают в своих семи частях рекомендации по реализации жизненного цикла оборудования системы аварийной безопасности.

Часть 1 ГОСТ Р МЭК 61508 определяет полный жизненный цикл оборудования в отношении безопасности, требования к обеспечивающей его безопасность системам и значения параметров PFDavg (Probability of Failure on Demand) и PFH (Probability (intensity) of dangerous failures per hour), соответственно: среднюю вероятность отказа выполнения требуемой функции (отказа на запрос) и вероятность (интенсивность, частоту) опасных отказов в час.

В части 2 определены дополнительные требования к обеспечивающим безопасность системам и их архитектуре.

Жизненный цикл программного обеспечения и аппаратуры систем, а также методы для достижения и поддержания безопасности разъясняются в части 3.

В части 4 объясняются используемые термины и сокращения, причем эта часть является важным источником информации для изучения самой нормы безопасности.

Методы анализа в отношении использования обеспечивающих безопасность систем определяются в части 5. В этой части описываются методы для определения интегрированного уровня безопасности (SIL).