Глава 12. Усовершенствованное управление процессом
837 необходимости, отмечать выделять процедуры, требующие отдельного анализа со стороны технологов и инженеров.
ОТ (И 200303:3245
J&V -а/цЛЛА/^Ч а
.л.
У М»К«П4Г v«
« и д а в звиза»
»_18_JHS- "Aso
э onjsj»'
Рис. /2.29
Комплексное решение по автоматизации терминалов
(Terminal Automation Solution)
Данное решение представляет собой проект по автомати- зации работы нефтебазы. Опыт компании Honeywell позволяет предлагать клиентам апробированные, технически совершен- ные, комплексные решения в этой области.
Контрольные и технологические системы:
• Контроль состояния резервуаров (включая автомати- ческую работу с уровнемерами и пр.);
• Контроль потоков (включая автоматическую работу с расходомерами, автоматическими клапанами и т.д.);
• Системы взвешивания.
Системы безопасности и наблюдения:
• Системы контроля доступа (включая контроль доступа на территорию);
• Система безопасности нефтебазы (в т.ч. противопо- жарная система);
• Система противоаварийной защиты слива/налива;
838
Справочник инженера по А СУТП' Проектирование и разработка • Управление системой передвижения по нефтебазе;
• Система наблюдения (включая автоматическое видео- наблюдения и видеозапись, в т.ч. событийную).
Информационная система:
• Инфраструктура (серверы, рабочие станции, перифе- рийное оборудование, контроллеры, программное обеспечение и т.д.);
• Работа с корпоративными информационными систе- мами (ERP).
Комплексное решение для автоматизации работы сети АЗС. Комплексное решение для автоматизации работы сети
АЗС включает в себя следующее:
• Автоматизацию работы розничных продаж на АЗС
(мониторинг, офис АЗС,
поддержка различных средств продажи, управление стоимостью и т.д.);
• Автоматизация работы центрального офиса по экс- плуатации сети АЗС (централизованное управление сети АЗС, управление ценообразованием, контроль, управление маркетинговыми программами, финансо- вая отчетность, интеграция с ERP и т.д.);
• Расширение спектра услуг и автоматизация по обслу- живанию корпоративных клиентов (fleet management system) АЗС (дополнительные услуги для транспорта корпоративных клиентов, включая расширенный кон- троль и дополнительные услуги).
Внедрение. Одним из преимуществ описанного выше мо- дульного подхода к автоматизации управления предприятием является возможность поэтапного внедрения функциональных систем. Безусловно, первым этапом является внедрение сис- темы информационной поддержки и построение адекватной референтной модели предприятия.
Этот процесс достаточно трудоемок и требует существен- ных временных затрат. В то же время он не является очень сложным, на этом этапе активное участие в работах принима- ют специалисты предприятия, обученные Honeywell и разра- батывающие модель под руководством специалистов Honey- well. Такой подход позволяет значительно сократить стои- мость этапа (в зависимости от количества интерфейсов к обо- рудованию АСУТП, степени детализации модели и т.д.).
Глава 12. Усовершенствованное управление процессом 839
Дальнейшая последовательность этапов внедрения опре- деляется важностью решаемых задач для конкретного пред- приятия и компании, а также с учетом уже имеющихся и ак- тивно используемых элементов. Как уже отмечалось выше, модульность является несомненным преимуществом решений
Honeywell, позволяющим проводить постепенное внедрение и наращивание системы производственного управления. Ряд систем может внедряться параллельно, независимо друг от друга. Honeywell проводит весь комплекс работ по разработке дизайна решения, его внедрению, обучению пользователей, а также обеспечивает его сопровождение и поддержку в течение всего жизненного цикла.
Термин, который для многих разработчиков и практиков давно стал синонимом дискредитации. Однако если не зама-
хиваться на высоты динамической оптимизации, то реальный эффект статической оптимизации все же достигается.
На рисунке 12.30 представлено процентное соотношение затрат и эффектов для основных уровней управления по дан- ным Yokogawa Electric Corporation, Tl 36J06D10-01E, "Ad- vanced process control solutions", October 2001.
Возврат инвестиций (по данным фирмы Yokogawa) 12.19. Оптимизация 100%-
100
<
15%
О о
20 40 60
Затраты % 80 100
Рис. 12.22
840 Справочник инженера по А СУТП' Проектирование и разработка
1. Первичное внедрение РСУ (начальные инвестиции) -
Базовая система управления:
• Повышение безопасности эксплуатации;
• Снижение эксплуатационных издержек;
• Более стабильное качество продукции;
• Повышение эффективности работы операторов.
Результат - 30% потенциальной прибыли от 70% затрат.
2. Перспективные возможности РСУ (реальные преиму-
щества пользователя) - Усовершенствованное управле-
ние:
• Полное использование функционштьных возможно- стей;
• Максимальная стабильность и рентабельность уста- новки (АРС, оптимизация);
• Оптимальная интеграция с уровнем управления произ- водством;
• Уменьшение воздействия на окружающую среду.
Результат 70% потенциальной прибыли от 30% затрат.
Возврат инвестиций (по данным фирмы Honeywell)
Ф s о о
X о
X о
<0 0)
00 3" о о оо а.
п
||
Q. ц
8 »
2 « о а.
£ с
> >s
1 1
40 60
Затраты
Рис. 12.31
1. Первичное внедрение РСУ (начальное капиталовложе-
ние) - Базовое и связное управление:
• Повышение безопасности эксплуатации;
• Снижение эксплуатационных расходов;
• Более стабильное качество продукции.
Глава 12. Усовершенствованное управление процессом 841
Результат - 22% потенциальной прибыли от 80% затрат. 2. Дальнейшее развитие РСУ (реальная прибыль заказчи-ка) - Усовершенствованное управление: • Повышение эффективности управления процессом;
• Максимизация стабильности и рентабельности устано- вок (АРС);
• Оптимальная интеграция с уровнем управления произ- водством;
• Улучшение экологических показателей.
Результат - 78% потенциальной прибыли от 20% затрат. 12.20. Необходимые условия получения прибыли Предпосылками успешного внедрения систем усовершен- ствованного управления являются:
• Современные СИ и СА;
•
Современная распределенная система управления;
• Устойчивое базовое регулирование: непосредственная реализация проектов АРС должна начинаться "снизу": с проверки и настройки системы локального и связно- го регулирования. Часто только эти мероприятия уже приносят ощутимый экономический эффект
• Экономические данные о работе технологического процесса;
• Хорошо организованный проект. Проект внедрения
АРС, конечно, требует материальных затрат, однако, не настолько больших, как, например, приобретение дорогостоящих многопоточных анализаторов.
Преимущества внедрения усовершенствованного управления производством • Коммерческие преимущества
• Повышение безопасности процесса
• Повышение межагрегатной устойчивости
• Повышение эффективности работы операторов
• Повышение качества оперативной информации
• Снижение воздействия на окружающую среду.
В завершение главы в таблице 12.1 приводится рекомен- дованная фирмой Yokogawa Electric процедура создания сис-
1емы усовершенствованного управления по этапам.
842 Справочник инженера по А СУТП' Проектирование и разработка
Таблица 12.1
Этапы проекта создания системы усовершенствованного
управления
START
KEEK OFF MEETING j
Benefits
Estimation
CUSTOMER S P E C ON I
QUALITY STRATEGIES ! " 1
Г
P&ID EQPT D R G S
П
BASIC SYSTEM
DESIGN
BASIC DESIGN \
REVIEW J
После заключения договора на поставку пакета усовершенство- ванного управления создается команда раз- работчиков в составе
- Руководитель проекта
- Инженер-технолог
- Инженер АСУТП
- Инженер КИПиА
На стартовой встрече между Разработчиком и Заказчиком согласо- вываются вопросы.
- Организация проекта.
- График выполнения
Проекта.
- Каналы взаимодейст- вия.
Определяются эконо- мические критерии ка- чества проекта и оце- нивается потенциаль- ный экономический эффект на основе:
- Текущих экономиче- ских показателей
- Архивных данных процесса
- Лабораторных дан- ных.
На основе исходных данных выполняется предварительный (ба- зовый) проект.
Базовый проект под- вергается экспертизе
Заказчика и после уточнений утверждает- ся для детального про- ектирования.
Глава 12 Усовершенствованное управление процессом
843
Продолжение таблицы 12А
BASIC FOR DETAILED
DESIGN
RESPONSE TESTS
MODEL
IDENTIFICATION
CONTROLLER
SIMULATION AND
TUNING i
6 В процессе разработки рабочег о проекта выпол- няется*
- Конфигурирование исходных данных
- Проектирование ЧМИ
- П р о е к т р о в а н и е техни- ческого обеспечения
7. В детальном проекте учитываются всс замеча- ния базового проекта.
8 Перед испытаниями модели на площадке предпринимаются сле- дующие действия
- Утверждаются проце- дуры проведения испы- таний
- Проверяется готовность и работоспособность по- левого и технологиче- ского оборудования.
На следующем этапе в течение как минимум 24 часов проводятся поле- вые испытания Системы.
9. В результате испытаний генерируется идентифи- цированная модель уста- новки. Формируются ди- намические связи пере- менных состояния и управления.
10 Модель проходит испы- тания на адекватность в составе контроллера в режиме off-line Работо- способность контроллера проверяется на и вмене- ние заданных значений, измеряемых и не изме- ряемых возмущений, и подстраивается.
11 ГЧ'зультатом является настроенный контрол- лер, который можно оп- робовать в режиме ре- ального времени.
844 Справочник инженера по А СУТП' Проектирование и разработка
Окончание таблицы 12.1
12. На следующем этапе строится, отлаживает- ся и окончательно на- страивается контрол- лер реального времени с разработанной моде- лью.
Проводится автоном- ное тестирование
Проводятся приемо- сдаточные испытания на площадке Разра- ботчика системы
Присутствие Заказчи- ка на этих испытаниях крайне желательно.
Выпускается проект- ная документация
После приемки систе- мы на площадке Раз- работчика проводятся испытания системы на площадке Заказчика.
- Загружаются пара- метры контроллера, и запускается пробег в режиме предсказания.
- Проверяется точ- ность предсказания модели.
- Если динамическая модель настроена кор- ректно, запускается контроллер реального времени.
16. В результате опытных испытаний в течение 2 месяцев оценивается полученный эконо- мический эффект
ACHIEVED
ON-LINE
CONTROLLER
Глава 13. Выбор и построение надежных и эффективных АСУТП 845
Глава 13
ВЫБОР И ПОСТРОЕНИЕ НАДЕЖНЫХ
И ЭФФЕКТИВНЫХ АСУТП
13.1. Принципиальные источники отказов
На протяжении всей работы неоднократно звучал тезис, что принципиальные источники отказов были, и остаются в поле. Различные источники дают разные оценки соотношения отказов логических устройств и полевого оборудования. Но все сходятся в том, что главные причины отказов систем безо- пасности - полевое оборудование. Опубликованные оценки соотношения интенсивности отказов логических устройств и полевого оборудования колеблются от 15:85 до 5:95. Тем са- мым утверждается, что вероятности отказов полевого обору- дования и логического устройства соотносятся практически на порядок. Причем доля ложных отказов смещена в сторону сенсоров, а доля опасных отказов - в сторону исполнительных элементов.
E.R. Bruyn, Exxon Mobil Refinery, в докладе "Asset Man-
agement & Safety Instrumented Systems" на семинаре "The Role
of Instrumentation in Plant Asset ManagementInternational In- strument User's Association, 2003, приводит просто удручаю- щие значения (рис. 13.1).
Чтобы сразу обозначить авторскую позицию и задать тональ- ность дальнейшего обсуждения, выскажем следующее заме- чание.
Существенное замечание
Данные типа тех, что представлены на рис. 13.1, кочу-
ют из работы в работу, и уже стали общим местом. Оста-
ется только выяснить, насколько достоверными являются
значения рис. 13.1, и что они собственно означают.
846
Справочник инженера по А СУТП' Проектирование и разработка Если судить по упомянутому отчету, то на рис. 13.1 представлено процентное соотношение интенсивностей от-каза по всей совокупности оборудования. Датчики 40% Контроллеры 5% Рис. 13.1 Клапаны 55% В таком случае возможен и иной взгляд на искусство: • Отказ одного из множества датчиков это в худшем случае отказ ОДНОЙ функции защиты из множества имеюгцихся функций защиты. • Отказ одного логического устройства - это отказ одного логического устройства из ОДНОГО имеюще-гося, а значит, в лучшем случае отказ множества функций. Кроме эффектных картинок типа рис. 13.1 существуют вполне серьезные и достоверные источники данных об интен-сивности и вероятности отказов оборудования систем управления и защиты. Авторитетнейшая норвежская ассо-циация нефтяной промышченности OLF (The Norwegian Oil Industry Association) в своих "Руководящих материалах по применению IEC 60508 и IEC 61511 в нефтедобыче на нор-вежском континентальном шельфе" приводит собственные значения интенсивности и вероятности отказа различных компонентов автоматизированных систем (см. таблицы 13.1 и 13.2). Обращает на себя внимание искчючительный уровень источников данных: • Reliability Data for Control and Safety Systems (PDS); • SINTEF data / includes the failure modes; • Reliability data of components in Nordic nuclear power plants; • OREDA - Offshore Reliability Data Handbook.
Глава 13. Выбор и построение надежных и эффективных АСУТП 847
Таблица 13.1
Базовые интенсивности отказов
C o m p o n e n t
Failure rate
W * 1 0
6
)
TIF-lest
independent
Failure
Probability
Data sourcc/comments
Pressure transmitter
0 1 3M0-
4
"
5*10 4
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Fdition (PDS)
11
For smart transmitter "'For standard transmitter
Level transmitter
0 1 3M0-
4
"
5*10 4
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Fdition (PDS)
11
For smart transmitter "'For standard transmitter
Temperature transmitter
0 i
3M0-
4
"
5*10 4
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Fdition (PDS)
11
For smart transmitter "'For standard transmitter
Smoke detector
0 8
- * )
Reliability Data for Control and Satety Systems,
1998 Edition (PDS) Coverage of self-test has increased during the last years, and in particulai the rate ot the flame detector now seems high
*) No TIF values are given tor the detectors since the definitions of F&G functions in table 7 1 assume exposed detector, whereas the TIFs given in PDS include the likelihood of the detector not being exposed
Heat detector
0 5
- * )
Reliability Data for Control and Satety Systems,
1998 Edition (PDS) Coverage of self-test has increased during the last years, and in particulai the rate ot the flame detector now seems high
*) No TIF values are given tor the detectors since the definitions of F&G functions in table 7 1 assume exposed detector, whereas the TIFs given in PDS include the likelihood of the detector not being exposed
Flame detectors, conventional
2 1
- * )
Reliability Data for Control and Satety Systems,
1998 Edition (PDS) Coverage of self-test has increased during the last years, and in particulai the rate ot the flame detector now seems high
*) No TIF values are given tor the detectors since the definitions of F&G functions in table 7 1 assume exposed detector, whereas the TIFs given in PDS include the likelihood of the detector not being exposed
Gas detector, catalytic
0 6
- * )
Reliability Data for Control and Satety Systems,
1998 Edition (PDS) Coverage of self-test has increased during the last years, and in particulai the rate ot the flame detector now seems high
*) No TIF values are given tor the detectors since the definitions of F&G functions in table 7 1 assume exposed detector, whereas the TIFs given in PDS include the likelihood of the detector not being exposed
IR Gas detector, Conventional pomt detector
0 7
- * )
Reliability Data for Control and Satety Systems,
1998 Edition (PDS) Coverage of self-test has increased during the last years, and in particulai the rate ot the flame detector now seems high
*) No TIF values are given tor the detectors since the definitions of F&G functions in table 7 1 assume exposed detector, whereas the TIFs given in PDS include the likelihood of the detector not being exposed
IR Gas detector, Line
0 7
- * )
Reliability Data for Control and Satety Systems,
1998 Edition (PDS) Coverage of self-test has increased during the last years, and in particulai the rate ot the flame detector now seems high
*) No TIF values are given tor the detectors since the definitions of F&G functions in table 7 1 assume exposed detector, whereas the TIFs given in PDS include the likelihood of the detector not being exposed
PLC including I/O card (single
PLC)
1.6
5*10 * "
5 * 1 0
4 2
>
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Edition (PDS).
Experience indicate that this failure rate is high,
e.g. compared to the FTO rate of valves
u
For TUV certified PLC
2 )
For standard PLC
XV/ESV inci actuator
1 3 11 1*10*
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Fdition (PDS) Same failure rate for blowdown valves as tor ESVs has been assumed " hor complete functional testing
1
For incomplete functional testing
Blowdown valve inci actuator
1 3 11 1*10*
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Fdition (PDS) Same failure rate for blowdown valves as tor ESVs has been assumed " hor complete functional testing
1
For incomplete functional testing
X-mas tree valves
Wing valve ( W V )
Master Valve ( M V )
0 8 11 1*10*
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Fdition (PDS) Same failure rate for blowdown valves as tor ESVs has been assumed " hor complete functional testing
1
For incomplete functional testing
Down Hole Safety Valve -
DHSV
2 0
Internal SINTTF data/includes the failure modes Fail
To Close (FTC) and leakage in closed position
Solenotd/pilot valve
1 4
Reliability Data for Control and Safety Systems,
1998 Edition (PDS)
Circuit Breaker < 600V
0 34
T-Boken "Reliability data of components in Nordic nuclear power plants", rev 3
Circuit Breaker 6 KV - 10 КV
0 18
T-Boken "Reliability data of components in Nordic nuclear power plants", rev 3
Fire water p u m p
1 critical failure, 400 demands,
Probfail to start = 2 5* 10
OR EDA 97, 1 3 1 3
Deluge valve including actuator, solenoid and pilot valve
Prob fail to o p e n = 5 * I 0 1
This value is better than the observed, but increased testing should make this value realistic
Источник информации - OLF Recommended Guidelines for the
application of IEC 61508 and IEC 61511 in the petroleum activi-
ties on the Norwegian Continental Shelf 01.02.2001.
848
Справочник инженера по А СУТП' Проектирование и разработка Таблица 13.2 Сводная таблица надежности компонентов C o m p o n e n t Test interval т, (months) Failure rate, / DU per 106hrs PFD TIF-Test Independent Failure Probability p-factor 5) Pressure transmitter
12 0 1 0 44*10 '
3 * ! 0 4 2 )
2% (5% for TIF)
I cvel transmitter
12 0 1 0 44*10 '
3 * ! 0 4 2 )
2% (5% for TIF)
1 emperature transmitter
12 0 1 0 44*10 '
3 * ! 0 4 2 )
2% (5% for TIF)
Smoke detector
12 0 8 3 50*10'
5 * I 0 4 2 )
5% (20% for TIF)
Heat detector
12 0 5 2 19*10'
5 * I 0 4 2 )
5% (20% for TIF) blame detectors, conventional
12 2
1 9 2 0 * 1 0 3
5 * I 0 4 2 )
5% (20% for TIF)
Gas detector, catalytic
12 0 6 2 63*10 3
5 * I 0 4 2 )
5% (20% for TIF)
IR Gas detector. Com point detector
12 0 7 3 07*10 1
5 * I 0 4 2 )
5% (20% for TIF)
IR Gas detector. Line
12 0 7 3 07*10 1
5 * I 0 4 2 )
5% (20% for TIF)
PLC including I/O card (single PLC) 6 1.6 3.50*103 1*10"* 1% (50%) XV/hSV incl actuator
6 1 1 2 85*10 *
5* 10 6
2% (5% for TIF)
Blowdown valve inci actuator
6
I 3 "
2 85*10 '
5* 10 6
2% (5% for TIF)
X-mas tree valves (WV, MV)
6 0 8 1 75*10 3
5* 10 6
2% (5% for TIF)
Down Hole Saiety Valve - DHSV
6 2 0 4 W 0 1
5*10"*
31
-
Solenoid/pilot valve
6 1 4 3 07*10 1
4 )
2
%-10% л>
Circuit Breaker < 600V
24 0 34 2 98*10
J
Circuit Breaker 6 KV - !0 KV
24 0 18 1 58*10 1
Fire water pump, (fail to start)
2 5*10 1
-
5%
Deluge valve incl actuator, solenoid and pilot valve, (fail to open)
5 0*10 3
* u
Use the same КТО rate as for XV/ESV even if this another failure mode (here Fail-To-Open)
Suggested TIF-probability, given exposed detector
'' It is suggested to use same TIF-probability as for XV/ESV
41
Т1Г-probability ior pilot is included m figure for main v ah e/actuator
Value applies to dangerous undetectable random hardware failures (duplicated system) Values in parenthesis apply for systematic failures (TIF)
6)
for pilot valves on the same valve, otherwise fi=2%
Таблицы дают ясное представление о том, что надежность одноканального PLC вполне сопоставима с надежностью пе- риферийного оборудования. Если же межтестовый интервал будет
увеличен с шести месяцев до одного года, то вероят- ность опасного отказа контроллера вырастет ещё в два раза.
Стоит еще раз поразмыслить над кем-то кому-то "разрешен- ным" одноканальным вариантом PLC (см. главу 1, раздел 1.11
"Применимость одноканальных систем,г). Но как бы то ни было, проблема оперативного обнаруже- ния отказов полевого оборудования всегда будет сохранять свою актуальность. Поскольку для непрерывных (да и реаль- ных периодических) процессов невозможно провести полно-
Скачать 6.47 Mb.