自控仪表联锁报警系统管理制度（共7篇）
自控仪表联锁报警系统管理制度 篇1
自控仪表联锁报警系统管理制度
一、目的
为了加强装置生产连续稳定高质量地运行，针对过程控制仪表及DCS、PLC、ITCC、SIS系统的运行特点，加强仪表维护人员管理水平，做到万无一失，确保报警联锁系统动作灵敏，操作站、工程师站、机柜间的设备稳定运行，特制定控制系统管理规定。
二、范围
本制度规定了公司自控仪表联锁报警系统管理的职责、管理内容与方法。本制度适用于公司自控仪表联锁报警系统管理。
三、职责
制造部仪表负责自控仪表联锁报警系统管理工作。
四、管理内容与方法
1、新安装的仪表自控系统，在投入运行之前，确认各工序控制点及联锁、报警装置接线端子编号与图纸必须相符，发现有误应及时查明原因，若有变更，保存好变更单和更改记录，变更单必须有相关领导签字。
2、现场安装的各类仪表控制检测点及开关接点输出端子接线要牢固，其端子号码、仪表设备位号必须保证齐全、准确，不得丢失或调换。
3、仪表检修人员，必须定期对现场仪表、联锁报警系统作全面的校验及检查工作，不允许继电器接点有超前或滞后现象。
4、透平压缩机电液执行机构和调速器电液执行机构在每次启车前，通知仪表技术人员、自控系统维护人员和工艺操作人员共同作模拟试验。
5、每月应由系统工程师负责组织系统维护人员进行一次对全厂联锁投入、切除检查，做好检查记录。
6、联锁保护系统正常投运时，操作人员必须随时监控操作画面运行情况并注意观察阀门的调整开度，报警值的动作情况，避免因联锁失灵，而造成不良后果。
7、各工序联锁报警保护系统的极限值是依据整个工艺流程原理来运行，并按时间顺序进行数据组态的，因此工艺操作人员不允许随便改变设定参数，严禁操作人员或与DCS系统操作无关的人员在计算机上玩游戏或进行其它娱乐活动。如被发现一次罚款500元。
8、如果遇到特殊原因，某工序的设备需改变运行方式或某种物料操作指标有变化，需改变报警参数时，严禁工艺操作人员私自变更报警值，必须明确原因后，经生产副总经理或生产运行部经理认可后，由工程师操作站方可进入系统修改数据或下装程序。
9、每次大修后开机时，应对现场仪表、联锁开关及调节执行机构进行模拟保护试验。试验时，应有运行操作人员、班组调度长、自控仪表维护人员到现场共同参加试验，试验合格后填写联锁保护试验单并签字确认。
10、利用停机时间，由系统维护人员和仪表检修工负责清除现场仪表和中控室控制柜内外灰尘及表面锈迹。清理完毕，通电试验作好记录。
11、运行中仪表电源突然中断，此时立即报告调度长，联系各工序要求保持稳定运行状态，同时通知仪表工迅速处理，恢复电源。
12、如果没有及时恢复供电，应将各主要调节执行机构和紧急切断阀由自动状态切换为手动状态，遥控切换为就地控制，汽包液位由操作工现场监视，需两人进行并用对讲机告知液位的变化。
13、在电源未恢复前，尽量维持各工序运行状态不变，减少不必要的操作，可维持短时间运行。
14、如在处理过程中发生意外事故，应紧急停车。切断主要的控制阀，然后按正常停车顺序进行。
15、被控设备、操作设备、执行器的机械部分、限位装置和联锁报警装置等，未经就地手动操作调整合适并证明工作可靠，不得进行远方操作。进行就地手动操作调整时，应有防止他人远方操作措施；规定在运行当中必须投入自动运行的按钮，不得私自切入手动，经发现或引起事故由生产运行部决定处理。
16、自控仪表进行检修校验时，必须使用公司制定的工作票管理制度，严禁不办理工作票擅自进行各项检修工作，经发现罚款500元。
17、检修调校工作结束后，由仪表工作人员同工作许可人到现场查看工作确实已全部完成，场地清洁，无工具材料遗漏后，方可投入使用。
18、凡不经过系统工程师的同意，不允许任何人把U盘和可移动硬盘插入DCS操作站和工程师站，经发现罚款500元。
19、工艺、仪表、电气、设备、安全等需要取数据，必须通过系统工程师和系统维护人员拷贝。
20、系统维护人员必须保证自己的工作电脑无病毒，用专用U盘在其工作电脑上格式化U盘后拷贝，如因U盘拷贝引发电脑病毒引起控制站和操作站的死机，经发现对其系统维护人员进行严格处理。
21、系统维护人员拷贝完成后，必须对专用U盘杀毒，防止电脑病毒侵入控制系统。
22、对玩忽职守，违章指挥，违反自动化操作规程使用与维护，造成联锁装置误动作，导致局部停车或全部停车事故和经济损失的职工、外来人员，由其所在的工作单位根据情节严重，分别追究经济责任和行政责任。构成犯罪的由司法机关依法追究刑事责任。
自控仪表联锁报警系统管理制度 篇2
随着工业自动化技术的发展, 各种功能的自动化仪表越来越多的被应用于工业生产, 以过程工业的典型代表——石油化工领域为例, 目前我国已经形成以智能芯片、控制技术、通信技术、信息技术为核心的各种类型的智能仪表、控制设备[1]。安全联锁系统 (Safety Instrumented System, 简称SIS) 正是其中一个重要子范畴, 它特指能够实现一个或多个安全功能的仪表联锁系统[2], 其基本结构分为传感器、逻辑运算、执行机构三大部分, 目的在于实现一定的安全功能从而控制风险。因此, 在当前石油化工等过程工业中装置规模大型化、过程控制复杂化、运行周期长期化的大背景下, 与生产安全、工艺稳定息息相关的安全联锁系统在工业中的地位便日益凸显。SIS系统的可靠性直接影响到装置生产的安全性及稳定性, 开展对SIS系统的可靠性评估也显得有必要。
2 仪表可靠性评估概况
目前我国开展的仪表设备可靠性研究工作主要集中于军工领域, 颁布了如《GJBJZ 299B-1998电子设各可靠性预计手册》, 《GJB JZ 27-1992电子设备可靠性热设计手册》, 《GJB JZ 34-1993电子产品定量环境应力筛选指南》等一批涉及电子产品可靠性相关的标准。但对以石油化工为代表的过程工业中的大量安全联锁系统的可靠性评估还处于起步阶段, 尤其是大量的传感器、阀门等仪表设备的可靠性数据主要依赖国外的数据库, 例如早在上个世纪国际几大石油企业便连同挪威科学技术研究院SINTEF开展海上石油平台OREDA数据库的编制;由世界著名的认证和可靠性专家组成的Exida公司编制的《安全设备可靠性手册》, 其提供的失效模式影响和诊断分析 (FMEDA) 方法为众多过程仪表厂商使用。此外, 随着IEC61508、IEC61511标准的推出, 国际上已经开展了仪表设备的SIL (安全完整性等级) 认证工作, 而国内仍为空白, 导致本土产品竞争力不足, 且在针对国产仪表系统的可靠性评估中数据支撑不足。
3 智能仪表可靠性的定量评估
3.1 仪表可靠性的具体影响
实际生产过程中大批老装置与新建装置并存, 安全联锁系统中也存在某些老旧仪表与新型智能仪表共存的情形, 成为制约装置长周期安全稳定运行的瓶颈之一, 安全联锁系统导致的装置非计划停车甚至是事故也屡见不鲜。仪表可靠性的影响主要表现在以下两个方面——
(1) 可靠性低导致安全不足
根据安全联锁仪表失效后是导致系统安全故障还是危险故障, 可以分为安全失效与危险失效。例如某些催化裂化装置中的两器滑阀常会因结焦导致阀门卡死, 此时滑阀的切断联锁将无法行使正常功能, 一旦发生串气将导致重大危险后果, 此时即表现为危险失效。
(2) 可靠性低导致误跳过多
由于仪表的运行原理及初始设置不同, 有的仪表元件更多地倾向于安全失效, 例如某些关键反应器上的温度传感器, 联锁逻辑常设置为任一温度传感器高高即发生联锁动作, 从而确保装置安全。此情况下, 若温度传感器较多或者可靠性过低, 则很容易引发误动作从而导致装置误跳停车。
因此有必要针对仪表失效的不同表现形式需进行具体分析, 以确定对装置运行的准确影响, 从而对系统的可靠性展开更为科学的评估。
3.2 评估模型及方法
仪表的可靠性主要通过一系列指标进行分析和评估, 常用指标有Reliability (可靠性) 、Availability (可用性) 、MTBF (平均无故障工作时间) 、MTTR (平均修复时间) 等。可靠性的基础数据通常源自实验和统计, 在此基础上建立仪器仪表的寿命分布模型, 并通过确定或估计其分布参数从而实现对可靠性的评估和预测。常用方法有FMEA (失效模式及影响分析) 、故障树分析、网格模型、马尔科夫模型以及蒙特卡洛仿真等[3]。
电子产品的寿命及可靠性通常采用威布尔分布作为适宜的分布类型, 其主要特征方程见式1~3, 可通过对形状系数β的调整而广泛适应于多种分布, 当β<1时故障率呈递减, 当β=1时故障率恒定, 当β>1时故障率呈递增[4]。
式中:
z——失效率
β——威布尔分布中的形状系数
η——威布尔分布中的特征寿命
t——时间
γ——威布尔分布中的位置参数;标准差
f (t) ——失效密度函数
R (t) ——可靠性函数
而诸如阀门等主体为机械结构的设备可靠性可根据浴盆曲线理论截取稳定区间即失效率保持恒定的寿命阶段作为评估数据, 浴盆曲线理论把设备失效分为早期失效期、恒定失效期 (亦称随机失效期) 、磨损失效期, 即设备刚投入使用时由于设备缺陷、安装错误等导致失效率处于较高水平;随后设备经过磨合进入正常工作期, 此阶段失效率基本恒定, 通常是由于设备过载等随机因素导致失效;最后当设备运行到寿命后期, 由于磨损、退化等因素导致失效率再次高企[4]。
针对现有装置中运行的仪表设备, 本文截取恒定失效期的失效概率作为可靠性评估的初始数据, 此数据通常源自国外诸如Exida等公司研究取得的数据, 然后采用蒙特卡洛仿真的方法对生产运行过程进行模拟, 最后得出某仪表设备或系统的定量可靠性。由于智能仪表通常具有可编程、能自我运算、能修正误差、能进行一定的自我诊断、可与计算机进行通信等特点[5], 因此在评估模型中还考虑了在线修复时间、系统重启时间的影响, 另外假如仪表存在冗余设置, 则还需要引入共因失效的因子。具体评估示例见下文。
3.3 智能仪表可靠性评估示例
以石化装置中常见的球阀为例, 根据Exida数据库选其可靠性数据为:
普通气动球阀:SD=0 FITS, SU=1650 FITS, DD=0FITS, DU=1350 FITS, SFF=55.0%;
智能型气动球阀 (可进行部分行程测试) :SD=1650 FITS, SU=0 FITS, DD=810 FITS, DU=540 FITS, SFF=82.0%;
电磁阀:SD=0 FITS, SU=750 FITS, DD=0 FITS, DU=750 FITS
可靠性的蒙特卡洛仿真结果见表1:
其中:
SD——可检测安全失效概率 (Safe-failure Detected, 缩写为SD) ;
SU——不可检测安全失效概率 (Safe-failure Undetected, 缩写为SU) ;
DD——可检测危险失效概率 (Dangerous-failure Detected, 缩写为DD) ;
DU——不可检测危险失效概率 (Dangerous-failure Undetected, 缩写为DU) ;
FITS——失效可能性为10-9次/小时;
PFDavg——平均危险失效可能性;
PFSavg——平均安全失效可能性;
T R——在线维修时间;
T S D——装置误跳重启时间;
上述蒙特卡洛仿真的误差公式见式4[6]:
其中 为真值G的估计值, σ为随机变量的均方差, xa取值与置信水平相关, 通常取xa为0.6745、1.96或3, 相应的置信水平分别为0.5、0.95或0.997。根据误差计算公式4可求得10万个样本的抽样误差ε<1.789E-3 (置信水平为0.95) 。最终得到不同阀门可靠性变化趋势对比图见图1。
假设某炼油装置的紧急泄压系统采用上述智能仪表, 则每3年, 此处的仪表系统误跳可能性将可降低68.0% (失效可能性从5.98E-02降低至1.93E-02) , 危险失效可能性将可降低38.0% (失效可能性从5.22E-02降低至3.25E-02) , 若每次误跳会导致损失200万元 (紧急泄压对装置冲击较大, 含停产重启、物料浪费等费用) 、紧急泄压阀门拒动作会导致约1000万元的损失, 则采用智能型仪表后折合当量收益为6.72万元/年 (误跳收益6.33万元/年+降风险收益0.39万元/年) , 仅此一项便可获得较大的收益。
4 结束语
综上所述, 智能仪表在可靠性上比传统仪表具有更大的优势, 智能仪表的出现对提高安全联锁系统的可靠性起到了重要作用, 在综合考虑经济成本、安装条件等多方面因素的基础上对其可靠性进行定量评估, 有助于科学合理地选取和使用仪表, 从而为装置长周期运行、企业创造效益提供更有力的保障。
参考文献
[1]杨金城.当代石油化工自动化仪表的性能评价和发展趋势[J].石油化工自动化, 2008, (3) :1.
[2]IEC61511, Functional safety Safety instrumented systems for the process industry sector[Z].2003, (1) :55-85.
[3]WILLIAM.Control Systems Safety Evaluation&Reliability, 2nd.Edition, [M].Goble, 1998
[4]Sam Mannan.Lees’Loss Prevention In The Process Industries[M].3rd.Edition.USA:Elsevier ButterworthHeinemann, 2005:7/11, 7/17.
[5]刘迎春等, 传感器原理设计与应用[M].长沙:国防科技大学出版社, 2000
自控仪表联锁报警系统管理制度 篇3
【关键词】测温元件；轴系仪表；联锁；可靠性
一、背景
在工业生产中，信号联锁是用来自动监视并实现自动操作的重要措施。当设备、管道中的某些工艺参数超限或运行状态发生异常时，以灯光和音响引起操作人员注意，人为或自动地改变操作条件，使生产过程恢复安全状态。合理选择联锁保护系统，可在一定程度上提高生产自动化水平和相对减少操作人员。但在运行中，联锁误动作现象一直是联锁系统的顽疾，在一定程度上削弱了化工生产的经济性，给企业带来损失。某焦化厂6台煤气鼓风机是该公司关键重要设备，随着生产系统规模越来越大，鼓风机的安全稳定运行在公司安全稳定经济运行生产中的作用越来越大，暴露出的问题也逐渐突出。其中最常见的问题就是出现自控联锁误动作跳车，2008年至今，因仪表联锁误动作引起的跳车多达10余次，频繁出现的联锁误动作跳车不仅影响了全公司化工装置的稳定运行，降低了经济效益，也给公司的安全、环保工作带来了巨大的压力。
二、鼓风机联锁保护系统引起联锁误动作的原因
1、测温一次元件故障
每台鼓风机均配置了9个热电阻测温元件，都属于单点联锁，其故障导致误动作跳车次数较多（约占40%），其故障原因有：（1）安装插入深度不符合规范；（2）仪表接线端子因机体振动而松动；（3）一次元件结构不合理，存在隐性隐患。
2、轴系仪表故障
1#2#鼓风机配置了1个轴位移测点，其余鼓风机都配置了5个轴系仪表，其中4个轴振动1个轴位移。这些测控点也都是单点联锁跳车，其故障导致误动作跳车次数也较多（约占30%），其故障原因有：（1）设备故障；（2）轴位移仪表失电；（3）轴系仪表专用接头松动。
3、循环油压测控
每台鼓风机配置了2个循环油压测点，即1个循环油压力变送器和1个循环油压力开关。这些测控点也都是单点联锁跳车，其故障导致误动作跳车也发生过2次，其故障原因是系统通道故障造成或人为误动作，但逻辑设计不合理也有关系，即不应采取单点联锁，而应采取“二选二”。
4、联锁控制系统故障
1#、2#鼓风机仪表联锁系统由TPSDCS系统实现，而3#、4#、5#、6#鼓风机由独立的ABPLC实现，不管是包括DCS系统，还是PLC系统其常见的导致鼓风机跳车的故障主要有：（1）因联锁控制系统的电源系统不冗余，电源失电或电压波动范围过大，导致系统瘫痪或联锁仪表失电。（2）PLC或DCS软件问题：系统软件存在一些隐性缺陷，比如ABPLC信号扫描过程中，偶尔出现假的联锁报警，需要通过软件逻辑进行屏蔽。（3）信号通道故障。系统硬件因元器件腐蚀短路、开路，元器件静电击穿等问题或通道隔离不良引起通道内部干扰等而导致通道故障；
5、人为因素
在数次的鼓风机联锁误动作跳车中，如果人的积极因素发挥了主导作用，其实这些误动作跳车就可以避免，该类归纳为人为因素。其原因有：（1）因系统联锁旁路功能不完善，仪表维护人员在未解联锁就检查仪表，检修过程中发生联锁误动作。（2）因系统历史曲线显示功能不够方便，且操作人员没有养成测控点历史趋势的习惯或“监盘”不到位，一些有前兆的隐患、异常没有及时发现而导致联锁误动作。
三、提升鼓风机保护联锁可靠性的实践
任何事物都存在着缺陷，很难有一种设备能够完全过滤错误信号，达到绝对可靠的使用效果，只有在实际使用过程采取综合措施，并从中不断完善，才能达到联锁系统既经济又安全的使用效果。为此，围绕提升鼓风机保护联锁可靠性，我们从2008年6月起，多次针对每台鼓风机择机、分批进行了以下相关的实践与探索：1.完善了控制系统及轴位移电源配置，实现控制系统、轴位移的系统电源冗余，避免发生因控制系统、轴位移电源故障引起的联锁误动作而导致鼓风机跳车现象的发生。目前，6台鼓风机的控制系统、轴位移均实现了供电电源冗余。2.有计划的更换了存在隐性隐患的鼓风机本体测温元件，确保测温一次元件完好、可靠。目前，除了1#鼓风机，其余5台鼓风机的测温元件已进行了全面更换，1#鼓风机的测温元件计划10月份更换。3.有计划的整治了鼓风机电机前后轴承本体测温元件及接线盒，确保测温回路完好、可靠。目前，6台鼓风机电机轴承温度接线盒内的接线端子已经整治结束，但鼓风机电机轴承温度一次元件没有更换，建议公司组织更换。4.完善了联锁测控点历史曲线组态，引导岗位操作人员在“监盘”时不仅要记录、监控重要测控点的当前值，还要定时查看它的历史曲线，观察曲线是否平稳，是否异常，以发现苗头性的隐患。5.增加了系统“误信号过滤”功能，即使系统具有“去伪存真”能力，对认为是跃变的误信号而将其过滤，认为是真实的信号而跳车。经过仔细观察，发现误动作信号的出现是瞬间和短暂的，出现后很快消失，这与真实的动作信号存在很大差别。误动作信号一般只在PLC、DCS的一个扫描周期内出现一次，据此进行必要判断和屏蔽，避免发生造成误跳车。6.完善了联锁旁路功能，即对所有联锁保护测控点设置有投入/解除开关。解除位置时，联锁保护系统则失去保护功能，并设有明显标志显示其状态，方便了日常的检修维护，有效的避免了检修中的误动作跳车现象。7.建立了完善的鼓风机控制系统维护管理规范，加强计划性维护。围绕焦化厂鼓风机仪表自控设备制定了以下三个规定，并严格执行，有效的及时发现、处置了一些“联锁隐患”。（1）《焦化厂鼓风机测控仪表检修规程》（2）《焦化厂鼓风机自控系统日常巡回检查制度》（3）《焦化厂鼓风机轴系仪表巡检、检查管理规定》
四、结语
自控仪表联锁报警系统管理制度 篇4
答：(1)仪表分就地随设备仪表和变送器系统仪表，其中还分机械仪表和电子显示表，仪表单体试验和初步验收主要内容包括：
①各机械仪表的机械调零和校正。
②各电子显示仪表和校正。
③各监测控制仪表一次表的通电试验、校正，和二次表的通电试验、校正。
(2)自控系统的单体试车和主要内容包括：
①各PLC系统的调试。
②检查各PLC系统与机应MCC之间的连线是否正确。
③各PLC的接地是否可靠，
④各电机、阀门的状态和信号在PLC上反映是否对应和正确。
⑤检查各控制仪表及分析仪表信号输入情况是否正确。在中央控制室内的显示屏上的信号、曲线、开、停、故障信号等能否被记录和打印。
⑥对软件的检查、PLC系统对软件执行情况的检查。
⑦中央控制室能否对全系统进行监视、控制、记录以及执行情况。
(3)自控系统及仪表单体试车注意事项
①上述自控系统及仪表在单体试车及验收前应认真阅读供货方提供的资料和说明书以及有关施工图、竣工图、设计文件、图纸。还应熟悉维护、保养方法。
②自控系统的软件应有备份。其硬件为高科技精细产品，测试时应格外小心，避免因使用不当造成损失。
联锁保护系统管理规定 篇5
1.1为进一步规范公司联锁保护系统管理，结合公司生产实际，制定本规定。1.2联锁保护系统也称为紧急停车系统（ESD：Emergency Shutdown）是指用于监视装置（或独立单元）的操作，如果过程超出安全操作范围、机械设备故障、系统自身故障或能源中断时，能自动（必要时也可以手动）地产生一系列预先定义的动作，使操作人员与工艺装置处于安全状态的系统。
1.3联锁保护系统包括生产过程中保证生产装置安全运行、防止事故发生、避免设备损坏的联锁保护系统（生产工艺联锁保护系统）；生产装置中实现设备（尤其是机组）正常启停、安全运转的联锁保护系统（机组联锁保护系统）。
1.4联锁保护系统管理的任务是通过加强专业技术管理，保持联锁保护系统设备的完好状况，保证安全生产，减少非计划停工，避免重大设备及人身伤亡事故的发生，提高公司整体经济效益。2 机构与职责
2.1公司设备动力部是联锁保护系统的主管部门，主要履行下列职责： 2.1.1负责制定联锁保护系统的管理规定，监督检查执行情况； 2.1.2负责A级联锁保护系统的检查考核；
2.1.3负责组织因联锁保护系统故障造成装置停工事故的调查；
2.1.2负责大型机组联锁保护系统的增加、摘除、停用、变更审批； 2.1.5负责建立A 级联锁保护系统档案。
2.2 生产技术岗位负责生产工艺联锁保护系统的增加、摘除、停用、变更审批，参与事故调查；
2.3生产装置要建立工艺联锁保护系统台帐，掌握其运行情况。
2.4 仪表运行装置是联锁保护系统的执行单位，依据联锁保护系统作业票进行作业。负责本厂各装置联锁保护系统设备的日常维护、检修、档案管理，保证其正常运行。联锁保护系统的分级
3.1联锁保护系统实行分级管理，分A级联锁保护系统、B级联锁保护系统。A级联锁保护系统为关键装置要害部位、重点机组用联锁保护系统，A级联锁保护系统以外的为B级。联锁保护系统的前期管理
4.1联锁保护系统的前期管理是指规划、设计、选型、购置、安装、投运阶段的全部管理工作，是全过程管理的重要部分。为使寿命周期费用最经济、综合效率最高，必须重视前期管理工作。
4.2设备动力部应参与新、改、扩建等项目中联锁保护系统的设计审查，依据安全可靠、技术先进、经济合理的原则,对设计选型的可靠性、维修性、适用性、经济性、先进性、安全性提出要求。联锁保护系统设计应符合《石油化工企业信号报警、联锁系统设计规范》（SH3018-2003）。
4.3联锁保护系统购置要坚持质量第一、性能价格比高和寿命周期费用最经济的原则，严格进厂质量验收程序，进口设备应有必备的维修配件。设备动力部应参与联锁保护系统的购置，并负责或参与技术协议的签订工作。
4.4联锁保护系统施工必须按设计要求及《石油化工仪表工程施工技术规范》(SH3521-99)进行。在新、改、扩建工程中负责仪表设备施工的单位必须具有相应的施工资质，具有按设计要求进行施工的能力，具有健全的工程质量保证体系。4.5设备动力部应负责或参与仪表设备工程项目的竣工验收等方面的工作。竣工验收必须按设计要求及《自动化仪表工程施工及验收规范》(GB50093-2002)、《石油化工仪表工程施工技术规范》(SH3521-99)、《工程建设交工技术文件规定》(SH3503-2001)进行。要做到竣工资料齐全，工程竣工验收资料应包括：
1、工程竣工图（包括装置整套仪表自控设计图纸及竣工图）。
2、设计修改文件和材料代用文件。
3、隐蔽工程资料和记录。
4、联锁保护系统安装及质量检查记录。
5、电缆绝缘测试记录。
6、接地电阻测试记录。
7、仪表风和导压管等扫线、试压、试漏记录。
8、联锁保护系统和材料的产品质量合格证明。
9、联锁保护系统校准和试验记录。
10、回路试验和系统试验记录。
11、联锁保护系统交接清单。
12、报警、联锁系统调试记录。
13、联锁保护系统组态记录工作单。
14、未完工程项目明细表等。
15、联锁保护系统说明书。
其中：1、2、10、15内容除档案部门外还应交给联锁保护系统维护部门、联锁保护系统管理部门及使用单位。
4.6联锁保护系统投用前，使用单位和/或维护单位应根据设备的特点编制相关规程，开展技术培训、事故预案演练等工作。5 联锁保护系统管理
5.1对联锁保护系统中联锁程序的变更、联锁设定值的改变、时间整定值的改变等，必须建立各专业会签及技术负责人批准制度，填写《联锁保护系统变更审批单》。由于工艺、设备原因需变更联锁保护系统的由生产装置负责办理，由于仪表原因需变更联锁保护系统的由仪表运行装置负责办理，工艺联锁保护系统，由装置主任负责审核；关键机组等设备的联锁保护系统由设备动力部主管人员负责审核，生产或设备副总经理批准，仪表（电仪）专业负责实施。生产装置、仪表运行装置、设备动力部存档。
5.2在执行联锁保护系统作业前，必须办理《联锁保护系统临时作业票》。由于工艺过程原因需临时停运联锁保护系统，必须由工艺装置负责办理，经生产装置主任同意签字，仪表运行装置负责实施。由于仪表原因需检修，临时停运联锁保护系统，由仪表运行装置办理，经生产装置主任同意签字后方可进行作业。因以上两种原因临时停运的联锁保护系统，必须限期恢复，双方作好备案。
5.3在生产期间，联锁保护系统不允许停用，特殊情况确实需要停用时，必须经主管部门组织相关专业论证，制定相应措施，专业会签，领导审批。然后办理《联锁保护系统停用审批单》，由于工艺过程原因的由工艺装置负责办理，由于仪表原因的由仪表负责办理，仪表运行装置执票作业。生产技术岗位门、工艺装置、仪表负责存档。
5.4新建装置或装置大修后，联锁保护系统的投用；长期停用联锁保护系统的恢复，必须由生产、机动、安环、仪表、电气等相关专业人员逐回路进行检查确认，填写《联锁保护回路试验确认单》后方可投入使用。相关部门、仪表负责存档。5.5 新增联锁保护系统，需经公司设备动力部向仪表运行下达任务书和图纸、资料，由仪表负责执行。
5.6在摘除联锁保护前，必须由生产装置工艺人员制定预案并采取相应措施，并经两名及以上仪表作业人员确认，然后摘除联锁。摘除联锁后要检查确认。5.7仪表运行装置处理联锁保护系统中的问题时，事先必须确定联锁解除方案，采取可靠措施，对程序进行修改、增删，还必须保证不影响DCS、PLC、ESD的正常运行。对于处理问题过程中涉及的检测仪表、开关、继电器、联锁程序、执行器及其附件等，必须有两人以上确认核实，并有专人监护，然后严格按照操作规程进行作业。
问题处理完毕后，在投入联锁保护前，必须由两人以上仪表作业人员核实确认，对有保持记忆功能的回路必须进行复位，经技术人员确认后，在有监护人的情况下，由工艺人员将该回路联锁保护投用，并及时填写《联锁保护系统临时作业票》。
5.8联锁保护系统的操作开关、按钮均由操作工操作。
5.9联锁保护系统所用检测元件、逻辑单元、执行元件，必须随装置、机组大检修进行检修、校验。
5.10联锁保护系统仪表、设备及附件等，必须有明显的红色联锁标记；紧急停车按钮、开关，应设防护罩。
5.11根据储备标准和备品配件管理规定，联锁保护系统必须储备足够的备品配件，联锁保护系统的供电系统元器件、一次检测元件、逻辑单元、执行单元仪表等必须按规定的使用周期定期更新，联锁保护系统仪表使用年限如下：
1、一次检测元件（探头、液位开关、压力开关、温度开关等）为8年；
2、直流电源装置、联锁接点的继电器为8年；
3、电磁阀、前置放大器为8年；
4、逻辑单元、执行单元、二次仪表为10年；
5、系统电源保险丝原则上二个检修周期应更换一次。6 联锁保护系统日常维护
6.1仪表运行装置负责本单位联锁保护系统设备的日常维护、检修、档案管理工作。
6.2联锁保护系统的供电、供气按照《石油化工设备维护检修规程》（SHS 07009—2004）第三节、第四节的规定进行日常维护。
6.3联锁保护系统的故障检出器、执行器以及PLC、DCS、ESD《石油化工设备维护检修规程》（SHS 07005、07007、07008、07009—2004）的规定进行日常维护。
6.4联锁保护系统的防爆故障检出器、防爆执行器按照《石油化工设备维护检修规程》（SHS 07009—2004）第一节的规定进行日常维护。
6.5每天对控制室内联锁保护系统运行状况进行点检，用试验及消音（确认）按钮检查信号灯及声响工作状态，并向当班操作人员了解联锁保护系统投用情况，查看继电器状态及逻辑卡件的状态等有无异常；联锁保护系统的器件、开关、端子、电缆线、信号灯、仪表等各处标记是否清晰；检查DCS及PLC、ESD的联锁程序运行状态及事故打印机的工作状态。
6.6每天对现场设备进行检查，故障检出器、执行器以及取样连接、接线盒、穿线管必须完好无缺，符合安装规范；冬季保温伴热良好，雨季检查防雷击、防水情况。
6.7对联锁保护系统的（主机）机柜或箱的滤尘、排热设施每月至少进行1次检查清扫。联锁保护系统检修
7.1故障检出器、执行器以及PLC、DCS、ESD按单台仪表、设备自身的检修规程进行检修。检修内容按《石油化工设备维护检修规程》（SHS 07001~07009-2004）要求进行。
7.2联锁保护保护系统回路校验时，必须确认工程值与信号值的对应关系；确认导线绝缘、回路连接线路电压降、负载阻抗、工作电压在允许范围内；确认回路间互不影响，确认屏蔽线单点接地，信号传递的抗干扰能力满足要求；校准动作值的回差、重复性和对输入信号的响应时间，灵敏度保证在规定限内。
7.3检查联锁保护系统执行器时，必须检查动力中断时，执行器能否最终趋向或保持在确保安全的位置上。检查现场保压汽缸的容量是否满足执行器运行到位，保持器的保持能力、快开（或快关）阀的响应时间、动作速度是否满足要求。7.4按联锁因果图，检查联锁动作是否正确，以及第一事故原因识别能力是否符合要求；检查逻辑单元主副切换、自动/手动切换开关、联锁切除开关、复位按钮等动作是否正常；检查事故打印机功能。
7.5对非仪表运行装置的执行器，除了检查输出给执行器的接点状态、信号、电磁阀励磁状态是否正确外，还要协助有关单位对执行器进行联锁功能联校。7.6全面检查联锁继电器的性能，不合格者及超过使用寿命的必须更新。
7.7联锁保护系统的检修、更换、调校、联动试验结果都必须有详细的记录，存档并妥善保管，为计划检修提供依据。8 联锁保护系统档案管理
8.1设备动力部必须定期组织仪表、电气、机械等专业人员会同生产装置认真复查、审定各装置联锁保护系统的相关技术资料，建立健全联锁保护系统的技术档案。
8.2必须具备的技术资料主要包括联锁分布图、联锁原理图、联锁程序图、接线图、联锁设定值一览表、时间整定值一览表、联锁保护系统的有关文字说明，以及与联锁保护系统相关的仪表、电气、机械设备的资料。联锁保护系统用各类仪表的检修校验记录等。
8.3《联锁保护系统变更审批票》、《联锁保护系统临时作业票》、《联锁保护系统停用审批单》、《联锁保护回路试验确认单》等由各有关单位负责存档。9 检查与考核
自控仪表联锁报警系统管理制度 篇6
1 大型化工装置仪表自控系统运行过程中常出现的故障
对于大型化工装置仪表自控系统来说, 其在运行规程中常会在测量和控制环节出现故障。其具体表现在温度、流量、压力及液位、振动、转速及各种在线分析及参数控制等。在温度测量过程中, 常会用到测量仪表, 而这种仪表常会出现的故障是往往是因为电偶和热电阻。对于热电偶来说, 要想判断其是否有故障, 可以以其开关断开为依据进行判断, 毕竟热电偶的性能和导线材质是有相似之处的。可以进行简单的短路补偿, 如果仪表指针指向室温就说明回路是正常的。也可以通过检查电偶电阻来判断热电偶有短路与否。仪表运行过程中, 出现的故障主要有短路、断路、接线腐蚀虚接以及热面是否将热偶淹没等对热偶是有一定影响的, 很可能因为其中一项而给仪表对热偶带来一定损失;对于流量测量仪表来说, 其种类是比较复杂的, 这就使得不同种类的流量测量仪表出现的故障也不同, 其工艺介质的变化在其测量中也会有一定的变化。仪表流量测量故障主要表现的指示偏大偏小或是指示波动上。出现这些故障的主要原因是受工艺介质本身密度、粘度及雷诺数等影响而使测量精度的工艺参数值发生的了变化, 使体温测量没有一定的温度补偿。一旦温度压力和设计温度压力不一致就会造成相应误差, 使仪表不能发挥其正常作用。此外, 测量环节出现的倒压管泄漏及介质不能充满导管不能使管线振动等传递信号环节出现的故障。还有仪表漂移、电路板损坏等仪表自身故障;正常情况下, 压力测量仪表在对膜盒扥敏感元件进行测量的时候, 其会随着压力的变化而变化, 甚至会出现不同的应力形变并将其转换成标准的电信号将其传到远方。对于压力测量仪表来说, 其常出现的故障主要有膜片变形、压管堵塞等。出现这些故障的主要原因很可能是接触点、接线腐蚀松动或是机械触动部件变形所引起的。除了上述仪表故障, 还有液位测量仪表故障。这类仪表故障的种类也比较多, 其原理也不仅相同, 常出现的故障主要有液位偏高、偏低及液位波动等。要想准确的将其故障判断出来, 可以解决视镜进行判断。液位仪表故障原因是受仪表阻尼大小、工艺介质密度变化及沸腾等影响而造成的。
2 解决大型化工装置仪表自控系统运行过程中故障措施
2.1 从故障细节出发, 对故障进行判断
要想仪表相应故障进行分析, 必须从其细节出发, 对相应故障进行判断。如, 在对调节阀在实际使用过程中不能正常的操作且现场阀位也出现了相应变化, 特别是工艺参数的变化, 使得系统负荷相对较低, 甚至出现实际流量低于正常流量等。开始认为出现这些现象主要原因可能时因为阀门流动能力与低负荷生产要求不符。在这种情况下, 如果换阀门不仅会增加成本, 同时也会影响化工装置仪表自控系统持续有效运行。经过仔细的思考阀门流通能力的大小在小开度范围内是没有大的变化量的, 相应猜测是不符合常理的。再次进行相应检查发现阀门反馈指示部分与阀门之间在长期的磨损过程中会出现间隙过大现象。这种情况下, 常会使阀门定位器反馈信号过小, 一旦增加信号输出, 信号就会大幅度增加, 常会造成信号小, 阀位开度大, 地为器指示小故障。在了解这些状况之后, 对工件进行重新加工并校正, 使其恢复正常, 以保证仪表正常运行。
2.2 从不同测量仪表出发, 对故障进行控制
要想更好的对仪表故障进行处理, 除了从其细, 节出发外, 还应该从仪表的原理出发, 对故障进行相应处理控制。如, 在对三胺装置的加热系统熔盐炉控制系统故障进行控制的时候, 就应该先对其原理进行分析。这种仪表装置控制系统超温设计的温度差, 不管正负, 都不能相差5℃, 一旦超过这个限度, 系统就会启动自动停止控制程序。在这中情况下, 系统恢复运行之后, 就很可能会发生自动停炉故障, 甚至会出现时好时坏现象。这种设备作为引进设备, 其控制方案是比较复杂的, 其涉及到的环节比较多。不仅包括现控制的烧嘴控制PIE系统、熔盐炉联锁控制的PLC, 还包括现场仪表等。对于烧嘴控制PIE来说其主要是以通信方式为主实现的, 然而其却没有详细资料。通过对相应原理及状况的了解, 要想减少盐炉控制系统故障, 就需要通过信号进行相应调节。可以从烧嘴控制工艺出发, 对其进行分析, 最终结果表明炉子启动与否与冷却程序是相关联。要想对仪表故障进行相应控制, 就应该炉子的冷却功能进行相应分析。
3 结束语
随着化工企业不断的发展, 化工企业对自动化仪表的要求也在不断的提高, 不仅要求其具备基本功能, 同时应该保证仪表具有安全、可靠和稳定特性。虽然大型化工装置仪表自控系统的出现, 在一定程度上能更好的满足现代化化工企业的需求, 但是毕竟自动化仪表检测、控制及工艺装置是相互关联的, 一旦出现故障, 处理起来是非常困难的。要想更好的解决大型化工装置自控系统故障问题, 就应该对其故障正确的判断和分析, 以保证化工企业顺利进行。
摘要：随着科学技术的发展, 自动化控制系统已经被广泛的应用到工业生产中, 大型化工企业也不例外。大型化工装置仪表自控系统的出现, 在一定程度上解决化工企业生产过程中出现的问题。然而, 化工装置仪表自控系统在满足给企业发展带来一定优势的同时, 其自身的故障问题也是不可忽视的。在这种情况下, 就应该对其故障问题进行分析, 并在此基础上采取相应措施。本文主要从大型化工装置仪表自控系统运行过程中常出现的故障、解决大型化工装置仪表自控系统运行过程中故障措施等方面, 对大型化工装置仪表自控系统的故障处理进行相应分析。
关键词：大型化工装置仪表,自控系统,故障处理
参考文献
[1]唐兆福.化工仪表自控系统使用过程中常见的毛病及其应对措施[J].科技创业月刊.2010.23. (2) .[1]唐兆福.化工仪表自控系统使用过程中常见的毛病及其应对措施[J].科技创业月刊.2010.23. (2) .
[2]路敬祎, 王冬梅, 刘继承.天然气中冷仿真培训系统的设计与实现[J].科学技术与工程.2010. (7) .[2]路敬祎, 王冬梅, 刘继承.天然气中冷仿真培训系统的设计与实现[J].科学技术与工程.2010. (7) .
[3]黄建春.PLC工控系统设计及其在自来水控制中的应用[C].论文集.2005. (23) .[3]黄建春.PLC工控系统设计及其在自来水控制中的应用[C].论文集.2005. (23) .
[4]王孟效, 薛会建, 朱丹波.自控系统PLC和仪表干扰的研究[J].电气自动化.2005.21. (7) .[4]王孟效, 薛会建, 朱丹波.自控系统PLC和仪表干扰的研究[J].电气自动化.2005.21. (7) .
自控仪表联锁报警系统管理制度 篇7
关键词：输油站,自控系统,网络化
1 我国仪表自控系统网络化的应用现状
现如今, 一些国内外电子仪器公司已经研发了一系列的网络化仪表产品, 这些产品正逐渐应用到各个企业的实际生产中, 并在企业生产中发挥了极其重要的作用。然而, 我国的电子仪表的发展水平虽然已经达到一定的高度, 并相应地取得了不小的成绩, 但是仪表自控系统网络化在输油站方面的应用依然十分有限。对于整个石油行业来说, 仪表自控系统网络化因为应用还没广泛普及, 所以其对整个石油行业生产力和竞争力的提高所做的贡献也十分有限。在今后的发展进程中, 石油行业如果不能顺应时代潮流, 使仪表自控系统向网络化得到全面、深入、广泛的发展, 使网络化在输油站仪表中得以应用, 石油行业必将难以逃脱被时代淘汰的尴尬局面。
2 实现输油站仪表自控系统网络化的应对措施
2.1 DCS是网络技术在仪表自动化系统中的一项重要应用
实现仪表自控系统, DCS与FCS技术应该成为石油产业对自控系统进行网络化改进的努力和方向。DCS技术在仪表自动化方面具有非常大的优势。其中, 它的可扩展性优势在仪表自控方面表现的更为明显。DCS的可扩展性具有构造大型实时过程信息网的拓扑结构, 可构成多工段, 多集控单元, 充分实现石油企业的综合管理与控制综合信息自动化系统。正是基于这个特点, 在炼油生产装置、乙烯装置中, 如常减压、催化裂化、加氢裂化等生产过程中, DCS技术是实现其仪表自控化的重要技术, 积极开展DCS先进控制的应用, 使输油站仪表自控系统充分提高石化企业的生产效率, 提高经济效益。同时为加强作为炼油厂生产过程中最后一道工序油品储运的管理和控制, 石化企业的油品贮运系统也采用了DCS控制系统。国产新一代DCS发展也很快, 并配备了适合石化生产用的软件, 国产DCS的功能会不断增强, 其可靠性也会进一步提高, 将会在石化企业中得到更多应用。
2.2 FCS网络技术系统是实现输油站网络仪表的另一项重要技术
采用FCS进行生产运输过程控制也是提高输油站仪表自控系统网络化发展与应用的途径之一。赛科对FCS网络技术系统的应用, 是国内外最大的现场总线系统, 它的90万吨乙烯裂解装置均采用FCS网络技术系统。的现场总线系统。该系统包括4万台仪表, 4.7万个控制回路、和现场总线设备联网的1.3万台智能设备, 即10套自动化控制系统。这10套自动化控制系统装置由一个中心控制室进行高度集中控制。现场总线的PID控制功能在阀门控制器实现, 实现集散控制, 提高了安全可靠性, 从而提高了生产效率, 并且真正地做到极大降低自动控制系统和现场控制设备间数据通信负载, 增强系统的安全可靠性。
2.3 在线分析仪表的应用是输油站仪表自控系统实现网络化的一个不容忽视的方面
石油企业保证对输油运输过程的安全与高效, 规范输油运输过程, 在线分析仪表的应用必不可少。在线油品质量分析仪, 在线气相或液相色谱仪及其他物理特性分析仪等作用都是在线分析仪表的独特应用功能。这些功能的存在能够使在线分析仪表直接深入地影响到输油站对输油过程中的控制水平, 是控制精确、及时、先进、高效。同时, 在线分析仪表的应用也能更好地提高输油站输出的产品质量, 从而增强石化企业的市场竞争力。
根据调查的初步数据显示, 一些输油站在经过在现有的信息技术系统的基础上对仪表自控系统的网络化改造, 能够使主要控制系统的自控率可达98%, 其中DCS与FCS控制取得的经济效益可占整体效益的60%, 投资回收期平均为1~2年。并且, 根据市场调查现实, 目前石化企业对在线分析仪表的需求很大。这一些列的数据和调查表明:输油站仪表自控系统向网络化发展, 已经成为了企业改革的一大趋势。要想使石油企业的发展有一个光明的前景, 改造输油站仪表自控系统, 使其向网络化发展势在必行。
3 总结
石油产业要想使产品质量及先进控制应用的水平得到进一步提高, 输油站仪表自控系统的积极推广不可或缺。随着信息技术和控制技术的发展, 有些石化企业已建立了综合自动化系统, 并取得了较为明显的效果。因此, 今后将进一步推广石化企业的综合自动化系统, 提高经济效益。可靠性的提高, 极大降低了自动控制系统和现场控制设备间数据通信负载, 增强了系统安全可靠性。
本文通过对输油站仪表自控系统向网络化发展的策略研究, 针对我国石油产业的现状提出了一些列策略, 为我国石油发展建言献策。输油站仪表自控系统的网络化发展就是这一改变具体而深刻的体现。在现有的信息系统基础之上, 不断深化石油企业技术领域的改革, 使其逐步向网络自动系统, 提高企业基础自动化和先进控制水平, 加强输油过程中的安全、高效控制, 增强石油企业的市场竞争力。
参考文献
[1]牛虎勋.仪表自控系统技术总结[J].石油化工自动化, 2009, 9 (12) 23-27