Obszary systemów bezpieczeństwa związane z pomiarami obiektowymi stają się coraz bardziej kłopotliwe. Na szczęście nowe technologie przynoszą rozwiązania najczęściej występujących problemów.
Projektanci i operatorzy systemów bezpieczeństwa (Safety Instrumented Systems – SIS) pracujących w przemyśle petrochemicznym mogą skorzystać z wielu nowych technologii związanych z projektowaniem, diagnostyką i różnorodnością zastosowań. Wspólne wykorzystanie nowoczesnych urządzeń i najlepszych praktyk aplikacyjnych na obiektach powoduje, że całe systemy bezpieczeństwa oraz indywidualne urządzenia wchodzące w ich skład pracują bardziej efektywnie, czego rezultatem jest wyeliminowanie najczęściej występujących problemów nękających obwody bezpieczeństwa.
Większość z tych problemów dotyczy elementów pomiarowych występujących w dziesiątkach różnych technologii na obiektach. Niniejszy artykuł dotyczy kilku przykładów związanych z pomiarami ciśnienia i poziomu w aplikacjach typowych dla przemysłu petrochemicznego i jemu podobnych. Elementy projektowania, różnorodność zastosowań czy diagnostyki nie występują w każdym przykładzie, ale będzie można je odnaleźć w różnych przypadkach.
Wspólne problemy
Koncepcja najlepszych praktyk w projektowaniu systemów bezpieczeństwa ewoluowała przez ostatnie dziesięciolecie, zainicjowana szeroko stosowanymi standardami ANSI/ISA-S84.01-2004 oraz IEC 61511.
Metody obliczeniowe poziomu ryzyka są powszechnie zrozumiałe i stosowane, ale w przypadku pomiarów prawdziwym wyzwaniem jest określenie rzetelnych danych dotyczących kluczowych parametrów technicznych urządzeń. Producenci często przedstawiają stosowne statystyki potwierdzone przez strony trzecie, ale dotyczą one zwykle wyciągów z dokumentacji lub wyników badań laboratoryjnych prowadzonych w komfortowych warunkach pracowni naukowych.
Niestety, w warunkach rzeczywistych ciężkiego środowiska przemysłu petrochemicznego ryzyko, że przetwornik zadziała błędnie w razie wystąpienia stanu awaryjnego i prześle do systemu błędne informacje, może być znacząco większe, zwłaszcza w przypadku wystąpienia takich sytuacji, jak:
→ zapchane lub zamarznięte rurki impulsowe przetworników ciśnienia,
→ opóźnienie reakcji czujników związane z niską temperaturą otoczenia,
→ zapychanie się czujników temperatury,
→ erozja lub nalot na czujnikach przepływu,
→ zmiana gęstości medium dla pomiarów poziomu.
Jeżeli takie ryzyka dotyczą wielu przetworników i stwarzają sytuacje, w których występuje wspólna przyczyna awarii, mogą zdominować kalkulacje ryzyka rozpatrywanych obiektów.
Niestety, takie przypadki są dość powszechne, gdyż pierwotna przyczyna problemów wynika często z warunków procesowych. Przykładowo, pierwotna przyczyna zapychania się rurek impulsowych leży w zanieczyszczonym medium procesowym, które dociera do wszystkich przetworników zainstalowanych w określonej części procesu.
Przyjmijmy, że ryzyko krytycznej awarii przetwornika ciśnienia – co oznacza wskazanie wartości bezpiecznej ciśnienia, które w rzeczywistości przekroczyło wartość dopuszczalną – wynosi 0,01 awarii rocznie. Jeśli więc na obiekcie jest zainstalowanych 100 takich urządzeń, to statystycznie jedno z nich może w ciągu roku doznać awarii krytycznej. Rozważając ten przypadek dalej, załóżmy, że ryzyko zapchania się rurki impulsowej łączącej przetwornik z procesem wynosi 0,005 awarii rocznie. Możemy przyjąć, że gdy rurka impulsowa w jednym przetworniku ulegnie zapchaniu, taka sama awaria może dotknąć inne przetworniki, jako że pracują w takim samym środowisku i takich samych warunkach. Stwarza to sytuację wystąpienia wspólnej przyczyny ryzyka.
Poniższe uproszczone obliczenia pokazują, jak dla zredundowanych przetworników wspólna przyczyna wystąpienia awarii może zdominować obliczenie ryzyk związanych z pomiarem.
Ryzyko przy jednym przetworniku =
= λ Transmitter + λ Plugging = (0,01)1 + 0,005 = 0,0150
Ryzyko przy dwóch przetwornikach =
= (λ Transmitter)2 + λ Plugging = (0,01)2 + 0,005 = 0,0150
Ryzyko przy trzech przetwornikach =
= (λ Transmitter)3 + λ Plugging = (0,01)3 + 0,005 = 0,0050
Instalując zatem kolejne redundantne przetworniki na obiekcie, tylko w nieznacznym stopniu redukujemy ryzyko błędnego pomiaru, gdyż wszystkie one narażone są na wystąpienie tej samej, wspólnej przyczyny awarii.
Próba określenia ilościowego ryzyka związanego z wystąpieniem wspólnej przyczyny awarii w środowisku rzeczywistym z określonym poziomem dokładności jest niezwykle trudna, zwłaszcza dla nowych aplikacji. W konsekwencji każdy inżynier powinien dążyć do zminimalizowania tzw. wspólnych przyczyn awarii przez zastosowanie najlepszych praktyk w projektowaniu, wykorzystaniu odpowiednich technologii i diagnostyce dostępnych dziś inteligentnych przetworników.
Poprawa pomiarów ciśnienia
Inżynierowie projektujący systemy bezpieczeństwa powinni korzystać z tych samych najlepszych praktyk projektowych, z których korzystają projektanci standardowych systemów sterowania. Oczywiście najlepsze praktyki inżynierskie ewoluują w czasie, gdyż użytkownicy i producenci intensywnie korzystają z coraz większego potencjału nowych technologii.
Jak już wspomniano, przetworniki ciśnienia są zwykle włączone w proces za pomocą rurek impulsowych. Dzięki nim możliwe jest zainstalowanie przetwornika w oddaleniu od instalacji procesowej, gdzie może być lepiej chroniony i łatwiej dostępny, choćby w celu wykonania prac serwisowych. W przypadku pomiaru poziomu w zbiorniku zamkniętym lub pomiaru przepływu na elemencie spiętrzającym albo na filtrze przetwornik różnicy ciśnień zainstalowany jest zwykle pomiędzy dwoma króćcami pomiarowymi.
Rurki impulsowe nazywamy mokrymi, gdy wypełnione są ciekłym medium, lub suchymi, jeżeli wypełnia je gaz albo skroplone medium pomiarowe. Oba rodzaje rurek impulsowych wymagają intensywnej obsługi technicznej, gdyż z rurek mokrych ciecz stale odparowuje lub tworzą się osady, w rurkach suchych natomiast występuje kondensacja gazów. Z tych między innymi względów użytkownicy coraz częściej wymieniają mokre i suche rurki impulsowe na systemy z oddzielaczami kapilarnymi wypełnionymi olejem technicznym.
Gdy temperatury procesu i otoczenia są różne, temperatura wzdłuż rurek impulsowych zmienia się znacząco, oddając lub pobierając ciepło z otoczenia. Komplikuje to bardzo projekt systemu pomiarowego, szczególnie gdy temperatura procesu jest stała, zaś zmienia się temperatura otoczenia, jak to się zwykle dzieje w instalacjach zewnętrznych.
Jeżeli rurki impulsowe są krótkie, wówczas rozproszenie ciepła zwykle jest niewystarczające, szczególnie latem, co może prowadzić do przegrzania i uszkodzenia przetwornika. Taka awaria jest najczęściej oczywista i łatwa do zidentyfikowania, ale przetwornik często wymaga wymiany. W przeciwnym razie, gdy rurki impulsowe są długie, generują duże straty ciepła, szczególnie w zimie.
Przy spadku temperatury zewnętrznej medium wypełniające rurki impulsowe może znacząco zgęstnieć, skrystalizować się lub rozwarstwić, zanim dotrze do przetwornika. Obniżenie temperatury zwiększa lepkość cieczy w rurkach impulsowych, tak jak dzieje się to z wieloma mediami procesowymi w instalacjach petrochemicznych. Ogólnie punkt wrzenia cieczy rośnie ze zwiększeniem jej masy cząsteczkowej, tak jak zwiększa się jej lepkość.
Wzrost lepkości w rurkach impulsowych lub kapilarach pomiarowych ponad wartość dopuszczalną spowalnia reakcje czujnika na zmiany mierzonego ciśnienia. Kapilara o długości 5 m i średnicy wewnętrznej 10 mm, wypełniona cieczą o lepkości mniejszej niż 5 cSt (0,000005 m2/s), opóźnia pomiar o 1–2 sekundy. Jeśli lepkość cieczy w tym samym systemie pomiarowym wzrośnie do ponad 150 cSt (0,00015 m2/s), wówczas opóźnienie pomiaru może wzrosnąć do 30 sekund. Oczywiście system, w którym rurki impulsowe są wypełnione ciałem stałym (np. zamarznięta ciecz), nie wytworzy żadnych zmian sygnału pomiarowego, co może zostać niezauważone, gdyż w przetworniku będzie panowało stałe ciśnienie (sprzed zamarznięcia rurek).
Jeśli zainstalujemy w procesie redundantny przetwornik za pomocą dodatkowego króćca, to zwykle długość rurek impulsowych jest zbliżona do rurek przetwornika podstawowego i są one wypełnione tą samą cieczą procesową. W związku z tym oba przetworniki pracują w zbliżonych warunkach i mogą wykazywać opóźniony pomiar lub jego całkowity brak. Wtedy, jeśli ciśnienie procesowe nagle wzrośnie, to jego wartości przekazywane przez przetworniki będą znacznie odbiegać od wartości rzeczywistej, ale sterownik, do którego trafią sygnały, nie stwierdzi dużej różnicy między nimi. W naszym przypadku, jeżeli znaczny wzrost ciśnienia spowoduje zagrożenie w ciągu 30 sekund (co jest typowe na obiektach), system bezpieczeństwa nie zainicjuje zatrzymania instalacji w odpowiednim czasie i może dojść do poważnego wypadku.
Nawet gdy rurki impulsowe są izolowane, rozpraszanie ciepła w instalacjach zewnętrznych może być dziesięciokrotnie większe w okresie zimowym niż letnim. Dlatego też jest zwykle niemożliwe zaprojektowanie jednego zestawu rurek impulsowych, który zapobiegnie przegrzewaniu się przetwornika latem i jego zamarzaniu zimą. To z kolei wymusza na użytkownikach instalowanie systemów kontrolujących temperaturę rurek impulsowych w celu utrzymywania ich optymalnej temperatury, co znacząco podnosi koszty budowy instalacji oraz jej serwisowania.
Projektowanie i diagnostyka
Współczesne przetworniki oferują wiele funkcji diagnostycznych. Przykładowo, niektórzy producenci wyposażają przetworniki w czujniki dźwięku, które analizują profil dźwięków płynących z instalacji i na tej podstawie wnioskują o prawidłowej jej pracy. Analiza dźwięku odbywa się również poprzez rurki impulsowe i gdy te ulegną zatkaniu lub wypełniająca je ciecz zwiększy znacząco swoją lepkość, sygnał dźwiękowy ulegnie pogorszeniu lub całkiem zaniknie. Zmiany natężenia dźwięku obserwowane w czasie mogą jednak ostrzec obsługę o występującym problemie. I chociaż samo ostrzeżenie problemu nie rozwiąże, to może zaalarmować operatora o potrzebie podjęcia stosownych działań.
Wykorzystując zasady nowoczesnego projektowania, można wyeliminować niektóre problemy całkowicie. Nowe rozwiązania kapilar eliminują potrzebę ich ogrzewania bez wydłużania czasu odpowiedzi. Oddzielacz jest bezpośrednio połączony ze zbiornikiem lub rurociągiem transportującym gorące medium procesowe. Projekt oddzielaczy i miedzianych kapilar zapewnia optymalny transfer ciepła, utrzymując napełniający je olej w temperaturze gwarantującej odpowiedni pomiar, a jednocześnie zabezpieczającej przetwornik przed przegrzaniem.
W przypadku procesów o bardzo wysokiej temperaturze lub gdy użytkownik wymaga montażu przetworników w dużej odległości od procesu, mogą być zastosowane szeregowo dwa systemy oddzielaczy. Oddzielacz wypełniony cieczą o dużej masie cząsteczkowej jest wówczas instalowany bezpośrednio do króćca procesowego w celu zapewnienia szybkiej odpowiedzi i stabilności temperaturowej. Drugi oddzielacz, wypełniony cieczą o małej masie cząsteczkowej, taką jak Syltherm XLT, instalowany jest jako przedłużenie pierwszego oddzielacza i połączenie z przetwornikiem, gdzie panują już znacznie niższe temperatury. Ciecz o małej masie cząsteczkowej charakteryzuje się niską lepkością nawet w temperaturach poniżej –50°C, gwarantując dużą szybkość odpowiedzi przetwornika nawet w najchłodniejszym klimacie.
Zaprezentowane tu rozwiązania pojedynczych lub podwójnych systemów oddzielaczy pokazują, jak nowoczesne rozwiązania eliminują ryzyko wspólnej przyczyny awarii przy ograniczonych kosztach inwestycyjnych i operacyjnych.
Zaawansowane pomiary poziomu
Większość przetworników ciśnienia wykorzystuje te same główne technologie pomiarowe, zastosowanie więc nowych technologii mogłoby rozwiązać wiele problemów. Istnieje też wiele sposobów pomiaru poziomu z wykorzystaniem kilkunastu metod podstawowych. Jeśli więc system bezpieczeństwa bazuje na pomiarach poziomu, to mamy do wyboru szereg opcji, z których każda ma swoje zalety, ale też wady. To umożliwia wybór rozwiązania optymalnego.
W przypadku szczególnie trudnych aplikacji zastosowanie jednej technologii pomiaru może nie rozwiązać wszystkich problemów, a jedyną drogą może być zastosowanie kilku technologii pomiarowych, gdzie druga technologia pomiaru może uzupełnić technologię podstawową. Technologia uzupełniająca nie musi być ani lepsza, ani gorsza, a jej zastosowanie może pomóc przezwyciężyć problemy techniczne, których nie jest w stanie rozwiązać technologia podstawowa.
Przykładowo, weźmy pod uwagę aplikację pomiaru poziomu wody w walczaku kotła. Jeśli poziom wody w walczaku będzie zbyt niski, może dojść do jego przegrzania, a w następstwie tego do jego uszkodzenia. Jeśli natomiast poziom wody będzie zbyt wysoki, woda może dostać się do układu parowego i uszkodzić szereg urządzeń technologicznych. Biorąc pod uwagę te poważne zagrożenia, każdy walczak w kotłach przemysłowych jest wyposażony w zredundowane systemy pomiaru poziomu wody.
Zwykle wykorzystuje się dwie podstawowe technologie pomiaru poziomu wody w walczaku. Obie bazują na pomiarze różnicy ciśnień, ale jedna mierzy różnicę ciśnień pomiędzy dwoma króćcami zamontowanymi w niskim i wysokim punkcie walczaka, druga wykorzystuje nurnik mechaniczny. Obie te technologie są szeroko stosowane, chociaż znacznie zależą od zmian ciśnienia i temperatury. Dla przykładu, jeśli temperatura wody w walczaku bardzo wzrośnie, jej gęstość się zmniejszy. W takim przypadku, nawet jeśli poziom wody pozostanie stały, to pływak pomiarowy zanurzy się głębiej, a przetwornik różnicy ciśnień odczyta mniejszą różnicę, co jest interpretowane jako niższy poziom. Jak zatem widać, obie te technologie wprowadzają znaczące błędy pomiaru poziomu wody przy zmianach ciśnienia i temperatury w walczaku.
Projektanci doskonale znają ten problem i wprowadzają do systemów pomiarowych stosowną kompensację, niemniej jest to rozwiązanie dalekie od doskonałości. Rzeczywiste warunki pracy takiego układu niestety zmieniają się bardzo dynamicznie wraz ze zmianą obciążenia kotła i jego cyklami włączenia do pracy i odstawienia.
Często mechanizmy kompensacyjne nie nadążają za rzeczywistymi zmianami warunków pracy. W najgorszym przypadku, gdy odbiór pary z kotła zwiększy się gwałtownie, ciśnienie w walczaku nad powierzchnią wody gwałtownie spadnie, powodując silne wrzenie powierzchni wody i podniesienie się jej poziomu. W tym samym czasie zmniejszająca się szybko gęstość wody powoduje, że pomiary pływakowe oraz za pomocą przetwornika różnicy ciśnień wykazują spadek poziomu wody w walczaku. Zjawisko to, polegające na przekazywaniu wartości pomiaru parametru procesowego odwrotnie do jego rzeczywistej wielkości, nazywamy „odpowiedzią odwrotną”. Możliwa jest również sytuacja przeciwna i wówczas oba przetworniki poziomu wskażą poziom wyższy niż jest w rzeczywistości.
Użycie dodatkowego przetwornika DP lub pływaka nie rozwiąże problemu, gdyż wszystkie te urządzenia będą pracować w takich samych warunkach i mierzyć tę samą zmieniającą się gęstość wody w walczaku. Lepszym rozwiązaniem będzie zastosowanie innej technologii pomiaru, która nie jest czuła na zmiany gęstości wody, jak na przykład radaru falowodowego (Guided-Wave Radar – GWR).
GWR to popularna technologia pomiarowa stosowana w przemyśle petrochemicznym. Pomiar polega na wytworzeniu przez przetwornik impulsu elektromagnetycznego, który porusza się wzdłuż pręta stanowiącego antenę. Przetwornik montowany jest na szczycie zbiornika, a antena sięga jego dna. Część energii impulsu jest odbijana od powierzchni cieczy w zbiorniku i wraca po antenie do przetwornika. Czas powrotu odbitego sygnału określa poziom cieczy w zbiorniku. System pracuje poprawnie, gdyż szybkość poruszania się impulsu ponad poziomem cieczy jest stała, co dotyczy głównie warunków panujących w aplikacjach petrochemicznych.
Nie dotyczy to jednak pary wodnej o dużej gęstości. Stała dielektryczna takiej pary jest stosunkowo duża, co przekłada się na mniejszą szybkość przemieszczania się impulsu pomiarowego niż dla pary o niskiej gęstości, powietrza czy par węglowodorów. Bez zastosowania stosownej korekcji takie pomiary poziomu mogą być obarczone znacznymi błędami (patrz rys. 1). Na szczęście błędy te można stosunkowo łatwo wyeliminować, stosując odpowiednią kompensację w przetwornikach pomiarowych.
Jak pokazano na rys. 2, nowe modele radarów falowodowych mają reflektor zainstalowany w określonej odległości od źródła sygnału pomiarowego, zwykle w punkcie alarmu górnego, który w naszym przykładzie wypada, załóżmy, 10 cm poniżej kołnierza montażowego. Pierwsze zastosowania tego rozwiązania polegały na wykorzystaniu go do okresowej kalibracji urządzenia. Zamiast wysyłać technika na szczyt zbiornika dla wizualnego potwierdzenia mierzonego poziomu, można potwierdzić prawidłowość pracy radaru, odczytując właściwe położenie reflektora na poziomie 10 cm poniżej kołnierza.
Ponieważ przetwornik radaru falowodowego jednocześnie przesyła sygnał pomiarowy poziomu w pętli pomiarowej 4–20 mA, a sygnał położenia reflektora poprzez protokół komunikacyjny HART, możliwe jest obliczenie w czasie rzeczywistym odpowiedniej korekcji dla warunków panujących w środowisku pomiaru (np. walczaka kotła) bez naruszenia bezpieczeństwa pomiaru. Jeżeli z pomiaru położenia reflektora wynika, że należy wprowadzić aktualnie poprawkę o wartości +1,46% , to taką samą poprawkę należy wprowadzić dla pomiaru poziomu wody w walczaku.
Zasada ta dotyczy całego zakresu pomiarowego, włączając w to pomiar poziomu przy znacznych zmianach obciążenia kotła oraz cyklach włączania i odstawiania kotła. Dotyczy ona również zdecydowanej większości aplikacji przemysłowych kotłów energetycznych. Radar falowodowy może z powodzeniem zastąpić pomiar pływakowy poziomu lub, jak to pokazano na rys. 3, może być zintegrowany z magnetycznym wskaźnikiem i przetwornikiem poziomu w celu zredundowania zdalnego pomiaru i realizacji pomiaru miejscowego.
Aby zapewnić bezpieczeństwo i niezawodność prowadzenia procesu, projektant musi zaprojektować pewny i niezawodny system bezpieczeństwa, czuwający nad prawidłową pracą instalacji. Zrozumienie i eliminacja typowych problemów występujących we wszystkich obszarach operacyjnych są niezbędne, a użytkownicy powinni czerpać korzyści z nowych technologii dla poszerzenia gamy rozwiązań projektowych, różnorodności zastosowań i diagnostyki w realizacji systemów pomiarowych.
Mark Menezes jest inżynierem procesowym z 27-letnim doświadczeniem w automatyce przemysłowej. Kieruje działem technologii pomiarowych w firmie Emerson Automation Solution w Kanadzie.
