Sistemas Instrumentados
de Segurança (SIS)
Daniel Feliciano
Objetivo
Disseminar as Normas que regem
o projeto e a manutenção dos
sistemas instrumentados de
segurança, em especial os que
estão ligados às operações de
refino de petróleo no Brasil.
Normas
Siglas:
ISO - International Organization for Standardization
IEC - International Electrotechnical Commission
AMN - Associação Mercosul de Normalização
CEN - European Committee for Standardization
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas
DIN - Deutchs Institut für Normung
BSI - British Standards Institution
Normas
A norma internacional que rege os Sistemas Instrumentados
de Segurança na Indústria de Processo é a IEC-61511
(Functional Safety – Safety Instrumented Systems
for the Process Industry Sector) que é oriunda da
norma IEC-61508 válida para qualquer segmento e,
particularmente, para a indústria fornecedora de
dispositivos.
Na Petrobras a Norma N-2595 fixa as condições exigíveis nos
projetos e na manutenção de Sistemas Instrumentados de
Segurança, para uso nas instalações terrestres da
PETROBRAS.
As Normas da PETROBRAS são de domínio público e podem
ser obtidas no site da empresa.
Algumas definições
• O que é um Sistema de Segurança?
“Sistema projetado para responder a
determinadas condições na planta que podem
ser por si mesmas perigosas ou podem conduzir
a uma situação perigosa, (caso nenhuma ação
for tomada), gerando ações corretivas capazes
de prevenir ou mitigar as consequências do
evento perigoso.”
Fonte - Health and Safety Executive (HSE), 1987.
Sistemas de Proteção
Os riscos devidos à sobrepressões são comumente
reduzidos através de projetos adequados de espessura
das tubulações, torres e vasos.
Quando não é possível mitigar esse risco através do
projeto, um sistema de proteção pode ser baseado em
dispositivos mecânicos e/ou de instrumentação.
Alguns dispositivos mecânicos são válvulas de
segurança, discos de ruptura e válvulas de retenção.
Estes dispositivos são projetados de forma a garantir a
proteção final da planta, após todas as tentativas de se
reduzir a tendência de elevação do risco.
Camadas de Proteção
Camadas de Proteção
Então o que é um
Sistema Instrumentado de Segurança ?
É uma das camadas de proteção de uma planta industrial.
É o Sistema instrumentado usado para implementar uma
ou mais funções instrumentadas de segurança.
Um SIS é composto por qualquer combinação de
sensor(es), executor(es) da lógica e elemento(s) final(is).
Fonte - IEC 61511, 2003.
Função Instrumentada de Segurança – SIF: é a função
implementada no SIS cujo objetivo é atingir ou manter o
estado seguro do equipamento ou processo em relação a
um evento perigoso específico.
Então o que é um
Sistema Instrumentado de Segurança ?
Para uma descrição funcional podemos dizer que o Sistema
Instrumentado de Segurança é composto de sensores, executores
da lógica e elementos finais de controle, com o propósito de:
1- Conduzir automaticamente um certo processo ou
equipamento industrial a um estado seguro quando
determinadas condições são violadas (trip parcial ou total);
2- Permitir que um processo mova-se de modo seguro, de um
estado para o outro, quando determinadas condições são
satisfeitas (permissões de partida);
3- Tomar ações para mitigar as consequências de um evento
industrial perigoso. (detecção de fogo/gás/tóxico)
Observação Importante: utilidades como energia elétrica, ar comprimido e fluidos
hidráulicos além de linhas de impulso e condicionadores de sinal, necessários para
implementar as SIF, também fazem parte integrante do SIS.
Função Instrumentada de Segurança
SIF é um conjunto de
ações simples e
específicas,
implementadas por
equipamentos
necessários, capazes
de identificar um
determinado evento
perigoso e conduzir o
processo ao estado
seguro.
Por que instalar um SIS ?
RISCO
COM SIS
RISCO
ACEITÁVEL
RISCO OBTIDO
COM MEDIDAS
DE SEGURANÇA,
SEM SIS
RISCO
ASSOCIADO
AO PROCESSO
REDUÇÃO MÍNIMA NECESSÁRIA DE RISCO
REDUÇÃO OBTIDA PELO SIS
REDUÇÃO OBTIDA SEM SIS
REDUÇÃO DE RISCO TOTAL OBTIDA
AUMENTO
DE RISCO
Redução de Risco
Figura retirada da IEC61511,
mostra os métodos de
redução de risco mais
comuns na indústria.
Durante o projeto da planta
identifica-se as necessidades
durante os estudos de
HAZOP (Estudo de Perigos e
Operabilidade) onde
informações importantes
como SET POINT, tempo de
permanência, limite de
concentração, tolerância a
falha espúria, entre outras,
são definidas.
Avaliação de
Perigo e risco
Verificação
Gerenciamento, Avaliação e Auditoria
Planejamento
Ciclo de Vida
Alocação das funções
de segurança nas
camadas de proteção
Especificação dos
Requisitos de
Segurança para o SIS
Projeto Conceitual e
Projeto Detalhado do
SIS
Instalação,
Comissionamento e
Validação
Operação e
Manutenção
Projeto e execução de
outros meios pra
reduzir o risco
Modificação
Desmobilização
Projeto
Para cada evento perigoso identificado (DEMANDA)
haverá uma SIF e será realizada uma análise do risco
considerando a frequência da demanda e a
consequência do dano.
RISCO ACEITÁVELSIF = C • D • PFDSIF
Cada SIF terá uma classe (ou SIL) associado.
Observação conceitual: Não faz sentido falar de SIL do SIS ou de um elemento isolado
(iniciador ou atuador).
C  consequência do perigo
D  frequência de
ocorrência da demanda
Projeto
A PFD total da SIF é que deve ser considerada, sendo
fortemente impactada pelo seu componente com maior
PFD.
O executor da lógica deve atender à classificação da SIF
mais rigorosa.
A PFD de uma SIF é igual a zero logo após a realização
de um teste completo (fator de cobertura = 1) bem
sucedido. Entretanto, como a PFD cresce com o tempo
um novo teste deve ser realizado antes que a PFD
ultrapasse o limite do SIL requerido pela malha.
Falha
As falhas randômicas ou físicas são aquelas atribuídas a um
componente ou módulo quando é submetido a um esforço para o
qual não foi projetado (descarga atmosférica, temperatura elevada,
etc) ou por envelhecimento.
Existem, também, as falhas sistemáticas ou funcionais, que
ocorrem numa combinação infeliz de coisas muito particulares.
Quando todos os componentes físicos do sistema estão
funcionando e mesmo assim ocorre uma falha. São causadas por
erros de programação, por exemplo, ou falhas de especificação, ou
de projeto, ou de instalação, ou de manutenção. Não é possível
definir uma taxa de falha para esses tipos de erros e, portanto, a
discussão sobre PFD não se aplica. O melhor remédio para esse
tipo de falha é um projeto bem planejado, bem gerenciado e bem
executado
Falha
Falhas Físicas:
• Rompimento de fiação;
• Falha em componente
eletrônico;
• Corrosão acarretando
interrupção de circuito;
• Perda de capacidade de
bateria.
Falhas Funcionais:
• Bug de software;
• Acionamento de
comando errôneo;
• Erros de projeto;
• Carregamento de
configuração errada;
• Substituição incorreta.
Falha
Resumo das diferenças entre falhas aleatórias e sistemáticas
Falhas
aleatórias
(físicas)
Falhas
sistemáticas
(Funcionais)
Sempre ocorre sobre as
mesmas condições
Não
Sim
Efetivamente previnido por
redundância
Sim
Não
Efetivamente prevenido por
redundância diversa
Sim
Parcialmente
Nem sempre é possível
eliminar todas as falhas
de modo comum
Projeto
Conceito de LOPA (Layer of Protection Analysis)
(AEI – Auditável, Efetiva e Independente)
•
•
•
É efetiva para o cenário específico
É independente de outras Camadas de Proteção (PL)
É auditável, validada regularmente
sucesso
sucesso
sucesso
Sempre privilegiada a segurança
Na desconexão do instrumento ou controlador, na falta de energia
ou ar de instrumento, a planta deve sempre ir para a condição de
segurança.
+V
normal
alarme
trip
PES
INPUT
+V
alarme
trip
normal
PES
INPUT
Votação
A
B
Deixa de proteger se A “e” B falharem colados
Em caso de falha espúria:
desliga a unidade se A “ou” B falharem abertos
1oo2
SEGURANÇA
2oo2
Deixa de proteger se A “ou” B falharem colados
Em caso de falha espúria:
só desliga a unidade se A “e” B falharem abertos
DISPONIBILIDADE
2oo3
SEGURANÇA
Deixa de proteger se
– A “e” B falharem colados “ou”
– A “e” C falharem colados “ou”
– B “e” C falharem colados
E DISPONIBILIDADE
Votação
• 1 de 2 (++ segurança, -- disponibilidade)
• 2 de 3 (+ segurança, + disponibilidade)
• 2 de 2 (- segurança, ++ disponibilidade)
PES
PT1
PT2
Documentação técnica
O resultado da classificação deve ser devidamente documentado através
de relatório, que deve ser atualizado e arquivado.
Em documentos como fluxogramas de processo e P&ID, conforme a
norma ANSI/ISA-5.1-2009 (Instrumentation Symbols and Identification)
utiliza-se a simbologia abaixo para representar os SIS.
Na revisão de 2009 foi incluída a letra modificadora Z para diferenciar os
instrumentos de segurança dos demais, porém apenas em unidades novas
será possível ver essas mudanças.
Sistema Instrumentado de Segurança
Controle Básico de Processo (SDCD)
PV01
PT01
PZV01
PZT01
Manutenção
O responsável pela manutenção do SIS deve estabelecer um
programa apropriado de manutenção para garantir a integridade e
confiabilidade do sistema durante todo o seu ciclo de vida. Esse
programa deve incluir, no mínimo, procedimentos para
manutenção, testes e reparos do SIS.
• plano regular de testes funcionais do SIS
• plano regular de manutenção preventiva (por exemplo,
substituição de ventiladores, baterias, “back-ups” de programas,
calibrações)
• reparos das falhas do sistema seguidos de testes apropriados de
confirmação da não mais existência das falhas.
Sempre com registro de data, executante, ações e as atuações do
sistema com seus resultados.
O acesso ao executor da lógica do SIS deve ser restrito ao pessoal
autorizado pelo responsável pela manutenção.
Modificações
Modificações na lógica implementada no SIS, com o sistema em
operação, devem ser evitadas.
Modificações de versão de “software” e “firmware” devem ser
evitadas, quando não
implicarem em correção de problemas já detectados ou potenciais.
Se as modificações forem necessárias deve-se garantir:
• a aplicação dos procedimentos de classificação
• a revisão da documentação existente antes da implementação e
carregamento no sistema
• a verificação exaustiva com testes em laboratório
• o acompanhamento do carregamento pelos responsáveis pela
operação e manutenção da planta.
Conclusões
O Sistema de controle (SDCD) é o coração da empresa, e sua
otimização leva diretamente a aumento do faturamento e lucro,
por isso é mais fácil o investimento nessa área.
O Sistema Instrumentado de Segurança não é o NEGÓCIO da
empresa, É ONDE SE GASTA DINHEIRO. Pode ser comparado a
um seguro de vida, você contrata mas não com o desejo de
usar.
Quanto maior for a segregação entre o BPCS e o SIS, maior será o
custo desse último. Tal questão não se trata apenas de
engenharia, mas basicamente do risco que a empresa pode ou
está disposta a correr em suas instalações.
Na PETROBRAS a N-2595 recomenda não incluir lógicas de
controle nos PES executores de lógica de SIS e distingue o
mesmo do SDCD.
Obrigado
Contato:
Daniel Feliciano
[email protected]