SIS独立设置的目的是避免操作人员使用控制系统的时候，对SIS产生人为干预的影响，同时在控制系统外配备1套SIS作为备用的自动停车手段，跟UPS是否独立没有直接关系。何况电源是一级负荷中的特别重要负荷！SIS是故障安全型，即使停电也是安全的！如果一级负荷停电，意味着至少是变电站系统停电，装置就该停了，能够实现装置停车就够了。工程技术人员要熟悉和了解相关规范，领会其中的科学道理，首先要搞清楚： 规范说独立设置指的是SIS和DCS要分别设置，没有说专用UPS！现在有些专家不管三七二十一，不搞清楚SIS的设置用意，不顾企业的实际情况，弄得工厂为难。说得严重点，要不要独立变电站和独立的高压外线？
17、设不设监视接口？
SIS的设置初衷之一是不需要人工干预自动执行防灾减灾动作的，所以，规定了SIS的独立设置和不设人机接口，放任SIS自动行事。包括安全PLC和执行机构都不设人为干预手段。
但是，随着石油化工等过程控制的工艺流程发展和对安全联锁的关注，老外也觉得SIS平时看不见，摸不着，只有联锁动作才知道，有点不甘心，操作人员有时也关心SIS是不是正常？于是有的项目就利用PLC的通信方式把一些数据传到有人机接口的DCS上显示，其实也是不符合IEC标准的初衷的。由于通信涉及PLC和DCS两个系统，采用串行接口或联网方式，不时会发生通信故障。这也是“通信”不可靠的由来。
倒是中国人没那么多顾虑，给PLC插块通信卡，接台PC机，画几幅图添上变量，取消报警灯屏，实现了高效、可靠、可观测、简洁好用。由于操作站是直接接在PLC的通信卡上，又没有别的任务，所以可靠性非常令人满意。后来又采用变送器代替开关检测，提高了可靠性和可观察性。
18、为什么要验证安全系统的功能？
仪表专业在设计工作中承担了很重要的工作：按照安全专业提交的资料，即为具备SIL等级的控制回路和联锁方案设计配备仪表和PLC，实现所需要的功能。到这一步按理说就应该完成工作了。但是！有人不相信仪表所做的设计和选配的仪表能够满足安全专业提出的安全功能的需要，于是就有了验证。
本来按照裁判员不当运动员的说法，应该由提出功能需要的安全专业进行验证，所需要的仪表性能由仪表专业提资料，就像仪表给配管提安装资料一样。可是，国内很多设计单位没有安全专业，有了安全专业也不会或者不愿意做此项工作。于是，验证工作还是由仪表专业来做，还“教”给仪表专业一套验证方法。
19、安全仪表系统失效率有用吗？
计算和确定安全仪表系统失效率需要仪表或元件的失效率，要仪表供应商提数据。于是有些进口仪表供应商提交了，有的交不出来就采用某公司整理的通用数据表，声称只适用于国外生产的仪表。难道国外不同公司、不同设计、不同制造的产品就一致吗？如果能用通用数据，还用得着供应商单独提供吗？仪表产品更新换代很快，平均5年到8年就彻底更新一代，有的连上一代产品的影子都没了，有积累失效率的机会和时间吗？国外的老牌仪表生产商采用收集故障仪表样品分析和模拟计算的方式，间接获取可靠性和失效率等数据，可信程度连老外自己都将信将疑。实际应用中，平均无故障时间计算出来为几十年的仪表，不也照样出故障吗？
20、为什么和失效概率联系起来？
IEC标准的HAZOP，LOPA，SIL等方法和评价程度是一种针对工业工艺装置部件的评估方法，用于评估过程运行可能的风险和可以正常运行操作的程度。在确定SIL等级和评估SIS设备是否能够满足安全需要的时候，要有失效率、可靠性、可用性等基础数据，这些数据是需要实验或根据数学模型计算得到的，而且每一种设备、仪表、部件等数据不一样，没有基础数据，评估方法和得到的结果就是无源之水、无本之木，是不符合实际的。这就是这些年来HAZOP安全评估和SIS的问题根源。
21、SIS和DCS在可靠性上有什么区别？
IEC的两项标准最初版本是20年前出的，电子器件和设备平均5年更新一代，现在的DCS的可靠性比20年前高出不知道多少倍！即使是20年前的安全PLC，其可靠性也不比DCS高！现在还说DCS的可靠性不如SIS，那就是偏见了。
虽然SIS的设计考虑到冗余容错和本身的故障安全，但受到高额认证费用的约束，制造商没有更新换代的积极性，反而是DCS每5年更新一代，紧密跟踪并采用现代电子技术和网络技术。
22、认证有什么作用和商机？
既然安全仪表功能SIF的PFD的计算那么烦，又那么没谱儿，有没有省事儿的路子呢？认证应运而生，德国的TUV等认证机构在中国大行其道，似乎只要经过认证的仪表那就是绝对安全可靠，是否真有用，无人知晓。
确实，IEC标准并没有规定认证的事儿，只给出了验证计算的方法。但是，对于使用者来说，要计算清楚那么多元器件组成的PLC、检测仪表不是一件简单事儿，所以早早就有安全PLC制造商取得认证来实现并证明安全功能符合IEC标准，为使用者提供了方便。
