Автоматизация установки комплексной подготовки газа заполярного газонефтеконденсатного месторождения

105

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Кафедра автоматизации технологических процессов и производств

Дипломный проект

АВТОМАТИЗАЦИЯ УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ЗАПОЛЯРНОГО ГАЗОНЕФТЕКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Студент

Ляпустин Е.С.

Уфа

Содержание

Введение

1. Цех осушки газа УКПГ-1С

1.1 Назначение цеха осушки газа

1.2 Характеристика производства

1.3 Характеристики исходных, товарных и вспомогательных продуктов

1.4 Характеристика процесса осушки газа

1.5 Описание технологического процесса цеха осушки газа

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска

2.2 Регламент патентного поиска

2.3 Результаты поиска

2.4 Анализ результатов поиска

3. Автоматизация цеха осушки газа УКПГ-1С

3.1 Структура АСУ ТП ЦОГ

3.2 Описание функциональной схемы автоматизации

3.3 Описание технических средств автоматизации ЦОГ

3.4 Уровень автоматического управления (САУ)

3.5 Уровень оперативно-производственной службы промысла

4. Модернизация системы автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С путем подбора анализатора температуры точки росы

4.1 Формулировка задачи и анализ проблемы

4.2 Обоснование выбора анализатора

4.3 Разработка алгоритма автоматического регулирования подачи ДЭГ в абсорберы ЦОГ

5. Охрана труда и техника безопасности

5.1 Анализ производственных опасностей и вредностей

5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

5.3 Расчет параметров установки пожаротушения. Общая характеристика принятой установки пенного тушения.

6. Оценка экономической эффективности от замены анализатора температуры точки росы в ЦОГ

6.1 Характеристика ООО «Газпром добыча Ямбург»

6.2 Основные источники экономической эффективности проекта

6.3 Методика расчета экономической эффективности проекта

6.4 Расчет экономической эффективности проекта

Заключение

Список использованных источников

Приложение А. Перечень демонстрационных листов

Введение

Внедрение автоматизации становится неотъемлемой частью любых технологических процессов, которые в свою очередь становятся все более опасными и непредсказуемыми. Для исключения этих факторов и внедряются системы автоматизации, позволяющие управлять процессами на расстоянии и влиять на технологический процесс управляющими воздействиями с наибольшей точностью и меньшими технико-экономическими затратами.

В данном дипломном проекте рассмотрен цех осушки газа УКПГ-1С Заполярного газоконденсатного месторождения ООО «Газпром добыча Ямбург», обеспечивающий подготовку товарного газа с определенными показателями качества для дальнейшего его транспорта потребителю.

Целью дипломного проекта является автоматизация цеха осушки газа.

Задачами дипломного проекта являются:

- изучение технологии осушки и очистки природного газа;

- модернизация существующей системы автоматизации цеха осушки газа;

- разработка алгоритма автоматического регулирования подачи ДЭГ в абсорберы ЦОГ.

Актуальность автоматизации цеха осушки газа обусловлена необходимостью контроля за качеством осушенного газа, в том числе поддержанию необходимой температуры точки росы, во избежание последующего гидратообразования.

Таким образом, автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУТП) определяет согласованную работу оборудования в жестких условиях непрерывного производства, гарантирует полную информативность обслуживающего персонала и диспетчерских пунктов, отличается высокой оперативностью, что говорит о повышении уровня безопасности эксплуатации и возрастании надежности технологического оборудования.

При работе был использован технологический регламент эксплуатации установки комплексной подготовки газа УКПГ-1С Заполярного газонефтеконденсатного месторождения.

1. Цех осушки газа УКПГ-1С

1.1 Назначение цеха осушки газа

Установка предназначена для подготовки газа сеноманской залежи к дальнему трубопроводному транспорту. Генеральный проектировщик УКПГ-1С - ОАО «ВНИПИгаздобыча». Эксплуатацию УКПГ-1С осуществляет Заполярное НГДУ ООО «Ямбурггаздобыча».

Природный газ находится в условиях полного насыщения влагой (относительная влажность - 100%), и при снижении температуры возможно гидратообразование, и как следствие закупорка трубопровода. Образование гидратных пробок в трубопроводах газоконденсатных месторождений Крайнего Севера считается весьма серьезной аварией, ликвидация которой является чрезвычайно дорогим мероприятием. Стоимость ликвидации только одной крупной гидратной пробки даже в месте, доступном для передвижения транспортных средств, может составить несколько десятков тысяч долларов [1]. Цех осушки газа предназначен для очистки и осушки газа, что позволяет исключить гидратообразование и нарушение режима работы магистрального трубопровода. Качественным показателем товарного продукта - осушенного газа является его влагосодержание, которое измеряется по точке росы в градусах Цельсия. Этот показатель влияет на процесс перекачки газа и доставку его конечному потребителю, особенно это актуально в холодное время года, в связи с довольно низкими температурами окружающей среды.

Таким образом, при понижении влагосодержания газа уменьшаются затраты на его перекачку и транспортировку по магистральному трубопроводу, а так же увеличивается его качественные показатели как товарного продукта, что повышает экономическую эффективность работы установки комплексной подготовки газа.

1.2 Характеристика производства

УКПГ имеет в своем составе два параллельных технологических модуля, в которых производится подготовка природного газа к транспорту. В каждый технологический модуль входят:

- здание переключающей арматуры (ЗПА);

- цех осушки газа (ЦОГ);

- цех регенерации диэтиленгликоля (ДЭГ);

- здание огневых регенераторов ДЭГ.

Общими для всей УКПГ являются: служебно-эксплуатационный блок с операторной и узлом связи, цех регенерации метанола, здание огневых регенераторов метанола, технологическая насосная, площадка аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа, установка сбросов на свечу, свеча, газосборная сеть, узел подключения к магистральному газопроводу, и технологические объекты вспомогательного назначения.

Сырой газ по шлейфам с давлением от 9,74 до 7,8 МПа и температурой от 9,1 до 8,7 °С поступает во входные нитки ЗПА. Входные нитки ЗПА обеспечивают подачу газа из шлейфов на переработку или прекращение этой подачи, продувку и сброс газа из шлейфов на свечу, контроль и редуцирование давления газа. Сырой газ из входных ниток поступает в выходной коллектор, расположенный за пределами ЗПА. Из каждого выходного коллектора газ распределяется в 6 газопроводов и поступает к 6 однотипным технологическим линиям ЦОГ с фактической производительностью 11,0-11,5 млн. м³/сут. каждая. Из ЦОГ газ отводится на площадку охлаждения газа и поступает в магистральный трубопровод.

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена до уровня ниже минимальной температуры при транспортировании газа. Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошую антикоррозионность, стабильность по отношению к газовым компонентам при регенерации, простоту регенерации, малую вязкость и т.д. Большинству этих требований наилучшим образом отвечают ДЭГ и триэтиленгликоль (ТЭГ). Этиленгликоль -- простейший двухатомный спирт, используется в основном как ингибитор, не применяется для осушки. Как показали эксперименты в лабораторных и промышленных условиях, максимальное понижение точки росы газа при осушке ДЭГ обычно не превышает 30--35 °С, что довольно часто оказывается недостаточным. В связи с разработкой более глубоких газовых месторождений, температура газа которых значительная и в летнее время почти не понижается в коммуникациях до газоосушительных установок, потребовался более сильный влагопоглотитель. ТЭГ получают соединением трех молекул гликоля с образованием воды. Гликоли хорошо отбирают влагу из газов в большом интервале температур. При сравнении ДЭГ и ТЭГ необходимо иметь в виду, что ДЭГ более дешевый. Однако при использовании ТЭГ можно получить большее снижение точки росы газа (на 45--50 °С). Потери ТЭГ при регенерации значительно меньше, чем потери ДЭГ вследствие более низкой упругости паров. На ЦОГ в качестве сорбента используется водный раствор ДЭГ высокой концентрации.

при транспортировке газа по шлейфам - коллекторам (от кустов до УКПГ) происходит его охлаждение за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет незначительного дpосселиpования, связанного с потерями давления на трение. Природный газ находится в условиях полного насыщения влагой, поэтому при снижении температуры возможно гидратообразование. Для предотвращения гидратообразования и ликвидации образовавшихся кристаллогидратов предусмотрена централизованная подача в шлейфы - коллекторы ингибитора гидратообразования - метанола. Отработанный раствор метанола поступает на установку регенерации метанола.

1.3 Характеристики исходных, товарных и вспомогательных продуктов

Исходным сырьем является газ сеноманской газоносной толщи. Характеристика сырого газа, поступающего на установку осушки газа, приведена далее: CH₄ - 98.43% об., C₂H₆ - 0.11% об., C₃H₈ - 0.02% об., N₂ - 1.1% об., CO₂ - 0.35% об.

Получаемая на промысле товарная продукция - очищенный от механических примесей и капельной жидкости природный газ, имеющий следующие основные физико-химические и технические свойства:

- газ без цвета, запаха и вкуса;

- температура кипения -161,6 С;

- величина предельно-допустимой концентрации (ПДК) в производственном помещении 300 мг/м³;

- пределы взрываемости в смеси с воздухом: нижний - 4.5% об., верхний - 15% об.

Товарный газ должен соответствовать требованиям ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы. Технические условия», изложенным в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Требования к осушенному газу

Показатель	Значение показателей
	с 01.V по 30.IX	c 01.X по 30.IV
Точка росы газа по влаге, °С, не выше	-10	-20
Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше	-5	-10
Масса сероводорода, кг/м3, не более	7
Масса меркаптановой серы, кг/м3, не более	16
Объемная доля кислорода, %, не более	1,0
Теплота сгорания низшая, при 20 °С и 101,325 кПа, МДж/м3, не менее	32,5
Пределы взрываемости в смеси с воздухом: низший, % высший, %	4,9 16,0

В цехе осушки газа в абсорерах в качестве абсорбента применен раствор ДЭГ высокой концентрации. Характеристика ДЭГ приведена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика ДЭГ

Параметр	Величина
Плотность при 20 °С, кг/м3	1118
Температура кипения при 760 мм рт. ст., °С	245
Температура плавления, °С	- 8
Температура вспышки в закрытом тигле, °С	124
Температура воспламенения на воздухе, °С	350,5
Температура начала разложения, °С	164,5
Содержание: основного вещества, % масс., не менее влаги, % масс., не более этиленгликоля, % масс., не более	96,5 - 98,7 0,1 - 0,4 0,2 - 0,8
Число омыления на КОН, не более	0,1 - 0,4
Цветность по платинокобальтовой шкале, не более	15
Вязкость при 20°С, Па·с	0,145
Гарантийный срок хранения, мес.	6

Для борьбы с гидратами в качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол. Характеристика 100%-го метанола приведена в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика метанола

Параметр	Величина
Плотность при 20С, г/см3	0,792
Температура кипения, С	64,509
Температура плавления, С	- 97,88
Температура вспышки, С	8
Температура самовоспламенения, С	464
Вязкость при 20С, Па·с	0,817

1.4 Характеристика процесса осушки газа

Основными аппаратами абсорбционного процесса осушки газа являются абсорберы, в которых газ контактирует с абсорбентом, причем этот процесс осуществляется в ступенчатых (тарельчатых) колоннах. Механизм работы колонны с тарелками заключается в том, что каждая тарелка действует как самостоятельная ступень контакта для встречающихся и перемешивающихся паровых и жидких потоков, причем контактирующие фазы стремятся к равновесию. Основные недостатки таких абсорберов - сложность конструкции и высокое гидравлическое сопротивление.

Применение насадок в абсорберах решает эти проблемы. Основными конструктивными характеристиками насадки являются ее удельная поверхность и свободный объем. Конструкции насадок, применяемых в промышленных аппаратах нефтегазопереработки и нефтехимии можно разделить на две группы: нерегулярные (насыпные) и регулярные насадки [1]. Основной недостаток нерегулярных (насыпных) насадок, ограничивающий их применение в крупнотоннажных производствах, -- неравномерность распределения контактирующих потоков по сечению аппарата. Регулярные насадки, изготавливаемые из сетки, перфорированного металлического листа, многослойных сеток и т.д., обеспечивают более однородное, по сравнению с традиционными насадками из колец и седел, распределение жидкости и пара (газа) в колоннах. Кроме того, они обладают исключительно важным достоинством, таким как низкое гидравлическое сопротивление -- в пределе до 130 Па на 1 теоретическую тарелку. По этому показателю они значительно превосходят любой из известных типов тарельчатых контактных устройств.

В нашем случае в качестве насадки в абсорбере применяется регулярная насадка фирмы Sulzer Chemtech модели Mellapak 250Y, представляющая собой пакет гофрированных листов выполненных под фиксированной к вертикальной оси углом в 30⁰.

Применение регулярных насадок позволило обеспечить равномерное распределение потоков газа и абсорбента по поперечному сечению аппарата, непрерывное обновление контакта фаз, исключение прохождения газа без его контакта с поглотителем. Благодаря высокой массообменной эффективности и высокой производительности значительно снизились потери дорогостоящего абсорбента и расходы на осушку газа.

Основные факторы, влияющие на процесс осушки:

- температура процесса осушки. Увеличение температуры процесса способствует, при прочих равных условиях, повышению точки росы осушенного газа. Осушка газа гликолями проводится обычно при температуре 25-40 °С;

- давление процесса осушки. Чем выше давление газа, подвергающегося осушке, тем меньше он содержит водяных паров, и, следовательно, тем меньше потребуется циркулирующего раствора для его осушки до заданной точки росы;

- число тарелок в абсорбере. Эффективность осушки газа повышается с увеличением числа тарелок в абсорбере. Необходимый для осушки газа контакт между раствором жидкого поглотителя и осушаемым газом достигается при 10-16 тарелках в абсорбере, КПД тарелок обычно составляет 0,5-0,8;

- количество циркулирующего раствора гликолей. Чем большее количество циркулирующего раствора тем меньше требуется тарелок для снижения точки росы до заданного значения. При одном и том же числе тарелок с увеличением количество абсорбента достигается более высокая степень осушки [2].

1.5 Описание технологического процесса цеха осушки газа

В цехах осушки установлено по 6 идентичных технологических линий производительностью 10 млн. м³/сут. каждая.

Каждая линия содержит в своем составе:

- блок газосепаратора с промывочной секцией;

- блок абсорбера;

- арматурный блок абсорбера.

На линии входа газа в блок газосепаратора установлен кран проходной пневмоприводной Крп1 с байпасной линией, имеющей ручную задвижку, предназначенную для плавного набора давления в аппарате во время пуска установки.

Блок сепаратора представляет собой вертикальный аппарат диаметром 1800 мм и высотой 9980 мм. Нижняя, кубовая часть аппарата используется как ёмкость для сбора отсепарированной жидкости.

В средней и верхней частях аппарата размещены 4 тарелки. Первая над кубовой частью - сепарационная, предназначена для отделения от газа жидкой фазы. На ней установлено 112 центробежных сепарирующих элементов.

В середине аппарата две массообменные тарелки, содержащие по 190 массообменных элементов. На этих тарелках осуществляется отмывка газа рефлюксной водой от солей и механических примесей. Рефлюксная вода подается на верхнюю массообменную тарелку из емкости в здании установки регенерации ДЭГ насосами.

Верхняя тарелка предназначена для улавливания из потока газа капельной жидкости, она также оснащена 112 сепарирующими элементами.

Блок сепаратора кроме трубопроводов подвода и отвода газа обвязан следующими коммуникационными линиями:

- линия подвода рефлюкса на верхнюю массообменную тарелку;

- линии отвода из кубовой части промывочной и отсепарированной жидкости;

- дренажные линии, имеющие по одной задвижке.

На линии подвода рефлюкса установлены:

- клапан пневмоприводной, регулирующий Клр1, осуществляющий поддержание заданного количества подаваемой жидкости;

- вентили с ручным приводом на входе - выходе регулирующего клапана;

- байпасная линия с вентилями запорным и регулирующим;

-клапан обратный подъемный и последняя задвижка с ручным приводом.

На линии отвода промывочной и отсепарированной жидкости установлены:

- задвижки с ручным приводом;

- фильтр с дренажной задвижкой;

- клапан запорный Клз1, осуществляющий блокировку отвода жидкости из отсека накопления по нижнему предельному уровню;

- клапан регулирующий Клр2, осуществляющий поддержание заданного уровня в отсеке накопления отсепарированной жидкости;

- байпасная линия с задвижкой;

- два вентиля угловых, запорно-регулирующих на выходе линии. Вентилями устанавливается допустимый перепад давления на регулирующем клапане.

Газ, очищенный от пластовой воды, мехпримесей и солей, отводится с верха блока газосепаратора по трубопроводу и подается в блок абсорбера. Блок абсорбера представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат диаметром 1800 мм и высотой 12200 мм. Аппарат состоит из трех функциональных секций:

- нижняя, кубовая - используется как емкость для сбора жидкости;

- средняя - массообменная;

- верхняя - каплеотбойная.

Газ поступает в нижнюю часть блока абсорбера, поднимается в среднюю его часть, где на массообменных насадках «SULZER» происходит осушка газа за счет контакта с высококонцентрированным (регенерированным) РДЭГ. РДЭГ подаётся в абсорбер насосами блока установки регенерации на верхнюю и на среднюю часть насадочной массообменной секции. Удельная подача гликоля составляет приблизительно 2,0-2,5 кг/1000 м³ на каждую технологическую нитку.

После этого газ поступает в верхнюю - каплеотбойную секцию, предназначенную для предотвращения уноса ДЭГ с газом. Секция оборудована сепарационными ступенями с насадками «SULZER» и фильтр - коагулирующими насадками.

Осушенный газ отводится с верха абсорбера по трубопроводу и далее через клапан регулирующий Клр3 и кран пневмоприводной Крп2 подается в коллектор диаметром 1000 мм осушенного газа. Пневмоприводной кран Крп2 оснащен байпасной линией с задвижкой. Из коллектора газ поступает в пункт хозрасчетного замера.

Регулирование подачи и отвода абсорбента, а также отвод отделенной в абсорбере жидкости должно осуществляется с помощью коммуникационных технологических линий блока арматурного абсорбера.

Блок содержит следующие технологические линии:

- линию подвода РДЭГ в абсорбер;

- линию отвода НДЭГ из абсорбера.

На линии подвода РДЭГ установлены:

- клапан регулирующий Клр4, поддерживающий заданное количество подаваемого РДЭГ;

- задвижки с ручным приводом на входе и выходе линии;

- байпасная линия с задвижкой.

Между задвижками арматурного блока и абсорбером на линиях ввода РДЭГ установлены клапаны обратные;

На линии отвода НДЭГ установлены:

- задвижки с ручным приводом на входе и выходе линии;

- клапан запорный Клз2, осуществляющий блокировку отвода НДЭГ по нижнему предельному уровню в кубовой части абсорбера;

- клапан регулирующий Клр5, поддерживающий заданный уровень НДЭГ в кубовой части абсорбера;

- байпасная линия с задвижкой;

-сужающее устройство (диафрагма) и вентиль запорно-регулирующий угловой на выходе линии, обеспечивающие перепад давления на регулирующем клапане, не превышающий допустимый (2,5 МПа).

На линии отвода НДЭГ, на выходе из блока арматурного предусмотрена отключающая задвижка с ручным приводом.

Осушенный газ из ЦОГ сначала поступает на замер по коллектору в пункт хозрасчетного замера, содержащего три замерные нитки. После замера газ из ниток собирается в коллектор и поступает от пункта на площадку аппаратов воздушного охлаждения и далее, через охранный кран в магистральный газопровод.

Как мы видим, технологией предусмотрены регулирующие и запорные клапаны, проходные краны и факельные задвижки. Наша задача - с помощью средств автоматизации и контрольно-измерительных приборов обеспечить функции измерения, регулирования, аварийной сигнализации, дистанционного управления, сигнализации состояния и противоаварийной защиты оборудования цеха.

Рассмотрим нормы рабочих параметров (таблица 1.4) технологических процессов, соответствующие рабочим характеристикам участвующего в процессах оборудования, установленным техническими паспортами, инструкциями по эксплуатации или техническими условиями поставщиков этого оборудования.

Таблица 1.4 - Режимные параметры аппаратов осушки газа

Наименование аппарата, операции	Величина	Температура,С	Давление, МПа
Блок сепаратора
Расход газа, тыс. ст. м3/ч	420	2.5	8
Ввод жидкости промывочной, кг/ч	257	40	8.1
Вывод жидкости, кг/ч, не более	511	-	0.6
Уровень воды в аппарате, %	55	-	-
Блок абсорбера
Расход осушенного газа, тыс. ст. м3/ч	420	2.5	7.9
Ввод РДЭГ, кг/ч	1650	30	8.1
Вывод НДЭГ, кг/ч	1750	10	0.6

В целях обеспечения соответствующей кондиции товарного газа необходимо вести контроль основных показателей технологического процесса обработки газа. В таблице 1.5 представлены основные показатели технологического процесса и методы их контроля.

Таблица 1.5 - Параметры автоматического контроля технологического процесса

Показатель	Величина	Метод контроля
Аппарат блока сепаратора
Давление, МПа	8	Манометрический
Температура,С	-2…2,5	Контактный
Р на аппарате, МПа, не менее	0,02	Манометрический
Уровень в кубе, %	55	По шкале прибора
Входа промывочной жидкости
Расход, кг/ч	243…314	По шкале прибора
Выход жидкости
Давление, МПа, не менее	2,5	Манометрический
Блока абсорбера
Давление, МПа	8	Манометрический
Температура,С	-2…2,5	Контактный
Р на аппарате, МПа, не более	0,06	Манометрический
Уровень в кубе, %	55	По шкале прибора
Выхода сухого газа из абсорбера
Расход, тыс. ст. м3/ч	420…446	По шкале прибора
Давление, МПа	7,9	Манометрический
Температура,С	-2…2,5	Контактный
ТТР в зимний период, С	-20	По шкале прибора
ТТР в летний период, С	-10	По шкале прибора
Блок арматурный абсорбера (линия входа РДЭГ)
Расход, кг/ч	1430…1650	По шкале прибора
Температура,С	30	Контактный
Блок арматурный абсорбера (линия выхода НДЭГ)
Давление, МПа	0,6	Манометрический
Температура,С	10	Контактный

2. Патентная проработка

2.1 Направление поиска

В дипломном проекте рассматриваются вопросы автоматизации цеха осушки газа УКПГ-1С. Одна из основных задач при автоматизации - контроль содержания водяных паров в газе. На данный момент в ЦОГ установлены преобразователи точки росы «КОНГ-Прима-2», поэтому при проведении патентного поиска особое внимание было уделено способам определения влажности газа и устройствам для их осуществления.

2.2 Регламент патентного поиска

Патентный поиск проводился с использованием фондов УГНТУ по источникам патентной документации Российской Федерации. По зарубежным фондам поиск не проводился по причине их отсутствия.

Глубина поиска пять лет (2007 -2011 гг.). Поиск проводился по индексам международной патентной классификации (МПК) G01N25/66: «Исследование или анализ материалов с помощью тепловых средств путем определения влагосодержания путем определения точки росы», G01N27/12: «Исследование или анализ материалов измерением активного сопротивления твердого тела в зависимости от абсорбции текучей среды, твердого тела». При этом использовались следующие источники патентной информации:

- полные описания к патентам Российской Федерации;

- документы справочно-поискового аппарата;

- официальный бюллетень Российского агентства по патентам и товарным знакам «Изобретения. Полезные модели».

2.3 Результаты поиска

Результаты поиска приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Результаты патентного поиска

Страна	Индекс МПК	Номера просмотренных патентов	Выявленные аналоги
Россия	G01N25/66 G01N27/12	№ 2361196- 2408874 № 2442148	№ 2361196 Способ определения влажности природного газа после гликолевой осушки № 2408874 Низкотемпературный гигрометр № 2442148 Способ преобразования влажности газов в электрическое напряжение (ток) и устройство для его осуществления

2.4 Анализ результатов поиска

Рассмотрим более подробно аналоги, перечисленные в таблице 2.1.

Сущность способа (патент № 2361196) заключается в том, что газ пропускают над охлаждаемой поверхностью металлического зеркала и определяют значение температуры точки росы (ТТР). Газ при рабочем давлении подают в замкнутый объем, с помощью зеркала охлаждают весь газ до температуры, заведомо ниже ТТР. Устанавливают термогигрометрическое равновесие между выпавшим конденсатом и окружающим газом и измеряют массу выпавшей на зеркало воды. Находят абсолютное, приведенное к нормальным условиям влагосодержание, соответствующее насыщенному газу при температуре зеркала, по известным таблицам или графикам, связывающим влагосодержание газа с температурой точки росы при рабочем давлении. Рассчитывают полное приведенное влагосодержание исходного природного газа по установленномуматематическому соотношению, затем по тем же таблицам или графикам находят ТТР.

Низкотемпературный гигрометр (патент № 2408874), содержит генератор света для формирования светового потока и два зеркала. Причем одно зеркало оборудовано системой охлаждения с термометром для охлаждения его поверхности в процессе определения значения точки росы. Температура другого зеркала поддерживается стабильной и равной температуре слоев, окружающих его, атмосферы. В качестве генератора света применяют полупроводниковый лазер или лазерный диод, или светодиод, или люминесцентный диод, формирующий световой поток. На пути генератора света расположена плосковыпуклая линза. Световой поток после линзы взаимодействует с делителем с возможностью расщепления на два луча равной интенсивности. Лучи направляют через плосковыпуклые и стержневые линзы на соответствующие зеркала. На пути отраженных от поверхности зеркал световых потоков установлены последовательно плосковыпуклые линзы и фотодетекторы. Фотодетекторы вырабатывают сигналы, пропорциональные интенсивности световых потоков. Указанные фотодетекторы своими выходами связаны с соответствующими двумя входами блока обработки информации. Третий вход блока обработки информации подсоединен к выходу полупроводникового термометра. Выходы упомянутого блока подключены к информационному табло и к системе охлаждения. При этом световой поток на своем пути от генератора света до фотодетекторов заключен в световоды. Суть принципа действия прибора заключается в следующем. В исходный момент времени температуры зеркал и слоев атмосферы, окружающих прибор, равны между собой. Когда же прибор начнет работать, благодаря действию элемента Пельтье, температура первого зеркала начнет плавно понижаться и достигнет значения ТР, на его поверхности появляются капли росы, которые частично поглощают, а частично рассеивают энергию светового потока, падающего на поверхность этого зеркала. В результате чего интенсивность света, попадающего на вход одного фотодетектора, оказывается меньше, чем интенсивность света, попадающего на вход другого фотодетектора. Вследствие этого на дисплее блока возникает яркостная метка, выделяющая значение температуры, высвечиваемое на дисплее в тот же момент времени. Метка указывает на то, что температура первого зеркала, в данный момент времени, равна значению ТР окружающей прибор атмосферы.

Устройство для преобразования влажности газа (патент № 2442148) согласно изобретению содержит электродную пару из двух электродов, внутренний зазор между которыми заполнен непористым диэлектриком, а вся внешняя поверхность структуры покрыта влагочувствительным слоем, при этом электроды изготовлены из металлов с различными собственными потенциалами.

Технический результат, получаемый при реализации предложенного изобретения, состоит в том, что процесс электролитической диссоциации между электродами формируют путем выбора характеристик электродов с различными собственными потенциалами и, при подключении нагрузки, преобразуют э.д.с. в другую электрическую величину (напряжение/ток), в результате чего изменение влажности окружающей среды преобразуется непосредственно в напряжение (ток) без дополнительных преобразующих устройств.

Таким образом, проведенный патентный поиск подтвердил целесообразность применения анализаторов температуры точки росы основанных на конденсационном и диэлькометрическом способах измерения.

3. Автоматизация цеха осушки газа УКПГ-1С

3.1 Структура АСУ ТП ЦОГ

АСУ ТП УКПГ-1С предназначена для управления в реальном масштабе времени технологическим процессом комплексной подготовки газа, для обеспечения бесперебойной подачи запланированных объемов товарного газа требуемого качества с наименьшими эксплуатационными затратами.

Система обеспечивает:

- централизованный контроль состояния объектов;

- оперативное планирование работы УКПГ;

- ведение технологической базы данных;

- защита информации от несанкционированного доступа;

- сигнализацию отклонения технологических параметров от регламентных норм;

- дистанционное управление работой объектов автоматизации;

- регулирование параметров процесса по стандартным законам.

САУ технологическими процессами осушки газа строится на базе программно-технических средств системы I/A Series фирмы Foxboro. Данная архитектура I/A Series от Foxboro основана на концепции узла (Node), который являлся базовым элементом построения систем управления технологическими процессами. Узел представляет собой промышленный шкаф с набором модулей, объединенных между собой посредством шины Nodebus, и соединенных с рабочими станциями (операторскими и инженерными) и полевыми устройствами. В соответствии с этой архитектурой каждый узел системы работает независимо и выполняет все функции, связанные с автоматизацией процесса. Он может быть связан с другими узлами Foxboro или устройствами других фирм через совместимые сети.

3.2 Описание функциональной схемы автоматизации

Автоматика, средства контроля и управления по цеху осушки газа выполняют следующие функции (рисунок 3.2):

- дистанционное управление пневмоприводным краном Крп1 в обвязке технологических линий;

- дистанционное управление электроприводными задвижками 3ф1 и 3ф2 на линии сброса газа на свечу;

- измерение и аварийная сигнализация давления газа на входе в сепараторы датчиком перепада давления, поз. 1;

- местное измерение давления и температуры в сепараторах и абсорберах;

- автоматическое регулирование количества подаваемой промывочной жидкости на верхнюю массобменную тарелку сепаратора пневмоприводным регулирующим клапаном Клр1 по сигналу расходомера, поз. 12-1;

- измерение и регистрация количества подаваемой промывочной жидкости расходомером, поз. 12-1;

- автоматическое регулирование уровня жидкости в кубовой части сепаратора пневмоприводным регулирующим клапаном Клр2 по датчику уровня, поз. 3-1;

- аварийная сигнализация и автоматическая блокировка отвода жидкости из кубовой части сепаратора запорным клапаном Клз1 при минимальном уровне по сигналу датчика уровня, поз. 4-1;

- измерение и регистрация уровня жидкости в кубовой части сепаратора по датчику уровня, поз. 3-1;

- автоматическое регулирование количества подаваемого в абсорбер абсорбента регулирующим клапаном Клр 4 по сигналу расходомера, поз. 19-1 с коррекцией по команде влагомера, поз. 26-1;

- автоматическое регулирование уровня НДЭГа в кубовой части абсорбера регулирующим клапаном Клр5 по датчику уровня, поз. 15-1;

- аварийная сигнализация и автоматическая блокировка отвода НДЭГа из кубовой части абсорбера запорным клапаном Клз2 при минимальном уровне по сигналу датчика, поз. 16-1;

- измерение и регистрация уровня НДЭГа в кубовой части сепаратора по датчику уровня, поз. 3-1;

- автоматическое регулирование поддержание заданного расхода осушенного газа на выходе из абсорбера запорным клапаном Клр3 по сигналу расходомера, поз. 20-1 с коррекцией по давлению от датчика, поз. 21;

- измерение и регистрация расхода осушенного газа на выходе из абсорбера расходомером, поз. 20-1;

- измерение и регистрация влажности осушенного газа после абсорбера влагомером, поз. 26-1;

- измерение и регистрация давления осушенного газа в коллекторе и автоматическое закрытие крана Крп1 в обвязке технологической линии при аварийном падении давления газа в коллекторе от датчиков давления, поз. 23 и 24 и электроконтактного манометра, поз. 25.

В таблице 3.1 приведен перечень КИП и технических средств автоматизации (ТСА).

Таблица 3.1 - Перечень КИП и ТСА

Позиция	Наименование	Количество	Примечание
1, 21, 23, 24	Преобразователь избыточного давления Метран 43-ДИ-Ех	4	1ExibIIAT6X
2, 17	Преобразователь перепада давления Метран 43-ДД-Ех	2	1ExbIICT5X
3-1, 4-1, 15-1, 16-1	Уровнемер Сапфир 22 ДУ-Ех	4	0ExiaIICT6X
3-2, 4-2, 15-2, 16-2	Индикатор МИДА-ИЦ-201-Ех	4	1ExiaIICT5X
3-3, 12-2, 15-3, 19-3, 20-3	Преобразователь электрического сигнала в пневматический ЭП-3324-ЩМ8	5	0ExiaIICT6
3-4, 12-3, 15-4, 19-4, 20-4	Пневмопривод ПОУ-8	5	1ExdIICT5
4-3, 16-3	Переключатель сигнальный клапана КСП-8	2	1ExdIIBT4X
5, 6, 7, 8, 14, 18	Манометр показывающий МП4-УУ	6	1ExdIIBT5X
9, 10, 11	Термометр конденсационный показывающий ТКП-100М1	3	ExiaIICT6X
12-1	Счетчик ультразвуковой «Взлет РС»	1	0ExiaIIBT6X
13	Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205-Ех	1	1ExiaIICT6X
19-1	Измеритель расхода ЗАО «Фоксборо Технолоджис» первичный CFS10	1	1ExiaIICT5X
19-2	Измеритель расхода ЗАО «Фоксборо Технолоджис» вторичный CFT15	1	1ExiaIICT5X
20-1	Расходомер ультразвуковой «Гиперфлоу-УС»	1	1ExibIIAT6X
20-6	Термопреобразователь сопротивления ТСМУ 2005 CrI Eх	1	Невзрывоза-щищен
22, 25	Манометр электроконтактный ДМ2005 CrI Eх	2	1ExdIIBT4
26	Преобразователь точки росы типа КОНГ-ПРИМА-2	1	1ExsdIIAT3
27	Комплекс контроля загазованности Det-tronics	1	1ExsdIIAT3
28	Пускатель электромагнитный	2	0ExiaIICT6

Условия срабатывания системы ПАЗ и ее действия представлены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Действие системы ПАЗ

№ позиции защиты	Условие срабатывания	Действие защиты
1	Загазованность цеха осушки газа 10-20% НКПРП	1) Закрытие входного крана Крп1 2) Включение аварийной вентиляции
2	Превышение аварийной уставки уровня жидкости в сепараторе	Автоматическая отсечка запорного клапана Клз1
3	Достижение минимального уровня в абсорбере Lmin = 150 мм	Автоматическая отсечка запорного клапана Клз2
4	Превышение аварийной уставки давления на линии выхода газа из абсорбера Pmax = 8,8 МПа, Pmin = 7,0 МПа	1) Закрытие входного крана Крп1 2) Открытие задвижки 3ф1 на аварийной нитке

3.3 Описание технических средств автоматизации ЦОГ

Датчики давления Метран-43 предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - давления избыточного, разрежения, давления-разрежения, разности давлений, гидростатического (уровня) в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи. Взрывозащищенные датчики Метран-43-Ех имеют маркировку по взрывозащите 1ExiallCT5X или 1ExibllCT5X в зависимости от комплектности, соответствуют требованиям ГОСТ 22782.0, ГОСТ 22782.5 и предназначены для установки во взрывоопасных зонах помещений и наружных установок согласно главе 7.3. ПУЭ и другим нормативным документам, регламентирующим применение электрооборудования во взрывоопасных условиях [3].

Устройство и работа датчика Метран-43-Ех-ДИ. Датчик (рисунок 3.1) состоит из преобразователя давления (измерительный блок) и электронного преобразователя. Различные модели имеют унифицированный электронный преобразователь и отличаются лишь конструкцией измерительного блока. В качестве чувствительного элемента в датчиках используются тензопреобразователи.

Измеряемый параметр воздействует на мембрану измерительного блока и линейно преобразуется в деформацию чувствительного элемента, вызывая при этом изменение электрического сопротивления тензорезисторов тензопреобразователя, размещенного в измерительном блоке. Электронный преобразователь датчика преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Чувствительным элементом тензопреобразователя является пластина монокристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисторами, прочно соединенная с металлической мембраной тензопреобразователя.



Рисунок 3.1 - Схема датчика Метран-43-Ех-ДИ: 1 - корпус; 2 - тензопреобразователь; 3 - разделительная мембрана, 4 - электронный преобразователь; Р - измеряемое давление

Устройство и работа датчика Метран-43-Ех-ДД. Измерительный блок преобразователя состоит из корпуса, в верхней части которого закреплен тензопреобразователь. К нижней части корпуса приварена разделительная мембрана. Внутренняя часть корпуса между мембраной и тензопреобразователем заполнена жидкостью. К верхней части корпуса крепится электронный преобразователь. Измеряемое давление воздействует на разделительную мембрану и вызывает ее прогиб. Давление через жидкость передается на измерительную мембрану тензопреобразователя и вызывает ее деформацию. Электрический сигнал, возникающий от деформации измерительной мембраны, передается на электронный преобразователь 4 и преобразуется в стандартный токовый выходной сигнал.



Рисунок 3.2 - Схема измерительного блока датчика Метран -43-Ex-ДД: 1 - фланец; 2 - корпус; 3 - мембрана, 4 - центр, 5 - электронный преобразователь; 6, 7 - камера; 8 - тензопреобразователь, 0 - тяга

Между фланцем и корпусом крепится мембрана, к которой приваривается жесткий центр. Жесткий центр с помощью тяги соединен с рычагом тензопреобразователя.

При измерении разности давлений положительное давление подается в камеру 6, а отрицательное в камеру 7. Разница давлений, подаваемых в камеры 6 и 7, воздействует на мембрану и перемещает ее. Перемещение мембраны через жесткий центр и тягу передается на рычаг тензопреобразователя. Перемещение рычага вызывает деформацию мембраны тензопреобразователя, на которой расположены тензорезисторы. Деформация мембраны тензопреобразователя вызывает изменение сопротивление тензорезисторов, что приводит к возникновению электрического сигнала. Электрический сигнал измерительного блока поступает для обработки в электронный преобразователь.

Преобразователь измерительный уровня буйковый САПФИР-22ДУ-Ex.

Преобразователи (рисунок 3.3) предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами, в том числе, со взрывоопасными условиями производства и обеспечивают непрерывное преобразование значения измеряемого параметра - уровня жидкости или уровня границы раздела жидких фаз как нейтральных, так и агрессивных сред -- в стандартный токовый выходной сигнал дистанционной передачи [4].

Преобразователь состоит из измерительного блока (рисунок 3.5) и электронного преобразователя.

Рисунок 3.3 - Измерительный блок преобразователя измерительного уровня буйковый САПФИР-22ДУ-Ex: 1 - буек; 2 - рычаг; 3 - втулка; 4 - мембрана; 5 - гидравлический демпфер; 6 - лента; 7 - тензопреобразователь; 8 - клеммный зажим; 9 - дроссель; 10 - крышка; 11 - основание; 12 - трубчатый корпус; 13 - ограничитель; 14 - колпачок



Рисунок 3.4 - Электронный преобразователь измерительного уровня САПФИР-22ДУ-Ex: 1 - клеммная колодка; 2 - винт; 3 - крышка; 4 - плата; 5 - корпус; 6 - дополнительная крышка; 7 - плата; 8 - винт; 10 - канал, 11 - кабельный вывод; 12 - болт для заземления

При изменении измеряемого уровня происходит изменение гидростатической выталкивающей силы, воздействующей на чувствительный элемент - буек. Это изменение через рычаг передается на тензопреобразователь, размещенный в измерительном блоке, где линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов. Электронный преобразователь преобразует это изменение сопротивления в токовый выходной сигнал. Гидравлический демпфер, внутренняя полость которого заполнена вязкой жидкостью, сглаживает колебания.

Основные технические характеристики преобразователя представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические характеристики преобразователя измерительного уровня буйкового САПФИР-22ДУ-Ex

Параметр	Значение
Погрешность измерений, %	± 0,5; ± 1,0
Выходной сигнал, мА	4-20
Климатическое исполнение, °С	от -20 до +80
Взрывозащита	искробезопасная цепь, маркировка «0ExiaIICT6X»
Температура контролируемой жидкости, °С	-50…+120
Напряжение питания	24 В (питание должно осуществляться от искробезопасных выходов блоков БПС-24, или БПС-90, или ПТС-4, или других аналогичных блоков)
Потребляемая мощность, ВА, не более	1,2

Расходомеры ультразвуковые «ГиперФлоу-УС» (рисунок 3.5) предназначены для измерений расхода и объема природного газа и других газовых сред с приведением к стандартным условиям [5].

Рисунок 3.5 - Расходомер ультразвуковой «ГиперФлоу-УС»: 1 - термопреобразователь сопротивления; 2- блок электронный; 3- датчики пьезоэлектрические; 4 - датчик избыточного давления; 5 - коробка распределительная 6 - сетевой источник питания; 7 - барьер искрозащитный

По принципу действия расходомер относится к время-импульсным ультразвуковым расходомерам, работа которых основана на измерении разности времен прохождения зондирующих импульсов ультразвуковых колебаний по направлению скорости потока рабочей среды в первичном преобразователе, и против него. Возбуждение и прием зондирующих импульсов производится датчиками пьезоэлектрическими, устанавливаемыми на первичном преобразователе расхода. Попеременная коммутация режимов «прием-передача» пар датчиков обеспечивается блоком электронным.

При движении газа происходит снос ультразвуковой волны, который приводит к изменению времени распространения ультразвукового сигнала между датчиками. Время распространения сигнала по потоку уменьшается, а против него - возрастает.

Измеряемая прибором скорость является средней скоростью потока газа вдоль пути акустического сигнала. Для вычисления значения средней скорости потока через поперечное сечение измерительного участка необходимо знать значение поправочного коэффициента на распределение скоростей.

При этом средняя скорость потока газа через поперечное сечение измерительного участка () может быть вычислена по формуле:

. (3.1)

Значение К_г является функцией числа Рейнольдса (Re), шероховатости стенок трубопровода, расположения акустического луча и его вида.

Реальное значение К_г определяется при поверке и вводится в прибор в виде табличных данных размерностью 1х20.

Стандартными условиями, к которым приводится измеренный при рабочих условиях объём газа, являются:

температура 20 ^оС (293,15 К);

давление 760 мм. рт. ст. (0,101325 МПа).

Манометр показывающий МП4-УУ.

Данные манометры (рисунок 3.6) предназначены для измерения избыточного и вакуумметрического давления жидких и газообразных сред.

Принцип действия манометра основан на уравновешивании измеряемого давления силой упругой деформации трубчатой пружины или более чувствительной двухпластинчатой мембраны, один конец которой запаян в держатель, а другой через тягу связан с трубко-секторным механизмом, преобразующим линейное перемещение упругого чувствительного элемента в круговое движение показывающей стрелки.

Рисунок 3.6 - Манометр с трубчатой пружиной МП4-УУ2: 1 - трубчатая пружина; 2 - держатель; 3 - тяга; 4- зубчатый сектор; 5 - шестерня; 6 - стрелка; 7 - шкала; 8 - штуцер; P -измеряемое давление

Технические характеристики манометров МП4-УУ2 приведены в таблице 3.4

Таблица 3.4 - Основные характеристики манометров технических МП4-УУ2

Параметр	Значение
Диаметр, мм	160
Масса, кг, не более	1,2
Средний срок службы	10 лет
Предел измерений, кгс/см2	0…0,6; 1; 1,6; 2,5; 4; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400
Приборы выдерживают воздействие вибрации:	в диапазоне частот от 5 до 25 Гц с амплитудой до 0,1 мм
Класс точности:	1; 1,5

Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205-Ех.

Термопреобразователи предназначены для измерения температуры твердых, жидких, газообразных и сыпучих веществ. Обеспечивают непрерывное преобразование температуры в унифицированный сигнал постоянного тока 4...20 мА. Предназначены для работы в системах автоматического контроля, регулирования и управления технологическими процессами.

Термопреобразователи ТСМУ-205-Ех выполнены во взрывозащищенном исполнении и имеют маркировку взрывозащиты ExiaIICT6X. Взрывозащищенные термопреобразователи предназначены для применения во взрывоопасных зонах помещений в соответствии с установленной маркировкой взрывозащиты, требованиями гл. 7.3 ПУЭ, гл. 3.4 ПТЭЭП и других нормативных документов, регламентирующих применение оборудования во взрывоопасных зонах, где возможно образование взрывоопасных смесей категории IIC и групп взрывоопасности Т1 - Т6. Термопреобразователи состоят из первичного преобразователя (ПП) температуры и измерительного преобразователя (ИП) (рисунок 3.9). В качестве первичных преобразователей температуры используются термопреобразователи сопротивления 100П, Pt100, 100М и преобразователи термоэлектрические ХА (К).



Рисунок 3.7 - Термопреобразователь сопротивления ТСМУ-205-Ех: 1 - первичный преобразователь (ПП); 2- измерительный преобразователь (ИП); L - длина монтажной части ПП; d - диаметр монтажной части ПП

ИП предназначен для преобразования сигнала от первичного преобразователя в токовый выходной сигнал. ИП содержит компенсатор нелинейности входного сигнала и компенсатор температуры «холодного» спая для ТХАУ.

Под крышкой головки корпуса термопреобразователя на передней панели ИП расположены:

- потенциометр «0» подстройки нуля;

- потенциометр «Д» подстройки диапазона;

- клеммные соединители «+» и «-» для подключения питания 24 В (36 В) и нагрузки и два контактных штыря «R» для подключения первичного преобразователя;

- контактный штырь «земля» для подключения ИП к корпусу металлической головки АГ-10 посредством провода с наконечником.

Технические характеристики термопреобразователей ТСМУ-205Ех приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Основные характеристики термопреобразователей ТСМУ-205Ех

Параметр	Значение
Диапазон выходного сигнала, мА	4…20
Диапазон преобразования температуры, °С	-50…50, -50…100, -50…150, -50…180, 0…50, 0…100, 0…150, 0…180, 0…200
Класс точности	0,5
	1,428

3.4 Уровень автоматического управления (САУ)

В системе имеется два типа процессорных модулей:

процессоры рабочих станций (WP, AW) - компьютеры, к которым подключаются видеомониторы, клавиатура и другие устройства рабочих станций;

управляющие процессоры (CP60), к которым подключаются модули ввода/вывода полевой шины.

В качестве модулей ввода/вывода используются модули FBM (рисунок 3.10), монтируемые в каркасы и шкафы. К ним подсоединяются датчики технологических параметров и исполнительные устройства. Обмен данными с главной управляющей станцией выполняется по дополнительно резервируемой полевой шине на магистрали Ethernet 10 Мбит/с. Модули связи полевой шины (FCM) выполняют функции интерфейса между шиной 2 Мбит/с, используемой FBM, и полевой шиной Ethernet 10 Мбит/с. FBM могут использовать оба канала резервированной шины Ethernet, поэтому если один из них выйдет из строя или будет переключен на системном уровне, то модуль будет поддерживать связь по второму каналу.



Рисунок 3.8 - внешний вид FBM модуля

В данной схеме АСУ ТП ЦОГ используются следующие типы модулей ввода/вывода:

- интерфейсный модуль дифференциального входа 0-20 мА FBM211;

- интерфейсный модуль изолированных группой дискретных вводов FBM217;

- интерфейсный модуль вывода с изолированными каналами 0-20 мА и возможность резервирования FBM237;

- интерфейсный модуль с изолированными дискретными каналами вывода, записываемый от внешнего источника FBM242.

Интерфейсный модуль дифференциального входа FBM 211 содержит шестнадцать аналоговых каналов ввода 20 мА, каждый из которых принимает по двухжильному проводу сигналы от таких аналоговых датчиков, как преобразователи 4-20 мА или датчик 20 мА с автономным питанием. Каждый канал имеет дифференциальный вход, благодаря чему разница напряжений между каналами не приводит к ошибкам [6].

Модуль выполняет преобразование сигналов, необходимое для передачи входных электрических сигналов от полевых датчиков к дополнительно резервируемой полевой шине. Для обеспечения высокой точности в модуле установлен мультиплексируемый преобразователь сигма-дельта, совместно используемый всеми каналами, обеспечивающий считывание аналогового входа каждые 100 мс и конфигурируемый фильтр по среднему значению для устранения помех, создаваемых технологическим процессом, сглаживания колебаний частоты электропитания.

Интерфейсный модуль изолированных группой дискретных вводов FBM217 имеет 32 канала ввода, к каждому из которых может подключаться двухпроводный вход от источника напряжения постоянного тока. Клеммники модуля обеспечивают подключение дискретных вводов 60 В переменного тока, 120 В переменного/ 125 В постоянного тока или 240 В переменного тока. Каналы модуля изолированы группой, но каналы одного модуля между собой не изолированы. Модуль выполняет прикладную программу дискретного ввода или релейной логики, конфигурируемой опцией которых является время фильтрации входа [6].

Интерфейсный модуль вывода с изолированными каналами 0-20 мА и возможность резервирования FBM237 имеет восемь выходных аналоговых каналов 0-20 мА постоянного тока. Модули можно использовать по одному или в резервированных парах. При использовании в резервированной паре обеспечивается резервирование на уровне модулей полевой шины, а выходные сигналы от полевых устройств идут на общий клеммник. Каждый модуль из пары независимо пытается удержать выход (или выходы) на установленном значении выходного параметра.

Интерфейсный модуль с изолированными дискретными каналами вывода, записываемый от внешнего источника FBM242 имеет шестнадцать выходных дискретных канала. Подключаемые к нему клеммники поддерживают дискретный ввод для нагрузки 2 А при 60 В постоянного тока, релейные выходы (120 В переменного/ 125 В постоянного тока или 240 В переменного тока) или релейные выходы с распределением питания и предохранителями. Каждый вывод изолирован от других каналов и земли. Модуль выполняет прикладную, конфигурируемой программу опцией которой является конфигурация безопасного отключения [6].

Модули FBM имеют компактный дизайн с усиленной алюминием конструкцией корпуса для защиты микросхем. Шкафы, специально разработанные для установки модулей FBM, обеспечивают различные уровни защиты от воздействия окружающей среды, включая защиту при работе в опасных условиях. Модули можно снимать и заменять без отключения проводов от полевых устройств, силовых или сигнальных кабелей.