АСУТП Цеха добычи нефти и газа на базе технических средств. 1. Общая характеристика цппн 1 Характеристика объекта
 Скачать 298.69 Kb.
|
|
1. Общая характеристика ЦППН 1.1 Характеристика объекта Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) предназначен для приема, подготовки обводненной нефти с дожимных насосных станций (ДНС) и установок предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), аварийного хранения обводненной и подготовленной нефти в резервуарах, очистки сточных и пластовых вод с последующей подачей их для использования в системе подержания пластового давления (ППД), а также перекачки нефти на ЦППН Лянторского месторождения [1]. В настоящие время на ЦППН Алехинского месторождения поступает на подготовку обводненная нефть с ДНС Биттемского, Ай-Пимского и предварительно обезвоженная нефть с УПСВ Камынского, ДНС-1,2,3 Нижнесортымского, Алехинского, Тромъеганского, Восточно-Тромъеганского, Тянского месторождений. Сырая нефть с месторождений НГДУ «Нижнесортымскнефть» четырьмя коллекторами поступают на узел переключения задвижек, после которого по трубопроводу направляется на установки подготовки нефти. Производительность ЦППН составляет 3 млн.т/год нефти. ЦППН включает следующие объекты: печи трубчатые блочные П-1,2 типа ПТБ-10 - 2 шт.; нефтяные сепараторы С-1,2 типа НГС-100 - 2шт.; газовый сепаратор ГС; отстойники О-1,2 типа ОГ-200 - 2 шт.; электродегидраторы ЭГ-1,2 типа ЭГ-200 - 2 шт.; концевые сепарационные установки КСУ-1,2 типа НГС-100 - 2шт.; насосная товарной нефти Н-1…3; узел учета нефти (УУН); резервуар для уловленной нефти объемом 50 м3; узел учета газа; резервуарный парк нефти РВС-1,2 объемом 10000 м3 каждый. 1.2 Описание технологического процесса ЦППНПодготовка нефтяной эмульсии на ЦППН осуществляется следующими методами: термическим, электрическим, а также отстаиванием и сепарированием. При нормальном технологическом режиме работы нефтяная эмульсия (Т=+12…23 0С, Р=0,7 МПа, обводненность до 13%) поступает на ЦППН через входную задвижку. Поступающая на ЦППН эмульсия направляется в нагреватели П-1,2 (входная задвижка открыта), где нагревается до Т=45…55 0С. Трубчатая печь является аппаратом, предназначенным для передачи нагреваемому продукту тепла, выделяющегося при сжигании топливного газа в топочной камере печи. Повышение температуры водонефтяной эмульсии приводит к ослаблению защитных оболочек, состоящих из асфальтово-смолистых и парафиновых веществ, прочность которых с нагревом уменьшается. При нагреве эмульсии уменьшается ее вязкость, а при уменьшении вязкости интенсифицируется движение частиц в нефти, от которого зависит их контактирование и слияние. В блочных автоматизированных печах типа ПТБ-10 подготавливаемая нефть равномерно распределяется по четырем параллельно работающим нагревателям. На выходе печей нефтяная эмульсия имеет следующие параметры: температура до Т=55 0С, давление Р=0,1…0,55 МПа. Далее нагретая нефтяная эмульсия поступает в промежуточные нефтяные сепараторы С-1,2 (тип НГС 1-10-3000-09Г2С), в которых отбирается газ, выделившийся при нагреве. Технологические параметры в сепараторе должны быть следующими: давление не более 0,55 МПа, температура до 55 0С, а также уровень газ-жидкость в пределах от 0,5 до 1,5 метров. Уровень газ-жидкость в сепараторе поддерживается в заданном диапазоне за счет использования клапана на выходе газа из сепаратора. С сепараторов С-1,2 отсепарированная нефтяная эмульсия поступает в отстойники О-1,2 (тип ОГ-200П), где происходит разделение дисперсионных систем методом отстаивания, т.к. плотность воды выше, чем у нефти, поэтому молекулы воды под действием силы земного притяжения осаждаются на дно отстойника. Вместе с водой осаждаются механические примеси. В отстойниках поддерживается уровень раздела фаз нефть-вода в пределах от 0,5 до 1,5 метров. Вода с механическими примесями выводится в дренаж. Максимальное давление в аппарате 0,5 МПа. Далее эмульсия поступает в электродегидраторы ЭГ-1,2. Каждая частица воды обладает электрическим зарядом, равномерно распределенным по ее поверхности и имеющим положительный или отрицательный знак в зависимости от кислотности воды. Под действием приложенного извне напряжения создается постоянное электрическое поле, и частицы воды, имеющие положительный заряд, направляются к отрицательному электроду, а частицы с отрицательным зарядом - к положительному электроду. Под воздействием электрического поля на частицы воды разрушаются их защитные оболочки, в результате столкновения частиц происходит их слияние и оседание капель воды на дно аппарата. При воздействии на эмульсию переменного электрического поля частицы воды находятся в колебательном движении, их защитные оболочки непрерывно меняют направление своей деформации и разрушаются, что способствует более качественной подготовке нефти. В электродегидраторе поддерживается уровень раздела фаз нефть-вода в пределах 0,3-0,7 м. В аппарате должны быть обеспечены следующие технологические параметры: давление до 0,4 МПа, уровень жидкости в аппарате не допускается меньше 3,3 м, для предупреждения оголения электродов трансформатора и появления свободного газа. Параметры трансформатора: напряжение от 13 до 22 кВ, сила тока до 250 А, максимальный уровень масла в бушинге 0,7 м, температура масла до 70 0С. Существует также необходимость контроля положения двери в трансформаторном блоке для предупреждения поражения человека электрическим током. С электродегидраторов нефтяная эмульсия поступает на последнюю ступень подготовки в концевые сепарационные установки КСУ-1,2. Концевые сепарационные установки предназначены для осуществления последней ступени сепарации нефти. В КСУ происходит последняя ступень разгазирования нефти при атмосферном давлении. Уровень нефти поддерживается в пределах от 0,5 до 2 м. Подготовленная товарная нефть с КСУ направляется в резервуары товарной нефти РВС-1,2. Резервуары оборудованы "маточником", с помощью которого нефть равномерно распределяется по всей площади резервуара. В товарных резервуарах происходит глубокий отстой, после которого через стояк высотой 2,6 м и задвижки подготовленная нефть направляется на насосные агрегаты внешней перекачки Н-1...3, через узел учета нефти (УУН) и блок контроля качества (БКК) на Лянторскую ЦППН. На насосных агрегатах Н-1…3 установлены следующие защиты: по минимальному давлению на приеме (предотвращение кавитации) (0,4 МПа), по максимальному давлению на выкиде (предотвращение прорыва трубопровода) (5,2 МПа), максимальной температуры подшипников (предотвращение перегрева) (70 0С) и максимального уровня утечек нефти сальников (0,2 м). На узле учета нефти измеряется расход жидкости в пределах от 0 до 300 м3/ч. Первая и вторая линия используются как рабочие, третья линия используется в качестве резервной. Контрольная линия предназначена для поверки рабочих линий. В блоке контроля качества производится замер плотности, вязкости и влажности нефти. Товарная нефть на выходе ЦППН отвечает требованием ГОСТ, если содержит не более 1 % воды. Для питания печей газ берется с газопровода УВСиНГ «Нижнесортымское месторождение - Лянторсая КС», поступает на газовый сепаратор ГС, где проходит дополнительную очистку. В ГС производится очистка топливного газа от капельной жидкости (конденсата). В газовом сепараторе с помощью клапана на выходе газового сепаратора по воде поддерживается уровень конденсата в пределах 0,5 до 1,1 м, а также давление в пределах от 0,2 до 0,6 МПа клапаном на входе в аппарат. Газ, выделившийся с С-1,2, КСУ-1,2, РВС-1,2 направляется на установку подготовки топливного газа (УПТГ). Пластовая вода с ЦППН, выделившаяся с отстойников и электродегидраторов, отправляется в дренаж, в подземные емкости, а далее отправляется на очистные сооружения С-Алехинского месторождения. Утечки нефти с насосных агрегатов Н-1…3, собираются в емкости Е-1. Уровень в емкости необходимо поддерживать в пределах от 0,5 до 2,5 м. При наполнении резервуара нефть откачивается насосным агрегатом Н-4 в трубопровод перед насосной товарной нефти. В помещениях насосной и УУН необходимо обеспечивать концентрацию горючих газов в предельно-допустимых нормах. В цехе предусмотрено наличие вытяжного вентилятора.2. Автоматизация процесса подготовки и перекачки нефти 2.1 Структура и функции системы автоматического управления технологическим процессом Автоматическую систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) можно разделить на три основных уровня иерархии: нижним уровнем является уровень датчиков и исполнительных механизмов, которые устанавливаются непосредственно на технологических объектах. Их деятельность заключается в измерении параметров процесса, преобразовании их в соответствующий вид для дальнейшей передачи на более высокую ступень (функции датчиков), а также в приеме управляющих сигналов и в выполнении соответствующих действий (функции исполнительных механизмов); средний уровень - уровень логического контроллера. Его функции: сбор информации, поступающей с нижнего уровня, ее обработка и хранение, выработка управляющих сигналов на основе анализа информации, передача информации о производственном участке на более высокий уровень; верхний уровень - автоматическое рабочее место (АРМ) . Этот уровень включает в себя сбор данных поступающих со среднего уровня, их накопление, обработку и выдачу руководящих директив нижним уровнем. На верхнем уровне АСУ ТП размещены мощные компьютеры, выполняющие функции серверов баз данных и рабочих станций и обеспечивающие анализ и хранение всей поступившей информации за любой заданный интервал времени, а также визуализацию информации и взаимодействие с оператором. Основой программного обеспечения верхнего уровня являются пакеты SCADA. 2.2 Описание функциональной схемы автоматизации ЦППН Автоматизация проводилась на следующих объектах: печи П-1,2; нефтяные сепараторы С-1,2; отстойники О-1,2; электродегидраторы ЭГ-1,2; газосепаратор Гс-1; концевая сепарационная установка КСУ-1,2; резервуарный парк Р-1,2; узел учета нефти; узел учета газа; насосные агрегаты Н1…3; Система автоматизации должна обеспечивать функции: управления технологическим оборудованием; регулирования технологических параметров; аварийных защит технологических аппаратов; функции контроля и регистрации. Функции управления: включение и выключение насосных агрегатов; открытие и закрытие автоматических задвижек и клапанов; запуск и останов трансформаторов электродегидраторов; автоматическое включение и выключение вытяжных вентиляторов. Регулирование технологических параметров: давления топливного газа (поз. 2а) в газовом сепараторе клапаном Кл-1; уровня конденсата (поз. 4а) в газовом сепараторе клапаном Кл-2; уровня нефтяной эмульсии (поз. 12а, 16а) в сепараторах клапанами Кл-3 и Кл-4 соответственно; уровня раздела фаз нефть-вода (поз. 19а, 22а) в отстойниках клапанами Кл-5 и Кл-6 соответственно; давления (поз. 24а, 27а) в электродегидраторах клапанами Кл-7 и Кл-9 соответственно; уровня раздела фаз нефть-вода (поз. 25а, 28а) в электродегидраторах клапанами Кл-8 и Кл-10 соответственно; уровня нефть-газ (поз. 31а, 34а) в КСУ клапанами Кл-11 и Кл-12 соответственно. Аварийные защиты технологических аппаратов: автоматический останов и блокировка трансформатора электродегидратора по параметрам: максимальной температуре масла (поз.23д, 26д), максимальному межфазному напряжению (поз.23е, 26е), и максимальной силе тока в обмотке трансформатора (поз.23з, 26з), по положению открыта дверь в трансформаторном блоке (поз.23г, 26г), минимальному уровню масла в трансформаторе (поз.23н, 26н), а также минимальном уровне нефти в аппарате (поз.23а, 26а); автоматическое отсечение резервуаров при достижении максимального уровня (поз.39а, 43а), автоматической задвижкой на входе (АЗ4, АЗ6), и минимального уровня (поз.38а, 42а), автоматической задвижкой на выходе (АЗ5, АЗ7); автоматический останов насосных агрегатов по следующим параметрам: минимальному давлению (поз.46а, 50а, 54а) на приеме (предотвращение кавитации), максимальному давлению на выходе (предотвращение прорыва трубопровода) (поз.46м, 50м, 54м ), максимальной температуры ч подшипников (предотвращение перегрева) (поз.46б, 50б, 54б), а также при максимальном и минимальном давлении на выходе с ЦППН (поз.44а). Функции контроля и регистрации: расхода (поз 8б) газа поступающего на УПТГ и печи; температуры (поз. 9а, 13а), давления (поз. 11а, 15а) и уровня (поз. 12а, 16а) в сепараторах; давления (поз. 17а, 20а) и уровня (поз. 19а, 22а) раздела фаз нефть-вода в отстойниках; напряжения (поз. 23е, 26е) и силы тока (поз. 23з, 26з) в обмотках трансформаторов электродегидраторов; давления (поз. 24а, 27а) и уровня (поз. 25а, 28а) раздела фаз нефть-вода в электродегидраторах; обводненности (поз. 29а) нефтяной эмульсии на выходе с электродегидраторов; давления (поз. 30а, 33а) и уровня (поз. 31а, 34а) в концевых сепарационных установках; уровня (поз. 38а, 42а) в резервуарах; давления (поз 44а) на выходе ЦППН; перепада давления (поз. 45а, 49а, 53а, 59а, 66а, 73а, 80а) на фильтрах; температуры (поз. 46б, 46в, 46г, 46д, 50б, 50в, 50г, 50д, 54б, 54в, 54г, 54д) подшипников насосных агрегатов; - давления (поз. 46м, 50м, 54м) на выкиде насосного агрегата; давления (поз. 61а, 68а, 75а, 82а), температуры (поз. 62а, 69а, 76а, 83а) и расхода (поз. 63б, 70б, 77б, 84б) нефти в линиях УУН; плотности (поз 85а), влажности (поз 86а) и вязкости (поз 87а) нефти в БКК. Управление нагревателями - П-1,2, осуществляется «Унифицированной системой автоматизации блочных нагревателей» (УСА-ТК). В связи с тем, что ПТБ-10 с завода изготовителя поступают на производство уже с собственной автоматикой, то в данном проекте автоматизация печей не рассматривалась. 2.3 Выбор технических средств автоматизации нижнего уровняперекачка нефть автоматический контроллер Обеспечение надежного управления и качественного регулирования немыслимо без соответствующего технического обеспечения. При разработке системы предполагается использование комплектующих удовлетворяющих как общеотраслевым, так и специфическим требованиям, обусловленным технологическим регламентом объекта. Общими для всех технических средств автоматизации являются следующие требования: все применяемые датчики, преобразователи, исполнительные механизмы должны быть выполнены только электрическими, средства пневмоавтоматики не предусматриваются; характеристики всех технических средств обязаны соответствовать требованиям по степени защиты от воздействия окружающей среды, по взрывопожаробезопасности, по климатическому исполнению, по устойчивости к воздействию пыли и влаги, по устойчивости к воздействию агрессивных сред. Также при выборе средств измерения, обработки информации и реализации функций управления и регулирования большое значение имеет экономическая целесообразность применения конкретного типа устройства и организационные вопросы, связанные с последующим техническим обслуживанием. Правильный подбор измерительных приборов имеет огромное значение, так как именно достоверность источника информации во многом определяет успех в выполнении поставленных задач. Отечественными и зарубежными производителями выпускается множество различных марок датчиков с различными характеристиками, предоставляя разработчику свободу выбора и возможность адекватного подбора комплектующих с необходимыми техническими характеристиками. Для измерения избыточного давления во всех аппаратах и трубопроводах используются датчики с основной погрешностью 0,1…0,25% и пределами измерения 0…100МПа. В данном проекте рассмотрены датчики различных фирм производителей: Метран-150-CG, Сапфир-22МПС-ДИ и Мида-13П. Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 - Сравнение датчиков избыточного давления
На основе результатов сравнения представленных датчиков избыточного давления наиболее подходящим по основным параметрам ( малая погрешность измерений, значительно большой диапазон измерений, более высокий срок службы) является датчик избыточного давления Метран-150-CG. Измерительный блок датчиков Метрана-150-CG состоит из корпуса и емкостной измерительной ячейки Rosemount. Емкостная ячейка изолирована механически, электрически и термически от измеряемой и окружающей сред. Измеряемое давление передается через разделительные мембраны и разделительную жидкость к измерительной мембране, расположенной в центре емкостной ячейки. Воздействие давления вызывает изменение положения измерительной мембраны, что приводит к появлению разности емкостей между измерительной мембраной и пластинами конденсатора, расположенным по обеим сторонам от измерительной мембраны. Разность емкостей измеряется АЦП и преобразуется электронным преобразователем в выходной сигнал[3]. Для измерения температуры в пределах -50…70 0С и с точность не менее 1% рассмотрены датчики различных фирм производителей: ТСМУ Метран-274МП, ИКЛЖ.405212.022 и ТСМУ-9418. Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2 - Сравнение датчиков температуры
На основе результатов сравнения представленных датчиков температуры наиболее подходящим по основным параметрам (широкий диапазон измерений, малая погрешность измерений, высокий срок службы и гарантии) является датчик температуры ТСМУ Метран-274МП. Принцип действия термопреобразователей сопротивления ТСМУ Метран-274МП основан на пропорциональном изменении его электрического сопротивлении в зависимости от температуры. Ра6очим органом термопреобразователя является чувствительный элемент, выполненный из медной проволоки[3]. Для измерения уровня и уровня раздела фаз в аппаратах под давлением и резервуарах, с основной погрешностью менее 0,5% были рассмотрены датчики различных фирм производителей: РУ-ПТ3, Сапфир- 22Р-ДУ, РУПТ-АМ и ДУУ4М. Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.3. Таблица 2.3 - Сравнение датчиков уровня
На основе результатов сравнения представленных датчиков уровня наиболее подходящим по основным параметрам (малая погрешность измерений, высокий срок службы и гарантии ) является датчик уровня Сапфир-22Р-ДУ. 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. Преобразователь может быть перенастроен потребителем на требуемый режим измерений по диапазону напряжения питания, виду выходного сигнала, плотности измеряемой среды. Имеются режимы работы с включенной или отключенной плавной регулировкой плотности [8]. Для измерения обводненности нефтяной эмульсии на выходе с электродегидраторов с погрешностью не более 2,5% были рассмотрены следующие датчики: УДВН-1ПМ, ВСН-2-ПП, BOECH и ВНП-100. Сравнения датчиков по основным параметрам приведены в таблице 2.4. Таблица 2.4 - Сравнение датчиков определения влажности
На основе результатов сравнения представленных датчиков влажности наиболее подходящим по основным параметрам (малая погрешность измерений, широкий диапазон измерений, высокий срок службы и гарантии, множество типов взрывозащиты) является датчик влажности УДВН-1ПМ. Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией. Вода и соли имеют нулевую оптическую плотность, а нефть практически непрозрачная жидкость с характерной оптической плотностью. Логарифмическая зависимость светопропускания смеси в зависимости от влагосодержания имеет линейный характер. В качестве исполнительных механизмов были рассмотрены механизмы фирм МЭО, PrimAR и AUMA. Таблица 2.5 - Сравнительный анализ исполнительных механизмов
На основе результатов проведенного анализа оптимальным является исполнительный механизм AUMA. Многооборотный привод AUMA - это привод, который передает арматуре крутящий момент при минимум одном полном обороте. Привод AUMA может выдерживать напор штока арматуры. Электрические многооборотные приводы AUMA применяются везде, где требуется автоматизация работы трубопроводной арматуры. Важным критерием является режим работы. Арматура может находиться в положении ОТКРЫТЬ-ЗАКРЫТЬ (режим отсекания), в промежуточном положении (режим позиционирования), или его положение можно изменять через небольшие промежутки времени для управления движением потока среды через трубопровод (режим регулирования). Все это нужно учитывать при выборе размера привода, поскольку объем нагрузки в значительной степени зависит от режима работы. Главное отличие замкнутой системы управления заключается в том, что изменение условий эксплуатации требует постоянного изменения положения приводной арматуры. Для подобных областей применения требуется частота срабатывания каждые несколько секунд [11]. Остальные датчики и исполнительные механизмы выбирались по такому же принципу, сравнения производились по тем же параметрам и приведены в Приложении Б. 3. Программируемый логический контроллер в системе автоматизации ЦППН 3.1 Назначение микропроцессорного контроллера Программируемый логический контроллер (ПЛК) - микропроцессорное устройство, архитектура которого ориентирована на решение основных задач АСУ ТП. ПЛК предназначен для работы в распределенной системе управления в реальном времени; в ПЛК работает фиксированный набор рабочих программ, размещенных в запоминающем устройстве контроллера. От небольших до мощных и высокоскоростных систем ПЛК обеспечивают самых требовательных заказчиков исчерпывающими возможностями и гибкостью при реализации современных сетевых решений в распределенных системах управления и контроля. Программируемый контроллер - это ядро системы автоматизации, он производит все математические вычисления и логические действия необходимые для управления технологическим процессом, формирует управляющие воздействия - выходные сигналы в зависимости от динамики протекания процесса. Основные функции ПЛК - это сбор, преобразование, обработка, хранение информации и выработка команд управления [10]. Современный ПЛК может обрабатывать дискретные, аналоговые и частотные сигналы, управлять клапанами, шаговыми двигателями, сервоприводами, преобразователями частоты, осуществлять регулирование (ПИД-регулятор). Высокие эксплуатационные характеристики делают целесообразным применение ПЛК везде, где требуется логическая обработка сигналов от датчиков. Применение ПЛК обеспечивает высокую надежность, простое тиражирование и обслуживание устройств управления, ускоряет монтаж и наладку оборудования, обеспечивает быстрое обновление алгоритмов управления. 3.2 Выбор микропроцессорного контроллера В настоящее время на рынке средств автоматизации представлено огромное количество программируемых логических контроллеров, как отечественного, так и зарубежного производства. Сравнительный анализ производился по зарубежным контроллерам, таким как: Simatic S7-300 фирмы Siemens, SLC-500 фирмы Rockwell Automation (Allen Bradley и ГАММА-11 фирмы Microchip Technology. Данные контроллеры были выбраны для анализа как наиболее подходящие по классу, характеристикам и ценовой категории. Сравнение программируемых логических контроллеров по основным параметрам приведено в таблице 3.1. Таблица 3.1 - Сравнение ПЛК
Контроллеры фирм Allen-Bradley и Siemens признаны лидерами в своем сегменте контроллеров, при этом хорошо зарекомендовали себя во многих странах. Альбатрос имеет небольшой опыт выпуска контроллеров средней и высокой мощности, но так как все основные элементы ПЛК изготавливаются за рубежом, что делает контроллер относительно надежным. Каждый из контроллеров имеет свои недостатки и достоинства. Выбор контроллера был сделан в пользу SLC-500, т.к. этот контроллер имеет оптимальное количество дискретных и аналоговых входов и выходов, при этом Allen-Bradley предлагает высококлассное обслуживание и техническую поддержку. 3.3 Выбор конфигурации контроллера При выборе конфигурации контроллера необходимо руководствоваться следующими параметрами: числом аналоговых портов ввода/вывода, числом дискретных портов ввода/вывода, используемый протокол обмена информацией с устройствами верхнего уровня и др. На основании списка перечня сигналов с нижнего уровня: аналоговых входов АI - 84 с сигналом 4-20мА; дискретных входов DI - 89 с сигналом 24В; дискретных выходов DО - 70 с сигналом 24В; частотных входов FI - 4. В качестве центрального процессора был выбран с учетом 15% резерва процессорный модуль 1747-L553. Данный центральный процессор поддерживает 96 аналоговых входа и выхода, до 4096 входным и выходных дискретных сигналов, до трех шасси, обеспечивает среднее время сканирования программы 0,9 мс, время сканирования входов/выходов 0,225 мс, а также коммуникационные порты Ethernet и RS-232. Для ввода аналоговых сигналов стандарта 4-20 мА выбран модуль 1746-NI16, который имеет 16 входов. Модуль обеспечивает ток нагрузки задней шины 125мА при 5В (75мА при 24В); ±20мА, 4-20мА, 0-1мА или 0-10мА [12]. Для ввода дискретных сигналов типа “сухой контакт” применены модули 1746-IB32 с внешним источником питания 24 В постоянного тока. Модули 1746-IB32 обеспечивают подключение 32 сигналов постоянного напряжения 24В по схеме с общей землей [13]. Выходные сигналы 24В постоянного тока формируются при помощи модуля 1746-OB32. Модули типа OB32 обеспечивают 32 транзисторных выходов постоянного напряжения 24В по схеме с общей землей [13]. Приведенные выше модули размещаются в шасси типа 1746-А13, имеющего 13 слотов для установки модулей, а также шасси типа 1746-А7, имеющего 7 слотов. |