Проект автоматизации сухой газоочистки

• 1 Перечень использованных сокращений…3
• 2 Наименование АСУ, шифр проектной документации и исходные данные для разработки проектной документации…4
• 2.1 Наименование:…4
• 2.2 Шифр разработки проектной документации:…4
• 2.3 Исходные данные для разработки проектной документации:…4
• 3 Назначение и цели внедрения…5
• 3.1 Назначение…5
• 3.2 Цели внедрения…5
• 4 Технологическое оборудование, режимы управления технологическим оборудованием, автоматические контура регулирования и блокировки установки…6
• 4.1 Аппаратурно-технологическая схема…6
• 4.2 Краткое описание технологического процесса очистки газа…6
• 4.3 Контролируемое технологическое оборудование…7
• 4.3.1 Группы технологического оборудования установки…7
• 4.3.2 Управление механизмами установки…13
• 4.3.3 Кадры управления механизмами установки с панели оператора…13
• 4.4 Блокировки между механизмами при пуске и при работе установки, реализованные программно-техническими средствами…17
• 4.4.1 Блокировки подачи свежего глинозема в установку из расходных бункеров свежего глинозема…17
• 4.4.2 Аварийная и предупредительная сигнализация…18
• 4.5 Контуры автоматического регулирования технологическим процессом…18
• 5 Общие сведения о программно-технических средствах…19
• 5.1.1 Общие сведения…19
• 5.1.2 Задачи управления оборудованием, индикации и визуализации параметров технологического процесса…20
• 5.2 Стандартизация и унификация компонентов…21
• 5.3 Электромагнитная совместимость, меры по снижению и подавлению наведенных помех…21
• 5.4 Электробезопасность…22
• 6 Аппаратные средства и программное обеспечение…23
• 6.1 Аппаратные средства нижнего уровня…23
• 6.2 Компоненты среднего уровня…23
• 6.2.1 Характеристика измерительных каналов контроллера…24
• 6.2.2 Характеристики циклического опроса входных сигналов контроллером…25
• 6.2.3 Быстродействие средств аварийной и предупредительной и сигнализации…26
• 6.2.4 Реакция АСУ на выданные оператором управляющие воздействия…26
• 6.3 Компоненты верхнего уровня…26
• 6.3.1 Аппаратные средства верхнего уровня…26
• 6.3.2 Программное обеспечение…27
• 6.4 Коммуникационная подсистема…28
• 6.5 Диагностирование компонентов…29
• 6.6 Защита информации от несанкционированного доступа…29
• 7 Конструктивное исполнение шкафов НКУ, пультов АРМ оператора и инженерной станции, монтаж шкафов в помещениях корпуса газоочистки.31
• 8 Режимы к эксплуатации оборудования…32
• 9 Надежность функционирования системы…33
• 10 Гарантийные обязательства, требования к сопровождению, ремонту и техническому обслуживанию оборудования…34
• Перечень использованных сокращений

Наименование АСУ, шифр проектной документации и исходные данные для разработки проектной документации

1.1 Наименование:

— Блок «сухой» газоочистки № 1 с газоходами и дымовыми трубами

1.2 Шифр разработки проектной документации:

— 63.112−4670.110.311-АП

1.3 Исходные данные для разработки проектной документации:

— Техническое Задание на проведение работ по реализации проекта АСУ ТП объекта Блок «сухой» газоочистки № 1 с газоходами и дымовыми трубами (приложение № 1 к договору № 79/2006 от 15.08.2006)

— Технические требования на разработку программного обеспечения АСУ ТП «Газоочистка V серии» (Строительство комплекса V серии цеха электролиза на 300 кА с обожженными анодами), филиал «ИркАЗ-СУАЛ»;

— Проект 112−4670.110.311-АП (Том1, Том2. Автоматизация технологических процессов), разработки ОАО «СибВАМИ»;

— Проект 112−4670.110.311-ЭМ (Том1, Том2. Электротехническая часть. Силовое электрооборудование), разработки ОАО «СибВАМИ»;

2 Назначение и цели внедрения

2.1 Назначение

Программно-технический комплекс АСУ предназначен для реализации заданных технологами ОАО «СибВАМИ» и ОАО «СУАЛ» филиала «ИркАЗ-СУАЛ» алгоритмов работы установки, оперативного управления технологическим оборудованием и обеспечения контроля технологических параметров установки «сухой» очистки газа (блок 1) комплекса V серии цеха электролиза в соответствии с используемой технологией очистки электролизных газов.

2.2 Цели внедрения

Основными целями внедрения являются:

— обеспечение максимально возможной степени автоматизации, дистанционного управления из операторского помещения (отм. +10.800) технологическим оборудованием установки и контроля параметров технологического процесса очистки электролизных газов;

— минимизация оперативных действий оператора, повышение эффективности его работы по управлению технологическим процессом, концентрация его внимания на выработке точных и эффективных решений по управлению установкой, ослабление влияния субъективных факторов (усталость, невнимательность и т. д.). Это достигается за счет автоматизации процесса сбора, первичной обработки данных о технологическом процессе, своевременном и наглядном представлении текущей информации оператору на мониторе АРМ и панели оператора;

— парирование ошибочных действий оператора-технолога при управлении технологическим процессом очистки электролизных газов за счет программной обработки правильности выбранных оператором действий и блокировки не правильных действий по управлению установкой в дистанционном режиме работы. Автоматическая реализация необходимых взаимных блокировок между исполнительными механизмами при формировании управляющих воздействий и передачи их к исполнительным механизмам;

— оперативный текущий контроль состояния механизмов и агрегатов, аппаратных и программных средств комплекса, а также параметров технологического процесса в работающей установке (с глиноземом) и отражение данной информации на мониторе АРМа оператора (состояние, температура, разрежение, давление, расход и пр.):

— обеспечение возможности для оператора-технолога с панели оператора и АРМа оператора изменения в заданных пределах уставок технологических параметров установки (температура, разрежение, давление, расход и пр.):

— реализация взаимных блокировок между технологическим оборудованием установки при пуске и во время работы с глиноземом, а при крайней необходимости возможность их временного исключения оператором;

— реализация автоматического прекращения подачи глинозема в работающую остановку при возникновении аварийного состояния от неисправности какого-либо технологического механизма или агрегата установки (по трактам подачи глинозема);

— выявление предупредительных, аварийных ситуаций в работающей установке, их архивирование и гарантированное оповещение (звуковой сигнал, лампа сигнализации) о предупредительном или аварийном событии оператора для принятия решения. Обеспечение отключения звукового сигнала оператором.

— архивирование текущих эксплуатационных и технологических параметров установки;

— информационная поддержка при расследовании причин аварийных и нештатных ситуаций, анализ общих тенденций и эксплуатационных характеристик, как отдельных механизмов и агрегатов, так и технологического процесса в целом в заданных интервалах времени за счет автоматического документирования получаемых данных и обеспечения режимов просмотра архивов.

3 Технологическое оборудование, режимы управления технологическим оборудованием, автоматические контура регулирования и блокировки установки

3.1 Аппаратурно-технологическая схема

Аппаратурно-технологическая схема «сухой» очистки газов (см. черт. 112−4670.110.311-АП.3 листы 1,2,3 проекта ОАО «СибВАМИ») включает в себя следующее основное оборудование

— расходные бункера свежего глинозема — 2 шт.;

— промежуточные бункера фторированного глинозема — 4 шт.;

— модули очистки электролизных газов в составе «реактор — рукавный фильтр» с системами импульсной регенерации рукавных фильтров — 12 шт.;

— дымососы — 6 шт.;

— вентиляторы высокого давления — 2 шт.;

— воздуходувки — 2 шт.;

— систему распределения и транспортировки свежего и фторированного глинозема, включающую в себя секторные затворы с ножевыми заслонками (18 шт.), течки, аэрожелоба и камерные пневмонасосы (4 шт.).

3.2 Краткое описание технологического процесса очистки газа

Очистка электролизных газов, содержащих фтористые соединения, пыль нетоксичную, диоксиды серы и углерода, осуществляется по схеме реактор-рукавный фильтр ФРИА-1250.

В реакторе-адсорбере в режиме аэровзвеси, характеризующейся развитой поверхностью взаимодействия фаз, происходит процесс соединения фтористого водорода с оксидом алюминия. Одновременно происходит адсорбция оксидом алюминия полициклических ароматических углеводов. Кроме того, в рукавных фильтрах при прохождении очищаемых газов через слой глинозема, осевшего на материале рукавов фильтров, продолжается и завершается процесс очистки газов. Очищенные газы с помощью дымососов выбрасывается в атмосферу через дымовые трубы.

Электролизные газы, подлежащие очистке, по входным газоходам из цеха электролиза поступают в нижнюю часть реакторов-адсорберов (п.1) газоочистной установки, далее направляются в рукавные фильтры ФР1-ФР12 (п.2) и по выходным газоходам дымососами (поз. 3.1…6) выбрасываются в дымовые трубы (п.4).

Свежий глинозем из расходных бункеров свежего глинозема (п.5) посредством секторных затворов (поз. 7.1−1, 7.1−2, 7.2−1, 7.2−2) поступает в распределительные коробки (п.9) и далее раздающими аэрожелобами чистого глинозема (п.5) подается в реакторы-адсорберы (п.1). Потоком газа глинозем подхватывается и выносится в рукавные фильтры ФР1-ФР12 (п.2), где происходит разделение твердой и газообразной фазы, то есть глинозем осаждается на тканевых рукавах. При регенерации рукавов глинозем ссыпается на днища рукавных фильтров. Затем глинозем распределяется на две части. Одна часть потока с помощью секторных затворов (поз.7.1−1…6, 7.2−1…6) подается обратно в реакторы-адсорберы. Таким образом, осуществляется рециркуляция глинозема, обеспечивающая увеличение времени контакта глинозема с очищаемыми газами. Другая часть потока с помощью сборных аэрожелобов (п.16) подается в промежуточные бункера фторированного глинозема (п.17) и камерными пневмонасосами (п.18) направляется в прикорпусной силос фторированного глинозема.

Очищенный газ, как уже было сказано выше, с помощью дымососов выбрасывается в атмосферу.

Для обеспечения работы регенерации рукавных фильтров РФ1-РФ12, камерных пневмонасосов, пневмоаппаратов (поз. 18) необходим сжатый воздух давлением 0,5−0,8 МПа, который подводится от компрессорной станции (часть ТП).

Для обеспечения работы аэрожелобов, распределительных коробок, расходных и промежуточных бункеров, сборных бункеров рукавных фильтров используется воздух от вентиляторов высокого давления (поз.20) и воздуходувок (поз.19).

3.3 Контролируемое технологическое оборудование

3.3.1 Группы технологического оборудования установки.

Все контролируемые технологические параметры установки, регулирующие воздействия на исполнительные механизмы проекта автоматизации 112−4670.110.311-АП и силовые привода проекта 112−4670.110.311-ЭМ уточнены в процессе проектных работ, согласованы с Заказчиком и реализованы средствами контроллера ПЛК (шкаф ШУ) и станций распределенного ввода/вывода ЕТ200М (шкафы ЕТ/1Щ, ЕТ/2Щ, СУРФ1…4, ШУД1,2, ШМУ1,2).

Согласно схеме функциональной автоматизации 112−4670.110.311-АП.3 (листы 1,2,3) разработки ОАО «СибВАМИ» технологическое оборудование установки разбито на следующие группы:

Входной газоход в блоки реакторырукавные фильтры ФР1-ФР6:

— клапаны присадки № 3,4 (поз. 35.3, 35.4) — режимы работы местный/дистанционный/ автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование температуры электролизных газов на входе газоочистную установку в начале газохода 1 подсосом атмосферного воздуха исполнительными механизмами поз. 35.3 или 35.4 (открыть/закрыть);

— контроль температуры электролизных газов в газоходе на входе в технологическое оборудование реактор — рукавный фильтр (ФР1-ФР3, ФР4-ФР6) — датчики температуры поз.2а-1…6;

— клапаны с приводом МЭО (поз. 2−1YA1…6) из проекта силовое электрооборудование 112−4670.110.311-ЭМ1.1 лист 22 — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, работы, крайних положений исполнительного механизма;

— контроль разрежения в газоходе на входе в технологическое оборудование реактор — рукавный фильтр (ФР1-ФР3, ФР4-ФР6) — датчики разрежения поз. 3а-1…6.

Входной газоход в блоки реакторырукавные фильтры ФР7-ФР12:

— клапаны присадки № 1,2 (поз. 35.1, 35.2) — режимы работы местный/дистанционный/ автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование температуры электролизных газов на входе газоочистную установку в начале газохода 2 подсосом атмосферного воздуха исполнительными механизмами поз. 35.1 или 35.2 (открыть/закрыть);

— контроль температуры электролизных газов в газоходе на входе в технологическое оборудование реактор — рукавный фильтр (ФР7-ФР9, ФР10-ФР12) — датчики температуры поз.2а-7…12;

— клапаны с приводом МЭО (поз. 2−2YA1…6) из проекта силовое электрооборудование 112−4670.110.311-ЭМ1.1 лист 22 — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, работы, крайних положений исполнительного механизма;

— контроль разрежения в газоходе на входе в технологическое оборудование реактор — рукавный фильтр (ФР7-ФР9, ФР10-ФР12) — датчики разрежения поз. 3а-7…12.

Группа дымососов № 1,2,3 (поз. 3.1, 3.2 и 3.3) с газоходами и дымовыми трубами (блоки реакторырукавные фильтры ФР1-ФР3, ФР7-ФР9):

— двигатели вентиляторов дымососов № 1,2,3 (проект электроснабжения) — режим работы местный/дистанционный, контроль готовности к работе, включенного состояния, контроль тока нагрузки двигателя, формирование сигналов на разрешение работы дымососа, аварийного сигнала на отключение дымососа. Контроллер ПЛК имеет канал связи Modbus типа «ведущий» с физическим соединением типа PS485. Протокол Modbus, используемый аппаратами Sepam 1000+, является разновидностью RTU Modbus. Ведущий Modbus может быть связан с несколькими Sepam 1000+;

— контроль температуры обмоток статора, сердечника статора двигателей дымососов № 1,2,3 (фазы 1,2,3) — датчики температуры поз. 3.1а-1…6, 3.2а-1…6, 3.3а-1…6 (поставка комплектно с двигателем);

— контроль температуры подшипников двигателей дымососов № 1,2,3 — датчики температуры поз. 3.1а-7,8, 3.2а-7,8, 3.3а-7,8 (поставка комплектно с двигателем)

— контроль вибрации двигателей дымососов № 1,2,3 — датчики вибрации поз. 3.1а-14,15, 3.2а-14,15, 3.3а-14,15;

— контроль температуры масла в ваннах опорных подшипников дымососов № 1,2,3 — датчики температуры поз. 3.1а-9,10, 3.2а-9,10, 3.3а-9,10;

— контроль температуры газов в газоходах перед дымососами № 1,2,3 — датчики температуры поз. 3.1а-11, 3.2а-11, 3.3а-11;

— контроль разрежения в газоходах перед дымососами № 1,2,3 — датчики разрежения поз. 3.1а-12, 3.2а-12, 3.3а-12;

— контроль давления в газоходах после дымососов № 1,2,3 — датчики поз. 3.1а-13, 3.2а-13, 3.3а-13;

— направляющие аппараты № 1,2,3 (поз. 1д-12, 2д-12, 3д-12) — режимы работы местный/дистанционный/автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование разрежения в газоходах на входе в дымососы № 1,2,3 управлением исполнительными механизмами поз. 1д-12, 2д-12, 3д-12 (открыть/закрыть);

— клапаны с приводом МЭО на входе дымососов № 1,2,3 (поз. 3−1YA2…3−3YA2) из проекта силовое электрооборудование 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 22, 23 — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, работы, крайних положений исполнительного механизма. Блокировка на пуск соответствующего дымососа при не закрытом положении соответствующего клапана;

— предупредительная сигнализация при пуске дымососов № 1,2,3;

— контроль включенного состояния сигнальных огней дымовых труб дымососов № 1,2,3 (из проекта управления сигнальными огнями дымовых труб);

— контроль концентрации HF газов в газоходах перед дымососами № 1,3 — газоанализаторы поз. 10а, б-1, 10а, б-3;

— контроль запыленности газов в газоходах перед дымососами № 1,3 — анализаторы запыленности поз. 11а-1, 11а-3.

Группа дымососов № 4,5,6 (поз. 3.4, 3.5 и 3.6) с газоходами и дымовыми трубами (блоки реакторырукавные фильтры ФР4-ФР6, ФР10-ФР12):

— двигатели вентиляторов дымососов № 4,5,6 (проект электроснабжения) — режим работы местный/дистанционный, контроль готовности к работе, включенного состояния, контроль тока нагрузки двигателя, формирование сигналов на разрешение работы дымососа, аварийного сигнала на отключение дымососа. Контроллер ПЛК имеет канал связи Modbus типа «ведущий» с физическим соединением типа PS485. Протокол Modbus, используемый аппаратами Sepam 1000+, является разновидностью RTU Modbus. Ведущий Modbus может быть связан с несколькими Sepam 1000+;

— контроль температуры обмоток статора, сердечника статора двигателей дымососов № 4,5,6 (фазы 1,2,3) — датчики температуры поз. 3.4а-1…6, 3.5а-1…6, 3.6а-1…6 (поставка комплектно с двигателем);

— контроль температуры подшипников двигателей дымососов № 4,5,6 — датчики температуры поз. 3.4а-7,8, 3.5а-7,8, 3.6а-7,8 (поставка комплектно с двигателем)

— контроль вибрации двигателей дымососов № 4,5,6 — датчики вибрации поз. 3.4а-14,15, 3.5а-14,15, 3.6а-14,15;

— контроль температуры масла в ваннах опорных подшипников дымососов № 4,5,6 — датчики температуры поз. 3.4а-9,10, 3.5а-9,10, 3.6а-9,10;

— контроль температуры газов в газоходах перед дымососами № 4,5,6 — датчики температуры поз. 3.4а-11, 3.5а-11, 3.6а-11;

— контроль разрежения в газоходах перед дымососами № 4,5,6 — датчики разрежения поз. 3.4а-12, 3.5а-12, 3.6а-12;

— контроль давления в газоходах после дымососов № 4,5,6 — датчики поз. 3.4а-13, 3.5а-13, 3.6а-13;

— направляющие аппараты № 4,5,6 (поз. 4д-12, 5д-12, 6д-12) — режимы работы местный/дистанционный/автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование разрежения в газоходах на входе в дымососы № 1,2,3 управлением исполнительными механизмами поз. 4д-12, 5д-12, 6д-12 (открыть/закрыть);

— клапаны с приводом МЭО на входе в дымососы № 4,5,6 (поз. 3−4YA2…3−6YA2) из проекта силовое электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 22, 23 — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, работы, крайних положений исполнительного механизма. Блокировка на пуск соответствующего дымососа при не закрытом положении соответствующего клапана;

— предупредительная сигнализация при пуске дымососов № 4,5,6;

— контроль включенного состояния сигнальных огней дымовых труб дымососов № 4,5,6 (из проекта управления сигнальными огнями дымовых труб);

— контроль концентрации HF газов в газоходах перед дымососами № 4,6 — газоанализаторы поз. 10а, б-2, 10а, б-4;

— контроль запыленности газов в газоходах перед дымососами № 1,3 — анализаторы запыленности поз. 11а-2, 11а-4.

Блок технологического оборудования (реакторы — рукавные фильтры ФР1-ФР3):

— контроль разрежения в газоходах на выходе из рукавных фильтров ФР1, ФР2, ФР3 — датчики разрежения поз. 12а-1, 12а-2, 12а-3;

— контроль давления сжатого воздуха в ресиверах систем регенерации рукавных фильтров ФР1, ФР2, ФР3 — датчики давления поз. 9а-1, 9а-2, 9а-3;

— контроль верхнего уровня глинозема в бункерах рукавных фильтров ФР1, ФР2, ФР3 — датчики уровня поз. 8а-1, 8а-2, 8а-3;

— контроль количества свежего глинозема подаваемого в блоки реакторы — рукавные фильтры ФР1, ФР2, ФР3) — датчики расхода глинозема поз. 6а-1, 6а-2, 6а-3;

— контроль разрежения в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР1-ФР3 — датчик разрежения поз. 3а-13;

— контроль температуры газов в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР1-ФР3 — датчик температуры поз. 2а-13;

— регулирующие клапаны рукавных фильтров ФР1, ФР2, ФР3 (поз. 12д-1, 12д-2, 12д-3) — режимы работы местный/дистанционный/автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование разрежения в газоходах на выходе рукавных фильтров исполнительными механизмами поз. 12д-1, 12д-2, 12д-3 (открыть/закрыть);

— система импульсной регенерации рукавных фильтров ФР1-ФР3 — соленоиды встряхивания 1YF1−1YF26, 2YF1−2YF26, 3YF1−3YF26. Система управления обеспечивает включение регенерации фильтров ФР1-ФР3 (каждого по отдельности) оператором из операторского помещения. Система работает в автоматическом режиме и обеспечивает контроль готовности к управлению, контроль работы, исправности силовых цепей соленоидов, возможность изменения длительности импульсов встряхивания, паузы между импульсами, паузы между сериями импульсов с панели оператора (шкаф ШУ) оператором;

— секторный затвор поз. 7.1−1 подачи глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР1-ФР3 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения секторного затвора;

— секторные затворы (поз. 12.1−1, 12.1−2, 12.1−3) рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР1-ФР3 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения;

— ножевые заслонки (поз. 14.1−1, 14.1−2, 14.1−3) прекращения/разрешения рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР1-ФР3 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 19, 20) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль состояния крайних положений.

Блок технологического оборудования (реакторы — рукавные фильтры ФР4-ФР6):

— контроль разрежения в газоходах на выходе из рукавных фильтров ФР4, ФР5, ФР6 — датчики разрежения поз. 12а-4, 12а-5, 12а-6;

— контроль давления сжатого воздуха в ресиверах систем регенерации рукавных фильтров ФР4, ФР5, ФР6 — датчики давления поз. 9а-4, 9а-5, 9а-6;

— контроль верхнего уровня глинозема в бункерах рукавных фильтров ФР4, ФР5, ФР6 — датчики уровня поз. 8а-4, 8а-5, 8а-6;

— контроль количества свежего глинозема подаваемого в блоки реакторы — рукавные фильтры ФР4, ФР5, ФР6) — датчики расхода глинозема поз. 6а-4, 6а-5, 6а-6;

— контроль разрежения в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР4-ФР6 — датчик разрежения поз. 3а-14;

— контроль температуры газов в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР4-ФР6 — датчик температуры поз. 2а-14;

— регулирующие клапаны рукавных фильтров ФР4, ФР5, ФР6 (поз. 12д-4, 12д-5, 12д-6) — режимы работы местный/дистанционный/автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование разрежения в газоходах на выходе рукавных фильтров управлением исполнительными механизмами поз. 12д-4, 12д-5, 12д-6 (открыть/закрыть);

— система импульсной регенерации рукавных фильтров ФР4, ФР5, ФР6 — клапана встряхивания 4YF1−4YF26, 5YF1−5YF26, 6YF1−6YF26. Система управления регенерацией обеспечивает включение оператором регенерации фильтров ФР4-ФР6 каждого фильтра по отдельности из операторского помещения (шкаф ШУ). Система работает в автоматическом режиме и обеспечивает контроль готовности к управлению, контроль работы, исправности силовых цепей соленоидов, возможность изменения длительности импульсов встряхивания, паузы между импульсами, паузы между сериями импульсов с панели оператора (шкаф ШУ) оператором;

— секторный затвор поз. 7.1−2 подачи глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР4-ФР6 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/автоматический, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения;

— секторные затворы (поз. 12.1−4, 12.1−5, 12.1−6) рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР4-ФР6 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения;

— ножевые заслонки (поз. 14.1−4, 14.1−5, 14.1−6) прекращения/разрешения рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР4-ФР6 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 19, 20) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль состояния крайних положений.

Блок технологического оборудования (реакторы — рукавные фильтры ФР7-ФР9):

— контроль разрежения в газоходах на выходе из рукавных фильтров ФР7, ФР8, ФР9 — датчики разрежения поз. 12а-7, 12а-8, 12а-9;

— контроль давления сжатого воздуха в ресиверах систем регенерации рукавных фильтров ФР7, ФР8, ФР9 — датчики давления поз. 9а-7, 9а-8, 9а-9;

— контроль верхнего уровня глинозема в бункерах рукавных фильтров ФР7, ФР8, ФР9 — датчики уровня поз. 8а-7, 8а-8, 8а-9;

— контроль количества свежего глинозема подаваемого в блоки реакторы — рукавные фильтры ФР7, ФР8, ФР9 — датчики расхода глинозема поз. 6а-7, 6а-8, 6а-9;

— контроль разрежения в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР7-ФР9 — датчик разрежения поз. 3а-15;

— контроль температуры газов в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР7-ФР9 — датчик температуры поз. 2а-15;

— регулирующие клапаны рукавных фильтров ФР7, ФР8, ФР9 (поз. 12д-7, 12д-8, 12д-9) — режимы работы местный/дистанционный, автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма, крайних положений исполнительного механизма. Регулирование разрежения в газоходах на выходе рукавных фильтров управлением исполнительными механизмами поз. 12д-7, 12д-8, 12д-9 (открыть/закрыть);

— система импульсной регенерации рукавных фильтров ФР7, ФР8, ФР9 — клапана встряхивания 7YF1−7YF26, 8YF1−8YF26, 9YF1−9YF26. Система управления регенерацией обеспечивает включение регенерации фильтров РФ7-РФ9 каждого фильтра по отдельности оператором-технологом из операторского помещения (шкаф ШУ). Система работает в автоматическом режиме и обеспечивает контроль готовности к управлению, контроль работы, исправности силовых цепей соленоидов, возможность изменения длительности импульсов встряхивания, паузы между импульсами, паузы между сериями импульсов с панели оператора (шкаф ШУ) оператором;

— секторный затвор поз. 7.2−1 подачи глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР7-ФР9 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения;

— секторные затворы (поз. 12.2−1, 12.2−2, 12.2−3) рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР7-ФР9 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения секторного затвора;

— ножевые заслонки (поз. 14.2−1, 14.2−2, 14.2−3) прекращения/разрешения рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР7-ФР9 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 19, 20) — режимы работы местный/автоматический, контроль готовности к управлению, контроль состояния крайних положений.

Блок технологического оборудования (реакторы — рукавные фильтры ФР10-ФР12):

— контроль разрежения в газоходах на выходе из рукавных фильтров ФР10, ФР11, ФР12 — датчики разрежения поз. 12а-10, 12а-11, 12а-12;

— контроль давления сжатого воздуха в ресиверах систем регенерации рукавных фильтров ФР10, ФР11, ФР12 — датчики давления поз. 9а-10, 9а-11, 9а-12;

— контроль верхнего уровня глинозема в бункерах рукавных фильтров ФР10, ФР11, ФР12 — датчики уровня поз. 8а-10, 8а-11, 8а-12;

— контроль количества свежего глинозема подаваемого в блоки реакторы — рукавные фильтры ФР10, ФР11, ФР12 — датчики расхода глинозема поз. 6а-10, 6а-11, 6а-12;

— контроль разрежения в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР10-ФР12 — датчик разрежения поз. 3а-16;

— контроль температуры газов в общем газоходе на выходе из рукавных фильтров ФР10-ФР12 — датчик температуры поз. 2а-16;

— регулирующие клапана рукавных фильтров ФР10, ФР11, ФР12 (поз. 12д-10, 12д-11, 12д-12) — режимы работы местный/дистанционный, автоматический, контроль готовности к управлению, работы, положения исполнительного механизма. Регулирование разрежения в газоходах на выходе рукавных фильтров управлением исполнительными механизмами поз. 12д-10, 12д-11, 12д-12 (открыть/закрыть);

— система импульсной регенерации рукавных фильтров ФР10, ФР11, ФР12 — клапана встряхивания 10YF1−10YF26, 11YF1−11YF26, 12YF1−12YF26. Система управления регенерацией обеспечивает включение фильтров РФ10-РФ12 каждого фильтра по отдельности из операторского помещения (шкаф ШУ) оператором. Система работает в автоматическом режиме и обеспечивает контроль готовности к управлению, контроль работы, исправности силовых цепей соленоидов, возможность изменения длительности импульсов встряхивания, паузы между импульсами, паузы между сериями импульсов с панели оператора (шкаф ШУ) оператором;

— секторный затвор поз. 7.2−2 подачи глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР10-ФР12 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения секторного затвора;

— секторные затворы (поз. 12.2−4, 12.2−5, 12.2−6) рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР10-ФР12 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения секторного зотвора;

— ножевые заслонки (поз. 14.2−4, 14.2−5, 14.2−6) прекращения/разрешения рециркуляции глинозема на блоки реактор — рукавный фильтр ФР10-ФР12 (проект силового электрооборудования 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 19, 20) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль состояния крайних положений.

Система контроля уровня глинозема в расходных бункерах свежего глинозема:

— контроль уровня глинозема в расходном бункере свежего глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР1-ФР6 — датчик уровня поз.7а-1;

— контроль уровня глинозема в расходном бункере свежего глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР7-ФР12 — датчик уровня поз.7а-2.

— блокировки на подачу свежего глинозема в бункера свежего глинозема (промежуточные реле).

Система контроля уровня глинозема в промежуточных бункерах фторированного глинозема:

— контроль уровня глинозема в промежуточном бункере фторированного глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР1-ФР3 — датчик уровня поз.7а-3;

— контроль уровня глинозема в промежуточном бункере фторированного глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР4-ФР6 — датчик уровня поз.7а-4;

— контроль уровня глинозема в промежуточном бункере фторированного глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР7-ФР9 — датчик уровня поз.7а-5;

— контроль уровня глинозема в промежуточном бункере фторированного глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР10-ФР12 — датчик уровня поз.7а-6.

Система подмешивания свежего глинозема из расходных бункеров свежего глинозема в промежуточные бункера фторированного глинозема:

— секторный затвор поз.7.1−3 подачи свежего глинозема в промежуточные бункера фторированного глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР1-ФР6 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения секторного затвора;

— секторный затвор поз.7.2−3 подачи свежего глинозема в промежуточные бункера фторированного глинозема для блоков реактор — рукавный фильтр ФР7-ФР12 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1 листы 17, 18) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы, контроль и регулирование скорости вращения секторного затвора.

Контроль вспомогательных систем газоочистки (воздуходувки — поз. 19, вентиляторы высокого давления — поз. 20, система сжатого воздуха от компрессорной):

— воздуходувки поз.19.1, 19.2 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы;

— контроль давления после воздуходувок — датчик давления поз.4а-1;

— контроль расхода воздуха после воздуходувок — датчик расхода поз.5а-1;

— контроль температуры подшипников воздуходувок — датчики температуры поз.13а-1, 13а-2, 13а-3, 13а-4;

— вентиляторы высокого давления поз.20.1, 20.2 (электротехнический часть 112−4670.110.311-ЭМ1.1) — режимы работы местный/дистанционный, контроль готовности к управлению, контроль работы;

— контроль давления после вентиляторов высокого давления — датчик давления поз.4а-2;

— контроль расхода воздуха после вентиляторов высокого давления — датчик расхода поз.5а-2;

— контроль расхода сжатого воздуха — датчик расхода поз.5а-3.

3.3.2 Управление механизмами установки

— управление клапанами (проект 112−4670.110.311-АП) — местный (реализован аппаратно, для опробования работы механизмов и работы в нештатных режимах) и дистанционный/автоматический от ПЛК;

— управление клапанами регенерации фильтров (проект 112−4670.110.311-АП) -дистанционное управление от ПЛК — включение переключателями установленных на двери шкафа ШУ. Работа систем только в автоматическом режиме, возможность изменения уставок системы с панели оператора;

— управление клапанами, ножевыми заслонками (проект 112−4670.110.311-ЭМ) — местный (реализован аппаратно) и дистанционный от ПЛК;

— управление воздуходувками, вентиляторами высокого давления (проект 112−4670.110.311-ЭМ) — местный (реализован аппаратно) и дистанционный от ПЛК;

— управление секторными затворами (проект 112−4670.110.311-ЭМ) — местное управление реализовано аппаратными средствами ПЧ, дистанционное управление из операторского помещения реализовано от контроллера ПЛК по сети Profibus частотных преобразователей. Регулирование подачи глинозема в реакторы — адсорберы производится регулированием скорости секторных затворов с помощью ПЧ;

— управление дымососами (проект электроснабжения) — местный (проект электроснабжения), дистанционный из операторского помещения — с экрана сенсорной панели оператора (от контроллера ПЛК по сети Modbus с помощью устройства измерения и защиты Sepam 1000+). Пуск дымососов возможен только при закрытых клапанах на всасывающем и нагнетательном патрубках. При повышении температуры выше заданной: в масляных ваннах, в обмотках статора, в сердечнике, в подшипниках двигателя, при повышенной вибрации дымосос отключается. Отключение от выше перечисленных технологических защит должно производиться автоматически и не зависеть от оператора-технолога;

3.3.3 Кадры управления механизмами установки с панели оператора

— Общий кадр дистанционного управления установки.

— Дымосос 1.

Для дымососов 2,3,4,5,6 кадры управления аналогичны.

— Рукавный фильтр ФР1.

— Система регенерации фильтра ФР1.

Для рукавных фильтров ФР2-ФР12 кадры управления аналогичны

— Вспомогательные системы.

— Подача свежего глинозема в рукавные фильтры ФР1-ФР6.

— Подача свежего глинозема в рукавные фильтры ФР7-ФР12.

— Регулирование температуры во входных газоходах.

3.4 Блокировки между механизмами при пуске и при работе установки, реализованные программно-техническими средствами

3.4.1 Блокировки подачи свежего глинозема в установку из расходных бункеров свежего глинозема

Подача исходного продукта в установку (по блокам реактор-рукавный фильтр ФР1-ФР3, ФР4-ФР6, ФР7-ФР9, ФР10-ФР12) из бункеров свежего глинозема запрещена при следующих ситуациях:

— без включения в работу соответствующих дымососов;

— при неоткрытых соответствующих клапанах силового оборудования (проект 112−4670.110.311-ЭМ);

— без включения в работу воздуходувок поз. 19.1 или 19.2;

— без включения в работу вентиляторов поз. 20.1 или 20.2;

— при отсутствии давления сжатого воздуха, воздуха после газодувок и вентиляторов;

— при отсутствии необходимых разрежений в газоходах;

— без включения в работу регенерации фильтров;

— при верхнем уровне глинозема в промежуточных бункерах фторированного глинозема;

3.4.2 Аварийная и предупредительная сигнализация.

Аварийная сигнализация включается при следующих случаях:

— отключение дымососа (с выделением причин);

— отключение воздуходувки поз.19;

— отключение вентилятора поз.20;

— снижение давления сжатого воздуха выше предельно допустимого;

— резкое падение разрежения (до 2000 Па) после рукавных фильтров;

— отключение регенерации фильтров;

— отключение секторных затворов поз. 7 и 12;

— достижение предельных уровней глинозема в бункерах чистого и фторированного глинозема;

— превышение температуры газов во входных газоходах 1 и 2 выше предельно допустимой;

— превышение концентрации HF газа уровня 10 мг/м3;

— отключения питания шкафов ШУ, ШУД1, ШУД2;

— отказ аппаратных и программных средств нарушающий ход технологического процесса.

Предупредительная сигнализация включается при следующих случаях:

— отклонение технологических параметров установки в пределах предаварийных;

— отказ оборудования не нарушающий ход технологического процесса;

— превышение уровня глинозема в бункерах рукавных фильтров.

3.5 Контуры автоматического регулирования технологическим процессом

В контроллере ПЛК реализованы следующие контуры автоматического регулирования технологическим процессом (в автоматическом режиме работы исполнительных механизмов проекта автоматизации 112−4670.110.311-АП):

— поддержание температуры электролизных газов в газоходах на входе в газоочистку в заданных пределах;

— стабилизация разрежения газов в газоходах на входе и выходе блоков реактор — рукавный фильтр находящихся в работе;

— стабилизация разрежения газов в газоходах на входе в дымососы находящихся в работе.

4 Общие сведения о программно-технических средствах

Программно-технические средства АСУ установки представляют собой автоматизированную информационно-управляющую вычислительную систему централизованного контроля и управления технологическим оборудованием установки.

Информация от различных датчиков полевого уровня КИПиА, органов управления и сигналов из релейно-контакторных схем управления силовых приводов использована для непрерывного контроля технологического процесса, состояния приводов (включен/отключен), для непосредственного управления в дистанционном режиме работы и оптимизации технологического процесса в автоматическом режиме работы механизмов с помощью средств контролера ПЛК.

Программируемый контроллер с базовым и прикладным программным обеспечением интегрирован в общую Клиент — Серверную систему с промышленным компьютером пульта АРМ оператора.

Техническое и программное обеспечение установки реализовано на базе современных средств измерения КИПиА, программируемого логического контроллера ПЛК со станциями распределенного ввода/вывода ЕТ200М (полевые станции), пультов АРМ оператора (OS01), инженерной станции (ES01), сервера системы управления (SE01), средств коммуникации и связи, обеспечивающих обработку интеграцию всей получаемой информации для управления технологическим процессом.

4.1.1 Общие сведения

АСУ установки обеспечивает:

— управление технологическим процессом очистки газа. Максимально возможную степень автоматизации при управлении технологическим оборудованием;

— строгое соответствие алгоритмов управления оборудованием установки логике технологического процесса;

— сбор и обработку информации на уровне контроллера ПЛК о состоянии технологических параметров, получаемых с первичных преобразователей (нижнего уровня);

— передачу информации на сервер БД верхнего уровня для дальнейшей обработки и хранения;

— непрерывную оценку состояния объекта автоматизации с выдачей необходимой информации оперативному персоналу в реальном масштабе времени.

— непрерывный круглосуточный режим сбора и анализа технологической информации;

— контроль и сигнализация аварийных и нештатных ситуаций, предпусковая сигнализация;

— представление информации о технологическом процессе в цифровом, текстовом, графическом виде и в виде мнемосхем; Максимально возможную визуализацию состояния оборудования и контролируемых технологических параметров в темпе протекания процессов;

— обеспечение разграничения доступа к данным и функциям, различным категориям пользователей

— высокую надежность каналов сбора и передачи данных;

— возможность оптимизации технологического процесса, согласованную работу технологического оборудования;

— уменьшение затрат на ремонтно-профилактические работы, защищая технологическое оборудование от перегрузок во время работы и исключая работу оборудования в холостую;

— уменьшения потребления энергоресурсов, оперативный учет потребления энергоресурсов;

— обеспечение безопасной работы технологического оборудования, парирование ошибочных действий обслуживающего оперативного персонала.

— своевременную реакцию на управляющие сигналы, а также на предаварийные и аварийные ситуации;

— надежность технических средств управления и контроля, простота их технического обслуживания и замены;

— возможность дальнейшего развития системы, расширения её функций в процессе эксплуатации путем увеличения состава аппаратных и программных средств, совершенствования рабочих программ пользователя.

Информация от различных датчиков полевого уровня КИПиА, органов управления и сигналов из релейно-контакторных схем управления силовых приводов использована для непрерывного контроля технологического процесса, состояния приводов (включен/отключен), для непосредственного управления в дистанционном режиме работы и оптимизации технологического процесса в автоматическом режиме работы с помощью средств контролера ПЛК.

Реализация необходимых алгоритмов и законов автоматического управления и регулирования осуществляется в рамках прикладного программного обеспечения контроллера ПЛК.

4.1.2 Задачи управления оборудованием, индикации и визуализации параметров технологического процесса

Задача визуализации в принципе сводится к индикации технологических параметров установки (сигналы от датчиков КИПиА полевого уровня), режимов работы и состояния электрооборудования, контролю технологического процесса в целом (нормальная рабата, аварийное и предаварийное состояние, отказы технических или программных средств) на мониторе АРМ оператора.

Перечень технологических параметров отображаемых на мониторе АРМ оператора, рабочих диапазонов технологических параметров, задаваемых с панели оператора или с пульта АРМ оператора, разработаны при проектировании прикладных программ АСУ и будут уточнены в процессе выполнения пусконаладочных работ.

Все органы индикации и управления АСУ подразделяются на основные и вспомогательные. Основные органы управления механизмами установки в дистанционном режиме работы, реализованы с помощью сенсорной панели оператора OP, расположенной на двери шкафа ШУ (операторская), функции визуализации технологического процесса реализованы в АРМ оператора (операторская).

К числу основных органов индикации и управления АРМ оператора относятся:

— видеомонитор пульта АРМ оператора;

— клавиатура и манипулятор «мышь» АРМ оператора.

Экран монитора АРМ оператора обеспечивает:

— отображение текущих значений эксплуатационных и технологических параметров на мнемосхемах технологического процесса;

— отображение графика текущего изменения выбранных оператором параметров технологического процесса;

— приоритетное отображение сообщений предупредительной и аварийной сигнализации;

— отображение сообщений о приеме и исполнении команд управления технологическим оборудованием (режим управления, рабочее состояние, положение, скорость вращения и пр.);

— отображение архивных эксплуатационных данных за требуемый период в цифровой или графической форме.

Клавиатура и манипулятор «мышь» АРМ оператора обеспечивает:

— управление режимами отображения (переключение мнемосхем, выбор цифровой или графической форм представления информации, задание режимов просмотра архивных данных и т. п.);

— подтверждение (квитирование) приема сообщений предупредительной и аварийной сигнализации;

— изменение заданных технологических параметров работы установки;

— изменение при необходимости взаимных блокировок между исполнительными механизмами.

Вспомогательные органы индикации и управления АСУ включают в себя световые индикаторы на модулях контроллера и станций распределенного ввода/вывода ЕТ200М, модулях УСО и активных компонентах коммуникационной подсистемы.

Вспомогательные органы индикации и должны использоваться персоналом службы автоматики установки в исключительных ситуациях: при отладке, диагностике или тестировании и поиске неисправностей оборудования АСУ.

4.2 Стандартизация и унификация компонентов

Для упрощения эксплуатации, ремонта и сопровождения, а также перспективного наращивания и модификации компоненты АСУ имеет открытую архитектуру, строится по магистрально-модульному принципу, обладает гибкостью и совместимостью со стандартными программно-техническими средствами смежных комплексов и систем. Унификация компонентов базируется на международных стандартах и охватывает как аппаратные, так и программные средства (соглашения о связях, протоколы, интерфейсы и т. д.).

Выбор стандартов, закладываемых в основу АСУ, удовлетворяет следующим условиям:

— наличие открытой документации на все уровни обеспечения;

— сокращение объема прикладного программирования, соответственно, и сроков проектирования;

— исключение монополизма производителей аппаратуры за счет применения взаимозаменяемых и совместимых изделий, хорошо освоенных в серийном производстве различными зарубежными и отечественными фирмами;

— обеспечение гибкости и живучести комплекса при сбоях и отказах его отдельных компонентов;

— обеспечение возможности перспективного наращивания комплекса в дальнейшем;

— снижение затрат на ввод в действие, эксплуатацию, ремонт и сопровождение комплекса.

Все серийные изделия АСУ имеют сертификаты Госстандарта Российской Федерации.

4.3 Электромагнитная совместимость, меры по снижению и подавлению наведенных помех

В связи с высокой скоростью обработки информации электронными коммуникациями и низким напряжением обрабатываемых сигналов проведены специальные мероприятия по обеспечению электромагнитной совместимости (ЕМС) при изготовлении шкафов НКУ и ПУ1/ АРМ оператора и ПУ2/ИС и сервера:

— пространственное разделение внутри шкафов сигнальных и силовых проводов;

— надежное соединение всех металлических частей корпуса шкафов НКУ и пультов с шиной выравнивания потенциала XPE;

— использование гасящих цепей для всех катушек реле и контакторов в шкафах НКУ;

— использование для сигнальных аналоговых цепей монтажных проводов и кабелей с парной скруткой в экране;

— прокладка сигнальных проводников вблизи заземленных элементов конструкции шкафа НКУ.

При прокладке сигнальных кабелей от датчиков и преобразователей сигналов полевого уровня к модулям ввода/вывода контроллера ПЛК и станциям распределенного ввода/вывода ЕТ200М приняты меры к снижению и подавлению наведенных электромагнитных помех:

— для подключения датчиков КИПиА и преобразователей аналоговых сигналов к модулям контроллера ПЛК и станций ЕТ200М использованы экранированные кабели с «витой парой» типа КУПЭВ с обязательными соединениями обоих концов экранирующей оплетки сигнального кабеля с заземлением «под болт» (например, — с массой шкафа НКУ). Если между концами кабеля имеется разность потенциалов, то по экрану кабеля может протекать ток, что может приводить к появлению помех в аналоговом сигнале. В таком случае экран следует заземлять только с одной стороны кабеля;

— для подключения датчиков и преобразователей дискретных сигналов к входным модулям контроллера ПЛК и станций ЕТ200М использованы экранированные кабели типа КВВГЭ с обязательными соединениями обоих концов экранирующей оплетки сигнального кабеля заземлением «под болт» (например, — с массой шкафа НКУ);

— не допускается использование жил одного и того же кабеля (общего кабеля) для входных/выходных сигналов (аналоговых 4−20 мА или дискретных =24 В) и силовых электрических цепей или сигнальных цепей с напряжением ~380 В, ~220 В;

— общие трассы прокладки для силовых и сигнальных кабелей по возможности минимизированы. При прокладке кабелей в корпусе газоочистки необходимо следить за разделением управляющих, сигнальных, информационных и силовых кабелей с различными сигналами и уровнями напряжения путем прокладки их на разных полках, в трубах, уровнях и под разными углами;

Шкаф контроллера ПЛК (ШУ), шкафы управления со станциями распределенного ввода/вывода (ЕТ/1Щ, ЕТ/2Щ, СУРФ1…4, ШУД1,2, ШМУ1,2, шкафы ШК1,2, пульт АРМа оператора соединены между собой медным проводником ПВ2 1×10 мм² для выравнивания потенциала через заземляющие шины XPE, установленные в них. Хорошие экранирующие свойства достигаются использованием контактных зажимов с большой площадью и хорошей проводимостью.

4.4 Электробезопасность

При проектировании электрооборудования комплекса учтены «Правила устройства электроустановок» (ПУЭ), «Межотраслевые правила по охране труда при эксплуатации электроустановок потребителей».