| Номер в госреестре | 66106-16 |
| Наименование СИ | Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 5 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока № 5 Рефтинская ГРЭС) |
| Изготовитель | ООО "Энрима", г.Пермь |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 5 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 5 Рефтинская ГРЭС), далее - система СНКГВ, предназначена для:
- непрерывного автоматического измерения массовой концентрации загрязняющих веществ: оксида углерода (СО), оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), диоксида серы (SO2), твердых (взвешенных) частиц, а также объемной доли кислорода (О2) и диоксида углерода (С02) и параметров (температура, давление/разрежение, скорость, влажность) и вычисления объемного расхода отходящих газов;
- сбора, обработки, визуализации, хранения полученных данных, представления полученных результатов в различных форматах;
- передачи по запросу накопленной информации на внешний удаленный компьютер (сервер) по проводному каналу связи.
Принцип действия системы основан на следующих методах для определения
1) всех компонентов (кроме кислорода) и Н2О - ИК спектроскопия,
2) кислорода - парамагнитный,
3) температуры - платиновый термометр сопротивления (изменение сопротивления сплава в зависимости от температуры);
4) давления/разряжения - тензорезистивный.
5) скорости газа - перепад давления.
6) влаги - по принципу психрометрического измерения влажности газа;
7) твердые (взвешенные) частицы - трибоэлектрический.
Система СНКГВ является стационарным изделием и состоит из 2-х уровней: уровень измерительных комплексов точки измерения (ИК ТИ); уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
В состав СНКГВ входит две точки измерения (ТИ): блок № 5 (газоходы А, Б). Для каждого газохода имеется комплект оборудования, приведенного ниже и расположенного в контейнерах. Комплекты объединены одним ПО (сервером).
Уровень ИК ТИ включает в себя следующие средства измерений утвержденного типа:
- газоанализатор SWG300 фирмы «MRU GmbH» (регистрационный номер 56769-14) для измерений объемной доли NOx (в пересчете на NO2), SO2, CO, С02, O2 для каждой точки измерения (ТИ), в комплект поставки которого входят пробоотборный зонд и линия транспортировки пробы на вход газоанализаторов с опцией подогрева и осушки пробы, для преобразования NO2 в NO используется молибденовый конвертер с коэффициентом преобразования не менее 70 %.
- анализатор влажности HYGROPHIL H 4230-10 (регистрационный номер 52827-13);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии ТR (TR10) (регистрационный номер 49519-12);
- преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP75 (регистрационный номер 41560-09);
- расходомеры-счетчики Deltatop исполнения Deltatop DP63D (регистрационный номер 58001-14) с осредняющими трубками и преобразователем дифференциального давления Deltabar S PMD75 (регистрационный номер 41560-09), применяемые в комплекте с прибором вторичным теплоэнергоконтроллером ИМ2300, исполнение ИМ 2300ЩМ1 для вычисления объемного расхода (регистрационный номер 45024-12);
- анализатор аэрозоля Sintrol S300 модификации S304 (регистрационный номер 32424-06), соответствующий ГОСТ Р ИСО 10155-2006 «Автоматический мониторинг массовой концентрации твердых частиц. Характеристики измерительных систем, методы испытаний и технические требования» только при условии градуировки прибора на объекте (для конкретных условий газохода), т.е. прямого соотнесения с референтным гравиметрическом ручным методом по ГОСТ Р ИСО 9096 либо по разработанной методике измерений.
Блок пробоподготовки (с насосом) предназначен для удаления из анализируемой пробы влаги и пыли, охлаждения пробы, в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО 10396-2006 «Выбросы стационарных источников. Отбор проб при автоматическом определении содержания газов».
Газоанализаторы SWG300 и анализаторы влажности HYGROPHIL H 4230-10 размещаются в специализированных контейнерах и подключаются к программно-техническому комплексу ПТК с использованием токового интерфейса 4 - 20 мА.
Аналоговый сигнал от первичных датчиков скорости потока передается на теплоэнерго-контроллер ИМ2300, исполнение ИМ 2300ЩМ1, который входит в состав расходомера-счетчика Deltatop исполнения Deltatop DP63D.
Усреднённый сигнал температуры отходящих газов, а также усредненный сигнал давления/разрежения в газоходе поступают от контроллера системы ПТК на вычислительный блок расходомера-счетчика.
Вычислительный блок производит расчет объемного расхода (с учетом измеренной скорости потока газа и площади сечения газохода), приведенного к условиям (0 оС и 760 мм рт.ст. в соответствии с требованиями РД 52.04.186-89) и по токовому интерфейсу (4..20) мА передает значение расхода в программно-технический комплекс ПТК.
Уровень ИВК обеспечивает автоматический сбор, диагностику и автоматизированную обработку информации по анализу отходящих газов в сечении газохода, автоматизированный сбор и обработку информации, а также обеспечивает интерфейс доступа к этой информации и ее предоставление в существующие АСУ ТП блока № 5.
В состав ИВК входят:
- программно-технический комплекс (ПТК);
- автоматизированные рабочие места АРМ;
- сетевое оборудование.
ПТК построен на базе резервированных контроллеров Siemens SIMATIC S7-300, которые обеспечивают сбор данных со средств измерений по токовому интерфейсу 4-20мА, архивирование данных, передачу этой информации на АРМ и РСУ Блока №5.
В составе СНКГВ установлены два АРМ на базе промышленного компьютера SIEMENS SIMATIC IPC547D:
АРМ ССОД совмещают функции АРМ оператора и АРМ инженера;
АРМ ЦУСД - центральное устройство сбора данных.
Контроллер со вспомогательным оборудованием размещается в специализированном шкафу ПТК с возможностью механической защиты и защиты от несанкционированного доступа. Шкаф ПТК устанавливается в помещении СНКГВ.
Аналоговые сигналы от средств измерений (4-20 мА или 0-5 мА) по сигнальным кабелям подаются от уровня ИК к уровню ИВК на модули аналоговых входов ПТК, где они нормализуются и преобразуются в цифровой код значений измеряемых величин. ПТК по цифровому
каналу передачи данных передает информацию в АРМ для дальнейшей обработки и вывода отчетов на печать.
В ИВК функционирует комплекс программ, использующих измеряемые параметры для реализации информационных и расчетных задач системы.
Измерительные каналы системы заканчиваются средствами представления информации:
- видеотерминалы АРМ пользователей СНКГВ;
- устройства вывода информации на печать (принтеры).
В состав СНКГВ входят поверочные газовые смеси для проведения корректировки нулевых показаний и чувствительности.
| Наименование | Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 5 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока №5 Рефтннская ГРЭС) |
| Сокращенное наименование | СНКГВ блока №5 Реф гинская ГРЭС |
| Серийный номер | 207 |
| Год выпуска | 2016 |
Система имеет встроенное и автономное программное обеспечение.
Встроенное программное обеспечение (контроллера) осуществляет функции:
- прием, регистрация данных о параметрах отходящего газа;
Автономное ПО (АРМ) осуществляет функции
- отображение на экране АРМ измеренных мгновенных значений массовой концентрации Nox (в пересчете на NO2), 802,СО и твердых (взвешенных) частиц, объемной доли О2, CO2 температуры и объемного расхода газового потока, приведение значений к нормальным условиям;
- автоматический расчет массового выброса (г/с) загрязняющих веществ - оксида углерода (СО), оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), диоксида серы (SO2), твердых (взвешенных) частиц;
- введение архивов данных измеренных значений (массовой концентрации NOx (в пересчете на NO2), SO2 и СО, объемной доли О2, С02, температуры и объемного расхода газового потока) и расчетных значений (массовых выбросов загрязняющих веществ) с усреднением в 1 секунду, и 20 минутных значений;
- автоматическое формирование суточного отчета на основе 20-ти минутных значений;
- формирование месячного, квартального и годового отчета на основе 20-ти минутных значений по запросу пользователя;
- визуализация процесса на дисплеях АРМ пользователей с помощью технологических схем с активной графикой, динамических сообщений, диаграмм, графиков, таблиц в соответствии со стандартами многооконной технологии Windows;
- вывод на печать по запросу необходимой оперативной или архивной информации;
- выполнение разработанных оперативных и неоперативных прикладных программ;
- поддержка многопользовательского, многозадачного непрерывного режима работы в реальном времени;
- регистрация и документирование событий, ведение оперативной БД параметров режима, обновляемой в темпе процесса;
- контроль состояния объектов управления и значений параметров, формирование предупреждающих и аварийных сигналов;
- дополнительная обработка информации, расчеты, автоматическое формирование отчетов и сохранением их на жесткий диск АРМ;
- обмен данными между смежными системами;
- автоматическая самодиагностика состояния технических средств, устройств связи;
- выполнение функций системного обслуживания - администрирование СНКГВ (контроль и управление полномочиями пользователей, переконфигурирование при модернизации системы).
Система имеет защиту встроенного программного обеспечения от преднамеренных или непреднамеренных изменений. Уровень защиты - «средний» по Р 50.2.077-2014.
Влияние встроенного ПО учтено при нормировании метрологических характеристик комплекса.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |
| Встроенное ПО (контроллера) | Автономное ПО (АРМ) | |
| Идентификационное наименование ПО | S7_CEMS2 | АРМ_CEMS |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже v1.1 | Не ниже v1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 580408821) 3801D7AO2) | 4e7bb36e1) |
| Алгоритм получения цифрового идентификатора | CRC32 | CRC32 |
| Примечание: 1) Значение контрольной суммы, указанное в таблице, относится только к файлам ПО указанной версии 2) Контрольные суммы для встроенного ПО S7 CEMS2 рассчитываются по двум модулям. | ||
Метрологические и технические характеристики для газоаналитических каналов приведены в таблицах 2 и 3.
| Определяемые компоненты | Диапазоны измерений 1) | Пределы допускаемой основной погрешности | Номинальная цена единицы наименьшего разряда | ||
| объемной доли | массовой концентрации, мг/м3 | абсолютной, А | относительной, 5, % | ||
| Оксиды азота NOx (в пересчете на NO2) | от 0 до 250 млн-1 (ppm) включ. | от 0 до 513 включ. | ±20 млн-1 (ppm) | - | 1 млн-1 (ppm) |
| св. 250 до 1000 млн-1 (ppm) | св. 513 до 2050 | - | ±8 | ||
| Оксид углерода (СО) | от 0 до 100 млн-1 (ppm) включ. | от 0 до 126 включ. | ±5 млн-1 (ppm) | - | 1 млн (ppm) |
| св. 100 до 200 млн-1 (ppm) | св. 126 до 252 | - | ±5 | ||
| Диоксид углерода (СО2) | от 0 до 2 % включ. | - | ±0,2 % | - | 0,01 % |
| св.2 до 20 % | - | - | ±10 | ||
| Диоксид серы (SO2) | от 0 до 250 млн-1 (ppm) включ. | от 0 до 715 включ. | ±20 | - | 1 |
| св. 250 до 1000 млн-1 (ppm) | св. 715 до 2860 | - | ±8 | ||
| Кислород (О2) | от 0 до 21 % | - | ± 0,2 % | - | 0,01 % |
| Влага (Н2O) | от 2 до 40 % | - | - | ±2 % | 0,1 % |
| Твердые (взвешенные) частицы2) | - | от 0 до 5 включ. | ±25 % (приведенная к верхнему значению поддиапазона измерений) | - | 0,1 мг/м3 |
| - | св. 5 до 150 включ. | - | ±25 | ||
| Примечания: 1 3 1) Пересчет объемной доли млн (ppm) в массовую концентрацию компонента (мг/м ) проводится с использованием коэффициента, равного для SO2 - 2,86; NO2 - 2,05; CO - 1,25 (при 0 оС и 760 мм рт. ст. в соответствии с РД 52.04.186-89). 2) При условии градуировки анализатора пыли, установленным на объекте, в соответствии с ГОСТ Р ИСО 9096 «Выбросы стационарных источников. Определение массовой концентрации твердых частиц ручным гравиметрическим методом» | |||||
| Параметр | Значение |
| Предел допускаемой вариации показаний, в долях от предела допускаемой основной погрешности | 0,5 |
| Предел допускаемого изменения выходного сигнала за 24 ч непрерывной работы, в долях от предела допускаемой основной погрешности | 0,5 |
| Пределы допускаемой дополнительной погрешности при изменении температуры окружающей среды на каждые 10 °С от номинального значения температуры 20 оС в пределах рабочих условий, в долях от предела допускаемой основной погрешности | ±0,5 |
| Предел суммарной дополнительной погрешности от влияния неизмеряе-мых компонентов в анализируемой газовой смеси, приведенных в п. 16, в долях от предела допускаемой основной погрешности* | 0,5 |
| Диапазон времени усреднения показаний, мин | от 0,5 до 100 |
| Примечание: * Перекрестная чувствительность для определяемых компонентов скомпенсирована введением поправок | |
Метрологические характеристики для измерительных каналов параметров газового потока приведены в таблице 4.
Таблица 4
| Определяемый параметр2) | Единицы измерений | Диапазон измерений | Пределы допускаемой погрешности |
| Температура газовой пробы | оС | от - 50 до + 400 | ±(2,0 + 0,002|t|) оС (абс.) |
| Давление/разрежение | кПа | от - 15 до + 5 | ±1,5 % (привед.) |
| Объемный расход1) | м3/ч | от 3-102 до 1106 | ±10 % (отн.) |
| Примечания: 1) расчетное значение при скорости газового потока от 0,3 до 40 м/с. 2) Номинальная цена единицы наименьшего разряда измерительных каналов: температуры 0,1 оС, давления 0,1 кПа, расхода 1 м3/ч. | |||
Технические характеристики приведены в таблице 5.
Таблица 5
| Параметр | Значение |
| Время прогрева, мин, не более | 30 |
| Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50±1) Гц, В | 230±23 |
| Габаритные размеры, мм, не более | |
| длина | 6110 |
| ширина | 2380 |
| высота | 2630 |
| Масса, кг, не более | 4000 |
| Потребляемая мощность, В • А, не более | 24700 |
| Средняя наработка на отказ (при доверительной вероятности Р=0,95), ч | 24000 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
| Условия окружающей среды диапазон температуры, °С диапазон атмосферного давления, кПа относительная влажность (при температуре +35 °С и (или) более низких температурах (без конденсации влаги)), % | от -40 до +40 от 84,0 до 106,7; от 30 до 98 |
| Условия эксплуатации (внутри контейнеров) диапазон температуры, С относительная влажность (без конденсации влаги), % диапазон атмосферного давления, кПа | от +5 до +35 до 95 от 84,0 до 106,7 |
| Параметры анализируемого газа на входе пробоотборного зонда | Диапазоны - в соответствии с указанными в таблицах 2 и 4 |
наносится на табличку системы внутри контейнера или на титульный лист Руководства по эксплуатации.
Комплектность поставки приведена в таблице 6.
Таблица 6
| Наименование | Количество |
| Оборудование | |
| Термопреобразователь сопротивления платиновый TR10 фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG" | 6 шт. |
| Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP75 Фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG" | 4 шт. |
| Первичный преобразователь DP63D для системы измерения расхода Deltatop Фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG" | 2 шт. |
| Преобразователь дифференциального давления Deltabar S PMD75 фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG" | 2 шт. |
| Г азоанализатор SWG -300 фирмы MRU GmbH | 2 шт. |
| Анализатор аэрозоля S304 фирмы Sintrol Oy | 2 шт. |
| Анализатор влажности Hygrophil 4230-10 фирмы Bartec GmbH | 2 шт. |
| Шкаф приборов 05СБ001, производства ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Шкаф ПТК 05СЯА01, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Шкаф АРМ 05С^01, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Шкаф АРМ 05GKE02, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Шкаф АВР 05BLX01, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Шкаф пневматики 05HNA00GH005, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Шкаф пневматики 05HNA00GH006, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Панель пневматики, ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Контейнер специализированный, производства ООО "Энрима" | 1 шт. |
| Программное обеспечение | |
| Встроенное ПО контроллера, S7 CEMS2 v1.1, ООО "Энрима" | 1экз. |
| Автономное ПО АРМ, АРМ CEMS v1.1, ООО "Энрима" | 1 экз. |
| Документация | |
| Руководство по эксплуатации 2207.АТХ.01.ЭД.РЭ | 1 экз. |
| Руководство оператора 2207.АТХ.01.ЭД.РО | 1 экз. |
| Паспорт формуляр 2207.АТХ.01.ЭД.ПФ | 1 экз. |
| Методика поверки МП-242-2053-2016 | 1 экз. |
осуществляется по документу МП-242-2053-2016 «Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 5 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 5 Рефтинская ГРЭС). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 17 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
1) для газоаналитичексих каналов и канала объемной доли паров воды:
- стандартные образцы состава - газовые смеси в баллонах под давлением СО/N (ГСО 10240-2013), O2/N2 ( ГСО 10253-2013), NO/N2 (ГСО 10323-2013), NO2/N2 (ГСО 10331-2013), SO2/N2 (ГСО 10342-2013), TO2/N2 (ГСО 10241-2013);
- генератор влажного газа эталонный «Родник-4М», пределы допускаемой относительной погрешности ПГС ±(1,5 - 2,5) %, (регистрационный номер № 48286-11)
2) для измерительных каналов параметров газового потока:
- калибратор температуры КТ-1 с диапазоном воспроизводимых температур от минус 20 до 110 оС (регистрационный номер № 29228-11)
- калибратор температуры КТ-2 с диапазоном воспроизводимых температур от 40 до 500 оС (регистрационный номер № 28811-12)
- аэродинамическая установка, диапазон измерений скорости воздушного потока 4 - 40 м/с, 50 = 1 %.
- калибратор давления пневматический Метран-505 Воздух-1 (регистрационный № 42701-09), с блоком опорного давления, диапазон измерений от 2 до 25 кПа, пределы допускаемой относительной погрешности ±0,015 %.
- калибратор многофункциональный портативный Метран 510-ПКМ (регистрационный № 26044-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на табличку системы внутри контейнера или на свидетельство о поверке на систему.
приведены в эксплуатационном документе.
1 Приказ Минприроды России № 425 от 07.12.2012 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений и выполняемых при осуществлении деятельности в области охраны окружающей среды, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений»
2 ГОСТ Р 50759-95 «Анализаторы газов для контроля промышленных и транспортных выбросов. Общие технические условия».
3 ГОСТ Р ИСО 10396-2012 «Выбросы стационарных источников. Отбор проб при автоматическом определении содержания газов».
4 ГОСТ 8.578-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах».
5 ГОСТ 17.2.4.02-81 Охрана природы. Атмосфера. «Общие требования к методам определения загрязняющих веществ"
6 Техническая документация изготовителя.
