65699-16: Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС) - Производители, поставщики и поверители

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС)

Номер в ГРСИ РФ: 65699-16
Производитель / заявитель: ООО "Энрима", г.Пермь
Скачать
65699-16: Описание типа СИ Скачать 325.8 КБ
65699-16: Методика поверки МП-242-2037-2016 Скачать 862.6 КБ
Нет данных о поставщике
Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС), далее - система СНКГВ, предназначена для:

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 65699-16
Наименование Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС)
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 513
Производитель / Заявитель

ООО "Энрима", г.Пермь

Поверка

Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

65699-16: Описание типа СИ Скачать 325.8 КБ
65699-16: Методика поверки МП-242-2037-2016 Скачать 862.6 КБ

Описание типа

Назначение

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока №4 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 (СО2) 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

Описание

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 - ультразвуковой.

6) влаги - по принципу психрометрического измерения влажности газа;

7) твердые (взвешенные) частицы - оптический (по интенсивности рассеянного света).

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 № 4 (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, СО2, 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 пыли DUSTHUNTER модели SP100 (регистрационный номер 45955-10);

- анализатор влажности HYGROPHIL H 4230-10 (регистрационный номер 52827-13);

- термопреобразователи сопротивления платиновые серии TR (TR10) (регистрационный номер 47279-11);

- преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP75 (регистрационный номер 41560-09);

- расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100/PR фирмы «SICK AG» (регистрационный номер 43980-10), определяющий скорость газового потока, в комплекте с блоком обработки данных (вычислитель) MCU, в котором рассчитывается объемный расход по измеренным данным скорости и введенного значения площади поперечного сечения газохода с учетом профиля скорости в измерительном сечении газохода.

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 блок обработки данных MCU, который входит в состав расходомера Flowsick 100/PR.

Усреднённый сигнал температуры отходящих газов, а также усредненный сигнал давления/разрежения в газоходе поступают от контроллера системы ПТК на вычислительный блок ультразвуковой измерительной системы.

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.

Возможность применения измерителя Flowsick 100 PR обоснована в «Экспертном заключении на конструкцию измерительного трубопровода за дымососом энергоблока № 4 «Системы непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 для нужд филиала «Рефтинская ГРЭС ОАО Энел ОГК-5», выданном ФГУП «ВНИИР» 26.08.2014 г.

Уровень ИВК обеспечивает автоматический сбор, диагностику и автоматизированную обработку информации по анализу выходных 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 № 4.

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, архивирование данных, передачу этой информации на АРМ и РСУ Блока №4.

В составе СНКГВ установлены два АРМ на базе промышленного компьютера SIEMENS SIMATIC IPC547D:

А РМ 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.

Внешний вид СНКГВ (контейнер) приведен на рисунке 1, вид внутри - на рисунке 2.

Рисунок 1 - Внешний вид контейнера

Рисунок 2 - Вид системы внутри контейнера

Место нанесения знака поверки

Рисунок 3 - Место нанесения знака поверки на табличку системы

Программное обеспечение

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), SO2,CO 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, СО2, 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.

И дентификационные 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 v1.3

Не ниже v1.3

Цифровой идентификатор ПО

4C049E4C1)

AC05E8692)

522fd4821)

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.

Технические характеристики

Таблица 2

Определяемые компоненты

Диапазоны измерений 1)

Пределы допускаемой основной погрешности

Номинальная цена единицы наименьшего разряда

объемной доли

массовой концентрации, мг/м3

абсолютной, А

относительной, 6, %

Оксиды азота NOx (в пересчете на NO2)

от 0 до 200 млн-1 (ppm) включ.

от 0 до 410 включ.

±16 млн-1

-

1 млн (ppm)

св. 200 до 1000 млн-1 (ppm)

св. 410 до 2050

-

±8

Оксид углерода (СО)

от 0 до 10 млн-1 (ppm) включ.

от 0 до 12,5 включ.

±2 млн-1

-

1 млн (ppm)

св. 10 до 100 млн-1 (ppm)

св. 12,5 до 125

-

±10

Определяемые компоненты

Диапазоны измерений 1)

Пределы допускаемой основной погрешности

Номинальная цена единицы наименьшего разряда

объемной доли

массовой концентрации, мг/м3

абсолютной, Д

относительной, 6, %

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 млн-1 (ppm)

-

1 млн (ppm)

св. 250 до 1000 млн-1 (ppm)

св. 715 до 2860

-

±8

Кислород (О2)

От 0 до 21 %

-

±0,2 %

-

0,01 %

Влага (Н2О)

от 2 до 20 %

-

-

±2 %

0,1 %

Твердые (взвешенные) частицы 2)

-

от 0 до 5 включ.

±25 % (приведенная к верхнему значению поддиапазона измерений)

-

0,1 мг/м3

-

св. 5 до 200

-

±25

Примечание:

1) Пересчет объемной доли млн-1 (ppm) в массовую концентрацию компонента (мг/м3) 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»

Таблица 3

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 1)

0,5

Диапазон времени усреднения показаний, мин

от 0,5 до 100

Примечание:

1) Перекрестная чувствительность для определяемых компонентов скомпенсирована введением поправок

Метрологические характеристики для измерительных каналов параметров газового потока приведены в таблице 4.

Таблица 4

Определяемый параметр 3)

Единицы измерений

Диапазон измерений 2)

Пределы допускаемой погрешности

Температура газовой пробы

оС

от -200 до +600

±(2,0 + 0,002|t|) оС (абс.)

Давление/разрежение

кПа

от -15 до +5

±1,5 % (привед.)

Объемный расход 1)

м3/ч

от 0,08-106 до 2,00-106

±8 % (отн.)

Примечания:

1) расчетное значение с учетом данных, приведенных в «Экспертном заключении на конструкцию измерительного трубопровода за дымососом энергоблока № 4 «Системы непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 для нужд филиала «Рефтинская ГРЭС ОАО Энел ОГК-5», выданном ФГУП «ВНИИР» 26.08.2014 г., и при скорости газового потока от 0,3 до 40 м/с.

2) диапазон показаний по каналу объемного расхода составляет 0- 2-106 м3/ч.

3) 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 ширина высота

6110

2380

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, оС 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

Знак утверждения типа

наносится на табличку системы внутри контейнера или на титульный лист Руководства по эксплуатации.

Комплектность

Комплектность поставки приведена в таблице 6.

Таблица 6

Наименование, изготовитель

Количество

Система СНКГВ (зав. № 513 ) в составе:

Термопреобразователь сопротивления серии TR10-B

6 шт.

Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP75

4 шт.

Расходомер газа ультразвуковой FLOWSICK 100 PR

2 шт.

Газоанализатор SWG -300 фирмы MRU GmbH

2 шт.

Анализатор влажности BARTEC HYGROPHIL® H 4230-10

2 шт.

Пылемер DUSTHUNTER SP100

2 шт.

ШКАФ ПТК 04HNA00GH001, ООО "Энрима"

1 шт.

ШКАФ АРМ ССОД 04HNA00GH003, ООО "Энрима"

1 шт.

ШКАФ АВР 04HNA00GH002, ООО "Энрима"

1 шт.

Контейнер специализированный, ООО "Энрима"

1 шт.

Программное обеспечение

Встроенное ПО контроллера, S7 CEMS2 v1.3, ООО "Энрима"

1 экз.

Автономное ПО АРМ, АРМ CEMS v1.3, ООО "Энрима"

1 экз.

Документация

Руководство по эксплуатации 2313.АТХ.01.ЭД.РЭ

1 экз.

Руководство оператора 2313.АТХ.01.ЭД.РО

1 экз.

Паспорт формуляр 2313.АТХ.01.ЭД.ПФ

1 экз.

Методика поверки МП-242-2037-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-242-2037-2016 «Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» «31» августа 2016 г.

Основные средства поверки:

1) для газоаналитических каналов и канала объемной доли паров воды:

- стандартные образцы состава - газовые смеси в баллонах под давлением CO/N2 (№ 10240-2013), O2/N2 (№ 10253-2013), NO/N2 (№ 10323-2013), NO2/N2 (№ 10331-2013), SO2/N2 (№ 10342-2013) CO2/N2 (№ 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 -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 от 4 до 40 м/с, 60 = 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 наклеивается на табличку системы внутри контейнера, как показано на рисунке 3, или на свидетельство о поверке на систему.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

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 10396-2006 «Выбросы стационарных источников. Отбор проб при автоматическом определении содержания газов».

4 ГОСТ 17.2.4.02-81 Охрана природы. Атмосфера. «Общие требования к методам определения загрязняющих веществ».

5 ГОСТ 8.578-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах».

6 ГОСТ 8.558-93 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры».

7 ГОСТ 8.596.(1-5)-2005 «Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств».

8 Техническая документация изготовителя.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока с использованием элементов АИИС КУЭ тяговых подстанций Забайкальской ЖД - филиала ОАО «Российские железные дороги» в границах Амурской...
Default ALL-Pribors Device Photo
65697-16
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Тюмень
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ Тюмень (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и перед...
Default ALL-Pribors Device Photo
65696-16
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Садовая
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Садовая (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пере...
Default ALL-Pribors Device Photo
65695-16
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Приморская (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и п...
Default ALL-Pribors Device Photo
65694-16
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Полунино
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Полунино (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и пер...