Назначение
Комплекс экологического мониторинга КЭМ за содержанием выбросов в уходящих газах энергоблоков №№ 6,7,8 филиала Невинномысская ГРЭС ОАО «Энел Россия» (КЭМ блоков №№ 6, 7, 8 Невинномысская ГРЭС), далее - комплекс КЭМ, предназначен для:
- непрерывного автоматического измерения массовой концентрации загрязняющих веществ - оксида углерода (СО), оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), диоксида серы (SO2), а также объемной доли кислорода (О2) и параметров (температура, давление/разряжение, объемный расход, влажность) 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 комплекса 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 -
5) скорости газа - ультразвуковой.
Комплекс КЭМ является стационарным изделием и состоит из 2-х уровней: уровень измерительных комплексов точки измерения (ИК ТИ); уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
В состав КЭМ входит шесть точек измерения (ТИ): блок № 6 (газоходы А, Б), блок № 7 (газоходы А, Б), блок № 8 (газоходы А, Б). Для каждого блока имеется комплект оборудования, приведенного ниже и расположенного либо в контейнерах (для блоков №№ 6 и 8) либо в стационарном помещении (для блока № 7). Комплекты объединены одним ПО (сервером).
Уровень ИК ТИ включает в себя следующие средства измерений утвержденного типа:
- газоанализатор MRU SWG300 фирмы «MRU GmbH» для измерений объемной доли NOx (в пересчете на NO2), SO2, CO, 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;
- газоанализатор лазерный LDS6 фирмы «Siemens AG» (с каналом измерений паров воды);
- термопреобразователи сопротивления с пленочными чувствительными элементами ТСП Метран 200 модели Метран-226-02-1250-А-4-1-Н10-(-30+350)С-У1.1-ГП;
- датчики давления Метран-150CG2 (- 25...15 кПа) 2 2 1 1 L3AS5C1K01;
- измерители скорости газа FLOWSICK 100 модели FLOWSICK 100M фирмы «SICK AG», определяющие скорость газового потока. Объемный расход вычисляется по измеренным данным скорости и площади поперечного сечения газохода с учетом профиля скорости в измерительном сечении газохода.
- измеритель-регулятор (ТРМ138) для усреднения аналоговых входов и выдачу усредненного аналогового сигнала (для температуры и давления).
Газоанализаторы MRU SWG300 и LDS6 размещаются в специализированных контейнерах и в помещении КЭМ, подключаются к программно-техническому комплексу ПТК с использованием токового интерфейса 4..20 мА.
Аналоговый сигнал от первичных датчиков скорости потока передается на вычислительный блок, который входит в состав измерителя Flowsick 100M.
Усреднённый сигнал температуры отходящих газов, а также усредненный сигнал давления/разрежения в газоходе поступают от соответствующего измерителя-регулятора ТРМ138 на вычислительный блок ультразвуковой измерительной системы.
Вычислительный блок производит расчет объемного расхода (с учетом измеренной скорости потока газа и площади сечения газохода), приведенного к нормальным 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 100M обоснована в экспертном заключении ФГУП «ВНИИР».
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 блоков №6,7,8.
В состав ИВК входят:
- программно-технический комплекс (ПТК);
- автоматизированные рабочие места АРМ;
- сетевое оборудование.
ПТК построен на базе контроллеров Siemens SIMATIC S7-300, которые обеспечивают сбор данных от средств измерений по токовому интерфейсу 4..20мА, архивирование данных с привязкой к единому времени, передачу этой информации на АРМ и АСУ ТП блоков №6,7,8.
Контроллер со вспомогательным оборудованием размещается в специализированном шкафу ПТК с возможностью механической защиты и защиты от несанкционированного доступа. Шкаф ПТК устанавливается в помещении КЭМ.
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 КЭМ.
Измерительные каналы КЭМ заканчиваются средствами представления информации:
- видеотерминалы АРМ пользователей КЭМ;
- устройства вывода информации на печать (принтеры).
В состав КЭМ входят поверочные газовые смеси для проведения корректировки нулевых показаний и чувствительности.
Внешний вид КЭМ (контейнер) приведен на рис.1, вид внутри - на рис. 2.
Программное обеспечение
Комплекс имеет встроенное программное обеспечение. Программное обеспечение осуществляет функции:
— прием, регистрация данных о параметрах отходящего газа;
— отображение на экране АРМ измеренных мгновенных значений массовой концентрации NOx (в пересчете на NO2), SO2 и СО, объемной доли О2, температуры и объемного расхода газового потока, приведение значений к нормальным условиям;
— автоматического расчета валовых выбросов (г/с) загрязняющих веществ - оксида углерода (СО), оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), диоксида серы (SO2);
— введение архивов данных измеренных значений (массовой концентрации NOx (в пересчете на NO2), SO2 и СО, объемной доли О2, температуры и объемного расхода газового потока) и расчетных значений (валовых 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 КЭМ (контроль и управление полномочиями пользователей, переконфигурирование при модернизации системы).
Комплексы имеют 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.
Идентификационные данные (признаки) | Значение |
Встроенное ПО (контроллера) | Автономное ПО (АРМ) |
Идентификационное наименование ПО | S7_KEM | АРМ S7_KEM |
Номер версии (идентификационный номер)*ПО | v1.0 | v1.0 |
Цифровой идентификатор ПО (алгоритм) | 64 02 1C 47 (CRC32) AC 2F D2 2C (CRC32) | СА0Е7444 (CRC32) |
Примечание: 1. * Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения должен быть не ниже указанного в таблице. 2. Значение контрольной суммы, указанное в таблице, относится только к файлам ПО указанной версии |
Технические характеристики
1. Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности приведены в таблице 2.
Таблица 2.
Определяемые компоненты | Диапазоны измерений | Пределы допускаемой основной погрешности | Номинальная цена единицы наименьшего разряда, млн-1 |
объемной доли, млн-1 (ppm) | массовой концентра ции, мг/м3 | абсолютной, А, млн-1 (ppm) | относительной, 5, % |
Окислы азота NOx (в пересчете на NO2) | 0 - 100 | 0 - 200 | ± 8 | - | 1 |
св. 100 - 500 | св.200-1000 | - | ± 8 |
Оксид углерода (СО) | 0 - 100 | 0 - 125 | ± 4 | - | 1 |
св.100 - 500 | св.125 - 625 | - | ± 4 |
Диоксид серы SO2 | 0 - 250 | 0 - 700 | ± 20 | - | 1 |
св. 250 - 2000 | св. 700-5700 | - | ± 8 |
Кислород О2 | (0 - 21) % (об.) | - | ± 0,2 % об.. | - | 0,01 % об.. |
Влага Н20 | (0 - 30) % (об.) | - | ± 10 % (прив.) | - | 0,01 % об.. |
Примечание: Пересчет объемной доли млн-1 (ppm) в массовую концентрацию компонента (мг/м ) проводится с использованием коэффициента, равного для S02 - 2,86; NO - 1,34; N02 -2,05; CO - 1,25 (при 0 оС и 760 мм рт. ст. в соответствии с РД 52.04.186-89) |
2 Предел допускаемой вариации показаний для газовых каналов, Ьд: 0,5 долей пределов допускаемой основной погрешности.
3 Пределы допускаемого изменения выходного сигнала для газовых каналов за 24 ч непрерывной работы, в долях от пределов допускаемой основной погрешности: ± 0,5.
4. Пределы допускаемой дополнительной погрешности для газовых каналов при изменении температуры окружающей среды на каждые 10 °С от номинального значения температуры 20 оС в пределах рабочих условий, в долях от пределов допускаемой основной погрешности: ± 0,5.
5. Предел суммарной дополнительной погрешности для газовых каналов от влияния неиз-меряемых компонентов в анализируемой газовой смеси, приведенных в п. 16: 0,5 долей от пределов допускаемой основной погрешности.
6. Диапазон времени усреднения показаний газовых каналов, мин :0,5 - 100.
7. Время прогрева, мин, не более: 30.
8. Диапазоны измерений и пределы допускаемой погрешности для измерительных каналов параметров газового потока приведены в таблице 3.
Таблица 3.
Определяемый параметр | Единицы измерений | Диапазон измерений** | Пределы допускаемой погрешности |
Температура газовой пробы | оС | минус 30 - 350 | ± (2,0 + 0,002|t|) оС (абс.) |
Давление/разрежение | кПа | минус 25 - 15 | ± 1,5 % (привед.) |
Объемный расход* | м3/ч | 80 000- 700 000 | ± 8 % (отн.) |
Примечание: 1. *расчетное значение в соответствии с документом «Объемный расход дымового газа. Методика измерений комплексом экологического мониторинга за содержанием выбросов в уходящих энергоблоков №№ 6,7,8 филиала Невинномысская ГРЭС ОАО «Энел ОГК-5» (КЭМ блоков № 6, 7, 8 Невинномысская ГРЭС).» Свидетельство об аттестации МИ № 01.00257-2013/120013-14 от 18.06.2014 г., выданное ФГУП «ВНИИР» (г.Казань) при скорости газового потока от 0,05 до 40 м/с. 2** диапазон показаний по каналу объемного расхода составляет 0- 700 000 м /ч. 3. Номинальная цена единицы наименьшего разряда измерительных каналов: температуры 0,1 оС, давления 0,1 кПа, расхода 1 м3/ч. |
9. Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50±1) Гц: (230±23) В.
10. Габаритные размеры, масса и потребляемая электрическая мощность (контейнер) приведены в таблице 4.
Таблица 4. Габаритные размеры, масса и потребляемая электрическая мощность (контейнеров)'_
Г абаритные размеры, | Масса, | Потребляемая |
мм, не более | кг, не более | мощность, В-А, не более |
длина 4000 | | |
ширина 2200 | 3500 | 10900 |
высота 2500 | | |
11 Средняя наработка на отказ (при доверительной вероятности Р=0,95): 24000 часов.
12 Срок службы комплекса, лет, не менее: 8.
13. Условия окружающей среды:
- температура - от минус 40 °С до 40 °С;
- атмосферное давление - от 84 до 106,7 кПа;
- относительная влажность - от 30 % до 98 % при температуре 35 °С и (или) более низких температурах (без конденсации влаги).
14 Условия эксплуатации газоанализаторов (внутри контейнеров):
- диапазон температуры: от 5 оС до 35 оС;
- диапазон относительной влажности (без конденсации влаги) до 95 %;
- диапазон атмосферного давления от 84 до 106,7 кПа.
15 Параметры анализируемого газа на входе пробоотборного зонда: диапазоны - в соответствии с указанными в таблицах 1 и 2.
Примечание: Перекрестная чувствительность для определяемых компонентов скомпенсирована введением поправок.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на переднюю панель комплекса и на титульный лист Руководства по эксплуатации.
Комплектность
В комплектность поставки приведена в таблице 5.
Таблица 5.
№ п/п | Наименование, изготовитель | Кол -во | Примеча ние |
| Комплекс КЭМ (зав. № 242) в составе: |
1.1 | Термопреобразователь сопротивления платиновый Метран 226 | 24 | |
1.2 | Датчик давления Метран-150CG2(-25..15кПа) | 6 | |
1.3 | Расходомер газа ультразвуковой FLOWSICK 100M | 6 | |
1.4 | Газоанализатор SWG -300 фирмы MRU GmbH | 6 | |
1.5 | Газоанализатор LDS6 (3 канала измерения Н2О) фирмы Siemens | 2 | |
1.6 | Измеритель-регулятор ТРМ138 производства ООО "Производственное объединение Овен" | 12 | |
1.7 | Шкаф 06BLX01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.8 | Шкаф 06CFQ01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.9 | Шкаф 07BLX01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.10 | Шкаф 07CFQ01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.11 | Шкаф 07CRA01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.12 | Шкаф 07CKE01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.13 | Шкаф 08BLX01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.14 | Шкаф 08CFQ01, ООО "Энрима" | 1 | |
1.15 | Контейнер специализированный, ООО "Энрима" | 2 | |
2 |
Программное обеспечение |
2.1 | Прикладное ПО контроллера, S7 KEM v1.0, ООО "Энрима" | 1 | |
2.2 | Прикладное ПО АРМ, АРМ S7 KEM, ООО "Энрима" | 1 | |
3. | Документация | | |
3.1. | Руководство по эксплуатации 2242.АТХ.01.ЭД.РЭ | 1 | |
3.2. | Руководство оператора 2242.АТХ.01.01.РО | 1 | |
3.3. | Паспорт формуляр 2242.АТХ.01.ЭД.ПФ | 1 | |
3.4. | Методика поверки МП 242-1834-2014 | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу МП 242-1834-2014 «Комплекс экологического мониторинга КЭМ за содержанием выбросов в уходящих энергоблоков №№ 6,7,8 филиала Невинномысская ГРЭС ОАО «Энел ОГК-5» (КЭМ блоков №№ 6, 7, 8 Невинномысская ГРЭС). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 29 декабря 2014 г.
Основные средства поверки:
1) для каналов измерений газов и влаги:
- стандартные образцы состава - газовые смеси в баллонах под давлением по ТУ 6-16-2956-92;
- поверочный нулевой газ (ПНГ) - воздух в баллонах под давлением по ТУ6-21-5-82 или азот газообразный в баллонах под давлением по ГОСТ 9293-74.
- генератор влажности "Родник-4М", пределы допускаемой относительной погрешности ПГС ± (1,5 - 2,5) %, 4215-057-14464306-2011.ТУ.
2) для измерительных каналов параметров газового потока: и отбора проб:
- калибратор температуры DBC модели 150-ТС с диапазоном воспроизводимых температур от минус 20 до 150 оС и модели 650-ТС с диапазоном воспроизводимых температур от 50 до 650 оС (№ 26617-04 в Госреестре РФ);
- аэродинамическая установка, диапазон измерений скорости воздушного потока
4 - 40 м/с, §0 = 1 %.
- калибратор давления пневматический Метран-505 Воздух -1 (№ 42701-09 в Госреестре СИ РФ), с блоком опорного давления, диапазон измерений от 2 до 25 кПа, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,015 %.
- Калибратор многофункциональный портативный Метран 510-ПКМ (№ 26044-07 в Госреестре СИ РФ).
Сведения о методах измерений
методика измерений приведена в документе «Комплекс экологического мониторинга КЭМ за содержанием выбросов в уходящих энергоблоков №№ 6,7,8 филиала Невинномысская ГРЭС ОАО «Энел Россия». Руководство по эксплуатации.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к комплексу экологического мониторинга КЭМ за содержанием выбросов в уходящих энергоблоков №№ 6,7,8 филиала Невинномысская ГРЭС ОАО «Энел Россия» (КЭМ блоков №№ 6, 7, 8 Не-винномысская ГРЭС)
1. ГОСТ 8.578-2008 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений содержания компонентов в газовых средах».
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. ОНД-90 «Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы»
5. ГОСТ 17.2.4.02-81 Охрана природы. Атмосфера. «Общие требования к методам определения загрязняющих веществ"
6 Техническая документация изготовителя.
Рекомендации к применению
осуществление деятельности в области охраны окружающей среды.