Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 7 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока № 7 Рефтинская ГРЭС)

Назначение

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 7 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 7 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

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 № 7 (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 SWG300-1 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 пыли DUSTHUNTER модели SВ100 (регистрационный номер 45955-10);

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

-    термопреобразователи сопротивления серии ТR (TR10-8) (регистрационный номер 47279-11);

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

-    расходомер газа ультразвуковой Flowsic 100/Н 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 SWG300-1 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/Н.

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 H обоснована в «Экспертном заключении на конструкцию измерительного трубопровода за дымососом энергоблока № 7 «Системы непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 7 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 № 7.

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 №7.

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.

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), Б02,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 N0x (в пересчете на N02), диоксида серы (S02), твердых (взвешенных) частиц;

-    введение архивов данных измеренных значений (массовой концентрации N0x (в пересчете на N02), S02 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

АРM_CEMS

Номер версии (идентификационный номер) 1) ПО

Не ниже v1.2

Не ниже v1.2

Цифровой идентификатор ПО

4C0448EC

2E06F2B0

ed01a536

Алгоритм получения цифрового идентификатора

CRC32

CRC32

Примечание:

1) Значение контрольной суммы, указанное в таблице, относится только к файлам ПО указанной версии. Контрольные суммы для встроенного ПО S7 CEMS2 рассчитываются по двум модулям.

Технические характеристики

приведены в таблицах 2 и 3.

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, 5, %

Оксиды азота NOx (в пересчете на NO2)

от 0 до 200 млн-1 (ppm) включ.

от 0 до 410 включ.

±16 млн-1(ppm)

-

-1

1 млн

св. 200 до 1000 млн-1(ppm)

св. 410 до 2050

-

±8

Оксид углерода (СО)

от 0 до 10 млн (ppm) включ.

от 0 до 12,5 включ.

±2 млн-1(ppm)

-

-1

1 млн

св. 10 до 100 млн-1(ppm)

св. 12,5 до 125

-

±10

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 -1 1 млн

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 20 %

-

-

±2 %

0,1 %

Твердые

(взвешенные)

частицы2)

-

от 0 до 10 включ.

±25 % (приведенная к верхнему значению поддиапазона измерений)

-

0,1 мг/м3

-

св. 10 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 расход1)

м3/ч

от 0,08-106 до 2-106

±8 % (отн.)

Примечания:

1) расчетное значение с учетом данных, приведенных в «Экспертном заключении на конструкцию измерительного трубопровода за дымососом энергоблока № 7 «Системы непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 7 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. № 512 ) в составе:

Термопреобразователь сопротивления серии TR10-B

6 шт.

Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP75

4 шт.

Расходомер газа ультразвуковой FLOWSICK 100 H

2 шт.

Газоанализатор SWG -300-1 фирмы MRU GmbH

2 шт.

Анализатор влажности BARTEC HYGROPHIL® H 4230-10

2 шт.

Пылемер DUSTHUNTER SB100

2 шт.

ШКАФ ПТК 07HNA00GH001, ООО "Энрима"

1 шт.

ШКАФ АРМ ССОД 07HNA00GH003, ООО "Энрима"

1 шт.

ШКАФ АВР 07HNA00GH002, ООО "Энрима"

1 шт.

Контейнер специализированный, ООО "Энрима"

1 шт.

Программное обеспечение

Встроенное ПО контроллера, S7 CEMS2 v1.2, ООО "Энрима"

1 экз.

Автономное ПО АРМ, АРМ CEMS v1.2, ООО "Энрима"

1 экз.

Документация

Руководство по эксплуатации 2213.АТХ.01.ЭД.РЭ

1 экз.

Руководство оператора 2313.АТХ.01.ЭД.РСИ

1 экз.

Паспорт формуляр 2313.АТХ.01.ЭД.ПФ

1 экз.

Методика поверки МП-242-2038-2016

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП-242-2038-2016 «Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 7 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 7 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 СО/N (№ 10240-2013), O2/N2 (№ 10253-2013), NO/N2 (№ 10323-2013), NO2/N2 (№ 10331-2013), SO2/N2 (№ 10342-2013), Ш^2 (№ 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, 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 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.

Развернуть полное описание