Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока 4 Рефтинская ГРЭС) Нет данных

Описание

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока 4 Рефтинская ГРЭС) Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 65699-16 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 513. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Энрима", г.Пермь.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока 4 Рефтинская ГРЭС) Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока 4 Рефтинская ГРЭС) Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Номер в госреестре
65699-16
НаименованиеСистема непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО "Энел Россия" (СНКГВ блока 4 Рефтинская ГРЭС)
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Энрима", г.Пермь
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 513
НазначениеСистема 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 (СO2) 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
ОписаниеПринцип 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, СO2, 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 ТR (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: 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. 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 обеспечениеСистема 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,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, СO2, 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
Идентификационное наименование ПОS7_ CEMS2 АРМ _ CEMS
Номер версии (идентификационный номер) ПОНе ниже v1.3Не ниже v1.3
Цифровой идентификатор ПО4C049E4C1) AC05E8692)522fd4821)
Алгоритм получения цифрового идентификатораCRC32CRC32
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 характеристикиприведены в таблицах 2 и 3. Таблица 2
Определяемые компонентыДиапазоны измерений 1)Пределы допускаемой основной погрешностиНоминальная цена единицы наименьшего разряда
Оксиды азота NOх (в пересчете на NO2)от 0 до 200 млн-1 (ppm) включ.от 0 до 410 включ.±16 млн-1 -1 млн-1 (ppm)
Оксид углерода (СО)от 0 до 10 млн-1 (ppm) включ.от 0 до 12,5 включ.±2 млн-1 -1 млн-1 (ppm)
Диоксид углерода (СО2)от 0 до 2 % включ.-±0,2 % -0,01 %
Диоксид серы (SO2)от 0 до 250 млн-1 (ppm) включ.от 0 до 715 включ.±20 млн-1 (ppm)-1 млн-1 (ppm)
Кислород (О2)От 0 до 21 %-±0,2 % -0,01 %
Влага (Н2O)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
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
ПараметрЗначение
Предел допускаемой вариации показаний, в долях от предела допускаемой основной погрешности0,5
Предел допускаемого изменения выходного сигнала за 24 ч непрерывной работы, в долях от предела допускаемой основной погрешности0,5
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 неизмеряемых компонентов в анализируемой газовой смеси, приведенных в п. 16, в долях от предела допускаемой основной погрешности 1)0,5
Диапазон времени усреднения показаний, минот 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 измеренийДиапазон измерений 2)Пределы допускаемой погрешности
Температура газовой пробыоСот -200 до +600±(2,0 + 0,002|t|) оС (абс.)
Давление/разрежениекПаот -15 до +5±1,5 % (привед.)
Объемный расход 1)м3/чот 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
КомплектностьКомплектность поставки приведена в таблице 6. Таблица 6
Наименование, изготовительКоличество
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 PR2 шт.
Газоанализатор SWG -300 фирмы MRU GmbH2 шт.
Анализатор влажности BARTEC HYGROPHIL® H 4230-102 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.РЭ1 экз.
Руководство оператора 2313.АТХ.01.ЭД.РО 1 экз.
Паспорт формуляр 2313.АТХ.01.ЭД.ПФ1 экз.
Методика поверки МП-242-2037-20161 экз.
Поверкаосуществляется 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 СО/N2 (№ 10240-2013), O2/N2 (№ 10253-2013), NO/N2 (№ 10323-2013), NO2/N2 (№ 10331-2013), SO2/N2 (№ 10342-2013), СO2/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, δ0 = 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.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 4 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока №4 Рефтинская ГРЭС) 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.
ЗаявительООО «Энрима» ИНН 5904194133 Юридический адрес: ООО «Энрима»: 614017, Российская федерация, Пермский край, город Пермь, улица Уральская, дом 93 Адрес местонахождения: ООО «Энрима»: 614033, Российская федерация, Пермский край, г. Пермь, ул. Куйбышева, д.118, 5 этаж Телефон/факс (342) 249-48-38
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологии им. Д.И. Менделеева» Адрес:190005, г. Санкт-Петербург, Московский пр., 19 Телефон: (812) 251-76-01, факс: (812) 713-01-14 http://www.vniim.ru E-mail: info@vniim.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311541 от 23.03.2016 г.