Untitled document

Приложение к свидетельству № 58684

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Комплекс экологического мониторинга КЭМ за содержанием выбросов в уходя-

щих газах энергоблоков №№ 6,7,8 филиала Невинномысская ГРЭС ОАО «Энел

Россия» (КЭМ блоков №№ 6, 7, 8 Невинномысская ГРЭС)

Назначение средства измерений

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 ве-

ществ – оксида углерода (СО), оксидов азота NO

(в пересчете на NO

), диоксида серы (SO

), а

также объемной доли кислорода (О

) и параметров (температура, давление/разряжение, объем-

ный расход, влажность) отходящих газов.

- сбора, обработки, визуализации, хранения полученных данных, представления получен-

ных результатов в различных форматах;

- передачи по запросу накопленной информации на внешний удаленный компьютер (сер-

вер) по проводному каналу связи.

Описание средства измерений

Принцип действия комплекса основан на следующих методах для: определения

1) всех компонентов (кроме кислорода) и Н

О - 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 оборудова-

ния, 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 NO

(в

пересчете на NO

), SO

, CO, O

для каждой точки измерения (ТИ), в комплект поставки ко-

торого входят пробоотборный зонд и линия транспортировки пробы на вход газоанализато-

ров 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 из-

мерительном сечении газохода.

- измеритель-регулятор (ТРМ138) для усреднения аналоговых входов и выдачу усредненного

аналогового сигнала (для температуры и давления).

Лист № 2

Всего листов 9

Газоанализаторы MRU SWG300 и LDS6 размещаются в специализированных контей-

нерах и в помещении КЭМ, подключаются к программно-техническому комплексу ПТК с ис-

пользованием токового интерфейса 4..20 мА.

Аналоговый сигнал от первичных датчиков скорости потока передается на вычисли-

тельный блок, который входит в состав измерителя Flowsick 100M.

Усреднённый сигнал температуры отходящих газов, а также усредненный сигнал дав-

ления/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

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 заклю-

чении 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 досту-

па. Шкаф ПТК устанавливается в помещении КЭМ.

Аналоговые сигналы от средств измерений (4-20 мА или 0-5 мА) по сигнальным кабе-

лям подаются от уровня ИК к уровню ИВК на модули аналоговых входов ПТК, где они норма-

лизуются 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 нуле-

вых показаний и чувствительности.

Внешний вид КЭМ (контейнер) приведен на рис.1, вид внутри – на рис. 2.

Лист № 3

Всего листов 9

Рис.1 Внешний вид контейнера комплекса КЭМ

Рис.2 Вид комплекса КЭМ внутри контейнера.

Лист № 4

Всего листов 9

Программное обеспечение

Комплекс имеет встроенное программное обеспечение. Программное обеспечение осуще-

ствляет функции:

&fraq34;

прием, регистрация данных о параметрах отходящего газа;

&fraq34;

тображение на экране АРМ измеренных мгновенных значений массовой концентрации

(в пересчете на NO

), SO

и СО, объемной доли О

, температуры и объемного расхода

газового потока, приведение значений к нормальным условиям;

&fraq34;

автоматического расчета валовых выбросов (г/с) загрязняющих веществ - оксида углерода

(СО), оксидов азота NO

(в пересчете на NO

), диоксида серы (SO

);

&fraq34;

введение архивов данных измеренных значений (массовой концентрации NO

(в пересчете

на NO

), SO

и СО, объемной доли О

, температуры и объемного расхода газового потока) и

расчетных значений (валовых выбросов загрязняющих веществ) с усреднением в 1 секун-

ду, и 20 минутных значений;

&fraq34;

автоматическое формирование суточного отчета на основе 20-ти минутных значений;

&fraq34;

формирование месячного, квартального и годового отчета на основе 20-ти минутных значе-

ний по запросу пользователя;

&fraq34;

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;

&fraq34;

вывод на печать по запросу необходимой оперативной или архивной информации;

&fraq34;

выполнение разработанных оперативных и неоперативных прикладных программ;

&fraq34;

поддержка многопользовательского, многозадачного непрерывного режима работы в реаль-

ном времени;

&fraq34;

регистрация и документирование событий, ведение оперативной БД параметров режима,

обновляемой в темпе процесса;

&fraq34;

контроль состояния объектов управления и значений параметров, формирование предупре-

ждающих и аварийных сигналов;

&fraq34;

дополнительная обработка информации, расчеты, автоматическое формирование отчетов и

сохранением их на жесткий диск АРМ;

&fraq34;

обмен данными между смежными системами;

&fraq34;

автоматическая самодиагностика состояния технических средств, устройств связи;

&fraq34;

выполнение функций системного обслуживания – администрирование КЭМ (контроль и

управление полномочиями пользователей, переконфигурирование при модернизации систе-

мы).

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 ком-

плекса.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Лист № 5

Всего листов 9

Таблица 1.

Встроенное ПО (кон-

троллера)

Автономное ПО

(АРМ)

Идентификационное наименование ПО

(алгоритм)

64 02 1C 47 (CRC32)

AC 2F D2 2C (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

Идентификационные данные (признаки)Значение

S7_KEM

v1.0

Номер версии (идентификационный номер)*ПО

Цифровой идентификатор ПО

АРМ S7_KEM

v1.0

CА0E7444

(CRC32)

Номинальная

цена единицы

наименьшего

разряда, млн

-1

Диоксид

серы SO

0,01 % об..

Влага Н

0,01 % об..

Метрологические и технические характеристики

1. Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности приведены в

таблице 2.

Таблица 2.

Пределы допускаемой

мые компо-

Определяе-

Диапазоны измерений

основной погрешности

ненты массовой

объемной доли, концентра- абсолютной, Δ, относительной, δ,

млн

-1

(ppm)ции,млн

-1

(ppm)%

мг/м

Окислы

1000

200

± 8-

азота NO

(в пере-св. 100 – 500 св.200–1000

счете на-± 8

)

Оксид уг-

1000

125± 4-

лерода

(СО)

св.100

500св.125

625-± 4

250

700

± 20-

св. 250 – 2000

св. 700–5700

-± 8

Кислород

(0 – 21) % (об.)

± 0,2 % об..-

(0 – 30) % (об.)

± 10 % (прив.)-

Примечание: Пересчет объемной доли млн

-1

(ppm) в массовую концентрацию компонента

(мг/м

) проводится с использованием коэффициента, равного для SO

– 2,86; NO – 1,34; NO

–

2,05; CO – 1,25 (при 0

С и 760 мм рт. ст. в соответствии с РД 52.04.186-89)

Лист № 6

Всего листов 9

2 Предел допускаемой вариации показаний для газовых каналов, b

: 0,5 долей пределов

допускаемой основной погрешности.

3 Пределы допускаемого изменения выходного сигнала для газовых каналов за 24 ч не-

прерывной работы, в долях от пределов допускаемой основной погрешности: ± 0,5.

4. Пределы допускаемой дополнительной погрешности для газовых каналов при измене-

нии 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 пре-

делов 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 кана-

лов параметров газового потока приведены в таблице 3.

Таблица 3.

Определяемый параметр

Температура газовой пробы

минус 30 – 350

± (2,0 + 0,002|t|)

С (абс.)

Давление/разрежение

кПа

минус 25 - 15

± 1,5 % (привед.)

Объемный расход*

/ч

80 000– 700 000

± 8 % (отн.)

Единицы

измерений

Диапазон

измерений**

Пределы допускаемой

погрешности

Примечание: 1. *расчетное значение в соответствии с документом «Объемный расход ды-

мового 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 ско-

рости 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

С, давления 0,1 кПа, расхода 1 м

/ч.

9. Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50±1) Гц: (230±23) В.

10. Габаритные размеры, масса и потребляемая электрическая мощность (контейнер) при-

ведены в таблице 4.

3500

10900

Таблица 4. Габаритные размеры, масса и потребляемая электрическая мощность (контейне-

ров)

Масса,

кг, не более

Потребляемая

мощность, В

А, не более

Габаритные размеры,

мм, не более

длина 4000

ширина 2200

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;

Лист № 7

Всего листов 9

- относительная влажность - от 30 % до 98 % при температуре 35

С и (или) более низ-

ких температурах (без конденсации влаги).

14 Условия эксплуатации газоанализаторов (внутри контейнеров):

- диапазон температуры: от 5

С до 35

С;

- 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 скомпенси-

рована введением поправок.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на переднюю панель комплекса и на титульный лист

Руководства по эксплуатации.

Комплектность средства измерений

В комплектность поставки приведена в таблице 5.

Наименование, изготовитель

1.6

Таблица 5.

№

п/п

КолПримеча-

-во ние

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.7

1.8

Комплекс КЭМ (зав. № 242) в составе:

Термопреобразователь сопротивления платиновый Метран 226

Датчик давления Метран-150CG2(-25..15кПа)

Расходомер газа ультразвуковой FLOWSICK 100M

Газоанализатор SWG -300 фирмы MRU GmbH

Газоанализатор LDS6 (3 канала измерения Н2О) фирмы Siemens

Измеритель-регулятор ТРМ138 производства ООО "Производст-

венное объединение Овен"

Шкаф 06BLX01, ООО "Энрима"

Шкаф 06CFQ01, ООО "Энрима"

1.9Шкаф 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

2Программное 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.РЭ1

3.2.Руководство оператора 2242.АТХ.01.01.РО1

3.3.Паспорт формуляр 2242.АТХ.01.ЭД.ПФ1

3.4.Методика поверки МП 242-1834-20141

Лист № 8

Всего листов 9

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», ут-

вержденному 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 погрешно-

сти 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 темпе-

ратур от минус 20 до 150

С и модели 650-ТС с диапазоном воспроизводимых температур от 50

до650

С (№ 26617-04 в Госреестре РФ);

- аэродинамическая установка, диапазон измерений скорости воздушного потока

4 – 40 м/с,

= 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 допускае-

мой относительной погрешности

0,015 %.

- Калибратор многофункциональный портативный Метран 510-ПКМ (№ 26044-07 в

Госреестре СИ РФ).

Сведения о методиках (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 эко-

логического 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 содержа-

ния компонентов в газовых средах».

2. ГОСТ Р 50759-95 «Анализаторы газов для контроля промышленных и транспортных выбро-

сов. Общие технические условия».

3. ГОСТ Р ИСО 10396-2006 «Выбросы стационарных источников. Отбор проб при автоматиче-

ском 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.

Лист № 9

Всего листов 9

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

осуществление деятельности в области охраны окружающей среды.

Изготовитель

ООО «Энрима»

Юридический адрес: ООО «Энрима»:

614025, Российская федерация, Пермский край, г. Пермь, ул. Хлебозаводская, д.19.

Адрес местонахождения: ООО «Энрима»:

614033, Российская федерация, Пермский край, г. Пермь, ул. Куйбышева, д.118, 5 этаж.

Телефон/факс (342) 249-48-38

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»,

Адрес: 190005,Санкт-Петербург, Московский пр., д. 19, тел. (812) 251-76-01,

факс: (812) 713-01-14, электронная почта:

info@vniim.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» по проведению испы-

таний средств измерений в целях утверждения типа № 30001-10 от 20.12.2010 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«____»____________________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru