Приложение к свидетельству № 64164
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 7 филиала
Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 7 Рефтинская ГРЭС)
Назначение средства измерений
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 NO
x
(в пересчете на NO
2
), диоксида серы (SO
2
),
твердых (взвешенных) частиц, а также объемной доли кислорода (О
2
) и диоксида углерода
(СO
2
) и параметров (температура, давление/разрежение, скорость, влажность) и вычисления
объемного расхода отходящих газов;
- сбора, обработки, визуализации, хранения полученных данных, представления получен-
ных результатов в различных форматах;
- передачи по запросу накопленной информации на внешний удаленный компьютер
(сервер) по проводному каналу связи
Описание средства измерений
Принцип действия системы основан на следующих методах для: определения
1) всех компонентов (кроме кислорода) и Н
2
О - 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
каждогогазохода 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 NO
2
), SO
2
, CO, СO
2
, O
2
для каждой точки
измерения (ТИ), в комплект поставки которого входят пробоотборный зонд и линия транспор-
тировки пробы на вход газоанализаторов с опцией подогрева и осушки пробы, для преобразо-
вания NO
2
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-В) (регистрационный номер
47279-11);
- преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP75 (регистрационный номер
41560-09);
Лист № 2
Всего листов 10
- 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 дан-
ным 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 ско-
рости потока газа и площади сечения газохода), приведенного к условиям (0
о
С 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 измерителяFlowsick 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 Trial №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 нормализу-
ются 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.
Лист № 3
Всего листов 10
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
Лист № 4
Всего листов 10
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
- о
тображение на экране АРМ измеренных мгновенных значений массовой концентрации
No
x
(в пересчете на NO
2
), SO
2
,СО и твердых (взвешенных) частиц, объемной доли О
2
, CO
2
температуры и объемного расхода газового потока, приведение значений к нормальным
условиям;
- автоматический расчет массового выброса (г/с) загрязняющих веществ - оксида углерода
(СО), оксидов азота NO
x
(в пересчете на NO
2
), диоксида серы (SO
2
), твердых (взвешенных)
частиц;
- введение архивов данных измеренных значений (массовой концентрации NO
x
(в пересчете на NO
2
), SO
2
и СО, объемной доли О
2
, СO
2
, 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;
Лист № 5
Всего листов 10
- 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.
Встроенное ПО (кон-
троллера)
Автономное ПО
(АРМ)
Идентификационное наименование ПО
Цифровой идентификатор ПО
ed01a536
Алгоритм получения цифрового идентификато-
ра
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.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)Значение
Номер версии (идентификационный номер)
1)
ПО
АРM_CEMS
Не ниже v1.2
S7_CEMS2
Не ниже v1.2
4C0448EC
2E06F2B0
Метрологические и технические характеристики
приведены в таблицах 2 и 3.
Диапазоны измерений
1)
Оксиды азота
NO
х
(в пере-
счете на NO
2
)
1 млн
-1
Оксид
углерода (СО)
1 млн
-1
Пределы допускаемой
основной погрешности
Таблица 2
Определяемые
компоненты
абсолютной, Δ, относитель-
ной, δ, %
Номинальная
цена единицы
наименьшего
разряда
±16 млн
-1
(ppm)-
-
1
млн (ppm)
массовой
объемной доликонцентрации,
мг/м
3
от 0 до 200 млн
-1
от 0 до 410
(ppm) включ. включ.
св. 200 до 1000
св. 410 до 2050
-±8
±2 млн
-1
(ppm)-
от 0 до 10 млн
-1
от 0 до 12,5
(ppm) включ. включ.
св. 10 досв. 12,5 до 125
100 млн
-1
(ppm)
-±10
Лист № 6
Всего листов 10
Диапазоны измерений
массовой
ной, δ, %
разряда
-±0,2 %-
±20 млн (ppm)-
-±8
1 млн
(О )
поддиапазона
Твердые
Определяемые
1)
Пределы допускаемой Номинальная
компоненты основной погрешности цена единицы
объемной доли концентрации,
абсолют
н
ой, Δ, относитель-
наименьшего
мг/м
3
Диоксидот 0 до 2 %
углеродавключ.0,01 %
(СО
2
) св.2 до 20 % - - ±10
от 0 до 250 млн
-1
от 0 до 715
-1
Диоксид серы(ppm) включ.включ.
-1
(SO
2
)св. 250 до 1000св. 715 до 2860
млн
-1
(ppm)
Кислород
От 0 до 21 %-±0,2 %-0,01 %
2
Влага (Н
2
O)от 2 до 20 %--±2 %0,1 %
от 0 до 10 ±25 % (приве-
включ.денная к верх-
(взвешенные)
-
н
ему значе
ни
ю-
0,1 мг/м
3
частицы
2)
измерений)
-св. 10 до 200-±25
Примечание:
1) Пересчет объемной доли млн
-1
(ppm) в массовую концентрацию компонента (мг/м
3
) проводится
с использованием коэффициента, равного для SO
2
- 2,86; NO
2
- 2,05; CO - 1,25 (при 0
о
С 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»
Параметр
Предел допускаемой вариации показаний, в долях от предела допускае-
мой основной погрешности
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 тем-
пературы окружающей среды на каждые 10 °С от номинального значения
температуры 20
о
С в пределах рабочих условий, в долях от предела до-
пускаемой 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
Таблица 3
Значение
0,5
Лист № 7
Всего листов 10
Метрологические характеристики для измерительных каналов параметров газового потока
приведены в таблице 4.
Определяемый параметр
3)
Таблица 4
Диапазон
измерений
2)
Температура газовой пробы
Единицы
измерений
о
С
от -200 до +600
Пределы допускаемой
погрешности
±(2,0 + 0,002|t|)
о
С (абс.)
Давление/разрежениекПаот -15 до +5±1,5 % (привед.)
Объемный расход
1)
м
3
/ч от 0,08
×
10
6
до 2
×
10
6
±8 % (отн.)
Примечания:
1) расчетное значение с учетом данных, приведенных в «Экспертном заключении на конструк-
цию 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
×
10
6
м
3
/ч.
3) Номинальная цена единицы наименьшего разряда измерительных каналов: температуры
0,1
о
С, давления 0,1 кПа, расхода 1 м
3
/ч.
Технические характеристики приведены в таблице 5.
6110
2380
2630
от -40 до +40
от 84,0 до 106,7
от 30 до 98
от +5 до +35
до 95
от 84,0 до 106,7
Таблица 5
Параметр
Время прогрева, мин, не более
Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50±1) Гц, В
Значение
30
230±23
Габаритные размеры, мм, не более
длина
ширина
высота
Масса, кг, не более
Потребляемая мощность, В·А, не более
Средняя наработка на отказ (при доверительной вероятности Р=0,95),
ч
4000
24700
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 низ-
ких температурах (без конденсации влаги)), %
Условия эксплуатации (внутри контейнеров)
диапазон температуры,
о
С
относительная влажность (без конденсации влаги), %
диапазон атмосферного давления, кПа
Параметры анализируемого газа на входе пробоотборного зондаДиапазоны - в соответст-
вии с указанными в таб-
лицах 2 и 4
Лист № 8
Всего листов 10
Знак утверждения типа
наносится на табличку системы внутри контейнера или на титульный лист Руководства
по эксплуатации.
Комплектность средства измерений
Комплектность поставки приведена в таблице 6.
Количество
Таблица 6
Наименование, изготовитель
Система СНКГВ (зав. № 512 ) в составе:
Термопреобразователь сопротивления серии TR10-B
6 шт.
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP754 шт.
Расходомер газа ультразвуковой FLOWSICK 100 H2 шт.
Газоанализатор SWG -300-1 фирмы MRU GmbH2 шт.
Анализатор влажности BARTEC HYGROPHIL® H 4230-102 шт.
Пылемер DUSTHUNTER SB1002 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.РЭ1 экз.
Руководство оператора 2313.АТХ.01.ЭД.РСИ1 экз.
Паспорт формуляр 2313.АТХ.01.ЭД.ПФ1 экз.
Методика поверки МП-242-2038-20161 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
2
(№ 10240-2013), O
2
/N
2
(№ 10253-2013), NO/N
2
(№ 10323-2013), NO
2
/N
2
(№ 10331-2013), SO
2
/N
2
(№ 10342-2013), СO
2
/N
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
о
С (регистрационный номер № 29228-11)
- калибратор температуры КТ-2 с диапазоном воспроизводимых температур от +40
до +500
о
С (регистрационный номер № 28811-12)
- аэродинамическая установка, диапазон измерений скорости воздушного потока
от 4 до 40 м/с, δ
0
= 1 %.
Лист № 9
Всего листов 10
- 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 ри-
сунке 3, или на свидетельство о поверке на систему.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
непрерывного контроля газовых выбросов (СНКГВ) энергоблока № 7 филиала
Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 7 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.
Изготовитель
ООО «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
Лист № 10
Всего листов 10
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийскийнаучно-
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
E-mail:
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.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
