Приложение к свидетельству № 64590
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 5 филиала
Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 5 Рефтинская ГРЭС)
Назначение средства измерений
Система непрерывного контроля газовых выбросов энергоблока № 5 филиала Рефтинская
ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 5 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
полученных 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 - перепад давления.
6) влаги - по принципу психрометрического измерения влажности газа;
7) твердые (взвешенные) частицы - трибоэлектрический.
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 № 5 (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 NO
x
(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
транспортировки пробы на вход газоанализаторов с опцией подогрева и осушки пробы,
для преобразования NO
2
в NO используется молибденовый конвертер с коэффициентом
преобразования не менее 70 %.
- анализатор влажности HYGROPHIL H 4230-10 (регистрационный номер 52827-13);
- термопреобразователи сопротивления платиновые серии ТR (TR10) (регистрационный
номер 49519-12);
- преобразователи давления измерительные Cerabar S PMP75 (регистрационный номер
41560-09);
Лист № 2
Всего листов 10
- расходомеры-счетчики Deltatop исполнения Deltatop DP63D (регистрационный номер
58001-14) с осредняющими трубками и преобразователем дифференциального давления
Deltabar S PMD75 (регистрационный номер 41560-09), применяемые в комплекте с прибором
вторичным теплоэнергоконтроллером ИМ2300, исполнение ИМ 2300ЩМ1 для вычисления
объемного расхода (регистрационный номер 45024-12);
- анализатор аэрозоля Sintrol S300 модификации S304 (регистрационный номер 32424-06),
соответствующий ГОСТ Р ИСО 10155-2006 «Автоматический мониторинг массовой
концентрации твердых частиц. Характеристики измерительных систем, методы испытаний
итехническиетребования» толькоприусловииградуировкиприбора на объекте
(для конкретных условий газохода), т.е. прямого соотнесения с референтным гравиметрическом
ручным методом по ГОСТ Р ИСО 9096 либо по разработанной методике измерений.
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 размещают-
ся 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 теплоэнерго-
контроллер ИМ2300, исполнение ИМ 2300ЩМ1, который входит в состав расходомера-
счетчика Deltatop исполнения Deltatop DP63D.
Усреднённый сигнал температуры отходящих газов, а также усредненный сигнал
давления/разрежения в газоходе поступают от контроллера системы ПТК на вычислительный
блок расходомера-счетчика.
Вычислительный блок производит расчет объемного расхода (с учетом измеренной
скорости 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.
Уровень ИВК обеспечивает автоматический сбор, диагностику и автоматизированную
обработку информации по анализу отходящих 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 № 5.
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 по токовому интерфейсу 4-20мА,
архивирование данных, передачу этой информации на АРМ и РСУ Блока №5.
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
Лист № 3
Всего листов 10
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
Лист № 4
Всего листов 10
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 соответст-
вии 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;
Место нанесения знака поверки
Рисунок 3 - Место нанесения знака поверки на табличку системы
Лист № 5
Всего листов 10
- 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
Алгоритм получения цифрового идентификато-
ра
CRC32
CRC32
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.
Таблица 1
Идентификационные данные (признаки)Значение
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
S7_CEMS2
Не ниже v1.1
58040882
1)
3801D7AO
2)
АРМ_CEMS
Не ниже v1.1
4e7bb36e
1)
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики для газоаналитических каналов
приведены в таблицах 2 и 3.
Лист № 6
Всего листов 10
Диапазоны измерений
1)
-
св. 250 до 1000
млн
-1
(ppm)
св. 513 до 2050
-
±5 млн
-1
(ppm)
Оксид
углерода (СО)
-
±5
-
±0,2 %
Диоксид
углерода
(СО
2
)
-
-
±20
Диоксид серы
(SO
2
)
-
от 0 до 21 %
-
± 0,2 %
от 2 до 40 %
-
-
-
Твердые
(взвешенные)
частицы
2)
-
-
±25
Пределы допускаемой
основной погрешности
Таблица 2
Определяемые
компоненты
массовой
объемной доликонцентрации,
мг/м
3
абсолютной, Δ
относитель-
ной, δ, %
Номинальная
цена единицы
наименьшего
разряда
56
2
от 0 до 250 млн
-1
(ppm) включ.
3
от 0 до 513
включ.
4
±20 млн
-1
(ppm)
1
Оксиды азота
NO
х
(в пере-
счете на NO
2
)
1 млн
-1
(ppm)
±8
от 0 до 100 млн
-1
(ppm) включ.
св. 100 до 200
млн
-1
(ppm)
от 0 до 126
включ.
св. 126 до 252
-
1 млн
-1
(ppm)
от 0 до 2 %
включ.
-
0,01 %
±10
св.2 до 20 %
от 0 до 250 млн
-1
(ppm) включ.
св. 250 до 1000
млн
-1
(ppm)
от 0 до 715
включ.
св. 715 до 2860
-
1
±8
-0,01 %
Кислород
(О
2
)
Влага (Н
2
O)
±2 %0,1 %
от 0 до 5
включ.
±25 % (приве-
денная к верх-
нему значению
поддиапазона
измерений)
св. 5 до 150
включ.
-
0,1 мг/м
3
Примечания:
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»
Лист № 7
Trial листов 10
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*
0,5
Диапазон времени усреднения показаний, мин
от 0,5 до 100
Примечание:
* Перекрестная чувствительность для определяемых компонентов скомпенсирована введением
поправок
Таблица 3
Значение
0,5
Метрологические характеристики для измерительных каналов параметров газового потока
приведены в таблице 4.
Определяемый параметр
2)
каналов: температуры
Таблица 4
Температура газовой пробы
Единицы
измерений
о
С
Диапазон
измерений
от - 50 до + 400
Пределы допускаемой
погрешности
±(2,0 + 0,002|t|)
о
С (абс.)
±1,5 % (привед.)
±10 % (отн.)
Давление/разрежениекПаот - 15 до + 5
Объемный расход
1)
м
3
/ч от 3
×
10
2
до 1
×
10
6
Примечания:
1) расчетное значение при скорости газового потока от 0,3 до 40 м/с.
2) Номинальная цена единицы наименьшего разряда измерительных
0,1
о
С, давления 0,1 кПа, расхода 1 м
3
/ч.
Технические характеристики приведены в таблице 5.
Параметр
Время прогрева, мин, не более
Напряжение питания от сети переменного тока частотой (50±1) Гц, В
Габаритные размеры, мм, не более
длина
ширина
высота
6110
2380
2630
Масса, кг, не более
4000
Таблица 5
Значение
30
230±23
Лист № 8
Всего листов 10
от -40 до +40
от 84,0 до 106,7;
от 30 до 98
Условия эксплуатации (внутри контейнеров)
диапазон температуры,
о
С
относительная влажность (без конденсации влаги), %
диапазон атмосферного давления, кПа
от +5 до +35
до 95
от 84,0 до 106,7
Значение
24700
24000
10
Параметр
Потребляемая мощность, В·А, не более
Средняя наработка на отказ (при доверительной вероятности Р=0,95), ч
Средний срок службы, лет, не менее
Условия окружающей среды
диапазон температуры,
°
С
диапазон атмосферного давления, кПа
относительная влажность (при температуре +35
°
С и (или) более низких
температурах (без конденсации влаги)), %
Параметры анализируемого газа на входе пробоотборного зондаДиапазоны - в соответ-
ствии с указанными в
таблицах 2 и 4
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.
6 шт.
4 шт.
2 шт.
2 шт.
Количество
Таблица 6
Наименование
Оборудование
Термопреобразователь сопротивления платиновый TR10 фирма
"Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG"
Преобразователь давления измерительный Cerabar S PMP75
Фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG"
Первичный преобразователь DP63D для системы измерения расхода
Deltatop Фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG"
Преобразователь дифференциального давления Deltabar S PMD75
фирма "Endress+Hauser Wetzer GmbH + Co. KG"
Газоанализатор SWG -300 фирмы MRU GmbH
Анализатор аэрозоля S304 фирмы Sintrol Oy
Анализатор влажности Hygrophil 4230-10 фирмы Bartec GmbH
Шкаф приборов 05СFQ01, производства ООО "Энрима"
Шкаф ПТК 05СRA01, ООО "Энрима"
Шкаф АРМ 05СKE01, ООО "Энрима"
Шкаф АРМ 05СKE02, ООО "Энрима"
Шкаф АВР 05BLX01, ООО "Энрима"
Шкаф пневматики 05HNA00GH005, ООО "Энрима"
Шкаф пневматики 05HNA00GH006, ООО "Энрима"
Панель пневматики, ООО "Энрима"
Контейнер специализированный, производства ООО "Энрима"
2 шт.
2 шт.
2 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Лист № 9
Всего листов 10
Количество
1экз.
1 экз.
Наименование
Программное обеспечение
Встроенное ПО контроллера, S7_CEMS2 v1.1, ООО "Энрима"
Автономное ПО АРМ, АРМ_CEMS v1.1, ООО "Энрима"
Документация
Руководство по эксплуатации 2207.АТХ.01.ЭД.РЭ
Руководство оператора 2207.АТХ.01.ЭД.РО
Паспорт формуляр 2207.АТХ.01.ЭД.ПФ
Методика поверки МП-242-2053-2016
1 экз.
1 экз.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляется по документу МП-242-2053-2016 «Система непрерывного контроля газовых
выбросов энергоблока № 5 филиала Рефтинская ГРЭС ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока № 5
Рефтинская ГРЭС). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»
17 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
1) для газоаналитичексих каналов и канала объемной доли паров воды:
- стандартные образцы состава - газовые смеси в баллонах под давлением СО/N
2
(ГСО 10240-2013), O
2
/N
2
( ГСО 10253-2013), NO/N
2
(ГСО 10323-2013), NO
2
/N
2
(ГСО 10331-2013),
SO
2
/N
2
(ГСО 10342-2013), СO
2
/N
2
(ГСО 10241-2013);
- генератор влажного газа эталонный «Родник-4М», пределы допускаемой относитель-
ной 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 минус 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
4 - 40 м/с, δ
0
= 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
№ trial-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на табличку системы внутри контейнера 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 энергоблока № 5 филиала Рефтинская ГРЭС
ПАО «Энел Россия» (СНКГВ блока №5 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»
Лист № 10
Всего листов 10
2 ГОСТ Р 50759-95 «Анализаторы газов для контроля промышленных и транспортных
выбросов. Общие технические условия».
3 ГОСТ Р ИСО 10396-2012 «Выбросы стационарных источников. Отбор проб при
автоматическом определении содержания газов».
4 ГОСТ 8.578-2014 «ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений
содержания компонентов в газовых средах».
5 ГОСТ 17.2.4.02-81 Охрана природы. Атмосфера. «Общие требования к методам
определения загрязняющих веществ"
6 Техническая документация изготовителя.
Изготовитель
ООО «Энрима»
ИНН 5904194133
Юридический адрес: 614017, Российская федерация, Пермский край, город Пермь,
улица Уральская, дом 93
Адрес местонахождения: 614033, Российская федерация, Пермский край, г. Пермь,
ул. Куйбышева, д.118, 5 этаж
Телефон/факс (342) 249-48-38
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.
