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)

Назначение

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 веществ - оксида углерода (СО), оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), диоксида серы (SO2), а также объемной доли кислорода (О2) и параметров (температура, давление/разряжение, объемный расход, влажность) 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 комплекса 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 -

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 оборудования, 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 NOx (в пересчете на NO2), SO2, CO, 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;

-    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 измерительном сечении газохода.

-    измеритель-регулятор (ТРМ138) для усреднения аналоговых входов и выдачу усредненного аналогового сигнала (для температуры и давления).

Газоанализаторы MRU SWG300 и LDS6 размещаются в специализированных контейнерах и в помещении КЭМ, подключаются к программно-техническому комплексу ПТК с использованием токового интерфейса 4..20 мА.

Аналоговый сигнал от первичных датчиков скорости потока передается на вычислительный блок, который входит в состав измерителя Flowsick 100M.

Усреднённый сигнал температуры отходящих газов, а также усредненный сигнал давления/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 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 100M обоснована в экспертном заключении 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 доступа. Шкаф ПТК устанавливается в помещении КЭМ.

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 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 нулевых показаний и чувствительности.

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

Программное обеспечение

Комплекс имеет встроенное программное обеспечение. Программное обеспечение осуществляет функции:

—    прием, регистрация данных о параметрах отходящего газа;

—    отображение на экране АРМ измеренных мгновенных значений массовой концентрации NOx (в пересчете на NO2), SO2 и СО, объемной доли О2, температуры и объемного расхода газового потока, приведение значений к нормальным условиям;

—    автоматического расчета валовых выбросов (г/с) загрязняющих веществ - оксида углерода (СО), оксидов азота NOx (в пересчете на NO2), диоксида серы (SO2);

—    введение архивов данных измеренных значений (массовой концентрации NOx (в пересчете на NO2), SO2 и СО, объемной доли О2, температуры и объемного расхода газового потока) и расчетных значений (валовых 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 КЭМ (контроль и управление полномочиями пользователей, переконфигурирование при модернизации системы).

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 комплекса.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Технические характеристики

1. Диапазоны измерений и пределы допускаемой основной погрешности приведены в таблице 2.

Таблица 2.

2    Предел допускаемой вариации показаний для газовых каналов, Ьд: 0,5 долей пределов допускаемой основной погрешности.

3    Пределы допускаемого изменения выходного сигнала для газовых каналов за 24 ч непрерывной работы, в долях от пределов допускаемой основной погрешности: ± 0,5.

4.    Пределы допускаемой дополнительной погрешности для газовых каналов при изменении 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 пределов 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 каналов параметров газового потока приведены в таблице 3.

Таблица 3.

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

10.    Габаритные размеры, масса и потребляемая электрическая мощность (контейнер) приведены в таблице 4.

Таблица 4. Габаритные размеры, масса и потребляемая электрическая мощность (контейнеров)'_

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;

- относительная влажность - от 30 % до 98 % при температуре 35 °С и (или) более низких температурах (без конденсации влаги).

14    Условия эксплуатации газоанализаторов (внутри контейнеров):

-    диапазон температуры: от 5 оС до 35 оС;

-    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 скомпенсирована введением поправок.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на переднюю панель комплекса и на титульный лист Руководства по эксплуатации.

Комплектность

В комплектность поставки приведена в таблице 5.

Таблица 5.

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», утвержденному 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 погрешности 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 температур от минус 20 до 150 оС и модели 650-ТС с диапазоном воспроизводимых температур от 50 до 650 оС (№ 26617-04 в Госреестре РФ);

-    аэродинамическая установка, диапазон измерений скорости воздушного потока

4 - 40 м/с, §0 = 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 допускаемой относительной погрешности ± 0,015 %.

-    Калибратор многофункциональный портативный Метран 510-ПКМ (№ 26044-07 в Госреестре СИ РФ).

Сведения о 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 экологического 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 содержания компонентов в газовых средах».

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.    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.

Рекомендации к применению

осуществление деятельности в области охраны окружающей среды.