Sierpień 2015

DOŚWIADCZENIA PENTOLU W ZAKRESIE REALIZACJI

SYSTEMÓW CIĄGŁEGO MONITORINGU EMISJI SPALIN

ORAZ POMIARÓW PROCESOWYCH

Z KOTŁÓW, TURBIN GAZOWYCH, CEMENTOWNI,

SPALARNI ODPADÓW I INNYCH OBIEKTÓW

1. Wprowadzenie

1.1. 20 lat monitoringu emisji Pentol w Polsce

Pojęcie „ciągłe pomiary emisji” (potocznie „monitoring emisji”) pojawiło się w świadomości operatorów

obiektów i instalacji emitujących zanieczyszczenia do atmosfery w Polsce ponad 20 lat temu. Początkowo

systemy te były tworzone spontanicznie, bez powszechnie obowiązującego wymogu ustawowego.

Obowiązujące obecnie Rozporządzenie Ministra Środowiska z 30 października 2014 w sprawie wymagań

w zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody doprecyzowało

zakres stosowania normy PN-EN 14181 „Emisja ze źródeł stacjonarnych - Zapewnienie, jakości

automatycznych systemów pomiarowych” wprowadzonej w poprzednim Rozporządzeniu. Wymagania

wobec systemów monitoringu emisji, a zwłaszcza procedur zapewnienia, jakości zostały w ten sposób

znacząco zaostrzone i zunifikowane z wymaganiami Unii Europejskiej.

Systemy monitoringu emisji z lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku powstawały często na bazie

istniejących pomiarów procesowych. W ten właśnie sposób trafiły do Polski pierwsze analizatory

brytyjskiej firmy Codel International – w latach 1991-1995 zainstalowano na czterech obiektach w

Polsce łącznie 13 instalacji kondycjonowania spalin zaprojektowanych i wyprodukowanych przez Pentol.

Na każdej instalacji zabudowano pyłomierze i analizatory SO2. W EC Kraków-Łęg, gdzie istniały instalacje

kondycjonowania spalin na czterech blokach ciepłowniczych, w roku 1993 uzupełniono wyżej

wymienione analizatory procesowe o mierniki Codela: CO, NOx i przepływomierze wraz z systemem

transmisji danych i komputerem emisyjnym z oprogramowaniem do prezentacji danych, generacji

raportów oraz – co 20 lat temu było ewenementem - zdalnej diagnostyki sprawowanej z siedziby

serwisanta czy producenta, tworząc w ten sposób jeden z pierwszych w Polsce kompletnych systemów

monitoringu emisji.

W ciągu ostatnich lat Pentol wdrożył systemy monitoringu emisji zbudowane na bazie gazowych

analizatorów ekstrakcyjnych, dzięki czemu jesteśmy w stanie zaoferować system monitoringu emisji

praktycznie dla każdego obiektu i optymalnie dobrać rodzaj przyrządów do specyfiki obiektu, wymagań

legislacyjnych oraz preferencji użytkowników. W samym 2013 roku dostarczyliśmy 9 ekstrakcyjnych

systemów monitoringu emisji dla obiektów spalających węgiel, biomasę i gaz ziemny.

2

1.2. Przegląd rozwiązań specyficznych dla systemów oferowanych przez Pentol

1.2.1. Pomiary gazowe „In situ” kontra ekstrakcyjne

Codel jest jednym z pionierów metody „In situ”, uzasadniając swoją preferencję praktyczną

bezobsługowością analizatorów (dzięki rezygnacji z systemu transportu i przygotowania próbki)

i związanymi z tym stosunkowo niskimi kosztami eksploatacji. Pomocniczymi zaletami jest możliwość

rzeczywistego pomiaru zawartości pary wodnej w spalinach oraz brak zagrożenia zafałszowaniem

wskazań w przypadku, gdy część mierzonych gazów może zostać rozpuszczona w eliminowanym z próbki

kondensacie. Codel w odróżnieniu do większości producentów gazowych analizatorów „in situ” opanował

pomiar stężeń wszystkich gazów metodą absorpcji w podczerwieni (NDIR). Alternatywą jest stosowanie

dwóch analizatorów – jednego mierzącego niektóre gazy w podczerwieni, a pozostałe w ultrafiolecie.

Pierwsze analizatory Codela miały otwartą ścieżkę pomiarową, co skutkowało dwiema genialnymi

zaletami: uśrednianiem wzdłuż całej ścieżki pomiarowej oraz całkowitą odpornością na wszystkie

agresywne składniki spalin, ale uniemożliwiały wiarygodną kalibrację podczas pracy źródła emisji.

Obecnie stosowane rozwiązanie (sonda pomiarowa z filtrami dyfuzyjnymi w strudze spalin) daje

możliwość kalibracji w każdym stanie obiektu, wymaga za to doprowadzenia powietrza AKPiA

stosowanego do osłony optyki i kalibracji. Ponieważ strefa pomiarowa w sondzie ma długość do 1m,

można mówić o efekcie uśredniania w poprzek strugi spalin, pamiętając, że w metodzie ekstrakcyjnej

praktycznie punktowy pobór próbki nie zapewnia żadnego uśredniania.

Analizatory „In situ” znajdują przede wszystkim zastosowanie w pomiarach spalin za wszelkimi typami

kotłów energetycznych (z wyjątkiem wyposażonych w mokre instalacje odsiarczania), za piecami

obrotowymi i innymi obiektami w cementowniach (również spalających „paliwa alternatywne”, czyli po

prostu odpady) oraz za różnymi instalacjami przemysłowymi (np. za spiekalniami rud w hutach).

Metoda „In situ” przy wszystkich swoich zaletach ma również ograniczenia: nie nadaje się do pomiarów w

strudze spalin o temperaturze powyżej ok. 400 C oraz o temperaturze poniżej wodnego punktu rosy

(powstające w takich warunkach lepkie, często agresywne chemicznie substancje mogą zakleić filtry w

sondzie). Ponadto metoda ekstrakcyjna okazuje się dokładniejsza przy pomiarze bardzo niskich stężeń

substancji gazowych.

W przytoczonych powyżej przypadkach oraz wszędzie tam, gdzie inwestor tego wymaga stosuje się

metodę ekstrakcyjną. Większość analizatorów ekstrakcyjnych kondycjonuje próbkę osuszając ją,

najczęściej metodą wychłodzenia do temperatury nieznacznie ponad 0 C. Pentol oferuje takie systemy

oparte o komponenty wiodących producentów - analizatory japońskiej firmy Fuji Electric oraz drogę

gazową austriackiej firmy JCT. Alternatywą jest gorąca próbka – jest ona jedynie odfiltrowana, a na całej

długości transportu oraz w samej strefie pomiarowej utrzymywana jest temperatura rzędu 150-180 C, co

powoduje zachowanie wszystkich składników gazowych (w tym pary wodnej) w stanie identycznym jak w

strudze spalin. Tylko taki analizator ekstrakcyjny może mierzyć silnie rozpuszczalne w wodzie gazy jak

HCl, HF lub NH3, a ponadto zapewnia możliwość pomiaru pary wodnej. Pentol oferuje 2 przyrządy tego

typu, MCA 10 produkcji Dr. Foedisch oraz G-CEM40E produkcji Codela (ten ostatni analizator jest

przykładowo stosowany do pomiarów technologicznych przed półsuchym odsiarczaniem, gdzie wymogi

procesowe nakazują monitorowanie zawartości HCl).

1.2.2. Metoda absorpcyjna pomiaru pyłu kontra metoda rozproszeniowa

Większość pyłomierzy optycznych stosowanych w monitoringu emisji działa na zasadzie pomiaru

pochłaniania (ekstynkcji) światła widzialnego. Alternatywnymi rozwiązaniami są analizatory oparte na

pomiarze rozproszenia światła: „do tyłu” (back-scatter) lub „do przodu” (forward-scatter).

Zaletą metody ekstynkcyjnej jest pomiar na całej szerokości (średnicy) kanału spalin lub komina, a więc

odpowiedni dobór osi pomiaru może pozwolić na wiarygodne uśrednienie pomiaru nawet dla

rozwarstwionej strugi pyłu, natomiast ograniczeniem tej metody jest pomiar bardzo niskich stężeń

3

zwłaszcza na krótkiej ścieżce pomiarowej. Metody rozproszeniowe pozwalają mierzyć bardzo niskie

stężenia, ale strefa pomiarowa jest zazwyczaj ograniczona do kilkudziesięciu cm w głąb kanału czy

komina. Codel oferuje pomiar pyłu jedynie w technice ekstynkcyjnej, umożliwiając jednakże pomiar

typowych stężeń pyłu za filtrami workowymi (rzędu kilku-kilkunastu mg/m3).

Przyjęta technika pomiarowa w połączeniu z cyfrową transmisją danych pomiarowych umożliwia

wiarygodny pomiar w bardzo szerokim zakresie stężeń (typowo od kilku mg/m3 do kilku g/m3) bez

konieczności jakichkolwiek zmian ustawień w przyrządzie.

1.2.3 Pyłomierze jednoprzebiegowe kontra dwuprzebiegowe

Większość pyłomierzy ekstrakcyjnych składa się z głowicy nadawczo-odbiorczej i zlokalizowanego po

przeciwnej stronie ścieżki optycznej lustra. Rozwiązanie to ma szereg zalet, np. dzięki podwójnej ścieżce

optycznej może rozszerzyć zakres pomiarów w kierunku małych wartości stężeń, jest jednak obarczona

wadą, jaką jest brak możliwości rzeczywistej kompensacji zanieczyszczeń lustra. Codel zastosował w

modelu D-CEM2100 rozwiązanie alternatywne: dwie głowice nadawczo-odbiorcze zamieniające się

funkcjami kilkadziesiąt razy na sekundę. To rozwiązanie (opisane w rozdziale 3.2) pozwala na rzeczywistą

kompensację zanieczyszczeń optyki z obu stron, a poza tym pozwala na wykrycie niewłaściwego

osiowania. Analizator posiada certyfikat QAL-1 wydany przez TÜV.

1.2.4 Przepływomierze korelacyjne z detektorami podczerwieni kontra ultradźwiękowe

Miarodajny pomiar prędkości (przepływu) spalin w warunkach zanieczyszczonych spalin jest najczęściej

realizowany metodami nieinwazyjnymi. Powszechnie stosowana jest metoda ultradźwiękowa, polegająca

na zastosowaniu dwóch głowic nadawczo-odbiorczych umieszczonych po przeciwnych stronach kanału

spalin lub komina, a oś głowic pochylona jest pod kątem najczęściej 45°. Metoda ultradźwiękowa

sprawdza się przede wszystkim dla laminarnej strugi spalin, co stawia wysokie wymagania co do

lokalizacji analizatora. Ponadto, montaż przyrządu ultradźwiękowego na kominie jest utrudniony (wymaga

dodatkowego podestu).

Codel stosuje unikalną metodę korelacji sygnałów z głowic odbierających naturalne promieniowanie

podczerwone emitowane przez przepływające spaliny. Opis tego ciekawego przyrządu posiadającego

certyfikat QAL-1 zawarto w rozdziale 3.5.1. Miernik wiarygodnie pracuje również w umiarkowanie

turbulentnej strudze spalin, a zawartość pyłu czy pary wodnej poprawia jakość wskazań.

Przepływomierz optyczny wymaga (dokładnie tak jak wszystkie inne przepływomierze) minimalnego

prostego odcinka, a ograniczeniem zastosowania są: bardzo niska temperatura

i prędkość spalin.

1.2.5 Transmisja cyfrowa danych kontra analogowa

Gdy 20 lat temu Codel wdrożył koncepcję generowania danych pomiarowych w postaci cyfrowej oraz

szeregowej transmisji danych z analizatorów do jednostki centralnej i komputera był niewątpliwie

pionierem w tej dziedzinie. Również w przypadku stosowania aparatury innych niż Codel producentów

Pentol preferuje cyfrową transmisję danych w maksymalnym technicznie możliwym zakresie. Wieloletnie

doświadczenie potwierdza niewątpliwie zalety takiego rozwiązania. Najważniejsze z nich to: oszczędność

na okablowaniu (praktycznie dowolna ilość pomiarów nawet z wielu przekrojów pomiarowych

transmitowana jest wspólnym czterożyłowym kablem), brak konieczności przestawiania zakresu nawet

przy dużych zmianach wartości mierzonych, możliwość buforowania danych w analizatorach w przypadku

przerw w transmisji, wreszcie – dwukierunkowa transmisja danych pozwala na zdalny dostęp do

diagnostyki i konfiguracji wszystkich podstawowych elementów systemu nie tylko z poziomu komputera

emisyjnego, ale poprzez Internet, modem GSM lub sieć telefoniczną z siedziby serwisu lub producenta.

Takie rozwiązanie w sposób znaczący podnosi niezawodność systemu, pozwala również na jego

eksploatację na obiektach nie zatrudniających kwalifikowanych automatyków.

4

1.3. Zakres zastosowań systemów pomiaru emisji i indywidualnych analizatorów spalin

1.3.1 Systemy ciągłego monitoringu emisji

Oferujemy kompletne systemy monitoringu emisji spełniające wszystkie wymogi legislacyjne, a w

szczególności Rozporządzenia Ministra Środowiska z dnia 30 października 2014 r. w sprawie wymagań w

zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody. Załącznik 1 do

Rozporządzenia wymienia zakres ciągłych pomiarów emisji do powietrza dla źródeł spalania paliw,

natomiast Załącznik 3 – dla instalacji i urządzeń spalania lub współspalania odpadów. Poniżej

zestawiono analizatory objęte ofertą Pentolu do pomiaru poszczególnych substancji. Wszystkie

wymienione analizatory posiadają wymagany prawem certyfikat QAL-1. Dobór optymalnego analizatora

dokonywany jest indywidualnie dla każdego obiektu, w zależności od warunków miejscowych.

Pomiar SO2, NOx, CO (Załączniki 1 i 3): ekstrakcyjny Fuji Electric ZRE (opis w rozdziale 3.3),

ekstrakcyjny Dr. Foedisch MCA 10 (opis w rozdziale 3.6);

Pomiar HCl, HF (Załącznik 3): „in situ” Fuji Electric ZSS (opis w rozdziale 3.7), ekstrakcyjny Dr.

Foedisch MCA 10;

Pomiar całkowitego węgla organicznego (Załącznik 3): ekstrakcyjny SK-Elektronik Thermo-FID

(opis w rozdziale 3.8);

Pomiar pyłu (Załączniki 1 i 3): „in situ” Codel D-CEM2100 (opis w rozdziale 3.9.1), „in situ” Durag

D-R800 (opis w rozdziale 3.9.2), ekstrakcyjny Dr. Foedisch PFM 06 ED (opis w rozdziale 3.9.3);

Pomiar przepływu spalin (Załączniki 1 i 3) – wszystkie „in situ”: Codel V-CEM5100 (opis w

rozdziale 3.10.1), Dr. Foedisch FMD 09 (opis w rozdziale 3.10.2), Durag D-FL220 (opis w

rozdziale 3.10.3).

1.3.2 Pomiary procesowe

Wszystkie wymienione w poprzednim rozdziale analizatory spalin mogą również znaleźć zastosowanie w

pomiarach procesowych: do kontroli procesu spalania i instalacji redukcji emisji (odsiarczanie,

odazotowanie, odpylanie) oraz innych procesów technologicznych. Poniżej zestawiono analizatory

dedykowane do pomiarów procesowych.

Pomiar SO2, NOx, CO, CO2, H2O, HCl, CH4: in situ Codel G-CEM40 (opis w rozdziale 3.1),

ekstrakcyjny Codel G-CEM40E (opis w rozdziale 3.2);

Pomiar HCl, HF, NH3: ekstrakcyjny Fuji Electric ZSS.

2. Koncepcja systemu

Każdy system oferowany przez Pentol, niezależnie od typu zastosowanych analizatorów charakteryzuje

się wspólnymi cechami:

Transmisja cyfrowa miedzy analizatorami (koncentratorem) a komputerem emisyjnym,

Dwukierunkowa łączność zarówno z analizatorów do komputera (odczyt wartości mierzonych,

diagnostyki, parametrów pracy przyrządów) jak i z komputera do analizatorów (kalibracja

analizatorów, konfiguracja elementów systemu),

Możliwość podłączenia wielu grup analizatorów do wspólnej magistrali danych.

Więcej szczegółów na temat transmisji danych w rozdziale 4.

2.1 System z analizatorami „in situ” produkcji Codel International

Na rysunku 1 przedstawiono przykładową konfigurację systemu z jedną grupą analizatorów

z możliwością łatwego dołączenia kolejnych grup. Wszystkie analizatory zainstalowane są bezpośrednio

w przekroju pomiarowym (na kanale spalin lub kominie).

5

Rysunek 1. Przykładowa konfiguracja systemu ciągłych pomiarów emisji dla jednej grupy analizatorów

2.2 System z gazowymi analizatorami ekstrakcyjnymi Fuji Electric

W przekroju pomiarowym (rys. 2 na następnej stronie) zostaną zabudowane:

Sonda do poboru próbki dla gazowego pomiaru ekstrakcyjnego z podgrzewanym filtrem i (w razie

takiej konieczności) podgrzewaną rurą poboru próbki;

Pyłomierz „in situ” lub w razie potrzeby ekstrakcyjny;

Przepływomierz spalin;

Termometr i manometr do celów normalizacyjnych.

Sonda będzie połączona grzanym wężem z kontenerem ustawionym w pobliżu przekroju pomiarowego. W

kontenerze będą zlokalizowane:

Układ kondycjonowania próbki produkcji JCT

Analizator gazowy ekstrakcyjny Fuji Electric typ ZRE

Elementy niezbędne do kalibracji analizatorów

Moduły wejść/wyjść analogowo-cyfrowych z komunikacją RS485 do wymiany danych z panelem

operatorskim (koncentratorem danych) HMI

Panel operatorski HMI pełniący funkcje nadzoru nad elementami wchodzącymi

w skład układu pomiarowego, koncentratora danych oraz komunikacji

z komputerem emisyjnym.

6

Rys. 2. Przykładowa konfiguracja systemu ciągłego monitoringu emisji z analizatorem ekstrakcyjnym

3. Opis analizatorów Systemu Ciągłego Monitoringu Emisji

3.1. Analizator gazowy „in situ” Codel G-CEM4000/G-CEM40

Obecnie Codel ma w ofercie 2 modele analizatorów gazowych „in situ”: znany od lat model

G-CEM4000 oraz jego następcę – model G-CEM40. Starszy i większy model G-CEM4000 może mierzyć

stężenie do siedmiu gazów spośród CO, NO, NO2, SO2, HCl, CH4 i H2O, natomiast model G-CEM 40 mierzy

do 5 spośród tych gazów, co zazwyczaj wystarcza zarówno do zastosowań dla monitoringu emisji jak i do

celów procesowych (optymalizacji spalania). Zasada działania oraz konstrukcja obu mierników są bardzo

podobne, dlatego poniższy opis jest wspólny dla obu modeli. Są to mierniki optyczne „in situ”,

zachowujące wszystkie opisane w rozdziale 1 zalety tej technologii. Pomiar dokonywany jest wewnątrz

sondy zamontowanej wewnątrz kanału spalin lub komina – mierniki (rysunek 3) mają jedną głowicę

pełniącą rolę nadajnika i odbiornika promieniowania podczerwonego.

7

Wzdłuż części pomiarowej sondy zabudowane są filtry dyfuzyjne, zapewniające swobodny przepływ gazów

i nie przepuszczające do wewnątrz sondy pyłów ani kropel cieczy. Na końcu sondy znajduje się lustro

pokryte rodem (metal szlachetny z grupy kobaltowców, bardzo odporny na działanie czynników

chemicznych), co zapewnia trwale wysoki współczynnik odbicia również dla promieniowania

podczerwonego.

Zasada pomiaru oparta jest na pochłanianiu podczerwieni (metoda NDIR). Wykorzystuje się zjawisko

pochłaniania promieniowania podczerwonego przez gazy heteroatomowe (jak np. CO lub NO) – dla

każdego gazu da się określić indywidualne długości fali promieniowania podczerwonego silnie

pochłaniane przez dany gaz. Ta metodą nie można mierzyć stężeń gazów monoatomowych (np. O2).

Stężenie tlenu jest jedynym parametrem spalin z kotłów energetycznych, którego nie mogą mierzyć

analizatory „in situ” Codela.

Rysunek 3. Schemat analizatora wielogazowego Codel typ G-CEM40

Wzdłuż części pomiarowej sondy zabudowane są filtry dyfuzyjne, zapewniające swobodny przepływ gazów

i nie przepuszczające do wewnątrz sondy pyłów ani kropel cieczy. Na końcu sondy znajduje się lustro

pokryte rodem (metal szlachetny z grupy kobaltowców, bardzo odporny na działanie czynników

chemicznych), co zapewnia trwale wysoki współczynnik odbicia również dla promieniowania

podczerwonego. Łączna długość sondy (część pomiarowa i część nośna) wynosi w zależności od wersji od

1,0 do 1,8m (z czego na część pomiarową, przez którą przepływają spaliny przypada odpowiednio 0,6 lub

1m). długość sondy dobierana jest w zależności od średnicy i grubości ścian komina lub kanału spalin.

Rysunki 4 i 5 na następnej stronie pokazują głowice obu modeli analizatorów na kanale spalin i kominie.

Analizatory zawierają zintegrowane mierniki temperatury i ciśnienia bezwzględnego, co upraszcza

połączenia między elementami systemu. Zachowanie stabilnej temperatury wewnątrz głowicy jest

krytyczne dla dokładności i powtarzalności wskazań analizatorów. Aby sprostać temu wymaganiu

w najtrudniejszych i szybko zmieniających się warunkach atmosferycznych (np. na kominach), Codel

stosuje aktywną osłonę pogodową z elementem Peltiera.

Procesor z wyświetlaczem umożliwia ustawianie parametrów i miejscowy odczyt danych, a także realizuje

funkcję normalizacji. Parametrami normalizującymi są: temperatura, ciśnienie, wilgotność i zawartość O2.

Pierwsze trzy parametry mierzone są w mierniku wielogazowym, O2 za pomocą tlenomierza zewnętrznego

(pentol rekomenduje stosowanie do tego celu tlenomierza cyrkonowego „in situ’ typ CAT-4 produkcji

polskiej firmy TTM Elektronika i Automatyka). Wartości stężeń mogą być alternatywnie przedstawione w

postaci mg/m3 lub mg/Nm3, w przeliczeniu na stałą zawartość O2 i/lub na spaliny suche. Zastosowany

procesor umożliwia swobodny wybór czasu uśredniania w zakresie od 10s do 30 dni.

8

Rysunek 4. Głowica analizatora G-CEM40 zabudowana na kanale spalin

Rysunek 5. Głowica analizatora G-CEM4000 zabudowana na kominie

Zastosowanie sondy pomiarowej zamontowanej wewnątrz kanału spalin umożliwia dokonanie kalibracji

zera i zakresu. Wykorzystywany do tego celu jest dołączony do analizatorów moduł kalibracji. Zero

kalibruje się poprzez podanie do wnętrza sondy gazu zerowego (powietrze AKPiA lub azot), który usuwa

spaliny ze strefy pomiarowej i umożliwia stworzenie rzeczywistych warunków zerowych. Po

przedmuchaniu wnętrza sondy oraz uzyskaniu stabilnych wskazań rozpoczyna się cykl kalibracyjny.

Kalibracja zera może być dokonywana automatycznie w zadanych odstępach czasu bądź inicjowana

ręcznie z poziomu analizatora lub komputera. Producent zaleca automatyczną kalibrację zera raz na

dobę. Ponieważ krzywa pochłaniania promieniowania podczerwonego jest jednoznacznie określona

9

prawami fizyki, ewentualny błąd wskazań analizatora może być skutkiem jedynie pełzania zera.

Regularna kalibracja zera gwarantuje, więc długotrwałą poprawność wskazań.

Kalibracja zakresu dokonywana jest, podobnie jak kalibracja zera, w warunkach rzeczywistych. Dla

uzyskania maksymalnej miarodajności kalibracji punktu pracy, gaz wzorcowy będący mieszaniną gazów

wzorcowych o uzgodnionych stężeniach z nośnikiem w postaci azotu jest podawany do tej samej

przestrzeni, w której odbywa się pomiar, tzn. do wnętrza sondy pomiarowej. Kalibracja zakresu

wykonywana jest po każdym przeglądzie serwisowym i w dowolnej chwili według potrzeb użytkownika.

Istnieje również uproszczona, jednogazowa wersja analizatora G-CEM40 przeznaczona do pomiaru CO.

Sonda z filtrami dyfuzyjnymi doskonale sprawdza się w warunkach wysokiego zapylenia rzędu

kilkudziesięciu g/m3, dzięki czemu analizatory znajdują zastosowanie w systemach zabezpieczeń

odpylacza przed niekontrolowanym wzrostem stężenia tlenku węgla.

3.2. Ekstrakcyjny analizator z gorąca próbką Codel G-CEM40E Jak wspomniano w rozdziale 1.2.1, Codel rozszerzył swoja ofertę o ekstrakcyjny analizator z gorąca

próbką, który umożliwia pomiar wszystkich gazów mierzonych przez analizator „in situ” G-CEM40.

Przyrząd łączy zalety metody „in situ”, a przede wszystkim pomiar wolny od błędów związanych z

eliminacją pary wodnej z próbki z zaletą analizatorów ekstrakcyjnych, jaką jest większa dokładność

pomiaru zwłaszcza dla niższych stężeń uzyskana dzięki typowej dla metody ekstrakcyjnej stabilizacji

temperaturowej układu pomiarowego. Rysunek 6 przedstawia widok zewnętrzny analizatora.

Rysunek 6. Widok ogólny analizatora Codel G-CEM40E

Analizator składa się z głowicy pomiarowej (identycznej jak w mierniku „in situ” G-CEM40), grzanej

komory pomiarowej, do której zasysana jest gorąca próbka, układu elektroniki oraz szafy. Próbka

zasysana jest przez sondę z filtrem pyłowym i grzany wąż, brak jest natomiast układu kondycjonowania

próbki.

Szafa może być zabudowana w pomieszczeniu lub na otwartej przestrzeni. Z uwagi na jej niewielkie

wymiary możliwa jest zabudowa na podeście w bezpośredniej bliskości kanału spalin lub przewodu

kominowego, co skraca drogę gazową. Stała temperatura głowicy zapewniona jest przez osłonę

pogodową oraz ogniwo Peltiera. Szafa może być wyposażona w klimatyzator.

10

Zasada działania i podstawowe parametry są analogiczne jak dla wyżej opisanego analizatora

G-CEM40. Jeżeli niezbędny jest pomiar więcej niż pięciu gazów (na przykład CO, NO, SO2, CO2, pary

wodnej i dodatkowo HCl, wówczas Codel dostarcza analizator w wersji specjalnej z głowicą od analizatora

G-CEM4000.

3.3. Ekstrakcyjny analizator gazowy Fuji Electric typ ZRE

Uwagi ogólne

Rys. 7 Widok panelu czołowego analizatora

Analizator model ZRE, wyprodukowany przez firmę Fuji Electric jest urządzeniem wielokanałowym (do 5

ścieżek pomiarowych, jeżeli jednym z mierzonych gazów jest tlen lub do 4 ścieżek pomiarowych bez

pomiaru tlenu). Dla typowych zastosowań przewidziano analizator z torami pomiarowymi SO2, NOx, CO i

O2. (piątym mierzonym gazem może być np. CO2). Analizator został zaprojektowany, jako podstawowy

przyrząd do pomiarów ciągłych dla potrzeb systemów monitoringu emisji dla obiektów energetycznego

spalania paliw i posiada certyfikat QAL-1 zgodnie z wymaganiami normy PN-EN14181.

W wersji podstawowej przewidziano pomiar NO bez pomiaru NO2. W przypadku, gdy niezbędne będzie

uwzględnienie rzeczywistego udziału NO2 zostanie zastosowany konwerter NO2 do NO produkcji Fuji

zapewniający, że pomiar NO będzie miarodajny dla łącznego stężenia NO+NO2. Zgodnie z obowiązującymi

w Polsce i Unii Europejskiej przepisami stężenie NOx ma zostać przeliczony na NO2.

3.3.1 Zasada działania i budowa Widok panelu czołowego analizatora, montowanego w obudowie typu Rack o podziałce 19” przedstawia

rys. 7 na poprzedniej stronie. Analizator posiada duży wyświetlacz umożliwiający jednoczesne odczytanie

wszystkich mierzonych wartości stężeń oraz klawiaturę pozwalającą na konfigurację wszystkich funkcji

miernika.

Przyrząd łączy dwie techniki pomiarowe, optymalne dla poszczególnych mierzonych gazów.

3.3.2 Absorpcja promieniowania podczerwonego

Przyrząd może wykorzystywać jednocześnie do 4 kanałów pomiarowych wykorzystujących absorpcję

promieniowania elektromagnetycznego w podczerwieni (NDIR).

Każdy z kanałów mierzących w podczerwieni (rys. 8) składa się ze źródła promieniowania zabudowanego

w wirującym cylindrze ze szczeliną, zapewniającym modulację wiązki promieniowania. Zabudowany po

przeciwnej stronie w stosunku do źródła podwójny detektor generuje sygnał pomiarowy. Sygnały ten, po

wzmocnieniu jest przetwarzany do postaci cyfrowej i wprowadzany do procesora, który na podstawie

odpowiednich algorytmów oblicza sygnał stężenia danego gazu.

11

Rys. 8 Budowa kanału pomiarowego pracującego w podczerwieni (NDIR)

W opisany powyżej sposób mierzone są stężenia wszystkich mierzonych gazów oprócz tlenu. Poniżej w

rozdziałach 3.3.3 – 3.3.5 opisano trzy opcjonalne rozwiązania pomiaru O2: elektrochemiczne, cyrkonowe

i paramagnetyczne. Wszystkie trzy metody są dopuszczone przez prawo i wybór zależy od parametrów

spalin oraz preferencji inwestora.

Dane techniczne analizatora Fuji ZRE

Zakresy (technika pomiaru) zakres min zakres max

SO2 (podczerwień) 0-200 ppm 0-2000 ppm

NO (podczerwień) 0-200 ppm 0-2000 ppm

CO (podczerwień) 0-200 ppm 0-2000 ppm

O2 0-10 % obj. 0-25 % obj.

Dla każdego z torów pomiarowych można dobrać 2 zakresy pomiarowe. Powyższy dobór jest przykładowy

i jest każdorazowo dostosowywany do rzeczywistego zakresu poszczególnych stężeń. Zakresy mogą być

przełączane automatycznie.

Charakterystyka czujników

Liniowość* 1%

Pływanie zera* 2%/tydzień

Pływanie zakresu* 2%/tydzień

Powtarzalność* 0,5%

Czas odpowiedzi t90** 60s (po przełączeniu źródła próbki)

Przepływ próbki 0,50,2dm3/min.

Wyjścia analogowe 420mA, 550 max.

0-1V 100KΩ min.

dwustanowe – do sygnalizacji wysokiego stężenia gazu lub

uszkodzenia analizatora

cyfrowe – w protokole Modbus przez port szeregowy

RS485

Temperatura otoczenia -545oC

12

Wilgotność względna otoczenia 090%

Obudowa do montażu w szafie lub na stojaku typu ‘rack’ 19” lub do

zabudowy w panelu, rozmiar 133 x 483 x 418mm

Masa około 8kg (sam analizator)

Zasilanie 85-264V 50-60Hz, 100W

*)

**)

W odniesieniu do wybranego zakresu pomiarowego

Bez uwzględnienia toru poboru próbki

3.3.3 Czujnik elektrochemiczny (moduł analizatora Fuji ZRE)

Rys. 9 Budowa czujnika elektrochemicznego tlenu

Służy do pomiaru stężenia tlenu. Zastosowany detektor (rys. 9) ma małe wymiary oraz charakteryzuje się

krótkim czasem odpowiedzi i szerokim zakresem dynamicznym.

Zastosowany czujnik tlenu jest to odmiana ogniwa elektrochemicznego, które generuje prąd

proporcjonalny do ciśnienia parcjalnego tlenu znajdującego się w próbce gazu otaczającego membranę.

Molekuły tlenu, przenikając do ogniwa przez nieporowatą membranę teflonową, zachodzą w reakcję

chemiczną na katodzie wywołując przepływ prądu na pomiędzy elektrodami. Napięcie pomiędzy

elektrodami powstałe na skutek przepływu prądu jest proporcjonalne ciśnienia parcjalnego tlenu

w próbce a zatem przy stałym ciśnieniu próbki gazu, jest proporcjonalne do stężenia tlenu w próbce. Ta

wersja czujnika na bazie elektrolitu kwasowego jest praktycznie nieczuła na interferencje skrośne,

szczególnie z CO2, CO, CH4 i H2. Czujnik ma wbudowany termistor do kompensacji temperaturowej

sygnału wyjściowego.

3.3.4 Tlenomierz cyrkonowy Fuji Electric ZFK7

Cyrkonowy analizator tlenu pracuje w oparciu o metodę ekstrakcyjną. Zasada pomiaru oparta jest na

wykorzystaniu ogniwa cyrkonowego umieszczonego bezpośrednio w próbce mierzonego gazu. Ogniwo to

jest podgrzewane do stałej temperatury 800C. Siła elektromotoryczna na jego elektrodach zależy od

stężenia tlenu mającego kontakt z nimi i jest opisana wzorem Nernsta:

E = - RT

nF ln

PX

PA

gdzie: R: stała gazowa

T: temperatura absolutna

13

F: stała Faradaya

PX: stężenie tlenu w gazie referencyjnym pozostającym w kontakcie z ujemną elektrodą

PA: stężenie tlenu w gazie mierzonym pozostającym w kontakcie z dodatnią elektrodą

Rys. 10. Budowa tlenomierza cyrkonowego Fuji ZFK7

Gazem referencyjnym jest powietrze z otoczenia. Wraz ze zmianą stężenia O2 w mierzonym gazie zmienia

się siła elektromotoryczna ogniwa.

Budowę analizatora przedstawia rysunek 10. Na obudowie znajduje się wyświetlacz do odczytywania

danych z analizatora. Tlenomierz jest zintegrowany z analizatorem wielogazowym Fuji ZRE.

3.3.5 Czujnik paramagnetyczny tlenu (moduł analizatora Fuji ZRE)

Czujnik paramagnetyczny zintegrowany z analizatorem Fuji ZRE mierzy stężenie tlenu

w próbce spalin na zasadzie konwersji zawartości O2 na wartość ciśnienia zależną od własności

magnetycznych tlenu.

Wszystkie gazy charakteryzują się dodatnią lub ujemną podatnością magnetyczną. Spośród nich

cząsteczki tlenu (jak również NO i NO2) mają bardzo wysoką podatność magnetyczną i są silnie

przyciągane przez pole magnetyczne, podczas gdy pozostałe składniki spalin wykazują własności

diamagnetyczne. Wpływ NO i NO2 jest pomijany ze względu na znikome stężenie tych gazów w

porównaniu z tlenem.

Możliwy jest więc pomiar stężenia tlenu w spalinach wykorzystując jego podatność magnetyczną. Rys. 11

ilustruje budowę kanału pomiarowego tlenu.

W niejednorodnym polu magnetycznym cząsteczki tlenu są przyciągane w kierunku obszaru o wyższej

gęstości pola magnetycznego co powoduje miejscowy wzrost ciśnienia. Wartość ciśnienia jest

przetwarzana na sygnał elektryczny przez detektor mikroprzepływu i następnie wzmacniany.

14

Rys. 11 Budowa celi paramagnetycznej

3.4 Układ przygotowania próbki

Układ składa się z następujących komponentów:

Sonda poboru próbki ER-S10

Wąż poboru próbki JCT JH3F

Chłodnica kompresorowa z podwójnym wymiennikiem, typ Compact MIDI

Pompa membranowa zasysająca próbkę typ 303

Pompka kondensatu

Filtr typ JF-1TE2

Czujnik wilgoci typ KW-1

Filtr aerozolu typ 20.5

Zawory elektromagnetyczne do kalibracji

Na rys. 12 przedstawiono schemat przepływu próbki od sondy do analizatora.

Rys. 12 Schemat przepływu próbki do analizatora FUJI ZRE

15

3.5 Sonda do poboru próbki z filtrem NH3

W przypadku stosowania metod wtórnych odazotowania spalin. Zarówno w przypadku metod

katalitycznych (SCR) jak i niekatalitycznych(SNCR) ma miejsce prześlizg amoniaku (ang. ammonia slip),

przejawiający się obecnością wolnego amoniaku w spalinach wylotowych.

W przypadku obecności amoniaku w spalinach rzetelny pomiar zawartości tlenków azotu (NOx),

dwutlenku siarki (SO2) oraz tlenu (O2) stanowi poważny problem. Temperatura spalin poniżej 280 °C

oznacza powstawanie soli amonowych w wyniku reakcji amoniaku z dwutlenkiem i trójtlenkiem siarki

zawartym w spalinach. Powstające sole nie tylko absorbują mierzone składniki spalin (głównie SO2)

fałszując w ten sposób pomiar, ale i w krótkim czasie zatykają zarówno filtry zabudowane w układzie

drogi gazowej jak również powodują odkładanie się ich w przewodach gazowych.

Rys. 13. Filtr amoniaku Bühler GAS 222.20-HT-DENOX

Opracowana przez specjalistów niemieckiej firmy Bühler Technologies GmbH sonda gazowa GAS

222.20-HT-DENOX (pokazana na rysunku 13) jest dobrym rozwiązaniem przytoczonych problemów. Dla

zapobiegnięcia zatykaniu elementów układu osadami powstających soli, ustalona temperatura robocza

sondy osiąga 280 °C.

Sonda gazowa firmy Bühler składa się z dwóch modułów filtracyjnych:

modułu filtra pyłowego pracującego w temperaturze 280°C – jest on grzany za pomocą

regulatora temperatury i oczyszcza próbkę gazową z pyłu oraz zapobiega krystalizacji się soli

amonowych wewnątrz filtra i jego obudowy

modułu filtra ABS – jest to specjalna tuba wypełniona szklanymi kulkami mającymi zadanie

zwiększenia powierzchni reakcji NH3 z SO2 – jest to miejsce kontrolowanej krystalizacji soli

amonowych, zintegrowana pompka usuwa skrystalizowane sole amonowe wraz z kondensatem

poza przestrzeń filtra. Temperatura wewnątrz filtra ABS jest wyższa od temperatury otoczenia ze

16

względu na dopływ strumienia gorącej próbki gazowej oraz zastosowanie grzanego złącza. Utrata

mierzonych związków jest nieznaczna dzięki obecności ciepłego kondensatu. Jeżeli mamy do

czynienia z niewielką zawartością NH3 (~10ppm) możliwy jest również pomiar SO2 oraz NOx -

straty analizowanych SO2 oraz NOx są niewielkie (zwykle kilka ppm). W celu ustalenia straty

mierzonych związków można podłączyć przepływ gazu wzorcowego przez sondę gazową do

analizatora – błąd pomiarowy zostanie zdefiniowany i możliwa będzie jego kalibracja.

Filtr jest wyposażony w system grzewczy mający na celu tłumienie reakcji chemicznych mierzonych

składników powyżej określonej temperatury, rozwiązanie to zalecane jest przy zabudowie w warunkach

zewnętrznych.

3.6 Analizator wielogazowy z gorącą próbką Dr. Foedisch MCA10

W specyficznych okolicznościach opisane w rozdziale 3.3 analizatory ekstrakcyjne z zimną próbką mogą

okazać się niewystarczająco dokładne dla potrzeb systemu monitoringu emisji. Ograniczenie to ma

przede wszystkim miejsce w przypadku stosunkowo niskich wartości występujących stężeń, a zwłaszcza

w przypadku wysokiej wilgotności spalin. W takim przypadku duża ilość kondensatu odprowadzanego w

wyniku schłodzenia próbki może zawierać rozpuszczone składniki gazowe, a zwłaszcza SO2, co powoduje

zaniżenie wskazań tego gazu. Optymalnym rozwiązaniem w takiej sytuacji jest zastosowanie analizatora

ekstrakcyjnego z gorącą próbką.

Metoda ekstrakcyjna z gorąca próbką nadaje się również do pomiaru takich gazów jak m. in. HCl, HF i

NH3, charakteryzujących się tak wysoką rozpuszczalnością w kondensacie, że w żadnych warunkach nie

byłby możliwy pomiar z zimną próbką.

Poniżej opisano analizator MCA10 produkcji niemieckiej firmy Dr. Foedisch. Na rysunku 14 pokazano

podstawowe komponenty, a na kolejnym ścieżkę optyczną przyrządu.

Rysunek 14. Podstawowe komponenty analizatora MCA 10

Próbka trafia do analizatora bezpośrednio z grzanego węża, a w strefie pomiarowej utrzymywana jest

temperatura 185°C, co skutecznie zapobiega kondensacji wilgoci zawartej w próbce. Moduł emitora

zawiera źródło podczerwieni i modulator wiązki, kuweta pomiarowa zawiera zwierciadła sferyczne,

umożliwiające wielokrotne odbicie wiązki podczerwieni, dzięki czemu ścieżka pomiarowa może mieć

długość od 2 do 10m. Długa ścieżka pomiarowa umożliwia precyzyjny pomiar niskich stężeń mierzonych

gazów.

17

Rysunek 15. Przebieg ścieżki pomiarowej analizatora MCA 10

Przyrząd posiada certyfikat QAL-1 dla 11 spośród 12 mierzonych gazów. Tabela na końcu rozdziału

pokazuje zestawienie mierzonych gazów oraz ich zakresów pomiarowych. Jak widać, możliwy jest

certyfikowany pomiar znacznie niższych stężeń niż jest to możliwe w przypadku typowych analizatorów

ekstrakcyjnych z zimną próbką.

Analizator jest dostarczany w zabudowie w klimatyzowanej szafie, jej widok pokazano na rysunku 16.

Rysunek 16. Widok szafy analizatora MCA 10

Miernik działa na podobnej zasadzie jak analizatory gazowe Codela, tj. niedyspersyjnej absorpcji

w podczerwieni (NDIR). W przypadku kanałów pomiarowych CO, NO, HCl i NH3 zastosowano metodę

korelacji celek gazowych GFx (wskazanie robocze detektora porównywane jest ze wskazaniem

referencyjnym z wprowadzoną do ścieżki pomiarowej celką z czystym mierzonym gazem, co powoduje że

pomiar referencyjny nie zależy od stężenia mierzonego gazu), natomiast pomiar SO2, NO2, CO2 i H2O

18

wykorzystuje 2 częstotliwości: roboczą, dla której występuje silne pochłanianie mierzonego gazu oraz

referencyjną, transparentna dla mierzonego gazu. Osobny moduł pomiary tlenu wykorzystuje celę

cyrkonową. Możliwe jest również zintegrowanie modułu FID do pomiaru całkowitego węgla organicznego.

Zakresy pomiarowe analizatora MCA10

Składnik Zakres certyfikowany Zakres 2 Zakres 3

CO 0...75 mg/m³ 0...300 mg/m³ 0...5000 mg/m³

CO2 0...25 % obj. 0...50 % obj. -

NO 0...200 mg/m³ 0...400 mg/m³ 0...3000 mg/m³

NO2 0...50 mg/m³ 0...500 mg/m³ -

N2O 0...50 mg/m³ 0...3000 mg/m³ -

NH3 0...10 mg/m³ 0…50 mg/m³ 0…500 mg/m³

SO2 0...75 mg/m³ 0...300 mg/m³ 0...2500 mg/m³

HCl 0...15 mg/m³ 0...90 mg/m³ 0...5000 mg/m³

HF - 0...20 mg/m³ -

H2O 0...40 % obj. - -

CH4 0...50 mg/m³ 0...500 mg/m³ -

O2 0...25 % obj. - -

3.7 Analizator „in situ” HCl, HF lub NH3 Fuji Electric ZSS

Budowę analizatora przedstawiono na rysunku 17 poniżej.

Rys. 17 Budowa analizatora Fuji Electric ZSS

19

Fuji Electric ZSS jest analizatorem jednogazowym (w zależności od wersji mierzy HCl, HF lub NH3 z opcją

jednoczesnego pomiaru H2O). Analizator składa się z trzech zasadniczych części: nadajnika z diodą

laserową, odbiornika z zespołem detektora oraz modułu procesora. Nadajnik i odbiornik zamontowane

są na przeciwległych stronach kanału pomiarowego (za pomocą króćców kołnierzowych). Zasada

działania oparta jest na pomiarze absorpcji promieniowania w pasmie bliskiej podczerwieni w wąskim

paśmie pochłaniania mierzonego gazu (w tym przypadku amoniaku). Pasmo jest dokładnie dobrane w

celu uniknięcia zakłóceń i wpływu innych związków. Istotą metody jest zastosowanie podwójnej modulacji

długości fali lasera. Amplituda sygnału detektora zmieniająca się na skutek modulacji długości fali

promieniowania lasera stanowi podstawę do generacji wartości pomiarowej. Dokładność pomiaru

poprawiono dzięki poddaniu analizie drugiej harmonicznej sygnału oraz analizie cyfrowej kształtu

otrzymanej krzywej absorpcji.

Opis techniczny

Próg detekcji* 0,15 ppm

Zakres pomiarowy* ustawiany od 0-15ppm do 0-5000ppm

Długość drogi optycznej 0,5 – 10 m

Czas odpowiedzi <5 s

Dryft zera < 2% zakresu

Powtarzalność < 1% zakresu

Liniowość < 1% zakresu

Kalibracja In situ przy pomocy fabrycznie wykalibrowanej celki przepływowej

lub w osobnej kuwecie kalibracyjnej (kalibracja dokonywana przez

serwis w ramach przeglądów profilaktycznych

Wyjścia analogowe 4-20 mA

Dwustanowe (przekroczenie zakresu, usterka, kalibracja)

Temperatura spalin max 6000C

Temperatura otoczenia -20 do +550C

Stopień ochrony IP65

IP55 (moduł elektroniczny)

Zasilanie 115 - 240 V 50/60Hz, 75VA * Wielkości odniesione do 1m długości drogi optycznej

3.8 Analizator całkowitego węgla organicznego SK-Elektronik Thermo-FID

Analizator lotnych związków organicznych jest stacjonarnym urządzeniem cechującym się wysoką

niezawodnością, dokładnością, czułością i stabilnością.

Analizator wykorzystuje metodę ciągłej detekcji płomieniowo-jonizacyjnej (FID), która pozawala na

wiarygodne oznaczenie zarówno węglowodorów o dużej masie cząsteczkowej, jak i śladowych

zanieczyszczeń w gazach o podwyższonej czystości.

Wszystkie elementy mające kontakt z próbką są zamknięte w grzanej komorze pomiarowej. Wbudowany

grzany filtr z wymiennym stalowym wkładem o porowatości 2 µm może być okresowo czyszczony co

przedłuża jego żywotność.

Urządzenie posiada regulator zapewniający kontrolę ciśnienia i stabilność przepływu próbki przez komorę

spalania.

Analizator posiada układ przygotowania powietrza niezbędnego do spalania węglowodorów. Dzięki temu

nie potrzebne jest zewnętrzne źródło oczyszczonego powietrza.

Schemat przyrządu przedstawiono na rys. 18.

20

Rys. 18. Budowa analizatora całkowitego węgla organicznego typu ThermoFID

Metoda pomiarowa

W metodzie FID cząsteczki węglowodorów z gazu pomiarowego podlegają jonizacji w obszarze płomienia.

Do podtrzymania płomienia niezbędne jest paliwo (wodór) oraz powietrze. Płomień umieszczony jest w

silnym polu elektrostatycznym wytwarzanym przez dwie elektrody. Powstałe jony migrują w kierunku

katody lub anody. Wytworzona w ten sposób różnica potencjałów, a tym samym wielkość prądu, jest

wprost proporcjonalna do stężenia cząstek węglowodorów w spalanej próbce gazu. Sygnał jest mierzony i

przetwarzany przez układ elektroniczny

Analizator występuje w kilku wersjach, różniących się sposobem transportu próbki. Najczęściej

stosowane wersje to ES – ekstrakcyjna korzystająca z opisanego w rozdziale 3.4 układu przygotowania

próbki, współdzielonego z pozostałymi analizatorami ekstrakcyjnymi. Alternatywa jest wersja MK

zabudowana bezpośrednio na kominie lub kanale spalin (próbka z sondy podawana jest bezpośrednio do

analizatora).

Jedyną przewidzianą dla Użytkownika czynnością serwisową jest wymiana butli z gazami: wodorem oraz

propanem w azocie lub syntetycznym powietrzem. Zużycie gazów jest bardzo niewielkie.

Dane techniczne przyrządu:

Mierzony parametr Lotne Związki Organiczne (czyli suma węglowodorów)

Metoda pomiarowa Ciągła detekcja płomieniowo – jonizacyjna (FID)

Zakresy pomiarowe 0-1 do 0-500 000 mg/m3 (programowalne)

Wykrywalność <0,1 mg/m3

Czas odpowiedzi T90 <0,5 s

Zużycie paliwa (100 % H2) 40 ml/min dla 2 bar

Zużycie powietrza (do eżektora) 2 Nm3/h dla 5 bar

Zużycie metanu (do kalibracji) 0,13 Nm3/h dla 3 bar (tylko podczas kalibracji)

Wymagana filtracja próbki 2 μm

Przygotowanie powietrza Wbudowany układ przygotowania powietrza

21

Temperatura pieca 120-210 OC

Wyjście analogowe 4-20 mA

Wymiary obudowy, masa 410 x 450 x 400 mm (szer. x gł. x wys.), mocowanie

kołnierzowe do komina, masa 30kg

Zasilanie 230 V AC/ 50 Hz, 250 W

Temperatura otoczenia -30 do +40 ˚C

3.9 Pyłomierze

Pentol ma w swojej ofercie 3 modele pyłomierzy (miernik Codela może być stosowany zarówno w

systemach („in situ” jak i ekstrakcyjnych, pozostałe oferowane są z systemami ekstrakcyjnymi):

Codel D-CEM2100 – „in situ” optyczny prześwietleniowy;

Durag D-R800 – „in situ” optyczny rozproszeniowy, stosowany na kominach lub kanałach spalin o

bardzo małych gabarytach oraz w przypadku bardzo niskich stężeń pyłu, również w przypadku gdy

nie ma dostępu do obu przeciwległych stron komina lub kanału spalin;

Dr. Foedisch PFM 06 ED – ekstrakcyjny optyczny rozproszeniowy (stosowany

w przypadku istnienia wolnych kropel wody w spalinach, np. za absorberem mokrego

odsiarczania).

Wszystkie mierniki posiadają certyfikaty QAL 1. W dalszej części rozdziału opisano poszczególne modele.

3.9.1 Pyłomierz optyczny Codel D-CEM 2100

Przyrząd dostępny jest w dwóch wersjach: dostosowanej do współpracy z analizatorem gazowym Codel

oraz samodzielnej. Różnice obejmują sposób zasilania oraz wyprowadzenia sygnału pomiarowego. Opis

poniżej odnosi się do wersji samodzielnej.

Pomiar stężenia pyłu dokonywany metodą optyczną opiera się na określeniu stopnia pochłaniania

(ekstynkcji) wiązki promieniowania w poprzek drogi gazu.

Mierniki optyczne podają zazwyczaj, oprócz ekstynkcji, wartość względnego stopnia zaczernienia

("opacity"), przy czym:

zaczernienie + przejrzystość = 1

Z kolei wzajemną zależność ekstynkcji i zaczernienia określa wzór Beer-Lamberta:

zaczernienie = 1 - e -ekstynkcja

Warunkiem miarodajności metody optycznej dla określenia emisji cząstek stałych są rozmiary cząsteczek

pyłu - zakłada się, że nie powinny być mniejsze od długości fali promieniowania używanego do

prześwietlania kanału spalin, tj. ok. 0,6µm.

Pochłanianie strumienia światła przez cząsteczki stałe zależy zarówno od rozmiarów cząsteczek jak i od

długości fali świetlnej. Zwłaszcza zdolność rozpraszania maleje, gdy rozmiar cząsteczek jest mniejszy od

długości fali światła użytego do pomiaru. Z tego powodu promieniowanie podczerwone jest mniej

skuteczne od światła widzialnego do wykrywania cząstek o rozmiarach submikronowych. Światło

widzialne nie jest absorbowane przez inne składniki spalin, jak dwutlenek węgla bądź para wodna,

zapewnia wreszcie porównywalność wyników z metodą Ringelmana.

Stężenie pyłu w gazie C jest wprost proporcjonalne do mierzonej przez przyrząd ekstynkcji E i wyraża się

wzorem:

E • k

C = -----------

l

22

gdzie l jest długością ścieżki pomiarowej (wewnętrzny wymiar kanału lub komina

w miejscu zainstalowania przyrządu), natomiast k jest współczynnikiem proporcjonalności, który należy

określić empirycznie przez porównanie wskazań ekstynkcji mierzonej przez przyrząd optyczny z wynikiem

pomiaru izokinetycznego. W przypadku braku wyników pomiaru porównawczego można przyjąć, jako

wartość tymczasową, do chwili przeprowadzenia wzorcowania przybliżoną wartość współczynnika

k=2500.

Wzorcowanie pyłomierza należy przeprowadzić metodą pomiarów grawimetrycznych. Na ich podstawie do

pamięci przyrządu zostanie wstawiony wyliczony współczynnik.

Opisany poniżej przyrząd wykorzystuje zjawisko liniowej zależności ekstynkcji tzn. stopnia pochłaniania

promieniowania widzialnego od stężenia pyłu.

Budowa analizatora

Miernik umożliwia kontrolę wskazań odpowiadających zerowemu zapyleniu bez przerywania procesu

technologicznego - a więc dla procesów ciągłych oraz kominów zbierających spaliny z kilku źródeł emisji.

Układ kompensacji zanieczyszczeń powierzchni optycznych zapewnia precyzyjny pomiar również dla

niskich poziomów zapylenia.

Rys. 19 Sposób montażu pyłomierza typ D-CEM 2100

Miernik (rys. 19) składa się z dwóch identycznych zespołów nadajnik-odbiornik i modułów: procesora,

wyświetlacza i zasilacza. Zespoły nadajnik-odbiornik są montowane naprzeciwko siebie na kanale spalin.

Nadajnik-odbiornik składa się ze źródła światła (diody LED), detektora, układu optycznego z ruchomym

lustrem kalibracyjnym zamontowanym w zaworze kulowym oraz niezbędnego dla sterowania i pomiaru

układu elektronicznego.

Źródłem światła jest dioda elektroluminescencyjna (LED) modulowana w taki sposób, że w danym

momencie tylko jedna z nich świeci. Przełączenie diod odbywa się 37,5 razy na sekundę.

System optyczny każdej z głowic jest tak zaprojektowany, że detektor otrzymuje sygnał

z własnej diody oraz z przeciwległego nadajnika. Sygnały emitowane z nadajników są elektronicznie

modulowane częstotliwością 600 Hz, dzięki czemu można było odstroić odbiorniki od obcych źródeł

światła.

23

Rys. 20 Układ optyczny pyłomierza typ D-CEM 2100.

Podczas normalnej pracy (rysunek 20 po lewej) położenie zaworu kulowego pozwala, aby strumień

światła przepływał poprzez kanał spalin do drugiego zespołu. W tym czasie lustro jest zabezpieczone

przed spalinami.

W wybranych przez użytkownika odstępach czasu zostaje zainicjowana procedura kalibracyjna dla

zerowego zaczernienia (rysunek 20 po prawej). W tym celu zawór kulowy obraca się odcinając system od

otoczenia a lustro ustawia się prostopadle do strumienia światła. Odbiornik mierzy w tym czasie

natężenie światła tłumionego jedynie przez elementy optyczne. Każdy z nadajników-odbiorników jest

kalibrowany indywidualnie, dzięki czemu w odróżnieniu od innych systemów, zanieczyszczenie układów

optycznych jest automatycznie kompensowane.

W najnowszej wersji zastosowano również układ weryfikacji wskazań pyłomierza

w punkcie pracy. Funkcja ta jest realizowana po ustawieniu lustra w pozycji kalibracji zera. Częściowe

zaczernienie symulowane jest przez kontrolowane zmniejszenie intensywności świecenia diody LED. Z

uwagi na bardzo precyzyjną kontrolę intensywności świecenia diody metoda ta jest wiarygodna, a

zarazem znacznie prostsza konstrukcyjnie od wprowadzania na ścieżkę optyczną filtra sygnalizującego

częściowe zaczernienie – unika się zastosowania kolejnego ruchomego elementu.

Dla zabezpieczenia powierzchni optycznych zastosowano układ powietrza zaporowego,

niedopuszczającego do osadzania się cząstek stałych zawartych w przepływającym gazie. Do tego celu

stosuje się niewielkie ilości 3,5 dm3/s czystego powietrza o ciśnieniu 0,1 -0,5 MPa. W przypadku

stabilnego podciśnienia medium rolę tę może pełnić zasysane powietrze atmosferyczne, chociaż nie jest

to rozwiązanie zalecane, jako docelowe.

Zespół procesora zawiera mikroprocesor do przetwarzania danych z obydwu głowic

i formowania sygnału wyjściowego. Przyrząd oferuje możliwość odczytu wartości pomiaru w postaci

zaczernienia (w procentach lub jednostkach Ringelmana), ekstynkcji, bądź po wprowadzeniu

współczynnika proporcjonalności - stężenia pyłu, mierzonego w miligramach na rzeczywisty lub normalny

metr sześcienny. Miernik umożliwia przeliczanie stężeń na warunki normalne. Zastosowany procesor

umożliwia swobodny wybór czasu uśredniania w zakresie od 10 sekund do 30 dni.

Oprócz wyjścia analogowego 4 ÷ 20 mA miernik posiada wyjście szeregowe RS485. Przyrząd wyposażony

jest w klawiaturę i wyświetlacz ciekłokrystaliczny umożliwiające programowanie, kalibrację i diagnostykę

miernika.

Pamięć trwała RAM pozwala na utrzymanie wszystkich danych w przypadku zaniku zasilania.

Dane techniczne analizatora:

Zakres - zaczernienie - nastawiany indywidualnie w dowolnym

podzakresie 0100%

24

- ekstynkcja - nastawiany indywidualnie

- stężenie pyłu - nastawiany indywidualnie w zakresie 0-2000

mg/Nm3

Przetwarzanie danych pomiarowych - bieżące uśrednianie w czterech nastawianych

przedziałach czasowych: 10-60s, 1-60 min, 1-24h,

1-30d.

Dokładność - ± 0,2% zaczernienia

Powtarzalność - ± 0,1% zaczernienia

Max. pełzanie długookresowe - 0,2% zaczernienia

Długość ścieżki pomiarowej - max. 8m

Obudowa - stopień ochrony IP65Wyjście

Wyjście - analogowe 020 lub 420mA, 500Ω max.

(wybrany przedział uśredniania)

- szeregowe przez magistralę RS485

- dwustanowe – do sygnalizacji wysokiego

zanieczyszczenia układu optycznego lub braku

współosiowości

Temperatura otoczenia - -20 do +60oC

Zasilanie - 230V prądu zmiennego 30VA (48V prądu stałego

w wersji współpracującej z analizatorem gazowym

Codela)

Zużycie powietrza czyszczącego - 12Nm3/h, ciśnienie min 5 bar

3.9.2 Pyłomierz Durag D-R800

Pyłomierz D-R800 jest przyrządem „in situ” służącym do ciągłego pomiaru niskich

i średnich wartości stężenia pyłu w spalinach. Miernik działa na zasadzie rozpraszania wiązki światła

laserowego przez cząstki pyłu obecne w strudze spalin. Pomiar światła rozproszonego dokonywany jest w

kierunku padania promienia świetlnego – jest to technika określana angielskim terminem „front scatter”.

Intensywność światła rozproszonego jest proporcjonalna do stężenia pyłu w strudze spalin.

Przyrząd (rys 21) składa się z dwóch elementów:

Rys 21. Sposób zabudowy analizatora na obiekcie

25

Lancy pomiarowej ze zintegrowaną głowicą z wyświetlaczem i klawiaturą.

Skrzynki zasilającej przyrząd w energię elektryczną i powietrze (w skrzynce zabudowana jest

dmuchawa).

Na rys. 22 pokazano główne komponenty układu pomiarowego. Wiązka światła z diody laserowej (1) jest

rozdzielana za pomocą półprzepuszczalnych luster (2) na wiązkę pomiarową (6) i referencyjną (7).

Sterowana elektromagnesem przysłona (3) służy do przełączania wiązek. Wiązka pomiarowa ulega

rozproszeniu przez cząsteczki pyłu obecne w strefie pomiarowej (8). Umieszczony pod katem w stosunku

do osi wiązki pomiarowej obiektyw (9) skupia światło rozproszone, transmitowane światłowodem (11) do

detektora (13) generującego sygnał pomiarowy, poddawany następnie obróbce w procesorze. Po

wprowadzeniu do pamięci charakterystyki zdjętej podczas wzorcowania (za pomocą pomiarów

równoległych) umożliwia wyskalowanie wskazań w mg/m3 lub mg/Nm3.

W odstępach co 5 minut dokonywana jest kompensacja zabrudzenia optyki oraz efektów starzenia się

elementów optycznych.

Rys 22. Budowa pyłomierza D-R800.

Objaśnienia:

1. Dioda laserowa 1. Strefa pomiarowa

2. Rozdzielacz wiązki 2. Obiektyw

3. Przysłona 3. Pochłaniacz światła

4. Szybka ochronna 4. Światłowód

5. Króciec do czyszczenia 5. Powietrze czyszczące

6. Wiązka pomiarowa 6. Detektor

7. Wiązka referencyjna

Dane techniczne analizatora

Zakresy pomiarowe Dowolnie ustawiane od 0-10 mg/m3 do 0-200 mg/m3

Dokładność 2% zakresu

Wyjścia dwustanowe 4 dowolnie programowalne przekaźniki beznapięciowe

o prądzie przełączania 2A

Wyjścia analogowe

0-20mA - mierzona intensywność światła rozproszonego,

maksymalne obciążenie 500 Ω

regulowane zero 4mA w czasie grawimetrycznej kalibracji

stężenia pyłu podanego w mg/m3

Standard transmisji szeregowej Modbus

Wejścia cyfrowe 2 dowolnie programowalne

26

Zakres uśredniania 1-1800 s dowolnie skalowane

Zakres temperatur otoczenia -20oC do +50oC

Dopuszczalna temperatura otoczenia -20oC do +50oC

Max. temperatura strumienia spalin 220oC

Min. temperatura strumienia spalin Powyżej wodnego punktu rosy

Ciśnienie w kanale spalin -50 do +10 hPa

Max. grubość ściany kanału 400 mm

Zasilanie 85-264 V, 47-63 Hz

Pobór mocy 50 W

Wymiary 1000[600] mm x 160 mm x 160 mm

Masa 7 [6] kg

Wymiary, część pomiarowa 1000[600] mm x 160 mm x 160 mm

Wymiary, moduł zasilania 380 mm x 300 mm x 210 mm

Klasa obudowy IP 65

3.9.3 Pyłomierz ekstrakcyjny Dr Foedisch PFM 06 ED

Opis przyrządu

Z uwagi na specyfikę procesu mokrego odsiarczania, a w szczególności zawartość wolnych kropel wody w

strumieniu spalin nie jest możliwe zastosowanie pyłomierza optycznego (krople wody byłyby widziane

jako pył powodując niedopuszczalny błąd wskazań). Powszechną praktyką stosowaną w przypadku

pomiaru stężeń pyłu za instalacją mokrego odsiarczania spalin (IMOS) jest użycie pyłomierza

ekstrakcyjnego.

Przewidziano użycie posiadającego Certyfikat QAL1 pyłomierza Dr Foedisch PFM 06 ED przedstawionego

na rys. 23 i 24. Rozwiązanie tego producenta zostało pomyślnie zweryfikowane w eksploatacji za IMOS.

Rys. 23 sposób zabudowy pyłomierza ekstrakcyjnego Dr Foedisch PFM 06 ED na obiekcie

27

Pyłomierz PFM 06 ED składa się z sondy do poboru próbki, dmuchawy podającej gorące powietrze do

rozcieńczania próbki, grzanej komory pomiarowej oraz układu zasysania próbki za pomocą eżektora

napędzanego drugą dmuchawą. Cechą charakterystyczną, pozytywnie odróżniającą omawiany pyłomierz

od innych podobnych rozwiązań jest kompaktowa budowa (szafa analizatora zabudowana jest

bezpośrednio na kominie lub kanale spalin). Droga poboru próbki do komory pomiarowej jest prosta i

krótka.

Rys. 24 Schemat pyłomierza ekstrakcyjnego Dr Foedisch PFM 06 ED

Zastosowanie gorącego powietrza do rozcieńczania próbki oraz grzanej komory pomiarowej gwarantuje,

że w komorze pomiarowej będzie jedynie pył i gazowe składniki spalin – bez kropel wody, dzięki czemu

pomiar będzie miarodajny.

Dane techniczne przyrządu

Zakres spalin od 0-15mg/m3 do 0-500mg/m3

Wyjścia analogowe 4 x 4-20mA

Wyjścia dwustanowe 6 wyjść beznapięciowych

Temperatura spalin max 280°C

Wilgotność spalin bezwzględna do 40%

względna do 100%

Temperatura otoczenia -20°C do +50°C

Przepływ próbki 7-10m3/h (razem z powietrzem rozcieńczonym)

Wymiary sonda ze zintegrowaną komorą pomiarową 500x750x1000mm

szafa sterownicza z dmuchawami 600x1700x500mm

Stopień ochrony IP65

Zasilanie 400V 3~, 4kVA

28

3.10 Przepływomierze spalin

Dla określenia emisji masowej zanieczyszczeń niezbędne jest wyznaczenie przepływu objętościowego

spalin. Pentol stosuje jeden z opisanych poniżej przepływomierzy:

Codel V-CEM5100 optyczny korelacyjny (ograniczeniem jest bardzo niska temperatura spalin -

poniżej ok. 70ºC);

Dr. Foedisch FMD 09 spiętrzeniowy (ograniczeniem jest wysokie zapylenie spalin);

Durag D-FL200 ultradźwiekowy (ograniczeniem jest wysoka temperatura).

Pierwsze dwa przyrządy posiadają certyfikat QAL 1. Ponadto, w przypadkach gdy ze względów

metrologicznych poprawny pomiar przepływu spalin jest niemożliwy, Pentol opracował algorytmy

obliczania przepływu spalin, dostosowane do specyfiki obiektu.

Wymienione przepływomierze opisano w dalszej części rozdziału.

3.10.1 Przepływomierz Codel V-CEM5100

Przyrząd dostępny jest w dwóch wersjach: dostosowanej do współpracy z analizatorem gazowym Codel

oraz samodzielnej. Różnice obejmują sposób zasilania oraz wyprowadzenia sygnału pomiarowego. Opis

poniżej odnosi się do wersji samodzielnej.

Zasada działania i budowa

Do pomiaru przepływu spalin firma CODEL stosuje niewymagającą kontaktu ze spalinami metodę

korelacji poprzecznej. Normalnie metoda ta wymaga wprowadzenia do medium śladowej ilości znacznika

chemicznego, barwiącego lub promieniotwórczego. Prędkość przepływu mierzonego gazu jest określona

w funkcji czasu przepływu znacznika między punktami pomiarowymi o znanej odległości. W przypadku

jednakże gazu zanieczyszczonego pyłem, zamiast sztucznie wprowadzanego znacznika, wykorzystuje się

występujące naturalnie szybkozmienne zaburzenia promieniowania podczerwonego emitowanego przez

strugę spalin.

Miernik typ 5100 składa się z następujących elementów (Rysunek 25):

Rys. 25. Podstawowe komponenty i sposób montażu przepływomierza V-CEM 5100

29

Dwóch odbiorników mierzących natężenie naturalnego promieniowania podczerwonego

przepływającego gazu;

Procesora przetwarzającego wyjścia odbiorników na sygnał proporcjonalny do prędkości przepływu

gazu między punktami pomiarowymi;

Wyświetlacza z klawiaturą (tylko w wersji samodzielnej);

Zasilacza 230V (tylko w wersji samodzielnej, wersja zintegrowana z analizatorem gazowym Codela

jest zasilana napięciem 48V= ze sterownika lokalnego).

Prędkość przepływu v to oczywiście iloraz odległości l między czujnikami przez czas przepływu zakłócenia

t (rys. 26), natomiast wydajność przepływu F:

l • S F = v • S = -----------

t

gdzie S to pole przekroju poprzecznego kanału (komina) w miejscu pomiaru.

Przetworniksygnałowy

Drugi czujnik

Pierwszy czujnik

Kierunek

przepływu

Proste procedury matematyczne realizowane wmikroprocesorze pozwalają obliczyć czasprzepływu odpowiadający maksymalnemunałozeniu się sygnałów z obu czujników.

Drugi czujnik

Pierwszy czujnik

Sterowniklokalny (SCU)

Rys. 26. Zasada działania przepływomierza typ V-CEM 5100

Sygnał wyjściowy wydajności przepływu może być normalizowany.

Dane techniczne przyrządu:

Zakres - prędkość - nastawiany od 3 do 50 m/s

- przepływ - nastawiany indywidualnie

Dokładność - ± 2%

Liniowość - ± 1%

Wyjścia - analogowe 4 ÷ 20 mA, 500 Ω max.

- szeregowe RS485 do transmisji danych

i celów serwisowych

Obudowa - aluminiowa, stopień ochrony IP65,

uszczelnienie epoksydowe

Temperatura otoczenia - -30 do +70°C

30

Zasilanie - 230V prądu zmiennego, 50VA (w wersji zintegrowanej

z analizatorem gazowym Codela 48V=)

Zapotrzebowanie powietrza czyszczącego - 12Nm3/h, 5bar lub z dmuchawy

3.10.2 Przepływomierz Dr Foedisch FMD 09

Przyrząd określa prędkość gazu, w tym przypadku spalin poprzez pomiar ciśnienia dynamicznego (jako

różnica między wartością ciśnienia statycznego a sumy ciśnienia statycznego i dynamicznego). Zasadę

pomiaru ilustruje rys. 27, a widok – rys. 28.

Rys. 27. Zasada pomiaru przepływomierza spiętrzeniowego

Rys. 28 Widok przepływomierza Dr Foedisch FMD-09

31

Zależność prędkości od ciśnienia dynamicznego określa poniższe równanie:

gdzie

k – współczynnik kalibracyjny

v – prędkość gazu

Δp – różnica ciśnień

rgas – gęstość właściwa gazu

Na opisanej powyżej zasadzie pracuje przepływomierz spalin typ FMD-09 produkcji niemieckiej firmy Dr

Foedisch. Przyrząd ten został pozytywnie zweryfikowany dla warunków panujących za absorberem

instalacji mokrego odsiarczania bez podgrzewu spalin.

Warunkiem poprawności pomiaru jest znajomość składu gazu oraz jego parametrów fizycznych, co w

przypadku spalin za mokrym odsiarczaniem jest możliwa do spełnienia.

Potencjalnym zagrożeniem poprawności pomiaru tą metodą jest zagrożenie zablokowania otworów sondy

pyłem. Doświadczenie z eksploatacji tego przyrządu za instalacjami mokrego odsiarczania spalin

wskazuje, że w takich warunkach zagrożenie to nie występuje, a dla dodatkowego zabezpieczenia

przyrządu stosowane jest okresowe (automatyczne) zwrotne przedmuchiwanie sondy.

Po wprowadzeniu do pamięci procesora przyrządu wartości przekroju poprzecznego kanału spalin lub

komina zostanie określony przepływ objętościowy. Sygnał wyjściowy analizatora można wyskalować w

postaci różnicy ciśnień (mbar), prędkości (m/s), przepływu objętościowego rzeczywistego (m3/h) lub

przepływu objętościowego znormalizowanego.

Opcjonalnie możliwe jest uzyskanie na jednym z wyjść sygnału ciśnienia statycznego do celów

normalizacji.

Dane techniczne przyrządu

Zakres - prędkość nastawiany od 2 do 30m/s

- przepływ nastawiany indywidualnie

Wyjścia 3 x analogowe 4-20mA

dwustanowe (alarmy i sygnalizacja przekroczeń)

Temperatura spalin max 280°C

Temperatura otoczenia -20 do +50°C

Zasilanie 230V, 50-60Hz

3.10.3 Przepływomierz Durag D-FL220.

Przepływomierz ultradźwiękowy jest przyrządem nieinwazyjnym wykorzystującym zjawisko zmiany

prędkości fali ultradźwiękowej w zależności od tego czy rozchodzi się ona

w kierunku zgodnym czy przeciwnym do ruchu medium (w tym przypadku strumienia spalin). Przyrząd

(rysunek 29) składa się z dwóch głowic rozmieszczonych na wspólnej osi po przeciwnych stronach kanału

spalin lub komina pod katem zazwyczaj 45º w stosunku do kierunku przepływu spalin. Głowice

naprzemiennie wysyłają i odbierają impulsy fal ultradźwiękowych. Mierzony jest czas przepływu fali

ultradźwiękowej w obu kierunkach, a z określonej w ten sposób różnicy czasu przepływu impulsu

32

obliczana jest prędkość spalin. Po przemnożeniu wartości prędkości przez pole przepływu określany jest

przepływ objętościowy.

W skład analizatora wchodzi również moduł procesora z wyświetlaczem i klawiatura oraz układu

doprowadzenia powietrza czyszczącego (typowym rozwiązaniem są dmuchawy). Opcjonalnie

przepływomierz może być wyposażony w przetworniki ciśnienia i temperatury spalin, co umożliwia

przeliczenie wartości przepływu na warunki normalne.

Rys. 29. Podstawowe komponenty i sposób zabudowy przepływomierza Durag D-FL220

Dane techniczne przyrządu:

Zakres - prędkość - nastawiany od 0 do 40 m/s

- przepływ - nastawiany indywidualnie

Dokładność - ± 2%

Pływanie zera - ± 0,2% zakresu/miesiąc

Pływanie zakresu - ± 0,3% zakresu/miesiąc

Wyjścia - 2x analogowe 4 ÷ 20 mA, 500 Ω max.

- 3x dwustanowe

- szeregowe (protokół Modbus RTU opcjonalnie)

Obudowa - stopień ochrony IP65

Temperatura spalin - max 200°C

Temperatura otoczenia - -20 do +50°C

Zasilanie - 230V prądu zmiennego, 50VA

Zapotrzebowanie powietrza czyszczącego - 80Nm3/h, z dmuchawy.

4. System transmisji, rejestracji i przetwarzania danych

4.1. Konfiguracja systemu

Układ transmisji, rejestracji i przetwarzania danych jest zbudowany na tej samej zasadzie, zarówno dla

systemu „in situ” z analizatorami Codel (rysunek 1) jak i w przypadku zastosowania gazowych

analizatorów ekstrakcyjnych (rysunek 2) – głównymi elementami są:

33

Koncentratory danych: w systemie Codela rolę koncentratora pełni sterownik lokalny (SCU),

natomiast w systemach ekstrakcyjnych jest to panel operatorski (HMI) zlokalizowany w

kontenerze pomiarowym;

Cyfrowa magistrala danych (RS485 lub Ethernet) służąca do transmisji danych z

koncentratorów do komputera emisyjnego;

Komputer emisyjny (serwer danych) wyposażony w oprogramowanie wizualizacyjne i

raportujące z zainstalowanym serwerem relacyjnej bazy danych MS SQL;

System wymiany danych między komputerem emisyjnym a systemem SCADA;

Konfiguracja systemu zapewnia dwukierunkową łączność zarówno z analizatorów do komputera (odczyt

wartości mierzonych, diagnostyki, parametrów pracy przyrządów) jak i z komputera do analizatorów

(kalibracja analizatorów, konfiguracja elementów systemu).

4.2 Koncentrator danych

W systemach „in situ” z analizatorami Codela rolę koncentratora pełni sterownik lokalny SCU (opisany w

rozdziale 3.1) będący elementem analizatora wielogazowego Codel G-CEM4000.

W przypadku systemów ekstrakcyjnych w każdym kontenerze będzie zainstalowany pełniący m.in. rolę

koncentratora panel operatorski HMI (rys. 30 i 31).

Panel ten wyposażony w specjalne oprogramowanie opracowane przez Pentol pełnił będzie następujące

funkcje:

Dwustronna komunikacja cyfrowa z komponentami systemu pomiarowego poprzez moduły

wejść/wyjść;

Konfiguracja parametrów czujników pomiarowych, zmiana zakresów pomiarowych, wprowadzanie

funkcji kalibracyjnych, przeliczanie wartości pomiarowych do warunków referencyjnych;

Lokalna diagnostyka czujników pomiarowych oraz podgląd w bieżące odczyty;

Nadzorowanie pracy układu pomiarowego (w przypadku jakichkolwiek nieprawidłowości układ

przejdzie automatycznie w stan awarii zapobiegając ewentualnym groźnym skutkom);

Rys. 30. Podgląd danych bieżących na ekranie panelu operatorskiego HMI.

34

Rys. 31. Prezentacja drogi gazowej na ekranie panelu operatorskiego HMI.

Buforowanie danych pomiarowych. W przypadku braku komunikacji z komputerem emisyjnym

dane pomiarowe będą dostępne w pamięci urządzenia. Pojemność pamięci zapewni

gromadzenie danych za ostatnie kilka miesięcy;

Komunikacja z komputerem emisyjnym w sieci RS 485 lub Ethernet przy wykorzystaniu jednego z

dostępnych standardowych protokołów transmisji stosowanych w przemyśle takich jak Modicon

Modbus RTU, Allen Bradley CompactLogix, Honeywell BACnet/IP, Siemens AG Simatic S7 i wielu

innych;

Wydawanie sygnałów pomiarowych do systemów zewnętrznych (np. DCS) przy wykorzystaniu

komunikacji jak wyżej;

4.3 Szeregowa magistrala danych

Służy do zapewnienia dwukierunkowej transmisji danych między kontenerem pomiarowym, a

komputerem emisyjnym. Każdy z kontenerów jest przyłączony do magistrali przez port koncentratora

danych. Oprogramowanie PCEM wykorzystuje sieć RS 485 z protokołem Modbus RTU, alternatywnie sieć

Ethernet z protokołem Modbus TCP. Przy większych odległościach miedzy koncentratorami a

komputerem emisyjnym możliwe jest zastosowanie połączenia światłowodowego.

4.4 Komputer (serwer) emisyjny

Dane pomiarowe będą przetwarzane i przechowywane w komputerze emisyjnym

o architekturze serwerowej dla zapewnienia najwyższego standardu bezpieczeństwa

i niezawodności. Stosujemy zawsze sprzęt jednego z czołowych producentów: IBM/Lenovo, HP,

Dell lub Fujitsu Siemens.

4.5 Pakiet oprogramowania PCEM

System informatyczny pracujący w ramach Systemu Ciągłego Monitoringu emisji (AMS) zapewnia

prawidłową wymianę informacji pomiędzy poszczególnymi elementami systemu, a ponadto

umożliwia komunikowanie się systemu z komputerami Użytkownika poprzez zakładową sieć

komputerową. Dane gromadzone są w bazie danych MS SQL zainstalowanej na serwerze. Dane

te są dostępne dla uprawnionych użytkowników na ich komputerach podpiętych do wspólnej

sieci.

Architekturę systemu PCEM przedstawia rysunek 32. System jest uniwersalny – może być

stosowany zarówno do współpracy z różnymi generacjami analizatorów Codela (oznaczonymi na

35

rysunku 32 symbolami 3000, 4000 i 40) jak też analizatorami ekstrakcyjnymi dowolnego

producenta (poprzez panel operatorski HMI).

Rys. 32. Architektura systemu PCEM

W skład opracowanego przez Pentol pakietu oprogramowania PCEM wchodzą następujące

programy:

PCEMComm – program komunikacyjny

PCEMData – program konwertujący dane

36

PCEMView –program do wizualizacji danych pomiarowych

PCEMReport – program do generowania raportów rozliczeniowych

4.5.1 Dane pomiarowe i dane diagnostyczne

Wizualizacja danych pomiarowych odbywa się z wykorzystaniem programu „PCMView”

wchodzącego w skład pakietu oprogramowania Systemu Ciągłego Monitoringu Emisji „PCEM”,

rysunek 33 poniżej przedstawia okno programu dla „danych bieżących”:

Rys. 33. Przykładowe okno wizualizacji danych bieżących

W oknie tym przedstawiane są dane pomiarowe, jako dane bieżące oraz wszystkie parametry

istotne dla odczytywanych wyników, a więc:

parametry normalizacji,

jednostki pomiarowe

wartości aktualnych wyników dla wybranej średniej 1minuta, 60 minut 24h, 48h oraz

aktualnej średniej miesięcznej

wartości prognozowane dla średnich 24h, 48h oraz średniej miesięcznej

zakresy pomiarowe poszczególnych torów pomiarowych

zadane poziomy alarmowe. Wartości alarmowe mogą być ustawione w odniesieniu do

wartości dopuszczalnych (ELV). W przypadku różnych wartości dopuszczalnych dla

podłączonych kotłów wartości ELV dla wspólnego kolektora są dynamicznie wyliczane na

podstawie stanu pracy poszczególnych kotłów. Jeżeli wartości dopuszczalne są zależne

od ilości spalanej biomasy to program wylicza je automatycznie i odpowiednio aktualizuje

wartości alarmowe

status ważności danych (dane ważne, kalibracja)

status obiektu

37

Aby program PCEM mógł poprawnie prezentować otrzymywane dane z analizatorów konieczna

jest praca w tle programów komunikacyjnego i konwertującego. Wyłączenie programów

komunikacyjnych powoduje przerwanie transmisji danych pomiędzy serwerem, a analizatorami.

Dane historyczne zapisane w bazie danych MS SQL na twardym dysku komputera systemu

monitoringu prezentowane są z wykorzystaniem opcji „Wykres” (Rysunek 34).

Program umożliwia odtworzenie przebiegu każdej zarejestrowanej wielkości pomiarowej, w

dowolnym przedziale czasowym w okresie objętym rejestracją. Oprócz odwzorowania

graficznego w postaci wykresu można za pomocą kursora wyświetlać kolejne wartości średnie

analizowanego przedziału czasowego zaznaczając w „Źródle danych” „Wartość kursora”

odczytując je, co 1 minutę lub co 10 minut. Dane historyczne mogą być prezentowane w

dowolnych dostępnych w systemie jednostkach i średnich czasowych. Możliwe też jest wycięcie z

wykresu określonego przedziału czasowego i obliczenie średniej dla tego przedziału.

Rys. 34. Przykładowe okno wizualizacji wykres trendu

Dla operatorów procesu zaprojektowano osobny program ‘PCEMmonitor’ służący do wizualizacji

bieżących wartości niezbędnych z punktu widzenia prowadzenia procesu

i podejmowania optymalnych decyzji. Przykładowe okno przedstawia rysunek 35.

Z punktu widzenia obsługi przyrządów bardzo pomocną funkcją programu jest możliwość

edytowania na ekranie komputera danych diagnostycznych dla każdego podłączonego do

systemu przyrządu w celu analizy poprawności pracy przyrządów w czasie. Przykładowe okno

diagnostyki przedstawia rysunek 36. Dane diagnostyczne pozwalają na precyzyjne określenie

poprawności działania przyrządów, a w przypadku usterki na zlokalizowanie usterki. Dane te są

zapisywane w pamięci komputera, co daje możliwość pełnej analizy serwisowej urządzeń

monitoringu. Podłączenie do internetu lub modemu pozwoli na zdalne sprawdzanie poprawności

działania pracy analizatorów lub lokalizacji usterek. Można będzie z siedziby serwisu Pentol-

Enviro Polska lub producenta aparatury mieć wgląd do danych diagnostycznych, co pozwoli na

prowadzenie działań profilaktycznych i osiągnięcie prawie stuprocentowej dyspozycyjności

systemu.

38

Rys. 35. Przykładowe okno wizualizacji dla operatorów procesu

Rys. 36. Przykładowe okno diagnostyki

4.5.2 PCEM Report – generowanie raportów rozliczeniowych

W skład pakietu oprogramowania wchodzi program PCEMReport do generowania raportów

emisji i raportów przekroczeń generowanych w wybranych przez użytkownika interwałach

czasowych doby, tygodnia, miesiąca, kwartału, pół roku, roku lub zadeklarowanego przez

Użytkownika interwału czasowego.

Zawartość programu PCEMReport jak również sposób generowania raportów i ich zawartość

opierają się na interpretacji obowiązujących aktów prawnych, a w przypadku ich zmiany Pentol

niezwłocznie oferuje aktualizację oprogramowania.

39

4.6 Wymiana danych między system monitoringu emisji a systemem zewnętrznym

DCS/SCADA

System PCEM ofertuje kilka możliwości transmisji danych do systemów zewnętrznych. Wszystkie

dane zarówno bezpośrednio zmierzone jak i sprowadzone do warunków normalnych

odpowiadające wymaganym poziomom uśredniania w tym również dane uwzględniające funkcje

korekcyjne wyznaczone zgodnie z procedura QAL 2 normy PN-EN 14181 będą dostępne w

komputerze emisyjnym systemu monitoringu. Uzupełnieniem tych informacji będą dane

dotyczące alarmów np. związane z uszkodzeniem analizatora, zanikiem zasilania,

uruchomieniem procedury kalibracyjnej

Założono następujące sposoby wymiany danych z systemem informatycznym Użytkownika:

Dane pomiarowe będą dostępne w systemie SCADA z wykorzystaniem łącza

komunikacyjnego Ethernet z protokołem Modbus TCP/IP lub dodatkowego portu RS485

w Komputerze Emisyjnym; jest to alternatywne rozwiązanie analogowej transmisji danych

4-20mA.

Na wybranych istniejących stacjach roboczych Użytkownika zostanie zainstalowany pakiet

oprogramowania PCEM. Umożliwi to dostęp specjalistów Użytkownika do danych

pomiarowych i diagnostycznych oraz umożliwi generację raportów. Rozwiązanie takie jest

niezależne od dostępu do danych zgromadzonych w DCS.

Informacje niezbędne do identyfikacji stanu pracy poszczególnych kotłów lub innych

urządzeń objętyuch monitoringiem będą wydane przez użytkownika w formie sygnału

Modbus TCP/IP lub jako wyjścia analogowe. Sygnały analogowe zostaną wprowadzone do

dostarczonych przez Pentol modułów wejść analogowych z wyjściem Ethernet i

wprowadzone do sieci. Zadaniem oprogramowania PCEM będzie odczytywanie tych

sygnałów i wprowadzenie do bazy danych systemu.

4.7 Baza danych

Pakiet oprogramowania PCEM jest oparty o współpracę z bazą danych Microsoft SQL Serwer

2012. Jest to nowoczesna relacyjna baza danych spełniająca wszystkie aktualne standardy

informatyczne. Serwer bazy będzie zainstalowany na komputerze emisyjnym. Dane pomiarowe

oraz wszystkie istotne ustawienia będą zapisane w tej bazie. Baza ta ma cały szereg możliwości

pobierania danych (sporządzania kwerend w języku SQL), eksportowania wybranych danych oraz

rozbudowany system administrowania. Na komputerze emisyjnym będzie zainstalowane

oprogramowanie narzędziowe ‘SQL Server Management Studio’, które daje Użytkownikowi

bogaty zestaw narzędzi służący zarówno do administrowania bazą jak i zapewniający bezpieczny

dostęp do danych.

4.8 Bezpieczeństwo danych

System transmisji, rejestracji i przetwarzania danych został zaprojektowany z myślą

o zapewnieniu maksymalnego bezpieczeństwa danych, rozumianego, jako:

Zapis danych pomiarowych, konfiguracyjnych i diagnostycznych w sposób minimalizujący

ryzyko utraty danych;

Zabezpieczenie zarejestrowanych danych przed skasowaniem, zniekształceniem lub

sfałszowaniem.

40

Powyższe cele zrealizowano w sposób następujący:

Zastosowano lokalne koncentratory zapisujące dane pomiarowe za ostatnie kilka

miesięcy w swojej pamięci (niezależnie od zapisu w komputerze).

Zastosowano macierz dyskową RAID1 (100% redundancji zasobów dyskowych).

Zastosowana baza danych MS SQL wyposażona jest w wbudowany mechanizm

automatycznego tworzenia kopii bezpieczeństwa według ustalonego harmonogramu.

Kopia bezpieczeństwa powinna być objęta zakładowym systemem przechowywania kopii

bezpieczeństwa;

Dostęp do ważniejszych funkcji komputera chroniony jest wielopoziomowym systemem

indywidualnych haseł oraz systemem uwierzytelnienia.

Mierniki na obiekcie w przypadku zaniku napięcia i jego ponownego podania

automatycznie kontynuują pracę w dotychczasowej konfiguracji.

W czasie zapisywania danych na dysku, każdy rekord danych ma przypisaną specjalnie

wyliczaną sumę kontrolną. Na wykresach danych historycznych widoczny jest specjalny

pasek ‘Ważność danych’, który pozwala w łatwy sposób rozpoznać każdą ewentualną

ingerencję w dane.

Numer Certyfikatu 6460-001

Pentol-Enviro Polska Sp. z o.o. Osiedle Piastów 21B, 31-624 Kraków

Tel. 12 686 36 86, fax 12 686 11 01

e-mail: pentol@pentol.pl

www.pentol.pl