ПНСТ 816-2023 Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа. Часть 1. Методы оценки эффективности улавливания CO2 из отходящих газов установок по сжиганию топлива

        ПНСТ 816-2023/ИСО 27919-1:2018

ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УЛАВЛИВАНИЕ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Часть 1

ОКС 13.020.40

Срок действия с 2023-07-01

до 2024-07-01

Предисловие

1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением науки "Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им.А.В.Топчиева" Российской академии наук (ИНХС РАН) на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 239 "Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа"

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 февраля 2023 г. N 10-пнст

Международный стандарт разработан Техническим комитетом ТК 265 "Улавливание, транспортирование и геологическое размещение двуокиси углерода" Международной организации по стандартизации (ИСО).

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2012 (пункт 3.5)

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д.29 и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д.10, стр.2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты" и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)

Введение

Подход PCC применим ко всем тепловым электростанциям. Упрощенная блок-схема, иллюстрирующая PCC, показана на рисунке 1.

Рисунок 1 - Упрощенная блок-схема PCC

Настоящий стандарт предназначен для владельцев и операторов электростанций, разработчиков проектов, разработчиков и поставщиков технологий, регулирующих органов и других заинтересованных сторон. Стандарт формирует основу для оценки, измерения и составления отчетов о производительности установки PCC, интегрированной с электростанцией. Это может помочь различным заинтересованным сторонам определить эффективность различных компонентов предприятия. Стандарт может помочь в выборе методологий измерения и служить основой при разработке различных норм и правил, а также является основой для разработки будущих стандартов.

1 Область применения

В стандарте рассматривают следующие KPI:

a) удельный расход тепловой энергии (STEC);

b) удельный расход электроэнергии (SEC);

c) удельный эквивалентный расход электрической энергии (SEEC);

e) удельный расход абсорбента (SAC) и удельный расход других реагентов (SCC).

Расчеты основаны на измерениях на границах рассматриваемой системы, в частности потребления энергии. Интегрированная система включает определение интерфейсов между установкой PCC и электростанцией.

Стандарт включает следующие компоненты:

- граница системы, которая определяет границы PCC и определяет, какие потоки энергии и веществ пересекают эти границы, чтобы помочь операторам электростанций определить ключевые потоки, применимые в их конкретном случае;

- базовая производительность установки PCC, которая определяет параметры, описывающие базовую производительность установки PCC;

- определение коммунальных услуг и расчет потребления, в котором перечислены требуемые измерения и даны рекомендации о том, как преобразовать необходимые измерения в значения, необходимые для KPI;

- руководящие принципы - Основа для оценки производительности PCC, в которой описаны все руководящие принципы по подготовке и проведению испытаний;

- инструменты и методы измерения, в котором перечислены стандарты, доступные для соответствующих измерений, и соображения, которые следует учитывать при применении методов измерения к установкам PCC;

- оценка ключевых показателей эффективности, определяющая набор KPI, подлежащих определению, и методы их расчета, чтобы обеспечить отчетность по ним.

Настоящий стандарт не содержит руководящих принципов для сравнительного анализа или оценки ключевых показателей эффективности различных технологий или различных проектов PCC.

Примечание - Для целей настоящего стандарта тепловую энергию и электрическую энергию выражают в единицах Дж (Джоуль) и Вт·ч (Ватт·час) соответственно, если не указано иное, с префиксом Международной системы единиц (СИ), если необходимо.

(1 Дж=1 Вт·с, 1 Вт·ч=3600 Дж).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте нормативные ссылки отсутствуют.

3 Термины, определения, сокращения и обозначения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

Международная организация по стандартизации (ИСО) и Международная электротехническая комиссия (МЭК) ведут терминологические базы данных, предназначенные для использования в стандартизации, размещенные в сети Интернет:

- платформа онлайн-просмотра ИСО: доступна на https://www.iso.org/obp;

- Электропедия МЭК: доступна на http://www.electropedia.org/.

3.1 Термины и определения

3.1.1 абсорбент (absorbent): Вещество, способное поглощать жидкость или газ.

[ISO/TR 27912:2016, 3.1]

3.1.2 точность измерения (measurement accuracy, accuracy of measurement, accuracy): Близость совпадения между измеренным значением величины и истинным значением измеряемой величины.

[Руководство ИСО/МЭК 99:2007, 2.13]

3.1.3 вспомогательный блок (auxiliary unit): Блок, обеспечивающий производство тепла, электроэнергии и/или других ресурсов для установки PCC.

3.1.4 питательная вода для котла (boiler feed water): Вода, состоящая из конденсата и подпиточной воды, подаваемая в котел.

3.1.5 улавливание и размещение диоксида углерода; CCS [carbon dioxide capture and storage, CCS]: Совокупность технологических процессов, включающая выделение диоксида углерода из промышленных источников, его транспортирование и закачку в подходящее для этого геологическое образование с целью длительной изоляции от компонентов окружающей среды (атмосферного воздуха, поверхностных и подземных вод).

Примечание 1 - Вместо термина "улавливание и размещение диоксида углерода" часто используют термин "улавливание и размещение углерода". Использование такого термина не рекомендуется, поскольку целью является улавливание диоксида углерода, а не углерода. Выращивание деревьев - это еще одна форма улавливания диоксида углерода, которая не описывает точно физический процесс удаления диоксида углерода из промышленных источников выбросов.

Примечание 2 - Вместо термина "размещение" также используют термины "хранение" и "секвестр, секвестрация". Термин "размещение" предпочтительнее, термин "секвестр, секвестрация" чаще используют по отношению к биологическим процессам (поглощение углерода живыми организмами).

Примечание 3 - Термин "Длительный" означает период, необходимый и достаточный для того, чтобы подземное размещение диоксида углерода считалось эффективным и экологически безопасным вариантом смягчения последствий изменения климата.

Примечание 4 - Термин "улавливание, утилизация (или использование) и размещение диоксида углерода" (CCUS) является по своей сути аналогом термина "улавливание и размещение диоксида углерода" (CCS), т.к. долгосрочная изоляция осуществляется за счет размещения в геологических образованиях. Термин "улавливание и использование диоксида углерода (CCU)" включает процессы улавливания и утилизации (или использования) диоксида углерода и не предполагает его размещение в геологических образованиях.

[ИСО 27917:2017, 3.1.1]

3.1.6 углеродсодержащее топливо (carbonaceous fuels): Любое твердое, жидкое или газообразное топливо, содержащее атомы углерода.

[ИСО 27917:2017, изменено - примечание исключено]

3.1.12 конденсат (condensate): Вода, полученная путем конденсации пара.

Примечание 1 - Также называют "финишная десульфурация дымовых газов".

Примечание 2 - Если глубокая десульфурация дымовых газов не требуется местными нормативными актами, а FGD устанавливают для целей CCS, новую установку считают глубокой десульфурацией дымовых газов.

3.1.14 дегидратор (dehydrator): Система и/или оборудование для удаления влаги.

3.1.15 деминерализованная вода (demineralized water): Вода, из которой удалены минеральные вещества или соли.

[ISO/TR 27912:2016, изменено - исключен второй термин "деминированная вода", в определении предлог "от" заменен на "из"]

3.1.17 сточные воды (effluent): Вода, отводимая в водоемы с территорий промышленных предприятий.

3.1.18 удельные выбросы топлива (fuel specifc emission): Количество выбросов, образующихся при полном сгорании, на единицу выделяемой тепловой энергии.

3.1.19 основная электростанция (host power plant): Электростанция, с которой дымовые газы направляют на установку PCC.

3.1.20 примеси (impurities): Вещества, за исключением диоксида углерода, которые являются частью потока диоксида углерода и которые можно получить из сырьевых потоков или потока после процесса улавливания, а также могут быть специально добавлены в поток диоксида углерода.

[ИСО 27917:2017, 3.2.12, изменено - примечания 1 и 2 исключены]

3.1.21 интерфейс (interface): Механическая, тепловая, электрическая или операционная общая граница между двумя элементами системы.

[ИСО 10795:2011, 1.120, изменено - аббревиатура "I/F" исключена]

3.1.22 ключевой показатель (key performance indicator): Мера производительности, относящаяся к установке PCC, интегрированной с электростанцией.

3.1.23 неопределенность (измерения) (measurement uncertainty, uncertainty of measurement, uncertainty): Параметр, связанный с результатом количественного определения, который характеризует разброс значений, обоснованно относящихся к количественной величине.

Примечание 1 - Неопределенность измерения включает компоненты, возникающие из-за систематических эффектов, такие как компоненты, связанные с поправками и приписанными количественными значениями физических свойств, а также определяющую неопределенность. Иногда расчетные систематические эффекты не корректируют, вместо этого включают соответствующие компоненты неопределенности измерения.

Примечание 2 - Параметром может быть, например, стандартное отклонение, называемое стандартной неопределенностью измерения (или заданное кратное ей значение), или полуширина интервала, имеющего установленную вероятность охвата.

Примечание 3 - Неопределенность измерения, как правило, включает множество компонентов. Некоторые из них могут быть оценены с помощью оценки неопределенности измерения типа А из статистического распределения значений количества из серии измерений и могут быть охарактеризованы стандартными отклонениями. Другие компоненты, которые могут быть оценены с помощью оценки неопределенности измерения типа В, также могут быть охарактеризованы стандартными отклонениями, оцененными по функциям плотности вероятности на основе опыта или другой информации.

Примечание 4 - Для данного набора информации принимают, что неопределенность измерения связана с установленным значением величины, приписываемой измеряемой величине. Изменение этого значения приводит к изменению соответствующей неопределенности.

Примечание 5 - Оценка неопределенности измерения типа А определяется как оценка компонента неопределенности измерения путем статистического анализа значений измеряемой величины, полученных при определенных условиях измерения. Оценка неопределенности измерения типа В определяется как оценка компонента неопределенности измерения, определяемого другими способами, кроме оценки неопределенности измерения типа А.

[Руководство ИСО/МЭК 99:2007, 2.13, изменено - в примечании 1 слова "стандарты измерений" заменены на "физические свойства", добавлено примечание 5]

[ИСО 25597:2013, 3.21]

3.1.25 удаление твердых частиц (particulate removal): Действия по удалению твердых частиц из потока дымовых газов.

3.1.27 стационарный прибор (permanent plant instrument): Измерительный прибор, установленный на электростанции и установке PCC, для контроля и мониторинга.

3.1.30 система регенерации (reclaiming system): Система, используемая для удаления термостабильных солей, образующихся в результате реакции органических и неорганических кислот с амином(ами) в процессе абсорбции.

3.1.31 резервный измерительный прибор (redundant instrument): Прибор, необходимый для функционирования установки в случае выхода из строя аналогичных приборов для измерения тех же параметров.

Примечание 1 - Установка может быть или реальной или гипотетической.

3.1.33 регенерация (regeneration): Процесс восстановления активности абсорбента после использования до его функционально эффективного состояния.

3.1.34 отводимое тепло (rejected heat): Тепло, отводимое в окружающую среду охлаждающим оборудованием.

Примечание 1 - Мера сокращения выбросов нормирована по отношению к мощности электростанции.

[ИСО 27917:2017, 3.28, изменено - слова "базовый сценарий и проектируемый результат" заменены на "на единицу мощности эталонной электростанции путем реализации процесса РСС на основной электростанции"]

3.1.41 стандартные условия (reference conditions): Условия для точки отсчета, когда результаты оценки эффективности могут быть скорректированы для целей сопоставимости в отчетах о результатах и сравнительном анализе.

Примечание 1 - Стандартные исходные условия, используемые в качестве точки отсчета для корректировки результатов оценки эффективности, приведены в приложении E.

3.1.42 тепловая электростанция (thermal power plant): Электростанция, которая преобразует тепло, например выделяемое при сгорании углеродсодержащего топлива, в электричество.

3.1.43 точка входа (tie-in point): Точка соединения между коммуникациями и установкой PCC.

Примечание 1 - Эта точка находится на границе установки PCC.

3.1.45 ресурсы (utilities): Вспомогательные ресурсы, необходимые для работы установки, такие как пар, электричество, охлаждающая вода, деминерализованная вода, сжатый воздух.

3.1.46 выходящие газы (vent gases): Газы, кроме дымовых газов или очищенных дымовых газов, которые преднамеренно выбрасываются в атмосферу.

3.1.47 потерянное тепло (waste heat): Тепло, выделяемое в процессе, которое обычно рассеивалось бы в окружающую среду, если бы не были приняты специальные меры по его утилизации.

3.1.48 потерянная вода (waste water): Избыточная вода из водного контура.

________________

3.1.49 влажная масса (wet-basis): Состояние, при котором твердое вещество, такое как топливо или газ, например дымовой газ, содержат влагу.

3.2 Сокращения

CCS - улавливание и размещение углекислого газа;

CW - охлаждающая вода;

DP - перепад давления;

FGD - обессеривание дымовых газов;

FSE - удельные выбросы при использовании топлива;

GTCC - газовая турбина с комбинированном циклом;

HP - высокое давление;

HRSG - парогенератор с регенерацией тепла;

IP - промежуточное давление;

KPI - ключевой показатель эффективности;

LHV - низшая теплота сгорания;

LP - низкое давление;

MP - среднее давление;

________________

PM - твердые частицы;

SAC - удельный расход абсорбента;

SCC - удельный расход химических реактивов;

SCWD - удельный расход охлаждающей воды;

SEC - удельный расход электроэнергии;

SEEC - удельный эквивалент расхода электроэнергии;

STEC - удельный расход тепловой энергии.

3.3 Обозначения

В формулах с разделов 5, 6 и 9 используют следующие обозначения:

4 Определение границы системы

4.1 Установка PCC, интегрированная с основной электростанцией

Стандарт предназначен для оценки эффективности установки PCC, интегрированной с тепловой электростанцией, работающей на углеродсодержащем топливе, включая комбинированное производство тепла и электроэнергии. Стандарт охватывает использование всего углеродсодержащего топлива.

Установка PCC, интегрированная с тепловой электростанцией (также называемой главной электростанцией), характеризуется следующим.

a) получают дымовые газы от одной или нескольких электростанций. Дымовые газы могут предварительно кондиционироваться на основной электростанции (электростанциях) и/или на установке PCC;

b) обычно получает ресурсы и энергию от основной электростанции или любых других вспомогательных установок;

c) управление работой установки PCC интегрировано с главной электростанцией в соответствии с требованиями обеих сторон.

4.2 Границы установки PCC, основной электростанции и инженерных сетей

На рисунке 2 представлена типичная граница установки PCC, интегрированной с основной электростанцией. Незначительные изменения могут быть результатом конкретной конфигурации главной электростанции или установки PCC. На рисунке 2 приведена комплексная конфигурация, включающая энергоустановку, работающую на углеродсодержащем топливе. Граница любого объекта PCC может включать в себя следующие интерфейсы:

a) интерфейс с основной электростанцией. Важными элементами на этом интерфейсе являются дымовые газы (после любых существующих систем контроля окружающей среды), электричество и теплоносители, если они поставляются с принимающей электростанции;

b) интерфейс со вспомогательными установками, включающий вспомогательный котел или вспомогательную газовую турбину с котлом-утилизатором, который подает теплоноситель и электроэнергию на установку PCC и/или с основной электростанцией. В расчеты потребления (см. раздел 6) должно быть включено только потребление ресурсов, влияющее на оценку эффективности установки PCC;

c) взаимодействие с окружающей средой. Выбросы на выходе с установки PCC непосредственно в атмосферу и потоки сточных вод и твердые отходы (при наличии) также должны быть включены в расчет потребления и потребностей ресурсов (см. раздел 6);

Граница оценки производительности установки PCC, интегрированной с основной электростанцией, показана жирной пунктирной линией (позиция 100) на рисунке 2. Учитывая сложность системы, пояснения различных потоков и оборудования приведены в таблицах 1-5.

Следует также отметить, что KPI, относящиеся к эквивалентному потреблению электроэнергии, т.е. SEEC и SRCE, можно применять к случаю со вспомогательным блоком, определенным в 4.2b). Вспомогательный блок может быть включен в основную электростанцию при расчете KPI (см. 9.4 и 9.5), если электроэнергию, вырабатываемую вспомогательным блоком, используют для питания оборудования на станции РСС и их применение согласовано между заинтересованными сторонами в связи с его спецификацией в зависимости от каждого проекта. В этом случае на интерпретацию вышеуказанного KPI влияют как удельные выбросы топлива (кг/кДж), описанные в D.2, так и тепловая мощность вспомогательного агрегата. Если они отличаются от основной электростанции, то основные параметры, используемые для каждого расчета, должны быть перечислены вместе с KPI для взаимопонимания между заинтересованными сторонами.

Элементы, относящиеся к KPI для STEC, приведены в таблице 2. Пар и/или отработанное тепло можно передавать от основной электростанции или вспомогательного блока. Кроме того, отработанное тепло, выработанное на установке PCC, иногда может быть использовано на основной электростанции или вспомогательном блоке, как указано в таблице 2.

Потоки, относящиеся к KPI для расчета SEC и SEEC, указаны в таблице 3. Электроэнергию, вырабатываемую на основной электростанции или вспомогательном блоке, допускается использовать для питания оборудования (включая сжатие) на станции PCC.

Позиции, относящиеся к KPI по расходу конкретных абсорбентов и химических или вспомогательных материалов, указаны в таблице 4.

Элементы, приведенные на рисунке 2, но не имеющие прямого влияния на расчет KPI, перечислены в таблице 5. Включение этих элементов на рисунок 2 необходимо для лучшего понимания процессов и оборудования, которые влияют на KPI.

________________

Рисунок 2 - Граница установки PCC

Таблица 1 - Описание потоков и оборудования, указанных на рисунке 2, относящихся к SRCE

Таблица 2 - Описание потоков и оборудования, показанных на рисунке 2, относящихся к STEC

Таблица 3 - Описание потоков и оборудования, приведенных на рисунке 2, необходимых для расчета SEC и SEEC

Таблица 4 - Описание потоков и оборудования, показанных на рисунке 2, необходимых для расчета SAC и SCC

Таблица 5 - Описание потоков и оборудования, указанных на рисунке 2

________________

Элементы измерения:

C - концентрация; F - расход; P - давление; Г - температура.

Примечание - Все различные потоки и оборудование для рисунка приведены в порядке возрастания в приложении А.

Рисунок 3 - Потоки/местоположения измерений, используемые для оценки KPI

Границы оценки потребления ресурсов в пределах границ станции PCC для тепловой энергии, охлаждающей воды и электроэнергии указаны на рисунках 4-6 соответственно, что соответствует рисунку 2. Все потоки, включенные в определения в разделе 5, пересекают границу установки PCC (позиция 100 в таблице 5). Раздел 6 включает некоторые потоки, которые не пересекают границу установки PCC. Некоторые из этих потоков важны при оценке производительности основной электростанции и установки PCC.

5 Определение базовой производительности установки PCC

5.1 Общие положения

В разделе приведены определения параметров, описывающих базовые характеристики установки PCC и интегрированной системы.

5.2 Входные и выходные потоки

a) дымовой газ от принимающей электростанции (поток 10);

b) дымовые газы вспомогательной паросиловой установки (поток 11). Аналогичным образом должны учитываться следующие выходные потоки:

a) очищенный газ с установки РСС (поток 12);

b) необработанный отходящий газ электростанции, вспомогательного котла и/или вспомогательной газовой турбины, не проходящий через РСС;

d) отходящие газы и другие потери (поток 14).

5.3 Улавливающая способность поглотителя

5.5.1 Общие положения

5.5.2.3 Измерение примесей

5.5.4 Прочее

6 Потребление энергетических и других ресурсов

6.1 Общие положения

В разделе 6 приведена оценка потребления ресурсов установкой PCC. Определены характеристики инженерных систем, включая теплоносители; различные источники технической воды; химические вещества, в том числе абсорбенты; и электрическая энергия. Концентрация указанных примесей в дымовых газах различается в каждом проекте, что может повлиять на потребление ресурсов.

Дополнительное потребление ресурсов, связанное с предварительной обработкой дымовых газов для установки PCC, должно быть включено в оценку общего энергопотребления, а также дополнительные меры по снижению выбросов оксидов азота, соединений серы и твердых частиц.

6.2 Пар низкого, среднего и высокого давления

6.2.1 Определение потребления

Определение потребности пара включает следующее:

a) требуемый пар или тепловая энергия для установки PCC извлекают из парового цикла основной электростанции или из отдельной установки, такой как вспомогательный котел или HRSG на вспомогательной газовой турбине;

b) учитывают тепловую энергию в конденсате установки РСС, которая возвращается в конденсатную систему основной электростанции;

c) для вращающихся механизмов, таких как насосы, воздуходувки, компрессоры или паровые турбины, вместо электродвигателей в качестве привода допускается использовать пар среднего (MP) или высокого давления (HP). Когда пар прошел через привод паровой турбины, выходящий пар можно снова использовать для установки PCC, и этот случай должен быть включен для оценки;

Границей расчета расхода пара являются точки пересечения подводящих и обратных линий тепловой энергии, в т.ч. пара и его конденсата, с границей установки PCC, в пределах которой потребляется тепловая энергия, и обозначенной на рисунке 4.

________________

Рисунок 4 - Граница расчета расхода пара установки РСС

6.2.2 Расчет расхода

Для расчета потребления пара необходимо следующее:

a) для каждой точки входа следует измерить и зарегистрировать скорость потока, давление и температуру, а также рассчитать энтальпию каждого потока;

b) точки входа должны быть расположены близко к установке РСС, чтобы потери давления и потери тепла при транспортировании от источника, которые могут вызвать снижение теплопередачи из-за вызванного перепада температуры или увеличения потребления тепловой энергии соответственно, считать незначительными;

c) в случае периодического использования пара следует применять средний расход в течение соответствующего периода времени, если нет технических причин для использования дискретных значений;

d) если другие теплоносители, такие как горячая вода и горячая нефть, используют в комбинации или попеременно, должны быть измерены и зарегистрированы указанные выше элементы этих теплоносителей.

6.3 Охлаждающая вода

6.3.1 Определение потребления

Охлаждающую воду используют в нескольких точках. На объем и температуру охлаждающей воды могут влиять конструкция, параметры и производительность РСС.

Если недостаточно прямоточной воды для охлаждения, допускается использовать градирню с естественной или механической тягой. Если трудно обеспечить необходимый поток охлаждающей воды, альтернативой является воздушное охлаждение. Если для достижения требуемых температур абсорбции в дополнение требуется охлажденная вода, ее включают в границы оценки потребления установки PCC. Отклоненная тепловая нагрузка может быть преобразована в потребление электроэнергии, эквивалентное однопроходной системе водяного охлаждения, как указано в 6.4.1. Границей расчета расхода охлаждающей воды являются точки пересечения подводящих и обратных линий охлаждающей воды, включая сбросное тепло, рассеиваемое в атмосферу, если таковые имеются, с границей установки PCC, в пределах которой вырабатывается сбросное тепло, и обозначенной на рисунке 5, с источником его подвода в возвратный приемник.

________________

Рисунок 5 - Граница расчета потребления охлаждающей воды

6.3.2 Расчет расхода

Тепло, отводимое охлаждающей водой, рассчитывают отдельно для трех блоков, показанных на рисунке 5, чтобы учесть отклонение от расчетных характеристик и расчетных условий.

Если используют охладитель, он должен быть включен в расчет потребления охлаждающей воды. Если используют другие охлаждающие среды, такие как питательная вода котла или конденсат, то не следует учитывать отвод ими тепла. На основании тепловой нагрузки рассчитывают эквивалентный расход электроэнергии на получение охлаждающей воды для оценки, указанной в разделе 9.

6.4 Электрическая энергия

6.4.1 Определение потребления электроэнергии

Потребление электроэнергии следует измерять отдельно; оно состоит из следующих элементов:

a) предварительная обработка дымовых газов;

d) получение других энергетических ресурсов.

Потребление электроэнергии следует оценивать при тех же граничных и рабочих условиях, что и общий материальный и энергетический балансы.

Если пар извлекают из основной электростанции, потребность базовой электростанции в охлаждающей воде может быть значительно снижена. В случае необходимости дополнительного насоса для подачи охлаждающей воды от электростанции на установку PCC его электропотребление должно быть включено в общий расчет.

Потребление электроэнергии системой подачи пара выходит за границы оценки. Границей расчета потребления электрической энергии являются точки пересечения питающих линий с границей установки РСС, в пределах которой потребляется электрическая энергия, обозначенная на рисунке 6.

Рисунок 6 - Граница оценки энергопотребления

6.5 Деминерализованная вода и техническая вода

На установке PCC деминерализованная вода требуется для подпитки абсорбента. В системе подготовки и получения охлаждающей воды используют техническую воду. Расход технической воды не используют для оценки производительности в разделе 8, однако следует указать использование деминерализованной или технической воды, поскольку это может повлиять на потребление или производительность системы охлаждающей воды.

6.6 Абсорбенты и химические реактивы

Использование абсорбентов и химических реактивов важно для эксплуатации электростанции, а также для оценки воздействия на окружающую среду. Расход абсорбента и химических реактивов следует суммировать в форме, представленной в таблице 6. Температура охлаждающей воды может влиять на расход абсорбента. В таблицу следует добавить абсорбенты газовых компонентов и реагенты, необходимые для работы в зависимости от применяемой технологии, такие как присадки, пеногаситель и антикоррозионный реагент, фильтры, деминерализованная вода. Данный перечень не является исчерпывающим.

Таблица 6 - Сводная информация о потреблении абсорбентов и химических реактивов

7 Руководящие принципы. Оценка эффективности установки РСС

7.1 Общие положения

В разделе содержится руководство по проведению испытаний установки РСС и излагаются шаги, необходимые для планирования и проведения проверки рабочих характеристик установки РСС. Соблюдение требований настоящего стандарта рекомендуется для обеспечения получения высококачественных результатов.

Существуют различные подходы в отношении поставки тепловой энергии и связанной с этим эффективности. Влияние отбора пара на эффективность электростанции можно определить с помощью стандартов, таких как стандарты серии МЭК 60953, в которых рассматриваются вопросы, относящиеся к интеграции установки PCC, с использованием серии стандартов МЭК 60953 для определения влияния на основную электростанцию.

7.2 Руководящий принцип проверки производительности

7.2.1 Общие положения

Ниже перечислены действия, которые следует рассмотреть и/или осуществить.

a) Соглашение между заинтересованными сторонами по объему, точности измерения, срокам и типичным элементам, относящимся к эксплуатационным испытаниям, должно быть достигнуто заранее. Соглашение должно включать конкретные цели, программы испытаний и методы измерения, включая калибровку и метод эксплуатации установки.

b) Процедура испытания (тестирования) должна быть подготовлена и согласована заинтересованными сторонами до начала тестирования, чтобы было достаточно времени для подготовки к испытанию. Методы или кривые корректировки исходных условий станции должны быть предварительно согласованы в процедуре испытаний.

c) График проведения испытаний и детали процедуры испытаний должны быть дополнительно согласованы заинтересованными сторонами как можно раньше.

d) Любое отклонение от процедуры испытания и указаний, приведенных в стандарте, должно быть идентифицировано и записано, а заинтересованные стороны должны согласовать решение для каждого зарегистрированного отклонения, чтобы избежать прерывания тестового прогона.

e) Обязанности испытательного персонала и организации, проводящей испытание производительности, должны быть согласованы заинтересованными сторонами, и представители всех сторон, вовлеченных в испытание, должны присутствовать для проверки того, что испытания проводят в соответствии с процедурой испытания и руководящими принципами, приведенными в стандарте. Следует назначить руководителя и возложить на него ответственность за проведение испытания.

f) Должен быть подтвержден предварительный анализ неопределенности. Процедура включает в себя расчет и интегрирование всех отклонений параметров, полученных из измеренных значений в соответствии с JCGM 100. Согласование заданной неопределенности может быть обеспечено путем выбора приборов с соответствующей степенью точности и подтверждения степени точности каждой системы приборов.

g) Места измерения, которые должны быть подготовлены на стадии проектирования, должны быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить самый низкий уровень неопределенности измерений. Предпочтительное место - на границе теста, но его можно переместить, если это лучшее место для определения требуемых параметров.

7.2.2 Состояние энергоустановки и блока улавливания

До начала испытаний оборудование энергоустановки и установки РСС, включая вспомогательные агрегаты, должны быть в исправном состоянии. В каждом из них не должно быть утечек, отказов и любых других неисправностей, которые могут повлиять на работу установки PCC. Оборудование, которое не работает должным образом, должно быть идентифицировано, и должно быть оценено возможное влияние любых таких сбоев.

Необходимо определить чистоту, состояние и возраст оборудования. Очистка должна быть завершена до проведения испытаний и согласования чистоты оборудования.

Любые условия, которые могут повлиять на результаты испытаний, должны оставаться постоянными до начала испытаний и должны поддерживаться в течение всего испытания в пределах допустимых отклонений, чтобы можно было считать, что установки находятся в установившемся режиме работы.

Все химические вещества, связанные с работой установки PCC, должны быть проанализированы для определения и подтверждения требуемой концентрации в соответствии с проектными значениями. Если какая-либо концентрация выходит за пределы допустимого диапазона, соответствующее химическое вещество должно быть заменено.

Следует приложить все усилия, чтобы провести испытание как можно ближе к референтным условиям. Исходное состояние энергоустановки определяется оператором станции как стабильное рабочее состояние электростанции при работе с номинальной нагрузкой или при обычной нагрузке. Рабочие параметры должны находиться в пределах диапазонов, указанных в таблице В.2, в графе "Допустимое максимальное отклонение от стандартных условий установки".

Испытание следует проводить в таких условиях, чтобы были выполнены все требуемые измерения, указанные в разделе 5.

Результаты тестового прогона можно использовать для определения KPI, определенных в разделе 9.

Дополнительная информация приведена в приложении B и в серии стандартов МЭК 60953.

8 Приборы и методы измерения

8.1 Общие требования

8.1.1 Введение

В разделе представлены требования к контрольно-измерительным приборам, которые должны быть установлены или использованы, а также рекомендуемые методы измерения.

По согласованию заинтересованных сторон, участвующих в испытаниях, более совершенные приборы могут заменить рекомендуемые приборы при условии, что применение таких приборов продемонстрировало точность и надежность.

Приборы и методы измерения должны соответствовать стандартам или методам, признанным на международном уровне (см. приложение C). Поскольку эти стандарты предназначены для различных эксплуатационных испытаний электростанций, они также могут быть применены для электростанций с PCC.

Расположение точек измерения приведено на рисунке 3.

Ниже указаны общие требования к приборам и методам измерений для эксплуатационных испытаний установки PCC. Подробное описание и дополнительная информация представлены в приложении C.

8.1.2 Классификация приборов

Приборы классифицируют как в соответствии с использованием измеряемых переменных, так и в зависимости от того, как измеряемые переменные влияют на конечный результат.

a) Первичные переменные: переменные, которые используют при расчетах результатов испытаний. Первичные переменные подразделяют следующим образом:

1) первичные переменные класса 1: те, которые имеют коэффициент относительной чувствительности 0,2 (%/%) или выше, для которых требуются приборы более высокой точности, чем для класса 2.

Примечание - Коэффициент относительной чувствительности определяют, как относительное изменение результата, деленное на относительное изменение параметра (или переменной), оцениваемого вблизи желаемой контрольной точки, и выражают в процентах;

2) первичные переменные класса 2: те, которые имеют коэффициент относительной чувствительности менее 0,2 (%/%).

b) Вторичные переменные: переменные, которые измеряют, но не учитывают при расчете результатов испытаний. Эти переменные измеряют в течение всего периода испытаний, чтобы убедиться, что выполнены требуемые условия испытаний.

8.1.3 Неопределенность измерения

Измерение каждой величины, используемой для расчета результата испытания, подвержено некоторой степенью погрешности, а результат испытания подвержен степени неопределенности, зависящей от комбинированного эффекта неопределенностей измерения (см. Руководство ИСО/МЭК 98-3:2008, 5.1.3).

Неопределенность измерения и процедура расчета общей неопределенности результатов испытаний должны быть четко описаны, включая все входные данные и допущения, формулировки и процедуру расчета. Неопределенность измерения, а также общие неопределенности результатов испытаний можно рассчитать на основе неопределенностей отдельных измерений в соответствии с Руководством ИСО/МЭК 98-3 и стандартами на приборы и измерения.

Для предтестового анализа неопределенности уровень неопределенности для каждого отдельного измерения должен быть выбран на основе общего требования к неопределенности и классификации прибора. Типовой уровень точности приведен в таблице С.1 для систематической неопределенности, которую следует ожидать для отдельных измеряемых переменных.

8.1.4 Калибровка прибора

Первичную калибровку приборов следует проводить перед испытанием и не более чем за один год до испытания. Руководство по калибровке приведено в приложении C. Решение о любой калибровке после испытания принимают по согласованию заинтересованных сторон, участвующих в испытании. Степень калибровки должна быть выбрана в разумной зависимости от влияния показаний на основе классификации прибора, как указано в приложении С.

8.1.5 Приборы для стационарных измерений

Использование стационарных контрольно-измерительных приборов для первичных переменных допустимо только в том случае, если можно продемонстрировать, что они удовлетворяют требованиям к общей неопределенности. В случае измерения расхода все измерения прибора (давление процесса, температура, дифференциальное давление или импульсы от измерительного устройства) должны быть доступны, потому что потоки на заводе часто недостаточно точны для требуемой точности.

Рекомендуется использовать постоянные контрольно-измерительные приборы для контроля изменений уровня в резервуаре или любой тип перекрестной проверки с использованием временных контрольно-измерительных приборов. В случае, если для измерения первичных переменных используют стационарные контрольно-измерительные приборы, оборудование должно быть проверено до начала испытаний.

Верификация стационарных контрольно-измерительных приборов включает в себя ряд проверок, подтверждающих (путем калибровки или осмотра) выполнение установленных требований. Он обеспечивает средство для проверки дрейфа между значениями, показанными измерительным прибором, и соответствующими известными значениями, которые постоянно меньше, чем допуск или допустимые пределы, определенные в стандарте, процедуре испытаний или спецификации.

8.1.6 Резервные приборы

Резервные приборы - это два или более устройств, измеряющих один и тот же параметр в одном и том же месте.

Для измерения всех первичных переменных (класса 1 или 2) следует использовать дублирующие приборы.

8.2 Метод измерения

8.2.1 Дымовой газ

a) Расход дымовых газов

ИСО 10780 требует многоточечного пересечения дымовой трубы или воздуховода во время отбора проб для учета компонентов или предметов, распределенных по стороне диаметра, может использоваться для определения скорости потока дымовых газов. Это можно сделать в местах отбора проб дымовых газов на входе PCC, используя определенные методы измерения, подробно описанные в ИСО 10780.

b) Измерение влаги

Признанные методы, применимые для определения содержания влаги в дымовых газах на входе дымовых газов в РСС и на выходе со стороны выброса:

- метод абсорбционного взвешивания, при котором проба газа проходит через абсорбционную трубку и измеряется увеличение его массы;

- технология охлаждаемых зеркал, в которой используется зеркало, охлажденное до точки росы, чтобы влага начала конденсироваться на нем (ИСО 6327);

- методы емкостных или диэлектрических приборов, в которых используют материал, изменяющий свои диэлектрические свойства и увеличивающий свою емкость за счет поглощения влаги.

c) Измерения кислорода и монооксида углерода

Углекислый газ может создавать значительные проблемы при измерении расхода в сверхкритических условиях из-за сложности определения плотности. Существует ряд вариантов, таких как электронные устройства, ультразвуковые расходомеры и методы массового расхода (типа Кориолиса), которые можно использовать, если применение такого прибора продемонстрировало точность, эквивалентную требуемой в настоящем стандарте. Для обеспечения точности измерения расхода расходомеры должны иметь необходимую длину прямолинейного трубопровода до и после расходомера в зависимости от типа расходомера.

8.2.3 Пар и паровой конденсат

Общее измерение расхода основано на положениях ИСО 5167 и ASME PTC 19.5. Измерение пара и парового конденсата основано на МЭК 60953-1. Измерение температуры и давления интегрировано в вышеупомянутое измерение, также можно применять МЭК 60953-1.

Другие применимые стандарты приведены в приложении C.

8.2.4 Охлаждающая вода

Возможные варианты измерения приведены в МЭК 60953-1:1990, 4.3.9, другие применимые стандарты приведены в приложении C.

МЭК 60953-1 можно применять для измерения температуры и давления.

8.2.5 Измерение электрической мощности

Измерение электрической мощности должно основываться на стандартах серии МЭК 60044, МЭК 61869 или ANSI/IEEE 120. Дополнительная информация о ваттметрах, которые являются одним из вариантов измерения, приведена в приложении C.

8.2.6 Измерение давления и температуры

Измерение давления и температуры основано на МЭК 60953-1.

Применимые признанные эквивалентные стандарты рекомендованы в приложении C.

8.2.7 Сбор и обработка данных

Систему сбора данных используют для максимально возможного сбора тестовых данных. Другие параметры будут записаны вручную, например настройки оборудования и важные наблюдения во время тестирования. Записи должны включать дату и время суток, условия окружающей среды (температура, давление и относительная влажность). Положение каждого измерения должно быть четко отмечено на технологической карте. Это должны быть фактические показания без применения каких-либо приборных поправок.

Автоматическое оборудование для сбора данных должно быть откалибровано для обеспечения требуемой точности. Если калибровка нецелесообразна, каждая единица оборудования в измерительном контуре должна быть откалибрована индивидуально с учетом всего измерительного контура.

Входные сигналы от приборов должны быть сохранены, чтобы можно было скорректировать данные после испытаний для применения новых калибровочных поправок.

Для достижения требуемой точности следует учитывать одновременное считывание некоторых контрольных точек в одних и тех же условиях с нескольких входов прибора.

9 Оценка ключевых показателей эффективности

9.1 Введение

В разделе показано как определяют показатели для оценки эффективности процесса установки PCC, интегрированной с электростанцией. Потребление утилит (потребление пара и электроэнергии) оказывает большое влияние на производительность процесса установки PCC и его оценивают с использованием показателей, описанных в этом разделе. Рабочие характеристики процесса следует оценивать при проектных стандартных условиях, указанных в приложении E. Символы, используемые в данном разделе, определены в разделе 3.

9.2 Удельный расход тепловой энергии STEC

Тепловая энергия также может быть обеспечена другим теплоносителем, отличным от пара, с возвратом в виде конденсата, и в этом случае формула (7) должна быть изменена.

Если для компрессоров или насосов вместо электродвигателя применяют привод паровой турбины, то расход пара должен учитываться при расчете STEC.

9.3 Удельный расход электроэнергии SEC

Примечание - Потребление электроэнергии на установке РСС определяется границей на рисунке 2, а требуемое потребление электроэнергии для снабжения охлаждающей водой установки РСС вычисляют по формуле (6). Этот расчет должен учитывать любые сокращения подачи охлаждающей воды на главную электростанцию и вспомогательный блок, как описано в 6.4.1.

9.4 Удельное эквивалентное потребление электрической энергии SEEC

При подаче пара и/или электроэнергии от вспомогательного агрегата переменные в формуле (10) включают общую эмиссию и выходную мощность основной электростанции и вспомогательного блока.

9.6 Удельный расход абсорбента и удельный расход реагентов SAC и SCC

где SAC - удельный расход абсорбента, кг/т;

SCC - удельный расход реагента, кг/т;

Абсорбент, который регенерируется в системе регенерации, не должен включаться в расход абсорбента, но должен включаться абсорбент, выбрасываемый с установки РСС в виде отходов. Другие химические вещества, используемые на установке PCC, которые не могут быть регенерированы, должны быть включены в расход химических веществ.

Приложение A

(справочное)

Сводная информация по потокам и номенклатуре оборудования

A.1 Общие положения

В приложении обобщены различные потоки и оборудование, с которыми можно столкнуться при использовании настоящего стандарта.

A.2 Краткое изложение номенклатуры потоков и оборудования

Информация касается раздела 4 (см. рисунки 2 и 3). В таблице A.1 приведены различные потоки и номера оборудования (в порядке возрастания), как указано в таблицах 1-5 в разделе 4.

Таблица A.1 - Описание потоков и оборудования, приведенных на рисунках 2 и 3 (см. раздел 4)

Приложение B

(справочное)

Принципы и рекомендации по тестированию

B.1 Воздействие на окружающую среду во время испытаний

a) Выбросы в атмосферу

Температура, при которой выбрасываются очищенные дымовые газы, также может быть проблемой. В зависимости от технологии температура очищаемых дымовых газов может снижаться. Это может привести к плохому рассеиванию его компонентов.

Уровень выбросов абсорбента и продуктов разложения абсорбента может оказать влияние на оценку ключевых показателей эффективности.

b) Сточные воды

Должны быть четко указаны: количество сточных вод, pH, состав, концентрация взвешенных твердых частиц, биологическая потребность в кислороде и химическая потребность в кислороде, а также включение регулируемых веществ.

c) Отходы

Должно быть указано количество образующихся отходов и их общие характеристики в отношении обращения (содержание воды, вязкость), метод обработки и категория (независимо от того, является ли это опасным веществом или нет, в соответствии с местными правилами).

B.2 Дополнительные испытания

Владелец (владельцы) электростанции и установки PCC может (могут) провести дополнительные испытания для определения производительности станции и/или собрать данные в других условиях, таких как отслеживание нагрузки или отключения станции. Сроки испытаний и критерии эффективности должны быть определены заранее и включены в утвержденный документ. Данное приложение допускается использовать в качестве шаблона для такого тестирования.

B.3 Продолжительность и количество тестовых прогонов

Тестовый запуск представляет собой полный набор показаний при работе силовой установки и установки PCC в стабильных условиях эксплуатации. Тест может состоять из одного тестового прогона или серии тестовых прогонов. Для обеспечения воспроизводимости результатов рекомендуется, чтобы каждый тест состоял как минимум из двух или более тестовых прогонов. Тест, состоящий из различных тестовых прогонов, может предоставить данные для проверки и/или отклонения выпадающих измерений. Окончательные результаты, используемые для расчета KPI, должны быть средними из различных принятых результатов выполнения тестов.

Продолжительность каждого испытательного запуска следует определять эксплуатационными критериями и требованиями заинтересованных сторон. Рекомендуется минимальная продолжительность каждого испытательного пуска в соответствии с типологией системы сгорания, используемой на электростанции, как указано в таблице B.1.

Таблица B.1 - Минимальная продолжительность каждого испытательного прогона

B.4 Предварительные испытания

Перед началом тестирования можно провести несколько предварительных тестов, чтобы настроить параметры управления для достижения требований по условиям тестирования. Они также помогают определить любой тип отклонений или неисправности оборудования. Чтобы учесть любые корректирующие действия, рекомендуется проводить предварительные испытания до начала тестирования.

B.5 Начало и остановка испытания

Как только условия тестирования установлены и критерии стабильности достигнуты, руководитель тестирования должен принять решение о начале тестирования, записав и сообщив время и дату всем заинтересованным сторонам. Испытание будет продолжаться в течение согласованного с заинтересованными сторонами времени.

В течение этого времени установка должна работать в автоматических стабильных условиях. Настройки управления не должны изменяться в течение этого периода. В конце каждого прогона теста должно быть зафиксировано время, а руководитель теста должен объявить об окончании теста всем сторонам.

Если стабильность или условия тестирования не соответствуют заданным требованиям во время выполнения теста, руководитель тестирования может принять решение об остановке и прерывании теста. Данные, полученные на той части тестового прогона, которая соответствует требованиям, можно считать приемлемыми для оценки производительности; тестовый прогон может оставаться действительным, за исключением случаев, когда он отклоняется во время тестирования.

B.6 Соотношение электрического и теплового потребления

Перед началом тестирования все потребители электроэнергии должны быть выровнены в соответствии с проектной конфигурацией станции. Каждый потребитель электроэнергии должен быть идентифицирован и питаться от источника электростанции, указанного в плане (программе) испытаний. Все избыточные потребители должны быть отключены. В случае, если резервный потребитель не может быть отключен, между сторонами, участвующими в тестировании, должно быть достигнуто взаимное соглашение об измерении и вычете любого дополнительного потребления во время оценки производительности.

Все потоки теплопотребления или отбора пара от электростанции должны быть согласованы до начала тестирования. Отбор пара для установки PCC, питаемой электростанцией, должен быть согласован в соответствии с проектной конфигурацией станции. Любой источник тепла, поступающий от другой установки или парогенератора за пределы границы, должен быть изолирован; если это невозможно, его следует измерить и учесть во время оценки эффективности.

Перед началом тестирования необходимо провести согласование электрического и теплового потребления.

B.7 Принцип проведения тестирования и оценки

В течение всего времени тестирования необходимо снять достаточное количество показаний для каждого измеряемого параметра, чтобы максимально снизить неопределенность измерений. При использовании системы сбора данных для каждого тестового прогона должно быть зарегистрировано не менее 30 показаний для каждого основного параметра.

Следует рассчитать среднее арифметическое каждого показания и проверить критерии стабильности. Данные, полученные во время каждого тестового прогона, должны быть проверены и отклонены частично или полностью, если они не соответствуют требованиям в рамках критериев стабильности.

B.8 Критерии устойчивости для энергоустановки и установки PCC

Установка PCC должна работать в стабильных условиях, чтобы обеспечить хорошее качество измерений и результаты работы. Для этого электростанция должна соответствовать критериям стабильности и требованиям, указанным в применимых международных стандартах (например, серии МЭК 60953 и ASME PTC 6 и ASME PTC 4). Это обеспечит стабильность всех интерфейсов между электростанцией и установкой PCC (например, поток дымовых газов, отвод пара и электроснабжение).

Параметры станции PCC, которые не взаимодействуют с электростанцией и условиями окружающей среды, также должны соответствовать критериям стабильности, изложенным в таблице B.2, до и во время эксплуатационных испытаний.

Таблица B.2 - Критерии устойчивости энергоустановки и установки PCC

Стабильность рассчитывают по стандартному отклонению измерений при каждом испытании. Для расчета KPI требуется период стабилизации перед каждым тестовым запуском, чтобы убедиться, что он является репрезентативным.

Приложение C

(справочное)

Приборы и методы измерения

C.1 Общие положения

Для настоящего стандарта определяют следующие показатели:

a) эффективность улавливания (см. 5.3);

d) удельный расход тепловой энергии (см. 9.2);

e) удельный расход электроэнергии (см. 9.3);

f) удельное эквивалентное потребление электроэнергии (см. 9.4);

h) удельный расход абсорбента и удельный расход реагентов (см. 9.6).

Значения показателей по а)-е) получают непосредственно по результатам измерений. Для показателей f)-g) потери полной мощности при отборе пара из паровой турбины следует измерять по МЭК 60953-1 или МЭК 60953-2 в зависимости от типа принимающей электростанции. Значение показателя по h) вычисляют по удельному расходу абсорбента и удельному расходу реагентов, предоставленным разработчиками технологий.

C.2 Схема точек измерения

Соответствующее измерительное оборудование должно быть установлено в разных точках установки PCC при оценке производительности установки PCC, интегрированной с электростанцией. Перед началом измерений следует подтвердить количество и положение всех приборов, которые будут установлены и использованы во время измерений. Для этой цели рекомендуется подготовить схему расположения точек измерения и включить ее в процедуру измерений.

На схеме должны быть указаны установка PCC и все ее части, включая потоки, которые связывают оборудование как с электростанцией, так и с установкой PCC. Тип датчика (например, датчик давления, температуры, расходомер), который будет использован для проверки работоспособности, также должен быть представлен на соответствующей линии и оборудовании. На рисунке 3 показан типичный пример схемы точек измерения.

C.3 Классификация приборов

Должно быть подтверждено любое отклонение, если все оборудование или его часть не соответствуют приведенным ниже рекомендациям.

В следующих разделах даны рекомендации по точности приборов в зависимости от типа измеряемого физического параметра.

Тип приборов устанавливается временно перед началом испытаний, каждый прибор должен быть откалиброван в сертифицированной лаборатории в соответствии с рекомендациями, приведенными в ИСО 17025, и в соответствии с C.4.

Если существует высокая вероятность наличия определенного профиля температуры, давления или скорости в конкретной точке измерения, в данный стандарт рекомендуется включить достаточные измерения, чтобы учесть все возможные профили. Средние значения могут быть рассчитаны как средневзвешенное значение в зависимости от физического параметра согласно соответствующим международным стандартам.

В таблице C.1 приведены типовой уровень точности и допустимые систематические погрешности для первичных измерительных приборов.

Таблица C.1 - Типовой уровень точности для контрольно-измерительных приборов

Рекомендуется использовать стационарные контрольно-измерительные приборы.

C.4 Требования к калибровке

В таблице С.1 показан типичный уровень точности приборов, которые используют для проверки работы установки PCC. Процедура калибровки и критерии приемлемости должны соответствовать ASME PTC 19.5, ANSI/IEEE 120, АСТМ E2744-16, BS 1041 и ИСО/МЭК 17025. Любые другие признанные международные стандарты должны быть согласованы и приняты сторонами, участвующими во время испытания.

C.5 Ручное измерение

Параметры, необходимые для базовой производительности установки PCC, описанной в разделе 5, будут измеряться в соответствии с методом измерения по 8.2. Это должно соответствовать требованиям к приборам с ручным управлением или к комбинации онлайн-приборов основного класса приборов.

C.6 Онлайн-измерение с помощью временных или постоянных контрольно-измерительных приборов

Если инструменты или методы измерения, которые необходимо использовать, не приведены в настоящем стандарте, они должны быть предметом соглашения между соответствующими сторонами для определения уровня точности, который должен применяться к каждому соответствующему инструменту или методу измерения.

C.7 Измерения расхода

Все потоки, пересекающие границу установки PCC и используемые для оценки производительности установки PCC, должны быть измерены или определены косвенными методами (например, тепломассовым балансом) в случаях, когда невозможно установить расходомер.

Рекомендуемые расходомеры для измерения расхода приведены в BS 7405 и соответствуют рекомендациям ISO/TR 9464. Все измерения и оценки с использованием расходомеров с перепадом давления должны соответствовать ИСО 5167.

Рекомендуется обращаться к ISO/TR 15377, если измеренный расход пара превышает указанный в ИСО 5167.

Ниже приведены основные измерения производительности установки PCC.

C.8.1 Расход дымовых газов

Для определения объемного расхода следует измерять скорость в нескольких точках в плоскости, перпендикулярной потоку, для труб большого диаметра или в закрытых трубопроводах, где могут быть определены профиль давления, скорости и температуры.

Отбор проб проводят на участке прямого канала постоянной формы и площади поперечного сечения как можно дальше от любого препятствия, которое может вызвать помехи и вызвать изменение направления потока. Согласно ИСО 10780 прямолинейный воздуховод, включающий плоскость отбора проб, должен иметь длину прямого участка не менее семи гидравлических диаметров, а плоскость отбора проб должна располагаться на расстоянии пяти гидравлических диаметров от входного отверстия прямолинейного воздуховода, чтобы обеспечить погрешность в 3%. Другие указанные условия включают число Рейнольдса, которое должно быть выше 1200, что соответствует скорости потока дымовых газов от 5 до 50 м/с.

Измерения следует проводить в соответствии с ИСО 3966 и ИСО 14164. Эти измерения должны включать как минимум скоростное давление, статическое давление и температуру в нескольких точках, соответствующих центрам равных площадей с зондом, вставленным в воздуховод.

На практике большие кабелепроводы могут не соответствовать этим требованиям к воздуховодам в соответствии с ИСО 3966 и ИСО 14164. Если это так, количество точек измерения должно быть увеличено (до 30) в соответствии с рекомендацией ASME PTC 19.5 в зависимости от фактической прямой длины. Измерительное оборудование и количество точек отбора проб также указаны в ИСО 3966 и ASME PTC 19.5.

Расход можно вычислить по скорости, площади поперечного сечения воздуховода и плотности газа, рассчитанным на основе анализа основных компонентов дымовых газов. Площадь поперечного сечения воздуховода может быть трудно определить точно из-за препятствий внутри воздуховода или неточных размеров. В зависимости от качества дымовых газов следует учитывать засорение зондов туманом или каплями.

В качестве альтернативного метода или для перекрестной проверки скорость потока дымовых газов можно определить расчетами горения. Если весь дымовой газ извлекают для переработки, то необходимо учитывать некоторое попадание воздуха.

C.8.2 Состав дымовых газов

C.8.3 Состав очищенных дымовых газов установки PCC

В таблице C.2 указаны применяемые стандарты. Если в дымовых газах присутствует определяемый компонент и его измерение не входит в область применения стандарта, то он должен быть измерен в ходе эксплуатационных испытаний.

Таблица C.2 - Перечень стандартов

C.10 Измерение расхода пара

Для этого типа измерений рекомендуются устройства снижения давления. Следует принять меры предосторожности, чтобы избежать высокого перепада давления в трубах, который может повлиять или непосредственно повлиять на процесс PCC.

Если паротурбинный отбор невозможно измерить из-за отсутствия или невозможности установки измерительного прибора, то для определения требуемого расхода пара необходимо провести тепловой и массовый баланс паротурбинного цикла. В этом случае все контрольно-измерительные приборы, установленные вокруг паротурбинного цикла (со стороны электростанции), должны соответствовать требованиям и рекомендациям МЭК 60953-2.

C.11 Измерение расхода конденсата, охлаждающей воды или другого хладагента

Все измерения и оценки должны проводиться в соответствии с ИСО 5167 для измерения расхода конденсата.

Измерения расхода конденсата, охлаждающей воды или другого хладагента можно проводить с помощью ультразвукового расходомера в соответствии с рекомендациями, приведенными в ИСО 12242.

Если требуется калибровка расходомера, калибровка должна проводиться в соответствии с ASME PTC 19.5, а установка должна выполняться в соответствии с С.7.

C.12 Измерение электрической мощности

Временные однофазные или многофазные прецизионные ваттметры или счетчики ватт-часов следует использовать и подключать к соответствующим трансформаторам напряжения для измерения потребления электроэнергии установкой PCC. Метод трех ваттметров рекомендуется для измерения трехфазного потребления электроэнергии в соответствии с ANSI/IEEE 120.

Временные ваттметры и/или ваттметры должны измерять ток, напряжение, коэффициент мощности, частоту и активную мощность. Погрешность каждого ваттметра или счетчика не должна превышать 0,2%. Запись показаний ваттметров должна производиться таким образом, чтобы любая погрешность не превышала 0,03%. Показания ваттметра должны регистрироваться во время испытания через равные промежутки времени (не реже, чем через каждые 5 мин).

В зависимости от типа проверки работоспособности точность измерительного прибора может различаться. Если необходимо проверить потребление электроэнергии всей установкой PCC, требуются приборы для измерения тока и напряжения класса 0.2. Если должны быть проверены рабочие характеристики всей электростанции, включая установку PCC, допустим класс 0.2 или выше.

C.13 Измерение давления

Измерения давления должны выполняться в соответствии с МЭК 60953-1 и ASME PTC 19.2. Значения точности и диапазона указаны в таблице C.1. Установка преобразователя давления и коллекторов должны соответствовать рекомендациям, приведенным в ИСО 2186.

Дымовой газ, проходящий по воздуховоду, может иметь неравномерную скорость, температуру и состав, особенно вблизи возмущения потока, такого как изгиб или переход. Как правило, температурную неопределенность можно уменьшить за счет выборки большего количества точек или использования более сложных методов расчета. Если внутри трубопроводов присутствует профиль давления или скорости (динамическое давление), рекомендуется следовать рекомендациям, приведенным в ИСО 3966 и ИСО 10780, при измерении расхода дымовых газов.

C.14 Измерение температуры

Выбор датчиков температуры, количество и распределение точек измерения должны соответствовать BS 1041 (все части).

Если в трубопроводах или на поверхностях присутствует температурный профиль, рекомендуется следовать рекомендациям, приведенным в ИСО 3966 и ИСО 10780.

Типовой уровень точности должен соответствовать таблице C.1, а калибровка должна соответствовать требованиям, указанным в C.4.

C.15 Химические реагенты

Расход химических реагентов следует проводить с использованием лучших практик технологий PCC, чтобы получить наилучший уровень точности и точности измерений. Это измерение включает расход и химический состав.

Для определений химического состава (и чистоты) испытания проводят признанные и/или сертифицированные лаборатории на соответствие национальным стандартным методам и процедурам.

Приложение D

(справочное)

Дополнительные данные для оценки производительности установки PCC, интегрированной с электростанцией

D.1 Дополнительное потребление топлива и эквивалентное потребление электроэнергии для PCC

Дополнительное использование топлива можно интерпретировать как меру воздействия на использование ресурсов для производства электроэнергии.

Эквивалентное потребление электроэнергии можно интерпретировать как меру воздействия на уровень мощности электростанции.

D.2 Ориентировочный расчет удельного эквивалентного потребления электрической энергии

Когда оценка производительности сосредоточена исключительно на установке PCC, наиболее практичным является простой способ проектирования моделей как для электростанции с PCC, так и для эталонной электростанции.

FSE - удельные выбросы топлива, вычисляется по формуле

D.4 Удельное потребление охлаждающей воды (SCWD)

Общий режим охлаждения включает любое снижение расхода охлаждающей воды для основной электростанции и любых вспомогательных агрегатов в результате работы установки PCC.

Примечание - Система охлаждения зависит от проекта PCC. Это могут быть градирни, прямоточная система охлаждающей воды или воздушные теплообменники.

Приложение E

(справочное)

Стандартные условия

E.1 Общие положения

Желательно проводить оценку производительности в стандартных условиях. Стандартные условия обычно используют в качестве контрольной точки для корректировки результатов оценки эффективности, по мере необходимости, с целью обеспечения сопоставимости в отчетах и сравнительном анализе.

В данном приложении приведены возможные условия для оценки производительности установки PCC.

Для определения оптимальных условий для стандартизации оценки производительности установки PCC рекомендуется регулярно пересматривать данное приложение при введении в эксплуатацию новых установок PCC.

E.2 Условия окружающей среды

Стандартные условия для факторов окружающей среды:

- давление - 101325 кПа;

- температура - 15°C (288,15 К);

- относительная влажность - 60%.

- для угольной электростанции, работающей на каменном угле - 14% об. (в пересчете на сухой газ);

- для электростанции комбинированного цикла на природном газе (NGCC) - 4% об. (в пересчете на сухой газ).

Давление на выходе (Ex-компрессор): 14 МПа (избыточное давление).

Температура на выходе (Ex-компрессор): 40°C (313,15 K).

E.5 Утилиты

Температура охлаждающей воды: 15°C (288,15 K).

Разность температур охлаждающей воды: 10 K.

Электричество и параметры пара в соответствии с требованиями станции PCC обеспечиваются основной электростанцией или вспомогательным блоком.

Общее количество перерабатываемых дымовых газов может представлять собой полный объем дымовых газов электростанции или часть общего объема (т.е. фракционный поток).

- угольная электростанция, работающая на каменном угле, - 90%;

- электростанция комбинированного цикла на природном газе (NGCC) - 85%.

Приложение F

(справочное)

Чек-лист для оценки эффективности

Процедура для оценки производительности объясняется ниже и относится к таблицам F.1-F.7*, которые приведены ниже:

a) сначала необходимо уточнить границы проекта; информация о главной электростанции, которая имеет установку PCC; требования к установке PCC;

b) для оценки удельного эквивалентного потребления электроэнергии установкой PCC связанные вспомогательные параметры, подлежащие проверке, перечислены вместе в таблице F.7. Эти параметры идентифицируются по цвету ячеек в соответствии с правилом "цветового кода", показанным ниже;

c) на основании таблиц F.4 и F.5 приводят параметры, относящиеся к тепловой энергии и охлаждающей воде;

d) данные в таблице F.3 являются исходной информацией, указанной в разделе 9;

e) сточные воды и выбросы являются параметрами конструкции установки PCC, которые следует рассматривать вместе с таблицей F.6 и которые должны быть представлены в таблице F.2.

Электронная версия таблиц, представленных в этом приложении, доступна по адресу: standards.iso.org/ iso/27919/-1/ed-1/en

Пользователю разрешается использовать таблицы в их исходном формате без каких-либо изменений для целей, указанных в стандарте.

Библиография