УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ Методы определения выбросов вредных веществ

СТ РК ИСО 11042-1-2008

ISO 11042-1-96 Gas turbines - Exhaust gas emission - Part 1: Measurement and evaluation (IDT)

Издание официальное

Комитет по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и торговли Республики Казахстан (Госстандарт)

Астана

Предисловие

1    ПОДГОТОВЛЕН И ВНЕСЕН ТОО «УланПромСервис» на основе аутентичного перевода стандарта, указанного в п.З

2    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Комитета по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и торговли Республики Казахстан от 26 ноября 2008 года № 602-од

3    Настоящий стандарт идентичен международному стандарту ISO 11042-1-96 «Gas turbines - Exhaust gas emission - Part 1: Measurement and evaluation «Газовые турбины (Эмиссия с отработавшими газами. Часть 1. Измерения и расчеты)»

4    В настоящем стандарте реализованы нормы Закона Республики Казахстан «О техническом регулировании»

5 СРОК ПЕРВОЙ ПРОВЕРКИ ПЕРИОДИЧНОСТЬ ПРОВЕРКИ

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Комитета по техническому регулированию и метрологии Министерства индустрии и торговли Республики Казахстан

II

СТ РК ИСО 11042-1-2008

-    согласованием на основе имеющегося опыта.

Отбор пробы в единственном сечении, не требующий переналадки системы отбора проб в ходе испытаний, обычно является приемлемым при измерении выбросов для газотурбинной установки, как при задействованном дополнительном оборудовании (см. 5.1), так и без него. Сечение отбора пробы выбирают как можно ближе к выходному сечению двигателя. В случае, если газотурбинная установка оборудована системами регенерации тепла, дожигания, разбавления, нейтрализации NOx и т.п., сечение отбора пробы определяют по согласованию между заинтересованными сторонами.

Не допускается отбор проб в сечении выброса отработавшего газа в атмосферу, поскольку при этом возможно подмешивание к пробе атмосферного воздуха.

6.2.2    Зонд для отбора проб

Зонд для отбора проб должен обеспечивать представительную пробу отработавшего газа. Для получения представительной пробы рекомендуется применять многоточечный усредняющий зонд при расположении приемных отверстий в зонах равной площади с охватом всего поперечного сечения выхлопного трубопровода по ГОСТ 17.2.4.06. Независимо от типа используемого зонда необходимо доказать, что представительность пробы отработавшего газа действительно обеспечивается. Если для доказательства представительности используется отбор проб из различных точек сечения с помощью перемещаемого зонда (траверсирование) зонд должен обеспечивать полный охват выхлопа, т.е. его длина должна быть достаточной для траверсирования всего сечения выхлопного трубопровода. Процедуру траверсирования устанавливают по согласованию между заинтересованными сторонами.

Зонд для отбора проб и используемый вакуумный насос должны обеспечивать непрерывную подачу достаточного количества отработавшего газа в газоанализаторы.

6.2.3    Система транспортировки пробы

Пробы для измерения концентрации газообразных компонентов, твердых частиц и дыма транспортируют по отдельным линиям (магистралям). По согласованию допускается для газообразных компонентов и дыма использовать общую магистраль.

Схема системы измерения концентрации газообразных компонентов приведена на рисунке 1. При использовании альтернативных средств измерений допускается модификация схемы системы измерений.

При транспортировке пробы в зависимости от принципа работы газоанализатора обеспечивают следующие условия:

-    для предотвращения конденсации компонентов магистраль нагревают до температуры, которая должна быть не менее чем на 10 °С выше температуры конденсации отработавшего газа; так, при сжигании

7

природного газа или легких углеводородных топлив с содержанием серы менее 1 % (по массе) температура магистрали должна быть не ниже 150 °С;

-    температуру магистрали поддерживают постоянной в пределах ± 5 °С;

при пропускании пробы через осушитель (водоотделитель) температура магистрали должна быть равна температуре осушителя;

-    рекомендуется термостатировать при указанной температуре все оборудование, включая насосы.

1 - пробоотборный зонд; 2— подвод газа для проверки системы;

3 — магистраль для транспортировки пробы; А— фильтр; 5 — насос для прокачки пробы; 6— регулятор противодавления; 7— конвертер N02 -> N0; 8— подвод газа для градуировки средств измерения; 9— осушитель пробы (холодильник, функционирует при < 3 °С); 10— газоанализатор; 11 — термостатируемая (обогреваемая) часть системы; 12— насос для продувки системы (если необходимо); 13 — конвертер SOX -> S02; 14 — влагоуловитель (отстойник)

Примечание — Концентрацию NOx допускается измерять как в осушенной, так и в неосушенной пробе.

Рисунок 1 — Схема системы измерения концентраций газообразных компонентов выброса

Магистраль для транспортировки пробы должна отвечать следующим требованиям:

-    все участки магистрали должны сохранять работоспособность при нагреве ее до указанных выше температур;

-    все участки магистрали и соединения должны быть герметичными;

СТ РК ИСО 11042-1-2008

-    материалы, контактирующие с пробой, не должны вступать в химические реакции с отработавшим газом (например, нержавеющая сталь или тефлон);

-    при изготовлении магистрали из тефлона рекомендуется провести ее очистку продувкой азотом (для удаления остатков растворителей, использующихся в процессе изготовления); при продувке магистраль нагревают до указанных выше температур;

-    время транспортировки пробы от зонда до средства измерений не должно превышать 30 с.

При использовании длинных магистралей устанавливают дополнительный прокачивающий насос, обеспечивающий отбор и транспортировку достаточного количества отработавшего газа в газоанализаторы.

6.2.4    Средства измерений

Средства измерений для регулирования расхода пробы комплектуют клапанами, расходомерами и т.п., у которых материал, контактирующий с пробой, должен быть стойким к коррозии (например, нержавеющая сталь или тефлон). Температуру пробы поддерживают на указанном выше уровне, позволяющем предотвратить конденсацию компонентов пробы.

Проверка средств измерений — в соответствии с разделом 7.

6.2.5    Применяемые средства измерений подлежат испытаниям с целью утверждения типа или метрологической аттестации, поверке средств измерений и внесению в реестр государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан в соответствии с законодательством в области обеспечения единства измерений.

6.3 Проведение испытаний, расчеты, отчет по результатам испытаний

Концентрации вредных веществ измеряют после достижения стационарных значений характеристик газотурбинной установки (см. [2]).

Изменение в процессе испытаний влагосодержания в атмосферном воздухе, в граммах воды на кг сухого воздуха, не должно превышать ± 0,5 г/кг. При превышении этого значения допускается использовать по согласованию между заинтересованными сторонами расчетные поправки.

Г азоанализаторы градуируют до и после испытаний.

Систему измерений следует проверять перед испытаниями и через равные интервалы времени (в процессе испытаний). Частота проверки герметичности сборки системы и проверки характеристик используемого оборудования — по инструкциям изготовителя.

При градуировке средств измерений с дрейфом показаний вследствие изменения температуры их размещают в среде с постоянной температурой (термостатируют).

9

СТ РК ИСО 11042-1-2008

Измерение концентраций вредных веществ повторяют не менее трех раз. Регистрацию показаний средств измерения проводят после их стабилизации. Одновременно регистрируют показания средств измерения, относящиеся к характеристикам газотурбинной установки.

По результатам отдельных (повторных) измерений определяют среднеарифметическое значение. Каждое отдельное измерение представляет собой среднее значение установившейся концентрации в течение времени отбора пробы. Время отбора пробы при проведении отдельного измерения должно быть не менее 1 мин плюс среднее время отклика системы. При измерении концентрации твердых частиц, если это необходимо для обеспечения точности по 7.9, время отбора пробы по согласованию между заинтересованными сторонами увеличивают.

По результатам испытаний составляют отчет в соответствии с приложением А. Расчеты, относящиеся к составу пробы, могут выполняться по образцу (алгоритму), приведенному в приложении А. Пояснения к приложению А приведены в разделе 9.

7 Средства измерений

7.1 Метод измерения

Рекомендуемые методы измерения концентраций компонентов отработавшего газа приведены в таблице 3. По каждому компоненту, для типа средств и методу измерения, указанным в таблице 3, требования к характеристикам приведены в 7.2 — 7.9. По согласованию между заинтересованными сторонами допускается использовать средства и методы измерения, не включенные в таблицу 3.

ТаблицаЗ

Компонент отработавшего газа Метод измерения 1 2 NOx Хемилюминесценция (CL) или недисперсионная спектрофотометрия в инфракрасной области (NDIR), или недисперсионная спектрофотометрия в ультрафиолетовой области (NDIJV1 СО NDIR СО 2 NDIR SO 2 NDIR или NDUV, или флуоресценция в ультрафиолетовой области (PUVF) СН Ионизация пламени (FID) VOC3 Газовая хроматография (GC) NH3 Хемилюминесценция* или спектрофотометрия

Окончание таблицы 3

1 2 Дым Методы Бахараха по [3] или измерение оптической плотности газа Твердые частицы Гравиметрический или оптический метод о2 Парамагнитная ячейка (РМС) или электрохимическая ячейка, или циркониевая ячейка * После окисления аммиака.

7.2 Газоанализаторы NO_x

7.2.1    Метод измерения

Концентрацию NOx измеряют регистрацией хемилюминесцентного излучения, испускаемого при химической реакции между NO и Оз. Так как метод не реагирует на NO2, то для измерения концентрации NO_x пробу пропускают через конвертер, преобразующий NO2 в NO. При измерениях регистрируют как исходную концентрацию NO в пробе, так и суммарную (после конвертера) концентрацию N0. Таким образом, концентрация NO2 может быть получена вычитанием исходной концентрации NO из суммарной. Обязательным является только измерение концентрации NO_x.

7.2.2    Требования к характеристикам газоанализатора NO_x

Основные характеристики газоанализатора NO_x должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 4 (если условия эксплуатации газоанализатора соответствуют указанным изготовителем).

Таблица4 - Требования к основным характеристикам газоанализатора NOx_

Характеристика Требование 1 2 Разрешение Менее, 0,5 % диапазона измерений или менее 1 млн"1 Сходимость Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн'1 Стабильность За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 1 млн"1 Дрейф нуля За двухчасовой период: менее 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн"1 Случайная составляющая основной погрешности При 0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн'1 Время установления показаний Не более 10 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения

1	2
Влияние неизмеряемых компонентов	Относительное изменение показаний, обусловленное наличием СО2 и паров воды, должно быть: -    менее 0,2 % на 1 % объемной доли СОг; -    менее 0,5 % на 1 % объемной доли паров воды. Если одно или оба условия не выполняются, то определяют и указывают в технической документации соответствующие поправочные коэффициенты
Линейность	Линейность показаний проверяют в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений
Конвертер	Конвертер конструируют и эксплуатируют так, чтобы свести к минимуму наличие NO2 в пробе перед измерением содержания NOx и исключить влияние конвертера на исходную концентрацию N0 в пробе. КПД конвертера ц = 100[<р;о -фм?]/-Фж>2 ^ 90%> где (pNO - исходная концентрация N0 в пробе, Ф^0 - концентрация N0 после конвертера. Это значение КПД используют для корректировки измеренной концентрации NO2 в пробе, равной [фж> -(PmjL чтобы получить значение концентрации NO2, соответствующее КПД = 100 %.

7.3 Газоанализаторы СО и СО2

7.3.1 Метод измерения

Концентрации СО и СО2 измеряют методом недисперсионной инфракрасной спектрофотометрии (NDIR). В газоанализаторах этого типа используют дифференциальный принцип с измерением разности поглощения энергии от инфракрасного источника излучения в двух параллельных ячейках (кюветах): в рабочей (с анализируемой пробой газа) и в эталонной. Требуемый уровень чувствительности достигается изменением размера рабочей кюветы (подбором числа составляющих ее отдельных кювет) или изменением электронной схемы (коэффициента усиления), или обоими способами. Влияние неизмеряемых компонентов, вызываемое наложением полос поглощения от других газов, минимизируют абсорбционными фильтрами для конкретных газов и (или) оптическими фильтрами (последнее предпочтительнее).

7.3.2 Требования к характеристикам газоанализаторов СО и СО2.

Основные характеристики газоанализаторов СО и СО2 должны соответствовать требованиям, приведенным в таблицах 5 и 6 (если условия эксплуатации газоанализатора соответствуют указанным изготовителем).

Таблицаб — Требования к основным характеристикам газоанализатора СО

Ханактеоистика Тоебование Диапазон измерений Регулируемый в пределах объемной доли от 0 до 2500 млн'1 Разрешение Менее 0,5 % диапазона измерений или менее 1 млн'1 Сходимость Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 2 млн'1 Стабильность За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 2 млн'1 Дрейф нуля За двухчасовой период: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 2 млн'1 Случайная составляющая основной погрешности 0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн'1 Влияние неизмеряемых компонентов Изменение показаний, обусловленное наличием этилена СО2 и паров воды, должно быть: -    менее 500 млн'1 на 1 % объемной доли этилена; -    менее 2 млн'1 на 1 % объемной доли СО2; - менее 2 млн'1 на 1 % объемной доли паров воды (в случае анализа «влажной» пробы). Если для СОг или для паров воды эти условия не выполняются, то определяют и указывают в технической документации соответствующие поправочные коэффициенты Время установления показаний Не более 10 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения Линейность Линейность показаний проверяют в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

Таблицаб — Требования к основным характеристикам газоанализатора СО2

Характеристика Требование Диапазон измерений Регулируемый в пределах объемной доли от 0 % до 20 % Разрешение Менее 0,5 % диапазона измерений или менее 100 млн"1 Сходимость Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ±100 млн"1 Стабильность За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ±100 млн"1 Дрейф нуля За двухчасовой период: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ±100 млн"1

1	2
Случайная составляющая основной погрешности	0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ±100 млн'1
Влияние неизмеряемых компонентов	Изменение показаний, обусловленное наличием паров воды, должно быть менее 20 млн'1 на 1 % объемной доли паров воды (анализ «влажной» пробы)
Время установления показаний	Не более 10 с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения
Линейность	Линейность показаний проверяют в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

7.3.3 Специальные требования для газоанализаторов СО и СО2.

7.3.3.1    Требования к условиям эксплуатации

Предпочтительным является анализ предварительно осушенной («сухой») пробы. Давление пробы на входе в газоанализатор измеряют и поддерживают постоянным в пределах 0,2 кПа в течение времени градуировки и испытаний. Допускается использование газоанализаторов СО и СО2 последовательно с газоанализаторами SO2 и (или) О2 во всех случаях, когда измеряются концентрации этих компонентов.

7.3.3.2    Требования к температуре пробы

При измерении концентрации СО и СО2 в «сухой» пробе температура кюветы с пробой в газоанализаторе должна быть не ниже 40 °С с погрешностью ± 2 °С. По согласованию допускается при использовании легкого углеводородного топлива анализировать неосушенную («влажную») пробу. В этом случае температура кюветы с пробой (и элементов, контактирующих с пробой на участке неосушенной пробы) должна быть не ниже 50 °С с точностью ± 2 °С. На влияние паров воды вводят поправки.

7.4 Г азоанализатор SOx

7.4.1 Метод измерения

Концентрацию SOx рекомендуется вычислять по результатам анализа состава топлива при условии, что вся содержащаяся в топливе сера полностью окисляется до SO2.

Измерения проводят, если ожидаемая концентрация SO2 превышает нижний предел обнаружения, соответствующий 3,4 мг SO2 на 1 м³ «сухого»

СТ РК ИСО 11042-1-2008

отработавшего газа. Концентрацию SO2 измеряют методом недисперсионной инфракрасной спектрофотометрии (NDIR) или методом недисперсионной ультрафиолетовой спектрофотометрии (NDUV).

7.4.2    Влияние неизмеряемых компонентов

При измерениях методом NDIR на показания газоанализатора влияет присутствие в пробе СО2, паров воды и углеводородов. При измерениях методом NDUV на показания газоанализатора влияет только присутствие углеводородов.

7.4.3    Требования к характеристикам газоанализатора SO2

Основные характеристики газоанализатора SO2 должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 7 (если условия эксплуатации газоанализатора соответствуют указанным изготовителем).

Таблица7 — Требования к основным характеристикам газоанализаторов SO2_

Характеристика Требование 1 2 Диапазон измерений Регулируемый в пределах объемной доли от 0 до 1000 млн'1, минимальный диапазон от 0 до 50 млн'1 Разрешение Менее 0,5 % диапазона измерений или менее ± 2 млн'1 Сходимость Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 1 млн'1 Стабильность За двухчасовой период: менее ± 3 % диапазона измерений или менее ± 1 млн"1 Дрейф нуля За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 1 млн"1 Случайная составляющая основной погрешности 0,5 Гц и более: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 0,05 млн"1 Влияние неизмеряемых компонентов Относительное изменение показаний, обусловленное наличием СОг, паров воды и углеводородов, должно быть: -    менее 1 % на 1 % объемной доли СО2; -    менее 2 % на 1 % объемной доли паров воды; -    менее 1 % на каждые 10 млн"1 углеводородов (суммарное влияние должно быть менее 4 %). Наибольшее влияние на показания оказывает присутствие воды. Для поддержания постоянного содержания воды в пробе давление в холодильнике поддерживают с погрешностью ± 0,2 кПа. Чтобы исключить влияние аммиака на установках, имеющих в своем составе каталитические нейтрализаторы NOx(SCR), концентрацию SO2 измеряют до подмешивания аммиака* Время установления показаний Не более 50 с с момента поступления пробы в газоанализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного значения

1	2
Линейность	Линейность показаний проверяют со смесью SO2 и N2 в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений
* При использовании метода NDIR учитывают влияние всех трех неизмеряемых компонентов (7.4.2). При использовании метода NDUV учитывают только влияние углеводородов. Если для любого из трех компонентов условия не выполняются, то определяют и указывают в технической документации поплавочные коэффициенты.

7.5 Анализатор углеводородов

7.5.1    Метод измерения

Концентрацию несгоревших и частично сгоревших углеводородов (включая все углеводородные компоненты) измеряют детектором ионизации пламени. При сжигании в специальном контролируемом факеле пламени содержащихся в пробе несгоревших газообразных углеводородов происходит их ионизация с числом ионов, пропорциональным числу разорванных углеродно-водородных связей. Метод обеспечивает получение суммарной концентрации всех углеводородов, присутствующих в пробе. В случае установления требований, относящихся к летучим органическим соединениям, необходима информация о содержании конкретных углеводородов, чтобы исключить не входящие в категорию VOC_s.

Примечание — При некоторых обстоятельствах фоновая концентрация углеводородов в окружающей среде может быть значительной, в том числе выше измеряемой в отработавшем в турбине газе. Фоновую концентрацию контролируют отбором тем же зондом проб окружающего воздуха до и после проведения очередных испытаний газотурбинной установки. Если фоновая концентрация значительна и желателен ее параллельный контроль в ходе испытаний, то предусматривают дополнительную обводную линию для отбора проб воздуха в непосредственной близости от входа в установку. Углеводороды анализируют во «влажной» пробе при температуре необогреваемого трубопровода.

7.5.2    Требования к характеристикам анализатора углеводородов

Основные характеристики анализатора углеводородов должны

соответствовать требованиям, приведенным в таблице 8 (если условия эксплуатации анализатора соответствуют указанным его изготовителем).

16

Содержание

1    Область применения    1

2    Нормативные ссылки    1

3    Определения    1

4    Условные обозначения    3

5    Условия проведения испытаний    5

6    Измерения    6

7    Средства измерений    10

8    Качество измерения    29

9    Обработка результатов измерений    30

Приложение А (справочное) Формы регистрации результатов и расчетов    32

Приложение Б (справочное) Сведения об основных компонентах выбросов вредных веществ    36

Приложение В (справочное) Физические свойства газов    38

Приложение (справочное) Библиография    41

III

Таблица8 — углеводородов	СТ РК ИСО 11042-1-2008 Требования к основным характеристикам анализатора
Характеристика	Требование
Диапазон измерений	Регулируемый в пределах объемной доли от 0 до 1500 млн"1 Ci, минимальный диапазон от 0 до 10 млн"1 Сь Рекомендуется иметь в анализаторе достаточное число отградуированных диапазонов измерений, так как для уменьшения погрешности измерение концентрации углеводородов должно проводиться при показаниях анализатора не менее 50 % той части диапазона, которая обеспечена градуировкой. Например, если диапазон от 0 до 100 млн'1 Ci отградуирован газом с концентрацией 60 млн'1 Q, то часть диапазона, обеспеченная градуировкой и обозначаемая далее FSD, составит 60 % диапазона. Следовательно, в этом диапазоне измерения следует проводить при показаниях анализатора не менее 30 %
Разрешение	Менее 0,5 % диапазона измерений или менее 0,5 млн'1 Ci
Сходимость	Менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 0,5 млн'1 Ci
Стабильность	За двухчасовой период: менее ± 2 % диапазона измерений или менее ± 1 млн'1 Ci
Дрейф нуля	За двухчасовой период: менее ± 1 % FSD или менее ± 0,5 млн'1
Случайная составляющая основной погрешности	0,5 Гц и более: менее ± 1 % диапазона измерений или менее ± 0,5 млн'1 Ci
Влияние неизмеряемых компонентов	По 7.5.3
Время установления показаний	Не более 10 с с момента поступления пробы в анализатор до получения показаний, составляющих 90 % окончательного показания
Линейность	Линейность показаний проверяют со смесью пропана и воздуха в каждом диапазоне при объемных долях 30, 60 и 90 % диапазона измерений с использованием либо отдельных газовых смесей, либо делителя газа. Отклонение показаний от прямой линии по методу наименьших квадратов должно быть менее ± 2 % диапазона измерений

7.5.3 Влияние неизмеряемых компонентов конкретных углеводородов Необходимо соблюдать следующие требования:

7.5.3.1 В качестве топлива для факела пламени в анализаторе используют стандартную смесь из 40 % водорода и 60 % гелия, что позволяет уменьшить погрешность измерений, обусловленную неодинаковыми концентрациями кислорода и неодинаковым ассортиментом конкретных углеводородов в отработавшем газе на разных режимах эксплуатации газотурбинной установки. Вместо гелия допускается использовать азот. В воздухе для факела пламени в анализаторе объемная доля примеси органических веществ (представленных как СЩ) должна быть

17

СТ РК ИСО 11042-1-2008 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ

Методы определения выбросов вредных веществ

Дата введения 2009-07-01

1    Область применения

Настоящий стандарт применяется в испытаниях газотурбинных установок при определении их соответствия нормам выброса вредных веществ.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 17.2.4.06-90 Охрана природы. Атмосфера. Методы определения скорости и расхода газопылевых потоков, отходящих от стационарных источников загрязнения.

ГОСТ 17356-89 (ИСО 3544-78, ИСО 5063-78) Горелки на газообразном и жидком топливах. Термины и определения.

ГОСТ 24104-2001 Весы лабораторные. Общие технические требования.

3    Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 17356, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 Выбросы вредных веществ:    Вещества,    поступающие    в

окружающую среду вместе с отработавшими (выхлопными) газами.

Выбросы вредных веществ включают следующие составляющие:

-    оксиды азота NOx: сумма N0 и NO2 в пересчете на NO2;

-    диоксид азота NO2;

-    оксид углерода СО;

-    диоксид углерода С0₂;

-    оксиды серы SOx: сумма SO2 и SO3, представляемая как SO2;

-    углеводороды СН: сумма всех несгоревших или частично сгоревших углеводородов в пересчете на метан (см. 3.8);

-    летучие органические соединения VOCs: сумма всех углеводородов за вычетом СН4 и СгНб в пересчете на метан (см. 3.8);

-    аммиак NH3;

-    дым: в соответствии с измерениями методом Бахараха (см. 7.8);

СТ РК ИСО 11042-1-2008

- твердые частицы: все твердые частицы, образовавшиеся в процессе горения.

3.2    Точность: Степень близости измеренного значения к независимо установленной действительной величине.

3.3    Градуировочные газы: Эталонная газовая смесь с высокой точностью состава, используемая для настройки, регулировки и периодической проверки средств измерений.

3.4    Концентрация: Объемная доля ср_г (V_f/V_ш) компонента i в газовой смеси.

Концентрация может быть выражена также в процентах (ф_гх 10²), млн'¹ или см³/м³ (ср, х 10⁶). При расчете массы компонента в 1 нм³ отработавшего газа концентрация, равная 1 млн'¹, соответствует: 1,2497 мг/нм³ для СО; 2,858 мг/нм³ для S0₂; 1,3387 мг/нм³ для N0; 2,05255 мг/нм³ для Ж)₂; 0,7157 мг/нм³ ДЛЯ СН4.

3.5    Влияние неизмеряемых компонентов : Относительное изменение показаний, обусловленное компонентами газовой смеси, не являющимися объектом измерений.

3.6    Линейность:    Способность    средства    измерения    обеспечивать

пропорциональность показаний входному сигналу.

3.7    Случайная составляющая основной погрешности: Изменение показаний средства измерения, не связанное с характеристиками анализируемой пробы и отличимое от дрейфа показаний (при доверительной вероятности 0,95 соответствует двум значениям среднеквадратичного отклонения).

3.8    млн'¹ Ci:    Условное    обозначение    единицы    концентрации

углеводородов в пересчете на метан. Концентрация, равная 1 млн'¹, соответствует: 1 млн-¹ Ci для метана СН4; 2 млн"¹ Ci для этана С₂Нб; 3 млн'¹ Ci для пропана С3Н8 и т.д.

3.9    Сходимость: Степень близости результатов, полученная при повторных измерениях через короткие промежутки времени без регулировки средств измерений.

3.10    Разрешение: Наименьшее обнаруживаемое изменение измеряемой величины.

3.11    Чувствительность: Изменение выходного сигнала средства измерения при изменении концентрации анализируемого компонента.

3.12    Стабильность (дрейф градуировочной характеристики): Изменение с течением времени выходного сигнала от градуировочной смеси того же состава.

3.13    Чувствительность к индивидуальным углеводородам: Разный выходной сигнал (в пересчете на метан) на ту же концентрацию углеводородов различных классов.

3.14    Нулевой воздух: Бинарная смесь кислорода и азота в том же соотношении, что и в чистом атмосферном воздухе.

СТ РК ИСО 11042-1-2008

3.15    Дрейф нуля: Отклонение во времени от нуля показаний средства измерения при анализе пробы, в которой отсутствует анализируемый компонент.

3.16    Нулевой газ: Газ, используемый для установки или регулировки нуля показаний средства измерения.

4 Условные обозначения

Обозначения величин, используемых в настоящем стандарте, и единицы измерений приведены в таблице 1, символы для компонентов выбросов — в таблице 2.

Таблица! — Обозначения и единицы измерения

Обозначение Величина Единица измерения 1 2 3 Еп Низшая теплота сгорания топлива кДж/кг Е Характеристика выбросов — ЕМ, Характеристика выбросов: масса компонента i, содержащаяся в 1 м3 отработавшего газа при 0 °С и 101,3 кПа мг/м3 ЕМ,Г Д, dry Характеристика выбросов: масса компонента i в 1 м3 «сухого» отработавшего газа при 0 °С и 101,3 кПа, приведенная к стандартизованному содержанию кислорода, 15 %* мг/м3 ЕМ и р Характеристика выбросов: массовый расход компонента i на единицу тепловой мощности газотурбинной установки г/ГДж ЕМиР Характеристика выбросов: массовый расход компонента i на единицу мощности газотурбинной установки г/кВт • ч ЕР Характеристика выбросов для твердых частиц (аналогичная ЕМг) мг/м3 ES Характеристика выбросов для дыма (число Бахараха, см.5.2) — EV Характеристика выбросов: концентрация компонента i в отработавшем газе см3/см3 EVi: 15: dry Характеристика выбросов: концентрация компонента i в «сухом» отработавшем газе, приведенная к стандартизованному содержанию кислорода, 15 %* см3/м3 т Масса кг М Молярная масса кг/кмоль Мш Суммарная молярная масса кг/кмоль п Количество вещества (число киломолей) кмоль щ Количество компонента i (число киломолей компонента i) кмоль

Окончание таблицы 1

1 2 3 fttot Суммарное количество компонентов (суммарное число киломолей) кмоль р Мощность на валу газотурбинной установки кВт qm Массовый расход кг/с qV Объемный расход M'Vc V Объем компонента i м3 vmn Молярный объем м3/кмоль Vn, dry Объем «сухого» отработавшего газа при нормальных условиях** м3 Vn, 15, dry Объем «сухого» отработавшего газа при нормальных условиях, приведенный к стандартизованному содержанию кислорода 15 %* м3 V n, wet Объем «влажного» отработавшего газа при нормальных условиях м3 Vot Полный объем компонентов м3 Xt Парциальное содержание компонента i, равное щ /пш — z Предельное число — Z Коэффициент сжимаемости газа — P Плотность Кг/м3 P pa Плотность твердой частицы Кг/м3 фС02, dry Концентрация С02 в «сухом» отработавшем газе % фС02, stoich, dry Концентрация С02 в «сухом» отработавшем газе при стехиометрическом сжигании топлива % Ф h2o Концентрация паров воды в отработавшем газе % ф i, dry Концентрация компонента i в «сухом» отработавшем газе см3/см3 ф/э wet Концентрация компонента i во «влажном» отработавшем газе, равная V /Vtо см3/см3 cT 9- Концентрация 02 в «сухом» отработавшем газе % * В настоящем стандарте концентрацию 02, равную 15 % по [1], используют в качестве стандартизованного содержания кислорода в отработавшем газе. По согласованию допускается иное значение для стандартизованного содержания 02. ** Нормальными условиями считают давление Рн = 101,3 кПа, температуру tH = о°с.

Таблица2 — Химические символы для веществ, присутствующих в отработавших газах_

Химический символ Наименование вещества Химический символ Наименование вещества 1 2 3 4 СО Оксид углерода NOx Сумма оксидов азота С02 Диоксид углерода о2 Кислород Н20 Вода S02 Диоксид серы

Окончание таблицы 1

1 2 3 4 n2 Азот S03 Триоксид серы NH3 Аммиак SOx Сумма оксидов серы NO Оксид азота СН Несгоревшие no2 Диоксид азота VOCs Летучие органические вешества

5 Условия проведения испытаний

5.1    Газотурбинная установка и топливо

В документации на газотурбинную установку по измерениям выбросов вредных веществ указывают следующую информацию:

-    предприятие-изготовитель;

-    тип;

-    мощность, массовый расход отработавшего газа и (или) расход топлива для условий, при которых измеряют выбросы вредных веществ;

- внешние условия, т.е.    давление, температуру и влажность окружающего воздуха;

-    характеристики топлива;

-    задействованное оборудование, являющееся частью газотурбинной установки и влияющее на выбросы вредных веществ, например каталитические преобразователи (нейтрализаторы), впрыск воды или пара, охладители испарительного типа, конденсаторы (с указанием соответствующих параметров).

Примечание — Поскольку на выбросы вредных веществ влияют характеристики топлива (например содержащийся в топливе азот), для последних указывают химический и фракционный состав, температуру разгонки, физические свойства (плотность, вязкость), высоту некоптящего пламени и т.д.

5.2    Измеряемые величины

При определении выбросов вредных веществ измерению подлежат:

-    для газовых компонентов: величины ср_г- _wet или ср_г, dry,

-    для дыма: значения ES или иная характеристика дымности по согласованию;

-    для твердых частиц (если такие измерения требуются): значение ЕР во «влажном» отработавшем газе.

5.3    Стандартные условия

В качестве стандартных условий измерений выбросов вредных веществ принимают (см. [2]):

-    давление    101,3 кПа;

-    температуру    15 °С;

-    относительную влажность    60 %.

Примечание — Для химических расчетов в качестве стандартной принимают температуру 0 °С.

5

СТ РК ИСО 11042-1-2008

6 Измерения

6.1    Определение составляющих выбросов вредных веществ

Составляющие выбросов вредных веществ определяют или рассчитывают указанными ниже методами:

-    сумму NOx в пересчете на NO2 измеряют по 7.2;

-    СО и С0₂ измеряют по 7.3;

-    S0₂ измеряют по 7.4;

-    SO3 - рекомендуемый метод не установлен;

-    сумму SOx в пересчете на S0₂ рассчитывают, исходя из содержания серы в топливе;

-    Н₂0 измеряют или рассчитывают (по уравнению горения с учетом влажности воздуха);

-    СН измеряют по 7.5;

-    VOCs измеряют по 7.5;

-    NH₃ измеряют по 7.6;

-    0₂ измеряют по 7.7, допускается по согласованию расчетный метод;

-    дым измеряют по 7.8;

-    твердые частицы измеряют по 7.9; твердые частицы, поступающие с воздухом на вход в газотурбинную установку, должны быть исключены из измеренной концентрации частиц в отработавшем газе, если их доля в этой концентрации значительна.

Примечание — Необходимость раздельного определения N0 и NO2 определяют по согласованию между заинтересованными сторонами. Сведения о составляющих выбросов вредных веществ приведены в приложении Б.

6.2    Организация измерений

6.2.1 Общие положения

Система измерений включает три основных элемента:

-    зонд для отбора пробы;

-    систему транспортировки и кондиционирования пробы;

-    аналитические приборы и систему обработки данных.

Измерения проводят при непрерывном отборе представительной пробы отработавшего газа. По согласованию между заинтересованными сторонами допускается дискретный (не непрерывный) отбор проб.

В газотурбинной установке место отбора пробы определяют:

-    моделированием течения, т.е. имитацией линий тока газа с учетом препятствий, расхода газа, режима течения (турбулентного или ламинарного) и т.п.;

-    определением поля скорости в выходном канале с выбором в этом поле представительных точек для отбора пробы газа;