doŚwiadczenia pentolu w zakresie … monitoringu codel_fuji...metoda „in situ” przy wszystkich...
TRANSCRIPT
Styczeń 2014
DOŚWIADCZENIA PENTOLU W ZAKRESIE REALIZACJI
SYSTEMÓW CIĄGŁEGO MONITORINGU EMISJI SPALIN
METODAMI „IN SITU” ORAZ EKSTRAKCYJNĄ
Z KOTŁÓW, TURBIN GAZOWYCH, CEMENTOWNI I INNYCH OBIEKTÓW
1. Wprowadzenie
1.1. 20 lat monitoringu emisji Pentolu w Polsce
Pojęcie „ciągłe pomiary emisji” (potocznie „monitoring emisji”) pojawiło się w świadomości operatorów
obiektów i instalacji emitujących zanieczyszczenia do atmosfery w Polsce ponad 20 lat temu. Początkowo
systemy te były tworzone spontanicznie, bez powszechnie obowiązującego wymogu ustawowego.
Obowiązujące obecnie Rozporządzenie Ministra Środowiska z 4 listopada 2008 w sprawie wymagań w
zakresie prowadzenia pomiarów wielkości emisji oraz pomiarów ilości pobieranej wody wprowadziło do
obowiązkowego stosowania normę PN-EN 14181 „Emisja ze źródeł stacjonarnych - Zapewnienie jakości
automatycznych systemów pomiarowych”. Wymagania wobec systemów monitoringu emisji, a zwłaszcza
procedur zapewnienia jakości zostały w ten sposób znacząco zaostrzone i zunifikowane z wymaganiami
Unii Europejskiej.
Systemy monitoringu emisji z lat dziewięćdziesiątych ubiegłego wieku powstawały często na bazie
istniejących pomiarów procesowych. W ten właśnie sposób trafiły do Polski pierwsze analizatory
brytyjskiej firmy Codel International – w latach 1991-1995 zainstalowano na czterech obiektach w
Polsce łącznie 13 instalacji kondycjonowania spalin zaprojektowanych i wyprodukowanych przez Pentol.
Na każdej instalacji zabudowano pyłomierze i analizatory SO2. W EC Kraków-Łęg, gdzie istniały instalacje
kondycjonowania spalin na czterech blokach ciepłowniczych, w roku 1993 uzupełniono wyżej
wymienione analizatory procesowe o mierniki Codela: CO, NOx i przepływomierze wraz z systemem
transmisji danych i komputerem emisyjnym z oprogramowaniem do prezentacji danych, generacji
raportów oraz – co 20 lat temu było ewenementem - zdalnej diagnostyki sprawowanej z siedziby
serwisanta czy producenta, tworząc w ten sposób jeden z pierwszych w Polsce kompletnych systemów
monitoringu emisji.
W ciągu ostatnich lat Pentol wdrożył systemy monitoringu emisji zbudowane na bazie gazowych
analizatorów ekstrakcyjnych, dzięki czemu jesteśmy w stanie zaoferować system monitoringu emisji
praktycznie dla każdego obiektu i optymalnie dobrać rodzaj przyrządów do specyfiki obiektu, wymagań
legislacyjnych oraz preferencji użytkowników. W samym 2013 roku dostarczyliśmy 9 ekstrakcyjnych
systemów monitoringu emisji dla obiektów spalających węgiel, biomasę i gaz ziemny.
2
1.2. Przegląd rozwiązań specyficznych dla systemów oferowanych przez Pentol
1.2.1. Pomiary gazowe „In situ” kontra ekstrakcyjne
Codel jest jednym z pionierów metody „In situ”, uzasadniając swoją preferencję praktyczną
bezobsługowością analizatorów (dzięki rezygnacji z systemu transportu i przygotowania próbki)
i związanymi z tym stosunkowo niskimi kosztami eksploatacji. Pomocniczymi zaletami jest możliwość
rzeczywistego pomiaru zawartości pary wodnej w spalinach oraz brak zagrożenia zafałszowaniem
wskazań w przypadku, gdy część mierzonych gazów może zostać rozpuszczona w eliminowanym z próbki
kondensacie. Codel w odróżnieniu do większości producentów gazowych analizatorów „in situ” opanował
pomiar stężeń wszystkich gazów metodą absorpcji w podczerwieni (NDIR). Alternatywą jest stosowanie
dwóch analizatorów – jednego mierzącego niektóre gazy w podczerwieni, a pozostałe w ultrafiolecie.
Pierwsze analizatory Codela miały otwartą ścieżkę pomiarową, co skutkowało dwiema genialnymi
zaletami: uśrednianiem wzdłuż całej ścieżki pomiarowej oraz całkowitą odpornością na wszystkie
agresywne składniki spalin, ale uniemożliwiały wiarygodną kalibrację podczas pracy źródła emisji.
Obecnie stosowane rozwiązanie (sonda pomiarowa z filtrami dyfuzyjnymi w strudze spalin) daje
możliwość kalibracji w każdym stanie obiektu, wymaga za to doprowadzenia powietrza AKPiA
stosowanego do osłony optyki i kalibracji. Ponieważ strefa pomiarowa w sondzie ma długość do 1m,
można mówić o efekcie uśredniania w poprzek strugi spalin, pamiętając, że w metodzie ekstrakcyjnej
praktycznie punktowy pobór próbki nie zapewnia żadnego uśredniania.
Analizatory „In situ” znajdują przede wszystkim zastosowanie w pomiarach spalin za wszelkimi typami
kotłów energetycznych (z wyjątkiem wyposażonych w mokre instalacje odsiarczania), za piecami
obrotowymi i innymi obiektami w cementowniach (również spalających „paliwa alternatywne” czyli po
prostu odpady) oraz za różnymi instalacjami przemysłowymi (np. za spiekalniami rud w hutach).
Metoda „In situ” przy wszystkich swoich zaletach ma również ograniczenia: nie nadaje się do pomiarów w
strudze spalin o temperaturze powyżej ok. 400 C oraz o temperaturze poniżej wodnego punktu rosy
(powstające w takich warunkach lepkie, często agresywne chemicznie substancje mogą zakleić filtry w
sondzie). Ponadto metoda ekstrakcyjna okazuje się dokładniejsza przy pomiarze bardzo niskich stężeń
substancji gazowych.
W przytoczonych powyżej przypadkach stosuje się metodę ekstrakcyjną. Większość analizatorów
ekstrakcyjnych kondycjonuje próbkę osuszając ją, najczęściej metodą wychłodzenia do temperatury
nieznacznie ponad 0 C Pentol oferuje takie systemy oparte o komponenty wiodących producentów -
analizatory japońskiej firmy Fuji Electric oraz drogę gazową austriackiej firmy JCT.
Codel produkuje również analizator ekstrakcyjny, ale jest to przyrząd z tzw. gorącą próbką – jest ona
jedynie odfiltrowana, a na całej długości transportu oraz w samej strefie pomiarowej utrzymywana jest
temperatura ok. 150 C, co powoduje zachowanie wszystkich składników gazowych (w tym pary wodnej) w
stanie identycznym jak w strudze spalin. Tylko analizator z gorącą próbką może mierzyć silnie
rozpuszczalne w wodzie gazy jak HCl. Rozwiązanie to jest w praktyce stosowane najczęściej do analizy
spalin z turbin gazowych. Specyfiką tego typu obiektów są niskie stężenia mierzonych gazów (np. NOx
rzędu 20ppm), konieczność niezależnego pomiaru NO i NO2 oraz (w przypadku turbin nie wyposażonych
w kotły odzysknicowe) wysoka temperatura spalin (rzędu 550 C).
1.2.2. Metoda absorpcyjna pomiaru pyłu kontra metoda rozproszeniowa
Większość pyłomierzy optycznych stosowanych w monitoringu emisji działa na zasadzie pomiaru
pochłaniania (ekstynkcji) światła widzialnego. Alternatywnymi rozwiązaniami są analizatory oparte na
pomiarze rozproszenia światła: „do tyłu” (back-scatter) lub „do przodu” (front-scatter).
Zaletą metody ekstynkcyjnej jest pomiar na całej szerokości (średnicy) kanału spalin lub komina, a więc
odpowiedni dobór osi pomiaru może pozwolić na wiarygodne uśrednienie pomiaru nawet dla
rozwarstwionej strugi pyłu, natomiast ograniczeniem tej metody jest pomiar bardzo niskich stężeń
3
zwłaszcza na krótkiej ścieżce pomiarowej. Metody rozproszeniowe pozwalają mierzyć bardzo niskie
stężenia, ale strefa pomiarowa jest zazwyczaj ograniczona do kilkudziesięciu cm w głąb kanału czy
komina. Codel oferuje pomiar pyłu jedynie w technice ekstynkcyjnej, umożliwiając jednakże pomiar
typowych stężeń pyłu za filtrami workowymi (rzędu kilku-kilkunastu mg/m3).
Przyjęta technika pomiarowa w połączeniu z cyfrową transmisją danych pomiarowych umożliwia
wiarygodny pomiar w bardzo szerokim zakresie stężeń (typowo od kilku mg/m3 do kilku g/m3) bez
konieczności jakichkolwiek zmian ustawień w przyrządzie.
1.2.3 Pyłomierze jednoprzebiegowe kontra dwuprzebiegowe
Większość pyłomierzy ekstrakcyjnych składa się z głowicy nadawczo-odbiorczej i zlokalizowanego po
przeciwnej stronie ścieżki optycznej lustra. Rozwiązanie to ma szereg zalet, np. dzięki podwójnej ścieżce
optycznej może rozszerzyć zakres pomiarów w kierunku małych wartości stężeń, jest jednak obarczona
wadą, jaką jest brak możliwości rzeczywistej kompensacji zanieczyszczeń lustra. Codel zastosował w
modelu D-CEM2100 rozwiązanie alternatywne: dwie głowice nadawczo-odbiorcze zamieniające się
funkcjami kilkadziesiąt razy na sekundę. To rozwiązanie (opisane w rozdziale 3.2) pozwala na rzeczywistą
kompensację zanieczyszczeń optyki z obu stron, a poza tym pozwala na wykrycie niewłaściwego
osiowania.
1.2.4 Przepływomierze korelacyjne z detektorami podczerwieni kontra ultradźwiękowe
Miarodajny pomiar prędkości (przepływu) spalin w warunkach zanieczyszczonych spalin jest najczęściej
realizowany metodami nieinwazyjnymi. Powszechnie stosowana jest metoda ultradźwiękowa, polegająca
na zastosowaniu dwóch głowic nadawczo-odbiorczych umieszczonych po przeciwnych stronach kanału
spalin lub komina, a oś głowic pochylona jest pod kątem najczęściej 45°. Metoda ultradźwiękowa
sprawdza się przede wszystkim dla laminarnej strugi spalin, co stawia wysokie wymagania co do
lokalizacji analizatora. Ponadto, montaż przyrządu ultradźwiękowego na kominie jest utrudniony (wymaga
dodatkowego podestu).
Codel stosuje unikalną metodę korelacji sygnałów z głowic odbierających naturalne promieniowanie
podczerwone emitowane przez przepływające spaliny. Opis tego ciekawego przyrządu zawarto w rozdziale
3.3. Miernik wiarygodnie pracuje również w umiarkowanie turbulentnej strudze spalin, a zawartość pyłu
czy pary wodnej poprawia jakość wskazań.
Przepływomierz optyczny wymaga (dokładnie tak jak wszystkie inne przepływomierze) minimalnego
prostego odcinka, a ograniczeniem zastosowania są: bardzo niska temperatura
i prędkość spalin. Miernik Codela V-CEM5100 uzyskał certyfikat TÜV dla zakresu prędkości
3-50m/s.
1.2.5 Transmisja cyfrowa danych kontra analogowa
Gdy 20 lat temu Codel wdrożył koncepcję generowania danych pomiarowych w postaci cyfrowej oraz
szeregowej transmisji danych z analizatorów do jednostki centralnej i komputera był niewątpliwie
pionierem w tej dziedzinie. Również w przypadku stosowania aparatury innych niż Codel producentów
Pentol preferuje cyfrową transmisję danych w maksymalnym technicznie możliwym zakresie. Wieloletnie
doświadczenie potwierdza niewątpliwie zalety takiego rozwiązania. Najważniejsze z nich to: oszczędność
na okablowaniu (praktycznie dowolna ilość pomiarów nawet z wielu przekrojów pomiarowych
transmitowana jest wspólnym czterożyłowym kablem), brak konieczności przestawiania zakresu nawet
przy dużych zmianach wartości mierzonych, możliwość buforowania danych w analizatorach w przypadku
przerw w transmisji, wreszcie – dwukierunkowa transmisja danych pozwala na zdalny dostęp do
diagnostyki i konfiguracji wszystkich podstawowych elementów systemu nie tylko z poziomu komputera
emisyjnego, ale poprzez Internet, modem GSM lub sieć telefoniczną z siedziby serwisu lub producenta.
Takie rozwiązanie w sposób znaczący podnosi niezawodność systemu, pozwala również na jego
eksploatację na obiektach nie zatrudniających kwalifikowanych automatyków.
4
2. Koncepcja systemu
Każdy system oferowany przez Pentol, niezależnie od typu zastosowanych analizatorów charakteryzuje
się wspólnymi cechami:
Transmisja cyfrowa miedzy analizatorami (koncentratorem) a komputerem emisyjnym,
dwukierunkowa łączność zarówno z analizatorów do komputera (odczyt wartości mierzonych,
diagnostyki, parametrów pracy przyrządów) jak i z komputera do analizatorów (kalibracja
analizatorów, konfiguracja elementów systemu),
Możliwość podłączenia wielu grup analizatorów do wspólnej magistrali danych.
Więcej szczegółów na temat transmisji danych w rozdziale 4.
2.1 System z analizatorami „in situ” produkcji Codel International
Przykładowy schemat systemu dla jednego przekroju pomiarowego pokazano na rys. 1. Wszystkie
analizatory zainstalowane są bezpośrednio w przekroju pomiarowym (na kanale spalin lub kominie.
Związany z analizatorem gazowym G-CEM4000 sterownik centralny pełni rolę koncentratora, który
poprzez szeregowa magistralę danych połączony jest z komputerem emisyjnym.
Rysunek 1. Przykładowa konfiguracja systemu ciągłego monitoringu emisji dla jednej grupy analizatorów
2.2 System z gazowymi analizatorami ekstrakcyjnymi Fuji Electric
W przekroju pomiarowym (rys. 2) zostaną zabudowane:
Sonda do poboru próbki dla gazowego pomiaru ekstrakcyjnego z podgrzewanym filtrem i (w razie
takiej konieczności) podgrzewaną rurą poboru próbki;
Pyłomierz „in situ” lub w razie potrzeby ekstrakcyjny;
Przepływomierz spalin;
Termometr i manometr do celów normalizacyjnych.
5
Rys. 2. Przykładowa konfiguracja systemu ciągłego monitoringu emisji z analizatorem ekstrakcyjnym
Sonda będzie połączona grzanym wężem z kontenerem ustawionym w pobliżu przekroju pomiarowego. W
kontenerze będą zlokalizowane:
Układ kondycjonowania próbki produkcji JCT
Analizator gazowy ekstrakcyjny Fuji Electric typ ZRE
Elementy niezbędne do kalibracji analizatorów
Moduły wejść/wyjść analogowo-cyfrowych z komunikacją RS485 do wymiany danych z panelem
operatorskim (koncentratorem danych) HMI
Panel operatorski HMI pełniący funkcje nadzoru nad elementami wchodzącymi
w skład układu pomiarowego, koncentratora danych oraz komunikacji
z komputerem emisyjnym
6
3. Opis analizatorów Systemu Ciągłego Monitoringu Emisji
3.1. Analizator gazowy „in situ” Codel G-CEM4000/G-CEM40
Model G-CEM4000 może mierzyć stężenie do siedmiu gazów spośród CO, NO, NO2, SO2, HCl, CH4
i H2O. Jest to miernik optyczny „in situ”, zachowujący wszystkie zalety tej technologii.
Wychodzący z oficjalnego użycia, chociaż wciąż powszechnie stosowany termin NOx oznacza wszystkie
tlenki azotu tzn. NO, NO2, N2O, N2O3, N2O5. Dyrektywa IED wprowadza w zamian pojęcie „NO+NO2”,
ponieważ stężenia pozostałych tlenków są pomijalnie małe. Analizy dla spalin kotłowych wykazały, że z
całości emisji wszystkich tlenków azotu NO stanowi 95%, a 5% NO2, dlatego też w wersji podstawowej
przewidziano pomiar NO bez pomiaru NO2. W przypadku gdy niezbędne będzie uwzględnienie
rzeczywistego udziału NO2 zostanie gaz ten będzie bezpośrednio mierzony przez analizator. Zgodnie z
obowiązującymi w Polsce i Unii Europejskiej przepisami stężenie NOx ma zostać przeliczony na NO2.
Pomiar dokonywany jest wewnątrz sondy zamontowanej wewnątrz kanału spalin lub komina – miernik
(rys. 3) ma jedną głowicę (pokazaną na rysunku 4) pełniącą rolę nadajnika i odbiornika promieniowania
podczerwonego. Element pomiarowy – sonda prześwietlana promieniowaniem podczerwonym ma
długość zależnie od wersji 0,6 lub 1m.
.
Rysunek 3. Schemat analizatora wielogazowego Codel typ G-CEM4000
Wzdłuż części pomiarowej sondy zabudowane są filtry dyfuzyjne, zapewniające swobodny przepływ gazów
i nie przepuszczające do wewnątrz sondy pyłów ani kropel cieczy. Na końcu sondy znajduje się lustro
pokryte rodem (metal szlachetny z grupy kobaltowców, bardzo odporny na działanie czynników
chemicznych), co zapewnia trwale wysoki współczynnik odbicia również dla promieniowania
podczerwonego. Łączna długość sondy (część pomiarowa i część nośna) wynosi w zależności od wersji od
1,0 do 1,8m.
Zasada pomiaru oparta jest na niedyspersyjnym pochłanianiu promieniowania podczerwonego (NDIR).
Wykorzystuje się zjawisko pochłaniania promieniowania podczerwonego przez gazy heteroatomowe (jak
np. CO lub NO) – dla każdego gazu da się określić indywidualne częstotliwości promieniowania
podczerwonego silnie pochłaniane przez dany gaz.
Analizator zawiera zintegrowane mierniki temperatury i ciśnienia bezwzględnego, co upraszcza
połączenia między elementami systemu. Zachowanie stabilnej temperatury wewnątrz głowicy jest
krytyczne dla dokładności i powtarzalności wskazań analizatora. Aby sprostać temu wymaganiu
7
w najtrudniejszych i szybko zmieniających się warunkach atmosferycznych (np. na kominach), Codel
opracował aktywną osłonę pogodową z elementem Peltiera.
Rysunek 4. Głowica analizatora G-CEM4000 zabudowana na kominie
Sterownik lokalny (SCU) wspólny dla grupy pomiarowej pełni funkcję zasilacza, koncentratora danych
pomiarowych oraz realizuje funkcję normalizacji. Parametrami normalizującymi są: temperatura,
ciśnienie, wilgotność i zawartość O2. Pierwsze trzy parametry mierzone są w mierniku wielogazowym, O2
za pomocą tlenomierza zewnętrznego. Wartości stężeń mogą być alternatywnie przedstawione w postaci
mg/m3 lub mg/Nm3, w przeliczeniu na stałą zawartość O2 i/lub na spaliny suche. Zastosowany procesor
umożliwia swobodny wybór czasu uśredniania w zakresie od 10s do 30 dni.
Zastosowanie sondy pomiarowej zamontowanej wewnątrz kanału spalin umożliwia dokonanie kalibracji
zera i zakresu. Wykorzystywany do tego celu jest dołączony do analizatora moduł kalibracji. Zero kalibruje
się poprzez podanie do wnętrza sondy gazu zerowego (powietrze AKPiA lub azot), który usuwa spaliny ze
strefy pomiarowej i umożliwia stworzenie rzeczywistych warunków zerowych. Po przedmuchaniu wnętrza
sondy oraz uzyskaniu stabilnych wskazań rozpoczyna się cykl kalibracyjny. Kalibracja zera może być
dokonywana automatycznie
w zadanych odstępach czasu bądź inicjowana ręcznie z poziomu analizatora lub komputera. Producent
zaleca automatyczną kalibrację zera raz na dobę. Ponieważ krzywa pochłaniania promieniowania
podczerwonego jest jednoznacznie określona prawami fizyki, ewentualny błąd wskazań analizatora może
być skutkiem jedynie pełzania zera. Regularna kalibracja zera gwarantuje, więc długotrwałą poprawność
wskazań.
Kalibracja zakresu dokonywana jest, podobnie jak kalibracja zera, w warunkach rzeczywistych. Dla
uzyskania maksymalnej miarodajności kalibracji punktu pracy, gaz wzorcowy będący mieszaniną gazów
wzorcowych o uzgodnionych stężeniach z nośnikiem w postaci azotu jest podawany do tej samej
przestrzeni, w której odbywa się pomiar, tzn. do wnętrza sondy pomiarowej. Kalibracja zakresu
wykonywana jest po każdym przeglądzie serwisowym i w dowolnej chwili według potrzeb użytkownika.
W ostatnich latach Codel wdrożył model analizatora wielogazowego G-CEM40, który zachowuje zasadę
działania, podstawy konstrukcji i parametry jakościowe poprzedniego modelu jest jego alternatywą,
szczególnie przydatną do zastosowań procesowych. Miernik może mierzyć do pięciu gazów (zamiast
siedmiu) z tej samej palety co G-CEM4000. Istnieje również uproszczona, jednogazowa wersja
8
analizatora przeznaczona do pomiaru CO. Sonda z filtrami dyfuzyjnymi doskonale sprawdza się w
warunkach wysokiego zapylenia rzędu kilkudziesięciu g/m3, dzięki czemu analizatory znajdują
zastosowanie w systemach zabezpieczeń odpylacza przed niekontrolowanym wzrostem stężenia tlenku
węgla.
3.2. Ekstrakcyjny analizator gazowy Fuji Electric typ ZRE
3.2.1 Uwagi ogólne
Analizator model ZRE, wyprodukowany przez firmę Fuji Electric jest urządzeniem wielokanałowym (do 5
ścieżek pomiarowych, jeżeli jednym z mierzonych gazów jest tlen lub do 4 ścieżek pomiarowych bez
pomiaru tlenu). Dla typowych zastosowań przewidziano analizator z torami pomiarowymi SO2, NOx, CO i
O2. (piątym mierzonym gazem może być np. CO2). Analizator został zaprojektowany, jako podstawowy
przyrząd do pomiarów ciągłych dla potrzeb systemów monitoringu emisji dla obiektów energetycznego
spalania paliw i posiada certyfikat QAL-1 zgodnie z wymaganiami normy PN-EN14181.
W wersji podstawowej przewidziano pomiar NO bez pomiaru NO2. W przypadku, gdy niezbędne będzie
uwzględnienie rzeczywistego udziału NO2 zostanie zastosowany konwerter NO2 do NO produkcji Fuji
zapewniający, że pomiar NO będzie miarodajny dla łącznego stężenia NO+NO2. Zgodnie z obowiązującymi
w Polsce i Unii Europejskiej przepisami stężenie NOx ma zostać przeliczony na NO2.
3.2.2 Zasada działania i budowa Widok panelu czołowego analizatora, montowanego w obudowie typu Rack o podziałce 19” przedstawia
rys. 5. Analizator posiada duży wyświetlacz umożliwiający jednoczesne odczytanie wszystkich mierzonych
wartości stężeń oraz klawiaturę pozwalającą na konfigurację wszystkich funkcji miernika.
Przyrząd łączy dwie techniki pomiarowe, optymalne dla poszczególnych mierzonych gazów.
Rys. 5 Widok panelu czołowego analizatora
3.2.3 Absorpcja promieniowania podczerwonego
Przyrząd może wykorzystywać jednocześnie do 4 kanałów pomiarowych wykorzystujących absorpcję
promieniowania elektromagnetycznego w podczerwieni (NDIR).
Każdy z kanałów mierzących w podczerwieni (rys. 6) składa się ze źródła promieniowania zabudowanego
w wirującym cylindrze ze szczeliną, zapewniającym modulację wiązki promieniowania. Zabudowany po
przeciwnej stronie w stosunku do źródła podwójny detektor generuje sygnał pomiarowy. Sygnały ten, po
wzmocnieniu jest przetwarzany do postaci cyfrowej i wprowadzany do procesora, który na podstawie
odpowiednich algorytmów oblicza sygnał stężenia danego gazu.
9
Rys. 6 Budowa kanału pomiarowego pracującego w podczerwieni (NDIR)
W opisany powyżej sposób mierzone są stężenia wszystkich mierzonych gazów oprócz tlenu. Poniżej w
rozdziałach 3.2.4 – 3.2.6 opisano trzy opcjonalne rozwiązania pomiaru O2: elektrochemiczne, cyrkonowe
i paramagnetyczne. Wszystkie trzy metody są dopuszczone przez prawo i wybór zależy od parametrów
spalin oraz preferencji inwestora.
Dane techniczne analizatora Fuji ZRE
Zakresy (technika pomiaru) zakres min zakres max
SO2 (podczerwień) 0-200 ppm 0-2000 ppm
NO (podczerwień) 0-200 ppm 0-2000 ppm
CO (podczerwień) 0-200 ppm 0-2000 ppm
O2 0-10 % obj. 0-25 % obj.
Dla każdego z torów pomiarowych można dobrać 2 zakresy pomiarowe. Powyższy dobór jest przykładowy
i jest każdorazowo dostosowywany do rzeczywistego zakresu poszczególnych stężeń. Zakresy mogą być
przełączane automatycznie.
Charakterystyka czujników
Liniowość* 1%
Pływanie zera* 2%/tydzień
Pływanie zakresu* 2%/tydzień
Powtarzalność* 0,5%
Czas odpowiedzi t90** 60s (po przełączeniu źródła próbki)
Przepływ próbki 0,50,2dm3/min.
Wyjścia analogowe 420mA, 550 max.
0-1V 100KΩ min.
dwustanowe – do sygnalizacji wysokiego stężenia gazu lub
uszkodzenia analizatora
10
cyfrowe – w protokole Modbus przez port szeregowy
RS485
Temperatura otoczenia -545oC
Wilgotność względna otoczenia 090%
Obudowa do montażu w szafie lub na stojaku typu ‘rack’ 19” lub do
zabudowy w panelu, rozmiar 133 x 483 x 418mm
Masa około 8kg (sam analizator)
Zasilanie 85-264V 50-60Hz, 100W
*)
**)
W odniesieniu do wybranego zakresu pomiarowego
Bez uwzględnienia toru poboru próbki
3.2.4 Czujnik elektrochemiczny (moduł analizatora Fuji ZRE)
Służy do pomiaru stężenia tlenu. Zastosowany detektor (rys. 7) ma małe wymiary oraz charakteryzuje się
krótkim czasem odpowiedzi i szerokim zakresem dynamicznym.
Zastosowany czujnik tlenu jest to odmiana ogniwa elektrochemicznego, które generuje prąd
proporcjonalny do ciśnienia parcjalnego tlenu znajdującego się w próbce gazu otaczającego membranę.
Molekuły tlenu, przenikając do ogniwa przez nieporowatą membranę teflonową, zachodzą w reakcję
chemiczną na katodzie wywołując przepływ prądu na pomiędzy elektrodami. Napięcie pomiędzy
elektrodami powstałe na skutek przepływu prądu jest proporcjonalne ciśnienia parcjalnego tlenu w
próbce a zatem przy stałym ciśnieniu próbki gazu, jest proporcjonalne do stężenia tlenu w próbce. Ta
wersja czujnika na bazie elektrolitu kwasowego jest praktycznie nieczuła na interferencje skrośne,
szczególnie z CO2, CO, CH4 i H2. Czujnik ma wbudowany termistor do kompensacji temperaturowej
sygnału wyjściowego.
Rys. 7 Budowa czujnika elektrochemicznego tlenu
3.2.5 Tlenomierz cyrkonowy Fuji Electric ZFK7
Cyrkonowy analizator tlenu pracuje w oparciu o metodę ekstrakcyjną. Zasada pomiaru oparta jest na
wykorzystaniu ogniwa cyrkonowego umieszczonego bezpośrednio w próbce mierzonego gazu. Ogniwo to
jest podgrzewane do stałej temperatury 800C. Siła elektromotoryczna na jego elektrodach zależy od
stężenia tlenu mającego kontakt z nimi i jest opisana wzorem Nernsta:
11
E = - RT
nF ln
PX
PA
gdzie: R: stała gazowa
T: temperatura absolutna
F: stała Faradaya
PX: stężenie tlenu w gazie referencyjnym pozostającym w kontakcie z ujemną elektrodą
PA: stężenie tlenu w gazie mierzonym pozostającym w kontakcie z dodatnią elektrodą
Gazem referencyjnym jest powietrze z otoczenia. Wraz ze zmianą stężenia O2
w mierzonym gazie zmienia się siła elektromotoryczna ogniwa.
Budowę analizatora przedstawia rysunek 8. Na obudowie znajduje się wyświetlacz do odczytywania
danych z analizatora. Tlenomierz jest zintegrowany z analizatorem wielogazowym Fuji ZRE.
Rys. 8 Budowa tlenomierza cyrkonowego Fuji ZFK7
3.2.6 Czujnik paramagnetyczny tlenu (moduł analizatora Fuji ZRE)
Czujnik paramagnetyczny zintegrowany z analizatorem Fuji ZRE mierzy stężenie tlenu
w próbce spalin na zasadzie konwersji zawartości O2 na wartość ciśnienia zależną od własności
magnetycznych tlenu.
Wszystkie gazy charakteryzują się dodatnią lub ujemną podatnością magnetyczną. Spośród nich
cząsteczki tlenu (jak również NO i NO2) mają bardzo wysoką podatność magnetyczną i są silnie
przyciągane przez pole magnetyczne, podczas gdy pozostałe składniki spalin wykazują własności
diamagnetyczne. Wpływ NO i NO2 jest pomijany ze względu na znikome stężenie tych gazów w
porównaniu z tlenem.
12
Możliwy jest więc pomiar stężenia tlenu w spalinach wykorzystując jego podatność magnetyczną. Rys. 9
ilustruje budowę kanału pomiarowego tlenu.
W niejednorodnym polu magnetycznym cząsteczki tlenu są przyciągane w kierunku obszaru o wyższej
gęstości pola magnetycznego co powoduje miejscowy wzrost ciśnienia. Wartość ciśnienia jest
przetwarzana na sygnał elektryczny przez detektor mikroprzepływu i następnie wzmacniany.
Rys. 9 Budowa celi paramagnetycznej
3.3 Układ przygotowania próbki
Na rys. 10 przedstawiono schemat przepływu próbki od sondy do analizatora.
Rys. 10 Schemat przepływu próbki do analizatora FUJI ZRE
Układ składa się z następujących komponentów:
Sonda poboru próbki ER-S10
Wąż poboru próbki JCT JH3F
Chłodnica kompresorowa z podwójnym wymiennikiem, typ Compact MIDI
13
Pompa membranowa zasysająca próbkę typ 303
Pompka kondensatu
Filtr typ JF-1TE2
Czujnik wilgoci typ KW-1
Filtr aerozolu typ 20.5
Zawory elektromagnetyczne do kalibracji
3.4 Pyłomierze
Pentol ma w swojej ofercie 4 modele pyłomierzy (miernik Codela może być stosowany zarówno w
systemach („in situ” jak i ekstrakcyjnych, pozostałe oferowane są z systemami ekstrakcyjnymi):
Codel D-CEM2100 – „in situ” optyczny prześwietleniowy;
Land 4500MkIII – „in situ” optyczny prześwietleniowy;
Durag D-R800 – „in situ” optyczny rozproszeniowy (stosowany na kominach lub kanałach spalin o
bardzo małych gabarytach oraz w przypadku bardzo niskich stężeń pyłu);
Dr. Foedisch PFM 06 ED – ekstrakcyjny optyczny rozproszeniowy (stosowany
w przypadku istnienia wolnych kropel wody w spalinach, np. za absorberem mokrego
odsiarczania).
Pyłomierz Codela otrzyma certyfikat w I połowie 2014r., natomiast pozostałe 3 mierniki posiadają już
certyfikaty QAL 1. W dalszej części rozdziału opisano poszczególne modele.
3.4.1 Pyłomierz optyczny Codel D-CEM 2100
Przyrząd dostępny jest w dwóch wersjach: dostosowanej do współpracy z analizatorem gazowym Codel
oraz samodzielnej. Różnice obejmują sposób zasilania oraz wyprowadzenia sygnału pomiarowego. Opis
poniżej odnosi się do wersji samodzielnej.
Pomiar stężenia pyłu dokonywany metodą optyczną opiera się na określeniu stopnia pochłaniania
(ekstynkcji) wiązki promieniowania w poprzek drogi gazu.
Mierniki optyczne podają zazwyczaj, oprócz ekstynkcji, wartość względnego stopnia zaczernienia
("opacity"), przy czym:
zaczernienie + przejrzystość = 1
Z kolei wzajemną zależność ekstynkcji i zaczernienia określa wzór Beer-Lamberta:
zaczernienie = 1 - e -ekstynkcja
Warunkiem miarodajności metody optycznej dla określenia emisji cząstek stałych są rozmiary cząsteczek
pyłu - zakłada się, że nie powinny być mniejsze od długości fali promieniowania używanego do
prześwietlania kanału spalin, tj. ok. 0,6µm.
Pochłanianie strumienia światła przez cząsteczki stałe zależy zarówno od rozmiarów cząsteczek jak i od
długości fali świetlnej. Zwłaszcza zdolność rozpraszania maleje, gdy rozmiar cząsteczek jest mniejszy od
długości fali światła użytego do pomiaru. Z tego powodu promieniowanie podczerwone jest mniej
skuteczne od światła widzialnego do wykrywania cząstek o rozmiarach submikronowych. Światło
widzialne nie jest absorbowane przez inne składniki spalin, jak dwutlenek węgla bądź para wodna,
zapewnia wreszcie porównywalność wyników z metodą Ringelmana.
Stężenie pyłu w gazie C jest wprost proporcjonalne do mierzonej przez przyrząd ekstynkcji E i wyraża się
wzorem:
14
E • k
C = -----------
l
gdzie l jest długością ścieżki pomiarowej (wewnętrzny wymiar kanału lub komina
w miejscu zainstalowania przyrządu), natomiast k jest współczynnikiem proporcjonalności, który należy
określić empirycznie przez porównanie wskazań ekstynkcji mierzonej przez przyrząd optyczny z wynikiem
pomiaru izokinetycznego. W przypadku braku wyników pomiaru porównawczego można przyjąć, jako
wartość tymczasową, do chwili przeprowadzenia wzorcowania przybliżoną wartość współczynnika
k=2500.
Wzorcowanie pyłomierza należy przeprowadzić metodą pomiarów grawimetrycznych. Na ich podstawie do
pamięci przyrządu zostanie wstawiony wyliczony współczynnik.
Opisany poniżej przyrząd wykorzystuje zjawisko liniowej zależności ekstynkcji tzn. stopnia pochłaniania
promieniowania widzialnego od stężenia pyłu.
Budowa analizatora
Miernik umożliwia kontrolę wskazań odpowiadających zerowemu zapyleniu bez przerywania procesu
technologicznego - a więc dla procesów ciągłych oraz kominów zbierających spaliny z kilku źródeł emisji.
Układ kompensacji zanieczyszczeń powierzchni optycznych zapewnia precyzyjny pomiar również dla
niskich poziomów zapylenia.
Rys. 11 Sposób montażu pyłomierza typ D-CEM 2100
Miernik (rys. 11) składa się z dwóch identycznych zespołów nadajnik-odbiornik i modułów: procesora,
wyświetlacza i zasilacza. Zespoły nadajnik-odbiornik są montowane naprzeciwko siebie na kanale spalin.
Nadajnik-odbiornik składa się ze źródła światła (diody LED), detektora, układu optycznego z ruchomym
lustrem kalibracyjnym zamontowanym w zaworze kulowym oraz niezbędnego dla sterowania i pomiaru
układu elektronicznego.
Źródłem światła jest dioda elektroluminescencyjna (LED) modulowana w taki sposób, że w danym
momencie tylko jedna z nich świeci. Przełączenie diod odbywa się 37,5 razy na sekundę.
System optyczny każdej z głowic jest tak zaprojektowany, że detektor otrzymuje sygnał
z własnej diody oraz z przeciwległego nadajnika. Sygnały emitowane z nadajników są elektronicznie
15
modulowane częstotliwością 600 Hz, dzięki czemu można było odstroić odbiorniki od obcych źródeł
światła.
Rys. 12 Układ optyczny pyłomierza typ D-CEM 2100.
Podczas normalnej pracy (rysunek 12 po lewej) położenie zaworu kulowego pozwala, aby strumień
światła przepływał poprzez kanał spalin do drugiego zespołu. W tym czasie lustro jest zabezpieczone
przed spalinami.
W wybranych przez użytkownika odstępach czasu zostaje zainicjowana procedura kalibracyjna dla
zerowego zaczernienia (rysunek 12 po prawej). W tym celu zawór kulowy obraca się odcinając system od
otoczenia a lustro ustawia się prostopadle do strumienia światła. Odbiornik mierzy w tym czasie
natężenie światła tłumionego jedynie przez elementy optyczne. Każdy z nadajników-odbiorników jest
kalibrowany indywidualnie, dzięki czemu w odróżnieniu od innych systemów, zanieczyszczenie układów
optycznych jest automatycznie kompensowane.
W najnowszej wersji zastosowano również układ weryfikacji wskazań pyłomierza
w punkcie pracy. Funkcja ta jest realizowana po ustawieniu lustra w pozycji kalibracji zera. Częściowe
zaczernienie symulowane jest przez kontrolowane zmniejszenie intensywności świecenia diody LED. Z
uwagi na bardzo precyzyjną kontrolę intensywności świecenia diody metoda ta jest wiarygodna, a
zarazem znacznie prostsza konstrukcyjnie od wprowadzania na ścieżkę optyczną filtra sygnalizującego
częściowe zaczernienie – unika się zastosowania kolejnego ruchomego elementu.
Dla zabezpieczenia powierzchni optycznych zastosowano układ powietrza zaporowego,
niedopuszczającego do osadzania się cząstek stałych zawartych w przepływającym gazie. Do tego celu
stosuje się niewielkie ilości 3,5 dm3/s czystego powietrza o ciśnieniu 0,1 -0,5 MPa. W przypadku
stabilnego podciśnienia medium rolę tę może pełnić zasysane powietrze atmosferyczne, chociaż nie jest
to rozwiązanie zalecane, jako docelowe.
Zespół procesora zawiera mikroprocesor do przetwarzania danych z obydwu głowic
i formowania sygnału wyjściowego. Przyrząd oferuje możliwość odczytu wartości pomiaru w postaci
zaczernienia (w procentach lub jednostkach Ringelmana), ekstynkcji, bądź po wprowadzeniu
współczynnika proporcjonalności - stężenia pyłu, mierzonego w miligramach na rzeczywisty lub normalny
metr sześcienny. Miernik umożliwia przeliczanie stężeń na warunki normalne. Zastosowany procesor
umożliwia swobodny wybór czasu uśredniania w zakresie od 10 sekund do 30 dni.
Oprócz wyjścia analogowego 4 ÷ 20 mA miernik posiada wyjście szeregowe RS485. Przyrząd wyposażony
jest w klawiaturę i wyświetlacz ciekłokrystaliczny umożliwiające programowanie, kalibrację i diagnostykę
miernika.
16
Pamięć trwała RAM pozwala na utrzymanie wszystkich danych w przypadku zaniku zasilania.
Dane techniczne analizatora:
Zakres - zaczernienie - nastawiany indywidualnie w dowolnym
podzakresie 0100%
- ekstynkcja - nastawiany indywidualnie
- stężenie pyłu - nastawiany indywidualnie w zakresie 0-2000
mg/Nm3
Przetwarzanie danych pomiarowych - bieżące uśrednianie w czterech nastawianych
przedziałach czasowych: 10-60s, 1-60 min, 1-24h,
1-30d.
Dokładność - ± 0,2% zaczernienia
Powtarzalność - ± 0,1% zaczernienia
Max. pełzanie długookresowe - 0,2% zaczernienia
Długość ścieżki pomiarowej - max. 8m
Obudowa - stopień ochrony IP65Wyjście
Wyjście - analogowe 020 lub 420mA, 500Ω max.
(wybrany przedział uśredniania)
- szeregowe przez magistralę RS485
- dwustanowe – do sygnalizacji wysokiego
zanieczyszczenia układu optycznego lub braku
współosiowości
Temperatura otoczenia - -20 do +60oC
Zasilanie - 230V prądu zmiennego 30VA (48V prądu stałego
w wersji współpracującej z analizatorem gazowym
Codela)
Zużycie powietrza czyszczącego - 12Nm3/h, ciśnienie min 5 bar
3.4.2 Pyłomierz optyczny LAND 4500MkIII
Uwagi ogólne
Pomiar stężenia pyłu dokonywany metodą optyczną opiera się na określeniu stopni pochłaniania
(ekstynkcji) wiązki promieniowania w poprzek drogi gazu, a więc podobnie jak opisano to w rozdziale
2.2.1 dla pyłomierza Codel.
Budowa analizatora
Miernik jest zmodyfikowaną wersją modelu 450MkII. Umożliwia on kontrolę wskazań odpowiadających
zerowemu zapyleniu bez przerywania procesu technologicznego - a więc dla procesów ciągłych oraz
kominów zbierających spaliny z kilku źródeł emisji. Układ automatycznej korekcji zera zapewnia
precyzyjny pomiar również dla niskich poziomów zapylenia.
Miernik (rys. 13 i 14) składa się z zespołu nadajnik/odbiornik, zwierciadła oraz skrzynki zaciskowej.
Zespoły nadajnik/odbiornik oraz zwierciadło montowane naprzeciwko siebie na kanale spalin.
Nadajnik-odbiornik składa się ze źródła światła (zielonej diody LED modulowanej za pomocą
opatentowanej przez producenta technologii „Flood LED”), detektora, układu optycznego z lustrem
półprzepuszczalnym, ruchomym elementem do kalibracji zakresu, ruchomym lustrem do automatycznej
17
kalibracji zera oraz niezbędnego dla sterowania i pomiaru układu elektronicznego z wyświetlaczem i
klawiaturą.
Rys. 13 Widok głowic pyłomierza LAND 4500MkIII
Dla zabezpieczenia powierzchni optycznych zastosowano układ powietrza zaporowego,
niedopuszczającego do osadzania się cząstek stałych zawartych w przepływającym gazie. Do tego celu
stosuje się dmuchawę lub niewielkie ilości czystego powietrza o ciśnieniu 0,5 MPa.
Zespół procesora zawiera układ zasilania zabudowany w skrzynce zaciskowej oraz zintegrowany z głowicą
nadawczo-odbiorczą mikroprocesor do przetwarzania danych z obydwu głowic i formowania sygnału
wyjściowego. W głowicy zabudowane są również wyświetlacz i klawiatura. Przyrząd oferuje możliwość
odczytu wartości pomiaru w postaci zaczernienia, ekstynkcji, bądź po wprowadzeniu współczynnika
proporcjonalności - stężenia pyłu, mierzonego w miligramach na metr sześcienny.
Pamięć trwała RAM pozwala na utrzymanie wszystkich danych w przypadku zaniku zasilania.
Rys. 14. Budowa elementów pyłomierza LAND 4500MkIII
18
Dane techniczne analizatora:
Zakres - zaczernienie - 0-10% do 0-100%
- ekstynkcja - 0-0,1 do 0-3,0
- stężenie pyłu - 0-10 to 0-10 000mg/Nm3
Pływanie (długoterminowe) - <0,3% zaczernienia/miesiąc
Rozdzielczość - 0,1% zaczernienia, 0,001 ekstynkcji,
0,1mg/m3 stężenia
Ścieżka pomiarowa - 0,5 do 10m
Kalibracja - automatyczna kalibracja zera i zakresu
- ustawiany okres 1-24h
Korekcja zera - automatyczna korekcja zera
Czas odpowiedzi - ≤10s
Uśrednianie - ustawiane od 10s do 24h
Temperatura otoczenia - -40 do +55°C
Temperatura spalin - 600°C max
Wyjścia - analogowe - izolowane 4-20mA konfigurowane jako zaczernienie,
ekstynkcyjne lub stężeń pyłu
- szeregowe - RS485 zaczernienia, ekstynkcyjne, stężenia oraz
stan przyrządu (protokół Modbus)
- dwustanowe - System OK., kalibracja, alarm
3.4.3 Pyłomierz Durag D-R800
Pyłomierz D-R800 jest przyrządem „in situ” służącym do ciągłego pomiaru niskich
i średnich wartości stężenia pyłu w spalinach. Miernik działa na zasadzie rozpraszania wiązki światła
laserowego przez cząstki pyłu obecne w strudze spalin. Pomiar światła rozproszonego dokonywany jest w
kierunku padania promienia świetlnego – jest to technika określana angielskim terminem „front scatter”.
Intensywność światła rozproszonego jest proporcjonalna do stężenia pyłu w strudze spalin.
Przyrząd (rys 15) składa się z dwóch elementów:
Lancy pomiarowej ze zintegrowaną głowicą z wyświetlaczem i klawiaturą.
Skrzynki zasilającej przyrząd w energię elektryczną i powietrze (w skrzynce zabudowana jest
dmuchawa).
Na rys. 16 pokazano główne komponenty układu pomiarowego. Wiązka światła z diody laserowej (1) jest
rozdzielana za pomocą półprzepuszczalnych luster (2) na wiązkę pomiarową (6) i referencyjną (7).
Sterowana elektromagnesem przysłona (3) służy do przełączania wiązek. Wiązka pomiarowa ulega
rozproszeniu przez cząsteczki pyłu obecne w strefie pomiarowej (8). Umieszczony pod katem w stosunku
do osi wiązki pomiarowej obiektyw (9) skupia światło rozproszone, transmitowane światłowodem (11) do
detektora (13) generującego sygnał pomiarowy, poddawany następnie obróbce w procesorze. Po
wprowadzeniu do pamięci charakterystyki zdjętej podczas wzorcowania (za pomocą pomiarów
równoległych) umożliwia wyskalowanie wskazań w mg/m3 lub mg/Nm3.
W odstępach co 5 minut dokonywana jest kompensacja zabrudzenia optyki oraz efektów starzenia się
elementów optycznych.
19
Rys 15. Sposób zabudowy analizatora na obiekcie
Rys 16. Budowa pyłomierza D-R800. Objaśnienia poniżej:
Objaśnienia do rysunku 16
1. Dioda laserowa 1. Strefa pomiarowa
2. Rozdzielacz wiązki 2. Obiektyw
3. Przysłona 3. Pochłaniacz światła
4. Szybka ochronna 4. Światłowód
5. Króciec do czyszczenia 5. Powietrze czyszczące
6. Wiązka pomiarowa 6. Detektor
7. Wiązka referencyjna
Dane techniczne analizatora
Zakresy pomiarowe Dowolnie ustawiane od 0-10 mg/m3 do 0-200 mg/m3
Dokładność 2% zakresu
Wyjścia dwustanowe 4 dowolnie programowalne przekaźniki beznapięciowe
o prądzie przełączania 2A
Wyjścia analogowe
0-20mA - mierzona intensywność światła rozproszonego,
maksymalne obciążenie 500 Ω
regulowane zero 4mA w czasie grawimetrycznej kalibracji
stężenia pyłu podanego w mg/m3
Standard transmisji szeregowej Modbus
20
Wejścia cyfrowe 2 dowolnie programowalne
Zakres uśredniania 1-1800 s dowolnie skalowane
Zakres temperatur otoczenia -20oC do +50oC
Dopuszczalna temperatura otoczenia -20oC do +50oC
Max. temperatura strumienia spalin 220oC
Min. temperatura strumienia spalin Powyżej wodnego punktu rosy
Ciśnienie w kanale spalin -50 do +10 hPa
Max. grubość ściany kanału 400 mm
Zasilanie 85-264 V, 47-63 Hz
Pobór mocy 50 W
Wymiary 1000[600] mm x 160 mm x 160 mm
Masa 7 [6] kg
Wymiary, część pomiarowa 1000[600] mm x 160 mm x 160 mm
Wymiary, moduł zasilania 380 mm x 300 mm x 210 mm
Klasa obudowy IP 65
3.4.4 Pyłomierz ekstrakcyjny Dr Foedisch PFM 06 ED
Opis przyrządu
Z uwagi na specyfikę procesu mokrego odsiarczania, a w szczególności zawartość wolnych kropel wody w
strumieniu spalin nie jest możliwe zastosowanie pyłomierza optycznego (krople wody byłyby widziane
jako pył powodując niedopuszczalny błąd wskazań). Powszechną praktyką stosowaną w przypadku
pomiaru stężeń pyłu za instalacją mokrego odsiarczania spalin (IMOS) jest użycie pyłomierza
ekstrakcyjnego.
Przewidziano użycie posiadającego Certyfikat QAL1 pyłomierza Dr Foedisch PFM 06 ED przedstawionego
na rys. 17 i 18. Rozwiązanie tego producenta zostało pomyślnie zweryfikowane w eksploatacji za IMOS.
Rys. 17 sposób zabudowy pyłomierza ekstrakcyjnego Dr Foedisch PFM 06 ED na obiekcie
21
Pyłomierz PFM 06 ED składa się z sondy do poboru próbki, dmuchawy podającej gorące powietrze do
rozcieńczania próbki, grzanej komory pomiarowej oraz układu zasysania próbki za pomocą eżektora
napędzanego drugą dmuchawą. Cechą charakterystyczną, pozytywnie odróżniającą omawiany pyłomierz
od innych podobnych rozwiązań jest kompaktowa budowa (szafa analizatora zabudowana jest
bezpośrednio na kominie lub kanale spalin). Droga poboru próbki do komory pomiarowej jest prosta i
krótka.
Rys. 18 Schemat pyłomierza ekstrakcyjnego Dr Foedisch PFM 06 ED
Zastosowanie gorącego powietrza do rozcieńczania próbki oraz grzanej komory pomiarowej gwarantuje,
że w komorze pomiarowej będzie jedynie pył i gazowe składniki spalin – bez kropel wody, dzięki czemu
pomiar będzie miarodajny.
Dane techniczne przyrządu
Zakres spalin od 0-15mg/m3 do 0-500mg/m3
Wyjścia analogowe 4 x 4-20mA
Wyjścia dwustanowe 6 wyjść beznapięciowych
Temperatura spalin max 280°C
Wilgotność spalin bezwzględna do 40%
względna do 100%
Temperatura otoczenia -20°C do +50°C
Przepływ próbki 7-10m3/h (razem z powietrzem rozcieńczonym)
Wymiary sonda ze zintegrowaną komorą pomiarową 500x750x1000mm
szafa sterownicza z dmuchawami 600x1700x500mm
Stopień ochrony IP65
Zasilanie 400V 3~, 4kVA
22
3.4 Przepływomierze spalin
Dla określenia emisji masowej zanieczyszczeń niezbędne jest wyznaczenie przepływu objętościowego
spalin. Pentol stosuje jeden z opisanych poniżej przepływomierzy:
Codel V-CEM5100 optyczny korelacyjny (ograniczeniem jest bardzo niska temperatura spalin -
poniżej ok. 70ºC);
Dr. Foedisch FMD 09 spiętrzeniowy (ograniczeniem jest wysokie zapylenie spalin);
Durag D-FL200 ultradźwiekowy (ograniczeniem jest wysoka temperatura).
Pierwsze dwa przyrządy posiadają certyfikat QAL 1. Ponadto, w przypadkach gdy ze względów
metrologicznych poprawny pomiar przepływu spalin jest niemożliwy, Pentol opracował algorytmy
obliczania przepływu spalin, dostosowane do specyfiki obiektu.
Wymienione przepływomierze opisano w dalszej części rozdziału.
3.4.1 Przepływomierz Codel V-CEM5100
Przyrząd dostępny jest w dwóch wersjach: dostosowanej do współpracy z analizatorem gazowym Codel
oraz samodzielnej. Różnice obejmują sposób zasilania oraz wyprowadzenia sygnału pomiarowego. Opis
poniżej odnosi się do wersji samodzielnej.
Zasada działania i budowa
Do pomiaru przepływu spalin firma CODEL stosuje niewymagającą kontaktu ze spalinami metodę
korelacji poprzecznej. Normalnie metoda ta wymaga wprowadzenia do medium śladowej ilości znacznika
chemicznego, barwiącego lub promieniotwórczego. Prędkość przepływu mierzonego gazu jest określona
w funkcji czasu przepływu znacznika między punktami pomiarowymi o znanej odległości. W przypadku
jednakże gazu zanieczyszczonego pyłem, zamiast sztucznie wprowadzanego znacznika, wykorzystuje się
występujące naturalnie szybkozmienne zaburzenia promieniowania podczerwonego emitowanego przez
strugę spalin.
Miernik typ 5100 składa się z następujących elementów (Rysunek 19):
Rys. 19 Podstawowe komponenty i sposób montażu przepływomierza V-CEM 5100
23
Dwóch odbiorników mierzących natężenie naturalnego promieniowania podczerwonego
przepływającego gazu;
Procesora przetwarzającego wyjścia odbiorników na sygnał proporcjonalny do prędkości przepływu
gazu między punktami pomiarowymi;
Wyświetlacza z klawiaturą (tylko w wersji samodzielnej);
Zasilacza 230V (tylko w wersji samodzielnej, wersja zintegrowana z analizatorem gazowym Codela
jest zasilana napięciem 48V= ze sterownika lokalnego).
Prędkość przepływu v to oczywiście iloraz odległości l między czujnikami przez czas przepływu zakłócenia
t (rys. 20), natomiast wydajność przepływu F:
l • S F = v • S = -----------
t
gdzie S to pole przekroju poprzecznego kanału (komina) w miejscu pomiaru.
Przetworniksygnałowy
Drugi czujnik
Pierwszy czujnik
Kierunek
przepływu
Proste procedury matematyczne realizowane wmikroprocesorze pozwalają obliczyć czasprzepływu odpowiadający maksymalnemunałozeniu się sygnałów z obu czujników.
Drugi czujnik
Pierwszy czujnik
Sterowniklokalny (SCU)
Rys. 20. Zasada działania przepływomierza typ V-CEM 5100
Sygnał wyjściowy wydajności przepływu może być normalizowany.
Dane techniczne przyrządu:
Zakres - prędkość - nastawiany od 3 do 50 m/s
- przepływ - nastawiany indywidualnie
Dokładność - ± 2%
Liniowość - ± 1%
Wyjścia - analogowe 4 ÷ 20 mA, 500 Ω max.
- szeregowe RS485 do transmisji danych
i celów serwisowych
Obudowa - aluminiowa, stopień ochrony IP65,
uszczelnienie epoksydowe
Temperatura otoczenia - -30 do +70°C
24
Zasilanie - 230V prądu zmiennego, 50VA (w wersji zintegrowanej
z analizatorem gazowym Codela 48V=)
Zapotrzebowanie powietrza czyszczącego - 12Nm3/h, 5bar lub z dmuchawy
3.4.2 Przepływomierz Dr Foedisch FMD 09
Przyrząd określa prędkość gazu, w tym przypadku spalin poprzez pomiar ciśnienia dynamicznego (jako
różnica między wartością ciśnienia statycznego a sumy ciśnienia statycznego i dynamicznego). Zasadę
pomiaru ilustruje rys. 21, a widok – rys. 22.
Rys. 21. Zasada pomiaru przepływomierza spiętrzeniowego
Rys. 22 Widok przepływomierza Dr Foedisch FMD-09
25
Zależność prędkości od ciśnienia dynamicznego określa poniższe równanie:
gdzie
k – współczynnik kalibracyjny
v – prędkość gazu
Δp – różnica ciśnień
rgas – gęstość właściwa gazu
Na opisanej powyżej zasadzie pracuje przepływomierz spalin typ FMD-09 produkcji niemieckiej firmy Dr
Foedisch. Przyrząd ten został pozytywnie zweryfikowany dla warunków panujących za absorberem
instalacji mokrego odsiarczania bez podgrzewu spalin.
Warunkiem poprawności pomiaru jest znajomość składu gazu oraz jego parametrów fizycznych, co w
przypadku spalin za mokrym odsiarczaniem jest możliwa do spełnienia.
Potencjalnym zagrożeniem poprawności pomiaru tą metodą jest zagrożenie zablokowania otworów sondy
pyłem. Doświadczenie z eksploatacji tego przyrządu za instalacjami mokrego odsiarczania spalin
wskazuje, że w takich warunkach zagrożenie to nie występuje, a dla dodatkowego zabezpieczenia
przyrządu stosowane jest okresowe (automatyczne) zwrotne przedmuchiwanie sondy.
Po wprowadzeniu do pamięci procesora przyrządu wartości przekroju poprzecznego kanału spalin lub
komina zostanie określony przepływ objętościowy. Sygnał wyjściowy analizatora można wyskalować w
postaci różnicy ciśnień (mbar), prędkości (m/s), przepływu objętościowego rzeczywistego (m3/h) lub
przepływu objętościowego znormalizowanego.
Opcjonalnie możliwe jest uzyskanie na jednym z wyjść sygnału ciśnienia statycznego do celów
normalizacji.
Dane techniczne przyrządu
Zakres - prędkość nastawiany od 2 do 30m/s
- przepływ nastawiany indywidualnie
Wyjścia 3 x analogowe 4-20mA
dwustanowe (alarmy i sygnalizacja przekroczeń)
Temperatura spalin max 280°C
Temperatura otoczenia -20 do +50°C
Zasilanie 230V, 50-60Hz
3.4.3 Przepływomierz Durag D-FL200.
Przepływomierz ultradźwiękowy jest przyrządem nieinwazyjnym wykorzystującym zjawisko zmiany
prędkości fali ultradźwiękowej w zależności od tego czy rozchodzi się ona
w kierunku zgodnym czy przeciwnym do ruchu medium (w tym przypadku strumienia spalin). Przyrząd
(rysunek 23) składa się z dwóch głowic rozmieszczonych na wspólnej osi po przeciwnych stronach kanału
spalin lub komina pod katem zazwyczaj 45º w stosunku do kierunku przepływu spalin. Głowice
naprzemiennie wysyłają i odbierają impulsy fal ultradźwiękowych. Mierzony jest czas przepływu fali
ultradźwiękowej w obu kierunkach, a z określonej w ten sposób różnicy czasu przepływu impulsu
obliczana jest prędkość spalin. Po przemnożeniu wartości prędkości przez pole przepływu określany jest
przepływ objętościowy.
26
W skład analizatora wchodzi również moduł procesora z wyświetlaczem i klawiatura oraz układu
doprowadzenia powietrza czyszczącego (typowym rozwiązaniem są dmuchawy). Opcjonalnie
przepływomierz może być wyposażony w przetworniki ciśnienia i temperatury spalin, co umożliwia
przeliczenie wartości przepływu na warunki normalne.
Rys. 23. Podstawowe komponenty i sposób zabudowy przepływomierza Durag D-FL200
Dane techniczne przyrządu:
Zakres - prędkość - nastawiany od 0 do 40 m/s
- przepływ - nastawiany indywidualnie
Dokładność - ± 2%
Pływanie zera - ± 0,2% zakresu/miesiąc
Pływanie zakresu - ± 0,3% zakresu/miesiąc
Wyjścia - 2x analogowe 4 ÷ 20 mA, 500 Ω max.
- 3x dwustanowe
- szeregowe (protokół Modbus RTU opcjonalnie)
Obudowa - stopień ochrony IP65
Temperatura spalin - max 200°C
Temperatura otoczenia - -20 do +50°C
Zasilanie - 230V prądu zmiennego, 50VA
Zapotrzebowanie powietrza czyszczącego - 80Nm3/h, z dmuchawy.
4. System transmisji, rejestracji i przetwarzania danych
4.1. Konfiguracja systemu
Układ transmisji, rejestracji i przetwarzania danych jest zbudowany na tej samej zasadzie, zarówno dla
systemu „in situ” z analizatorami Codel (rysunek 1) jak i w przypadku zastosowania gazowych
analizatorów ekstrakcyjnych (rysunek 2) – głównymi elementami są:
Koncentratory danych: w systemie Codela rolę koncentratora pełni sterownik lokalny (SCU),
natomiast w systemach ekstrakcyjnych jest to panel operatorski (HMI) zlokalizowany w
kontenerze pomiarowym;
27
Cyfrowa magistrala danych (RS485 lub Ethernet) służąca do transmisji danych z
koncentratorów do komputera emisyjnego;
Komputer emisyjny (serwer danych) wyposażony w oprogramowanie wizualizacyjne i
raportujące z zainstalowanym serwerem relacyjnej bazy danych MS SQL;
System wymiany danych między komputerem emisyjnym a systemem SCADA;
Konfiguracja systemu zapewnia dwukierunkową łączność zarówno z analizatorów do komputera (odczyt
wartości mierzonych, diagnostyki, parametrów pracy przyrządów) jak i z komputera do analizatorów
(kalibracja analizatorów, konfiguracja elementów systemu).
4.2 Koncentrator danych
W systemach „in situ” z analizatorami Codela rolę koncentratora pełni sterownik lokalny SCU (opisany w
rozdziale 3.1) będący elementem analizatora wielogazowego Codel G-CEM4000.
W przypadku systemów ekstrakcyjnych w każdym kontenerze będzie zainstalowany pełniący m.in. rolę
koncentratora panel operatorski HMI (rys. 24 i 25).
Rys. 24 Podgląd danych bieżących na ekranie panelu operatorskiego HMI.
Rys. 25 Prezentacja drogi gazowej na ekranie panelu operatorskiego HMI.
28
Panel ten wyposażony w specjalne oprogramowanie opracowane przez Pentol pełnił będzie następujące
funkcje:
Dwustronna komunikacja cyfrowa z komponentami systemu pomiarowego poprzez moduły
wejść/wyjść;
Konfiguracja parametrów czujników pomiarowych, zmiana zakresów pomiarowych, wprowadzanie
funkcji kalibracyjnych, przeliczanie wartości pomiarowych do warunków referencyjnych;
Lokalna diagnostyka czujników pomiarowych oraz podgląd w bieżące odczyty;
Nadzorowanie pracy układu pomiarowego (w przypadku jakichkolwiek nieprawidłowości układ
przejdzie automatycznie w stan awarii zapobiegając ewentualnym groźnym skutkom);
Buforowanie danych pomiarowych. W przypadku braku komunikacji z komputerem emisyjnym
dane pomiarowe będą dostępne w pamięci urządzenia. Pojemność pamięci zapewni
gromadzenie danych za ostatnie kilka miesięcy;
Komunikacja z komputerem emisyjnym w sieci RS 485 lub Ethernet przy wykorzystaniu jednego z
dostępnych standardowych protokołów transmisji stosowanych w przemyśle takich jak Modicon
Modbus RTU, Allen Bradley CompactLogix, Honeywell BACnet/IP, Siemens AG Simatic S7 i wielu
innych;
Wydawanie sygnałów pomiarowych do systemów zewnętrznych (np. DCS) przy wykorzystaniu
komunikacji jak wyżej;
4.3 Szeregowa magistrala danych
Służy do zapewnienia dwukierunkowej transmisji danych między kontenerem pomiarowym, a
komputerem emisyjnym. Każdy z kontenerów jest przyłączony do magistrali przez port koncentratora
danych. Oprogramowanie PCEM wykorzystuje sieć RS 485 z protokołem Modbus RTU, alternatywnie sieć
Ethernet z protokołem Modbus TCP. Przy większych odległościach miedzy koncentratorami a
komputerem emisyjnym możliwe jest zastosowanie połączenia światłowodowego.
4.4 Komputer (serwer) emisyjny
Dane pomiarowe będą przetwarzane i przechowywane w komputerze emisyjnym
o architekturze serwerowej dla zapewnienia najwyższego standardu bezpieczeństwa
i niezawodności. Stosujemy zawsze sprzęt jednego z czołowych producentów: IBM/Lenovo, HP,
Dell lub Fujitsu Siemens.
4.5 Pakiet oprogramowania PCEM
System informatyczny pracujący w ramach Systemu Ciągłego Monitoringu emisji (AMS) zapewnia
prawidłową wymianę informacji pomiędzy poszczególnymi elementami systemu, a ponadto
umożliwia komunikowanie się systemu z komputerami Użytkownika poprzez zakładową sieć
komputerową. Dane gromadzone są w bazie danych MS SQL zainstalowanej na serwerze. Dane
te są dostępne dla uprawnionych użytkowników na ich komputerach podpiętych do wspólnej
sieci.
Architekturę systemu PCEM przedstawia rysunek 26. System jest uniwersalny – może być
stosowany zarówno do współpracy z różnymi generacjami analizatorów Codela (oznaczonymi na
rysunku 23 symbolami 3000, 4000 i 40) jak też analizatorami ekstrakcyjnymi dowolnego
producenta (poprzez panel operatorski HMI).
29
Rys. 26. Architektura systemu PCEM
W skład opracowanego przez Pentol pakietu oprogramowania PCEM wchodzą następujące
programy:
PCEMComm – program komunikacyjny
PCEMData – program konwertujący dane
PCEMView –program do wizualizacji danych pomiarowych
30
PCEMReport – program do generowania raportów rozliczeniowych
4.5.1 Dane pomiarowe i dane diagnostyczne
Wizualizacja danych pomiarowych odbywa się z wykorzystaniem programu „PCMView”
wchodzącego w skład pakietu oprogramowania Systemu Ciągłego Monitoringu Emisji „PCEM”,
rysunek 27 poniżej przedstawia okno programu dla „danych bieżących”:
Rys. 27 Przykładowe okno wizualizacji danych bieżących
W oknie tym przedstawiane są dane pomiarowe, jako dane bieżące oraz wszystkie parametry
istotne dla odczytywanych wyników, a więc:
parametry normalizacji,
jednostki pomiarowe
wartości aktualnych wyników dla wybranej średniej 1minuta, 60 minut 24h, 48h oraz
aktualnej średniej miesięcznej
wartości prognozowane dla średnich 24h, 48h oraz średniej miesięcznej
zakresy pomiarowe poszczególnych torów pomiarowych
zadane poziomy alarmowe. Wartości alarmowe mogą być ustawione w odniesieniu do
wartości dopuszczalnych (ELV). W przypadku różnych wartości dopuszczalnych dla
podłączonych kotłów wartości ELV dla wspólnego kolektora są dynamicznie wyliczane na
podstawie stanu pracy poszczególnych kotłów. Jeżeli wartości dopuszczalne są zależne
od ilości spalanej biomasy to program wylicza je automatycznie i odpowiednio aktualizuje
wartości alarmowe
status ważności danych (dane ważne, kalibracja)
status obiektu
31
Aby program PCEM mógł poprawnie prezentować otrzymywane dane z analizatorów konieczna
jest praca w tle programów komunikacyjnego i konwertującego. Wyłączenie programów
komunikacyjnych powoduje przerwanie transmisji danych pomiędzy serwerem, a analizatorami.
Dane historyczne zapisane w bazie danych MS SQL na twardym dysku komputera systemu
monitoringu prezentowane są z wykorzystaniem opcji „Wykres” (Rysunek 28).
Program umożliwia odtworzenie przebiegu każdej zarejestrowanej wielkości pomiarowej, w
dowolnym przedziale czasowym w okresie objętym rejestracją. Oprócz odwzorowania
graficznego w postaci wykresu można za pomocą kursora wyświetlać kolejne wartości średnie
analizowanego przedziału czasowego zaznaczając w „Źródle danych” „Wartość kursora”
odczytując je, co 1 minutę lub co 10 minut. Dane historyczne mogą być prezentowane w
dowolnych dostępnych w systemie jednostkach i średnich czasowych. Możliwe też jest wycięcie z
wykresu określonego przedziału czasowego i obliczenie średniej dla tego przedziału.
Rys. 28. Przykładowe okno wizualizacji wykres trendu
Dla operatorów procesu zaprojektowano osobny program ‘PCEMmonitor’ służący do wizualizacji
bieżących wartości niezbędnych z punktu widzenia prowadzenia procesu
i podejmowania optymalnych decyzji. Przykładowe okno przedstawia rysunek 29.
Z punktu widzenia obsługi przyrządów bardzo pomocną funkcją programu jest możliwość
edytowania na ekranie komputera danych diagnostycznych dla każdego podłączonego do
systemu przyrządu w celu analizy poprawności pracy przyrządów w czasie. Dane te pozwalają na
precyzyjne określenie poprawności działania przyrządów, a w przypadku usterki na
zlokalizowanie usterki. Dane te są zapisywane w pamięci komputera, co daje możliwość pełnej
analizy serwisowej urządzeń monitoringu. Podłączenie do internetu lub modemu pozwoli na
zdalne sprawdzanie poprawności działania pracy analizatorów lub lokalizacji usterek. Można
będzie z siedziby serwisu Pentol-Enviro Polska lub producenta aparatury mieć wgląd do danych
diagnostycznych, co pozwoli na prowadzenie działań profilaktycznych i osiągnięcie prawie
stuprocentowej dyspozycyjności systemu.
32
Rys. 29 Przykładowe okno wizualizacji dla operatorów procesu
Rys. 30 Przykładowe okno diagnostyki
4.5.2 PCEM Report – generowanie raportów rozliczeniowych
W skład pakietu oprogramowania wchodzi program PCEMReport do generowania raportów
emisji i raportów przekroczeń generowanych w wybranych przez użytkownika interwałach
czasowych doby, tygodnia, miesiąca, kwartału, pół roku, roku lub zadeklarowanego przez
Użytkownika interwału czasowego.
Zawartość programu PCEMReport jak również sposób generowania raportów i ich zawartość
opierają się na interpretacji obowiązujących aktów prawnych, a w przypadku ich zmiany Pentol
33
niezwłocznie oferuje aktualizację oprogramowania.
4.6 Wymiana danych między system monitoringu emisji a systemem zewnętrznym
DCS/SCADA
System PCEM ofertuje kilka możliwości transmisji danych do systemów zewnętrznych. Wszystkie
dane zarówno bezpośrednio zmierzone jak i sprowadzone do warunków normalnych
odpowiadające wymaganym poziomom uśredniania w tym również dane uwzględniające funkcje
korekcyjne wyznaczone zgodnie z procedura QAL 2 normy PN-EN 14181 będą dostępne w
komputerze emisyjnym systemu monitoringu. Uzupełnieniem tych informacji będą dane
dotyczące alarmów np. związane z uszkodzeniem analizatora, zanikiem zasilania,
uruchomieniem procedury kalibracyjnej
Założono następujące sposoby wymiany danych z systemem informatycznym Użytkownika:
Dane pomiarowe będą dostępne w systemie SCADA z wykorzystaniem łącza
komunikacyjnego Ethernet z protokołem Modbus TCP/IP lub dodatkowego portu RS485
w Komputerze Emisyjnym; jest to alternatywne rozwiązanie analogowej transmisji danych
4-20mA.
Na wybranych istniejących stacjach roboczych Użytkownika zostanie zainstalowany pakiet
oprogramowania PCEM. Umożliwi to dostęp specjalistów Użytkownika do danych
pomiarowych i diagnostycznych oraz umożliwi generację raportów. Rozwiązanie takie jest
niezależne od dostępu do danych zgromadzonych w DCS.
Informacje niezbędne do identyfikacji stanu pracy poszczególnych kotłów lub innych
urządzeń objętyuch monitoringiem będą wydane przez użytkownika w formie sygnału
Modbus TCP/IP lub jako wyjścia analogowe. Sygnały analogowe zostaną wprowadzone do
dostarczonych przez Pentol modułów wejść analogowych z wyjściem Ethernet i
wprowadzone do sieci. Zadaniem oprogramowania PCEM będzie odczytywanie tych
sygnałów i wprowadzenie do bazy danych systemu.
4.7 Baza danych
Pakiet oprogramowania PCEM jest oparty o współpracę z bazą danych Microsoft SQL Serwer
2012. Jest to nowoczesna relacyjna baza danych spełniająca wszystkie aktualne standardy
informatyczne. Serwer bazy będzie zainstalowany na komputerze emisyjnym. Dane pomiarowe
oraz wszystkie istotne ustawienia będą zapisane w tej bazie. Baza ta ma cały szereg możliwości
pobierania danych (sporządzania kwerend w języku SQL), eksportowania wybranych danych oraz
rozbudowany system administrowania. Na komputerze emisyjnym będzie zainstalowane
oprogramowanie narzędziowe ‘SQL Server Management Studio’, które daje Użytkownikowi
bogaty zestaw narzędzi służący zarówno do administrowania bazą jak i zapewniający bezpieczny
dostęp do danych.
4.8 Bezpieczeństwo danych
System transmisji, rejestracji i przetwarzania danych został zaprojektowany z myślą
o zapewnieniu maksymalnego bezpieczeństwa danych, rozumianego, jako:
Zapis danych pomiarowych, konfiguracyjnych i diagnostycznych w sposób minimalizujący
ryzyko utraty danych;
34
Zabezpieczenie zarejestrowanych danych przed skasowaniem, zniekształceniem lub
sfałszowaniem.
Powyższe cele zrealizowano w sposób następujący:
Zastosowano lokalne koncentratory zapisujące dane pomiarowe za ostatnie kilka
miesięcy w swojej pamięci (niezależnie od zapisu w komputerze).
Zastosowano macierz dyskową RAID1 (100% redundancji zasobów dyskowych).
Zastosowana baza danych MS SQL wyposażona jest w wbudowany mechanizm
automatycznego tworzenia kopii bezpieczeństwa według ustalonego harmonogramu.
Kopia bezpieczeństwa powinna być objęta zakładowym systemem przechowywania kopii
bezpieczeństwa;
Dostęp do ważniejszych funkcji komputera chroniony jest wielopoziomowym systemem
indywidualnych haseł oraz systemem uwierzytelnienia.
Mierniki na obiekcie w przypadku zaniku napięcia i jego ponownego podania
automatycznie kontynuują pracę w dotychczasowej konfiguracji.
W czasie zapisywania danych na dysku, każdy rekord danych ma przypisaną specjalnie
wyliczaną sumę kontrolną. Na wykresach danych historycznych widoczny jest specjalny
pasek ‘Ważność danych’, który pozwala w łatwy sposób rozpoznać każdą ewentualną
ingerencję w dane.
Numer Certyfikatu 6460-001
Pentol-Enviro Polska Sp. z o.o. Osiedle Piastów 21B, 31-624 Kraków
Tel. 22 642 92 14 (zarząd), 12 686 36 86 (serwis), fax 12 686 11 01
e-mail: [email protected]
www.pentol.pl