DLT851-2004联合循环发电机组验收试验.pdf 22页

'ICS27.100F22中华人民共和国电力行业标准DL/T851一2004联合循环发电机组验收试验Acceptancetestsforcombined-cyclepowerplants(ISO2314:1989Gasturbines—AcceptancetestsAMENDMENT1:1997(E)Acceptancetestsforcombined-cyclepowerplants,MOD)2004-03-09发布2004-06-01实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布 DL/T851一2004目次前言1范围····················································.···························································⋯⋯12规范性引用文件”····························································⋯⋯”·····························⋯⋯13循环测点命名与流体符号·······················································································⋯⋯14试验程序············································································································⋯⋯24.1概述·············································································································⋯⋯24.2试验工作事项·........................................................................................................2试验时的运行状态································································································⋯⋯25.1概述···············································································································⋯⋯25.2运行状态·········································································································⋯⋯35.3试验测量········································································································⋯⋯3仪表和测量方法···························，··················································.·..·..·..·..·..·..·.⋯⋯46.1概述···············································································································⋯⋯46.2位置9处的测量·······························································································⋯⋯46.3位置10处的测量·······························································································⋯⋯46.4位置11处的测量······························································································⋯⋯46.5位置12处的测量····························································································⋯⋯46.6位置13处的测量·····························································································⋯⋯56.7位置14处的测量································································································⋯⋯56.8位置巧处的测量································································································⋯⋯56，位置16处的测量······························································································⋯⋯56.10位置17处的测量·····························································································⋯⋯56.11位置18处的测量·····························································································⋯⋯5试验方法············································································································⋯⋯57.1概述··············································································································⋯⋯57.2第I阶段试验(简单循环运行模式)···········································································⋯⋯57.3第II阶段试验(联合循环运行模式)··········································································⋯⋯5试验结果计算································································································.·..·.⋯⋯68.1概述···············································································································⋯⋯682测量导出数据的计算····························································································⋯⋯68.3将测量结果修正到保证性能的规定条件下··································································⋯⋯78.4典型的诵用修不曲片-g·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.⋯...⋯...。..·.·..·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.·.⋯...⋯...。.⋯...。.。.·.。.............。二。·..·.....·.⋯⋯。.。Q9.2指导值············································································································⋯⋯1010试验报告···································································································.··.·.⋯⋯10附录A(资料性附录)本标准部分章条编号与ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)章条编号对照⋯⋯16附录B(资料性附录)本标准部分条款与ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)的技术性差异及原因⋯17 DL/T851一2004月q舀本标准修改采用了国际标准化组织燃气轮机技术委员会ISO/TC192发布的国际标准IS02314:1989《燃气轮机一验收试验》增补件1:1977(E)《联合循环电站验收试验》(IS02314:1989RGasturbines一Acceptancetests))AMENDMENT1:1997(E)(Acceptancetestsforcombined-cyclepowerplants)).本标准根据IS02314:1989/Amd.1:1997(E)重新起草。为了方便比较，在资料性附录A中列出了本标准章条和国际标准章条的对照一览表。由于我国法律要求和工程实践的特殊需要，本标准在采用国际标准时进行了修改。这些技术性差异用垂直单线标注在它们所涉及的条款的页边空白处。在附录B中给出了技术性差异及其原因的一览表，以供参考。本标准还作了下列编辑性修改:1.1条，IS02314:1989/Amd.l:1997(E)(以下简称“原文，’)中自称“本增补件(或附件)”改为“本标准’气第3章，原文标题“循环术语(CYCLENOMENCLATURE)"，改为“循环测点命名与流体符号气6.3.1节注，原文“为了与位置9中相同的目的”改为“为了与‘位置9处的测量’一节中所述的相同目的”6.3.2节，原文“蒸汽参数，特别是压力、温度、质量流量。蒸汽在位置10离开余热锅炉送往汽轮机或供热系统，必须区分不同的压力水平”改为“在该处测量蒸汽参数，特别是压力、温度、质量流量。蒸汽在位置IOs处离开余热锅炉送往汽轮机或供热系统，必须按不同的压力水平确定相应的测点l0.Xs"a6.6节，原文“当抽汽量不大时，补给水一般进入凝汽器:没有对外供应生产工艺用汽的系统，补给水通常都是进入凝汽器”改为“当没有对外供应生产工艺用汽或用汽量不大时，补给水通常都是进入凝汽器，’o6.7节，位置14处的测量。原文“所有在这里测量的参数都只用于验证的目的”，本标准明确为“所有在这里测量的参数都仅用于验证凝汽器性能’，。6.8节，原文“当冷却塔性能在保证范围内时⋯”改为“当冷却塔性能在合同保证范围内时⋯”6.9节，原文“所有这些测量仅用于验证”，改为“所有这些测量仅用于验证冷却塔性能’，。7.1节，原文“⋯以使得能在各种联合循环方式中应用本标准(如分阶段建设、老厂改造等)”改为“⋯以使得能在各种联合循环L程(如分阶段建设、老厂改造等)中应用或参照应用本标准’，。8.2节，原文(8.1节)“有一些要在不同位置来确定的数据是不能直接测量得到的，而必须从其它测量数据的推导和计算来确定”改为“有一些参数不能或不便于直接测量得到，而必须用在不同位置测量的其他数据推导和计算来确定，’o8.3节，原文(8.2节)标题“将测量结果修正到性能保证条件下”改为“将测量结果修正到保证性能的规定条件下”。原文“对于多级不调整的区域供热机组”改为“对于多级不调整抽汽的区域供热机组，’o8.3.1节，原文(8.2.1节)"e)净比能”，改为“e)净比能(低热值)”。第9章表2，增加表名“验收试验应达到的测量不确定度’，，并调整格式，重新制表，改名“表3".图6、图12，原文曲线旁“370C,50Ctol50C”含义无说明，本标准注明“空气温度，’o本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业电站汽轮机标准化技术委员会归口并负责解释。本标准起草单位:国电热工研究院。本标准起草人:王铭忠、危师让、董卫国、朱宝田、许世森。 DL/T851一2004联合循环发电机组验收试验1范围1.1本标准规定了为确定或验证联合循环发电机组输出功率和热效率(或热耗率)而进行的验收试验及编写报告的标准程序和规则，并为验收试验提供了测量方法和把试验结果从试验状态修正到保证性能的规定条件或其他规定状态的方法。1.2验收试验的目的是确定与性能保证值有关的联合循环性能，包括:a)在规定运行状态下，包含在一个总合同中供货的整套发电机组的输出功率(燃气和蒸汽部分)。b)在规定运行状态下，包含在一个总合同中供货的整套发电机组的热效率、热耗率或燃料消耗率。1.3本标准未考虑燃气轮机、余热锅炉与汽轮机等主要设备由不同的独立合同供货的情况。在这种情况下，各独立合同应明确电厂设计者或业主提出的合同设备(组合)的外特性及接口性能参数，采用相应各设备的有关标准，按各设备(组合)的外特性及接口性能分别进行验收试验。1‘4本标准适用于无补燃的联合循环发电机组。经适当修正也可用于指导有补燃联合循环发电机组及其他型式联合循环发电机组的验收试验。2规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准。然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB/T14100燃气轮机验收试验GB/T15135燃气轮机词汇ISO3977-tGasturbine-Procurement-Part1:GeneraiintroductionandDefinitionsIEC953-1Rulesforsteamturbinethermalacceptancetests-part1:MethodA-Highaccuracyforlargecondensingsteamturbine.IEC953-2Rulesforsteamturbinethermalacceptancetests-part2:MetbodB-Widerangeofaccuracyforvarioustypesandsizesofturbines3循环测点命名与流体符号相关定义见ISO3977-1和GB/T151350图1给出了本标准采用的基本测点命名。图中位置编号对应于质量或能量流经的控制界面的位置。编号选择的原则是所有进入同一界面的通量有相同的编号，用不同字母表示不同的流体。对穿越同一界面的相同流体，如有不同压力水平，则采用编号加圆点后附加数字来表示，例如12.1s.12.2、表示位置12处两段不同压力的蒸汽。编号1至8所指位置与GB/T14100-1993的图1相同。编号9指余热锅炉入口在气侧(9)，如有需要可采用编号加圆点后附加数字来区分余热锅炉内部不同的换热面。编号10指余热锅炉出口。 DL/T851一2004编号11指汽轮机所有入口。编号12指汽轮机所有出口。编号13指凝汽器入口。编号14指凝汽器出口。编号15指冷却塔入口。编号16指冷却塔出口。编号17指除氧器2给水箱入口。编号18指除氧器/给水箱出口。4试验程序4.1概述一般情况下，发电机组验收试验应在调试完成后立即进行。除非双方另有协议，否则至少应在试生产(可靠性)运行开始后的三个月内进行。不论任何情况，试验前发电机组应由制造商安排进行检查和清洁处理。如果试验因故不得不推迟进行，则有关各方应就机组老化或积污的影响达成协议。4.2试验工作事项a)试验准备。所有管道或阀门应按性能保证书中要求的状态设定。试验前应检查并记录所有与试验目的有关的部件尺寸和状态。安装和确认按要求已经校验的试验用测量仪表和数据采集设备。对需要验证的循环系统实施隔离，并验证其满足电厂运行和控制要求的有效性。b)预备性试验。预备性试验的目的为:1)验证发电机组及相关设备是否处于适合进行验收试验的状态，并能在规定负荷满意地运行。2)检查仪表工作是否正常。3)熟悉试验步骤。预备性试验后，如果测量内容与试验结果能够满足验收试验要求，经买方和卖方协商同意，可以将预备性试验认定为验收试验。C)按双方同意的程序进行验收试验。d)试验结果计算。e)编写试验报告。试验时的运行状态5.1概述GB/T14100-1993中5.1规定的条款应相应扩展到整套联合循环发电机组。特别要注意以下几点:a)燃气轮机的负荷;b)生产工艺用抽汽参数;c)投运的辅机(泵等)数量及容量;d)空冷凝汽器或冷却塔的运行状态(风机数量、转速等):e)所有控制系统的整定值和运行状态。为方便起见，把GB/T14100-1993给定的在试验条件下燃气轮机每一次读数的最大允许变动量列于表1，把IEC953-2给定的汽轮机试验状态相对于设计状态或规定状态的允许偏差列于表20 DL/T851一2004表1在试验条件下每一次读数的最大允许变动量每次试验的任何一次读数序号变量与报告给出的平均值之最大允许偏差1输出轴转速土1%2试验现场大气压力士1%3压气机进口工质温度士20C4压气机进口工质压力士1%(平均绝对压力)5液体燃料的比能(总比能和净比能)士2%6气体燃料的比能(用连续量热计得到的总比能和净比能)士2%7气体燃料的供气压力士1%(平均绝对压力)8燃料供给温度士3℃9冷却介质进口温度士30C10冷却介质温升士20C11燃气透平排气温度士20C12燃气透平排气压力士1%(平均绝对压力)表2试验状态与规定状态的最大允许偏差序号参数最大允许偏差(IEC953-2)1汽轮机抽汽压力(调整抽汽)士5%汽轮机背压式汽轮机士5%2排汽压力凝汽式汽轮机士25%(如果凝汽器不包括在保证范围内)3抽气量士10%4凝汽器冷却水流量士15%(如凝汽器在供货范围内)5凝汽器冷却水入口温度士5*C(如凝汽器在供货范围内)应尽最大努力以确保试验状态满足这些偏差范围。如通过努力仍未能满足上述偏差，必须通过协商确定试验结果的附加误差，或者考虑试验是否能继续进行。5.2运行状态在记录前，发电机组应在恒定负荷下稳定运行Ih以上。运行是否处于稳定状态应由参数的连续监测来确定。输出功率的波动应在土3%以内，燃气轮机参数最大允许波动范围见表1，汽水参数最大允许波动范围为表2所列允许偏差的一半。5.3试验测量试验测量时间应持续1h，一般分为三个时段(每一时段为20min)进行三组记录。在每个测量时段内，利用自动巡回检测数据采集系统对各测量参数连续进行多次采集记录。 DL/T851一20046仪表和测量方法6.，概述本章说明图1中燃气轮机出口后不同位置处测量的种类、方法及注意事项。供货范围和工作划分对测量的范围和质量(精度)的影响很大。在一个供货范围内的测量主要是用于检测设备运行状态，因此可以比较简单地进行。供货范围边界的接口参数的测量是验证合同保证性能所需要的，应特别注意并要求仔细，精确。6.2位1，处的测量6.2.1烟气侧的测量在这一位置，通过对烟气流量、成分和温度的测量确定进入余热锅炉的能量。目前，大型燃气轮机排气的质量流量尚无足够精确的直接测量方法，在大多数情况下，可用下述方法之一来间接获得足够精确的结果。一一刚燃气轮机进行仔细的热平衡计算(见GB/T14100-1993中8.5)0—利用这里测得的烟气成分及位置9和10处的烟气温度、给水流量、水/汽温度和压力的精确测量值对余热锅炉进行热平衡计算。为用于性能参数的仔细分析，或当燃气温度传感器位于流速及温度不均匀区时，可用排气通道内能量分布的测量来确定燃气轮机排气流量(见8.2.2).应特别注意要有足够的压力、温度和速度测点数来保证获得真实的排气通道内质量平均燃气温度。对无补燃的余热锅炉，烟气成分分析也可在位置log处进行，那里的温度水平低，不需要专门的高温设备。另外，可用位置9g处的静压(表压)测量来验证余热锅炉的压力损失。对于多压蒸汽循环，可能需要测量余热锅炉中间点的温度，这些可选择项的测量用于验证余热锅炉内部热量和质量平衡。6.2.2水侧的测是为了确定余热锅炉的热量和质量平衡，需要测量给水质量流量和温度。如对不同的压力级的给水采用各自独立的给水泵时，则应对每个给水回路进行相应的测量。6.3位置10处的测量6.3.，烟气侧的测量在该位置确定的余热锅炉出口能量用于余热锅炉热平衡计算。除温度外，如6.2中所述，在该处进行烟气成分分析较为方便。注:为了与‘位置9处的测量’一节中所述的相同目的，也可在位置10处进行可选择项的测量。6.3.2蒸汽侧的测量在该处测量蒸汽参数，特别是压力、温度、质量流量。蒸汽在位置los处离开余热锅炉送往汽轮机或供热系统，必须按不同的压力水平确定相应的测点WAS.用于调节蒸汽最终温度的喷雾减温水流量，可用蒸汽和水的温度、压力及蒸汽流量测量结果进行减温器热平衡计算来确定。为了获得较高的测量精度，如果给水没有分流或再循环，则应以给水流量测量取代蒸汽流量测量。6.4位i11处的测量位置11处的测量用于确定通向汽轮机的蒸汽流量和蒸汽状态参数。6.5位置12处的测量位置12处的测量用于确定蒸汽循环供给任何外部生产工艺用汽和/或燃气轮机燃烧室降低N%排放用的蒸汽流量。此外还确定输出蒸汽的能级水平(压力、温度)。因为凝汽器处是汽轮机排汽流量的更适合的测量位置，所以汽轮机排汽处的测量通常仅用于汽轮 DL/T851一2004机内部校核。6.6位113处的测量在该位置测量冷却水入口温度:冷却水流量可在该位置直接测量或用别的方法导出。通常冷却水流量不是直接测量，而是由汽轮机和凝汽器的热平衡计算导出的。只有在需要分别验证汽轮机、凝汽器或冷却塔的性能时，才需要测量或推算出冷却水流量。当这些部件由不同供货商提供时，会出现这种情况。当采用空冷凝汽器时，环境空气温度也在该位置测量。当没有对外供应生产工艺用汽或用汽量不大时，补给水通常都是进入凝汽器。6.7位置14处的测量在该位置测量冷却水出口温度、主凝结水参数。当采用空冷凝汽器时，离开凝汽器的空气温度也在该位置测量。所有在这里测量的参数都仅用于验证凝汽器性能。6.8位置15处的测量在该位置测量进入冷却塔的空气和冷却水的参数。当冷却塔性能在合同保证范围内时，空气温度和湿度均为重要参数。6.9位116处的测量在该位置测量离开冷却塔的空气和冷却水的参数，所有这些测量仅用于验证冷却塔性能。6.10位117处的测量当补给水量很大时(由于生产工艺用抽汽、为降低燃气轮机NO:排放用蒸汽或热水)，系统的质量平衡(补充给水)通常在给水箱处进行。当有供热用抽汽时，必须补充给水并测量补给水温度。在抽汽完全不回收的情况下，就不必测量补给水流量，因为其对应于抽汽量，而抽汽量是必须测量的。6.11位盖18处的测量在该位置(18.2w)测量抽出的热水流量和参数。热水也可用于为降低NO二的燃烧室注水、预热燃油、燃油处理车间或别的用途等。试验方法7.1概述本章采用基于分阶段试验这种比较灵活的方式来叙述试验程序，以便能在各种联合循环工程(如分阶段建设、老厂改造等)中应用或参照应用本标准。通常按以下阶段进行试验:阶段I:简单循环燃气轮机性能试验(如果有旁路烟囱可用的话)。阶段n:整套联合循环发电机组性能试验。对于没有简单循环运行设施的联合循环发电机组，阶段I和阶段且的性能试验同时进行。7.2第I阶段试验(简单循环运行模式)该试验得出燃气轮机的输出功率和热效率，并可用于与保证值相比较。第I阶段试验应按照GB/T14100-1993规定的规则进行。空气流量的基准值可从试验数据计算得到或由适当的测量得到，用于确定第I阶段和第II阶段试验中压气机空气流量的变化。7.3第I阶段试验(联合循环运行模式)第n阶段试验应在联合循环的顶部循环及底部循环是新的或干净的状态下进行，并且联合循环机组和所有试验仪表性能正常和处于稳定状态。整个蒸汽系统应与外界隔离，以避免非控制(未定量)的蒸汽和水的泄漏。试验时余热锅炉应处于零排污状态。 DL/T851一2004第n阶段试验结果和第I阶段试验结果一起得出了联合循环发电机组总的输出功率和热效率，用于与保证值的比较，此时要考虑不同边界条件(燃气轮机排气流量、温度和压力)的影响。8试验结果计算8.1概述完成数据采集后，以每组多次连续采集的各参数的平均值，进行机组特性计算:经修正后获得一组功率、热耗率等性能数据。最后以三组数据之平均值作为验收试验的试验结果。在整理侧量数据时，对于数据自动采集系统记录的大量数据应进行分析取舍，包括删除其中偏离平均值超过规定波动极限的异常数据。8_2侧量导出数据的计算有一些参数不能或不便于直接侧量得到，而必须用在不同位置测量的其他数据推导和计算来确定。为了统一认可，下面规定了这些参数的计算方法。8.2.1坦气姻气比给虽然作为一般瀚气轮机发电机组验收试验的基本燃气的特性参数可以从公共数据库中得到，但是具体试验时实际姗气的特性参数计算，通常是用不同的内插法或专门的多项式来进行的。所有这些方法得到的结果对一般用途来说是相当一致的，但是对性能试验而言，其差别也许十分重要。因此，有必要建议有关各方在选用燃气热力性质表及确定燃气特性数据的方法上达成协议。注:作为参考，可采用下列游气性质表或其他合适的用表:a)吴仲华:徽气热力性质表;b)JJLKeenanandJ.Kaye:绍气表:c)JANAF:热力性质表;d)FDBR-Richfinieo:余热装置的性能验证(德国F.Brand[);e)JSME:热力性质表;f)ASME:性能试验规程P1C4.4,用于确定您气比焙的基准温度的定义也同样重要。8_2.2谁气轮机排气质量流i由姚气轮机排气通道内能量分布的测量值来计算燃气质量流量的方法是基于下述理论。这些侧量值是依据这样一个事实来确定的，即在有燃气通过的控制截面内，按时间的平均温度T是按时间平均比治值k的函数。获一""flkdgmYm一其中人=f(T)dqm=pC,dA式中:4m流经控制截面的燃气质量流量;hi一一姗气比治;T燃气温度;C—垂直于控制截面的速度;P一一憔气密度;dA—控制截面的一个微元面积。 DL/T851一2004当认为燃气流场均匀时，仅温度T在极坐标系统内与位置(ip,r)有关:T=f((p,r)在流场不均匀的情况下，密度P和速度q也将与位置(9),r)有关:P，q，T=.f(4"，r)这时就需要考虑采用温度和压力组合探针。8.3将测f结果修正到保证性能的规定条件下测量结果的修正，也即输出功率和输入热量或热效率的修正，通常是用由供货商提供的修正曲线来进行。为了方便起见，供货商也应该提供这些修正曲线的表格形式或方程式。这些修正曲线应与供货范围相一致，如果机组也能在简单循环方式下运行，则应分别提供有关姗气轮机和联合循环的修正曲线。对于多级不调整抽汽的区域供热机组，在供热加热器之间的负荷分配取决于汽轮机中的流量分配，后者是一个与汽轮机负荷、地区热负荷和实际供热温度有关的函数。在这种情况下，进入蒸汽循环的能量是蒸汽循环输出的功率和热量等很多变量的函数。这时，推荐采用计算机模拟的方法来确定蒸汽部分的修正。具体步骤在8.3.3中叙述。8.3.1输出功率修正参数整套联合循环发电机组的功率输出受多个参数的影响。下列几个是从试验状态到保证状态必须修正的重要参数。a)环境温度环境温度会影响燃气轮机输出功率，并通过燃气轮机排气状态(流量和温度)而进一步影响底部蒸汽循环。如果考虑到空冷凝汽器，或者冷却塔包括在供货范围内，那么环境温度还通过冷却系统性能而影响到汽轮机输出功率。b)大气压力大气压力影响燃气轮机压气机空气流量，从而影响姗气轮机输出功率。余热锅炉燕汽流量也将改变，进一步影响到汽轮机输出功率。c)功率因数燃气轮机及汽轮机发电机的功率因数会影响有功功率输出。d)空气湿度空气湿度对燃气轮机输出功率会有些影响，对湿式冷却塔的性能会有较大影响。e)净比能(低热值)如果气体燃料的净比能与规定值有较大偏差，那么燃气轮机输出功率和燃气状态会有变化(由于气体燃料流量变化)。并且，燃气质量流量的变化也会引起汽轮机输出功率的变化。f)频率偏差(周波)一般，在一个稳定的大电网中周波不会有大的变化。周波的偏差对燃气轮机的性能有影响.同时，燃气轮机转速偏差引起燃气质量流量的变化还会影响到汽轮机输出功率。8)燃气轮机的老化和积污燃气轮机的老化和积污直接影响到燃气轮机的输出功率。同时，燃气轮机排气状态(质量流量和温度)也会受到影响，因此也影响到汽轮机输出功率。当性能试验时间推迟很多或者采用分阶段建设或老厂改造，老化与积污是非常重要的影响因素。上述a),b),d),e),f)和9)各项均与燃气轮机排气流量、温度和成分相关联，因而它们也影响到底部循环的性能。为了详细地分析，供货商应提供有关的修正曲线。 DL/T851一2004有些参数只影响蒸汽循环的输出功率，它们是:h)冷却水入口温度汽轮机背压及输出功率在很大程度上取决于冷却水入口温度，如果冷却系统不在供货范围内，则汽轮机背压应该作为一个修正参数。i)抽汽参数当有生产工艺用抽汽时，必须考虑到蒸汽压力(对调整抽气)和蒸汽质量流量对汽轮机输出功率的影响。j)补给水温度当有生产工艺用抽汽时，补给水温度对汽轮机输出功率会有一个可察觉的影响。k)区域供热参数在区域供热的情况下，当汽轮机采用“以热定电”方式运行时，供热系统的运行状况会影响到汽轮机的负荷。对老厂改造或分期建设的情况，必须考虑到燃气轮机排气通道的变动引起压损变化的影响。压力损失取决于燃气轮机后的循环布置。在评价第I阶段和第11阶段试验结果时均应考虑到这些损失。8.3.2用曲线修正毛输出功率修正后的毛输出电功率用下述方法确定:P_=(KKb...Kk)P.-式中:Port一-修正后输出功率，用于和相应燃气轮机、蒸汽循环、整体联合循环的保证值相比较;尸~，—所考虑范围内测量得到的输出功率:KKb..K,一从供货商提供的修正曲线得到的用于所考虑范围的各种修正参数的修正系数。8.3.3用计算机模拟修正毛输出功率如果必须考虑采用计算机模拟修正，也只是对于蒸汽循环。燃气轮机输出功率修正仍按8.3.2进行。基本程序包括两个计算机计算步骤:1)在保证值状态下对蒸汽循环的性能进行计算，作为基准计算。2)在不改变循环中各部件设计参数的条件下，用蒸汽循环界面上的测量数据再进行计算。为了获得更好的准确度，在确定输入到余热锅炉的能量时，应用环境温度和大气压力修正曲线对燃气轮机排气质量流量和温度进行修正。考虑到所有在8.3.1中讲到的参数，对汽轮机输出功率的总修正系数为:，P.-人。=—P}..}式中:P}A..一~在保证状态下的模拟计算输出功率;Pc0,x~在试验状态下的模拟计算输出功率。对输送到区域供热网的热负荷的修正系数可以按同样的方法得到。8.3.4辅机功率的修正对每个机组来说影响辅机耗功的设备是明确的。通常只考虑那些对发电是绝对必须的、连续运行的辅机的耗功。测量和修正方法应在试验前由各方协商确定。8.3.5燃料输入热量的修正对无补燃的联合循环发电机组，热量输入只发生在燃气轮机。因此，输入热量基本上是受那些与影响燃气轮机输出功率的相同参数的影响。作为燃气轮机与汽轮机输出功率之和的联合循环总输出功率，与输入热量没有什么确定的关系。 DL/T851一2004因此，有必要首先对输入每台燃气轮机的热量进行修正，然后计算修正后的联合循环热耗率(或效率)。可以采用8.3.2中所述的燃气轮机功率修正相同的方法确定修正后的输入热量。8.3.6修正后的毛热耗率修正后毛热耗率由下式确定:____刀了___月入L升~=一代丽式中:H/o=—修正后的输入热量。8.3.7修正后的净热耗率修正后的净热耗率由下式确定:=HI_HRN}P一尺u二。。式中:P.-oo,*修正后的辅机耗功。8.4典型的通用修正曲线修正曲线基本上取决于所采用机组的技术和底部蒸汽循环的配置方式。对采用纯凝汽式汽轮机的联合循环发电机组，修正曲线的基本形状是可以确定的。而曲线的斜率则随所选的蒸汽参数(即蒸汽压力、温度、压力级数等)、燃气轮机及控制方式而变化。曲线的形状同时也取决于有无用于供热、降低NO;等的抽汽。为了避免附加过多的资料性内容，本标准只附录了整套联合循环的修正曲线(示例)。燃气轮机的修正曲线在GB/T14100-1993中介绍。所附修正曲线的纵坐标是本标准定义的修正系数K，测量数据与修正系数相乘即为其修正到保证状态的参数。防结冰和蒸发冷却对燃气轮机的影响未考虑在内。本标准所附的修正曲线包括:图2环境温度对联合循环输出功率的修正曲线(直流供水冷却系统);图3环境温度对联合循环输出功率的修正曲线(循环供水冷却系统);图4环境温度对联合循环输出功率的修正曲线(空冷凝汽器);图5大气压力对联合循环输出功率的修正曲线;图6空气相对湿度对联合循环输出功率的修正曲线;图7冷却水温度偏差对联合循环输出功率的修正曲线;图8环境温度对联合循环热耗率的修正曲线(直流供水冷却系统);图9环境温度对联合循环热耗率的修正曲线(循环供水冷却系统);图10环境温度对联合循环热耗率的修正曲线(空冷凝汽器);图11大气压力对联合循环热耗率的修正曲线;图12空气相对湿度对联合循环热耗率的修正曲线;图13冷却水温度偏差对联合循环热耗率的修正曲线。如果性能试验推迟过久或者是分期建设的情况，图14和图15给出了燃气轮机老化对联合循环输出功率和热耗率影响的修正曲线。9测量不确定度9.1概述用于计算试验结果的各个测量值会有不同程度的误差，主要取决于测量仪表的质量和测量的条件。因此试验结果会有一定程度的不确定度，这取决于所有测量误差的综合效果。 DL/T851一2004可以从以下几点来评价任何测量的置信度极限:a)推荐的测量方法和标准;b)测量和测量仪表、测量链的精度等级:c)测量仪表和传感器标定的精度:d)不可避免的安装误差的影响;e)总体的测量经验;f)试验工况的波动。由于有很多相关的原因，应针对每种情况进行计算来评价测量不确定度。9.2指导值表3列出的指导值，表示对一次正确的验收试验所预期得到的测量不确定度的数量级。表3验收试验应达到的测.不确定度测量内容燃料不确定度说明功率油、气士0.50%对每次测量油士0.仪】%燃料流量气士1.00%比能(热值)油、气士0.50%油士1.30%一台燃气轮机带一台汽轮机热耗率气士1.50%一台燃气轮机带一台汽轮机如果在合同中没有关于测量允许偏差的规定，那么试验后确定的测量不确定度应在试验结果的评价中予以考虑。10试验报告试验报告应提供充分的材料来表明所有的试验目的均己达到。详细的报告(在正文和附件中)应包括下列内容:a)试验结果、修正到规定状态后的试验结果及与保证值的比较;b)试验目的，保证和约定的协议;c)循环的示意图;d)发电机组运行过程的简述，为恢复满意的运行状态而采取的改进措施:e)关于试验、布置、设备、仪表及其位置和运行状态的叙述;f)相关的测量和观察的简要综述:S)试验中所用仪表的主要校验曲线;h)计算方法的参考文献;1)用于修正不同试验状态的修正系数;」)测量不确定度的计算;k)允许误差和不确定度的有关协议;D有关试验、试验结果的讨论和结论。 DLIT851200417wSCa随公﹂5一蒸汽;c。冷却水;ca一冷却空气;9一燃气、烟气;w-水;。空气;卜燃料图1基本循环测点命名K尸一}一}一}/确一}一}一}一一口一}一/}}一/一}l0}一{/一一}一}}一/{一}一}}+一/一}一}}/}一一}一}/一15一5515253545只戒叮之KP毗朋环境温度(℃)式中:Pc。。—修正后的联合循环恰出功率;P。。，—侧量的联合循环输出功率图2环境温度对联合循环输出功率的修正曲线(直流供水冷却系统)l1 DLIT851一2004川洲尸卜/一}训一}一}{2尸尸一}一一}川卜一/州曰一一}一}一}一}一}一}一一}一}一}15一53545PcrT二K尸。，环境温度f℃)图3环境温度对联合循环输出功率的修正曲线(循环供水冷却系统)一1弓一515253545只r，二KP。，环境温度(℃)图4环境温度对联合循环输出功率的修正曲线(空冷凝汽器)、、、、!*一一}一}一}、、、、、一}一}一}一}州、、、}一}一}洲、、、、}一}一}洲卜、~一}}一}一}一一}一}一}一}96981001013一102104之TrKp叭e。:大气压力(kPa)图5大气压力对联合循环输出功率的修正曲线 DLIT851一200437℃~~~.，~~一}5℃一15℃.~~.~l~~~~~~}一1.‘电卜{一一一空气温度一卜~~}一~~~~~一}}一一一}405060弓090燕KPm，，相对湿度〔%)图6空气相对湿度对联合循环输出功率的修正曲线一15一101015Pcotr=KP.ea‘冷却水温差(℃)图7冷却水温差对联合循环输出功率的修正曲线一15一553545环填祖度f℃)产才五c0lr=犬居老人几“5式中:刀双—修正后的热耗率图8环境温度对联合循环热耗率的修正曲线(直流供水冷却系统) DL/T851一2004-15-53545环境沮度(℃)月左}o==KH召砒朋图9环垅温度对联合循环热耗率的修正曲线(循环供水冷却系统)-15-53545环境沮度(℃)产尹尺-,=K1伏二。图10环境温度对联合循环热耗率的修正曲线(空冷凝汽器)949698100101.3-102104HRH===R月R.-大气压力(kP4)图11大气压力对联合循环热耗率的修正曲线 DL/T851一2004，。r&,}Eai30405060BO90刀月二=K刀R.-相对注度(%)图12空气相对湿度对联合循环热耗率的修正曲线:一.一wel.，一，，~~一一}一}H人-=K刀Rm=,冷却水沮差(℃)图13冷却水温度偏差对联合循环热耗率的修正曲线一}引一一一一一卜一一一}才卜一一!一}一}」///}一}一}/}一}注二在多合佑气轮机的情祝下，应考虑所有俗气轮帆的平均运行小时。图14炯气轮机运行产生的老化对联合循环输出功率的修正曲线}一}一}1)~}一}一}、~~~~l一I1一口一.Jl一}一}一}一}}}一}11一}运行小时盈刀凡。斤盖尤刀尺一图15淮气轮机运行产生的老化对联合循环热耗率的修正曲线 DL/T851一2004附录A(资料性附录)本标准部分章条编号与ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)章条编号对照表A.I给出了本标准部分章条编号与IS02314:1989/Amd.1:1997(E)章条编号对照一览表。表A.1本标准部分章条编号与ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)章条编号对照本标准部分章条编号ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)章条编号1.3A1.3第二段1.4A1.3第一段表1表1题注(括号内)表2表152A5.2第一段、第三段5.3A5.2第二段8.1(新增)8.28J8.2注8注.18.228.1.28.38.28.3注8.2.18.3.28.2.28.3.38238.3.48.2.48.3.58.2.58.3.68.2.68378.2.78.48.3表3表210章a)A10章a)+1)10章1)A10章m)16 DL/T851一2004附录B(资料性附录)本标准部分条款与ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)的技术性差异及原因表B.1给出了本标准部分条款与ISO2314:1989/Amd.1:1997(E)(在本表中简称为“原文”)的技术性差异及原因一览表。表B.1本标准部分条款与IS02314:1989/Amd.1:1997(E)的技术性差异及原因本标准的技术性差异原因部分章条编号1.2a)将原文中“如果燃气轮机部分是由一个单独的合因为对于联合循环机组之燃气轮机、余热同供货的，则仅为底部循环的出力。”一句去掉锅炉、汽轮机等主要设备由不同独立合同供货时，验收原则已规定在1.3条中13对应于原文的A1.3第二段。改为“本标准未考虑原文前一句的“未考虑‘所有部件’均由燃气轮机、余热锅炉与汽轮机等主要设备由不同的不同合同供应的情况”不够准确，将“所有独立合同供货的情况。在这种情况下，各独立合同部件”改为“燃汽轮机、余热锅炉、汽轮机应明确电厂设计者或业主提出的合同设备(组合)等主要设备”更为准确的外特性及接口性能参数，采用相应各设备的有关标准，按各设备(组合)的外特性及接口性能分别进行验收试验”2将原文改为本章叙述文字按GB/P1.1-200(!中6.2.3规规范性引用文件定下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标在引用文件中，增加与原文正文“ISO2314:准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的1989”相对应的国家标准"GB/P14100燃气修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于轮机验收试验”作为本标准的引用文件;并本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研用国家标准“GB/I"15135燃气轮机词汇”代究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期替“ISO11086:1996"。的引用文件，其最新版本适用于本标准。其他章节相关之处不再另行标注GBfr14100燃气轮机验收试验GB/T15135燃气轮机词汇3将原文的“相关定义参看ISO3977-1和ISO11086"因为第二章已用GB/"C15135代替ISO改为“相关定义见ISO3977-1和GB/I"15135.”11086.将“如10.1s.10.2s来表示两段不同压力的蒸汽”因为原ISO标准的位置编号示例“10.1s.改为“如12.1s.12.2s表示位置12处两段不同压力10.2s”在图1中并不存在，故改为在图1中的蒸汽存在的位置编号“12.1s.12.2x;，以便阅读参照4注将原文的“一般}与国外不同，在我国发电机组验收试验通立即由‘供应商’，常由业主(买方)组织进行。为避免与ISO标准矛盾，对试验执行者不作规定，具体试验按双方合同规定执行。已经规定验收试验要“在试生产运行开始后的三个月内进行”，就无需说明“基本负荷电站，示范运行阶段可长达30天”了5注原文叫p"o)投运的辅机(泵等)数量”改为“o)因为辅机容量对机组输出功率有影响伐还IN书萄机(泵等)数量及容量”5.1为方便起见，把原表1的“题注”内容列于表1;为方便起见并把原表1改为表2 DL/T8512004表B.1(续)本标准的技术性差异原因部分章条编号5.2在记录前，对发电机组应在恒定负荷下稳定运行明确规定判断机组达到稳定状态的条件时间做出具体规定:"1h以上”。稳定标准增加“燃气轮机参数最大允许波动范围见表I"5.3增加一节:“试验测量原文5.2节指出“测量时间应持续一小时，试验测量时间应持续1h，一般分为三个时段(每一般进行三次记录”不够具体，不便执行。一时段为20min)进行三组记录。在每个测量时段本标准单设一节，并参考PTC-46做出进一步内，利用数据自动采集系统对各测量参数连续进行规定多次采集记录”62注将原文的“余热锅炉的压力损失可用位置`108,因为‘log’表示余热锅炉出口位置，其静处的静压来验证。”改为“可用位置`9g’处的静压近似等于大气压力(仅差很小的烟囱阻力压(表压)测量来验证余热锅炉的压力损失”损失);‘99’表示余热锅炉入口位置，其静压近似等于余热锅炉阻力损失与大气压力之和，表压就近似等于余热锅炉阻力损失〔仅差很小的烟囱阻力损失)7.3将原文的“第11阶段试验应在联合循环底部循环顶部循环和底部循环系统的积污和老化对是新的或干净的状态下行，··一”改为“第11阶段联合循环性能都有影响，而顶部循环系统的试验应在联合循环的顶部循环及底部循环是新的或积污和老化对联合循环性能的影响更大干净的状态下进行，··一”8J在第8章开始处新增一节“概述原文在第8章“试验结果计算”中仅说明完成数据采集后，以每组多次连续采集的各参数了一些特殊参数(比烤、烟气流量等)的计的平均值，进行机组特性计算:经修正后获得一组算方法，并未说明如何对测量数据进行整理功率、热耗率等性能数据。最后以三组数据之平均计算。本标准在52节给出了如何测量记录数值作为验收试验的试验结果。据，在本章新增8.1节则进一步说明如何运用在测量数据整理时，对于数据自动采集系统记录测量数据计算出试验结果的大量数据应进行分析取舍，删除其中偏离平均值超过规定波动极限的异常数据”8.2.1在燃气性质计算时推荐的可用参考燃气热力性质因为吴仲华先生的燃气热力性质表早已为表中增加一项“a)吴仲华:燃气热力性质表”国际动力学术界所公认和使用8.3.1e)净比能一段后增加一句“并且，燃气质量流量的因为燃料净比能变化不仅影响燃气轮机输变化也会引起汽轮机输出功率的变化”出功率，并且进而影响汽轮机输出功率8.3.1g)原文“压气机的脏污和燃气轮机的老化直接影响因为不仅压气机积污会影响燃气轮机的功到燃气轮机的出力。由于⋯”改为“燃气轮机的老率输出，透平的积污也会影响燃气轮机的功化和积污直接影响到燃气轮机的输出功率。同率输出。时，⋯，另外，“积污”比“脏污”更准确8，3J名)后在原文的“上述参数中的a,b,d,e和f均与排因为燃气轮机的积污和老化(即第+g,.项气流量、温度和成分相关，··⋯”一句中加一项“g);因素)对其性能有明显影响，所以也与其排并将各项目符号a,b,d等加上勺”气流量、温度、成分相关。同时，各项目符号a,b,d等写法应与上文相一致，故均加上半括号“)”8.3.11)“当有生产工艺用抽汽时，必须考虑到蒸汽压力括号内原文直译为“对于自动抽汽”，中(forautomaticextraction)和蒸汽质量流量对汽轮机文概念不清楚，不易被我国电力行业工作人输出功率的影响”一句中，括号内原文改译为“对员理解，按我国习惯译为“对于调整抽汽”于调整抽汽”8.4原文的“燃气轮机的修正曲线在本标准中介绍。因为原文的“本标准”是指其标准正文ISO单独的蒸汽底部循环被认为是用于老厂改造的，在2314:1989.国家标准GBfr14100-1993与那种情况下不能确定标准的应用方式”。前一句改之相对应。为“燃气轮机的修正曲线在GBfr14100-1993中介后一句“单独的底部循环⋯”情况适用绍”，后一句去掉于本标准的1.3，故在这里删除18 DL/T8512004表B.1(续)本标准的技术性差异原因部分章条编号8.4原文的“图9，相对湿度对联合循环热耗率的修从图9横坐标的量标(一、5、15⋯)及与正曲线(冷却塔)”改为“图9环境温度对联合循图8,图10的对应关系分析，原文有误，其环热耗率的修正曲线(循环供水冷却系统)”“相对湿度”应是“环境温度”。“冷却塔”改为“循环供水冷却系统”更为准确图1原文的图1中位置标号，"4”移至燃烧室空气入口，原文“4"、+5;标位错误;+l;、"2"、位置标号“5”移至燃烧室燃气出口:.1;,+2=,“3”、+4;、"5、“6”、"15a"、"16a""3"、"4”改为“la"、"2a"、"3a"、"4a=:等标号不够准确:有脚码、”却没有对“a"+5"、"6”改为15g"、+6g=;"15a"、"16a"的说明;符号说明“w,f,s,g,ca,cw"改为“15ca"、"16ca":增加“18w":符号说明等次序与第3章正文不一致增加“a"，并将“w,f,s,g,ca,cw”等次序改为“s,cw,ca,g,w,a,f，以与第3章正文一致图3原文的“环境温度和相对湿度对联合循环输出功因为相对湿度对联合循环输出功率的修正率的修正曲线”改为“环境温度对联合循环输出功己经在“图6空气相对湿度对联合循环输出率的修正曲线”，去掉相对湿度对输出功率的修正功率的修正曲线，中给出，不应有重复修正(图文同时修改)图8增加参数符号说明“式中:HR_—修正后的热因为原文全文没有一处对图8~图13的参耗率:HR--一测量的热耗率”数“HR_和"HR-”的说明图9原文的“图9，相对湿度对联合循环热耗率的修同8.4条修改原因说明正曲线(冷却塔)”改为“图9环境温度对联合循环热耗率的修正曲线(循环供水冷却系统)”图2-图巧给出纵坐标修正系数K为“1.0"的坐标定位便于读者理解修正因素对被修正量的影响方向'