ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ

Методы испытаний. Приемочные испытания

ISO 2314:2009 Gas turbines — Acceptance tests (MOD)

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2015

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Федеральным государственным унитарным предприятием «Центральный институт авиационного моторостроения имени П И. Баранова» (ФГУП «ЦИАМ им. П И. Баранова»)

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 414 «Газовые турбины»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. № 1609-ст

4    Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 2314:2009 «Турбины газовые. Приемочные испытания» (ISO 2314:2009 «Gas turbines — Acceptance tests»). При этом дополнительные фразы, показатели, их обозначения и значения, включенные в текст стандарта для учета потребностей национальной экономики Российской Федерации и особенностей российской национальной стандартизации, выделены курсивом.

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р1.5—2012 (подраздел 3.5).

Исключены справочные приложения А и В

5    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТР 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии по стандартизации в сети Интернет (www.gost.ru)

©Стандартинформ, 2015

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ P 55798—2013

Обозначение параметра по стандарту		Наименование параметра	Единица измерения параметра
междуна родному	межгосударственному и национальному
РS	N,	Мощность на выходном валу ГТУ	кВт
Р*	Ч, зп	Выходная электрическая мощность на выводных клеммах электрогенератора	кВт
Prims	—	Измеренная активная выходная мощность на вторичной обмотке измерительных трансформаторов	кВт
Рсомр	Ч	Мощность, потребляемая компрессором	кВт
Ртж	ЛЧр	Потери в трансформаторе	кВт
Ри	^Чр иагр	Потери в трансформаторе под нагрузкой	кВт
pHLL	^Чр 6/н	Потери в трансформаторе без натрузки	кВт
оG	ANy	Потери в электрогенераторе	кВт
Осе	Щ**	Потери в редукторе	кВт
°G.tf	^Чг пр	Проектные потери в электрогенераторе	кВт
0*1	ов	Энергия потока воздуха на входе в компрессор, соответствующая значению удельной энтальпии	кДж/с
о*	0,	Энергия потока воздуха на входе в камеру сгорания, соответствующая значению удельной энтальпии Ла3	кДж/с
Q»e	0/* у,	Энергия потока воздуха, выходящего через уплотнения и/или негерметичности и покидающего контрольный обьем, соответствующая значению удельной энтальпии	кДж/с
°С/Э 1
	О* «х	Энергия потока охлаждающего воздуха на входе в охладитель. соответствующая значению удельной энтальпии Лв3	кДж/с
0Cf3 2	о* КыХ	Энергия потока охлаждающего воздуха на выходе из охладителя. соответствующая значению удельной энтальпии	кДж/с
Оаз	Ч отб	Энергия потока воздуха, отбираемого для объектов, находящихся вне контрольного объема, соответствующая значению удельной энтальпии ha3	кДж/с
о*.	Ч 3	Энергия потока, отобранного на охлаждение воздуха, при относительном эквивалентном снижении расхода md и удельной энтальпии Ла1	кДж/с
0/4	О.оо нм	Энергия топлива, поступающего в камеру сгорания, определенная по низшей теплоте сгорания топлива (LHV)	кДж/с
0*	Q	Энергия потока газов на входе о турбину, соответствующая значению удельной энтальпии h#	кДж/с

Обозначение параметра по стандарту		Наименование параметра	Единица измерения параметра
междуна родному	межгосударственному и национальному
<v	0,	Энергия потока газов на выходе из турбины, соответствующая значению удельной энтальпии hg7	кДж/с
Оде	0,р *„х	Энергия потока газа, выходящего из турбины, в выходном сечении дымовой трубы, соответствующая значению удельной энтальпии Лдв	кДж/с
O/w	0, л/ »-i	Энергия потока газа на выходе из турбины, соответствующая значению удельной энтальпии при стандартной температуре и привязанная к стандартной температуре окружающего воздуха Гв1	кДж/с
0?сг*1	0, пре м е-т	Приведенная энергия потока газа на выходе из турбины, соответствующая значению удельной энтальпии при стандартной температуре и привязанная к стандартной температуре окружающего воздуха 7а1	кДж/с
О/слэ	От пр .У •-!	Приведенная энергия потока газа на выходе из турбины, соответствующая значению удельной энтальпии при стандартной температуре и привязанная к стандартной темпера- туре70	кДж/с
О*	«и	Низшая теплота сгорания топлива при 15 °С и постоянном давлении (LHV)	кДж/кг
От,	AWU	Механические потери в газовой турбине	кВт
Qm.d	•^М пр	Проектные механические потери в газовой турбине	кВт
0,	лл/п К П	Лучистые и конвективные потери тепла на всех поверхностях	кВт
0,„	ДА/<ал п	Калорические потери тепла (например, тепло, отбираемое системой охлаждения компрессора)	кВт
Offi/rVd)	Д^кжп пр(и)	Проектные или измеренные калорические потери тепла	кВт
а*-.	Оеод(пар)кс	Энергия впрыскиваемых napa/воды. соответствующая удельной энтальпии h^	кДж/с
ОцЦ./nc	0- еод(пар)кс	Измеренная энергия впрыскиваемых napa/воды. приведенная к проектным условиям при необходимости	кДж/с
0,о	Nnoit	Суммарные потери двигателя (От + 0G ♦ Ог + Ол)	кВт
SH = = hH-hn	^ 3 1 У II ■а	Приращение удельной энтальпии топлива при изменении температуры топлива от температуры окружающей среды до температуры на входе в камеру сгорания	кДж/с
Sr	N, *аа *п	Заданное значение мощности, определяемое по среднеквадратичным значениям напряжения и тока	кВА

ГОСТ P 55798—2013

Обозначение параметра по стандарту Наименование параметра Единица междуна родному межгосударственному и национальному измерения параметра N, им ал Измеренное значение мощности, определяемое по среднеквадратичным значениям напряжения и тока кВА тю 7Ь Стандартная температура (15 “С) для определения удельной энтальпии топлива К То 4т0 Стандартная температура для определения удельной энтальпии воздуха и газов К — Т„ Температура окружающего воздуха К Ъ Т\ Температура воздуха на входе в компрессор К Та3 Т\ Температура воздуха на выходе из компрессора к т„ Т 1 * у» Температура потока воздуха, выходящего через уплотнения и/или негерметичиости и покидающего контрольный объем к Таз.2 '• ОХВЫХ Температура воздуха из внешнего охладителя на входе в контрольный обьем к Too Т'с Температура газов на входе в турбину к Теи Т U 0l6 Температура воздуха, отбираемого из линии отбора / в компрессоре к т« Т топ ис Температура топлива, поступающего в источник тепла (камеру сгорания) к V т I ср Средняя температура выхлопных газов к Tg7m — Измеренная приведенная температура на выходе из турбины к Tg7c 7" т пр Ср Приведенная средняя температура выхлопных газов к Ъ Т ip вых ср Средневзвешенная массовая температура выхлопных газов на выходе из дымовой трубы (установки простого цикла) к Тм т вад (пар) * Температура впрыскиваемых пара/воды на входе в контрольный обьем к Us Us Напряжение вторичной обмотки измерительного трансформатора в п Пв. ал КПД ГТУ, рассчитываемый по электрической мощности на выводных клеммах электрогенератора и низшей теплоте сгорании топлива — — По КПД ГТУ. рассчитываемый по мощности на выходном валу и низшей теплоте сгорания топлива

9

Обозначение параметра по стандарту Наименование параметра Единица измерения параметра междуна родному межгосударственному и национальному Л 1с Лг Коэффициент полноты сгорания камеры сгорания с учетом всех лучистых и конвективных потерь тепла — Лс Л в пр КПД ГТУ. определенный по приведенным значениям мощности и расхода топлива — Пт Лв и эм/рас Измеренный/расчетный КПД ГТУ — Дгог.» — т-й аддитивный поправочный коэффициент для температуры на выходе из турбины К

Примеч а ни я 1    Предполагается, что температуры воздуха или газов являются температурами торможения, если обеими сторонами не оговорено иное. 2    Общее уравнение для удельной энтальпии газов следующее: h = h, -    -    ср    (t    -1^). где — удельная энтальпия газов при стандартной температуре. °С для энтальпии: t — реальная температура газов. °С. Обычно 10 = 0 *С, в этом случае Ью = 0 и h = h, • cpt. Допускается принимать, что эта температура (tc) равна температуре окружающего воздуха или какой-либо иной температуре.

5 Контрольный объем для испытаний

Схема контрольного объема для испытаний включает в себя область с оборудованием и аппаратурой ГТУ. подвергаемым испытаниям по определению рабочих характеристик, учитывая нормальные условия для обеспечения заданных гарантий. Это обеспечивает базис для определения и планирования количества. диапазона и позиций установки приборов, необходимых для расчета потоков энергии, пересекающих граничные поверхности контрольного объема для испытаний, а также для определения текущих условий в течение испытания для приведения результатов испытания к стандартным условиям.

На рисунке 1а) показан типичный контрольный объем при испытаниях энергетической ГТУ открытого цикла с принятыми в настоящем стандарте обозначениями сечений измерения параметров, необходимых для определения технических характеристик. Сечения измерения параметров внутри контрольного объема при испытаниях могут быть использованы для расчета баланса энергии, как показано в разделе 8. На рисунке 16) показан этот же вариант контрольного объема с обозначениями сечений, принятыми в отечественной промышленности.

Приведенную номенклатуру сечений следует использовать только для примеров вычислений настоящего стандарта.

Типичный контрольный объем при испытаниях ГТУ для механического привода показан на рисунке 2.

Обозначения принятых в стандарте сечений при испытаниях ГТУ и измеряемые в них параметры, а также вариант принятого в отечественной промышленности обозначения сечений приведены в таблице 2.

Величина потерь нужна для определения энергии выхлопных газов ГТУ и включает в себя все потоки энергии, покидающие принятый контрольный объем для испытаний. К таким потерям обычно относятся потери теплового излучения, потери в подшипниках и редукторе, потери в генераторе и тепловые потери. Пример последнего вида потерь — рассеивание тепла из системы охлаждения воздуха в компрессоре и из котла-утилизатора парогазовой установки.

Обычно величина потерь мало влияет на расчетную величину энергии выхлопных газов ГТУ. и поэтому расчетная величина потерь часто используется как постоянная проектная величина. Исключением является тепло, отобранное от охлаждающих систем, которое может быть определено на основе измеренных расхода, температуры и давления рабочей среды.

10

ГОСТ P 55798—2013

Содержание

1    Область применения....................................... 1

2    Нормативные ссылки....................................... 2

3    Термины и определения...................................... 3

4    Обозначения ........................................... 4

5    Контрольный объем для испытаний................................ 10

6    Подготовка к испытаниям..................................... 13

6.1    Общие положения...................................... 13

6.2    Методика испытаний..................................... 14

6.3    Подготовка испытаний.................................... 14

6.4    Измерительная аппаратура и методы измерений....................... 16

7    Проведение испытаний...................................... 27

7.1    Заданные нормальные условия................................ 27

7.2    Предварительные проверки.................................. 29

7.3    Начало испытаний и их завершение.............................. 29

7.4    Работа до и в течение испытания............................... 30

7.5    Продолжительность испытания................................ 31

7.6    Максимально допустимые отклонения параметров при работе на контролируемом режиме . .    32

7.7    Регистрация данных при испытаниях............................. 32

7.8    Признание испытания зачетным................................ 33

8    Обработка результатов испытаний................................. 33

8.1    Результаты испытаний по определению рабочих характеристик................ 33

8.2    Приведение результатов испытания к нормальным условиям................. 35

8.3    Другие рабочие параметры системы............................. 38

9    Оформление отчета по испытаниям................................ 42

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте................... 44

Библиография............................................ 46

III

Введение

Настоящий стандарт устанавливает руководства и методики для подготовки и проведения приемочных испытаний и составления отчетности для определения иУили подтверждения электрической выходной мощности или механической мощности, коэффициента полезного действия (удельного расхода тепла), энергии выхлопных (отходящих) газов и других эксплуатационных характеристик газотурбинных силовых установок и промышленных газотурбинных двигателей. Результаты таких испытаний по определению характеристик следует определять с высокой степенью точности, используя самые современные методы расчетов и опыт, накопленный промышленностью, по технике и способам измерения.

IV

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ Методы испытаний. Приемочные испытания

Gas turbines. Methods of testing. Acceptance tests

Дата введения —2015 — 01—01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на газотурбинные силовые установки (ГТУ) открытого цикла, использующие системы сгорания, в которые подается газообразное и/или жидкое топливо, а также на ГТУ замкнутого и полузамкнутого циклов. Настоящий стандарт также может применяться к газотурбинным двигателям (далее — ГТД) в установках комбинированного цикла или с использованием других теплоутилизационных систем.

Для установок, использующих в качестве генераторов газа поршневые двигатели или особые источники тепла (например, синтетический газ химических технологических процессов, доменный газ), настоящий стандарт может применяться в качестве базиса, но для абсолютного применения он должен быть соответственно модифицирован.

Приемочные испытания ГТУ с устройствами контроля эмиссии вредных выбросов и/или увеличения мощности, которые базируются на впрыске жидкости и/или особой подготовке воздуха во входном устройстве. также рассматриваются настоящим стандартом и должны быть учтены в программе испытаний, если такие системы включены в договорные рамки поставки, как подвергаемые испытанию.

Сравнительные (контрольные, приемо-сдаточные) испытания ГТУ могут планироваться в различных вариантах, в зависимости от цели проводимых измерений. Настоящий стандарт может также применяться к сравнительным испытаниям, запланированным для проверки изменения характеристик ГТУ. в первую очередь для испытания до и после модификаций, модернизаций или ремонта.

Область применения настоящего стандарта включает в себя методики для определения следующих рабочих параметров, ограниченных до справочных рабочих параметров:

-    электрической или механической выходной мощности (мощности газового потока, если полезной энергией являются только выхлопные газы);

-    коэффициента полезного действия (КПД) или удельного расхода тепла;

-    энергии выхлопных газов за турбиной, которая характеризуется температурой и расходом выхлопных газов.

Другие рабочие параметры, определенные контрактом между поставщиком и покупателем оборудования, должны быть рассмотрены в специальной методике испытаний, а также в методике испытаний поставщика.

Настоящий стандарт описывает методы измерений и применяемую аппаратуру, организацию ее калибровки и обращения с ней. Настоящий стандарт содержит положения о подготовке и проведении испытаний по определению характеристик, определяет рабочие условия ГТУ, граничные условия и их допустимые пределы, а также нормальные условия, которые рекомендуется использовать в качестве справочных, если другие условия не оговорены к моменту покупки. Кроме того, настоящий стандарт содержит руководства по записи данных измерения и операциям с ними, методы расчета и корректировки результатов испытаний, определения неопределенности, соответствующей им.

Издание официальное

Допустимое значение параметров на испытаниях не является предметом настоящего стандарта, так как оно рассматривается как коммерческий термин, не основывающийся на статистическом анализе результатов измерений. Методология того, как применять допустимые значения параметров для демонстрации соответствия гарантируемым значениям, должна быть определена в контракте. Поэтому качество испытаний показывают результаты вычисления погрешности измерения.

Что касается дополнительного объема испытания по определению энергии выхлопных газов и/или их расхода, то эти величины определяются из баланса энергии ГТУ. Величины неопределенностей могут быть минимизированы достижением ее допустимых значений, приведенных в настоящем стандарте, для ключевых параметров в балансе энергии.

Стандарт не распространяется на:

-    испытания по определению величины эмиссии вредных выбросов:

-    испытания по определению шумовых характеристик;

-    вибрационные испытания;

-    определение характеристик конкретных узлов и систем ГТУ:

-определение технических характеристик устройств повышения мощности и вспомогательных систем, таких как устройства для охлаждения воздуха на входе в ГТУ, дожимные компрессоры топливного газа и т. д.;

-    испытания, целью которых являются исследования и доводка:

-определение адекватности основных устройств защиты;

-    определение характеристик систем управления и защиты;

-определение эксплуатационных характеристик (например, пусковых характеристик, надежности и т. д.).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.361-79 Гэсударственная система обеспечения единства измерений. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы

ГОСТ 8.586.5-2005 Гэсударственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений

ГОСТ 13379-82 Нефть. Определение углеводородов С,—С₆ методом газовой хроматографии ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости

ГОСТ 31369-2008 (ИСО 6976:1995) Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава

ГОСТ31370—2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 1. Руководство по проведению анализа

ГОСТ 31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных

ГОСТ 31371.3-2008 (ИСО 6974-3:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С₈ с использованием двух насадочных колонок

ГОС Т31371.4—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С,—С₅ и С_б, в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок

ГОСТ 31371.5-2008 (ИСО 6974-5:2000) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С,—С₅ и C_6t в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок

ГОСТ 31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2002) Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов С,—С₈ с использованием трех капиллярных колонок

ГОС Т31371.7—2008 Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов

2

ГОСТ P 55798—2013

ГОСТР 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТР 8.585-2013 Государственная система обеспечения единства измерений. Государственная поверочная схема для средств измерений длины и времени распространения сигнала в световоде, средней мощности, ослабления и длины волны оптического излучения для волоконно-оптических систем связи и передачи информации

ГОСТ Р 51069-97 Нефть и нефтепродукты. Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API ареометром

ГОСТ Р 51233-98 Термометры сопротивления платиновые эталонные 1 -го и 2-го разрядов. Общие технические требования

ГОСТР 51852-2001 (ИСО 3977-1—97) Установки газотурбинные. Термины и определения ГОСТ Р 52527—2006 (ИСО 3977-9—1999) Установки газотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность

ГОСТР 54500.3-2011/Руководство ИСО/МЭК 98-3:2008 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения

ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р ИСО 5725-1, ГОСТ Р 51852, ГОСТ Р 52527, ГОСТ Р 54500.3, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    теплота сгорания (heating value/calorific value/specific energy): Количество тепла, высвобождаемое при полном сгорании в воздухе удельного количества газообразного или жидкого топлива при условии, что сгорание происходит при постоянном давлении.

Примечание — Если продукты сгорания газообразные, то теплота сгорания носит название низшей теплоты сгорания (lower heating value — LHV, или inferior calorific value, или net heating value). Если продукты сгорания газообразные, за исключением воды, которая находится в жидком состоянии, то теплота сгорания носит название высшей теплоты сгорания (higher heating value — HHV. или superior calorific value, или gross heating value ghb 15 “С. когда в качестве топлива используют природный газ).

3.2    мощность (power): Мощность может быть выражена терминами «механическая мощность на валу у соединительной муфты турбины» (mechanical shaft power at the turbine coupling), «электрическая мощность турбогенератора» (electncal power of the turbine-generator) или «мощность газового потока» (gas power) в случае, когда ГТУ или газогенератор производят газ или сжатый воздух.

3.3    допуск (tolerance): Допустимое отклонение от заданного требования.

3.4    температура на входе в турбину (turbine inlet temperature): TIT: Температура на входе по условиям ИСО произвольно определяется как среднемассовая по потоку средняя температура заторможенного потока перед направляющим аппаратом первой ступени турбины, рассчитанная по общему тепловому балансу для камеры сгорания с учетом общего массового расхода воздуха через компрессор и общего массового расхода топлива.

Примечание — Относительно температуры таза после камеры сгорания используются различные определения [см. рисунок 4 и формулу (30)):

- температура газа на входе в турбину по условиям ИСО согласно настоящему стандарту;

3

-    температура газа на выходе из камеры сгорания;

-    температура газа на входе в сопловой аппарат;

-    температура горения;

-    температура горячих газов;

-    температура газа на входе в рабочие лопатки первой ступени турбины.

3.5 температура на выходе из турбины (turbine outlet temperature); ТОТ: Температура торможения продуктов сгорания, покидающих турбину

4 Обозначения

Обозначения величин, используемых в настоящем стандарте, и единицы измерений приведены в таблице 1.

Таблица 1 — Обозначения и единицы измерений параметров, определяемых при испытаниях

Обозначение параметра по стандарту Наименование параметра Единица измерения параметра междуна родному межгосударственному и национальному Ср.1 Cu.i Поправочный коэффициент для выходной мощности — Cp.l.t Снха Поправочный коэффициент для приведения выходной мощности от условий, при которых выполнялось измерение, к нормальным условиям — Cpjj, Сц.1.ь Поправочный коэффициент для приведения выходной мощности от заданных в документации условий к нормальным условиям — сп./ Поправочный коэффициент для КПД — Сц-t.a Поправочный коэффициент для приведения КПД от условий. при которых выполнялось измерение, к нормальным условиям — Cq.i,b Сц.Т.6 Поправочный коэффициент для приведения КПД от заданных в документации условий к нормальным условиям — COS ф COS ф Коэффициент мощности электрогенератора — CP,I СР.< Удельная теплоемкость тазов при постоянном давлении кДж/(кт К) cp.a 1 СР.1 Удельная теплоемкость воздуха при постоянном давлении при условии, что она постоянная кДж/(кг-К) Cp/4 — Удельная теплоемкость топлива при постоянном давлении кДж/(кг-К) Cpg7 срт Удельная теплоемкость выхлопных газов при постоянном давлении при условии, что она постоянная кДж/(кг-К) HR Яуа эл Удельный расход теплоты ГТУ, основанный на низшей теплоте сгорания топлива и выходной электрической мощности кДж/(кВтч) HR ЯуЛ Удельный расход теплоты ГТУ. основанный на низшей теплоте сгорания топлива и мощности ГТУ на выходном валу кДж/(кВтч) HRC Яуа пр Приведенный удельный расход теплоты ГТУ кДж/(кВтч)

4

ГОСТ Р 55798— 2013

Продолжение таблицы 1

Обозначение параметра по стандарту Наименование параметра Единица измерения параметра междуна родному межгосударственному и национальному HRm Яуа юм Измеренный и вычисленный удельный расход теплоты ГТУ кДж/(кВтч) Удельная энтальпия воздуха при температуре Га1 на входе в компрессор кДж/кг Л.э Удельная энтальпия воздуха при температуре выхода из компрессора Га3 кДж/кг (и Удельная энтальпия воздуха при температуре Т^. утекающего из контрольного объема кДж/кг Лсг3 2 'ш охл Удельная энтальпия потока воздуха, вышедшего из внешнего охладителя при температуре и входящего в контрольный объем кДж/кг Л#*./ 4т отб < Удельная энтальпия воздуха при температуре Твх1, отбираемого из линии отбора i в компрессоре кДж/кг Л,4 ^100 К С Удельная энтальпия топлива при температуре Гм, поступающего в источник тепла (камеру сгорания) кДж/кг Л96 1Г Средняя удельная энтальпия тазов при температуре Т#, поступающих в турбину кДж/кг Ьд7 1т Удельная энтальпия выхлопных тазов при температуре Тд7 кДж/кт лд8 'ip вых Удельная энтальпия выхлопных тазов при температуре Т& кДж/кг hW4 *в/п к о Удельная энтальпия впрыскиваемых пара/воды при температуре Г»* на входе в контрольный обьем кДж/кт h0 'тол 0 Удельная энтальпия топлива при стандартной температуре t,o=15 X кДж/кг Is 'гр2 Ток вторичной обмотки измерительною трансформатора А Ки Ки Коэффициент трансформации напряжения в трансформаторе — К, к, Коэффициент трансформации тока в трансформаторе — ™а\ Ge Массовый расход воздуха на входе в компрессор кг/с таЗ Gк Массовый расход воздуха на выходе из компрессора кг/с тав бут Массовый расход воздуха через уплотнения и/или при утечке. покидающею контрольный обьем кг/с твЗ Gk отб Массовый расход отбираемого воздуха на выходе из компрессора кг/С тСАСС — Массовый расход воздуха на охлаждение камеры сгорания кг/с

5

Продолжение таблицы 1

Обозначение параметра по стандарту Наименование параметра Единица измерения параметра междуна родному межгосударственному и национальному mCA^stv — Массовый расход воздуха для натравляющих лопаток 1-й ступени турбины кг/с тСА.Т — Общий массовый расход воздуха на охлаждение турбины кг/с mct3 G* ox Массовый расход воздуха, поступающего во внешний охладитель. покидающий контрольный обьем и входящий в нею кг/с М d G., Относительная разница о массовом расходе на входе между реальным и эквивалентным компрессорами (т. е. относительное эквиваттентное снижение расхода воздуха на входе в реальный компрессор) % m,A GTOn Массовый расход топлива, поступающею в контрольный обьем кг/с mgG Gr Массовый расход газов на входе в турбину кг/с mg7 G, Массовый расход тазов на выходе из турбины кг/с mgB Gip вых Массовый расход газов на выходе из дымовой трубы кг/с mg7c G, np Приведенный массовый расход выхлопных газов турбины кг/с mwA С»ода (nap) Массовый расход впрыскиваемых пара/воды. поступающих в контрольный обьем кг/с meg G* „в Массовый расход воздуха через эквивалентный компрессор без линий отбора воздуха на охлаждение, но с тем же потреблением мощности, какое в реальном компрессоре кг/с mo*.l G« i 016 Массовый расход отбираемою воздуха в Ай линии отбора компрессора кг/с N К Число поправочных коэффициентов — P — Мощность как функция изменяющегося параметра кВт Pr*7 — Мощность при заданных или общепринятых нормальных условиях кВт P9.c — Приведенная выходная мощность ГГУ кВт P^jri — Измеренная/вычисленная мощность ГТУ кВт P«9c W» an np Приведенная выходная электрическая мощность на выводных клеммах электрогенератора кВт P/nm N, an Измеренная/расчетная механическая выходная мощность кВт P„ N|* oxn Мощность, потребляемая поджимающим компрессором охлаждающего воздуха кВт