ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

ТЕХНОЛОГИИ ТОПЛИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

Часть 3-200

Стационарные энергоустановки на топливных элементах.

Методы испытаний для определения рабочих характеристик

IEC 62282-3-200:2011 Fuel cell technologies - Part 3-200:

Stationary fuel cell power systems - Performance test methods

(IDT)

Издание официальное

Москва Стандартинформ 2015

Предисловие

1    ПОДГОТОВЛЕН Некоммерческим партнерством «Национальная ассоциация водородной энергетики (НП НАВЭ)» на основе собственного аутентичного перевода на русский язык международного стандарта, указанного в пункте 4

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 29 «Водородные технологии»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 26 ноября 2014 г. № 1764-ст

4    Настоящий стандарт идентичен международному стандарту МЭК 62282-3-200:2011 «Технологии производства топливных батарей. Часть 3-200. Стационарные системы питания топливных батарей. Методы испытания технических характеристик (IEC 62282-3-200:2011 «Fuel cell technologies — Part 3-200: Stationary fuel cell power systems — Performance test methods»).

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации и межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

5    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 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 ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, 2015

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

и

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

3.1.28    время останова (shutdown time): Интервал времени между моментом отключения нагрузки при номинальной мощности и моментом, когда останов завершен в соответствии с критериями, указанными производителем.

Примечание — Операция включения функции останова подразделяется на два вида: нормальный останов и аварийный останов.

3.1.29    режим ожидания, холостой ход (standby state, idle state): Состояние энергетической системы на топливных элементах при рабочей температуре, соответствующей температуре рабочего режима, когда энергетическая система не производит электроэнергию. При этом энергетическая система на топливных элементах способна быстро переключиться в рабочее состояние с генерированием электроэнергии.

3.1.30    энергия пуска (start-up energy): Сумма электрической, тепловой и/или химической энергии (энергии топлива), необходимая для пуска энергоустановки на топливных элементах.

3.1.31    время пуска (start-up time): Время необходимое для перехода энергоустановки из холодного состояния в режим выдачи полезной электрической мощности (для энергоустановок на топливных элементах, не требующих наличия внешнего источника электропитания для поддержания ее в режиме хранения).

Примечание — Для систем, требующих наличия внешнего источника электропитания для поддержания режима хранения, время пуска — время, необходимое для перехода из режима хранения к выдаче полезной электрической мощности.

3.1.32    состояние хранения (storage state): Состояние энергоустановки на топливных элементах, неработающем режиме и требующем, согласно условиям, определенным производителем, подвода тепловой и/или электрической энергии и/или инертной среды для предотвращения повреждения компонентов энергоустановки и/или питания систем контроля и управления.

3.1.33    режим испытаний (test run): Интервал времени, в течение которого фиксируются данные измерений, необходимые для определения результатов испытаний.

Примечание — Представляемые результаты рассчитываются на основании данных измерений.

3.1.34    уровень вибрации (vibration level): Максимальное значение измеренной величины механических колебаний, производимых энергоустановкой на топливных элементах во время работы.

Примечание — Уровень вибрации выражается в децибелах (дБ) и измеряется, как описано в настоящем стандарте.

3.1.35    сбрасываемое тепло (waste heat): Тепловая энергия, выделенная и нерекуперированная.

3.1.36    потребление воды (water consumption): Вода, подаваемая (извне границы испытаний) в энергоустановку за исключением первоначально залитой.

3.2 Обозначения и единицы измерения

Используемые в настоящем стандарте обозначения и определения с соответствующими единицами измерения приведены в таблице 1.

Таблица 1

Обозначение Определение Единица измерения % Объемный расход Средний объемный расход топлива при средней температуре и среднем давлении pf м3/с ф/fO Средний объемный расход топлива при стандартных условиях м3/с Объемный расход окислителя (воздуха) при средней температуре tz и среднем давлении ра м3/с ^vaO Средний объемный расход окислителя (воздуха) при стандартных условиях м3/с TvHRr Объемный расход рекуперирующего теплоносителя м3/с *7ve Объемный расход отработавших газов м3/с

Обозначение	Определение	Единица измерения
^vw	Объемный расход воды при температуре и давлении технологического процесса	м3/с
м0	Мольный объем идеального газа (2,3645 х 10“2 м3/моль) (при стандартной температуре t0 = 288,15 К)	м3/моль
Tint	Интервал измерения	с
ят	Массовый расход
flmf	Средний массовый расход топлива	кг/с
^ma	Средний массовый расход окислителя (воздуха)	кг/с
^me	Массовый расход заданного индивидуального компонента в отработавшем газе	кг/с
‘tVnHR	Массовый расход рекуперирующего теплоносителя	кг/с
МШ	Масса передающей тепло текучей среды (пара, воздуха, др.), подаваемой в энергоустановку на топливных элементах от источника дополнительной тепловой энергии (а также из нее) за время испытаний	кг/с
P	Электрическая мощность
Pout	Средняя выходная электрическая мощность (включая постоянный ток)	кВт
Pin	Средняя активная электрическая мощность, потребляемая на собственные нужды от внешних источников электропитания (включая постоянный ток)	кВт
Pn	Средняя полезная выходная электрическая мощность	кВт
Pio	Полезная выходная электрическая мощность при низком уровне полезной выходной электрической мощности, соответствующая снижению на 90 % разности между номинальной электрической мощностью и минимальной электрической мощностью	В, кВт
P90	Полезная выходная электрическая мощность при 90 % номинальной полезной выходной электрической мощности	В, кВт
Pmin	Минимальная полезная выходная электрическая мощность	В, кВт
Prated	Номинальная полезная выходная электрическая мощность	В, кВт
P	Давление
Po	Стандартное давление	кПа
Pf	Среднее давление топлива за время испытания	кПа
Pa	Среднее давление окислителя (воздуха) за время испытания	кПа
t	Температура
f0	Стандартная температура	К
«Г	Средняя температура топлива за время испытания	К
	Средняя температура окислителя (воздуха) за время испытания	К
fHR1	Температура рекуперирующего тепло теплоносителя на выходе	К
fHR2	Температура рекуперирующего тепло теплоносителя на входе	К
P	Плотность
Pro	Плотность исходного топлива при стандартных условиях	кг/м3

Обозначение	Определение	Единица измерения
pf	Плотность жидкого топлива при средней температуре ff	кг/м3
РаО	Плотность окислителя (воздуха) при стандартных условиях	кг/м3
Ре	Массовая концентрация заданного компонента газа	кг/м3
Рин	Плотность рекуперирующего тепло теплоносителя при измеренных температуре и давлении	кг/м3
х\	Молярная концентрация компонента j в соответствии с Приложением В	—
Q	Теплота сгорания
Qf0	Теплотворная способность топлива при стандартных условиях	кДж/моль
Qx	Теплотворная способность жидкого топлива при температуре tf	кДж/кг
Qf0j	Теплотворная способность компонента j при стандартной температуре	кДж/моль
^WH	Мощность тепловых потерь	кДж/с
SHR	Удельная теплоемкость рекуперирующего тепло теплоносителя	кДж/кг ■ К
si	Удельная теплоемкость чистого компонента]	кДж/кг ■ К
H, h	Энтальпия, удельная энтальпия
hf	Удельная энтальпия топлива при средней температуре tf	кДж/моль
hf0	Удельная энтальпия топлива при стандартной температуре t0	кДж/моль
ha	Удельная энтальпия окислителя (воздуха) при средней температуре fa	кДж/моль
ha0	Удельная энтальпия окислителя (воздуха) при стандартной температуре *0	кДж/моль
hn	Удельная энтальпия компонента j при средней температуре tf	кДж/моль
«in	Средняя энтальпия теплоносителя (пара, воздуха и т. п.), поступающего в энергоустановку на топливных элементах за время испытания	кДж/кг
«out	Средняя энтальпия теплоносителя (пара, воздуха и т. п.), выходящего из энергоустановки на топливных элементах за время испытания	кДж/кг
E, Q, W	Подводимая энергия и мощность
Ef	Энергия, подводимая топливом, на моль, в соответствии с рабочей таблицей 1 Приложения В	кДж/моль
«fv	Энергия, подводимая топливом, на единицу объема	кДж/м3
^fm	Энергия, подводимая топливом, на единицу массы	кДж/кг
Epf	Энергия давления топлива при среднем давлении pf, на моль	кДж/моль
Ea	Энергия, подводимая окислителем (воздух), на моль	кДж/моль
«av	Энергия, подводимая окислителем( воздух), на единицу объема	кДж/м3
^am	Энергия, подводимая окислителем (воздух), на единицу массы	кДж/кг
Epa	Энергия давления окислителя (воздуха), на моль	кДж/моль
Qin	Средняя полная подводимая мощность	кДж/с
Qirtf	Средняя подводимая мощность газообразного или жидкого топлива	кДж/с
^ina	Средняя подводимая мощность окислителя (воздуха)	кДж/с

Обозначение	Определение	Единица измерения
Wsi	Средняя подводимая механическая мощность	кДж/с
Wtsi	Суммарная механическая работа	кДж
Qhr	Средняя рекуперированная мощность за время испытаний	кДж/с
^tHR	Тепловая энергия, рекуперированная за время испытаний	кДж
Qst	Средняя подводимая дополнительная тепловая мощность	кДж/с
Qtst	Суммарный подвод дополнительной тепловой энергии в энергоустановку на топливных элементах за время испытаний	кДж
^rated	Номинальная полезная выходная мощность	кДж
^min	Минимальная полезная выходная мощность	кДж
®10	Полезная выходная тепловая мощность при низком уровне полезной выходной тепловой мощности, соответствующая снижению на 90 % разности между номинальной тепловой мощностью и минимальной тепловой мощностью	Вт, кВт
О CD О	Полезная выходная тепловая мощность при 90% номинальной полезной выходной тепловой мощности	кДж/e, Вт, кВт
n	Коэффициент полезного действия
ne	Электрический коэффициент полезного действия	%
nth	Коэффициент эффективности рекуперации тепла	%
^total	Полный коэффициент полезного действия	%
T,PR,QR	Время переходного процесса, скорость линейного изменения
Tup	Время переходного процесса, начиная от 7"jnj до 7attajn_rated	с
T"down	Время переходного процесса, начиная от Tjn до Tattajn_mjn	с
^~up90	Время переходного процесса для достижения 90 % номинальной полезной электрической или тепловой мощности или период, начиная от Tjnj до Tattajn90	с
T"down90	Время переходного процесса, необходимое для достижения полезной электрической или тепловой мощности 90 % запроса на изменение, это период времени, начиная от Tiniflo Tattain10	с
TattainlO	Время достижения Р10	с
T"attain90	Время достижения Р90	с
Tattain-raited	Время достижения энергоустановкой на топливных элементах номинальной полезной электрической или тепловой мощности с отклонением в пределах ± 2 % номинальной мощности	с
T"attain-min	Время достижения энергоустановкой на топливных элементах минимальной полезной электрической или тепловой мощности с отклонением в пределах ± 2 % номинальной мощности	с
TattainlO	Время, когда полезная электрическая мощность достигает уровня, соответствующего снижению на 90% разности между номинальной электрической мощностью и минимальной запрашиваемой электрической мощностью.	с
^~ini	Время, когда изменение полезной выходной электрической или тепловой мощности инициировано пользователем	с
Tint	Период измерений	с

4.3 Теплотворная способность

Теплотворная способность топлива определяется по низшей теплотворной способности (LHV).

г|_е или r|_th = XX %.

В случае использования низшей теплотворной способности (LHV) обозначение «LHV» добавлять не требуется.

Если применяется высшая теплотворная способность (HHV), к значению энергетического КПД следует добавлять обозначение «HHV»:

д_е или r|_th = XX % (HHV).

5 Испытания для определения рабочих характеристик

При оценке рабочих характеристик энергоустановки на топливных элементах должны рассматриваться:

a)    рабочие показатели: проверить рабочие характеристики энергоустановки во время нормальной работы и при переходных режимах;

b)    экологические показатели: проверить воздействие энергоустановки на окружающую среду.

В таблице 2 приведен перечень испытаний для проверки рабочих и экологических характеристик. Испытания, перечисленные в таблице 2, должны применяться к энергоустановке на топливных элементах, рассматриваемой как единое целое.

Если не оговорено иначе, каждое из указанных испытаний должно проводиться для всех типов топливных элементов. При наличии различий в конструктивном исполнении установки и различий в технологии некоторая часть испытаний может не проводиться (например, для энергоустановок без рекуперации тепла не требуется проведение измерений рекуперированного тепла).

Таблица 2

№ Испытание Рабочие показатели Экологические показатели 1 Проверка коэффициента полезного действия Проверка состава отработавших газов 2 Проверка характеристик пуска/останова Проверка уровня акустического шума 3 Проверка потребления продувочного газа Проверка уровня вибрации 4 Проверка потребления воды Проверка качества сбрасываемой воды 5 Проверка потерь тепла

6 Подготовка испытаний

6.1 Основные положения

В настоящем разделе представлены типовые вопросы, которые должны быть рассмотрены до начала проведения испытаний. Для каждого испытания должна быть проведена работа по минимизации неопределенности измерений путем подбора высокоточных средств измерения, тщательного и детального планирования испытания. Подробные планы испытаний должны подготавливаться сторонами — участницами испытаний, принимая за основу настоящий стандарт. План испытаний должен быть подготовлен в письменной форме. Соответствующий перечень испытаний приведен в таблице 3.

План испытаний должен содержать следующие пункты:

a)    цель;

b)    технические требования к испытаниям;

c)    квалификация специалистов, проводящих испытания;

d)    стандарты гарантии качества (ИСО 9000 или другие равноценные стандарты);

e)    неопределенность измерений (см. А.1 и А.2);

f)    перечень средств измерения (см. раздел 7);

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

д)    предполагаемый диапазон проверяемых параметров;

h)    план сбора данных (см. 6.2.2);

i)    при необходимости использовать стандарт ИСО/ТО 15916 или равноценный стандарт по основным вопросам безопасности при использовании водорода в качестве топлива (в соответствии с указаниями, содержащимися в документации, предоставленной изготовителем).

6.2 Анализ неопределенности измерений

6.2.1    Составляющие анализа неопределенности

Анализ неопределенности измерений должен выполняться по четырем перечисленным ниже показателям для того, чтобы отразить достоверность результатов испытаний и их соответствие требованиям заказчика. Для определения абсолютной и относительной неопределенности должны быть проанализированы следующие показатели, полученные в ходе испытаний. Испытание должно быть спланировано так, чтобы можно было провести оценку достоверности результатов для следующих показателей:

-    выходная электрическая мощность;

-    электрический коэффициент полезного действия;

-    коэффициент эффективности рекуперации тепла;

-    полный коэффициент полезного действия.

6.2.2    План сбора данных

До начала проведения испытаний для определения рабочих характеристик должен быть установлен порядок сбора данных (то есть продолжительность и периодичность считывания показаний) для обеспечения заданной неопределенности и должна быть подготовлена аппаратура регистрации данных, обеспечивающая требуемую периодичность и скорость фиксирования данных в соответствии с 8.5 и А.2.

7 Измерительная аппаратура и методы измерения

7.1    Основные положения

Типы измерительной аппаратуры и методы измерения должны соответствовать применимым международным стандартам и должны выбираться таким образом, чтобы удовлетворять требованиям к неопределенности измерения, указанным производителем. При необходимости следует использовать дополнительное оборудование, обеспечивающее измерение необходимых физических величин.

7.2    Измерительная аппаратура

Для измерения рабочих характеристик энергоустановок на топливных элементах, как правило, используются следующие измерительные приборы и оборудование:

a)    аппаратура для измерения выходной электрической мощности и потребляемой электрической мощности (измерители мощности, вольтметр, амперметр и другое оборудование);

b)    аппаратура для измерения расхода топлива (расходомеры топлива, датчики давления, датчики температуры);

c)    аппаратура для измерения расхода окислителя (расходомеры окислителя, датчики давления, датчики температуры);

d)    аппаратура для определения теплотворной способности топлива (средства газовой хроматографии, калориферы или другие устройства с сопоставимой точностью;

е)    аппаратура для измерения расхода жидкости для рекуперации тепла (жидкостные расходомеры, датчики температуры и датчики давления);

f) аппаратура для определения состава отработанного газа и качества сбрасываемой воды (анализатор отработавших газов, например твердых частиц, SO_x, NO_x, С0₂, СО, и общего содержания углеводородов, анализатор качества воды, например pH-метр, электрохимический зонд);

д) аппаратура для измерения уровня шума (шумомеры, микрофоны);

h)    аппаратура для измерения уровня вибрации (виброметры, акселерометры, сейсмодатчики);

i)    аппаратура для измерения условий окружающей среды (барометры, гигрометры и датчики температуры).

13

7.3 Методы измерения

7.3.1    Измерение электрической мощности

Измерение электрической мощности может использоваться для вычисления электрической энергии за период испытаний.

Цифровые измерительные приборы для измерения электрической мощности могут использоваться для непосредственного измерения потребляемой и выходной электрической мощности в дополнение к измерениям напряжения, U, и тока, /.

Если прямое измерение мощности недоступно, то для определения электрической мощности переменного тока можно использовать следующие формулы при условии, что коэффициент мощности X известен.

Для трехфазной системы:

Р = V3 ■ U ■ 1-Х.

Для однофазной системы:

P=U - I X.

Для постоянного тока может использоваться следующая формула:

Р= U ■ I.

Электрическая мощность, напряжение, ток и коэффициент мощности должны измеряться в соответствии с МЭК 60051, МЭК 60359, МЭК 62052-11, МЭК 62053-22, МЭК 60688, МЭК 61028 и МЭК 61143.

Ваттметры, вольтметры, амперметры и измерители коэффициента мощности должны обеспечивать необходимую точность и должны быть откалиброваны до начала измерений.

Расположение измерительной аппаратуры должно быть следующим:

a)    для измерения выходной электрической мощности ваттметр, вольтметр, амперметр и измеритель коэффициента мощности должны располагаться в точке подключения для производимой электрической мощности;

b)    для измерения мощности, потребляемой от внешнего источника для обеспечения нагрузок собственных нужд, ваттметр, вольтметр, амперметр и измеритель коэффициента мощности должны располагаться в точке подключения для ввода электрической мощности;

c)    измерения коэффициента мощности должны проводиться при условии, что энергоустановка на топливных элементах подключена к внешней нагрузке или к локальной электрической сети.

7.3.2    Измерение потребления топлива

7.3.2.1    Общие положения

В зависимости от технических характеристик в испытываемой энергоустановке на топливных элементах могут использоваться либо газообразные, либо жидкие виды топлива. Теплотворная способность топлива должна оставаться неизменной в течение всего периода испытаний (см. таблицу 4).

7.3.2.2    Измерения расхода газообразного топлива

7.3.2.2.1    Общие положения

В число определяемых характеристик газообразного топлива должны входить:

a)    теплотворная способность;

b)    температура;

c)    давление;

d)    плотность.

Теплотворная способность газообразного топлива должна рассчитываться в соответствии с 9.2.3.1.2.1.

7.3.2.2.2    Определение состава газообразного топлива

Определение состава газообразного топлива включает в себя:

а) Отбор проб

Пробы газообразного топлива должны отбираться во время работы энергоустановки на топливных элементах, при этом периодичность отбора проб и соответствующее количество проб должны соответствовать требованиям анализа погрешностей. Вместо отбора проб газа может использоваться предварительно проанализированный тарировочный газ при условии, что неопределенность параметров проанализированного газа находится в пределах требуемой величины.

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

Ь) Определение состава топливного газа

Природный газ состоит в основном из метана и небольшого количества высших углеводородов, а также некоторых негорючих газов. Газообразные топлива могут содержать другие компоненты.

Все основные компоненты должны определяться в соответствии с методами, описанными в ИСО 6974 и ИСО 6975:

-    метан;

-    этан;

-    пропан;

-    бутан;

-    пентан;

-    гексан плюс;

-    азот;

-    диоксид углерода;

-    бензол.

Следующие компоненты, содержащиеся в незначительных количествах, должны измеряться в соответствии с методами, описанными в ИСО 6974 и ИСО 6975:

-    водород;

-    кислород;

-    оксид углерода.

Содержание соединений серы (включая одорант) должно определяться в соответствии с методами, описанными в ИСО 6326.

Содержание водяного пара должно определяться в соответствии с методами, подробно описанными в ИСО 10101 и ИСО 11541.

Если в качестве топлива используется водород, отбор проб и определение состава газа должно проводиться в соответствии с ИСО 14687.

7.3.2.2.3    Измерение расхода

Измерение расхода топлива может производиться для вычисления общего расхода энергии путем интегрирования мгновенного расхода на протяжении испытания.

Расход топлива является важным показателем для измерения коэффициента полезного действия энергоустановки на топливных элементах. Потребление газообразного топлива может определяться с помощью объемного расходомера, массового расходомера или расходомера турбинного типа. Если использование такого способа невозможно, то для измерения расхода рекомендуется использовать измерительные сопла, диафрагмы, которые должны применяться в соответствии с ИСО 5167. Топливные расходомеры должны быть рассчитаны на давление используемого газа, а их погрешность должна находиться в пределах требуемой величины.

Правила установки расходомера и проведения измерений расхода:

a)    место установки расходомеров: расходомеры должны устанавливаться вблизи границы испытаний;

b)    условия измерений: температура и давление топлива должны измеряться вблизи расходомера, установленного на границе испытаний.

7.3.2.2.4    Измерение температуры газообразного топлива

Рекомендуется использовать следующие приборы для непосредственного измерения температуры:

a)    термопары с преобразователем;

b)    термометр сопротивления с преобразователем.

Датчики температуры должны обладать необходимой точностью.

Если расходомер требует внесения поправки на температуру, то для внесения такой поправки должен использоваться датчик температуры, установленный вверх по потоку от устройства, измеряющего расход.

7.3.2.2.5    Измерение давления газообразного топлива

Можно использовать градуированные жидкостные манометры, грузопоршневые манометры, трубки Бурдона или другие манометры с упругими элементами. В качестве альтернативного варианта можно использовать калиброванные датчики давления. Аппаратура для измерения давления топлива должна быть рассчитана на давления, измеряемые во время испытаний, а величина погрешности должна соответствовать значениям, установленным при анализе погрешности.

До начала испытаний соединительные трубопроводы должны быть проверены на герметичность в рабочих условиях.

15

При наличии пульсаций давления должны использоваться средства гашения пульсаций, устанавливаемые в соответствующих местах.

Измеряемое давление топлива должно быть статическим, влияние скорости должно учитываться и исключаться.

7.3.2.3 Измерение расхода жидкого топлива

7.3.2.3.1    Общие положения

Для определения характеристик топлива должен использоваться соответствующий метод отбора проб.

Определяемые характеристики:

a)    плотность (масса на единицу объема);

b)    теплотворная способность;

c)    вязкость (при необходимости);

d)    температура;

e)    состав жидкого топлива.

Эти характеристики должны определяться в соответствии с применимыми стандартами ИСО (ИСО 3648 и ИСО 8217), а также в соответствии с ASTM D 4809-00, если необходимо.

7.3.2.3.2    Измерение расхода жидкого топлива

Точное измерение расхода топлива в энергоустановке на топливных элементах важно для определения тепловой мощности данной энергоустановки на топливных элементах. Рекомендуется использовать измерительные насадки, диафрагмы и расходомеры. Аппаратура должна использоваться в соответствии с ИСО 5167. Альтернативными решениями являются расходомеры с принудительным наполнением, массовые расходомеры, объемные расходомеры, расходомеры турбинного типа, откалиброванные счетчики жидкости и средства прямого взвешивания. В любом случае необходимо знать погрешность средств измерения расхода топлива, которая должна соответствовать вычисленной погрешности.

Не допускается разлив или утечка жидкости после точки измерения.

Измерение расхода топлива может использоваться для вычисления полного расхода топлива путем интегрирования расхода на протяжении периода проведения испытания.

7.3.2.3.3    Измерение температуры жидкого топлива

Для прямого измерения температуры рекомендуется использовать следующие измерительные приборы:

a)    термопары с преобразователем;

b)    термометр сопротивления с преобразователем.

Датчики температуры должны иметь необходимую точность.

Если расходомер требует внесения поправки на температуру, то для внесения такой поправки должен использоваться датчик температуры, установленный выше по потоку от устройства, измеряющего расход.

7.3.3    Измерение рекуперированного тепла

7.3.3.1    Общие положения

В качестве рекуперирующей тепло текучей среды может использоваться горячая вода, горячий воздух или теплоноситель, такой как масло и т. д. В зависимости от характеристик испытываемой энергоустановки на топливных элементах может использоваться комбинация этих теплоносителей.

Температура и давление рекуперирующей тепло текучей среды должны измеряться одновременно.

7.3.3.2    Измерение расхода рекуперирующего тепло теплоносителя

Для каждого теплоносителя должно использоваться соответствующее оборудование. Точное измерение расхода рекуперирующего тепло теплоносителя, поступающего в теплоиспользующее/те-плоаккумулирующее оборудование и выходящего из него, необходимо для определения тепловой эффективности энергоустановки на топливных элементах. Рекомендуется использовать измерительные сопла, диафрагмы или расходомеры, которые должны использоваться в соответствии с ИСО 5167. Также могут использоваться массовые расходомеры и расходомеры турбинного типа.

Расходомеры должны иметь необходимые диапазон и точность измерений.

Устройства измерения расхода должны располагаться вблизи границы энергоустановки на топливных элементах.

Измерение расхода рекуперирующей тепло текучей среды может использоваться для вычисления суммарного расхода рекуперирующей тепло среды путем интегрирования мгновенного расхода на протяжении испытания.

16

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

Содержание

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

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

3    Термины, определения, обозначения и единицы измерения.................................5

4    Стандартные условия................................................................11

4.1    Общие положения...............................................................11

4.2    Температура и давление..........................................................11

4.3    Теплотворная способность........................................................12

5    Испытания для определения рабочих характеристик......................................12

6    Подготовка испытаний...............................................................12

6.1    Основные положения............................................................12

6.2    Анализ неопределенности измерений...............................................13

7    Измерительная аппаратура и методы измерения.........................................13

7.1    Основные положения.............................................................13

7.2    Измерительная аппаратура........................................................13

7.3    Методы измерения...............................................................14

8    План испытаний....................................................................20

8.1    Общие положения...............................................................20

8.2    Условия внешней среды..........................................................21

8.3    Максимально допустимые отклонения в установившемся режиме.......................21

8.4    Методика проведения испытаний...................................................22

8.5    Продолжительность испытаний и частота проведения измерений........................22

9    Методы испытаний и вычисление результатов ...........................................22

9.1    Общие положения...............................................................22

9.2    Определение коэффициента полезного действия.....................................23

9.3    Проверка динамических характеристик по мощности..................................32

9.4    Проверка характеристик пуска и останова...........................................43

9.5    Проверка потребления продувочного газа............................................43

9.6    Проверка потребления воды.......................................................44

9.7    Проверка потерь тепла...........................................................44

9.8    Проверка выбросов отработавшего газа.............................................44

9.9    Проверка уровня акустического шума...............................................44

9.10    Проверка уровня вибрации.......................................................45

9.11    Проверка качества сбрасываемой воды............................................45

10    Протоколы испытаний..............................................................45

Приложение А (обязательное) Анализ неопределенности....................................47

Приложение В (обязательное) Расчет теплотворной способности топлива......................61

Приложение С (обязательное) Стандартный газ............................................65

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных

международных стандартов национальным стандартам Российской Федерации и действующим в этом качестве

межгосударственным стандартам..........................................67

70

III

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

7.3.3.3    Измерение температуры рекуперирующего тепло теплоносителя

Для непосредственного измерения температуры рекомендуется использовать термопары с преобразователем или термометр сопротивления с преобразователем.

Устройства измерения температуры теплоносителя должны иметь необходимые диапазон и точность измерений.

Устройства измерения температуры теплоносителя должны располагаться вблизи границы энергоустановки на топливных элементах.

Устройства измерения температуры должны располагаться непосредственно вверх по потоку от соответствующего расходомера. Датчики температуры не должны соприкасаться с трубопроводами.

7.3.3.4    Измерение давления рекуперирующего тепло теплоносителя

Методика измерений, предназначенная для газообразного теплоносителя, включая пар, включает в себя:

a)    подготовку к измерению: датчики давления должны иметь необходимую точность;

b)    установку датчиков давления: датчики давления должны устанавливаться в трубопровод строго выше по потоку от соответствующего расходомера вблизи точек подключения (мест входа/выхода теплоносителя). Трубы должны иметь соответствующее теплоизоляционное покрытие.

7.3.4    Измерение расхода продувочного газа

Расход продувочного газа может определяться при помощи объемного расходомера, массового расходомера или расходомера турбинного типа. Если использование такой методики невозможно, то для измерения расхода рекомендуется использовать измерительные сопла, диафрагмы или расходомеры Вентури, которые должны применяться в соответствии с ИСО 5167. Расходомеры должны быть рассчитаны на давление используемого газа, а их погрешность должна соответствовать значениям, определенным при анализе погрешности. Измерение потребления продувочного газа может использоваться для определения суммарного потребления продувочного газа путем интегрирования мгновенного расхода на протяжении испытания.

Правила установки расходомера и проведения измерений расхода:

a)    места установки расходомеров: расходомеры должны устанавливаться вблизи границы испытаний;

b)    условия измерений: температура и давление должны измеряться вблизи расходомера, установленного на границе испытаний.

7.3.5    Измерение потребления окислителя (воздуха)

7.3.5.1    Общие положения

Должны измеряться следующие характеристики окислителя (воздуха):

a)    температура;

b)    давление;

c)    состав (характеристики окислителя могут влиять на рабочие характеристики энергоустановки). Состав окислителя (воздуха) должен указываться в протоколе испытаний;

d)    плотность.

7.3.5.2    Измерение расхода окислителя (воздуха)

Расход окислителя (воздуха) может определяться с помощью объемного расходомера, массового расходомера или расходомера турбинного типа. Если их использование невозможно, то для измерения расхода рекомендуется использовать измерительные сопла, диафрагмы или расходомеры Вентури, которые должны применяться в соответствии с ИСО 5167. Расходомеры должны быть рассчитаны на давление используемого газа, а их погрешность должна соответствовать значениям, установленным при анализе погрешности. Измерение расхода окислителя (воздуха) может использоваться для вычисления суммарного расхода окислителя (воздуха) путем интегрирования мгновенного расхода на протяжении испытания.

Правила установки расходомера и проведения измерений расхода:

a)    место установки расходомеров: расходомеры должны устанавливаться вблизи границы испытаний;

b)    условия измерений: температура и давление топлива должны измеряться вблизи расходомера, установленного на границе испытаний.

7.3.5.3    Измерение температуры окислителя (воздуха)

Для прямого измерения температуры рекомендуется использовать следующие измерительные приборы:

а) термопары с преобразователем;

17

Введение

Настоящий стандарт идентичен международному стандарту МЭК 62282-3-200:2011 «Технологии производства топливных батарей. Часть 3-200. Стационарные системы питания топливных батарей. Методы испытания технических характеристик (МЭК 62282-3-200:2011 Fuel cell technologies — Part 3-200: Stationary fuel cell power systems — Performance test method).

Международная электротехническая комиссия — МЭК (International Electrotechnical Commission — IEC) является всемирной организацией по стандартизации, включающей национальные комитеты. Основной задачей МЭК является продвижение международного сотрудничества по вопросам, касающимся стандартизации в областях электротехники и электроники. С этой целью МЭК публикует международные стандарты, а также технические условия, технические отчеты, общедоступные спецификации и руководства (именуемые в дальнейшем «документы МЭК»), Подготовка этих документов осуществляется техническими комитетами МЭК. Национальный комитет МЭК, заинтересованный в разработке стандарта, может принять участие в работе технических комитетов. Международные, правительственные и неправительственные организации, поддерживающие связь с МЭК, могут также принять участие в этой подготовительной работе. МЭК тесно сотрудничает с Международной организацией по стандартизации (ИСО) в соответствии с условиями, установленными в соглашении между двумя данными организациями.

Публикации МЭК носят характер рекомендаций для международного использования и принимаются национальными комитетами МЭК с учетом этого фактора.

Международный стандарт МЭК 62282-3-200 подготовлен техническим комитетом МЭК/ТК 105 «Технологии топливных элементов». Издание МЭК 62282-3-200 отменяет и заменяет издание МЭК 62282-3-2, опубликованное в 2006 году, и представляет собой переработанную и исправленную версию как с точки зрения технического содержания, так и с точки зрения структуры. Значительные изменения в издании МЭК 62282-3-200 по сравнению с изданием МЭК 62282-3-2 направлены на обеспечение соответствия ASME РТС-50. Эти изменения касаются:

-    формул для расчета коэффициента полезного действия, в которых вместо мощности за основу принимается среднее значение мощности, полученное путем деления энергии на продолжительность испытания;

-    продолжительности испытания и частоты измерения показаний;

-    испытаний по определению коэффициента полезного действия при частичной нагрузке которые теперь не являются обязательными. Вопрос о проведении испытаний при частичной нагрузке должен решаться сторонами, определяющими методику проведения испытаний;

-    способа измерения расхода топлива для определения коэффициента полезного действия, при котором используются как массовый расход, так и объемный расход топлива;

-    вычисления коэффициента полезного действия, учитывающего потребление тепловой энергии и потребление механической энергии.

Разработка настоящего национального стандарта, идентичного МЭК 62282-3-200:2011, осуществлялась Техническим комитетом по стандартизации Росстандарта ТК 029 «Водородные технологии» в обеспечение Технического регламента Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» (ТР ТС 010/2011).

IV

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЕХНОЛОГИИ ТОПЛИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ Часть 3-200

Стационарные энергоустановки на топливных элементах. Методы испытаний для определения рабочих характеристик

Fuel cell technologies. Part 3-200. Stationary fuel cell power systems. Performance test methods

Дата введения — 2015—07—01

1 Область применения

Настоящий стандарт распространяется на технические и экологические характеристики стационарных энергоустановок на топливных элементах. Данные методы испытаний применяются для определения:

-    мощностных показателей в заданных рабочих и переходных режимах;

-    электрического коэффициента полезного действия и тепловой эффективности в заданных рабочих режимах;

-    экологических характеристик, например выбросов газов, уровня шума и т. д., в заданных рабочих и переходных режимах.

Стандарт не предназначен для определения электромагнитной совместимости.

Настоящий стандарт не распространяется на стационарные энергоустановки на топливных элементах малой мощности с выходной электрической мощностью менее 10 кВт, которые рассмотрены в МЭК 62282-3-201.

Энергоустановки на топливных элементах в зависимости от типа топливных элементов и области применения могут включать в свой состав подсистемы, связанные с преобразованием различных веществ и потоков энергии. На рисунке 1 представлена общая схема энергоустановки на топливных элементах и определены ее границы.

Для определения границ испытаний принимаются следующие условия:

-    все системы рекуперации энергии находятся внутри границ испытаний;

-    все виды устройств хранения электрической энергии находятся вне границ испытаний;

-    расчет теплотворной способности потребляемого топлива (такого как природный газ, газообразный пропан, чистый водород и т. д.) производится исходя из состояния топлива на границе энергоустановки на топливных элементах.

Издание официальное

Рисунок 1 — Схема энергосистемы на топливных элементах

Пояснения к рисунку 1:

Энергосистема на топливных элементах, включая подсистемы (см. основную рамку).

Граница представлена концептуально или функционально, а не как оборудование, например, энергетический блок.

Подсистемы — модуль топливных элементов, топливный процессор и т. д. (текст-боксы внутри основной рамки).

Конфигурация подсистем зависит от вида топлива, типа топливных элементов или установки.

Точки подключения на границе, в которых проводятся измерения для определения характеристик (на рисунке представлены стрелками).

^ EMD — электромагнитное возмущение.

²) EMI — электромагнитная помеха.

2 Нормативные ссылки

Представленные ниже документы являются обязательными для применения настоящего стандарта. Для датированных ссылок используется только цитированное издание. Для недатированных ссылок применимо последнее издание отсылочного документа (включая изменения и поправки).

МЭК 60051 (все части) Приборы электроизмерительные прямого действия аналоговые показывающие и вспомогательные части к ним (IEC 60051 (all parts), Direct acting indicating analogue electrical measuring instruments and their accessories)

МЭК 60359 Аппаратура измерительная электрическая и электронная. Выражение рабочих характеристик (IEC 60359, Electrical and electronic equipment — Expression of performance)

МЭК 60688 Преобразователи электрические измерительные для преобразования электрических параметров переменного тока в аналоговые или цифровые сигналы (IEC 60688, Electrical measuring transducers for converting a.c. electrical quantities to analogue or digital signals)

МЭК 61000-4-7 Электромагнитная совместимость. Часть 4-7. Методики испытаний и измерений. Общее руководство по измерениям и приборам для измерения гармоник и промежуточных гармоник для систем энергоснабжения и связанного с ним оборудования (IEC 61000-4-7, Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 4-7: Testing and measurement techniques — General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment connected thereto)

МЭК 61000-4-13 Электромагнитная совместимость. Часть 4-13. Методики испытаний и измерений. Испытания низкочастотной помехозащитности от воздействия гармоник и промежуточных гармоник,

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

включая сетевые сигналы, передаваемые в сеть переменного тока (IEC 61000-4-13, Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 4-13: Testing and measurement techniques — Harmonics and interharmonics including mains signalling at a.c. power port, low frequency immunity tests)

МЭК 61028 Приборы электроизмерительные. Двухкоординатные самописцы (IEC 61028, Electrical measuring instruments — X-Y recorders)

МЭК 61143 (все части) Приборы измерительные электрические. Регистраторы функций X-t (IEC 61143 (all parts), Electrical measuring instruments — X-t recorders)

МЭК 61672-1 Электроакустика. Измерители уровня звука. Часть 1. Технические требования (IEC 61672-1, Electroacoustics — Sound level meters — Part 1: Specifications)

МЭК 61672-2 Электроакустика. Измерители уровня звука. Часть 2. Модель оценочных испытаний (IEC 61672-2, Electroacoustics — Sound level meters — Part 2: Pattern evaluation tests)

МЭК 62052-11 Оборудование для электрических измерений (переменный ток). Общие требования, испытания и условия испытаний. Часть 11. Измерительное оборудование (IEC 62052-11, Electricity metering equipment (AC) — General requirements, tests and test conditions — Part 11: Metering equipment)

МЭК 62053-22 Оборудование для электрических измерений (переменный ток). Часть 22. Статические счетчики активной энергии, ватт-часов (классы 0,2 S и 0,5 S) (IEC 62053-22, Electricity metering equipment (а. с.) — Particular requirements — Part 22: Static meters for active energy (classes 0,2S and 0,5S))

Руководство ИСО/МЭК 98-3 Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения (ISO/IEC Guide 98-3, Uncertainty of measurement — Part 3: Guide to the expression of uncertainty in measurement (GUM:1995))

ИСО 3648 Топливо авиационное. Определение низшей теплотворной способности (ISO 3648, Aviation fuels — Estimation of net specific energy)

ИСО 3744 Акустика. Определение уровней звуковой мощности и уровней звуковой энергии источников шума с использованием звукового давления. Технические методы в условиях свободного звукового поля над отражающей поверхностью (ISO 3744, Acoustics — Determination of sound power levels and sound energy levels of noise sources using sound pressure — Engineering methods for an essentially free field over a reflecting plane)

ИСО 4677-1 Атмосферы для кондиционирования и проведения испытаний. Определение относительной влажности. Часть 2. Метод с использованием пращевого психрометра (ISO 4677-1 .Atmospheres for conditioning and testing — Determination of relative humidity — Part 1: Aspirated psychrometer method) ИСО 4677-2 Атмосферы для кондиционирования и проведения испытаний. Определение относительной влажности. Часть 2. Метод с использованием вихревого психрометра (ISO 4677-2, Atmospheres for conditioning and testing — Determination of relative humidity — Part 2: Whirling psychrometer method) ИСО 5167 (все части). Измерение расхода среды с помощью устройств переменного перепада давления, помещенных в заполненные трубопроводы круглого сечения (ISO 5167 (all parts), Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular cross-section conduits running full)

ИСО 5348 Вибрация и удар. Механическое крепление акселерометров (ISO 5348, Mechanical vibration and shock — Mechanical mounting of accelerometers)

ИСО 6060 Качество воды. Определение химической потребности в кислороде (ISO 6060, Water quality — Determination of the chemical oxygen demand)

ИСО 6326 (все части). Газ природный. Определение серосодержащих соединений (ISO 6326 (all parts), Natural gas - Determination of sulfur compounds)

ИСО 6974 (все части). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности (ISO 6974 (all parts), Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography)

ИСО 6975 (все части). Газ природный. Расширенный анализ. Метод газовой хроматографии (ISO 6975 (all parts), Natural gas - Extended analysis — Gas chromatographic method)

ИСО 7934 Выбросы стационарных источников. Определение массовой концентрации диоксида серы. Метод с применением перекиси водорода, перхлората бария или торина (ISO 7934, Stationary source emissions — Determination of the mass concentration of sulfur dioxide — Hydrogen peroxide/barium perchlorate/Thorin method)

ИСО 7935 Выбросы стационарных источников. Определение массовой концентрации диоксида серы. Эксплуатационные характеристики автоматических методов измерений (ISO 7935, Stationary

3

source emissions — Determination of the mass concentration of sulfur dioxide — Performance characteristics of automated measuring methods)

ИСО 8217 Нефтепродукты. Топливо (класс F). Спецификация судовых топлив (ISO 8217, Petroleum products — Fuel (class F) - Specifications of marine fuels)

ИСО 9000 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь (ISO 9000, Quality management systems — Fundamentals and vocabulary)

ИСО 9096 Выбросы стационарных источников. Определение массовой концентрации твердых частиц ручным методом (ISO 9096, Stationary source emissions — Manual determination of mass concentration of particulate matter)

ИСО 10101 (все части). Газ природный. Определение содержания воды по методу Карла Фишера (ISO 10101 (all parts), Natural gas — Determination of water by the Karl Fisher method)

ИСО 10396 Выбросы стационарных источников. Отбор проб при автоматическом определении содержания газов с помощью постоянно установленных систем мониторинга (ISO 10396, Stationary source emissions — Sampling forthe automated determination of gas concentrations for permanently installed monitoring systems)

ИСО 10523 Качество воды. Определение pH (ISO 10523, Water quality — Determination of pH)

ИСО 10707 Качество воды. Оценка способности органических соединений к «полному» аэробному биологическому разложению в водной среде. Метод анализа биохимической потребности в кислороде (испытание в закрытом сосуде) (ISO 10707, Water quality — Evaluation in an aqueous medium of the «ultimate» aerobic biodegradability of organic compounds — Method by analysis of biochemical oxygen demand (closed bottle test))

ИСО 10780 Выбросы стационарных источников. Измерение скорости и объемного расхода газовых потоков в каналах (ISO 10780, Stationary source emissions — Measurement of velocity and volume flowrate of gas streams in ducts)

ИСО 10849 Выбросы стационарных источников. Определение массовой концентрации оксидов азота. Характеристики автоматических измерительных систем в условиях применения (ISO 10849, Stationary source emissions — Determination of the mass concentration of nitrogen oxides — Performance characteristics of automated measuring systems)

ИСО 11042-1 Турбины газовые. Выбросы отработавшего газа. Часть 1. Измерения и оценки (ISO 11042-1, Gas turbines — Exhaust gas emission — Part 1: Measurement and evaluation)

ИСО 11042-2 Турбины газовые. Выбросы отработавшего газа. Часть 2. Автоматизированный мониторинг выбросов (ISO 11042-2, Gas turbines — Exhaust gas emission — Part 2: Automated emission monitoring)

ИСО 11541 Газ природный. Определение содержания воды при высоком давлении (ISO 11541, Natural gas — Determination of water content at high pressure)

ИСО 11564 Выбросы стационарных источников. Определение массовой концентрации окислов азота. Нафтилэтиленэдиаминовый фотометрический метод (ISO 11564, Stationary source emissions — Determination of the mass concentration of nitrogen oxides — Naphthylethylenediamine photometric method) ИСО 14687 Топливо водородное. Технические условия на продукт (ISO 14687, Hydrogen fuel — Product specification)

ИСО/ТР 15916 Основные требования к безопасности водородных систем (ISO/TR 15916, Basic consideration for the safety of hydrogen systems)

ИСО 16622 Метеорология. Акустические анемометры-термометры. Методы приемочных испытаний при измерениях средней скорости ветра (ISO 16622, Meteorology — Sonic anemometer/thermometers — Acceptance test methods for mean wind measurements)

ACTM Д 4809-00 Стандартный метод определения теплоты сгорания жидких углеводородных топлив в калориметрической бомбе (точный метод) (ASTM D 4809-00, Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method))

ACTM Ф 2602-08e1 Стандартный метод испытаний для определения молекулярной массы хито-зана и солей хитозана эксклюзионной хроматографией с детектированием многоуглового рассеяния света (SEC-MALS) (ASTM F2602-08e1, Standard Test Method for Determining the Molar Mass of Chitosan and Chitosan Salts by Size Exclusion Chromatography with Multi-angle Light Scattering Detection (SEC-MALS))

ACME ПТК 50 Правила проведения испытаний для определения рабочих характеристик 50. Рабочие характеристики энергоустановок на топливных элементах (ASME РТС 50, Performance Test Code 50 — Fuel Cell Power Systems Performance)

4

ГОСТ Р МЭК 62282-3-200-2014

3 Термины, определения, обозначения и единицы измерения

3.1    В настоящем стандарте применены следующие термины

с соответствующими определениями:

3.1.1    уровень акустического шума (audible noise level): Уровень звукового давления, производимого энергоустановкой, измеренный на заданном расстоянии от энергоустановки во всех рабочих режимах.

Примечание — Уровень шума выражается в децибеллах (дБ) и измеряется в соответствии с описанием, приведенном в данном стандарте.

3.1.2    подводимая электрическая мощность собственных нужд (auxiliary electric input power): Электрическая мощность для потребителей собственных нужд (3.1.18), подаваемая извне установки.

3.1.3    уровень фонового шума (background noise level): Уровень звукового давления шума, производимого окружающей средой в точке измерения.

Примечание — Данное измерение производится в соответствии с описанием в настоящем стандарте, при условии если энергоустановка находится в холодном состоянии.

3.1.4    уровень фоновой вибрации (background vibration level): Механические колебания, вызываемые окружающей средой, влияющие на измерение значений уровня вибрации.

Примечание — Фоновая вибрация измеряется в условиях, при которых энергоустановка на топливных элементах находится в холодном состоянии.

3.1.5    холодное состояние (cold state): Состояние, когда энергоустановка имеет температуру окружающей среды, отвод или подвод энергии отсутствует.

3.1.6    сточная вода (discharge water): Вода, сбрасываемая из энергоустановки на топливных элементах.

3.1.7    Электрический коэффициент полезного действия энергоустановки на топливных элементах (electric efficiency of a fuel cell power plant): Отношение полезной электрической энергии, производимой энергоустановкой на топливных элементах, к суммарному потоку энергии, подаваемому в энергоустановку на топливных элементах.

Примечание — Электрическая энергия, потребляемая на собственные нужды энергоустановки на топливных элементах от внешнего источника, вычитается из электрической энергии, производимой энергоустановкой на топливных элементах.

3.1.8    Эмиссионные характеристики (emission characteristics): Концентрации следующих соединений в отработавшем газе: суммарная концентрация оксидов серы (SO_x), суммарная концентрация оксидов азота (NO_x), концентрации диоксида углерода (С0₂), оксида углерода (СО), углеводородов, твердых частиц.

Примечание — Измеряются в точке выброса в окружающую среду, как описано в настоящем стандарте.

3.1.9    модуль топливных элементов (fuel cell module): Конструкция, состоящая из одного блока топливных элементов или более, которая электрохимическим способом преобразует химическую энергию в электрическую и тепловую энергию, предназначенная для интеграции в систему генерации энергии или энергоустановку транспортных средств.

Примечание — Модуль топливных элементов может содержать следующие основные компоненты: один или несколько блоков, систему трубопроводов для транспортировки топлива, окислителей и отработавших газов, электрические контакты для энергии, производимой блоком (блоками), и средства для контроля и/или управления. Кроме того, модуль топливных элементов может содержать: средства для транспортировки других текучих сред (например, охлаждающего теплоносителя, инертного газа), средств для распознавания нормальных и/или аномальных условий работы, кожухи или герметичные корпуса высокого давления, системы вентиляции модуля.

3.1.10    энергоустановка на топливных элементах (fuel cell power system): Генерирующая система, в которой используется один или более модулей топливных элементов для выработки электрической энергии и тепла.

Примечание — Энергоустановка на топливных элементах включает в себя все или некоторые из следующих подсистем: один или более модулей топливных элементов, систему подготовки топлива, систему преобразования электроэнергии, систему терморегулирования, а также другие необходимые подсистемы. Типичная энергоустановка на топливных элементах показана на рисунке 1.

3.1.11    потребление топлива (fuel input): Количество природного газа, водорода, метанола, сжиженного нефтяного газа, пропана, бутана или другого вещества, служащего источником энергии, потребляемое энергоустановкой при заданных условиях работы.

3.1.12    коэффициент эффективности рекуперации тепла энергоустановки на топливных элементах (heat recovery efficiency of a fuel cell power system): Отношение средней рекуперированной тепловой мощности к средней полной потребляемой мощности.

3.1.13    точка подключения (interface point): Точка подключения на границе энергоустановки на топливных элементах, в которой вещество и/или энергия поступает в энергоустановку или покидает энергоустановку.

Примечание — Данная граница выбирается с целью точного измерения рабочих характеристик энергоустановки. При необходимости граница или точки сопряжения энергоустановки (см. рисунок 1), где должны проводиться измерения, определяются по взаимному согласию сторон.

3.1.14    минимальная мощность (minimum power): Минимальная полезная выходная мощность, при которой энергоустановка на топливных элементах может работать непрерывно в устойчивом режиме.

3.1.15    рабочая температура (operating temperature): Температура, при которой работает энергоустановка и которая определена в точке измерения производителем.

3.1.16    общий коэффициент полезного действия энергоустановки на топливных элементах (overall energy efficiency of fuel cell power system): Отношение средней суммарной полезной выходной энергии (электрической и тепловой энергии) к средней суммарной потребляемой энергии.

3.1.17    потребление окислителя, воздуха (oxidant, air input): Количество кислорода, потребляемое модулем топливных элементов при заданном режиме работы.

3.1.18    электропотребление собственных нужд (parasitic load): Энергия, потребляемая вспомогательными механизмами и оборудованием, таким как негенерирующее оборудование, необходимыми для работы энергоустановки на топливных элементах.

3.1.19    время переходного процесса для выхода на мощностной режим (power response time): Интервал времени между моментом инициирования изменения выходной электрической или тепловой мощности и моментом, когда выходная электрическая или тепловая мощность достигает установившегося заданного значения с отклонением в пределах допуска.

3.1.20    время выхода на 90 % мощности (90 % power response time): Интервал времени между моментом инициирования изменения выходной электрической или тепловой мощности и моментом, когда выходная электрическая или тепловая мощность достигает 90 % требуемой величины.

3.1.21    давление (pressure): Давление газа или жидкости, измеренное в энергоустановке на топливных элементах.

Примечание — ИСО рекомендует использовать абсолютное давление. Если используется избыточное давление, то на это следует указать.

3.1.22    потребление продувочного газа (purge gas consumption): Количество инертного или разбавляющего газа, подаваемого в энергоустановку в определенных условиях для подготовки установки к работе или ее останова.

3.1.23    рекуперированное тепло энергоустановки на топливных элементах (recovery heat (of a fuel cell power system)): Тепловая энергия, рекуперированная энергоустановкой на топливных элементах.

Примечание — Рекуперированное тепло измеряется путем определения температур и расходов текучих сред (воды, пара, воздуха или масла и т.д.), подаваемых в подсистему рекуперации тепловой энергии и выводимых из нее в точке подключения энергоустановки на топливных элементах.

3.1.24    стандартные условия (reference condition): Значения влияющих физических величин, установленные для контроля рабочих характеристик средств измерения, которые в настоящем стандарте составляют 288,15 К (15 °С) для температуры и 101,325 кПа для давления.

3.1.25    время переходного процесса для выхода на номинальную мощность (response time to rated power): Интервал времени между моментом инициирования ступенчатого изменения нагрузки до номинальной мощности и моментом, когда достигается необходимое ее значение.

3.1.26    дополнительная тепловая энергия (secondary thermal power): Дополнительное подводимое в цикл энергосистемы тепло, которое должно учитываться в процессе учета расхода энергии, например, периодическая дополнительная подпитка и возврат технологического конденсата, др.

3.1.27    механическая работа (shaft work): Механическая энергия для выполнения полезной работы.