半山发电厂联合循环机组B修前后性能试验报告
半山#1燃机调试和生产情况交流
半山#1燃机调试和生产情况交流杭州华电半山发电有限公司今年在建的3×390MW燃气—蒸汽联合循环发电机组，#1燃机已与5月19日首次点火成功，6月2日并网，7月29日通过168可靠性考核，并与当日移交试生产。
截止到今日机组起动63次，水洗1次（8月28日），机组的总点火小时数为763.7小时.一运行管理模式机组日常运行、检修维护由本公司专门组建的发电二部负责，，公司负责机组运行的计划、方式和大、小修、技改、科技等，部门人员共72人，现配有集控运行人员35人分为5个班,三台机组配7名运行人员,燃机厂区有化学车间,9人每班2人,为班部门配有机务电气控制化学专工9人。
二、机组调试、试生产情况1、机组在分部调试期间，因设计院没提供完整的控制逻辑设计，再加上9FA机组国内没有运行经验，所以凡是GE能提供的控制参数外，国产配套系统的定值初定都是凭经验而定,。
而且DCS、ECS的逻辑设计不完整，不可避免地导致在调试过程中修改和完善工作不断,占居调试和运行方的很大精力来进行或完善逻辑设计工作，从而延长了系统调试时间。
2、在分部调试和试运期间，电动门、调节门等经常发生卡涩，特别是部分调节阀在热态时经常出现卡涩的现象,阀门本身存在质量问题。
3、在试运期间，GE提供的直流润滑油泵，发生故障，后采用了换泵处理，顶轴油出口管和液压油系统多次爆裂，采用了焊接处理。
4、我们这台机组的最大问题提就是轴系的振动问题整个调试和目前试生产间，曾多次发生T1、T3、T4、T5、T6轴承振动、瓦温偏高、瓦块钨金剥落等问题，其中有R0级叶片次序装错原因，有轴瓦负荷分配的原因，GE进行了重装R0级叶片；加装平衡块;提高轴瓦压比；增大T3、T4轴承滑油流量和调整T3、T4轴承中心高度等处理，目前T4、T5、T6轴承轴振仍偏高。
5、试运行期间ALSTOM提供的发电机出口断路器隔离开关A相接触不良，触头烧毁，后对这相断路器进行了调换。
6、由西门子公司（SIEMENS）提供的GIS线路断路器在冲击试验中，发生一相断口对地绝缘击穿故障，后做更换该相断路器灭弧室处理。
2011年度#2机组B级检修总结(20110923)
2 号机组 B 级检修检修总结一、概述1、设备系统简介；1.1、制粉系统及炉侧转机：1.1.1中储式乏气送粉系统，单机共有四套制粉系统。
型号为NJGC-30。
Ⅰ型。
Ⅰ型。
—830。
1.2、锅炉本体及汽水系统Ⅱ16。
炉膛四周为膜式水冷壁，在炉膛上部水冷壁内侧布置壁式再热器，炉膛出口处布置全大屏过热器。
水平烟道依次为中温再热器、高温过热器。
后竖井烟道内布置低温过热器和省煤器。
12.6米，分100%主路，30%小旁路和上水小旁路。
1.3、汽机专业汽机为上海汽轮机厂生产的亚临界、中间再热、单轴、双缸双排汽、高中压合缸、反动、凝汽式汽轮机，型号为：N300—16.7/538/538。
回热抽汽系统为：3台高加＋1除氧器＋4台低加。
旁路系统为瑞士苏尔寿公司的40%二级串联液压旁路。
—5UA，沈阳水泵厂制造。
—420—1，JD—540—1，JD—680—1，JD—822—1，上海辅机厂制造。
—L（1），5级筒体芯包、卧式泵，上海水泵厂制造；前置泵型号为FA1D56，上海水泵厂制造。
1.3.7 高压加热器均卧式表面式加热器，#1~#3高加型号分别为JG—1025—1—3，JG—1110—1—2，JG—885—1—1，上海电站辅机厂制造。
—1080，除氧水箱型号为YC—180。
1.4、电气专业1.4.6升压站：220KV系统。
1.4.7 6KV系统：天水开关厂ZN32系列产品。
1.4.8 380V系统。
发变组保护配置为南瑞继保RCS-985两套独立保护，外加一套RCS-974辅助和非电量保护，励磁调节器为上海电气成套所组装ABB公司的UNITRI-F。
1.5、热工专业电动执行机构：进口的主要采用ROTORK公司IQM系列产品，国产的主要采用扬州电力修造厂、常州贝斯特、上海仪表七厂的产品。
气动执行机构：进口的主要采用FISHER公司产品，国产的主要采用上海仪表七厂、吴忠仪表厂等的产品。
1.6、电除尘器：福建龙净环保生产的两室五电场除尘器。
2杭州半山-燃机重大事故会议汇报材料
全部可修复
过渡段
燃料喷嘴 燃烧端盖
10个有裂纹，三个根 全部可修复，但 据秦皇岛工厂目前 2只报废，其余 修理水平不能修 变形严重，修理 修复费用较 复，需要待GE美 费用较高，影响 高 国确认，暂定为报 后续使用寿命 废 全部可修复 一只烧损报废 全部可修复 全部可修复 一只烧损报废 全部可修复
一只过渡 段现价为 100万人民 币左右 一套喷嘴组 件现价为 120万人民 币左右
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4、＃1燃机三级动叶断裂 2007年10月9日上午8:12，公司＃1燃机在正常运行中突发巨 响，振动数据大幅度超标，机组跳机。 停机冷却后检查发现燃机三级动叶全部断裂，三级静叶受损 严重，三级复环报废。
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4、＃1燃机三级动叶断裂
事件发生以后，公司积极联系GE公司相关部门人员，第一时间到 现场进行检查处理。 GE公司检修人员于10月12日到现场，开缸更换了三级动叶、三级 静叶和三级复环，并对开缸发现的压气机第15、16级静叶晃动进行了 修复，安装了patch ring；同时利用这一检修时机，更换了＃1机组的 标准型R0叶片。 所有检修工作于2008年1月23日结束，1月24日16:40点火启动； 16:50机组并网，负荷27MW；21:32机组至满负荷410MW。 ＃1机组修复后，至今运行正常，所有修复费用全部由GE公司质 保流程支付，免费更换了报废的三级动叶和三级复环，修复部分受损 的三级静叶。
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2、＃1机组发电机转子直流接地故障
2007年11月16日，GE公司专家组到公司汇报＃1发电 机转子接地故障原因分析结果，告知半山公司本次事故是 由于GE公司在该发电机转子生产制造过程中存在质量问 题导致的，可能的原因如下： 1、导电螺纹表面质量不佳； 2、安装时力拒不正确，造成导电螺丝松动； 3、导电螺丝在安装时未拧到位； 4、以上结构的连接是明显的装配不当造成的。 由于GE公司认为在所生产的同类燃机中此类故障发生 的概率小于0.1%，所以不建议对其他机组进行同类检查。
9FA燃气蒸汽联合循环发电机组防喘放气阀检修维护故障分析及处理
电气工程与自动化！Di）*qi Gongcheng yu Zidonghua9FA燃气蒸汽联合循环发电机组防喘放气阀检修维护故障分析及处理周军（杭州华电半山发电有限公司，浙江杭州310015）摘要:杭州华电半山发电有限公司现有6台S109FA重型燃气！蒸汽联合循环机组，总功率2340MW，使用18级轴流式压气机将进气系统吸入的满足系统需要的空气进行压缩。
在达到一定压力的同时，空气温度也相应提高，并连续不断地供应给燃烧室供燃烧使用。
在第9级和第13级抽气管道上设有直通燃气轮机排气端的防喘放气阀#），在机组时压气机发。
现针对一些发生的故障案例进行分析，并提相应的预，以供同型机组。
关键词：9FA燃气轮机气预0引言杭州华电半山发电有限公司共有6台GE公司生产的9FA轴燃气蒸汽联合循环机组，燃机用DLN2.6+燃烧室和MARK Vie控制系统。
半山燃机一直以来的运行式开夜停，作为调峰机组用。
在该种运行方式下，机组的损耗较大，故障发生率高。
现行的电力现机组的一要高。
一些发机组行的进行预进重点。
一些防气故障预式率,提高了工作效率，且可应用于国内同类型机组。
1防喘放气阀介绍9FA燃气蒸汽联合循环发电机组使用18级轴流式压气机将进气系统吸入的满足系统需要的空气进行压缩。
在达到一定压力的同时空气温度也相应提高，并连续不断地供应给燃烧室供燃烧使用。
在第9级和第13级抽气管道上设有直通燃气轮机排气端的气，在机组时压气机发Z压气机流时，空气在压气机发，压缩压气机排气压力压气机。
机组，GE通进行，机组行发生异常情况触发主机组减负荷解列。
为保障机组正常启停，防喘放气阀检查是热工的重。
2防喘放气阀工作原理防喘放气阀为两位式气动阀，由电磁阀控制气源通断使阀门和关闭。
反馈信号由门自带行程开关触点发出，传输至Mark Vie控制系统作为逻辑判断依据。
在机组启机时，程控发出指令，同时打开4只气。
若指令发出后，控制系统未接收到防喘阀开到位信号，即会触发RUNBACK,导致机组启动失败。
某发电厂机组循环水泵变频改造后性能试验报告
****发电有限公司3号机组循环水泵节电改造后性能试验报告批准：审核：编制：编制单位：编制时间：2014年12月21日****发电有限公司3号机组A、B循环水泵节电改造后性能试验报告一、前言****发电有限公司（以下简称***电厂）3号机组A、B循环水泵于2014年6月19日完成变频改造，并随机组启动投入运行。
系统配用2台DHVECTOL-HI5400/06变频器，4台BPKL80型水-空冷换热器。
变频器根据机组负荷控制循环水泵转速，BPKL80型水-空冷换热器用于维持循环水泵变频间温度在30℃以下。
为了检验***电厂3号机组循环水泵改造的节电效果，为今后运行优化及项目评定提供可靠依据。
经双方协商，在***电厂的主持下，****有限公司技术人员配合对循环水泵运行参数进行了初步优化及性能检测，现编制报告如下：二、试验组织试验总指挥：现场指挥人：试验负责人：专业负责人：试验人员：试验配合人：三、试验方法及试验仪器1、依据试验方案，采用对比试验的方法，对各试验工况的数据进行了检测。
2、试验所采用的仪器为现场仪表，试验数据通过现场DCS系统采集。
四、试验时间：2014年12月18日至2014年12月20日五、试验数据及处理1、循环水泵工频运行功率，为循环水泵工频运行历史数据，通过DCS数据库查询。
2、循环水泵变频运行，变频器输入功率及机组发电功率通过DCS 系统采集。
3、工频循环水泵耗电率=循环水泵运行功率/机组发电功率×100%.4、变频循环水泵耗电率=变频器输入功率/机组发电功率×100%.5、某工况循环水泵变频运行节电率=(工频循环水泵耗电率-变频循环水泵耗电率)÷工频循环水泵耗电率×100%。
六、试验结果循环水温度19.5℃左右时，2台变频器全部投入运行，670MW、500MW、350MW，循环水泵耗电率分别降低0.27%、0.74%、1.24%，节电率分别达到20.17%、41.00%、49.02%。
杭州华电半山发电有限公司
联系人：张女士
邮编：310015
杭州华电半山发电有限公司位于国际著名旅游城市杭州市北部的京杭大运河畔，是由华电国际电力股份有限公司和浙江省能源集团公司投资、华电国际电力股份有限公司控股的国内首座百万千瓦等级的燃气发电企业，也是浙江电网的重要统调电厂和杭州市的主要保安电源。公司始建于1959年，历经五次扩建、新建工程，目前总装机：2台125MW燃煤机组、3台390 MW的109FA燃气蒸汽联合循环机组。另外正在扩建3台装机容量为350MW级109FA燃气蒸汽联合循环机组，采用联合循环热电联产型式，计划于2012年全部投产。该项目建设符合国家的能源产业政策，机组技术成熟，具有很好的环境效益。多年来，公司秉承“安全、高效、创新、发展”之宗旨，以提供绿色能源、可靠能源为己任，以安全生产和环境保护为基础，以经济效益为中心，促进各项工作协调发展。
杭州华电下沙天然气热电联产项目是浙江省天然气热电联产项目抢建行动计划的项目之一，建于杭州市经济技术开发区下沙元成东地块西北角，为能源类建设项目，先期建设2套6FA级燃气-蒸汽联合循环热电机组，规划建设4套6F机组。目前两套机组拟定总投资为14.6亿元，由华电国际电力股份有限公司和杭州市燃气（集团）有限公司共同出资建设。该项目确保2012年4月供汽，两台机组分别于2012年12月、2013年6月投产。本项目建成后在保障开发区供热的同时，对于该区域持续保障供电、优化电源结构、推进节能减排将起到重要作用。
杭州华电江东天然气热电联产项目本期装机规模为 2×400MW 级燃气-蒸汽联合循环机组，留有扩建余地。项目位于杭州经济技术开发区前进工业园区。前进工业园区定位以汽车为主导产业，发展电子信息、新材料、食品医药等基础产业，随着经济规模的不断扩大，热力需求快速增长。同时，该区域目前尚无主力发电厂，项目的建设可避免大功率远距离输送，提高电网运行的经济性，优化电于2013年6月投产，2013年底全部投运
半山项目测试报告
省电力试验研究院科学技术文件多套9FA级GTCC最佳运行方式研究项目测试报告2008年12月12日多套9FA级GTCC最佳运行方式研究项目测试报告编写：审核：批准：目录1、引言2、测试依据3、系统组成及特点4、辅助决策系统的原理和模型5、系统测试6、结论摘要：受华电半山发电委托，对“多套9FA级GTCC最佳运行方式研究”项目研究取得的机组运行和维护“辅助决策系统”进行了测试分析。
测试结果表明该系统硬件系统配置合理，性能满足运行要求，界面操作灵活方便，数据显示准确；经过对维修间隔和在线性能计算结果与人工计算和性能试验数据比对分析等各项功能的测试分析，结果可信，符合理论分析和实际运行的情况。
华电半山发电9FA联合循环机组运行和维护“辅助决策系统”已具备了进行运行优化分析和维护指导的能力，可以投入运行。
关键词：多套9FA级GTCC最佳运行方式研究辅助决策系统测试报告1 引言“多套9FA级GTCC最佳运行方式研究”项目以我国从GE公司引进投产的3台套9F级燃气－蒸汽联合循环机组（美国通用电气公司生产的9F级S109FA型燃用天然气、单轴重型燃气轮机联合循环机组）为研究对象，经过多家项目研究单位的共同努力，完成了项目的研发工作，研制成功“联合循环机组辅助决策系统”。
系统归纳了重型燃气轮机的维修间隔计算方法和模型，根据历史数据库中的数据统计、计算维修间隔；分析研究燃气轮机、余热锅炉和汽轮机的性能计算模型、运用燃气—蒸汽联合循环热力性能计算和变工况分析等热工理论，对联合循环发电机组进行在线性能计算；在机组安全的条件下，综合考虑各项运行成本，包括燃料消耗、开停机损耗等，得出多套机组间负荷最优分配方式，为机组运行提供决策依据，实现实时的负荷分配和在一个运行周期（一昼夜24小时）运行计划负荷分配；分析探讨压气机水洗准则，在对压气机实际性能和理论性能的实时计算的基础上，给出水洗辅助决策建议；在气量约束条件下，通过对当时运行的所有机组性能的分析计算，分别制定各台机组的停机计划，在保证机组安全停机的前提下，以达到发电量最大的目的，产生最大的经济效益；基于数据库自动生成报表，迅速准确地获得生产信息，提高自动化水平。
3MW汽轮机B级检修后的各试验步骤.doc
300MW汽轮机 B 级检修后的各试验步骤一、主机试验1、机组大联锁试验a)试验目的：验证联锁回路逻辑及联动对象动作正确。
b)试验条件 :1)汽机、电气、锅炉各联锁保护分别试验合格。
2)试验时 ,6KV 动力开关置“试验”位。
3)发变组母线刀闸在断位。
4)检修工作票已收回 , 检修安全措施已拆除。
c)试验方法1)闭合主开关。
2)汽轮机挂闸，开启高、中压主汽门。
3)FSSS置仿真状态，模拟点火允许条件，复归 MFT，将各磨煤机、油枪仿真运行，并投入保护，投入大连锁保护。
4)分别模拟汽机脱扣，发电机主开关跳及锅炉 MFT动作。
5)检查保护动作正常，记录试验结果。
6)恢复试验前状态。
2.阀门试验a)试验目的1)检查阀门电源、气源、压力油及操作控制系统工作正常。
2)检查各阀门开关操作灵活，无卡涩、开关方向正确。
3)检查就地与主控开度指示一致，限位开关动作正常，并记录开关全程时间。
b)试验条件1）确认阀门与相关系统检修工作票终结。
2）确认阀门开关对运行系统无影响。
3）确认阀门电源、气源、压力油供应正常。
无闭锁开关条件。
4）联系必要的仪控维护人员到场。
1)试验方法a)电动门1）手动将电动门控制在一个合适开度，距离开向和关向都留有一定行程。
2）在主控操作该阀门，检查开关方向正确，试验停止按钮正常，试验阀门行程开关接点及远 / 近控切换正确。
3）全行程开关阀门，由仪控定好开向、关向限位接点，校对就地与主控一致，并记录全行程开、关时间。
4）检查开向及关向余程合适，开关灵活。
b)调整门1）就地试验：将远方 / 就地切换开关打至就地位置，手动操作校验行程指示正确，并联系控制室确认阀门开关指示一致。
2）遥控试验：将远方 / 就地切换开关打至远方位置，在LCD画面上调出相应的操作块，连续进行全行程开关一次，校验LCD画面显示开度与就地行程指示相符，并确认阀门动作灵活无卡涩。
2)试验注意事项a)试验时要防止开关失控损坏电机及阀门。
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杭州意能电力技术有限公司技术文件杭州华电半山发电厂＃2联合循环机组B修前后性能试验报告二〇一一年二月报告名称：华电杭州半山发电厂＃2联合循环机组B修前后性能试验报告报告编写：报告审核：报告批准：目录1概述 1 2设备技术规范 1 3机组保证性能 1 4试验目的与内容 2 5试验测点及测量仪表 2 6试验的进行 3 7试验结果计算与修正 3 8试验结果比较分析 6附录1：机组性能保证工况设计热平衡图附录2：主要试验数据附录3：试验结果修正曲线附录4：试验实施质量控制表摘要对华电杭州半山发电厂＃2联合循环机组进行B修前后的性能试验，本报告对性能试验方法、步骤以及结果计算、评价等方面的情况作了说明。
关键词半山＃2机联合循环性能试验1前言华电杭州半山发电厂＃2联合循环机组设备由美国通用电气（GE）公司提供，由一台PG9351型燃气轮机、一台D10型蒸汽轮机以及一台390H发电机组成，单轴布置，以天然气为燃料，机组额定负荷388.8MW。
配用的锅炉为杭州锅炉厂生产的三压余热锅炉。
＃2机组于2005年9月30日首次点火冲转，10月23日并网发电，11月12日机组完成168小时试运行。
2006年1月23日进行了性能验收试验。
经修正后的机组出力和热耗率分别为388608.6kW，6277.44kJ/kWh。
＃2机组于2010年11月~2011年1月间进行了B修，其间对压气机进行了升级改造，更换了压气机叶片以及透平叶片。
修前性能试验于2010年11月2日进行，修后试验于2011年1月27日进行。
两次试验仍按照机组性能验收试验的规程来进行，试验遵照的标准是美国机械工程师协会《Performance Test Code on Overall Plant Performance PTC 46-1996》。
本报告将详细介绍两次性能试验结果及对比评价。
2设备技术规范＃2联合循环机组的设计参数如下：型号：STAG 109FA大气压力：101.10 kPa.a压气机进气温度：17.4 ℃大气相对湿度：78.89 %排气压损：≤3.3 kPa燃料：天然气天然气供气压力：3447 kPa.a进性能加热器前的天然气温度：15 ℃天然气低位热值（LHV）：48686.3 kJ/kg汽轮机低压缸排汽压力：5.96 kPa.a发电机频率：50 Hz发电机额定功率因数：0.853机组保证性能合同规定的机组性能保证为：燃机带基本负荷（Base Load）、汽轮机高压进汽调门全开（VWO），联合循环机组在规定的参数条件下运行时，机组总出力为388840kW，按照燃料低位发热量计算的机组热耗率为6268.3kJ/kWh。
在后面的附录1中，给出了联合循环机组性能保证工况的设计热平衡图以供参考。
4试验目的与内容试验将进行燃机基本负荷下的联合循环出力试验，确定联合循环机组在规定运行条件下的输出电功率。
在进行联合循环机组出力试验的同时，也进行机组热耗率试验，确定联合循环机组在规定运行条件下的热耗率。
同时进行汽轮机高中压缸效率试验，以进行大修效果比较。
5试验测点及测量仪表为联合循环机组性能试验准备的试验测点和测量仪表清单如附录2所列。
重要的试验参数将安排试验专用仪表进行测量，一些试验辅助参数将借助于运行仪表进行测量。
主要试验参数的测量方法和仪表状况简要介绍如下：a．电功率测量在＃2机组发电机出线端，配接YOKOGAWA高精度电度表测量发电机的输出电度值，然后除以计数时间即为机组总输出电功率。
由发电机励磁电压、电流运行参数可以折算得出励磁功率，在发电机总输出电功率中扣去励磁功率，可以得到发电机净输出功率。
b．燃气流量的测量和取样化验由于#2机组GE公司提供的在线燃气流量变送器显示不准确，试验时天然气流量将采用调压站流量计。
天然气热值根据试验当日天然气公司提供的数据获得。
c．大气压力测量大气压力将在运行层的燃机旁安装高精度的绝对压力变送器进行测量。
d．压气机进气温度测量在压气机进口滤网外，用4支经校验的精密级热电阻元件测量压气机进气温度。
应布置在避免阳光直射处。
e．大气湿度测量大气相对湿度将在运行层压气机进口滤网处采用湿度计传感器进行测量。
f．燃机排气温度燃机排气温度将运行热电偶元件进行测量。
g．汽轮机低压排汽压力用绝对压力变送器测量汽轮机排汽压力。
h．其它参数燃机IGV角度、转速和性能加热器进气温度等用机组配有表计测量，用于机组老化修正的点火运行时间取自Mark－Ⅵ控制系统中的统计数据。
6 试验的进行6.1试验机组的运行状态试验之前，需检查整个燃气—蒸汽联合循环系统处于正常的运行状态，燃机IGV 全开、处于BASE LOAD 状态，汽轮机高压进汽调门全开；机组热力系统已完成阀门隔离操作，经检查后能满足试验要求；试验测量仪表和数据采集装置能正常投运。
电厂运行人员将负责试验工况和参数的调整，实现机组的稳定运行。
试验开始前，观察透平轮间温度在15分钟内变化不超过2.8℃，可以认为燃机已满足稳定运行的要求；观察锅炉出口的高压蒸汽流量、温度在15分钟内变化幅度不超过平均值的±2％，可以认为余热锅炉已满足稳定运行的要求；观察发电机输出功率在15分钟内变化不超过平均值的±2％，可以认为汽轮机已满足稳定运行的要求。
6.2正式试验6.2.1试验参数测量记录的时间间隔为：用数据采集仪自动记录的参数，每1分钟记录1次；由人工采集记录的参数，每5分钟记录1次。
6.2.2试验完成后，从PI 系统中获取对应试验时间段内的运行数据。
6.2.3两点说明（1）试验方案中要求对相关疏水系统进行隔离，电厂方面认为希望试验结果更能和实际机组运行状态相接近，因此试验中未关闭相关疏水电动阀前的手动阀，但所有的电动阀处于关闭状态。
（2）方案中要求相同的试验工况需进行2次，每次试验的持续时间为60分钟。
由于天然气量缺少，修前修后实际试验都只进行了一次。
7 试验结果计算与修正公式7.1联合循环机组总出力的计算与修正 7.1.1 联合循环机组总出力的计算根据合同的规定，发电机输出电功率减去励磁系统消耗功率后，即为联合循环总输出功率。
式中，CCGEPO = 联合循环机组总输出功率，kW ；GENGPO = 发电机出线端测得的输出功率，kW ；EP = 励磁系统消耗功率，kW ；7.1.2 联合循环机组总出力的修正式中，CCCGEPO = 修正后的联合循环机组总出力，kW ；△kW EXHSTP = 汽轮机低压缸排汽压力对出力的修正量，kW ；（从修正曲线553HA9097中查取）△kW FGHT = 性能加热器进口燃料气温度对出力的修正量，kW ；（从修正曲线553HA7360中查取）△kW Pf = 发电机功率因数对出力的修正量，kW ；EPGENGPO CCGEPO -=()PFGHT EXHSTP PF Fi kW kW kW CCGEPO CCCGEPO ∏⨯∆-∆-∆-=61()2,1PF PF PF kW kW kW -=∆，式中，kW Pf,1 = 测量电功率、额定功率因数对应的发电机损失，kW ； kW Pf,2 = 测量电功率、测量功率因数对应的发电机损失，kW ；（从修正曲线93293G7-6中查取）7.1.2.1 压气机进气温度对出力的修正系数 F1P式中，F1P(a)＝1.0F1P(b) 为试验压气机进气温度对出力的修正系数 （从修正曲线553HA7352中查取）7.1.2.2 大气压力对出力的修正系数 F2P式中，F2P(a) ＝1.0F2P(b) 为试验大气压力对出力的修正系数 （从修正曲线553HA7353中查取）7.1.2.3 大气湿度对出力的修正系数 F3P式中，F3P(a) ＝1.0F3P(b) 为在试验的大气温度下，试验大气相对湿度对出力的修正系数 （从修正曲线553HA7354和553HA7355中查取）7.1.2.4 发电机频率对出力的修正系数 F4P式中，F4P(a) ＝1.0F4P(b) 为在试验的进气温度下，发电机频率对出力的修正系数 （从修正曲线553HA7356中查取）7.1.2.5 点火运行小时对出力的修正系数 F5P若总点火运行小时小于500小时，则不作机组老化修正：F5P ＝1.0若总点火运行小时超过500小时，则按下式计算：式中，F5P(a) 为总点火运行小时对出力的修正系数（从修正曲线553HA2577和519HA773中查取）7.1.2.6 燃料气成分（低位热值LHV ）对出力的修正系数 F6P式中，F6P(a) ＝1.0，为设计燃料气成分对出力的修正系数)()(111b P a P P F F F =)()(222b P a P P F F F =)()(333b P a P P F F F =)()(444b P a P P F F F =100515)(a P P F F +=)()(666b P a P P F F F =F6P(b) 为试验燃料气成分（LHV ）对出力的修正系数（从修正曲线553HA7357中查取）7.2燃机热耗量的计算与修正 7.2.1 燃机热耗量的计算由试验测量得到的燃机消耗天然气流量和由天然气取样送实验室化验得到的低位热值LHV ，可以计算得出燃机热耗量。
式中，HC = 燃机热耗量，kJ/h ；W f = 天然气质量流量，kg/h ；LHV = 天然气低位发热量，kJ/kg ；7.2.2 燃机热耗量的修正式中，CHC = 修正后燃机热耗量，kJ/h ；7.2.2.1 压气机进气温度对热耗量的修正系数 F1Hc式中，F1HC(a) 为=1.0F1HC(b) 为试验压气机进气温度对热耗量的修正系数 （从修正曲线553HA7361中查取）7.2.2.2 大气压力对热耗量的修正系数 F2HC式中，F2HC(a) ＝1.0F2HC(b) 为试验大气压力对热耗量的修正系数 （从修正曲线553HA7362中查取）7.2.2.3 大气湿度对热耗量的修正系数 F3HC式中，F3HC(a) ＝1.0F3HC(b) 为在试验的大气温度下，试验大气相对湿度对热耗量的修正系数（从修正曲线553HA7363和553HA7364中查取）7.2.2.4 发电机频率对热耗量的修正系数 F4HC式中，F4HC(a) ＝1.0F4HC(b) 为在试验的进气温度下，发电机频率对热耗量的修正系数 （从修正曲线553HA7365中查取）HCFi HC CHC ∏÷=61)()(111b HC a HC HC F F F =LHVW HC f ⨯=)()(222b HC a HC HC F F F =)()(333b HC a HC HC F F F =)()(444b HC a HC HC F F F =7.2.2.5 点火运行小时对热耗量的修正系数 F5HC若总点火运行小时小于500小时，则不作机组老化修正：F5HC ＝1.0若总点火运行小时超过500小时，则按下式计算：式中，F5HC(a) 为总点火运行小时对热耗量的修正系数（从修正曲线553HA2577和519HA773中查取）7.2.2.6 燃料气成分（低位热值LHV ）对热耗量的修正系数 F6HC式中，F6HC(a) ＝1.0，为设计燃料气成分对热耗量的修正系数F6HC(b) 为试验燃料气成分（LHV ）对热耗量的修正系数 （从修正曲线553HA7366中查取）7.3 联合循环机组热耗率的计算联合循环机组单位出力所需消耗的燃料气热量，称为机组热耗率。