Gas turbines — Procurement — Part 9: Reliability, availability, maintainability and safety

Turbines à gaz — Spécifications pour l'acquisition — Partie 9: Fiabilité, disponibilité, maintenance et sécurité

L'objet de la présente partie de l'ISO 3977 est de fournir une base d'échange d'informations relatives à la fiabilité, la disponibilité, la maintenance et la sécurité, entre les fabricants de turbines à gaz, les utilisateurs, les consultants, les organismes de réglementation, les compagnies d'assurances et autres. Elle définit les termes utilisés dans cette partie de l'ISO 3977 et décrit également la durée de vie escomptée des composants, les réparations et les critères de détermination des intervalles de révision.La présente partie de l'ISO 3977 s'applique à tous les éléments de la turbine à gaz et en particulier à la liste non exhaustive des éléments suivants:- compresseur- turbine- système de combustion- refroidisseur intermédiaire- régénérateur ou récupérateur- système de conduites d'air- système de conduits d'échappement- système d'arrivée d'air- système de commande- circuit d'alimentation en carburant- système de lubrification- système de refroidissement par eau- paliers des rotors- transmissions- accouplement- dispositif de démarrage- plaque d'assise/fondations- enceintes et système de ventilation.

General Information

Status
Published
Publication Date
08-Dec-1999
Technical Committee
Drafting Committee
Current Stage
9092 - International Standard to be revised
Completion Date
23-Nov-2020
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Standard
ISO 3977-9:1999 - Gas turbines -- Procurement
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ISO 3977-9:1999 - Turbines a gaz -- Spécifications pour l'acquisition
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Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL ISO
STANDARD 3977-9
First edition
1999-12-15
Gas turbines — Procurement —
Part 9:
Reliability, availability, maintainability and
safety
Turbines à gaz — Spécifications pour l'acquisition —
Partie 9: Fiabilité, disponibilité, maintenabilité et sécurité
Reference number
ISO 3977-9:1999(E)
©
ISO 1999

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ISO 3977-9:1999(E)
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Printed in Switzerland
ii © ISO 1999 – All rights reserved

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ISO 3977-9:1999(E)
Contents Page
Foreword.iv
1 Scope .1
2 Normative reference .2
3 Terms and definitions .2
4 Maintainability.15
4.1 Manufacturer's responsibility.15
4.2 User's responsibility.20
4.3 Spares holding.21
4.4 Operating log sheets .22
5 Reliability and availability.24
5.1 Reliability acceptance tests.24
5.2 Reliability and availability, calculating and reporting.24
6 Safety .25
6.1 General.25
6.2 Safety elements.25
© ISO 1999 – All rights reserved iii

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ISO 3977-9:1999(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies (ISO
member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO technical
committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been established has
the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and non-governmental, in
liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the International Electrotechnical
Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 3.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting.
Publication as an International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this part of ISO 3977 may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
International Standard ISO 3977-9 was prepared by Technical Committee ISO/TC 192, Gas turbines.
ISO 3977 consists of the following parts, under the general title Gas turbines — Procurement:
� Part 1: General introduction and definitions
� Part 2: Standard reference conditions and ratings
� Part 3: Design requirements
� Part 4: Fuels and environment
� Part 5: Gas turbine applications
� Part 6: Combined cycles
� Part 7: Technical information
� Part 8: Inspection, testing, installation and commissioning
� Part 9: Reliability, availability, maintainability and safety
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 3977-9:1999(E)
Gas turbines — Procurement —
Part 9:
Reliability, availability, maintainability and safety
1 Scope
The purpose of this part of ISO 3977 is to provide a basis for exchange of information about reliability, availability,
maintainability and safety between gas turbine manufacturers, users, consultants, regulatory bodies, insurance
companies and others. It defines terms and definitions used within this part of ISO 3977 and also describes
component life expectancy, repairs and criteria for determining overhaul intervals.
This part of ISO 3977 is applicable to all elements of the gas turbine, especially, but not limited to, the following:
� compressor
� turbine
� combustion system
� intercooler
� regenerator or recuperator
� air ducting system
� exhaust ducting system
� air intake system
� control system
� fuel system
� lubrication system
� cooling water system
� rotor bearings
� gears
� coupling
� starting equipment
� baseplate/foundation
� enclosures and ventilation system.
© ISO 1999 – All rights reserved 1

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ISO 3977-9:1999(E)
2 Normative reference
The following normative document contains provisions which, through reference in this text, constitute provisions of
this part of ISO 3977. For dated references, subsequent amendments to, or revisions of, this publication do not
apply. However, parties to agreements based on this part of ISO 3977 are encouraged to investigate the possibility
of applying the most recent edition of the normative document indicated below. For undated references, the latest
edition of the normative document referred to applies. Members of ISO and IEC maintain registers of currently valid
International Standards.
ISO 2314:1989, Gas turbines — Acceptance tests.
3 Terms and definitions
For the purposes of this part of ISO 3977, the following terms and definitions apply.
3.1
actual unit starts
AUS
number of times the unit was actually synchronized or run from the shut-down situation up to the required speed
3.2
age
actual number of calendar years the unit has been in commercial service
3.3
ageing
loss of performance of a gas turbine due to wear and tear experienced in normal operation which is not recoverable
by compressor cleaning, turbine cleaning, filter cleaning, etc.
NOTE It is normally the result of increased seal clearances due to vibration and wear, loss of profile and increased blade
surface roughness due to corrosion, erosion, etc.
3.4
attempted unit starts
number of attempts to synchronize the unit or run up to the required speed after being shut down
NOTE Repeated failures to start for the same cause within the allowable specified starting time period, without attempting
corrective action, are considered a single attempt.
3.5
available
state in which a unit is capable of providing service, whether or not it is actually in service, regardless of the
capacity level that can be provided
3.6
available hours
AH
time, in hours, during which the unit is available for service
3.7
availability factor
AF
probability that a unit, major equipment or component will be usable at a point in time, based on the past
experience with that specific gas turbine:
FOH� POH AH
AF��1 �
PH PH
2 © ISO 1999 – All rights reserved

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ISO 3977-9:1999(E)
where
FOH is forced outage hours
POH is planned outage hours
PH is period hours
3.8
availability rate
AR
SH
AR�
SH� OH
where
SH is service hours
OH is outage hours
3.9
average run time
ART
SH
ART =
AUS
3.10
base load rated output
normally expected or guaranteed output of the gas turbine when operating at the specified conditions and at the
base-rated turbine temperature level (or other limit imposed by the manufacturer) and in a new and clean condition
3.11
chemical vapour deposition
CVD
method of producing a coating, based on a chemical reaction between a gaseous phase of the coating material
and the heated surface of the substrate
NOTE See coating (3.13).
3.12
chromizing
coating by a chromium overlay
NOTE Also known as chromating [see coating (3.13)].
3.13
coating
in general, a consumable and generally replaceable overlay provided to protect the base material against corrosion
and/or erosion
EXAMPLE The following are types of coatings which may be provided:
— chemical vapour deposition (CVD)
— chromizing
— diffusion chromizing
— physical vapour deposition (PVD)
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ISO 3977-9:1999(E)
— plasma spray
— atmospheric plasma spray (APS)
— vacuum plasma spray (VPS).
3.14
cold testing
all functional tests conducted on the installation site up to and including cranking the gas turbine by means of the
starter but before firing the gas turbine
3.15
compressor surge
unstable condition characterized by low-frequency fluctuations in mass flow of the working fluid in the compressor
and in the connecting ducts
3.16
condition monitoring
assessment of the condition of a gas turbine or its components by measuring those parameters which, over time,
have been established to correlate with an incipient failure condition, and where the monitoring action is non-
intrusive with respect to the equipment
NOTE Any subsequent maintenance activity which is based upon a diagnosis of parts condition over time and executed in
accordance with the monitored degree of deterioration, is referred to as "on-condition maintenance".
3.17
corrosion
chemical reaction and change of the gas turbine material due to corrosive elements in the working fluid
3.18
damage
sudden unforseen physical loss of the ability of a component or equipment to fulfil a required function
3.19
design life
usable operating life for which a component or equipment has been designed, including a safety margin against
failure
NOTE Where routine repairs are designed to sustain component life, such as recoating, crack repairs, etc., the design life
is the total life beyond which repairs are no longer feasible.
3.20
diffusion chromizing
enrichment of base metal with chromium by a diffusion process to increase the hot corrosion resistance
NOTE See coating (3.13).
3.21
emergency start
start of a gas turbine in any emergency with the objective of producing power in the shortest possible time, without
the realms of the gas turbine operating possibilities
3.22
emergency shut down
ESD
shut down of a gas turbine in an emergency with the objective of taking the machine out of operation in the
shortest possible time
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ISO 3977-9:1999(E)
3.23
equivalent availability factor
EAF
PH��(EUDH EPDH� ESEDH)
EAF = � 100 %
PH
3.24
equivalent forced derated hours
EFDH
product of the forced derated hours (FDH) and the size of hours reduction, divided by the net maximum capacity
(NMC)
3.25
equivalent forced derated hours during reserve shutdowns
EFDHRS
output reduction factor given by the ratio of output reduction and net maximum capacity (NMC)
3.26
equivalent operating hours
T
eq
weighted operating events affecting the life of the machine forming an equivalent operating time to determine
inspection intervals or life expectancy
EXAMPLE
n
Ta��n an� t�f�w�bt�bt
bg
eq 11 2 2 i 11 2 2

i�1
where
a is the weighting factor for each start;
1
n is the number of fired starts;
1
a is the weighting factor for fast loading;
2
n is the number of fast loadings;
2
t is the equivalent operation hours for rapid temperature changes, e.g. due to step load changes or load rejections;
i
n is the number of rapid temperature changes;
t is the operating hours with output up to base-load rating;
1
b is the weighting factor for base-load duty;
1
t is the operating hours with output between base- and peak-load ratings;
2
b is the weighting factor for peak-load duty;
2
f is the weighting factor for contaminated, out of specification or non-specifiable fuels;
w is the weighting factor for injected water or steam;
NOTE Other factors can be considered.
3.27
equivalent planned derated hours
EPDH
product of the planned derated hours (PDH) and the size of reduction, divided by the net maximum capacity (NMC)
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ISO 3977-9:1999(E)
3.28
equivalent scheduled derated hours
ESDH
product of the scheduled derated hours (SDH) and the size of reduction, divided by the net maximum capacity
(NMC)
3.29
equivalent seasonal derated hours
ESEDH
net maximum capacity (NMC) minus the net dependable capacity derated hours (NDC), multiplied by the available
hours (AH) and divided by the net maximum capacity (NMC)
3.30
equivalent unplanned derated hours
EUDH
product of the unplanned derated hours (UDH) and the size of reduction, divided by the net maximum capacity
(NMC)
unplanned = forced + maintenance (NERC)
3.31
erosion
abrasive wear of material by mechanical impact of solid particles in the working fluid
3.32
fired start
any start which achieves full ignition and applies heat to the gas path components
NOTE For fired hours, see service hours (3.98).
3.33
failure
sudden and unexpected ending of the ability of a component or equipment to fulfil its function
3.34
failure to start
FS
inability to bring a unit through a qualifying starting attempt to the in-service state within a specified period due to
equipment supplied in the contract
NOTE 1 Repeated failures within the specified period are to be counted as a single starting failure. Test starts and failures to
start due to equipment not furnished under the contract shall not be counted as starting attempts, failures or successes.
NOTE 2 As a general assurance of readiness, if a unit has not experienced a successful start during the prior 30 days, then
the starting attempt is considered as a "test start" and is not counted.
NOTE 3 Procedural errors that do not constitute equipment failure involving repair are not counted as failures-to-start.
NOTE 4 For calculation, FS = number of failures to start.
3.35
forced derating
unplanned component failure (immediate, delayed, postponed) or another condition that requires the load on the
unit be reduced immediately or before the next weekend
3.36
forced derated hours
FDH
sum of all hours experienced during forced deratings
6 © ISO 1999 – All rights reserved

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ISO 3977-9:1999(E)
3.37
forced outage
FO
unplanned component failure (immediate, delayed, postponed) or another condition that requires the unit to be
removed from service immediately or before the next planned shut down
3.38
forced outage factor
FOF
percentage of forced outage hours (FOH) to the period hours (PH):
FOH
FOF = � 100 %
PH
3.39
forced outage hours
FOH
time, in hours, during which the unit or a major item of equipment was unavailable due to forced (unplanned)
outages
3.40
forced outage rate
FOR
FOH
FOR� �100 %
FOH� SH
3.41
combustion inspection
activity of determining the condition of the combustor section of the gas turbine (including the transition duct)
3.42
gross actual generation
GAG
actual amount of energy supplied
3.43
gross available capacity
GAC
greatest capacity at which a unit can operate with a reduction imposed by a derating
3.44
gross capacity factor
GCF
GAG
GCF� � 100 %
(PH� GMC)
3.45
gross dependable capacity
GDC
gross maximum capacity modified for seasonal limitations over a specified period of time
3.46
gross maximum capacity
GMC
maximum capacity a unit can sustain over a specified period of time when not restricted by seasonal or other
deratings
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ISO 3977-9:1999(E)
3.47
gross output factor
GOF
GAG
GOF� � 100 %
(SH� GMC)
3.48
hot isostatic pressing
HIP
heat treatment process with simultaneous application of a high isostatic pressure
3.49
hot corrosion
accelerated oxidation of metals in the presence of salts, e.g. sodium sulfate, leading to degradation
NOTE The salts tend to dissolve the protective oxides on the metal, thus continuously consuming the base metal. Hot
corrosion occurs mainly in the metal temperature range between 700 °C and 900 °C. In the presence of vanadium the hot
corrosion will occur at even lower temperatures, down to 565 °C, by forming very corrosive and low melting phases of sodium
vanadates.
3.50
hot section inspection
activity of determining the condition of the combustion system together with the turbine components of the gas
turbine
3.51
hot testing
all functional tests commencing with firing leading to the gas turbine being regarded as operational
3.52
inhibition
avoiding vanadium hot corrosion by treating the fuel with additives, such as magnesium compounds, thus forming
the magnesium vanadate phase with melting points higher than the metal temperature
NOTE Inhibition can lead to severe fouling of the turbine.
3.53
inspection
activity of determining the condition of a component or assembly and necessary replacement
3.54
invalid outage hours
IOH
includes all outage time not due to preserve, forced outage, planned outage and maintenance outage
EXAMPLES The following come under this category.
— force majeure events such as flood, storm, lightning strikes, externally caused fire, labour disputes, severe sandstorms,
etc.;
— system problems, problems with the system to which the driven equipment is connected, excessive frequency and voltage
swings and fuel pressure and flow.
3.55
load factor
mean value of the load during a time period under consideration, expressed as a percentage of the base load
output of the gas turbine at actual site conditions
8 © ISO 1999 – All rights reserved

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ISO 3977-9:1999(E)
3.56
load rejection
sudden loss or significant reduction of system load causing the turbine unit to momentarily increase speed, thus
coming under the influence of the speed governer or overspeed trip system to avoid undesirable overspeed
3.57
major inspection
activity of determining the condition of the entire gas turbine for a major overhaul
3.58
maintenance derating
derating of the gas turbine as the result of the removal of a component for scheduled repairs that can be deferred
beyond the end of the next planned shut down, but requires a reduction of capacity before the next planned shut
down
3.59
maintenance derated hours
MDH
sum of all hours experienced during maintenance deratings and scheduled derating extensions of any maintenance
deratings
3.60
maintenance outage
MO
removal of a unit from service to perform work on specific components that can be deferred beyond the end of the
next weekend, but requires the unit be removed from service before the next planned outage
3.61
maintenance outage extension
SE or MO
extension of a maintenance outage
3.62
maintenance outage hours
MOH
sum of all hours experienced during maintenance outages and maintenance outage extensions
3.63
major overhaul
thorough overhaul that repairs or replaces those parts deemed necessary to allow the gas turbine to have a
reasonable expectation of being able to operate for a specified period of time
3.64
maintenance
sum of all measures intended to determine the actual gas turbine condition, together with the measures required to
preserve/restore the specified condition
3.65
maintenance cost
financial expenditure in terms of labour and materials for undertaking maintenance
3.66
maintenance cycle
time period after which a maintenance schedule is repeated
© ISO 1999 – All rights reserved 9

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ISO 3977-9:1999(E)
3.67
mean time between failures
MTBF
average time between failures which initiate a forced outage, i.e. the ratio of attempted operating hours to the
number of forced outages:
PH��(RSH FOH� POH) SH
MTBF� �
FO FO
where
PH is the period hours
POH is the planned outage hours
RSH is the reserve shutdown/service hours
SH is the service hours
FOH is the forced outage hours
FO is the number of forced outages
NOTE This index is sometimes referred to as the mean time between unplanned outages (MTBO).
3.68
mission reliabilty
MR
��t
MR = e
where
e is the base of the natural logarithm;
� is the failure rate in events per hour;
t is the mission time in hours.
3.69
net actual generation
NAG
actual amount of energy (in megawatt hours) supplied by the unit during the period being considered, minus any
energy supplied by the unit for that unit's own station services or utilities
3.70
net availability capacity
NAC
gross available capacity minus the unit capacity utilized for that unit's station services or auxiliaries
3.71
net capacity factor
NCF
NAG
NCF� � 100 %
(PH� NMC)
3.72
net dependable capacity
NDC
gross dependable capacity minus the unit capacity utilized for that unit's station services or auxiliaries
10 © ISO 1999 – All rights reserved

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ISO 3977-9:1999(E)
3.73
net maximum capacity
NMC
gross maximum capacity minus the unit capacity utilized for that unit's station services or auxiliaries
3.74
net output factor
NOF
NAG
NOF� � 100 %
(SH� NMC)
3.75
off line
any activity whilst the machine is out of operation
3.76
on condition maintenance
concept of maintenance activities to be planned and executed in accordance with the degree and trend of
deterioration of specific parts, components and assemblies of the gas turbine depending on the diagnosis of their
condition by the monitoring of performance parameters during operation
NOTE This kind of maintenance activity may be scheduled during planned or maintenance outages (see condition
monitoring).
3.77
on line
any simultaneous activity whilst the machine is in operation
3.78
on-line inspection
any inspection activity (e.g. of lubricating oil filter) carried out concurrent with the gas turbine being in operation
3.79
on-line maintenance
any maintenance activity (e.g. of the auxiliary pump or sensing device) carried out simultaneously with the gas
turbine being in operation
3.80
on-line monitoring
monitoring activities, previously scheduled and to be executed periodically, simultaneously with the gas turbine
being in operation
3.81
operating hour
accumulated period of time from start initiation operation to full stop
3.82
overhaul
act of dismantling, reconditioning, renewal and/or replacement of components or sub-assemblies of a gas turbine in
preparation for continued operation up to the next scheduled inspection or overhaul in accordance with the
manufacturer's guidelines
3.83
ownership cost
sum of annual fuel, operation and maintenance financial expenditures, to which is added an amortized proportion
of the capital cost of the installation
NOTE This may also include an element for loss or profit, where appropriate.
© ISO 1999 – All rights reserved 11

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ISO 3977-9:1999(E)
3.84
pattern factor
PF
maximum deviation of the hot gas temperature from the average temperature, divided by the temperature increase
in the combustion chamber:
TIT � TIT
max average
PF =
TIT � TVII
average
where
TIT is the maximal value of the turbine inlet temperature
max
TIT is the average value of the turbine inlet temperature
average
TVII is the average value of the compressor outlet temperature
3.85
peak rating
normally expected or guaranteed output of the gas turbine when operating at the specified conditions and at the
peak rated turbine temperature level and in a new and clean condition
NOTE The standard ISO peak rating is for up to 2 000 h of operation per year at peak rated temperature level and 500
starts.
3.86
performance
power output and efficiency (heat rate) of a gas turbine as stated in the manufacturer's specification
3.87
period hours
PH
hours in the period under consideration
3.88
physical vapour deposition
PVD
method of producing a coating, based on a physical reaction between a gaseous phase of the coating material and
the heated surface of the substrate
NOTE See coating (3.13).
3.89
plasma spray coating
APS or VPS
overlay of a base metal with a special compound of materials basically on the basis of Co-Cr-Al-Y or Ni-Cr-Al-Y to
protect the base metal from hot corrosion
NOTE The coating material is normally added to a hot plasma jet in the form of a powder and sprayed onto the surface of
the component in the molten phase. The process may take place under atmosphere (APS = atmospheric plasma spray) or
under vacuum (VPS = vacuum plasma spray) [see coating (3.13)].
3.90
rapid start
fast loading
starting sequence in which the load is applied to a gas turbine according to an accelerated programme
NOTE This is also referred to as an emergency start.
12 © ISO 1999 – All rights reserved

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ISO 3977-9:1999(E)
3.91
rebuilds
complete or substantially complete overhaul of products without any redesigning
3.92
reconditioning
refurbishment and/or repair of parts to obtain the approximate original design condition
3.93
redesign
conversion or replacement of any components and/or systems to achieve enhanced operational characteristics
3.94
reliability factor
RF
probability that a unit, major equipment, or component will not be in a forced outage condition at a point in time; i.e.
the complement of the ratio of forced outage time (FOH) to total time (PH):
FOH
RF��1
PH
3.95
repair
any activity of correction by appropriate measures, including replacement if necessary, of any part of the gas
turbine, which is damaged, destroyed or malfunctions or otherwise breaks down
3.96
retrofit
exchange of major assemblies of a gas turbine by components of a changed design
NOTE See also uprating (3.111) and upgrading (3.110).
3.97
scheduled maintenance
planned maintenance action with preplanned shut down of the gas turbine at a specified time
3.98
service hours
SH
accumulated period of time from main flame ignition through to flame extinction
3.99
service factor
SF
ratio of service hours to period hours in a period under consideration
SH
SF�� 100 %
PH
3.100
shut down
event in which the unit is brought from operation to a stationary condition under control of a programmed unloading
and stopping sequence
3.101
special tools
all/any special tools, equipment and systems required for the operation, maintenance and repair of the gas turbine,
which normally are supplied by the manufacturer and are not available in any reasonably equipped tool shop
© ISO 1999 – All rights reserved 13

---------------------- Page: 17 ----------------------
ISO 3977-9:1999(E)
3.102
start
act of getting the gas turbine and its driven equipment from the ready-to-start condition to the ready-to-load
condition
NOTE This includes synchronization with the network, breaker closure and stable running thereafter in the case of gas
turbines driving alternators, and stable running of the driven equipment for mechanical drive gas turbines.
3.103
starting attempt
SA
action intended to bring a unit from the shutdown to the in-service state within a specified time
NOTE Repeated initiations of the starting sequence within the allowable specified starting time period without carrying out
any corrective repairs are counted as a single attempt. For calculation SA = number of starting attempts.
3.104
starting reliability
SR
SS SS
SR� �
SS� FS SA
where
SS is the number of successful starts
FS is the number of failures to start
SA is the number of starting attempts
3.105
starting success
SS
occurrence of bringing a unit through a starting attempt to the in-service state within a specified period, as
evidenced by the maintained closure of the generator to the system or stable operation of the driven equipment
NOTE
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 3977-9
Première édition
1999-12-15
Turbines à gaz — Spécifications pour
l'acquisition —
Partie 9:
Fiabilité, disponibilité, maintenance et
sécurité
Gas turbines — Procurement
Part 9: Reliability, availability, maintainability and safety
Numéro de référence
ISO 3977-9:1999(F)
©
ISO 1999

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ISO 3977-9:1999(F)
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ISO 3977-9:1999(F)
Sommaire Page
Avant-propos.iv
1 Domaine d'application.1
2 Référence normative .2
3 Termes et définitions.2
4 Maintenance .16
4.1 Responsabilités du fabricant.16
4.2 Responsabilités de l'utilisateur.21
4.3 Pièces détachées.22
4.4 Diagrammes d'enregistrement de fonctionnement.23
5 Fiabilité et disponibilité.25
5.1 Essais de réception de fiabilité .25
5.2 Fiabilité et disponibilité, calcul et rapport.25
6 Sécurité.26
6.1 Généralité .26
6.2 Éléments de sécurité.26
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ISO 3977-9:1999(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité
technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en
liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec la Commission
électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI, Partie 3.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour
vote. Leur publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités
membres votants.
L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments de la présente partie de l’ISO 3977 peuvent faire
l’objet de droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de
ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence.
La Norme internationale ISO 3977-9 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
L'ISO 3977 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre général Turbines à gaz — Spécifications pour
l'acquisition:
� Partie 1: Introduction générale et définitions
� Partie 2: Conditions normales de référence et caractéristiques
� Partie 3: Exigences de conception
� Partie 4: Carburants et environnement
� Partie 5: Applications pour les industries du pétrole et du gaz naturel
� Partie 6: Cycles combinés
� Partie 7: Informations techniques
� Partie 8: Inspections, essais et installation
� Partie 9: Fiabilité, disponibilité, maintenance et sécurité
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NORME INTERNATIONALE ISO 3977-9:1999(F)
Turbines à gaz — Spécifications pour l'acquisition —
Partie9:
Fiabilité, disponibilité, maintenance et sécurité
1 Domaine d'application
L'objet de la présente partie de l'ISO 3977 est de fournir une base d'échange d'informations relatives à la fiabilité,
la disponibilité, la maintenance et la sécurité, entre les fabricants de turbines à gaz, les utilisateurs, les consultants,
les organismes de réglementation, les compagnies d'assurances et autres. Elle définit les termes utilisés dans
cette partie de l'ISO 3977 et décrit également la durée de vie escomptée des composants, les réparations et les
critères de détermination des intervalles de révision.
La présente partie de l'ISO 3977 s'applique à tous les éléments de la turbine à gaz et en particulier à la liste non
exhaustive des éléments suivants:
� compresseur
� turbine
� système de combustion
� refroidisseur intermédiaire
� régénérateur ou récupérateur
� système de conduites d'air
� système de conduits d'échappement
� système d'arrivée d'air
� système de commande
� circuit d'alimentation en carburant
� systèmedelubrification
� système de refroidissement par eau
� paliers des rotors
� transmissions
� accouplement
� dispositif de démarrage
� plaque d'assise/fondations
� enceintes et système de ventilation.
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ISO 3977-9:1999(F)
2 Référence normative
Le document normatif suivant contient des dispositions qui, par suite de la référence qui y est faite, constituent des
dispositions valables pour la présente partie de l'ISO 3977. Pour les références datées, les amendements
ultérieurs ou les révisions de ces publications ne s’appliquent pas. Toutefois, les parties prenantes aux accords
fondés sur la présente partie de l'ISO 3977 sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer l'édition la plus
récente du document normatif indiqué ci-après. Pour les références non datées, la dernière édition du document
normatif en référence s’applique. Les membres de l'ISO et de la CEI possèdent le registre des Normes
internationales en vigueur.
ISO 2314:1989, Turbines à gaz — Essais de réception.
3 Termes et définitions
Pour les besoins de la présente partie de l'ISO 3977, les termes et définitions suivants s'appliquent.
3.1
démarrages réels de la machine
AUS
nombre de fois où la machine était réellement synchronisée ou démarrée de la position d'arrêt à la vitesse requise
3.2
age
nombre réel d'années civiles durant lesquelles les machines ont été en service
3.3
vieillissement
perte de performance d'une turbine à gaz, due à l'usure et à la dégradation en fonctionnement normal, non
récupérable par un nettoyage du compresseur, de la turbine, du filtre, etc.
NOTE C'est généralement le résultat de l'augmentation du jeu des joints due aux vibrations et à l'usure, de la perte de
profil et d'une rugosité accrue de la surface des aubes due à la corrosion, à l'érosion, etc.
3.4
essais de démarrage de la machine
nombre d'essais de synchronisation de la machine ou de fonctionnement à la vitesse requise, après qu'elle ait été
arrêtée
NOTE Des échecs de démarrage répétés, pour le même motif, pendant la période de démarrage spécifiée admissible et
sans tentative d'actions correctives, sont considérés comme un seul essai.
3.5
disponible
état dans lequel une machine est capable de fonctionner, qu'elle soit ou non en service, indépendamment du
niveau de capacité qui peut être fourni
3.6
heures disponibles
AH
temps, en heures, durant lequel la machine est disponible pour fonctionner
3.7
facteur de disponibilité en temps
AF
probabilité pour une machine, un équipement principal, ou un composant d'être utilisés à un moment donné dans
le temps, fondée sur l’expérience acquise pour un type spécifique de turbine à gaz:
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FOH� POH AH
AF��1 �
PH PH

FOH sont les heures d'indisponibilité forcées
POH sont les heures d'indisponibilité planifiées
PH est la durée de la période en heures
3.8
taux de disponibilité
AR
SH
AR�
SH� OH

SH sont les heures de fonctionnement
OH sont les heures d'indisponibilité
3.9
temps moyen de fonctionnement
ART
SH
ART�
AUS
3.10
puissance nominale de la charge de base
puissance normalement prévue ou garantie de la turbine à gaz, lorsqu'elle fonctionne dans les conditions
spécifiées à la température nominale de base de la turbine (ou toute autre limite imposée par le fabricant), dans un
état neuf et propre
3.11
déposition en phase gazeuse par procédé chimique
CVD
méthode de production d'un revêtement, fondée sur une réaction chimique entre une phase gazeuse du matériau
de revêtement et la surface chauffée du substrat
NOTE Voir revêtement (3.13).
3.12
chromisation
revêtement par recouvrement de chrome
NOTE Également appelée chromage [voir revêtement (3.13)].
3.13
revêtement
recouvrement, généralement consommable et remplaçable, destiné à protéger le matériau de base contre la
corrosion et/ou l'érosion
EXEMPLE Les types de revêtements suivants peuvent être utilisés:
� déposition en phase gazeuse par procédé chimique (CVD)
� chromisation
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ISO 3977-9:1999(F)
� chromisation par diffusion
� déposition en phase gazeuse par procédé physique (PVD)
� projection de plasma
� projection de plasma par air (APS)
� projection de plasma sous vide (VPS)
3.14
essai à froid
tous les essais fonctionnels effectués sur le site de l'installation jusqu'à et y compris le lancement de la turbine à
gaz avec le démarreur mais avant l'allumage de la turbine à gaz
3.15
pompage du compresseur
condition instable caractérisée par des fluctuations basse fréquence du débit massique du fluide moteur dans le
compresseur et dans les conduites de raccordement
3.16
contrôle de l'état
évaluation de l'état de la turbine à gaz ou de ses composants par mesure des paramètres qui, dans le temps, ont
été établis pour corrélation avec une amorce d'état de panne, et lorsque l'action de contrôle n'est pas importune eu
égard aux équipements
NOTE Toute activité ultérieure de maintenance, fondée sur un diagnostic de l'état des pièces dans le temps, et effectuée
conformément au degré de détérioration contrôlé, est mentionnée comme «maintenance en l'état».
3.17
corrosion
réaction chimique et modification du matériau de la turbine à gaz dues à des agents de corrosion dans le fluide
moteur
3.18
endommagement
perte physique soudaine et imprévue de l'aptitude d'un composant ou d'un équipement à remplir une fonction
requise
3.19
durée de vie calculée
durée de fonctionnement utile pour laquelle un composant ou un équipement a été conçu, y compris une marge de
sécurité contre les pannes
NOTE Lorsque des réparations de routine servent à maintenir la durée de vie des composants, telles que l'application d'un
nouveau revêtement, réparation des fissures, etc., la durée de vie calculée doit correspondre à la durée de vie totale, au-delà
de laquelle plus aucune réparation ne peut être effectuée.
3.20
chromisation par diffusion
enrichissement du métal de base avec du chrome, par un procédé de diffusion visant à augmenter la résistance à
la corrosion à chaud
NOTE Voir revêtement (3.13).
3.21
démarrage d'urgence
démarrage d'une turbine à gaz en cas d'urgence, dont l'objectif est de fournir la puissance le plus rapidement
possible, sans tenir compte des possibilités de fonctionnement de la turbine à gaz
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3.22
arrêt d'urgence
ESD
arrêt de la turbine à gaz en cas d'urgence, dont l'objectif est de stopper la machine le plus rapidement possible
3.23
facteur équivalent de disponibilité en temps
EAF
PH��bgEUDH EPDH� ESEDH
EAF� � 100 %
PH
3.24
heures forcées équivalentes à charge réduite
EFDH
produit des heures forcées à charge réduite (FDH) et du niveau de réduction de charge, divisé par la capacité nette
maximale (NMC)
3.25
heures forcées équivalentes à charge réduite au cours des arrêts de réserve
EFDHRS
facteur de réduction de puissance donnée par le rapport de réduction de puissance et de la capacité nette
maximale (NMC)
3.26
heures de fonctionnement équivalentes
T
eq
événements de fonctionnement pondérés affectant la durée de vie de la machine pour constituer un temps
équivalent de fonctionnement, afin de déterminer des intervalles de contrôle ou la durée de vie
EXEMPLE
n
Ta��n an� t�f�w�bt�bt
bg
eq 11 2 2 � i 11 2 2
i�1

a est le facteur de pondération pour chaque démarrage;
1
n est le nombre d’allumages de démarrage;
1
a est le facteur de pondération de prise de charge rapide;
2
n est le nombre de prises de charge rapides;
2
t sont les heures équivalentes de fonctionnement pour des changements rapides de température, par exemple dus à
i
des variations de charges par palier ou à des délestages;
n est le nombre de changements rapides de température;
t sont les heures de fonctionnement jusqu'à la puissance nominale «charge de base»;
1
b est le facteur de pondération du régime «charge de base»;
1
t sont les heures de fonctionnement entre la puissance nominale «charge de base» et la puissance nominale «charge
2
de pointe»;
b est le facteur de pondération du régime «charge de pointe»;
2
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f est le facteur de pondération des carburants contaminés, non spécifiés ou non spécifiables;
w est le facteur de pondération de l’injection d’eau ou de vapeur.
NOTE D'autres facteurs peuvent être considérés.
3.27
heures prévues équivalentes à charge réduite
EPDH
produit des heures prévues à charge réduite (PDH) et du niveau de réduction, divisé par la capacité nette
maximale (NMC)
3.28
heures programmées équivalentes à charge réduite
ESDH
produit des heures programmées à charge réduite (SDH), des heures à charge réduite et du niveau de réduction,
divisé par la capacité nette maximale (NMC)
3.29
heures saisonnières équivalentes à charge réduite
ESEDH
capacité nette maximale (NMC) moins les heures à charge réduite de capacité nette précise (NDC), multipliée par
les heures disponibles (AH) et divisée par la capacité nette maximale (NMC)
3.30
heures imprévues équivalentes à charge réduite
EUDH
produit des heures imprévues à charge réduite (UDH) et du niveau de réduction, divisé par la capacité nette
maximale (NMC)
imprévu = forcé + maintenance (NERC)
3.31
érosion
usure abrasive du matériau par impact mécanique de particules solides dans le fluide moteur
3.32
allumage de démarrage
tout démarrage qui réalise un allumage complet et transmet la chaleur aux composants du circuit de gaz
NOTE Pour les heures de démarrage, voir heures de service (3.98).
3.33
défaillance
arrêt soudain et inattendu de l’aptitude d'un composant ou d'un équipement à remplir sa fonction
3.34
défaillance au démarrage
FS
inaptitude à mettre la machine en service par des essais de démarrage, pendant une période spécifiée, par le fait
des équipements fournis dans le contrat
NOTE 1 Des défaillances répétées au cours de la période spécifiée doivent être considérées comme une seule défaillance
de démarrage. Les démarrages d'essai et les défaillances au démarrage dus aux équipements non fournis dans le contrat, ne
doivent pas être considérés comme essais, défaillances ou succès de démarrage.
NOTE 2 De manière générale, pour s'assurer de l'état de marche: lorsque la machine n'a pas subi avec succès un essai de
démarrage au cours des 30 jours précédents, l'essai de démarrage doit alors être considéré comme «démarrage d'essai» et ne
doit pas être pris en compte.
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ISO 3977-9:1999(F)
NOTE 3 Les erreurs de procédure, qui ne constituent pas une défaillance des équipements impliquant une réparation, ne
doivent pas être considérées comme des défaillances au démarrage.
NOTE 4 Pour le calcul, FS = nombre de défaillances au démarrage.
3.35
réduction forcée
défaillance imprévue d'un composant (immédiate, retardée, reportée) ou autre état nécessitant une réduction
immédiate ou avant la fin de semaine, de la charge de la machine
3.36
heures forcées à charge réduite
FDH
total de toutes les heures écoulées lors des réductions forcées
3.37
interruption forcée
FO
défaillance imprévue d'un composant (immédiate, retardée, reportée) ou un autre état nécessitant un arrêt
immédiat ou avant le prochain arrêt programmé de la machine
3.38
facteur d'interruption forcée
FOF
pourcentage des heures d'interruption forcée (FOH) par rapport à la durée de la période en heure (PH):
FOH
FOF�� 100 %
PH
3.39
heures d'interruption forcée
FOH
durée, en heures, pendant laquelle la machine ou un élément important de l'équipement n'était pas disponible en
raison d'interruptions forcées (imprévues)
3.40
taux d'interruption forcée
FOR
FOH
FOR�� 100 %
FOH + SH
3.41
contrôle de la combustion
activité qui consiste à déterminer l'état du système de combustion de la turbine à gaz (y compris le conduit de
transition)
3.42
production brute réelle
GAG
quantité réelle d'énergie fournie
3.43
capacité brute disponible
GAC
capacité maximale à laquelle une machine peut fonctionner avec une réduction de puissance imposée
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ISO 3977-9:1999(F)
3.44
facteur de capacité brute
GCF
GAG
GCF� � 100 %
bgPH � GMC
3.45
capacité brute précise
GDC
capacité brute maximale modifiée pour des restrictions saisonnières pendant une période spécifiée
3.46
capacité brute maximale
GMC
capacité maximale que peut soutenir une machine pendant une période spécifiée, lorsqu'elle n'est pas limitée par
des réductions de puissance saisonnières ou autres
3.47
facteur de puissance brute
GOF
GAG
GOF� � 100 %
bgSH � GMC
3.48
compression isostatique à chaud
HIP
procédé de traitement thermique avec application simultanée d'une pression isostatique élevée
3.49
corrosion à chaud
oxydation accélérée des métaux en présence de sels, par exemple le sulfate de sodium, conduisant à une
dégradation
NOTE Les sels ont tendance à dissoudre les oxydes de protection du métal, consommant ainsi le métal de base de
manière continue. La corrosion à chaud se produit principalement dans la plage de températures des métaux comprise entre
700 °C et 900 °C. Avec du vanadium, la corrosion à chaud se produit à des températures encore plus basses, allant jusqu'à
565 °C, constituant des phases de fusion basses et très corrosives de vanadate de sodium.
3.50
inspection delapartiechaude
activité qui consiste à déterminer l'état du système de combustion ainsi que les composants de la turbine à gaz
3.51
essai à chaud
tous les essais fonctionnels depuis l'allumage jusqu'à ce que la turbine à gaz soit considérée comme
opérationnelle
3.52
inhibition
prévention de la corrosion à chaud du vanadium par traitement du carburant à l'aide de composés de magnésium
par exemple, constituant ainsi la phase de vanadate de magnésium avec des points de fusion supérieurs à la
température du métal
NOTE L'inhibition peut entraîner un encrassement important de la turbine.
3.53
inspection
Activité qui consiste à déterminer l'état d'un composant ou d'un ensemble et, si nécessaire, à les remplacer
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ISO 3977-9:1999(F)
3.54
heures d'interruption invalides
IOH
comprenant la totalité de la durée d'interruption du service non due à l'interruption de réserve, forcée, à
l'interruption programmée et à l'interruption de maintenance
EXEMPLE Les éléments suivants s'inscrivent dans cette catégorie:
� les cas de force majeure tels que inondations, orages, coup de foudre, incendies extérieurs, conflits sociaux, fortes
tempêtes de sable, etc.;
� les problèmes du système, problèmes avec le système auquel la machine est connectée, les fréquences excessives, les
variations de tension, le débit et la pression des carburants.
3.55
facteur de charge
valeur moyenne de la charge pendant une période donnée, exprimée en pourcentage de la puissance de charge
de base de la turbine à gaz dans les conditions réelles du site
3.56
délestage
perte soudaine ou réduction significative du système de charge de la machine provoquant une augmentation
momentanée de la vitesse de la turbine permettant ainsi d’éviter une survitesse non souhaitable grâce au
régulateur de vitesse ou au système de déclenchement de survitesse
3.57
inspection principale
activité qui consiste à déterminer l'état de la turbine à gaz dans son ensemble pour une révision générale
3.58
réduction de maintenance
réduction de la turbine à gaz due à la dépose d'un élément pour réparations programmées, pouvant être différées
au-delà de la fin du prochain arrêt programmé, mais nécessitant une réduction de capacité avant le prochain arrêt
programmé
3.59
heures de maintenance à charge réduite
MDH
total de toutes les heures de réduction de maintenance et des augmentations de réduction programmées des
réductions de maintenance
3.60
interruption de maintenance
MO
dépose d'une machine en service pour effectuer des travaux sur des composants spécifiques, ces travaux pouvant
être différés au-delà de la fin de la semaine, mais nécessitant un retrait de la machine en service avant
l'interruption prévue suivante
3.61
augmentation de l'interruption de maintenance
SE ou MO
augmentation d'une interruption de maintenance
3.62
heures d'interruption de maintenance
MOH
total de toutes les heures d'interruption de maintenance et des augmentations d'interruption de maintenance
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ISO 3977-9:1999(F)
3.63
révision générale
révision approfondie qui consiste à réparer ou remplacer les parties jugées nécessaires afin de permettre à la
turbine à gaz de fonctionner pendant une période spécifiée
3.64
maintenance
total de toutes les mesures destinées à déterminer l'état réel de la turbine à gaz, ainsi que les mesures requises
pour préserver/restaurer l'état spécifié
3.65
frais de maintenance
dépenses financières en termes de main d'œuvre et de matériaux nécessaires à la maintenance
3.66
cycle de maintenance
période à l'issue de laquelle un plan de maintenance est répété
3.67
temps moyen entre défaillances
MTBF
temps moyen entre défaillances initiant une interruption forcée, c’est-à-dire le rapport des heures d'essai de
fonctionnement sur le nombre d'interruptions forcées:
PH��bgRSH FOH� POH SH
MTBF� �
FO FO

PH est la durée de la période en heures
POH sont les heures d'interruption programmées
RSH est l’arrêt de réserve/heures de service
SH sont les heures de service
FOH sont les heures d'interruption forcée
FO est le nombre d'interruptions forcées
NOTE Cet indice est parfois appelé temps moyen entre interruptions imprévues (MTBO)
3.68
fiabilité des tâches
MR
��t
MR� e
où:
e est la base du logarithme népérien;
� est le taux de défaillances en événements par heure;
t est le temps de tâche en heures.
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ISO 3977-9:1999(F)
3.69
production nette réelle
NAG
quantité réelle d'énergie (mégawatt heures) fournie par la machine pendant la période considérée, moins l'énergie
fournie par la machine pour ses propres services ou équipements
3.70
capacité nette disponible
NAC
capacité brute disponible moins la capacité de la machine utilisée pour ses services ou équipements auxiliaires
3.71
facteur de capacité nette
NCF
NAG
NCF� � 100 %
PH� NMC
bg
3.72
capacité nette précise
NDC
capacité brute précise moins la capacité de la machine utilisée pour ses services ou équipements auxiliaires
3.73
capacité nette maximale
NMC
capacité brute maximale moins la capacité de la machine utilisée pour ses services ou équipements auxiliaires
3.74
facteur de puissance nette
NOF
NAG
NOF� � 100 %
bgSH� NMC
3.75
hors fonctionnement
toute activité réalisée pendant que la machine ne fonctionne pas
3.76
maintenance de l'état de fonctionnement
concept d'activités de maintenance à prévoir et à réaliser conformément au niveau et aux tendances de
détérioration des parties spécifiques, des composants et ensembles de la turbine à gaz en fonction du diagnostic
de leur état, établi par le contrôle des paramètres de performance en cours de fonctionnement
NOTE Ce type d'activité de maintenance peut être programmé lors des interruptions prévues ou de maintenance (voir
contrôle de l'état).
3.77
en continu
toute activité réalisée pendant le fonctionnement de la machine
3.78
inspection en continu
toute activité d'inspection (par exemple du filtre d'huile de lubrification) réalisée pendant le fonctionnement de la
turbine à gaz
3.79
maintenance en continu
toute activité de maintenance (par exemple de la pompe auxiliaire ou du détecteur) exercée simultanément au
fonctionnement de la turbine à gaz
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ISO 3977-9:1999(F)
3.80
contrôle en marche
activités de contrôle, préprogrammées et devant être effectuées de manière périodique, pendant le fonctionnement
de la turbine à gaz
3.81
heures de fonctionnement
période cumulée de temps depuis le début du démarrage jusqu'à l'arrêt complet
3.82
révision
acte qui consiste à démonter, reconditionner, renouveler et/ou remplacer les composants ou sous-ensembles
d'une turbine à gaz en vue d'assurer un fonctionnement continu jusqu'à l'inspection ou la révision programmée
suivante, conformément aux instructions du fabricant
3.83
coût de fonctionnement
somme des frais financiers annuels de fonctionnement et de maintenance, à laquelle s'ajoute une part des frais
d'immobilisation de l'installation
NOTE Elle peut également comprendre un élément relatif au manque à gagner, le cas échéant.
3.84
facteur type
PF
écart maximal de la température du gaz chaud par rapport à la température moyenne, divisé par l'augmentation de
température dans la chambre de combustion:
TIT � TIT
max moyenne
PF�
TIT � TVII
moyenne

TIT est la valeur maximale de la température à l'entrée de la turbine
max
TIT est la valeur moyenne de la température à l'entrée de la turbine
moyenne
TTVII est la valeur moyenne de la température à la sortie du compresseur
3.85
puissance nominale de pointe
puissance normalement prévue ou garantie de la turbine à gaz, lorsqu'elle fonctionne dans les conditions
spécifiées et à la température nominale de pointe de la turbine, dans un état neuf et propre
NOTE La puissance nominale ISO de pointe s'applique jusqu'à 2 000 h de fonctionnement annuel à la température
nominale de pointe et pour 500 démarrages
3.86
performance
puissance fournie et rendement (consommation de chaleur) d'une turbine à gaz, comme mentionné dans les
spécifications du constructeur
3.87
durée de la période en heures
PH
temps passé au cours de la période considérée
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ISO 3977-9:1999(F)
3.88
déposition en phase gazeuse par procédé physique
PVD
méthode de production d'un revêtement, fondée sur une réaction physi
...

Questions, Comments and Discussion

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