ISO 2314:1989

Gas turbines - Acceptance tests

Specifies standard procedures and rules for the conduct and reporting of tests, defines standard conditions, applies to open cycle power plants and also includes closed cycle and semi-closed cycle power plants.

Turbines à gaz — Essais de réception

General Information

• Status: Withdrawn
• Publication Date: 26-Apr-1989
• Withdrawal Date: 26-Apr-1989
• ICS: 27.040 - Gas and steam turbines. Steam engines
• Technical Committee: ISO/TC 192 - Gas turbines
• Drafting Committee: ISO/TC 192 - Gas turbines
• Current Stage: 9599 - Withdrawal of International Standard
• Start Date: 08-Dec-2009
• Completion Date: 13-Dec-2025

Relations

• Amended By: ISO 2314:1989/Amd 1:1997 - Gas turbines - Acceptance tests - Amendment 1: for combined-cycle power plants
• Effective Date: 06-Jun-2022
• Revises: ISO 2314:1973 - Gas turbines - Acceptance tests
• Effective Date: 15-Apr-2008
• Revised: ISO 2314:2009 - Gas turbines - Acceptance tests
• Effective Date: 15-Apr-2008
• Parent: ISO 2314:1989/Amd 1:1997 - Gas turbines - Acceptance tests - Amendment 1: for combined-cycle power plants
• Effective Date: 15-Apr-2008

Standards Content (Sample)

INTERNATIONAL
ISO
STANDARD
Second edition
1989-05-01
Gas turbines - Acceptance tests
Turbines ~3 gaz - Essais de rhcep tion
Reference number
ISO 2314 : 1989 (EI
ISO 2314 : 1989 (El
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. Esch 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, govern-
mental and non-governmental, in Iiaison with ISO, also take part in the work. ISO
collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all
matters of electrotechnical standardization.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated to
the member bodies for approval before their acceptance as International Standards by
the ISO Council. They are approved in accordance with ISO procedures requiring at
least 75 % approval by the member bodies voting.
International Standard ISO 2314 was prepared by Technical Committee ISO/TC 192,
Gas turbines,
This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 2314 : 19731, of which it
constitutes a technical revision.
Users should note that all International Standards undergo revision from time to time
and that any reference made herein to any other International Standard implies its
latest edition, unless othetwise stated.
0 ISO 1989
All rights reserved. No part of this publication may be reproduced or utilized in any form or by any
means, electronie or mechanical, including photocopying and microfilm, without Permission in
writing from the publisher.
International Organization for Standardization
Case postale 56 l CH-121 1 Geneve 20 l Switzerland
Printed in Switzerland
ii
ISO 2314 : 1989 (El
Contents
Page
Scope and field of application
..........................................
References .
General definitions, description of terms and Symbols.
.....................
Preparation for tests
..................................................
Test operating conditions
.............................................
Instruments and measurement methods
.................................
Testmethod .
Computation of results.
...............................................
Testreport .
This page intentionally left blank

INTERNATIONAL STANDARD ISO 2314 : 1989 (EI
- Acceptance tests
Gas turbines
b) thermal efficiency, heat rate or specific fuel consump-
1 Scope and field of application
tion under specified operating conditions;
1.1 This International Standard specifies Standard pro-
c) adequacy of essential protective devices as defined
cedures and rules for the conduct and reporting of acceptance
in 7.1.3.
tests in Order to determine and/or verify the power, thermal
efficiency and other petformance characteristics of gas turbine
1.5 Optional tests may also be included, provided that these
power plants. lt defines Standard conditions which should be
are specifically agreed upon by both Parties at the time of
used if no other conditions are agreed at the time of
purchase. For example, such tests may include any of the
purchase. 1) This International Standard is not intended to pro-
following items or others specified by national or Iocal re-
vide a basis for the conduct of test work generally aimed at
quirements :
development or research.
a) Performance of the governing System and protective
The extent of acceptance tests that are carried out on the
Systems as given in 7.2.1 and 7.2.2;
manufacturer’s premises and at site respectively are to be
agreed between the Parties.
b) handling characteristics (for example, starting charac-
teristics, time of loading);
1.2 The acceptance requirements will have been satisfied if
the mandatory tests given in 1.4 have been fulfilled under the
c) amplitude and frequency of Vibration;
procedures laid down.
d) Stack emission;
Optional tests may, however, be included but should not be
e) waste heat recovery evaluation;
considered necessary unless specifically agreed upon by the
Parties to the test at the time of the purchase.
f) noise level;
1.3 This International Standard applies to open cycle gas tur-
g) thermal discharges;
bine power plants using normal combustion Systems and also
includes closed cycle and semi-closed cycle gas turbine power
h) anti-icing System.
plants. In cases of gas turbines using free Piston gas generators
or special heat sources (for example Chemical process, nuclear
reactors, furnace for a supercharged boiler), this International
2 References
Standard may be used as a basis but will need to be suitably
modified.
ISO 5167, Measurement of fluidflowbymeans of oriciceplates,
nozzles and venturi tubes inserted in circular Cross-section con-
1.4 The primary Object of the acceptance (mandatory) tests
duits running full.
is to determine
ISO 6190, Acoustics - Measurement of pressure levels of gas
a) power under specified operating conditions (gas power, turbine ins talla tions for evalua ting environmen tal noise -
if only a gas generator is supplied);
Survey method.
1) Points on which an agreement between Parties to the test is to be reached at the time of the purchase or Prior to the test are indicated by a vertical
line to the left of the relevant text.
ISO2314:1989 (E)
- a total temperature of 15 OC;
IEC Publication 34-2, Rotating electrical machines - Part 2:
Methods for determining losses and efficiency of ro ta ting elec-
- a relative humidity of 60 %;
trical machinery from tests (excluding mazhines for traction
vehiclesl.
b) for the exhaust at turbine exhaust flange
br
for steam turbines - recuperator outlet, if recuperator cycle is used
IEC Publication 46, Recommendations
Part 2: Rules for acceptance tests.
-
a static pressure of 101,3 kPa1).
. 3 General definitions, description of terms
An inlet water temperature of 15 OC shall apply if cooling of the
and Symbols
working fluid is used. Except in the case where intercooling is
involved, or where water Spray coolers are used, the effect of
humidity may generally be ignored.
3.1 Definitions
rd, the fol lowing
For the purposes of this Internationa Standa
In the case of the closed cycle, the Standard conditions for the
definitions apply.
air heater shali be 15 OC and 101,3 kP0 for the ambient
atmospheric air.
3.1.1 gas turbine : Machine which converts thermal energy
into mechanical work; it consists of one or several rotating
compressors, thermal device(s) to heat the working fluid, one 3.2.2 Power
or several turbines, a control System and essential auxiliary
equipment which allow the production of mechanical power in Power may be expressed in terms of output at the turbine
useful form. The gaseous working fluid Passes continuously coupling, electrical power (sec 8.1) at the generator terminals
through the System, is compressed, heated and then expanded or gas power in the case of a gas turbine or gas generator
to develop useful mechanical power. Any heat exchangers producing gas or compressed air (bleed air from a circuit
(waste heat exchanger excluded) in the main working fluid compressor).
circuit are considered to be part of the gas turbine.
3.2.3 Thermal efficiency
and specific consumption
3.1.2 gas generator : Combination of turbocompressor(s)
of heat
driven by a turbine(s) with its combustion chamber, the whole
providing hot gas under pressure. This combination may drive a
Thermal efficiency or specific consumption of heat shall be
separate power turbine, commonly having no compressor or
based on the net specific energy, at constant pressure, of the
combustion chamber.
fuel for either liquid, gaseous or solid fuel.
3.2 Description of terms
The specific energy used shall be based on a pressure of
101,3 kPa1) and a temperature of 15 OC. Sensible heat above
3.2.1 Standard reference conditions
15 OC shall be taken into account.
In cases where power, efficiency, heat rate or specific
consumption refer to Standard conditions, such conditions
3.2.4 Cycle nomenclature
shall be :
Figure 1 Shows the basic nomenclature used in this Inter-
a) for the intake air at the compressor flange (alternatively,
national
Standard. The Station numbers refer to locations.
the compressor intake flare) as detailed in 6.6.2 (see also
figure 1) :
Ambient air conditions are read at Station 1. Air conditions at
-
a total pressure of 101,3 kPa 1); the inlet sf the compressor and leaving the
compressor section
Heat Source
Figure 1 - Basic cycle nomenclature
1) 101,3 kPa = 1,013 bar = 760 mmHg
ISO 2314 : 1989 (EI
4.4 Preliminary tests may be run for the purpose of
are read at stations 2 and 3, respectively. In the event that there
is more than one compressor section, the location for reading
a) determining whether the gas turbine and associated
air conditions at the exit of the first compressor section is
designated as Station 2.1 and the inlet of the second com- plant are in a condition suitable for conducting an accept-
ante test;
pressor section as 2.2. Station 4 is the entrance to the heat
Source (after recuperation, if any). Station 5 is the exit from the
checking instrumentation;
b)
heat Source, and the inlet to the turbine is Station 6. If there
should be more than one turbine, the exit conditions from the
familiarization with test procedure.
Cl
first turbine would be read at 6.1 and the entrance conditions to
the second turbine at 6.2, etc. However, if a reheater were used
After a prelimi test is made, it
agreement between
nary may, bY
in the cycle, then it would be 6.1 for the exit from the first
the purchaser and contractor, be deemed an acceptance test.
turbine Stage, 6.2 into the reheater, 6.3 out of the reheater, and
6.4 at the entrance of the second turbine. Exhaust gas con-
ditions leaving the turbine are taken at 7 and leaving the Stack
5 Test operating conditions
at 8. In the event that heat recovery equipment is employed in
the cycle, the entrance conditions to this equipment would be
5.1 General
read at 7.1 and the exit conditions at 7.2, etc.
In addition to this nomenclature, the following letters designate
5.1 .l Every reasonable effort shall be made to run the test as
the type of fluid in various Parts of the cycle:
close as possible to the reference operating conditions (stan-
dard conditions or other specified conditions agreed at the time
f = fuel;
of purchase). Fuel employed for test shall, wherever possible,
be such as specified in the guarantee or substantially similar to
= gas after the heat Source;
g
it in properties. In case this is not possible, Prior agreement
shall be reached between the Parties to the test as to the fuel to
a = air (or other working fluid);
be used at an acceptance test and as to the interpretation of the
results.
W = water;
b = lubricating fluid.
5.1.2 For convenience, thermal efficiency tests in dual fuel
installations may be carried out with one fuel only, but only
Exampie: The temperature of the fuel at the entrance to the
after agreement between the Parties to the test.
heat Source would be designated as Tf4.
5.1.3 Control settings for the gas turbine shall be established
lt is recognized that many different Systems of Station location
Prior to the test. Special adjustments inappropriate for normal
designators are in use instead of those shown in figure 1.
engine Operation require written agreement.
3.3 Symbols
5.1.4 The test Observation records shall be entered on care-
fully prepared forms which constitute original logsheets to be
The Symbols and their meanings used in this International Stan-
authenticated by the observer’s signature. The original sheets
dard are given in table 1, together with the unit and reference
and recorded Charts shall be such as to permit facsimile
clause in which they are covered.
reproduction as, for example, by carbon copies or by photo-
copying process.
4 Preparation for tests
Hand copying is not permissible. For the acceptance tests, a
complete set of unaltered logsheets and recorded Charts will
4.1 The acceptance tests shall normally be carried out im-
become the property of the Parties to the test. The obser-
mediately after the completion of the setting-up period by the
vations shall include the date and time of day. They shall be the
manufacturer and, in any event, within a period of three actual readings without application of any instrument correc-
months, unless otherwise agreed by both Parties. In any case,
tions. The logsheets and any recorded Charts shall constitute a
before the tests, the machine shall be placed at the disposal of complete record.
the manufacturer for examination and cleaning.
5.1.5 If, during the conduct of a test or during the subsequent
analysis or interpretation of the observed data, an obvious
4.2 If pipes or ducts are fitted for the purpose of by-passing
inconsistency is found which affects the validity of the results,
any component, or if bleed-off is used for any Service, any
every reasonable attempt shall be made to adjust or eliminate
values in such ducts or pipes shall be set so as to produce con-
the inconsistency by mutual agreement. Failure to resch agree-
ditions specified in the guarantee.
ment will invalidate the run or test.
4.3 Dimensions and physical conditions of Parts of the gas
5.2 Operating conditions
turbine required for calculations or other special purposes of
the tests shall be determined and recorded Prior to the tests.
Serial numbers and data on name-plates shall be recorded to 5.2.1 Certain tests, for example those of 1.4a), b) and 1.5e),
identify the gas turbine engine auxiliary equipment tested. f), will normally be carried out at steady-state conditions.
ISO 2314 : 1989 (EI
Table 1 - Symbols
Definition Unit Clause
Symbol
kJ/(kg- K) 8.5.7
Specific heat of coolant
=Pc
8.5.1
Specific enthalpy of air at the Standard reference temperature kJ/kg
h
a0
8.6.1
C
kJ/kg 8.5.1
h Specific enthalpy of air at temperature Ta, entering the control volume
al
h kJ/kg 8.6.3
Specific enthalpy of air at temperature Ta3 leaving the compressor
a3
h Specific enthalpy of air at temperature Ta4 entering the heat Source (combustion 8.6.1
a4
kJ/kg
chamber) and after any heat exchanger
h kJ/kg 8.5.1
Specific enthalpy of air at temperature Te leaking from the control volume
ae
Specific enthalpy of fuel at temperature Tf4 entering the heat Source (combustion
8.2.1
hf4
kJ/kg
chamber) 8.5.1
C
h Specific enthalpy of combustion products at the Standard reference temperature kJ/kg 8.5.1
h kJ/kg
Mean specific enthalpy of gases at temperature Tge entering the turbine 8.6.1
Cl6
h Specific enthalpy of gas at temperature Tg6-t leaving the turbine driving the compressor kJ/kg 8.6.3
96.1
h Specific enthalpy of gas at temperature T96.2 entering the power turbine kJ/kg 8.5.12
96.2
8.5.12
h Specific enthalpy of gas at temperature Tg, leaving the power turbine kJ/kg
h Specific enthalpy of exhaust gases at temperature Tg8 kJ/kg 8.5.1
g8
h Specific enthalpy of gas at temperature Tg, in and pressure pg, in entering the driven 8.5.11
9, in
device kJ/kg
h Specific enthalpy of gas at temperature Tg, out and pressure pg, out leaving the driven 8.5.11
9, out
device kJ/kg
8.2.1
Specific enthalpy of the fuel at 15 OC kJ/kg 8.3.3 e)
h0
8.5.1
m Rate of fuel consumption kg/s 8.2.1
Mass rate of air entering the control volume kg/s 8.5.1
mal
Mass rate of air entering the combustion chamber kgls 8.6.1
ma4
8.5.1
Mass rate of coolant flowing through the lubricant cooling System kg/s
mc
8.5.7
C
8.5.1
Mass rate of sealing and/or extracted air leaving the control volume 8.5.2
kgls
me
8.6.3
C
8.5.1
Mass rate of fuel entering the control volume kg/s
mf4
8.6.1
{
8.6.1
Mass rate of gas at turbine inlet kg/s
mg6 8.6.3
Mass rate of gas leaving the turbine kgls 8.5.12
m97
Mass rate of exhaust gases leaving the control volume kgls 8.5.1
mg8
Mass rate of gas entering the load device kg/s 8.5.1 l
min
Measured rate of fuel consumption 8.3.3 e)
kg/s
mfll
8.2.1
Mass of fuel used during period z
mT kg
ii4 Torque kN-m 8.1 .l
n Speed r/min 8.1.1
Reference Speed r/min 8.3.3a)
no
Test Speed r/ min 8.3.3 a)
nt
8.2.2
P Net shaft power output kW
8.2.3
ISO 2314 : 1989 (EI
’
Table 1 (ccmchded)
Gross shaft power output
Measured shaft power output
Shaft power output
Test net shaft power output
8.2.2
Heat consumption
kW
8.2.3
Heat rate
8.2.3
kWheat/ kwpovver
4,
Rate of heat consumption kW
8.2.1
qr
8.2.1
Net specific energy of the fuel at 15 OC and constant pressure
kJ/kg 8.3.3 e)
Qro
8.5.1
Mechanical losses kW 8.5.1
Q
m
kw
Mechanical losses of the driven compressor, excluding the losses of Speed changing, if
Q 8.5.11
mc
used
8.6.3
{
8.5.12
Mechanical losses of the power turbine, inclusive of Speed changing gears, if used kW
Q
mt
8.6.3
{
Radiation and convection heat losses from the control volume
kW 8.5.1
Q r
Radiation heat losses from the driven compressor casing kW
Q 8.5.11
rc
Radiation and convection heat loss of the combustion chambetjs) kW 8.6.1
Q
re
Radiation and convection heat losses from the power turbine casing between
8.5.12
Q rt
temperature-measuring stations T6 2 and T, kW
.
Flow weighted average temperature of air entering the control volume
K 8.5.1
Tal
T Air temperature at the entrance of the heat Source (combustion chamber) K
8.6.1
a4
Inlet temperature of the lubricant coolant
K 8.5.1
Tin
T Outlet temperature of the lubricant coolant K
8.5.1
out
T
Temperature rise of coolant through the oil cooler K 8.5.7
out - Tin
Temperature of fuel as it enters combustion chamber
K 8.6.1
Tf4
T Reference turbine inlet temperature
K 8.6.1
T Flow weighted average temperature of gas leaving the control volume K
8.5.1
g8
T Absolute reference temperature K 8.3.3a)
Absolute test temperature K 8.3.3 b)
Tt
Temperature of fuel as it enters control volume K 8.5.1
Tf
6 The ratio of absolute ambient test pressure to the absolute ambient reference pressure -
8.3.3 c)
8.2.2
-
Thermal eff iciency
%
8.3.3 e)
{
8.5.1
-
Combustion chamber efficiency
%c
8.6.1
6 The ratio of absolute ambient test temperature to the absolute ambient reference
8.3.3a)
-
temperatu re
z Duration of test S
8.2.1
Co Angular velocity rad/s 8.1 .i
NOTE - Air or gas temperatures are assumed to be total temperature unless agreed upon by both Parties.
lSO2314:1989 (EI
Esch Observation of an operating condition during the overall
5.2.2 Preparatory to any test, the gas turbine power plant
period of the test shall not vary from the reported average for
shall be run until steady-state conditions have been estab-
that operating condition by more than the amount shown in
lished. Steady state is achieved when the key Parameters
table 2, except by written agreement between the Parties to the
associated with the objectives have been stabilized.
test.
Stability will be achieved when continuous monitoring in-
NOTE - lf the variations to be measured are rapid and irregular, the
dicates that readings have been within the maximum permiss-
use of suitable instruments is to be preferred to directly observed
ible Variation in accordance with 5.2.3 and table 2 for a period
readings. In cases which require each set of observations to be used for
of time which is agreed upon by the Parties to the test. calculating a result, and where results are then averaged, simultaneous
readings are required. If observations are made to determine rates by
sums or differentes, the exact time of making the Observation is
necessary.
5.2.3 In determining the rated Performance under any condi-
tion, evaluation of power and efficiency shall be carried out
6 Instruments and measurement methods
three times consecutively, the duration of each test being not
less than 5 min and not longer than 20 min (i.e. a total period sf
6.1 General
not less than 15 min and not longer than 60 min). If the fuel
flow is measured by weighing, the test period may be longer
This clause describes the instruments, methods and pre-
than 20 min in Order to achieve adequate accuracy.
cautions to be employed in testing gas turbine power plants
and components in accordance with this International Stan-
During evaluation, the load shall remain within + 1 % while
dard. Where there is no specification in this clause concerning
readings are taken. If this is not possible, at least five Sets of
the instruments and the measurement method used, these shall
readings spread over the period as stated above shall be taken
be subject to agreement by the Parties to the test.
for each evaluation and the results averaged. If the maximum
Instruments and measurements shall be used in accordance
fluctuation in load exceeds * 2 %, the test shall be accepted
with relevant International Standards, unless otherwise agreed.
only by mutual agreement.
Table 2 - Maximum permissible variations in operating conditions 1)
Barometric pressure at test site dz 1 %
3 Temperature of working fluid at compressor inlet 1- 2 OC
4 Specific energy of liquid fuel, per kilogram (gross and net specific energies) z!I 2 %
5 Specific energy of gaseous fuel, per cubic metre (gross and net specific energies from
zk 2 %
continuous calorimeters) 2)
Ik 1 %
6 Pressure of gaseous fuel, as supplied to the plant
of absolute equivalent of average
pressure
7 Temperature of fuel, as supplied to the plan@ * 3 OC
8 Exhaust back pressure I!z 1 %
of absolute equivalent of average
pressu re
9 Working fluid inlet pressure f 1 %
of absolute equivalent of average
pressure
IO Coolant temperature : inlet3) ZL 3 OC
11 Coolant temperature rise3) Ib 2 OC
1) If acceptance tests are carried out during a ship commissioning of gas turbines used for propulsion, the Parties may agree to special conditions.
2) For gaseous fuels other than natura1 gas, the allowable Variation shall be specified by Prior agreement.
3) Applicable where precoolers, intercoolers or aftercoolers arc used.
ISO 2314 : 1989 (EI
in a ‘plane through the axis so as to avoid tangential velocity
62 . Check Iist of equipment for mandatory tests
components. Similar precautions shall also be taken regarding
The following instruments and apparatus will be required :
external windage. Hose connections, if used, shall impose no
sensible tangential restraint. Dashpots, if used for damping
output of the gas
a) Instru ments to measure the power
oscillations, shall be demonstrated to impose equal resistance
turbine.
to motion in either direction. Effective radius arms of
dynamometers shall be measured with an error not exceeding
b) Apparatus for measu ri ng fuel consumption of the gas
+ 0,l %. A manufacturer’s certificate may be accepted as suf-
supplied to it.
turbine or the heat energy
f icient evidente.
energy of the
c) Apparatus for determining the specific
The forte-measuring device shall be checked against certified
fuel, its ash content and composition.
weights in the directions of both increasing and decreasing
in a
Alternatively samples should be taken for tests
load. The positive or negative error of the forte-measuring
by both Parties.
laboratory agreed upon device shall not exceed 0,l % of the maximum load to be read
in the test. The average of increasing and decreasing loadings
ing the relative density
d) Instruments for determin
shall be accepted as the calibration only if the differente re-
(specific gravity) of the fuel.
mains within 0,3 % of the maximum test load.
in a
Alternatively samples should be taken for tests
Before and after acceptance tests, dynamometers shall be
laboratory agreed upon by both Parties.
carefully examined and any imbalance of the arms determined.
Tests shall be considered unsatisfactory should there be
e) Manometers or pressure gauges for determining
irregularities in the Operation of the dynamometer, for example
pressures and pressure differentes at appropriate Points on
a period surging of load, such as might be due to the action of
the gas turbine System (for pressure measurements affect-
water in the dynamometer, or some resonant condition that
ing Performance evaluation, liquid manometers or
produces pulsations of indicated torque in excess of + 2 %.
instruments with comparable accuracy shall be used).
Barometer.
fl 6.3.1.1.2 Shaft torque meter
g) Instruments needed for the indirect determination of
The shaft torque meter shall be calibrated before the test series.
the turbine inlet gas temperature (except in the case of
If the System is affected by temperature, it shall be recalibrated
closed cycle turbines).
after the test at the temperature experienced during the test.
Calibration shall be performed with the torsion-indicating
h) Instrument(s) for determining the temperature at the
means undisturbed from pre-test to the end of the post-test
compressor inlet.
determination. In any case, observations shall be taken with a
series of increasing loadings to a value above maximum test
i) Thermometers for determining the temperature of the
readings, followed by a series of decreasing loadings. Loadings .
fuel in the measuring tanks and circulating water in the
shall always progress in one direction except at maximum
coolers.
value. The average of increasing and decreasing loadings shall
j) Speed of rotation indicators and manual or electronie be accepted as the calibration only if the differente is within
revolution counters.
1 % of the maximum test load.
System , or, if Dynamometer readings shall be taken with sufficient frequency
kl M aster clock with synchronized signalling
clocks. that the average of all readings will not differ from the average
this is not possible, synchronized watches or
of alternate readings (average value of even and uneven
Instruments for determining atmospheric humidity.
1)
readings) by more than 0,2 %.
m) Instrumentation to determine turbine exhaust tem-
WS
6.3.1.2 Speed measurement
perature.
An instrument of the Speed-indicating type may be used for
. Power measurement
initial setting of the test Speed and for checking constancy of
Speed during test periods. Esch shaft of a multi-shaft engine
shall be equipped with a Speed-indicating device.
6.3.1 Power measurement, mechanical
For checking constancy of Speed during test periods, electronie
6.3.1 .l Torque mesurement
pulse counter type Speed indicators are recommended for
visual readout as well as recording.
Either of the types of apparatus in 6.3.1.1.1 or 6.3.1.1.2 may be
used to measure torques used in the derivation of the
Either positively driven or no-contact type tachometers shall be
mechanical Outputs of gas turbines.
used for all Speeds. Hand-held tachometers are not recom-
mended, because of the possibility of Slip.
6.3.1.1 .l Absorption dynamometers (mechanical, electrical
When mean rotative Speed influences test results, an integrat-
or any fluid types, or a combination of any of these)
ing type revolution counter, positively driven from the shaft,
The dynamometer selected shall be Chosen so that the shall be used. Counting and time accuracy shall be such that
error in mean Speed does not exceed + 0,25 %. Whenever
minimum measured torque at any Speed is at least 20 % of its
normal maximum rated torque. Absorption dynamometers electronie type pulse counters are used for power and ef-
shall be so constructed that the cooling fluid enters and leaves ficiency determinations, readings shall be taken with sufficient

ISO 2314 : 1989 (EI
readings will not differ Density may be obtained hydrometer or by direct weigh ing
frequency that the average of all bY
means.
the average of alternate readings by more than 0,25 %.
Specific energy may be obtained by either of the following two
6.3.2 Power measurement, electrical
nethods.
These tests shall be performed in a ccordance with IEC Pu blica-
- The gross specific energy at constant volume may be
tion 46.
determined by means of a bomb calorimeter, and the net
specific energy at constant volume determined by deduct-
6.3.3 Power measurement, other cases
ing the latent heat of the calculated amount of water vapour
produced from the measured hydrogen content of the fuel.
Where output is in a form which is not electrical and when it is
Then the net specific energy at constant pressure is found
not practicable to measure the output on the shaft itself (for
by calculation. Continuous flow calorimeter or other ISO
example Pumps, compressors, etc.), reference shall be made to
approved instrumentation may also be used. The foregoing
the appropriate Standard for testing the driven machine. Such
determination should be carried out by a physical or
Standards may be used only after mutual agreement by the par-
Chemical laboratory agreed upon by both Parties.
ties involved.
- When it is not possible to run a bomb calorimeter test
6.3.4 Power output determined by thermodynamic
and when agreed upon by both Parties, the net specific
computation
energy at constant pressure tan be estimated from
measured density (hydrometer) with the curve shown in
When it is not possible to measure shaft power by the pre-
figure 2. The accuracy is estimated to be within + 2 %
viously stated means (6.3.1, 6.3.2 and 6.3.3) it may, under
depending on fuel properties.
limited conditions, with a maximum error of + 5 %, be com-
puted from measured values of the working fluid mass flow,
the air and gas temperatures, the heat consumption, the bear-
ing friction loss, and the turbine heat loss to the environment.
the event that similar
This method may be used in
measurements on the load device are not practical, such as
Y
\
insufficient knowledge of working fluid properties of
the driven machine;
g 42 000
!ii
b) temperature rise of load device too small to measure;
.-
c) load involves fluid streams, extractions,
etc.
The thermodynamic calculation procedure to be used is
described in 8.5.
6.3.5 Power measurement, gas generator 40 000
800 850 900 950 1000
The power of a gas generator tan be determined by replacing
the power turbine by a nozzle or equivalent opening at full load. Density at 15 OC, kg/m3
The power is defined as that produced by an isentropic expan-
sion from measured conditions at generator outlet (total
Figure 2 - Net specific energy of liquid fuels as a
pressure and temperature) to the ambient atmospheric
function of density
pressure.
In each case, adjustment shall be made for sensible heat of the
64 . Fuel measurement fuel above 15 OC in accordance with 3.5. In the absence of
specific measurements, the following heat content may be
taken for the fuels:
6.4.1 Liquid fuel measurements
-
for gas oil viscosity
6.4.1 .l Liquid fuel characteristics
< 9,5 x 10-6 m*s-1 at 20 OC: for every 1 OC above
Pa rties to the test shall agree upon the fuel sampling method.
15 OC add 1,88 kJ/kg;
Fu el characteristics shall include the determination of
- for light fuel oil viscosity
density (mass per unit volume);
a)
< 49 x 10-6 m*s-1 at 20
OC: for every 1 OC above
specif ic energy;
b) 15 OC add 1,76 kJ/kg;
viscosity where applicable;
Cl - for medium fuel oil viscosity
d) temperature if additional heating is required. < 110 x lO-6m*s-1 at 50 OC: for every 1 OC above
15 OC add 163 kJ/kg;
ISO 2314 : 1989 (E)
6.4.2.1.1 Calorific value
- for heavy or extra heavy fuel oil viscosity
above
< 380 x 10-6 m2s--1 at 50 OC: for every 1 OC
The net specific energy of gaseous fuel may be determined by
15 OC add 159 kJ/kg.
computation, using the individual specific energies at constant
pressure of the component gases and their proportions in the
6.4.1.2 Flow measurements
fuel. Alternatively a Junkers calorimeter or any other type of
demonstrable accuracy may be used.
The accurate measurement of fuel flow to the gas turbine is
necessary to determine gas turbine power plant heat rate. The
The method to be used shall be previously agreed upon by both
use of flow nozzles, orifices, venturi meters, liquid meters or
Parties. In any case, adjustment shall be made for sensible heat
direct weighing means is recommended. When nozzles, ori-
of the fuel above 15 OC (in accordance with 3.5).
fices or venturi meters are used, they shall be constructed,
arranged and instrumented in accordance with a recognized
Standard, for example ISO 5167. In any case, the fuel flow-
6.4.2.1.2 Dust content
measuring device shall be suitably calibrated to ensure that the
maximum error is less than + 0,5 %.
In certain gaseous fuels such as blast furnace gas, dust will be
of importante and has to be measured. Dust content may have
Calibrated volumetric measuring tanks may also be used, pro-
an influence on measurements of gas mass flow. However,
vided it tan be demonstrated that an accuracy of measurement
owing to the wide range of dust characteristics, loadings, etc.,
of & 0,5 % is obtainable.
the Parties shall agree previously on the procedure to be used
by a qualified person experienced in this class of work.
A weigh tank System shall be free upon its Pivot and
unconstrained by any external forte such as might be applied
by unsuitably designed or unsuitably placed pipe connections.
6.4.2.2 Flow measurements
It shall be calibrated before the test by adding known weights
to the tank structure and plotting curves with Ioad increasing
Gas fuel consumption may be determined by means of either a
and load decreasing. lt is necessary to establish the reason for
positive displacement volumetric meter or a turbine type flow
any differente between these two curves before the test pro-
meter. Fuel meters shall be individually calibrated to reduce the
ceeds. The Overall maximum error of measurement shall not
maximum error in measurement of fuel consumption to + 1 %.
exceed + 0,5 % of the measured quantity.
Any Spill or leakage from control valves or burners shall either
In the event of such a method not being practicable, gas con-
be reintroduced into the fuel System on the engine side of the
sumption may be determined from flow measurement by
measuring means or its quantity shall be separately measured
means of nozzles, orifices or venturi meters, which shall be
and deducted. If liquid meters such as positive displacement or
constructed, arranged and instrumented in accordance with a
turbo-types of demonstrated accuracy and reliability are used,
recognized Standard, for example ISO 5167. If the gas has a
the viscosity of the fuel at the meter shall lie within the range
high dust content, the dust tan introduce errors in the flow
stipulated by the manufacturer of the meter.
measurement.
6.4.2 Gaseous fuel measurements
6.4.3 Solid fuel measurements (especially for closed
cycle installations)
6.4.2.1 Gaseous fuel characteristics
The appropriate national Standards or International Standards
Gaseous fuel characteristics shall include the determination of
shall be used.
a) density (mass per unit volume);
b) specific energy;
65 . Temperature measurements
c) dust content where applicable;
Esch temperature-measuring device shall be calibrated or com-
pared with an instrument certified by a recognized authority.
d) temperature.
Recommended instruments for measuring temperatures di-
rectly are :
Upon agreement between the Parties to the test, specific
energy and density may be calculated or taken from records of
mercury-in-glass thermometers;
a)
the gas supplier, provided the dates and times of the records
are concurrent with test dates and times, and the bases of the
b) thermocouples with Potentiometer or similar instru-
values selected are completely described in the test reports.
ments;
For blast furnace or refinery gas and other gases, the compo-
resistance thermometers.
Cl
sition of which varies continuously, sampling shall be carried
out with such frequency during the period of the test that a fair
When the dynamic component of temperature exceeds 0,5 OC,
and representative specific energy of the gas is obtained by
a Stagnation (total temperature) type thermometer shall be
averaging the results. When possible, it is recommended that a
used, or alternatively the appropriate correction shall be applied
continuous recording calorimeter and a density meter be used
to the measurement made with a normal thermometer.
during the test.
ISO 2314 : 1989 (El
6.5.6 Measurement accuracy
6.5.1 Compressor inlet temperature
The compressor inlet temperature shall be measured with Where the mandatory test requires measurement of heat
extracted by the lubricant coolers, intercoolers and vents, as in
instruments having a sensitivity of 0,2 OC and an accuracy
of 0,5 OC. the case of indirect measurements of mechanical power, the
accuracy temperature and flow measurements shall permit
At least two Sensors shall be used and readings taken sim-
determination of heat extraction with a maximum error no
ultaneously to give a mean
value.
greater than 10 %.
If, for any reason, the Parties decide to take the measurements
Where such measurements are not required for the mandatory
at a location different from that stated in 3.3, agreement shall
test, the measurement accuracy and the means of measure-
be reached regarding the corrections to be applied.
ment shall be determined by mutual agreement of the Parties
concerned.
6.5.2 Turbine outlet temperature
6.6 Pressure measurements
The instrument used to measure the turbine outlet temperature
shall have a sensitivity equal to or better than 1 OC and an
Manometers (U-tube or Single leg), deadweight gauges, Bour-
accuracy equal to or better than 3 OC. The casing and the duct
don of other elastic type gauges shall be used. Bourdon or
between the turbine exhaust flange and the measuring Station
other elastic type gauges shall be calibrated against deadweight
shall be well insulated.
gauges. For the U-tube or Single leg type manometer, attention
is drawn to possible dimensional changes of scale. Other elastic
The location of the measuring Station shall be selected to
means such as calibrated pressure transducers may be used.
minimize velocity temperatu re gradients.
and
Connecting piping shall be demonstrated to be leak-free under
As a minimum, four Sensors shall be located at centres of equal
working conditions. If pressure is fluctuating, a suitable
means
areas. For the closed cycle turbine, two Sensors tan be suf-
of damping shall be used in the connecting tubes.
ficient.
The exhaust temperature shall be taken as the mean value of
6.6.1 Barometric pressure
the individual measurements. (If, for practical reasons, it is
necessary to place the Sensors close to, or at, the turbine
Barometric pressure shall be determined by any suitable means
exhaust flange, more than four Sensors may be required to give
providing a maximum error not exceeding 0,25 mmHg. A
adequate accuracy. In this event, the number and Position of
barometer shall be Iocated in a stable environment at the test
Sensors shall be subject to special agreement by the Parties
site. By agreement between both Parties, the barometric
concerned.)
pressure given by a recognized local authority may be used
after altitude correction has been made.
Esch temperature Sensor shall be shielded to minimize radiation
error, if exposed to radiation over a significant angle from Parts
at a temperature which differs from gas temperature by more
6.6.2 Compressor inlet pressure
than 15 OC.
Compressor inlet pressure is defined as the total pressure
prevailing at the compressor inlet. lt is an absolute pressure
6.5.3 Turbine inlet temperature
based on the algebraic sum of the barometric pressure, the
gauge static pressure and the dynamic pressure, when the
Except for special cases, for example closed cycle, direct
quantities are measured and evaluated separately. The dynamic
measurement of mean turbine inlet temperature is very difficult.
pressure is usually calculated using the mean velocity in the
lt is generally necessary to determine the latter by indirect
section where static pressures are measured. This mean vel-
means, such as those given in 8.6. For the closed cycle instal-
ocity is computed from the area of this section and the rated
lations, two Sensors tan be used.
flow.
6.5.4 Combustion chamber air inlet temperature
If no i nlet duct, silencer or filter is used, inlet pressure shall be
taken as barometric pressure.
lt may be necessary (sec 8.6) to determine the mean total
temperature at the inlet to the combustion chamber and
Where the mean velocity at the compressor flange or in the
estimate the temperature rise therein. Methods for measure-
vicinity of the compressor inlet flare (if applicable) is below
ment of the mean total temperature at the entry to the combus-
20 m/s, static pressure may be measured at one Station only. In
tion chamber will vary according to the detailed design of the
the event of the velocity being higher than 20 m/s, static
machine. Necessary precautions shall be taken into account
pressure shall be taken as the arithmetic average of the
against radiation (see 6.5.2).
readings at four stations, placed as near symmetrically as
possible in a place normal to the mean flow. Such
measurements shall be taken by means of liquid manometers.
6.5.5 Fuel temperature
For closed cycle installations, the procedure for measuring
Fuel temperature shall be measured at the entrance and, in case
of fuel back-flow, at the outlet of the control volume (see 8.5.1 compressor inlet pressure shall be the same as that specified for
and figure 3). compressor outlet pressure (see 6.6.4).
ISO 2314 : 1989 (E)
-
6.6.3 Turbine outlet pressure positive displacement meter;
-
weir-notch method;
Turbine outlet pressure is defined as the static pressure prevail-
ing at the turbine exhaust flange (or regenerator outlet flange, if
-
other agreed
methods such as direct weighing , use sf
a regenerative cycle is used), and is obtained in the Same
volu metric tanks, etc.
manner as for the compressor inlet pressure. The static
pressure shall be taken as the arithmetic average of the
measurements at four stations placed as nearly symmetrically
6.8 Measurem
concerning govern ing System,
as possible in the section.
noise, etc.
If no outlet duct is used, outlet static pressure shall be taken as
See clause 7.
barometric pressure.
Where conditions of high velocity and pressure gradients exist
7 Test method
at the Chosen location, measurement methods shall be agreed
to ensure that the value obtained is representative of the mean
weighted pressure. Alternatively, a calculated exhaust pressure
7.1 Mandatory tests
relative to ambient may be considered.
The power absorbed (sec 6.3) by the separately driven auxili-
aries shall be taken into account (sec
8.1.1).
6.6.4 Compressor outlet pressure and turbine inlet
pressure
7.1.2 Thermal efficiency, heat rates or specific fuel
If turbine inlet temperature is determined by indirect means, it
consumption
may be necessary to measure the compressor outlet pressure
or, id practicable, the turbine inlet pressure.
See 6.3 and 6.4.
Static pressure shall be taken as the arithmetic average of the
7.1.3
Essential protective devices
measurements at four stations placed as near symmetrically as
possible in the exhaust section of the compressor or the inlet
section of the turbine. Dynamit pressu
...

Iso
NORME
INTERNATIONALE
Deuxième édition
1989-05-01
Essais de réception
Turbines à gaz -
Accep tance tests
Gas turbines -
Numéro de référence
ISO 2314 : 1989 (FI
iso 2314 : 1989 (FI
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale
d’organismes nationaux de normalisation (comités membres de I’ISO). L’élaboration
des Normes internationales est en général confiee aux comites techniques de I’ISO.
Chaque comité membre intéresse par une étude a le droit de faire partie du comite
technique créé a cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec I’ISO participent également aux travaux. L’ISO col-
labore etroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis
aux comités membres pour approbation, avant leur acceptation comme Normes inter-
nationales par le Conseil de I’ISO. Les Normes internationales sont approuvées confor-
mement aux procédures de I’ISO qui requiérent l’approbation de 75 % au moins des
comités membres votants.
La Norme internationale ISO 2314 a été ela borée par le comite technique ISO/TC 192,
Turbines à gaz.
Cette deuxieme édition annule et remplace la Premiere édition (ISO 2314 : 19731, dont
elle constitue une revision technique.
L’attention des utilisateurs est attirée sur le fait que toutes les Normes internationales
sont de temps en temps soumises à révision et que toute reference faite à une autre
Norme internationale dans le présent document implique qu’il s’agit, sauf indication
contraire, de la derniere édition.
0 ISO 1989
Droits de reproduction réservés. Aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni
utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
y compris la photocopie et les microfilms, sans l’accord écrit de l’éditeur.
Organisation internationale de normalisation
Case postale 56 l CH-121 1 Genève 20 l Suisse
Imprimé en Suisse
ii
ISO 2314 : 1989 (F)
Sommaire
Page
1 Objet et domaine d’application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Réf~rences. 1
3 Définitions générales, signification des termes et symboles . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 Préparation des essais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 Conditions de fonctionnement pendant les essais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Instruments et méthodes de mesurage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Methode d’exécution des essais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
...................................................
8 Calcul des résultats
9 Rapport d’essai .
. . .
III
Page blanche
NORME INTERNATIONALE ISO 2314 : 1989 (F)
Turbines à gaz - Essais de réception
1.4 L’objet principal des essais (obligatoires) de réception est
1 Objet et domaine d’application
la détermination
1.1 La présente Norme internationale établit les directives et
a) de la puissance dans les conditions de marche spéci-
les régles normalisées pour l’exécution des essais de réception
fiees (puissance des gaz lorsque la fourniture ne comporte
et l’établissement du rapport d’essai correspondant, visant a la
qu’un générateur de gaz);
détermination et/ou a la vérification de la puissance, du rende-
ment thermique et d’autres caractéristiques de fonctionnement
b) du rendement thermique, de la consommation spécifi-
d’une installation de puissance a turbine à gaz. Elle definit les
que de chaleur ou de combustible dans les conditions de
conditions normales qui doivent être utilisées, a défaut d’un
marche @cif ides;
accord sur d’autres conditions établi au moment de la com-
c) du bon fonctionnement des dispositifs de protection
mande.1) Elle fournit également une méthode permettant de
ramener aux conditions normales, ou à d’autres conditions spé- essentiels, tels qu’ils sont définis en 7.1.3.
cifiées, les résultats obtenus dans les conditions de fonctionne-
ment réalisees en cours d’essai. La présente Norme internatio-
1.5 II peut être procédé en outre a des essais facultatifs, dans
nale n’a pas pour objet de fournir des règles pour la conduite
la mesure où ils ont fait l’objet d’un accord entre les parties lors
d’essais entrant dans un programme de recherches ou d’inves-
de la commande. Ces essais peuvent, par exemple, porter sur
tigations.
l’un ou plusieurs des points suivants ou sur d’autres spécifiés
par des autorites nationales ou locales:
L’étendue des essais de réception qui sont réalises chez le cons-
tructeur et sur site, respectivement, doit faire l’objet d’un
a) caractéristiques de fonctionnement de la régulation et
accord entre les parties.
des dispositifs de protection mentionnes en 7.2.1 et 7.2.2;
b) souplesse de conduite (par exemple vitesse de demar-
1.2 Les essais de réception satisferont aux règles si les essais
rage, temps de prise de charge, etc.);
obligatoires decrits en 1.4 ont eti! effectues conformément aux
prescriptions indiquées.
c) amplitude et fréquence des vibrations;
Des essais facultatifs peuvent cependant être effectués, mais ils
d) émission de fumées;
ne doivent être considérés comme nécessaires que dans la
mesure où ils auront donné lieu à un accord entre les parties
e) détermination de la chaleur récupérable;
lors de la commande.
f) niveau de bruit;
1.3 La présente Norme internationale est applicable aux ins-
g) décharges thermiques;
tallations de puissance a turbines à gaz à cycle ouvert utilisant
un équipement de combustion normal, ainsi qu’aux installa-
h) dispositif antigivre.
tions de puissance a turbines à gaz à cycle fermé ou semi-
fermé. Dans le cas de turbines à gaz utilisant des générateurs
de gaz à pistons libres ou une source de chaleur particuliére
2 Références
(par exemple un processus chimique, un réacteur nucléaire, le
ISO 5167, Mesure de débit des fluides au moyen de diaphrag-
foyer d’une chaudière suralimentée), la présente Norme inter-
mes, tu y&res et tubes de Ven turi ins&és dans des conduites en
nationale pourra être utilisée comme base de départ mais devra
charge de section circulaire.
être adaptée.
1) Les points au sujet desquels un accord doit être réalisé entre les parties, lors de la commande ou avant les essais, sont repérés par un trait vertical
sur la gauche du texte y relatif.
ISO 2314 : 1989 (FI
ISO 6190, Acoustique -
Mesurage des niveaux de pression a) pour l’air, au droit de la bride d’entree du compresseur
acoustique dus aux instaifations à turbine a gaz pour l’évalua-
(éventuellement en amont de la tuyére d’aspiration), comme
tion du bruit dans l’environnement - Methode de contrôle. indiqué en 6.6.2 (voir aussi figure 1) :
-
une pression totale de 101’3 kPa1);
Publication CEI 34-2, Machines électriques tournantes.
Deuxieme partie : Me thodes pour la dé termina tion des pertes et
-
une température totale de 15 OC;
du rendement des machines électriques tournantes a partir
-
une humidité relative de 60 %;
d’essais (a l’exclusion des machines pour vehicules de traction).
b) pour les gaz d’echappement, au droit de la bride de
Publication CEI 46, Recommandations concernant les turbines
sortie de la turbine (ou de la bride de sortie du récupérateur,
à vapeur. Deuxieme partie : Règles pour les essais de réception.
s’il existe) :
-
une pression statique de 101’3 kPa 1).
3 Définitions générales, signification des
termes et symboles
Si le fluide moteur est refroidi à l’eau, la température normale
de l’eau doit être de 15 OC. Les effets de l’humidité peuvent en
3.1 Définitions général être négligés, à l’exception des cas où il y a réfrigération
intermédiaire ou s’il y a réfrigération par évaporation d’eau.
Dans le cadre de la présente Norme internationale, les
definitions suivantes sont applicables.
Pour les installations à cycle fermé, les conditions normales
pour le réchauffeur d’air sont 15 OC et 101’3 kPa 1) et se
3.1.1 turbine à gaz : Machine transformant l’énergie
rapportent à l’air ambiant.
thermique en énergie mécanique; elle comprend un ou
plusieurs compresseurs rotatifs, un ou plusieurs dispositifs
3.2.2 Puissance
thermiques réchauffant le fluide moteur, une ou plusieurs
La puissance considérée peut être exprimée comme la
turbines, un systéme de régulation, et les dispositifs auxiliaires
puissance au manchon d’accouplement de la turbine, la
essentiels qui assurent la production d’énergie mécanique sous
puissance électrique (voir 8.1) aux bornes de l’alternateur ou la
la forme utilisable. Le fluide gazeux moteur passe conti-
puissance des gaz pour une turbine ou un générateur de gaz
nuellement a travers le système, est compresse, chauffe puis
produisant des gaz ou de l’air comprimé (air prélevé sur un
detendu pour produire la puissance mécanique utile. Tout
compresseur du groupe à gaz).
échangeur de chaleur (chaudiéres de récupération exclues) se
trouvant dans le circuit principal du fluide moteur est consideré
comme faisant partie de la turbine à gaz.
3.2.3 Rendement therm ique et consom mation
spécifique de chaleur
3.1.2 gbnkateur de gaz: Groupe turbocompresseur com-
Le rendement thermique ou la consommation spécifique de
portant un ou des compresseur(s) entraîné(s) par une turbine
chaleur doit être rapporte(e) à l’énergie massique nette, a pres-
(ou des turbines), avec sa chambre de combustion, l’ensemble
sion constante, et ceci quel que soit le combustible, liquide,
fournissant du gaz chaud sous pression. Ce groupe peut
gazeux ou solide.
entraîner une turbine distincte qui n’a généralement ni
compresseur, ni chambre de combustion.
L’énergie massique doit être rapportée à 101’3 kPa 1) et 15 OC. II
doit etre tenu compte de la chaleur sensible du combustible
au-dessus de 15 OC.
3.2 Signification des termes
3.2.4 Reperes du cycle
3.2.1 Conditions normales de r6f6rence
La figure 1 montre la numérotation utilisée dans la présente
Au cas où la puissance, le rendement, la consommation de
chaleur ou la comsommation spécifique se rapportent aux Norme internationale. Les numéros se rapportent aux emplace-
ments de mesurage.
conditions normales, ces conditions doivent être :
rl 4\
,
- N’
#
Source de chaleur 1
›- l
J
.
$1
. 8
I
Compresseur(s) Turbine(s) Charge
.
Figure 1 - Repdres des emplacements de mesurage du cycle
1) 101,3 kPa = 1,013 bar = 760 mmHg
ISO 2314 : 1989 (F)
4.3 Les dimensions ou les conditions physiques de certaines
Les conditions ambiantes sont mesurees à l’emplacement 1.
.
Les caractéristiques de l’air à l’entrée et a la sortie du compres- parties de la turbine a gaz, nécessaires pour permettre les cal-
seur sont mesurées, respectivement, aux emplacements 2 et 3. culs ou pour toute autre raison se rapportant aux essais, doi-
vent être déterminées avant les essais. Les numéros de série et
Dans le cas où l’installation comporte plusieurs sections de
compresseur, le point de mesurage des caractéristiques de l’air les caractéristiques se trouvant sur les plaques signalétiques
à la sortie de la Premiere section du compresseur est repéré par doivent être relevés, afin d’identifier la turbine à gaz essayée et
2.1 et l’entrée de la deuxième section du compresseur est repé- ses équipements auxiliaires.
rée par 2.2. Le repére 4 correspond a l’entrée a la source de cha-
leur (aprés le récupérateur de chaleur, s’il existe), le repère 5
préliminaires
4.4 II peut être procédé à des essais pour des
correspond a la sortie de la source de chaleur, et I’entree dans la
raisons de
turbine est reperee par 6. Si l’installation comporte plusieurs
turbines, la sortie de la Premiere turbine sera repérée par 6.1,
de l’installation pour effectuer les essais de
a) vérification
l’entrée dans la seconde turbine Btant repérée par 6.2, etc. Au
réception dans les conditions requises;
cas où le cycle comporterait un réchauffage du fluide moteur, la
fonctionnement des instruments de
sortie de la Premiere turbine serait désignée par 6.1, l’entrée b) vérification du bon
mesurage;
dans le réchauffeur par 6.2, la sortie par 6.3 et l’entrée dans la
seconde turbine par 6.4. Les caractéristiques des gaz d’échap-
c) familiarisation du personnel à la pratique des essais.
pement quittant la turbine sont mesurees à l’emplacement 7 et
a la sortie de la cheminée à l’emplacement 8. Pour des installa-
Des essais préliminaires peuvent, après accord entre les parties,
tions avec récupération de chaleur, les caractéristiques à
être retenus comme essais de réception.
l’entrée du récupérateur seront mesurées en 7.1 et celles à la
sortie en 7.2.
5 Conditions de fonctionnement pendant les
En plus des repéres indiqués ci-dessus, les lettres suivantes ser-
vent à repérer les differents fluides intervenant dans I’instal-
essais
lation :
5.1 GAn6raMs
f = combustible;
5.1.1 Les essais doivent être effectues dans des conditions
gaz après la source de chaleur;
9 =
aussi proches que possible des conditions de reference (condi-
a = air (ou autre fluide moteur);
tions normales ou toutes autres conditions spécifiées dans le
contrat au moment de l’achat). Le combustible utilisé doit etre,
w = eau;
dans la mesure du possible, celui spécifié dans les garanties. Si
un combustible different est utilisé, ses caractéristiques doivent
b = huile de graissage.
être similaires à celles du combustible spécifié. Si cela n’est pas
possible, les parties doivent convenir du combustible utilisé et
Exemple : combustible à l’entrée de la
La température du
se mettre d’accord sur l’interprétation des résultats.
source de chaleur s’ecrira Tf4.
II est toutefois admis d’utiliser des repéres différents de ceux de
5.12 Pour des raisons de facilite, les essais de rendement
la figure 1.
thermique dans les machines a deux combustibles peuvent être
effectués avec un seul combustible, aprés accord entre les
parties.
3.3 Symboles
Les symboles et leurs dénominations utilisés dans la présente
51.3 Les réglages de la turbine à gaz doivent être faits avant
Norme internationale sont donnés dans le tableau 1, avec les
les essais. Des réglages non conformes à ceux correspondant
unités correspondantes et les reférences aux paragraphes dans
au fonctionnement normal de l’installation nécessitent un
lesquels ils sont traités.
accord ecrit entre les parties.
5.1.4 Les relevés effectués pendant les essais doivent être
4 Préparation des essais
consignés sur des feuilles d’essais soigneusement préparées,
qui constituent l’original des feuilles de mesure authentifiées
4.1 Les essais de réception doivent normalement être effec-
par la signature de l’opérateur. Les feuilles originales et les
tués immédiatement aprés la période de mise au point détermi-
enregistrements doivent permettre la reproduction, par exem-
nec par le constructeur et, en tout cas, dans les trois mois sui-
ple par copies au carbone ou par un procédé de photocopie.
vants, sauf accord spécial entre les parties. Dans tous les cas,
avant les essais, le groupe à gaz doit être mis à la disposition du
La copie manuscrite de ces documents n’est pas autorisee.
constructeur pour examen et nettoyage.
Pour les essais de réception, un jeu complet de feuilles de rele-
vés non modifiées et d’enregistrements deviendra la propriété
de chacune des parties. Elles doivent correspondre aux lectures
4.2 Lorsque des tuyauteries ou des conduits sont installé(e)s
en vue de contourner un élément, ou si de l’air comprimé est réelles, sans application de corrections. Elles doivent comporter
la date et l’heure d’exécution de l’essai. Les feuilles de mesure
prélevé, toutes les vannes situées sur ces circuits doivent’être
et les enregistrements doivent constituer un recueil complet
mises dans les positions réalisant les conditions specifiées dans
des relevés d’essai.
le contrat.
ISO 2314 : 1989 (F)
Tableau 1 - Symboles
Sym bale Denomination Unit6 Paragraphe
-~~
Chaleur massique du fluide de refroidissement
kJ/(kg.K) 8.57
cPC
8.5.1
h Enthalpie massique de l’air à la température normale de référence kJ/kg
a0
8.6.1
h
Enthalpie massique de l’air à la température Ta,, entrant dans le volume de contrôle kJ/kg 8.5.1
a1
h
Enthalpie massique de l’air à la température Tas, quittant le compresseur kJ/kg 8.6.3
a3
h
Enthalpie massique de l’air à la température Ta4, entrant dans la source de chaleur 8.6.1
a4
(chambre de combustion) et aprés l’échangeur (s’il existe) kJ/kg
h Enthalpie massique de l’air à la température Te, s’échappant du volume de contrôle kJ/kg 8.5.1
a0
Enthalpie massique du combustible à la température Tf4, entrant dans la source de 8.2.1
hf4
chaleur (chambre de combustion) kJlkg 8.5.1
{
h Enthalpie massique des produits de combustion à la température normale de référence
kJ/kg 8.5.1
SO
h Enthalpie massique moyenne du gaz à la température Te, entrant dans la turbine kJ/kg 8.6.1
g6
Enthalpie massique du gaz ci la température Tg6.,, quittant la turbine entraînant le 8.6.3
hg6.1
compresseur kJ/kg
Enthalpie massique du gaz à la température Tg6.2, entrant dans la turbine de puissance kJ/kg 8.5.12
hg6.2
h Enthalpie massique du gaz a la température Tg7, quittant la turbine de puissance kJ/kg 8.5.12
Enthalpie massique des gaz d’dchappement à la temperature Tes kJ/kg 8.5.1
h@
h Enthalpie massique du gaz à la température Tg, entree et à la pression pg, entree, entrant
8.5.11
g, entrbe
dans le dispositif entraîné kJ/kg
h Enthalpie massique du gaz à la température Te. sortie et à la pression pg, SoTtie, quittant le
8.5.11
g, sortie
kJ/kg
dispositif entraîné
8.2.1
Enthalpie massique du combustible à 15 OC kJ/kg 8.3.3 e)
ho
8.5.1
C
m Consommation spécifique de combustible kg/s 8.2.1
kg/s 8.5.1
Débit-masse de l’air entrant dans le volume de contrale
ma1
Débit-masse de l’air entrant dans la chambre de combustion kgls 8.6.1
me4
8.5.1
Débit-masse du fluide de refroidissement circulant dans l’échangeur kg/s
mC
8.5.7
{
8.5.1
kg/s 8.5.2
Débit-masse des gaz de fuite et/ou de l’air prélevé quittant le volume de contrôle
me
8.6.3
8.5.1
Débit-masse du combustible entrant dans le volume de contrale kg/s
Mf4
8.6.1
{
8.6.1
kgls
Débit-masse du gaz à l’entrée de la turbine
8.6.3
{
kg/s 8.5.12
Débit-masse du gaz quittant la turbine
ltzg7
8.5.1
Débit-masse des gaz d’bchappement quittant le volume de contrôle kgls
mgs
8.5.11
Débit-masse du gaz entrant dans le dispositif de charge kg/s
mentr6e
kg/s 8.3.3 e)
Consommation spécifique de combustible, mesurée
mrrl
Masse du combustible utilisé pendant une période T 8.2.1
kg
“r
8.1 .l
M Couple kN*m
8.1 .l
n Vitesse de rotation r/min
8.3.3a)
Vitesse de référence r/min
nO
r/min 8.3.3a)
Vitesse d’essai
“t
8.2.2
kW
P Puissance nette sur l’arbre
8.2.3
ISO2314:1989 (F)
Tableau 1 (fin)
Symbole DRnomination Unité Paragraphe
Puissance nette sur l’arbre, corrigée kW 8.3.3 c)
Pc
Puissance brute sur l’arbre kW 8.1 .l
par
Puissance sur l’arbre, mesurée kW 8.6.2
pm
8.5.1
Puissance sur l’arbre kW ’ 8.5.11
PS
8.5.12
8.3.3 c)
Puissance nette sur l’arbre, relevée a l’essai kW
pt
8.3.3 e)
{
8.2.2
kW
Consommation de chaleur
8.2.3
{
Consommation spécifique de chaleur kW 8.2.3
chaleur/ kwpuissance
4,
kW 8.2.1
Consommation de chaleur
qr
8.2.1
Énergie massique nette du combustible à 15 OC et à pression constante kJ/kg 8.3.3 e)
Q 10
8.5.1
Pertes mécaniques kW 8.5.1
Q
m
Pertes mécaniques du compresseur entraîné, à l’exclusion des pertes dans le réducteur kw 8.5.11
QtllC
8.6.3
(s’il existe)
{
Pertes mecaniques de la turbine de puissance, y compris les pertes dans le réducteur kW 8.5.12
Q
mt
(s‘il existe) 8.6.3
{
kW 8.5.1
Pertes de chaleur par rayonnement et convection du volume de controle
Q
r
Pertes de chaleur par rayonnement et convection de l’enveloppe du compresseur 8.5.11
Q rc
kW
entraîné
kW 8.6.1
Pertes de chaleur par rayonnement et convection de la chambre de combustion
Q re
Pertes de chaleur par rayonnement et convection de l’enveloppe de la turbine de 8.5.12
Q rt
kW
puissance, entre les emplacements de mesurage de température Ts.2 et T,
Température moyenne de l’air à l’entrée du volume de controle K 8.5.1
Gl
K
Température de l’air à I’entree de la source de chaleur (chambre de combustion) 8.6.1
Ta4
K 8.5.1
T Température du fluide de refroidissement entrant
entrbe
Température du fluide de refroidissement sortant K 8.5.1
T
sortie
T Élévation de température du fluide de refroidissement circulant dans l’échangeur d’huile K 8.5.7
sortie - T*ntr6e
K 8.6.1
Température du combustible à l’entrée de la chambre de combustion
Tf4
K 8.6.1
T Température de référence à l’entrée de la turbine
cl6
K 8.5.1
T Température moyenne du gaz à la sortie du volume de controle
g8
K 8.3.3 b)
T Température absolue aux conditions de référence
K 8.3.3 b)
Température absolue d’essai
Tt
K 8.5.1
Température du combustible à l’entrée du volume de controle
Tf
Rapport de la pression ambiante absolue d’essai à la pression ambiante absolue de 8.3.3 CI
-
référence
8.2.2
-
Rendement thermique
‘It
8.3.3 e)
{
8.5.1
-
Rendement de la chambre de combustion
%c
8.6.1
Rapport de la température ambiante absolue d’essai à la température ambiante absolue
0 8.3.3a)
-
de référence
S 8.2.1
T Durée de l’essai
rad/s 8.1 .l
0 Vitesse angulaire
Les températures de l’air ou du gaz sont supposées être des températures absolues, sauf accord particulier des parties.
NOTE -
ISO 2314 : 1989 (F)
5.1.5 Si, pendant les essais ou lors du dépouillement et de
rendement doit être effectuée trois fois consécutives. La durée
l’interprétation des mesures, apparaît une incohérence évidente de chaque essai ne doit pas être inférieure à 5 min et ne doit pas
qui affecte la validité des résultats, tout effort raisonnable doit dépasser 20 min (c’est-a-dire une période totale comprise entre
être fait pour corriger ou éliminer cette incohérence, par accord
15 min et 60 min). Si la quantité de combustible consommé est
mutuel. Si un accord ne peut pas être obtenu, le mesurage ou mesurée par pesée, la durée d’essai pourra être supérieure à
l’essai doit être annule. 20 min afin d’atteindre la précision requise.
Lors de chaque série de relevés, la charge doit rester constante
5.2 Conditions de fonctionnement
à + 1 % pendant I’execution des mesurages. Si cela n’est pas
possible, au moins cinq séries de relevés doivent être effectuées
pendant la période susmentionnée et la moyenne des resultats
5.2.1 Certains essais, par exemple ceux des paragraphes
obtenus doit être faite. Si les fluctuations maximales de charge
1.4a) et b) et 1.5e) et f), doivent normalement etre effectues en
dépassent L- 2 %, les essais ne doivent être acceptés que par
régime stable.
accord entre les parties.
5.2.2 Avant chaque essai, la turbine a gaz doit fonctionner
Pendant toute la durée de l’essai, chaque lecture d’une gran-
jusqu’à ce que des conditions de fonctionnement stables soient
deur caractéristique de fonctionnement ne doit pas différer de
atteintes. Le régime stable est atteint lorsque les paramètres
la moyenne des mesures de cette grandeur de plus de la valeur
essentiels pour les essais en cours ont été stabilisés.
indiquée dans le tableau 2, à moins d’un accord écrit entre les
parties.
Un paramètre est dit stable lorsque le relevé continu de ce para-
métre donne des valeurs dont les variations sont dans les limi-
NOTE - Si les grandeurs à mesurer subissent des variations rapides et
tes admises indiquées en 5.2.3 et dans le tableau 2, pendant
irrégulières, l’utilisation d’un enregistreur adéquat doit être préférée à la
une durée sur laquelle les parties se seront mises d’accord. mesure directe. II est nécessaire d’exécuter des mesurages ou des
enregistrements simultanés dans les cas où chaque série de lectures est
utilisée pour le calcul des rtlsultats et où l’on fait la moyenne de ces
5.2.3 Lors du controle des performances dans des conditions
résultats. Lorsque les mesures doivent servir au calcul de sommes ou
stables quelconques, la determination de la puissance et du de différences, l’heure exacte des mesurages doit être connue.
Variations maximales admissibles des conditions de fonctionnement 1)
Tableau 2 -
Variation de chaque lecture
Paramdtre considbrb par rapport à la moyenne
de ces lectures pendant l’essai
1 Vitesse de rotation de la turbine de puissance f 1 %
2 Pression atmosphérique sur le lieu des essais * 1 %
3 Temperature du fluide moteur à l’entrée du compresseur f 2 OC
4 Énergie massique du combustible liquide, par kilogramme (énergie massique brute et énergie
f 2 %
massique nette)
5 Énergie massique du combustible gazeux, par métre cube (énergie massique brute et énergie f 2 %
massique nette provenant d’un calorimétre contin@
6 Pression du combustible gazeux, tel qu’il est fourni à l’installation i: 1 %
de la valeur absolue moyenne
7 Température du combustible, tel qu’il est fourni à I’installation2) f 3 OC
8 Pression d’échappement des gaz f 1 %
de la valeur absolue moyenne
9 Pression d’entrée du fluide moteur f 1 %
de la valeur absolue moyenne
10 Température du fluide de refroidissement à l’entréea) IL 3 OC
11 Échauffement du fluide de refroidissementa) * 2 OC
12 Température d’échappement de la turbine * 2 OC
1) Si des essais de réception sont réalisés pendant l’armement d’un navire pour des turbines à gaz utilisées pour la propulsion, les parties peuvent
s’entendre sur des conditions particuli&es.
2) Pour des combustibles gazeux autres que le gaz naturel, les variations maximales admises doivent être définies par un accord préalable.
3) Applicable pour les installations avec prérefroidisseur, échangeur intermédiaire ou refroidisseur final.
ISO 2314 : 1989 (F)
k) Horloge-mére avec systéme de signalisation synchro-
6 Instruments et méthodes de mesurage
.
nisé ou, si cela n’est pas possible, montres ou horloges
synchronisées.
6.1 Gh&alith
1) Instruments pour la détermination de l’humidité atmo-
Ce chapitre decrit les instruments de mesurage, les méthodes
sphérique.
de mesurage et les précautions à prendre lors des essais d’une
installation de puissance à turbine à gaz et de ses accessoires
m) Instruments pour la détermination de la température
en conformité avec la présente Norme internationale. Dans
d’échappement de la turbine.
tous les cas où aucune précision n’est donnée dans ce chapitre
concernant les appareils ou les méthodes de mesurage, ceux-ci
doivent faire l’objet d’un accord entre les parties interessées. 6.3 Mesurage de la puissance
Sauf accord particulier, les instruments et méthodes de mesu-
6.3.1 Mesurage de la puissance mbcanique
rage doivent être utilisés conformément aux Normes internatio-
nales correspondantes.
6.3.1 .l Mesurage du couple
6.2 Liste des instruments et appareils de mesurage Pour la détermination de la puissance mécanique fournie par la
pour les essais obligatoires turbine à gaz, l’un des appareils suivants peut seoir à la déter-
mination du couple.
Les instruments et appareils de mesurage suivants sont néces-
saires :
6.3.1.1.1 Frein dynamométrique (du type mécanique, électri-
que ou à fluides divers, ou toute combinaison de ceux-ci)
a) Instruments pour le mesurage de la puissance sur
l’arbre de la turbine a gaz.
Le dynamométre doit être choisi de façon que le couple minimal
mesuré, quelle que soit la vitesse, représente au moins 20 % de
b) Appareils pour le mesurage de la consommation de
son couple nominal. Le frein dynamométrique doit être cons-
combustible de la turbine à gaz ou de l’énergie thermique
truit de telle façon que le fluide de refroidissement y entre et en
qui lui est fournie.
sorte dans un plan passant par son axe, afin d’eviter les compo-
santes de vitesse tangentielles. Des précautions semblables
c) Appareils permettant la determination de l’énergie mas-
doivent être prises en ce qui concerne la ventilation extérieure.
sique, de la teneur en cendres et de la composition du com-
Les conduites flexibles ne doivent pas introduire d’efforts tan-
bustible.
gentiels sensibles. Si des amortisseurs (dashpots) sont utilisés
afin de réduire les oscillations, s’assurer qu’ils opposent une
En variante, des échantillons de combustible peuvent être
prélevés et les analyses effectuées dans un laboratoire agréé résistance identique au déplacement dans les deux directions.
Le bras de levier effectif du dynamometre doit être mesuré avec
par les parties.
une erreur ne dépassant pas SO,1 %. Un certificat du cons-
d) Appareils permettant la determination de la masse volu-
tructeur peut être considere comme acceptable.
mique du combustible.
Le dispositif de mesurage de la force doit etre vérifie avec des
En variante, des échantillons de combustible peuvent être
poids certifiés, en augmentant puis en diminuant la charge.
prélevés et les controles effectues dans un laboratoire agréé
L’erreur, positive ou négative, ne doit pas dépasser 0,l % de la
par les parties.
charge maximale mesurée pendant les essais. La moyenne des
valeurs retenues en charges croissante et decroissante ne doit
e) Manométres pour le mesurage des pressions et des
être acceptée pour étalonnage qu’à condition que la différence
pressions differentielles en des points de mesure appropriés
reste inférieure à 0,3 % de la charge maximale durant les
du systéme de turbine a gaz (pour les mesures de pression
essais.
affectant la détermination des performances, des manomé-
tres à liquide ou des instruments de précision comparable
Avant et aprés les essais de réception, le dynamométre doit être
doivent être utilisés).
examiné soigneusement et tout déséquilibre dans les bras doit
être détermine. Les essais ne sont pas acceptables si le dyna-
f) Barometre.
momètre présente un fonctionnement irrégulier, par exemple
un pompage cyclique de la charge, qui peut apparaître sous
g) Instruments necessaires a la détermination indirecte de
l’effet de l’eau, ou des conditions de résonance produisant des
la température d’entrée du gaz à la turbine (excepté pour les
oscillations de couple dépassant i- 2 %.
turbines a cycle fermé).
h) Instruments permettant la dbtermination de la tempéra-
6.3.1.1.2 Torsiomètre
ture à l’entrée du compresseur.
Le torsiométre doit être étalonne avant les essais. Si le systéme
i) Thermomètres pour la détermination des températures
est sensible à la température, il doit etre réétalonné aprés les
du combustible dans les réservoirs de mesurage et de l’eau
essais à la température atteinte pendant ceux-ci. L’étalonnage
de circulation dans les échangeurs refroidisseurs.
doit être effectué sans que le dispositif de mesurage du couple
soit modifié, de l’essai préliminaire a l’essai final. De toute
j) Indicateurs de vitesse de rotation et compte-tours
manuels ou électroniques. façon, l’étalonnage doit être effectué avec une série croissante
ISO 2314 : 1989 (F)
de charges jusqu’à une valeur supérieure a la valeur maximale
mesurages des grandeurs nécessaires ne peuvent pas être
relevée pendant les essais, suivie d’une serie décroissante de effectués sur la machine entraînée, et ceci pour des raisons tel-
charges. Les charges doivent toujours être modifiées dans le les que:
même sens, sauf a la valeur maximale. La moyenne des valeurs
a) connaissance insuffisante des propriétés du fluide uti-
obtenues en charges croissante et décroissante ne doit etre
lisé dans la machine réceptrice;
acceptée pour étalonnage qu’à condition que la différence reste
inférieure a 1 % de la charge maximale durant les essais.
b) elévation de température, dans la machine réceptrice,
Les lectures au dynamométre ou au torsiometre doivent être trop faible pour être mesurée;
effectuées à une cadence telle que la moyenne de toutes les
c) emploi, dans la machine réceptrice, de différents flux de
lectures ne differe pas des moyennes des lectures paires et
fluides, d’extraction, etc.
impaires de plus de 0,2 %.
Les procédés de calcul thermodynamique a utiliser sont decrits
6.3.1.2 Mesurage de la vitesse de rotation
en 8.5.
Un tachymétre peut être utilisé pour le réglage de la machine et
afin de vérifier la constance de la vitesse pendant la période
6.3.5 Mesurage de la puissance d’un g&wkateur de gaz
d’essai. Chaque arbre d’une machine à plusieurs arbres doit
être muni d’un indicateur de vitesse.
La puissance d’un générateur de gaz peut être determinbe en
remplaçant la turbine de puissance par une tuyère de section
Pour verifier la constance de la vitesse pendant la période
(ouverture) équivalente a celle de la turbine à pleine charge. La
d’essai, des tachymétres électroniques a impulsion sont recom-
puissance est définie comme celle resultant d’une detente isen-
mandés, tant pour le mesurage que pour l’enregistrement.
tropique, depuis les conditions mesurées à la sortie du généra-
teur (pression et température totales) jusqu’à la pression
Des tachymètres a entraînement mécanique ou des tachymé-
atmosphérique.
tres sans contact doivent etre utilises pour le mesurage de cha-
que vitesse de rotation. Les tachymetres tenus a la main ne
sont pas recommandés, à cause de la possibilite de glissement.
6.4 Mesurage de combustible
Lorsque la vitesse moyenne de rotation influence les resultats
des essais, un compte-tours intégrateur entraîne par l’arbre doit
6.4.1 Mesurage du combustible liquide
être utilise. La précision du comptage du temps doit être telle
que l’erreur sur la vitesse moyenne ne dépasse pas AZ 0,25 %.
Lorsque des compteurs d’impulsions electroniques sont utilises 6.4.1 .l Caractéristiques du combustible liquide
pour la determination de la puissance et du rendement, la
cadence des mesurages doit être telle que la moyenne de toutes Les parties doivent se mettre d’accord sur le mode d’échantil-
les lectures ne differe pas des moyennes des lectures paires et lonnage du combustible.
impaires de plus de 0,25 %.
Les caractéristiques du combustible a determiner sont
6.3.2 Mesurage de la puissance Alectrique
a) la masse volumique (masse par unité de volume);
Ces essais doivent être effectues en conformité avec la Publica-
b) l’énergie massique;
tion CEI 46.
c) la viscosité, le cas échéant;
6.3.3 Mesurage de la puissance dans les autres cas
d) la température, si un réchauffage est nécessaire.
Lorsque la puissance fournie n’est pas électrique et lorsqu’il
n’est pas possible de la mesurer au manchon d’accouplement
La masse volumique peut être determinée soit à l’aide d’un
lui-même (par exemple pompes, compresseurs, etc. ), on doit
hydromètre, soit par pesée.
se référer à un code d’essai approprié se rapportant a la
machine entraînee. L’utilisation de tels codes d’essai n’est
L’énergie massique peut être déterminée par l’une des deux
admise qu’apres accord entre les parties.
méthodes suivantes :
6.3.4 Dbtermination de la pu issance par des - L’énergie massique brute Zr volume constant peut être
déterminee a l’aide d’une bombe calorimétrique, et l’énergie
thermodynamiques
massique nette a volume constant en sera deduite par sous-
Lorsque les méthodes de détermination de la puissance indi- traction de la chaleur latente de la quantité de vapeur d’eau
quees précédemment (voir 6.3.1,6.3.2 et 6.3.3) ne peuvent pas calculée a partir de la mesure de la teneur en hydrogène du
être utilisées, il est possible de déterminer cette puissance, avec
combustible, puis l’énergie massique nette a pression cons-
une erreur maximale de I!I 5 %, par le mesurage du débit de tante en sera déduite par calcul. Des calorimétres a flux con-
fluide moteur, de la température de l’air et du gaz, de la tinu et d’autres instruments approuvés par I’ISO peuvent
consommation de chaleur, des pertes par frottement dans les aussi être utilisés. La détermination précédente doit être
paliers et des pertes de chaleur par la turbine à gaz au profit de effectuée par un laboratoire de chimie ou de physique agréé
l’environnement. Cette methode peut être utilisée lorsque des
par les parties.
ISO2314:1989 (F)
- Lorsqu’il n’est pas possible d’utiliser la détermination
tout cas, le dispositif de mesurage du débit de comb ustible doit
par bombe calorimétrique, et par accord entre les parties, être étalonné de façon a limiter l’erreur maximale à
dz 0,5 %.
l’énergie massique nette a pression constante peut être
Des reservoirs de mesurage etalonnés peuvent être utilisés éga-
déterminée a partir de la mesure de la masse volumique
lement, pour autant qu’il soit possible de démontrer que la pré-
(hydrométre), à l’aide de la courbe de la figure 2. L’énergie
cision de I!I 0,5 % est assurée.
massique est alors estimée avec une précision minimale de
i: 2 OUI, dépendant des propriétés du combustible.
Un bac de pesée doit pivoter librement; il ne doit pas être sou-
mis a des forces exterieures telles que celles qui pourraient être
appliquées du fait de tuyauteries mal conçues ou mal installées.
Ce bac doit être étalonné avant l’essai, en y ajoutant des poids
croissants puis décroissants et en portant les résultats sur un
Y
graphique. II est necessaire de déterminer les raisons de toute
3 difference entre ces deux courbes avant de passer à l’essai.
L’erreur globale maximale de mesurage ne doit pas dépasser
f 42000
i: 0,5 YO de la quantite mesuree.
Toute fuite provenant des vannes de régulation ou des brûleurs
t i i i i i i i i i i i
doit être soit reintroduite en aval du système de mesurage du
debit de combustible, soit mesurée séparément et deduite du
debit. Si des débitmetres volumétriques ou a turbine de préci-
t i i i i i
sion et de fiabilité connues sont employés, la viscosité du com-
bustible dans l’appareil de mesurage doit se trouver dans les
limites exigées par le constructeur de cet appareil.
6.4.2 Mesurage du combustible gazeux
800 850 900 950 1000
Masse voiumique à 15 OC, kg/d
6.4.2.1 Caracteristiques du combustible gazeux
Figure 2 - Énergie massique nette d’un combustible
Les caractéristiques du combustible gazeux a determiner sont
liquide en fonction de sa masse volumique
a) la masse volumique;
Dans chaque cas, au-dessus de 15 OC, les corrections de cha-
b) l’énergie massique;
leur sensible du combustible doivent être faites conformément
à 3.5. En l’absence de mesures spécifiques, les valeurs suivan-
c) la teneur en poussiere, le cas échéant;
tes pour les chaleurs massiques du combustible peuvent être
employees :
d) la température.
-
pour du gas-oil de viscosité
Après accord entre les parties, l’énergie massigue et la masse
volumique peuvent être calculees a partir des valeurs relevées
< 9,5 x 10-a rnzs-1 à 20 OC: pour chaque 1 OC
par le fournisseur du combustible, a condition que les dates et
au-dessus de 15 OC, ajouter 1,88 kJ/kg;
heures des relevés coïncident avec les dates et heures de l’essai
-
pour du fuel-oil léger de viscosité
et que l’origine des valeurs utilisées soit completement décrite
dans le rapport d’essai.
< 49 x 10-S rn2. s-1 a 20 OC : pour chaque 1 OC
au-dessus de 15 OC, ajouter 1,76 kJ/kg;
Pour les gaz de haut fourneau ou de raffinerie et pour les autres
gaz dont la composition varie continuellement, des échantillons
-
pour du fuel-oil moyen de viscosité
doivent être prélevés pendant toute la durée des essais, à une
< 110 x 10-S rn2. s-1 a 50 OC : pour chaque 1 OC
fréquence telle que la moyenne des résultats représente I’éner-
au-dessus de 15 OC, ajouter 163 kJ/kg;
gie massique &Ile moyenne. Dans la mesure du possible,
l’emploi d’un calorimétre et d’un densimétre continus est
-
pour du fuel-oil lourd ou extra-lourd de viscosité
recommande pendant toute la durée de l’essai.
< 380 x 10-G m2s-1 a 50 OC : pour chaque 1 OC
au-dessus de 15 OC, ajouter 159 kJ/kg.
6.4.2.1 .l Énergie massique
6.4.1.2 Mesurage du débit L’énergie massique nette du combustible gazeux peut être
déterminee par calcul, en utilisant les énergies massiques à
II est necessaire de mesurer avec précision le débit de combusti-
pression constante des constituants et leur proportion dans le
ble pénétrant dans l’installation, afin de déterminer la consom-
combustible. Un calorimètre de Junkers, ou tout autre type de
mation spécifique de la turbine. L’emploi de tuyéres, de dia-
précision éprouvée, peut également Btre utilisé.
phragmes, de tubes de Venturi, de compteurs ou encore la
pesée directe est recommandé(e). Lorsque des tuyéres, des Les parties doivent s’entendre au préalable sur la méthode à uti-
diaphragmes ou des tubes de Venturi sont utilises, ceux-ci doi- liser. En tout cas, une correction de chaleur sensible pour les
vent être construits, montés et équipés d’instruments confor- temperatures supérieures à 15 OC doit être effectuée (confor-
_’
mément a une norme reconnue, par exemple I’ISO 5167. En mément à 3.5).

ISO 2314 : 1989 (FI
Si, pour une raison quelconque, les parties décident d’effectuer
6.4.2.1.2 Teneur en poussiéres
les mesurages à un emplacement différent de celui spécifié en
Dans certains gaz combustibles tels que les gaz de haut four- 3.24, elles doivent s’accorder sur les corrections a appliquer.
neau, la quantité de poussieres sera importante et doit être
mesurée. Les poussieres peuvent avoir une influence sur le
6.5.2 Temperature B la sortie de la turbine
mesurage du debit massique du gaz. Cependant, en raison de
la grande variété de poussieres, de concentration, etc., les par-
L’appareil utilise pour mesurer la température à la sortie de la
ties doivent s’accorder au préalable sur le processus du mesu-
turbine doit avoir une sensibilité égale ou supérieure a 1 OC et
rage qui devra être confie a un opérateur qualifié ayant I’expé-
une précision égale ou supérieure à 3 OC. L’enveloppe et la con-
rience de ce genre de travail. duite entre la bride de sortie de la turbine et la sonde de tempé-
rature doivent être bien isolées thermiquement.
6.4.2.2 Mesurage du débit L’endroit où se trouvera la sonde doit être choisi de façon à
réduire les gradients de vitesse et de température. Au moins
La consommation de combustible peut être determinee à l’aide
quatre sondes doivent être placées au centre de surfaces éga-
de compteurs volumétriques ou de débitmetres à turbine. Les les. Pour les turbines à cycle ferme, deux sondes suffisent.
debitmetres doivent être étalonnés individuellement, de
La température a la sortie de la turbine doit être la moyenne des
maniere à reduire l’erreur maximale de mesurage de la consom-
mesures. (Si, pour des raisons pratiques, il est nécessaire de
mation de combustible a k 1 %.
placer les sondes à proximité ou dans la bride de sortie de la tur-
bine, plus de quatre sondes peuvent être necessaires pour
Si une telle methode n’est pas praticable, la consommation de
atteindre la précision requise. Dans ce cas, la position et le
gaz peut être determinée par des mesurages de débit à l’aide de
nombre des sondes doivent faire l’objet d’un accord entre les
tuyéres, de diaphragmes ou de tubes de Venturi, qui doivent
parties. 1
être construits, montes et équipés d’instruments conformes a
une norme reconnue, par exemple I’ISO 5167. Si le gaz com-
Chaque sonde doit être protégée afin de reduire l’erreur due
bustible contient beaucoup de poussiéres, celles-ci peuvent
aux rayonnements, si la sonde est exposée sous un angle
introduire des erreurs dans le mesurage du debit.
important aux rayonnements d’elements portés à une tempéra-
ture qui différe de celle du gaz de plus de 15 OC.
6.4.3 Mesurage des comb Iustibles solides (specialement
pour installation en circuit ferme)
6.5.3 Temperature a l’entree de la turbine
Exception faite des
...

Iso
NORME
INTERNATIONALE
Deuxième édition
1989-05-01
Essais de réception
Turbines à gaz -
Accep tance tests
Gas turbines -
Numéro de référence
ISO 2314 : 1989 (FI
iso 2314 : 1989 (FI
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale
d’organismes nationaux de normalisation (comités membres de I’ISO). L’élaboration
des Normes internationales est en général confiee aux comites techniques de I’ISO.
Chaque comité membre intéresse par une étude a le droit de faire partie du comite
technique créé a cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec I’ISO participent également aux travaux. L’ISO col-
labore etroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques sont soumis
aux comités membres pour approbation, avant leur acceptation comme Normes inter-
nationales par le Conseil de I’ISO. Les Normes internationales sont approuvées confor-
mement aux procédures de I’ISO qui requiérent l’approbation de 75 % au moins des
comités membres votants.
La Norme internationale ISO 2314 a été ela borée par le comite technique ISO/TC 192,
Turbines à gaz.
Cette deuxieme édition annule et remplace la Premiere édition (ISO 2314 : 19731, dont
elle constitue une revision technique.
L’attention des utilisateurs est attirée sur le fait que toutes les Normes internationales
sont de temps en temps soumises à révision et que toute reference faite à une autre
Norme internationale dans le présent document implique qu’il s’agit, sauf indication
contraire, de la derniere édition.
0 ISO 1989
Droits de reproduction réservés. Aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni
utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
y compris la photocopie et les microfilms, sans l’accord écrit de l’éditeur.
Organisation internationale de normalisation
Case postale 56 l CH-121 1 Genève 20 l Suisse
Imprimé en Suisse
ii
ISO 2314 : 1989 (F)
Sommaire
Page
1 Objet et domaine d’application . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Réf~rences. 1
3 Définitions générales, signification des termes et symboles . . . . . . . . . . . . . . . . .
4 Préparation des essais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
5 Conditions de fonctionnement pendant les essais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Instruments et méthodes de mesurage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Methode d’exécution des essais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
...................................................
8 Calcul des résultats
9 Rapport d’essai .
. . .
III
Page blanche
NORME INTERNATIONALE ISO 2314 : 1989 (F)
Turbines à gaz - Essais de réception
1.4 L’objet principal des essais (obligatoires) de réception est
1 Objet et domaine d’application
la détermination
1.1 La présente Norme internationale établit les directives et
a) de la puissance dans les conditions de marche spéci-
les régles normalisées pour l’exécution des essais de réception
fiees (puissance des gaz lorsque la fourniture ne comporte
et l’établissement du rapport d’essai correspondant, visant a la
qu’un générateur de gaz);
détermination et/ou a la vérification de la puissance, du rende-
ment thermique et d’autres caractéristiques de fonctionnement
b) du rendement thermique, de la consommation spécifi-
d’une installation de puissance a turbine à gaz. Elle definit les
que de chaleur ou de combustible dans les conditions de
conditions normales qui doivent être utilisées, a défaut d’un
marche @cif ides;
accord sur d’autres conditions établi au moment de la com-
c) du bon fonctionnement des dispositifs de protection
mande.1) Elle fournit également une méthode permettant de
ramener aux conditions normales, ou à d’autres conditions spé- essentiels, tels qu’ils sont définis en 7.1.3.
cifiées, les résultats obtenus dans les conditions de fonctionne-
ment réalisees en cours d’essai. La présente Norme internatio-
1.5 II peut être procédé en outre a des essais facultatifs, dans
nale n’a pas pour objet de fournir des règles pour la conduite
la mesure où ils ont fait l’objet d’un accord entre les parties lors
d’essais entrant dans un programme de recherches ou d’inves-
de la commande. Ces essais peuvent, par exemple, porter sur
tigations.
l’un ou plusieurs des points suivants ou sur d’autres spécifiés
par des autorites nationales ou locales:
L’étendue des essais de réception qui sont réalises chez le cons-
tructeur et sur site, respectivement, doit faire l’objet d’un
a) caractéristiques de fonctionnement de la régulation et
accord entre les parties.
des dispositifs de protection mentionnes en 7.2.1 et 7.2.2;
b) souplesse de conduite (par exemple vitesse de demar-
1.2 Les essais de réception satisferont aux règles si les essais
rage, temps de prise de charge, etc.);
obligatoires decrits en 1.4 ont eti! effectues conformément aux
prescriptions indiquées.
c) amplitude et fréquence des vibrations;
Des essais facultatifs peuvent cependant être effectués, mais ils
d) émission de fumées;
ne doivent être considérés comme nécessaires que dans la
mesure où ils auront donné lieu à un accord entre les parties
e) détermination de la chaleur récupérable;
lors de la commande.
f) niveau de bruit;
1.3 La présente Norme internationale est applicable aux ins-
g) décharges thermiques;
tallations de puissance a turbines à gaz à cycle ouvert utilisant
un équipement de combustion normal, ainsi qu’aux installa-
h) dispositif antigivre.
tions de puissance a turbines à gaz à cycle fermé ou semi-
fermé. Dans le cas de turbines à gaz utilisant des générateurs
de gaz à pistons libres ou une source de chaleur particuliére
2 Références
(par exemple un processus chimique, un réacteur nucléaire, le
ISO 5167, Mesure de débit des fluides au moyen de diaphrag-
foyer d’une chaudière suralimentée), la présente Norme inter-
mes, tu y&res et tubes de Ven turi ins&és dans des conduites en
nationale pourra être utilisée comme base de départ mais devra
charge de section circulaire.
être adaptée.
1) Les points au sujet desquels un accord doit être réalisé entre les parties, lors de la commande ou avant les essais, sont repérés par un trait vertical
sur la gauche du texte y relatif.
ISO 2314 : 1989 (FI
ISO 6190, Acoustique -
Mesurage des niveaux de pression a) pour l’air, au droit de la bride d’entree du compresseur
acoustique dus aux instaifations à turbine a gaz pour l’évalua-
(éventuellement en amont de la tuyére d’aspiration), comme
tion du bruit dans l’environnement - Methode de contrôle. indiqué en 6.6.2 (voir aussi figure 1) :
-
une pression totale de 101’3 kPa1);
Publication CEI 34-2, Machines électriques tournantes.
Deuxieme partie : Me thodes pour la dé termina tion des pertes et
-
une température totale de 15 OC;
du rendement des machines électriques tournantes a partir
-
une humidité relative de 60 %;
d’essais (a l’exclusion des machines pour vehicules de traction).
b) pour les gaz d’echappement, au droit de la bride de
Publication CEI 46, Recommandations concernant les turbines
sortie de la turbine (ou de la bride de sortie du récupérateur,
à vapeur. Deuxieme partie : Règles pour les essais de réception.
s’il existe) :
-
une pression statique de 101’3 kPa 1).
3 Définitions générales, signification des
termes et symboles
Si le fluide moteur est refroidi à l’eau, la température normale
de l’eau doit être de 15 OC. Les effets de l’humidité peuvent en
3.1 Définitions général être négligés, à l’exception des cas où il y a réfrigération
intermédiaire ou s’il y a réfrigération par évaporation d’eau.
Dans le cadre de la présente Norme internationale, les
definitions suivantes sont applicables.
Pour les installations à cycle fermé, les conditions normales
pour le réchauffeur d’air sont 15 OC et 101’3 kPa 1) et se
3.1.1 turbine à gaz : Machine transformant l’énergie
rapportent à l’air ambiant.
thermique en énergie mécanique; elle comprend un ou
plusieurs compresseurs rotatifs, un ou plusieurs dispositifs
3.2.2 Puissance
thermiques réchauffant le fluide moteur, une ou plusieurs
La puissance considérée peut être exprimée comme la
turbines, un systéme de régulation, et les dispositifs auxiliaires
puissance au manchon d’accouplement de la turbine, la
essentiels qui assurent la production d’énergie mécanique sous
puissance électrique (voir 8.1) aux bornes de l’alternateur ou la
la forme utilisable. Le fluide gazeux moteur passe conti-
puissance des gaz pour une turbine ou un générateur de gaz
nuellement a travers le système, est compresse, chauffe puis
produisant des gaz ou de l’air comprimé (air prélevé sur un
detendu pour produire la puissance mécanique utile. Tout
compresseur du groupe à gaz).
échangeur de chaleur (chaudiéres de récupération exclues) se
trouvant dans le circuit principal du fluide moteur est consideré
comme faisant partie de la turbine à gaz.
3.2.3 Rendement therm ique et consom mation
spécifique de chaleur
3.1.2 gbnkateur de gaz: Groupe turbocompresseur com-
Le rendement thermique ou la consommation spécifique de
portant un ou des compresseur(s) entraîné(s) par une turbine
chaleur doit être rapporte(e) à l’énergie massique nette, a pres-
(ou des turbines), avec sa chambre de combustion, l’ensemble
sion constante, et ceci quel que soit le combustible, liquide,
fournissant du gaz chaud sous pression. Ce groupe peut
gazeux ou solide.
entraîner une turbine distincte qui n’a généralement ni
compresseur, ni chambre de combustion.
L’énergie massique doit être rapportée à 101’3 kPa 1) et 15 OC. II
doit etre tenu compte de la chaleur sensible du combustible
au-dessus de 15 OC.
3.2 Signification des termes
3.2.4 Reperes du cycle
3.2.1 Conditions normales de r6f6rence
La figure 1 montre la numérotation utilisée dans la présente
Au cas où la puissance, le rendement, la consommation de
chaleur ou la comsommation spécifique se rapportent aux Norme internationale. Les numéros se rapportent aux emplace-
ments de mesurage.
conditions normales, ces conditions doivent être :
rl 4\
,
- N’
#
Source de chaleur 1
›- l
J
.
$1
. 8
I
Compresseur(s) Turbine(s) Charge
.
Figure 1 - Repdres des emplacements de mesurage du cycle
1) 101,3 kPa = 1,013 bar = 760 mmHg
ISO 2314 : 1989 (F)
4.3 Les dimensions ou les conditions physiques de certaines
Les conditions ambiantes sont mesurees à l’emplacement 1.
.
Les caractéristiques de l’air à l’entrée et a la sortie du compres- parties de la turbine a gaz, nécessaires pour permettre les cal-
seur sont mesurées, respectivement, aux emplacements 2 et 3. culs ou pour toute autre raison se rapportant aux essais, doi-
vent être déterminées avant les essais. Les numéros de série et
Dans le cas où l’installation comporte plusieurs sections de
compresseur, le point de mesurage des caractéristiques de l’air les caractéristiques se trouvant sur les plaques signalétiques
à la sortie de la Premiere section du compresseur est repéré par doivent être relevés, afin d’identifier la turbine à gaz essayée et
2.1 et l’entrée de la deuxième section du compresseur est repé- ses équipements auxiliaires.
rée par 2.2. Le repére 4 correspond a l’entrée a la source de cha-
leur (aprés le récupérateur de chaleur, s’il existe), le repère 5
préliminaires
4.4 II peut être procédé à des essais pour des
correspond a la sortie de la source de chaleur, et I’entree dans la
raisons de
turbine est reperee par 6. Si l’installation comporte plusieurs
turbines, la sortie de la Premiere turbine sera repérée par 6.1,
de l’installation pour effectuer les essais de
a) vérification
l’entrée dans la seconde turbine Btant repérée par 6.2, etc. Au
réception dans les conditions requises;
cas où le cycle comporterait un réchauffage du fluide moteur, la
fonctionnement des instruments de
sortie de la Premiere turbine serait désignée par 6.1, l’entrée b) vérification du bon
mesurage;
dans le réchauffeur par 6.2, la sortie par 6.3 et l’entrée dans la
seconde turbine par 6.4. Les caractéristiques des gaz d’échap-
c) familiarisation du personnel à la pratique des essais.
pement quittant la turbine sont mesurees à l’emplacement 7 et
a la sortie de la cheminée à l’emplacement 8. Pour des installa-
Des essais préliminaires peuvent, après accord entre les parties,
tions avec récupération de chaleur, les caractéristiques à
être retenus comme essais de réception.
l’entrée du récupérateur seront mesurées en 7.1 et celles à la
sortie en 7.2.
5 Conditions de fonctionnement pendant les
En plus des repéres indiqués ci-dessus, les lettres suivantes ser-
vent à repérer les differents fluides intervenant dans I’instal-
essais
lation :
5.1 GAn6raMs
f = combustible;
5.1.1 Les essais doivent être effectues dans des conditions
gaz après la source de chaleur;
9 =
aussi proches que possible des conditions de reference (condi-
a = air (ou autre fluide moteur);
tions normales ou toutes autres conditions spécifiées dans le
contrat au moment de l’achat). Le combustible utilisé doit etre,
w = eau;
dans la mesure du possible, celui spécifié dans les garanties. Si
un combustible different est utilisé, ses caractéristiques doivent
b = huile de graissage.
être similaires à celles du combustible spécifié. Si cela n’est pas
possible, les parties doivent convenir du combustible utilisé et
Exemple : combustible à l’entrée de la
La température du
se mettre d’accord sur l’interprétation des résultats.
source de chaleur s’ecrira Tf4.
II est toutefois admis d’utiliser des repéres différents de ceux de
5.12 Pour des raisons de facilite, les essais de rendement
la figure 1.
thermique dans les machines a deux combustibles peuvent être
effectués avec un seul combustible, aprés accord entre les
parties.
3.3 Symboles
Les symboles et leurs dénominations utilisés dans la présente
51.3 Les réglages de la turbine à gaz doivent être faits avant
Norme internationale sont donnés dans le tableau 1, avec les
les essais. Des réglages non conformes à ceux correspondant
unités correspondantes et les reférences aux paragraphes dans
au fonctionnement normal de l’installation nécessitent un
lesquels ils sont traités.
accord ecrit entre les parties.
5.1.4 Les relevés effectués pendant les essais doivent être
4 Préparation des essais
consignés sur des feuilles d’essais soigneusement préparées,
qui constituent l’original des feuilles de mesure authentifiées
4.1 Les essais de réception doivent normalement être effec-
par la signature de l’opérateur. Les feuilles originales et les
tués immédiatement aprés la période de mise au point détermi-
enregistrements doivent permettre la reproduction, par exem-
nec par le constructeur et, en tout cas, dans les trois mois sui-
ple par copies au carbone ou par un procédé de photocopie.
vants, sauf accord spécial entre les parties. Dans tous les cas,
avant les essais, le groupe à gaz doit être mis à la disposition du
La copie manuscrite de ces documents n’est pas autorisee.
constructeur pour examen et nettoyage.
Pour les essais de réception, un jeu complet de feuilles de rele-
vés non modifiées et d’enregistrements deviendra la propriété
de chacune des parties. Elles doivent correspondre aux lectures
4.2 Lorsque des tuyauteries ou des conduits sont installé(e)s
en vue de contourner un élément, ou si de l’air comprimé est réelles, sans application de corrections. Elles doivent comporter
la date et l’heure d’exécution de l’essai. Les feuilles de mesure
prélevé, toutes les vannes situées sur ces circuits doivent’être
et les enregistrements doivent constituer un recueil complet
mises dans les positions réalisant les conditions specifiées dans
des relevés d’essai.
le contrat.
ISO 2314 : 1989 (F)
Tableau 1 - Symboles
Sym bale Denomination Unit6 Paragraphe
-~~
Chaleur massique du fluide de refroidissement
kJ/(kg.K) 8.57
cPC
8.5.1
h Enthalpie massique de l’air à la température normale de référence kJ/kg
a0
8.6.1
h
Enthalpie massique de l’air à la température Ta,, entrant dans le volume de contrôle kJ/kg 8.5.1
a1
h
Enthalpie massique de l’air à la température Tas, quittant le compresseur kJ/kg 8.6.3
a3
h
Enthalpie massique de l’air à la température Ta4, entrant dans la source de chaleur 8.6.1
a4
(chambre de combustion) et aprés l’échangeur (s’il existe) kJ/kg
h Enthalpie massique de l’air à la température Te, s’échappant du volume de contrôle kJ/kg 8.5.1
a0
Enthalpie massique du combustible à la température Tf4, entrant dans la source de 8.2.1
hf4
chaleur (chambre de combustion) kJlkg 8.5.1
{
h Enthalpie massique des produits de combustion à la température normale de référence
kJ/kg 8.5.1
SO
h Enthalpie massique moyenne du gaz à la température Te, entrant dans la turbine kJ/kg 8.6.1
g6
Enthalpie massique du gaz ci la température Tg6.,, quittant la turbine entraînant le 8.6.3
hg6.1
compresseur kJ/kg
Enthalpie massique du gaz à la température Tg6.2, entrant dans la turbine de puissance kJ/kg 8.5.12
hg6.2
h Enthalpie massique du gaz a la température Tg7, quittant la turbine de puissance kJ/kg 8.5.12
Enthalpie massique des gaz d’dchappement à la temperature Tes kJ/kg 8.5.1
h@
h Enthalpie massique du gaz à la température Tg, entree et à la pression pg, entree, entrant
8.5.11
g, entrbe
dans le dispositif entraîné kJ/kg
h Enthalpie massique du gaz à la température Te. sortie et à la pression pg, SoTtie, quittant le
8.5.11
g, sortie
kJ/kg
dispositif entraîné
8.2.1
Enthalpie massique du combustible à 15 OC kJ/kg 8.3.3 e)
ho
8.5.1
C
m Consommation spécifique de combustible kg/s 8.2.1
kg/s 8.5.1
Débit-masse de l’air entrant dans le volume de contrale
ma1
Débit-masse de l’air entrant dans la chambre de combustion kgls 8.6.1
me4
8.5.1
Débit-masse du fluide de refroidissement circulant dans l’échangeur kg/s
mC
8.5.7
{
8.5.1
kg/s 8.5.2
Débit-masse des gaz de fuite et/ou de l’air prélevé quittant le volume de contrôle
me
8.6.3
8.5.1
Débit-masse du combustible entrant dans le volume de contrale kg/s
Mf4
8.6.1
{
8.6.1
kgls
Débit-masse du gaz à l’entrée de la turbine
8.6.3
{
kg/s 8.5.12
Débit-masse du gaz quittant la turbine
ltzg7
8.5.1
Débit-masse des gaz d’bchappement quittant le volume de contrôle kgls
mgs
8.5.11
Débit-masse du gaz entrant dans le dispositif de charge kg/s
mentr6e
kg/s 8.3.3 e)
Consommation spécifique de combustible, mesurée
mrrl
Masse du combustible utilisé pendant une période T 8.2.1
kg
“r
8.1 .l
M Couple kN*m
8.1 .l
n Vitesse de rotation r/min
8.3.3a)
Vitesse de référence r/min
nO
r/min 8.3.3a)
Vitesse d’essai
“t
8.2.2
kW
P Puissance nette sur l’arbre
8.2.3
ISO2314:1989 (F)
Tableau 1 (fin)
Symbole DRnomination Unité Paragraphe
Puissance nette sur l’arbre, corrigée kW 8.3.3 c)
Pc
Puissance brute sur l’arbre kW 8.1 .l
par
Puissance sur l’arbre, mesurée kW 8.6.2
pm
8.5.1
Puissance sur l’arbre kW ’ 8.5.11
PS
8.5.12
8.3.3 c)
Puissance nette sur l’arbre, relevée a l’essai kW
pt
8.3.3 e)
{
8.2.2
kW
Consommation de chaleur
8.2.3
{
Consommation spécifique de chaleur kW 8.2.3
chaleur/ kwpuissance
4,
kW 8.2.1
Consommation de chaleur
qr
8.2.1
Énergie massique nette du combustible à 15 OC et à pression constante kJ/kg 8.3.3 e)
Q 10
8.5.1
Pertes mécaniques kW 8.5.1
Q
m
Pertes mécaniques du compresseur entraîné, à l’exclusion des pertes dans le réducteur kw 8.5.11
QtllC
8.6.3
(s’il existe)
{
Pertes mecaniques de la turbine de puissance, y compris les pertes dans le réducteur kW 8.5.12
Q
mt
(s‘il existe) 8.6.3
{
kW 8.5.1
Pertes de chaleur par rayonnement et convection du volume de controle
Q
r
Pertes de chaleur par rayonnement et convection de l’enveloppe du compresseur 8.5.11
Q rc
kW
entraîné
kW 8.6.1
Pertes de chaleur par rayonnement et convection de la chambre de combustion
Q re
Pertes de chaleur par rayonnement et convection de l’enveloppe de la turbine de 8.5.12
Q rt
kW
puissance, entre les emplacements de mesurage de température Ts.2 et T,
Température moyenne de l’air à l’entrée du volume de controle K 8.5.1
Gl
K
Température de l’air à I’entree de la source de chaleur (chambre de combustion) 8.6.1
Ta4
K 8.5.1
T Température du fluide de refroidissement entrant
entrbe
Température du fluide de refroidissement sortant K 8.5.1
T
sortie
T Élévation de température du fluide de refroidissement circulant dans l’échangeur d’huile K 8.5.7
sortie - T*ntr6e
K 8.6.1
Température du combustible à l’entrée de la chambre de combustion
Tf4
K 8.6.1
T Température de référence à l’entrée de la turbine
cl6
K 8.5.1
T Température moyenne du gaz à la sortie du volume de controle
g8
K 8.3.3 b)
T Température absolue aux conditions de référence
K 8.3.3 b)
Température absolue d’essai
Tt
K 8.5.1
Température du combustible à l’entrée du volume de controle
Tf
Rapport de la pression ambiante absolue d’essai à la pression ambiante absolue de 8.3.3 CI
-
référence
8.2.2
-
Rendement thermique
‘It
8.3.3 e)
{
8.5.1
-
Rendement de la chambre de combustion
%c
8.6.1
Rapport de la température ambiante absolue d’essai à la température ambiante absolue
0 8.3.3a)
-
de référence
S 8.2.1
T Durée de l’essai
rad/s 8.1 .l
0 Vitesse angulaire
Les températures de l’air ou du gaz sont supposées être des températures absolues, sauf accord particulier des parties.
NOTE -
ISO 2314 : 1989 (F)
5.1.5 Si, pendant les essais ou lors du dépouillement et de
rendement doit être effectuée trois fois consécutives. La durée
l’interprétation des mesures, apparaît une incohérence évidente de chaque essai ne doit pas être inférieure à 5 min et ne doit pas
qui affecte la validité des résultats, tout effort raisonnable doit dépasser 20 min (c’est-a-dire une période totale comprise entre
être fait pour corriger ou éliminer cette incohérence, par accord
15 min et 60 min). Si la quantité de combustible consommé est
mutuel. Si un accord ne peut pas être obtenu, le mesurage ou mesurée par pesée, la durée d’essai pourra être supérieure à
l’essai doit être annule. 20 min afin d’atteindre la précision requise.
Lors de chaque série de relevés, la charge doit rester constante
5.2 Conditions de fonctionnement
à + 1 % pendant I’execution des mesurages. Si cela n’est pas
possible, au moins cinq séries de relevés doivent être effectuées
pendant la période susmentionnée et la moyenne des resultats
5.2.1 Certains essais, par exemple ceux des paragraphes
obtenus doit être faite. Si les fluctuations maximales de charge
1.4a) et b) et 1.5e) et f), doivent normalement etre effectues en
dépassent L- 2 %, les essais ne doivent être acceptés que par
régime stable.
accord entre les parties.
5.2.2 Avant chaque essai, la turbine a gaz doit fonctionner
Pendant toute la durée de l’essai, chaque lecture d’une gran-
jusqu’à ce que des conditions de fonctionnement stables soient
deur caractéristique de fonctionnement ne doit pas différer de
atteintes. Le régime stable est atteint lorsque les paramètres
la moyenne des mesures de cette grandeur de plus de la valeur
essentiels pour les essais en cours ont été stabilisés.
indiquée dans le tableau 2, à moins d’un accord écrit entre les
parties.
Un paramètre est dit stable lorsque le relevé continu de ce para-
métre donne des valeurs dont les variations sont dans les limi-
NOTE - Si les grandeurs à mesurer subissent des variations rapides et
tes admises indiquées en 5.2.3 et dans le tableau 2, pendant
irrégulières, l’utilisation d’un enregistreur adéquat doit être préférée à la
une durée sur laquelle les parties se seront mises d’accord. mesure directe. II est nécessaire d’exécuter des mesurages ou des
enregistrements simultanés dans les cas où chaque série de lectures est
utilisée pour le calcul des rtlsultats et où l’on fait la moyenne de ces
5.2.3 Lors du controle des performances dans des conditions
résultats. Lorsque les mesures doivent servir au calcul de sommes ou
stables quelconques, la determination de la puissance et du de différences, l’heure exacte des mesurages doit être connue.
Variations maximales admissibles des conditions de fonctionnement 1)
Tableau 2 -
Variation de chaque lecture
Paramdtre considbrb par rapport à la moyenne
de ces lectures pendant l’essai
1 Vitesse de rotation de la turbine de puissance f 1 %
2 Pression atmosphérique sur le lieu des essais * 1 %
3 Temperature du fluide moteur à l’entrée du compresseur f 2 OC
4 Énergie massique du combustible liquide, par kilogramme (énergie massique brute et énergie
f 2 %
massique nette)
5 Énergie massique du combustible gazeux, par métre cube (énergie massique brute et énergie f 2 %
massique nette provenant d’un calorimétre contin@
6 Pression du combustible gazeux, tel qu’il est fourni à l’installation i: 1 %
de la valeur absolue moyenne
7 Température du combustible, tel qu’il est fourni à I’installation2) f 3 OC
8 Pression d’échappement des gaz f 1 %
de la valeur absolue moyenne
9 Pression d’entrée du fluide moteur f 1 %
de la valeur absolue moyenne
10 Température du fluide de refroidissement à l’entréea) IL 3 OC
11 Échauffement du fluide de refroidissementa) * 2 OC
12 Température d’échappement de la turbine * 2 OC
1) Si des essais de réception sont réalisés pendant l’armement d’un navire pour des turbines à gaz utilisées pour la propulsion, les parties peuvent
s’entendre sur des conditions particuli&es.
2) Pour des combustibles gazeux autres que le gaz naturel, les variations maximales admises doivent être définies par un accord préalable.
3) Applicable pour les installations avec prérefroidisseur, échangeur intermédiaire ou refroidisseur final.
ISO 2314 : 1989 (F)
k) Horloge-mére avec systéme de signalisation synchro-
6 Instruments et méthodes de mesurage
.
nisé ou, si cela n’est pas possible, montres ou horloges
synchronisées.
6.1 Gh&alith
1) Instruments pour la détermination de l’humidité atmo-
Ce chapitre decrit les instruments de mesurage, les méthodes
sphérique.
de mesurage et les précautions à prendre lors des essais d’une
installation de puissance à turbine à gaz et de ses accessoires
m) Instruments pour la détermination de la température
en conformité avec la présente Norme internationale. Dans
d’échappement de la turbine.
tous les cas où aucune précision n’est donnée dans ce chapitre
concernant les appareils ou les méthodes de mesurage, ceux-ci
doivent faire l’objet d’un accord entre les parties interessées. 6.3 Mesurage de la puissance
Sauf accord particulier, les instruments et méthodes de mesu-
6.3.1 Mesurage de la puissance mbcanique
rage doivent être utilisés conformément aux Normes internatio-
nales correspondantes.
6.3.1 .l Mesurage du couple
6.2 Liste des instruments et appareils de mesurage Pour la détermination de la puissance mécanique fournie par la
pour les essais obligatoires turbine à gaz, l’un des appareils suivants peut seoir à la déter-
mination du couple.
Les instruments et appareils de mesurage suivants sont néces-
saires :
6.3.1.1.1 Frein dynamométrique (du type mécanique, électri-
que ou à fluides divers, ou toute combinaison de ceux-ci)
a) Instruments pour le mesurage de la puissance sur
l’arbre de la turbine a gaz.
Le dynamométre doit être choisi de façon que le couple minimal
mesuré, quelle que soit la vitesse, représente au moins 20 % de
b) Appareils pour le mesurage de la consommation de
son couple nominal. Le frein dynamométrique doit être cons-
combustible de la turbine à gaz ou de l’énergie thermique
truit de telle façon que le fluide de refroidissement y entre et en
qui lui est fournie.
sorte dans un plan passant par son axe, afin d’eviter les compo-
santes de vitesse tangentielles. Des précautions semblables
c) Appareils permettant la determination de l’énergie mas-
doivent être prises en ce qui concerne la ventilation extérieure.
sique, de la teneur en cendres et de la composition du com-
Les conduites flexibles ne doivent pas introduire d’efforts tan-
bustible.
gentiels sensibles. Si des amortisseurs (dashpots) sont utilisés
afin de réduire les oscillations, s’assurer qu’ils opposent une
En variante, des échantillons de combustible peuvent être
prélevés et les analyses effectuées dans un laboratoire agréé résistance identique au déplacement dans les deux directions.
Le bras de levier effectif du dynamometre doit être mesuré avec
par les parties.
une erreur ne dépassant pas SO,1 %. Un certificat du cons-
d) Appareils permettant la determination de la masse volu-
tructeur peut être considere comme acceptable.
mique du combustible.
Le dispositif de mesurage de la force doit etre vérifie avec des
En variante, des échantillons de combustible peuvent être
poids certifiés, en augmentant puis en diminuant la charge.
prélevés et les controles effectues dans un laboratoire agréé
L’erreur, positive ou négative, ne doit pas dépasser 0,l % de la
par les parties.
charge maximale mesurée pendant les essais. La moyenne des
valeurs retenues en charges croissante et decroissante ne doit
e) Manométres pour le mesurage des pressions et des
être acceptée pour étalonnage qu’à condition que la différence
pressions differentielles en des points de mesure appropriés
reste inférieure à 0,3 % de la charge maximale durant les
du systéme de turbine a gaz (pour les mesures de pression
essais.
affectant la détermination des performances, des manomé-
tres à liquide ou des instruments de précision comparable
Avant et aprés les essais de réception, le dynamométre doit être
doivent être utilisés).
examiné soigneusement et tout déséquilibre dans les bras doit
être détermine. Les essais ne sont pas acceptables si le dyna-
f) Barometre.
momètre présente un fonctionnement irrégulier, par exemple
un pompage cyclique de la charge, qui peut apparaître sous
g) Instruments necessaires a la détermination indirecte de
l’effet de l’eau, ou des conditions de résonance produisant des
la température d’entrée du gaz à la turbine (excepté pour les
oscillations de couple dépassant i- 2 %.
turbines a cycle fermé).
h) Instruments permettant la dbtermination de la tempéra-
6.3.1.1.2 Torsiomètre
ture à l’entrée du compresseur.
Le torsiométre doit être étalonne avant les essais. Si le systéme
i) Thermomètres pour la détermination des températures
est sensible à la température, il doit etre réétalonné aprés les
du combustible dans les réservoirs de mesurage et de l’eau
essais à la température atteinte pendant ceux-ci. L’étalonnage
de circulation dans les échangeurs refroidisseurs.
doit être effectué sans que le dispositif de mesurage du couple
soit modifié, de l’essai préliminaire a l’essai final. De toute
j) Indicateurs de vitesse de rotation et compte-tours
manuels ou électroniques. façon, l’étalonnage doit être effectué avec une série croissante
ISO 2314 : 1989 (F)
de charges jusqu’à une valeur supérieure a la valeur maximale
mesurages des grandeurs nécessaires ne peuvent pas être
relevée pendant les essais, suivie d’une serie décroissante de effectués sur la machine entraînée, et ceci pour des raisons tel-
charges. Les charges doivent toujours être modifiées dans le les que:
même sens, sauf a la valeur maximale. La moyenne des valeurs
a) connaissance insuffisante des propriétés du fluide uti-
obtenues en charges croissante et décroissante ne doit etre
lisé dans la machine réceptrice;
acceptée pour étalonnage qu’à condition que la différence reste
inférieure a 1 % de la charge maximale durant les essais.
b) elévation de température, dans la machine réceptrice,
Les lectures au dynamométre ou au torsiometre doivent être trop faible pour être mesurée;
effectuées à une cadence telle que la moyenne de toutes les
c) emploi, dans la machine réceptrice, de différents flux de
lectures ne differe pas des moyennes des lectures paires et
fluides, d’extraction, etc.
impaires de plus de 0,2 %.
Les procédés de calcul thermodynamique a utiliser sont decrits
6.3.1.2 Mesurage de la vitesse de rotation
en 8.5.
Un tachymétre peut être utilisé pour le réglage de la machine et
afin de vérifier la constance de la vitesse pendant la période
6.3.5 Mesurage de la puissance d’un g&wkateur de gaz
d’essai. Chaque arbre d’une machine à plusieurs arbres doit
être muni d’un indicateur de vitesse.
La puissance d’un générateur de gaz peut être determinbe en
remplaçant la turbine de puissance par une tuyère de section
Pour verifier la constance de la vitesse pendant la période
(ouverture) équivalente a celle de la turbine à pleine charge. La
d’essai, des tachymétres électroniques a impulsion sont recom-
puissance est définie comme celle resultant d’une detente isen-
mandés, tant pour le mesurage que pour l’enregistrement.
tropique, depuis les conditions mesurées à la sortie du généra-
teur (pression et température totales) jusqu’à la pression
Des tachymètres a entraînement mécanique ou des tachymé-
atmosphérique.
tres sans contact doivent etre utilises pour le mesurage de cha-
que vitesse de rotation. Les tachymetres tenus a la main ne
sont pas recommandés, à cause de la possibilite de glissement.
6.4 Mesurage de combustible
Lorsque la vitesse moyenne de rotation influence les resultats
des essais, un compte-tours intégrateur entraîne par l’arbre doit
6.4.1 Mesurage du combustible liquide
être utilise. La précision du comptage du temps doit être telle
que l’erreur sur la vitesse moyenne ne dépasse pas AZ 0,25 %.
Lorsque des compteurs d’impulsions electroniques sont utilises 6.4.1 .l Caractéristiques du combustible liquide
pour la determination de la puissance et du rendement, la
cadence des mesurages doit être telle que la moyenne de toutes Les parties doivent se mettre d’accord sur le mode d’échantil-
les lectures ne differe pas des moyennes des lectures paires et lonnage du combustible.
impaires de plus de 0,25 %.
Les caractéristiques du combustible a determiner sont
6.3.2 Mesurage de la puissance Alectrique
a) la masse volumique (masse par unité de volume);
Ces essais doivent être effectues en conformité avec la Publica-
b) l’énergie massique;
tion CEI 46.
c) la viscosité, le cas échéant;
6.3.3 Mesurage de la puissance dans les autres cas
d) la température, si un réchauffage est nécessaire.
Lorsque la puissance fournie n’est pas électrique et lorsqu’il
n’est pas possible de la mesurer au manchon d’accouplement
La masse volumique peut être determinée soit à l’aide d’un
lui-même (par exemple pompes, compresseurs, etc. ), on doit
hydromètre, soit par pesée.
se référer à un code d’essai approprié se rapportant a la
machine entraînee. L’utilisation de tels codes d’essai n’est
L’énergie massique peut être déterminée par l’une des deux
admise qu’apres accord entre les parties.
méthodes suivantes :
6.3.4 Dbtermination de la pu issance par des - L’énergie massique brute Zr volume constant peut être
déterminee a l’aide d’une bombe calorimétrique, et l’énergie
thermodynamiques
massique nette a volume constant en sera deduite par sous-
Lorsque les méthodes de détermination de la puissance indi- traction de la chaleur latente de la quantité de vapeur d’eau
quees précédemment (voir 6.3.1,6.3.2 et 6.3.3) ne peuvent pas calculée a partir de la mesure de la teneur en hydrogène du
être utilisées, il est possible de déterminer cette puissance, avec
combustible, puis l’énergie massique nette a pression cons-
une erreur maximale de I!I 5 %, par le mesurage du débit de tante en sera déduite par calcul. Des calorimétres a flux con-
fluide moteur, de la température de l’air et du gaz, de la tinu et d’autres instruments approuvés par I’ISO peuvent
consommation de chaleur, des pertes par frottement dans les aussi être utilisés. La détermination précédente doit être
paliers et des pertes de chaleur par la turbine à gaz au profit de effectuée par un laboratoire de chimie ou de physique agréé
l’environnement. Cette methode peut être utilisée lorsque des
par les parties.
ISO2314:1989 (F)
- Lorsqu’il n’est pas possible d’utiliser la détermination
tout cas, le dispositif de mesurage du débit de comb ustible doit
par bombe calorimétrique, et par accord entre les parties, être étalonné de façon a limiter l’erreur maximale à
dz 0,5 %.
l’énergie massique nette a pression constante peut être
Des reservoirs de mesurage etalonnés peuvent être utilisés éga-
déterminée a partir de la mesure de la masse volumique
lement, pour autant qu’il soit possible de démontrer que la pré-
(hydrométre), à l’aide de la courbe de la figure 2. L’énergie
cision de I!I 0,5 % est assurée.
massique est alors estimée avec une précision minimale de
i: 2 OUI, dépendant des propriétés du combustible.
Un bac de pesée doit pivoter librement; il ne doit pas être sou-
mis a des forces exterieures telles que celles qui pourraient être
appliquées du fait de tuyauteries mal conçues ou mal installées.
Ce bac doit être étalonné avant l’essai, en y ajoutant des poids
croissants puis décroissants et en portant les résultats sur un
Y
graphique. II est necessaire de déterminer les raisons de toute
3 difference entre ces deux courbes avant de passer à l’essai.
L’erreur globale maximale de mesurage ne doit pas dépasser
f 42000
i: 0,5 YO de la quantite mesuree.
Toute fuite provenant des vannes de régulation ou des brûleurs
t i i i i i i i i i i i
doit être soit reintroduite en aval du système de mesurage du
debit de combustible, soit mesurée séparément et deduite du
debit. Si des débitmetres volumétriques ou a turbine de préci-
t i i i i i
sion et de fiabilité connues sont employés, la viscosité du com-
bustible dans l’appareil de mesurage doit se trouver dans les
limites exigées par le constructeur de cet appareil.
6.4.2 Mesurage du combustible gazeux
800 850 900 950 1000
Masse voiumique à 15 OC, kg/d
6.4.2.1 Caracteristiques du combustible gazeux
Figure 2 - Énergie massique nette d’un combustible
Les caractéristiques du combustible gazeux a determiner sont
liquide en fonction de sa masse volumique
a) la masse volumique;
Dans chaque cas, au-dessus de 15 OC, les corrections de cha-
b) l’énergie massique;
leur sensible du combustible doivent être faites conformément
à 3.5. En l’absence de mesures spécifiques, les valeurs suivan-
c) la teneur en poussiere, le cas échéant;
tes pour les chaleurs massiques du combustible peuvent être
employees :
d) la température.
-
pour du gas-oil de viscosité
Après accord entre les parties, l’énergie massigue et la masse
volumique peuvent être calculees a partir des valeurs relevées
< 9,5 x 10-a rnzs-1 à 20 OC: pour chaque 1 OC
par le fournisseur du combustible, a condition que les dates et
au-dessus de 15 OC, ajouter 1,88 kJ/kg;
heures des relevés coïncident avec les dates et heures de l’essai
-
pour du fuel-oil léger de viscosité
et que l’origine des valeurs utilisées soit completement décrite
dans le rapport d’essai.
< 49 x 10-S rn2. s-1 a 20 OC : pour chaque 1 OC
au-dessus de 15 OC, ajouter 1,76 kJ/kg;
Pour les gaz de haut fourneau ou de raffinerie et pour les autres
gaz dont la composition varie continuellement, des échantillons
-
pour du fuel-oil moyen de viscosité
doivent être prélevés pendant toute la durée des essais, à une
< 110 x 10-S rn2. s-1 a 50 OC : pour chaque 1 OC
fréquence telle que la moyenne des résultats représente I’éner-
au-dessus de 15 OC, ajouter 163 kJ/kg;
gie massique &Ile moyenne. Dans la mesure du possible,
l’emploi d’un calorimétre et d’un densimétre continus est
-
pour du fuel-oil lourd ou extra-lourd de viscosité
recommande pendant toute la durée de l’essai.
< 380 x 10-G m2s-1 a 50 OC : pour chaque 1 OC
au-dessus de 15 OC, ajouter 159 kJ/kg.
6.4.2.1 .l Énergie massique
6.4.1.2 Mesurage du débit L’énergie massique nette du combustible gazeux peut être
déterminee par calcul, en utilisant les énergies massiques à
II est necessaire de mesurer avec précision le débit de combusti-
pression constante des constituants et leur proportion dans le
ble pénétrant dans l’installation, afin de déterminer la consom-
combustible. Un calorimètre de Junkers, ou tout autre type de
mation spécifique de la turbine. L’emploi de tuyéres, de dia-
précision éprouvée, peut également Btre utilisé.
phragmes, de tubes de Venturi, de compteurs ou encore la
pesée directe est recommandé(e). Lorsque des tuyéres, des Les parties doivent s’entendre au préalable sur la méthode à uti-
diaphragmes ou des tubes de Venturi sont utilises, ceux-ci doi- liser. En tout cas, une correction de chaleur sensible pour les
vent être construits, montés et équipés d’instruments confor- temperatures supérieures à 15 OC doit être effectuée (confor-
_’
mément a une norme reconnue, par exemple I’ISO 5167. En mément à 3.5).

ISO 2314 : 1989 (FI
Si, pour une raison quelconque, les parties décident d’effectuer
6.4.2.1.2 Teneur en poussiéres
les mesurages à un emplacement différent de celui spécifié en
Dans certains gaz combustibles tels que les gaz de haut four- 3.24, elles doivent s’accorder sur les corrections a appliquer.
neau, la quantité de poussieres sera importante et doit être
mesurée. Les poussieres peuvent avoir une influence sur le
6.5.2 Temperature B la sortie de la turbine
mesurage du debit massique du gaz. Cependant, en raison de
la grande variété de poussieres, de concentration, etc., les par-
L’appareil utilise pour mesurer la température à la sortie de la
ties doivent s’accorder au préalable sur le processus du mesu-
turbine doit avoir une sensibilité égale ou supérieure a 1 OC et
rage qui devra être confie a un opérateur qualifié ayant I’expé-
une précision égale ou supérieure à 3 OC. L’enveloppe et la con-
rience de ce genre de travail. duite entre la bride de sortie de la turbine et la sonde de tempé-
rature doivent être bien isolées thermiquement.
6.4.2.2 Mesurage du débit L’endroit où se trouvera la sonde doit être choisi de façon à
réduire les gradients de vitesse et de température. Au moins
La consommation de combustible peut être determinee à l’aide
quatre sondes doivent être placées au centre de surfaces éga-
de compteurs volumétriques ou de débitmetres à turbine. Les les. Pour les turbines à cycle ferme, deux sondes suffisent.
debitmetres doivent être étalonnés individuellement, de
La température a la sortie de la turbine doit être la moyenne des
maniere à reduire l’erreur maximale de mesurage de la consom-
mesures. (Si, pour des raisons pratiques, il est nécessaire de
mation de combustible a k 1 %.
placer les sondes à proximité ou dans la bride de sortie de la tur-
bine, plus de quatre sondes peuvent être necessaires pour
Si une telle methode n’est pas praticable, la consommation de
atteindre la précision requise. Dans ce cas, la position et le
gaz peut être determinée par des mesurages de débit à l’aide de
nombre des sondes doivent faire l’objet d’un accord entre les
tuyéres, de diaphragmes ou de tubes de Venturi, qui doivent
parties. 1
être construits, montes et équipés d’instruments conformes a
une norme reconnue, par exemple I’ISO 5167. Si le gaz com-
Chaque sonde doit être protégée afin de reduire l’erreur due
bustible contient beaucoup de poussiéres, celles-ci peuvent
aux rayonnements, si la sonde est exposée sous un angle
introduire des erreurs dans le mesurage du debit.
important aux rayonnements d’elements portés à une tempéra-
ture qui différe de celle du gaz de plus de 15 OC.
6.4.3 Mesurage des comb Iustibles solides (specialement
pour installation en circuit ferme)
6.5.3 Temperature a l’entree de la turbine
Exception faite des
...