ISO 3977:1978
(Main)Gas turbines — Procurement
Gas turbines — Procurement
Turbines à gaz — Spécifications pour l'acquisition
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL STANDARD 3977
INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDlZATION*MEWYHAPOLlHAR OPrAHMBAUMR no CTAH/lAPTH3AUHH.ORGANlSATiON INTERNATIONALE DE NORMALISATION
0 Gas turbines - Procurement
Turbines à gaz - Spécifications pour l'acquisition
First edition - 1978-07-01
-
w
-
UDC 621.438 Ref. No. IS0 3977-1978 (E)
co
I-
F
Descriptors : internal combustion engines, gas turbine engines, usersupplier relations, operating requirements, specifications, definitions,
I-
ratings, performance evaluation, control devices, safety devices, fuels, physical properties, environments, maintenance.
r- Q,
P)
8
Price based on 33 pages
---------------------- Page: 1 ----------------------
I FOREWORD
IS0 (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation
of national standards institutes (IS0 member bodies). The work of developing
International Standards is carried out through IS0 technical committees. Every
member body interested in a subject for which a technical committee has been set
up has the right to be represented on that committee. International organizations,
governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
Draft International Standards adopted by the technical committees are circulated
to the member bodies for approval before their acceptance as International
Standards by the IS0 Council.
International Standard IS0 3977 was developed by Technical Committee
lSO/TC 70, Internal combustion engines, and was circulated to the member bodies
in March 1976.
It has been approved by the member bodies of the following countries :
Japan Switzerland
Australia
Korea, Rep. of Turkey
Belgium
Mexico United Kingdom
Czechoslovakia
Denmark Netherlands U.S.A.
France Ph il i ppi nes U.S.S. R.
Germany Romania Yugoslavia
India Spain
Sweden
Italy
No member body expressed disapproval of the document.
0 International Organization for Standardization, 1978 O
Printed in Switzerland
ii
---------------------- Page: 2 ----------------------
CONTENTS Page
1 Scope . 1
2 Field of application . 1
...........................................
3 References 1
...........................................
4 Definitions 1
5 Standard reference conditions . 6
............................................
6 Testfuels 6
.............................................
7 Ratings 6
8 Controls and protection devices . 7
9 Fuels . 10
10 Environment . 11
11
Technical information to be supplied by purchaser with enquiry .
13
12 Technical information to be supplied by manufacturer
when tendering . 15
Annexes
A Supplementary information on fuels . 18
B Exhaust smoke measurement . 25
C Determination of total nitrogen oxides contents
in gas turbine exhausts . 29
D Maintenance . 32
E Safety . 33
...
III
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IS0 3977-1978 (E)
INTERNATIONAL STANDARD
Gas turbines - Procurement
1 SCOPE 3 REFERENCES
1.1 This International Standard provides technical innarm- ISO/R 1996, Acoustics - Assessment of no.,r with respect
to community response.
ation to be used for the procurement of a gas turbine and
its auxiliaries by a purchaser from a manufacturer. Because
I)
IS0 1999, Acoustics - Assessment of occupational noise
of the very widely varying operating modes for gas turbines
exposure for hearing conservation purposes.
in practice, distinct categories of operating modes are
specified with which a "standard" rating can be associated.
IS0 204 1, Vibration and shock - Vocabulary.
These ratings must also be made on the basis of the IS0
standard ambient reference conditions.
IS0 2314, Gas turbines -Acceptance tests.
1.2 This International Standard provides a basis for the
submission of proposals to meet different environmental
and safety requirements and also gives, wherever possible,
criteria to establish whether these are met. It does not
4 DEFINITIONS
attempt to deal with local or national legal requirements
to which the installation may be required to conform. For the purpose of this International Standard, the
following definitions apply :
1.3 This International Standard defines a standard frame-
work for dealing with questions of fuel and other matters 4.1 gas turbine: A machine which converts thermal
such as the minimum information to be provided by both energy into mechanical work; it consists of one or several
the purchaser and the manufacturer. It does not, however, rotating compressors, a thermal device(s1 which heats the
all the necessary information for a
purport to include working fluid, one or several turbines, a control system
contract and each gas turbine installation must be
and essential auxiliary equipment. Any heat exchangers
considered in its entirety. Attention is drawn to the need
(excluding waste exhaust heat recovery exchangers) in the
0
for technical consultation between the manufacturer and main working fluid circuit are considered to be part of the
the purchaser to ensure compatibility of equipment being
gas turbine.
supplied, particularly where the responsibility for supply
Examples of gas turbine systems are shown in figure 1.
is divided.
NOTE -Where the term "manufacturer" is used in this Inter-
4.2 gas turbine power plant: A gas turbine and all
national Standard, it is deemed to mean the gas turbine manu-
essential equipment necessary for the production of power
facturer or the appropriate responsible contractor.
in a useful form.
2 FIELD OF APPLICATION 4.3 open cycle : A thermodynamic cycle in which the
working fluid enters the gas turbine from the atmosphere
This International Standard is applicable to open cycle gas
and discharges to the atmosphere.
turbine power plants using normal combustion systems and
also includes closed cycle and semi-closed cycle gas
4.4 closed cycle : A thermodynamic cycle having a re-
turbine power plants. In cases of turbines using free piston
circulation working fluid independent of the atmosphere.
gas generators or special heat sources (for example,
chemical process, nuclear reactors, furnace for a super-
4.5 semi-closed cycle : A thermodynamic cycle utilizing
charged boiler), this International Standard may be used
combustion in a working fluid which is partially re-
as a basis but will need to be suitably modified. This Inter-
circulated and partially exchanged by atmospheric air.
gas turbines used to propel air-
national Standard excludes
craft, road construction and earth-moving machines,
4.6 simple cycle : A thermodynamic cycle consisting only
agricultural and industrial types of tractors and road
of successive compression, combustion and expansion.
veh ides.
1
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IS0 3977-1978 (E)
4.15 turbine : This term, when used alone, refers to the
4.7 regenerative cycle : A thermodynamic cycle
employing exhaust heat recovery, consisting of successive
turbine action only. It is that component of the gas turbine
compression, regenerative heating, combustion, expan- which produces power from expansion of the working
sion and regenerative cooling (heat transfer from the
fluid.
exhaust to the compressor discharge fluid) of the working
fluid.
4.16 power turbine: A turbine having a separate shaft
from which output power is derived.
4.8 intercooled cycle : A thermodynamic cycle employing
cooling of the working fluid between stages of successive
4.17 combustion chamber (primary or reheat) : A heat
compression.
source in which the fuel reacts to increase directly the
temperature of the working fluid.
4.9 reheat cycle : A thermodynamic cycle employing the
4.18 working fluid (gas or air) heater : A heat source in
addition of thermal energy to the working fluid between
which the temperature of the working fluid is increased
stages of successive compression.
indirectly.
4.10 single-shaft gas turbine : A gas turbine in which the
4.19 regeneratorhecuperator : Different types of heat
compressor and turbine rotors are mechanically coupled
exchanger transferring heat from the exhaust gas to the
and the power output is taken either directly or through
working fluid before it enters the combustion chamber.
gearing.
4.20 precooler : A heat exchanger or evaporative cooler
which reduces the temperature of the working fluid before
4.11 multi-shaft gas turbine : A gas turbine combination
initial compression.
including at least two turbines working on independent
shafts. The term includes cases referred to as compound
and split shaft gas turbines.
4.21 intercooler : A heat exchanger which reduces the
temperature of the gas turbine working fluid between stages
of compression.
4.12 bled gas turbine : A gas turbine which has, for
external use, extraction of compressed air between
compressor stages andfor at the discharge of compressor, or
4.22 overspeed trip : A control or trip element which
extraction of hot gas at the inlet of turbine and/or between
actuates the overspeed protection system when the rotor
stages.
turbine
reaches the speed for which the device is set.
4.23 control system : This includes starting control
4.13 gas generator: An assembly of gas turbine
systems, governor and fuel control systems, alarm and
components which produces heated pressurized gas to a
shutdown systems, speed indicator(s), gauges, electrical
process or to a power turbine. It consists of one or more
power supply controls and any other controls necessary for
rotating compressors, thermal device(s) associated with the
the orderly startup, stable operation, monitoring of
working fluid, and one or more compressor driving
operation, shutdown, warning andfor shutdown for
a control system and essential auxiliary
turbines,
abnormal conditions.
equipment.
4.24 governing system : Control elements and devices for
4.14 compressor : That component of a gas turbine which as speed,
the control of critical parameters such
increases the pressure of the working fluid. temperature, pressure, power output, etc.
2
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IS0 3977-1978 (E)
Combustion
chamber
a) Simple cycle, single-shaft gas turbine
t
or recuperator
7
b.:;*
I Compressor JI.
b) Regenerative cycle, single-shaft gas turbine
Combustion
chamber
c) Simple cycle, split shaft gas turbine, i.e. with separate power turbine
(Alternative twin spool arrangement shown in dotted lines)
FIGURE 1 - Examples of gas turbine systems
3
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IS0 3977-1978 (E)
Combustion
chamber
compressor
d) Intercooled and reheat cycle (compound type), multiahaft gas turbine with load coupled to low-pressure shaft
Air bleed Hot gas bleed
-
t
e) Single-shaft gas turbine with air bleed and hot gas bleed
FIGURE 1 (continued)
I4
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1SO 3977-1978 (E)
Coolant
-
I + Precooier
1 -I-+
Working fluid I
Heat source I
heaters
I
I-
compressor
Coolant
f) Single-shaft closed cycle gas turbine
FIGURE 1 (concluded)
4.25 fuel governor valve : A valve or any other device The two calorific values can be obtained for constant
operating as a final fuel-metering element controlling the volume or for constant pressure respectively, the difference
fuel input to the gas turbine. being rather small.
NOTE -Other means of controlling the fuel flow to the turbine The higher calorific value for constant volume is obtained
are possible.
a bomb calorimeter. The lower calorific value for
using
constant pressure is used in the steady flow combustion
4.26 fuel stop valve: A device which, when actuated, process (see I SO 23 14).
shuts off all fuel flow to the combustion system.
*
heat rate : The heat consumption per unit of net
4.31
4.27 dead band : The total range through which an input
power of the gas turbine, expressed in kilowatts of heat
can be varied with no resulting measurable corrective action
per kilowatt of power, based on the lower calorific value
of the fuel flow controller. In case of speed, dead-band is
of the fuel including the sensible heat above 15 OC (see also
expressed in per cent of rated speed.
8.2.3 in IS0 2314). This may apply also to the test fuel in
clause 6. This can also be expressed as the reciprocal of
4.28 governor droop : The steady state speed changes
thermal efficiency (see 4.33).
produced by the change of output from zero to the rated
output, expressed as a percentage of the rated speed.
4.32 specific fuel consumption : The mass rate of the
fuel consumed per unit of power, expressed in grams
4.29 overtemperature detector : The primary sensing
per kilowatt hour, using the lower calorific value specified
element which is directly responsive to temperature and
in 7.1.2.
which actuates, through suitable amplifiers or converters,
the overtemperature protection system when the
temperature reaches the value for which the device is set.
4.33 thermal efficiency : The ratio of the net power
output to the heat consumption based on the lower calor-
4.30 fuel calorific value : The higher calorific value is the
ific value of the fuel [see 8.2.2 and 8.3.3 e) in IS0 23141.
total heat released per unit mass of fuel burned, expressed
in kilojoules per kilogram. The lower calorific value is the
higher calorific value less the heat absorbed by the 4.34 turbine inlet temperature : The mean temperature
vaporized water formed during combustion, expressed in
of the working fluid immediately upstream of the first
kilojoules per kilogram. stage stator vanes (as determined in 8.6 in IS0 2314).
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IS0 3977-1978 (E)
4.35 self-sustaining speed : The minimum speed at which 5.2 Exhaust conditions
the gas turbine operates, without using the power of the
For the exhaust at turbine exhaust flange (or regenerator
starting device, under the most unfavourable ambient
outlet, if a regenerative cycle is used) :
conditions.
- a static pressure of 101,3 kPa.
4.36 idling speed : The speed designated by the
manufacturer at which the turbine will run in a stable
5.3 Cooling water conditions (if applicable)
condition and from which loading or shutdown may take
An inlet water temperature of 15 OC applies if cooling of
place.
the working fluid is used,
4.37 maximum continuous speed: The upper limit
5.4 Working fluid heater or cooler
of the continuous operating speed of the gas turbine output
shaft.
Where a heater or a cooler is employed and uses ambient
air, the standard reference conditions shall be 15 OC and
4.38 rated speed : The speed of the gas turbine output
101,3 kPa.
shaft at which the rated power is developed.
4.39 turbine trip speed : The speed at which the
independent emergency overspeed device operates to shut
6 TESTFUELS
off fuel to the gas turbine.
If the fuel to be used for testing the gas turbine is different
4.40 steam and/or water injection : Steam and/or water
from that agreed between the purchaser and the
injected into the working fluid to increase the power
manufacturer for service operation (see 1 1.7), a test fuel of
output and/or to reduce the oxides of nitrogen (NO,)
a mutually agreed specification shall be used.
content in the exhaust.
4.41 mass to power ratio (mobile applications) : The ratio
of the total dry mass of the gas turbine elements, in
accordance with 4.1, to the power in 7.3 of the gas turbine, 7 RATINGS
expressed in kilograms per kilowatt.
7.1 General
4.42 compressor surge : An unstable condition
7.1.1 The output power of a given gas turbine at a given
characterized by low-frequency fluctuations in mass flow
turbine inlet temperature is, in general, proportional to the
of the working fluid in the compressor and in the
absolute ambient pressure and is also greatly dependent on
connecting ducts. Since this is a dangerous mode of
air intake temperature (normally outside dry bulb
operation, the surge condition must be avoided for all
at a given air intake
temperature). Likewise, the output
anticipated operating conditions.
temperature is dependent on turbine inlet temperature. To
achieve a rating it is necessary to adopt a standard
condition of ambient temperature and pressure but gas
5 STANDARD REFERENCE CONDITIONS
turbine ratings will nevertheless vary considerably owing to
The standard reference conditions on which IS0 power,
the differing operational modes demanded of them as well
efficiency, heat rate or specific fuel consumption are based
as the varying criteria used in the design of the basic
are as follows :
elements. IS0 standard ratings neglect pressure drop at the
inlet and exhaust but site ratings allow for these losses.
5.1 Air intake conditions
7.1.2 The performance ratings of gas turbines shall be
5.1.1 For the intake air at the compressor flange
assessed on the lower calorific value of the fuel used as
(alternatively, the compressor intake flare) as described in
IS0 2314 : follows :
6.6.2 in
- a total pressure of 101,3 kPal );
a) turbines intended for use on liquid fuel :
42 O00 kJ/kg;
- a total temperature of 15 OC;
b) turbines intended for use on gaseous fuel : 100%
- a relative humidity of 60 %.
methane - 50 O00 kJfkg.
The calorific value at constant pressure of the fuel, whether
5.1.2 Except in the case where intercooling is involved or
liquid, gaseous or solid, is based on a pressure of 101,3 kPa
where water spray coolers are used, the effect of humidity
and a temperature of 15 OC.
may generally be ignored.
1) 100 kPa = 1 bar = 750,l mmHg
6
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IS0 3977-1978 (E)
7.2 Operational modes
In each case, the manufacturer shall state the type,
frequency and degree of inspection andlor maintenance
Unless special circumstances apply, and these must be
required.
specially agreed between the purchaser and the
a gas turbine shall be specified
manufacturer, the rating of
7.4 Site ratings
under a combination of one of the classes in 7.2.1 together
with one of the ranges of average number of starts per
The site power rating shall be specified by the manufacturer
annum in 7.2.2 (for example, B II refers to operation of
as follows :
up to 2 O00 h per annum associated with any number of
a) Generating plant : The net electrical power at the
starts up to 500 per annum).
generator terminals, with adjustment for auxiliary loads
The manufacturer shall state the type, frequency and
as given in 8.1.2 in IS0 2314.
degree of inspection andlor maintenance required for the
b) Mechanical drives : The net shaft power, adjusted
relevant operational mode (see 12.1 c)).
for any auxiliaries not driven directly by the turbine (as
NOTE - It should be recognized that some gas turbine applications
defined in 8.1.1 in IS0 2314).
will operate with a combination of the classes in 7.2.1. In such
cases the purchaser should specifiy the anticipated number of case, the site power rating shall relate to specified
In either
annual hours of operation at the specified power ratings in each
site conditions of the installation (such as ambient pressure
class. Operation outside these specified power ratings/operational
and temperature, and pressure losses, etc.) and operating
modes could materially affect the inspection intervals and
(I,
modes under which the plant is intended to run in service.
maintenance required.
Where the gas generator is supplied separately, its site
power shall be expressed as the gas power arising from the
7.2.1 Classes
isentropic expansion of the gas generator exhaust flow
Class A : operation up to and including 500 h per annum
(using total pressure and temperature) to the ambient
(Reserve peak);
atmospheric pressure when it is operated under the specified
site conditions of the installation and operating modes
Class B : operation up to and including 2 O00 h per
under which the plant is intended to run in service
annum (Peak-load);
(see 6.3.5 in IS0 2314).
ClassC : operation up to and including 6 O00 h per
annum (Semi-base-load or mid-range);
8 CONTROLS AND PROTECTION DEVICES
Class D : operation up to and including 8 760 h per
annum (Base-load).
8.1 Starting
The starting control system, including any pre-start
7.2.2 Ranges
requirements, such as barring, may be manual, semi-
automatic or automatic as defined below :
Range I : over 500 starts per annum average;
8.1.1 Manual start shall require the operator to start the
Range I I : up to 500 starts per annum average;
auxiliary equipment; initiate, hold and advance the starting
O
Range III : up to 100 starts per annum average;
sequence (crank, purge, fire) and accelerate to minimum
governor setting or ready for synchronizing in the case of
Range IV : up to 25 starts per annum average;
generating sets.
Range V : continuous operation without planned shut-
down for inspection and/or maintenance within a
8.1.2 Semi-automatic sequence start may require manual
specified period.
starting of the auxiliaries and shall permit the operator to
commit the turbine by a single action to the complete
starting sequence up to minimum governor setting or ready
7.3 IS0 standard ratings
for synchronizing in the case of generating sets.
The manufacturer shall declare standard ratings, based on
8.1.3 Automatic sequence starts require only a single
net shaft power adjusted for any auxiliaries not driven
action (manual or otherwise) to start the required auxiliary
directly by the turbine as defined in 8.1 in IS0 2314, under
equipment and initiate the complete starting sequence up
the standard reference conditions in clause 5, associated
to minimum governor setting or ready for synchronizing
with the following operational modes :
in the case of generating sets.
a) IS0 standard peak load rating (2 O00 h and
500 starts per annum average) Class B : Range I I.
8.2 Loading
b) IS0 standard base load rating (8 760 h and 25 starts
Subsequent loading of the set may be manual, semi-
per annum average) Class D : Range IV.
automatic or automatic up to a specified power level.
Automatic loading may follow directly the starting
NOTE - For gas turbines used for generation, the above ratings are
known as "IS0 peak load" and "IS0 base load" respectively. sequence without any additional action of the operator.
7
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In any mode of loading, periods of dwell at specific loads
8.4 Purging
may be introduced to provide for warm-up requirements.
8.4.1 Where gaseous fuels are used, the starting control
Where a generator requires synchronizing to a particular
system shall provide an automatic purge period (whether
system prior to loading, this may also be achieved by
the starting sequence is manual or automatic) of sufficient
manual or automatic means.
gas turbine to displace at least three
duration to permit the
times the volume of the entire exhaust system (including
8.3 Shutdown the stack) at least three times before firing the unit. In cases
where alternative precautions are taken, this may not be
This may be achieved by manual, semi-automatic or
necessary.
automatic means. In all cases, however, the principal
sequence of operations is essentially as follows :
8.4.2 Where liquid fuels of a highly volatile nature are
8.3.1 Generator drives used, special precautions may be necessary.
a) Controlled unloading to zero output at synchronized
speed.
8.5 Fuel control
b) Opening the circuit breaker Fuel supply must be under a controlled opening sequence
which may be over-ridden by the turbine temperature or
c) Reduction to idling speed and period of cooling
other protective devices. e
where applicable.
d) Fuel cut-off and shutdown of auxiliaries not
8.6 Constant speed
required for barring.
a substantially
Gas turbines which are to be regulated to
e) Barring period, if necessary.
constant speed (in particular those driving electric generator
where, in some cases, isochronous speed control is
f) Shutdown of remaining euxiliaries, for example
necessary) shall be fitted with a governor sensing the out-
lubricating oil pumps.
put shaft speed. Unless otherwise agreed between the
g) Return to starting conditions.
purchaser and the manufacturer, no-load speed shall be
adjustable, while running, within the range of 95 to 105 %
8.3.2 Mechanical drives
of the rated speed.
a) Controlled unloading to minimum load conditions.
The speed changer, when remotely operated, shall typically,
when held synchronized, be capable of reducing the
b) Cooling period where applicable.
output from maximum site rated output to zero in not
more than 40 s but the operating time taken shall be
c) Fuel cut-off followed by shutdown of auxiliaries not
specified by the purchaser to be compatible with other
required for barring.
speed changers on units running in parallel.
d) Barring period, if necessary.
e) Shutdown of remaining auxiliaries, for example 8.7 Variable speed
e
lubricating oil pumps.
For gas turbines which are required to run over a range of
f) Return to starting conditions. speeds, for example as in ship propulsion, suitable control
equipment shall be provided.
8.3.3 Emergency shutdown
8.8 Governor
a) Emergency shutdown shall be capable of manual
selection and shall also occur automatically as a result
The governor for mechanical-drive applications shall limit
of automatic operation of plant protection devices. The
the output speed at 105% of the rated speed under all
system shall operate directly on the fuel stop valve to
conditions of steady load. Unless otherwise specified by the
cut-off the turbine fuel supply.
purchaser, governor systems for generator drive shall
prevent the gas turbine from reaching the turbine trip speed
b) Except where otherwise specified, automatic means
with an instantaneous loss of load when the turbine is
shall be provided for isolating upon shutdown the driven
equipment from the system which operating under conditions within the limits of capability
it is supplying in
order to prevent motoring or reverse flow. set by specified ambient conditions with design fuel
pressures, temperature and fuel calorific values, and with
c) It may also be necessary to operate venting systems
the speed changer set and controlling at the rated speed.
for the release of stored energy.
d) Normal barring and shutdown sequences, as appro-
8.9 Fuel governor valve
priate, shall subsequently take place, but where
The fuel governor valve (see 4.25) shall return to minimum
automatic restart is included, means shall be provided to
position under any turbine shutdown condition.
prevent automatic restart without manual reset.
8
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IS0 3977-1978 (E)
8.10 Fuel shut-off example, take the form of blow-off valves, load resistors,
actuated by the main governor or overspeed trip, or both.
8.10.1 In addition to the fuel governor valve or control
valve, the fuel control system shall include a separate stop
valve or "shut off valve" which stops all fuel flow to the
8.16 Flame failure
turbine in any shutdown condition and which will not open
until all permissible firing conditions are satisfied.
Where installation requirements indicate, consideration
shall be given to providing a device to shut off the fuel in
8.10.2 For electric generation, means shall be provided,
the event of flame failure.
either on the gas turbine or on the generator, for prevention
of motoring of the generator when the fuel stop valve is
closed. Where synchronous compensation is specified, these
8.17 Fuel override control
requirements may be operationally over-ridden.
The fuel control system shall include an override system to
8.10.3 For gaseous fuels, appropriate vent valve(s) shall
prevent exceeding the turbine rated firing temperature or
be used to reduce the risk of leakage into the gas turbine maximum gas generator speed if this is a more stringent
is shut down.
when the turbine limitation.
0 8.1 1 Overspeed control
8.18 Dead band
Each separate line of shaft shall be fitted with either an
overspeed governor or an overspeed trip unless it can be
The dead band at rated speed and at any power output up
shown that dangerous overspeeding is not a practical
to and including the maximum power output shall not
possi bi I ity .
exceed 0,l % of the rated speed. However, for large output
generator applications the dead band will be expected to be
8.12 Manual check on overspeed controls generally lower.
Facilities shall be available for the operator to check
manually the overspeed governor/overspeed protective
8.19 Stability of the speed governing system
devices.
8.19.1 The speed governing and fuel control systems, with
NOTE - It is desirable that this should be done as far as is
the turbine operating between zero and its maximum
practicable without trip shutdown and without temporary loss of
protection. turbine capability, shall be capable of stable control of :
a) the speed of the turbine when the driven equipment
8.13 Overspeed settings
is operated isolated;
The overspeed governor or overspeed trip shall be set to
b) the fuel energy input to the turbine when the driven
operate at a level which will not allow the transient speed
equipment is operating in parallel with
...
NORME INTERNATIONALE 3977
INTERNATIONAL ORGANIZATtON FOR STANDARDIZATIONOMEWUIYHAPOIIHAR OPrAHH3AUHfl no CTAHAAPTH3AUHH«)RGANlSATlON INTERNATIONALE DE NORMALISATION
Turbines à gaz - Specifications pour l'acquisition
e
Gas turbines - Procurement
Première édition - 1978-07-01
-
U
-
Réf. no : IS0 3977-1978 (F)
CDU 621.438
Co
PI
z
Descripteun : moteur à combustion interne, turbine à gaz, relation client-fournisseur, conditions requises pour exploitation, spécification,
PI
définition, caractéristique nominale, caractéristique de fonctionnement, dispositif de commande, dispositif de sécurité, combustible, pro-
r- m
m priété physique, environnement, entretien.
s
Prix basé sur 33 pages
---------------------- Page: 1 ----------------------
AVANT-PROPOS
est une fédération mondiale
L'ISO (Organisation internationale de normalisation)
d'organismes nationaux de normalisation (comités membresde I'ISO). L'élaboration
des Normes internationales est confiée aux comités techniques de I'ISO. Chaque
comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du comité technique
et non
correspondant. Les organisations internationales, gouvernementales
gouvernementales, en liaison avec I'ISO, participent également aux travaux.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comites techniques sont
soumis aux comités membres pour approbation, avant leur acceptation comme
Normes internationales par le Conseil de I'ISO.
La Norme internationale IS0 3977 a été élaborée par le comité technique
ISO/TC 70, Moteurs i combustion interne, et a été soumise aux comités membres
en mars 1976.
Les comités membres des pays suivants l'ont approuvée :
Allemagne Italie Suisse
Australie Japon Tchécoslovaquie
Belgique Mexique Turquie
Corée, Rép. de Pays-Bas U.R.S.S.
Danemark Philippines U.S.A.
Yougoslavie
Espagne Roumanie
France
Royaume-Uni
Inde Suède
Aucun comité membre n'a désapprouvé le document.
O Organisation internationale de normalisation, 1978 O
Imprime en Suisse
ii
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SOMMAI RE Page
1 Objet . 1
2 Domaine d'application . 1
3 Références . 1
4 Définitions . 1
5 Conditions normales de référence . 6
6 Combustibles d'essai . 6
7 Puissances de définition . 6
8 Dispositifs de commande et de protection . 7
9 Combustibles . 10
10 Environnement . 12
11 Renseignements techniques devant être fournis par le client
lors de l'appel d'offre . 14
12
Renseignements techniques devant être fournis par le fabricant
lors de la réponse à l'appel d'offre . 15
Annexes
A Renseignements complémentaires sur les combustibles . 18
B Mesurage des émissions de fumées . 25
C Dosage des teneurs totales en oxydes d'azote des gaz
d'échappement des turbines à gaz . 29
D Entretien . 32
E Sécurité . 34
...
III
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IS0 3977-1978 (F)
Turbines à gaz - Spécifications pour l'acquisition
Elle ne s'applique pas aux moteurs d'avion ni aux turbines
1 OBJET
à gaz utilisées pour la propulsion des engins de terrasse-
1.1 La présente Norme internationale énumère les spéci-
ment, des tracteurs du type industriel ou agricole, des auto-
fications techniques que l'on doit utiliser lors de I'acquisi-
mobiles et camions.
tion d'une turbine à gaz et de ses auxiliaires. En raison de la
0
grande diversité des modes de fonctionnement des turbines
à gaz, la présente Norme internationale établit des catégo-
3 RÉFÉRENCES
ries distinctes de modes de fonctionnement, auxquelles une
puissance ((nominaie)) peut être associée. Ces puissances
ISO/R 1996, Acoustique - Estimation du bruit par rapport
doivent également être établies sur la base des conditions
aux réactions des collectivités.
ambiantes normales IS0 de référence.
IS0 1999, Acoustique - Estimation de l'exposition au
bruit durant le travail en vue de la protection de l'audition.
1.2 La présente Norme internationale fournit une base
permettant de soumettre des propositions satisfaisant aux
IS0 2041, Vibrations et chocs - Vocabulaire.
différentes conditions d'environnement et de sécurité et
précise des critères permettant de vérifier, dans la mesure
IS0 2314, Turbines à gaz - Essais de réception.
du possible, que ces conditions sont remplies. Elle ne traite
pas des réglementations légales, locales ou nationales, aux-
quelles l'installation doit se conformer.
4 DÉFINITIONS
1.3 La présente Norme internationale définit un cadré
Dans le cadre de la présente Norme internationale, les défi-
ce qui concerne des questions telles
normalisé pour tout
nitions suivantes sont applicables :
que le combustible ou d'autres problèmes comme par
exemple les renseignements minimaux qui doivent être four-
4.1 turbine à gaz : Machine transformant l'énergie thermi-
nis par le client et par le fabricant; mais elle n'a pas la pré-
que en énergie mécanique; elle comprend un ou plusieurs
tention de regrouper tous les renseignements nécessaires au
1)
compresseurs rotatifs, un ou plusieurs dispositifs thermi-
contrat et chaque installation de turbine à gaz doit être
ques réchauffant le fluide moteur, une ou plusieurs turbi-
considérée comme un cas particulier. Elle met en relief la
nes, un système de régulation et des auxiliaires essentiels.
nécessité d'une entente préalable entre les parties intéres-
Tout échangeur de chaleur (excluant les récupérateurs de
sées. en vue d'assurer la compatibilité entre les équipements
chaleur à l'échappement) se trouvant dans le circuit prin-
fournis, surtout lorsque la responsabilité de la fourniture
cipal du fluide moteur sera considéré comme faisant partie
est partagée.
de la turbine à gaz.
.
NOTE - Par ((fabricant)), on entend, dans la présente Norme inter-
Des schémas de réalisations de turbine à gaz sont donnés, à
nationale, aussi bien le fabricant réel de la turbine à gaz que le four-
titre d'exemple, à la figure 1.
n isseu r responsable.
4.2 installation à turbine à gaz : Ensemble formé par une
2 DOMAINE D'APPLICATION
turbine à gaz et tous les équipements essentiels nécessaires
à la production d'énergie sous une forme utile.
La présente Norme internationale est applicable aux instal-
lations à turbines à gaz à cycle ouvert utilisant des systèmes
4.3 cycle ouvert : Cycle thermodynamique dans lequel le
de combustion normaux, ainsi qu'aux installations à
fluide moteur, qui entre dans la turbine à gaz, vient de
turbines à gaz à cycle fermé et semi-fermé. Dans le cas de
l'atmosphère et s'échappe dans l'atmosphère.
turbines utilisant des générateurs de gaz à pistons libres ou
des sources de chaleur particulières (par exemple : proces-
sus chimique, réacteurs nucléaires, foyer d'une chaudière 4.4 cycle fermé : Cycle thermodynamique dans lequel le
suralimentée), la présente Norme internationale peut être
fluide moteur est indépendant de l'atmosphère et continuel-
utilisée comme base de départ, mais devra être adaptée.
lement recyclé.
1
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IS0 3977-1978 (FI
4.5 cycle semi-fermé : Cycle thermodynamique dans
4.15 turbine : Utilisé seul, ce terme ne se rapporte qu'à
lequel la combustion se fait dans un fluide moteur partielle-
l'élément de la turbine à gaz qui fournit l'énergie à partir
ment recyclé et partiellement régénéré par de l'air atmo- de la détente du fluide moteur.
sphérique.
4.16 turbine de puissance : Turbine à arbre séparé sur
4.6 cycle simple : Cycle thermodynamique constitué uni-
lequel est prise la puissance.
quement, et dans l'ordre, d'une compression, d'une
combustion et d'une détente.
4.17 chambre de combustion (primaire ou de réchauf-
fage) : Source de chaleur dans laquelle le combustible réagit
4.7 cycle avec récupération : Cycle thermodynamique uti-
la température du fluide
directement pour augmenter
lisant la chaleur des qaz d'échappement:et comportant suc-
moteur.
cessivement une compression, un réchauffage (par récupé-
et un refroidissement
ration), une combustion, une détente
(par transfert de chaleur des gaz d'échappement au fluide
4.18 réchauffeur du fluide moteur (gaz ou air) : Source de
sortant du compresseur) du fluide moteur.
chaleur qui augmente indirectement la température du
fluide moteur.
4.8 cycle à refroidissement intermédiaire : Cycle thermo-
dynamique dans lequel le fluide moteur est réfrigéré entre
4.19 régénérateurlrécupérateur : Échangeur de chaleur
les étages successifs de compression.
transférant la chaleur des gaz d'échappement au fluide
moteur avant qu'il ne pénètre dans la chambre de combus-
4.9 cycle avec réchauffage : Cycle thermodynamique dans
tion.
lequel une certaine quantité d'énergie thermique est fournie
au fluide moteur entre les étages de détente.
4.20 prérefroidisseur : Échangeur de chaleur ou réfrigérant
par évaporation qui réduit la température du fluide moteur
4.10 turbine à gaz à un arbre : Turbine à gaz dans laquelle
la compression initiale.
avant
les rotors du compresseur et de la turbine sont accouplés
mécaniquement et la puissance prise directement ou par
l'intermédiaire d'un variateur de vitesse.
4.21 réfrigérant intermédiaire : Échangeur de chaleur qui
réduit la température du fluide moteur de la turbine à gaz
4.11 turbine à gaz à plusieurs arbres : Turbine à gaz
entre les étages de compression.
composée d'au moins deux turbines ayant un arbre distinct.
Ce terme couvre également les turbines à gaz à deux corps
4.22 déclencheur de survitesse : Dispositif de contrôle ou
(compound) et à arbres séparés (split shaft).
de déclenchement qui met en marche le système de protec-
tion contre la survitesse lorsque le rotor atteint la vitesse
4.12 turbine à soutirage : Turbine à gaz dans laquelle on
pour laquelle ce dispositif est réglé.
prélève, pour usage externe, soit de l'air comprimé entre les
étages de compression et/ou à la sortie du compresseur, soit
4.23 systèmes de contrôle et de commande : Ce sont les
des gaz chauds à l'entrée de la turbine et/ou entre les étages
systèmes de commande du démarrage, le régulateur et le
de la turbine.
système de dosage du combustible, les systèmes d'alarme
et de coupure, le ou les indicateurs de vitesse, les détecteurs
4.13 générateur de gaz : Ensemble des éléments d'une tur-
de pression, les commandes d'alimentation en énergie
bine à gaz qui fournit des gaz chauds sous pression pour
électrique et toutes les autres commandes nécessaires à un
tous procédés de fabrication et de traitement ou pour une
bon démarrage, à un fonctionnement stable, au contrôle
turbine de puissance. L'ensemble est formé d'un ou de plu-
des opérations, à l'arrêt, à l'alarme et/ou à la coupure dans
sieurs compresseurs rotatifs, d'un ou de plusieurs dispositifs
des conditions anormales.
thermiques associés au fluide moteur, d'une ou de plusieurs
turbines d'entraînement, des compresseurs d'un système
de régulation et des dispositifs auxiliaires essentiels.
4.24 système de régulation : Ensemble comprenant les
éléments et dispositifs de contrôle des paramètres critiques
4.14 compresseur : Élément d'une turbine à gaz qui aug- tels que la vitesse, la température, la pression, la puissance,
mente la pression du fluide moteur. etc.
2
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IS0 3977-1978 (F)
Chambre de
combustion
Compresseur Turbine
a) Turbine à gaz à cycle simple et à un seul arbre
t
ou récupérateur
Compresseu r
b) Turbine à gaz à un seul arbre, avec récupération '
Chambre de
combustion
c) Turbine à gaz à cycle simple à deux lignes d'arbre, avec turbine de puissance &parée
(Une autre disposition à 2 rotors concentriques est montrée en pointillés)
FIGURE 1 - Schémas de réalisation de turbines à gaz
3
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IS0 3977-1978 (F)
Chambre de
corn busti on
Turbine
haute-pression
Réfrigérant
combustion
de réchauffage
m
I I
basse-pression
d) Turbine à gaz à plusieurs lignes d'arbre, avec cycle à refroidissement intermediaire et réchauffage (type à
2 corps), dont la turbine de puissance est couplée à l'arbre basse pression
Air prélevé Gaz chaud prélevé
y--- \
\
/ \
//
Machine
I
-___ 4 réceptrice
J
\ /
\
/
/
'.-
e) Turbine à gar à un seul arbre, à soutirage
, FIGURE 1 (suite)
4
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IS0 3977-1978 (F)
Fluide de refroidissement
Source de
chaleur
Machine
réceptrice
f) Turbine à gaz à un seul arbre à cycle fermé
FIGURE 1 (finin)
Les deux valeurs du pouvoir calorifique peuvent être déter-
4.25 organe de dosage du combustible : Soupape ou tout
minées soit à volume constant soit à pression constante,
autre dispositif assurant le dosage final du combustible
la différence entre les deux étant relativement faible.
entrant dans la turbine à gaz.
Le pouvoir calorifique supérieur à volume constant est
NOTE - II est possible d’utiliser d’autres dispositifs de régulation du
débit de combustible.
déterminé à l’aide d’une bombe calorimétrique. Le pouvoir
calorifique inférieur à pression constante intervient dans
le processus de combustion dans un écoulement permanent
4.26 vanne d’arrêt du combustible : Dispositif qui, lors-
qu’il est actionné, coupe l‘alimentation en combustible vers (voir IS0 2314).
le système de combustion.
4.31 consommation spécifique de chaleur : Consomma-
tion de chaleur (exprimée en kilowatts) de la turbine à gaz
4.27 plage morte : Plage à l‘intérieur de laquelle un para-
par unité de puissance nette (en kilowatts), rapportée
mètre (puissance, température, etc.) peut varier sans qu’il
0
y ait une action corrective sensible de la vanne de dosage au pouvoir calorifique inférieur du combustible, compte
tenu de la chaleur sensible au-dessus de 15 OC (voir aussi
du Combustible. La plage morte de la vitesse est exprimée
IS0 2314, paragraphe 8.2.3). Cela s‘applique également au
en pourcentage de la vitesse nominale.
combustible d’essai du chapitre 6. Elle peut égalernent
s‘exprimer comme l’inverse du rendement thermique
4.28 statisme : Variation de la vitesse en régime établi,
(voir 4.33).
enregistrée lorsque la puissance passe de zéro à sa valeur
nominale, exprimée en pourcentage de la vitesse nominale.
4.32 consommation spécifique de combustible : Masse de
combustible consommé par unité de puissance, exprimée en
4.29 détecteur de surchauffe : Élément directement sensi-
grammes par kilowatt heure, rapportée au pouvoir calori-
ble à la température qui déclenche au moyen d’amplifica-
fique inférieur (voir 7.1.2).
teurs ou de transformateurs appropriés le système de pro-
tection contre une surchauffe lorsque la température atteint
4.33 rendement thermique : Rapport de la puissance nette
la valeur pour laquelle le dispositif a été réglé.
à la consommation de chaleur rapportée au pouvoir calo-
rifique inférieur du combustible [voir IS0 2314, para-
4.30 pouvoir calorifique du combustible : Le pouvoir calo-
graphes 8.2.2 et 8.3.3 e)].
rifique supérieur est la chaleur totale dégagée par unité de
masse de combustible brûlé, exprimé en kilojoules par kilo-
4.34 température à l‘entrée de la turbine : Température
gramme. Le pouvoir calorifique inférieur est égal au pouvoir
moyenne du fluide moteur immédiatement en amont des
calorifique supérieur diminué de la chaleur latente absorbée
ailettes du stator du premier étage (déterminée comme
pour vaporiser l‘eau formée pendant la combustion. II
indiqué dans I’ISO 2314, paragraphe 8.6).
s’exprime en kilojoules par kilogramme.
5
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IS0 3977-1978 (F)
vitesse minimale d'autonomie : Vitesse minimale de 5.1.2 Sauf lorsqu'il y n réfrigération intermédiaire ou
4.35
fonctionnement de la turbine à gaz pouvant être atteinte, réfrigération par évaporation d'eau, l'effet de l'humidité est
sans intervention du système de démarrage, dans les condi- en général considéré comme négligeable.
tions ambiantes les plus défavorables.
5.2 Conditions des gaz à l'échappement
4.36 vitesse de ralenti : Vitesse déclarée par le fabricant
Pour l'échappement, à la bride de sortie de la turbine (ou
correspondant à un fonctionnement stable de la turbine,
éventuellement, à celle du récupérateur) :
à partir de laquelle la mise en marche ou l'arrêt peut avoir
lieu.
- une pression statique de 101,3 kPa.
4.37 vitesse continue maximale : Limite supérieure de la
Conditions de l'eau de refroidissement (le cas échéant)
5.3
vitesse de l'arbre moteur de la turbine à gaz, en régime
Si le fluide moteur est refroidi à l'eau, la température de
continu.
l'eau à l'entrée doit être de 15 OC.
4.38 vitesse nominale : Vitesse de l'arbre moteur de la
5.4 Réchauffeur ou réfrigérant du fluide moteur
turbine à gaz à laquelle la puissance nominale est obtenue.
Si le cycle comprend un réchauffeur ou un réfrigérant à
4.39 vitesse de déclenchement de la turbine : Vitesse à
air (ambiant) les conditions normales de référence doivent
laquelle le dispositif indépendant de survitesse se déclenche
être 15 OC et 1 01.3 kPa.
pour couper l'alimentation en combustible de la turbine
à gaz.
6 COMBUSTIBLES D'ESSAI
4.40 injection d'eau etlou de vapeur : De la vapeur d'eau
Si le combustible à utiliser lors des essais de la turbine à
et/ou de l'eau sont injecdes dans le fluide moteur afin
gaz n'est pas celui qui était convenu après accord entre le
d'augmenter la puissance et/ou de réduire la teneur en
le fonctionnement en service
client et le fabricant pout
oxydes d'azote (NO,) des gaz d'échappement.
(voir 11.71, un combustible d'essai ayant des caractéristi-
ques acceptées par les deux parties sera utilisé.
4.41 puissance
massique (pour applications non fixes) :
7 PUISSANCES DE DÉFINITION
Rapport de la masse sèche totale de la turbine à gaz telle
que définie en 4.1, à sa puissance nette définie en 7.3,
exprimé en kilogrammes par kilowatt.
7.1 Généralités
7.1.1 La puissance fournie par une turbine à gaz, pour une
4.42 pompage du compresseur : Régime instable caracté-
la turbine, est généralement
température donnée devant
risé par des variations de basse fréquence du débit du fluide
proportionnelle à la pression ambiante absolue et dépend
moteur dans le compresseur et ses tubulures de raccorde-
largement de la température de l'air à l'entrée (générale-
ment. Le pompage est un mode de fonctionnement
ment la température extérieure, indiquée par un thermo-
dangereux pour la machine, il doit être évité dans tous les
mètre à réservoir sec). De la même façon, la puissance pour
cas de fonctionnement prévus.
à l'entrée dépend de la
une température donnée de l'air
température devant la turbine. Pour définir une puissance
nominale, il est nécessaire d'adopter des conditions de
référence pour la températiire et la pression ambiantes mais
5 CONDITIONS NORMALES DE RÉFÉRENCE
la puissance de définition des turbines à gaz variera néan-
moins considérablement du fait des différents modes de
Les conditions normales de référence sur lesquelles sont
fonctionnement qui sont exigés d'elles ainsi que des diffé-
basés la puissance ISO, le rendement, la consommation de
rents critères utilisés pour l'étude des éléments fondamen-
chaleur ou la consommation spécifique de combustible
taux. Les puissances nominales IS0 ne tiennent pas compte
sont les suivantes :
de la baisse de pression à l'admission et à l'échappement,
mais les puissances in situ en tiennent compte.
5.1 Conditions de l'air à l'admission
7.1.2 Les caractéristiques de fonctionnement de référence
5.1.1 Au droit de la bride d'entrée du compresseur (ou
des turbines à gaz doivent être définies pour les valeurs
éventuellement, en amont de la tuyère d'aspiration de
suivantes du pouvoir calorifique inférieur du combustible
celui-ci), comme l'indique la Norme IS0 2314 au para-
utilisé :
graphe 6.6.2 :
a) turbines utilisant un combustible liquide :
- une pression totale de 101,3 kPal );
42 O00 kJ/kg;
- une température totale de 15 OC;
b) turbines utilisant un combustible gazeux (100 % de
- une humidité relative de 60 %.
méthane) : 50 O00 kJ/kg.
1) 100 kPa = 1 bar = 750,l mmHg
6
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IS0 3977-1978 (F
Le pouvoir calryifique à pression constante d‘un combus- b) Puissance nominale ((charge IS0 de base)) (8 760 h
tible liquide, gazeux ou solide, s’entend à une pression de et 25 démarrages par an en moyenne) : Classe D :
101,3 kPa et à une température de 15 OC. gamme IV.
NOTE - Pour les groupes turbo-alternateurs, ces deux modes de
fonctionnement sont souvent appelés «charge IS0 de pointe)) et
7.2 Modes de fonctionnement
((charge IS0 de base» respectivement.
Sauf dans des circonstances particulières. qui doivent faire
Dans chaque cas, le fabricant doit indiquer la nature, la
l’objet d‘un accord particulier entre le client et le fabricant,
fréquence et l‘importance des révisions et/ou des entretiens
la puissance nominale d’une turbine à gaz doit être spécifiée
nécessaires.
en combinant une des classes de 7.2.1 avec une des gammes
du nombre moyen de démarrages par an, indiquées en 7.2.2
7.4 Puissance in situ
(par exemple : B II implique un fonctionnement de 2 O00 h
par an à raison de 500 démarrages au plus par an).
La puissance in situ doit être spécifiée par le fabricant
comme suit :
Le fabricant doit préciser le type, la fréquence et I‘impor-
tance des révisions et/ou des entretiens exigés en rapport
a) Production d’énergie électrique : Énergie électrique
avec le mode de fonctionnement défini [voir 12.1 Cl].
nette aux bornes du générateur, compte tenu de la puis-
sance absorbée par les auxiliaires comme indiqué dans
NOTE - II y a lieu de signaler que pour certaines applications,
les turbines à gaz fonctionneront avec une combinaison des classes I‘ISO 2314, paragraphe 8.1.2.
a
Dans de tels cas, le client devrait indiquer le
indiquées en 7.2.1.
nombre prévu d’heures annuelles de fonctionnement à la puissance
b) Entraînement mécanique : Puissance nette sur
nominale dans chaque classe. Le fonctionnement en dehors de ces
l’arbre, corrigée pour tenir compte de la puissance
puissances nominaleslmodes de fonctionnement pourrait essentiel-
absorbée par les auxiliaires indépendants (voir
lement affecter les intervalles de révision et l’entretien exigés.
IS0 2314, paragraphe 8.1.1).
Dans les deux cas, la puissance in situ doit tenir compte des
7.2.1 Classes
conditions spécifiées du site (exemple : pression et tempé-
rature ambiantes, pertes de charge, etc.) ainsi que du type
Classe A : fonctionnement jusques et y compris 500 h
d‘exploitation.
par an (crête de réserve);
Classe B : fonctionnement jusques et y compris 2 O00 h Si le générateur de gaz est fourni séparément, sa puissance
par an (charge de pointe); in situ lorsqu’il fonctionne dans les conditions d’installation
et d’utilisation spécifiées (voir IS0 2314, paragraphe 6.3.5).
Classe C : fonctionnement jusques et y compris 6 O00 h
est définie comme celle résultant d’une détente isentro-
par an (demi-charge de base ou moyenne);
pique des gaz depuis les conditions de sortie du générateur
(pression et température totales) jusqu’à la pression atmo-
Classe D : fonctionnement jusques et y compris 8 760 h
sphérique.
par an (charge de base).
7.2.2 Gammes
Gamme I : plus de 500 démarrages par an en moyenne;
e
8 DISPOSITIFS DE COMMANDE ET DE PROTECTION
Gamme I I : jusqu’à 500 démarrages par an en moyenne;
8.1 Démarrage
Gamme I I I : jusqu‘à 1 O0 démarrages par an en moyenne;
Le système de commande du démarrage incluant les opéra-
Gamme IV : jusqu’à 25 démarrages par an en moyenne;
tions préliminaires (tel le virage) peut être manuel, semi-
automatique ou entièrement automatique comme défini
Gamme V : fonctionnement en continu sans arrêt prévu,
ci-après :
pour révision et/ou entretien, pour une période déter-
minée.
8.1.1 Le démarrage manuel nécessite un opérateur pour
mettre en route les équipements auxiliaires, amorcer, main-
tenir et poursuivre la séquence de démarrage (lancement,
7.3 Puissances nominales IS0
ventilation et allumage) puis accélérer jusqu’au point de
Le fabricant doit spécifier la puissance nominale IS0 (de
réglage minimal ou jusqu’au régime permettant la synchro-
référence), comme étant la puissance nette sur l’arbre,
nisation dans le cas d’un groupe électrogène.
corrigée de la puissance absorbée par les auxiliaires non
directement entraînés par la turbine (voir IS0 2314, para-
8.1.2 Le démarrage semi-automatique peut exiger un
graphe 8.1), dans les conditions normales de référence du
démarrage manuel des équipements auxiliaires et permet à
chapitre 5 et pour les modesde fonctionnement suivants :
l‘opérateur de mettre en route la turbine par une action
simple pour effectuer toute la séquence de démarrage jus-
a) Puissance nominale ((charge IS0 de pointe)) (2 O00 h
qu’au point de réglage minimal ou jusqu’au régime permet-
et 500 démarrages par an en moyenne) : Classe B :
tant la synchronisation dans le cas d’un groupe électrogène.
gamme II
7
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IS0 3977-1978 (F)
8.1.3 Les systèmes de démarrage automatique n‘exigent 8.3.3 Arrêt d’urgence
qu’une seule action (manuelle ou autre) pour faire démar-
a) L’arrêt d’urgence doit pouvoir s’obtenir manuelle-
rer tous les équipements auxiliaires appropriés et amorcer
ment, mais doit aussi intervenir automatiquement, dé-
la séquence complète de démarrage jusqu’au point de
clenché par le dispositif de protection de l’installation.
réglage minimal ou jusqu’au régime permettant la synchro-
Le dispositif d‘arrêt d‘urgence doit agir directement
nisation dans le cas d‘un groupe électrogène.
sur la vanne d‘arrêt pour couper l’alimentation en
combustible de la turbine.
8.2 Mise en charge
b) Sauf indication contraire, un système automatique
doit être prévu, au moment de l‘arrêt, pour isoler la(les)
Le système de commande de la mise en charge du groupe
machine(s1 entraînéeb) des systèmes qu‘ils alimentaient,
peut être manuel, semi-automatique ou entièrement auto-
cela afin d‘empêcher leur fonctionnement en moteur ou
matique jusqu’à une puissance donnée. La mise en charge
en reflux.
automatique peut suivre immédiatement la séquence de
démarrage sans action supplémentaire de l’opérateur. Quel
c) II peut aussi s’avérer nécessaire de faire fonctionner
que soit le mode de mise en charge, de brefs arrêts peuvent
les dispositifs de décharge pour libérer l’énergie
intervenir à des points de charge donnés pour permettre la
accumulée.
stabilisation thermique.
d) Des séquences normales de virage et d‘arrêt inter-
La synchronisation éventuelle du générateur avec un
viennent alors, suivant les nécessités, mais au cas où un
la mise en charge peut également
système particulier avant
système de redémarrage automatique est prévu, il faut
se faire par des moyens manuels ou automatiques.
empêcher son déclenchement sans intervention manuelle
préalable.
8.3 Arrêt
8.4 Ventilation
L’arrêt peut être manuel, semi-automatique ou automati-
8.4.1 Lorsque des combustibles gazeux sont utilisés, le
que. Dans tous les cas, toutefois, la séquence principale des
système de commande du démarrage (qu’il soit manuel ou
opérations est essentiellement la suivante :
automatique) doit permettre une période de ventilation
suffisamment longue pour qu’au moins trois fois le volume
total du système d’échappement (y compris la cheminée de
la turbine à gaz) soit déplacé avant l’allumage de I’installa-
8.3.1 Groupes turbo-alternateurs
tion. Dans le cas où d’autres précautions sont prises, cela
a) Diminution contrôlée de la charge jusqu‘à la puissan-
peut être utile.
ce nulle à la vitesse de synchronisme.
8.4.2 Si les combustibles liquides utilisés sont très volatils,
b) Ouverture du disjoncteur.
des précautions spéciales doivent être prises.
c) Réduction de la vitesse jusqu’au ralenti et, le cas
échéant, période de refroidissement.
8.5 Dosage du combustible
d) Coupure de l’alimentation en combustible et arrêt
L’alimentation en combustible doit être commandée par
des auxiliaires non nécessaires au vireur.
une séquence d‘ouverture dont la fonction peut être outre-
passée par le détecteur de surchauffe ou par d‘autres dispo-
e) Période de virage, si nécessaire.
sitifs de protection.
f) Arrêt des derniers auxiliaires, par exemple pompes
à huile de lubrification.
8.6 Vitesse constante
g) Retour aux conditions de démarrage.
Les turbines à gaz qui doivent être régulées à une vitesse
constante (en particulier les turbines qui entraînent des
alternateurs où, dans quelques cas, un régulateur isochrone
8.3.2 En traînement mécanique
est nécessaire) doivent être munies d‘un système de régula-
tion contrôlant la vitesse de l’arbre moteur. La vitesse à vide
a) Diminution contrôlée de la charge jusqu‘aux condi-
doit être réglable, pendant le fonctionnement, dans la
tions de charge minimale.
gamme comprise entre 95 et 105 % de la vitesse nominale,
b; Période de refroidissement, si nécessaire. à moins d’une stipulation différente agréée par le client et le
fabricant.
c) Coupure de l‘alimentation en combustible suivie de
l‘arrêt des auxiliaires non nécessaires au vireur. Le variateur de vitesse,
...
Questions, Comments and Discussion
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