Petroleum products — Fuels (class F) — Specifications of gas turbine fuels for industrial and marine applications

ISO 4261:2013 specifies the requirements for petroleum fuels for gas turbines (see ISO 3977) used in public utility, industrial, and marine applications. It does not cover requirements for gas turbine fuels for aviation use. ISO 4261:2013 is intended for the guidance of users such as turbine manufacturers, suppliers, and purchasers of gas turbine fuels.

Produits pétroliers — Combustibles (classe F) — Spécifications des combustibles pour turbines à gaz en service dans l'industrie et la marine

L'ISO 4261:2013 établit les spécifications d'une gamme de combustibles, d'origine pétrolière, pour turbines à gaz en usage dans le service public, l'industrie ou la marine. Elle ne concerne pas les spécifications des combustibles pour turbines à gaz en service dans l'aviation. Son but est de fournir des indications aux services utilisateurs tels que constructeurs de turbines, vendeurs ou acheteurs de combustibles pour turbines à gaz.

General Information

Status
Published
Publication Date
20-Aug-2013
Current Stage
9093 - International Standard confirmed
Start Date
12-Feb-2019
Completion Date
12-Feb-2019
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ISO 4261:2013 - Petroleum products -- Fuels (class F) -- Specifications of gas turbine fuels for industrial and marine applications
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ISO 4261:2013 - Produits pétroliers -- Combustibles (classe F) -- Spécifications des combustibles pour turbines a gaz en service dans l'industrie et la marine
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INTERNATIONAL ISO
STANDARD 4261
Second edition
2013-09-01
Petroleum products — Fuels (class
F) — Specifications of gas turbine fuels
for industrial and marine applications
Produits pétroliers — Combustibles (classe F) — Spécifications des
combustibles pour turbines à gaz en service dans l’industrie et la marine
Reference number
ISO 4261:2013(E)
ISO 2013
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ISO 4261:2013(E)
COPYRIGHT PROTECTED DOCUMENT
© ISO 2013

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or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on the internet or an intranet, without prior

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Published in Switzerland
ii © ISO 2013 – All rights reserved
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ISO 4261:2013(E)
Contents  Page

Foreword ........................................................................................................................................................................................................................................iv

1 Scope ................................................................................................................................................................................................................................. 1

2  Normative references ...................................................................................................................................................................................... 1

3  General requirements ..................................................................................................................................................................................... 2

4  Detailed requirements ................................................................................................................................................................................... 2

5  Sampling ........................................................................................................................................................................................................................ 2

6  Precision and interpretation of test results ............................................................................................................................. 2

Annex A (normative) Method of calculation of specific energy ................................................................................................ 5

Annex B (informative) Trace metal limits of fuel entering turbine combustion chambers ........................7

Annex C (informative) Significance of specifications for gas turbine fuels ...............................................................10

Bibliography .............................................................................................................................................................................................................................17

© ISO 2013 – All rights reserved iii
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ISO 4261:2013(E)
Foreword

ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards

bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out

through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical

committee has been established has the right to be represented on that committee. International

organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.

ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of

electrotechnical standardization.

The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are

described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular the different approval criteria needed for the

different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the

editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2. www.iso.org/directives

Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of

patent rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights. Details of any

patent rights identified during the development of the document will be in the Introduction and/or on

the ISO list of patent declarations received. www.iso.org/patents

Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not

constitute an endorsement.

The committee responsible for this document is ISO/TC 28, Petroleum products and lubricants,

Subcommittee SC 4, Classifications and specifications, WG 5, Gas turbine fuels.

This second edition cancels and replaces the first edition (ISO 4261:1993), of which it constitutes a minor

revision with the following changes:
— Reference to ISO 4260 has been removed;
— Reference to ISO 4262 has been removed;
— Reference is made to ISO 10370.

Annex A forms an integral part of this International Standard. Annex B and C are for information only.

iv © ISO 2013 – All rights reserved
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INTERNATIONAL STANDARD ISO 4261:2013(E)
Petroleum products — Fuels (class F) — Specifications of
gas turbine fuels for industrial and marine applications

WARNING — The use of this International Standard may involve hazardous materials,

operations, and equipment. This International Standard does not purport to address all of the

safety problems associated with its use. It is the responsibility of the user of this International

Standard to establish appropriate safety and health practices and determine the applicability of

regulatory limitations prior to use.
1 Scope

This International Standard specifies the requirements for petroleum fuels for gas turbines (see

ISO 3977) used in public utility, industrial, and marine applications. It does not cover requirements for

gas turbine fuels for aviation use. This International Standard is intended for the guidance of users such

as turbine manufacturers, suppliers, and purchasers of gas turbine fuels.

This International Standard sets out the properties of fuels at the time and place of transfer of custody

to the user. Further information and recommendations for the quality of the fuel entering the turbine

combustion chambers are provided in Annex B.

The terminology used and the test methods referred to in these specifications are presented in Annex C.

NOTE 1 Additional information on fuels for gas turbines is given in ISO 3977.

NOTE 2 The requirements for petroleum fuels for diesel engines and steam turbines for marine use are

given in ISO 8217.

The fuel categories in this International Standard have been classified in accordance with ISO 8216-2:1986.

2  Normative references

The following documents, in whole or in part, are normatively referenced in this document and are

indispensable for its application. For dated references, only the edition cited applies. For undated

references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.

ISO 2160, Petroleum products — Corrosiveness to copper — Copper strip test
ISO 2719, Determination of flash point — Pensky-Martens closed cup method

ISO 3104, Petroleum products — Transparent and opaque liquids — Determination of kinematic viscosity

and calculation of dynamic viscosity
ISO 3170, Petroleum liquids — Manual sampling
ISO 3171, Petroleum liquids — Automatic pipeline sampling

ISO 3405, Petroleum products — Determination of distillation characteristics at atmospheric pressure

ISO 3675, Crude petroleum and liquid petroleum products — Laboratory determination of density —

Hydrometer method

ISO 3733, Petroleum products and bituminous materials — Determination of water — Distillation method

ISO 3735, Crude petroleum and fuel oils — Determination of sediment — Extraction method

ISO 4259, Petroleum products — Determination and application of precision data in relation to methods of test

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ISO 4261:2013(E)
ISO 6245, Petroleum products — Determination of ash
ISO 8217, Petroleum products — Fuels (class F) — Specifications of marine fuels

ISO 8754, Petroleum products — Determination of sulfur content — Energy-dispersive X-ray fluorescence

spectrometry
ISO 10370, Petroleum products — Determination of carbon residue — Micro method
3  General requirements

3.1  The fuel shall be a homogeneous mixture of hydrocarbons, free from inorganic acids and

adventitious foreign matter.

NOTE Guidelines for limits for trace metals for fuels entering the turbine combustion chambers are contained

in Annex A.

3.2  Fuels of all categories shall remain homogeneous during storage and handling in the countries

or locality where the fuel is to be used, taking into account local storage conditions, handling, and

duration of storage.
4  Detailed requirements

NOTE The properties listed in this specification are those which permit acceptable performance of the

turbine. However, certain metals, even in trace quantities, are detrimental to gas turbine service life. Information

on the significance and concentration of critical metallic elements in the fuel as it enters the turbine combustion

chambers is provided in Annex B.

4.1  The various categories of gas turbine fuels shall conform to the limiting requirements shown in

Table 1 when the fuel is tested by the methods specified.

4.2  Incorporation of additives by the fuel supplier for legal purposes or to improve certain aspects

of performance is permitted, provided that the amount and type incorporated do not cause the additive-

treated fuel properties to fall outside the general requirements and specification limits laid down in Table 1.

NOTE Additives may also be introduced subsequent to delivery, as noted in Annex C.

4.3  A limit for low-temperature operability is a requirement of this International Standard, but limits

cannot be included in Table 1 because of the need to conform to local or national requirements. When this

specification is called up, such limits, together with the test methods required, shall be stated.

Information on internationally available test methods for low-temperature operability is given in

Annex C (C.2.5).
5  Sampling

Sampling for the requirements in Table 1 shall be carried out by the methods described in ISO 3170,

ISO 3171, or equivalent International Standards.

NOTE If sampling for trace metals is agreed upon by the interested parties, the recommendations in Annex B

should be followed.
6  Precision and interpretation of test results

The majority of test methods specified in Table 1 contain a statement of the precision (repeatability and

reproducibility) to be expected from it. Attention is drawn to ISO 4259, which covers the use of precision

data in the interpretation of test results; this procedure shall be used in cases of dispute.

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ISO 4261:2013(E)

Table 1 — Detailed requirements for gas turbine fuels at time and place of custody transfer to user

ISO-F Category
Property Test
DST.0 DST.1/ DST.2/ DST.3/ RST.3/ RST.4/
method
DMT.1 DMT.2 DMT.3 RMT.3 RMT.4
Low Medium Petro- Low ash Low ash Petroleum
flash flash leum petroleum residual fuel
point point distil- distillate fuel or a containing
petro- petroleum late distillate heavy
leum distillate (gas-oil fuel components
distillate (jet fuel type) containing from
(naphtha [kerosine] heavy petroleum
type) type) compo- processing
nents
from
petroleum
processing
Flash point, °C, min. ISO 2719 inland: 38 inland: inland: 56 60 60
marine: 56 marine: 60
43 marine:
d d

Kinematic viscosity at ISO 3104 1,3 min. 1,3 to 2,4 1,3 to 5,5 1,3 to 11,0 1,3 to 20,0 55

40 °C to 100 °C, in (see C.2.2)
mm /s, max.
Density at 15 °C in kg/ ISO 3675 Value Value to be 880 900 920 996
2 e
m , max. to be reported (see B.5) (see B.5) (see B.5)
reported
Distillation 90 % ISO 3405 288 288 365 — — —
(V/V)
recovered at °C, max.

Low-temperature See 4.3 Value to Value to be Value to Value to be Value to be Value to be

operability, °C be reported be reported reported reported
reported reported
Carbon residue % ISO 10370 0,15 (on 0,15 (on 0,15 (on 0,25 1,50 Value to be
(m/m), max. 10 % 10 % 10 % reported
residue) residue) residue)
Ash content % (m/m), ISO 6245 0,01 0,01 0,01 0,01 0,03 0,15
max.
Water % (V/V), max. ISO 3733 0,05 0,05 0,05 0,30 0,50 1,0

a Crude oils, because of their varied properties, do not necessarily fit any category designation. If crude oil is considered

as a turbine fuel for industrial applications, the manner of its use should be agreed between the turbine manufacturer and

user.

b Other methods may be required by law for the determination of minimum flash point.

c In marine applications, this category is for use in engines for emergency purposes and shall conform to the requirements

of ISO 8217.

d Fuel with a viscosity below the minimum value of 1,3 mm /s at 40 °C may be substituted by agreement with the turbine

manufacturer.

e Density measured at 15 °C, in kilogram per litre or in units of similar magnitude, shall be multiplied by 1 000 before

comparison with these values.

f An assessment of the significance of carbon residue for RST.4/RMT.4 is given in C.2.6.

g Gas turbines with waste heat recovery equipment may require additional sulfur control to prevent cold end corrosion

(see C.2.9).
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ISO 4261:2013(E)
Table 1 (continued)
ISO-F Category
Property Test
DST.0 DST.1/ DST.2/ DST.3/ RST.3/ RST.4/
method
DMT.1 DMT.2 DMT.3 RMT.3 RMT.4
Low Medium Petro- Low ash Low ash Petroleum
flash flash leum petroleum residual fuel
point point distil- distillate fuel or a containing
petro- petroleum late distillate heavy
leum distillate (gas-oil fuel components
distillate (jet fuel type) containing from
(naphtha [kerosine] heavy petroleum
type) type) compo- processing
nents
from
petroleum
processing
Sediment % (m/m), ISO 3735 0,01 0,01 0,01 0,05 0,05 0,25
max.
Sulfur % (m/m), max. ISO 8754 0,5 0,5 1,3 2,0 2,0 4,5
Copper corrosion clas- ISO 2160 1 1 1 — — —
sification, max.
Calculated net specific See Value to 42,8 41,6 40,0 40,0 39,4
energy in MJ/kg, min. Annex A be
(lower calorific value) reported

a Crude oils, because of their varied properties, do not necessarily fit any category designation. If crude oil is considered

as a turbine fuel for industrial applications, the manner of its use should be agreed between the turbine manufacturer and

user.

b Other methods may be required by law for the determination of minimum flash point.

c In marine applications, this category is for use in engines for emergency purposes and shall conform to the requirements

of ISO 8217.

d Fuel with a viscosity below the minimum value of 1,3 mm /s at 40 °C may be substituted by agreement with the turbine

manufacturer.

e Density measured at 15 °C, in kilogram per litre or in units of similar magnitude, shall be multiplied by 1 000 before

comparison with these values.

f An assessment of the significance of carbon residue for RST.4/RMT.4 is given in C.2.6.

g Gas turbines with waste heat recovery equipment may require additional sulfur control to prevent cold end corrosion

(see C.2.9).
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ISO 4261:2013(E)
Annex A
(normative)
Method of calculation of specific energy

A.1  Specific energy (lower calorific value) is controlled indirectly by the specification

of other properties. Specific energy shall be calculated with a degree of accuracy accept-

able for normal purposes from the density of the fuel, applying corrections as follows

for any sulfur, water, and incombustible (ash) content that may be present (see C.2.11):

Specific energy (net), MJ/kg
2 -6 -3

= (46 704 - 8 802 ρ × 10 + 3 167 ρ x 10 ) [1 - 0,01 (x + y + s)] + 0,01 (9 420 s - 2 449 x)

where
ρ is the fuel density at 15 °C, in kilogram per cubic metre (see Table 1);
x is the water content, expressed as a percentage by mass;
y is the ash content, expressed as a percentage by mass;
s is the sulfur content, expressed as a percentage by mass.
NOTE Figure A.1 may be used for a rapid estimation of the specific energy.
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42,5
40,5
41,5
39,5
ISO 4261:2013(E)
1 060
1 040
1 020
1 000
980
960
940
920
900
880
860
840
820
0 23 4 5
Key
X sulfur content, expressed as a percentage by mass
Y density at 15 °C, expressed in kilogram per cubic metre
Specific energy.
Figure A.1 — Specific energy expressed in megajoules per kilogram
6 © ISO 2013 – All rights reserved
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ISO 4261:2013(E)
Annex B
(informative)
Trace metal limits of fuel entering turbine combustion chambers
B.1 Introduction

The turbine user should confirm that arrangements are made to ensure that the fuel entering the

combustion chambers meets the manufacturer’s requirements. This might include transportation

arrangements with the fuel supplier, particular care in fuel storage, quality control at the point of use,

and fuel purification procedures. Distillate fuels are usually of satisfactory purity as refined fuels, but

suppliers rarely have control over possible trace contamination by metals during distribution and

storage. The limits in the present Annex, although recommended for the fuel entering combustion

chambers, do not apply to the fuel as delivered unless mutually agreed upon by the interested parties.

Fuels may, therefore, require further treatment, quality control procedures, special handling, or other

arrangements. The significance of trace metals in respect to hot corrosion of turbine components is

discussed in C.4. In the absence of specific guidance from the turbine manufacturer, the present Annex

gives guideline limits for trace metals in the fuel entering the combustion chambers. These limits are

shown in Table B.1.
B.2 Analytical methods

Appropriate reference methods for the determination of trace metals are under development. Other

methods may be agreed between the user, fuel supplier, and turbine manufacturer for quality control

purposes. Adapted methods for the determination of concentrations of sodium, potassium, calcium,

and lead are under development. For vanadium, the recommended method is ISO 8691; for sodium,

[7]

potassium, lead, and calcium, a suitable method is ASTM D 3605 or equivalent methods pending the

publication of relevant International Standards.
B.3 Exceptions to Table B.1

There is a relationship between operating conditions, materials, material life, and the corrosive trace

metal content of the fuel. However, although maintenance may be reduced and the life of turbine parts

prolonged by exceptionally low levels of metals in fuels, the availability of such fuels may be restricted.

The user may choose to adopt levels different from those of Table B.1 if, after discussion with the turbine

manufacturer and the fuel supplier, he determines that his overall operation can thereby be optimized.

B.4 Alternative to trace metals determination

In order to minimize high-temperature corrosion, it is important that the melting point of the ash be well

above the maximum temperature of materials in the gas passage. Therefore, by agreement between the

manufacturer of the turbine and the user, either the melting point or the sticking point can be determined

and may be used as an alternative to the limits given in Table B.1. This point is discussed further in C.4.

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ISO 4261:2013(E)
B.5 Fuel purification procedures

The turbine user and manufacturer should agree on the most appropriate method for the removal of

solid contaminants and water-soluble compounds so as to ensure the required final quality of the oil

at the entrance to the turbine combustion chambers. Fuels of categories 3 and 4 near the density limit

specified in Table B.1 may require special consideration or the limits be modified to relate to existing

fuel purification systems available.
Dimensions in milligrams per kilogram

Table B.1 — Guideline maximum limits for trace metals in fuel entering turbine combustion

chambers
Category Vanadium Sodium plus Calcium Lead
(V) potassium (Ca) (Pb)
(Na + K)
DST.0
0,5 0,5 0,5 0,5
DST.1/DMT.1
DST.2/DMT.2
DST.3/DMT.3
RST.3/RMT.3 Consult turbine manufacturer
RST.4/RMT.4
B.6 Sampling for trace metal determinations
B.6.1  General

For the purposes of control of trace metals, fuel may be sampled at a point upstream from the point

of entry to the combustion chambers, provided that the sample is representative of fuel entering the

combustion chambers. Because of the extremely low levels of elements being analysed in distillate fuels,

great care has to be taken to ensure that the sample taken for analysis is representative.

B.6.2  Fuel sampling points

Sampling of the fuel at the critical points in the fuel system is recommended to assess the quality of the

delivered fuel, to monitor the performance of the fuel clean-up or treatment system, and to ensure that

the fuel at the gas turbine combustion chambers meets specifications. The sampling points will depend

upon the specific fuel system in question. These will include:
a) a sample taken on delivery during transfer into the fuel storage tank;

b) fuel storage tank samples, including both tank bottom samples and samples at various levels in the

tank. These should be taken at a frequency determined by the user based on the rate of accumulation

of water and other dispersed contaminants. Where the system consists of multiple tankage, it is

suggested that such samples be taken preparatory to drawing fuel from a given tank. Where the gas

turbine is used for standby or emergency service, the sample should be taken according to a closely

observed schedule;

c) input and output samples in installations which include fuel clean-up and/or treatment to monitor

the performance of the equipment;
d) input and output samples to monitor the effectiveness of fuel filters;
8 © ISO 2013 – All rights reserved
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ISO 4261:2013(E)

e) a sample taken as close as practicable to the gas turbine combustion chambers, which is essential

to ensure that the fuel meets specifications, especially for critical thresholds of trace metal

contaminants.
B.6.3  Sample containers

Samples destined specifically for analysis of trace metals should be taken in containers manufactured

from plastics materials which are hydrocarbon resistant and low in trace metal content. These materials

include polyethylene, polypropylene, and polytetrafluorethylene. Metal and glass containers with

unperforated liners of hydrocarbon-resistant plastic film materials are also suitable. Unlined metal and

glass containers, while suitable for sampling for some analyses, can both add and remove significant

amounts of trace metal contaminants.

The sample container should be filled only three-quarters full to allow shaking of the contents before

the sample aliquot is taken for analysis.
B.6.4  Inspection and analysis of samples

Inspection and analysis of fuel to determine fuel quality at various sampling locations and at different

times in the fuel storage tanks and the feed system are very important to ensure that only fuel of

acceptable quality will reach the turbine combustion chambers. Brief visual inspections may serve to

suggest the presence of some contaminants, but established methods of fuel analysis, including chemical

analysis for trace elements, are needed for more complete evaluation of fuel quality.

The effectiveness of a fuel separation system can best be judged by the use of specialized analytical

methods, as recommended by the suppliers of the equipment or the fuel. These might include measurement

of conductivity, dielectric properties, colour, content and quality of particulate matter, turbidity, spectral

properties, or filterability. From such data, useful deductions may be made to supplement more detailed

chemical analysis.
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ISO 4261:2013(E)
Annex C
(informative)
Significance of specifications for gas turbine fuels
C.1  Introduction

The properties selected for specification in Table 1 are those that are considered to be of most importance

in determining the characteristics of fuels used in various gas turbine applications, and are chosen to

ensure that adequate care has been taken in the handling of these fuels prior to the transfer of custody

to the user. In general, these specifications are the same as those required for fuels used in industrial

and marine engines and boilers, but gas turbine experience has shown that additional controls on the

chemical nature of the fuel ash are desirable to restrict the corrosion potential of certain slag-forming

substances which can be deposited on those turbine parts which may operate above 590 °C. This topic

is discussed in Annex B above, and further details are given in C.4.
C.2  Significance of properties specified in Table 1
C.2.1  Flash point

The flash point is a guide to the fire hazard associated with the storage and use of gas turbine fuels.

Specification of minimum flash point temperature is usually mandatory.
C.2.2  Viscosity

Viscosity is a measure of the resistance of the fuel to flow. For gas turbine fuels, it is extremely important,

as it is a measure of how well the fuel will flow or can be pumped and also of the ease of atomization at

the fuel nozzles.

A minimum viscosity is specified for categories 0, 1, 2, and 3, as some fuel pumps may not operate

satisfactorily if the viscosity is below this figure. A maximum viscosity is specified for these fuels to

prevent excessive pressure losses in the system, pumping problems, and poor atomization. For category

4, a maximum viscosity is specified because of possible limitations of the fuel preheating equipment.

However, fuels of a maximum viscosity higher than that specified for this category may be used, subject

to agreement between suppliers, turbine manufacturers, and turbine users. In this case, the limitation

will be the maximum heat load in the fuel preheater. This load should not exceed 1,5 W/cm in a dynamic

system or 1,2 W/cm in a static system, and the maximum preheater surface temperature should be

175 °C to avoid fouling problems.
C.2.3  Density

Knowledge of the fuel density is necessary to establish mass/volume relationships and to calculate

specific energy. Maximum densities are specified for categories 2, 3, and 4 to ensure that water can

be separated in any fuel treatment process, although for fuels for which these maximum densities are

approached, special considerations regarding water separation may be needed.
C.2.4  Distillation

Specifications on other fuel properties in the case of categories 0, 1, and 2 make it unnecessary to specify

distillation requirements, apart from the maximum 90 % recovery temperature which is included to

control high-boiling material that could affect combustion performance. Fiscal requirements for fuels

may require further controls on distillation limits to be specified in some countries.

10 © ISO 2013 – All rights reserved
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ISO 4261:2013(E)

No distillation requirements are considered necessary for categories 3 and 4, but turbines designed to

operate on these fuels may have to start up initially using a fuel of the more volatile categories.

C.2.5  Low-temperature operability

A number of test methods for assessing low-temperature operability of gas turbine fuels are available.

The method chosen will depend on the category of fuel and on local practice.
C.2.5.1  Category 0

No requirements need be specified as this category will flow freely under all conditions of storage and

use. Use at extreme temperatures however, of below −50 °C, may need a demonstration of suitability.

C.2.5.2  Category 1

Kerosine-type jet fuels should flow freely under all conditions of storage and use down to −30 °C. The

freezing point test (see ISO 3013) indicates the minimum flow temperature of fuels stored at lower

temperatures.
C.2.5.3  Category 2

There are several different methods for assessing low-temperature properties of gas-oil type fuels.

a) Cloud point (for determination, see ISO 3015), i.e. the temperature, expressed to the nearest 1 °C,

at which a cloud or haze of wax crystals appears at the bottom of the test jar when the oil is cooled

under specified conditions. It is the most restrictive method of low-temperature performance

assessment. Most gas-oil type fuels are still capable of flow at temperatures somewhat below their

cloud point, but at such temperatures, any fine filter in the fuel line may become obstructed and

restrict or prevent flow.

b) Pour point (for determination, see ISO 3016), i.e. the lowest temperature at which movement of the

oil is observed when the sample is cooled under prescribed conditions and examined at intervals of

3 °C for
...

NORME ISO
INTERNATIONALE 4261
Deuxième édition
2013-09-01
Produits pétroliers — Combustibles
(classe F) — Spécifications des
combustibles pour turbines à gaz en
service dans l’industrie et la marine
Petroleum products — Fuels (class F) — Specifications of gas turbine
fuels for industrial and marine applications
Numéro de référence
ISO 4261:2013(F)
ISO 2013
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ISO 4261:2013(F)
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ISO 4261:2013(F)
Sommaire Page

Avant-propos ..............................................................................................................................................................................................................................iv

1 Domaine d’application ................................................................................................................................................................................... 1

2 Références normatives ................................................................................................................................................................................... 1

3 Exigences générales .......................................................................................................................................................................................... 2

4 Exigences particulières.................................................................................................................................................................................. 2

5 Échantillonnage ..................................................................................................................................................................................................... 3

6 Fidélité et interprétation des résultats d’essai ..................................................................................................................... 3

Annexe A (normative) Méthode de calcul de l’énergie spécifique ........................................................................................ 6

Annexe B (informative) Limites des métaux à l’état de traces à l’entrée des chambres de

combustion de turbines ................................................................................................................................................................................ 8

Annexe C (informative) Signification des spécifications de combustibles pour turbines à gaz ...........11

Bibliographie ...........................................................................................................................................................................................................................19

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ISO 4261:2013(F)
Avant-propos

L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d’organismes

nationaux de normalisation (comités membres de l’ISO). L’élaboration des Normes internationales est

en général confiée aux comités techniques de l’ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude

a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,

gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’ISO participent également aux travaux.

L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne

la normalisation électrotechnique.

Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont

décrites dans les Directives ISO/CEI, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents

critères d’approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a été

rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/CEI, Partie 2, www.iso.

org/directives.

L’attention est appelée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l’objet de

droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable

de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant les

références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de l’élaboration

du document sont indiqués dans l’Introduction et/ou sur la liste ISO des déclarations de brevets reçues,

www.iso.org/patents.

Les éventuelles appellations commerciales utilisées dans le présent document sont données pour

information à l’intention des utilisateurs et ne constituent pas une approbation ou une recommandation.

Le comité chargé de l’élaboration du présent document est l’ISO/TC 28, Produits pétroliers et lubrifiants,

sous-comité SC 4, Classifications et spécifications, WG 5 Combustibles pour turbines à gaz.

Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (ISO 4261:1993), dont elle constitue une

révision mineure. Les modifications apportées sont les suivantes:
— la référence à l’ISO 4260 a été retirée;
— la référence à l’ISO 4262 a été retirée;
— une référence à l’ISO 10370 a été faite.

L’Annexe A fait partie intégrante de la présente Norme internationale. Les Annexes B et C sont données

uniquement à titre informatif.
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NORME INTERNATIONALE ISO 4261:2013(F)
Produits pétroliers — Combustibles (classe F) —
Spécifications des combustibles pour turbines à gaz en
service dans l’industrie et la marine

AVERTISSEMENT — La mise en œuvre de la présente Norme internationale fait appel à des produits,

opérations et équipements potentiellement dangereux. La présente Norme internationale

n’est pas censée aborder tous les problèmes de sécurité concernés par son usage. Il est de la

responsabilité de l’utilisateur de consulter les règlements d’hygiène et de sécurité pertinents, de

déterminer l’applicabilité des restrictions règlementaires puis d’établir des règles de sécurité et

d’hygiène appropriées avant utilisation.
1 Domaine d’application

La présente Norme internationale établit les spécifications d’une gamme de combustibles, d’origine

pétrolière, pour turbines à gaz (voir ISO 3977) en usage dans le service public, l’industrie ou la marine.

Elle ne concerne pas les spécifications des combustibles pour turbines à gaz en service dans l’aviation.

Son but est de fournir des indications aux services utilisateurs tels que constructeurs de turbines,

vendeurs ou acheteurs de combustibles pour turbines à gaz.

La présente Norme internationale concerne les propriétés des combustibles au moment et au lieu de

changement de propriété vers l’utilisateur. Des informations et exigences complémentaires relatives à

la combustion sont fournies dans l’Annexe B.

La terminologie et la signification des méthodes d’essai données dans ces spécifications sont exposées

dans l’Annexe C.

NOTE 1 D’autres informations sur les combustibles pour turbines à gaz sont données dans l’ISO 3977.

NOTE 2 Les spécifications sur les combustibles pétroliers pour les moteurs diesel et les turbines à vapeur

utilisés dans la marine sont données dans l’ISO 8217.

Les catégories de produits ont été classées dans la présente Norme internationale conformément à

l’ISO 8216-2:1986.
2 Références normatives

Les documents suivants, en totalité ou en partie, sont référencés de manière normative dans le présent

document et sont indispensables pour son application. Pour les références datées, seule l’édition citée

s’applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s’applique (y

compris les éventuels amendements).

ISO 2160, Produits pétroliers — Action corrosive sur le cuivre — Essai à la lame de cuivre

ISO 2719, Détermination du point d’éclair — Méthode Pensky-Martens en vase clos

ISO 3104, Produits pétroliers — Liquides opaques et transparents — Détermination de la viscosité

cinématique et calcul de la viscosité dynamique
ISO 3170, Produits pétroliers liquides — Échantillonnage manuel
ISO 3171, Produits pétroliers liquides — Échantillonnage automatique en oléoduc

ISO 3405, Produits pétroliers — Détermination des caractéristiques de distillation à pression atmosphérique

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ISO 4261:2013(F)

ISO 3675, Pétrole brut et produits pétroliers liquides — Détermination en laboratoire de la masse

volumique — Méthode à l’aréomètre

ISO 3733, Produits pétroliers et bitumineux — Dosage de l’eau — Méthode par distillation

ISO 3735, Pétrole brut et fuel-oils — Détermination de la teneur en sédiments — Méthode par extraction

ISO 4259, Produits pétroliers — Détermination et application des valeurs de fidélité relatives aux

méthodes d’essai

ISO 10370, Produits pétroliers — Détermination du résidu de carbone — Méthode micro

ISO 6245, Produits pétroliers — Détermination de la teneur en cendres

ISO 8217, Produits pétroliers — Combustibles (classe F) — Spécifications des combustibles pour la marine

ISO 8754, Produits pétroliers — Détermination de la teneur en soufre — Spectrométrie de fluorescence de

rayons X dispersive en énergie
3 Exigences générales

3.1 Les combustibles doivent être un mélange homogène d’hydrocarbures exempts d’acides

inorganiques et de matière étrangère.

NOTE Les indications sur les limites de traces de métaux dans les combustibles pour turbines à gaz sont

données dans l’Annexe A.

3.2 Toutes les catégories de combustibles resteront homogènes dans les conditions de stockage et de

manipulation recommandées dans les pays ou localités où le combustible est utilisé, compte tenu des

conditions locales de stockage, de manipulation et de durée de stockage.
4 Exigences particulières

NOTE Les propriétés figurant dans la présente Norme internationale sont celles qui permettent d’obtenir des

performances acceptables des turbines. Cependant, certains métaux, même à l’état de traces, sont préjudiciables

à la durée de vie de la turbine à gaz. Des informations sur les conséquences de la présence dans le combustible

de ces éléments métalliques critiques et sur leur concentration au moment de l’admission du combustible dans la

chambre de combustion sont fournies en Annexe B.

4.1 Les diverses catégories de combustibles pour turbines à gaz respecteront les limites de spécifications

indiquées dans le Tableau 1 lorsque les analyses sont conduites suivant les méthodes spécifiées.

4.2 Il est permis au fournisseur d’incorporer au combustible des additifs en vue de respecter la

réglementation légale ou d’améliorer certains aspects de performance dans la mesure où les quantités

incorporées n’entrainent pas le combustible additivé à sortir des limites d’exigences ou de spécifications

indiquées dans le Tableau 1.

NOTE Les additifs peuvent aussi être incorporés après la livraison comme exposé dans l’Annexe C.

4.3 La limite d’opérabilité à basse température est une exigence dans la présente Norme internationale

mais des limites ne peuvent pas être introduites dans le Tableau 1 car elles doivent se conformer aux

besoins locaux ou nationaux. Lorsqu’on fait appel à cette spécification, il faut noter ces limites ainsi que

les méthodes d’essai requises.

Des informations complémentaires sur les méthodes disponibles sont données en C.2.5.

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ISO 4261:2013(F)
5 Échantillonnage

L’échantillonnage pour le contrôle des spécifications données dans le Tableau 1 devra être effectué

suivant des méthodes décrites dans l’ISO 3170, l’ISO 3171 ou d’autres normes nationales équivalentes.

NOTE Si l’échantillonnage de traces de métaux est accepté par les parties intéressées, les recommandations

données dans l’Annexe B doivent être suivies.
6 Fidélité et interprétation des résultats d’essai

La plupart des méthodes d’essai recommandées dans le Tableau 1 comportent des critères de fidélité

(répétabilité et reproductibilité). On rappelle que l’ISO 4259 établit la détermination des valeurs de

fidélité pour l’interprétation des résultats d’essais et qu’on devra y faire recours en cas de désaccord.

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ISO 4261:2013(F)

Tableau 1 — Spécifications détaillées des combustibles pour turbines à gaz, au moment et au

lieu de changement de propriété
Catégorie ISO-F
DST.0 DST.1/ DST.2/ DST.3/ RST.3/ RST.4/
DMT.1 DMT.2 DMT.3 RMT.3 RMT.4
Distillat à bas Distillat à Distillat (type Distillat Fioul Fioul rési-
Propriété Méthode
point d’éclair point d’éclair gazole) à faible résiduel duel conte-
d’essai
moyen teneur en à faible nant des
(type naphta)
cendres teneur composés
[type kéro-
en lourds
sène]
cendres
combu-
stible
conte-
nant des
compo-
sés
lourds
Point d’éclair, °C, ISO 2719 À terre −38 À terre – 56 À terre – 56 60 60
min.
marine −43 marine - 60 marine – 60
d d
Viscosité cinéma- ISO 3104 1,3 min 1,3 à 2,4 1,3 à 5,5 1,3 à 11,0 1,3 à 55
tique de 40° C à 20,0
(voir C.2.2)
100 °C en mm /s,
max
Masse volumique ISO 3675 Valeur à repor- Valeur à 880 900 920 996
à 15 °C en kg/m , ter reporter
(voir B.6) (voir (voir B.6)
max.
B.6)
Distillation 90 % ISO 3405 288 288 365 — — —
(V/V) recueillis à
°C, max.

Opérabilité à Voir 4.3 Valeur à repor- Valeur à Valeur à Valeur à Valeur à Valeur à

basse tempéra- ter reporter reporter reporter reporter reporter
ture, °C

Carbone résiduel ISO 10370 0,15 (sur 10 % 0,15 (sur 10 % 0,15 (sur 10 % 0,25 1,50 Valeur à

% (m/m), max. résidu) résidu) résidu) reporter
Teneur en cendre ISO 6245 0,01 0,01 0,01 0,01 0,03 0,15
% (m/m), max.
Eau, % (V/V),max. ISO 3733 0,05 0,05 0,05 0,30 0,50 1,0
Sédiment % ISO 3735 0,01 0,01 0,01 0,05 0,05 0,25
(m/m), max.
Soufre, % (m/m), ISO 8754 0,5 0,5 1,3 2,0 2,0 4,5
max.

Les pétroles bruts, à cause de leurs diverses propriétés, n’entrent pas nécessairement dans la désignation d’une

catégorie. Si du pétrole brut est envisagé comme combustible de turbine à gaz pour les applications industrielles, il convient

que le constructeur de turbines et l’utilisateur se mettent d’accord sur la manière de s’en servir.

D’autres méthodes peuvent être spécifiées par la réglementation pour la détermination du point d’éclair minimum.

Dans les applications de la marine, cette catégorie est utilisée pour les moteurs en cas d’urgence et doit être conforme

aux exigences de l’ISO 8217.
d 2

Un combustible de viscosité inférieure à la valeur limite de 1,3 mm /s à 40 °C peut être utilisé en accord avec le

constructeur de turbines.

La masse volumique mesurée à 15 °C en kilogrammes par litre ou en unités de même ordre de grandeur devra être

multipliée par 1 000 pour comparaison avec les valeurs spécifiées.

Une estimation de la signification du carbone résiduel pour la catégorie RST.4/RMT.4 est donnée en C.2.6.

Les turbines à gaz équipées d’un système de récupération de chaleur perdue peuvent exiger des contrôles de teneur en

soufre supplémentaires afin de prévenir les corrosions à froid (voir C.2.9).
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ISO 4261:2013(F)
Tableau 1 (suite)
Catégorie ISO-F
DST.0 DST.1/ DST.2/ DST.3/ RST.3/ RST.4/
DMT.1 DMT.2 DMT.3 RMT.3 RMT.4
Distillat à bas Distillat à Distillat (type Distillat Fioul Fioul rési-
Propriété Méthode
point d’éclair point d’éclair gazole) à faible résiduel duel conte-
d’essai
moyen teneur en à faible nant des
(type naphta)
cendres teneur composés
[type kéro-
en lourds
sène]
cendres
combu-
stible
conte-
nant des
compo-
sés
lourds
Corrosion à la ISO 2160 1 1 1 — — —
lame de cuivre,
max.
Pouvoir calori- Voir Valeur à repor- 42,8 41,6 40,0 40,0 39,4
fique net calculé ter
en MJ/kg, min. Annexe A
(PCI)

Les pétroles bruts, à cause de leurs diverses propriétés, n’entrent pas nécessairement dans la désignation d’une

catégorie. Si du pétrole brut est envisagé comme combustible de turbine à gaz pour les applications industrielles, il convient

que le constructeur de turbines et l’utilisateur se mettent d’accord sur la manière de s’en servir.

D’autres méthodes peuvent être spécifiées par la réglementation pour la détermination du point d’éclair minimum.

Dans les applications de la marine, cette catégorie est utilisée pour les moteurs en cas d’urgence et doit être conforme

aux exigences de l’ISO 8217.
d 2

Un combustible de viscosité inférieure à la valeur limite de 1,3 mm /s à 40 °C peut être utilisé en accord avec le

constructeur de turbines.

La masse volumique mesurée à 15 °C en kilogrammes par litre ou en unités de même ordre de grandeur devra être

multipliée par 1 000 pour comparaison avec les valeurs spécifiées.

Une estimation de la signification du carbone résiduel pour la catégorie RST.4/RMT.4 est donnée en C.2.6.

Les turbines à gaz équipées d’un système de récupération de chaleur perdue peuvent exiger des contrôles de teneur en

soufre supplémentaires afin de prévenir les corrosions à froid (voir C.2.9).
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ISO 4261:2013(F)
Annexe A
(normative)
Méthode de calcul de l’énergie spécifique

A.1 Le pouvoir calorifique (PCI) est contrôlé indirectement par l’intermédiaire de spécifications sur

d’autres propriétés. Le pouvoir calorifique doit être calculé avec un degré de précision acceptable dans

des conditions normales à partir de la masse volumique du combustible et de corrections apportées aux

teneurs en soufre, en eau et en cendres, qui peuvent être présents, comme suit (voir C.2.11):

Pouvoir calorifique (net), MJ/kg
2 −6 −3

= (46,704 à 8,802 ρ x 10 + 3,167ρ x 10 ) [1 à 0,01 (x+ y + s)] + 0,01 (9,420 s - 2,449 x)

ρ est la masse volumique à 15 °C, en kilogrammes par mètre cube (voir Tableau 1);

x est la teneur en eau, exprimée en pourcentage massique;
y est la teneur en cendres, exprimée en pourcentage massique;
s est la teneur en soufre, exprimée en pourcentage massique.

NOTE La Figure A1 peut être utilisée pour une estimation rapide du pouvoir calorifique.

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42,5
40,5
41,5
39,5
ISO 4261:2013(F)
1 060
1 040
1 020
1 000
980
960
940
920
900
880
860
840
820
0 23 4 5
Légende
X teneur en soufre, exprimée en pourcentage massique
Y masse volumique à 15 °C, en kilogrammes par mètre cube
Pouvoir calorifique.
Figure A.1 — Pouvoir calorifique exprimé en mégajoules par kilogramme
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ISO 4261:2013(F)
Annexe B
(informative)
Limites des métaux à l’état de traces à l’entrée des chambres de
combustion de turbines
B.1 Introduction

L’utilisateur de turbines à gaz devra s’assurer que toute disposition a été prise pour que le combustible

entrant dans la chambre de combustion reste conforme aux spécifications du fabricant. Cela implique

les conditions de transport avec le fournisseur de combustible, les précautions particulières de

stockage, le contrôle de qualité au point d’utilisation et les procédures de dépuration du combustible.

Les combustibles issus de distillation sont généralement de pureté satisfaisante, mais les distributeurs

contrôlent rarement l’éventuelle contamination des métaux, à l’état de traces, dues aux opérations de

livraison ou de stockage. Les limites indiquées dans la présente annexe, bien que recommandées pour

le combustible à l’entrée de la chambre de combustion, ne s’appliquent pas aux combustibles après

livraison, à moins d’accord mutuel entre les parties interessées. Les combustibles peuvent, de plus,

exiger un traitement ultérieur, des procédures de contrôle de qualité, des manipulations spéciales ou

d’autres aménagements. La signification des traces de métaux par rapport à la corrosion à chaud des

éléments constitutifs des turbines est exposée en C.4. En absence de consignes spécifiques de la part

des fabricants de turbines, la présente annexe servira de guide pour les limites à observer concernant

les métaux à l’état de traces présents dans le combustible à l’entrée de la chambre de combustion. Ces

limites sont indiquées dans le Tableau B.1.
B.2 Méthodes analytiques

Des méthodes appropriées pour la détermination des traces de métaux sont actuellement en cours

de développement. D’autres méthodes peuvent être agréées entre l’utilisateur, le fournisseur de

combustible et le fabricant de turbine pour ce contrôle de qualité. Des méthodes adaptées sont en cours de

développement pour la détermination des concentrations en sodium, potassium, calcium et plomb. En ce

qui concerne le vanadium, la méthode adéquate est celle de l’ISO 8691, pour le sodium, potassium, plomb

[7]

et calcium une méthode adéquate est celle de l’ASTM D 3605, ou d’après des méthodes équivalentes

dans l’attente de la parution des Normes internationales.
B.3 Interpretation du Tableau B.1

II existe une relation entre les conditions opératoires, les matériaux, la durée de vie du matériel et la

teneur en traces de métaux corrosifs présents dans le combustible. Cependant, bien que les opérations de

maintenance puissent être réduites et la durée de vie des pièces des turbines prolongées par des niveaux

exceptionnellement bas de métaux présents dans les combustibles, la disponibilité de tels combustibles

peut être limitée. L’usager pourra choisir d’adopter des niveaux de teneurs en métaux différents de ceux

indiqués dans le Tableau B.1, si après discussion avec le constructeur de turbine et le fournisseur de

combustible, il constate que cela conduit à optimiser le travail fourni.
B.4 Alternative à la détermination des traces de métaux

Afin de minimiser la corrosion a haute température, il est important que le point de fusion des cendres

soit bien au-dessus de la température maximale des matériels soumis au passage du gaz de turbine.

De plus, en cas d’accord entre le constructeur de la turbine et l’utilisateur, le point de fusion ou le point

d’apparition de piqûres pourra être determine et pourra être utilisé comme alternative aux limites

indiquées dans le Tableau B.1. Ceci fait l’objet d’un développement en C.4.
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ISO 4261:2013(F)
B.5 Procédures de dépuration du combustible

Il convient que l’utilisateur de la turbine et le constructeur se mettent d’accord sur la methode la mieux

adaptée pour éliminer les contaminants solides et les composés solubles dans l’eau afin de s’assurer de

Ia qualité finale requise du combustible à l’entrée de la chambre de combustion. Les combustibles de

catégories 3 et 4, de masse volumique proche de la limite spécifiée dans le Tableau B.1 peuvent faire

l’objet d’un contrôle special ou des limites rectifiées se rapportant aux procédures de dépuration du

combustible appropriées.

Tableau B.1 — Limites indicatives des traces de métaux dans le combustible à l’entrée de la

chambre de combustion
Dimensions en milligrammes par kilogramme
Catégorie Vanadium Sodium plus Calcium Plomb
(V) potassium (Ca) (Pb)
(Na + K)
DST.0
DST.1/DMT.1
0,5 0,5 0,5 0,5
DST.2/DMT.2
DST.3/DMT.3
RST.3/RMT.3
Consulter le fabricant de turbine
RST.4/RMT.4
B.6 Prélèvement d’échantillon pour la détermination des traces de métaux
B.6.1 Généralités

En vue d’un contrôle des traces de métaux, le combustible peut être prélevé en un point amont de l’entrée

de la chambre de combustion, sous réserve que l’échantillon soit bien représentatif du combustible

entrant dans la chambre de combustion. À cause des très basses teneurs en éléments à analyser dans

les distillats combustibles, le plus grand soin dans le prélèvement de l’échantillon doit être pris afin qu’il

soit représentatif.
B.6.2 Points de prélèvement du combustible

Il est recommandé d’échantillonner le combustible aux points critiques du système d’alimentation pour

évaluer la qualité du combustible fourni, pour contrôler les performances du système de dépuration

ou de traitement et pour s’assurer que le combustible, à l’entrée de la chambre de combustion est

bien conforme aux spécifications. Les lieux de prélèvement d’échantillons dépendront du système

d’alimentation en combustible. Ils comprendront:

a) une prise d’échantillon au moment de la livraison lors du transfert du combustible dans le bac de

stockage;

b) des échantillons sur bac de stockage, échantillons de fond de bac et de différents niveaux du bac.

La fréquence de ces prélèvements sera fixée par l’utilisateur suivant le taux d’accumulation en eau

et en divers contaminants. Lorsque le système d’alimentation en combustible comprend plusieurs

bacs, les eéchantillons seront prélevés dans un bac donné, avant soutirage. Lorsque Ia turbine à gaz

sera en utilisation de réserve ou d’urgence, l’échantillon de combustible devra être pris suivant un

plan bien établi;

c) dans les installations comprenant un système de dépuration et/ou de traitement de combustible,

les échantillons devront être pris à l’entrée et à la sortie de tels systèmes afin de contrôler les

performances de l’èquipement;
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ISO 4261:2013(F)

d) l’efficacité d’un système de filtration peut aussi être controlée par prises d’échantillon aval et amont;

e) un échantillon prélevé aussi près que possible de la chambre à combustion de la turbine à gaz est

indispensable pour s’assurer que le combustible est conforme aux spécifications, spécialement pour

le seuil critique en traces de métaux.
B.6.3 Flacons d’échantillonnage

Les échantillons destinés tout spécialement à l’analyse des métaux à l’état de traces devront être pris dans

des flacons en matière plastique résistant aux hydrocarbures et de faible teneur en traces de métaux. Ils

pourront être en polyéthylène, en polypropylène ou en polytétrafluoréthylène. Des flacons métalliques

ou en verre revêtus intérieurement d’un film plastique imperforable et résistant aux hydrocarbures,

peuvent également convenir. Les flacons métalliques non revêtus interieurement de plastique et les

flacons en verre, bien qu’adaptés à l’échantillonnage en vue de plusieurs analyses, peuvent ajouter ou

retenir des quantités significatives de métaux à l’état de traces.

Les flacons d’échantillonnage ne seront remplis qu’aux trois quarts afin de pouvoir agiter le contenu

avant prélèvement de la partie aliquote pour analyses.
B.6.4 Inspection et analyses des échantillons

L’inspection et les analyses du combustible, afin de déterminer sa qualité aux différents lieux de

prélèvement et aux différents moments dans les bacs de stockage ou dans le système d’alimentation,

sont très importantes pour s’assurer que seul un combustible de qualité acceptable atteindra la chambre

de combustion de la turbine. Des méthodes rapides et visuelles peuvent servir à révéler la présence

de quelques contaminants mais il est nécessaire d’avoir recours à des méthodes analytiques pour

combustibles bien établies, comprenant entre autres des analyses chimiques pour les éléments à l’état

de traces, pour juger plus solidement de la qualite du combustible.

L’efficacite du système de dépuration du combustible pourra mieux être jugée par l’emploi de méthodes

analytiques particulières telles que recommandées par les fournisseurs d’équipement ou par les vendeurs

de combustible. Ces méthodes peuvent inclure: conductimétrie, propriéts diélectriques, couleur, teneur

et nature des particules, turbidité, analyses spectrales ou filtrabilité. À partir de ces données on peut

tirer des déductions utiles en complément aux analyses chimiques plus détaillées.

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Annexe C
(informative)
Signification des spécifications de combustibles pour turbines à gaz
C.1 Introduction

La liste limitée des propriétés retenues dans le Tableau B.1 concerne celles qui sont considérées comme

étant les plus significatives pour la détermination des caractéristiques des combustibles dans leurs divers

usages pour turbines à gaz et pour garantir qu’il a été apporté un soin convenable dans la distribution

de ces combustibles depuis le changement de propriété jusqu’à l’usager. En général, ces propriétés sont

les mêmes que celles exigées pour les combustibles utilisés pour les moteurs en application industrielle

et marine ainsi que pour les chaudières, mais l’expérience en matière de turbines à gaz a montré que des

contrôles supplémentaires sur la nature chimique des cendres du combustible étaient souhaitables pour

réduire la corrosion provoquée par certaines substances de type scories qui peuvent se déposer sur les

parties des turbines à gaz opérant à plus de 590 °C. Ce point particulier a ét
...

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