ISO 2314:1973
(Main)Gas turbines — Acceptance tests
Gas turbines — Acceptance tests
Turbines à gaz — Essais de réception
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
-\
INTERNATIONAL STANDARD @ 2314
‘axe
INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION .METnYHAF’OnHAR OPrAHH3AUHR no CTAHWFTHJAUHH .ORGANISATION INTERNATIONALE DE NORMALISATION
Gas turbines - Acceptance tests
First edition - 1973-03-01
Ref. No. IS0 2314-1973 (E)
UDC 621.438.001.4
Descriptors : gas turbine engines, acceptability, tests, measurement, computation, reporting.
Price based on 20 pages
---------------------- Page: 1 ----------------------
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 2314 was drawn up by Technical Committee
IS0i-l-C 70, internal combustion engines.
It was approved in September 1971 by the Member Bodies of the following
countries :
Belgium I reland South Africa, Rep. of
Czechoslovakia Italy Sweden
Denmark Japan Switzerland
Egypt, Arab Rep. of Netherlands Thailand
France New Zealand United Kingdom
Portugal
Germany U.S.A.
India Romania
U.S.S.R.
No Member Body expressed disapproval of the document.
This International Standard is based on the Recommendations for gas turbine
acceptance tests of the International Congress on Combustion Engines.
O International Organization for Standardization, 1973 O
Printed in Switzerland
II
!.
---------------------- Page: 2 ----------------------
CONTENTS
Page
1 Scope and field of application . . 1
..... 1
2 References .
..... 1
3 General definitions. description of terms and symbols
4 Preparation for tests . . 5
5 Operating conditions for the tests . . 5
..... 7
6 Instruments and methods of measurement .
..... 12
7 Method of testing .
14
8 Computation of results . .
20
9 Test report . .
iii
---------------------- Page: 3 ----------------------
I
INTERNATIONAL STANDARD IS0 2314-1973 (E)
Gas turbines - Acceptance tests
1 SCOPE AND FIELD OF APPLICATION 1.5 Optional tests
q3tional tests may also be included, provided that these are
specifically agreed upon by both parties at the time of
1.1 This International Standard specifies standard
purchase. For example, such tests may include any of the
procedures and rules for the conduct and reporting of
following items or others specified by national or local
acceptance tests in order to determine and/or verify the
requirement :
power, thermal efficiency and other performance
characteristics of gas turbine power plants. It defines
a) performance of the governing system and protective
standard conditions which should be used if no other
systems as given in 7.2.1 and 7.2.2;
conditions are agreed at the time of purchasel). It also
b) handling characteristics (for example, starting
provides methods for correcting results obtained under test
characteristics, time of loading);
conditiwis to standard or other specified conditions. This
International Standard is not intended to provide a basis for
c) amplitude and frequency of vibration;
the conduct of test work generally aimed at development or
research.
d) stack emission;
e) waste heat recovery evaluation;
1.2 The acceptance requirements will have been satisfied if
f) noise level;
the compulsory tests outlined in 1.4 have been fulfilled
under the procedures laid down. g) thermal discharges.
Optional tests may, however, be included but should not be
2 REFERENCES
considered necessary unless specifically agreed upon by the
parties to the test at the time of the purchase.
ISOIR 495, General requirements for the preparation of
test codes for measuring the noise emitted by machines.
ISOIR 541, Measurement of fluid flow by means of orifice
1.3 This International Standard is applicable to open cycle
plates and nozzles.
gas turbine power plants using normal combustion systems
il
i
and also includes closed cycle and semi-closed cycle gas
I EC Publication 34-2, Rotating electrical machines. Part 2.
turbine power plants. In cases of gas turbines using free
Determination of efficiency of rotating electrical
piston gas generators or special heat sources (for example,
machinery.
chemical process, nuclear reactors, furnace for a
supercharged boiler), this International Standard may be
I EC Publication 46, Recommendations for steam turbines.
used as a basis but will need to be suitably modified.
Part 2. Rules for acceptance tests.
1.4 Compulsory tests
3 GENERAL DEFINITIONS, DESCRIPTIONS OF
TERMS AND SYMBOLS
The primary object of the acceptance tests is to determine
a) power under specified operating conditions (gas
3.1 gas turbine : A machine which converts thermal
power, if only gas generator is supplied);
energy into mechanical work; it consists of one or several
rotating compressors, thermal device(s) to heat the working
b) thermal efficiency, heat rate or specific fuel
fluid, one or several turbines, a control system and essential
consumption under specified operating conditions;
auxiliary equipment. Any heat exchangers (waste heat
exchanger excluded) in the main working fluid circuit are
c) adequacy of essential protective devices as defined in
considered to be part of the gas turbine.
7.1.3.
1 J Points on which an agreement between parties to the test is to be reached at the time of the purchase or prior to the test are indicated by a
vertical line to the left of the relevant text.
1
---------------------- Page: 4 ----------------------
IS0 2314-1973 (E)
3.2 gas generator : Term commonly used to describe a
The calorific value used shall be based on a pressure of
combination of compressor(s) driven by a turbine (or
1,013 bar and a temperature of 15 OC. Sensible heat above
turbines) with its combustion chamber, the whole providing 15 "C shall be taken into account.
hot gas under pressure. This combination may drive a
separate power turbine, commonly having no compressor or
3.6 Cycle nomenclature
combustion chamber.
Figure 1 shows the basic nomenclature used in this
3.3 Standard reference conditions
International Standard. The station numbers refer to
locations.
In cases where power, efficiency, heat rate or specific
consumption refer to standard conditions, such conditions
shall be :
Ambient air conditions are read at Station 1. Air conditions
at the inlet of the compressor and leaving the compressor
a) for the intake air at the compressor flange
section are read at Stations 2 and 3, respectively. In the
(alternatively, the compressor intake flare) as detailed in
event that there is more than one compressor section, the
6.6.2 - see also Figure 1 :
location for reading air conditions at the exit of the first
- a total pressure of 1,013 bar (760 mmHg);
compressor section is designated as Station 2.1 and the inlet
of the second compressor section as Station 2.2. Station 4
- a total temperature of 15 OC;
is the entrance to the heat source (after recuperation if
any). Station 5 is the exit from the heat source, and the
- a relative humidity of 60 %;
inlet to the turbine is Station 6. If there should be more
b) for the exhaust at turbine exhaust flange (or
than one turbine, the exit Conditions from the first turbine
recuperator outlet, if recuperator cycle is used) :
would be read at 6.1 and the entrance conditions to the
second turbine at 6.2, etc. However, if a reheater were used
- a static pressure of 1,013 bar (760 mmHg).
in the cycle, then it would be 6.1 for the exit from the first
turbine stage, 6.2 into the reheater, 6.3 out of the reheater,
An inlet water temperature of 15 "C shall apply if cooling
and 6.4 at the entrance of the second turbine. Exhaust gas
of the working fluid is used. Except in the case where
conditions leaving the turbine are taken at 7 and leaving the
intercooling is involved, or where water spray coolers are
stack at 8. In the event that heat recovery equipment is
used, the effect of humidity may generally be ignored.
employed in the cycle, the entrance conditions to this
In the case of the closed cycle, the standard conditions for
equipment would be read at 7.1 and the exit conditions at
the air heater shall be 15 OC and 1,013 bar for the ambient
7.2, etc.
atmospheric air.
In addition to this nomenclature, the following letters designate the
3.4 Power
type of fluid in various parts of the cycle :
Power may be expressed in terms of output at the turbine
f = fuel;
coupling, electrical power (see 8.1) at the generator
g = gas after the heat source;
terminals or gas power in the case of a gas turbine or gas
a = air (or other working fluid);
generator producing gas or compressed air (bleed air from a
circuit compressor).
w = water;
b = lubricating fluid.
3.5 Thermal efficiency and specific consumption of heat
Exampie : The temperature of the fuel at the entrance to the heat
source would be designated as Tf4.
Thermal efficiency or specific consumption of heat shall be
based on the lower calorific value, at constant pressure, of
It is recognized that many different systems of station location
the fuel for either liquid, gaseous or solid fuel. designators are in use in lieu of that shown in Figure 1.
mi 4\
source
7\f
J
1
Turbine(s) U L~oad I
FIGURE 1 - Basic cycle nomenclature
2
---------------------- Page: 5 ----------------------
IS0 2314-1973 (E)
3.7 Symbols
TABLE 1 - Symbols
~~~~ ~
Unit Clause
Definition
Symbol
kJ/(kgK) 8.5.7
specific heat of coolant
cPc
8.5.1
jpecific enthalpy of air at the standard reference temperature kJ/kg
ha0
8.6.1
8.5.1
jpecific enthalpy of air at temperature Tal entering the control volume k J/ kg
haî
kJ1kg 8.6.3
,pecific enthalpy of air at temperature Tag leaving the compressor
ha3
specific enthalpy of air at temperature Tas entering the heat source
ha4
kJ/kg 8.6.1
t
(combustion chamber) and after any heat exchanger
specific enthalpy of air at temperature Te leaking from the control volume kJ/kg 8.5.1
ha,
8.2.1
specific enthalpy of fuel at temperature Tf4 entering the heat source
hf4
kJ/kg
8.5.1
(combustion chamber)
kJ/kg 8.5.1
specific enthalpy of combustion products at the standard reference temperature
hgO
kJ/kg 8.6.1
mean specific enthalpy of çases at temperature Tg6 entering the turbine
hg6
specific enthalpy of gas at temperature Tg6.1 leaving the turbine driving
hg6.1
kJ/kg 8.6.3
the compressor
8.5.12
specific enthalpy of gas at temperature Tg6.2 entering the power turbine kJ1kg
hg6.2
specific enthalpy of gas at temperature Tg7 leaving the power turbine kJ/kg 8.5.12
hg7
8.5.1
specific enthalpy of exhaust gases at temperature Tg8 kJ/kg
hg8
specific enthalpy of gas at temperature Tg in and pressurepg in entering
hg in
8.5.1 1
kJlkg
the driven device
specific enthalpy of gas at temperature Tg and pressure pg leaving
1
hg out
8.5.1 1
kJ/kg
the driven device
8.5.1
8.2.1
specific enthalpy of the fuel at 15 "C kJ/kg
c
ho
8.3.3 e)
8.2.1
m rate of fuel consumption kgls
8.5.1
mass rate of air entering the control volume kgls
"'ai
8.6.1
mass rate of air entering the combustion chamber kg/s
"'a4
8.5.1
nass rate of coolant flowing through the lubricant cooling system kgls
'71C
8.5.7
8.5.1
8.5.2
nass rate of sealing and/or extracted air leaving the control volume kgls
"'e
1 8.6.3
8.5.1
nass rate of fuel entering the control volume kg/s
"'f4
8.6.1
{
8.6.1
kgls
nass rate of gas leaving the combustion chamber
"'g5 8.6.3
kgls 8.5.12
nass rate of gas leaving the turbine
"'97
8.5.1
nass rate of exhaust gases leaving the control volume kgls
mg8
nass rate of gas entering the load device kg/s 8.5.1 1
"'in
8.3.3 e)
neasured rate of fuel consumption kgls
"'rn
3
---------------------- Page: 6 ----------------------
TABLE 1 - Symbols (continued)
Symbol
Definition Unit Clause
mass of fuel used during period T 8.2.1
mT kg
&I
torque kN.m 8.1.1
n
speed revlmin 8.1.1
reference speed revlmin 8.3.3 al
"O
test speed
revimin 8.3.3 al
"t
8.2.2
P net shaft power output
kW
8.2.3
net corrected shaft power output
kW 8.3.3 c)
pc
gross shaft power output kW
8.1.1
pw
measured shaft power output kW 8.6.2
Pm
8.5.1
shaft power output
kW 8.5.1 1
PS
8.5.1 2
8.3.3 cl
test net shaft power output kW
pt
8.3.3 e)
{
8.2.2
heat consumption kW
4
8.2.3
{
heat rate
kW heat/kW power 8.2.3
4P
rate of heat consumption kW 8.2.1
qr
8.3.3 e)
lower calorific value of the fuel at 15 "C and constant pressure 8.5.1
kJ/kg
OP0
8.2.1
1
mechanical losses kW 8.5.1
Qm
mechanical losses of the driven compressor, excluding the losses of speed 8.5.1 1
Qrnc
kW
changing, if used 8.6.3
{
mechanical losses of the power turbine, inclusive of speed changing gears, 8.5.1 2
Qrnt
kW
if used 8.6.3
radiation and convection heat losses from the control volume kW 8.5.1
Qr
radiation heat losses from the driven compressor casing kW 8.5.1 1
Qrc
radiation and convection heat losses from the power turbine casing
Qrt
kW 8.5.1 2
between temperature measuring stations T6.2 and T7
flow weighted average temperature of air entering the control volume K 8.5.1
Ta 1
air temperature at the entrance of the heat source (combustion chamber) K 8.6.1
Ta4
inlet temperature of the lubricant coolant K 8.5.1
Ti n
outlet temperature of the lubricant coolant K 8.5.1
Tout
K
temperature rise of coolant through the oil cooler 8.5.7
Tout - Tin
fuel temperature K 8.6.1
Tf4
gas temperature at entrance to turbine K 8.6.1
Tsf3
flow weighted average temperature of gas leaving the control volume K 8.5.1
Ts8
T absolute reference temperature K 8.3.3 a)
absolute test temperature K 8.3.3 b)
Tt
4
---------------------- Page: 7 ----------------------
IS0 2314-1973 (E)
TABLE 1 -Symbols (concluded)
Symbol Definition Unit Clause
6 the ratio of absolute ambient test pressure to the absolute ambient
8.3.3 c)
reference pressure
8.2.2
thermal efficiency
‘7t
8.3.3 e)
8.5.1
combustion chamber efficiency
‘7tc
8.6.1
0 the ratio of absolute ambient test temperature to the absolute ambient
8.3.3 a)
reference temperature
7 duration of test S 8.2.1
W angular velocity radls 8.1.1
4 PREPARATION FOR TESTS 5 OPERATING CONDITIONS FOR THE TEST
immediately after the completion of the setting up period
5.1.1 Every reasonable effort shall be made to run the test
by the manufacturer and, in any event, within a period of
as close as possible to the reference operating conditions
three months, othe-,,,,ise agreed by both parties, ln
(standard conditions or other specified conditions agreed at
any case, before the the shall be at
the disposal of the manufacturer for examination and the time of purchase). Fuel employed for test shall,
wherever possible, be such as specified in the guarantee or
cleaning.
substantially similar to it in properties, In case this is not
possible, prior agreement shall be reached between the
4-2 If pipes Or ducts are fitted for the purpose Of
parties to the test as to the fuel to be used at an acceptance
by-passing any component. Or if bleed-off is used for any
test and as to the interpretation of the results.
service, any valves in such ducts or pipes shall be set so as to
produce conditions specified in the guarantee.
5.1.2 For convenience, thermal efficiency tests in dual
fuel installations may be carried out with one fuel only, but
only after agreement between the parties to the test.
4.3 Dimensions and physical conditions of parts of the gas
turbine required for calculations or other special purposes
of the tests shall be determined and recorded prior to the
5.1.3 Special adjustments inappropriate for normal engine
tests. Serial numbers and data on name-plates shall be
operation require written agreement.
recorded to identify the gas turbine engine auxiliary
5
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IS0 2314-1973 (E)
5.1.5 If, during the conduct of a test or during the 5.2.3 In determining the rated performance under any
subsequent analysis or interpretation of the observed data, condition, evaluation of power and efficiency shall be
an obvious inconsistency is found which affects the validity carried out three times consecutively, the duration of each
of the results, every reasonable attempt shall be made to test being not less than 5 min and not longer than 20 min
adjust or eliminate the inconsistency by mutual agreement. (i.e. a total period of not less than 15 min and not longer
test.
Failure to reach agreement will invalidate the run or than 60 min). If the fuel flow is measured by weighing, the
test period could be longer than 20 min in order to achieve
adequate accuracy.
5.2 Operating conditions
During any evaluation, the load shall be held steady within
Each observation of an operating condition during the
5.2.2 Preparatory to any test, the gas turbine power plant
overall period of the test shall not vary from the reported
shall be run until steady state conditions have been
average for that operating condition by more than the
established. Steady state is achieved when the key
amount shown in Table 2, except by written agreement
parameters associated with the test objectives have been
between the parties to the test.
-
readings. in cases which require each set Of observations to be used
indicates that readings have been the maximum
for calculating a result, and where results are then averaged,
permissible variation in accordance with the succeeding
simultaneous readings or recordings are required. If observations are
and Table for a period Of time which is agreed
made to determine rates by sums or differences, the exact time of
I upon by the parties to the test. making the observation is necessary
TABLE 2 - Maximum permissible variations in operating conditions
Variation of any observation
Variable from reported average operating
condition during a test run
1. Speed of rotation of output shaft
+1%
2. Barometric pressure at test site +1%
3. Temperature of working fluid at compressor inlet f 2OC
4. Calorific value of liquid fuel, per kilogram (high- and low-heat values)
+2%
5. Calorific value of gaseous fuel, per cubic metre (high- and low-heat values
from continuous calorimeters)') f2%
+1%
6. Pressure of gaseous fuel, as supplied to the plant of absolute equivalent
of average pressure
7. Temperature of fuel, as supplied to ihe plant') f 3°C
+ 1%
8. Exhaust back pressure of absolute equivalent
of average pressure
fl%
9. Working fluid inlet pressure of absolute equivalent
of average pressure
IO. Coolant temperature : inlet*) t 3OC
I I. Coolant temperature : rise') t 2OC
Il) For gaseous fuels other than natural gas, the allowable variation shall be specified by prior agreement
2) Applicable where precoolers, intercoolers or aftercoolers are used.
6
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IS0 2314-1973 (E)
6 INSTRUMENTS AND METHODS OF MEASUREMENT 6.3 Power measurement
6.3.1 Power measurement, mechanical
6.1 General
6.3.1.1 Torque measurement
This section describes the instruments, methods and Either of the following types of apparatus may be used to
precautions to be employed in testing gas turbine power measure torques used in the derivation of the mechanical
plants and components in accordance with this outputs of gas turbines.
International Standard. Where there is no specification in
1 ) Absorption dynamometers (mechanical, electrical or
this section concerning the instruments and the method of
any fluid types, or a combination of any of these)
measurement used, these are subject to agreement by the
parties to the test.
The dynamometer selected shall be chosen so that the
minimum measured torque at any speed is at least 20 %
of its normal maximum rated torque. Absorption
dynamometers shall be so constructed that the cooling
fluid enters and leaves in a plane through the axis so as
6.2 Check list of instruments and apparatus for
to avoid tangential velocity components. Similar
compulsory tests
precautions shall also be taken regarding external
windage. Hose connections, if used, shall impose no
sensible tangential restraint. Dashpots, if used for
a) Instruments to measure the power output of the gas
dampling oscillations, shall be demonstrated to impose
turbine.
equal resistance to motion in either direction. Effective
b) Apparatus for measuring fuel consumption of the
radius arms of dynamometers shall be measured with an
gas turbine or the heat energy supplied to it.
error not exceeding * 0,l %. A manufacturer's certi-
ficate may be accepted as sufticient evidence.
c) Apparatus for determining the calorific value of the
fuel, its ash content and composition.
The force measuring device shall be checked against
certified weights in the directions of both increasing and
Alternatively samples should be taken for tests in a
decreasing load. The positive or negative error of the
I laboratory agreed upon by both parties.
force measuring device shall not exceed 0,l % of the
maximum load to be read in the test. The average of
d) Instruments for determining the relative density
increasing and decreasing loadings shall be accepted as
(specific gravity) of the fuel.
the calibration only if the difference remains within
Alternatively samples should be taken for tests in a lab-
0,3 % of the maximum test load.
oratory agreed upon by both parties.
I
Before and after acceptance tests, dynamometers shall
e) Manometers or pressure gauges for determining
be carefully examined and any unbalance of the arms
pressures and pressure differences at appropriate points
determined. Tests shall be considered unsatisfactory
on the gas turbine system (for pressure measurements
should there be irregularities in the operation of the
affecting performance evaluation, liquid manometers are
dynamometer, for example a periodic surging of load,
preferred).
such as might be due to the action of water in the
dynamometer, or some resonant condition that produces
f) Barometer.
pulsations of indicated torque in excess of * 2 %.
g) Instruments needed for the indirect determination of
2) Shaft torque meter
the turbine inlet gas temperature (except in the case of
closed cycle turbines). The shaft torque meter shall be calibrated before the test
series. If the system is affected by temperature, it shall
h) Instrument(s) for determining the temperature at
be recalibrated after the test at the temperature
the compressor inlet.
experienced during the test. Calibration shall be
performed with the torsion indicating means
i) Thermometers for determining the temperature of
undisturbed from pre-test to the end of the post-test
the fuel in the measuring tanks and circulating water in
determination. In any case, observations shall be taken
the coolers.
with a series of increasing loadings to a value above
j) Speed of rotation indicators and manual or electronic
maximum test readings, followed by a series of
revolution counters.
decreasing loadings. Loadings shall always progress in
one direction except at maximum value. The average of
k) Master clock with synchronized signalling system,
increasing and decreasing loadings shall be accepted as
or, if this is not possible, synchronized watches or clocks.
the calibration only if the difference is within 1,0 "/O of
the maximum test load.
I) Instruments for determining atmospheric humidity.
7
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IS0 2314-1973 (E)
Dynamometer readings shall be taken with sufficient a) insufficient knowledge of working fluid properties of
the driven machine;
frequency that the average of all readings will not differ
from the average of alternate readings (average value of
b) temperature rise of load device too small to measure;
even and uneven readings) by more than 0,2 %.
c) load device involves several fluid streams,
extractions, etc.
6.3.1.2 Speed measurement
The thermodynamic calculation procedure to be used is
An instrument of the speed indicating type may be used for
described in 8.5.
initial setting of the test speed and for checking constancy
of speed during test periods. Each shaft of a multi-shaft
engine shall be equipped with a speed indicating device.
6.3.5 Power measurement, gas generator
For checking constancy of speed during test periods,
suppressed range recording tachometers are recommended
The power of a gas generator can be determined by
for visual read-out as well as recording. Periodic cross
a nozzle or equivalent
replacing the power turbine by
checking with extremely accurate electronic pulse counter
opening at full load. The power is defined as that produced
type sped indicators can improve attainable accuracies of
by an isentropic expansion from measured conditions at
such recorders.
generator outlet (total pressure and temperature) to the
ambient atmospheric pressure.
Either positively driven or no-contact type tachometers
shall be used for all speeds. Hand-held tachometers are not
recommended, because of the possibility of slip.
When mean rotative speed influences test results, an
6.4 Fuel measurement
integrating type revolution counter, positively driven from
the shaft, shall be used. Counting and time accuracy shall
be such that error in mean speed does not exceed I 0,25 %.
6.4.1 Liquid fuel measurements
Whenever electronic type pulse counters are used for power
and efficiency determinations, readings shall be taken with
sufficient frequency that the average of all readings will not
differ from the average of alternate readings by more than
6.4.1.1 L i q u id f u e I c h a r ac te r i st i cs
0.25 %.
Parties to the test shall agree upon the fuel sampling
method. Fuel characteristics shall include the determination
of
6.3.2 Power measurement, electrical
a) density (mass per unit volume);
These tests shall be performed in accordance with
International Electrotechnical Commission (IEC)
b) calorific value;
publication 46.
c) viscosity where applicable;
d) temperature if additional heating is required.
6.3.3 Power measurement, other cases
Density may be obtained by hydrometer or by direct
Where output is in a form which is not electrical and when
weighing means.
it is not practicable to measure the output on the shaft
Calorific value may be obtained by either of the following
itself (for example pumps, compressors, etc), reference shall
two methods.
be made to the appropriate standard for testing the driven
machine. Such standards may be used only after mutual
- The higher calorific value at constant volume may be
agreement by the parties involved.
determined by means of a bomb calorimeter, and the
lower calorific value at constant volume determined by
deducting the latent heat of the calculated amount of
water vapour produced from the measured hydrogen
6.3.4 Power output determined by thermodynamic
content of the fuel. Then the lower calorific value at
computations
constant pressure is found by calculation. The foregoing
When it is not possible to measure shaft power by the
determination should be carried out by a physical or
previously stated means (6.3.1, 6.3.2 and 6.3.3) it may,
chemical laboratory agreed upon by both parties.
under limited conditions, with a maximum error of f 5 %,
- When it is not possible to run a bomb calorimeter
be computed from measured values of the working fluid
test and when agreed upon by both parties, the lower
mass flow, the air and gas temperatures, the heat
calorific value at constant pressure can be estimated
consumption, the bearing friction loss, and the turbine heat
from measured density (hydrometer) with the curve
loss to the environment. This method may be used in the
is estimated to be
shown in Figure 2. The accuracy
event that similar measurements on the load device are not
within -I 1 % depending on fuel properties.
practical, such as
8
---------------------- Page: 11 ----------------------
IS0 2374-1973 (E)
A weigh tank system shall be free upon its pivot and
unconstrained by any external force such as might be
43 000
applied by unsuitably designed or unsuitably placed pipe
connections. It shall be calibrated before the test by adding
al
Y known weights to the tank structure and plotting curves
.
-I Y
with load increasing and load decreasing. It is necessary to
6
establish the reason for any difference between these two
3 42000
curves before the test proceeds. The overall maximum error
>
O
.-
of measurement shall not exceed I 0,5 74 of the measured
r
ô quantity.
-
m
Any spill or leakage from control valves or burners shall
5 41000
O either be reintroduced into the fuel system on the engine
-I
side of the measuring means or its quantity shall be
separately measured and deducted. If liquid meters such as
positive displacement or turbo-types of demonstrated
40 000
at
accuracy and reliability are used, the viscosity of the fuel
800 850 900 950 1 000
the meter shall lie within the range stipulated by the
manufacturer of the meter.
Density at 15 "C, kg/m3
6.4.2 Gaseous fuel measurements
FIGURE 2 - Lower heat calorific value of liquid fuels
as a function of density
6.4.2.1 Gaseous fuel characteristics
In each case, adjustment shall be made f
...
NORME INTERNATIONALE 2314
INTERNATIONAL ORGANIZATION FOR STANDARDIZATION .MEXLIYHAPOLIHAR OPrAHH3AUWR no CTAHLIAFTkf3AUHM -ORGANISATION INTERNATIONALE DE NORMALISATION
Turbines à gaz - Essais de réception
Première édition - 1973-03-01
~~~~~ ~ ~
Réf. NO : IS0 2314-1973 (F)
Descripteurs : turbine à gaz, acceptabilité, essai, mesure, calcul, compte-rendu.
Prix basé sur 20 pages
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AVANT-PROPOS
IS0 (Organisation Internationale de Normalisation) est une fédération mondiale
d‘organismes nationaux de normalisation (Comités Membres ISO). L’élaboration de
Normes Internationales est confiée aux Comités Techniques ISO. Chaque Comité
Membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du Comité Technique
correspondant. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec I’ISO, participent également aux travaux.
Les Projets de Normes Internationales adoptés par les Comités Techniques sont
soumis aux Comités Membres pour approbation, avant leur acceptation comme
Normes Internationales par le Conseil de I’ISO.
La Norme Internationale IS0 2314 a été établie par le Comité Technique
lSO/TC 70, Moteurs a combustion interne.
Elle fut approuvée en septembre 1971 par les Comités Membres des pays suivants :
Afrique du Sud, Rép. d’ Irlande Royaume-Uni
Allemagne Italie Suède
Belgique Japon Suisse
Danemark Nouvel le-Zélande Tchécoslovaquie
Egypte, Rép. arabe d’ Pays-Bas Thaïlande
France Portugal U.R.S.S.
Inde Roumanie U.S.A.
Aucun Comité Membre n‘a désapprouvé le document.
La présente Norme Internationale est basée sur les Recommandations pour les
essais de réception des turbines à gaz du Congrès International des Machines a
Combustion.
O Organicition Intortutiode de Normdisation, 1973
Imprimé en Suisse
ii
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SOMMAI RE
Page
1
1 Objet et domaine d'application . . . . . . . . . . . .
1
2 Références. . . . . . . . . . , . . . . . . . . .
3 Définitions générales, signification des termes, et symboles . . . 2
4 Préparation des essais . . . . . . . , . . . . . . . .
5 Conditions de fonctionnement pendant les essais . . . . . .
6 Instruments et méthodes de mesurage . . . . . . . . . .
7 Méthode d'exécution des essais . . . . . . . . . . . . . 12
8 Calculs des résultats . . . . . . . . . . . . . . . . 15
21
9 Rapport d'essai . . . . . . . . . . . . . . . . . .
...
III
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~ ~~ ~~ ~~
NORM E I NTE R NAT1 ON ALE
Turbines a gaz - Essais de réception
1 OBJET ET DOMAINE D'APPLICATION b) du rendement thermique, des consommations
les
spécifiques de chaleur ou de combustible dans
conditions de marche spécifiées;
1.1 La présente Norme Internationale spécifie les
directives et les règles normalisées pour l'exécution des
c) du bon fonctionnement des appareils de protection
essais de réception et l'établissement du rapport d'essais
essentiels, tels qu'ils sont définis en 7.1.3.
correspondant, visant à la détermination etlou à la
vérification de la puissance, du rendement thermique et
d'autres caractéristiques de fonctionnement d'une
1.5 Essais facultatifs
installation de puissance à turbine a gaz. Elle définit les
conditions normales qui doivent être utilisées, à défaut
II peut être procédé en outre a des essais facultatifs, dans la
d'accord sur d'autres conditions, établi au moment de la
mesure où ils ont fait l'objet d'un accord entre les parties
commande1 ). Elle fournit également une méthode
lors de la commande. Ces essais peuvent, par exemple,
permettant de ramener aux conditions normales ou aux
porter sur l'un ou plusieurs des points suivants ou sur
conditions spécifiées, les résultats obtenus dans les
d'autres spécifiés par des autorités nationales ou locales :
conditions de fonctionnement réalisées en cours d'essais. La
a) caractéristiques de fonctionnement de la régulation
présente Norme Internationale n'a pas pour objet de fournir
et des appareils de protection mentionnés en 7.2.1 et
la conduite d'essais entrant dans un
des règles pour
7.2.2;
programme de recherches ou d'investigations.
b) souplesse de conduite (c'est-à-dire vitesse de
1.2 Les essais de réception satisferont aux règles si les
démarrage, temps de prise de charge, etc.);
essais obligatoires décrits en 1.4 ont été effectués
conformément aux prescriptions indiquées ci-après. c) amplitude et fréquence de vibrations;
Des essais facultatifs peuvent cependant être effectués, mais d) émission de fumées;
ne doivent être considérés comme nécessaires que dans la
e) détermination de la chaleur récupérable;
mesure où ils auront donné lieu à un accord entre les
parties, lors de la commande.
f) niveau de briit;
g) décharges thermiques.
1.3 La présente Norme Internationale est applicable aux
installations de puissance à turbines à gaz à cycle ouvert
utilisant un équipement de combustion normal, ainsi
qu'aux installations de puissance à turbines à gaz à cycle
fermé ou semi-fermé. Dans le cas de turbines à gaz utilisant
des générateurs de gaz à pistons libres ou une source de
2 RÉFÉRENCES
chaleur particulière (par exemple, un processus chimique,
ISOIR 495, Règles générales pour la rédaction des codes
un réacteur nucléaire, le foyer d'une chaudière
a la mesure du bruit émis par les machines.
d'essais relatifs
la présente Norme Internationale pourra être
suralimentée),
utilisée comme base de départ, mais devra être adaptée.
ISOIR 541, Mesure de débit des fluides au moyen de
diaphragmes et de tuyères.
1.4 Essais obligatoires
Publication CE1 34-2, Machines électriques tournantes.
L'objet principal des essais de réception est la $me partie : Détermination du rendement des machines
détermination :
électriques tournantes.
a) de la puissance, dans les conditions de marche
Publication CE1 46, Recommandations concernant les
spécifiées (puissance des gaz lorsque la fourniture ne turbines a vapeur. @me partie : Règles pour les essais de
comporte qu'un générateur de gaz); réception.
1 ) Les points au sujet desquels un accord doit etre réalisé entre les parties, lorsde la commande ou avant les essais, sont repérés par un trait
vertical sur la gauche du texte y relatif.
1
---------------------- Page: 4 ----------------------
IS0 2314-1973 (FI
3 DÉFINITIONS GENERALES, SIGNIFICATION DES
Pour les installations à cycle fermé, les conditions normales
TERMES ET SYMBOLES le réchauffeur d'air sont 15 "C et 1,013 bar et se
pour
rapportent à l'air ambiant.
3.1 turbine à gaz : Machine transformant l'énergie
thermique en énergie mécanique; elle comprend un ou 3.4 Puissance
plusieurs compresseurs rotatifs, un ou plusieurs dispositifs
La puissance considérée peut être exprimée comme la
thermiques réchauffant le fluide moteur, une ou plusieurs
puissance au manchon d'accouplement de la turbine, la
turbines, un système de régulation, et les dispositifs
puissance électrique (voir 8.11 aux bornes de l'alternateur,
auxiliaires essentiels. Tout échangeur de chaleur (chaudières
ou la puissance des gaz, pour une turbine ou un générateur
de récupération exclues) se trouvant dans le circuit
de gaz produisant des gaz ou de l'air comprimé (air prélevé
principal du fluide moteur est considéré comme faisant
sur un compresseur du groupe à gaz.
partie de la turbine à gaz.
3.2 générateur de gaz : Terme communément utilisé pour
3.5 Rendement thermique et consommation spécifique de
désigner un groupe compresseur comportant un ou des
chaleur
compresseurs entraîné(s) par une turbine (ou des turbines)
Le rendement thermique ou la consommation spécifique de
avec sa chambre de combustion, l'ensemble fournissant du
chaleur doivent être rapportés au pouvoir calorifique
gaz chaud sous pression. Ce groupe peut entraîner une tur-
inférieur, à pression constante, et ceci quel que soit le
bine distincte qui n'a généralement ni compresseur, ni
combustible : liquide, gazeux ou solide.
chambre de combustion.
Le pouvoir Calorifique doit être rapporté à 1,013 bar et
3.3 Conditions normales de référence
15 OC. II doit être tenu compte de la chaleur sensible du
combustible au-dessus de 15 OC.
Au cas où la puissance, le rendement, la consommation de
chaleur ou la consommation spécifique se rapportent aux
conditions normales, ces conditions doivent être :
3.6 Repères du cycle
a) pour l'air, au droit de la bride d'entrée du La Figure 1 montre la numérotation utilisée dans la
compresseur (éventuellement en amont de la tuyère présente Norme Internationale. Les numéros se rapportent
aux emplacements de mesurage.
d'aspiration), comme indiqué en 6.6.2 - voir aussi
Figure 1 :
Les conditions ambiantes sont mesurées en 1). Les
- une pression totale de 1,013 bar (760 mmHg);
caractéristiques de l'air à l'entrée et à la sortie du
compresseur sont mesurées respectivement en 2) et 3). Dans
- une température totale de 15 OC;
le cas où l'installation comporte plusieurs sections de
- une humidité relative de 60 %; compresseur, le point de mesure des caractéristiques de l'air
à la sortie de la première section du compresseur est repéré
b) pour les gaz d'échappement, au droit de la bride de
par 2.1). et l'entrée de la deuxième section du compresseur
sortie de la turbine (ou de la bride de sortie du
est repéré par 2.2). Le repère 4) correspond à l'entrée à la
récupérateur, s'il existe) :
source de chaleur (après le récupérateur de chaleur, s'il
existe), le repère 5) correspond à la sortie de la source de
- une pression statique de 1,013 bar (760 mmHg).
et l'entrée dans la turbine est repérée par 6). Si
chaleur,
l'installation comporte plusieurs turbines, la sortie de la
Si le fluide moteur est refroidi à l'eau, la température
OC. Les effets de l'humidité première turbine sera repérée par 6.1). l'entrée dans la
normale de l'eau doit être de 15
peuvent en général être négligés, à l'exception des cas où il seconde turbine étant repérée par 6.21, etc. Au cas où le
y a réfrigération intermédiaire, ou s'il y a réfrigération par cycle comporterait un réchauffage du fluide moteur, la
évaporation d'eau. sortie de la première turbine serait désignée par 6.1).
Il 4\
FIGURE 1 - Repimr der emplacemenude mesurap du cycle
2
---------------------- Page: 5 ----------------------
IS0 2314-1973 (F)
l'entrée dans le réchauffeur par 6.2), la sortie par 6.3). et 5 CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT PENDANT
l'entrée dans la seconde turbine par 6.4). Les LES ESSAIS
caractéristiques des gaz d'échappement quittant la turbine
5.1 Généralités
sont mesurées en 7) et à la sortie de la cheminée en 8). Pour
des installations avec récupération de chaleur les
5.1.1 Les essais doivent être effectués dans des conditions
caractéristiques à l'entrée du récupérateur seront mesurées
aussi proches que possible des conditions de référence
en 7.1) et celles à la sortie en 7.2).
(conditions normales ou toutes autres conditions spécifiées
dans le contrat au moment de l'achat). Le combustible
En plus des repères indiqués ci-dessus. les lettres suivantes servent à
utilisé doit être, dans la mesure du possible, celui spécifié
repérer les différents fluides intervenant dans l'installation :
un combustible différent est utilisé,
dans les garanties. Si
f = combustible;
ses caractéristiques doivent être similaires à celles du com-
g = gaz après la source de chaleur;
bustible spécifié. Si cela n'est pas possible, les parties
doivent convenir du combustible utilisé et se mettre
a = air (ou autre fluide moteur);
d'accord sur l'interprétation des résultats.
w = eau;
b = huile de graissage.
5.1.2 Pour des raisons de facilité, dans les machines a deux
combustibles, les essais peuvent être effectués avec un seul
Exemple ;La température du combustible a l'entrée de la source de
combustible, après accord entre les parties.
chaleur s'écrira Tf,.
e,
II est toutefois admis d'utiliser des repères différents de ceux de la 5.1.3 Des réglages non conformes à ceux correspondant au
Figure 1.
fonctionnement normal de l'installation nécessitent un
accord écrit entre les parties.
3.7 Symboles (Voir Tableau 1 page 4).
5.1.4 Les relevés effectués pendant les essais doivent être
consignés sur des feuilles d'essais soigneusement préparées
qui constituent l'original des feuilles de mesure
authentifiées par la signature de l'opérateur. Les feuilles
4 PRÉPARATION DES ESSAIS
originales et les enregistrements doivent permettre la
reproduction, par exemple par copies au carbone ou par un
4.1 Les essais de réception doivent normalement être
procédé de photocopie.
effectués immédiatement après la période de mise au point
La copie manuscrite de ces documents n'est pas autorisée.
déterminée par le constructeur et, en tout cas, dans les trois
Pour les essais de réception, un jeu complet de feuilles de
mois suivants, sauf accord spécial entre les parties. Dans
relevés non modifiées et d'enregistrements deviendra la
tous lescas, avant les essais, le groupe à gaz doit être mis à la
propriété de chacune des parties. Elles doivent correspondre
disposition du constructeur pour examen et nettoyage.
aux lectures réelles, sans application de corrections. Elles
doivent comporter la date et l'heure d'exécution de l'essai.
4.2 Lorsque des tuyauteries ou des conduits sont installés
Les feuilles de mesure et les enregistrements doivent
en vue de contourner un élément, ou si de l'air comprimé
constituer un recueil complet des relevés d'essai.
est prélevé, toutes les vannes situées sur ces circuits doivent
L
être mises dans les positions réalisant les conditions
5.1.5 Si, pendant les essais ou lors du dépouillement et de
spécifiées dans le contrat.
l'interprétation des mesures, apparaît une incohérence
évidente qui affecte la validité des résultats, tout effort
4.3 Les dimensions ou les conditions physiques de
raisonnable doit être fait pour corriger ou éliminer cette
certaines parties devant être connues pour permettre les
incohérence, par accord mutuel. Si un accord ne peut être
calculs ou pour toute autre raison se rapportant aux essais,
obtenu, le mesurage ou l'essai sera annulé.
doivent être déterminées avan? les essais. Les numéros de
série et les caractéristiques se trouvant sur les plaques
5.2 Conditions de fonctionnement
signalétiques doivent être relevés, afin d'identifier la turbine
à gaz essayée et ses équipements auxiliaires.
5.2.1 Certains essais, comme par exemple ceux des
paragraphes 1.4 a), b) et 1.5 c), e), f), doivent normalement
4.4 II peut être procédé a des essais préliminaires pour des
être effectués en régime stable.
raisons de
5.2.2 Avant chaque essai, la turbine à gaz doit fonctionner
a) vérification de l'installation pour effectuer les essais
jusqu'à ce que des conditions de fonctionnement stables
de réception dans les conditions requises.
soient atteintes. Le régime stable est atteint lorsque les para-
mètres essentiels pour les essais en cours ont été stabilisés.
b) vérification du bon fonctionnement des instruments
de mesurage;
Un paramètre est dit stable lorsque le relevé continu de ce
paramètre donne des valeurs dont les variations sont dans
c) familiarisation du personnel à la pratique des essais.
les limites admises indiquées au paragraphe suivant et dans
le Tableau 2, pendant une durée sur laquelle les parties se
Des essais préliminaires peuvent, après accord entre les
seront mises d'accord.
parties, être retenus comme essais de réception.
3
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IS0 2314-1973 (FI
TABLEAU 1 - Symboles
Symbole Définition Unité
Paragraphe
chaleur massique du fluide de refroidissement kJ/(kg.KI 8.5.7
cPc
8.5.1
enthalpie massique de l'air a la température normale de référence kJ1kg
ha0
8.6.1
enthalpie massique de l'air à la température Tal, entrant dans le volume
"ai
kJ1kg
8.5.1
de contrôle
enthalpie massique de l'air à la température Ta3, quittant le compresseur kJ1kg 8.6.3
ha3
enthalpie massique de l'air 3 la température Ta4, entrant dans la source
ha4
8.6.1
kJ1kg
de chaleur (chambre de combustion) et après l'échangeur (s'il existe)
enthalpie massique de l'air a la température Te, s'échappant du volume
hae
kJ/kg 8.5.1
de contrôle
enthalpie massique du combustible à la température T+4 entrant dans la source 8.2.1
hf4
kJ1kg
de chaleur (chambre de combustion) 8.5.1
enthalpie massique des produits de combustion a la température normale
hg0
kJlkg 8.5.1
de référence
enthalpie massique moyenne des gaz à Tg6, entrant dans la turbine kJ1kg 8.6.1
hg6
a la température Tg6.1, quittant la turbine
enthalpie massique des gaz
hg6.1
kJ1kg 8.6.3
entraînant le compresseur
enthalpie massique des gaz à la température Tg6.2, entrant dans la turbine
hg6.2
kJ/kg 8.5.12
de puissance
enthalpie massique des gaz a la temperature Tg7, quittant la turbine
hg7
kJlkg 8.5.12
de puissance
8.5.1
enthalpie massique des gaz d'échappement à la température Tg8 kJ/kg
98
enthalpie massique du gaz à la temperature Tg a la pression pg entrée
et
hg entrée
kJ/kg 8.5.1 1
entrant dans le dispositif entrainé
enthalpie massique du gaz à la température Tg et à la pression pg
hg sortie
8.5.1 1
kJ/kg
quittant le dispositif entraîné
8.5.1
enthalpie massique du combustible à 15 "C kJ1kg 8.2.1
h0
8.3.3 e)
m consommation spécifique de combustible kgls 8.2.1
débit-masse de l'air entrant dans le volume de contrôle kgls 8.5.1
mai
débit-masse de l'air entrant dans la chambre de combustion kgls 8.6.1
"'a4
8.5.1
débit-masse du fluide de refroidissement circulant dans l'échangeur kgls
mC
8.5.7
8.5.1
débit-masse des gaz de fuite etlou d'air prélevé quittant le volume
"'e
kgls 8.5.2
de contrôle
8.6.3
8.5.1
débit-masse du combustible entrant dans le volume de contrôle kgls
mf4
8.6.1
1
8.6.1
débit-masse du gaz quittant la chambre de combustion kgls
mg5
8.6.3
8.5.12
débit-masse du gaz quittant la turbine kgls
"'97
gaz d'échappement quittant le volume de contrôle 8.5.1
débit-masse des kgls
"' 98
kgls 8.5.1 1
débit-masse des gaz entrant dans le dispositif de charge
"'entrée
consommation spécifique de combustible, mesurée kgls 8.3.3 e)
"'m
I
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IS0 2314-1973 (FI
TABLEAU 1 - Symboles (suite)
Symbole Définition Unité Paragraphe
masse du combustible utilisé pendant une période T
8.2.1
mT kg
M couple kN.m
8.1.1
n vitesse de rotation trlmin 8.1.1
vitesse de référence trlmin 8.3.3 a)
"O
vitesse d'essai
tr/min 8.3.3 a)
"t
8.2.2
P puissance nette sur l'arbre KW
8.2.3
puissance nette sur l'arbre, corrigée kW
8.3.3 cl
PC
puissance brute sur l'arbre kW 8.1.1
Pgr
puissance sur l'arbre, mesurée kW 8.6.2
Pm
8.5.1
puissance sur l'arbre kW 8.5.1 1
ps
8.5.1 2
I
8.3.3 c)
puissance nette sur l'arbre, relevée à l'essai kW
pt
8.3.3 e)
8.2.2
consommation de chaleur kW
4
8.2.3
{
chaleur spécifique 8.2.3
kWchaleur
9P
kWpuissance
consommation spécifique de chaleui kW 8.2.1
qr
8.3.3 e)
pouvoir calorifique inférieur du combustible à 15 OC et à pression constante kJ/kg 8.5.1
%O
8.2.1
I
pertes mécaniques
kW 8.5.1
Qm
pertes mécaniques du compresseur entraîné, à l'exclusion des pertes 8.5.1 1
kW
dans le réducteur (s'il existe) 8.6.3
{
pertes mécaniques de la turbine de puissance, y compris les pertes 8.5.12
Qmt
kW
dans le réducteur (s'il existe) 8.6.3
pertes de chaleur par rayonnement et convection du volume de contrôle kW
8.5.1
Qr
pertes de chaleur par rayonnement et convection de l'enveloppe
Qrc
kW 8.5.1 1
du compresseur entraîné
pertes de chaleur par rayonnement et convection de l'enveloppe de la turbine
art
kW 8.5.12
de puissance entre les emplacements de mesurage de température T6.2 et T7
température moyenne de l'air à l'entrée du volume de contrôle K 8.5.1
Ta 1
température de l'air à l'entrée de la source de chaleur (chambre de combustion) K 8.6.1
Ta4
température du fluide de refroidissement entrant K 8.5.1
Tent rée
température du fluide de refroidissement sortant K 8.5.1
Tsortie
élévation de température du fluide de refroidissement circulant dans l'échangeur d'huil K 8.5.7
Tsortie- Tentrée
température du combustible K 8.6.1
Tf4
température du gaz à l'entrée de la turbine K 8.6.1
Tg6
température moyenne du gaz à la sortie du volume de contrôle K 8.5.1
's8
T
température absolue aux conditions de référence K 8.5.3.3 t
K 8.3.3 b)
température absolue d'essai
Tt
5
Q,C
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IS0 2314-1973 (FI
TABLEAU 1 - Symboles (fiin)
Unité
Symbole Définition Paragraphe
6 rapport de la pression ambiante absolue d'essai 5 la pression ambiante
8.3.3 cl
absolue de référence
8.2.2
rendement thermique
'It
8.3.3 e)
8.5.1
rendement de la chambre de combustion
'Itc
8.6.1
e rapport de la température ambiante absolue d'essai à la température
a)
8.3.3
ambiante absolue de référence
8.2.1
7 durée de l'essai S
radls
W vitesse angulaire 8.1.1
TABLEAU 2 - Variations maximales admissibles des conditions de fonctionnement
Variation de chaque lecture
Paramètre considéré par rapport à la moyenna
de CBS lectures pendant l'essai
1. Vitesse de rotation de la turbine de puissance +1%
2. Pression atmosphérique sur le lieu des essais +1%
3. Température du fluide moteur à l'entrée du compresseur f 2°C
4. Pouvoir calorifique du combustible liquide, par kilogramme (pouvoir calorifique
f2%
supérieur et inférieur)
5. Pouvoir calorifique du combustible gazeux par mètre cube (pouvoir calorifique
supérieur et inférieur provenant d'un calorimètre continu)') t2%
'1%
6. Pression du combustible gazeux, tel qu'il est fourni à l'installation
de la valeur absolue moyenne
7. Température du combustible tel qu'il est fourni à l'installation') f 3°C
8. Pression d'échappement des gaz tl%
de la valeur absolue moyenne
9. Pression d'entrée du fluide moteur Il%
de la valeur absolue moyenne
IO. Température du fluide de refroidissement a l'entrée*) f 3°C
I 2°C
11. Échauffement du fluide de refroidissement')
11) Pour des combustibles gazeux autres que le gaz naturel, les variations maximales admises doivent être définies par un accord préalable.
2) Applicable pour les installations avec prérefroidisseur, échangeur intermédiaire ou refroidisseur final.
6
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IS0 2314-1973 (FI
d) Appareils permettant la détermination de la masse
5.2.3 Lors du contrôle des performances, dans des
volumique du combustible.
conditions stables quelconques, la détermination de la
puissance et du rendement doit être effectuée trois fois
En variante, des échantillons de combustible doivent être
consécutives. La durée de chaque essai ne doit pas être
prélevés, et les contrôles effectués dans un laboratoire
inférieure à 5 min et ne doit pas dépasser 20 min
agréé par les parties.
(c'est-à-dire une période totale comprise entre 15 et
e)Manomètres pour le mesurage des pressions et des
60 min). Si la quantité de combustible consommé est
pressions différentielles en des points de mesure
mesurée par pesée, la durée d'essai pourra être supérieure a
appropriés du système de turbine a gaz (pour les mesures
20 min, afin d'atteindre la précision requise.
de pression affectant la détermination des performances,
Lors de chaque série de relevés, la charge doit être
des manomètres à liquide seront utilisés de préférence).
maintenue constante à ? 1 % pendant l'exécution des
f) Baromètre
mesurages. Si cela n'est pas possible, au moins cinq séries de
relevés doivent être effectuées pendant la période
g) Instruments nécessaires à la détermination indirecte
susmentionnée et la moyenne des résultats obtenus doit
de la température d'entrée des gaz à la turbine (excepté
être faite. Si les fluctuations maximales de charge dépassent
pour les turbines à cycle fermé).
2 %, les essais ne doivent être acceptés que par accord entre
h) Instruments permettant la détermination de la
les parties.
température a l'entrée du compresseur.
Pendant toute la durée de l'essai, chaque lecture d'une
I L-
i) Thermomètres pour la détermination des
grandeur caractéristique de fonctionnement ne doit différer
du combustible dans les réservoirs de
températures
de la moyenne des mesures de cette grandeur de plus de la
mesure et de l'eau de circulation dans les échangeurs
valeur indiquée dans le Tableau 2, à moins d'un accord écrit
refroidisseurs.
entre les parties.
j) Indicateurs de vitesse de rotation et compte-tours
NOTE - Si les grandeurs a mesurer subissent des variations rapides
manuels ou électroniques.
et irrégulières, l'utilisation d'un enregistreur adéquat doit &re
préférée à la mesure directe. II est nécessaire d'exécuter des
k) Horloge-mère avec système de signalisation
ou des enregistrements dans les cas où chaque
mesurages simultanés
synchronisé ou, si cela n'est pas possible, montres ou
série de lectures est utilisée pour le calcul des résultats, et où l'on
fait la moyenne de ces résultats. Lorsque les mesures doivent servir
horloges synchronisées.
au calcul de sommes ou de différences, l'heure exacte des mesurages
doit être connue.
I) Instruments pour la détermination de l'humidité
atmosphérique.
6.3 Mesurage de la puissance
6 INSTRUMENTS ET MÉTHODES DE MESURAGE
6.3.1 Mesurage de la puissance mécanique
6.1 Généralités
Cette section décrit les instruments de mesurage, les mé-
6.3.1.1 Mesurage du couple
thodes de mesurage et les précautions à prendre lors des
Pour la détermination de la puissance mécanique fournie
essais d'une installation de puissance à turbine à gaz et
par la turbine à gaz, l'un des appareils suivants peut servir a
de ses accessoires en conformité avec la présente Norme
la détermination du couple.
Internationale. Dans tous les cas où aucune précision n'est
donnée dans cette section concernant les appareils ou les
1 ) Frein dynamométrique du type mécanique,
méthodes de mesurage, ceux-ci doivent faire l'objet d'un
électrique, à fluides divers ou toute combinaison de
accord entre les parties intéressées.
ceux-ci
doit être choisi de façon que le couple
Le dynamomètre
6.2 Liste des instruments et appareils de mesurage
minimal mesuré, quelle que soit la vitesse, représente au
nécessaires à la réalisation des essais obligatoires
moins 20% de son couple nominal. Le frein
pour le mesurage de la puissance sur dynamométrique doit être construit de telle façon que le
a) Instruments
l'arbre de la turbine à gaz. fluide de refroidissement y entre et en sorte dans un plan
son axe, afin d'éviter les composantes de
passant par
b) Appareils pour le mesurage de la consommation de
vitesse tangentielles. Des précautions semblables doivent
combustible de la turbine à gaz ou de l'énergie
être prises en ce qui concerne la ventilation extérieure. Les
thermique qui lui est fournie.
conduites flexibles ne doivent pas introduire d'efforts
tangentiels sensibles. Si des amortisseurs (dash pots) sont
c) Appareils permettant la détermination du pouvoir
utilisés afin de réduire les oscillations, s'assurer qu'ils
calorifique, de la teneur en cendres et de la composition
opposent une résistance identique au déplacement dans
du combustible.
les deux directions. Le bras de levier effectif du
En variante, des échantillons de combustible doivent être dynamomètre doit être mesuré avec une erreur ne
prélevés, et les analyses effectuées dans un laboratoire dépassant pas 2 0,l %. Un certificat du constructeur
I agréé par les parties. peut être considéré comme acceptable.
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IS0 2314-1973 (F)
Le dispositif de mesurage de la force doit être vérifié Lorsque la vitesse moyenne de rotation influence les
avec des poids certifiés, en augmentant puis en résultats des essais, un compte-tours intégrateur entraîné
par l'arbre doit être utilisé. La précision du comptage du
diminuant la charge. L'erreur, positive ou négative, ne
temps doit être telle que l'erreur sur la vitesse moyenne ne
doit pas dépasser 0.1 % de la charge maximale mesurée
dépasse pas k 0,25 %. Lorsque des compteurs d'impulsions
pendant les essais. La moyenne des valeurs retenues en
électroniques sont utilisés pour la détermination de la
charge croissante et décroissante ne doit être acceptée
puissance et du rendement, la cadence des mesurages doit
pour étalonnage qu'à condition que la différence reste
être telle que la moyenne de toutes les lectures ne diffère
inférieure à 0.3 % de la charge maximale durant les
plus de
pas des moyennes des lectures paires et impaires de
essais.
0.25 %.
Avant et après les essais de réception, le dynamomètre
doit être examiné soigneusement, et tout déséquilibre
dans les bras doit être déterminé. Les essais ne sont pas
6.3.2 Mesurage de la puissance électrique
acceptables si le dynamomètre présente un
Ces essais doivent être effectués en conformité avec la
fonctionnement irrégulier, tel que pompage cyclique de
publication 46 de la Commission Electrotechnique
la charge, qui peut apparaître sous l'effet de l'eau ou des
Internationale, (CEI).
conditions de résonance produisant des oscillations de
couple dépassant 2 2 %.
6.3.3 Mesurage de la puissance dans les autres cas
2) Torsiomètre
Lorsque la puissance fournie n'est pas électrique et lorsqu'il
n'est pas possible de la mesurer au manchon
Le torsiomètre doit être étalonné avant les essais. Si le
d'accouplement lui-même (par exemple, pompes,
système est sensible à la température, il doit être
réétalonné après les essais, à la température atteinte compresseurs, etc.), se référer à un code d'essai approprié se
rapportant à la machine entraînée. L'utilisation de tels
pendant ceux-ci. L'étalonnage doit être effectué sans que
codes d'essais n'est admise qu
...
Questions, Comments and Discussion
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