ISO 2314:2009
(Main)Gas turbines — Acceptance tests
Gas turbines — Acceptance tests
This International Standard applies to open-cycle gas-turbine power plants using combustion systems supplied with gaseous and/or liquid fuels as well as closed-cycle and semi-closed-cycle gas-turbine power plants. It can also be applied to gas turbines in combined cycle power plants or in connection with other heat-recovery systems. In cases of gas turbines using free-piston gas generators or special heat sources (for example synthetic gas of chemical processes, blast furnace gas), this International Standard can be used as a basis but suitable modifications are necessary. Acceptance tests of gas turbines with emission control and/or power augmentation devices that are based on fluid injection and/or inlet air treatment are also covered by this International Standard and it is necessary that they be considered in the test procedure, provided that such systems are included in the contractual scope of the supply subject to testing. This International Standard does not apply to emission testing, noise testing, vibration testing, performance of specific components of the gas turbine, performance of power augmentation devices and auxiliary systems, such as air inlet cooling devices, fuel gas compressors, etc., conduct test work aiming at development and research, adequacy of essential protective devices, performance of the governing system and protective systems, and operating characteristics (starting characteristics, reliability testing, etc.).
Turbines à gaz — Essais de réception
L'ISO 2314:2009 est applicable aux installations de puissance à turbine à gaz à cycle ouvert utilisant un équipement de combustion alimenté en combustibles gazeux et/ou liquides ainsi qu'aux installations de puissance à turbine à gaz à cycle fermé ou semi-fermé. Elle peut également s'appliquer aux turbines à gaz des installations de puissance à cycle combiné ou à celles connectées à d'autres systèmes de récupération de chaleur. Dans les cas de turbines à gaz utilisant des générateurs de gaz à pistons libres ou une source de chaleur particulière (par exemple le gaz synthétique d'un processus chimique, des gaz de haut fourneau), l'ISO 2314:2009 peut être utilisée comme base de départ mais une adaptation appropriée est nécessaire. Les essais de réception des turbines à gaz équipées de dispositifs de lutte contre la pollution et/ou d'augmentation de puissance basés sur l'injection de liquide et/ou le traitement de l'air entrant sont également couverts par l'ISO 2314:2009 et il est nécessaire de les prendre en compte dans le mode opératoire d'essai, à condition que ces systèmes soient compris dans le contrat de fourniture soumise à essai. L'ISO 2314:2009 ne s'applique pas aux essais d'émission, aux essais de bruit, aux essais de vibration, à la performance des composants spécifiques de la turbine à gaz, à la performance des dispositifs d'augmentation de puissance et des systèmes auxiliaires, tels que les dispositifs de refroidissement de l'air entrant, les compresseurs de combustible gazeux, etc., à la conduite des essais visant au développement et à la recherche, au bon fonctionnement des dispositifs de protection essentiels, à la performance du système de régulation et des systèmes de protection, ni aux caractéristiques de fonctionnement (par exemple vitesse de démarrage, essai de fiabilité, etc.).
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 2314
Third edition
2009-12-15
Gas turbines — Acceptance tests
Turbines à gaz — Essais de réception
Reference number
©
ISO 2009
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Published in Switzerland
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Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope .1
2 Normative references .2
3 Terms and definitions .3
4 Test boundary .6
5 Symbols .8
6 Preparation for tests.12
6.1 General.12
6.2 Test procedure.13
6.3 Test preparation.14
6.4 Instruments and measuring methods.16
7 Conductance of test .29
7.1 Specified reference conditions .29
7.2 Preliminary checks .32
7.3 Starting and stopping of tests.32
7.4 Operation prior and during test.33
7.5 Duration of tests .35
7.6 Maximum permissible variations in operating conditions .35
7.7 Test records .36
7.8 Test validity .37
8 Computation of results .37
8.1 Performance test results.37
8.2 Correction of test results to reference conditions.40
8.3 Other gas turbine performance parameters .46
9 Test report .55
Annex A (informative) Uncertainty .56
Annex B (informative) Example calculation of exhaust mass flow rate and turbine inlet
temperature energy balance calculation.68
Bibliography .106
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
ISO 2314 was prepared by Technical Committee ISO/TC 192, Gas turbines.
This third edition cancels and replaces the second edition (ISO 2314:1989), which has been technically
revised. It also incorporates the Amendment ISO 2314:1989/Amd.1:1997 and the Technical Corrigendum
ISO 2314:1989/Cor.1:1997.
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Introduction
This International Standard specifies guidelines and procedures for preparing, conducting and reporting
thermal-acceptance tests in order to determine and/or verify electrical power output, mechanical power,
thermal efficiency (heat rate), turbine exhaust gas energy and/or other performance characteristics of gas-
turbine power plants and gas turbine engines, in this International Standard referred to as “gas turbines”. It is
necessary that such performance test results be determined with a high level of accuracy using best
engineering knowledge and industry practice in measurement technique and method.
It is necessary that a detailed, project-specific or test-equipment-specific test procedure be prepared by the
party executing the performance test, based on the recommendations and guidelines given in this
International Standard as well as considering contractual obligations. It is necessary that any deviations from
this International Standard be mutually agreed upon by the involved parties prior to the start of the test.
INTERNATIONAL STANDARD ISO 2314:2009(E)
Gas turbines — Acceptance tests
1 Scope
This International Standard applies to open-cycle gas-turbine power plants using combustion systems
supplied with gaseous and/or liquid fuels as well as closed-cycle and semi-closed-cycle gas-turbine power
plants. It can also be applied to gas turbines in combined cycle power plants or in connection with other heat-
recovery systems.
In cases of gas turbines using free-piston gas generators or special heat sources (for example synthetic gas
of chemical processes, blast furnace gas), this International Standard can be used as a basis but suitable
modifications are necessary.
Acceptance tests of gas turbines with emission control and/or power augmentation devices that are based on
fluid injection and/or inlet air treatment are also covered by this International Standard and it is necessary that
they be considered in the test procedure, provided that such systems are included in the contractual scope of
the supply subject to testing.
Comparative testing can be subject to many different scenarios, depending on the purpose of the conducted
measures. This International Standard can also be applied to comparative tests designed to verify
performance differentials of the gas turbine, primarily for testing before and after modifications, upgrades or
overhaul, although no special reference is made to these topics.
This International Standard also includes procedures for the determination of the following performance
parameters, corrected to the reference operating parameters:
a) electrical or mechanical power output (gas power, if only gas is supplied);
b) thermal efficiency or heat rate;
c) turbine exhaust energy (optionally exhaust temperature and flow).
It is necessary that any other performance parameters defined in the contract between equipment supplier
and purchaser be considered accordingly in the specific test procedure as well as in the supplier's standard
manufacturing test procedure.
This International Standard describes measurement methods and corresponding instruments employed and
their calibration arrangement and handling. It includes provisions for preparing and conducting a performance
test, defines operating conditions of the gas turbine, boundary conditions and their limits as well as standard
conditions (3.9) that should be used as a reference if no other conditions are agreed at the time of purchase.
Furthermore, it contains provisions for the measurement data recording and handling, methods for the
calculation and correction of the test results as well as the development of the uncertainty thereof.
Test tolerance is not addressed in this International Standard, because it is considered a commercial term not
based on statistical analysis of measurement results. It is necessary that the methodology on how to apply
tolerances for the demonstration of compliance with the guaranteed values be defined in the contract.
For the optional test to determine exhaust energy and/or flow, these values are determined from an energy
balance around the gas turbine. Uncertainty values can be minimized by achieving the limits defined in this
International Standard for the key parameters in the energy balance.
This International Standard does not apply to the following:
a) emission testing;
b) noise testing;
c) vibration testing;
d) performance of specific components of the gas turbine;
e) performance of power augmentation devices and auxiliary systems, such as air inlet cooling devices, fuel
gas compressors, etc.;
f) conduct test work aiming at development and research;
g) adequacy of essential protective devices;
h) performance of the governing system and protective systems;
i) operating characteristics (starting characteristics, reliability testing, etc.).
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 2533, Standard atmosphere
ISO 3733, Petroleum products and bituminous materials — Determination of water — Distillation method
ISO 5167 (all parts), Measurement of fluid flow by means of pressure differential devices inserted in circular
cross-section conduits running full
ISO 6245, Petroleum products — Determination of ash
ISO 6974-1, Natural gas — Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography —
Part 1: Guidelines for tailored analysis
ISO 6975, Natural gas — Extended analysis — Gas-chromatographic method
ISO 6976 Natural gas — Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe index from
composition
ISO 9951, Measurement of gas flow in closed conduits — Turbine meters
ISO 10715, Natural gas — Sampling guidelines
ISO 12213-2, Natural gas — Calculation of compression factor — Part 2: Calculation using molar-composition
analysis
ISO 14596, Petroleum products — Determination of sulfur content — Wavelength-dispersive X-ray
fluorescence spectrometry
ISO 20846, Petroleum products — Determination of sulfur content of automotive fuels — Ultraviolet
fluorescence method
ASTM D4629 Standard Test Method for Trace Nitrogen in Liquid Petroleum Hydrocarbons by Syringe/Inlet
Oxidative Combustion and Chemiluminescence Detection
ASTM D5291, Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in
Petroleum Products and Lubricants
DIN 51451, Testing of petroleum products and related products — Analysis by infrared spectrometry —
General working principles
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3 Terms and definitions
For the purpose of this document, the following terms and definitions apply.
3.1
degradation
loss of performance of a gas turbine due to wear and tear experienced in normal operation which is not
recoverable by compressor cleaning, turbine cleaning, filter cleaning, etc.
NOTE 1 This can also be referred to as ageing.
NOTE 2 Adapted from ISO 3977-9:1999, 4.1.7.
3.2
equivalent operating hours
weighted operating events affecting the life of the gas turbine forming an equivalent operating time to
determine inspection intervals of life expectancy
NOTE Adapted from ISO 3977-9:1999, 4.1.2.2.
3.3
gas generator
assembly of gas turbine components that produces heated, pressurized gas and provides it to a process or to
a power turbine
NOTE Adapted from ISO 3977-1:1997, 2.14.
3.4
gas turbine
machine that converts thermal energy into mechanical work
NOTE 1 It consists of one or several rotating compressors, thermal device(s) that heat the working fluid, one or several
turbines, a control system and essential auxiliary equipment. Any heat exchangers (excluding waste exhaust heat
recovery exchangers) in the main working fluid circuit are considered as part of the gas turbine.
NOTE 2 Adapted from ISO 3977-1:1997, 2.1.
3.5
heating value
calorific value
specific energy
amount of heat released by the complete combustion in air of a specific quantity of gas or liquid fuel when the
reaction takes place at constant pressure
NOTE If the combustion products accounted for are only in the gaseous state, the value is called lower heating value,
LHV, or inferior calorific value or net heating value. If the combustion products are gaseous with the exception of water,
which is in liquid state, the value is called higher heating value, HHV, or superior calorific value or gross heating value at
15 °C for natural gas fuel.
See ISO 6976.
3.6
power
quantity that may be expressed in terms of mechanical shaft power at the turbine coupling, electrical power of
the turbine-generator or gas power in the case of a gas turbine or gas generator producing gas or compressed
air
3.7
random error
result of a measurement minus the mean that would result from an infinite number of measurements of the
same measurand carried out under repeatability conditions
See ISO/IEC Guide 99:2007, 2.19.
3.8
reference standard
standard, generally having the highest metrological quality available at a given location or in a given
organization, from which measurements are derived
See ISO/IEC Guide 99:2007, 5.6.
3.9
standard reference conditions
conditions as defined in ISO 2533, equal to the following:
a) for the ambient air or intake air at the compressor flange (alternatively, the compressor intake flare):
⎯ absolute pressure of 101,325 kPa (1,013 25 bar; 760 mm Hg),
⎯ temperature of 15 °C,
⎯ relative humidity of 60 %;
b) for the exhaust at turbine exhaust recuperator outlet, if a recuperator cycle is used:
⎯ static pressure of 101,325 kPa
NOTE 1 In the case of the closed cycle, the standard conditions for the air heater are 15 °C and 101,325 kPa for the
ambient atmospheric air.
NOTE 2 An inlet water temperature of 15 °C applies if cooling of the working fluid is used.
3.10
systematic error
bias
mean that would result from an infinite number of measurements of the same measurand carried out under
repeatability conditions minus a true value of the measurand
See ISO/IEC Guide 99:2007, 2.17.
3.11
thermal efficiency
ratio of the power output to the heat consumption based on the lower heating value, LHV, or net heating value
of the fuel
NOTE Adapted from ISO 3977-1:1997, 2.3.4.
3.12
heat rate
ratio of the fuel energy supplied per unit time to the power produced
NOTE 1 The heat rate is expressed in units of kilojoules per kilowatt hour.
NOTE 2 It is widely used in the power generation industry.
See ISO 11086.
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3.13
tolerance
allowed deviation from a specific requirement
3.14
traceability
property of the result of a measurement or the value of the standard whereby it can be related to stated
references, usually national or international standards, through an unbroken chain of comparisons all having
stated uncertainties
NOTE Adapted from ISO/IEC Guide 99:2007, 2.41.
3.15
turbine inlet temperature
TIT
defined arbitrarily as a theoretical flow-weighted mean temperature before the first-stage stationary blades
calculated from an overall heat balance of the combustion chamber with the gas mass flow from combustion
mixed with the turbine cooling air mass flows prior to entering the first stage stationary blades
3.16
turbine outlet temperature
TOT
temperature of the hot gas leaving the turbine
3.17
type A evaluation
〈of uncertainty〉 method of evaluation of uncertainty by the statistical analysis of series of observations
See ISO/IEC Guide 98-3.
3.18
type B evaluation
〈of uncertainty〉 method of evaluation of uncertainty by means other than the statistical analysis of series of
observations
See ISO/IEC Guide 98-3.
3.19
uncertainty
〈of measurement〉 shortened form of “uncertainty of measurement”, a parameter associated with the result of a
measurement, that characterizes the dispersion of the values that can reasonably be attributed to the
measurand
NOTE 1 The determination of the quality of a measurement that can be expressed with the uncertainty of the test result
is of fundamental importance in any field of measuring and testing. A measure to quantify such quality is the uncertainty of
measurement. The shortened term “uncertainty” is used for simplicity in this International Standard.
NOTE 2 The expression “accuracy of measurement” (closeness of the agreement between the result of a
measurement and the value of the measurand), commonly abbreviated as “accuracy,” is not associated with numbers and
is not used as a quantitative term.
See ISO/IEC Guide 99:2007, 2.26.
3.20
working standard
standard that is used routinely to calibrate or check material measures, measuring instruments or reference
materials
See ISO/IEC Guide 99:2007, 5.7.
4 Test boundary
The test boundary concept encompasses the hardware scope of the gas turbine subject to performance
testing considering the reference conditions for the given guaranties. It provides the basis for the definition
and layout of instrument number, range and location required to determine the energy streams crossing the
test boundary as well as to determine the actual conditions during testing for correcting the test results to
reference conditions.
Figure 1 shows a typical test boundary for the scope of an open cycle gas turbine for electrical output
application with the measurement stations needed for the performance determination. The measurement
stations within the test boundary may be used for energy balance calculation as demonstrated in Chapter 8.
The given nomenclature is used for the example calculations in this International Standard.
Figure 1 – Test Boundary for Generator Application
a Air filter d Turbine(s)
b Compressor(s) e Generator
c Combustor(s) f Test boundary for generator application
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The typical test boundary for mechanical drives is shown in Figure 2.
Figure 2 – Test Boundary for Mechanical Drive Application
a Air filter d Turbine(s)
b Compressor(s) e Power Turbine
c Combustor(s) f Test boundary for mechanical drive application
Station names are given in Table 1
Table 1 – Station identification nomenclature
Station Measurands
1 Ambient air Temperature, pressure, humidity
2 Compressor inlet Temperature, pressure
3 Compressor outlet Temperature, pressure
4 Fuel + injection fluid Flow, temperature, pressure, fuel properties
5 Combustor outlet N/A
6 Turbine inlet N/A
7 Turbine exhaust Temperature, pressure
8 Stack exhaust Temperature
Electrical power Active power, power factor, frequency, voltage, current
Shaft power Torque, rotor speed
10 Losses Thermal, mechanical, electrical
Note Any additional streams crossing the test boundary should be accounted for.
The losses are needed for the determination of the gas turbine exhaust energy and include all energy fluxes
leaving the test boundary. Such losses are typically radiation losses, bearing and gear losses, generator
losses and thermal losses. An example for the latter is heat dissipation from compressor air cooling systems
in combination with a heat recovery boiler of a combined cycle plant.
Generally the losses have a small influence on the calculated gas turbine exhaust energy and therefore are
often taken as constant design value rather than measured. An exception is the heat extracted from cooling
systems, which may be determined based on measured flow, temperature and pressure.
5 Symbols
The symbols and nomenclature used in this International Standard are given in Table 2, together with the
physical unit.
Table 2 – Symbols
Symbol Definition Unit
C Correction factor for power output -
P,i
C
Correction factor for power output, from measured to standard reference conditions -
P,i,a
C Correction factor for power output, from specified to standard reference conditions -
P,i,b
Cη,i Correction factor for thermal efficiency -
Cη,i, a
Correction factor for thermal efficiency, from measured to standard reference conditions -
Cη,i,b Correction factor for thermal efficiency, from specified to standard reference conditions -
cosϕ
Generator power factor -
c Specific heat (heat capacity) at constant pressure of air kJ / (kg ·K)
p,a1
8 © ISO 2009 – All rights reserved
Table 2 (continued)
Symbol Definition Unit
c
Specific heat (heat capacity) of gases at constant pressure kJ / (kg ·K)
pi,
c Specific heat (heat capacity) at constant pressure of exhaust gases kJ / (kg ·K)
P,g 7
h
a1
Specific enthalpy of air at temperature T entering the compressor kJ / kg
a1
h
a3 Specific enthalpy of air at compressor discharge temperature T kJ / kg
a3
h
ae Specific enthalpy of air at temperature T leaking from the control volume kJ / kg
ae
Specific enthalpy of the air flow from the external cooler at temperature Tct3.2 entering the control
h
ct3.2
kJ / kg
volume
h
ex,i Specific enthalpy of air at temperature T extracted from the compressor extraction i kJ / kg
ex,i
h
f 4 Specific enthalpy of fuel at temperature T entering the heat source (combustion chamber)
f4 kJ / kg
h
g 6 Mean specific enthalpy of gases at temperature T entering the turbine kJ / kg
g6
Specific enthalpy of exhaust gases at temperature T kJ / kg
h g7
g 7
h
g8
Specific enthalpy of exhaust gases at temperature Tg8 kJ / kg
Heat rate of the gas turbine, based on low heating value (LHV) of the fuel and electrical power
kJ / kWh
HR
output
Corrected heat rate of the gas turbine kJ / kWh
HR
c
HR Calculated from measured data heat rate of the gas turbine kJ / kWh
m
Specific enthalpy of the injected water or steam mass flow at temperature T entering the control
w4
kJ / kg
h
w4
volume
Specific enthalpy of the fuel at reference temperature T =15 °C kJ / kg
h f0
I Secondary current at instrument transformer A
S
Ratio of current transformer -
K
l
Ratio of voltage transformer -
K
U
m Compressor inlet air mass flow kg / s
a1
Compressor discharge air mass flow kg / s
m
a3
m Mass flow of sealing and/or leakage air leaving the control volume kg / s
ae
m Total turbine cooling air mass flow kg / s
CA,T
Table 2 (continued)
Symbol Definition Unit
m Combustion chamber cooling air mass flow kg / s
CA,CC
st
Cooling air mass flow for 1 turbine vane row kg / s
m
CA,1stV
Mass flow of extracted compressor discharge air kg / s
m
e3
m Air mass flow to the external cooler leaving and entering the control volume kg / s
ct3
Relative difference in inlet mass flow between the equivalent and the actual compressor (that is,
m %
d
equivalent reduction flow of actual compressor inlet air flow)
Air inlet mass flow of an equivalent compressor without cooling air extraction lines, but with the
m kg / s
eq
same power consumption as the actual compressor
m Extraction air mass flow at the compressor extraction line i kg / s
ex,i
Fuel mass flow entering the control volume kg / s
m
f 4
m Gas mass flow entering the turbine kg / s
g 6
Mass flow of the turbine exhaust gases kg / s
m
g 7
m Corrected mass flow of the turbine exhaust gases kg / s
g 7c
Mass flow of the turbine exhaust gases kg / s
m
g8
Injected water or steam mass flow entering the control volume kg / s
m
w4
n Reference speed of the output shaft 1/s
c
n 1/s
Specified speed of the output shaft during the test
m
Number of correction factors -
N
Cooling air booster power consumption kW
Pb
P Net shaft power output at reference conditions kW
c
P Compressor shaft power consumption kW
COMP
Electrical power output at generator terminals kW
P
e9
Corrected electrical power output at generator terminals kW
P
e9c
Transformer load losses kW
P
LL
Transformer no-load losses kW
P
NLL
Net shaft gas turbine shaft power output during the test kW
P
S
Transformer losses kW
P
TRL
Generator losses kW
Q
G
Q Generator losses from design kW
G,d
Gearbox losses kW
Q
G B
Energy stream of compressor inlet air flow, at spec. enthalpy h kJ / s
Q a1
a1
Energy stream of air flow at combustion chamber inlet, at spec. enthalpy h kJ / s
Q a3
a3
Energy stream of sealing and/or leakage air flow leaving the control volume, at spec. enthalpy h kJ / s
Q ae
ae
Energy stream of cooling air flow to cooler inlet, at spec. enthalpy h kJ / s
Q a3
ct3.1
Q Energy stream of cooling air flow from cooler outlet, at spec. enthalpy hct3,2 kJ / s
ct3.2
Energy stream of external air extraction flow, at spec. enthalpy h kJ / s
Q a3
e3
Energy stream of cooling air extraction equivalent flow expressed as , at spec. enthalpy h kJ / s
Q m a1
ex d
10 © ISO 2009 – All rights reserved
Table 2 (continued)
Symbol Definition Unit
Q Energy stream of fuel entering the combustion chamber, based on fuel low heating value (LHV) kJ / s
f 4
Energy stream of turbine inlet flow, at spec. enthalpy h kJ / s
Q g6
g 6
Q Energy stream of exhaust flow at turbine at spec. enthalpy h kJ / s
g7
g 7
Energy stream of turbine exhaust flow at,spec. enthalpy h kJ / s
Q g8
g8
Energy of turbine exhaust flow, with the reference temperature of its spec. enthalpy indexed to the
Q kJ / s
7Ta1
reference ambient air temperature T
a1
Corrected energy stream of turbine exhaust flow, with the reference temperature of its spec.
kJ / s
Q
7cTa1
enthalpy indexed to the reference ambient air temperature T
a1
Corrected energy stream of turbine exhaust flow, with the reference temperature of its spec.
Q kJ / s
7cT 0
enthalpy indexed to the reference temperature T
Q Low heating value (LHV)(lower heating value) of the fuel at 15 °C and constant pressure kJ / kg
lo
Gas turbine mechanical losses kW
Q
m
Q Gas turbine mechanical losses from design kW
m,d
Radiation and convection heat losses of the whole surface kW
Q
r
Q Thermal heat losses(for example: heat extracted from compressor air cooling system) kW
th
Q Thermal heat losses, measured or from design kW
t
h,m(d )
Q Energy of injected steam/water flow, at spec. enthalpy h kJ / s
w4
w4
Q Measured energy of injected steam/water flow, corrected to design if applicable kJ / s
w4,mc
Q Sum of engine losses ( Qm+QG+Qr+Qth +QGB ) kW
SH=−h h
Sensible heat of the fuel kJ / kg
f40
S Measured apparent power which is the product of measured (rms) voltage and (rms) current kVA
m
Rated apparent power which is the product of rated (rms) voltage and (rms) current kVA
S
r
T Standard reference temperature for specific enthalpy of air and gases K
T Reference temperature(=15°C) for specific enthalpy of fuel °C
f 0
T Ambient air temperature °C
a1
Air temperature at compressor discharge °C
T
a3
T Temperature of sealing and/or leakage air flow leaving the control volume °C
ae
T Control temperature at reference conditions °C
c
Temperature of the air flow from the external cooler entering the control volume °C
T
ct3.2
T Extraction air temperature at the compressor extraction line i °C
ex,i
Temperature of fuel entering the heat source (combustion chamber) °C
T
f 4
T Temperature of gases entering the turbine °C
g 6
Average temperature of exhaust gases °C
T
g 7
T Corrected average temperature of exhaust gases °C
g 7c
Measured average temperature of exhaust gases °C
T
g 7m
T Mass flow average temperature of exhaust gases at the stack (simple cycle applications) °C
g8
Table 2 (continued)
Symbol Definition Unit
T Control temperature during the test °C
m
Temperature of injected water or steam entering the control volume °C
T
w4
Secondary voltage at instrument transformer V
U
S
Thermal efficiency of the gas turbine based on electrical power output and fuel lower heating
η
-
value
Corrected thermal efficiency of the gas turbine -
η
C
Measured/calculated thermal efficiency of the gas turbine -
η
m
Combustion chamber efficiency from design, taken into account the total radiation and convention
-
η
tc
heat losses
Additive correction factor i for turbine outlet temperature K
∆
TOT ,i
Additive correction factor i for turbine outlet temperature, from measured to standard reference
∆ K
TOT ,i,a
conditions
Additive correction factor i for turbine outlet temperature, from specified to standard reference
K
∆
TOT ,i,b
conditions
Ratio of the absolute gas turbine compressor inlet air temperatures at test (measured), and at
-
θ
reference conditions
Ratio of the ambient absolute pressure to the reference ambient absolute pressure -
δ
Note:
1. Air or gas temperatures are assumed to be total temperature unless otherwise agreed
2. The general equation of specific enthalpy of ideal gases is h = h – h ≈ c (T-T )
T T0 p 0
where
h is the gas specific enthalpy at the standard reference temperature T of the enthalpy and
T0 0
T is the actual gas temperature.
Usually T =0°C : in this case h = 0 and h = hT ≈ c ; but it can be assumed equal to the ambient air temperature, or to
0 T0 pT
any other temperature.
6 Preparation for tests
6.1 General
Performance Testing requires complex and detailed preparations. Since the purpose of such tests may vary, it
is important to establish upfront the test objectives, identify the participating parties and their role in the
process. A clear determination of the equipment boundaries and associated instrumentation shall avoid any
potential disagreements after the test. A detailed test procedure specific to the test site/supplier's test facility
and conditions shall be agreed by all parties involved.
6.1.1 Agreements before the test
Many factors influence significantly the results of acceptance tests. Therefore tests shall always be carefully
programmed, organized and conducted so that the results are of the highest practical accuracy.
12 © ISO 2009 – All rights reserved
6.1.2 Test objectives
The objective of any tests is to determine performance characteristics of the gas turbine in accordance to any
previously drawn up agreements such as the Purchase Agreements, Test Criteria Documents, EPC
requirements, Power Purchase Agreements, Contractual Services Agreement etc. A detailed procedure for
conducting the tests and evaluating the results shall be issued and agreed upon prior to conducting the tests.
This test procedure shall provide full details of the method of measurement and about method used for
correcting the results from test conditions to the reference conditions or the criteria set out in the pertinent
documents. This test standard does not deal with tests needed to determine the environmental emissions,
noise and vibration, that generally form part of other test procedures. However, these tests can be carried out
concurrently with acceptance tests as per the purchase contracts or other related documents.
6.1.3 Performance degradation
The performance degradation of gas turbine during operation is an existing phenomenon. The degradation on
the gas turbine is caused primarily by fouling and erosion of the gas flow path, and also by wear and tear. The
agreement to apply degradation corrections to the performance test results is strictly a commercial issue
between the parties and beyond the scope of this standard.
In most cases, the gas turbine performance guarantees are made based on equipment “new and clean”
condition. The contractual agreements between the parties should define the period when the equipment is
considered as new and clean and state if performance corrections are permitted, when equipment is tested
beyond this period.
The detailed methodology on how to apply degradation correction may be derived from Comparative Tests,
fleet performance of similar units, predictive degradation curves, or other methods. It should be also noted that
actual measurement of degradation through Comparative Testing over short time periods is difficult because
the rate of deterioration and measurement uncertainty have similar magnitudes and by the fact that during
commissioning the control parameters could be changed. The degradation correction may be additive or
multiplicative and could be applied to the test results or the guarantees made to the gas turbine as indicated in
8.2.2.5.
6.1.4 Design, Construction and start up considerations
The following recommendations should be considered when establishing the requirements for instrumentation
accuracy, calibration, documentation and location of permanent and temporary instrumentation to be used
during the test.
1. If permanent installed instrumentation will be used during the test, the requirements of 6.4 should be
implemented if possible at early stages of the design. The ability to conduct post test calibrations or to
substitute with temporary instrumentation also should be considered.
2. For temporary instrumentation, the design should cater to allow connections and spools sections,
pressure connections, thermo wells and electrical tie-ins. To meet the required flow meters measurement
uncertainty limits, use of flow straighteners is recommended.
3. The instrumentation layout shall be as given in this scope for measurement uncertainty and if possible
allow the ability to validate critical test measurements. (e.g. pressure, temperature, fuel flow, power
output)
6.2 Test procedure
The performance test shall be conducted based on a test procedure, which was developed to provide detailed
guidance on the test execution. This document supplements the contract obligations and clarifies particulars
of contract issues. It shall provide the course of action for performing the test. . Prior to the execution, the test
procedure shall be agreed upon, by authorized signatures of all parties to the test. The following topics should
be included within the test procedure:
a) Base reference conditions and guarantees
b) The criteria for acceptance at the test completion.
c) Test control borders and the locations of the measuring sensors
d) Details about instrumentation including : type, location and calibration requirements
e) The requirements for the stabilization period prior to the test commencement.
f) The details concerning fuel handling, including a procedure for fuel samples collection, handling, method
of analysis, frequency of sampling, as well as the distribution of duplicate fuel samples for each party,
including a set of samples to be kept in case of additional analysis
g) Allowable range of fuel conditions, including constituents and heating value
h) Required operating conditions, e.g. test load, rotating speed, isolation list (see also Table 9)
i) Required levels of equipment cleanliness and inspections prior to test
j) Procedure to account for performance degradation
k) Recording of test readings and observations
l) Number of test runs and duration of each run
m) Frequency of data acquisition, data acceptance and rejection criteria
n) Method of combining test runs to calculate the final test result
o) Numerical values, curves or algorithms for correction under conditions differing from the specified
conditions
p) Requirements for data storage, document retention, data and test report distribution
q) Method for agreeing and documenting any modification to test procedure
r) Method for documenting the specific gas turbine control parameters pre-test and post-test.
6.3 Test preparation
The equipment shall be capable of reliable operation at full load before any test at the suppliers test facility or
on site test commences. Where on site testing is to be undertaken, the tests should be carried out very shortly
after the commissioning process has been completed. For the plants that are already in commercial operation
the tests shall be carried out in clean and undamaged condition. Appropriate degradation allowance may be
applied as agreed in commercial contracts
A test director shall be appointed by the test conducting party. The appointed test director shall be responsible
for seeing that all tests are conducted in professional manners and this test standard used as a guideline for
the execution of the tests. The previously agreed test procedure shall be the basis for conducting the tests.
Prior to the tests, all parties involved in the testing shall be in agreement with the procedures for at least the
following items:
a) Conduct a survey of all plant identifying any deficiencies in equipment and for procedures, which might
affect the performance test.
b) inspection of the fuel flow measuring system
14 © ISO 2009 – All rights reserved
c) The gas turbine compressor blades should be visually inspected and cleaned (off line washing with
previous hand washing if necessary) unless only limited running, from a known clean condition, has been
undertaken before the test and all the components are clean and ready for test.
d) Gas turbine compressor inlet guide vane angle has been verified by measurement and adjusted to control
specifications if necessary.
e) Gas turbine TIT (turbine inlet temperature) control parameters based on the exhaust temperature and
other relevant factors.
f) Calibration of all temporary instruments before shipment to site and valid certificates to be less than 12
months, traceable to national or international laboratories.
g) Location and proper installation of all temporary and unit (if applicable) instruments and crosschecked
with the calibration certificates and serial numbers.
h) Electrical power output measurement including power factor (gross and/or net if applicable).
i) Data acquisition system for monitoring all relevant parameters and the frequency of data collection.
j) Data that is required manually and the frequency of data collection.
k) Use of operating screen prints for additional information which may include plant emission readings and
any alarms that may affect the running of the acceptance tests.
l) Detailed schedule of all the tests including the duration of all tests.
m) Operation modes and settings of the gas turbine (e.g. bypass or boiler, anti-icing, compressor bleed, etc.).
n) A preliminary and recent fuel analysis (with fuel density and calorific value) is available to ensure that the
fuel is substantially as intended.
o) Sampling methodology and the frequency of sampling of the primary fuel. The number of samples to be
retained by the operator, the conducting test team and spare sample shall be agreed prior to the test.
Identification of the names of the laboratories for fuel analyses. Portable gas analysis equipment may be
selected for this use, if it meets the accuracy requirements of this standard.
p) A proper number of personnel, of suitable skill, is available for the correct use of the instruments and for
collecting the test data.
q) An effective indication and intercom system is available to indicate the starting and the end of the tests
and the various pauses wherein the readings of the different instruments shall to be taken.
6.3.1 Equipment preparation
Proper preparation of the gas turbine test is essential. Where a site test is to be undertaken this preparation is
not considered part of normal commissioning activity of the plant that is being acceptance tested from new.
For on site tests it is normal practice that the supplier of the equipment inspects the plant to be
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 2314
Troisième édition
2009-12-15
Turbines à gaz — Essais de réception
Gas turbines — Acceptance tests
Numéro de référence
©
ISO 2009
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Publié en Suisse
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Sommaire Page
1 Domaine d'application.1
2 Références normatives .2
3 Termes et définitions.3
4 Limite d'essai .6
5 Symboles .9
6 Préparation des essais .14
6.1 Généralités .14
6.2 Mode opératoire d'essai.15
6.3 Préparation des essais.16
6.4 Instruments et méthodes de mesurage.18
7 Mode opératoire de l'essai.32
7.1 Conditions de référence spécifiées .32
7.2 Contrôles préliminaires.35
7.3 Démarrage et arrêt des essais.35
7.4 Fonctionnement avant et pendant l'essai .36
7.5 Durée des essais.38
7.6 Variations maximales admissibles dans les conditions de fonctionnement .38
7.7 Enregistrements des essais.39
7.8 Validité des essais.39
8 Calcul des résultats.40
8.1 Résultats des essais de performance .40
8.2 Correction des résultats d'essai pour tenir compte des conditions de référence .43
8.3 Autres paramètres de performance relatifs aux turbines à gaz .49
9 Rapport d'essai .58
Annexe A (informative) Incertitude.59
Annexe B (informative) Exemple de calcul du débit-masse des gaz d'échappement et de calcul du
bilan énergétique de la température à l'entrée de la turbine.71
Bibliographie .110
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'attention est appelée sur le fait que certains des éléments 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.
L'ISO 2314 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
Cette troisième édition annule et remplace la deuxième édition (ISO 2314:1989), qui fait l'objet d'une révision
technique. Elle incorpore également l'Amendement ISO 2314:1989/Amd.1:1997 et le Rectificatif technique
ISO 2314:1989/Cor.1:1997.
iv © ISO 2009 – Tous droits réservés
Introduction
La présente Norme internationale spécifie des lignes directrices et des modes opératoires pour la préparation
et l'exécution des essais thermiques de réception et l'établissement du rapport d'essai correspondant, visant à
la détermination et/ou à la vérification de la puissance électrique, de la puissance mécanique, du rendement
thermique (rendement énergétique), de l'énergie des gaz d'échappement de la turbine et/ou d'autres
caractéristiques de fonctionnement des installations de puissance à turbine à gaz et des turbines à gaz, ci-
après désignées «turbines à gaz». Il est nécessaire de déterminer les résultats de ces essais de performance
avec un haut niveau d'exactitude en employant les meilleures connaissances en ingénierie ainsi que la
meilleure pratique industrielle des techniques et méthodes de mesurage.
Il est nécessaire de mettre au point un mode opératoire d'essai détaillé et spécifique au projet ou aux
équipements d'essai par la partie chargée de l'essai de performance, s'appuyant sur les recommandations et
lignes directrices spécifiées dans la présente Norme internationale et prenant en compte les obligations
contractuelles. Il est nécessaire que tout écart par rapport à la présente Norme internationale fasse l'objet
d'un accord entre les parties concernées avant le début de l'essai.
NORME INTERNATIONALE ISO 2314:2009(F)
Turbines à gaz — Essais de réception
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale est applicable aux installations de puissance à turbine à gaz à cycle ouvert
utilisant un équipement de combustion alimenté en combustibles gazeux et/ou liquides ainsi qu'aux
installations de puissance à turbine à gaz à cycle fermé ou semi-fermé. Elle peut également s'appliquer aux
turbines à gaz des installations de puissance à cycle combiné ou à celles connectées à d'autres systèmes
de récupération de chaleur.
Dans les cas de turbines à gaz utilisant des générateurs de gaz à pistons libres ou une source de chaleur
particulière (par exemple le gaz synthétique d'un processus chimique, des gaz de haut fourneau), la présente
Norme internationale peut être utilisée comme base de départ mais une adaptation appropriée est
nécessaire.
Les essais de réception des turbines à gaz équipées de dispositifs de lutte contre la pollution et/ou
d'augmentation de puissance basés sur l'injection de liquide et/ou le traitement de l'air entrant sont également
couverts par la présente Norme internationale et il est nécessaire de les prendre en compte dans le mode
opératoire d'essai, à condition que ces systèmes soient compris dans le contrat de fourniture soumise à essai.
Des essais comparatifs peuvent être soumis à de nombreux scénarios, dépendant de l'objectif des mesures
prises. La présente Norme internationale est également applicable aux essais comparatifs conçus pour
vérifier les différentiels de performance de la turbine à gaz, principalement en ce qui concerne des essais
réalisés avant et après des modifications, des mises à niveau ou des remises en état bien qu'il ne soit fait
aucune mention à ces sujets.
La présente Norme internationale inclut également les procédures de détermination des paramètres de
performance suivants, corrigés pour tenir compte des paramètres de fonctionnement de référence:
a) la puissance électrique ou mécanique (puissance des gaz lorsque la fourniture ne comporte qu'un
générateur de gaz);
b) le rendement thermique ou le rendement énergétique;
c) l'énergie des gaz d'échappement de la turbine (facultativement, la température et le débit des gaz
d'échappement).
Il est nécessaire de prendre en compte tout autre paramètre de performance défini dans le contrat entre le
fournisseur et l'acheteur de l'équipement, conformément tant au mode opératoire d'essai spécifique qu'au
mode opératoire standard du fournisseur.
La présente Norme internationale décrit les méthodes de mesurage et les instruments correspondants
employés, ainsi que leur mode d'étalonnage et leur manipulation. Elle inclut des dispositions pour la
préparation et l'exécution d'un essai de performance, définit les conditions de fonctionnement de la turbine à
gaz, les conditions aux limites et leurs limites ainsi que les conditions normales (3.9) qu'il convient d'utiliser en
tant que référence à défaut d'un accord sur d'autres conditions établi au moment de la commande. En outre,
elle contient des dispositions pour l'enregistrement et le traitement des données de mesurage, les méthodes
de calcul et de correction des résultats d'essai ainsi que la mise au point de l'incertitude.
La tolérance d'essai n'est pas traitée dans la présente Norme internationale, puisqu'elle est considérée
comme une condition commerciale indépendante de l'analyse statistique des résultats de mesurage. Il est
nécessaire de définir dans le contrat la méthode d'application des tolérances visant à démontrer la conformité
avec les valeurs garanties.
Afin que l'essai facultatif détermine l'énergie et/ou le débit des gaz d'échappement, ces valeurs sont
déterminées à partir d'un bilan énergétique de la turbine à gaz. Les valeurs d'incertitude peuvent être réduites
le plus possible en atteignant les limites définies dans la présente Norme internationale des paramètres clés
dans le bilan énergétique.
La présente Norme internationale ne s'applique pas:
a) aux essais d'émission;
b) aux essais de bruit;
c) aux essais de vibration;
d) à la performance des composants spécifiques de la turbine à gaz;
e) à la performance des dispositifs d'augmentation de puissance et des systèmes auxiliaires, tels que les
dispositifs de refroidissement de l'air entrant, les compresseurs de combustible gazeux, etc.;
f) à la conduite des essais visant au développement et à la recherche;
g) à l’adéquation des dispositifs de protection essentiels;
h) à la performance du système de régulation et des systèmes de protection;
i) aux caractéristiques de fonctionnement (par exemple vitesse de démarrage, essai de fiabilité, etc.).
2 Références normatives
Les documents référencés ci-après sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document référencé (y compris les éventuels amendements) s'applique.
ISO 2533, Atmosphère Type
ISO 3733, Produits pétroliers et bitumineux — Dosage de l'eau — Méthode par distillation
ISO 5167 (toutes les parties), Mesure de débit des fluides au moyen d'appareils déprimogènes insérés dans
des conduites en charge de section circulaire
ISO 6245, Produits pétroliers — Détermination de la teneur en cendres
ISO 6974-1, Gaz naturel — Détermination de la composition avec une incertitude définie par chromatographie
en phase gazeuse — Partie 1: Lignes directrices pour l'analyse sur mesure
ISO 6975, Gaz naturel — Analyse étendue — Méthode par chromatographie en phase gazeuse
ISO 6976, Gaz naturel — Calcul du pouvoir calorifique, de la masse volumique, de la densité relative et de
l'indice de Wobbe à partir de la composition
ISO 9951, Mesure de débit de gaz dans les conduites fermées — Compteurs à turbine
ISO 10715, Gaz naturel — Lignes directrices pour l'échantillonnage
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ISO 12213-2, Gaz naturel — Calcul du facteur de compression — Partie 2: Calcul à partir de l'analyse de la
composition molaire
ISO 14596, Produits pétroliers — Détermination de la teneur en soufre — Spectrométrie de fluorescence X
dispersive en longueur d'onde
ISO 20846, Produits pétroliers — Détermination de la teneur en soufre des carburants pour automobiles —
Méthode par fluorescence ultraviolette
ASTM D4629, Standard Test Method for Trace Nitrogen in Liquid Petroleum Hydrocarbons by Syringe/Inlet
Oxidative Combustion and Chemiluminescence Detection
ASTM D5291, Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in
Petroleum Products and Lubricants
DIN 51451, Testing of petroleum products and related products — Analysis by infrared spectrometry —
General working principles
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions suivants s'appliquent:
3.1
dégradation
perte de performance d'une turbine à gaz, due à l'usure et à la dégradation en fonctionnement normal, non
récupérable par un nettoyage du compresseur, de la turbine, du filtre, etc.
NOTE 1 Peut également être appelé vieillissement.
NOTE 2 Adapté de l'ISO 3977-9:1999, 4.1.7.
3.2
heures de fonctionnement équivalentes
événements de fonctionnement pondérés affectant la durée de vie de la turbine à gaz, constituant un temps
équivalent de fonctionnement afin de déterminer des intervalles de contrôle de la durée de vie
NOTE Adapté de l'ISO 3977-9:1999, 4.1.2.2.
3.3
générateur de gaz
ensemble des éléments d'une turbine à gaz qui fournit des gaz chauds sous pression à un procédé de
fabrication ou à une turbine de puissance libre
NOTE Adapté de l'ISO 3977-1:1997, 2.14.
3.4
turbine à gaz
machine qui transforme l'énergie thermique en énergie mécanique
NOTE 1 Elle comprend un ou plusieurs compresseurs rotatifs, un ou plusieurs dispositifs thermiques réchauffant le fluide
moteur, une ou plusieurs turbines, un système de régulation et des équipements auxiliaires essentiels. Tout échangeur de
chaleur (à l'exclusion des récupérateurs de chaleur à l'échappement) se trouvant dans le circuit principal du fluide moteur
est considéré comme faisant partie de la turbine à gaz.
NOTE 2 Adapté de l'ISO 3977-1:1997, 2.1.
3.5
pouvoir calorifique
valeur calorifique
énergie massique
quantité de chaleur dégagée par la combustion complète dans l'air d'une quantité spécifiée de combustible
gazeux ou de combustible liquide dans laquelle la réaction a lieu à une pression constante
NOTE Si les produits de combustion considérés sont uniquement à l'état gazeux, la valeur est appelée pouvoir
calorifique inférieur, LHV, ou pouvoir calorifique net. Si les produits de combustion sont à l'état gazeux à l'exception de
l'eau, qui est à l'état liquide, la valeur est appelée pouvoir calorifique supérieur, HHV, ou pouvoir calorifique brut à 15 °C
pour le gaz naturel.
Voir l'ISO 6976.
3.6
puissance
grandeur pouvant être exprimée comme la puissance mécanique à l'arbre d'accouplement de la turbine, la
puissance électrique de la turbogénératrice ou la puissance des gaz pour une turbine à gaz ou un générateur
de gaz produisant des gaz ou de l'air comprimé
3.7
erreur aléatoire
résultat d'un mesurage moins la moyenne qui résulterait d'un nombre infini de mesurages du même
mesurande effectués dans des conditions de répétabilité
Voir l'ISO/CEI Guide 99:2007, 2.19.
3.8
étalon de référence
étalon, en général de la plus haute qualité métrologique disponible en un lieu donné ou dans une organisation
donnée, dont dérivent les mesurages qui y sont faits
Voir l'ISO/CEI Guide 99:2007, 5.6.
3.9
conditions normales de référence
conditions définies dans l'ISO 2533, à savoir les suivantes:
a) pour l'air ambiant ou l'air entrant, au droit de la bride d'entrée du compresseur (éventuellement en amont
de la tuyère d'aspiration):
⎯ une pression absolue de 101,325 kPa (1,013 25 bar; 760 mm Hg),
⎯ une température de 15 °C,
⎯ une humidité relative de 60 %;
b) pour l'échappement à la sortie du récupérateur des gaz d'échappement de la turbine, si le cycle de
récupération est utilisé:
⎯ une pression statique de 101,325 kPa
NOTE 1 Pour les installations à cycle fermé, les conditions normales pour le réchauffeur d'air sont 15 °C et
101,325 kPa pour l'air atmosphérique ambiant.
NOTE 2 Si le fluide moteur est refroidi à l'eau, la température normale de l'eau est de 15 °C.
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3.10
erreur systématique
erreur de justesse
moyenne qui résulterait d'un nombre infini de mesurages du même mesurande, effectués dans des conditions
de répétabilité, moins une valeur vraie du mesurande
Voir l'ISO/CEI Guide 99:2007, 2.17.
3.11
rendement thermique
rapport de la puissance nette à la consommation de chaleur, rapporté au pouvoir calorifique inférieur (ou
pouvoir calorifique net) du combustible
NOTE Adapté de l'ISO 3977-1:1997, 2.3.4.
3.12
rendement énergétique
rapport de l'énergie du combustible fournie par unité de temps à la puissance nette produite
NOTE 1 Le rendement énergétique est exprimé en kilojoules par kilowatt heure.
NOTE 2 Il est largement utilisé dans le secteur de la production d'énergie.
Voir l'ISO 11086.
3.13
tolérance
écart autorisé par rapport à une exigence spécifique
3.14
traçabilité
propriété du résultat d'un mesurage ou d'un étalon tel qu'il puisse être relié à des références déterminées,
généralement des étalons nationaux ou internationaux, par l'intermédiaire d'une chaîne ininterrompue de
comparaisons ayant toutes des incertitudes déterminées
NOTE Adapté de l'ISO/CEI Guide 99:2007, 2.41.
3.15
température à l'entrée de la turbine
TIT
arbitrairement définie comme une température théorique moyenne et pondérée en fonction du débit devant
les aubes fixes du premier étage, calculée d'après le bilan thermique général de la chambre à combustion
avec le débit-masse des gaz de combustion mélangé aux débits-masse de l'air de refroidissement de la
turbine avant l'entrée dans les aubes fixes du premier étage
3.16
température à la sortie de la turbine
TOT
température totale des gaz chauds quittant la turbine
3.17
évaluation de type A
〈de l'incertitude〉 méthode d'évaluation de l'incertitude par l'analyse statistique de séries d'observations
Voir l'ISO/CEI Guide 98-3.
3.18
évaluation de type B
〈de l'incertitude〉 méthode d'évaluation de l'incertitude par des moyens autres que l'analyse statistique de
séries d'observations
Voir l'ISO/CEI Guide 98-3.
3.19
incertitude
〈de mesure〉 forme simplifiée du terme «incertitude de mesure», un paramètre associé au résultat d'un
mesurage, qui caractérise la dispersion des valeurs qui pourraient raisonnablement être attribuées au
mesurande
NOTE 1 La détermination de la qualité d'un mesurage, pouvant être exprimée par l'incertitude du résultat d'essai, est
d'une importance fondamentale dans tous les domaines de mesurage et d'essai. Un mesurage pour quantifier une telle
qualité est l'incertitude de mesure. Pour simplifier, le terme abrégé «incertitude» est employé dans la présente Norme
internationale.
NOTE 2 L'expression «exactitude de mesure» (étroitesse de l'accord entre le résultat d'un mesurage et une valeur
vraie du mesurande), souvent abrégée «exactitude», n'est pas employée comme un terme quantitatif en y associant des
nombres.
Voir l'ISO/CEI Guide 99:2007, 2.26.
3.20
étalon de travail
étalon qui est utilisé couramment pour étalonner ou contrôler des mesures matérialisées, des appareils de
mesure ou des matériaux de référence
Voir l'ISO/CEI Guide 99:2007, 5.7.
4 Limite d'essai
Le concept de limite d'essai englobe l'ensemble du matériel de la turbine à gaz soumis aux essais de
performance en considérant les conditions de référence pour les garanties données. Il constitue la base de la
définition et de la composition du numéro, de la plage de mesure et de l'emplacement de l'instrument requis
pour déterminer les courants d'énergie franchissant la limite d'essai et pour déterminer les conditions réelles
pendant l'essai pour corriger les résultats d'essai afin de tenir compte des conditions de référence.
La Figure 1 représente une limite d'essai type pour l'étendue d'une turbine à gaz à cycle ouvert pour une
application de puissance électrique avec les emplacements de mesurage requis pour la détermination de la
performance. Les emplacements de mesurage dans la limite d'essai peuvent être utilisés pour calculer le
bilan énergétique comme démontré à l'Article 8.
Les repères donnés sont utilisés pour les exemples de calculs donnés dans la présente Norme internationale.
6 © ISO 2009 – Tous droits réservés
Figure 1 — Limite d'essai pour générateur
a Filtre à air d Turbine(s)
b Compresseur(s) e Générateur
c Chambre(s) à combustion f Limite d'essai pour générateur
La limite d'essai type pour les turbines assurant l'entraînement d'appareils mécaniques est illustrée à la
Figure 2.
Figure 2 — Limite d'essai pour l'entraînement d'appareils mécaniques
a Filtre à air d Turbine(s)
b Compresseur(s) e Générateur
c Chambre(s) à combustion f Limite d'essai pour l'entraînement d'appareils mécaniques
Les noms des emplacements sont donnés dans le Tableau 1.
Tableau 1 — Repères des emplacements
Mesurandes
Emplacement
Air ambiant Température, pression, humidité
Entrée du compresseur Température, pression
Sortie du compresseur Température, pression
Combustible + fluide d'injection Débit, température, pression, propriétés du combustible
Sortie de la chambre de combustion Sans objet
Entrée de la turbine Sans objet
Gaz d'échappement de la turbine Température, pression
conduit d'échappement de fumée Température
Puissance active, facteur de puissance, fréquence, tension,
Puissance électrique
courant
Puissance à l'arbre Couple, régime rotor
Pertes Thermique, mécanique, électrique
8 © ISO 2009 – Tous droits réservés
Note Il convient de prendre en compte tout courant supplémentaire franchissant la limite d'essai.
Les pertes sont nécessaires pour la détermination de l'énergie des gaz d'échappement de la turbine à gaz et
comprennent tous les courants d'énergie quittant la limite d'essai. Ces pertes sont généralement des pertes
par rayonnement, des pertes au niveau des paliers et dans le réducteur, des pertes au niveau du générateur
et des pertes de chaleur. Cette dernière peut par exemple prendre la forme d'une dissipation de chaleur
partant des systèmes de refroidissement de l'air du compresseur accompagnée d'une chaudière à
récupération de chaleur d'une installation à cycle combiné.
Généralement, les pertes ont peu d'influence sur l'énergie des gaz d'échappement de la turbine à gaz
calculée et, par conséquent, sont souvent considérées comme une valeur nominale constante plutôt que
comme une mesure. Exception faite de la chaleur extraite des systèmes de refroidissement pouvant être
déterminée à partir du débit, de la température et de la pression mesurés.
5 Symboles
Les symboles et les repères utilisés dans la présente Norme internationale sont indiqués dans le Tableau 2
accompagnés de l'unité physique.
Tableau 2 — Symboles
Symbole Définition Unité
Facteur de correction de la puissance fournie -
C
P,i
Facteur de correction de la puissance fournie, entre les conditions mesurées et les -
C
P,i,a
conditions normales de référence
-
Facteur de correction de la puissance fournie, entre les conditions spécifiées et les
C
P,i,b
conditions normales de référence
-
Facteur de correction du rendement thermique
Cη,i
-
Facteur de correction du rendement thermique, entre les conditions mesurées et les
Cη,i, a
conditions normales de référence
Facteur de correction du rendement thermique, entre les conditions spécifiées et les -
Cη,i,b
conditions normales de référence
cosϕ
-
Facteur de puissance du générateur
kJ / (kg ·K)
Chaleur spécifique (capacité thermique) des gaz, à pression constante de l'air
c
p,a1
c kJ / (kg ·K)
Chaleur spécifique (capacité thermique) des gaz, à pression constante
pi,
kJ / (kg ·K)
Chaleur spécifique (capacité thermique), à pression constante des gaz d'échappement,
c
P,g 7
supposée constante
kJ / kg
h Enthalpie massique de l'air à la température T , entrant dans le compresseur
a1
a1
h Enthalpie massique de l'air à la température T , à la sortie du compresseur kJ / kg
a
a3
kJ / kg
h Enthalpie massique de l'air à la température T s'échappant du volume de contrôle
ae
ae
Enthalpie massique du débit d'air quittant le refroidisseur externe à la température T et kJ / kg
3.2
h ct
ct3.2
entrant dans le volume de contrôle
kJ / kg
Enthalpie massique de l'air à la température T extraite à partir de l'extraction i du
ex,i
h
ex,i
compresseur
Enthalpie massique du combustible à la température T entrant dans la source de chaleur kJ / kg
h f
f 4
(chambre de combustion)
kJ / kg
h Enthalpie massique moyenne des gaz à la température T entrant dans la turbine
g6
g 6
Enthalpie massique des gaz d'échappement à la température T kJ / kg
h 7
g
g 7
kJ / kg
h Enthalpie massique des gaz d'échappement à la température T
g8
g8
kJ / kWh
Rendement énergétique de la turbine à gaz basé sur un faible pouvoir calorifique (LHV) du
HR
combustible et de la puissance électrique
kJ / kWh
HR Rendement énergétique corrigé de la turbine à gaz
c
HR Calculé à partir des données mesurées de rendement énergétique de la turbine à gaz kJ / kWh
m
kJ / kg
Enthalpie massique du débit-masse d'eau ou de vapeur injectée à la température T
w4
h
w4
entrant dans le volume de contrôle
Enthalpie massique du combustible à la température de référence T =15 °C
0 kJ / kg
f
h
I Courant secondaire au transformateur de mesure A
S
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Tableau 2 — Symboles
Symbole Définition Unité
K Rapport du transformateur de courant -
l
K -
Rapport du transformateur de tension
U
kg / s
m Débit-masse de l'air à l'entrée du compresseur
a1
m Débit-masse de l'air à la sortie du compresseur kg / s
a3
kg / s
m Débit-masse de l'air d'étanchéité et/ou de fuite quittant le volume de contrôle
ae
Débit-masse total de l'air de refroidissement de la turbine kg / s
m
CA,T
Débit-masse de l'air de refroidissement de la chambre de combustion kg / s
m
CA,CC
Débit-masse de l'air de refroidissement pour premier étage d'aubes de la turbine kg / s
m
CA,1stV
kg / s
m Débit-masse de l'air extrait à la sortie du compresseur
e3
Débit-masse de l'air vers le refroidisseur externe quittant et entrant dans le volume de kg / s
m
ct3
contrôle
%
Différence relative du débit-masse entrant entre le compresseur équivalent et réel (c'est-à-
m
d
dire le débit de réduction équivalente au débit d'air à l'entrée du compresseur réel)
kg / s
Débit-masse de l'air à l'entrée d'un compresseur équivalent sans circuit d'extraction de l'air
m
de refroidissement mais avec la même consommation de puissance que le compresseur
eq
réel
kg / s
m Débit-masse d'air d'extraction dans le circuit d'extraction i du compresseur
ex,i
m Débit-masse du combustible entrant dans le volume de contrôle kg / s
f 4
kg / s
m Débit-masse du gaz entrant dans la turbine
g 6
m Débit-masse des gaz d'échappement de la turbine kg / s
g 7
kg / s
m Débit-masse corrigé des gaz d'échappement de la turbine
g 7c
m Débit-masse des gaz d'échappement de la turbine kg / s
g8
kg / s
m Débit-masse de l'eau ou de la vapeur injectée entrant dans le volume de contrôle
w4
Vitesse de référence pour la puissance à l'arbre 1/s
n
c
n
Vitesse spécifiée pour la puissance à l'arbre pendant l'essai 1/s
m
-
Nombre de facteurs de correction
N
Surconsommation de l'air de refroidissement kW
Pb
P
Puissance nette à l'arbre aux conditions de référence kW
c
kW
P Consommation de la puissance à l'arbre du compresseur
COMP
P Puissance électrique aux bornes du générateur kW
e9
kW
P Puissance électrique corrigée aux bornes du générateur
e9c
Pertes en charge du transformateur kW
P
LL
kW
P Pertes hors charge du transformateur
NLL
P Puissance nette à l'arbre de la turbine à gaz pendant l’essai kW
S
kW
P Pertes au niveau du transformateur
TRL
Q Pertes au niveau du générateur kW
G
Tableau 2 — Symboles
Symbole Définition Unité
Q Pertes au niveau du générateur par conception kW
G,d
Pertes au niveau du réducteur kW
Q
GB,
Q Courant d'énergie du débit d'air à l'entrée du compresseur, à l'enthalpie massique h kJ / s
a
a1
kJ / s
Courant d'énergie du débit d'air à l'entrée de la chambre de combustion, à l'enthalpie
Q
a3
massique h
a3
Courant d'énergie du débit de l'air d'étanchéité et/ou de fuite quittant le volume de contrôle, kJ / s
Q
ae
à l'enthalpie massique h
ae
kJ / s
Courant d'énergie du débit d'air de refroidissement à l'entrée du refroidisseur, à l'enthalpie
Q
ct3.1
massique h
a3
Courant d'énergie du débit d'air de refroidissement à la sortie du refroidisseur, à l'enthalpie kJ / s
Q
ct3.2
massique h
,2
ct3
kJ / s
Q Courant d'énergie du débit d'extraction d'air externe, à l'enthalpie massique h
a3
e3
Courant d'énergie du débit d'extraction d'air de refroidissement équivalent, m , à l'enthalpie kJ / s
d
Q
ex
massique h
a
kJ / s
Courant d'énergie du combustible entrant dans la chambre de combustion, basé sur un
Q
f 4
faible pouvoir calorifique du combustible (LHV)
Q Courant d'énergie du débit à l'entrée de la turbine, à l'enthalpie massique h kJ / s
g
g 6
kJ / s
Q Courant d'énergie du débit des gaz d'échappement de la turbine, à l'enthalpie massique h
g7
g 7
Q Courant d'énergie du débit des gaz d'échappement de la turbine, à l'enthalpie massique h kJ / s
g
g8
kJ / s
Énergie du débit des gaz d'échappement De la turbine, avec la température de référence de
Q
7Ta1
son enthalpie massique indexée sur la température de référence de l'air ambiant T
a1
kJ / s
Courant d'énergie corrigé du débit des gaz d'échappement de la turbine, avec la
Q
température de référence de son enthalpie massique indexée sur la température de
7cTa1
référence de l'air ambiant T
a
kJ / s
Courant d'énergie corrigé du débit des gaz d'échappement de la turbine, avec la
Q température de référence de son enthalpie massique indexée sur la température de
7cT 0
référence T
Faible pouvoir calorifique (LHV) (pouvoir calorifique inférieur) du combustible à 15 °C et à kJ / kg
Q
lo
pression constante
kW
Q Pertes mécaniques de la turbine à gaz
m
Q Pertes mécaniques de la turbine à gaz par conception kW
m,d
kW
Q Pertes de chaleur par rayonnement et convection de la surface totale
r
Pertes thermiques (par exemple: chaleur extraite du système de refroidissement de l'air du kW
Q
th
compresseur)
kW
Q Pertes thermiques mesurées ou par conception
t
h,m(d )
kJ / s
Énergie du débit de vapeur/d'eau injectée, à l'enthalpie massique
Q h
w4 w4
kJ / s
Énergie mesurée du débit de vapeur/d'eau injectée, corrigée pour tenir compte de la
Q
w4,mc
conception si nécessaire
kW
Q Total des pertes au niveau du moteur (Q +Q +Q +Q +Q )
m G r th GB
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Tableau 2 — Symboles
Symbole Définition Unité
SH=−h h
Chaleur sensible du combustible kJ / kg
f40
S kVA
Puissance apparente mesurée qui est le produit de la tension (rms) et du courant (rms)
m
kVA
Puissance apparente nominale qui est le produit de la tension nominale (rms) et du courant
S
r
nominal (rms)
T Température normale de référence pour enthalpie massique de l'air et des gaz K
K
T Température de référence (=15 °C) pour enthalpie massique du combustible
f 0
T °C
Température de l'air ambiant
a1
°C
T Température de l'air à la sortie du compresseur
a3
T Température du débit de l'air d'étanchéité et/ou de fuite quittant le volume de contrôle °C
ae
°C
T Température de contrôle aux conditions de référence
c
°C
Température du débit d'air quittant le refroidisseur externe et entrant dans le volume de
T
ct3.2
contrôle
T Température de l'air d'extraction à la ligne d'extraction i du compresseur °C
ex,i
°C
T Température du combustible entrant dans la source de chaleur (chambre de combustion)
f 4
T Température des gaz entrant dans la turbine °C
g 6
°C
T Température moyenne des gaz d'échappement
g 7
T Température moyenne corrigée des gaz d'échappement °C
g 7c
°C
T Température moyenne mesurée des gaz d'échappement
g 7m
Température moyenne du débit-masse des gaz d'échappement à la sortie de la cheminée °C
T
g8
(applications à cycle simple)
T °C
Température de contrôle pendant l’essai
m
T Température de l'eau ou de la vapeur injectée entrant dans le volume de contrôle °C
w4
V
U Tension secondaire au transformateur de mesure
S
Rendement thermique de la turbine à gaz basé sur la puissance électrique et le pouvoir -
η
calorifique inférieur du combustible
-
η Rendement thermique corrigé de la turbine à gaz
C
η Rendement thermique mesuré/calculé de la turbine à gaz -
m
-
Rendement de la chambre de combustion par rapport aux spécifications de conception,
η
tc
prenant en compte les pertes de chaleur totales par rayonnement et convection
∆ Facteur de correction additif i pour la température à la sortie de la turbine K
TOT ,i
K
Facteur de correction additif i pour la température à la sortie de la turbine, entre les
∆
TOT ,i,a
conditions mesurées et les conditions normales de référence
Facteur de correction additif i pour la température à la sortie de la turbine, entre les K
∆
TOT ,i,b
conditions spécifiées et les conditions normales de référence
-
Rapport des températures absolues à l’entrée du compresseur de la turbine à gaz
θ
δ Rapport de la pression absolue ambiante et de la pression absolue ambiante de référence -
NOTE 1 Les températures de l'air ou du gaz sont supposées être des températures absolues sauf accord particulier
des parties
NOTE 2 L'équation générale de l'enthalpie massique des gaz parfaits est la suivante h = h – h ≈ c (T-T )
T T0 p 0
où
h est l'enthalpie massique du gaz à la température normale de référence T (in °C) de l'enthalpie et
t0 0
T est la température réelle du gaz (en °C)
Généralement T =0°C: Dans ce cas h = 0 et h = h ≈ c ; mais on peut supposer qu'elle est égale à la température de
0 T0 T pT
l'air ambiant ou à n'importe quelle autre température.
6 Préparation des essais
6.1 Généralités
Les essais de performance nécessitent des préparations complexes et minutieuses. Étant donné que l'objectif
de ces essais peut varier, il est important d'établir à l'avance les objectifs de l'essai, d'identifier les participants
et leur rôle dans le processus. Une détermination claire des limites de l'équipement et des instruments
associés doit éviter tout désagrément potentiel après l'essai. Un mode opératoire d'essai détaillé spécifique
au site d'essai et aux installations d'essai du fournisseur ainsi qu'aux conditions d'essai doit faire l'objet d'un
accord entre toutes les parties concernées.
6.1.1 Accords avant l'essai
De nombreux facteurs influencent considérablement les résultats des essais de réception. Par conséquent,
les essais doivent toujours être programmés, organisés et menés avec soin de sorte que les résultats soient
le plus exact possible.
6.1.2 Objectifs des essais
L'objectif des essais est de déterminer les caractéristiques de performance de la turbine à gaz conformément
aux accords établis précédemment tels que les accords d'achat, les documents relatifs aux critères des
essais, les exigences EPC, les accords d'achat d'énergie, les accords sur les services contractuels, etc. Un
mode opératoire détaillé de la réalisation des essais et de l'évaluation des résultats doit être publié et doit
faire l'objet d'un accord avant la réalisation des essais. Le présent mode opératoire des essais doit comporter
des détails sur la méthode de mesurage ainsi que sur la méthode utilisée pour corriger les résultats des
conditions d'essais ramenés aux conditions de référence ou des critères établis dans les documents
correspondants. La présente norme d’essai ne traite pas des essais requis pour déterminer les rejets dans
l'environnement, les bruits et les vibrations qui font généralement partie d'autres modes opératoires d'essai.
Toutefois, ces essais peuvent être exécutés simultanément aux essais de réception conformément aux
contrats d'achat ou à d'autres documents associés.
6.1.3 Dégradation des performances
La dégradation des performances de la turbine à gaz pendant le fonctionnement est un phénomène existant.
La dégradation de la turbine à gaz est causée principalement par l'encrassement et l'érosion de la voie
d'écoulement du gaz ainsi que par l'usure et la rupture. L'accord consistant à appliquer des corrections de
dégradation aux résultats des essais de performance est un point de vue strictement commercial entre les
parties et qui ne relève pas du domaine d'application de la présente norme.
Dans la plupart des cas, les garanties de performance de la turbine à gaz sont formulées pour un équipement
à l'état «neuf et propre». Il convient que les accords contractuels entre les parties définissent la période
pendant laquelle l'équipement est considéré comme neuf et propre et indiquent si des corrections de
performance sont autorisées lorsque l'équipement est soumis à essai une fois cette période écoulée.
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La méthodologie détaillée relative au taux de détérioration peut être déduite des essais comparatifs, de la
performance des unités similaires, des courbes de dégradation prévisible ou d'autres méthodes. Il convient
également de noter que le mesurage réel de la dégradation au moyen d'essais comparatifs sur des périodes
courtes est difficile du fait de l'ampleur similaire du taux de détérioration et de l'incertitude de mesure et du fait
qu'il est possible de modifier les paramètres de contrôle pendant la mise en service. La correction de
dégradation peut être additive ou multiplicative et peut être appliquée aux résultats des essais ou aux
garanties faites à la turbine à gaz comme indiqué en 8.2.2.5.
6.1.4 Conception, construction et démarrage
Il convient de prendre en compte les recommandations suivantes lors de l'établissement des exigences
relatives à l'exactitude, à l'étalonnage, à la documentation et à l’emplacement des instruments permanents et
temporaires à utiliser pendant l'essai.
1) Si des instruments permanents installés sont utilisés pendant l'essai, il convient de mettre en œuvre
les exigences définies en 6.4 si possible dès les premiers stades de la conception. Il convient
également de prendre en compte la capacité à effectuer des étalonnages après l'essai ou à
remplacer certains instruments par des instruments temporaires.
2) Pour des instruments temporaires, il convient que la conception permette d'installer des raccords et
des rotors, des raccords de pression, des puits thermométriques et des raccordements électriques.
Pour respecter les limites de l'incertitude de mesure des débitmètres requises, l'utilisation de
redresseurs de débit est recommandée.
3) L'agencement des instruments doit être conforme aux indications données dans le domaine
d'application concernant l'incertitude de mesure et si possible doit permettre de valider les
mesurages d'essais critiques. (par exemple la pression, la température, le débit du combustible, la
puissance fournie)
6.2 Mode opératoire d'essai
L'essai de performance doit être mené en respectant un mode opératoire d'essai qui a été élaboré pour
fournir des lignes directrices détaillées sur l'exécution de l'essai. Le présent document complète les
obligations contractuelles et clarifie les détails des clauses du contrat. Il doit donner la marche à suivre pour
réaliser l'essai. Avant l'exécution, le mode opératoire d'essai doit faire l'objet d'un accord signé par toutes les
parties. Il convient que le mode opératoire d'essai porte sur les points suivants:
a) les conditions de référence et les garanties de base
b) les critèr
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
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