ISO 11042-1:1996

ISO
NORME
11042-l
INTERNATIONALE
Première édition
1996-08-o 1
Turbines à gaz - Émissions de gaz
d’échappement -
Partie 1:
Mesurage et évaluation
Gas turbines - Exhaust gas emission -
Part 1: Measurement and evalua tion
Numéro de référence
Sommaire Page
Domaine d’application .
1 1
2 Références normatives . 1
3 Définitions . 1
4 Symboles et abréviations
............................................................ 3
5 Conditions . 4
5.1 Turbine à gaz et combustible . 4
52 . Valeurs mesurées . 4
53 . Conditions de référence .
...................................................................................
6 Mesurages 5
. Détermination des constituants dans le gaz d’échappement
61 5
Consigne pour la disposition du système de mesurage
62 . . 5
Exécution de l’essai, rapport d’essai, évaluation.
63 . . 6
...........................................................................
7 Instrumentation 8
Types de dispositif de mesurage
7.1 . 8
Spécifications pour les analyseurs de NO,
7.2 . 8
7.3 Spécifications pour les analyseurs de CO et CO*. . 9
7.4 Spécifications pour les analyseurs de SO, . 11
7.5 Spécifications pour les analyseurs d’hydrocarbures non
brûlés ou partiellement brûlés .
Spécifications pour les analyseurs d’ammoniac. .
7.6 13
Spécifications pour les analyseurs de 02
7.7 . 14
Spécifications pour les analyseurs de fumée.
7.8 . 16
7.9 Spécifications pour les analyseurs de particules solides . 17
8 Qualité du mesurage . 24
81 . Généralités .
0 ISO 1996
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publi-
cation ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun pro-
cédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l’accord
écrit de l’éditeur.
Organisation internationale de normalisation
Case postale 56 l CH-l 211 Genève 20 l Suisse
Imprimé en Suisse
ii
@ ISO
82 . Méthodes d’étalonnage . . . . . . . . . . . . . . . . . . .*.
9 Correction de données . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
91 . Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
92 . Correction entre les gaz d’échappement humides et secs. 25
93 . Correction pour le niveau particulier d’oxygène dans le gaz
d’échappement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
94 . Correction du débit-masse des constituants rapporte au
débit-volume de gaz d’échappement sec dans des condi-
tions normales et pour une teneur en oxygène spécifiée . . . .
95 . Correction en valeurs rapportées à la puissance fournie . . . . . 25
96 . Correction des valeurs rapportées a l’énergie consommée
de combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Annexes
A Exemple type pour la présentation des résultats d’essai et leur
évaluation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
B Remarques concernant les principaux constituants des gaz
d’échappement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Propriétés physiques des constituants gazeux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
C
D Bibliographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . .
III
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération
mondiale d’organismes nationaux de normalisation (comités membres de
I’ISO). L’élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de I’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 gouvernemen-
tales, en liaison avec I’ISO participent également aux travaux. L’ISO colla-
bore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI)
en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques
sont soumis aux comités membres pour vote. Leur publication comme
Normes internationales requiert l’approbation de 75 % au moins des co-
mités membres votants.
La Norme internationale ISO 11042-l a été élaborée par le comité tech-
nique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
L’&O 11042 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre gé-
néral Turbines à gaz - Émissions de gaz d’échappement:
- Partie 7: Mesurage et évaluation
- Partie 2: Surveillance automatisée des émissions
Les annexes A à D de la présente partie de I’ISO 11042 sont données uni-
quement à titre d’information.

NORME INTERNATIONALE @ ISO ISO 11042-1:1996(F)
Émissions de gaz d’échappement -
Turbines à gaz -
Partie 1:
Mesurage et évaluation
2 Références normatives
1 Domaine d’application
La présente partie de I’ISO 11042 établit les métho- Les normes suivantes contiennent des dispositions
des utilisées pour le mesurage et l’évaluation des qui, par suite de la référence qui en est faite, consti-
émissions de gaz d’échappement provenant des tuent des dispositions valables pour la présente partie
turbines a gaz et définit les termes d’émission appro- de I’ISO 11042. Au moment de la publication, les édi-
priés. Elle présente les exigences pour I’environne- tions indiquées étaient en vigueur. Toute norme est
ment d’essai et l’instrumentation, aussi bien que la sujette à révision et les parties prenantes des accords
qualité du mesurage et la correction des données. fondés sur la présente partie de I’ISO 11042 sont invi-
Cela permet un jugement uniforme des émissions tées à rechercher la possibilité d’appliquer les éditions
d’échappement. La relation entre les différentes for- les plus récentes des normes indiquées ci-après. Les
mes d’expression des émissions d’échappement est membres de la CEI et de I’ISO possèdent le registre
des Normes internationales en vigueur à un moment
également donnée.
donné.
II convient que les constituants à mesurer conformé-
ment à la présente partie de I’ISO 11042 fassent I’ob-
ISO 2314: 1989, Turbines à gaz - Essais de réception.
jet d’un accord mutuel entre les parties concernées.
ISO 2533: 1975, Atmosphère type.
La présente partie de I’ISO 11042 est applicable a tou-
tes les turbines à gaz produisant de l’énergie mécani-
ISO 5063:1978, Brûleurs à combustible liquide à pul-
que sur un arbre et/ou qui sont utilisées comme
vérisation de type monobloc - Essais.
moyens d’entraînement pour la production d’électrici-
té, excluant toute application pour des aéronefs. Pour
ISO 6141: 1984, Analyse des gaz - Mélanges de gaz
les installations qui comportent un système de récu-
pour étalonnage - Certificat de préparation du mé-
pération de la chaleur des gaz d’échappement, les dé-
lange.
finitions de la présente partie de I’ISO 11042 peuvent
être utilisées comme base.
La présente partie de I’ISO II 042 est applicable aux
turbines qui utilisent le processus de cycle ouvert. Elle
est également applicable comme base pour les turbi-
3 Définitions
nes à gaz utilisant le cycle semi-fermé et pour les tur-
bines à gaz équipées de compresseurs à piston libre
Pour les besoins de la présente partie de I’ISO 11042,
ou utilisant des sources de chaleur particulières.
les définitions suivantes s’appliquent.
La présente partie de I’ISO 11042 peut être utilisée
comme essai de réception pour les émissions de gaz 3.1 émissions: Constituants qui pénètrent dans
d’échappement des turbines à gaz. l’environnement avec les gaz d’échappement.

@ ISO
Dans la présente partie de I’ISO 11042, les émissions 3.7 bruit: Variation aléatoire dans le signal de sortie
comprennent les constituants suivants: de l’instrument non associée aux caractéristiques de
l’échantillon auxquelles répond l’instrument, pouvant
être distinguée de ses caractéristiques de dérive.
.
NO somme de NO et N02,
oxydes d’azote
X’
expri mée sous la forme de
3.8 parties par million (ppm): Concentration en
NO
volume du composant i dans 106 parties en volume
du mélange de gaz.
dioxyde d’azote NO
monoxyde de carbone CO
3.9 parties par million de carbone (ppmC& Frac-
tion molaire d’hydrocarbure multipliée par 106 mesu-
CO
dioxyde de carbone
rée sur une base d’équivalent (KHQ).
oxydes de soufre SO,; somme de SO2 et SO
Ainsi, 1 ppm de méthane est considéré comme
exprimée sous la forme de
1 ppmC11).
SO
hydrocarbures non UHC; somme de tous les
3.10 répétabilité: Étroitesse avec laquelle un résul-
brûlés ou partielle- produits individuels, expri-
tat de mesurage d’un prélèvement invariable donné
mée sous la forme de CH4
ment brûlés
peut être reproduit à court terme sans aucun réglage
des instruments.
VOC; UHC excluant CH4 et
composés organiques
C2H6, mais exprimés sous la
volatils
forme de CH4 3.11 résolution: La plus petite modification du ré-
sultat d’un mesurage pouvant être détectée.
NH
ammoniac
telle que mesurée par la mé- 3.12 réponse: Modification du signal de sortie de
fumée
thode de Bacharach selon l’instrument se produisant lors de la modification dans
I’ISO 5063 la concentration du prélèvement; le signal de sortie
correspond donc à une concentration donnée du pré-
particules solides toutes les particules solides
lèvement.
produites par le processus
de combustion
3.13 constance/dérive d’étalonnage: Variation au
cours du temps du signal de sortie de l’instrument
mesurant un gaz pour étalonnage à un point de ré-
glage donné.
3.2 exactitude de mesure: Étroitesse avec laquelle
le résultat d’un mesurage approche une valeur vraie
établie indépendamment.
3.14 réponse relative de l’hydrocarbure: Réponse
différente de l’équipement d’essai aux mêmes con-
centrations d’hydrocarbure de l’échantillon, exprimée
3.3 gaz pour étalonnage: Mélange de gaz de réfé-
en équivalent ppmC1, selon la classe ou le mélange
rence de composition connue avec précision devant
des classes des composants de l’hydrocarbure.
être utilisé pour le réglage, l’ajustement et les contrô-
les périodiques des instruments.
3.15 air de zéro: Mélange d’oxygène et d’azote
ayant la même proportion d’oxygène que l’air atmo-
3.4 concentration: Fraction volumique, vi, du com-
sphérique, exempt d’autres composants.
posant i présentant de l’intérêt dans le mélange ga-
zeux, exprimée sous la forme d’un pourcentage en
volume [% (V/V)] ou en parties par million (ppm).
3.16 dérive zéro: Variation au cours du temps du
signal de sortie de l’instrument à partir du point zéro
quand il fonctionne avec un gaz exempt du composant
3.5 interférence: Réponse d’un instrument due à la
à mesurer.
présence d’un gaz (ou vapeur) autre que le gaz (ou va-
peur) à mesurer.
3.17 gaz de zéro: Gaz devant être utilisé pour éta-
blir le point zéro, ou le réglage d’absence de réponse
3.6 linéarité: Capacité d’un instrument à répondre
de façon proportionnelle à un signal d’entrée. d’un instrument.
1) Pour convertir la concentration ppm d’un hydrocarbure quelconque en une valeur ppmC1 équivalente, multiplier la concen-
tration ppm par le nombre d’atomes de carbone par molécule de gaz; par exemple, 1 ppm de propane se traduit comme étant
3 ppmC, d’hydrocarbure; 1 ppm d’hexane comme 6 ppmC1 d’hydrocarbure.

@ ISO
4 Symboles et abréviations
Voir les tableaux 1 et 2.
Tableau 1 - Symboles généraux
Terme
Symbole Unité
Énergie massique nette (pouvoir calorifique inférieur)
kJ/kg
en
Valeur d’émission de gaz d’échappement
E
Valeur d’émission de gaz d’échappement en concentration de constituant du
EMi
mg/m3
composant i à 0 “C et 101,3 kPa
Pareil à EMi, rapporté à une fraction volumique en oxygène de 15 % dans un gaz
mg/m3
E”i , 15 # sec
d’échappement sec
Pareil à EMi, rapporté à l’énergie du combustible consommé
g/GJ
E”i f
Pareil à EMi, rapporté à la puissance fournie
EM,‘,
g/kWh
,
Valeur d’émission de gaz d’échappement pour les particules solides
EP
mg/m3
Valeur d’émission de gaz d’échappement pour la fumée
ES
Valeur d’émission de gaz d’échappement en concentration en volume
EV cms/ms
Valeur d’émission de gaz d’échappement en concentration en volume du compo-
EVi cms/ms
sant i
Pareil a EVi, rapporté a une fraction volumique en oxygène de 15 % dans un gaz
cms/ms
EVi , 15 , sec
d’échappement sec
Masse
m
kg
Masse molaire
M kg/kmoI
Masse molaire totale
kg/kmol
Mtot
Quantité de matière
n kmol
Quantité de matière du composant i
kmol
ni
Quantité de matière totale
kmol
ntot
Puissance a l’arbre de la turbine à gaz
P kW
Débit-masse
kg/s
4m
Débit-volume
ms/s
4v
Volume du composant i ms
vi
V Volume molaire normal ms/kmoI
mn
V Volume de gaz d’échappement sec dans les conditions normalesI) ms
n,sec
V Volume de gaz d’échappement sec dans les conditions normalesl) rapporté à une ms
n, 15,sec
fraction volumique en oxygène de 15 %
V Volume de gaz d’échappement humide dans les conditions normalest) ms
n, humide
Volume total, somme des volumes des composants i ms
vtot
Fraction molaire du constituant i, égal à ni/ntot 1
%
Nombre de limitations 1
z
Facteur de gaz réel
z 1
Masse volumique
kg/m3
P
Masse volumique du matériau particulaire
kg/m3
PPa
Fraction volumique en pourcentage de CO2 dans le gaz d’échappement sec %
R02,sec
Fraction volumique en pourcentage de CO2 dans le gaz d’échappement sec avec
%
(OC02,stœchiométrique,sec
combustion stœchiométrique du combustible utilisé
Fraction volumique en pourcentage de vapeur d’eau dans le gaz d’échappement 1
0 ISO
Tableau 1 (fin)
Terme
Symbole Unité
Fraction volumique dans le gaz d’échappement sec cms/ms
(Pi,sec
Fraction volumique dans le gaz d’échappement humide, égal à VJVtot cms/ms
(Pi,humide
Fraction volumique en pourcentage de O2 dans le gaz d’échappement sec %
(002,sec
NOTES
1 Pour identifier un emplacement particulier le long d’un parcours de gaz, l’indice g est utilisé, par exemple 97. L’indice 7
identifie la sortie de la turbine (voir I’ISO 2314).
2 Dans la présente partie de I’ISO 11042, 15 % de 02 sont utilisés comme valeur type, des teneurs en oxygène différen-
tes peuvent être utilisées selon accord.
3 La température de référence de 0 "C est choisie en raison des données chimiques disponibles et des méthodes d’éva-
luation.
1) Pression normale: P,, = 101,3 kPa
Température normale: t, = 0 "C
- Symboles chimiques et abréviations - les conditions ambiantes, c’est-à-dire pression,
Tableau 2
température et humidité de l’air ambiant;
Symbole Substance
- des détails concernant le combustible;
Monoxyde de carbone
CO
- les équipements en fonctionnement qui affectent
Dioxyde de carbone les émissions et font partie du système complet,
CO2
c’est-à-dire les convertisseurs catalytiques, I’in-
Eau
Hz0
jection d’eau ou de vapeur, les radiateurs à
Azote
N2
évaporation, les condenseurs, etc. Les détails
Ammoniac
NH3 correspondants de tous les débits doivent être
Monoxyde d’azote indiqués.
NO
Dioxyde d’azote
NO2
Somme des oxydes d’azote
NO,
NOTES
Oxygène
1 II convient de définir, par accord entre les parties con-
Dioxyde de soufre
SO2 cernées, la puissance fournie, le débit-masse du gaz
d’échappement et/ou le débit de combustible, les mesura-
Trioxyde de soufre
SO3
ges et les calculs (voir I’ISO 2314).
Somme des oxydes de soufre
SO,
2 Les émissions de gaz d’échappement sont affectées par
UHC Hydrocarbures non brûlés ou partielle-
les caractéristiques du combustible (par exemple combus-
ment brûlés
tible contenant de l’azote). Par conséquent, il convient de
voc Composés organiques volatils
noter les données correspondantes du combustible, ceci
inclut l’analyse chimique appropriée, la température, les
propriétés physiques et les valeurs de débit.
5 Conditions
5.2 Valeurs mesurées
5.1 Turbine à gaz et combustible
Les valeurs suivantes doivent être mesurées:
Les points suivants doivent être indiqués pour les
- la fraction volumique des constituants gazeux
conditions de mesurage en liaison avec les valeurs
rapportée au gaz d’échappement humide
d’émission des turbines à gaz:
(qi,humide) ou au gaz d’échappement sec (@ &;
I
- le constructeur de la turbine à gaz;
- la valeur d’émission de gaz d’échappement pour
la fumée: indice de Bacharach (ES); indice des fu-
- le type de la turbine à gaz;
mées (indice de noircissement) selon I’ISO 5063;
- la puissance à l’arbre, le débit-masse de gaz
d’échappement et/ou le débit de combustible - la concentration en masse des particules solides
dans les conditions dans lesquelles les mesura-
dans le gaz d’échappement humide (EP), si con-
ges d’émission sont effectués;
venu spécialement.
@ ISO
6.2 Consigne pour la disposition du système
5.3 Conditions de référence
de mesurage
Les conditions de référence doivent être:
62.1 Généralités
101,3 kPa
- pression normale:
Trois parties doivent essentiellement être considé-
rées:
15°C
- température normale:
60 %
- humidité relative:
a) la sonde de prélèvement;
b) le système de transfert et de conditionnement;
(voir 3.2.1 de I’ISO 2314:1989).
c) les instruments analytiques et le système d’acqui-
sition de données.
NOTE 3 Une température de référence de 0 OC est choisie
pour les calculs chimiques en raison des données chimi-
ques disponibles et des méthodes d’évaluation. Les mesurages doivent être exécutés par prélève-
ment a débit continu et être représentatifs du débit
gazeux.
Dans le cas d’une installation de turbine à gaz, le point
d’échantillonnage doit être déterminé préalablement
.
.
Par
6 Mesurages
- modélisation, simulation des veines gazeuses (en
6.1 Détermination des constituants dans le
fonction des obstacles et du débit gazeux, lami-
gaz d’échappement
naire turbulent); ou par
- détermination de la vitesse moyenne au sein de
Les constituants sont mesurés ou calculés comme
la gaine qui devient le point représentatif de
indiqué ci après.
l’échantillon gazeux; ou par
- accord mutuel en s’appuyant sur les normes exis-
NO, total en tant
tantes ou l’expérience.
voir voir 7.2. 7.2.
que N02:
Un plan d’échantillonnage unique, exigeant un seul ré-
voir voir 7.3. 7.3.
CO et CO2:
glage, est généralement adéquat pour les mesurages
voir voir 7.4. 7.4.
SO des émissions provenant de l’installation avec ou sans
2:
les systèmes supplémentaires de fonctionnement.
SO aucune aucune méthode méthode recom recom ma
3:
n’est n’est spécifiée. spécifiée.
Dans les cas où l’installation de turbine à gaz n’est pas
équipée d’autres systèmes qu’un silencieux, un sys-
SO, total en tant
tème de canalisation ou une cheminée entre I’échap-
doit doit être être calculé calculé en en utilisant utilisant la la
que SO2:
pement du moteur et la décharge à l’atmosphère, il
teneur teneur en en soufre soufre du du combustible. combustible
convient que l’emplacement du prélèvement soit
.
choisi aussi près qu’il est pratiquement possible de
doit doit être être mesuré mesuré ou ou calculé calculé (en (en
.
H20
l’échappement du moteur. Dans les cas où l’un des
utilisant utilisant le le calcul calcul de de combustion combustion
systèmes suivants est prévu tels qu’un système de
en en tenant tenant compte compte de de l’humidité l’humidité
récupération de chaleur, un système de post-combus-
de de l’air). l’air).
tion, un système de dilution, un système d’élimination
UHC: voir voir 7.5. 7.5. de NO,, etc., l’emplacement du prélèvement doit être
déterminé par accord mutuel entre les parties concer-
voir voir 7.5. 7.5.
voc:
nées.
Ammoniac: voir voir 7.6. 7.6.
La section de mesurage ne doit pas être située dans
la zone de décharge des gaz d’échappement à I’atmo-
voir voir 7.7; 7.7; une une variante variante de de calcul calcul
Oxygène:
sphère, afin de permettre une recirculation de l’air
peut peut être être adoptée adoptée après après accord accord
ambiant.
entre entre les les parties. parties.
voir voir 7.8. 7.8.
Fumée:
6.2.2 Sonde de prélèvement
Particules
solides: voir voir 7.9; 7.9; toutes toutes les les particules particules so- so- La sonde de prélèvement doit fournir un échantillon
lides lides a a l’entrée l’entrée d’air d’air contribuant contribuant représentatif de gaz d’échappement. L’utilisation
de de façon façon significative significative dans dans d’une sonde à trous multiples établissant une
l’émission l’émission de de gaz gaz d’échappe- d’échappe- moyenne avec des trous couvrant des surfaces égales
ment ment doivent doivent être être soustraites soustraites de la section transversale du conduit d’échappement
des des valeurs valeurs reportées. reportées. est recommandée pour obtenir cet échantillon repré-
@ ISO
sentatif. II convient de démontrer que la sonde me- du procédé de fabrication. Pendant cette procé-
sure effectivement un échantillon représentatif du dure, la ligne doit être chauffée à la température
débit de gaz principal, cela sans tenir compte du mo- spécifiée pour l’analyse du composant particulier.
dèle de sonde de prélèvement utilisée.
Tous les raccordements et postes doivent être
exempts de fuite.
La sonde de prélèvement et la pompe à vide devant
être utilisés pour l’essai doivent être capables de
Tous les CO mposa nts do ivent être conçus pour
fournir, de façon continue, un volume suffisant de gaz
fonctionner j usqu’a ux tem pérat ures requises.
échantillon pour les analyseurs.
Lorsque de longues lignes sont inévitables, il est re-
Si des mesurages transversaux sont nécessaires pour
commandé d’insérer une seconde pompe de dé-
démontrer la représentativité, alors la sonde doit être
charge qui fournit du gaz en plus grande quantité.
appropriée pour permettre une pleine appréciation du
canal d’échappement.
La durée du transfert du prélèvement entre la sonde
et les instruments doit être aussi courte que possible,
La sonde doit être suffisamment longue pour per-
de préférence inférieure à 30 s.
mettre la traversée complète du canal d’échappe-
ment. Les procédures pour déterminer les positions
de la sonde doivent faire l’objet d’un accord entre les
6.2.4 Instruments analytiques
parties concernées.
Les instruments utilisés doivent être complets avec
tous les matériels de contrôle de débit nécessaires,
6.2.3 Systèmes de transfert et de conditionne-
tels que régulateurs, soupapes, débitmètres, etc. Le
ment
matériau en contact avec l’échantillon doit résister à la
corrosion, c’est-à-dire acier inoxydable ou PTFE chargé
en carbone. La température du prélèvement doit par-
tout être maintenue à une valeur, en accord avec les
pressions locales, qui évite la condensation de l’eau et
des hydrocarbures.
Un système principal, contenant les composants im-
Tous les équipements utilisés doivent avoir subi les
portants, est représenté à la figure 1. Dans le cas où
contrôles de performance nécessaires conformément
un équipement analytique spécial est utilisé, cette
à l’article 7 de la présente partie de I’ISO 11042.
disposition peut nécessiter des modifications.
Selon le principe de fonctionnement de l’analyseur,
l’échantillon doit être conditionné en conséquence.
6.3 Exécution de l’essai, rapport d’essai,
Pour éviter la condensation des constituants de
évaluation
l’échantillon, la ligne de prélèvement toute entière doit
être chauffée à des températures d’au moins 10 K au-
L’essai doit être exécuté après que la turbine à gaz ait
dessus de la température de condensation du gaz
atteint les conditions de fonctionnement stables
d’échappement.
comme prescrit dans I’ISO 2314. II convient que la va-
riation d’humidité ambiante, exprimée sous forme de
Quand l’échantillon est traité par l’intermédiaire d’un
teneur massique en eau dans l’air sec ne dépasse pas
séparateur d’eau, la ligne de prélèvement doit être
+ 0,5 g/kg pendant l’essai. Si les conditions ambiantes
chauffée au moins jusqu’à ce dispositif.
varient et dépassent les limites données ci-dessus,
des corrections peuvent être appliquées si cela a fait
Pour les gaz naturels ou les combustibles hydro-
l’objet d’un accord entre les parties concernées.
carbures légers ayant une teneur en soufre inférieure
à 1 % (m/m), une température minimale de 150 OC
Les analyseurs doivent être étalonnés avant et après
(423 K) doit être appliquée. Pour cette raison il est re-
l’essai.
commandé de chauffer tout l’équipement, pompe(s)
comprise(s). Le niveau de température doit toujours L’ensemble du système doit être contrôlé avant
être maintenu constant à + 5 K. Pour tous les postes l’essai et à des intervalles réguliers. Des contrôles par-
de la ligne de prélèvement, les points suivants s’appli- ticuliers d’étanchéité de l’ensemble doivent être effec-
quent. tués. Tout l’équipement à utiliser doit avoir subi les
contrôles de performance nécessaires, exécutés dans
Tout matériau en contact avec l’échantillon doit
les limites de temps spécifiées dans les procédures
être constitué de matière non réactive (acier in-
d’essai de mesurages indiquées par le constructeur.
oxydable ou équivalent).
Des mesurages multiples (3 au minimum) doivent être
II est recommandé, conformément aux bonnes effectués uniquement lorsque l’équipement analy-
pratiques, de purger les lignes en PTFE (polytétra- tique fournit des lectures stables et en même temps
fluoroéthylène) au moyen d’un débit continu que les lectures des performances de la turbine à gaz
d’azote pur afin d’enlever les solvants résiduels sont prises.

@ ISO ISO 11042-1:1996(F)
I 1
CH4
C2H6
GC
NO,
- sec
CL
-----------_--m-m_ l ’ ? 1
PMC
1 CO
NDIR
I 1
SO2
NDUV
NDIR
PUVF
Légende
1 Sonde de prélèvement
2 Entrée de gaz pour le contrôle du système
3 Ligne de prélèvement
4 Filtre
5 Pompe à prélèvement
6 Régulateur de contre-pression
7 Convertisseur NO2 -+ NO
8 Entrée de gaz pour l’étalonnage de l’instrument
9 Refroidisseur/séparateur (fonctionnant a G 3 OC)
10 Analyseur
11 Section chauffée
12 Pompe de décharge pour purger (si nécessaire)
13 Convertisseur SO, + SO*
14 Piège à eau ou sécheur à tube d’infiltration
NOTES
- NO, peut être mesuré soit sec, soit humide.
- Voir tableau 3 pour la signification des abréviations.
Figure 1 -
Conception du système de mesurage pour les constituants gazeux
Les instruments sujets à des problèmes de dérive
d’étalonnage du fait des variations de température doi-
vent être protégés dans un environnement thermique-
ment stable.
ou méthode optique
La valeur moyenne arithmétique des résultats de me- Cellule paramagnétique (PMC)
surage de trois séquences d’essai individuel constitue
ou cellule électrochimique
l’essai complet. La durée minimale du prélèvement
doit être pour chaque mesurage d’au moins 1 min
1) Méthode alternative devant faire l’objet d’un accord
plus le temps de réponse moyen du système. Les
préalable.
mesurages représentent la concentration moyenne en
2) Après oxydation de l’ammoniac.
état stable pour la durée du prélèvement (voir 7.9).
La durée de l’essai pour le mesurage des particules
doit être allongée de façon à obtenir la précision con-
7.2 Spécifications pour les analyseurs de
venue.
NO
x
Un rapport d’essai, conforme au tableau A.1, doit être
7.21 Technique de mesurage
préparé.
Le mesurage de la concentration en oxydes d’azote
L’évaluation peut être exécutée conformément au doit s’effectuer selon la technique de chimilumines-
calcul du prélèvement selon le tableau A.2. Pour les cence dans laquelle est mesuré le rayonnement émis
explications concernant le tableau A.2, voir l’article 9. au cours de la réaction de NO sur 03. Cette méthode
n’est pas sensible à NO2 et, par conséquent, I’échan-
tillon doit passer à travers un convertisseur dans le-.
quel NO est produit. Les concentrations en NO initial
et en NO, total doivent être enregistrées si mesurées.
Ainsi, une mesure de la concentration en NO2 peut
être obtenue par soustraction. Seule la détermination
7 Instrumentation
de NO, est obligatoire.
7.1 Types de dispositif de mesurage
7.22 Spécifications des performances principales
pour les analyseurs de NO,
Le tableau 3 indique les types disponibles d’analy-
seurs. Des spécifications détaillées sont fournies uni-
Les spécifications des performances principales, dé-
quement pour le premier des analyseurs cités. Les
terminées pour les instruments fonctionnant dans un
types d’analyseurs en variante ne peuvent être utilisés
environnement tel que spécifié par le constructeur,
qu’à la suite d’un accord entre les parties intéressées.
doivent être conformes au tableau 4.
Tableau 4 - Spécifications des performances
principales pour les analyseurs de NO,
Tableau 3 - Types d’analyseurs pour le mesurage
des constituants
ou ultraviolet non dispersé (NDUV)
Infrarouge non dispersé (NDIR)
et plus de rt 1 % de
Infrarouge non dispersé (NDIR)
Iète de la plage utili-
Infrarouge non dispersé (NDIR)
ou ultraviolet non dispersé (NDUV)
ou fluorescence UV pulsée (PUVF)
Détecteur à ionisation de flamme (FID)
et plus de + 2 % d
-t 1 ppm
l’échelle complète de la plage util
Chromatographe à gazl) (GC)
Chimiluminescence*)
5 Dérive zéro La plus grande des deux valeurs,
ou spectrophotomètre (méthode à
sur une période de 2 h, entre
-1: 1 ppm et moins de & 1 % de
Méthode de Bacharach, selon ISO 5063
l’échelle complète de la plage utili-
sée.
@ ISO ISO 11042-1:1996(F)
7.3 Spécifications pour les analyseurs de
Exigence
N” Terme
CO et CO2
Supérieur ou égal a 0,5 Hz; la plus
6 Bruit
grande des deux valeurs, sur une
7.3.1 Technique de mesurage
période de 2 h, entre + 1 ppm et
moins de + 1 % de l’échelle com-
Le monoxyde de carbone et le dioxyde de carbone
plète de la plage utilisée.
doivent être mesurés en utilisant des analyseurs à
7 Interférence Pour les échantillons contenant
faisceau infrarouge non dispersé (NDIR). Ces analy-
CO* et de la vapeur d’eau, doit
seurs utilisent l’absorption différentielle d’énergie
être limitée comme suit:
dans des cellules de gaz de référence et des cellules
- moins de 02 % de lecture
de gaz parallèles. Les plages de sensibilité deman-
par pour-cent de concentra-
dées sont obtenues par l’utilisation de cellules échan-
tion en CO,;
tillon superposées ou par des modifications dans le
- moins de 0,5 % de lecture
circuit électronique ou les deux. Les interférences
par pour-cent de concentra-
provenant des gaz avec les bandes d’absorption se
tion en vapeur d’eau.
recouvrant peuvent être minimisées par des filtres
Si la limitation d’interférence pour
d’absorption de gaz et/ou des filtres optiques et de
CO* et/ou pour la vapeur d’eau ne
préférence ces derniers.
peut pas être respectée, les fac-
teurs de correction appropries doi-
vent être déterminés, indiqués et
appliqués.1)
7.3.2 Spécifications des performances principales
Ne doit pas dépasser 10 s à partir
8 Temps de
pour les analyseurs de CO et CO2
réponse de l’entrée de l’échantillon dans
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
Les spécifications des performances principales, dé-
90 % de la lecture finale.
terminées pour les instruments fonctionnant dans un
9 Linéarité La linéarité de réponse de chaque environnement tel que spécifié par le constructeur,
plage doit être contrôlée aux
doivent être conformes aux tableaux 5 et 6.
points de 30 %, 60 % et 90 % en
utilisant soit des mélanges de gaz
séparés, soit un diviseur de gaz.
Tableau 5 - Spécifications des performances
L’écart maximal de ces points par
rapport à une droite des moindres principales pour les analyseurs de CO
carrés doit être inférieur à + 2 %
de la valeur d’échelle compléte.
NO Terme Exigence
10 Convertisseur Celui-ci doit être conçu et fonc-
1 Plage totale En plages appropriées jusqu’à
tionner de façon à réduire NO2
2 500 ppm.
présent dans l’échantillon en NO.
Le convertisseur ne doit pas affec-
2 Résolution La plus grande des deux valeurs
ter NO se trouvant initialement
entre 1 ppm et plus de 0,5 % de
dans l’échantillon.
l’échelle complète de la plage utili-
sée.
Le rendement du convertisseur
exprimé par
3 Répétabilité La plus grande des deux valeurs
entre + 2 ppm et plus de + 1 % de
= 100 [cp~o (après convertis-
r7
l’échelle complète de la plage utili-
seur) - (PNOII(PNO~ sée.
ne doit pas être inférieur à 90 %.
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs,
sur une période de 2 h, entre
Cette valeur de rendement doit
rfr 2 ppm et plus de -f: 2 % de
être utilisée pour corriger la valeur
l’échelle complète de la plage utili-
mesurée du NO2 de l’échantillon,
sée.
c’est-a-dire:
5 Dérive zéro La plus grande des deux valeurs,
(~NO (après convertisseur) - (~NO,
sur une période de 2 h, entre
jusqu’à celle qui aurait été obtenue k 2 ppm et moins de + 1 % de
si le rendement avait été de l’échelle complète de la plage utili-
100 %. sée.
1) II est recommandé, conformément aux bonnes prati- 6 Bruit Supérieur ou égal à 0,5 Hz; la plus
ques, que ces procédures de correction soient adoptées grande des deux valeurs entre
dans tous les cas. D’autres corrections peuvent égale- k 1 ppm et moins de + 1 % de
ment être demandées du fait de l’équipement particulier l’échelle complète de la plage utili-
sée.
utilisé.
Tableau 5 (fin)
N” Terme Exigence
Doit être limitée par rapport à la
7 Interférence
concentration en CO indiquée
comme suit:
1) moins de 500 ppm pour cha-
que pour-cent de concentra-
tion en éthylène;
2) inférieur à 2 ppm pour cha-
que pour-cent de concentra-
tion en CO*;
3) en cas d’analyse de I’échan-
tillon dans son état non traité
(humide) uniquement: moins
de 2 ppm pour chaque pour-
cent de vapeur d’eau.
8 Temps de ré- Ne doit pas dépasser 10 s à partir
ponse de l’entrée de l’échantillon dans
Si la (les) limitation(s) d’interfé-
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
rence pour CO* et/ou pour la va-
90 % de la lecture finale.
peur d’eau ne peut (peuvent) pas
être respectée(s), les facteurs de
9 Linéarité La linéarité de réponse de chaque
correction appropriés doivent être
plage doit être contrôlée aux
déterminés, indiqués et appli-
points de 30 %, 60 % et 90 % en
qués.‘)
utilisant soit des mélanges de gaz
séparés, soit un diviseur de gaz.
Temps de ré- Ne doit pas dépasser 10 s à partir
de l’entrée de l’échantillon dans
ponse
L’écart maximal de ces points par
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
rapport à une droite des moindres
90 % de la lecture finale.
carrés doit être inférieur à + 2 %
de la valeur d’échelle complète.
9 Linéarité La linéarité de réponse de chaque
plage doit être contrôlée aux
points de 30 %, 60 % et 90 % en
utilisant soit des mélanges de gaz
séparés, soit un diviseur de gaz. 7.3.3 Exigences spéciales pour les analyseurs de
CO et CO2
L’écart maximal de ces points par
rapport à une droite des moindres
carrés doit être inférieur à + 2 % 7.3.3.1 Aspects opérationnels
de la valeur d’échelle complète.
Le mode préférentiel de fonctionnement est l’analyse
1) II est recommandé, conformément aux bonnes prati-
de l’échantillon sur une base sèche, cas dans lequel la
ques, que ces procédures de correction soient adoptées
pression de l’échantillon à l’entrée de l’analyseur doit
dans tous les cas.
être mesurée et maintenue constante à + 0,2 kPa tout
au long de l’étalonnage et de l’essai. Dans ce mode
de fonctionnement, les analyseurs de CO et CO2 peu-
vent être utilisés en série avec l’analyseur approprié
- Spécifications des performances
Tableau 6
de SO2 etlou de 02, à chaque fois que ces derniers
principales pour les analyseurs de CO2
constituants sont mesurés.
Terme Exigence
I
I N” I
7.3.3.2 Température de l’échantillon
0 % à 20 % dans les plages ap-
1 Plage totale
propriées.
r/
Dans le cas où le mesurage (préférentiel) de CO et de
2 Résolution La plus grande des deux valeurs
CO2 est effectué sur une base sèche (avec I’ensem-
entre 100 ppm et plus de 0,5 % de
ble d’échantillon équipé d’un piège à eau selon 6.2), la
l’échelle complète de la plage utili-
cellule d’échantillon à l’intérieur de l’analyseur doit
sée.
être maintenue à une température d’au moins 40 “C
La plus grande des deux valeurs
3 Répétabilité (313 K), à + 2 K. Si cela a fait l’objet d’un accord entre
entre k 100 ppm et plus de -t 1 %
les parties concernées et si un combustible d’hydro-
de l’échelle complète de la plage
carbure léger est utilisé, l’analyse de l’échantillon dans
utilisée.
son état ((humide)) est autorisée. Dans ce cas, la cel-
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs, lule d’échantillon et tous les autres composants en
sur une période de 2 h, entre
contact avec l’échantillon dans ce sous-système doi-
+lOOppm et plus de +2 % de
vent être maintenus à une température d’au moins
l’échelle complète de la plage utili-
50 “C (323 K), à + 2 K. Une correction d’interférence
sée.
de Hz0 doit être appliquée.
@ ISO
7.4 Spécifications pour les analyseurs de
N” Terme
Exigence
SO
x
5 Dérive zéro La plus grande des deux valeurs,
sur une période de 2 h, entre
7.4.1 Technique de mesurage
+ 1 ppm et moins de + 2 % de
l’échelle complète de la plage utili-
Les oxydes de soufre doivent, de préférence, être
sée.
calculés en utilisant l’analyse du combustible. On sup-
pose ainsi que tout soufre présent dans le combusti- 6 Bruit Supérieur ou égal a 0,5 Hz; la plus
grande des deux valeurs, sur une
ble est complètement oxydé en SO2.
période de 2 h, entre + 0,05 ppm
et moins de + 2 % de l’échelle
Le mesurage de SO2 ne doit être considéré que si la
compléte de la plage utilisée.
concentration prévue en SO2 dépasse la limite infe-
rieure de détection de 3,4 mg de SO2 dans 1 m3 de
7 Interférence Pour les échantillons contenant
gaz d’échappement sec.
COZ, H*O et des UHC, doit être
limitée comme suit:
- < 1 % de la lecture pour cha-
7.4.2 Spécifications des performances principales
que pour-cent de concentra-
pour les analyseurs de SO,
tion en CO2 (en volume);
7.4.2.1 Type de mesurage - c 2 % de la lecture pour cha-
que pour-cent de concentra-
Le mesurage de SO2 doit être effectué par la techni-
tion en vapeur d’eau (en
que du faisceau a infrarouge non dispersé (NDIR) ou volume);
par la technique du faisceau à ultraviolet non dispersé
- < 1 % de la lecture pour cha-
.
(NDUV)
que 10 ppm d’UHC,
ou les interférences résultantes
doivent être inférieures ou éga-
7.4.2.2 Effet des autres gaz
les a 4 % de la lecture. L’in-
fluence la plus importante sur la
C02, Hz0 et les hydrocarbures interfèrent sur le me-
lecture est provoquée par la te-
surage NDIR.
neur en eau. Pour maintenir
constante la teneur en eau de
Les hydrocarbures uniquement interfèrent sur le me-
l’échantillon de gaz, la pression
surage NDUV.
dans le refroidisseur doit être
contrôlée à + 0,2 kPa.
7.4.2.3 Spécifications des performances principa-
Pour éviter les interférences avec
l’ammoniac dans les installations
les
avec réduction catalytique (SCR)
Les spécifications des performances principales, dé-
de NO,, la concentration en SO2
terminées pour les instruments fonctionnant dans un doit être mesurée avant le mé-
lange avec I’ammoniac.1)
environnement tel que spécifié par le constructeur,
doivent être conformes au tableau 7.
8 Temps de Ne doit pas dépasser 50 s à partir
réponse de l’entrée de l’échantillon dans
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
- Spécifications des performances
Tableau 7
90 % de la lecture finale.
principales pour les analyseurs de SO*
9 Linéarité La linéarité de réponse avec SO*
dans N2 de chaque plage doit être
N" Terme Exigence
contrôlée aux points de 30 %,
60 % et 90 % en utilisant soit des
1 Plage totale 0 ppm à 50 ppm et, dans les
mélanges de gaz séparés, soit un
plages appropriées, jusqu’à
diviseur de gaz.
1 000 ppm.
L’écart maximal de ces points par
2 Résolution La plus grande des deux valeurs
rapport a une droite des moindres
entre + 2 ppm et plus de 2 % de
carres doit être inférieur a * 2 %
l’échelle compléte de la plage utili-
de la valeur d’échelle complète.
sée.
1) Pour la méthode NDIR, l’ensemble des trois compo-
3 Répétabilité
La plus grande des deux valeurs
sants interférents est à considérer. Pour la méthode
entre + 1 ppm et plus de & 1 % de
NDUV, seuls les UHC sont a considérer. Si les limitations
l’échelle complète de la plage utili-
d’interférence pour un, deux ou la totalité des compo-
sée.
sants mentionnés ci-dessus ne peuvent pas être respec-
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs,
tées, les facteurs de correction appropriés doivent être
sur une période de 2 h, entre
déterminés, indiqués et appliques.
+ 1 ppm et plus de + 3 % de
l’échelle complète de la plage utili-
sée.
7.5 Spécifications pour les analyseurs Tableau 8 - Spécifications des performances
principales pour les analyseurs d’hydrocarbures
d’hydrocarbures non brûlés ou partiellement
non brûlés et partiellement brûlés
brûlés
7.5.1 Technique de mesurage
Le mesurage des hydrocarbures non brûlés et partiel-
lement brûlés, incluant toutes les expèces d’hydro-
carbures, doit être réalisé par la technique de
détection à ionisation de flamme.
reurs de lecture, il est souhaitable
Quand les gaz d’hydrocarbures non brûlés sont ulté-
rieurement brûlés dans une flamme contrôlée indé-
pendamment, l’ionisation proportionnelle au nombre
de liaisons carbone-hydrogène rompues est produite.
Cette technique donne un total de tous les hydrocar-
bures présents. Pour les exigences concernant les
composants organiques volatiles, il est nécessaire de
différencier les composants individuels pour exclure
les hydrocarbures ne contribuant pas aux VOC.
entre k 0,5 ppmC1 et plus de
NOTE 4 Le niveau d’hydrocarbure ambiant sera, dans cer-
+ 1 % de l’échelle complète de la
tains cas, très important ou même supérieur à celui mesuré
plage utilisée.
dans l’échappement de la turbine. La sonde d’essai
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs
d’échappement peut être utilisée pour échantillonner l’air
entre + 1 ppmC, et t 2 % de
ambiant avant ou après les essais réguliers. Quand des lec-
l’échelle complète de la plage utili-
tures significatives sont rencontrées et quand une lecture
sée.
simultanée est désirée, une ligne de prélèvement vers un
emplacement proche de l’entrée de la turbine à gaz peut
5 Dérive zéro La plus grande
...

ISO
NORME
11042-l
INTERNATIONALE
Première édition
1996-08-o 1
Turbines à gaz - Émissions de gaz
d’échappement -
Partie 1:
Mesurage et évaluation
Gas turbines - Exhaust gas emission -
Part 1: Measurement and evalua tion
Numéro de référence
Sommaire Page
Domaine d’application .
1 1
2 Références normatives . 1
3 Définitions . 1
4 Symboles et abréviations
............................................................ 3
5 Conditions . 4
5.1 Turbine à gaz et combustible . 4
52 . Valeurs mesurées . 4
53 . Conditions de référence .
...................................................................................
6 Mesurages 5
. Détermination des constituants dans le gaz d’échappement
61 5
Consigne pour la disposition du système de mesurage
62 . . 5
Exécution de l’essai, rapport d’essai, évaluation.
63 . . 6
...........................................................................
7 Instrumentation 8
Types de dispositif de mesurage
7.1 . 8
Spécifications pour les analyseurs de NO,
7.2 . 8
7.3 Spécifications pour les analyseurs de CO et CO*. . 9
7.4 Spécifications pour les analyseurs de SO, . 11
7.5 Spécifications pour les analyseurs d’hydrocarbures non
brûlés ou partiellement brûlés .
Spécifications pour les analyseurs d’ammoniac. .
7.6 13
Spécifications pour les analyseurs de 02
7.7 . 14
Spécifications pour les analyseurs de fumée.
7.8 . 16
7.9 Spécifications pour les analyseurs de particules solides . 17
8 Qualité du mesurage . 24
81 . Généralités .
0 ISO 1996
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publi-
cation ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun pro-
cédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l’accord
écrit de l’éditeur.
Organisation internationale de normalisation
Case postale 56 l CH-l 211 Genève 20 l Suisse
Imprimé en Suisse
ii
@ ISO
82 . Méthodes d’étalonnage . . . . . . . . . . . . . . . . . . .*.
9 Correction de données . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
91 . Généralités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
92 . Correction entre les gaz d’échappement humides et secs. 25
93 . Correction pour le niveau particulier d’oxygène dans le gaz
d’échappement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
94 . Correction du débit-masse des constituants rapporte au
débit-volume de gaz d’échappement sec dans des condi-
tions normales et pour une teneur en oxygène spécifiée . . . .
95 . Correction en valeurs rapportées à la puissance fournie . . . . . 25
96 . Correction des valeurs rapportées a l’énergie consommée
de combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
Annexes
A Exemple type pour la présentation des résultats d’essai et leur
évaluation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
B Remarques concernant les principaux constituants des gaz
d’échappement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
Propriétés physiques des constituants gazeux . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
C
D Bibliographie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . .
III
Avant-propos
L’ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération
mondiale d’organismes nationaux de normalisation (comités membres de
I’ISO). L’élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de I’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 gouvernemen-
tales, en liaison avec I’ISO participent également aux travaux. L’ISO colla-
bore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI)
en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techniques
sont soumis aux comités membres pour vote. Leur publication comme
Normes internationales requiert l’approbation de 75 % au moins des co-
mités membres votants.
La Norme internationale ISO 11042-l a été élaborée par le comité tech-
nique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
L’&O 11042 comprend les parties suivantes, présentées sous le titre gé-
néral Turbines à gaz - Émissions de gaz d’échappement:
- Partie 7: Mesurage et évaluation
- Partie 2: Surveillance automatisée des émissions
Les annexes A à D de la présente partie de I’ISO 11042 sont données uni-
quement à titre d’information.

NORME INTERNATIONALE @ ISO ISO 11042-1:1996(F)
Émissions de gaz d’échappement -
Turbines à gaz -
Partie 1:
Mesurage et évaluation
2 Références normatives
1 Domaine d’application
La présente partie de I’ISO 11042 établit les métho- Les normes suivantes contiennent des dispositions
des utilisées pour le mesurage et l’évaluation des qui, par suite de la référence qui en est faite, consti-
émissions de gaz d’échappement provenant des tuent des dispositions valables pour la présente partie
turbines a gaz et définit les termes d’émission appro- de I’ISO 11042. Au moment de la publication, les édi-
priés. Elle présente les exigences pour I’environne- tions indiquées étaient en vigueur. Toute norme est
ment d’essai et l’instrumentation, aussi bien que la sujette à révision et les parties prenantes des accords
qualité du mesurage et la correction des données. fondés sur la présente partie de I’ISO 11042 sont invi-
Cela permet un jugement uniforme des émissions tées à rechercher la possibilité d’appliquer les éditions
d’échappement. La relation entre les différentes for- les plus récentes des normes indiquées ci-après. Les
mes d’expression des émissions d’échappement est membres de la CEI et de I’ISO possèdent le registre
des Normes internationales en vigueur à un moment
également donnée.
donné.
II convient que les constituants à mesurer conformé-
ment à la présente partie de I’ISO 11042 fassent I’ob-
ISO 2314: 1989, Turbines à gaz - Essais de réception.
jet d’un accord mutuel entre les parties concernées.
ISO 2533: 1975, Atmosphère type.
La présente partie de I’ISO 11042 est applicable a tou-
tes les turbines à gaz produisant de l’énergie mécani-
ISO 5063:1978, Brûleurs à combustible liquide à pul-
que sur un arbre et/ou qui sont utilisées comme
vérisation de type monobloc - Essais.
moyens d’entraînement pour la production d’électrici-
té, excluant toute application pour des aéronefs. Pour
ISO 6141: 1984, Analyse des gaz - Mélanges de gaz
les installations qui comportent un système de récu-
pour étalonnage - Certificat de préparation du mé-
pération de la chaleur des gaz d’échappement, les dé-
lange.
finitions de la présente partie de I’ISO 11042 peuvent
être utilisées comme base.
La présente partie de I’ISO II 042 est applicable aux
turbines qui utilisent le processus de cycle ouvert. Elle
est également applicable comme base pour les turbi-
3 Définitions
nes à gaz utilisant le cycle semi-fermé et pour les tur-
bines à gaz équipées de compresseurs à piston libre
Pour les besoins de la présente partie de I’ISO 11042,
ou utilisant des sources de chaleur particulières.
les définitions suivantes s’appliquent.
La présente partie de I’ISO 11042 peut être utilisée
comme essai de réception pour les émissions de gaz 3.1 émissions: Constituants qui pénètrent dans
d’échappement des turbines à gaz. l’environnement avec les gaz d’échappement.

@ ISO
Dans la présente partie de I’ISO 11042, les émissions 3.7 bruit: Variation aléatoire dans le signal de sortie
comprennent les constituants suivants: de l’instrument non associée aux caractéristiques de
l’échantillon auxquelles répond l’instrument, pouvant
être distinguée de ses caractéristiques de dérive.
.
NO somme de NO et N02,
oxydes d’azote
X’
expri mée sous la forme de
3.8 parties par million (ppm): Concentration en
NO
volume du composant i dans 106 parties en volume
du mélange de gaz.
dioxyde d’azote NO
monoxyde de carbone CO
3.9 parties par million de carbone (ppmC& Frac-
tion molaire d’hydrocarbure multipliée par 106 mesu-
CO
dioxyde de carbone
rée sur une base d’équivalent (KHQ).
oxydes de soufre SO,; somme de SO2 et SO
Ainsi, 1 ppm de méthane est considéré comme
exprimée sous la forme de
1 ppmC11).
SO
hydrocarbures non UHC; somme de tous les
3.10 répétabilité: Étroitesse avec laquelle un résul-
brûlés ou partielle- produits individuels, expri-
tat de mesurage d’un prélèvement invariable donné
mée sous la forme de CH4
ment brûlés
peut être reproduit à court terme sans aucun réglage
des instruments.
VOC; UHC excluant CH4 et
composés organiques
C2H6, mais exprimés sous la
volatils
forme de CH4 3.11 résolution: La plus petite modification du ré-
sultat d’un mesurage pouvant être détectée.
NH
ammoniac
telle que mesurée par la mé- 3.12 réponse: Modification du signal de sortie de
fumée
thode de Bacharach selon l’instrument se produisant lors de la modification dans
I’ISO 5063 la concentration du prélèvement; le signal de sortie
correspond donc à une concentration donnée du pré-
particules solides toutes les particules solides
lèvement.
produites par le processus
de combustion
3.13 constance/dérive d’étalonnage: Variation au
cours du temps du signal de sortie de l’instrument
mesurant un gaz pour étalonnage à un point de ré-
glage donné.
3.2 exactitude de mesure: Étroitesse avec laquelle
le résultat d’un mesurage approche une valeur vraie
établie indépendamment.
3.14 réponse relative de l’hydrocarbure: Réponse
différente de l’équipement d’essai aux mêmes con-
centrations d’hydrocarbure de l’échantillon, exprimée
3.3 gaz pour étalonnage: Mélange de gaz de réfé-
en équivalent ppmC1, selon la classe ou le mélange
rence de composition connue avec précision devant
des classes des composants de l’hydrocarbure.
être utilisé pour le réglage, l’ajustement et les contrô-
les périodiques des instruments.
3.15 air de zéro: Mélange d’oxygène et d’azote
ayant la même proportion d’oxygène que l’air atmo-
3.4 concentration: Fraction volumique, vi, du com-
sphérique, exempt d’autres composants.
posant i présentant de l’intérêt dans le mélange ga-
zeux, exprimée sous la forme d’un pourcentage en
volume [% (V/V)] ou en parties par million (ppm).
3.16 dérive zéro: Variation au cours du temps du
signal de sortie de l’instrument à partir du point zéro
quand il fonctionne avec un gaz exempt du composant
3.5 interférence: Réponse d’un instrument due à la
à mesurer.
présence d’un gaz (ou vapeur) autre que le gaz (ou va-
peur) à mesurer.
3.17 gaz de zéro: Gaz devant être utilisé pour éta-
blir le point zéro, ou le réglage d’absence de réponse
3.6 linéarité: Capacité d’un instrument à répondre
de façon proportionnelle à un signal d’entrée. d’un instrument.
1) Pour convertir la concentration ppm d’un hydrocarbure quelconque en une valeur ppmC1 équivalente, multiplier la concen-
tration ppm par le nombre d’atomes de carbone par molécule de gaz; par exemple, 1 ppm de propane se traduit comme étant
3 ppmC, d’hydrocarbure; 1 ppm d’hexane comme 6 ppmC1 d’hydrocarbure.

@ ISO
4 Symboles et abréviations
Voir les tableaux 1 et 2.
Tableau 1 - Symboles généraux
Terme
Symbole Unité
Énergie massique nette (pouvoir calorifique inférieur)
kJ/kg
en
Valeur d’émission de gaz d’échappement
E
Valeur d’émission de gaz d’échappement en concentration de constituant du
EMi
mg/m3
composant i à 0 “C et 101,3 kPa
Pareil à EMi, rapporté à une fraction volumique en oxygène de 15 % dans un gaz
mg/m3
E”i , 15 # sec
d’échappement sec
Pareil à EMi, rapporté à l’énergie du combustible consommé
g/GJ
E”i f
Pareil à EMi, rapporté à la puissance fournie
EM,‘,
g/kWh
,
Valeur d’émission de gaz d’échappement pour les particules solides
EP
mg/m3
Valeur d’émission de gaz d’échappement pour la fumée
ES
Valeur d’émission de gaz d’échappement en concentration en volume
EV cms/ms
Valeur d’émission de gaz d’échappement en concentration en volume du compo-
EVi cms/ms
sant i
Pareil a EVi, rapporté a une fraction volumique en oxygène de 15 % dans un gaz
cms/ms
EVi , 15 , sec
d’échappement sec
Masse
m
kg
Masse molaire
M kg/kmoI
Masse molaire totale
kg/kmol
Mtot
Quantité de matière
n kmol
Quantité de matière du composant i
kmol
ni
Quantité de matière totale
kmol
ntot
Puissance a l’arbre de la turbine à gaz
P kW
Débit-masse
kg/s
4m
Débit-volume
ms/s
4v
Volume du composant i ms
vi
V Volume molaire normal ms/kmoI
mn
V Volume de gaz d’échappement sec dans les conditions normalesI) ms
n,sec
V Volume de gaz d’échappement sec dans les conditions normalesl) rapporté à une ms
n, 15,sec
fraction volumique en oxygène de 15 %
V Volume de gaz d’échappement humide dans les conditions normalest) ms
n, humide
Volume total, somme des volumes des composants i ms
vtot
Fraction molaire du constituant i, égal à ni/ntot 1
%
Nombre de limitations 1
z
Facteur de gaz réel
z 1
Masse volumique
kg/m3
P
Masse volumique du matériau particulaire
kg/m3
PPa
Fraction volumique en pourcentage de CO2 dans le gaz d’échappement sec %
R02,sec
Fraction volumique en pourcentage de CO2 dans le gaz d’échappement sec avec
%
(OC02,stœchiométrique,sec
combustion stœchiométrique du combustible utilisé
Fraction volumique en pourcentage de vapeur d’eau dans le gaz d’échappement 1
0 ISO
Tableau 1 (fin)
Terme
Symbole Unité
Fraction volumique dans le gaz d’échappement sec cms/ms
(Pi,sec
Fraction volumique dans le gaz d’échappement humide, égal à VJVtot cms/ms
(Pi,humide
Fraction volumique en pourcentage de O2 dans le gaz d’échappement sec %
(002,sec
NOTES
1 Pour identifier un emplacement particulier le long d’un parcours de gaz, l’indice g est utilisé, par exemple 97. L’indice 7
identifie la sortie de la turbine (voir I’ISO 2314).
2 Dans la présente partie de I’ISO 11042, 15 % de 02 sont utilisés comme valeur type, des teneurs en oxygène différen-
tes peuvent être utilisées selon accord.
3 La température de référence de 0 "C est choisie en raison des données chimiques disponibles et des méthodes d’éva-
luation.
1) Pression normale: P,, = 101,3 kPa
Température normale: t, = 0 "C
- Symboles chimiques et abréviations - les conditions ambiantes, c’est-à-dire pression,
Tableau 2
température et humidité de l’air ambiant;
Symbole Substance
- des détails concernant le combustible;
Monoxyde de carbone
CO
- les équipements en fonctionnement qui affectent
Dioxyde de carbone les émissions et font partie du système complet,
CO2
c’est-à-dire les convertisseurs catalytiques, I’in-
Eau
Hz0
jection d’eau ou de vapeur, les radiateurs à
Azote
N2
évaporation, les condenseurs, etc. Les détails
Ammoniac
NH3 correspondants de tous les débits doivent être
Monoxyde d’azote indiqués.
NO
Dioxyde d’azote
NO2
Somme des oxydes d’azote
NO,
NOTES
Oxygène
1 II convient de définir, par accord entre les parties con-
Dioxyde de soufre
SO2 cernées, la puissance fournie, le débit-masse du gaz
d’échappement et/ou le débit de combustible, les mesura-
Trioxyde de soufre
SO3
ges et les calculs (voir I’ISO 2314).
Somme des oxydes de soufre
SO,
2 Les émissions de gaz d’échappement sont affectées par
UHC Hydrocarbures non brûlés ou partielle-
les caractéristiques du combustible (par exemple combus-
ment brûlés
tible contenant de l’azote). Par conséquent, il convient de
voc Composés organiques volatils
noter les données correspondantes du combustible, ceci
inclut l’analyse chimique appropriée, la température, les
propriétés physiques et les valeurs de débit.
5 Conditions
5.2 Valeurs mesurées
5.1 Turbine à gaz et combustible
Les valeurs suivantes doivent être mesurées:
Les points suivants doivent être indiqués pour les
- la fraction volumique des constituants gazeux
conditions de mesurage en liaison avec les valeurs
rapportée au gaz d’échappement humide
d’émission des turbines à gaz:
(qi,humide) ou au gaz d’échappement sec (@ &;
I
- le constructeur de la turbine à gaz;
- la valeur d’émission de gaz d’échappement pour
la fumée: indice de Bacharach (ES); indice des fu-
- le type de la turbine à gaz;
mées (indice de noircissement) selon I’ISO 5063;
- la puissance à l’arbre, le débit-masse de gaz
d’échappement et/ou le débit de combustible - la concentration en masse des particules solides
dans les conditions dans lesquelles les mesura-
dans le gaz d’échappement humide (EP), si con-
ges d’émission sont effectués;
venu spécialement.
@ ISO
6.2 Consigne pour la disposition du système
5.3 Conditions de référence
de mesurage
Les conditions de référence doivent être:
62.1 Généralités
101,3 kPa
- pression normale:
Trois parties doivent essentiellement être considé-
rées:
15°C
- température normale:
60 %
- humidité relative:
a) la sonde de prélèvement;
b) le système de transfert et de conditionnement;
(voir 3.2.1 de I’ISO 2314:1989).
c) les instruments analytiques et le système d’acqui-
sition de données.
NOTE 3 Une température de référence de 0 OC est choisie
pour les calculs chimiques en raison des données chimi-
ques disponibles et des méthodes d’évaluation. Les mesurages doivent être exécutés par prélève-
ment a débit continu et être représentatifs du débit
gazeux.
Dans le cas d’une installation de turbine à gaz, le point
d’échantillonnage doit être déterminé préalablement
.
.
Par
6 Mesurages
- modélisation, simulation des veines gazeuses (en
6.1 Détermination des constituants dans le
fonction des obstacles et du débit gazeux, lami-
gaz d’échappement
naire turbulent); ou par
- détermination de la vitesse moyenne au sein de
Les constituants sont mesurés ou calculés comme
la gaine qui devient le point représentatif de
indiqué ci après.
l’échantillon gazeux; ou par
- accord mutuel en s’appuyant sur les normes exis-
NO, total en tant
tantes ou l’expérience.
voir voir 7.2. 7.2.
que N02:
Un plan d’échantillonnage unique, exigeant un seul ré-
voir voir 7.3. 7.3.
CO et CO2:
glage, est généralement adéquat pour les mesurages
voir voir 7.4. 7.4.
SO des émissions provenant de l’installation avec ou sans
2:
les systèmes supplémentaires de fonctionnement.
SO aucune aucune méthode méthode recom recom ma
3:
n’est n’est spécifiée. spécifiée.
Dans les cas où l’installation de turbine à gaz n’est pas
équipée d’autres systèmes qu’un silencieux, un sys-
SO, total en tant
tème de canalisation ou une cheminée entre I’échap-
doit doit être être calculé calculé en en utilisant utilisant la la
que SO2:
pement du moteur et la décharge à l’atmosphère, il
teneur teneur en en soufre soufre du du combustible. combustible
convient que l’emplacement du prélèvement soit
.
choisi aussi près qu’il est pratiquement possible de
doit doit être être mesuré mesuré ou ou calculé calculé (en (en
.
H20
l’échappement du moteur. Dans les cas où l’un des
utilisant utilisant le le calcul calcul de de combustion combustion
systèmes suivants est prévu tels qu’un système de
en en tenant tenant compte compte de de l’humidité l’humidité
récupération de chaleur, un système de post-combus-
de de l’air). l’air).
tion, un système de dilution, un système d’élimination
UHC: voir voir 7.5. 7.5. de NO,, etc., l’emplacement du prélèvement doit être
déterminé par accord mutuel entre les parties concer-
voir voir 7.5. 7.5.
voc:
nées.
Ammoniac: voir voir 7.6. 7.6.
La section de mesurage ne doit pas être située dans
la zone de décharge des gaz d’échappement à I’atmo-
voir voir 7.7; 7.7; une une variante variante de de calcul calcul
Oxygène:
sphère, afin de permettre une recirculation de l’air
peut peut être être adoptée adoptée après après accord accord
ambiant.
entre entre les les parties. parties.
voir voir 7.8. 7.8.
Fumée:
6.2.2 Sonde de prélèvement
Particules
solides: voir voir 7.9; 7.9; toutes toutes les les particules particules so- so- La sonde de prélèvement doit fournir un échantillon
lides lides a a l’entrée l’entrée d’air d’air contribuant contribuant représentatif de gaz d’échappement. L’utilisation
de de façon façon significative significative dans dans d’une sonde à trous multiples établissant une
l’émission l’émission de de gaz gaz d’échappe- d’échappe- moyenne avec des trous couvrant des surfaces égales
ment ment doivent doivent être être soustraites soustraites de la section transversale du conduit d’échappement
des des valeurs valeurs reportées. reportées. est recommandée pour obtenir cet échantillon repré-
@ ISO
sentatif. II convient de démontrer que la sonde me- du procédé de fabrication. Pendant cette procé-
sure effectivement un échantillon représentatif du dure, la ligne doit être chauffée à la température
débit de gaz principal, cela sans tenir compte du mo- spécifiée pour l’analyse du composant particulier.
dèle de sonde de prélèvement utilisée.
Tous les raccordements et postes doivent être
exempts de fuite.
La sonde de prélèvement et la pompe à vide devant
être utilisés pour l’essai doivent être capables de
Tous les CO mposa nts do ivent être conçus pour
fournir, de façon continue, un volume suffisant de gaz
fonctionner j usqu’a ux tem pérat ures requises.
échantillon pour les analyseurs.
Lorsque de longues lignes sont inévitables, il est re-
Si des mesurages transversaux sont nécessaires pour
commandé d’insérer une seconde pompe de dé-
démontrer la représentativité, alors la sonde doit être
charge qui fournit du gaz en plus grande quantité.
appropriée pour permettre une pleine appréciation du
canal d’échappement.
La durée du transfert du prélèvement entre la sonde
et les instruments doit être aussi courte que possible,
La sonde doit être suffisamment longue pour per-
de préférence inférieure à 30 s.
mettre la traversée complète du canal d’échappe-
ment. Les procédures pour déterminer les positions
de la sonde doivent faire l’objet d’un accord entre les
6.2.4 Instruments analytiques
parties concernées.
Les instruments utilisés doivent être complets avec
tous les matériels de contrôle de débit nécessaires,
6.2.3 Systèmes de transfert et de conditionne-
tels que régulateurs, soupapes, débitmètres, etc. Le
ment
matériau en contact avec l’échantillon doit résister à la
corrosion, c’est-à-dire acier inoxydable ou PTFE chargé
en carbone. La température du prélèvement doit par-
tout être maintenue à une valeur, en accord avec les
pressions locales, qui évite la condensation de l’eau et
des hydrocarbures.
Un système principal, contenant les composants im-
Tous les équipements utilisés doivent avoir subi les
portants, est représenté à la figure 1. Dans le cas où
contrôles de performance nécessaires conformément
un équipement analytique spécial est utilisé, cette
à l’article 7 de la présente partie de I’ISO 11042.
disposition peut nécessiter des modifications.
Selon le principe de fonctionnement de l’analyseur,
l’échantillon doit être conditionné en conséquence.
6.3 Exécution de l’essai, rapport d’essai,
Pour éviter la condensation des constituants de
évaluation
l’échantillon, la ligne de prélèvement toute entière doit
être chauffée à des températures d’au moins 10 K au-
L’essai doit être exécuté après que la turbine à gaz ait
dessus de la température de condensation du gaz
atteint les conditions de fonctionnement stables
d’échappement.
comme prescrit dans I’ISO 2314. II convient que la va-
riation d’humidité ambiante, exprimée sous forme de
Quand l’échantillon est traité par l’intermédiaire d’un
teneur massique en eau dans l’air sec ne dépasse pas
séparateur d’eau, la ligne de prélèvement doit être
+ 0,5 g/kg pendant l’essai. Si les conditions ambiantes
chauffée au moins jusqu’à ce dispositif.
varient et dépassent les limites données ci-dessus,
des corrections peuvent être appliquées si cela a fait
Pour les gaz naturels ou les combustibles hydro-
l’objet d’un accord entre les parties concernées.
carbures légers ayant une teneur en soufre inférieure
à 1 % (m/m), une température minimale de 150 OC
Les analyseurs doivent être étalonnés avant et après
(423 K) doit être appliquée. Pour cette raison il est re-
l’essai.
commandé de chauffer tout l’équipement, pompe(s)
comprise(s). Le niveau de température doit toujours L’ensemble du système doit être contrôlé avant
être maintenu constant à + 5 K. Pour tous les postes l’essai et à des intervalles réguliers. Des contrôles par-
de la ligne de prélèvement, les points suivants s’appli- ticuliers d’étanchéité de l’ensemble doivent être effec-
quent. tués. Tout l’équipement à utiliser doit avoir subi les
contrôles de performance nécessaires, exécutés dans
Tout matériau en contact avec l’échantillon doit
les limites de temps spécifiées dans les procédures
être constitué de matière non réactive (acier in-
d’essai de mesurages indiquées par le constructeur.
oxydable ou équivalent).
Des mesurages multiples (3 au minimum) doivent être
II est recommandé, conformément aux bonnes effectués uniquement lorsque l’équipement analy-
pratiques, de purger les lignes en PTFE (polytétra- tique fournit des lectures stables et en même temps
fluoroéthylène) au moyen d’un débit continu que les lectures des performances de la turbine à gaz
d’azote pur afin d’enlever les solvants résiduels sont prises.

@ ISO ISO 11042-1:1996(F)
I 1
CH4
C2H6
GC
NO,
- sec
CL
-----------_--m-m_ l ’ ? 1
PMC
1 CO
NDIR
I 1
SO2
NDUV
NDIR
PUVF
Légende
1 Sonde de prélèvement
2 Entrée de gaz pour le contrôle du système
3 Ligne de prélèvement
4 Filtre
5 Pompe à prélèvement
6 Régulateur de contre-pression
7 Convertisseur NO2 -+ NO
8 Entrée de gaz pour l’étalonnage de l’instrument
9 Refroidisseur/séparateur (fonctionnant a G 3 OC)
10 Analyseur
11 Section chauffée
12 Pompe de décharge pour purger (si nécessaire)
13 Convertisseur SO, + SO*
14 Piège à eau ou sécheur à tube d’infiltration
NOTES
- NO, peut être mesuré soit sec, soit humide.
- Voir tableau 3 pour la signification des abréviations.
Figure 1 -
Conception du système de mesurage pour les constituants gazeux
Les instruments sujets à des problèmes de dérive
d’étalonnage du fait des variations de température doi-
vent être protégés dans un environnement thermique-
ment stable.
ou méthode optique
La valeur moyenne arithmétique des résultats de me- Cellule paramagnétique (PMC)
surage de trois séquences d’essai individuel constitue
ou cellule électrochimique
l’essai complet. La durée minimale du prélèvement
doit être pour chaque mesurage d’au moins 1 min
1) Méthode alternative devant faire l’objet d’un accord
plus le temps de réponse moyen du système. Les
préalable.
mesurages représentent la concentration moyenne en
2) Après oxydation de l’ammoniac.
état stable pour la durée du prélèvement (voir 7.9).
La durée de l’essai pour le mesurage des particules
doit être allongée de façon à obtenir la précision con-
7.2 Spécifications pour les analyseurs de
venue.
NO
x
Un rapport d’essai, conforme au tableau A.1, doit être
7.21 Technique de mesurage
préparé.
Le mesurage de la concentration en oxydes d’azote
L’évaluation peut être exécutée conformément au doit s’effectuer selon la technique de chimilumines-
calcul du prélèvement selon le tableau A.2. Pour les cence dans laquelle est mesuré le rayonnement émis
explications concernant le tableau A.2, voir l’article 9. au cours de la réaction de NO sur 03. Cette méthode
n’est pas sensible à NO2 et, par conséquent, I’échan-
tillon doit passer à travers un convertisseur dans le-.
quel NO est produit. Les concentrations en NO initial
et en NO, total doivent être enregistrées si mesurées.
Ainsi, une mesure de la concentration en NO2 peut
être obtenue par soustraction. Seule la détermination
7 Instrumentation
de NO, est obligatoire.
7.1 Types de dispositif de mesurage
7.22 Spécifications des performances principales
pour les analyseurs de NO,
Le tableau 3 indique les types disponibles d’analy-
seurs. Des spécifications détaillées sont fournies uni-
Les spécifications des performances principales, dé-
quement pour le premier des analyseurs cités. Les
terminées pour les instruments fonctionnant dans un
types d’analyseurs en variante ne peuvent être utilisés
environnement tel que spécifié par le constructeur,
qu’à la suite d’un accord entre les parties intéressées.
doivent être conformes au tableau 4.
Tableau 4 - Spécifications des performances
principales pour les analyseurs de NO,
Tableau 3 - Types d’analyseurs pour le mesurage
des constituants
ou ultraviolet non dispersé (NDUV)
Infrarouge non dispersé (NDIR)
et plus de rt 1 % de
Infrarouge non dispersé (NDIR)
Iète de la plage utili-
Infrarouge non dispersé (NDIR)
ou ultraviolet non dispersé (NDUV)
ou fluorescence UV pulsée (PUVF)
Détecteur à ionisation de flamme (FID)
et plus de + 2 % d
-t 1 ppm
l’échelle complète de la plage util
Chromatographe à gazl) (GC)
Chimiluminescence*)
5 Dérive zéro La plus grande des deux valeurs,
ou spectrophotomètre (méthode à
sur une période de 2 h, entre
-1: 1 ppm et moins de & 1 % de
Méthode de Bacharach, selon ISO 5063
l’échelle complète de la plage utili-
sée.
@ ISO ISO 11042-1:1996(F)
7.3 Spécifications pour les analyseurs de
Exigence
N” Terme
CO et CO2
Supérieur ou égal a 0,5 Hz; la plus
6 Bruit
grande des deux valeurs, sur une
7.3.1 Technique de mesurage
période de 2 h, entre + 1 ppm et
moins de + 1 % de l’échelle com-
Le monoxyde de carbone et le dioxyde de carbone
plète de la plage utilisée.
doivent être mesurés en utilisant des analyseurs à
7 Interférence Pour les échantillons contenant
faisceau infrarouge non dispersé (NDIR). Ces analy-
CO* et de la vapeur d’eau, doit
seurs utilisent l’absorption différentielle d’énergie
être limitée comme suit:
dans des cellules de gaz de référence et des cellules
- moins de 02 % de lecture
de gaz parallèles. Les plages de sensibilité deman-
par pour-cent de concentra-
dées sont obtenues par l’utilisation de cellules échan-
tion en CO,;
tillon superposées ou par des modifications dans le
- moins de 0,5 % de lecture
circuit électronique ou les deux. Les interférences
par pour-cent de concentra-
provenant des gaz avec les bandes d’absorption se
tion en vapeur d’eau.
recouvrant peuvent être minimisées par des filtres
Si la limitation d’interférence pour
d’absorption de gaz et/ou des filtres optiques et de
CO* et/ou pour la vapeur d’eau ne
préférence ces derniers.
peut pas être respectée, les fac-
teurs de correction appropries doi-
vent être déterminés, indiqués et
appliqués.1)
7.3.2 Spécifications des performances principales
Ne doit pas dépasser 10 s à partir
8 Temps de
pour les analyseurs de CO et CO2
réponse de l’entrée de l’échantillon dans
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
Les spécifications des performances principales, dé-
90 % de la lecture finale.
terminées pour les instruments fonctionnant dans un
9 Linéarité La linéarité de réponse de chaque environnement tel que spécifié par le constructeur,
plage doit être contrôlée aux
doivent être conformes aux tableaux 5 et 6.
points de 30 %, 60 % et 90 % en
utilisant soit des mélanges de gaz
séparés, soit un diviseur de gaz.
Tableau 5 - Spécifications des performances
L’écart maximal de ces points par
rapport à une droite des moindres principales pour les analyseurs de CO
carrés doit être inférieur à + 2 %
de la valeur d’échelle compléte.
NO Terme Exigence
10 Convertisseur Celui-ci doit être conçu et fonc-
1 Plage totale En plages appropriées jusqu’à
tionner de façon à réduire NO2
2 500 ppm.
présent dans l’échantillon en NO.
Le convertisseur ne doit pas affec-
2 Résolution La plus grande des deux valeurs
ter NO se trouvant initialement
entre 1 ppm et plus de 0,5 % de
dans l’échantillon.
l’échelle complète de la plage utili-
sée.
Le rendement du convertisseur
exprimé par
3 Répétabilité La plus grande des deux valeurs
entre + 2 ppm et plus de + 1 % de
= 100 [cp~o (après convertis-
r7
l’échelle complète de la plage utili-
seur) - (PNOII(PNO~ sée.
ne doit pas être inférieur à 90 %.
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs,
sur une période de 2 h, entre
Cette valeur de rendement doit
rfr 2 ppm et plus de -f: 2 % de
être utilisée pour corriger la valeur
l’échelle complète de la plage utili-
mesurée du NO2 de l’échantillon,
sée.
c’est-a-dire:
5 Dérive zéro La plus grande des deux valeurs,
(~NO (après convertisseur) - (~NO,
sur une période de 2 h, entre
jusqu’à celle qui aurait été obtenue k 2 ppm et moins de + 1 % de
si le rendement avait été de l’échelle complète de la plage utili-
100 %. sée.
1) II est recommandé, conformément aux bonnes prati- 6 Bruit Supérieur ou égal à 0,5 Hz; la plus
ques, que ces procédures de correction soient adoptées grande des deux valeurs entre
dans tous les cas. D’autres corrections peuvent égale- k 1 ppm et moins de + 1 % de
ment être demandées du fait de l’équipement particulier l’échelle complète de la plage utili-
sée.
utilisé.
Tableau 5 (fin)
N” Terme Exigence
Doit être limitée par rapport à la
7 Interférence
concentration en CO indiquée
comme suit:
1) moins de 500 ppm pour cha-
que pour-cent de concentra-
tion en éthylène;
2) inférieur à 2 ppm pour cha-
que pour-cent de concentra-
tion en CO*;
3) en cas d’analyse de I’échan-
tillon dans son état non traité
(humide) uniquement: moins
de 2 ppm pour chaque pour-
cent de vapeur d’eau.
8 Temps de ré- Ne doit pas dépasser 10 s à partir
ponse de l’entrée de l’échantillon dans
Si la (les) limitation(s) d’interfé-
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
rence pour CO* et/ou pour la va-
90 % de la lecture finale.
peur d’eau ne peut (peuvent) pas
être respectée(s), les facteurs de
9 Linéarité La linéarité de réponse de chaque
correction appropriés doivent être
plage doit être contrôlée aux
déterminés, indiqués et appli-
points de 30 %, 60 % et 90 % en
qués.‘)
utilisant soit des mélanges de gaz
séparés, soit un diviseur de gaz.
Temps de ré- Ne doit pas dépasser 10 s à partir
de l’entrée de l’échantillon dans
ponse
L’écart maximal de ces points par
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
rapport à une droite des moindres
90 % de la lecture finale.
carrés doit être inférieur à + 2 %
de la valeur d’échelle complète.
9 Linéarité La linéarité de réponse de chaque
plage doit être contrôlée aux
points de 30 %, 60 % et 90 % en
utilisant soit des mélanges de gaz
séparés, soit un diviseur de gaz. 7.3.3 Exigences spéciales pour les analyseurs de
CO et CO2
L’écart maximal de ces points par
rapport à une droite des moindres
carrés doit être inférieur à + 2 % 7.3.3.1 Aspects opérationnels
de la valeur d’échelle complète.
Le mode préférentiel de fonctionnement est l’analyse
1) II est recommandé, conformément aux bonnes prati-
de l’échantillon sur une base sèche, cas dans lequel la
ques, que ces procédures de correction soient adoptées
pression de l’échantillon à l’entrée de l’analyseur doit
dans tous les cas.
être mesurée et maintenue constante à + 0,2 kPa tout
au long de l’étalonnage et de l’essai. Dans ce mode
de fonctionnement, les analyseurs de CO et CO2 peu-
vent être utilisés en série avec l’analyseur approprié
- Spécifications des performances
Tableau 6
de SO2 etlou de 02, à chaque fois que ces derniers
principales pour les analyseurs de CO2
constituants sont mesurés.
Terme Exigence
I
I N” I
7.3.3.2 Température de l’échantillon
0 % à 20 % dans les plages ap-
1 Plage totale
propriées.
r/
Dans le cas où le mesurage (préférentiel) de CO et de
2 Résolution La plus grande des deux valeurs
CO2 est effectué sur une base sèche (avec I’ensem-
entre 100 ppm et plus de 0,5 % de
ble d’échantillon équipé d’un piège à eau selon 6.2), la
l’échelle complète de la plage utili-
cellule d’échantillon à l’intérieur de l’analyseur doit
sée.
être maintenue à une température d’au moins 40 “C
La plus grande des deux valeurs
3 Répétabilité (313 K), à + 2 K. Si cela a fait l’objet d’un accord entre
entre k 100 ppm et plus de -t 1 %
les parties concernées et si un combustible d’hydro-
de l’échelle complète de la plage
carbure léger est utilisé, l’analyse de l’échantillon dans
utilisée.
son état ((humide)) est autorisée. Dans ce cas, la cel-
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs, lule d’échantillon et tous les autres composants en
sur une période de 2 h, entre
contact avec l’échantillon dans ce sous-système doi-
+lOOppm et plus de +2 % de
vent être maintenus à une température d’au moins
l’échelle complète de la plage utili-
50 “C (323 K), à + 2 K. Une correction d’interférence
sée.
de Hz0 doit être appliquée.
@ ISO
7.4 Spécifications pour les analyseurs de
N” Terme
Exigence
SO
x
5 Dérive zéro La plus grande des deux valeurs,
sur une période de 2 h, entre
7.4.1 Technique de mesurage
+ 1 ppm et moins de + 2 % de
l’échelle complète de la plage utili-
Les oxydes de soufre doivent, de préférence, être
sée.
calculés en utilisant l’analyse du combustible. On sup-
pose ainsi que tout soufre présent dans le combusti- 6 Bruit Supérieur ou égal a 0,5 Hz; la plus
grande des deux valeurs, sur une
ble est complètement oxydé en SO2.
période de 2 h, entre + 0,05 ppm
et moins de + 2 % de l’échelle
Le mesurage de SO2 ne doit être considéré que si la
compléte de la plage utilisée.
concentration prévue en SO2 dépasse la limite infe-
rieure de détection de 3,4 mg de SO2 dans 1 m3 de
7 Interférence Pour les échantillons contenant
gaz d’échappement sec.
COZ, H*O et des UHC, doit être
limitée comme suit:
- < 1 % de la lecture pour cha-
7.4.2 Spécifications des performances principales
que pour-cent de concentra-
pour les analyseurs de SO,
tion en CO2 (en volume);
7.4.2.1 Type de mesurage - c 2 % de la lecture pour cha-
que pour-cent de concentra-
Le mesurage de SO2 doit être effectué par la techni-
tion en vapeur d’eau (en
que du faisceau a infrarouge non dispersé (NDIR) ou volume);
par la technique du faisceau à ultraviolet non dispersé
- < 1 % de la lecture pour cha-
.
(NDUV)
que 10 ppm d’UHC,
ou les interférences résultantes
doivent être inférieures ou éga-
7.4.2.2 Effet des autres gaz
les a 4 % de la lecture. L’in-
fluence la plus importante sur la
C02, Hz0 et les hydrocarbures interfèrent sur le me-
lecture est provoquée par la te-
surage NDIR.
neur en eau. Pour maintenir
constante la teneur en eau de
Les hydrocarbures uniquement interfèrent sur le me-
l’échantillon de gaz, la pression
surage NDUV.
dans le refroidisseur doit être
contrôlée à + 0,2 kPa.
7.4.2.3 Spécifications des performances principa-
Pour éviter les interférences avec
l’ammoniac dans les installations
les
avec réduction catalytique (SCR)
Les spécifications des performances principales, dé-
de NO,, la concentration en SO2
terminées pour les instruments fonctionnant dans un doit être mesurée avant le mé-
lange avec I’ammoniac.1)
environnement tel que spécifié par le constructeur,
doivent être conformes au tableau 7.
8 Temps de Ne doit pas dépasser 50 s à partir
réponse de l’entrée de l’échantillon dans
l’analyseur jusqu’à l’obtention de
- Spécifications des performances
Tableau 7
90 % de la lecture finale.
principales pour les analyseurs de SO*
9 Linéarité La linéarité de réponse avec SO*
dans N2 de chaque plage doit être
N" Terme Exigence
contrôlée aux points de 30 %,
60 % et 90 % en utilisant soit des
1 Plage totale 0 ppm à 50 ppm et, dans les
mélanges de gaz séparés, soit un
plages appropriées, jusqu’à
diviseur de gaz.
1 000 ppm.
L’écart maximal de ces points par
2 Résolution La plus grande des deux valeurs
rapport a une droite des moindres
entre + 2 ppm et plus de 2 % de
carres doit être inférieur a * 2 %
l’échelle compléte de la plage utili-
de la valeur d’échelle complète.
sée.
1) Pour la méthode NDIR, l’ensemble des trois compo-
3 Répétabilité
La plus grande des deux valeurs
sants interférents est à considérer. Pour la méthode
entre + 1 ppm et plus de & 1 % de
NDUV, seuls les UHC sont a considérer. Si les limitations
l’échelle complète de la plage utili-
d’interférence pour un, deux ou la totalité des compo-
sée.
sants mentionnés ci-dessus ne peuvent pas être respec-
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs,
tées, les facteurs de correction appropriés doivent être
sur une période de 2 h, entre
déterminés, indiqués et appliques.
+ 1 ppm et plus de + 3 % de
l’échelle complète de la plage utili-
sée.
7.5 Spécifications pour les analyseurs Tableau 8 - Spécifications des performances
principales pour les analyseurs d’hydrocarbures
d’hydrocarbures non brûlés ou partiellement
non brûlés et partiellement brûlés
brûlés
7.5.1 Technique de mesurage
Le mesurage des hydrocarbures non brûlés et partiel-
lement brûlés, incluant toutes les expèces d’hydro-
carbures, doit être réalisé par la technique de
détection à ionisation de flamme.
reurs de lecture, il est souhaitable
Quand les gaz d’hydrocarbures non brûlés sont ulté-
rieurement brûlés dans une flamme contrôlée indé-
pendamment, l’ionisation proportionnelle au nombre
de liaisons carbone-hydrogène rompues est produite.
Cette technique donne un total de tous les hydrocar-
bures présents. Pour les exigences concernant les
composants organiques volatiles, il est nécessaire de
différencier les composants individuels pour exclure
les hydrocarbures ne contribuant pas aux VOC.
entre k 0,5 ppmC1 et plus de
NOTE 4 Le niveau d’hydrocarbure ambiant sera, dans cer-
+ 1 % de l’échelle complète de la
tains cas, très important ou même supérieur à celui mesuré
plage utilisée.
dans l’échappement de la turbine. La sonde d’essai
4 Stabilité La plus grande des deux valeurs
d’échappement peut être utilisée pour échantillonner l’air
entre + 1 ppmC, et t 2 % de
ambiant avant ou après les essais réguliers. Quand des lec-
l’échelle complète de la plage utili-
tures significatives sont rencontrées et quand une lecture
sée.
simultanée est désirée, une ligne de prélèvement vers un
emplacement proche de l’entrée de la turbine à gaz peut
5 Dérive zéro La plus grande
...