ISO 2314:1989/Amd 1:1997
(Amendment)Gas turbines — Acceptance tests — Amendment 1: for combined-cycle power plants
Gas turbines — Acceptance tests — Amendment 1: for combined-cycle power plants
Turbines à gaz — Essais de réception — Amendement 1: pour des installations de puissance à cycle combiné
General Information
Relations
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Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 2314
First edition
1989-04-01
AMENDMENT 1
1997-12-01
Gas turbines — Acceptance tests
AMENDMENT 1:
Acceptance tests for combined-cycle power
plants
Turbines à gaz — Essais de réception
AMENDEMENT 1: Essai de réception pour des installations de puissance à
cycle combiné
A
Reference number
ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
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ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide
federation of national standards bodies (ISO member bodies). The work of
preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which
a technical committee has been established has the right to be
represented on that committee. International organizations, governmental
and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO
collaborates closely with the International Electrotechnical Commission
(IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
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.
Amendment 1 to ISO 2314:1989 was prepared by Technical Committee
ISO/TC 192, Gas turbines.
Annex A forms an integral part of ISO 2314.
© ISO 1997
All rights reserved. Unless otherwise specified, no part of this publication may be reproduced
or utilized in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying and
microfilm, without permission in writing from the publisher.
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Printed in Switzerland
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Gas turbines — Acceptance tests
AMENDMENT 1
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Add the following annex.
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ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
Annex A
(normative)
Acceptance tests for combined-cycle power plants
A.1 SCOPE
This annex specifies standard procedures and rules for the conduct and reporting of
A.1.1
acceptance tests in order to determine and/or verify the power and the thermal
efficiency of combined cycle power plants. It provides information on methods of
measurement and on methods for correcting results obtained under test conditions to
guaranteed or otherwise specified conditions.
The purpose of the acceptance test is to determine the performance of the combined
A.1.2
cycle in relation to the guaranteed performances as:
a) power under specific operating conditions of the whole plant (gas and steam
section) in a common contract or of the bottoming cycle only, if the gas turbine part was
supplied under a separate contract.
b) thermal efficiency, heat rate or specific fuel consumption under specific operating
conditions (only when contract for the total combined cycle)
This annex is applicable to unfired combined-cycle power plants. With suitable
A.1.3
adjustments, it may also be used as a general guideline for combined-cycle plants with
supplementary firing or other combined-cycle configurations.
The case where all components are part of different contracts is not considered here as
it should be covered by corresponding pertinent standards to each equipment.
A.2 NORMATIVE REFERENCES
The following standards contain provisions which, through reference in this text,
constitute provisions of this annex. At the time of publication, the editions indicated
were valid. All standards are subject of revision, and parties to agreements based on
this annex are encouraged to investigate the possibility of applying the most recent
editions of the standards indicated below. Members of IEC and ISO maintain registers
of currently valid International Standards.
1
ISO 3977-1:— ,Gas turbines — Procurement — Part 1: General introduction and
definitions
ISO 11086:1996, Gas turbines — Vocabulary
1
To be published.
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ISO ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
IEC 953-1:1990, Rules for steam turbine thermal acceptance tests — Part 1: Method A
— High accuracy for large condensing steam turbines
IEC 953-2:1990, Rules for steam turbine thermal acceptance tests —
Part 2: Method B — Wide range of accuracy for various types and sizes of turbines
A.3 CYCLE NOMENCLATURE
For relevant definitions, see ISO 3977-1 and ISO 11086.
Figure A.1 shows the basic nomenclature used in this annex. The station numbers refer
to locations corresponding to mass or energy fluxes across the control surface.
The numbering is chosen so that all fluxes entering the same surface have the same
number. The differentiation is made by using letters for the different fluids. Where the
same fluid is crossing the same surface (different pressure levels for instance) an
additional digit is used, for instance 10.1 , 10.2 for two steam pressure levels.
s s
Stations 1 through 8 are identical to figure 1 of this International Standard.
Station 9 refers to the inlet to the heat recovery steam generator.
On the gas side (g) the additional digit is used to differentiate the heat exchange
surfaces within the heat recovery steam generator (HRSG) if necessary.
Station 10 refers to the outlet of the HRSG.
The different steam pressure levels are characterized by the additional digit.
Station 11 refers to all inlets to the steam turbine.
Station 12 refers to all outlets of the steam turbine.
Station 13 refers to the inlets of the condenser.
Station 14 refers to the outlets of the condenser.
Station 15 refers to the inlets of the cooling tower.
Station 16 refers to the outlets of the cooling tower.
Station 17 refers to the inlets of the deaerator/feedwater tank.
Station 18 refers to the outlets of the deaerator/feedwater tank.
In addition to this nomenclature and to the designations in 3.2.4 of this International
Standard, the following letters designate the type of fluid in the various part of the cycle:
s = steam
cw = cooling water
ca = cooling air
g = exhaust gas
w = water
a = air
f = fuel
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ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
A.4 TEST PROGRAMME
The acceptance tests shall normally be carried out immediately after the completion of
A.4.1
the commissioning by the supplier and, in any event, not later than three months after
the start of the demonstration period (reliability run) if any is negotiated, unless
otherwise agreed by both parties. For a base load plant, the demonstration period may
typically extend up to 30 days. In any case, before the tests, the plant shall be placed at
the disposal of the manufacturer for examination and cleaning.
If the tests have to be delayed for any reason, agreement shall be made for
consideration of degradation or fouling up to the test date
The following test activities should be scheduled.
A.4.2
a) Preparation for the tests
Any pipes, ducts or valves are to be set so as to produce conditions specified in
the guarantee.
Dimensions and physical conditions of any part of the plant required for test
purposes shall be determined and recorded prior to the test.
Installation and verification of the required calibrated instrumentation and data
acquisition equipment for the test.
Isolation of the cycle organized and the adequate operation and control of the
plant verified.
b) Preliminary test
A preliminary test shall be run for the purpose of
i) verifying whether the plant and related equipment are in suitable
condition for the conduct of an acceptance test and satisfactorily
operating at the specified load
ii) checking the instrumentation
iii) familiarization with the test procedure
After a preliminary test is made, it may, by agreement between the purchaser
and the contractor, be deemed an acceptance test.
c) Performance tests to agreed procedure
d) Computation of results
e) Test report
A.5 OPERATING CONDITIONS FOR THE TEST
A.5.1 General
The provisions stipulated under 5.1 of this International Standard shall be extended
accordingly to the entire combined-cycle plant. In particular special care is to be taken
with regard to
a) load of the gas turbines
b) process steam extraction conditions
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ISO ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
c) number of auxiliaries in service (pumps, etc.)
d) operating conditions of air cooled condenser or
cooling tower (number of fans operating, speed, etc.)
e) settings and operating conditions of all controls.
For reasons of convenience the permissible deviations for test conditions from design
or specified conditions according to IEC 953-2 are recalled in Table A.1.
Table A.1 Maximum deviation from specific conditions
(see also Table 2)
Variable Maximum permissible deviation of test
from that specified (IEC 953-2)
Steam extraction pressure (regulated) ± 5 %
Steam exhaust pressure
- for back pressure turbines ± 5 %
- for condensing turbines ± 25 % if condenser is not included in the
guarantee
Steam extraction flow rate ± 10 %
Cooling water flow ± 15 % if condenser is part of the supply
Cooling water inlet temperature ± 5 K if condenser is part of the supply
Reasonable effort shall be devoted to ascertain that these deviation ranges are
respected. If, in spite of this, no success can be achieved, agreement has to be made
on additional uncertainties of the results and whether the tests should proceed.
A.5.2 Operating conditions
Prior to any readings, the plant operation shall be stabilized at a constant load.
Stability will be achieved when continuous monitoring indicates that readings have been
within the maximum permissible fluctuations for a period of time which shall be agreed
upon by the parties to the test.
The measurement period shall take one hour, divided typically into three reading sets.
The maximum permissible fluctuations are half the permissible deviations given in
±
Table A.1 except for the output which may vary by 3 %
A.6 INSTRUMENTS AND METHODS OF MEASUREMENT
A.6.1 General
This clause describes the type, the methods of measurement and the precautions to be
taken at the different stations behind the gas turbine as defined in figure A.1.
The extent and the quality (accuracy) of the measurements may be influenced greatly
depending on the scope of supply and the division of work.
Measurements within one scope of supply are made essentially for a check of the
operation conditions and therefore may be performed in a more simple manner.
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ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
Measurements for stations at limit of supply are, on the other hand, needed for
verification of contractual performance and need great care and accuracy.
A.6.2 Measurements at Station 9
A.6.2.1 Gas-side measurements
This station defines the energy input to the heat recovery steam generator in terms of
gas mass flow, gas analysis and gas temperature.
The exhaust gas mass flow of large size gas turbines in general cannot yet be
measured directly with sufficient accuracy, however, in most cases it can be determined
with sufficient accuracy either:
- by carrying out a careful heat balance calculation around the gas turbine
(see 8.5 of this International Standard) or
- by carrying out a heat balance over the heat recovery steam generator
using the gas temperature measurements at Stations 9 and 10 and
additional accurate measurements of feedwater flow and water/steam
temperatures and pressures.
For detailed analysis of performance figures or when the sensors for the exhaust gas
temperature are to be located where velocity and temperature are not homogenous, the
exhaust gas mass flow may be determined from measurements of the energy
distribution in the exhaust duct section (see A.8.1.2).
Special attention shall be paid to ensure sufficient pressure, temperature and velocity
measurements for a true picture of the mass averaged gas temperature in the exhaust
duct.
Alternatively the gas analysis for an unfired heat recovery steam generator may be
measured at station 10 g, where the temperature level does not require special
equipment.
Additionally the pressure loss across the heat recovery steam generator may be verified
by use of station 10 g static pressure.
Intermediate temperature measurements along the HRSG may be made for verification
purposes when multi-pressure cycles are considered.
These optional temperature measurements are intended to help verify the steam
generator internal heat and mass balances
A.6.2.2 Water-side measurements
In order to define the heat and the mass balances of the heat recovery steam
generator, the feed water mass flow and the feedwater temperature shall be measured.
When separate feedwater pumps are used for each pressure level, corresponding
measurements shall be made on each line.
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ISO ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
A.6.3 Measurements at Station 10
A.6.3.1 Gas-side measurements
The energy at the outlet of the HRSG is defined at this station for use in heat balance
calculations of the heat recovery steam generator. Besides temperature
measurements, gas analysis can be measured here for convenience as stated in A.6.2.
NOTE: Optional measurements at Station 10 may be made for the same purpose as the
measurements at Station 9.
A.6.3.2 Steam-side measurements
The steam parameters - especially pressure, temperature, mass flow - are measured
here. Station 10 has to be defined for each pressure level where steam leaves the
steam generator to the steam turbine or for heating purpose.
If no feedwater is diverted or recirculated, the feedwater mass flow measurements shall
be taken (because of the higher accuracy), in preference to steam flow measurements.
Any spray water injection used to control the final steam temperature can be
determined by carrying out a heat balance around the attemperator using mea-
surements of steam and water temperatures, pressures and feed flow.
A.6.4 Measurements at Station 11
Measurements at Station 11 define the steam flow to the steam turbine and the steam
conditions.
A.6.5 Measurements at Station 12
Measurements at Station 12 are intended to define the steam flow delivered by the
steam cycle for any external process use and/or for NO reduction in the gas turbine
x
combustion chamber. In addition the energy level (pressure, temperature) at which this
transfer occurs is defined:
Measurements at the exhaust of the steam turbine are usually only for internal check
purposes since the condenser station is the preferred station
A.6.6 Measurements at Station 13
The cooling water flow is to be derived or measured and the inlet temperature is to be
measured at this station.
The cooling water flow rate is not normally measured. It is derived by heat balance
calculations around the steam turbine and condenser.
The cooling water flow needs only to be measured or derived from calculation when
separate performance verification for the steam turbine, the condenser or the cooling
tower are required.
This is the case when these components are provided by different suppliers.
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ISO 2314:1989/Amd.1:1997(E)
In the case of an air cooled condenser, the ambient air temperature is to be measured
here.
The make-up water is preferably brought into the condenser when limited process
steam amounts are to be delivered. This is the normal location for cycles with no
process steam supply.
A.6.7 Measurements at Station 14
The cooling water outlet temperature is measured at this station.
The condition of the main condensate is measured at this station.
When an air cooled condenser is considered, the temperature of the air leaving the
condenser is measured here.
All these measurements are made for verification purposes only.
A.6.8 Measurements at Station 15
The conditions of the cooling water and the air entering the cooling tower are defined at
this station. The air temperature and humidity are important parameters when
guarantee includes the performance of the cooling tower.
A.6.9 Measurements at Station 16
The conditions of the air and the cooling water leaving the cooling tower are measured
here.
All these measurements are for verification purposes only.
A.6.10 Measurements at Station 17
When large amounts of make-up water are required (process steam extraction, NO
x
steam or hot water injection into the gas turbine) the mass balance of the system is
usually carried out at the feedwater tank station.
Since heating steam is involved, make-up water temperature has to be measured.
Where the extraction steam is entirely lost, the make-up water flow does not need to be
measured since it corresponds to the extraction flow, which does have to be measured.
A.6.11 Measurements at Station 18
The hot water extraction flow and condition is measured at this station. Hot water may
be used for injection into the combustion chamber, for fuel preheating, for the fuel
treatment plant or some other purpose.
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A.7 TEST METHODS
A.7.1 General
The description of the test procedure is flexibly structured based on phased testing to
allow application of this standard to determine plant performance in the various
combined cycle applications, for instance phased construction, retrofit, etc.
The following test phases are considered.
Phase I: Simple-cycle performance test of the gas turbine using the bypass stack, if
available.
Phase II: Combined-cycle performance test of the whole plant.
For combined-cycle plants with no provision for simple-cycle operation without the
bottoming cycle, Phase I and Phase II are performed concurrently.
A.7.2 Phase I test (simple-cycle mode)
This test demonstrates gas turbine plant power and thermal efficiency for comparison to
guarantee values.
The Phase I test shall be conducted according to the rules set in the main part of this
International Standard.
Air flow reference data are calculated from the test data or set by appropriate
measurement for use in determining change of gas turbine compressor air flow
between Phase I and Phase II.
A.7.3 Phase II test (combined-cycle mode)
The Phase II test shall be performed while the bottoming cycle of the combined cycle is
in a new and clean condition. The test shall be conducted when the combined-cycle
plant and all test instrumentation are functioning satisfactorily and in a steady-state
condition.
The Phase II test results combined with those of the Phase I test demonstrate the total
combined-cycle plant power and thermal efficiency for comparison to guarantee values,
whereby the different boundary conditions (GT exhaust mas
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 2314
Première édition
1989-04-01
AMENDEMENT 1
1997-12-01
Turbines à gaz — Essais de réception
AMENDEMENT 1:
Essai de réception pour des installations de
puissance à cycle combiné
Gas turbines — Acceptance tests
AMENDMENT 1 : Acceptance tests for combined-cycle power plants
A
Numéro de référence
ISO 2314:1989/Amd.1:1997(F)
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ISO 2314:1989/Amd.1:1997(F)
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération
mondiale d'organismes nationaux de normalisation (comités membres de
l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée aux
comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une
étude a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les
organisations internationales, gouvernementales et non gouvernementales,
en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore
étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce
qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les 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 mambres votants.
L’Amendement 1 à la Norme internationale ISO 2314:1989 a été élaboré
par le comité technique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
L’annexe A fait partie intégrante de l’ISO 2314.
© ISO 1997
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
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Internet central@iso.ch
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Imprimé en Suisse
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Turbines à gaz - Essais de réception
AMENDEMENT 1
Page 21
Ajouter l’annexe suivante.
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Annexe A
(normative)
Essai de réception pour des installations de puissance à cycle combiné
A.1 Domaine d'application
A.1.1 La présente annexe établit les directives et les règles normalisées pour l'exécution des essais de réception et
l'établissement du rapport d'essai, visant à la détermination et/ou à vérification de la puissance et le rendement
thermique des installations de puissance à cycle combiné. Elle fournit des informations sur les méthodes de mesure
et de correction des résultats obtenus dans des conditions d'essai garanties ou autrement spécifiées.
A.1.2 L'objet de cet essai de réception est de déterminer les performances des installations à cycle combiné par
rapport aux performances garanties, telles que :
a) la puissance dans les conditions spécifiques de fonctionnement de toute l'installation (sections à gaz et à vapeur)
pour un contrat commun ou uniquement de la fin de cycle, lorsque la turbine à gaz a été fournie par un contrat
séparé.
b) le rendement thermique, la consommation spécifique de chaleur ou de combustible dans les conditions de
fonctionnement spécifiques (uniquement lorsque le contrat concerne la totalité de l'installation à cycle combiné)
A.1.3 La présente annexe s'applique aux installations de puissance à cycle combiné sans chauffage additionnel.
Avec certaines adaptations appropriées, elle peut aussi servir de ligne directive pour les installations à cycle
combiné à chauffage additionnel ou à d'autres cycles combinés.
Le cas où tous les composants sont couverts par des contrats différents n'est pas pris en compte ici, car il est traité
par les normes appropriées correspondant à chaque équipement.
A.2 Références normatives
Les normes suivantes contiennent des dispositions qui, par suite de la référence qui en est faite, constituent des
dispositions valables pour la présente Norme internationale. Au moment de la publication, les éditions indiquées
étaient en vigueur. Toute norme est sujette à révision et les parties prenantes des accords fondés sur la présente
Norme internationale sont invitées à rechercher la possibilité d'appliquer les éditions les plus récentes des normes
indiquées ci-après. Les membres de la CEI et de l'ISO possèdent le registre des Normes internationales en vigueur
à un moment donné.
1)
ISO 3977-1: – , Turbines à gaz - Spécifications pour l'acquisition - Partie 1: Généralités et définitions.
ISO 11086:1996, Turbines à gaz - Vocabulaire.
CEI 953-1:1990, Règles pour les essais thermiques de réception des turbines à vapeur - Partie 1 :
Méthode A - Haute précision, pour turbines à vapeur à condensation de grande
puissance.
CEI 953-2:1990, Règles pour les essais thermiques de réception des turbines à vapeur -
Partie 2 : Méthode B - Précision de divers degrés pour les multiples modèles et tailles
de turbines.
_____
1) A publier.
2
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ISO ISO 2314:1989/Amd.1:1997(F)
A.3 Repères du cycle
Pour les définitions appropriées, voir ISO 3977-1 et ISO 11086.
La figure A.1 indique les repères de base utilisés dans la présente annexe. Les numéros se rapportent aux
emplacements correspondant aux flux de masse ou d'énergie à travers la surface de contrôle.
La numérotation est choisie de sorte que tous les flux pénétrant la même surface aient le même numéro. La
différence consiste à utiliser des lettres pour des fluides différents. Lorsqu'un même fluide traverse la même surface
(différents niveaux de pression par exemple), un autre chiffre est utilisé, par exemple 10.1 , 10.2 , pour deux
s s
niveaux de pression de vapeur.
Les emplacements 1 à 8 sont identiques à la figure 1 de la présente Norme internationale.
L'emplacement 9 correspond à l'entrée du générateur de vapeur à récupération de chaleur.
Côté gaz (g), le chiffre supplémentaire est utilisé pour différencier les surfaces d'échange de chaleur au sein du
générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG), si nécessaire.
L'emplacement 10 correspond à la sortie du générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG).
Les différents niveaux de pression de vapeur sont caractérisés par le chiffre supplémentaire.
L'emplacement 11 correspond à toutes les entrées de la turbine à vapeur.
L'emplacement 12 correspond à toutes les sorties de la turbine à vapeur.
L'emplacement 13 correspond aux entrées du condenseur.
L'emplacement 14 correspond aux sorties du condenseur.
L'emplacement 15 correspond aux entrées de l'aéroréfrigérant (tour de refroidissement).
L'emplacement 16 correspond aux sorties de l'aéroréfrigérant.
L'emplacement 17 correspond aux entrées du dégazeur/réservoir d'alimentation en eau.
L'emplacement 18 correspond aux sorties du dégazeur/réservoir d'alimentation en eau.
Outre ces repères et les désignations données en 3.2.4 de la présente Norme internationale, les lettres suivantes
servent à repérer les différents fluides intervenant dans l'installation :
s = vapeur
cw = eau de réfrigération
ca = air de réfrigération
g = gaz d'échappement
w = eau
a = air
f = combustible
A.4 Programme d'essai
A.4.1 Les essais de réception doivent normalement être effectués immédiatement après la période de mise en
service déterminée par le fournisseur et, en tout cas, pas après une période de trois mois suivant le début de la
période de démonstration (essai de fiabilité), lorsqu'elle est négociée, sauf accord spécial entre les deux parties.
Pour une centrale de puissance de base, la période de démonstration peut s'étendre jusqu'à 30 d. Dans tous les
cas, avant les essais, l'installation doit être mise à la disposition du constructeur pour examen et nettoyage.
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ISO
ISO 2314:1989/Amd.1:1997(F)
Lorsque les essais doivent être reportés pour une raison quelconque, un accord doit être conclu pour la prise en
compte de la dégradation ou l’encrassement jusqu'à la date de l'essai.
A.4.2 Il convient que les essais soient planifiés suivant les étapes suivantes.
a) Préparation des essais
Tous les conduits, tuyauteries ou vannes doivent être mis en place dans les positions réalisant les conditions
spécifiées dans le contrat.
Les dimensions et les conditions physiques de toute partie de l'installation requises pour effectuer les essais,
doivent être déterminées et enregistrées avant l'essai.
Mise en place et contrôle des instruments de mesurage appropriés étalonnés et du matériel de recueil de données
pour l’essai.
Isolation du cycle, et fonctionnement et surveillance de l’installation contrôlée.
b) Essai préliminaire
Un essai préliminaire doit être effectué afin
1) de vérifier si l'installation et l'équipement connexe sont dans les conditions requises pour la réalisation d'un essai
de réception, et s'ils fonctionnent de manière satisfaisante avec la charge spécifiée,
2) de vérifier le bon fonctionnement des instruments de mesurage,
3) de familiariser le personnel avec le mode opératoire d'essai.
Des essais préliminaires peuvent, après accord entre les parties, être retenus comme essais de réception.
c) Essais de performance selon le mode opératoire d'essai.
d) Calcul des résultats.
e) Rapport d'essai.
A.5 Conditions de fonctionnement pendant les essais
A.5.1 Généralités
Les dispositions stipulées en 5.1 de la présente Norme internationale doivent être étendues à toute l'installation
complète à cycle combiné. Une attention toute particulière doit être prêtée :
a) à la charge des turbines à gaz ;
b) aux conditions de soutirage de vapeur de procédé ;
c) au nombre d'éléments auxiliaires en service (pompes, etc.) ;
d) aux conditions de fonctionnement du condenseur refroidi à l'air ou de l'aéroréfrigérant (nombre de ventilateurs en
fonctionnement, vitesse, etc.) ;
e) aux réglages et conditions de fonctionnement de toutes les commandes.
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ISO ISO 2314:1989/Amd.1:1997(F)
Pour des raisons de facilité, les écarts admissibles relatifs aux conditions d'essai, à partir des conditions prévues ou
spécifiées, sont rappelés au tableau A.1, conformément à la CEI 953-2.
Tableau A.1 - Ecart maximal par rapport aux conditions spécifiques
(voir également tableau 2)
Paramètre considéré Ecart maximal admissible de l'essai par
rapport à l'écart spécifié (CEI 953-2)
Pression de soutirage de vapeur (régulée) ± 5%
Pression d'échappement de vapeur
- pour des turbines à contre-pression ± 5%
- pour des turbines à condensation ± 25% lorsque le condenseur n'est pas inclus
dans le contrat
Débit de soutirage de vapeur ± 10%
Débit d'eau de refroidissement ± 15% lorsque le condenseur fait partie de la
fourniture
Température d'entrée de l'eau de refroidissement ± 5 K lorsque le condenseur fait partie de la
fourniture
Un effort raisonnable doit être fourni afin de s'assurer que ces plages d'écart sont respectées. Lorsque, malgré tout,
cela n'est pas possible, un accord doit être trouvé sur les incertitudes supplémentaires relatives aux résultats ainsi
que sur l'opportunité d'effectuer les essais.
A.5.2 Conditions de fonctionnement
Avant de procéder aux relevés, le fonctionnement de l'installation doit être stabilisé à une charge constante.
Un paramètre est dit stable lorsque le relevé continu de ce paramètre donne des valeurs dont les fluctuations sont
dans les limites admises pendant une durée sur laquelle les parties doivent se mettre d'accord.
La durée de mesurage doit être de 1 h et doit être divisée en général en trois séries de lecture.
Les fluctuations maximales admissibles correspondent à la moitié des écarts admissibles donnés au tableau A.1,
sauf pour la puissance qui peut varier de ± 3%
A.6 Instruments et méthodes de mesurage
A.6.1 Généralités
Ce paragraphe décrit le type et les méthodes de mesurage, ainsi que les précautions à prendre aux différents
emplacements situés derrière la turbine à gaz, comme défini à la figure A.1.
L'étendue de la fourniture et l'organisation du travail peuvent largement influer sur l'étendue et la qualité (exactitude)
des mesurages.
Les mesurages relatifs à une étendue de la fourniture sont essentiellement effectués pour vérifier les conditions de
fonctionnement et peuvent être par conséquent exécutés d'une manière plus simple.
Les mesurages effectués en des emplacements non situés sur des équipements fournis sont d'autre part
nécessaires pour la vérification de la performance contractuelle et réclament une grande attention et précision.
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A.6.2 Mesurages à l'emplacement 9
A.6.2.1 Mesurages côté gaz
Cet emplacement définit la puissance énergétique du générateur de vapeur à récupération de chaleur en termes de
débit-masse, d'analyse et de température des gaz.
Le débit-masse des gaz d'échappement des turbines à gaz de grandes dimensions ne peut en général pas être
mesuré directement avec une précision suffisante; toutefois, dans la plupart des cas, il peut être déterminé avec
une précision suffisante, soit :
- en effectuant un calcul précis du bilan thermique autour de la turbine à gaz (voir 8.5 de la présente Norme
internationale), ou
- en effectuant un bilan thermique du générateur de vapeur à récupération de chaleur, à l'aide des mesurages de la
température des gaz aux emplacements 9 et 10, ainsi qu'en réalisant des mesurages précis supplémentaires des
températures et des pressions du débit d'eau d'alimentation ainsi que de l'eau/vapeur.
Le débit-masse des gaz d'échappement peut être déterminé à partir des mesurages de la distribution d'énergie
dans la section du conduit d'évacuation (voir A.8.1.2), pour une analyse détaillée des caractéristiques de
performance ou lorsque les capteurs de température des gaz d'échappement doivent être placés là où la vitesse et
la température ne sont pas homogènes.
Il convient de veiller à ce que le nombre de mesurages de la pression, de la température et de la vitesse à effectuer
soit suffisant, de manière à obtenir un schéma réel de la température massique moyenne des gaz dans le conduit
d'évacuation.
En alternative, pour un générateur de vapeur à récupération de chaleur sans chauffage additionnel, l'analyse des
gaz peut être mesurée aussi à l'emplacement 10 g, où le niveau de température ne nécessite pas un équipement
particulier.
En plus, la chute de pression dans le générateur de vapeur à récupération de chaleur peut être vérifiée grâce à la
pression statique à l’emplacement 10 g.
Des mesurages intermédiaires de température dans le générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG)
peuvent être effectués pour vérification, lorsque des cycles à pression multiple sont concernés.
Ces mesurages optionnels de température, destinés à faciliter la vérification des bilans massiques et thermiques
internes du générateur à vapeur.
A.6.2.2 Mesurages côté eau
Le débit-masse et la température de l'eau d'alimentation doivent être mesurés afin de définir les bilans thermique et
massique du générateur de vapeur à récupération de la chaleur.
Lorsque des pompes d'eau d'alimentation sont utilisées pour chaque niveau de pression, les mesurages
correspondants doivent être effectués sur chaque ligne.
A.6.3 Mesurages à l'emplacement 10
A.6.3.1 Mesurages côté gaz
L'énergie à la sortie du générateur de vapeur à récupération de chaleur est définie à cet emplacement afin d'être
utilisée dans les calculs de bilan thermique du générateur de vapeur à récupération de chaleur. Outre les
mesurages de température, l'analyse des gaz peut être mesurée pour des raisons de facilité, comme indiqué au
paragraphe 6.2.
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NOTE Des mesurages facultatifs peuvent être effectués à l'emplacement 10 dans le même but que les mesurages effectués à
l'emplacement 9.
A.6.3.2 Mesurages côté vapeur
Les paramètres de vapeur - particulièrement la pression, la température et le débit-masse - sont mesurés de ce
côté. L'emplacement 10 doit être défini pour chaque niveau de pression lorsque la vapeur passe du générateur de
vapeur à la turbine ou pour être chauffée.
Lorsque l'eau d'alimentation n'est ni dérivée, ni recyclée, les mesurages de son débit-masse doivent être retenus de
préférence aux mesurages du débit-vapeur, car ils sont plus précis.
Toute injection d'eau d'évaporation utilisée pour le contrôle de la température finale de la vapeur peut être
déterminée en effectuant un bilan thermique autour du désurchauffeur, en utilisant les mesurages des températures
de la vapeur et de l'eau, ainsi que des pressions et du débit d'alimentation.
A.6.4 Mesurages à l'emplacement 11
Les mesurages à l'emplacement 11 définissent le débit de vapeur à la turbine ainsi que les conditions de vapeur.
A.6.5 Mesurages à l'emplacement 12
Les mesurages à l'emplacement 12 sont prévus pour définir le débit-vapeur du cycle de vapeur pour toute utilisation
extérieure du procédé et/ou pour toute réduction de l'oxyde d'azote dans la chambre de combustion de la turbine à
gaz. De plus, le niveau énergétique (pression, température) auquel s'effectue le transfert est également défini.
Les mesurages effectués à l'échappement de la turbine à vapeur ne valent généralement que pour des contrôles
internes, puisque l’emplacement du condenseur est l’emplacement préférentiel.
A.6.6 Mesurages à l'emplacement 13
Le débit d'eau de refroidissement doit être dérivé des calculs ou mesuré et la température d'entrée doit être
mesurée à cet emplacement.
Le débit d'eau de refroidissement n'est pas normalement mesuré. Il est dérivé des calculs de bilan thermique autour
de la turbine à vapeur et du condenseur.
Le débit d'eau de refroidissement ne doit être mesuré ou dérivé des calculs que lorsqu'une vérification séparée du
fonctionnement de la turbine à vapeur, du condenseur ou de l'aéroréfrigérant est nécessaire.
Tel est le cas lorsque ces composants sont fournis par différents fournisseurs.
Dans le cas d'un condenseur refroidi à l'air, la température de l'air ambiant doit être mesurée à cet emplacement.
L'eau d'appoint est de préférence introduite dans le condenseur lorsqu'une quantité limitée de vapeur de procédé
doit être fournie. C'est l'emplacement normal des cycles non alimentés en vapeur de procédé.
A.6.7 Mesurages à l'emplacement 14
La température de sortie de l'eau de refroidissement est mesurée à cet emplacement.
L'état du condensat normal est également mesuré à cet emplacement.
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Lorsqu'un condenseur refroidi à l'air est pris en compte, la température de l'air quittant le condenseur est mesurée à
cet emplacement.
Tous ces mesurages ne sont effectués que pour vérification.
A.6.8 Mesurages à l'emplacement 15
L'état de l'eau de refroidissement et de l'air pénétrant dans l'aéroréfrigérant est défini à cet emplacement. La
température de l'air et l'humidité sont des paramètres importants lorsque le contrat inclut le fonctionnement de
l'aéroréfrigérant.
A.6.9 Mesurages à l'emplacement 16
L'état de l'air et de l'eau de refroidissement quittant l'aéroréfrigérant est défini en cet emplacement.
Tous ces mesurages ne sont effectués que pour vérification.
A.6.10 Mesurages à l'emplacement 17
Lorsque de grandes quantités d'eau d'appoint sont requises (soutirage de vapeur de procédé, vapeur d'oxyde
d'azote ou injection d'eau chaude dans la turbine à gaz), le bilan massique du système est habituellement est fait à
l’emplacement du réservoir d'eau d'alimentation.
La température de l'eau d'appoint doit être mesurée puisque la vapeur de chauffe est impliquée. Lorsque la vapeur
de soutirage est entièrement perdue, le débit de l'eau d'appoint n'a pas besoin d'être mesuré puisqu'il correspond
au débit de soutirage qui doit être mesuré.
A.6.11 Mesurages à l'emplacement 18
L'état et le débit de soutirage de l'eau chaude sont mesurés à cet emplacement. L'eau chaude peut être utilisée
pour injection dans la chambre de combustion, pour le préchauffage du combustible, l'installation de traitement du
combustible, ou à toutes autres fins.
A.7 Méthodes d'essai
A.7.1 Généralités
La description du mode opératoire d'essai est structurée de manière flexible, et fondée sur des essais en phases
pour permettre l'application de la présente norme afin de déterminer les performances de l'installation dans les
différentes applications de cycle combiné, par exemple la construction en phases, la réadaptation, etc.
Les phases d'essai suivantes sont considérées :
Phase I : Essai de performance à cycle simple de la turbine à gaz en utilisant la cheminée de dérivation, le cas
échéant.
Phase II : Essai de performance à cycle combiné de toute l'installation.
Les phases I et II sont exécutées de manière concurrente pour les installations à cycle combiné sans disposition
relative au fonctionnement de cycle simple sans la fin de cycle.
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A.7.2 Essai de phase I (mode cycle simple)
L'essai atteste de l'installation de puissance de la turbine à gaz et du rendement thermique pour les comparer aux
valeurs de garantie.
L'essai de phase I est effectué selon les règles établies dans la présente Norme internationale.
Les données de référence du débit d'air sont calculées à partir des données d'essai ou fixées par un mesurage
approprié, à utiliser afin de déterminer le changement du débit d'air dans le compresseur de la turbine à gaz, entre
la phase I et la phase II.
A.7.3 Essai de phase II (mode cycle combiné)
L'essai de phase II est réalisé alors que la fin de cycle du cycle combiné est dans un état neuf et propre. L'essai est
effectué lorsque l'installation à cycle combiné et tous les instruments de mesurage d'essai fonctionnent de manière
satisfaisante et que leur régime est permanent.
Les résultats d'essai de la phase II - associés à ceux de la phase I - attestent de toute l'installation de puissance à
cycle combiné et du rendement thermique pour les comparer aux valeurs de garantie, alors que les différentes
conditions aux limites (débit-masse, température et pression des gaz d'échappement de la turbine à gaz) sont
prises en compte.
Le générateur de vapeur à récupération de chaleur et le cycle complet de vapeur doivent être isolés de manière à
éviter les pertes incontrôlées (non quantifiées) de vapeur et d'eau. Le générateur de vapeur à récupération de
chaleur fonctionne sans purge.
A.8 Calcul des résultats
A.8.1 Calcul des données dérivées des mesurages
Plusieurs données, devant être définies à différents emplacements, ne sont pas mesurées directement mais doivent
être dérivées et calculées à partir d'autres mesurages.
Les méthodes de calcul sont définies ici afin d'assurer une compréhension mutuelle.
A.8.1.1 Enthalpie des gaz d'échappement
Bien que les données de base relatives aux gaz soient dérivées, pour la plupart, d'une base de données commune,
la mise en oeuvre détaillée s'effectue essentiellement sur une base brevetée au moyen de méthodes variées
d'interpolation ou par définition de polynômes spécifiques.
Les résultats de toutes ces méthodes sont relativement cohérents pour une utilisation générale. Cependant, les
différences peuvent être assez importantes pour les essais de performance.
Par conséquent, il est recommandé que les parties concernées s'accordent sur les données thermodynamiques
des gaz à utiliser.
NOTE A titre d'information, les tables suivantes, non exhaustives, peuvent être utilisées :
a) J.H. Keenan et J. Kaye
b) JANAF Thermodynamic table
c) FDBR-Richtlinien Leistungsnachweis von Abhitzeanlagen (D) - (F. Brandt)
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d) JSME Thermodynamic table
e) ASME Performance Test Code PTC 4.4
La définition de la température de référence établie afin de définir les enthalpies de gaz d'échappement est d'égale
importance.
A.8.1.2 Débit-masse des gaz d'échappement
La détermination du débit-masse des gaz d'échappement à partir des mesurages de la distribution d'énergie dans
la section du conduit d'échappement des gaz est fondée sur les données théoriques suivantes :
T
t
( )
Ces mesures sont définies par le fait que la température moyenne dans le temps d'une surface de contrôle du
h
t
( )
débitmètre des gaz d'échappement est fonction de l'enthalpie moyenne dans le temps.
1
h=��hd. q
t
tm
q
m
hf= T
()
tt
ddqc=r A
m n
où
est la vitesse normale à la surface de contrôle;
c
n
ρ est la masse volumique;
d est la surface d'un élément de la surface de contrôle;
A
q est le débit-masse de la surface de contrôle.
m
Lorsque le débit peut être considéré comme homogène, la température exprimée dans un système à coordonnées
polaires dépend simplement de la position
Tf= j,r
( )
Dans le cas d'un diagramme de débit non homogène, la masse volumique et la vitesse dépendent également de la
position
rj,,cT=f ,r
( )
n
Dans ce cas, des sondes combinées (pour la température et la pression) doivent être prises en considération.
A.8.2 Correction des résultats de mesurages pour les ramener aux conditions de contrat
La correction des résultats de mesurage, par exemple la puissance absorbée et l'apport calorifique ou le rendement
thermique, est normalement effectuée en utilisant les courbes de correction du fournisseur. Pour une utilisation plus
aisée, ces courbes doivent également être livrées sous forme de tableaux ou définies par équation.
Ces courbes sont réalisées selon l'étendue de la fourniture. Tant que la configuration de l'installation permet un
fonctionnement à cycle simple, des courbes séparées pour la turbine à gaz et pour l'installation à cycle combiné
sont fournies.
Dans les installations de chauffage urbain à plusieurs étages non contrôlées, la répartition des charges sur les
chauffages urbains dépend de la distribution du débit de vapeur dans la turbine à vapeur qui est fonction de la
charge de la turbine à vapeur, de la charge thermique et des températures réelles de chauffage urbain.
Dans ce cas, la relation entre l’énergie qui est absorbée dans le cycle de vapeur et la puissance délivrée par le
cycle est fonction de plusieurs variables.
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L'utilisation de la simulation par ordinateur pour déterminer les corrections de la proportion de vapeur du cycle est
recommandée dans ces cas de figure. Cette procédure est décrite en A.8.2.3.
A.8.2.1 Paramètres de correction de la puissance fournie
La puissance fournie de l'installation complète à cycle combiné est influencée par différents paramètres, dont les
plus importants, pour lesquels les corrections de la puissance dans des conditions du contrat doivent être
considérées, sont :
a) Température ambiante
La température ambiante influe sur la puissance de la turbine à gaz et sur les conditions d'échappement des gaz de
la turbine (débit-masse et température), donc également sur la fin de cycle de vapeur.
Lorsqu'un condenseur refroidi à l'air est pris en considération ou lorsqu'un aéroréfrigérant fait partie de la fourniture,
la température ambiante affecte les performances du système de refroidissement, et par conséquent la puissance
de la turbine à vapeur.
b) Pression atmosphérique
La pression atmosphérique influence le débit d'air du compresseur de la turbine à gaz et par conséquent, la
puissance fournie de la turbine à gaz. La puissance de la turbine à vapeur, ainsi que le débit de vapeur généré,
sont modifiés.
c) Facteur de puissance
Les facteurs de puissance de la turbine à gaz et des alternateurs de la turbine à vapeur ont une influence sur la
puissance active fournie.
d) Humidité de l'air
L'humidité de l'air a une certaine influence sur la puissance de la turbine à gaz et affecte, dans une plus large
mesure, le fonctionnement des aéroréfrigérants humides.
e) Energie massique nette
Lorsque l'énergie massique nette des gaz diverge considérablement des valeurs spécifiées, la puissance de la
turbine à gaz et les conditions d'échappement des gaz de la turbine (en raison du débit des gaz combustibles)
diffèrent.
f) Ecart de fréquence
En général on n’observe pas d’écarts importants de la fréquence par rapport à une valeur spécifiée, lorsqu’un
réseau stable de larges dimensions est disponible. Les écarts de fréquence influent sur la performance de la turbine
à gaz. De même, les variations du débit-masse des gaz d’échappement influent sur la puissance de la turbine à
vapeur.
g) Dégradation et encrassement de la turbine à gaz
La puissance fournie de la turbine à gaz est directement affectée par l'encrassement du compresseur de la turbine
à gaz ainsi que par la dégradation de cette dernière. Puisque les conditions d'échappement de la turbine à gaz
(débit-masse et température) sont également influencées, la puissance de la turbine à vapeur varie également.
Tous ces paramètres sont importants lorsque l'essai de performance est reporté plus que de raison ou lorsque la
construction en phases ou les applications de réadaptation sont prises en considération.
Les paramètres mentionnés en a), b), d), e) et f) ont une incidence sur le débit des gaz d'échappement, leur
température et leur analyse. Par conséquent, ils influent également sur le fonctionnement de la fin de cycle.
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Pour une analyse détaillée, il convient de fournir des courbes de correction associées.
Certains paramètres n'exercent une influence que sur la puissance du cycle de vapeur. Ces paramètres sont :
h) Température d'entrée de l'eau de refroidissement
La contre-pression à l'échappement de la turbine à vapeur et par conséquent sa puissance dépendent largement
de la température d'entrée de l'eau de refroidissement.
Lors
...
Questions, Comments and Discussion
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