ISO 19860:2005
(Main)Gas turbines — Data acquisition and trend monitoring system requirements for gas turbine installations
Gas turbines — Data acquisition and trend monitoring system requirements for gas turbine installations
ISO 19860:2005 applies to data-acquisition and trend-monitoring systems for gas turbine installations and associated systems. ISO 19860:2005 classifies and defines monitoring systems and their technical terms and establishes a system for conversion and validation of measured quantities in order to enable a comparison of the various systems, their features and their performances.
Turbines à gaz — Exigences relatives aux systèmes d'acquisition des données et de surveillance des tendances pour les installations à turbine à gaz
L'ISO 19860:2005 s'applique aux systèmes d'acquisition des données et de surveillance des tendances destinés aux installations comportant une turbine à gaz et aux systèmes associés. L'ISO 19860:2005 classe et définit les systèmes de surveillance et leurs termes techniques et elle établit un système de conversion et de validation des grandeurs mesurées afin de permettre de comparer les divers systèmes, leurs caractéristiques et leurs performances.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 19860
First edition
2005-03-15
Gas turbines — Data acquisition and
trend monitoring system requirements
for gas turbine installations
Turbines à gaz — Exigences relatives aux systèmes d'acquisition des
données et de surveillance des tendances pour les installations à
turbine à gaz
Reference number
©
ISO 2005
PDF disclaimer
This PDF file may contain embedded typefaces. In accordance with Adobe's licensing policy, this file may be printed or viewed but
shall not be edited unless the typefaces which are embedded are licensed to and installed on the computer performing the editing. In
downloading this file, parties accept therein the responsibility of not infringing Adobe's licensing policy. The ISO Central Secretariat
accepts no liability in this area.
Adobe is a trademark of Adobe Systems Incorporated.
Details of the software products used to create this PDF file can be found in the General Info relative to the file; the PDF-creation
parameters were optimized for printing. Every care has been taken to ensure that the file is suitable for use by ISO member bodies. In
the unlikely event that a problem relating to it is found, please inform the Central Secretariat at the address given below.
© ISO 2005
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 either ISO at the address below or
ISO's member body in the country of the requester.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Published in Switzerland
ii © ISO 2005 – All rights reserved
Contents Page
Foreword. iv
Introduction . v
1 Scope. 1
2 Normative references . 1
3 Terms, abbreviated terms and definitions. 1
4 Monitoring systems and their characteristics . 3
4.1 General features. 3
4.2 Data-acquisition systems. 3
4.3 Trend-monitoring systems. 4
4.4 Comparison of the systems. 6
5 Detailed examination of trend-monitoring systems . 7
5.1 The tasks of a trend-monitoring system. 7
5.2 Performance-monitoring systems. 7
5.3 Combustion- and emission-monitoring systems . 9
5.4 Mechanical- and vibration-monitoring systems . 10
5.5 Measured parameters . 11
5.6 Scaling and validation . 14
6 Example of a trend-monitoring system .15
Annex A (informative) Status and further development of trend-monitoring systems. 16
Annex B (informative) Diagnostic systems. 21
Annex C (informative) Flow chart of the trend-monitoring system. 23
Bibliography . 28
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards bodies
(ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through ISO
technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee has been
established has the right to be represented on that committee. International organizations, governmental and
non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely with the
International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
International Standards are drafted in accordance with the rules given in the ISO/IEC Directives, Part 2.
The main task of technical committees is to prepare International Standards. Draft International Standards
adopted by the technical committees are circulated to the member bodies for voting. Publication as an
International Standard requires approval by at least 75 % of the member bodies casting a vote.
ISO 19860 was prepared by Technical Committee ISO/TC 192, Gas turbines.
iv © ISO 2005 – All rights reserved
Introduction
The International Organization for Standardization (ISO) draws attention to the fact that it is claimed that
compliance with this document may involve the use of a patent concerning data processing systems and
diagnostic systems for technical/power plants.
The specific patents declared include the following:
EP 0 643 345: Data processing device for the monitoring of the operating states of a technical plant
US 5,625,574 Method and data processing system for monitoring operating states of a technical
plant
EP 0 667 013 Diagnostic system for a plant
US 5,734,567 Diagnosis system for a plant
KR 299811 Diagnostic system for a plant
IN 179026 Diagnosis system for a power plant
The ISO takes no position concerning the evidence, validity and scope of this patent right.
The holder of this patent right has assured the ISO that he is willing to negotiate licences under reasonable
and non-discriminatory terms and conditions with applicants throughout the world. In this respect, the
statement of the holder of this patent right is registered with the ISO. Information may be obtained from:
Siemens AG
(CT IP PG and CT L&T)
P. O. Box 32 30
91050 Erlangen,
Germany
Attention is drawn to the possibility that some of the elements of this document may be the subject of patent
rights other than those identified above. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent
rights.
Investors who acquire gas turbine engines insist more and more on having their installations equipped with
trend-monitoring systems (TMS) of varying abilities. A rigorous employment of TMS in general allows projects
to run with increased cost effectiveness as well as to improve the operation in the future. These statements
are tempting enough to encourage retrofitting existing equipment with TMS in order to increase cost-
effectiveness and reliability as well as to reduce maintenance intervals and risk of outages. The complexity of
TMS can be determined by quoting chapters of this International Standard that are agreed by contract.
Trend-monitoring systems can also enable the following benefits:
investigate reasons for outages;
analyse the actual condition, enabling the preparation of maintenance in advance and only if the need
arises.
Trends during recent years show that in the foreseeable future no gas turbine is likely to be sold without a
TMS. There is also a tendency to integrate the TMS closely with the control systems of the gas turbines.
One reason for this lies in the use of the operating data available in the control system and needed for control
as well as for the TMS. On the other hand, the control system can respond rapidly to critical situations
detected by TMS. Therefore the direct connection of both systems offers the best solution.
Many independent, as well as integrated, systems are commercially available but they are based on different
philosophies. Correspondingly, their performances can differ. Certain terms are often used with conflicting
meanings and can mislead expectations.
TMS offers important benefits in the following areas:
minimize fuel consumption;
optimize maintenance costs in line with actual requirements (e.g. availability);
minimize impact on the environment;
predict possible failure and minimize subsequent damage and/or loss;
improve reliability and availability.
Use of the same system will allow the manufacturer to
determine the actual (not the theoretical) thermodynamic data;
data and performance verification;
determine gas-turbine ageing;
improve service interval scheduling;
optimize compressor cleaning.
Together, both operator and manufacturer will be able to
interpret the short- and long-term trends established;
perform a status analysis;
identify and potentially reduce failures;
which in turn will enable future automated diagnostic systems to be extended still further.
As more and more new systems emerge, it is convenient to classify the technical terms and to define them.
The intention is to set up certain guidelines on the subject of trend-monitoring systems to provide a basis for
comparison of the various systems, their features, their performances and to help in the process of decision-
making.
vi © ISO 2005 – All rights reserved
INTERNATIONAL STANDARD ISO 19860:2005(E)
Gas turbines — Data acquisition and trend monitoring system
requirements for gas turbine installations
1 Scope
This International Standard applies to data-acquisition and trend-monitoring systems for gas turbine
installations and associated systems. It classifies and defines monitoring systems and their technical terms. It
establishes a system for conversion and validation of measured quantities in order to enable a comparison of
the various systems, their features and their performances.
2 Normative references
The following referenced documents are indispensable for the application of this document. For dated
references, only the edition cited applies. For undated references, the latest edition of the referenced
document (including any amendments) applies.
ISO 2314:1989, Gas turbines — Acceptance tests
ISO 3977-2:1997, Gas turbines — Procurement — Part 2: Standard reference conditions and ratings
ISO 13373-1:2002, Condition monitoring and diagnostics of machines — Vibration condition monitoring —
Part 1: General procedures
3 Terms, abbreviated terms and definitions
For the purposes of this document, the following definitions apply.
NOTE “Gas turbine” as used in this International Standard means the gas turbine and its associated systems.
3.1
combustion-monitoring system
CMS
equipment to acquire operating data and allow a judgement on the quality of the combustion process
3.2
data acquisition system
DA
equipment to collect and store a selection of data enabling a description of the condition of the gas turbine
engine and its associated systems
3.3
diagnosis system
DS
equipment to determine the condition of the gas turbine installation using information acquired by DA and
TMS
NOTE In addition, the DS can display the reason for the actual situation. In an advanced version, it can offer
suggestions or guidance on actions required.
3.4
emission-monitoring system
EMS
equipment to store data, indicating the output of emissions that are produced by the combustion process of
the gas-turbine installation
3.5
maintenance-on-condition
MOC
procedure whereby maintenance work is done only if requested by the monitoring system
3.6
mechanical-monitoring system
MMS
equipment to acquire data on the condition of the gas turbine installation that are of importance for the lifetime
of the mechanical design
3.7
monitoring system
MS
equipment used in the same manner as for surveillance
NOTE This is considered as the generic term for all systems that perform a surveillance of the gas turbine and
installations.
3.8
performance-monitoring system
PMS
equipment to take data and display the performance of the gas turbine
NOTE The parameters involved are essentially power, efficiency, exhaust-gas temperature and exhaust-gas flow and
can include engine-component-condition assessment.
3.9
trend
approximation of an x-y correlation within an acceptable correlation coefficient on the basis of data that are
eventually validated and normalized
NOTE The variable x is most often “time”, and trends are usually evaluated as functions of operating time or
operating cycles.
3.10
trend-monitoring system
TMS
equipment to acquire operating data describing the condition of the gas-turbine installation that are used for
the computation of short-term and long-term trends for selected parameters
3.11
validation
detection and elimination and/or replacement of wrong values among the measured data
3.12
vibration-monitoring system
VMS
equipment for monitoring the mechanical vibrations of the rotor(s) and the casing(s) of a gas turbine
installation
2 © ISO 2005 – All rights reserved
4 Monitoring systems and their characteristics
4.1 General features
In applications where aspects of safety are extremely important (i.e. for aircraft engines), the analysis of the
condition of complex systems has already attained a high level. The positive influence on the maintenance
effort that accompanies the introduction of monitoring systems (MSs), as well as the possibility of preventing
failures, more and more raises the interest in applying such systems to large power plants where the safety
requirements are less stringent. The economic performance of a plant can be improved by such monitoring
systems.
Projects carried out in recent years show trends in the operation of gas turbines that predict the need for the
application of such a monitoring system. Furthermore, it can be observed that the values measured for the
MSs are mostly those already being acquired by the available control system. To an increasing extent, MSs
are combined with the control system of the gas turbine and the governing system leading an entire complex.
MSs are considered as an integral part operating in the background.
Integration of the monitoring system and the control system has both advantages and disadvantages.
a) Joining control and monitoring systems is advantageous because
1) the control system already contributes essential information on the condition of the cycle;
2) the MS can use the control system to execute actions required in the process;
3) the distributed systems and/or remote systems are becoming more popular.
b) The disadvantages include
1) the system design and validation become much more complicated at the development phase;
2) the possibility of introducing unexpected error to another system might be higher at a later
modification phase.
There are already many independent, as well as integrated, systems commercially available, which differ in
design concepts, operating philosophies and performance. As new systems emerge continuously, it is
convenient to classify and define the technical terms. Beyond that, guidelines will be developed to allow
comparisons among MSs in the future (see Annex A) and to enable decision-making according to
requirements.
MSs may be grouped into three levels (see Figures 1 and 2 and Figure B.1), where the complexity and the
information increase with the level. Depending on the application in the field, overlapping of the standards
appears regularly.
4.2 Data-acquisition systems
All systems are based on DAs and therefore they shall be considered as the basic component leading to all
further extensions. DA is essentially restricted to measurement or acquisition and limited storage of system
and operating conditions.
Figure 1 — Data acquisition
DAs usually require a high level of technical knowledge and experience as well as knowledge of the system.
Therefore, their use remains restricted to experienced personnel.
4.3 Trend-monitoring systems
TMSs (Figure 2) evaluate short-term and long-term trends in the performance, the exhaust emissions and the
mechanical behaviour of gas turbine installations. In contrast to DAs, the data the variables corresponding to
1)
the thermodynamic state are normalized to ISO standard conditions (see ISO 3977-2) and can be archived
in long-term storage.
Intentional deviations of the reference conditions from the ISO standard conditions shall be agreed upon
between the contract partners. Often, when the measured values do not correspond to standard conditions
(ISO 3977-2), TMSs do not give the usual analysis of trends (e.g. deviation of specific fuel consumption) and
do not extrapolate for upcoming consequences (e.g. NO emissions).
x
TMSs shall also provide validation of the experimental data as well as the logic for the selection of elements
from the acquired data and the numerical algorithms from which to construct the trends. Wrong
measurements shall be eliminated and spurious data shall be identified and discarded.
1) p = 101,3 kPa; T = 288,15 K; ϕ = 60 % relative humidity in the ambient air.
4 © ISO 2005 – All rights reserved
Figure 2 — Trend-monitoring system (TMS)
Normalizing the thermodynamic state of the plant requires the acquisition of all ambient operating parameters,
including the following:
ambient pressure;
temperature;
humidity;
heating value;
exhaust-gas pressure loss.
It is convenient to compare actual values with target values that can be provided by the cycle analysis for
actual conditions from integrated systems. The cycle is computed analytically from measured parameters, or,
if data are missing, empirically through the use of the charts or tables that are provided by the manufacturer of
the plant. Performing a cycle analysis requires data that might not always be known to the operator of the
plant.
In this way, it is possible to determine deviations from the design or reference values which are persistent over
time (e.g. for efficiency), to check values related to operating costs (e.g. specific fuel consumption) and to
follow the evolution of disturbances or failures.
Advanced systems might also be able to provide diagnosis and advice to non-specialist maintainers and
operators.
Key areas for application in connection with gas turbines are as follows:
a) all properties of DAs and, in addition, trend-monitoring over medium and long periods of
performance results,
emissions-monitoring and reporting,
mechanical operating parameters;
b) analysis of trends for
identification of developing faults,
prediction of failures,
optimization of operating and maintenance,
improvement of availability by maintenance-on-condition (MOC).
4.4 Comparison of the systems
TMSs are capable of performing the same tasks as DAs, but also validate and normalize measured data. In
addition, information to date is stored in a databank from which all values are extracted to determine short-
and long-term trends.
When using a DA, the personnel can compare formerly registered data with current registered data and
decide whether values are abnormal and might, eventually, lead to difficulties. More advanced systems
analyse the trends and predict when the parameters will reach an established range limit. Appropriate alerts
can be signalled to the operator.
The TMS performs this task and indicates values that might be abnormal and that might lead to disturbances
or failures that could damage the plant. On top of that, the TMS might contain the necessary rules as well as
experience to recommend necessary precautions as an output.
Finally, a very sophisticated MS will be similar to a DS, which indicates risks, consequences of failures and
the required action to be taken to change a situation identified as being unfavourable. At this level of
development, all functions indicated in Figure B.1 are available.
6 © ISO 2005 – All rights reserved
5 Detailed examination of trend-monitoring systems
5.1 The tasks of a trend-monitoring system
5.1.1 As a rule, a modern TMS for gas turbine can monitor the following:
thermodynamic data,
combustion, including emissions to the environment,
mechanical behaviour, including vibrations of a gas turbine.
And as a result of this, the tasks that a TMS can carry out include the determination, indication and prediction
(with relevant confidence factors) of the short- and long-term trends of all variables monitored.
5.1.2 Accordingly, TMS should comprise the following:
performance-monitoring system (PMS);
combustion-monitoring system (CMS);
emission-monitoring system (EMS);
mechanical- and vibration-monitoring system (MMS and VMS).
5.1.3 Finally, it is also the TMS’s task to assess trends, to prepare data for future diagnosis for the plant or
component (see Annex B), to issue recommendations for actions, and in critical situations, to initiate these
directly.
This puts the operator in a position to
have good insight into the condition of the plant at all times;
to quickly initiate the necessary responses to current conditions.
5.1.4 The TMS findings can also indicate the necessity of an inspection or overhauls [maintenance-on-
condition (MOC)].
The following operations can then be performed when required:
combustor inspections,
inspections of components in the hot-gas path,
major inspections.
5.2 Performance-monitoring systems
5.2.1 PMSs essentially monitor the following:
shaft and/or electrical power output;
gas turbine rotor speeds in case of mechanical drives;
calculated efficiency and/or performance of the gas turbine;
flow rates (fuel, inlet air, water and/or steam) including exhaust gas of the gas turbine,
exhaust gas temperature.
5.2.2 Significant ambient conditions, such as the following, are also monitored for the purpose of converting
the performance data to the standard reference conditions (ISO 3977-2).
atmospheric pressure;
temperature of the intake air;
air humidity.
5.2.3 The following operating conditions shall also be recorded.
load and power factor;
pressure loss at the compressor inlet;
temperature at the compressor inlet;
pressure loss at the outlet (possibly also the back pressure caused by downstream plant components).
5.2.4 One major aim of the PMS is to establish the overall process efficiency, together with the associated
uncertainty; the evolution of these values over time facilitates decisions concerning operational responses,
such as compressor washing or maintenance and the generation of business-related data (e.g. specific fuel
costs).
In this way, the gas turbine can always be maintained in the best possible condition and so minimize the
specific fuel consumption.
Table 1 lists typical direct and indirect variables of the gas turbine from which trends can be developed.
Table 1 — Parameters for trend development — Performance-monitoring
Direct or indirect Measured data for trend Fault detection and/or
Sensor application
variables analysis analysis
Power output Generator terminals Power output Incomplete combustion
Power turbine shaft Torque and/or speed Compressor fouling, blading
measurement corrosion and/or erosion
Compressor shaft
Compressor shaft speed
Fuel consumption Measurement of fuel mass flow Total fuel flow Fuel supply, uniform distribution
Partial fuel flows to the individual nozzles
Thermal efficiency Indirect determination from Thermal and/or electrical Compressor fouling; blading
power output, heating value, efficiency corrosion and/or erosion
fuel flow
Incomplete combustion
Exhaust Exhaust duct downstream from Mean exhaust temperature Correct starting point for
temperature the turbine diffuser (individual values, mean values, subsequent utilization of waste
maximum deviations) heat
Intact combustion system
problems
Exhaust flow Indirect determination By energy and mass balances With HRGS: less steam
production, more supplementary
firing
NOTE Additional parameters are listed in Table 5.
8 © ISO 2005 – All rights reserved
5.3 Combustion- and emission-monitoring systems
5.3.1 General
The combustion- and emission-monitoring tasks both monitor
conditions of the combustion process (Table 2);
exhaust gases, including pollutants (Table 3).
5.3.2 Combustion-monitoring system
The combustion-monitoring system (CMS) monitors those variables that characterize the combustion process
because monitoring the combustion process itself is not practicable at the current time.
Essentially these variables include
exhaust temperature,
distribution of the exhaust temperature immediately downstream of the gas turbine or the gas generator,
pressure fluctuations in the combustion system,
metal temperatures.
The mixing conditions of the partial fuel flows (primary, secondary, pilot and pre-mix amounts) are also of
great importance.
Table 2 — Parameters for trend development — Combustion-monitoring
Direct or indirect Measured data for trend Fault detection and/or
Sensor application
variables analysis analysis
Exhaust Control cross-section in the Mean exhaust temperature Incomplete combustion in all
temperature exhaust duct downstream from burners
Maximum exhaust temperature
the turbine
Uniform fuel supply to all
Minimum exhaust temperature
burners
Exhaust temperatures at all
Mechanical integrity of the
points registered
combustion system (burners,
nozzles, …)
Spread of the Control cross-section in the Spread of the exhaust Definition of the module
exhaust exhaust duct downstream from temperature and the responsible
temperatures the turbine corresponding position of the
control cross section
Pressure Combustor or transition piece to Amplitude of the pressure Flame pulsations with the
fluctuations in the the turbine fluctuations danger of excessive mechanical
combustion Frequency of the pressure stress leading to the particular
system fluctuations danger of mechanical
resonance and combustion
problems such as lean flame
5.3.3 Emission-monitoring system
The emission-monitoring system (EMS) continuously determines the pollutant content in the exhaust, i.e.
essentially the
NO emissions;
x
CO emissions;
total organic compounds;
oxygen content (oxygen is also usually measured to adjust the concentrate to a specific reference
condition);
particulate matter or dust (liquid fuel).
NOTE The limits for some or all of these pollutants depend on local requirements.
In case of wet reduction, EMS can also determine the injection (water or steam) conditions.
With this information, it is possible to monitor the emission system effectively. This, in turn, promotes
operation and maintenance regimes that minimize the gas turbine’s environmental impact.
Table 3 — Parameters for trend development — Emission-monitoring
Direct
Measured data for trend Fault detection and/or
or indirect Sensor arrangement
analysis analysis
variables
NO emissions Representative locations in the NO content in the exhaust Faults in the combustion and/or
x x
NO reduction process resulting
flow cross-sectional area in the
x
(NO content in the exhaust)
exhaust duct and/or the stack in excessive environmental
pollution
(NO content in the exhaust)
CO emissions Representative locations in the CO content in the exhaust Incomplete combustion resulting
flow cross-sectional area in the in excessive environmental
exhaust duct and/or the stack pollution
O content Representative locations in the O content in the exhaust
2 2
flow cross-sectional area in the —
exhaust duct and/or the stack
Total organic Representative locations in the TOC Incomplete combustion resulting
compounds flow cross-sectional area in the in excessive environmental
exhaust duct and/or the stack pollution
5.4 Mechanical- and vibration-monitoring systems
The MMS and the VMS monitor the mechanical condition based on different mechanical parameters of the
gas-turbine plant (see example in Table 5).
The monitoring of mechanical parameters should include couplings, gears and auxiliary systems (Table 4)
when appropriate.
This makes it possible to detect and as a result reduce (but by no means completely) possible problems and
damage to a large extent. Maintenance work (maintenance-on-condition) can be performed depending on the
actual condition of the system.
10 © ISO 2005 – All rights reserved
5.5 Measured parameters
Table 5 provides a typical data list for a simple-cycle gas turbine. The exact scope and any contractual system
shall be agreed between the supplier and the customer.
Some important parameters are not recorded directly, but can be derived from others (e.g. air flow by energy
balance and thermal efficiency from fuel consumption and power).
The parameters in Table 5 are listed in functional groups. The notation is in accordance with ISO 2314. The
location of sensors is based on relevant acceptance test procedures.
Table 4 — Parameters for trend development — Mechanical- and vibration-monitoring
Direct or indirect Measured data for trend Fault detection and/or
Sensor arrangement
variables analysis analysis
Casing and/or Casing and/or shaft vibration Trend monitor assigned to a Bearing problems (ball, inner or
shaft vibrations sensors (acceleration, speed machine area, including rotating outer roller ring)
(structure-borne probes) located and type speed information
Balancing changes
sound) specified according to the
Summary level of defined
measurement tasks they
Loose components
frequency range; overall level
perform on representative
Combustor vibrations
sections of the casing and/or
Amplitudes of defined orders of
shaft (temperature resistance,
harmonics (e.g. for vibrations
Rubbing, blade fracture
measuring range for amplitudes
generated by blading, gears,
Changes to the clearance of
and frequencies, resonance
monitoring roller bearing)
tooth flanks
range)
Recording of the amplitudes or
Extremely fast (millisecond)
spectra during start-up and
time-monitoring of acceleration
coast-down of shafts
signals in the selected
Overall spectrum (“water-fall
frequency range with
diagram”)
corresponding limit value
processing for the machine trip
Time signal display when a limit
can serve as an additional
value is exceeded (“flight data
safety-monitoring system with
recorder”)
the aim of preventing or limiting
blade damage. Event-controlled
data records facilitate the
subsequent analysis of the
damage.
Table 5 — Summary of possible measured parameters dependant on type,
operating conditions and scope of supply
a
Represented by:
Measured parameter
MMS and
PMS EMS
VMS
Time and date X X X
Environment
barometric pressure X X —
ambient air temperature X X
—
relative humidity X X —
Air inlet ahead of the compressor
temperature for the PMS, EMS and MMS and VMS X X X
indication of inlet air heating and/or bleed heating in operation, or X (X)
—
malfunctioning
air filter pressure loss X (X) —
silencer pressure loss X —
—
static pressure ahead of the compressor (resulting in total inlet pressure X (X) —
loss)
Compressor blade duct
static pressure
ahead of inlet guide vanes X — (X)
at bearing seal-air tapping location — — X
at cooling-air tapping locations (X) X
—
at blow-off locations (X) — X
behind blading and/or diffuser X — X
temperatures
at cooling-air tapping locations X X
—
behind blading and/or diffuser X (X) X
Combustion chamber
static pressure
ahead of combustion chamber (X) X (X)
combustion chamber pressure loss X — (X)
pressure oscillations and/or pulsations — (X) X
Cooling system air and/or water
air cooling temperatures X X
—
static pressure of air cooling flows X — X
Metal temperatures (direct or indirect) — — X
combustion chamber — — X
transition elements X
— —
turbine blades — — X
12 © ISO 2005 – All rights reserved
Table 5 (continued)
a
Represented by:
Measured parameter
MMS and
PMS EMS
VMS
Exhaust gas diffuser
static pressure in diffuser X — (X)
exhaust gas temperature X X (X)
Fuel system — — —
fuel mass flow — — —
fuel pressure (X) X —
fuel temperature X (X)
—
fuel composition (resulting in lower heating value of fuel) X X —
control valve lift — (X) X
water for injection (if available) (mass flow, temperature pressure) X X (X)
steam for injection (if available) (mass flow, temperature, pressure) X X
—
Recuperator (if available)
air temperature
inlet X X (X)
outlet X X (X)
exhaust gas temperature
inlet X — (X)
outlet X — (X)
Pressure loss
air side X — (X)
exhaust gas side X — (X)
Instrumentation & controls
position of control systems:
vanes X (X) X
bleed valves X — X
various valves — — X
anti-icing system on/off X (X)
—
Performance data
gross power output or torque X — X
grid frequency X — —
power factor X
— —
Mechanical data
speed X — X
axial shaft position and/or axial thrust — — X
Table 5 (continued)
a
Represented by:
Measured parameter
MMS and
PMS EMS
VMS
Bearings
metal temperatures of sleeve-type bearings — — X
static pressure of sealing air X
— —
Vibrations
bearing block vibrations — — X
shaft vibrations — — X
housing vibrations X
— —
Oil lubrication system
lube oil temperatures — — X
lube oil supply pressure — — X
differential pressure of lube oil filters and coolers X
— —
chemical-physical examination of oil condition (metal particles, abrasion — —
X
analysis)
a
(X) indicates allocation to the corresponding monitoring system, if only this system is used.
5.6 Scaling and validation
5.6.1 Conversion of measured parameters
Operating performance strongly depends on the air-inlet conditions. For an independent comparison of the
measured parameters, data shall be normalized according to the empirical correction curves from the
manufacturers or standard reference conditions in accordance with ISO 3977-2.
5.6.2 Validation of measured parameters
During acquisition of performance data for gas turbines, incorrect measurements, failures of transducers and
accumulation of data in the upper or lower tolerance zone sometimes occur. If these incorrect values are not
recognized and eliminated from the trend basis, the derived trends can be incorrect and ultimately result in
wrong conclusions. In a modern TMS, this is avoided by data validation.
Different methods, such as the following can be applied, in some cases simultaneously, for data validation:
straight numerical data validation;
physical data validation;
voting system selection of signal validation;
statistical elimination methods;
plausibility check.
The direct numerical data validation recognizes and eliminates measured data that are out of the tolerance
zone. Trends are smoothed by fitting polynomials through the sets of recorded data points.
14 © ISO 2005 – All rights reserved
With the physical data validation, the measured thermodynamic data are validated by calculations for subsets
of the process. For this, the unit is subdivided into a series of closed balance areas. A set of equations for the
mass and the energy balances is solved by fitting a least-squares line through the data. The measured data
can be corrected and outliers eliminated from the trends. Characteristic parameters like efficiency and
effectiveness are determined after the data validation.
When a voting-system selection is used, normally 2 out of the 3 systems are used for validation of measured
signals.
If large quantities of data are already available for a specific system, incorrect values can be excluded by
statistical elimination methods, but only after the measured parameter is incorporated back into the statistical
trend. Therefore, statistical elimination methods should be used for data sets only after a certain amount of
data has been accumulated.
Finally, plausibility checks are available, but like the diagnostic systems, these depend on continuous
acquisition of knowledge.
Iterative methods are often used for data validation. Measured data are correlated using trends, and values
outside the given tolerance are eliminated. The trend is then recalculated with the new set of data. This
procedure is repeated until the trend is stable within a certain bandwidth.
6 Example of a trend-monitoring system
The schematic of a modern trend-monitoring system is shown in Annex C. All three main components of the
TMS (performance-monitoring, combustion- and/or emission-monitoring and mechanical- and/or vibration-
monitoring) as described above are integrated.
The schematic also includes access to a database where measured data are stored or new descriptions of
characteristics are generated from previously acquired data. Data can be used for statistics and trends as well
as to support decisions for intervention. The actual raw data should be stored for objective documentation of
operations. Rules for access to these data shall be established.
From the database, the fouling factor (contamination) and the ageing factor of the gas turbine can be derived
and, therefore, the behavior of a unit as it ages under different operating conditions can be predicted.
The database can also fulfill tasks in addition to monitoring trends. It is possible, for instance, to store the data
from other units in the same construction series, in order to determine values averaged over multiple units.
The data compiled for multiple units can also be used for the supplementation or correction of the owner's or
even the manufacturer's documentation. On the other hand, data can be collected, stored and subsequently
used to predict the behavior under different conditions (i.e. new facility, before or after overhaul or exchange
of major parts, etc.).
Annex A
(informative)
Status and further development of trend-monitoring systems
A.1 General
Today in many applications only single elements of a trend-monitoring system (TMS, as it is described in this
document) are used. That is, often only the vibration pick-ups offered by the suppliers are used in the
vibration-monitoring systems (VMSs). In other cases, thermodynamic data are monitored (PMS) to operate
the unit at the highest achievable efficiency.
Because of overlapping objectives, the mechanical-monitoring system (MMS) is often combined the vibration-
monitoring system (VMS) while the combustion-monitoring system (CMS) is often combined with the
emission-monitoring system (EMS).
The current tendency is to combine all elements of the described systems and to use the combined system as
a standardized TMS.
The different monitoring systems are thus more and more
combined into one system which interacts with the control system;
integrated in the control system;
automated;
permanently operating.
It is advantageous to distinguish the operational parameters that have to be monitored at short intervals (e.g.
rotor-shaft and bearing-block vibration, pressure oscillations and pulsations in combustion system) from those
that are monitored on a long-term basis (e.g. efficiency). Consequently, in the modern automated TMSs that
are integrated into the control system of the gas turbine and that run in the background, the acquisition of data
for the operational parameters is partitioned into high- and low-frequency.
The incoming sets of data are stored in databanks and transformed by software tools.
The TMSs enable the generation of different intervals to examine the various aspects of the data. Concerning
the efficiency, the short-term trends indicate the need for compressor washing and long-term trends reflect the
ageing of the unit.
Even performance improvement and/or deviations can be analysed by means of collected data before and
after a refurbishment, overhaul or repair. More and more, cumulative experience is integrated into the system,
enabling a diagnosis. The scope of the messages, or rather the recommendations, is increasing steadily. By
comparing and logically combining messages, the TMS can be turned into an expert system.
A.2 Status and further development of performance-monitoring systems
The simplest level of monitoring of the thermodynamic parameters of gas turbines is to take single readings at
more or less regular time intervals. Evaluation of measured data is done manually using the correlations (e.g.
curves, tables) of the manufacturer.
16 © ISO 2005 – All rights reserved
Normally, only the following parameters are compared with target values and trends are determined at full
load:
power output of gas turbine (directly);
thermal efficiency (indirectly through fuel consumption);
exhaust gas temperature;
exhaust gas flow (indirectly through energy balance of gas turbine).
Monitoring of analogous data at partial load is basically limited to thermal efficiency and exhaust-gas
temperature, which depend strongly on power output and the position of guide vanes. Under partial load,
power is only a specified setting.
All measured thermodynamic data for the gas turbine have to be converted to standard reference conditions
(see ISO 3977-2) to enable comparisons among these. Guarantee conditions or ISO conditions can be used
as a reference.
Modern performance-monitoring systems (PMS) record the thermodynamic data of the gas turbine at given
regular time intervals and automatically convert them to standard reference conditions (see ISO 3977-2).
Algorithms for conversion are integrated in the system. The converted data are stored and can be output as a
function of time on request (statistics only) showing the more or l
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 19860
Première édition
2005-03-15
Turbines à gaz — Exigences relatives aux
systèmes d'acquisition des données et
de surveillance des tendances pour les
installations à turbine à gaz
Gas turbines — Data acquisition and trend monitoring system
requirements for gas turbine installations
Numéro de référence
©
ISO 2005
PDF – Exonération de responsabilité
Le présent fichier PDF peut contenir des polices de caractères intégrées. Conformément aux conditions de licence d'Adobe, ce fichier
peut être imprimé ou visualisé, mais ne doit pas être modifié à moins que l'ordinateur employé à cet effet ne bénéficie d'une licence
autorisant l'utilisation de ces polices et que celles-ci y soient installées. Lors du téléchargement de ce fichier, les parties concernées
acceptent de fait la responsabilité de ne pas enfreindre les conditions de licence d'Adobe. Le Secrétariat central de l'ISO décline toute
responsabilité en la matière.
Adobe est une marque déposée d'Adobe Systems Incorporated.
Les détails relatifs aux produits logiciels utilisés pour la création du présent fichier PDF sont disponibles dans la rubrique General Info
du fichier; les paramètres de création PDF ont été optimisés pour l'impression. Toutes les mesures ont été prises pour garantir
l'exploitation de ce fichier par les comités membres de l'ISO. Dans le cas peu probable où surviendrait un problème d'utilisation,
veuillez en informer le Secrétariat central à l'adresse donnée ci-dessous.
© ISO 2005
Droits de reproduction réservés. Sauf prescription différente, aucune partie de cette publication ne peut être reproduite ni utilisée sous
quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l'accord écrit
de l'ISO à l'adresse ci-après ou du comité membre de l'ISO dans le pays du demandeur.
ISO copyright office
Case postale 56 • CH-1211 Geneva 20
Tel. + 41 22 749 01 11
Fax. + 41 22 749 09 47
E-mail copyright@iso.org
Web www.iso.org
Publié en Suisse
ii © ISO 2005 – Tous droits réservés
Sommaire Page
Avant-propos. iv
Introduction . v
1 Domaine d'application. 1
2 Références normatives. 1
3 Termes, termes abrégés et définitions . 1
4 Systèmes de surveillance et leurs caractéristiques. 3
4.1 Caractéristiques générales . 3
4.2 Systèmes de saisie des données . 4
4.3 Systèmes de surveillance des tendances .4
4.4 Comparaison des systèmes . 6
5 Examen détaillé des systèmes de surveillance de tendances. 7
5.1 Tâches d'un système de surveillance des tendances. 7
5.2 Systèmes de surveillance des performances . 8
5.3 Systèmes de surveillance de la combustion et des émissions . 9
5.4 Systèmes de surveillance mécanique et des vibrations. 11
5.5 Paramètres mesurés. 12
5.6 Cadrage et validation. 15
6 Exemple de système moderne de surveillance . 16
Annexe A (informative) État et développement ultérieur des systèmes de surveillance des
tendances. 17
Annexe B (informative) Systèmes de diagnostic (DS). 22
Annexe C (informative) Schéma fonctionnel du système de surveillance des tendances (TMS). 24
Bibliographie . 30
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux de
normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général confiée
aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire partie du
comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les Normes internationales sont rédigées conformément aux règles données dans les Directives ISO/CEI,
Partie 2.
La tâche principale des comités techniques est d'élaborer les Normes internationales. Les projets de Normes
internationales adoptés par les comités techniques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur
publication comme Normes internationales requiert l'approbation de 75 % au moins des comités membres
votants.
L'ISO 19860 a été élaborée par le comité technique ISO/TC 192, Turbines à gaz.
iv © ISO 2005 – Tous droits réservés
Introduction
L'Organisation Internationale de Normalisation (ISO) attire l'attention sur le fait qu'il est déclaré que la
conformité avec les dispositions du présent document peut impliquer l'utilisation d'un brevet intéressant les
systèmes de traitement des données et les systèmes de diagnostic pour les installations techniques et de
production d’énergie.
Les brevets spécifiques déclarés comprennent les brevets suivants:
EP 0 643 345 Data processing device for the monitoring of the operating states of a technical plant
US 5,625,574 Method and data processing system for monitoring operating states of a technical
plant
EP 0 667 013 Diagnostic system for a plant
US 5,734,567 Diagnosis system for a plant
KR 299811 Diagnostic system for a plant
IN 179026 Diagnosis system for a power plant
L'ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à la portée de ces droits de propriété.
Le détenteur de ces droits de propriété a donné l'assurance à l'ISO qu'il consent à négocier des licences avec
des demandeurs du monde entier, à des termes et conditions raisonnables et non discriminatoires. À ce
propos, la déclaration du détenteur des droits de propriété est enregistrée à l'ISO. Des informations peuvent
être demandées à:
Siemens AG
(CT IP PG and CT L&T)
P. O. Box 32 30
91050 Erlangen,
Germany
L'attention est d'autre part attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire
l'objet de droits de propriété autres que ceux qui ont été mentionnés ci-dessus. L'ISO ne saurait être tenue
pour responsable de l'identification de ces droits de propriété en tout ou partie.
Les investisseurs qui acquièrent des installations comportant une turbine à gaz insistent de plus en plus sur la
nécessité d'avoir des installations équipées de systèmes de surveillance des tendances (TMS) ayant diverses
aptitudes. Un emploi rigoureux des TMS permet, d'une manière générale, de gérer les projets en augmentant
la rentabilité et en améliorant l'exploitation future. Ces indications sont suffisamment intéressantes pour inciter
l'équipement avec un TMS d'installations existantes afin d'accroître la rentabilité et la fiabilité, et de réduire les
intervalles de maintenance et les risques d'interruptions de service. La complexité des TMS peut être
déterminée en citant des chapitres de la présente Norme internationale qui sont convenus par contrat.
Les systèmes de surveillance des tendances peuvent également offrir les prestations suivantes:
rechercher les causes d'interruptions de service;
analyser l'état actuel, ce qui permet de préparer la maintenance suffisamment longtemps à l'avance et
uniquement en cas de nécessité.
Ces dernières années, les tendances montrent que, dans un proche avenir, il est probable qu'aucune turbine
à gaz ne sera vendue sans TMS. Il existe également une tendance à intégrer étroitement le TMS aux
systèmes de commande des turbines à gaz.
En effet, les données d'exploitation disponibles dans le système de commande sont nécessaires aussi bien
pour la commande que pour le TMS. D'autre part, le système de commande peut réagir rapidement aux
situations critiques détectées par le TMS. Une liaison directe entre les deux systèmes offre donc la meilleure
solution.
De nombreux systèmes, autonomes ou intégrés, sont disponibles dans le commerce mais leurs conceptions
sont différentes. Par voie de conséquence, leurs performances peuvent aussi différer. Certains termes sont
souvent utilisés avec des significations contradictoires et peuvent tromper les attentes.
Les TMS offrent d'importants avantages dans les domaines suivants:
réduction de la consommation de combustible;
optimisation des coûts de maintenance conforme aux exigences effectives (par exemple, disponibilité);
diminution de l'impact sur l'environnement;
prédiction des pannes possibles et diminution des détériorations et/ou des pertes ultérieures;
amélioration de la fiabilité et de la disponibilité.
L'utilisation du même système permettra au fabricant
de déterminer les données thermodynamiques réelles (et non théoriques);
de vérifier les données et les performances;
de déterminer le vieillissement de la turbine à gaz;
d'améliorer le calendrier de l'entretien;
d'optimiser le nettoyage du compresseur.
Ensemble, l'opérateur et le fabricant pourront
interpréter les tendances établies à court et long terme;
procéder à une analyse de l'état;
identifier et potentiellement réduire les défaillances;
ce qui, à son tour, permettra d'élargir encore l'emploi des futurs systèmes de diagnostic automatisés.
De plus en plus de nouveaux systèmes apparaissant, il s'avère utile de classer et de définir les termes
techniques. L'objectif est d'établir certaines lignes directrices sur la question des systèmes de surveillance de
tendance afin de fournir une base de comparaison des divers systèmes, de leurs caractéristiques, de leurs
performances et de contribuer à la prise de décision.
vi © ISO 2005 – Tous droits réservés
NORME INTERNATIONALE ISO 19860:2005(F)
Turbines à gaz — Exigences relatives aux systèmes
d'acquisition des données et de surveillance des tendances
pour les installations à turbine à gaz
1 Domaine d'application
La présente Norme internationale s'applique aux systèmes d'acquisition des données et de surveillance des
tendances destinés aux installations comportant une turbine à gaz et aux systèmes associés. Elle classe et
définit les systèmes de surveillance et leurs termes techniques. Elle établit un système de conversion et de
validation des grandeurs mesurées afin de permettre de comparer les divers systèmes, leurs caractéristiques
et leurs performances.
2 Références normatives
Les documents de référence suivants sont indispensables pour l'application du présent document. Pour les
références datées, seule l'édition citée s'applique. Pour les références non datées, la dernière édition du
document de référence s'applique (y compris les éventuels amendements).
ISO 2314:1989, Turbines à gaz — Essais de réception
ISO 3977-2:1997, Turbines à gaz — Spécifications pour l'acquisition — Partie 2: Conditions normales de
référence et caractéristiques
ISO 13373-1:2002, Surveillance et diagnostic d'état des machines — Surveillance des vibrations — Partie 1:
Procédures générales
3 Termes, termes abrégés et définitions
Pour les besoins du présent document, les définitions suivantes s'appliquent.
NOTE Le terme «turbine à gaz» utilisé dans la présente Norme internationale signifie la turbine à gaz proprement
dite et ses systèmes associés.
3.1
système de surveillance de la combustion
CMS
système destiné à acquérir les données opérationnelles et à permettre de juger de la qualité du processus de
combustion
3.2
système de saisie des données
DA
système destiné à saisir et stocker une sélection de données, permettant ainsi une description de l'état de
l'ensemble formé par la turbine à gaz et ses systèmes associés
3.3
système de diagnostic
DS
système destiné à déterminer l'état de l'installation comportant une turbine à gaz en utilisant les informations
acquises par le DA et le TMS
NOTE En outre, le DS peut afficher le motif de la situation réelle. Dans une version évoluée, il peut donner des
suggestions ou des directives relatives aux actions requises.
3.4
système de surveillance des émissions
EMS
système destiné à stocker les données qui indiquent la production de sortie des émissions générées par le
processus de combustion de l'installation comportant une turbine à gaz
3.5
maintenance conditionnelle
MOC
procédure dans laquelle les travaux de maintenance sont effectués uniquement si le système de surveillance
le demande
3.6
système de surveillance mécanique
MMS
système de saisie des données relatives à l'état de l'installation comportant une turbine à gaz et importantes
pour la durée de vie du système mécanique
3.7
système de surveillance
MS
système utilisé d'une façon similaire à celle du contrôle
NOTE Terme considéré comme un terme général pour tous les systèmes effectuant la surveillance de la turbine à
gaz et des installations.
3.8
système de surveillance des performances
PMS
système collectant et affichant les données de performance de la turbine à gaz
NOTE Il s'agit essentiellement de la puissance, du rendement ainsi que de la température et du débit des gaz
d'échappement et peut inclure l'évaluation de l'état des éléments du moteur.
3.9
tendance
fonction approchée de la corrélation x, y, avec un coefficient de corrélation suffisant, sur la base de données
éventuellement validées et normalisées
NOTE La variable x étant généralement la durée, les tendances sont habituellement évaluées comme étant des
fonctions de la durée ou des cycles de fonctionnement.
3.10
système de surveillance des tendances
TMS
système de saisie des données de fonctionnement, qui décrivent l'état de l'installation comportant une turbine
à gaz et sont utilisées pour le calcul des tendances à court et long terme pour les grandeurs sélectionnées
2 © ISO 2005 – Tous droits réservés
3.11
validation
détection et élimination et/ou remplacement des données mesurées erronées
3.12
systèmes de surveillance des vibrations
VMS
système de surveillance des vibrations mécaniques du (des) rotor(s) et de l'(des)enveloppe(s) de l'installation
comportant une turbine à gaz
4 Systèmes de surveillance et leurs caractéristiques
4.1 Caractéristiques générales
Dans les applications où les aspects sécurité sont extrêmement importants (par exemple les moteurs
d'aéronefs), l'analyse de l'état des systèmes complexes a déjà atteint un niveau élevé. L'effet positif sur les
travaux de maintenance qui accompagne l'introduction des systèmes de surveillance (MS), ainsi que la
possibilité d'empêcher des défaillances, ne cesse d'augmenter l'intérêt que présente l'application de ces
systèmes à de grosses installations pour lesquelles les exigences de sécurité sont moins rigoureuses. De tels
systèmes de surveillance peuvent améliorer les performances économiques d'une installation.
Les projets mis en œuvre au cours de ces dernières années montrent des tendances dans l'exploitation des
turbines à gaz qui laissent présager la nécessité de l'appui d'un système de surveillance. En outre, on peut
constater que les valeurs mesurées destinées aux MS sont principalement acquises à partir du système de
commande existant. Les MS sont de plus en plus associés au système de commande de la turbine à gaz et
au système de régulation gérant l'ensemble de l'installation. Les MS sont considérés comme une partie
intégrante de l'installation qui agit à l'arrière-plan.
L'intégration du système de surveillance et du système de commande présente des avantages et des
inconvénients.
a) L'association des systèmes de commande et de surveillance est intéressante, car
1) le système de commande fournit déjà des informations indispensables sur l'état du cycle;
2) les MS peuvent utiliser le système de commande pour exécuter les actions requises dans le
processus;
3) les systèmes décentralisés et/ou à distance se vulgarisent.
b) Les inconvénients sont
1) la conception et la validation du système deviennent beaucoup plus compliquées au stade de
développement;
2) la probabilité de l'introduction d'une erreur imprévue dans l'autre système pourrait être plus grande à
un stade ultérieur de modification.
Il existe déjà dans le commerce de nombreux systèmes autonomes ou intégrés qui diffèrent de par leur
conception, leurs notions, leurs théories de fonctionnement et leurs performances. De nouveaux systèmes
sortant en permanence, il est utile de classer et de définir les termes techniques. En outre, des lignes
directrices doivent être élaborées pour permettre des comparaisons entre les MS (voir l'Annexe A) et de
prendre des décisions conformes aux exigences.
Les MS peuvent se différencier en trois niveaux (voir les Figures 1 et 2 et la Figure B.1), la complexité et les
informations augmentant avec les niveaux. Les normes se recoupent régulièrement en fonction de
l'application sur le terrain.
4.2 Systèmes de saisie des données
Tous les systèmes sont basés sur le DA et il doit donc être considéré comme l'élément de base conduisant à
toutes les autres extensions. Le DA est avant tout limité au mesurage ou à l'acquisition et au stockage
restreint du système et des conditions de fonctionnement.
Figure 1 — Saisie des données
Les DA nécessitent généralement un niveau élevé de connaissances et d'expérience techniques ainsi qu'une
bonne connaissance du système. Leur utilisation reste donc réservée à une personne expérimentée.
4.3 Systèmes de surveillance des tendances
Les TMS (Figure 2) évaluent les tendances à court et long terme en matière de performances des émissions
de gaz d'échappement et de comportement mécanique des installations comportant une turbine à gaz.
Contrairement aux DA, ceci est possible sur les TMS sur la base de la réduction des données des variables
1)
correspondantes de l'état thermodynamique par rapport aux conditions normales ISO (voir l'ISO 3977-2) et
du fait de la possibilité de stockage à long terme des données.
1) p = 101,3 kPa; T = 288,15 K; ϕ = 60 % d'humidité relative dans l'air ambiant.
4 © ISO 2005 – Tous droits réservés
Si les conditions de référence doivent délibérément s'écarter des conditions normales ISO, cela doit faire
l'objet d'un accord entre les parties contractantes. Souvent les valeurs de mesurage ne correspondent pas
aux conditions normales (ISO 3977-2). Les TMS ne donnent habituellement pas d'analyse des tendances (par
exemple l'écart de la consommation spécifique de combustible) et n'extrapolent pas de défauts ultérieurs (par
exemple les émissions de NO ).
x
Les TMS doivent également assurer la validation des données expérimentales ainsi que la logique de la
sélection à partir des données saisies et les algorithmes numériques destinés à fournir les tendances. Les
mesures erronées doivent être éliminées et les données parasites doivent être identifiées et écartées.
La normalisation de l'état thermodynamique de l'installation nécessite la saisie de toutes les grandeurs du
milieu ambiant, comprenant
la pression atmosphérique;
la température;
l'humidité;
la valeur énergétique;
la perte de pression des gaz d'échappement.
Il est commode de comparer les valeurs réelles et les valeurs cibles susceptibles d'être fournies par l'analyse
du cycle dans des conditions réelles de systèmes intégrés. Le cycle est calculé de manière analytique à partir
de paramètres mesurés ou, s'il manque des données, de manière empirique en utilisant des diagrammes ou
des tableaux fournis par le fabricant de l'installation. Une analyse du cycle nécessite des données qui ne sont
pas toujours connues de l'opérateur de l'installation.
Il est ainsi possible de déterminer les écarts par rapport aux valeurs de construction ou de référence qui sont
permanents dans le temps (par exemple, pour le rendement), de vérifier les valeurs liées aux coûts
d'exploitation (par exemple la consommation spécifique de combustible) et de rechercher le développement
de dysfonctionnements ou de défaillances.
Les systèmes évolués peuvent également être capables de fournir des diagnostics et des conseils aux agents
de maintenance et aux opérateurs.
Les secteurs clés pour des applications associées aux turbines à gaz sont les suivants:
a) toutes les propriétés des DA et, en outre, la surveillance des tendances à moyen et long terme
des résultats en matière de performances,
de la surveillance des émissions et de l'établissement de comptes rendus, et
des paramètres d'exploitation mécaniques;
b) l'analyse des tendances pour
l'identification des défauts qui se présentent,
la prévision des défaillances,
l'optimisation du fonctionnement et de la maintenance, et
l'amélioration de la disponibilité par une maintenance conditionnelle (MOC).
Figure 2 — Systèmes de surveillance des tendances (TMS)
4.4 Comparaison des systèmes
Les TMS peuvent faire la même chose que les DA, mais aussi valider et normaliser les mesures. Par ailleurs,
les informations à jour sont mémorisées dans une banque de données d'où sont extraites toutes les valeurs
pour déterminer les tendances à court et long terme.
En utilisant un DA, le personnel peut comparer les données enregistrées antérieurement et les données
actuellement enregistrées et doit décider si les valeurs sont anormales et pourraient éventuellement entraîner
6 © ISO 2005 – Tous droits réservés
des difficultés. Des systèmes plus évolués analysent les tendances et prévoient le moment où les paramètres
atteindront des valeurs limites préétablies. Des signaux d'alerte appropriés peuvent être donnés à l'opérateur.
Le TMS effectue cette tâche et signale les valeurs qui pourraient être anormales et entraîner des
dysfonctionnements ou des défaillances endommageant l'installation. Le TMS peut contenir les règles
nécessaires ainsi que l'expérience pour recommander en sortie les précautions nécessaires à prendre.
Enfin, un MS très sophistiqué sera similaire à un DS, qui montre les risques, les conséquences des
défaillances et l'action nécessaire à entreprendre pour changer une situation identifiée comme défavorable.
À ce niveau de développement, toutes les fonctions indiquées à la Figure B.1 sont disponibles.
5 Examen détaillé des systèmes de surveillance de tendances
5.1 Tâches d'un système de surveillance des tendances
5.1.1 En règle générale, un TMS moderne d'installation comportant une turbine à gaz peut comprendre la
surveillance
des données thermodynamiques,
de la combustion, y compris les émissions dans l'environnement, et
du comportement mécanique, y compris les vibrations d'une turbine à gaz.
Il en résulte qu'il détermine, indique et prévoit (avec les coefficients de confiance correspondants) les
tendances à court et long terme de toutes les variables surveillées.
5.1.2 En conséquence, il convient qu'un TMS comporte
un système de surveillance des performances (PMS),
un système de surveillance de la combustion (CMS),
un système de surveillance des émissions (EMS), et
un système de surveillance mécanique et des vibrations (MMS/VMS).
5.1.3 Enfin, la tâche d'un TMS consiste également à évaluer les tendances, préparer les données en vue
d'un futur diagnostic de l'installation ou d'un élément (voir l'Annexe B), établir des recommandations en vue
d'actions et, dans les situations critiques, entreprendre directement ces actions.
Cela permet à l'opérateur
d'avoir une bonne vision de l'état de l'installation à tout moment, et
d'entreprendre suffisamment rapidement l'action nécessaire.
5.1.4 Les conclusions du TMS peuvent également signaler la nécessité d'une inspection ou de révisions
[maintenance conditionnelle (MOC)].
Les interventions suivantes peuvent alors être effectuées lorsque cela est nécessaire:
les inspections de la chambre de combustion;
les inspections des éléments du trajet des gaz chauds;
les inspections majeures.
5.2 Systèmes de surveillance des performances
5.2.1 Les PMS surveillent principalement:
la puissance à l'arbre et/ou électrique;
la vitesse du rotor de la turbine à gaz dans le cas d'entraînements mécaniques;
le rendement calculé et/ou la performance de la turbine à gaz;
les débits (combustible, air admis, eau et/ou vapeur), y compris celui des gaz d'échappement de la
turbine à gaz;
la température des gaz d'échappement.
5.2.2 Les conditions ambiantes significatives, telles que les suivantes, sont également surveillées avec
pour objet la conversion des données de performance en conditions normales de référence (ISO 3977-2):
la pression atmosphérique;
la température de l'air admis;
l'humidité de l'air.
5.2.3 Il faut aussi enregistrer les conditions d'exploitation suivantes:
le coefficient de charge et de puissance;
la perte de pression à l'entrée du compresseur;
la température à l'entrée du compresseur;
la perte de pression à la sortie (éventuellement aussi la contre-pression provoquée par les éléments de
l'installation en amont).
5.2.4 Un objectif essentiel des PMS est de déterminer le rendement global du processus, avec l'incertitude
associée; l'évolution de ces valeurs dans le temps facilite la prise de décision concernant les actions
opérationnelles, telles que le lavage ou l'entretien du compresseur ainsi que l'obtention de données de
gestion (les coûts spécifiques de combustible, par exemple).
Ainsi, la turbine à gaz peut toujours être maintenue dans le meilleur état possible et donc réduire au minimum
la consommation spécifique de combustible.
Le Tableau 1 donne la liste des variables directes et indirectes de la turbine à gaz à partir desquelles il est
possible de développer des tendances.
8 © ISO 2005 – Tous droits réservés
Tableau 1 — Paramètres de développement de tendances — Surveillance des performances
Variables directes ou Données mesurées pour Détection et/ou analyse
Disposition des capteurs
indirectes l'analyse des tendances des défaillances
Puissance de sortie
Combustion incomplète
Bornes du générateur
Mesurage du couple et/ou
Encrassement du
Puissance de sortie Arbre de la turbine de la vitesse
compresseur, corrosion
Arbre du compresseur Vitesse de l'arbre du
et/ou érosion des ailettes
compresseur
Débit total de combustible
Alimentation en combustible,
Consommation de Mesurage du débit massique
répartition uniforme vers les
Débits partiels de
combustible de combustible
divers injecteurs
combustible
Encrassement du
Détermination indirecte à
compresseur, corrosion
partir de la puissance de Rendement thermique et/ou
Rendement thermique
et/ou érosion des ailettes
sortie, du pouvoir calorifique, électrique
du débit de combustible
Combustion incomplète
Point de départ correct pour
Température moyenne
une utilisation ultérieure de
Conduit d'échappement en d'échappement (valeurs
la chaleur perdue
Température d'échappement
aval du diffuseur de la individuelles, valeurs
Problèmes d'intégrité du
turbine moyennes, écarts
système de combustion
maximaux)
intact
Avec HRGS; moins de
Par les bilans énergétique et production de vapeur, plus
Débit d'échappement Détermination indirecte
massique de points d'allumage
supplémentaires
NOTE D'autres paramètres sont énumérés dans le Tableau 5.
5.3 Systèmes de surveillance de la combustion et des émissions
5.3.1 Généralités
La surveillance de la combustion et des émissions porte sur
les conditions du processus de combustion (Tableau 2), et
les gaz d'échappement, y compris les polluants (Tableau 3).
5.3.2 Système de surveillance de la combustion
Le système de surveillance de la combustion (CMS) assure la surveillance des variables qui caractérisent le
processus de combustion car la surveillance du processus lui-même n'est pas possible à l'heure actuelle.
Ces variables sont principalement
la température d'échappement,
la diffusion de la température d'échappement en aval même de la turbine à gaz ou du générateur de gaz,
les variations de pression dans le système de combustion, et
la température des métaux.
Les conditions de mélange des débits partiels de combustible (volumes primaire, secondaire, pilote et de
prémélange) sont également très importantes.
Tableau 2 — Paramètres de développement de tendances — Surveillance de la combustion
Variables directes ou Données mesurées pour Détection et/ou analyse de
Disposition des capteurs
indirectes l'analyse des tendances défaillances
Température moyenne
Combustion incomplète dans
d'échappement
tous les brûleurs
Température maximale
Alimentation uniforme de
d'échappement
Section de contrôle dans le
tous les brûleurs en
Température d'échappement conduit d'échappement en
Température minimale
combustible
aval de la turbine
d'échappement
Intégrité mécanique du
Températures
système de combustion
d'échappement enregistrées
(brûleurs, injecteurs, etc.)
en tous points
Diffusion de la température
Section de contrôle dans le
Diffusion de la température d'échappement et position Définition du module
conduit d'échappement en
d'échappement correspondante de la section responsable
aval de la turbine
de contrôle
Flammes pulsées, avec le
danger d'une contrainte
Amplitude des variations de
mécanique excessive
Chambre de combustion ou
pression
Variations de pression dans entraînant un risque
raccord réducteur à la
le système de combustion particulier de problèmes de
Fréquence des variations de
turbine
combustion par résonance
pression
mécanique, tels qu'une
flamme maigre.
5.3.3 Système de surveillance des émissions
Le système de surveillance des émissions (EMS) détermine en permanence la teneur en polluants dans les
gaz d'échappement, c'est-à-dire principalement
les émissions de NO ,
x
les émissions de CO,
la teneur totale en composés organiques,
la teneur en oxygène (généralement, la teneur en oxygène est aussi mesurée pour ajuster le concentré à
un état de référence spécifique), et
les matières particulaires ou la poussière (combustible liquide).
NOTE Les limitations pour certains de ces polluants, ou la totalité, dépendent des exigences locales.
Dans le cas d'une réduction humide, EMS peut également déterminer les conditions d'injection (eau ou
vapeur).
Ces informations permettent de surveiller efficacement le système d'émission. Celui-ci, à son tour, promeut
des régimes d'exploitation et de maintenance qui minimisent l'impact sur l'environnement de la turbine à gaz.
10 © ISO 2005 – Tous droits réservés
Tableau 3 — Paramètres de développement de tendances — Surveillance des émissions
Variables directes ou Données mesurées pour Détection et/ou analyse
Disposition des capteurs
indirectes l'analyse des tendances des défaillances
Teneur en NO des gaz
x
Défaillances dans le
d'échappement
Emplacements
processus de combustion
représentatifs dans la
(Teneur en NO des gaz et/ou de réduction de NO
x
Émissions de NO section de débit du conduit
x
d'échappement) entraînant une pollution
d'échappement et/ou la
excessive de
cheminée
(Teneur en NO des gaz
l'environnement
d'échappement)
Emplacements
Combustion incomplète
représentatifs dans la
Teneur en CO des gaz entraînant une pollution
Émissions de CO section de débit du conduit
d'échappement excessive de
d'échappement et/ou la
l'environnement
cheminée
Emplacements
représentatifs dans la
Teneur en O des gaz
Teneur en O section de débit du conduit —
d'échappement
d'échappement et/ou la
cheminée
Emplacements
Combustion incomplète
représentatifs dans la
Composés organiques entraînant une pollution
section de débit du conduit Teneur en TOC
totaux excessive de
d'échappement et/ou la
l'environnement
cheminée
5.4 Systèmes de surveillance mécanique et des vibrations
Les MMS et VMS assurent une surveillance de l'état mécanique basée sur différents paramètres mécaniques
de l'installation comportant une turbine à gaz (voir l'exemple donné dans le Tableau 5).
Il convient que la surveillance des paramètres mécaniques concerne aussi les accouplements, les
engrenages et les systèmes auxiliaires (Tableau 4), si approprié.
Cela permet de détecter à l'avance des problèmes et des détériorations éventuels et, par voie de
conséquence, de les prévenir dans une large mesure (en aucune façon complètement). Les travaux de
maintenance (maintenance en l'état) peuvent être réalisés en fonction de l'état.
Tableau 4 — Paramètres de développement de tendances — Surveillance mécanique et
des vibrations
Variables directes ou Données mesurées pour Détection et/ou analyse
Disposition des capteurs
indirectes l'analyse des tendances des défaillances
Problèmes de paliers (bille,
couronne de rouleaux
Dispositif de surveillance des
interne ou externe)
tendances affecté à une
Changements d'équilibrage
zone de machine, y compris
les informations relatives à la
Éléments desserrés
vitesse de rotation;
Vibrations de la chambre de
Niveau récapitulatif de la
combustion
plage de fréquence définie;
Frottement, rupture d'ailettes
niveau global
Emplacement des capteurs
de vibrations du corps et ou
Changements du jeu des
Amplitudes d'un ordre défini
de l'arbre (sondes
flancs des dents
de rangs d'harmoniques (par
d'accélération, de vitesse) et
exemple pour les vibrations
La surveillance extrêmement
spécification du type selon
générées par les ailettes, les
rapide (milliseconde) de la
les mesurages à effectuer
engrenages, la surveillance
Vibrations du corps et ou de
durée des signaux
sur les sections
des paliers à rouleaux)
l'arbre (bruit structurel)
d'accélération, dans la plage
représentatives du corps
de fréquence choisie,
Enregistrement des
et/ou de l'arbre (résistance à
accompagnée d'un
amplitudes ou des spectres,
la température, plage de
traitement correspondant
respectivement pendant le
mesure des amplitudes et
des valeurs limites pour le
démarrage et le débrayage
des fréquences, plage de
déclenchement de la
des arbres
résonance)
machine, peut servir de
Spectre global («diagramme
système de sécurité
de chute d'eau»)
supplémentaire en vue
d'empêcher ou de limiter la
Affichage d'un signal de
détérioration des ailettes.
temps en cas de
Des enregistrements de
dépassement d'une valeur
données contrôlées par les
limite («enregistreur des
événements facilitent
données de vol»)
l'analyse ultérieure de la
détérioration.
5.5 Paramètres mesurés
Le Tableau 5 fournit une liste typique de données pour une turbine à gaz à cycle simple. Le domaine exact et
tout système contractuel doivent faire l'objet d'un accord entre le fournisseur et le client.
Certains paramètres importants ne sont pas directement enregistrés mais peuvent être déduits des autres
(par exemple le débit d'air par le bilan énergétique et le rendement thermique de la consommation de
combustible et de la puissance).
Les paramètres, dans le Tableau 5, sont classés en groupes fonctionnels. La notation est conforme à
l'ISO 2314. L'emplacement des capteurs est basé sur les modes opératoires d'essai de réception
correspondants.
12 © ISO 2005 – Tous droits réservés
Tableau 5 — Récapitulatif des paramètres mesurés éventuels en fonction du type, des conditions
d'exploitation et du domaine d'alimentation
a
Représenté par
Paramètre mesuré
MMS et
PMS EMS
VMS
Heure et date X X X
Environnement —
pression barométrique X X —
température ambiante X X —
humidité relative X X —
Admission d'air face au compresseur —
température pour les PMS, EMS et MMS/VMS X X X
indication du chauffage de l'air admis et/ou purgé en fonctionnement, ou
X (X) —
dysfonctionnement
perte de pression du filtre d'admission d'air X (X) —
perte de pression du silencieux X — —
pression statique face au compresseur (donnant la perte de pression d'entrée totale) X (X) —
Conduit à ailettes du compresseur —
pression statique —
face à l'aubage directeur d'entrée X — (X)
au niveau des prises d'air d'étanchéité des paliers — — X
au niveau des prises d'air de refroidissement (X) — X
au niveau des purges (X) — X
derrière les ailettes et/ou le diffuseur X — X
températures —
au niveau des prises d'air de refroidissement X — X
derrière les ailettes et/ou le diffuseur X (X) X
Chambre de combustion —
pression statique —
face à la chambre de combustion (X) X (X)
perte de pression dans la chambre de combustion X — (X)
oscillations et/ou pulsations de pression — (X) X
Air et/ou eau du système de refroidissement —
températures de refroidissement de l'air X — X
pression statique des débits de refroidissement de l'air X — X
Températures du métal (directe ou indirecte) — — X
chambre de combustion — — X
raccords réducteurs — — X
ailettes de turbine — — X
Tableau 5 — (Suite)
a
Représenté par
Paramètre mesuré
MMS et
PMS EMS
VMS
Diffuseur des gaz d'échappement —
pression statique dans le diffuseur X — (X)
température des gaz d'échappement X X (X)
Système de combustible —
débit massique du combustible X X (X)
pression du combustible (X) X —
température du combustible X (X) —
composition du combustible (donnant le pouvoir calorifique inférieur du combustible) X X —
ouverture de la vanne de régulation — (X) X
eau pour injection (le cas échéant) (débit massique, température, pression) X X (X)
vapeur pour injection (le cas échéant) (débit massique, température, pression) X X —
Récupérateur (le cas échéant) —
température de l'air —
à l'entrée X X (X)
à la sortie X X (X)
température des gaz d'échappement —
à l'entrée — — (X)
à la sortie X — (X)
Perte de pression —
côté air X — (X)
côté gaz d'échappement X — (X)
Appareillage et commandes —
position des systèmes de commande —
aubes X (X) X
vannes de purge X — X
vannes diverses — — X
système antigivrage en marche/à l'arrêt X — (X)
Données de performance —
puissance de sortie brute ou couple X — X
fréquence de grille X — —
facteur de puissance X — —
Données mécaniques —
vitesse X — X
position axiale de l'arbre et/ou poussée axiale — — X
Paliers —
températures du métal des paliers à coussinet — — X
pression statique de l'air d'étanchéité — — X
14 © ISO 2005 – Tous droits réservés
Tableau 5 — (Suite)
a
Représenté par
Paramètre mesuré
MMS et
PMS EMS
VMS
Vibrations —
vibrations du corps de palier — — X
vibrations de l'arbre — — X
vibrations de l'enveloppe — — X
Système de lubrification à l'huile —
températures de l'huile de lubrification — — X
pression d'alimentation de l'huile de lubrification — — X
pression différentielle des filtres et refroidisseurs d'huile de lubrification — — X
examen physico-chimique de l'état de l'huile (particules de métal, analyse de
— — X
l'abrasion)
a
Les croix entre parenthèses signifient une affectation au système de surveillance correspondant, uniquement si l'on n'utilise que ce
système.
5.6 Cadrage et validation
5.6.1 Conversion des paramètres mesurés
Les performances d'exploitation dépendent beaucoup des conditions d'admission de l'air. Afin de procéder à
une comparaison individuelle des paramètres mesurés, les données doivent être converties selon des
courbes de correction empiriques établies par les fabricants ou sur les conditions normales de référence
conformes à l'ISO 3977-2.
5.6.2 Validation des paramètres mesurés
Au cours de la saisie des données de performance des turbines à gaz, on obtient parfois des mesures
inexactes et il peut se produire des défaillances des transducteurs et une accumulation de données dans la
zone de tolérance supérieure ou inférieure. Si ces valeurs inexactes ne sont pas décelées et éliminées de la
base des tendances, les tendances dérivées peuvent être inexactes et donner finalement lieu à des
conclusions erronées. Dans un TMS moderne, la validation des données évite ce problème.
La validation des données peut appliquer différentes méthodes, éventuellement simultanément, telles que les
suivantes:
validation directe des données numériques;
validation des données physiques;
sélection du système de scrutation pour la validation de signaux;
méthodes d'élimination statistique;
contrôle de plausibilité.
La validation directe des données numériques reconnaît et élimine les mesures qui se situent en dehors de la
zone de tolérance. Les tendances sont lissées par polynômes passant par l'ensemble des points de la courbe
des données enregistrées.
La validation des données physiques permet de valider les données thermodynamiques mesurées en
calculant un processus cyclique. Pour cela l'unité est subdivisée en zones de bilan. Un jeu d'équations des
bilans massique et énergétique est résolu par la méthode des moindres carrés. Les données mesurées
peuvent être corrigées et les aberrances éliminées des tendances. Des paramètres caractéristiques tels que
le rendement et l'efficacité sont déterminés après validation des données.
Lorsqu'une sélection de scrutation des systèmes est utilisée, 2 systèmes sur 3 sont normalement utilisés pour
la validation des signaux mesurés.
Si l'on dispose déjà de grandes quantités de données pour un système réel, des valeurs inexactes peuvent
être exclues selon des méth
...
Questions, Comments and Discussion
Ask us and Technical Secretary will try to provide an answer. You can facilitate discussion about the standard in here.
Loading comments...