ISO 3977:1991
(Main)Gas turbines - Procurement
Gas turbines - Procurement
Turbines à gaz — Spécifications pour l'acquisition
General Information
Relations
Frequently Asked Questions
ISO 3977:1991 is a standard published by the International Organization for Standardization (ISO). Its full title is "Gas turbines - Procurement". This standard covers: Gas turbines - Procurement
Gas turbines - Procurement
ISO 3977:1991 is classified under the following ICS (International Classification for Standards) categories: 27.040 - Gas and steam turbines. Steam engines. The ICS classification helps identify the subject area and facilitates finding related standards.
ISO 3977:1991 has the following relationships with other standards: It is inter standard links to ISO 3977:1991/Amd 1:1995, ISO 3977:1978, ISO 3977-1:1997, ISO 3977-2:1997; is excused to ISO 3977:1991/Amd 1:1995. Understanding these relationships helps ensure you are using the most current and applicable version of the standard.
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Standards Content (Sample)
IS0
I N TE R N AT10 N AL
STANDARD 3977
Second edition
1991-1 1-15
Gas turbines - Procurement
Turbines à gaz - Spécificafions pour I'acquisition
_____
-_ ~
__
Reference number
IS0 3977:1991(E)
IS0 3977:1991(E)
I Foreword
IS0 (the International Organization for Standardization) is a worldwide
federation of national standards bodies (IS0 member bodies). The work
of preparing International Standards is normally carried out through IS0
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, govern-
mental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the
work. IS0 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 Inter-
national Standard requires approval by at least 75% of the member
bodies casting a vote.
I
International Standard IS0 3977 was prepared by Technical Committee
I ISO/TC 192, Gas turbines.
This second edition cancels and replaces the first edition (IS0
3977:1978), which has been technically revised.
Annexes A and B form an integral part of this International Standard.
Annexes C, D, E and F are for information only.
8 IS0 1991
All rights reserved. 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 wrltlng from the publisher.
International Organization for Standardization
Case Postale 56 CH-I211 Genève 20 Switzerland
Printed In Switzerland
ii
INTERNATIONAL STANDARD IS0 3977:1991 (E)
Gas turbines - Procurement
ple, chemical process, nuclear reactors, furnace for
1 Scope
a super-charged boiler), this International Standard
may be used as a basis but will need to be suitably
1 .l This International Standard provides technical
modified. This International Standard excludes gas
information to be used for the procurement of gas
turbines used to propel aircraft, road construction
turbine systems, including combined-cycle systems,
and earth-moving machines, agricultural and indus-
and their auxiliaries by a purchaser from a manu-
trial types of tractors and road vehicles.
facturer. Because of the very widely varying operat-
ing modes for gas turbines in practice, distinct
categories of operating modes are specified with
2 Normative reference
which a “standard” rating can be associated. These
ratings must also be made on the basis of the IS0
The following standard contains provisions which,
standard ambient reference conditions.
through reference in this text, constitute provisions
of this International Standard. At the time of publi-
cation, the edition indicated was valid. All standards
1.2 This International Standard provides a basis
are subject to revision, and parties to agreements
for the submission of proposals to meet different
based on this International Standard are encour-
environmental and safety requirements and also
aged to investigate the possibility of applying the
gives, wherever possible, criteria to establish
most recent edition of the standard indicated below.
whether these are met. It does not attempt to deal
Members of IEC and IS0 maintain registers of cur-
with local or national legal requirements to which
rently valid international Standards.
the installation may be required to conform.
IS0 2314:1989, Gas turbines - Acceptance tests.
1.3 This International Standard defines a standard
framework for dealing with questions of fuel and
other matters such as the minimum information to
3 Definitions
be provided by both the purchaser and the manu-
.facturer. It does not, however, purport to include all
For the purposes of this International Standard, the
the necessary information for a contract and each
following definitions apply.
gas turbine installation must be considered in its
entirety. Attention is drawn to the need for technical
3.1 gas turbine: Machine which converts thermal
consultation between the manufacturer and the pur-
energy into mechanical work; it consists of one or
chaser to ensure compatibility of equipment being
several rotating compressors, a thermal device(s)
supplied, particularly where the responsibility for
which heats the working fluid, one or several tur-
supply is divided.
bines, a control system and essential auxiliary
equipment. Any heat exchangers (excluding waste
NOTE 1 Where the term “manufacturer” is used in this
exhaust heat recovery exchangers) in the main
International Standard, it is deemed to mean the gas tur-
working fluid circuit are considered to be part of the
bine manufacturer or the appropriate responsible con-
gas turbine.
tractor.
Examples of gas turbine systems are shown in
figure 1.
1.4 This international Standard is applicable to
open-cycle gas turbine power plants using normal
combustion systems and also includes closed-cycle, 3.2 gas turbine power plant: Gas turbine and all
essential equipment necessary for the production of
semiclosed-cycle and combined-cycle gas turbine
power in a useful form (e.g. electrical, mechanical
power plants. In cases of turbines using free piston
gas generators or special heat sources (for exam- or thermal).
IS0 3977:1991(E)
3.3 open cycle: Thermodynamic cycle in which the or more rotating compressor(s), thermal device(s)
working fluid enters the gas turbine from the at- associated with the working fluid, and one or more
mosphere and discharges to the atmosphere. compressor-driving turbine(s), a control system and
esse nt ial a uxi I ia ry equipment.
3.4 closed cycle: Thermodynamic cycle having a
recirculation working fluid independent of the at- 3.15 compressor: That component of a gas turbine
mosphere. which increases the pressure of the working fluid.
3.5 semiclosed cycle: Thermodynamic cycle utiliz- 3.16 turbine: Term which when used alone refers
ing combustion in a working fluid which is partially to the turbine action only. It is that component of the
recirculated and partially exchanged by atmospheric gas turbine which produces power from expansion
air. of the working fluid.
3.6 simple cycle: Thermodynamic cycle consisting 3.17 power turbine: Turbine having a separate
only of successive compression, combustion and shaft from which output is derived.
expansion.
3.18 combustion chamber (primary or reheat): Heat
3.7 regenerative cycle: Thermodynamic cycle em- source in which the fuel reacts to increase directly
ploying exhaust heat recovery, consisting of SUC- the temperature of the working fluid.
cessive compression, regenerative heating,
combustion, expansion and regenerative cooling 3.19 working fluid (gas or air) heater: Heat source
(heat transfer from the exhaust to the compressor in which the temperature of the working fluid is in-
discharge fluid) of the working fluid. creased indirectly.
3.8 lntercooled cycle: Thermodynamic cycle em- 3.20 regenerator/recuperator: Different types of
ploying cooling of the working fluid between stages heat-exc hanger, transferring heat from th e exhaust
of successive compression. gas to the working fluid before it enters the com-
bustion chamber.
3.9 reheat cycle: Thermodynamic cycle employing
the addition of thermal energy to the working fluid
3.21 precooler: Heat-exchanger or evaporative
between stages of expansion.
cooler which reduces the temperature of the work-
ing fluid before initial compression.
3.10 combined cycle: Thermodynamic system
comprising (two or more) power cycles, each using
3.22 intercooler: Heat-exchanger which reduces
a different working fluid. In steam and air combined
the temperature of the gas turbine working fluid be-
cycles (the most commonly used working fluids), in-
tween stages of compression.
creased thermal efficiency is achieved because the
two cycles are thermodynamically complementary,
3.23 overspeed trip: Control or trip element which
since heat is rejected from the gas turbine (Brayton
actuates the overspeed protection system when the
cycle) at a temperature such that it can be used as,
rotor reaches the speed for which the device is set.
or it can supplement, the energy source in the steam
system (Rankine cycle).
3.24 control system: This includes starting control
O
systems, governor and fuel control systems, alarm
3.11 single-shaft gas turbine: Gas turbine in which
and shut-down systems, speed indicator(s), gauges,
the compressor and turbine rotors are mechanically
electrical power supply controls and any other con-
coupled and the power output is taken either directly
trols necessary for the orderly start-up, stable oper-
or through gearing.
ation, monitoring of operation, shut-down, warning
and/or shut-down for abnormal conditions.
3.12 multi-shaft gas turbine: Gas turbine combi-
nation including at least two turbines working on in-
3.25 governing system: Control elements and de-
dependent shafts. The term includes cases referred
vices for the control of critical parameters such as
to as compound and split-shaft gas turbines.
speed, temperature, pressure, power output, etc.
3.13 bled gas turbine: Gas turbine which has, for
3.26 fuel governor valve: Valve or any other device
external use, extraction of compressed air between
operating as a final fuel-metering element
compressor stages and/or at the discharge of the
controlling the fuel input to the gas turbine.
compressor, or extraction of hot gas at the inlet of
the turbine and/or between turbine stages.
NOTE 2 Other means of controlling the fuel flow to the
turbine are possible.
3.14 gas generator: Assembly of gas turbine com-
ponents which produces heated pressurized gas to 3.27 fuel stop valve: Device which, when actuated,
a process or to a power turbine. It consists of one shuts off all fuel flow to the combustion system.
IS0 3977:1991(E)
3.28 dead band: Total range through which an input 3.33 specific fuel consumption: Mass rate of the
can be varied with no resulting measurable correc- fuel consumed per unit of power, expressed in
tive action of the fuel flow controller. In the case of grams per kilowatt hour, using the net specific en-
speed, dead band is expressed in percent of rated ergy specified in 6.1.2).
speed.
3.34 thermal efficiency: Ratio of the net power out-
3.29 governor droop: Steady-state speed changes put to the heat consumption based on the net spe-
produced by the change of output from zero to the
cific energy of the fuel [see IS0 2314:1989, 8.2.2 and
rated output, expressed as a percentage of the rated
8.3.3 e) 1.
speed.
3.35 reference turbine inlet temperature: Mean
3.30 overtemperature detector: Primary sensing el-
temperature of the working fluid immediately up-
ement which is directly responsive to temperature
stream of the first stage stator vanes (as determined
and which actuates, through suitable amplifiers or
in IS0 2314:1989, 8.6).
converters, the overtemperature protection system
when the temperature reaches the value for which
3.36 self-sustaining speed: Minimum speed at
the device is set.
which the gas turbine operates, without using the
power of the starting device, under the most un-
3.31 fuel specific energy (calorific value): Gross
favourable ambient conditions.
specific energy is the total heat released per unit
mass of fuel burned, expressed in kilojoules per
3.37 idling speed: Speed designated by the manu-
kilogram. The net specific energy is the gross spe-
facturer at which the turbine will run in a stable
0 cific energy less the heat absorbed by the vaporized
condition and from which loading or shut-down may
water formed during combustion. It is expressed in
take place.
kilojoules per kilogram.
3.38 maximum continuous speed: Upper limit of the
NOTES
continuous operating speed of the gas turbine out-
put shaff.
3 The two specific energies can be obtained for constant
volume or for constant pressure, respectively, the differ-
ence being rather small. 3.39 rated speed: Speed of the gas turbine output
shaft at which the rated power is developed.
4 The gross specific energy for constant volume is ob-
tained using a bomb calorimeter.
3.40 turbine trip speed: Speed at which the inde-
pendent emergency overspeed device operates to
5 The net specific energy value for constant pressure is
shut off fuel to the gas turbine.
used in the steady-flow combustion process (see
IS0 2314). Also the specific energy may be calculated ac-
cording to IS0 4261 (see annex F). 3.41 steam andlor water injection: Steam and/or
water injected into the working fluid to increase the
3.32 heat rate: The heat consumption per unit of net power output and/or to reduce the content of oxides
power of the gas turbine (see 3.2), expressed in of nitrogen (NO,) in the exhaust.
kilowatts of heat per kilowatt of power, based on the
net specific energy of the fuel including the sensible 3.42 mass to power ratio (mobile applications):
heat above 15 "C (see also IS0 2314:1989, 8.2.3).
Ratio of the total dry mass of the gas turbine el-
ements, in accordance with 3.1, to the power of the
NOTES
gas turbine, expressed in kilograms per kilowatt, as
defined in 6.3.
6 This may apply also to the test fuel in clause 5 and can
as the reciprocal of thermal efficiency
also be expressed
3.43 compressor surge: An unstable condition
(see 3.34).
characterized by low-frequency fluctuations in mass
flow of the working fluid in the compressor and in
7 The net power output of the gas turbine is derived in
accordance with IS0 2314:1989, 8.1.
the connecting ducts.
IS0 3977~ 991 (E)
I Combustion
chamber
la) Slmple cycle, slngle-shaft gas turblne
Ib) Regeneratlve cycle, slngle-shaft gas turblne
Combustlon
chamber
t
t
I
I
-_.
I=-=-:
-A
I
I
Note - Alternative twln-spool arrangement Is shown in dotted tines.
Id Slmple cycle, spllt-shaft gas turblne, I.e. wlth separate power turbine
IS0 3977:1991(E)
Combustlon
chamber
compressor turblne
Reheat
Coolant combustlon
chamber
Intercooler
I
* ?-
id] Intercooled and reheat cycle (compound type), multl-shaft qas turblne wlth
load coupled to low-pressure shaft
Alr bleed Hot gas bleed
I &
1 I Combustlon 1 A
chamber
I
e
\
\
,/-- \
Load \
Compressor Turblne
/
\
/
'.-A
t t
lei Slngle-shaft gas turblne wlth air bleed and hot gas bleed
IS0 3977:1991(E)
Worklng fluid
I
heaters
Heat source
-
e
If) Slngle-shaft closed-cycle gas turblne
IS0 3977:1991 (E)
Waste heat
recovery boiler
Steam Compressor
turbine Turblne
Cambustlon
chamber
condenser
Steam section I Gas turbine sectlon
I
t I
Steam and gas turblne on the same shaft
Waste heat
Compressor
Combustlon
chamber
Waste heat
Steam turbine
Turbine
compressor A
E
t
Conibustlon
Condenser
chamber
Gas turblnes sectlon Steam sectlon
I
I I
I
Conflguratlon wlth two gas turblnes and one steam turblne
lg) Combined-cycle gas turblne
IS0 3977:1991 (E)
Wast heat
recovery
Steam turblne
I
I
Condenser
PFB cornbustor
Ih) Comblned-cycle gas turblne wlth pressurlzed tluldlzed bed combustor
Figure 1 - Examples of gas turbine systems
4.4 Working fluid heater or cooler
4 Standard reference conditions
Where a heater or a cooler is employed and uses
The standard reference conditions on which IS0
ambient air, the standard reference conditions of the
power, efficiency, heat rate or specific fuel con-
ambient air shall be 15 OC and 101,3 kPa.
sumption are based are as given in 4.1 to 4.4.
4.1 Air intake conditions
5 Test fuels
For the intake air at the compressor flange (alterna-
If the fuel to be used for testing the gas turbine is
tively, the compressor intake flare), as described in
different from that agreed between the purchaser
IS0 2314:1989, 6.6.2:
and the manufacturer for service operation (see
10.7), a test fuel of a mutually agreed specification
- a total pressure of 101,3 kPa;
shall be used.
- a total temperature of 15 OC;
6 Ratings
- a relative humidity of 60 %.
4.2 Exhaust conditions 6.1 General
For the exhaust at turbine exhaust flange (or regen-
6.1.1 The output power of a given gas turbine at a
erator outlet, if a regenerative cycle is used):
given reference turbine inlet temperature is, in gen-
eral, proportional to the absolute ambient pressure
- a static pressure of 101,3 kPa.
and is also greatly dependent on air intake tem-
perature (normally outside dry bulb temperature).
4.3 Cooling water conditions (if applicable) Likewise, the output at a given air intake tempera-
ture is dependent on the reference turbine inlet
An inlet water temperature of 15 "C applies if cool- temperature. To achieve a rating it is necessary to
ing of the working fluid is used.
adopt standard conditions of ambient temperature
IS0 39771991fE)
and pressure, but gas turbine ratings will neverthe- Class D: operation up to and including 8 760 h
less vary considerably owing to the differing oper- per annum at base power rating.
ational modes demanded of them as well as the
varying criteria used in the design of the basic el-
6.2.2 Ranges
ements. IS0 standard ratings neglect pressure drop
at the inlet and exhaust but site ratings allow for
Range I: over 500 starts per annum average;
these losses.
Range II: up to 500 starts per annum average;
NOTE 8 Steam or water injection may be used to in-
crease the power output and to reduce the NOK emissions
Range 111: up to 100 starts per annum average;
(see 3.41).
Range IV: up to 25 starts per annum average;
6.1;2 The performance ratings of gas turbines shall
be assessed on the net specific energy of the fuel
Range V: continuous operation without planned
used as follows:
shut-down for inspection and/or maintenance
within a specified period.
a) turbines intended for use on liquid fuel (DST 2,
see table E.2): 42 O00 kJ/kg:
6.3 IS0 standard ratings
b) turbines intended for use on gaseous fuel
(100 % methane): 50 O00 kJ/kg.
The manufacturer shall declare standard ratings,
based on electrical power at the generator terminals
0 The specific energy at constant pressure of the fuel,
or on turbine output shaft power under the standard
whether liquid, gaseous or solid, is based on a
reference conditions defined in clause 4, associated
pressure of 101,3 kPa and a temperature of 15 "C.
with the following operational modes:
6.2 Operational modes
a) IS0 standard peak load rating (2 O00 h and 500
starts per annum average) Class 6: Range II.
Unless special circumstances apply, and these must
be specially agreed between the purchaser and the
b) IS0 standard base load rating (8 760 h and 25
manufacturer, the net power rating of a gas turbine
starts per annum average) Class D: Range IV.
shall be specified under a combination of one of the
classes in 6.2.1 together with one of the ranges of
In each case, the manufacturer shall state the type,
average number of starts per annum in 6.2.2.
frequency and degree of inspection and/or mainten-
ance required.
EXAMPLE
B II refers to operation of up to 2 O00 h per annum
6.4 Site ratings
associated with any number of starts up to 500 per
annum.
The site power rating shall be specified by the
manufacturer as follows.
The manufacturer shall state the type, frequency and
degree of inspection and/or maintenance required
a) Generating plant: the net electrical power at the
0 for the relevant operational mode [see 11.1 c)].
generator terminals, with adjustment for auxili-
ary power as given in IS0 2314:1989, 8.1.2.
NOTE 9 It should be recognized that some gas turbine
applications will operate with a combination of the classes
given in 6.2.1. In such cases, the purchaser should specify
b) Mechanical drives: the net shaft power, adjusted
the anticipated number of annual hours of operation at the
for any auxiliaries not driven directly by the tur-
specified net power ratings in each class. Operation out-
bine (as defined in IS0 2314:1989, 8.1.1).
side these specified net power ratings/operational modes
could materially affect the inspection intervals and main-
In either case, the site power rating shall relate to
tenance required.
specified site conditions of the installation (such as
ambient pressure and temperature, and pressure
6.2.1 Classes
losses, steam and water injection, etc.) and operat-
ing modes under which the plant is intended to run
Class A: operation up to and including 500 h per
in service.
annum at reserve peak power rating;
Where the gas generator is supplied separately, its
Class 6: operation up to and including 2 O00 h site power shall be expressed as the gas power
per annum at peak power rating; arising from the isentropic expansion of the gas
generator exhaust flow (using total pressure and
temperature) to the ambient atmospheric pressure
Class C: operation up to and including 6 O00 h
when it is operated under the specified site con-
per annum at semi-base power rating:
IS0 3977:1991(E)
ditions of the installation and operating modes un- 7.3.1 Generator drives
der which the plant is intended to run in service (see
IS0 2314:1989, 6.3.5).
a) Controlled unloading to zero output at synchron-
ized speed.
b) Opening the circuit breaker.
7 Controls and protection devices
c) Reduction to idling speed and period of cooling
where applicable.
7.1 Starting
cut-off and shut-down of auxiliaries not re-
d) Fuel
The starting control system, including any pre-start
quired for barring.
requirements such as barring, may be manual,
semi-automatic or automatic, as defined in 7.1.1,
e) Barring period, if necessary.
7.1.2 and 7.1.3 respectively.
9 Shut-down of remaining auxiliaries, for example
lubricating oil pumps.
7.1.1 Manual start shall require the operator to
start the auxiliary equipment, initiate, hold and ad-
g) Return to starting conditions.
vance the starting sequence (crank, purge, fire) and
accelerate to minimum governor setting or ready for
synchronizing in the case of generating sets.
7.3.2 Mechanical drives
e
a) Controlled unloading to minimum load con-
7.1.2 Semi-automatic sequence start may require
ditions.
manual starting of the auxiliaries and shall permit
the operator to commit the turbine by a single action
b) Cooling period where applicable.
to the complete starting sequence up to minimum
governor setting or ready for synchronizing in the
c) Fuel cut-off followed by shut-down of auxiliaries
case of generating sets.
not required for barring.
d) Barring period, if necessary.
7.1.3 Automatic sequence starts require only a
single action (manual or otherwise) to start the re-
quired auxiliary equipment and initiate the complete e) Shut-down of remaining auxiliaries, for example
lubricating oil pumps.
starting sequence up to minimum governor setting
or ready for synchronizing in the case of generating
9 Return to starting conditions.
sets.
7.3.3 Emergency shut-down
7.2 Loading
a) Emergency shut-down shall be capable of man-
Subsequent loading of the set may be manual,
e
ual selection and shall also occur automatically
semi-automatic or automatic up to a specified power
as a result oi automatic operation of plant pro-
level. Automatic loading may follow directly the
tection devices. The system shall operate di-
starting sequence without any additional action of
rectly on the fuel stop valve to cut off the turbine
the operator.
fuel supply.
In any mode of loading, periods of dweli at specific
loads may be introduced to provide for warm-up re- b) Except where otherwise specified, automatic
quirements. means shall be provided for isolating upon shut-
down the driven equipment from the system it
Where a generator requires synchronizing to a par-
supplies in order to prevent motoring or reverse
ticular system prior to loading, this may also be
flow.
achieved by manual or automatic means.
c) It may also be necessary to operate venting sys-
tems for the release of stored energy.
7.3 Shut-down
d) Normal barring and shut-down sequences, as
This may be achieved by manual, semi-automatic appropriate, shall subsequently take place, but
or automatic means. In each case, however, the where automatic restart is included, means shall
principal sequence of operations is essentially as be provided to prevent automatic restart without
given in 7.3.1, 7.3.2 or 7.3.3.
manual reset.
IS0 3977:1991(E)
instantaneous loss of load when the turbine is op-
7.4 Purging
erating under conditions within the limits of capa-
bility set by specified ambient conditions with design
7.4.1
Where gaseous fuels are used, the starting
fuel pressures, temperature and fuel calorific val-
control system shall provide an automatic purge
ues, and with the speed changer set and controlling
period (whether the starting sequence is manual or
at the rated speed.
automatic) of sufficient duration to ensure safe op-
eration of the gas turbine.
7.9 Fuel governor valve
Where national regulations do not exist, the purging
cycle shall displace at least three times the voluiiie
The fuel governor valve (see 3.26) shall return to
of the entire exhaust system (including the stack)
minimum position under any turbine shut-down
before firing the unit. In cases where alternative
condition.
precautions are taken, this may not be necessary.
7.10 Fuel shut-off
7.4.2 Where liquid fuels of a highly volatile nature
are used, special precautions may be necessary.
7.10.1 Iti addition to the fuel governor valve or
Special precautions should include, but are not lim-
control valve, the fuel control system shall include
ited to, the inclusion of automatically operated fuel
a separate stop valve or “shut-off valve” which stops
dump valves.
all fuel flow to the turbine in any shut-down condition
and which will not open until all permissible firing
7.5 Fuel control
conditions are satisfied.
Fuel supply shall be under a controlled opening se-
7.10.2 For electric generation, means shall be pro-
quence which shall be over-ridden by the turbine
vided, either on the gas turbine or on the generator,
temperature or other protective devices.
for prevention of motoring of the generator when the
fuel stop valve is closed. Where synchronous com-
pensation is specified, these requirements may be
7.6 Constant speed
operationally over-ridden.
Gas turbines which are to be regulated to a sub-
7.10.3 For gaseous fuels, appropriate vent valve(s)
stantially constant speed (in particular, those driving
shall be used to reduce the risk of leakage into the
an electric generator where, in some cases,
gas turbine when the turbine is shut down.
isochronous speed control is necessary), shall be
fitted with a governor sensing the output shaft
speed. Unless otherwise agreed between the pur-
7.1 1 Overspeed control
chaser and the manufacturer, no-load speed shall
be adjustable, while running, within the range of
Each separate line of shafi shall be fitted with either
95 YO to 105 YO of the rated speed.
an overspeed governor or an overspeed trip unless
it can be shown that dangerous overspeeding is not
The speed changer, when remotely operated, shall
a practical possibility.
typically, when held synchronized, be capable of re-
ducing the output from maximum site rated output
7.12 Manual check on overspeed controls
to zero in not more than 40 s, but the operating time
taken shall be specified by the purchaser to be
compatible with other speed changers on units run- Facilities shall be available for the operator to check
ning in parallel. man u a I I y t h e ove rs p eed g ove rnorlove rs peed pro-
tective devices.
7.7 Variable speed
NOTE 10 It is desirable that this should be done as far
as is practicable without trip shut-down and without tem-
For gas turbines which are required to run over a
porary loss of protection.
range of speeds, for example as in ship propulsion,
suitable control equipment shall be provided.
7.13 Overspeed settings
7.8 Governor The overspeed governor or overspeed trip shall be
set to operate at a level which will not allow the
The governor for mechanical-drive applications shall transient speed to exceed the maximum safe limit
limit the output speed at 105 % of the rated speed
for the line of shafting under any sudden loss of
under all conditions of steady load. Unless other- load. Their main functions are respectively to cause
wise specified by the purchaser, governor systems the fuel to be reduced or to be cut off near the
for electric generator drive shall prevent the gas burner(s) by means independent of the main gover-
turbine from reaching the turbine trip speed with an nor.
IS0 3977:1991(E)
7.14 Transient speeds
7.19.2 The speed governing and fuel control sys-
tems shall be considered stable when
In a gas turbine, particularly a multi-shaft unit,
where a line of shafting may be subject to high ac-
a) the driven equipment is operated and under
celeration on loss of load, speed may continue to
sustained load demand, provided that the mag-
rise after the operation of the overspeed trip. Hence,
nitude of the sustained oscillations of turbine
transient speeds significantly greater than the cut-off
speed produced by the speed governing system
speed may be attained. The turbine shall be capable
and fuel control system does not exceed
of subsequent normal operation without the need for
- + 0,12 ?40 of the rated speed;
inspection. Attention is drawn to the necessity of
ensuring also that all coupled equipment, including
b) the magnitude of the sustained oscillations of
auxiliaries, etc., electrically, mechanically or hy- energy input produced by the speed governing
draulically coupled, withstands the corresponding
system and fuel control system does not produce
overspeed.
a change in output exceeding 2 Y0 of the rated
output when the driven equipment is operated
at rated speed in parallel with other driven
7.15 Additional overspeed protection
equipment at constant speed and under sus-
tained load.
Gas turbines with separate power turbines or with
heat-exchangers may require additional protection
For gas turbines of large output, the permissible
against overspeeding due to stored heat or large
magnitude of oscillations is expected to be generally
stored volumes of high pressure air, or both. Such
lower.
protection may, for example, take the form of blow-
off valves, load resistors, actuated by the main gov-
ernor or overspeed trip, or both.
7.20 Stability of the temperature control
system
7.16 Flame failure
The temperature control and fuel control systems
Where installation requirements indicate, consider-
shall be capable of controlling with stability the
ation shall be given to providing a device to shut off
temperatures of the gas turbine when the turbine is
the fuel in the event of flame failure.
operating on temperature control at the set limit for
the ambient conditions existing when the driven
7.17 Fuel override control
equipment is operating in parallel with other driven
equipment.
The fuel control system shall include an override
system to prevent exceeding the turbine rated firing
The temperature limiting or control system and fuel
temperature, or maximum gas generator speed if
control system shall be considered stable when the
this is a more stringent limitation.
driven equipment is operating in parallel with other
driven equipment at constant speed, provided the
magnitude of the sustained oscillation of turbine fuel
7.18 Dead band
energy input produced by the temperature limiting
or control system and the fuel control system does
The dead band at rated speed and at any power
not produce a change in output exceeding 6 % of 0
output up to and including the maximum power out-
the rated power output.
put shall not exceed 0,l O/O of the rated speed.
7.19 Stability of the speed governing system
7.21 Overall system stability
7.19.1 The speed governing and fuel control sys-
In certain installations where the driven equipment
tems, with the turbine operating between zero and
and its associated system exercise an overriding
its maximum turbine capability, shall be capable of
influence, the criteria of stability given in 7.19 and
stable control of
7.20 may not be achievable.
a) the speed of the turbine when the driven equip-
ment is operated in isolation;
7.22 Lubricating oil system
b) the fuel energy input to the turbine when the
driven equipment is operating in parallel with Gas turbines with main shaft bearings of the
other driven equipment. hydrodynamic type shall be equipped with at least
two oil pumps driven from independent power
In certain cases the control is obtained by a combi-
sources. One of the pumps shall be automatically
nation of a) and b) above. Stability of operation is
actuated if the oil pressure is below the safe mini-
also required in these cases.
mum value specified by the manufacturer.
IS0 3977:1991(E)
8.2 Gaseous fuels
7.23 Bearing temperature
Gas turbines with main shaft bearings of the
hydrodynamic type shall be equipped with tempera-
8.2.1 Properties
ture monitors which shall measure the bearing
metal andlor return-oil temperatures and which
The fuel shall be completely gaseous at the turbine
shall actuate alarms and/or trips.
manufacturer‘s termination point and at all points
downstream to the fuel nozzle(s) where liquid might
7.24 Pressure fluctuations and excessive be harmful to the gas turbine; liquid eliminators or
other special features, such as heaters, may be
pressure drop in air intake
necessary to achieve this.
The design of the air intake system shall take into
The manufacturer shall advise the purchaser of the
account pressure differentials due to fouling or icing
minimum and maximum acceptable temperatures
of the air intake filters and fluctuations arising from
and pressures of the fuel gas.
abnormal operating conditions due to a transient
compressor surge.
The manufacturer shall advise on the degree of fuel
cleaning required in respect of solids.
7.25 Fuel leakage
Consideration shall be given to the need for fuel
8.2.2 Corrosive agents
0 leakage detection.
Special attention shall be given in the analysis to the
7.26 Vibration monitoring system presence of known corrosive agents, such as hy-
drogen sulfide, sulfur dioxide, sulfur trioxide, total
sulfur, alkaline metals, chlorides, carbon monoxide
Where requested by the purchaser, a suitable vi-
and carbon dioxide, which may be present in the
bration monitoring system may be supplied.
fuel gas.
7.27 Other safety aspects
8.2.3 Specific energy (calorific value)
Information on other aspects of safety which shall
be considered at the tender stage is given in
The purchaser shall notify the manufacturer of the
annex A.
composition and the net specific energy of the
gaseous fuel, or information whereby the value may
8 Fuels
be calculated. If it is anticipated that during steady-
state operation the net specific energy will differ
from the specified value, both the extent and the rate
8.1 General
of change shall be stated by the purchaser in order
that special equipment which may be required for
As gas turbines may be designed to burn gaseous,
proper gas turbine control may be fitted. If the vari-
liquid and/or solid fuels with or without change-over
ations in net specific energy are unacceptable, the
while under load, the following information shall be
manufacturer shall advise the purchaser of accept-
supplied by the purchaser (see 10.7):
able limits.
a) the full specification and chemical analysis of the
Annex E gives further information on the specific
proposed available fuel(s), including expected
energy of gaseous fuels.
concentrations of contaminants and possible
variations of fuel composition;
8.2.4 Sripply pressure and temperature
b) any proposed treatment of the fuel(s) and the
resulting specification;
The purchaser shall notify the manufacturer of the
fuel gas supply pressure and temperature. The am-
c) where change-over from one fuel to another is
plitude rate of change and period of pressure and
required, the load and speed change-over con-
temperature fluctuations shall be stated by the pur-
ditions, the fuel change sequence and any other
chaser. In the event that these fluctuations are un-
relevant operational requirement.
acceptable, the manufacturer shall advise the
If the purchaser’s fuel specification is not acceptable
purchaser of acceptable limits.
to the turbine manufacturer, the latter shall advise
the purchaser of acceptable limits of contaminants Annex E gives supplementary information on
and acceptable variations of fuel composition. gaseous fuels.
IS0 3977:1991 (E)
There are many opportunities for integrating the gas
8.3 Liquid fuels
turbine and its combined cycle into the gasification
process to optimize overall thermal efficiency.
8.3.1 Properties
The characteristics of the fuel as supplied to the gas
turbine shall be agreed upon by the turbine manu-
Liquid fuels ranging from the highest aviation
facturers and fuel supplier.
grades to the heaviest boiler fuels are burned in gas
turbines. However, not all gas turbines are designed
Problems to be dealt with in such an application are
to operate on such a wide range of liquid fuels, and
similar if nut identical to those occurring in steam
the properties of a liquid fuel to be used may seri-
boilers. Taking into consideration the complexity of
ously affect the operation and maintenance as well
the problem due to the influence of the vast vari”
as the capital cost of a gas turbine installation.
ations in physical and chemical characteristics on
the fuels, it is impracticable to give specific require-
Therefore, agreement on the fuel oil specifications
merits. It is therefore lefi to the purchaser and the
between the purchaser and manufacturer should be
manufacturer to reach agreenient on the type of
sought, depending on the availability of the fuel and
solid fuel Io be used.
the duty of the gas turbine. The manufacturer shall
advise on the degree of fuel treatment required in
A technical report on solid fuels and deriva-
NOTE 12
respect of solids.
tives for gas turbine use is being developed.
8.3.2 Liquid fuel grades
8.5 Nuclear fuels
Liquid fuels in accordance with specifications re-
cognized locally or authorized by other organiz-
The application of a nuclear reactor as the heat
ations and being suitable for gas turbines rriay be
source for a direct closed-cycle gas turbine may be
used with the mutual agreement of the purchaser
economically advantageous. This will involve the
and manufacturer.
use of an inert gas such as helium as working fluid
in the cycle.
Recognizing the necessity for additional or more
stringent requirements for certain types of gas tur-
Depending upon the design and the working prin-
bines and applications, more restrictive specifi-
ciple of the reactor, special caution shall be taken
cations, additional properties and/or necessary fuel
regarding contamination of the machines and heat-
treatment may be specified.
exchangers as well as the possible influence of even
small amounts of gases such as water vapour, hy-
IS0 4261 presents the requirements for petialeum
drogen, carbon monoxide and carbon dioxide on the
fuels for gas turbines. Annex E reproduces table 1
corrosion of the cycle elements.
of IS0 4261 which presents detailed requirements
for gas turbine fuels.
Therefore, when designing a nuclear cloçed-cycle
gas turbine plant, the fuel requirements shall be
thoroughly investigated jointly by the manufacturers
8.4 Solid fuels of the reactor and the power equipment and the
purchaser.
8.4.1 General information
Solid fuels can be applied to gas turbines in several
9 Environment
forms. as follows.
a) Direct combustion by injection of pulverized coal
9.1 General
or coal/solvent.
This clause deals with vibration and other en-
b) Direct combustion through use of a pressurized
vironmental factors which affect gas turbine operat-
fluidized bed combustion (PFBC) system.
ing personnel and people in inhabited areas
adjacent to the gas turbine power plant. These other
NOTE 11 Both a) and b) will require control of
particulate matter to prevent erosion.
factors include sound (noise), atmospheric pollution,
thermal pollution and site contamination. Locally
recognized or mutually agreed upon standards or
c) Indirect heat input through an externally fired air
heater.
regulations shall take precedence over the criteria
described in this clause, which shall be considered
where no such standards or regulations are appli-
d) Gasification of coal or other solid fuels, by oxy-
gen or air blown processes. cable.
IS0 3977:1991(E)
9.3 Sound
9.2 Vibration
NOTE 13 IS0 10494 (see annex F) relates to noise
emission of near-field inlet and exhaust. In the interim
9.2.1 Vibration affects availability and safety.
period, the information given in 9.3.1 to 9.3.3 may be used
Measurement of vibration and its interpretation is
for guidance.
presented in IS0 7919-1 and IS0 7919-4 (see
annex F). IS0 7919-1 provides a method for meas-
9.3.1 General
uring and evaluating vibration characteristics which
are more clearly indicated by vibration measure-
Different people perceive a given sound level with
ments on their rotating shafts. IS0 7919-4 presents
varying degrees of sensitivity. Factors such as fre-
the special features required for measuring shaft
quency, intensity, directivity and duration influence
vibrations on the coupled rotor systems of gas tur-
tolerance to objectionable sound. Too high a sound
bine sets.
level may be damaging to human beings, and lower
levels, while not damaging, may constitute a nui-
IS0 2372 (see annex F) establishes an alternative
sance to nearby occupied structures. It is, therefore,
basis for the evaluation of mechanical vibration of
important to the user to determine the acceptable
machines by measuring the vibration response on
sound level both in the gas turbine enclosure (if op-
stationary members only, i.e. bearing houses.
erating personnel are normally or frequently pres-
The gas turbine train shall be shut down immedi-
ent) and also in the vicinity of the gas turbine power
ately if the vibration level exceeds predetermined
plant. It should be recognized that sound can be due
0 safety limits.
to equipment other than the gas turbine, for example
such associated equipment as fans, diesel starting
engines, transformers, generators, etc. Since sound
9.2.2 Vibration measurements are made on shafts,
reduction equipment and station design concepts
bearing housings or casings. The design details, in-
which reduce the sound level add cost to the overall
cluding mass, stiffness and accessibility of these
power plant, the objective should be to achieve an
parts, determine the most significant locations for
acceptable sound level satisfactory for the health of
vibration measurement. This International Standard
the operator, operator communication consider-
does not specify numerical limits for vibration. The
ations, and for nearby occupied structures.
manufacturer shall ensure that vibration limits are
The formulation of the sound requirements to be
compatible with the intended service (see 11.1).
fulfilled by the gas turbine manufacturer shall be
adapted to the part of the total plant included in the
9.2.3 The suitability of a gas turbine system to delivery.
perform its intended function is often determined by
In orde
...
IS0
NORME
I NTER NAT1 ON ALE
Deuxième édition
1991 -1 1-1 5
Turbines à gaz - Spécifications pour
e
l’acquisition
Gas turbines - Procurement
O
Numéro de référence
IS0 3977:1991 (F)
IS0 3977:1991(F)
Avant-propos
L‘ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération
mondiale d’organismes nationaux de normalisation (comités membres
de I’ISO). L’élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de I’ISO. Chaque comité membre inté-
ressé 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 I‘ISO participent également aux tra-
vaux. L’ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique
internationale (CEI) en ce qui concerne la normalisation électrotech-
nique.
Les projets de Normes internationales adoptés par les comités techni-
ques sont soumis aux comités membres pour vote. Leur publication
comme Normes internationales requiert l’approbation de 75 O/O au moins
des comités membres votants.
La Norme internationale IS0 3977 a été élaborée par le comité techni-
que ISO/TC 192, Turbines à gaz.
Cette deuxième édition annule et remplace la première édition (IS0
3977:1978), qui a fait l‘objet d’une révision technique.
Les annexes A et B font partie intégrante de la présente Norme inter-
nationale. Les annexes C, D, E et F sont données uniquement à titre
d‘information.
8 IS0 1991
Drolts de reproduction reserves. Aucune partie de cette publication ne peut être repro-
dulte ni utilisée sous queique forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou
mécanique, y compris la photocopie et les microfilms, sans l’accord écrit de l’éditeur.
Organlsatlon internationale de normalisation
Case Postale 56 CH-I21 1 Genève 20 Suisse
imprimé en Suisse
ii
NORME INTERNATIONALE IS0 3977:1991 (F)
Turbines à gaz - Spécifications pour l’acquisition
fermé, semi-fermé et mixte. Dans le cas de turbines
1 Domaine d’application
utilisant des génkrateurs de gaz à pistons libres ou
des sources de chaleur particulières (par exemple
1.1 La présente Norme internationale énumère les
processus chimique, réacteurs nucléaires, foyer
spécifications techniques à utiliser lors de I‘acquisi-
d’une chaudière suralimentée), la présente Norme
tion de systèmes à turbines à gaz, y compris à cycle
internationale peut être utilisée comme base de dé-
mixte, et de leurs auxiliaires. En raison de la grande
part, mais devra être adaptée. Elle n’est pas appli-
diversité des modes de fonctionnement des turbines
cable aux moteurs d’aéronefs ni aux turbines à gaz
à gaz, la présente Norme internationale établit des
utilisées pour la propulsion des engins de terras-
catégories distinctes de modes de fonctionnement
sement, des tracteurs du type industriel ou agricole
auxquelles une puissance <(nominale)) peut être as-
et des véhicules routiers.
sociée, Ces puissances doivent également être éta-
blies sur la base des conditions ambiantes normales
IS0 de référence.
2 Reference normative
1.2 La présente Norme internationale fournit une
La norme suivante contient des dispositions qui, par
base permettant de soumettre des propositions sa-
suite de la référence qui en est faite, constituent des
tisfaisant aux différentes conditions d‘environ-
dispositions valables pour la présente Norme inter-
nement et de sécurité et précise des critères
nationale. Au moment de la publication, l’édition in-
permettant de vérifier, dans la mesure du possible,
diquée était en vigueur. Toute norme est sujette à
que ces conditions sont remplies. Elle ne traite pas
révision et les parties prenantes des accords fondés
des réglementations légales, locales ou nationales,
sur la présente Norme internationale sont invitées
auxquelles l’installation doit se conformer.
à rechercher la possibilité d‘appliquer l’édition la
plus récente de la norme indiquée ci-après. Les
membres de la CE1 et de I’ISO possèdent le registre
1.3 La présente Norme internationale définit un
des Normes internationales en vigueur à un moment
cadre normalisé pour tout ce qui concerne des
donné.
yue estions telles que le combustible ou d’autres
problèmes comme par exemple les renseignements
IS0 2314:1989, Turbines à gaz - Essais de
minimaux qui doivent être fournis par le client et par
récepfion.
le fabricant. Néanmoins, elle n’a pas la prétention
de regrouper tous les renseignements nécessaires
au contrat et chaque installation de turbine à gaz
3 Definitions
doit être considérée comme un cas particulier. Elle
met en relief la nécessité d’une entente préalable
Pour les besoins de la présente Norme internatio-
entre les parties intéressées, en vue d’assurer la
nale, les définitions suivantes s‘appliquent.
compatibilité entre les équipements fournis, surtout
lorsque la responsabilité de la fourniture est parta-
gée. 3.1 turbine à gaz: Machine transformant l’énergie
thermique en énergie mécanique; elle comprend un
NOTE 1 Par <.fabricant,>, on entend, dans la présente
ou plusieurs compresseurs rotatifs, un ou plusieurs
Norme internationale, aussi bien le fabricant réel de la
dispositifs thermiques réchauffant le fluide moteur,
turbine à gaz que le fournisseur responsable.
une ou plusieurs turbines, un système de régulation
et des auxiliaires essentiels. Tout échangeur de
1.4 La présente Norme internationale est applica- chaleur se trouvant dans le circuit principal du fluide
ble aux installations à turbines à gaz à cycle ouvert moteur, à l’exclusion des récupérateurs de chaleur
utilisant des systèmes de combustion normaux, à l’échappement, sera considéré comme faisant
ainsi qu’aux installations à turbines à gaz à cycle partie de la turbine à gaz.
IS0 3977:1991(F)
Des schémas de réalisation de turbines à gaz sont 3.12 turbine à gaz à plusieurs arbres: Turbine à gaz
donnés, à titre d’exemple, à la figure 1. composée d’au moins deux turbines ayant un arbre
distinct. Ce terme couvre également les turbines à
3.2 installation à turbine à gaz: Ensemble formé par gaz à deux corps (compound) et à arbres séparés
une turbine à gaz et tous les équipements essentiels (split-shaft).
nécessaires à la production d’énergie sous une
forme utile (par exemple électrique, mécanique ou
3.13 turbine à soutirage: Turbine à gaz dans la-
thermique) . quelle on prélève, pour usage externe, soit de l’air
comprimé entre les étages de compression et/ou à
3.3 cycle ouvert: Cycle thermodynamique dans le-
la sortie du compresseur, soit des gaz chauds à
quel le fluide moteur, qui etitre dans la turbine à
l’entrée de la turbine et/ou entre les étages de la
gaz, vient de l’atmosphère et s’échappe dans I’at-
turbine.
mos p h ère.
3.14 générateur de gaz: Ensemble des éléments
3.4 cycle fermé: Cycle thermodynamique dans le-
d’une turbine à gaz qui fournit des gaz chauds SO~JS
quel le fluide moteur est indépendant de I’atmos-
pression pour tous les procécés de fabrication et de
phère et est continuellement recyclé.
traitement ou pour une turbine de puissance. L’en-
semble est formé d’un ou de plusieurs compres-
3.5 cycle semi-fermé: Cycle thermodynamique
seurs rotatifs, d’un ou de plusieurs dispositifs
dans lequel la combustion se fait dans un fluide
thermiques associés au fluide moteur, et d’une ou
moteur partiellement recyclé et partiellement régé-
plusieurs turbines entraînant un (des) compres-
néré par de l’air atmosphérique. seur(s), d’un systéme de régulation et des disposi- “0
tifs auxiliaires essentiels.
3.6 cycle simple: Cycle thermodynamique consti-
tué uniquement, et dans l‘ordre, d’une compression,
3.15 compresseur: Élément d’une turbine à gaz qui
d’une combustion et d’une détente.
augmente la pression du fluide moteur.
3.7 cycle avec récupération: Cycle thermodynami-
3.16 turbine: Utilisé seul, ce terme ne se rapporte
que utilisant la chaleur des gaz d’échappement, et
qu’à l’élément de la turbine à gaz qui produit de
comportant successivement une compression, un
l’énergie à partir de la détente du fluide moteur.
réchauffage (par récupération), une combustion, une
détente et un refroidissement (par transfert de cha-
3.17 turbine de puissance: Turbine à arbre séparé
leur des gaz d’échappement au fluide sortant du
sur lequel est prise la puissance.
compresseur) du fluide moteur.
3.18 chambre de combustion (primaire ou de ré-
3.8 cycle à refroidissement intermédiaire: Cycle
chauffage): Source de chaleur dans laquelle le
thermodynamique dans lequel le fluide moteur est
combustible réagit directement pour augmenter la
refroidi entre les étages successifs de compression.
température du fluide moteur.
3.9 cycle avec réchauffage: Cycle thermodynami-
3.19 réchauffeur du fluide moteur (gaz ou air):
que dans lequel une certaine quantité d’énergie
Source de chaleur qui augmente indirectement la
thermique est fournie au fluide moteur entre les
température du fluide moteur. O
étages de détente.
3.20 régénérateur/récupérateur: Type d‘échangeur
3.10 cycle mixte: Système thermodynamique com-
de chaleur transférant la chaleur des gaz d’échap-
portant deux ou plusieurs cycles de puissance, dont
pement au fluide moteur avant qu’il ne pénètre dans
chacun utilise un fluide de travail différent. Les cy-
la chambre de combustion.
cles mixtes vapeur/air (fluides de travail les plus
communément utilisés) ont un rendement thermique
3.21 prérefroidisseur: Échangeur de chaleur ou re-
augmenté du fait que les deux cycles sont complé-
froidisseur par évaporation qui réduit la température
mentaires du point de vue thermodynamique: la
du fluide moteur avant la compression initiale.
chaleur rejetée par la turbine à gaz (cycle de
Brayton) se trouve à une température telle qu’elle
3.22 refroidisseur intermédiaire: Échangeur de
peut constituer la source d’énergie principale ou
chaleur qui réduit la température du fluide moteur
une source d’énergie complémentaire de la turbine
de la turbine à gaz entre les étages de compression.
à vapeur (cycle de Rankine).
3.11 turbine à gaz à un arbre: Turbine à gaz dans 3.23 déclencheur de survitesse: Dispositif de
laquelle les rotors du compresseur et de la turbine contrôle ou de declenchement qui met en marche le
sont accouplés mécaniquement et la puissance système de protection contre la survitesse lorsque
prise directement ou par l’intermédiaire d’un va-
le rotor atteint la vitesse pour laquelle ce dispositif
riateur de vitesse. est réglé.
IS0 3977:1991 (F)
5 Le pouvoir calorifique inférieur à pression constante
3.24 systèmes de contrôle et de commande: Ce
intervient dans le processus de combustion dans un
sont les systèmes de commande du démarrage, le
écoulement permanent (voir IS0 2314). Le pouvoir calori-
régulateur et le système de dosage du combustible,
fique peut également être calculé conformément à
les systèmes d’alarme et de coupure, le (les)
I’ISO 4261 (voir annexe F).
indicateur(s) de vitesse, les détecteurs de pression,
les commandes d’alimentation en énergie électri-
3.32 consommation spécifique de chaleur:
que et toutes les autres commandes nécessaires à
Consommation de chaleur de la turbine à gaz (3.2)
un bon démarrage, à un fonctionnement stable, au
par unité de puissance nette, exprimée en kilowatts
contrôle des opérations, à l’arrêt, à l’alarme et/ou
de chaleur par kilowatt de puissance, rapportée au
à la coupure dans des conditions anormales.
pouvoir calorifique inférieur du combustible, compte
tenu de la chaleur sensible au-delà de 15 “C (voir
3.25 systèmes de régulation: Ensemble compre-
aussi I’ISO 2314:1989, 8.2.3).
nant les éléments et dispositifs de contrôle des pa-
ramètres critiques tels que la vitesse, la
NOTES
température, la pression, la puissance, etc.
6 Cela peut également s’appliquer au combustible d’es-
3.26 organe de dosage du combustibe: Soupape ou
sai de l’article 5 et peut s’exprimer comme l’inverse du
tout autre dispositif assurant le dosage final du
rendement thermique (voir 3.34).
combustible entrant dans la turbine à gaz.
La puissance mécanique nette de la turbine à gaz est
calculée conformément à 1’1S0 2314:1989, 8.1.
NOTE 2 II est possible d’utiliser d’autres dispositifs de
8 régulation du débit de combustible.
3.33 consommation spécifique de combustible:
3.27 vanne d’arrêt du combustible: Dispositif qui,
Masse de combustible consommé par unité de
lorsqu’il est actionné, coupe l’alimentation eri com-
puissance, exprimée en grammes par kilowatt
bustible vers le système de combustion.
heure, rapportée au pouvoir calorifique inférieur
(voir 6.1.2).
3.28 plage morte: Plage à l’intérieur de laquelle un
paramètre d‘entrée peut varier sans qu’il y ait d’ac-
3.34 rendement thermique: Rapport de la puis-
tion corrective sensible de l’organe de dosage du
sance nette à la consommation de chaleur, rapporté
combustible. La plage morte de la vitesse est ex-
au pouvoir calorifique inférieur du combustible
primée en pourcentage de la vitesse nominale.
[voir IS0 2314:1989, 8.2.2 et 8.3.3 e)].
3.29 statisme: Variation de la vitesse en régime
3.35 température de référence à l’entrée de la tur-
établi, enregistrée lorsque la puissance passe de
bine: Température moyenne du fluide moteur im-
zéro à sa valeur nominale, exprimée en pourcen-
médiatement en amont des ailettes du stator du
tage de la vitesse nominale.
premier étage (déterminée comme indiqué dans
I’ISO 2314:1989, 8.6).
3.30 détecteur de surchauffe: Élément primaire di-
rectement sensible à la température, qui déclenche
3.36 vitesse minimale d’autonomie: Vitesse mini-
au moyen d’amplificateurs ou de transformateurs
male de fonctionnement de la turbine à gaz pouvant
@appropriés le système de protection contre les sur-
être atteinte, sans intervention du système de dé-
chauffes lorsque la température atteint la valeur
marrage, dans les conditions ambiantes les plus
pour laquelle le dispositif a été réglé.
défavorables.
3.31 pouvoir calorifique du combustible: Le pouvoir
calorifique supérieur, exprimé en kilojoules par ki-
3.37 vitesse de ralenti: Vitesse, déclarée par le fa-
logramme, est la chaleur totale dégagée par unité
bricant, correspondant à un fonctionnement stable
de masse de combustible brûlé. Le pouvoir calorifi-
de la turbine, à partir de laquelle la mise en charge
que inférieur est égal au pouvoir calorifique supé-
ou l‘arrêt peuvent avoir lieu.
rieur diminué de la chaleur latente absorbée pour
vaporiser l’eau formée pendant la combustion. II
3.38 vitesse continue maximale: Limite supérieure
s‘exprime en kilojoules par kilogramme.
de la vitesse de l’arbre moteur de la turbine à gaz,
en régime continu.
NOTES
3 Les deux valeurs du pouvoir calorifique peuvent être 3.39 vitesse nominale: Vitesse de l’arbre moteur
déterminées soit à volume constant soit à pression
de la turbine à gaz à laquelle la puissance nominale
constante, la différence entre les deux étant relativement
est obtenue.
faible.
3.40 vitesse de déclenchement de la turbine: Vi-
4 Le pouvoir calorifique supérieur à volume constant est
déterminé à l’aide d’une bombe calorimétrique. tesse à laquelle le dispositif indépendant de survi-
IS0 3977:1991(F)
tesse se déclenche pour couper l’alimentation en watt, de la masse sèche totale de la turbine à gaz
telle que définie en 3.1, à sa puissance nette définie
combustible de la turbine à gaz.
en 6.3.
3.41 injection d’eau etlou de vapeur: Vapeur d’eau
et/ou eau injectée(s) dans le fluide moteur afin
d’augmenter la puissance et/ou de réduire la teneur 3.43 pompage du compresseur: RAgime instable
en oxydes d’azote (NOx) des gaz d’échappement. caractérisé par des variations basse fréquence du
débit du fluide moteur dans le compresseur et ses
3.42 puissance massique (pour applications non tubulures de raccordement.
fixes): Rapport, exprimé en kilogrammes par kilo-
Chambre de
combustlon
la) Turbine h gaz h cycle slmple et h un seul arbre
U
Ib) Turblne à gnz à un seul arbre, avec recuperatlon
IS0 3977:1991(F)
Chambre de
I combustlon I
t(:
I I
--
I=--= -A
I I
Compresseur
conipression U U
Note - Une dlsposltfon 0 deux rotors concentrlques est lndlquée en polntllles.
ICI Turblne à gaz à cycle slmple à deux llgnes d'arbre,
avet turbine de pulssnnce separee
Chambre de
combustlon
Compresseur
Turblne
haute
haute
pression
pression
Chambre de
Flulde de
,-- combustlon
Retroldlsseur
refroidissement
de réchauttage
lntermédlalre
I I
t
Id) Turblne à qaz à plusleurs arbres, avec cycle à retroldlssement lntermé-
dlalre et réchauffage (type à deux corps), dont La charae est couplée à l'arbre
de La turblne basse presslon
IS0 3977:1991 (F)
le) Turbine à gaz h un seul arbre avec prélèvement d'air et de gaz chaud
Flulde de
ref roldlssement
A
Rechaufteurs du
reretroldlsseur
Source de chaleur
I I
Flulde de
lntermédlalre
ref roldlssement
If) Turbine h gaz à un seul arbre h cycle fermé
IS0 3977:1991 (F)
Chaudlëre de
récupératlon
Turblne à Compresseur
vapeur I Turblne
Chambre de
Condënçeur
combus tion
Sectlon turblne à vapeur
I Section turbine à gaz
I
I I
Turbine h vapeur et à gaz sur Le même arbre
Chaudlare de
Turblne
Compresseur A
Charge
I
n
:
Chambre de I/ 1
combustlon
Chaudière de
récupéra tlon
Ti inhina
I", ",,,E
Compresseur
Chambre de U
Condenseur
combustlon
Sectlon turbines à gaz
Section turblne à vapeur
I
I I I
Conflguratlon avec deux turblnes à gaz et une turblne à vapeur
191 Turblnes à gaz h cycle mixte
IS0 3977:1991 (F)
Compre
BrOleur PFB
Ih) Turblne à gaz à cycle mlxte avec brOleur à lit fluldlçe sous presslon (PFB)
Figure 1 - Schémas de réalisation de turbines à gaz
4.3 Eau de refroidissement (le cas échéant)
4 Conditions normales de référence
Si le fluide moteur est refroidi à l’eau, la tempéra-
Les conditions normales de référence, sur les-
ture de l’eau à l’entrée doit être de 15 OC.
quelles sont basés la puissance ISO, le rendement,
la consommation spécifique de chaleur ou la
consommation spécifique de combustible, sont indi-
quées de 4.1 à 4.4.
Réchauffeur ou refroidisseur du fluide
4.4
4.1 Air à l’admission
moteur
Au droit de la bride d’entrée du compresseur (ou
Si le cycle comprend un réchauffeur ou un refroi-
éventuellement, en amont de la tuyère d’aspiration
disseur à air ambiant, les conditions normales de
de celui-ci), comme indiqué dans I’ISO 2314:1989,
référence de l’air ambiant doivent être 15 OC et
6.6.2, les conditions normales de l’air d’admission
101,3 kPa.
sont:
- pression totale: 101,3 kPa;
- température totale: 15 OC;
- humidité relative: 60 %.
5 Combustibles d’essai
4.2 Gaz d’échappement Si le combustible à utiliser fors des essais de la
turbine à gaz n’est pas celui convenu entre le client
A la bride de sortie de la turbine (ou éven- et le fabricant pour le fonctionnement en service
tuellement, à celle du récupérateur), les gaz (voir 10.7), un combustible d’essai ayant des carac-
d’échappement doivent avoir une pression statique téristiques acceptées par les deux parties doit être
de 101,3 kPa. utilisé.
IS0 3977:1991(F)
Le fabricant doit préciser le type, la fréquence et
6 Caractéristiques
l’importance des contrôles et/ou de la maintenance
exigés pour le mode de fonctionnement défini
[voir 11.1 c)].
6.1 Généralités
NOTE 9 Pour certaines applications, les turbines à gaz
fonctionneront avec une combinaison des classes indi-
6.1.1 La puissance fournie par une turbine à gaz,
quées en 6.2.1. Dans de tels cas, il convient que le client
pour une température de référence donnée devant
indique le nombre prévu d’heures annuelles de fonction-
la turbine, est généralement proportionnelle à la
nement à la puissance nominale nette dans chaque
pression ambiante absolue et dépend largement de
classe. Le fonctionnement en dehors de ces puissances
la température de l’air à l’entrée {généralement la
nominales netteslmodes de fonctionnement pourrait es-
température extérieure indiquée par un thermomè- sentiellement affecter les intervalles de temps exigés en-
tre les contrôles ou la maintenance.
tre à bulbe sec). De même, la puissance pour une
température donnée de l’air à l’entrée dépend de la
température de référence devant la tilrbine. Pour
6.2.1 Classes
définir une caractéristique, il est nécessaire
d’adopter des conditions de référence pour la tem-
Classe A: fonctionnement jusqu’à, et y compris,
pérature et la pression ambiantes mais les caracté-
500 h par an, à la puissance nominale de rrête
ristiques des turbines à gaz varieront néanmoins
de réserve:
considérablement du fait des différents modes de
fonctionnement exigés ainsi que des différents cri-
Classe B: fonctionnement jusqu’à, et y compris,
@ tères de conception des éléments fondamentaux.
2 O00 h par an, à la puissance nominale de crête;
Les puissances nominales IS0 ne tiennent pas
compte de la chute de pression à l’admission et à
Classe C: fonctionnement jusqu’à, et y compris,
l’échappement, mais les puissances in situ en tien-
6000 h par an, demi-charge de base ou
nent compte.
moyenne:
NOTE 8 On peut recourir à une injection de vapeur ou
Classe D: fonctionnement jusqu’à, et y compris,
d’eau pour augmenter la puissance fournie et réduire les
8 760 h par an, à la puissance nominale de base.
émissions de NO, (voir 3.41).
6.2.2 Gammes
6.1.2 Les caractéristiques de fonctionnement de
référence des turbines à gaz doivent être définies
Gamme I: plus de 500 démarrages par an en
pour les valeurs suivantes du pouvoir calorifique
moyen ne;
inférieur du combustible utilisé:
Gamme II: jusqu’à 500 démarrages par an en
a) turbines utilisant un combustible liquide [DST 2
moyen ne:
(voir tableau E.2)]: 42 O00 kJ/kg;
Gamme III: jusqu‘à 100 démarrages par an en
b) turbines utilisant un combustible gazeux (100 %
moyenne;
de méthane): 50 O00 kJ/kg.
Gamme IV: jusqu’à 25 démarrages par an en
Le pouvoir calorifique à pression constante d’un
moyenne;
combustible liquide, gazeux ou solide, s’entend à
une pression de 101,3 kPa et à une température de
Gamme V: fonctionnement en continu sans arrêt
15 OC.
prévu pour les contrôles et/ou la maintenance
pendant une période déterminée.
6.2 Modes de fonctionnement
6.3 Puissances nominales IS0
Sauf dans des circonstances particulières, qui doi-
vent faire l’objet d’un accord particulier entre le
Le constructeur doit déclarer des puissances stan-
client et le fabricant, la puissance nominale nette
dards fondées sur la puissance électrique aux bor-
d’une turbine à gaz doit être spécifiée en combinant
nes du générateur ou sur la puissance fournie à
une des classes de 6.2.1 avec une des gammes du
l’arbre de la turbine, dans les conditions normales
nombre moyen de démarrages par an indiquées en
de référence de l’article 4 et pour les modes de
6.2.2 .
fonctionnement suivants:
EXEMPLE
a) puissance nominale <
B II implique un fonctionnement de 2 O00 h par an à
(2 O00 h et 500 démarrages par an en moyenne):
raison de 500 démarrages au plus par an.
classe B, gamme II;
IS0 3977:1991(F)
b) puissance nominale <(charge IS0 de base,, quence de démarrage jusqu’au point de réglage
.(8 760 h et 25 démarrages par an en moyenne): minimal ou jusqu’au régime permettant la synchro-
classe D, gamme IV. nisation dans le cas d’un groupe électrogène.
Dans chaque cas, le fabricant doit indiquer la na-
7.1.3 Les systèmes de démarrage automatique
ture, la fréquence et l’importance des contrôles
n’exigent qu’une seule action (manuelle ou autre)
et/ou de la maintenance nécessaire(s).
pour faire démarrer tous les équipements auxiliai-
res appropriés et amorcer la séquence complète de
6.4 Puissance in situ
démarrage jusqu’au point de réglage minimal ou
jusqu’au régime permettant la synchronisation dans
La puissance in situ doit être spécifiée par le fabri-
le cas d’un groupe électrogène.
cant comme suit:
7.2 Mise en charge
a) production d’énergie électrique: puissance élec-
trique nette aux bornes du générateur, compte
Le système de commande de la mise en charge du
tenu de la puissance absorbée par les auxiliai-
groupe peut être manuel, semi-autamatique ou en-
res, comme indiqué dans 1’1S0 2314:1989, 8.1.2;
tièrement automatique jusqu’à une puissance don-
née. La mise en charge automatique peut suivre
b) entraînement mécanique: puissance nette sur
immédiatement la séquence de démarrage sans
l’arbre, corrigée pour tenir compte de la puis-
action supplémentaire de l’opérateur.
sance absorbée par les auxiliaires indépendants
(voir IS0 2314:1989, 8.1.1).
Quel que soit le mode de mise en charge, de brefs
arrêts peuvent intervenir à des points de charge
Dans les deux cas, la puissance in situ doit tenir
donnés pour permettre la stabilisation thermique.
compte des conditions spécifiées du site (par
exemple la pression et la température ambiantes,
La synchronisation éventuelle du générateur avec
les pertes de charge, l’injection de vapeur et d’eau,
un système particulier avant la mise en charge peut
etc.) ainsi que du mode d‘exploitation.
également se faire par des moyens manuels ou au-
tomatiques.
Si le générateur de gaz est fourni séparément, sa
puissance in situ, lorsqu’il fonctionne dans les
conditions d’installation et d‘utilisation spécifiées
7.3 Arrêt
(voir IS0 2314:1989, 6.3.5), est définie comme celle
résultant d’une détente isentropique des gaz, depuis
L’arrêt peut être manuel, semi-automatique ou au-
les conditions de sortie du générateur (pression et
tomatique. Dans chaque cas, toutefois, la séquence
température totales) jusqu’à la pression atmosphé-
principale des opérations est essentiellement celle
rique.
indiquée en 7.3.1, 7.3.2 ou 7.3.3.
7.3.1 Groupes turbo-alternateurs
7 Dispositifs de commande et de
protection
a) Diminution contrôlée de la charge jusqu’à la
puissance nulle à vitesse synchronisée.
7.1 Démarrage
b) Ouverture du disjoncteur.
Le système de commande du démarrage, incluant
les opérations préliminaires telles que le virage,
c) Réduction de la vitesse jusqu’au ralenti et, le cas
peut être manuel, semi-automatique ou entièrement échéant, période de refroidissement.
automatique comme défini en 7.1.1, 7.1.2 et 7.1.3
respectivement.
d) Coupure de l’alimentation en combustible et ar-
rêt des auxiliaires non nécessaires au vireur.
7.1.1 Le démarrage manuel nécessite un opérateur
e) Période de virage, si nécessaire.
pour mettre en route les équipements auxiliaires,
amorcer, maintenir et poursuivre la séquence de
9 Arrêt des derniers auxiliaires, par exemple
démarrage (lancement, ventilation et allumage) puis
pompes à huile de lubrification.
accélérer jusqu’au point de réglage minimal ou jus-
qu‘au régime permettant la synchronisation dans le
g) Retour aux conditions de démarrage
cas d’un groupe électrogène.
7.1.2 Le démarrage semi-automatique peut exiger 7.3.2 Entrainement mécanique
un démarrage manuel des équipements auxiliaires
a) Diminution contrôlée de la charge jusqu’aux
et permet à l‘opérateur de mettre en route la turbine
conditions de charge minimale.
par une action simple pour effectuer toute la sé-
IS0 3977:1991(F)
b) Période de refroidissement, si nécessaire. 7.5 Dosage du combustible
c) Coupure de l’alimentation en combustible suivie L’alimentation en combustible doit être commandée
de l’arrêt des auxiliaires non nécessaires au vi-
par une séquence d’ouverture dont la fonction doit
reur.
être outrepassée par le détecteur de surchauffe ou
par d’autres dispositifs de protection.
d) Période de virage, si nécessaire.
e) Arrêt des derniers auxiliaires, par exemple
7.6 Vitesse constante
pompes à huile de lubrification.
Les turbines à gaz qui sont régulées à une vitesse
f) Retour aux conditions de démarrage.
sensiblement constante (en particulier, les turbines
qui entraînent des alternateurs où, dans quelques
cas, un régulateur isochrone est nécessaire) doivent
7.3.3 Arrêt d’urgence
être munies d’un système de régulation contrôlant
la vitesse de l’arbre moteur. La vitesse à vide doit
a) L‘arrêt d’urgence doit pouvoir s’obtenir ma-
être réglable, pendant le fonctionnement, dans la
nuellement, mais doit aussi intervenir aiitomati-
gamme comprise entre 95 et 105 de la vitesse
quement, déclenché par les dispositifs de
nominale, à moins d’une stipulation différente
protection de l’installation. Le dispositif d’arrêt
agréée par le client et le fabricant.
d‘urgence doit agir directement SUI’ la vanne
d’arrêt pour couper l’alimentation en combusti-
Le variateur de vitesse, s’il est commandé à dis-
0 ble de la turbine.
tance et particulièrement quand la synchronisation
doit être maintenue, doit pouvoir réduire la puis-
b) Sauf indication contraire, un système automati-
sance à partir de la puissance nominale in situ jus-
que doit être prévu, au moinent de l’arrêt, pour
qu’à zéro en moins de 40 s, mais le temps qui sera
isoler la (les) machine(s) entraînée(s) des systè-
pris doit être spécifié par le client pour être compa-
mes qu’ils alimentent, cela afin d’empêcher leur
tible avec les autres variateurs de vitesse devant
fonctionnement en moteur ou en reflux.
opérer sur les unités fonctionnant en parallèle.
c) II peut aussi s‘avérer nécessaire de faire fonc-
tionner les dispositifs de décharge pour libérer
l’énergie accumulée.
7.7 Vitesse variable
d) Des séquences normales de virage et d’arrêt
Pour des turbines à gaz qui doivent fonctionner à
interviennent alors, le cas échéant, mais, si un
l’intérieur d’une certaine gamme de vitesses,
système de redémarrage automatique est prévu,
comme par exemple celles pour la propulsion des
il faut empêcher son redéclenchement sans re-
navires, un dispositif de commande approprié doit
mise à zéro manuelle préalable.
être fourni.
7.4 Ventilation
7.8 Régulateur
7.4.1 Lorsque des combustibles gazeux sont utili- Pour les applications mécaniques, le régulateur doit
sés, le système de commande du démarrage (qu’il limiter la vitesse à 105 % de la vitesse nominale
soit manuel ou automatique) doit permettre une pé-
pour tous les cas de charges constantes. Sauf indi-
riode de ventilation automatique suffisamment lon- cation contraire du client, le système de régulation
gue pour assurer la sécurité de fonctionnement de des groupes turbo-alternateurs électriques doit évi-
la turbine. ter que la turbine n’atteigne sa vitesse de déclen-
chement lors d’une décharge instantanée quand la
Lorsqu’il n’existe pas de réglementation nationale,
turbine fonctionne à sa limite de capacité fixée par
le cycle de ventilation doit déplacer au moins trois
les conditions ambiantes, aux valeurs prévues de la
fois le volume total du système d’échappement (y
pression, de la température et du pouvoir calorifique
compris la cheminée de la turbine à gaz) avant l‘al-
du combustible, le régulateur de vitesse étant réglé
lumage de l’installation. Dans le cas où d’autres
à la vitesse nominale.
précautions sont prises, cela peut être inutile.
7.9 Organe de dosage du combustible
7.4.2 Si des combustibles liquides très volatils sont
utilisés, des précautions spéciales doivent être pri-
ses, qui incluent le montage de soupapes automati- L’organe de dosage du combustible (voir 3.26) doit
ques sur le tuyau de décharge, mais pas revenir à sa position minimale lors de l’arrêt de la
exclusivement. turbine, quel que soit la nature de l’arrêt.
IS0 3977:1991(F)
toires considérablement supérieures à la vitesse de
7.10 Arrêt du combustible
coupure peuvent être atteintes. La turbine doit pou-
voir ensuite fonctionner normalement sans qu’un
7.10.1 En plus de l’organe de dosage du combusti-
contrôle soit nécessaire. On attirera l’attention sur
ble ou wanne de régulation,,, le dispositif de dosage
la nécessité de vérifier que tous les équipements, y
doit comporter une vanne d’arrêt ou <
compris les auxiliaires, etc., couplés électriquement,
lement,, distincte qui coupe l’alimentation en com-
mécaniquement ou hydrauliquemerit, peuvent sup-
bustible de la turbine chaque fois qu’un arrêt se
porter cette survitesse.
produit et qui ne s’ouvre pas tant que toutes les
conditions autorisant l’allumage ne sont pas rem-
7.1 5 Dispositifs supplémentaires de
plies.
protection contre la survitesse
7.10.2 Dans le cas des turbo-alternateurs, soit la
turbine à gaz, soit l’alternateur doit être équipé(e) Les turbines à gaz avec turbines de puissance dis-
d’un système qui empêche le fonctionnement de ce tinctes ou ayant des échangeurs de chaleur peuvent
dernier en moteur lorsque la vanne d‘arrêt du com- nécessiter une protection supplémentaire contre un
bustible est fermée. Si une compensation synchrone excès de vitesse dû à l’emmagasinage de la chaleur
est exigée, ces conditions peuvent être outrepas- et/ou d’importants volumes d’air chaud sous pres-
sées. sion. Cette protection peut être assurée, par exem-
ple, par des soupapes de sûreté et/ou des
résistances de charge, commandées par le régula-
7.10.3 Une ou plusieurs vanne(s) de mise à l’air li-
teur ou le d6clencheur de survitesse.
bre doivent être installées dans les systèmes à
combustible gazeux afin de réduire le risque de fuite
dans ta turbine à gaz à l’arrêt.
7.16 Extinction
Lorsque cela s’avère utile d’après les caractéris-
7.11 Contrôle de la survitesse
tiques de l’installation, la fourniture d’un dispositif
permettant de couper l’alimentation en combustible
Chaque ligne d’arbre doit être munie d’un limiteur
en cas d’extinction doit être envisagée.
ou d’un déclencheur de survitesse, à moins qu’il ne
soit prouvé qu’aucun excès de vitesse dangereux
n’est possible. 7.17 Limiteur de débit de combustible
Le dispositif de régulation du débit du combustible
7.12 Contrôle manuel de la survitesse
doit comprendre un limiteur de débit qui empêche
de dépasser la température nominale d‘allumage
L’opérateur doit pouvoir contrôler manuellement le
de la turbine, ou la vitesse maximale du générateur
limiteur ou les dispositifs de protection contre la
de gaz s’il s’agit d‘une limite plus sévère.
survitesse.
NOTE 10 II est souhaitable que ce contrôle puisse être
7.18 Plage morte
effectué, dans la mesure du possible, sans l’arrêt du dé-
clencheur, et sans qu’il y ait de défaut momentané de
À la vitesse nominale et à toute puissance, jusqu’à
protection.
et y compris la puissance maximale, la plage morte
ne doit pas excéder 0,l % de la vitesse nominale.
7.13 Protection contre la survitesse
7.19 Stabilité du système de régulation de la
Le limiteur ou le déclencheur de survitesse doit être
vitesse
réglé pour fonctionner à un niveau qui ne permet
pas à la vitesse transitoire d‘excéder la limite
7.19.1 Les systèmes de régulation de la vitesse et
maximale de sécurité pour la ligne d’arbre considé-
de dosage du combustible, la turbine fonctionnant
rée en cas de délestage soudain. Leur fonction
entre zéro et sa capacité maximale, doivent assurer
principale est de réduire ou de couper le débit de
la commande stable de
combustible près du (des) brûleur(s) par des
moyens indépendants du régulateur principal.
a) la vitesse de la turbine lorsque la machine en-
traînée fonctionne isolément;
7.14 Vitesses transitoires
b) l’énergie introduite sous forme de combustible
Dans les turbines à gaz, et plus particulièrement
lorsque la machine entraînée fonctionne en pa-
celles à plusieurs lignes d‘arbre, où une ligne d’ar-
rallèle avec d‘autres machines entraînées.
bre peut être soumise à des accélérations impor-
tantes en cas de délestage, la vitesse peut continuer Dans certains cas, le contrôle est obtenu en combi-
à augmenter après le déclenchement du dispositif nant a) et b) et le fonctionnement doit aussi être
de survitesse. Par conséquent, des vitesses transi- stable.
IS0 3977:1991 (F)
7.19.2 Les systèmes de régulation de la vitesse et
valeur minimale de sécurité spécifiée par le fabri-
de dosage du combustible sont considérés comme
cant.
stables lorsque
7.23 Température des paliers
a) la machine entraînée fonctionnant isolément et
à charge constante, l’amplitude des oscillations
Les paliers principaux du type hydrodynamique des
entretenues de la vitesse de la turbine, produites
arbres des turbines à gaz doivent être équipés de
par les systèmes de régulation de la vitesse et
contrôleurs de température qui mesurent la tempé-
de dosage du combustible, n’excède pas
rature du métal des paliers et/ou du retour d’huile
5 0,12 O/O de la vitesse nominale;
et qui doivent déclencher l’alarme ou l‘arrêt.
b) l’amplitude des oscillations entretenues de
7.24 Variation et chute excessive de la
l’énergie introduite, produites par le système de
pression de l’air à l’admission
régulation et le système de dosage du combus-
tible, ne produit pas de variation de puissance
Le système d’admission de l’air doit être concu en
supérieure à f 2 % de la puissance nominale
fonction des différentiels de pression provoqués par
lorsque la machine entraînée fonctionne, à la vi-
l’encrassement ou le givrage des filtres à air à
tesse nominale, en parallèle avec d’autres ma-
l’entrée et des fluctuations de pression survenant
chines entraînées à vitesse et à charge
dans des conditions de fonctionnement anormales
constantes.
consécutives au pompage transitoire du compres-
Pour les turbines de grande puissance, on peut
seur.
0 s’attendre à ce que l’amplitude admise des oscil-
lations soit en général plus faible.
7.25 Fuite de combustible
7.20 Stabilité du système de régulation de la
II y a lieu de prévoir un système de détection des
température fuites de combustible.
Les systèmes de régulation de la température et de
7.26 Système de contrôle des vibrations
dosage du combustible doivent pouvoir contrôler
avec stabilité la température de la turbine à gaz,
Lorsque l’acheteur le demande, un système de
lorsqu’elle fonctionne à la température limite fixée
contrôle des vibrations peut être fourni.
par les conditions ambiantes existantes et que la
machine entraînée fonctionne en parallèle avec
7.27 Autres aspects de sécurité
d’autres machines entraînées.
Le système de régulation ou de limitation de la Des indications relatives aux autres aspects de sé-
température et le système de dosage du combusti- curité, qui doivent être prises en considération lors
ble sont considérés comme stables lorsque, la ma- de l’offre, sont données dans l’annexe A.
chine entraînée fonctionnant à vitesse constante en
parallèle avec d’autres machines entraînées, I’am-
8 Combustibles
plitude des oscillations entretenues de l’énergie in-
a
troduite dans la turbine sous forme de combustible
n’entraîne pas de variation de la puissance fournie
8.1 Généralités
supérieure à 6 YO de la puissance nominale.
Les turbines à gaz étant concues pour brûler des
combustibles gazeux, liquides ou solides avec ou
7.21 Stabilité de l’ensemble du système
sans permutation en charge, le client doit fournir les
indications suivantes (voir 10.7):
Dans certaines installations, la machine entraînée
et ses systèmes associés provoquent des dépas-
a) spécification complète et analyse chimique du
sements des conditions prévues en 7.19 et 7.20, qui
(des) combustible(s) proposé(s), avec les
peuvent alors ne pas être réalisées.
concentrations éventuelles de polluants et les
variations possibles de composition;
7.22 Circuit de lubrification
b) les traitements éventuels proposés du (des)
Les turbines à gaz dont les paliers principaux des combustible(s) et les spécifications correspon-
arbres sont du type hydrodynamique doivent être dantes;
équipées d’au moins deux pompes à huile alimen-
tées par des sources de puissance indépendantes.
c) en cas de permutation nécessaire de ce com-
Une de ces pompes doit se mettre en route auto- bustible avec un autre, les conditions de modifi-
matiquement dès que la pression d’huile atteint la cation de la charge et de la vitesse, la séquence
IS0 3977:1991(F)
fluctuations de pression et de température. Au cas
de changement de combustible et tout autre dé-
où ces fluctuations seraient inacceptables, le fabri-
tail pratique nécessaire.
cant doit donner les limites admissibles.
Si les spécifications du client en ce qui concerne le
L’annexe E fournit de plus amples renseignements
combustible ne sont pas acceptées par le fabricant
sur les combustibles gazeux.
de la turbine, ce dernier doit aviser le client des to-
lérances admissibles en polluants et des limites
admissibles de variation de la composition.
8.3 Combustibles liquides
8.2 Combustibles gazeux 8.3.1 Propriétés
Les turbines à gaz brûlent des combustibles liquides
8.2.1 Propriétés
qui vont des qualités les plus légères (pour I’avia-
tion) aux plus lourdes (pour les chaudières). Ce-
Le combustible doit arriver complètement gazeux
pendant les turbines à gaz ne sotit pas toutes
au raccordement fixé par le fabricant de la turbine
conques pour fonctionner sur une telle plage et les
ainsi qu’en tout point en aval de l’(les) injecteur(s)
propriétés du combustible liqt~iic utilisé dans une
de combustible où, sous forme liquide, il pourrait
installation à turbine à gaz peuvent se répercuter
endommager la turbine à gaz. Des éliminateurs de
sérieusement, aussi bien sur le fonctionnernent et
liquide ou d’autres dispositifs spéciaux, tels que des
la maintenance que sur les investissements.
réchauffeurs, peuvent être nécessaires pour éviter
ce phénomène.
II convient donc que le client et le fabricant se met-
tent d’accord sur les spécifications du combustible
Le fabricant doit indiquer au client les températures
en fonction de la disponibilité en combustible et du
et pressions minimales et maximales admissibles
type d’utilisation de la turbine à gaz. Le fabricant
pour le gaz de combustion.
doit spécifier le degré de traitement du combustible
Le fabricant doit spécifier le degré de filtration du
nécessaire pour éliminer les pai-ticules solides.
combustible nécessaire pour éliminer les particules
solides.
8.3.2 Qualités des combustibles liquides
8.2.2 Agents de corrosion
Les combustibles liquides reconnus sur le plan local
ou agréés par d’autres organisations et appropriés
On apportera, au cours de l‘analyse, une attention
aux turbines à gaz peuvent être utilisés par accord
toute particulière à la présence d’agents de corro-
mutuel entre le client et le fabricant.
sion connus, tels que hydrogène sulfuré, anhydride
Compte tenu de la nécessité de spécifications sup-
sulfureux, trioxyde de soufre, soufre total, métaux
plémentaires ou plus rigoureuses pour certains ty-
alcalins, chlorures, monoxyde de carbone et gaz
pes de turbines ou d’applications, il se peut que des
carbonique dans le gaz de combustion.
spécifications plus restrictives, des propriétés sup-
plémentaires et/ou un traitement spécial du com-
8.2.3 Pouvoir calorifique
bustible soient exigés.
Le client doit aviser le fabricant de la composition
L‘ISO 4261 présente les caractéristiques des com-
et du pouvoir calorifique inférieur du combustible
bustibles pétroliers pour turbines a gaz.
gazeux ou de toute indication permettant de calculer
L’annexe E reprend le tableau 1 de I’ISO 4261 qui
cette valeur. S’il pense qu’en régime continu le
donne des renseignements détaillés sur les com-
pouvoir calorifique inférieur différera de la valeur
bustibles pour turbines à gaz.
spécifiée, le client doit indiquer l’importance et le
taux de variation de manière à permettre I’adap-
8.4 Combustibles solides
tation des équipements spéciaux nécessaires pour
assurer une régulation convenable de la turbine à
8.4.1 Généralités
gaz. Si les variations du pouvoir calorifique inférieur
sont inacceptables, le fabricant doit donner au client
Les combustibles solides alimentant les
...
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