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CENTRALE THERMIQUE

4 x 75 MW

Tranche N°2 : ESSAI DE TRAITEMENT FUEL-OIL N°2

CT 212 AMCO Anstalt

Auteur : Le Chef d’exploitation

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S O M M A I R E

A. INTRODUCTION B. AXES D'AMELIORATION MENES

2.1 - Actions correctives

2.1.1 - Réglage de la combustion 2.1.2 - Entretien des brûleurs 2.1.3 - Nettoyage des surfaces de chauffe à l'arrêt des tranches 2.1.4 - Adaptation du régime de fonctionnement des réchauffeurs

d'air ljungstrom.

2.2 - Actions préventives 2.2.1 - Utilisation du fuel-oil à basse teneur en soufre. 2.2.2 - Utilisation des additifs pour le traitement du fuel-oil

C. ESSAIS DE TRAITEMENT DU FUEL-OIL

3.1 - Choix de la chaudière. 3.2 - Etat de la chaudière avant traitement

3.2.1 - Expertise 3.2.2 - Paramètres de référence 3.2.3 - Bilan énergétique de référence 3.2.4 - Prise de vue (photo)

3.3 - Essais préliminaires 3.4 - Caractéristiques du produit de traitement 3.5 - Méthodes d'injection 3.6 - Déroulement des essais

IV - RESULTATS DES ESSAIS

4.1 - Paramètres de fonctionnement avec additif 4.2 - Bilan énergétique 4.3 - Bilan environnement V - Incidence économique

3.4.1 - Incidence directe (à court terme) . 3.4.2 - Incidence à moyen terme .

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CARACTERISTIQUES DU COMBUSTIBLE

Fuel oil n°2

Caractéristiques moyennes : − Densité à 15°C.(kg/m3)...................................... : 0,950 à 0,990

− Viscosité à 50°C (Cst)..................................... : 110 à 380

− Point d'éclair en vase ouvert (°C)...................... : 170 à 220

− Pouvoir calorifique supérieur (kcal/kg).............. : 10250 à 10350

− Teneur en eau (%) .......................................... : 0,10

− Teneur en soufre (%) ....................................... : 3,4 à 3,8

− Teneur en sodium (ppm) ................................. : 20 à 50

− Teneur en vanadium (ppm)............................... : 45 à 250

− Teneur en Nickel (ppm)................................... : 20 à 70

− Teneur en fer (ppm) ........................................ : 10 à 20

− Teneur en asphalténes (%) .............................. : 5 à 15

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I - INTRODUCTION La production d'énergie électrique dans les conditions optimales de marche a toujours été un souci de la Division Centrale Thermique. l'expérience acquise au cours des vingt années passées dans l'exploitation et la maintenance des chaudières à fuel-oil ont permis à la centrale d'identifier les sources potentielles de leur dégradation, à savoir :

− atomisation insuffisante aux brûleurs générant des imbrûlés solides et

entraînant l'emploi d'un excès d'air important qui, mêlé aux impuretés du combustible, est à la base d'effets secondaires nuisibles aux échangeurs de la chaudière (encrassement et corrosion),

− encrassement rapide des surchauffeurs & économiseurs par l'accrochage des dépôts eutectiques sur les tubes d'échange,

− corrosion haute température des tubes des surchauffeurs secondaires − corrosion basse température des étanchéités , paniers des réchauffeurs d'air et

gaines des fumées, − bouchage des paniers des réchauffeurs d'air par l'accumulation des suies.

Plusieurs actions correctives ont été menées (réglage de la combustion augmentation de la fréquence de ramonage, etc...) ,pour remédier à ces anomalies, mais celles ci ont montré leurs limites à éradiquer définitivement les origines de ces dégradations

Pour ces raisons, la centrale s'est penchée depuis 1998 sur l'étude d'actions préventives telles que :

− L'utilisation d'un fuel-oil à très basse teneur en soufre ( inférieure à 1%) en

remplacement du fuel-oil lourd n°2 utilisé, dont la teneur en soufre est supérieure à 3,5 %,

− Surdimensionnement des réchauffeurs d'air à vapeur (RAV) pour éviter la corrosion à basse température,

− la mise en place des bâches à l'aspiration des ventilateurs de soufflage, en vue de réduire l'effet de tirage naturel par la cheminée pendant l'arrêt des tranches.

La première action s'avérant onéreuse et les deux autres à effets réduits, notre réflexion s'est orientée finalement vers l'utilisation des produits de traitement du fuel-oil.

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II - AXES D'AMELIORATION MENES

Depuis la mise en service des tranches entre 1978 et 1979, les chaudières ont toujours présenté les difficultés suivantes :

− réglage de la combustion : inadéquation des rapports air/fuel avec

les consignes du constructeur relatives aux paramètres température combustible, pression vapeur d'atomisation et excès d'air,

− encrassement imprévisible des brûleurs entraînant des mauvaises combustions (encrassement du circuit fumées et surconsommation de combustible),

− encrassement des échangeurs SH2, SH1, économiseur et RALJ, − corrosion des paniers réchauffeurs et étanchéités entraînant des

pertes d'air à la cheminée et par conséquent, les limitations de charge par insuffisance d'air comburant.

−

2.1 - Actions correctives

2.1.1 - Réglage de la combustion

a - Excès d'air

Afin de réduire les effets néfastes de la combustion, les opérateurs procédaient d'habitude à des ajustements successifs de l'excès d'air avec la charge.

Malgré la vigilance des opérateurs, cette façon de faire ne permettait pas d'optimiser les réglages (présence permanente d'imbrûlés), compte tenu de l'absence d'oxygène-métre dans le circuit des gaz.

A cet effet, la Centrale a procédé à l'acquisition et l'installation de deux analyseurs d'oxygène par chaudière, ce qui a permis d'améliorer davantage le suivi de la combustion.

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b - Pression de vapeur d'atomisation :

L'atomisation du fuel-oil à la sortie des brûleurs se faisait à l'aide de la vapeur surchauffée à pression constante de 7 bars (consigne Constructeur).

Le fonctionnement des brûleurs à cette pression vapeur a montré au cours de l'exploitation une insuffisance d'atomisation à des charges supérieures à 60 MW, se traduisant par l'augmentation de l'opacité et de la teneur en CO dans les fumées .

Pour pallier cette anomalie, et avec le concours de la société AMCO Anstalt des essais de variation de la pression vapeur d'atomisation ont été effectués dans le cadre de la formation action, par un groupe d'études et ont abouti à des résultats satisfaisants.

2.1.2 - Entretien des brûleurs

Depuis la mise en service des chaudières, l'encrassement aléatoire des brûleurs a toujours été constaté sans cause apparente.

A cet effet, une étude conjointe maintenance exploitation a été menée pour améliorer le fonctionnement des brûleurs. Cette étude a permis de dégager les recommandations suivantes :

− procéder au nettoyage des brûleurs à raison d'une fois par

semaine et par chaudière, − instaurer une nouvelle fiche d'entretien et de vérification

des brûleurs se basant sur une expertise poussée des parties actives,

− mise au point et réglage des déflecteurs d'air à l'occasion des arrêts

La mise en application de ces consignes a conduit à une nette amélioration du fonctionnement des brûleurs.

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2.1.3 - Nettoyage des surfaces de chauffe à l'arrêt des tranches

En plus du ramonage qui s'effectue sur les divers échangeurs au cours de la marche des chaudières, la Centrale a toujours procédé, durant les arrêts de tranche, au nettoyage mécanique des tubes et des sections de passage des gaz et effectuait des lavages alcalins lorsque l'épaisseur des tubes affectait le rendement des échangeurs.

2.1.4 - Adaptation du régime de fonctionnement des réchauffeurs d'air ljungstrom.

Pour limiter la corrosion acide au niveau des réchauffeurs d'air ljungstrom :

∗ la charge du groupe a été limitée en baisse à 35 MW au lieu de 25 MW pour fonctionner à une température fumée sortie RALJ voisine de 150°C et à un excès d'air plus faible étant donné que le point de rosée acide est fonction croissante de l'excès d'air.

∗ La remise en état des étanchéités des réchauffeurs d'air a été

ramenée à une fréquence trimestrielle.

Ces deux actions ont permis d'augmenter la durée de vie des réchauffeurs d'air de 2 à 3 ans et d'éviter les limitations de charge assez courantes.

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2.2 - Actions préventives En plus des actions correctives entreprises, la Centrale Thermique a opté

depuis 1998 à l'étude d'autres moyens de prévention contre les sources de dégradation, centrés cette fois-ci sur le combustible.

2.2.1 - Utilisation du fuel-oil à basse teneur en soufre

Certes, cette option permet de limiter la corrosion à basse température mais sans pour autant éliminer celle à haute température et l'encrassement des échangeurs dans une chaudière.

En effet, l'anhydride sulfurique SO3 est directement lié à la teneur de SO2 dans les gaz qui est lui-même fonction de la teneur en soufre dans le fuel.

Cette solution a été écartée, compte tenu du surcoût engendré par l'utilisation d'une telle qualité de fuel-oil (de l'ordre de 70 €/Tonne par rapport au prix du fuel-oil lourd n°2).

2.2.2 - Utilisation des additifs pour le traitement du fuel-oil

Jusqu'à peu de temps les exploitants considéraient les additifs comme un pis aller, et ils ne manquaient pas de motifs pour justifier cette attitude:

− l'efficacité de ces produits est toujours difficile à démontrer et plus encore à chiffrer en terme de rentabilité, − leur emploi complique l'exploitation et peut augmenter l'encrassement des circuits fumés, − leur coût est élevé .

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Les additifs les plus connus sur le marché peuvent être classés selon leur nature et leur état physique comme suit :

⇒ additifs réduisant la formation de SO3 dans la flamme sans

l'éliminer complètement; dérivés organiques du manganèse et du magnésium en solution, injecté dans le combustible,

⇒ additifs neutralisant le SO3 (post-flamme) à base d'oxyde

de magnésium solide ou en suspension, injecté dans le circuit des fumées de la chaudière sortie foyer ou dans le fuel. Ces additifs ont l'inconvénient d'augmenter l'encrassement de la chaudière ce qui nécessite des nettoyages alcalins fréquents,

⇒ additifs à base de la dolomie (Ca CO3) solide, injecté dans

le circuit des fumées de la chaudière. Ces additifs ont comme inconvénient le colmatage des paniers des réchauffeurs d'air par la formation de Ca SO4 en réaction avec l'acide sulfurique formé dans les gaz de combustion (fuel-oil à plus de 3,5 % de soufre). Ces sulfates sont très peu solubles,

⇒ additifs à base d'ammoniac, injecté dans le circuit des

fumées de la chaudière à une température inférieure à 200°C neutralisant le SO3 avec formation du sulfate acide d'ammonium NH4HSO4 qui présente l'inconvénient d'obstruction des passages des gaz dans les réchauffeurs d'air,

⇒ additifs oléo solubles, ces additifs ont l'avantage :

− de s'attaquer aux problèmes de préparation du

combustible avant son introduction en chaudière (homogénéisation, filtrabilité, nettoyage du circuit fuel oil),

− d’éliminer les dépôts eutectiques antérieurs à son utilisation,

− d'être facilement exploitable à la manière des réactifs

chimiques, dosés dans le cycle eau-vapeur,

− de contribuer à l'économie de combustible avec amélioration physico-chimique des conditions d'exploitation des chaudières.

C'est cette dernière option qui a été retenue lors de nos différentes consultations et qui fait l'objet du présent rapport.

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III - ESSAI DU TRAITEMENT FUEL-OIL

Après avoir lancé une consultation, et comparés les offres des fournisseurs, nous avons retenus la Sté AMCO Anstalt qui seule répondait au cahier des charges dans sa totalité.

La présente partie du rapport a pour objet de décrire les différentes phases du projet du traitement du fuel-oil depuis la recherche de la composition physico-chimique du produit de traitement jusqu'au bilan d'exploitation.

RAPPEL DES OBJECTIFS

1. Dissolution des asphaltènes dans le fuel-oil.

2. Stabilité du fuel-oil en bac 3. Suppression de la formation des suies et des imbrûlés solides

4. Suppression du ramonage de la chaudière.

5. Réduction de la formation de dépôts eutectiques à base de vanadium

et de sodium (causes de corrosion haute température). 6. Neutralisation de l'acidité des gaz (Elimination du SO3)

pH des suies > 4. 7. Réduction de la consommation spécifique nette d'au moins 2%.

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3.1 - Choix de la chaudière

La chaudière n°2 a été choisie pour fonctionner au fuel-oil traité durant la période d'essai de 6 mois.

Ce choix a été justifié par ce qui suit : − révision générale récente de la tranche du 7.01.98 au 14.04.98, − meilleures performances en consommation spécifique et

disponibilité au niveau de la Centrale, − fiabilité de la tranche.

3.2 - Etat de la chaudière avant traitement

3.2.1 Expertise des surfaces de chauffe

L'expertise de la chaudière n°2 réalisée conjointement avec AMCO Anstalt en avril 1998 a révélé les constatations suivantes :

− foyer : présence de mâchefers sur la sole, tubes écrans recouverts

par une pellicule de dépôt verdâtre à caractère soufré,

− brûleurs : cokéfaction du fuel-oil sur quelques atomiseurs,

− surchauffeurs secondaires SH2 : une couche de dépôt dur noirâtre d'une épaisseur variant entre 2 et 5 mm, très adhérente aux tubes,

− surchauffeurs primaires SH1 (partie supérieure) : les bancs de cet

échangeurs sont recouverts d'une couche de dépôts durs blanchâtres, avec une épaisseur ne dépassant pas 3 mm. cet encrassement est réparti sur les tubes selon la vitesse de passage des gaz (faible au milieu et accentué aux zones périphériques),

− surchauffeurs primaires SH1 (partie inférieure) : dépôts de

couleur verdâtre à caractère acide, les dépôts sont humides et non a d h é r e n t s , d ' u n e é p a i s s e u r u n i f o r m é m e n t r é p a r t i e ,

− économiseurs : les serpentins sont relativement propres,

recouverts d'une fine pellicule de suies à caractère acide formée à partir d'imbrûlés d'anhydride sulfurique (SO3) et de la vapeur d'eau présente dans les gaz de combustion,

− réchauffeurs d'air ljungstrom (côté froid) : l'état initial de cet

échangeur (avant nettoyage) ressemble à, celui de l'économiseur avec un encrassement plus accentué.

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3.2.2 - Paramètres de référence

Une compagne de relevés des paramètres physico-chimiques de la chaudière a été effectuée du 25.09.98 au 27.10.98 afin d'établir un état de référence de la tranche avant traitement.

Les valeurs de ces paramètres sont consignées dans le tableau ci-après :

Paramètres Unités Charge active

75 MW 35 MW

Paramètres physiques

Consommations auxiliaires MW 3,30 2,40 Débit désurchauffe T/h 18,40 0 Débit d'air Nm3/h 208 130 Débit fuel-oil m3/h 20,77 11 T°C fuel au brûleur °C 130 130 Pr fuel-oil bar 14 10 Pr atomisation bar 7 7 T°C vapeur sortie SH1 °C 458 420 T°C fumée entrée éco °C 461 367 T°C fumée entrée RALJ A °C 352 273 T°C fumée entrée RALJ B °C 356 276 T°C fumée sortie RALJ A °C 156 154 T°C fumée sortie RALJ B °C 151 148 T°C air sortie RAV A °C 71 79 T°C air sortie RAV B °C 62 72 T°C air sortie RALJ A °C 275 194 T°C air sortie RALJ B °C 273 201 Teneur O2 branche A °C 0,86 1,69 Teneur O2 branche B °C 0,91 1,84

Paramètres chimiques

Teneur en SO3 ppm 21 39 pH (gaz & imbrûlés) - 2,5 2,1 Qté relative d'imbrûlés/ 24h gr 300 300

N.B : pour les raisons évoquées au chapitre 2.1.4, les mesures à 25 MW n'ont

pas été réalisées.

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3.2.3 - Bilan énergétique de référence

Désignations du25/09/98 au 27/10/98

Puissance moyenne brute Consommation optimale de base (kcal/kWh) Consommation déclarée (kcal/kWh)

75 MW

2550 2557

01 Ecart externe

1.1 - Ecart d¹ au programme 1.1.1 - Charge de la tranche 1.1.2 - Facteur de puissance (perte alternateur

1.2 - Ecart d¹ à des causes atmosphériques 1.2.1 - Charge de la tranche 1.2.2 - Facteur de puissance (perte alternateur

1.3 - Ecart d¹ aux caractéristiques combustibles

1.3.1 - Teneur en H2

-10,94

-7,14 0,00 -7,14

-2,86 1,08 -3,93

-0,94 -0,94

02 Ecart interne

2.1 - Ecart d¹ à l'état matériel 2.1.1 - Entrées d'air condenseur 2.1.2 - Salissures condenseur 2.1.3 - Avaries des réchauffeurs d'eau 2.1.4 - Pertes par chaleurs sensibles

2.2 - Ecart total des pertes d'eau et vapeur

2.3 - Ecarts dus à des causes particulières 2.3.1 - Surcons-auxiliaires électriques 2.3.2 - Limitation de charge

24,48

23,40 0,76 3,32 5,67 13,65

1,07 1,07 0,00

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3.3 - Essais préliminaires

Pour permettre à la Société AMCO Anstalt de livrer un produit de traitement convenable aux conditions d'exploitation des chaudières de la Centrale et à la qualité du fuel-oil utilisé, cette dernière a procédé comme suit :

− analyse d'un échantillon du fuel-oil utilisé à la Centrale, − étude du comportement de la chaudière à différentes charges (suivi

de l'évolution des différents paramètres), − étude du comportement du fuel-oil en phase de combustion (suivi

& analyse des gaz de combustion). −

A la suite de ces analyses, la Société AMCO Anstalt, a opté pour l'essai de 3 formules de produit de traitement déjà validées dans d'autres sites industriels.

Les 3 formules sélectionnées font partie de la famille de produit répertorié "CT..." chez AMCO Anstalt et dont les compositions différent selon les applications :

Sous famille Composition CT210 Solvant + émulsifiant, stabilisant de fioul CT212 Solvant + Stabilisant de fioul + Catalyseurs de

Combustion + Inhibiteur de Corrosion CT213 Idem que CT 210 + Inhibiteur de

corrosion

L'essai de ces 3 formules a été programmé entre le 18.07.98 et 02.08.98 conformément au planning à l'annexe n°4 et a permis à la Société AMCO Anstalt de définir la version définitive du produit CT212 à utiliser à la Centrale.

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3.4 - Caractéristiques du produit de traitement CT212 Nature chimique : Mélange de solvants naphta aromatiques lourds, de

solvants aliphatiques, de surfactants, Catalyseurs de combustion à base d'organo- métalliques

Neutralisants de SO3 et inhibiteurs de corrosions

Propriétés Physiques :

Etat Physique Température auto-inflammation Solubilité Masse volumique Point d'éclair

: Liquide brun : > 200°C : Bonne dans les pétroles : 1,00 kg/l à 15°C +/- 3% (H2O = 1) : > 65°C

Dosage : 400 à 500 ppm (1 kg pour 2 à 2,5 tonnes de fuel-oil) Le CT212 est généralement mélangé directement au fuel-oil au moment du remplissage des citernes de stockage.

3.5 - Méthodes d'injection

L'injection du produit CT212 pour le traitement du fuel-oil peut être effectue suivant deux méthodes :

− injection en bac, qui a l'avantage de procurer au produit un temps

de séjour suffisant pour agir sur les différents constituants du fuel-oil et d'assurer un nettoyage complet du circuit d'alimentation,

− injection en ligne, qui permet de maîtriser le dosage entre le produit

de traitement et le fuel-oil, mais avec l'inconvénient de restreindre les effets positifs du produit de traitement.

C'est cette deuxième méthode qui a été retenue pour l'essai industriel sur 6 mois et ce par manque de matériels d'asservissement du débit du produit de traitement avec le débit du fuel-oil dépoté dans les citernes.

Quant à la solution de traitement en bac, celle-ci est à retenir pour une exploitation durable, moyennant l'acquisition d'une boucle d'asservissement de débits.

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3.6 - Déroulement des essais

Durant la période du 23.11.98, jour de lancement du traitement fuel-oil jusqu'au 19.05.99, plusieurs essais ont été menés en liaison avec le Contractant, à savoir :

1. décrassage du circuit fuel-oil de la citerne n°3 jusqu'aux brûleurs,

2. optimisation des réglages de la chaudière par :

− variation de la température fuel-oil entre 110 et 145°C, − variation de la pression d'atomisation entre 6 et 9 bars, − fonctionnement à 5 brûleurs, − fonctionnement à 6 brûleurs, avec bouchage de 3 trous sur 12

des deux brûleurs supérieurs et ce afin de réduire le surplus de chaleur enregistré à l'étage supérieur faisant appel à un débit de désurchauffe élevé,

− fonctionnement à 6 brûleurs avec bouchage de 3 trous sur 12 des deux brûleurs inférieurs dans le but de réduire l'excédent de chaleur dans le foyer,

− fonctionnement sans RAV avec by-pass des réchauffeurs d'air fermés à différentes charges entre 45 MW et 75 MW.

− espacement de la fréquence des ramonages chaudière et RALJ avec mesure des pertes de charge des différents échangeurs.

Phase n°1 : Conditionnement de la chaudière

Le premier mois de l'essai de traitement du fuel-oil, a été consacré au conditionnement de la chaudière n°2 pour permettre le décrassage des circuits d'alimentation fuel-oil et du parcours des gaz .

L'injection du produit de traitement CT212 étant opérée en bac de stockage du fuel-oil (citerne n°3).

Résultats

∗ Circuit d'alimentation fuel-oil : au fur et à mesure du décrassage

de ce circuit, des nettoyages fréquents de brûleurs ont été nécessaire suite au décollement des dépôts et des sédiments incrustés dans le circuit.

∗ Circuit du parcours des gaz : durant cette phase, les évolutions suivantes ont été enregistrées :

− augmentation de la température fumée sortie réchauffeur (RALJ) de 150°C à 169°C, − augmentation de la température d'air sortie réchauffeur (RALJ) de 275°C à 287°C,

− augmentation de la température fumée entrée économiseur de 480°C à 506°C, − augmentation du débit de désurchauffe de 14 t/h à 20 t/h.

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Phase n°2 : Propreté des brûleurs.

Après la première phase de décrassage du circuit fuel oil, l'encrassement des brûleurs a persisté avec présence de particules assez grosses (diamètre de l'ordre de quelques millimètres), ce qui nous a amené à expertiser les filtres à fuel-oil.

L'examen visuel de l'état de ces filtres a révélé la présence de trous d'une largeur de l'ordre de 1cm, ce qui a nécessité leur remplacement par des filtres neufs.

Résultats

Depuis le remplacement des ces filtres avec le traitement au CT212, il a été constaté une stabilité de la pression fuel-oil aux brûleurs, ce qui nous a permis de passer du nettoyage systématique hebdomadaire à un nettoyage conditionnel s'appuyant sur la montée de pression du fuel-oil aux brûleurs d'une valeur de 0,2 à 0,3 bars.

Phase n°3 : Atomisation du fuel-oil

Cette phase a été concrétisée par l'action sur deux paramètres :

− variation de la température du fuel-oil entre 110°C et 145°C, − variation de la pression de la vapeur d'atomisation entre 6 et 9 bars.

Des différents essais effectués, les valeurs optimales suivantes ont été retenues :

Résultats

− température du fuel-oil : 125°C constante indépendamment

de la charge, − pression vapeur d'atomisation : 8,5 bars à 75 MW

: 7 bars à 25 MW : glissante entre 25 MW et 75 MW

[voir courbe P(bar) = ƒ (MW)] Phase n°4 : Réduction des imbrûlés

Mesure des imbrûlés :

Pour permettre le suivi du taux d'imbrûlés solides dans les gaz de combustion, une sonde métallique a été confectionnée pour un prélèvement régulier des échantillons à l'entrée de la cheminée.

Le principe de confection de cette sonde a été inspiré de celui des sondes utilisées pour le prélèvement des échantillons de charbon pulvérisé.

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Durée d'échantillonnage

Avant le traitement, la quantité d'imbrûlés solides recueillie dans la sonde était importante. La durée d'échantillonnage a été fixée à 8h. pour éviter le débordement des suies de la sonde.

Au fur et à mesure de l'avancement du traitement, cette durée a été étendue sur 24h. pour avoir une quantité de suies significative.

Résultats

La quantité d'imbrûlés prélevés avant et après traitement est passée respectivement de 300 g à 25g sur 24 heures, soit une réduction de 92%.

Phase n°5 : Neutralisation de l'anhydride sulfurique ( SO3 )

Mesure de la concentration en SO3

La mesure de la concentration de SO3 dans les gaz de combustion est opérée par échantillonnage conforment à la procédure en annexe.

Fréquence d'échantillonnage : 2 fois par jour et à différentes charges.

Résultats

Avant traitement, la concentration de SO3 dans les gaz était en moyenne de 21ppm à 75 MW et de 39ppm à 35 MW.

Ces valeurs sont passées, au cours du traitement CH 212, à :

− inférieure à 8 ppm : entre 25 & 35 MW − traces non dosables : entre 35 & 45 MW − 0 ppm : entre 45 & 75 MW

Depuis l’amélioration de l'atomisation du fuel-oil, les concentrations en SO3, à basse charge, se sont encore améliorées.

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Phase n°6 : Suppression des ramonages

Avant traitement

Ramonage chaudière = 1 fois par jour Ramonage réchauffeur d'air = 2 fois par jour Après une période stable du traitement au CT 212, nous avons pu espacer les ramonages de la manière suivante :

Résultats

Avec traitement CT 212 Ramonage chaudière = 1 fois par semaine

Ramonage réchauffeur d'air = 2 fois par semaine Ceci à titre préventif, ayant contrôlé les pressions différentielles des SH2, SH1, économiseurs, réchauffeurs d'air qui ne sont ni détériorés ni encrassés.

VI - RESULTATS DES ESSAIS 4.1 - Paramètres de fonctionnement de la chaudière avec traitement

Après les mises au point effectuées sur la chaudière durant les premiers mois de traitement, les conditions de fonctionnement se sont améliorées avec :

− amélioration de la combustion, − réduction significative du taux de suies à la cheminée, − neutralisation de l'anhydride sulfurique (SO3),

permettant ainsi de marcher sans réchauffeurs d'air à vapeur (fonctionnement prohibé auparavant).

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Paramètres Unités Charge active

75 MW 35 MW 25 MW Paramètres physiques

Consommations auxiliaires MW 3,45 2,49 2,32 Débit désurchauffe T/h 19,51 0 0 Débit d'air Nm3/h 201 121 85 Débit fuel-oil m3/h 20,69 10,37 8,04 T°C fuel au brûleur °C 125 125 125 Pr fuel-oil bar 15 9 7 Pr atomisation bar 8,5 7 7 T°C vapeur sortie SH1 °C 471 416 412 T°C fumée entrée éco °C 516 377 330 T°C fumée entrée RALJ A °C 377 300 250 T°C fumée entrée RALJ B °C 372 275 251 T°C fumée sortie RALJ A °C 129 130 130 T°C fumée sortie RALJ B °C 127 126 116 T°C air sortie RAV A °C 29 26 25 T°C air sortie RAV B °C 30 27 24 T°C air sortie RALJ A °C 271 157 147 T°C air sortie RALJ B °C 271 152 121 Teneur O2 branche A % 0,42 0,96 2,40 Teneur O2 branche B % 0,41 1,08 2,56

Paramètres chimiques

Teneur en SO3 ppm 0 N.D <8 pH (gaz & imbrûlés) - 4,2 3,7 3,4 Qté relative d'imbrûlés/ 24h gr 25 25 0

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4.2 - Bilan énergétique

Sans additif RAV : en Service By-pass : en auto

Avec additif RAV : hors Service By-pass : fermé

Gain

Consommation optimale de base Consommation déclarée

2550 2557

2550 2525

+32

01 Ecart externe 1.1 - Ecart d¹ au programme

1.1.1 - Charge de la tranche 1.1.2 - Facteur de puissance

(perte alternateur)

1.2 - Ecart d¹ à des causes atmosphériques

1.2.1 – T°C eau de circulation 1.2.2 – T°C ambiante

1.3 - Ecart d¹ aux caractéristiques

combustibles 1.3.1 - Teneur en H2

-10,94 -7,14 0,00 -7,14

-2,86

1,08 -3,93

-0,94 -0,94

-8,95 -7,47 0,00 -7,47

-0,53

3,43 -3,96

-0,94 -0,94

02 Ecart interne

2.1 - Ecart d¹ à l'état matériel 2.1.1 - Entrées d'air condens. 2.1.2 - Salissures condenseur 2.1.3 - Avaries des réchauf.

d'eau 2.1.4 - Pertes par chaleurs

sensibles

2.2 - Ecart total des pertes d'eau et vapeur

2.3 - Ecarts dus à des causes particulières 2.3.1 - Surcons-auxil. élect.

2.3.2 - Limitation de charge

2.3.3 Gain

24,48

23,40 0,76 3,32 5,67

13,65

1,07

1,07 0,00

10,36

5,16 2,31

10,18 6,67

-13,00

5,20

5,20 0,00

+1,55 +6,86

+4,13

44,54

Le bilan des écarts de consommation spécifique, avec et sans additif, permet de dégager un gain total de 44.54 kcal / kwh , en tenant compte de la dégradation constatée des performances du condenseur et la surconsommation des auxiliaires électriques durant six mois d'essai .

22

Les résultats de ces essais sont consignés dans le tableau ci-après :

Bilan énergétique avec traitement

10 au 19/4 13 au 15/5 Désignation Essai n°1 Essai n°2 Moyenne

Puissance moyenne brute Consommation optimale de base (kcal/kWh) Consommation déclarée (kcal/kWh)

75 MW

2550 2528

75 MW

2550 2522

75 MW

2550 2522

01 Ecart externe 1.1 - Ecart d¹ au programme

1.1.1 - Charge de la tranche 1.1.2 - Facteur de puissance (perte alternateur

1.2 - Ecart dus des causes atmosphériques

1.2.1 - Température eau de circulation 1.2.2 - Température ambiante

1.3 - Ecart d¹ aux caractéristiques combustibles

1.3.1 - Teneur en H2

-11,13 -7,80 0,00 -7,80

-2,38 1,27 -3,65

-0,94 -0,94

-6,77 -7,14 0,00 -7,14

- 1,32 5,58 -4,27

-0,94 -0,94

-8,95 -7,47 0,00 -7,47

-0,53 -3,43 3,96

-0,94 -0,94

02 Ecart interne

2.1 - Ecart dus l'état matériel 2.1.1 - Entrées d'air condenseur 2.1.2 - Salissures condenseur 2.1.3 - Avaries des réchauffeurs d'eau 2.1.4 - Pertes par chaleurs sensibles

2.2 - Ecart total des pertes d'eau et vapeur

2.3 - Ecarts dus à des causes particulières 2.3.1 - Surcons-auxiliaires électriques 2.3.2 - Limitation de charge

12,54

6,45 2,14 9,59 5,67

-10,95

6,10 6,10 0,00

8,18

3,88 2,49 10,77 5,67

-15,05

4,30 4,30 0,00

10,36

5,16 2,31 10,18 6,67

-13,00

5,20 5,20 0,00

23

Formation action

Dans le souci d'en tirer profit de cette formation, la Division Centrale Thermique est passée vite à l'action en désignant une commission chargée d'étudier la possibilité d'améliorer davantage la combustion et d'évaluer ainsi le gain probable.

Les membres de la commission se sont réunis et ont décidé ce qui suit :

Partant des 3 conditions d'une bonne combustion à savoir :

1. Proportion convenable combustible/comburant

2. Mélange intime combustible/comburant.

3. Température suffisante à l'intérieur du foyer, compte tenu de la

conception, de l'état actuel des installations et après analyse détaillée de l'ensemble des paramètres susceptibles d'influencer la combustion, les paramètres suivants sont retenus comme cible :

Un) Pression de la vapeur d'atomisation fuel-oil. Deux) Température fuel-oil.

Trois) Equilibrage des débits fuel-oil au niveau de chaque brûleurs

ainsi que le débit d'air.

I - VAPEUR D'ATOMISATION :

La vapeur d'atomisation permet la pulvérisation du fuel-oil à la sortie de l'atomiseur pour assurer un mélange intime entre les constituants du combustible et l'oxygène de l'air comburant.

La pression de la vapeur d'atomisation prévue par le Constructeur est fixée (7 bar) quelque soit le débit fuel-oil à travers le brûleur.

24

E S S A I (Tranche n°2)

Il consiste à faire varier la pression de la vapeur d'atomisation en fonction de la charge et évaluer les résultats dans chaque cas.

∗ Situation initiale - Marche à 35 MW sur limiteur

− Pression vapeur d'atomisation 7,1 bar fixe. − Relevé complet des paramètres

∗ Début d'essai : - Réglage de la pression vapeur d'atomisation à 6,2 bars.

− Stabilisation ¢ heure et relevé des paramètres. − Puis réglage de la pression à 6 bars, stabilisation et

relevé des paramètres.

Conclusion : l'analyse des paramètres (relevé à P = 6,2 bars) par rapport au relevé initial P = 7,1 bars a permis de montrer :

1. Une baisse de débit fuel-oil de 41 litres/h malgré une baisse légère du vide

condenseur de 42,8 à 44,6 mbar et qui va en opposition par rapport au rendement du cycle.

2. Une baisse de l'opacité fumées de 7 à 5,8 est une preuve de baisse du taux

du CO et donc d'amélioration de la combustion.

Tableau récapitulatif

Le 26. 06. 97 Le 27. 06. 97 Charge en MW 35 35 35 35 35 Pression vapeur d'atomisation

7.1 6.2 6 7.1 6

Débit moyen fuel-oil (m3/h) 10.599 10.558 10.552 10.524 10.485 Variation débit fuel-oil - 41 l - 47 l - 39 l

.

Si on considère que les paramètres pouvant influencer le rendement du cycle sont constants comme c'est le cas dans cet essai, on peut dire que la variation du débit moyen fuel-oil n°2 reflète la variation du rendement du cycle et par conséquent, la différence entre le débit fuel-oil n°2 final et le débit initial est un gain . Donc 47 litres de fuel-oil à 125°C avec une densité à 15°C de 0,97 litres représente 42 kg/h.

Pour une marche moyenne à 35 MW/Tranche de 15 heures/jour et un prix moyen de fuel-oil de 170 €/tonne, le gain à réaliser est de : 0,042 x 15 x 320 x 170 = 34 272 €.

N. B. : - 320 jours représentent la durée approximative de journées de marche

de la tranche.

25

Des essais similaires à 75 MW avec une pression vapeur d'atomisation glissante de 7,1 bar à 8 bars ont donné les résultats satisfaisants.

SUGGESTIONS

Suite aux essais effectués et dont les résultats étaient positifs, il paraît

indispensable de modifier la consigne du Constructeur qui prévoit la marche avec pression vapeur d'atomisation Cte (7 bars) quelque soit la charge en donnant la possibilité au Chef de bloc de glisser la dite pression en fonction de la charge en variant à partir de la salle de commande, la valeur du point de consigne du régulateur suivant la courbe définie ci-jointe.

8-

7-

6-

5-

4-

3-

2-

1-

-

Cette modification nécessite le remplacement de la station télécommande de la soupape vapeur d'atomisation ainsi que la modification de la valeur de fonctionnement de la protection "Pression très basse vapeur d'atomisation". Le coût de la modification est négligeable.

26

II - TEMPERATURE FUEL-OIL AUX BRULEURS :

Pour réaliser une bonne combustion, il est nécessaire de réaliser un certain nombre de conditions simultanées parmi lesquelles, il faut assurer la température adéquate du fuel-oil au niveau des brûleurs.

Afin de déterminer l'influence de la température fuel-oil aux brûleurs sur la

combustion, on a procédé à des essais de montée de température fuel-oil à des charges de 75 MW et 35 MW.

Essai d'influence de température fuel-oil à 75 MW :

L'essai consiste à augmenter légèrement la température fuel-oil de 124,5°C à 127°C

D’après les relevés effectués, on a constaté.

1. Une baisse du débit fuel-oil de 20 l/h. 2. Une baisse d'opacité de 12,7 % à 11 %. 3. Une baisse de débit d'air comburant de 3 x 1000 Nm3/h, suite à fermeture des SAOR A et B de 3% / réduction des courants absorbés par les moteurs des V.S).

Donc, il y a une amélioration de la combustion. Pour une marche de 9 heures/jour à 75 MW, on a :

9 x 0,02 x 365 x 170 x 0,89 = 9 940 € .

b. Essai d'influence de température fuel-oil à 75 MW :

Montée de la température fuel-oil de 128,5°C à 132°C

Constatation

1. Une baisse du débit fuel-oil de 20 l/h. 2. Une baisse d'opacité de 16,2 à 15 %. 3. Une légère montée de pression fuel-oil de 10,48 bars à 10,58 bars

Gain : 0,004 x 15 x 365 x 170 x 0,89 = 3 313 €.

Récapitulation

⇒ Pour une marche de 9 heures/jour à 75 MW à température fuel-oil = 127°C : ⇒ 0,02 x 0,89 x 9 x 320 x 170 = 8 714 €.

⇒ Pour une marche de 15 heures/jour à 35 MW à température fuel-oil = 132°C :

0,004 x 0,89 x 15 x 320 x 170 = 2 937 €.