ETUDE D’UN PROTOTYPE D’UNE CENTRALE A VAPEUR ...

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

MENTION : GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL

PARCOURS : GENIE INDUSTRIEL

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur

Grade Master en Génie Mécanique et Industriel

Intitulé :

Présenté par: Monsieur RABEZANAHARY Toky Mbelomiandra

Directeur de mémoire: Monsieur RANDRIAMORASATA Josoa Albert, Professeur titulaire à l’ESPA

Le 29 Septembre 2018

PROMOTION 2015 - 2016

ETUDE D’UN PROTOTYPE D’UNE CENTRALE A

VAPEUR AUTOSUFFISANTE ASSISTEE PAR UN

GENERATEUR HHO

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

MENTION : GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL

PARCOURS : GENIE INDUSTRIEL

Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur

Grade Master en Génie Mécanique et Industriel

Intitulé :

Présenté par: Monsieur RABEZANAHARY Toky Mbelomiandra

Directeur de mémoire : Monsieur RANDRIAMORASATA Josoa Albert, Professeur titulaire à l’ESPA

Président du Jury : Monsieur RAKOTOMANANA Charles Rodin, Maitre de conférences à l’ESPA

Examinateurs :

Madame RAKOTOMANANA Dina Arisoa, Enseignant chercheur à l’ESPA

Monsieur RAKOTOMANANA Godin Michaël, Enseignant chercheur à l’ESPA

Monsieur RAVELOJAONA Johnson, Enseignant chercheur à l’ESPA

PROMOTION 2015 - 2016

ETUDE D’UN PROTOTYPE D’UNE CENTRALE A

VAPEUR AUTOSUFFISANTE ASSISTEE PAR UN

GENERATEUR HHO

REMERCIEMENTS

Avant tout, je tiens à honorer le Seigneur pour sa bienveillance, soutien, et protection tout au long

de notre étude, ceux qui ont conduit à l’achèvement de cet ouvrage.

Ce présent n’a pu être achevé sans l’intervention de plusieurs personnes. Ainsi, je tiens à

adresser mes sincères remerciements à :

Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Directeur de l’Ecole Supérieure Polytechnique

d’Antananarivo de m’avoir laissé soutenir mon mémoire de fin d’études;

Madame RAKOTOMANANA Dina Arisoa, Chef de Département Génie Mécanique et Industriel,

Monsieur RANDRIAMORASATA Josoa Albert, Directeur de ce mémoire qui, malgré ses lourdes

responsabilités, a bien voulu partager ses connaissances et m’encadrer durant toute

l’élaboration de cet ouvrage ;

Monsieur RAKOTOMANANA Charles Rodin, président du jury de ce présent mémoire ;

Aux membres du jury qui ont pris de leur temps pour ce mémoire :

Monsieur RAKOTOMANANA Godin Michaël, Enseignant chercheur à l’ESPA ;

Monsieur RAVELOJAONA Johnson, Enseignant chercheur à l’ESPA ;

Je ne saurais oublier tous les enseignants à l’ESPA, surtout de la mention Génie Mécanique

Industriel qui nous ont instruits durant ces années d’études.

Mes remerciements sont aussi adressés à ma famille pour leur soutien financier et moral, ainsi

qu’à tous mes amis et collègues.

Mes vifs remerciements aussi aux personnels du Bloc Technique, et à tous ceux qui, de près ou

de loin, ont contribué à la réalisation de cet ouvrage.

Merci beaucoup.

I

Liste des abréviations et des symboles:

SYMBOLES DESIGNATIONS UNITES

α Absorptivité [-]

Ar Nombre d'Archimède [-]

CNTP Condition normale de la température et de la

pression

[-]

Cp Capacité thermique massique [J/kg.K]

Cv Capacité thermique volumique [J/m3.K]

∆ Différence [-]

DECO D'eau Economiseur [-]

DEVA D'eau Evaporateur [-]

E Tension de décomposition [V]

e Épaisseur [m]

ECO Economiseur [-]

EVA Evaporateur [-]

ε Émissivité [-]

F Force [N]

F Constante de Faraday [C/mol]

g Constante gravitationnelle [m/s2]

HHO Dihydrogène - Oxygène [-]

H Hydrogène [-]

H Hauteur [m]

h Conductivité [W/m.K]

h Enthalpie [kJ/kg]

HRSG Heat Recovery Steam Generators [-]

k Coefficient d'échange de chaleur [W/m2.°C1

k Exposant adiabatique [-]

l Chaleur latente [kJ/kg]

L Longueurs [m]

M Masse [Kg]

M masse molaire [g/mol]

m Débit massique [kg/s]

n Nombre de mol [mol]

N2 Diazote [-]

NO Monoxyde d’azote [-]

Nu Nombre de Nusselt [-]

NOx Oxyde d’azote [-]

η Rendement [-]

ODP Ozone Depletion Potential [-]

ORC Organic Rankine cycle [-]

P Pression [Pa]

P Puissance [W]

p Poids [N]

Patm Pression atmosphérique [Pa]

II

Pr Nombre de Prandtl [-]

PCI Pouvoir Calorifique Inférieur [kJ/kg]

PCS Pouvoir Calorifique Supérieur [kJ/kg]

Q Flux [W]

q Densité de flux [W/m2]

r enthalpie de réaction [kJ/kg]

R Résistance thermique [m2.°C/W]

R constante molaire des gaz [J /mol/K]

Re Nombre de Reynolds [-]

ρ Densité [-]

s entropie [kJ/kgK]

S Distance [m]

SHE Surchauffeur [-]

SL Pas longitudinal [m]

SST Siemens Steam Turbine

ST Pas transversal [m]

σ Constante de Stefan-Boltzmann [-]

T Température [°C]

τ Contrainte mécanique [-]

µ Viscosité dynamique [-]

V Volume [m3]

W Travail [Nm]

III

Liste des figures :

Figure 1 Les éléments de la turbine à gaz. .............................................................................................. 3

Figure 2 Classification des turbines à gaz. .............................................................................................. 4

Figure 3 Turbines à gaz à un arbre et à deux arbres. .............................................................................. 5

Figure 4 After-burn d’une turbine à gaz .................................................................................................. 5

Figure 5 Mode de travail. ........................................................................................................................ 6

Figure 6: Représentation de cycle fermé et ouvert. ................................................................................. 7

Figure 7 Coupe d’une turbine à gaz montrant les différentes sections ................................................... 8

Figure 8: Les variations de pression et de température dans les différentes sections de la turbine. ...... 9

Figure 9 Schéma d’une turbine à vapeur. .............................................................................................. 10

Figure 10: Turbine axial. ........................................................................................................................ 11

Figure 11: Turbine radiale ..................................................................................................................... 11

Figure 12: Mode de transmission. ......................................................................................................... 12

Figure 13: Turbine à disque. .................................................................................................................. 13

Figure 14: Turbine à tambour. ............................................................................................................... 13

Figure 15 Diagramme T-S du cycle de Rankine ..................................................................................... 14

Figure 16 Diagramme T-S du cycle de Hirn ............................................................................................ 15

Figure 17 : principe du cycle et digramme T-S ....................................................................................... 15

Figure 18 : Diagramme T-S cycle de Rankine classique. ........................................................................ 16

Figure 19 Schéma et diagramme d’un cycle supercritique .................................................................... 18

Figure 20 Schéma et diagramme d’un cycle ORC d’un fluide R134a ..................................................... 19

Figure 21 : types de fluide en fonction de la température .................................................................... 21

Figure 22: Echangeur thermique ........................................................................................................... 21

Figure 23: Installation de turbine à vapeur sans soutirage. .................................................................. 25

Figure 24: cycle de Rankine. .................................................................................................................. 26

Figure 25: Cycle de Hirn avec une surchauffe g-a.................................................................................. 26

Figure 26: Installation avec soutirage. .................................................................................................. 27

Figure 27: Cycle à soutirage. ................................................................................................................. 27

Figure 28: Évolution des températures dans une chaudière à contre-courant ..................................... 28

Figure 29: Représentation du pincement et de l’approche. .................................................................. 30

Figure 30: Bilan d'énergie dans l'échangeur. ........................................................................................ 30

Figure 31: Représentation des points les plus importants dans Diagramme T-S .................................. 32

Figure 32 Diagramme de Pourbaix sur l’électrolyse de l’eau ................................................................ 40

Figure 33 Influence de la pression sur les paramètres de fonctionnement de l’électrolyseur............... 41

Figure 34 Répartition de la tension en fonction de la densité du courant ............................................ 42

Figure 35 Rendement des premiers électrolyseurs ................................................................................ 43

Figure 36 : Cellule sèche ........................................................................................................................ 44

Figure 37 Electrolyseur immergé ........................................................................................................... 45

Figure 38 : Structure monopolaire ......................................................................................................... 46

Figure 39 : Structure bipolaire ............................................................................................................... 46

Figure 40 : Modélisation en perspective éclatée de notre modèle ........................................................ 49

Figure 41 Dessin de la disposition des électrodes.................................................................................. 49

Figure 42 : Bulleur .................................................................................................................................. 52

Figure 43 : Anti-retour de flamme ......................................................................................................... 52

Figure 44 : Moteur à vapeur par Héron Alexandrie ............................................................................... 53

Figure 45: La machine à vapeur de James Watt .................................................................................... 54

Figure 46: Chaudière à tube d'eau ........................................................................................................ 56

Figure 47 : Échange et circulation dans un générateur de type à tube d'eau ....................................... 56

IV

Figure 48 : Chaudière à tube de fumée ................................................................................................. 57

Figure 49: Parcours des fumées ............................................................................................................. 58

Figure 50 : La circulation de l'eau dans une chaudière à tube de fumée .............................................. 58

Figure 51: Disposition des tubes pour un surchauffeur ......................................................................... 63

Figure 52: Distribution de la température avec flux constant ............................................................... 64

Figure 53: Bilan d'énergie d'un générateur de vapeur .......................................................................... 64

Figure 54 : association directe chaudière-turbine-alternateur ............................................................. 68

Figure 55a: coupe d’une chaudière industrielle..................................................................................... 70

Figure 56: Diagramme des fluides d’une chaudière industrielle ........................................................... 71

Figure 57 Décomposition de la puissance utile ..................................................................................... 78

Figure 58 Bilan d’énergie du système chaudière ................................................................................... 81

Figure 59 Pertes à la cheminée par gaz secs et gaz humides en fonction de la température à la

cheminée ............................................................................................................................................... 86

Figure 60 Evaluation conventionnelle de la perte par les parois : ......................................................... 88

Figure 61 Diagramme de la combustion ............................................................................................... 90

Figure 62 Exemple de chaudière au charbon avec la succession des principaux échangeurs ............... 93

Figure 63 Injection d’eau dans la vapeur en amont du resurchauffeur ................................................ 97

Figure 64: évolution de la température des fumées et des fluides chauffées le long du parcours dans

un exemple de chaudière à 300MW ...................................................................................................... 98

Figure 65 Réglage de la resurchauffe dans le cas d’une chaudière au fuel ou à gaz à pression fixe .. 100

Figure 66 Réglage de la resurchauffe dans le cas d’une chaudière tour à charbon et à pression

glissante ............................................................................................................................................... 101

Figure 67 Vue cavalière d’un échangeur ............................................................................................. 104

Figure 68 Supportage des éléments suivant l’orientation de l’échangeur .......................................... 105

Figure 69 Espacement entre les panneaux des échangeurs ............................................................... 106

Figure 70 Disposition générale des échangeurs et leur étagement .................................................... 107

Figure 71: Sélection des matériaux pour l’échangeur SHT à pleine allure avec l’évolution de leur

température le long du trajet pour le tube 1 ....................................................................................... 108

Figure 72 Ecart de température entre fluide et métal ......................................................................... 109

Figure 73 Profil de la température du métal à mi-épaisseur pour le premier tube d’un échangeur à

panneaux soumis au rayonnement externe ........................................................................................ 110

Figure 74 Exemple de courbes de contraintes admissibles pour trois aciers différents pour tubes

suivant le code américain .................................................................................................................... 112

Figure 75 Exemples de courbes de contraintes admissibles suivant le code français pour différents

types d’aciers pour tubes ..................................................................................................................... 112

Figure 76 Courbe de kessler ................................................................................................................ 113

Figure 77 Schéma du circuit air/fumée................................................................................................ 114

Figure 78 Exemple de réchauffeur d’air tubulaire ............................................................................... 117

Figure 79 Réchauffeurs d’air de type régénératif à empilage mobile ou fixe ..................................... 118

Figure 80 Foyer et tube d’eau .............................................................................................................. 120

Figure 81 Dimensions du foyer en fonction du combustible................................................................ 121

Figure 82 Répartition des chaleurs à l’intérieur du foyer .................................................................... 126

Figure 83 Décomposition du foyer en zone ......................................................................................... 127

Figure 84 Répartition des composants des produits de combustion intervenant dans le rayonnement

............................................................................................................................................................. 129

Figure 85 Absorption des parois .......................................................................................................... 131

Figure 86 Attribution des coefficients d’absorption aux différentes portions de paroi ....................... 132

Figure 87 Profil vertical de chaleur absorbée ...................................................................................... 133

V

Figure 88 Ecoulement eau-vapeur dans un tube vertical .................................................................... 135

Figure 89 Régimes de vaporisation en fonction du flux calorifique..................................................... 136

Figure 90 Titre de vapeur critique en fonction de la densité du flux thermique imposé à un tube

vertical lisse et muni de quatre sillons ................................................................................................. 138

Figure 91 Cloisonnement du collecteur supérieur ............................................................................... 141

Figure 92 Ecoulement avec et sans stratification pour une vaporisation dans un tube horizontal .... 142

Figure 93 Coupe d’une chaudière (70t/h, 63 bar) à circuit chauffé descendant ................................. 142

Figure 94 Schéma de principe d’une chaudière à circulation naturelle : exemple de disposition des

surfaces d’échange .............................................................................................................................. 144

Figure 95 Schéma de principe d’une chaudière à circulation assistée LA MONT (circuit fermé) ........ 146

Figure 96 Circulation asssistée pour les chaudières thermiques ......................................................... 147

Figure 97 Pompe de circulation pour chaudière à circulation assistée ............................................... 148

Figure 98 Schéma de principe d’une chaudière à circulation forcée pure ........................................... 149

Figure 99 Schéma du circuit et diagramme débit/charge d’une chaudière supercritique à circulation

combinée ............................................................................................................................................. 151

Figure 100 Prototype du générateur HHO ........................................................................................... 156

Figure 101 Courbe d'évolution du générateur HHO selon la concentration en bicarbonate de soude159

Figure 102 Simulation sur Thermoptim ............................................................................................... 161

Figure 103 Attribution des paramètres sur Thermoptim .................................................................... 161

Figure 104 Calcul des paramètres d’état sur Thermoptim .................................................................. 162

Figure 105 Bilan sur Thermoptim ........................................................................................................ 163

Figure 106 Résultats de la simulation sur Thermoptim ....................................................................... 163

VI

Liste des tableaux

Tableau 1: Représentant les siloxanes potentiellement performant. ................................................... 23

Tableau 2 Energies de liaison (en kJ/mol) (* : dans le CO2 ; ** : dans les aldéhydes et les cétones) ... 36

Tableau 3 Récapitulatif des différentes propriétés de l’hydrogène ....................................................... 38

Tableau 4 Formules de transformation concernant les caractéristiques des combustibles .................. 74

Tableau 5 Influence des paramètres externes sur la conception d’une chaudière................................ 76

Tableau 6 Evaluation de la puissance utile pour une chaudière de 975t/h ........................................... 80

Tableau 7 Formules de transformation entre PCS et PCI à partir de Q=PCS/sec ................................... 82

Tableau 8 Comparaison entre les valeurs de ces pertes pour des chaudières selon les différents codes

............................................................................................................................................................... 88

Tableau 9 Détermination de l’épaisseur minimale du tube pour la sélection du matériau du tube ... 111

Tableau 10 Comparaison des différents modes de circulation ............................................................ 154

Tableau 11 Les désignations des composants du générateur HHO .................................................... 155

Tableau 12 Récapitulatif des expérimentations effectuées ................................................................ 157

Tableau 13 Récapitulatif corrigé des expérimentations effectuées .................................................... 158

VII

SOMMAIRE

INTRODUCTION ............................................................................................................................ 1

PARTIE I GENERALITE ................................................................................................................... 2

I Généralités sur les turbines ......................................................................................................... 3

I.1. Turbine à gaz ....................................................................................................................... 3

I.1.1. Définition ..................................................................................................................... 3

I.1.2. Les éléments d'une turbine à gaz ................................................................................ 3

I.1.3. Classification des turbines à gaz .................................................................................. 4

I.1.3.1. Par le mode de construction ................................................................................... 4

I.1.3.2. Par le mode de travail.............................................................................................. 5

I.1.3.3. Par le mode de fonctionnement thermodynamique .............................................. 6

I.1.4. Principe de fonctionnement de la turbine à gaz ......................................................... 7

I.1.5. Domaines d’application des turbines à gaz ................................................................. 9

I.1.6. Avantages et inconvénients des turbines à gaz .......................................................... 9

I.2. Turbine à vapeur ............................................................................................................... 10

I.2.1. Définition ................................................................................................................... 10

I.2.2. Classification des turbines à vapeur .......................................................................... 11

I.2.2.1. La méthode de fonctionnement de la turbine à vapeur ....................................... 11

I.2.2.2. Le sens d'écoulement de la vapeur ....................................................................... 11

I.2.2.3. La nature de fonctionnement thermodynamique ................................................ 12

I.2.2.4. Le mode de transmission d'énergie thermique .................................................... 12

I.2.2.5. Le mode de construction ....................................................................................... 12

I.2.3. Principe d’une turbine à vapeur ................................................................................ 13

II Généralité sur les cycles ............................................................................................................ 13

II.1. Le cycle classique ............................................................................................................... 13

II.1.1. Rankine et Hirn .......................................................................................................... 13

II.1.2. Rankine-Hirn .............................................................................................................. 15

II.1.3. Particularité du fluide organique ............................................................................... 17

II.2. Cycle supercritique ............................................................................................................ 17

II.2.1. Appellation ................................................................................................................ 17

II.2.2. Le cycle supercritique théorique ............................................................................... 18

II.3. Cycle ORC ........................................................................................................................... 18

II.3.1. Définition ................................................................................................................... 18

II.3.2. Comparaison entre cycle ORC et cycles à vapeur classique ...................................... 19

III Choix du fluide caloporteur ....................................................................................................... 21

III.1. Importance du choix .......................................................................................................... 21

VIII

III.2. Exemple d'une étude d'analyse de fluide organique pour un cycle ORC .......................... 21

PARTIE II ETUDE BIBLIOGRAPHIQUE .............................................................................................. 1

I Paramètres de la turbine à vapeur ............................................................................................ 25

I.1. Introduction ....................................................................................................................... 25

I.2. Etude théorique ................................................................................................................. 25

I.2.1. Cycle thermodynamique d'une turbine à vapeur suivant le cycle de Rankine et de

Hirn 25

I.2.2. Cycle thermodynamique d'une turbine à vapeur suivant le cycle à soutirage ......... 27

I.3. Evolution des températures dans une chaudière ............................................................. 28

I.3.1. Chaudière de récupération........................................................................................ 28

I.3.2. Echange thermique dans la chaudière par pincement et par l'approche ................. 29

I.3.3. Système à vapeur du cycle de refroidissement ACC ................................................. 31

I.4. Calcul des paramètres de la turbine à vapeur ................................................................... 31

I.4.1. Calcul de l’enthalpie massique dans les points les plus importants ......................... 32

II Hydrogène ................................................................................................................................. 35

II.1. Propriétés de l’hydrogène ................................................................................................. 35

II.1.1. Propriété physique .................................................................................................... 35

II.1.2. Propriété chimique .................................................................................................... 36

II.1.3. Propriété énergétique ............................................................................................... 36

II.2. Obtention de l’hydrogène ................................................................................................. 38

II.3. Générateur HHO ................................................................................................................ 38

II.3.1. Paramètre de l’électrolyse ........................................................................................ 38

II.3.2. Aspect cinétique de l’électrolyse de l’eau ................................................................. 41

II.3.3. Type de générateur de gaz HHO ............................................................................... 43

II.3.4. Valeur énergétique du gaz HHO ................................................................................ 46

PARTIE III ETUDE SUR LA CONCEPTION ET RESULTATS ................................................................. 48

I Etude du prototype du générateur HHO ................................................................................... 49

I.1. Divers calculs ..................................................................................................................... 50

I.2. Organes nécessaires pour l’utilisation du générateur ...................................................... 51

II Etude de la chaudière ................................................................................................................ 53

II.1. Historique .......................................................................................................................... 53

II.2. Rappel sur le fonctionnement d'un générateur de vapeur ............................................... 54

II.3. Classification et caractérisation des différents types de chaudières ................................ 55

II.3.1. Chaudières à tube d'eau ............................................................................................ 55

II.3.2. Chaudières à tube de fumée ..................................................................................... 57

IX

II.4. Notions de base des mécanismes de transfert de chaleur dans les générateurs de vapeur

59

II.4.1. Rayonnement dans un générateur de vapeur .......................................................... 59

II.4.1.1. Calcul de la température adiabatique de la flamme ............................................. 59

II.4.1.2. Calcul du flux échangé par rayonnement .............................................................. 60

II.4.2. Convection dans un générateur de vapeur ............................................................... 62

II.4.2.1. Calcul du coefficient d'échange par convection .................................................... 62

II.4.3. Conduction dans les générateurs de vapeur ............................................................. 63

II.4.4. Bilan global dans un générateur de vapeur............................................................... 64

II.5. Bilan approfondi d’une chaudière ..................................................................................... 65

II.5.1. Rôle et limites d’une chaudière ................................................................................. 65

II.5.2. Connaissances nécessaires pour aborder le calcul d’une chaudière ........................ 66

II.5.3. Définition d’un calcul de chaudière ........................................................................... 67

II.6. Données de départ d’un calcul de chaudière et ses effets sur la conception : ................. 71

II.6.1. Conditions de fonctionnement .................................................................................. 71

II.6.2. Caractéristiques de l’eau et de la vapeur .................................................................. 72

II.6.3. Caractéristiques du combustible ............................................................................... 73

II.6.4. Performances attendues et conditions générales d’utilisation ................................ 75

II.6.5. Conception générale ................................................................................................. 75

II.7. Bilans énergétiques et bilan matière : ............................................................................... 77

II.7.1. Bilans énergétiques ................................................................................................... 77

II.7.1.1. Puissance utile (produite)...................................................................................... 77

II.7.1.1.1. Puissance (ou chaleur) utile principale .......................................................... 77

II.7.1.1.2. Puissance utile annexe ................................................................................... 78

II.7.1.2. Puissances introduites ........................................................................................... 79

II.7.1.2.1. Enthalpie de formation du combustible ........................................................ 82

II.7.1.2.2. Enthalpie sensible du combustible ................................................................. 83

II.7.1.2.3. Puissance introduite par l’air dans la chaudière sous forme d’enthalpie

sensible 83

II.7.1.2.4. Puissances auxiliaires introduites sous forme mécanique ............................. 83

II.7.1.3. Pertes..................................................................................................................... 84

II.7.1.3.1. Perte par enthalpie sensible des fumées ....................................................... 84

II.7.1.3.2. Pertes par imbrûlés ........................................................................................ 86

II.7.1.3.3. Pertes par les parois : rayonnement et convection externe .......................... 87

II.7.1.4. Débit de combustible à brûler à une allure donnée ............................................. 88

II.7.2. Bilan matière ............................................................................................................. 89

X

II.7.2.1. Débit de combustible ............................................................................................ 90

II.7.2.2. Débits d’air et de fumées ...................................................................................... 91

II.7.2.2.1. Répartition du débit d’air ............................................................................... 91

II.7.2.2.2. Répartition du débit de fumées ..................................................................... 91

II.8. Echangeurs ........................................................................................................................ 92

II.8.1. Rôle des échangeurs .................................................................................................. 92

II.8.2. Architecture générale de la chaudière et ordre de parcours des fumées : .............. 95

II.8.2.1. Répartition et variation des échanges suivant l’allure : ........................................ 96

II.8.2.2. Moyens d’action sur les échanges : ...................................................................... 96

II.8.2.3. Contraintes technologiques et économiques ....................................................... 97

II.8.3. Choix de la position et de l’ordre des échangeurs .................................................... 98

II.8.4. Bilan global des échanges ........................................................................................ 102

II.8.5. Calcul sur les échangeurs ........................................................................................ 102

II.8.5.1. Objet du calcul ..................................................................................................... 102

II.8.5.2. Méthode de calcul ............................................................................................... 103

II.8.6. Conception des échangeurs au niveau des éléments de construction ................... 103

II.8.6.1. Pour tous les combustibles, ................................................................................ 104

Ce sont : ............................................................................................................................... 104

II.8.6.2. Pour le cas particulier des combustibles solides ................................................. 106

Ce sont : la quantité de cendres et la température de fusibilité qui interviennent sur : .... 107

II.8.7. Calcul de la température du tube et sélection du métal......................................... 107

II.8.7.1. Effet de la température du fluide chauffé ........................................................... 108

II.8.7.2. Écart de température entre fluide et métal ........................................................ 109

II.8.7.3. Exemple de profil de température métal à mi-épaisseur ................................... 109

II.8.7.4. Contraintes .......................................................................................................... 110

II.8.8. Protections contre la corrosion ............................................................................... 113

II.9. Circuits air/fumées .......................................................................................................... 114

II.9.1. Nature des circuits ................................................................................................... 114

II.9.2. Réchauffeurs d’air ................................................................................................... 116

II.9.2.1. Échangeurs à surface ........................................................................................... 116

II.9.2.2. Échangeurs du type régénératif .......................................................................... 117

II.9.3. Pertes de charge par rapport aux vitesses d’air et de fumées et marges sur débit et

pressions 118

II.9.4. Ventilateurs : ........................................................................................................... 119

II.10. Détermination du foyer ............................................................................................... 119

II.10.1. Rôle du foyer ........................................................................................................... 119

XI

II.10.2. Conception générale ............................................................................................... 121

II.10.2.1. Dimensions du foyer ......................................................................................... 121

II.10.2.2. Construction des parois ..................................................................................... 123

II.10.3. Objet des calculs : .................................................................................................... 124

II.10.4. Calculs : .................................................................................................................... 124

II.10.4.1. Détermination de la chaleur introduite ............................................................ 124

II.10.4.2. Bilan de répartition à l’intérieur du foyer ......................................................... 125

II.10.4.3. Bilan d’échange ................................................................................................. 126

II.10.4.4. Transfert thermique .......................................................................................... 128

II.10.4.4.1. État des produits de la combustion............................................................ 128

II.10.4.4.2. Émissivité .................................................................................................... 128

II.10.4.4.3. Absorption des parois : .............................................................................. 130

II.10.5. Échanges dans le foyer : flux thermiques sur les parois.......................................... 133

II.11. Circulation du fluide chauffé ....................................................................................... 134

II.11.1. Rôle de la circulation ............................................................................................... 134

II.11.1.1. Formation de la vapeur ..................................................................................... 134

II.11.1.2. Transmission de chaleur : température de paroi .............................................. 136

II.11.1.3. Effets sur la conception et la construction ........................................................ 140

II.11.2. Modes de circulation ............................................................................................... 143

II.11.2.1. Circulation naturelle .......................................................................................... 143

II.11.2.1.1. Principe de fonctionnement ....................................................................... 143

II.11.2.1.2. Caractères propres de la circulation naturelle ........................................... 145

II.11.2.2. Circulation assistée par pompe ......................................................................... 145


II.11.2.2.2. Pompes de circulation ................................................................................ 147

II.11.2.2.3. Extension de la circulation assistée par pompe : tubes rainurés ............... 149

II.11.2.3. Circulation forcée .............................................................................................. 149


II.11.2.3.2. Domaine d’application ............................................................................... 150

II.11.2.4. Chaudières supercritiques ................................................................................. 150

II.11.2.5. Comparaison des différents modes de circulation ........................................... 153

III Méthode et réalisation ............................................................................................................ 155

III.1. Générateur de gaz HHO................................................................................................... 155

III.1.1. Préparation .............................................................................................................. 155

III.1.2. Méthode .................................................................................................................. 156

III.2. Chaudière ........................................................................................................................ 159

XII

III.2.1. Thermoptim ............................................................................................................. 160

III.2.2. Modélisation sur Thermoptim ................................................................................. 160

IV Résultats expérimentaux ......................................................................................................... 164

IV.1. Générateur HHO .............................................................................................................. 164

IV.2. Modélisation sur Thermoptim ......................................................................................... 165

V Interprétation .......................................................................................................................... 165

PARTIE IV IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX ................................................................................ 166

CONCLUSION ............................................................................................................................. 169

ANNEXES....................................................................................................................................... i

Bibliographie .............................................................................................................................. viii

1

MEMOIRE DE FIN D’ETUDE

INTRODUCTION

Avec l’envergure de la crise environnementale que nous traversons, l’humanité doit

redistribuer les cartes et réorienter son politique énergétique. En suivant la tendance du moment, la

production d’électricité sera dans le futur assurée en bonne partie par des centrales thermiques

alimentées d’une part en énergie fossile et d’autre part en énergies renouvelables. En effet, à moins

de maitriser « la fusion nucléaire », quelle que soit l’ampleur du phénomène de substitution des

énergies fossiles par les énergies renouvelables, lesquelles souvent moins performant, les

combustibles fossiles continueront à tenir une place prédominante à l’échelle mondiale pour assurer

la production d’énergie électrique.

Dans cette optique, l’amélioration de l’efficacité énergétique et la substitution des énergies

fossiles par des énergies vertes ne suffiront pas à réduire la pollution. Les apports calorifiques de la

géothermie profonde, de la biomasse, du biogaz, du gaz de digestion et des UIOM (Unités

d'incinération des ordures ménagères) doivent être valorisés pour utiliser à bon escient ces énergies

gratuites.

C’est pourquoi le choix de ce mémoire dans lequel on s’intéressera à l’étude de la conception

d’un prototype d’une chaudière à vapeur assistée par un générateur HHO visant à alimenter une

turbine à vapeur. Notre but dans cette étude est de produire de l’électricité en n’utilisant que le

dihydrogène issu du générateur HHO. Ainsi, on peut aussi stocker toute forme d’énergie calorifique

sous un état liquide ou gazeux.

L’étude se déroulera en quatre grandes parties :

- Généralités

- Etude bibliographique

- Etude sur la conception et résultats

- Impacts environnementaux

2


PARTIE I

GENERALITE

PARTIE I GENERALITE

3


I Généralités sur les turbines

I.1. Turbine à gaz

I.1.1. Définition

La turbine à gaz est un moteur à combustion interne de tous les points de vue. En effet, elle prend et

comprime l'air atmosphérique dans son propre compresseur, augmente la puissance énergétique du

fluide carburant dans sa chambre de combustion et convertit cette puissance en énergie mécanique

utile pendant le processus de détente qui a lieu dans la section turbine. L'énergie mécanique qui en

résulte est transmise par l'intermédiaire d'un accouplement à une machine réceptrice, qui produit la

puissance utile pour le processus industriel.

Le plus souvent, une turbine à gaz comprend un compresseur axial qui aspire l'air à la pression

atmosphérique et la comprime; une chambre de combustion, où l'air comprimé est réchauffé à

pression constante par la combustion d'une certaine quantité de combustible (gaz naturel,

kérosène…) et enfin une turbine de détente des gaz jusqu’à la pression atmosphérique.

I.1.2. Les éléments d'une turbine à gaz

Généralement, une turbine à gaz est composée de trois éléments:

Un compresseur, centrifuge ou plus généralement axial, qui a pour rôle de comprimer de l'air

ambiant à une pression comprise aujourd'hui entre 10 et 30 bars environ;

Une chambre de combustion, dans laquelle un combustible gazeux ou liquide est injecté sous

pression, puis brûlé avec l'air comprimé, avec un fort excès d'air afin de limiter la

température des gaz d'échappement;

Une turbine, généralement axial, dans laquelle sont détendus les gaz qui sortent de la

chambre de combustion.

Figure 1 Les éléments de la turbine à gaz.

PARTIE I GENERALITE

4


I.1.3. Classification des turbines à gaz

On peut classer les turbines selon différents points:

Par le mode de travail.

Par le mode de fonctionnement thermodynamique.

Par le mode de construction.

Figure 2 Classification des turbines à gaz.

I.1.3.1. Par le mode de construction

L'objectif pour lequel on utilise la turbine à gaz définit le type qu'on doit choisir. Dans l'industrie, on

trouve les turbines à un seul arbre, dites aussi monoarbre. Elles sont généralement utilisées dans le

cas où on cherche un fonctionnement avec une charge constante (pour entraîner les générateurs

d'électricité). Un deuxième type englobe les turbines à deux arbres (bi-arbres); elles ont l'avantage

d'entraîner des appareils à charges variables (pompes, compresseur,…). Elles se composent de deux

parties, la première assure l'autonomie de la turbine, la deuxième est liée à la charge. Un troisième

type peut être aussi cité, ce sont les turbines dites dérivées de l'aéronautique; Elles ont une

conception spéciale suivant le domaine dans lequel elles sont utilisées. Dans ce troisième type, la

partie qui assure l'autonomie de la turbine existe toujours, et l'énergie encore emmagasinée dans les

gaz d'échappement est utilisée pour créer la poussée, en transformant cette énergie (thermique et

de pression) en une énergie cinétique de jet dans une tuyère ou via l’ « after-burn ».

PARTIE I GENERALITE

5


Figure 3 Turbines à gaz à un arbre et à deux arbres.

Figure 4 After-burn d’une turbine à gaz

I.1.3.2. Par le mode de travail

On distingue deux types de turbine :

Turbine à action

Où l’énergie thermique est transformée complètement en énergie cinétique dans la directrice. En

effet, la chute d'enthalpie est utilisée en totalité dans la tuyère pour engendrer de l'énergie

cinétique, qui est transformée à son tour en énergie mécanique dans la roue.

La turbine peut être monocellulaire, bicellulaire, ou multicellulaire. Dans les deux derniers cas, la

transformation de l'énergie cinétique en énergie mécanique a lieu en plusieurs étapes. Dans les

aubes fixes intermédiaires, entre les aubes mobiles, il n'existe aucune transformation d'énergie,

seule la direction de la vitesse est modifiée. L’évolution des gaz dans la roue se fait sans variation de

pression statique P0>P1=P2.

PARTIE I GENERALITE

6


Turbine à réaction

Dans lesquelles une partie seulement de la chute thermique mise à la position de l'étage, est

transformée en énergie cinétique dans le distributeur; le reste est transformé en énergie cinétique

dans les aubages mobiles de la roue.

L’évolution des gaz dans la roue se fait avec variation de la pression statique P0>P1>P2. Le taux de

réaction ε caractérisera le pourcentage d’énergie thermique totale.

Figure 5 Mode de travail.

I.1.3.3. Par le mode de fonctionnement thermodynamique

Il existe deux cycles thermodynamiques :

Turbine à gaz à cycle fermé

Dans laquelle le même fluide est repris après chaque cycle.

Turbine à gaz à cycle ouvert

C’est une turbine dont l’aspiration et l’échappement s’effectuent directement dans l’atmosphère.

PARTIE I GENERALITE

7


Figure 6: Représentation de cycle fermé et ouvert.

Ce dernier type de turbine, notant qu’il est le plus répandu se divise en deux classes :

Turbine à cycle simple

C’est une turbine utilisant un seul fluide pour la production d’énergie mécanique. Après la détente,

les gaz possédant encore un potentiel énergétique sont perdus dans l’atmosphère à travers

l’échappement.

Turbine à cycle régénéré

C’est une turbine dont le cycle thermodynamique fait intervenir plusieurs fluides moteurs dans le but

d’augmenter le rendement de l’installation. En effet, toute énergie produite est utilisée à bon

escient, que ce soit le surplus d’énergie cinétique pour les accessoires ou la chaleur dégagée à

l’échappement pour le chauffage en dehors du système.

De nos jours la turbine à gaz connaît une large utilisation et dans différents domaines et en

particulier dans le domaine des hydrocarbures à cause de leur grande gamme de puissance et leurs

propres avantages.

I.1.4. Principe de fonctionnement de la turbine à gaz

Une turbine à gaz fonctionne de la façon suivante :

elle aspire de l’air du milieu environnant;

elle le comprime à une pression plus élevée;

elle augmente l’énergie de l’air comprimé en ajoutant et en brûlant le combustible dans une

chambre de combustion;

PARTIE I GENERALITE

8


elle achemine l’air à pression et à température élevée vers la turbine haute pression (HP), qui

convertit l’énergie thermique en énergie mécanique pour faire tourner l’arbre ; ceci sert,

d’un côté, à fournir l’énergie utile à la machine conduite, couplée avec la machine au moyen

d’un accouplement et, de l’autre coté à fournir l’énergie nécessaire pour la compression de

l’air, qui a lieu en amont dans le compresseur relié directement à la section turbine par un

arbre de transmission;

elle décharge à l’atmosphère les gaz à basse pression et à température résultant de la

transformation mentionnée ci-dessus;

Figure 7 Coupe d’une turbine à gaz montrant les différentes sections

La figure 8 montre les variations de pression et de température dans les différentes sections

de la machine correspondant aux phases de fonctionnement mentionnées ci-dessus.

PARTIE I GENERALITE

9


Figure 8: Les variations de pression et de température dans les différentes sections de la turbine.

I.1.5. Domaines d’application des turbines à gaz

Les domaines d’application des turbines à gaz se devisent en deux catégories :

A. Domaines fixes (utilisation industrielle) :

Entraînement des compresseurs.

Entraînement des pompes mécaniques.

Entraînement des alternateurs, etc.

B. Domaines mobiles :

Pour la traction automobile.

Pour la traction ferroviaire.

Pour la propulsion marine.

Pour l’aviation (turboréacteur et turbo hélice).

I.1.6. Avantages et inconvénients des turbines à gaz

- Avantages :

Une puissance élevée dans un espace restreint dans lequel un groupe moteur à combustion

interne de même puissance ne pourrait pas être logé;

PARTIE I GENERALITE

10


A l'exception de démarrage et arrêt, la puissance est produite d'une façon continue;

Démarrage facile même à grand froid;

Diversité de combustible pour le fonctionnement;

Possibilité de fonctionnement à faible charge.

- Inconvénients :

Au-dessous d'environ 3000KW, prix d'installation supérieur de celui d'un moteur à

combustion interne;

Temps de lancement beaucoup plus long que celui d’un groupe diesel ; à titre indicatif : 30 à

120 s pour une turbine, 8 à 20 s pour un groupe diesel;

Rendement inférieur à celui d’un moteur diesel (cycle simple). À titre indicatif : 28 à 33 %

pour une turbine de 3000 KW, 32 à 38 % pour un groupe diesel.

I.2. Turbine à vapeur

I.2.1. Définition

La turbine à vapeur est un moteur thermique à combustion externe, fonctionnant selon le cycle

thermodynamique dit de Clausius-Rankine. Ce cycle se distingue par le changement d’état affectant

le fluide moteur qui est en général de la vapeur d'eau. Elle transforme l’énergie thermique de la

vapeur d’eau pendant la détente en énergie mécanique de rotation d’arbre pour entrainer un

dispositif mécanique tournant.

Figure 9 Schéma d’une turbine à vapeur.

PARTIE I GENERALITE

11


I.2.2. Classification des turbines à vapeur

On peut classer les turbines à vapeur selon :

La méthode de fonctionnement de la turbine à vapeur.

Le sens d'écoulement de la vapeur.

La nature de fonctionnement thermodynamique.

La méthode de transmission d'énergie thermique.

Le mode de construction.

On a plusieurs critères pour la classification de la turbine à vapeur :

I.2.2.1. La méthode de fonctionnement de la turbine à vapeur

Similairement à une turbine à gaz, on distingue deux méthodes de fonctionnement de la turbine à

vapeur : par une turbine à action ou par une turbine à réaction. L’unique différence réside sur la

nature du fluide traversant la turbine, qui est ici la vapeur d’eau.

I.2.2.2. Le sens d'écoulement de la vapeur

Turbine axiale :

C'est le type le plus utilisé, où les aubes sont placées radialement sur la roue, ce qui exige un

déplacement de vapeur presque parallèle à l'axe de la turbine.

Figure 10: Turbine axial.

Turbine radiale

L’écoulement de la vapeur se fait dans toutes les directions perpendiculaires à l’axe de la turbine.

Figure 11: Turbine radiale

PARTIE I GENERALITE

12


I.2.2.3. La nature de fonctionnement thermodynamique

Turbine à condensation :

La vapeur circule suivant un cycle fermé, et l'opération de détente permet de détendre la vapeur

jusqu'à des pressions très basses (0.05 bar). Généralement, ce type de turbine est composé de

turbines haute pression, moyenne pression et basse pression.

Turbine à contre pression :

La vapeur circule suivant un cycle ouvert. A l'échappement, la pression et la température sont

toujours supérieures à ceux de l’atmosphère et sont utilisées pour d'autres fins (séchage, chauffage

industrie chimique,…).

I.2.2.4. Le mode de transmission d'énergie thermique

Transmission directe :

L’énergie mécanique produite est transmise directement à la génératrice à la même vitesse de

rotation figure 12a.

Transmission indirecte :

L'installation nécessite un réducteur de vitesse, comme c'est le cas de la turbine de bateaux ou les

vitesses d'hélices sont plus petites figure 12b.

Figure 12: Mode de transmission.

I.2.2.5. Le mode de construction

Turbine à disque

Les roues à disque sont usinées en monobloc et calée sur un arbre.

PARTIE I GENERALITE

13


Figure 13: Turbine à disque.

Turbine à tambour

Les aubes sont calées un à un sur un tambour rapporté sur l'arbre.

Figure 14: Turbine à tambour.

I.2.3. Principe d’une turbine à vapeur

Le principe de fonctionnement d’une turbine à vapeur comprend au moins les étapes suivantes:

L’eau liquide est mise en pression par une pompe et envoyée vers la chaudière

L’eau est chauffée, vaporisée et surchauffée,

La vapeur se détend et refroidit dans la turbine en fournissant de l’énergie mécanique,

La vapeur détendue est condensée au contact de la source froide sous vide partiel.

II Généralité sur les cycles

II.1. Le cycle classique

II.1.1. Rankine et Hirn

PARTIE I GENERALITE

14


Ingénieur et physicien écossais né à Édimbourg et mort à Glasgow, William J. M. Rankine commençait

ses recherches par l'étude de la fatigue des métaux et son application aux essieux des locomotives

(1843). S'intéressant ensuite aux propriétés thermodynamiques de la vapeur d'eau, il propose le

cycle qui porte son nom et qui décrit les variations d'état de la vapeur dans une machine thermique.

Ce cycle est surtout utilisé dans les cas où il y a condensation. C'est Rankine qui a dégagé la notion

d'énergie et fait la différence entre énergie potentielle et énergie cinétique. Le cycle de Rankine est

un cycle thermodynamique moteur qui comprend deux isobares et deux adiabatiques. C'est le cycle

qui se rapproche le plus du cycle de Carnot. Il se distingue de ce dernier par la substitution des deux

transformations isothermes par deux transformations isobares qui rendent possible sa réalisation

technique.

Les machines thermodynamiques fonctionnent avec plusieurs transformations successives formant

un cycle. Il comprend la vaporisation de l'eau dans la chaudière, la détente dans la turbine, la

condensation dans un condenseur puis le retour à la chaudière grâce à un système de pompage.

Le cycle de Rankine est la base des machines utilisant la vapeur d'eau dans les centrales thermiques

et nucléaires. Il comprend:

• deux isobares basse pression BP et haute pression HP ;

• deux isentropes (Q= 0).

Il comprend le pompage de l'eau en 1-2, son échauffement en 2-3, sa vaporisation en 3-4, sa détente

avec condensation partielle dans la turbine 4-5, et sa condensation dans le condenseur en 5-1.

Figure 15 Diagramme T-S du cycle de Rankine

On peut représenter le cycle de Rankine dans un diagramme entropique (Température – Entropie

T-S). Dans ce cycle, la compression et la détente sont isentropiques, l'échauffement et la

condensation supposés isobares. A la sortie de la chaudière, la vapeur d'eau peut être surchauffée

PARTIE I GENERALITE

15


avant son entrée dans la turbine. On obtient alors le cycle de Hirn représenté à la figure 17 dont le

rendement est bien meilleur que celui du cycle de Rankine simple.

Figure 16 Diagramme T-S du cycle de Hirn

II.1.2. Rankine-Hirn

Dans le domaine des vapeurs condensables, ce cycle peut également s’appeler Rankine-Hirn, selon

que la vaporisation est arrêtée à la sortie de la chaudière, ou qu'elle est prolongée par une

surchauffe supplémentaire (point 5, cas de la turbine). La position de ce dernier point doit permettre

d'accomplir la détente adiabatique ultérieure 5-6, à l'abri de toute manifestation de condensation.

En effet, la vitesse considérable atteinte par la vapeur au cours de sa détente provoquerait

fatalement une abrasion du métal des parois par suite de la projection violente des gouttelettes

engendrées.

Figure 17 : principe du cycle et digramme T-S

PARTIE I GENERALITE

16


Dans le cas fréquent où le volume spécifique du liquide est négligeable devant celui de la vapeur en

équilibre, le travail utile de compression par unité de masse, consommé par la pompe d'alimentation

de la chaudière, l'est également. Dès lors, les points 1 et 2 de la figure sont régulièrement confondus

dans les diagrammes usuels (superposition du réseau des isobares de l'état liquide à la courbe limite

de la zone d'équilibre x = 0). Les conséquences du premier principe confèrent aux accroissements

d'enthalpie, des propriétés énergétiques essentielles, telles que la mesure de la chaleur échangée

avec le milieu extérieur le long d'un arc d'isobare, la mesure du travail utile ou celle d'un

accroissement d'énergie cinétique, le long d'un tronçon d'adiabatique. Ces diverses propriétés ont

largement contribué à mettre en valeur l'intérêt du diagramme enthalpie – entropie H, S, de Mollier,

où ces accroissements sont directement mesurés par de simples différences d'ordonnées. Il possède

de surcroît, l'avantage de permettre la représentation graphique des propriétés des mélanges. En

effet, les différents mélanges de composés organiques pour définir le fluide de fonctionnement sont

également directement lisibles sur le diagramme T-S ainsi que pour l’optimisation du cycle, l’éxergie

et les différentes irréversibilités sont lisibles directement. Cela nous permettra de les comparer

rapidement face à la référence du cycle de Carnot.

Figure 18 : Diagramme T-S cycle de Rankine classique.

Le cycle, parcouru dans le sens moteur, est composé des quatre transformations suivantes :

1→2 : Compression adiabatique et réversible (isentropique).

2→3 : Vaporisation isobare et irréversible.

3→4 : Détente adiabatique et réversible (isentropique).

PARTIE I GENERALITE

17


4→1 : Liquéfaction isobare.

Notant que l'évaporation isobare du fluide peut être divisée en deux étapes successives : chauffe du

liquide de façon isobare uniquement puis évaporation isobare et isotherme.

II.1.3. Particularité du fluide organique

Ainsi, le cycle de Rankine a besoin d'une source chaude et d'une source froide pour fonctionner. Sa

particularité est que grâce aux propriétés thermodynamiques d’un fluide organique particulier, le

cycle peut fonctionner avec des sources de température plus faibles que le cycle classique. En effet,

ces fluides ont l'avantage de pouvoir changer d'état avec des écarts de température et pression

beaucoup plus minces que pour l'eau. Leurs cloches sur le diagramme entropique sont très fines.

C’est-à-dire on peut obtenir un travail thermodynamique en utilisant peu de source chaude. Nous

évoquerons cette rubrique plus tard dans l’ouvrage.

II.2. Cycle supercritique

II.2.1. Appellation

Les centrales à charbon dites « supercritiques » permettent d’augmenter la quantité d’énergie

produite par tonne de combustible (efficacité thermique). Ces centrales fonctionnent à partir de

vapeur portée à son point critique. En effet, pour l’eau, la vapeur doit être portée à une température

de 374°C et à une pression de 221 bars. Un compromis sur la consommation de combustible et les

limites mécaniques des matériaux a donné des valeurs plus commodes de 565°C à 221 bars.

Ces conditions de pression permettent d’améliorer l’efficacité globale des centrales supercritique qui

nécessitent un apport moins important en combustible par kWh produit. Les émissions d’oxydes

d’azote, de soufre et dioxyde de carbone résultant sont diminués.

En illustration, selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), le rendement moyen mondial des

centrales à charbon était de 2083 kWh/tonne de charbon, soit une efficacité de 30%. Pour les

centrales supercritiques, il en est de plus de 45%.

Dans l’état de l’art actuel, la plupart des discussions est sur le cycle sous-critique de Rankine sans ou

avec une petite surchauffe de la vapeur à la sortie de l’évaporateur. Mais le cycle supercritique

représente aussi une alternative grâce à l’amélioration du rendement et la réduction de la

destruction exergétique.

PARTIE I GENERALITE

18


II.2.2. Le cycle supercritique théorique

Le cycle supercritique, comme celui sous-critique, se compose de 4 éléments avec quelques

différences sur les paramètres d’état:

- Deux isobares BP et HP

- Deux isentropiques (Q=0)

Le fluide cyclé est tout d’abord compressé de la pression basse à la pression haute (supérieure à la

pression critique donc) par la pompe 1-2, la température et l’enthalpie de ce fluide augmentent

après en échangeant avec une source de chaleur dans le générateur de vapeur 2-3. L’énergie

thermique du fluide cyclé est par la suite transformée en énergie mécanique grâce à son expansion

dans le détendeur 3-4. Le fluide de travail est finalement condensé à la pression basse dans le

condenseur 4-1 avant d’être transféré à la pression haute par la pompe pour compléter le cycle.

Figure 19 Schéma et diagramme d’un cycle supercritique

II.3. Cycle ORC

II.3.1. Définition

Le terme ORC est l’acronyme du mot anglais « Organic Rankine Cycle » qui n’est autre que le cycle

thermodynamique de Rankine appliqué à un composé organique. La particularité du cycle ORC est de

pouvoir adapter le cycle classique de Rankine pour faire fonctionner une turbine à partir de basse et

moyenne température. En remplaçant la vapeur d’eau par un composé organique ou fluide

organique (de type réfrigérant issue de la chimie du carbone), il est possible de faire fonctionner le

cycle même jusqu’à 20°C.

Voici un exemple de schéma d’une machine thermodynamique destinée à produire de l’électricité à

partir de faible chaleur, en utilisant un cycle thermodynamique de Rankine fonctionnant avec le

fluide organique R134a.

PARTIE I GENERALITE

19


Figure 20 Schéma et diagramme d’un cycle ORC d’un fluide R134a

II.3.2. Comparaison entre cycle ORC et cycles à vapeur classique

Les deux seules technologies matures utilisées pour produire de l’électricité à partir de chaleur sont

les turbines à vapeur classiques et les ORC. Voici quelques inconvénients de l’utilisation de l’eau

comme fluide caloporteur :

- Le traitement de l’eau (purges chaudières) et de fait, la nécessité de mettre en place des

auxiliaires coûteux comme des systèmes de déminéralisation

- La faible densité de la vapeur qui nécessite des turbines devant tourner très vite pour les

faibles puissances ;

- Une forte détente isentropique qui nécessite la mise en œuvre complexe d’un grand nombre

d’étages (irréaliste sur des turbines de relative petite taille à 1 MW) ;

- Le caractère « mouillant » de la détente en turbine, due aux propriétés thermodynamiques

de l’eau, qui implique de surchauffer la vapeur d’eau avant l’entrée de la turbine et qui

entraine l’usure des derniers étages de turbines (à cause des gouttelettes de liquides) ;

- La difficulté de trouver des constructeurs fiables pour des petites puissances ;

- L’impossibilité de fonctionner aux basses températures (impossibilité économique à

températures situées entre 200 et 100°C et impossibilité technique pour des sources à moins

de 100°C).

Ces inconvénients sont donc particulièrement forts pour les petites puissances et les faibles

températures. C’est d’ailleurs un domaine où les turbines à vapeur sont rares. Par rapport à l’eau, il

existe des fluides organiques qui présentent des avantages certains sur ces applications :

PARTIE I GENERALITE

20


- Les fluides sont séchants : les modules ORC n’ont pas besoin de surchauffeur et la détente ne

génère pas de gouttelettes de fluides liquides donc il n’y a pas de risque d’endommager la

turbine quand la température de la vapeur de fluide baisse ;

- La densité est élevée : les turbines tournent moins vite et ont moins d’étages, elles sont donc

plus robustes et coûtent moins cher ;

- Les fluides organiques ont des températures d’ébullition inférieures à 50°C (les réfrigérants

s’évaporent à 30-35°C, typiquement à pression ambiante) ;

- Les fluides travaillent en circuit fermé, ne sont jamais pollués et ne nécessitent pas d’être

purgés.

L’ensemble de ces critères entraîne une meilleure fiabilité et de meilleures performances technico-

économiques globalement (sur le domaine d’application des ORC). À noter que les fluides organiques

sont généralement limités par une température maximale d’utilisation, au-delà de laquelle le fluide

se décompose en sous-produits. De ce fait, leur utilisation en haute température est limitée (à la

différence de l’eau qui est stable même à 500°C).

Ainsi, pour des sources de chaleur supérieures à 300 °C/350 °C sous forme liquide ou vapeur, les

cycles à vapeur d'eau sont généralement les plus performants. En dessous de cette température, les

solutions utilisant le cycle à vapeur d'eau ne permettent pas de récupérer des sources de chaleur à

basse température de manière performante ou de faire des centrales de petite taille

économiquement intéressantes.

Pour des sources de chaleur inférieures à 300 °C/350 °C sous forme liquide ou vapeur, les ORC

représentent donc une solution technique plus viable et plus adaptée que les cycles à vapeur d'eau

grâce à leur simplicité de mise en œuvre et d’exploitation mais également grâce à leur grande

fiabilité.

Les coûts de mise en œuvre et d’exploitation et maintenance des turbines à vapeur d'eau et en

particulier la nécessité d’une surveillance par opérateur 24H/24 pour éviter la désurchauffe (avec

risque de génération de gouttelettes d'eau destructrices pour les turbines) sont un handicap certain

dont souffre la technologie des turbines à vapeur. En particulier dans les pays développés où la

solution ORC s’impose de plus en plus pour des installations jusqu’à 5 MW électriques et plus même

pour des températures au-delà de 300°C.

PARTIE I GENERALITE

21


III Choix du fluide caloporteur

III.1. Importance du choix

Le choix du fluide est très important car celui-ci doit s'adapter au mieux à la source chaude.

Les réfrigérants sont utilisés pour les sources basse température :

<150°C (R134a)

Des hydrocarbures permettent de valoriser des sources à moyenne température :

150°C-250°C (Benzène)

Les fluides avec des chaînes carbonées possédant un ou plusieurs atomes de Silicium appelés

Siloxanes pour les sources chaudes avec des températures bien plus élevées :

>250°C (Siloxanes)

Figure 21 : types de fluide en fonction de la température

III.2. Exemple d'une étude d'analyse de fluide organique pour un cycle ORC

Figure 22: Echangeur thermique

PARTIE I GENERALITE

22


Paramètre de l'étude :

Température d'évaporation : Te=75°C

Température de condensation : Tc=35°C

Rendement turbine mécanique : ηt =0,63

Rendement isentropique turbine : ηts=0,70

Rendement pompe : ηp =0,80

La température extérieure a été prise pour une variation très faible pour les villes Moscou, Bagdad et

Istanbul. Toutes les 3 sont dans le même fuseau horaire que Madagascar et leurs températures

extérieures pendant l'année oscillent entre 25°C et 33°C.

Cette étude a été menée pour une production de 2KW de puissance électrique en sortie, et une

source thermique obtenue par un panneau plan de captage solaire. La puissance de chauffe sera

donc supposée égale au flux apporté par le soleil, situation propice dans cette région de la planète.

Pour cette grande étude complète, il en résulte la sélection de cinq fluides organiques adaptés,

propres, performants : R134a, R152a, R290, R600, R600a.

Tous ces fluides sont bien sûr étudiés et sélectionnés pour une faible température de 90°C. Pour

l'utilisation du fluide R600, toutefois, il faudrait faire attention car il peut y avoir des risques d’entrée

d'air car avant la pompe la pression est plus faible que la pression atmosphérique, donc on préférera

utiliser le R600a.

Nous pouvons remarquer que tous ces fluides sont des fluides frigorigènes, cela est dû à la faible

température de la source chaude. Ainsi la publication « Selection of working fluids for a level low-

temperature geothermal-powered ORC based cogeneration system » de T. Guo, H.X. Wang, S.J.

Zhang nous montre que ces fluides sont adaptés pour l'utilisation en géothermie et pour des

températures inférieures à 150°C.

Pour des températures beaucoup plus élevées que nous rencontrons dans les centrales à biomasse

ou dans les centrales à concentration solaire, les fluides utilisés comme expliqué plus haut sont des

siloxânes.

Ces fluides ont la particularité d'avoir des propriétés thermodynamiques permettant l'exploitation de

sources de température bien plus élevée. Voici l'exemple de plusieurs siloxanes utilisés dans une

étude intitulée « Thermodynamic analysis of high-temperature regenerative organic Rankine cycles

using siloxanes as working fluids » de F.J. Fernández, M.M. Prieto, I. Suárez.

PARTIE I GENERALITE

23


Composant Masse

molaire M

Pression

critique

Température

critique

Température

d’ébullition

Facteur

acentrique

MM 162.37752 19.39 245.60 100.52 0.419

MDM 236.531 14.14 290.94 152.53 0.5297

MD2M 310.685 12.27 326.25 194.35 0.668

D4 296.61576 13.32 313.25 175.00 0.589

D5 370.7697 11.60 346.00 210.95 0.6658

D6 444.924 9.61 372.63 244.99 0.7361

Tableau 1: Représentant les siloxanes potentiellement performant.

On remarque que pour des pressions élevées, la température d’ébullition des fluides reste élevée. Ce

qui nous permettra d'obtenir de grandes quantités d'énergie en production finale.

Nota :

Il faut bien garder à l'esprit que l'un des critères de sélection, devant celui de la performance

(rendement du cycle) pour le choix du fluide est celui de l'impact le plus faible sur l'environnement. Il

faut essayer de respecter le protocole de Marrakech, sur le fait que le potentiel de destruction de

l'ozone (ODP : Ozone depletion potential) doit être nul. C’est pour cela que notre choix se dirige vers

l’eau comme fluide caloporteur. On définira ultérieurement les paramètres du système pour une

performance optimale avec ce fluide.

PARTIE II ETUDE

BIBLIOGRAPHIQUE

PARTIE II ETUDE BIBLIOGRAPHIQUE

25


I Paramètres de la turbine à vapeur

I.1. Introduction

Les machines thermodynamiques fonctionnent avec plusieurs transformations successives et

répétitives formant un cycle. Dans la turbine à vapeur, c'est la vapeur d'eau qui est le fluide moteur.

Le cycle de la vapeur d'eau est une suite de transformations dans des systèmes ouverts successifs

(chaudière, turbine, condenseur et pompe d'alimentation….).

I.2. Etude théorique

I.2.1. Cycle thermodynamique d'une turbine à vapeur suivant le cycle de Rankine et de Hirn

Le fonctionnement d'une turbine à vapeur peut être modélisé par un cycle de Rankine.

Figure 23: Installation de turbine à vapeur sans soutirage.

On peut représenter le cycle de Rankine dans un diagramme entropique (T-S). Dans ce cycle, la

compression et la détente sont isentropiques, l'échauffement et la condensation supposés isobares.


26


Figure 24: cycle de Rankine.

A la sortie de la chaudière, la vapeur d'eau peut être surchauffée avant son entrée dans la turbine.

On obtient alors le cycle de Hirn représenté sur la figure 25.

Figure 25: Cycle de Hirn avec une surchauffe g-a.

On observe que la vapeur n'est pas surchauffée hors de la cloche de saturation. Le cycle s'effectue

avec les transformations thermodynamiques suivants :

[d-f] : réchauffage de l'eau avant évaporation.

[f-g] : évaporation complète sous pression et température constante.

[a-b] : détente isentropique.

[b-c] : condensation complète sous pression et température constante.

[c-d] : compression isentropique jusqu'à la pression d'entrée chaudière.


27


I.2.2. Cycle thermodynamique d'une turbine à vapeur suivant le cycle à soutirage

Le principe des soutirages dans une turbine à vapeur est d’utiliser de la vapeur qui a déjà travaillée

dans la turbine pour réchauffer l’eau d’alimentation.

Figure 26: Installation avec soutirage.

On peut représenter le cycle à soutirage dans un diagramme entropique (température–Entropie : T-S).

Figure 27: Cycle à soutirage.

𝜂𝑐 =(ℎ𝑎−ℎ𝑏)−𝛼(ℎ𝑠−ℎ𝑏)

(ℎ𝑎−ℎ𝑓) [1]

L'utilisation des tables des propriétés de l'eau (région surchauffée et région saturée) ANNEXE 6

donne l’enthalpie dans chaque point.


28


Interpolation bilinéaire :

Dans la région surchauffée, les calculs se font par une interpolation bilinéaire de chaque fonction

d'état qu'on désire calculer à partir de variables d'entrée.

Les calculs des propriétés thermodynamique se font à partir des variables d'entrée (P,V),(P,h),(P,T)

ou (P,s) ;

Comme par exemple pour le cas de l'entrée (P, s), le principe consiste à chercher dans le tableau les 4

points de coordonnées (Pj,si),(Pj,si+1), (P j+1,si),(P j+1,si+1)

Qui entoure le point (P, s) auquel on veut connaitre les propriétés thermodynamiques de telle façon

que P j<𝑃<P j+1 et si<𝑠<si+1

𝑑ℎ = (𝑑ℎ

𝑑𝑝)𝑠dp + (

𝑑ℎ

𝑑𝑠)𝑝𝑑𝑠 [2]

𝑑ℎ =ℎ𝑗+1,𝑖−h𝑗,𝑖

𝑃𝑗+1,𝑖−𝑃𝑗,𝑖(𝑃 − 𝑃𝑗) +

ℎ𝑗+1,𝑖−h𝑗,𝑖

𝑆𝑗+1,𝑖−𝑆𝑗,𝑖(𝑆 − 𝑆𝑗) [3]

I.3. Evolution des températures dans une chaudière

I.3.1. Chaudière de récupération

Une centrale peut présenter plusieurs chaudières de récupération. Pour notre étude, on va effectuer

des calculs pour une seule chaudière.

La chaudière de récupération est généralement composée d’un économiseur, d’un évaporateur et

d’une surchauffeur, si l’eau et les fumées circulent à contre-courant ou méthodique.

Figure 28: Évolution des températures dans une chaudière à contre-courant


29


Section évaporateur

Dans cet évaporateur, en passant par les tubes, l'eau est chauffée jusqu'au point de saturation pour

que la pression circule.

Section surchauffeur

La section de surchauffeur de la chaudière est utilisée pour sécher la vapeur saturée étant séparée

dans le ballon de vapeur. Dans certaines unités, on ne peut pas la chauffer au-dessus du point de

saturation et dans d'autres unités, elle peut être surchauffée à une température importante pour le

stockage de l'énergie supplémentaire. La section surchauffeur est normalement située dans le flux de

gaz chaud, en face de l'évaporateur.

Section économiseur

La section de l'économiseur, parfois appelée un préchauffeur, est utilisée pour préchauffer l'eau

d'alimentation étant introduite dans le système pour remplacer la vapeur retirée du système par le

surchauffeur ou la perte d'eau par la purge. Il est habituellement situé en aval de l'évaporateur. Les

températures à l'entrée de l'évaporateur et à la sortie de l'économiseur sont à la proximité de la

température de saturation pour la pression du système (température d'approche). La quantité de

chaleur qui peut être présente dans le gaz d'échappement est limitée en raison de l'approche de

l'évaporateur, connu sous le nom de pincement.

I.3.2. Echange thermique dans la chaudière par pincement et par l'approche

Deux expressions particulières sont fréquemment utilisées pour caractériser l’échange thermique

dans la chaudière. Il s’agit de :

Température de l’approche :

Ecart de température de l’eau en sortie de l’économiseur par rapport à l’état de saturation dans le

ballon.

Température du pincement :

Ecart de température entre la sortie des fumées à l’évaporateur et la température de saturation dans

la boucle évaporatrice.


30


Figure 29: Représentation du pincement et de l’approche.

Débit de vapeur produite

Le débit de vapeur produite se calcule par un bilan d’énergie autour de la chaudière :

Figure 30: Bilan d'énergie dans l'échangeur.

𝑒. 𝑚𝑔𝐶𝑝𝑚𝑜𝑦(𝑇𝑆 − (𝑇𝑔 + ∆T𝑝𝑖𝑛𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡)) = 𝑚𝑣𝑠ℎ𝑎 − [𝑚𝑐𝑜𝑚𝑏ℎ𝑒.𝑐𝑜𝑚𝑏 + (𝑚𝑣𝑠 − 𝑚𝑐𝑜𝑚𝑏)ℎ𝑓] ∆T [4]

D’où l'on tire le débit de vapeur :

𝑚𝑣𝑠 =𝑒.𝑚𝑔𝐶𝑝𝑚𝑜𝑦(𝑇𝑆−(𝑇𝑔+∆T𝑝𝑖𝑛𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡))+𝑚𝑐𝑜𝑚𝑏(ℎ𝑒.𝑐𝑜𝑚𝑏−ℎ𝑓)

(ℎ𝑎−ℎ𝑓) [5]

Avec : 𝑒 =1

𝜂𝑠𝑒𝑐ℎ

𝜂𝑠𝑒𝑐ℎ : Le rendement de l'échangeur.

ℎ𝑒.𝑐𝑜𝑚𝑏: L’enthalpie massique à la sortie du foyer.


31


𝑇𝑔∶ Température de la saturation.

I.3.3. Système à vapeur du cycle de refroidissement ACC

Un condenseur refroidi par air (Air Cooled Condenser ACC) est adopté comme une option pour

condenser la vapeur. Cette technologie est préférable au traditionnel condenseur à eau lorsque la

disponibilité en eau est limitée.

Le Bilan d'énergie autour de l'ACC:

𝑚𝑣𝑒(ℎ𝑏 − ℎ𝑐) = 𝑚𝑎𝑖𝑟𝐶𝑝𝑎𝑖𝑟∆T𝑎𝑖𝑟 [6]

𝑚𝑎𝑖𝑟 =𝑚𝑣𝑒(ℎ𝑏−ℎ𝑐)

𝐶𝑝𝑎𝑖𝑟∆T𝑎𝑖𝑟

[7]

I.4. Calcul des paramètres de la turbine à vapeur

Turbine à vapeur ordinaire :

Exemple : Type SST (Siemens Steam Turbine) 𝐒𝐒𝐓−𝟗𝟎𝟎

Les paramètres nécessaires au calcul de la turbine à vapeur sont:

Température d'entrée de la turbine 𝐓𝐚=𝟓𝟔𝟎℃

Pression d'entrée de vapeur 𝐏𝐚=𝟖𝟑𝐛𝐚𝐫

Température de condensation 𝐓𝐛=𝟓𝟐℃

Température de soutirage 𝐓𝐬=𝟐𝟎𝟎℃

Pression saturation de soutirage 𝐏𝐬=𝟒,5𝐛𝐚𝐫

HRSG :

Type HRSG Pression unique sans réchauffage

Les paramètres nécessaires au calcul de la HRSG sont:

Température du pincement ∆𝐓𝐩𝐢𝐧𝐜𝐞𝐦𝐞𝐧𝐭=𝟐𝟓℃

Température d'entrée du DECO 𝐓𝐤=𝟔𝟎℃

Température d'entrée du DEA 𝐓𝐋=𝟏𝟒𝟎℃

Température de sortie du DEVA 𝐓𝐧=𝟏𝟒𝟕℃

Température de sortie du DEA 𝐓𝐞=𝟏𝟒𝟕℃

Température de sortie de l'ECO2 𝐓𝐟=𝟐𝟕𝟓℃

Température d'entrée De la SHE2 𝐓𝐠=𝟑𝟎𝟎℃

Rendement isentropique 𝛈𝐬𝐞𝐜𝐡=𝟎,


32


I.4.1. Calcul de l’enthalpie massique dans les points les plus importants

Figure 31: Représentation des points les plus importants dans Diagramme T-S

A partir des tables internationales des propriétés de l'eau (Annexe 6 : région saturée et région vapeur

surchauffée) on lit, puis on calcul l'enthalpie massique (h) dans les points les plus important du cycle

Point (a) à l'entrée de SST :

A partir l'interpolation bilinéaire (p, T) et la relation [2] [tableaux région surchauffée], on aura:

ℎ𝑎 = ℎ {𝑃𝑎 = 83𝑏𝑎𝑟, 𝑇𝑎 = 560°𝐶}

ℎ𝑎 = 3661 (𝑘𝐽

𝑘𝑔⁄ )

𝑠𝑎 = 7.027 (𝑘𝐽

𝑘𝑔. 𝐾⁄ )

Point (b) à la sortie de SST :

Calcul du titre x dans le point b' :

𝑠𝑏′ = 𝑥𝑠𝑏𝑣+ (1 − 𝑥)𝑠𝑏1′ [8]

𝑥 =𝑠𝑏′−𝑠𝑏1′

𝑠𝑏𝑣′−𝑠𝑏1

′ [9]

En appliquant l'interpolation linéaire [tableaux région saturée] :

𝑠𝑏𝑙′ = 𝑠𝑙 { 𝑇𝑏 = 52°𝐶}

𝑠𝑏𝑙′ = 0.72944 (𝑘𝐽𝑘𝑔. 𝐾⁄ )

𝑠𝑏𝑣′ = 𝑠𝑣 { 𝑇𝑏 = 52°𝐶}


33


𝑠𝑏𝑣′ = 8.04122 (𝑘𝐽𝑘𝑔. 𝐾⁄ )

On remplace dans l'équation [9] on aura :

𝑥 =7.027 − 0.72944

8.04122 − 0.72949= 0.86

Calcul d'enthalpie massique hb′ :

ℎ𝑏′ = 𝑥ℎ𝑏𝑣′ + (1 − 𝑥)ℎ𝑏𝑙′ [10]

A partir l'interpolation linéaire [tableaux région saturée] :

ℎ𝑏𝑣′ = ℎ𝑣 { 𝑇𝑏 = 52°𝐶}

ℎ𝑏𝑣′ = 2589.2 (𝑘𝐽𝑘𝑔. 𝐾⁄ )

ℎ𝑏𝑙′ = ℎ𝑙 { 𝑇𝑏 = 52°𝐶}

ℎ𝑏𝑙′ = 217.6 (𝑘𝐽𝑘𝑔. 𝐾⁄ )

On remplace dans [10], on aura :

ℎ𝑏′ = 0.86 ∗ 2589.2 + (1 − 0.86)217.6

ℎ𝑏′ = 2257.18 (𝑘𝐽

𝑘𝑔⁄ )

Calcul l'enthalpie massique hb :

𝜂𝑖𝑠 =ℎ𝑏−ℎ𝑎

ℎ𝑏′−ℎ𝑎 [11]

ℎ𝑏 = 𝜂𝑖𝑠(ℎ𝑏′ − ℎ𝑎) + ℎ𝑎 [12]

donc, on aura:

ℎ𝑏 = 0.9 (2257.18 − 3661.3) + 3661.3

ℎ𝑏 = 2397.59 (𝑘𝐽𝑘𝑔⁄ )

𝑃𝑏 = 𝑝{𝑇𝑏 = 52°𝐶 }

𝑃𝑏 = 0.13697 𝑏𝑎𝑟


34


Point (s) de soutirage :

ℎ𝑠 = ℎ{𝑃𝑎 = 4.5𝑏𝑎𝑟, 𝑇𝑎 = 200°𝐶 }

En appliquant l'interpolation linéaire [tableaux région vapeur surchauffée]:

ℎ𝑠 = 2862 (𝑘𝐽

𝑘𝑔⁄ )

Point (c) à la sortie d'ACC :

ℎ𝑐 = ℎ𝑙{𝑇𝑐 = 52°𝐶 }

ℎ𝑐 = 216.6 (𝑘𝐽

𝑘𝑔⁄ )

𝑝𝑐 = 0.1369𝑏𝑎𝑟

Point (d) à la sortie de la pompe :

ℎ𝑑 = 𝑣(𝑝𝑑 − 𝑝𝑐) + ℎ𝑐 [13]

A partir l'interpolation linéaire [tableaux région saturée]

𝑣𝑐 = 𝑣𝑙{𝑇𝑐 = 52°𝐶 }

𝑣𝑐 = 1.013 ∗ 10−3 (𝑚3

𝑘𝑔⁄ )

D'après [13], on a :

ℎ𝑑 = 1.013 (7 − 0.1369) + 217.6)

ℎ𝑑 = 224.55 (𝑘𝐽𝑘𝑔⁄ )

Point (L) à la entrée de DEA :

ℎ𝐿 = ℎ𝑙 {𝑇𝐿 = 140°𝐶 }

ℎ𝐿 = 589 (𝑘𝐽𝑘𝑔⁄ )

Point (e) à la sortie de DEA :

ℎ𝑒 = ℎ𝑙 {𝑃𝑒 = 4.5𝑏𝑎𝑟 }

En appliquant l'interpolation linéaire [tableaux région saturée]


35


ℎ𝑒 = 619.83 (𝑘𝐽𝑘𝑔⁄ )

Point (n) à la sortie de DEVA :

ℎ𝑛 = ℎ𝑣 {𝑃𝑒 = 4.5𝑏𝑎𝑟 }

A partir interpolation linéaire [tableaux région saturée]

ℎ𝑛 = 2740.84 (𝑘𝐽

𝑘𝑔⁄ )

Point (f) à la sortie d'ECO2 :

ℎ𝑓 = ℎ𝑙 {𝑇𝑓 = 275°𝐶 }

ℎ𝑓 = 1210 (𝑘𝐽

𝑘𝑔⁄ )

Point (g) à la sortie de DR :

ℎ𝑔 = ℎ𝑣 {𝑇𝑔 = 300°𝐶 }

ℎ𝑔 = 2749 (𝑘𝐽𝑘𝑔⁄ )

II Hydrogène

II.1. Propriétés de l’hydrogène

II.1.1. Propriété physique

Dans les conditions normales de température et de pression, l'hydrogène est un gaz moléculaire de

formule H2 avec une densité de 0.09kg/m3. À très basse pression et très haute température

l'hydrogène est un gaz monoatomique de formule H. Il est incolore et inodore, de masse atomique

1.007975g. Il est aussi très volatile et très inflammable en contact avec l’oxygène.

En dessous de 20.28K à pression atmosphérique, il devient liquide sous la masse volumique de

70.973kg/m3.

On obtient son état solide à la température de 14.01K, soit -259.14°C.

L'hydrogène métallique est une phase de l'hydrogène survenant lorsqu'il est soumis à une très

forte pression et à de très basses températures.

Son point d’ébullition se trouve aux alentours de -253°C.

Il a un coefficient de diffusion dans les métaux de 0.3*10(-12) m2/s

https://fr.wikipedia.org/wiki/Gaz_monoatomique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Phase_(thermodynamique)

https://fr.wikipedia.org/wiki/Pression

https://fr.wikipedia.org/wiki/Temp%C3%A9rature


36


II.1.2. Propriété chimique

L'hydrogène est l'élément chimique de numéro atomique 1, de symbole H. Il présente trois isotopes

connus : le protium stable 1H qui est le plus abondant su Terre, le deutérium stable 2H et le tritium

instable qui est uniquement présent dans les explosions nucléaires. L'hydrogène peut avoir

les nombres d'oxydation 0 (dihydrogène H2 ou hydrogène métallique), +I (dans la plupart de

ses composés chimiques) et –I (dans les hydrures métalliques). L'hydrogène est un

élément électropositif, fréquemment ionisé à l'état H+ ou H3O+. Mais il forme aussi des liaisons

covalentes, notamment dans l'eau et la matière organique.

L'atome d'hydrogène peut perdre son unique électron pour donner l'ion H+, désigné couramment par

le nom de proton. En effet l'atome qui a perdu son seul électron est réduit à son noyau, et dans le cas

de l'isotope le plus abondant 1H, ce noyau n'est constitué que d'un proton. Cette appellation n'est

pas rigoureusement correcte si l'on tient compte de la présence, certes discrète (inférieure à 0,02 %),

des autres isotopes. L'appellation hydron est plus générale (on dit aussi ion hydrogène, malgré la

confusion possible avec l'anion H–). Son rayon est très petit : environ 1,5 × 10−15 m contre 5

× 10−11 m pour l'atome.

II.1.3. Propriété énergétique

Cette molécule est fortement énergétique puisque il dégage 120.5 MJ/kg d’hydrogène. A titre de

comparaison, l’essence dégage seulement 47.3MJ/kg. En effet, selon le tableau 2 suivant,

Tableau 2 Energies de liaison (en kJ/mol) (* : dans le CO2 ; ** : dans les aldéhydes et les cétones)

D’après la réaction de combustion de l’hydrogène 2H2 +O2 = 2 H2O, on remarque dans 2 moles

d’hydrogène il y a 2 liaisons H-H, dans 1 mole d’oxygène il y a 1 liaison O=O, dans 2 moles d’eau il y a

4 liaisons O-H. Alors, dans le mélange hydrogène + oxygène (3 moles), il y a 1358 kJ d’énergies de

liaison, puis dans les molécules d’eau produites (2 moles de vapeur), il y a 1840 kJ d’énergies de

liaison. Ainsi, la réaction est exothermique, et elle produit un excès de chaleur de 482 kJ pour 2

https://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89l%C3%A9ment_chimique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Num%C3%A9ro_atomique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Liste_des_%C3%A9l%C3%A9ments_chimiques

https://fr.wikipedia.org/wiki/Nombre_d%27oxydation

https://fr.wikipedia.org/wiki/Dihydrog%C3%A8ne

https://fr.wikipedia.org/wiki/Hydrog%C3%A8ne_m%C3%A9tallique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Compos%C3%A9_chimique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Hydrure

https://fr.wikipedia.org/wiki/%C3%89lectropositif

https://fr.wikipedia.org/wiki/Liaison_covalente

https://fr.wikipedia.org/wiki/Liaison_covalente

https://fr.wikipedia.org/wiki/Eau

https://fr.wikipedia.org/wiki/Mati%C3%A8re_organique

https://fr.wikipedia.org/wiki/Proton

https://fr.wikipedia.org/wiki/Hydron


37


moles d’hydrogène, soient 241 kJ par mole de H2. Cela équivaut à 120,5 kJ/g, donc 120,5 MJ/kg

d’hydrogène.

Voici un tableau récapitulatif de ses différentes propriétés :

Propriétés Valeur numérique

PCI (Pouvoir calorifique inférieur)

10 800 kJ/Nm3

119 930 kJ/kg (gaz naturel : 50 020kJ/kg)

3.00 kWh/Nm3

33.33 kWh/kg

PCS (Pouvoir calorifique supérieur : inclut

l’énergie de la vapeur d’eau)

12 770 kJ/Nm3

141 860 kJ/kg

3.55 kWh/Nm3

39.41 kWh/kg

Densité gazeuse à 20,3K 1.34 kg/m3

Densité gazeuse à 273K 0.08988 kg/Nm3 (gaz naturel 0.6512 kg/Nm3)

Densité liquide à 20.3K 70.79 kg/m3

Chaleur spécifique (Cp) 14 266 J/kg.K (293K)

Chaleur spécifique (Cv) 10 300 J/kg.K

Conductivité thermique du gaz 0.1897 W/(m.K)

Chaleur d’évaporation 445.4 kJ/kg

Energie théorique de liquéfaction 14 112 J/g (3.92kWh/kg)

Electronégativité (Pauling) 2.1

Masse atomique 1.0079

Constante du gaz 4 124.5 J/kg.K

Température de solidification 14.01K

Température d’ébullition (à 1013 mbar abs.) 20.268K

Température critique 33.30K

Température d’auto inflammation dans l’air 858K (gaz naturel 813K)

Température de flamme dans l’air à 300K 2 318K (gaz naturel 2 148K)

Limites d’inflammabilité dans l’air (vol %) 4-75 (gaz naturel 5.3-15)

Limites de détonation dans l’air (vol %) 13-65 (gaz naturel 6.3-13.5)

Energie minimale d’inflammation (µJ) 20 (gaz naturel 290)

Energie explosive théorique (kg de TNT/m3 de

gaz) 2.02 (gaz naturel 7.03)


38


Propriétés Valeur numérique

Surpression de détonation (mélange

stœchiométrique) 14.7 bars (gaz naturel : 16.8 bars)

Coefficient de diffusion dans l’air 0.61 cm²/s (gaz naturel 0.16)

Vitesse de flamme dans l’air 260 cm/s (7 fois le gaz naturel)

Vitesse de détonation dans l’air 2.0 km/s (gaz naturel 1.8 km/s)

Mélange stœchiométrique dans l’air (vol) 29.53% (gaz naturel 9.48%)

Tableau 3 Récapitulatif des différentes propriétés de l’hydrogène

II.2. Obtention de l’hydrogène

L’hydrogène est un des molécules les plus abondants sur Terre. Il peut se présenter sous différentes

formes : dihydrogène simple, hydrogène métallique, hydrures métalliques. Il existe plusieurs

procédées pour obtenir de l’hydrogène sous forme gazeux, quelques fois liquide. Citons ici le

craquage de l’eau, l’électrolyse, reformage à sec d’hydrocarbures, vaporeformage du gaz naturel

- Le craquage de l’eau : un procédé d’obtention d’hydrogène et d’oxygène, en dissociant par la

chaleur les atomes composant la molécule d’eau. C’est une réaction thermochimique

commençant à haute température (850 à 900°C) et se complète vers 2500°C.

- L’électrolyse : un procédé qui vise à réaliser des réactions chimiques grâce à une activation

électrique. Elle permet la séparation d’éléments ou la synthèse de composées chimiques.

Dans notre cas, elle est utilisée pour rompre les liaisons atomiques de l’hydrogène et de

l’oxygène.

- Le reformage à sec d’hydrocarbure : c’est une réaction chimique endothermique qui vise à

briser les liaisons atomiques des hydrocarbures pour former du dihydrogène. La réaction de

reformage du méthane est donnée par : CH4+ CO2 2CO + 2H2 avec ∆H=247 kJ/mol

- Le vaporeformage du gaz naturel : il consiste à faire réagir le gaz naturel avec de la vapeur

d’eau en présence d’un catalyseur (souvent du nickel). Ce procédé a lieu à haute

température (850 à 900°C). La réaction se produit comme suit : CH4 + H2O CO + 3H2 avec

∆H=206.2 kJ/mol. Le vaporeformage des hydrocarbures est une méthode fortement utilisée

pour produire de l’hydrogène.

II.3. Générateur HHO

II.3.1. Paramètre de l’électrolyse

L’électrolyse de l’eau est une réaction électrochimique qui vise à séparer la molécule d’eau en deux

gaz soit l’hydrogène et l’oxygène. La cellule électrolytique est constituée de deux électrodes,

habituellement en métal inerte. Cette réaction est produite lorsqu’un courant continu se déplace de

l’anode à la cathode en passant par l’eau. En fait, L’eau introduite dans l’électrolyseur doit être la


39


plus pure possible car les impuretés demeurent dans l’appareil et s’accumulent au fil de l’électrolyse.

Elles finissent par perturber les réactions électrolytiques par :

- formation de boues ;

- action des chlorures (les halogénures en général) qui détruisent la protection par nickelage

ou le nickel massif des anodes.

L’électrolyse nécessite environ 1,23 volt pour se faire à la température de 25°C. En effet, les

équations suivantes montrent les potentiels au niveau des électrodes.

Anode (oxidation): 2 H2O(l) → O2(g) + 4 H+(aq) + 4e− Eo = +1.23 V

Cathode (réduction): 2 H+(aq) + 2e− → H2(g) Eo = 0.00 V

La différence de potentiel d’une cellule d’électrolyseur est donné par :

Eocellule = Eo

cathode − Eoanode = −1.23 V à 25 °C sous un pH 0

Démonstration de la tension de décomposition :

L’équation de Nernst démontre la tension de décomposition réversible sous la forme :

𝐸𝑟𝑒𝑣 = 𝐸0 +𝑅𝑇

2𝐹𝑙𝑛

𝑃𝐻2𝑃𝑂21/2

𝑎𝐻2𝑂 [13]

Avec R constante molaire des gaz (= 8,314 4 J · mol–1· K–1),

T(K) température thermodynamique,

F constante de Faraday (= 96 487 C · mol –1),

E0(V) tension de décomposition réversible dans les conditions normales (0°C,

pression atmosphérique),

PH2 =PO2=P(Pa) pression de service de l’électrolyseur,

aH20 activité de la solution ;

D’où,

𝐸𝑟𝑒𝑣 = 𝐸0 +3𝑅𝑇

4𝐹𝑙𝑛𝑃 −

𝑅𝑇

2𝐹ln 𝑎𝐻2𝑂 [14]

A température ambiante de 20°C, on a :

𝐸𝑟𝑒𝑣 = 1.233 + 0.0435𝑙𝑛𝑃 [15]

Cette tension de décomposition réversible s’établit donc à 1.229V dans les conditions normales.


40


D’après le diagramme de Pourbaix, cette différence de potentiel entre l’anode et la cathode reste

inchangée pour toute valeur de pH de l’eau.

Figure 32 Diagramme de Pourbaix sur l’électrolyse de l’eau

Pour de meilleurs résultats, un ajout d’électrolyte dans l’eau est nécessaire, car l’eau pure n’est

pratiquement pas conductrice donc la réaction est très lente. Par exemple, en utilisant de

l’hydroxyde de potassium, la concentration variable en fonction de la température de

fonctionnement est :

- de 25 % en masse pour une température de 80 à 90°C ;

- de 30 à 35 % à 120°C ;

- de 40 % à 160°C.

L’électrolyte est une substance conductrice possédant des ions en mouvements. Les ions permettent

au courant de voyager plus rapidement entre les électrodes. De plus, tous les matériaux conducteurs

peuvent être pris comme électrode, mais ils ne sont pas tous efficaces. Par exemple, le cuivre ou

encore le fer sont de mauvais matériaux, car ce sont des matériaux qui s’oxydent facilement.

L’électrolyse augmente l’effet d’oxydation. Il est donc beaucoup plus avantageux d’utiliser des

matériaux comme l’acier inoxydable, l’aluminium, la platine ou l’or qui rouillent très peu ou pas.

La réaction se produit comme suit : Le courant électrique dissocie la molécule d'eau (H2O) en

ions hydroxyde HO– et hydrogène H+ : dans la cellule électrolytique, les ions hydrogène acceptent

des électrons à la cathode dans une réaction d'oxydoréduction en formant du dihydrogène gazeux


41


(H2), selon la réaction de réduction : 2H+ + 2e- = H2(g) , alors qu'une oxydation des ions hydroxyde,

qui perdent donc des électrons, se produit à l'anode afin de fermer le circuit électrique (équilibre de

la réaction chimique en charges) : 2H2O(l) = O2(g) + 4H+(aq) + 4e-.

Ce qui donne l’équation de décomposition par électrolyse suivante:

2H2O (l) = 2H2 (g) + O2 (g)

La quantité de matière de dihydrogène gazeux produite est donc deux fois celle de dioxygène. Selon

la loi d’Avogadro, le volume récupéré de dihydrogène produit est aussi deux fois plus important que

celui de dioxygène.

II.3.2. Aspect cinétique de l’électrolyse de l’eau

La tension de cellule réelle d’un électrolyseur s’exprime comme suit :

𝐸 = 𝐸𝑟𝑒𝑣 + 𝜂𝑎 + 𝜂𝑐 + ℛ𝐽 [16]

Avec 𝜂𝑎(V) surtension anodique,

𝜂𝑐(V) surtension cathodique,

ℛ(Ω.cm2) résistance globale (ou chute ohmique du diaphragme, épaisseur des

compartiments, effet d’écran des bulles),

𝐽(A/cm2) densité de courant

Voici un exemple de courbe montrant l’influence de la pression sur les paramètres de

fonctionnement de l’électrolyseur :

Figure 33 Influence de la pression sur les paramètres de fonctionnement de l’électrolyseur


42


La figure ci-dessous montre un exemple de répartition de la tension en fonction de la densité du

courant :

Figure 34 Répartition de la tension en fonction de la densité du courant

Les dégagements d’hydrogène et d’oxygène aux électrodes se trouvent facilités par l’action

catalytique de la surface de l’électrode. Et la turbulence engendrée par les bulles qui se dégagent et

la concentration élevée de l’électrolyte empêchent la polarisation de la solution. C’est-à-dire que la

solution est toujours malaxée et aucune concentration de particule ne se présente.

La loi de Tafel régit les surtensions et la tension d’une cellule s’exprime en fonction de la densité de

courant par :

E= a + b lg J + cJ [17]

Et les surtensions anodique et cathodique d’électrodes activées 𝜂𝑎 𝑒𝑡 𝜂𝑐 suivent une loi de type

𝜂 = 𝐴 + 𝐵 lg 𝐽 [18]

De ce fait, pour avoir la tension de cellule la plus basse possible pour une densité de courant donnée,

on doit voir les critères suivants :

- le choix du matériau des électrodes : pour réduire les pertes par surtension tout en préservant une

résistance suffisante à la corrosion


43


- la température maximale de fonctionnement : définie par le compromis entre la réduction des

surtensions et la tenue à la corrosion des électrodes

- la forme géométrique des électrodes : pour permettre l’évacuation des bulles formées en dehors du

champ électrique de l’électrolyse

- le malaxage ou la circulation de l’électrolyte : pour éviter les différences de concentration entre les

compartiments anodique et cathodique, à la fois pour favoriser le dégagement de la chaleur par effet

Joule et pour stabiliser la température à l’entrée et à la sortie d’une cellule d’électrolyse

- la concentration de l’électrolyte : pour optimiser la conductivité électrique à une température

donnée

- le traitement des surfaces des électrodes : aussi pour réduire les surtensions grâce à un

accroissement de la surface active

- le diaphragme : pour limiter au maximum la chute ohmique, donc un diaphragme fin, de porosité

de faible diamètre et de nombre élevée

Voici une illustration du rendement de l’électrolyseur lors des temps des premiers appareils

industriels.

Figure 35 Rendement des premiers électrolyseurs

Rappelons que 1Nm3 = 1m3 de gaz mesuré à 0°C et à pression atmosphérique

II.3.3. Type de générateur de gaz HHO

Il existe deux types d’électrolyseur : l’électrolyseur à cellule sèche et l’électrolyseur immergé. Ces

deux procédés possèdent chacun leurs avantages et inconvénients.

L’électrolyseur à cellules sèches met en disposition deux ou plusieurs électrodes au milieu desquels

est introduit l’électrolyte. Le tout est étanchéifié avec un joint entre chaque électrode. L’extraction


44


des gaz se fait par des orifices faits au préalable sur les électrodes. Voici un exemple de cellules

sèches.

Figure 36 : Cellule sèche

Non seulement il a l’avantage de nécessiter un volume d’électrolyte minimal juste pour remplir les

espaces entre plaques mais les câblages électriques nécessaire ne sont pas en contact avec

l’électrolyte, voici pourquoi l’appellation cellule sèche. Seules les plaques d’électrodes et les jointures

sont donc exposées aux réactions chimiques au cours de l’électrolyse. De plus, l’électrolyseur à

cellule sèche est compact et peu encombrant. Le seul inconvénient de cette configuration est que la

surface fonctionnelle de l’électrode est limitée par celle des jointures utilisées.

L’électrolyseur immergé comme son nom l’indique est l’ensemble de deux ou plusieurs électrodes

immergé dans une solution électrolytique. Il peut avoir une forme cylindrique, rectangulaire ou

hélicoïdale. Un contenant scelle le tout hermétiquement et par lequel un orifice sert à extraire les

gaz. Il a l’avantage d’exploiter toute la surface des électrodes mais les câblages sont soumis eux aussi

aux réactions chimiques de l’électrolyse. De plus, le générateur devient plus imposant et plus lourd.


45


Figure 37 Electrolyseur immergé

Dans ces deux types d’électrolyseur, on peut encore utiliser deux structures différentes :

- La structure utilisant des électrodes monopolaires dans laquelle chaque anode est connectée au

pôle positif, chaque cathode au pôle négatif. Cette disposition peut être branchée en série ou en

parallèle et implique l’utilisation d’une source d’alimentation de faible tension mais de forte

intensité. De plus elle engendre une chute ohmique importante.

- La structure utilisant des électrodes bipolaires dans laquelle chaque électrode est cathode sur une

face et anode sur l’autre face. Il n’existe plus de liaison externe entre électrode et la conduction se

déroule à l’intérieur même de l’électrode au travers de son épaisseur. Ainsi, la chute ohmique

devient minimale. Mais cette structure nécessite des électrodes de forte résistance à la corrosion.


46


Figure 38 : Structure monopolaire

Figure 39 : Structure bipolaire

II.3.4. Valeur énergétique du gaz HHO

Tout d’abord, la chaleur mise en jeu lors d'une réaction chimique effectuée à température et

pression constante, correspond à la variation de la fonction d'état enthalpie : ΔH. Cette différence

d’énergie, exprimée en kilojoules par mole, peut-être :

- Positive (endothermique)

- Négative (exothermique)

- Nulle (athermique).


47


Plus une réaction est exothermique plus elle produit des substances énergétiquement stables par

rapport aux réactifs. L'oxygène et l'hydrogène réagissent spontanément pour former de l'eau

(réaction exothermique). Par contre, la réaction inverse, c'est-à-dire transformer l'eau en hydrogène

et en oxygène requiert une certaine quantité de chaleur (endothermique).

Le rendement du générateur HHO est le rapport entre l’énergie fournie par le gaz HHO et l’énergie

nécessaire pour l’électrolyse. L’énergie obtenue est le produit de la réaction de dissociation de l’eau

(H2O) : 2 H2O (l) → 2 H2 (g) + O2(g) - 285.84. Cette réaction exothermique libère une enthalpie de

285.85kJ/mol. D’où la valeur énergétique du gaz HHO produit est de :

285.85Kj/mol * nombre de mol de gaz HHO obtenu par la loi des gaz parfait dans les CNTP. Tandis

que l’énergie nécessaire pour l’électrolyse est donnée par la puissance consommée par le

générateur.

PARTIE III ETUDE

SUR LA CONCEPTION

ET RESULTATS

PARTIE III ETUDE SUR LA CONCEPTION ET RESULTATS

49


I Etude du prototype du générateur HHO

Pour rester sur un coût convenable et obtenir un rendement de production de HHO optimal suivant

les moyens à disposition, notre étude s’est basée sur la base de calcul précédente. Cette dernière

nous a permis de proposer le modèle suivant, conçu sous SolidWork.

Figure 40 : Modélisation en perspective éclatée de notre modèle

Il est composé de 19 plaques d’acier inoxydable dont dix électrodes et neufs plaques de neutre. Il a

été agencé de façon à la fois bipolaire et monopolaire monté en parallèle. En effet, tandis que les

électrodes sont en structure monopolaire, les plaques de neutres suivent la structure bipolaire du

fait qu’ils jouent le rôle d’interstice entre deux électrodes. On a assemblé le tout avec deux plaques

de plexiglass à chaque extrémité ensuite maintenu l’ensemble par deux plaques d’acier.

Figure 41 Dessin de la disposition des électrodes


50


I.1. Divers calculs

D’après ce qu’on a vu plutôt dans l’ouvrage, la différence de potentiel nécessaire dans une cellule est

de 1.23V. Par contre, l’énergie de démarrage, la diffusion des ions de la réaction, la résistance des

câblages et des électrodes, le fine film d’eau à la surface des électrodes, la formation des bulles au

niveau des surfaces, tous ces facteurs réunis conduisent à utiliser un surpotentiel que nous allons

montrer plus bas.

Rappelons que, à 25°C et à la pression atmosphérique, la tension nécessaire à la dissociation des

molécules de dihydrogène et d’oxygène est de 1.23V. Aussi, le coefficient d’évolution de cette valeur

par rapport à la température est de -0.85mV/K, ce qui veut dire qu’à 100°C, la tension de dissociation

nécessaire est de 1.17V.

D’où, d’après ces données, on peut calculer l’énergie spécifique nécessaire pour dissocier

l’hydrogène à 25°C comme suit :

L’énergie nécessaire pour détacher 1kg d’hydrogène gazeux.

𝑊𝐻2 =𝑈∗𝑄

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒 𝑑𝑒 1 𝐾𝑔 𝑑𝑒 𝐻2 [18]

Q = z.F.M = 2 x 96487 x 0.5=96487As/mol=26801 Ah/kg

Avec F : constant de Faraday [C/mol]

Comme le volume de 1kg de H2 à condition normale de la température et de pression est de 12474 l,

l’énergie requise pour produire 1l d’hydrogène est :

WH2=26801 x 1.23/12474 = 2.64Wh/l

Notons que le volume molaire d’un gaz parfait est de 22.4 litres à la pression atmosphérique et à 0°C.

Mais à la température ambiante de 20°C, cette valeur est de 24.05 litres.

Or, la loi d'Avogadro stipule qu’à pression et température donnée, tous les gaz parfaits ont le même

volume molaire.

Et, selon la loi de Dalton, à température T et volume V donnés, chacun des N constituants d'un

mélange de gaz parfaits se comporte comme s'il était seul.

D’où, on peut appliquer la formule donnant le volume molaire d’Avogadro de l’HHO comme suit :

1 l HHO (Patm, 20°C) = Xmol * 24.05

Xmol=1/24.05=0.0415


51


L’énergie produite par 1l de gaz HHO est donc:

Q1L HHO produite= 286KJ/mol * 0.0415 = 11.891 KJ

En utilisant la première loi de Faraday sur l’électrolyse, qui énonce que la quantité de substance

libérée lors de l’électrolyse à une électrode est proportionnelle au temps et au courant électrique, on

peut utiliser la formule suivante :

V= 𝑅∗𝐼∗𝑇∗𝑡

𝑃∗𝐹∗𝑧 [19]

Où V : volume de gaz HHO en litres par cellule

R : constante des gaz parfait = 0.082L.atm/mol.K

I : intensité du courant en Ampère

T : température de la solution en K

t : temps de fonctionnement en seconde

P : pression de l’électrolyse (= pression atmosphérique)

F : constante de Faraday = 96485.31 C/mol ou As/mol

z : nombre d’excès d’électron (2 pour l’hydrogène et 4 pour l’oxygène)

Puis, d’après la loi de Faraday sur l’électrolyse, l’intensité du courant la plus effective est

sensiblement égale à 0.1A/cm2 par cellule. Notre électrode est limitée par une jointure de 22 cm de

diamètre, donc de 379.94cm2 de surface, la surface utile est de 379.94 soustrait de la surface

d’évacuation des gaz de 75cm2. D’où la surface utile est de 303.96cm2. L’intensité par cellule est

donc de 30.39A

VH2+VO2=0.0820∗30.3∗298∗3600

96485.31∗1∗2+

0.0820∗30.3∗298∗3600

96485.31∗1∗4= 13.812874𝐿/ℎ + 6.906437𝐿/ℎ = 20.7193𝐿/ℎ

Pour notre modèle donc, de 18 cellules, la production de gaz HHO est de 372.9476L/heure.

I.2. Organes nécessaires pour l’utilisation du générateur

- Le bulleur :

C’est un récipient rempli d’eau ou parfois de solution acide placé juste à la sortie du gaz HHO. Il a

pour rôle principale de condenser les éventuelles vapeurs d’eau contenus dans le gaz et aussi de

retenir les particules basiques du gaz. Par sa conception, il joue aussi le rôle de protection anti-retour

de flamme vers le générateur. A sa sortie, le gaz HHO est en légère surpression par rapport à la

pression atmosphérique du fait du poids de l’eau dans le récipient.


52


Figure 42 : Bulleur

- L’anti-retour :

C’est un tube de métal divisé en plusieurs parties. Les extrémités sont remplies de mousses

synthétiques faits en polymère : le polypropylène expansé. Puis succédées par des microbilles d’acier

inoxydables de diamètre inférieur à 1mm. Ensuite, à son centre, le tube est rempli de laine d’acier

inoxydable. Il a pour rôle de filtre antiretour de flamme.

Figure 43 : Anti-retour de flamme

Sortie du gaz

PPE Microbille d’acier Laine d’acier

Entrée du gaz


53


II Etude de la chaudière

L'industrie utilise couramment la vapeur comme énergie nécessaire à la réalisation de nombreux et

variés procédés. La vapeur est un fluide caloporteur disponible en grande quantité, facilement

transportable et non toxique. La production de vapeur demande l'utilisation d'un combustible et

l'utilisation d'un générateur de vapeur (chaudière). De plus la production de vapeur couplée à une

turbine électrique permet 75% de la production mondiale d'électricité.

L'objectif de cette section est de condenser les notions nécessaires pour la compréhension des

mécanismes de transfert de chaleur dans les chaudières et de présenter les calculs thermiques

fondamentaux.

II.1. Historique

L'intérêt de l'homme pour la machine à vapeur apparaissait très tôt. Les premiers travaux remontent

à l'antiquité avec l'invention du premier moteur à vapeur à réaction par Héron d'Alexandrie.

Figure 44 : Moteur à vapeur par Héron Alexandrie

Cette invention (figure 44) resta une expérience sans réelle application. Il faut attendre les travaux de

James Watt en 1780 pour voir les applications industrielles. James Watt améliora les machines à

vapeur en permettant la régulation de la rotation de la roue (figure 45). Il déposa un brevet pour la

première locomotive à vapeur. Il met lui-même au point le principe mécanique bielle et arbre à came

ainsi que le cylindre à double action où la vapeur entraîne le piston à la descente et à la remontée. Ce

qui augmente significativement les puissances des machines. Il invente aussi une nouvelle unité de la

mesure de la puissance, le cheval vapeur.

Mais il faudra attendre 1800 et l'expiration des brevets de James Watt pour voir apparaître les

générateurs à vapeur haute pression.


54


Figure 45: La machine à vapeur de James Watt

La machine à vapeur (figure 45) a permis la première révolution industrielle, en permettant de

fournir la puissance au travail de l'homme et le déplacement des biens. Mais, elle a été remplacée

aujourd'hui par le moteur à explosion, le moteur électrique et la turbine. L'utilisation de la turbine

est très répandue pour la production d'électricité.

Depuis 1850, la construction des chaudières à vapeur et leurs utilisations a fourni de larges

connaissances expérimentales. La recherche sur la combustion, les matériaux et la régulation ouvre

un vaste domaine de recherche.

II.2. Rappel sur le fonctionnement d'un générateur de vapeur

Le principe de fonctionnement des chaudières à vapeur fait appel aux connaissances de

thermodynamique et de transfert de chaleur. On peut facilement faire l'analogie avec une casserole

remplie d'eau au contact d'une source de chaleur.

Ainsi l'eau contenue dans la casserole élève sa température jusqu'à sa température d'évaporation

(ébullition); puis, elle change de phase et devient vapeur. La température de changement de phase

correspond à l'état saturé de l'eau, elle est fonction de la pression du système. À la pression

atmosphérique, l'eau s'évapore à 100°C.

La température de l'eau augmente par échange de chaleur et diminue lentement de densité. Ensuite,

la température et la pression sont conservées et l'eau diminue de densité de façon significative pour

changer de phase. Dans certaines chaudières, on souhaitera une vapeur surchauffée, ou encore

appelée vapeur sèche. Le calcul de l'énergie nécessaire à l'évaporation peut se faire avec la

différence des enthalpies et les chaleurs spécifiques (constante).

q = Cp*∆T12+∆L23+Cp*∆T34 [19]

L'équation [19] représente la chaleur (ou flux) nécessaire pour chauffer (∆T12), évaporer (∆L23), et

surchauffer (∆T34) 1kg d'eau.


55


Les modes de transfert de chaleur, dans une chaudière à vapeur par ordre d'importance sont le

rayonnement, la convection et la conduction. Dans un premier temps, la combustion prenant place

dans le foyer dégage une forte quantité de chaleur, matérialisée par une flamme, qui est transférée

par rayonnement. Puis les fumées chaudes parcourent la chaudière en transférant leurs potentielles

énergétiques à l'eau par convection et conduction à travers les tubes.

II.3. Classification et caractérisation des différents types de chaudières

On retrouve deux principaux types de générateur de vapeur (tube d'eau et tube de fumées). La

conception de certaines chaudières est le résultat d'un mélange entre les deux principaux types,

appelés « chaudières hybrides ».

II.3.1. Chaudières à tube d'eau

Ce sont les chaudières les plus utilisées dans les centrales thermiques. Elles permettent grâce à leurs

configurations d'atteindre des pressions plus élevées nécessaires à la production d'électricité. La

pression dans les tubes est égale à la pression du mélange diphasique à l'intérieur de ces derniers. En

effet, la force par mètre de longueur s'appliquant à l'intérieur d'un tube de diamètre di, peut s'écrire

de la façon suivante :

F = di*P [20]

L'équation [20] montre que pour une même pression dans un générateur de vapeur (tubes), la force

s'appliquant à l'intérieur des tubes augmente avec le diamètre. De plus, si on suppose que le tube est

assemblé par deux zones de contact identiques représentant le point de rupture, on peut écrire :

F = 2*e*L*τ [21]

L'équation [21] montre la limite mécanique du tube. Les équations [20] et [21] sont égales car la

force dans le tube et celle qui provoquera la rupture au point de contact sont de même intensité. On

peut ainsi écrire l'expression de la contrainte mécanique :

τ =𝑃∗𝑑1

2𝑒 [22]

L'équation [22] définit l'expression de la contrainte mécanique pour un tube soumis à une pression

intérieure. Ce qui se traduit par une augmentation de la contrainte mécanique avec une

augmentation du diamètre du tube pour une même pression. Alors une chaudière à tube d'eau est

idéalement conçue pour fonctionner à haute pression (45 à 200bars).


56


L'appellation « tube d'eau » qui les caractérise provient du passage de l'eau dans une multitude de

tubes verticaux reliés ensemble par des ailettes, qui sont exposés au foyer de combustion et à la

fumée chaude.

Figure 46: Chaudière à tube d'eau

La figure 46 montre le parcours des fumées à l'intérieur d'une chaudière à tube d'eau. On peut

remarquer que la surface contenant le plus de tubes est la chambre de combustion (flamme). La

production de vapeur (taux de vaporisation) est directement reliée à la surface d'échange avec la

source chaude. Les tubes sont réunis dans un tube de plus grand diamètre appelé ballon de vapeur.

Le ballon de vapeur contient une partie du mélange diphasique, soit la réserve tampon entre la

demande et la production de vapeur. La figure 47 montre l'échange de chaleur entre les fumées et

l'eau contenue dans les parois de la chaudière (tubes), et la circulation naturelle de l'eau à l'intérieur

de ce type de chaudière.

Figure 47 : Échange et circulation dans un générateur de type à tube d'eau


57


L'eau provenant du ballon de vapeur descend dans les tubes non chauffés et remonte dans les tubes

chauffés où l'eau se vaporise. Le mélange diphasique qui se forme dans ces tubes retourne au ballon

de vapeur où il est naturellement séparé. La vapeur peut ensuite quitter le système vers son

utilisation (procédé, turbine...). Ainsi cette quantité de vapeur (débit de vapeur produit) est

remplacée par une quantité d'eau (débit d'eau) égale au débit de vapeur produit. La circulation

naturelle s'établit par le jeu des différences de masse volumique des colonnes de fluide en présence,

l'un contenant de l'eau liquide et l'autre un mélange diphasique. Il résulte de ce principe que la

circulation est d'autant plus intense que la différence de masse volumique entre l'eau et la vapeur

est grande. L'évaporation prend place dans l'écoulement naturel des tubes chauffés.

II.3.2. Chaudières à tube de fumée

Ce sont les chaudières les plus courantes dans l'industrie. Leur conception ne permet pas d'atteindre

de haute pression, mais elles ont une grande réserve de vapeur et permettent d'absorber les

demandes du réseau sans observer une trop grande baisse de pression.

L'appellation « tube de fumée » provient de la conception. En effet, le parcours des fumées a lieu à

l'intérieur de tubes (contrairement au tube d'eau) qui traversent un réservoir cylindrique rempli

d'eau.

Figure 48 : Chaudière à tube de fumée

La figure 48 montre le parcours des fumées dans les tubes et on peut observer que la combustion

prend place au centre du générateur de vapeur. Les fumées font plusieurs détours avant d'évacuer le

générateur (figure 49).


58


Figure 49: Parcours des fumées

Le nombre de passages (figure 49) dans le générateur de vapeur améliore le rendement. La

température des fumées diminue avant de retourner à l'atmosphère et la surface d'échange est

augmentée.

La principale différence entre les chaudières à tube d'eau et à tube de fumée est la quantité d'eau à

l'intérieur de celles-ci. La circulation de l'eau est basée selon le même principe que les chaudières à

tube d'eau (naturelle) (figure 50).

Figure 50 : La circulation de l'eau dans une chaudière à tube de fumée

La différence de masse à l'intérieur de la chaudière donne lieu à un écoulement naturel, qui se fait de

l'intérieur vers l'extérieur du générateur de vapeur. La disposition des tubes est propre à chaque

constructeur et dépend de la puissance recherchée. On veut augmenter la turbulence à l'intérieur de

l'écoulement dans le but d'augmenter l'échange thermique.

L'évaporation se produit à la surface extérieure des tubes.

Il existe des constructions de chaudières dites hybrides. On retrouve une partie à tube d'eau autour

du foyer et un réservoir cylindrique de grosse taille, le ballon de vapeur.

Ce type de générateur de vapeur est souvent utilisé dans le cas d'un combustible solide. On y

retrouve des grandes surfaces d'échanges dans le foyer ainsi qu'une réserve de vapeur.


59


II.4. Notions de base des mécanismes de transfert de chaleur dans les générateurs de vapeur

Un générateur de vapeur est un mélange complexe des trois modes d'échanges de chaleur

(rayonnement, convection, conduction). La dominance des échanges par convection et rayonnement

diminue l'importance de la conduction. Dans un premier temps, les méthodes de calculs pour les

modes de transfert de chaleur sont présentées indépendamment. Dans un deuxième temps, les

méthodes de calculs sont combinées dans le but de faire un bilan global dans un générateur de

vapeur.

II.4.1. Rayonnement dans un générateur de vapeur

Une chaudière est chauffée par réaction chimique d'un gaz, d'un liquide ou d'un solide avec de l'air

dans la chambre de combustion. Cette réaction chimique donne naissance à une flamme et à des

produits de combustion (fumée). Dans une chambre de combustion (~1000°C) les gaz avec les

molécules à trois atomes participent de façon significative dans l'échange radiatif (CO2, H2O). La

couleur de la flamme provient des petites particules imbrûlées (liquide ou solide) dans les produits

de la réaction (fumées).

II.4.1.1. Calcul de la température adiabatique de la flamme

On suppose que l'énergie contenue dans les réactifs (carburant-comburant) de la combustion est

égale à l'énergie contenue dans les produits (fumées), soit une évolution adiabatique. De plus, on

considère les fumées comme un gaz parfait donc l'enthalpie est égale à la variation de température

multipliée par la chaleur spécifique des fumées. On obtient ainsi l'équation suivante :

mair.hair + mcomb.hcomb + mcomb.PCI = mgaz.CPgaz.(Tadb - Tref) [23]

Dans l'équation 23 on utilise une température de référence (~25°C), qui est la température de

l'ambiant. On utilise la chaleur spécifique des gaz de combustion à la température adiabatique de la

flamme. Ainsi un calcul par itération est nécessaire pour obtenir un équilibre dans l'équation [23].

Une valeur de la chaleur spécifique moyenne obtenue par expérience peut aussi être utilisée.

Le calcul de la température de flamme adiabatique existe seulement pour une absence totale de

travail, de variation d'énergie cinétique et potentielle. Étant donné ces hypothèses, il s'agit de la

température maximale qui peut être atteinte par la réaction; car toute perte de chaleur et toute

combustion incomplète aurait pour effet de diminuer la température de la flamme. Alors la flamme

atteint sa température maximale dans le cas d'un mélange stœchiométrique. Ce calcul est une bonne

approche et offre de bons résultats.

Une combustion stœchiométrique est un cas idéal, et la température de la flamme ne sera pas celle

calculée. On définit alors une température de rayonnement des gaz de combustion, qui correspond à


60


la température des molécules à trois atomes. Cette température se calcule par itération et sera

détaillé par la suite.

II.4.1.2. Calcul du flux échangé par rayonnement

Afin de calculer de façon précise l'échange de chaleur par rayonnement à l'intérieur de la chambre de

combustion, on utilise généralement la méthode de l'émissivité et d'absorptivité des gaz (H2O et

CO2) (équation [24]), Le calcul de l'émissivité des surfaces est aussi très important, car il dépend de la

géométrie qui modifie le facteur de forme et de l'encrassement qui modifie l'état de surface.

𝑄𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓é𝑟é = 𝐸𝑓𝑓 ∗ 𝐴 ∗ 𝜎 ∗ (𝜀𝑅(𝑇𝑔𝑎𝑧)4𝐾) [24]

L'équation [24] est une méthode développée par Hottel en 1954. Les particules participantes sont

celles à trois atomes. Le gaz carbonique et la vapeur d'eau sont importants en pratique car ils sont

présents en grande quantité dans les gaz de combustion.

Ceci signifie que ces gaz ont un certain coefficient d'absorption et d'émission, en fonction de leur

densité, température, pression et de la géométrie de l'enceinte.

Les gaz présents sont considérés comme étant des gaz parfaits, l'émissivité déterminée est une

émissivité moyenne pour toutes les longueurs d'ondes émises dans la chambre de combustion.

L'utilisation de cette méthode nécessite une analyse des fumées pour le cas étudié. Cette analyse est

souvent proposée en volume des gaz. Dans un premier temps, il faut déterminer la pression partielle

des gaz CO2 et H2O :

Pc = %CO2*Ptotal [25]

Pw = %H2O*Ptotal [26]

La chambre de combustion est ramenée à une longueur caractéristique (Lc) de la manière suivante :

𝐿𝑐 = 3.6 ∗𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒

𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒 [27]

Ensuite les résultats des équations [25] et [26] sont combinés avec l'équation [27] et utilisés dans le

graphique de l'émissivité du CO2 et H2O (annexe 1). L'annexe 1 détermine l'émissivité des particules

de H2O et CO2. Afin de déterminer le facteur de correction quand H2O et CO2 sont présents

ensemble dans un mélange de gaz, on utilise le graphique de correction de l'émissivité (annexe 2).

Ainsi l'émissivité du gaz s'obtient avec la combinaison des relations précédentes de la manière

suivante :


61


𝜀 g=𝜀c+𝜀w-∆S [28]

Ensuite, on détermine l'absorptivité du gaz. La démarche nécessaire pour la détermination de

I’absorptivité du gaz (H2O et CO2) est approximativement semblable. L'unique différence provient de

la correction avec la température de surface de la chambre de combustion. Ainsi, il est important de

retenir que I'absorptivité du gaz se détermine avec la température de surface. Dans le cas d'un

générateur, la température de surface est prise à la température de changement de phase de l'eau

dans les tubes. Il faut appliquer des corrections à chaque étape de la démarche afin de prendre en

compte la température de surface et non celle du gaz. L'équation [29] montre la correction à

apporter au calcul des pressions partielles pour le CO2 et la même correction pour H2O.

𝑃 = 𝑃𝑐 ∗ 𝐿𝑐 ∗𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒

𝑇𝑔𝑎𝑧 [29]

Nous utilisons la même table (annexe 1) vue précédemment mais la température utilisée sera celle

de la surface. On obtient ensuite un facteur de correction avec l'annexe 2 pour un mélange de gaz et

l'absorptivité du CO2 et du H2O dépend de l'émissivité précédemment calculée :

𝛼𝑐 = (𝑇𝑔𝑎𝑧

𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒)0.65 ∗ 𝜀𝑐 [30]

𝛼𝑤 = (𝑇𝑔𝑎𝑧

𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒)0.45 ∗ 𝜀𝑤 [31]

Puis l'absorptivité du mélange s'obtient de la même manière que pour l'émissivité :

𝛼g =𝛼c + 𝛼w - ∆ 𝛼 [32]

Dans le cas d'un corps noir (ε = 1), le flux transféré serait :

𝑄ℎ = 𝐴 ∗ 𝜎 ∗ [𝜀𝑔(𝑇𝑔𝑎𝑧)4𝛼𝑔(𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓𝑎𝑐𝑒)4𝐾] [33]

Dans le cas d'un corps gris le flux transféré serait :

𝑄 =𝜀𝑆+1

2∗ 𝑄ℎ [34]

L'émissivité de la surface est obtenue dans la littérature. Dans le cas d'un mur de tubes séparés par

des ailettes, le rayonnement d'un des deux corps ne tombe pas complètement sur l'autre, il y a

existence d'un facteur de forme. L'annexe 3 présente la démarche pour trouver ce facteur de forme.

Ainsi on rajoute le facteur de forme obtenu et on obtient l'équation [24].


62


II.4.2. Convection dans un générateur de vapeur

Les fumées issues de la réaction de combustion échangent de la chaleur le long des tubes jusqu'à la

sortie du générateur. En plus d'échanger par rayonnement, elles échangent par convection,

équation :

Q = h*A*∆T [35]

Le calcul du coefficient de convection (h) dépend des propriétés thermophysiques du fluide (fumée),

de la température, de la vitesse et de la géométrie. La démarche est présentée ici.

II.4.2.1. Calcul du coefficient d'échange par convection

Le calcul du coefficient d'échange par convection dépend du choix d'une température de référence

qui est la moyenne entre la température de surface et du fluide.

On commence par le calcul du nombre de Reynolds :

𝑅𝑒 =𝜌∗𝑉𝑚𝑎𝑥∗𝑑ℎ

µ [36]

Si le nombre de Reynolds est supérieur à 2300 à l'intérieur d'un tube, l'écoulement commence sa

transition de laminaire vers turbulent. Dans notre cas, l'écoulement est toujours (ou presque)

turbulent. Ensuite, on utilise une corrélation pour le nombre de Nusselt. Les corrélations dépendent

du type d'écoulement (laminaire, transitoire ou turbulent), de la géométrie et des températures. La

corrélation la plus satisfaisante pour les générateurs de vapeur dans le cas d'un écoulement dans un

conduit est l'équation de Colburn:

Nu = 0.023 * Re0,8* Pr0,43 [37]

L'équation [37] s'applique dans le cas d'un écoulement turbulent, sans considérations de coefficient

de friction et pour un écoulement complètement développé. Le nombre de Prandtl doit être compris

entre 0,7 et 160 et le nombre de Reynolds doit être supérieur à 10000. Enfin le coefficient de

transfert de chaleur par convection s'obtient de la manière suivante :

𝑁𝑢 =ℎ∗𝑑ℎ

𝑘 [38]

Ainsi on obtient le coefficient d'échange par convection le long d'une paroi. Ce qui est nécessaire

pour obtenir le coefficient d'échange par convection entre les fumées et les tubes d'eau. Selon la

forme des échangeurs (échangeur à tube, flux croisé, flux parallèle) la méthode présentée n'est plus

valable. Les corrélations pour la détermination du nombre de Nusselt sont disponibles pour la

plupart des géométries.


63


On présente par la suite, une méthode de calcul pour un surchauffeur de vapeur (figure 51) de type

tubulaire à flux croisé mais non mélangé. Pour déterminer les températures de sorties de deux

fluides, il faut déterminer les coefficients de transfert de chaleur respectif pour chaque fluide. Dans

un premier temps, le fluide passant à l'intérieur du surchauffeur bénéficie de la même analyse

présentée à la section II.4.2.1.

Figure 51: Disposition des tubes pour un surchauffeur

On détermine la vitesse maximale des gaz de combustion traversant l'échangeur :

𝑉𝑚𝑎𝑥 =𝑆𝑡

2(𝑆𝑑−𝑑)∗ 𝑉 [39]

avec (St) distance horizontale et (Sd) distance verticale. Ensuite, on peut calculer le nombre de

Reynolds avec l'équation [36]. La corrélation pour la détermination du nombre de Nusselt (annexe 4)

dépend du nombre de séries de tubes, si les séries de tubes sont en quinconces ou alignées et si le

nombre de Prandtl est compris entre 0,7 et 500

𝑁𝑢 = 𝐶 ∗ 𝑅𝑒𝑚𝑃𝑟𝑛(𝑃𝑟

𝑃𝑟𝑠)0.25 [40]

II.4.3. Conduction dans les générateurs de vapeur

La conduction dans un générateur est présente mais n'est pas dominante. Afin d'accroître la

précision des calculs, le calcul de la conduction dans la chambre de combustion est nécessaire dû à la

présence de réfractaire. Le réfractaire est un bon isolant, il est couramment utilisé pour la protection

des tubes proches des flammes. De plus, les pertes de chaleur d'une chaudière dépendent

directement de l'épaisseur d'isolation (conduction). On trouve des tables qui permettent d'évaluer

directement un pourcentage de la puissance totale perdue (annexe 5). La distribution du flux au

travers des tubes et du réfractaire est équivalente à deux murs superposés ce qui correspond à deux

épaisseurs et deux conductivités différentes, représenté à la figure 52.


64


Figure 52: Distribution de la température avec flux constant

La conduction au travers des tubes ne représente qu'une toute petite partie de l'échange total. Si on

met en équation la résistance totale au travers des tubes (figure 52), on obtient :

𝑅 =1

ℎ𝑒+

𝑒

𝑘+

1

ℎ𝑖 [41]

Le coefficient convectif pour un changement de phase est de l'ordre de 10000W/m K, la résistance

thermique côté changement de phase est donc négligeable dans l'équation [41]. De plus, le terme de

la résistance thermique totale représentant la conduction est lui aussi très petit car la paroi du tube

est mince. Il ne reste que le terme de résistance thermique représentant la convection des fumées

de combustion sur les tubes qui possède une importance prépondérante sur les deux autres. Une

approche rigoureuse utilise tout de même la résistance thermique totale.

II.4.4. Bilan global dans un générateur de vapeur

Un bilan d'énergie pour un générateur de vapeur peut être représenté de la manière suivante (figure

53), d'un côté le système eau/vapeur échange avec le système air/combustible de l'autre côté.

Figure 53: Bilan d'énergie d'un générateur de vapeur


65


Le bilan d'énergie a plusieurs utilités. Il permet la détermination du rendement s'il n'existe pas

d'inconnue. Pendant la conception d'un générateur de vapeur, le bilan d'énergie permet l'expression

des inconnues sous formes d'équations simples faisant appel aux connaissances de

thermodynamique.

𝑃𝐶𝐼 ∗ 𝑚𝑐𝑜𝑚𝑏 = ℎ𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 ∗ 𝐴 ∗ ∆𝑇 + 𝑃𝑒𝑟𝑡𝑒𝑠 [42]

L'équation [42] montre une manière simple de vérifier les performances d'un générateur de vapeur

après la détermination du coefficient d'échange total (rayonnement, convection et conduction). Le

coefficient d'échange total hg s'exprime de la manière suivante :

ℎ𝑔 =1

𝐴ℎ𝑒+ 𝑅𝑤𝑎𝑙𝑙 + 𝐴(ℎ𝑔 + ℎ𝑟) [43]

Dans l'équation [43], on utilise la surface en contact avec les gaz de combustion.

Ensuite, le calcul du rendement peut se faire de la manière suivante :

𝜂 =𝑚𝑔∗∆ℎ𝑔

𝑃𝐶𝐼∗𝑚𝑐𝑜𝑚𝑏 [44]

Ici l'équation [44] calcule le rendement d'un générateur de vapeur n'utilisant pas de turbine

électrique mais seulement de la production de vapeur.

II.5. Bilan approfondi d’une chaudière

Ceci dit, de plus amples critères sont à prendre en compte pour étudier la conception d’une

chaudière. Dans tout ce qui va suivre, on prendra en compte la praticité des différents paramètres

sur chaque organe d’une chaudière.

II.5.1. Rôle et limites d’une chaudière

Le rôle d’une chaudière est essentiellement de transmettre de l’énergie apparaissant sous forme de

chaleur (avec ou sans combustion) à de l’eau sous pression pour obtenir soit de l’eau surchauffée

sous pression, soit de la vapeur ou un fluide à l’état supercritique devenant de la vapeur par détente.

De plus, les chaudières à vapeur de grande puissance sont en général associées à une turbine à

vapeur pour produire de l’énergie électrique.

Par contre, les sources de chaleur envisagées proviennent soit de la combustion de produits fossiles

tels que charbon, pétrole, gaz naturel, soit de la combustion de sous-produits tels que fuel, gaz de

raffinerie, de gazogène, de four à coke, soit de la combustion de déchets tels que bois, ordures

ménagères, soit encore des récupérations de chaleur pure en aval de turbines à gaz ou en aval de

processus chimiques.


66


II.5.2. Connaissances nécessaires pour aborder le calcul d’une chaudière

Comme on l’a cité auparavant, elles appartiennent à différents domaines :

Thermique et thermodynamique :

- notions de température relative et de température absolue ;

- transmission de la chaleur par rayonnement, conduction et convection, d’où le coefficient

global d’échange ;

- calcul des échangeurs ;

- notions d’équivalence travail-chaleur et d’enthalpie ;

- bilan calorifique ;

et dans le cas où la chaudière est associée à un cycle de production d’énergie mécanique ou

électrique :

- notions d’entropie ;

- détente adiabatique ;

- principe de Carnot ;

- cycles d’utilisation ;

- marche de la turbine en pression fixe, ou pression glissante ;

- intérêt de la surchauffe, de la resurchauffe et des soutirages.

Dynamique des fluides :

- écoulement externe, air et gaz autour des tubes, tourbillons de Karman ;

- écoulement interne (dans les gaines ou les tubes) ;

- pertes de charge ;

- écoulement diphasique ;

- acoustique (vibrations, énergie de détente).

Chimie :

- lois de combustion ;

- équilibre (CO, CO2, H2O vapeur), dissociation (NOx, imbrûlés gazeux) ;

- traitement de l’eau ;

- corrosion à haute température et à basse température ;

Physique :

- des fluides (eau, vapeur) : utilisation des tables de vapeur ;

- des gaz : capacité thermique massique, viscosité, etc.

Résistance des matériaux :


67


- calcul des contraintes : domaine élastique, domaine plastique (fluage), localisation des

contraintes ;

- sélection des matériaux soumis à haute température.

II.5.3. Définition d’un calcul de chaudière

Sous le vocable calcul de chaudière se cachent deux significations différentes :

— la première est la détermination principale des éléments constituant la chaudière : foyer,

récupérateurs, surface des échangeurs, etc. Cette détermination implique à la fois la nécessité de

calculer et aussi de choisir les solutions les mieux adaptées à ce que l’on attend du matériel ;

— la deuxième est le calcul proprement dit, lorsqu’il s’agit de déterminer le comportement d’un

ensemble défini dans ses dimensions et ses paramètres principaux de fonctionnement, pour

différentes allures ou données d’entrée modifiées concernant le combustible, l’excès d’air, les

débits, températures, etc.

La nécessité de l’étude du comportement de la chaudière en régime transitoire est apparue plus

récemment, indispensable pour la détermination du type de régulation le mieux adapté et

l’optimisation de ses paramètres.

Le terme chaudière est couramment utilisé dans la profession bien qu’il serait plus exact de

parler de générateur de vapeur, terme plus général qui prend en compte tous les composants :

économiseurs, réchauffeurs d’air, surchauffeurs, etc.

Avec l’évolution de la technologie, l’imbrication progressive d’éléments ou de tubes vaporisateurs

au-dessus, puis autour du foyer, a permis d’obtenir des échanges de chaleur par rayonnement direct

et de rendre plus compact cet ensemble, pour arriver, grâce aussi à l’adoption de construction en

tubes d’acier soudés bout à bout, à placer le foyer à l’intérieur de parois vaporisatrices.

Il est aussi apparu comme éléments favorables, l’augmentation de la pression et l’utilisation de

vapeur surchauffée en place de vapeur saturée.

Une étude plus poussée des cycles a mis en évidence successivement l’intérêt :

— d’une température de surchauffe élevée (540/565°C) ;

— de la resurchauffe de la vapeur préalablement détendue dans le corps haute pression d’une

turbine ;

— d’un réchauffage préalable de l’eau d’alimentation au moyen de soutirages de vapeur prélevés sur

la turbine ;

— d’une association directe chaudière-turbine-alternateur marchant en bloc producteur d’énergie

électrique (figure 54) ; avec, comme aboutissement, pour l’état actuel de la technique, la marche en

pression glissante, lorsque la production électrique demandée varie, qui a l’avantage de réduire les à-


68


coups de température sur les aubages de la turbine, et permet également aux allures réduites un

gain de la puissance consommée par l’auxiliaire le plus gourmand : la pompe alimentaire.

Ces développements successifs ont contribué à rendre de plus en plus élaborée la conception des

chaudières, et plus compliquée l’étude de leur comportement en marche variable.

Une autre voie de progrès, sur le plan de la production d’énergie, réside dans l’association de

chaudières avec des turbines à gaz, pour réaliser des cycles dits combinés, de type amont ou aval

suivant la position de la turbine à gaz par rapport à la chaudière, la vapeur générée étant détendue

dans une turbine à vapeur, intégrée dans ce cycle. L’amélioration de rendement provient de la

récupération par la chaudière d’une partie de la chaleur sensible des gaz d’échappement de la

turbine à gaz.

Figure 54 : association directe chaudière-turbine-alternateur

Pour réaliser la transformation de l’enthalpie de formation (chaleur latente) contenue dans un

combustible en vapeur sous pression, à haute température, il faut procéder par étapes successives.

D’abord la combustion: après une préparation convenable du combustible, elle se produit

grâce à des brûleurs ou à des systèmes particuliers (grilles, lits fluidisés, etc.) dans un foyer ; mais,

pour ce faire, il a fallu introduire l’oxygène nécessaire à cette combustion sous forme d’air, injecté

dans les brûleurs et dans le foyer. Cet air est pris à l’extérieur, et pulsé vers le foyer par un

ventilateur dit de soufflage. Il passe par un réchauffeur d’air qui permet, en refroidissant les fumées

qui sortent de la chaudière, d’améliorer le rendement de celle-ci ; par ailleurs, le réchauffage de l’air

est bénéfique en ce sens qu’il améliore la combustion et assure le séchage du combustible.


69


Les produits de la combustion sortent à haute température du foyer (1 000 à 1 300°C) sous

forme de fumées et passent à travers des échangeurs qui transfèrent leur chaleur à de la vapeur

saturée pour la surchauffer dans des surchauffeurs et des resurchauffeurs et progressivement, dans

la mesure où la température des fumées diminue, vers des faisceaux vaporisateurs et vers

l’économiseur.

Les fumées passent ensuite dans le réchauffeur d’air, dans un dépoussiéreur (ou dans une

installation de traitement complexe) et sont extraites par un ventilateur dit de tirage avant d’être

rejetées dans l’atmosphère par une cheminée.

Ce circuit air/fumées se complique quelquefois d’un recyclage qui consiste en une réinjection dans le

foyer de fumées prélevées à moyenne température (300 à 450°C), recyclage nécessaire pour obtenir

un réglage correct de la température de resurchauffe.

La figure 55 permet de visualiser les différents éléments constituant la chaudière.

Dans le parcours du fluide chauffé et vaporisé dans la chaudière, il faut distinguer plusieurs

zones différentes :

— celle de l’eau, progressivement réchauffée dans l’économiseur, pour aboutir à une température

un peu inférieure à celle de la saturation, dans un réservoir, dans un mélangeur ou directement dans

la zone de vaporisation (circulation forcée).

Une partie de l’eau est dérivée, avant son entrée dans l’économiseur, dans un circuit annexe, et

injectée dans de la vapeur surchauffée à un étage intermédiaire de surchauffe, et sert ainsi au

réglage de la température de la vapeur à la sortie du dernier surchauffeur. L’injection de cette eau

de désurchauffe dans la vapeur se fait par pulvérisation dans un mélangeur appelé désurchauffeur ;

— celle de vaporisation, où les bulles de vapeur sont générées en quantité de plus en plus grande, ce

mélange d’eau et de vapeur étant appelé émulsion. Suivant le système de circulation choisi :

en circulation naturelle (figure 55) ou assistée, l’émulsion tourne en permanence dans un

circuit fermé à pression constante ; la vapeur saturée produite est séparée de l’émulsion

dans un réservoir ou un séparateur,

en circulation forcée, l’émulsion chemine progressivement vers la fin de la zone

d’évaporation pour sortir sous forme de vapeur saturée, ensuite surchauffée, toute l’eau

ayant été transformée en vapeur ;


70


— celle de la vapeur saturée, qui sort du réservoir, du séparateur humide ou de l’extrémité du circuit

vaporisant. Elle passe ensuite dans le surchauffeur, composé en réalité de 2 à 4 échangeurs distincts,

dans lesquels la vapeur s’échauffe progressivement.

Le désurchauffeur est inséré sur le trajet de la vapeur surchauffée, en général en amont du dernier

surchauffeur (SHT) ;

— le circuit de resurchauffe permet d’élever la température de vapeur envoyée à moyenne pression

depuis la turbine jusqu’à une valeur en général égale, parfois légèrement supérieure, à celle de sortie

de la vapeur surchauffée ; le désurchauffeur, nécessaire surtout pour assurer la protection des

échangeurs et de la turbine contre des dépassements intempestifs de température, est placé sur le

circuit de vapeur entre deux resurchauffeurs (ou parfois en tête, figure 55)

Figure 55a: coupe d’une chaudière industrielle


71


Figure 56: Diagramme des fluides d’une chaudière industrielle

II.6. Données de départ d’un calcul de chaudière et ses effets sur la conception :

On peut considérer quatre catégories de données, nécessaires pour déterminer une chaudière et qui

obligent à faire une conception sur mesure pour répondre à des conditions bien particulières :

— les conditions de fonctionnement ;

— les caractéristiques de l’eau et de la vapeur ;

— les caractéristiques du ou des combustibles et de leurs conditions optimales de combustion, ainsi

que celles de l’environnement ;

— les performances attendues et les conditions normales ou extrêmes d’utilisation du matériel.

À partir de ces données, le calcul d’une chaudière fait appel à la plupart des phénomènes physiques

ou chimiques, en les appliquant à une succession d’éléments le plus souvent assimilables à des

échangeurs.

Une autre difficulté aussi est que la chaudière doit pouvoir fonctionner avec deux combustibles

différents, si ce n’est pas trois.

II.6.1. Conditions de fonctionnement

Selon le cycle de production d’énergie dans lequel elle se trouve intégrée, on peut demander à une

chaudière de fonctionner :


72


— en production de base ;

— en permanence à son allure maximale ;

— en production adaptée à la demande d’un réseau, avec par exemple arrêts toutes les fins de

semaine ;

— en production de pointe uniquement, avec possibilité de prise de charge rapide.

Ce premier type d’exigence influe directement sur la conception, en particulier sur le choix :

— du mode de circulation (lié à l’inertie thermique) ;

— de la rentabilité de l’investissement.

Il est fréquent qu’une contrainte ou une difficulté pour une utilisation spécifique, définisse certains

impératifs, à commencer par le mode de circulation. Notamment, le rendement de la chaudière : un

bon rendement implique un investissement élevé en récupérateurs terminaux et en dispositifs de

préparation de combustible (finesse du charbon) ;

II.6.2. Caractéristiques de l’eau et de la vapeur

En premier lieu, ce sont les valeurs du débit, de la pression et de la température de l’eau et de la

vapeur qui définissent la marche maximale continue, c’est-à-dire celles de :

— l’eau d’alimentation, généralement à l’entrée de l’économiseur;

— la vapeur surchauffée, à la sortie du surchauffeur haute température ;

— la vapeur à resurchauffer, à l’entrée du resurchauffeur basse température ; dans certains cas, il est

imposé une valeur maximale admissible de la perte de charge dans les resurchauffeurs ;

En ce qui concerne la température de l’eau d’injection en surchauffe ou resurchauffe, elle est

généralement différente de la température d’eau d’alimentation, car prise plus en amont dans le

circuit de façon à disposer d’une perte de charge suffisante pour assurer une dispersion correcte par

l’injecteur. Le débit de l’eau d’injection est estimé à priori, car il constitue une marge de

surdimensionnement ; il est ensuite vérifié par le résultat du calcul des échanges en surchauffe et

resurchauffe.

Ensuite, ce sont les conditions de marche à puissance variable qui peuvent être :

— soit à pression fixe à la sortie du dernier surchauffeur ou à l’entrée de la turbine ;

— soit en pression glissante ; la marche en pression glissante permet à la turbine de fonctionner sans

laminage de vapeur à l’entrée ou sans chute de pression importante en amont de sa première roue

et, par conséquent, d’avoir en cours de détente aux différents étages une température de vapeur et

une température de métal qui varient beaucoup moins suivant l’allure que lorsque la pression

d’admission est fixe. La pression glissante permet également de réduire la puissance de pompage de

l’eau d’alimentation à basse charge, donc de diminuer l’énergie consommée par le plus important


73


des auxiliaires et, ainsi, d’améliorer la consommation à basse allure. Cette marche en pression

glissante impose en contrepartie l’obligation pour les éléments sous pression de la chaudière situés

dans la zone de vaporisation de supporter des variations rapides de température. En ce cas, pour

réduire les contraintes d’origine thermique, on est conduit à limiter les épaisseurs des parties

métalliques et donc à proscrire les réservoirs ; de ce fait, le modèle à passage direct de vapeur et

circulation forcée est pratiquement imposé par la pression glissante.

Lorsque la chaudière est associée à une turbine, les caractéristiques de l’eau et de la vapeur varient

avec l’allure, principalement par suite de la présence d’un poste d’eau alimenté par soutirage.

Sans information particulière, on peut estimer :

— que la pression absolue d’un soutirage est proportionnelle au débit de vapeur ;

— que la température de l’eau d’alimentation sortant d’un réchauffeur par soutirage varie comme la

température de saturation liée à la pression de ce soutirage.

En outre, pour conserver un bon rendement du cycle de détente dans la turbine, il est utile de

maintenir constantes, à leur valeur maximale, les températures de la vapeur surchauffée et de la

vapeur resurchauffée dans une assez large plage de fonctionnement. La détermination de cette plage

intervient dans le choix de la position et de la dimension des surfaces d’échangeurs ; elle intervient

aussi dans le choix du mode de régulation adopté (par recirculation des fumées, par inclinaison des

brûleurs ou variation de la position du feu).

II.6.3. Caractéristiques du combustible

Il est bien évident qu’une chaudière ne peut pas brûler indifféremment n’importe quel type de

combustible et cela d’autant moins que, dans les constructions modernes, la combustion se passe

dans un foyer dont les parois sont constituées d’écrans tubés à 95 ou 100 %. Ces parois tubées, donc

refroidies, participent activement à la production de vapeur et les quantités de chaleur reçues sont

sous la dépendance du rayonnement émis par les produits en combustion, rayonnement qui peut

différer fortement d’un combustible à l’autre. De ce fait, les volumes d’air et de fumées produits ne

sont pas les mêmes, à quantité égale de chaleur dégagée.

Certaines propriétés du combustible ont une influence sur la conception de la chaudière, des

brûleurs, du foyer et des trémies de cendrier, des échangeurs installés sur le trajet des fumées.

Pouvoir calorifique : le débit du combustible en dépend directement et, par suite, la

dimension de tous les dispositifs de préparation de celui-ci, qu’il s’agisse de détendeur pour la

combustion du gaz, de pompes et de poste de réchauffage pour la combustion des huiles, ou

d’alimentateurs, distributeurs et broyeurs pour la fourniture du charbon pulvérisé.


74


Teneur en cendres et leur composition : pour les combustibles solides, la simple présence de

cendres impose des trémies ou des pentes de cendrier d’au moins 55° sur l’horizontale, nécessaires

pour assurer leur écoulement correct ; la minéralogie, ou plus simplement la teneur en silice des

cendres, par suite de l’érosion, conduit également à limiter la vitesse des fumées pour réduire les

usures localisées de tubes. En ce qui concerne les cendres volantes, la corrosion à haute température

oblige à installer dans les fumées dont la température dépasse 900°C des échangeurs traversés par

de la vapeur froide (c’est-à-dire assez proche de la saturation) de façon à ce que la température du

métal des tubes reste au-dessous de la température des eutectiques, pour éviter tout contact entre

phase liquide externe et métal.

Dans le cas d’huiles, les teneurs en vanadium et sodium sont des facteurs prioritaires de corrosion à

haute température par suite de la formation d’eutectiques à 600/700°C.

Humidité du combustible : elle intervient de deux façons :

— par la nécessité de sécher celui-ci (en même temps qu’on le broie) de façon qu’il s’allume

correctement;

— par le fait que l’eau du combustible se retrouve dans les fumées dont elle augmente

considérablement la quantité et le volume.

Teneur en matières volatiles (pour les combustibles solides) : la quantité et la qualité des

matières volatiles interviennent dans leur facilité d’allumage ou de combustion et directement dans

le temps nécessaire à la combustion. Elle a ainsi une influence sur la vitesse admissible pour l’air

primaire et, par conséquent, sur la forme des brûleurs. La teneur en matières volatiles détermine

aussi l’excès d’air nécessaire.

Composition chimique : indépendamment des renseignements fournis par l’analyse

immédiate qui donne les grandeurs énumérées dans le tableau 4, il est nécessaire de connaître

l’analyse élémentaire du combustible pour, en fonction des réactions chimiques de combustion,

calculer les volumes d’air nécessaires à celles-ci et les volumes de fumées en résultant.

Tableau 4 – Analyse immédiate :

Formules de transformation Sur brut Sur sec Sur pur

Humidité A% 0 0

Cendres 100 − 𝐴

100𝑐%

C% 0

Matières volatiles 100 − 𝐴

100𝑉%

V% 100

100 − 𝑐𝑉%

Carbone fixe 100 − 𝐴

100𝐶%

C% 100

100 − 𝑐𝐶%

Tableau 4 Formules de transformation concernant les caractéristiques des combustibles


75


La teneur en soufre intervient dans la détermination des précautions à prendre pour éviter des

corrosions à haute température dans les zones chaudes (environnement des brûleurs, échangeurs

haute température dans le cas de combustible liquide) et pour limiter les conséquences de la

corrosion sulfurique à basse température dans les économiseurs froids et les réchauffeurs d’air.

II.6.4. Performances attendues et conditions générales d’utilisation

Les performances intervenant dans le choix de l’architecture d’une chaudière sont principalement :

— la plage de fonctionnement pour laquelle on désire maintenir constantes les températures de

vapeur surchauffée et resurchauffée ;

— le seuil au-dessus duquel le fonctionnement est assuré par une régulation automatique ;

— le seuil au-dessus duquel la marche est assurée par un seul combustible, sans soutien d’un

combustible auxiliaire (ce seuil est souvent appelé minimum technique) ;

— la rapidité de variation de charge ;

— le temps de démarrage, de montée en température, en pression et en puissance ;

— l’allure de rendement optimal ;

— l’allure de pointe et éventuellement les conditions de marche en surcharge et en surpression ;

— les conditions extrêmes d’utilisation telles que températures minimales en hiver, maximales en

été, humidité, pluviométrie ;

— l’environnement et en particulier les limitations de pollution et de bruit ;

II.6.5. Conception générale

À partir de toutes les indications recueillies dans le paragraphe II.6, on peut définir les lignes

générales de la chaudière, mais de toute façon un compromis entre des exigences très différentes est

nécessaire, la contrainte la plus importante étant de réaliser un matériel fiable à un prix compétitif.

Parmi les différents facteurs énumérés précédemment, certains ont des influences plus ou moins

grandes sur la conception, comme le montre le tableau 5.


76


Tableau 5 Influence des paramètres externes sur la conception d’une chaudière

Tableau 5 : Influence des paramètres externes sur la conception d’une chaudière

Arc

hit

ect

ure

Ch

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- Pression ou timbre …………

- Débit maximal continu……

- Température de la vapeur

- Température de l’eau …….

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- Nature ……………………………

- Nombre de combustibles..

- Pouvoir calorifique............

- Teneur en cendres.…………

- Humidité ………………………..

- Matières volatiles …………..

- Teneur en soufre…………….

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- Nombre d’heures……………

d’utilisation

(base/pointe)

- Variation d’allures ………….

- Régulation ……………………..

- Environnement ………………

- Pollution…………………………

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¤¤¤ forte.

¤¤ moyenne.

¤ faible.


77


II.7. Bilans énergétiques et bilan matière :

Avant de pouvoir définir les dimensions de matériel et en prélude à toute recherche de conditions de

fonctionnement, il est nécessaire pour une allure déterminée de la chaudière d’effectuer

successivement les calculs préalables suivants :

pour les bilans énergétiques : calcul de la puissance utile, estimation du rendement attendu,

calcul de la puissance à introduire dans la chaudière sous forme de combustible, calcul du

débit massique (ou volumique) de combustible ;

pour le bilan matière : estimation de l’excès d’air nécessaire à l’obtention d’une combustion

correcte (fonction de la nature du combustible), calcul du débit d’air nécessaire à la

combustion, calcul du débit (massique et volumique) des fumées engendrées par la

combustion, et éventuellement de la quantité de cendres produites.

Il est évident que chacun de ces calculs ne peut être effectué qu’à partir des résultats des calculs

précédents. Les valeurs obtenues sous forme de puissance introduite, de débit de fumées et de

composition de celles-ci sont nécessaires pour le calcul du comportement du foyer et des

échangeurs.

II.7.1. Bilans énergétiques

II.7.1.1. Puissance utile (produite)

II.7.1.1.1. Puissance (ou chaleur) utile principale

C’est l’énergie transmise aux fluides chauffés par unité de temps, c’est-à-dire la différence entre

l’énergie exportée vers l’utilisation (turbine ou réseau) et celle retournée à la chaudière par les

fluides à chauffer.

Le fluide chauffé peut être à des états ou à des niveaux de pression différents ; on peut avoir ainsi

pour une même chaudière (figure 57) :

— un débit de vapeur surchauffée provenant principalement d’un débit d’eau d’alimentation à une

certaine température, et complété par un débit d’eau d’injection (utilisé pour la régulation de la

température de surchauffe) à une température différente de celle de l’eau d’alimentation. La chaleur

transmise à l’eau d’alimentation a permis de la porter à ébullition, de la transformer en vapeur

saturée et de surchauffer cette vapeur saturée jusqu’à la température désirée à la sortie du

surchauffeur.


78


Figure 57 Décomposition de la puissance utile

— un débit de vapeur resurchauffée provenant d’un étage intermédiaire de soutirage de la turbine à

vapeur, éventuellement complété par son débit d’injection ; la chaleur transmise à la vapeur à

resurchauffer provenant de la turbine sert à élever sa température, sans changement de phase ;

La puissance utile est calculée par la formule :

Pu = Σ qs hs – Σ qi hi(en kW) [45]

avec hi (kJ/kg) enthalpie du fluide entrant,

hs (kJ/kg) enthalpie du fluide sortant,

qi (kg /s) débit entrant,

qs(kg /s) débit sortant, pour chacun des points de sortie ou d’entrée.

Le tableau 6 donne un exemple d’évaluation de puissance utile pour une chaudière de 975 t/h.

II.7.1.1.2. Puissance utile annexe

Il s’agit, par exemple :

— de la puissance exportée pour le réchauffage du combustible et sa pulvérisation;

— de la puissance exportée sous forme de purge continue (ou périodique).

La reconnaissance comme puissance utile de ces deux catégories correspond à la position adoptée

par les codes officiels allemand (DIN 1942), américain (PTC 4-1) et anglais (BS 28-85). Le code


79


français NF E 32-130 ne se prononce pas sur la question de purge continue, mais estime aussi comme

puissance utile celle transmise à la vapeur pour l’alimentation des auxiliaires.

II.7.1.2. Puissances introduites

Les puissances introduites sont de différentes natures, la principale provenant du combustible.

Leur évaluation directe résulte de l’équation :

𝑝𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒𝑠 𝑖𝑛𝑡𝑟𝑜𝑑𝑢𝑖𝑡𝑒𝑠 =𝑝𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑢𝑡𝑖𝑙𝑒

𝑟𝑒𝑛𝑑𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 [46]

Tableau 6 Evaluation de la puissance utile pour une chaudière de 975t/h

Définition de l’allure maximale continue 100%

Do

nn

ées

de

dép

art

Température ...................................... (°C)

Eau d’alimentation.............................

Saturation...........................................

Sortie surchauffeur............................

Entrée resurchauffeur........................

Sortie resurchauffeur ........................

Pression..............................................(bar)

D’alimentation....................................

Au réservoir........................................

De sortie surchauffeur.......................

D’entrée resurchauffeur ....................

De sortie resurchauffeur ...................

Débit massique ................................(kg /s)

D’alimentation....................................

De sortie surchauffeur.......................

De sortie resurchauffeur ...................

262,069

361,565

542,397

342,578

540,606

217,250

190,300

183,100

45,843

43,803

270,912

270,912

240,237


80


Tableau 6 Evaluation de la puissance utile pour une chaudière de 975t/h B

ilan

th

erm

iqu

e

Enthalpie massique ........................(kJ/kg)

Alimentation.......................................

Eau bouillante ....................................

Vapeur saturée...................................




D’injection en resurchauffe...............

Puissance contenue............................(kW)

Alimentation.......................................

Eau bouillante ....................................

Vapeur saturée...................................




Puissance nécessaire ..........................(kW)

Échauffement de l’eau........................

Vaporisation .......................................

Surchauffe ..........................................

Resurchauffe ......................................

Puissance utile………............................(kW)

1 144,050

1 779,771

2 469,216

3 391,180

3 059,990

3 532,910

787,710

309 936,813

482 161,188

668 940,250

918 711,250

735 122,750

848 735,625

172 224,375

186 779,062

249 771,000

113 612,875

722 387,313

Tableau 6 Evaluation de la puissance utile pour une chaudière de 975t/h

La notion de rendement n’est précise qu’à condition de lui associer :

— une indication complémentaire vis-à-vis du pouvoir calorifique supérieur ou inférieur du

combustible;

— le choix d’un code de calcul final du rendement; en effet, suivant les pays ou les usages, certaines

valeurs de pertes ou d’apports de chaleur auxiliaire interviennent de façon différente dans les bilans.

Mais pour aborder les calculs, il est indispensable d’analyser plus en détail les éléments du bilan

(figure 58) à partir de l’équation :

puissances introduites = puissance utile + pertes [47]


81


et de prendre en compte les composants de la puissance totale introduite et des différentes pertes,

leur estimation préalable passant par la fixation à priori d’une valeur admissible des pertes, à

confirmer ultérieurement et à rectifier éventuellement après calcul.

Figure 58 Bilan d’énergie du système chaudière

La puissance introduite par le combustible est proportionnelle au débit de combustible brûlé. La

réaction de combustion n’est pas toujours complète ; suivant l’excès d’air utilisé, la qualité des

brûleurs ou des systèmes de combustion, la taille du foyer ou la préparation du combustible, une

partie de celui-ci ne brûle pas.

Par définition, on considère comme puissance introduite par le combustible celle qui résulterait de la

combustion complète introduite dans le système, avec son pouvoir calorifique normal, ce qui

équivaut à compter comme pertes la chaleur qui aurait été produite par la combustion de ces

imbrûlés.

Mais l’expression de la puissance introduite (ainsi que celle des pertes correspondant à la

combustion) est liée au choix retenu pour la définition du pouvoir calorifique du combustible.

Il faut également évoquer les notions d’enthalpie de formation (chaleur latente) et d’enthalpie

sensible (chaleur sensible).


82


II.7.1.2.1. Enthalpie de formation du combustible

La production de chaleur résulte de la combustion, c’est-à-dire d’une réaction chimique entre un

combustible et de l’air pris à l’extérieur. La chaleur produite par la combustion d’une quantité

unitaire (kg ou Nm3 de combustible) est mesurée en laboratoire à la bombe calorimétrique à partir

d’une faible quantité d’un échantillon de ce combustible que l’on fait brûler en présence d’un excès

d’oxygène ; la masse de produits, initialement à 0°C, est ramenée à cette même température après

combustion. La quantité de chaleur mesurée par ce procédé, désignée par PCS pouvoir calorifique

supérieur, prend en compte la chaleur de condensation de la vapeur d’eau produite.

En outre, dans le cas particulier de gaz, les réactions chimiques créent après combustion un nombre

de moles différent de celui d’origine ; la pression dans la bombe calorimétrique est différente de la

pression dans la chaudière. Or, la combustion dans les chaudières s’effectuant à la pression

atmosphérique (ou à une pression très voisine), il y a lieu de corriger ce pouvoir calorifique en

prenant en compte l’énergie de compression, pour obtenir un pouvoir calorifique ramené à la

pression atmosphérique.

On constate que les fumées envoyées à la cheminée emportent sous forme de vapeur l’eau créée par

la combustion. C’est pourquoi il a paru réaliste de définir un autre pouvoir calorifique qui tiendrait

mieux compte de la chaleur pratiquement utilisable et de le calculer comme étant le PCS diminué de

la chaleur de vaporisation à la pression atmosphérique de l’eau contenue dans les produits de

combustion. C’est le pouvoir calorifique inférieur PCI.

Le tableau 7 donne les formules de transformation entre PCS et PCI (avec les notations A et c du

tableau 4).

Tableau 7 Formules de transformation entre PCS et PCI à partir de Q=PCS/sec

Pouvoirs

calorifiques

PCS (kJ/kg ou kcal/kg) PCI (kcal/kg) PCI (kJ/kg)

Brut 𝑄

100 − 𝐴

100 (𝑄 − 54𝐻)

100 − 𝐴

100− 6𝐴 (𝑄 − 226𝐻)

100 − 𝐴

100− 25𝐴

Sec 𝑄 = 𝑃𝐶𝑆/𝑠𝑒𝑐 𝑄 − 54𝐻 𝑄 − 226𝐻

Pur 𝑄

100

100 − 𝜆𝑐 (𝑄 − 54𝐻)

100 − 𝐴

100− 𝜆𝑐 (𝑄 − 226𝐻)

100 − 𝐴

100− 𝜆𝑐

H teneur pondérale en hydrogène sur sec.

λ coefficient (1,08 ou 1,125) intervenant dans les formules de Lefebvre et Georgiadis.

Tableau 7 Formules de transformation entre PCS et PCI à partir de Q=PCS/sec


83


En pratique, dans les chaudières industrielles, il n’est pas possible d’extraire des fumées la chaleur

correspondant à la condensation de la vapeur résultant de la combustion, et cela pour trois raisons :

— une raison économique : le développement des surfaces de l’échangeur basse température serait

excessif et l’investissement trop important par rapport au gain de consommation ;

— le risque de collage des cendres en présence d’eau condensée sur les parois, avec formation de

produits adhérents, souvent solides ou simplement un colmatage par accumulation ;

— le risque de corrosion quand le combustible contient du soufre (fuel, point de rosée).

De la sorte, la récupération de chaleur par condensation n’est raisonnablement envisagée que pour

des combustions de gaz naturel sans soufre, au prix de précautions supplémentaires (conduits de

fumées en acier inoxydable, surveillance du pH des condensats).

C’est pourquoi, en Europe, le PCI est pris en compte pour le calcul de la puissance introduite.

II.7.1.2.2. Enthalpie sensible du combustible

Le combustible est en général à la température ambiante (combustible solide ou gaz naturel),

température qui peut être un peu différente de celle de référence et doit être tenue en compte. Les

combustibles liquides, et principalement les fuels lourds, doivent être chauffés pour que leurs

viscosités soient telles que l’on obtienne une pulvérisation suffisamment fine pour assurer une

bonne combustion.

Dans les chaudières de récupération (derrière la turbine à gaz, par exemple), le seul apport de

chaleur provient de l’enthalpie sensible du mélange gazeux introduit.

Cet apport de chaleur, proportionnel au combustible introduit, intervient dans le bilan, mais d’une

façon différente suivant la provenance de l’énergie de réchauffage, qui peut être externe à la

chaudière ou prélevée directement sur sa chaleur interne. C’est l’un des cas où il est important, pour

la clarté de la présentation d’un bilan, de suivre les recommandations de la remarque de la figure 58.

II.7.1.2.3. Puissance introduite par l’air dans la chaudière sous forme

d’enthalpie sensible

Elle n’est à prendre en compte que lorsque la chaleur a été fournie par une source extérieure au

système. C’est le cas lorsque l’on préchauffe l’air, avant son introduction dans le réchauffeur d’air,

soit pour la protection contre la corrosion des zones basse température du réchauffeur d’air, soit

pour assurer une meilleure combustion.

II.7.1.2.4. Puissances auxiliaires introduites sous forme mécanique

Ce sont toutes celles dues à des systèmes de transport internes à la chaudière entraînés par une

énergie d’origine extérieure, électrique en général, parfois sous forme de vapeur en provenance du


84


réseau ou de la turbine. Sont impliqués les pompes de circulation, ventilateurs de recyclage,

ventilateurs associés au broyage, broyeurs, pompes d’injection de fuel, etc.

II.7.1.3. Pertes

Les codes de détermination de rendement énumèrent plus d’une dizaine de pertes, car ils examinent

en détail celles créées par chacun des composants des fumées. Sans aller si loin, pour juger du

fonctionnement économique d’une chaudière, il faut distinguer les points suivants (figure 58).

II.7.1.3.1. Perte par enthalpie sensible des fumées

Elle est proportionnelle à la masse des fumées sortant du système et à l’écart entre la température

des fumées à la sortie de la chaudière et la température de référence ou la température extérieure.

Rapportée au pouvoir calorifique, la masse des fumées dépend :

— du ballast du combustible : azote ou CO2 dans le cas de gaz combustible, naturel ou de synthèse,

et cendres dans le cas de charbon pulvérisé ;

— de sa teneur en eau, ce qui est évident pour un rendement défini base PCS, mais c’est également

valable pour un rendement défini base PCI, la perte provenant de l’échauffement de la vapeur de

l’eau contenue dans les fumées, comptée depuis la température de référence jusqu’à celle de la

cheminée ;

— du débit d’air nécessaire pour assurer la combustion stœchiométrique ; il est en général d’autant

plus important que le pouvoir calorifique est bas ;

— de l’humidité de l’air ;

— de l’excès d’air nécessaire pour assurer la combustion quasi complète, de façon à limiter les

imbrûlés ;

— des entrées d’air (inutiles) en aval du foyer dans les chaudières à foyer en dépression ;

— des fuites de réchauffeur d’air du type régénératif

En exploitation normale, le maintien d’un bon rendement passe par la lutte contre les entrées d’air

parasites et la recherche permanente de l’excès d’air minimal. Le réglage de l’air est facile si l’on

dispose de moyens de mesure et de modulation du débit d’air en fonction du débit de combustible

envoyé à chaque brûleur ; mais cette mesure est rarement réalisée. Généralement, le réglage de l’air

est global, défini en fonction du CO2 ou de la teneur en oxygène résiduel mesurés, éventuellement

d’un début d’opacification des fumées. Si l’on marche en fonction des indications de l’opacimètre,

l’excès d’air global est imposé par le comportement du plus mauvais brûleur ou de la zone de

combustible la plus active (combustion du charbon sur grille, par exemple).

L’effet individuel du réglage des brûleurs se fait moins sentir s’il y a dans le foyer un brassage global.


85


La température à la cheminée dépend :

— de l’investissement consenti pour le dernier récupérateur, c’est-à-dire de l’écart entre la

température des fumées et celle du fluide chargé de les refroidir (eau si l’échangeur terminal est un

économiseur, air plus ou moins préchauffé s’il s’agit d’un réchauffeur d’air) ;

— de sa limitation imposée par des risques de corrosion liée au point de rosée dans les gaines situées

en aval, dans le dépoussiéreur et dans la cheminée proprement dite ;

— dans le cas de préchauffage d’air, de sa régulation habituelle qui a pour effet de maintenir

constante la moyenne des températures air + fumées pour mettre le métal à l’abri de la corrosion. Si

l’échangeur terminal est un économiseur, on essaie de maintenir constante la température de l’eau à

l’entrée de celui-ci.

Si le réchauffeur d’air est du type régénératif, on peut prendre indifféremment pour évaluer la

chaleur perdue à la cheminée :

— la quantité de gaz entrant dans le réchauffeur d’air, en évaluant la chaleur à la sortie à partir de la

température théorique ;

— la quantité de gaz sortant du réchauffeur d’air, y compris les fuites, à sa température réelle.

La chaleur de préchauffage de l’air évalué pour la totalité de l’air passant dans le préchauffeur

intervient comme crédit de chaleur dans le calcul du rendement.

Le calcul de la perte à la cheminée résulte du produit de la quantité de gaz à la sortie du réchauffeur

d’air par l’enthalpie de ceux-ci. Cette enthalpie englobe celle des gaz secs, celle de la vapeur d’eau

(sous forme gazeuse) et celle des cendres transportées dans les fumées en amont du dépoussiéreur.

Les pertes par gaz secs (évalués sur PCS) ou par gaz humides (évalués sur PCI) sont données à titre

indicatif sur la figure 59 pour du mazout et du gaz naturel de pouvoir calorifique déterminé.

Remarque :

Pertes par la vapeur d’eau :

Si le calcul du rendement est basé sur le PCI, on ne prend en compte que de la chaleur

d’échauffement de la vapeur à la pression partielle qu’elle a dans les fumées, entre sa température à

la sortie du réchauffeur d’air et la température de référence. On peut être amené à décomposer

cette perte et, par conséquent, les quantités de vapeur correspondantes transportées dans les

fumées, en :

— eau provenant de la combustion de l’hydrogène ;

— eau contenue dans le combustible (séchage) ;

— eau contenue dans l’air à l’aspiration du ventilateur de soufflage ;


86


— vapeur d’atomisation.

Si le calcul du rendement est basé sur le PCS, il faut ajouter la perte par vaporisation de l’eau

provenant de la combustion de l’hydrogène et de l’humidité du combustible. La chaleur de

vaporisation est calculée à la pression partielle de la vapeur dans les fumées, pour la température de

référence.

Pertes par chaleur sensible des cendres :

Dans la combustion de charbon pulvérisé, la chaleur sensible des cendres volantes est intégrée dans

l’enthalpie des fumées pour tout leur parcours en chaudière, puisqu’elles peuvent intervenir de

façon importante dans les échanges.

La perte par chaleur sensible des cendres à la sortie de la chaudière est donc prise en compte dans

l’enthalpie des fumées sortant du dernier échangeur ; elle se trouve associée à la chaleur sensible

des gaz et de la vapeur d’eau.

La perte due aux cendres extraites de la trémie sous foyer (mâchefers) est évaluée à part, à

leur température d’extraction et en fonction de la quantité recueillie ou estimée ; il en est de même

pour les chaudières à grilles (sortie de mâchefers) ou à cendres fondues.

Figure 59 Pertes à la cheminée par gaz secs et gaz humides en fonction de la température à la cheminée

II.7.1.3.2. Pertes par imbrûlés

Les pertes par imbrûlés, ou par combustion incomplète, se composent d’imbrûlés solides (perte par

carbone dans les mâchefers et dans les suies) et d’imbrûlés gazeux (CO, hydrogène et


87


hydrocarbures). Elles sont fortement réduites (imbrûlés solides) ou annulées (imbrûlés gazeux)

lorsque l’on a réuni les éléments favorables à une bonne combustion (II .6.3).

Il faut un déréglage important pour qu’une part de combustible ne brûle pas du tout (jet de mazout

ou de gaz en provenance d’un brûleur non allumé) ; par contre, dans des flammes de combustible

liquide ou gazeux, un léger déréglage de l’air apporté localement au brûleur est générateur

d’imbrûlés soit sous forme de carbone (noir de fumées, fréquent surtout en période d’allumage en

zone froide), soit sous forme de monoxyde de carbone, indice d’une combustion incomplète par

insuffisance d’oxygène.

Dans les installations correctement conçues et bien réglées, on peut dire qu’avec les combustibles

gazeux et liquides il n’y a pas d’imbrûlés avec des excès d’air de l’ordre de 5%.

Il n’en est pas de même avec les combustibles solides, pour lesquels le réglage de combustion est un

compromis entre les pertes par imbrûlés et le supplément de pertes par chaleur sensible des fumées

consécutif à une augmentation de l’excès d’air.

La mesure des pertes par imbrûlés gazeux se fait par analyse des fumées ; celle des imbrûlés solides

par évaluation de la quantité de carbone recueillie dans les cendres.

II.7.1.3.3. Pertes par les parois : rayonnement et convection externe

Compte tenu de la difficulté de leur estimation précise et de leur faiblesse relative vis-à-vis des autres

pertes, il a été convenu de les évaluer forfaitairement. Ces pertes sont faibles puisque :

— pour des raisons de protection du personnel, il est souvent imposé une température limite de la

tôle externe qui recouvre le calorifuge ;

— l’épaisseur courante de calorifuge, comprise entre 50 et 100 mm, intervient relativement peu dans

l’investissement, la majorité du coût étant due à la pose et à la fourniture de la protection externe ;

le surcoût, pour obtenir une température de tôle convenable, n’est pas très élevé.

Ces pertes par rayonnement et par convection externe, proportionnelles à l’enveloppe extérieure de

la chaudière, diminuent en valeur relative quand la puissance de la chaudière s’accroît.

Pour une chaudière donnée, elles restent constantes en valeur absolue, indépendamment de l’allure,

puisque la température des parois (écrans tubés) ne varie pratiquement pas.

La taille d’une chaudière dépendant, à puissance égale, de la nature du combustible, il serait normal

que les pertes forfaitaires estimées aillent en croissant dans l’ordre gaz et fuel, charbon, puis lignite,

pour tenir compte en particulier du développement important des liaisons associées au broyage et

au séchage du combustible solide.


88


C’est ce que l’on constate dans le code allemand DIN 1942, qui, dans sa révision du Juin 1979, a

encore accentué, par rapport à l’édition précédente, les écarts dus aux différents combustibles.

Le code américain ASME PTC 4-1 ne fait pas cette distinction (document édité par l’American Boiler

Manufacturers Association). Il en est de même du code français NF E 32-131.

La comparaison entre les valeurs de ces pertes pour des chaudières de différentes puissances est

faite dans le tableau suivant (4 écrans refroidis).

Débit de vapeur ............................ (t/h)

Puissance électrique associée....(MW)

Puissance thermique...................(MW)

100

25

60

700

250

570

1800

600

1360

Code français........................................

Code américain.....................................

Code allemand :

— gaz, fuel........................................

— charbon........................................

— lignite ...........................................

0.48

0.37

0.33

0.64

0.93

0.26

0.20

0.17

0.32

0.47

0.235

0.185

0.13

0.25

0.37

Les pertes sont estimées en pourcentage du PCS ou du PCI.

Tableau 8 Comparaison entre les valeurs de ces pertes pour des chaudières selon les différents codes

La figure 60 reproduit la courbe de la norme française NF E 32-131.

Figure 60 Evaluation conventionnelle de la perte par les parois :

II.7.1.4. Débit de combustible à brûler à une allure donnée

La détermination de ce débit résulte de l’équilibre du bilan tel que présenté ci-avant, ou plus

directement, du calcul des pertes liées à l’utilisation de chaque unité de combustible (kg de charbon


89


ou de fuel, Nm3 de gaz, etc.) dans les conditions de fonctionnement prévues et de la détermination

de la chaleur nette transférable à la production de vapeur (le pouvoir calorifique moins les pertes

unitaires).

Le rapport entre la puissance utile totale et cette chaleur unitaire transférable détermine le débit de

combustible.

De la connaissance du débit de combustible résulte la possibilité de calculer les débits d’air et de

fumées.

II.7.2. Bilan matière

Les opérations à effectuer portent successivement sur la détermination d’éléments relatifs à une

unité de combustible (kg de charbon ou de fuel, Nm3 de gaz) : les débits unitaires d’air et de fumées.

On commence par le choix de l’excès d’air minimum pour obtenir une bonne combustion.

— Détermination, à partir de l’analyse élémentaire des réactions chimiques de combustion, de la

quantité d’oxygène nécessaire à celle-ci et de la quantité d’air associé y compris l’excès d’air, donc du

pouvoir comburivore. L’air atmosphérique étant humide, il y a lieu de se fixer son degré

hygrométrique ou sa teneur en vapeur d’eau, en fonction de la température de référence choisie.

— Détermination de la masse, du volume et de la composition des fumées produites par la

combustion de cette unité de combustible, donc du pouvoir fumigène. Les réactions admises sont

celles de l’oxydation totale, sauf pour le soufre qu’on limite à la production de SO2 (et non pas de

SO3).

Sur le plan de la chimie, la combustion, réaction d’oxydation, peut se représenter par le diagramme

de la figure 31 :

- à partir de la composition des fumées, détermination de leur capacité thermique massique

ou volumique ;

- après le choix de la température des fumées à la cheminée, calcul de la perte par enthalpie

sensible des fumées ;

- cumul de cette perte avec celles estimées (en %) pour les imbrûlés, par convection et

rayonnement externe ;

- estimation des crédits de chaleur (en %).

Après addition des crédits de chaleur et soustraction des diverses pertes, on obtient la puissance

unitaire disponible.


90


Figure 61 Diagramme de la combustion

II.7.2.1. Débit de combustible

Compte tenu du bilan des énergies vu auparavant, on peut déduire la quantité de combustible à

introduire comprenant la part brûlée et la part imbrûlée.

Remarques :

L’analyse élémentaire est primordiale pour le calcul du débit d’air, de fumées, et la

composition de celles-ci. Ainsi, une précaution essentielle est de reconstituer le pouvoir calorifique à

partir de l’analyse et de comparer le résultat au pouvoir calorifique affiché ; pour calculer des

pouvoirs calorifiques à partir de l’analyse immédiate, il existe des formules empiriques (formules de

Boïe, par exemple), dont les résultats sont valables à 2 ou 3 % près.

La teneur en O2 du combustible est obtenue par la différence entre l’échantillon avant

analyse, les produits qui ont disparu par combustion, et les cendres. Or :


91


- la masse des cendres diffère de la masse des inertes de l’échantillon initial (disparition du

CO2 des carbonates et disparition de H2O de certains hydrates, mais oxydation de certains

composants);

- cette différence, déjà sujette à erreur, englobe O2 et N2, dont la distinction sur le résidu

gazeux éventuellement recueilli n’est pas précise.

Comme l’oxygène du combustible intervient dans la combustion et réduit la quantité d’air extérieur

nécessaire, un écart de 1 point sur la teneur en O2 du combustible se traduit par un écart d’environ 5

points sur la quantité d’air nécessaire.

II.7.2.2. Débits d’air et de fumées

Ce sont les produits du débit de combustible brûlé par le pouvoir comburivore (débit d’air) et le

pouvoir fumigène (débit de fumées) ; il s’agit bien entendu de débits totaux, pour un excès d’air

déterminé.

II.7.2.2.1. Répartition du débit d’air

- Air primaire vers le circuit de broyage dans le cas du charbon, puis vers la zone centrale des

brûleurs, en contact direct avec le combustible dans la zone d’allumage.

- Air secondaire nécessaire pour la combustion correcte.

- Parfois, air tertiaire, complément pour la combustion complète, mais en retrait de la zone de

feu pour limiter les oxydes d’azote.

II.7.2.2.2. Répartition du débit de fumées

Les fumées produites par la combustion dans le foyer traversent ensuite les échangeurs, où elles sont

refroidies avant de sortir à la cheminée, le plus souvent extraites par un ventilateur de tirage. Elles

peuvent être divisées dans leur parcours à travers les échangeurs pour permettre de favoriser, en

fonction de l’allure, un circuit de vapeur - resurchauffe par exemple.

Elles peuvent être également reprises dans une zone à température moyenne 350/450°C,

généralement en aval de l’économiseur et en amont du réchauffeur d’air, pour être réinjectées dans

le foyer. C’est le recyclage, qui a des effets :

- sur la combustion et la température dans le foyer ;

- sur les échangeurs : réduction de la température des fumées en amont, augmentation en

aval, augmentation des vitesses et des coefficients d’échange ;

- sur le réglage de la resurchauffe à basse allure par modification du débit de fumées, qui ne

reste plus proportionnel à l’allure de la chaudière.


92


Ce débit de fumées recyclées varie, suivant les conceptions, entre 20 % et 40 % du débit normal à la

pleine charge.

Le recyclage s’effectue grâce à un ventilateur traversé par des gaz à 400/450°C ; il est courant pour

des chaudières à fuel ou à gaz, plus rare pour du charbon, à cause de l’érosion provoquée par les

cendres.

II.8. Echangeurs

Il est à noter que la chaudière est composée d’une succession d’échangeurs, d’une géométrie et

d’une surface bien déterminées et invariables. Les échanges thermiques intervenants sont soumis à

des lois physiques, avec comme complication supplémentaire le fait que tout changement du

comportement d’un appareil a des effets sur l’appareil qui se trouve en aval, que ce soit sur le circuit

des fumées ou sur le circuit du fluide chauffé.

II.8.1. Rôle des échangeurs

D’un point de vue très générale, une chaudière peut se ramener à :

- un foyer servant à convertir l’énergie contenue dans le combustible (pouvoir calorifique) en

gaz chauds et en rayonnement ;

- des échangeurs utilisés pour transférer l’énergie contenue dans les combustibles à un fluide

utilisable dans un cycle thermodynamique, fluide qui est généralement de l’eau sous forme

liquide ou vapeur utilisée actuellement dans la quasi-totalité des cycles de production

d’énergie.


93


Figure 62 Exemple de chaudière au charbon avec la succession des principaux échangeurs


94


En suivant le parcours de ce fluide le long de la chaudière (figure 62), il traverse successivement les

principaux échangeurs suivants : économiseur, vaporisateurs (parois du foyer sur la figure),

surchauffeurs et resurchauffeurs.

Voyons un à un les rôles de ces différents échangeurs :

L’économiseur : l’eau venant du poste de réchauffage, alimenté par les soutirages de la

turbine, s’y échauffe avant son introduction dans le réservoir ou le séparateur (séparateur

«humide»). L’eau à la sortie de cet appareil est généralement à une température inférieure à la

température de saturation, mais, dans certains cas, l’économiseur peut être vaporisant.

L’économiseur, divisé parfois en différents éléments, est généralement constitué de tubes à ailettes

(pour des combustibles comme le fuel ou gaz naturel) ou de tubes lisses (pour les combustibles

comme le charbon et autres). Pour des raisons d’optimisation des échanges, il est généralement situé

sur le parcours des fumées entre le dernier surchauffeur ou resurchauffeur et le réchauffeur d’air.

Les vaporisateurs : quand l’économiseur n’est pas vaporisant, ils assurent la fin de

l’échauffement de l’eau et la production de la vapeur. Les vaporisateurs sont généralement

constitués par les écrans soudés de la chaudière mais doivent parfois être complétés par des

faisceaux.

Les surchauffeurs : situés sur le parcours des fumées entre la sortie du foyer et

l’économiseur, ils servent à élever la température de la vapeur depuis l’état saturé (pour les

chaudières à réservoir) ou légèrement surchauffée (pour les chaudières à circulation forcée). Ce sont

généralement des échangeurs tubulaires bien que certaines parties de la surchauffe puissent se faire

dans des parois de la chaudière (cages arrière de chaudière, surchauffeurs muraux, écrans de

chaudières à circulation forcée).

Les resurchauffeurs : ils ont un rôle identique à celui des surchauffeurs, à savoir élever la

température de la vapeur surchauffée provenant de la turbine à un niveau déterminé.

Les désurchauffeurs : destinés à refroidir et à moduler la température de la vapeur

surchauffée ou resurchauffée, ils sont rarement tubulaires (immergés dans le réservoir) mais

généralement assimilables à des échangeurs par mélange puisqu’ils procèdent par injection d’eau

dans la vapeur.

Il peut y avoir d’autres échangeurs associés à la chaudière : non directement en liaison avec l’eau

ou la vapeur du cycle, néanmoins, ils ne sont pas moins indispensables au bon fonctionnement de

l’installation :

Le réchauffeur d’air : échangeur entre l’air de combustion et le gaz de combustion, est le seul

capable d’abaisser la température des fumées pour obtenir un rendement élevé du fait de la


95


température de l’air le traversant (entrant à la température ambiante ou légèrement préchauffé).

Souvent subdivisé entre air primaire et air secondaire (comme sur la figure 62), cet échangeur peut

être :

- tubulaire, volumineux et lourd mais ne présentant pas de fuites ;

- régénératif, plus compact et léger mais avec un taux de fuite inéluctable variant de 5 à 10 %.

L’utilisation d’autres types d’appareils, tels que les caloducs, est aussi envisageable pour but de

réunir les avantages des deux modèles ci-dessus sans en avoir les inconvénients.

Le préchauffeur d’air : dans le but principal de protéger le réchauffeur d’air et les gaines de

fumées placées en aval des risques de corrosion par condensation d’acide pendant les démarrages

(sauf si le combustible utilisé au démarrage est du gaz ou du fuel) ou pendant le fonctionnement

normal (centrales au fuel lourd). Cette fonction est assurée généralement par un échangeur à tubes à

ailettes où l’air est réchauffé par de la vapeur (condensation) ou de l’eau.

II.8.2. Architecture générale de la chaudière et ordre de parcours des fumées :

La chaudière doit assurer :

- un débit de vapeur strictement et rapidement égal à celui demandé par la turbine ;

- une pression constante au point d’utilisation de la vapeur (ou, dans le cas d’un système à

pression glissante, la pression associée à la puissance demandée) ;

- le maintien assez large de la température de la vapeur surchauffée (30 à 100 % de l’allure) ;

- le maintien de la température de la vapeur resurchauffée entre l’allure nominale et l’allure

maximale, en général entre 60 et 100 %.

La disposition des échangeurs selon l’architecture générale de la chaudière, doit à la fois

tenir compte :

- des moyens de réglage disponibles ;

- des contraintes technologiques ou économiques liées à la résistance mécanique des tubes

constituant les échangeurs pour les températures auxquelles ils sont utilisés ;

- des contraintes liées directement à la température, à la vitesse des fumées et à la nature du

combustible telles qu’encrassement ou érosion par les cendres (fusibles ou collantes),

corrosion, fluages, etc. ;

- des contraintes imposées par toute la structure : intervalles entre panneaux, répartition des

charges, etc.


96


II.8.2.1. Répartition et variation des échanges suivant l’allure :

Les quantités de chaleur à transférer depuis les fumées vers les échangeurs et les conditions des

échanges varient avec la puissance globale produite, et cela pour plusieurs raisons :

- pour maintenir une température finale constante, la quantité de chaleur à fournir à la

resurchauffe est proportionnellement plus importante à basse allure que celle à fournir à la

surchauffe quand la chaudière est à pression fixe ;

- en pression glissante, la quantité de chaleur nécessaire à la vaporisation s’accroît, toutes

proportions gardées, quand l’allure et la pression diminuent ;

- les températures baissent avec l’allure, que ce soient celles des fumées à la sortie du foyer

ou celles du fluide chauffé (eau d’alimentation, vapeur à resurchauffer).

Il est donc nécessaire de trouver des moyens d’action sur les échanges, pour obtenir les

performances désirées (températures et quantités de chaleur).

II.8.2.2. Moyens d’action sur les échanges :

Action sur la vapeur :

L’injection d’eau dans la vapeur est la plus simple et la plus généralement appliquée, de préférence

en amont du dernier échangeur (surchauffeur ou resurchauffeur) ; la vaporisation de cette eau

produit un refroidissement de la vapeur. L’injection nécessite un certain nombre de précautions :

- une eau correctement déminéralisée (obtenue parfois par condensation de vapeur saturée

prélevée au réservoir) ;

- une pulvérisation en fines gouttelettes dans la vapeur à refroidir ;

- une protection des parois internes des tubes par une jaquette en acier inoxydable dans la

zone de refroidissement pour y limiter les contraintes thermiques.


97


Figure 63 Injection d’eau dans la vapeur en amont du resurchauffeur

Action sur le débit de fumées :

- soit par modification de l’excès d’air au détriment du rendement ;

- soit par recyclage de fumées, généralement prélevées à l’entrée du réchauffeur d’air et

réinjectées dans le foyer ; il n’y a pas modification du débit à la cheminée, donc pas de perte

de rendement.

L’accroissement du débit de fumées abaisse la température dans le foyer et à sa sortie, réduit

l’échange dans les appareils en amont et accroît l’échange dans les appareils en aval par suite du

refroidissement plus réduit des fumées.

Action sur la répartition des fumées :

En divisant le trajet des fumées en circuits parallèles, avec prédominance de surchauffeurs dans l’un

des circuits et de resurchauffeurs dans l’autre, et en modulant les débits de fumées entre l’un ou

l’autre.

Action sur la température de sortie du foyer (et des échanges dans celui-ci) :

Par modification de la position du feu soit par adoption de brûleurs inclinables, soit par utilisation de

brûleurs à des niveaux différents.

II.8.2.3. Contraintes technologiques et économiques

La recherche économique de réduction des surfaces des échangeurs conduirait à placer les appareils

où l’on veut des températures de vapeur élevées dans les zones où les fumées sont les plus chaudes ;

on est cependant confronté aux problèmes liés à la tenue du métal des tubes portés à haute


98


température. Ce sont donc des questions de limitation de contraintes admissibles en fonction de

cette température et d’obligation de refroidir le métal au moyen d’un bon coefficient d’échange

interne (entre fluide chauffé et métal) qui vont déterminer à la fois le sens du parcours de la vapeur

(méthodique ou antiméthodique) et la position relative de chaque échangeur sur le trajet des

fumées.

Le diagramme de la figure 64, en suivant le parcours des fumées de gauche à droite, permet de

comparer l’évolution de leur température par rapport à celle des fluides chauffés. Les échangeurs

situés dans une région où les fumées sont à plus de 830°C sont antiméthodiques où les températures

évoluent inversement avec la température du fluide (co-courant); au-dessous de 830°C, ils sont

méthodiques, c’est-à-dire les températures évoluent avec la température du fluide (contre-courant).

Figure 64: évolution de la température des fumées et des fluides chauffées le long du parcours dans un exemple de chaudière à 300MW

II.8.3. Choix de la position et de l’ordre des échangeurs

Suivant le moyen d’action retenu (II.8.2.2), il existe une grande variété de solutions. Le choix dépend

de nombreux paramètres, essentiellement :

- du type de chaudière choisi en fonction du combustible ;

- du mode de fonctionnement et du type de circulation retenus ;

- des performances souhaitées ;


99


- des moyens de régulation.

Le maintien de la plage de resurchauffe joue à cet égard un rôle prédominant. À titre d’exemples,

pour des chaudières au fuel ou au gaz naturel à pression fixe, on peut avoir le réglage de la

resurchauffe :

- par recyclage de gaz (figure 65a) ;

- au moyen de brûleurs inclinables (figure 65b) ;

Pour des chaudières tour à charbon et à pression glissante, on peut avoir le réglage de la

resurchauffe :

- par injection d’eau (figure 66a), resurchauffeur haute température ou RHT en troisième

position et brûleurs fixes ;

- au moyen de brûleurs inclinables (figure 66b), resurchauffeur haute température ou RHT en

deuxième position ;

- par action sur l’excès d’air (figure 66c).


100


Figure 65 Réglage de la resurchauffe dans le cas d’une chaudière au fuel ou à gaz à pression fixe


101


Figure 66 Réglage de la resurchauffe dans le cas d’une chaudière tour à charbon et à pression glissante


102


Pour choisir la position des échangeurs sur le parcours des fumées, on utilise aussi le fait que les

échanges par rayonnement interne sont plus importants dans les zones à haute température et qu’il

y a prédominance des échanges par convection dans les zones à basse température.

II.8.4. Bilan global des échanges

Permettre de répartir entre chacun des échangeurs la puissance que l’on désire leur voir réaliser est

l’objectif de l’ensemble de résultats cité dans le paragraphe Bilan approfondi d’une chaudière (II.5),

associé au choix d’un mode de réglage et de la définition de nombre d’échangeurs par fonction.

Cette recherche doit être effectuée successivement à pleine allure, puis à des puissances partielles,

pour ensuite placer les échangeurs sur le parcours des fumées dans l’ordre que l’on estime à priori le

plus convenable.

Par bilan, la détermination des puissances à transmettre par les fumées et, par suite, l’évolution des

températures de celles-ci le long du parcours résultent de cette répartition des puissances désirées

pour chacun d’eux.

II.8.5. Calcul sur les échangeurs

II.8.5.1. Objet du calcul

C’est en premier lieu :

- la détermination de la surface de l’échangeur (éventuellement la surface ailetée);

- la détermination des données de construction : pas transversal et longitudinal, diamètre des

tubes à utiliser, encombrement de l’échangeur.

Ensuite :

- la distribution du fluide chauffé dans l’échangeur : nombre de tubes en parallèle par

élément;

- les pertes de charge à pleine allure côté fluide chauffé ;

- la vitesse et les pertes de charge côté fumées ;

- la vérification des critères acoustiques et vibratoires.

Enfin :

- le calcul des échanges à différentes allures, en particulier à celles pour lesquelles il y a une

garantie de tenue de température de la vapeur produite ;

- le calcul des injections et la détermination des paramètres de réglage tels que recyclage,

inclinaison des brûleurs, etc. ;

- l’évaluation de la température du fluide chauffé dans son parcours à l’intérieur du tube ;

- le choix des métaux (II.8.7.4).


103


Étant donné la complexité du calcul des échanges thermiques, on est pratiquement obligé, avant

d’aborder ce calcul, de se fixer a priori le diamètre extérieur des tubes et leur disposition

géométrique (pas transversal, longitudinal, II.8.6).

II.8.5.2. Méthode de calcul

La détermination :

- des coefficients d’échange par convection : de mode transversal (externe côté fumées) ou de

mode longitudinal (interne côté fluide chauffé) ;

- du coefficient de rayonnement ;

- de la conduction dans le métal ;

- du coefficient d’échange global résultant ;

- des pertes de charge créées par les frottements externes (côté fumées) et internes (côté

fluide chauffé).

À partir de ces données, on peut obtenir successivement :

- la surface totale de l’échangeur nécessaire pour réaliser le bilan individuel désiré ;

- le nombre d’éléments et de circuits à mettre en parallèle aussi bien du côté fumées que du

côté fluide chauffé ; et vérifier que le diamètre des tubes initialement retenu est compatible

avec les pertes de charge autorisées.

II.8.6. Conception des échangeurs au niveau des éléments de construction

Les échangeurs sont constitués d’une multitude de tubes regroupés (figure 67) :

- en panneaux ou éléments, qui sont dans un même plan, parallèles au sens de parcours des

fumées et équidistants entre eux du pas transversal ST ;

- dans un même élément, les tubes sont perpendiculaires au trajet des fumées, distants entre

eux du pas longitudinal SL, plus ou moins nombreux, alimentés en parallèle par le même

collecteur d’entrée et débitant dans le même collecteur de sortie.

La conception résulte de la prise en considération de nombreux facteurs auxquels, suivant les cas, il

faut accorder plus ou moins d’importance.


104


Figure 67 Vue cavalière d’un échangeur

II.8.6.1. Pour tous les combustibles,

Ce sont :

- la prise en compte du supportage des éléments qui, au-delà de 600°C de température de

fumées, n’est concevable qu’à l’aide de tubes parcourus par un fluide de refroidissement,

eau ou le plus souvent vapeur. Dans les chaudières de puissance plus réduite, dont les

carneaux ne sont pas trop profonds, le supportage peut être fait directement par les parois

refroidies ; au-delà de 3 ou 4 m de profondeur, il devient nécessaire de disposer de tubes de

suspension intermédiaires, à moins que l’échangeur ne s’autosupporte, en étant constitué de

tubes verticaux (figure 68a) :

- la prise en compte de phénomènes vibratoires, qui résultent souvent de la synchronisation

de tourbillons de Karman avec la fréquence acoustique des cavités, peut imposer le choix

d’un pas longitudinal plus faible ;


105


Figure 68 Supportage des éléments suivant l’orientation de l’échangeur

- le pas transversal est choisi de façon à maintenir une vitesse de gaz optimale, maximale

compatible avec l’érosion, en compensant la diminution de volume des gaz refroidis par un

resserrement des tubes (figure 69)


106


Figure 69 Espacement entre les panneaux des échangeurs

Ces considérations interviennent pour le choix des pas longitudinaux et transversaux :

- le choix du diamètre extérieur du tube, qui peut être un apriori selon les cas :

• pour les très hautes pressions, on a intérêt à choisir un petit diamètre, ce qui permet un

gain d’épaisseur, plus de compacité d’échangeur, une température de métal plus proche de celle du

fluide interne, un supportage plus serré puisque les portées admissibles sont réduites, mais conduit à

des longueurs plus importantes à mettre en œuvre et à une vitesse massique plus élevée dans

chaque tube, ce qui peut être évité par la multiplication de tubes en parallèle côté fluide chauffé,

• pour les faibles pressions, tubes de resurchauffeur par exemple, c’est plutôt le diamètre le

plus élevé, compatible avec l’épaisseur minimale technologique nécessaire pour le soudage, qui sera

retenu.

II.8.6.2. Pour le cas particulier des combustibles solides


107


Ce sont : la quantité de cendres et la température de fusibilité qui interviennent sur :

- le pas transversal des éléments et même la section des carneaux (vitesse de fumées limitée

pour réduire les effets de l’érosion) ;

- le pas longitudinal des tubes (tubes jointifs pour diminuer dans les zones à haute

température les dépôts de cendres collantes et faciliter leur enlèvement par ramonage) ;

- la disposition générale des échangeurs et leur étagement : pour permettre aux fragments de

dépôts détachés par le ramonage de descendre à travers les autres échangeurs, il est logique

de placer les grands pas transversaux en bas, d’où la conception des chaudières tour à circuit

de fumées ascendant (figure 70).

Figure 70 Disposition générale des échangeurs et leur étagement

Une fois le diamètre choisi, le nombre de circuits à installer en parallèle dans un même élément va

être déterminé par l’évaluation de la perte de charge de l’échangeur côté fluide chauffé.

II.8.7. Calcul de la température du tube et sélection du métal

La température du métal d’un tube d’échangeur dépend :

- de la température du fluide intérieur ;

- de la conductivité du métal et de son épaisseur ;

- du coefficient de transmission interne ;

- du flux de chaleur reçu sous forme de rayonnement et de convection.

L’ensemble de ces paramètres permet, mieux que la prise en compte de la température extérieure

des fumées, d’estimer la température locale maximale à laquelle le métal devra résister, tout en

étant soumis aux contraintes dues à la pression du fluide qui circule à l’intérieur.


108


La figure 71 illustre bien le résultat de ce calcul sur un tube du SHT à pleine allure.

Figure 71: Sélection des matériaux pour l’échangeur SHT à pleine allure avec l’évolution de leur température le long du trajet pour le tube 1

II.8.7.1. Effet de la température du fluide chauffé

Cette température s’accroît depuis l’entrée jusqu’à la sortie de l’échangeur. La recherche du

minimum de surface conduisant à choisir une disposition méthodique (contre-courant), la plus haute

température du fluide chauffé se trouve dans la zone de la plus haute température de fumées, celle

où se trouve en général le flux le plus élevé (rayonnement, écart de température), ce qui conduit

souvent à une température de métal trop élevée pour correspondre à une valeur économiquement

admissible. On est contraint alors à une disposition antiméthodique (circulation parallèle), tout au

moins pour la zone de sortie de l’échangeur (boucle retournée, figure 71).

En ce qui concerne la température du fluide chauffé, il faut distinguer la température moyenne

calculée pour satisfaire l’échange et la température majorée de toutes les marges destinées à couvrir

les disparités telles que :


109


- les écarts de la distribution du fluide chauffé entre les tubes (résultant de la perte de charge

et des pressions dynamiques au raccordement sur les collecteurs),

- les écarts sur l’estimation des échanges dus soit à une mauvaise évaluation des coefficients

d’échange, du rayonnement reçu ou des encrassements, soit à une disparité de distribution

des fumées entre une partie ou l’autre de l’échangeur,

- les écarts dus à l’influence des autres échangeurs.

II.8.7.2. Écart de température entre fluide et métal

Compte tenu des coefficients de transmission interne et externe et de la paroi du tube, le profil des

températures dans un tube parcouru par un fluide et chauffé extérieurement a l’allure donnée sur la

figure 72.

Figure 72 Ecart de température entre fluide et métal

Il faut remarquer que l’élévation de température (T2 – T1) dans l’épaisseur même de la paroi est

relativement faible par rapport à l’élévation de température entre fluide et paroi interne (T1 – T0),

écart directement lié à la quantité de chaleur absorbée et inversement proportionnel au coefficient

de transmission interne.

II.8.7.3. Exemple de profil de température métal à mi-épaisseur

Pour le premier tube d’un échangeur à panneaux (figure 69) soumis au rayonnement externe, le

diagramme de la figure 73 met en évidence l’importance de la connaissance de la distribution des

flux absorbés et surtout celle du maximum local ; la position M de la génératrice la plus sollicitée

varie suivant la situation du tube dans l’échangeur : en avant, face à un rayonnement direct du foyer

(figure 73), en avant ou en arrière, en regard d’une cavité ou en avant pour les échanges par

convection.


110


Figure 73 Profil de la température du métal à mi-épaisseur pour le premier tube d’un échangeur à panneaux soumis au rayonnement externe

II.8.7.4. Contraintes

Contrainte limite admissible S :

Elle dépend de la nature du métal, c’est-à-dire de ses caractéristiques mécaniques et du mode de

déformation du métal sous l’effet des contraintes et de la température ; on distingue en effet :

- une région basse température où la contrainte maximale admissible est définie par rapport à

la rupture R20,

- une région moyenne température où la valeur limite est fixée par rapport à la limite

élastique Rp 0,2,

- une région haute température où la contrainte limite est une fraction de la rupture par

fluage en 105 h, σR105.

Contrainte à laquelle est soumis le tube

Les codes de calcul des matériels sous pression ne prennent en compte que la contrainte radiale due

à la pression interne, nettement plus importante que la contrainte longitudinale et celle de flexion

due au poids ; ils imposent une formule de calcul de l’épaisseur minimale du tube e telle que :

𝑒 =𝑃𝐷

2 𝑆𝐸+𝑃


111


avec D diamètre extérieur du tube,

E coefficient de déformation de soudure (en général, égal à 1)

P pression de calcul,

S contrainte limite admissible.

L’ASME (code américain) module sa formule en incorporant un facteur y compris entre 0,4 et 0,7

suivant la température et adopte :

𝑒 =𝑃𝐷

2(𝑆𝐸+𝑃𝑦) [49]

Le tableau 9 résume les grandeurs nécessaires à prendre en compte pour l’établissement de cette

épaisseur e pour différents codes français et étrangers.

Tableau 9 Détermination de l’épaisseur minimale du tube pour la sélection du matériau du tube

Code de calcul AFNOR NF E 32-103 ASME Section I ISO R 831 TRD (allemand)

Contrainte

admissible,

la plus petite

parmi :

𝑅20

2,5 𝑜𝑢

𝑅20

2,85

(tubes) (collecteurs)

𝑅𝑝0,2

1,5

𝜎𝑅105

1,5

𝑅20

4

𝑅𝑝0,2

1,5

𝜎𝑅105

1,5

𝑅20

2,5

𝑅𝑝0,2

1,6

𝜎𝑅105

1,6

𝑅20

2,5

𝑅𝑝0,2

1,5

𝜎𝑅2 𝑥10 = 𝑚𝑖𝑛𝑖

𝑜𝑢 𝜎𝑅105

1,5

Pression de calcul Domaine élastique :

timbre

Fluage : pression

réelle de

fonctionnement

Timbre Pression maximale prévisible en

service

Formule de calcul 𝑒 =

𝑃𝐷

2𝑆𝐸 + 𝑃

𝑒 =𝑃𝐷

2(𝑆𝐸 + 𝑃𝑦)

y variant de 0,4 à 0,7

𝑒 =𝑃𝐷

2𝑆𝐸 + 𝑃)

𝑒 =𝑃𝐷

2𝑆𝐸 + 𝑃

R20 résistance à la rupture minimale à 20°C,

Rp0,2 limite élastique minimale à la température de calcul à 0,2 %, d’allongement rémanent,

𝜎𝑅105 contrainte moyenne de rupture par fluage en 100 000 h à la température de calcul,

D diamètre extérieur,

E coefficient de déformation,

e épaisseur minimale nécessaire,

P pression de calcul,

S contrainte admissible

Tableau 9 Détermination de l’épaisseur minimale du tube pour la sélection du matériau du tube


112


Sélection du métal :

Le tableau 9 ainsi que les figures 74 et 75 permettent de choisir, suivant l’un ou l’autre des codes en

fonction de la contrainte appliquée et de la température calculée à mi-épaisseur, soit l’épaisseur

minimale du tube pour un métal donné (après prise en compte des tolérances de fabrication de

celui-ci), soit la nature du métal à adopter pour une épaisseur prédéterminée.

Figure 74 Exemple de courbes de contraintes admissibles pour trois aciers différents pour tubes suivant le code américain

Figure 75 Exemples de courbes de contraintes admissibles suivant le code français pour différents types d’aciers pour tubes

La figure 71 représente le résultat d’application sur un échangeur SHT.


113


II.8.8. Protections contre la corrosion

La corrosion interne n’est pas à craindre dans les tubes du foyer, vu le traitement préalable de l’eau

d’alimentation.

La corrosion externe à haute température est à redouter pour tout combustible, solide ou liquide,

dont les cendres contiennent du soufre et du sodium. Cette corrosion (courbe de Kessler), pour une

teneur en S et Na déterminée, dépend à la fois de la température du métal et de la température des

fumées (figure 76) ; la meilleure précaution pour en limiter les effets est de se placer en dehors de la

zone active, pour tous les points de l’échangeur, ce qui est plus facilement obtenu avec un appareil

antiméthodique (circulation parallèle).

Figure 76 Courbe de kessler

La corrosion externe à basse température est à craindre pour un métal au-dessous du point de rosée,

c’est-à-dire pour les économiseurs basse température réalisés généralement en tubes manchonnés


114


de fonte et les réchauffeurs d’air que l’on protège par remontée de la température grâce au

préchauffage de l’air.

La meilleure précaution contre l’érosion est la limitation de la vitesse des fumées, en fonction de la

nature et de la teneur en cendres du combustible, la silice étant l’élément le plus redouté.

II.9. Circuits air/fumées

II.9.1. Nature des circuits

L’air atmosphérique, utilisé pour la combustion dans le foyer, a l’inconvénient de ne contenir que 20

% d’oxygène et d’obliger à véhiculer comme ballast dans le système quatre fois plus d’azote que

d’oxygène. La chaleur contenue dans les fumées produites par la combustion est partiellement

captée dans le foyer par les tubes des écrans et, en aval du foyer, dans des échangeurs (figure 77).

Figure 77 Schéma du circuit air/fumée

- Lorsque l’eau d’alimentation est à une température suffisamment basse (105 à 130°C, ce qui

est le cas des chaudières industrielles), l’échangeur situé le plus en aval peut être


115


l’économiseur et les fumées peuvent sortir entre 130 et 160°C avec un rendement

convenable.

- Dans le cas des centrales thermiques où l’eau d’alimentation est fournie à une température

relativement élevée (240 à 270°C), en raison de l’utilisation des soutirages dont le rôle est

d’améliorer le rendement du cycle de la turbine, il devient nécessaire de continuer à épuiser

la chaleur des fumées en se servant alors de l’autre source froide disponible que constitue

l’air atmosphérique. C’est la justification de l’insertion d’un réchauffeur d’air (RA).

L’air chaud sortant du réchauffeur d’air a aussi un effet bénéfique sur la qualité de la combustion,

effet dépendant toutefois de la nature du combustible. Il serait inutile de réchauffer l’air pour du gaz

naturel ou du fuel léger ; il est intéressant de le réchauffer pour un fuel lourd et indispensable de le

faire avec du charbon. En outre, l’air chaud participe au séchage du charbon associé au broyage

(combustion pulvérisée). Pour la combustion sur grille, la température de l’air doit être inférieure à

150-180°C pour éviter un échauffement excessif des barreaux.

L’objectif d’un bon rendement conduit à rechercher des basses températures de fumées à la

cheminée (130 à 160°C) et entraîne une extension de la surface des réchauffeurs d’air et une

augmentation de leur prix ; il y a lieu de définir le rendement choisi en fonction de critères

économiques.

Le préchauffeur d’air (PRA) est en général alimenté en vapeur de soutirage basse pression et la

température de l’air qui en sort est alors modulée pour que la somme (température de l’air à l’entrée

du réchauffeur d’air + température des fumées à la sortie du réchauffeur d’air) soit constante.

Les principaux éléments constitutifs des circuits d’air et de fumées sont les suivants (figure 77).

a) L’air réchauffé est envoyé au foyer soit en circuit unique (fuel et gaz) et réparti sur chaque

brûleur, soit en circuit divisé dans le cas du charbon pulvérisé, une partie de l’air servant à

transporter le combustible (air primaire). La configuration des circuits d’air et de fumées se

complique dès que l’on dédouble les réchauffeurs et les ventilateurs soit pour des raisons de taille,

soit pour assurer une certaine sécurité de marche, un demi-circuit permettant d’obtenir 60 % de

l’allure maximale continue.

b) L’air et les fumées sont généralement mis en mouvement par des ventilateurs. L’économie

de la puissance des auxiliaires voudrait que toute l’énergie soit obtenue uniquement par le

ventilateur de soufflage ; dans ce cas, l’ensemble des circuits d’air et de fumées est sous pression

depuis l’aval du ventilateur jusqu’à la cheminée ; cette solution s’est révélée d’une pratique difficile,

surtout pour le charbon en raison des dommages engendrés par la moindre fuite dans un casing,

pour la partie en aval du foyer (agrandissement de l’orifice par érosion, envoi de cendres à


116


l’extérieur, jets de gaz chauds, etc.), et aussi du fait de la complication apportée aux appareils

d’extraction des cendres.

C’est pourquoi on revient à une solution dite de foyer équilibré, tout le circuit de fumées étant alors

mis en dépression grâce à un ventilateur de tirage (le tirage naturel de la cheminée ne suffisant pas).

Le circuit de recyclage des fumées est courant sur les chaudières de forte puissance au fuel et au gaz,

plus rare sur les chaudières à charbon ; le recyclage contribue à la modulation de la température des

fumées (II.8.2.2) en vue du réglage de la resurchauffe.

II.9.2. Réchauffeurs d’air

On distingue trois grandes catégories : les échangeurs à surface, ceux de type génératif eux-mêmes

divisés en appareils à empilage fixe ou à gaines fixes.

II.9.2.1. Échangeurs à surface

Il n’y a pas de contact direct entre l’air et les fumées et toujours interposition d’une surface paroi

constituée de tubes en acier, fonte, verre, etc. ou de tôles. L’air y est toujours à une pression

supérieure à celle des fumées, mais sans que cette différence de pression n’entraîne de problèmes

pour la construction.

Par suite de la relative faiblesse à la fois des coefficients d’échange et des écarts de température, les

surfaces nécessaires sont très importantes. Les solutions classiques sont :

- les échangeurs tubulaires (figure 78) généralement divisés en secteur chaud et secteur froid;

- les échangeurs à plaque, généralement en fonte.


117


Figure 78 Exemple de réchauffeur d’air tubulaire

II.9.2.2. Échangeurs du type régénératif

Ces échangeurs sont caractérisés par le passage sur un empilage de tôles minces ou d’éléments en

céramique les fumées à refroidir et l’air à réchauffer en alternance régulière ; l’ensemble peut être

comparé à une éponge de chaleur avec une première phase de stockage de la chaleur des fumées

dans les tôles, suivie d’une restitution à l’air en deuxième phase.

On distingue deux types (figure 79) suivant que l’ensemble des tôles empilées est fixe ou mobile :

- le type à empilage fixe comporte de part et d’autre d’un stator des portions de gaines

tournantes, compartimentées, reliées aux circuits d’air et de fumées ;

- le type à gaines fixes a un rotor constitué d’empilage de tôles, tournant suivant un axe

vertical ou horizontal ; cette lourde masse tourne lentement (1 à 3 tr/min). Les appareils de


118


grande dimension sont de préférence à axe vertical, à cause du risque de déséquilibre et de

balourd.

Figure 79 Réchauffeurs d’air de type régénératif à empilage mobile ou fixe

II.9.3. Pertes de charge par rapport aux vitesses d’air et de fumées et marges sur débit et

pressions

Côté air, la principale perte de charge est celle introduite par le réchauffeur d’air, à laquelle s’ajoute

la dynamique aux brûleurs avec, en plus, sur le circuit d’air primaire dans le cas du charbon la perte

de charge du circuit de broyage.

Côté fumées, les pertes de charge vont en croissant de l’amont vers l’aval. À l’intérieur de la

chaudière, les vitesses de fumées sont importantes (25 m/s ou plus) pour le gaz ou le fuel mais

limitées en raison du risque d’érosion par les cendres dans le cas des combustibles solides.

Côté recyclage, les pertes de charge sont celles du circuit principal des échangeurs majorées de celles

des gaines d’aspiration/ refoulement et de la dynamique d’introduction dans le foyer.


119


Pour la détermination des ventilateurs, il faut tenir compte de marges à prendre sur le débit et les

pressions.

a) Sur le débit, en raison : du risque d’erreur dans l’évaluation de la teneur en oxygène du

combustible, de la répartition de l’air aux brûleurs, de l’excès d’air, de la fuite au réchauffeur

d’air, de la perte de rendement, et pour le débit-volume à passer dans les ventilateurs de

soufflage et de tirage, des températures plus élevées que celles prévues (ou contractuelles)

ou de la baisse de la pression atmosphérique, en particulier celle due à l’altitude du lieu

(environ 1,2 % par 100 m).

b) Sur les pressions, en raison de l’accroissement des pertes de charge par suite des marges sur

le débit, d’une provision pour l’augmentation de la vitesse de l’air et de la dynamique aux

brûleurs et de l’accroissement des encrassements et des obstructions côté fumées.

II.9.4. Ventilateurs :

Il est utile de rappeler :

- que les ventilateurs sur des fumées chargées en poussières doivent tourner plus lentement

et être munis d’aubages de conception particulière;

- qu’une augmentation de 10 % du débit entraîne une augmentation de perte de charge de 20

% et, par suite, une augmentation de puissance de 30 % ;

- qu’à cause des marges prises sur le débit et la pression, le ventilateur pour l’allure normale

fonctionne loin de son point de dimensionnement, donc dans une zone de mauvais

rendement ;

- que la modulation de débit est en général obtenue par un système d’aubages mobiles à

l’aspiration et rarement par variation de vitesse ;

- que le débit minimal d’un ventilateur muni d’aubages à l’aspiration est d’environ 25 % de son

débit maximal.

IV. Foyer et circulation

II.10. Détermination du foyer

II.10.1. Rôle du foyer

Le rôle essentiel du foyer est d’assurer la combustion dans des conditions correctes, c’est-à-dire :

— avec sécurité, ce qui implique la stabilité des flammes et une détection suffisamment précise des

extinctions pour éviter les risques d’explosion par réallumage ;

— avec un bon rendement, donc avec le minimum d’imbrûlés gazeux et solides, et l’excès d’air

minimal ;


120


— avec un minimum d’entretien, d’où la nécessité de réduire les parties réfractaires, toujours plus

fragiles et plus sensibles au collage des cendres que les parties métalliques ;

— avec parfois la possibilité d’utiliser soit séparément, soit ensemble, plusieurs combustibles.

Figure 80 Foyer et tube d’eau

À ce rôle principal, qui autrefois était réservé à des foyers couverts de réfractaires, puis

progressivement garnis de tubes d’eau plus ou moins espacés (figure 80), sont venues s’ajouter dans

les chaudières modernes d’autres fonctions :

— assurer une partie non négligeable de l’échange thermique de la chaudière et, de préférence, une

partie importante de la vaporisation ;

— par suite de la création d’une enceinte complètement refroidie par des tubes plus ou moins

ailetés, la possibilité de rendre cette enceinte étanche aux fumées et, de ce fait, d’avoir des foyers

capables de fonctionner en légère surpression côté fumées ; cela permet, en comprimant l’air depuis

l’état froid par un ventilateur de soufflage et sans faire appel à un ventilateur de tirage, d’assurer

l’introduction de l’air de combustion à travers le foyer et le passage des fumées à travers les


121


échangeurs de la chaudière. Il en résulte, pour une même perte de charge globale, une économie

d’énergie importante ;

— permettre, grâce à la conception de parois entièrement refroidies, désignées habituellement sous

le nom d’écrans, d’obtenir à la sortie du foyer une température suffisamment basse pour éviter les

collages de cendres sur les premiers échangeurs rencontrés ;

— assurer en outre une combustion dans des conditions telles que les oxydes d’azote (NOx ) ne

soient produits qu’en quantité limitée ; dans certains cas, on prévoit également de compléter les

réactions de combustion par une action chimique de capture des oxydes de soufre grâce à des

injections de calcaire ou de chaux ; parfois, comme dans les chauffes au fuel, le foyer est également

l’endroit où l’on effectue des injections de magnésie destinées à limiter la formation de sels de

vanadium, trop facilement fusibles.

II.10.2. Conception générale

II.10.2.1. Dimensions du foyer

La taille et les dimensions du foyer sont fortement liées au type de combustible (figure 81) et

imposées par des conditions qui sont presque toutes indépendantes des problèmes de transfert de

chaleur.

Figure 81 Dimensions du foyer en fonction du combustible

a) On se trouve dans l’obligation d’achever la combustion ou de la pousser à un degré suffisant

pour que la teneur en imbrûlés devienne tolérable ; l’obtention de ce résultat passe par le respect


122


d’un temps de séjour minimal des particules en combustion, temps de séjour lié également à la taille

de ces particules, c’est-à-dire soit aux granulométries obtenues par broyage pour le charbon, soit à la

finesse de pulvérisation dans le cas de combustible liquide.

b) Dans la zone des brûleurs, la section en plan du foyer, sa largeur et sa profondeur sont liées

au modèle de brûleur retenu pour permettre un développement correct de la flamme et éviter son

impact sur les parois voisines ou sur une paroi opposée. Dans le cas de combustible solide, le nombre

de brûleurs est également lié, en chauffe directe, au nombre de broyeurs.

c) La distance entre brûleurs, ou entre plans de brûleurs, dépend évidemment de leur

encombrement mais également des limites imposées par des problèmes de circulation de l’eau à

l’intérieur des tubes d’écrans ou par des problèmes de flux maximal local et de température

superficielle des dépôts qui, en général, conduisent à étaler cette zone.

d) Ces mêmes problèmes de développement de flamme imposent un respect de distance

minimale entre les brûleurs eux-mêmes et entre les brûleurs et l’obstacle le plus proche (naissance

d’une voûte ou d’un cendrier, parois latérales).

La valeur de la section horizontale du foyer dépend soit de la limitation du flux maximal local

admissible en fonction du mode de circulation choisi (II.11), soit de la limitation de la vitesse des gaz

à la sortie du foyer en vue d’éviter les érosions dans le cas des combustibles solides.

e) La fusibilité des cendres peut imposer une hauteur de foyer minimale nécessaire pour

assurer un refroidissement suffisant des fumées, de sorte que les matières en suspension passent au-

dessous de leur température de collage. Bien entendu, cette obligation n’existe que dans les

systèmes de combustion à cendres sèches.

f) Dans les foyers à cendres fondues, le volume et les dimensions du foyer sont, au contraire,

déterminés par des considérations de température à maintenir dans un volume défini, avec

l’obligation de rester au-dessus de la température de fusibilité pour les basses allures de la

chaudière.

g) La forme du foyer peut dépendre directement du combustible ; dans le cas de combustible à

faible teneur en matières volatiles, il faut un foyer en voûte qui permet, avec l’aide de réfractaires

fixés sur des parois tubées, de créer aux environs du brûleur une zone particulièrement chaude,

favorable à l’obtention de la température minimale d’inflammation.

h) Pour les combustibles solides, on associe directement au foyer un cendrier dont la pente par

rapport à la verticale doit être choisie de façon à éviter la rétention des cendres ou des mâchefers

qui y tombent (pente d’environ 60 degrés par rapport à l’horizontale).


123


i) La forme du foyer, pour des modes de combustion qui n’utilisent pas des brûleurs classiques,

doit être adaptée au procédé choisi : grille mécanique, grille avec projection de combustible, système

à poussoir, combustion sur sole, etc.

j) La forme du foyer doit être telle qu’elle permette d’assurer une répartition uniforme des gaz

à la sortie pour que les échangeurs qui s’y trouvent ne présentent pas des disparités d’absorption

excessives.

De ce fait, les principales dimensions du foyer sont liées aux caractéristiques suivantes :

— la teneur en matières volatiles du charbon, en relation directe avec son aptitude à brûler plus ou

moins vite ;

— les critères d’inflammabilité ;

— les valeurs des fusibilités, en rapport direct avec les risques et l’importance des encrassements ;

— les finesses, reliées au temps de combustion et, par prise en compte du temps de séjour, à la

teneur en imbrûlés résiduels ;

— le choix des puissances calorifiques admises dans la zone des brûleurs.

II.10.2.2. Construction des parois

Les écrans qui forment l’enveloppe refroidie du foyer sont conçus pour être étanches côté fumées et,

de ce fait, constitués de tubes reliés entre eux soit par un dépôt de soudure, soit par des ailettes

soudées.

Les diamètres des tubes sont de l’ordre de 25 à 50 mm pour les hautes pressions et peuvent

atteindre 100 mm en basse pression. L’épaisseur des tubes dépend aussi de la pression, mais doit

être supérieure à la valeur minimale requise pour le soudage, 4 ou 5 mm suivant les techniques.

Le pas des tubes est souvent imposé par le mode d’assemblage choisi et la taille des ailettes dont la

dimension maximale est limitée par la température atteinte au milieu de l’ailette.

En fonction du bilan général d’échange, il est souvent nécessaire, dans le domaine des pressions

supérieures à 150 bar, de prévoir des surfaces directement exposées au rayonnement où le fluide

chauffé n’est plus de l’eau en cours de vaporisation, mais de la vapeur ; c’est le cas des foyers en

spirale où la vaporisation est achevée avant d’arriver à la partie supérieure des écrans.

Dans les foyers à tubes verticaux, ces surfaces se présentent généralement sous forme d’un panneau

mural disposé verticalement en partie supérieure, sur la face avant et partiellement sur les faces

latérales ; l’échange par rayonnement se fait également sur des panneaux de tubes de surchauffeur,


124


disposés verticalement et suspendus à des intervalles importants (4 à 5 m) dans la cavité supérieure,

et plus rarement sur toute la hauteur du foyer.

II.10.3. Objet des calculs :

Les résultats attendus d’un calcul de foyer sont par ordre d’importance décroissante :

— la température des fumées à la sortie du foyer ; d’elle dépend non seulement le dimensionnement

des échangeurs mais aussi leur bon comportement

— la valeur du rayonnement transmis aux échangeurs directement exposés ;

— les transferts de chaleur sur les écrans, utiles pour les calculs de circulation, et indispensables pour

la détermination des échanges dans les parois (taux ou température de vapeur à la sortie des écrans)

dans le cas des chaudières à circulation forcée.

II.10.4. Calculs :

Le modèle de transfert de chaleur qui prédomine dans le foyer est le rayonnement.

Pour mémoire, le rayonnement suit la loi de Stefan-Boltzmann qui établit la proportionnalité entre la

chaleur transmise et la différence des puissances 4e des températures absolues de l’émetteur et du

récepteur, en faisant intervenir des facteurs d’émissivité et d’absorption.

À l’intérieur d’un volume déterminé, la quantité de chaleur Q échangée par seconde par

rayonnement s’exprime par :

𝑄 = 𝜀𝑔𝑟𝑆(𝑇𝑔4 − 𝑇𝑝

4) (𝑊) [50]

Avec : εg coefficient d’émissivité du gaz à la température Tg pour le trajet moyen L = 3,4 V/S, avec V

(m3) volume de la zone rayonnante et S (m2) surface enveloppe de cette zone,

r coefficient d’absorptivité de la paroi = r0 E avec r0 coefficient d’absorptivité du matériau

(corps gris, inférieur ou au plus égal à 1) et E pouvoir absorbant de la paroi,

Tg (K) température thermodynamique du gaz,

Tp (K) température thermodynamique de la paroi.

La détermination des valeurs à introduire dans la formule ci-dessus est explicitée dans les

paragraphes suivants, permettant ainsi d’obtenir la température du gaz Tg dans le volume considéré.

II.10.4.1. Détermination de la chaleur introduite

Les calculs généraux effectués antérieurement sur la généralité et bilan des chaudières ont permis de

définir le débit de combustible, le débit d’air nécessaire à la combustion et le débit de fumées

produites.


125


Le combustible peut être introduit :

— en chauffe directe avec la totalité de l’eau qu’il contient à l’état brut ;

— en chauffe indirecte sous forme sèche, l’eau enlevée au combustible étant envoyée à l’extérieur

par exhaure séparée ;

— ou parfois (chauffe semi-directe) sous forme séchée aux brûleurs, avec une exhaure séparée qui

amène la vapeur provenant du séchage vers un autre endroit du foyer.

En même temps que le combustible, on introduit de l’air à une température choisie soit pour faciliter

l’allumage, soit en vue d’une récupération maximale, grâce à un réchauffeur d’air, de la chaleur

contenue dans les circuits de fumées avant leur évacuation à la cheminée.

On ajoute à l’enthalpie de formation du combustible son enthalpie sensible par exemple (II.7.1.2.2),

dans le cas d’utilisation de gaz chauds issus d’un procédé chimique (gaz CO par exemple).

La totalisation de ces différentes quantités de chaleur permet de définir la chaleur totale introduite.

II.10.4.2. Bilan de répartition à l’intérieur du foyer

La chaleur introduite dans le foyer (figure 82) va, après combustion, se diviser en :

— chaleur transférée au fluide chauffé directement par les parois;

— chaleur évacuée par les fumées à la sortie du foyer ;

— chaleur évacuée par les cendres ou les mâchefers au cendrier ;

— chaleur perdue vers l’extérieur par les parois calorifugées du foyer (souvent négligeable 0,2 %).


126


Figure 82 Répartition des chaleurs à l’intérieur du foyer

II.10.4.3. Bilan d’échange

Les méthodes de détermination des températures en différents points du foyer et des chaleurs

reçues par les différentes surfaces des écrans sont aussi variées que le nombre de constructeurs de

chaudières ; cette variété dépend essentiellement de la façon dont on divise le foyer en zones de

transfert de chaleur.

La méthode la plus simple consiste à considérer l’ensemble du foyer comme une zone unique à

température uniforme, et de rechercher l’équilibre thermique correspondant à cette température ;

cette méthode est tout à fait admissible dans le cas de combustion de lignites humides, pour lesquels

la totalité du foyer constitue la zone de combustion proprement dite avec une température

relativement basse, ou pour le cas de combustion de gaz naturel, relativement peu rayonnant.


127


Un mode de calcul plus poussé consiste à diviser le foyer en plusieurs zones, et à définir pour

chacune d’elles une température, les échanges par rayonnement sur ses parois, les émissions de

rayonnement vers les zones voisines et l’absorption par ses propres parois du rayonnement en

provenance des zones voisines. La création d’une zone de flamme est indispensable si l’on veut juger

de l’effet de brûleurs de types différents.

Figure 83 Décomposition du foyer en zone


128


La figure 83 donne le bilan des quantités de chaleur moyennes mises en jeu dans une zone

élémentaire.

Dans les procédures de calcul les plus modernes, cette décomposition en zones peut être poussée

très loin, en définissant des structures analogues à celles utilisées dans les procédures de calcul aux

éléments finis, en décomposant la totalité du volume en un certain nombre de cubes juxtaposés et

en recherchant l’équilibre thermique de chacun de ces cubes par rapport aux voisins.

II.10.4.4. Transfert thermique

Que ce soit pour le calcul d’un foyer complet considéré comme une seule zone ou pour le calcul d’un

cube élémentaire intégré à l’intérieur du foyer, il est indispensable de définir ou de pouvoir calculer :

— la composition des produits de la combustion (teneur en CO2, en vapeur d’eau) ;

— les capacités thermiques massiques des produits de la combustion ;

— le coefficient d’émissivité du rayonnement de la particule en cours de combustion, ou l’émissivité

du volume gazeux correspondant;

— le coefficient d’absorptivité des parois du foyer, absorptivité variable suivant qu’elles restent

propres, avec l’apparence d’un métal, ou qu’elles sont recouvertes d’une couche plus ou moins fine

de dépôts cendreux ;

— la température des parois froides, réceptrices du rayonnement.

II.10.4.4.1. État des produits de la combustion

Cet état est défini à partir de l’excès d’air choisi et de l’analyse élémentaire du combustible ; les

bilans chimiques de combustion permettent de définir la teneur en CO2 et en vapeur d’eau des

fumées, ainsi que la quantité de matières solides qu’elles emportent (précédemment dans

Généralités et bilans d’une chaudière), ce qui permet de calculer, en fonction de la température, les

capacités thermiques massiques, l’enthalpie des produits de la combustion et l’émissivité de la masse

gazeuse.

II.10.4.4.2. Émissivité

L’émissivité dans la zone de combustion dépend du processus de combustion (figure 84).


129


Figure 84 Répartition des composants des produits de combustion intervenant dans le rayonnement

En effet :

— pour le fuel, l’existence du cracking est caractérisée par la présence, dans un premier temps

relativement bref, de particules de carbone portées à haute température et dotées de ce fait d’une

brillance de flamme importante : il y a une très forte émissivité mais dans une zone assez limitée ;

— pour les gaz naturels, si l’admission d’air est fortement turbulente, la combustion se produit sans

cracking : la flamme est alors particulièrement transparente, c’est-à-dire à faible émissivité ;

— pour le charbon, la combustion s’effectue à plus basse température que celle du fuel ou du gaz par

suite de la présence d’eau, d’éléments inertes sous forme solide et également d’un excès d’air plus

fort ; l’émissivité dépend de la teneur en matières volatiles et de la teneur en cendres ;

— pour le lignite, compte tenu de la masse importante d’éléments inertes, la combustion s’effectue

à une température encore plus basse, de sorte que la flamme n’est pratiquement plus apparente ; le

rayonnement global reste donc faible.

Lorsque la combustion est achevée, quel que soit le combustible, on se trouve en présence d’un

mélange gazeux qui se refroidit dans la partie haute du foyer.


130


L’absorption ou le rayonnement d’une masse gazeuse sont assimilables à ce qui se passe dans un

volume garni de poussières en suspension : plus la densité de poussières est élevée, plus il est

opaque aux rayons qui cherchent à le traverser. De même, plus ses dimensions sont importantes,

plus il y a de matière à rencontrer. C’est la raison pour laquelle interviennent les notions de trajet

moyen et de pression partielle.

Les gaz tels que le CO2 ou la vapeur d’eau, à la différence avec l’oxygène ou l’azote, rayonnent ou

absorbent du rayonnement. La quantité de matière rencontrée est proportionnelle à la pression

partielle du gaz. En outre, une des lois du rayonnement est que tout corps capable d’absorber le

rayonnement le réémet dans les mêmes longueurs d’ondes, de sorte qu’une masse gazeuse qui a

absorbé du rayonnement en provenance d’une certaine source le restitue vers des zones ou des

surfaces à plus basse température.

La détermination de l’émissivité globale ε d’une masse gazeuse constituée de différents composants

(CO2, vapeur d’eau et cendres), dont l’émissivité propre est 𝜀𝐶𝑂2 , 𝜀𝐻2𝑂 et 𝜀𝑐𝑒𝑛, se fait à partir de

l’énergie absorbée, ce qui donne comme relation :

1 − 𝜀 = (1 − 𝜀𝐶𝑂2)(1 − 𝜀𝐻2𝑂)(1 − 𝜀𝑐𝑒𝑛) [51]

𝜀𝐶𝑂2 , 𝜀𝐻2𝑂 étant fonction de la température, de la pression partielle et du trajet moyen.

Les valeurs de ces coefficients d’émissivité sont consultables dans les tableaux caractéristiques des

gaz en fonction de la température ; la documentation sur l’émissivité des flammes de charbon est

plus restreinte et fait souvent partie du domaine des connaissances spécifiques des constructeurs de

chaudières.

II.10.4.4.3. Absorption des parois :

La transmission de chaleur aux parois se fait principalement par rayonnement, la partie due à la

convection étant inférieure à 5 % dans les grands foyers.


131


Figure 85 Absorption des parois

La chaleur transmise par le rayonnement d’une flamme ou d’une masse gazeuse à un écran ou à une

rangée de tubes est proportionnelle à l’angle solide sous lequel est vue la surface plane qu’ils

présentent vis-à-vis de la direction de ce rayonnement et non pas à leur surface développée ; c’est la

raison pour laquelle on évalue les transferts à partir d’une surface projetée (figure 85a).

L’absorption dépend de l’état de la surface, éventuellement de la couche plus ou moins importante

de dépôts cendreux (combustion de charbon ou même de fuel) et de la nature des réfractaires qui

peuvent recouvrir certains secteurs.

Lorsqu’un écran comprend des tubes métalliques recouverts d’une couche soit de réfractaires, soit

de dépôts, le rayonnement absorbé par cette couche a pour effet :


132


— l’élévation de la température superficielle de la couche et la rediffusion d’une partie de l’énergie

reçue par rayonnement vers les autres surfaces du foyer (figure 85b);

— la transmission par conduction aux surfaces métalliques sous-jacentes.

Il serait très compliqué de vouloir déterminer pour chaque portion de paroi du foyer une

température d’équilibre tenant compte de ces effets, ce qui nécessiterait d’évaluer l’épaisseur et la

conductivité des dépôts. La simplification que l’on apporte à leur prise en compte consiste à affecter

ces portions d’un coefficient de réduction d’absorption (E1, E2,..., E5, figure 86). On affecte ainsi à

chaque surface un coefficient pour définir une surface propre équivalente, et le calcul de l’échange

global dans une zone déterminée se fait à partir de cette surface équivalente, surface qui sera prise

dans les calculs comme étant à la température de paroi Tp.

Figure 86 Attribution des coefficients d’absorption aux différentes portions de paroi

Dans le cas où les tubes sont placés en avant d’une surface réfractaire, ce coefficient est modifié en

appliquant la méthode de Hottel.

Mais, même avec ces simplifications, le calcul des chaleurs rayonnées d’une surface sur une autre, de

celles absorbées par les gaz traversés (et ensuite rediffusées uniformément) n’est pas évident : ce


133


n’est qu’après avoir fait d’autres approximations sur le rayonnement mutuel des surfaces que l’on

arrive à exprimer le coefficient global d’échange (par rayonnement) propre à une zone, à partir :

— du coefficient de Stefan-Boltzmann corrigé ;

— du coefficient de rayonnement des gaz (fonction de leur teneur en CO2, vapeur d’eau, cendres, et

fonction également du trajet moyen) ;

— des coefficients de refroidissement propres à chaque surface ;

— des encrassements estimés.

Ce coefficient global permet de calculer la température moyenne Tg de chaque zone, ses échanges

avec les parois ou avec les zones voisines, et de trouver son équilibre thermique.

II.10.5. Échanges dans le foyer : flux thermiques sur les parois

Les calculs ci-avant permettent de déterminer la température des fumées à la sortie du foyer, le

rayonnement sur les parois et vers la sortie, et ainsi d’établir la carte du flux thermique sur les

écrans, utile pour l’étude de la circulation (II.11), et la valeur de la chaleur rayonnée vers les

échangeurs (surchauffeurs, resurchauffeurs) indispensable pour la détermination de leur surface et

du choix de leur métal.

Les résultats sont les suivants :

— pour le profil vertical représentant la valeur des flux à différents niveaux, le maximum de flux se

trouve en général au niveau du plan supérieur des brûleurs (figure 87) ;

— dans un plan horizontal, le flux est de 30 % inférieur au flux moyen au voisinage des angles ; il est

de 15 à 20 % supérieur au flux moyen dans la zone centrale, maximal au centre sauf pour la

combustion tangentielle de charbon où le flux maximal est légèrement décalé par suite de la rotation

imposée à la flamme.

Figure 87 Profil vertical de chaleur absorbée


134


II.11. Circulation du fluide chauffé

II.11.1. Rôle de la circulation

La circulation a deux objectifs principaux :

— assurer le refroidissement correct des tubes situés dans les zones les plus chaudes ou exposés au

rayonnement direct du feu, et qui reçoivent en cet endroit le flux maximal de chaleur ;

— assurer la génération de la vapeur saturée, c’est-à-dire le passage du fluide chauffé de l’état eau à

l’état émulsion et vapeur (à l’exclusion des chaudières à pression supercritique pour lesquelles le

fluide véhiculé est simplement chauffé).

Les trois types de circulation : circulation naturelle, assistée par pompe et forcée font appel aux

mêmes phénomènes physiques étudiés ci-après mais se différencient en raison des domaines

d’application (II.11.2).

II.11.1.1. Formation de la vapeur

La formation de la vapeur dans les chaudières s’effectue suivant deux processus très différents, selon

que la pression est inférieure ou supérieure à la pression critique de l’eau, soit 221 bar. En effet, aux

pressions sous-critiques, la formation de vapeur est un phénomène discontinu se produisant à

température et pression constantes tant que les deux phases eau et vapeur sont présentes

ensemble.

Aux pressions supercritiques, il y a passage continu de l’état liquide à l’état de vapeur et le fluide

supercritique peut être assimilé indifféremment à de l’eau très chaude ou à de la vapeur très dense.

Ainsi, du fait de l’existence d’une phase unique, le cas de la circulation de fluide supercritique est

traité (II.11.2.4) après la circulation forcée.

La formation de la vapeur à l’intérieur d’un tube chauffé est un phénomène complexe : lorsque, au

contact de la paroi interne du tube chauffé par l’extérieur, l’eau atteint la température de saturation

(fonction de la pression), il y a progressivement formation locale de bulles (zone de nucléation) qui

grossissent et se détachent périodiquement.

D’où trois conséquences (figure 88) :

— les bulles, une fois détachées, se déplacent avec l’eau en circulation ;

— le contact eau/paroi est localement interrompu ;

— le volume de la vapeur ainsi créé et par suite le titre en vapeur x de l’émulsion augmentent

progressivement le long du parcours chauffé.


135


Figure 88 Ecoulement eau-vapeur dans un tube vertical

Vis-à-vis de la circulation, la pression a deux effets différents :

— lorsque la pression croît, la température de saturation monte, la quantité de chaleur utilisée pour

l’échauffement de l’eau augmente, et celle nécessaire pour la vaporisation diminue. Il en résulte que,

pour les pressions élevées (à partir de 100 bars environ), la surface des parois de la chambre de

combustion est suffisante pour que tous les tubes vaporisateurs y soient disposés, sans qu’il soit

nécessaire d’assurer une partie de la vaporisation dans un faisceau tubulaire complémentaire

parcouru par les fumées, comme cela est le cas pour les pressions plus basses ;

— aux basses pressions, le volume massique de la vapeur est énorme par rapport à celui de l’eau :

140 fois à 12 bar,

30 fois à 50 bar,

13 fois à 100 bar,

et encore 6 fois à 150 bar.

Le cheminement de l’émulsion à l’intérieur d’un tube dépend de la pente et du titre en vapeur avec

une succession de zones bien différenciées.


136


Les bulles de vapeur, initialement générées le long des parois, envahissent progressivement tout le

tube, en provoquant le fractionnement de l’eau qui, pour des titres volumiques élevés en vapeur, se

retrouve sous forme de gouttes entraînées dans le flux de vapeur.

La forme de cet écoulement diphasique dépend du titre, du débit massique et des valeurs

respectives, à la saturation, de la viscosité dynamique, de la masse volumique et de la tension

superficielle de l’eau et de la vapeur.

Il se produit, en outre, dans le cas d’un tube vertical, un glissement relatif de l’eau dans la vapeur

(figure 88) : on peut admettre que, dans la zone de départ où les bulles de vapeur sont petites et peu

nombreuses, celles-ci circulent à la même vitesse que l’eau ; de même, dans la zone supérieure, les

gouttes d’eau sont directement entraînées par le flux de vapeur. Par contre, en zone intermédiaire,

la vapeur monte plus vite que l’eau, et le titre réel local de la vapeur est plus faible que le titre

moyen calculé en supposant une vitesse massique constante.

Cela complique le calcul des pertes de charge de ces écoulements diphasiques.

II.11.1.2. Transmission de chaleur : température de paroi

Au cours de l’évolution du fluide chauffé à l’intérieur d’un tube, on peut distinguer quatre zones

(figures 88 et 89).

Figure 89 Régimes de vaporisation en fonction du flux calorifique

Dans la zone I, l’eau s’échauffe ; le coefficient d’échange avec la paroi dépend de la vitesse

de l’eau dans le tube.


137


Dans la zone II, l’eau est arrivée à la température de saturation, l’excédent de chaleur

transmis provoque la vaporisation, avec apparition de bulles de vapeur sur la paroi interne et

détachement périodique de celles-ci. Ce régime de formation de vapeur est généralement désigné

par le terme ébullition nucléée.

Par suite de l’agitation locale, le coefficient d’échange est supérieur à ce qu’il était dans la zone

précédente, le métal du tube est très correctement refroidi, et l’objectif de l’étude de la circulation

dans les chaudières à pression sous-critique est de se trouver partout dans les conditions d’ébullition

nucléée.

Mais, pour une certaine valeur du flux calorifique, dite flux critique, la densité des bulles de vapeur

devient telle que celles-ci interfèrent et qu’un film de vapeur instable se forme sur la paroi du tube,

entraînant la diminution du coefficient d’échange et l’augmentation de l’écart de température entre

le fluide et le métal.

On entre dans la zone III avec un film non continu, la température de la paroi interne du tube

oscillant ainsi entre deux valeurs extrêmes. Le passage du régime d’ébullition nucléée à ce régime

d’ébullition par film instable est couramment désigné, dans les textes anglais, par l’abréviation DNB

(departure from nucleate boiling).

Le flux critique est fonction des paramètres suivants :

— le débit massique dans le tube : l’augmentation du débit facilite l’élimination de la couche de

vapeur et évite l’instabilité ;

— le titre de vapeur (plus il est élevé, plus il y a de risque) ;

— la pression (par son influence sur le volume massique, la tension superficielle, l’enthalpie de

vaporisation) ;

— l’inclinaison du tube : en effet, suivant son orientation, l’effet de poussée ascensionnelle

s’exerçant sur les bulles facilitera leur arrachement de la paroi ou s’y opposera.

Si l’on continue à augmenter le flux calorifique, la quantité de vapeur formée devient telle

que le film de vapeur ne peut plus être balayé par l’eau et devient stable (zone IV : ébullition par

film). La température de la paroi interne se stabilise également et continue ensuite à augmenter

régulièrement en fonction du flux calorifique.

Il est primordial de pouvoir déterminer à coup sûr le régime de vaporisation en tout point des

circuits. En effet, l’augmentation de la température du métal d’un tube, lorsque l’on passe de

l’ébullition nucléée à l’ébullition par film instable, est telle qu’elle peut entraîner une détérioration

très rapide si le métal n’a pas été prévu pour ces conditions de fonctionnement.


138


Le moyen d’éviter le DNB consiste principalement à obtenir des débits massiques élevés et des titres

en vapeur modérés, ce qui revient à rechercher des taux de circulation importants.

Pour obtenir des valeurs de titre plus élevées pour un même flux calorifique sur le tube ou pour

augmenter la valeur du flux critique, une autre possibilité consiste à utiliser des tubes rainurés

intérieurement ; l’existence de rainures, d’une profondeur de 1,3 mm environ enroulées en hélice,

en fractionnant le film qui aurait tendance à se former dans un tube lisse pour les mêmes conditions

de débit, de titre et de flux, permet de conserver un bon coefficient d’échange interne.

Le diagramme de la figure 90 donne la relation titre limite/flux dans un tube lisse et dans un tube

rainuré pour une pression de 196 bar et un débit massique de 1 000 kg/(m2.s).

Figure 90 Titre de vapeur critique en fonction de la densité du flux thermique imposé à un tube vertical lisse et muni de quatre sillons


139


Par contre, lorsque l’on arrive aux conditions critiques pour le tube rainuré, le passage d’un régime à

l’autre se fait brutalement, ce qui se traduit par des courbes limites, verticales en ce qui concerne les

titres, horizontales en ce qui concerne les vitesses massiques.

Ce phénomène de zone de transition, qui apparaît sous certaines conditions au cours de l’ébullition,

oblige le chaudiériste à choisir entre deux options :

— soit une conception telle que l’on se place au-dessous des conditions critiques, ce qui est

obligatoire en circulation naturelle ou assistée par pompe ; en ce cas, le coefficient d’échange interne

αi est élevé, l’écart de température entre fluide à la saturation et métal est suffisamment faible pour

permettre l’utilisation d’un acier normal (tubes lisses ou tubes rainurés) ;

— soit une conception avec une possibilité de vaporisation complète suivie d’une zone de

surchauffe. Les frontières entre les zones (échauffement, vaporisation et surchauffe) d’un circuit

unique se déplacent en fonction de l’allure de marche pour s’adapter à la puissance demandée.

L’émulsion passe nécessairement du régime de l’ébullition nucléée, à celui de l’ébullition en film, qui

peut intervenir, selon le flux calorifique et la pression, dès que le taux de vapeur dépasse la valeur

critique ; il faut alors contrôler que la vitesse de l’émulsion est suffisante pour assurer le

refroidissement du tube et déterminer de façon correcte le coefficient d’échange interne αi pour les

différentes conditions de marche, de façon à définir la température du métal ; cette détermination

n’est simple ni dans les zones critiques ni pour des pressions élevées, supérieures à 180 bar.

Dans une paroi tubulaire soumise extérieurement à un flux calorifique 𝜙 et parcourue

intérieurement par de l’eau à la température de saturation Ts, la température de la paroi interne du

tube est donnée par la formule :

𝑇𝑆 = 𝑇𝑓 +𝜙

𝛼𝑖 [52]

Les valeurs du coefficient d’échange paroi/fluide αi (en W · m–2 · K–1) ont fait l’objet de nombreuses

recherches, en particulier par Jenkin et Lottes d’une part, et Miropolsky d’autre part pour le régime

diphasique.

En régime monophasique, eau ou vapeur et pour les tubes lisses, Colburn a proposé la formule :

Nu = 0,023 Re0,8 Pr1/3 [53]

avec Re nombre de Reynolds,

Pr nombre de Prandtl,

Nu nombre de Nusselt ;


140


en rappelant que : 𝑅𝑒 =𝑉𝑑

𝑣 , 𝑃𝑟 =

µ𝑐𝑝

𝜆 𝑒𝑡 𝑁𝑢 =

𝛼𝑖𝑑

𝜆

avec cp capacité thermique massique à pression constante,

d diamètre intérieur du tube,

V vitesse du fluide,

λ conductivité thermique du matériau,

μ viscosité dynamique,

ν viscosité cinématique (ν = μ /ρ).

Les valeurs de λ, μ, cp et ν se trouvent dans les tables concernant la vapeur (Annexe 7)

On constate que le coefficient d’échange αi en écoulement monophasique est fonction de la vitesse à

la puissance 0,8.

La température du métal, à demi-épaisseur et sur sa face externe chauffée, se calcule à partir de

celle de la paroi interne, de la conduction du métal et de l’épaisseur traversée, ceci en supposant les

parois internes propres.

II.11.1.3. Effets sur la conception et la construction

Il résulte des observations précédentes plusieurs conséquences.

Nécessité d’une vitesse de circulation suffisante pour avoir un coefficient d’échange correct

et également pour se tenir assez loin du titre critique qui, lui aussi, dépend de la vitesse (action sur le

détachement des bulles) ; cette vitesse de circulation, dont la valeur minimale admissible est

déterminée par le débit massique, est de l’ordre de 0,6 m/s en circulation naturelle, mais peut

atteindre 3 ou 4 m/s en circulation forcée.

Distribution de l’eau dans les tubes et collecte de l’émulsion à la sortie étudiées pour éviter

les inégalités de répartition dues aux pertes de charge en amont et en aval. Les tubes d’un écran

débouchent en général dans un même collecteur, dont l’émulsion est transportée au réservoir par

une série de tubes de dégagement, et cet ensemble a une certaine perte de charge ; les tubes les

moins bien chauffés de cet écran ont leur circulation ralentie par la perte de charge créée en aval et

leur circulation se trouve partiellement étouffée par celle des voisins. Pour y remédier, on cloisonne

le collecteur de façon à affecter plus de dégagements aux tubes moins bien chauffés (figure 91) ;

dans certains cas extrêmes, on fait déboucher ces tubes directement dans le réservoir.


141


Figure 91 Cloisonnement du collecteur supérieur

Des tubes peuvent être mal alimentés par suite d’une perte de charge créée dans les circuits

d’alimentation par la demande d’eau des tubes à fort taux de circulation : des tubes du même

groupe mal chauffés risquent de présenter un niveau stable à leur partie supérieure. Le remède

consiste à créer des alimentations séparées pour ces tubes.

Risques de stratification dans les parcours horizontaux ou peu inclinés (figure 92). La

stratification est le régime d’écoulement qui pourrait conduire, dans un tube horizontal ou peu

incliné sur l’horizontale, à une séparation entre la vapeur (en partie haute) et l’eau (en partie basse)

(figure 92a). On l’évite en maintenant une vitesse suffisante d’écoulement pour rester dans le

domaine où le brassage est tel que l’on puisse assimiler l’émulsion à un fluide homogène (figure

92b).


142


Figure 92 Ecoulement avec et sans stratification pour une vaporisation dans un tube horizontal

Précaution en cas de répartition d’une émulsion : dans le cas où un tube vaporisant doit se

diviser en aval, par exemple par une bifurcation en deux tubes, on ne peut pas préjuger de la

répartition eau/vapeur dans les tubes d’aval. Une telle bifurcation n’est envisagée que dans les

secteurs à bas flux thermique ou à fort débit massique, de sorte que, même si toute la vapeur passe

dans un seul tube, on reste au-dessous des conditions critiques (vis-à-vis du flux).

Précautions pour la réalisation de circuits chauffés à courant descendant (figure 93).

Figure 93 Coupe d’une chaudière (70t/h, 63 bar) à circuit chauffé descendant


143


La vaporisation crée normalement une circulation ascendante dans un tube vertical. Toutefois, on

peut admettre d’avoir un circuit (ensemble de tubes) chauffé dans lequel l’eau descend en

respectant les conditions suivantes :

— la circulation générale doit être bonne, le taux de circulation élevé pour pouvoir disposer d’une

perte de charge ou d’une vitesse confortable dans les tubes descendants ; par suite, cette solution ne

peut s’appliquer que dans des chaudières relativement à basse pression, en principe inférieure à 100

bar ;

— le circuit chauffé descendant n’échange que peu de chaleur, uniquement une fraction de celle

nécessaire pour porter à ébullition l’eau sortant de l’économiseur ;

— le circuit chauffé descendant n’est pas exposé à des flux de chaleur localement élevés ;

— si ce circuit est composé de nombreux tubes en parallèle et que, par hasard, la vaporisation a

commencé dans un tube, la circulation s’y inverse ; il faut donc prévoir des tracés de sorte que la

vapeur puisse remonter jusqu’au réservoir pour s’y dégager.

C’est en fonction de toutes ces considérations que sont choisis les différents modes de circulation et

que sont déterminées les configurations des systèmes évaporatoires.

II.11.2. Modes de circulation

II.11.2.1. Circulation naturelle

II.11.2.1.1. Principe de fonctionnement

La circulation de l’émulsion est dite naturelle, en ce qu’elle s’établit d’elle-même dans les circuits de

la chaudière, par le jeu des différences de masse volumique des colonnes de fluide en présence ; le

débit en circulation est de quarante à dix fois plus important que le débit de vapeur nominal de la

chaudière, pour des pressions de fonctionnement allant par exemple de 20 à 120 bar.

L’eau provenant d’un réservoir placé à la partie supérieure descend dans des tubes non chauffés et

remonte dans des tubes vaporisants chauffés (figure 94). L’émulsion d’eau et de vapeur qui se forme

dans ces tubes retourne au réservoir où la vapeur est séparée, l’eau étant renvoyée aux tubes

chauffés, additionnée d’une quantité d’eau d’appoint égale à la quantité de vapeur produite. La

circulation est assurée par la différence de poids entre deux colonnes de fluide, l’une contenant de

l’eau, l’autre un mélange d’eau et de vapeur. Il résulte de ce principe que, toutes choses égales par

ailleurs, la circulation est d’autant plus intense que la différence de masse volumique entre l’eau et la

vapeur est plus grande. L’effet de circulation naturelle diminue donc progressivement lorsque l’on se

rapproche de la pression critique de 221 bars.


144


Figure 94 Schéma de principe d’une chaudière à circulation naturelle : exemple de disposition des surfaces d’échange

Pratiquement, son domaine d’application se situe au-dessous de 190 bars, pression à laquelle elle

reste satisfaisante et sûre. D’ailleurs, à ce niveau de pression, l’emploi du tube rainuré permet

d’augmenter encore, dans la zone à haut flux de la chambre de combustion, la marge de sécurité vis-

à-vis du DNB.

Le taux moyen de vapeur de l’émulsion correspond toujours au régime d’ébullition nucléée, qui

garantit un bon refroidissement des tubes vaporisants avec des coefficients d’échange internes de

l’ordre de 20 à 40 kW/(m2.K). Lorsque la puissance diminue, le taux moyen de vapeur varie


145


relativement peu et par suite le débit en circulation décroît beaucoup moins vite que le débit de

vapeur de la chaudière. Cela explique la simplicité et la souplesse de fonctionnement des chaudières

à circulation naturelle.

La séparation eau-vapeur requiert la matérialisation d’un plan d’eau qui, localisé dans un réservoir à

la partie supérieure de la chaudière, permet le dégagement de vapeur et traduit l’équilibre physique

entre les deux phases, à la pression de vapeur saturante fixée par la température atteinte par

l’émulsion.

II.11.2.1.2. Caractères propres de la circulation naturelle

La circulation est d’autant meilleure que :

— la pression est plus basse ;

— la hauteur motrice est plus grande à condition que les pertes de charge ne deviennent pas trop

importantes en raison de l’allongement des circuits ;

— les sections de passage sont plus grandes, d’où l’intérêt des tubes d’écrans de gros diamètre

(jusqu’à 100 mm) lorsque la pression est faible (inférieure à 100 bars environ) tout en conservant

l’épaisseur technologique (minimum d’épaisseur 4 à 5 mm usuellement, imposé par les problèmes de

soudage d’ailettes ou par les déformations de tubes) ;

— la zone de chauffe est située en partie basse des écrans ;

— le sous-refroidissement est plus élevé puisqu’il accroît le poids de la colonne froide ; pour la même

raison, les tubes de descente sont en général extérieurs à la chaudière et non chauffés ; s’ils sont

intérieurs à la chaudière, on les place dans une zone à faible échange thermique (II.11.1.3).

II.11.2.2. Circulation assistée par pompe


Pour surmonter les difficultés que l’on trouve en circulation naturelle lorsque la pression d’utilisation

devient plus importante, ou lorsque le choix d’un modèle de construction d’échangeur impose des

parcours horizontaux ou même descendants, il est apparu rationnel d’assurer la circulation grâce à

une pompe (centrifuge, en général).


146


Figure 95 Schéma de principe d’une chaudière à circulation assistée LA MONT (circuit fermé)

Avantages :

Par la présence d’une pompe assurant la maîtrise du débit et de la force motrice, il devient possible :

— d’utiliser la pression disponible pour ajuster au moyen d’un diaphragme le débit de chaque circuit

(écrans ou faisceaux vaporisateurs) en fonction de la chaleur qu’il reçoit, c’est-à-dire de maîtriser le

titre en vapeur à leur sortie ; ainsi de corriger des erreurs dues à une mauvaise estimation de la

quantité de chaleur absorbée;

— de réduire le diamètre des tubes, le problème de l’augmentation des pertes de charge ne se

posant plus avec la même acuité qu’en circulation naturelle ;

— de raccourcir les temps de démarrage puisque la circulation est assurée à l’intérieur des tubes dès

l’allumage ;

— d’accroître les vitesses de refroidissement, lorsque par exemple il est nécessaire d’intervenir

rapidement à l’intérieur de la chaudière ;

— de concevoir des parois avec des circuits horizontaux, ou de constituer des échangeurs avec des

parcours alternativement montants et descendants (II.11.1.3).

Inconvénients :

— Le prix : les pompes, pour des pressions supérieures à 80 bars, par suite de leur construction très

spéciale, sont d’un prix très élevé y compris les clapets, robinetteries et diaphragmes.


147


— La consommation : la puissance consommée par les pompes, de l’ordre de 0,5 à 0,8 % de la

puissance électrique de l’alternateur associé, constitue un élément défavorable.

— Les problèmes d’utilisation : il y a en outre une certaine fragilité. Comme toute machine

tournante, les pompes présentent des risques d’ordre mécanique, dus aux dilatations différentielles

et surchauffes.

II.11.2.2.2. Pompes de circulation

Pour les chaudières de centrales thermiques, les pompes de circulation sont au nombre de 3 ou 4,

généralement dimensionnées de façon que la pleine charge de la chaudière puisse être assurée

lorsqu’une pompe est à l’arrêt (figure 96). Chacune des pompes peut être isolée par une vanne

motorisée à l’aspiration et un clapet de non-retour blocable au refoulement, afin d’empêcher

l’établissement d’un circuit inverse à travers une pompe à l’arrêt. La différence de pression entre

aspiration et refoulement des pompes est mesurée par des manomètres différentiels, qui entraînent

le fonctionnement d’une alarme, ou même la coupure des feux dans les cas où cette pression

différentielle deviendrait inférieure à celle correspondant au débit de circulation nécessaire.

Figure 96 Circulation asssistée pour les chaudières thermiques


148


Figure 97 Pompe de circulation pour chaudière à circulation assistée

La figure 97 présente un exemple des pompes de circulation réalisées pour les chaudières de 600

MW. L’inducteur du moteur est isolé du circuit d’eau par une chemise d’entrefer frettée résistant à la


149


pression (dans d’autres conceptions, l’inducteur est en contact avec l’eau). La partie rotorique baigne

dans l’eau à haute pression. L’eau de la cavité rotorique est en effet en équilibre de pression avec

l’eau de la chaudière, mais elle circule en circuit fermé, sous l’action d’une pompe auxiliaire montée

en bout d’arbre moteur, ce qui permet, grâce à un réfrigérant auxiliaire, de la maintenir à une

température compatible avec la tenue des isolants. Cette eau assure à la fois le refroidissement du

moteur et la lubrification des paliers.

II.11.2.2.3. Extension de la circulation assistée par pompe : tubes rainurés

L’objectif est de diminuer le débit d’eau en circulation et, par conséquent, les pertes de charge et la

puissance consommée, grâce à l’emploi de tubes rainurés dans les écrans ou dans les zones soumises

au flux de chaleur le plus élevé.

Le taux de circulation descend à 2,2 ou 2,5 environ. L’économie d’énergie justifie l’augmentation de

prix due à l’achat de tubes rainurés au lieu de tubes lisses.

II.11.2.3. Circulation forcée


Sous sa forme la plus simple, la circulation de l’eau dans une chaudière à circulation forcée est

assurée par les pompes alimentaires dont la hauteur de refoulement est déterminée en tenant

compte de la perte de charge totale des circuits évaporateurs et surchauffeurs.

Figure 98 Schéma de principe d’une chaudière à circulation forcée pure

Ce principe permet une grande liberté dans la conception des circuits, puisque la circulation est

toujours assurée quel que soit le tracé des tubes évaporateurs, qui peuvent comporter des parties

horizontales ou même descendantes. La plus grande vitesse du fluide dans les tubes améliore le


150


coefficient de transmission interne entre tube et fluide, ce qui limite la température atteinte par le

métal, même dans les zones où l’ébullition se produit par film.

Les chaudières à circulation forcée peuvent, en principe, être utilisées pour toutes les pressions sous-

critiques ou supercritiques.

L’utilisation aux pressions supercritiques sera examinée plus spécialement au paragraphe Chaudières

supercritiques (II.11.2.4).

Principe de réalisation :

Le développement des chaudières à circulation forcée s’est effectué autour de deux conceptions à

l’origine assez différenciées : les chaudières Benson et les chaudières Sulzer.

Dans les chaudières Benson, la vaporisation se faisait à l’origine (1927) à une pression supérieure au

point critique et la vapeur était ensuite détendue jusqu’à sa pression d’utilisation, avant d’être

surchauffée. En tout point du circuit, le fluide se trouvait donc sous une seule phase, mais

l’application de ce principe présentait cependant certains inconvénients : circuit vaporisateur conçu

pour une pression très élevée, augmentation de puissance des pompes alimentaires, difficulté de

réalisation de la détente.

Les chaudières Sulzer comportaient à l’origine (1932) plusieurs tubes en parallèle entre lesquels le

débit d’eau était réparti avant tout début de vaporisation, dans lesquels s’effectuaient la

vaporisation de l’eau puis la surchauffe de la vapeur. Cette conception d’origine a ensuite évolué

grâce à l’introduction d’un séparateur d’eau et de vapeur, qui fixe un point du circuit au-delà duquel

il n’existe plus que de la vapeur, quelles que soient les conditions de fonctionnement.

II.11.2.3.2. Domaine d’application

Le domaine d’application de la circulation forcée se situe au-dessus de 150 bars. Au-delà de 190 bars,

la circulation forcée est sans rivale et ne rencontre d’autre obstacle que la technologie des matériels.

Elle est particulièrement bien adaptée aux chaudières de centrales thermiques de grande puissance

dont le rôle est maintenant de suivre les variations de la demande, en permettant aux centrales

nucléaires de fonctionner le plus possible en régime de base.

II.11.2.4. Chaudières supercritiques

L’augmentation de rendement des cycles thermiques avec l’accroissement de la pression de vapeur a

naturellement conduit à réaliser des installations à pression supercritique. De très hautes pressions

ont été envisagées telle que la centrale d’Eddystone aux États-Unis où a été réalisée une chaudière

de 970 t/h à 365 bars avec surchauffe et double resurchauffe à 650°C.


151


Au niveau conception, elles se rattachent soit au type circulation assistée, soit au type circulation

forcée, suivant que les écrans sont verticaux ou en spirale.

Circulation assistée :

Les écrans verticaux nécessitent une recirculation par pompe auxiliaire dès que la puissance est

inférieure à environ 70 % de la puissance nominale (figure 99) ; ils sont maintenus en permanence à

une pression supérieure à la pression critique et il y circule un fluide monophasique quelle que soit la

puissance.

Figure 99 Schéma du circuit et diagramme débit/charge d’une chaudière supercritique à circulation combinée

Une pompe de circulation (II.11.2.2.2) est mise en service au-dessous d’un seuil de débit et renvoie

une partie du fluide sortant des écrans vers un mélangeur recevant également l’eau d’alimentation.

Le démarrage à froid s’effectue vannes fermées, la pression supercritique étant assurée par la pompe

alimentaire, réglée par la soupape assurant un débit de décharge vers le séparateur. L’eau sortant du

séparateur est envoyée dans le puits du condenseur. Suivant la progression de la montée en


152


pression, la vapeur sortant du séparateur est envoyée successivement au condenseur, au dégazeur,

puis à l’entrée des surchauffeurs.

En marche normale, les soupapes assurent le réglage du débit et jouent le rôle des soupapes de

turbine ; le surchauffeur fonctionne en pression glissante.

Comme la pompe alimentaire doit assurer la compression de l’eau à une valeur très élevée, quelle

que soit l’allure, ce qui conduit à une dépense d’énergie auxiliaire importante, ce type de chaudière

n’est justifié qu’à condition de marcher en base, c’est-à-dire en permanence à sa puissance

nominale.

Circulation forcée

La conception en écran spirale permet de concevoir la chaudière supercritique comme une extension

vers des pressions plus élevées de la chaudière classique à circulation forcée, et d’assurer

logiquement une marche en pression glissante.

A pleine puissance, le fluide est monophasique depuis les pompes alimentaires, dans la chaudière, le

surchauffeur et les liaisons ; il a le comportement d’une vapeur surchauffée au cours de sa détente

dans la turbine, jusqu’à des pressions relativement basses.

À une puissance plus réduite, le fluide entrant encore à pression supercritique dans l’économiseur

pourra ressortir du surchauffeur, vu les pertes de charge des circuits internes de la chaudière, à une

pression sous-critique, sous forme de vapeur surchauffée.

Quand débit et pression diminuent, on se retrouve alors dans un système analogue à celui de la

chaudière à circulation forcée, avec un point de vaporisation situé dans les écrans de foyer (II.11.2.3).

Aux basses puissances, un débit minimal doit être maintenu par la pompe alimentaire, grâce à un

échangeur de démarrage.

Comme illustration, une chaudière supercritique fonctionnant dans ces conditions a été construite,

par Stein Industrie, pour la centrale danoise de Westkraft : 1 080 t/h, 251 bars, surchauffe 560°C,

resurchauffe 560°C.


153


II.11.2.5. Comparaison des différents modes de circulation

Tableau10 : Comparaison des différents modes de circulation

Modes de

circulations

Circulation naturelle Circulation assistée par pompe Circulation forcée

Pressions

usuelles (bar)

150 (180 rarement) 100 à 200 > 150 et supercritique

Taux de

circulation

......................

30(BP)

5(HP)

4 (tubes lisses)

2,5 (tubes rainurés)

1,2

1

Variations

d’allures

......................

instantanée 15 % sur

réserve

lente au-delà de 15 %

Moyenne rapide

by-pass 100 %

Inertie Importante Moyenne faible

Pression en

fonction de la

charge

Fixe fixe

exceptionnellement

glissante asservie

glissante

Démarrages ou

refroidissements

Longs Moyens rapides avec dispositifs particuliers

à basse allure

Régulation de

débit d’eau

d’alimentation

........................

.......

pour maintenir le

niveau du

réservoir

pour maintenir le niveau du

réservoir ou du séparateur

à partir de la température ou de

l’enthalpie en aval du surchauffeur

basse température

ou pour maintenir le niveau du

séparateur à basse allure

Fiabilité...........

........................

.......

tributaire de l’entretien des pompes

(partie mécanique)

risque de cavitation

dépend surtout du système de

régulation à basse allure et du by-pass

Consommation

des

auxiliaires....

nulle Importante (taux de circulation 4)

Moyenne (taux de circulation 1,2)

importante (perte de charge et vitesse

élevées)


154


Modes de

circulations

Circulation naturelle Circulation assistée par pompe Circulation forcée

Dispositifs

particuliers

— pompes

— refroidissement du moteur

— contrôle permanent de la

hauteur manométrique

— by-pass HP/BP

— circuits annexes au démarrage/et à

basse allure

— régulation de : l’alimentation, la

température du séparateur, la pression

glissante

Fonctionnement

normal

surveillance du niveau

du réservoir

surveillance du niveau du réservoir

et de la cavitation

— pression glissante

— seuil de pression minimale

— séquences de sécurité

— débit minimal de recirculation

— répartition des températures de

vapeur à la sortie des écrans

Démarrage/Ar

rêt

gonflement — séquences liées ou gonflement

— déclenchement général sur

l’arrêt de la pompe

— mise en service rapide de la

pompe de réserve

— surveillance en variation de charge

— sécurité sur déclenchement de la

turbine

— séquences liées au gonflement

— vaporisation dans l’économiseur

— limitation des variations de

température

Points à

surveiller

régulation de niveau du

réservoir

— mécanique

— alarmes de la pression et de la

température

— graissage

— pompes de secours

— système de refroidissement

— fuites des by-pass

— blocages des by-pass

— vannes de décharge

— pompes de circulation

— régulation

Tableau 10 Comparaison des différents modes de circulation

Le tableau 10 permet de faire la synthèse des différentes caractéristiques, dispositifs auxiliaires,

particularités de fonctionnement et la comparaison entre les trois modes de circulation.


155


III Méthode et réalisation

III.1. Générateur de gaz HHO

III.1.1. Préparation

On a tout d’abord traité dans un bain électrolytique les plaques d’électrodes pendant 24h, après les

avoir grattées avec du papier abrasif N°180. Cela a pour but d’imprégner les électrodes des

molécules de l’électrolyte pour qu’il n’y ait aucun film d’eau faisant office de barrière. Cette

préparation est nécessaire pour obtenir le rendement maximal.

Ensuite, on a assemblé le générateur. Le tableau suivant montre les désignations de ses composants :

Nombre Matériau Dimension

Electrode 19 Acier inoxydable 316L L : 350mm

l : 350mm

Jointure 20 Joint torique

caoutchouc

D : 220mm

e : 2.5mm

Support 4 Plexiglass L : 350mm

l : 350mm

e : 4.9mm

Renfort 2 Acier ordinaire L : 350mm

l : 350mm

e : 6mm

Câblage 2 Fil de cuivre souple D : 25 mm2

Connexion entre

électrodes

8 Tôle de cuivre L : 80 mm

l : 20 mm

e : 1.2 mm

Cosse 2 Cuivre S : 25 mm2

Tige fileté 8 Acier allié D : 8 mm

L : 250 mm

Tableau 11 Les désignations des composants du générateur HHO

Composition de l’acier inoxydable 316L

Carbone : 0.03

Manganèse: 2.0

Phosphore : <0.45

Sulfure : <0.03

Silicone : 1.0


156


Chrome : 16 à 18

Nickel : 12 à 14

Molybdène : 2.0 à 3.0

III.1.2. Méthode

Pour l’expérience, on a alimenté notre générateur par une batterie 12V. Voici le générateur muni

d’un bulleur, d’un antiretour de flamme et d’un bruleur à gaz.

Figure 100 Prototype du générateur HHO

Compte tenu de l’étude du prototype du générateur d’hydrogène précédente, on est arrivé à la

production de gaz HHO de 372.9476L/heure avec 18 cellules d’électrolyse. C’est la capacité de

production maximale de notre générateur mais vu la valeur de l’intensité de 30.3A pour une cellule,

ce n’est pas admissible pour l’ensemble des 18 cellules en série.

Alors, on a limité l’intensité du courant en jouant sur la concentration de l’électrolyte.

En effet, d’après le principe de la dissociation électrolytique, dépendant de l’énergie supplémentaire

ou de la concentration de l’électrolyte, les liaisons atomiques dans les molécules d’eau se rompent.


157


Ce qui explique qu’il n’y a qu’une petite fenêtre de marge pour obtenir le rendement optimal. On a

procédé à plusieurs expériences qui sont toutes formulées dans ce tableau :

Concentration de

bicarbonate de soude

dans l’électrolyte (g/l)

Rapport de production

par puissance

(ml/min/W)

Débit de production

(ml/min)

Intensité

(A)

5 3.763 813 18

8 3.52 1056 25

10 3.875 1302 28

12 4.994 1858 31

15 5.570 2166 32.4

16 4.661 2193 39.2

18 >4.681 2247 >40

Tableau 12 Récapitulatif des expérimentations effectuées

La mesure du débit a été établie par un récipient gradué. On a rempli d’eau un bac pour y placer le

récipient gradué. On fait coïncider le niveau zéro du récipient avec le niveau de l’eau dans le bac.

Puis, chronométré, on introduit le gaz HHO dans le récipient tandis que le gaz HHO repousse le

récipient vers le haut. Par contre, cette mesure contient une erreur qu’il faut tenir compte : le poids

du récipient qui est de 47g. Donc le gaz HHO mesuré est en légère surpression par rapport à la

pression atmosphérique.

Correction :

P atm = 101325Pa

1Pa=1N/m2

Le diamètre du récipient est de 78mm, sa section est donc de 4775.94 mm2

Et la pression générée par le récipient est donc de 47g/47.7594cm2 = 0.047kg/0.00477594m2

=9.840kg/m2=96.530N/m2=96.53Pa

La pression du gaz HHO mesuré est donc de 101421.53Pa

La loi des gaz parfaits nous donne :

𝑃1𝑉1 = 𝑃2𝑉2 [54]

101421.53 ∗ 𝑉1 = 101325 ∗ 𝑉2


158


𝑉2 =𝑉1 ∗ 101421.53

101325

Concentration de

bicarbonate de soude

dans l’électrolyte (g/l)

Rapport de production

par puissance

(ml/min/W)

Débit de production

(ml/min)

Intensité

(A)

5 3,7675861 813,798597 18

8 3,52345764 1057,03729 25

10 3,87880635 1303,27893 28

12 4,9995298 1859,82509 31

15 5,57645995 2168,12763 32.4

16 4,6665692 2195,15415 39.2

18 >4,68584832 2249,20719 >40

Tableau 13 Récapitulatif corrigé des expérimentations effectuées


159


Figure 101 Courbe d'évolution du générateur HHO selon la concentration en bicarbonate de soude

III.2. Chaudière

La réalisation du prototype s‘est arrêtée à la réalisation du générateur HHO. Cependant, les lignes

citées dans la partie étude du prototype d’une chaudière sont suffisantes pour réaliser un prototype

d’une chaudière. L’utilisation du gaz HHO dans une chaudière sera modélisée avec le logiciel

Thermoptim.

0

500

1000

1500

2000

2500

5 8 10 12 15 16 18

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Dé

bit

de

pro

du

ctio

n(m

l/m

in)

Concentration de bicarbonate de soude dans l’électrolyte (g/L)

Rap

po

rt d

e p

rod

uct

ion

par

pu

issa

nce

(m

l/m

in/W

)In

ten

sité

(A)

Courbe d'évolution du générateur HHO selon la concentration en bicarbonate de soude

Rapport de production par puissance (ml/min/W)

Intensité(A)

Débit de production(ml/min)


160


III.2.1. Thermoptim

Les simulateurs comme Thermoptim permettent d'élaborer rapidement des modèles de systèmes

énergétiques parfois très complexes. En effet, Thermoptim permet de calculer automatiquement

l'état complet (température, pression, volume massique, enthalpie, énergie interne, entropie,

exergie, titre) de différents fluides, qui peuvent être des gaz idéaux ou des vapeurs condensables.

Ces fluides peuvent subir diverses transformations :

- des compressions et des détentes (système ouvert ou fermé ; adiabatiques ou polytropiques ;

rendement isentropique ou polytropique).

- des combustions à pression imposée, volume imposé ou température constante.

- des laminages isenthalpiques.

- des échanges de chaleur avec d'autres fluides, le logiciel pouvant calculer le produit UA du

coefficient d'échange thermique par la surface de l'échangeur, pour des configurations à contre-

courant, co-courant, à courants croisés.

De plus, le logiciel possède une base de données des propriétés thermodynamiques des corps les

plus couramment rencontrés en pratique. La précision sur l'eau et les gaz idéaux est excellente.

Ils peuvent ainsi conduire à des gains de productivité considérables grâce à leurs puissants

environnements de modélisation. Pour tirer véritablement parti de leur potentiel, il faut prendre un

certain nombre de précautions, ou, si l'on préfère, il faut adopter une bonne méthodologie de

construction et de vérification des modèles.

III.2.2. Modélisation sur Thermoptim

Construire avec Thermoptim le modèle d'un système thermodynamique est très simple et se fait en

deux étapes :

- on commence en le représentant graphiquement comme un ensemble de composants (plus

généralement de fonctionnalités) connectés entre eux par des liens vectoriels représentant les

canalisations de fluide ou les échangeurs de chaleur.

- on quantifie ensuite le modèle ainsi défini en paramétrant les différents types primitifs qu'il met

en jeu, pour pouvoir en calculer les performances.

Pour notre cas, on a modélisé le système à vapeur avec resurchauffe et prélèvement d’une turbine.


161


Figure 102 Simulation sur Thermoptim

Pour procéder au calcul des paramètres d’états de chaque point, on ouvre une fonction du logiciel en

sélectionnant un composant. Par exemple, le vaporisateur :

Figure 103 Attribution des paramètres sur Thermoptim


162


En appuyant sur le menu « afficher », on ouvre une fenêtre pour entrer les paramètres connus (soit P

et T, soit P et h, soit P et s) et calculer les inconnues.

Figure 104 Calcul des paramètres d’état sur Thermoptim

Ceci, fait pour tout le système, on procède au bilan énergétique. D’ici, on peut calculer le rendement

du système.


163


Figure 105 Bilan sur Thermoptim

Ensuite, on obtient un résultat affichant tous les paramètres d’états des différents points, l’efficacité

du model et le bilan enthalpique de tous les composants.

Figure 106 Résultats de la simulation sur Thermoptim


164


IV Résultats expérimentaux

IV.1. Générateur HHO

D’après le résultat obtenu des expérimentations, on peut déduire que la concentration de 15

grammes par litre de bicarbonate de soude nous permet d’obtenir le maximum de production de gaz

HHO par Watt, c’est-à-dire le meilleur rendement possible.

Initialement, la tension aux bornes de la batterie était de 12.55V. L’intensité mesurée est de 32.4A.

La puissance électrique consommée en une heure par cette configuration est de :

Pconsommée = U x I x 1h= 12.55V x 32.4A = 406.62Wh

Rappelons que le volume molaire d’un gaz parfait à la pression atmosphérique et à 20°C est de 24.05

litres.

L’énergie produite par 1l de gaz HHO est donc:

Q1L HHO produite= 286KJ/mol * 0.0415 = 11.891 KJ

Comme 2168.127ml de HHO est produit en une minute, en une heure, il est produit :

2168.127ml x 60mn = 130.08762 litres.

Et, l’énergie de cette production en une heure est de :

130.08762l x 11.891 kJ = 1546.871889 kJ

Avec 1J =0.00028 Wh, cette énergie est de :

1546.871889 kJ x 0.00028kWh = 433.124 Wh

On peut en déduire que la puissance consommée par le générateur est inférieur à la puissance

fournie par le gaz HHO produit. On peut en interpréter que le rendement énergétique est le rapport

de 433.124W sur 406.62W, ce qui donne un rendement de 106.518%.

Comme, dans les CNTP, la masse volumique du gaz Hydrogène est 0.08988g/l et celle de l’oxygène

est 0.7199g/l et qu’il y a deux fois plus d’hydrogène que d’oxygène dans le gaz, la consommation en

eau du générateur dans son fonctionnement est exprimée comme suit :

c = débit volumique de production x masse volumique du gaz HHO

c = 2.168l/mn x (0.7199 g/l + 2 x 2 x 0.08988g/l) /2 = 1.1709 g/mn

D’où, la capacité en eau de 3.5litres du générateur est transformée en gaz HHO en :

3500 / 1.1709 = 2991.219 mn = 49 heures 51 minutes


165


IV.2. Modélisation sur Thermoptim

Une telle modélisation nous permet d’obtenir un ensemble de résultats, lesquels sont ajustables

suivant les paramètres initiaux. Elle nous fournit aussi une évaluation des débits nécessaire des

fluides dans chaque composant. Mais le plus important de tous est le bilan énergétique qu’il procure.

Certes, un rendement de 45,1% est relativement bas parce que le logiciel a pris la source d’énergie

de la chaudière pour une source externe, or, cette énergie est directement produite par les turbines.

V Interprétation

Dans ce rapport qui reflète l’état de l’art du système et la méthode de calcul qui sera étudiée en

profondeur nous pouvons déjà dégager plusieurs lignes prometteuses.

Cette technologie va faire ses preuves et peut être réalisée à échelle industrielle et domestique. Son

émission en carbone est relativement faible, elle n’aura aucun impact sur l’environnement.

Une fois optimisé, ce système promet de réaliser de l’énergie électrique compétitive. Avec un

stockage de l’énergie chaleur sous forme de gaz, ce procédé peut devenir continu et le problème de

l’intermittence résolu.

La suite de l’étude va porter sur la réalisation d’une chaudière à combustion du gaz HHO et ainsi pour

pouvoir définir les bornes de la simulation numérique. Il serait aussi intéressant de réaliser une étude

sur une turbine à vapeur à deux étages. Le but est de concevoir un ensemble de chaudière et turbine

autosuffisante ou du moins très économique par la combustion du gaz HHO. Nous sommes dans

l’attente des matériels nécessaires pour l’œuvre.

Dans notre étude, il s’agira de définir le meilleur rendement de la chaudière et de la turbine pour ne

pas entraver le bon rendement de notre générateur HHO. Pour ce faire, il faudra encore déterminer

et optimiser les technologies existantes concernant ces dernières. Il nous faut aussi appliquer les

relations analytiques pour chaque grandeur impliquée dans les différents calculs du cycle, ainsi nous

pourrons déterminer l’importance de chaque perte et faire varier indépendamment chaque

paramètre pour apercevoir leurs influences.

Une fois le prototype terminé, nous pourrons définir les différentes analyses de puissances et les

rendements de l’ensemble du système et ce en fonction des paramètres choisis.

PARTIE IV IMPACTS

ENVIRONNEMENTAUX

PARTIE IV IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

167


Impacts environnementaux

Les enjeux d’un projet sont définis comme étant des pertes ou des gains importants qu’un projet

peut engendrer dans un milieu. Ils peuvent concerner tant le milieu social que le milieu biophysique.

L’enjeu principal pour le projet à l’étude repose sur les gaz à effet de serre. L’efficacité énergétique

du projet et ses retombées économiques sont également des enjeux. D’autres impacts sont

présentés comme la gestion de l’eau, les émissions atmosphériques autres que les GES, la gestion

des sols et des sédiments, le bruit, la gestion des risques, le panache de vapeur, les impacts sur la

santé et les impacts socioéconomiques.

- Gaz à a effets de serre :

L’atmosphère terrestre contient naturellement plusieurs gaz qui maintiennent la température

terrestre à l'intérieur de limites relativement confortables pour l’être humain : c’est l’effet de serre

naturel. Sans ces gaz dits gaz à effet de serre, la température moyenne sur terre serait de - 18 °C, au

lieu de 15 °C. Au cours des derniers siècles, l’activité humaine, particulièrement les combustions, a

produit assez de gaz à effets de serre pour accentuer l’effet de serre naturel. L’équilibre qui

permettait de maintenir la température moyenne à 15 °C a été rompu et on constate que la

température globale augmente. Face à ce phénomène, la communauté internationale a mis en place

diverses mesures, dont l’entente internationale du Protocole de Kyoto. A Madagascar, La Charte de

l’Environnement Malagasy actualisée régit par la Loi n°2015-003, impose que « Tous les textes

législatifs, les politiques, plans, programmes et projets sectoriels doivent tenir compte du

changement climatique et du transfert de technologie dans sa gestion et celle de l’environnement en

général.

Pour notre étude, il y a également des valeurs limites imposées par des problèmes d’environnement

: pour du fuel, par exemple, il est classique de ne pas abaisser la température des fumées au-

dessous de 150°C.

Sur le circuit des fumées, un dépoussiéreur et éventuellement une installation de traitement des

fumées pour captage des polluants tels qu’oxydes de soufre ou d’azote sont exigés.

- Gestion de l’eau :

La quantité d’eau utilisée, notamment pour le condenseur et le générateur de gaz HHO doit être

limitée par rapport à la localisation du site selon le texte « Toute unité industrielle est soumise à

déclaration, conformément aux dispositions des textes réglementaires en vigueur de la Loi 99-021 du

19 Août 1999 relative à la politique de gestion et de contrôle des pollutions industrielles ».

- Rejets liquide :

PARTIE IV IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX

168


L’évaluation des projets industriels se fait dans l’optique de favoriser l’utilisation des meilleures

technologies disponibles ainsi que pour protéger les usages du milieu récepteur. La détermination

des objectifs environnementaux de rejet, dans le cas présent, vise à assurer la protection de la vie

aquatique, de la faune terrestre piscivore et de la santé humaine. En effet, le rejet liquide provenant

du condenseur sera analysé dans le but de ne pas altérer la vie aquatique aux alentours du site

prévu.

Concernant le rejet liquide provenant du générateur HHO, soit une dilution de bicarbonate de soude

concentrée, il est nécessaire de prévoir un centre de purification d’eau. L’article 3 de la Loi 99-021

régit ce dernier.

- Bruits :

L’acceptabilité environnementale du projet tient compte du bruit généré pendant la construction de

la centrale ainsi que du bruit causé par son exploitation. Comme l’article 37 de la Loi 99-021 stipule «

Conformément à l'article 218 de la loi sur la Théorie Générale des Obligations, les troubles de

voisinage tels que bruits, odeurs, nuisances de toutes sortes ayant pour origine une activité

industrielle engagent la responsabilité de celui qui les a provoqués ou aggravés par sa faute », il est

nécessaire de placer le site à plus de 500m d’une habitation.

- Impacts socio-économiques :

La construction du projet mobilisera des ouvriers locaux à temps plein (en emplois directs et

indirects); son exploitation créera de nombreux emplois hautement spécialisés et d’emplois indirects

reliés à l’exploitation du projet.

169


CONCLUSION

L’élaboration de ce mémoire a permis de mettre en évidence les propriétés énergétiques du

gaz HHO et d’en souligner ses innovations et ses contributions sur les chaudières à vapeur.

Après les études bibliographiques, de nombreux critères ont été pris en compte pour

l’élaboration du générateur HHO et pour la modélisation de son utilisation dans une centrale à

vapeur. Certes, l’abondance des paramètres influents sur l’efficacité et la performance de l’ensemble

de ce procédé a rendu longue et complexe l’étude. Néanmoins, par le biais des résultats obtenus, la

synthèse du projet est concluante, tant au niveau technique qu’au niveau environnemental. En effet,

les résultats enregistrés des tests ont été favorables. On peut avancer que le rendement du cycle à

vapeur modélisé est prometteur, et reste la réalisation du prototype qui confirmera l’objectif d’un

ensemble chaudière-turbine à vapeur autosuffisant.

Les dernières évolutions, en particulier les chaudières supercritiques, ont permis de nouveau

à la vapeur de briller parmi les énergies renouvelables et de rester le pionnier dans l’industrie de

production d’électricité.

ANNEXES

I


ANNEXES

ANNEXE 1 :

Courbe de l’émissivité du CO2 et H20 dans un mélange de gaz non participant.

ANNEXE 2 :

Courbe de correction de l’émissivité quand CO2 et H20 sont présents dans un mélange de gaz.

ANNEXES

II


ANNEXE 3:

Calcul de l’émissivité effective pour des tubes avec ailettes.

Figure : Echangeur à tube avec ailette

Le transfert de chaleur par rayonnement entre plusieurs surfaces dépend de l'orientation des

surfaces entre elles, de leurs propriétés radiatives (émissivité) et de leurs températures. Pour

prendre en compte cet effet, on définit le facteur de forme qui est fonction uniquement de la

géométrie. Dans le cas des surfaces d'un générateur de vapeur (tube et ailettes), une fraction du

rayonnement quittant les tubes rayonnent sur les ailettes et sur l'environnement. Cette géométrie

rend la détermination du facteur de forme complexe.

Dans le but de simplifier et d'obtenir une émissivité effective équivalente de la surface, on définit

une nouvelle surface équivalente (fictive), et obtient l'émissivité de la manière suivante :

𝐴2 ∗ 𝐸𝑒𝑓𝑓 = 𝐴1 ∗ 𝐹12

Cette équation met en évidence la relation entre la surface 1 et la surface équivalente en fonction du

facteur d'échange total. Dans cette équation, la détermination de l'émissivité effective dépend du

facteur F12. Le facteur F12 est égal à :

𝐹12 =1

1 − 𝐸1𝐸1 +

𝐴1𝐴2

Ensuite on remplace F12 et on obtient l'expression de l'émissivité effective de la surface équivalente

(fictive) :

𝐸𝑒𝑓𝑓 =

𝐴1𝐴2

1 − 𝐸1𝐸1 +

𝐴1𝐴2

Cette dernière équation permet le calcul de l'émissivité de la surface équivalente et simplifie le calcul

de l'échange radiatif sur des parois de chaudière.

ANNEXE 4 :

Valeurs des coefficients du nombre de Nusselt pour un échangeur à flux croisé avec plusieurs séries

de tubes.

ANNEXES

III


Remarques : Dans ce tableau, il faut lire « in line » pour un échangeur dont les tubes sont en lignes et

«staggered » pour un échangeur dont les tubes sont croisés.

ANNEXE 5 :

Diagramme des pertes de chaleur par rayonnement d’une chaudière selon les normes de l’ABMA

ANNEXE 6 :

Table des propriétés de l’eau (région surchauffée et région saturée) :

ANNEXES

IV


ANNEXES

V


ANNEXES

VI


ANNEXES

VII


ANNEXE 7 :

Tableau des constantes physico-chimiques de la vapeur d’eau :

λ

µ

BIBLIOGRAPHIE

VIII


Bibliographie

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(33) Wei, D., et al., Performance analysis and optimization of Organic Rankine Cycle (ORC) for waste

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(34) William P. Sanders (ed), Turbine Steam Path Mechanical Design and Manufacture, Volume Iiia

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(35) Wiser, Wendell H. Energy resources: occurrence, production, conversion, use. Birkhäuser. p.

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WEBOGRAPHIE:

http://www.connaissancedesenergies.org/les-centrales-supercritiques-f...

http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/exercices-vap-sujets.html

http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/cycles-supercrit.html

http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/partie-2-centrale-vapeur.html

http://culturesciences.chimie.ens.fr/node/796

http://www.pourlascience.fr/ewb_pages/a/actu-comment-l-eau-devient...

https://books.google.co.uk/books?id=mwkIBgAAQBAJ&pg=PA9&lpg=PA9&dq=Rateau+1896&source

=bl&ots=b8hxVrEMpC&sig=OoVAnvt0qFubqTmJxxahQB_xXPM&hl=en&sa=X&ved=0ahUKEwiDw

bKGk6rJAhVBDxQKHbClDIkQ6AEIJjAE#v=onepage&q=Rateau%201896&f=false

http://www.connaissancedesenergies.org/les-centrales-supercritiques-f

http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/exercices-vap-sujets.html

http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/cycles-supercrit.html

http://direns.mines-paristech.fr/Sites/Thopt/fr/co/partie-2-centrale-vapeur.html

http://culturesciences.chimie.ens.fr/node/796

http://www.pourlascience.fr/ewb_pages/a/actu-comment-l-eau-devient

RESUME


Auteur : RABEZANAHARY Toky Mbelomiandra Adresse: Cité Santé K6 Aéroport IVATO -ANTANANARIVO 101- Téléphone : 034 43 686 85 e-mail : [email protected]

Thème de mémoire : ≪ ETUDE D’UN PROTOTYPE D’UNE CENTRALE A VAPEUR

AUTOSUFFISANTE ASSISTEE PAR UN GENERATEUR HHO≫

Nombre de pages : 169 Nombre de figures : 106 Nombre de tableaux : 13

RESUME

L’accroissement effréné de la demande en énergie et la disparition dans un futur proche de ces

sources sont les conséquences majeures de la nécessité de nouvelles études à ce propos. Ce

travail de mémoire avait pour objectif de concevoir un prototype d’une centrale à vapeur

autosuffisant grâce à un générateur HHO. Dans cette optique, des études bibliographiques qui

cernent le principe de fonctionnement et les paramètres influents la production de vapeur ont

permis d’aborder le sujet. Analogue à ce but, des études expérimentales réalisées avec un

générateur HHO ont permis de mettre en valeur les propriétés énergétiques du gaz HHO. Sa

modélisation numérique dans un cycle à vapeur n’était pas en reste pour valoriser ce procédé.

ABSTRACT

The growing need for energy and the coming depletion of its source are the main consequences

of the necessity for brand new studies about this latter. This work had as a purpose to build a

prototype of a self-sufficient steam-electric power station from a HHO generator. From this

point of view, bibliographical studies about how a steam generator works and all the influent

parameters on the steam production allowed us to deal with this subject. In the same purpose,

practical works on a HHO generator lead to value the energetic property of the gas HHO. Its

numerical modeling on a steam cycle was not the least to value this process.

Mots clés : énergie, production de vapeur, HHO, propriété énergétique, centrale à vapeur Directeur du mémoire : RANDRIAMORASATA Josoa Albert, Professeur titulaire à l’ESPA

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