Université Hassan II-Mohammedia

Faculté des Sciences et Techniques

Mohammedia

Département de Physique

Mémoire

Présenté en vue d’obtenir

Le Diplôme de licence Sciences et Techniques

En Génie Énergétique par HMAITY ABBAD

Houssam Saad

AUDIT ENERGETIQUE DES CHAUDIERE ET DU TURBO-ALTERNATEUR CENTRALE TURBINE A GAZ

MOHAMMEDIA (3 x 100 MW). Encadrant Universitaire : Encadrant Industrielle :

Mr. YEZNASNI Mr Rachid AARFAOUI

Mr. BENZIRAR

SOUTENU LE 20/06/2011 DEVANT LE JURY COMPOSÉ DE : MR. E.AFFAD PROFESSEUR FST MOHAMMEDIA PRÉSIDENT

MR. A. YEZNASNI PROFESSEUR FST MOHAMMEDIA EXAMINATEUR

MR. BENZIRAR PROFESSEUR FST MOHAMMEDIA EXAMINATEUR

ANNÉE ACADÉMIQUE : 2010/2011

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Remerciements

Nous tenons à remercier très sincèrement Monsieur Rachid AARFAOUI

chef d’exploitation de la centrale turbine à gaz de Mohammedia2 pour sa

collaboration et ces efforts déployés pendant toute la période de stage.

Nous Remercions Mr Abderrahmane YEZNASNI et Mr Mohammed

BENZIRAR enseignants et responsables de notre stage, pour leur encadrement

et leurs précieux conseils.

Nos remerciements vont également à Monsieur Dahbi Moulay Rachid,

BERKANTE Taoufik, et a tous les agents de L’ONE, ayant participé de prés

ou de loin à la réalisation de ce rapport.

Nous remercions également les élèves de la filière d’ingénieur Génie

Energétique, surtout Mr HADDADI Zakaria et Mlle TAHIRI Houria qui ont

ménagé de tous leurs efforts pour nous fournir toute l’aide possible.

Nous ne saurions terminer ces remerciements sans un mot de gratitude à

l’ensemble du corps professoral du Département Physique, surtout ceux de la

Licences Science et Technique option Génie Energétique.

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Avant-propos

L’énergie électrique est un élément très important pour le développement

économique et l’amélioration sociale. Cette énergie peut être générée par

différents moyens (les turbines à vapeur, les turbines hydrauliques, les groupes

diesel, le photovoltaïque, les éoliennes, les turbines à gaz…)

La turbine à gaz joue un rôle très important pour le secours du réseau

national, leur utilisation est liée aux avantages de sa rapidité de démarrage, La

turbines à gaz est un des principale moyens de production d’énergie électrique

en période de pointe et d’urgence, Pour pouvoir accomplir cette mission et par la

suite satisfaire les besoins du réseau national, la bonne conduite de ces machines

s’avère nécessaire.

La centrale turbine a gaz Mohammedia 2 a été lancé en 2009, elle est

constituée de trois turbines de type 9000EA constructeur GE, elle est

approvisionné en combustible gaz oïl et fuel oïl par pipe depuis la SAMIR.

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SOMMAIRE

I. PRESENTATION DE L’ONE

I.1 Historique___________________________________________________6

I.2 Mission de L’ONE____________________________________________ 6

I.3 Activité de L’ONE_____________________________________________6

I.3.1 Production de L’énergie Electric_______________________________6

I.3.2 Transport de L’énergie Electric________________________________7

I.3.3 Distribution de L’énergie Electric______________________________7

I.4 ORGANIGRAMME______________________________________________8

II.CENTRALE TURBINE A GAZ MOHAMMEDIA ( 3 X 100 MW)

II.1. Description de la centrale______________________________________9

II.2. Caractéristique de CTG Mohammedia ___________________________10

II.3. Station de traitement des eaux de la chaudière___________________________10

II.3.1.Description du processus d’osmose inverse___________________12

II..3.2. Caractéristiques de l’eau déminéralisée_____________________13

II.4. Station du traitement du combustible (fioul lourd n°2) ___________________14

II.4.1. Description Poste Traitement Fuel_______________________________15

II.4.2. Principe de Fonctionnement____________________________________16

II.4.2.1. Traitement De Fuel________________________________16

II.4.2.2. Traitement Des Résidus____________________________18

PARTIE A : ETUDE DE LA CHAUDIERE CEY AG 15100/14

A.1. INTRODUCTION______________________________________________21

A.2. Définition d’une chaudière________________________________________21

A.3. Principaux Types de chaudières____________________________________21

A.3.1 Chaudière à tubes d’eau_________________________________22

A.3.2 Chaudière à tubes de fumée._____________________________23

A.4. Principaux composants d’une chaudière__________________________25

A.4.1 Le Foyer ________________________________________________25

A.4.2 Le Bruleur ______________________________________________25

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A.5. Généralités Sur La Combustion___________________________________26

A.5.1 Définition_________________________________________________27

A.5.2. Elément de la combustion ________________________________27

A.6. BILAN ENERGETIQUE ET BILAN DE MATIERE___________27 . A6.1. Bilan énergétique ____________________________________28

A.6.2. Bilan de matière_____________________________________29

A.7. Etude théorique du rendement ________________________________29

A.7.1. Pertes par fumées _____________________________________32

. A.7.2. Pertes par parois_____________________________________34

A.7.3 Rendement de la combustion____________________________35

. A.7.4 Rendement global_____________________________________36

A.8. Calculs et Analyses________________________________________37

A.8.1 Calculs et Analyse____________________________________37

A.8.2 Calculs Des pertes___________________________________41

B.1 DESCRIPTION GENERAL DE LA TURBINE A GAZ

MS9001E ( CTAGM 3x100MW)

B.1.1.Generalités, Fonctionnement_________________________________48

B.1.1.1. Généralités sur le groupe thermique TAG 3 x 100 MW _____48

B.1.1.2. Principe de fonctionnement de la TAG__________________48

B.1.2. Section Compresseur ______________________________________51

B.1.2.1. Généralités______ ________________________________51

B.1.2.2. Rotor Du Compresseur______________________________51

B.1.2.3. Stator Du Compresseur______________________________52

B.1.3. Section Chambre De Combustion____________________________53

B.1.3.1. Généralités_____ _________________________________53

B.1.3.2.Bougie D’allumage______ __________________________54

B.1.3.3. Injecteur De Combustible (FIOUL)________ ___________55

B.1.4. Section Turbine__________________________________________55

B.1.4.1. Généralités ______________________________________55

B.1.4.2. Rotor Turbine_____ _______________________________56

B.1.4.3. Stator Turbine____________________________________58

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B.2 BILAN ENERGETIQUE DU GROUPE

TURBO-ALTERNATEUR

B.2.1.Cycle de Brayton Théorique _________________________________60

B.2.2. Etude De La Turbine à gaz, cycle Réel de Brayton________________60

B.2.2.1. Compresseur Axial___________________________________61

B.2.2.2. Chambre de combustion_______________________________62

B.2.2.3. Turbine____________________________________________62

B.2..2.4. Loi des mélanges ___________________________________63

B.2.2.5. Rendement Réel du cycle_____________________________63

B.2.3. ALTERNATEUR 9A4 et 9A5________________________________64

B.2.3.1. Description Général de l’Alternateur____________________66

B.2.3.2. Estimation Des Données De L’alternateur_______________67

B.2.3.3. Rendement de L’alternateur __________________________ 68

B.2.4 RENDEMENT GLOBAL DE L’INSTALLATION_____________70

AMELIORATION DU RENDEMENT

CONCLUSION

BIBLIOGRAPHIE & WEBOGRAPHIE

ANNEXE

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I. présentation de l’ONE :

I.1. Historique :

L’ONE est un établissement semi-public à caractère industriel et commercial doté de la

personnalité civile et de l’autonomie financière. Il a l’exclusivité depuis sa création en 1952

de la production, transport et distribution de l’énergie électrique dans plusieurs régions du

royaume notamment au milieu rural.

Les droits et les obligations de l’ONE, sont définis dans cahier de charge approuvé par

décret en 1974, lequel définit les conditions techniques, administratives et financières

relatives à l’exploitation des ouvrages de production, transport et distribution de l’électricité.

Ainsi la production et le transport de l’énergie sur le territoire national sont assurés depuis

1963 par L’ONE établissement public à caractère industriel et commercial, placé sous la

tutelle administrative et technique du ministère de l’énergie te des mines.

La distribution de l’énergie électrique est assurée, soit directement par l’ONE, notamment

en zone rurale et dans plusieurs centres urbains, soit par des mégies municipales ou

intercommunales, placées sous la tutelle du ministère de l’intérieure pour les grands centres

urbains.

Le prix de l’énergie électrique distribué est fixé par décret du premier ministre dans ces

deux cas, soit en gestion déléguée pour la distribution de l’énergie électrique dans les villes de

Casablanca et de Rabat qui est assurée par deux opérateurs privés, le prix de l’énergie

électrique distribuée est fixé dans ce cas contractuellement.

I.2. Mission de l ONE :

Satisfaire la demande en électricité du pays en énergie électrique dans les

meilleures conditions de coût et de qualité de service;

Gérer et développer le réseau de transport ;

Planifier, intensifier et généraliser l'extension de l'électrification rurale ;

Œuvrer pour la promotion et le développement des énergies renouvelables;

Et d'une façon générale, gérer la demande globale d'énergie électrique du Royaume.

I.3. Activité de l’ONE :

I.3.1 Production de l’énergie électrique :

En tant que producteur, l'one a la responsabilité de fournir sur tout le territoire national et à

tout instant une énergie électrique de qualité et dans les meilleures conditions économiques.

L'ONE assure cette fourniture par l'exploitation directe d'unités de production ainsi que par

les ouvrages qu'il a confiés à des opérateurs privés dans le cadre de contrats de production

concessionnels. Au-delà de la gestion technique et de l'amélioration des ouvrages de son parc

de production, l'ONE développe de nouveaux moyens de production et de nouvelles

technologies en conciliant des performances économiques, expertises techniques et

préservation de l'environnement.

- 7 -

Dans ce cadre la Direction Production de l'ONE a pour mission de :

► Assurer une gestion optimale du parc de production ;

► Veiller à la satisfaction de la demande en énergie électrique exprimée par le

Dispatching National, et ceci dans les meilleures conditions de sécurité, de rendement, de

disponibilité et du coût .Le parc de production dont dispose l'ONE est composé de moyens de

production thermique, hydraulique et éolienne.

I.3.2 Transport de l’énergie électrique :

L'électricité n'étant pas stockable, il est donc nécessaire de gérer en continu le flux de cette

énergie entre les lieux de production et les points de livraison à la clientèle

Les réseaux haute et très haute tension couvrant l'ensemble de notre pays et reliés par les

interconnections régionales avec les réseaux algérien et espagnol sont au cœur du métier de

transport de l'électricité. Un métier hautement spécialisé que l'ONE assure pour une bonne

maîtrise de la gestion des besoins et de la fluidité des échanges en temps réel.

En poursuivant le développement de ces réseaux, l'ONE vise à accroître la capacité et les

économies d'échange avec les pays voisins et à renforcer la sécurité d'alimentation en énergie

électrique des grands centres de consommation.

I.3.3 Distribution de l’énergie électrique :

A travers le métier de distributeur, l'ONE couvre toutes les activités nécessaires à la

gestion et au développement des réseaux de distribution moyenne et basse tension. Son champ

d'action couvre tout le territoire national à l'exception des agglomérations urbaines gérées par

des régies de distribution publiques ou par des distributeurs privées, à savoir: Casablanca,

Rabat Salé Marrakech, Fès, Mekhnès, Tanger, Tétouan, Kenitra, Safi, El Jadida-Azemmour et

Larache Ksar El Kabîr.

L'Office assure également l'ensemble des prestations liées à la gestion de la relation

clientèle dans le but d'offrir une alimentation électrique fiable et sécurisée et des services de

qualité adaptés aux attentes de ses clients avec le souci d'améliorer sans cesse leur niveau de

satisfaction.

La distribution de l'ONE dessert une clientèle multiple, diversifiée et très dispersée à

travers tout le territoire marocain. Elle s'est fixée pour objectif d'étendre son réseau à toutes

les agglomérations de façon à couvrir l'ensemble des Régions du Royaume.

- 8 -

I.4. Organigramme:

- 9 -

II. Centrale Turbine à gaz Mohammedia

(3 x 100MW)

II.1. Description de la centrale :

La centrale turbine à gaz du Mohammedia comporte trois turbine à gaz d’une puissance

unitaire de 100 MW dans les conditions du site de la centrale de Mohammedia, utilisant le

fuel Oïl N°2 traité comme combustible de base.

Le choix du projet au niveau de la centrale de Mohammedia est motivé par l’existence d’un

ensemble d’avantage tels que :

Existence des postes 60 et 225KV pour l’évacuation de l’énergie produite.

Proximité de la SAMIR pour l’approvisionnement en combustible.

Le projet de construction de la centrale à gaz à Mohammedia a été lancé en 2006 dans le

cadre des programmes d’urgence visant à doter le pays de puissance supplémentaire.

Centrale Turbine à gaz Mohammedia ( 3 x 100MW)

- 10 -

II.2.Caractéristique de CTG Mohammedia :

II.3. STATION DE TRAITEMENT DES EAUX DE LA CHAUDIERE.

La STATION de TRAITEMENT DES EAUX ET DES EFFLUENTS installée à la Centrale de

turbines à gaz de Mohammedia (Maroc).

La station comprend la fourniture des équipements principaux suivants :

Un système de PRE-TRAITEMENT de l’eau brute (PROVENANCE DE LYDEC ), formé de filtres

multimédia (sable /anthracite) à pression (3x100%).

Réservoir D’eau Brute ( LA CTG COMPORTE 2x6600m

3 )

- 11 -

Un système de traitement de l’eau par OSMOSE INVERSE, formé de deux lignes identiques à double

passage (2x100%).

Un système DEMINERALISATION par lits mixtes à échange ionique. Deux

Lignes identiques (2x100%), avec une capacité nette unitaire de 90 m3 /h.

Un système de TRAITEMENT D’EFFLUENTS. Formé par un système d’homogénéisation des

écoulements et contrôle de pH.

Les équipements suivants font également partie de la station de traitement :

Système de dosage et de contrôle du chlore pour l’eau destinée à un usage POTABLE.

Système de dosage de chlore pour les réservoirs d’eau de services.

La CTG dispose de deux Réservoir de stockage de l’eau Déminéralisé 2x2600m3

- 12 -

II.3.1 Description du processus d’osmose inverse

Le procédé d'osmose inverse utilise une membrane semi-perméable afin de séparer les

solides dissous, la matière organique, les virus et bactéries de l'eau. Le procédé est dit

"inverse" car il nécessite une pression suffisante pour forcer l'eau pure à passer à travers la

membrane. Ce procédé abouti à de très bons résultats, car il peut éliminer de 95 à 99% des

particules solides dissoutes et 99% des micro-organismes.

L’eau d’alimentation est pompée sous pression au travers d’un certain nombre de

membranes.

STATION TRAITEMENT D’EAU CTG

- 13 -

En raison de leur construction physique, c’est principalement les molécules d’eau qui

peuvent passer par les membranes. L’eau pure produite, appelée perméat, sort à travers les

membranes.

L’eau d’alimentation est concentrée avec les sels retenus et sort comme saumure. La

saumure comme le perméat quitte les tubes contenants les membranes, continuellement, en

deux courants.

Dans cette installation, l’osmose inverse consiste en trois lignes. Les deux premières lignes

parallèles consistent en cinq tubes chacune, chaque tube contenant six éléments.

La saumure des deux premières lignes parallèles est conduite vers le second étage qui

consiste en une ligne de cinq tubes parallèles, chacun contenant six éléments.

II.3.2.Caractéristiques de l’eau déminéralisée

Conductivité < 1 µs/cm

Sodium + potassium < 0,5mg/l

Silice total < 0,5 mg/l SiO-2

Calcium < 0,5 mg/l Ca2+

PH 6.5 Ŕ 7.5

Aperçu général sur la station

- 14 -

II.4. STATION DU TRAITEMENT DU COMBUSTIBLE

( FIOUL LOURD N°2).

Les turbines à gaz utilisent une grande quantité de combustibles et doivent

répondre à certaines caractéristiques à l’entrée de la turbine. C’est pour cela il faut

soumettre ces combustibles à un traitement spécial pour éliminer les contaminants qui

sont nuisibles aux parties chaudes des turbines. Ces contaminants solubles dans l’eau

sont notamment les sels de potassium et le sodium.

L’effet de ces sels est un effet corrosif sur la partie chaude des turbines. La

centrale turbine à gaz Mohammedia utilise le fuel comme un combustible de base.

Le constructeur (G.E.) impose des limites pour le sodium et le potassium qui se

représentent au tableau à dessous :

Elément La quantité en ppm Les limites imposées

par constructeur

Na + K Jusqu’à 200 ≤1

- 15 -

Pour éliminer le potassium et le sodium, il faut soumettre le fuel brut à un lavage par

l’eau.

L’extension de la centrale est équipée d’un poste de traitement fuel composé de Huit

lignes, deux en service et l’autre de secours, chaque ligne est constituée de deux mélangeurs

et deux séparateurs parce que le traitement de fuel passe par deux stades.

La production de ce poste permet de satisfaire les besoins en fuel traité des trois turbines.

II.4.1. Description Poste Traitement Fuel :

La Station Traitement Fuel se compose de sept skids :

o■Skid transfert fuel.

■Skid réchauffage fuel.

■Skid eau de lavage .

■Skid mélangeurs et séparateurs 1er

stade.

■Skid mélangeurs et séparateurs 2eme

stade.

■Skid traitement résidus.

■Skid produit chimique.

Skid Transfert Fuel .

- 16 -

II .4.2.Principe de fonctionnement

II.4.2.1.Traitement de fuel :

Le fuel brut aspiré par la pompe de transfert du réservoir d’alimentation ( 2x 20899m3

)

et filtré puis transféré vers le skid de réchauffage sous une pression de 3,5 bar, pour subir à un

échange de température dans un échangeur Fuel/Fuel qui fait augmenter sa température de

50°c à 70 °c.

Réservoir de Stockage de Fuel Brut (20899 m3 )

à cette étape le fuel brut sera soumis aussi à une injection de produit chimique (DP 456) qui

joue le rôle d’un d’émulsifiant qui entoure les molécules d’eau pour attirer le maximum

possible des sels de Na et K ,puis il sera aussi réchauffé de nouveau à l’aide de l’un des réchauffeurs Fuel/Eau Surchauffé pour augmenter sa température à 100°c.

- 17 -

Au skid d’eau de lavage, l’eau déminéralisé obtenue de la CTM sera soumis à un

réchauffage jusqu’au 90°c et à une pression de 5 bar.

Au début du traitement, le fuel brut comprend le produit chimique sera mélangé à l’eau

de lavage juste aux mélangeurs rotatif du 1er

stade permettant un bon brassage.

Skid Mélangeurs et Séparateurs 1ér

et 2éme

Stade

- 18 -

L’opération de séparation du fuel et l’eau chargé des sels (Na + K) s’effectue par

centrifugation.

L’eau saturé par les sels (Na + K) sort vers skid résidus pour un traitement spécial et le

fuel entrant dans un mélangeur avec une nouvelle eau déminéralisé c’est le début de 2ème

stade.

L’eau séparée à ce stade sera utilisé de nouveau pour mélanger avec le fuel du 1er

stade

et le fuel obtenu (traité) sera stocké dans trois réservoirs 3 x 3333m3.

Si l’analyse de ce fuel est bonne c'est-à-dire que Na +K ≤1 ppm, ce dernier sera stocké

au BAC du fuel traité sinon il sera retransféré vers le bac du fuel brut.

Les paramètres de régulation fuel, eau et produit chimique sont représenté sur le

tableau suivant :

Température

(°c)

Pression (bar) Débit

Eau 90 5 1.6 m3/h/ligne

Fuel 100 3,5 18 T/h/ligne

DP 456 Ambiante 4 à 5 1 l/h/ligne

II.4.2.2. Traitement de résidus :

L’eau saturée par les sels sortant du 1er

stade et les résidus obtenus suite aux

décharges des séparateurs, seront rassemblés dans un réservoir de traitement des

résidus.

Les résidus composés d’eau résiduelle et fuel seront filtrés pour éliminer les

particules solides qui existent encore puis seront séparés naturellement par décantation

suivant leurs densités, le fuel obtenu sera retransféré vers le bac 20899 m3

.Tandis que

l’eau résiduelle sera suivi un traitement à l’aide du séparateur à eau parce que il

contient encore des traces de fuel.

L’eau obtenue après la séparation sera rejetée dans le canal de rejet vers la mer,

son analyse ne doit pas dépasser 15 ppm en matière organique pour la protection de

notre environnement.

- 19 -

Les boues obtenues suites aux décharges du séparateur à eau seront à leurs tours

séparées dans la centrifuge à panier pour récupérer une partie de fuel qui existe encore et

rassembler les particules solides, celles-ci seront éliminées après un entretien par service

mécanique.

Traçage du fuel dans le PTFO

Qualité du Fuel avant et après traitement par lavage à l’eau déminéralisée

Fuel- brut

Fuel- traité

Sodium (ppm) Max 50 ppm

Na+K < 1ppm Potassium (ppm) Max 35 ppm

Vanadium (ppm) Max 90 ppm Max 90 ppm

Plomb Max 1ppm < 1ppm

- 20 -

PATIE A : ETUDE DE LA CHAUDIERE CEY AG 15100/14

- 21 -

A.1. INTRODUCTION :

Le rôle d’un générateur de chaleur (chaudière) est de transmettre la chaleur produite par

la combustion au fluide caloporteur (eau, vapeur, air, huile thermique…)

Cette transmission, appelée " échange de chaleur " doit se réaliser de la meilleure façon

possible afin d’éviter de gaspiller l’énergie fournie par le combustible.

La transmission de chaleur s’effectue de 3 manières :

Par rayonnement

Par convection

Par conduction

Prenant compte du circuit actuel, qui est conçu pour une alimentation en eau surchauffé à

partir de la chaudière de la Central Thermique et aussi de la proposition faite par L’ONE, on a

dirigé l’étude de notre rapport de fin d’étude vers une chaudière à fuel.

A.2. Définition 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.

Généralement une chaudière fonctionne en circuit fermé, le fluide chaud sort par une

tuyauterie fixée sur sa partie haute et revient par une autre tuyauterie fixée sur sa partie basse

après avoir circulé et s’être refroidi.

A.3 .Principaux Types de chaudières :

On distingue deux grandes catégories de chaudrées, dénommées d’après le fluide qui circule à

l’intérieur des tubes :

Chaudière à tubes d’eau.

Chaudière à tubes de fumée.

- 22 -

A.3.1 Chaudière à tubes d’eau :

Dans cette construction, c'est le fluide caloporteur qui circule dans des tubes, les gaz

chauds circulant à l'extérieur de ceux-ci. L'avantage de cette formule est surtout la sécurité de

ne pas avoir de grandes quantités d'eau dans la chaudière même, qui pourraient en cas de

rupture mécanique, entraîner une création explosive de vapeur. Elles ont également l'avantage

d'avoir une plus faible inertie. Dans ce type de chaudière, le foyer a toujours un volume très

important. De plus, le foyer a la possibilité d'être ouvert dans sa partie inférieure. Ce sont ces

deux caractéristiques qui font qu'elles sont souvent utilisées avec des combustibles solides

même pour des puissances de quelques MW seulement (Figure N°1).

Figure N°1 : Principe De Fonctionnement Chaudière à tubes d’eau

.

- 23 -

CHAUDIERE VAPEUR A TUBES D’EAU

A.3.2 Chaudière à tubes de fumée :

Dans ce cas, la flamme se développe dans un tube foyer ondulé, puis les fumées

parcourent des tubes en une ou plusieurs passes, l’eau se trouvant à l’extérieur ; dans les

secondes l’eau circule à travers un réseau de tubes, par convection naturelle ou forcée, entre

deux ballons placés l’un au-dessus de l’autre. La flamme se développe dans un foyer tapissé

de tubes qui absorbent le rayonnement.

Un second faisceau de tubes reçoit sa chaleur des fumées par convection. L’eau monte dans

les tube soumis au rayonnement, et descend par le faisceau de convection (Figure N=°2 ).

- 24 -

FIGURE N=°2 : Chaudière tubes de fumée

CHAUDIERE A TUBE DE FUMEES UTILISE A LA CENTRAL TURBINE A GAZ 3x100 +MW

- 25 -

A.4. Principaux composants d’une chaudière :

Une Chaudière est constitué principalement de 3 composants :

A.4.1 Le Foyer (Chambre de Combustion) :

La flamme sera développée dans celle-ci. Le dimensionnement du foyer est

déterminé selon la forme géométrique de la flamme. Il est évident que la flamme ne peut

jamais entrer en contact avec les parois d’un foyer (en particulier l’élément arrière) sous peine

de provoquer une surchauffe localisée et d’endommager les parois de la chaudière.

Cette chambre de combustion est conçue pour obtenir, à partir des gaz issus de la

combustion, un travail ou une force, avant qu’ils ne soient évacués.

La Température de la flamme est entre 1000°C et 1200°C.

4.2 Le Bruleur :

Le Brûleur a un rôle primordial dans la conception, la construction et le fonctionnement

d’une chaudière :

♦ Il fournit l’énergie thermique au chaudière et à la charge ;

♦ Il prépare la mise en contact du combustible et du comburant ;

♦ Il provoque la circulation des gaz brûlés favorisant l’égalisation des températures dans

l’enceinte ;

♦ il crée une liaison entre le casing extérieur du four et les parois en réfractaire qu’il

traverse, et entraîne de ce fait, un point délicat dans la construction.

Il existe de nombreux types de brûleurs, certains spécifiques à seul type de chaudière ou/et à

seul combustible.

Les types des brûleurs souvent utilisé dans les industries sont :

◙ Brûleurs à air induit :

- 26 -

◙ Brûleurs à air soufflé :

BRULEUR DE LA CHAUDIERE CEY AG/15100/14

4.3 Echangeur Tubulaire :

A l’intérieur d’un tube de diamètre suffisamment grand se trouve placé plusieurs tubes de

petit diamètre maintenue écarté par des entretoises.

L’Echangeur peut-être soit rectiligne, soit enroulé .

- 27 -

A.5. Généralités Sur La Combustion :

A.5.1. Définition :

La combustion est la combinaison chimique d’un combustible avec l’oxygène de l’air :

réaction chimique d’oxydation.

Cette combinaison est accompagnée d’un fort dégagement de la chaleur. La combustion

apparaît le plus souvent sous forme d’une flamme dans laquelle s’effectuent les réactions

d’oxydations.

5.2. Elément de la combustion :

L’oxygène est un gaz, contenu dans l’air, à raison de 21%. L’autre gaz qui compose l’air

est l’azote (79%) qui lui, est inerte, c'est-à-dire qu’il ne participe en rien aux réactions de

combustion.

o . La combustion du carbone et de l’oxygène donne naissance au gaz

carbonique.

C + O2 CO2 + 394 KJ/mole

o La combustion de l’hydrogène et de l’oxygène donne naissance à la vapeur

d’eau.

H2 + ½ O2 H2O + 242 KJ/mol

- 28 -

o La combustion du soufre et de l’oxygène donne naissance au gaz

du dioxyde de soufre.

S + O2 SO2 + 71 KJ/mole

Dans le cas d’un défaut d’air, une réaction secondaire se produit :

C +1/2 O2 C O + 111 KJ/mole

Cette réaction s’accompagne d’une perte de chaleur de combustion de l’ordre de :

394-111= 283 KJ/mole

La totalité de la chaleur dégagée par l’ensemble de ces réactions s’appelle le pouvoir

calorifique du combustible.

A.6. BILAN ENERGETIQUE ET BILAN DE MATIERE:

Les proportions de carbone et d’hydrogène dans les fiouls varient très peu ; la valeur

moyenne des composantes est donnée ciŔaprès en % massique :

Carbone 85.8%

Hydrogène 11%

Soufre 2.5%

Oxygéne, Azote…. 0.7%

- 29 -

Bilan d’énergie du système chaudière

A.6.1Bilans énergétiques :

Puissance (ou chaleur) utile principale Qu :

C’est l’énergie transmise à l’eau 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.

L’eau chauffée se trouve à des états ou à des niveaux de pression et de températures

différentes; ainsi on peut avoir pour chaque chaudière un débit d’eau surchauffée provenant

principalement d’un débit d’eau d’alimentation à une certaine température.

- 30 -

La puissance utile est calculée par la formule :

u s s i iQ D h D h (KW)

Avec :

hi (kJ/kg) : enthalpie de l’eau entrant,

hs (kJ/kg) : enthalpie de l’eau sortant,

Di (kg/s) : débit de l’eau entrant,

Ds (kg/s) : débit de l’eau sortant,

Puissances introduites dans la chaudière :

Les puissances introduites sont de différentes natures, la principale provenant du combustible.

◙ Puissance introduite sous forme d’Enthalpie de formation du combustible :

Pour avoir cette puissance, il suffit de multiplier le pouvoir calorifique inférieur (PCI) par

le débit du combustible. Sachant que le combustible utilisé par la centrale TAG est le fioul

lourd N°2 :

PCI = 40585 kj/kg

◙ Puissance introduite sous forme d’enthalpie sensible du fioul :

Etant donné que le fioul est préchauffé avant son admission dans la chambre de

combustion, il possède donc une chaleur sensible. Effectivement ce préchauffage est assuré à

l’aide de serpentins alimentés en eau surchauffée.

Le but de ce préchauffage est d’avoir une bonne combustion résultant d’une diminution de la

viscosité du fioul.

- 31 -

Cette puissance est calculée par la formule :

2

= ( )fioul fioul pfm af rQ D C T T

Dfioul : débit de fioul (kg/h)

Cpfm : chaleur spécifique moyenne du fuel à pression constante en kcal/ kg. K

Cpfm= 0.46 kcal/kg.K selon les norms A.S.M.E (American Society of Mechanical Engineer).

Taf : Température d’admission du fioul

Tr : Température de référence prise égale à 25°C.

◙Puissance introduite sous forme de chaleur sensible de l’air comburant :

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.

Même dans le cas de l’absence d’un système de préchauffage, la température de l’air à

l’entrée de la chaudière est supérieure à celle l’ambiante, ceci résulte du fait de la mise sous

pression de l’air par les pompes d’aspiration. Cet air qui est aspiré du milieu ambiant est de

l’air humide (mélange d’air sec et de vapeur d’eau).

Cette puissance est exprimée par :

3 ( )a a pa aa rQ Q D C T T

Avec

Da : débit d’air (Kg/h)

Cpa : chaleur spécifique moyenne de l’air à Pression constante et à une température moyenne

en kcal/ kg°K

Taa : température d’aspiration de l’air °C

rT : Température de référence prise égale à 25°C.

- 32 -

◙ Calcul de la puissance globale introduite dans la chaudière:

On a : 1 2 3inQ Q Q Q

Tel que :

Q1 = Dfuel PCIfuel Puissance provenant de l’enthalpie de formation du combustible.

Q2 =Qfuel= Dfuel Cpfuel (Tfuel –Tr) Puissance introduite sous forme d’enthalpie sensible du

fioul.

Q3 = Da Cp air (Taa-Tr) la puissance apportée par l’air.

A.6.2. Bilan de matière :

La connaissance de la composition et le débit de combustible permet de calculer les débits

d’air et de fumées. Ces données seront utiles pour le calcul des pertes fumées.

Sur le plan chimique, la combustion, ensemble de réactions d’oxydation, peut se représenter

par le diagramme de la figure ci-après :

- 33 -

Diagramme de la combustion

Les valeurs du fioul brut suivant des spécifications à ne pas dépasser.

Na 50 ppm max

K 35 ppm max

Vanaduim 90 ppm max

Pb < 1 ppm

Zn <1,3 ppm

Densité 0,975 à15 °c

Viscosité 110-380 cts à 50 °c

Teneur en eau ≤ 1 % en masse

- 34 -

La composition du fioul traité utilisé est donnée dans le tableau ci-dessous.

Na 0.804 ppm max

K -0.061 ppm max

V 70.486 ppm max

Si 3.819 ppm

Pb 1079 ppm

Mg 0.370 ppm

Ca 20745 ppm

Zn 2.951 ppm

Ni 24.475 ppm

Fe 11.121 ppm

Avec une composition massique de l'air: 76,8% de N2 et 23,2% de O2

Et une composition volumique : 79% de N2 et 21% de O2

La composition de fuel nous permet de calculer :

- la quantité d’air nécessaire pour brûler un kilogramme de fuel Va.

- Le volume des fumées humides Vf et le volume des fumées sèches Vf’.

Les expressions de Va, Vf et Vf’ sont détaillées dans la partie précédente (7.4. Paramètres de

la combustion).

Le calcul de la quantité d’air strictement nécessaire pour la combustion de 1kg de fioul on

a besoin de 10.69 m3d’air.

A.7. ETUDE THEORIQUE DU RENDEMENT:

La quantité de chaleur perdue constitue l’écart entre l’énergie totale introduite et l’énergie utile reçue par l’eau de la chaudière. Elle regroupe principalement :

Les pertes par fumées.

Les pertes par parois.

- 35 -

Pertes d’une chaudière lorsque son brûleur est en fonctionnement

A.7.1. Pertes par fumées :

Les pertes par les fumées proviennent :

De la chaleur sensible contenue dans les fumées qui sont nettement plus chaudes

que l'air aspiré dans la chaufferie.

Des imbrûlés issus d'un mauvais mélange entre l'air et le combustible, provoquant

la production de CO au lieu de CO2 (la chaleur dégagée est alors inférieure à celle

fournie par une combustion complète).

Une augmentation des pertes par les fumées peut provenir soit d’un mauvais excès d’air qui

peut être dû à :

- Un mauvais réglage au niveau du brûleur.

- Des problèmes d’entretien tels qu’une mauvaise distribution de l’air ou une

mauvaise pulvérisation du fioul.

Les trois mesures Tf, Ta et %CO2 étant faites, on évalue les pertes par chaleur sensible dans

les fumées en pourcentage du PCI à l’aide de la formule de Siergert suivante :

- 36 -

2

( )( % )

%

f aK T Tpertes en duPCI

CO

Avec :

Tf : température des fumées

Ta : température de l’air ambiant.

%CO2 : teneur en CO2 des fumées (en %).

K est le coefficient de Siergert varie avec le combustible.

Il est déterminé par la formule : K = 0,008*%CO2max + 0,48

Pour le fioul n°2 K est d’environ 0.56

A.7.2.Pertes par parois:

Elles sont dues aux échanges thermiques par rayonnement et par convection entre l’air

ambiant et les parois de la chaudière. Ces pertes dépendent des dimensions des parois et de la

nature de leurs matériaux de construction. Elles sont exprimées par la relation suivante :

' MCM

p

PQ p C

P

C : Coefficient d’écran (C = 0.75)

p’ : Valeur de la perte par parois à la MCM, exprimée en pourcentage du PCI du fioul

consommé. (0.59 p’ 0.6)

PMCM : Puissance maximale de la chaudière

P : Puissance de la chaudière lors de l’essai

- 37 -

A.7.3 Rendement de la combustion:

Lorsqu’on ne tient compte que des pertes par fumées, le rendement obtenu est appelé

« rendement de la combustion » calculé par la relation suivante :

ηc = 100 – Pertes fumées (en %PCI)

Ou encore :

A.7.4. Rendement global :

Le rendement global est exprimé comme suit :

100 100Energie introduite in

PertesR

Q

Pertes globales : = Qf + Qp

Puissance introduite : Qin = Q1 + Q2 + Q3

A.8. Calculs et Analyse :

A.8.1. Calcul des puissances introduites dans la chaudière :

Pour le calcul de la puissance globale et le rendement de la chaudière nous avons effectué

un relevé obtenus pendant les 10 premiers jours du mois de mai. Les valeurs obtenues sont

regroupées dans le tableau suivant :

- 38 -

Dfioul Deau(kg/h) Teau sor

Teau entr Tfumée Tfec Pf Pair(mbar) Peau (bar)

640 322627 151 142.6 175 96 3.4 4.1 4.7

610 331453 150.9 142.2 165.2 95 3.4 4.1 4.7

608 325666 149.6 139.3 163 82 3.5 4.1 4.7

617 327270 148.3 139.5 165.2 81 3.5 4.1 4.7

612 328414 147.5 138.1 164 92 3.5 4.1 4.7

640 324725 144.9 133.9 175 92 3.3 3.1 4.7

645 331453 146.3 133.8 176 92 3.3 4.1 4.7

620 324363 147.5 134.7 166.3 90 3.3 4.1 4.7

612 326834 146.4 134.6 164 90 3.3 4.1 4.7

642 325376 144.6 134.5 175 89 3.3 3.1 4.7

Dfioul : débit de fioul en (l/h).

Deau : débit d’eau en (kg/h).

Teau sor : Température d’eau sortant de la chaudière en (°C).

Teau entr: Température d’eau entrant à la chaudière (°C).

Tfumée : Température des fumées a la sortie de la chaudière (°C).

Pf : Pression des fumées en(bar) .

Pair : Pression d’air en (mbar).

Peau : Pression d’eau en bar.

Il est à noter que les valeurs qui seront utilisées dans les calculs (débits, température…) sont

des valeurs moyennes calculées à partir des relevées.

- 39 -

Calcul des puissances introduites dans la chaudière :

◙ Puissance introduite sous forme d’Enthalpie de formation du combustible

Q1 = D fuel * PCI fuel

Avec : PCI = 40 585 kj/kg

A.N:

◙ Puissance introduite sous forme d’enthalpie sensible du fioul :

2= ( )fioul fioul pfm af rQ D C T T

Avec :

Dfioul : débit de fioul (kg/h)

Taf : Température d’admission du fioul

Tr : Température de référence prise égale à 25°C.

Cpfm : chaleur spécifique moyenne à pression constant, donnée par la relation suivante :

Cpfm=(0.388+4.5*10-4

*Taf)/0.961

C’est en Kcal/kg. °C .Ou Taf désigne la température de fioul, exprimé en °C

Q1 = 6288.05 KW

2 = 19.341KW

- 40 -

◙Calcul Puissance introduite sous forme de chaleur sensible de l’air comburant :

3 ( )a a pa aa rQ Q D C T T

Avec :

Da : débit d’air (Kg/h)

Da =19520 m3/h

Cpa : chaleur spécifique moyenne de l’air à Pression constante et à une température moyenne

en kcal/ kg°K

Taa : température d’aspiration de l’air °C

rT : Température de référence prise égale à 25°C.

A.N

◙ Calcul de la puissance globale introduite dans la chaudière:

1 2 3inQ Q Q Q

Q3 =147.86KW

- 41 -

Puissance Introduite

CARACTERISTIQUES VALEURS

Cp de L’air moyenne 1.0059

Cp fioul (KJ/Kg ,°C) 1.9578

Q1 (KW) 6288.05

Q2 (KW) 19.341

Q3 ( KW) 147.86

Qin (KW) 6455.25

A.8.2. Calcul des pertes :

D’après les analyses des fumées que nous avons effectuées on trouve :

α = 10.2 % ω= 3.87% Donc e=21.37 %

Et pour la composition chimique du fioul n°2 : C=85.8% ; H=11% ; S=2.5%

- 42 -

On peut tracer le tableau suivant :

O2 CO2 H2O SO2 N2 V(O2) V(N2)

C + O2 ----> CO2 1.6016 1.6016

0.47

10.19

4H + O2 ---->2 H2O 0.616 1.232

S + O2 ----> SO2 0.0175 0.0175

Total 2.2335 1.60 1.232 0.0175 8.397

A l’aide de ce tableau on peut déduire les résultats suivants :

100*9,20

)2( steoOVa

Va=10.69 m3d’air /kg Fol N°2

Vcomburant = (1+(e/100))* Va Vcomburant =12.97 m3d’air /kg Fol N°2

Vf0= (CO2) + (SO2) +V (N2) + (O2)

Vf0=12.27 m3de fumées sèches / kg Fol N°2

- 43 -

Vexcés = (1+

). Vf0 =14.89 m

3 de fumés / Kg Fol

●La teneur maximale émise de CO2 lors d’une combustion

Stœchiométrique est :

α0 = 100 * V(CO2) / Vf0

α0=12.51%

Les pertes par fumées :

Pour calculer ces pertes par fumées on va utiliser cette méthode :

Qi=Di*ΔHi

Avec :

i : composant.

Di : Débit du composant (Kg/s).

ΔHi :Différence d’enthalpie déduite a partir des tables de JANAF.

- 44 -

Les pertes par fumées Valeurs (KW)

QO2(KW) 16.82

Qco2(KW) 60.56

Qco(KW) 6.06E-3

QN2(KW) 300.03

QNO(KW) 8.94E-2

QSO2(KW) 0.74

QH2O(KW) 83.34

Qfumées humides (KW) 461.58

Q fumées (%PCI) 7.34

D’après ce calcul ,on constate que les pertes par fumées sont très importantes cela est

due à la présence de l’azote qui ne participe pas à la combustion .

Les pertes par imbrulés :

Qco=Dco*PCIco

Avec :

PCIco = 283KJ/mol=10107.14KJ/Kg.

Dco : Débit de CO.

- 45 -

Notation Valeurs

Dco (Kg/s) 4.03E-5

Qco(KW) 6.06E-3

Qimb(%PCI) 96.45E-6

Les pertes par parois:

' MCMp

PQ p C

P

C : Coefficient d’écran (C = 0.75)

p’ : Valeur de la perte par parois à la MCM, exprimée en pourcentage du PCI du fioul

consommé. (0.59 p’ 0.6)

PMCM : Puissance maximale de la chaudière

P : Puissance de la chaudière lors de l’essai

Qp = 0.49%

Avec :

P=15103 KW Et PMCM = 16553 KW

- 46 -

Rendement de la combustion:

On va calculer le rendement de la combustion par cette relation :

ηc = 100 – Pertes fumées (en %PCI)

A.N

ηc =92.66%

Rendement global:

Le rendement global est calculé comme suit :

η = 100 - Les Pertes globales

η=92.16 %

- 47 -

PARTIE B : ETUDE DU GROUPE TURBO-ALTERNATEUR

- 48 -

B.1. GENERALITES, FONCTIONNMENT

B.1.1. GENERALITES SUR LE GROUPE THERMIQUE TURBINE A

GAZ CTAGM 3x100MW:

Le Groupe Thermique tel qu’il est conçu pour la plupart des installations, se compose

d’une turbine à gaz «un seul arbre » en cycle simple prévu pour un fonctionnement continu et

destiné à entraîner un alternateur.

La Combustion d’un mélange air-combustible sert à produire la puissance nécessaire à

entraîner l’arbre du compresseur, certains auxiliaires et principalement l’alternateur.

La Turbine à gaz installé à la CTG Mohammedia est composé principalement de :

■ Dispositif de démarrage,

■ Des Auxiliaires,

■ Un compresseur axial,

■ un système de combustion,

■ Une Turbine à trois étages.

Au démarrage, le moteur de lancement transmet son couple à la ligne d’arbre turbine à travers

un convertisseur de couple et le réducteur des auxiliaires qui, comme son nom l’indique,

entraîne un certain nombre d’auxiliaires ( Exemple : Les Pompes ) .

B.1.1.2. PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT DE LA TUBINE A GAZ « CTGM ».

Dès que le système de démarrage de la turbine est activé, l’air ambiant est aspiré, filtré puis

compressé dans les 17 étages du compresseur axial, les Aubes orientables (I. G. V) situées à

l’entrée du compresseur sont en position Fermée

A la fin de la séquence de démarrage, vers 95% vitesse, les aubes mobiles (I.G.V) à l’entrée

du compresseur se positionnent à la valeur de fonctionnement en marche à vide.

L’air comprimé en provenance du compresseur pénètre dans l’espace annulaire à la périphérie

des 14 chambres de combustion, d’où il s’introduit entre les enveloppes intermédiaires et les

tubes de flamme.

Les injecteurs introduisent le combustible dans chacune des 14 chambres de combustion où il

se mélange à l’air. L’allumage s’effectue grâce à deux bougies rétractables (mais une seule est

suffisante pour effectuer l’opération).

- 49 -

Au moment où l’allumage se produit au niveau d’une des deux bougies équipant ces chambre,

la combustion se propage dans les autres chambres à travers des tubes d’interconnexion qui

les relient entre elles au niveau de la zone de combustion, à peu près 50% de la vitesse

nominale de la turbine, la pression régnant à l’intérieur des chambres de combustion est

suffisante pour provoquer le retrait des électrodes afin de le protéger du rayonnement des

flammes.

TUBES D’INTERCONNEXION

Les gaz chauds issus des chambres de combustion se propagent à travers les pièces de

transition emboîtées à l’extrémité arrière de chaque tube de flamme pour traverser ensuite les

trois étages turbine où ils se détendent. Chaque étage se compose d’un ensemble d’aubes fixes

suivies d’une rangée d’aubes mobiles. Dans chaque rangée d’aubes fixes, l’énergie cinétique

du jet de gaz augmente, en même temps que la pression chute. Dans la rangée adjacente

d’aubes mobiles, une partie de l’énergie cinétique du jet est convertie en travail utile transmis

au rotor de la turbine sous la forme d’un couple mécanique.

Pièces de transition après utilisation Pièces de transition après utilisation

- 50 -

Après leur passage dans les aubes du troisième étage, les gaz d’échappement traversent le

diffuseur, celui-ci transforme la direction axiale des gaz en direction radiale et diminuant ainsi

les pertes à l’échappement. Puis les gaz sont envoyés dans le cadre d’échappement (Une

cheminée de 50m).

La rotation résultante de l’arbre entraîne le rotor de l’alternateur et certains auxiliaires.

- 51 -

B.1.2. SECTION COMPRESSEUR

B.1.2.1. GENERATLITES :

Description : La section compresseur à débit axial se compose d’un rotor et d’une série de

corps. Les corps renferment les aubes orientables, les 17 étages du rotor et l’aubage du stator,

ainsi que les deux rangées d’aubes fixes de guidage (appelées I.G.V).

Dans le compresseur, l’air est mis en rotation par le rotor et le stator guident l’air suivant une

direction bien définie vers l’étage suivant. A la sortie du corps d’échappement du

compresseur, l’air est dirigé vers les chambres de combustion. Une partie de l’air du

compresseur est utilisée pour le refroidissement de la turbine.

Afin d’obtenir des performances élevées, les jeux entre rotor et stator sont très réduits et les

pièces utilisé a la CTGM sont avec une très grande précision.

B.1.2.2. ROTOR DU COMPRESSEUR : Description : Le rotor du compresseur se compose de quinze disques, de deux arbres et de

tirant.

Chacun des disques est doté d’entailles brochées à leur périphérie. Les aubes du rotor sont

insérées dans ces entrailles et sont maintenues en position axiale par matage à chaque

extrémité des entailles.

Les disques et arbres sont emboîtés les uns dans les autres puis maintenus par des tirants.

Après Montage du compresseur de la MS9001E, le rotor est équilibré dynamiquement avec

une très grande précision.

- 52 -

B.1.2.3. STATOR DU COMPRESSEUR

Généralités :

L’ensemble de la section compresseur se compose de quatre parties principales :

♦ Le corps d’admission.

♦ Le corps avant du compresseur.

♦ Le corps arrière du compresseur.

♦ Le corps d’échappement du compresseur.

Ces éléments, avec le corps turbine et le cadre d’échappement constituent la structure

principale de la turbine à gaz.

Pour obtenir un rendement maximum, l’alésage des corps est réalisé avec des tolérances très

serrées afin d’obtenir un jeu minimum en bout d’aubes durant le fonctionnement .

►Les Aubes Orientables à l’entrée du compresseur (I.G.V) :

Ces aubes directrices (appelées I.G.V.) sont montées dans la partie arrière du compresseur.

L’orientation des aubes permet de contrôler le débit d’air dans le compresseur.

►Aubage :

Les aubes du rotor et du stator du compresseur ont un profil aérodynamique étudié pour

permettre une compression efficace de l’air aux grandes vitesses périphériques.

- 53 -

B.1.3. SECTION CHAMBRE DE COMBUSTION :

B.1.3.1. GENERALITES :

Le système de combustion est du type « à flux inversé » et se compose de 14 chambres de

combustion équipées des composants suivants :

■ Tubes de flamme,

■ enveloppes intermédiaires (flow-sleeve),

■ Pièces de transition et tubes d’interconnexion.

■ Bougies d’allumage et détecteurs de flamme

■ injecteurs de combustible.

Les gaz chauds issus de la combustion servent à entraîner la turbine.

- 54 -

Dans un système à flux inversé, l’air en sortie du compresseur passe autour des

pièces de transition pour pénétrer ensuite dans l’espace annulaire entourant chacun des 14

tubes de flamme.

Les chambres sont numérotées dans le sens inverse des aiguilles de la montre, la chambre

supérieur porte le numéro 14.

Les 14 chambres de combustion sont reliées entre elles par des tubes d’interconnexion dont le

but est de propager la flamme aux autres chambres non

encore allumées, à partir de l’une des deux chambres équipées de bougie.

.

B.1.3.3. BOUGIES D’ALLUMAGE

► Bougies d’allumage :

La combustion est amorcée par l’étincelle à haute tension de deux bougies à

électrode rétractable installées dans des chambres de combustion adjacentes ( n° 13

et 14 ).

Les autres chambres sont allumées par propagation de la flamme d’une chambre

à l’autre via des tubes d’interconnexion.

- 55 -

B.1.3.4. INJECTEUR DE COMBUSTIBLE (FIOUL)

Chaque chambre de combustion est équipée d’un injecteur de combustible qui

pulvérise une quantité mesurée de FIOUL OIL N°2 à l’intérieur de la chambre.

Le combustible entre dans la structure des injecteurs en passant à travers la

bride de connexion et y est pulvérisé par des orifices calivrés situé à la fin des

injecteurs.

B.1.4. SECTION TURBINE

B.1.4.1. GENERALITES

Description : c’est dans la zone des trois étages turbine que l’énergie, sous forme

de gaz sous pression produite par le compresseur et le système de combustion, est

convertie en énergie mécanique.

- 56 -

Δ● Chaque étage turbine se compose d’une directrice et d’une roue avec son

aubage. La section turbine comprend :

◙Le Rotor

◙Le corps

◙Les directrices

◙les segments de protection

◙le cadre d’échappement et le diffuseur d’échappement.

B.1.4.2. ROTOR TURBINE

►Structure : l’ensemble du rotor turbine de la CTAGM 3x100MW est

constitué de:

2 arbres d’extrémité AVANT et ARRIERE.

3 disque avec leurs aubes formant les roues turbine

2 entretoises inter-disques.

Le contrôle de concentricité est effectué sur toutes ces parties, tout l’ensemble est

retenu par des tirants d’assemblage, la position relative, l’un par rapport à l’autre, de

chacun des constituants du rotor est définie de manière à minimiser les corrections

d’équilibrage après assemblage.

- 57 -

►Aubage :

La dimension des aubes turbine augmente en longueur du 1er au 3éme étage. En

raison de la réduction de pression engendrée par la détente dans chaque étage, une

zone annulaire plus importante (divergent) est nécessaire pour permettre

l’écoulement des gaz ; d’où la dimension croissante des aubes.

Pour les trois étages, les aubes turbine sont insérées dans leurs disques respectifs

dans des emboîtements du type « Pied de Sapin ».Elles sont situées à une distance

suffisamment grande de la veine des gaz chauds de maniére à éviter toute

détérioration de la fixation due à une forte température.

Le conception du rotor turbine MS9001E est telle que les aubes peuvent étre

remplacées sans avoir à désempiler les roues, les entretoises et l’arbre.

- 58 -

B.1.4.3. STATOR TURBINE

►Structure : le corps turbine et le cadre d’échappement compétent l’ensemble

stator de la turbine à gaz et servent de supports au directrices, aux segments de

protection, au palier n°3 et au diffuseur d’échappement.

- 59 -

►Corps turbine :

Le corps turbine maintient les positions axiale et radiale des segments de protection

et des directrices. Il garantit les tolérances et les positions relatives des directrices

par rapport aux aubes turbine, qui sont un élément critique des performances d’une

turbine.

La paroi du corps est pourvue de passages pour l’air de refroidissement, elle est

refroidie par l’air en provenance de deux ventilateurs externes.

►Directrices :

Dans le corps turbine, il y’a trois étages de directrices (Aubage fixe), dont le rôle est

de diriger les gaz de combustion sur les aubes turbine afin de permettre la rotation

du rotor.

Les directrices fonctionnant dans une veine de gaz chauds, elles sont sujettes à des

contraintes thermiques élevées en plus des contraintes mécaniques dues à la

poussée des gaz.

► Processus :

La directrice du 1er étage reçoit les gaz de combustion par l’intermédiaire des

pièces de transition, ces gaz sont dirigés vers les aubes du 2éme étage par la 2éme

directrice où ils vont se détendre à nouveau, La directrice du 3éme étage reçoit les

gaz chauds en provenance des aubages du second étage. En la franchissant, la

vitesse des gaz augmente suite à une perte de charge, et ils viennent frapper les

aubes du 3éme étage.

- 60 -

B.2 BILAN ENERGETIQUE DU GROUPE TURBO-

ALTERNATEUR (TG7)

B.2.1. Cycle de Brayton Theorique.

Cette machine est constituée par : une entrée conditionnant l’air (filtration et

éventuellement refroidissement), un compresseur, une chambre de combustion, une turbine de

détente, l’échappement vers une cheminée. Pour la production d’électricité à L’O.N.E, les

trois de turbines à gaz sont construites autour d’un seul arbre sur lequel sont disposés le

compresseur, la turbine de détente, l’alternateur et éventuellement certaines pompes et un

réducteur.

Le Rendement Théorique de la turbine à gaz se traduit par la relation suivant :

Rendement de la machine:

Le rendement Théorique de la turbine a gaz est :

( )

( ) [

( ) ( )

( ) ]

Reçu au niveau du compresseur et fourni au niveau de La turbine.

- 61 -

W ((net) = W (reçu) - W(fourni) = - Cp1(T2 - T1)+ Cp2(T4 - T3)

Cp1 : Chaleur Spécifique de l’aire ( Cp1 = 1.0059)

Cp2 : Chaleur Spécifique du fuel (Dépends de la température du fuel, et se détermine par

interpolation cité dans L’annexe )

η = 1 - ( )

( )

B.2.2. Etude De La Turbine à gaz, cycle Réel de Brayton :

En réalité, le processus 1-2 et 3-4 ne sont pas isentropique (adiabatique et réversible) à

100%, puisqu'une quantité non nulle de chaleur est échangée avec le milieu extérieur; puis pas

réversible puisque la compression, comme la détente, se font de façon brusque. Ainsi la

correction à apporter est que durant ces deux processus, d'ailleurs durant tous les processus

thermodynamiques pour un système isolé, l’entropie augment. Par conséquent, un décalage

vers les entropies croissantes fait passer 2s en 2r et 4s en 4r. La compression réelle et la

détente réelle se font de façon irréversible, la combustion se fait de façon quasi-isobare; le

rejet des gaz brûlés reste isobare à la pression atmosphérique.

Nous allons maintenant recalculer le rendement réel de la turbine à gaz.

L'indice "s" correspondra au processus isentropique (théorique).

l'indice "r" correspondra au processus irréversible (réel).

- 62 -

B.2.2.1. Compresseur Axial

Le travail réellement reçu par le système, est négatif. Ce travail comporte les pertes et le

travail utile.

(

)

( )

η compresseur

η compresseur=83.57%

B.2.2.2. Chambre de combustion

Le Combustible (FOL) arrive dans les chambres de combustion à travers les injecteurs. La

combustion qui s’effectue à une pression pratiquement constante a un rendement Excellent,

grâce à l’excès d’air contenu dans le mélange.

Mais tout l’air sortant du compresseur n’est pas utilisé pour la combustion, 60 à 80 % de

débit, sert à l’isolation thermique des tubes de flamme et du carter de chambre et est utilisé

pour la dilution des gaz chauds afin de les ramener à une température technologiquement

supportable par l’alliage constituant la première directrice.

Pour 35% de débit on obtient un excès d’aire de e = 21.17 %

ηcc=

ηcc = 82.52 %

- 63 -

B.2.2.3. Turbine

Le travail réellement fourni par le système, est positif. La valeur de ce travail est inférieure à

celle du travail théorique qui ne contient pas les pertes de chaleur dans la turbine. Le travail

théorique est plus grand que le travail réel.

(

)

( )

Pour le calcul de T3 on utilise la relation suivante (détails annexe) :

( )

Df : Débit Fuel (Kg/s)

Da : Débit D’aire (Kg/s)

Cp : Chaleur Spécifique Du fuel ( KJ/Kg.°C)

B.2.2.4. Loi Des Mélanges :

Au niveau des gaz d’échappement, il existe un mélange d’air et du combustible, donc d’après

la loi des mélanges on aura :

Cpmoy = ∑

- 64 -

Cpmoy : Chaleur spécifique moyenne des composant.

Xi : Fraction du composant i .

Cpi : Chaleur Spécifique du composant i .

B.2.2.5. Calcule du rendement du cycle :

Wnet : Différence Du travail Reçu par la turbine et fourni par le compresseur.

Q23 : Quantité de chaleur dans la chambre de combustion.

( ) ( )

( )

Tableau Représentant les Perte de charge a l’admission et a l’échappement.

- 65 -

TABLEAU REPRESENTANT LES RESULTAT

- 66 -

B.2.3. ALTERNATEUR 9A4 et 9A5.

B.2.3.1. DESCRIPTION GÉNÉRALE DE L’ALTERNATEUR

Cet alternateur compact a été conçu pour faciliter l’installation et réduire le temps du cycle

d’installation sur site. L’alternateur est un ensemble entièrement assemblé avec rotor déjà

installé.

L’alternateur entièrement fermé, à refroidissement eau-air (TEWAC) est conçu pour un

fonctionnement avec de l’air à titre de fluide de refroidissement. L’air de ventilation est

diffusé par des

ventilateurs qui se trouvent à l’extrémité du rotor alternateur. Le champ de rotation excité

séparément

est soutenu par les paliers d’extrémité qui se trouvent à chaque extrémité du bâti de

l’alternateur.

- 67 -

B.2.3.2. ESTIMATION DES DONNÉES DE L.ALTERNATEUR

- 68 -

B.2.3.3. Rendement de L’alternateur :

Le Rendement de L’alternateur est donnée par :

ηal=

- 69 -

ηal : Rendement Alternateur

Pu : Puissance Utile (MW)

Pa :Puissance Abosrbé (MW)

Ainsi on obtient le tableau suivant

Puissance

(MW)

PERTE DE

L’ALTERATEUR

(MW)

ηAlternateur

(%)

80 1.540 98.11

85 1.560 98.19

90 1.600 98.25

95 1.635 98.30

100 1.720 98.31

90 1.611 98.23

ηal = 98.23%

Moyenne

- 70 -

B.2.4. RENDEMENT GLOBAL DE L’INSTALLATION

Le Rendement Global de l’installation en plein charge 100 MW est calculé

suivant la relation suivante :

ηg =

=

=29.15%

- 71 -

AMELIORATION DU RENDEMENT :

I.CHAUDIERE

I.1. Conduite des chaudières (réglage d’excès d’air) :

Etant donné que la production de l’électricité exige la valorisation énergétique de la combustion, nous avons

intérêt à avoir une combustion complète. D’où la nécessité d’opérer avec un excès d’air.

Un grand excès d’air est défavorable car il diminue la température du foyer. En outre, la puissance de la

chaudière diminue avec la température de combustion ; la quantité de gaz augmente par le surplus d’air et il en est

de même de la perte dû à la chaleur des fumées.

I.2.Purge :

Les purges sont importantes pour deux raisons principales telles que :

L’élimination des boues qui proviennent de l’action du conditionnement de l’eau.

Le maintien de la salinité de l’eau en chaudière à un taux acceptable.

8%

9% 10%

11%

12%

η max

η(%) = ƒ(e(%))

e R

- 72 -

On peut affirmer que les purges assurent ainsi la fonction de contrôle des solides dissous dans l’eau de la

chaudière .l’évacuation de l’eau chaude de la chaudière par les purges, entraîne une perte d’énergie et une

consommation plus élevées du combustible. un taux de purge adéquat a pour objectif de réduire au maximum ces

pertes, tout en garantissant un taux de salinité convenable de l’eau dans la chaudière .Ce taux doit faire l’objet de

mesures journalières afin de contrôler aussi bien la qualité de l’eau que les pertes par les purges.

I.3.Principe de ramonage :

L’accumulation des suies sur les parois entraine la formation des couches isolantes ; qui provoquent un

mauvais échange thermique et par la suite, favorisant l’augmentation de la température des fumées, et

donc une diminution du rendement.

D’une autre coté, les suies contiennent du souffre, qui peut être corrosif avec l’humidité. D’où la

nécessité d’un ramonage.

Le ramonage est une opération de nettoyage des chaudières qui varie selon leurs type, citons parmi eux :

- La brosse métallique

-L’air comprimé

-La vapeur surchauffée

-Les vibrations.

*L’avantage du ramonage :

Le ramonage des conduites de fumées est une action indispensable tout comme l’entretien de la

chaudière .Il permet d’effectuer des économies de combustible grâce a un nouveau réglage de

l’installation, d’obtenir un meilleur tirage et limite la pollution .surtout, le ramonage évite de mettre

notre vie en danger. Outre l’incendie du conduit de cheminée, le risque principal d’un défaut de

ramonage reste l’intoxication au monoxyde de carbone.

La centrale turbine a gaz n’utilise pas le ramonage pour éviter les suies ce qui influence relativement sur

le rendement de la chaudière. Nous recommandons de faire un ramonage du conduite des fumées de la

chaudière une a deux fois par an.

II.Turbine à Gaz

II. 1 Cycle Combiné :

Données échappement :

●Débit : 416. Kg/s

● Il nous faut 6.1 kilogrammes de gaz chauds pour produire un kilogramme de vapeur

Donc 416/6.1 =68.20Kg/s=245.5 T/h

- 73 -

● La centrale thermique de Mohammedia 1 produit une certaine quantité de

vapeur avec une température de 544°C et une pression allant jusqu’à 137 bar donc pour

notre cas avec

une température de 450°C on peut produire de la vapeur sous une pression de 113.32 bar

(parce que P=KT).

● La puissance contenue dans les gaz d’échappement : Pour la turbine à gaz M2 on produit

2.77 KWh (électricité) avec 1 Kg de fioul, et normalement 1 Kg de fioul contient 10.99 KWh

(pouvoir calorifique inférieur), donc le rendement de la centrale est : 2.77/10.99=0.252,et la

puissance produite dans la M2 est d’environ 100MW ce qui veut dire qu’on perd 300 MW.

Or la puissance maximale qu’on peut extraire d’un kilogramme de fioul est 7.5 KWh ce qui

nous permet de calculer son rendement :

7.5/10.99=0.682 soit 60 %donc la puissance d’échappement est : 0.65*300=204.73 MW

● Température d’échappement : 500 à 510 (à 540 on a déclenchement de la turbine à gaz)

La turbine à vapeur qu’on va ajouter aura une puissance allant jusqu'à 80 MW

450 T/h donne 150 MW (pour la CTM)

245.5 donne alors 81.83 MW

Rendement et puissance des cycle simple et combiné de

production d’électricité à base d’une turbine à gaz

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Conclusions

Ce projet de fin d’études effectué à l’office national d’électricité consiste à faire le calcul

des différentes caractéristiques de la chaudière CEY AG 15100/14 et du Turbo-alternateur

MS 9001E, selon le besoin de la CTG.

Dans un premier temps nous avons calculé le rendement de la chaudière ainsi le

rendement du Turbo-alternateur suivant un bilan énergétique. La valeur du rendement de la

chaudière qu’on a trouvé est prés de celle donné par le constructeur. On peut aussi

améliorer le rendement de la chaudière par un préchauffage de l’air jusqu'à une température

plus élevée ou bien effectuer une régulation du ramonage,

Par ailleurs la Central Turbine à Gaz Mohammedia a été inauguré en 2009, depuis, elle est

toujours en garantie, c’est pour cette raison que nous avons travaillé avec des performances

réalisés par G.E(U.S.A) en 2009, et on s’est basé dans notre rapport sur la documentation

fournie par le constructeur (Livrée il y’a 2 mois à la centrale). Pour le groupe Turbo-

alternateur la solution idéal sera d’installer un système combiné avec une chaudière de

récupération pour utiliser la température très élevée de l’échappement.

Les bénéfices de cette étude, pour nous étudiant, est de travailler en équipe et d’utiliser

des applications existantes. Ce qui nous a permis de découvrir le monde industriel et de

pouvoir mettre en pratique nos connaissances théoriques acquises durant nos trois années a

FSTM.

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BIBLIOGRAPHIE & WEBOGRAPHIE

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Bibliographie :

Techniques d’ingénieur

E.PERTHUIS- Le Combustion Industrielle (Editions TECHNIP 1983) .

Cours de COMBUSTION de MR. AFFAD

Cours de la THERMODYNAMIQUE de MR. AFFAD.

Cours Turbo-Machines Mr Yeznasni.

Sitographie :

www.Technique-ingénieur.fr

www.energie-plus.com

www.wikipedia.org

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