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Algérienne de Production de l’Electricité
Vol 2018 - N° 04 : Avril 2018
Table des matières
GE lance une nouvelle unité commerciale des services d’énergie ............................................................................................. 3
Impression 3D : des bagues d’étanchéité d’huile pour les turbines à vapeur .............................................................................. 4
Turbines classe-H : une course pour l’efficacité ....................................................................................................................... 5
Entretien des pompes : minimiser les coûts d’exploitation ...................................................................................................... 10
Amélioration de l’efficacité ............................................................................................................................................... 10
Économies..................................................................................................................................................................... 11
Autres possibilités .......................................................................................................................................................... 12
Pourquoi les données sont la clé de la convergence énergétique ............................................................................................ 12
La Turquie se lance dans un avenir nucléaire avec l’aide de la Russie .................................................................................... 13
Installation de l’Éolienne offshore la plus puissante au monde ................................................................................................ 15
Normes internationales : La nouvelle norme ISO 16890 ......................................................................................................... 16
Évaluations des Filtres .................................................................................................................................................... 17
Différents défis ............................................................................................................................................................ 19
Sensor+Test ................................................................................................................................................................. 20
des services d’énergie
l’entretien et la mise à niveau (upgrade) des
différents constructeurs de turbines à gaz et leurs
équipements.
initialement sur les équipements Siemens et
Mitsubishi, et vise à augmenter les performances et la
fiabilité des turbines à gaz de classe-F, en ajoutant des
technologies GE telles que : des revêtements
thermiques avancés, des alliages exclusifs et un
refroidissement amélioré dans la turbine et les
composants de combustion.
Power Services’, a noté que l'offre « Cross-Fleet »
comprend du matériel, des commandes et des
plateformes numériques. En termes de matériel, il a
souligné que, le revêtement des fissurations verticales
des barrières thermiques de GE «est plus épais et plus
durable, et nous permet de jouer sur la température de
combustion de la turbine, tout en améliorant les
performances et en réduisant les intervalles
d'interruptions». Il a ajouté que, l'aspect matériel des
upgrades représente «une baisse de la technologie des
nouvelles lignes de produits HA».
Selon GE, l'ajout de ses technologies aux turbines à
gaz des concurrents s'est traduit par une
amélioration des performances de 6%, une
amélioration du taux de combustion de 1,5% et une
augmentation de la disponibilité à une moyenne de
40 000 heures de fonctionnement.
GE a déclaré -aussi- qu’elle est en mesure d'adapter
des contrats de maintenance aux besoins spécifiques
des clients, avec des offres de financement et de
services flexibles, mais aussi un transfert de risque.
GE a annoncé un carnet de commandes de 200
millions de dollars pour « Cross-Fleet » en Amérique
latine, en Europe et en Russie. Cela comprend six (06)
turbines à gaz Mitsubishi 501F et huit (08) turbines
Siemens SGT800. L'entreprise est "à quelques
semaines" d'annoncer les résultats de son premier
projet, qui -selon elle-, est sur le point d'être commandé
au Mexique.
Services, a déclaré que : ‘GE est reconnu comme l'un
des leaders technologiques, et fournisseurs de services
de confiance avec 50 millions d'heures d'expérience en
exploitation de classe-F sur notre propre parc, que nous
appliquons à l’actuel « Cross-Fleet »’. Nous bénéficions
également d’une vaste capacité en matière de turbine à
vapeur, et d'expertise dans les générateurs et les
HRSG, que nous avons acquis en novembre 2015
d'Alstom, dans le secteur de l'énergie. Nous avons
combiné tous ces attributs et élargi nos capacités pour
inclure certaines turbines à gaz à ce « Cross-Fleet ».
Il a ajouté que La nouvelle entreprise consiste à «élargir
la base installée dans laquelle nous insérons notre
technologie. Il ne s'agit pas de réparer les machines
des autres constructeurs -c'est ennuyeux-. Il s'agit de
prendre ces machines et appliquer : nos revêtements,
nos alliages, notre ingénierie sur elles".
Le « Cross-Fleet » ‘’nous permet de faire des choses
avec des machines dont nos clients ont en besoin, et
que nous ne pensons pas nécessairement que nos
concurrents puissent le faire’’.
« Cross-Fleet », a ajouté que ‘’apporter de la vraie
valeur et de la vraie concurrence à la table, c'est l'esprit
de « Cross-Fleet »’’. Il a déclaré que "de nombreux
clients avec un seul fournisseur de maintenance
cherchaient activement la concurrence sur ces
marchés".
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GE a décidé de se concentrer d'abord sur les machines
501F et SGT-800, parce qu'elles ont une importante
base installée, et ce que GE considère comme un «
écart de valeur », a déclaré O'Neill. ‘’Je ne suis pas sûr
qu'il y ait un gros investissement dans la performance
des machines 501’’, a-t-il dit. Pour ces turbines,
‘’« Cross-Fleet » stimulera une invention dans la lutte
contre les points faibles à long terme’’.
À sa base, « Cross-Fleet » est ‘’un concept générique permettant de prendre une technologie éprouvée et de la mettre à l'échelle de l'équipement des concurrents’’, a-t-il ajouté. ‘’C'est un enjeu de longue durée’’.
Et il a dit que, la concurrence augmentera
inévitablement leur enjeu en réponse, ce qui sera bon
pour le marché.
O'Neill a déclaré qu'il souhaiterait voir l'entreprise
croître à deux fois sa taille actuelle au cours des 12
prochains mois.
d’huile pour les turbines à vapeur
Siemens a fabriqué des pièces de rechange pour une
turbine à vapeur industrielle, à l’aide de la fabrication
additive. La société a utilisé la technologie de pointe
AM pour ouvrir la voie à une plus grande souplesse
dans la fabrication et la maintenance des composants
des turbines à vapeur, et pour établir de nouvelles
références pour les services des centrales électriques
industrielles.
aubes des turbines à gaz entièrement fabriquées à
l'aide de la technologie AM. Aujourd'hui, après des
années de recherche, de développement et de tests
approfondis, la société a étendu son leadership dans
l'utilisation d'AM dans les applications énergétiques en
produisant une pièce de remplacement de turbine à
vapeur avec AM, réduisant ainsi le délai réalisation
de 40%.
Les pièces imprimées en 3D sont deux bagues
d'étanchéité à l'huile utilisées pour la maintenir séparée
de la vapeur à l'intérieur de la turbine en utilisant de l'air
sous pression. Les anneaux sont installés en tant que
pièces de rechange sur la turbine à vapeur SST-300 de
l'usine de JSW Steel Ltd. à Salem, en Inde.
Siemens a conçu, dimensionné et développé les pièces
dans le cadre d'un projet de collaboration entre des
experts de Siemens en Allemagne et en Inde, ainsi
qu'en Suède, où la société exploite un centre
d'expertise de fabrication additive. La fabrication
d’additive a ouvert de nouvelles possibilités pour
apporter des changements ayant un impact
important sur la conception, afin d'adapter davantage
les composants à l'environnement et aux besoins du
client. Siemens a été en mesure d'ajouter des
améliorations fonctionnelles qui n'auraient pas pu être
réalisées en utilisant un processus de fabrication
traditionnel.
pilote aujourd'hui l'industrialisation et la
commercialisation de ces procédés. La fabrication
additive est un processus qui construit des pièces
couche par couche à partir de modèles CAO
tranchés pour former des objets solides. Ceci
permet de former des solutions très précises à
partir de matériaux en poudre de haute
performance. Siemens est un pionnier dans le
domaine AM et utilise également la technologie pour le
prototypage rapide, la fabrication et les réparations
avancées.
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l’efficacité
« Vous devez être en avance sur le jeu, sinon vous ne
survivrez pas », explique Karim Amin de Siemens, qui
souligne comment les développements de la
numérisation, du stockage et de la fabrication d’additive
jouent un rôle dans les dernières turbines de la société.
Les nouvelles turbines HL de Siemens sont une
synthèse d'anciennes et de nouvelles technologies,
mais au final, elles constituent un gain d'efficacité qui
équipe les centrales électriques au gaz pour relever le
défi d'équilibrer un secteur énergétique dominé par les
énergies renouvelables.
développement évolutive dérivée de la technologie
SGT-8000H éprouvée de la société. Elles atteignent
une efficacité supérieure à 63% avec un objectif à
moyen terme d'atteindre 65%.
Berlin pour voir les dernières turbines à gaz du géant
allemand.
l'opération doit être très flexible pour compléter
l'intermittence des énergies renouvelables, avec
une classe HL ayant une accélération de 85 MW par
minute en mode cycle simple.
« Nous avons un processus de service très optimisé et
cela était important dans les critères, et vous verrez que
le service de cette turbine est extrêmement efficace et
rentable. Et il y a des allocations pour les segments de
départ et d'arrêt ».
Les machines HL sont conçues pour répondre aux
exigences des unités de base ainsi que des pics, ce qui
les rend parfaitement adaptés aux systèmes
énergétiques avec une part croissante des énergies
renouvelables fluctuantes. La dénomination «HL-class»
souligne que les turbines sont basés sur la conception
éprouvée de la Classe H et qu'ils sont le transporteur
de technologie d'une efficacité de 63 à 65%.
Pour atteindre les meilleures performances,
Siemens a développé des technologies de
combustion avancées, des revêtements
cycle eau-vapeur optimisé.
Les ingénieurs ont conçu le ‘frame’ à l'aide de la toute
dernière technologie numérique, par exemple des
composants imprimés en 3D pour tester et valider les
prototypes.
9000HL, SGT6-9000HL et SGT5-8000HL, fonctionnant
au cycle simple, et refroidi à l'air. La turbine à gaz SGT-
9000HL fournira une capacité de 567 MW pour la
version de 50 Hz et de 388 MW pour la version 60 Hz.
La SGT5-8000HL fournira 481 MW en fonctionnement
simple cycle.
Les turbines sont conçues pour se connecter à la suite
par des produits numériques de Siemens, fonctionnant
sur MindSphere, le système d'exploitation basé sur le
cloud de l'entreprise par l'Internet des Objets (IoT).
"Il est conçu pour approuver la feuille de route de
numérisation que nous adoptons", a déclaré Amin.
"Vous pouvez le connecter via ‘IoT Mindsphere’ et il a
plus de 3000 capteurs. À la fin de la journée, l'impact
est un rendement plus élevé et une grande production
avec un encombrement réduit."
Nous pensons que lorsque vous regardez certains procédés
de gaz dans ce cas, cela peut réduire le coût de l'électricité
d'environ 5% par rapport aux valeurs actuelles, soit environ
15 à 20 millions d'euros par an. Il a un impact visible sur
l'économie de l'EPA pour un actif traditionnel qui va de 15 à
25 ans."
produit pouvait indiquer une certaine confiance dans un
retournement de situation en Allemagne et en Europe en
général, Amin a expliqué que le succès dépendait de
certains critères.
l'énergie au gaz n'était pas expédiée. Maintenant, vous
voyez qu'avec les services auxiliaires, la puissance réactive
et la stabilité du réseau, certaines de ces centrales ont
recommencé à fonctionner, et maintenant tout dépend des
valeurs économiques qui leur sont attachées.’’
«Combien étaient les dépenses d'investissement lors
de leur construction ? À quel point les prix ont-ils
changé et les coûts des services ont-ils été associés à
cela ? Et ainsi de suite. Tout ce qui est plus efficace est
prioritaire, et notre travail en tant qu'organisation de
service est de fournir des paquets de mise à jour de
service qui rendent moins coûteux la réintégration. "
Amin et ses collègues ont passé une année à analyser
les possibilités potentielles pour les offres des turbines
à gaz. Les avancées réalisées dans les technologies
concurrentes, telles que le stockage sur batterie ont-
elles influencé leur approche ?
renouvelables vont complètement changer le
paysage une fois qu'il existe une solution de
stockage économique, évolutive et efficace’’.
Siemens accélère son développement technologique et
sa compétitivité en transférant les technologies clés
nouvellement développées à l'ensemble de sa gamme
de turbines à gaz.
Meixner, chef de la division Power and Gas, a
parfaitement résumé le motif de son développement.
"Poussé par la numérisation, la vitesse du
développement technologique prend rapidement de
l'ampleur dans le domaine de la production
d'énergie", a-t-il déclaré. ‘’Il nous a fallu dix ans, de
2000 à 2010, pour augmenter l'efficacité de nos
centrales à cycle combiné de 58 à 60 pour cent, six
autres années pour atteindre 61,5 pour cent en 2016, et
maintenant nous passons à l'étape suivante à 63% et
plus.’’
solutions ainsi que le partenariat, le soutien au
financement et l'assurabilité sont également essentiels
pour nos clients.’’
bénéficieront d'une augmentation de l'efficacité et de la
performance. Cette approche fait partie d'une série
d'activités visant à aider les clients à être compétitifs
dans un marché en pleine évolution. Elle vise à réduire
de manière significative les délais de fabrication et de
construction grâce à la standardisation et à la
modularisation.
(grandes turbines à gaz), a déclaré que la philosophie
de la Classe HL provenait d'une grande variété de
personnes sous le toit de l'entreprise.
"Contrairement à la procédure habituelle chez Siemens,
ce groupe mixte a contribué au développement d'une
nouvelle classe de turbines", a déclaré M. Schuld. « Par
exemple, nous avons examiné de nouvelles façons de
fabrication, mais nous avons également analyser les
technologies qui seront probablement disponibles dans
cinq ou six ans, et nous nous sommes assurés que ces
turbines sont prêtes à intégrer ces nouvelles
technologies de production. Les gens de l'industrie
manufacturière et les collègues de la technologie et de
l'innovation ont joué un rôle clé dans ces évaluations.
"Nous avons considéré la difficulté de ce marché, et
notre département de stratégie a commencé à
examiner comment il pourrait évoluer dans le futur. En
plus de cela, nous avons également examiné de
nouvelles méthodes de fabrication telles que
l'impression numérique, et bien sûr, certains
composants ne sont pas encore prêts.
"Les aubes de la turbine sont toujours fabriquées
de manière conventionnelle. Nous réfléchissons à
ce que la technologie de fabrication pourrait être
disponible dans trois ou quatre ans et que
l'architecture de la turbine de la classe HL permet
l'intégration de ces nouvelles méthodes."
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Schuld a également fourni un compte rendu détaillé de
ce que compose la HL, et de la façon dont ses
efficacités retrouvées pourraient être avantageuses.
‘’Donc, si ce n'est qu'une évolution, comment atteindre
des niveaux d'efficacité supérieurs à 63% ?’’
La réponse est du côté du compresseur, en particulier
des améliorations du côté de la combustion et de la
section de la turbine elle-même.
Du côté du compresseur, c'est la troisième génération
d'un compresseur dit ‘’de la même famille’’ -la première
génération pour un moteur 5000F était de 60 Hz, puis
développée pour une famille H-Class de 50 à 60 Hz-.
Il utilise la 3D avancée à roues alignées, qui améliore
l'efficacité de l'ensemble du compresseur, et nous
permet (malgré un rapport de compresseur supérieur
de 24: 1 comparé à 20: 1 pour le 8000H) de réduire le
nombre d'étages du compresseur, ce qui signifie moins
de complexité. "
tandis que la classe H comptait 13 étages de
compresseurs. Pour réduire davantage la complexité, la
classe HL possède une aube directrice d'entrée et deux
aubes de guidage variables, par rapport à la série SGT-
8000-H, qui avait une aube directrice d'entrée et trois
aubes de guidage variables. Cela revient à moins de
complexité avec un rendement plus élevé.
Pour atteindre les meilleures performances, les turbines
fonctionnent à des températures de combustion
élevées. À cet effet, les spécialistes de Siemens ont
développé des technologies de combustion avancées,
des revêtements multicouches innovants et des
fonctions de refroidissement interne très efficaces, ainsi
qu'un cycle eau-vapeur optimisé.
Plus de gains sont réalisés dans les parties les plus
chaudes de la turbine et du système de combustion.
Siemens se réfère à l'ACE (Advanced Combustor for
High Efficiency), le concept vise une fois de plus le
développement du système PCS (Platform Combustion
System) de la famille H-Class.
"Concept sage, nous avons un brûleur pilote au milieu
entouré d'un certain nombre de flammes pré-
mélangées", explique Schuld. "Ce que nous avons fait
ici, c'est augmenter le nombre de flammes pré-
mélangées par rapport à la série SGT-8000H."
«Avec la H-Class nous en avions huit et avec le HL
nous avons 25 flammes pré-mélangées nous aidant à
réduire les NOx, car la température finale doit
augmenter si vous voulez améliorer l'efficacité de la
machine en cycle combiné. Cela nous aide aussi avec
la charge partielle.
«Cette turbine peut atteindre une charge partielle de
30%, ce qui, une fois de plus, permet au marché de
bénéficier d'une plus grande part d'énergie
renouvelable.
mais aussi une faible capacité de fonctionnement.
"Pour montrer à quel point les concepts sont similaires,
le brûleur d'achèvement d'oxygène HL a déjà été testé il
y a un an dans une machine de la série SGT-8000H,
installé ici dans notre centre d'essais à Berlin. Nous
avons pris le nouveau brûleur et exploité aux conditions
de la série SGT-8000H.
brûleurs pré-mélangés, de flammes et de mélange
d'oxygène complet, ainsi qu’une pièce de transition plus
courte afin de réduire le temps de séjour des gaz de
combustion dans la chambre de combustion.
«Avec les aubes de la turbine, c'est un véritable défi
avec les turbines refroidit à l’air et l'amélioration de
8
combustion. "
refroidissement amélioré et l'autre une protection
améliorée.
mesure est facile car il suffit d'utiliser plus d'air de
refroidissement», explique Schuld.
le rendement de la machine diminue parce que l'air
n'est pas disponible pour la combustion dans la
production d'électricité.
revêtement de la barrière thermique sur l’aube, qui la
rend plus épaisse. Le revêtement de barrière
thermique a un comportement thermique différent
de celui du matériau de base de l’aube proprement
dite. C'est un matériau céramique et au cours des
démarrages et des arrêts, il subit des contraintes
thermiques."
au laser, ou des coupes minces dans le revêtement de
barrière thermique, et cela aide à réduire les contraintes
exercées sur le revêtement, ce qui évite la spallation -le
plus grand risque de dommages des revêtements-.
Ils ont également trouvé une deuxième cause de
spallation. Du côté du compresseur, lors de la mise en
service de la turbine, il existe des joints graduables ou
métalliques. Lors de la mise en service, il y a un
frottement contrôlé du compresseur et de petites pièces
métalliques qui entrent dans la turbine.
«Même si vous essayez de tout nettoyer, il restera
toujours de la poussière de métal dans la turbine»,
explique Schuld. "La première fois que vous essayez de
démarrer la turbine, la poussière de métal fond et passe
à travers le revêtement de la zone principale et, si vous
avez des dépôts de métal, cela change le
comportement du revêtement thermique et provoque
des spallations.
de spallation pendant les deux premières centaines
d’heures de fonctionnement, et après cela vous ne le
voyez plus.’’
Ce que nous avons proposé est un concept très simple.
« Nous avons une couche sacrificielle sur la couche
principale et qui disparaît juste dans les deux premières
centaines d'heures de fonctionnement. Au-dessous de
cette couche, vous avez le revêtement barrière
approprié et protégé.
l’aube sans consommer plus d'air. Nous avons acheté
une licence de fabrication auprès d'une société
américaine appelée Microsystems. Cette technologie
nous permet de fabriquer des canaux de
refroidissement très sophistiqués à l'intérieur de l’aube.
Ce n'était pas possible jusqu'à maintenant mais il est
nécessaire de réduire la quantité d'air de
refroidissement."
SGT-8000H, avec une aube à refroidissement interne
nécessaire en raison de la température d'échappement
élevée pour améliorer l'efficacité globale du cycle
combiné.
gamme SGT-8000H de 630-640°C.
"Un changement supplémentaire avec la classe HL est
que le revêtement de barrière thermique est utilisé pour
les sept premières couches d'air, par rapport à la
H8000 où il s'applique uniquement pour les six
premières couches d'air. C'est une aube autoportante
que nous utilisons pour réduire les pertes et améliorer
l'efficacité globale du cycle combiné.
"Cela ne veut pas dire que l'avantage pour les clients
dans les pièces de rechange disponibles, c'est qu'il est
beaucoup plus flexible aux changements du marché.
Cela permettra aux propriétaires des centrales de réagir
9
revêtement."
Les tests et la validation sont vitaux pour Siemens dans
le développement de l'offre. Les dirigeants ont souligné
le rôle du centre ‘’Clean Energy’’ de 100 millions
d'euros de l'entreprise dans cette responsabilité.
Le centre se concentre sur la combustion et les essais
de composants, et permet à Siemens de tester les
pièces de combustion dans des conditions de la turbine
réelles.
une preuve pour le client dans la durabilité endurée",
selon Schuld. "En outre, pour les compagnies
d'assurance, il offre une plus grande assurabilité -il est
beaucoup plus facile pour le client d'obtenir un
financement et une bancabilité dans ses projets.
"Toutes les aubes peuvent être remplacées même sans
une levée de rotor du moteur pour les turbines. Il existe
également un concept enroulement/roulement pour les
constructeurs de turbines, de telle sorte qu'il n'est pas
nécessaire de soulever le rotor avec les batteries.
"En termes de concept d'amélioration de la
maintenance, la première inspection de chambre de
combustion combinée à une sur-inspection du niveau 1
n'est nécessaire qu'après 33000 heures de
fonctionnement de base - ou entre six et dix ans pour la
première inspection."
opérationnel à prendre en compte. Certaines unités
ont été achetées il y a cinq ans pour un
fonctionnement de base, démarrent maintenant
deux fois par jour, ce qui signifie qu'il faut changer
le processus de démarrage.
de la chambre de combustion après 900 démarrages,
mais cela a été étendu à 1250 démarrages, répondant
vraiment aux exigences des clients en fonction des
changements du marché", a déclaré Schuld.
"Après 66 000 heures d'exploitation de base, nous
procédons à une révision majeure en examinant le
turbocompresseur, la chambre de combustion et le
tubage."
Si vous deviez isoler un motif exceptionnel de la classe
HL, ce serait l'exigence d'adaptabilité au nouvel
environnement dominé par les énergies renouvelables
dans lequel se trouve cette technologie. Schuld dit :
«Nous croyons vraiment avoir une machine qui répond
aux nouvelles exigences du marché, avec plus
d'énergies renouvelables entrant sur le marché.
« Vous avez besoin de turbines avec une montée en
puissance rapide pour pouvoir fonctionner en
combinaison avec la prolifération de la production
d'électricité à partir d'énergies renouvelables. D'autre
part, le rendement élevé permet également aux clients
qui ont encore des centrales en fonctionnement de
base, d'améliorer sensiblement le coût du cycle de vie
par rapport à d'autres machines, le concept de service,
et aussi la numérisation. »
"Je parle de la turbine comme étant à l'épreuve du
future, ce qui signifie qu'elle est conçue pour se
connecter au cloud Siemens de MindSphere et que de
plus en plus les applications deviennent disponibles, ce
qui améliorera la flexibilité opérationnelle des clients."
En ce qui concerne le marché en général, M. Schuld a
déclaré qu'il existe des exigences en matière de
capacité au Royaume-Uni et en Allemagne. Il a reconnu
que le marché de l'UE stagne depuis un certain temps.
Développant sur cela, Amin a pointé un scénario plus
positif en dehors de l'Europe. "Les pays d'Asie et du
Moyen-Orient comme le Pakistan et l'Arabie Saoudite,
l'un des plus grands marchés de turbines à gaz du
monde, vont clairement dans la catégorie H et disent
qu'ils ne font plus de Classe F. Même la Chine dit
10
maintenant qu’elle va opter pour la classe H et au-
dessus.
"Nous voyons 120 ou 130 unités par an et les années à
venir resteront à cette fourchette. La composition de
ces unités est cependant en train de changer, avec
moins dans le milieu de gamme et plus dans les
classes supérieures ou les classes décentralisées.
Quand nous parlons de l'endroit où le HL va s'adapter,
dans l'Europe est une question de capacité alors que
sur d'autres marchés, ce n'est pas la capacité qu'ils
choisissent, c'est la charge de base en raison de
l'efficacité supérieure et de la réduction des dépenses
d'investissement.
‘’Les énergies renouvelables sont là pour rester, et
vont grandir, et notre position est que le gaz est un
bon partenaire pour eux parce qu’il permet des
niveaux élevés d'efficacité, et qu'il est beaucoup
plus rapide à installer du point de vue de l'EPC.
C'est moins cher et plus flexible par rapport à
toutes les autres alternatives.’’
augmenter ? Parce qu’il a fallu beaucoup de temps pour
arriver à une efficacité de 60%. Sur ce thème, Amin est
sans équivoque.
pas trop attention au coût total de possession ou aux
modèles tarifaires. Il y avait beaucoup de discussions
spécifiques sur les prix, et le dollar/kilowatt était le
moteur des décisions dans l'industrie, et leurs dépenses
d'investissement ont joué un rôle majeur.
"Cela change. Ils n'ont pas fait attention à l'efficacité
avant en raison de l'abondance des hydrocarbures et
des gaz. Aussi les outils : nous avons toujours fait des
choses en deux dimensions, et la conception en deux
dimensions. Maintenant, la fabrication additive et la
numérisation aident beaucoup. C'est une course à
l'efficacité - vous devez être en avance sur le jeu, sinon
vous ne survivrez pas. "
Entretien des pompes : minimiser les coûts
d’exploitation
Les pompes à grande échelle et haute performance ont traditionnellement été conçues pour répondre aux spécifications d'un fonctionnement particulier, sans avoir besoin de contrôler la vitesse. Mais les
changements dans les conditions d’utilisations après l'installation initiale peuvent entraîner un
fonctionnement loin de son meilleur point optimal, ce qui rend le processus global moins efficace.
En ligne avec tout, de nos voitures jusqu’aux appareils
ménagers, usines, bâtiments et infrastructures,
l'industrie de la production d'électricité est sous
pression pour devenir plus efficace.
À mesure que le nombre de sites de production
d'énergie renouvelable augmente, les sites de
production traditionnels doivent compenser la
disponibilité variable, en plus des fluctuations naturelles
de la demande. Cependant, la conception originale des
centrales de cogénération utilisant des turbines à gaz à
cycle combiné (CCGT) doit fonctionner avec une
puissance de sortie fixe et, à ce titre, l'équipement de
ces centrales a été conçu pour remplir cette tâche.
Les centrales alimentées au gaz sont de plus en
plus souvent obligées de fonctionner hors pointe,
ce qui signifie que la production doit être réduite afin de
répondre à la demande. Dans cette situation, la
quantité fixe de pression de vapeur générée doit être
ventilée entre les vannes du système d'alimentation
haute pression.
pompes d'eau d'alimentation peut apporter des
améliorations significatives en termes d'efficacité,
ce qui contribuera également à minimiser les coûts
d'exploitation.
dans une raffinerie en Allemagne a utilisé une pompe
d'eau pour l'alimentation de la chaudière qui fournit
1000 m3/h d'eau, avec une hauteur de 1355 mètres.
La pompe était réglée à une vitesse de rotation fixe,
fonctionnant à 2980 tr / min et nécessitait un moteur de
4,1 MW (5500 hp) pour l'alimenter. Depuis l'installation
initiale de cette pompe, le cycle de production a changé
11
demande d'énergie.
500 m3/h et 1000 m3/h, la centrale utilisait une vanne
au refoulement pour réduire le débit. Cela signifiait que
la pression générée était étouffée et que l'énergie et le
coût de sa création étaient gaspillés.
Cette inefficacité encourue pourrait être évitée.
Afin d'améliorer l'efficacité de la pompe
d'alimentation, il a été nécessaire de modifier sa
plage de fonctionnement en configurant un
mécanisme de contrôle de sa vitesse.
Initialement, le client a considéré deux options plus
conventionnelles : un variateur de fréquence et un
couplage de vitesse hydrodynamique.
les inconvénients et le coût d'installation du variateur de
vitesse moyenne tension (VSD), et les pertes
d'efficacité inhérentes à l'accouplement.
a été développée pour l'industrie de l'énergie
renouvelable et a fourni les avantages des deux
alternatives et aucun des inconvénients. L'entraînement
électromécanique à vitesse variable (CONTRON) offrait
une solution compacte et pratique qui pouvait être
installée entre le moteur et la pompe et était
extrêmement économe en termes d’énergie, encore
plus que le grand variateur de vitesse.
Pour cette application particulière, la combinaison
d'un variateur de vitesse et d'un engrenage
mécanique s'avère être la solution idéale. Le
système d'entraînement électromécanique CONTRON
permet de maintenir le moteur principal en ligne avec la
pompe, mais utilise un engrenage planétaire entraîné
par un servomoteur de haute puissance et un système
d'entraînement à vitesse variable qui prend
progressivement le relais lorsque la vitesse de
fonctionnement requise diminue.
Le vrai titre ici est que l'ajout du CONTRON rend
efficace l'ensemble du système de transmission de
puissance, fournissant l'énergie motrice à la pompe
jusqu'à 95 pour cent.
La nouvelle configuration a permis une économie
d'énergie de 1090 kW, ce qui se traduit par un gain
considérable chaque année estimée entre 218 000 €
(237 000 $) et 436 000 € selon les heures de
fonctionnement annuelles.
est plus élevé.
Comme pour toutes les technologies de contrôle, les
avantages et les inconvénients doivent être pris en
compte lors de la mise en œuvre de ce type de
système. L'empreinte globale de la solution peut être un
facteur important, en particulier sur les situations de
rénovation.
outre, les coûts d'installation initiaux sont inférieurs à
ceux d'un entraînement à vitesse variable et le
rendement global est plus élevé.
Comme pour toutes les technologies de contrôle, il
existe des avantages et des contraintes à prendre en
compte lors de l'implémentation de ce type de système.
L'empreinte globale de la solution peut être un facteur
important, en particulier dans les situations de
modification.
électromécanique permet au moteur d'entraînement
principal d'être directement relié au réseau, ce qui
élimine le besoin de grands équipements de contrôle de
la vitesse.
peut actuellement être utilisée qu'avec des
équipements d'une puissance de 20 MW (26 800 hp) et
avec une vitesse maximale de 14 500 tr / min.
Néanmoins, ces contraintes permettent toujours à une
quantité considérable d'équipements de bénéficier de la
dernière innovation en matière de contrôle de vitesse
pour les pompes à grande échelle.
Autres possibilités
représentent un pourcentage important de la
consommation énergétique mondiale. La création
d'économies telles que celles de l'exemple ci-dessus
présentera un avantage majeur pour les applications
utilisant des entraînements moyenne et haute tension
pour alimenter des pompes hautes performances, telles
que celles utilisées dans les industries pétrolière et
gazière, pétrochimique et minière.
industries pour réduire les coûts de fabrication et
minimiser les frais généraux, il devient d'autant plus
important de remettre en question la pensée
conventionnelle sur le contrôle moteur. Bien sûr, Il n'y a
pas de réponse unique pour chaque application, mais à
mesure que de nouvelles solutions deviennent
disponibles, elles devraient être examinées pour
déterminer leur pertinence.
subissent un changement dans les exigences de
service, beaucoup bénéficieront d'une amélioration de
la conception. Cela peut être fourni par des experts en
rénovation qui offrent des conseils, des propositions de
conception et des services d'installation complets basés
sur des années d'expérience.
Pourquoi les données sont la clé de la
convergence énergétique
le cabinet d'avocats international Pinsent Masons, Peter
Feehan a une vue d'ensemble sur les changements qui
balaient le secteur de l'énergie.
Lui et ses collègues aident les entreprises d'électricité
et de services publics à s'adapter à la confusion entre le
domaine de l'énergie traditionnel et un nombre
croissant de soi-disant perturbateurs.
Feehan. "Le secteur de l'énergie n'a jamais été aussi
excitant. Nous assistons à un changement de
paysage dans tous les secteurs qui forment
l'environnement énergétique.’’
"Il y a un réel changement en termes de dynamique.
En puissance conventionnelle, il est passé de
l'efficacité du kit à la vitesse à laquelle les machines
peuvent être démarrées. "
Il dit que ce besoin de rapidité est survenu "en
raison de la façon dont nous utilisons l’énergie. Les
gens sont plus immédiats maintenant dans leurs
demandes d’énergie. Il ne s'agit pas d'une charge
de base maintenant, il s'agit de savoir comment les
entreprises peuvent réagir aux signaux de prix."
Il dit qu'il n'y a pas de «forme prédéfinie autour de
l'utilisation de l’énergie» - c'est plus localisé.
"Une grande partie de la puissance est maintenant à un
niveau plus distribué et plus localisé. Il y a un
changement dans la façon dont nous utilisons l’énergie,
et aussi dans l'endroit où cette énergie est générée. Et
il y a aussi l'évolution des profils de demande. Donc,
d'une manière ou d'une autre, tous les producteurs, les
fournisseurs d'infrastructures et les fournisseurs
d'énergie doivent répondre à cela. "
Il dit que la façon dont les entreprises planifient une
stratégie pour cette réponse, dépend de la taille de
cette entreprise.
secteur de l'énergie essaie de répondre de la meilleure
façon possible. Ce que nous constatons, c'est que le
rythme de ce changement est très rapide, et que la
capacité de réagir à ces changements est parfois
difficile, compte tenu de la taille de certaines entreprises
qui doivent maintenir la valeur pour les actionnaires et
la confiance des investisseurs.
marché de l'électricité ne peuvent pas agir aussi
rapidement que certains perturbateurs, nous constatons
une convergence sur le marché entre le secteur de
l'énergie et le secteur de la technologie."
Il dit qu'il serait "imprudent pour un profil d'investisseur
dans les grandes entreprises énergétiques d'aller en
avant dans ces nouveaux marchés", donc ils cherchent
plutôt des coentreprises, des partenariats, et même des
acquisitions le cas échéant, pour répondre et rester en
avance sur le marché.
tentent de faire, c'est de «déterminer où ils
s'intègrent le mieux dans le paysage énergétique.
Quel est leur jeu ? Est-ce autour de l'agilité dans
l'approvisionnement et les détails commerciaux ? Est-
ce autour du fonctionnement des actifs ? Ou est-ce la
propriété d'un bien ?
voit-on le mieux l'avenir de notre entreprise ?
L'acquisition de technologie ou le partenariat en fait
partie. Les acteurs des services publics réfléchissent à
la meilleure façon de redimensionner et de réorganiser
leur activité pour répondre à la pression et aux forces
du marché. "
Il dit que le secteur de l'énergie se pose essentiellement
une question clé : « La façon dont nous avons fait les
choses depuis 100 ans, est-elle un marché prêt pour
l'avenir des 100 prochaines années ? Et devons-nous
perfectionner ce marché pour répondre à des défis plus
grands ?
nous utilisons l'énergie, et cela vient des données.
Ce n'est qu'une fois que nous comprenons mieux
comment nous utilisons l'énergie, que nous pouvons
déployer des actifs au niveau de la distribution, ainsi
qu'au niveau de la transmission, bien plus efficacement,
à la fois sur le marché et dans une position de solutions
énergétiques. L'utilisation des données a augmenté en
même temps que le besoin de solutions techniques, et
la nécessité d'un réseau de plus en plus intelligente."
Mot de Peter Feehan à ‘’électrifier l’Europe’’ à Vienne en juin, aux côtés de plusieurs autres avocats d’énergie de Pinsent Masons
La Turquie se lance dans un avenir
nucléaire avec l’aide de la Russie
La Turquie inaugure une centrale nucléaire dans un contexte de préoccupations environnementales et sécuritaire.
La Turquie a officiellement commencé mardi à travailler sur la construction de sa première centrale nucléaire, en collaboration avec la Russie. Selon les autorités, c'est la seule option fiable à long terme pour répondre à la demande énergétique.
Les responsables turcs ont déclaré qu'ils s'attendaient à ce que le premier des quatre réacteurs de la centrale nucléaire d'Akkuyu, sur la côte méditerranéenne du pays, soit mis en service en 2023, lorsque la République turque moderne marquera son centenaire. Le projet de 20 milliards de dollars sera financé et construit par l'Etatique Russe ‘Rosatom’, l'un des plus grands projets internationaux entrepris par la société Russe d'énergie nucléaire.
Le président Russe, Vladimir Poutine, est arrivé à Ankara, son premier voyage à l'étranger depuis sa réélection, à l'invitation de son homologue turc réciproque Tayyip Erdogan.
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Poutine et Erdogan se sont unis à la cérémonie d'inauguration dans la province de Mersin via un lien vidéo, louant le projet comme un autre symbole de la coopération Turco-Russe.
Erdogan a appelé le projet ‘’un rêve devenu réalité et un symbole de l'état des relations Turco-Russes’’. "C'est un moment historique et je suis heureux de pouvoir accueillir mon ami Poutine ici avec moi en ce moment. Dans le cadre de notre politique de sécurité énergétique, nous continuerons à investir sur le terrain et l'énergie nucléaire, et cela a un rôle important à jouer", a déclaré Erdogan.
Poutine, dans son discours, a déclaré que la Russie était heureuse d'aider la Turquie à s'engager dans sa quête de l'énergie nucléaire.
"La Turquie est un pays qui a une économie avancée, cette énergie nucléaire est un nouveau et grand pas en avant, et la Russie en tant que leader dans ce domaine est heureuse d'aider la Turquie", a déclaré M. Poutine. ‘’On a aussi le plaisir d’avoir 220 étudiants Turques dans nos universités, qui étudient le domaine de l'énergie nucléaire."
M. Poutine a également remercié la Turquie pour avoir accordé un statut d'investissement stratégique au projet et a déclaré que cela stimulerait les économies des deux pays.
La Turquie a envisagé l'énergie nucléaire comme une option depuis la fin des années 50, mais des offres consécutives ont été annulées au cours des décennies pour diverses raisons.
La Turquie a officiellement entrepris la construction de la centrale nucléaire d'Akkuyu en 2010. À terme, quatre réacteurs devraient être en mesure de produire 4 800 MW par heure et de répondre aux besoins énergétiques de la Turquie, de six à sept pour cent selon les estimations actuelles.
Le projet a cependant été confronté à divers problèmes au cours des huit dernières années.
Une crise profonde dans les relations entre Ankara et Moscou a mis en péril l'ensemble du projet après que la Turquie eut bombardé un avion de chasse russe près de la frontière syrienne en novembre 2015.
En 2017, Rosatom avait l'intention de vendre 49% de sa participation dans Akkuyu alors qu'elle était plongée dans une crise financière.
Un militant de Greenpeace proteste devant les bureaux de Rosatom à Moscou en
2011 pour marquer 25 ans depuis Tchernobyl (AFP).
Les détracteurs de l'attention accordée par Ankara à
l'énergie nucléaire, pour répondre aux besoins des pays
énergivores, ont remis en question la sagesse de la
construction de centrales nucléaires dans une Turquie
soumise aux tremblements de terre, ainsi que l'impact
potentiel sur l'environnement.
Japon à la suite d'un tremblement de terre et d'un
tsunami en 2011 a souvent été citée comme un
avertissement contre les installations nucléaires dans
les zones sujettes aux tremblements de terre.
Les critiques ont également remis en question
l'utilisation de ce qu'ils appellent une technologie Russe
peu fiable.
insistant sur le fait que la technologie la plus
sophistiquée sera utilisée à Akkuyu, et que de
nombreuses études ont montré que le site était éloigné
des failles majeures dans une zone de tremblement de
terre à risque relativement faible.
Les responsables turcs ont déclaré que l'énergie
nucléaire est la seule option pour la Turquie afin de
répondre à sa demande croissante en énergie, et
maintenir les taux de croissance économique
compétitifs.
La plupart des villes et villages de la Turquie subissent
des pannes d'électricité périodiques causées par les
conditions climatiques, les problèmes de distribution, ou
l'incapacité du réseau à répondre à la demande.
Aziz Sancar, un scientifique Turc basé aux Etats-Unis,
15
qui a remporté le prix Nobel de chimie en 2015, a
approuvé l'initiative de la Turquie dans la production
d'énergie nucléaire dans un message de service public
diffusé lundi par le ministère de l'Energie.
Les autorités turques cherchent à imiter la Corée du
Sud, qui a construit sa propre station après 35 années
d'énergie nucléaire importée.
Le ministre de l'Energie, Berat Albayrak, qui est aussi le
gendre d'Erdogan, a appelé le début des travaux à
Akkuyu ‘’la réalisation d'un rêve nucléaire vieux de 60
ans et un changement de classe, de diversification et
d'indépendance énergétique.
la Turquie fera un pas en avant vers l'avènement de
l'énergie nucléaire dans son objectif d'une "Turquie
forte et puissante", a déclaré le journal turc Haberturk.
La transaction de la centrale nucléaire d'Akkuyu a été
conclue dans le cadre du «modèle de construction
propre», grâce auquel Rosatom a obtenu une licence
de 49 ans pour vendre l'électricité produite sur son
site.
pour les 15 premières années d'exploitation.
Rosatom a déclaré que la méthode de construction
propre est le modèle d'exploitation standard de la
société pour les pays en développement, où l'entreprise
est payée pour l'électricité produite plutôt que pour la
vente d'une installation.
puissante au monde
monde a été installée par Vattenfall dans les eaux au
large des côtes écossaises.
La turbine est la première des onze (11) à être installée
au Centre Européen de déploiement éolien offshore
(EOWDC) à Aberdeen Bay.
considérablement améliorées avec d'autres modes de
puissance internes, qui a augmenté la production de
8,4 MW à 8,8 MW - la première fois qu'un modèle de
8,8 MW a été déployé commercialement dans l'industrie
éolienne en mer. Directeur de Projet à EOWDC Adam
Ezzamel.
considérablement la production de l'EOWDC à 93,2
MW et permet à l'installation de produire l'équivalent de
plus de 70% de la demande d'électricité domestique
d'Aberdeen.
fondations de la gaine d'aspiration de l'EOWDC.
L'EOWDC est le premier projet éolien offshore à
déployer les fondations à l'échelle commerciale et
Vattanfall a déclaré que les associés avec les turbines
les plus puissantes du monde représentent une autre
première dans l'industrie.
de Vattenfall, a déclaré : « Les turbines de l'EOWDC, la
plus grande installation d'essais et de démonstration
éolienne en Ecosse, ont permis à Vattenfall une
génération sans combustibles fossiles».
réduction des coûts et de technologies pionnières,
l'EOWDC conduit l'industrie à générer une énergie
éolienne propre et compétitive, qui renforcera le statut
énergétique mondial de l'Écosse.
V164-8.4 MW et V164-8.8 MW qui ont toutes une
hauteur de pointe de 191 mètres. Chaque pale
mesure 80 mètres de long et le rotor de 164 mètres
à une circonférence plus grande que celle du ‘London
16
Eye’.
matière de diligence et d'ingénierie de l'équipe de projet
et des entrepreneurs.
Le fait que ce soit l'un des modèles de 8,8 MW est un
moment important, car il favorise davantage l'EOWDC
en tant que leader mondiale de l'innovation éolienne
offshore.
de pointe déployée sur toutes les turbines, et il est
remarquable qu'une seule rotation des pales puisse
alimenter l'éolienne offshore la plus puissante de
averagWorld qui sera installée au Royaume-Uni
pendant une journée.
Vestas, a déclaré: «Nous sommes très heureux d'avoir
installé la première des 11 turbines à Aberdeen Bay.
Notre collaboration avec Vattenfall fournit non
seulement de l'énergie éolienne propre pour le
Royaume-Uni, mais représente également une
opportunité importante pour nous d'acquérir une
expérience précieuse avec plusieurs technologies
différentes. Nous attendons avec impatience la réussite
des installations des turbines restantes. "
Les turbines sont transportées d'Esbjerg à Aberdeen par le navire Pacific Orca de Swire Blue Ocean, où elles seront soulevées sur les fondations installées. Le Pacific Orca est considéré comme le plus grand navire d'installation de parcs éoliens au monde. Jean Morrison, président d'Aberdeen Renewable Energy Group, a déclaré : «L'EOWDC ouvre la voie en matière d'innovation pour le secteur éolien offshore et contribuera à la prochaine génération d'éoliennes offshore. C'est un vrai coup pour la région d'avoir les turbines les plus puissantes du monde à sa porte et cimenter la position d'Aberdeen en tant que grande ville énergétique mondiale. Cela nous conduira également à un avenir plus vert. "
Normes internationales : La nouvelle norme
ISO 16890
La nouvelle norme ISO 16890 permet aux opérateurs de turbines à gaz d'avoir une idée claire
de la performance d'une turbine dans des environnements souvent difficiles
Une turbine à gaz consomme de grandes quantités d'air, et le choix de la bonne solution de filtration est essentiel pour assurer sa performance et sa fiabilité à long terme tout en évitant des frais généraux d'entretien inutilement élevés.
L'évaluation des conditions environnementales locales et des objectifs opérationnels aidera à déterminer quelle solution est optimale pour une installation spécifique.
Rappelez-vous que, les contaminants peuvent être des solides, des liquides ou des gaz, et que chacun présente ses propres problèmes, dont l'évaluation de l'efficacité des particules sèches seule de n’importe quelles normes de ces normes ne va rien prouver.
Si un filtre se bouche, cela peut entraîner des pics de pressions soudaines, des pannes imprévues de la turbine et une perte dans la production.
Les buées d'hydrocarbures ou l'humidité provenant de la brume ou du brouillard peuvent produire des gouttelettes suffisamment petites pour pénétrer dans le média filtrant, mais suffisamment grosses pour s'y coller. Lorsque ces liquides se combinent avec la poussière et d'autres particules solides, ils forment une substance boueuse ou collante qui peut rapidement boucher un
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filtre, ou être aspirée à travers le filtre et s’injecter dans la turbine.
Le sel est un défi particulier en raison de la facilité avec laquelle il passe du solide au liquide en présence de la buée et de changements d'humidité. S'il pénètre à l'intérieure de la turbine, il peut se combiner avec le soufre composant le carburant et provoquer une corrosion rapide à chaud. La conception d'un système de traitement de l'humidité, la réduction des risques de blocages soudains, et la prévention du contournement de l'humidité peuvent être tout aussi importantes pour la conception du filtre et son efficacité particulaire.
Pour mieux protéger une turbine et la rentabilité d'une installation, la conception du filtre doit tenir compte de tous ces facteurs, et plus encore pour produire un filtre qui fonctionnera dans le monde réel.
Évaluations des Filtres
Les normes historiques d'efficacité du filtre ont été basées sur les besoins de l'industrie du chauffage, de la ventilation et de la climatisation (CVC) et n'ont pas vraiment reflété la performance dans le monde réel dans les environnements difficiles associés aux turbines à gaz. Bien que, toujours très orientée vers le marché HVAC, la nouvelle norme ISO 16890 relative à l'efficacité du filtre comporte certaines parties, qui se rapportent mieux aux performances des turbines à gaz par rapport aux normes actuelles EN779 ou ASHRAE 52.2. Le principal problème avec le fait de se référer à des cotes standard pour l'efficacité du filtre lors du choix d'un filtre pour une application de turbine à gaz, est que la cotation ne reflète pas la performance ou les avantages spécifiques du filtre dans le monde réel. À cette fin, il n'y a vraiment aucune expérience de remplacement dans le monde réel de la performance du filtre dans des conditions environnementales spécifiques.
Cependant, les changements apportés à la norme ISO 16890 nous permettent de mieux comprendre comment le choix du filtre affecte les performances des turbines à gaz.
La nouvelle norme ISO a été lancée fin 2016 et l'ancienne EN 779 sera retirée en Europe à la mi- 2018. La norme EN779 a testé un filtre à la fois propre
et chargé artificiellement pour évaluer son efficacité initiale et sa durée de vie. Le filtre a été chargé artificiellement avec une poussière d'essai standard appelée «ASHRAE», qui a été initialement développé pour tester les aspirateurs et n'était donc pas représentatif du monde réel pour les filtres des turbines à gaz.
L'efficacité du filtre a été mesurée et rapportée à une taille particulaire spécifique, celle de 0,4 microns. L'évaluation appropriée de F7, F8, F9, etc… a ensuite été donnée en fonction de la façon dont les résultats du test se comparaient à un tableau d'évaluation dans cette norme.
Le problème avec ceci est que l'essai n'a pas simulé les conditions du monde réel, ou fourni une indication de l'impact qu’aurait la sélection d'une évaluation particulière sur la performance de la turbine à gaz. L'efficacité à 0,4 microns est quelque peu insignifiante pour l'opérateur de la turbine. En fait, les filtres qui sont artificiellement chargés avec ce type de poussière d'essai dans le laboratoire tendent à éprouver une augmentation significative de leur efficacité.
Il a été montré que cela ne se produisait pas dans la
majorité des cas dans le monde réel, ce qui conduit à
une surestimation générale de la performance probable
du filtre lorsqu'il est rapporté à la norme EN779.
La nouvelle norme ISO 16890, cependant, effectue la
mesure et présente les résultats un peu différemment.
C'est seulement l'efficacité initiale du filtre qui est
maintenant mesurée, avec une étape de chargement
artificielle étant facultative et seulement utilisée pour
déterminer la durée de vie probable du filtre, n'essayant
pas d'estimer son efficacité de durée de vie.
En ce qui concerne l'efficacité initiale, elle n'est plus
évaluée sur un seul point arbitraire et relativement
dépourvu de diamètre de particule de 0,4 microns.
Au lieu de cela, il utilise un système de déclaration des
particules (PM) tel que défini par l'Organisation
mondiale de la santé pour les contaminants aéroportés.
De plus, les mesures sont normalisées pour représenter
réellement les distributions de particules aéroportées
dans les environnements ruraux et urbains afin de les
rendre encore plus significatives - bien que, encore une
fois, cette nouvelle norme a été développée pour bien
s'adapter aux utilisateurs CVC. Les numéros PM pour
l'environnement externe local sont souvent facilement
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bâtiment.
Bien que ces gammes de tailles de particules n'ont pas
été volontairement définies pour se rapporter aux
turbines à gaz, c'est par coïncidence que leurs gammes
spécifiques, si elles sont interprétées correctement
(comme nous le verrons plus loin), peuvent être utiles
pour évaluer l'impact probable des filtres dans les
performances de la turbine.
continuera comme elle est pour le moment. Initialement
basé sur la norme EN 779, il a changé au cours des
dernières années pour donner également des valeurs
de filtre basées sur trois calibres granulométriques (0,3-
1 μm, 1-3 μm et 3-10 μm) et, de ce fait, il est plus en
accord avec la nouvelle norme ISO.
Cependant, ASHRAE 52.2 ne normalise pas les
résultats à une distribution typique de poussière
atmosphérique et utilise toujours les résultats d'une
étape de chargement de poussière artificielle similaire à
EN779, qui utilise la même poussière d'aspirateur
ASHRAE que l'évaluation MERV globale du filtre.
La nouvelle norme ISO offre une image plus claire et
représentative des performances réelles du monde réel.
Il convient de noter que toutes ces normes ne sont que
des lignes directrices et ne sont pas des obligations
légales pour les utilisateurs de turbines, qui sont libres
de choisir une ou aucune de ces normes lors de la
sélection des filtres.
suit :
Impact sur les turbines à gaz
Les différentes tailles de particules ont un impact sur les performances de la turbine à gaz de différentes manières.
Les particules de contaminants de plus de cinq ou dix microns (μm), comme le sable et les poussières minérales, sont dures et abrasives. Si des quantités suffisantes de celles-ci peuvent s'écouler dans le compresseur et dans les parties du circuit de gaz chaud de la turbine, elles s'écailleront au niveau du métal à l'intérieur, provoquant une érosion.
Le changement de la structure métallique affecte la performance aérodynamique de la turbine et, avec le temps, à mesure que les sections de métal s'amincissent, des contraintes locales accrues peuvent entraîner des pièces détachées, créant des dommages graves, voire catastrophiques, à la turbine.
Dans les régions désertiques, en particulier celles où les tempêtes de sable et de poussière sont fréquentes, la charge de poussière peut être exceptionnellement élevée et l'érosion des pièces de turbine est une préoccupation majeure. Les petites particules de moins d'un ou deux microns peuvent se fixer aux pales des turbines à gaz et changer leur forme aérodynamique lisse et précisément conçue pour optimiser leur performance.
Les opérateurs peuvent voir une réduction de la puissance de sortie de la turbine jusqu'à 10% et une augmentation de la consommation de carburant, toutes deux causées par l'encrassement des aubes du compresseur.
19
La vitesse à laquelle l'encrassement se produit dépendra des contaminants présents dans le flux d'air, et à quel point ils sont «collants». Les opérateurs peuvent éliminer les matières encrassées et récupérer la plus grande partie du rendement de la turbine perdue ou, pour un bon résultat, effectuer un lavage hors ligne.
La sélection d'un filtre pour protéger la turbine contre
ces contaminants permet de réduire la fréquence des
lavages hors ligne, et aussi la perte de production, ainsi
que le taux de réduction de la puissance de sortie entre
les lavages.
Dans la section chaude de la turbine, des centaines de
trous minuscules de précision sont utilisés dans les
pales pour permettre une bonne circulation de l'air de
refroidissement. Cet air de refroidissement protège les
pales de la turbine des températures excessives qui
peuvent les déformer ou même les faire fondre.
Des particules d'environ 1 à 3 microns ont tendance à
boucher ces passages d'air de refroidissement vitaux et
à faire dépasser les limites de température des pièces,
réduisant ainsi la durée de vie des composants et
augmentant le risque de défaillance.
Sachant cela, les plages de MP spécifiées dans la
norme ISO 16890 peuvent être utilisées pour se
rapporter à la performance GT comme suit :
• PM1.0 aura tendance à indiquer le degré
d'encrassement d'un compresseur de turbine à gaz.
• Les PM2.5 auront tendance à indiquer dans quelle
mesure les aubes de la section de la turbine peuvent
subir le bouchage du trou de refroidissement, ce qui
peut entraîner une défaillance catastrophique.
• Les PM10 auront tendance à indiquer dans quelle
mesure les aubes de la machine peuvent subir une
érosion de leurs profils, ce qui réduira leur durée de vie
et peut entraîner une défaillance catastrophique.
Ceci montre ensuite comment la performance du filtre
mesurée selon la norme ISO 16890 peut être un
avantage pour les opérateurs, car elle permet de mieux
comprendre comment le filtre fonctionnera, et quel effet
il est susceptible d'avoir sur la turbine.
Différents défis
Pour être tout à fait clair, la nouvelle classification PM
de la norme ISO 16890 ne donne pas un nombre
unique définissant complètement comment un filtre
fonctionnera dans des conditions environnementales
particulières, et les filtres ne peuvent pas simplement
être comparés en utilisant leur notation uniquement.
Chaque installation de turbine présente différents défis -
qu'il s'agisse du sel hygroscopique de l'eau de mer à
proximité, des tempêtes de poussière saisonnières, des
événements de brouillard, de la neige et de la glace ou
d'une multitude d'autres facteurs pouvant affecter la
performance et la fiabilité de la turbine.
Pour évaluer pleinement une installation et prendre en
compte les objectifs spécifiques du site pour les
intervalles de maintenance et la criticité du processus,
une approche holistique est requise dans la sélection
d'une solution de filtration appropriée.
Des fabricants tels que Parker utilisent leur expérience
et leurs procédures de test avancées pour prendre en
compte l'ensemble des facteurs environnementaux et
les pires conditions possibles auxquelles un filtre peut
être confronté dans le monde réel.
La nouvelle norme ISO 16890 est un pas dans la
bonne direction pour les opérateurs de turbines à
gaz afin d'avoir une idée claire de la performance
d'une turbine dans les environnements souvent
difficiles associés aux installations de turbines à
gaz. Cependant, ce n'est toujours pas une panacée sur
laquelle baser uniquement la sélection du filtre. En
effet, différents filtres et matériaux filtrants avec le
même nombre de MP peuvent donner des résultats
complètement différents une fois installés.
20
importe finalement et c'est la seule raison pour laquelle
les filtres sont installés. On peut dire que le seul vrai
jugement sur la performance d'un filtre est toujours la
performance réelle résultante de la turbine après
l'installation du filtre.
Steve Hiner, ingénieur en chef chez Parker Gas Turbine Filtration,
anciennement CLARCOR Industrial Air.
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SPE - Avril 2018 -