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Zitiervorschau

Importance et Rôle de l'Ingénieur Sécurité-Prévention

APPROCHE SHE - RÔLE DE L'INGÉNIEUR SÉCURITÉ PRÉVENTION

A1

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - DANGERS - RISQUES PROFESSIONNELS ........................................................................... 1 1 - Dangers.........................................................................................................................................1 2 - Risques professionnels .................................................................................................................1

II - DÉMARCHE DE DÉVELOPPEMENT DURABLE - APPROCHE SHE ..................................... 2 III - FONCTIONS HABITUELLES D'UN SERVICE SHE ................................................................. 3 1 2 3 4 5

-

Rôle ...............................................................................................................................................3 Objectifs ........................................................................................................................................ 3 Missions ........................................................................................................................................ 5 Exemples d'actions d'un service SHE ...........................................................................................6 Organisation hiérarchique .............................................................................................................7

IV - RÔLE DE L'INGÉNIEUR PRÉVENTION SHE .......................................................................... 8 1 - Poste .............................................................................................................................................8 2 - Responsabilités .............................................................................................................................8 3 - Profil et qualités requises .............................................................................................................. 8

SE MAN - 02102_A_F - Rév. 1

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03/03/2005

1

I-

A1

DANGERS - RISQUES PROFESSIONNELS 1-

DANGERS Toute activité humaine s’exerce au milieu de dangers permanents. DANGERS PERMANENTS = SOURCE/SITUATION pouvant nuire :

PRODUITS

PROCÉDÉS/MATÉRIELS

Inflammables Incompatibles Asphyxiants Nocifs, toxiques Corrosifs …

Continus, Discontinus Pression, Vide Température Machines Électricité Démarrage/Arrêt Travaux …

AMBIANCE DE TRAVAIL

"HUMAINS"

Bruit - Agitation Poussière Chaleur/Froid/Intempéries Rayonnement Conception/Agencement Encombrement Isolement

Atouts/Faiblesses Charges physique, mentale, psychologique Contexte économique Rapports humains …

RISQUES PROFESSIONNELS x

DANGER

EXPOSITION

ou

RISQUES

CONSÉQUENCE (gravité) x D'UN ÉVÉNEMENT DANGEREUX Voir document A1 Application B.

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PROBABILITÉ

D SEC 2182 A

2-

par blessure ou atteinte à la santé par dommage à la propriété, à l’environnement du lieu de travail ou à une combinaison de ces éléments

D SEC 1238 F

-

2

II -

DÉMARCHE DE DÉVELOPPEMENT DURABLE - APPROCHE SHE ➩ UNE ACTIVITÉ – EFFICACE économiquement : • produire • pas de perte humaine ou matérielle • pas de mouvement social – ÉQUITABLE socialement • salaires • conditions de travail – RESPONSABLE écologiquement • dans l’entreprise • de l’ensemble du personnel à l’extérieur

➩ DES OBJECTIFS – PROTECTION DES HOMMES ET DES POPULATIONS : Maîtrise de la santé des hommes à leur poste de travail, des impacts santé sur le voisinage – PROTECTION DES BIENS / EFFICACITÉ ÉCONOMIQUE : Rentabilité, réputation, image de marque, sûreté – RESPECT DES TIERS ET DE NOTRE ENVIRONNEMENT : • rejets chroniques et accidentels / déchets • produits achetés / vendus (cycle complet de la vie du produit) – RESPECT DES LOIS ET RÈGLEMENTS IMPOSÉS PAR LES POUVOIRS PUBLICS Sécurité / Hygiène-Santé / Protection de l'environnement résultent de la bonne articulation des éléments de prévention (règlements, actions mises en œuvre) : • modalité d'application et de contrôle • recherche permanente basée sur la connaissance des textes et sur l'expérience • formation des hommes

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A1

3

A1

III - FONCTIONS HABITUELLES D'UN SERVICE SHE 1-

RÔLE PROTÉGER L'HOMME ET SON ENVIRONNEMENT CONTRE L'HOMME

fl PAR : la prévention, l'élimination, la réduction des risques

2-

OBJECTIFS

1-PLANIFIER

2-DÉROULER, FAIRE

3-CONTRÔLER

D MEQ 1736 A

SERVICE SHE

4-AGIR, CORRIGER

Objectifs d'un service SHE

➩ PLANIFIER – PARTICIPER à la définition de la politique SHE du site en termes d'objectifs et de moyens

➩ DÉROULER / FAIRE – RÉDIGER et MAINTENIR à jour les consignes SHE / plans spécifiques – CONNAÎTRE / CENTRALISER et DIFFUSER toute la documentation utile (recommandations, obligations réglementaires, …) – ASSURER la formation du personnel en matière de prévention HSE – DIRIGER les actions de communication SHE

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– PARTICIPER aux Réunions des Comités SHE / Plans de prévention – VISER / CONTRÔLER les autorisations de travail, permis de feu, de fouilles, de pénétrer, d'utilisation de source radioactive, … – VEILLER à ce que les vérifications soient effectuées dans les délais et les enregistrements tenus à jour (essais des alarmes, évacuation, installations de détection, installations fixes, matériel incendie, …) – DONNER l'avis SHE / CONSEILLER sur les projets / modifications – COOPÉRER avec le Service Médical.

➩ CONTRÔLER L'EFFICACITÉ DE LA POLITIQUE – VÉRIFIER le respect des consignes – EFFECTUER quotidiennement une tournée SHE sur site - EFFECTUER des audits SHE sur le site, en particulier sur les chantiers - ANALYSER les dysfonctionnements SHE – PARTICIPER à la tenue à jour des statistiques et à la publication du rapport annuel du CHSCT(E)

➩ CORRIGER – TIRER LES ENSEIGNEMENTS des erreurs passées pour éviter qu'elles ne se reproduisent — INITIER les actions correctives nécessaires suite à tout dysfonctionnement SHE – DIRIGER / COORDONNER la lutte contre les sinistres.

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A1

5

3-

A1

MISSIONS Les différents objectifs d'un service SHE peuvent être traduits, d'une autre manière, en missions :

• Analyse les accidents et les conditions de travail • Élabore des statistiques "techniques"

RECHERCHE

• Participe aux programmes de prévention • Gère la documentation technique et réglementaire et assure une veille réglementaire

Accueil

• Campagnes de sécurité

Formation

Conférences • Lutte contre l'incendie • Vérification et contrôles des installations, matériels et produits • Entretien des équipements et moyens de protection • 1er secours et évacuation des blessés

OPÉRATIONNELLE

• Respect des organismes légaux

• Sur la conception et modification des installations • Participe à l'élaboration des consignes de sécurité et des procédures • Participe à l'élaboration des plans de prévention

LIAISON AVEC

Le service médecine du travail Les services ou directions de l'établissement Les organismes extérieurs de prévention Les représentants du personnel au CHSCT Les organismes d'état Les associations de riverains

Missions d'un service SHE

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D SEC 2031 A

FONCTIONNELLE OU DE CONSEIL

6

4-

EXEMPLES D'ACTIONS D'UN SERVICE SHE a - Actions préventives

➩ PROCÉDURES – règlement personnel (manuel de sécurité) – règlement et sélection des entreprises extérieures – consignes SHE – procédure / comité de sécurité / autorisation de travail

➩ MOTIVATION SENSIBILISATION – information / formation – campagne : concours - affiches - film - intranet – exercices – comité sécurité

➩ ÉTUDE - RÉALISATION DE TRAVAUX POUR DIMINUER LES RISQUES – suggestions / conseils – études de danger - études d'impact – visite périodique – audits b - Actions curatives

➩ PROTECTION DES INSTALLATIONS – plans

d'urgence POI PPI alerte à la bombe

– moyens

agents sécurité équipe de 1er secours pompiers, …

➩ LUTTE CONTRE LE FEU ET LES POLLUTIONS _ plans d'action

1ère urgence / 2 ème urgence protection civile confrères organismes tiers

– matériel

circuit eau incendie émulseurs véhicules installations fixes détecteurs matériel de lutte contre la pollution

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A1

02102_A_F

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Relations humaines

Médecin du travail

Service administratif

Service formation

Service travaux neufs

Service Entretien

Services production

Équipement et achats

Bureau des méthodes

Bureau d'études

cas "particuliers"

collaboration étroite

administration

formation

coordination

maintenance

intégration de la sécurité

approvt. instal. choix des équipements

organisation

conception modification

communication Information

Intégration

DRIRE Inspection du travail Assurances Service eaux…

ADMINISTRATION

Information

SERVICE SHE

Orientation

DIRECTION

contrôle de l'action

campagnes d'information

soutien de l'action

conseil

Participation, information

TECHNICIENS OUVRIERS

MAÎTRISE

CADRES

PERSONNEL

C.H.S.C.T.

5-

SERVICES

Voisinage

EXTÉRIEUR

7

A1

ORGANISATION HIÉRARCHIQUE D SEC 2030 A

8

IV - RÔLE DE L'INGÉNIEUR PRÉVENTION SHE 1-

POSTE – ASSURER ET FAIRE APPLIQUER la prévention nécessaire afin d'éliminer les risques d'accident de toute nature. – CONTRÔLER et SIGNALER toute situation ou tout procédé contraire au règlement intérieur et aux dispositions légales sur la sécurité et l'hygiène / santé au travail, l'environnement. – INFORMER, INSTRUIRE, ENTRAÎNER les équipes de lutte contre l'incendie et risques environnementaux pour développer les connaissances du personnel en fonction du matériel disposé sur le site.

2-

RESPONSABILITÉS - ORGANISER et PLANIFIER le travail du service entre ses différents membres. – COORDONNER le travail et la gestion du personnel. - CONTRÔLER le travail exécuté. _ ASSURER la veille technologique et réglementaire dans le domaine SHE. – RECEVOIR les représentants ou fournisseurs d'équipement de protection ou de lutte contre les risques ou incidents SHE. – TENIR les équipes d'intervention parfaitement entraînées et les matériels en excellent état. – CONTRÔLER et SURVEILLER la formation du personnel dans le domaine SHE. _ ASSURER par délégation de la Direction les relations avec l'administration de tutelle.

3-

PROFIL ET QUALITÉS REQUISES Voir document A1 - Application A

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A1

Sécurité dans les Opérations

RISQUES LIÉS AUX PRODUITS DANGERS LIÉS AU COMPORTEMENT DES FLUIDES

A3

I - PRESSION RÉGNANT DANS UNE CAPACITÉ ....................................................................... 1 1 - Capacité pleine de gaz .................................................................................................................1 2 - Capacité contenant une phase liquide et une phase vapeur ....................................................... 1 3 - Capacité pleine de liquide ............................................................................................................ 4

II - CONSÉQUENCES D’UN APPORT OU D’UN RETRAIT DE CHALEUR À UN CORPS ........... 5 1 - Apport de chaleur .........................................................................................................................5 2 - Retrait de chaleur .......................................................................................................................13 3 - Vaporisation d’un liquide par détente .........................................................................................15

III - COUPS DE BÉLIER ................................................................................................................ 19 1 - Description du phénomène ........................................................................................................ 19 2 - Effets de coups de bélier et prévention...................................................................................... 21

ANNEXES Courbes de tension de vapeur de quelques hydrocarbures ..................................................................23 Courbe de tension de vapeur de l’eau...................................................................................................24 Courbes de tension de vapeur de quelques composés chimiques ....................................................... 25 Variation de la densité de quelques liquides avec la température ........................................................ 26

SE PRO - 00549_A_F - Rév. 4

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21/03/2005

1

I-

A3

PRESSION RÉGNANT DANS UNE CAPACITÉ 1-

CAPACITÉ PLEINE DE GAZ PRESSION = CHOCS DES MOLÉCULES

Un gaz est constitué de molécules qui peuvent se déplacer librement les unes par rapport aux autres et qui sont soumises à une agitation incessante et désordonnée.

t

D MEQ 3008 A

Ces molécules sont toutes identiques dans le cas d'un corps pur et elles sont de plusieurs espèces dans le cas d'un mélange.

Pression dans une capacité pleine de gaz L'agitation des molécules provoque de multiples chocs contre les parois. Les forces pressantes qui en résultent s'appliquent sur toute la surface interne du ballon et créent donc une pression. Cette pression exercée par le gaz dépend du nombre de chocs par unité de surface (Pression = Force/Surface) et est donc fonction : – du nombre de molécules de gaz, c'est-à-dire de la quantité de gaz enfermée dans le ballon – de la surface offerte aux chocs, c'est-à-dire des dimensions du ballon ou appareillage contenant le gaz –- de l'agitation des molécules qui augmente avec la température

2-

CAPACITÉ CONTENANT UNE PHASE LIQUIDE ET UNE PHASE VAPEUR Quand dans un équipement quelconque, non relié à l’atmosphère, il y a coexistence et contact de deux phases liquide et vapeur à la même température et à la même pression, on dit que les deux phases sont à l’équilibre liquide-vapeur. a - Corps pur Pour un corps pur donné, la présence simultanée de ces deux phases suppose des conditions telles que leur point représentatif dans le diagramme pression-température soit sur la courbe de tension de vapeur de ce corps pur. La pression absolue, dans l'équipement, est la tension de vapeur du corps pur à la température de stockage. PRESSION = TENSION DE VAPEUR DU CORPS PUR

D MEQ 3008 B

t

Pression dans une capacité contenant une phase liquide et une phase vapeur 00549_A_F

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2

A3

En effet chaque corps pur possède une courbe de tension de vapeur qui délimite, dans le diagramme pression-température, deux zones comme représenté ci-dessous. - une zone liquide à gauche de la courbe (conditions P1 et t1 par exemple) - une zone vapeur à droite de la courbe (conditions P 2 et t2 par exemple)

COURBE DE TENSION DE VAPEUR

Pression

Etat LIQUIDE

Etat VAPEUR V

P2 P3 L+

V D TH 009 D

L

P1

Température

t1

t3

t2

Courbe de tension de vapeur Sur la courbe elle-même (conditions P3 et t3 par exemple) il y a coexistence des deux phases liquide et vapeur Les planches en annexe présentent les courbes de tension de vapeur de quelques corps purs. À titre d’exemple on a représenté ci-dessous une sphère contenant du propane liquide et gazeux à la température de 20°C. Courbe de tension de vapeur du propane

P

P

20°C Propane liquide

TV20 C3

t

D SEC 009 A

Propane gazeux

20°C

Pression dans une sphère de propane La condition d’équilibre liquide-vapeur étant réalisée, puisqu’il y a coexistence des deux phases, la 20

pression P régnant dans le ballon est la tension de vapeur du propane à 20°C, que l’on note TVC . 3

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3

A3

L’abaque en annexe permet d’en lire la valeur : 20

P = TVC = 8,2 atm 3 La courbe de tension de vapeur d’un corps pur permet donc de connaître la pression régnant dans une capacité contenant ce corps à l’équilibre liquide-vapeur, à une température connue et ceci quel que soit le niveau de liquide. b - Mélange Si l'on considère un ballon dans lequel un mélange est à l'équilibre liquide-vapeur, la pression P régnant dans le ballon est appelée tension de vapeur du liquide à la température considérée.

PRESSION = TENSION DE VAPEUR DU MÉLANGE

D MEQ 3008 C

t

Pression dans une capacité contenant un mélange à l'équilibre liquide-vapeur Dans un tel ballon, une augmentation de température provoque la vaporisation partielle immédiate du liquide; on dit que celui-ci est à son point de bulle. Par contre, une diminution de température provoque la condensation partielle immédiate de la vapeur, on dit que celle-ci est à son point de rosée.

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3-

A3

CAPACITÉ PLEINE DE LIQUIDE La pression n’est pas une propriété du liquide mais dépend de la machine qui a généré la pression (en général une pompe), des systèmes de régulation de pression et des systèmes de protection dont est équipée la capacité.

(F - 2) V1

P

P

V2

V2

(F - 2)

En service

(F - 1)

En service

V1 fermé en premier V2 fermé en second

V2 fermé en premier V1 fermé en second

P = Presse de refoulement de la pompe à débit nul

P = Pression Atmosphérique

Pression dans une capacité pleine de liquide

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D CH 3001 A

(F - 1) V1

5

II -

A3

CONSÉQUENCES D'UN APPORT OU D'UN RETRAIT DE CHALEUR A UN CORPS 1-

APPORT DE CHALEUR Un apport de chaleur à un corps peut avoir les deux conséquences suivantes : - augmenter la température du corps sans changement d'état physique, mais entraîner une dilatation - provoquer la changement d'état physique du corps, ce qui signifie vaporisation pour un liquide a - Apport de chaleur sans changement d'état • Capacité pleine de gaz La pression augmente. Elle varie approximativement comme la température absolue du gaz qui est mesurée en Kelvin (K = ° C + 273). Les risques encourus sont faibles. • Capacité pleine de liquide Tout liquide tend à se dilater quand la température augmente; il y a une expansion thermique. Cette caractéristique entraîne des risques car l'élévation de température d'un liquide emprisonné dans un récipient peut par expansion thermique entraîner des surpressions considérables capables de rompre tous les équipements non protégés, ce liquide étant incompressible. Dans le cas d'un ballon en acier plein d'eau à 20°C, une élévation de température de 30°C entraîne une pression de l'ordre de 180 bars, soit en moyenne 6 bars/°C d'élévation de température. Aux températures plus élevées le gradient d'élévation de pression est encore plus grand car la dilatation de l'eau est plus élevée. Ceci est illustré par le schéma ci-dessous :

175

0

490

960

20°C

50°C

75°C

Évolution de la pression dans une capacité pleine d’eau liquide

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105°C

D SEC 012 A

bar rel

6

A3

Le graphique ci-dessous montre dans un récipient plein de gaz liquéfiés, sans phase gazeuse, l’élévation de pression approximative en fonction de l’élévation de température, en négligeant les variations de volume du récipient.

Pression (bar rel) 80 70 60 50 40 30 20

Élévation de température

(°C) 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

D SEC 013 A

10

Évaluation de la pression dans une capacité pleine de gaz liquéfiés

S’il existe un “ciel gazeux” au-dessus du liquide, lors de l’élévation de température, cette phase vapeur est d’abord comprimée et la pression à l’intérieur du réservoir s’élève plus lentement. Mais lorsque le liquide a occupé, après dilatation, tout le volume du récipient, la pression croît de nouveau brutalement. Ces risques peuvent apparaître en particulier dans une capacité isolée (telle que sphère, camionciterne, wagon-citerne, ballon, bouteille d’échantillons, …) par élévation de la température ambiante. On ne doit donc jamais remplir une capacité afin qu'il subsiste un ciel gazeux permettant la libre dilatation du liquide par élévation de température. La température maximale de référence pour des conditions normales de stockage en France est de 50°C. Elle est prise à 40°C si l’équipement est muni d’un pare-soleil (exemple : wagon et camion-citerne). Compte tenu de ce qui précède la règle couramment utilisée est qu'il subsiste un ciel gazeux au moins égal à 3 % du volume total du récipient quand le liquide est à 50°C. La quantité maximale du produit que peut contenir un réservoir se calcule donc en masse.

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7

A3

Application : Quelle est la quantité maximale de propane pur à 20°C que l’on peut introduire dans une sphère de 1000 m3 ? Volume total de la sphère : Ciel gazeux minimal à 50°C : Volume liquide maximal à 50°C : Masse volumique du propane à 50°C : 445 kg/m3 Masse maximale de propane stocké : Masse volumique du propane à 20°C : 500 kg/m3 Volume maximal de propane à 20°C :

15 %

3%

15°C

50°C GPL commerciaux

D SEC 019 D

Il en est ainsi pour une bouteille de propane ou de butane commercial qui nouvellement remplie à un ciel gazeux de 15 % à 15°C environ. Celui-ci subsiste à 50°C (3 % minimum).

Surveiller les niveaux : dans les sphères en particulier, se souvenir que le volume n’est pas proportionnel au niveau. Attention aux capacités laissées pleines après les épreuves hydrauliques. Ces risques concernent aussi une tuyauterie isolée. L’augmentation de température du produit par la soleil peut entraîner des ruptures de joints et/ou même de la tuyauterie, ou tout au moins empêcher l’ouverture de robinet-vanne à opercule.

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A3

8

Il faut prendre l’une des précautions suivantes : - laisser décollée une vanne vers une capacité - si des soupapes d’expansion thermique sont prévues, veiller à ce qu’elles ne soient pas isolées

DN 25 (1")

O DN 20(3/4")

F

F

D SEC 014 A

BAC

Vanne cadenassée ouverte (CO)

D MEQ 3009 A

Soupape d'expansion thermique sur bac de stockage

Soupape d'expansion thermique sur transfert de liquide

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A3

9

Application : Calculer la quantité de propane pur évacuée par une soupape d’expansion thermique placée sur une ligne isolée soumise à une élévation de température. Avec : - ligne : longueur 100 m diamètre nominal 4” (DN 100) section de passage : 82,1 cm2 - température initiale : 20°C - température finale : 40°C

– sur les échangeurs, s'il n'existe pas de soupape d'expansion thermique : ne jamais isoler le fluide froid si le fluide chaud est en service.

Fluide chaud

Fluide froid

Précaution d'exploitation sur un échangeur

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D MTE 1041 B

NE JAMAIS ISOLER LE FLUIDE FROID, SI LE FLUIDE CHAUD EST EN SERVICE

A3

10

•

Capacité à l’équilibre liquide-vapeur

Tant qu’il subsiste un ciel gazeux, la pression augmente avec élévation de température conformément à la courbe de tension de vapeur du corps concerné. L’exemple ci-dessous permet d’observer l’augmentation de pression avec la température dans une sphère de pur.

bar rel.

50°C

D SEC 015 A

20 °C

bar rel.

Les pressions qui en découlent sont moins importantes que dans le cas précédent et n’engendrent généralement pas de risques particuliers. Néanmoins il faut tenir compte de cette propriété physique lors de toute opération inhabituelle : détournement de produit, démarrage, conditions climatiques inhabituelles, … b - Apport de chaleur avec changement d'état La vaporisation du liquide s'accompagne : - d'une consommation d'énergie appelée chaleur latente de vaporisation - d'une augmentation très importante de volume Dans le cas de l'eau : à 100°C et à la pression atmosphérique, l'eau donne un volume de vapeur environ 1600 fois plus grand que son volume à l'état liquide. Aussi l'eau qui entre accidentellement dans une installation, si elle est vaporisée par un produit chaud, peut occasionner une rupture de l'installation. On comprend donc que les surpressions puissent se produire dans des équipements lors de la vaporisation de quantité même faible d'eau si le volume offert à la vapeur n'est pas suffisant. Le risque de surpression augmente bien entendu avec la température. Il peut y avoir destruction de l'équipement intérieur et même éclatement.

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A3

11

Ainsi dans un bac de stockage : - lors de la rupture d’un serpentin dans un bac de stockage de produits réchauffés, on se trouve en présence d’un débordement avec moussage (FROTH-OVER). C’est la mise en ébullition d’eau dans un produit chaud, non en feu

T > 100°C

D SEC 016 A

VAPEUR PV

CONDENSAT

- lors d’un feu dans le réservoir on peut rencontrer : • une émulsion en surface avec débordement par présence d’eau provenant de l’arrosage ou de la mousse (SLOP OVER) • une vaporisation dans la masse (BOIL OVER) provoquée par le produit qui, en brûlant, crée une onde de chaleur qui se déplace vers le fond du réservoir et provoque l’ébullition de l’eau libre située en fond de bac

Fractions lourdes coulant

Eau libre ou en émulsion Phénomène de boil-over 00549_A_F

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D SEC 3000 A

Ondes de chaleur

Fractions légères distillantes Fractions légères remontant

A3

12

D SEC 018 A

Le produit enflammé, projeté dans les airs, génère une véritable boule de feu.

Rupture d’un bac de stockage lors d'un boil-over (toit sans soudure frangible) En opération, les précautions suivantes sont à prendre : – contrôle de l'absence d’eau dans les coulages vers les bacs de stockage traitant des produits chauds non aqueux – purge en point bas dans les tuyauteries et les capacités de stockage où peut s’accumuler de l’eau – drainage complet de l’eau résiduelle après des épreuves d’étanchéité hydraulique avant tout démarrage des unités à risques – vérification de l’absence d’eau dans les réservoirs de vidange (fût, “tonne à vide”, …) avant l’admission de produit chaud – vérification du bon fonctionnement des purgeurs sur les lignes de vapeur d’eau pour éviter les "marteaux d'eau". Vapeur

Condensats

D SEC 021 A

PV

– pas d’utilisation de la vapeur d’eau dans les serpentins de réchauffage de réservoir de stockage contenant des produits stockés à une température supérieure à 80-90°C. 00549_A_F

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A3

13

2-

RETRAIT DE CHALEUR Un retrait de chaleur a les conséquences inverses : – diminution de la température du corps sans changement d’état physique avec contraction par augmentation de la masse volumique – changement d’état physique, ce qui signifie : • condensation pour une vapeur • solidification pour un liquide Dans les deux cas, une mise sous vide est à craindre si la capacité considérée est isolée. Elle sera néanmoins bien plus importante lors de condensation de vapeur. Il peut y avoir déformation et même “implosion” du matériel. Les exemples ci-dessous illustrent ce risque.

F

F

retrait de 120

chaleur

50

°C

°C eau

F

F

D SEC 030 A

Mise sous vide d'un récipient sous pression

Mise sous vide d’un bac de stockage 00549_A_F

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A3

14

Les accidents les plus fréquents sur les équipements isolés se produisent lors de refroidissement inopinés (pluie, baisse de la température extérieure, …) : -

par condensation de la vapeur d’eau lors de manœuvre de dégazage ou de désaération par condensation de la vapeur d’eau contenue dans l’air (bac de stockage, silos, …) pendant le transport de produits chauds

Les précautions nécessaires sont les suivantes : - mettre les évents et les purges à l’air libre s’il n’y a pas de risque de mélange explosif, et vérifier qu’ils ne sont pas bouchés - maintenir une légère surpression par : • l’addition d’un corps pur léger (exemple : propane dans butane) • du gaz inerte • du gaz de chauffe - vérifier le bon fonctionnement des soupapes de respiration double effet sur les bacs de stockage Les risque existe aussi dans une capacité contenant un corps à l’équilibre liquide-vapeur. En effet, selon la température certains corps ont une tension de vapeur inférieure à la pression atmosphérique. Dans le cas du n-butane pur, ceci est illustré par l’exemple dessous :

Bar rel.

Bar rel.

20 °C n. Butane à l'équilibre

D SEC 1223 B

n. Butane gazeux

0 °C

Évolution de la pression dans un wagon-citerne de butane

Par temps froid pour éviter la mise sous vide, il peut être nécessaire de pressuriser les capacités (sphère, wagons-réservoirs, habituellement en pression).

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A3

15

3-

VAPORISATION D’UN LIQUIDE PAR DÉTENTE a - Risques de givrage Lors d’une vaporisation par baisse de pression dans une vanne, il n’y a pratiquement pas d’échange thermique avec le milieu ambiant. La chaleur latente nécessaire à la vaporisation du liquide est prise au liquide lui-même. La baisse de température qui en découle amène en présence d’humidité, un givrage au point de détente et peut créer des blocages par le gel de l’eau ou par la formation d’hydrates. Lors d’une prise d’échantillon de gaz liquéfiés pour permettre en cas d’incidents chaque vanne soit manœuvrable :

2 D SEC 024 A

1

• ouvrir dans l’ordre, les robinets 1 puis 2 • lorsque la prise est terminée, fermer 2 puis 1 • décomprimer le flexible en ouvrant 3 • décomprimer la ligne entre 1 et 2 en ouvrant 2, puis fermer 2

3

Ceci est bien entendu aussi valable pôur une purge de gaz liquéfiés. b - Formation d’hydrates • Hydrates d'hydrocarbures Les hydrates sont des structures cristallines qui peuvent se former lorsqu’on met des hydrocarbures et de l’eau en présence dans certaines conditions. Il est admis que les hydrates sont des inclusions de molécules de gaz dans les espaces laissés libres dans un réseau cristallin de molécules d’eau avec de faibles liaisons chimiques entre le gaz et l’eau. Deux types d’hydrates ont été mis en évidence :

H

H

H

Molécules d'Hydrocarbures

D CH 3000 A

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

Réseau cristallin de molécules d'eau

Exemple de structure cristalline d'un hydrate (propane)

00549_A_F

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A3

16

-

le premier intéressant les molécules de faibles tailles (méthane, éthane, éthylène) avec pour formules : 7,6 H 2 O 7,6 H 2 O

• CH4 • C2H6

- le second relatif aux molécules plus grosses (propylène, propane, isobutane) comportant 17 molécules d’eau Les tailles des molécules au-delà du n-butane sont trop importantes pour permettre la pénétration dans une cavité du réseau cristallin de sorte que les homologues supérieurs au butane ne peuvent donner lieu à des formations d’hydrates. Les hydrates sont des solides de couleur blanche qui peuvent revêtir différents aspects (neige, givre, cristaux ou arborescences) et dont la densité est d’environ 0,98. Les températures de formation des hydrates dépendent de la pression et de l’hydrocarbure concerné et peuvent être largement situées au-dessus de 0°C. Le diagramme ci-dessous représente les domaines de formation d’hydrates ou d’eau libre pour quelques hydrocarbures : 100 90 80 70

Méthane

atm

60 50

Éthane

40 30

20

Pression

10 9 8 7

Eau liquide + HC liquide

ane

Prop

6

ZONE DE FORMATION D'HYDRATES

5 4 3

tane

Isobu

Eau liquide + vapeur d'HC

ane Eau solide + vapeur d'HC

n-but 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 -5

°C 0

5

10

15

20

30

Température (°C)

0°C

Domaine de formation des hydrates 00549_A_F

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Température

D TH 008 B

2

A3

17

Ces températures n’ont bien entendu aucun rapport avec les températures de solidification des hydrocarbures résumées dans le tableau ci-dessous.

Constituants

Température de solidification (°C)

Méthane

– 182,5

Éthane

– 183

Propane

– 187

Isobutane

– 159,4

Éthylène

– 169,4

Propylène

– 185,4

Lorsque l'hydrate se décompose, il y a libération du gaz contenu dans le réseau cristallin. Ex : 164 cm 3 de méthane gazeux par cm3 d'hydrate solide. • Autres hydrates Il peut y avoir formation d'hydrates avec d'autres gaz tels que le gaz carbonique, l'hydrogène sulfuré, le chlore, le brome.

Gaz

Hydrate / Formule

Couleur

CO 2

CO 2 / 7,6 H2O

Blanchâtre

H 2S

H 2S / 5,07 H2O

Jaunâtre

Cl 2

Cl 2 / 5,75 H2O

Légèrement coloré

Br2

Br2 / 10 H2O

Rougeâtre

• Risques liés aux hydrates Les hydrates occupent un volume important étant donné leur faible masse volumique. Ils sont capables de boucher en partie ou en totalité les équipements tels que lignes, filtres, robinetterie, … Ils peuvent s'accumuler dans les échangeurs, se déposer dans les machines tournantes en entraînant un balourd du rotor générateur de vibrations. L’adhérence aux parois et la dureté du bloc d’hydrates est telle qu’aucun moyen mécanique normal de débouchage ne peut être mise en œuvre. Seul le réchauffage (ex : lance à vapeur) s'avère efficace.

00549_A_F

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18

Pour éviter ces risques il faut : – diminuer la teneur en eau dans le gaz (ex : 0,01 % à 15°C dans le propane) – injecter du méthanol, avide d'eau c - Fuite à l’atmosphère de gaz liquéfiés sous pression Lors d’une fuite de gaz liquéfiés sous pression il y a détente brusque de la pression interne du récipient à pression atmosphérique et donc vaporisation instantanée d’une partie du gaz liquéfié libéré. La partie non vaporisée s’écoule en nappes circulaires et se vaporise lentement grâce aux apports thermiques de l’environnement (conduction et convection avec le sol ou de l’eau, rayonnement solaire, température ambiante, …). Le phénomène est différent dans le cas d’un gaz liquéfié cryogénique stocké à la pression atmosphérique puisque la vaporisation instantanée n’apparaît pas, le produit libéré se répand sur le sol, formant une nappe qui se vaporise peu à peu.

00549_A_F

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A3

A3

19

III - COUPS DE BÉLIER 1-

DESCRIPTION DU PHÉNOMÈNE Un coup de bélier est une brusque variation de pression et a pour cause une brutale variation de débit : – fermeture / ouverture de robinets – démarrage / arrêt de pompe (en particulier à distance)

Amont

Aval

Amont

Aval

D SEC 025 A

Dans une tuyauterie où circule du liquide, une fermeture brusque de vanne ne bloque pas immédiatement toute la masse de liquide se trouvant dans la tuyauterie. Ce liquide encore en mouvement vient “s’écraser” sur la face amont de l’opercule de la vanne en produisant une augmentation de pression et de la même façon, la pression en aval de la vanne chute brutalement.

Cette surpression (ou dépression) localisée sur une petite longueur va se déplacer sous forme d’une onde le long de la conduite (à la vitesse du son dans le liquide ≅ 1 km/s) jusqu’à ce qu’elle rencontre un obstacle qui la fait repartir dans l’autre sens. On crée ainsi un mouvement de va et vient de surpression et de dépression qui diminue avec le temps grâce aux frottements qui amortissent le mouvement. La valeur de la surpression atteinte est fonction de la vitesse de fermeture de la vanne. Une formule simplifiée permet d’estimer cette surpression.

∆P = surpression en bar L = longueur de la tuyauterie en m t = durée de la fermeture de la vanne en s ∆P =

L . (V 1 – V2 ) t . 50 v 1 = vitesse du produit ligne en service en m/s v 2 = vitesse après fermeture vanne = 0 m/s

00549_A_F

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A3

20

Application : Calculer la surpression atteinte dans le cas suivant : Débit = Diamètre tuyauterie = Longueur de la tuyauterie = Temps de fermeture de la vanne =

100

DN 8

Sé rie

0 Sé

F-

4"

rie F

Sch

40

- 3" S

ch 4 0

Sch 40 rie F - 2"

40

DN

8

5S éri

eF

-5

"S

ch

9

DN 50 Sé

10

Vitesse en m/sec.

11

DN

12

7

6

0

h4

c "S

eF

-6

éri 0S

5 DN

15

4 0

ch 4

3

0 N 20

ie Sér

"S F-8

D

" Sch

50 S

DN 2

F - 12"

Série DN 300

1

40

Sch 40

e F - 16" Sch

DN 400 Séri

40

Débits en m3/h

50

100

150

200

250

300

350

Relation vitesse-débit dans une conduite en fonction du diamètre 00549_A_F

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400

D SEC 032 A

2

- 10 érie F

A3

21

2-

EFFETS DE COUPS DE BÉLIER ET PRÉVENTION Les coups de bélier par la surpression ou la dépression qu’ils occasionnent peuvent être la cause de chocs et de ruptures d’éléments de tuyauterie (en particulier en plastique où les phénomènes sont fréquents) ou de pièces mécaniques : joints, corps de pompe, boulonnerie de brides, clapets, … Pour prévenir ces incidents, deux solutions peuvent se présenter : •

la non création du coup de bélier la surpression de la variation de pression par un équipement approprié

Éviter le coup de bélier

L’amplitude de la surpression dépend essentiellement de la vitesse de variation du débit. Il suffit donc de s’attacher à ne produire que des variations lentes du débit. Il est ainsi recommandé de : – – – – –

démarrer une pompe vanne de refoulement fermée d’arrêter une pompe après avoir fermé la vanne de refoulement d’ouvrir ou fermer les robinets manuels progressivement (attention aux vannes 1/4 tour) de prévoir des temps raisonnables d'ouverture / fermeture des robinets motorisés de remplir lentement une canalisation vide

vanne ouverte brusquement

Vanne fermée

Impact du front du liquide =

surpression

D SEC 026 A

Air

Coup de bélier à l'ouverture d'une vanne

•

Se prémunir contre les coups de bélier

Il est cependant très difficile d’éviter tous les coups de bélier : – un arrêt brutal de pompe n’est pas souvent précédé par la fermeture de la vanne de refoulement – les automatismes de chargement créent systématiquement des coups de bélier Des équipements de protection peuvent être prévus : – soit pour amortir les coups de bélier par exemple avec une capacité antipulsatoire – soit pour se protéger contre des surpressions occasionnelles importantes par exemple avec une soupape ou un disque d’éclatement. 00549_A_F

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A3

22

Pour éviter la dissolution du gaz dans le liquide, on utilise des bouteilles à membranes de type Olaer. La pression de gonflage est fonction des caractéristiques du circuit. Une bouteille ne peut amortir qu’une seule fréquence. On n'est donc pas protégé dans le cas d'une pompe à vitesse variable

Orifice de gonflage Ouvert Gaz comprimé

D SEC 027 B

Vessie

Bouteille anti-pulsatoire de type Olaer

Clapet Neyric sur réseau d'eau incendie

Systèmes de protection contre les surpressions et les dépressions

00549_A_F

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-150

-140 -130 -120 -110

-100

-90

-80

-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

e

80

ta n

n-H

ta ep

ne

4

5

6

9 8 7

10

15

00549_A_F

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D PPC 010 A

-200

0,1

0,2

90

100

110

120 130 140

0,4

0,4

150

160 170 180 190

Température (°C)

0,5

0,5

200

0,1

0,2

0,3

0,6

0,6

0,3

0,9 0,8 0,7

1

0,9 0,8 0,7

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DE QUELQUES HYDROCARBURES (Origine équation d'Antoine)

e tan u B ne e ta n tan n n e e P n-P is o ne xa e n-H

2

is

u oB

20

30

40

50

200

2

-190 -180 -170 -160

e e lèn y an p p o o Pr Pr

100

3

1

10

0

3

4

5

6

9 8 7

15

20

30

40

Pression (Atm)

ne

th a

Mé

50

-100

e

lè n

Eth y

ne

ha

Et

-200

23

A3

A3

24

400 300 200

Pression (bar)

500

Point critique 221,29 bar

C

374,15 °C 100 90 80 70 60 50 40 30 20

10 9 8 7 6 5 4 3 2

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

COURBE DE TENSION DE VAPEUR DE L'EAU DE 50 °C AU POINT CRITIQUE

0,3

Température (°C) 0,1

50

100

150

200

250

300

00549_A_F

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350

400

D TH 018 E

0,2

00549_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Pression (bar)

PT

-100

-90

-90

-80

-80

-70

PT

-70

-60

PT

-60

-50

-50 -40

-40

-30

-30

-20

-20

-10

-10

0

2 CO

0

10

10

20

HC

20

I

30

30

40

40

50

50

60

60

70

70

80

80

100

90

100

NH 3

90

110

110

120

Cl 2

120

130

130

150

150

l CC 4

F3

140

Br

140

160

160

170

HF

170

190

200 210

180

190

200

210

Température (°C)

180

220

230

240

220

230

240

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DE QUELQUES COMPOSÉS CHIMIQUES — Origine équation d'Antoine —

D TH 1005 A

0,09 0,08 0,07 PT 0,06 0,05 -130 -120 -110

0,1

0,2

0,3

0,4

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

1

2

3

4

9 8 7 6 5

10

20

30

40

50

90 80 70 60

100

-100

BF 3

-130 -120 -110 150

250

0,09 0,08 0,07 0,06 0,05

0,1

0,2

0,3

0,4

1

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

2

3

4

9 8 7 6 5

10

20

30

40

50

90 80 70 60

100

150

250

25

A3

A3

26

VARIATION DE LA DENSITÉ DE QUELQUES LIQUIDES AVEC LA TEMPÉRATURE

Nom

Densité d

Formule -80°C

Acétaldehyde

-60°C

-40°C

-20°C

0°c

20°C

40°C

60°C

0,791

0,765

0,74

80°C

100°C

0,98

0,96

C 2H 4O

0,78

Acétate de butyle

C 6H12O2

0,882

Acétate d'éthyle

C 4H8O2

Acétone

C 3H 6O

Acide acétique

C 2H 4O 2

1,049

1,028

1,003

Acide formique

CH2O2

1,221

1,192

1,169

Acrylonitrile

C 3H 3N

0,806

Anhydride acétique

C 4H 6O 3

1,082

C 6H 4

0,879

0,858

0,836

0,815

0,793

0,500

0,488

1,203

1,113

Benzène Butane

n-butane

C 4H10

150°C

200°C

0,731

0,661

0,901 0,855

0,674

0,658

0,640

0,832

0,811

0,621

0,601

0,579

0,555

0,528

0,605

0,584

0,559

0,534

0,505

1,571

1,522

1,448

1,411

1,348

1,279

1,13

1,108

1,087

1,065

1,04

1,02

0,96

0,896

1,64

1,60

1,56

1,52

1,48

1,43

1,40

1,36

1,32

1,21

1,06 0,90

isobutane Chlore (liquide)

Cl2

Chlorobenzène

C 6H5Cl

Chloroforme

CHCl 3

Chlorure de méthyle

CH3Cl

1,101

1,067

1,031

0,997

0,960

0,921

0,881

0,837

0,790

0,733

Chlorure de méthylène

CH2Cl2

1,49

1,455

1,42

1,385

1,35

1,318

1,28

1,248

1,212

1,175

1,06

Chlorure de vinyle

C 2H3Cl

1,06

1,03

1,00

0,975

0,945

0,915

0,88

0,845

0,80

0,745

0,51

Cyclohexane

C 6H12

0,78

0,76

0,74

0,72

Diéthylène glycol

C 4H10O3

Éthanol

C 2H 6O 2

Éthylène glycol

C 2H 6O 2

Formaldéhyde

CH2O

Fréon 22

CHClF 2

Furfural

C 5H 4O 2

Glycérine

C 3H 8O 3

Méthanol

CH4O

Mercure

0,835

C 2H 4O

Propane (liquide)

C 3H 8

Styrène

1,135

1,122

1,107

1,091

1,075

1,06

1,02

0,806

0,789

0,765

0,745

0,736

0,716

0,645

0,50

1,127

1,113

1,098

1,083

1,069

1,054

1,017

0,974

1,512

1,465

1,411

1,350

1,285

1,213

1,133

1,16 0,880

0,862

0,845

1,263

1,251

1,237

1,224

1,21

1,17

1,132

0,827

0,810

0,792

0,774

0,755

0,736

0,714

0,646

0,563

13,64

13,60

13,55

13,50

1,203

1,018

C 6H3NO2

Oxyde d'éthylène Soufre fondu

0,82 0,815

Hg

Nitrobenzène

0,624

0,603

1,182

1,163

1,142

1,122

1,071

0,95

0,92

0,891

0,864

0,834

0,804

0,78

0,75

0,63

0,579

0,556

0,530

0,502

0,469

0,433 1,80

1,78

S C 8H 8

Tetrachl. de carbone

CCl4

Toluène

C 7H 8

Trichloréthylène

C 2HCl3

Urée (fondue)

CH4N2O

m-xylène Xylène

0,855

o-xylène p-xylène

C 8H10

1,76

0,907 0,960

1,67

1,63

1,585

1,545

1,505

1,46

1,42

1,31

1,18

0,942

0,923

0,905

0,886

0,868

0,849

0,830

0,811

0,791

0,739

0,679

1,60

1,57

1,535

1,50

1,465

1,43

1,395

1,36

1,33

1,24

1,13

1,335 0,885

0,866

0,851

0,833

0,814

0,793

0,738

0,68

0,91

0,881

0,865

0,846

0,83

0,812

0,764

0,708

0,861

0,84

0,823

0,805

0,786

0,738

0,682

00549_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Information Amont - Aval - Transport

INFORMATION AMONT

B1

FORMATION - EXPLORATION ET PRODUCTION DES GISEMENTS

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - FORMATION DES COMBUSTIBLES FOSSILES ..................................................................... 1 1 2 -

Formation des hydrocarbures ...................................................................................................... 1 Formation du charbon .................................................................................................................. 4

II - GISEMENT ................................................................................................................................ 5 1 2 3 4

-

Formation d'un gisement.............................................................................................................. 5 Caractéristiques d'un gisement .................................................................................................... 8 Connaissance d'un gisement .......................................................................................................9 Mécanismes de drainage d'un gisement.................................................................................... 10

III - FORAGE PÉTROLIER ............................................................................................................ 12 1 2 3 4 5 6 7 8

-

Architecture d'un forage .............................................................................................................12 Trépans ...................................................................................................................................... 13 Fluide de forage .........................................................................................................................14 Tubage et cimentation................................................................................................................ 15 Obturateurs de sécurité.............................................................................................................. 15 Plate-forme de forage (Rig)........................................................................................................ 16 Cas particulier des forages marins (offshore) ............................................................................17 Forages complexes .................................................................................................................... 18

IV - ÉQUIPEMENTS D'UN PUITS ................................................................................................. 18 1 2 3 -

Production naturelle ...................................................................................................................18 Production activée...................................................................................................................... 19 Tête de puits...............................................................................................................................21

V - INSTALLATIONS DE SURFACE ............................................................................................ 22 1 2 3 -

Traitement du pétrole brut .......................................................................................................... 22 Traitement du gaz ...................................................................................................................... 23 Traitements dans les stations satellites...................................................................................... 25

PP DIV - 02082_A_F - Rév. 1

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03/03/2005

-0

1

I-

B 1 -0

FORMATION DES COMBUSTIBLES FOSSILES Les termes de "combustibles fossiles" font référence aux hydrocarbures – pétrole brut et gaz naturel – ainsi qu'au charbon.

1 - FORMATION DES HYDROCARBURES a - Formation du kérogène La formation des hydrocarbures est l'aboutissement d'un long processus de sédimentation de la matière organique (plusieurs millions d'années). Sur notre planète des organismes vivants meurent en permanence. Ces organismes sont composés pour l'essentiel de carbone, hydrogène, oxygène et azote sous forme de molécules complexes. À la mort de ces organismes, les molécules complexes se décomposent en molécules plus simples (CO 2 par exemple) qui sont pour la plus grande partie recyclées rapidement par la biosphère. Toutefois, une faible partie (moins de 1 %) de la matière organique se dépose et est entraînée vers le fond des mers et océans : – soit par processus alluvionnaire provenant de l'érosion des continents : charge terrigène – soit par dépôt de la matière organique provenant des océans eux-mêmes (plancton) : charge allochimique. Charge térrigène + organique

Charge allochimique + organique

1 2 3

Couches en décomposition

Mécanisme de sédimentation 02082_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PPC 1075 B

Animaux et végétaux

2

B 1 -0

Les sédiments minéraux en formation contiennent donc une part plus ou moins forte de matière organique qui s'y trouve piégée. Dans le sédiment, la quantité d'oxygène libre est faible et rapidement consommée par l'oxydation d'une partie de la matière organique. On se retrouve donc rapidement dans un milieu dépourvu de O2 libre appelé milieu anaérobie. Dans ce milieu, la transformation se fait grâce à l'action des bactéries anaérobies qui utilisent l'oxygène et l'azote contenus dans les molécules organiques, laissant ainsi le carbone et l'hydrogène qui peuvent alors se combiner pour former de nouvelles molécules : les hydrocarbures. Cette première transformation par les bactéries – transformation biochimique – conduit à la formation d'un composé solide appelé kérogène disséminé sous forme de petits filets dans le sédiment minéral appelé roche-mère. À ce stade, des atomes de carbone et d'hydrogène s'unissent afin de former une molécule simple, le méthane (CH4). Ce gaz qui se forme dans les couches supérieures du sédiment est appelé méthane biochimique car il est le produit d'une dégradation biochimique. Matière organique

CH4 + H2O

dégradation biochimique

De plus, les bactéries sont également responsables de la formation d'hydrogène sulfuré (H2S) par dégradation des sulfates dissous dans l'eau. b - Formation de l'huile et du gaz Filet de kérogène Roche mère Enfouissement et pyrolyse

D PPC 1271 A

Formation du kérogène

Filet d'hydrocarbures

Formation des hydrocarbures Par suite des mouvements très lents de la croûte terrestre, les sédiments s’enfoncent et la température ainsi que la pression ambiantes augmentent. Le kérogène va alors subir une dégradation thermique – phénomène de pyrolyse – conduisant à l’apparition de molécules d'hydrocarbures de plus en plus complexes. Ce phénomène provoque également une expulsion d’eau et de CO2 plus ou moins importante selon la quantité initiale d’oxygène. 02082_A_F

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B 1 -0

La roche-mère doit être suffisamment imperméable afin que le temps de séjour du kérogène soit suffisamment long pour que le phénomène de pyrolyse ait lieu. Les phénomènes conduisant à la transformation du kérogène vont dépendre des conditions de température et de pression et donc de la profondeur d’enfouissement.

Profondeur (m) MATIÈRE ORGANIQUE Dégradation biochimique (méthane biochimique)

0

C-H-O-N O-N —> soustraction

KÉROGÈNE

1000

Dégradation thermique 2000 Huile

Fenêtre à huile Gaz

4000

Résidu de carbone C

H-C 0

20 40 60 Hydrocarbures générés (%)

80

Fenêtre à gaz D PPC 1272 A

3000

Formation de l’huile et du gaz – À partir de 1000 m la dégradation thermique prend le pas sur la dégradation biochimique. – Entre 1000 et 2000 m le kérogène se transforme en huile (pétrole brut) pour l'essentiel, avec une petite partie de gaz. – Entre 2000 et 3000 m , le kérogène produit un maximum d’huile. C’est la "fenêtre à huile”. – Au-delà de 3000 m, la fraction de gaz devient plus forte car le phénomène de pyrolyse est plus important et conduit à une dégradation de l’huile produite. C’est la “fenêtre à gaz”. La formation d‘huile (pétrole but) s'accompagne pratiquement toujours de formation de gaz en plus ou moins grande quantité selon les conditions de la transformation thermique qui s’est produite. Dans la zone de la “fenêtre à huile”, il peut également y avoir formation d‘hydrogène sulfuré lors de la dégradation thermique du kérogène. Ce composé peut aussi être obtenu par un phénomène de réduction des sulfates par les hydrocarbures. La formation des hydrocarbures à partir du kérogène est un processus extrêmement lent s’étalant sur des millions d’années.

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B 1 -0

De plus, la quantité d’hydrocarbures formés représente une très faible part de la masse totale de kérogène.

GAZ

HUILE (pétrole brut)

CHARBON

3.1011 tonnes (0,003% du kérogène)

3.1011 tonnes (0,003% du kérogène)

1013 tonnes (0,1% du kérogène)

D PPC 1273 A

MASSE KÉROGÈNE TERRESTRE` 1016 tonnes

Production des combustibles fossiles à partir du kérogène

2 - FORMATION DU CHARBON Le charbon est une variété de kérogène formée à partir de végétaux supérieurs (arbres, fougères, etc.). L’accumulation importante de ces végétaux dans des conditions anaérobies (zone de grands marécages) provoque l'apparition d’un kérogène dont la proportion est majoritaire par rapport à la partie minérale, contrairement à ce qui se passe pour la formation des hydrocarbures. Lors de la sédimentation, l’élimination des parties volatiles (hydrogène, oxygène et azote) provoquent une concentration du carbone. Marécage

Tourbe (50 % C)

ENF OUI SSE ME NT

D PPC 1274 A

Lignite (72 % C)

Houille (85 % C)

Anthracite (93 % C) Formation du charbon 02082_A_F

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B 1 -0

Le premier stade de la sédimentation conduit à la tourbe. Puis, l’effet de pyrolyse dû à l’enfouissement conduit progressivement au lignite (70 % de C), à la houille et finalement à l’anthracite (> 90 % de C). Comme pour les autres kérogènes, la formation du charbon s’accompagne également de formation d’huile et de gaz (le redouté méthane ou “grisou”).

II -

GISEMENT Pour que les hydrocarbures soient exploitables, il faut que des quantités significatives d’huile ou de gaz soient accumulées dans des zones de taille limitée. Ce sont les conditions que l’on trouve dans les gisements.

1 - FORMATION D’UN GISEMENT Lors de la formation de l’huile et du gaz à partir du kérogène, les gouttelettes d’hydrocarbure sont disséminées dans la roche-mère et ne pourraient pas être exploitées si des phénomènes de migration et de concentration ne s’étaient pas produits. a - Processus de migration Gouttelettes d'hydrocarbures en transit

Pétrole

Particules

D PPC 1275 A

Gouttelettes d'hydrocarbures dissiminées

Roche-mère

Migration

Roche-réservoir

Migration des hydrocarbures

Quand la pression du gaz formé lors de la pyrolyse du kérogène en profondeur devient suffisante pour vaincre l’”imperméabilité” de la roche-mère, elle permet une migration des fractions liquide et gazeuse à travers les pores de la roche-mère. On dit que les hydrocarbures sont “expulsés” de la roche-mère et subissent une migration primaire. Ils entament alors une migration secondaire vers le haut en étant transportés, essentiellement, sous l’effet de la pression de l’eau à travers une roche perméable.

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B 1 -0

Lors de leur remontée, les hydrocarbures sont arrêtés par une couche imperméable, se concentrent dans les pores de la roche perméable et forment une accumulation : la roche s’appelle alors rocheréservoir.

Indice de surface

Couverture

Co

2

re oir

erv

s e ré

h Roc

e-m

h Roc

è re

2

1

1

Migration primaire

2 Migration secondaire

1

D PPC 1276 A

rtu uve

Migration des hydrocarbures

b - Formation d'un piège La migration des hydrocarbures se fait grâce au déplacement de l’eau dans les formations rocheuses. En effet, les eaux souterraines se trouvent non seulement dans les couches superficielles mais également en grande profondeur où elles circulent très lentement. Ce sont elles qui en migrant entraînent les gouttelettes d’hydrocarbures.

Cristaux de roche

IMPERMÉABLE (ANTICLINAL)

ROCHE POREUSE CONTENANT DU GAZ

ROCHE DE COUVERTURE

POINT DE FUITE

EAU

ROCHE POREUSE CONTENANT DU PETROLE EAU

Pétrole contenant du gaz dissous

EAU EAU

Représentation microscopique de roche-réservoir

Formation de gisement dans les roches-réservoirs 02082_A_F

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D PPC 1076 A

ROCHE POREUSE CONTENANT DU PÉTROLE ET DU GAZ DISSOUS

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B 1 -0

Le schéma ci-dessus décrit une situation commune et recherchée où le piège constitué par la rocheréservoir est situé au sommet de plis anticlinaux où alternent roches perméables (roches-réservoirs) et roches imperméables (roches de couverture). On trouve également d’autres situations propices à la formation de pièges : – couche perméable coincée sous des couches imperméables dans un biseau formé par le déplacement de couches à la faveur d’une faille

Roche imperméable de couverture Roche réservoir de gaz

D PPC 1277 A

Roche réservoir d'huile

Eau Piège associé à une faille

– lentilles sableuses contenues dans des couches imperméables – pièges associés à des dômes de sel imperméables

Roche imperméable de couverture

Dôme de sel imperméable Eau Piège associé à un dôme de sel

02082_A_F

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D PPC 1277 B

Roche réservoir de gaz Roche réservoir d'huile

8

c - Autres situations – Une roche-réservoir étanche et ancienne peut être prise dans le mouvement des plaques terrestres et donc subir un enfouissement. De ce fait, le pétrole contenu dans la rocheréservoir est soumis à une nouvelle pyrolyse par effet de la température augmentant avec la profondeur. Dans ce cas, l’effet de pyrolyse va produire du gaz et un résidu lourd sous forme de bitumes. L’enfouissement d’une roche-réservoir de pétrole peut donc conduire à la formation d’un gisement essentiellement gazier en général situé plus en profondeur qu’un gisement pétrolier. – Si aucune couche imperméable n’arrête la migration des hydrocarbures, ceux-ci parviennent au niveau du sol. Sous l’effet des bactéries, les hydrocarbures sont dégradés, perdant leurs fractions volatiles et aboutissent à la formation de bitumes. Ces gisements de surface sont connus depuis l’Antiquité et ont en particulier servi pour assurer l’étanchéité des navires en bois ainsi que des bâtiments. Actuellement, la plus grande accumulation connue au monde est constituée par les sables bitumineux de l’Athabasca au Canada. – On trouve également des schistes dits “bitumineux” qui sont en fait constitués de roches et de kérogène n’ayant pas subi de pyrolyse. Il s’agit donc plus de combustibles fossiles assimilables à des charbons.

2 - CARACTÉRISTIQUES D’UN GISEMENT Une roche-réservoir est caractérisée par trois paramètres principaux qui vont déterminer sa potentialité à produire des hydrocarbures : – la porosité est le rapport entre le volume des pores et le volume total de la roche. On s’intéresse particulièrement à la porosité utile, c’est-à-dire l’ensemble des pores communiquant entre eux et avec l’extérieur. Les roches-réservoirs ont des porosités très variables en général comprises entre 5 % et 25 %. – la perméabilité qui caractérise l’aptitude de la roche à laisser s’écouler les hydrocarbures à travers ses pores. Plus la perméabilité est faible, plus l’écoulement sera difficile. Il est à noter qu’une faible perméabilité est moins gênante dans un gisement gazier que dans un gisement d’huile du fait de la plus faible viscosité du gaz – la saturation qui mesure la nature des fluides occupant les pores de la roche-réservoir.

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B 1 -0

9

B 1 -0

Saturation

Valeurs types

Se = saturation en eau

10 % < Se < 100 %

Sh = saturation en huile

0 % < Sh < 85 %

Sg = saturation en gaz

0 % < Sg < 90 %

avec S e + Sh + Sg = 100 % Valeurs types des caractéristiques d’un gisement

3 - CONNAISSANCE D’UN GISEMENT Afin de déterminer les sites possibles à la formation de gisements, on fait appel à la géologie et à la géophysique (gravimétrie, magnétométrie, sismique) de façon à rechercher : – les zones où ont été rassemblées les conditions favorables à la formation d’hydrocarbures (roches-mères) – les zones de migration et de piégeage des hydrocarbures ainsi formés. Si la géologie et la géophysique permettent de déterminer les sites favorables, les techniques actuelles ne permettent pas de connaître la nature du fluide piégé dans la roche-réservoir (qui est souvent de l’eau). Il est donc nécessaire de procéder à des forages d’exploration afin de mieux connaître le gisement au moyen de : – diagraphies (mesures continues des caractéristiques : densité, résistivité, nature des débris, etc., des couches traversées lors du forage) – carottage qui permet de remonter en surface un échantillon de la roche à étudier – diagraphies après forage à l’aide d’appareils de mesure descendus dans le puits à l’extrémité d’un câble (propriétés électriques, radioactives, acoustiques, etc.) – essais de puits afin de déterminer la pression en fond de puits ainsi que la perméabilité de la roche-réservoir aux abords du puits. Cet essai permet également par échantillonnage de déterminer la viscosité du fluide et sa composition. Ces analyses permettent alors de déterminer la structure du gisement ainsi que les quantités d’hydrocarbures récupérables et donc de prendre une décision économique quant à l’exploitation du gisement. Il faut en moyenne 5 à 6 forages d’exploration pour un puits productif. Les tailles et réserves récupérables des gisements varient considérablement d’un site à l’autre. Il y a actuellement dans le monde quelques 30 000 gisements commerciaux dont 400 sont considérés comme “géants” et contiennent 60 % des réserves.

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B 1 -0

4 - MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT Le drainage est l’ensemble des mécanismes qui provoquent le déplacement des fluides à l’intérieur de la roche-réservoir vers le puits de forage. On distingue : – le drainage naturel d’un puits – le drainage assisté a - Mécanisme de drainage naturel (drainage “primaire”) De façon générale, le taux de récupération pour le gaz est bien supérieur à celui de l’huile du fait de la compressibilité du gaz et de sa facilité d’écoulement. En moyenne on obtient les taux de récupération suivants : – 75 % pour le gaz – 30 % maximum pour l’huile La récupération “naturelle” des hydrocarbures à partir de la roche-réservoir met en œuvre plusieurs mécanismes, principalement : – expansion monophasique du gaz et de l’huile : ce mécanisme est efficace pour le gaz par suite de sa compressibilité. Par contre, il l’est peu pour l’huile (quelques pour cent) – expansion du gaz dissous dans l’huile : quand la pression du gisement baisse, il y a désorption et expansion du gaz _ expansion du gaz situé au-dessus du gisement d’huile, le volume d’huile pompé étant compensé par l’expansion du gaz accumulé en partie supérieure du gisement (gas-cap) Huile + gaz vers séparateur

D MEQ 1640 B

Expansion du gaz

Expansion de la nappe aquifère

Drainage naturel résultant de la pression du gaz et de l'eau du gisement – migration de la nappe aquifère : l'eau de la nappe prend la place de l’huile dans les pores de la roche-réservoir. Ce mécanisme et assez efficace car la faible viscosité de l’eau facilite sa pénétration dans les pores de la roche. 02082_A_F

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B 1 -0

b - Drainage assisté (“secondaire et tertiaire”) Afin d’améliorer le taux de récupération de l’huile contenue dans un gisement au-delà de ce qui est imposé par drainage naturel, on met en œuvre des mécanismes de drainage assisté. Le drainage assisté se fait par injection d’énergie au moyen de puits annexes situés à proximité des puits producteurs. Il permet d’augmenter le taux de récupération de l’huile d’environ 10 %. • Pour les réservoirs de faible volume et de structure adaptée, on utilise les mécanismes suivants pour améliorer le drainage de la roche-réservoir : – drainage secondaire : injection d‘eau réalisée dans la nappe aquifère située sous le gisement d’huile ou injection de gaz au-dessus du gisement : on provoque un drainage vertical du réservoir – drainage tertiaire : injection de vapeur d'eau réalisée dans la roche-réservoir en particulier pour les réservoirs d’huile lourde. Injection de produits chimiques (émulsions eau/huile/tensioactifs, solutions de polymères dans l’eau) Huile + gaz vers séparateur Eau

Vapeur

Vapeur

D MEQ 1641 A

Eau

Huile + gaz vers séparateur

Drainage secondaire : augmentation de la pression de l’eau au sein du gisement par injection d’eau

Drainage tertiaire : rendement d’exploitation amélioré par injection de vapeur ou d’additifs chimiques

Drainage assisté du réservoir

D PPC 1278 A

• Pour les réservoirs de grand étendue, on injecte de l’eau et/ou du gaz par des puits injecteurs situés au centre de carrés constitués par les puits producteurs : on provoque ainsi un drainage radial du réservoir

: Puits producteur

: Puits injecteur

Vue de dessus d’un drainage radial de réservoir 02082_A_F

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III -

B 1 -0

FORAGE PÉTROLIER Le forage constitue l’étape essentielle pour l’installation de puits permettant la récupération des hydrocarbures contenus dans la roche-réservoir. La profondeur des forages varie considérablement selon les sites de quelques centaines de mètres à plusieurs milliers de mètres. Les premiers forages réalisés ont été effectués à partir de la terre ferme sous forme de puits verticaux. Depuis lors, les techniques ont considérablement évolué : – forages marins à plus ou moins grande profondeur (offshore) – forages dirigés permettant d’atteindre des réservoirs situés sous des zones peu accessibles – forages complexes permettant d’améliorer le taux de récupération des hydrocarbures

1 - ARCHITECTURE D’UN FORAGE Dans la plupart des cas, un forage est composé de trois parties : – une colonne de surface de quelques centaines de mètres destinée à retenir les terrains de surface et à protéger la nappe phréatique – la colonne intermédiaire qui peut atteindre plusieurs milliers de mètres – finalement la colonne de production située dans la partie pétrolifère et à l’intérieur de laquelle sera installé le tube de collecte des hydrocarbures.

Tube guide Diamètre du forage 24 "

Forage en 17" 1/2

Tubage 13" 3/8

Colonne de surface (-1000 m)

Ciment Forage en 12" 1/4 Colonne de intermédiaire (-3500 m)

Tubage 9" 5/8

Colonne de production (-5000 m)

Forage en 6"

Exemple d'architecture d’un forage 02082_A_F

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D MEQ 1729 A

Forage en 8" 1/2

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B 1 -0

Les premiers forages ont été effectués selon la technique du battage au moyen d’un lourd trépan suspendu à un câble. Cette technique adaptée aux forages de faible profondeur dans des terrains bien consolidés est désormais remplacée, sauf exception, par la technique du forage rotatif (rotary drilling). La technique du forage rotatif consiste à utiliser un trépan disposé à l’extrémité des tiges de forage et que l’on fait tourner. Le forage se réalise sous l’action combinée du poids sur le trépan (plusieurs dizaines de tonnes) et de sa rotation (200 tr/min).

2 - TRÉPANS Les trépans à molettes (ou tricônes) sont constitués de trois molettes dentées en acier très dur. Un filetage permet de visser le trépan sur la tige de forage. Les orifices d’injection du fluide de forage sont situés dans l’axe du trépan ou sur les côtés de l’outil sous forme de jets. Pour les terrains très durs, on utilise des trépans à tête diamantée d’un prix de revient très élevé (5 fois le prix d'un trépan classique). La durée de vie des trépans est fonction des terrains traversés mais est en général d’une centaine d’heures. Le changement d’un trépan nécessite la remontée de l’ensemble des tiges de forage.

D MEQ 1633 A

La vitesse de progression d’un forage est également fonction des terrains traversés et est de l’ordre de quelques mètres par heure.

Exemple de trépans

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B 1 -0

3 - FLUIDE DE FORAGE Afin d‘évacuer tous les débris de roches arrachés par le trépan, on emploie la technique du fluide de forage (ou de curage) qui consiste à injecter un fluide à l’intérieur des tiges de forage qui remonte ensuite dans l’espace annulaire entre le trou lui-même et les tiges de forage. Injection fluide de forage

Tige de forage

Puits Trépan

D MEQ 1729 B

Retour fluide de forage + débris

Évacuation des débris par le fluide de forage

Le fluide ou boue de forage et constitué d'un mélange d'eau et d'argile (bentonite) à 5/10 %. Le fluide de forage a des rôles multiples : – il sert à remonter vers la surface les débris de roche créés par le forage – il permet un refroidissement du trépan et le nettoyage continu du front de taille – il empêche les éboulements grâce à la pression du fluide sur les parois du puits – il retient également les fluides sous pression contenus dans les roches en évitant ainsi leur intrusion dans le puits Le débit du fluide de forage est assuré depuis la surface au moyen de pompes à boue d'un débit de 50 à 150 m3 /h, nécessaire pour avoir une vitesse suffisante de remontée des boues dans l'espace annulaire. La qualité du fluide de forage fait également l'objet d'un contrôle constant de densité et de viscosité.

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4 - TUBAGE ET CIMENTATION Afin de maintenir le puits en état lors de la production des hydrocarbures, il convient d'effectuer un tubage réalisé régulièrement au fur et à mesure de l'avancement du forage. Les tubes sont vissés les uns aux autres et sont descendus dans le puits, celui-ci étant plein de boue de forage. Un mélange eau + ciment est ensuite envoyé à l'intérieur des tubes et refoulé dans l'espace annulaire entre la paroi du puits et le tubage. Après durcissement du ciment (12 à 24 h), on peut continuer la suite du forage. Cette opération de cimentation a principalement pour rôle : – de fixer le tubage aux roches environnantes – de stabiliser le puits avant poursuite du forage – d'éviter la corrosion du tubage – de supporter le tubage qui représente un poids important – de maintenir les fluides à forte pression contenus dans les roches environnantes

5 - OBTURATEURS DE SÉCURITÉ Si la pression hydrostatique exercée par le fluide de forage est insuffisante pour maintenir en place les fluides sous pression contenus dans les roches, il y a un risque de voir apparaître une éruption libre d'hydrocarbures avec éventuellement inflammation au niveau de la tête de puits. Pour éviter cet incident on place en tête de puits un ensemble de vannes particulières appelées obturateurs de sécurité (Blow Out Preventer : BOP) ou blocs d'obturation du puits. On met en place un jeu de deux ou trois obturateurs dont la fermeture est commandée hydrauliquement et pouvant supporter des pressions de 200 à 700 bar.

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6 - PLATE-FORME DE FORAGE (RIG) La plate-forme de forage réunit l'ensemble du matériel permettant le forage d'un puits.

Système d’entraînement de table de rotation

Blocs d’obturation du puits

Palan

Tige d’entraînement

Tête d’injection Tiges de forage

Moteurs diesel

Table de rotation Aire de travail

D MEQ 1632 A

Tiges de forage

Blocs d’obturation du puits

Bac à boues

Pompe d’injection du liquide de curage

Plate-forme de forage rotatif On distingue principalement : – un derrick permettant le levage et la manœuvre des tiges de forage qui se présentent par tronçons d'une dizaine de mètres – un treuil permettant le levage des tiges de forage. Le treuil entraîne un câble passant par une poulie fixe située au sommet du derrick puis par un palan mobile sur lequel est fixé le crochet de levage. La mesure de la tension du câble permet de connaître à tout moment le poids des tiges de forage suspendues au crochet. Par exemple, pour 1000 m de forage le poids est d'environ 30 tonnes – une table de rotation (Rotary table) entraînée par moteur permet de faire tourner l'ensemble tiges et trépan. 02082_A_F

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B 1 -0

La première tige est toujours une tige de section carrée (Kelly) qui vient s'engager dans un logement de même section de la table de rotation et provoque ainsi le mouvement de l'ensemble – des bassins à boues (trois ou quatre) de capacité unitaire de quelques dizaines de m3 – des pompes à boues, pompes volumétriques pouvant refouler à des pressions de 200 à 350 bar et permettant l'injection du fluide de forage à l'intérieur des tiges de forage – les obturateurs de sécurité (BOP) situés en tête de puits.

7-

CAS PARTICULIER DES FORAGES MARINS (OFFSHORE) Les forages marins utilisent les mêmes principes que les forages terrestres avec toutefois des technologies beaucoup plus complexes. Plate-forme fixe

Plate-forme flottante semi-submersible

Navire de forage

Jusqu’à 500 m Plus de 1000 m

D MEQ 1634 A

Jusqu’à 300 m

Installations de forages marins

Selon la profondeur d'eau, les installations de forage sont disposées : – sur une plate-forme autoélévatrice pour une profondeur jusqu'à 100 mètres environ. Cette plate-forme repose sur le fond marin au moyen de jambes dont la longueur est réglable. La plate-forme est située à une vingtaine de mètres au-dessus du niveau de l'eau. L'avantage de cette plate-forme est qu'elle peut être déplacée – sur une plate-forme fixe pour une profondeur jusqu'à 300 mètres environ. Dans ce cas, la plate-forme est fixée au fond marin au moyen de piles en acier. Ce type de plate-forme est fixe – sur une plate-forme semi-submersible comportant des flotteurs immergés maintenus au moyen de lignes d'ancre. Ce type de plate-forme, peu sensible au mouvement de la houle, peut être installé jusqu'à une profondeur de 500 mètres environ – pour des profondeurs plus importantes, on utilise des navires de forage maintenus en place soit par des ancres, soit par des hélices auxiliaires.

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B 1 -0

8 - FORAGES COMPLEXES Ces forages démarrent toujours par un puits vertical qui est ensuite dévié afin d'atteindre les rochesréservoirs (la déviation peut aller jusqu'à l'horizontale). On fore également des puits multidrains, ou multibranches, permettant d'atteindre plusieurs réservoirs à partir du même forage.

Puits horizontaux

D PPC 1279 A

Puits à trajectoires complexes 3 D

Puits multidrains Puits multibranches 3 D

Forages complexes

IV - ÉQUIPEMENT D'UN PUITS Les puits productifs sont classifiés en fonction du mécanisme utilisé pour extraire les hydrocarbures depuis le réservoir jusqu'à la surface : extraction éruptive naturelle ou extraction activée. •

Les puits des réservoirs gaziers produisent naturellement.

•

Les puits de pétrole liquide peuvent produire naturellement mais peuvent également nécessiter une extraction activée afin de maintenir un débit d'huile suffisant.

1 - PRODUCTION NATURELLE La production naturelle d'un puits ne peut se faire que si la pression dans la roche-réservoir est supérieure à la pression résultant de la hauteur hydrostatique du puits. Par exemple pour un brut "moyen" de densité d = 0,860 et une profondeur de puits de 2000 m, la pression dans la roche-réservoir devra être supérieure à environ 200 bar afin d'assurer une production naturelle. De plus, au fur et à mesure que la pression baisse, du gaz dissout dans l'huile se vaporise et forme des bulles au sein du liquide, ce qui facilite la production naturelle. Ce phénomène a toutefois ses limites car si la quantité de gaz désorbé devient trop importante, seule la partie gaz arrive à la surface, la partie huile restant au fond : dans ce cas, il faut avoir recours à la production activée. 02082_A_F

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B 1 -0

Pression tête de puits

GAZ

Réseau de collecte

HUILE Séparateur Débit huile + gaz

Tubage du puits

Pression hydrostatique (hauteur du puits) Roche-réservoir

D MEQ 1730 A

Dispositif d'étanchéité (Packer)

Principe de la production naturelle d'un puits

2 - PRODUCTION ACTIVÉE Il existe plusieurs méthodes de production activée. Seules les plus fréquentes sont décrites ci-après. a - Extraction par poussée de gaz (gas lift) Cette méthode consiste à recréer le principe de la production naturelle en diminuant la pression hydrostatique au fond du puits. Pour cela, on injecte du gaz dans l'espace annulaire entre le tubage du puits et la colonne de production. La colonne de production est munie d'orifices permettant au gaz de passer à l'intérieur de la colonne de production et ainsi d'alléger la colonne de liquide vers la surface (vannes de gas lift). À la sortie du puits, le gaz est séparé de l'huile, recomprimé et réinjecté dans le puits. Ce procédé permet d'extraire plusieurs milliers de m3 par jour. Réglage du débit de gaz

Pression tête de puits

GAZ

Réseau de collecte

HUILE

GAZ Séparateur

Débit huile + gaz

Tubage du puits

Roche-réservoir

Principe de l'extraction par poussée de gaz (gas-lift) 02082_A_F

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D MEQ 1730 B

Vanne de gas-lift Dispositif d'étanchéité (Packer)

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b - Extraction par tige de pompage (Sucker rod pumping) C'est la méthode la plus utilisée. Une pompe à balancier imprime un mouvement alternatif à une tige à l'extrémité de laquelle est fixé un tube plongeur. Ce tube plongeur se déplace dans un corps cylindrique installé au fond du puits. Tube plongeur et corps cylindrique sont munis de clapets à bille. À chaque mouvement alternatif, le tube plongeur se remplit d'huile qui est ensuite évacuée dans la colonne de production vers la surface. Ce procédé, quoique très utilisé, limite toutefois la production d'un puits de 200 à 300 m3 par jour. De plus le débit possible diminue fortement avec la profondeur requise. De 250 m3 /j à 750 m on chute à 25 m3 /j à 3000 m.

D MEQ 1640 D

Huile + gaz vers séparateur

Exploitation avec pompe à piston plongeur

Principe de l'extraction par tige de pompage (Sucker rod pumping)

Colonne de production

Corps cylindrique

Tube plongeur

Fermé

Ouvert

Ouvert

Fermé

Clapet fixe Position base

Position haute

Principe de fonctionnement du tube plongeur 02082_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D MEQ 1731 A

Clapet mobile

21

B 1 -0

c - Pompage par pompe centrifuge immergée Une pompe centrifuge multiétagée est immergée au fond du puits. Le moteur électrique est alimenté depuis la surface par un câble électrique. Ce procédé permet un débit de plusieurs centaines de m 3 par jour.

3 - TÊTE DE PUITS La tête de puits est l'élément essentiel assurant la sécurité du puits. Elle doit pouvoir supporter la pression maximale des hydrocarbures à débit nul.

Chapeau de tête "tree cap" Vanne de curage Vanne latérale de production FMC FMC

Croix de circulation

Vanne maîtresse supèrieure Vanne maîtresse inférieure

Porte duse

Réseau de collecte

Vanne latérale d'accès d'espace annulaire tubing-casing

Assemblage de la tête de puits

02082_A_F

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D MEQ 1732 A

Olive de suspension du tubing

22

B 1 -0

La tête de puits assure plusieurs rôles : – elle supporte le poids de la colonne de production – elle doit assurer l'étanchéité entre le tubage du puits et la colonne de production et l'accès à l'espace annulaire entre tubage et colonne – elle doit permettre l'accès à la colonne de production pour réaliser des travaux sous pression (opérations d'entretien) – elle permet le réglage du débit d'hydrocarbures La tête de puits se présente comme un assemblage assez complexe d'éléments permettant d'assurer les fonctionnalités décrites ci-dessus. De par sa forme, la tête de puits est souvent appelée "Arbre de Noël" (Christmas Tree).

V-

INSTALLATIONS DE SURFACE Les hydrocarbures issus des puits de production ne peuvent pas être vendus tels quels aux différents utilisateurs. Ils doivent subir un certain nombre de traitements sur le champ de production afin de répondre aux spécifications de qualité souhaitées par les clients.

1 - TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT Un gisement de pétrole brut produit un mélange d'hydrocarbures lourds et légers sous forme liquide et gazeuse auquel peuvent s'ajouter des constituants gazeux non hydrocarburés (tels que de l'azote, du gaz carbonique, de l'hydrogène sulfuré, …) de l'eau plus ou moins salée, éventuellement des solides. Les traitements consistent : – à stabiliser le brut en le séparant de la phase gaz – à éliminer l'eau, le sel et les sédiments au moyen d'une installation de dessalage TRAITEMENT DU GAZ Gaz

Eau de dessalage

Gaz Comptage

PÉTROLE BRUT DU PUITS

Dessalage

Séparation

BRUT VERS STOCKAGE

Stabilisation Brut stabilisé + eau

Eau, sel sédiments

Traitement du pétrole brut sur champ de production

02082_A_F

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D MEQ 1733 A

Électrodes

23

Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante : – le brut est envoyé dans des séparateurs successifs ou dans une colonne de façon à provoquer le dégazage des hydrocarbures légers ainsi que la décantation de l'eau. Le brut ainsi obtenu est dit stabilisé – l'effluent gazeux est traité pour une utilisation sur le champ producteur (puits injecteur) ou pour expédition – le brut stabilisé est ensuite mélangé à de l'eau douce et traité dans un dessaleur. Dans le dessaleur, l'eau dissout le sel et entraîne les sédiments par gravité. La séparation gravitaire est en général facilitée en provoquant dans le dessaleur un champ électrique élevé au moyen d'électrodes – le brut dessalé subit ensuite un dégazage final avant expédition vers le stockage. Il est ensuite exporté par navire ou pipe-line Lors de l'expédition du pétrole brut et de sa réception dans une raffinerie, certaines analyses de qualité sont particulièrement vérifiées : – la teneur en eau et sédiments (ou BSW : Basic Sediment and Water) (valeurs habituelles BSW < 0,1 % à 1 %) – la salinité (Salt content) (valeurs habituelles Salinité < 40 à 80 mg/l chlorure de sodium) – la densité D'autres paramètres comme la tension de vapeur, la viscosité, le point d'écoulement sont également importants pour déterminer le mode de stockage et la facilité de pompage. La teneur en H2S est aussi importante pour des raisons de sécurité.

2 - TRAITEMENT DU GAZ Comme pour le pétrole brut, le gaz, à la sortie du puits, peut être accompagné : – de vapeur d'eau ou même d'eau liquide – des constituants non hydrocarburés : azote, gaz carbonique, hydrogène sulfuré – des particules solides De plus, à la sortie du puits, certains hydrocarbures plus lourds à l'état gazeux dans la roche-réservoir peuvent se condenser et former des condensats liquides que l'on doit éliminer. Les traitements du gaz consistent donc : _ à éliminer les composés acides et soufrés (adoucissement) – à le déshydrater – à éliminer les condensats (dégazolinage).

02082_A_F

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B 1 -0

24

B 1 -0 Comptage Compression

H2S CO2

Gaz

Adouccissement (lavage à l'amine)

Déshydratation (lavage au glycol)

Dégazolinage

Condensats

Séparateurs

Eau Condensats

STOCKAGE CONDENSATS

Traitement du gaz sur champ de production

Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante : – l'adoucissement se fait par absorption des composés acides par une solution d'amine. Cette solution est ensuite régénérée et recyclée. L'objectif de ce traitement est d'éliminer les constituants indésirables (H2S, mercaptans, CO 2) qui se révèlent corrosifs en présence d'humidité ou particulièrement dangereux (H2S) – la déshydratation se fait par absorption de l'eau au moyen d'une circulation de glycol. Le glycol est ensuite régénéré et recyclé. L'objectif de l'élimination de l'eau est d'éviter la formation d'hydrates. Les hydrates sont des mélanges de glace eau + hydrocarbures légers particulièrement durs et stables, même à température ambiante. La formation d'hydrates provoque des risques importants de bouchage des canalisations et donc d'interruption de la production. – le dégazolinage consiste à éliminer du gaz les hydrocarbures légers se trouvant sous forme liquide (condensats). Le procédé consiste à refroidir le gaz de façon à condenser les hydrocarbures à éliminer, puis à effectuer une séparation gaz-liquide à basse température (entre + 5° et – 15°C). Après traitement du gaz et avant expédition, les qualités suivantes sont vérifiées : – le point de rosée (c'est-à-dire, lors d'un refroidissement du gaz, la température pour laquelle apparaît la première goutte de liquide) – la teneur en H2S (spécification moyenne Gaz de France ≤ 7 mg/Nm3) – la teneur en autres produis soufrés (dont mercaptans) – la teneur en CO2 (spécification Gaz de France ≤ 2,5 %)

02082_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D MEQ 1734 A

GAZ DU PUITS

GAZ TRAITÉ

25

B 1 -0

3 - TRAITEMENTS DANS LES STATIONS SATELLITES Pour les champs de très grandes dimensions, il existe souvent des stations satellites situées à proximité des puits et dans lesquelles des traitements initiaux sont effectués : – stabilisation du pétrole brut – décantation de l'eau contenue dans le brut – traitement de l'eau pour réinjection dans un puits injecteur Le gaz et le pétrole brut sont ensuite expédiés par pipe-line vers une installation centrale où sont effectués les traitements complets du gaz et du pétrole.

Stockage eau Séparateur brut/eau Puits injecteur d'eau

Traitement de l'eau

Pompe d'injection Séparateur

Puits gazier

Comptage sortie puits Stockage pétrole brut

Séparateurs

Comptage sortie puits

Comptage gaz

D MEQ 1735 A

Réseau de collecte des puits de pétrole

Comptage pétrole

GAZ VERS PIPE-LINE PÉTROLE BRUT VERS PIPE-LINE Exemple de station satellite

02082_A_F

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Récupérateur des vapeurs

Information Amont - Aval - Transport

INFORMATION AVAL

B2

PRINCIPE DU RAFFINAGE Ingénieurs en Sécurité Industrielle

1-

LES OPÉRATIONS DE RAFFINAGE ....................................................................................... 1

2-

CLASSIFICATION DES PRINCIPAUX PRODUITS PÉTROLIERS COMMERCIAUX ............. 1

3-

LES PÉTROLES BRUTS.......................................................................................................... 2

4-

TRAITEMENTS DE RAFFINAGE ............................................................................................. 4

5-

LA CONSTITUTION ET LE CONTRÔLE DES PRODUITS FINIS............................................ 6

6-

LA RAFFINERIE : ORGANISATION GÉNÉRALE .................................................................... 7 PLANCHES : "Objectifs du raffinage" .......................................................................................................................... 8 Principaux critères de qualité des produits pétroliers ............................................................................ 9 Gammes d'hydrocarbures dans les produits pétroliers ........................................................................ 10

RA GEN - 02083_A_F - Rév. 0

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26/01/2005

-1

B 2 -1

1

1-

LES OPÉRATIONS DE RAFFINAGE – – – –

Réception et stockage du pétrole brut Traitement du pétrole brut dans les unités de raffinage - Fabrication des bases Mélange des bases et constitution des produits finis Contrôle laboratoire et expédition des produits

Schéma de fabrication

2-

Transformations

Distillation Fractionnement

Reformage Craquage Viscoréduction Alkylation

Épurations

Lavage, etc... Hydrodésulfuration Tamis Usines à soufre

Stockage

Mélanges

Stockage des produits intermédiaires

Élaboration des produits finis

Expéditions

Rail Route Pipelines

CLASSIFICATION DES PRINCIPAUX PRODUITS PÉTROLIERS COMMERCIAUX PRODUITS NON ÉNERGÉTIQUES

PRODUITS ÉNERGÉTIQUES

PRODUITS LOURDS

PRODUITS INTERMEDIAIRES

ESSENCES

GAZ

CARBURANTS

COMBUSTIBLES

•

Mélange spécial Carburant liquéfié

• Propane commercial • Butane commercial

•

Supercarburant - avec plomb - sans plomb

• Naphta pétrochimique • Essences spéciales • White-spirit

• •

JP 4 JET A1

• Pétrole lampant

• • •

Gasoil moteur Fuel-oil domestique Diesel Marine léger

• Fuel-oil domestique • Fuel lourd n°1 • Fuel lourd n°2

02083_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

• • • •

Bases huiles Paraffines Cires Bitumes

D PCD 057 A

Stockage du brut

Séparations

B 2 -1

2

3-

LES PÉTROLES BRUTS Chaque raffinerie dispose d'une panoplie particulière de pétroles bruts. Ces pétroles bruts donnent des rendements très différents en gaz, essences, produits intermédiaires et produits lourds, et ces rendements peuvent différer notablement de la demande du marché.

0

MARCHÉ FRANÇAIS

PÉTROLE BRUT SAHARIEN (Algérie)

Gaz

Gaz

Essences

Coupes

PÉTROLE BRUT ARABE LÉGER (Arabie Saoudite)

PÉTROLE BRUT SAFANUYAH (Arabie Saoudite)

10 20

essences

30 40 50 60

Produits

Coupes

intermédiaires

intermédiaires

Produits

Coupes

lourds

lourdes

DENSITÉ

0,806

0,855

0,893

°API

44

34

27

TENEUR EN SOUFRE % Poids

0,2

1,7

2,8

70 80 90

02083_A_F

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D PPC 047 A

100 % poids

B 2 -1

3

•

LES PÉTROLES BRUTS se présentent sous la forme de liquides plus ou moins visqueux dont la couleur varie du brun au vert foncé.

•

Ils sont principalement constitués d'HYDROCARBURES, c'est-à-dire de corps composés de CARBONE et d’HYDROGÈNE.

•

Carbone et hydrogène font toute la valeur des pétroles bruts car ce sont des éléments combustibles. Ils se combinent à l'oxygène de l'air en libérant de grandes quantités d'énergie que l'on peut récupérer sous forme d'énergie mécanique (CARBURANT) ou d'énergie thermique (COMBUSTIBLE).

•

Un certain nombre d'hydrocarbures présents dans les pétroles bruts renferment en plus du carbone et de l'hydrogène d'autres éléments chimiques.

•

Ces éléments supplémentaires sont considérés comme des impuretés : il s'agit surtout du SOUFRE mais aussi de l'AZOTE, de l’OXYGÈNE et de certains métaux comme le NICKEL et le VANADIUM.

•

La recherche des proportions des différents éléments présents dans les pétroles bruts conduit au résultat suivant :

CARBONE

84 à 87 % en masse

HYDROGÈNE

11 à 14 % en masse

SOUFRE

0,04 à 6 % en masse

OXYGÈNE

0,1 à 0,5 % en masse

AZOTE

0,1 à 1,5 % en masse

MÉTAUX

0,005 à 0,015 % en masse soit 50 à 150 g/t

•

Le VANADIUM constitue plus de 75 % de la teneur globale en métaux.

•

Les PÉTROLES BRUTS sont aussi accompagnés d'impuretés provenant du gisement ou du transport. Il s'agit de sédiments : sable, débris divers, rouille, d'eau et de sels minéraux.

EAU ET SÉDIMENTS

0,1 à 0,6 % volume

SELS MINÉRAUX

20 à 200 g/t

02083_A_F

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B 2 -1

4

4-

TRAITEMENTS DE RAFFINAGE Tous les pétroles bruts traités dans une raffinerie subissent un premier traitement de séparation qui permet d'obtenir des coupes pétrolières dont les volatilités se rapprochent de celles des produits commerciaux : coupe Gaz, coupes Essence, coupes produits intermédiaires, coupes de produits lourds. Ces séparations sont réalisées dans des unités de fabrication appelées distillation atmosphérique, distillation sous vide, séparation des gaz et essences. COUPES PÉTROLIÈRES

Gaz de raffinerie

SÉPARATION

Propane Butane

COUPES GAZ

DES GAZ ET DES ESSENCES

Essence légère Essence lourde

COUPES ESSENCES

Kérosène

COUPES PÉTROLES BRUTS

DISTILLATION

DE PRODUITS

ATMOSPHÉRIQUE Gazoles

INTERMÉDIAIRES

Distillat

COUPES

DISTILLATION Résidu sous-vide

LOURDS

D PCD 058 A

DE PRODUITS

SOUS VIDE

Les coupes obtenues sont en général au nombre d'une douzaine, leur nature et leur appellation diffèrent selon les sociétés. Ces coupes ne répondent pas aux exigences du marché des produits pétroliers, ni en qualité, ni en quantité.

02083_A_F

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B 2 -1

5

La raffinerie doit être équipée de deux types d'installations dont l'objectif principal est : – –

ou bien d'améliorer les qualités de certaines coupes pétrolières pour en faire des bases utilisables pour constituer les produits finis, ou bien de modifier les rendements des différentes coupes pétrolières obtenues à partir des bruts traités afin de produire les quantités de produits commerciaux exigées par le marché.

L'ajustement des qualités, hors la fabrication des bases huiles, concerne essentiellement l'indice d'octane des essences et la teneur en soufre des produits intermédiaires. l'amélioration de l'indice d'octane est obtenue par le traitement de la coupe essence lourde dans l'unité de reformage catalytique qui produit une base à haut indice d'octane appelée réformat.

Coupe

UNITÉ DE RÉFORMAGE

essence lourde

CATALYTIQUE

–

Essence à haut indice d'octane

D PCD 059 A

–

ou reformat

l'abaissement de la teneur en soufre qui est souvent trop élevée dans les coupes de produits intermédiaires est obtenue dans l'unité de désulfuration des gasoils.

Hydrogène Produit intermédiaire

Coupe à haute

UNITÉ DE DÉSULFURATION

Coupe

teneur en soufre

DES GASOILS

désulfurée

Soufre

D PCD 060 A

Produit intermédiaire

L'ajustement des quantités est obtenu dans certaines unités de conversion comme le craquage catalytique qui transforme une coupe de produit lourd essentiellement en essence à bon indice d'octane mais aussi de gaz et produits intermédiaires (diluant catalytique).

Gaz UNITÉ DE CRAQUAGE CATALYTIQUE

produits lourds (distillat)

Essence de craquage à indice d'octane moyen

F.C.C.

Gasoil / distillat

D PCD 061 A

Coupe de

Résidu sous-vide

UNITÉ DE

Résidu viscoréduit

a viscosité élevée

VISCORÉDUCTION

à plus faible viscosité

02083_A_F

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D PCD 062 A

Certaines unités ont une double fonction comme le viscoréducteur qui abaisse la viscosité du résidu sous-vide tout en diminuant la quantité de fuel lourd fabriqué par la raffinerie.

B 2 -1

6

5-

LA CONSTITUTION ET LE CONTRÔLE DES PRODUITS FINIS Les traitements de raffinage permettent, à partir des pétroles bruts, d'obtenir des bases qui ont des caractéristiques bien particulières et qui sont donc stockées dans des réservoirs séparés. Un produit pétrolier commercial est constitué par le mélange en proportions judicieuses de différentes bases et par l'incorporation d'additifs. L'expérience dans la pondération des caractéristiques des bases permet de connaître les différentes proportions à utiliser pour le mélange. Le mélange peut être réalisé de diverses façons et, en particulier, "en ligne", un calculateur ajustant en continu les proportions des différentes bases intervenant dans l'élaboration du produit. Ainsi la constitution d'un supercarburant sans plomb peut être effectuée par exemple à partir de 6 bases différentes :

BUTANE

Réservoirs de stockage des BASES

Additifs

ISOMÉRAT SUPERCARBURANT REFORMAT

RÉSERVOIR DE PRODUIT FINI ESSENCE DE CRAQUAGE

D PPC 2033 A

ALKYLAT

MTBE-ETBE

Le produit fini ainsi constitué est échantillonné et sa qualité est contrôlée par le laboratoire de la raffinerie qui en autorise l'expédition. Le contrôle de ces propriétés est réalisé par des essais normalisés qui correspondent soit à des mesures de propriétés physico-chimiques, soit à des essais de simulation dans lesquels on place le produit dans des conditions simulant son utilisation. Les exigences de qualité pour les produits se traduisent alors par des spécifications portant sur les résultats des mesures obtenues par les essais normalisés. 02083_A_F

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B 2 -1

7

LA RAFFINERIE : ORGANISATION GÉNÉRALE UNITÉS DE FABRICATION

PÉTROLE BRUT 16

15

1

2

15

21

4

3

PRODUITS SEMI- FINIS ET PRODUITS FINIS

5

20

1

Installations de commande des pipes d'arrivée de brut

2

Stockage pétrole brut

3

Unités de fabrication et leurs utilités

4

Salle de contrôle des unités et mélanges

5

Chaudière

6

Stockage carburants

7

Stockage gasoil

22

7

18

17

8

6

10

8

19 10

EXPÉDITION 14

7

7

11 9

12

8

Stockage fuel-oil

15 Traitement des effluents

9

Stockage bitumes

16 Décantation finale des eaux

10 Mélanges produits blancs

17 Bureaux

11 Mélanges bitumes

18 Restaurant

12 Chargement route

19 Magasin et laboratoire

13 Chargement fer

20 Sécurité et infirmerie

14 Oléoducs pour expédition par voie

21 Arrivée de l'énergie électrique

fluiviale

02083_A_F

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22 Torche

D PCD 064 A

6-

rient

RUSS VENEZU IE EL MEXIQU A E

Autres p ays

Mer du N

ord

NIGERIA - GABON ALGERIE - CONGO - LIBYE

Afrique

ARABIE IRA KOWEIT - K - IRAN QATAR

Moyen o

BRUTS

PÉTROLES

02083_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Huiles de base Paraffines - cires

Autres produits

Bitumes

white spirit essence aviation

Essence spéciales

Naphtas (pétrochimie)

HTS BTS TBTS

Pétrole lampant Diesel marine léger Fuels spéciaux Coke de pétrole

Fuels lourds

Gazole moteu r Fuel oil domestique

Carburéacteur

Jet A1

Gaz de Pétro le Liquéfiés Carburants auto

OBJECTIFS DU RAFFINAGE

.. . . .. . . .. . . .. . ..

Supercarburant sans plomb

Supercarburant

Butane

Propane

CIRES

PRINCIPAUX PRODUITS PÉTROLIERS

CIRES

8

B 2 -1

D PCD 044 A

B 2 -1

9

PRINCIPAUX CRITÈRES DE QUALITÉ DES GRANDS PRODUITS PÉTROLIERS GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIÉS

Composition

Volatilité CARBURANTS-AUTO

CARBURÉACTEUR

INDICES D'OCTANE

Qualité d'utilisation : démarrages, reprises, encrassement moteur.

RON et MON

Aptitude à une combustion sans cliquetis dans le moteur à allumage commandé.

Composition

Sécurité

Qualité de la combustion

Aptitude à une combustion sans risques de détérioration des turbines de réacteurs.

TENUE AU FROID

Aptitude à rester liquide à basse température en altitude.

JET A1

GAZOLE MOTEUR

Sécurité de fonctionnement des installations

% SOUFRE

FUEL OIL

Pollution

TENUE AU FROID

Aptitude à rester liquide à basse température

Indice de cétane

Aptitude à la combustion dans un moteur Diesel (démarrage, bruit, …)

DOMESTIQUE

VISCOSITÉ FUELS LOURDS

HUILES DE BASE MOTEURS

% soufre

Viscosité Indice de viscosité Tenue au froid Pénétrabilité

Aptitude à la pulvérisation

Pollution, corrosion

Aptitude à la lubrification dans toutes les conditions d'utilisation

"Dureté" du bitume

BITUMES Ramollissement

Tenue en température

02083_A_F

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B 2 -1

10

GAMMES D'HYDROCARBURES DANS LES PRODUITS PÉTROLIERS

°C

GAZ + GPL

- 200 G.N.L.

- 100

BUTANE COMMERCIAL

NAPHTA POUR PÉTROCHIMIE

PRODUITS INTERMÉDIAIRES

C2

PROPANE COMMERCIAL

SUPER CARBURANTS

ESSENCES

GPL CARBURANT

GAZOLE MOTEUR FUEL-OIL DOMESTIQUE

CARBURÉACTEUR JET A1

C3 C4 C5 C6 C7 C8

C11

0

+ 100

+ 200

C14 + 300

Gamme des Produits

C25

+ 400

C35

+ 500

C55

+ 600

Température d'ébullition et nombre d'atomes de carbone dans les hydrocarbures

02083_A_F

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D PCD 301 A

FUELS LOURDS

BITUMES

HUILES DE BASE

PARAFFINES

C20

CIRES

PRODUITS LOURDS

C1

Information Amont - Aval - Transport

INFORMATION AVAL

B2

PRINCIPE DU VAPOCRAQUAGE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - BUT DU VAPOCRAQUAGE...................................................................................................... 1 II - PRINCIPE DU VAPOCRAQUAGE............................................................................................ 1 1 2 3

-

Caractéristiques de réactions du procédé .................................................................................................. 1 Mise en œuvre du procédé ......................................................................................................................... 1 Rendement du vapocraquage .................................................................................................................... 2

III - PRINCIPAUX DÉBOUCHÉS DE L'ÉTHYLÈNE ET DU PROPYLÈNE ..................................... 3

PLANCHE : Productions associées à un vapocraqueur de 450 000 t/an d'éthylène

PC VAP - 02084_A_F - Rev. 0

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26/01/2005

-2

1

I-

BUT DU VAPOCRAQUAGE Le vapocraquage ou craquage à la vapeur ou encore steam cracking est le procédé de base de la pétrochimie. En effet, à partir d'éthane, provenant des gisements de gaz naturel, de gaz de pétroles liquéfiés, de coupes pétrolières variées : naphtas, gazoles et parfois distillats sous-vide obtenues par fractionnement des pétroles bruts, le vapocraquage fournit de l'éthylène, du propylène et selon la charge utilisée des quantités notables de butadiène et d'essences riches en hydrocarbures aromatiques. Tous ces composés constituent les matières premières des industries productrices de matières plastiques, de résines, de fibres, d'élastomères, de détergents, etc.

II -

PRINCIPE DU VAPOCRAQUAGE 1-

CARACTÉRISTIQUES DES RÉACTIONS DU PROCÉDÉ Les caractéristiques des réactions chimiques mises en jeu pour produire les hydrocarbures insaturés font apparaître les contraintes suivantes :

2-

-

pression faible pour favoriser la production d'insaturés

-

apport très important de chaleur à un niveau de température très élevé pour porter la charge et la maintenir au niveau thermique nécessaire aux réactions

-

temps de séjour très court et trempe efficace pour éviter la dégradation des produits formés et leur évolution vers le coke

MISE EN ŒUVRE DU PROCÉDÉ La technique adoptée pour répondre à ces différents impératifs est celle du "craquage à la vapeur". Elle consiste à faire passer dans un serpentin placé dans un four la charge préalablement mélangée à de la vapeur d'eau. Portés à haute température, les hydrocarbures sont craqués. Dans cette technique le rôle de la vapeur d'eau est essentiellement d'abaisser la pression partielle des hydrocarbures présents dans le serpentin du four, cette dilution limite également les réactions parasites conduisant en particulier à des dépôts de coke à l'intérieur des tubes du four. Après une trempe brutale les produits résultants sont séparés par distillation. On obtient une panoplie de produits allant de l'hydrogène et du méthane au fuel très aromatique.

02084_A_F

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B 2 -2

2

B 2 -2

Eau + Vapeur Fumée

CHARGES NAPHTA GPL …

HYDROGÈNE MÉTHANE ÉTHYLÈNE ÉTHANE PROPYLÈNE BUTÈNES-BUTADIÈNE ESSENCE FUEL

SÉPARATION

VAPEUR D'EAU Brûleurs FOUR DE PYROLYSE

D MEQ 2682 A

CHAUDIÈRE DE TREMPE Eau

Schéma de principe du vapocraquage

3-

RENDEMENT DU VAPOCRAQUAGE Le schéma ci-dessous représente la gammme des rendements types obtenus à partir de craquage de naphta. % masse

MÉTHANE

10 20 ÉTHYLÈNE NAPHTA Hydrocarbures en C5-C6-C7 principalement

30

COUPE C2

40 ÉTHANE 50 60 70

PROPYLÈNE

COUPE C3

BUTADIÈNE 1 - 3 AUTRES C4

COUPE C4

ESSENCE 90 100

FUEL

D PPC 095 F

80

Exemple de rendements obtenus après craquage de naphta 02084_A_F

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3

L'hydrogène peut, après séparation, être utilisé dans des installations d'hydrogénations sélectives des effluents craqués (coupe C2, coupe C3, coupe C4, coupe essence) : – le méthane est un excellent combustible pour les fours de vapocraquage – la coupe C2 représente l'effluent le plus important et contient surtout de l'éthylène – la coupe C3 est très riche en propylène – la coupe C 4 est constituée à peu près pour moitié de butadiène 1-3. Elle contient également en proportions notables de l'isobutène et du butène 1 – la coupe essence (C5 à C10 ) est très riche en hydrocarbures aromatiques et en dioléfines. La partie C6 de cette essence est notamment riche en benzène que l'on peut purifier – le fuel très aromatique est un combustible lourd de médiocre qualité.

III - PRINCIPAUX DÉBOUCHÉS DES PRODUITS DU VAPOCRAQUAGE Les principaux débouchés des produits issus du vapocraquage sont résumés planche suivante.

02084_A_F

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B 2 -2

1460

NAPHTA

pyrolyse

Fuel de

450

PROPYLENE 220

02084_A_F

„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

COUPE ESSENCE 305

BENZÈNE AUTRES UNITÉS PRODUCTRICES

COUPE C4 125

VAPOCRAQUAGE

Fuel Gas

H2 +

Flux en 1000 t/an

ETHYLENE

+

EXTRACTION BENZÈNE

Raffinat 1

COUPE C4

EXTRACTION BUTADIÈNE

+

+ 85

85

COUPE ESSENCE SANS BENZÈNE

BENZÈNE

Coupe Raffinat 2

55

UNITÉ DE VALORISATION ISOBUTÈNE

BUTADIÈNE

PVC 150

UNITÉ DE VALORISATION AUTRES BUTÉNES

ISOBUTENE

33

STYRENE 115

POLYPROPYLENES 105 ACRYLONITRILE 36 ALCOOLS OXO 23 OXYDE DE PROPYLENE 26 CUMENE 44

OXYDE D'ÉTHYLENE

ETHYLBENZENE

CHLORURE DE VINYLE

POLYETHYLENES 245

PRODUCTIONS ASSOCIÉES A UN VAPOCRAQUEUR DE 450 000 t/an D'ÉTHYLENE

11

26

AUTRES APPLICATIONS

C RÉSIDUAIRE 4 CYCLOHEXANE

AUTRES BUTENES

AUTRES

POLYBUTADIÈNE

CAOUTCHOUC SBR

ACETONE

PHENOL

AUTRES

FIBRES ACRYLIQUES

PLASTIQUES ABS

AUTRES

CAOUTCHOUC SBR

POLYSTYRENES

— Planche n° 1 —

4

B 2 -2

D PCD 142 B

Information Amont - Aval - Transport

INFORMATION TRANSPORT

B3

TRANSPORT MARITIME DU PÉTROLE BRUT ET DES PRODUITS FINIS Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - CARACTÉRISTIQUES GÉNÉRALES ....................................................................................... 1 II - RÈGLES DE CONSTRUCTION DES NAVIRES ....................................................................... 2 1 2 3 -

Convention Marpol .......................................................................................................................2 Navires antérieurs à 1982 ............................................................................................................ 2 Principales évolutions de la construction...................................................................................... 2

III - EXPLOITATION D’UN NAVIRE................................................................................................. 3

Ce document comporte 4 pages PP STT - 01949_B_F - Rév. 1

26/01/2005 „ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

-1

1

I-

B 3 -1

CARACTÉRISTIQUES GÉNÉRALES Il existe plusieurs catégories de navires qui se différencient soit par des caractéristiques nautiques soit par des caractéristiques techniques ou des options, décisions techniques prises lors de la construction en fonction des trafics que l’on souhaite exercer. Parmi les navires pétroliers on utilise souvent les termes suivants qui désignent les différentes classes de tankers en fonction de leur taille. Navires

Caractéristiques

Handy size

Navire travaillant généralement sur les raffinés pouvant accéder à la plupart des ports pétroliers. De 5000 à 50000 tonnes.

Panamax

Navires entre 55000 et 70000 tonnes, longueur maxi de 274,3 m, largeur maxi de 32,2 m (conditions dictées par le passage du canal de Panama)

Aframax

Navires entre 80000 et 120000 tonnes (Average Freight Range Assessment. Navires entre 80000 et 120000 tonnes. Ces tankers sont principalement utilisés sur des transports de brut sur des courtes et moyennes distances et pour des ports aux tirants d’eau admissible limités. Ils permettent également le franchissement du détroit des Dardanelles. Ces navires sont encore appelés classe 6 ou 7 en fonction du tonnage.

Suez Max

Désigne la catégorie susceptible de passer le canal de Suez (20 m de tirant d’eau), mais celle-ci évolue dans le temps en fonction de l’approfondissement du canal. En général c’est la catégorie des navires de 120000 à 150000 tonnes, voire 200000 tonnes.

Very Large Crude Carrier (VLCC)

Navires de 200000 à 320000 tonnes. 20 à 25 m de tirant d’eau, 60 m de large.

Ultra Large Crude Carrier (ULCC)

Navires au-delà de 320000 tonnes.

01949_B_F

„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

2

II -

B 3 -1

RÈGLES DE CONSTRUCTION DES NAVIRES 1-

CONVENTION MARPOL Les navires ont beaucoup évolué au cours des trois dernières décennies principalement suite à plusieurs accidents catastrophiques. Le référentiel en la matière sont les recommandations MARPOL (élaborées par l’Organisation Maritime Internationale) appliquées par les pays signataires de ces conventions.

2-

NAVIRES ANTÉRIEURS À 1982 Ce sont des navires de construction relativement simple et peu sophistiquée, absence de ballasts séparés, peu automatisés. C’est aujourd’hui une catégorie dont il reste de moins en moins de navires.

3-

PRINCIPALES ÉVOLUTIONS DE LA CONSTRUCTION On distingue deux catégories de pétroliers : ceux qui sont destinés au transport de produits pétroliers ou chimiques et ceux qui sont destinés au transport de brut. • Transport de produits raffinés ou chimiques En matière de construction neuve, l’évolution s’est traduite depuis les années 80 par : - la généralisation du ballast séparé sous différentes formes (SBT : Separated Ballast Tank), mais s’orientant vers la double coque (DH : Double Hull) - l’installation de système de production de gaz inerte avec la généralisation du “close loading system” - le développement de la ségrégation complète des différents espaces cargaisons avec des pompes immergées et donc la disparition de la chambre des pompes • Transport de brut (crude tanker) Les principales évolutions se sont traduites, là aussi, par les évolutions du système ballast, la généralisation des doubles fonds (DBT : Double Bottom), et depuis le début des années 80 la généralisation du système de lavage au brut permettant de parfaire les déchargements (COW : Crude Oil Washing). Compartiments remplis de gaz inertes Navigation par satellite

Eau de ballast dans la double coque

Réservoir de carburant dans un endroit protégé

Caractéristiques de construction des navires modernes

01949_B_F

„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D MEQ 1663 A

Double coque

3

B 3 -1

III - EXPLOITATION D’UN NAVIRE Un navire citerne est divisé en trois zones principales : - la zone avant constituée essentiellement de la citerne de proue réservée au ballast (“Peak avant”) - la zone de cargaison où se situent les citernes (“Tanks”) et la chambre des pompes (si elle existe) - la zone arrière où se trouve la salle des machines et les aménagements de vie (Le “Château”)

"Chateau" Zones d

es citern

es 1

13

Peak avant

12

11

13 13 10

2 3 4 5

9 .7

6

4 Peak arrière 1 Passerelle de commandement 2 Timonerie 3 Logement de l’équipage 4 Cantine 5 Cuisine 6 Magasin des vivres

7 8 9 10 11

Installations de pompage Salle des machines Soute à combustible Sloptanks latéraux Citernes latérales pour eau de ballast

Zones principales d’un navire

01949_B_F

„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D MEQ 1644 B

14

12 Citernes latérales de chargement du pétrole 13 Citernes médianes de chargement du pétrole 14 Conduites de chargement et déchargement

Information Amont - Aval - Transport

INFORMATION TRANSPORT

B3

TRANSFORMATION, STOCKAGE ET TRANSPORT DU GAZ NATUREL Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - TRAITEMENT - TRANSFORMATION ET TRANSPORT DU GAZ NATUREL.......................... 1 II - TRANSPORT PAR GAZODUC ................................................................................................. 2

III - TRANSPORT PAR MÉTHANIER .............................................................................................. 3 1 2 3 -

principales étapes ........................................................................................................................ 3 Liquéfaction du gaz naturel .......................................................................................................... 3 Méthanier .....................................................................................................................................5

IV - STOCKAGE CRYOGÉNIQUE DU GAZ NATUREL .................................................................. 7 V - CONVERSION CHIMIQUE DU GAZ NATUREL ....................................................................... 8

PSTT - 02103_A_F - Rév. 2

Ce document comporte 9 pages  2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

18/04/2006

-2

1

TRAITEMENT - TRANSFORMATION ET TRANSPORT DU GAZ NATUREL À la sortie du puits de production le gaz contient des impuretés (H2S, CO2, eau, …) et doit donc subir un certain nombre de traitements de façon à le rendre transportable jusqu'aux lieux de consommation. Les traitements consistent : – à éliminer les composés soufrés au moyen d'une solution d'amine : procédé d'adoucissement – à éliminer l'eau par lavage au glycol pour éviter la formation d'hydrates : procédé de déshydratation – à éliminer les condensats liquides : procédé de dégazolinage – à fractionner le gaz entre : • le gaz naturel à proprement parler constitué pour l'essentiel de méthane et d'éthane (GNL) • les gaz de pétrole liquéfiés constitué de propane et de butane (GPL). Les produits ainsi obtenus peuvent être : – transportés vers les lieux de consommation : • soit par pipe-line (gazoduc) sous forme de gaz comprimé • soit par navire après liquéfaction - méthanier pour le GNL - navires spécialisés pour le transport des GPL – transformés pour le GNL • par conversion chimique pour la fabrication d'un certain nombre de dérivés • par conversion thermique pour la production d'énergie (cogénération). La figure ci-dessous schématise les différents types de transformation et les principaux moyens de transport du gaz naturel et des produits associés : PRODUCTION TRAITEMENT

TRANSPORT

EXPÉDITION

DISTRIBUTION

RÉCEPTION GAZODUC

Liquéfaction

GNL

transfert stockage GNL

stockage transfert GPL

GPL

transfert stockage GPL

stockage transfert condensats

BRUT

transfert stockage condensats

conversion chimique

PRODUITS CHIMIQUES

conversion thermique

CÂBLE ÉLECTRIQUE

Transformation et transport du gaz naturel 02103_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Regazéification

D MEQ 1749 A

PUITS GAZ

TRAITEMENT FRACTIONNEMENT

I-

B 3 -2

2

II -

B 3 -2

TRANSPORT PAR GAZODUC Une chaîne de transport par gazoduc comprend les principales étapes : – collecte des effluents provenant des différents puits – traitements du gaz pour le mettre aux spécifications de transport – compression du gaz si la pression en tête de puits est insuffisante (notamment en phase d'épuisement du gisement) – transport en conduite – recompression en cours de transport, si la distance est importante, pour éviter une chute trop significative de pression – traitement complémentaire éventuel pour mettre le gaz aux spécifications de distribution – stockage et transfert au réseau de distribution – distribution du gaz

TRAITEMENT GAZODUC GAZ NATUREL COMMERCIAL COLLECTE

COMPRESSION

STATION DE RECOMPRESSION

RÉCEPTION STOCKAGE

Chaîne de transport du gaz naturel par gazoduc

02103_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D MEQ 1750 A

GAZODUC GAZ NATUREL DU PUITS

3

B 3 -2

III - TRANSPORT PAR MÉTHANIER 1-

PRINCIPALES ÉTAPES Une chaîne de transport de GNL comprend les principales étapes suivantes : – traitement et transport par gazoduc jusqu'à la côte ; ces opérations sont similaires à celles qui sont réalisées dans la chaîne gazoduc – traitement du gaz produit pour le mettre aux spécifications requises pour la liquéfaction – liquéfaction du gaz, accompagnée ou non d'un fractionnement – stockage et chargement (terminal d'expédition) – transport par méthaniers – réception et stockage – regazéification

GNL

RÉCEPTION STOCKAGE

GAZ NATUREL GAZEUX

GAZ NATUREL GAZEUX LIQUÉFACTION

REGAZÉIFICATION

D MEQ 1751 A

STOCKAGE CHARGEMENT

Chaîne de transport de GNL

2-

LIQUÉFACTION DU GAZ NATUREL Comme indiqué précédemment, le gaz "sortie" du puits est préalablement débarrassé de ses impuretés (condensats, gaz acides, eau) puis fractionné de façon à éliminer les GPL (propane, butane). Le gaz naturel ainsi traité est ensuite liquéfié, stocké et transporté à la pression atmosphérique à une température voisine de la température d'ébullition du méthane (– 161,5°C). En effet, le transport sous pression du gaz naturel a été écarté pour des raisons économiques et de sécurité.

02103_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

4

TRAITEMENTS

FRACTIONNEMENT

Eau Gaz acides Condensats

D SEC 1430 A

GAZ DU PUITS

B 3 -2 GNL (-161,5 °C, 110 kPa)

LIQUÉFACTION

GPL

Schéma de principe de la liquéfaction du gaz naturel

Il existe plusieurs procédés commerciaux pour la liquéfaction du gaz naturel. Le principe consiste à comprimer le gaz puis à abaisser sa température, par paliers successifs, par compression et détente de fluides réfrigérants. La détente finale permet d'atteindre la température de – 161,5°C à la pression atmosphérique.

Cycle propane

1300 kPa

Cycle éthane

2100 kPa

Eau 140 kPa - 35°C Eau 140 kPa - 100°C

Cycle méthane

3300 kPa Eau 140 kPa - 155°C 3900 kPa

Eau

GAZ NATUREL 110 kPa 110 kPa 110 kPa

GAZ COMBUSTIBLE

PC

3800 kPa - 151°C D MEQ 1752 A

110 kPa - 161,5°C

GNL STOCKAGE Principe de la liquéfaction du gaz naturel

02103_A_F

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5

3-

B 3 -2

MÉTHANIER Le transport maritime à basse température du GNL nécessite des conceptions particulières de navires : – navires à cuves intégrées – navires à cuves auto-porteuses a - Navires à cuves intégrées (cuves membranes)

D MEQ 1754 A

Les cuves sont constituées par une membrane métallique résistant aux basses températures. Celle-ci s'appuie sur la double coque du navire par l'intermédiaire d'un isolant et d'une barrière secondaire pour étancher une fuite éventuelle de GNL.

Méthanier à cuves intégrées

D MEQ 1667 A

Membrane TGZ (technigaz)

Membrane TGZ (technigaz)

Contreplaqué Membrane extèrieure Triplex

Double coque

Réservoir à membrane (T cryogénique) 02103_A_F

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Mousse PU renforcée

6

B 3 -2

b - Navires à cuves autoporteuses

D MEQ 1755 A

Les cuves sphériques isolées s'appuient sur la coque du navire. Une barrière secondaire de sécurité est placée à la base des cuves pour protéger la coque contre une fuite éventuelle de GNL.

Méthanier à cuves auto-porteuses

Protection extérieure Descente tuyauterie

Isolant

Pompes Ballast

Cuve sphérique auto-porteuse

02103_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D MEQ 1685 A

Ballast

7

B 3 -2

IV - STOCKAGE CRYOGÉNIQUE DU GAZ NATUREL Le dessin ci-dessous représente les éléments constitutifs d'un réservoir cryogénique.

Tôle d'étanchéité gaz

Coupole en béton

Plafond suspendu

Virole en béton précontraint

Tuyauteries de procédé

Panneaux d'isolation

Enduit d'étanchéité

Fondation sur pieux

Membrane gaufrée

D MEQ 1089 A

Dalle de fond

Bac de stockage cryogénique

Un bac de stockage cryogénique est composé de 2 enveloppes : - une enveloppe intérieure souple en matériau résistant aux basses températures aluminium acier à 9 % de nickel acier inoxydable ( ex : 18 % Cr /10 % Ni) pour les très basses températures. Dans le système Technigaz une membrane gaufrée confère la souplesse nécessaire pour absorber les contractions lors de la mise en froid - une enveloppe extérieure, en acier de qualité courante ou quelquefois en béton armé précontraint , qui assure la résistance mécanique Le toit intérieur est généralement plat et suspendu au toit bombé de la cuve externe.

02103_A_F

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8

B 3 -2

Entre les deux enveloppes un matériau isolant diminue l'échange thermique entre le liquide stocké et l'atmosphère . Le stockage à basse température du produit provoque en continu une légère évaporation qui permet de maintenir la température constante. Il est nécessaire de recondenser ces vapeurs pour limiter les pertes au stockage ce qui nécessite : -

V-

un compresseur dans le cas de propylène-propane un cycle frigorifique dans le cas de produits plus volatils tel que l’éthylène

CONVERSION CHIMIQUE DU GAZ NATUREL

GAZ NATUREL

Production gaz de synthèse : oxyde de carbone + hydrogène

Synthèse ammoniac urée

AMMONIAC URÉE

Synthèse méthanol alcools

MÉTHANOL ALCOOLS SUPÉRIEURS Production Éthers

Réaction Fischer-Tropsch

02103_A_F

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CARBURANT

D MEQ 1753 A

Le schéma ci-dessous résume les filières de conversion chimique les plus courantes industriellement.

Information Amont-Aval-Transport

PROCÉDÉS ET UNITÉS DE RAFFINAGE PROCÉDÉ DE DISTILLATION

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

B5

VOLATILITÉ : TENSION DE VAPEUR ET TEMPÉRATURE D’ÉBULLITION..................................... 1 FLASH D'UN MÉLANGE D'HYDROCARBURES ................................................................................ 2 PRINCIPE DE LA DISTILLATION ....................................................................................................... 3 MISE EN ŒUVRE INDUSTRIELLE DE LA DISTILLATION ................................................................ 4 PLANCHES n°1 n°2 n°3 n°4 n°5 n°6

Courbe de tension de vapeur de quelques hydrocarbures........................................................ 5 Mise en œuvre d'une séparation liquide-vapeur........................................................................ 6 Boucle de régulation .................................................................................................................. 7 Mise en place du contre-courant liquide-vapeur........................................................................ 8 Contact liquide vapeur............................................................................................................... 9 Dépropaniseur - Schéma simplifié........................................................................................... 10

DT BIN - 00006_D_F - Rév. 9

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 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

05/04/2006

-1

1

B 5 -1

VOLATILITÉ — Tension de vapeur et température d’ébullition —

•

La DISTILLATION ainsi que l'ABSORPTION et le STRIPPING sont des procédés de séparation très utilisés qui sont capables de différencier les constituants d'un mélange par leur VOLATILITÉ.

•

Les différences de volatilité entre les différents composants d'un mélange sont souvent repérées par les écarts existant entre leurs températures d'ébullition ou leurs tensions de vapeur. Ces caractéristiques apparaissent sur les COURBES DE TENSION DE VAPEUR des corps purs.

•

Les courbes de tension de vapeur tracées dans un graphique pression-température situent l'état physique du corps pur en fonction des conditions dans lesquelles il se trouve.

Pression (bar) Courbe de tension de vapeur

ÉTAT LIQUIDE P 1,013 bar (pression atmosphérique normale)

•

Température (°C) Température d' ébullition normale

D TH 021 A

ÉTAT GAZEUX ou VAPEUR

Température d'ébullition

Elles permettent donc de déterminer, à pression fixe, la température de passage de l'état liquide à l'état gazeux. Celle-ci est appelée température d'ébullition. Sous la pression normale de 1,013 bar on parle de température d'ébullition normale. La Planche n°1 en annexe permet de retrouver les températures d'ébullition normales des premiers hydrocarbures.

•

Les courbes de tension de vapeur fournissent également dans une situation de stockage avec coexistence des phases liquide et vapeur la pression correspondant à la température.

=

P

BALLON

tension de vapeur du liquide

Pression

V

P t L

phase liquide

Liquide Vapeur t température (°C)

•

D TH 022 A

phase vapeur ou gazeuse

Cette pression est appelée tension de vapeur — elle dépend de la nature du produit liquide et de la température.

00006_D_F

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2

B 5 -1

FLASH D’UN MÉLANGE D’HYDROCARBURES

•

La mise en évidence des différences de volatilité apparaît au cours d'un FLASH ou séparation liquide-vapeur réalisé en continu (Planche n°2). P

Échangeur de chaleur

Vapeur

Ballon séparateur

T

Pompe

Liquide

La séparation par flash d'un mélange d'hydrocarbures conduit au résultat suivant. 0

Vapeur

TOTAL

100

TOTAL

33,0

10

Vapeur 20

C3

30 33 44 50

78,7 °C

C4

60

Liquide 70 débit t/j

Liquide

C2 C3 C4 C5

1,1 16,7 47,5 1,7

TOTAL

67,0

80 90 C5

100

D PCD 386 A

C4 C5

3 30 65 2

1,9 13,3 17,5 0,3

17 bar

débit t/j C2 C3

C2 C3 C4 C5

C2

Vapeur

débit t/j

Liquide

•

D PCD 031 A

Mélange d'alimentation

t/j

•

Elle fait apparaître la hiérarchie des volatilités. Les constituants les plus volatils ou légers sont ceux qui se dirigent de préférence dans la phase gazeuse. Ils ont des basses températures d'ébullition et des tensions de vapeur élevées. Les constituants les moins volatils ou lourds préfèrent, au contraire, la phase liquide. Ils ont de hautes températures d'ébullition et des faibles tensions de vapeur

•

La mise en œuvre industrielle d'un tel procédé de flash en continu exige la mise en place d'instruments de mesure et de régulation pour suivre et contrôler automatiquement l'installation. La Planche n°3 illustre cet aspect.

00006_D_F

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3

B 5 -1

PRINCIPE DE LA DISTILLATION

•

La DISTILLATION permet d'amplifier la séparation précédente en réalisant -

une circulation à contre courant de deux phases liquide et vapeur à l'intérieur d'une colonne ou tour de distillation

-

des contacts entre les phases liquide et vapeur grâce à des plateaux ou des garnissages. À chaque contact la vapeur s'enrichit en constituants légers et le liquide se concentre en produits lourds

•

Le résultat obtenu est une séparation beaucoup plus fine du mélange. Le produit de tête ou distillat contient les constituants légers, le produit de fond ou résidu, les constituants lourds.

•

Appliquée au mélange précédent on obtient par exemple le résultat suivant.

TOTAL 100

TOTAL

33

0

C2

10

Distillat

20

C3

Distillat

3 29 1 -

30 33

Liquide

40

COLONNE ou TOUR DE DISTILLATION

50

Plateaux

60

Résidu

70

C4

80

Vapeur

90

Débit t/j

Produit de fond ou résidu

C2 C3 C4 C5

1 64 2

TOTAL

67

C5

100

t/j

00006_D_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PCD 032 A

3 30 65 2

C2 C3 C4 C5

Résidue

C2 C3 C4 C5

Débit t/j

;;; ;;; ;;; ;;; ;y

17 bar

Charge Débit t/j

Produit de tête ou distillat

4

MISE EN ŒUVRE INDUSTRIELLE DE LA DISTILLATION

•

La mise en place du contre courant liquide-vapeur fait apparaître la nécessité : -

d'un CONDENSEUR pour amorcer dans la colonne le flux liquide par l'intermédiaire du reflux externe injecté en tête

-

d'un REBOUILLEUR pour initier le FLUX VAPEUR par vaporisation partielle du liquide de fond de tour. L'alimentation partiellement vaporisée participe également à la constitution de ces deux flux en s'intégrant à un niveau intermédiaire dans la colonne (Planche n°4)

•

•

Le contact liquide-vapeur est obtenu par 2 moyens principaux (planche n°5) : -

sur des PLATEAUX où le flux vapeur est distribué par des clapets dans une couche de liquide coulant horizontalement

-

par des GARNISSAGES sur les légers le liquide coule sur les anneaux ou les selles en formant un film qui est léché par la vapeur ascendante

Les conditions opératoires d'une colonne industrielle — un dépropaniseur — apparaissent sur la planche n°6 : -

la pression de fonctionnement est fixée par les conditions opératoires qui règnent au ballon de reflux : c'est la tension de vapeur du produit de tête liquide. Elle est ensuite sensiblement constante dans la colonne

-

les températures dans la tour sont les températures d'ébullition des produits qui circulent : •

la température de tête est la plus basse correspondant aux constituants légers obtenus au sommet

•

la température de fond est la plus élevée correspondant aux constituants lourds obtenus en fond

L'évolution des températures dans la colonne est, en fait, le reflet des changements de composition qui se produisent de plateau à plateau -

le débit de reflux externe réinjecté en tête de colonne et la quantité d'énergie thermique dépensée au rebouilleur sont en relation avec la qualité de la séparation recherchée

00006_D_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

B 5 -1

-150

-100

-90

-80

-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

ne

60

is

70

u oB

e

80

ta n

n-H

e

n p ta

e

4

5

6

9 8 7

10

15

00006_D_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PPC 010 A

-200

0,1

0,2

90

100

110

120 130 140

0,4

0,4

150

160 170 180 190

Température (°C)

0,5

0,5

200

0,1

0,2

0,3

0,6

0,6

0,3

0,9 0,8 0,7

1

0,9 0,8 0,7

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DE QUELQUES HYDROCARBURES (Origine équation d'Antoine)

e tan u B nne e tan n ta n e e P n-P is o ne xa e n-H

2

-140 -130 -120 -110

P

a ro p

20

30

40

50

200

2

-190 -180 -170 -160

P

e lèn y rop

100

3

1

10

0

3

4

5

6

9 8 7

15

20

30

40

Pression (Atm)

ane

Mé th

50

-100

e

lèn Eth y

ne

Et ha

-200

5

B 5 -1

—Planche n°1 —

6

B 5 -1

MISE EN ŒUVRE D'UNE SÉPARATION LIQUIDE-VAPEUR — Planche n°2 — 20 °C

100 t

/h

pe Pom

ur

Mote

e C3 40 Propan 60 C Butane 4 100 TOTAL

e

Charg

Fluide

t/h

chaud ÉCH

ANG

EUR ide Liqu

u Vape

Fluide

r

t/h

45 t/h

froid r

16 ba

e Liquid

eur + vap

25 e C3 n a p o Pr 20 C4 e n a But 45 L TOTA

LON BAL EUR A R T SÉPA

80 °C

t/h

ide

Liqu

00006_D_F

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D MEQ 127 A

55 t/h

15 e C3 n a p o Pr 40 C4 e n a But 55 L A T O T

7

B 5 -1

INSTRUMENTATION - RÉGULATION — Planche n°3 — Vapeur

mesure du niveau

Charge

SALLE DE CONTRÔLE

Mesure

VARIABLE REGLÉE le niveau du ballon

LRC REGULATEUR ET ENREGISTREUR DE NIVEAU

TRANSMETTEUR DE LA MESURE

CONSIGNE DE NIVEAU par l'opérateur

Action du REGULATEUR VANNE AUTOMATIQUE

VARIABLE REGLANTE

Liquide le débit du liquide

BOUCLE DE RÉGULATION

F L P T A

1ère lettre

2ème lettre

débit niveau pression température analyseur

C régulateur I indicateur R enregistreur

3ème lettre

C régulateur

IDENTIFICATION DES INSTRUMENTS PI

TI

TI

FIC

Vapeur

PRC

Charge LRC TRC

Liquide

MISE EN ŒUVRE DE LA RÉGULATION 00006_D_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PCD 387 A

TI

8

B 5 -1

MISE EN PLACE du contre-courant LIQUIDE-VAPEUR

— Planche n°4 —

Reflux externe vapeur + distillat vapeur Vapeur de TÊTE LIGNE DE TÊTE

Fluide réfrigérant

Reflux externe

CONDENSEUR

Liquide

Condensation du reflux externe

Reflux interne BALLON DE REFLUX

Distillat ou produit de TÊTE Charge

Flux vapeur

Insertion de la charge partiellement vaporisée dans la circulation du liquide et de la vapeur

Reflux interne

REBOUILLEUR Vapeur générée au REBOUILLEUR

Liquide de FOND DE COLONNE

Résidu ou produit de fond

00006_D_F

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D PCD 038 B

Fluide de chauffage Vaporisation partielle

9

B 5 -1

CONTACT LIQUIDE-VAPEUR — Planche n°5 —

— PLATEAUX — Plateaux à 1 passe Déversoir VAPEUR Aire de passage de la vapeur Barrage LIQUIDE Clapets

∅=h

— GARNISSAGES —

h

Ø=h

h

Liquide

Lits de garnissage

Anneau Pall

Anneau Raschig

Selle de Berl

00006_D_F

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D MEQ 129 B

Vapeur

10

B 5 -1

LA SÉPARATION DES COUPES PÉTROLIÈRES PAR DISTILLATION — Principe du procédé — — Planche n°6 — 52

Température (°C) Pression (bar)

17,3

Débit (t/h) de tête Vapeur

NNE

COLO

COND

UR ENSE

liquide

36

ON BALL DE UX REFL

Cha

Prop

ane

17

e de Fluid tion éra réfrig

rge

- Bu

50

tane e Pomp

79 x Reflu

ANE PROP

35

e+ Liquid

uit d Prod

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r

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17,6

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9

n le d'u p m e Ex aniseur p dépro

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Moteu

UR

UILLE

REBO

de

Liqui 105

d

e fon

uit d Prod

27

00006_D_F

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D MEQ 131 A

ANE BUT

Information Amont - Aval - Transport

PROCÉDÉS ET UNITÉS DE RAFFINAGE Ingénieurs en Sécurité Industrielle

FRACTIONNEMENT INITIAL DES PÉTROLES BRUTS

B5

COUPES PÉTROLIÈRES .............................................................................................................. 1 PRINCIPE DE LA DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE DU PÉTROLE BRUT .............................. 2 LE RÉCHAUFFAGE DU BRUT DANS LA DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE ............................ 3 LA COLONNE DE DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE................................................................. 4 LE DESSALAGE DU PÉTROLE BRUT .......................................................................................... 5 DISTILLATION SOUS VIDE DU RÉSIDU ATMOSPHÉRIQUE...................................................... 6 SÉPARATION DES GAZ ET DES ESSENCES ............................................................................. 7

Planches : Planche n°1

: DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE – Séparation des gaz et des essences –

Planche n°1A : SCHÉMA DE FRACTIONNEMENT INITIAL DES PÉTROLES BRUTS Planche n°2

: DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE – Schéma simplifié –

Planche n°3

: DESSALEUR ÉLECTROSTATIQUE – Schéma de principe –

Planche n°4

: DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE – Lutte contre la corrosion –

Planche n°5

: DISTILLATION SOUS VIDE – Schéma simplifié –

Planche n°6

: UNITÉ DE FRACTIONNEMENT DES GAZ ET DES ESSENCES – Schéma simplifié –

RA FIB - 00007_B_F - Rév. 1

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18/07/2005

-2

1

B 5 -2

COUPES PÉTROLIÈRES

• Le fractionnement initial du pétrole brut par distillation permet d'obtenir une douzaine de COUPES PÉTROLIÈRES DE BASE dont les caractéristiques seront ensuite améliorées par les installations de conversion ou d'épuration situées en aval dans le schéma de raffinage. • Les coupes pétrolières obtenues sont caractérisées simplement par l'intervalle des températures d'ébullition ou par le nombre d'atomes de carbone des hydrocarbures qu'elles contiennent. • Un exemple de découpage classique est le suivant : Gaz combustible Coupe propane Coupe butane

O°C

C1 C2 C3 C4 iC 5 C 5

Essence légère 80-90°C

Coupes essences

Essence lourde

140-145°C

Solvant

185°C

Coupe lampant

220°C à 240°C

Coupes gazoles 1 à 3 coupes

350°C à 380°C

C6 C7

Point final

à C 10 C 11 C 9 C 11 à C 13 C 14 C 13 C 14

Point final Tenue au froid

Points d'éclair

Gazole léger à

Tenue au froid

Gazole lourd C 20 C 25

Distillat atmosphérique

Coupes distillats

Distillat sous vide 1

2 à 4 coupes

Distillat sous vide 2

C 20 C 25

Couleur Teneur en métaux

550°C à 600°C

Résidu sous vide

Températures d'ébullition normales en °C

• Les coupes pétrolières portent des appellations qui peuvent varier d'une raffinerie à l'autre • La séparation de toutes ces coupes exige la mise en oeuvre de 3 opérations distinctes LA DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE du pétrole brut LA DISTILLATION SOUS VIDE du résidu atmosphérique LA SÉPARATION DES GAZ ET DES ESSENCES 00007_B_F

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D PCD 066 A

C 50 C 40 C 50 +

2

B 5 -2

PRINCIPE DE LA DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE DU PÉTROLE BRUT

• L'installation de DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE réalise la première séparation du pétrole brut et permet d'obtenir les coupes principales suivantes :

GAZ + ESSENCE 150 - 180°C KÉROSÈNE 220 - 240°C GAZOLE LEGER 320°C GAZOLE MOYEN

RÉSIDU ATMOSPHÉRIQUE

D PCD 475 C

330 - 350°C

Température d'ébullition (°C)

• Cette première séparation est obtenue dans une seule colonne de distillation à soutirages multiples appelée : colonne de distillation atmosphérique. COLONNE DE DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE

GAZ + ESSENCE

KÉROSÈNE

GAZOLE LÉGER

GAZOLE MOYEN

RÉSIDU ATMOSPHÉRIQUE

D PCD 475 D

BRUT

• La coupe gaz + essences est obtenue en tête de la colonne, kérosène + gazoles léger et moyen sont soutirés latéralement et la coupe résidu atmosphérique sort en fond de colonne. • Cette distillation initiale du pétrole brut est conduite à une pression un peu supérieure à la pression atmosphérique et c'est cela qui a justifié son appellation de distillation atmosphérique. 00007_B_F

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3

LE RÉCHAUFFAGE DU BRUT DANS LA DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE

— Planches 1, 1A et 2 —

• À son entrée dans l'unité le pétrole brut se trouve à la température du réservoir de stockage c'est à dire, le plus souvent, à la température ambiante. • Il doit être introduit dans la colonne atmosphérique PARTIELLEMENT VAPORISÉ et à HAUTE TEMPÉRATURE (340 - 385°C). Le débit de vapeur issu du brut doit être à peu près égal à la somme des débits des produits soutirés plus haut dans la colonne soit gaz + essences + kérosène + gazoles léger et moyen. Cela suppose un apport de chaleur important. • Cet apport de chaleur peut être, pour une part, prélevé sur les produits chauds qui quittent la colonne. • Cela est réalisé par une batterie d'échangeurs de chaleur (20 à 40 appareils et plus) regroupés sous l'appellation TRAIN D'ÉCHANGE. La température du brut, à la sortie du train d'échange n'est pas suffisante (250°C environ). • Le complément de chaleur est apporté par le FOUR ATMOSPHÉRIQUE qui amène le pétrole brut à la température désirée.

Four et train d'échange se partagent environ pour moitié l'apport de chaleur total nécessaire pour faire passer le pétrole brut de la température ambiante à un état partiellement vaporisé à haute température.

• La dépense d'énergie au four représente pourtant environ 1% masse du débit de brut traité. • La récupération de la chaleur apportée par le brut à la colonne est améliorée par des dispositifs d'extraction de chaleur de la colonne appelés REFLUX CIRCULANTS. • La puissance thermique requise pour amener les pétroles bruts à la température désirée à l'entrée de la colonne est très importante : de l'ordre de 200 MW pour une unité de 1000 t/h.

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B 5 -2

4

LA COLONNE DE DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE

— Planches 1 et 2 —

• ENTRÉE DU BRUT – Le pétrole brut est introduit partiellement vaporisé vers la base de la colonne. Il en assure ainsi le rebouillage. – La zone d'entrée du brut (ou zone de flash) a pour but de séparer les débits importants de phase vapeur et phase liquide. – Il est important en particulier d'éviter que les gouttelettes liquides de résidu viennent colorer et polluer les coupes gazoles.

• SOUTIRAGES DES PRODUITS – La coupe gaz + essences est condensée en tête de colonne puis soutirée du ballon de reflux; l'autre partie du liquide du ballon retourne à la colonne pour assurer le reflux. – Le liquide qui en résulte descend de plateau à plateau dans la colonne en s'alourdissant peu à peu et il est soutiré en partie quand sa composition se rapproche de celle d'un produit recherché. – Le débit de liquide issu du brut (liquide du brut) a, de même, une composition qui se rapproche de celle du résidu atmosphérique.

• STRIPAGE DES PRODUITS – Les produits soutirés de la colonne et le liquide du brut contiennent trop de produits volatils : leur point d'éclair n'est pas correct. – Il est nécessaire de réaliser leur revaporisation partielle ce qui permet d'éliminer les produits trop volatils. Cette opération s'appelle STRIPAGE. – Le stripage est réalisé dans de petites colonnes annexes (ou strippers) pour les soutirages latéraux et dans le fond de la colonne atmosphérique pour le liquide du brut. – La revaporisation partielle est obtenue par injection de vapeur d'eau (stripage à la vapeur) ou par rebouillage (coupe kérosène) (stripage à la chaleur) – Les fractions revaporisées et la vapeur d'eau retournent dans la colonne atmosphérique. La vapeur d'eau est condensée en tête avec la coupe gaz + essences et elle est séparée par décantation dans le ballon de reflux qui comporte donc un soutirage d'eau liquide.

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B 5 -2

5

LE DESSALAGE DU PÉTROLE BRUT — Planches 3 et 4 —

• Les pétroles bruts qui sont livrés aux raffineries contiennent toujours un peu d'eau (0,1 à 0,6 % volume en général), des sels minéraux (20 à 300 grammes par tonne de brut) et des sédiments. • Les sels minéraux proviennent des puits producteurs ou d'une contamination par l'eau de mer pendant le transport; ils sont constitués essentiellement de chlorure de sodium, de magnésium et de calcium et présentent deux inconvénients principaux : -

comme les sédiments, ils encrassent les échangeurs de chaleur de préchauffe du pétrole brut

- certains d'entre eux (chlorure de calcium et de magnésium) subissent une hydrolyse à haute température qui génère du gaz chlorhydrique (HCl). Celui-ci, dès lors qu'il se trouve en présence d'eau liquide se transforme après solubilisation, en acide chlorhydrique très corrosif pour les matériaux métalliques en présence d'eau (tête de colonne et condenseur). L'opération de DESSALAGE réalisé dans pratiquement toutes les installations de distillation atmosphérique qui vise à éliminer l'eau, les sédiments et les sels minéraux contenus dans les bruts. Le dessalage est intégré dans le train d'échange et comporte les 3 phases suivantes : - lavage du brut avec de l'eau de dessalage pour extraire les sels minéraux. Il en résulte une émulsion de petites gouttelettes d'eau salée dans le brut. - grossissement des gouttelettes d'eau par éléctrocoalescence dans un champ électrique aménagé à l'intérieur d'un ballon horizontal appelé ballon dessaleur. - séparation eau-brut par décantation dans le même ballon dessaleur. Le pétrole brut dessalé, moins dense, est évacué au sommet du ballon. L'eau est soutirée à la partie inférieure. • Une bonne efficacité de l'opération de dessalage nécessite : -

une température assez élevée (110°C à 150°C), et cela d'autant plus que le brut est plus lourd et plus visqueux, afin de faciliter la décantation eau-brut

- une injection d'eau représentant de 3 à 8 % en volume par rapport au brut, selon la difficulté de dessalage du brut - un temps de séjour du brut assez long (20 à 30 minutes) dans le ballon dessaleur ce qui explique ses dimensions relativement imposantes -

l'aide éventuelle d'un désémulsifiant

• Toutefois, l'efficacité du dessalage n'étant pas totale, il est nécessaire de lutter, en aval dans l'unité, contre la formation inévitable d'acide chlorhydrique. On procède pour cela à 2 injections principales : - INJECTIONS DE SOUDE dans le train d'échange pour transformer HCl en chlorure de sodium stable - INJECTION D'AMMONIAC ou autre produit neutralisant dans les zones ou l'eau est susceptible de se condenser (tête de colonne et système de condensation) 00007_B_F

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6

DISTILLATION SOUS-VIDE DU RÉSIDU ATMOSPHÉRIQUE

— Planche 5 —

• L'installation de DISTILLATION SOUS VIDE (DSV) a pour but de séparer le résidu atmosphérique en plusieurs coupes pétrolières. Le découpage réalisé dépend de la composition du résidu atmosphérique et des utilisations ultérieures des différentes coupes obtenues. • Ces utilisations répondent actuellement à 3 objectifs principaux : -

Fabrication des BITUMES

- Élaboration de DISTILLATS destinés à être valorisés par le craquage catalytique ou l'hydrocraquage -

Fabrication des HUILES DE BASE

• Dans tous les cas, le fractionnement est obtenu dans une colonne de distillation à soutirages multiples appelée colonne de distillation sous vide parce qu'elle fonctionne à une pression très inférieure à la pression atmosphérique. L'opération sous vide permet d'abaisser les températures de distillation et d'éviter ainsi la dégradation thermique des hydrocarbures à haute température d'ébullition. • Le raffineur est intéressé par la récupération maximum de distillats et il cherche en conséquence à vaporiser au maximum le résidu à son entrée dans la colonne. Cela suppose : - une température la plus élevée possible (mais limitée aux environs de 400°C seuil de stabilité des hydrocarbures) -

une pression en fond de colonne la plus faible possible

• Le vide est assuré par un DISPOSITIF D'ASPIRATION des gaz résiduels en tête de colonne; (éjecteurs à vapeur, pompes à vide) gazole sous vide et distillats sous vide sont soutirés latéralement et le résidu sous vide est obtenu en fond de colonne. • Le résidu sous-vide (550°C à 600°C +) apparaît comme le FOND DE BARIL, valorisable comme base fuel charge de viscoréducteur et sur certains bruts comme base bitume.

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B 5 -2

7

B 5 -2

SÉPARATION DES GAZ ET DES ESSENCES — Planche 6 — • L'installation de fractionnement des gaz et essences a pour but de fractionner la coupe gaz + essences obtenues en tête de la colonne de distillation atmosphérique. • Elle est composée en général de plusieurs colonne de distillation classiques à deux produits et le schéma ci-dessous illustre un exemple des séparations réalisées. C1 C 2

PROPANE C3

C

BUTANE C4

C

3 4

180°C

C4

C4

iC 5 nC 5 C 6

DEETHANISEUR DEPROPANISEUR DEBUTANISEUR ou STABILISATION DÉISOPENTANISEUR FRACTIONNEMENT DES ESSENCES ou SPLITTER d'ESSENCE

D PCD 479 A

ESSENCE LOURDE C7 - C10/11

3

C3

C

ESSENCE LOURDE

ESSENCE LÉGÈRE C5 - C6

85°C

C1 C 2

ESSENCE LÉGÈRE

0°C

ESSENCE TOTALE STABILISÉE

COUPE GAZ + ESSENCE

GAZ COMBUSTIBLE C1 - C2

Températures d'ébullition

• La première séparation est réalisée par une colonne de stabilisation des essences ou DÉBUTANISEUR, et fractionne la coupe gaz + essences en gaz d'une part (C4 et plus volatils) obtenus en tête, et en essence totale stabilisée d'autre part, soutirée en fond. • La pression de fonctionnement de cette colonne est d'environ une dizaine de bars ce qui conduit à une température de l'ordre de 70°C en tête, et le plus souvent supérieure à 200°C en fond. • Le DÉÉTHANISEUR permet de séparer sous forme gazeuse, au ballon de tête, la coupe gaz combustible (C 1 + C2). La condensation du reflux nécessite une pression de fonctionnement relativement élevée (20 à 30 bars). • Le mélange propane-butane récupéré en fond est séparé dans le DÉPROPANISEUR permettant d'obtenir en tête une coupe propane et en fond une coupe butane. Cette colonne fonctionne à une pression de l'ordre de 17 bars. • L'essence totale stabilisée obtenue en fond du débutaniseur est dirigée vers la colonne de fractionnement des essences (SPLITTER D'ESSENCE) qui permet d'obtenir une essence légère en tête, et une essence lourde en fond. • Cette colonne fonctionne à une pression légèrement supérieure à la pression atmosphérique (1,5 bar environ). • L'essence légère est souvent redistillée dans un DÉISOPENTANISEUR qui sépare en tête l'isopentane recherché pour de son indice d'octane. 00007_B_F

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ÉCHANGEURS

ure Eau p

sels

RS NGEU ÉCHA

POMPE

1 110 à

— Planche n°1 —

BAC de BRUT

R ALEU DESS

ÉCHANGEURS

Eau +

D PCD 1165 B

40°C

250°C

365°C

FOUR ATMOSPHÉRIQUE

COLONNE ATMOSPHÉRIQUE

DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE SÉPARATION DES GAZ ET DES ESSENCES — Schéma de principe — Gaz + es essenc

es

Essenc

Gaz

NE

DU RÉSI HÉSP ATMO UE RIQ

LE GAZO D LOUR

LE GAZO R LÉGE

SÈNE KÉRO

NCE ESSE E R LÉGÉ NCE ESSE DE LOUR

BUTA

GAZ ible ust m co b ANE PROP

B 5 -2

B 5 -2 SCHÉMA DE FRACTIONNEMENT INITIAL DES PÉTROLES BRUTS

Gaz combustible 26

C2-

— Planche n°1A —

Coupe Propane C3 17

DÉÉTHANISEUR Gaz 11

C1 - C4 DÉPROPANISEUR

DÉBUTANISEUR

C3 - C4 BAC de BRUT

Gaz + essences

eau

Coupe Butane C4

C1 - C10/11 2,5

TRAIN D'ECHANGE (1ère partie)

1,5

C5 - C6

Essences

2,5

C5+

DESSALEUR

DÉISOPENTANISEUR SÉPARATION DES ESSENCES

COLONNE ATMOSPHÉRIQUE

Essence légère déisopentanisée

eau + sels

C7 - C10/11

Essence lourde Kérosène

STRIPPERS LATÉRAUX

TRAIN D'ECHANGE (2ème partie)

Gazole léger

365

Gazole moyen

2,8

FOUR ATMOSPHÉRIQUE

60 m bar

Système de vide Gazole lourd

COLONNE SOUS VIDE

Résidu atmosphérique C20/25+

Distillat

Distillat lourd Pression bar abs Température°C FOUR SOUS VIDE

400

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80 m bar Résidu sous vide

D PCD 054 A

Water

Isopentane iC5

Essence légère

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250

Four atmosphérique

Débits (t/h)

Pression (bar abs)

Température ( °C)

365

25

270

35

190

50

360

15

310

Colonne atmosphérique

Stripper fond de tour

1000

2,5 150

Vapeur

Liquidedu brut

Vapeur du brut

Stripper à vapeur

Stripper à vapeur

Stripper à chaleur

360

Vapeur

Vapeur

275

85

255

210

1,6

40

140

385

200

90

95

230

Eau

Eau

Dessaleur

KÉROSÈNE

GAZ + ESSENCE

RÉSIDU ATM.

GAZOLE MOYEN

Eau

GAZOLE LÉGER

— Planche n°2 —

D PCD 459 A

PÉTROLE BRUT

10

DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE — Schéma simplifié —

B 5 -2

B 5 -2 DESSALEUR ÉLECTROSTATIQUE — Schéma de principe — — Planche n°3 —

Brut dessalé LRC

Collecteur de brut Chicanes ou déflecteurs

Clapet diffuseur

A.C.

Électrodes

Distributeur

Vapeur Brut

Eau

Eau

PDIC

Émulsion eau brut Vanne de mélange

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D PCD 480 A

Interface eau-brut

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BRUT

Vanne de mélange EAU + SELS

dissoudre les sels minéraux laver le brut

EAU DE DESSALAGE

PRÉCHAUFFE

empêcher les émulsions causées par les composés asphaltiques

neutraliser HCI

PRODUIT BASIQUE

transformer une partie des sels restants en sels de sodium stables

PRÉCHAUFFE FOUR

COLONNE ATMOSPHÉRIQUE

100 à 150°C 3 à 8 % volume/brut 20 à 30 minutes de l'ordre de 95 %

SOUDE

Température : taux d'injection d'eau : temps de séjour : efficacité de dessalage :

Conditions de dessalage

DESSALEUR

20 à 300 g/t 0,1 à 0,6 % volume

DÉSÉMULSIFIANT

Teneur en sels minéraux : Teneur en eau :

Caractéristiques des bruts à l'entrée

— Planche n°4 —

DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE — Lutte contre la corrosion —

Vapeur

Protéger le métal contre l'attaque de H 2 S et HCI

INHIBITEUR

Vapeur GAZOLE

KÉROSÈNE

Vapeur

RÉSIDU ATMOSPHÉRIQUE

EAU

GAZ + ESSENCE

Contrôle PH

D PCD 481 A

B 5 -2

RÉSIDU ATMOSPHÉRIQUE

3

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training 0,3 Vapeur

415

Grilles

Matelas métallique

53

40 mm Hg

72

10,3

395

COLONNE SOUS-VIDE

Garnissage

43

10,4

Gaz incondensables

COMBUSTIBLE

Pression (bar ou mm Hg)

Température (°C)

Débits (t/h)

Vapeur

FOUR SOUS-VIDE

572,7

Eaux acides

Slops

SYSTÈME DE VIDE

39 80

360

Over flash

371

62

207

93,3

180

17,5

60

68,2

507,7

213,6

0

294,4

64,7

— Planche n°5 —

Reflux circulant gazole

Reflux circulant distillat

Reflux interne

185,8

Reflux interne

307

185

50

DISTILLATION SOUS-VIDE — Schéma simplifié —

RÉSIDU SOUS-VIDE

DISTILLAT LOURD

DISTILLAT SOUS-VIDE VERS UNITÉ DE CONVERSION

GAZOLE SOUS-VIDE

B 5 -2

D PCD 482 B

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Gaz riche en hydrogène

230

Débits (t/h)

Température (°C)

Pression (bar abs)

210

C 1 - C 10/11

40

COLONNE DE FRACTIONNEMENT DES ESSENCES OU SPLITTER D'ESSENCE

190

1,5

120

65

Gaz C1- C4

COLONNE DE STABILISATION OU DÉBUTANISEUR

12

75

Essence totale stabilisée C5 - C 10/11

Gaz acide

Gaz + Essence

HYDROTRAITEMENT

GAZ ET ESSENCES DE DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE

D PCD 359 A

115

26

C5 - C 6

Essence légère

105

C 7 - C 10/11

Essence lourde

GPL C 3 - C 4

36

17

DÉÉTHANISEUR

50

52

C1 - C 2

9

4

130

60

27

ESSENCE LOURDE vers REFORMAGE CATALYTIQUE

ESSENCE LÉGÈRE vers DÉISOPENTANISEUR

BUTANE

PROPANE

GAZ COMBUSTIBLE

— Planche n°6 —

DÉPROPANISEUR

UNITÉ DE FRACTIONNEMENT DES GAZ ET DES ESSENCES — Schéma simplifié —

B 5 -2

Information Amont - Aval - Transport

PROCÉDÉS ET UNITÉS DE RAFFINAGE Ingénieurs en Sécurité Industrielle

HYDRORAFFINAGES ET CHAÎNE SOUFRE

B5

LE PROBLÈME DU SOUFRE DANS LES PRODUITS PÉTROLIERS ............................................... 1 LES HYDRODÉSULFURATIONS - Principe du procédé .................................................................... 2 PRINCIPALES UTILISATION DES HYDRORAFFINAGES EN RAFFINERIE .................................... 3 HYDRORAFFINAGE- Caractéristiques des procédés ........................................................................ 4 LES HYDRODÉSULFURATIONS - Intégration dans le schéma de raffinage ..................................... 5 HYDRODÉSULFURATION DES COUPES GAZOLES - Schéma simplifié......................................... 6 RÉACTEUR D'HYDRODÉSULFURATION DE GAZOLES ................................................................. 7 ÉPURATION DU GAZ ACIDE - PRODUCTION DE SOUFRE ............................................................ 8 BILAN SOUFRE D'UNE RAFFINERIE MOYENNE ............................................................................. 9 UNITÉ DE LAVAGE AUX AMINES DU GAZ ACIDE D'UNE HDS DE GAZOLES Schéma simplifié................................................................................................................................ 10 PRODUCTION DE SOUFRE (Procédé Claus) - Principe du procédé............................................... 11 TRAITEMENT DES GAZ RÉSIDUAIRES DES UNITÉS CLAUS ...................................................... 12 ÉVOLUTION DU BILAN SOUFRE DES RAFFINERIES ................................................................... 13

RA HDT - 00010_B_F - Rév. 3

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18/07/2005

-3

1

B 5 -3

LE PROBLÈME DU SOUFRE DANS LES PRODUITS PÉTROLIERS

• LES INCONVÉNIENTS DU SOUFRE -

rend les produits corrosifs rend les produits malodorants est un poison de certains catalyseurs à la combustion, produit un dégagement de SO2 polluant et de SO3 corrosif

• CONSÉQUENCES -

précautions avant certains traitements catalytiques spécifications sur les produits commerciaux. Les spécifications sont de plus en plus sévères sur les produits de type gazole et fuels lourds

• EXIGENCES DE TRAITEMENTS DE DÉSULFURATION PRODUIT

Carburants-auto

• •

Coupes essences •

Carburéacteurs

Corrosivité

- oui dans une installation d’hydrotraitement des essences Teneur en soufre des super de distillation carburants 0,005 % masse maxi depuis le 1er janvier 2005 - oui dans le futur pour les essences de FCC Teneur en soufre des coupes traitées sur catalyseur

•

Corrosivité

•

Teneur en mercaptans

Jet A1

Gazole moteur (GOM) Fuel oil domestique (F.O.D.)

-

0,005 % pour le GOM 0,2 % pour le FOD

oui pour éliminer les mercaptans - par hydroraffinage - par le procédé MEROX qui transforme les mercaptans en disulfures (solution économique qui n'enlève pas le soufre)

en 2009 : 0,001 % masse maxi pour le GOM en 2008 : 0,1 % masse maxi pour le FOD Teneur en soufre

Fuels lourds

EXIGENCES DE TRAITEMENT

CARACTÉRISTIQUES SPÉCIFIÉES

HTS ≤ 4 % TBTS ≤ 1 % 1 % maxi en 2003 pour tous les fuels

oui, nécessité de désulfurer les gazoles de distillation : 0,15 à 2 % de soufre les gazoles de craquage (FCC ou viscoréducteur) : (0,5 à 3 % de soufre) non à partir de bruts BTS oui mais traitement difficile pour les autres

00010_B_F

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ESSENCE KÉROSÈNE GAZOLE

00010_B_F

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+

+

+

Issus de pétroles bruts à haute teneur en soufre

CHARGE S

Transformation en gaz H 2S du soufre contenu dans la charge

Catalyseur au colbalt-molybdène

Forte pression d'hydrogène (60 bars sur gazole)

Température assez élevée 300 à 380°C

HYDRODÉSULFURATION

PROCÉDÉ

+

+

+

Gaz contenant de l'H 2S

Légers formés par destruction des composés sulfurés

COUPE PÉTROLIÈRE DÉSULFURÉE

PRODUITS

D PCD 046 A

LES HYDRODÉSULFURATIONS — Principe —

2

B 5 -3

3

PRINCIPALES UTILISATIONS DES HYDRORAFFINAGES EN RAFFINERIE

•

HYDROTRAITEMENT DES COUPES LÉGÈRES Il concerne généralement la coupe de tête de la distillation atmosphérique. Il a pour but de désulfurer les gaz de pétrole liquéfiés et l'essence légère et d'éliminer les poisons des catalyseurs de reformage catalytique et d’isomérisation qui sont présents dans les essences. A ces objectifs classiques s'ajoutent souvent actuellement la nécessiter de traiter des coupes légères provenant d'unités de conversion (essences craquées du viscoréducteur ou du FCC).

•

HYDROTRAITEMENT DES COUPES KÉROSÈNES Ce procédé a pour but d’éliminer les mercaptans quand la coupe kérosène est destinée à la fabrication de Jet A1. Il s’agit d’un hydrotraitement peu sévère dans la mesure où les mercaptans sont les composés sulfurés les plus facilement détruits dans le procédé.

•

HYDRODÉSULFURATION DES COUPES KÉROSÈNE ET GAZOLE Il s'agit là de l'utilisation la plus importante du procédé dans les raffineries. Elle concerne les coupes de distillation mais aussi les produits craqués, et vise à satisfaire les spécifications de plus en plus sévères de teneur en soufre du gazole moteur et du fuel oil domestique. Elle fait l'objet d'une étude détaillée dans ce qui suit.

•

HYDRODÉSULFURATION DES DISTILLATS Pour abaisser leur teneur en soufre, azote, métaux avant traitement dans une installation de conversion comme le FCC. Ce procédé permet de réduire l’impact polluant du FCC et améliore notablement ses performances. Par ailleurs, cette opération constitue la première étape du procédé d'hydrocraquage.

•

HYDROTRAITEMENT DES COUPES LOURDES (résidu, résidu atmosphérique) avant traitement dans une installation de conversion ou constitution de fuels lourds BTS. Il s'agit avant tout dans ce cas d'une hydrodémétallation et d’une hydrodésulfuration.

•

HYDROFINITION DES HUILES DE BASE Pour améliorer leurs caractéristiques de teneur en soufre, de couleur, de stabilité.

•

HYDROTRAITEMENTS SÉVÈRES DES PARAFFINES, DES CIRES, DES HUILES BLANCHES pour leur donner des caractéristiques compatibles avec les exigences pharmaceutiques ou alimentaires.

•

HYDROGÉNATION DES ESSENCES DE VAPOCRAQUEUR Pour les stabiliser par l’hydrogénation des dioléfines instables et les rendre incorporables au pool essence de la raffinerie.

00010_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

B 5 -3

4

HYDRORAFFINAGES — Caractéristiques des procédés —

TEMPÉRATURE

330 à 400°C, d'autant plus élevée que la charge est lourde

PRESSION

D'autant plus élevée que la charge est lourde - 20 à 30 bar sur des essences - 50 à 100 bar sur gazole - plus de 150 bar sur résidus

CATALYSEURS

-

HYDROGÈNE

-

MISE EN ŒUVRE DU PROCÉDÉ

MATÉRIEL

Non empoisonnés par le soufre À base d'oxydes de Cobalt et de Molybdène sur alumine, actifs après sulfuration Perdent leur activité en se chargeant de coke Appoint de gaz riche en hydrogène nécessaire car les réactions en consomment Recyclage pour empêcher la formation de coke sur le catalyseur

•

Réchauffage de la charge et de l'hydrogène pour atteindre la température de réaction

•

Réactions chimiques de désulfuration sur le catalyseur dans un seul réacteur

•

Recyclage de l'hydrogène séparé à haute pression

•

Séparation du gaz acide et purification du produit désulfuré

•

Lavage du gaz acide pour récupérer l'H 2 S avec une solution d'amine et régénération de l'amine

•

Régénération périodique du catalyseur

-

Pompes Compresseurs Four Réacteur Échangeurs - Aéroréfrigérants Ballons séparateurs

00010_B_F

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B 5 -3

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

CHARGE

DE SOUFRE

1 à 2 % MASSE

GAZOLES

COUPES

% MASSE

100

80

40

20

0

Soufre

PRODUITS

0,005 % MASSE

DESULFURÉES

GAZOLES

COUPES

GAZ RICHE EN H 2S " ESSENCE "

D PCD 052 A

consommatrices

de Les hydrodésulfurations sont productrices d'un gaz riche en H 2S qu'il est nécessaire de traiter.

Les hydrodésulfurations sont l'hydrogène produit au reformage.

- indispensable pour désulfurer les gazoles indispensables pour purifier la charge du reformage catalytique - utile pour raffiner les GPL, l'essence légère, le carburéacteur.

L'HYDRODÉSULFURATION est :

LES HYDRODÉSULFURATIONS — Intégration dans le schéma de raffinage —

5

B 5 -3

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

6,8

200

375

RÉACTEUR

* Lavage H 2 S éventuel

GAZOLES CRAQUÉS

GAZOLE DE DISTILLATION

290

Lits de catalyseur (150 tonnes)

FOUR

APPOINT DE GAZ RICHE EN H2 EX REFORMAGE CATALYTIQUE

COMPRESSEUR d’appoint

Quench

60

S = 1,5% masse

360

dont 1,2 tonne d’H2 pur 35

55

Température (°C)

Pression (bar abs.)

Débit (t/h)

BALLON SÉPARATEUR HP

BALLON SÉPARATEUR BP

Eau

40

10

*

Purge HP

Gaz riche en hydrogène

COMPRESSEUR de recyclage

40

7

S = 0,005 % masse

270

STRIPPER DE GAZOLE

260

Gaz sulfuré

HYDRODÉSULFURATION DES GAZOLES — Schéma simplifié —

193

110

Vapeur d’eau

5,1

8,7

GAZOLE DÉSULFURÉ

SÉCHEUR SOUS VIDE

0,1

Vide

"ESSENCE"

Eau

40

GAZ RICHE EN H2S

6

B 5 -3

D PCD 389 A

B 5 -3

7

RÉACTEUR D'HYDRODÉSULFURATION DE GAZOLES

Distributeur entrée

Passage canne thermométrique

Gaz Liquide Détail A

Cheminée Liquide LT

Plateau distributeur

Billes d'alumine ∅ 3/4"

150

Paniers

Lit catalytique Acier au carbone Plaquage 18 Cr 8 Ni LT 45° Billes d'alumine ∅1/4" Billes d'alumine ∅3/4"

150

Collecteur sortie D MEQ 015 A

Orifice de vidange

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 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Gaz à traiter

provenance de diverses unités

Gaz contenant de l'H2S en

Gaz acides ou gaz sulfurés :

CHARGES

H2S pur

Absorption de l'H2S

Transformation de l'H2S en soufre

Régénération de la solution d'amine pour obtenir l'H2S

Lavage des gaz avec une solution d'amine (DEA) pour récupérer l'H2S

LAVAGE AUX AMINES + UNITÉ CLAUS

PROCÉDÉ

Transformation de l'H2S en soufre Soufre

Gaz épuré

Soufre liquide pour vente à l'industrie chimique

Gaz épuré combustible pour les fours

PRODUITS

D PCD 047 A

ÉPURATION DU GAZ ACIDE — Production de soufre —

8

B 5 -3

B 5 -3

9

CHAÎNE SOUFRE BILAN SOUFRE D'UNE RAFFINERIE MOYENNE — (Raffinerie 1989) — Soufre dans les produits 68300 tonnes

BRUTS TRAITÉS 8 MILLIONS DE TONNES/AN 1,29 % MASSE SOUFRE

Soufre transformé en

103200 tonnes de soufre

H2S dans les procédés

Hydrotraitement 28320 tonnes des essences de soufre HDS des gazoles de distillation et soit craqués Craquage catalytique 30090 tonnes Viscoréducteur d’H2S etc.

Lavage aux 26620 tonnes de soufre

amines + Claus

Fumées Claus 1700 tonnes

Soufre dans les fumées (SO2) (Hors Claus)

6580 tonnes

Source : Pétrole et techniques (Sept. 93)

Soufre dans les fumées (SO2) 8280 tonnes

TRAITEMENTS DE RÉCUPÉRATION DU SOUFRE

H2S

GAZ ÉPURÉ vers RÉSEAU COMBUSTIBLE

Fumées contenant SO2

AIR

Rendement ≈ 100 % Incinération UNITÉ DE LAVAGE DES GAZ AUX AMINES

contenant de l’H2S en provenance des unités - d’hydrotraitement - d’hydrodésulfuration - de craquage thermique - de craquage catalytique - d’hydrocraquage - d’hydrotraitement d’huiles - etc.

Rendement environ 95%

Récupération complémentaire du soufre

Rendement complémentaire 4 à 4,9 %

SOUFRE LIQUIDE vers INDUSTRIE CHIMIQUE

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D PCD 050 B

GAZ à TRAITER

UNITÉ CLAUS DE RÉCUPÉRATION DU SOUFRE

Fumées ou queues de claus

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Contenant de l'hydrogène sulfuré (H2S)

GAZ à TRAITER

Teneur en H2S < 0,01 % Vol

GAZ ÉPURÉ

D PCD 390 A

33,8

14,0 12,9

H2S

C3 C4 + C5

40

18,2

8,70

100,0

5,3

14,6

H2 C1 C2

1,2

% masse

5,76

45

AMINE PAUVRE

Solution aqueuse d'amine chargée en H2S

AMINE RICHE

60

50

Solution de DEA à 20 % Masse

98

Solution aqueuse d'amine débarrassée de l'H2S

6

Absorbeur

Pompe de circulation d'amine

Échangeur

1,2

Régénérateur

100

120

(basse pression)

H2S H2O

2,5

97,5

% masse

3,02

Rebouilleur

40

UNITÉ DE LAVAGE AUX AMINES DU GAZ ACIDE D'UNE HDS DE GAZOLES — Schéma de principe —

Débit (t/h)

Température (°C)

Pression (abs.bar)

HYDROGÈNE SULFURÉ vers UNITÉ DE SOUFRE

10

B 5 -3

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2/3

3 H2S

1/3

Air

2 H2S

1 H2S

RÉACTION DE CLAUS DES 2/3 DE l'H2S AVEC LE SO2 FORMÉ

COMBUSTION COMPLÈTE D'1/3 DE L'H2S

Récupération du soufre (%)

+

1 H 2S +

2 H2S

SO2

H2 S

O2

SO2

AIR

2

3

+ chaleur +2H2O

+ H2O

+ CHALEUR

SOUFRE VAPEUR

3S

SO2

230

175

100

Soufre liquide

50

60

70

80

90

200

250

Soufre liquide

400

600

800

1200

temp. °C

1000

Etage thermique

6%

CONDENSEUR

Conversion de l'H2S en soufre en fonction de la température de réaction

Étage catalytique

230 CATALYSEUR

RÉCHAUFFEUR

FOSSE À SOUFRE

30%

CONDENSEUR

310

CATALYSEUR

RÉCHAUFFEUR

% Conversion

60%

175

=2

FOUR CHAUDIÈRE CONDENSEUR

Température (°C)

Eau

1200

Vapeur

Réactions chimiques du procédé de production du soufre

COMBUSTION DE 1/3 DE l'H2S

H2 S

T de fusion

Air

H2S

200

300

550

Temp. °C

Variation de la viscosité du soufre liquide avec la température

SO 2

INCINÉRATEUR

Soufre liquide

140

Viscosité cSt

1 100

10

100

1000

10000

100000

Soufre liquide

Gaz combustible

CONVERTISSEURS

Fumées

D PCD 391 A

PRODUCTION DE SOUFRE — Principe du procédé CLAUS —

11

B 5 -3

B 5 -3

12

TRAITEMENT DES GAZ RÉSIDUAIRES DES UNITÉS CLAUS

• But du traitement

H2 S

gaz de queue UNITÉ CLAUS

soufre ( ≈ 95)

H2 S 0,3 à 1,5 % vol SO 2 0,15 à 0,75 % + en faible proportion soufre vapeur, COS, CS2

TRAITEMENT COMPLÉMENTAIRE

gaz épuré

soufre (récupération totale 99 à 99,9 %)

• Principe des principaux procédés mis en œuvre

- Réaction Claus à basse température sur catalyseur solide - Adsorption du soufre liquide sur le catalyseur - Procédé cyclique

gaz de queue

gaz de queue

PROCÉDÉ CLAUSPOL (IFP) - Réaction Claus à basse température en phase liquide (125-135 °C) dans une solution de poléthylène glycol contenant un catalyseur - Séparation du soufre liquide par décantation

PROCÉDÉ SCOT (Shell) - Réduction du SO2 et des composés soufrés en H 2 S à 300 °C sur catalyseur Co Mo - Absorption de l'H 2S par lavage aux amines - Recyclage de l'H 2S vers le Claus

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gaz épuré vers incinérateur soufre (jusqu'à 99,5 %)

gaz épuré vers incinérateur soufre (jusqu'à 99,8 %)

gaz traité

soufre complémentaire au Claus (99,9 %) D PCD 593 A

gaz de queue

PROCÉDÉ SULFREEN (ELF Aquitaine - Lurgi)

B 5 -3

13

ÉVOLUTION DU BILAN SOUFRE DES RAFFINERIES

Raffinerie SOUFRE DANS LES BRUTS TRAITÉS 103200 tonnes

Raffinerie 1989

1989

+ traitement

8 Mt/an 1,29 % Soufre

des fumées de Claus

68300 t

Raffinerie Raffinerie 1989 2010 + traitement avec hydrodes fumées traitement de Claus des résidus + désulfura- et traitement tion de la des fumées charge FCC Claus

68300 t 57255 t

SOUFRE DANS LES

25255 t

PRODUITS 71855

SOUFRE

40730

RÉCUPÉRÉ

28320 26620

AU CLAUS

8280

SOUFRE

Claus 1700

6580 5215

DANS LES

Hors claus

6090

6580

FUMÉES

Source Pétrole et Techniques (Sept. 93)

3035 2460 1890 1620

* norme visée pour les raffineries existantes 1700 mg/Nm3

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D PCD 592 A

Teneur moyenne en SO2 dans les fumées* mg/Nm3

Information Amont - Aval - Transport

PROCÉDÉS ET UNITÉS DE RAFFINAGE Ingénieurs en Sécurité Industrielle

REFORMAGE CATALYTIQUE - ISOMÉRISATION

B5

LE PROBLÈME DE L'INDICE D'OCTANE DES ESSENCES............................................................. 1 REFORMAGE CATALYTIQUE - Principe du procédé ......................................................................... 2 REFORMAGE CATALYTIQUE - Le catalyseur ................................................................................... 3 REFORMAGE CATALYTIQUE - Caractéristiques du procédé ............................................................ 4 REFORMAGE CATALYTIQUE - Unité semirégénérative - Schéma simplifié..................................... 5 REFORMAGE CATALYTIQUE - Schéma simplifié.............................................................................. 6 RÉACTEUR RADIAL DE REFORMAGE CATALYTIQUE ................................................................... 7 REFORMAGE CATALYTIQUE - Intégration dans le schéma de raffinage.......................................... 8 ÉLIMINATION DU BENZÈNE DANS LES REFORMATS.................................................................... 9 ÉVOLUTION DU PROCÉDÉ DE REFORMAGE CATALYTIQUE ..................................................... 10 REFORMAGE CATALYTIQUE RÉGÉNÉRATIF - IFP - Schéma de principe.................................... 11 ISOMÉRISATION - Intérêt du procédé .............................................................................................. 12 ISOMÉRISATION DES ESSENCES LÉGÈRES - Principe du procédé ............................................ 13 ISOMÉRISATION CATALYTIQUE DES ESSENCES LÉGÈRES - Schéma de principe................... 14 ISOMÉRISATION - Différents procédés ............................................................................................ 15 ISOMÉRISATION - Intégration dans le schéma de fabrication des bases carburant auto ................ 16

RA REF - 00020_A_F - Rév. 2

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18/07/2005

-4

1

B 5 -4

LE PROBLÈME DE L’INDICE D’OCTANE DES ESSENCES

• Le fractionnement initial des pétroles bruts fournit des essences à indice d'octane faible Essence légère (C5-C 6)

RON 60 à 80

Essence lourde (C7-C 10)

RON 20 à 50

• L'utilisateur a besoin de carburants à indice d'octane élevé Super sans plomb

RON 95 ou 98 MON 85 ou 87

• Les indices d'octane des essences pourraient être améliorés par l'incorporation d'ADDITIFS à base de plomb (plomb tétraéthyl et plomb tétréméthyl) mais cela n'est plus possible avec l'utilisation des pots catalytiques. • Le raffineur doit donc améliorer l'indice d'octane des essences issues des pétroles bruts.

nC5 indice d'octane RON 61,7

iC5 indice d'octane RON 92,3

nC7 indice d'octane RON 0

C7 aromatique indice d'octane RON 120

C8 naphténique indice d'octane RON 46

C8 aromatique indice d'octane RON 106

D CH 2063 A

• Cela est possible en transformant les hydrocarbures à bas indice d'octane en hydrocarbures à haut indice d'octane.

Les procédés utilisés en raffinerie sont - le reformage catalytique qui améliore l'indice d'octane des essences lourdes (C7-C10) - l'isomérisation qui accroît l'indice d'octane des essences légères (C5-C6)

00020_A_F

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00020_A_F

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nC7 Indices d'octane 0

• Riche en P et N • Bas indices d'octane

C7 jusqu'à C 10/11

ESSENCE LOURDE DE DISTILLATION

CHARGE

Transformation des hydrocarbures à bas indices d'octane en hydrocarbures à hauts indices d'octane

Grand apport de chaleur

Catalyseur au platine 70 t de catalyseur pour 100t/h de charge

Pression moyenne 10 à 25 bar

Haute température 500°C

REFORMAGE CATALYTIQUE

PROCÉDÉ

C7 aromatique Indice d'octane RON 120

+ Hydrogène

ACCESSOIRES • Gaz combustible (C 1 - C 2) • Gaz liquéfiés (C 3 - C 4) NUISIBLE • coke

VOULUS • REFORMAT à haut RON (98 - 102) • Gaz riche en HYDROGÈNE

PRODUITS

D PCD 045 A

REFORMAGE CATALYTIQUE — Principe du procédé —

2

B 5 -4

3

B 5 -4

LE CATALYSEUR

• DÉFINITION ET RÔLE D'UN CATALYSEUR - Un catalyseur est généralement un solide poreux qui se présente sous forme de bâtonnets ou de billes dont le rôle est d’ACCÉLÉRER les transformations chimiques recherchées dans le procédé. - Un catalyseur agit par sa surface : les molécules de la charge se déposent sur la surface du catalyseur dans les pores et se transforment sur cette surface. - La composition chimique du catalyseur doit être adaptée aux transformations souhaitées ce qui explique la diversité des formules catalytiques. Surface externe du grain de catalyseur

R

R

Micropores

Phase gazeuse ou liquide contenant les réactifs R

D CH 065 A

Macropores

• MISE EN ŒUVRE Charge RÉACTEUR

- Le catalyseur est disposé dans un ou plusieurs réacteurs dont on peut ajuster les conditions de fonctionnement (température, pression, …) pour obtenir les transformations souhaitées.

Catalyseur

Produits vers séparation

D PCD 588 B

- La charge traverse les réacteurs et les réactions chimiques se font au sein des grains ou billes de catalyseur

• CATALYSEUR DE REFORMAGE CATALYTIQUE - Il est constitué par de l'alumine chlorée sur laquelle sont dispersés des métaux (Platine, Rhénium, …) - Son prix est très élevé (environ 1000 F/kg) et il faut en utiliser environ 70 tonnes dans une unité qui traite 100 t/h de charge - Il est très sensible à des poisons tels que : • le SOUFRE et l'AZOTE qui doivent être éliminés préalablement • le COKE qui se dépose sur le catalyseur et réduit son efficacité. Le coke doit être éliminé périodiquement 00020_A_F

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4

REFORMAGE CATALYTIQUE — Caractéristiques du procédé —

• Un schéma simplifié d’une unité de reformage catalytique semirégénérative est présenté sur les planches n°1 et n°2. • La CHARGE doit être préalablement HYDROTRAITÉE pour éliminer le soufre. Elle doit contenir moins de 1 g de soufre par tonne à l'entrée de l'unité. • La TEMPÉRATURE du procédé de reformage est de l'ordre de 500°C pour obtenir les réactions chimiques désirées • PRESSION : entre 5 et 25 bar selon le procédé. Les nouveaux procédés fonctionnent à basse pression. • La production de COKE doit être limitée : on effectue pour cela une dilution de la charge par de l'hydrogène ce qui est réalisé par la mise en place d'un recyclage de l'hydrogène produit par les réactions chimiques. • Les transformations chimiques consomment beaucoup de chaleur : le procédé comporte donc plusieurs étages four-réacteur, les fours apportant la quantité de chaleur nécessaire aux réactions chimiques. • Les effluents doivent être séparés. Cette séparation est réalisée par : -

le ballon séparateur la colonne de stabilisation

• Le catalyseur doit être régénéré périodiquement (unités semirégénératives). Dans les nouvelles unités basse pression le catalyseur est régénéré de manière permanente grâce à une circulation de réacteur à réacteur. • MATÉRIEL MIS EN ŒUVRE -

pompes compresseurs fours réacteurs échangeurs - aéroréfrigérants colonne

• La planche n°3 fournit le schéma d’un réacteur de reformage catalytique de type radial.

00020_A_F

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B 5 -4

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• C7 - C10/11 • RON 20 à 50 • Riche en nP, N • Pas de S - N

CHARGE essence lourde

440

Catalyseur

18.5

500

100

470

17.5

420

FOURS

500 16.5

495

INJECTION COMPOSÉ' "CHLORÉ"

20

150

ÉCHANGEUR

SECTION CATALYTIQUE

500

40

40

BALLON SÉPARATEUR

H2 =4à6 HC

21

COMPRESSEUR

RÉACTEURS

COMPRESSEUR DE RECYCLAGE

T

240

Température (°C)

15

Gaz riche en hydrogène

80 % vol H2

COLONNE DE STABILISATION

20

75 9

Pression (bar abs.)

80

SECTION SÉPARATION

FOUR

10

1

GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIÉS

GAZ COMBUSTIBLE

Débit (t/h)

REFORMAT • RON 98-101 • Riche en A

40

dont 2 t/h d'H2 pur

GAZ RICHE EN HYDROGÈNE

D PCD 155 A

REFORMAGE CATALYTIQUE Unité semirégénérative — Schéma simplifié —

5

B 5 -4

Four

RGE CHA CE EN ESS DE R LOU -50 0 2 N RO

D MEQ 132 B

420

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Réact

500

É

charg

e

eur

eur chang

e de Pomp

450

Four Réact

500

eur

r resseu Comp lage yc de rec

480

Four

yseur Catal

LON BAL EUR RAT SÉPA

40

18

RANT

IGÉ RÉFR

AÉRO

REFORMAGE CATALYTIQUE — Schéma de principe —

495

500

130

AT ORM REF 8 - 102 9 RON

E NE D N N O COL ISATIO BIL STA

GPL GAZ

riche Gaz gène ydro en h

6

B 5 -4

B 5 -4

7

RÉACTEUR RADIAL DE REFORMAGE CATALYTIQUE

Acier au carbone Diffuseur

Bouclier Ciment réfractaire

Acier inox Céramique

Catalyseur

Tube central Scallops

Toile métallique

D MEQ 045 A

Céramique

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C

C

C

10

8

7

CHARGE

RON 30 à 50

ESSENCE LOURDE DE DISTILLATION

C 3

% MASSE

100

80

40

20

0

C

C

10

6

H2 C C1 2 C C3 4 C 5

PRODUITS

RON 98 à 102

REFORMAT

GAZ et G.P.L.

Gaz riche en HYDROGÈNE dont 1,5 à 2 % masse H2

Le reformage catalytique consomme beaucoup d'énergie : 5 à 8 tonnes de combustible pour 100 tonnes de charge.

Le reformat est une base indispensable à la fabrication des carburants auto. Son indice d'octane dont la valeur est supérieure à la spécification compense les insuffisances d'autres bases carburant disponibles dans la raffinerie.

C'est un producteur essentiel de gaz de pétrole liquéfiés.

Le reformage catalytique produit l' hydrogène nécessaire aux hydrotraitements classiques.

D PCD 051 A

REFORMAGE CATALYTIQUE — Intégration dans le schéma de raffinage —

8

B 5 -4

D PCD 2066 A

ESSENCE TOTALE C5 - C10/11

SPLITTER D'ESSENCE

Essence lourde

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Extraction d'une coupe Benzène par fractionnement du reformat

REFORMAGE CATALYTIQUE

Élimination des précurseurs de Benzène dans l'essence lourde - Élévation du point de coupe - Amélioration de la séparation

Reformat (3 à 8 % de benzène)

COLONNE DE FRACTIONNEMENT DU REFORMAT (splitter de reformat)

ÉLIMINATION DU BENZÈNE DANS LES REFORMATS

REFORMAT LOURD vers pool carburant (< 1 % benzène)

COUPE BENZÈNE (20 à 50% benzène) - vers pétrochimie - vers hydrogénation

- vers pool carburant - vers isomérisation (< 1% benzène)

REFORMAT LÉGER

ESSENCE LÉGÈRE

9

B 5 -4

10

ÉVOLUTION DU PROCÉDÉ DE REFORMAGE CATALYTIQUE

• L'abandon des additifs à base de plomb dans les carburants-auto, et les exigences d'indices d'octane conduisent les raffineurs à accroître la sévérité de fonctionnement des unités de reformage catalytique ce qui est comme on l'a vu très préjudiciable au rendement en reformat. • Parallèlement, les unités d'hydrotraitement des raffineries sont de plus en plus consommatrices d'hydrogène pour lequel le reformage est le premier producteur. • Ces deux exigences principales ont conduit à une évolution importante du procédé de reformage depuis 20 ans dont les étapes successives sont les suivantes :

- amélioration des catalyseurs pour les rendre plus stables c'est-à-dire plus résistants à l'empoisonnement par le coke et plus sélectifs pour augmenter l'aromatisation et la production d'hydrogène - baisse de la pression de fonctionnement ce qui permet d'améliorer de façon importante les rendements en reformat et en hydrogène (moins de craquage). Parallèlement, la formation de coke est fortement accélérée - de nombreuses unités industrielles ont été ainsi modifiées pour s'adapter à une réduction de leur pression de fonctionnement - si la pression adoptée est très basse (moins de 10 bar) une modification de technologie est nécessaire pour éliminer le coke - mise en place d'une technologie régénérative (reformage régénératif) à très basse pression avec mise en place d'un système permettant la circulation et par suite la régénération en continu du catalyseur (unités dites régénératives).

• La planche n°5 montre une unité de reformage catalytique régénératif fonctionnant selon le procédé IFP. • Les nouvelles unités construites ou projetées adoptent dans la majorité des cas la technologie régénérative.

00020_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

B 5 -4

H2 (mol/mol) HC • Catalyseur

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PCD 157 A

CHARGE ESSENCE LOURDE

• Circulation catalyseur

•

Gaz de recyclage

F1

Hydrogène de réduction

45 - 60 t 100 t de charge 2 - 3 jours

3

4-5 bar abs.

Pots de lift

R1

Gaz de lift

F2

CHAMBRE DE RÉDUCTION

Elutriateur

R2

Gaz de lift

FOURS

F3

RÉACTEURS

R3

Gaz de lift

F4

R4

Gaz de régénération

N2

Gaz de régé.

Brûlage

Agent chloré

Gaz

Air

Gaz de lift

Gaz de calcination

Traitement du cata.

• Pression réaction

Gaz de recyclage vers charge

Gaz de lift

REFORMAT RON 100 - 103

GPL

GAZ RICHE EN HYDROGÈNE

RÉGÉNÉRATEUR

SEPARATION

REFORMAGE CATALYTIQUE Procédé régénératif IFP — Schéma de principe —

11

B 5 -4

12

B 5 -4

ISOMÉRISATION — Intérêt du procédé —

• Les essences légères de distillation (C5-C 6), malgré leurs indices d'octane relativement bas (60 à 80 RON), peuvent constituer des bases acceptables pour la fabrication des carburants commerciaux dans la mesure où ceux-ci peuvent contenir des additifs à base de plomb. L'exemple présenté ci-dessous montre en effet qu'elles possèdent une excellente susceptibilité au plomb qui leur confère notamment un très bon MON.

RON Plomb (g/l)

MON Plomb (g/l)

Essence légère

0,0

0,15

0,40

0,0

0,15

0,40

de distillation

74,2

82,6

89,5

73,1

81,9

89,1

• Même si ces essences légères constituent parallèlement d'excellentes charges pour les vapocraqueurs producteurs d'éthylène et de propylène, une partie importante de ces coupes doit être valorisée comme carburant auto, ce qui nécessite, dans la perspective des essences sans plomb une amélioration de leurs indices d'octane. La voie reformage catalytique théoriquement possible pour les hydrocarbures en C6, n'est pas acceptable compte tenu des spécifications de teneur limite en benzène des carburants (1 % maximum). • L'isomérisation apparaît donc comme le procédé le plus intéressant dans la mesure où elle consiste à transformer des hydrocarbures paraffiniques à chaîne droite (nP) possédant de bas indices d'octane en hydrocarbures de la même famille à chaîne ramifiée (iP) dont les indices d'octane, spécialement le MON sont nettement plus élevés. Le procédé permet d'obtenir une base à indice d'octane amélioré, l'isomérat qui de plus a la propriété d'être volatile et d'apporter un surplus d'indice d'octane dans les fractions légères du carburant. • En parallèle avec le développement des carburants sans plomb, de nombreuses raffineries ont mis en place des unités d'isomérisation des essences légères pour s'adapter aux besoins supplémentaires d'indice d'octane des carburants. • Pour augmenter la teneur en isoparaffines de l'isomérat et donc son indice d'octane le procédé est souvent mis en œuvre avec une séparation complémentaire des n-paraffines qui sont recyclées jusqu'à transformation dans la section réactionnelle (voir planche n°6).

00020_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

normal pentane iC5 RON 61,7 MON 61,9

riche en n-P indice d'octane moyen RON 60 A 80

C5 - C6

ESSENCE LÉGÈRE DE DISTILLATION

CHARGE

Transformation des hydrocarbures paraffiniques à chaine droite (nparaffines) en hydrocarbure à chaine branchée (isoparaffines) à plus hauts indices d'octane

Basse température en présence d'hydrogène 150 à 180°C Pression moyenne 20 à 40 bar Catalyseur au chlore et au platine recyclage des n-paraffines non transformées

ISOMÉRISATION

isopentane iC5 RON 92,3 MON 90,5

Faibles quantités des produits légers

Autres produits :

Base carburant riche en iso-paraffines iC5 - iC6 RON 83 - 90 selon le procédé

ISOMÉRAT

Produit principal :

PRODUITS

D PCD 2358 A

PROCÉDÉ

13

B 5 -4

ISOMÉRISATION DES ESSENCES LÉGÈRES — Principe du procédé —

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

CHARGE : ESSENCE LÉGÈRE C5 - C6 RON 70

HYDROGÈNE DU REFORMAGE CATALYTIQUE

D PCD 590 A

38

SÉCHAGE

160

RÉACTEUR 1

+

35

Platine (0,3 à 0,5 % masse)

Environ 35 t pour traiter 50 t/h de charge

Alumine chlorée (8 à 15 % de chlore)

Catalyseur d'isomérisation

SÉCHAGE

Injection de composé chloré

COMPRESSEUR

15

150

Réactions chimiques

Hydrocraquage

Hydrogénation du Benzène

Isomérisation des nP en iP

150

RÉACTEUR 2

140

ISOMÉRISATION CATALYTIQUE DES ESSENCES LÉGÈRES — Schéma de principe — Gaz C4

ISOMÉRAT RON 83 - 85 TENEUR EN iP 75 - 88 %

COLONNE DE DISTILLATION

LAVAGE À LA SOUDE

GAZ

14

B 5 -4

B 5 -4

15

ISOMÉRISATION — Différents procédés —

• SANS RECYCLAGE Légers

Hydrogène d'appoint Charge essence légère

C5 - C 6

SECTION

ISOMÉRAT DE BASE RON 83-85 environ 80 % iP 20 % nP

CATALYTIQUE D'ISOMÉRISATION

• AVEC SÉPARATION DES N-PARAFFINES Légers Hydrogène d'appoint

SECTION

SEPARATION nP-iP sur tamis moléculaires

CATALYTIQUE Charge essence légère

C5 - C 6

D'ISOMÉRISATION

ISOMÉRAT RON 85-88 100 % iP

Recyclage des n-paraffines

• AVEC SÉPARATION DES nC6 et iC6 À UN BRANCHEMENT Légers

Charge essence légère

C5 -C 6

SECTION CATALYTIQUE

DÉISOHEXANISEUR

D'ISOMÉRISATION

DIH

Recyclage des nC 6 + iC 6 à un seul branchement

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

ISOMÉRAT RON 88-90

D PCD 596 A

Hydrogène d'appoint

B 5 -4

16

ISOMÉRISATION Intégration dans le schéma de fabrication des bases carburant auto

• DÉISOPENTANISATION DE LA CHARGE i C5

ESSENCE LÉGÈRE DE DISTILLATION C5 - C6

ISOPENTANE RON 92 MON 89

DIP

ISOMÉRISATION

nC 5 - C 6

ISOMÉRAT RON 83-90 MON 82-88

essence légère déisopentanisée

• DÉISOPENTANISATION DE LA CHARGE ET ISOMÉRISATION DU REFORMAT LÉGER i C5

ESSENCE LÉGÈRE C5 - C6

ISOPENTANE RON 92 MON 89 n C5 - C 6

DIP

ISOMÉRISATION

ISOMÉRAT RON 83-90 MON 82-88

reformat léger C5 - C 6 REFORMAGE CATALYTIQUE

reformat

FRACTIONNEMENT DU REFORMAT

reformat lourd

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

REFORMAT C7+ RON 100-102

D PCD 595 A

ESSENCE LOURDE C7 - C10

Information Amont - Aval - Transport

PROCÉDÉS ET UNITÉS DE RAFFINAGE CONVERSION DES COUPES LOURDES ET PROCÉDÉS COMPLÉMENTAIRES

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

B5

PROBLÈME DE LA CONVERSION ......................................................................................................... 1 PRINCIPE DES PROCÉDÉS DE CONVERSION DES CHARGES LOURDES....................................... 2 DIFFÉRENTS PROCÉDÉS DE CRAQUAGE DES CHARGES LOURDES ............................................. 3 CAPACITÉ DE CONVERSION (Monde) .................................................................................................. 4 VISCORÉDUCTION DES RÉSIDUS SOUS-VIDE ................................................................................... 5 UNITÉ DE VISCORÉDUCTION DE RÉSIDU SOUS-VIDE - Schéma simplifié........................................ 7 CRAQUAGE CATALYTIQUE - Principe ................................................................................................... 8 CRAQUAGE CATALYTIQUE - Caractéristiques du procédé ................................................................... 9 CRAQUAGE CATALYTIQUE FLUIDE FCC ........................................................................................... 10 LE CRAQUAGE CATALYTIQUE DANS LE SCHÉMA DE RAFFINAGE................................................ 11 CRAQUAGE CATALYTIQUE - Schéma simplifié ................................................................................... 12 L'ALKYLATION - Unité complémentaire du FCC .................................................................................. 13 HYDROCRAQUAGE DE DISTILLATS ................................................................................................... 14 UNITÉ D'HYDROCRAQUAGE - Procédés "Série Flow" - Schéma simplifié .......................................... 15 CONVERSION PROFONDE .................................................................................................................. 16 MTBE - ETBE - Intérêt ............................................................................................................................ 17 MTBE - ETBE - Principe de fabrication................................................................................................... 18 PROCÉDÉS DE PRODUCTION D'HYDROGÈNE ................................................................................. 19

RA CON - 00012_B_F - Rév. 3

Ce document comporte 20 pages

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

18/07/2005

-5

1

B 5 -5

PROBLÈME DE LA CONVERSION

• La structure du marché des produits pétroliers évolue régulièrement en faisant une place de plus en plus grande aux produits légers et intermédiaires : GPL, carburants-auto, JET A1, gazole. Parallèlement la baisse des marchés de fuels lourds réduit considérablement la part des produits lourds. • On observe en conséquence un déséquilibre quantitatif croissant entre les rendements en coupes obtenus dans la distillation des pétroles bruts et les besoins du marché.

COUPES LÉGÈRES

COUPE INTERMÉDIAIRES

10

Arabe léger

COUPES LÉGÈRES

0

10

10 PRODUITS LÉGERS (GPL-naphtas-carburant auto)

20

20

30

30

30

40

40

40 50

COUPES LOURDES

0

COUPE INTERMÉDIAIRES

50

60

60

70

70

80

COUPES LOURDES

90

100

100

38 - 41 %

50

PRODUITS INTERMÉDIAIRES (Carburéacteurs, pétrole lampant, gazole, FOD)

60

40 - 41 %

70

80

90 Brent

20

80 PRODUITS LOURDS (Fuels lourds, bitumes, lubrifiants, coke)

90 100

Marché mondial (prévisions 2010)

17 - 21 % D PPC 106 A

0

• Le raffineur doit donc transformer des coupes lourdes excédentaires valorisables essentiellement comme combustibles en coupes légères et intermédiaires utilisables comme carburants dont le marché est demandeur. • Cela est possible en transformant les hydrocarbures lourds à longue chaîne carbonée (> C20-C25) en composés légers par des réactions chimiques de craquage. Les installations de raffinage dont le but est de réaliser ce craquage sont appelées UNITÉS DE CONVERSION. • Il existe de nombreux types d'unités de conversion qui ont donné lieu à de nombreux investissements dans les années 1970 et 1980. Elles diffèrent essentiellement par la nature de la charge traitée et les conditions de mise en œuvre du craquage. Les installations qui s'attaquent au résidu sous-vide pour le transformer de manière importante en coupes légères ou intermédiaires sont qualifiées d'unités de conversion profonde. 00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Coupes lourdes

Résidus

Distillats

CHARGES

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training Transformation des hydrocarbures lourds en hydrocarbures légers par craquage

Craquage thermique : Craquage par la température uniquement Craquage catalytique : Craquage en présence d'un catalyseur Hydrocraquage : Craquage en présence d'un catalyseur et d'hydrogène

CRAQUAGE

PROCÉDÉ

PROCÉDÉS DE CONVERSION DES CHARGES LOURDES — Principe —

Formation parasite de coke en quantité plus ou moins importante

Autre produit

Gaz Essences Produits intermédiaires

PRODUITS PRINCIPAUX

2

B 5 -5

D PCD 048 A

3

B 5 -5

DIFFÉRENTS PROCÉDÉS DE CRAQUAGE DES CHARGES LOURDES

CRAQUAGE THERMIQUE

• Procédé peu sélectif : produit beaucoup de gaz, de coke • Produits obtenus de mauvaise qualité

• Viscoréducteur (visbreaking) • Cokéfaction retardée (delayed coker) • Flexicoker (unité de conversion profonde EXXON)

CRAQUAGE CATALYTIQUE • Craquage Catalytique Fluide (F.C.C.) pour les distillats

• Procédés R2R (TOTAL-IFP), HOC, RCC pour les mélanges distillats-résidus

HYDROCRAQUAGE

• Permet de traiter des charges lourdes riches en métaux : PARTICULIÈREMENT ADAPTÉ À LA CONVERSION DES RÉSIDUS SOUS-VIDE

• Craquage plus sélectif : moins de gaz, plus d'essence, moins de coke • Essences d'assez bonne qualité, gazole médiocre • La présence du catalyseur interdit le traitement de charges riches en poisons métalliques - PROCÉDÉ ADAPTÉ À LA CONVERSION DES DISTILLATS ET DE CERTAINS RÉSIDUS

• Très bonne sélectivité de craquage - La présence d'hydrogène empêche la formation de coke • Produits légers : essences, kérosène, gazoles d'excellente qualité

• Hydroconversion de résidus sous-vide HYCON (SHELL) HYVAHL (ELF - TOTAL - IFP) LC Fining (Lummus)

• Catalyseurs exigeants quant à la pureté des charges : PROCÉDÉ ADAPTÉ À LA CONVERSION DES DISTILLATS • Procédé consommateur d'hydrogène • Procédé adaptable à la conversion profonde des résidus sous réserve de modifications technologiques très complexes et très chères

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PCD 328 A

• Hydrocraqueur de distillats

4

B 5 -5

PROCÉDÉS DE CONVERSION — Capacités mondiales —

Capacités exprimées en millions de tonnes par an

Craquage catalytique (FCC)

Viscoréduction

Cokéfaction y compris flexicoker

290,0

10,6

94,3

77,9

18,8

76,6

32,2

15,6

4,1

1,3

103,6

75,4

15,7

31,1

6,0

9,3

4,0

0,8

1,3

0,6

Moyen-Orient

13,7

17,3

3,9

25,1

13,4

Japon

38,9

—

4,0

6,5

21,5

Asie-Océanie

83,7

19,2

21,1

25,7

12,8

615,8

158,7

155,4

171,7

74,4

Amérique du Nord Amérique Latine Europe Occidentale Afrique

Total

Hydrocraquage

Hydrotraitement Hydroconversion des résidus

(Oil and Gas Journal - December 22, 1997)

Nombre de raffineries

Distillation atmosphérique Mt/an

Distillation sous vide Mt/an

Capacité unités de conversion/ Capacité DA

Amérique du Nord

191

815

420

60 %

Amérique latine

76

320

122

40 %

Europe occidentale

109

715

251

32 %

Afrique

45

146

25

11 %

Moyen Orient

44

285

95

26 %

Japon

38

248

81

29 %

Asie/Océanie

103

600

89

27 %

606

3129

1083 (Oil and Gas Journal - December 22, 1997)

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

5

B 5 -5

VISCOSITÉ DES RÉSIDUS SOUS-VIDE

• AJUSTEMENT DE LA VISCOSITÉ DES FUELS LOURDS -

Les fuels oils lourds N° 2 doivent avoir une viscosité au plus égale à 40 centistokes (cSt) à 100°C.

-

Les résidus de distillation sous-vide sont trop visqueux pour constituer directement des fuels lourds. La viscosité des fuels oils lourds est obtenue par MÉLANGE aux RÉSIDUS SOUS-VIDE TRÈS VISQUEUX de DILUANTS ou FLUXANTS peu visqueux type GAZOLE.

FABRICATION D'UN FUEL N°2 À PARTIR DE RÉSIDU SOUS-VIDE

RSV 1000 à 3000 cSt à 100°C Fuel-oil n°2 40 cSt maxi à 100°C

VERS MARCHÉ

D PPC 107 A

Fluxant gazole 1 cSt à 100°C

• LA PRODUCTION DU F.O. N° 2 CONSTITUE DE CETTE MANIÈRE EST SUPÉRIEURE à la demande du marché • Une solution possible : LA VISCORÉDUCTION DU RÉSIDU SOUS-VIDE

par diminution de la viscosité des résidus sous-vide la viscoréduction permet : -

de RÉDUIRE LA PRODUCTION de F.O. N° 2 (l'obtention de la viscosité du F.O. N° 2 nécessite une quantité plus faible de diluant ou fluxant peu visqueux)

-

d'AUGMENTER d'autant la production de GAZOLE

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

29 tonnes de gazole de dilution 1cSt à 100°C

4,5 tonnes gaz + essences

53 tonnes de gazole de dilution 1cSt à 100°C

124,5 tonnes de FO n°2 40 cSt à 100°C

153 tonnes de FO n°2 40 cSt à 100°C

• Les adaptations récentes du viscoréducteur privilégient, compte tenu de l'existence d'autres fluxants dans la raffinerie (gazole de FCC) la valorisation des produits : gazole par hydrodésulfuration et distillat par le FCC (schéma page 7)

– de diminuer la production de fuel lourd de 153 – 124,5 = 28,5 tonnes – d'économiser 53 – 29 = 24 tonnes de gazole de dilution

• Pour 100 tonnes de résidu sous-vide le viscoréducteur permet :

95,5 tonnes de gazole distillat résidu 100 cSt à 100 °C

VISCORÉDUCTION

2000 cSt À 100°C

100 TONNES DE RÉSIDU SOUS VIDE

• La construction de fuel lourd avec et sans viscoréduction correspond à l'exemple suivant (pour 100 tonnes de RSV)

• Elle correspond à un CRAQUAGE THERMIQUE modéré du RSV à 450°C environ et sans apparition de coke.

• L'unité de viscoréduction a pour but de réduire la production de fuel lourd et de permettre une économie de gazole de dilution.

• Il en résulte une production de fuel lourd trop importante et une perte financière par le déclassement de quantités élevées de gazole vers les fuels lourds. Appréciation de la qualité des produits

CHARGE

• Les résidus sous-vide très visqueux sont surtout utilisés pour fabriquer les fuels lourds.

Qualité

très bonne bonne médiocre mauvaise

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

%

Résidu sous vide craqué

Distillat

Gazole

Gaz + GPL Essence

–

–

–

–

VISCORÉDUCTION

Rendements et qualité des produits obtenus au viscoréducteur

560°C +

COUPE

SOUS-VIDE

RESIDU

++ + – ––

PRODUITS D PCD 330 C

VISCORÉDUCTION DES RÉSIDUS SOUS-VIDE

6

B 5 -5

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

RÉSIDU SOUS VIDE

• Visco 1000 à 3000 cSt

• % S élevé sur brut HTS (2 à 6 %)

•d≈1

Vapeur

FOUR DE VISCORÉDUCTION

Débit (t/h)

Température (°C)

Pression (bar abs.)

180

BALLON DE MATURATION (SOAKER)

460

330

440

9

trempe

410

COLONNE ATMOSPHÉRIQUE

1,5

130

395

Vapeur

vapeur

36

mm Hg

20

6,5

115,5

COLONNE SOUS VIDE

70

vide

Eau

2

RÉSIDU SOUS VIDE CRAQUÉ

DISTILLAT DE VISCORÉDUCTION

GAZOLE DE VISCORÉDUCTION

ESSENCE DE VISCORÉDUCTION

GAZ - GPL

D PCD 313 A

UNITÉ DE VISCORÉDUCTION DE RÉSIDU SOUS VIDE — Schéma simplifié —

7

B 5 -5

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training En présence d'un catalyseur en poudre

Produits lourds entre C20 et C50 ne contenant pas de métaux

RÉSIDUS SOUS-VIDE pauvres en métaux traités en mélange avec des distillats

A PRESSION FAIBLE < 3 bar

350°C - 550°C

Transformations obtenues

Craquage catalytique fluide des hydrocarbures F.C.C.

A HAUTE TEMPÉRATURE ≅ 500°C

DISTILLATS

Produits lourds excédentaires peu valorisables

CHARGES

PROCÉDÉ

DILUANT lourd : HCO (Heavy Cycle oil) RÉSIDU (Slurry) COKE H2 S

AUTRES :

GAZ COMBUSTIBLE DILUANT LÉGER : GAZOLE de craquage ou LCO (Light Cycle oil)

ACCESSOIRES :

GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIÉS ESSENCE DE CRAQUAGE

SOUHAITÉS :

PRODUITS

D PCD 2357 A

CRAQUAGE CATALYTIQUE — Principe —

8

B 5 -5

9

B 5 -5

CRAQUAGE CATALYTIQUE — Caractéristiques du procédé —

•

LES PRODUITS DE CRAQUAGE CATALYTIQUE CONTIENNENT DES OLÉFINES En effet, si on considère le craquage d'une paraffine en C20 on obtient par exemple une oléfine en C8 et une paraffine en C12.

•

C8H16

Paraffine

Oléfine

•

C12H26

Paraffine

RÔLE DU CATALYSEUR -

Orienter le craquage vers la production maximum d'ESSENCE

-

Produire des essences A INDICE D'OCTANE acceptable en favorisant la formation : . .

•

+

D CH 2062 A

craquage C20H42

d'isoparaffines d'oléfines

COMPOSITION DU CATALYSEUR : SILICE-ALUMINE ACIDE -

A l'origine : Argile acidifiée

-

ensuite : SILICE-ALUMINE synthétique non cristallisée

-

Aujourd'hui ajout de silice-alumine cristallisée ou ZÉOLITHES ou TAMIS MOLÉCULAIRES

-

sous forme de poudre (grains de diamètre inférieur à 100 microns)

PRÉCAUTIONS D'UTILISATION -

Le catalyseur est empoisonné par les métaux, d'où le choix des CHARGES : . .

-

distillats essentiellement résidus à basse teneur en métaux (résidus BTM)

Son activité est très rapidement bloquée par la FORMATION DE COKE. Il faut utiliser une technologie permettant l’ÉLIMINATION CONTINUE DU COKE déposé sur le catalyseur.

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

•

Dans le RÉACTEUR, les réactions de craquage se développent au contact du catalyseur à 500°C environ. Les produits craqués sont dirigés vers une section distillation.

•

Dans le RÉGÉNÉRATEUR, le coke déposé sur le catalyseur est brûlé à 700-750°C par l'injection d'air. Le catalyseur retrouve ainsi son activité et retourne à haute température vers le réacteur.

Le coke se dépose sur le catalyseur et détruit son activité catalytique. Le catalyseur usé est dirigé vers le régénérateur.

Le catalyseur est une fine poudre constituée de silice et d'alumine qui circule, à grand débit (10 à 20 tonnes par minute), entre deux capacités : le RÉACTEUR et le RÉGÉNÉRATEUR.

catalyseur régénéré

réactions chimiques de craquage

Charges à craquer

RÉACTEUR 500 °C - 520 °C

•

Air de régénération

Réactions RÉGÉNÉRATEUR chimiques de brûlage 700 °C - 750 °C du coke

Fumées

Produits vers fractionnement craqués

• etc.

• Distillats de viscoréduction

• Résidus sous vide BTM

• Distillats ex Bruts

Appréciation de la qualité des produits

++ + --

très bonne bonne médiocre mauvaise

Coke* * autoconsommé 100

–

Gazole de FCC ou LCO

–

–

+

Essences

GAZ + GPL

HCO + Slurry

%

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

F. C. C.

Qualité

catalyseur coké ou usé

CHARGES DU FCC

RENDEMENT ET QUALITÉ DES PRODUITS OBTENUS AU FCC

PRODUITS D PCD 334 A

CRAQUAGE CATALYTIQUE FLUIDE F.C.C.

10

B 5 -5

11

LE CRAQUAGE CATALYTIQUE DANS LE SCHÉMA DE RAFFINAGE

•

PERMET LA PRODUCTION D'ESSENCE AU DÉTRIMENT DU FUEL, ET L'ALIGNEMENT SUR LA STRUCTURE DES DÉBOUCHÉS.

•

L'ESSENCE PRODUITE (50 % environ de rendement) EST DE QUALITÉ MOYENNE (RON 92 - MON 79). Elle doit subir un traitement d'adoucissement de type MEROX pour éliminer les mercaptans à odeur désagréable et corrosifs.

•

PRODUCTEUR IMPORTANT DE GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIÉS -

LA COUPE C3 CONTIENT 70 % DE PROPYLÈNE ET 30 % DE PROPANE - LE PROPYLÈNE PEUT ÊTRE VALORISÉ POUR LA PÉTROCHIMIE

-

LA COUPE C 4 CONTIENT 50 % DE BUTÈNES QUI PEUVENT ÊTRE UTILISES POUR L'ALKYLATION OU (cas de l'isobutène) POUR LA FABRICATION DU MTBE ou de l'ETBE

•

PRODUCTEUR DE GAZOLE DE CRAQUAGE (LCO) UTILISABLE COMME DILUANT DE FUELS OU VALORISABLE APRÈS HYDROTRAITEMENT COMME BASE de qualité médiocre pour la fabrication du gazole moteur ou du fuel oil domestique

•

NÉCESSITÉ UNE DISTILLATION SOUS-VIDE POUR PRÉPARER LA CHARGE DE L’UNITÉ

•

PRODUCTION IMPORTANTE D'H2S nécessitant un lavage des gaz aux amines et une unité de production de soufre

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

B 5 -5

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

120

eau

3

930

200

catalyseur

150

7,5

coke

730

Slide valve

3,1

RÉACTEUR

CHAUDIÈRE DE RÉCUPÉRATION

COMPRESSEUR D'AIR

Autres charges résidus, distillat de viscoréducteur

CHARGE DISTILLAT SOUS VIDE

AIR

RÉGÉNÉRATEUR

PAIRE DE CYCLONES

Fines de catalyseur

CYCLONE — 3 e ÉTAGE —

TURBINE DE DÉTENTE

vapeur

530

530

vapeur

STRIPPER

120

Débits t/h

Température °C

COLONNE DE FRACTIONNEMENT

RISER

Fitre à poussière

FUMÉES DE COMBUSTION DU COKE vers ATM.

Vapeur

Vapeur

Pressions bar abs

330

LAVAGE

2,5

2,1

M

HCO

Slurry

Eau

20

COMPRESSEUR de gaz craqués

Séparation des gaz et des essences LCO

9,5

27

75

15

12

4

COUPES LOURDES (HCO + SLURRY)

COUPE GAZOLE (LCO)

COUPE ESSENCES

COUPE C4

COUPE C3

GAZ COMBUSTIBLE + H2S

D PCD 041 A

CRAQUAGE CATALYTIQUE — Schéma simplifié —

12

B 5 -5

13

B 5 -5

L’ALKYLATION — Unité complémentaire du FCC —

•

LE BUT DE L'UNITÉ EST DE PRODUIRE DE L'ESSENCE À HAUT INDICE D'OCTANE À PARTIR DES EXCÉDENTS DE GAZ DE PÉTROLE LIQUÉFIÉS PROVENANT DU CRAQUAGE CATALYTIQUE (F.C.C.)

•

L'ALKYLATION consiste en la combinaison d'oléfines en C4 (BUTÈNES) avec de l'ISOBUTANE (Paraffine ramifiée en C4) pour obtenir une ESSENCE très riche en C8 "isoparaffiniques".

PROCÉDÉ

ALKYLATION

Coupe C4 de FCC environ 50% de butènes environ 50% de butanes

Addition de l'isobutane sur les butènes - à basse température - en phase liquide

Isobutane obtenu par fractionnement des coupes C 4 de DISTILLATION ATMOSPHÉRIQUE ET DE REFORMAGE CATALYTIQUE

- en présence d'un catalyseur = acide liquide

PRODUITS

Butane vers butane commercial ALKYLAT Base carburant en C 8 essentiellement isoparaffiniques RON 94 - 97 MON 92 - 95

HF acide fluorhydrique ou H SO acide sulfurique 2 4

D PCD 337 A

CHARGES

•

Les BUTÈNES proviennent de la "coupe C4 de F.C.C." riche en oléfines (environ 50 à 60 % volume de butènes).

•

L'ISOBUTANE est obtenu essentiellement à partir des coupes C4 de la distillation atmosphérique et du reformage catalytique. L'isobutane est séparé du n-butane par distillation dans une colonne appelée déisobutaniseur.

•

Les réactions chimiques d'alkylation sont obtenues par mise en contact d'un mélange maintenu liquide de butènes et d'isobutane avec un catalyseur liquide : l'ACIDE FLUORHYDRIQUE (HF) ou ACIDE SULFURIQUE (H 2SO4). Conditions de fonctionnement • •

•

température faible 30°C pour HF, 10°C pour H2SO4 pression suffisante pour maintenir les G.P.L. à l'état liquide

L'ALKYLAT est une base carburant-auto à haut indice d'octane.

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Par opposition au F.C.C. orienté vers la production d'essence, l'hydrocraquage fournit des coupes kérosène et gazole adaptées à la fabrication des produits intermédiaires JET A1 et carburant Diesel.

• La consommation d'hydrogène est très importante (2 à 3 tonnes pour 100 tonnes de charge). Une unité de production d'hydrogène est nécessaire pour alimenter l'hydrocraqueur. • Les produits de l'hydrocraqueur sont d'excellente qualité et de plus ils sont parfaitement désulfurés.

• La pression est TRÈS ÉLEVÉE : 150 à 200 bar

• La température de fonctionnement est de 350°C à 400°C.

– le second réacteur a pour rôle de convertir ou craquer les molécules lourdes

– le premier réacteur a une fonction d'hydroraffinage : désulfuration, déazotation, hydrogénation des composés lourds. Il utilise un catalyseur type hydrotraitement

• Dans les procédés d'hydrocraquage la charge est transformée dans deux réacteurs successifs contenant les catalyseurs.

D PCD 343 C

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training CHARGE

++ + --

100

90

après reformage Très bonne bonne médiocre mauvaise

Gazole

Kérosène

*

80 360 -

70

60

50

40

Essence

GAZ + H2S

Lourd

Léger

Rendement et qualité des produits obtenus à l'HCQ

Appréciation de la qualité des produits

380°C - 500°C

COUPE

DISTILLAT

30

20

10

0

HYDROCRAQUAGE

Qualité

HYDROCRAQUAGE DE DISTILLATS

102,5

++

++

++

+ *

14

PRODUITS

B 5 -5

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

distillat sous vide

CHARGE

FOUR

185

125

RÉACTEUR DE RAFFINAGE

420

quench

360

FOUR

Recyclage

vide

SEPARATEUR BP

SEPARATEUR HP

eau de procédé

COLONNE SOUS VIDE

420

quench

380

RÉACTEUR DE CONVERSION

COMPRESSEUR DE RECYCLAGE

60

170

M

20

C 5+

C 4-

+ H2 S

+ NH3

KÉROSÈNE

ESSENCE LOURDE

ESSENCE LÉGÈRE

BUTANE

PROPANE

GAZ

GAZOLE

COLONNE ATMOSPHÉRIQUE

DÉBUTANISEUR

SÉPARATION DES GAZ

COMPRESSEUR D'APPOINT

3,5

HYDROGÈNE FRAIS

D PCD 315 A

UNITÉ D'HYDROCRAQUAGE PROCÉDÉ "SERIES FLOW" — Schéma simplifié —

15

B 5 -5

16

CONVERSION PROFONDES

• Elle concerne les résidus sous vide et vise essentiellement - leur hydrotraitement pour réduire leur teneur en soufre et en métaux - leur conversion partielle par craquage pour générer des produits pouvant être utilisés en charge de différentes unités de la raffinerie • Elle a pour but - de réduire la production de fuels lourds tout en donnant la possibilité de fabriquer des fuels BTS - d'augmenter la production de produits légers et intermédiaires de la raffinerie • Les unités de conversion profonde nécessitent un investissement très lourd (de l'ordre de 5-7 milliards de francs) en raison : - des conditions opératoires sévères : température ~400°C - pression ~200 bar - de la nécessité d'utiliser plusieurs réacteurs permettant "le changement du catalyseur en marche" : soutirage du catalyseur saturé en métaux et appoint de catalyseur neuf - de la consommation importante d'hydrogène qui exige la mise en place d'une unité spécifique de production : vaporeformage ou oxydation partielle

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

B 5 -5

17

B 5 -5

MTBE - ETBE — Intérêt —

• La disparition des additifs à base de plomb a conduit les raffineurs à rechercher des composés nouveaux, non polluants pour les pots catalytiques, se mélangeant parfaitement avec les carburants-auto et augmentant leurs indices d'octane. • Parmi ceux-ci des composés oxygénés, les éthers notamment, - le MTBE

Méthyl Tertio Butyl Ether

- le ETBE

Ethyl Tertio Butyl Ether

- le TAME

Tertio Amyl Méthyl Ether

se sont rapidement imposés (de préférence aux alcools), pour les raisons suivantes : - très bons indices d'octane RON et MON - bonne miscibilité avec les bases carburants (taux limite d'incorporation en France 15 % en volume) - peu de modification de la volatilité des carburants - effet favorable de réduction des émissions polluantes des automobiles notamment d'oxyde de carbone CO. Cette action positive est liée à la présence d'oxygène : 15 % volume de MTBE dans un carburant correspondant à 2,7 % poids d'oxygène • L'inconvénient de ces produits est leur prix ; celui du MTBE est de 20 à 50 % plus élevé que celui du super auquel on l'incorpore. • Principales caractéristiques des composés oxygénés

MTBE

ETBE

TAME

Formule globale

CH3 – O – C 4H 9

C 2H 5 – O – C 4H 9

CH3 – O – C 5H 11

d15

0,740

0,750

0,750

t ébullition (°C)

55

72

86,3

RON

117

118

115

MON

101

102

102

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

18

B 5 -5

MTBE - ETBE — Principe de fabrication —

•

Les éléments de base nécessaires pour la fabrication du MTBE ou de l'ETBE sont : -

-

un alcool, le méthanol (CH3 – OH) ou l'éthanol (C2H5OH) •

le méthanol est un alcool industriel fabriqué à partir de charbon, de gaz ou de produits pétroliers (fuel, naphta)

•

l'éthanol peut être obtenu par fermentation de matières végétales

l'isobutène (C4H8) qui peut provenir • • • •

•

des coupes C4 de FCC (environ 10 % d'isobutène) des coupes C4 de vapocraqueur après extraction du butadiène 1-3 (50 % d'isobutène) de la déshydrogénation de l'isobutane de la déshydratation de l'alcool tertio butylique (TBA)

En raffinerie le schéma mis en œuvre est le suivant :

PROCÉDÉ CHARGES

UNITÉ MTBE ou ETBE

Coupe C4 contenant de l'isobutène

Réaction chimique sélective

MÉTHANOL (alcool industriel) ou ÉTHANOL (alcool de fermentation)

•

Méthanol + isobutène Ethanol + isobutène

C4 vers butane

MTBE ETBE

Réaction en phase liquide - Basse température ≅ 80°C - Pression moyenne ≅ 20 bar - en présence d'un catalyseur résines acides

MTBE ou ETBE vers carburants

Les capacités de production de MTBE, ETBE, TAME augmentent très vite compte tenu du développement des essences sans plomb. La production de MTBE en Amérique du Nord dépasse les 10 Mt par an. Au niveau mondial elle atteint environ 25 Mt par an. Aujourd'hui cependant l'avenir du MTBE est incertain en raison de problèmes de pollution d'eaux souterraines rencontrés en Californie. Cette pollution, marquée par la forte odeur du MTBE, est la conséquence de fuites et de la solubilité du MTBE dans l'eau. Dans cet état, l'utilisation du MTBE est frappée d'interdiction à partir du 1er janvier 2004.

00012_B_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PCD 339 A

• Coupe C4 du FCC • Coupe C4 du vapocraqueur

PRODUITS

B 5 -5

19

PROCÉDÉS DE PRODUCTION D'HYDROGÈNE

VAPOREFORMAGE OU STEAM REFORMING CHARGES

PROCÉDÉ

PRODUITS

VAPOREFORMAGE Hydrocarbures légers • gaz C1- C2 • propane • butane • naphta Vapeur d'eau (3 t/t)

• Réactions chimiques vaporeformage (800°C sur catalyseur) CO + H 2 CH4 + H 2O • Conversion du CO (800°C puis 350°C) CO + H 2O CO 2 + H 2

CO, CO 2, CH 4

Hydrogène 99,9 %

• Purification de l'hydrogène (sur adsorbants)

GAZÉIFICATION OU OXYDATION PARTIELLE PROCÉDÉ OXYDATION PARTIELLE Hydrocarbures lourds • Résidus • Résidus craqués • Asphalte Oxygène

• Combustion ménagée dans un brûleur (1400°C) Cx Hy + O 2 CO + H 2 • Conversion du CO CO + H 2O CO 2 + H 2

PRODUITS

CO 2, H2S vers traitement

Hydrogène 99,9 %

D PCD 323 A

CHARGES

Vapeur d'eau • Purification de l'hydrogène

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Cendres + métaux

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS Ingénieurs en Sécurité Industrielle

COMPOSITION DE QUELQUES PÉTROLES BRUTS, CONDENSATS STABILISÉS ET GAZ NATURELS

B6

I - CARACTÉRISTIQUES PRINCIPALES DE QUELQUES PÉTROLES BRUTS ......................... 1 Moyen Orient - France.......................................................................................................... 1 et 2 Mer du Nord.................................................................................................................................. 3 Afrique du Nord - Afrique de l’Ouest..................................................................................... 4 et 5 Amérique Latine - Amérique du Nord ...........................................................................................6 Asie - Océanie - Russie - Azerbaijan............................................................................................ 7

II - EXEMPLE DE COMPOSITION DE CONDENSATS STABILISÉS............................................ 8 III - COMPOSITION DE QUELQUES GAZ COMMERCIALISÉS .................................................... 9

RA FIB - 03353_A_F - Rév. 1

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06/04/2006

-4/A

1

B 6 -4/A

I - CARACTÉRISTIQUES PRINCIPALES DE QUELQUES PÉTROLES BRUTS

MOYEN ORIENT Murban

Zakhum lower

Dubaï

Iran léger

Iran lourd

Basrah light

Kirkuk

Origine

Abu Dhabi

Abu Dhabi

Dubaï

Iran

Iran

Irak

Irak

°API

39,60

40,16

31,25

33,8

31,0

33,7

36,2

0,826

0,824

0,869

0,856

0,871

0,856

0,844

%S

0,73

1,01

2,07

1,35

1,65

2,00

1,95

Point d'écoulement

-12°C

-12°C

-30°C

-29°C

-21°C

-26°C

-30°C

Viscosité

5,9 cSt à 10°C

6 cSt à 10°C

D

15

0

G

G

10 E/N

16,2 cSt à 10°C 10,6 cSt à 10°C 17 cSt à 10°C

G

G

G

E/N

E/N

E/N

E/N

20

150°C

15 cSt à 10°C 12,8 cSt à 10°C

G

G

E/N

E/N

150°C 150°C

150°C

165°C 150°C

165°C

30 K GO

40 50

K GO

K GO

K GO

K GO

K GO

352°C 345°C

352°C

60

K GO

375°C 345°C

70

VGO

375°C 375°C

VGO 80

VGO

VGO

VGO

550°C

VGO

VGO

550°C

550°C

550°C

90

550°C 550°C

100

RSV 1,6 % Soufre

RSV

RSV

4,36 % Soufre

3,2 % Soufre

RSV

RSV

RSV

3,4 % Soufre

4,7 % Soufre

5,8 % Soufre

RSV 3,09 % Soufre

% volume 03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PPC 055 C

550°C

2

B 6 -4/A

MOYEN ORIENT Kuwait

Oman

Qatar marine

North field condensate

Origine

Kuwait

Oman

Qatar

Qatar

°API

31,4

33,34

32,50

55,72

37,7

33,9

28,0

24,1

0,869

0,858

0,862

0,755

0,836

0,855

0,888

0,909

%S

2,56

1,04

1,80

0,21

1,26

1,79

2,82

3,9

Point d'écoulement

-15°C

-24°C

-15°C

—

-34°C

-43°C

-34°C

-30°C

D

15

Viscosité

0

Arab light

G

G

G G

E/N

E/N

Arab heavy Safaniya

Saudi Arabia Saudi Arabia Saudi Arabia

10 cSt à 38°C 34,3 cSt à 10°C 17 cSt à 10°C 1,29 cSt à 10°C 5,8 cSt à 21°C 10 cSt à 21°C

E/N 10

Arab extra light

G

E/N

G

G

E/N

K GO

E/N 150°C

165°C

40

G

E/N

150°C

30

Syria

37 cSt à 21°C 150 cSt à 10°C

150°C

20

Souedie

165°C

E/N K GO

165°C

K GO

K GO

165°C

K GO

K GO

K GO

345°C

50

145°C

345°C

375°C

375°C 345°C

60

345°C

375°C

VGO

VGO VGO VGO 550°C

80

550°C

K GO

VGO

550°C

RSV

550°C 550°C

550°C

RSV

550°C

RSV 375°C

100

VGO

RSV

RSV

5,9 % Soufre

6,97 % Soufre

RSV

RSV

VGO

5,5 % Soufre

2,32 % Soufre

4,3 % Soufre

3,14 % Soufre

4,03% Soufre

% volume

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

D PPC 055 D

70

90

VGO

3

B 6 -4/A

MER DU NORD

FRANCE

Brent

Forties

Flotta

Statfjord

Ekofisk

Sleipner condensate

Chaunoy

Origine

UK

UK

UK

UK-Norway

Norway

Norway

Seine et marne

°API

38,08

44,54

35,7

39,1

37,47

59,8

37,2

0,834

0,803

0,846

0,829

0,837

0,739

0,839

%S

0,38

0,20

1,14

0,22

0,202

0,02

0,13

Point d'écoulement

-3°C

-15°C

-6°C

+6°C

-6°C

< -45°C

—

D

15

Viscosité

0

7,1 cSt à 10°C 3,9 cSt à 10°C

G

G

31 cSt à 5°C

G

7,0 cSt à 10°C 9,8 cSt à 10°C 0,7 cSt à 20°C

G

G

G

E/N

E/N

10

E/N

E/N E/N

20

E/N

E/N 150°C 150°C

150°C

30

150°C

165°C

K GO

150°C

40 50

—

K GO

K GO K GO

K GO

K GO

375°C

375°C

60 345°C

350°C

70 375°C

80

VGO

VGO

VGO

VGO

180°C

550°C

550°C

K GO

VGO VGO

90

550°C

RSV 100

1,25 % Soufre

550°C 550°C

RSV

RSV

RSV

RSV

1,06 % Soufre

2,23 % Soufre

0,77 % Soufre

0,63 % Soufre

% volume

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

550°C

RSV 375°C VGO

D PPC 056 C

375°C

4

B 6 -4/A

AFRIQUE DU NORD

AFRIQUE DE L'OUEST

Sahara blend

Zarzartine

Es Sider

Girassol

Palanca

Kole

Origine

Algeria

Algeria

Libya

Angola

Angola

Cameroon

°API

44,8

42,0

36,25

31,33

37,23

31,51

0,803

0,816

0,843

0,867

0,838

0,868

%S

0,15

0,08

0,44

0,33

0,18

0,35

Point d'écoulement

-29°C

-12°C

+6°C

-6°C

9°C

-9°C

Viscosité

3 cSt à 21°C

6,9 cSt à 10°C

10 cSt à 10°C

36,9 cSt à 10°C

7,6 cSt à 10°C

14,5 cSt à 10°C

G

G

D

15

0

G

E/N

10

G

G

E/N E/N

G

E/N

150°C

E/N 20 30 40

150°C

165°C

K GO

165°C

K GO

K GO

K GO

50 60

150°C

165°C

E/N

K GO

375°C

K GO

375°C

375°C 345°C

375°C

70 VGO VGO VGO

80

VGO 550°C

550°C

90 100

550°C

VGO

550°C

550°C 550°C

RSV 0,51 % Soufre

RSV

RSV

1,15 % Soufre

0,75 % Soufre

RSV

RSV 0,19 % Soufre

VGO

0,47 % Soufre

% volume

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

RSV 0,90 % Soufre

D PPC 059 C

345°C

5

B 6 -4/A

AFRIQUE DE L'OUEST Djeno

Mandji

Bonny light

Forcados

Qua lboe

Oso condensate

Origine

Congo

Gabon

Nigeria

Nigeria

Nigeria

Nigeria

°API

27,36

29,54

35,36

30,43

36,4

47,40

0,890

0,870

0,848

0,873

0,843

0,791

%S

0,27

1,1

0,14

0,18

0,12

0,05

Point d'écoulement

0°C

+9°C

-18°C

-27°C

+7°C

+2°C

Viscosité

179 cSt à 20°C

72 cSt à 10°C

6,9 cSt à 10°C

17,4 cSt à 10°C

8,3cSt à 20°C

1,9 cSt à 20°C

G

G

D

15

0

G

10

E/N 150°C

20 30

E/N

150°C 165°C

K GO K GO

375°C

60

E/N

150°C

40 50

G

E/N

E/N 150°C

K GO

G

G

E/N

375°C

K GO

K GO

VGO VGO

70

165°C

345°C

K GO

VGO

345°C

375°C

550°C 375°C 550°C

80 90

VGO RSV

VGO 550°C

VGO

550°C

550°C

RSV 100 0,39 % Soufre

2,33 % Soufre

RSV 0,55 % Soufre

0,56 % Soufre

RSV 0,40 % Soufre

% volume

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

550°C RSV

D PPC 059 D

RSV

6

B 6 -4/A

AMÉRIQUE LATINE

AMÉRIQUE DU NORD

Tia juana light

Tia juana heavy

Bachaquero

Isthmus

Maya

Origine

Venezuela

Venezuela

Venezuela

Mexico

°API

32,1

12,1

16,8

0,865

0,985

%S

1,1

Point d'écoulement Viscosité

15

0

10

32,8

22

21,2

30,6

0,954

0,861

0,922

0,927

0,873

2,7

2,4

1,51

3,32

3,69

1,01

-43°C

-1°C

-23°C

-26°C

-18°C

-48°C

-18°C

11 cSt à 39°C

3 cSt à 50°C

300 cSt à 38°C

6 cSt à 38°C

E/N G

E/N

165°C

K GO 345°C

20

G

G

150°C

E/N E/N

K GO

K GO

VGO

VGO

K GO

345°C

345°C

K GO

345°C

550°C

VGO

550°C

RSV

RSV

550°C

550°C

RSV

RSV

RSV

2,64 % Soufre

VGO

VGO

550°C

100

K GO

345°C

RSV

90

E/N

165°C

VGO 550°C

80

E/N

VGO

550°C

60 70

G

150°C

30

345°C

G

150°C

375°C

50

G

E/N

150°C

40

70 cSt à 38°C 177 cSt à 20°C 13 cSt à 20°C

165°C

K GO

USA Alaska

RSV 3,77 % Soufre

3,3 % Soufre

3,62 % Soufre

5,81 % Soufre

% volume

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

2,21 % Soufre

2,53 % Soufre

D PPC 058 C

D

North Slope

Mexico

Cold lake blend Alberta Canada

7

B 6 -4/A

ASIE

OCÉANIE

RUSSIE

AZERBAIJAN

Daquing

Shengli

Bekapai

Minas

Tapis

Gippsland

Urals

Azeri light

Origine

China

China

Indonesia

Indonesia

Malaysia

Australia

Russia

Azerbaijan

°API

33,3

24,2

43,2

35,3

45,5

48,7

31,8

34,8

0,859

0,909

0,809

0,848

0,799

0,785

0,866

0,851

D

15

%S

0,11

1,0

0,06

0,07

0,02

0,09

1,35

0,16

Point d'écoulement

+35°C

+21°C

-29°C

+35°C

+16°C

-12°C

-18°C

-7°C

Viscosité

132 cSt à 50°C

8 cSt à 50°C

0

G

E/N 10

165°C

20

K GO

30

G

2,9 cSt à 10°C 12,4 cSt à 50°C 3,18 cSt à 20°C 1,7 cSt à 20°C 17,9 cSt à 10°C 11,9 cSt à 20°C

G

E/N

G

G

G

E/N

165°C

E/N

165°C

K GO

345°C

E/N K GO 150°C

40

G

N E/N 165°C

E/N

150°C

E/N K GO

165°C

345°C

50

G

K GO

375°C

VGO

165°C

VGO K GO

60 550°C

550°C

K GO

VGO

375°C 375°C

K GO

70

VGO

345°C

VGO

550°C

80

345°C

RSV

550°C

RSV 375°C

90

RSV

VGO

VGO

550°C

VGO

RSV RSV

100

RSV

0,17 % Soufre

1,37 % Soufre

0,45 % Soufre

0,17 % Soufre

550°C

RSV

RSV

0,17 % Soufre

0,84% Soufre

% volume

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

2,78 % Soufre

0,43 % Soufre

D PPC 070 C

550°C

550°C

8

II -

B 6 -4/A

EXEMPLE DE COMPOSITION DE CONDENSATS STABILISÉS

(% molaire)

Condensats stabilisés du gaz ALRAR Algérie

Impuretés

–

N2

–

Azote

H 2 S Hydrogène sulfuré

–

CO 2 Gaz carbonique

–

Hydrocarbures

100

C1

Méthane

–

C2

Éthane

–

C3

Propane

–

C4

Butanes

2,47

C5

Pentanes

28,18

C6

Hexanes

17,90

C7+

Heptanes

12,76

C8

Octanes

11,27

C9

Nonanes

8,30

C 10

Décanes

6,09

C 11

Undécanes

3,91

C 12+ Dodécanes et + TOTAL

9,12 100

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

0,43

N2

03353_A_F

 2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Éthane

Propane

Butanes

Pentanes

Hexanes

C2

C3

C4

C5

C6+

TOTAL

96,12

Méthane

C1

100

–

0,18

0,07

0,45

2,75

99,57

Hydrocarbures

Azote

0,43

France (Gazeux)

Impuretés

(% Volume)

Lacq

100

–

–

0,63

2,33

9,35

86,98

99,29

0,71

0,71

Algérie (GNL)

Arzew

100

–

–

0,24

0,59

5,37

92,55

98,75

1,25

1,25

Algérie (GNL)

Skikda

100

–

0,70

3,10

8,70

19,80

67,70

100

–

–

Libye (GNL)

Marsa El Brega

100

–

–

–

–

0,05

99,55

100

–

–

Alaska (GNL)

Kenai

100

–

0,07

1,08

3,64

7,86

87,29

99,94

0,06

0,06

Indonésie (GNL)

Arun

9

B 6 -4/A

III - COMPOSITION DE QUELQUES GAZ COMMERCIALISÉS (Données de 1980)

Connaissance et maîtrise des phénomènes physiques et chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

FORCE - POIDS - MASSE - MOMENT - COUPLE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - FORCE ...................................................................................................................................... 1 1 - Définition d’une force .........................................................................................................................1 2 - Localisation d’une force ...................................................................................................................... 2 3 - Résultante de forces concourantes .................................................................................................. 3 4 - Décomposition d'une force en deux forces concourantes ..................................................................3 5 - Unités de mesure des forces .............................................................................................................. 4

II - MASSE ET POIDS .................................................................................................................... 4 1 - Masse d’un corps ...............................................................................................................................4 2 - Poids d’un corps .................................................................................................................................5

III - MOMENT D'UNE FORCE - COUPLE ....................................................................................... 7 1 - Définition - Notation ............................................................................................................................ 7 2 - Unité de mesure de moment .............................................................................................................. 7 3 - Cas particulier - Couple ...................................................................................................................... 8

IV - CONVERSION DES UNITÉS DE MASSE ET DE FORCE ....................................................... 9

Ce document comporte 10 pages BA PHY - 02085_A_F - Rév. 2

26/01/2005 „ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

-1

1

I-

C 1 -1

FORCE 1-

DÉFINITION D’UNE FORCE On appelle force toute action capable de déformer un corps, de le déplacer ou de modifier son mouvement. C’est une grandeur mécanique fondamentale associée à la notion intuitive d’effort. a - Exemples de forces Une locomotive exerce une force sur une rame de wagons pour la mettre en mouvement. Une force de traction appliquée à un ressort a pour effet de l’allonger. Quand on lâche un objet il tombe à cause de l’attraction de la terre. Cette force particulière d’attraction de la terre est appelée poids. Sous l’action du poids d’un équipement, une poutre se déforme et subit une flèche (même si la déformation est difficile à observer). b - Représentations d’une force • Notations Habituellement, une force est représentée par la lettre F. Le poids, force d’attraction terrestre est noté P. • Schéma Une force est représentée par un segment de droite orienté dans le sens de la force et placé selon la direction de la force. La longueur du segment est proportionnelle à la valeur (ou intensité) de la force. Ce segment est attaché au point d’application de la force. • Exemples

n

ctio

dire F

sens

DIRECTION VERTICALE

D PPC 2001 A

Point d'application

Dans le cas de la figure de gauche, la force s'applique à l’extrémité du ressort. Dans le cas de la figure de droite, la force représentée est le poids du wagon-citerne. Celui-ci, de direction verticale, s’applique à son centre de gravité et est orienté vers le bas.

02085_A_F

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2

2-

LOCALISATION D’UNE FORCE a - Force ponctuelle Dans l’exemple précédent du ressort, l’action du fil tirant sur le ressort avec une force F peut être localisée au point d’attache du fil sur le ressort, c’est-à-dire sur une surface de contact assez réduite par rapport aux dimensions du solide pour être assimilée au point d’attache. Cette action est dite ponctuelle. Une force ponctuelle est donc représentée par un segment de droite orienté ayant son extrémité ou son origine appliquée au point d’application de la force. b - Force répartie Quand une même force s’exerce sur un grand nombre de points d’application on dit qu’on a affaire à une force répartie. Il en est ainsi par exemple de la force exercée par le vent qui s’applique sur toute la surface de la voile d’un bateau, ou de la force de pression d’air sur la membrane d’un servomoteur de vanne pneumatique. On distingue deux types de forces réparties : – si tous les points sont sollicités par la même intensité de force, on dit que la force a une répartition uniforme (force uniformément répartie) ; c’est le cas par exemple du poids propre d’un profil de structure en béton armé ou de la force due à la pression exercée par un gaz sur une surface – si tous les points sont sollicités par une intensité différente, la force a une répartition variable (force répartie variable) ; c’est le cas par exemple de la force créée par la charge hydraulique sur la paroi verticale d’un barrage Quelques exemples de forces, ponctuelles ou réparties, sont donnés ci-dessous : • Force ponctuelle – force de traction d’une locomotive sur un wagon – force exercée par les 4 supports d’une sphère de stockage de gaz liquéfiés • Force uniformément répartie – poids propre d’un profil de structure d'une charpente métallique – force provenant de la pression d’un liquide sur le fond d'un bac de stockage • Force répartie variable – force provenant de la pression d’un liquide sur la paroi verticale d’un bac – force créée au sol par le stockage en tas de produits pulvérulents

02085_A_F

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C 1 -1

3

3-

C 1 -1

RÉSULTANTE DE FORCES CONCOURANTES On appelle résultante de plusieurs forces une force unique qui ou point de vue de l'équilibre a le même effet que l'ensemble de ces forces et peut donc les remplacer.

Le vecteur résultant de deux vecteurs concourants est la diagonale du parallélogramme construit sur les deux vecteurs.

D CONS 2001 A

F1 F

0 F2

Æ

Æ

Æ

F = F1 + F2

Nota : cette écriture est une forme d'écriture à caractère vectoriel

4-

DÉCOMPOSITION D'UNE FORCE EN DEUX FORCES CONCOURANTES

0

Æ

Décomposer une force F suivant deux directions données ox et oy, c'est trouver

Æ

Æ

F1

Æ

deux forces F et F 1 dont F 2 est la résultante.

F2

Pour ce faire, il suffit de mener par

F

Æ

Æ

Æ

forces F 1 et F 2 qui sont appelées les

Æ

composantes de F .

x

y

02085_A_F

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D CONS 2002 A

l'extrémité de la force F donnée, des parallèles à chacune des directions données, l'intersection de ces parallèles avec les axes ox et oy détermine les

4

5-

C 1 -1

UNITÉS DE MESURE DES FORCES Dans le système international dit “système SI”, l’unité de force est le newton (symbole N). Sont parfois utilisés des multiples ou sous-multiples du newton tels que: – le décanewton (symbole daN) 1 daN = 10 N – la dyne (symbole dyn) 1 N = 100 000 dyn Bien que non reconnue officiellement en France, on peut citer l’unité de force du système anglo-saxon dont la connaissance est nécessaire pour appréhender l’unité de pression du même système utilisée en particulier dans le domaine des signaux pneumatiques en instrumentation. Il s’agit de la “pound-force” ou livre-force (symbole lbf) 1 lbf = 4,45 N Les intensités des forces sont très variables en fonction des efforts mis en jeu comme le montrent les exemples suivants : – – – – – –

II -

un élastique tendu un homme soulevant un sac de ciment un cheval tirant une charge une locomotive tractant un convoi un réacteur d’avion un réacteur de fusée

= = = = = =

0,1 daN 50 daN 400 daN 7 000 daN 10 000 daN 500 000 daN

MASSE & POIDS 1-

MASSE D’UN CORPS La masse d’un corps est la quantité de matière que contient le corps. Elle est notée m ou M. Unités de masse : L’unité de masse du système international (SI) est le kilogramme (kg). On utilise aussi ses multiples et sous-multiples : la tonne (t), le gramme (g), le milligramme (mg), … 1t = 1000 kg 1 kg = 1000 g 1 g = 1000 mg Dans le système anglo-saxon, l’unité de masse est la “pound” ou livre (symbole lb). 1 lb = 453,5 g = 0,454 kg En première approximation, on pourra retenir que les “livres” anglaise et française sont à peu près équivalentes.

02085_A_F

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5

2-

C 1 -1

POIDS D’UN CORPS Le poids d’un corps est la force d’attraction terrestre qui s’exerce sur ce corps. Il dépend : – de la masse du corps : le poids est d’autant plus grand que la masse est grande – de la localisation du corps : à la surface de la terre, l’attraction terrestre n’est pas rigoureusement constante. De plus, cette attraction varie avec l’altitude ; elle devient d’autant plus faible que l’on s’éloigne de la surface de la terre Un cosmonaute à 200 000 km de la terre a un poids pratiquement nul, ce qui signifie qu’il n’est plus soumis à l’attraction terrestre. Ces considérations sont traduites par la formule : Poids = masse x accélération de la pesanteur

P = m x g

Le poids d’un corps est donc obtenu en multipliant sa masse m par le facteur g qui caractérise l’attraction de la terre à l’endroit où se trouve le corps. g est appelé “accélération de la pesanteur”. Sa valeur est variable en fonction du lieu et de l’altitude. A Paris au niveau du sol, la valeur de g est : g = 9,80665 m/s2 (mètres/seconde au carré) L’unité m/s2 représente une accélération, c’est-à-dire un gain de vitesse de 1 mètre par seconde en une seconde. Pour les calculs courants, on peut se contenter d’utiliser : g = 9,8 m/s2 En conclusion, on retiendra l’expression simplifiée suivante :

P = m x 9,8

avec

P : poids en newton (N) m : masse en kilogramme (kg)

02085_A_F

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6

C 1 -1

Applications • Détermination du poids d’une masse de 10 t m = donc

= P =

kg x

=

N=

daN

• Détermination du poids d’un objet dont la masse vaut une livre anglaise

donc

1 lb =

kg

P=

=

N

Or, par définition, le poids d’1 lb est une livre-force. On retrouve donc bien la correspondance donnée au chapitre précédent. 1 lbf = 4,45 N Dans d’autres systèmes d’unités maintenant presque abandonnés on a utilisé les unités de kilogramme-poids (ou kilogramme-force kgf) et de tonne-poids (ou tonne-force). Ces unités sont devenues illégales en France. Il est pourtant d’usage courant de dire, par exemple : “l’échangeur E 301 plein pèse 15 tonnes”. On retiendra seulement que la masse de cet échangeur est égale à 15 tonnes. Quant à son poids il est égal à : P = 15 000 kg x 9,8 = 147 000 N ou encore

14 700 daN

02085_A_F

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7

III -

C 1 -1

MOMENT D'UNE FORCE - COUPLE 1-

DÉFINITION - NOTATION

x' A

H x

F

F

d 0

B

D CONS 2003 A

A

La notion de moment de force est illustrée par l'opération de serrage d'un écrou avec une clé plate représentée ci-dessus. La main exerce sur la clé une force F supposée appliquée au point A. La tête de la clé entraîne l'écrou qui tourne autour de l'axe x'x. Plus le point A est éloigné de l'axe x'x, plus l'action de la main est efficace. De plus, il est souhaitable que la droite d'action de la force F soit perpendiculaire à la droite OA pour assurer un serrage le plus efficace possible avec la même force F. Dans le plan contenant la clé, l'axe x'x se projette en O et le vecteur image de la force F est contenu dans ce plan. La perpendiculaire OH, abaissée du point O sur le vecteur image F ou sur sa droite d'action, est appelée distance d de la force F à l'axe xx' ou au point O. Cette distance est aussi désignée par le terme bras de levier. On appelle moment d'une force par rapport à un axe x'x, orthogonal à la droite d'action de la force F, le produit de l'intensité F de la force F par la distance d de la droite d'action de la force à l'axe. Le moment d'une force est noté Mx'x F (moment par rapport à x'x de la force F). M x'x F = F • d Le moment de la force F peut être également défini par rapport au point O. Il est noté dans ce cas M OF ou M F/O (moment de la force F par rapport au point O). M F/O = F • d

2-

UNITÉ DE MESURE DE MOMENT Le moment d'une force est le produit d'une intensité de force (en newton) par une distance (en mètre). Il s'exprime donc dans le système international en Newton-mètre (N•m). Pratiquement, l'intensité de force étant exprimée en daN, on utilise le decanewton-mètre (daN•m).

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8

CAS PARTICULIER : COUPLE

Un couple est un système formé par 2 forces parallèles, de sens contraire, de même intensité et agissant simultanément. Le résultat d'un couple est un moment.

F1 W

Il est égal au résultat du produit de l'intensité d'une force par la distance qui sépare ces deux forces.

d

F 1 = F2 = F M couple = F x d

F2

02085_A_F

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D CONS 2000 A

3-

C 1 -1

9

C 1 -1

IV - CONVERSION DES UNITÉS DE MASSE ET DE FORCE

Unités de masse

Unité

Facteur multiplicatif pour convertir en

Symbole

kg

t

g

lb

kg

1

0,001

1 000

2,2046

tonne

t

1000

1

1 000 000

2,2046 . 103

gramme

g

0,001

0,000 001

1

2,2046 . 10–3

pound (livre)

lb

0,45359

0,00045359

453,59

1

kilogramme

Unités de force

Unité

Symbole

Facteur multiplicatif pour convertir en N

kgf

lbf

newton

N

1

0,10197

0,22481

kilogramme-force

kgf

9,80665

1

2,20462

pound-force (livre-force)

lbf

4,44822

0,45359

1

02085_A_F

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Connaissance et maîtrise des phénomènes physiques et chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

MASSE VOLUMIQUE - DENSITÉ - DÉBITS

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - MASSE VOLUMIQUE - DENSITÉ............................................................................................. 1 1 - Masse volumique................................................................................................................................ 1 2 - Densité des liquides et des solides.....................................................................................................3 3 - Densité d’un gaz .................................................................................................................................8

II - DÉBITS ..................................................................................................................................... 9 1 - Définitions ...........................................................................................................................................9 2 - Relation débit masse-débit volume.....................................................................................................9 3 - Évolution des débits masse et volume dans un circuit ..................................................................... 11 4 - Capacité des unités .........................................................................................................................12

III - CONVERSION DES UNITÉS DE VOLUME, MASSE VOLUMIQUE ET DÉBITS.................... 13 En annexe : planches 1 à 4 donnant les variations de densités de quelques liquides avec la température

Ce document comporte 19 paBA PHY - 01141_B_F - Rév. 1

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-2

C 1 -2

1

I-

MASSE VOLUMIQUE - DENSITÉ 1-

MASSE VOLUMIQUE • Définition La masse volumique d’un produit est la masse de l’unité de volume de ce produit. Elle est noté r (Rhô). On l’obtient en divisant la masse d’un échantillon de ce produit par son volume : Masse volumique =

soit

Masse de l’échantillon Volume de l’échantillon

Masse volumique r =

masse m volume V

• Unités L’unité SI de masse volumique est le kg/m3 mais dans la pratique on utilise aussi d’autres unités : kg/l ou kg/dm3, g/cm3, g/l etc ... Application La masse volumique d'un pétrole brut à 20°C est r = 879 kg/m3 . Déterminer à 20°C •

la masse d’un litre de brut kg

•

le volume d’une tonne de brut m3

• Variation avec la température En raison de la dilatation, le volume d’une masse donnée de produit liquide ou solide varie avec la température. Il faut donc toujours préciser la température correspondant à la valeur d’une masse volumique. Pour les gaz il importe en plus de préciser la valeur de la pression.

01141_B_F

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C 1 -2

2

• Quelques exemples Conditions de température (et de pression pour les gaz)

Masse volumique kg/m 3

Aluminium

27°C 127°C

2701 2681

Cuivre

27°C 127°C

8930 8885

Or

27°C 127°C

19300 19210

Fer

27°C 127°C

7860 7830

Plomb

27°C 127°C

11330 11230

Solides

Conditions de température (et de pression pour les gaz)

Masse volumique kg/m 3

Liquides Eau

4°C 20°C 100°C 318°C

Mercure

0°C 20°C 100°C

Benzène

20°C

(110

bar)

999,972 998,204 958,365 671,772 13595,08 13545,87 13351,1 879

Gaz Air

Méthane Propane Butane Ammoniac Hélium Hydrogène Vapeur d’eau

FM 200 (C 3HF7)

0°C 27°C 27°C 127°C

(1,013 (1 (10 (1

bar) bar) bar) bar)

1,293 1,161 11,64 0,8711

27°C 0°C 0°C 27°C 0°C 0°C 100°C 250°C 250°C 318°C – 16,4°C

(1 (1 (1 (1,013 (1 (1,013 (1 (1 (10 (110 (1

bar) bar) bar) bar) bar) bar) bar) bar) bar) bar) bar)

0,6443 1,983 2,586 0,6985 0,176 0,0899 0,5903 0,4156 4,2992 62.551 7,56

01141_B_F

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C 1 -2

3

Application On stocke dans un bac 1000 m3 d’eau à 4°C. La température augmente jusqu’à 20°C. Quelle est l’augmentation de volume correspondante ?

m3

Augmentation de volume =

2-

DENSITÉ DES LIQUIDES ET DES SOLIDES a - Définition Elle est définie par rapport à l’eau. La densité d’un corps solide ou liquide est le rapport de la masse volumique du corps à la masse volumique de l’eau. Densité d’un corps solide ou liquide =

Masse volumique d’un corps Masse volumique de l’eau

Rapport de deux mêmes grandeurs la densité s’exprime en conséquence sans unités. Les masses volumiques variant avec la température, celle-ci doit être indiquée aussi bien pour le corps envisagé que pour l’eau. En pratique la masse volumique de l’eau est prise à la température de 4°C t Si celle de l’échantillon est prise à la température de t (°C) on définit alors la d 4 densité du produit à t°C par rapport à l’eau à 4°C. t Masse volumique d’un solide ou d’un liquide à t °C d4 = Masse volumique de l’eau à 4°C t La densité d4 d’un solide ou d’un liquide est mesurée par un chiffre 1000 fois plus petit que celui qui

indique sa masse volumique à t°C en kg/m3 car la masse volumique de l’eau à 4°C a une valeur très voisine de 1000 kg/m3. Par exemple, si la masse volumique du benzène à 20°C est

r20 = 879 kg/m3 la densité du benzène à 20°C par rapport à l’eau à 4°C a pour valeur : 20 879 d4 = = 0,879 1000

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4

b - Variation de la densité avec la température La densité des liquides et des solides diminue quand la température augmente, il en résulte deux conséquences principales : -

la valeur d’une densité doit évidemment toujours être accompagnée de la température correspondante

-

pour comparer les densités il est nécessaire de les considérer à la même 15 température. Généralement on choisit 15°C et l’on définit la d4 comme étant la densité d’un produit à 15°C par rapport à l’eau à 4°C.

Dans la pratique on mesure une densité à la température de l’échantillon puis une correction est faite pour la ramener à 15°C. Cette correction qui dépend de l’écart entre la température de mesure et 15°C est mise en oeuvre grâce à des tables, des règles pratiques ou des abaques tels que celui donné en annexe. Quelle soit leur température, les produits pétroliers ont en général une densité inférieure à 1. Comme ils sont pratiquement insolubles dans l’eau, ils “flottent”. Il en est de même pour de nombreux composés organiques de l’industrie chimique. A l’inverse, les solutions de composés minéraux dans l’eau : acides, bases, sels, … ont des densités supérieures à 1 qui varient avec la concentration. Application L’abaque en annexe permet de relever les valeurs manquantes 15 d4 Essence

40 d4

0,700

Gazole

0,825

Entre 15 et 40°C soit en 25°C les densités ont varié • pour l’essence de

soit

points/°C

• pour le gazole de

soit

points/°C

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5

c - Principe de la mesure de la densité d’un liquide à l’aide d’un aréomètre Celle-ci peut être faite à l’aide d’un aréomètre selon le schéma de principe ci-dessous. Il est composé d’un flotteur lesté surmonté d’une tige graduée sur laquelle on peut lire directement la densité.

Aréomètre

80 70

Lecture de la densité du produit

Produit

D ANA 113 A

10

0

10

20

30

40

Lecture de la température

90

100

110

°C100

110

°C

Thermomètre

d - Autre appareil de mesure d’une densité Parmi les appareils plus récents, les plus couramment utilisés mesurent la densité par vibration d’un tube capillaire rempli du produit à traiter. Il peut s’agir d’appareils portatifs ou d’appareils de laboratoire à poste fixe. L’échantillon du produit liquide est introduit dans un tube en U dont le schéma est donné ci-dessous.

Tube capillaire Échantillon

Double paroi pour thermorégulation

Tube métallique

Tube de verre scellé

Cellule de mesure du densimètre PAAR DMA 35

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Sortie Entrée

Coté fixation

D ANA 101 A

yy ;; ;; yy Système d'excitation électronique

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6

Fixé de façon rigide aux extrémités ouvertes du U, le tube est excité par un champ électromagnétique qui le fait vibrer à sa fréquence naturelle. Celle-ci est fonction de la masse volumique du liquide injecté. La mesure de la fréquence de vibration permet d’accéder à la valeur de la masse volumique du produit. La relation qui lie la période de vibration T (inverse de la fréquence) à la masse volumique r est la suivante : T2 = A r + B A et B sont des constantes de l’appareil qui sont définies à l’aide de deux liquides étalons de densité connue (généralement l’eau et l’air). Dans le cas d’un densimètre portatif la température de mesure est la température ambiante. Dans le cas d’un appareil fixe la mesure est effectuée à une température constante (15°C par exemple) grâce à une thermorégulation de la cellule par une circulation de liquide.

Densimètres PAAR à tube vibrant

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D ANA 2017 A

Les vues extérieures d’un appareil portatif et d’un appareil de laboratoire PAAR sont représentées cidessous.

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7

e - Degré API La densité des pétroles bruts est souvent exprimée sous la forme d'une valeur en °API (degré A.P.I.) définie par l'American Petroleum Institute de la manière suivante : °API =

141,5 – 131,5 Specific Gravity 60°F/60°F

Avec : Specific Gravity 60°F/60°F =

Masse volumique de produit à 60 °F Masse du même volume d'eau à 60°F

15 La d 4 peut être assimilée à la Specific Gravity puisque : -

60°F = 15,6°C 15 d4 = 0,999 X Specific Gravity 60°F/60 °F

Les planches 3 et 3 bis donnent directement la correspondance entre °API et Specific Gravity. Elles permettent de compléter le tableau suivant :

Densité à 15 °C

Saharien

Arabe léger

Safaniyah

0,806

0,855

0,893

° API La liaison entre densité et structure de rendement a conduit à classer les bruts en fonction de ce critère . On distingue ainsi : Les bruts légers :

de faible densité (comprise entre 0,800 et 0,830) ou de fort °API (compris entre 45 et 38 °API) qui donnent des rendements élevés en essences et produits intermédiaires. C'est le cas des bruts Sahariens, Libyens, ...

Les bruts lourds :

de forte densité (comprise entre 0,890 et 1,0) ou de faible °API (compris entre 27 et 10 °API) qui offrent par contre des rendements en produits lourds (Vénézuéliens , Arabes lourds,...).

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8

3-

DENSITÉ D’UN GAZ a - Définition Elle est définie par rapport à l’air. La densité d’un gaz par rapport à l’air est le rapport de la masse volumique du gaz à la masse volumique de l’air. Comme la masse volumique d’un gaz dépend de la température et de la pression, les deux masses volumiques doivent être prises à même température (t) et à même pression (P). dgaz =

Masse volumique du gaz Masse volumique de l’air

fi

même P et t

Les propriétés des gaz sont telles que quelles que soient les conditions de température et de pression envisagées, la densité d’un gaz par rapport à l’air a la même valeur. Elle peut donc être exprimée dans les conditions particulières : pression = pression atmosphérique normale (1,013 bar) et température = 0°C (conditions normales de température et de pression) pour lesquelles la masse volumique de l’air est 1,293 kg/m3. On a alors densité d’un gaz par rapport à l’air =

Masse volumique du gaz aux conditions normales 1,293

Cette densité est parfois appelée densité Schilling Application Quelle est la densité du méthane par rapport à l’air ? d =

=

b - Exemple de densités de gaz - plus légers que l’air

- plus lourds que l’air

{

hydrogène méthane

d = 0,069 d = 0,552

éthane d = 1,034 propane d = 1,517 butane d = 2,00

La plupart des gaz combustibles ou toxiques ont des densités supérieures à 1. Ces produits sont dangereux car ils se diluent difficilement dans l’air et ont tendance à ramper en formant des nappes de gaz au sol ou dans les points bas (fosses, tranchée, …)

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9

II -

DÉBIT 1-

DÉFINITIONS Dans les tuyauteries et capacités (colonnes, ballons, réacteurs, fours, etc ...) d’une unité de fabrication en fonctionnement, des fluides (gaz ou liquides seuls ou en mélange) circulent souvent en continu. La quantité de produit qui passe en un point d’un tuyauterie pendant un temps donné est appelée débit et l’on distingue : - le débit massique qui s’exprime le plus souvent : en tonnes par heure tonnes par jour t/j ou kilogrammes par seconde

t/h kg/s (Unité Système SI)

- le débit volumique qui s’exprime le plus souvent : en mètres cube par heure m 3/h mètres cube par jour m 3/j mètres cube par seconde m 3/s (Unité Système SI) ou litres par seconde l/s en Nm 3/h pour les gaz (t = 0°C et P = 1 atm) Dans le langage courant on utilise plutôt les expressions “débit masse” et “débit volume”. Application Un compteur relève le passage de 2,1 m3 de produit pendant 30 secondes. Pendant cette durée, quel a été le débit volumique Qv exprimé en m3/h ?

m 3/h

Qv =

2 - RELATION DÉBIT MASSE – DÉBIT VOLUME On adopte généralement la lettre Q pour représenter un débit et l’on appelle : Qm le débit masse de produit Qv le débit volume du produit Il existe une relation entre Qm et Qv par l’intermédiaire de la masse volumique du produit. On a en effet :

débit masse Qm (en kg/h)

=

masse volumique r

.

(en kg/m3)

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débit volume Qv (en m3/h)

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10

ou

débit volume Qv (en m3/h) =

débit masse Qm (en kg/h) masse volumique r (en kg/m3)

Application Soit un débit volumique de 80 m 3/h d’un produit liquide s’écoulant à la température de 40°C et dont la masse volumique est de 850 kg/m3. Déterminer le débit massique correspondant : Qm

= =

Qm =

kg/h =

t/h

40 Pratiquement on peut remarquer dans l’application précédente que si r40°C = 850 kg/m3, on a d 4 =

0,850 et que le débit masse en t/h peut être obtenu simplement en multipliant le débit volume en m3/h par sa densité. On peut retenir en conséquence les formules pratiques suivantes valables pour les liquides :

Débit masse (t/h)

=

débit volume (m 3/h)

Débit volume (m3/h) =

. densité

débit masse (t/h) densité

soit

soit

t Qm (t/h) = Qv (m3/h) . d4

Qv (m 3/h) =

Qm (t/h) t d4

Dans tous les cas il faut noter que la densité à prendre en compte est la densité réelle du produit à la température d’écoulement. Application Débit masse 420 t/j, densité 0,528, déterminer le débit volume Qv =

Qv =

m3/h

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11

3-

ÉVOLUTION DES DÉBITS MASSE ET VOLUME DANS UN CIRCUIT Le schéma ci-dessous représente le circuit d’un produit quittant le fond d’une colonne à distiller pour se diriger vers le stockage. Ce produit est couramment appelé “résidu” dans l’industrie.

Fond de colonne

180°C

80°C

50°C

Pompe

Échangeur récupérateur de chaleur

Aéroréfrigérant

70 t/h

D PCD 2052 A

Vers stockage

Résidu

Le résidu liquide quitte le fond de colonne à 180°C, il est refroidi une première fois à 80°C puis une seconde fois jusqu’à 50°C. L’unité étant en régime de fonctionnement stable, le débit masse de résidu est constant tout au long de la tuyauterie : 70 t/h de résidu quittent la colonne 70 t/h de résidu parviennent au stockage Par contre la densité du produit augmente quand la température s’abaisse et le débit volume diminue donc deux fois tout au long du circuit. Il en résulte deux remarques importantes : -

pour un débit masse donné constant, le débit volume varie avec la température (et avec la pression s’il s’agit d’un gaz)

-

quand on ne connaît pas les débits massiques et que l’on veut comparer plusieurs débits volumiques de produits liquides, ceux-ci doivent être considérés à la même température, le plus souvent à 15°C. On parle alors de débits en m3/h à 15°C.

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12

4-

CAPACITÉ DES UNITÉS La capacité d’une unité de fabrication est la quantité de charge qu’elle peut traiter en 1 heure, 1 jour ou 1 an. On l’exprime donc selon le cas en : t/h

t/j

t/an

débits massiques

m 3/h

m 3/j

m 3/an

débits volumique

Si la capacité d’une unité est de 100 t/h, cela correspond à : 100 x 24 = 2400 t/j et sur la base de 350 jours de fonctionnement par an à : 2400 x 350 = 840 000 t/an Le débit de charge traitée réellement dans l’unité est parfois appelé Intake. On utilise encore fréquemment dans certaines sociétés, le “Barrel Per Stream Day” (BPSD) ou baril par jour de marche. Le baril ("Barrel"), unité de volume anglo-saxonne, vaut 159 litres. En conséquence 1 m3/h = 24 m3/j = 24 000 l/j =

soit

24 000 @ 151 BPSD 159

1 m3/h @ 151 BPSD

Les capacités des installations pétrolières ou les productions de pétrole brut sont souvent exprimées en BPSD.

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13

III -

CONVERSION DES UNITÉS DE VOLUME, DE MASSE VOLUMIQUE ET DE DÉBITS Unités de volume

Facteur multiplicatif pour convertir en : UNITÉ

SYMBOLE m3

l

Cu.in

Cuft

US Gal

bbl

mètre cube

m3

1

1000

61023,75

35,31467

264,1721

6,289811

litre

1

0,001

1

61,02374

0,035315

0,264172

6,2898.10–3

cubic inch (pouce cube)

cu. in

1,6387.10–5

1,6387.10–2

1

5,7870.10–4

4,3290.10–3

0,1032.10–3

cubic foot (pied cube)

cu. ft

0,028317

28,31685

1728

1

7,480519

0,1783

gallon fluide U.S. (gallon fluide américain)

US ga

3,7854.10–3

3,78541

231

0,13368

1

0,02381 (1/42)

barrel petroleum (baril pétrolier)

bbl

0,15899

158,99

9702,2

5,61458

42

1

Application Le réservoir d’essence d’une voiture américaine contient 12 gallons U.S. Quel est le volume V de ce réservoir en litres ? V=

=

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litres

C 1 -2

14

Unités de masse volumique

UNITÉ

SYMBOLE

kilogramme par mètre cube

kg/m3

kg/l

g/cm3

lb/cu.ft

lb/US gal

kg/m3

1

0,001

0,001

0,062428

8,345.10-3

kg/l

1000

1

1

62,428

8,345

kg/cm3

1000

1

1

62,428

8,345

lb/cu.ft

16,0185

16,0185.10-3

16,0185.10-3

1

0,1337

lb/US gal

119,83

0,11983

0,11983

7,4805

1

kilogramme par litre gramme par centimètre cube pound par cubic foot pound par US galon

Facteur multiplicatif pour convertir en :

Application : masse volumique de l’eau à 4°C en lb/cu.ft)

r

= 1000 kg/m3 =

r

lb/cu.ft

=

Unités de débit volume

Facteur multiplicatif pour convertir en : UNITÉ

SYMBOLE

mètre cube par heure

m3/h

l/s

Cu.ft/s

BPD

m3/h

1

0,2778

0,00981

151

l/s

3,6

1

0,03532

543,8

cubic foot per second

cu.ft/s

101,95

28,32

1

15386

barrel per day

BPD

0,006624

0,00184

0,00006498

1

litre par seconde

Application : Convertir Qv = 200 l/s en m3/h Qv =

=

=

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m3/h

01141_B_F

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4

nC 4 H1

0

iC 4 H1 0,5 0 0 9 CH 3 8 0 ,3 78 CH 2 6

0,5 6

0,58 4

D TH 2001 A B

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Densité d t 4

4

0

0,6 2

0

iC 5 H1 2

0,72 0 0,68 ,70 0 0 ,6 4 , 6 6

0,80 0,7 0,76 8 0,74

100

0,82

0 ,8 8 0,8 6 0,84

100

0,9 4 0,9 2 0,90

200

Densité critique

1,04 1,0 2 1,00 0,9 8 0,9 6

Densité d 15 4

200

300

300

Température °C 400

400

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

15

C 1 -2

— Planche 1 —

VARIATION DE LA DENSITÉ DES HYDROCARBURES LIQUIDES AVEC LA TEMPÉRATURE

C 1 -2

16

— Planche 2 —

CORRESPONDANCE SPECIFIC GRAVITY - DEGRÉ API Degrés

Dixièmes de degré A.P.I.

A.P.I.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 1 2 3 4

1,0760 1,0679 1,0599 1,0520 1,0443

1,0752 1,0671 1,0591 1,0512 1,0435

1,0744 1,0663 1,0583 1,0504 1,0427

1,0735 1,0655 1,0575 1,0497 1,0419

1,0727 1,0547 1,0567 1,0489 1,0412

1,0719 1,0639 1,0559 1,0481 1,0404

1,0711 1,0631 1,0551 1,0473 1,0396

1,0703 1,0623 1,0543 1,0465 1,0389

1,0695 1,0615 1,0536 1,0458 1,0381

1,0687 1,0607 1,0528 1,0450 1,0373

5 6 7 8 9

1,0366 1,0291 1,0217 1,0143 1,0071

1,0358 1,0283 1,0209 1,0136 1,0064

1,0351 1,0275 1,0201 1,0128 1,0056

1,0343 1,0268 1,0194 1,0121 1,0049

1,0336 1,0261 1,0187 1,0114 1,0042

1,0328 1,0253 1,0179 1,0107 1,0035

1,0320 1,0246 1,0172 1,0099 1,0028

1,0313 1,0238 1,0165 1,0092 1,0021

1,0305 1,0231 1,0157 1,0085 1,0014

1,0298 1,0224 1,0150 1,0078 1,0007

10 11 12 13 14

1,0000 0,9930 0,9861 0,9792 0,9725

0,9993 0,9923 0,9854 0,9785 0,9718

0,9986 0,9916 0,9847 0,9779 0,9712

0,9979 0,9909 0,9840 0,9772 0,9705

0,9972 0,9902 0,9833 0,9765 0,9698

0,9965 0,9895 0,9826 0,9759 0,9692

0,9958 0,9888 0,9820 0,9752 0,9685

0,9951 0,9881 0,9813 0,9745 0,9679

0,9944 0,9874 0,9806 0,9738 0,9672

0,9937 0,9868 0,9799 0,9732 0,9665

15 16 17 18 19

0,9659 0,9593 0,9529 0,9465 0,9402

0,9652 0,9587 0,9522 0,9459 0,9396

0,9646 0,9580 0,9516 0,9452 0,9390

0,9639 0,9574 0,9509 0,9446 0,9383

0,9632 0,9567 0,9503 0,9440 0,9377

0,9626 0,9561 0,9497 0,9433 0,9371

0,9619 0,9554 0,9490 0,9427 0,9365

0,9613 0,9548 0,9484 0,9421 0,9359

0,9606 0,9542 0,9478 0,9415 0,9352

0,9600 0,9535 0,9471 0,9408 0,9346

20 21 22 23 24

0,9340 0,9279 0,9218 0,9159 0,9100

0,9334 0,9273 0,9212 0,9153 0,9094

0,9328 0,9267 0,9206 0,9147 0,9088

0,9322 0,9260 0,9200 0,9141 0,9082

0,9315 0,9254 0,9194 0,9135 0,9076

0,9309 0,9248 0,9188 0,9129 0,9071

0,9303 0,9242 0,9182 0,9123 0,9065

0,9297 0,9236 0,9176 0,9117 0,9059

0,9291 0,9230 0,9170 0,9111 0,9053

0,9285 0,9224 0,9165 0,9106 0,9047

25 26 27 28 29

0,9042 0,8964 0,8927 0,8871 0,6816

0,9036 0,8978 0,8922 0,8866 0,8811

0,9030 0,8973 0,8916 0,8860 0,8805

0,9024 0,8957 0,8911 0,8855 0,8800

0,9018 0,8961 0,8905 0,8849 0,8794

0,9013 0,8956 0,8899 0,8844 0,8789

0,9007 0,8950 0,8894 0,8838 0,8783

0,9001 0,8944 0,8888 0,8833 0,8776

0,8996 0,8939 0,8883 0,8827 0,8772

0,8990 0,8933 0,8877 0,8822 0,8767

30 31 32 33 34

0,8762 0,8708 0,8654 0,8602 0,8550

0,8756 0,8702 0,8649 0,8597 0,8545

0,8751 0,8697 0,8644 0,8591 0,8540

0,8745 0,8692 0,8639 0,8586 0,8534

0,8740 0,8686 0,8633 0,8581 0,8529

0,8735 0,8681 0,8628 0,8576 0,8524

0,8729 0,8676 0,8623 0,8571 0,8519

0,8724 0,8670 0,8618 0,8565 0,8514

0,8718 0,8665 0,8612 0,8560 0,8509

0,8713 0,8660 0,8607 0,8555 0,8504

35 36 37 38 39

0,8498 0,8448 0,8398 0,8348 0,8299

0,8493 0,8443 0,8393 0,8343 0,8294

0,8488 0,8438 0,8388 0,8338 0,8289

0,8483 0,8433 0,8383 0,8333 0,8285

0,8478 0,8428 0,8378 0,8328 0,8280

0,8473 0,8423 0,8373 0,8324 0,8275

0,8468 0,8418 0,8368 0,8319 0,8270

0,8463 0,8413 0,8363 0,8314 0,8265

0,8458 0,8408 0,8358 0,8309 0,8260

0,8453 0,8403 0,8353 0,8304 0,8256

40 41 42 43 44

0,8251 0,8203 0,8156 0,8109 0,8063

0,8246 0,8198 0,8151 0,8104 0,8058

0,8241 0,8193 0,8146 0,8100 0,8053

0,8236 0,8189 0,8142 0,8095 0,8049

0,8232 0,8184 0,8137 0,8090 0,8044

0,8227 0,8179 0,8132 0,8086 0,8040

0,8222 0,8174 0,8128 0,8081 0,8035

0,8217 0,8170 0,8123 0,8076 0,8031

0,8212 0,8165 0,8118 0,8072 0,8026

0,8208 0,8160 0,8114 0,8067 0,8022

45 46 47 48 49

0,8017 0,7972 0,7927 0,7883 0,7839

0,8012 0,7967 0,7923 0,7879 0,7835

0,8008 0,7963 0,7918 0,7874 0,7831

0,8003 0,7958 0,7914 0,7870 0,7826

0,7999 0,7954 0,7909 0,7865 0,7822

0,7994 0,7949 0,7905 0,7861 0,7818

0,7990 0,7945 0,7901 0,7857 0,7813

0,7985 0,7941 0,7896 0,7852 0,7809

0,7981 0,7936 0,7892 0,7848 0,7805

0,7976 0,7932 0,7887 0,7844 0,7800

50 51 52 53 54

0,7796 0,7753 0,7711 0,7669 0,7628

0,7792 0,7749 0,7707 0,7665 0,7624

0,7788 0,7745 0,7703 0,7661 0,7620

0,7783 0,7741 0,7699 0,7657 0,7616

0,7779 0,7736 0,7694 0,7653 0,7612

0,7775 0,7732 0,7690 0,7649 0,7608

0,7770 0,7728 0,7686 0,7645 0,7603

0,7766 0,7724 0,7682 0,7640 0,7599

0,7762 0,7720 0,7678 0,7636 0,7595

0,7758 0,7715 0,7674 0,7632 0,7591

55 56 57 58 59

0,7587 0,7547 0,7507 0,7467 0,7428

0,7583 0,7543 0,7503 0,7463 0,7424

0,7579 0,7539 0,7499 0,7459 0,7420

0,7575 0,7535 0,7495 0,7455 0,7416

0,7571 0,7531 0,7491 0,7451 0,7412

0,7567 0,7527 0,7487 0,7447 0,7408

0,7563 0,7523 0,7483 0,7443 0,7405

0,7559 0,7519 0,7479 0,7440 0,7401

0,7555 0,7515 0,7475 0,7436 0,7397

0,7551 0,7511 0,7471 0,7432 0,7393

60 61 62 63 64

0,7389 0,7351 0,7313 0,7275 0,7238

0,7385 0,7347 0,7309 0,7271 0,7234

0,7381 0,7343 0,7305 0,7268 0,7230

0,7377 0,7339 0,7301 0,7264 0,7227

0,7374 0,7335 0,7298 0,7260 0,7223

0,7370 0,7332 0,7294 0,7256 0,7219

0,7366 0,7328 0,7290 0,7253 0,7216

0,7362 0,7324 0,7286 0,7249 0,7212

0,7358 0,7320 0,7283 0,7245 0,7208

0,7354 0,7316 0,7279 0,7242 0,7205

01141_B_F

„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

C 1 -2

17

— Planche 3 —

CORRESPONDANCE SPECIFIC GRAVITY - DEGRÉ API

Degrés

Dixièmes de degré A.P.I.

A.P.I.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

65 66 67 68 69

0.7201 0.7165 0.7128 0.7093 0.7057

0.7197 0.8161 0.7125 0.7089 0.7054

0.7194 0.7157 0.7121 0.7086 0.7050

0.7190 0.7154 0.7118 0.7082 0.7047

0.7186 0.7150 0.7114 0.7079 0.7043

0.7183 0.7146 0.7111 0.7075 0.7040

0.7179 0.7143 0.7107 0.7071 0.7036

0.7175 0.7139 0.7103 0.7068 0.7033

0.7172 0.7136 0.7100 0.7064 0.7029

0.7168 0.7132 0.7096 0.7061 0.7026

70 71 72 73 74

0.7022 0.6988 0.6953 0.6919 0.6886

0.7019 0.6984 0.6950 0.6916 0.6882

0.7015 0.6981 0.6946 0.6912 0.6879

0.7012 0.6977 0.6943 0.6909 0.6876

0.7008 0.6974 0.6940 0.6906 0.6872

0.7005 0.6970 0.6936 0.6902 0.6869

0.7001 0.6967 0.6933 0.6899 0.6866

0.6998 0.6964 0.6929 0.6896 0.6862

0.6995 0.6960 0.6926 0.6892 0.6859

0.6991 0.6957 0.6923 0.6889 0.6856

75 76 77 78 79

0.6852 0.6819 0.6787 0.6754 0.6722

0.6849 0.6816 0.6783 0.6751 0.6719

0.6846 0.6813 0.6780 0.6748 0.6716

0.6842 0.6809 0.6777 0.6745 0.6713

0.6839 0.6806 0.6774 0.6741 0.6709

0.6836 0.6803 0.6770 0.6738 0.6706

0.6832 0.6800 0.6767 0.6735 0.6703

0.6829 0.6796 0.6764 0.6732 0.6700

0.6826 0.6793 0.6761 0.6728 0.6697

0.6823 0.6790 0.6757 0.6725 0.6693

80 81 82 83 84

0.6690 0.6659 0.6628 0.6597 0.6566

0.6687 0.6656 0.6625 0.6594 0.6563

0.6684 0.6653 0.6621 0.6591 0.6560

0.6681 0.6649 0.6618 0.6588 0.6557

0.6678 0.6646 0.6615 0.6584 0.6554

0.6675 0.6643 0.6612 0.6581 0.6551

0.6671 0.6640 0.6609 0.6578 0.6548

0.6668 0.6637 0.6606 0.6575 0.6545

0.6665 0.6634 0.6603 0.6572 0.6542

0.6662 0.6631 0.6600 0.6569 0.6539

85 86 87 88 89

0.6536 0.6506 0.6476 0.6446 0.6417

0.6533 0.6503 0.6473 0.6444 0.6414

0.6530 0.6500 0.6470 0.6441 0.6411

0.6527 0.6497 0.6467 0.6438 0.6409

0.6524 0.6494 0.6464 0.6435 0.6406

0.6521 0.6491 0.6461 0.6432 0.6403

0.6518 0.6488 0.6458 0.6429 0.6400

0.6515 0.6485 0.6455 0.6426 0.6397

0.6512 0.6782 0.6452 0.6423 0.6394

0.6509 0.6479 0.6449 0.6420 0.6391

90 91 92 93 94

0.6388 0.6360 0.6331 0.6303 0.6275

0.6385 0.6357 0.6328 0.6300 0.6272

0.6382 0.6354 0.6325 0.6297 0.6269

0.6380 0.6351 0.6323 0.6294 0.6267

0.6377 0.6348 0.6320 0.6292 0.6264

0.6374 0.6345 0.6317 0.6289 0.6261

0.6371 0.6342 0.6314 0.6286 0.6258

0.6368 0.6340 0.6311 0.6283 0.6256

0.6365 0.6337 0.6309 0.6281 0.6253

0.6362 0.6334 0.6306 0.6278 0.6250

95 96 97 98 99

0.6247 0.6220 0.6193 0.6166 0.6139

0.6244 0.6217 0.6190 0.6163 0.6136

0.6242 0.6214 0.6187 0.6160 0.6134

0.6239 0.6212 0.6184 0.6158 0.6131

0.6236 0.6209 0.6182 0.6155 0.6128

0.6223 0.6206 0.6179 0.6152 0.6126

0.6231 0.6203 0.6176 0.6150 0.6123

0.6228 0.6201 0.6174 0.6147 0.6120

0.6225 0.6198 0.6171 0.6144 0.6118

0.6223 0.6195 0.6168 0.6141 0.6115

100 101 102 103 104

0.6112 0.6086 0.6060 0.6034 0.6009

0.6110 0.6083 0.6057 0.6032 0.6006

0.6107 0.6081 0.6055 0.6029 0.6003

0.6105 0.6078 0.6052 0.6026 0.6001

0.6102 0.6076 0.6050 0.6024 0.5998

0.6099 0.6073 0.6047 0.6021 0.5995

0.6096 0.6070 0.6044 0.6019 0.5993

0.6094 0.6068 0.6042 0.6016 0.5991

0.6091 0.6065 0.6039 0.6014 0.5988

0.6089 0.6062 0.6037 0.6011 0.5985

105 106 107 108 109

0.5983 0.5958 0.5933 0.5908 0.5884

0.5981 0.5955 0.5930 0.5906 0.5881

0.5978 0.5953 0.5928 0.5903 0.5879

0.5976 0.5950 0.5920 0.5901 0.5876

0.5973 0.5948 0.5923 0.5898 0.5874

0.5970 0.5945 0.5920 0.5896 0.5871

0.5968 0.5943 0.5918 0.5893 0.5869

0.5966 0.5940 0.5916 0.5891 0.5867

0.5963 0.5938 0.5913 0.5889 0.5864

0.5960 0.5935 0.5911 0.5886 0.5862

110 111 112 113 114

0.5859 0.5835 0.5811 0.5787 0.5764

0.5857 0.5833 0.5809 0.5785 0.5761

0.5854 0.5830 0.5806 0.5783 0.5759

0.5852 0.5828 0.5804 0.5780 0.5756

0.5849 0.5825 0.5802 0.5778 0.5754

0.5847 0.5823 0.5799 0.5776 0.5752

0.5845 0.5821 0.5797 0.5773 0.5750

0.5842 0.5818 0.5794 0.5771 0.5747

0.5840 0.5816 0.5792 0.5768 0.5745

0.5838 0.5813 0.5790 0.5766 0.5743

115 116 117 118 119

0.5740 0.5717 0.5694 0.5671 0.5649

0.5738 0.5715 0.5692 0.5669 0.5646

0.5736 0.5713 0.5690 0.5667 0.5644

0.5733 0.5710 0.5687 0.5665 0.5642

0.5731 0.5708 0.5685 0.5662 0.5640

0.5729 0.5706 0.5683 0.5660 0.5638

0.5726 0.5703 0.5681 0.5658 0.5635

0.5724 0.5701 0.5678 0.5656 0.5633

0.5722 0.5699 0.5676 0.5653 0.5631

0.5719 0.5696 0.5674 0.5651 0.5628

120 121 122 123 124

0.5626 0.5604 0.5582 0.5560 0.5538

0.5624 0.5602 0.5580 0.5558 0.5536

0.5622 0.5599 0.5578 0.5555 0.5534

0.5620 0.5597 0.5575 0.5553 0.5532

0.5617 0.5595 0.5573 0.5551 0.5530

0.5615 0.5593 0.5571 0.5549 0.5527

0.5613 0.5591 0.5569 0.5547 0.5525

0.5611 0.5589 0.5566 0.5545 0.5523

0.5608 0.5586 0.5564 0.5543 0.5521

0.5606 0.5584 0.5562 0.5540 0.5519

125 126 127 128 129 01141_B_F

0.5517 0.5495 0.5474 0.5453 0.5432

0.5514 0.5493 0.5472 0.5451 0.5430

0.5512 0.5491 0.5470 0.5448 0.5428

0.5510 0.5489 0.5467 0.5446 0.5426

0.5508 0.5487 0.5465 0.5444 0.5423

0.5506 0.5484 0.5463 0.5442 0.5421

0.5504 0.5482 0.5461 0.5440 0.5419

0.5502 0.5480 0.5459 0.5438 0.5417

0.5499 0.5478 0.5457 0.5436 0.5415

0.5497 0.5476 0.5455 0.5434 0.5413

„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

C 1 -2

18

— Planche 4 —

VARIATION DE LA DENSITÉ DE QUELQUES LIQUIDES AVEC LA TEMPÉRATURE

Nom

Densité d

Formule -80°C

-60°C

-40°C

-20°C

0°C

20°C

Acétaldehyde

C 2H 4O

0,78

Acétate de butyle

C 6H12O2

0,882

Acétate d'éthyle

C 4H 8O 2

0,901

100°C

0,98

0,96

C 3H 6O

0,791

0,765

0,74

C 2H 4O 2

1,049

1,028

1,003

Acide formique

CH2O2

1,221

1,192

1,169

Acrylonitrile

C 3H 3N

0,806

Anhydride acétique

C 4H 6O 3

1,082

Benzène

C 6H 6

0,879

0,858

0,836

0,815

0,793

0,579

0,555

0,528

0,500

0,468

C 4H10

____________________

Chlore (liquide)

Cl2

Chlorobenzène

C 6H5Cl

Chloroforme

CHCl 3

Chlorure de méthyle

CH3Cl

Chlorure de méthylène

CH2Cl2

Chlorure de vinyle

C 2H3Cl

Cyclohexane

C 6H12

Diethylène glycol

C 4H10O3

Eau lourde

D 2O

Ethanol

C 2H 6O

Ethylène glycol

C 2H 6O 2

Formaldehyde

CH2O

Fréon 22

CHClF 2

Furfural

C 5H 4O 2

Glycérine

C 3H 8O 3

Méthanol

CH4O

Mercure

Hg

Nitrobenzène

C 6H5NO2

Oxyde d'éthylène

C 2H 4O

Propane (liquide)

C 3H 8

Soufre fondu

S

Styrène

C 8H 8

Tetrachl. de carbone

CCl4

Toluène

C 7H 8

Trichlorethylène

C 2HCl3

Urée (fondue)

CH4N2O m-xylène o-oxylène p-xylène

0,658

0,640

0,621

0,601

150°C

200°C

0,731

0,661

____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

isobutane

Xylène

0,674

0,811

80°C

Acide acétique

n-butane

0,832

60°C

Acétone

Butane

0,855

40°C

C 8H10

1,571

0,605

0,584

0,559

0,534

0,505

1,522

1,448

1,411

1,348

1,279

1,203

1,13

1,108

1,087

1,065

1,04

1,02

0,96

0,896

1,56

1,52

1,48

1,43

1,40

1,36

1,32

1,21

1,06 0,90

1,113

1,64

1,60

1,101

1,067

1,031

0,997

0,960

0,921

0,881

0,837

0,790

0,733

1,49

1,455

1,42

1,385

1,35

1,318

1,28

1,248

1,212

1,175

1,06

1,06

1,03

1,00

0,975

0,945

0,915

0,88

0,845

0,80

0,745

0,51

0,78

0,76

0,74

0,72

1,135

1,122

1,107

1,091

1,075

1,06

1,02

1,105

1,105

1,10

1,09

1,07

1,04

0,99

0,806

0,789

0,765

0,745

0,736

0,716

0,645

0,50

1,127

1,113

1,098

1,083

1,069

1,054

1,017

0,974

1,285

1,213

1,133

0,855

0,835

0,82

0,957

0,815 1,512

1,465

1,411

1,350

1,16 0,880

0,624

0,862

0,603

1,263

1,251

1,237

1,224

1,21

1,17

1,132

0,827

0,810

0,792

0,774

0,755

0,736

0,714

0,646

0,553

13,64

13,60

13,55

13,50

1,203

1,182

1,163

1,142

1,122

1,071

1,018

0,95

0,92

0,891

0,864

0,834

0,804

0,78

00,75

0,63

0,579

0,556

0,530

0,502

0,469

0,433 1,80

1,78

0,845

1,76

0,907 0,960

1,67

1,63

1,585

1,545

1,505

1,46

1,42

1,31

1,18

0,942

0,923

0,905

0,886

0,868

0,849

0,830

0,811

0,791

0,739

0,679

1,60

1,57

1,535

1,,50

1,465

1,43

1,395

1,36

1,33

1,24

1,13

0,885

0,866

0,851

0,833

0,814

0,793

0,738

0,68

0,91

0,881

0,865

0,846

0,83

0,812

0,764

0,708

0,861

0,84

0,823

0,805

0,786

0,738

0,682

1,335

D'après Document SIHI 01141_B_F

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C1

Connaissance et maîtrise des phénomènes physiques et chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES PRESSION

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I-

PRESSION EXERCÉE PAR UN SOLIDE ............................................................................ 1 1 - Définition ................................................................................................................................. 1 2 - Unités de pression .................................................................................................................. 2

II -

PRESSION EXERCÉE PAR UN FLUIDE AU REPOS......................................................... 3 1 2 3 4

III -

-

Forces pressantes sur les parois ........................................................................................... 3 Force pressante en un point d’un fluide.................................................................................. 3 Différence de pression entre deux niveaux dans un fluide ..................................................... 4 Applications ............................................................................................................................. 5

PRESSION ATMOSPHÉRIQUE .......................................................................................... 6 1 - Existence et mesure de la pression atmosphérique ............................................................... 6 2 - Pression atmosphérique normale ........................................................................................... 7 3 - Exemple d’utilisation de la pression atmosphérique ............................................................... 8

IV -

PRESSION ABSOLUE- PRESSION RELATIVE - VIDE ...................................................... 8 1 2 3 4

V-

-

Définitions ............................................................................................................................... 8 Expressions du vide ................................................................................................................ 9 Pression différentielle............................................................................................................ 10 Applications ........................................................................................................................... 10

PRESSION DANS LES GAZ .............................................................................................. 11 1 - Enfermé dans une enceinte, un gaz y exerce une pression ................................................. 11 2 - Un gaz est compressible et expansible................................................................................. 12 3 - Dans un mélange gazeux, chaque constituant du mélange exerce une part de la pression appelée pression partielle ..................................................................................................... 13

VI - CONVERSION DES UNITÉS DE PRESSION ................................................................... 14

Ce document comporte 15 pages BA PHY - 00972_B_F - Rév. 5

26/01/2005 „ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

-3

1

I-

C 1 -3

PRESSION EXERCÉE PAR UN SOLIDE 1-

DÉFINITION La pression mesure l’effet d’une force exercée sur une surface.

D TH 1029 A

C’est un fait d’observation courante qu’une même force exercée sur des surfaces différentes se traduit par des effets différents. C’est en particulier le cas lorsqu’on observe l’enfoncement dans le sable d’une même brique soumise à son propre poids selon la face sur laquelle on la pose.

Les empreintes constatées sont d’autant plus profondes que la brique est posée sur sa plus faible section. Pour caractériser cet effet, la pression P est définie comme le quotient de la force F par l’aire S sur laquelle elle s’exerce.

Pression P = Force F Aire S

S

D TH 1030 A

F

Cette formule de définition montre notamment que : • Pour une même surface pressée la pression est d’autant plus grande que la force pressante est plus importante. Deux marcheurs de poids différents, chaussés de raquettes identiques ne s’enfoncent pas de la même façon dans la neige. • Pour une même force pressante la pression exercée est d’autant plus faible que la surface pressée est plus grande et inversement. – L’intérêt du port des raquettes citées plus haut ou de skis est bien connu pour limiter l’enfoncement dans la neige. – Un clou s’enfonce d’autant plus facilement que sa pointe est fine. – Les matériels lourds tels que bacs de stockage, colonnes, échangeurs, pompes, compresseurs, etc. nécessitent d’être supportés par des massifs de surface importante plus ou moins grande selon leur poids et la résistance du sol.

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2

2-

C 1 -3

UNITÉS DE PRESSION a - Système International (SI) Les forces étant exprimées en newtons et les surfaces en mètres carrés, l’unité de pression est le newton par mètre carré (symbole : N/m2) qui s’appelle le pascal (symbole : Pa). P=

F S

F en N S en m 2 P en Pa Certains multiples du pascal sont également utilisés, en particulier : – le bar (symbole : bar) : unité de mesure industrielle 1 bar = 100 000 pascals 1 bar = 100 000 Pa – le millibar (symbole : mbar) 1 bar = 1000 mbar 1 mbar =

Pa

– le décapascal (symbole : daPa) pour exprimer les faibles différences de pression 1 daPa =

Pa

– l’hectopascal qui est égal à un millibar 1 hPa =

mbar

– le kilopascal (symbole : kPa) utilisé par les Anglo-saxons qui ignorent généra-lement le bar quand ils adoptent le système SI 1 kPa = 1000 Pa =

bar

b - Autres unités Dans le système anglo-saxon l’unité de pression est la “Pound per square inch” ou lbf/in 2 (symbole PSI), ce qui se traduit par livre force par pouce carré (1 “inch” ou pouce = 2,54 cm). 1 PSI = 0,069 bar 1 bar = 14,5 PSI Les pressions peuvent aussi s’exprimer en hauteurs de liquides (en particulier eau et mercure). Les correspondances entre hauteurs et pressions sont présentées dans le chapitre qui suit.

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3

II -

C 1 -3

PRESSION EXERCÉE PAR UN FLUIDE AU REPOS 1-

FORCES PRESSANTES SUR LES PAROIS Tous les fluides (liquides et gaz) exercent des forces pressantes sur les parois des récipients qui les contiennent. Ces poussées peuvent être mises en évidence par exemple en perçant des trous dans un récipient contenant de l’eau ou dans une baudruche gonflée d’air. Air

D TH 1031 A

Eau

FORCE PRESSANTE EN UN POINT D'UN FLUIDE

D TH 1038 A

Membrane

A1

A2

En tout point d’un fluide s’exerce également une pression dont on peut reconnaître l’existence à la déformation d’une membrane obturant l’orifice d’un vase plongé dans ce liquide. On constate par ailleurs que la pression est la même dans toutes les directions autour du point considéré et en tous les points d’un plan horizontal.

A3

A1

A2

A3 Plan horizontal

D TH 1039 A

2-

PA = PA = PA 1 2 3

La pression en un point ne dépend pas de la forme du récipient. Ceci peut se constater à la lecture des manomètres (appareils mesurant les pressions) placés à la base des récipients remplis d’un même liquide et représentés ci-dessous.

Liquide au repos D TH 1040 A

h

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4

DIFFÉRENCE DE PRESSION ENTRE DEUX NIVEAUX DANS UN FLUIDE B

L’expérience montre que la pression augmente avec la profondeur pour un fluide donné.

PA > PB A

D TH 1041 A

3-

C 1 -3

En effet, la surface unitaire autour du point A supporte le poids d’une colonne de fluide de hauteur supérieure à celle supportée par la surface unitaire autour du point B. Seule la différence de niveau entre A et B explique la différence de pression. Par ailleurs, si on mesure la pression en 2 points A et B dans un même plan horizontal à même profondeur en dessous de la surface libre mais surmontés de fluides différents, on constate que : PA est différent de PB A

PA ≠ PB

B

Liquide 1 de masse volumique

Liquide 2 de masse volumique

1

2

PA > PB lorsque le liquide1 est plus lourd que le liquide 2

D TH 1042 A

PA est supérieur à PB

Plus la masse volumique r du fluide est importante, plus la pression supportée à même profondeur est grande. Finalement la différence des pressions en 2 points situés à des niveaux différents d’un fluide en équilibre et distants d’une hauteur h s’exprime par : PA – PB = h x r x g = h x r x 9,8 avec h en m r en kg/m3 2 g = 9,8 m/s PA – PB en Pa

Dans la pratique industrielle on utilise plutôt le bar et, pour les liquides, la densité de préférence à la masse volumique. Cela conduit à la formule ci-contre permettant le calcul de DP lorsque hauteur et densité sont connues. La différence PA - PB est souvent notée DP, la lettre grecque D (delta) signifie “différence de”.

DP = PA – PB = DP h d

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hxd 10,2

en bar en m densité du liquide

5

C 1 -3

Inversement, toute pression ou différence de pression peut être exprimée en hauteur de liquide. La formule pratique permettant de traduire une pression en hauteur de liquide est :

h =

10,2 P (ou DP) d

h en m P ou DP en bar d densité du liquide

4-

APPLICATIONS • Une différence de niveau de 1 m d’eau à 4°C de masse volumique 1000 kg/m3 (ou densité = 1) correspond à une différence de pression de :

DP = h . r . g =

x

x

= 9800 pascals soit 0,098 bar

1 mm d’eau correspond alors à 9,8 pascals ou 0,98 décapascal. 1 mm d’eau ~ – 1 daPa Le daPa est utilisé en remplacement du mm d’eau pour exprimer les faibles différences de pression telles que les dépressions mesurées sur les fours et chaudières. • 1 bar correspond par ailleurs à une hauteur en eau de : h=

x

=

1 bar =

m m d’eau

• Une hauteur de 1 mm de mercure à 0 °C de densité 13,6 correspond à une différence de pression de :

DP = h x r x g = 1 mm de mercure = 133 Pa • Une différence de niveau de 1 m d’air de masse volumique 1,293 kg/m3 correspond à une différence de pression de :

DP =

x

x

=

Pa

1 m d’air = 12,8 Pa Dans un récipient rempli de gaz, l’accroissement de pression avec la profondeur est si faible que l’on admet que la pression est identique en tout point. Toutefois, pour des équipements de grandes hauteurs (cheminées, fours) la différence de pression entre base et sommet n’est plus négligeable.

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6

C 1 -3

• Déterminer la différence de pression entre la surface libre et le fond d’un bac de stockage contenant t un liquide de densité d 4 = 0,850 sachant que la hauteur de liquide dans le bac est de 15 m. h.d = 10,2

DP =

=

bar

III - PRESSION ATMOSPHÉRIQUE 1-

EXISTENCE ET MESURE DE LA PRESSION ATMOSPHÉRIQUE a - L’air qui nous entoure et qui constitue l’atmosphère est un fluide pesant. Cet air exerce une pression sur la surface de tous les corps qui y sont plongés. Dans une atmosphère calme, la pression en un point est due à la colonne d’air au-dessus de ce point. La mise en évidence de l’existence de la pression atmosphérique peut se faire par l’expérience dite de Torricelli. Elle est délicate à reproduire pratiquement en raison de la toxicité du mercure. Vide

F

G

B

C

H

I h

D

E

PA = PB = PC= PD= PE= Patm

D TH 1043 A

A

Un tube de verre d’environ 1 m de long fermé à une extrémité est rempli de mercure ; en le bouchant avec le pouce on le retourne en immergeant l’orifice dans une cuve à mercure. En enlevant le doigt on constate que le mercure descend et que son niveau se stabilise à une hauteur d’environ 76 cm en laissant le vide dans la partie supérieure.

Que le tube soit plus long, vertical ou penché, rectiligne ou sinueux, de section variable, on mesure toujours la même différence de niveau. La pression en A est la pression atmosphérique qui s’exerce sur la surface libre du mercure. A, B, C, D, E étant dans le même plan horizontal contenant cette surface libre subissent la même pression. La pression en F, G, H, I est la même, et presque égale au vide absolu. La pression atmosphérique équilibre donc la pression due à la hauteur de mercure. b - Le calcul de la pression atmosphérique n’est pas possible car, en particulier, on ne peut fixer la hauteur de l’atmosphère et les phénomènes météorologiques sont très complexes. On se contente de la mesurer avec des appareils appelés baromètres. Les baromètres à mercure sont des tubes de Torricelli (voir plus loin manomètres à mercure). Les baromètres métalliques utilisent la déformation de la face supérieure d’une boîte métallique soumise à la pression atmosphérique.

h

A

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D TH 1044 A

B

7

C 1 -3

Les mesures montrent que la pression atmosphérique diminue avec l’altitude (elle diminue de moitié tous les 5500 m environ) ; ainsi les baromètres peuvent être utilisés comme altimètres en traduisant les mesures de pression en altitude. Le tableau ci-après donne l’évolution de la pression atmosphérique et de la masse volumique de l’air avec l’altitude.

Altitude (m)

Pression atmosphérique (bar)

Masse volumique de l’air (kg/m 3 )

0

1,013

1,293

1000

0,899

1,112

5000

0,540

0,736

10 000

0,265

0,414

2 - PRESSION ATMOSPHÉRIQUE NORMALE La pression atmosphérique étant variable, on a été amené à définir la pression atmosphérique normale : c’est celle qui équilibre une colonne de 76 cm de mercure (symbole Hg) à 0 °C (densité : 13,595) soumise à l’accélération normale de la pesanteur (g = 9,80665 m/s2 ). La pression atmosphérique normale a conduit à la définition d’une nouvelle unité de pression : l’atmosphère (atm). En appliquant la relation P = h . r . g, on peut déterminer la relation entre atmosphère, pascals et bars.

Patm normale = 1 atm =

0,76 m

x

13595 kg/m3

Patm normale = 1 atm

9,80665 m/s 2

x

= = =

101325 1,013 1013

= 101 325 Pa

Pa bar mbar

Dans les calculs courants on se contente souvent de l’équivalence suivante : 1 atm ~ – 1 bar Application Un ballon est soumis à une pression de 5 bar. Quelle est la valeur de cette pression en atmosphère ?

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8

3-

C 1 -3

EXEMPLE D'UTILISATION DE LA PRESSION ATMOSPHÉRIQUE Piston

Certaines pompes volumétriques fonctionnent selon le principe suivant très simplifié.

Corps

Un piston se déplace dans un cylindre ou corps de pompe relié par une conduite à une nappe de liquide. Quand on soulève le piston, la pression diminue dans le corps de pompe et la pression atmosphérique qui s’exerce à la surface libre du liquide fait monter le liquide. Un jeu de clapets d’admission et de refoulement permet ensuite de refouler ce liquide dans une conduite ou une capacité.

Clapets atmosphérique

D TH 1045 A

Pression

IV - PRESSION ABSOLUE - PRESSION RELATIVE - VIDE 1-

DÉFINITIONS La pression relative est la différence entre la pression réelle ou pression absolue et la pression atmosphérique. Elle exprime donc un niveau de pression par rapport à un niveau de référence qui est la pression atmosphérique alors que la pression absolue exprime ce même niveau de pression par rapport au niveau de pression nulle.

Pression mesurée

SOUS VIDE

Prel.

D TH 1047 A

Pression atmosphérique

Pression relative

Pression absolue

P

SOUS PRESSION

Pabs. Vide absolu ou pression 0

Pression relative = pression absolue – pression atmosphérique Application : La pression à l’intérieur d’une sphère de stockage de butane est de 3 bar (indication du manomètre). Quelles sont les pressions absolues et relatives ? Pabs =

bar

Prel. =

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bar

9

C 1 -3

Lorsque la pression absolue d’une capacité est inférieure à la pression atmosphérique, on dit que cette capacité est sous-vide. Les notions de pressions absolues et relatives appellent plusieurs remarques :

2-

•

La pression relative s’appelle aussi pression effective.

•

Les manomètres industriels à tube de bourdon donnent des indications de pression relative ; dans le cas de pression absolue cela est clairement indiqué sur l’appareil.

•

Si la pression relative de fonctionnement d’une installation est positive (P absolue > P atm) tout défaut d’étanchéité se traduit par une fuite de fluide vers l’extérieur ; ceci peut être dangereux si le fluide est inflammable, toxique ou très chaud.

•

Si la pression relative est négative (P abs. < P atm) il y aura risque d’entrée d’air (dangereux par exemple en mélange avec des hydrocarbures). De plus les forces dues à la différence de pression s’exercent de l’extérieur vers l’intérieur ce qui peut provoquer une implosion de la capacité.

EXPRESSIONS DU VIDE Le schéma ci-dessous illustre sur un exemple les deux expressions possibles du vide en pression absolue ou en pression relative. Échelle de pression absolue

Échelle de pression relative Pression atmosphérique normale

Pression atmosphérique normale

760 mHg

0

Pression mesurée

D TH 1048 A

Pression = - 710 mm de Hg relative

Pression absolue = + 50 mm de Hg Vide absolu

-760 mHg

0

On obtient ainsi les deux valeurs • en pression relative : – 710 mm de mercure relatifs ou une dépression de 710 mmHg • en pression absolue : + 50 mm de mercure absolus Application : Une colonne fonctionne sous une dépression de 0,8 bar. Indiquer sa pression de fonctionnement en bars eff et en bars abs. Pabs =

bar

Prel. =

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bar

10

3-

C 1 -3

PRESSION DIFFÉRENTIELLE

Pression en bar rel.

9

7,3

D TH 1049 A

Une pression différentielle est une différence entre deux pressions :

Sens de circulation Vanne de régulation Dans l’exemple correspondant au schéma ci-dessus, la pression différentielle de la vanne, notée souvent DP, est : DP = 9 – 7,3 = 1,7 bar On constate que si les pressions mesurées étaient exprimées en bar absolu, la valeur de la pression différentielle resterait inchangée.

4-

APPLICATIONS •

Expression de la pression atmosphérique normale en PSI. Patm. norm. = 1,013 bar soit 1,013 x 14,5 = 14,7 PSI

• Transformation d’une pression absolue (en bar) en pression relative (en PSI). Une pression absolue de 2 bar soit 29 PSI correspond à une pression relative de : 29 – 14,7 = 14,3 PSI On note en général : Pression absolue

= 2 bar abs = 29 PSI A (A = absolute)

et

Pression relative

= 0,99 bar rel. = 14,3 PSI G (G = gauge)

• Dans certaines installations, la pression d’air utilisée sur les appareils d’instrumentation et de régulation est exprimée en PSIG et varie dans la plage de 3 psig - 15 psig. Traduire ces pressions en pressions absolues exprimées en bar.

3 psig =

bar

15 psig =

bar

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11

V-

C 1 -3

PRESSION DANS LES GAZ Un gaz est constitué de MOLÉCULES qui peuvent se déplacer librement les unes par rapport aux autres et qui sont soumises à une AGITATION incessante et désordonnée. Ces molécules sont toutes identiques dans le cas d'un corps pur et elles sont de plusieurs espèces dans le cas de mélanges. Cette structure particulière confère au gaz un CERTAIN NOMBRE DE PROPRIéTéS.

1-

ENFERMÉ DANS UNE ENCEINTE, UN GAZ Y EXERCE UNE PRESSION

D SEC 010 A

L’agitation des molécules provoque de multiples CHOCS contre les parois. Les forces pressantes qui en résultent s’appliquent sur toute la surface interne du ballon et créent donc une PRESSION.

Molécules de gaz

Cette pression exercée par le gaz dépend du nombre de chocs par unité de surface (Pression = Force/Surface), elle est donc fonction :

– du nombre de molécules de gaz, c’est-à-dire de la quantité de gaz enfermée dans le ballon. On peut remarquer à ce sujet qu'un récipient vide de toute molécule est soumis à une pression intérieure nulle. – de la surface offerte aux chocs, c’est-à-dire des dimensions du ballon ou appareillage contenant le gaz. On peut ainsi accroître la pression d’un gaz par réduction du volume qui lui est offert comme c’est le cas dans un compresseur alternatif. – de l’agitation des molécules L’agitation des molécules constituant un gaz augmente avec la température. Quand on chauffe un gaz on peut observer les deux phénomènes suivants : •

à volume constant, l’accroissement de l’agitation et donc du nombre de chocs provoque une augmentation de pression

P1

P2

P2 > P1 t2 > t1 t1

t2

00972_B_F

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D TH 1050 A

Chauffage

12

C 1 -3

• à pression constante (cas d’un cylindre muni d’un piston libre étanche) l’accroissement de l'agitation conduit à la dilatation du gaz et à une augmentation de volume P

Chauffage

V2 > V1 t2 > t1

V2

V1 t1

2-

D TH 1051 A

P

t2

UN GAZ EST COMPRESSIBLE ET EXPANSIBLE Le libre déplacement des molécules fait qu’un gaz occupe tout le volume qui lui est offert, on dit qu’il est EXPANSIBLE. 0

Fermé

P

P

Ouvert

Po

D TH 1052 A

Vide

Molécules de gaz Après ouverture du robinet d’isolement le gaz se répartit dans les deux ballons jusqu’à l’égalisation des pressions. Celle du premier ballon diminue, celle du second qui était nulle au départ (vide) augmente. De même un gaz est COMPRESSIBLE car on peut rapprocher les molécules qui le composent en diminuant le volume qui lui est offert. C’est le cas dans un cylindre de compression. P1 P2

D TH 1053 A

P2 > P1

Même quantité de gaz

00972_B_F

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13

3-

C 1 -3

DANS UN MÉLANGE GAZEUX, CHAQUE CONSTITUANT DU MÉLANGE EXERCE UNE PART DE LA PRESSION APPELÉE PRESSION PARTIELLE Le schéma ci-dessous représente un mélange gazeux de 3 constituants enfermé dans une enceinte.

t

Molécules de gaz

1

Molécules de gaz

2

Molécules de gaz

3

D TH 1054 A

P

La pression totale exercée par le mélange à la température t est P. Cette pression totale résulte des pressions exercées par chacun des gaz, soit : PP1 pression partielle du gaz 1 PP2 pression partielle du gaz 2 PP3 pression partielle du gaz 3 La pression totale est en conséquence la somme des pressions partielles, soit : P = PP1 + PP2 + PP3 Parallèlement, la pression exercée par un gaz étant le résultat des chocs des molécules de ce gaz sur la paroi, on peut concevoir que la pression partielle d’un constituant dépend directement du pourcentage molaire de ce constituant dans le gaz et peut être obtenue par la formule PPgaz = P •

P PP

% mol. gaz 100

pression totale pression partielle du gaz

même unité pour P et pour PP

Application Le pourcentage molaire d’oxygène dans l’air est 20 %. Déterminer la pression partielle d’oxygène : • dans l’air ambiant PPO2 =

=

atm

=

bar

• dans l’air comprimé à 7 bar PPO2 =

00972_B_F

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14

C 1 -3

VI - CONVERSION DES UNITÉS DE PRESSION

Unité

Facteur multiplicatif pour convertir en :

Symbole Pa

bar

kgf/cm2

atm

psi

mm eau

7,500.10–3

0,10197

pascal

Pa

1

10–5

1,0197.10–5

bar

bar

100 000

1

1,0197

0,9869

14,50

750,06

10197,2

kgf/m2

98066,5

0,98066

1

0,96784

14,2234

735,56

10 000

atmosphère

atm

101325

1,01325

1,0332

1

14,6959

760

10332,3

pound per square inch

psi

6894,76

0,06895

0,0703

0,06805

1

57,715

703,07

millimètre de mercure

mm Hg

133,32

1,333.10–3

1,359.10–3

1,316.10–3

0,01934

1

13,595

millimètre d’eau

mm eau

9,80665

9,8067.10–5

10–4

9,678.10–3

1,422.10–3

0,0736

1

kilogramme-force par centimètre carré

9,869.10–6 10450.10–4

mmHg

Applications • Un appareillage supporte une pression P = 7,6 bar. Convertir cette pression en kgf/cm2, atm, psi, mmHg. P = 7,6 bar = 7,6 x 1,0197

=

kgf/cm 2

P = 7,6 bar = 7,6 x

=

atm

P = 7,6 bar = 7,6 x 14,5

=

psi

P = 7,6 bar = 7,6 x

=

mmHg

00972_B_F

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Connaissance et maîtrise des phénomènes physiques et chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES TEMPÉRATURE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I-

C1

ÉCHELLES DE TEMPÉRATURE.............................................................................................. 1 1 - Échelles Celsius et Fahrenheit .....................................................................................................1 2 - Échelle absolue ou Kelvin .............................................................................................................2

II -

EFFETS DE LA TEMPÉRATURE ............................................................................................. 3 1 - Agitation moléculaire, réactions chimiques ................................................................................... 3 2 - Dilatation des tuyauteries.............................................................................................................. 3 3 - Dangers de la température ...........................................................................................................6

III -

CONVERSION DES TEMPÉRATURES ................................................................................... 7

Ce document comporte 9 pages BA PHY - 02105_A_F - Rév. 2

26/01/2005 „ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

-4

1

I-

C 1 -4

ÉCHELLES DE TEMPÉRATURE Les températures sont repérées grâce à des échelles de température dont les plus courantes sont : – l’échelle Celsius – l’échelle Fahrenheit (système anglo-saxon) – l’échelle Kelvin

1-

LES ÉCHELLES CELSIUS ET FAHRENHEIT Elles ont pu être établies grâce à des phénomènes physiques qui se produisent à température fixe. Dans le domaine des températures courantes, ces températures fixes sont relatives à : – la fusion de la glace sous la pression atmosphérique normale – la température d’ébullition de l’eau sous la pression atmosphérique normale Dans l’échelle Celsius (°C) on a affecté à ces températures les valeurs respectives de 0°C et 100°C. Ces deux valeurs peuvent être reportées sur un tube capillaire dans lequel un liquide se dilate.

73

Valeur

0°C

Valeur 100°C

770

0

760

mmHg

Baromètre

Eau à ébullition D ANA 2015 A

eau + glace

Ensuite, l’intervalle entre les repères 0 et 100 est divisé en 100 parties égales ; chaque intervalle valant 1°C. On extrapole ensuite en dessous de 0°C et au-dessus de 100°C. Dans l’échelle Fahrenheit (°F) la fusion de la glace correspond à 32°F, l’ébullition de l’eau sous 1 atm à 212°F. La correspondance entre les deux échelles est donc la suivante :

°C Ébullition eau sous 1 atm

100°C

212°F

1°C

1,8°F

1 1,8 °C

1°F

0°C

32°F

-17,8°C

0°F D ANA 2014 A

Fusion glace sous 1 atm

°F

02105_A_F

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2

C 1 -4

Les formules suivantes peuvent être utilisées pour convertir une température d’une échelle dans une autre. — Passage de °C à °F ( t°C connue) t °F = 1,8 x t°C + 32 — Passage de °F à °C ( t°F connue) t°C =

t°F – 32 1,8

Certains essais de contrôle des produits pétroliers se font à des températures repérées en °F, par exemple : – la tension de vapeur du propane à 100°F soit 37,8°C – la viscosité des huiles à 210°F soit 98,9°C

2-

ÉCHELLE ABSOLUE OU KELVIN Les zéros des échelles Celsius ou Fahrenheit sont des points de référence arbitraires. En réalité il existe un zéro absolu qui correspond à l’arrêt de toute agitation de la matière. C’est la plus basse température susceptible d’être atteinte dans l’univers. Dans l’échelle Celsius elle vaut – 273,15°C. Le zéro absolu est le zéro de l’échelle Kelvin et le Kelvin (K) est égal au degré Celsius (°C) en tant qu’intervalle ou différence de température.

Échelle Celsius

Échelle Kelvin K

°C

100

373 1°C = 1 K 1°C

1K

- 273,15

273

0

Zéro absolu

D ANA 2016 A

0

Les deux échelles sont décalées de 273,15 K et la conversion d’une température de °C en K se fait par la formule simple suivante : T en K –~ t en °C + 273 Il est à noter que le système Anglo-Saxon utilise une échelle absolue en Rankine (R) dans laquelle l’intervalle de température de 1 R est égal à 1°F.

02105_A_F

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3

C 1 -4

Application : Indiquer la valeur en °C ou en K des températures suivantes : K t ébullition de l’hélium

3,2

t ébullition de l’hydrogène

20,4

t ébullition de l’azote

77,3

t ébullition du méthane

II -

°C

– 161,5

EFFETS DE LA TEMPÉRATURE 1-

AGITATION MOLÉCULAIRE - RÉACTIONS CHIMIQUES A l’échelle des molécules ou des atomes, une température correspond à un certain niveau d’agitation. Quand on élève la température, il en résulte une agitation plus intense qui se traduit : • pour les gaz, par une augmentation de pression ou de volume • pour les liquides et les solides, par une augmentation de volume (dilatation), c’est-àdire une diminution de leur densité Ces phénomènes de dilatation sont très importants. Ils expliquent par exemple : – le tracé sinueux de certaines tuyauteries qui doivent pouvoir se dilater (lyres de dilatation) – les précautions à prendre quand il s’agit d’isoler un appareil chaud ou de mettre en service un appareil froid Pour un échangeur par exemple, le processus d’isolement de l’appareil doit tenir compte de la différence de dilatation entre faisceau et calandre. La température permet à certaines réactions chimiques de se produire et est un facteur essentiel de contrôle de leur déroulement (craquage, polymérisation, alkylation, …).

2-

DILATATION DES TUYAUTERIES Sous l’effet d’une élévation de température, une tige ou une tuyauterie s’allonge ; l’augmentation de longueur DL est d’autant plus grande que : – la longueur L de la tuyauterie est grande – l’augmentation de température Dt est grande – le coefficient de dilatation linéaire k est grand DL = k . L . Dt DL L Dt k

= = = =

allongement en mm longueur en m élévation de température en °C coefficient de dilatation linéaire en mm/m.°C

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4

C 1 -4

Le coefficient de dilatation linéaire k représente l’allongement d’une conduite de 1 m sous l’effet d’une élévation de température de 1°C. Pour les métaux habituels, k vaut environ : k ~– 0,01 mm/m.°C Matériaux

k en mm/m.°C

Acier Cuivre Aluminium Plomb ou zinc P.V.C. PE

0,017 0,022 0,029 0,080 0,210

Le tableau en annexe donne l'allongement en mm/m pour des intervalles de température à partir de 21°C, c'est-à-dire k (T – 21°C). Application – Quel est l'allongement d'une tuyauterie de 100 m dont la température s'élève de 1°C (k = 0,01 mm/m.°C).

DL = k . L . Dt =

x

x

=

m

=

cm

– Une tuyauterie de 200 m de longueur transporte de la vapeur HP à 450°C. De combien s'allonge-t-elle par rapport à la température ambiante si elle est en acier au carbone ? Et si elle était en acier inox (austénitique 18/8) ? T

=

°C

k (T – 21)

=

mm/m lu sur le tableau de la dernière page

DL = L [k (T – 21)] =

x

=

mm

Sur une tuyauterie liée à ses deux extrémités les écarts de température sont la cause de déformations provoquant l'apparition de contraintes. Celles-ci vont se cumuler à celles dues au poids et à la pression et peuvent entraîner des déformations permanentes, des arrachements de supports voire des ruptures de tuyauteries. Il est donc nécessaire, suivant les cas : – d'adopter un tracé non rectiligne pour permettre la dilatation avec des points d'ancrages fixes judicieusement choisis et même prévoir des lyres de dilatation – d'utiliser des éléments flexibles : soufflets, compensateurs divers, supports et guides glissants, …

02105_A_F

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5

C 1 -4

Support à ressort

D MEQ 2032 A

Soufflets de dilatation

D MEQ 2033 A

Quelques exemples en sont donnés ci-dessous :

Pendant à ressort

Patins guidés

b - Dilatation des équipements La plupart des équipements travaillent à des températures différentes de la température ambiante ou ont des caractéristiques dimensionnelles qui évoluent avec les conditions atmosphériques. Quelques exemples de précautions à prendre qui en découlent : – double paroi gaufrée sur des réservoirs cryogéniques – absence de liaison fixe entre équipement et structure d'accès (plate-forme, escalier, …) – échangeur à tête flottante lorsque l'écart de températures entre fluide chaud et fluide froid est important entrée fluide côté calandre

sortie fluide côté tubes calandre

tubes

plaque tubulaire

Tête flottante

D MTE 003 E

cloison séparation de passes

chicanes

boîte de distribution sortie fluide entrée fluide côté calandre côté tubes

02105_A_F

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6

Les trous oblongs correspondent au pied glissant

D MEQ 2034 A

– pieds supports permettant la libre dilatation de la calandre d'un échangeur ou de la virole d'un ballon

C 1 -4

c - Dilatation des liquides Tout liquide tend à se dilater quand la température augmente ; il y a expansion thermique. Cette caractéristique entraîne des risques car l'élévation de température d'un liquide emprisonné dans un récipient peut par expansion thermique entraîner des surpressions considérables capables de rompre tous les équipements non protégés, ce liquide étant incompressible.

3-

DANGERS DE LA TEMPÉRATURE a - Combustion Si on a en présence : – un combustible et un comburant (air) dans certaines proportions – un point chaud il y a risque de combustion. Ainsi, un brûleur de four réalise le mélange air-fuel dans les proportions correctes : pour l’allumage, le point chaud est constitué par un allumeur électrique ou une torche enflammée. Il y a donc danger chaque fois qu’un produit inflammable s’écoule à l’air libre et rencontre un point chaud. Cela risque de se produire lors d’une fuite située au-dessus d’une tuyauterie chaude par exemple. b - Brûlures En usine, de nombreux ballons, colonnes, tuyauteries contiennent et véhiculent des produits à hautes températures et tout n’est pas calorifugé ; même en présence de calorifuge il est nécessaire de prendre toutes précautions pour ne pas se brûler ; en particulier, le port de gants de cuir est utile voire même obligatoire. c - Solidification C’est essentiellement la température qui provoque la fusion ou la congélation (solidification) des produits. La solidification de l’eau s’accompagne en particulier d’une dilatation volumique qui peut être la cause de dégradation des capacités, des tuyauteries, des réseaux d’air instrument, … d - Vaporisation Une élévation de température peut aussi provoquer la vaporisation d’un liquide. Le volume occupé par la vapeur ainsi produite est considérablement plus grand que celui du liquide, de ce fait, la vaporisation brutale d’une quantité d’eau même faible peut provoquer des dégradations importantes (explosion, soufflage des internes d’une colonne, …).

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7

C 1 -4

III - CONVERSION DES TEMPÉRATURES

Température t dans l’échelle

Équivalence dans l’échelle Kelvin

Celsius

Fahrenheit

Rankine

Kelvin (K)

t

t – 273,15

9/5 (t–273,15) + 32

1,8 . t

Celsius (C)

t + 273,15

t

1,8 . t + 32

1,8 . t + 491,7

Fahrenheit (°F)

(t + 459,7)/1,8

(t – 32)/1,8

t

t + 459,7

Rankine (R)

t/1,8

(t – 491,7)/1,8

t – 459,7

t

02105_A_F

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C 1 -4 DILATATION LINÉAIRE DES MÉTAUX

Acier au carbone et chrome-molybdène 3 % Cr-Mo

Aciers à 5 % Cr-Mo ou 9 % Cr-Mo

Aciers austénitiques 18 % Cr-8 % Mo

Aciers Inox 12 % Cr - 17 % Cr 27 % Cr

Aciers 25 % Cr - 20 % Ni

Monel 67 % Ni - 30 % Cu

3 1/2 Nickel

Aluminium

Bronze

Laiton

Fer forgé

Cupro-nickel 70 % Cu - 30 % Ni

– 198 – 184 – 169 – 157 – 143

– 1,975 – 1,866 – 1,758 – 1,650 – 1,541

– 1,85 – 1,75 – 1,65 – 1,55 – 1,45

– 3,20 – 3,02 – 2,84 – 2,65 – 2,46

– 1,7 – 1,6 – 1,5 – 1,4 – 1,3

– 2,50 – 2,35 – 2,21 – 2,07 – 1,93

– 2,18 – 2,08 – 1,98 – 1,88 – 1,78

– 1,85 – 1,75 – 1,65 – 1,55 – 1,45

– 3,90 – 3,71 – 3,50 – 3,30 – 3,09

– 3,31 – 3,11 – 2,91 – 2,71 – 2,51

– 3,23 – 3,03 – 2,83 – 2,63 – 2,44

– 2,25 – 2,12 – 2,00 – 1,87 – 1,75

– 2,62 – 2,39 – 2,25 – 2,10 – 1,96

– 129 – 115 – 101 – 87 – 73

– 1,425 – 1,316 – 1,208 – 1,083 – 0,958

– 1,35 – 1,25 – 1,141 – 1,025 – 0,900

– 2,28 – 2,08 – 1,89 – 1,67 – 1,45

– 1,21 – 1,12 – 1,03 – 0,92 – 0,81

– 1,79 – 1,65 – 1,50 – 1,33 – 1,15

– 1,68 – 1,58 – 1,49 – 1,32 – 1,15

– 1,35 – 1,25 – 1,15 – 1,02 – 0,90

– 2,86 – 2,63 – 2,40 – 2,14 – 1,89

– 2,31 – 2,11 – 1,92 – 1,71 – 1,50

– 2,25 – 2,05 – 1,86 – 1,66 – 1,46

– 1,62 – 1,50 – 1,39 – 1,24 – 1,09

– 1,82 – 1,76 – 1,62 – 1,45 – 1,27

– 60 – 46 – 31 – 17,8 – 3,9

– 0,833 – 0,700 – 0,566 – 0,408 – 0,266

– 0,783 – 0,658 – 0,525 – 0,383 – 0,250

– 1,25 – 1,03 – 0,81 – 0,60 – 0,38

– 0,70 – 0,60 – 0,47 – 0,35 – 0,22

– 0,98 – 0,81 – 0,65 – 0,47 – 0,30

– 0,98 – 0,81 – 0,65 – 0,47 – 0,30

– 0,77 – 0,65 – 0,51 – 0,38 – 0,25

– 1,64 – 1,39 – 1,10 – 0,80 – 0,52

– 1,30 – 1,10 – 1,04 – 0,64 – 0,40

– 1,26 – 1,07 – 0,85 – 0,62 – 0,40

– 0,94 – 0,80 – 0,63 – 0,46 – 0,30

– 1,10 – 0,94 – 0,74 – 0,55 – 0,35

10 21 38 52 66

– 0,116 0 0,191 0,350 0,508

– 0,10 0 0,183 0,333 0,483

– 0,17 0 0,28 0,51 0,75

– 0,1 0 0,16 0,30 0,44

– 0,13 0 0,23 0,42 0,61

– 0,16 0 0,23 0,42 0,61

– 0,11 0 0,183 0,333 0,483

– 0,23 0 0,38 0,70 1,02

0 0,17 0,31 0,45

– 0,18 0 0,30 0,55 0,80

– 0,17 0 0,29 0,53 0,78

– 0,13 0 0,21 0,40 0,58

– 0,15 0 0,25 0,45 0,68

80 93 107 121 135

0,666 0,825 1,008 1,166 1,341

0,633 0,783 0,941 1,108 1,266

0,98 1,21 1,45 1,69 1,93

0,57 0,71 0,86 1,00 1,15

0,81 1,0 1,20 1,41 1,61

0,81 1,0 1,20 1,41 1,61

0,63 0,78 0,94 1,10 1,26

1,35 1,66 2,00 2,35 2,70

0,60 0,75 0,90 1,05 1,20

1,05 1,30 1,55 1,80 2,06

1,02 1,26 1,52 1,79 2,04

0,76 0,95 1,14 1,33 1,52

0,89 1,10 1,32 1,55 1,77

149 163 177 190 204

1,516 1,700 1,883 2,066 2,250

1,425 1,583 1,750 1,916 2,083

2,17 2,41 2,66 2,91 3,16

1,30 1,45 1,60 1,75 1,91

1,81 2,02 2,24 2,45 2,66

1,84 2,02 2,24 2,42 2,70

1,40 1,56 1,73 1,89 2,05

3,05 3,40 3,76 4,12 4,49

1,36 1,52 1,69 1,85 2,01

2,32 2,59 2,85 3,11 3,37

2,30 2,56 2,84 3,10 3,37

1,71 1,90 2,10 2,30 2,50

2,00 2,23 2,46 2,70 2,93

218 232 246 260 274

2,441 2,633 2,825 3,016 3,216

2,266 2,441 2,616 2,791 2,983

3,41 3,67 3,92 4,17 4,42

2,08 2,24 2,40 2,56 2,73

2,88 3,10 3,31 3,53 3,75

2,93 3,15 3,38 3,60 3,84

2,24 2,42 2,60 2,78 2,97

4,85 5,23 5,60 5,97 6,35

2,18 2,35 2,52 2,70 2,88

3,64 3,90 4,17 4,44 4,70

3,65 3,93 4,21 4,50 4,79

2,70 2,91 3,11 3,32 3,54

288 302 316 330 343

3,425 3,625 3,833 4,050 4,258

3,166 3,350 3,583 3,725 3,908

4,68 4,94 5,20 5,45 5,72

2,90 3,07 3,25 3,41 3,59

3,99 4,21 4,44 4,66 4,90

4,08 4,31 4,55 4,79 5,04

3,16 3,35 3,55 3,75 3,95

6,75 7,13 7,52

3,05 3,24 3,42 3,61 3,80

4,98 5,25 5,53 5,80 6,07

5,08 5,37 5,66 5,96 6,27

3,75 3,96 4,17 4,27 4,60

357 371 385 399 413

4,475 4,691 4,916 5,133 5,358

4,100 4,283 4,483 4,683 4,883

5,98 6,25 6,51 6,79 7,05

3,76 3,94 4,11 4,30 4,48

5,13 5,36 5,60 5,85 6,09

5,28 5,53 5,78 6,04 6,29

4,15 4,36 4,58 4,80 5,01

4,00 4,19 4,38 4,58 4,78

6,35 6,62 6,90 7,18 7,46

6,57 6,88 7,20 7,51 7,83

4,83 5,05 5,26 5,49 5,70

427 440 454 470 482

5,583 5,808 6,041 6,275 6,508

5,083 5,283 5,491 5,691 5,891

7,33 7,60 7,88 8,15 8,43

4,66 4,85 5,04 5,22 5,40

6,33 6,57 6,82 7,06 7,31

6,54 6,80 7,06 7,33 7,60

5,22 5,45 5,67 5,90 6,12

4,98 5,18 5,39 5,60 5,80

7,75 8,03 8,32 8,60 8,90

8,15 8,47 8,80 9,13 9,45

5,93 6,16 6,40 6,64 6,88

496 510 524 538 552

6,733 6,958 7,183 7,408 7,641

6,091 6,30 6,508 6,716 6,916

8,71 9,00 9,28 9,56 9,85

5,59 5,78 5,97 6,16 6,35

7,55 7,80 8,05 8,29 8,53

7,86 8,14 8,40 8,68 8,95

6,43 6,74 7,05 7,35 7,48

6,02 6,25 6,46 6,68

9,18 9,47 9,75 10,04 10,33

9,79 10,13 10,47 10,81 11,15

7,10 7,34 7,56 7,80

566 580 593 607 621

7,883 8,125 8,366 8,591 8,808

7,124 7,333 7,541 7,733 7,933

10,05 10,41 10,71 10,98 11,26

6,62 6,81 6,92 7,10 7,30

8,78 9,02 9,26 9,50 9,75

9,24 8,69 9,80 10,09 10,39

7,61 7,74 7,87 8,15 8,42

10,63 10,92 11,22

11,50 11,85 12,20

635 649 663 677 690

9,025 9,250 9,483 9,716 9,950

8,133 8,333 8,550 8,775 8,991

11,55 11,83 12,11 12,40 12,68

7,48 7,66 7,85 8,04 8,23

10,00 10,25 10,49 10,73 10,97

10,67 10,95 11,25 11,55 11,85

8,70 8,98

704 718 732 746 760

10,183 10,416 10,650 10,883 11,116

9,216 9,416 9,625 9,833 10,041

12,96 13,25 13,53 13,81 14,10

8,42 8,60 8,80 8,98 9,17

11,21 11,45 11,70 11,95 12,20

12,15 12,45 12,75 13,05 13,35

744 788 802 816

Fonte grise

Température T (°C)

Dilatation linéaire des métaux, en mm/m entre une température de pose de 21°C et la température T.

14,41 14,74 15,06 15,39

02105_A_F

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Connaissance et maîtrise des phénomènes physiques et chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

CHALEUR

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - PHÉNOMÈNES PHYSIQUES ................................................................................................... 1 II - UNITÉS DE QUANTITÉ DE CHALEUR .................................................................................... 3 III - CHALEUR SENSIBLE............................................................................................................... 4 1 2 3 4

-

Notion de chaleur massique .............................................................................................................4 Calcul d’une quantité de chaleur sensible ........................................................................................ 5 Débit de chaleur - Notion de bilan thermique ................................................................................... 7 Limites d’application .........................................................................................................................9

IV - CHALEUR LATENTE .............................................................................................................. 10 1 2 3 4

-

Exemple d’installation avec mise en œuvre de chaleur latente ...................................................... 10 Chaleur latente de vaporisation ou de condensation des corps purs ............................................. 11 Chaleur latente de vaporisation ou de condensation des mélanges .............................................. 12 Expression d’une quantité de chaleur latente................................................................................. 12

V - EXEMPLE DE MISE EN ŒUVRE DE CHALEUR SENSIBLE ET DE CHALEUR LATENTE.. 13

Ce document comporte 15 pages BA TCH - 01664_A_F - Rév. 9

03/08/2005  2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

-5

1

I-

C 1 -5

LES PHÉNOMÈNES PHYSIQUES : Conséquences d’un apport ou d’un retrait de chaleur Un apport de chaleur à un corps peut avoir les deux conséquences suivantes : – augmenter la température du corps – provoquer le changement d’état physique du corps, ce qui signifie • fusion pour un solide • vaporisation pour un liquide Un retrait de chaleur a les conséquences inverses : – diminution de la température du corps – changement d’état physique, soit dans ce cas : • condensation pour une vapeur • solidification pour un liquide Selon l'effet produit par les apports et les retraits de chaleur, on distingue : – d’une part, les apports ou retraits de chaleur qui produisent une variation de température sans changer l’état physique du corps, on parle alors de : CHALEUR SENSIBLE – d’autre part, les apports ou retraits de chaleur produisant un changement d’état physique, il s’agit alors de : CHALEUR LATENTE Les changements d’état physique se font à température constante quand il s’agit de corps purs mais ils s’accompagnent de variation de température dans le cas des mélanges. Les exemples ci-après montrent des conditions de mise en œuvre de chaleurs latente et sensible. Exemple 1 : Chauffage et refroidissement d’une petite quantité d’eau liquide.

Augmentation de température

100°C

Température stable

20°C Vaporisation de l’eau

Eau liquide

Apport de chaleur sensible

Apport de chaleur latente

Gaz

1

L’apport de chaleur provoque l’élévation de la température de l’eau

01664_A_F

Gaz

2

L’apport de chaleur provoque la vaporisation de l’eau (sans changement de température)

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D ANA 134 A

Eau pure

2

C 1 -5

Diminution de température 80°C Eau liquide

3

Les pertes de chaleur provoquent une diminution de la température de l’eau

D ANA 133 A

Pertes de chaleur sensible

Exemple 2 : Réchauffage d’un pétrole brut avant distillation Avant d’entrer dans la colonne de distillation atmosphérique, le pétrole brut subit deux opérations distinctes : – il est d’abord préchauffé à l’état liquide dans une série d’échangeurs de chaleur, sa température croît sans qu’il y ait vaporisation. Il a reçu une quantité de chaleur sensible. – il est ensuite partiellement vaporisé dans les tubes d’un four avant de pénétrer dans la colonne. On lui fournit alors de la chaleur latente. Comme il s’agit d’un mélange, la température du pétrole brut continue à augmenter pendant sa vaporisation.

Train d'échange

Four Colonne

D ANA 136 A

Pétrole Brut

Chaleur sensible

01664_A_F

Chaleur latente

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3

II -

UNITÉS DE QUANTITÉ DE CHALEUR La chaleur est une forme particulière de l’énergie. Elle est appelée souvent énergie thermique. Les unités classiques de travail et d'énergie lui sont donc applicables. La chaleur est exprimée, dans les unités légales, en joules. Elle peut également être exprimée en kilowatt heure. Toutefois, on utilise souvent dans la pratique industrielle, une unité particulière de quantité de chaleur : la calorie (cal) et ses multiples la kilocalorie (kcal) et la thermie (th). La même élévation de température appliquée à 1 kg d’eau requiert 1000 cal soit 1 kcal. Pour 1 t d’eau 1.000.000 cal soit 1000 kcal soit par définition 1 th. On a donc : 1 kcal

=

1000 cal

1 th

=

1000 kcal

Unité légale : l’unité de chaleur du Système International (SI) est la même que l’unité de travail, c’est-à-dire : le joule (J). Les équivalences entre calorie et joule, kilocalorie et kilojoule, thermie et méga joule sont les suivantes : 1 cal

=

4,1868 J

1 kcal

=

4,1868 kJ

1 th

=

4,1868 MJ

D’autres unités d’énergie sont utilisables par exemple le kilowattheure (kWh)

1 kWh

= 3600 kJ = 859,85 kcal = 0,860 th

1 th

= 1,163 kWh

S’il faut rigoureusement 1 calorie pour élever la température de 1 gramme d’eau de 14,5°C à 15,5°C, il faut de même, en généralisant, approximativement 1 calorie pour élever la température de 1 gramme d’eau liquide de 1°C entre 0°C et 100°C. Applications : • Par exemple, pour accroître la température de 1 kg d’eau liquide de 30 à 50°C, il faut lui fournir 20 fois 1 kilocalorie soit 20 kcal. • Quelle quantité de chaleur est nécessaire pour chauffer 1 tonne d’eau de 20°C à 100°C ?

01664_A_F

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C 1 -5

4

C 1 -5

III - CHALEUR SENSIBLE 1-

NOTION DE CHALEUR MASSIQUE On vient de voir que si l’on fournit une quantité de chaleur de 1 kilocalorie à 1 kg d’eau liquide, sa température s'élève de 1°C. Si l’on fournit la même quantité de chaleur de 1 kcal à la même masse de diverses substances, on observe des élévations de température différentes selon les corps ainsi que le montre le tableau cidessous. Substance

Masse de substance

Quantité de chaleur fournie

Élévation de température

Eau liquide

1°C

Vapeur d’eau

2°C

Hydrogène gazeux

1 kg

Pétrole brut

1 kcal 4,1855 kJ

Aluminium

environ

0,3°C environ 2°C

environ

5°C

environ

Les chiffres ci-dessus sont des exemples. Les élévations de température constatées dépendent des conditions dans lesquelles chaque substance est prise et en particulier de sa température. Pour caractériser le comportement des différents corps face à un apport de chaleur on définit une grandeur caractéristique de chaque corps appelée chaleur massique qui est notée généralement par la lettre “c” et dont la définition est la suivante : La chaleur massique d’un corps est la quantité de chaleur qu’il faut fournir à 1 kg de ce corps pour élever sa température de 1°C. L’unité légale de chaleur massique est le joule par kilogramme et par degré Celsius : (J/kg.°C). En pratique on utilise encore très souvent la calorie par gramme et par °C (cal/g.°C) ou ses équivalents. La chaleur massique s’exprime par le même nombre dans les unités suivantes : cal g . °C

kcal kg . °C

th t . °C

Le tableau ci-dessus montre que si la chaleur massique de l’eau liquide est 1 kcal/kg.°C, celles de la vapeur d’eau ou de l’aluminium sont inférieures à 1 kcal/kg.°C. Il faut noter également que la chaleur massique d’un corps n’est pas la même à toutes les températures.

01664_A_F

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5

C 1 -5

Pour l’eau liquide par exemple, elle vaut : – – – –

1 kcal/Kg.°C rigoureusement à 15°C 0,96 kcal/kg.°C à 100°C 1,06 kcal/kg.°C à 200°C 1,39 kcal/kg.°C à 300°C

A titre d’exemple on donne ci-dessous quelques ordres de grandeurs de chaleurs massiques. LIQUIDES À 50°C

GAZ À 50°C, 1 ATM. C

CORPS (kcal/kg/°C)

C

CORPS (kJ/kg.°C)

(kcal/kg/°C)

(kJ/kg.°C)

Eau

1

4,186

Vapeur d’eau

0,45

1,883

Isopropyl alcool (IPA)

0,70

2,930

Propane gazeux

0,43

1,800

Propane

0,68

2,846

Isobutène gazeux

0,39

1,632

Isobutène

0,63

2,637

Air ou fumées

0,24

1,005

Essence

0,52

2,176

Hydrogène

3,5

Benzène

0,43

1,800

14,649

SOLIDE C (kcal/kg/°C)

C (KJ/Kg.°C)

t (°C)

Béton

0,2

0,837

50

Aluminium

0,2

0,837

100

Cuivre

0,09

0,377

50

Fe 3 O 4

0,18

0,753

20

1

4,186

0

CORPS

Glace

2-

CALCUL D’UNE QUANTITÉ DE CHALEUR SENSIBLE Le calcul d'une quantité de chaleur sensible est effectué par une formule dont l'origine est la suivante. Soit par exemple à déterminer la quantité de chaleur sensible Qs (kcal) à fournir à une masse m d’un corps de chaleur massique c (kcal/kg.°C) pour élever sa température de t1 à t2 (°C) : • la quantité de chaleur à fournir à 1 kg du corps pour élever sa température de 1°C est par définition c • la quantité de chaleur à fournir à m kg du corps pour élever sa température de 1°C est le produit m . c • la quantité de chaleur à fournir à m kg du corps pour élever sa température de (t2 – t 1 ) °C est : m . c . (t 2 – t1 )

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6

C 1 -5

La différence de température (t2 – t1 )°C est souvent notée ∆t et l’on obtient donc la formule générale permettant de calculer une quantité de chaleur sensible : Qs = m . c . ∆t Les unités les plus souvent utilisées sont les suivantes :

Qs en kcal

si

m en kg c en kcal/kg.°C ∆t en °C

Qs en th

si

m en t c en th/t .°C ∆t en °C

Qs en kJ

si

m en kg c en kJ/kg.°C ∆t en °C

Application •

Calcul de la quantité de chaleur nécessaire pour élever la température de 1,5 kg d’eau liquide de 15 à 80°C ? m

=

1,5 kg

c

=

4,186 kJ/kg.°C

∆t

=

80 – 15 = 65°C

Q =

=

kJ

• Un réacteur agité et à double enveloppe est rempli de 8 tonnes de mélange réactionnel liquide dont la chaleur massique est 0,875 kcal/kg.°C dans le domaine de température considéré. Avant de le vider, il est nécessaire de refroidir le liquide à l’aide d’eau froide circulant dans la double enveloppe. En supposant que l’eau est disponible à 20°C et est rejetée à 30°C, quelle est la quantité d’eau nécessaire pour refroidir le mélange de 87°C à 50°C ? m

=

c

=

∆t

=

Q

=

th

∆teau = m eau =

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t

7

3-

C 1 -5

DÉBIT DE CHALEUR - NOTION DE BILAN THERMIQUE Dans les installations fonctionnant en continu, les produits qui circulent sont réchauffés ou refroidis dans des fours, échangeurs de chaleur, réfrigérants, etc. Les quantités de chaleur sensible (sans changement d’état) reçues ou perdues par ces produits peuvent être calculées par la formule précédente à condition de considérer : m comme un débit massique de produit (kg/h, t/h) et

Qs comme un débit de chaleur qui s’exprime en kcal/h, th/h ou kJ

Exemple : Un réfrigérant d’alcool isopropylique (IPA) a les conditions de fonctionnement suivantes :

Débits (t/h)

Température entrée (°C)

Température sortie (°C)

10

65

40

8,75

15

35

IPA Eau de réfrigération

8,75 t/h 15°C

40°C

65°C

IPA 10 t/h

D MTE 031 A

35°C

Eau liquide

Les chaleurs massiques des deux produits sont : c IPA = 0,7 th/t . °C c eau = 1 th/t . °C

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C 1 -5

L’application de la formule générale permet de calculer le débit de chaleur perdue par l’IPA et gagnée par l’eau. Pour l’IPA :

Pour l’eau

soit bien sûr : Q perdue par IPA = Q gagnée par l’eau

Cette égalité suppose bien entendu que les pertes de chaleur vers l’extérieur sont négligeables. Le débit de chaleur transférée du fluide chaud vers le fluide froid est souvent appelé charge thermique (en anglais “duty” ) de l’appareil. D’une manière générale, on considère un échangeur dans lequel un fluide chaud (repéré par des lettres majuscules) échange de la chaleur sensible avec un fluide froid (repéré par des lettres minuscules) :

Fluide 1

chaleur massique C

T1 t2

t1 Fluide 2 chaleur massique c

T2

M

D MTE 031 B

m

On a, compte tenu des notations portées sur le schéma et en appelant Q le débit de chaleur échangé : Q = M . C . (T1 – T2 ) = m . c . (t2 – t 1 )

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9

C 1 -5

Application Soit à déterminer la charge thermique d’un échangeur Pétrole brut-Gazole ainsi que la température de sortie du gazole compte tenu des indications portées sur le schéma ci-dessous. GAZOLE 100 t/h

C gazole = 2,72 kJ/kg.°C 200°C 130

120 BRUT 500 t/h

?

4-

D MTE 031 C

C brut = 2,344 kJ/kg.°C

LIMITES D’APPLICATION La formule Q = m . c . ∆t s’applique aux réchauffages ou refroidissements de liquides et de vapeurs ne subissant pas de changement d’état. Celle-ci n’est évidemment plus valable quand les fluides changent d’état physique lors de l’échange de chaleur. Il est nécessaire de prendre en compte alors la chaleur latente de changement d’état.

01664_A_F

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10

C 1 -5

IV - CHALEUR LATENTE 1-

EXEMPLE D’INSTALLATION AVEC MISE EN ŒUVRE DE CHALEUR LATENTE Nombreux sont en effet les appareils, dans les unités de fabrication, dans lesquels se produisent des phénomènes de vaporisation ou de condensation : fours avec vaporisation, rebouilleurs, condenseurs, générateurs de vapeur, etc. A titre d’exemple on a représenté ci-dessous un générateur de vapeur d’eau. Cet appareil est alimenté par de l’eau chaude à 144°C et génère de la vapeur d’eau à la même température de 144°C.

144°C

Vapeur saturée Huile chaude

Eau liquide

144°C

D ANA 135 A

4 bar abs.

Il s’agit dans ce cas de vaporisation d’un corps pur qui se produit donc à température constante ; 144°C est en effet la température d’ébullition de l’eau sous la pression opératoire du générateur à savoir 4 bar absolus. Dans cet exemple, la température du fluide ne varie pas et le débit de chaleur apporté par l’huile chaude sert uniquement à vaporiser l’eau. Le débit de vapeur produit dépend directement du débit de chaleur apporté par l’huile chaude dans l’échangeur et bien sûr de la valeur de la chaleur latente de vaporisation de l’eau à 144°C.

01664_A_F

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11

C 1 -5

2 - CHALEUR LATENTE DE VAPORISATION OU DE CONDENSATION DES CORPS PURS Pour un corps pur le phénomène de vaporisation ou de condensation se produit à température fixe, la valeur de cette température étant fonction de la pression. On appelle chaleur latente de vaporisation d’un corps pur la quantité de chaleur qu’il faut fournir à l’unité de masse de ce corps pour le vaporiser à sa température d’ébullition. Elle est notée souvent par la lettre grecque Λ (lambda). Si on reprend l’exemple précédent du générateur de vapeur, la quantité de chaleur nécessaire pour vaporiser 1 tonne d’eau à 144°C est de 510 thermies. On dit alors que la chaleur de vaporisation de l’eau à 144°C (4 bar abs.) est : Λeau = 510 th/t 144°C

ou

510 kcal/kg

On peut remarquer que cette quantité de chaleur latente est très importante comparée à de la chaleur sensible. Il ne faudrait, en effet, qu’environ 124 th pour réchauffer 1 tonne d’eau liquide de 20°C à 144°C. On définit également une chaleur latente de condensation qui a, pour les mêmes conditions, la même valeur que la chaleur latente de vaporisation. Il s’agit alors d’une quantité de chaleur libérée lors de la condensation, tout se passant comme si le corps “rendait” la chaleur absorbée pendant sa vaporisation. Le tableau ci-dessous donne quelques exemples de chaleurs de vaporisation de corps purs à leur température d’ébullition sous 1 atmosphère absolu.

Température d’ébullition sous 1 atm. abs. (°C) Eau

01664_A_F

Λ kcal/kg

Λ kJ/kg

100

539

2256,0

Ammoniac

– 33

321

1343,5

Éthane

– 100

114

477,1

Propane

– 42

104

435,3

n-Butane

– 0,5

90

376,7

Benzène

80

94

393,4

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12

C 1 -5

3 - CHALEUR LATENTE DE VAPORISATION OU DE CONDENSATION DES MÉLANGES Pour les mélanges, le phénomène de vaporisation se produit avec augmentation de température et inversement la condensation d’un mélange s’accompagne d’une baisse de température. On peut cependant définir la chaleur latente de vaporisation d’un mélange comme étant la quantité de chaleur qu’il faut fournir à l’unité de masse de ce mélange pour le faire passer de sa température de début de vaporisation à sa température de fin de vaporisation. Elle s’exprime également en : cal/g

kcal/kg

ou

th/t

ou

kJ/kg

On donne ci-dessous deux exemples de chaleur de vaporisation de mélanges Essence 15 d4 = 0,740

Λ = 70 à 80 kcal/kg 290 à 335 kJ/kg

Intervalle ASTM 40-170°C Gas-oil 15 d4 = 0,850

Λ = 50 à 60 kcal/kg 210 à 250 kJ/kg

Intervalle ASTM 220-350°C

4-

EXPRESSION D’UNE QUANTITÉ DE CHALEUR LATENTE Un débit ou une quantité de chaleur latente de vaporisation peut se calculer connaissant : – la chaleur de vaporisation Λ (en th/t par exemple) du produit – la quantité ou le débit M de produit (en t ou en t/h) On a alors, si on appelle QL le débit de chaleur latente : QL en th/h QL = M . Λ

M en t/h

QL en MJ/h ou

Λ en th/t

M en t/h Λ en MJ/t

Application Pour vaporiser un débit de vapeur de 5 t/h dans le générateur étudié précédemment, l’huile chaude doit fournir un débit de chaleur calculé comme suit : M = 5 t/h

Λ = 2134,6 MJ/t soit 01664_A_F

QL =

=

MJ/h

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13

C 1 -5

V - EXEMPLE DE MISE EN ŒUVRE DE CHALEUR SENSIBLE ET DE CHALEUR LATENTE Le processus de chauffage d’un produit est assez souvent composé des 3 phases suivantes – chauffage du produit à l’état liquide (chaleur sensible) – vaporisation du produit (chaleur latente) – surchauffe de la vapeur obtenue (chaleur sensible) Si on considère un corps pur à l’état liquide à la température t1 que l’on veut obtenir à l’état de vapeur surchauffée à la température t 2 . Le calcul de la quantité de chaleur TOTALE à lui fournir nécessite de connaître : M

la quantité ou le débit de produit

cL

sa chaleur massique à l’état liquide

tv

sa température d’ébullition

Λ

sa chaleur de vaporisation

cv

sa chaleur massique à l’état vapeur

On a alors : soit

QTOTALE = Qsliquide + QL + Qs vapeur

QTOTALE =

M . c L . (tv – t1)

⇑

+

M.Λ

+

⇑

chaleur sensible liquide chaleur latente de vaporisation

M . c v . (t2 – t v)

⇑ chaleur sensible vapeur

Application Soit à porter une tonne d’eau disponible liquide à 20°C jusqu’à 350°C, à la pression de 4 bar absolus. La chaleur massique de l’eau liquide est cL = 1 th/t.°C, celle de la vapeur d’eau cv = 0,5 th/t.°C Sous cette pression, la température d’ébullition de l’eau est de 144°C. Dans le calcul, il est nécessaire de distinguer 3 étapes suivant la nature de la chaleur absorbée par l’eau : sensible ou latente.

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14

C 1 -5

Il faut donc : – porter l’eau liquide de 20°C à 144°C chaleur sensible nécessaire 1t.1

th . (144°C – 20°C) = 124 th t . °C

– vaporiser à 144°C sous 4 bar absolus chaleur latente nécessaire 1 t . 510

th = 510 th t

– porter la vapeur d’eau de 144°C à 350°C chaleur sensible nécessaire 1 t . 0,5

th . (350°C – 144°C) = 103 th t . °C

La chaleur totale fournie est en résumé : 124 + 510 + 103 =

737 th

1 t d’eau liquide 144°C

1 t d’eau vapeur 144°C

1 t d’eau vapeur 350°C

4 bar abs.

4 bar abs.

4 bar abs.

4 bar abs.

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Chaleur sensible

Chaleur latente

Chaleur sensible

124 th

510 th

103 th

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D ANA 130 A

1 t d’eau liquide 20°C

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

TRANSMISSION DE CHALEUR PAR CONDUCTION ET CONVECTION Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - MODES DE TRANSMISSION DE LA CHALEUR ..................................................................... 1 II - FLUX THERMIQUE................................................................................................................... 3 1 2 -

Définition ...................................................................................................................................... 3 Exemples de valeurs du flux thermique........................................................................................ 4

III - EXPRESSION GÉNÉRALE DE LA TRANSMISSION DE CHALEUR EN CONVECTION ET CONVECTION ..................................................................................................................... 5 IV - TRANSMISSION DE CHALEUR PAR CONDUCTION ............................................................. 7 1 2 -

Conduction au travers d’une paroi simple ....................................................................................7 Conduction au travers de parois accolées ................................................................................. 11

V - TRANSMISSION DE CHALEUR PAR CONVECTION............................................................ 13 1 2 -

Mécanisme de l’échange - Notion de coefficient de film ............................................................ 13 Paramètres influençant la valeur du coefficient de film .............................................................. 15

VI - CONDUCTION ET CONVECTION SIMULTANÉES ............................................................... 19 1 2 -

Résistance - flux thermique........................................................................................................ 19 Amélioration de l’échange en conduction et convection ........................................................... 25

BA TCH - 00566_C_F - Rév. 2

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03/08/2005

-6/A

1

I-

C 1 -6/A

MODES DE TRANSMISSION DE LA CHALEUR On distingue conventionnellement trois modes de transmission de la chaleur : la conduction, la convection et le rayonnement. • La conduction Ce mode de transmission de chaleur s’applique plus particulièrement aux solides, mais concerne aussi les fluides au repos. Il correspond à une propagation de la chaleur de proche en proche au sein de la matière, le passage de la chaleur se faisant par contact entre particules (atomes ou molécules) voisines. La matière se comporte véritablement comme un conducteur de la chaleur. • La convection La transmission de chaleur par convection met en jeu le mouvement des fluides (gaz ou liquides). Ce mouvement permet l’échange de chaleur entre le fluide et une paroi et facilite la diffusion de la chaleur au sein de l’ensemble du fluide grâce à l’agitation produite. Dans la transmission de chaleur par convection, le fluide se comporte comme un véhicule de la chaleur. La convection est dite naturelle ou libre lorsque le mouvement du fluide est créé par les différences de masse volumique existant au sein du fluide du fait des différences de températures. Lorsque le mouvement est communiqué par une machine - agitateur, pompe, compresseur ou ventilateur - la convection est dite forcée. • Le rayonnement La transmission de chaleur par rayonnement correspond au transport d’énergie thermique sous forme d’ondes électromagnétiques analogues à celle de la lumière. En effet, tout corps, même placé dans le vide, émet de l’énergie thermique sous forme d’un rayonnement qui est véhiculé sans support matériel. Cette émission est d’autant plus importante que la température du corps émetteur est élevée. Elle n’est cependant notable qu’à partir de 700 à 800°C. Dans le cas du soleil, dont la température superficielle est de l’ordre de 6000°C, l’émission thermique est particulièrement importante. Parallèlement, tout autre corps placé sur le trajet de ce rayonnement en absorbe une partie et, de ce fait, est un récepteur de chaleur. Dans la pratique des procédés industriels, la mise en oeuvre des échanges de chaleur fait appel simultanément aux différents modes de transmission de la chaleur. C’est en particulier le cas pour les fours tubulaires comme le montrent les exemples présentés ci-après.

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2

Dans le cas d’un tube situé en zone de radiation, les 3 modes de transmission sont conjugués.

- les gaz de combustion transmettent de la chaleur à la paroi extérieure du tube par rayonnement et par convection.

Convection

Flamme

Conduction

D MTE 173 B

Radiation

- la chaleur est ensuite transmise au travers du tube par conduction. - et par convection de la paroi interne du tube au fluide.

Convection

Pour un tube situé en zone de convection et qui ne voit pas la flamme, on rencontre les modes de transmission sont les suivants :

CONVECTION INT.

CONDUCTION

- transmission de la chaleur des fumées (à haute température) à la paroi extérieure du tube par convection et par rayonnement. - par conduction à travers l’épaisseur du tube.

CONVECTION EXT.

FUMÉES

D MTE 172 B

- et par convection à nouveau de la paroi interne du tube vers le fluide.

Dans les échangeurs de chaleur par surface, conçus pour permettre un échange entre 2 fluides séparés par une paroi, le processus de transmission fait appel simultanément à la convection et à la conduction.

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3

II -

FLUX THERMIQUE 1-

DÉFINITION Les échanges de chaleur dans les procédés industriels sont réalisés le plus souvent dans des appareils tubulaires dont les principales caractéristiques de fonctionnement sont : -

le débit de chaleur échangée, noté Q, qui exprime la quantité de chaleur transmise par unité de temps. Il s’agit donc d’une puissance thermique dont l’unité dans le système international est le watt (W). On l’exprime encore en kcal/h ou th/h. 1 th/h = 1162 W = 1,162 kW 1 kW = 0,860 th/h Le débit de chaleur échangée est aussi appelé charge thermique ou “duty” de l’appareil d’échange thermique.

-

la surface d’échange qui correspond à la surface extérieure totale des tubes ou plaques constituant l’appareil. On la note habituellement A et elle s’exprime dans le système international en m2

Pour caractériser la mise en oeuvre de l’échange de chaleur, on utilise habituellement la notion de flux thermique Φ (phi) qui mesure le débit de chaleur échangée au travers de 1 m2 de surface d’échange. On a ainsi :

Φ = Flux thermique =

Débit de chaleur échangée Q Surface d’échange A

Selon l’unité choisie pour le débit de chaleur, le flux thermique s’exprime en W/m2 (dans le système international) ou en kcal/h.m2 ou encore en th/h.m2. Application Dans un train d’échange d’une unité de stabilisation de brut, l’échange produit chaud-produit froid est réalisé dans 4 échangeurs (628 m2 de surface chacun). Le débit de chaleur totale est de 13900 th/h.

Surface totale d’échange Flux thermique

m2 th/h.m2 kcal/h.m 2 kW/m2

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4

2-

EXEMPLES DE VALEURS DU FLUX THERMIQUE Le tableau ci-dessous présente des exemples de valeurs moyennes de flux thermiques dans des appareils industriels.

APPAREIL D’ÉCHANGE

FLUX THERMIQUE MOYEN W/m 2

kcal/h.m 2

35000 à 45000 31000 70000

30000 à 40000 27000 60000

230000

200000

6000 à 12000

5000 à 10000

23000 à 35000

20000 à 30000

Matériels (capacités, tuyauteries) calorifugés

100 à 400

90 à 350

Flamme à l’air libre d’hydrocarbures liquides

30000 à 60000

Flamme à l’air libre de GPL

60000 à 12000

Zone de radiation du four tubulaire • distillation atmosphérique • reformage catalytique • vapocraquage Écrans de chaudières

jusqu’à

Échangeurs • train d’échange de distillation atmosphérique • charge/effluent de reformage catalytique

Les valeurs indiquées permettent de distinguer 3 types d’équipements : -

hauts flux thermique : fours et chaudières flux moyens : échangeurs flux faibles : équipements calorifugés

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5

III - EXPRESSION GÉNÉRALE DE LA TRANSMISSION DE CHALEUR EN CONDUCTION ET CONVECTION Le flux thermique transmis dans l’échange de chaleur entre deux fluides au travers d’une paroi (conduction au travers de la paroi et convection de part et d’autre) dépend des conditions dans lesquelles est réalisé l’échange. Les deux facteurs essentiels qui gouvernent l’échange thermique sont : •

l’écart de température ∆ t qui existe entre le fluide chaud et le fluide froid. Celui-ci constitue l’élément moteur de la transmission de chaleur qui ne peut, bien entendu, avoir lieu que si les températures des fluides sont différentes. On l’appelle aussi potentiel thermique et le flux thermique qui s’établit est d’autant plus grand que le potentiel thermique est plus élevé.

•

les résistances que la chaleur rencontre dans la circulation entre les deux fluides. Elles sont caractéristiques des modes de transmission de la chaleur : convection pour chacun des fluides et conduction pour la paroi qui les sépare. Regroupées, elles se traduisent par une résistance globale R à la transmission de chaleur et il va de soi que plus la valeur de celle-ci est élevée, plus le flux thermique est faible pour un même potentiel thermique.

Fluide froid

Fluide chaud

Température t

Température T

Potentiel thermique ∆t = T - t

Résistance de conduction de la paroi

Résistance de convection du fluide froid

Résistance global au transfert R

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D MTE 1109 A

Résistance de convection du fluide chaud

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6

On aboutit ainsi à l’expression générale de la transmission de chaleur en conduction et convection : Flux thermique =

Potentiel thermique ∆t Résistance globale R

La résistance à la transmission de chaleur s’exprime, selon l’unité choisie pour le flux thermique, en m2.°C/W ou en m2.°C.h/kcal. En considérant l’inverse de la résistance R à la transmission de chaleur U = 1/R, appelé coefficient global d’échange, l’expression de l’échange de chaleur s’écrit encore : Q

Φ = A = U x ∆t U s’exprime en W/m2.°C ou en kcal/h.m2.°C Application Dans l’échange de l’application précédente, le potentiel thermique est en moyenne de 44°C. La résistance globale à l’échange de chaleur est : R =

m 2 .°C.h/kcal

Le coefficient global d’échange vaut : U =

kcal/h.m 2 .°C

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C 1 -6/A

IV - TRANSMISSION DE CHALEUR PAR CONDUCTION La chaleur est transmise par conduction au travers des parois solides qui constituent les matériels : tubes de four et d’échangeurs ; tuyauteries, parois des réacteurs, colonnes et ballons. On peut distinguer deux cas selon que : -

la paroi est constituée d’un seul matériau comme la robe métallique d’un bac de stockage ou un tube propre d’échangeur. Une telle paroi est qualifiée de paroi simple.

-

la paroi est composée de matériaux différents comme c’est le cas pour une tuyauterie calorifugée (métal du tuyau + isolation). On parle dans ce cas de parois accolées, ou encore de parois composites.

1-

CONDUCTION AU TRAVERS D’UNE PAROI SIMPLE La résistance à la transmission de chaleur à travers une paroi simple dépend : -

de l’épaisseur de la paroi La résistance au travers de la paroi est bien entendu d’autant plus grande que celle-ci est épaisse

-

de l’aptitude du matériau qui constitue la paroi à plus ou moins bien conduire la chaleur. Cette propriété de bonne ou mauvaise conduction de la chaleur dépend de la nature du matériau. Elle est caractérisée par la conductibilité thermique λ (lambda) du matériau qui s’exprime en W/m.°C dans le système international ,ou en kcal/h.m.°C si le débit de chaleur est mesuré en kcal/h.

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a - Conductibilité thermique Les valeurs de la conductibilité thermique λ sont élevées pour les bons conducteurs comme les métaux par exemple. Pour les isolants, au contraire, les valeurs de λ sont faibles. Des exemples de valeurs de conductibilité thermique des différents matériaux sont présentés dans le tableau suivant :

CONDUCTIBILITÉ THERMIQUE MATÉRIAUX

W/m.°C

kcal/h.m.°C

383 209 45 56

330 180 39 48

0.035 à 0.038 0.031 0.041

0.03 à 0.07 0.027 0.035

0.3 à 1.2 0.8 0.8 0.1 à 0.3

0.25 à 1 0.7 0.7 0.1 à 0.25

Métaux Cuivre Aluminium Acier doux Fonte Matériaux isolants Laine de verre Polystyrène Liège Matériaux de construction Briques Béton Verre Bois Liquides Eau

à 0°C à 80°C Hydrocarbures à température ambiante (valeur moyenne)

0.47 0.58 0.14

0.4 0.5 0.12

0.024 0.031 0.023 0.033 0.055 0.026 0.017

0.021 0.027 0.020 0.028 0.047 0.022 0.015

0.06 0.93

0.05 0.8

Gaz sous pression atmosphérique Air Vapeur d’eau Propane Heptane

à 0°C à 100°C à 100°C à 200°C à 400°C à 100°C à 100°C

Matériaux divers (valeurs approximatives) Suie Coke

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D’après les valeurs indiquées dans le tableau, on constate que les liquides et surtout les gaz se comportent plutôt comme des isolants. Il en est de même pour les dépôts de suie et de coke. On constate d’autre part, qu’à l’état liquide l’eau à une valeur de λ plus élevée que celle des hydrocarbures. b - Résistance d’une paroi La résistance R que rencontre la chaleur à son passage au travers d’une paroi et d’autant plus grande que sa conductibilité thermique λ est faible et que son épaisseur e est grande. Elle s’exprime par : R conduction =

e λ

Si la paroi est soumise à un potentiel thermique ∆t, le flux thermique qui la traverse est donné par : ∆t

∆t

Φ = R = e

λ En conséquence, le débit de chaleur Q qui traverse une surface A de cette paroi vaut :

Épaisseur e

∆t

Q =

λ . A . ∆t e

T

t

Flux thermique λ.(T-t) Φ= e

Conductibilité thermique λ

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D MTE 1110 A

Q

Φ=A = λ . e

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Application La paroi métallique ( λ = 40 kcal/h.m.°C) d’un cylindre de stockage d’épaisseur 18 mm est soumise aux flammes d’un incendie. La résistance R m qu’oppose cette paroi à la circulation de chaleur vaut : Rm =

h.m2 .°C/kcal

Un panneau isolant (λ = 0,05 kcal/h.m.°C) a une épaisseur égale à 120 mm. La résistance R i qu’oppose ce panneau à la circulation de chaleur vaut : Ri =

h.m2 .°C/kcal

Lors d’un incendie chacune de ces parois soumises à un potentiel thermique égal à 1000°C est traversée par un flux thermique :

Φm =

kcal/h.m 2

Φi =

kcal/h.m 2

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C 1 -6/A

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2-

CONDUCTION AU TRAVERS DE PAROIS ACCOLÉES Le schéma ci-dessous représente une paroi composée de trois épaisseurs inégales e 1 , e2 et e3 de matériaux différents dont les valeurs de la conductibilité thermique sont respectivement λ1, λ2 et λ3. La face externe de la paroi 1 est portée à la température chaude T. La face externe de la paroi 3 est à la température froide t. Paroi 1

Paroi 2

Paroi 3

t

T

e1

e2

e3

λ1

λ2

λ3

D MTE 1110 B

Flux thermique Φ

La circulation de chaleur au travers de chacune des parois rencontre une résistance qui dépend de l’épaisseur et de la conductibilité thermique de chacune d’elles. Pour la paroi 1 : Pour la paroi 2 : Pour la paroi 3 :

e1 λ1 e2 résistance R2 = λ2 e3 résistance R3 = λ3

résistance R1 =

La résistance totale Rtotale de l’ensemble est obtenue en faisant la somme des résistances des différentes parois. R totale = R1 + R2 + R3 =

e1 e2 e3 + + λ1 λ2 λ3

Sous le potentiel thermique ∆t = T – t ; il s’établit au travers de l’ensemble des parois un flux thermique : Φ =

∆t T– t T–t = = R R totale R 1 + R2 + R3

La présence d’une paroi supplémentaire se traduit par l’accroissement de la résistance totale à la transmission de chaleur et, pour un même potentiel thermique, par une diminution du flux thermique. Cet effet peut être recherché pour limiter les déperditions de chaleur : calorifuger consiste, en effet, à installer une paroi additionnelle de faible conductibilité thermique. Dans le cas des matériels d’échange thermique (fours, échangeurs, …) la présence de dépôts isolants dus à l’encrassement conduit à une réduction de leurs performances. 00566_C _F

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Application Une paroi métallique du cylindre de stockage précédent (épaisseur 18 mm, λ = 40 kcal/h.m.°C) est calorifugée par un panneau isolant (épaisseur : 120 mm ; λ = 0,05 kcal.h.m2 .°C). La résistance totale de la paroi calorifugée vaut : R T = Rm + Ri =

k.m 2 .°C/kcal

Lors de l’incendie, le flux thermique traversant la paroi calorifugée est :

Φ =

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kcal/h.m 2

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V-

TRANSMISSION DE CHALEUR PAR CONVECTION 1-

MÉCANISME DE L’ÉCHANGE - NOTION DE COEFFICIENT DE FILM

y ; ; y ;;;;; yyyyy y ; y ; ;;;;; yyyyy

Dans une industrie de procédés mettant en oeuvre des fluides, comme le raffinage et la pétrochimie, les mécanismes d’échange de chaleur dans les matériels thermiques comportent presque toujours un échange par convection faisant intervenir un fluide et une paroi. Ce mode de transmission peut être décrit par un processus dans lequel interviennent les étapes représentées sur le schéma ci-dessous.

r

Re

to

l uid e

pa

oi

uf

la

ur a u

Acc ès à

yy ;; ;; yy

Échange avec les particules voisines

Particules de fluide

nd

D MTE 023 A

s ei

Paroi

Contact et échange de chaleur avec la paroi

Celles-ci font intervenir successivement : •

Le contact des particules du fluide avec la paroi pour permettre l’échange Cela suppose qu’elles puissent y accéder et qu’il y ait un renouvellement constant de particules pour activer l’échange. La facilité d’accès à la paroi est donc un paramètre essentiel dans ce type d’échange et elle dépend principalement des conditions d’écoulement du fluide. Il est évident, par exemple, qu’un écoulement plus turbulent facilite l’accès des particules à la paroi et dans un temps donné, davantage de particules ont l’occasion d’échanger de la chaleur avec la paroi. De la même manière dans le cas des gaz, une pression élevée résultant d’un grand nombre de chocs des particules sur la paroi est favorable à l’échange de chaleur.

•

La transmission de la chaleur de la paroi aux particules avec lesquelles elle est en contact L’aptitude du fluide à échanger de la chaleur au contact de la paroi est conditionnée par la valeur de sa conductibilité thermique. De plus, la quantité de chaleur échangée dépend d’autres caractéristiques du fluide. Elle est grande, par exemple, s’il s’agit d’un fluide de chaleur massique ou de masse volumique élevées ou si l’échange s’accompagne d’un changement d’état physique. En effet, l’échange étant gouverné par l’écart de température entre paroi et particule, les conditions précédentes correspondent à l’acquisition d’une plus grande quantité de chaleur pour une même variation de température de la particule.

•

Le retour de la particule au sein du fluide et l’échange avec les autres particules Dans cette dernière étape interviennent essentiellement la turbulence de l’écoulement, et l’aptitude du fluide à diffuser la chaleur. L’échange de chaleur entre particules est encore favorisé par une pression élevée dans le cas des gaz.

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La transmission de chaleur par convection met donc en jeu plusieurs mécanismes successifs relativement complexes, l’efficacité globale de l’échange pouvant être limitée par la difficulté de réalisation de l’un ou l’autre des étapes. On a cherché à obtenir une représentation globale de l’échange par convection en faisant intervenir un formalisme du même type que celui utilisé en convection. Cela implique la définition d’un potentiel thermique et d’une résistance qui prennent en convection la signification suivante : • Le potentiel thermique est la différence entre : -

la température de la paroi la température moyenne du fluide Potentiel thermique ∆ t = tparoi – tfluide ou

tfluide – tparoi

selon que le fluide reçoit ou cède de la chaleur. • La résistance de convection R convection qui caractérise l’ensemble des mécanismes limitants présentés ci-dessus. On a donc l’expression suivante du flux thermique transmis par convection : Flux thermique =

t paroi – tfluide R CONVECTION

Dans la pratique, on a pris l’habitude en convection d’utiliser plutôt l’inverse de la résistance de convection, c’est-à-dire un paramètre h appelé coefficient de convection ou coefficient de film qui caractérise non plus la résistance mais l’aptitude à la transmission de chaleur par convection. On a ainsi :

Coefficient de convection ou coefficient de film

h=

1 R CONVECTION

On l’exprime en W/m2.°C ou en kcal/h.m2.°C. La valeur de h est d’autant plus élevée que la résistance en convection est faible. L’appellation “coefficient de film” est relative à une représentation de l’échange de chaleur par convection assez différente de celle qui a été présentée plus haut.

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On considère dans ce cas que l’échange entre paroi et fluide est réalisé au travers d’un film de fluide immobile au contact de la paroi comme le montre le schéma ci-dessous.

Film

D MTE 1111 A

Fluide en écoulement

immobile Paroi

Ce film intervient comme un isolant introduisant une résistance de conduction limitant l’échange de chaleur. Le coefficient de film caractérise alors la résistance apportée par le film et il est d’autant plus grand que celle-ci est faible. En utilisant ce coefficient de film h, la loi d’échange en convection s’écrit : t

Φ =R = h . ∆t CONVECTION

2-

PARAMÈTRES INFLUENÇANT LA VALEUR DU COEFFICIENT DE FILM Le fait que le fluide reste dans le même état physique ou au contraire qu’il subisse un changement d’état sous l’effet du transfert de chaleur par convection influence très fortement la valeur du coefficient de film. En conséquence, on est amené à distinguer les échanges sans changement d’état et les échanges s’accompagnant d’une vaporisation ou d’une condensation. a - Coefficient de film en convection sans changement d’état Les paramètres qui influencent la valeur du coefficient de film sont relatifs d’une part aux caractéristiques du fluide, d’autre part aux caractéristiques d’écoulement. •

Paramètres liés aux caractéristiques du fluide Il s’agit essentiellement de la conductibilité thermique, de la viscosité, de la chaleur massique et de la masse volumique du fluide. L’influence des valeurs de ces paramètres sur celle du coefficient de convection est mise en évidence dans le tableau ci-dessous où l’on présente la variation de h pour une variation du simple au double de ces propriétés physiques.

VALEUR DOUBLE DE LA Conductibilité Viscosité dynamique Chaleur massique Masse volumique

h EST MULTIPLIE PAR 1,59 0,72 1,26 1,74

Dans le cas des liquides, les valeurs présentées sur ce tableau montrent la meilleure aptitude au transfert de l’eau par comparaison aux hydrocarbures. Elle est en effet plus dense, plutôt moins visqueuse et elle possède une chaleur massique plus élevée.

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De la même façon, et sans entrer dans des comparaisons trop précises, on peut s’attendre à des valeurs du coefficient de film beaucoup plus faibles pour les gaz que pour les liquides compte tenu des valeurs faibles de leur masse volumique et de leur conductibilité thermique. Le tableau de la page suivante présente des valeurs de coefficient de film sans changement d’état pour divers fluides. •

Paramètres liés aux caractéristiques de l’écoulement On sait déjà que la turbulence est un facteur favorable à l’échange de chaleur par convection. Si on élimine les paramètres déjà présentés comme la masse volumique et la viscosité, l’influence des caractéristiques d’écoulement se limite essentiellement à la vitesse de circulation du fluide. Parallèlement, la vitesse du fluide influence directement les pertes de charge de l’écoulement. Dans le tableau ci-dessous on peut remarquer la différence spectaculaire entre convection naturelle et convection forcé.

TRANSMISSION DE CHALEUR PAR CONVECTION SANS CHANGEMENT D’ÉTAT COEFFICIENT DE FILM FLUIDES W/m2 .°C

kcal/h.m 2 .°C

12 46 58 35 à 60

10 40 50 30 à 50

60 à 300

50 à 250

Convection naturelle AIR ambiance calme Vent de 40 km/h FUMÉES zone de convection HYDROCARBURES VISQUEUX AU STOCKAGE selon viscosité EAU selon température et vitesse Convection forcée AIR

90

80

230 580 1980

200 500 1700

HYDROCARBURES GAZEUX sous 2 bar sous 10 bar sous 35 bar HYDROCARBURES LIQUIDES FLUIDES HYDROCARBURES LIQUIDES VISQUEUX EAU

1200 à 1800 580 5800

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1000 à 1500 500 5000

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Application

D MEQ 1765 A

Le profilé d’une charpente métallique reçoit par convection de la chaleur émise par les gaz chauds d’un incendie. T acier = 20°C avant incendie T gaz = 780°C pendant l’incendie h = 20 W/m2.°C

Le flux thermique reçu par le profilé en début d’incendie est :

Φ =

kcal/h.m 2

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b - Coefficient de film en convection avec changement d’état physique On sait déjà que le changement d’état du fluide (vaporisation ou condensation) est un élément favorable au transfert de chaleur par convection. Les chaleurs latentes de changement d’état sont en effet d’un ordre de grandeur généralement bien supérieur à celui des chaleurs sensibles et, en conséquence, les particules de fluide au contact de la paroi peuvent absorber (ou fournir) davantage de chaleur. Dans la pratique, on constate effectivement des valeurs généralement élevées de film comme le montrent les exemples présentés ci-dessous.

COEFFICIENT DE FILM W/m2 .°C

kcal/h.m 2 .°C

1400 à 2000 5800 à 11600

1200 à 1700 5000 à 10000

1750 à 2900 5800 à 11600

1500 à 2500 5000 à 10000

CONDENSATION Hydrocarbures Eau VAPORISATION Hydrocarbures Eau

Ces valeurs du coefficient de film ne sont toutefois données qu’à titre indicatif car elles sont fortement influencées par les caractéristiques de l’écoulement du mélange liquide-vapeur. On conçoit en effet que la qualité de l’échange de chaleur dépend des phénomènes qui interviennent au contact de la paroi ; elle dépend en particulier : -

de la nature du changement de phase : vaporisation ou condensation des proportions respectives de liquide et de vapeur (qui évoluent d’ailleurs constamment sous l’effet de l’échange de chaleur).

Ces paramètres rendent complexe l’étude de l’échange de chaleur avec changement de phase.

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VI - CONDUCTION ET CONVECTION SIMULTANÉES 1-

RÉSISTANCE - FLUX THERMIQUE Dans l’échange de chaleur entre deux fluides séparés par une paroi la transmission de chaleur du fluide chaud vers le fluide froid rencontre plusieurs résistances successives qui sont figurées vers le schéma ci-dessous. Résistances dues au salissement

Fluide froid

Résistance de convection du fluide chaud

Résistance de conduction de la paroi

Résistance de convection du fluide froid

D MTE 153 A

Fluide chaud

La résistance totale à la transmission de chaleur (R totale) est la somme des différentes résistances rencontrées et elle s’écrit donc : R totale = Rchaud + Rparoi + Rsalissement + Rfroid Sous le potentiel thermique ∆t = T – t s’établit un flux thermique qui s’exprime par la relation suivante : ∆t

T–t

T–t

Φ= R = R = R chaud + Rparoi + Rsalissement + Rfroid totale En utilisant le coefficient global d’échange U présenté plus haut, le flux thermique s’écrit encore : ∆t

Φ = R = U . ∆t On a l’habitude de distinguer : -

le coefficient global d’échange propre Up associé à une résistance totale ne prenant pas en compte le salissement : Up =

-

1 1 = R totale propre R chaud + Rparoi + Rfroid

le coefficient global d’échange sale Us Us =

1 1 = R totale sale R chaud + Rparoi + Rsalissement + Rfroid

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U s mesure les performances réelles de l’échange à un moment donné du fonctionnement de l’appareil thermique. Sa valeur est bien sûr inférieure à celle de Up, l’aptitude à l’échange s’étant dégradée sous l’effet du salissement. La comparaison des deux valeurs de coefficient global d’échange permet de mesurer l’importance du salissement. On a en effet : R salissement = Rtotale sale – R totale propre =

1 1 – Us Up

La vérification du bon état de fonctionnement des échangeurs par exemple suppose la détermination de la résistance de salissement - ce qui permet de suivre l’encrassement progressif de l’appareil. Application Une ligne de vapeur (hvapeur = 200 kcal/h.m2.°C) d’épaisseur égale à 8 mm (λacier = 40 kcal/h.m.°C) est calorifugée par 120 mm d’épaisseur d’un isolant de conductibilité thermique égale à 0,04 kcal/h.m.°C. Le coefficient de convection de l’air ambiant est égal à 10 kcal/h.m2 .°C (ambiance calme). Les résistances rencontrées par la chaleur sont successivement : R convection vapeur R métal R calorifuge R convection air

= h.m2 .°C/kcal = h.m2 .°C/kcal = h.m2 .°C/kcal = h.m2 .°C/kcal ——————————————————

Résistance totale

=

h.m2 .°C/kcal

Le coefficient global d’échange vaut : U =

kcal/h.m 2 .°C

La température de la vapeur est de 350°C, celle de l’air est de 0°C. Le flux thermique est :

Φ =

kcal/h.m 2

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2-

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AMÉLIORATION DE L’ÉCHANGE EN CONDUCTION ET CONVECTION L’amélioration de l’échange de chaleur entre deux fluides dont les températures sont fixées ne peut être obtenue que par la réduction de la résistance totale. Cette action peut être envisagée a priori sur chacune des résistances qui la composent. On ne peut intervenir en fait que sur les résistances de convection. En effet ; -

la résistance de conduction au travers de la paroi est généralement faible la résistance de salissement est subie : elle augmente avec le temps en fonction des caractéristiques des fluides, et des nettoyages à intervalles réguliers permettant d’en limiter l’importance.

Cela justifie en particulier : •

les aménagements de circulation des fluides à l’intérieur des échangeurs de chaleur pour obtenir une turbulence suffisante de l’écoulement : -

chicanage côté calandre nombre de passes côté tube

Il faut remarquer toutefois que le gain obtenu de cette manière sur les résistances de convection est accompagné d’une augmentation des pertes de charge. •

L’utilisation de surfaces d’échange étendues dans le cas des résistances élevées. Il s’agit d’ailettes ou de picots soudés sur les tubes qui, en offrant davantage de surface, multiplient les possibilités de contact particules de fluide-paroi et favorisent ainsi l’échange de chaleur. On peut citer comme cas d’application courants : -

la présence de picots sur les tubes de convection de fours pour réduire la résistance côté fumées. Celle-ci est divisée par un facteur qui est de l’ordre de 3 à 4

-

l’ailetage des tubes des aéroréfrigérants et aérocondenseurs pour diminuer la résistance limitative de l’air. L’implantation d’ailettes très rapprochées permet de diviser cette résistance par 20 environ

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

TRANSMISSION DE LA CHALEUR PAR RAYONNEMENT Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - CARACTÉRISTIQUES DE L’ÉMISSION DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT ..................... 1 1 2 3 -

Émission thermique du corps noir ................................................................................................ 1 Émission thermique d’un corps quelconque................................................................................. 2 Émissivité des gaz de combustion ...............................................................................................3

II - CARACTÉRISTIQUES DE L’ABSORPTION DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT ............... 4 III - ÉCHANGE DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT DANS LA ZONE DE RADIATION D’UN FOUR TUBULAIRE.......................................................................................................... 5 1 2 3 4

-

Expression globale de l’échange de chaleur par rayonnement.................................................... 5 Flux thermique moyen absorbé par le faisceau ........................................................................... 5 Répartition du flux thermique sur les tubes en zone de radiation ................................................ 7 Température de peau des tubes .................................................................................................. 9

IV - EFFETS DU RAYONNEMENT - FLUX CRITIQUES............................................................... 10 1 2 3 -

Effets du rayonnement ...............................................................................................................10 Flux critiques .............................................................................................................................. 11 Périmètres d’interdiction d’implantation des locaux ................................................................... 12

BA TCH - 02152_A_F - Rév. 1

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1

I-

CARACTÉRISTIQUES DE L’ÉMISSION DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT Les mécanismes de transmission de la chaleur par conduction et convection supposent la présence de matière pour transporter l’énergie thermique. Il n’en est pas de même pour le cas du transfert de chaleur par rayonnement où l’énergie thermique est transmise sans support matériel par des ondes analogues à celles de la lumière. Ce mode de transmission est significatif quand on se trouve en présence de matériaux portés à haute température - au-delà de 700°C - . Il concerne particulièrement les flammes (fours, chaudières, torches), et les réfractaires qui revêtent les chambres de combustion. Ces corps, en effet, du fait de l’agitation thermique des particules qui les composent (molécules et atomes) émettent un rayonnement qui transporte l’énergie thermique. Ce rayonnement peut être partiellement absorbé par la surface d’un corps récepteur - tube de four, par exemple - ce qui se traduit pour ce dernier par une absorption de chaleur. Deux facteurs principaux, présentés ci-après déterminent la transmission de chaleur par rayonnement. Il s’agit d’abord des caractéristiques de l’émetteur - surface, température, nature du matériau - et ensuite celles du récepteur. L’émission de chaleur par rayonnement se caractérise globalement par : -

le débit de chaleur émis Q (W ou kcal/h) la surface extérieure de l’émetteur A (m2)

On définit par conséquent un flux thermique Fémis par la relation : Fémis =

Débit de chaleur émis Surface extérieure de l’émetteur

En dehors de la surface, le débit de chaleur émis dépend de la température et de la nature du matériau de l’émetteur. On sait déjà que le débit de chaleur est d’autant plus grand que la température est plus élevée. Parallèlement, à une même température, tous les matériaux n’ont pas la même faculté d’émission. Pour caractériser celle-ci, on définit un matériau idéal constituant un émetteur parfait appelé corps noir. Les performances des autres matériaux sont alors définies par rapport à celles du corps noir.

1-

ÉMISSION THERMIQUE DU CORPS NOIR L’émission du corps noir est traduite par une loi physique qui montre que le flux thermique émis est proportionnel à la puissance 4 de sa température absolue (loi de STEFAN-BOLTZMAN). Cette loi s’écrit : Flux émis par le corps noir Fcorps noir = s .

T 4 ( 100 )

T s’exprime en Kelvin et s (sigma), appelée constante de Stefan-Boltzman, a une valeur qui dépend du système d’unités choisi pour exprimer le flux thermique. en W/m2

s = 5,67

en kcal/h.m2

s = 4,96

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2

L’application de cette loi permet de calculer les valeurs du flux thermique du corps noir présentées dans le tableau ci-dessous. TEMPÉRATURES °C

ÉMISSION DU CORPS NOIR W/m 2

K

kcal/h.m 2

0

273

316

276

500

773

20260

17723

1000

1273

148971

130317

1500

1773

560486

490302

2000

2273

1513494

1323974

On constate que la température a une influence considérable sur l’émission du corps noir et on voit bien que le rayonnement n’est notable qu’à partir de températures assez élevées. Quand le spectre d'émission entre dans le domaine visible au fur et à mesure de l'élévation de température, le corps noir apparaît rouge puis orangé. Lorsque tout le domaine du visible est couvert, le corps noir apparaît blanc.

2-

ÉMISSION THERMIQUE D’UN CORPS QUELCONQUE Dans la pratique, on constate que l’émission des matériaux est toujours inférieure à celle du corps noir à la même température. Pour caractériser leur aptitude à l’émission on définit le facteur d’émission ou émissivité e (epsilon) par le rapport du flux thermique qu’ils émettent à celui du corps noir à la même température : Facteur d’émission ou émissivité e =

Flux émis par un matériau à T Flux émis par le corps noir à T

Les valeurs élevées de l’émissivité caractérisent les bons émetteurs. Des valeurs d’émissivité pour quelques matériaux solides sont présentées dans le tableau ci-dessous.

MATÉRIAUX

ÉMISSIVITÉ 0,04 0,3 à 0,5 0,5 à 0,6 0,8 à 0,9 0,75 à 0,9 0,95 à 0,98 1 (par définition)

Argent poli Peintures alu Aciers neufs Aciers oxydés Isolants réfractaires Noir de fumée Corps noir

En appliquant la définition de l’émissivité et la loi de Stefan-Boltzman, le flux thermique émis par un matériau quelconque s’écrit : T

F = e . s . (100)4 02152_A_F

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3

3-

ÉMISSIVITÉ DES GAZ DE COMBUSTION Les gaz de combustion - émetteurs essentiels dans les zones de radiation des fours et chaudières sont composés principalement de gaz carbonique, de vapeur d’eau, d’azote et d’oxygène dû à l’excès d’air. Gaz de combustion

N2 H 2O

O2

Pas de rayonnement

CO2 Flamme

D MEQ 1766 A

Carbone-suies

Brûleur L’expérience montre que les gaz dont la molécule est constituée de deux atomes identiques ont une émissivité nulle. C’est le cas de l’azote et de l’oxygène. On comprend bien qu’en conséquence ces deux constituants contribuent à réduire l’émissivité des gaz de combustion. En particulier, l’excès d’air de combustion qui en accroît la concentration conduit à une diminution de l’émissivité comme le montre les résultats ci-après.

EXCÈS D’AIR (%)

ÉMISSIVITÉ DES GAZ DE COMBUSTION

5 10 20 30

0,49 0,47 0,45 0,44

Dans la pratique, les flammes - de fuel-oil en particulier - contiennent des particules riches en carbone appelées carbone-suie qui contribuent à élever le facteur d’émission de la flamme. L’expérience montre que cet effet est d’autant plus grand que le rapport massique carbone/hydrogène du combustible est plus élevé. On a pu ainsi relever dans un four expérimental des valeurs de l’émissivité allant jusqu’à 0,95. Il en résulte que l’émission thermique d’une flamme de combustible liquide est beaucoup plus élevée que celle d’une flamme de combustible gazeux. 02152_A_F

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II -

CARACTÉRISTIQUES DE L’ABSORPTION DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT D’une manière générale, lorsqu’un corps est exposé au rayonnement, l’énergie qu’il reçoit (énergie incidente) peut être : -

absorbée : cela se traduit par l’acquisition de chaleur par le corps exposé réfléchie : c’est-à-dire renvoyée par le récepteur : il en est ainsi de la lumière parvenant à un miroir transmise au travers du corps si celui-ci est transparent

Ces différentes possibilités sont représentées sur le schéma ci-dessous.

É n e r gie

a bs orbé

e

D MTE 186 B

e rgi ie e Én fléch ré

ie erg te n E den i inc

Énergie transmise

Pour caractériser l’aptitude des matériaux à l’absorption de rayonnement on définit le facteur d’absorption a (alpha) comme le rapport du débit de chaleur absorbé à celui de chaleur incidente. Facteur d’absorption a =

Débit de chaleur absorbé Débit de chaleur incident

Dans la pratique, on constate que les bons émetteurs sont de bons récepteurs du rayonnement, ce qui signifie que les matériaux dont l’émissivité est élevée ont des valeurs élevées du facteur d’absorption. Les matériaux les plus sombres ont les valeurs du facteur d’absorption les plus élevées. Il ne s’agit en fait que d’une conséquence de leur aptitude à l’absorption : exposés à la lumière du soleil, ces matériaux ne réfléchissent qu’une faible part du rayonnement incident et paraissent sombres par opposition à l’argent poli qui en réfléchissant presque intégralement le rayonnement incident a l’aspect blanc du soleil. On comprend pourquoi les réservoirs de gaz de pétrole liquéfiés, par exemple, sont revêtus de peinture blanche ou type aluminium pour limiter leur échauffement sous l’effet du soleil.

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III - ÉCHANGE DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT DANS LA ZONE DE RADIATION D’UN FOUR TUBULAIRE 1-

EXPRESSION GLOBALE DE L’ÉCHANGE DE CHALEUR PAR RAYONNEMENT Bien que dans la zone de radiation d’un four les échanges de chaleur par rayonnement soient multiples entre les flammes, les réfractaires et le faisceau tubulaire, leur résultat global est un transfert de chaleur de la flamme au faisceau, dans la mesure où le réfractaire procure une isolation parfaite et n’absorbe donc pas de chaleur. Dans ces conditions, le débit de chaleur échangé peut s’exprimer de manière globale : Qrayonnement = A . F . s

Tg 4 Tt 4 [( 100 ) – ( 100 )]

• Q, débit de chaleur échangé, est aussi le débit de chaleur reçu par le faisceau tubulaire et cédé par les flammes. • A, est la surface extérieure des tubes • Tg, est la température moyenne de rayonnement des gaz de combustion exprimée en Kelvin. Cette température est en général supérieure à celle des fumées quittant la zone de radiation (température de “bridge-wall”) d’une valeur pouvant aller jusqu’à 100 à 150°C. • Tt, est la température moyenne de peau des tubes (exprimée en Kelvin) • F, est le facteur global d’échange Ce facteur global d’échange F rassemble les caractéristiques de rayonnement des flammes et des tubes (émissivité, facteur d’absorption) ainsi que l’effet de la disposition géométrique des tubes dans la zone de radiation. Les valeurs usuelles du facteur global d’échange sont comprises entre 0,27 et 0,30.

2-

FLUX THERMIQUE MOYEN ABSORBÉ PAR LE FAISCEAU Le flux thermique moyen absorbé par rayonnement est le rapport du débit de chaleur Qrayonnement à la surface totale des tubes A. Il s’exprime :

Frayonnement =

Qrayonnement = s . F A

Tg 4 Tt 4 ] [ ( 100 ) – ( 100 )

En zone de radiation, un échange de chaleur par convection des fumées aux tubes se superpose dans la pratique au rayonnement et contribue à accroître la valeur du flux thermique moyen absorbé par les tubes.

Fmoyen radiation = Frayonnement + F convection

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°C 00 14

Flux thermique moyen (kcal/h.m2)

La valeur du flux moyen en zone de radiation dépend principalement des températures Tg et T t des gaz de combustion et des tubes. L’influence de ces deux paramètres est représentée sur le diagramme ci-dessous, sur lequel sont figurées les plages de fonctionnement des fours des principaux procédés du raffinage et de la pétrochimie.

00

on ray de ure rat pé Tem

13

FLUX MOYEN ABSORBÉ EN RADIATION

VAPOCRACAGE

nem

12

e nt

00

des

50 000

gaz

VAPOREFORMAGE

ti bus

0

com

110

ble

DISTILLATION ATMOSPHERIQUE

REFORMAGE CATALYTIQUE

100

0

900 VISCORÉDUCTION

800 10 000

0

500

D MTE 187 B

0

700

1000

Température tube (°c)

Les fours du raffinage se distinguent entre eux par la température des tubes qui dépend du procédé et de la métallurgie du faisceau. La différence essentielle entre les fours du raffinage et de la pétrochimie réside dans le niveau de température moyen des gaz de combustion (il est maintenu élevé dans les fours de pétrochimie par la multiplicité des brûleurs disposés en façade). Il en résulte que la part du rayonnement dans le flux moyen est différente dans ces deux familles de fours : de l’ordre de 80 % pour les fours du raffinage et 95 % pour ceux de la pétrochimie.

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3-

RÉPARTITION DU FLUX THERMIQUE SUR LES TUBES EN ZONE DE RADIATION Le flux thermique absorbé par les tubes en zone de radiation n’est pas réparti de manière homogène sur l’ensemble de la surface de ceux-ci. Les principales causes sont l’exposition différente au rayonnement et l’évolution de l’émission thermique des gaz de combustion. • Influence de l’exposition au rayonnement La répartition du rayonnement autour d’un tube disposé devant un mur réfractaire illustre bien cet effet de différence d’exposition. Le tube, représenté sur le schéma ci-dessous, est exposé à la fois au rayonnement direct de la flamme et au rayonnement réfléchi par le mur réfractaire. Pour chacun de ces rayonnements dont les flux thermiques sont différents, le tube présente des zones “à l’ombre”. Aussi, l’intensité du flux absorbé varie continuellement autour du tube comme cela est représenté sur le schéma ci-dessous.

D MTE 026 A

Paroi

Ra yo réf nne léc me hi n t

r é fl é c h i

Tube

Flu x

Flux moyen

Rayonnement direct

Flux direct

Flux total

On constate un maximum de flux absorbé sur la génératrice la plus proche des flammes. En général, la valeur de ce maximum est d’environ 1,8 fois le flux moyen. Dan le cas des faisceaux de four de vapocraquage chauffés directement de chaque côté, le flux est mieux réparti et le flux maximum ne vaut que 1,2 fois le flux moyen.

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• Influence de l’évolution de l’émission thermique des gaz de combustion

0

500 1000 Température °C

1500

2000

D MTE 027 A

Hauteur du four en m

La température des gaz de combustion dans la zone de radiation évolue sous l’effet de deux paramètres agissant en sens contraire : -

augmentation de la température due au dégagement de chaleur lié à la combustion qui se déroule progressivement. Cet effet s’annule quand la combustion est terminée

-

diminution de la température au fur et à mesure que les gaz de combustion cèdent leur chaleur aux tubes

Il en résulte une évolution de température du type de celle représentée sur le schéma cidessous (mesures effectuées sur un four expérimental).

Hauteur en m

À cette évolution de température des gaz de combustion correspond une évolution du flux thermique. Le schéma suivant en présente l’allure mesurée sur un four industriel (four cabine à brûleurs en sole).

Fuel-oil

D MTE 028 A

combustible gazeux

50 Brûleur

100

150

Flux incident sur les tubes

On constate sur ce schéma la présence d’un pic de flux thermique au droit des tubes situés au quart inférieur du four. Ce pic est accentué dans le cas de l’utilisation de fuel-oil comme combustible, l’effet de l’émissivité plus élevée des flammes s’ajoutant à celui du pic de température. Cette répartition du flux thermique est différente selon le type de brûleurs et la température de l’air de combustion.

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4-

TEMPÉRATURE DE PEAU DES TUBES Le flux thermique absorbé par les tubes est transmis au produit qui circule à l’intérieur par les mécanismes de conduction et de convection. La résistance à ce transfert est la somme des résistances du tube, du salissement interne et de convection du produit. Le potentiel thermique est l’écart de température entre la paroi extérieure du tube (peau de tube) et le produit.

tpeau

f absorbé

Gaz de combustion

Tubes

Dépots

D MTE 029 A

tproduit

Dt

Fabsorbé = R Fabsorbé =

t peau – tproduit R tube + Rsalissement + Rconv.

En conséquence, la température de peau de tube est d’autant plus élevée que : -

la température du produit est élevée

-

la résistance au transfert est grande La valeur de cette résistance peut évoluer considérablement sous l’effet d’un salissement (dépôt de coke, particulièrement) et conduire à une élévation importante de la température du métal.

-

le flux thermique absorbé est élevé

Pour un flux moyen donné, l’hétérogénéité de répartition du flux conduit à des surchauffes locales des tubes.

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IV - EFFETS DU RAYONNEMENT - FLUX CRITIQUES 1-

EFFETS DU RAYONNEMENT Le tableau ci-dessous indique les valeurs essentielles de flux thermiques et leurs effets. Flux (kW/m2) 0,7 1

Effets Coup de soleil Rayonnement en zone tropicale

1,5

Seuil de rayonnement continu pour les personnes non protégées (habillement normal)

2,9

Effets réversibles des brûlures

3

Seuils des brûlures significatives pour l'être humain (S.E.I.)

5

Cloques en 30 s pour des personnes non protégées Seuil de létalité (mortalité 1 % par brûlures) (S.E.I.) Bris de vitres par effet thermique Intervention rapide (pompiers)

8

Début de la combustion spontanée du bois et peintures Propagation du feu improbable sur réservoirs non protégés Intervention avec tenue ignifuge

10

Seuil de la douleur en 5 s Brûlure 2 ème degré en 10 s

12

Propagation probable sur réservoirs non arrosés Propagation improbable sur réservoirs arrosés

20

Tenue du béton plusieurs heures

27

Ignition spontanée du bois entre 5 et 15 minutes

36

Propagation probable du feu sur des réservoirs d'hydrocarbures même refroidis à l'eau

40

Ignition spontanée du bois en 40 s

92

Rayonnement d'un feu faible (< 650 °C)

100

Température de 100 °C dans 10 cm de béton au bout de 3 heures

150

Rayonnement d'un feu moyen (1000 °C)

200

Ruine du béton par éclatement interne en quelques dizaines de minutes (température interne 200-300 °C)

240

Rayonnement d'un feu intense (1150 °C)

250

Valeur basse de la boule de feu d'un BLEVE

250-350

Rayonnement possible d'un BLEVE

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11

Le tableau ci-après indique le temps du seuil de la douleur en fonction du flux.

2-

Flux kW/m2

Temps d’atteinte du seuil de la douleur en s

1,4 1,7 4,7 9,5 11,7 20

Infini 60 16 6 4 2

FLUX CRITIQUES Pour l’évaluation des dangers et les périmètres d’interdiction d’implantation des locaux proches des sites industriels, les seuils critiques retenus par l’administration (lois du 19 Juillet 1976 et du 22 Juillet 1987 et instruction technique de Novembre 1989) sont les suivantes : - locaux habités ou occupés par des tiers et voies extérieures ne desservant pas l’usine : Seuil critique = 5 kW/m 2 - établissement recevant du public, immeubles de grande hauteur, voies à grande circulation et voies ferrées ouvertes au transport des voyageurs : Seuil critique = 3 kW/m 2

Vêtements courants

Les seuils sont utilisés en considérant qu’il y a impossibilité de s’éloigner rapidement de la source de chaleur. Pour les effets de longue durée, il est possible d’avoir des corrélations donnant les valeurs seuils de brûlure et la létalité en fonction du temps. L’abaque ci-dessous en donne un exemple. 100 % létalité 50 % létalité 1 % létalité 100 Flux incident (kW/m2)

Seuil de brûlures significatives

Temps d'exposition (sec) 1

1

10

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100

D SEC 2013 A

10

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12

3-

PÉRIMÈTRES D’INTERDICTION D’IMPLANTATION DES LOCAUX En fonction des flux critiques précédemment pris en compte, les périmètres d’interdiction d’implantation des locaux sont définis par des formules empiriques pour différents types de scénarios d’accidents possibles concernant les installations de gaz liquéfiés combustibles et de liquides inflammables. a - Installation de gaz liquéfiés inflammables • Scénario de BLÈVE Les effets dus à un BLÈVE sont essentiellement des effets thermiques (boule de feu). Les effets de surpression ne sont pas dimensionnant.

Effets thermiques

Distance minimale

Seuil de létalité (5 kW/m2)

dL = 3,12 ¥ M0,425

Seuil de brûlures significatives (3 kW/m2)

dS = 4,71 ¥ M0,405

avec : d = distance minimale comptée à partir des parois du réservoir aérien en m M = masse de gaz liquéfiés contenus dans le réservoir en kg

Application BLÈVE d’une sphère de 500 m3 de propane Coefficient de remplissage : 0,85

rL = 502 kg/m3 à 25°C dL =

=

m

dS =

=

m

• Scénario d’UVCE (Unconfined Vapor Cloud Explosion) Il s’agit de l’explosion d’un nuage ou d’une nappe de gaz ou vapeurs combustibles à la suite d’une rupture de canalisation. Les effets sont essentiellement des effets de pression. Les effets thermiques ne sont pas dimensionnant.

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b - Installation de stockage de liquides inflammables • Scénario de feu sur la cuvette Les effets sont essentiellement des effets thermiques.

Effets thermiques

Distance minimale

Seuil de létalité (5 kW/m2)

dL = 2,8 ¥ L0,85 (1 – 2,3 ¥ 10–3 ¥ L0,85)

Seuil de brûlures significatives (3 kW/m2)

dS = 3,7 ¥ L0,85 (1 – 3 ¥ 10 –3 ¥ L0,85)

avec : L = largeur de la cuvette de rétention, en regard de la zone à protéger en m d = distance minimale comptée à partir du bord de la cuvette en m

Application Incendie dans une cuvette carrée de 100 m de côté contenant des bacs de fuel. dL =

=

m

dS =

=

m

• Scénario d’explosion de la phase gazeuse d’un bac à toit fixe Les effets sont dus aux surpressions.

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Connaissance et maîtrise des phénomènes physiques et chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

TRAVAIL - ÉNERGIE - PUISSANCE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I-

DIFFÉRENTES FORMES DE L'ÉNERGIE .................................................................................... 1

II -

TRAVAIL MÉCANIQUE - UNITÉ .................................................................................................... 1 1 - Exemple de travail mécanique .................................................................................................................1 2 - Unité de travail : le joule (J) ...................................................................................................................... 2

III -

PUISSANCE - UNITÉ...................................................................................................................... 3 1 - Notion de puissance .................................................................................................................................3 2 - Unité de puissance : le watt (W)...............................................................................................................3

IV -

UNITÉS PARTICULIÈRES RELATIVES À L'ÉNERGIE THERMIQUE ......................................... 4

V-

RENDEMENT ................................................................................................................................. 5 1 - Bilan énergétique .................................................................................................................................... 5 2 - Définition du rendement .......................................................................................................................... 5

VI -

ÉQUIVALENCES ENTRE LES DIFFÉRENTES FORMES DE L'ÉNERGIE PRIMAIRE ................ 6 1 - Énergie primaire .......................................................................................................................................6 2 - Équivalences ............................................................................................................................................ 6

VII - CONVERSIONS DES UNITÉS D'ÉNERGIE .................................................................................. 8

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18/04/2006

-7

C 1 -7

1

I-

DIFFÉRENTES FORMES DE L'ÉNERGIE L’énergie est une grandeur physique relativement difficile à appréhender de façon précise car elle peut se présenter sous diverses formes plus ou moins familières ; on parle ainsi d’énergie : – – – –

chimique, accumulée dans les piles électriques ou les batteries thermique, libérée par la combustion du gaz par exemple mécanique, produite par un ressort qui se détend nucléaire, libérée par la fission des atomes d’uranium par exemple

mais aussi d’énergie de pression, d’altitude, ou d’énergie cinétique liée à la vitesse d’un corps. De plus, ces différents types d’énergie peuvent être plus ou moins facilement transformés d’une forme dans une autre. On sait ainsi que l’on peut obtenir les transformations suivantes : – énergie thermique en énergie électrique ou mécanique par l’intermédiaire de la production de vapeur et des moteurs – énergie nucléaire en énergie électrique de la même manière – énergie d’altitude en énergie électrique (barrage) – énergie de pression en énergie cinétique ou de vitesse comme c’est le cas pour la vapeur dans les tuyères d’une turbine à vapeur – énergie électrique en chaleur ou énergie thermique (chauffage) – etc. La comptabilisation de ces différentes énergies s’exprime avec des unités variées qui sont sensées s’adapter au mieux à chaque cas particulier. Il reste que le système international définit une unité d’énergie officielle : le joule et parallèlement une unité de puissance : le watt. Le travail mécanique qui constitue une énergie familière permet de définir ces deux unités de façon simple.

II -

TRAVAIL MÉCANIQUE - UNITÉ 1-

EXEMPLE DE TRAVAIL MÉCANIQUE Si l’on considère le cas d’une charge de masse m que l’on élève, comme l’indique le schéma cidessous, d’une hauteur h, il est nécessaire de fournir un certain travail mécanique pour vaincre la force contraire que constitue le poids de la charge.

Force de traction

Charge de masse m

Force de traction

h

P

P Avant déplacement Ce travail est habituellement noté W (du mot anglais Work). 02101_A_F

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D TH 2003 A

Après déplacement

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2

Le travail mécanique dépend bien entendu : – du poids P de la charge, lié à sa masse m par la relation m en kg g = 9,81 ms-2 P en N

P = m . g

en effet, plus le poids est grand, plus le travail à fournir est grand – de la hauteur d’élévation notée h, car le travail est d’autant plus grand que la hauteur est grande Le travail correspondant est obtenu par la relation : Travail = Poids x hauteur W = P x h

2-

UNITÉ DE TRAVAIL : LE JOULE Dans le système international – – –

le poids la hauteur et le travail

P est donné en newtons (N) h en mètres (m) W est obtenu en joules (J)

En conséquence, l’unité de travail, le joule, apparaît comme étant le travail mécanique correspondant à l’élévation d’un poids de 1 newton d’une hauteur de 1 mètre. Il s’agit d’une unité relativement petite dont on préfère utiliser les multiples : – le kilojoule (kJ) – le mégajoule (MJ)

1 kJ = 1000 J 1 MJ = 1000 kJ = 1000 000 J

D’une manière plus générale, l’application d’une force sur un mobile permet de déplacer celui-ci. L’énergie W dépensée pour permettre ce déplacement mesure l’intensité de la force et l’importance du déplacement. L’énergie W est alors définie comme le produit du déplacement par la force appliquée parallèlement à ce déplacement Travail ou énergie

=

W en J F en N L en m

Force x Déplacement

W = F . L Application Un engin de levage monte à une hauteur de 10 m un échangeur dont la masse est de 8 tonnes. Quel est le travail fourni ? Poids de l’échangeur :

P=

xg

=

N

Travail de la force de levage :

W=

x

=

J

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3

III - PUISSANCE - UNITÉ 1-

NOTION DE PUISSANCE La puissance traduit la rapidité d’exécution d’un travail mécanique. Monter une charge lourde au 10 ème étage d’un immeuble représente le même travail quelque soit le moyen employé. Mais l’ascenseur, l’effectuant plus rapidement que l’homme, met en œuvre une puissance plus importante. Dans le cas d’une machine qui fournit un travail constant W pendant un temps t, la puissance P est donnée par l’expression : Puissance =

P

Travail Temps W t

=

Pour un travail donné, on constate que la puissance est d’autant plus grande que le temps d’exécution est court.

2-

UNITÉ DE PUISSANCE : LE WATT Dans le système international d’unités le travail le temps la puissance

W t

P

s’exprime en joules (J) s’exprime en secondes (s) s’exprime en watts (W)

Le watt est donc la puissance d’une machine qui fournit un travail de 1 joule par seconde. Le joule est petit, le watt aussi. Aussi utilise-t-on le plus souvent ses multiples : – le kilowatt (kW) – le mégawatt (MW)

1 kW = 1000 W 1 MW = 1000 kW = 1 000 000 W

Cette définition peut être élargie aux différentes formes de l’énergie. On a ainsi : Puissance =

Énergie Temps

Cette formule s’applique bien entendu avec les mêmes unités que ci-dessus. Application L’engin mentionné précédemment est capable de lever l’échangeur en 1 min. Quelle est sa puissance ? Puissance

=

travail = temps

=

kW

=

CV

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4

Elle montre également qu’une énergie apparaît comme étant le résultat d’une puissance développée pendant un certain temps. Énergie = Puissance • Temps Si l’on exprime la puissance en kW et le temps en heures (h) il en résulte une unité d’énergie très utilisée en pratique : le kilowattheure (kWh). Le kWh est le travail (ou énergie) fournie pendant 1 heure par une machine dont la puissance est 1 kW. La correspondance avec les unités SI est la suivante : 1 kWh = 3600 kJ = 3,6 MJ Application Un moteur électrique de 50 kW travaille pendant 8000 heures par an. Exprimer en mégajoules et en kWh le travail annuel.

IV - UNITÉS PARTICULIÈRES RELATIVES À L'ÉNERGIE THERMIQUE Parmi toutes les formes de l’énergie, la chaleur ou énergie thermique a une importance particulière parce que la génération des autres formes de l’énergie passe souvent par son intermédiaire et aussi parce que la dégradation de l’énergie mécanique sous forme de frottements dans les machines se traduit toujours par l’apparition de chaleur. C’est de plus l’énergie de base des industries chimiques et pétrolières où elle apparaît lors de la combustion des combustibles gazeux ou liquides dans les fours et chaudières. Elle est également transférée d’un fluide à un autre dans les innombrables échangeurs de chaleur, tours de réfrigération, réacteurs, … mis en œuvre dans les procédés. L’énergie thermique s’exprime officiellement à l’aide du joule et de ses dérivés mais la pratique avait consacré dans le passé d’autres unités qui restent très utilisées, en particulier parce qu’elles ont une signification physique plus palpable. Il en est ainsi de la calorie (cal) et de ses multiples : – la kilocalorie (kcal) = 1000 cal – la thermie (th) ou Mcal = 1000 kcal = 1 000 000 cal L’équivalence avec les unités SI est la suivante : 1 cal = 4,185 J 1 kcal = 4,185 kJ 1 th = 4,185 MJ

1 kWh 1 thermie

= 0,8598 th = 859,8 kcal = 1,163 kWh

On rencontre également parfois l’unité anglo-saxonne d’énergie thermique. Elle est appelée BTU (British Thermal Unit) et l’on a : 1 Btu = 1055 J = 1,055 kJ C’est l’équivalent de la calorie en unités anglo-saxonnes, c’est-à-dire la quantité d’énergie qu’il faut pour élever 1 livre d’eau de 1 °F. Application Un échangeur de chaleur a une charge thermique de 3000 th/h. Exprimer cette puissance en kW 3000 th/h soit

= kW

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5

V-

RENDEMENT 1-

BILAN ÉNERGÉTIQUE Dans toute transformation énergétique, il est possible d'écrire un bilan d’énergie. Une part de l’énergie fournie n’est pas transformée en énergie utile et se trouve dégradée sous forme d’énergie perdue, généralement de la chaleur. Énergie fournie (Wf) = énergie utile (Wu) + énergie perdue (Wp)

Wp énergie perdue

D TH 2002 A

Wu énergie utile

TRANSFORMATION D'ÉNERGIE

Wf énergie fournie

L'énergie utile est celle obtenue sous la forme souhaitée. Par exemple, l’énergie électrique fournie par le réseau à un moteur électrique est transformée pour 90 % environ en énergie mécanique. Les 10 % restants correspondent à de la chaleur qui doit être dissipée par le système de refroidissement du moteur.

2-

DÉFINITION DU RENDEMENT Le rendement d'une transformation énergétique est le rapport η (ÊTA) de l'énergie utile (Wu) récupérée à l'énergie fournie (Wf) : η =

Wu Wf

Le tableau ci-dessous donne, pour quelques machines, un ordre de grandeur des rendements : ÉNERGIE FOURNIE

MACHINE

Thermique

Moteur à explosion Turbine à vapeur Chaudière domestique

mécanique mécanique thermique

35 % 40 % 70 %

Mécanique

Alternateur Dynamo

électrique électrique

95 % 90 %

Chimique

Pile Accumulateur

électrique électrique

50 % 70 %

Électrique

Moteur Radiateur Lampe à filament Cuve d'électrolyse

mécanique thermique lumineuse chimique

90 % 100 % 3% 70 %

ÉNERGIE UTILE

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RENDEMENTS

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6

La puissance étant définie comme l'énergie consommée ou utilisée par unité de temps, le rendement peut donc se calculer à partir de la puissance utile (Pu) et de la puissance fournie (Pf) : η=

Pu Pf

Compléter le tableau ci-dessous : Pu

200 W

57 kW

Pa

250 W

0,1 MW

η

%

%

200 kW kW 78 %

W 500 W 75 %

700 CV

200 kW

kW

th/h

82 %

80 %

VI - ÉQUIVALENCES ENTRE LES DIFFÉRENTES FORMES DE L'ÉNERGIE PRIMAIRE 1-

ÉNERGIE PRIMAIRE Quand on s’intéresse au bilan énergétique d’un pays, ou même plus simplement d’une usine, on est amené à prendre en compte les différentes origines de l’énergie utilisée. Cette énergie première, appelée énergie primaire, est ensuite transformée en de multiples formes mieux adaptées à l’usage. On considère généralement comme énergie primaire : – l’énergie récupérable par la combustion des combustibles minéraux solides : houille, coke, des gaz : gaz naturel , gaz de raffinerie, des produits pétroliers : fuels … – l’électricité primaire obtenue par production hydraulique ou nucléaire

2-

ÉQUIVALENCES La comptabilisation de ces énergies utilise le plus souvent des unités différentes de celles du système international. De plus, les comparaisons des consommations ont amené à définir des équivalences qui supposent des facteurs de conversion liés à des procédés précis de transformation. La référence la plus souvent employée est la tonne d’équivalent pétrole ou tep qui correspond à l’énergie rendue disponible par la combustion de 1 tonne de pétrole standard. On admet ainsi que : 1 tep = 42 000 MJ La combinaison de ces différentes énergies sous la forme d’une unité homogène permet d’établir un bilan énergétique. A titre d’exemple, les tableaux qui suivent montrent quelques statistiques relatives au bilan énergétique français.

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La valeur énergétique des charbons étant moins élevée que celle du pétrole, on utilise l’équivalence suivante : 1 tonne de charbon = 0,619 tep Pour le gaz naturel de Lacq on a : 1000 Nm3 = 0,879 tep L’énergie électrique est plus volontiers exprimée en kWh. L’équivalence entre tep et kWh doit prendre en compte le rendement observé dans les centrales thermiques. On admet en conséquence la relation suivante entre fuel consommé et électricité produite : 0,222 tep → 1000 kWh

L'équivalence vraie étant : 1 tep = 42000 MJ = 11667 kWh 0,222 tep = 2590 kWh Application Quel est le rendement standard adopté pour une centrale électrique dans l’établissement de l’équivalence précédente (0,222 tep → 1000 kWh électrique) ? – équivalence énergétique de 0,222 tep MJ

E = – conversion de E en kWh MJ

x

=

– rendement 1000 kWh E en kWh

=

1000

=

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kWh

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VII - CONVERSIONS DES UNITÉS D'ÉNERGIE Unités d’énergie Facteur multiplicatif pour convertir en : Unité

Symbole

Joule

J

kWh

kgf.m

kcal

th

BTU

J

1

2,778.10 –7

0,10197

2,388.10 –4

2,388.10 –7

9,478.10 –4

Kilowattheure

kWh

3,6 . 10 +6

1

3,671.10 +5

859,845

0,859845

3412,14

Kilogrammeforce-mètre

kgf.m

9,80665

2,724.10 –6

1

2,342.10 –3

2,342.10 –6

9,295.10 –3

Kilocalorie

kcal

4185,8

1,163.10 –3

426,935

1

0,001

3,96832

Thermie

th

4185,8.10+3

1,163

426,935.10+3

1000

1

3968,32

British Thermal Unit

Btu

1055,056

2,931.10 –4

107,586

0,251996

0,252.10 –3

1

Application Le pouvoir calorique du fuel est de 9600 kcal/kg. Quelle est sa valeur en J/kg, en MJ/kg (Mégajoule par kilogramme) ? kcal/kg PCI Fuel

J/kg

MJ/kg

9600

Unités de puissance Facteur multiplicatif pour convertir en : Unité

Symbole

Watt

W

kgf.m/s

ch

hp

kcal/h

W

1

0,101972

1,3596.10–3

1,34102.10–3

0,860

Kilogramme force mètre par seconde

kgf.m/s

9,80665

1

13,333.10–3

13,151.10–3

8,4342

Cheval vapeur

CV

735,5

75

1

0,98632

632,6

Horse power

hp

745,7

76,04

1,0139

1

741,34

Kilocalorie par heure

kcal/h

1,163

0,1186

0,00158

0,0156

1

Application Un four brûle 5 tonnes/h de gaz dont la combustion dégage 11 100 Btu/kg. Quelle est la puissance de ce four en th/h et en MW ?

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

GRANDEURS PHYSIQUES

C1

VISCOSITÉ

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - DÉFINITIONS - UNITÉS ........................................................................................................... 1 1 2 -

Viscosité dynamique .................................................................................................................... 1 Viscosité cinématique...................................................................................................................2

II - MESURE DE LA VISCOSITÉ ................................................................................................... 3 1 2 -

Viscosité cinématique...................................................................................................................3 Viscosité dynamique .................................................................................................................... 5

III - VARIATION DE LA VISCOSITÉ AVEC LA TEMPÉRATURE ................................................... 6 1 2 -

Viscosité des liquides ...................................................................................................................6 Viscosité des gaz .........................................................................................................................6

BA PHY - 01669_C_F - Rév. 12

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05/05/2006

-8

1

I-

C 1 -8

DÉFINITIONS - UNITÉS La viscosité est généralement définie comme caractérisant la résistance à l’écoulement d’un fluide ; elle intervient dans tous les phénomènes liés à l’écoulement des fluides : – – – –

pertes de charge dans les tuyauteries écoulement dans les vannes, les soupapes et tous les types de restrictions pompage filtration - décantation

La viscosité est d’autant plus grande que la résistance à l’écoulement est élevée et, en raison des différentes méthodes de mesure utilisées pour la déterminer, on distingue deux types de viscosité : la viscosité dynamique et la viscosité cinématique.

1-

LA VISCOSITÉ DYNAMIQUE La viscosité dynamique µ (Mû), appelée encore viscosité absolue, traduit les interactions moléculaires au sein du fluide en mouvement. Traditionnellement, la viscosité dynamique était exprimée en poises (P) ou en centipoises (cP). Elle est maintenant mesurée dans le système international d’unités en pascal x seconde (Pa.s). En pratique, la correspondance entre les 2 systèmes d’unités est simple puisque le centipoise correspond exactement au millipascal seconde (mPa.s). 1 cP = 1 mPa.s = 0,001 Pa.s Le tableau suivant donne quelques valeurs de viscosité dynamique de fluides usuels.

Viscosité dynamique à 20°C (en cP ou en mPa.s) Liquides :

éther n-octane eau mercure kérosène

0,24 0,55 1,0 1,6 2,5

Éthylène glycol

20

Acide sulfurique pur

23

Huiles SAE 10 W 40 Gaz :

vapeur d’eau air

150 (environ) 0,010 0,019

La viscosité dynamique µ des liquides peut être mesurée par exemple à l’aide de viscosimètres rotatifs dont le principe de fonctionnement repose sur la mesure du couple résistant lié à la mise en rotation d’un mobile tournant au sein de l’échantillon à analyser.

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2

2-

C 1 -8

LA VISCOSITÉ CINÉMATIQUE La viscosité cinématique υ (Nû), d’utilisation courante pour les liquides, prend en compte la masse volumique ρ du fluide à la même température. Cette dernière intervient chaque fois que l’on détermine une viscosité en mesurant un temps d’écoulement sous charge, c’est-à-dire le temps mis par un liquide pour s’écouler à travers un orifice sous l’action de son propre poids. On conçoit en effet que le temps obtenu dépend non seulement de la viscosité propre du liquide mais aussi de sa densité. La viscosité cinématique est obtenue à partir de la viscosité dynamique par la formule : Viscosité cinématique υ =

viscosité dynamique µ masse volumique ρ

υ =

µ ρ

Habituellement exprimée en stokes (St) et en centistokes (cSt), la viscosité cinématique dans le système SI doit être mesurée en mètres carré par seconde (m2/s). La correspondance avec les unités habituelles est la suivante : 1 St = 10–4 m2/s 1 cSt = 0,01 St = 10–6 m2 /s = 1 mm2 /s 1 cSt = 1 mm2/s

Application Donner la valeur de la viscosité cinématique des corps ci-dessous : Viscosité dynamique à 20°C (mPa . s)

Masse volumique à 20°C (kg/m3)

Eau

1,00

998

Mercure

1,60

13540

Éther

0,24

710

Viscosité cinématique à 20°C (mm2/s)

On constate que le mercure et l’éther ont tous les deux une viscosité cinématique inférieure à celle de l’eau, mais pour des raisons différentes : le mercure en raison de sa très grande masse volumique, et l’éther par sa viscosité dynamique assez faible.

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3

C 1 -8

II - MESURE DE LA VISCOSITÉ 1-

VISCOSITÉ CINÉMATIQUE Les mesures de viscosité cinématique des hydrocarbures liquides se font au moyen de 2 types de viscosimètre selon que le mélange est clair ou opaque : – le viscosimètre Ubbelohde à niveau suspendu pour les liquides transparents – le viscosimètre Cannon Fenske à écoulement inversé pour les liquides opaques Tube de remplissage

Tube de remplissage Repères Repères Sens d'écoulement

Sens d'écoulement

D ANA 088 A

Tube capillaire

UBBELOHDE

CANNON-FENSKE

D ANA 086 A

À titre d’exemple, les schémas ci-après font apparaître la situation de l’appareil au déclenchement et à l’arrêt du chronomètre.

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4

C 1 -8

Quelque soit l’appareil utilisé, cette mesure fournit un temps en secondes qui, multiplié par la “constante de l’appareil”, permet d’obtenir directement la viscosité du produit en centistokes. La détermination de la viscosité peut être effectuée avec d’autres appareils qui répondent au même principe : mesure d’un temps d’écoulement d’un volume donné de produit à travers un orifice calibré. Les plus utilisés sont les viscosimètres Engler et Saybolt dont les schémas sont donnés ci-dessous.

Obturateur Repère

° ENGLER Bain marie thermostaté Mesure d'un temps d'écoulement

SSU SSF

Liquide à essayer 200 cm3

Universal Ø = 1,76 mm Furol Ø = 3,15 mm

Ajutage calibré

Flacon de réception

Fond du bain thermostatique

Flacon de réception

Appareil ENGLER

60 cm3

D ANA 087 A

Thermomètre

Niveau de remplissage

Appareil SAYBOLT

La viscosité prend alors le nom de l’appareil et s’exprime : – pour le viscosimètre Engler en degré Engler (abréviation °E) – pour le viscosimètre Saybolt en secondes Saybolt universal (SSU) si on utilise l’orifice “universal” d’un diamètre de 1,76 mm et en secondes Saybolt Furol (SSF) avec l’orifice 3,15 mm Quelque soit le type d'appareil utilisé, la mesure doit être réalisée à une température précise car la viscosité des liquides dépend très fortement de la température.

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2-

C 1 -8

VISCOSITÉ DYNAMIQUE Il existe de nombreux appareils permettant de mesurer la viscosité dynamique. Dans la plupart, le fluide est cisaillé entre deux surfaces, l'une fixe, l'autre mobile en rotation.

40

Le viscosimètre à cylindre coaxiaux est illustré ci-dessous à titre d'exemple.

Il comprend un cylindre fixe contenant le fluide et un cylindre mobile, immergé et entraîné par un moteur (formé d'un rotor et d'un stator).

50 60 70

Ressort calibré

Rotor

Le stator est suspendu et maintenu par un ressort calibré qui s'oppose à sa rotation. Le couple de réaction subi par le stator est proportionnel à la viscosité du liquide et à la température de mesure.

Stator

Cylindre mobile

Cylindre fixe

D IRA 1001 A

Cela se traduit par un angle de rotation du stator visualisé par une aiguille ou une indication numérique.

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6

C 1 -8

III - VARIATION DE LA VISCOSITÉ AVEC LA TEMPÉRATURE 1-

VISCOSITÉ DES LIQUIDES D’une façon générale, la viscosité des liquides diminue très vite avec la température. Il importe donc de pratiquer les mesures à des températures parfaitement contrôlées, qui sont le plus souvent 40°C, 50°C ou 100°C. Les courbes en annexe indiquent la variation de viscosité avec la température d’échantillons de fuel-oil lourd et de fuel domestique. Application Déterminer la viscosité d’un fuel N° 2 aux températures suivantes Température (°C)

40

60

80

100

140

Viscosité (cSt)

Les planches en annexe donnent des exemples de viscosité de divers composés chimiques et des huiles moteurs.

2-

VISCOSITÉ DES GAZ Les gaz ont une viscosité dynamique beaucoup plus faible que celle des liquides. Mais à l’inverse de ceux-ci, la viscosité des gaz augmente avec la température comme le montre les planches en annexe.

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C 1 -8

VISCOSITÉ DES FUEL-OILS

1000

0

20

40

60

80

100

120

140

800 600 500

800 700 600 500

VISCOSITÉ DES FUEL-OILS Spécification Exemple de produit commercial Intervalle de viscosité du produit considéré

400 300 200

400 300 200

110

100

100

FO N

FO N°1

°2

F IL

30

80 70 60 50

UE

-O EL

40

FU

L-O IL

N°

1

40

40

30

N° 2

20

20

15 10 9 8 7 6 5 4

10

9,5

8 6 5 4

FU

FOD

3 2

EL -O IL DO ME ST IQU E

3 2

1

1 0

20

40

50

60

80

100

120

140

Température (°C) — D'après GUILLERMIC —

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160

D PPC 001 A

VIscosité Cinématique (Centistokes)

80 60 50

160 1000

8

C 1 -8

VISCOSITÉ DE PRODUITS DIVERS

2000 1000 400

Fu

200

el

oi l

N°

2

Hu il e

mo

40

t eu

Ga

r 20

W

zol

20

40

e(

d= Hu

0,8

10 8

ile

9)

Viscosité cinématique (cSt ou mm2.s)

100

6 5 4

Aci

de

sul

furi

P ét

que

3

2

Ké ros è

role

à6 0%

ne

A lc

(d

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ce

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=0 ,79 0)

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0)

iqu e(

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SO

32

1 ,0 56 )

,7 1

0)

Es

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ce

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80

u Ea

nc e(

6)

,18

0,5

se

1,5 00) Flu ide t he rm

Hu

co

=1

=0

0,6

Es

(d =

de

(d

0,7

=0 ,85 5)

)

0%

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à2

Es

0,8

Hu

te Pét ur SA role E b ru 30 t (d =0 ,92 5

Cl Na

1.0 0,9

bru t (d

mo

(d

=0

,78

)

4)

Bu

ta n

Be

e

nz

èn

e Température °C

0,3

0

20

40

60

80

100

120

01669_C_F

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140

160

D PPC 046 A

0,4

180

9

C 1 -8

VISCOSITÉ DE QUELQUES GAZ — à pression atmosphérique —

-100

0

100

200

300

400

500

Viscosité dynamique (mPa.s ou cP)

-200

0,04

600

0,04

Az

0,03

ote

0,03

ar

n bo

iq u

e

Ga

zc

Ox

yg

èn

e

A ir

0,02

p Va

H yd

eu

'e rd

ro g è

au

0,02

ne

0,01

Température (°C) 0 -200

-100

0

100

200

300

400

01669_C_F

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500

0 600

D TH 1004 A

0,01

10

C 1 -8

CLASSIFICATION S.A.E. DES HUILES MOTEURS

La classification S.A.E. (Society of Automotive Engineers) définit des grades d'huile à partir de la viscosité à une température de référence : – 6 grades en W (pour winter) ; 0W, 5W, 10W, 15W, 20W, 25W À chacun de ces grades correspond : • • •

une viscosité maxi à une température basse fixée une température limite de pompabilité une viscosité mini à 100°C

Les 2 premières limites concernent le fonctionnement hivernal à froid et la 3ème la marche à chaud, moteur en température. – 5 autres grades (20, 30, 40, 50, 60) garantissant uniquement une viscosité minimale à 100°C donc sans garantie de fonctionnement à froid. Une huile moteur est dite : • monograde si elle rentre dans un seul des grades ci-dessus (ex : 5AE 10 W) • multigrade si elle respecte un des grades en W et un des autres (ex SAE 10 W/30) CLASSIFICATION S.A.E.

Grade de viscosité SAE

VISCOSITÉ À basse température mPa.s (°C) CCS

À 100°C (ASTM D-445) mm2 /s

Température limite de pompabilité (°C) ASTM D-4684

Max.

Min.

Max.

Min.

0W 5W 10W à froid 15W 20W 25W

3 250 (– 30) 3 500 (– 25) 3500 (– 20) 3 500 (– 15) 4 500 (– 10) 6 000 (– 5)

3,8 3,8 4,1 5,6 5,6 9,3

— — — — — —

– 35 – 30 – 25 – 20 – 15 – 10

20 30 à chaud 40 50 60

— — — — —

5,6 9,3 12,5 16,3 21,9

9,3 12,5 16,3 21,9 26,1

— — — — —

1 cP = 1 mPa . s

1 cSt = 1 mm2/s

01669_C_F

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR DES CORPS PURS

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

C2

I - VAPORISATION ET CONDENSATION D'UN CORPS PUR À PRESSION CONSTANTE ...... 1 1 2 3 4 5

II -

-

Expérience de vaporisation .......................................................................................................... 1 Expérience de condensation ........................................................................................................ 3 Température d’ébullition ...............................................................................................................3 Vaporisation et condensation à différentes pressions ..................................................................3 Courbes de tension de vapeur des corps purs ............................................................................5

UTILISATION DE LA COURBE DE TENSION DE VAPEUR D'UN CORPS PUR .................... 6 1 2 3 -

Détermination d’une tension de vapeur........................................................................................ 6 Détermination d’une température de condensation ..................................................................... 7 Vaporisation d’un liquide par détente ...........................................................................................8

III - CARACTÉRISTIQUES PHYSIQUES LIÉES À LA VAPORISATION D’UN CORPS PURS NOTION DE POINT CRITIQUE................................................................................................. 9 1 2 3 -

Caractéristiques physiques - Chaleur de vaporisation ................................................................. 9 Notion de point critique.................................................................................................................9 Notion de volatilité ...................................................................................................................... 12

BA ELV - 02137_A_F - Rév. 1

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12/07/2005

-1/A

1

C 2 -1/A

En fonction des conditions de température et de pression dans lesquelles il se trouve un corps pur peut se rencontrer à l'état solide, liquide, ou vapeur. Les changements d'état intéressant la distillation correspondent au passage de l'état liquide à l'état vapeur, appelé vaporisation, et à la transformation inverse, dénommée condensation. Vaporisation

ETAT VAPEUR OU GAZEUX

ETAT LIQUIDE Condensation

Quand, dans un appareillage quelconque, il y a coexistence et contact de deux phases liquide et vapeur à la même température et à la même pression, on parle alors d'équilibre liquide-vapeur. Le terme équilibre traduit le fait que les phénomènes mis en jeu répondent à des lois physiques bien précises. Dans le cadre de la distillation, il est particulièrement intéressant d'étudier les équilibres liquide-vapeur ainsi que les changements d'état physique à pression constante.

I-

VAPORISATION ET CONDENSATION D'UN CORPS PUR À PRESSION CONSTANTE 1-

EXPÉRIENCE DE VAPORISATION Le phénomène de vaporisation d'un corps pur à pression constante peut être observé grâce à un cylindre dans lequel on a introduit le corps pur et à un piston étanche muni d'un manomètre que l'on peut déplacer pour maintenir la pression à une valeur constante. A titre d'exemple, il est décrit ci-dessous une expérience de vaporisation du n-butane sous la pression constante de 10 atmosphères. Le butane est liquide à la température de départ et l'on chauffe progressivement tout en déplaçant le piston pour compenser la dilatation du liquide et l'expansion du volume due à la vaporisation.

Liquide

1

Liquide + vapeur

2

3

4

Vapeur

5

6

7

10 10 10

10

10

10

20

70

80,8

80,8

80,8

80,8

100

D TH 010 B

10

Pression (atm) APPORT DE CHALEUR Température (°C)

02137_A_F

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2

C 2 -1/A

Le schéma précédent représente 7 phases de l'expérience notées 1 à 7 qui sont repérées par leur numéro dans la description qui suit.

ÉTAPE

1

Conditions opératoires P = 10 atm.

OBSERVATIONS Le butane est entièrement à l'état liquide

T = 20°C 2

P = 10 atm. T = 70°C

3

P = 10 atm. T = 80,8°C

4 et 5

6

P = 10 atm. T = 80,8°C

P = 10 atm. T = 80,8°C

7

P = 10 atm. T = 100°C

Pour passer de l'état 1 à l'état 2 on a apporté une certaine quantité de chaleur, ce qui a pour effet d'élever la température du butane liquide de 20°C à 70°C, sans changement d'état physique. Cette chaleur est dite du type "chaleur sensible". Début de la vaporisation : on assiste à l'apparition des premières bulles de vapeur de butane. Le liquide parvenu à sa température de vaporisation est appelé liquide saturé. Vaporisation progressive du butane qui se poursuit à température constante. L'apport continu de chaleur sans changement de température sert donc uniquement à vaporiser le butane. Cette quantité de chaleur nécessaire au changement d'état physique est dite du type "chaleur latente". Fin de vaporisation du butane, qui est maintenant entièrement vapeur à l'exception d'une dernière goutte de liquide. La vapeur qui est ainsi à la limite de la condensation est aussi appelée vapeur saturée. Le butane est entièrement à l'état vapeur ou gazeux. Pour passer de l'état 6 à l'état 7 , la chaleur fournie a pour effet d'élever la température du gaz de 80,8°C à 100°C. Il s'agit de chaleur sensible puisqu'il n'y a pas de changement d'état.

Le butane gazeux à 100°C sous la pression de 10 atm., est nettement au-dessus de sa température de condensation, on dit qu'il est à l'état de "vapeur surchauffée". A 20°C ou à 70°C, le butane liquide sous la pression considérée est éloigné de sa température de vaporisation ; il est qualifié de liquide "sous refroidi". Dans les autres cas, 3 à 6 , il y a coexistence des deux phases liquide et vapeur : on est à l'équilibre liquide-vapeur et les deux phases en présence sont dites saturées.

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3

2-

C 2 -1/A

EXPÉRIENCE DE CONDENSATION Elle consiste à réaliser l'opération inverse. En partant de vapeur de n-butane surchauffée, on observe successivement les étapes suivantes : - refroidissement de la vapeur de 100°C jusqu'à 80,8°C par élimination de chaleur sensible. À 80,8°C la vapeur de n-butane est saturée - condensation à la température constante de 80,8°C avec restitution de la chaleur latente absorbée lors de la vaporisation et dénommée dans ce cas chaleur latente de condensation, - refroidissement du liquide de 80,8°C à 20°C par élimination de chaleur sensible.

3-

TEMPÉRATURE D'ÉBULLITION L'expérience précédente montre qu'à pression constante le butane se vaporise ou se condense à température constante. Cette température de changement d'état est identique en vaporisation et en condensation. Il en est de même pour tous les corps purs et l'on appelle la température de vaporisation et de condensation température d'ébullition du corps pur sous la pression considérée. Dans le cas où la pression est égale à 1 atmosphère absolue, la température d'ébullition est appelée température d'ébullition normale. Cette dernière fait partie de ce que l'on appelle les constantes physiques d'un corps pur. Le tableau ci-après donne quelques valeurs de températures d'ébullition normales.

4-

Corps pur

eau

alcool éthylique

propane

n-butane

Benzène

Styrène

Chlorure de vinyle

t eb normale (°C)

100

78,3

- 42,1

- 0,5

80,1

145,2

- 13,4

VAPORISATION ET CONDENSATION À DIFFÉRENTES PRESSIONS L'expérience précédente peut être renouvelée à différentes pressions. On constate que la température d'ébullition du corps pur augmente quand la pression croît. Le tableau ci-dessous donne, pour le n-butane, la correspondance Pression-Température d'ébullition. P. (atm.) t eb (°C) n-butane

0,2 - 37

0,3

0,5

0,7

-28,5

-17,8

- 9,6

1

1,5

5

- 0,5

10,5

50,9

10 80,8

15

20

101

117

Dans un diagramme où sont reportées la pression et la température, cet ensemble de valeurs définit une courbe caractéristique appelée courbe de tension de vapeur du n-butane que l'on peut tracer sur la page suivante à partir des valeurs indiquées ci-dessus.

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4

C 2 -1/A

02137_A_F

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0 -50

5

10

15

Pression (atm)

D GEN 2018 A

0

50

100

Température (°C)

150

COURBE DE TENSION DE VAPEUR DU n-BUTANE

5

5-

C 2 -1/A

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DES CORPS PURS

Pression en atm

Chaque corps pur possède, comme le n-butane, une courbe de tension de vapeur qui délimite, dans le diagramme pression-température, deux zones comme représenté ci-dessous.

COURBE DE TENSION DE VAPEUR

Etat LIQUIDE

Etat VAPEUR V

P2 P3 L+

V

Température en (°C)

t1

t3

D TH 009 D

L

P1

t2

- la zone située à gauche de la courbe correspond au domaine d'existence du corps pur à l'état liquide. Les conditions de pression P1 et de température t1 (point L) définissent le corps pur à l'état liquide -

la zone située à droite correspond au domaine d'existence à l'état vapeur (point V, conditions P2, t2)

- sur la courbe elle-même (conditions P3 et t3 par exemple) il y a coexistence des deux phases liquide et vapeur

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6

II -

C 2 -1/A

UTILISATION DE LA COURBE DE TENSION DE VAPEUR D'UN CORPS PUR 1-

DÉTERMINATION D'UNE TENSION DE VAPEUR Pour un corps pur donné, la présence simultanée de deux phases liquide et vapeur suppose donc des conditions telles que leur point représentatif dans le diagramme pression-température soit situé sur la courbe de tension de vapeur du corps pur. Il en découle que : - à pression fixée il n'y a qu'une seule température pour laquelle les deux phases peuvent coexister. Il s'agit de la température d'ébullition dénommée aussi parfois température d'équilibre - à température fixée il n'existe qu'une seule pression pour laquelle on a présence simultanée des deux phases liquide et vapeur. Cette pression est appelée tension de vapeur du corps pur liquide à la température considérée À titre d'exemple, on a représenté ci-dessous une sphère contenant du propane liquide et gazeux à la température de 20°C.

P

Courbe de tension de vapeur du propane

Propane Gazeux

Pression 20 °C

— LIQUIDE — TV 20 C3

— VAPEUR — Température (°C) 20

La condition d'équilibre liquide-vapeur étant réalisée, puisqu'il y a coexistence des deux phases, la pression P régnant dans le ballon est la tension de vapeur du propane liquide à 20°C, que l'on note 20

TV C3. La courbe de tension de vapeur du propane disponible en annexe permet d'en lire la valeur : P = TV

20 C3 =

atm. abs.

On peut remarquer que, pour le propane comme pour les autres corps purs, la tension de vapeur augmente avec la température. Ainsi, à 40°C la pression dans la sphère deviendrait : 40

TV C3 =

atm. abs.

La courbe de tension de vapeur d'un corps pur permet donc de connaître la pression régnant dans une capacité contenant ce corps à l'équilibre liquide-vapeur, à une température connue. On peut remarquer qu'à température constante les tensions de vapeur varient de manière importante d'un corps pur à l'autre.

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D TH 072 B

Propane Liquide

7

2-

C 2 -1/A

DÉTERMINATION D'UNE TEMPÉRATURE DE CONDENSATION La courbe de tension de vapeur permet également de déterminer la température d'ébullition ou de condensation d'un corps pur à une pression fixée. Dans le cas où l'on condense un corps pur vapeur à pression déterminée, la courbe de tension de vapeur permet de déterminer la température de condensation.

3 bar abs. 150°C

100°C

La température de condensation de la vapeur d’eau sous 3 bar abs :

D PCD 506 D

Vapeur d'eau

°C .

On peut observer que les conditions de température indiquées supposent une désurchauffe de la vapeur avant condensation et un sous refroidissement des condensats après condensation.

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8

3-

C 2 -1/A

VAPORISATION D’UN LIQUIDE PAR DÉTENTE L’expérience de vaporisation d’un corps pur à pression constante montre que l’ébullition se produit quand la température devient égale à la température d’ébullition du corps pur. De la même façon, s’il s’agit d’une variation de pression, la vaporisation commence quand la pression supportée devient égale à la tension de vapeur du corps pur. Ainsi, un corps pur maintenu liquide sous pression à température constante (point 1 sur le schéma, conditions P1 et t1 ) commence à se vaporiser par détente quand la pression devient égale à sa tension t

de vapeur (point 2, conditions P2 = TV1 t 2 = t1 ).

Pression

P1

1

LIQUIDE P2 = TVt1

2

D TH 012 G

VAPEUR

t1 = t2

Température

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9

C 2 -1/A

III - CARACTÉRISTIQUES PHYSIQUES LIÉES À LA VAPORISATION D’UN CORPS PUR NOTION DE POINT CRITIQUE 1-

CARACTÉRISTIQUES PHYSIQUES - CHALEUR DE VAPORISATION Le passage de l’état liquide à l’état gazeux correspond à la transformation d’un certain nombre de propriétés physiques de ces fluides : propriétés optiques différentes puisqu’on distingue un niveau, densité plus élevée pour le liquide que pour la vapeur, etc. Cette transformation s’accompagne, comme on l’a déjà vu, d’une consommation d’énergie pour le passage liquide-vapeur ou d’une restitution d’énergie pour le passage inverse. Plus précisément, on appelle chaleur latente de vaporisation la quantité de chaleur qu’il faut fournir à 1 kg de liquide saturé pour le transformer en vapeur saturée à la même température. Elle s’exprime par exemple en kcal/kg et elle est souvent notée Λ (lambda). La chaleur latente de condensation a la même valeur si la température de changement d’état est la même. À titre d’exemple, le tableau ci-dessous regroupe les valeurs des chaleurs latentes de vaporisation de quelques corps purs correspondant au changement d’état physique sous la pression de 1 atmosphère, c’est-à-dire à leur température d’ébullition normale. Corps Méthane Éthane Propane Butane Benzène Eau

2-

teb (°C) à P = 1 atm

Λ (kcal/kg)

– 161,5 – 89 – 42 0,5 80 100

122 116 101 92 93 539

NOTION DE POINT CRITIQUE Si l’on considère, pour un corps pur donné, plusieurs expériences de vaporisation à pression croissante, donc à température de plus en plus élevée, on constate que : - les différences de propriétés physiques s’amenuisent, en particulier la masse volumique : celle du liquide diminue à cause de l’élévation de température et celle de la vapeur augmente à cause de l’augmentation de pression. Le tableau ci-dessous indique les masses volumiques liquide et vapeur du propane en fonction de la température. t (°C)

– 42

0

50

80

97

Masse volumique liquide (kg/m3)

581

529

448

373

217

Masse volumique vapeur (kg/m 3 )

2,4

10,4

38,8

84

217

02137_A_F

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10

-

C 2 -1/A

la chaleur de vaporisation diminue, ce qui veut dire que les deux phases se ressemblant de plus en plus, la dépense d’énergie pour passer de l’une à l’autre devient de plus en plus faible. Le tableau ci-dessous montre l’évolution de la chaleur latente de vaporisation du propane avec la température. t (°C)

– 42

0

50

80

97

Λ (kcal/kg)

101

78,5

68

46

0

À la limite, les deux phases deviennent identiques et ce faisant, la chaleur de vaporisation devient nulle. Il existe ainsi une pression et donc une température extrêmes au-delà desquelles il n’y a plus de changement d’état possible. Ces conditions limites déterminent le point final de la courbe de tension de vapeur appelé point critique et repéré par la lettre C auxquelles correspondent la pression critique (Pc) et la température critique (tc) du corps pur. Pression

C

Pression critique

Point critique

Courbe de tension de vapeur

— LIQUIDE —

D TH 012 A

— VAPEUR —

Température critique

Température

Le tableau ci-dessous regroupe les valeurs des coordonnées critiques de quelques corps purs.

teb normale °C

tc (°C)

Pc (atm)

Hydrogène Oxygène Azote

– 252,8 – 183 – 196

– 239,7 – 118,3 – 146,9

12,8 50,1 33,5

Méthane Éthylène Éthane Propane n-butane

– 161,5 – 103,7 – 88,6 – 42,1 – 0,5

– 81,9 9,4 32,5 97,0 152,2

45,8 50,0 48,2 42 37,5

Benzène Toluène Eau

80,1 110,8 100

289 318,6 374,15

48,4 40,5 218,3

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C 2 -1/A

On voit ainsi que la vaporisation d’un corps pur liquide est impossible à une pression supérieure à sa pression critique. De même, la condensation d’un corps pur gazeux ne peut pas être réalisée à une température supérieure à sa température critique. Des gaz comme l’hydrogène, l’air (oxygène-azote), le méthane, l’éthylène ne peuvent être condensés à température ambiante. Leur liquéfaction nécessite des installations frigorifiques. À titre de résumé, le schéma ci-dessous regroupe les principales notions présentées dans les paragraphes précédents. Vaporisation impossible

Pression

Point critique

Pression critique du corps pur

PC

C

E

LI Q

D

Température d'ébullition normale

1 atm.

UI

teb°

t fixée

VAPEUR SURCHAUFFÉE

teb sous P

TC

D TH 013 D

Tension de vapeur à t

TVt

Température critique du corps pur

SA TU

RÉ

P fixée

Température d'ébullition sous P

VAP

EU

LIQUIDE SOUS-REFROIDI

Condensation impossible

RS ATU RÉE

Courbe de tension de vapeur

Température

Courbe de tension de vapeur d’un corps pur -

domaine liquide : à gauche de la courbe domaine vapeur : à droite de la courbe liquide saturé : liquide à l’ébullition, point représentatif sur la courbe de tension de vapeur vapeur saturée : vapeur à la limite de la condensation, point représentatif sur la courbe de tension de vapeur - température d’ébullition : température indiquée par la courbe pour une pression déterminée - tension de vapeur : pression exercée par la vapeur en contact avec le liquide. Valeur fournie par la courbe en fonction de la température 02137_A_F

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12

3-

C 2 -1/A

NOTION DE VOLATILITÉ La distillation est un procédé de séparation capable de différencier les constituants d'un mélange par leur volatilité. Cette caractéristique de volatilité peut, pour un corps pur, être traduite par les propriétés mise en évidence par la courbe de tension de vapeur : la température d'ébullition et la tension de vapeur. Si l'on compare ces propriétés pour plusieurs corps purs, on observe des différences de comportement qui sont à la base des écarts de volatilité permettant la distillation. Le diagramme ci-après représente à titre d'exemple les courbes de tension de vapeur de trois corps purs notés respectivement a, b, c.

a

Pression

b

c

TV a

P3 = TV b

Température teb a

teb b

D TH 210 B

TV b

t3 = teb c

Si la température est fixée (par exemple à une valeur repérée par t3 sur le diagramme), les tensions de vapeur de ces trois corps à cette température choisie sont respectivement TVa, TVb et TVc. Elles sont différentes et peuvent être classées comme suit : TV a > TVb > TVc Cette différence traduit le fait que le corps noté a manifeste une plus forte tendance à se vaporiser que le corps noté b ; il en est de même pour le corps b par rapport au corps c. On exprime cela en disant que le corps a est plus volatil que le corps b, lui-même plus volatil que c. a plus volatil que b b plus volatil que c

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13

C 2 -1/A

D'autre part, si c'est la pression qui est fixée (par exemple à une valeur repérée par P3 sur le diagramme), les températures d'ébullition de ces corps à la pression choisie peuvent être lues sur le même diagramme : teb a, teb b et teb c. Le corps a qui a la plus forte tension de vapeur possède la plus faible température d'ébullition. Le corps c au contraire possède la plus faible tension de vapeur et la plus forte température d'ébullition. teba < tebb < tebc Pour ces trois corps purs, les diverses constatations précédentes aboutissent en fait au même classement global de volatilité, comme le résume le schéma ci-dessous :

VOLATILITE + volatils

TENSION DE VAPEUR + forte

corps pur a

corps pur b corps pur c

- volatils

+ basse

TVa

teba

TV b

tebb

TV c

tebc

+ faible

+ élevée TEMPERATURE D'EBULLITION

Ainsi les hydrocarbures purs peuvent être classés par ordre de volatilité croissante de deux manières : -

soit par ordre croissant de leur tension de vapeur (mesurée à une température fixée) soit par ordre décroissant de leur température d'ébullition (mesurée à pression fixée)

Ce sont ces différences de volatilité des corps purs les uns par rapport aux autres qui sont exploitées dans la séparation des mélanges par distillation.

02137_A_F

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-150

-140 -130 -120 -110

-100

-90

-80

-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

e

80

ta n

n-H

ta ep

ne

4

5

6

9 8 7

10

15

02137_A_F

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D PPC 010 AE

-200

0,1

0,2

90

100

110

120 130 140

0,4

0,4

150

160 170 180 190

Température (°C)

0,5

0,5

200

0,1

0,2

0,3

0,6

0,6

0,3

0,9 0,8 0,7

1

0,9 0,8 0,7

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DE QUELQUES HYDROCARBURES (Origine équation d'Antoine)

e tan u B ne e ta n tan n n e e P n-P is o e an ex H n-

2

is

u oB

20

30

40

50

200

2

-190 -180 -170 -160

e e lèn y an p p o o Pr Pr

100

3

1

10

0

3

4

5

6

9 8 7

15

20

30

40

Pression (Atm)

ane

Mé th

50

-100

e lè n Eth y

ne ha Et

-200

14

C 2 -1/A

02137_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

0

0

D TH 019 A

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,013

10

10

20

20

30

30

40

40

50

50

60

60

70

70

80

80

100

110

120

130

90

100

110

120

Température (°C) 130

COURBE DE TENSION DE VAPEUR DE L'EAU DE 0 À 100°C

90 760

0

100

200

300

400

500

600

700

750

15

C 2 -1/A

Pression (mm Hg)

Pression (bar)

16

C 2 -1/A

400 300 200

Pression (bar)

500

Point critique 221,29 bar

C

374,15 °C 100 90 80 70 60 50 40 30 20

10 9 8 7 6 5 4 3 2

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

COURBE DE TENSION DE VAPEUR DE L'EAU DE 50°C AU POINT CRITIQUE

0,3

Température (°C) 0,1

50

100

150

200

250

02137_A_F

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300

350

400

D TH 018 E

0,2

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR DES MÉLANGES

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

C2

I - DOMAINE D’ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR D’UN MÉLANGE D’HYDROCARBURES ......... 1 1 2 3 -

Vaporisation et condensation à pression constante..................................................................... 1 Interprétation ................................................................................................................................ 2 Domaine d’équilibre liquide-vapeur .............................................................................................3

II - ÉTUDE DU FLASH D’UN MÉLANGE D’HYDROCARBURES .................................................. 4 1 2 -

Mise en œuvre du flash................................................................................................................ 4 Étude des compositions des phases liquide et vapeur d’un flash ................................................ 5

III - TENSION DE VAPEUR D’UN MÉLANGE D’HYDROCARBURES ......................................... 10 1 2 -

Signification ................................................................................................................................ 10 Expression de la tension de vapeur d’un mélange d’hydrocarbures .......................................... 12

BA ELV - 02150_A_F - Rév. 3

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18/05/2006

-1/B

C 2 -1/B

1

I-

DOMAINE D’ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR D’UN MÉLANGE D’HYDROCARBURES 1-

VAPORISATION ET CONDENSATION À PRESSION CONSTANTE L'expérience de vaporisation peut, comme pour un corps pur, être réalisée dans un cylindre muni d'un piston étanche que l'on peut déplacer pour maintenir la pression à la valeur fixée P1. La température de départ t1 est telle que le mélange est à l'état liquide. On a représenté et numéroté les différentes phases de l'expérience sur le schéma ci-dessous.

Liquide

Liquide + vapeur

tb

t3

t4

tr

t6

D TH 010 K

t1

Vapeur

Pression (atm) APPORT DE CHALEUR

Température (°C)

en 1

Le mélange est entièrement à l'état liquide. Il est éloigné de ses conditions de vaporisation, on dit qu'il est sous refroidi.

en 2

La température du mélange s'élève par apport de chaleur sensible et à la température t b apparaît une première bulle de vapeur. Cette température de début de vaporisation est appelée température de bulle du mélange sous la pression P1. On dit aussi que le mélange est à son point de bulle.

en 3 et 4

La vaporisation se poursuit progressivement par apport de chaleur latente de vaporisation. Mais contrairement à ce que l'on a observé pour les corps purs la température continue à croître pendant la vaporisation.

en 5

Le mélange a atteint la température de fin de vaporisation. Cette température est appelée température de rosée du mélange sous la pression P1. Le mélange est à l'état de vapeur saturée, on dit aussi qu'il est à son point de rosée.

en 6

L'apport de chaleur provoque une augmentation de la température de la vapeur qui passe donc à l'état de vapeur surchauffée.

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C 2 -1/B

2

La condensation du mélange pris à l'état de vapeur surchauffée amène des observations similaires, mais ordonnées dans le sens inverse : - désurchauffe de la vapeur de t6 à tr, - début de condensation à la température de rosée du mélange, - condensation à température décroissante avec libération de la chaleur latente de condensation, - fin de la condensation à la température de bulle du mélange : tb, - sous refroidissement du liquide de tb à t 1.

2-

INTERPRÉTATION Le comportement d'un mélange d'alcanes lors de la vaporisation (ou de la condensation) à pression constante se traduit donc par l'apparition d'un intervalle de température où il y a coexistence du liquide et de la vapeur, comme le montre le schéma suivant :

LIQUIDE

LIQUIDE + VAPEUR t3

t2

Mélange liquide sous-refroidi

t4

Mélange vapeur surchauffée

Coexistence de deux phases tb

t6

t5

TEMPÉRATURE

tr

Température de bulle

Température de rosée

D TH 212 A

t1

VAPEUR

-

En dessous de sa température de bulle le mélange est à l'état liquide sous refroidi.

-

Au dessus de sa température de rosée il est vapeur surchauffée.

-

Entre les températures de bulle et de rosée, il se présente sous la forme d'un mélange de liquide et de vapeur. La proportion de liquide dans le mélange décroît quand on passe du point de bulle au point de rosée.

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3

3-

DOMAINE D'ÉQUILIBRE LIQUIDE-VAPEUR L'expérience précédente peut être répétée à différentes pressions. Comme pour les températures d'ébullition des corps purs on observe alors que les températures de bulle et de rosée s'élèvent quand la pression augmente. L'ensemble de ces températures reporté dans un diagramme pressiontempérature permet de tracer deux courbes : - une courbe de bulle reliant l'ensemble des points de bulle, - une courbe de rosée reliant l'ensemble des points de rosée. Ces deux courbes font apparaître trois domaines comme cela est représenté sur le schéma ci-après :

% vaporisé du mélange croissant

1

% en vapo m o r is le é

bu e d

50

— LIQUIDE —

ll e

Pression

ée

e rb u Co — L + V — 2

C

r ou

be

r de

os

3 D TH 077 D

— VAPEUR —

Température

-

domaine 1 à gauche de la courbe de bulle : le mélange est liquide,

-

domaine 2 entre les courbes de bulle et de rosée : le mélange est partiellement vaporisé, il y a équilibre liquide-vapeur,

-

domaine 3 à droite de la courbe de rosée : le mélange est gazeux.

Les phénomènes de distillation peuvent être mis en évidence quand on réalise une séparation liquidevapeur d'un mélange. Cela suppose que l'on se situe dans la zone 2 du schéma ci-dessus. L'opération de séparation liquide-vapeur correspondante est souvent appelée flash. Elle permet de faire apparaître les différences de comportement des constituants du mélange en fonction de leur volatilité.

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4

II -

ÉTUDE DU FLASH D'UN MÉLANGE D'HYDROCARBURES 1-

MISE EN OEUVRE DU FLASH Réaliser un flash consiste par exemple, à vaporiser partiellement un mélange de départ appelé charge, grâce à un chauffage approprié ; puis à séparer en continu les deux phases liquide et vapeur à l'aide d'un ballon , dit "ballon de flash". La même situation peut aussi être réalisée après condensation partielle d'un mélange à l'état vapeur. L'appareillage utilisé est représenté ci-dessous :

P

Échangeur de chaleur

Vapeur

Ballon séparateur PRC

T

FRC

LRC

Mélange d'alimentation

TRC

Liquide

D PCD 031 C

Pompe

Les différentes boucles de régulation représentées sur le schéma permettent d'assurer : -

un débit constant de charge (FRC au refoulement de la pompe) des conditions de température et de pression constantes dans le ballon (TRC et PRC) un niveau constant (LRC sur le niveau du ballon)

Les conditions de pression et de température du ballon déterminent l’état de vaporisation de la charge : -

à une pression plus faible correspond un mélange plus vaporisé à une température plus forte correspond aussi un mélange contenant plus de vapeur

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C 2 -1/B

5

2-

ÉTUDE DES COMPOSITIONS DES PHASES LIQUIDE ET VAPEUR D'UN FLASH À titre d'exemple, on s'intéresse au flash du mélange suivant : Constituants

% Molaire

Éthane Propane iso-butane n-butane iso-pentane n-pentane

8 22 14 24 10 22

TOTAL

100

Les domaines d’équilibre de ce mélange sont donnés page 7. Les conditions opératoires du "flash" sont : - débit de charge - pression - température

: : :

100 kmol/h soit 5 716 kg/h 10 atm, 75°C

Le pourcentage vaporisé du mélange est de

% mol

- débit de vapeur : - débit de liquide :

soit :

kmol/h (2 629,8 kg/h) kmol/h (3 086,2 kg/h)

En masse le pourcentage vaporisé correspondant est : % vaporisé =

=

02150_A_F

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%

C 2 -1/B

6

a - Bilan matière et compositions Puisqu'il s'agit d'un procédé continu on peut établir le bilan matière du ballon en s'assurant que ce qui entre est égal à ce qui sort. Cela est vrai globalement : 100 kmoles charge = 50 kmoles vapeur + 50 kmoles liquide, mais aussi pour chaque constituant de la charge. La somme des débits d'un constituant dans la vapeur et dans le liquide doit être égale au débit de ce constituant dans la charge : 8 kmoles éthane dans la charge = 6,8 kmoles vapeur + 1,2 kmoles liquide. Le tableau de bilan matière ci-dessous permet de s'assurer de toutes ces égalités.

Charge

Vapeur

Liquide

kmol/h

kg/h

kmol/h

kg/h

kmol/h

kg/h

Éthane

8

240

6,8

204,0

1,2

36,0

Propane

22

968

15,1

664,4

6,9

303,6

Iso-butane

14

812

7,4

429,2

6,6

382,8

n-butane

24

1 392

11,3

655,4

12,7

736,6

Iso-pentane

10

720

3,2

230,4

6,8

489,6

n-pentane

22

1 584

6,2

446,4

15,8

1 137,6

100

5 716

50,0

2 629,8

50,0

3 086,2

Ces résultats font également apparaître des différences de composition entre la vapeur et le liquide. On peut calculer en effet les pourcentages molaires de chaque constituant en phase liquide et vapeur et observer les différences correspondantes en complétant le tableau suivant.

Composition en % molaire Charge

Phase vapeur

Éthane Propane Iso-butane n-butane Iso-pentane n-pentane

02150_A_F

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Phase liquide

50

60

70

80

90

100

110

110

120

120

12

14

16

18

20

22

24

02150_A_F

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0 -50

100

Pression (bar)

D TH 2004 A

Température (°C)

0

2

40

90

2

30

80

4

20

70

4

10

60

6

0

50

0%

6

-10

40

%

8

-20

30

10

8

-30

20

8 % molaire 22 % molaire 14 % molaire 24 % molaire 10 % molaire 22 % molaire

10

Courbe iso % vaporisé molaire

Éthane Propane i-Butane n-Butane i-Pentane n-Pentane

0

30 %

10

-40

30 %

Composition du mélange

-10

50 %

10

12

14

16

18

20

22

-20

% 70

-30

% 90

24

-40

0% 10

-50

7

C 2 -1/B

DOMAINES D'ÉQUILIBRE D'UN MÉLANGE COMPLEXE

C 2 -1/B

8

b - Comportement des constituants en fonction de leur volatilité dans un flash Dans le tableau précédent, les hydrocarbures sont rangés dans l'ordre de volatilité décroissante. Cela permet de mettre en évidence le fait que les plus volatils d'entre eux sont davantage présents dans la vapeur. Ceux-ci ont en effet une concentration molaire plus grande en phase vapeur qu'en phase liquide. Cela concerne l’Éthane, le Propane et l'Isobutane, qui sont dits "légers". Par contre, les composés moins volatils sont davantage présents dans la phase liquide. Leur concentration molaire est en effet plus grande dans le liquide que dans la vapeur. Pour cette raison, ils sont dits "lourds". Dans une séparation liquide-vapeur les constituants de la charge manifestent donc des différences de comportement dans leur répartition entre phase vapeur et phase liquide : -

les composés volatils ou "légers" ont une plus forte tendance à se diriger dans la vapeur

- les constituants peu volatils ou "lourds" ont eux une plus forte tendance à se concentrer dans le liquide De manière habituelle, on dit qu'un mélange plus riche qu'un autre en composés plus volatils (ou légers) est "plus léger". Il en est de même d'un mélange contenant moins de composés lourds. Au contraire, un mélange plus riche qu'un autre en composés moins volatils (ou lourds) est dit "plus lourd". Il en est de même d'un mélange moins riche en composés légers. A partir du tableau donnant les compositions de la charge, de la vapeur et du liquide, on constate que : -

la vapeur est plus riche en légers que la charge le liquide est plus riche en lourds que la charge

Cette séparation élémentaire est illustrée par le schéma ci-dessous. VOLATILITÉ GLOBALE DES MÉLANGES Mélange plus volatil Volatilité de la vapeur (plus riche en constituants volatils)

Volatilité du liquide (plus riche en constituants lourds) Mélange plus lourd

02150_A_F

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D TH 214 A

Volatilité du mélange de la charge

9

C 2 -1/B

Ces différences de volatilité ou de composition entre les phases ne sont toutefois pas extrêmement importantes car la vapeur plus légère contient toujours des constituants lourds et le liquide plus lourd contient des composants légers. On dit qu'un flash est une opération de séparation peu sélective et cela justifie, quand on désire des séparations conduisant à des produits purs à répéter un grand nombre de fois la séparation précédente en mettant en oeuvre des colonnes de distillation. Le résultat d'un flash en ce qui concerne les compositions des phases vapeur et liquide obtenues dépend toutefois des conditions opératoires pratiquées. L'étude qui suit permet de montrer les conséquences de variations de température ou de pression.

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C 2 -1/B

10

III - TENSION DE VAPEUR D'UN MÉLANGE D’HYDROCARBURES 1-

SIGNIFICATION a - Cas d'un mélange à son point de bulle Si l'on considère un ballon dans lequel un mélange a été introduit en quantité telle qu'un niveau de liquide s'est établi, la pression régnant dans le ballon est appelée tension de vapeur du liquide à la température de l'expérience.

P Vapeur

t P = TVliquide

Liquide

D TH 007 A

t

En fait la quantité de gaz contenu dans le "ciel" au-dessus du niveau est négligeable par rapport à celle de liquide. On peut donc considérer que le mélange global introduit dans le ballon est à son point de bulle Domaine d'équilibre du mélange

Pression

ll e

— LIQUIDE —

C

e

ée

rb ou

bu e d

C

P

r ou

be

r de

os

D TH 077 K

— VAPEUR —

tBulle

Température

Le domaine d'équilibre du mélange permet d'obtenir la valeur de la pression donc de la tension de vapeur qu'on appelle aussi pression de bulle du mélange.

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C 2 -1/B

11

b - Cas d'un ballon de séparation liquide-vapeur Dans ce cas le mélange est partiellement vaporisé et la séparation des phases vapeur et liquide se fait dans le ballon. Les conditions opératoires (température et pression) déterminent la fraction vaporisée du mélange ainsi que le montre le diagramme d'équilibre.

Domaine d'équilibre du mélange d'alimentation or i vap

%

P

10

0%

Vapeur

u ll

e

— LIQUIDE —

50

0%

vap

or i

sé

sé

Pression

e

P

Co

ur

b

e ed

Mélange d'alimentation

ro

— VAPEUR —

T Liquide

Température

T

Les deux phases obtenues sont en équilibre : - la vapeur est à son point de rosée. En effet une légère baisse de la température provoquerait sa condensation, - le liquide est à son point de bulle. Une faible augmentation de sa température suffirait à le vaporiser. De ce fait la pression régnant dans le ballon est la pression de bulle ou tension de vapeur du liquide. t

P = TVliquide

02150_A_F

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D TH 077 L

ur

eb

sé

Co

d be

C 2 -1/B

12

2-

EXPRESSION DE D’HYDROCARBURES

LA

TENSION

DE

VAPEUR

D'UN

MÉLANGE

a - Expériences Trois ballons maintenus à la même température contiennent respectivement : - le premier du propane pur, - le second un mélange propane-n-butane, - le troisième du n-butane. P2

20°C

Propane

P3

20°C

Propane + n-butane

20°C

n-butane

D TH 2101 A

P1

Les conditions d'équilibre étant respectées : - la pression P1 est la TV du propane à 20°C, soit P1 =

atm

- la pression P3 est la TV du n-butane à 20°C, soit P3 =

atm

- P2 est la TV du mélange propane-n-butane à 20°C. Cette dernière a une valeur intermédiaire comprise entre les deux autres et elle dépend des proportions de propane et de n-butane, c'est-à-dire de la composition du mélange. Dans le cas des mélanges d'alcanes, la loi de Raoult permet d'apprécier la tension de vapeur du mélange par pondération des tensions de vapeur des constituants présents. b - Loi de Raoult Cette loi permet de calculer la participation de chaque constituant à la tension de vapeur globale du mélange liquide, participation souvent appelée tension de vapeur partielle du constituant. Elle est obtenue en multipliant la tension de vapeur propre du constituant par sa fraction molaire dans le liquide.

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C 2 -1/B

13

Ainsi dans l'expérience précédente, si l'on appelle : la fraction molaire du propane dans le liquide

xC

3

x C3 =

20

soit

TV C

la tension de vapeur du propane à 20°C

x nC

la fraction molaire du n-butane dans le liquide

3

4

x C4 = 20

TV nC

% mol

soit

% mol

la tension de vapeur du n-butane à 20°C

4

on aura : 20

TV partielle du propane = TV C • xC 3 3

=

•

=

atm

TV partielle du n-butane = TVnC • xnC = 4 4

•

=

atm

20

La tension de vapeur du mélange est alors calculée en ajoutant les différentes tensions de vapeur partielles. Ainsi pour l'exemple la loi de Raoult s’écrit 20°C

20

20

TV mélange = TVC • xC + TVnC • xnC 3 4 3 4 soit

20°C TV mélange =

+

=

atm

La pression régnant dans le ballon est la tension de vapeur du mélange liquide et les tensions de vapeur partielles sont les pressions partielles de chaque constituant en phase gazeuse.

02150_A_F

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C 2 -1/B

14

La loi de Dalton permet à partir des pressions partielles et de la pression totale de déterminer la composition de la phase gazeuse. La fraction molaire d’un constituant est en effet obtenue en divisant sa pression partielle par la pression totale. Elle n’est toutefois valable que pour les mélanges d'alcanes de même famille chimique. -

pour le propane y C3 =

-

PPC3 = P

=

soit

%

=

soit

%

pour le butane y C4 =

PPC4 = P

La phase gazeuse apparaît ainsi plus riche en propane que la phase liquide. La loi de Raoult peut bien sûr être généralisée si le liquide contient plus de deux constituants. Il suffit de calculer les tensions de vapeur partielles de chaque constituant et d'en faire la somme pour obtenir la tension de vapeur du mélange. Elle n’est toutefois valable que pour les mélanges d'alcanes de même famille chimique.

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉQUILIBRES LIQUIDE-VAPEUR DANGERS LIÉS AU COMPORTEMENT DES FLUIDES Ingénieurs en Sécurité Industrielle

C2

-2

I - PRESSION RÉGNANT DANS UNE CAPACITÉ ....................................................................... 1 1 - Capacité pleine de gaz .................................................................................................................1 2 - Capacité contenant une phase liquide et une phase vapeur ....................................................... 1 3 - Capacité pleine de liquide ............................................................................................................ 4

II - CONSÉQUENCES D’UN APPORT OU D’UN RETRAIT DE CHALEUR À UN CORPS ........... 5 1 - Apport de chaleur .........................................................................................................................5 2 - Retrait de chaleur .......................................................................................................................13 3 - Vaporisation d’un liquide par détente .........................................................................................15

III - COUPS DE BÉLIER ................................................................................................................ 19 1 - Description du phénomène ........................................................................................................ 19 2 - Effets de coups de bélier et prévention...................................................................................... 21

ANNEXES Courbes de tension de vapeur de quelques hydrocarbures ..................................................................23 Courbe de tension de vapeur de l’eau...................................................................................................24 Courbes de tension de vapeur de quelques composés chimiques ....................................................... 25 Variation de la densité de quelques liquides avec la température ........................................................ 26

SE PRO - 00549_D_F - Rév. 1

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04/04/2005

1

I-

C 2 -2

PRESSION RÉGNANT DANS UNE CAPACITÉ 1-

CAPACITÉ PLEINE DE GAZ PRESSION = CHOCS DES MOLÉCULES

Un gaz est constitué de molécules qui peuvent se déplacer librement les unes par rapport aux autres et qui sont soumises à une agitation incessante et désordonnée.

t

D MEQ 3008 A

Ces molécules sont toutes identiques dans le cas d'un corps pur et elles sont de plusieurs espèces dans le cas d'un mélange.

Pression dans une capacité pleine de gaz L'agitation des molécules provoque de multiples chocs contre les parois. Les forces pressantes qui en résultent s'appliquent sur toute la surface interne du ballon et créent donc une pression. Cette pression exercée par le gaz dépend du nombre de chocs par unité de surface (Pression = Force/Surface) et est donc fonction : – du nombre de molécules de gaz, c'est-à-dire de la quantité de gaz enfermée dans le ballon – de la surface offerte aux chocs, c'est-à-dire des dimensions du ballon ou appareillage contenant le gaz –- de l'agitation des molécules qui augmente avec la température

2-

CAPACITÉ CONTENANT UNE PHASE LIQUIDE ET UNE PHASE VAPEUR Quand dans un équipement quelconque, non relié à l’atmosphère, il y a coexistence et contact de deux phases liquide et vapeur à la même température et à la même pression, on dit que les deux phases sont à l’équilibre liquide-vapeur. a - Corps pur Pour un corps pur donné, la présence simultanée de ces deux phases suppose des conditions telles que leur point représentatif dans le diagramme pression-température soit sur la courbe de tension de vapeur de ce corps pur. La pression absolue, dans l'équipement, est la tension de vapeur du corps pur à la température de stockage. PRESSION = TENSION DE VAPEUR DU CORPS PUR

D MEQ 3008 B

t

Pression dans une capacité contenant une phase liquide et une phase vapeur 00549_D_F

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2

C 2 -2

En effet chaque corps pur possède une courbe de tension de vapeur qui délimite, dans le diagramme pression-température, deux zones comme représenté ci-dessous. - une zone liquide à gauche de la courbe (conditions P1 et t1 par exemple) - une zone vapeur à droite de la courbe (conditions P 2 et t2 par exemple)

COURBE DE TENSION DE VAPEUR

Pression

Etat LIQUIDE

Etat VAPEUR V

P2 P3 L+

V D TH 009 D

L

P1

Température

t1

t3

t2

Courbe de tension de vapeur Sur la courbe elle-même (conditions P3 et t3 par exemple) il y a coexistence des deux phases liquide et vapeur Les planches en annexe présentent les courbes de tension de vapeur de quelques corps purs. À titre d’exemple on a représenté ci-dessous une sphère contenant du propane liquide et gazeux à la température de 20°C. Courbe de tension de vapeur du propane

P

P

20°C Propane liquide

TV20 C3

t

D SEC 009 A

Propane gazeux

20°C

Pression dans une sphère de propane La condition d’équilibre liquide-vapeur étant réalisée, puisqu’il y a coexistence des deux phases, la 20

pression P régnant dans le ballon est la tension de vapeur du propane à 20°C, que l’on note TVC . 3

00549_D_F

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3

C 2 -2

L’abaque en annexe permet d’en lire la valeur : 20

P = TVC = 8,2 atm 3 La courbe de tension de vapeur d’un corps pur permet donc de connaître la pression régnant dans une capacité contenant ce corps à l’équilibre liquide-vapeur, à une température connue et ceci quel que soit le niveau de liquide. b - Mélange Si l'on considère un ballon dans lequel un mélange est à l'équilibre liquide-vapeur, la pression P régnant dans le ballon est appelée tension de vapeur du liquide à la température considérée.

PRESSION = TENSION DE VAPEUR DU MÉLANGE

D MEQ 3008 C

t

Pression dans une capacité contenant un mélange à l'équilibre liquide-vapeur Dans un tel ballon, une augmentation de température provoque la vaporisation partielle immédiate du liquide; on dit que celui-ci est à son point de bulle. Par contre, une diminution de température provoque la condensation partielle immédiate de la vapeur, on dit que celle-ci est à son point de rosée.

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4

3-

C 2 -2

CAPACITÉ PLEINE DE LIQUIDE La pression n’est pas une propriété du liquide mais dépend de la machine qui a généré la pression (en général une pompe), des systèmes de régulation de pression et des systèmes de protection dont est équipée la capacité.

(F - 2) V1

P

P

V2

V2

(F - 2)

En service

(F - 1)

En service

V1 fermé en premier V2 fermé en second

V2 fermé en premier V1 fermé en second

P = Presse de refoulement de la pompe à débit nul

P = Pression Atmosphérique

Pression dans une capacité pleine de liquide

00549_D_F

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D CH 3001 A

(F - 1) V1

5

II -

C 2 -2

CONSÉQUENCES D'UN APPORT OU D'UN RETRAIT DE CHALEUR A UN CORPS 1-

APPORT DE CHALEUR Un apport de chaleur à un corps peut avoir les deux conséquences suivantes : - augmenter la température du corps sans changement d'état physique, mais entraîner une dilatation - provoquer la changement d'état physique du corps, ce qui signifie vaporisation pour un liquide a - Apport de chaleur sans changement d'état • Capacité pleine de gaz La pression augmente. Elle varie approximativement comme la température absolue du gaz qui est mesurée en Kelvin (K = ° C + 273). Les risques encourus sont faibles. • Capacité pleine de liquide Tout liquide tend à se dilater quand la température augmente; il y a une expansion thermique. Cette caractéristique entraîne des risques car l'élévation de température d'un liquide emprisonné dans un récipient peut par expansion thermique entraîner des surpressions considérables capables de rompre tous les équipements non protégés, ce liquide étant incompressible. Dans le cas d'un ballon en acier plein d'eau à 20°C, une élévation de température de 30°C entraîne une pression de l'ordre de 180 bars, soit en moyenne 6 bars/°C d'élévation de température. Aux températures plus élevées le gradient d'élévation de pression est encore plus grand car la dilatation de l'eau est plus élevée. Ceci est illustré par le schéma ci-dessous :

175

0

490

960

20°C

50°C

75°C

Évolution de la pression dans une capacité pleine d’eau liquide

00549_D_F

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105°C

D SEC 012 A

bar rel

6

C 2 -2

Le graphique ci-dessous montre dans un récipient plein de gaz liquéfiés, sans phase gazeuse, l’élévation de pression approximative en fonction de l’élévation de température, en négligeant les variations de volume du récipient.

Pression (bar rel) 80 70 60 50 40 30 20

Élévation de température

(°C) 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

D SEC 013 A

10

Évaluation de la pression dans une capacité pleine de gaz liquéfiés

S’il existe un “ciel gazeux” au-dessus du liquide, lors de l’élévation de température, cette phase vapeur est d’abord comprimée et la pression à l’intérieur du réservoir s’élève plus lentement. Mais lorsque le liquide a occupé, après dilatation, tout le volume du récipient, la pression croît de nouveau brutalement. Ces risques peuvent apparaître en particulier dans une capacité isolée (telle que sphère, camionciterne, wagon-citerne, ballon, bouteille d’échantillons, …) par élévation de la température ambiante. On ne doit donc jamais remplir une capacité afin qu'il subsiste un ciel gazeux permettant la libre dilatation du liquide par élévation de température. La température maximale de référence pour des conditions normales de stockage en France est de 50°C. Elle est prise à 40°C si l’équipement est muni d’un pare-soleil (exemple : wagon et camion-citerne). Compte tenu de ce qui précède la règle couramment utilisée est qu'il subsiste un ciel gazeux au moins égal à 3 % du volume total du récipient quand le liquide est à 50°C. La quantité maximale du produit que peut contenir un réservoir se calcule donc en masse.

00549_D_F

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7

C 2 -2

Application : Quelle est la quantité maximale de propane pur à 20°C que l’on peut introduire dans une sphère de 1000 m3 ? Volume total de la sphère : Ciel gazeux minimal à 50°C : Volume liquide maximal à 50°C : Masse volumique du propane à 50°C : 445 kg/m3 Masse maximale de propane stocké : Masse volumique du propane à 20°C : 500 kg/m3 Volume maximal de propane à 20°C :

15 %

3%

15°C

50°C GPL commerciaux

D SEC 019 D

Il en est ainsi pour une bouteille de propane ou de butane commercial qui nouvellement remplie à un ciel gazeux de 15 % à 15°C environ. Celui-ci subsiste à 50°C (3 % minimum).

Surveiller les niveaux : dans les sphères en particulier, se souvenir que le volume n’est pas proportionnel au niveau. Attention aux capacités laissées pleines après les épreuves hydrauliques. Ces risques concernent aussi une tuyauterie isolée. L’augmentation de température du produit par la soleil peut entraîner des ruptures de joints et/ou même de la tuyauterie, ou tout au moins empêcher l’ouverture de robinet-vanne à opercule.

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C 2 -2

8

Il faut prendre l’une des précautions suivantes : - laisser décollée une vanne vers une capacité - si des soupapes d’expansion thermique sont prévues, veiller à ce qu’elles ne soient pas isolées

DN 25 (1")

O DN 20(3/4")

F

F

D SEC 014 A

BAC

Vanne cadenassée ouverte (CO)

D MEQ 3009 A

Soupape d'expansion thermique sur bac de stockage

Soupape d'expansion thermique sur transfert de liquide

00549_D_F

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C 2 -2

9

Application : Calculer la quantité de propane pur évacuée par une soupape d’expansion thermique placée sur une ligne isolée soumise à une élévation de température. Avec : - ligne : longueur 100 m diamètre nominal 4” (DN 100) section de passage : 82,1 cm2 - température initiale : 20°C - température finale : 40°C

– sur les échangeurs, s'il n'existe pas de soupape d'expansion thermique : ne jamais isoler le fluide froid si le fluide chaud est en service.

Fluide chaud

Fluide froid

Précaution d'exploitation sur un échangeur

00549_D_F

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D MTE 1041 B

NE JAMAIS ISOLER LE FLUIDE FROID, SI LE FLUIDE CHAUD EST EN SERVICE

C 2 -2

10

•

Capacité à l’équilibre liquide-vapeur

Tant qu’il subsiste un ciel gazeux, la pression augmente avec élévation de température conformément à la courbe de tension de vapeur du corps concerné. L’exemple ci-dessous permet d’observer l’augmentation de pression avec la température dans une sphère de pur.

bar rel.

50°C

D SEC 015 A

20 °C

bar rel.

Les pressions qui en découlent sont moins importantes que dans le cas précédent et n’engendrent généralement pas de risques particuliers. Néanmoins il faut tenir compte de cette propriété physique lors de toute opération inhabituelle : détournement de produit, démarrage, conditions climatiques inhabituelles, … b - Apport de chaleur avec changement d'état La vaporisation du liquide s'accompagne : - d'une consommation d'énergie appelée chaleur latente de vaporisation - d'une augmentation très importante de volume Dans le cas de l'eau : à 100°C et à la pression atmosphérique, l'eau donne un volume de vapeur environ 1600 fois plus grand que son volume à l'état liquide. Aussi l'eau qui entre accidentellement dans une installation, si elle est vaporisée par un produit chaud, peut occasionner une rupture de l'installation. On comprend donc que les surpressions puissent se produire dans des équipements lors de la vaporisation de quantité même faible d'eau si le volume offert à la vapeur n'est pas suffisant. Le risque de surpression augmente bien entendu avec la température. Il peut y avoir destruction de l'équipement intérieur et même éclatement.

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C 2 -2

11

Ainsi dans un bac de stockage : - lors de la rupture d’un serpentin dans un bac de stockage de produits réchauffés, on se trouve en présence d’un débordement avec moussage (FROTH-OVER). C’est la mise en ébullition d’eau dans un produit chaud, non en feu

T > 100°C

D SEC 016 A

VAPEUR PV

CONDENSAT

- lors d’un feu dans le réservoir on peut rencontrer : • une émulsion en surface avec débordement par présence d’eau provenant de l’arrosage ou de la mousse (SLOP OVER) • une vaporisation dans la masse (BOIL OVER) provoquée par le produit qui, en brûlant, crée une onde de chaleur qui se déplace vers le fond du réservoir et provoque l’ébullition de l’eau libre située en fond de bac

Fractions lourdes coulant

Eau libre ou en émulsion Phénomène de boil-over 00549_D_F

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D SEC 3000 A

Ondes de chaleur

Fractions légères distillantes Fractions légères remontant

C 2 -2

12

D SEC 018 A

Le produit enflammé, projeté dans les airs, génère une véritable boule de feu.

Rupture d’un bac de stockage lors d'un boil-over (toit sans soudure frangible) En opération, les précautions suivantes sont à prendre : – contrôle de l'absence d’eau dans les coulages vers les bacs de stockage traitant des produits chauds non aqueux – purge en point bas dans les tuyauteries et les capacités de stockage où peut s’accumuler de l’eau – drainage complet de l’eau résiduelle après des épreuves d’étanchéité hydraulique avant tout démarrage des unités à risques – vérification de l’absence d’eau dans les réservoirs de vidange (fût, “tonne à vide”, …) avant l’admission de produit chaud – vérification du bon fonctionnement des purgeurs sur les lignes de vapeur d’eau pour éviter les "marteaux d'eau". Vapeur

Condensats

D SEC 021 A

PV

– pas d’utilisation de la vapeur d’eau dans les serpentins de réchauffage de réservoir de stockage contenant des produits stockés à une température supérieure à 80-90°C. 00549_D_F

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C 2 -2

13

2-

RETRAIT DE CHALEUR Un retrait de chaleur a les conséquences inverses : – diminution de la température du corps sans changement d’état physique avec contraction par augmentation de la masse volumique – changement d’état physique, ce qui signifie : • condensation pour une vapeur • solidification pour un liquide Dans les deux cas, une mise sous vide est à craindre si la capacité considérée est isolée. Elle sera néanmoins bien plus importante lors de condensation de vapeur. Il peut y avoir déformation et même “implosion” du matériel. Les exemples ci-dessous illustrent ce risque.

F

F

retrait de 120

chaleur

50

°C

°C eau

F

F

D SEC 030 A

Mise sous vide d'un récipient sous pression

Mise sous vide d’un bac de stockage 00549_D_F

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C 2 -2

14

Les accidents les plus fréquents sur les équipements isolés se produisent lors de refroidissement inopinés (pluie, baisse de la température extérieure, …) : -

par condensation de la vapeur d’eau lors de manœuvre de dégazage ou de désaération par condensation de la vapeur d’eau contenue dans l’air (bac de stockage, silos, …) pendant le transport de produits chauds

Les précautions nécessaires sont les suivantes : - mettre les évents et les purges à l’air libre s’il n’y a pas de risque de mélange explosif, et vérifier qu’ils ne sont pas bouchés - maintenir une légère surpression par : • l’addition d’un corps pur léger (exemple : propane dans butane) • du gaz inerte • du gaz de chauffe - vérifier le bon fonctionnement des soupapes de respiration double effet sur les bacs de stockage Les risque existe aussi dans une capacité contenant un corps à l’équilibre liquide-vapeur. En effet, selon la température certains corps ont une tension de vapeur inférieure à la pression atmosphérique. Dans le cas du n-butane pur, ceci est illustré par l’exemple dessous :

Bar rel.

Bar rel.

20 °C n. Butane à l'équilibre

D SEC 1223 B

n. Butane gazeux

0 °C

Évolution de la pression dans un wagon-citerne de butane

Par temps froid pour éviter la mise sous vide, il peut être nécessaire de pressuriser les capacités (sphère, wagons-réservoirs, habituellement en pression).

00549_D_F

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C 2 -2

15

3-

VAPORISATION D’UN LIQUIDE PAR DÉTENTE a - Risques de givrage Lors d’une vaporisation par baisse de pression dans une vanne, il n’y a pratiquement pas d’échange thermique avec le milieu ambiant. La chaleur latente nécessaire à la vaporisation du liquide est prise au liquide lui-même. La baisse de température qui en découle amène en présence d’humidité, un givrage au point de détente et peut créer des blocages par le gel de l’eau ou par la formation d’hydrates. Lors d’une prise d’échantillon de gaz liquéfiés pour permettre en cas d’incidents chaque vanne soit manœuvrable :

2 D SEC 024 A

1

• ouvrir dans l’ordre, les robinets 1 puis 2 • lorsque la prise est terminée, fermer 2 puis 1 • décomprimer le flexible en ouvrant 3 • décomprimer la ligne entre 1 et 2 en ouvrant 2, puis fermer 2

3

Ceci est bien entendu aussi valable pôur une purge de gaz liquéfiés. b - Formation d’hydrates • Hydrates d'hydrocarbures Les hydrates sont des structures cristallines qui peuvent se former lorsqu’on met des hydrocarbures et de l’eau en présence dans certaines conditions. Il est admis que les hydrates sont des inclusions de molécules de gaz dans les espaces laissés libres dans un réseau cristallin de molécules d’eau avec de faibles liaisons chimiques entre le gaz et l’eau. Deux types d’hydrates ont été mis en évidence :

H

H

H

Molécules d'Hydrocarbures

D CH 3000 A

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

H

Réseau cristallin de molécules d'eau

Exemple de structure cristalline d'un hydrate (propane)

00549_D_F

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C 2 -2

16

-

le premier intéressant les molécules de faibles tailles (méthane, éthane, éthylène) avec pour formules : 7,6 H 2 O 7,6 H 2 O

• CH4 • C2H6

- le second relatif aux molécules plus grosses (propylène, propane, isobutane) comportant 17 molécules d’eau Les tailles des molécules au-delà du n-butane sont trop importantes pour permettre la pénétration dans une cavité du réseau cristallin de sorte que les homologues supérieurs au butane ne peuvent donner lieu à des formations d’hydrates. Les hydrates sont des solides de couleur blanche qui peuvent revêtir différents aspects (neige, givre, cristaux ou arborescences) et dont la densité est d’environ 0,98. Les températures de formation des hydrates dépendent de la pression et de l’hydrocarbure concerné et peuvent être largement situées au-dessus de 0°C. Le diagramme ci-dessous représente les domaines de formation d’hydrates ou d’eau libre pour quelques hydrocarbures : 100 90 80 70

Méthane

atm

60 50

Éthane

40 30

20

Pression

10 9 8 7

Eau liquide + HC liquide

ane

Prop

6

ZONE DE FORMATION D'HYDRATES

5 4 3

tane

Isobu

Eau liquide + vapeur d'HC

ane Eau solide + vapeur d'HC

n-but 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 -5

°C 0

5

10

15

20

30

Température (°C)

0°C

Domaine de formation des hydrates 00549_D_F

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Température

D TH 008 B

2

C 2 -2

17

Ces températures n’ont bien entendu aucun rapport avec les températures de solidification des hydrocarbures résumées dans le tableau ci-dessous.

Constituants

Température de solidification (°C)

Méthane

– 182,5

Éthane

– 183

Propane

– 187

Isobutane

– 159,4

Éthylène

– 169,4

Propylène

– 185,4

Lorsque l'hydrate se décompose, il y a libération du gaz contenu dans le réseau cristallin. Ex : 164 cm 3 de méthane gazeux par cm3 d'hydrate solide. • Autres hydrates Il peut y avoir formation d'hydrates avec d'autres gaz tels que le gaz carbonique, l'hydrogène sulfuré, le chlore, le brome.

Gaz

Hydrate / Formule

Couleur

CO 2

CO 2 / 7,6 H2O

Blanchâtre

H 2S

H 2S / 5,07 H2O

Jaunâtre

Cl 2

Cl 2 / 5,75 H2O

Légèrement coloré

Br2

Br2 / 10 H2O

Rougeâtre

• Risques liés aux hydrates Les hydrates occupent un volume important étant donné leur faible masse volumique. Ils sont capables de boucher en partie ou en totalité les équipements tels que lignes, filtres, robinetterie, … Ils peuvent s'accumuler dans les échangeurs, se déposer dans les machines tournantes en entraînant un balourd du rotor générateur de vibrations. L’adhérence aux parois et la dureté du bloc d’hydrates est telle qu’aucun moyen mécanique normal de débouchage ne peut être mise en œuvre. Seul le réchauffage (ex : lance à vapeur) s'avère efficace.

00549_D_F

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18

Pour éviter ces risques il faut : – diminuer la teneur en eau dans le gaz (ex : 0,01 % à 15°C dans le propane) – injecter du méthanol, avide d'eau c - Fuite à l’atmosphère de gaz liquéfiés sous pression Lors d’une fuite de gaz liquéfiés sous pression il y a détente brusque de la pression interne du récipient à pression atmosphérique et donc vaporisation instantanée d’une partie du gaz liquéfié libéré. La partie non vaporisée s’écoule en nappes circulaires et se vaporise lentement grâce aux apports thermiques de l’environnement (conduction et convection avec le sol ou de l’eau, rayonnement solaire, température ambiante, …). Le phénomène est différent dans le cas d’un gaz liquéfié cryogénique stocké à la pression atmosphérique puisque la vaporisation instantanée n’apparaît pas, le produit libéré se répand sur le sol, formant une nappe qui se vaporise peu à peu.

00549_D_F

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C 2 -2

C 2 -2

19

III - COUPS DE BÉLIER 1-

DESCRIPTION DU PHÉNOMÈNE Un coup de bélier est une brusque variation de pression et a pour cause une brutale variation de débit : – fermeture / ouverture de robinets – démarrage / arrêt de pompe (en particulier à distance)

Amont

Aval

Amont

Aval

D SEC 025 A

Dans une tuyauterie où circule du liquide, une fermeture brusque de vanne ne bloque pas immédiatement toute la masse de liquide se trouvant dans la tuyauterie. Ce liquide encore en mouvement vient “s’écraser” sur la face amont de l’opercule de la vanne en produisant une augmentation de pression et de la même façon, la pression en aval de la vanne chute brutalement.

Cette surpression (ou dépression) localisée sur une petite longueur va se déplacer sous forme d’une onde le long de la conduite (à la vitesse du son dans le liquide ≅ 1 km/s) jusqu’à ce qu’elle rencontre un obstacle qui la fait repartir dans l’autre sens. On crée ainsi un mouvement de va et vient de surpression et de dépression qui diminue avec le temps grâce aux frottements qui amortissent le mouvement. La valeur de la surpression atteinte est fonction de la vitesse de fermeture de la vanne. Une formule simplifiée permet d’estimer cette surpression.

∆P = surpression en bar L = longueur de la tuyauterie en m t = durée de la fermeture de la vanne en s ∆P =

L . (V 1 – V2 ) t . 50 v 1 = vitesse du produit ligne en service en m/s v 2 = vitesse après fermeture vanne = 0 m/s

00549_D_F

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C 2 -2

20

Application : Calculer la surpression atteinte dans le cas suivant : Débit = Diamètre tuyauterie = Longueur de la tuyauterie = Temps de fermeture de la vanne =

100

DN 8

Sé rie

0 Sé

F-

4"

rie F

Sch

40

- 3" S

ch 4 0

Sch 40 rie F - 2"

40

DN

8

5S éri

eF

-5

"S

ch

9

DN 50 Sé

10

Vitesse en m/sec.

11

DN

12

7

6

0

h4

c "S

eF

-6

éri 0S

5 DN

15

4 0

ch 4

3

0 N 20

ie Sér

"S F-8

D

" Sch

50 S

DN 2

F - 12"

Série DN 300

1

40

Sch 40

e F - 16" Sch

DN 400 Séri

40

Débits en m3/h

50

100

150

200

250

300

350

Relation vitesse-débit dans une conduite en fonction du diamètre 00549_D_F

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400

D SEC 032 A

2

- 10 érie F

C 2 -2

21

2-

EFFETS DE COUPS DE BÉLIER ET PRÉVENTION Les coups de bélier par la surpression ou la dépression qu’ils occasionnent peuvent être la cause de chocs et de ruptures d’éléments de tuyauterie (en particulier en plastique où les phénomènes sont fréquents) ou de pièces mécaniques : joints, corps de pompe, boulonnerie de brides, clapets, … Pour prévenir ces incidents, deux solutions peuvent se présenter : •

la non création du coup de bélier la surpression de la variation de pression par un équipement approprié

Éviter le coup de bélier

L’amplitude de la surpression dépend essentiellement de la vitesse de variation du débit. Il suffit donc de s’attacher à ne produire que des variations lentes du débit. Il est ainsi recommandé de : – – – – –

démarrer une pompe vanne de refoulement fermée d’arrêter une pompe après avoir fermé la vanne de refoulement d’ouvrir ou fermer les robinets manuels progressivement (attention aux vannes 1/4 tour) de prévoir des temps raisonnables d'ouverture / fermeture des robinets motorisés de remplir lentement une canalisation vide

vanne ouverte brusquement

Vanne fermée

Impact du front du liquide =

surpression

D SEC 026 A

Air

Coup de bélier à l'ouverture d'une vanne

•

Se prémunir contre les coups de bélier

Il est cependant très difficile d’éviter tous les coups de bélier : – un arrêt brutal de pompe n’est pas souvent précédé par la fermeture de la vanne de refoulement – les automatismes de chargement créent systématiquement des coups de bélier Des équipements de protection peuvent être prévus : – soit pour amortir les coups de bélier par exemple avec une capacité antipulsatoire – soit pour se protéger contre des surpressions occasionnelles importantes par exemple avec une soupape ou un disque d’éclatement. 00549_D_F

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C 2 -2

22

Pour éviter la dissolution du gaz dans le liquide, on utilise des bouteilles à membranes de type Olaer. La pression de gonflage est fonction des caractéristiques du circuit. Une bouteille ne peut amortir qu’une seule fréquence. On n'est donc pas protégé dans le cas d'une pompe à vitesse variable

Orifice de gonflage Ouvert Gaz comprimé

D SEC 027 B

Vessie

Bouteille anti-pulsatoire de type Olaer

Clapet Neyric sur réseau d'eau incendie

Systèmes de protection contre les surpressions et les dépressions

00549_D_F

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-150

-140 -130 -120 -110

-100

-90

-80

-70

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

e

80

ta n

n-H

ta ep

ne

4

5

6

9 8 7

10

15

00549_D_F

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D PPC 010 A

-200

0,1

0,2

90

100

110

120 130 140

0,4

0,4

150

160 170 180 190

Température (°C)

0,5

0,5

200

0,1

0,2

0,3

0,6

0,6

0,3

0,9 0,8 0,7

1

0,9 0,8 0,7

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DE QUELQUES HYDROCARBURES (Origine équation d'Antoine)

e tan u B ne e ta n tan n n e e P n-P is o ne xa e n-H

2

is

u oB

20

30

40

50

200

2

-190 -180 -170 -160

e e lèn y an p p o o Pr Pr

100

3

1

10

0

3

4

5

6

9 8 7

15

20

30

40

Pression (Atm)

ne

th a

Mé

50

-100

e

lè n

Eth y

ne

ha

Et

-200

23

C 2 -2

C 2 -2

24

400 300 200

Pression (bar)

500

Point critique 221,29 bar

C

374,15 °C 100 90 80 70 60 50 40 30 20

10 9 8 7 6 5 4 3 2

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4

COURBE DE TENSION DE VAPEUR DE L'EAU DE 50 °C AU POINT CRITIQUE

0,3

Température (°C) 0,1

50

100

150

200

250

300

00549_D_F

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350

400

D TH 018 E

0,2

00549_D_F

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Pression (bar)

PT

-100

-90

-90

-80

-80

-70

PT

-70

-60

PT

-60

-50

-50 -40

-40

-30

-30

-20

-20

-10

-10

0

2 CO

0

10

10

20

HC

20

I

30

30

40

40

50

50

60

60

70

70

80

80

100

90

100

NH 3

90

110

110

120

Cl 2

120

130

130

150

150

l CC 4

F3

140

Br

140

160

160

170

HF

170

190

200 210

180

190

200

210

Température (°C)

180

220

230

240

220

230

240

COURBES DE TENSION DE VAPEUR DE QUELQUES COMPOSÉS CHIMIQUES — Origine équation d'Antoine —

D TH 1005 A

0,09 0,08 0,07 PT 0,06 0,05 -130 -120 -110

0,1

0,2

0,3

0,4

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

1

2

3

4

9 8 7 6 5

10

20

30

40

50

90 80 70 60

100

-100

BF 3

-130 -120 -110 150

250

0,09 0,08 0,07 0,06 0,05

0,1

0,2

0,3

0,4

1

0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

2

3

4

9 8 7 6 5

10

20

30

40

50

90 80 70 60

100

150

250

25

C 2 -2

C 2 -2

26

VARIATION DE LA DENSITÉ DE QUELQUES LIQUIDES AVEC LA TEMPÉRATURE

Nom

Densité d

Formule -80°C

Acétaldehyde

-60°C

-40°C

-20°C

0°c

20°C

40°C

60°C

0,791

0,765

0,74

80°C

100°C

0,98

0,96

C 2H 4O

0,78

Acétate de butyle

C 6H12O2

0,882

Acétate d'éthyle

C 4H8O2

Acétone

C 3H 6O

Acide acétique

C 2H 4O 2

1,049

1,028

1,003

Acide formique

CH2O2

1,221

1,192

1,169

Acrylonitrile

C 3H 3N

0,806

Anhydride acétique

C 4H 6O 3

1,082

C 6H 4

0,879

0,858

0,836

0,815

0,793

0,500

0,488

1,203

1,113

Benzène Butane

n-butane

C 4H10

150°C

200°C

0,731

0,661

0,901 0,855

0,674

0,658

0,640

0,832

0,811

0,621

0,601

0,579

0,555

0,528

0,605

0,584

0,559

0,534

0,505

1,571

1,522

1,448

1,411

1,348

1,279

1,13

1,108

1,087

1,065

1,04

1,02

0,96

0,896

1,64

1,60

1,56

1,52

1,48

1,43

1,40

1,36

1,32

1,21

1,06 0,90

isobutane Chlore (liquide)

Cl2

Chlorobenzène

C 6H5Cl

Chloroforme

CHCl 3

Chlorure de méthyle

CH3Cl

1,101

1,067

1,031

0,997

0,960

0,921

0,881

0,837

0,790

0,733

Chlorure de méthylène

CH2Cl2

1,49

1,455

1,42

1,385

1,35

1,318

1,28

1,248

1,212

1,175

1,06

Chlorure de vinyle

C 2H3Cl

1,06

1,03

1,00

0,975

0,945

0,915

0,88

0,845

0,80

0,745

0,51

Cyclohexane

C 6H12

0,78

0,76

0,74

0,72

Diéthylène glycol

C 4H10O3

Éthanol

C 2H 6O 2

Éthylène glycol

C 2H 6O 2

Formaldéhyde

CH2O

Fréon 22

CHClF 2

Furfural

C 5H 4O 2

Glycérine

C 3H 8O 3

Méthanol

CH4O

Mercure

0,835

C 2H 4O

Propane (liquide)

C 3H 8

Styrène

1,135

1,122

1,107

1,091

1,075

1,06

1,02

0,806

0,789

0,765

0,745

0,736

0,716

0,645

0,50

1,127

1,113

1,098

1,083

1,069

1,054

1,017

0,974

1,512

1,465

1,411

1,350

1,285

1,213

1,133

1,16 0,880

0,862

0,845

1,263

1,251

1,237

1,224

1,21

1,17

1,132

0,827

0,810

0,792

0,774

0,755

0,736

0,714

0,646

0,563

13,64

13,60

13,55

13,50

1,203

1,018

C 6H3NO2

Oxyde d'éthylène Soufre fondu

0,82 0,815

Hg

Nitrobenzène

0,624

0,603

1,182

1,163

1,142

1,122

1,071

0,95

0,92

0,891

0,864

0,834

0,804

0,78

0,75

0,63

0,579

0,556

0,530

0,502

0,469

0,433 1,80

1,78

S C 8H 8

Tetrachl. de carbone

CCl4

Toluène

C 7H 8

Trichloréthylène

C 2HCl3

Urée (fondue)

CH4N2O

m-xylène Xylène

0,855

o-xylène p-xylène

C 8H10

1,76

0,907 0,960

1,67

1,63

1,585

1,545

1,505

1,46

1,42

1,31

1,18

0,942

0,923

0,905

0,886

0,868

0,849

0,830

0,811

0,791

0,739

0,679

1,60

1,57

1,535

1,50

1,465

1,43

1,395

1,36

1,33

1,24

1,13

1,335 0,885

0,866

0,851

0,833

0,814

0,793

0,738

0,68

0,91

0,881

0,865

0,846

0,83

0,812

0,764

0,708

0,861

0,84

0,823

0,805

0,786

0,738

0,682

00549_D_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

COMPORTEMENT DES GAZ COMPORTEMENT DES GAZ PARFAITS ET DES GAZ RÉELS

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

C3

I - DOMAINE D’EXISTENCE D’UN CORPS PUR À L’ÉTAT GAZEUX ......................................... 1 II - LOI DES GAZ PARFAITS ......................................................................................................... 3 1 - Expression de la loi.............................................................................................................................3 2 - Volume molaire des gaz parfaits Vm .................................................................................................. 3 3 - Masse volumique d’un gaz parfait ...................................................................................................... 4 4 - Passage débit masse - débit volume.................................................................................................. 5 5 - Correction des débits volumes ...........................................................................................................5

III - MÉLANGES DES GAZ PARFAITS - PRESSIONS PARTIELLES ............................................ 7 IV - COMPORTEMENT DES GAZ RÉELS .................................................................................... 11 1 - Définition du facteur de compressibilité............................................................................................ 11 2 - Utilisation du facteur de compressibilité ...........................................................................................12

V - COMPORTEMENT DES GAZ À LA COMPRESSION ET À LA DÉTENTE ............................ 13 1 - Évolution isentropique d'un gaz parfait .............................................................................................13 2 - Évolution isentropique d'un gaz réel .................................................................................................16 3 - Évolution réelle d'un gaz parfait .......................................................................................................16 4 - Évolution réelle d'un gaz réel ...........................................................................................................17

En annexe : Planche 1 : Quantité d’eau dans l’air Planche 2 : Valeur de k pour les hydrocarbures gazeux considérés parfaits Planche 3 : Valeur de k pour quelques gaz considérés parfaits Planche 4 : Détermination du coefficient polytropique η Planche 5 : Estimtion du rendement polytropique d'un compresseur centrifuge Planche 6 : Estimation du rendement global des compresseurs alternatifs

MA PHY - 02151_A_F - Rév. 2

Ce document comporte 24 pages

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03/08/2005

-1

C 3 -1

1

I-

DOMAINE D’EXISTENCE D’UN CORPS PUR À L’ÉTAT GAZEUX La courbe de vaporisation indique en fonction de la température et de la pression, les conditions d’existence d’un corps pur à l’état gazeux.

Vaporisation impossible

Pression

PC

Point critique

Pression critique du corps pur

C

teb°

t fixée

VAPEUR SURCHAUFFÉE

teb sous P

TC

GAZ PERMANENT D TH 013 C

1 atm.

ID

Température d'ébullition normale

U LI Q

Température critique du corps pur

Tension de vapeur à t

E

TVt

SA TU

RÉ

P fixée

Température d'ébullition sous P

VAP

EU

LIQUIDE SOUS-REFROIDI

Condensation impossible

RS ATU RÉE

Courbe de tension de vapeur

Température

• Si la température est inférieure à la température critique on voit que la condition d’existence à l’état vapeur est que la pression soit inférieure à la tension de vapeur du corps pur. Si la pression est égale à la tension de vapeur, on a affaire à une vapeur saturée qui est à la limite de la condensation. • Si la température est supérieure à la température critique le gaz est incondensable quelle que soit la pression. On dit que l’on a affaire à un gaz permanent. C’est le cas, par exemple, de l’hydrogène, de l’oxygène, de l’azote (et donc de l’air) à température ambiante.

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2

C 3 -1

On sait que les gaz et vapeurs sont constitués de molécules qui peuvent se déplacer librement les unes par rapport aux autres et qui sont soumises à une agitation permanente. Cette structure particulière confère aux gaz et vapeurs des propriétés communes comme celles d'être compressibles et expansibles. Leur comportement est essentiellement caractérisé par 4 facteurs -

la quantité de gaz, c’est-à-dire le nombre de moles de gaz (n) le volume occupé par le gaz (V) la pression exercée par le gaz (P) la température du gaz (T)

et ne dépend, en première approximation que de la nature du gaz. Il en résulte qu’une loi unique est capable de représenter le comportement de tous les gaz. Cette loi appelée loi des gaz parfaits ne représente en fait que de manière approchée le comportement des gaz réels mais elle en donne toutefois une bonne approximation. Sa précision est d'autant meilleure que la pression est faible et que la température est élevée. C’est-à-dire quand les gaz réels se rapprochent des gaz parfaits.

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3

II -

LOI DES GAZ PARFAITS 1-

EXPRESSION DE LA LOI La loi des gaz parfaits ou loi d’AVOGADRO s’écrit : P . V = n . R . T P V n T R

pression absolue exercée par le gaz volume occupé par le gaz ou débit volume des gaz quantité de gaz exprimée en nombre de moles ou en débit molaire température absolue du gaz Constante des gaz parfaits dont la valeur dépend des unités choisies

Les unités les plus utilisées et les valeurs de R correspondantes sont données dans le tableau cidessous. P

Bar

Atm

kgf/cm 2

PSI

V

m 3 ou m3/h

m 3 ou m3/h

m 3 ou m3/h

Ft3 ou Ft3/h

n

kmol ou kmol/h

kmol ou kmol/h

kmol ou kmol/h

kmol ou kmol/h

T

K

K

K

K

R

0,08314

0,08205

0,084478

10,73

Cette loi, bien qu’approchée, permet un certain nombre de calculs simples dont la précision est limitée mais souvent suffisante pour représenter approximativement le comportement des gaz réels.. A partir de la loi énoncée ci-dessus, il est intéressant de faire apparaître les formules pratiques suivantes.

2-

VOLUME MOLAIRE DES GAZ PARFAITS Vm C’est le volume d’une mole ou d’une kmole de gaz parfait. En prenant n = 1 kmole dans la formule précédente, le volume molaire Vm est donné par :

Vm =

R . T P

Vm T P R

en m3/kmol en K en bar.abs = 0,08314

Application Volume molaire du gaz parfait dans les conditions normales t = 0°C soit et

T = 273,15 K P = 1 atm.a = 1,013 bar.a Vm =

=

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m 3/kmol

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4

3-

MASSE VOLUMIQUE D’UN GAZ PARFAIT La masse volumique d’un gaz quelconque de masse molaire M (en kg/kmol) est donnée par la relation : masse molaire M = volume molaire Vm

masse volumique ρ =

M en kg/kmol Vm en m3/kmol

S’il s’agit d’un gaz parfait on obtient : ρ M P T R

P• M

ρ= R•T

en kg/m3 en kg/kmol en bar.abs en K = 0,08314

Application Masse volumique de l’air à 0°C et 1 atm (Mair = 29 kg/kmol) P= T= R=

bar K

ρ=

=

kg/m 3

Parallèlement, la densité d’un gaz parfait par rapport à l’air (d gaz ) peut être obtenue par l’expression : dgaz =

ρgaz Mgaz = M air ρair

L’air, composé essentiellement d’azote (M = 28) et d’oxygène (M = 32), a une masse molaire Mair = 29 kg/kmol. On obtient donc : dgaz =

M gaz 29

M gaz en kg/kmol

Application Densité du propane par rapport à l’air

M propane =

d=

kg/kmol

=

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5

4-

PASSAGE DÉBIT MASSE - DÉBIT VOLUME Dans un procédé fonctionnant en régime permanent, les débits masse et volume d’un fluide sont liés par l’expression suivante déjà rencontrée : Qm Qv ρ

Qm = ρ . Qv

débit masse kg/h débit volume m3/h masse volumique kg/m3

M.P ; M étant la masse molaire du gaz et P, T les conditions de R.T l’écoulement ; le débit volume Qv est alors obtenu à partir du débit masse Qm par la relation :

Si le fluide est un gaz parfait : ρ =

Qv = Q m .

en m3/h en kg/h en K en bar.a en kg/kmol = 0,08314

Qv Qm T P M R

R.T M.P

Application Calcul d’un débit volume d’air (M = 29 kg/kmol) °C 7

bar.g t/h

D TH 1557 A

2

Qm T P M Qv

= = = = =

kg/h K bar.a kg/kmol

Qv

=

m 3/h

120

5-

CORRECTION DES DÉBITS VOLUMES A débit masse constant et pour un gaz parfait donné, la relation précédente montre que si les Qv . P reste constante. conditions de température et de pression changent, l’expression T Pour des conditions repérées 1 et 2 on a donc :

Qv1 . P 1 Qv2 . P 2 = T1 T2

soit

Qv2 = Qv1 .

T2 P1 . T 1 P2

Cette expression est souvent utilisée pour exprimer des débits volume gazeux dans des conditions standardisées.

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6

On définit ainsi les conditions normales : conditions normales

t = 0°C (273 K)

P = 1 atm.a = 1,013 bar.a

auxquelles correspondent des débits exprimés en normaux mètres cubes par heure (Nm 3/h). En appelant QvCN le débit volume de gaz parfait dans les conditions normales on a :

QvCN = Qv .

Qv T P

en m3/h en K en bar.a

273 P . T 1,013

QvCN

ou

Qv = QvCN .

T 1,013 . 273 P

en Nm 3/h

En pratique, les débits volumes de gaz sont souvent exprimés dans des conditions un peu différentes des conditions normales. On définit ainsi les conditions standards : P = 1 atm et t = 60°F étant les conditions les plus habituellement reconnues internationalement. Pour des raisons de convenance, on utilise souvent en France P = 1 atm et t = 15°C, soit des valeurs très voisines des précédentes puisque 60°F = 15,6°C. Ces différentes définitions peuvent être la cause de confusions et il est toujours préférable de préciser les conditions exactes dans lesquelles un débit volume de gaz est donné. Application Que vaut le débit volume d’air précédent dans les conditions normales ? Qv T P

= = =

m 3/h K bar.a QvCN =

Nm3/h

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7

III - MÉLANGES DES GAZ PARFAITS - PRESSIONS PARTIELLES Si on considère un mélange gazeux se trouvant dans des conditions déterminées et exerçant une pression totale P, il est souvent intéressant de connaître les participations de chaque constituant du mélange gazeux à cette pression totale. La part de pression exercée par un constituant est appelée sa pression partielle (pp). Elle est définie comme étant la pression exercée par ce constituant s’il occupait seul le volume du mélange. Dans le schéma ci-dessous on a représenté un écoulement d’un mélange gazeux contenant 3 composants repérés 1 - 2 et 3 . La pression exercée par le mélange est P, la température est T.

P T

x

x

x x

x

x x

• molécules du corps

x

x

x x x x

x

x x

x x

x

x x x

x

D TH 087 A

x

Qv

x

1 , débit molaire n1

x molécules du corps

2 , débit molaire n2

o molécules du corps

3 , débit molaire n3

P est la pression totale qui se partage en : •

pp1 est la pression partielle du constituant

•

pp2 et pp3 pressions partielles des constituants 2 et 3

1

Si on suppose que seul le constituant 1 circule dans la tuyauterie pour un débit volume V égal à celui du mélange, la pression exercée est pp1 et le débit molaire n1. On peut alors appliquer la loi des gaz parfaits au corps 1 . pp1 . V = n1 . R . T De même pour les corps 2 et 3 pp2 . V = n2 . R . T pp3 . V = n3 . R . T En faisant la somme de ces trois équations on obtient : (pp1 + pp2 + pp3) . V = (n1 + n2 + n3) . R .T

(1)

Parallèlement, la loi des gaz parfaits peut s’appliquer au mélange gazeux qui exerce la pression P et dont le débit molaire est N = n 1 + n2 + n3 La loi s’écrit :

P.V

=N.R.T

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(2)

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8

En comparant les relations (1) et (2) on voit que P = pp1 + pp2 + pp3 La pression totale P exercée par le mélange gazeux est égale à la somme des pressions partielles de chacun des constituants du mélange. Parallèlement, l’écriture des deux relations appliquées à l’un des constituant et au mélange pp1 . V = n1 . R . T P.V=N.R.T permet en faisant le rapport d’aboutir à : pp1 n1 = P N PP1 n1 est la fraction molaire y1 du constituant 1 dans le mélange soit : = y1 N P Pour les 3 constituants on a donc

pp1 = y1 ou pp1 = P . y1 P pp2 = y2 ou pp2 = P . y2 P pp3 = y3 ou pp3 = P . y3 P

soit pression partielle d'un constituant (pp) = pression totale (P) • fraction molaire du constituant (y) ou

pp = P • y

P et pp sont exprimées avec la même unité de pression

Ces relations connues sous le nom de loi de Dalton permettent d'accéder à la pression partielle d’un constituant d’un mélange de gaz parfaits en connaissant : - la pression totale supportée par le mélange qui est généralement facilement accessible - la fraction molaire du constituant considéré dans le mélange. Pour les gaz parfaits, la fraction molaire (ymol) d’un constituant est égale à la concentration en volume (y vol). y vol = ymol

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9

Si on dispose de la concentration massique (ymasse) une conversion par la formule suivante est nécessaire : – M y mol . = ymasse . Mi M i est la masse molaire du constituant i – M est la masse molaire moyenne du mélange gazeux Applications • L’ “Inergen” (nom commercial) est un gaz extincteur inerte contenant du gaz carbonique, de l’argon et de l’azote. Compléter le tableau ci-dessous. Composant

% vol.

M g/mol

CO 2

8

44

Argon

40

39,5

Azote

52

28

—

100

—

% mol

% poids

• Dans l’air ambiant saturé en vapeur d’eau à la température de 25°C, la pression partielle de vapeur d’eau est égale à la tension de vapeur de l’eau à 25°C. Dans ces conditions, déterminer la teneur de l’air en vapeur d’eau 25°C TV eau

=

PPeau

=

atm.a

Patm

=

atm.a

y eau (molaire)

=

=

soit

:

% vol. ou mol

y eau (masse)

=

soit

:

0,03

atm.a

•

=

kg eau/kg air

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10

or ρair

=

kg/m 3 à 25°C et 1 atm.a kg eau/m 3 air

Teneur de l'air en vapeur d'eau = Vérifier ce résultat sur l’abaque joint planche n°1.

• Un compresseur aspire 2000 m3/h d’air à 25°C et 60 % d’humidité.

Patm

7 bar.g

D T 308 C

2000 m3/h

Quelle quantité totale d’eau doit être purgée après réfrigérations si le réseau d’air est à 7 bar.g et 20°C ?

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11

IV - COMPORTEMENT DES GAZ RÉELS 1-

DÉFINITION DU FACTEUR DE COMPRESSIBILITÉ On constate que le comportement des gaz réels diffère parfois de manière importante de celui des gaz parfaits. Cette différence de comportement est souvent caractérisée par l’écart existant entre - le volume Vgp occupé par une quantité donnée de gaz parfait (n kmoles) dans des conditions fixées de température et de pression (T et P) - le volume V occupé par la même quantité (n kmoles) de gaz réel dans les mêmes conditions On s’intéresse généralement au rapport de ces deux volumes qu’on note Z et qu’on appelle facteur de compressibilité du gaz réel. Facteur de compressibilité

Z =

V Vgp

V Vgp

volume du gaz réel volume du gaz parfait

On voit ainsi que si Z = 1 le gaz réel occupe le même volume que le gaz parfait. Si Z est inférieur à 1, ce qui est souvent le cas, le volume du gaz réel est inférieur au volume du gaz parfait. L’expression de définition du facteur de compressibilité peut être modifiée en explicitant la valeur du volume du gaz parfait à partir de la loi des gaz parfaits : Vgp = soit Z=

n.R.T P

P.V V = n.R.T n.R.T P

ce qui conduit à la “loi des gaz réels” P.V = Z.n.R.T P V Z n R T

pression absolue exercée par le gaz réel volume du gaz réel ou débit volume du gaz réel facteur de compressibilité du gaz réel quantité de gaz en nombre de moles ou en débit molaire constante des gaz parfaits température absolue du gaz

Les unités sont les mêmes que celles qui interviennent dans la loi des gaz parfaits, Z étant un nombre sans dimension. L’application de cette loi est donc simple si l’on connaît la valeur de Z. Différentes méthodes numériques ou graphiques permettent d’obtenir les valeurs de Z dans les conditions de pression et de température opératoires.

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12

2-

UTILISATION DU FACTEUR DE COMPRESSIBILITÉ L’introduction de Z dans les relations écrites pour le gaz parfait conduit aux expressions suivantes : R•T P

- volume molaire d’un gaz réel

Vm = Z

- masse volumique d’un gaz réel

ρ= Z•R•T

M•P

- relation débit masse - débit volume pour un gaz réel

Qv =

Qm

ρ

Qv = Q m •

soit

Z•R•T M•P

- Correction des débit volumes des gaz réels

P • Qv = cte Z•T

soit

Z 2 T2 P1 QV2 = QV1 • • • Z 1 T 1 P2

avec Z1, Z2 facteurs de compressibilité dans les conditions 1 et 2.

02151_A_F

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C 3 -1

13

V-

COMPORTEMENT DES GAZ À LA COMPRESSION ET À LA DÉTENTE 1-

ÉVOLUTION ISENTROPIQUE D'UN GAZ PARFAIT a - Loi d'évolution - Coefficient isentropique L'évolution d'un gaz parfait lors de la compression ou de la détente est dite isentropique lorsque : -

il n'y a pas dégradation d'énergie par frottements (réversibilité de transformation d'énergie) il n'y a pas d'échange de chaleur avec l'extérieur (transformation adiabatique)

P0

P1

P2

TAV

Compressseur

D T 697 C

Pipeline

D T 1420 B

Échappement

Recompression de gaz naturel sur un pipeline Admission

Détente dans une turbine à vapeur

Cette évolution idéale d'un gaz parfait est représentée par la loi : P • Vk = constante P V k

est la pression est le volume du gaz est l'exposant ou coefficient isentropique caractéristique du gaz avec

k =

CP CP = R CV CP – M

C P en kcal/kg.K R = 1,987 M en kg/mol

C P en kJ/kg°C R = 8,314

Les valeurs de k peuvent donc être obtenues à partir des données de CP mais en pratique, elles sont accessibles graphiquement pour un certain nombre de corps purs grâce aux planches 2 et 3 qui donnent k en fonction de la température. L'utilisation de ces planches exige d'adopter une température moyenne de l'évolution.

02151_A_F

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C 3 -1

14

b - Température en fin d'évolution isentropique PV De l’hypothèse P. Vk = cte et de la loi des gaz parfaits  = cte il résulte que la température T2is T en fin d'évolution isentropique est donnée par la relation :

 

P2 2 T is = T1    

( ) k-1 k

 P1

T 2, T 1 P2, P1 k

en Kelvin en bars.abs coefficient isentropique

Elle dépend : P2 Pabsolue finale = =τ P1 Pabsolue initiale appelé taux de compression ou de détente - de la température absolue initiale T1 - de la nature du gaz caractérisé par son coefficient k -

du rapport

Applications COMPRESSION DE L'AIR • Compression en un seul étage

Pression (bar.g) Température (°C)

Taux de compression

τ=

Coefficient isentropique

k = 1,4

=

k-1 = k

02151_A_F

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D T 047 H

Supposons que l'on veuille comprimer en une seule fois de l'air pris à l'atmosphère pour alimenter un réseau à 7 bar relatifs.

C 3 -1

15

Si la température d'aspiration est de 20°C la température de refoulement pour une évolution isentropique est de : 2 T is

= (20 + 273) τ( ) k-1 k

= = 2

T is

=

°C

• Fractionnement de la compression Cette température est trop élevée (l'API recommande de considérer que 149°C est une température de refoulement maximale pour un compresseur alternatif) et la compression devra être réalisée en deux étages avec réfrigération intermédiaire.

Température (°C)

D T 047 G

Pression (bar.g)

Supposons que les deux étages aient le même taux de compression. Le taux de compression par étage est τ’ = Calculer la température de refoulement de chaque étage.

t ref is =

°C

02151_A_F

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16

2-

C 3 -1

ÉVOLUTION ISENTROPIQUE D'UN GAZ RÉEL La loi devient : k–1 Z1  P2 T 2 = T1 x x   k Z 2 P1 T 2, T 1 en k P2, P1 en bar abs k coefficient isentropique

3-

ÉVOLUTION RÉELLE D'UN GAZ PARFAIT Lors de la compression ou de la détente dans les machines, les hypothèses prises en compte pour l'évolution isentropique (pas d'échange avec l'extérieur, pas de pertes internes à la machine par frottement) ne sont pas vérifiées. L'évolution réelle doit en effet tenir compte : -

d'un échange de chaleur avec l'extérieur soit par refroidissement, soit par réchauffage On peut cependant considérer cet échange comme négligeable sur les compresseurs centrifuges ou turbines à vapeur. Pour les compresseurs alternatifs cet échange ne peut pas être négligé puisqu'ils sont en général refroidis

-

des pertes internes : • frottements aérodynamiques dus aux imperfections des surfaces de la machine et à la viscosité du gaz • pertes par choc du gaz contre les parois de la machine et décollements divers dont l'origine est le tracé plus ou moins bien adapté des profils aérodynamiques au trajet réel du gaz • pertes de charge localisées • réchauffage dû aux fuites internes rendues inévitables par les jeux mécaniques nécessaires entre pièces fixes et mobiles Ces fuites vont d'un étage haute pression et haute température vers un étage basse pression et plus basse température.

On a donc : T 2 réelle > T2 isentropique

02151_A_F

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C 3 -1

17

Pour pouvoir calculer cette température réelle, on définit une évolution polytropique fictive qui serait régie par les mêmes lois que l'évolution isentropique. Dans cette évolution, l’exposant polytropique n remplace k ce qui permet de calculer la température de refoulement réelle par la formule :

 P2 T 2 (réelle) = T1   P   1

( ) n-1 n

n ne dépend plus seulement de la nature du gaz, il dépend également des imperfections de la machine (et donc de son rendement) qui provoquent un échauffement plus ou moins important. La planche n°4 en annexe donne les correspondances entre k, n en fonction du rendement polytropique de la machine.

4-

ÉVOLUTION RÉELLE D'UN GAZ RÉEL Z1  P2 T 2 (réelle) = T1 x x Z 2  P1

( ) n–1 n

L’estimation du rendement polytropique d’un compresseur centrifuge est donné sur la planche n°5 en annexe.

02151_A_F

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0

02151_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

60%

80%

20 30 Température de l'air en °C

40

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,010

0,012

0,014

0,016

0,018

0,020

0,022

0,024

0,026

0,028

0

0

2

10°

C

20°

C

4

°C

6 8 10 Pression de l'air comprimé en atm relatif

30° C

40° C

50

Quantité d'eau sous forme de vapeur dans l'air saturé d'humidité à P et T par m3 d'air aspiré.

12

QUANTITÉ D’EAU DANS L’AIR

10

Quantité d'eau dans l'air atmosphérique en fonction de son degré d'humidité (ou degré de saturation) et de la température par m3 aspiré.

D e gré de

sat ura t i o n 10 0%

kg/m3

18

C 3 -1

— Planche n°1 —

D PPC 039 A

40 %

C 3 -1

19

VALEUR DE K POUR QUELQUES GAZ CONSIDÉRÉS PARFAITS — D'après API technical data book —

100

SO2

CO2

l2 NH3 et C

H2O (vapeur) H2 S

O2

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1.1

1.15

1.2

1.25

1.3

1.35

1.4

-50

-50

k = CP/Cv 02151_A_F

D TH 1001 A

0

0

R 134 a

R 22

50

50

H2

100

Air CO N2

Température (°C)

150

1.1

1.15

1.2

1.25

1.3

1.35

150

1.4

— Planche n°2 —

k = CP/Cv

D TH 1002 A

0

0

50

50

ne

e

02151_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training n P e n ta n e n H exane

n B u ta n e

B enzène

P ro p a n e

P r o p yl è n

É th a n e

É th yl è

Métha

ne

100

100

150

150

Température (°C)

1.0 200

1.1

1.2

1.3

200

VALEUR DE K POUR LES HYDROCARBURES GAZEUX CONSIDÉRÉS PARFAITS — D'après API technical data book —

1.0 -50

1.1

1.2

1.3

-50

20

C 3 -1

— Planche n°3 —

02151_A_F

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1,0 1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1,6

1,7

1,8

Coefficient polytropique n

D TH 1000 A

1,1

1,2

0 0,7

1,3

0,7

5 0,8

0

5 0,8

1,4

0 0,9

1

Valeur de k = CP/Cv 1,5

Rendement polytropique ηp

5 0,9

21

C 3 -1

DÉTERMINATION DU COEFFICIENT POLYTROPIQUE — Planche n°4 —

0,6 5

0,6 0

02151_A_F

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0,10 0

5000

10000

15000

D TH 1179 A

20000 25000 Débit volume aspiré (m3/h)

Nota : le rendement polytropique obtenu par ce graphique est une valeur moyenne estimée d'après diverses données constructeurs

ESTIMATION DU RENDEMENT POLYTROPIQUE D’UN COMPRESSEUR CENTRIFUGE

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

22

C 3 -1

— Planche n°5 —

Rendement polytropique

C 3 -1

23

— Planche n°6 —

ESTIMATION DU RENDEMENT GLOBAL DES COMPRESSEURS ALTERNATIFS

Rendement global par rapport à l'isentropique (%)

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

70

80

90

100

1

2

3

4

Nota : Ce graphique représente une moyenne entre divers résultats publiés dans la littérature

5

Taux de compression

6

D TH 1178 A

02151_A_F

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉCOULEMENT DES FLUIDES CARACTÉRISTIQUES DES ÉCOULEMENTS DE FLUIDES NON VISQUEUX

C4

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - VITESSE MOYENNE DANS UNE CONDUITE .............................................................................. 1 II - BILAN D’ÉNERGIE DANS L’ÉCOULEMENT DE FLUIDES NON VISQUEUX............................... 3 1234567-

Différentes formes d’énergie ............................................................................................................ 3 Expression des différentes formes d’énergie dans les unités les plus utilisées ............................... 4 Loi de conservation d'énergie .......................................................................................................... 7 Transformation d’une forme d’énergie en une autre ........................................................................ 8 Pression statique et pression totale - Mesure du débit .................................................................. 12 Risques de vaporisation dans les écoulements de liquide............................................................. 16 Vitesse du son dans les écoulements gazeux ............................................................................... 20

BA FLU - 00208_B_F - Rév. 2

Ce document comporte 23 pages „ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

25/03/2005

-1

1

I-

C 4 -1

VITESSE MOYENNE DANS UNE CONDUITE Lorsqu’un débit volumique Q v est établi dans une conduite de section S, le fluide se déplace à une certaine vitesse. Cette vitesse u correspond à la vitesse moyenne des particules du liquide et est définie par le rapport suivant : Vitesse moyenne u =

débit volumique Qv section de passage S

Pour une section circulaire de diamètre D, la section de passage est donnée par : S=

π D2 4

Les sections de passage dans les tubes (normes françaises et standard ANSI) sont données dans les planches L1. En conséquence, l’expression de la vitesse moyenne en fonction du débit volumique et du diamètre est

4 Qv Vitesse moyenne u = . 2 π D

u Qv D

vitesse moyenne en m/s débit volumique en m3/s diamètre intérieur en m

On exprime généralement Qv en m 3/h ce qui conduit à la formule pratique suivante :

Vitesse moyenne u = 3,54 .

Qv D2

u Qv D

en m/s en m3/h en cm

La dimension des tuyauteries industrielles est choisie pour que la vitesse ne soit pas trop élevée afin de limiter les pertes de charge : -

pour les liquides elles se situent généralement dans la gamme 1 à 4 m/s (3,6 à 14,4 km/h) pour les gaz et vapeur on est plus souvent dans la fourchette 10 à 40 m/s (36 à 144 km/h)

Pour un débit masse constant, la vitesse moyenne d’un liquide dans une conduite peut varier pour différentes raisons, notamment : -

lorsque le débit volumique varie sous l’effet de la température (alors que la section reste constante)

-

lorsque la section varie (alors que la température reste constante : écoulement isotherme)

00208_B_F

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2

C 4 -1

Application Quelle est la vitesse moyenne qui correspond à un débit de brut de 1000 m 3/h dans une tuyauterie de 16" (DN 400 ep 7.9) ? Et dans une tuyauterie de 20" (DN 500 ep 9.52) ?

D ext = 16" =

40,6 cm

D ext = 20" =

Di =

Di =

QV u = 3.537 2 D

QV u = 3.537 2 D

= 3.537 u =

(

)2

= 3.537

m/s

u =

(

50,8 cm

)2 m/s

00208_B_F

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3

II -

C 4 -1

BILAN D’ÉNERGIE DANS L’ÉCOULEMENT DE FLUIDES NON VISQUEUX Les écoulements étudiés sont ceux rencontrés dans les industries de procédé utilisant des conduites circulaires pour véhiculer des liquides ou des gaz en débit stabilisé. Les écoulements diphasiques, les débits pulsés ou transitoires ne sont pas étudiés dans ce document. Les fluides réels sont tous visqueux mais pour faciliter l’analyse des écoulements il est intéressant de regarder dans un premier temps les lois qui régissent l’écoulement de fluides parfaits non visqueux et à température constante. Dans ce cadre on peut dire qu’un fluide en mouvement et sous pression possède différentes formes d’énergie : -

1-

l’énergie de vitesse ou énergie cinétique l’énergie de pression l’énergie due à son altitude ou énergie potentielle

DIFFÉRENTES FORMES D’ÉNERGIE a - Énergie potentielle L’énergie potentielle est liée à l’altitude, c’est-à-dire à la hauteur par rapport à un niveau de référence qui peut être par exemple le niveau du sol ou l’axe d’une machine. L’énergie potentielle du liquide dans une conduite située à une hauteur h au-dessus de la référence représente le travail W qu’il faut fournir pour l’élever jusqu’à cette hauteur. W = PL . h = m . g . h W PL h m g

travail d’élévation en J poids de liquide en N hauteur en m masse de liquide en kg accélération de la pesanteur en m/s2

L’énergie potentielle Ea est exprimée par unité de masse de liquide, soit : Ea = W m

Ea h g=

Énergie potentielle Ea = h . g

en J/kg en m 9,81 m/s 2

La hauteur de fluide représente à une constante près son énergie potentielle.

h1 h3 D T 378 A

h2

Sur un tracé de ligne tel que celui représenté ci-contre, l’énergie potentielle comptée par rapport au sol prend trois valeurs différentes. Elle est nulle quand la tuyauterie est au sol.

00208_B_F

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4

C 4 -1

b - Énergie de pression La loi de l’hydrostatique donne la relation suivante : P = ρgh P en Pascal (Pa) g = 9,81 m/s2 h en mètre (m) ρ en kg/m 3 Sachant que “gh” représente l’énergie potentielle correspondant à la pression P pour une masse volumique ρ, on peut écrire :

EP =

P ρ

E P = énergie de pression en J/kg P en Pascal ρ en kg/m 3

c - Énergie cinétique L’énergie cinétique d’une masse m se déplaçant à la vitesse v est égale à : 1 m v2 2

Ramenée à 1 kg de fluide, l’énergie cinétique vaut : v2

Ec = 2 E c : énergie cinétique J/kg v : vitesse en m/s

2-

EXPRESSION DES DIFFÉRENTES FORMES D’ÉNERGIE DANS LES UNITÉS LES PLUS UTILISÉES Le bar est l’unité utilisée sur site et la hauteur de liquide représente pratiquement toujours l’énergie dans les calculs hydrauliques. Il est donc intéressant de pouvoir exprimer les différentes formes d’énergie dans ces unités. La relation entre hauteur (en m) et pression (en bar) peut s’écrire de la façon suivante :

P =

h.d 10,2

P : pression en bar d : densité h : hauteur en m

00208_B_F

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5

C 4 -1

À partir de cette relation on peut exprimer les différentes formes d’énergie dans diverses unités.

EXPRESSION DES DIFFÉRENTES FORMES D’ÉNERGIE Unité d’énergie J/kg

Hauteur de liquide m

Unité de pression bar

Unité de pression Pa

Énergie potentielle E a

h ag

ha

ha x d 10,2

ρ g ha

Énergie cinétique Ec

u2 2

u2 2g

hc x d u 2d = 10,2 200

ρ 2

Énergie de pression Ep

P (Pa)

P (Pa) P (bar) x 10,2 = d ρg

P (bar)

P (Pa)

ρ

u2

L’utilisation du Pascal comme unité d’énergie en hydraulique est peu courante. Son intérêt réside dans la possibilité d’intégration dans les formules exprimées en unités normalisées (SI). L’unité généralement utilisée dans les calculs hydrauliques est le mètre de liquide. Par contre, sur site, le bar est généralement l’unité utilisée sur les manomètres. L’unité d’énergie J/kg ou kJ/kg est intéressante lorsqu’on doit calculer la puissance fournie au fluide.

Puissance = Travail x débit masse ↓

↓

↓

kW

kJ/kg

kg/s

00208_B_F

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6

C 4 -1

Application Un liquide s'écoule dans les conditions suivantes : débit QV

=

84,8 m 3/h

densité d

=

0,804

pression

=

3 bar abs.

Ø tuyauterie

=

10 cm (inférieur)

Hauteur

=

4 m au-dessus du sol

Calculer la vitesse moyenne de circulation

u =

m/s

Déterminer les différentes formes d'énergie possédées par le fluide.

Unité d'énergie (J/kg)

Hauteur de liquide (m)

Énergie potentielle Énergie cinétique Énergie de pression

00208_B_F

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Unité de pression (bar)

7

3-

C 4 -1

LOI DE CONSERVATION D’ÉNERGIE Les trois formes d’énergie : énergie d’altitude, énergie cinétique et énergie de pression constituent pour le fluide l’énergie totale liée à l’écoulement. Cette dernière exclut bien entendu l’énergie thermique du fluide qui varie dans les échangeurs, réfrigérants, fours, etc., en fonction de la température et de l’état physique du fluide. Cette énergie totale liée à l’écoulement est souvent appelée charge totale. CHARGE TOTALE = Ea + Ec + Ep Lors de l’écoulement de fluides non visqueux encore appelés fluides parfaits pour lesquels il n’apparaît pas de dégradation d’énergie due aux tourbillons et frottements, la charge totale se conserve au cours de l’écoulement. Cela exprime en fait le principe de conservation de l’énergie appliqué aux écoulements de fluide qui est connu sous l’appellation loi de Bernoulli.

CHARGE TOTALE = Ea + Ec + Ep = Cte

Ea : énergie potentielle Ec : énergie cinétique Ep : énergie de pression

Cette loi n'est valable que lorsque la température du liquide dans la ligne est constante. Dans le cas contraire on applique cette loi sur des tronçons de ligne à température constante. Appliquée en deux points ➀ et ➁ d’un écoulement l’expression précédente devient :

2

charge totale en ➀

=

charge totale en ➁

soit Ea➀+ Ec➀ + Ep➀ = Ea➁ + Ec➁ + Ep➁ Entre les conditions ➀ et ➁ la charge totale reste constante mais les différentes formes de l’énergie peuvent prendre des valeurs différentes. Cela signifie que des transformations sont possibles entre ces différentes formes d’énergie. On envisage dans ce qui suit et à titre d’exemple, les transformations hauteur-pression et pression-vitesse.

00208_B_F

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D T 379 A

1

8

4-

C 4 -1

TRANSFORMATION D’UNE FORME D’ÉNERGIE EN UNE AUTRE Il est clair qu’à charge totale constante la diminution d’une forme d’énergie entraîne forcément l’augmentation d’une autre. Ainsi chaque forme d’énergie peut être transformée : -

du changement de pression lors de modification de l’énergie potentielle de la variation de la pression lors de modification de la vitesse

a - Transformation hauteur-pression Dans la tuyauterie ci-dessous, on peut comparer les conditions du fluide en deux points de l’écoulement ➀ et ➁. Conditions en ➀

2

hauteur

= h1

vitesse

= u1

Pression

= P1

h h2 Conditions en ➁

1

hauteur

= h2

vitesse = u 2 = u1 (même diamètre, même débit volume)

D T 380 A

h1

Pression

niveau de r f rence Expression des énergies (en J/kg) : Énergie potentielle Ea

Énergie cinétique Ec

Énergie de pression Ep

au point 1

h1 g

2 u1 2

P1

au point 2

h2 g

2 u2 2

P2

différence 2-1

h.g

0

P2 – P1

00208_B_F

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ρ

ρ ρ

= P2

9

C 4 -1

La loi de conservation d’énergie indique que la charge totale est identique aux points ➀ et ➁ charge totale charge totale en ➁ en ➀ = charge totale charge totale = 0 en ➁ – en ➀

soit

En reportant la différence ➁ - ➀ du tableau on a : h.g+

soit

P2 – P1

ρ

=0 P h

P1 – P2 = h . ρ . g

ρ g=

en Pa en m en kg/m3 9,8 m/s 2

On retrouve l’expression de la loi de l’hydrostatique qui exprime les variations au sein d’un fluide au repos. b - Transformation pression-vitesse La transformation d’énergie de pression en énergie cinétique peut être réalisée dans un convergent, la réduction de la section de passage provoquant une augmentation de vitesse.

1 2 D1

D2

P2 P1 Conditions en ➀

Conditions en ➁

hauteur Ø Vitesse Pression

hauteur Ø vitesse Pression

= h1 = D1 = u1 = P1

00208_B_F

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= h 2 = h1 = D2 < D1 = u 2 > u1 = P2

D T 381 A

U2

U1

10

C 4 -1

L’expression des différentes formes d’énergie aux points ➀ et ➁ est la suivante : Énergie d’altitude Ea

Énergie cinétique Ec

Énergie de pression Ep

au point 1

h1 g

2 u1 2

P1

au point 2

h2 g

2 u2 2

P2

0

2 2 1/2 (u2 – u 1)

différence 2-1

ρ

ρ

(

P 2 – P1

ρ

)

soit

ρ

P1, P2

2 2 P1 – P2 = u –u 2 2 1

(

)

ρ

u1, u 2

en Pa en kg/m3 en m/s

Entre le point ➀ et le point ➁ , il y a donc une augmentation de l’énergie cinétique accompagnée par une diminution de l’énergie de pression.

Application Déterminer la pression P2 dans les conditions suivantes

P1 :

3 P2 :

1 m/s

10 m/s

∅ = 50 cm

P2 =

∅ = 15,8 cm

bar

00208_B_F

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Pression (bar rel.)

D T 381 F

Brut (d = 0,85)

?

11

C 4 -1

À l’inverse, il est possible de transformer de l’énergie de vitesse en énergie de pression dans un divergent. Tubulure de refoulement

2 Évent Sens de rotation

Roue

1

Purge

➀

Ralentissement en sortant de la roue pour entrer dans la volute

②

Ralentissement dans “divergent” de sortie

D T 382 A

Volute

Aubes

Le principe de la transformation de l’énergie de vitesse en pression se rencontre par exemple dans la volute d’une pompe centrifuge. Le liquide sortant de l’impulseur à grande vitesse est ralenti et l’énergie cinétique acquise par la rotation est transformée en énergie de pression.

00208_B_F

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le

12

5-

C 4 -1

PRESSION STATIQUE ET PRESSION TOTALE - MESURE DU DÉBIT a - Définition L’énergie cinétique du liquide peut être mise en évidence en plaçant dans une tuyauterie deux manomètres représentés ci-dessous par des tubes remplis de liquide : -

la prise de pression du manomètre ➀ est perpendiculaire à l’écoulement. Ce manomètre mesure l’énergie de pression Ep appelée aussi pression statique. C’est cette mesure que donne un manomètre industriel courant. Dans la mesure où le manomètre est ouvert à l’atmosphère, la hauteur de liquide représente en fait la différence entre la pression statique du liquide et la pression atmosphérique. Il s’agit donc d’une pression statique relative.

-

l’extrémité du manomètre ➁ est courbée de façon à prendre en compte la vitesse d’écoulement. La valeur indiquée est plus grande que la précédente. Elle représente alors l’énergie de pression Ep plus l’énergie cinétique Ec. On dit que ce manomètre indique une pression totale. Comme précédemment, il s’agit ici d’une pression totale relative.

Énergie cinétique

1

2

Pression totale

Ep

D T 383 A

Pression statique

Ec

b - Application : mesure des débits par tube de Pitot La différence des mesures faites par les tubes ➀ et ➁ est représentative de la vitesse d'écoulement et donc du volume. Ce principe est utilisé pour la mesure des débits par tube de Pitot (appelé parfois "Pèse-bouche" quand il est utilisé pour mesurer le débit d'un poteau incendie).

00208_B_F

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13

C 4 -1

Application Les manomètres représentés sur le schéma ci-dessous indiquent respectivement 4,3 bar rel. et 4,5 bar rel.

Ø intérieur

Ptotale

=

10 cm

densité liquide d =

0,854

D TH 1234 A

Pstatique

Déterminer : • l'énergie cinétique en mètre de liquide

hC =

m

• la vitesse moyenne

U =

m /s

• le débit volume

QV =

m 3/h

00208_B_F

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14

C 4 -1

c - Application : mesure des débits par dispositifs déprimogènes Il existe de nombreux appareils qui mesurent des débits. On peut notamment citer les débitmètres à ultrasons, les débitmètres électromagnétiques, les débitmètres à effet Vortex, les débitmètres à dispositif déprimogène. •

Principe de la mesure de débit par dispositif déprimogène

+

+

Tuyère

-

Différentes formes peuvent être données à l’orifice - diaphragme ou plaque à orifice, tuyère, venturi - afin de répondre au mieux à des contraintes de plage d’utilisation, de précision, de coût ou de pertes de charge.

Venturi

-

D T 384 A

+

Le principe consiste à placer dans une conduite un orifice dans lequel la vitesse du fluide est accélérée. La mesure de la chute de pression consécutive à l’augmentation de vitesse permet d’évaluer le débit dans la conduite.

Diaphragme

-

•

Expression du débit mesuré par ces appareils (cas de liquides)

section amont section contractée

u2

u1 D1

D2

2x

– Conservation de la masse

πD2 πd2 Débit massique : QM = . U . ρ = . u . ρ 4 4

d'où la relation :

U =

d2 u D2

00208_B_F

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DP H =ρ mano x g

U u

D T 385 A

Dans l'hypothèse de l'écoulement isotherme et sans frottement d'une veine de fluide incompressible de masse volumique ρ, entre une section amont avant contraction et la section contractée en conservation des débits) on peut écrire :

vitesse : dans la grande section vitesse : dans la petite section

15

C 4 -1

– Conservation de l'énergie (exprimée en unité S.I.) : ρ

donc

U2 u2 + Pamont = ρ + Paval soit 2 2

u =

1

 √

d4 1 – 4 D

√

2 ∆P = E ρ

∆P = ρ

u2 – U 2 u2  d 4  = ρ 1 – 2 2  D4 

 √

2 ∆P ρ

avec

E =

1

 √

d4 1– 4 D

Il en résulte l'expression donnant le débit volumique théorique correspondant :

Qv théorique =

πd2 πd2 u = . E 4 4

 √

(système S.I.)

2 ∆P ρ

et le débit massique théorique : πd2 . E Qm théorique = ρ Qv théorique = 4

 √ 2 ρ ∆P

Le débit ainsi déterminé dépend de la masse volumique donc de la nature du liquide et de sa température. Il faut donc être particulièrement prudent lors de la lecture de débit à la façon dont la masse volumique a été prise en compte. •

Débit réel

Le débit théorique ne tient pas compte de la forme précise des dispositifs déprimogènes telle que l’épaisseur de la plaque, la forme du chanfrein en sortie d’orifice … ni des pertes de charge créées par les frottements sur la plaque. Le débit réel est donc différent du débit théorique mais la standardisation des tailles et formes des plaques permet, dans une plage donnée de débit, de corriger le débit théorique par un coefficient, établi pour chaque plaque. Dans le cas d’équipements non standardisé il est nécessaire de faire un test de la plaque pour déterminer le débit réel en fonction du ∆P appliqué créé par l’équipement.

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16

6-

C 4 -1

RISQUES DE VAPORISATION DANS LES ÉCOULEMENTS DE LIQUIDE Sur le diagramme de tension de vapeur d’un corps pur, l’état liquide est figuré à gauche de la courbe. Si le point ➀ représente les conditions de pression et de température d’un liquide en écoulement, on voit qu’une baisse de pression statique de l’écoulement sans changement de température peut conduire à la vaporisation. Pression

Courbe de tension de vapeur LIQUIDE 1

Température

D T 031 B

VAPEUR

t La chute de pression provoque la vaporisation partielle de ce liquide et donc l’apparition de bulles avec augmentation considérable du volume. L’apparition de ce phénomène peut résulter par exemple d’une mise en vitesse ou d’une élévation en altitude. a - Vaporisation par mise en vitesse Une des causes possibles de baisse de pression statique est l’augmentation d’énergie cinétique. En effet, à hauteur constante : Ea = constante et

Pression totale = Ep + Ec = constante

L’augmentation d’énergie cinétique provoque alors la réduction de l’énergie de pression, donc la diminution de la pression statique. Ce phénomène peut par exemple se rencontrer dans les clapets des robinets-vannes où la section de passage est très réduite, et la vitesse très grande. Un autre phénomène d’apparition de gaz peut se produire dans le cas de dégazage de composés gazeux dissous dans un liquide car la solubilité des gaz diminue avec la pression. D’une façon générale, quand un liquide en écoulement provient d’une capacité où il était en contact avec une phase gazeuse il y a risque de vaporisation si la pression statique supportée par le liquide devient inférieure à la pression où liquide et gaz était en contact.

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17

C 4 -1

Application Dans les conditions du schéma ci-dessous, risque-t-on une vaporisation du liquide après passage du convergent ? Masse volumique du liquide 750 kg/m3

5 bar

Vaporisation ? oui A

1m

U1 = 1 m/s

B

U2 = 8 m/s

00208_B_F

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D SEC 1442 A

non

18

C 4 -1

b - Vaporisation par élévation en altitude Une autre origine possible d’une baisse de pression statique est la montée en altitude du liquide. A énergie cinétique constante (diamètre de tuyauterie constant), une élévation en altitude se traduit par une diminution de pression car : Ep + Ea = constante

Altitude P2

Risque de vaporisation du liquide

h

D T 386 A

Pression dans la tuyauterie

P2 Tension de vapeur du liquide

P1

Pression

Le schéma ci-dessus représente l’évolution de la pression en fonction de l’altitude. Si la pression devient plus faible que la tension de vapeur du liquide avant le point le plus haut de la conduite, le liquide se vaporise et fait un bouchon de vapeur qui empêche l’écoulement normal du fluide.

00208_B_F

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19

C 4 -1

Application Un échangeur situé à 20 m en hauteur est alimenté par de l'eau de tour de réfrigération à 20°C, qui en sort à 40°C, la pression du réseau au refoulement de la pompe est de 6 bar. La pression du réseau d'eau au pied de la structure est de 2,5 bar. La tension de vapeur de l'eau à 40°C est de 0,074 bar absolu. 40 °C

20 °C

40 °C h = 20 m 6 bar

2,5 bar

Pf

D SEC 1443 A

h = 10 m

1.

Quelle est la pression à l'entrée de l'échangeur ?

2.

Quelle est la pression à la sortie si la perte de charge dans l'échangeur est de 0,5 bar à débit normal ?

3.

On veut installer une vanne de régulation dont la perte de charge à débit normal est de 0,7 bar. Où peut-on l'installer ?

00208_B_F

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20

7-

C 4 -1

VITESSE DU SON DANS LES ÉCOULEMENTS GAZEUX a - Description de phénomène Dans tout écoulement le débit masse Qm se conserve et on peut écrire que la section de passage du fluide S doit suivre la relation : S =

Qm ρ.v

ρ : masse volumique v : vitesse du gaz Dans le cas du gaz, la variation d’énergie cinétique est proportionnelle à la baisse d’énergie due à la détente (pression et température). La vitesse et la masse volumique sont par conséquent dépendantes de la détente. •

Écoulement liquide

Dans les écoulements liquides, ρ reste constant et la vitesse varie inversement à la section. La pression varie comme l’inverse du carré de la vitesse mais ne modifie pas la masse volumique.

T

ρ

id

id

ρ.v

v

S D T 387 A

P

• Écoulement gazeux basse vitesse

Dans les écoulements gazeux basse vitesse, à la différence de l’écoulement liquide, la masse volumique diminue lors de la détente. La variation de la température est faible et n’a pas beaucoup d’influence sur ρ.

•

P

T

ρ

≅cte

v

ρ.v

S D T 387 B

La variation de la vitesse est plus importante que la baisse de masse volumique donc ρ.v augmente. La détente se fait alors dans une section de passage qui diminue. Écoulement gazeux à grande vitesse

En augmentant la détente, la vitesse augmente en même temps que diminuent la température et la pression. Le produit ρ.v augmente tant que la détente n’est pas trop forte. Au fur et à mesure que celle-ci augmente, ρ .v tend à augmenter de moins en moins. La section de passage inverse à ρ . v, diminue en proportion donc de moins en moins jusqu’à devenir constante. Dans cette section, qui est donc la plus petite, le gaz est strictement à la vitesse du son. Cette section est appelée col sonique. 00208_B_F

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21

C 4 -1

Si la détente augmente au-delà de la valeur donnant la vitesse du son, ρ .v diminue car la masse volumique diminue plus que n’augmente la vitesse. La section de passage doit augmenter pour accélérer le gaz. Le gaz est alors à une vitesse supersonique. Pour atteindre une vitesse supersonique, il faut donc une conduite de profil spécifique appelé convergent-divergent. Cette forme est caractéristique des tuyères supersoniques de turbines à vapeur ou des éjecteurs. Dans les équipements non conçus pour fonctionner en supersonique (vannes, plaques à orifices, compresseurs centrifuges, turbines, soupapes de sécurité), le débit est limité par la vitesse du son et la section de passage. Augmenter la détente dans ces cas ne modifie pas de débit. On dit qu’on a atteint le débit critique. En subsonique P

T

ρ

v

ρ.v

S

➘

➘

➘

➚

➚

➘

P

T

ρ

v

ρ.v

S

➘

➘

➘

➚

➘

➘

En supersonique

Exemple : air à 27°C et 3 bars absolus détendu sans frottement Psortie bar abs

T °C

ρ kg/m 3

v m/s

ρ.v

S/Qm * 10–3

pt

3

27

3,49

0

0

4,43

1

2,7

18

3,23

133

314

3,18

2

vitesse supersonique

1 23 4

5

6

7

Vsortie

Vson 1,8

– 14

2,42

286

692

1,43

3

1,58

– 23

2,21

317

700

1,42

4

col de la tuyère

Vsortie 1,81

372

675

1,48

5

0,6

– 83

1,10

471

520

1,92

6

0,3

– 117

0,67

538

362

2,76

7

Vson 1

4 col sonique

7

Le col sonique se situe à la valeur S/Qm minimale donc à la valeur ρ.v maximale. 00208_B_F

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D T 388 A

– 42

D T 388 A

1,2

22

C 4 -1

b - Valeur de la vitesse du son La vitesse du son dans un gaz dépend de divers paramètres liés à la nature du gaz (k, M) et à sa température.

v son = 91

√

v m/s M = masse molaire en g/mol T = température en °K k = exposant isentropique dépendant du gaz

kT M

Exemples T (°C)

v son (m/s)

k

M (g/mole)

air

1,4

29

20 c

343 m/s

H2

1,4

2

20 c

1300 m/s

Cl 2

1,35

71

20 c

215 m/s

méthane

1,3

16

20 c

445 m/s

fréon 22

1,18

86

20

182 m/s

vapeur

1,32

18

200°C

537 m/s

c - Conséquences de la vitesse supersonique • La vitesse supersonique génère des frottements élevés et donc des pertes importantes. Le rendement des machines supersoniques est donc faible et en dehors de petites puissances (turbines à vapeur) ou de contraintes de poids, les machines rencontrées dans les usines sont subsoniques. Une machine conçue en subsonique ne peut pas fonctionner en supersonique et inversement car les profils des canaux dans lesquels passe le gaz est lié au régime d’écoulement. • Dans les vannes ou les soupapes de sécurité la vitesse est théoriquement limitée à la vitesse sonique dans la section de passage entre clapet et siège (blocage sonique). La forme de certaines pièces permettent de dépasser cette vitesse notamment dans certaines soupapes de sécurité. Le ralentissement du gaz dans l’enceinte se trouvant après le clapet se produit avec destruction de l’énergie de vitesse dans des ondes de choc. Celles-ci créent des pressions instables et donc des forces importantes notamment sur les clapets et leur tige ce qui peut provoquer leur rupture.

00208_B_F

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉCOULEMENT DES FLUIDES CARACTÉRISTIQUES DES ÉCOULEMENTS DE FLUIDES VISQUEUX

C4

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - NOTION DE PERTE DE CHARGE ................................................................................................. 1 II - DIFFÉRENTS RÉGIMES D'ÉCOULEMENT................................................................................... 2 III - PARAMÈTRES INTERVENANT DANS LES PERTES DE CHARGE ............................................ 7 1 - Nature du fluide ................................................................................................................................. 7 2 - Caractéristiques des appareillages.................................................................................................... 7 3 - Conditions de l'écoulement................................................................................................................ 8

IV - CALCUL DES PERTES DE CHARGE EN LIGNE ........................................................................ 44 1 - Loi de pertes de charge ..................................................................................................................... 8 2 - Détermination du facteur de frottement ............................................................................................. 9 3 - Détermination des pertes de charge par l'utilisation des abaques de Paul Lefèvre ........................ 10

V - PERTES DE CHARGES SINGULIÈRES...................................................................................... 12 1 - Coefficients de résistance................................................................................................................ 12 2 - Longueurs droites équivalentes....................................................................................................... 12 3 - Pertes de charge dans les vannes automatiques............................................................................ 14

VI - MESURE DES PERTES DE CHARGE SUR SITE ....................................................................... 14 1 - Mesure des pertes de charge de la ligne d'aspiration d'une pompe ............................................... 14 2 - Mesure des pertes de charge de la ligne de refoulement d'une pompe.......................................... 15

VII - PERTES DE CHARGE DANS LES ÉCOULEMENTS GAZEUX .................................................. 16 PLANCHES : Planche n°1 : Pertes de charge des liquides dans les conduites Planche n°2 : Tableau des longueurs droites équivalentes Planche n°3 : Diagramme des longueurs droites équivalentes Planche n°4 : Pertes de charges des gaz dans les conduites

BA FLU - 02310_A_F - Rév. 2

Ce document comporte 22 pages  2006 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

18/04/2006

-2

1

NOTION DE PERTE DE CHARGE Lors de l’écoulement des fluides réels, il apparaît des frottements entre les particules de fluide et entre fluide et paroi. Ces frottements ont pour origine la vitesse et la viscosité du fluide. Partant de la paroi d’une conduite par exemple, le frottement entre les particules en mouvement et les aspérités de la surface interne du tube génère des forces de frottement retardatrices qui s’opposent à l’avancement du fluide. Ces forces se propagent ensuite au sein du fluide en prenant d’autant plus d’importance que la turbulence de l’écoulement est grande et conduisent à une dégradation de l’énergie ou charge totale possédée par le fluide. Cette perte d’énergie doit être compensée par l’apport d’une quantité équivalente d’énergie par les machines tournantes. La perte d’énergie correspondante est dissipée sous forme de chaleur et est appelée perte de charge. Les pertes de charge dépendent essentiellement : -

de la nature du fluide véhiculé et plus spécialement de sa viscosité

-

des caractéristiques des appareillages dans lesquels s’effectuent l’écoulement : section de passage, état de surface, encrassement, “accidents” de tuyauterie (vanne, robinet, filtre, clapet, orifice, etc.), longueur d’écoulement

-

des conditions de l’écoulement et notamment de la vitesse moyenne de circulation du fluide

En pratique, et en première approximation, les pertes de charge se manifestent le plus souvent par une chute de pression le long de l’écoulement mais il faut prendre garde au fait qu’une baisse de pression n’est pas toujours une perte de charge. Sur le plan de la conservation de l’énergie, l’existence des pertes de charge se manifeste de la façon suivante

2

1

D T 389 A

I-

C 4 -2

- Fluide non visqueux charge totale charge totale en ➀ = en ➁ - Fluide visqueux charge totale charge totale perte de charge = + en ➀ en ➁ de ➀ à ➁

02310_A_F

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2

C 4 -2

En appelant ∆Pf (f = frottement) la perte de charge ➀ à ➁ on a

charge totale charge totale = + ∆Pf en ➁ en ➀

L’estimation ou le calcul des pertes de charge exige de définir préalablement le régime d’écoulement dans lequel on se trouve.

II -

DIFFÉRENTS RÉGIMES D’ÉCOULEMENT Les écoulements industriels peuvent être rattachés à deux régimes principaux •

Fluide visqueux

l’écoulement laminaire caractérisé par : -

la répartition parabolique des vitesses dans une section de conduite

-

la perte de charge proportionnelle au débit : si le débit est multiplié par 1,2 la perte de charge est multipliée par la même valeur

Vitesse D T 390 A

Faible vitesse

02310_A_F

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3

C 4 -2

Le schéma ci-dessous illustre l’évolution des pertes de charge dans le cas d’un écoulement laminaire. A altitude constante (conduite horizontale) la perte de charge se traduit par une chute de pression statique. Si le débit double (Q2 = 2 Q1 ) la perte de charge double (∆Pf2 = 2 ∆Pf1).

Prise de pression statique Fermé Alimentation sous charge constante

débit nul Chute de pression ∆P1 Réglage du débit

Indicateur coloré Débit faible Q 1

D T 391 A

Chute de pression ∆ P 2 = 2∆ P 1

Écoulement en filet rectiligne

Débit faible Q 2 = 2 Q 1

•

l’écoulement complètement turbulent caractérisé par : -

Vitesse D T 392 A

Conditions habituelles d'écoulement

la répartition des vitesses (sauf au voisinage des parois) pratiquement uniforme compte tenu de la turbulence la perte de charge proportionnelle au carré du débit : si le débit est multiplié par 2, la perte de charge est multipliée par 4

02310_A_F

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4

C 4 -2

Traduite en chute de pression statique dans une conduite horizontale, la perte de charge correspondante apparaît sur le schéma ci-dessous. Elle est multipliée par 4 si le débit est multiplié par 2. ∆ P3

Indicateur coloré

Débit important Q 3

D T 391 B

∆P1 = 4 ∆ P3

Indicateur coloré

Débit important Q 4 = 2 Q 3

Le régime d’écoulement dépend des caractéristiques de l’écoulement et des propriétés du fluide. Il peut être caractérisé par le calcul d’un nombre sans dimension appelé nombre de Reynolds.

Nombre de Reynolds Re =

u.D.ρ

µ

u D

ρ

vitesse moyenne diamètre intérieur masse volumique

en m/s en m en kg/m3

µ

viscosité dynamique

en Pa.s

En pratique, on préfère faire apparaître le débit volume Qv et la viscosité cinématique ν. On obtient alors la formule suivante Nombre de Reynolds

Qv D.ν

Re = 3,54 . 104

Qv D

ν

débit volume en m3/h diamètre intérieur de la conduite en cm viscosité cinématique en cSt (centistoke) ou mm2 /s

Si on désire utiliser le débit masse Qm on a

Nombre de Reynolds Re = 35,4 .

Qm D.µ

Qm débit massique en kg/h D en cm µ viscosité dynamique en mPa. s (ou cP)

02310_A_F

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5

C 4 -2

On considère que pour Re < 2100, le régime est laminaire et que pour Re > 40 000, le régime est complètement turbulent. Entre ces 2 valeurs on trouve un régime dit trouble, souvent instable et pour lequel la valeur des pertes de charge est difficile à calculer. En général, on admet de considérer l’écoulement comme turbulent à partir de la valeur 2100 du nombre de Reynolds. En résumé : Régime laminaire : Re < 2100

KQ

2

Régime turbulent : Re > 2100

?

∆P =

L oi

du

r ég

i me

turb

ule

nt e

x tr a

p olé

e

∆P

KQ 2

∆P =

Log ∆P

Laminaire

Troublé QRe = 2100

Turbulent

Complètement turbulent

QRe = 40000

Log Q ou Log u

FRONTIÈRES Loi des pertes de charge selon les régimes d'écoulement

02310_A_F

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D T 798 A

∆P

=k

Q

Points expérimentaux

6

C 4 -2

Application Quel est le régime d'écoulement pour les conditions données ci-dessous ?

tuyauterie Ø intérieur (cm)

Petit Ø liquide visqueux

Grand Ø liquide peu visqueux

1" (DN 25)

12" (DN 300)

2,66

30,32

1,5

200

40

2

section (m 2) débit (m 3/h) vitesse (m/s) viscosité (cSt) Re Régime d'écoulement

Conclusion :

02310_A_F

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7

III -

C 4 -2

PARAMÈTRES INTERVENANT DANS LES PERTES DE CHARGE Les pertes de charge ou perte d’énergie dans les écoulements, représentent sensiblement au niveau d’une usine, les dépenses engagées par le pompage des liquides ou la compression des gaz. Par exemple, cela correspond approximativement à 7 % de la consommation d’énergie d’une raffinerie classique. Les pertes de charge constituent un facteur essentiel de résistance à l’écoulement qui dépend du fluide, des caractéristiques des appareillages rencontrés et des conditions de l’écoulement.

1-

NATURE DU FLUIDE Celle-ci est caractérisé essentiellement par : -

la viscosité (ν) qui détermine prioritairement l’aptitude d’un liquide à l’écoulement. Il est clair que les frottements internes au fluide augmentent avec la viscosité et qu’il en est de même en conséquence pour les pertes de charge. Dans les mêmes conditions d’écoulement liquide on a par exemple la correspondance suivante : viscosité perte de charge :

-

2-

1 cSt → 100 cSt ∆Pf → 3 x ∆Pf

la densité (d) ou masse volumique (ρ) du liquide

CARACTÉRISTIQUES DES APPAREILLAGES Celles-ci concernent d’abord la conduite pour laquelle interviennent : -

la longueur L d’écoulement

-

le diamètre intérieur D

-

l’état de surface de la conduite qui influe sur les frottements entre fluide et paroi. Cet état de surface est caractérisé par la rugosité absolue ε du tube qui correspond à la hauteur moyenne des aspérités mesurée au palpeur. On donne ci-dessous quelques valeurs de rugosité absolue Fonte Acier Tubes réalisés par étirage dans une filière (verre, PVC, cuivre, aluminium) Béton centrifugé

: :

0,26 mm 0,046 mm

: :

0,0015 mm 0,3 à 3 mm

On définit également la rugosité relative ε/D rapport de la rugosité absolue au diamètre intérieur du tube. Les pertes de charge sont évidemment également conditionnées par la présence d’accessoires de tuyauterie tels que : vanne, robinet, filtre, clapet, orifice, … qui constituent des obstacles au bon écoulement du liquide et génèrent des turbulences et des frottements importants. Les pertes de charge introduites par les accessoires de tuyauterie sont appelées pertes de charge singulières.

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8

3-

C 4 -2

CONDITIONS DE L’ÉCOULEMENT Celles-ci concernent essentiellement le débit volume de fluide et donc la vitesse moyenne d’écoulement qui détermine pour une grande part le régime d’écoulement. Dans la grande majorité des cas industriels, l’écoulement est turbulent et les pertes de charge varient comme le carré du débit. Cela signifie que lorsqu’on double la vitesse, les pertes de charge sont multipliées par 4, lorsqu’on la triple, elles sont multipliées par 9. Le choix de la vitesse d’écoulement est donc important et résulte du meilleur compromis économique entre : • •

une faible vitesse conduisant à des pertes de charge modérées mais à des tuyauteries onéreuses, de grand diamètre une vitesse forte permettant des diamètres plus faibles mais conduisant à de plus grandes pertes de charge, coûteuses en énergie

Ceci conduit pour les liquides à des vitesses économiques dans les installations industrielles de l’ordre de 1 à 6 m/s (soit 3,5 à 20 km/h). Dans le cas de distances importantes comme pour les pipelines, le choix de la vitesse est fait par les opérateurs en fonction, par exemple, du coût énergétique et de l’urgence de la demande. Les vitesses pratiquées actuellement vont de 0,8 à 2 m/s. Les écoulement gazeux se font dans une plage de vitesse allant de 10 à 50 m/s.

IV - CALCUL DES PERTES DE CHARGE EN LIGNE 1-

LOI DE PERTES DE CHARGE De nombreuses méthodes permettent d’accéder à la détermination des pertes de charge. A la base celles-ci résultent d’une loi générale qui exprime la perte de charge ∆Pf en unités de pression de la manière suivante : perte de charge ∆Pf = f .

L u2 . ρ . D 2

Dans cette formule générale ∆Pf L D ρ u f

est la perte de charge en Pa est la longueur de conduite en m est le diamètre intérieur en m est la masse volumique du liquide en kg/m3 est la vitesse moyenne du fluide en m/s est le nombre sans dimension appelé facteur de frottement ou coefficient de friction dont la valeur dépend notamment du régime d’écoulement

Dans les formules de détermination des pertes de charge qui peuvent être écrites différemment, en faisant apparaître par exemple le débit du fluide tous les paramètres sont facilement accessibles, le seul problème restant étant la détermination de f.

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9

C 4 -2

Il existe parallèlement de nombreuses formules pratiques permettant d’accéder aux pertes de charge. Parmi celles-ci, les formules suivantes est souvent utilisées lorsque les pertes de charge sont exprimées en pression ∆Pf Qv D L d=

2 L d Qv ∆Pf = 6,254 f D5

en bar en m3/h en cm en m densité

et lorsque les pertes de charge sont exprimées en m de liquide hf L Qv D

2 L x Qv hf = 63,8 f D5

en m en m en m3 /h en cm

Cette dernière formule montre qu'exprimées en mètre de liquide, les pertes de charge sont indépendantes de la densité. On peut, à partir des formules précédentes, constater que si f ne varie pas de façon sensible : -

-

2-

la perte de charge est : •

inversement proportionnelle au diamètre pour une vitesse d’écoulement identique ce qui montre que dans les petites conduites (diamètres < 20 mm) la perte de charge est toujours élevée

•

inversement à la puissance 5 du diamètre pour un débit identique (choisir un diamètre 2 fois plus faible c’est avoir 32 fois plus de pertes de charge)

le débit dans une tuyauterie pour laquelle les pressions amont et aval sont imposées (réseau d’eau et pression atmosphérique par exemple) est proportionnel au rapport des diamètres à la puissance 2,5 soit pour un diamètre 2 fois plus petit 5,6 fois moins de débit.

DÉTERMINATION DU FACTEUR DE FROTTEMENT •

en RÉGIME LAMINAIRE le facteur f est inversement proportionnel au nombre de Reynolds. Il est calculé par la formule facteur de frottement en régime laminaire

f =

64 Re

nombre de Reynolds Re : (Re < 2100)

Il est à signaler que les écoulements qui se déroulent dans ces conditions répondent à la loi de Poiseuille mise en application dans les viscosimètres à capillaire qui permettent de déterminer la viscosité cinématique des liquides. •

en RÉGIME TURBULENT le facteur f dépend non seulement du nombre de Reynolds, mais aussi de l’état de surface interne du tube caractérisé par sa rugosité relative ε /D.

Plusieurs formules permettent de l'estimer, l'ordre de grandeur est de 0,02.

02310_A_F

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10

3-

C 4 -2

DÉTERMINATION DES PERTES DE CHARGE PAR L’UTILISATION DES ABAQUES DE PAUL LEFEVRE A l’époque où les calculatrices ne faisaient pas encore partie de l’univers quotidien on cherchait à éviter l’utilisation de formules complexes et à créer des outils graphiques plus pratiques permettant d’accéder plus rapidement aux résultats souhaités. Ces outils restent d’actualité, en particulier les abaques de Paul Lefèvre (ancien professeur à l’ENSPM) publiés par l’A.F.T.P. La 9ème édition de ces abaques publiés en 1990 comprend 2 fascicules : • •

le premier permet le calcul des pertes de charge des liquides dans des conduites de 5 mm à 100” (2490 mm) le second est relatif aux pertes de charge des gaz et vapeur dans des conduites de 1/2” (15,8 mm) à 40” (990 mm)

Ces abaques sont conçus pour les tubes normalisés en acier du commerce. En annexe, Planche 1, l'abaque correspondant à un tube de 6" (DN 150) liquide. Le mode d’utilisation est le suivant •

repérage du débit sur l’échelle horizontale inférieure (en m3/h). Il est à signaler que l’échelle horizontale supérieure fournit la vitesse correspondante

•

rappel sur la courbe correspond à la viscosité du liquide

•

lecture à droite ou à gauche de la valeur permettant d’accéder à la perte de charge

Selon la lecture choisie (3 possibilités), le calcul de la perte de charge est approché différemment. • lecture à droite en % de la longueur de conduite La valeur obtenue exprime la perte de charge en mètre de liquide pour 100 m de conduite. C'est l'échelle de grandeur la plus pratique à utiliser car elle s'exprime directement en m de pertes de charge et qu'elle est indépendante de la densité. • lecture à gauche en bar/km pour d = 1 La perte de charge en bar est obtenue par

∆Pf =

lecture à gauche x L x d en bar

∆Pf L d

en bar en km densité

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11

C 4 -2

Application Calculer les pertes de charge en m de liquide et en bar dans le cas de l’écoulement liquide : Ø 6" : QV = 200 m3/h ; υ = 2 cSt ; longueur de conduite L = 100 m •

Lecture à droite

=

%

hf

=

m/100 m de conduite

Soit pour 100 m de conduite

hf =

•

Lecture à gauche =

∆Pf =

m de liquide

bar/km pour d = 1

bar

02310_A_F

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12

V-

C 4 -2

PERTES DE CHARGE SINGULIÈRES Deux méthodes principales sont habituellement utilisées pour calculer les pertes de charge singulières introduites par les accessoires et “accidents” de tuyauterie. La première méthode consiste à affecter à chaque accessoire un coefficient de résistance K qui, multiplié par l’énergie cinétique du fluide, détermine la perte de charge. La seconde fait appel à la notion de longueur de conduite droite équivalente qui consiste à traduire la perte de charge induite par l’accessoire en longueur droite provoquant la même perte d’énergie.

1-

COEFFICIENTS DE RÉSISTANCE Les coefficients de résistance K ont été déterminés expérimentalement et la perte de charge est en unité d’énergie définie par :

Perte de charge accessoire = K

u2 2

K coefficient de résistance de l’accessoire u en m/s perte de charge en J/kg

La perte de charge étant de préférence exprimée en hauteur de liquide, on a :

u2 Perte de charge accessoire h f = K 2g

hf en m K coefficient de résistance de l’accessoire u en m/s g = 9,81 m/s2

La correspondance en bar est obtenue par

∆Pf accessoire

=

hf . d 10,2

hf en m d densité liquide ∆Pf en bar

Les valeurs de K pour robinet, clapet, raccord, coude, élargissement, contraction, convergent peuvent être obtenues par des tables de données.

2-

LONGUEURS DROITES ÉQUIVALENTES Chaque accessoire est dans ce cas assimilé à une longueur droite supplémentaire de tuyauterie de même diamètre. On ajoute alors aux longueurs réelles de conduite droite les longueurs équivalentes des accessoires et on applique à la nouvelle longueur totale ainsi obtenue le calcul de perte de charge. Les planches 2 et 3 présentent deux possibilités d’accès aux longueurs droites équivalentes.

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13

C 4 -2

Application Sur 500 m de conduite 6", 100 m3/h, 2 cSt, d = 0,800, on trouve 4 robinets-vannes et 1 clapet antiretour. Déterminer la perte de charge globale correspondante. • Pertes de charge en ligne

∆Pf ligne =

bar

∆Pf singulière =

bar

∆Pf TOTALE =

bar

• Pertes de charge singulière

• Pertes de charge totale

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14

3-

C 4 -2

PERTES DE CHARGE DANS LES VANNES AUTOMATIQUES Le rôle d'une vanne est d'absorber de l'énergie hydraulique en créant une perte de charge appropriée et réglable. Celle-ci dépend des dimensions de la vanne et de son ouverture. Elle est donc variable sur le circuit qui "régule". Pression

Pamont

Pmini

Entrée bride amont

Section contractée

Récupération de pression

D IRA 100 A

Perte de charge Paval

Chute de pression

Sortie bride aval

VI - MESURE DES PERTES DE CHARGE SUR SITE On peut observer et mesurer les pertes de charge d’une ligne en comparant la pression indiquée sur un manomètre entre le moment où le débit est nul et celui où le débit est établi. Pour faire la comparaison, il est indispensable de conserver la même disposition d’installation et la même température.

1-

MESURE DES PERTES DE CHARGE DE LA LIGNE D’ASPIRATION D’UNE POMPE A l’aspiration, le niveau dans le ballon restant constant, la mise en route de la pompe avec débit établi modifie la position du manomètre. On peut constater que la pression diminue au fur et à mesure de l’augmentation du débit.

Pasp

DPf

Pompe arrêtée

Pompe en service (débit établi)

D T 397 A

P

La différence entre l’indication à débit nul et celle à débit établi représente les pertes de charge à l’aspiration.

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15

C 4 -2

2 - MESURE DES PERTES DE CHARGE DE LA LIGNE DE REFOULEMENT D’UNE POMPE Au refoulement d’une pompe et on peut lire le manomètre Pref à débit nul quand : -

la pompe est arrêtée la vanne aspiration est fermée la vanne de refoulement est ouverte le by-pass du clapet est ouvert

mais aussi à condition que la pression PBr et le niveau hr, dans le ballon soient établis.

PBr

hr

D T 398 A

Pref.

Dans ce cas la variation de Pref entre le moment où le débit est nul et le moment où le débit est établi, représente les pertes de charge au refoulement.

∆ Pf

Pref. à débit nul

Pref.

Pompe arrêtée

Pompe en service (à débit établi)

D T 399 A

Prefoulement

On peut aussi calculer la pression qu’indiquerait le manomètre Pref à débit nul, (on néglige l’énergie cinétique dans la conduite au droit du manomètre).

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16

C 4 -2

Elle serait égale à la somme de : -

la pression du ballon :

PBr

-

l’effet de la hauteur de liquide

Pr =

hr . D 10,2

il s’ensuit qu’à débit nul ; pompe arrêtée : Pref = PBr +

hr . d 10,2

Avec P Br pression du ballon de refoulement et hr différence de hauteur entre le niveau du liquide dans le ballon et le manomètre.

VII - PERTES DE CHARGE DANS LES ÉCOULEMENTS GAZEUX Le calcul des pertes de charge dans les écoulements gazeux est rendu difficile par l'influence de la chute de pression (due aux pertes de charge) sur la masse volumique du gaz. La baisse de pression conduit aussi à une baisse de température qui en dehors de vitesse élevée est négligeable. La vitesse dans une conduite de diamètre constant augmente donc avec la chute de pression. La viscosité elle-même dépend de la pression et de la température mais ne change de façon sensible que pour des variations importantes de ces grandeurs. Le calcul peut cependant être conduit comme pour les liquides à condition de choisir des tronçons de conduite où : -

la température ne varie pas (écoulement isotherme)

-

il n'y a pas d'échange de chaleur avec l'extérieur (écoulement adiabatique)

-

la variation de pression sur le tronçon reste faible ce qui permet de considérer qu'il n'y a pas d'influence notable de la détente sur : • la température • la masse volumique • la viscosité

La chute de pression dans les vannes, bien que se faisant généralement avec une baisse limitée de température, modifie largement la masse volumique. La vitesse du gaz dans la conduite avale et donc la perte de charge dépend de la chute de pression dans la vanne. Ce calcul est alors relativement complexe et nécessite au moins une méthode itérative longue à appliquer. D’autres méthodes de calcul peuvent être employées. • Des méthodes de calcul spécifiques à l’écoulement sont utilisées par exemple pour le calcul de gazoduc de grande longueur. • Il existe également des abaques de Paul Lefevre pour les gaz et vapeurs dont l’utilisation est similaire aux abaques pour les liquides. L'abaque de la planche 4 correspond à un tube de 6" (DN 150). 02310_A_F

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17

C 4 -2

Le mode d'utilisation est le suivant : –

repérage du débit (en kg/h ou t/h) en abscisse

–

la double échelle donne la vitesse du gaz pour une masse volumique de 1 kg/m3. Diviser la valeur lue par la masse volumique du gaz pour obtenir la vitesse réelle dans la conduite

–

rappel sur la courbe correspondant à la viscosité en Cp

–

lecture sur l'ordonnée, de la perte de charge exprimée en bar/km pour p= 1 kg/m3. Diviser la valeur lue par la masse volumique du gaz véhiculé en kg/m3

Application Calculer la perte de charge dans une tuyauterie (Ø : 6"; L = 1500 m) dans les conditions suivantes : Qm = 1,4 t/h

p = 7 kg/m3

µ = 17 x 10–3 Cp

02310_A_F

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P = 6 bar abs.

18

C 4 -2

PERTES DE CHARGE DES LIQUIDES DANS LES CONDUITES — Pour un diamètre intérieur de 154 mm - 6"—

– Planche 1 –

Tube DN : 150 0,2 100 90 80 70

0,3

0,4

1

0,5

1,5

2

3

4

5

6

7

8 9 10 100 90 80 70

500

Vitesse (m/sec)

60

Pertes de charge en (bar/km) pour d = 1

60

30

20 15

30

20 15

10

00

100 2 0 0

6 5

0 ,6 1 23 5

4

10 2 0 3 0

7

Pertes de charge en % de longueur de conduite (m de liquide)

50

10 9 8

40

40 0

40

50

300

50

3

2

50

1,5

40

0

30 1 0,9 0,8 0,7

0

0

20

0

0,6 0,5

10 9 8 7 6 5 4 3

2 1,5

1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5

0

0,4

0,3

0,3

0,2

0,2

30 0,1 10

15

0,15

10 20 3 5 1 2 0 ,6

50

0,15

20

30

Débit (m3/h) 0,1 40

50

60 70 80 90 100

150

200

300

400

02310_A_F

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500 600 700800900

D TH 1014 A

10

0,4

19

C 4 -2

TABLEAU DES LONGUEURS DROITES ÉQUIVALENTES — Planche n°2 —

Diamètres en mm

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Coude à 90° R/D = 2

1

1.7

2.5

3.2

4

5

6

7

8

Coude à 90° R/D = 1,5

1.5

2.5

4

5

6

7.5

9

11

12.5

Coude en fonte

3.2

7.5

12.5

18

24

30

38

44

50

Coude en tôle

7.5

17.5

29

42

56

70

87

102

115

Lyr"e R/D = 6

4

9.5

14.5

20

27

33

41

48

54

Lyre à plis

5

12

18.5

26

34

42

52

61

69

Coude à plis R/D = 2

1.7

2.8

4.2

5.5

6.5

8.5

10

12

13.5

Coude à plis R/D = 1,5

2.4

4

6.5

8

9.5

12

14.5

17.5

20

3.6

5.4

8

6.3

15.5

21

26

32

36

4.5

7

9.5

14

19

25

31

38

43

11.5

17.5

26

36

47

65

74

84

4.5

9

14.5

20

26

34

41

47

54

Robinet à soupape

13

31

50

73

100

130

160

200

250

Robinet d'équerre

10

20

32

45

61

77

95

115

130

Clapet de non retour

3.2

7.5

12.5

18

24

30

38

44

50

Vanne à siège parallèle

0.6

1.5

2

3

4

5

6.5

7.5

8.5

Té Té

5 Té

Les longueurs équivalentes sont exprimées en mètres

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D CONS 1319 B

Té

20

C 4 -2

DIAGRAMME DES LONGUEURS DROITES ÉQUIVALENTES

– Planche n°3 –

Exemple : La ligne pointillée montre que la perte de charge provoquée par un coude ordinaire de 6" est la même que celle provoquée par 5 m de tuyau 6" standard. Note : Pour les élargissements et contractions brusques prendre le petit diamètre d sur l'échelle de la dimension du tuyau.

Robinet à soupape ouvert

Vanne à coin 3/ fermée 4 1/ fermée 2 1/ fermée 4 ouverte

1000 500 300 200

48

50

42 Té ordinaire

36

100

30

50 30

Clapet à battant ouvert

20 Ajutage "Borda" d

Té ordinaire sortie latérale

D

Élargissement brusque d/ = 1/ D 4 d/ = 1/ D 2 d/ = 3/ 4 D d D Ajutage ordinaire

Coude ordinaire ou sortie direct té réduit 1/2

Coude à rayon moyen (rayon court pour coude à brides ) ou sortie directe pour té réduit 1/4

D

3 2 1

Contraction brusque d/ = 1/ D 4 d/ = 1/ D 2 d/ = 3/ D 4

20

20

18 16 14 12 10 9

10

8 7 6 41/2

5

5

4

31/2 2

3

0,50

2

2

0,30

11/2 11/4

21/2

d

0,20 0,10

1

1

3/ 4 Coude à 45°

Coude à grand rayon ou sortie directe, té normal

5

24

22

0,05 0,03

02310_A_F

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1/ 2 0,5

D T 719 D

Coude double r = d

10

Diamètre nominal du tuyau standard, en pouces

Coude à angle droit

Longueur équivalente de tuyau droit, en mètres

30

Diamètre intérieur, en pouces

Robinet d'équerre ouvert

21

C 4 -2

PERTES DE CHARGES DES GAZ DANS LES CONDUITES — Pour un diamètre intérieur de 154 mm - 6"—

– Planche n°4 –

Vitesse (m/s) pour ρ. = 1

Perte de charge (bar/km) (pour ρ. = 1)

Perte de charge (bar.10–3/km) (pour ρ. = 1)

Débit (t/h)

Vitesse (m/s) pour ρ. = 1

02310_A_F

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D TH 1222 A

Débit (t/h)

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉCOULEMENT DES FLUIDES Ingénieurs en Sécurité Industrielle

C4

ÉTUDE DES CIRCUITS LORS DES ÉCOULEMENTS

I - RÉSISTANCE À L’ÉCOULEMENT D’UN CIRCUIT DE POMPAGE ......................................... 1 1 2 3 -

Description de l’installation ...........................................................................................................1 Résistance du circuit .................................................................................................................... 2 Expression de la résistance à l’écoulement en hauteur de liquide pompe .................................. 3

II - COURBE CARACTÉRISTIQUE D’UN CIRCUIT ....................................................................... 6 1 2 -

Cas général .................................................................................................................................. 6 Cas particuliers.............................................................................................................................8

BA FLU - 02331_A_F - Rév. 0

Ce document comporte 9 pages

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06/04/2005

-3

1

I-

C 4 -3

RÉSISTANCE À L’ÉCOULEMENT D’UN CIRCUIT DE POMPAGE 1-

DESCRIPTION DE L’INSTALLATION On appelle installation, un circuit de pompage dans lequel un liquide est véhiculé par l’intermédiaire d’une pompe centrifuge d’une capacité (située à l’aspiration) à une autre capacité (positionnée au refoulement). Les pressions de marche des deux réservoirs sont généralement différentes et le circuit peut comporter également des appareillages d’échange thermique. On se place toutefois ici dans le cas simple d’un écoulement isotherme dans lequel le liquide est transféré selon le schéma ci-après.

P2 P1 1

Fluide pompé de densité d4t

∆H PA

Vanne automatique

H2 P R FR

H1 A

Plan de référence

R Pompe centrifuge

D T 298 G

Réservoir amont

Réservoir aval

Débitmètre

Les conditions de transfert sont bien entendu déterminées par la géométrie et les conditions opératoires de l’installation. Pour un débit donné elles exigent la connaissance de l’énergie possédée par le fluide en amont et en aval de la pompe et bien entendu des pertes de charge correspondant à ce débit.

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2

2-

C 4 -3

RÉSISTANCE DU CIRCUIT L’énergie à fournir par la pompe doit compenser la résistance à l'écoulement présentée par le circuit. Cette dernière correspond à la différence de charge entre les conditions ➀ initiales et les conditions ② finales à laquelle s’ajoutent les pertes de charge correspondant au débit véhiculé. Le tableau ci-dessous présente la différence de charge entre ➀ et ② , exprimée en J/kg.

Réservoir amont

➀

Réservoir aval

Différence ② – ➀

②

g (h 2 – h1) Énergie d’altitude

Énergie cinétique

g . h1

g . h2

2 u1 2

2 u2 2

Selon le positionnement des réservoirs cette différence peut être positive ou négative. Elle aide ou pénalise la pompe Dans le cas envisagé u1 = u2 = 0 (niveaux fixes) P2 – P1

Énergie de pression

P1

P2

ρ

ρ

ρ La différence de pression entre les capacités est un facteur évident de résistance à l’écoulement si P 2 est supérieure à P 1.

Aux deux termes précédents qui sont indépendants du débit, s’ajoutent les pertes de charge ∆Pf qui devront également être compensées par la pompe et dont la valeur dépend du débit véhiculé. Au total la résistance globale du circuit exprimée en terme d’énergie s’écrit :

Résistance du circuit

= g (h2 – h1) +

P2 – P1

ρ

+ ∆Pf

Résistance du circuit en J/kg g = 9,81 m/s2 h1, h2 en m P en Pa ρ en kg/m3 ∆Pf en J/kg

Présentée de cette manière en pratique, la formule précédente est peu utilisée dans la mesure où la résistance du circuit détermine la charge de la pompe, cette dernière étant exprimée habituellement en hauteur de liquide. Les pompes centrifuges sont en effet caractérisées par leur hauteur totale d’élévation. Les différents termes de la formule précédente doivent donc subir un changement d’unité destiné à transformer des énergies en hauteur de liquide.

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3

3-

C 4 -3

EXPRESSION DE LA RÉSISTANCE À L'ÉCOULEMENT EN HAUTEUR DE LIQUIDE POMPE • Différence d’altitude W = g . h. m

L’énergie massique est donnée par la relation :

En conséquence, le passage en hauteur de liquide correspond à une division par g, de cette quantité d'énergie massique :

Différence d’altitude

h1, h2 en m de liquide ∆h en m de liquide

h2 – h1 = ∆h

• Différence de pression En terme d’énergie, l'énergie de pression s’exprime par

P2 – P1

ρ

De la même manière la division par g de cette quantité d'énergie permet d'exprimer ce poste en hauteur de liquide soit : P1, P2 en Pa ρ en kg/m3

P2 – P1 ρg

g = 9,81 m/s2

Pratiquement, la différence de pression est exprimée en bar et la densité est employée de préférence à la masse volumique :

Différence de pression exprimée en hauteur de liquide

∆P . 10,2 = d

différence de pression en m ∆P en bar d densité

Ces deux premiers termes, indépendant du débit définissent la résistance statique du circuit :

Résistance statique = du circuit

∆h +

∆P .10,2 d

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4

C 4 -3

Application Déterminer la résistance statique d’un circuit répondant aux conditions de fonctionnement suivantes : h1 = 0,5 m

P1 = 10 bars

h2 = 30 m

P2 = 12 bars

densité du liquide = 0,824

Résistance statique = du circuit

m de liquide

• Pertes de charge Les pertes de charge correspondent à une perte d’énergie liée aux frottements qui accompagnent les écoulements de liquide. En pratique, les pertes de charge sont souvent exprimées en unités de pression (∆ P f ) et la transformation pression-hauteur s’effectue comme précédemment, soit :

Perte de charge en hauteur de liquide

∆Pf . 10,2 hf = d

hf en m ∆Pf en bar d densité

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5

C 4 -3

La connaissance des trois termes permet d’exprimer la résistance totale du circuit H en hauteur de liquide pour un débit volumique provoquant la perte de charge hf. Résistance totale du circuit

∆P . 10,2 = ∆h + + hf d

tous les termes exprimés en mètre de liquide

Application Pour un débit de 30 m3/h la perte de charge précédent est de 3 bars. Déterminer la résistance totale du circuit.

Résistance totale =

m de liquide

02331_A_F

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6

II -

C 4 -3

COURBE CARACTÉRISTIQUE D’UN CIRCUIT 1-

CAS GÉNÉRAL La courbe caractéristique d’un circuit exprime graphiquement la variation de la résistance totale du circuit en fonction du débit. Si l’on considère les conditions de hauteur et de pression constantes en amont et en aval, on voit que la résistance du circuit va varier en fonction des pertes de charge, c’est-à-dire en fonction du débit. Les applications précédentes permettent de situer cette variation numériquement en supposant que les pertes de charge varient comme le carré du débit.

0 m3

Débit

30 m 3 /h

∆h ∆P . 10,2 d hf Résistance totale

En reportant ces valeurs sur un graphique, on obtient une courbe d’allure parabolique appelée courbe caractéristique du circuit.

Hcircuit (m de liquide)

Résistance totale du circuit

hfz = 4 hf1

hf hf1 ∆P. 10,2 d

+∆h D T 3014 A

Hcircuit

0

Qv1

Qv

Qv2 = 2Qv

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Débit volume (m3/h)

7

C 4 -3

Cette courbe caractéristique du circuit peut être modifiée si l’on fait varier les pertes de charge ce qui est possible par exemple en modifiant l’ouverture de la vanne automatique située sur le circuit. Le schéma ci-dessous montre l’évolution de la courbe caractéristique du circuit depuis la situation “vanne automatique grande ouverte” jusqu’à la fermeture totale.

La vanne auto se referme

Vanne auto grande ouverte

Hcircuit Vanne auto toute fermée

hf

Vanne partiellement fermée

hf : Vanne grande ouverte D T 3015 A

∆P. 10,2 + ∆h d 0 A ne varie pas avec fermeture vanne auto 0

Qv

Débit volume

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2-

C 4 -3

CAS PARTICULIERS Parallèlement, la résistance statique du circuit peut varier en fonction des différences d’altitude et de pression des capacités amont et aval. Il se peut par exemple, que la pression et la hauteur du réservoir amont soient plus élevées que celles du réservoir aval. Dans ce cas la résistance statique du circuit est négative ce qui signifie que l’écoulement peut se produire en l’absence de pompe. Dans le cas de transferts de bac à bac on se trouve face à des niveaux de liquide qui évoluent au cours du pompage et qui changent donc en conséquence la résistance statique du circuit. Les schémas ci-dessous montrent deux exemples : -

le premier correspond à un cas où l’altitude et la pression sont identiques dans les deux capacités

Hcircuit Même pression B Même hauteur D T 3016 A

Exemple :

0 Qv Résistance nulle

- le second est l’illustration d’une résistance négative. L’écoulement sans pompe est possible si le débit qui provoque une résistance égale à la charge statique négative est disponible

Hcircuit P1 Exemple :

P1 inférieur ou égale à P2

B

P2

0 Résistance négative (écoulement possible sans pompe)

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D T 3016 B

Qv

0A négatif

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE

C5

COURANTS ÉLECTRIQUES CONTINU ET ALTERNATIF

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

A - COURANT CONTINU

I - CHARGES ÉLECTRIQUES ...................................................................................................... 1 1 2 3 -

Électrisation d’un corps ................................................................................................................ 1 Nature des charges électriques ...................................................................................................3 Unité de charge électrique ...........................................................................................................5

II - DIFFÉRENCE DE POTENTIEL ÉLECTRIQUE......................................................................... 5 III - COURANT ÉLECTRIQUE ......................................................................................................... 7 1 2 3 4 5

-

Phénomènes ................................................................................................................................ 7 Sens du courant électrique...........................................................................................................9 Nature du courant électrique ...................................................................................................... 10 Intensité du courant.................................................................................................................... 11 Intensité du courant et quantité d’électricité ............................................................................... 11

IV - PUISSANCE ÉLECTRIQUE - EFFET JOULE - LOI D’OHM ................................................... 13 1 2 3 4

-

Énergie et puissance.................................................................................................................. 13 Effet Joule .................................................................................................................................. 13 Loi d’Ohm ...................................................................................................................................14 Utilisations pratiques de ces lois ................................................................................................ 14

ME DIV - 02466_A_F - Rév. 1

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08/06/2005

-1/A

II

C 5 -1/A

B - COURANT ALTERNATIF

I - PHÉNOMÈNE D’INDUCTION ÉLECTROMAGNÉTIQUE ....................................................... 16 1 2 -

Champ magnétique - Champ électromagnétique ......................................................................16 Interaction entre un champ magnétique et un courant électrique .............................................. 17

II - CRÉATION D’UNE TENSION ALTERNATIVE........................................................................ 19 III - COURANT ALTERNATIF DANS UNE RÉSISTANCE - LOI D’OHM - EXPRESSION DE LA PUISSANCE ................................................................................................................ 22 1 2 -

Loi d’Ohm aux bornes d’une résistance ..................................................................................... 22 Puissance dissipée dans une résistance.................................................................................... 22

IV - COURANT ALTERNATIF DANS UN BOBINAGE ................................................................... 24 1 2 -

Évolutions du courant et de la tension........................................................................................ 24 Puissance dans une self ............................................................................................................ 24

V - COURANT ALTERNATIF DANS UN CONDENSATEUR ....................................................... 25 1 2 -

Évolution du courant et de la tension .........................................................................................25 Puissance ...................................................................................................................................25

VI - COURANT ALTERNATIF DANS UN RÉCEPTEUR QUELCONQUE ..................................... 27 1 2 -

Évolutions de l’intensité et de la tension .................................................................................... 27 Notion d’impédance ...................................................................................................................29

VII - LE TRIPHASÉ ......................................................................................................................... 30 1 2 3 4

-

Générateur de tensions triphasées ............................................................................................ 30 Tensions simples - Tensions composées ..................................................................................31 Utilité du fil neutre.......................................................................................................................33 Puissance consommée par un récepteur triphasé ..................................................................... 34

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1

C 5 -1/A

A - COURANT CONTINU

I-

CHARGES ÉLECTRIQUES 1-

ÉLECTRISATION D’UN CORPS a - Expériences

D SEC 3069 A

Un bâton d’ébonite, tenu à la main et frotté avec une fourrure ou avec un tissu de laine, de soie, de fibres synthétiques, acquiert la propriété d’attirer les corps légers sur la partie frottée (figure cidessous) ; on dit qu’il s’électrise par frottement.

Le bâton d’ébonite, électrisé par frottement, attire de petits morceaux de papier. On peut répéter l’expérience en frottant de la même façon un bâton de verre, une règle ou un stylo en matière plastique. Par exemple, si la poussière a tendance à adhérer sur la surface d’un disque de musique, c’est parce que le frottement de tête de lecture a électrisé la matière plastique du disque. D’autre part, une tige métallique, en cuivre ou en laiton, bien que très énergiquement frottée avec la même fourrure ou le même tissu, n’attire pas les corps légers lorsqu’elle est tenue à la main (figure cidessous) ; par contre, elle s’électrise sur toute la surface quand on la tient par l’intermédiaire d’un manche en ébonite, en verre ou en matière plastique. Métal

Poignée en ébonite

D SEC 3069 B

Métal

b - Interprétation On admet que les forces qui attirent ainsi de très légers objets sur les corps électrisés ont leur origine dans l’apparition, à la surface de ces corps, de petites quantités d’électricité, encore appelées des charges électriques. Dans les corps tels que l’ébonite, le verre, les matières plastiques, ces charges électriques ne peuvent pas se déplacer (ou ne se déplacent que très difficilement), on dit que ces corps sont des isolants (ou de mauvais conducteurs de l’électricité). 02466_A_F

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C 5 -1/A

Par contre, un métal comme le cuivre ou l’aluminium, ou encore un alliage métallique comme le laiton, les charges électriques se déplacent facilement ; on dit que ces corps sont de bons conducteurs de l’électricité ou, plus brièvement, des conducteurs. Tous les autres corps sont plus ou moins conducteurs ou plus ou moins isolants. Le corps humain, par exemple, est légèrement conducteur, c’est pourquoi un homme ressent le passage d’un courant électrique. c - Les deux espèces d’électricité En a, après avoir électrisé par frottement les extrémités E et E’ de deux bâtons d’ébonite, plaçons l’un de ces bâtons sur un étrier léger suspendu à un fil fin. Approchons de l’extrémité électrisée E du bâton suspendu, l’extrémité électrisée E’ de l’autre bâton : nous constatons qu’elles se repoussent. En b, remplaçons sur l’étrier le bâton d’ébonite par un bâton de verre dont la partie V a été électrisée par frottement avec du drap, puis approchons de V l’extrémité E’ du bâton d’ébonite tenu à la main : nous observons cette fois une attraction. Enfin en c, si nous approchons de V la partie électrisée V’ d’un autre bâton de verre tenu à la main, nous observons de nouveau une répulsion.

V

V'

E'

E'

Ébonite

Verre Ébonite a

V

Ébonite

b

c Verre

Ces expériences conduisent aux conclusions suivantes : -

les charges électriques apparaissant sur le verre et sur l’ébonite sont d’espèces différentes Par pure convention, il a été décidé d’appeler électricité positive celle qui apparaît sur le verre, et électricité négative celle qui apparaît sur l’ébonite.

- deux corps chargés d’électricité de la même espèce se repoussent. Deux corps chargés d’électricité d’espèces différentes s’attirent Il est à noter que l’électrisation d’un corps peut se faire de plusieurs façons : -

par frottement comme il vient d’être vu

-

par contact entre un corps électrisé et un autre. Après séparation des deux corps, le second se retrouve électrisé par de l’électricité de même espèce que la première

- par influence en approchant, sans le toucher, un corps électrisé d’un second corps, celui-ci se charge d’électricité d’espèce opposée à la première

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D SEC 3070 A

E

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2-

C 5 -1/A

NATURE DES CHARGES ÉLECTRIQUES La nature de l’électricité est à rechercher dans la constitution de la matière. Tous les corps sont formés par des assemblages d’atomes, particules extrêmement petites qui se comptent par milliers de milliards dans la moindre parcelle de matière. Chaque atome est constitué par un noyau, chargé d’électricité positive, autour duquel gravite un nombre variable d’infimes granules d’électricité négative que l’on appelle des électrons. Dans toutes les opérations ordinaires de la physique et de la chimie, les noyaux des atomes demeurent inaltérés, ils conservent donc intégralement leur charge électrique positive. Par contre, sous diverses influences, l’atome peut céder ou, au contraire, fixer un ou plusieurs électrons. À l’état normal, un atome est électriquement neutre parce que la charge négative que représente l’ensemble de ses électrons est égale en valeur absolue à la charge positive de son noyau. Si on enlève des électrons à un corps, la charge positive globale des noyaux de tous ses atomes n’est plus exactement neutralisée par la charge négative globale des électrons restants et le corps s’électrise positivement. Il s’électrise au contraire négativement si on lui apporte un supplément d’électrons. Ainsi, toute électrisation apparaît comme un transfert d’électrons : -

une charge négative est un excès d’électrons une charge positive est un défaut d’électrons

a - Conducteurs métalliques Les métaux et leurs alliages sont constitués par un enchevêtrement de petits cristaux dans lesquels les atomes sont ordonnés géométriquement dans un réseau cristallin. Ces atomes métalliques perdent facilement un ou plusieurs électrons périphériques, qui demeurent à l’intérieur du réseau et y circulent en tous sens de façon désordonnée ; on les appelle les électrons libres du métal. Cette possibilité, pour des électrons, de se déplacer facilement dans les espaces vides qui séparent les atomes d’un métal, explique l’impossibilité d’électriser une tige métallique que l’on tient à la main. Si le frottement fait passer un excédent d’électrons sur une partie de la tige, ils se dispersent aussitôt dans le sol, par l’intermédiaire de la tige et du corps de l’expérimentateur.

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C 5 -1/A

Exemple : l’atome de cuivre contient 29 électrons dont un, le plus éloigné du noyau, est un électron libre, quand les atomes sont assemblés en cristaux.

D SEC 3071 A

Électron libre

Les conducteurs n’ont pas tous le même nombre d’électrons libres. L’aluminium est un conducteur possédant 3 électrons libres par atomes. b - Isolants Considérons par exemple l’électrisation d’un bâton d’ébonite que l’on frotte avec un tissu de soie ; des électrons, arrachés aux tissu par le frottement, passent sur le bâton ; de ce fait, l’ébonite s’électrise négativement pendant que la soie s’électrise positivement, les charges qui apparaissent ainsi de part et d’autre étant égales en valeur absolue. Le fait que l’excédent d’électrons reçu par le bâton ne s’écoule par dans la main de l’opérateur montre que, dans un isolant, les électrons ne peuvent pas se déplacer (ou ne se déplacent que très difficilement). C’est pour la même raison que les charges positives apparentes du tissu de soie restent localisées aux points où le frottement a extrait des électrons, ceux-ci ne pouvant être remplacés par des électrons provenant d’atomes voisins. L’atome d’un isolant est caractérisé par une couche extérieure retenant fermement ses électrons. Il n’y a pas d’électrons libres ou très peu. c - Semi-conducteurs Ce sont des corps intermédiaires entre conducteurs et isolants. Ils ont la particularité toutefois d’être meilleurs conducteurs à chaud qu’à froid.

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3-

C 5 -1/A

UNITÉ DE CHARGE ÉLECTRIQUE Les forces d’attraction ou de répulsion, qui s’exercent entre deux corps électrisés ont une valeur qui dépend de leur “charge”, c’est-à-dire du nombre de charges électriques élémentaires, les électrons, qui ont été déplacées lors de l’électrisation par frottement ou par un autre moyen. Cette charge, qui représente une quantité d’électricité, s’exprime en Coulomb dont le symbole est C. Sa définition sera vue un peu plus loin. Dans cette unité, la charge de l’électron, c’est-à-dire la quantité d’électricité portée par l’électron est égale à e = – 1,6 × 10 – 19 Coulomb. Elle est très petite et donc peu pratique pour les quantités d’électricité consommées habituellement dans un appareil électrique. Par exemple, une lampe de 100 watt consomme environ 1600 Coulomb en 1 heure. Application : combien d’électrons faut-il rassembler pour constituer, une quantité d’électricité égale à 1 Coulomb ? Combien de milliards cela fait-il ? Réponse :

II -

1C=

électrons

soit

milliards d’électrons

DIFFÉRENCE DE POTENTIEL ÉLECTRIQUE Si deux plateaux métalliques P et N sont chargés, l’un positivement, l’autre négativement, il existe entre ces deux plateaux une différence de potentiel, exprimée en Volt, de symbole (V). Il s’agit bien d’une différence, dans la mesure où elle exprime le fait qu’il y a manque d’électrons sur la plaque positive P et excès d’électrons sur la plaque négative N. Il n’y a pas, à proprement parler de valeur zéro du potentiel électrique. Par convention et par commodité, il est souvent décidé de donner la valeur zéro au potentiel de la terre, mais ceci est toujours relatif. Un corps chargé peut toujours être plus négatif qu’un autre corps, mais plus positif (c’est-à-dire moins négatif) qu’un troisième corps.

d.d.p. = différence de potentiel entre P et N On dit souvent tension entre P et N

P

N

D SEC 3072 A

d.d.p.

Cette différence de potentiel, ou tension, est ce qui fait apparaître une force entre les deux plaques. Cette force sert à déplacer des charges électriques. 02466_A_F

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C 5 -1/A

• Notion de générateur Un générateur est un dispositif qui maintient une différence de potentiel entre ses extrémités, grâce à un apport d’énergie : -

énergie chimique dans un accumulateur électrique énergie mécanique par un alternateur ou une dynamo

Une certaine analogie peut être faite entre des chutes d’eau et une batterie d’accumulateur par exemple.

2V

2m 6m 2m

2V

2V

d.d.p. 6V

D SEC 3073 A

2m

Trois barrages de 2 mètres chacun donnent une chute ou différence de hauteur, totale de 6 mètres. Trois batteries au plomb de 2 volts chacune, branchées à la suite (on dit “en série”) donnent un accumulateur de 6 volts. L’accumulateur est une réserve d’énergie électrique. Elle représente, en général, une faible quantité d’électricité. L’énergie électrique est, en effet, une énergie très difficilement stockable : elle est même considérée comme énergie non stockable. L’accumulateur doit être vu comme un cas particulier ne représentant qu’une partie tout à fait négligeable de l’électricité consommée dans les activités humaines. Les différences de potentiel utilisées dans la pratique sont extrêmement variées selon l’usage : -

quelques micro ou milli volts dans certains capteurs de mesure (thermocouples, débitmètres, …)

-

quelques volts pour un poste radio, dans une lampe de poche

-

6 ou 12 volts pour une automobile

-

220 volts pour l’éclairage domestique

-

5000 à 11000 V pour les réseaux internes d’usine ou pour les gros moteurs électriques

- jusqu’à 225000 V et plus (400000 à 750000 V) dans des réseaux de transport d’électricité sur longues distances Ces tensions sont l’élément moteur des déplacements des charges électriques qui forment le courant électrique.

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C 5 -1/A

III - COURANT ÉLECTRIQUE 1-

PHÉNOMÈNES Un courant électrique est un phénomène qui apparaît dans un circuit électrique comportant un générateur et des récepteurs, lorsqu’on le ferme sur lui-même. Il se manifeste par des effets facilement décelables de l’extérieur. a - Exemple de circuit électrique La figure ci-dessous représente un circuit dans lequel vont apparaître les effets du courant électrique. Il comprend, montés en série : - une batterie d’accumulateurs, comme celle que possède toute voiture automobile ; ses deux bornes sont désignées ici par les lettres P et N -

un interrupteur K

- une cuve d’électrolyse (ou électrolyseur) ; la cuve contient une solution aqueuse de soude dans laquelle plongent deux tiges en fer A et C, qui constituent des électrodes -

une lampe d’incandescence L

- un fil de cuivre rectiligne EE’, fixe, disposé parallèlement à une aiguille aimantée en équilibre sur un pivot M - une tige de cuivre FF’, mobile autour de son point de suspension F et dont l’extrémité inférieure trempe dans du mercure ; cette tige passe entre les branches d’un gros aimant en forme de U

E'

E

E'

N F

K

F O2

P N

L

P N

H2

F'

F'

Mercure

Mercure

Effets du courant électrique

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D SEC 3074 A

S K

E

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C 5 -1/A

b - Les effets observables du courant électrique Rien ne se passe tant que l’interrupteur K est ouvert. Par contre, dès que l’interrupteur K est fermé, trois effets immédiats et simultanés apparaissent. • Effet calorifique En un temps très court, le filament de la lampe est porté à une température très élevée, dépassant 2000°C ; de ce fait, il devient incandescent, c’est-à-dire qu’il émet une vive lumière et cède de la chaleur aux corps qui l’environnent. • Effet chimique Des bulles apparaissent sur chacune des électrodes de l’électrolyseur, là où cette électrode est en contact avec la solution de soude ; ces bulles se détachent, s’élèvent dans le liquide et le gaz qu’elles contiennent emplit peu à peu l’éprouvette qui coiffe l’électrode. Le gaz recueilli en A est de l’oxygène. Par contre, le gaz que l’on recueille en C est de l’hydrogène ; le fait que son volume est double du volume d’oxygène obtenu dans le même temps montre que l’effet chimique (appelé électrolyse) se solde ici par une décomposition de l’eau : H 2 O → H2 + 1/2 O2 • Effets magnétiques L’aiguille aimantée dévie dès que l’on ferme le circuit. Cette déviation montre qu’au voisinage d’un circuit parcouru par un courant électrique, un aimant est soumis à des forces. Réciproquement, un aimant exerce des forces sur un circuit parcouru par un courant ; nous observons en effet que le film mobile FF’ se déplace entre les branches de l’aimant U dès sa fermeture du circuit, dans une direction donnée.

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2-

C 5 -1/A

SENS DU COURANT ÉLECTRIQUE a - Le courant électrique a un sens Intervertissons les connexions qui relient les bornes du générateur au reste du circuit (figure cidessous). E

E'

K

F H2

P N F' Mercure

D SEC 3075 A

O2

Les connexions P et N ont été interverties par rapport à la figure précédente.

Les déviations de l’aiguille aimantée et du fil FF’ changent de sens. De l’eau est encore décomposée dans l’électrolyseur mais l’hydrogène apparaît maintenant en A et l’oxygène en C : les rôles des deux électrolytes sont intervertis. On attribue ces changements de sens des effets magnétiques et de l’effet chimique au changement de sens de leur cause, c’est-à-dire du courant électrique qui parcourt le circuit. b - La définition du sens conventionnel du courant Puisque le sens des effets chimiques et magnétiques est lié à celui du courant, l’un quelconque de ces effets peut servir à définir arbitrairement le sens du courant. Voici comment on définit le sens conventionnel du courant électrique à partir de l’effet chimique : dans un électrolyseur où s’effectue l’électrolyse de l’eau, le courant entre par l’électrode sur laquelle se dégage l’oxygène et sort par l’électrode sur laquelle se dégage l’hydrogène. Ces électrodes s’appellent respectivement anode et cathode. En résumé, la convention de sens du courant revient à distinguer les points suivants : -

générateur : • pôle positif (+) = la borne par laquelle le courant sort du générateur • pôle négatif (–) = la borne par laquelle le courant entre dans ce générateur Il revient au même de dire qu’à l’extérieur du générateur le courant circule du pôle positif vers le pôle négatif. Le générateur est lui-même traversé par le courant du pôle négatif vers le pôle positif.

-

électrolyseur : • anode = l’électrode par laquelle le courant entre dans l’électrolyseur • cathode = l’électrode par laquelle le courant sort de cet électrolyseur

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3-

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NATURE DU COURANT ÉLECTRIQUE C’est un mouvement d’ensemble, une circulation des particules chargées dans toutes les parties d’un circuit dont l’interrupteur est fermé. Ces particules chargées sont : -

des électrons dans les conducteurs métalliques des ions dans les électrolytes (liquides conducteurs)

Rappel : les ions sont des atomes qui ont perdu un ou plusieurs électrons (ions +) ou qui en ont fixé au contraire (ions –). • Mécanisme du courant électrique dans les conducteurs métalliques Tant que l’interrupteur est ouvert, les électrons libres du métal s’agitent de façon désordonnée. Quand l’interrupteur est fermé, les électrons sont repoussés du pôle négatif et attirés par le pôle positif du générateur. Ces électrons libres ont alors un mouvement d’ensemble vers le pôle positif, qui se superpose à leur agitation désordonnée permanente et qui provoque les effets observables cités. Ce mouvement d’ensemble s’effectue en sens inverse du sens conventionnel : ceci est une “malchance” due au fait que le sens conventionnel a été décidé longtemps avant d’avoir compris la nature électronique du courant électrique.

Déplacement des électrons

CONDUCTEUR MÉTALLIQUE Sens conventionnel du courant

Pôle positif

Pôle négatif

D SEC 3076 A

GÉNÉRATEUR

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4-

C 5 -1/A

INTENSITÉ DU COURANT Les effets calorifiques, chimiques et magnétiques sont d’autant plus marqués que le nombre d’électrons en mouvement est plus grand. Il existe des relations entre l’intensité de ces phénomènes et ce l’on appelle l’intensité du courant électrique. Cette intensité est analogue à un débit. Elle s’exprime en Ampère de symbole (A). L’intensité représente la quantité d’électricité qui transite par seconde dans le circuit. 1 Ampère = 1 Coulomb par seconde 1 A = 1 C/s Application Sachant qu’un électron représente une quantité d’électricité e = 1,6 × 10 –19 C, combien d’électrons par seconde circulent dans un circuit parcouru par un courant d’intensité 1 Ampère ? Quelques ordres de grandeur d’intensités :

5-

-

signaux normalisés pour un appareil de mesure-régulation : 4 à 20 milliampères

-

lampe à incandescence 100 Watt : 0,5 A

-

radiateur électrique domestique : 4 à 10 A

-

petit moteur électrique : 10 A

-

gros moteur électrique : 100 à 500 A

INTENSITÉ DU COURANT ET QUANTITÉ D’ÉLECTRICITÉ L’intensité étant un débit de quantité d’électricité, il est possible de dire que la quantité d’électricité Q est le produit de l’intensité I par le temps de fonctionnement t. Q = I . t L’unité légale de quantité d’électricité est le Coulomb (1 C = 1 A . seconde). C’est une unité peu commode car petite. On lui préfère souvent l’Ampère-heure (Ah). 1 Ah = 3600 C C’est l’unité pratique utilisée pour désigner la “capacité”, c’est-à-dire la contenance des batteries d’accumulateurs par exemple.

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C 5 -1/A

Application Une batterie d’automobile est indiquée : 12 V – 50 Ah 1 - Combien de temps tiendra-t-elle en débitant 10 A ?

2 - Combien de temps tiendra-t-elle en débitant 0,5 A ?

3 - Le démarreur consomme 150 A. Combien de minutes pourrait-on tirer sur le démarreur ?

En réalité la batterie sera vidée bien avant cela. La capacité d’une batterie n’est pas constante. La plaque indiquant 50 Ah sous-entend généralement “en 5 heures”, soit sous 10 A. La capacité sera plus grande si l’intensité est plus faible mais nettement moins grande si l’intensité est nettement plus élevée.

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C 5 -1/A

IV - PUISSANCE ÉLECTRIQUE - EFFET JOULE - LOI D’OHM 1-

ÉNERGIE ET PUISSANCE De même que pour déplacer des masses il faut fournir un certain travail, une certaine énergie est nécessaire pour déplacer des charges électriques dans un circuit. Cette énergie électrique consommée est égale au produit de la quantité d’électricité déplacée par ce qui a provoqué ce déplacement : la différence de potentiel ou tension. W = Q . U W : l’énergie est exprimée en Joule Q : quantité d’électricité en Coulomb U : tension en Volt L’énergie électrique consommée par seconde s’appelle la puissance électrique. P =

W Q.U = = I.U t t

soit : P = U.I avec P puissance en Watt U tension en volt I courant en Ampère Une unité souvent utilisée pour l’énergie électrique consommée est le kilowattheure. C’est l’énergie qui correspond à une puissance utilisée de 1 kW pendant 1 heure.

2-

EFFET JOULE Un courant électrique traversant un conducteur s’accompagne d’un dégagement de chaleur. L’expérience montre que l’énergie dégagée est proportionnelle au carré du courant et à la durée de son passage. W = R . I2 . t La constante, dépendant du conducteur électrique (de sa nature, de sa forme, de sa température) est appelée résistance électrique du conducteur. L’unité de résistance électrique est l’Ohm (symbole Ω). Une résistance de 1 Ohm dégage donc une quantité de chaleur W égale à 1 Joule par seconde, lorsqu’elle est parcourue par un courant électrique I de 1 Ampère. La quantité de chaleur dégagée par seconde est la puissance électrique consommée dans la résistance, soit : P = R . I2 avec P en Watt R en Ohm I en Ampère

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3-

C 5 -1/A

LOI D’OHM Les deux expressions des puissances électriques aboutissent à la loi d’Ohm : U = R.I qui relie le courant I traversant une résistance R, lorsqu’elle est branchée entre deux bornes dont la différence de potentiel est U.

R D SEC 3077 A

U

4-

UTILISATIONS PRATIQUES DE CES LOIS De nombreux appareils utilisent les lois du courant électrique dans une résistance : -

chauffage électrique

-

traçage électrique

-

fer à repasser, cuisinière électrique, …

-

éclairage (par échauffement vers 2500°C d’un filament de tungstène dans une ampoule sous-vide poussé, remplie ensuite de gaz inerte)

-

soudage électrique (par arc électrique)

-

protections électriques par bilames, par fusibles

-

capteurs/transmetteurs de température, de pression, de niveau, …

Application 1 Un radiateur électrique de 3520 W est branché sur du 220 V. 1 - Quel est le courant absorbé ?

2 - Quelle est la résistance de ce radiateur ?

3 - Quel sera le coût de 12 heures de chauffage, sachant que 1 kWh coûte 15 centimes d’euros ?

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Application 2 Comparaison entre deux types d’ampoules à fil de tungstène. 1 - Ampoule 100 W/220 V pour l’éclairage Quelle est la résistance du fil de tungstène ? -

valeur du courant :

-

valeur de la résistance :

2 - Ampoule 5 W/12 V pour feux de position automobile Quelle est la résistance du fil de tungstène ?

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B - COURANT ALTERNATIF

I-

PHÉNOMÈNE D’INDUCTION ÉLECTROMAGNÉTIQUE Il a été vu dans l’étude du courant continu, que celui-ci était accompagné d’un effet magnétique provoquant la déviation de l’aiguille d’une boussole ou d’une tige parcourue par le courant et placée entre les bras d’un aimant en forme de U. Ces effets magnétiques et leurs dérivés sont à la base de l’utilisation industrielle des courants alternatifs.

1-

CHAMP MAGNÉTIQUE - CHAMP ÉLECTROMAGNÉTIQUE • Aimants naturels Le champ magnétique exercé par un aimant naturel peut être visualisé en saupoudrant de limaille de fer, une plaque posée au-dessus d’un barreau de magnétite (Fe3 O4 ). Les grains de limaille s’orientent suivant les lignes de champ. Barreau de magnétite (Fe3O4)

D SEC 3078 A

Grains de limaille orientés suivant les lignes de champ

• Électroaimants La même observation peut être faite en substituant l’aimant naturel par un fil conducteur bobiné parcouru par un courant électrique.

B

I

D SEC 3079 A

Ligne de champ créée par I

Bobine

La valeur du champ magnétique B sur l’axe de la bobine est proportionnelle au courant I et au nombre de spires par unité de longueur de bobine. Il est ainsi possible de régler la valeur du champ magnétique en jouant sur celle du courant électrique, alors que tout est figé avec un aimant naturel.

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17

C 5 -1/A

I

B1

I

B2

6 Spires

6 Spires

D SEC 3080 A

Pour un courant donné, le champ magnétique est plus fort si les spires de la bobine sont serrées plutôt qu’espacées.

B1 > B2

2-

INTERACTION ENTRE UN CHAMP MAGNÉTIQUE ET UN COURANT ÉLECTRIQUE • Expérience n°1

D SEC 3081 A

Déplacement de l'aimant

Bobine fermée

Si un aimant se déplace par rapport à la bobine fermée, ou si la bobine se déplace par rapport à l’aimant, il apparaît un courant électrique dans la bobine. Ce courant disparaît si le mouvement relatif s’arrête. Le courant change de sens si le mouvement change de sens. Donc une bobine fermée se déplaçant dans un champ magnétique se voit parcourue par un courant électrique appelé “courant induit”. Ce phénomène est utilisé dans les moteurs électriques. • Expérience n°2 – Si deux aimants sont rapprochés, une force apparaît : répulsive si les pôles sont de même nom (Nord ou Sud) attractive si les pôles sont de noms contraires

S

N

N

S

N

S

S

N

N

S

N

S

S

N

S

N

D SEC 3082 A

-

02466_A_F

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18

C 5 -1/A

– Si un conducteur parcouru par un courant est placé dans un champ magnétique, une force apparaît sur le conducteur, perpendiculaire au plan contenant le conducteur et le champ magnétique. F Plan B

D SEC 3083 A

α

I, B

I

– Si deux conducteurs parallèles sont parcourus par des courants, une force apparaît sur ces conducteurs : répulsive si les courants sont dans le même sens attractive si les courants sont en sens inverse

I1 F

I2

I1 F F

F I2

D SEC 3084 A

-

Ces trois exemples montrent que deux champs magnétiques ou électromagnétiques en interaction créent des forces : elles sont utilisées pour faire tourner les moteurs électriques ou actionner des relais. Résumé : interaction champ magnétique - courant électrique – Induction : un courant électrique induit apparaît quand une bobine se déplace dans un champ magnétique, ou, ce qui revient au même, quand le champ magnétique varie. – Force : un courant électrique en interaction avec un champ magnétique crée une force “électromagnétique” qui peut être utilisée pour provoquer un mouvement. Un moyen de créer un champ magnétique variable est d’utiliser du courant alternatif.

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19

II -

C 5 -1/A

CRÉATION D’UNE TENSION ALTERNATIVE L’électroaimant tournant avec le rotor, crée un champ magnétique tournant qui crée à son tour une tension alternative aux bornes du bobinage statorique. Le rotor est ici entraîné par une machine motrice : turbine à vapeur, turbine à gaz ou moteur Diesel par exemple.

B N

1

V V

B

2

S

E

Ligne de champ magnétique

2

D T 2129 A

E

1

Alternateur monophasé à 2 pôles

La tension induite aux bornes de la spire 1-2 prend l’allure suivante :

Tension

u (t)

+ Umax T/2

U (0) =0

T

t

S 1

S

N

21

N 21

N

N

S

21

2

Position du rotor

S

02466_A_F

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D SEC 3085 A

– Umax

20

C 5 -1/A

La courbe u (t) est sinusoïde, caractérisée par les points suivants : - période (T) en secondes : c’est le temps nécessaire au pôle Nord, par exemple, pour faire 1 tour - fréquence (f) en Hertz : c’est le nombre de périodes par seconde 1 Hertz (symbole Hz) =

1 = s–1 sec

En Europe, la fréquence du courant industriel est 50 Hz. Elle est de 60 Hz aux USA. Note : influence du nombre de pôles. L’alternateur vu ci-dessus possède 1 paire de pôles (1 Nord + 1 Sud). Pour faire du 50 Hz, il doit tourner à 50 × 60 (sec/min) = 3000 tr/min. Un alternateur à 4 pôles (2 paires de pôles) doit tourner à Pour 6 pôles (3 paires) ce sera

50 × 60 = 1500 tr/min. 2

50 × 60 = 1000 tr/min, et ainsi de suite. 3

4

N

S 1

3

N

S

Alternateur à 4 pôles - 2 pôles Nord - 2 pôles Sud

Alternateur monophasé à 4 pôles

D T 2129 C

2

- pulsation (ω = oméga) en radians/seconde : elle est définie par la relation ω = 2 πf. La pulsation correspond à la fréquence mais en utilisant le radian/seconde plutôt que le tour/seconde, sachant que 1 tour = 2 π radiants - phase : la courbe de tension peut aussi se représenter en fonction de l’angle de rotation du pôle Nord, à partir d’une origine choisie arbitrairement. C’est aussi une sinusoïde. Cet angle s’appelle la phase (ϕ = phi) en radians.

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21

C 5 -1/A

u ( ϕ) + Umax

Phase ϕ (radians)

A 0

U (0) =0

π/2

ϕ

3π/2

2π

S

N 2

1

S S π/2 1

Position du rotor

π2

1

NN 2

1

N

S

3π/2

D SEC 3086 A

– Umax

2

Un point quelconque A a une phase ϕ par rapport à l’origine choisie (ici : quand u = 0 en étant croissante).

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22

C 5 -1/A

III - COURANT ALTERNATIF DANS UNE RÉSISTANCE - LOI D’OHM - EXPRESSION DE LA PUISSANCE 1-

LOI D’OHM AUX BORNES D’UNE RÉSISTANCE Branchée à la sortie d’un alternateur produisant une tension u (t), une résistance R est parcourue par un courant d’intensité i (t). Tension et intensité du courant sont variables dans le temps, u (t) et i (t) sont les valeurs instantanées de ces grandeurs. Elles sont symbolisées par des lettres minuscules.

i (t)

À chaque instant, u (t) et i (t) sont liés par :

R D SEC 3087 A

u (t)

u (t) = R . i (t)

Loi d’Ohm

Tension et courant passent par leur maximum en même temps : on dit qu’ils sont en phase.

+ Umax + Imax T/2

T

t D SEC 3088 A

U (0) =0 – Imax – Umax

2-

PUISSANCE DISSIPÉE DANS UNE RÉSISTANCE À chaque instant, la puissance dissipée s’exprime par : p (t) = u (t) . i (t) La puissance n’est donc pas constante mais a toujours une valeur positive : une résistance consomme toujours de la puissance.

Pmax 2 t 0

T/4

T/2

T3/4

T

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D SEC 3089 A

Pmax

23

C 5 -1/A

L’énergie dissipée au cours d’une période est représentée par l’aire comprise entre la courbe p (t) et l’axe des abscisses. En remarquant l’égalité des aires hachurées, cette énergie correspond à celle qu’aurait dissipée une puissance constante égale à Pmax/2. La valeur moyenne P de la puissance est donc : 2

2

Pmax Umax . Imax Umax R . Imax = = = P = 2 2 2R 2 Afin de conserver la formulation utilisée en courant continu (P = U . I) on fait appel à la notion de valeur efficace I du courant et U de la tension. Ces valeurs efficaces I et U sont celles qui en courant continu produiraient la même dissipation de puissance dans la résistance R. Elles sont symbolisées par des lettres majuscules. Les valeurs efficaces U et I se déterminent facilement. En effet : 2

P =

Umax 2R

=

U2 R

d’où

U =

= R . I2

d’où

I =

2

P =

R . Imax 2

U max

2 √ I max

2 √

Les valeurs efficaces U et I sont bien sûr liées par la relation : U = R.I qui est la loi d’Ohm, appliquée ici aux valeurs efficaces de la tension et du courant.

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24

C 5 -1/A

IV - COURANT ALTERNATIF DANS UN BOBINAGE (SELF) 1-

ÉVOLUTIONS DU COURANT ET DE LA TENSION Les évolutions du courant et de la tension sont représentées ci-dessous.

u Pmax

T3/4

T/2

T/4

0

t

T

D SEC 3090 A

u (0) = 0

i

i (0) = – I 2

On constante que le courant est en retard sur la tension de T/4 puisqu’il passe par sa valeur maximale T/4 secondes après que la tension ait passé la sienne. Exprimé en terme de phase, le courant est “déphasé” de ϕ =

2-

π en retard, par rapport à la tension. 2

PUISSANCE DANS UNE SELF L’évolution de la puissance p (t) = u (t) . i (t) est représentée ci-dessous.

p (t) = u (t). i (t) Pmax T/2

T3/4

T

t D SEC 3091 A

T/4

La puissance p (t) est nulle quand u (t) ou i (t) est nul. Elle est positive quand i (t) et u (t) sont de même signe, négative quand leurs signes sont opposés. La puissance moyenne est nulle : la self est successivement réceptrice puis génératrice et ceci à chaque période.

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25

V-

C 5 -1/A

COURANT ALTERNATIF DANS UN CONDENSATEUR 1-

ÉVOLUTION DU COURANT ET DE LA TENSION Si on applique une tension u (t) alternative aux bornes d’un condensateur C, on constate l’établissement d’un courant alternatif d’intensité (t) dont l’évolution dans le temps est représentée cidessous. u (t)

Umax i (0) = Imax T/4

T/2

t

T

D SEC 3092 A

u(0)= 0

On constate que l’intensité du courant passe par son maximum T/4 secondes avant que la tension passe par le sien. On dit que le courant est en avance sur la tension. π Exprimé en terme de phase, le courant est “déphasé” de ϕ = , en avance, par rapport à la tension. 2 Ce comportement du condensateur peut être analysé en distinguant deux phases : - 1ère phase : intensité du courant positive Le condensateur se charge et la tension u (t) croît de – Umax à + Umax i (t)

i (t)

+Q

+Q

0

–Q u (t) = –Umax

u (t) = 0

0

u (t) = +Umax

–Q

D SEC 3093 A

i (t)

La charge Q du condensateur est égale à Q = C . Umax - 2ème phase : intensité du courant négative Le condensateur se décharge et la tension u (t) décroît de + Umax à – Umax. Sur les schémas ci-dessous le sens de la flèche indique le sens réel du courant.

u (t) = +Umax

i (t)

–Q +Q

i (t)

–Q

0 u (t) = 0

0

u (t) = –Umax

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+Q

D SEC 3093 B

i (t)

26

2-

C 5 -1/A

PUISSANCE L’évolution de la puissance p (t) = u (t) . i (t) est représentée ci-après.

p (t)

T/4

T/2

T

t D SEC 3094 A

0

La puissance p (t) est nulle quand i (t) ou u (t) est nul. Elle est positive quand u et i sont de même signe : le condensateur est récepteur. Elle est négative quand u et i sont de signes opposés : le condensateur est générateur. La puissance moyenne est nulle : le condensateur restitue, quand il est générateur l’énergie accumulée quand il est récepteur.

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27

C 5 -1/A

VI - COURANT ALTERNATIF DANS UN RÉCEPTEUR QUELCONQUE 1-

ÉVOLUTIONS DE L’INTENSITÉ ET DE LA TENSION La plupart des récepteurs industriels sont des moteurs. La présence de bobinage conduit à les ranger parmi les récepteurs selfiques. Leur résistance n’étant cependant pas négligeable, leur comportement est intermédiaire entre celui d’une self et celui d’une résistance. Il s’ensuit que les évolutions de la tension ou du courant sont telles que représenté ci-dessous.

u i

t

0 D SEC 3095 A

ϕ

t0 = ω

Comme dans le cas d’une self, le courant est en retard sur la tension mais d’un temps to compris entre 0 et T/4 secondes. π En appelant ϕ, le déphasage de i par rapport à u  o < ϕ < , la puissance dissipée s’exprime en 2 fonction des valeurs efficaces du courant et de la tension par : P = U . I . cos ϕ

avec P en watt

Le cos ϕ est appelé facteur de puissance du récepteur, c’est une sorte de rendement électrique : il représente la proportion réellement utilisée du courant ou de la puissance transitant dans l’installation. Le reste ne fait qu’encombrer la ligne électrique et l’échauffe en pure perte.

02466_A_F

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28

C 5 -1/A

Application L’importance du facteur de puissance peut être mise en évidence par les deux exemples de moteurs suivants : -

moteur 1 : P = 30 kW u = 380 V cos ϕ = 0,8

-

moteur 2 : P = 30 kW u = 380 V cos ϕ = 0,5

L’intensité du courant dans chacun des moteurs est : I =

P U . cos ϕ

Moteur 1 I1 =

Moteur 2 = A

I2 =

= A

L’intensité du courant appelé par le deuxième moteur est nettement plus importante que celle du premier. Les lignes de transport du courant présentent une résistance R. Les pertes par effet Joule dans le transport s’expriment par R. I2 . On comprend alors pourquoi le fournisseur d’électricité pénalise l’utilisateur qui présente un “mauvais” facteur de puissance (cos ϕ trop faible). En France, l’EdF facture la puissance “réactive” (exprimée en kVar, par simple commodité car c’est en fait la même unité que le kW) aux clients quand elle représente plus de 40 % de la puissance “active” consommée. C’est une façon de pousser les utilisateurs à maintenir un cos ϕ > 0,9 afin de ne pas encombrer inutilement le réseau EdF.

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29

2-

C 5 -1/A

NOTION D’IMPÉDANCE Pour un récepteur soumis à une tension sinusoïdale, l’impédance Z est définie comme le rapport de la tension efficace U à l’intensité efficace I. Z =

U I

s’exprime en Ohm comme si c’était une résistance

L’impédance est une fonction compliquée s’exprimant en terme de résistance, inductance (pour une self), capacitance (pour un condensateur), mais est d’une utilisation très pratique puisqu’elle suit, par définition la loi très simple : U = Z.I

qui est la loi d’Ohm “généralisée”

rappelant la loi de base U = R . I pour le cas d’un récepteur purement résistif. L’impédance d’un récepteur dépend de la fréquence du courant qui le traverse. Par exemple, l’impédance d’un moteur électrique varie fortement avec sa vitesse de rotation. Elle est très faible à l’arrêt ce qui explique la forte pointe de courant au démarrage. Heureusement, cette impédance augmente dès que le moteur accélère, ce qui fait redescende l’intensité du courant absorbé.

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30

C 5 -1/A

VII - LE TRIPHASÉ 1-

GÉNÉRATEUR DE TENSIONS TRIPHASÉES En reprenant l’alternateur présenté précédemment et en bobinant deux autres spires décalées de 120 degrés par rapport à celle qui existait, on recueille trois tensions v1, v 2 et v3 .

60°

60° 2'

3 2' V2

N

1

1

3

1' V3

3' 60°

1'

2

3'

D T 2129 B

S

V1

2

Alternateur triphasé

Le passage du pôle Nord du rotor devant le conducteur 2 a lieu T/3 secondes plus tard que devant le conducteur 1, T étant la période de rotation du rotor. Il en résulte que le maximum de la tension v2 est obtenu T/3 secondes après celui de v1 et T/3 secondes avant celui de v3 . Les évolutions des tensions v1 , v 2 et v3 sont représentées sur le schéma suivant.

+ Vmax

v2 0

T

v3

D SEC 3096 A

t

v1

– Vmax T/3

T/3

T/3

Le triphasé est l’alimentation électrique la plus répandue dans l’industrie car elle permet de transiter des puissances plus élevées que le monophasé, à volume égal de métal conducteur. De plus, son utilisation simplifie beaucoup le problème de démarrage des moteurs électriques, grâce au phénomène de “champ statorique tournant” qui est décrit lors de l’étude des moteurs électriques. 02466_A_F

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31

2-

C 5 -1/A

TENSIONS SIMPLES - TENSIONS COMPOSÉES Pour recueillir les trois tensions v1 , v2 et v3 , il faut disposer sur l’alternateur de six bornes notées traditionnellement u, v, w et x, y, z.

v

3 enroulements décalés de 2π = 120° 3 sur le stator

w

z

x

D SEC 3097 A

u

y

Afin de réduire le nombre de fils sortant de l’alternateur on utilise deux montages de ces bornes. a - Montage étoile Les bornes u, v et w, reliées entre elles par des barrettes, sont au même potentiel (neutre). v

w

z

x

y

3

1

2

N

Phases

Neutre

D T 1632 E

u

Les tensions V1, V 2 et V 3 entre phases et neutre sont dites tensions simples. Les tensions U 1 , U2 et U 3 entre phases sont dites tensions composées. Le schéma ci-après précise la signification de ces tensions. I1

x

v2

z

J1

J2 U3

Neutre

u v w

U2

Phases

J3 I2 v3

y

I3

2 3

U1

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D T 1632 F

v1

1

32

C 5 -1/A

Dans un montage étoile, la relation entre tensions composés et tensions simples est : U = √ 3 × V b - Montage triangle Les bornes à la sortie de l’alternateur sont reliées deux à deux suivant le montage ci-dessous.

v

z

w

y

x

1

3

D T 1632 C

u

2

Phases

Les tensions aux bornes de chaque enroulement sont dans ce montage les tensions entre phases comme le montre le schéma suivant.

I1

x v v3

J2

J3

v2

1 U3

y w

z J1 v1

I2

I3

U2

2 U1 3

Phases D T 1632 D

u

Dans le montage triangle, les tensions composées et les tensions simples sont égales : U = V. Par contre, la relation entre les courants I dans les phases et les courants J dans les bobinages est alors : I =  √3 × J.

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33

3-

C 5 -1/A

UTILITÉ DU FIL NEUTRE Sur un alternateur comportant trois fils de sortie (montage triangle ou montage étoile sans neutre sortie) comme représenté ci-contre, les courants débités sont tels qu’à chaque instant : i1 + i 2 + i 3 = 0 i1 Alternateur

2

i3

Phases

3

D SEC 3098 A

1

i2

Nota : i1 , i2 , i3 sont en valeurs algébriques, c’est-à-dire, par exemple, positifs s’ils sont entrants et négatifs s’ils sont sortants. Dans le cas d’un montage étoile avec fil neutre sorti et avec un récepteur également monté en étoile, le fil neutre assure le retour de la somme des intensités i 1 = i2 = i3 . Cette somme n’est pas nulle dans le cas d’un récepteur déséquilibré (R1 ≠ R2 ≠ R 3 ).

Phase 1 i1 R1 N

N' R3 R2

Phase 3 i3 Neutre i1 + i2 + i3

D SEC 3099 A

Phase 2 i2

De plus, avec un montage comme celui-ci, le potentiel de N’ est assurément égal à celui de N. Dans le cas où le neutre est mis à la terre, le potentiel de N’ est nul.

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34

4-

C 5 -1/A

PUISSANCE CONSOMMÉE PAR UN RÉCEPTEUR TRIPHASÉ Comme il a été vu précédemment, la puissance absorbée par un récepteur monophasé provoquant un déphasage ϕ entre le courant J qui le traverse sous une tension V à ses bornes est : P1 = V . J . cos ϕ Pour un montage triphasé, la puissance totale est 3 fois la puissance absorbée par chaque phase : P = 3 . P1 = 3 V J cos ϕ Les valeurs mesurées en pratique sont les courants et tensions du réseau alimentant le récepteur, I et U respectivement. • Montage étoile U = √ 3 V I = J donc

Pλ = 3 ×

U × I cos ϕ = √ 3 U I cos ϕ 3 √

• Montage triangle U = √ 3 V donc

P∆ = 3 × U ×

I

3 √

× cos ϕ = √ 3 U I cos ϕ

L’expression de la puissance est la même dans les deux montages :

√3 U I cos ϕ P =  Mais les valeurs des courants absorbés sont différentes et le calcul montre que Pλ =

1 P . 3 ∆

Pour un récepteur alimenté par un réseau déterminé (triphasé 380 V, par exemple), la puissance absorbée lorsqu’il est branché en étoile est le tiers de celle qu’il absorbe lorsqu’il est branché en triangle. Ceci est utilisé pour le démarrage de certains moteurs.

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35

Application Intérêt d’élever la tension et d’utiliser un réseau triphasé plutôt que monophasé. Soit un moteur 15 kW, dont le cos ϕ = 0,8 et dont le rendement mécanique est supposé parfait. Calculer le courant d’alimentation de ce moteur, dans les trois cas suivants : -

alimentation monophasée 220 V

-

alimentation triphasée 220 V

-

alimentation triphasée 380 V

Conclusion

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C 5 -1/A

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE

C5

DISTRIBUTION ÉLECTRIQUE INDUSTRIELLE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

A - PRINCIPE DE LA DISTRIBUTION ÉLECTRIQUE D'USINE

I - BUTS ET CONTRAINTES......................................................................................................... 1 1 - But de la distribution électrique .................................................................................................... 1 2 - Contraintes techniques.................................................................................................................1

II - CONSTITUTION D’UNE INSTALLATION ÉLECTRIQUE ......................................................... 2 1 - Génération ...................................................................................................................................2 2 - Distribution ...................................................................................................................................3 3 - Consommateurs électriques.........................................................................................................3

III - CHOIX DU RÉGIME DU NEUTRE ............................................................................................ 4

B - GÉNÉRATION

I - RÉSEAU PUBLIC ...................................................................................................................... 7 1 - Raccordement simple antenne.....................................................................................................7 2 - Raccordements double antenne .................................................................................................. 8

II - PRODUCTION LOCALE D’ÉLECTRICITÉ ............................................................................... 9 1 - L'alternateur .................................................................................................................................9 2 - Fonctionnement de l'alternateur couplé au réseau public .......................................................... 12 3 - Procédure de couplage d'un alternateur sur le réseau .............................................................. 13

III - ALIMENTATIONS AUXILIAIRES ............................................................................................ 15 1 - Alimentations à courant continu .................................................................................................15 2 - Alimentations à courant alternatif ...............................................................................................16

ME RES - 02468_A_F - Rév. 2

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27/06/2005

-1/C

II

C 5 -1/C

C - DISTRIBUTION

I - LES TRANSFORMATEURS ET LEUR PROTECTION INTERNE .......................................... 18 1 2 3 4

-

Description .................................................................................................................................18 Caractéristiques .........................................................................................................................18 Propriétés ...................................................................................................................................19 Protections internes ...................................................................................................................20

II - TABLEAUX HAUTE TENSION................................................................................................ 20 1 2 3 4

-

Constitution ................................................................................................................................ 20 Description .................................................................................................................................20 Relais de protection ...................................................................................................................21 Transformateurs de mesures .....................................................................................................22

III - TABLEAUX BASSE TENSION ................................................................................................ 24 1 - Construction ...............................................................................................................................24 2 - Description .................................................................................................................................24

IV - LIAISONS PAR CÂBLE ........................................................................................................... 26 1 - Constitution d'un câble ...............................................................................................................26 2 - Comportement au feu.................................................................................................................28

V - APPAREILS DE COMMANDE ET DE PROTECTION ............................................................ 29 1 2 3 4 5 6

-

Appareils de puissance .............................................................................................................. 29 Sectionneurs .............................................................................................................................. 30 Interrupteurs ...............................................................................................................................31 Disjoncteurs ...............................................................................................................................32 Contacteurs ................................................................................................................................ 33 Coupe-circuits à fusibles ............................................................................................................ 34

VI - RELAIS DE PROTECTION ..................................................................................................... 35

02468_A_F

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1

C 5 -1/C

A - PRINCIPE DE LA DISTRIBUTION ÉLECTRIQUE D'USINE

I-

BUTS ET CONTRAINTES 1-

BUT DE LA DISTRIBUTION ÉLECTRIQUE Le but de l’installation de distribution électrique est d’alimenter en énergie l’ensemble des récepteurs électriques de l’usine ou de la plate-forme, en répondant aux critères suivants : -

2-

elle doit assurer la continuité de fonctionnement des installations, en réduisant au mieux les coupures de courant elle doit respecter la sécurité des personnes et des biens elle doit permettre la maintenabilité des matériels, en autorisant des coupures et des isolements partiels et sélectifs de portions de l’installation elle doit pouvoir évoluer pour suivre les développements de l’entreprise.

CONTRAINTES TECHNIQUES Pour atteindre son but, le réseau de distribution électrique doit tenir compte de contraintes techniques qui ne sont pas les mêmes partout dans l’usine : ateliers de production, ateliers de réparation, bureaux, salles d’ordinateurs, locaux sociaux, etc. n’ont pas les mêmes exigences. Ces contraintes techniques peuvent être classées en quatre familles principales. a - Environnement : Public concerné : présence de public non spécialisé, de personnel connaissant l’installation, de personnel habilité seulement, … Ambiance : -

conditions climatiques sèches, humides, vents, neige, chaleur, etc. pollutions : poussières, risques d’incendie, d’explosion, risques chimiques, vibrations, etc.

b - Récepteurs Les principaux types de récepteurs sont : les moteurs, les fours, les chaudières, l’éclairage, le chauffage, les équipements électroniques, etc. Les récepteurs ont chacun leurs exigences en matière de puissance consommée, de sensibilité aux perturbations électriques. Leur répartition géographique n’est pas uniforme. Certains provoquent euxmêmes des perturbations sur le réseau. Certains sont vitaux, d’autres essentiels, d’autres secondaires : leur alimentation électrique, secourue ou non, sans coupure ou non, en dépend. Ils ne fonctionnent pas tous en même temps, leur charge est variable. L’alimentation électrique d’une usine est toujours d’une puissance inférieure au total des puissances unitaires, souvent jusque vers 50 %.

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2

C 5 -1/C

c - Réseau source Le réseau électrique de l’usine est alimenté à partir d’un point de livraison : poste EdF en général (en France), mais aussi groupe électrogène ou centrale privée dans les installations isolées comme les plates-formes en mer ou éloignées de tout distributeur. Le point de livraison possède ses caractéristiques propres : tension, puissance disponible, stabilité de la tension, de la fréquence, sujet ou pas à des coupures ou microcoupures (quelques dixièmes de seconde), présence ou non d’une ligne de secours. d - Réglementation La réglementation, qui vise essentiellement à s’assurer que l’installation représente le moins de risques possibles pour l’homme et son environnement, se traduit par des lois, décrets, normes qui sont autant de contraintes complémentaires. Ainsi, bien que les grands principes de la distribution électrique soient les mêmes pour tous, les contraintes locales font que chaque installation est unique. La suite de ce document présente les principes généraux d’un réseau électrique d’usine ou de plate-forme.

II -

CONSTITUTION D’UNE INSTALLATION ÉLECTRIQUE Une installation électrique comprend 3 parties : (voir schéma en annexe)

1-

-

la génération qui a pour but de fournir à l’usine le courant électrique dont elle a besoin

-

la distribution qui assure la répartition, de l’énergie électrique, la transformation en une tension utilisable pour les consommateurs, la commande de la mise sous/hors tension (rôle de l’appareillage)

-

les consommateurs qui utilisent cette énergie électrique

GÉNÉRATION Elle se fait, en général, par une combinaison d’un réseau public (EdF en France) et d'une centrale privée. L’alimentation de l’usine est définie par la tension d’alimentation U, la fréquence F et la puissance P que peut fournir la génération d’électricité. Le choix entre centrale privée ou réseau public dépend de contingences locales (disponibilité du réseau local, sa capacité, eau de refroidissement disponible) de la tarification locale de l’énergie électrique. La génération comprend : -

la génération normale d’énergie Elle provient du réseau public et/ou de la Centrale de Production de l’usine. Elle assure l’alimentation en temps normal de l’usine.

-

la génération de secours d’énergie Elle provient de la Centrale de Secours comprenant la plupart du temps un seul groupe de secours. Elle assure pendant une durée déterminée l’alimentation des consommateurs dits prioritaires ou essentiels et dont l’arrêt brutal serait dangereux pour les matériels

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-

C 5 -1/C

la génération des sources de “sécurité” Elle provient généralement de batteries, plus rarement de groupes tournants. Elle assure pendant une durée déterminée l’alimentation des consommateurs généralement de faible puissance relevant de la sécurité des personnes (alarme incendie, éclairage d’évacuation, éventuellement des équipements process vitaux, …).

2-

DISTRIBUTION La distribution peut se définir comme l’ensemble des moyens permettant de transporter l’énergie électrique depuis les sources (transformateur, alternateur) jusqu’aux récepteurs. Il faut tenir compte des distances et des puissances à transiter. Ces moyens comprennent : -

des liaisons (en câbles ou gaines à barres) des transformateurs destinés à adapter la tension entre celle des sources et celle des consommateurs (transformation en un ou plusieurs niveaux) de l’appareillage assurant les fonctions de coupure de protection la conception d’un réseau (son architecture) est toujours tributaire de contraintes contradictoires : l’économie conduit à -

la simplicité du réseau (structure du réseau en simple antenne au lieu de double antenne ou en boucle, …) une faible redondance (par exemple 1 seul transformateur d’alimentation assurant toute la charge)

la sécurité de fonctionnement conduit à : -

une structure de réseau plus complexe (distribution double antenne, tableau à double jeu de barre, …) une forte redondance (par exemple 2 transformateurs en parallèle dont un seul fonctionne en temps normal) des alimentations de secours (groupe tournant batteries/onduleurs. Les ensembles batteries chargeurs et onduleurs pouvant être eux-mêmes composés d’éléments doublés en parallèle.

Par voie de conséquence, de telles dispositions amènent à obtenir une forte puissance de court-circuit, rendant l’appareillage plus coûteux, mais réduisant les chutes de tension notamment lors du démarrage de gros moteurs. -

3-

La solution sera un compromis entre un coût acceptable pour une sécurité de fonctionnement acceptable.

CONSOMMATEURS ÉLECTRIQUES Ce sont les récepteurs d’énergie électrique : moteurs, lampes d'éclairage, prises de courant, résistances de réchauffage, alimentations de redresseurs et onduleurs (thyristors). Un consommateur est électriquement défini par sa nature, sa puissance P (kW), son facteur de puissance cos ø, son coefficient d’utilisation, son rendement, sa tension .

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C 5 -1/C

III - CHOIX DU RÉGIME DU NEUTRE Le régime du neutre d’une installation BT est caractérisé par la “position” du point neutre du secondaire du transformateur HT/BT par rapport à la terre. On définit de la même façon un régime du neutre dans une installation HT. Le régime du neutre joue un rôle très important en cas de défaut. Le régime choisi conditionne les mesures de protection des personnes contre les contacts indirects, la continuité de service de l’installation et les contraintes de surintensité ou de surtension sur le matériel. • Contact indirect C’est le contact d’une personne avec une masse accidentellement mise sous tension à la suite d’un défaut d’isolement. • Contact direct Défaut d'isolement 123N

C’est le contact d’une personne avec une partie active normalement sous tension d’un matériel électrique (phase et neutre). D T 2124 A

Jeu de barres

Lors d’un défaut d’isolement, ou de mise accidentelle d’une phase à la terre, les valeurs prises par les courants, les tensions de contact et les surtensions sont liées au mode de raccordement du neutre à la terre. Les tensions limites de contact UL sont : (UL = Rh x I) où Rh est la résistance du corps humain au passage d’un courant électrique I. Elle dépend de nombreux facteurs dont l’épaisseur de la peau et de son humidité. Les tensions limites admises sont : U L = 2000 x 25 mA = 50 V U L = 1000 x 25 mA = 25 V U L = 500 x 25 mA = 12 V

en milieu sec en milieu humide en milieu très humide/immergé

Par ailleurs, l’importance des dommages que subissent certains équipements (moteurs, alternateurs) dépend également du régime du neutre. La législation (protection des travailleurs - décret du 14/11/88) prévoit plusieurs dispositions.

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C 5 -1/C

a - Neutre à la terre direct Un défaut d’isolement provoque l’élévation du potentiel Ud de la masse à une valeur dangereuse pour les personnes ; la législation impose le déclenchement au 1er défaut. Par ailleurs, le courant de défaut peut n’être pas suffisant pour être détecté par les dispositifs de protection contre les surintensités (fusibles, disjoncteurs) le déclenchement est obtenu par un dispositif différentiel résiduel agissant sur un appareil de coupure. HT / 380 V

x x x x

1 2 3 N

x x x x

R A = résistance de la prise de terre des masses d’utilisation R n = résistance de la prise de terre du neutre

Ud Rn : 10 Ω

Prise de terre des masses d'utilisation RA : 20 Ω

D T 2146 A

Prise de terre du neutre

Id =

V 220 V = = 7,1 A RA + Rn 30

Ud = Ra.Id = 142 V Potentiel dangereux

Conséquences d'un défaut d'isolement dans une installation en schéma TT

L’obligation de couper au 1er défaut entraîne des coupures fréquentes notamment sur les installations BT, là où la probabilité de défaut est la plus grande.

b - Neutre à la terre par impédance (ZCT sur la figure) Au premier défaut, il y a circulation d’un faible courant qui ne peut générer une tension de contact dangereuse donc la loi exige une alarme au 1er défaut (signalisation). Au défaut double, la tension de contact peut être dangereuse, le déclenchement est alors obligatoire. Pour éviter un déclenchement au deuxième défaut, la recherche et l’élimination du premier défaut est impérative d’où l’installation de contrôleur d’isolement et de dispositif de recherche sous tension afin d’assurer le maximum de continuité de service. Un tel système est plus onéreux que le précédent.

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C 5 -1/C

En HT le déclenchement est obligatoire au 1er défaut sauf cas particulier.

HT / 380 V

x x x

x x x

B

Zct A

ld

Uc

Concéquences d'un 1er défaut d'isolement en schéma IT ZCT est de l'ordre de 3500 Ω Id =

V Z CT

Id =

220 = 62 mA 3500

D T 2145 A

Rn=1OΩ

La tension de contact apparaissant entre deux masses métalliques simultanément accessibles vaut : U c = VAB = RAB Id R AB varie selon les cas de quelques mΩ au maximum. En prenant un cas extrême par exemple RAB = 2 Ω. U c = 2 x 0,062 = 0,124 V ; Uc est absolument inoffensif. c - Neutre isolé Il n’y a pas de liaison volontaire entre le neutre et la terre. Mais en pratique, un réseau étendu comportant de nombreux câbles présente des courants de fuite à la terre. On se retrouve dans une situation voisine du neutre à la terre par impédance. d - Conclusion : le choix du régime du neutre. Le choix du régime du neutre d’une installation est du ressort de l’utilisateur sauf cas particuliers(abonné BT). C’est un problème délicat où les avis sont partagés même entre spécialistes. Aucun régime n’est le meilleur, chacun a son intérêt et ses inconvénients. Neutre à la terre direct : Simple, pas de surveillance en permanence de l’exploitation, coupure au 1er défaut, continuité de service moins bonne, courant de défaut élevé, dommages sur matériels importants, pas de surtension. Neutre impédant ou isolé : La meilleure continuité de service, coupure au 2ème défaut, personnel d'entretien qualifié, plus onéreux, faible courant de défaut, risque de surtension avec le neutre isolé, dommages réduits sur les matériels.

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C 5 -1/C

B - GÉNÉRATION I-

RÉSEAU PUBLIC Le réseau public est constitué d'une série de centrales et de sous-stations reliées entre elles par des lignes aériennes en haute-tension. Le réseau est maillé de façon à assurer la continuité de livraison en cas de problème sur une ligne.

Sous-station

Lignes aériennes SS4

SS1

D T 2148 A

SS3

SS2 Réseau public maillé (63 kV par exemple)

L’arrivée du réseau public est en haute tension (63 kV ou plus) dès que la puissance consommée par l’installation dépasse quelques mégawatt. Sa caractéristique principale est sa très grande stabilité en fréquence et bonne stabilité en tension, du moins dans les zones industrielles. Par contre, il peut être sujet à perturbations, microcoupures par exemple. En général, cette haute tension est transformée tout de suite en moyenne tension (20 kV ou 11 kV ou 5,5 kV) dans le Poste Livraison. L’alimentation de l’usine se fait soit "en antenne", c'est-à-dire à partir d'une seule sous-station, soit "en boucle", c'est-à-dire entre deux sous stations différentes. Les principaux types de raccordement sont présentés ci-dessous.

1-

RACCORDEMENT SIMPLE ANTENNE Simple antenne - Simple jeu de barres • •

Utilisable pour l’alimentation d’unités secondaires vis à vis de la production. Temps de coupure à envisager sur incident d’antenne : 24 à 48 heures Avantages :

D T 2111 F

• Coût minimal

x

Inconvénient • Source dépendante d’éléments en série la fiabilité ne peut être supérieure à celle de l’élément le moins fiable de l’antenne.

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C 5 -1/C

2 - RACCORDEMENTS DOUBLE ANTENNE Double antenne - Simple jeu de barres Si les antennes ne sont pas exploitées en parallèle, ce schéma permet le secours (avec coupure) d’une alimentation par l’autre : • •

automatiquement si l’interruption en doit pas dépasser 0,5 seconde à quelques secondes. manuellement si l’interruption de source peut être de 1 à 2 heures

Ce type de raccordement n’a de sens que dans la mesure où chaque antenne a la capacité totale du tableau. Avantages : • bonne fiabilité d’alimentation

x

D T 2111 B

Inconvénient

x

• tableau fonctionnant en tout ou rien sans possibilité de tronçonnement pour maintenance, extension, etc. • sur “incident tableau”, pas de fonctionnement partiel possible

Double antenne - Jeu de barres tronçonné Ce schéma permet d’effectuer des permutations de sources. Ces permutations peuvent être manuelles ou automatiques, avec pour objectif : • •

d’effectuer un changement de sources volontaire soit pour maintenance soit pour réaffectation des puissances sur le réseau d’assurer le secours d’une alimentation par l’autre sur incident d’antenne

x

x

D T 2111 C

Avantages • bonne fiabilité d’alimentation • souplesse d’utilisation et d’affectation de puissances • maintenance et extensions possibles avec fonctionnement partiel du tableau Inconvénients • solution plus coûteuse que les deux précédentes • ne permet qu’un fonctionnement partiel en cas de maintenance d’un tronçon de barres, à moins que chaque départ ne soit également doublé

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C 5 -1/C

Double antenne - Double jeu de barres D’une façon générale, ce type de raccordement coûteux trouve sa pleine justification lorsque le réseau est équipé de plusieurs sources autonomes permanentes pouvant ou non fonctionner couplées au réseau du distributeur. Avantages

x

x D T 2111 A

x

• bonne fiabilité d’alimentation • très grande souplesse d’utilisation : - pour l’affectation des sources et des charges - pour la maintenance sans gène de l’exploitation • possibilités de transfert de jeux de barres sans coupure. Inconvénients • surcoût important par rapport à une solution “simple jeu de barres”.

II -

PRODUCTION LOCALE D'ÉLECTRICITÉ L'usine comporte en général une "centrale" qui produit la vapeur nécessaire au process. Dans le but d'utiliser au mieux l'énergie de la vapeur, et de fiabiliser l'alimentation électrique de certains récepteurs vitaux, la centrale produit aussi de l'électricité dans des groupes turboalternateurs, dont les puissances peuvent aller jusqu'à 40 MW. La turbine, souvent à soutirage et à condensation, sert à la fois à la production de vapeur MP ou BP, par soutirage, à partir d'une détente de la vapeur HP et à la production d'électricité. Certaines usines possèdent, un ou plusieurs groupes électrogènes entraînés par diesel pour secourir des portions d'unités ou des récepteurs assurant la sécurité. Ils sont en général de puissance relativement modeste (500 à 3000 kW).

1-

L'ALTERNATEUR L'alternateur est une machine dite synchrone (elle doit tourner à une vitesse constante) dont le rotor est alimenté en courant continu par une machine annexe, appelée excitatrice. L’excitatrice est soit une machine à courant continu, souvent accouplée sur le même arbre que l’alternateur, soit un dispositif intégré permettant une excitation “sans balais”. Le réglage de la tension de sortie de l’alternateur se fait en l’excitant plus ou moins, c’est-à-dire en envoyant plus ou moins de courant continu au rotor. Le réglage de la puissance électrique fournie par l’alternateur se fait par le réglage de puissance que doit fournir la machine motrice (turbine ou Diesel) pour maintenir fixe la vitesse du groupe, c'est-à-dire la fréquence de la tension alternative.

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C 5 -1/C

L’électroaimant tournant avec le rotor, crée un champ magnétique tournant qui crée à son tour une tension alternative aux bornes du bobinage statorique.

B N

1

V V

B

2

S

E

Ligne de champ magnétique

2

D T 2129 A

E

1

Alternateur monophasé à 2 pôles

En reprenant l’alternateur présenté précédemment et en bobinant deux autres spires décalées de 120 degrés par rapport à celle qui existait, on recueille trois tensions v1, v 2 et v3.

60°

60° 2'

3 2' V2

N

1

1

3

1' 3'

60°

3'

D T 2129 B

S

V1 V3 1'

2 2

Alternateur triphasé

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C 5 -1/C

Le passage du pôle Nord du rotor devant le conducteur 2 a lieu T/3 secondes plus tard que devant le conducteur 1, T étant la période de rotation du rotor. Il en résulte que le maximum de la tension v2 est obtenu T/3 secondes après celui de v1 et T/3 secondes avant celui de v3. Les évolutions des tensions v1 , v 2 et v3 sont représentées sur le schéma suivant :

+ Vmax

v2 t

0

- Vmax

v1 T/3

T/3

T/3

RÉGULATEUR REDRESSEUR

D T 2112 A

v3

N

=

=

S

Excitateur

Redresseur

Roue polaire alternateur (à pôles saillants)

Excitation sans balais — Montage —

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D T 2150 A

N

12

1

2

=

C 5 -1/C 3

=

= courant continu

courant alternatif

1 - Alternateur principal 2 - Redresseur tournant

RÉGULATEUR

D T 2151 A

4

3 - Alternateur inverse 4 - Régulateur - redresseur

Excitation sans bagues ni balais d'un alternateur — Schéma de principe —

2-

FONCTIONNEMENT DE L'ALTERNATEUR COUPLÉ AU RÉSEAU PUBLIC La caractéristique du réseau public est d'être "rigide", c'est-à-dire à fréquence et tension quasi constantes. Un alternateur d'usine couplé à ce réseau est soumis à sa fréquence et à sa tension sous peine de "décrocher". — Augmenter le courant d'excitation au rotor ne fait pas monter la tension (l'alternateur est trop faible devant le réseau) mais augmente le cosinus phi, ou plus exactement la puissance réactive fournie par l'alternateur — Augmenter l'admission vapeur dans la turbine d'entraînement ne fait pas accélérer le groupe qui reste accroché au 50 Hz du réseau, mais augmente la "charge" de l'alternateur c'est-à-dire la puissance active qu'il fournit.

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3-

C 5 -1/C

PROCÉDURE DE COUPLAGE D'UN ALTERNATEUR SUR LE RÉSEAU Le couplage d'un alternateur sur un réseau peut être comparé à un crabotage en marche entre deux arbres de rotation. Le schéma de principe du montage à réaliser est le suivant :

V2

2

3

1'

2'

3'

V1

a

b

c N

G3

D T2152 A

V3

1

Les conditions à remplir pour opérer un couplage idéal sont : -

l'ordre de déroulement des trois tensions de l'alternateur doit être le même que celui du réseau (1' → 2' → 3' = 1 → 2 → 3)

-

la valeur de ces tensions doit être la même que celle des tensions du réseau la fréquence des tensions de l'alternateur (liée à sa vitesse de rotation) doit être la même que celle du réseau les phases des tensions correspondantes (1 et 1' par exemple) doivent coïncider

-

Le couplage est idéal quand les trois voltmètres V1 V2 V 3 indiquent zéro en permanence. Dans la réalité les deux dernières conditions ne sont jamais parfaitement respectées à cause de l'inertie du groupe tournant et de la précision de son contrôle en vitesse. Aussi, le couplage se fait avec un très léger glissement. Les voltmètres indiquent des tensions variant très lentement entre zéro et 2 x U réseau (phénomène de battement). La fermeture du disjoncteur de couplage doit se faire quand les voltmètres passent par zéro. L'alternateur s'accroche alors au réseau en provoquant "brutalement" le synchronisme entre les 50 Hz du réseau et la vitesse de rotation du groupe. Le choc est imperceptible si le glissement et le déphasage sont minimes. • Couplage automatique au synchronoscope Le synchronoscope est un appareil permettant de connaître la position de l'alternateur vis à vis du réseau, en indiquant le sens et l'ampleur du glissement au moyen d'une aiguille. L'appareil indique s'il faut accélérer ou ralentir et montre l'instant où les tensions alternateur et réseau sont en phase.

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C 5 -1/C

C'est un petit moteur asynchrone dont le stator est alimenté par le réseau et le rotor (bobiné) par l'alternateur. Le rotor tourne à la vitesse correspondant au décalage entre les fréquences alternateur/réseau. Il s'arrête donc quand il y a égalité. La position de l'aiguille solidaire du rotor indique le déphasage entre les tensions homologues, la position verticale supérieure signifiant concordance des phases.

Acc.

Ra

Vers réseau

Synchronoscope (ici triphasé)

D T 2153 A

l. Vers alternateur

Monté dans une installation entièrement automatique (synchrocoupleur) le synchronoscope peut donner l'ordre de fermeture du disjoncteur de couplage automatiquement. Cet ordre est envoyé une fraction de seconde avant la concordance des phases pour tenir compte de l'inertie du disjoncteur. Les synchronoscopes modernes sont maintenant entièrement électroniques.

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C 5 -1/C

III - ALIMENTATIONS AUXILIAIRES Ce terme regroupe les différentes alimentations autres que l'alimentation principale constituée du réseau public et des grands groupes alternateurs de la centrale de l'usine. Selon le but recherché, ce peuvent être des alimentations en courant continu ou en alternatif, temporaires ou permanentes, à basculement avec coupure ou sans coupure.

1-

ALIMENTATIONS À COURANT CONTINU Elles sont utilisées pour des sécurités, certains automatismes, les circuits de contrôle/commande du réseau électrique, l'alimentation du central téléphonique, … Elles sont constituées de batteries d'accumulateurs au plomb (2 V par élément) ou au cadmium-nickel (1,25 V par élément) et de leur chargeur. Les tensions habituelles sont 24 V, 48 V, 125 v. En régime permanent, le chargeur réinjecte de l'énergie électrique dans la batterie au rythme de la demande de courant continu. En utilisation secours, la batterie fournit l'énergie pendant la disparition de la tension du réseau, en se déchargeant. Il y a donc une autonomie limitée dépendant fortement, de façon non linéaire, de l'intensité du courant réclamé par le circuit aval. Au retour de la tension du réseau, la batterie est rechargée, en général en deux temps : -

recharge rapide, à fort courant, pour recouvrir rapidement l'essentiel de la capacité de la batterie

-

fin de charge lente, à faible courant, plus complète que la précédente, et préservant mieux l'intégrité de la batterie

La capacité d'une batterie décroît quand la température décroît, mais sa durée de vie décroît si la température augmente. La température idéale est d'environ 20°C. Une batterie au plomb dégage de l'hydrogène et de l'oxygène pouvant provoquer une explosion. Le local doit être aéré. Une batterie au plomb conserve une tension à peu près constante pendant sa décharge, mais ne supporte pas une décharge trop poussée sans se dégrader. Une batterie au cadmium-nickel supporte sans inconvénient une décharge profonde, mais voit sa tension chuter tout au long de son utilisation.

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C 5 -1/C +

utilisation courant continu

batterie

-

SECTEUR

Ensemble chargeur-batterie

x

D T 2113 A

SECTEUR x

utilisation C.C.

= redresseur chargeur

x

D T 2114 A

Batterie d'accumulateurs Schéma symbolique

2-

ALIMENTATIONS À COURANT ALTERNATIF Il s'agit ici des alimentations dites sans coupure, utilisées là où une défaillance du secteur peut conduire à d'importants dégâts matériels : certains régulateurs, les conduites centralisées, les ordinateurs, … Deux techniques sont utilisées : les groupes tournants de plus en plus remplacés par les alimentations statiques sans coupure, souvent appelées onduleurs. • Alimentations statiques sans coupure Elles sont constituées d'un ensemble batterie avec son chargeur, suivi d'un onduleur qui transforme le continu en alternatif à mêmes fréquence et tension que le réseau.

x

Réseau 1

x

=

Réseau 2

Redresseur chargeur

x =

Onduleur

Inverseur N/S statique

D T 2115 A

Batterie

Utilisation Alimentation statique sans coupure avec by-pass transitoire 02468_A_F

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17

C 5 -1/C

Principaux états de fonctionnement • Fonctionnement normal : secteur 1 présent L'énergie demandée par l'utilisation s'écoule à travers la chaîne redresseur-chargeur et l'onduleur. Le redresseur-chargeur fournit, de plus, un courant faible juste nécessaire au maintien en charge de la batterie ("floating"). courant redressé

Secteur 1

=

Utilisation

= Onduleur

D T 2116 A

redresseur chargeur Batterie • Fonctionnement sur batterie

Ce fonctionnement a lieu lorsque la tension secteur 1 disparaît ou sort des tolérances admissibles à l'entrée du redresseur-chargeur : ± 10 % en amplitude et ± 5 % en fréquence (valeurs courantes). La batterie d'accumulateurs prend alors instantanément le relais. Aucune perturbation notable n'apparaît sur la tension de sortie de l'onduleur. Dans le cas où l'alimentation fournie sa puissance nominale, la durée de cette période est limitée à la durée d'autonomie de la batterie. =

D T 2116 C

Utilisation

Ondulateur Batterie • Retour du secteur 1 : charge batterie

Lorsque la tension du secteur revient à l'intérieur des tolérances admissibles, le redresseur-chargeur alimente à nouveau l'onduleur et assure la recharge de la batterie. Le transfert batterie/redresseurchargeur s'effectue sans perturbation pour l'utilisation. = =

Batterie

Utilisation D T 2116 B

Secteur 1

• Surcharge sur l'utilisation En cas de pointe de courant transitoire, due à un démarrage de moteur par exemple, un inverseur statique bascule temporairement et sans coupure sur le réseau 2 pour éviter d'endommager l'alimentation statique. Ces basculements se font à chaque fois que la charge dépasse les possibilités de l'onduleur. Les alimentations statiques sans coupure sont en général réparties dans l'usine pour être proches des utilisateurs locaux. 02468_A_F

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C 5 -1/C

C - DISTRIBUTION La distribution est l'ensemble des équipements qui amènent le courant électrique vers les différents consommateurs, sous une tension adéquate. En général, l'arrivée EdF est en haute tension (HT = 63 kV ou plus), la distribution interne est en moyenne tension (MT = 20 kV, 11 kV, 5,5 kV) et l'utilisation des petites machines et l'éclairage est en basse tension (BT = 380 V ou 220 V).

I-

LES TRANSFORMATEURS ET LEUR PROTECTION INTERNE Ce sont des appareils qui modifient la tension. Ils peuvent être HT/MT, MT/BT, parfois HT/BT directement. Ils peuvent aussi bien abaisser ou augmenter la tension.

1-

DESCRIPTION Le transformateur de puissance comporte un circuit magnétique en tôle d’acier autour duquel sont bobinés les enroulements HT et BT ; l’ensemble est plongé dans une cuve contenant un diélectrique de refroidissement, de l'huile ou des PCB (en voie de disparition pour raisons écologiques). Certains transformateurs sont "à sec". La cuve comporte éventuellement des radiateurs rapportés avec parfois des motoventilateurs, les bornes de raccordements primaires et secondaires sont généralement sorties à la partie supérieure de la cuve (isolateurs porcelaine ou traversées embrochables). Un capot de protection éventuel peut être installé sur les bornes.

2-

CARACTÉRISTIQUES Un transformateur de puissance est caractérisé par : • • •

sa puissance en KVA ou en MVA le rapport des tensions U1 / U2 (réversible) sa tension de court-circuit ucc (en % de la tension nominale)

Un transformateur peut être considéré comme la source de l'énergie électrique du réseau qui lui est connecté en aval. C'est en effet lui qui détermine la tension et le courant maximum qui peut être tiré de ce réseau. Il n'est pas maître de la fréquence. Le transformateur joue aussi un rôle fondamental en cas de court-circuit : il limite le courant qui peut apparaître lors d'un court-circuit sur le réseau aval à une valeur maximum égale à ucc x I2n où I2n est le courant nominal du secondaire du transformateur. Exemple : un transformateur 225/20 kV de 15 MVA dont le courant nominal est I 2n = 430 A côté 20 430 = 3070 A sur le jeu de barres 20 kV, kV, ayant un ucc = 14 % limite le courant de court-circuit à 0,14 alors qu'il peut être beaucoup plus élevé du côté 225 kV. Le transformateur modère donc la gravité d'un court-circuit aval. Le coût des équipements de protection avals en est réduit d'autant.

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3-

C 5 -1/C

PROPRIÉTÉS • • • •

excellent rendement (98 à plus de 99 %) peu d’entretien fiable absorbe très bien les surcharges (20 % pendant 1 heure, 100 % pendant 2 minutes)

BT HT 1

2

3

Enroulement secondaire

Noyaux

Schéma d'un transformateur triphasé

D MEQ 1363 A

Représentation symbolique (transformateur monophasé)

Transformateur en cabine 160 kVA

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D T 2166 A

Enroulement primaire

20

4-

C 5 -1/C

PROTECTIONS INTERNES Un transformateur à huile ou à PCB est en général surveillé en température et par un détecteur d'émission de gaz, signe d'une décomposition du liquide isolant. Géosel utilise des relais type DGPT : une émission de gaz fait basculer un flotteur qui actionne 1 ou 2 contacts selon le type choisi. Ces contacts servent pour commander alarme et déclenchement des disjoncteurs amont et aval du transformateur.

Vis pointeau F

Relais avant fonctionnement

Relais après fonctionnement

Relais détecteur de gaz

II -

TABLEAUX HAUTE TENSION 1-

CONSTITUTION Les tableaux H.T. sont constitués de cellules individuelles protégées, sous enveloppe métallique (tableau blindé), préfabriquées, à éléments généralement débrochables, et modulaires (interchangeabilité). Ils comprennent l’appareillage H.T. dont le rôle est d’établir ou d’interrompre le courant en service normal (interrupteur, contacteur, sectionneur) ou bien au moment d’un défaut (disjoncteur, fusibles) ainsi que les équipements de contrôle/commande.

2-

DESCRIPTION Un tableau H.T. débrochable comprend : -

les parties fixes (cellules) les parties mobiles (appareil de coupure)

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D T 2155 A

F

21

C 5 -1/C

• La cellule Elle comprend : •

le compartiment jeu de barres Les barres sont en cuivre ou aluminium étamé, montées sur des isolateurs en résine, le tout est enfermé dans un “caisson jeu de barres” (parfois gainé : marine, …).

•

le compartiment Basse Tension (B.T.) Il est situé à la partie supérieure de la cellule, il renferme les relais de protection et auxiliaires, les commutateurs, boutons poussoirs, voyants de signalisation, les alimentations auxiliaires (48 V … de distribution des polarités), les indicateurs de mesures.

•

le compartiment appareillage Il reçoit : l’appareil de coupure, le transformateur de mesure (Intensité et/ou Potentiel), le sectionneur de MALT (mise à la terre), les plages de raccordement de câbles, les dispositifs de verrouillage mécanique (volets rendant impossible les accès des pièces sous tension).

•

l’appareil de coupure Il est monté sur un chariot amovible, et muni de ses dispositifs d’embrochage (tulipes). Dans le cas d'un disjoncteur un moteur de réarmement est incorporé.

•

Éléments optionnels Résistance de chauffage, serrure de verrouillage par clés, rails profilés de fixation pour le génie, tore de terre, etc.

3-

RELAIS DE PROTECTION • Rôle Ils sont destinés à assurer la protection des installations électriques contre tous les défauts possibles (court-circuits, surtensions, surcharges, déséquilibres). • Classification -

Relais “tout ou rien” : constitués d’un électroaimant à armature mobile et contacts fixes et mobiles ; peuvent être à “ouverture” ou à “fermeture”. (Très répandus, ils assurent les commandes de l’appareillage, les alarmes, les déclenchements, les reports de signalisation, …).

-

Relais de mesure directs : ils sont alimentés directement par la grandeur à surveiller (limité à la Basse Tension).

-

Relais de mesure indirects : ils détectent la grandeur à surveiller par l’intermédiaire de transformateurs de mesures (B.T. forte puissance et H.T.).

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4-

C 5 -1/C

TRANSFORMATEURS DE MESURES Ils sont destinés à ramener les tensions et courants des circuits de puissance à des valeurs plus faibles. Ex : (100 V - 5 A) - Ce sont des réducteurs de mesures. On distingue :

les transformateurs de potentiel (TP ou TT) les transformateurs de courant (TC ou TI)

Ils alimentent les relais de protection, les appareils de mesure, les régulateurs, les enregistreurs, les compteurs. Les appareils de commande et de protection sont détaillés plus loin.

Jeu de barre général et dérivations

Équipement associé (TC compartiment BT)

Raccordement des câbles avec dispositif de mise à la terre

Structure d'assemblage

Constitution d'une cellule débrochable à disjoncteur

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D MEQ 1122 A

Appareil de connexion principale

23

Cellules Cellule arrivée protection Jeu de barres MT

Transformateur

Tableau ou poste ou armoire BT

Cellule BT

Dij. BT

Arrivées MT

TC compt.

Cellule comptage

Cellule batterie de compensation

Comptage

D IRA 1229 A

Tableau ou poste MT

C 5 -1/C

Départ BT

D MEQ 1371 A

Exemple de poste de transformation

Poste avec protection générale et comptage MT

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C 5 -1/C

III - TABLEAUX BASSE TENSION 1-

CONSTRUCTION Les tableaux BT sont constitués d'éléments protégés sous enveloppe métallique, préfabriqués, à éléments soit débrochables, déconnectables ou quelquefois fixes. Un tableau BT comprend plusieurs colonnes (arrivées/couplage, départs) assemblées les unes aux autres (parties fixes), chaque colonne comporte les tiroirs individuels (parties mobiles) d’alimentation des consommateurs, ils contiennent l’appareillage de coupure et de protection (sectionneur, fusibles, disjoncteurs, relais, contacteurs).

2-

DESCRIPTION Les tableaux BT peuvent être du type “distribution” (avec disjoncteurs) ou du type “alimentation des moteurs” (avec contacteurs) ou bien mixtes, c’est-à-dire alimentant à la fois des sous-tableaux et des moteurs. Au point de vue conception technologique ces tableaux peuvent être débrochables ou déconnectables. les tableaux déconnectables de conception moins sophistiquée sont de 10 à 15 % moins cher que les tableaux débrochables. La séparation de certaines fonctions est assurée par un compartimentage fonctionnel (sécurité du personnel) : • compartiment jeu de barres, compartiment appareil de manœuvre • compartiment extrémités de câbles Des verrouillages mécaniques et électriques évitent les fausses manœuvres. Les circuits puissance sont toujours débrochables. Les circuits contrôle sont débrochables ou déconnectables (prises multibroches). Pendant l’exploitation un tiroir peut occuper 3 positions : • position embroché • position test • position débroché

(puissance et contrôle sous tension) (puissance hors tension, contrôle sous tension) (puissance et contrôle hors tension)

La position des tiroirs est cadenassable. Les tiroirs peuvent être complètement extraits de la colonne pour remplacement rapide (interchangeabilité).

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C 5 -1/C

D MEQ 1370 A

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D MEQ 1815 A

Tableau basse tension à tiroirs débrochables

Tiroir débrochable “disjoncteur”

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C 5 -1/C

26

IV - LIAISONS PAR CÂBLE En général, pour des raisons de sécurité, les liaisons électriques à l'intérieur d'une usine se font par câbles isolés. Les lignes aériennes, mentionnées pour mémoire, ne seront pas traitées ici.

1-

CONSTITUTION D'UN CÂBLE Un câble comporte soit un conducteur, soit plusieurs conducteurs électriquement distincts et mécaniquement solidaires. • L'âme L'âme, qui constitue la partie métallique du conducteur, se définit par : -

la nature du métal : cuivre électrolytique recuit ou aluminium 3/4 dur écroui ou parfois recuit ; pour deux âmes de même résistance et de même longueur, les caractéristiques indiquées ci-dessous rendent généralement l'aluminium plus économique, pour toutes les sections d'âmes jusqu'aux tensions les plus élevées Comparaison entre câble aluminium et câble cuivre Rapport

Section Alu Section Cu

1,64

Rapport

Masse Alu Masse Cu

0,5

- la résistance linéique électrique (ohm/m) - la section nominale (mm2 ) - la forme de la section droite (ronde ou sectorale) - le type de l'âme (massive - câblée rigide ou souple) • L'isolant L'isolant entoure l'âme et assure l'isolation électrique. Il est réalisé en matière synthétique, tels que le polychlorure de vinyle (PVC), le polyéthylène (PE), le polyéthylène réticulé (PR), le caoutchouc éthylène-propylène (EPR-EPDM). • Les écrans non métalliques Les écrans non métalliques, appelés aussi écrans semi-conducteurs, sont utilisés en Moyenne et Haute Tensions pour uniformiser à la surface de l'âme et à celle de l'isolant les gradients électriques. Parfois, d'autres écrans non métalliques sont utilisés pour une protection thermique (rubans en sole de verre - rubans micacés, …). • Les revêtements métalliques Les revêtements métalliques, ont essentiellement trois rôles : -

rôle électrique (évacuation des courants capacitifs, de court-circuit et dans certains cas, protection contre les perturbations électromagnétiques). Il s'agit alors d'écrans métalliques

-

rôle d'étanchéité : l'écran métallique selon sa technologie peut assurer l'étanchéité radiale du câble

-

rôle mécanique : on parle alors d'armure

La législation française impose que tous les câbles enterrés directement dans le sol soient munis d'un écran métallique mis à la terre, ceci quelle que soit la tension. 02468_A_F

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C 5 -1/C

27

Les écrans métalliques sont en plomb ou en aluminium, parfois en cuivre ou encore en acier doux (feuillards). • La gaine de protection non métallique La gaine de protection non métallique a pour fonctions la protection contre la corrosion, l'étanchéité, la protection mécanique ou encore, dans certains cas l'isolation électrique de l'écran par rapport au sol. Elle est réalisée en matière synthétique tels que : le polychlorure de vinyle (PVC), le polyéthylène (PE), polychloroprène (PCP), le polyéthylène chlorosulfoné (PCS). EXEMPLE DE CÂBLE BASSE TENSION (1000 V maxi) Âme rigide cuivre nu ou aluminium

Ruban séparateur Isolation PRC Gaine de bourrage PRC Gaine PVC noir

Sans armure

Âme rigide cuivre nu

Isolation PRC Gaine de bourrage (cond. ronds) ou (ou PVC) ruban d'assemblage Gaine d'étanchéité PVC noir (cond.sectoraux) Gaine PVC noir

Avec armure

Enveloppe isolante Revêtement métallique Âme câblé en cuivre ou en aluminium

Armure de feuillards acier

Matelas sous armure

Écran semiÉcran semiBourrage conducteur conducteur sur hydrofuge sur âme enveloppe isolante

Gaine extérieure de protection en polychlorure de vinyle

Armure (éventuellement)

EXEMPLE DE CÂBLE MOYENNE TENSION

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D MEQ 1366 A

Ruban séparateur (facultatif)

28

2-

C 5 -1/C

COMPORTEMENT AU FEU L’électricité étant facilement initiatrice d’incendie, l’installation électrique doit, autant que possible, éviter de le propager. Les liaisons électriques, du fait de leur cheminement dans les unités, sont de ce point de vue, un danger. Aussi trouve-t-on plusieurs catégories de câbles, classées selon leur comportement au feu. a - Catégorie C2 : câbles “ne propageant pas la flamme” Un câble est dit “ne propageant pas la flamme” si, pris isolément et enflammé, il ne propage pas la flamme et s’éteint de lui-même. Des câbles de cette catégorie sont utilisés dans les zones à faible risque d’incendie. b - Catégorie C1 : câbles “ne propageant pas l’incendie” Un câble est dit “ne propageant pas l’incendie” si, enflammé, il ne dégage pas de produits volatils inflammables en quantité suffisante pour donner naissance à un foyer d’incendie secondaire. Ce type de câble est conseillé en atmosphères chaudes et mal ventilées, lorsque les câbles sont en nappes importantes sur leur chemin de câble, où lorsqu’il y a risque d’incendie. C’est la catégorie la plus courante dans l’industrie. c - Catégorie CR1 : câbles “résistant au feu” Un câble est dit “résistant au feu” s’il ne propage pas la flamme et si, placé au cœur de l’incendie, il continue à assurer son service pendant un temps limité, défini par des essais de qualification (par exemple 3 heures sous 750°C, ou 15 minutes dans un four monté à 900°C …). Cette catégorie est imposée dans de nombreux établissements recevant du public, ou pour des installations de secours comme l’éclairage de sécurité, l’alimentation d’ascenseurs ou de ventilateurs ou désenfumage, de pompes à eau, d’alarmes, … Les conditions de pose des câbles jouent aussi un rôle dans la sécurité : - limitation du courant admissible selon la proximité d’autres câbles réduisant l’aération du câble -

bouchage des traversées de cloisons par des matériaux incombustibles (plâtre, produits ignifuges, …) pour arrêter ou au moins retarder une propagation d’incendie

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C 5 -1/C

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V-

APPAREILS DE COMMANDE ET DE PROTECTION 1-

APPAREILS DE PUISSANCE Ce sont les appareils destinés à établir ou interrompre un circuit électrique. On les appelle sectionneurs, interrupteurs, disjoncteurs, contacteurs, coupe-circuit à fusible selon leur rôle. Ils remplissent les fonctions suivantes : -

fonction “isolement” fonction “commande” fonction “élimination de défaut” fonction “surveillance” Fonctions de l’appareillage Fonctions réalisées

Appareils de base

Isolement

Sectionneurs Interrupteurs Contacteurs Disjoncteurs Fusibles

x

Commande

Élimination de défaut

x x x

x x

Surveillance

x

Pour mémoire : Relais et déclencheurs

x

a - Fonction “isolement Elle consiste à isoler ou séparer des sources de courant un circuit à vide. C’est une fonction de sécurité qui a pour but de séparer du réseau une partie d’installation afin de pouvoir y travailler sans risque. b - Fonction “commande” Il s’agit d’une opération volontaire, manuelle ou automatique, consistant à fermer un circuit ou à l’ouvrir dans ses conditions normales de fonctionnement. c - Fonction “élimination de défaut” La fonction consiste à séparer des sources une portion de circuit en situation anormale, dont les conséquences peuvent être dangereuses pour le personnel ou le matériel. Cette fonction est aussi parfois improprement appelée “protection”. L’appareillage ne peut en effet protéger contre l’apparition d’un défaut mais doit intervenir pour en limiter les répercussions sur les éléments du réseau restés sains. d - Fonction “surveillance” Cette fonction assure la surveillance des paramètres d’exploitation (tension, courant, température, …) pour provoquer une alarme ou une ouverture du circuit.

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C 5 -1/C

30

2-

SECTIONNEURS a - Rôle Le sectionneur est avant tout un organe de sécurité réalisant la fonction “isolement”. Il peut avoir la fonction “sélection” d’un circuit (cas des sectionneurs d’aiguillage dans un système à deux jeux de barres par exemple) Dans tous les cas, le sectionneur est un appareil dépourvu de pouvoir de coupure, c’est-à-dire qu’il doit être manœuvré à courant nul. Le courant doit être interrompu auparavant par un autre appareil prévu à cet effet. b - Différents types de sectionneurs Dans tous les cas, il s’agit de séparer par une manœuvre qui peut être lente, des contacts : • dans l’air atmosphérique pour les appareils les plus courants • dans un milieu diélectrique (généralement SF 6) pour les postes blindés Haute Tension Sauf dans ce dernier cas, la coupure est visible. En Moyenne Tension, les trois principaux types utilisés sont indiqués sur la figure cidessous.

A couteau, ouverture par rotation Modèle le moins coûteux, plus particulièrement adapté aux installations de type ouvert en Moyenne Tension.

A couteau “coulissant” ouverture par translation Plus coûteux que le précédent, ce modèle est utilisé également en installation du type ouvert Moyenne Tension lorsque l’espace disponible perpendiculairement au plan du support est restreint.

Rotatif, à double ouverture

Un système d’écrans, solidaire de l’arbre, permet la matérialisation d’une séparation physique entre entrée et sortie. Principaux types de sectionneurs MT

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D IRA 1367 A

Ce modèle est plus particulièrement adapté à l’utilisation en cellules préfabriquées.

C 5 -1/C

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3-

INTERRUPTEURS a - Rôle L’interrupteur est un appareil servant à couper ou établir un circuit parcouru par un courant de charge normal. Il réalise la fonction active “commande”. Ces appareils sont utilisés en Basse et Moyenne Tensions jusqu’à 36 kV. En Haute Tension, les interrupteurs sont d’un usage très peu fréquent. b - Technologie des interrupteurs De nombreuses technologies de coupures ont été développées. Les seuls procédés couramment utilisés en France sont décrits ci-après. • Appareils à coupure dans l’air Cette technologie a acquis une situation de monopole dans le domaine de la Basse Tension jusqu'à 1000 V en courant alternatif 50 Hz. • Appareils à autoformation de gaz En général, ces appareils dérivent directement des sectionneurs à couteau, par adjonction d’un couteau auxiliaire à ouverture retardée par rapport au couteau principal.

D MEQ 1816 A

L’ouverture de ce couteau se produit dans un espace étroit, entre deux plaques dont la matière se décompose sous la chaleur de l’arc et produit des gaz qui assurent le soufflage.

Interrupteur à autoformation de gaz

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4-

C 5 -1/C

DISJONCTEURS a - Rôle Le disjoncteur est un appareil qui sert à établir ou interrompre tout courant pouvant apparaître dans un circuit. Il doit donc être capable de couper ou établir : • les courants de charge normaux • les courants de surcharge normaux ou anormaux • les courants de défaut (court-circuit) Le disjoncteur réalise donc les fonctions “commande” et “élimination de défaut”. Par contre, le disjoncteur n’est pas un organe de sécurité. De ce fait, si le disjoncteur est capable aussi de la fonction “isolement”, il ne lui est pas demandé de réaliser la garantie de non-franchissement qui est une tenue à une valeur normalisée de surtension en forme d’onde de choc. b - Technologie Les technologies des disjoncteurs sont très variées. Elles sont surtout caractérisées par le milieu dans lequel se produit l’extinction de l’arc électrique de coupure.

D MEQ 1817 A

Exemple : coupure dans l’air, dans l’huile, dans le SF6, dans le vide.

Disjoncteurs MT débrochables, à coupure dans le SF6

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C 5 -1/C

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5-

CONTACTEURS Le contacteur est un appareil réalisant la fonction commande. Il est capable d’établir, d’interrompre et de supporter tout courant normal parcourant un circuit, y compris les courants de surcharge en service. Il est commandé par un circuit auxiliaire alimentant sa bobine, qui est un électroaimant. Le contacteur est avant tout destiné à commander des circuits moteurs. Dans leur conception, l’accent est donc mis surtout sur l’endurance, qui s’exprime en millions de manœuvres.

D MEQ 1189 A

Les courants de surcharge en service sont surtout ceux liés au fonctionnement des moteurs, c’est-àdire en particulier les courants de démarrage.

D MEQ 1120 A

Contacteurs Basse Tension

Contacteur Moyenne Tension à coupure dans le SF 6

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C 5 -1/C

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6-

COUPE-CIRCUITS À FUSIBLES Le coupe-circuit à fusible a pour fonction d’interrompre des courants élevés, par la fusion d’un élément. Le coupe-circuit à fusible comporte deux parties fonctionnelles : • l “élément de remplacement”, plus communément appelé fusible, qui est la partie qui assure la coupure • le support, parfois constitué par des parties spécialisées d'un autre appareil (interrupteur par exemple) dont les principaux rôles sont de permettre le raccordement du circuit extérieur, d’assurer l’isolement à la masse et de supporter les efforts électrodynamiques. Un fusible ne peut remplir son rôle qu’une seule fois, il doit être remplacé après fusion.

1

Enveloppe isolante

2

Connexion souple

3

Pièce de contact

4

Elément fusible 4

1 2

Fusible Moyenne Tension (cylindrique)

Fusible basse tension à couteau

D T 2156 A

3

En général, les fusibles sont associés à un autre appareil dont l’ouverture peut être provoquée par la fusion d’un seul des trois fusibles, de façon à éviter des fonctionnements déséquilibrés.

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C 5 -1/C

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VI - RELAIS DE PROTECTION Les relais de protection sont des appareils qui comparent en permanence les grandeurs électriques des réseaux (courant, tension, fréquence, puissance, impédance, …) à des valeurs prédéterminées et qui donnent automatiquement des ordres logiques lorsque la grandeur surveillée atteint la valeur de fonctionnement. L’ensemble cohérent des relais d’une installation constitue l'élément de base du système de protection de cette installation. Le rôle des relais de protection est de détecter tout phénomène anormal pouvant se produire sur un circuit électrique, avec pour objectif, suivant leur type : • l’élimination des défauts, afin de limiter les contraintes électriques (surintensités, surtensions) et les contraintes mécaniques auxquelles ces défauts soumettent les matériels ; cette élimination est obtenue en isolant la plus petite partie possible du réseau où est apparu un défaut : c’est le rôle des relais de protection contre les défauts • la surveillance des grandeurs électriques du réseau pour contrôler en permanence la qualité de l’énergie fournie et assurer la protection des personnes contre les dangers de l'électricité : c’est le rôle de relais d’exploitation ou de surveillance

• Raccordement des relais Le début de la chaîne de protection est constitué par les capteurs des grandeurs électriques, c’est-à-dire les transformateurs de courant et les transformateurs de tension. A l’extrémité de la chaîne de protection, sont situés les organes qui sont commandés par les relais : bobines de déclenchement des disjoncteurs, voyants de signalisation, alarmes et autres dispositifs de sécurité. Ces organes sont connectés aux contacts de sortie des relais de protection, directement ou par l’intermédiaire de relais tout ou rien si la puissance à établir est trop élevée . Les relais de protection sont donc situés électriquement entre les réducteurs de mesure qui leur fournissent les grandeurs à surveiller et les organes commandés par les ordres logiques qu’ils délivrent. Ils sont alimentés par une source auxiliaire basse tension.

TC (contrôle du courant) Organe de coupure

Relais de protection

Tension auxiliaire d'alimentation

Raccordement d’un relais de protection

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D T 2157 A

Actionneur (bobine)

TT (contrôle de la tension) Réducteurs de mesure

C 5 -1/C

36

D MEQ 1821 A

Les relais de protection se présentent souvent en rack multirelais.

Rack comportant 6 relais

Il existe une très grande variété de relais de protection, selon les types de protection désirés qui dépendent de l’équipement à protéger : réseaux, moteurs, transformateurs, alternateurs, etc. Les plus utilisés sont : • • • • •

relais à maximum de courant relais à maximum de courant de défaut à la terre relais à maximum ou à minimum de tension relais de retour de puissance (surveille qu’un générateur ne devienne pas un récepteur) relais de surveillance de l’isolement du réseau

Les relais, utilisés tout au long de la chaîne de distribution, du récepteur à l'arrivée du réseau EdF ou de la centrale, doivent être réglés les uns par rapport aux autres de façon à assurer la sélectivité des coupures. La coupure ne doit avoir lieu qu'en amont direct de la partie du circuit en défaut, de façon à protéger et à assurer la continuité de l'exploitation du reste de l'usine. On joue pour cela, sur la valeur du courant de réglage et la valeur du temps de déclenchement (temporisation éventuelle) des appareils de protection.

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02468_A_F

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Y

20 kV/380 V 1MVA

D IRA 1228 A

POSTE ÉXPÉDITION STOCKAGE

Y Y

TBT 301 TBT 202 Conso. 1,5 à 3,5kVA

20 kV/380 V 2MVA

POSTE ATELIER DE PRODUCTION N°1

Y

TMT 301

Y

20 kV/380 V 2MVA

Extension future

POSTE GÉNÉRAL DE DISTRIBUTION

Câble de distribution 20kV

COUPLAGE "EDF/Usine"

POSTE DE LIVRAISON

TBT 201 BT TBT 101 380 V Conso. 700 kVA

MT 5,5 kV

HT 20 kV

THT 63 kV

Y

Y

5,5 kV /380 V 2MVA

Y

Auxiliaires

380 V/ 220 V 50 kVA

BT 220 V

Groupe électrogène de secours

BT 380 V

TMT 302 MT Conso. 5,5 kV 8 MVA

20 kV /5,5 V 10 MVA

Jeu de barres 20 kV "Usine"

Jeu de barres 20 kV "EDF"

Récepteur TBT 302

M

Y

63/20 kV 25 MVA Transformateur d'arrivée

Disjoncteur général

POSTE ATELIER DE PRODUCTION N°2

380 V/ 220 V

M

20 kV /5,5 V 10 MVA

5,5 kV /380 V 2MVA

Y

Y

RÉSEAU DISTRIBUTEUR "EDF"

BT TBT 501 380 V

Y

MT TMT 501 5,5 kV

Turbo alternateur "Usine"

Y

JB 2

JB 1

Extension future

5,5 kV /380 V 1MVA

TMT 502 MT 5,5 kV

20 kV /5,5 V 10 MVA

Y

Vitaux 380 V

Auxiliaires TBT 502 BT 380 V 125 kVA

M

POSTE UTILITÉS

M

Y

Conso. 8 MVA

10,5/20 kV 12,5 MVA

20 kV /5,5 V 10 MVA

5,5 kV /380 V 1MVA

Y

Y

12 MVA

Jeu de barres 63 kV

63/20 kW 25 MVA

CHAUDIÈRE

Chaudière électrique

Y

HT 20 kV

THT 63 kV

37

C 5 -1/C

C5

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE Ingénieurs en Sécurité Industrielle

FIABILITÉ ET SÉCURITÉ DES INSTALLATIONS

A - PROTECTION CONTRE LES COURANTS DE DÉFAUT I - SÉLECTIVITÉ............................................................................................................................ 1 1 2 -

Rôle de la sélectivité .................................................................................................................... 1 Procédés de sélectivité ................................................................................................................ 2

II - CONTRÔLE PERMANENT DE L'ISOLEMENT ........................................................................ 8 1 2 3 -

Réseau à neutre à la terre ...........................................................................................................8 Réseau à neutre impédant ...........................................................................................................8 Localisation du défaut d'isolement ...............................................................................................9

B - NORMES DE PROTECTION VIS-À-VIS DES AMBIANCES EXTÉRIEURES I - INDICE DE PROTECTION DU MATÉRIEL ÉLECTRIQUE..................................................... 11 II - MATÉRIEL POUR ATMOSPHÈRES EXPLOSIBLES ............................................................. 13 1 2 -

Modes de protections .................................................................................................................13 Entretien et montage du matériel de sécurité ............................................................................20

ME RES - 02469_A_F - Rév. 1

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08/06/2005

-1/D

1

C 5 -1/D

A - PROTECTION CONTRE LES COURANTS DE DÉFAUT

Malgré tout le soin apporté à la conception et à la réalisation d'une installation électrique, un certain nombre de compromis ayant été imposé par des contraintes contradictoires, il est impossible d'éviter tout dysfonctionnement au cours du temps. Les courants de court-circuits sont en général d'amplitude très supérieure aux courants nominaux : il faut les interrompre "au plus vite" et même d'autant plus vite qu'ils sont plus importants. Ceci est le rôle des disjoncteurs, souvent associés à des relais multiples ayant chacun un défaut spécifique à surveiller. L'élimination de ces défauts dans une installation se fait de façon ordonnée, en pratiquant la sélectivité des protections.

I-

SÉLECTIVITÉ 1-

RÔLE DE LA SÉLECTIVITÉ Un défaut se produisant en un point quelconque d'un réseau de distribution ne doit, en aucune façon, priver de courant électrique l'ensemble des ateliers ou bureaux. Il résulte de cette évidence, la nécessité d'isoler rapidement la partie en défaut sans priver d'énergie les autres utilisateurs ; c'est le principe même de la sélectivité des déclenchements. L'élément de protection (disjoncteur ou fusibles) qui est placé immédiatement en amont de la partie de circuit où se produit le défaut doit, et lui seul, fonctionner, les autres protections ne devant pas déclencher. Donc : -

Définition de la sélectivité Deux disjoncteurs sont sélectifs entre eux si tout défaut survenant en un point du réseau est éliminé par l'appareil de protection placé immédiatement en amont du défaut et par lui seul.

-

But de la sélectivité ASSURER LA CONTINUITÉ DE SERVICE OU D'EXPLOITATION

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C 5 -1/D

2

2-

PROCÉDÉS DE SÉLECTIVITÉ Les trois procédés de sélectivité les plus répandus sont : -

la sélectivité ampèremétrique la sélectivité chronométrique la sélectivité logique

a - Sélectivité ampèremétrique Elle s'appuie sur l'échelonnement des seuils de réglage des déclencheurs magnétiques instantanés des disjoncteurs en fonction du courant de court-circuit au point considéré. Elle est totale si le courant de court-circuit en aval du disjoncteur B est inférieur à la valeur de réglage du déclencheur magnétique du disjoncteur A.

D SEC 3106 A

Si le courant de court-circuit en aval du disjoncteur B est supérieur à la valeur de réglage du déclencheur magnétique du disjoncteur A, les deux disjoncteurs s'ouvrent simultanément.

Ainsi la sélectivité ampèremétrique, plus ou moins partielle, selon la position du défaut, ne permet que rarement de garantir un déclenchement sélectif. Son principal avantage est son coût réduit, qui la justifie dans les installations simples.

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b - Sélectivité chronométrique Cette technique est sûre. Elle consiste à retarder plus ou moins l'instant d'ouverture des disjoncteurs. Le temps pendant lequel un courant de valeur donnée peut traverser un disjoncteur sans provoquer son ouverture est la durée de non déclenchement. Le temps total de coupure est celui qui s'écoule entre l'apparition du défaut de l'extinction de l'arc sur tous les pôles. Règle Deux disjoncteurs sont sélectifs si le temps total de coupure du disjoncteur aval est inférieur à la durée de non déclenchement du disjoncteur amont.

D SEC 3108 A

D SEC 3107 A

Graphiquement les 2 disjoncteurs A et B seront sélectifs si la courbe du temps total de coupure du disjoncteur aval est en-dessous de la courbe de la durée de non déclenchement du disjoncteur amont.

Cette règle s'applique à plusieurs étages de disjoncteurs. Le réglage de la temporisation augmente au fur et à mesure que l'on remonte vers l'amont, ce qui présente l'inconvénient d'imposer un surdimensionnement thermique des câbles, et surtout d'accroître considérablement les risques de destructions dus à la propagation de l'arc à partir du point du défaut. Il est à noter qu'en général, plus un disjoncteur est placé en amont, plus il est prévu pour couper des courants importants. La sélectivité chronométrique est alors combinée avec une sélectivité ampèremétrique. Dans l'exemple ci-dessous, les disjoncteurs D1 , ne sont pas retardés ; les disjoncteurs D 2 sont retardés de 0,3 seconde, D3 de 0,6 seconde, et les disjoncteurs D4 de 0,9 seconde.

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4

D SEC 3109 A

Une conséquence néfaste de ces retards échelonnés est qu'un défaut en A ne sera éliminé par D4, qu'en 0,9 seconde. De plus, le temps d'élimination du défaut devient excessif lorsqu'il se produit près de la source, et on arrive souvent à une incompatibilité entre la temporisation trop longue nécessaire pour la sélectivité et celle plus courte (0,2 sec. en 20 kV) que le distributeur accorde au niveau de son disjoncteur de livraison.

Le schéma de la page suivante montre un exemple de protections sélectives basées sur les seuils de courant et les temporisations. Pour être comparables, les courants indiqués sont rapportés au même niveau de tension, ici 15 kV.

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5

63 KV Temps en sec.

63 KV

4

3

2

1

1

15 KV

2

Départ B

1,2 In 8 sec. Protection basse tension four F6 30

1,2 In 10 sec. 1,2 In 30 sec.

4

32 A

3

5855 KVA In = 225 A

630 KVA 10

BT

8

C6

2,5 In à 0,9 sec.

0,9 0,6 0,3

Four F6

2,5 In à 0,6 sec. 3 In à 0,3 sec.

D SEC 3110 A

Fusible 32 A TR 630KVA - C4 -

I sous 15 KV

Courbes de sélectivité - Départ B

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c - Sélectivité logique Ce type de sélectivité est utilisé lorsque le nombre des relais en cascade devient trop grand pour permettre une simple sélectivité par le temps. L'échange d'informations logiques entre les protections de deux postes successifs permet en effet la suppression des intervalles de sélectivité. Le principe est le suivant. Dans un réseau en antenne lors d'un défaut, les protections situées en amont du point de défaut sont sollicitées ; au contraire, toutes les protections situées en aval ne le sont pas. Il y a là un moyen simple de localiser sans retard le point de défaut, et de définir sans ambiguïté le seul disjoncteur à commander : le point de défaut est en aval de la dernière protection sollicitée, et en amont de la première qui ne l'est pas. Chaque protection sollicitée doit : - verrouiller ou mettre en attente la protection située immédiatement en amont qui n'a pas à intervenir - de donner un ordre de déclenchement au disjoncteur qui lui est associé ; il y a déclenchement si aucun ordre d'attente ou de verrouillage n'est reçu de la protection située immédiatement en aval ; afin d'obtenir une sélectivité parfaite, les disjoncteurs associés à chacun des relais sont actionnés par l'intermédiaire d'un contact légèrement temporisé qui tient compte du temps d'exécution du verrouillage ; pour pallier la déficience éventuelle d'une liaison d'échange d'informations, on prévoit en secours un déclenchement temporisé Cette méthode de sélectivité s'applique au réseau en antenne. Elle peut être utilisée seule ou en association avec un autre principe de protection sélective. Exemple de sélectivité logique Prenons l'exemple d'une distribution en antenne. Pour simplifier un seul départ par étage est pris en compte. À chaque disjoncteur est associé un "relais logique" qui reçoit les informations défaut et ses capteurs (T.C. tores) et émet des ordres de déclenchement et d'attente logique. Tout relais sollicité par un défaut envoie : - un ordre d'attente logique (AL) à l'étage amont (ordre d'augmentation de la temporisation propre du relais amont) - un ordre de déclenchement au disjoncteur auquel il est associé, sauf s'il a lui-même reçu un ordre d'attente logique de l'étage aval Dans l'exemple de la figure lorsqu'un défaut apparaît en A, les (n) relais voient ce défaut.

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Le relais logique 1 envoie un ordre AL au relais logique 2 et un ordre de déclenchement du disjoncteur D1. Le relais logique 2 met temporairement en attente le relais logique 3, etc. le relais logique (n-1) transmettant un ordre AL au relais logique (n), ceci jusqu'au poste de livraison à moins qu'à partir d'un certain niveau, le courant de défaut devienne inférieur aux seuils de réglage (sélectivité ampèremétrique). Le disjoncteur D1 s'ouvre au bout d'un temps. TD1 = TI + t1 TI : temporisation propre du relais logique 1 t 1 : temps propre d'ouverture du disjoncteur D1 (temps d'arc compris) Si le défaut apparaît en B, le relais logique 1 et D1 ne sont pas sollicités et le relais logique 2 ne reçoit pas d'ordre AL, le défaut sera éliminé en TD2 = TI + t2 Le même raisonnement peut être appliqué à l'un quelconque des disjoncteurs constituant un réseau de distribution. Le défaut au niveau de l'étage "n" sera éliminé en TDn = TI + tn

D SEC 3111 A

Il est cependant du nombre d'étages "n".

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II -

CONTRÔLE PERMANENT DE L'ISOLEMENT 1-

RÉSEAU À NEUTRE À LA TERRE Dans un réseau à neutre à la terre, un défaut à la terre se traduit par un courant important qui fait ouvrir les moyens de protection différentiels.

D SEC 3112 A

Un tore, associé à un relais, est placé sur l'antenne à contrôler. L'apparition d'un défaut d'isolement en aval du tore se traduit par un courant de fuite à la terre. Le secondaire du transformateur-tore délivre alors une faible tension qui est appliquée aux bornes du relais amplificateur associé. Lorsqu'un seuil prédéterminé est atteint, le relais provoque le déclenchement de l'organe de coupure.

Protection différentielle

2-

RÉSEAU À NEUTRE IMPÉDANT Dans un réseau à neutre impédant, un premier défaut à la terre est sans danger, il ne provoque pas de coupure. Mais il y a danger potentiel, car un second défaut (très possible sur les grosses installations), ferait apparaître cette fois un courant et donc des tensions dangereuses pour l'homme. Il faut alors déclencher. La non-coupure au premier défaut est acceptable à condition d'être informé de l'existence d'un défaut de façon à le rechercher et à l'éliminer avant qu'apparaisse un autre.

D SEC 3113 A

Chaque réseau, c'est-à-dire chaque installation en aval d'un transformateur, doit être doté d'un Contrôleur Permanent de l'Isolement (C.P.I.).

Contrôleur Permanent d'Isolement à injection de courant continu 02469_A_F

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Un générateur Ec injecte une tension continue entre le réseau et la terre. Cette tension crée, dans l'ensemble des résistances d'isolement (ρ1, ρ 2, ρ3), un courant de fuite. Ce courant traverse :

3-

-

un appareil de mesure (A), directement gradué en kΩ, qui donne l'indication permanente de la valeur de l'isolement

-

une résistance (Ri), aux bornes de laquelle apparaît une différence de potentiel — proportionnellement au courant de fuite — qui est appliquée à un relais électronique. Ce relais provoque l'alarme lorsqu'un seuil prédéterminé est atteint. Sur certains CPI, un deuxième seuil est prévu au-delà duquel un ordre de déclenchement est donné. La mesure, effectuée en courant continu, est indépendante de la valeur de capacité des câbles C1, C2, C3

LOCALISATION DU DÉFAUT D'ISOLEMENT Une alarme défaut d'isolement doit donc être suivie de sa localisation sur l'installation. Cette recherche est souvent délicate et représente la principale difficulté dans l'utilisation d'un réseau à neutre isolé ou impédant. a - Recherche par coupures sélectives C'est la plus simple, mais rarement acceptable pour les utilisateurs, d'autant que la logique serait d'avancer de l'amont vers l'aval. b - Recherche sous tension Elle peut se faire au moyen d'un générateur injectant un courant basse fréquence (4 à 10 Hz selon les constructeurs) que l'on cherche à retrouver au moyen d'une pince ampèremétrique associée à un récepteur accordé à cette basse fréquence. Il n'est plus nécessaire de faire des coupures. Selon l'investissement réalisé, cela peut aller d'une simple pince mobile à des installations fixes avec recherche manuelle (par commutateur) ou automatique (par automate).

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Recherche mobile

Recherche fixe

D SEC 3114 A

Recherche automatique

Recherche de défaut sous tension Document Merlin-Gérin

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B - NORMES DE PROTECTION VIS-À-VIS DES AMBIANCES EXTÉRIEURES

La fiabilité de fonctionnement et la sécurité exigent que soient compatibles les matériels et installations électriques avec leur environnement. Le matériel électrique doit être protégé de l'ambiance extérieure : c'est le rôle de l'indice de protection. Par ailleurs, en zone où l'atmosphère peut être explosive, l'installation électrique ne doit pas être source de danger : c'est le rôle des normes concernant le matériel pour atmosphères explosibles.

I-

INDICE DE PROTECTION DU MATÉRIEL ÉLECTRIQUE Tout matériel subit des agressions externes plus ou moins prononcées, et doit donc en être protégé. On définit pour cela un "Indice de Protection" ou "degré IP" auquel obéit la construction de l'enveloppe du matériel pour supporter sans dommage ces agressions. Cet indice comporte 2 ou 3 chiffres précisant, selon le tableau suivant, le niveau de protection vis-à-vis de trois agressions normalisées : - 1er chiffre : protection contre les corps solides - 2ème chiffre : protection contre les liquides - 3ème chiffre (éventuel) : résistance aux chocs mécaniques Les degrés IP les plus utilisés sont : -

IP 23 dit "Protégé" pour du matériel situé à l'intérieur de locaux IP 44 dit "Fermé" pour l'extérieur, si possible sous abri IP 55 dit "Étanche" pour l'extérieur, sans abri

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D SEC 3105 A

12

Indices de protection

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II -

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MATÉRIEL POUR ATMOSPHÈRES EXPLOSIBLES 1-

MODES DE PROTECTIONS Le matériel électrique destiné aux atmosphères explosibles est, par habitude, appelé "ANTIDÉFLAGRANT", sans doute parce que ce mode de protection a longtemps été le plus courant en France. Pourtant, plusieurs modes de protections sont utilisés aujourd'hui dont la dénomination commune est "EEx" suivie d'un indice caractérisant le mode proprement dit de protection. Les modes les plus couramment utilisés sont : -

"EEx - d" = protection par enveloppe antidéflagrante "EEx - e" = protection par sécurité renforcée "EEx - p" = protection par surpression interne "EEx - i" = protection par sécurité intrinsèque

Sans entrer dans les détails techniques qui sont complexes, (et qui font l'objet des normes C 23.514 à 23.520), voici leurs principales caractéristiques. a - Règles générales Le rôle des protections Ex est d'éviter d'amorcer ou de transmettre une explosion. Pour cela, il suffit : - soit d'éviter la pénétration des atmosphères explosibles dans les parties du matériel où il y a risque d'étincelle ou d'échauffement (par surpression interne par exemple) - soit d'éviter d'amorcer l'atmosphère explosible (sécurité intrinsèque ou sécurité renforcée) - soit d'éviter qu'une éventuelle explosion à l'intérieur du matériel se propage à l'extérieur (enveloppe antidéflagrante) Le tableau suivant résume les modes de protection existants.

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Modes de protection Surpression interne

Immersion dans l’huile

Suppression de l’atmosphère explosive Encapsulage

Sécurité augmentée

Suppression de la source d’inflammation Sécurité intrinsèque

Enveloppe antidéflagrante

Non propagation de l’inflammation

Remplissage pulvérulent

Principe

Symbole

La pénétration d’une atmosphère environnante à l’intérieur de l’enveloppe du matériel électrique est empêchée par le maintien, à l’intérieur de la dite enveloppe, d’un gaz de protection à une pression supérieure à celle de l’atmosphère environnante.

p

Le matériel électrique est immergé dans l’huile de telle sorte qu’une atmosphère explosive se trouvant au-dessus du niveau de l’huile ou à l’extérieur de l’enveloppe ne puisse pénétrer et donc s’enflammer.

o

Les pièces qui pourraient enflammer une atmosphère explosive par des étincelles ou par des échauffements sont enfermées dans une résine de telle manière que cette atmosphère explosive ne puisse pénétrer et donc s’enflammer. Mode protection consistant à appliquer des mesures afin d’éviter, avec un coefficient de sécurité élevé, la possibilité de températures excessives et l’apparition d’arcs ou d’étincelles à l’intérieur et sur les parties externes du matériel électrique qui ne produit pas en service normal. Un circuit de sécurité intrinsèque est un circuit dans lequel aucune étincelle ni aucun effet thermique, produit dans les conditions d’épreuve prescrites par la norme, n’est capable de provoquer l’inflammation d’une atmosphère explosive. Les matériels, qui peuvent enflammer une ATEX, sont enfermés dans une enveloppe non étanche qui résiste à la pression développée lors d’une explosion interne d’un mélange explosif et qui empêche la transmission de l’explosion à l’atmosphère environnante de l’enveloppe. Les parties susceptibles d'enflammer une atmosphère explosive sont en position fixe et sont complètement noyées dans un matériau de remplissage de telle sorte que l'inflammation d'une atmosphère explosive environnante soit évitée .

m

e

i

d

q

Modes de protection des matériels électriques (d'après l'INERIS - Guide des bonnes pratiques en vue de l'application de la directive 1999/92/CE) Cas particulier du mode protection (n) : ce mode de protection ne peut être utilisé que pour du matériel situé dans un emplacement où une atex n’est pas susceptible de se produire en fonctionnement normal, ou, si elle se présente , elle n’est que de courte durée. 02469_A_F

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Selon le risque d’exposition à une atmosphère explosive, le matériel à utiliser est classé en trois catégories, dépendantes de la zones à laquelle il est destiné. Le tableau ci-après résume pour ces trois catégories, la manière d’assurer la protection et le mode de protection à utiliser selon les zones considérées :

Catégorie de protection du matériel

1G

Niveau de protection de la catégorie

Zone Manière d’assurer la protection d’utilisade l’équipement tion Zone 0

Très haut

2 moyens indépendants d’assurer la protection ou la sécurité, même lorsque 2 défaillances se produisent indépendamment l’une de l’autre Adaptée à une exploitation normale et à des perturbations survenant fréquemment ou aux équipements pour lesquels les défauts de fonctionnement sont normalement pris en compte

Zone 1

Adaptée à une exploitation normale

Zone 2

2G

Haut

3G

Normal

Zone 1 Zone 2

Zone 2

Protection équipement électrique

Protection équipement non électrique

Sécurité intrinsèque (ia)

Sécurité intégrée ou surpression interne ou de type (b) ou (c)

Mode de protection Mode de protection pour 1G ou mode pour 1G ou de type de protection de (d) type (o) ou (p) ou (q) ou (d) ou (e) ou (m) ou (d)

Mode de protection Mode de protection pour 2G ou mode pour 2G ou de type de protection (n) (fr)

De plus, les gaz sont classés en différents groupes dépendantes de l’énergie minimale d’inflammation (EMI), qui influent sur le choix des matériels :

Groupe de gaz (et subdivision) Méthane

I

Propane

IIA

Éthylène

IIB

Hydrogène

IIC

Par exemple un matériel adapté au groupe de gaz IIB, peut être utilisé en présence de propane IIA mais pas en présence d’hydrogène.

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Enfin, il appartient à l’utilisateur de vérifier que les niveaux de température d’auto-inflammation de l’atmosphère sont supérieurs à la température maximale de surface des appareils. Les classes de températures mentionnées sur les appareils sont définies comme suit :

Classe de température

Valeur maximale (°C)

T1

450°C

T2

300°C

T3

200°C

T4

135°C

T5

100°C

T6

85°C

La température peut aussi être indiquée en clair (par exemple 140°C).

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Le matériel allemand peut porter la lettre G au lieu de T. Certains matériels électriques répondent à plusieurs types de protection (par exemple, une partie est antidéflagrante, l'autre est de sécurité renforcée). Dans tous les cas, le matériel doit être marqué de façon complète. Outre les indications habituelles, la plaque signalétique doit comporter, dans l'ordre : - le symbole EEx (matériel pour zone explosible) - le symbole "d", "i", "e", … selon mode d'exécution - le symbole du groupe (ex. : II B.) - la classe de température (T.1 … T.6.) - le numéro du certificat d'agrément et le nom de l'organisme qui l'a délivré (LCIE, CERCHAR, PTB, …) Il est à noter que certains équipements se font facilement en classe T.6 (la plus exigeante) comme les interrupteurs, les boutons poussoirs, les boîtes de dérivation et seront donc presque toujours de ce type, même si une classe inférieure suffit. Par contre, les moteurs et l'éclairage sont fabriqués dans plusieurs classes pour des raisons de prix. La classe de température doit être précisée à la commande. En dehors des protections "Ex", le matériel électrique continue de posséder un "degré IP" qui est lié à son étanchéité aux corps solides (1er chiffre), son étanchéité aux liquides (2è m e chiffre) et éventuellement à sa solidité mécanique (3ème chiffre). Aucun matériel "Ex" agréé ne peut être modifié en quoi que ce soit sans perdre aussitôt son agrément (on ne peut pas percer un boîtier A d F pour placer un presse-étoupe A d F non prévu, par exemple). b - Protection par enveloppe antidéflagrante "d" Le matériel électrique est enfermé dans une enveloppe qui résiste à une éventuelle explosion interne et empêche la transmission de l'explosion à l'atmosphère explosible environnante. Ceci est principalement obtenu par : -

une enveloppe massive

- un "joint" antidéflagrant : c'est un contact métal sur métal, de deux faces parfaitement usinées, caractérisé par sa longueur (distance entre l'intérieur et l'extérieur du joint) et par son interstice. Le joint antidéflagrant sert à laminer et refroidir les gaz de l'explosion interne qui sortent sans pouvoir provoquer une explosion à l'extérieur Le matériel antidéflagrant ("Ex-d") a longtemps été du type non étanche (IP 44 maxi), mais on trouve de plus en plus de matériel IP 55 ou plus, bien qu'antidéflagrant. Un matériel ne peut être antidéflagrant que si son joint antidéflagrant est correct (non corrodé, sans rayures, sans peinture, etc.) et ses presse-étoupes étanches. Sa classe de température doit être compatible avec l'atmosphère explosible. La protection antidéflagrante se prête assez bien aux moteurs, à l'éclairage, mais très mal aux coffrets contenant de nombreux boutons et surtout du relayage. Il reste en plus, assez lourd.

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c - Protection par sécurité renforcée "e" Cette méthode a surtout été utilisée en Allemagne, mais est maintenant reconnue en France et s'est bien développée chez les constructeurs français. Le principe est d'éviter l'apparition d'étincelles ou de températures excessives sur le matériel électrique. Ceci est principalement obtenu par : -

un enrobage des conducteurs de façon à les protéger mécaniquement

-

des connexions spéciales dites "indesserrables"

- un choix de matériaux offrant une grande solidité mécanique, allié parfois à un surdimensionnement - une protection par relais thermique appropriée, assurant la coupure du courant avant que le matériel atteigne une température dangereuse pour l'atmosphère ambiante, dans le pire des cas envisageables Les conditions de montage et d'installation doivent bien sûr être faites avec soin, surtout en ce qui concerne les raccordements. Ce type de protection donne un matériel moins lourd que l'antidéflagrant, et ressemble fort, extérieurement, au matériel standard. La plaque signalétique est donc très importante. La protection "e" se prête bien aux moteurs, à certains éclairages, mais surtout aux boîtiers de raccordements. Par contre, le matériel de coupure (contacteurs, …) du fait des étincelles inévitables, ne peut pas être protégé de cette façon. d - Protection par surpression interne Le principe est d'empêcher l'atmosphère explosible de pénétrer dans l'enceinte à protéger (salle de contrôle, coffrets électriques, moteurs, …), en injectant de l'air (ou un gaz neutre). Le système est simple dans son principe, mais difficile à obtenir, car il faut assurer : -

un balayage initial à grand débit une surpression de 5 à 20 nb (contrôlée par pressostat sensible, donc volumineux, et luimême de sécurité Ex) - une température maxi. de l'enveloppe en contact avec l'atmosphère explosible - la coupure du courant si les conditions ne sont pas remplies Il faut donc tout un appareillage de contrôle et d'automatisme pour assurer tout cela. En pratique, c'est valable pour une salle de contrôle, mais compliqué pour du matériel de petites dimensions.

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e - Protection par sécurité intrinsèque "i" Le principe n'est plus d'éviter à tout prix une étincelle, ou de l'enfermer, mais de la rendre trop faible pour pouvoir provoquer une explosion. Ce mode de protection est donc limité aux circuits ne réclamant pas de puissance : mesures, instrumentation, petits équipements, … Ceci est principalement obtenu par : -

une séparation par "barrière de sécurité intrinsèque" entre la partie située en zone dangereuse (le capteur, la petite électrovanne, …) et la partie en zone non dangereuse (régulateur, électronique de traitement du signal de mesure, etc.). Cette barrière limite la puissance pouvant aller en zone dangereuse, et ceci avec un fort degré de fiabilité

-

un matériel spécialement étudié pour la zone dangereuse

- une installation cheminant le plus loin possible des zones d'influence de l'installation non de sécurité intrinsèque. (Les câbles "i" ne doivent pas côtoyer les câbles force motrice par exemple). Les câbles pour circuits "i" devront être de couleur bleu-clair Ce type de protection est très intéressant en instrumentation, car le dépannage se fait sans précautions particulières au danger d'explosion (toutefois, une étincelle ne fait jamais de bien à l'équipement électrique). Mais ici, les conditions d'installation sont très strictes sous peine de ne plus être de sécurité, malgré l'emploi de matériel agréé. La norme C 23539 décrit ces conditions d'installation. Encore plus que pour les autres modes de protection, c'est le système complet qui fait la sécurité intrinsèque.

En résumé, s'il existe plusieurs modes de protection du matériel électrique pour zone explosible, il faut se rappeler que cette "protection" n'est réelle que si : -

le matériel a été correctement choisi (classe, température) le matériel a été correctement installé le matériel est correctement entretenu

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2-

ENTRETIEN ET MONTAGE DU MATÉRIEL DE SÉCURITÉ Le personnel de montage et d'entretien du matériel installé en atmosphère explosible joue un rôle direct dans la sécurité de l'installation. a - Entretien - Montage du matériel "Ex - d" (Antidéflagrant) "Joint antidéflagrant" : c'est lui qui assure le laminage et le refroidissement des gaz d'explosion interne vers l'extérieur. C'est un contact de 2 surfaces métalliques finement usinées (6 microns). Il y en a de plusieurs types : plan, cylindrique, à emboîtement, fileté.

Il est caractérisé par sa longueur (L) et son interstice (i) de 0,1 à 0,3 mm selon le volume du matériel. Règle de montage - entretien

- pas de rayures (ne pas le gratter) - pas de peinture - légère couche de graisse pour éviter la corrosion

D SEC 3115 A

Son état de surface doit rester net :

b - Entrées de câbles Si le joint antidéflagrant n'a pas à être véritablement étanche, les entrées de câbles doivent l'être impérativement sous peine de ne plus être antidéflagrant. Donc, ne pas hésiter à changer le caoutchouc du presse-étoupe. S'assurer qu'il correspond bien au diamètre du câble. c - Enveloppes antidéflagrantes Il est interdit de les modifier. En particulier, ne pas les percer pour un nouveau presse-étoupe. La boîte à bornes des moteurs doit être laissée avec le moteur lorsqu'on le démonte (ne pas laisser traîner le câble avec la boîte à bornes. Il faut refaire le presse-étoupe). Extérieurement, le matériel "Ex - d" se distingue par : - un aspect souvent massif - des presse-étoupes imposants - des boulons à tête encastrée (il faut une clé à pipe à 5 pans) - et surtout par sa plaque signalétique où apparaît "Ex - d …" ou "AdF" (pour les anciens matériels)

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d - Entretien - Montage du matériel "Ex - e" (Sécurité Renforcée") Attention : Ce matériel a un aspect extérieur tout à fait standard. Certains constructeurs le distinguent par une couleur noire (boîtes à boutons Télémécanique, Legrand). Donc : Se fier à la plaque signalétique où doit apparaître "Ex - e …". • Câblage Les bornes de raccordement agréées sont dites 'indesserrables" : on trouvera toujours une rondelle élastique ou quelque chose de similaire sous la tête de vis. Il ne faut pas modifier ces borniers. L'usage de "sucres" est interdit. Soigner le dénudage des conducteurs et le sertissage des cosses. La sécurité est basée sur l'absence d'étincelles et d'échauffements. ✳ Conducteur blessé = risque de rupture = risque d'étincelles ✳ Sertissage mal serré = risque d'étincelles et d'échauffements ✳ Cosse mal serrée sur la borne = risque d'étincelles et d'échauffements • Entrées de câbles Pour éviter qu'une traction sur le câble entraîne une détérioration des raccordements décrits ci-dessus, utiliser des presse-étoupes spéciaux "Ex - e" qui maintiennent la gaine extérieure du câble. Attention : ces presse-étoupes n'ont souvent aucun signe extérieur particulier. • Protection des moteurs Dans tous les types de protection "Ex", on doit assurer que la température du matériel en contact avec l'atmosphère explosible ne dépasse pas une valeur donnée. Pour les moteurs "Ex - e", le constructeur assure qu'une telle température ne sera pas dépassée, à condition que le relais thermique de protection soit correctement calibré. En cas d'ennui, le relais doit disjoncter avant que le moteur n'ait atteint cette température. IL EST DONC IMPÉRATIF DE NE PAS SURCALIBRER LE RELAIS THERMIQUE SI L'ON VEUT ASSURER LA SÉCURITÉ. Si ceci est particulièrement critique pour la sécurité renforcée, il reste dangereux de surcalibrer tout moteur en zone explosible, d'autant plus que si on vous demande de le faire, c'est parce que le moteur est sans doute surchargé et donc qu'il va s'échauffer (jusqu'à griller au besoin). SACHEZ DIRE NON - Le problème devra être résolu autrement (soit diminuer la puissance demandée par nettoyage de l'organe entraîné par exemple, soit mettre un moteur plus puissant).

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e - Entretien - Montage des installations "Ex - i" (Sécurité "intrinsèque") Là aussi, et plus qu'ailleurs, les conditions d'installation du matériel sont partie intégrante de la sécurité. • Matériel Le matériel de sécurité intrinsèque ("Si") est souvent en 3 parties : -

l'électronique que l'on place en zone non explosible (matériel "NSI" = non de sécurité intrinsèque)

-

le capteur (de "Si") que l'on place en zone explosible

- la barrière de sécurité ("BSi") qui fait le lien entre les deux, est placée en zone non explosible IMPORTANT : L'agrément "Ex - i" du constructeur doit porter sur l'ensemble des différentes parties (seul cas plus simple : un contact fin de course "sec" devient "Si" en aval d'une BSi prévue pour cela). • Câblage Utiliser des câbles à gaine bleu-clair pour les circuits "Si". Séparer les chemins de câble "S.I." des chemins câbles "NSI" (si pas possible, il faut une séparation physique entre les câbles SI et NSI). Le blindage général du câble SI doit être mis à la terre du côté capteur (et d'un seul côté, comme tout blindage). Par contre, les écrans individuels de chaque paire peuvent rester isolés : leur rôle est de court-circuiter les paires qui seraient écrasées mécaniquement, pour éviter que l'addition de plusieurs circuits "SI" ne devienne dangereuse.

D SEC 3116 A

Dans les coffrets contenant les barrières "BSI", séparer physiquement les circuits "S.I." des circuits "N.S.I.".

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE

C5

DANGERS DU COURANT ÉLECTRIQUE POUR L'ÊTRE HUMAIN

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - ACCIDENTS ÉLECTRIQUES ................................................................................................... 1 1 2 -

Gravité des accidents électriques ................................................................................................ 1 Causes des accidents électriques................................................................................................ 1

II - EFFETS DU COURANT ÉLECTRIQUE SUR LE CORPS HUMAIN ......................................... 3 1 2 3 4 5

-

Principales grandeurs électriques ................................................................................................ 3 Résistance du corps humain ........................................................................................................ 3 Conséquences du passage du courant dans le corps humain .................................................... 5 Conséquences d’un flash ...........................................................................................................11 Conduite à tenir en cas d’accident .............................................................................................12

III - PROTECTION DES PERSONNES ......................................................................................... 12 1 2 3 4 5

-

Protection contre les courants directs ........................................................................................ 12 Protection contre les courants indirects...................................................................................... 13 Caractéristiques du matériel électrique...................................................................................... 14 Matériels de chantier .................................................................................................................. 17 Comportement ...........................................................................................................................21

IV - ÉQUIPEMENTS INDIVIDUELS DE PROTECTION ET OUTILLAGE DE SÉCURITÉ ............ 22 1 2 -

Équipements de protection individuelle (EPI) ............................................................................22 Outillage de sécurité...................................................................................................................23

V - CONSIGNATION..................................................................................................................... 26 1 2 3 4 5 6

-

Rôle et étapes d’une consignation .............................................................................................26 Séparation de l’installation des sources de tension ................................................................... 27 Condamnation en position d’ouverture des organes de séparation ........................................... 27 Identification de l’installation consignée .....................................................................................29 Vérification d’absence de tension...............................................................................................29 Attestation de consignation ........................................................................................................ 30

SE HYG - 02509_A_F - Rév. 0

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08/06/2005

-1/E

1

I-

C 5 -1/E

ACCIDENTS ÉLECTRIQUES 1-

GRAVITÉ DES ACCIDENTS ÉLECTRIQUES Les accidents d’origine électrique sont statistiquement plus graves que les autres accidents du travail.

Nombre d’accidents

Nombre d’accidents graves

Nombre d’accidents mortels

Tous types confondus

1000

100

2

Accidents électriques

1000

150

30

Type d’accident du travail

Gravité des accidents électriques

2-

CAUSES DES ACCIDENTS ÉLECTRIQUES Les accidents électriques sont dus principalement : - à la distribution de l’énergie électrique et à la mise à la terre du point neutre des générateurs -

aux installations électriques

-

aux récepteurs électriques fixes, mobiles ou portatifs

- à l’environnement existant dans certains locaux ou emplacements de travail -

aux travaux à proximité des installations électriques

-

au comportement dangereux du personnel

Ils ont pour origine : - des contacts directs : contact avec les parties sous tension en service normal des matériels ou conducteurs électriques. Il y a passage du courant électrique dans le corps humain avec brûlures internes par effet Joule.

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2

D SEC 3134 A

C 5 -1/E

D SEC 3135 A

D SEC 3155 A

Contact direct d’une grue lors de travaux de génie civil

Contact direct d’une grue lors de travaux de levage (avec rupture du câble électrique)

Contact direct d’une main non protégée

- des contacts indirects : contact d’une personne avec une masse mise accidentellement sous tension. Il y a passage du courant électrique dans le corps humain avec brûlures internes par effet Joule. - des défauts électriques : court-circuit, surcharge. Il y a flash électrique avec brûlures en surface.

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3

II -

C 5 -1/E

EFFETS DU COURANT ÉLECTRIQUE SUR LE CORPS HUMAIN 1-

PRINCIPALES GRANDEURS ÉLECTRIQUES Les principales grandeurs électriques sont : - l’intensité I exprimée en ampères (A) : c’est la quantité d’électricité (ou le nombre de charges électriques) qui circule chaque seconde dans un conducteur électrique - la résistance R du conducteur exprimé en ohms (Ω) qui va donc s’opposer plus ou moins, suivant la nature du conducteur, au passage du courant électrique - la tension U exprimée en volts (V) est l’énergie des charges électriques (ou leur potentiel) qui vont circuler dans un conducteur

U = R I Ω

V

2-

A

D SEC 1178 A

Ces 3 grandeurs sont reliées par la loi d’Ohm :

RÉSISTANCE DU CORPS HUMAIN Le corps humain se comporte comme une résistance R au passage du courant. I réseau R

I corps

D SEC 3136 A

U

Résistance du corps humain La résistance du corps humain est très variable. Elle est la somme de la résistance superficielle Rs du point de contact (peau, …) et de la résistance interne R i du corps humain : -

la résistance superficielle Rs dépend : • de la résistance de la peau (à l’entrée et à la sortie du courant) variable en fonction de son état (épaisseur, humidité, …). elle varie de 500 Ω à 4500 Ω • de l’environnement (air humide, sol mouillé, …) • de la surface de contact (bout de doigt, paume de la main, plante des pieds, …) • de la nature des EPI portés (gants, chaussures, combinaison, …)

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4

C 5 -1/E

- la résistance interne Ri dépend de la résistance des tissus et liquides internes en fonction du trajet du courant dans l’organisme. Exemple : trajet main-pied ≅ 400 à 500 Ω (corps nu).

1 2 3 N

D SEC 3137 A

1 2 3 N

Contact direct avec main-main (équipement sous tension)

Contact indirect main-main (défaut d'isolement)

1 2 3 N

D SEC 3138 A

1 2 3 N

Contact indirect main-pied (défaut d'isolement)

D SEC 1502 A

Contact direct main-pied (équipement sous tension)

Sortie du courant lors d’un contact direct main-pied

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5

C 5 -1/E

Les valeurs approximatives de la résistance du corps humain en fonction des conditions du contact électrique sont indiqués dans le tableau ci-dessous.

Condition du contact électrique

Contact : résistance du corps humain

Mains normales non protégées

Main-main : 300 Ω

Local conducteur, peau humide ou en sueur, pieds nus

Main-pied ≅ 1000 Ω

Local ou environnement sec, peau normale, chaussure non isolante

Main-pied ≅ 5000 Ω

Milieu industriel sec, gants de cuir, chaussures isolantes

Main-pied > 50000 Ω

Résistance R du corps humain

3-

CONSÉQUENCES DU PASSAGE DU COURANT DANS LE CORPS HUMAIN a - Gravité La gravité des dommages corporels provoqués par le courant électrique dépend : - de la valeur de l’intensité circulant à travers le corps (fonction de la tension U, de la résistance R et donc du trajet) - de la durée du passage du courant dans le corps. L’échauffement par effet Joule est d’autant plus destructeur qu’il dure longtemps - du trajet du courant et de la susceptibilité particulière de la personne à l’action du courant électrique. Dans l’organisme le courant électrique suit des trajets préférentiels qui passent par les organes offrant la moindre résistance (cœurs, poumons, reins) - du type du courant : d’une façon générale l’alternatif est plus dangereux que le continu à des tensions équivalentes ; les fréquences industrielles (50 ou 60 Hz) sont dans la tranche des fréquences les plus dangereuses Les conséquences d’un accident électrique sont : - l’électrisation accompagnée de brûlures - l’électrocution dans le cas ultime (mort, …)

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6

C 5 -1/E

b - Conséquences du passage du courant Pour des tensions inférieures à 600 V, il est admis en courant alternatif, les conséquences suivantes :

INTENSITÉ (mA)

50

SEUIL MORTEL (1 seconde) Fibrillation cardiaque Syncope

30

SEUIL MORTEL (1 minute) Tétanisation des muscles Risque d'asphyxie

25 Non lacher, répulsion Risque de chute

10

SEUIL DANGEREUX

Secousse électrique

1

SEUIL DE PERCEPTION

0 Conséquences du passage du courant

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D SEC 3139 A

5

7

C 5 -1/E

Certains paramètres étant difficilement quantifiables (en particulier l’influence du temps), les experts ont défini conventionnellement 5 zones temps/intensité caractérisant la nature des risques encourus.

t(ms) 10000 5000 2000 1000 500 200 100 50

1

20 10 0,1 0,2 0,5 1 2

2

3

5 10 20

4

5

50 100 200 500 2000 10000 1000 5000 I(mA) eff.

: Courbe de sécurité Zone 1 : Habituellement, aucune réaction Zone 3 : Habituellement, aucun risque de fibrillation ventriculaire Zone 4 : Fibrillation possible (probabilité < 50%) Zone 5 : Risque de fibrillation (probabilité > 50%)

D SEC 3140 A

Zone 2 : Habituellement, aucun effet physiopatholoqique dangereux

Risques encourus en fonction de l’intensité et du temps de passage du courant

Compte tenu des données scientifiques, des probabilités de danger, de la résistance du corps humain et des caractéristiques de fonctionnement des dispositifs de protection, la réglementation actuelle se base sur la courbe de sécurité pour la protection des personnes contre le risque de déclenchement de fibrillation ventriculaire.

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8

C 5 -1/E

Application Compléter les tableaux ci-dessous. • Tensions 220 V Condition du contact électrique

Contact : résistance du corps humain (Ω )

Peau humide - Pieds nus

Main-pied

Peau normale Chaussures non isolantes

Main-pied

Gants de cuir Chaussure isolante

Main-pied

Intensité du courant traversant le corps (mA)

Conséquences

Intensité du courant traversant le corps (mA)

Conséquences

• Tension 24 V Condition du contact électrique

Contact : résistance du corps humain (Ω )

Peau humide - Pieds nus

Main-pied

Peau normale Chaussures non isolantes

Main-pied

(mA)

Conséquences du courant électrique

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D SEC 3141 A

Conclusions ? :

9

C 5 -1/E

c - Effets du passage du courant • Tétanisation musculaire Les muscles se crispent sans contrôle possible pour la victime, mais tout s’arrête dès que le courant disparaît. Conséquences : -

si c’est un muscle extenseur, la victime est éjectée. Plus de contact avec le courant, mais choc, chute … entraînant l’accident

- si c’est un muscle fléchisseur, on reste “collé”. Si le courant est arrêté rapidement l’incident n’est pas trop grave, dans le cas contraire, aggravation et asphyxie pouvant aller jusqu’à la mort • Fibrillation ventriculaire Les fibres cardiaques se contractent de manière anarchique. Les battements du cœur rapides et désordonnés ne permettent plus d’assurer la circulation sanguine.

Passage du courant

Fonctionnement normal

Fibrillation ventriculaire

ECG

400 ms

800 mm Hg 400 0

D SEC 3142 A

120

Tension artérielle

Cycle cardiaque

Le sang oxygéné dans les poumons ne va plus alimenter en oxygène les cellules et notamment celles du cerveau.

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10

C 5 -1/E

D SEC 1498 A

La fibrillation ne s’arrête pas spontanément, seul l’usage d’un fibrillateur permet de rétablir le synchronisme des contractions musculaires.

Utilisation d’un défibrillateur sur un électrisé (trajet épaule-pied)

• Brûlures À partir de 5 à 6 A, on n’observe plus de fibrillation ventriculaire mais des brûlures importantes de la peau et des tissus internes. Cette destruction peut entraîner : la nécessité d’amputer la partie atteinte la mort par blocage des reins jusqu’à 3 à 4 jours après l’accident

D SEC 1499 A

-

Brûlures dues au contact direct d’un élément sous tension

02509_A_F

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11

4-

C 5 -1/E

CONSÉQUENCES D’UN FLASH La gravité des dommages corporels dépend : -

de la violence du flash (tension mise en jeu, …) de la distance

Il peut y avoir : brûlures par effets thermiques en surface, par rayonnements ultraviolets brûlures par projection de métal en fusion aveuglement par intensité lumineuse chute ou gestes incontrôlés

D SEC 3009 E

D SEC 3009 D

-

Flash électrique et brûlures par effets thermiques

5-

CONDUITE À TENIR EN CAS D’ACCIDENT Dans tous les cas, mais particulièrement s’il y a eu “choc électrique” (tétanisation ou fibrillation) la survie de la victime dépend de l’urgence avec laquelle les soins sont apportés : - dégager la victime, après avoir coupé le courant, s’il s’agit de basse tension - alerter les secours compétents - alerter l’EDF si haute tension - pratiquer les gestes élémentaires de survie (position latérale de sécurité ou bouche à bouche si le sujet ne respire pas)

02509_A_F

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12

C 5 -1/E

III - PROTECTION DES PERSONNES Pour minimiser les dangers du courant électrique, on peut : -

1-

soit mettre hors tension les équipements (consignation) soit protéger les personnes contre les courants directs et indirects)

PROTECTION CONTRE LES COURANTS DIRECTS Il s’agit de mettre hors de portée des personnes, tous les conducteurs habituellement sous tension : - par éloignement (exemple : distance à respecter entre les lignes aériennes et des travaux de levage) 57.000 V ou plus : 5m Moins de 57.000 V : 3m

3m

D SEC 3143 A

5m

Protection par éloignement

Risques électriques

D SEC 1191 F

- en intercalant un obstacle (exemple : capot, porte, …) avec panneau d’avertissement

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13

C 5 -1/E

D SEC 3144 A

- par isolation (mise en place de manchons, panneaux isolants)

Manchons et panneaux isolants sur câbles sous tension

2-

PROTECTION CONTRE LES COURANTS INDIRECTS a - Mise à la terre des masses des récepteurs Cette méthode est valable seule si la résistance de la prise de terre est faible, ce qui n'est pas toujours facile à réaliser. Cela nécessite l'adjonction d'un dispositif différentiel qui coupe automatiquement l'alimentation dès que le potentiel des masses dépasse 25 à 50 V. b - Dispositifs de protection à courant différentiel résiduel (DR) Il détecte une défaillance de l'isolement de l'alimentation se traduisant par un déséquilibre des courants dans les conducteurs. Lorsque l'intensité du courant de départ qui s'écoule dans la prise de terre atteint la valeur seuil (30 mA), l'alimentation est automatiquement coupée. Associé dans un même appareil à la protection contre les surintensités, il est appelé disjoncteur différentiel. c - Protection par séparation des circuits Réalisée par un transformateur de sécurité équipé donc de 2 bobinages (le primaire côté distribution, le secondaire côté récepteur) et permettant ainsi de séparer les appareils électriques récepteurs de la source d'alimentation. Ce moyen est efficace à la condition expresse qu'aucun point du circuit secondaire ne soit réuni à la terre. d - Utilisation de la très basse tension Elle est obligatoire : - dans les locaux et sur les emplacements de travail où la poussière, l'humidité, l'imprégnation par des liquides conducteurs, etc. exercent habituellement leurs effets, chaque fois qu'il n'est pas possible de maintenir ces installations à un bon niveau d'isolement - pour les travaux effectués à l'aide d'appareils portatifs à main à l'intérieur d'enceintes conductrices exiguës où la résistance de contact entre utilisateur et parois est très faible (cf. arrêté du 7 Décembre 1988) e - Utilisation de matériel électrique de classe II ou double isolation Ce type de matériel est défini par les “caractéristiques du matériel électrique”.

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14

3-

C 5 -1/E

CARACTÉRISTIQUES DU MATÉRIEL ÉLECTRIQUE Le matériel doit être conçu et réalisé de telle façon qu'il ne puisse être à l'origine de brûlures, incendie ou explosions, dû : -

à des surcharges à la projection d'étincelles aux matières présentes dans l'environnement et susceptibles de s'enflammer

a - Classes (norme NFC 20-030) : 0 : matériel dans lequel la protection contre les chocs électriques ne repose que sur l'isolation principale. Aucune disposition n'est prévue pour raccorder les parties conductrices accessibles à un conducteur de protection faisant partie du câble d'alimentation Matériel interdit dans les lieux dont les sols et parois ne sont pas isolants

– symbole

– câble

2 conducteurs + 1 "terre"

D SEC 3145 A

I : matériel dans lequel la protection contre les chocs électriques repose sur l'isolation principale (des parties actives) et sur le raccordement des parties conductrices accessibles à un conducteur de protection (vert et jaune) incorporé au câble d'alimentation et permettant la mise à la terre :

II : matériel dans lequel la protection contre les chocs électriques repose sur l'isolation principale et sur une double isolation ou une isolation renforcée.

– symbole

– câble

2 conducteurs

D SEC 3146 A

Il ne comporte pas de moyens permettant de relier les parties métalliques accessibles, s'il en existe, à un conducteur de protection :

III : matériel dans lequel la protection contre les chocs électriques repose sur l'alimentation TBTS ou TBTP

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15

C 5 -1/E

b - Degré de protection des enveloppes (norme NF C 20-010) L’appareil électrique doit être adapté au milieu. L’indice de protection définit ses caractéristiques d’adaptabilité. Le code IP est constitué de 2 chiffres caractéristiques (exemple : IP 55) et peut être étendu au moyen d'une lettre additionnelle lorsque la protection réelle des personnes contre l'accès aux parties dangereuses est meilleure que celle indiquée par le premier chiffre (exemple : IP 20C) : Tout chiffre caractéristique non spécifié est remplacé par un X (exemple : IP XXB). 1 er chiffre caractéristique Protection du matériel contre la pénétration de corps solides étrangers

Protection des personnes contre l'accès aux parties dangereuses avec

2 ème chiffre caractéristique

Lettre additionnelle

Protection du matériel contre la pénétration de l'eau avec effets nuisibles

Protection des personnes contre l'accès aux parties dangereuses avec

0 (non protégé)

(non protégé)

0 (non protégé)

A dos de la main

1 de diamètre ≥ 50 mm

dos de la main

1 gouttes d'eau verticales

B doigt

2 de diamètre ≥ 12,5 mm

doigt

2 gouttes d'eau (15° d'inclinaison)

C outil Ø 2,5 mm

3 de diamètre ≥ 2,5 mm

outil Ø 2,5 mm

3 pluie

D fil Ø 1 mm

4 de diamètre ≥ 1,0 mm

fil Ø 1 mm

4 projection d'eau

5 protégé contre la poussière

fil Ø 1 mm

5 projection à la lance

6 étanche à la poussière

fil Ø 1 mm

6 projection puissante à la lance 7 immersion temporaire 8 immersion prolongée

• Degré de protection contre les chocs mécaniques Conformément à la norme NF C 20-010, le degré de protection contre les chocs mécaniques peut être symbolisé par un chiffre caractéristique de 0 à 9 soit faisant suite aux deux chiffres des degrés IP (exemple IP 55-9), soit indiqué séparément du code IP. c - Utilisation en atmosphères explosives (normes NF C 23-514 à 520 et 528) Sept modes de protection sont prévus : o: immersion dans l'huile p: surpression interne q: remplissage pulvérulent d: enveloppe antidéflagrante e: sécurité augmentée i : sécurité intrinsèque m : en capsulage

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16

C 5 -1/E

d - Protection contre l'échauffement L'installation est protégée contre l'échauffement dû à des surcharges, par des dispositifs préréglés qui entraînent la coupure d'alimentation si le seuil de réglage est dépassé. En conséquence : - éviter d'augmenter le nombre ou la puissance des appareils en service sans vérifier si la capacité de l'installation le permet - respecter le calibre des fusibles - ne pas modifier le réglage des dispositifs de protection - ne jamais redémarrer un appareil électrique sans connaître la cause de arrêt

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4-

C 5 -1/E

MATÉRIELS DE CHANTIER a - Installations provisoires de chantier Pendant les travaux (travaux neufs, travaux d’entretien, …) les installations provisoires de chantier doivent respecter des règles strictes de sécurité explicitées sur le schéma ci-dessous. Prise de courant 380 volts avec protection différentielle 500 mA Fiche étanche Presse étoupe serré Câble Long. max : 20 m sec mini : 25 mm2

Câble en bon état Conducteur de terre incorporé au câble Étanche au jet Sectionnement extérieur

Coffret de répartition avec prises de courant équipées d'une protection différentielles 30 mA et disjoncteur de tête 125 A maxi

Fermé à clé Presse étoupe serré

Fiches

Câble en bon état Conducteur de terre incorporé au câble

Câble

Boîte à bornes étanche au jet Groupe de soudure Transformateur de sécurité 24 volts

Baladeuse Principales règles électriques d’installations provisoires de chantier 02509_A_F

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D SEC 1169 A

Coffret étanche au jet

18

C 5 -1/E

b - Outils électriques portatifs à main • Cas général Les matériels portatifs peuvent être alimentés en : -

TBTS ou TBTP

- en BTA avec transformateur de séparation de classe II, n'alimentant qu'un seul appareil de classe II, ou un appareil de classe I dont la "terre" est raccordée à l'ensemble des éléments conducteurs constituant l'enceint (déconseillé) • Enceintes conductrices Le matériel doit être impérativement TBTS ou TBTP.

Capacité

Coffret transformateur Sortie 24 V

vers baladeuses très basse tension

Passerelle

Câble électrique unique Matériel électrique à utiliser dans une enceinte conductrice

Le coffret transformateur de sécurité doit être placé à l’extérieur de l’enceinte.

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D SEC 3147 A

Entrée du 220 V 30 mA Disjoncteur différentiel

Coffret répartiteur

19

C 5 -1/E

Les baladeuses doivent : -

répondre à la norme NF C 71-008

Grille de protection fixée rigidement au corps de la baladeuse

Verrine de protection de la lampe

Crochet ou pince fixée rigidement au corps de la baladeuse

Douilles à vis à "chemise coupée" protégée contre la rotation

Câble au moins équivalent au type H05 RN-F, non séparable de la baladeuse D SEC 1167 A

XXX

71.008

Enveloppe et poignée isolantes

Monogramme de conformité à la norme NF C71 008 Baladeuse de chantier

-

avoir un degré de protection IP 45 minimum (IP 44 pour les cordons prolongateurs)

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20

C 5 -1/E

• Atmosphères explosives (ATEX) L'utilisation de la TBT ne présente de sécurité que vis-à-vis du risque d'électrocution mais pas vis-à-vis du risque d'explosion. Concernant l'éclairage portatif, il existe des éclairages de sécurité ATEX : -

baladeuse de type d (changement d'ampoules hors tension)

D SEC 1503 A

- lampes autonomes à sécurité e et i (remplacement des piles et ampoules hors des zones dangereuses)

Lampe autonome de sécurité ATEX

Certains petits matériels (multimètre, calculatrices, …) s’ils ne sont pas à sécurité intrinsèque nécessite, avant utilisation, un permis de feu.

02509_A_F

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21

5-

C 5 -1/E

COMPORTEMENT – Vérifier les mises à la terre. – Matériel électrique en bon état. Vérifier le bon état des outils électriques portatifs et des conducteurs souples de raccordement : signaler tout branchement électrique ou tout conducteur présentant des défauts. – Ne pas toucher aux connections électriques ou aux câbles nus. – Ne se brancher qu’aux endroits prescrits.

D SEC 3148 A

– Faire entretenir le matériel par des personnes qualifiées.

Prolongateur défectueux de chantier

Connexion électrique de chantier convenable

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22

C 5 -1/E

IV - ÉQUIPEMENTS INDIVIDUELS DE PROTECTION ET OUTILLAGE DE SÉCURITÉ 1-

ÉQUIPEMENTS DE PROTECTION INDIVIDUELLE (EPI) La personne qui effectue des travaux d’ordre électrique ou au voisinage doit être munie d’équipements assurant sa sécurité : - casque en plastique d’électricien (isolation électrique et mécanique)

D SEC 3149 A

- lunettes ou visière anti UV

Casques - Lunettes - Visière d’électricien

- gants isolants : • adaptés à la tension concernée par l’intervention ou les travaux • vérifiés fréquemment (absence de trou, déchirure, cassure) • rangés dans un coffret mural marqué “gants isolants” • en aucun cas utilisés pour effectuer des opérations de manutention

D SEC 3150 A

• recouverts de gants de protection mécanique si les travaux à effectuer entraînent des risques d’écorchure, perforation

Gants isolants pour tension ≤ 500 v (norme CE 1903)

Gants isolants recouverts de gants de protection mécanique après un flash électrique

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23

C 5 -1/E

- chaussure de sécurité isolante :

D SEC 1487 B

• résistance minimale de la semelle 100000 Ω • résistance maximale de 106 Ω pour évacuer les charges d’électricité statique

Semelle isolante Chaussures à semelle isolante Attention ! Ces chaussures ne protègent que contre un contact corps-pied.

2-

OUTILLAGE DE SÉCURITÉ a - Tabouret et tapis isolant L’emploi d’un tabouret ou d’un tapis isolant (en plus de gants et visière) est obligatoire pour toutes les manœuvres d’appareils de séparation HT, disjoncteur, interrupteur, sectionneur ainsi que pour l’utilisation de perche de manœuvre. Attention : à la tension nominale des ouvrages à la fixation des pieds et à leur propreté

D SEC 3151 A

-

Tabouret isolant normalisé

Tapis isolant BT et HTA (≤ 33 kV)

02509_A_F

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24

C 5 -1/E

b - Perches isolantes Perche de sauvetage et perche de manœuvre (accrochage de tresses provisoires de mise à la terre par exemple) doivent être : appropriées à la tension d’utilisation propres, sèches sans fêlure, ni déchirure de l’isolant

Perche de sauvetage

Perche isolante de manoeuvre

D SEC 3152 A

-

c - Matériel électro-secours Il s’agit de coffrets contenant : -

un tabouret isolant une perche avec, à son bout, un crochet et un indicateur de tension une paire de gants isolants une paire de chaussons isolants en caoutchouc

Ils doivent être utilisés par du personnel habilité et formé, en cas d’accident (voltage < 63000 V).

D SEC 3153 A

Ils sont implantés en sous-stations électriques.

Coffret électro secours

Matériel électro secours en sous-station électrique

02509_A_F

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25

C 5 -1/E

d - Vérificateur d’absence de tension (V.A.T.) Ce sont des matériels spéciaux, différents des voltmètres indicateurs. Ils peuvent être du type lumineux ou sonore. Ils sont utilisés notamment au cours des opérations de consignation, préalablement à la mise à la terre et en court-circuit, pour vérifier l’absence de tension de service. Ils doivent être : -

adaptés à la tension d’utilisation

Bssse tension

Haute tension Vérificateurs d’absence de tension

02509_A_F

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D SEC 1500 A

- vérifiés avant et après chaque utilisation à l’aide d’un dispositif à source indépendante prévue par le constructeur ou à défaut, à l’aide de portées actives restées sous tension

26

V-

C 5 -1/E

CONSIGNATION 1-

RÔLE ET ÉTAPES D’UNE CONSIGNATION Tout travail hors tension sur une installation électrique doit être précédée d’une mise en sécurité dont la procédure s’appelle consignation. La consignation se décompose en quatre phases : -

séparation condamnation identification vérification d’absence de tension

+

+ Sol humide

+ +

+

+

OUI

NON

Tête: risque de contacts ou de chocs

OUI

Le local reste ouvert en l'absence de l'électricien

OUI

NON Séparation Condamnation signalisation Identification VAT Y a-t-il une source autonome sur le circuit (onduleur,condensateurs, etc)

OUI

Éliminer le risque en ouvrant le circuit

OUI

Mise à la terre et en court-circuit

Y a-t-il un risque de retour de courant par effet capacitif (c‚ble de grande longueur, ou // à une ligne H.T.) NON

Intervention

Étapes d’une consignation 02509_A_F

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D SEC 1501 A

NON

27

2-

C 5 -1/E

SÉPARATION DE L’INSTALLATION DES SOURCES DE TENSION L’installation doit pouvoir être séparée de sa source d’énergie par un dispositif de sectionnement agissant directement sur les circuits de puissance. Au-delà de 500 V, ce sectionnement doit être réalisé par un dispositif (interrupteur-sectionneur, sectionneur, …) garantissant une séparation pleinement apparente. La certitude de la séparation peut être obtenue de différentes manières : -

par une vue directe des contacts séparés par enlèvement de pièces de contacts pour certains matériels spéciaux par interposition d’un écran entre les contacts

Pour toutes les tensions, la dépose de ponts, l’enlèvement de fusibles, le retrait d’une fiche de prise de courant constituent une séparation certaine. La séparation concerne tous les conducteurs actifs, neutres y compris. Ne pas oublier de séparer aussi les circuits de télécommande.

3-

CONDAMNATION EN POSITION D’OUVERTURE DES ORGANES DE SÉPARATION La condamnation a pour but d’interdire la manœuvre de l’organe de séparation. Elle comprend : - une immobilisation de l’organe : celle-ci est réalisée par blocage mécanique (cadenas, …), ou son équivalent à l’aide de dispositifs offrant les mêmes garanties - une signalisation : les commandes locales ou à distance d’un organe de séparation ainsi condamné doivent être munies d’une indication, pancarte ou tout autre dispositif d’affichage, signalant explicitement, que cet organe est condamné et ne doit pas être manœuvré Toutefois, dans les installations du domaine de tension inférieure à 500 V en courant alternatif, l’apposition d’une pancarte interdisant la manœuvre du dispositif de sectionnement est admise lorsque ce dispositif n’est pas conçu pour permettre le verrouillage mécanique. Si plusieurs personnes sont concernées, autant de cadenas, autant de signalisations. La condamnation peut être réalisée par une personne non habilitée, s’il n’y a aucun risque électrique.

02509_A_F

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28

D SEC 1496 A

C 5 -1/E

Séparation-condamnation d'un tiroir électrique en sous-station

Séparation-condamnation d'un contacteur en dehors d'une sous-station

D MEQ 2214 B

Les pancartes de signalisation doivent être visibles et porter une inscription, telles que :

Exemple de signalisation apposée sur un sectionneur La suppression d’une condamnation ne peut être faite que par la personne qui l’a effectuée ou par un remplaçant désigné.

02509_A_F

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29

4-

C 5 -1/E

IDENTIFICATION DE L’INSTALLATION CONSIGNÉE Elle a pour but de s’assurer que les travaux sont effectués sur l’installation ou l’équipement consigné. Pour cela, les schémas et le repérage des éléments doivent être lisibles, permanents et à jour. L’identification comprend le marquage, parfois le balisage de la zone concernée, de façon à ce qu’aucun risque de confusion de subsiste.

5-

VÉRIFICATION D’ABSENCE DE TENSION Dans tous les cas, la vérification d’absence de tension aussi près que possible du lieu de travail, doit être effectuée sur chacun des conducteurs actifs, y compris le neutre, à l’aide d’un dispositif spécialement conçu à cet effet et répondant aux normes en vigueur. Sur certaines installations, la vérification directe d’absence de tension n’est pas possible (matériel protégé par exemple). Dans ce cas, il y a lieu d’appliquer les dispositions particulières qui doivent être indiquées par le constructeur pour ce matériel. La mise à la terre et en court-circuit doit intéresser tous les conducteurs, y compris le neutre et être réalisée de part et d’autre de la zone de travail. La vérification d’absence de tension, immédiatement suivie de la mise à la terre et en court-circuit, est le plus sûr moyen d’assurer la prévention. La mise en court-circuit est un moyen pratique de se prémunir contre les réalimentations par des sources autonomes fréquemment utilisés dans les établissements industriels.

6-

ATTESTATION DE CONSIGNATION L’ensemble de ces opérations doit être inscrit sur un document, l’attestation de consignation pour travaux, signé par la personne responsable de la consignation, et remis à la personne chargée de la réalisation des travaux qui le signe “pour accord”, avant d’ouvrir le chantier.

02509_A_F

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE

C5

HABILITATIONS ÉLECTRIQUES

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - RÉGLEMENTATION ................................................................................................................. 1 1 2 -

Différents types de travaux...........................................................................................................1 Habilitation ...................................................................................................................................1

II - CLASSEMENT DES TENSIONS .............................................................................................. 2 III - HABILITATIONS........................................................................................................................ 2 1 2 3 4

-

Symboles d’habilitation.................................................................................................................2 Principales habilitations................................................................................................................ 3 Carte individuelle d’habilitation .....................................................................................................5 Types de travaux.......................................................................................................................... 6

SE HYG - 02524_A_F - Rév. 0

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-1/F

1

I-

C 5 -1/F

RÉGLEMENTATION 1-

DIFFÉRENTS TYPES DE TRAVAUX La législation (décret 88-1056 du 14 novembre 1988 et arrêtés annexes) fixe les modalités pratiques pour la protection du personnel dans les établissements mettant en œuvre des courants électriques. Dans le cadre des travaux, il est nécessaire de faire la distinction entre travaux d’ordre électrique et travaux d’ordre non électrique. a - Travaux d’ordre électrique Travaux comportant une intervention sur les conducteurs et/ou les équipements pouvant être mis sous tension ainsi que les dispositifs assurant leur protection. Exemples : panneaux de cellules, couvercles de boîtes à bornes, etc. Ces travaux doivent être confiés à des personnes qualifiées dans le domaine électrique. Celles-ci doivent être formées et habilitées vis-à-vis du risque électrique. b - Travaux d’ordre non électrique Travaux effectués sur des équipements liés au réseau mais dont la nature n’implique pas d’intervention sur les conducteurs, les pièces sous tension et leurs dispositifs de protection. Exemples : révision d’une pompe entraînée par moteur électrique, réparation du câble d’un carpuller aux postes de chargement. Ces travaux peuvent être confiés à des personnes non qualifiées dans le domaine électrique, mais ayant reçu une formation à la sécurité électrique et habilitées à cet effet.

2-

HABILITATION Être habilité, c’est être reconnu, par l’employeur de la personne habilitée, comme capable d’accomplir son travail en veillant à sa propre sécurité et à celle des autres. Il existe plusieurs types d’habilitation qui dépendent : -

de la classe de tension du type de travail et de la nature de l’opération

L’habilitation n’est pas directement liée à la classification professionnelle.

02524_A_F

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2

II -

C 5 -1/F

CLASSEMENT DES TENSIONS Valeurs de la tension nominale U n exprimée en volts

Domaines de tension

Très basse tension (Domaine TBT) (3)

en courant alternatif (2)

en courant continu (1)

U n ≤ 50

U n ≤ 120

Basse tension

Domaine BTA

50 < Un ≤ 500

120 < Un ≤ 750

(Domaine BT)

Domaine BTB

500 < Un ≤ 1000

750 < Un ≤ 1500

Haute tension

Domaine HTA

1000 < Un ≤ 50 000

1500 < Un ≤ 75 000

(Domaine HT)

Domaine HTB

U n > 50 000

U n > 75 000

(1) Le courant continu lisse est celui défini conventionnellement par un taux d'ondulation non supérieur à 10 % en valeur efficace, la valeur maximale de crête ne devant pas être supérieure à 15 %. Pour les autres courants continus, les valeurs de tensions nominales sont les mêmes pour le courant alternatif. (2) Fréquences < 1000 Hz. (3) TBTS : très basse tension de sécurité (≤ 25 V) TBTP : très basse tension de protection (≤ 12 V) Pour les locaux ou emplacements mouillés

III - HABILITATIONS 1-

SYMBOLES D’HABILITATION L’habilitation est symbolisée de manière conventionnelle par une ou plusieurs lettres majuscules suivies d’un indice numérique. a - Lettres La première lettre indique le domaine de tension sur lequel le titulaire de l’habilitation peut travailler ou intervenir.

Première lettre

Domaine de tension autorisée

B

TBT ou BT

H

HT

Domaines de tension autorisée

02524_A_F

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3

C 5 -1/F

La seconde lettre, si elle existe, précise la nature des opérations que le titulaire peut réaliser. Deuxième lettre

Domaines d’opérations autorisées

R

Interventions de dépannage ou de raccordement, mesurages, essais, vérifications sur ouvrage du domaine BT

C

Consignation

T

Travail sous tension

N

Travaux de nettoyage sous tension

V

Travail au voisinage Domaines d’opérations autorisées

b - Indices numériques L’indice numérique précise la fonction du titulaire habilité. Indice

Fonction concernée

Indice 0

Personnel réalisant exclusivement des travaux d’ordre non électrique et/ou des manœuvres permises

Indice 1

Exécutant des travaux d’ordre électrique et/ou des manœuvres

Indice 2

Chargé de travaux d’ordre électrique quel que soit le nombre d’exécutants placés sous ses ordres Fonction concernée par l’habilitation

2-

PRINCIPALES HABILITATIONS a - Tableau récapitulatif Opérations Habilitation du personnel

Travaux

Intervention du domaine BT

Hors tension

Sous tension

Non électricien

BO ou HO

/

/

Exécutant électricien

B1 ou H1

B1T ou H1T

BR

Chargé d'intervention

/

/

Chargé de travaux

B2 ou H2

B2T ou H2T

/

Chargé de consignation

BC ou HC

/

BC

Agent de nettoyage

BO ou HO

BN ou HN

/

Principales habilitations 02524_A_F

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4

C 5 -1/F

b - Commentaires : - pour les personnes habilitées à travailler au voisinage des ouvrages sous tension du même domaine de tension, il y a lieu d’adjoindre la lettre V aux symboles BO, B1, B2, HO, H1, H2 - une habilitation BC ou HC n’entraîne pas l’attribution des autres types d’habilitation et vice-versa - une habilitation BR entraîne automatiquement l’habilitation B1 - le surveillant de sécurité est une personne habilitée BT ou HT et nommément désignée par l’employeur et ce au cas par cas. Il doit être au minimum : • 0 pour des opérations d’ordre non électrique • 1,2 ou BR pour des opérations d’ordre électrique - une même personne peut cumuler des habilitations de symboles différents - des habilitations spéciales non symbolisées peuvent être délivrées pour des besoins particuliers ; elles doivent alors définir sans ambiguïté le domaine de tension ainsi que la nature et les limites des opérations auxquelles elles s’appliquent Application

HABILITATION ? :

HABILITATION ? :

Peintre sur boîtier électrique sous tension

Surveillant de sécurité électrique

02524_A_F

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D SEC 1495 A

Quelles habilitations doivent respectivement posséder le peintre et le surveillant de sécurité dans les situations ci-dessous ?

5

3-

C 5 -1/F

CARTE INDIVIDUELLE D’HABILITATION Les symboles d’habilitation sont reportés sur une carte individuelle signée par l’employeur et l’habilité. Le titulaire doit porter cette carte sur lui au cours du travail. Les habilitations doivent être revues annuellement. Un modèle type de carte d’habilitation est reproduit ci-dessous.

TITRE D’HABILITATION ÉLECTRIQUE N° Nom : ............................................................................... Fonction :...................................................................... Prénom : ....................................................................... Affectation : ...................................................................... Date de naissance : ........................................................... Validité :......................................................................

Symbole d’habilitation

Personnel

Champ d’application Domaine de tension

Ouvrages concernés

Non électricien Exécutant électricien Chargé de travaux ou d’interventions Chargé de consignation Habilités spéciaux

Le titulaire,

Pour le chef d’entreprise

Signature :

Nom et prénom : Fonction :

Date :

Signature

Carte d’habilitation (recto)

02524_A_F

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Indications supplémentaires

6

C 5 -1/F

————————————————— CODIFICATION ———————————————————— –

Ce titre doit comporter les indications suivantes : • • • • • • • • • • •

l’une des majuscules B ou H, distinctive du domaine de tension dans lequel le titulaire peut être amené à exercé son activité l’un des indices 0, 1, 2 ou 2ème lettre R ou C, fixant les attributions qui peuvent lui être confiées l’aptitude à travailler sous tension (lettre T ajoutée à B1-B2 ou exceptionnellement à H1-H2) l’aptitude à nettoyer sous tension (lettre N ajoutée à B ou H) l’autorisation à travailler au voisinage de pièces nues sous tension (avec lettre V ou indication, en toutes lettres, dans la colonne INDICATIONS SUPPLÉMENTAIRES) l’absence d’une indication à valeur d’interdiction l’habilitation d’indice 2 implique celles des indices 0 et 1 l’habilitation d’indice 1 implique celle d’indice 0 l’habilitation BR implique l’habilitation B1, mais celle-ci peut être supprimée en l’indiquant dans la colonne INDICATIONS SUPPLÉMENTAIRES le personnel non électricien effectuant de petites interventions de dépannage prédéterminées doit être habilité BS les habilitations d’indices 0, 1, 2 ou de 2 ème lettre R permettent d’être désignés comme surveillant de sécurité électrique dans le même champ d’application que celui fixé par le titre d’habilitation. Cette désignation est toujours ponctuelle

————————————————————— AVIS —————————————————————— – – – –

Le présent titre d’habilitation est établi et signé par l’employeur ou son représentant et remis à l’intéressé qui doit également le signer. Ce titre est strictement personnel et ne peut être remis à des tiers. Il est valable 1 an. Le titulaire doit être porteur de ce titre pendant les heures de travail ou le conserver à sa portée. La perte éventuelle de ce titre doit être signalée immédiatement au supérieur hiérarchique. Cette habilitation n’autorise pas à elle seule son titulaire à effectuer de son propre chef les opérations pour lesquelles il est habilité. Il doit, en outre, être désigné par son chef hiérarchique pour l’exécution de ces opérations.

Carte d’habilitation (verso)

4-

TYPES DE TRAVAUX a - Travaux d’ordre non électrique Ils peuvent être entrepris suivant les prescriptions ci-après : - tous les risques électriques ont été supprimés sur les pièces ou leur environnement : les travaux peuvent être entrepris sans prescription complémentaire - les risques proches ont été supprimés, mais il reste dans l’environnement des risques électriques ; les dispositions suivantes sont à prendre suivant le cas : • le personnel non habilité travaille sous les ordres d’un chargé de travaux habilité : celui-ci doit assurer ou faire assurer la surveillance permanente de tous les membres de l’équipe qu’il dirige • le personnel non habilité travaille sous la surveillance permanente d’un surveillant de sécurité électrique habilité 1 ou 0 (de ce fait il ne peut être chargé de travaux) : celui-ci doit assurer la surveillance de tous les membres de l’équipe • le personnel habilité 0 travaille sous les ordres d’un chef du chantier habilité 0 : la surveillance permanente n’est plus requise

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C 5 -1/F

b - Travaux hors tension Si l’habilitation ne comporte qu’une lettre B ou H et un indice 1 ou 2, peuvent être effectués uniquement des : -

travaux hors tension et hors du voisinage de pièce sous tension

Pour être habilité à travailler au voisinage de pièces sous tension, les titres d’habilitation comportent en plus la lettre V. c - Travaux sous tension Pour effectuer sous tension des opérations de nettoyage tels que brossage, aspiration ou lavage, le symbole d'habilitation doit se terminer par la lettre N. Lorsque l'opération sous tension est un travail, le symbole d'habilitation se termine par un T. Trois méthodes de travail peuvent être mises en œuvre : - le travail "au contact" signifie que l'on pénètre dans la zone située entre les pièces sous tension et la distance minimale d'approche -

dans un travail "à distance" on reste au-delà de la distance minimale d'approche. On travaille alors avec des outils fixés au bout de supports isolants, adaptés à la classe de tension

-

dans un travail "au potentiel" la personne est portée au potentiel de la pièce sur laquelle elle travaille. Elle est complètement isolée du potentiel de la terre

d - Travail au voisinage La notion de voisinage est liée à la distance qui doit séparer la personne des pièces sous tension. Cette distance limite entre "voisinage" et "hors voisinage" varie avec la valeur de la tension.

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C 5 -1/F

• À l’intérieur des locaux électriques

D MEQ 1823 A

Basse tension

Haute tension

L’UTE C 18-510 définit 4 zones d’environnement en fonction de la distance minimal d’approche et de la distance limite de voisinage.

Distance aux pièces nues sous tension Pièces nues sous tension Zones d’environnement pour des tensions alternatives

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C 5 -1/F

Ces zones d’environnement conditionnent les zones de travail, c’est-à-dire les zones dans lesquelles un travailleur est appelé à évoluer : - zone de travail hors tension • zone 1 dans les domaines TBT-S, TBT-P (si Un < 25 V ~ ou 60 V =), BT et HT - zone de travail au voisinage de pièces nues sous tension • zone 2 dans le domaine HT • zone 4 dans les domaines TBT-F et BT - zone de travail sous tension • zone 3 dans le domaine HT • zone 4 dans les domaines TBT-F et BT • À l’extérieur des locaux électriques Les distances d’éloignement sont de -

3 mètres pour les lignes aériennes de tension < 57000 V 5 mètres pour celles ≥ 57000 V

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE

C5

ÉLECTRICITÉ STATIQUE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - CHARGES ÉLECTRIQUES ...................................................................................................... 1 1 2 3 4

-

Électrisation d’un corps ................................................................................................................ 1 Nature des charges électriques ...................................................................................................3 Force - Potentiel - Champ électrostatique ....................................................................................6 Condensateur - Énergie emmagasinée........................................................................................ 7

II - MANIFESTATION DU PHÉNOMÈNE D’ÉLECTRICITÉ STATIQUE ........................................ 8 1 2 3 4

-

Apparition des charges électriques .............................................................................................. 8 Facteurs favorisant la formation d’étincelles ................................................................................9 Exemples typiques d’électrisations .............................................................................................. 9 Types de décharge.....................................................................................................................12

III - DANGER D’UNE DÉCHARGE ÉLECTROSTATIQUE ............................................................ 14 IV - MESURES GÉNÉRALES DE PROTECTION CONTRE L’ÉLECTRICITÉ STATIQUE ........... 16 1 2 3 4

-

Mesures préventives .................................................................................................................. 16 Mesures curatives ...................................................................................................................... 16 Exemples de mise à la terre et liaisons équipotentielles ............................................................ 20 Précautions dans les opérations d’exploitation ..........................................................................21

SE FEU - 02477_A_F - Rév. 1

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08/06/2005

-2

1

I-

C 5 -2

CHARGES ÉLECTRIQUES 1-

ÉLECTRISATION D’UN CORPS a - Expériences Un bâton d’ébonite, tenu à la main et frotté avec une fourrure ou avec un tissu de laine, de soie, de fibres synthétiques, acquiert la propriété d’attirer les corps légers sur la partie frottée (figure cidessous) ; on dit qu’il s’électrise par frottement.

D SEC 3069 A

Le bâton d’ébonite, électrisé par frottement, attire de petits morceaux de papier.

On peut répéter l’expérience en frottant de la même façon un bâton de verre, une règle ou un stylo en matière plastique. Par exemple, si la poussière a tendance à adhérer sur la surface d’un disque de musique, c’est parce que le frottement de tête de lecture a électrisé la matière plastique du disque. D’autre part, une tige métallique, en cuivre ou en laiton, bien que très énergiquement frottée avec la même fourrure ou le même tissu, n’attire pas les corps légers lorsqu’elle est tenue à la main (figure cidessous) ; par contre, elle s’électrise sur toute sa surface quand on la tient par l’intermédiaire d’un manche en ébonite, en verre ou en matière plastique.

Métal

Poignée en ébonite

02477_A_F

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D SEC 3069 B

Métal

2

C 5 -2

b - Interprétation On admet que les forces qui attirent ainsi de très légers objets sur les corps électrisés ont leur origine dans l’apparition, à la surface de ces corps, de petites quantités d’électricité, encore appelées des charges électriques. Dans les corps tels que l’ébonite, le verre, les matières plastiques, ces charges électriques ne peuvent pas se déplacer (ou ne se déplacent que très difficilement), on dit que ces corps sont des isolants (ou de mauvais conducteurs de l’électricité). Par contre, un métal comme le cuivre ou l’aluminium, ou encore un alliage métallique comme le laiton, les charges électriques se déplacent facilement ; on dit que ces corps sont de bons conducteurs de l’électricité ou, plus brièvement, des conducteurs. Tous les autres corps sont plus ou moins conducteurs ou plus ou moins isolants. Le corps humain, par exemple, est légèrement conducteur, c’est pourquoi un homme ressent le passage d’un courant électrique. c - Les deux espèces d’électricité En a, après avoir électrisé par frottement les extrémités E et E’ de deux bâtons d’ébonite, on place l’un de ces bâtons sur un étrier léger suspendu à un fil fin. On approche de l’extrémité électrisée E, du bâton suspendu, l’extrémité électrisée E’ de l’autre bâton : on constate qu’elles se repoussent. En b, on remplace sur l’étrier le bâton d’ébonite par un bâton de verre dont la partie V a été électrisée par frottement avec du drap, puis on approche de V l’extrémité E’ du bâton d’ébonite tenu à la main : on observe cette fois une attraction. Enfin en c, si on approche de V la partie électrisée V’ d’un autre bâton de verre tenu à la main, on observe de nouveau une répulsion.

V

V'

E'

E'

Ébonite

Verre Ébonite a

V

Ébonite

b

c Verre

Ces expériences conduisent aux conclusions suivantes : -

les charges électriques apparaissant sur le verre et sur l’ébonite sont d’espèces différentes. Par pure convention, il a été décidé d’appeler électricité positive celle qui apparaît sur le verre et électricité négative celle qui apparaît sur l’ébonite

- deux corps chargés d’électricité de la même espèce se repoussent. Deux corps chargés d’électricité d’espèces différentes s’attirent

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D SEC 3070 A

E

3

Il est à noter que l’électrisation d’un corps peut se faire de plusieurs façons : -

par frottement comme il vient d’être vu

- par contact entre un corps électrisé et un autre. Après séparation des deux corps, le second se retrouve électrisé par de l’électricité de même espèce que la première - par influence en approchant, sans le toucher, un corps électrisé d’un second corps, celui-ci se charge d’électricité d’espèce opposée à la première

2-

NATURE DES CHARGES ÉLECTRIQUES La nature de l’électricité est à rechercher dans la constitution de la matière. Tous les corps sont formés par des assemblages d’atomes, particules extrêmement petites qui se comptent par milliers de milliards dans la moindre parcelle de matière. Chaque atome est constitué par un noyau, chargé d’électricité positive, autour duquel gravitent un nombre variable d’infimes granules d’électricité négative que l’on appelle des électrons. Dans toutes les opérations ordinaires de la physique et de la chimie, les noyaux des atomes demeurent inaltérés, ils conservent donc intégralement leur charge électrique positive. Par contre, sous diverses influences, l’atome peut céder ou, au contraire, fixer un ou plusieurs électrons. À l’état normal, un atome est électriquement neutre parce que la charge négative que représente l’ensemble de ses électrons est égale en valeur absolue à la charge positive de son noyau. Si on enlève des électrons à un corps, la charge positive globale des noyaux de tous ses atomes n’est plus exactement neutralisée par la charge négative globale des électrons restants et le corps s’électrise positivement. Il s’électrise au contraire négativement si on lui apporte un supplément d’électrons. La couche externe du cortège d’électrons ne comporte jamais plus de 8 électrons et elle est très souvent incomplète. Aussi, les atomes ont-ils tendance soit à se libérer des électrons de la dernière couche lorsqu’ils sont en faible quantité (1, 2 ou 3 par exemple), soit au contraire à en capter lorsqu’ils sont en nombre proche de 8 (5, 6 ou 7 par exemple) de façon à obtenir une couche externe portant 8 électrons, comme c’est le cas pour les gaz inertes (hélium, néon, argon, krypton, xénon, radon). Ainsi, toute électrisation apparaît comme un transfert d’électrons : -

une charge négative est un excès d’électrons une charge positive est un défaut d’électrons

a - Conducteurs métalliques Les métaux et leurs alliages sont constitués par un enchevêtrement de petits cristaux dans lesquels les atomes sont ordonnés géométriquement dans un réseau cristallin. Ces atomes métalliques perdent facilement un ou plusieurs électrons périphériques, qui demeurent à l’intérieur du réseau et y circulent en tous sens de façon désordonnée ; on les appelle les électrons libres du métal. Cette possibilité, pour des électrons, de se déplacer facilement dans les espaces vides qui séparent les atomes d’un métal, explique l’impossibilité d’électriser une tige métallique que l’on tient à la main. Si le frottement fait passer un excédent d’électrons sur une partie de la tige, ils se dispersent aussitôt dans le sol, par l’intermédiaire de la tige et du corps de l’expérimentateur.

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C 5 -2

4

C 5 -2

b - Isolants On considère par exemple l’électrisation d’un bâton d’ébonite que l’on frotte avec un tissu de soie ; des électrons, arrachés au tissu par le frottement, passent sur le bâton ; de ce fait, l’ébonite s’électrise négativement pendant que la soie s’électrise positivement, les charges qui apparaissent ainsi de part et d’autre étant égales en valeur absolue. Le fait que l’excédent d’électrons reçu par le bâton ne s’écoule pas dans la main de l’opérateur, montre que dans un isolant les électrons ne peuvent pas se déplacer (ou ne se déplacent que très difficilement). C’est pour la même raison que les charges positives apparentes du tissu de soie restent localisées aux points où le frottement a extrait des électrons, ceux-ci ne pouvant être remplacés par des électrons provenant d’atomes voisins. Dans un isolant, il n’y a quasiment pas d’électrons libres et, de plus, ils se déplacent très difficilement. Une classification peut être faite en se basant sur les valeurs des résistivités des matériaux : - conducteurs : - isolants :

ρ ≅ 10 –11 Ω . cm ρ > 1011 Ω . cm

Quelques valeurs de résistivité sont indiquées ci-après. Ω . cm Hydrocarbures saturés Hexane Cyclohexane Heptane Autres hydrocarbures

1 × 1018 1× 1018 1× 1018 1011 à 1015

Hydrocarbures benzéniques Benzène Xylène Toluène Bromobenzène Chlorobenzène

2,2 × 1016 1 × 1015 1 × 1014 9 × 1010 1 × 109

Hydrocarbures halogénés Tétrachlorure de carbone Dichlorométhane Chloroforme Dibromoéthane Dichloroéthane Chlorure d’éthyle Bromure d’éthyle

2,5 × 1017 2,3 × 1010 1 × 1014 5 × 109 3,3 × 109 3,3 × 108 5 × 107

Cétones Acétophénone Acétone Butanone

1,5 × 108 1,7 × 107 1 × 107

Alcools Alcool éthylique Glycérol Isobutanol Alcool méthylique Alcool benzylique Glycol Alcool propylique Isopropanol

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7,4 × 108 1,7 × 107 1,2 × 107 2,3 × 106 2 × 106 8,6 × 105 2,8 × 103 2 × 105

5

C 5 -2

Aldéhydes Benzaldéhyde Aldéhyde éthylique

2 × 106 6 × 105 - 8,3 × 105

Éthers 2 × 1014 1 × 1013 1 × 1012 1 × 108

1,4 dioxanne Anisole Diéthyléther Phénétol Acides Acide propionique Acide acétique Acide formique

1 × 109 4,2 × 107 - 8,9 × 108 8 × 103

Esters Benzoate de propyle Acétate d’éthyle Acétate de vinyle Formiate d’éthyle Formiate de méthyle Benzoate de méthyle Formiate de propyle

1 × 109 3,3 × 108 - 1 × 109 1 × 108 3 × 106 5 × 105 7,3 × 104 2 × 104

Divers Sulfure de carbone Phénol Aniline Pyridine Acétonitrile Benzonitrile Formamide

1,6 × 1013 - 3 × 1013 3,3 × 107 - 108 4,2 × 107 2,5 × 107 2 × 107 2 × 106 5 × 105

Sols Asphalte Moquette Béton

1 × 1012 1 × 108 - 1 × 1012 1 × 107

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6

3-

C 5 -2

FORCE - POTENTIEL - CHAMP ÉLECTROSTATIQUE Deux charges électriques q et q’, éloignées d’une distance r et supposées dans le vide absolu, subissent une force. Dans le vide :

F =

1 qq’ εo r2

La force est attractive si les charges sont de signes opposés, elle est répulsive si les charges sont de même signe. La constante εo est une caractéristique du vide. Lorsque les charges sont dans un milieu autre que le vide, la force est réduite d’un facteur ε, appelé constante diélectrique du milieu. Dans un milieu :

F =

1 qq’ εε o r2

Le tableau ci-dessous donne quelques valeurs de constantes diélectriques. Constantes diélectriques Air Hydrocarbures Benzine Benzol Asphaltes, brai Caoutchouc vulcanisé Verre Métaux Alcools Eau

1 2,02 à 2,19 2,2 2,38 2,7 2,8 à 3,1 3 3à4 16 à 31 81

Plastiques Phénoplastes Aminoplastes Polystyrène Polythène Chlorures de polyvinyle Polyamides

5 5à7 2,5 à 2,7 2,25 à 2,3 4,9 à 5,6 4à5

d.d.p. (Volts)

D SEC 3117 A

La présence de charges électriques différentes crée une différence de potentiel, exprimée en volt.

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7

C 5 -2

L’espace avoisinant des charges électriques se trouve influencé par celles-ci : on définit, par exemple, entre deux plaques chargées, distantes d’une quantité “d”, un champ électrostatique, ici uniforme, dont la valeur est : VAB d.d.p. = distance d

en V/cm A

d

d.d.p = V AB (Volts)

E B

D SEC 3118 A

E =

Le champ électrostatique représente l’“électrisation” de l’espace. Plus le nombre de charges augmente, plus la différence de potentiel V AB augmente, et plus le champ électrostatique E augmente. Dans tout isolant, il y a un maximum appelé champ disruptif, où apparaît un claquage se traduisant souvent par une étincelle de décharge. Pour l’air, le champ disruptif moyen est d’environ 30 kV/cm.

4-

CONDENSATEUR - ÉNERGIE EMMAGASINÉE Deux plaques séparées par un isolant forment un condensateur. A D SEC 3119 A

La quantité de charge + ou – que le condensateur est capable d’accumuler s’appelle la charge Q (en Coulombs.

B Elle dépend de la d.d.p. VAB appliquée entre les plaques A et B et d’une grandeur caractéristique du condensateur, appelée capacité C, dont l’unité est le “Farad”. Q (Cb)

=

C (F)

×

VAB (V)

La charge Q représente une sorte de stockage d’électricité, malheureusement guère utilisable. Si S est la surface des plaques en regard et la distance d qui les sépare, la capacité s’exprime par : S C = εo ε d

en Farad

où ε est la constante diélectrique du milieu situé entre les plaques.

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8

C 5 -2

L’énergie emmagasinée dans un condensateur s’exprime par : W =

1 2 CV AB 2

(en Joule)

Si la d.d.p. VAB atteint une valeur telle que le champ E = VAB/d est disruptif, le condensateur se décharge à travers l’isolant, qui est alors en général détruit : c’est le claquage. Si l’isolant est de l’air, il s’ionise et laisse passer les charges brutalement ; il y a étincelle dont l’énergie 1 2 est CVAB. Dans ce cas l’isolant (l’air) se reconstitue après refroidissement. 2

II -

MANIFESTATION DU PHÉNOMÈNE D'ÉLECTRICITÉ STATIQUE 1-

APPARITION DES CHARGES ÉLECTRIQUES Quand deux substances différentes 1 et 2 sont mises en contact, une migration d'électrons d'une des substances vers l'autre, va se produire. Au moment de la séparation qui suivra la mise en contact, certains électrons reprendront leur place dans la substance de départ, d'autres ne le pourront pas. Ces derniers sont la cause de la création d'une différence de potentiel qui va croître en même temps que la distance qui sépare les deux substances.

b)

Contact

MATÉRIAU 1

MATÉRIAU 1

MATÉRIAU 2

MATÉRIAU 2

Électriquement neutre

Transport de charge

Séparation

c)

MATÉRIAU 1

MATÉRIAU 2 Excès de charge

D SEC 3120 A

a)

Une étincelle jaillit quand cette différence de potentiel atteint la tension de claquage dans l'air. Le mécanisme d'électrisation n'a pas lieu exclusivement par contact-séparation mais aussi par influence d'un champ électrique : voisinage d'une masse chargée électriquement avec une autre initialement neutre.

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9

2-

C 5 -2

FACTEURS FAVORISANT LA FORMATION D'ÉTINCELLES Les facteurs favorisant la formation d'une étincelle, ou tout au moins l'apparition de différence de potentiel sont les suivants : - la différence des constantes diélectriques accentue la quantité de charges électriques échangées entre deux surfaces en contact - l'électricité statique est un phénomène superficiel. Son importance croît avec la surface développée par le produit, pour un volume donné : c'est le cas des poussières, des brouillards, des aérosols. - une résistivité élevée (ρ > 1011 Ω . cm) est un obstacle à la mobilité des charges, ce qui les empêche de réintégrer leur produit d'origine et augmente donc le potentiel après séparation des surfaces - une vitesse élevée de séparation des surfaces peut ne pas laisser le temps aux charges électriques de regagner leur matériau d'origine

3-

EXEMPLES TYPIQUES D’ÉLECTRISATIONS

D SEC 3121 A

Un liquide non-conducteur s’écoule d’un tube de métal (effet de séparation). Le liquide se charge. La charge excédentaire du tube de métal s’échappe par la mise à terre.

D SEC 3122 A

Un liquide non-conducteur est brassé dans un réacteur (effet de séparation près de la paroi). Le liquide, le réacteur et le brasseur se chargent. Les charges du réacteur et du brasseur s’échappent par la mise à terre.

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C 5 -2

D SEC 3130 A

Une personne marche avec des semelles isolantes sur un tapis de Nylon ou sur un sol plastifié (effet de séparation entre semelle et sol). La personne se charge, car les charges ne peuvent s’échapper que lentement.

De la poudre s’écoule dans un sac en plastique (effet de séparation). La poudre, le sac et le nuage de poussière se chargent.

D SEC 3131 A

Les charges ne s’échappent que lentement.

Un liquide non-conducteur ou une poudre circule dans une conduite de verre ou de plastique (effet de séparation près de la paroi). Le tube, les brides et le contenu du tube se chargent.

D SEC 3132 A

Les charges ne s’échappent que lentement.

Une feuille de plastique ou de papier est déroulée (effet de séparation). La feuille déroulée et le rouleau se chargent.

D SEC 3133 A

Les charges ne s’échappent que lentement.

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C 5 -2

• Valeur de tensions rencontrées dans la pratique

Tensions (volt) Personne marchant avec des chaussures à semelles en caoutchouc

1000

Personne marchant sur un tapis, avec des chaussures à semelles en caoutchouc

14000

Surface libre d’un carburant dans un grand réservoir lors d’un remplissage rapide

100000

Brides d’une conduite en verre dans laquelle coule du toluène

15000

Brides d’un éjecteur à vapeur

15000

Fibres synthétiques, lors de leur façonnage

9000

Feuilles de chlorure de polyvinyle, lors de leur fabrication

2000

Papier dans les machines à papier

Jusqu’à 135000

Papier dans des presses hélio

80000

Caoutchouc dans des machines à enduire

20000

Caoutchouc dans des machines à découper

150000

Plaques de celluloïd, lors du déballage

25000

Celluloïd lors de frottement

40000

Courroies de transmission à une vitesse de 3 m/s de 10 m/s

25000 50000

Benzol s’écoulant dans un tuyau de fer

3500

Benzine tombant librement

4000

Gaz sortant de bouteilles à gaz comprimé

9000

Encaustique liquide circulant à l’aide d’une pompe Sol asphalté passé à la cireuse

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125000 5000

12

4-

C 5 -2

TYPES DE DÉCHARGE Les matériaux et les atmosphères ambiantes n'étant pas des isolants parfaits, toute apparition d'une charge électrostatique est suivie d'un processus plus ou moins long de décharge, tendant à retrouver un équilibre. Ce processus qui obéit à une loi exponentielle dépend de la résistance interne de la matière (dépendante elle-même de la tension) ainsi que de la résistance générale par rapport à la terre de l'objet considéré. Pour des plastiques l'équilibrage des charges peut durer des heures voire des jours. Une décharge disruptive apparaît lorsque l'intensité du champ électrique atteint la valeur maximum acceptée par le matériau ou l'atmosphère ambiante. Par exemple la tension de claquage de l'air est d'environ 30 kilovolts/cm. Les décharges peuvent être classées en différents types : -

décharge par étincelle • • • •

décharge entre deux conducteurs effet lumineux qui remplit complètement l'espace entre les deux conducteurs décharge brusque rayon de courbure type des conducteurs : ≥ 5 cm –

D SEC 3123 A

+

Rayon de courbure ≥ 5 cm

- décharge en aigrette • décharge entre un conducteur et une surface chargée conductrice ou non conductrice ou un nuage chargé • l'effet lumineux part du conducteur à l'endroit de la plus grande intensité de champ et prend fin dans l'espace intermédiaire • plusieurs décharges courtes et successives produisent un effet d'aigrette • rayon de courbure type : environ 0,5 cm

D SEC 3124 A

+

Rayon de courbure ≅ 0,5 cm

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13

-

C 5 -2

décharge de pointe (décharge corona) • décharge entre une pointe conductrice et une surface chargée conductrice ou non, ou un nuage chargé • effet lumineux en couronne (corona) seulement autour de la pointe conductrice • décharge continue • rayon de courbure type < 1 mm

D SEC 3125 A

+

Pointe

- décharge de surface Comme autre type de décharge on distingue encore la décharge de surface. Elle se produit à la surface de matières isolantes très fortement chargées.

D SEC 3126 A

Sphère métallique

Feuille isolante posée sur une base conductrice mise à la terre

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14

III - DANGER D'UNE DÉCHARGE ÉLECTROSTATIQUE La décharge électrostatique peut être une source d'inflammation lorsque l'énergie libérée est égale ou supérieure à l'énergie d'inflammation minimum du mélange combustible présent. Pour qu'un mélange soit combustible, il faut que sa concentration (matière combustible par rapport à l'oxygène) se trouve entre la limite inférieure et la limite supérieure d'inflammabilité. Au-dessus des liquides le mélange n'est combustible que lorsque la température du liquide est supérieure à son point éclair. Dans le cas d'aérosols, il faut tenir compte du fait que la température des gouttelettes, par suite de leur faible capacité calorifique, peut s'élever très rapidement au-dessus du point éclair. La probabilité de rencontre d'une atmosphère explosive et d'une décharge d'une énergie suffisante est en général faible. Il est de ce fait parfaitement possible qu'une action dangereuse ait pu s'effectuer pendant des années sans conséquence et que brusquement il se produise un accident. L'énergie libérée dans une décharge dépend entre autres de la nature de la décharge. La moins dangereuse étant la décharge de pointe (ou décharge corona), car un équilibrage des charges commence déjà alors que la pointe se trouve à une relativement grande distance de l'objet chargé. L'énergie libérée brusquement se trouve de ce fait fortement réduite. Au contraire, deux grandes sphères se rapprochant l'une de l'autre se déchargent brusquement en libérant la totalité de l'énergie emmagasinée sous la forme d'une étincelle capable d'allumer un mélange gazeux ou des poussières. Les décharges en aigrettes se situent à mi-chemin entre ces deux extrêmes. Énergie d'allumage minimale (voir tableau suivant) L'énergie minimale pour obtenir l'inflammation d'un mélange d'air et de vapeurs d'hydrocarbures est comprise entre 0,2 et 0,8 millijoules suivant la nature du produit. L'énergie minimale pour enflammer un mélange d'air et de poussière est comprise entre 10 et 100 millijoules suivant la nature des poussières en suspension dans l'air. Il faut savoir que le corps humain chargé peut provoquer en touchant un conducteur une énergie disruptive qui peut atteindre 50 à 100 millijoules. De plus, le seuil de détection sensorielle est de l'ordre de 1,5 millijoule. On en déduit donc qu'une personne chargée peut provoquer l'inflammation d'un mélange air-vapeur d'hydrocarbure sans s'en apercevoir puisqu'il suffit d'une énergie de l'ordre de 0,5 millijoule inférieure au seuil de perception sensorielle.

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C 5 -2

15

Énergie (m/J) 100 90 80 70 60 50 40 30 20

Énergie minimale d'inflammation Vapeurs

Sensation ressentie par une personne Secousse légère

Farine de blé Picotement vif Polyéthylène Polypropylène Polyuréthane Polystyrène Aluminium en poudre

Picotement léger

Détectable

Essence Acétone Méthane – Benzène

Indétectable

Hexane Éther – cyclopropane Éthylène Hydrogène (0,02) Sulfure de carbone (0,009)

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D SEC 3129 A

0,1

Poussières Silicium Cellulose

10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

C 5 -2

16

IV - MESURES GÉNÉRALES DE PROTECTION CONTRE L'ÉLECTRICITÉ STATIQUE 1-

MESURES PRÉVENTIVES a - Au niveau de la fabrication ou du procédé – Utiliser au maximum des équipements bons conducteurs électrostatiques. Les pièces en caoutchouc ou en matières plastiques sont à traiter si possible dans la masse pour les rendre suffisamment conductrices – En ce qui concerne le transport des liquides et des pulvérulents isolants, les conduites doivent être conductrices et aussi directes que possible c'est-à-dire avec des coudes à grand rayon par exemple. Le remplissage des réservoirs doit se faire par un tuyau arrivant à la partie inférieure afin d'éviter les chutes de liquide isolant génératrices d'électricité statique. – La règle générale pour éviter l'apparition des charges est de diminuer les frottements et les pressions entre les corps isolants transportés et les parois de la machine ; une réduction de la vitesse de transport des liquides et pulvérulents est donc un facteur de diminution des charges statiques. b - Au niveau des locaux Les sols et les parois des locaux à risque d'incendie ou d'explosion sont à rendre conducteurs, au moins par un revêtement non isolant relié à des surfaces conductrices à la terre. c - Au niveau de l'habillement du personnel Utiliser des vêtements et des chaussures non isolants : interdire les fibres synthétiques par exemple, ou la laine.

2-

MESURES CURATIVES Les mesures curatives ont pour but d'éliminer l'électricité statique dont on n'a pas pu empêcher la formation par des mesures préventives. Les mesures classiques sont : -

mise à la terre et liaison équipotentielle pour les corps conducteurs augmentation de la conductibilité des corps isolants dans leur masse ou en surface augmentation de la conductibilité de l'air par ionisation

a - Mise à la terre et liaisons équipotentielles L'élimination des charges statiques se trouvant dans les corps conducteurs est facile à réaliser puisqu'il suffit de les relier à la terre. Certains ensembles métalliques sont reliés à la terre par construction (charpentes métalliques, tuyauteries d'eau, etc.). Il s'ensuit que les machines qui sont boulonnées sur les ensembles précédents seront elles-mêmes en principe reliées à la terre ; il faut toutefois se méfier de certaines pièces boulonnées après peinture ou de certains joints isolants entre deux brides de tuyauteries qui empêchent une bonne conductibilité électrique malgré les boulons de serrage.

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C 5 -2

17

C 5 -2

Dans les locaux à danger d'incendie et d'explosion, il faut assurer la continuité électrique des joints douteux par un pontage réalisé en conducteur cuivre ou en feuillard d'acier inoxydable. Pour les ensembles métalliques manifestement isolés du sol il faut les relier à une prise de terre par un conducteur en cuivre ou inox. Les liaisons équipotentielles consistent à relier électriquement entre elles toutes les masses locales. Il faut bien considérer que la mise à la terre des éléments métalliques n'est pas la panacée et permet simplement l'écoulement des charges se trouvant dans ces corps. Cette méthode n'empêche pas la décharge disruptive entre un corps isolant chargé situé à proximité d'un corps métallique mis à la terre et elle la favorise même dans certains cas. Exemple d’application Supposons qu'un liquide isolant stocké dans un réservoir R s'écoule, au moyen d'une canalisation conductrice mise à la terre, dans un récipient conducteur isolé de la terre.

R

B

Isolant

C

D SEC 3127 A

A

Par frottement au contact des parois de la canalisation d'amenée, le liquide se charge et entraîne des charges, par exemple négatives, qui s'accumulent dans le récipient ; l'ensemble de ces charges constitue le corps A. Par influence, la paroi interne du récipient, qui constitue le corps B, se charge positivement tandis que des charges négatives apparaissent sur la paroi externe. Une personne C en liaison avec le sol et située dans le voisinage du récipient, accumule par influence des charges positives. Dans cet exemple, il existe toujours une probabilité pour que le champ électrique présent entre B et C, atteigne une valeur critique. Si l'atmosphère dans le voisinage de B et C est chargée de poussières ou de vapeurs de solvant, il y a risque d'explosion.

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C 5 -2

Si maintenant le récipient B est mis à la terre :

R

B

Isolant

C

D SEC 3127 B

A

Les charges négatives de B s'écoulent à la terre entraînant la disparition du champ électrique qu'elles créaient entre B et C, de ce fait les charges positives portées par C disparaissent ; seul subsiste le champ électrique entre A et B. La MISE À LA TERRE du récipient B SUPPRIME LE CHAMP ÉLECTRIQUE qui existait précédemment entre celui-ci et une personne située dans son voisinage immédiat, excluant ainsi la possibilité d'une décharge disruptive à l'extérieur du récipient sans toutefois exclure la possibilité d'une décharge partielle ou totale à l'intérieur du récipient B. b - Augmentation de la conductibilité des matières isolantes La grosse difficulté pour l'écoulement des charges statiques dans les matières isolantes réside dans le fait que ces charges sont ponctuelles et ne peuvent ni se déplacer, ni se regrouper, ni s'écouler puisque la matière est réputée "isolante". Il existe deux méthodes pour augmenter la conductibilité des matières isolantes. La première consiste à ajouter à la fabrication des poudres conductrices (noir de carbone, graphite, etc.). La deuxième méthode consiste à rendre la matière conductrice en surface et on trouve à nouveau les deux procédés suivants : • Augmentation de l'humidité relative de l'air Un taux d'humidité relative de l'air de 70 % empêche toute manifestation d'électricité statique puisque les charges éventuelles s'écoulent au fur et à mesure de leur formation. Cette humidité agit en rendant les corps isolants conducteurs en surface et non pas en diminuant la résistivité de l'air.

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C 5 -2

D'une façon générale l'humidification de l'air est la méthode la plus simple, la plus sûre et la plus efficace pour l'élimination de l'électricité statique ; elle présente l'avantage de traiter tout le volume du local considéré. Pour les locaux à danger d'incendie et d'explosion il faut bien entendu contrôler en permanence le taux d'humidité de l'air et déclencher une alarme si ce taux descend en-dessous de la valeur critique. • Utilisation de produits dits "antistatiques" Les produits antistatiques ont pour but de créer à la surface des corps isolants une pellicule conductrice ; ce sont des liquides qu'on applique au pinceau ou par pulvérisation. Ces produits ont l'inconvénient d'être instables dans le temps et de se diluer à l'eau ; il faut donc renouveler périodiquement les applications, ce qui peut être assez onéreux lorsqu'il s'agit de grandes surfaces. c - Augmentation de la conductibilité de l'air par ionisation De l'air ionisé est composé d'un nombre égal d'ions positifs et d'ions négatifs, il est devenu conducteur. Ionisé à proximité d'un matériau chargé, l'air neutralisera les charges

et

.

Les appareils ionisant l'air sont ici appelés éliminateurs de charges, et sont de différents types : éliminateurs à haute tension, où une forte tension alternative (10 à 15 kV) est appliquée entre des pointes métalliques et la terre, éliminateurs radioactifs, où un élément radioactif ionise l'air avoisinant. Tous ces appareils, bien qu'efficaces, sont assez dangereux par nature et exigent donc d'importantes précautions d'emploi.

D SEC 3128 A

Éliminateur

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3-

C 5 -2

EXEMPLES DE MISE À LA TERRE ET LIAISONS ÉQUIPOTENTIELLES a - Équipements et opérations concernés Ces liaisons équipotentielles et les mises à la terre concernent : -

les capacités (ballons, colonnes, bacs, …)

-

les tuyauteries : entre brides la continuité électrique est assurée par des tiges filetées ou par pontage

-

les flexibles dont la continuité électrique doit être assurée

-

les courroies d'entraînement de machines qui doivent être rendues conductrices par incorporation de fils métalliques ou par utilisation de caoutchouc conducteur

-

les opérations de chargement ou déchargement de wagons-citernes

Liaison équipotentielle et mise à la terre des tuyauteries de déchargement et des rails -

D SEC 1137 A

Liaison équipotentielle entre les tuyauteries et la tubulure du wagon citerne

les opérations de chargement ou déchargement d'un camion citerne

D MEQ 126 D

Dispositif de mise à la terre

De plus, les camions citernes se chargent d'électricité statique par frottements de l'air. Il y a donc lieu de les "décharger" par mise à terre avant toute opération de chargement. 02477_A_F

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21

les chargements ou soudages de fûts

D SEC 1139 A

-

C 5 -2

Liaison équipotentielle ou contact permanent entre fûts bec et seau

4-

PRÉCAUTIONS DANS LES OPÉRATIONS D'EXPLOITATION Quelle que soit l'efficacité de la mise à la terre et des différentes liaisons équipotentielles, quelques grandes règles sont à observer : - avant l'accès sur les bacs de produits faiblement conducteurs pour des opérations de jaugeage, d'échantillonnage … respecter les temps de relaxation suivants : Bacs à toit flottant

Bacs à toit fixe

Attendre plusieurs Attendre 30 min après heures après flottaison fin remplissage du toit

Bacs à écran interne

Bacs avec couverture ou "blanketting"

Attendre la flottaison de l'écran

Aucun danger

- éviter d'introduire des pièces métalliques dans une capacité - ne pas transférer des produits très mauvais conducteurs à des vitesses élevées (1 m/s est souvent le maximum recommandé) - ne pas remplir "en pluie" les camions et les wagons-citernes : le remplissage à vitesse maximum ne doit s'effectuer que lorsque la canne est immergée. Ne pas les jauger au "sabre" -

dans le cas de fluides très mauvais conducteurs (kérosène, essence, …) éviter de les mélanger avec de l'air, de les déplacer à l'eau, de les pomper lorsqu'ils sont mélangés avec de l'eau

- lors d'un nettoyage au jet de vapeur • assurer l'équipotentialité du tuyau souple, des conduits de vapeurs et du récipient • aucun objet conducteur isolé ne doit se trouver à l'intérieur du récipient pendant le nettoyage • au début de l'opération, limiter la vitesse d'éjection jusqu'à ce que la plus grande partie de l'air contenu dans le réservoir soit remplacée par la vapeur • augmenter le débit progressivement jusqu'à la vitesse désirée

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLECTRICITÉ INDUSTRIELLE

C5

ÉLECTRICITÉ ATMOSPHÉRIQUE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - LA FOUDRE ET SES EFFETS ................................................................................................. 1 1 2 3 4

-

Définitions.....................................................................................................................................1 Formation de la décharge électrique............................................................................................ 1 Effets de la foudre ........................................................................................................................ 2 Accidents corporels dus à la foudre .............................................................................................4

II - LES MODES DE PRÉVENTION ............................................................................................... 5 1 2 3 4 5 6 7 8

-

Maillage des masses.................................................................................................................... 5 Influence du régime neutre...........................................................................................................6 Cheminement des câbles .............................................................................................................7 Implantation des équipements .....................................................................................................7 Limiteurs de surtension ................................................................................................................ 7 Parafoudres et parasurtenseurs ...................................................................................................7 Paratonnerres...............................................................................................................................9 Les prises de terre .....................................................................................................................11

Les informations de ce document sont tirées de la note SP1076 de la Caisse Régionale d’Assurance Maladie “Rhône Alpes”

ME RES - 02470_A_F - Rév. 0

Ce document comporte 13 pages

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08/06/2005

-3

1

I-

C 5 -3

LA FOUDRE ET SES EFFETS 1-

DÉFINITIONS La foudre est une manifestation de l’électricité d’origine atmosphérique, comportant une décharge électrique accompagnée d’une vive lumière (éclair) et d’une violente détonation (tonnerre). L’éclair est l’ensemble des manifestations lumineuses provoquées par les décharges électriques d’origine atmosphérique. Le tonnerre est le bruit induit par la décharge électrique (entre deux nuages ou entre la base d’un nuage et le sol, ou à l’intérieur d’un même nuage), dont l’éclair est la manifestation lumineuse. La vitesse de la lumière étant de 300000 km/s, l’éclair est perçu au moment où il se produit. Mais le son se propage à 340 m/s seulement. Le tonnerre suit donc l’éclair et le nombre n de secondes qui s’écoulent entre les deux phénomènes indique la distance d en mètres, d = 340 . n, qui sépare l’observateur de la décharge orageuse.

2-

FORMATION DE LA DÉCHARGE ÉLECTRIQUE a - Nuage orageux 10 km 9 km 7 km 6 km 5 km 4 km 3 km 2 km 1 km

–65° C +++++++++++ +++++++ +–+ –+– ––– ––––––– –––––++–––––

–30° C 0° C 10° C

Ascendance atmosphérique Champ E avant la foudre = 15 kV/m (en plaine)

SOL

25° C

D SEC 3100 A

8 km

Un nuage orageux, le cumulo-nimbus s’étend sur plusieurs kilomètres carrés et se développe en hauteur jusqu’à des altitudes de 15 kilomètres. Les mouvements convectifs et les trajectoires des précipitations provoquent la génération d’hydrométéores chargés électriquement dans le corps du nuage puis entraînent leur séparation. Les particules chargées positivement sont repoussées vers le haut, celles chargées négativement, plus lourdes, tombent vers la base du nuage. La structure électrostatique de la cellule orageuse est proche de celle d’un dipôle d’axe vertical formé de deux poches de charges de signe opposé et évaluées à plusieurs dizaines de Coulombs. Des petites poches chargées positivement peuvent éventuellement être présentes à la base du nuage. Le champ électrique au sol correspondant à cette configuration est vertical et son amplitude varie avec la distance au centre du nuage. Par beau temps, le champ électrique au sol est de l’ordre de la centaine de volts par mètre. À l’approche d’un nuage chargé, il s’inverse et son amplitude évolue jusqu’à atteindre 250 fois sa valeur initiale. 02470_A_F

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b - Le coup de foudre Les aspérités du sol ou des structures créent un “effet de pointe” qui amplifie de façon très importante le champ électrique local. Cette augmentation du champ électrique se traduit par un effet “Corona” (ionisation locale de l’air : feu de Saint Elme) un canal d’air ionisé reliant le nuage au sol permet alors l’écoulement du coup de foudre. Pour les experts, les principales caractéristiques d’un coup de foudre sont généralement les suivantes : -

durée totale : 0,2 à 1 seconde

-

nombre de décharges : 4 en moyenne

-

valeur du courant : généralement comprise entre 2 et 200 kA dI - valeur de : généralement comprise entre 10 et 200 kA par microseconde dt - charges électriques : jusqu’à 300 Coulombs

3-

-

durée de vie d’une cellule orageuse : environ 2 heures

-

étendue du spectre : de quelques kHz jusqu’à quelques MHz

EFFETS DE LA FOUDRE La foudre est un courant électrique haute fréquence qui entraîne les mêmes effets que tout autre courant circulant dans un conducteur électrique notamment : -

effets thermiques (effet Joule)

- effets dus aux amorçages (montées en potentiel des prises de terre et aux tensions dangereuses dues à l’impédance élevée des conducteurs en haute fréquence) -

effets électromagnétiques

-

effets électrodynamiques

-

effets électrochimiques

-

effets acoustiques (tonnerre)

-

effets lumineux

a - Effets thermiques Ces effets sont liés : -

à la quantité de charges Q à écouler en un temps très bref : effets d’impact aux points de jonction de l’éclair avec un conducteur (exemple : perforation de tôle d’acier de 2 à 3 mm d’épaisseur)

- aux effets Joule, fonctions de l’impédance du conducteur, du carré de l’intensité du courant et du temps de passage (exemple : soudure par point de contact de relais, vitrification locale, …) En particulier dans les mauvais conducteurs, une partie de l’énergie est libérée sous forme de chaleur : l’eau contenue dans le bois ou la maçonnerie est échauffée et vaporisée (arbres ou béton éclatés)

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b - Montées en potentiel et amorçages Le courant de foudre, de nature impulsionnelle, présente des fronts de montée très raides. Dans ces conditions, l’impédance haute fréquence du circuit électrique conditionne les risques d’amorçages. Une impédance élevée est particulièrement néfaste car elle conduit à des différences de potentiel considérables. Ces différences de potentiel se traduisent : -

par des destructions d’équipements électriques ou électroniques

- par des claquages (étincelles) entre descentes de paratonnerre et objets métalliques proches reliés au sol (risque d’inflammation) c - Effets électromagnétiques Le canal de foudre ainsi que les éléments écoulant le courant de foudre à la terre créent un champ électromagnétique. Des courants et tensions induits vont alors apparaître dans les conducteurs proches. À 100 m du point d’impact, un éclair peut induire une tension de 80 V/m2 dans une boucle non protégée d’équipements interconnectés. Les différences de potentiels résultantes peuvent à leur tour entraîner des claquages dans les éléments électriques ou électroniques reliés à ces conducteurs. Ces claquages peuvent être également de forte intensité et créer un risque d’inflammation ou de destruction du même type que celui créé par le coup direct. Certains équipements sensibles aux perturbations électromagnétiques peuvent être perturbés ou détruits par le champ créé par un éclair proche. d - Effets électrodynamiques Ces effets sont ceux qui peuvent être rencontrés dès qu’un courant fort circule dans un conducteur : par analogie, on peut se référer aux phénomènes apparaissant sur des jeux de barres de poste de puissance en cas de court-circuit. Les effets peuvent être soit attractifs, soit répulsifs suivant la disposition des conducteurs les uns par rapport aux autres. Ces efforts peuvent atteindre plusieurs centaines à plusieurs milliers de newtons pour des coups de foudre violents et conduisent à des déformations mécaniques pouvant entraîner des ruptures ou des arrachages de support. e - Effets électrochimiques Ces effets sont relativement peu importants sur les installations au sol et les quantités de matière pouvant se décomposer par électrolyse restent faibles, même pour des quantités de charge transférées importantes. Une surveillance des prises de terre est nécessaire (risque de corrosion, …). f - Effets acoustiques Les forces électrodynamiques liées au courant s’écoulant dans l’éclair créent une dilatation de l’air du canal de foudre, accompagnée d’une élévation de pression dans le canal. Cette surpression et sa disparition brutale créent une onde de choc. g - Effets lumineux Les effets sur les installations sont limités aux équipements optiques (cellules, caméra, …). Cependant, les lésions oculaires sont possibles. 02470_A_F

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4-

ACCIDENTS CORPORELS DUS À LA FOUDRE Les accidents corporels dus à la foudre ne sont pas très fréquents, mais leurs conséquences, souvent très graves, doivent être connues, ainsi que les règles élémentaires à respecter pour se protéger. • Recommandation en cas d’orage pour la protection des personnes Les recommandations pour la protection des personnes contre la foudre sont fondées sur deux principes : -

ne pas constituer une cible pour la foudre

- ne pas se placer dans des situations qui risquent d’engendrer une différence de potentiel entre deux parties du corps Les personnes voulant se protéger doivent prendre les principales précautions suivantes : - chercher un abri bas dans un endroit ayant un toit relié électriquement à la terre ou un abri métallique (voiture, …) - lorsqu’il n’y a pas d’abri à proximité, il faut à la fois réduire sa hauteur (s’accroupir) et réduire sa surface au sol (joindre les deux pieds) -

éviter de courir, s’allonger et faire de grands pas

-

éviter les abris naturels (grottes, bas de falaise, cascade, …)

-

éviter de faire de la bicyclette, de monter à cheval, de rester dans un véhicule à toit ouvert

-

éviter de marcher dans l’eau ou de nager

- se tenir à l’écart des endroits élevés, des arbres de grande taille ou isolés. Si la proximité d’un arbre ne peut être évitée, prendre position au-delà de la limite du feuillage -

éviter le contact ou la proximité des structures métalliques et descentes de paratonnerres

-

ne pas porter sur soi des objets métalliques

-

éviter ou limiter l’utilisation du téléphone (traditionnel ou portable)

- éviter le contact avec tout objet métallique, appareils électriques, encadrement de fenêtre, radio, télévision, …

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II -

LES MODES DE PRÉVENTION Les dysfonctionnements et destructions sont liés à l’apparition de différences de potentiel trop importantes pour les équipements considérés, il faut donc trouver des solutions afin de réduire ces différences de potentiel. Les différents objectifs de prévention sont les suivants : -

éviter un impact de la foudre sur les équipements et empêcher la circulation de courants importants dans les installations, les liaisons entre appareils

-

limiter le niveau des tensions induites dans le câblage du bâtiment

-

limiter les différences de potentiel entre prises de terre

- empêcher la pénétration dans les équipements de surtensions susceptibles de les détériorer ou de les perturber Il est important de comprendre que ce sont les caractéristiques du front raide de l’onde de tension plutôt que son amplitude qui fragilisent le matériel (défaillances, vieillissement prématuré ou fonctionnement aléatoire des composants actifs et passifs, destruction de cartes électroniques, claquage d’isolateurs, perte de programme d’automatisme, perte de stockage d’information, …). Il est usuel de considérer que le matériel contemporain a une tenue à 50 Hz de 2 fois la tension nominale plus 1000 volts (soit environ 1500 V pour une tension nominale de 230 V). Cette valeur correspond à une valeur d’isolement mais pas à une surtension admissible. L’onde de tension résultant d’un coup de foudre dépasse souvent les valeurs admissibles. Il apparaît ainsi nécessaire de renforcer au maximum l’installation électrique interne afin de se prémunir contre les influences des coups de foudre dans un rayon de plusieurs kilomètres. Principaux modes de protection : -

1-

maillage des masses régime du neutre cheminement des câbles implantation des équipements limiteur de surtension parafoudre/parasurtenseur paratonnerre prises de terre

MAILLAGE DES MASSES La condition nécessaire à l’obtention d’une bonne protection contre la foudre est l’équipotentialité, qui reste le seul moyen fiable pour éviter les amorçages ou les destructions de matériels. Dans les cas de la foudre, la difficulté pour arriver à cette bonne équipotentialité est due non pas aux dI valeurs absolues des courants de foudre, mais à leur variation dans le temps   . Ainsi, le temps de dt montée moyen pour un choc de foudre est de l’ordre de la microseconde correspondant à une fréquence théorique de 350 kHz. En réalité, le spectre d’un choc de foudre peut s’étendre, approximativement de quelques dizaines de kilohertz à environ 1 MHz.

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Ce phénomène montre que même 1 m de conducteur, s’il est parcouru par un courant de foudre, ne peut garantir l’équipotentialité. En effet 1 m de conducteur représente environ 1 µH, soit 2 Ω à 350 kHz. Il est donc nécessaire de procéder à un maillage des masses, permettant de diminuer l’impédance du réseau de masses efficacement. Les structures métalliques (ferraillages, poteaux, chemins de câbles, goulottes, conduites, descentes de paratonnerre) seront reprises sur le maillage en les interconnectant par des liaisons les plus courtes et les plus nombreuses possibles et de section adaptée. Ce maillage est réalisé aussi bien en partie aérienne qu’en partie enterrée.

Cheminée

D SEC 3101 A

Chemin de roulement

2-

INFLUENCE DU RÉGIME NEUTRE D’une manière générale, le schéma TN est celui qui assure la meilleure protection contre les surtensions en raison de l’équipotentialité réalisée entre la référence des conducteurs d’alimentation et la terre. À l’inverse, les schémas IT et TT sont les plus vulnérables compte tenu que les conducteurs d’alimentation sont soit isolés de la terre, soit reliés à elle par des impédances importantes.

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3-

CHEMINEMENT DES CÂBLES On applique les principes vus dans les paragraphes consacrés au maillage des masses et des techniques de réduction des surfaces de boucle en faisant cheminer les câbles sur des châssis de câble métalliques interconnectés au réseau de masse. On sépare les câbles protégés de ceux qui ne le sont pas.

4-

IMPLANTATION DES ÉQUIPEMENTS Regrouper les machines ou équipements sensibles peut être un élément de la maîtrise du risque. En effet, il est plus facile et économique de protéger un point bien déterminé du réseau électrique que de protéger des éléments séparés. Dans le même esprit, un regroupement “électrique” peut compléter un regroupement géographique. Les ordinateurs peuvent être branchés sur un réseau informatique qui a été mieux protégé.

5-

LIMITEURS DE SURTENSION Leur rôle est de protéger en tête l’installation en limitant l’amplitude des surtensions liées à des défauts. Ces appareils sont généralement utilisés en circuit IT. Ils n’ont pas été conçus spécifiquement pour une protection contre la foudre.

6-

PARAFOUDRES ET PARASURTENSEURS Leur rôle est de limiter les surtensions transitoires à des valeurs non dangereuses pour le matériel et d’évacuer les courants de décharge vers la terre. Leur efficacité est essentiellement due à leur rapidité de fonctionnement et à leur pouvoir de décharge. Différentes technologies peuvent être associées : diodes, varistances, filtres, éclateurs à air, éclateur à gaz, … Les tensions résiduelles doivent être adaptées au matériel basse tension alimenté : -

2,5 kV pour les équipements sans dispositifs électroniques 1,5 kV pour les équipements électroniques 0,8 kV pour les matériels électroniques sensibles

Et valeur encore plus faibles pour les matériels de télécommunications. Les installations BT peuvent comporter deux parafoudres en cascade : -

le premier au plus près de la source d’alimentation (parasurtenseur primaire) dissipe la plus grande partie de l’énergie due aux effets de la foudre

- le second de calibre plus faible près de l’utilisation (parasurtenseur secondaire) dissipe l’éventuelle surtension résiduelle Les parafoudres-parasurtenseurs doivent répondre à des règles précises de mise en œuvre.

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Exemple d’architecture classique d’une installation protégée par des parafoudres mettant en évidence des parafoudres en cascade dans le but d’une meilleure implantation des équipements

Tension résiduelle 2,5 kV

Parafoudre

Matériel électrotechnique

Tension résiduelle 1,5 kV

Parafoudre

Matériel électronique

Tension résiduelle 0,8 kV

Matériel électronique très sensible

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D SEC 3102 A

Parafoudre

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7-

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PARATONNERRES Le principe de la protection primaire consiste à capter la foudre avec un paratonnerre situé sur le sommet des bâtiments, de canaliser et d’évacuer l’énergie vers la terre. “Il faut offrir au courant un chemin conducteur aussi direct que possible … la foudre est un personnage important, auquel on ne résiste pas sans danger, mais qui se laisse diriger assez docilement quand on se plie à ses désirs …” (P.G. Laurent 1958). Le rôle des paratonnerres est de protéger les bâtiments contre les impacts directs de la foudre. On distingue trois types de paratonnerres : -

les paratonnerres à “tiges” les paratonnerres à “cages maillées” les paratonnerres à “fils tendus”

a - Paratonnerres à “tige”

D SEC 3103 A

Foudre

Les paratonnerres sont constitués de tiges métalliques placées en partie supérieure du bâtiment. L’énergie est écoulée vers la terre au travers d’une descente verticale aussi courte et rectiligne que possible.

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b - Paratonnerres à “cages maillées”

D SEC 3103 B

Foudre

Ce type de paratonnerres, inspiré de la “cage de Faraday” consiste à réaliser un maillage à intervalles réguliers et quadrillant le bâtiment. Les conducteurs peuvent être équipés de pointes courtes (pointes de choc de 35 à 50 cm) sur la périphérie supérieure et les parties saillantes du bâtiment. Chaque conducteur de descente est relié à une prise de terre. Ce dispositif apporte en plus une protection contre les effets indirects de la foudre. c - Paratonnerres à “fils tendus”

D SEC 3104 A

Câbles de garde

Le système est constitué d’un ou de plusieurs fils conducteurs tendus au-dessus des installations à protéger. L’installation de fils tendus nécessite une étude particulière tenant compte notamment de la tenue mécanique, de la nature de l’installation, des distances d’isolement, etc. Les principales applications sont : -

la protection des lignes aériennes (fils de garde) la protection de zones de stockage en plein air de matières dangereuses et/ou explosives la protection des cuves de produits inflammables à toit flottant ou à ciel ouvert

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8-

LES PRISES DE TERRE Par prises de terre, on désigne de façon générale, les parties conductrices enfouies dans le sol et qui sont en liaison électrique avec le terrain. Par “terre”, on désigne les éléments qui composent le terrain (argile, humus, sable, gravier, …). “Mettre à la terre”, signifie de façon tout à fait générale, établir une liaison électriquement conductrice entre un matériau conducteur et la terre. Le rôle des prises de terre associé au maillage des masses peut prendre deux aspects principaux : -

statique : fixer un potentiel invariable des appareils ou des éléments conducteurs

- dynamique : écouler à la terre des courants de nature et d’intensité diverses pouvant atteindre des valeurs extrêmes (coup de foudre par exemple) La norme NFC 17-100 fixe une valeur maximale de la résistance de la prise de terre à dix ohm mais cette valeur n’est guère significative pour l’écoulement des courants de choc. a - Conditions spéciales à l’écoulement des coups de foudre Il faut offrir au courant de foudre un chemin aussi direct que possible. Les conducteurs de descentes ont pour rôle de guider le courant de foudre à la terre. Chaque conducteur de descente est relié à une prise de terre. Toutes les prises de terre sont reliées entre elles. Les prises de terre sont constituées différemment suivant le paratonnerre utilisé : - pour un paratonnerre à tige, les prises de terre sont constituées pour chaque conducteur de descente : • soit par des conducteurs disposés en patte d’oie de grandes dimensions, par exemple trois conducteurs de 7 à 8 m de longueur, enfouis horizontalement à au moins 60 cm de profondeur • soit par un ensemble de trois piquets verticaux de 2 m reliés entre eux et disposés aux sommets d’un triangle équilatéral de 2 m de côté environ - pour un paratonnerre à cage maillée, les prises de terre sont constituées pour chaque conducteur de descente : • soit par des conducteurs disposés en patte d’oie de faibles dimensions, par exemple trois conducteurs de 2 à 3 m de longueur, enfouis horizontalement à au moins 60 cm de profondeur • soit par un ensemble de deux piquets verticaux de 2 m reliés entre eux et distants d’au moins 2 m Les prises de terre sont constituées par des conducteurs de même nature et de même section que les conducteurs de descente. Les connexions sont réalisées de préférence selon un procédé de liaison moléculaire (aluminothermique).

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b - Amélioration des prises de terre Lorsque la résistivité élevée du terrain ne permet pas d’obtenir avec les dispositions habituelles, une résistance de la prise de terre inférieure à 10 ohms, les dispositions complémentaires suivantes peuvent être appliquées : -

ajouter des piquets de terre aux pattes d’oie ou piquets déjà en place

-

multiplier le nombre de prises de terre en les interconnectant

- rapporter autour des conducteurs de terre un matériau de moindre résistivité (terre végétale, argile, …) -

appliquer des traitements qui permettent une diminution de l’impédance

Ainsi, dans les sols de résistivité élevée, il est possible d’améliorer chimiquement la conductibilité du sol : -

adjonction de sel (préférer un sulfate de cuivre au chlorure de sodium pouvant corroder l’électrode) Les sels sont déposés dans une tranchée circulaire autour de la tête du piquet (profondeur 25 à 30 cm) puis arrosés pour imprégner le terrain. Cette solution est peu coûteuse, bien que nécessitant l’utilisation de plusieurs kilos de sel, mais doit être périodiquement renouvelée afin de compenser la perte du sel entraîné par les eaux d’infiltration, ainsi cette méthode n’est pas à recommander

- adjonction de sel métallique sous forme de gel insoluble (combinaison de deux solutions chimiques formant un composé colloïdal stable) Cette solution peut durer plusieurs années et est peu sensible à la sécheresse. La quantité nécessaire est beaucoup plus faible que pour les sels solubles. - une autre possibilité peut consister à noyer une grille de terre de plusieurs m2 entre deux lits de matériaux dont la composition est la suivante : • 80 % de bentonite et 20 % de charbon actif ; mélanger ces deux matières à sec en poudre avant mise en œuvre ; imbiber d’eau par temps sec le lit ainsi constitué ; reboucher avec la terre de la tranchée • la bentonite forme avec l’humidité un gel qui retient une grande quantité d’eau : même par temps sec, on obtient une prise de terre acceptable

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS

C6

STRUCTURE DE LA MATIÈRE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - ÉLÉMENTS - ATOMES - SYMBOLES DES ATOMES ............................................................. 1 1 2 -

Éléments chimiques .....................................................................................................................1 Atomes Symboles des atomes.................................................................................................... 1

II - MOLES D’ATOMES - MASSE ATOMIQUE............................................................................... 2 1 2 -

Moles d’atomes ............................................................................................................................ 2 Masse atomique ...........................................................................................................................2

III - STRUCTURE ET CLASSIFICATION DES ATOMES................................................................ 4 1 2 3 -

Constitution des atomes ...............................................................................................................4 Représentation symbolique des atomes ...................................................................................... 4 Classification des atomes.............................................................................................................8

IV - REPRÉSENTATION SYMBOLIQUE DES MOLÉCULES - FORMULE DE LA MOLÉCULE .. 11 1 2 -

Corps purs simples - Corps purs composés ..............................................................................11 Formule de la molécule .............................................................................................................. 13

V - MOLE - MASSE MOLAIRE ..................................................................................................... 14 VI - VOLUME MOLAIRE ................................................................................................................ 16 VII - STRUCTURE DISCONTINUE DE LA MATIÈRE À L’ÉCHELLE MOLÉCULAIRE .................. 18 1 2 3 -

Structure des gaz .......................................................................................................................18 Structure des liquides .................................................................................................................18 Structure des solides.................................................................................................................. 19

V - CORPS PURS À STRUCTURE NON MOLÉCULAIRE : FORMULE DE COMPOSITION ..... 20

BA CHG - 02208_A_F - Rév. 2

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13/07/2005

-1/A

1

I-

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ÉLÉMENTS - ATOMES - SYMBOLES DES ATOMES 1-

ÉLÉMENTS CHIMIQUES La matière se présente à l’état de solide, de liquide ou de gaz, et est constituée d’un nombre infini de composés chimiques différents. Ceux-ci toutefois ne sont formés qu’à partir d’une centaine d’éléments chimiques de base dont les nombreuses possibilités de combinaison conduisent à cette immense variété de produits chimiques naturels ou synthétiques qui existent dans le monde. Les éléments chimiques les plus répandus sur la terre sont par ordre décroissant d’importance : l’oxygène (49 % masse), le silicium (26 % masse), l’aluminium (7,5 % masse). Avec 0,08 % le carbone élément de base de la chimie des êtres vivants n’apparaît qu’en quatorzième position. Le même élément peut rentrer dans la composition de corps extrêmement différents. Ainsi, l’élément carbone est commun au charbon, au gaz carbonique, au sucre, à l‘alcool, au caoutchouc, aux protéines ... de même l’élément oxygène est présent dans l’eau, la silice (sable), le calcaire, l’acide acétique (vinaigre), l’aspirine, ...

2-

ATOMES - SYMBOLES DES ATOMES À chaque élément correspond une ou plusieurs particules élémentaires que l’on appelle ATOMES. Les atomes sont les plus petites particules matérielles qui puissent être obtenues par fractionnement ou décomposition chimique d’une substance. Leur taille est infiniment petite : -

le diamètre des atomes est de l’ordre de l’Angström (1 Å = 10–10 m), le plus petit, il s’agit de l’atome d’hydrogène, a un diamètre de 0,37 Å.

- la masse des atomes est également très faible, celle de l’atome de carbone par exemple est de 2.10–23 g. Aucune balance aussi précise et sensible qu’elle soit n’est capable de mesurer une masse aussi faible. Pour plus de commodité, on fait correspondre à chaque atome un symbole qui est le plus souvent l’initiale ou les 2 premières lettres du nom de l’élément. Le tableau ci-après donne les symboles chimiques des éléments les plus répandus. Nom de l’élément Aluminium Argent Argon Azote (nitrogène) Baryum Brome Calcium Carbone Chlore Cuivre Étain (stannum) Fer Fluor Hélium Hydrogène

Symbole

Nom de l’élément

Symbole

Al Ag Ar ou A N Ba Br Ca C Cl Cu Sn Fe F He H

Magnésium Mercure (hydrargyrum) Nickel Or (aurum) Oxygène Phosphore Platine Plomb Potassium (kalium) Silicium Sodium (natrium) Soufre Tungstène (wolfram) Zinc

Mg Hg Ni Au O P Pt Pb K Si Na S W Zn

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II -

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MOLES D’ATOMES - MASSE ATOMIQUE 1-

MOLES D’ATOMES Les atomes sont si petits qu’il est difficile de raisonner à leur échelle, ainsi : 1 kg de fer est constitué de 1025 atomes 1 clou en fer de 6 1022 atomes et 1 poussière (obtenue en limant un clou) d’environ 1017 atomes Ces chiffres ne sont pas pratiques ; aussi pour plus de commodité, on compte les atomes par groupes. Comme unité de comptage de la taille des groupes il a été convenu de choisir un nombre N = 6,02.1023, soit six cent deux mille milliards de milliards. (602.000.000.000.000.000.000.000). Ce nombre N est appelé Nombre d’Avogadro permet de définir la mole qui est, par définition, un groupe de N particules. 1 MOLE D’ATOMES = 6,02 10 23 ATOMES avec cette notation : -

2-

1 kg de fer est constitué de 17,9 moles d’atomes de fer 1 clou de 0,1 mole 1 poussière de 0,10.10–6 mole

MASSE ATOMIQUE Chaque atome ayant une masse unitaire différente, la masse de 1 mole d’atomes dépend bien sûr de l’élément considéré ; cette masse est appelée masse atomique. Pour le carbone de symbole C : Masse de N atomes de carbone = Masse atomique du carbone = 12 grammes ou encore plus simplement

C = 12 g/mol Le tableau ci-dessous donne les masses atomiques correspondant aux principaux éléments.

Nom de l’élément Aluminium Argent Argon Azote (nitrogène) Baryum Brome Calcium Carbone Chlore Cuivre Étain (stannum) Fer Fluor Hélium Hydrogène

Symbole Al Ag Ar ou A N Ba Br Ca C Cl Cu Sn Fe F He H

Masse atomique (en g/mol)

137,3

35,5 63,5 118,7

27 108 40 14 80 40 12

56 19 4 1

Nom de l’élément Magnésium Mercure (hydrargyrum) Nickel Or (aurum) Oxygène Phosphore Platine Plomb Potassium (kalium) Silicium Sodium (natrium) Soufre Tungstène (wolfram) Zinc

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Symbole Mg Hg Ni Au O P Pt Pb K Si Na S W Zn

Masse atomique (en g/mol) 24,3 200,6 58,7 197 16 31 195 207 39,1 28,1 23 32 184 65,4

3

C 6 -1/A

Application Déterminer le nombre de moles et d’atomes d’or présents dans un bijou de 20 g : -

masse atomique de l’or

=

g/mol

-

nombre de moles d’or

=

moles

-

nombre d’atomes d’or

=

atomes

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III - STRUCTURE ET CLASSIFICATION DES ATOMES 1-

CONSTITUTION DES ATOMES L’atome est constitué d’un noyau de dimension très faible par rapport à celle de l’atome et d’un ou de plusieurs électrons qui “gravitent” autour du noyau. Le noyau qui concentre la majeure partie de la masse de l’atome est formé lui-même par l’assemblage d’un certain nombre de neutrons et de protons. Les caractéristiques des particules élémentaires constituant les atomes sont les suivantes : - les électrons sont des particules de masse négligeable (9,1 × 10–31 kg) par rapport à celle de l’atome et chargés d’électricité négative. Cette charge électrique n’est pas quelconque, elle a une valeur bien déterminée (– 1,6 × 10–19 Coulomb), on l’appelle charge élémentaire et comme elle est négative on la note : – e -

les protons sont des particules chargées d’électricité positive. Chaque proton porte une charge élémentaire (+ 1,6 × 10–19 Coulomb) d’électricité positive : + e La masse d’un proton est appelée masse élémentaire.

- les neutrons sont des particules de masse presque égale à celle des protons, mais ne portant aucune charge électrique (d’où leur nom de neutrons). SI UN NOYAU EST FORME DE et de

N neutrons Z protons

- la MASSE du NOYAU et donc LA MASSE de l’ATOME si l’on néglige la masse des électrons est : Masse de l’atome = A = (N + Z) fois la masse élémentaire -

la CHARGE du NOYAU est : Charge du noyau = Z fois la charge élémentaire = + Ze

- le NOMBRE D’éLECTRONS est égal au nombre Z de protons car les atomes sont électriquement neutres. La charge des électrons est – Ze. Z EST LE NUMÉRO ATOMIQUE, il indique le nombre égal de protons et d’électrons possédés par l’atome.

2-

REPRÉSENTATION SYMBOLIQUE DES ATOMES On utilise ici la représentation simplifiée de l’atome dû à BOHR dans laquelle on assimile le mouvement des électrons à une rotation autour du noyau central. Cette représentation ne peut être faite à l’échelle. En effet, si le diamètre des atomes (diamètre qui dépend de leur nature) varie de moins de un à quelques angströms, le diamètre du noyau est environ 10 000 fois plus petit et celui de l’électron 100 000 fois plus petit. Chaque atome est représenté par un noyau autour duquel, sur plusieurs orbites, gravitent des électrons. Les exemples de l’atome d’hydrogène et l’atome de carbone permettent d’illustrer cette représentation.

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1 électron noyau : 1 proton

H

D CH 001 A

L’hydrogène est le plus simple des atomes. Son noyau ne renferme pas de neutron, mais un seul proton. Autour de ce proton gravite un électron.

Numéro atomique : Z = 1 Masse atomique : Z + N = 1 + 0 = 1

L’atome de carbone est représenté ci-dessous. Son noyau est composé de 6 protons et 6 neutrons. On remarque que les électrons gravitant autour du noyau se répartissent cette fois en 2 couches concentriques, la plus proche du noyau ne portant que 2 électrons.

6 électrons : 1° couche : 2 électrons 2° couche : 4 électrons

noyau : 6 protons 6 neutrons

D CH 002 A

C

Numéro atomique : Z = 6 Masse atomique : Z + N = 12

On a l’habitude de décrire un atome en indiquant son symbole précédé de 2 nombres placés l’un au12 dessus de l’autre qui définissent sa structure. Ainsi pour le carbone on écrit 6 C ce qui signifie :

6

Nombre de masse = nombre de protons + nombre de neutrons

C Numéro atomique = nombre de protons ou d'électrons

L’atome d’hydrogène se décrit par :

1 1

H

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D CH 2098 A

12

6

C 6 -1/A

Application Structure de l’atome d’hydrogène

16 8

O

Numéro atomique Nombre de protons Nombre d’électrons Nombre de neutrons Masse atomique

D’autres exemples de structures atomiques sont regroupés dans le tableau de la page suivante. On constate, en examinant les structures des différents atomes que les électrons se répartissent autour du noyau sur des couches électroniques successives : - la première couche peut contenir au maximum deux électrons ce qui correspond à 2 éléments différents : H et He. - la deuxième couche, elle, peut contenir 8 électrons au maximum, ainsi que les suivantes (dans la réalité à partir de la 3ème couche il y a plusieurs sous-couches, c’est alors la souscouche principale qui ne peut contenir que 8 électrons). On remarque également que sur une même couche contenant plus de 4 électrons, les électrons supplémentaires se groupent deux par deux pour former des paires ou “doublets”. Lorsque sur une couche un électron isolé n’entre pas dans la constitution d’une paire il est appelé “électron célibataire” ou “singlet”. LA RÉPARTITION DES ÉLECTRONS SUR LES DIFFÉRENTES COUCHES EST FONDAMENTALE CAR ELLE CONDITIONNE LA FAÇON DONT S’ASSEMBLENT LES ATOMES ENTRE EUX AINSI QUE LES PROPRIÉTÉS CHIMIQUES DES CORPS PURS. Il existe des éléments portant le même numéro atomique, possédant donc le même nombre d’électrons et de protons, mais dont le noyau contient un nombre de neutrons différent. Ce sont des ISOTOPES qui diffèrent par leur masse atomique.

02208_A_F

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POTASSIUM

SODIUM

LITHIUM

HYDROGENE

I

K

Na

39 19

23 11

Li

H

7 3

1 1

CALCIUM

MAGNESIUM

BERYLLIUM

II

Ca

Mg

Be

40 20

24 12

9 4 ALUMINIUM

BORE

III

27 13

11 5

Al

B

GERMANIUM

SILICIUM

CARBONE

IV

72 32

Si

C

Ge

28 14

12 6

ARSENIC

PHOSPHORE

AZOTE

V

75 33

P

N

As

31 15

14 7 SOUFRE

OXYGENE

VI

CLASSIFICATION PÉRIODIQUE DES ÉLÉMENTS

32 16

16 8

S

O

02208_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training IODE

BROME

CHLORE

FLUOR

VII

l

Br

Cl

F

127 53

80 35

35 17

19 9

XENON

KRYPTON

ARGON

NEON

HELIUM

VIII

75 54

Kr

A

Xe

84 36

40 18

Ne

He

20 10

4 2

7

C 6 -1/A

8

C 6 -1/A

Le carbone (Z = 6) a ainsi 3 isotopes. Le noyau de l’atome de carbone qui compte 6 protons peut contenir 6, 7 ou 8 neutrons :

12 6

C

;

13 6

;

C

14 6

C

Selon le cas on parle aussi de carbone 12, 13 ou 14. L’hydrogène (Z = 1) a un isotope dont le noyau contient un neutron : le deutérium.

1 1

H

2

(hydrogène) ;

1

H

(deutérium)

L’uranium (Z = 92) possède les isotopes suivants :

234 92

U

;

235 92

U

;

238 92

U

Il existe environ 300 isotopes naturels différents qui sont inégalement répartis. Les isotopes d’un même élément possèdent le même numéro atomique et ont en conséquence des propriétés chimiques similaires.

3-

CLASSIFICATION DES ATOMES Si l’on ne considère que les électrons gravitant autour du noyau, on peut classer les éléments par nombre croissant d’électrons de 1 (hydrogène) à 103 (Lawrencium). Sur la base des propriétés chimiques des corps simples, Mendeleiev en 1869 a placé ces 103 éléments dans un tableau connu sous le nom de classification périodique des éléments. Dans ce tableau les éléments sont classés en fonction de leur numéro atomique et de telle sorte que dans une colonne verticale on trouve des atomes possédant une même configuration électronique sur leur couche extérieure. Tous les éléments de la 1ère colonne située au-dessous de l’hydrogène, possèdent 1 seul électron sur leur couche externe ; ils constituent la famille des Métaux alcalins (lithium, sodium, potassium). Les éléments de la 2ème colonne possèdent 2 électrons sur leur couche externe : ce sont les alcalino-terreux (béryllium, magnésium, calcium). Les éléments de la 7ème colonne contenant 7 électrons sur leur dernière couche sont connus sous le nom d’halogènes (fluor, chlore, brome, iode)

02208_A_F

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9

C 6 -1/A

La colonne située la plus à droite regroupe des éléments possédant une couche électronique externe saturée :

Hélium

He

He

D CH 004 B

4 2

20 Néon

Ne

Ne

10

D CH 005 B

1ère couche saturée (2 électrons)

40 Argon

Ar

Ar

18

D CH 006 B

2ème couche saturée (8 électrons)

3ème couche comportant également 8 électrons Ces éléments (Hélium, Néon, Argon, Krypton, Xénon), sont appelés gaz rares ou gaz inertes. En effet, il est très difficile de les faire réagir avec d’autres composés. C’est la saturation des couches électroniques externes qui confère à ces éléments une très grande stabilité chimique. Ceci explique également que ces éléments existent à l’état de GAZ MONOATOMIQUES.

1 H

1

H

D CH 007 B

Ce n’est pas le cas des autres atomes. Prenons un exemple simple : celui de l’atome d’hydrogène, seul il n’est pas stable. Sa structure est la suivante :

Sa couche électronique externe n’est, en effet, pas saturée, elle ne contient qu’un seul électron ; pour pouvoir exister à l’état stable il devra acquérir la configuration électronique d’un gaz inerte, en s'associant avec d’autres atomes.

02208_A_F

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Tableau périodique des éléments

02208_A_F

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7

6

5

4

3

2

1

26

28

IB

II B

III B

IV B VB

VI B

VII B

O

Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe

22

23

24

25

27

29 30

47

Cuivre

48

Zinc

49

Gallium

72

73

74

Molybdène

75

Technétium

76

Ruthénium

77

Rhodium

88

87

89

Lanthane

Francium

Radium

Actinium

Fr Ra Ac

Barium

Césium

Hafnium

33

18

Néon

Ne

Chlore

35

34

36

Argon

Cl Ar

17

Fluor

F

9

Soufre

S

16

Oxygène

O

8

59

Tungstène

60

Rhénium

61

Osmium

62

Iridium

63

Platine

Pt

78

Palladium

80

Cadmium

81

Indium

52

Sélénium

82

Étain

83

Antimoine

84

Tellure

Sn Sb Te

51

Arsenic

85

Iode

I

53

Brome

86

Xénon

Xe

54

Krypton

64

Or

65

Mercure

66

Thallium

67

Plomb

68

Bismuth

69

Polonium

70

Astate

71

Radon

Au Hg Tl Pb Bi Po At Rn

79

Argent

50

Germanium

91

90

Thorium

Protactinium

Th Pa

Praséodyme

Cérium

93

Prométhium

94

Samarium

95

Europium

96

Gadllinium

97

Terbium

98

Dysprosium

99

Holmium

100

Erbium

Ytterbium

102

Thulium

101

103

Lutécium

Uranium

Neptunium

Plutonium

Américium

Curium

Berkélium

Californium

Einsteinium

Fermium

Mendélévium

Nobélium

Lawrencium

U Np Pu Am Cm Bk Cf Es Fm Md No Lr

92

Néodyme

Ce Pr Nd Pm Sm Eu Gd Tb Dy Ho Er Tm Yb Lu

58

Tantale

Cs Ba La Hf Ta W Re Os Ir

57

Niobium

56

46

Nickel

55

45

Cobalt

Zr Nb Mo Tc Ru Rh Pd Ag Cd In

44

Fer

Zirconium

43

Manganèse

Y

42

Chrome

Yttrium

41

32

Phosphore

P

15

Azote

N

7

Cr Mn Fe Co Ni Cu Zn Ga Ge As Se Br Kr

Strontium

40

V Vanadium

Rubidium

39

Titane

Rb Sr

38

37

Scandium

Ca Sc Ti

Calcium

K

Potassium

31

20

19

21

Si Silicium

Al Aluminium

14

Magnésium

13

Carbone

C

6

Sodium

12

11

Bore

B

5

Na Mg

Béryllium

Lithium

Li Be

4

10

VIII

Groupe

3

VII A

Hélium

VI A

He

VA

H

IV A

Hydrogène

III A 2

II A

1

IA

Periodes Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe Groupe

10

C 6 -1/A

D CH 008 A

11

C 6 -1/A

IV - REPRÉSENTATION SYMBOLIQUE DES MOLÉCULES - FORMULE DE LA MOLÉCULE L’examen de la structure de la plupart des gaz et des liquides montre qu’ils sont formés de groupements d’atomes appelés molécules. On dit qu’ils ont une structure moléculaire. Une molécule est constituée d’un assemblage de deux ou plusieurs atomes liés entre eux. Ces liaisons dont la nature sera explicitée plus loin, permettent une infinité de possibilités de combinaison des atomes entre eux. S’il n’existe qu’une centaine d’éléments différents on conçoit que l’on puisse trouver un nombre quasiment illimité de molécules naturelles ou synthétiques.

Les corps purs ne sont constitués que d’une seule sorte de molécule, c’est la nature même de cette molécule qui confère au corps considéré toute ses propriétés physico-chimiques. On peut représenter schématiquement des molécules en symbolisant l’atome par un cercle à l’intérieur duquel figure son symbole chimique et les liaisons entre atomes au sein de la molécule par un trait reliant 2 atomes.

1-

CORPS PURS SIMPLES - CORPS PURS COMPOSÉS Lorsque la molécule d’un corps pur est formée d’atomes identiques, on dit qu’il s’agit d’un corps simple ; c’est par exemple le cas de l’hydrogène dont les molécules sont constituées de deux atomes d’hydrogène:

H

D CH 009 A

H 0,74 Å

Cette molécule diatomique est aussi parfois dénommée dihydrogène.

O

O 1,20 Å

N

N

Cl

1,09 Å

02208_A_F

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Cl 1,99 Å

D CH 010 A

De la même manière, les corps simples que sont l’oxygène, l’azote, le chlore, existent à l’état de molécules diatomiques dont les caractéristiques sont représentées ci-dessous. On peut observer les tailles différentes des atomes et les différences existant dans la longueur des liaisons.

12

C 6 -1/A

Lorsque les atomes constitutifs de la molécule sont différents, on dit qu’il s’agit d’un corps composé. C’est le cas de l’eau dont les molécules triatomiques sont formées de 2 atomes d’hydrogène et d’un atome d’oxygène.

0,9

6Å

O H

D CH 011 A

H 104,5°

Les deux atomes d’hydrogène sont liés à l’atome d’oxygène de telle sorte que l’angle des liaisons O–H soit de 104,5°. La molécule de gaz carbonique est constituée d’un atome de carbone lié à 2 atomes d’oxygène.

C

O D CH 013 A

O 1,15 Å

Contrairement à la molécule d’eau, cette molécule est linéaire, les 2 liaisons étant dans le prolongement l’une de l’autre. La molécule d’ammoniac est composée d’un atome d’azote lié à 3 atomes d’hydrogène. On remarque par ailleurs la structure tétraédrique de la molécule, l’atome d’azote occupe un des sommets, les 3 atomes d’hydrogène les trois autres sommets constituants la base du tétraèdre. L’angle constant entre deux liaisons N–H voisines est de 107°.

N °

H

H H

5Å

1,6

02208_A_F

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D CH 012 A

107

13

C 6 -1/A

La molécule de méthane est de structure tétraédrique, les 4 atomes d’hydrogène occupent les sommets, l’atome de carbone en occupe le centre.

H

9Å

8°

,2 109

H

D CH 014 A

1,0

C

H

H

2-

FORMULE DE LA MOLÉCULE À chaque type de molécule, c’est-à-dire à chaque corps pur, on fait correspondre une formule. Cette formule est constituée à l’aide des symboles des atomes liés au sein de celle-ci. On écrit d’abord les symboles des atomes présents dans la molécule, puis on indique en indice par un chiffre le nombre d’atomes de chaque espèce. La molécule d’eau est formée de 2 atomes d’hydrogène et d’un atome d’oxygène. On écrit donc d'abord HO puis on affecte à H et O des indices 2 et 1 soit H2O1. En fait le chiffre 1 en indice est sousentendu. La formule de la molécule d’eau est : H 2O de même : formule de l’hydrogène formule de l’oxygène formule de l’azote formule du gaz carbonique formule de l’ammoniac formule du méthane

H2 O2 N2 CO 2 NH3 CH4

Inversement, la lecture de la formule d’une molécule d’un corps pur permet de connaître le nombre et la nature des atomes qui composent cette formule. La formule d’une molécule d’hydrogène sulfuré s’écrit H 2S. Il y a donc dans cette molécule 2 atomes d’hydrogène et un atome de soufre.

02208_A_F

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14

V-

C 6 -1/A

MOLE - MASSE MOLAIRE On sait déjà que le terme mole signifie groupe de N particules élémentaires identiques (N = 6,02 . 1023) et qu’une mole d’atome représente N atomes. Lorsqu’il s’agit d’un corps pur à structure moléculaire, la particule élémentaire qui le constitue est la molécule. Une mole de corps pur représente donc N molécules sans qu’il soit nécessaire de préciser “mole de molécules” expression qui serait assez lourde. Par contre, pour éviter les confusions, il faut préciser dans les autres cas de quelle particule élémentaire il s’agit. Ainsi, par exemple, une mole d’atomes d’oxygène représente N atomes d’oxygène, une mole d’oxygène gazeux représente N molécules O2 (formées de 2 N atomes d’oxygène). On définit la masse molaire comme la masse d’une mole. Elle est égale à la somme des masses atomiques de tous les éléments constituant cette molécule. Les exemples suivants montrent la démarche de calcul des masses molaires :

- masse molaire de l’eau la formule de la molécule d’eau s’écrit H2O Une mole d’eau est donc formée de 2 moles d’atomes d’hydrogène et de 1 mole d’atomes d’oxygène. Sa masse molaire vaut donc : masse de 2 moles d’atomes d’hydrogène + masse de 1 mole d’atomes d’oxygène

=

2 x 1 g/mol

=

16 g/mol 18 g/mol

Masse molaire de l’eau H2O = 18 g/mol - masse molaire de l’oxygène la formule de l’oxygène s’écrit O2 soit : 2 x 16 g/mol = 32 g/mol - masse molaire de l’azote la formule de l’azote s’écrit N2 soit : 2 x 14 g/mol = 28 g/mol - masse molaire du méthane la formule du méthane s’écrit CH4 soit : 1 x 12 g/mol + 4 x 1 g/mol = 16 g/mol

02208_A_F

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15

C 6 -1/A

Application 1 Calcul de masses molaires Butane C4 H 10

Masse molaire du butane

g/mol

Soude NaOH

Masse molaire de la soude

g/mol

Acide sulfurique H2 SO4

Masse molaire de l’acide sulfurique

g/mol

Application 2 Déterminer le nombre de moles de soude par litre dans une solution de soude à 120 g/l. Concentration de la solution

mol/l

02208_A_F

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16

C 6 -1/A

VI - VOLUME MOLAIRE La loi des gaz parfaits exprime le fait que le comportement de gaz parfaits différents peut être traduit par une loi unique. Cette loi s’énonce par exemple de la manière suivante : “Des volumes égaux de gaz différents, pris dans les mêmes conditions de température et de pression, renferment le même nombre de molécules”. Une mole d’un gaz parfait quelconque ; puisqu’elle contient N molécules, occupe donc un même volume, appelé volume molaire, quelle que soit la nature du gaz. Ainsi, par exemple, une mole de gaz carbonique, soit 44 g de gaz carbonique, une mole de butane, soit 58 g de butane, une mole d’hydrogène, soit 2 g d’hydrogène, une mole d’oxygène, soit 32 g d’oxygène, toutes prises à l’état gazeux occupent la même volume lorsqu’elles sont placées dans les mêmes conditions de température et de pression. Cela suppose toutefois que ces différents composés gazeux se comportent comme des gaz parfaits ce qui est bien vérifié à basse pression. Le volume molaire dépend des conditions de température et de pression supportées par le gaz et peut être calculée de manière approchée par la loi des gaz parfaits. En particulier, dans les conditions normales

{

t = 0°C p = 1 atm

la volume molaire vaut : Vm = 22,414 l/mol

Les valeurs des masses et volumes molaires montrent que la mole constitue une unité petite pour s’appliquer aux quantités traitées dans le monde industriel. Cela explique que l’on utilise souvent la kilomole (kmol). 1 kmol = 1000 mol Les masses et volumes relatifs à la kilomole s’expriment par les mêmes nombres que ceux obtenus précédemment sous réserve de substituer les kg aux g et les m3 aux litres. Ainsi, par exemple, on sait que l’eau a une masse molaire : H 2O = 18 g/mol soit encore : H 2O = 18 kg/kmol Parallèlement, le volume molaire des gaz dans les conditions normales est : Vm = 22,4 m3 /kmol

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17

C 6 -1/A

Application 1 Calculer, dans les conditions normales, la masse de 1 litre de gaz carbonique CO2 et de 1 litre d’oxygène O2.

masse de 1 litre de CO2

g/l

masse de 1 litre d’O2

g/l

Application 2 Un compresseur d’hydrogène pur refoule dans des conditions de température et de pression où le volume molaire vaut 1 litre. Dans ces mêmes conditions le débit volumique est de 50 000 m3 /j. Calculer le débit molaire et le débit massique. débit molaire

=

=

mol/j

débit massique

=

=

kg/j

02208_A_F

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18

C 6 -1/A

VII - STRUCTURE DISCONTINUE DE LA MATIÈRE À L’ÉCHELLE MOLÉCULAIRE 1-

STRUCTURE DES GAZ Le schéma ci-dessous représente l’image grossie jusqu’au niveau moléculaire de l’air qui nous entoure. Si l’on s’intéresse à un cube d’air de 0,01 micromètre d’arête on rencontre statistiquement dans ce cube 25 molécules qui sont des molécules d’azote, d’oxygène, de gaz carbonique, d’eau, etc.

Conditions ambiantes

1 bar 20°C

25 molécules

D CH 253 A

0,01µ

Les molécules sont représentées sur le schéma par un point car leur taille est de l’ordre de 1/10000e de micromètre. Elles s’agitent et se déplacent dans le vide qui les entoure. La petitesse des molécules est illustrée par le fait qu’un litre d’air par exemple renferme dans les conditions ambiantes 25 mille milliards de milliards de molécules.

2-

STRUCTURE DES LIQUIDES En comparaison avec le cube d’air représenté précédemment, dans un cube d’eau liquide de même arête (0,01 micron), à température ambiante, il y a environ 33500 molécules d’eau, soit 1340 fois plus. Dans un liquide les molécules sont donc proches les unes des autres ainsi que le montre le schéma ciaprès. Ceci se traduit notamment pour un corps donné, par une masse volumique à l’état liquide du même ordre de grandeur qu’à l’état solide.

GAZ

surface libre

eau à l'état liquide

02208_A_F

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D CH 254 A

LIQUIDE

19

C 6 -1/A

Au sein d’un liquide, les molécules gardent une certaine liberté puisqu’un liquide s’écoule, c’est un fluide. Un liquide est toutefois quasi incompressible, ce qui signifie que les molécules déjà proches les unes des autres ne peuvent être rapprochées davantage. Chaque molécule est soumise à une faible agitation qui dépend de la température. Si on augmente celle-ci, l’agitation s’accroît ainsi que l’encombrement de chaque molécule. Globalement, cela se traduit par une augmentation du volume de liquide : c’est le phénomène de dilatation. Les forces de cohésion entre molécules existant à l’état liquide nécessitent pour être brisées une mise en agitation importante. Cela suppose : -

d’atteindre une température suffisante appelée température d’ébullition de fournir une certaine quantité d’énergie thermique appelée chaleur de vaporisation

Par ailleurs, ces mêmes forces de cohésion expliquent la surface libre présentée par un liquide quand il se trouve en présence d’un gaz et sont à la base des phénomènes de tension de vapeur.

3-

STRUCTURE DES SOLIDES De nombreux solides sont cristallisés. Certains échantillons se présentent sous la forme de cristaux ayant des formes géométriques régulières bien définies. Quelques solides présentent une structure moléculaire. Ainsi la glace ou la neige sont constituées par des molécules d’eau régulièrement distribuées dans l’espace formant un édifice rigide parfaitement cristallisé. De nombreuses matières plastiques, fibres synthétiques, caoutchouc sont également constitués de très grosses molécules (macromolécules) plus ou moins bien ordonnées dans l’espace les unes par rapport aux autres.

02208_A_F

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20

C 6 -1/A

VIII - CORPS PURS À STRUCTURE NON MOLÉCULAIRE : FORMULE DE COMPOSITION De nombreux corps purs solides ou liquides ne possèdent pas une structure moléculaire. Ainsi, les métaux ont une structure cristalline qui résulte d’un empilage régulier d’atomes ; on dit qu’ils possèdent une structure atomique. Le chlorure de sodium (sel de cuisine) est constitué par deux types de particules élémentaires chargées d’électricité (ions sodium et ions chlorures) sa structure est ionique. Quelle que soit la structure, on représente toujours par une formule l’unité élémentaire constituant un corps, et on appelle toujours mole un nombre N de ces unités. Ainsi, le chlorure de sodium est représenté par une formule : NaCl qui ne correspond en rien à une formule moléculaire (comme on l’a vu la molécule NaCl n’existe pas), il s’agit simplement d’une formule de composition signifiant qu’une mole de NaCl est une mole d’unité NaCl, elle est donc constituée de N atomes de sodium et de N atomes de chlore et sa masse molaire vaut : 23 + 35,5 = 58,5 g/mol

D CH 1551 A

Il existe de nombreux exemples de formules de composition. Ainsi l’oxyde d’aluminium ou alumine est notée Al2O 3 signifiant que 1 mole d’alumine est en moyenne composée de 2 moles d’aluminium et de 3 moles d’oxygène, la silice est notée SiO2, les oxydes de fer FeO, Fe2O3, …

02208_A_F

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS

C6

LIAISONS CHIMIQUES Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - LA LIAISON COVALENTE ........................................................................................................ 1 1 2 3 -

Établissement d’une liaison covalente.......................................................................................... 1 Valence d’un élément chimique ...................................................................................................2 Cas particulier des liaisons doubles et triples ..............................................................................4

II - POLARITÉ DE LA LIAISON COVALENTE - MOLÉCULES POLAIRES ................................... 6 1 2 3 -

Molécule polaire - Molécule apolaire............................................................................................ 6 Polarité d’une liaison covalente - Échelle d’électronégativité des éléments ................................ 6 Exemple de molécule polaire : l’eau.............................................................................................7

III - LA LIAISON IONIQUE............................................................................................................... 9 1 2 3 -

Exemple de liaison ionique...........................................................................................................9 Les différents ions : anions - cations.......................................................................................... 10 Structures ioniques.....................................................................................................................11

IV - RUPTURE DES LIAISONS CHIMIQUES ................................................................................ 12 1 2 3 -

Solution aqueuse - Ionisation .....................................................................................................12 Dissociation ionique de l’eau liquide .......................................................................................... 13 Radicaux .................................................................................................................................... 14

BA CHG - 02153_A_F - Rév. 1

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13/07/2005

-1/B

1

C 6 -1/B

On distingue plusieurs types de liaisons chimiques ; parmi lesquelles les liaisons covalentes, les liaisons covalentes polarisées et les liaisons ioniques.

I-

LA LIAISON COVALENTE 1-

ÉTABLISSEMENT D’UNE LIAISON COVALENTE Très répandue dans les structures moléculaires, la liaison covalente est matérialisée par la mise en commun d’électrons des atomes qui s’assemblent. Cette mise en commun n’est pas quelconque. Elle correspond pour chacun des atomes concernés à l’évolution vers une structure électronique stable correspondant à une saturation de leur couche externe. Ils acquièrent ainsi la configuration électronique stable d’un gaz inerte. Les exemples des molécules d’hydrogène, d’eau et de méthane illustrent ce comportement. 1ère exemple : la molécule d’hydrogène Cette molécule est composée de 2 atomes d’hydrogène composés chacun d’un noyau (1 proton) et d’un électron. Pour saturer leur couche externe à 2 électrons, les 2 atomes d’hydrogène mettent en commun leur électron et tout se passe comme si chacun de ces atomes dans la molécule en avait deux. Ils acquièrent ainsi la configuration électronique stable de l’hélium.

+

H

H

+

H

H

H

D CH 017 A

H

H2

La liaison ainsi créée entre les 2 atomes est constituée par la mise en commun d’un doublet électronique, chacun des atomes apportent 1 électron dans cette liaison. Elle est appelée liaison de covalence. On remarque que ce doublet n’appartient en propre à aucun des deux atomes, mais aux deux à la fois. Ceci signifie en particulier, que les deux électrons doivent être en mouvement autour des deux noyaux à la fois. 2ème exemple : la molécule H2O La molécule d’oxygène à 6 électrons sur sa couche externe et l’atome d’hydrogène n’en a qu’un. La saturation des couches externes exige 8 électrons dans un cas et 2 dans l’autre.

H

H

+

O

O

H

2H +

1O

H2O

D CH 018 A

2

Chaque atome d’hydrogène met en commun son électron avec l’atome d’oxygène qui en retour en offre un en commun avec chacun des atomes d’hydrogène. 02153_A_F

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2

C 6 -1/B

L’atome d’oxygène a donc 8 électrons sur sa couche externe maintenant saturée et il en est de même pour les atomes d’hydrogène avec 2 électrons sur leur couche externe. Tous trois ont donc acquis la configuration électronique d’un gaz rare. 3ème exemple : le méthane CH4 C a 6 électrons au total dont 4 sur sa couche externe. On voit donc que pour la saturer à 8 électrons, il lui faut mettre en commun 4 électrons avec des atomes d’hydrogène.

H

+

H

C

H

C

H

4 H

4H +

1C

CH4

D CH 019 A

1

En conclusion, lorsque deux atomes sont liés par une liaison covalente chaque atome fournit un électron, pour former un doublet électronique commun aux deux atomes. La recherche de la structure électronique d’un gaz rare limite les possibilités d’assemblage et fixe pour chaque atome, le nombre de liaisons pouvant être établies avec d’autres. Ces possibilités d’association sont définies par la valence.

2-

VALENCE D’UN ÉLÉMENT CHIMIQUE La valence est le nombre de liaisons covalentes qu’un atome peut établir avec d’autres atomes. Elle est égale au nombre des électrons de la couche externe qui doivent s’apparier pour que cette couche externe devienne saturée. Les exemples ci-après illustrent cette définition. Éléments monovalents (ou univalents) (valence = 1) H

Z=1

couche externe 1 électron

couche externe saturée à 2 électrons

valence = 2 – 1 = 1 électron à mettre en commun

Cl

Z = 17

couche externe 7 électrons

couche externe saturée à 8 électrons

valence = 8 – 7 = 1 électron à mettre en commun

Élément divalent (valence = 2) O

Z = 8 dont 6 sur la couche externe 8 – 6 = 2 électrons à mettre en commun

La divalence de l’atome d’oxygène est mise en évidence dans la molécule H2O.

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3

C 6 -1/B

Élément trivalent (valence = 3) N

Z = 7 dont 5 sur la couche externe 8 – 5 = 3 électrons à mettre en commun.

La tétravalence de l’atome d’azote est mise en évidence dans la molécule d’ammoniac NH 3. Élément tétravalent (valence = 4) C

Z = 6 dont 4 pour la couche externe 8 – 4 = 4 électrons à mettre en commun

La molécule simple CH4 fait apparaître la tétravalence de l’atome de carbone. La valence des différents atomes est illustrée par la représentation conventionnelle suivante :

H—

Cl —

—O—

—N— 

 —C—  Chaque tiret représente une liaison covalente. Cela conduit à la représentation de formules développées de molécules. Pour l’éthane C 2H 6 on a ainsi :

H H   H—C—C—H   H H

ou encore

CH3 – CH3

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4

3-

C 6 -1/B

CAS PARTICULIER DES LIAISONS DOUBLES ET TRIPLES Dans une même molécule, l’assemblage des atomes ne peut se faire que si leur valence est satisfaite. Il ne peut y avoir en effet d’électron non apparié. En conséquence chaque atome doit établir un nombre de liaisons covalentes égal à sa valence. Cette règle conduit à certains arrangements particuliers entre atomes comme notamment les liaisons doubles ou triples pouvant être mises en œuvre par les atomes de carbone. • Liaison double L’éthylène de formule C 2 H 4 possède la forme développée suivante dans laquelle chaque atome de carbone est lié à 2 atomes d’hydrogène.

H

H C

H

D CH 1683 A

C

H

Les atomes de carbone n’ont en conséquence que 3 valences saturées, mais ils possèdent encore chacun un électron. En mettant en commun cet électron ils vont créer une deuxième liaison conduisant à l’établissement d’une liaison covalente double entre les atomes de carbone.

H C

H

H

C

H C

H

CH2

C

H

H

CH2

D CH 1684 A

H

De cette manière, la valence 4 du carbone est respectée. • Liaison triple

H C

C

H

D CH 1685 A

Dans la molécule d’acétylène de formule C2H 2 les atomes de carbone n’ont que 2 valences saturées.

Chaque atome de carbone possède 2 électrons non appariés qui sont donc mis en commun pour former deux nouvelles liaisons.

H C

C

H

D CH 1686 A

Au total, 3 liaisons lient les deux atomes de carbone :

Triple liaison

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5

Application Donner la structure des molécules suivantes : -

azote N2

-

gaz carbonique

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C 6 -1/B

6

II -

C 6 -1/B

POLARITÉ DE LA LIAISON COVALENTE - MOLÉCULES POLAIRES 1-

MOLÉCULE POLAIRE - MOLÉCULE APOLAIRE Si l’on considère la molécule d’hydrogène H2 , le centre de gravité des 2 charges positives portées par les noyaux est confondu avec le centre de gravité des charges négatives des électrons autour de ceux-ci. Une telle molécule est dite apolaire. Il en est de même de la molécule de chlore Cl2 ou de méthane CH 4 . On constate dans certaines molécules que les centres de gravité des charges positives et négatives ne sont pas confondus. C’est le cas par exemple pour la molécule de gaz chlorhydrique HCl. La liaison de covalence chlore-hydrogène est, en effet, asymétrique. Le chlore attire préférentiellement vers lui les électrons du doublet de la liaison de covalence H — Cl. La molécule d’HCl, bien qu’électriquement neutre globalement, présente en conséquence une dissymétrie électrique : du côté de l’atome de chlore, il apparaît des charges négatives dues à la plus grande présence des électrons, du côté de l’atome d’hydrogène au contraire, on constate la présence de charges positives dues à l’éloignement des électrons. Il s’agit là d’une liaison de covalence polarisée. On dit que cette molécule est polaire (elle a un pôle + et un pôle –).

ou

H : Cl + – H δ — Clδ

doublet d’électrons est préférentiellement du côté de l’atome de chlore, donc molécule polaire

δ+ et δ– représentent des charges électriques partielles positives et négatives. Une molécule polaire crée dans son voisinage un champ électrique plus ou moins intense, ce qui lui confère des propriétés physiques et chimiques particulières.

2-

POLARITÉ D’UNE LIAISON COVALENTE - ÉCHELLE D’ÉLECTRONÉGATIVITÉ DES ÉLÉMENTS La polarité des liaisons covalentes dépend de la nature des différents éléments entrant dans la liaison covalente. Certains éléments attirent facilement les électrons : ils sont électronégatifs ; d’autres repoussent les électrons : ils sont électropositifs. PAULING a défini une échelle d’électronégativité des éléments fondée sur le fait que l’énergie dégagée par la combinaison de deux éléments est d’autant plus grande que leur différence d’électronégativité est plus grande. L’élément le plus électronégatif est le fluor, auquel on affecte arbitrairement une valeur d’électronégativité de 4. Le césium est le moins électronégatif ou le plus électropositif dans cette échelle, la valeur de son électronégativité est de 0,7. Les autres éléments sont classés par ordre d’électronégativité dans le tableau ci-après. Leur position dans la classification périodique est respectée dans ce classement. Le plus électropositif est situé en bas de la 1ère colonne (Cs : Césium), le plus électronégatif en haut de la 7ème colonne (F : Fluor). Les gaz rares n’apparaissent pas, car ils ne réagissent pas chimiquement.

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7

C 6 -1/B

TABLEAU D’ÉLECTRONÉGATIVITÉ DES ÉLÉMENTS

0

1

2

3

4

H 2.1 Li 1.0

Al 1.5

Mg 1.2

Na 0.9 K 0.8

Be 1.5

As 2.0 Sb 1.8

D CH 2039 A

N 3.0

C 2.5 P 2.1

Si 1.8

Ca 1.0

Rb 0.8 Cs 0.7

B 2.0

S 2.5 Se 2.4

Te 2.1

O 3.5

F 4.0

Cl 3.0 Br 2.8

I 2.4

Ba 0.9

ÉLECTRONÉGATIVITÉ

Le plus électropositif

Le plus électronégatif

Les pointillés rejoignent des éléments qui sont situés dans une même colonne du tableau périodique. L’examen de ce tableau montre bien que la liaison covalente dans H — Cl est polarisée (H : 2,1 Cl : 3,0).

3-

EXEMPLE DE MOLÉCULE POLAIRE : L’EAU Les deux liaisons O — H de la molécule d’eau H2O sont polarisées. En effet, la forte électronégativité de l’oxygène (H : 2,1 et O : 3,5) attire le doublet de la liaison et crée une dissymétrie électrique. Cela, joint à la forme triangulaire de la molécule, confère à la molécule d’eau un caractère polaire très marqué.

H δ+

H δ+

D CH 2047 A

2 δO

Cette dissymétrie électrique est la cause de nombreuses propriétés de l’eau. Ainsi, en phase liquide, les molécules s’associent fortement entre elles. Le côté négatif de l’une attire le côté positif d’une autre et ainsi de suite.

H O

O

H

O H

H

H O H

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D CH 2048 A

H

H

8

C 6 -1/B

De ce fait les propriétés physiques de l’eau liquide présentent des anomalies : valeur élevée de la température d’ébullition sous la pression normale (+ 100°C) comparée à celle du méthane (– 161,5°C) pour une masse molaire voisine, très forte chaleur de vaporisation indiquant de fortes interactions en phase liquide. Parallèlement, l’eau est un très bon solvant des composés ioniques alors qu’elle dissout plutôt mal les composés apolaires (forte solubilité du chlorure de sodium, faibles solubilités du méthane, de l’hydrogène, du chlore dans l’eau). On dit de ce fait que l’eau est un solvant polaire. Application Montrer que l’ammoniac liquide est un solvant polaire.

Montrer que les molécules d’alcool éthylique et de MTBE sont polaires.

CH3

CH2

O

H

CH3

C CH3

Alcool éthylique

O

CH3

D CH 1687 A

CH3

MTBE

Nota Ammoniac, alcools, éthers (MTBE, ETBE) sont des liquides polaires et ont donc une grande affinité pour l’eau. Cela justifie : -

l’utilisation de rideau d’eau, voire de pulvérisation d’eau sur une fuite d’ammoniac gazeux pour l’absorber

- l’utilisation d’émulseurs polyvalents dans les mousses (eau + émulseur + air) utilisée pour lutter contre l’incendie de liquides polaires En effet la mousse générée avec des émulseurs classiques, rapidement détruite par les liquides polaires, perd toute efficacité.

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9

C 6 -1/B

III - LA LIAISON IONIQUE 1-

EXEMPLE DE LIAISON IONIQUE La grande stabilité du chlorure de sodium solide (sel ordinaire), laisse à penser que les atomes de Na et de Cl sont unis fortement par une liaison chimique stable. Si on examine la place de ces deux éléments dans la classification périodique, on en déduit leur structure électronique :

Na

D CH 021 A

Cl

La couche périphérique de l’atome de sodium renferme 1 électron ; il possède donc un électron de trop pour que soit obtenue la structure du gaz rare voisin le Néon. On sait que d’autre part le sodium est très électropositif (Na : 0,9 selon l’échelle de Pauling) et qu’il repousse fortement de ce fait les charges électriques négatives. Il manque 1 électron au chlore pour obtenir la structure de l’argon, son électronégativité est de plus très marquée (Cl : 3,0). Dans les deux cas, la structure du gaz rare peut facilement être acquise par ces deux atomes. Il suffit que l’atome de chlore arrache un électron à l’atome de sodium. Le chlore a alors la structure à 18 électrons de l’argon ; le sodium celle à 10 électrons du Néon. 1eNa

D CH 021 B

Cl

Dans cette opération, les noyaux des atomes n’ont pas été affectés. Le noyau du sodium possède 11 protons et maintenant il est seulement entouré de 10 électrons. L’ensemble possède une charge positive excédentaire. C’est l’ion Na+ (ion sodium). Le chlore avec ses 17 protons et ses 18 électrons a une charge excédentaire négative. C’est l’ion Cl– (ion chlorure).

Cl

D CH 022 A

Na

Na+ ion sodium

Clion chlorure

11 protons 10 électrons

17 protons 18 électrons

Ces deux particules ne sont plus des atomes de sodium ou de chlore, leurs propriétés ont changé, ces ions sont plus stables que les atomes. 02153_A_F

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2-

C 6 -1/B

LES DIFFÉRENTS IONS : ANIONS - CATIONS D’une manière générale, on appelle ion tout atome ou groupe d’atomes qui a perdu ou gagné un ou plusieurs électrons. L’ionisation constitue pour des atomes un autre moyen que la liaison covalente pour acquérir une stabilité maximale.

H

D CH 023 A

Le plus simple des ions est le proton qui résulte du départ de l’électron de l’atome d’hydrogène, on le désigne par H+ H

H Atome d'hydrogène

H+ proton

Il existe deux sortes d’ions : - les cations sont des ions positifs résultant d’une perte d’électrons - les anions sont des ions négatifs formés par gain d’électrons On trouve ci-dessous un tableau dans lequel figurent les anions et les cations les plus souvent rencontrés.

ANIONS

CATIONS

Nom

Formule

Nom

ion fluorure ion chlorure ion hydroxyde ion sulfate ion nitrate ion carbonate ion bicarbonate ion sulfure

F– C l– OH – SO42– NO 3– CO 32– HCO3 – S2–

ion hydrogène ion sodium ion potassium ion calcium ion aluminium ion ferreux ion ferrique ion cuivrique ion ammonium

Formule H+ Na + K+ Ca 2+ Al3+ Fe 2+ Fe 3+ Cu 2+ NH4+

Dans l’ionisation, les ions sont fournis par perte ou par gain d’électrons. Ainsi, un élément électropositif cède facilement un ou plusieurs électrons et se transforme en un ion positif. Réciproquement, un élément électronégatif capte aisément un ou plusieurs électrons pour se transformer en ion négatif. La plupart des cations viennent d’atomes métalliques. Ces atomes en effet, perdent facilement leurs électrons (ils sont électropositifs selon la classification de Pauling). Ceci explique l’origine du courant électrique. Le courant électrique est, en effet, dû à un déplacement d’électrons. Les électrons périphériques des atomes métalliques passent très facilement d’un atome à un autre. On les appelle électrons libres. Cette propriété caractéristique explique pourquoi les métaux sont de bons conducteurs de l’électricité.

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11

3-

C 6 -1/B

STRUCTURES IONIQUES

D CH 024 A

Dans les composés ioniques à l’état solide les ions portant des charges électriques de signe contraire s’attirent. Ils forment un composé ionique cristallisé dans lequel les ions ne peuvent se mouvoir. Ainsi, à l’état solide, le cristal de chlorure de sodium est réalisé par un empilage compact et ordonné d’ions Na + et Cl– comme figuré ci-après.

Les centres des ions sont disposés régulièrement :

Na + CL -

Un tel cristal forme un ensemble très solide : il est maintenu par des forces électriques nombreuses. L’ordre ne pourra être détruit que très difficilement : la température de fusion du chlorure de sodium est voisine de 800°C. À l’état fondu, l’agitation des ions est suffisante pour que l’ordre ait disparu : les ions sont alors en mouvement et il n’existe aucune liaison entre eux. Il n’y a plus que des ions Na + et Cl– en nombres égaux et en désordre.

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12

C 6 -1/B

IV - RUPTURE DES LIAISONS CHIMIQUES Lors de réactions chimiques ou de réactions de dissolution, les liaisons chimiques précédemment décrites peuvent être rangées de différentes manières : -

1-

rupture de la liaison ionique par éloignement des ions d’un sel rupture dissymétrique de la liaison covalente produisant des ions rupture symétrique de liaisons covalentes donnant des radicaux “libres”

SOLUTION AQUEUSE - IONISATION Si l’on verse du chlorure de sodium dans de l’eau, il se dissout. On sait que la molécule d’eau est caractérisée par sa dissymétrie électrique (solvant polaire). En présence d’eau les ions Na+ du cristal attirent immédiatement les molécules d’eau par leur côté négatif, les ions Cl– attirent les molécules d’eau par leur côté positif. Ces dernières entourent les ions du cristal ce qui a pour effet d’éloigner les ions Na+ et Cl– et de réduire les forces d’attraction qui s’exerçaient à l’intérieur du solide ionique ; le cristal se disloque : il s dissout dans l’eau. Dans la solution aqueuse, les ions Na+ et Cl– restent entourés par des molécules d’eau ; ils sont hydratés. Une solution aqueuse de chlorure de sodium renferme donc à l’état désordonné : des ions Na + et Cl– hydratés en nombres égaux et des molécules d’eau. On sait que le gaz chlorhydrique HCl dont la molécule présente une liaison covalente polarisée, est très soluble dans l’eau. Cette dissolution s’accompagne d’un fort dégagement de chaleur, ce qui laisse à pense qu’il se produit une véritable réaction chimique entre l’eau et HCl. La solution chlorhydrique obtenue possède des propriétés très différentes du gaz chlorhydrique ; en particulier elle présente des propriétés acides que se manifeste par HCl gazeux. On peut interpréter ces faits de la façon suivante : sous l’action des molécules d’eau la molécule d’HCl a été brisée de façon dissymétrique. L’atome de chlore qui gagne un électron devient l’ion chlorure Cl– ; l’hydrogène qui a perdu son électron devient l’ion H+.

H

Cl

+

H

D CH 025 A

Cl

HCl Gaz chlorhydrique

Cl Ion chlorure

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+ H Ion proton

13

C 6 -1/B

Le mécanisme de cette dissociation est le suivant : une molécule d’eau arrache par son côté négatif à une molécule d’HCl son proton H +. En fait, le proton H+ se combine à l’un des doublets libres de l’atome d’oxygène de la molécule d’eau pour donner un ion H3O+ et il reste un ion Cl–. H H

+

O

Molécule d'eau

H

Cl

Molécule d'HCI dans l'eau

BASE (accepteur de proton)

+

H

O

Ion chlorure Cl

Ion hydronium + H 3O

ACIDE (donneur de proton)

Cl

D CH 026 B

H

H

Solution d'acide chlorhydrique

La solution aqueuse d’acide chlorhydrique contient donc en solution deux sortes d’ions H3 O+ et Cl– en désordre dans le liquide et isolés les uns des autres par des molécules d’eau. L’eau a ainsi dissocié la molécule d’HCl, il s’agit d’une véritable réaction chimique qui a donné naissance à des ions : on dit qu’un tel solvant est un solvant ionisant.

2-

DISSOCIATION IONIQUE DE L’EAU LIQUIDE Il arrive qu’au cours d’un choc entre deux molécules d’eau en phase liquide, il se forme des ions : l’une des molécules peut arracher à l’autre un proton H+. Les deux espèces résultantes ne sont plus neutres électriquement, ce sont des ions H3O+ et OH– . H

H

+

O

H

H

H

O

H

+

O

H

D CH 027 B

O

H

Molécule d'eau se comportant comme une base (fixe un proton)

Molécule d'eau se comportant comme un acide (cède un proton)

Ion hydronium + H 3O

Ion hydroxyde OH

Cette ionisation de l’eau est très faible. En effet, à 25°C il y a en moyenne un ion H3O+ et un ion OH– pour 55,5 × 107 molécules d’eau. Ce phénomène est toutefois très important ; il est à la base de toute la chimie des solutions.

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3-

C 6 -1/B

RADICAUX Dans certaines réactions chimiques comme les réactions de combustion, les molécules sont dissociées par rupture symétrique d’une liaison chimique covalente.

O

O

+

O

Radical O•

Molécule d'oxygène

D CH 018 A

Exemple de rupture de molécules

O

Radical O•

Chaque atome est séparé et reprend les électrons qu’il avait mis en commun avec l’autre atome. Autre exemple

H

H

H

H

C

C

H

+

H

D CH 028 C

H

H

Molécule de méthane CH4

Radical méthane Radical hydrogène CH•3

H•

La conséquence de cette rupture est la production d’atomes ou de molécules possédant un électron seul ou “célibataire”. Ces atomes ou molécules sont appelés RADICAUX. On les note avec un point • indiquant l’existence de l’électron célibataire. •

CH3 , H• , O •

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15

C 6 -1/B

Ces radicaux sont extrêmement instables et ont donc une durée de vie très brève. Ils sont néanmoins observables dans certaines réactions. Les radicaux peuvent être produits par divers phénomènes tels que : -

molécules instables température élevée rayons lumineux ou ultraviolets

Les réactions chimiques où ils interviennent sont dites des réactions radicalaires. Ces réactions radicalaires permettent d’expliquer : - les phénomènes de combustion - l’utilisation, comme moyens de lutte contre l’incendie, de poudre ou d’agents inhibiteurs gazeux : • C 3 F 7 H (nom commercial : FM 200) • CHF 3 (nom commercial : FE 13) • C 4 F 10 (nom commercial : CEA 410) - le principe de fonctionnement du matériel antidéflagrant (l’un des matériels électriques agréés pour l’atmosphère explosive : ATEX)

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I

C6

PRINCIPAUX CONSTITUANTS DES PRODUITS PÉTROLIERS

- COMPOSITION DES PÉTROLES BRUTS ............................................................................... 1

II - LES HYDROCARBURES .......................................................................................................... 2 1 - Familles d’hydrocarbures ...................................................................................................................2 2 - Les hydrocarbures saturés en chaînes, ou paraffines ........................................................................4 3 - Les hydrocarbures saturés comportant des cycles, ou naphtènes .................................................... 6 4 - Les hydrocarbures non saturés comportant des cycles benzéniques : les aromatiques ................... 8 5 - Les hydrocarbures non saturés comportant des doubles liaisons ou oléfines ................................. 11 6 - Composition des coupes pétrolières.................................................................................................12

III -

LES COMPOSÉS SULFURÉS ................................................................................................ 13 1 - L’hydrogène sulfuré H2S .................................................................................................................. 13 2 - Les mercaptans ................................................................................................................................ 13 3 - Les sulfures ...................................................................................................................................... 14 4 - Les composés thiocycliques .............................................................................................................14

IV -

COMPOSÉS OXYGÉNÉS, AZOTÉS ET ORGANOMÉTALLIQUES....................................... 15 PLANCHES Planche 1 : Planche 2 : Planche 3 : Planche 4 : Planche 5 : Planche 6 : Planche 7 : Planche 8 :

Les principales familles d’hydrocarbures Les hydrocarbures - Les n-paraffines Les hydrocarbures - Les isoparaffines Longueur des chaînes carbonées et intervalles de température d’ébullition des hydrocarbures composant les principaux produits pétroliers Les hydrocarbures : Les naphtènes Les hydrocarbures - Les aromatiques Les hydrocarbures - Les oléfines et dioléfines Propriétés de quelques composés sulfurés

BA CHO - 00002_E_F - Rév. 11

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05/04/2006

-2

C 6 -2

1

I-

COMPOSITION DES PÉTROLES BRUTS Les gaz naturels, les pétroles bruts, les coupes pétrolières, contiennent une très grande variété de composés chimiques qui sont constitués de deux éléments principaux : le carbone et l’hydrogène. On trouve également au sein de certains de ces composés d’autres éléments qui sont souvent considérés comme des impuretés : il s’agit du soufre, de l’azote, de l’oxygène et de certains métaux comme le Nickel et le Vanadium. Le tableau ci-après donne les valeurs habituellement observées pour la composition globale des pétroles bruts.

CARBONE HYDROGÈNE

84 à 87 % en masse 11 à 14 % en masse

SOUFRE OXYGÈNE AZOTE

0,04 à 6 % en masse 0,1 à 0,5 % en masse 0,1 à 1,5 % en masse

MÉTAUX

0,005 à 0,015 % en masse soit 50 à 150 g/t

Le Vanadium représente habituellement plus de 75 % de la teneur en métaux. Les pétroles bruts contiennent aussi des éléments étrangers non organiques comme l’eau, les sédiments, les sels minéraux.

Eau et Sédiments Sels minéraux

0,1 à 0,6 % volume 20 à 200 g/t

La classification habituellement adoptée pour distinguer les composés très variés présents dans les pétroles bruts est la suivante : -

les hydrocarbures sont constitués uniquement de carbone et d’hydrogène

-

les composés sulfurés, azotés, oxygénés contiennent du carbone, de l’hydrogène, et selon le cas du soufre, de l’azote et de l’oxygène Ils peuvent être également considérés comme des hydrocarbures renfermant des impuretés. De même les métaux éventuellement présents se trouvent combinés dans des composés complexes contenant carbone, hydrogène, soufre, azote, …

Au sein de chacune de ces deux classes, l’extrême facilité que possède l’atome de carbone de s’associer avec d’autres atomes conduit à une très grande diversité de composés chimiques que l’on peut toutefois regrouper dans des familles possédant des propriétés caractéristiques. Certaines de ces propriétés sont en relation avec l’utilisation des produits pétroliers et ont donc une incidence directe sur les traitements de raffinage.

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2

II -

LES HYDROCARBURES 1-

FAMILLES D’HYDROCARBURES La variété des hydrocarbures est due essentiellement à la capacité des atomes de carbone de s’assembler en de longues chaînes ce qui permet des combinaisons extrêmement diverses. L’assemblage des atomes de carbone associés à des atomes d’hydrogène se fait toutefois selon des règles bien précises : l’atome de CARBONE est tétravalent (valence = 4) ce qui signifie qu’il établit obligatoirement au sein des molécules quatre liaisons avec d’autres atomes. La représentation symbolique adoptée est la suivante dans le cas où il s’agit des 4 LIAISONS SIMPLES établies avec d’autres atomes.

ATOME de CARBONE tétravalent

C

D CH 118 A

•

Il peut s’agir également de DOUBLES LIAISONS établies avec un autre atome de carbone.

C

C

D CH 119 A

Double liaison carbone-carbone ou de TRIPLES LIAISONS Triple liaison carbone carbone

D CH 120 A

C C

Il existe également une structure particulière très répandue dans les hydrocarbures appelée cycle benzénique ou aromatique dans laquelle 6 atomes de carbone formant un cycle sont liés par l’équivalent de 3 liaisons simples et 3 liaisons doubles carbone-carbone.

C C

C

C C

l’atome d’hydrogène est monovalent (valence = 1). Il établit donc une seule liaison avec d’autres atomes. Cela lui permet de se combiner avec le carbone dans les hydrocarbures à raison d’un atome d’hydrogène par liaison laissée libre par les assemblages carbone-carbone.

ATOME D'HYDROGÈNE monovalent

H

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D CH 122 A

•

C

D CH 121 A

CYCLE BENZENIQUE ou AROMATIQUE

C 6 -2

3

La présence ou non de doubles ou triples liaisons fait apparaître un premier élément de différenciation des familles d’hydrocarbures. On distingue en effet (EN PLANCHE 1) : •

LES FAMILLES D’HYDROCARBURES SATURéS dans lesquelles il n’y a ni doubles, ni triples liaisons, ni cycles benzéniques. Toutes les liaisons carbone-carbone sont simples et l’hydrogène sature toutes les autres. On trouve dans cette catégorie les hydrocarbures paraffiniques ou paraffines et les hydrocarbures naphténiques ou naphtènes.

Hydrocarbures SATURÉS

•

Pas de doubles ou triples liaisons

PARAFFINES (alcanes)

Toutes les liaisons sont saturées par l’hydrogène

NAPHTÈNES (cycloalcanes)

LES FAMILLES D’HYDROCARBURES INSATURéS dans lesquelles les composés comportent des doubles ou triples liaisons ou des cycles benzéniques. Les deux familles les plus importantes qui figurent ici sont les hydrocarbures aromatiques et les hydrocarbures oléfiniques ou oléfines. Les acétyléniques qui comportent des triples liaisons et qui sont rarement présents dans les produits pétroliers appartiennent également à cette catégorie.

Hydrocarbures INSATURÉS

Présence de doubles ou triples liaisons Toutes les liaisons ne sont pas saturées par l’hydrogène

AROMATIQUES OLéFINIQUES (alcènes) ACéTYLéNIQUES (alcynes)

La distinction entre hydrocarbures saturés et insaturés se justifie par le fait que l’insaturation qui apparaît comme un déficit d’hydrogène donne la possibilité de combinaisons chimiques mettant en œuvre les liaisons chimiques non utilisées. Il en résulte une réactivité particulière très intéressante par exemple en pétrochimie et chimie mais qui, par contre, peut être très gênante dans le cas de certains produits pétroliers (stabilité, résistance à l’oxydation). Au contraire, les hydrocarbures saturés sont réputés pour leur très faible réactivité chimique ce qui leur confère une très bonne stabilité face à l’oxygène en particulier. Ce premier classement étant effectué, il est possible d’analyser succinctement les principales caractéristiques des familles d’hydrocarbures. Les planches données en annexe présentent la structure et les propriétés de plusieurs composés appartenant à ces différentes familles.

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4

2-

LES HYDROCARBURES SATURÉS EN CHAÎNES OU PARAFFINES Les molécules de ces hydrocarbures sont constituées de chaînes d’atomes de carbone saturés par de l’hydrogène. On distingue : -

les paraffines normales ou n-paraffines dans lesquelles les atomes de carbone forment des chaînes linéaires (droites).

-

les isoparaffines ou paraffines ramifiées dans lesquelles les atomes de carbone forment des chaînes branchées.

Les paraffines, qu’elles soient normales ou iso, sont largement représentées dans les gaz naturels, les pétroles bruts et les produits pétroliers commerciaux. La structure de la chaîne des atomes de carbone leur confère toutefois des propriétés assez différentes. a - Les n-paraffines La PLANCHE 2 donne les formules et les constantes physiques de quelques paraffines normales. La première d’entre elles est le méthane CH4 qui est le constituant essentiel du gaz naturel. Les chaînes des n-paraffines peuvent être très longues et dépasser 50 atomes de carbone. Les pétroles bruts contiennent ainsi toute une gamme d’hydrocarbures paraffiniques allant de CH4 à C 50H102 et plus. Prises individuellement, les n-paraffines sont dans les conditions ambiantes, à l’état gazeux, quand la chaîne des atomes de carbone contient 4 atomes au plus (C1 à C4) ; elles sont à l’état liquide de C5 à C16 et à l’état solide au-delà. Ce dernier point est important car même si la présence des autres hydrocarbures retarde leur solidification, les n-paraffines sont les principales responsables des problèmes de tenue au froid des produits pétroliers. L’étagement des volatilités des n-paraffines, traduit par les températures d’ébullition, est en relation avec les longueurs des chaînes comme le montre la PLANCHE 4 qui précise, pour chaque produit pétrolier, l’intervalle des températures d’ébullition et donc les longueurs des chaînes des hydrocarbures correspondants. Il faut remarquer également que les n-paraffines se caractérisent par de très faibles densités à l’état liquide à 15°C : 0,631 pour le nC5, 0,792 pour le nC20. Il est possible enfin de définir une formule générale pour les hydrocarbures de cette famille en remarquant qu’une paraffine contenant n atomes de carbone renferme 2 n + 2 atomes d’hydrogène ce qui conduit à la formule globale suivante :

Formule générale des paraffines

Cn H2n+2

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5

Parallèlement la nomenclature des n-paraffines utilise la terminaison - ane précédée d’un préfixe qui indique le nombre d’atomes de carbone de la chaîne droite. Nombre d’atomes de carbone

1

2

3

4

5

6

7

8

préfixe

meth.

eth.

prop.

but.

pent.

hex.

hept.

oct.

b - Les isoparaffines (PLANCHE 3) Les structures branchées apparaissent pour les paraffines à partir de chaînes à 4 atomes de carbone C 4H 10. Il existe en effet 2 composés paraffiniques répondant à cette formule. BUTANE

C4H10

n-paraffine

isoparaffine

n-butane

isobutane H

H H

H

H

H

C C C C H

H

H

H H

H

C C C H

H

H

H

C

H

H

H

teb = - 0,5°C

teb = - 11,7°C

d15 = 0,585

d15 = 0,573

D CH 124 A

H

On voit donc que le changement de structure confère à l’isoparaffine des propriétés physiques différentes de celles de la n-paraffine. Les isoparaffines que l’on peut, pour simplifier, dénommer en utilisant l’appellation de la n-paraffine correspondante précédée du préfixe ISO deviennent de plus en plus nombreuses au fur et à mesure que la chaîne hydrocarbonée s’allonge. nombre d’isoparaffines en C5 : 2 en C8 : 7 en C20 : 366310

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6

Les propriétés des isoparaffines restent assez voisines de celles des n-paraffines pour ce qui concerne la densité et la température d'ébullition. Elles diffèrent toutefois pour deux caractéristiques essentielles : le comportement à la combustion dans un moteur essence ou diesel et la tenue au froid. Sur ce dernier point en particulier, les isoparaffines restent généralement à l’état liquide à température beaucoup plus basse que les nparaffines.

3

- LES HYDROCARBURES SATURÉS COMPORTANT DES CYCLES OU NAPHTÈNES OU HYDROCARBURES NAPHTÉNIQUES (PLANCHE 5) Il s’agit là aussi d’une famille d’hydrocarbures largement représentée dans les pétroles bruts et les produits pétroliers puisqu’on parle par exemple de brut naphténique ou d’huile naphténique. Les hydrocarbures naphténiques se caractérisent par la présence dans leur molécule de cycles saturés qui comportent le plus souvent 5 ou 6 atomes de carbone. Hydrocarbures naphténiques

présence de cycles saturés à 5 ou 6 atomes de carbone

Les premiers éléments marquants de cette famille sont donc des hydrocarbures à 5 (cyclopentane) ou à 6 atomes de carbone en cycle (cyclohexane).

Cyclopentane

Cyclohexane H

H H H

C C C C C H

H

C

H H

H H

H H

H

H

C

C

C

C

H

H

C

H H H H

H

C5H10

C6H12

teb = 49,3°C

teb = 80,7°C

d15 = 0,750

d15 = 0,783

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D CH 125 A

H

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7

On trouve ensuite toute une filiation d’hydrocarbures naphténiques qui dérivent des deux précédents : -

par remplacement d’atomes d’hydrogène par des chaînes latérales 10

C

C C

C

C

C C

C

C

C C

Éthylcyclopentane

Decylcyclohexane

C 7H 14

C 16H32

t eb = 103,5°C

t eb = 297,3°C

d15 = 0,771

d15 = 0,822

par accolement de cycles saturés

C C

C C

C

Décaline

C

C C

-

C

C C

-

…C

C 10H18 t eb = 196°C

C C

d15 = 0,899

à la fois par la présence de chaîne latérale et accolement de cycle

C8 C C C C

C

C

C

C

C

C C

C

C C C

C

C C

Naphtène tétracyclique en C25 C 25H44

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Comparés aux paraffines les hydrocarbures naphténiques possèdent les propriétés suivantes : -

températures d’ébullition un peu plus élevée à même nombre d’atomes de carbone densité plus élevée meilleure tenue au froid teneur en hydrogène plus faible (moins d’atomes d’hydrogène pour un même nombre d’atomes de carbone).

4 - LES HYDROCARBURES NON SATURÉS COMPORTANT DES CYCLES BENZÉNIQUES : LES AROMATIQUES (PLANCHE 6) Les aromatiques constituent la troisième grande famille d’hydrocarbures présents dans les pétroles bruts. Ces composés dérivent du benzène C6H6 dont la molécule cyclique est constituée de 6 atomes de carbone reliés apparemment par des liaisons simples et doubles.

Benzène

H

C C

C

C6H6

H

teb = 80°C

C

C C

H

d15 = 0,884

H

D CH 126 A

H

H

En fait les 6 liaisons carbone-carbone sont équivalentes, et intermédiaires entre une liaison simple et une liaison double. C’est pourquoi on utilise souvent les représentations du cycle benzénique ou cycle aromatique ci-dessous.

Cycle aromatique

C C

C

C

C

ou D CH 127 A

C

Cette structure est extrêment solide et cyclique se caractérise par une très grande stabilité thermique et un comportement réfractaire au craquage. Les hydrocarbures aromatiques ont en commun de posséder au moins un cycle benzénique qui leur confère des propriétés particulières. Hydrocarbures aromatiques

→

présence d’un ou de plusieurs cycles benzéniques

À partir du benzène, la filiation des hydrocarbures aromatiques peut s’effectuer de plusieurs manières : 00002_E_F

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-

PAR SUBSTITUTION DES HYDROGÈNES DU BENZÈNE

Toluène

Éthylbenzène

CH3

CH2

CH3

C 7H 8

C 8H 10

t eb = 110,6°C

t eb = 136,2°C

d15 = 0, 871

d15 = 0,871

Xylènes CH 3

CH 3

CH 3

CH 3

CH 3 CH 3 Orthoxylène

Métaxylène

Paraxylène

C 8H 10

C 8H 10

C 8H 10

t eb = 144,4°C

t eb =139,1°C

t eb = 138,4°C

d15 = 0,884

d15 =0,868

d15 =0,865

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10

C 9H 12

-

12

Cumène

CH 3 — CH — CH 3

C

…C

Dodécylbenzène C 18H30

t eb = 152,4°C

t eb = 331°C

d15 = 0,866

d15 = 0,855

PAR JONCTION DES NOYAUX BENZÉNIQUES

Diphényle

C 12H10

t eb = 255°C d15 = 1,041

-

PAR ACCOLEMENT DE NOYAUX BENZÉNIQUES

Naphtalène

Anthracène

C 10H8

C 14H10

teb = 218°C

t eb = 342°C

d15 = 1,010

d15 = 1,25

Les aromatiques à nombre d’atomes de carbone élevé possèdent en général plusieurs noyaux benzéniques accolés ou non sur lesquels sont branchées des chaînes hydrocarbonées. Comparés aux hydrocarbures paraffiniques et naphténiques les hydrocarbures aromatiques se caractérisent par les propriétés suivantes : -

températures d’ébullition comparables aux naphténiques

-

densité très forte

-

teneur en hydrogène très faible (rapport C/H élevé). A la limite, de nombreux noyaux benzéniques condensés donnent un produit solide très riche en carbone couramment appelé coke

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11

Par ailleurs, très appréciés dans les carburants pour moteur à essence, les aromatiques sont au contraire très néfastes à la qualité des carburants pour moteurs Diesel et pour réacteurs d’avion. Il est à signaler que certains composés aromatiques sont d’une importance primordiale dans l’industrie pétrochimique : benzène, ortho et paraxylène, styrène, etc.

5 - LES HYDROCARBURES NON SATURÉS COMPORTANT DES DOUBLES LIAISONS LES HYDROCARBURES OLÉFINIQUES OU OLÉFINES (PLANCHE 7) Les hydrocarbures oléfiniques possèdent au moins une double liaison qui peut se trouver : -

dans une chaîne droite : oléfines normales dans une chaîne ramifiée : isooléfines dans un cycle : cyclooléfines

Par ailleurs, si ces hydrocarbures comportent une double liaison on parle de monooléfines, deux doubles liaisons dioléfines, etc. Leur nomenclature utilise en conséquence des terminaisons - ène

Oléfines Dioléfines

→

→

une double liaison

C

C

C

C

deux doubles liaisons

C

C

C

C

D CH 142 A

ou - diène précédées du préfixe indiquant le nombre d’atomes de carbone.

Ces hydrocarbures excessivement variés présentent la caractéristique de ne pas exister à l’état naturel dans les pétroles bruts et les gaz naturels. On en trouve par contre dans les produits pétroliers commerciaux car de nombreux traitements de raffinage sont générateurs d’hydrocarbures oléfiniques. Leurs caractéristiques de densité et de température d’ébullition sont assez voisines de celles des n-paraffines de longueur de chaîne équivalente. Elles en diffèrent toutefois sur plusieurs points importants, et en particulier sur les caractéristiques de résistance à l’oxydation qui sont plutôt médiocres pour les oléfines compte tenu de la réactivité chimique apportée par la présence des doubles liaisons. Il est à signaler enfin que les oléfines légères C2 à C5 sont d’une importance primordiale en pétrochimie dans la mesure où elles constituent la matière première d’élaboration de nombreuses matières plastiques. Grande importance industrielle des oléfines légères éthylène propylène butènes

→

Origine principale le vapocraquage en pétrochimie mais aussi le craquage catalytique en raffinage

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12

6-

COMPOSITION DES COUPES PÉTROLIÈRES Le schéma ci-dessous montre pour un brut particulier Américain (Ponca City, Oklahoma) la répartition des différentes familles d’hydrocarbures en fonction de la température d’ébullition des hydrocarbures constituant le brut.

Température d'ébullition (°C) 0

100

200

300

400

500

0

Aro

Composition % volume

mat

Aromatiques polycycliques

ique

sà un

cyc

le

Naphtènes à un cycle

50

Naphtènes polycycliques Isoparaffines

D CH 123 A

n-paraffines

100

C5

C7

C10

C14

C20

C40

Il fait apparaître qu’une coupe pétrolière donnée est un mélange d’hydrocarbures appartenant aux différentes familles. En conséquence les propriétés globales de cette coupe dépendent des proportions respectives des familles ; ce qui, selon les cas, se traduit par un caractère plutôt paraffinique, plutôt naphténique ou plutôt aromatique en fonction de la nature de la coupe et du brut d’origine. Les laboratoires sont amenés ainsi à déterminer le P.O.N.A. d’une coupe pétrolière c’est-à-dire les proportions respectives de paraffines (P), d’oléfines (O), de naphtènes (N) et d’aromatiques (A) présents dans la coupe analysée. On parle aussi dans certains cas, notamment en pétrochimie du P.I.A.N.O. d’une coupe “n-paraffines, isoparaffines, aromatiques, naphténiques, oléfiniques”. Ce type d’analyse est précieux dans la mesure où il permet de définir les traitements de raffinage à mettre en œuvre pour obtenir en final les qualités voulues pour les produits.

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13

III - LES COMPOSÉS SULFURÉS Le soufre, élément divalent – S – , est associé à l’hydrogène et au carbone dans 4 types de composés principaux : (PLANCHE 7) -

1-

l’hydrogène sulfuré les mercaptans les sulfures les composés thiocycliques (soufre dans un cycle)

L’HYDROGÈNE SULFURÉ H2S L’hydrogène sulfuré est absent des produits pétroliers mais on le trouve par contre en faible quantité dans les pétroles bruts et en proportions variables dans les gaz naturels : 0,3 % volume du gaz du champ de Zakum (Abu Dhabi), 15 % volume du gaz de Lacq. Il est également très présent en raffinerie car de nombreuses installations génèrent de l’H2S qui constitue une étape obligatoire dans les processus de désulfuration des produits.

Hydrogène sulfuré

H — S — H ou H2S t eb = – 60°C

Les raffineries sont donc amenées à véhiculer et à traiter de grandes quantités d’H2S et doivent appliquer des règles de sécurité extrêmement rigoureuses car il s’agit d’un gaz très toxique et dangereux. Parallèlement, il est corrosif, en particulier à froid en solution dans l’eau où il se dissocie en acide sulfhydrique.

2-

LES MERCAPTANS Les mercaptans dénommés thiols par les chimistes sont constitués du groupement fonctionnel –S–H associé à une chaîne hydrocarbonée que l’on représente par la lettre R.

Mercaptans

Formule générale

R—S—H

Les mercaptans sont présents dans la plupart des coupes pétrolières dans lesquelles ils apportent les inconvénients principaux suivants : -

ils sont acides ils sont malodorants

Il est donc nécessaire généralement de mettre en place des installations de raffinage dont le rôle est d’éliminer ces composés.

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14

3-

LES SULFURES Ce sont des composés dans lesquels les atomes de soufre sont reliés à deux chaînes hydrocarbonées. Le soufre devient donc un intermédiaire entre les deux chaînes et l’on distingue -

les sulfures dans lesquels il n’y a qu’un atome de soufre

Sulfures R — S — R’ -

les disulfures dans lesquels il y a deux atomes de soufre

Disulfures R — S — S — R’ -

les polysulfures qui contiennent plusieurs atomes de soufre

Polysulfures R — S — S

… S — R’

Ces composés existent dans les bruts et les produits pétroliers. Comparés aux mercaptans ils présentent l’avantage de n’être pas acides et donc non corrosifs, d’être peu odorants compte tenu de leur faible volatilité.

4-

LES COMPOSÉS THIOCYCLIQUES (contenant du soufre dans un cycle) Il s’agit là de la famille de composés soufrés la plus représentée dans les pétroles bruts et les produits pétroliers. Ces composés dérivent essentiellement du thiophène.

H

Thiophène

H

C C

C4H4S

C C S

teb = 84°C H

d15 = 1,070

D CH 128 A

H

et du benzothiophène H

H

H

H

C

C C

C

C C C S

Benzothiophène C8H6S teb = 220°C

H

d15 = 1,165

H

D CH 129 A

C

Ils présentent des propriétés qui se rapprochent de celles des hydrocarbures aromatiques : cycles insaturés, bonne stabilité thermique. Ils sont neutres et non corrosifs. L’objectif de désulfuration des produits pétroliers passe par la destruction de ces composés ce qui n’est pas chose facile en particulier pour les composés thiophéniques très lourds. 00002_E_F

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15

IV - COMPOSÉS OXYGÉNÉS, AZOTÉS ET ORGANOMÉTALLIQUES Les principaux autres composés présents dans les bruts ou les coupes pétrolières sont les suivants : composés oxygénés constitués de carbone, hydrogène, oxygène. Les plus courants sont les acides naphténiques, qui sont des acides organiques présents dans certains bruts, et les dérivés du phénol qui apparaissent notamment dans les installations de craquage. Composés oxygénés

naphténiques [ acidesphénols

Acides naphténiques

Phénols dérivés de

O R

C

Cycles naphténiques

Fonction acide organique

Présents dans kérosène, gazoles, distillat -

O H

O H

Présents dans produits craqués

D CH 130 A

-

composés azotés D’une façon générale la teneur en azote des bruts et des produits pétroliers est bien moindre que la teneur en soufre. Ces composés azotés, qui ont pour nom pyridine, pyrrole, indole, carbazole et dérivés de ces composés de base sont similaires aux composés thiophéniques en remplaçant bien entendu les atomes de soufre par des atomes d’azote.

C C

C

C

C

C

C

C

N

benzopyrrole C8 H7N teb 254°C

N dibenzopyrrole C12 H9N teb 355°C

D CH 131 A

Composés azotés

 pyridine  pyrrole  indole  etc.

Présents surtout dans les fractions lourdes, les composés azotés possèdent, pour certains d’entre eux, un caractère basique très marqué qui constitue un obstacle à la conversion catalytique des coupes lourdes. En outre, ils libèrent souvent par craquage de nouveaux composés azotés considérés comme responsables des problèmes d’instabilité (de couleur notamment) des produits pétroliers.

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16

-

composés organométalliques Les métaux (essentiellement Nickel et Vanadium) présents en faible quantité dans les bruts ou les coupes pétrolières sont contenus au sein de très grosses molécules renfermant en général tous les éléments déjà cités : carbone, hydrogène, soufre, azote, oxygène.

Composés organométalliques

asphaltènes

Ces très grosses molécules tendent en général à s’agglomérer pour donner des micelles appelés asphaltènes qui existent dans les pétroles bruts à l’état dispersé dans le milieu hydrocarbure. Ces asphaltènes restent concentrés dans les coupes pétrolières les plus lourdes, non distillables et constituent le principal obstacle aux opérations de conversion profonde des produits pétroliers.

Asphaltènes :

- composés mal définis, très lourds, riches en carbone - présents dans les résidus - caractère aromatique - riches en impuretés • soufre • oxygène • azote • métaux

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C

C

bonne

bonne

Stabilité

mauvaise

bonne

généralement assez bonne

faible

C

C

C

élevée

C

C

élevée

très bonne

Moteur diesel

C

C

Teneur en hydrogène ou rapport H/C

mauvaise

Moteur essence

C

mauvaise

C

C

Tenue au froid

C

ISOPARAFFINES

PARAFFINES NORMALES

CYCLOPARAFFINES

NAPHTÈNES

Molécules comprenant des — Cycles —

C

C C

C C

moyenne

C

C

bonne

moyenne

moyenne

moyenne

généralement bonne

C

C

— Exemple —

hydrocarbures présents dans le pétrole brut

chaînes ramifiées

PARAFFINES

chaînes droites

faible

C

HYDROCARBURES SATURÉS sans doubles liaisons

Atomes de carbone en — Chaînes —

Densité liquide

Combustion

C

C

élevée

C

C

C

C

très mauvaise

bonne

mauvaise

assez bonne

—

faible

C C C C C C C C C

moyenne

dioléfine

Oléfine

DIOLÉFINES

2 doubles liaisons

OLÉFINES

Atomes de carbone en — Chaînes — 1 double liaison

faible

très mauvaise

très bonne

généralement bonne

C

C

AROMATIQUES

Hydrocarbures comprenant des — Cycles benzèniques —

HYDROCARBURES INSATURÉS avec doubles liaisons

— Planche n°1 —

D CH 111 D

LES PRINCIPALES FAMILLES D'HYDROCARBURES

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C2

C3

C4

C5

C6

C7

C8

C9

Éthane

Propane

Butane

Pentane

Hexane

Heptane

Octane

Nonane

C 20

C 30

Eicosane

Triacontane

Hexadécane C 16

C1

Méthane

Nombre de carbones

teb = + 151°C

C16H34

— Planche n°2 —

teb = + 450°C t fusion = +66°C

teb = + 344°C t fusion = +36°C C30H 62

C 20H42

teb = 287°C t fusion = + 18 °C

d15 = 0,722

d15 = 0,707

d15 = 0,688

teb = + 126°C

teb = + 98°C

C9H20

C8H18

C7H16

d15 = 0,664

d15 = 0,631

teb = + 69°C

teb = + 36°C

d15 = 0,585

d15 = 0,505

teb = - 0,5°C

C 6H14

C5H12

C4H10

teb = - 42°C

teb = - 89°C

teb = - 161,5°C

C3H8

C2H6

C H4

— alcanes linéaires —

N-PARAFFINES

SOLIDE

LIQUIDE

GAZ

État physique à 15°C - 1 ATM

C 6 -2

D CH 132 D

C 6 -2 LES ISOPARAFFINES — Planche n°3 —

— Alcanes ramifiéés —

C4

n-butane C 4H10 teb = -0,5°C

C5

isobutane C 4H10 teb = -11,7°C

2 isoparaffines en C 5 n-pentane C 5H12 teb = + 36 °C

C6

1 isoparaffine en C4

n-hexane C 6H14

isopentane C 5H12 teb = + 28 °C

néopentane C 5H12 teb = 9,4 °C

méthyl 2 pentane C 6H14

méthyl 3 pentane C 6H14

4 isoparaffines en C 6 (isohexanes)

3

diméthyl 2-3 butane C6H14

diméthyl 2-2 butane C6H14

n-octane C 8H18

isooctane C 8H18

C8 Etc...

17 isoparaffines en C8 (isooctanes)

isooctane C 8H18

n-eicosane C 20 H42 366310 isoparaffines en C 20

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D CH 133 A

C 20

C 6 -2 GAMMES D'HYDROCARBURES DANS LES PRODUITS PÉTROLIERS — Planche n°4 —

°C

GAZ + G.P.L.

- 200

- 100 C3 C4 C5 C6 C7 C8

BUTANE COMMERCIAL

NAPHTA POUR PÉTROCHIMIE

PRODUITS INTERMÉDIAIRES

GAZOLE MOTEUR FUEL-OIL DOMESTIQUE

CARBURÉACTEUR JET A1

C11

0

+ 100

+ 200

C14 + 300

C25

+ 400

C35

+ 500

C55

+ 600

D PCD 301 A

FUELS LOURDS

BITUMES

HUILES DE BASE

PARAFFINES

C20

CIRES

PRODUITS LOURDS

C2

PROPANE COMMERCIAL

SUPER CARBURANTS

ESSENCES

G.P.L. CARBURANT

Gamme des produits

C1

G.N.L.

Température d'ébullition et nombre d'atomes de carbone dans les hydrocarbures

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C 6 -2 NAPHTÈNES — Planche n°5 —

— Cycloalcanes — teb = 49°C d15 = 0,750

C5 cyclopentane C 5H10

teb = 71,8°C d15 = 0,754

C6 méthylcyclopentane C 6H12

teb = 80,7°C d15 = 0,783

cyclohexane C 6H12

teb = 100,9°C d15 = 0,774

teb = 103,4°C d15 = 0,771

C7 éthylcyclopentane C 7H14

méthylcyclohexane C 7H14

C10 décaline C 10 H18 teb = 187 °C

n-butylcyclohexane C 10H20 teb = 181 °C

naphtène en C 25 - C 25 H44

00002_E_F

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D CH 134 C

C 25

C 6 -2 AROMATIQUES

— Planche n°6 —

teb = 80°C d15 = 0,884

C6

t fusion = + 5,5°C Benzène C 6H6

teb = 110,6°C d15 = 0,871 t fusion = - 95,2°C

C7 Toluène C 7H8

C8 Orthoxylène C 8H10 teb = 144,5°C d20 = 0,880

Naphtalène C 10H8 t teb = 218°C d15 = 1,610 fusion = 80,4°C

Paraxylène C 8H10 teb = 138,1°C d20 = 0,861

Éthylbenzène C 8H10 teb = 136,2°C d20 = 0,867

n-butylbenzène C 10H14 teb = 183,3 °C d20 = 1,060

n-octylbenzène C 14H22 teb = 264 °C

C14 Anthracène C 14 H10 t fusion = 215°C teb = 340°C d25 = 1,250

00002_E_F

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D CH 135 C

C10

Métaxylène C 8H10 teb = 139,2°C d20 = 0,864

C 6 -2 OLÉFINES ET DIOLÉFINES

— alcènes et dialcènes —

C2

— Planche n°7 —

Éthylène C 2H4 teb = -103,7°C

C3

Propylène C 3H6 teb = -47,7°C

C4

Butène 1 C 4H8 teb = -6,3°C

Butène 2

C 4H 8

Isobutène

C 4H 8

teb = -6,8°C

Butadiène 1-3

C 4H 6

teb = -4,4°C

Pentène 2 C 5H10

C5 isoprène C 5H8

hexène 1 C 6H12 teb = 62,8°C Cyclohexène C 6H10

00002_E_F

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D CH 136 C

C6

Cyclopentène C 5H8 teb = 44,2°C

C 6 -2 PROPRIÉTÉS DE QUELQUES COMPOSÉS SULFURÉS — Planche n°8 — H 2S

HYDROGÈNE SULFURÉ

H

S

teb = - 60°C

H gazeux à la pression atmosphérique corrosif très toxique

MERCAPTANS

CH3SH

H

C

H

S

— Exemples —

méthyl mercaptan

teb = + 6°C

H

H

H

H

H

C

C

H

H

C2H5SH

S

H

éthyl mercaptan

teb = 35°C produits acides odeur très désagréable

SULFURES, DISULFURES H H

C

S

C

H

diméthyl sulfure

H

teb = 37°C

H

H H

C2H6S

H

C 2H 6S 2

H

C

S

S

C

H

H

diméthyl disulfure

H

teb = 109,6°C

produits non acides en général odeur non désagréable instables à la chaleur ; se décomposent en donnant des mercaptans SOUFRE DANS UN CYCLE

C4H4S

thiophène H

H

C

C

C

C

H

teb = 84°C H

S C8H6S

H

C H

C H

H

C

C

C

C S

teb = 220°C H

produits non acides

00002_E_F

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D CH 137 N

C

H

benzothiophène

C

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS Ingénieurs en Sécurité Industrielle

LES ESSAIS NORMALISÉS DE CONTRÔLE ET DE QUALITÉ DES PRODUITS PÉTROLIERS

C6

-4/B

INTRODUCTION ................................................................................................................................. 1 I - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA VOLATILITÉ DES PRODUITS PÉTROLIERS .................. 3 Distillation ASTM..................................................................................................................................................... 4 Pression de vapeur ................................................................................................................................................ 6 Points d'éclair .......................................................................................................................................................... 8

II - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA COMBUSTION ................................................................ 11 Indices d'octane .................................................................................................................................................... 12 Indice de cétane.................................................................................................................................................... 18 Point de fumée...................................................................................................................................................... 22 Essais normalisés liés à la combustion des fuels ................................................................................................. 23

III - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS AU STOCKAGE ET À L’ÉCOULEMENT DES PRODUITS PÉTROLIERS .......................................................................................................................... 26 Mesure de la viscosité .......................................................................................................................................... 27 Pouvoir lubrifiant du gazole moteur ...................................................................................................................... 29 Essais normalisés liés à la tenue du froid ............................................................................................................. 30 Détermination des points de trouble et d'écoulement ........................................................................................... 32 Détermination de la température limite de filtrabilité............................................................................................. 33 Détermination du point de disparition des cristaux dans les carburéacteurs ........................................................ 34

IV - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA POLLUTION ATMOSPHÉRIQUE ET À LA CORROSION ............................................................................................................ 35 Corrosion à la lame de cuivre ............................................................................................................................... 37 Doctor test ............................................................................................................................................................ 39

V - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA STABILITÉ ET À LA NATURE CHIMIQUE ..................... 40 Teneur en gommes - Période d'induction ............................................................................................................. 40 Stabilité à l'oxydation des gazoles ........................................................................................................................ 41 Teneur en eau et sédiments ................................................................................................................................. 42 Teneur en asphaltènes ......................................................................................................................................... 43 Teneur en insolubles des combustibles liquides ................................................................................................... 45 Couleur - Stabilité de couleur ............................................................................................................................... 46

VI - TESTS SPÉCIFIQUES AUX PRODUITS BITUMINEUX......................................................... 47 Pénétrabilité de l'aiguille ....................................................................................................................................... 47 Point de ramollissement ....................................................................................................................................... 48

AN ENO - 00003_A_F - Rév. 19

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05/04/2006I

1

C 6 -4/B

INTRODUCTION Le mode d'utilisation des différents produits pétroliers exige que dans chaque cas ceux-ci possèdent certaines propriétés par exemple : -

brûler correctement dans un moteur pour un carburant, rester pompable à basse température pour un carburéacteur ou un GOM, ne pas être trop visqueux pour un fuel lourd, etc.

Le contrôle de ces propriétés est réalisé par des essais normalisés qui sont des méthodes de mesure et dont le mode opératoire a été normalisé par les grands organismes de normalisation qui sont : -

A.S.T.M. I.P. I.S.O. AFNOR CEN

American Society for Testing and Materials Institute of Petroleum Organisation Internationale de Standardisation Association Française de Normalisation Comité Européen de Normalisation

Ces essais normalisés correspondent soit à des mesures de propriétés physico-chimiques, soit à des essais de simulation dans lesquels on place le produit dans des conditions proches de celles de son utilisation. Les exigences de qualité pour les produits se traduisent alors par des spécifications portant sur les résultats des mesures obtenues par les essais normalisés. Il existe en France divers types de spécifications qui sont : Les spécifications douanières : Elles ne visent qu'à différencier les produits supportant des taxes différentes et éviter ainsi les fraudes. Les spécifications administratives : Arrêtées par le Direction des hydrocarbures au Journal Officiel, elles constituent le texte légal auquel on se réfère devant les tribunaux. Elles réalisent presque toujours un compromis entre les besoins de qualité EXIGÉE PAR L'UTILISATEUR ET LES POSSIBILITÉS DES RAFFINEURS. Les spécifications intersyndicales : Fixées par des circulaires de la Chambre Syndicale du Raffinage du Pétrole en collaboration avec la Direction des hydrocarbures, elles s'appliquent à certains produits, reprenant, complétant et aménageant les spécifications officielles au mieux de l'intérêt de l'utilisateur. Elles sont toujours plus sévères que les spécifications administratives. Les spécifications internes à un groupe pétrolier : Plus restrictive que les spécifications précédentes, elles tendent à assurer le maximum de satisfaction à la clientèle du groupe pétrolier considéré.

00003_A_F

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2

C 6 -4/B

Les essais normalisés qui permettent de contrôler la qualité des produits pétroliers peuvent être regroupés en plusieurs familles principales :

- essais liés à la volatilité - essais liés à la combustion - essais liés à l'écoulement, à la lubrification et au stockage - essais liés à la tenue au froid - essais liés à la pollution atmosphérique et à la corrosion - essais liés à la stabilité et à la nature chimique - tests spécifiques aux produits bitumineux

Comme les essais normalisés sont des mesures de laboratoire il est important d'en connaître la précision, c'est-à-dire la fourchette de valeurs admissibles pour chaque mesure. La répétabilité : La répétabilité d'un essai donne la fourchette normale des valeurs obtenues par un même opérateur travaillant dans un même laboratoire avec le même matériel et sur le même produit. Par exemple : mais

6°C pour un point d'éclair P.M. supérieur à 105°C 0,35 % pour une viscosité d'huile propre 2 % pour une viscosité de fuel lourd

La reproductibilité : La reproductibilité d'un essai donne la fourchette normale des valeurs obtenues par des opérateurs différents travaillant dans des laboratoires mais faisant la même mesure sur le même produit. Par exemple : mais

8°C pour un point d'éclair P.M. supérieur à 105°C 0,70 % pour une viscosité d'huile propre 7 % pour une viscosité de fuel lourd.

00003_A_F

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3

C 6 -4/B

I - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA VOLATILITÉ DES PRODUITS PÉTROLIERS

Chaque produit pétrolier répond à un intervalle de volatilité imposé le plus souvent par ses conditions d'utilisation. Les essais normalisés dont le but est de contrôler la volatilité d'un produit pétrolier ont donc les objectifs suivants : -

caractériser globalement la volatilité d'un produit comme c'est le cas pour la distillation ASTM

-

caractériser les teneurs en constituants légers et lourds par rapport à l'intervalle visé et cela pour les limiter

températures d'ébullition (°C)

limitation en légers

Tension de vapeur Point d'éclair

limitation en lourds

Point final ASTM Résidu ASTM ...

limitation en "lourds"

limitation en "légers"

D PPC 105 A

Intervalle de volatilité correspondant à l'utilisation

Les essais normalisés de contrôle de la volatilité présentés ci-après sont limités aux plus importants d’entre eux : - essais normalisés dans lesquels on repère les températures de vaporisation du produit : Distillation ASTM (NF EN ISO 3405 : 2000 ou ASTM D86) -

essais normalisés dans lesquels on mesure l'aptitude à l'émission de vapeurs par le produit : pression de vapeur des carburants (NF EN 13016 - 1 : 2000), points d'éclair (plusieurs normes)...

00003_A_F

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4

C 6 -4/B

DISTILLATION ASTM — Norme NF EN ISO 3405 : 2000 équivalente à la norme ASTM D 86 —

Cet essai normalisé s'applique à tous les principaux produits pétroliers sauf aux gaz de pétrole liquéfiés et aux bitumes fluxés. Il consiste à distiller 100 ml de produits dans des conditions normalisées et à relever les températures correspondant aux volumes de distillats évaporés ou recueillis. L'appareillage correspondant à l'essai manuel conforme à la norme est représenté sur le schéma ci-dessous. Thermomètre

Ballon (125 cm3 utiles) Tube métallique

Échantillon à tester (100 cm3 )

Condenseur eau + glace pilée ou eau

Plaque support 100 cm 3

Grille

80

Éprouvette de recette graduée

40 20

D ANA 066 A

60

On effectue le tracé de la courbe de distillation ASTM en portant sur un graphique les températures notées en fonction des volumes distillés. Température

Point final

M.

S.T.

till

e dis

ed ourb

A. ation

C

Point initial

10

20

30 40 50

60

70

80 90 100

% Volume distillé 00003_A_F

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D ANA 067 A

Résidu

Pertes

5

C 6 -4/B

On s'intéresse généralement à des températures particulières dont les définitions sont rappelées cidessous : -

température de point initial (PI)

qui correspond à l'apparition de la première goutte de liquide

-

température de point final (PF)

qui est la température maximale relevée au cours de l'essai

La distillation ASTM d'un produit pétrolier correspond à sa vaporisation sous la pression atmosphérique. Les températures obtenues dans l'essai sont donc en relation directe avec les températures d'ébullition normales des constituants du produit : une essence constituée de composés de points d'ébullition compris entre 0 et 200°C a, par exemple, un point initial de 30°C et un point final de 185°C. De ce fait, tout changement de la volatilité d'un produit se traduit par une modification de sa courbe de distillation ASTM :

- si le produit devient plus "léger" les températures de distillation ASTM baissent. - si le produit devient plus "lourd" les températures de distillation ASTM augmentent.

De la même façon à une température donnée de la distillation ASTM correspond un pourcentage volume plus important si le produit "s'allège" et inversement. Il faut signaler également l'importance particulière du POINT FINAL qui situe les plus "lourds" du produit et du RÉSIDU qui caractérise la quantité de constituants difficiles à vaporiser et susceptibles de se décomposer. En résumé :

•

l'allure de la courbe de distillation ASTM situe la volatilité des constituants qui se trouvent dans le produit.

•

une exigence de volatilité est souvent traduite par un pourcentage distillé minimum à une température donnée.

•

une limitation en "lourds" peut être obtenue en fixant une température maximum pour le point final du produit. De même on peut exiger un résidu inférieur à une valeur limite.

00003_A_F

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6

C 6 -4/B

PRESSION (ou tension) DE VAPEUR DES PRODUITS PÉTROLIERS — Norme NF EN 13016 - 1 : 2000 / ASTM D 5191 —

La pression ou tension de vapeur est la pression développée par les vapeurs d'un produit pétrolier contenu dans une bombe normalisée à la température de 37,8°C (100°F). Cet essai s'applique surtout aux carburants-auto. a - Pression de vapeur REID : TVR Pour cette méthode, l'appareillage utilisé est représenté ci-dessous.

Lecture de la TVR

Manomètre

Robinet pointeau

Chambre à air (volume ≈ 4 V) 100°F 37,8°C

D ANA 077 A

Chambre à essence (volume V)

Appareil pour la mesure de la pression de vapeur Reid

Cet essai consiste à remplir la petite chambre inférieure avec le produit, à plonger l'appareil dans le bain thermostasté à 37,8°C et à ouvrir le robinet pointeau pour permettre au manomètre de mesurer la pression due aux vapeurs émises par l'échantillon qui s'exprime en kiloPascals (kPa) : 1 kPa = 10 mbar (Patmosphérique = 1013 m bar) La valeur de la tension de vapeur Reid - ou RVP en anglais (Reid Vapor Pressure) - dépend directement de la teneur du produit en constituants volatils à forte tension de vapeur.

00003_A_F

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7

C 6 -4/B

b - Pression de vapeur sèche équivalente : PVSE Il s’agit d’une technique plus récente qui fait l’objet de la norme NF EN 13016-1 : 2000. Selon cette méthode, les vapeurs sont recueillies dans le vide, il est ainsi possible d’obtenir la pression exercée dans le vide par des produits pétroliers, des constituants et des produits de base, volatils, de faible viscosité et contenant de l’air. Les spécifications de pression de vapeur des carburants font aujourd’hui référence à cette méthode : on parle de PVSE. La TVR reste la référence en ce qui concerne la volatilité des essences spéciales. Cette technique présente les principaux avantages : - de n'exiger qu'une très faible quantité de produit (1 cm3 au lieu de 150 cm3 pour la TVR) - d'obtenir la température à atteindre pour obtenir une pression de vapeur de 3,6 bar Cette dernière information est intéressante pour les véhicules disposant d'une alimentation du carburant par injection car 3,6 bar est une valeur réaliste pour les rampes d'injection et les injecteurs.

Dans le cas des carburants-auto, la pression de vapeur est essentiellement liée à la teneur en butane qui est le constituant le plus volatil de l’essence. La pression de vapeur intervient également pour caractériser l’aptitude d’un carburant à se vaporiser.

00003_A_F

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8

C 6 -4/B

POINTS D’ÉCLAIR

Le point d'éclair également appelé point de flash est la température à laquelle il faut porter un produit pétrolier liquide pour qu'il émette dans des conditions normalisées, des vapeurs en quantité suffisante pour que celles-ci puissent s'enflammer en présence d'une flamme. A température supérieure à celle de son point d'éclair les vapeurs émises par un produit pétrolier forment donc avec l'air un mélange inflammable. Cette température ne doit toutefois pas être confondue avec la température d'auto-inflammabilité du produit qui est la température à laquelle le produit s'enflamme spontanément dans l'air. Dans une coupe pétrolière donnée, ce sont les constituants les plus volatils ou légers qui se vaporisent le plus facilement et qui constituent au-dessus de la phase liquide une atmosphère riche en vapeur d'hydrocarbures. Un enrichissement d’un produit pétrolier en constituants légers a, de ce fait, pour conséquence d'abaisser la température du point d'éclair. Les résultats obtenus par les méthodes d'essais normalisés de mesure du point d'éclair sont d'ailleurs très sensibles à la présence de traces d'impuretés volatiles ou de produits trop légers. Le point d'éclair est une caractéristique très importante puisqu'elle concerne la sécurité des opérations de transport, de transfert et de stockage. Plusieurs appareils tous normalisés sont utilisés pour mesurer un point d'éclair. Il faut noter que sur un même produit ils donnent des résultats différents et qu'il est nécessaire d'accompagner la valeur de la mesure d'un point d'éclair de la nature de la norme correspondante. Les essais peuvent être effectués en vase clos (closed cup) ou en vase ouvert (opened cup): Point d'éclair en vase clos -

Méthode M 07-011 (IP 170 ou D 3828) (appareil d'ABEL) pour points d'éclair compris entre – 18 et + 71°C : Jet A1, pétrole lampant Méthode NF EN ISO 2719 : 2003 (appareil PENSKY-MARTENS) pour points d'éclair > 50°C : Gazole moteur Méthode M 07-036 (appareil d'ABEL PENSKY) pour points d'éclair compris entre + 5 et 50°C : pétrole lampant (spécification douanière) Méthode T 60-103 (dite AFNOR ou LUCHAIRE) : FOD et fuels lourds Méthode NF T 66-009 (appareil Abel modifié pour points d'éclair < 110°C : bitumes fluidifiés et fluxés

Point d'éclair en vase ouvert -

Méthode T 60-118 (appareil CLEVELAND) pour points d'éclair > 80°C : produits types huiles de graissage et bitumes purs.

D'une manière générale la précision des résultats d'essais en vase fermé est meilleure que celle en vase ouvert. Toutes ces méthodes normalisées découlent des méthodes américaines ASTM (sauf la méthode AFNOR). 00003_A_F

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9

1-

C 6 -4/B

POINT D’ÉCLAIR "AFNOR ou LUCHAIRE" - Norme T 60-103 Cette méthode permet de mesurer le point d'éclair des lubrifiants et des huiles combustibles suivant une normalisation française. Elle s'adresse plus particulièrement aux fuels oil domestiques et aux fuels lourds. L'appareillage utilisé est représenté de manière simplifiée sur le schéma ci-dessous. Thermomètre Joint d'étanchéité

Veilleuse permanente

Couvercle

Cheminée Creuset

D ANA 068 A

+ 2 à 3°C par minute

Dans cet essai l'échantillon est placé dans un creuset dont le couvercle est muni d'une petite cheminée. Le produit est chauffé peu à peu et le point d'éclair est atteint quand les vapeurs qui s'échappent par la cheminée deviennent suffisamment riches en hydrocarbures pour s'enflammer en présence de la veilleuse positionnée au-dessus de celle-ci. Le thermomètre plongé dans le produit permet de noter la température correspondante qui est le point recherché.

Appareil Luchaire

2-

POINT D’ÉCLAIR ET POINT DE FEU DES HUILES ET GRAISSES INDUSTRIELLES - APPAREIL CLEVELAND - Norme NF T 60-118 Thermomètre

Cette méthode de mesure du point d’éclair s'applique aux produits très lourds comme les huiles de base et les bitumes purs.

Veilleuse présentée tous les 2°C

Le principe de la méthode est le même que celui de l'essai précédent. Les différences résident dans le fait que le creuset n'a pas de couvercle (vase ouvert) que la vitesse de chauffage est plus rapide et que la veilleuse n'est présentée qu'à intervalles réguliers.

D ANA 069 A

+ 5 à 6°C par minute

Appareil Cleveland (vase ouvert) (pour point éclair > 80°C)

00003_A_F

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10

3-

C 6 -4/B

APPAREIL PENSKY-MARTENS (Point d'éclair > 50°C) NF EN ISO 2719 : 2003 Thermomètre de mesure normalisé

Entraînement escamotable de l'agitateur Fenêtre d'essais

Commande de basculement de la flamme et d'ouverture de fenêtre

Dispositif d'allumage à bascule Alimentation de la veilleuse

Couvercle Collet de supportage du vase

Alimentation de la flamme pilote Agitateur vapeurs et bain

Flamme d'essai présentée tous les 1°C ou tous les 2°C + 5 à 6°C par minute

D ANA 070 A

Couche d'air (3 à 4 mm)

4-

APPAREIL ABEL (Point d'éclair < 55°C) ASTM D 3828 et IP 170 Agitateur

Thermomètre de bain

Dispositif de basculement de la veilleuse

Thermomètre d'échantillon Articulation Couvercle

Lampe veilleuse Doigt

Bain d'air

Échantillon

Glissière

+1°C par minute Flamme veilleuse tous les 0,5°C Bain marie 00003_A_F

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D ANA 071 A

Détail du couvercle

11

C 6 -4/B

II - ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA COMBUSTION DES PRODUITS PÉTROLIERS

Les essais normalisés liés à la combustion concernent les carburants et combustibles qui représentent plus de 80 % de la consommation française de produits pétroliers. La qualité de la combustion est une préoccupation importante de l'utilisateur. Elle est caractérisée notamment par : -

les indices d'octane (NF EN ISO 5164 : 2005 et NF EN ISO 5163 : 2005) recherche (RON) et moteur (MON) des carburants des moteurs à allumage commandé. Ces propriétés sont en relation avec l’aptitude des essences automobiles à subir une combustion sans détonation

-

l'indice de cétane mesuré et calculé (NF EN ISO 5165 : 1998 et NF EN ISO 4264 : 1997) des carburants des moteurs Diesel à allumage par compression. Il s’agit ici de caractériser l’aptitude des gazoles de s’enflammer dans l’air chaud comprimé par le moteur. Compte tenu de l’utilisation d’additifs améliorateurs de l’indice de cétane, on distingue aujourd’hui l’indice de cétane mesuré (NF M 07035) et l’indice de cétane calculé (ISO 4264)

-

le point de fumée (NF M 07-028, D 1322) des carburéacteurs. Celui-ci influe sur les caractéristiques de la flamme dans les réacteurs des avions et notamment sur son rayonnement

-

le résidu de carbone Conradson (NF EN ISO 1070 : 1995) pour le GOM, le FOD et aussi pour les fuels lourds. Cette caractéristique est en relation avec la formation de dépôts charbonneux

Par ailleurs la valeur énergétique et aussi l'un des premiers critères de qualité des carburants et des combustibles. Elle est caractérisée par le pouvoir calorifique (NF M 07-030, D 4529). Bien qu'il s'agisse d'une propriété importante des fuels, seul le carburéacteur JET A-1 répond à une spécification de pouvoir calorifique minimum.

00003_A_F

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12

C 6 -4/B

INDICES D’OCTANE DES ESSENCES AUTOMOBILES — NFEN ISO 5164 : 2005 et NF EN ISO 5163 : 2005 —

L'indice d'octane est une propriété essentielle des carburants auto. Elle caractérise l'aptitude du carburant à brûler correctement dans un moteur à allumage commandé. Pour un moteur donné, l'apparition d'un fonctionnement anormal lié au carburant se traduit par un bruit métallique appelé cliquetis et par un échauffement du moteur.

1-

LE CLIQUETIS ET SES CONSÉQUENCES Le principe du cycle d'un moteur à quatre temps et l'évolution de pression dans la chambre sont rappelés sur le schéma ci-dessous. 4e temps : Echappement sortie des gaz brûlés

3e temps : Combustion et détente

2e temps : Compression et allumage

Pression en bar

1er temps : Admission entrée air + essence

50 40 Pression maximale 20

Fermeture SOUPAPE ADMISSION 2

10 1 bar

1

Ouverture SOUPAPE ECHAPPEMENT

Allumage 3

5

PMB

atmosphérique

Avance à l'allumage

PMH

PMH

Degrés du vilebrequin 360°

540°

Dans des conditions de fonctionnement classiques, on peut observer les valeurs suivantes : -

1

PMB

PMH

180°

PMB : point mort bas

4

Combustion

Pression

0°

PMH : point mort haut

durée de la combustion : 1 à 2 millièmes de seconde avance à allumage : de 4 à 25° de vilebrequin pression maximale de 35 à 50 bar

00003_A_F

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720°

D ANA 063 A

30

13

C 6 -4/B

Le cliquetis est dû à une auto-inflammation instantanée, en un point de la chambre de combustion, du carburant au lieu que celui-ci subisse une combustion rapide mais progressive avec une propagation normale du front de flamme issu de l'allumage par l'étincelle de la bougie. Le cliquetis apparaît donc dans le mélange carburé qui est atteint en dernier par le front de flamme.

Bougie

Admis sion

Cette partie non encore brûlée, ou charge résiduelle, mélange d'air et de carburant vaporisé, se trouve portée dans des conditions de pression et de température telles qu'elle peut s'autoenflammer brutalement avant d'être atteinte par le front de flamme.

nt ppeme Écha

Front de flamme

Mélange brûlé

D ANA 062 A

Zone de cliquetis Piston

Les diagrammes ci-dessous montrent les vibrations de la phase gazeuse dues à l'augmentation locale de la pression. Les vibrations frappent la tête de piston et provoquent le bruit caractéristique du cliquetis.

PMH

PMH

Conséquences en cas de cliquetis intense et prolongé • surcharge du système de refroidissement et augmentation de température (détérioration du joint de culasse), pouvant aboutir à la casse du moteur

allumage

• détériorations mécaniques D ANA 064 A

allumage

Combustion normale

Combustion avec cliquetis

Érosion de la culasse et du piston. Détérioration des bougies et des soupapes.

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14

C 6 -4/B

Pour un carburant donné l'apparition du cliquetis dépend d'un nombre important de facteurs : -

conditions atmosphériques : pression - température forme de la chambre de combustion, réglage de la carburation (richesse), vitesse de rotation du moteur, réglage de l'avance à l'allumage, ..., rapport volumétrique ou taux de compression du moteur qui est défini à partir des volumes de la chambre dans les deux positions extrêmes du piston : le point mort haut (PMH) et le point mort bas (PMB) Taux de compression =

Volume de la chambre PMB Volume de la chambre PMH

On sait qu'un taux de compression élevé améliore le rendement du moteur et réduit, par conséquent sa consommation en carburant. Parallèlement, le taux de compression détermine en grande partie les valeurs extrêmes atteintes par la pression au cours de la combustion. Un taux de compression élevé conduit à des pressions plus fortes favorisant l'apparition du cliquetis. les moteurs aspirés usuels ont des taux de compression compris entre 8 et 11. Toutefois pour un moteur donné et pour des conditions de fonctionnement identiques l'apparition du cliquetis ne dépend que du carburant. C'est en se basant sur ces constatations qu'a été créée une méthode normalisée permettant d'évaluer et de classer les carburants en fonction de leur résistance au cliquetis.

2-

MOTEUR C.F.R. - INDICES D'OCTANE, DÉFINITION ET MESURE a - Moteur CFR Pour déterminer la capacité de résistance au cliquetis d'un carburant donné on utilise un moteur normalisé mis au point par la "COOPERATIVE FUEL RESEARCH" (C.F.R.). C'est un moteur monocylindrique tournant à vitesse constante. Pour faire apparaître ou disparaître le cliquetis on peut agir sur le taux de compression variable grâce au déplacement de l'ensemble cylindre-culasse par rapport au bâti du moteur. La mesure du cliquetis est réalisée par un détecteur dont l'extrémité est placée dans la chambre de combustion. Le signal est amplifié et transmis à un appareil de mesure le "Knockmeter".

yy ;; y;y;yy ;; ;; yy y;

Capteur de pression 40

Micromètre

20

K

60

C M E TE NO R

80

100

0

Bougie

Carter fixe

00003_A_F

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Knockmeter (cliquetis mètre)

D ANA 072 A

Cylindre mobile (Crémaillère)

15

C 6 -4/B

• Principe de la mesure : on constitue un mélange de 2 carburants étalons qui sont : -

l'heptane-normal qui cliquette facilement, auquel on a affecté l'indice d'octane 0. l'isooctane (2,2,4-triméthylpentane) qui a une très bonne résistance au cliquetis, auquel on a attribué l'indice 100.

Par définition l'indice d'octane de ce carburant est donné par le pourcentage volumique d'isooctane dans le mélange de normal-heptane et d'isooctane. On dit ainsi qu'un carburant a un indice d'octane de 96 s'il provoque dans le moteur C.F.R. un cliquetis identique à celui observé pour un mélange de 96 % en volume d'isooctane et de 4 % en volume de normal-heptane. b - Méthodes normalisées Deux méthodes principales sont utilisées pour les carburants automobiles. Elles diffèrent notamment par la vitesse de rotation du moteur C.F.R. et par la température du mélange carburé à l'admission. — Méthode Recherche (Research) ou F1 (NF EN ISO 5164 : 2005) : Indice d'octane recherche ou Research Octane Number (RON) La vitesse de rotation est de 600 tr/mn et le mélange carburé est admis à température ambiante. On obtient ainsi l'indice d'octane Recherche. — Méthode Moteur (Motor) ou F2 (NF EN ISO 5164 : 2005) : Indice d'octane Moteur ou Motor Octane Number (MON) La vitesse de rotation du moteur C.F.R. est de 900 tr/mn et la température du mélange carburé à l'admission est de l'ordre de 150°C. c - Sensibilité du carburant Compte tenu des conditions plus sévères de la mesure, l'indice d'octane moteur est généralement inférieur à l'indice d'octane recherche. La différence RON-MON est appelée sensibilité d'un carburant. Une spécification de MON ou de sensibilité est une garantie de bon comportement du carburant en conditions sévères d'utilisation. d - Répartition de l’octane - Mesure de ∆ R Lors d'une accélération brutale, qui est dans la pratique la phase de conduite où le cliquetis se manifeste le plus souvent, le moteur aspire essentiellement pendant le phase transitoire les fractions les plus "légères" du carburant qui n'ont pas forcément le même indice d'octane que celui du carburant lui-même.

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C 6 -4/B

Pour tenir compte de ce facteur dans la prévision du comportement des carburants dans une automobile ESSO STANDARD a mis au point une nouvelle méthode : la méthode ∆ R entre l'indice d'octane des fractions légères du carburant et celui du carburant complet ∆R = RON du carburant - RON des fractions légères On parle souvent du ∆R 100 : dans ce cas les fractions légères sont constituées par la fraction du carburant qui distille jusqu'à 100°C. En général, le ∆R est positif et on cherche à élaborer des carburants dont le ∆R est aussi faible que possible, assurant ainsi une bonne répartition de l'octane. Il n'existe pas de spécification officielle concernant le ∆R ; toutefois la valeur moyenne du ∆R 100 est voisine de 7 points d'octane.

3-

INDICES D’OCTANE DES HYDROCARBURES Le tableau ci-dessous situe les valeurs relatives des indices d'octane des différentes familles d'hydrocarbures. Existent dans les pétroles bruts PARAFFINES

Produits dans les craquages

NAPHTÈNES

AROMATIQUES

OLÉFINES

Paraffines normales en chaîne droite

Isoparaffines en chaîne ramifiée

faible

faible

moyenne

élevée

faible

Indice d'octane Recherche (RON)

très faible

élevé

moyen

très élevé

assez élevé

Sensibilité

très faible

très faible

faible

élevée

très élevée

Masse volumique à l'état liquide

En fonction des proportions respectives des différentes familles d'hydrocarbures composant les essences, on obtient des coupes pétrolières d'indices d'octane très variables ainsi : -

les essences lourdes de distillation provenant directement des pétroles bruts sont riches en paraffines normales et contiennent peu d'aromatiques : leurs indices d'octane sont donc très faibles par contre les essences de reformage catalytique (réformats) riches en aromatiques ont des indices d'octane recherche très élevés et des indices d’octane moteur élevés sans plus les essences de craquage catalytique contiennent une proportion notable d'aromatiques ainsi que des oléfines et des hydrocarbures saturés. Leurs indices d'octane recherche sont donc assez élevés mais les indices d’octane moteur sont faibles un alkylat ou un isomérat, riche en isoparaffines sont caractérisés par des indices d’octane moteur très élevés

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C 6 -4/B

4 - ADDITIFS AMÉLIORANT L'INDICE D'OCTANE - SUSCEPTIBILITÉ DES CARBURANTS Dès 1922 des chercheurs de la Société "General Motors" avaient découvert que certains composés ont la propriété d'améliorer la résistance au cliquetis des carburants, donc leur indice d'octane. Parmi ceux-ci se sont imposés rapidement comme additifs aux carburants-auto : le plomb tétraéthyle (P.T.E.) liquide teb = 200°C le plomb tétraméthyle (P.T.M.) liquide teb = 110°C ou un mélange des deux. L'effet de l'addition des composés au plomb n'est pas le même pour toutes les essences : certaines voient leur indice d'octane augmenter fortement et l'on dit qu'elles ont une grande susceptibilité au plomb, d'autres au contraire réagissent plus faiblement démontrant ainsi une faible susceptibilité au plomb. L'indice d'octane avant addition de plomb est dit indice d'octane clair. Ces additifs à base de plomb sont aujourd’hui remis en cause dans de nombreux pays. En effet, les recherches effectuées depuis 1975 pour réduire la pollution atmosphérique due aux gaz d'échappement des automobiles ont conduit à la mise en place sur le circuit d'échappement d’un pot catalytique. Celui-ci utilise un catalyseur favorisant l'élimination chimique des produits toxiques contenus dans les gaz d'échappement. L'évolution des normes antipollution est telle que le pot catalytique est installé maintenant en Europe sur tous les véhicules utilisant des carburants auto. Les composés de plomb rejetés avec les produits de combustion constituent un poison pour le catalyseur. C'est donc essentiellement l'actuelle utilisation des pots catalytiques qui est à l'origine de la remise en cause de l'utilisation du plomb comme additif d'octane dans les carburants. Les directives légales en vigueur sont les suivantes : -

installation de pots catalytiques sur tous les véhicules neufs (depuis le 1er Janvier 1993)

- suppression du plomb dans les carburants-auto distribués dans l’Union Européenne depuis le 1er Janvier 2000

La suppression du plomb est effective dans tous les pays de l’UNION. Il est à signaler que la suppression du plomb a conduit à incorporer dans le supercarburant commercial remplaçant le supercarburant plombé un additif Anti-Récession des Soupapes (ARS) à base de potassium.

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C 6 -4/B

INDICE DE CÉTANE DES GAZOLES — NF EN ISO 5165 : 1998 et NF EN ISO 4264 : 1997 –

L'indice de cétane est une propriété très importante des carburants Diesel, car il mesure leur aptitude à s'enflammer dans le chambre de combustion des moteurs à allumage par compression. Il concerne surtout le gazole moteur (G.O.M.) mais aussi le fuel oil domestique (F.O.D.).

FONCTIONNEMENT DES MOTEURS À ALLUMAGE PAR COMPRESSION 80

40 30 20 10

Fin d'injection

50

Délai d'allumage

;y

100

50

Injection

400 à 600 °C

0

0

Angle de rotation vilebrequin

Dans ce type de moteur, le carburant est injecté dans le cylindre qui contient l'air réchauffé durant la phase de compression. On constate sur le schéma ci-dessus que la combustion ne démarre pas instantanément après le début de l'injection. En effet, il y a un décalage dans le temps entre le commencement de l'injection et le début de la combustion repéré par l'augmentation brutale de la pression dans la chambre. Ce décalage est appelé délai d'allumage. On conçoit que ce délai d'allumage a une grande influence sur le fonctionnement du moteur : -

en marche normale un combustible à faible délai d'allumage conduit à une marche douce et peu bruyante du moteur, en limitant l'élévation brutale de pression qui à chaque cycle correspond à la combustion incontrôlée du combustible injecté durant la période du délai d'inflammation

-

lors des démarrages à froid, où les conditions d'inflammation du combustible sont plus difficiles (faible température de l'air en fin de compression), un délai d'allumage réduit du combustible est également recherché

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D PPC 049 A

TEMPÉRATURE DE L'AIR EN FIN DE COMPRESSION

60

Fraction brûlée (%)

Moteur à préchambre 20 - 24

70

PMH

Moteur à injection directe 14 à 17

Pression (bar)

Débutde combustion

TAUX DE COMPRESSION

Débutd'injection

1-

19

2-

C 6 -4/B

MESURE DU DÉLAI D'ALLUMAGE - INDICE DE CÉTANE a - Moteur CFR Diesel : indice de cétane mesuré (NF EN ISO 5165 : 1998) Le délai d'allumage n'est pas mesuré directement mais l'on compare le comportement du gazole dans un moteur normalisé (moteur C.F.R. Diesel) avec des mélanges de référence constitués par : -

une paraffine normale : le cétane (nC16) présentant un faible délai d'allumage qui a par définition un indice de cétane égal à 100

-

un composé aromatique : l'α méthyl naphtalène de point d'ébullition comparable présentant un délai d'allumage élevé qui a par définition l'indice de cétane 0. On utilise aussi comme carburant de référence l’heptaméthylnonane d’indice de cétane 15 comme référence basse

L'indice de cétane est défini par le pourcentage volumique de cétane dans le mélange des 2 carburants de référence qui a le même délai d'allumage que le gazole essayé dans le moteur C.F.R. Diesel.

b - Indices de cétane des hydrocarbures Les indices de cétane des différentes familles d'hydrocarbures sont donnés ci-dessous .

Existent dans les pétroles bruts PARAFFINES

Masse volumique à l'état liquide Indice de cétane

Produits dans les craquages

NAPHTÈNES

AROMATIQUES

OLÉFINES

Paraffines normales en chaîne droite

Isoparaffines en chaîne ramifiée

faible

faible

moyenne

élevée

faible

très élevé

faible

moyen

faible

faible

On voit que les gazoles plutôt paraffiniques obtenus par distillation des pétroles bruts ont des indices de cétane élevés. Au contraire des gazoles de craquage riches en composés insaturés de type aromatique ou oléfinique ont des indices de cétane bas.

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C 6 -4/B

c - Indice de cétane calculé L’indice de cétane mesuré ne représente pas l’indice de cétane réel du produit d’origine quand celui-ci renferme des additifs pro-cétane. On utilise donc une autre approche de l’indice de cétane dite indice de cétane calculé pour apprécier la qualité du gazole hors additifs. Cette méthode utilise à la base deux propriétés facilement accessibles : la masse volumique et la volatilité. La nature chimique du gazole est traduite par le paramètre masse volumique : on sait que les hydrocarbures paraffiniques ont des densités nettement inférieures aux hydrocarbures naphténiques ou aromatiques. La volatilité du gazole est traduite par la température du point 50 % distillé ASTM. Ces deux paramètres suffisent pour déterminer l'indice de cétane (IC) calculé grâce à l'abaque par points alignés reproduit ci-dessous (ASTM D 976-91). C 300 290 0.79

280

47 45

0.80

270 65 260

43

0.81

60 250 55

41

densité API

39

0.82 0.83

50

240

0.84

35

0.85

45

33

0.86

31

0.87

29

0.88

27

0.89

220

450

430

210

Indice de cétane calculé

410

390 380

0.90 190

0.91

IC = 49

400 200

370

23

Exemple d15 = 0,832 t50 = 250°C

420

30

25

470

440

40 35

480

460 230

37

F 570 560 550 540 530 520 510 500 490

D ANA 073 A

Masse volumique à15 °C

Température 50 % distillé

49

La norme NF EN ISO 4264 : 97 ou ASTM D 4737-90 donne des résultats plus précis que la méthode précédente dans un domaine toutefois plus restreint. Il s'agit de la détermination de l'indice de cétane calculé à partir d’une formule par le biais de 4 variables. -

masse volumique à 15°C point 50 % distillé ASTM point 90 % distillé ASTM point 10 % distillé ASTM

Elle s'applique dans l'intervalle suivant : 32,5 < IC < 56,5 0,805 < d15 < 0,895

Distillation ASTM 171 < point 10 % < 259°C 212 < point 50 % < 308°C 251 < point 90 % < 363°C

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3-

C 6 -4/B

POLLUTION PAR LES MOTEURS DIESEL Les émissions de NOx d’un moteur Diesel sans post-traitement du gaz d’échappement, comparées à celles d’un moteur à essence, dépendent directement de la température de flamme. En conditions de circulation urbaine, le moteur à essence équipé d’un pot catalytique 3 voies, qui détruit simultanément le CO, les HC et les NOx, doit fonctionner à richesse 1, donc à température de flamme élevée. Il émet une quantité importante de NOx avant le pot catalytique, mais faible après celui-ci. Le moteur Diesel, dans des conditions semblables, émet moins de NOx que le moteur à essence, du fait d’une grande dilution d’air mais une voiture à essence catalysée, qui détruit ≅ 95 % des NOx émis à la sortie du moteur, produit moins de NOx qu’un Diesel sans post-traitement des gaz d’échappement. La sévérisation des normes antipollution pour le moteur Diesel nécessite d'envisager en priorité la réduction des rejets de NOx et de particules. Diverses solutions technologiques sont envisagées ou en application pour réaliser ces objectifs. Parmi elles : -

le recyclage des gaz d'échappement (RGE) : destiné à réduire les émissions de NOx par dilution et abaissement de température de flamme : – 50°C divise les NOx d’un facteur ≅ 2

-

l'emploi de pièges à particules permettant de les brûler en continu ou en discontinu, mais d’un potentiel limité aux véhicules utilitaires, bus et camions, pour des raisons d’encombrement

-

la mise en place d'un pot catalytique oxydant qui transforme les HC imbrûlés en CO2 + H 2O et le CO en CO2. Il permet de brûler en même temps une partie de la fraction hydrocarbonée des particules. Les pots d’oxydation existent en série, sur les véhicules allemands, depuis plusieurs années

La catalyse “Dénox” est en développement, et son efficacité est actuellement de 50 %, au mieux. Ce type de catalyse trouve aussi son intérêt pour les véhicules à essence fonctionnant en mélange pauvre (excès d’air). Il est à signaler que le catalyseur Dénox est très sensible à la présence de soufre. Cela explique en partie les nouvelles exigences de limitation de teneur en soufre du gazole. Il est important de noter que la quantité de particules émises augmente avec la teneur en soufre du gazole. Ceci provient du fait qu'une partie du S se transforme en SO2 puis en H2 SO 4 hydraté comptabilisé en même temps que les particules (filtration). Par ailleurs, la présence de soufre favorise l'apparition de particules sous forme de sulfates, combinaison du soufre du gazole et des métaux (Mg, Ca) contenus dans les additifs des lubrifiants. La dépollution des moteurs Diesel passe en conséquence inévitablement par la diminution de la teneur en soufre des gazoles. La Directive Européenne a fixé les valeurs suivantes concernant la teneur en soufre des gazoles : 0,2 % masse depuis le 1er/10/94, 0,05 % masse à partir du 1er/10/96, 0,035 % masse à partir du 1er/1/2000, 0,005 % à partir du 1er/1/2005 et enfin 0,001 % en 2009. Cette évolution n'est pas sans conséquence sur le raffinage, qui doit notamment mettre en œuvre un renforcement des capacités et un accroissement des performances des unités de désulfuration des gazoles.

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C 6 -4/B

POINT DE FUMÉE DES CARBURÉACTEURS NF M 07-028 ou ASTM D1322 — Smoke point —

Pour assurer la longévité des matériaux constituant la chambre de combustion et les turbines d’un réacteur d’avion, il est nécessaire d’obtenir lors de la combustion une flamme claire limitant la propagation de chaleur par rayonnement et ainsi que la formation de particules de carbone. Pour évaluer le comportement d’un carburéacteur lors de sa combustion, celui-ci est brûlé dans une lampe à mèche normalisée. On cherche à obtenir la flamme la plus haute possible et cela sans formation de fumée. Cette hauteur de flamme, exprimée en millimètre, est mesurée à 0,5 mm près sur une échelle graduée incorporée à la lampe et est appelée "point de fumée" du produit testé.

y ; yy;yy ;; ;yy ; y ;; Corps de la lampe

Brûleur porte mèche + équipement pour monter et descendre la mèche (non représenté)

Admission d'air

Mèche

Porte mèche Échantillon (20 ml)

Évent

CORPS DE LA LAMPE

BRÛLEUR PORTE MECHE

D ANA 074 A

Échelle graduée

Flamme

Le point de fumée est en relation avec la teneur en hydrocarbures aromatiques. 50

Point de fumée (mm)

40

Par comparaison avec les autres familles, ces hydrocarbures sont, en effet, plus riches en carbone et conduisent lors de la combustion à une flamme plus rayonnante à cause de la présence de fines particules carbonées. Ils donnent par conséquent plus facilement une flamme fumeuse.

s ine e) f f ra um Pa Vol (% 50 %

30

20 20 %

0

5

10

15

20

25

Aromatiques (% volume)

D ANA 075 A

10

Ainsi, une teneur élevée en aromatiques se traduit par un point de fumée faible et inversement comme on le constate sur le schéma ci-contre.

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C 6 -4/B

ESSAIS NORMALISÉS LIÉS À LA COMBUSTION DES FUELS

1-

POUVOIR CALORIFIQUE Les fuels étant vendus comme combustible, leur pouvoir calorifique est une propriété fondamentale sur laquelle, paradoxalement, ne porte aucune spécification officielle. Le pouvoir calorifique d'un fuel et plus généralement d’un combustible est la quantité de chaleur libérée dans les conditions déterminées par la combustion d'un kilogramme du produit. Il s'exprime en kcal/kg ou en MJ/kg (MJ = mégajoule). La norme française NF M 07-030 décrit une méthode de détermination d'un pouvoir calorifique supérieur (PCS) à volume constant des produits pétroliers à partir duquel on peut déduire le pouvoir calorifique inférieur (PCI) à pression constante. En effet, selon que l'eau formée lors de la combustion du fuel est récupérée à l'état liquide ou à l'état vapeur, les quantités de chaleur dégagée diffèrent d'une valeur correspondant à la chaleur de condensation de l'eau formée. Si l'eau est récupérée liquide, la quantité de chaleur est la plus élevée, on parle de PCS, si l'eau est récupérée vapeur on obtient le PCI. Généralement on s'intéresse plutôt à la valeur du PCI. Les PCI usuels des fuels commerciaux sont les suivants : Fuel-Oil Domestique Fuel-Oil Lourd n° 2 HTS Fuel-Oil Lourd n° 2 TBTS

10 150 kcal/kg 9 400 kcal/kg 9 900 kcal/kg

ou ou ou

42,5 MJ/kg 39,4 MJ/kg 41,5 MJ/kg

L'AFNOR donne les indications suivantes concernant la fidélité de la méthode : Répétabilité Reproductibilité

50 kcal/kg 100 kcal/kg

Les écarts entre les valeurs des PCI s'expliquent essentiellement par des différences de nature chimique des principaux hydrocarbures entrant dans la composition des fuels. On indique dans le tableau ci-dessous quelques unes de leurs propriétés : densité, C/H, PCI.

Densité Rapport Massique Carbone (C/H) Hydrogène P.C.I.

Aromatiques et composés sulfurés

D CH 140 A

D CH 139 A

Naphténiques

D CH 138 A

Paraffiniques

Faible

Moyenne

Élevée

Faible

Moyen

Élevé

Élevé

Moyen

Faible

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C 6 -4/B

Les composés sulfurés lourds sont de nature chimique surtout aromatique et possèdent des propriétés similaires à celles des hydrocarbures aromatiques. On voit donc que le pouvoir calorifique d'un produit pétrolier diminue quand : la densité augmente le rapport C/H ainsi que la teneur en soufre s'accroissent

La tableau ci-dessous indique les propriétés de quelques fuels commerciaux.

2-

Valeurs usuelles

F.O.D.

F.O. N°2 HTS

F.O. N°2 TBTS

15 d4

0,830 - 0,880

1,035

0,945

C/H

6,3

8,5

7

Soufre

< 0,2 %

3,6 %

42 800 kJ/kg Contenu énergétique du carburant Rayon d'action > 25 mm Limiter le rayonnement de la flamme en garantissant un H/C minimum

< – 47°C Aptitude à rester liquide à basse température ≤ 8 cSt à – 20°C Pulvérisation aux brûleurs 1 b maxi Capacité à séparer l’eau

Limiter la teneur en composés corrosifs

ESSAIS DE CORROSION Lame de cuivre

1 maxi

• Teneur en soufre

< 0,3 % masse

• Teneur en gommes actuelles

< 7 mg/100 ml Éviter la formation de produits encrassants

STABILITÉ

• Stabilité thermique (JFTOT à 260°C)

∆P ≤ 25 mmHg Cotation tube < 3 max Ne pas subir de dégradation sous l’effet de la temfpérature

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7

C 6 -4/C

UTILISATION DU CARBURÉACTEUR

;;;;; yyyyy yyyyy ;;;;; Soufflante

Compresseurs BP HP

Chambre de combustion

Turbines HP BP

Tuyère

Air soufflé

D MOT 018 A

yy ;;

Air de combustion

— TURBORÉACTEUR DOUBLE FLUX À SOUFFLANTE —

Préfiltre 20µm

Bac de réception 25 000 m3 Pompe 500 m3/h

Pipeline

Bac d'expédition 40 000 m3

Pompe Additifs doseuse

M.F.S. 2µ Oléoprise

Microfiltre 2µm Séparateur Pompe d'eau 300 m3/h

Vanne régulatrice de pression

Compteur

D PPC 091 A

Microfiltre 2µm Séparateur d'eau

— PRINCIPE DES INSTALLATIONS DE DÉPÔT ET DE CHARGEMENT DU CARBURÉACTEUR —

00005_B_F

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8

C 6 -4/C

PRINCIPALES SPÉCIFICATIONS DU GAZOLE MOTEUR ET FUEL-OIL DOMESTIQUE

Gazole Moteur Fuel oil domestique

GOM FOD

Couleur naturelle jaune pâle Couleur rouge

Le gazole moteur répond aux exigences de la norme européenne EN 590.

POINT D'ÉCLAIR

VOLATILITÉ

≥ 55°C sécurité

• Distillation ASTM : température 95 % distillé volume distillé à 250°C volume distillé à 350°C

INDICE DE CÉTANE

COMBUSTION

360°C maxi (pour GOM) < 65 % > 85 %

Aptitude à la combustion dans un moteur Diesel

GOM

IC mesuré ≥ 51

FOD

IC mesuré ≥ 40

IC calculé ≥ 46

La norme européenne prévoit 6 classes de TLF pour les climats tempérés (A à F) et 5 pour les climats arctiques (0 à 4).

TENUE AU FROID

La France utilise 3 classes “climat tempéré” (classes B, E et F), la troisième (classe F) correspondant au gazole grand froid (GOGF). • Température limite de filtrabilité

• Point de trouble

Empêcher le bouchage des filtres par des cristaux de paraffines GOM ≤ – 15°C l'hiver / 0°C l'été GOGF ≤ 20°C FOD ≤ – 4°C

GOM ≤ –5°C l’hiver/+ 5°C l’été FOD ≤ + 2°C

TENEUR EN SOUFRE Gazole moteur

POLLUTION CORROSIVITÉ

Fuel domestique

en 2009

maxi 0,005 % masse soit 50 g/t maxi 0,001 % soit 10 g/t maxi 0,2 % masse maxi 0,1 % masse en 2008

• Teneur en aromatiques polycycliques : maxi 11 % masse

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9

C 6 -4/C

UTILISATION DES CARBURANTS — pour moteur Diesel —

teneur en eau acidité viscosité sédiments

ALIMENTION HAUTE PRESSION Jeux très faibles Lubrification - Usure

Injecteur

FILTRATION Colmatage - Pertes de charge point de trouble TLF teneur en eau Filtre

Pompe d'alimentation

STOCKAGE Corrosion - Stabilité - Sécurité point d'éclair acidité additifs

Pulvérisation et vaporisation indice de cétane POLLUANTS indice de cétane distillation teneur en soufre 80

Fin d'injection

40 30 20 10

100

50

Injection

400 à 600 °C

0 0

360

Angle de rotation vilebrequin

00005_B_F

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0 720

D PPC 049 A

50

Fraction brûlée (%)

TEMPÉRATURE DE L'AIR EN FIN DE COMPRESSION

Délai d'allumage

60

PMH

Moteur à préchambre 20 - 24

70

Début de combustion

Moteur à injection directe 14 à 17

Pression (bar)

Début d'injection

TAUX DE COMPRESSION

— CIRCUIT CARBURANT —

D MOT 019 A

COMBUSTION Pulvérisation et vaporisation viscosité distillation

Pompe d'injection

10

C 6 -4/C

DIESTER

DIESTER :

• Contraction de DIESel et esTER • Signifie ester d'huiles végétales

VOCATION :

Biocarburant pour moteur Diesel (5 à 10 % en poids)

MODE D'OBTENTION ET RENDEMENT • •

Extraction de l'huile à partir de productions végétales telles que le colza, le tournesol, le palme, le coprah, … Traitement de l'huile en présence d'un alcool (méthanol ou éthanol) = réaction de transestérification

Schéma de principe d'obtention d'esters méthyliques à partir de colza 1 t d'huile de colza

Ester méthylique de colza 1 t ou 1130 l

1t PROCÉDÉ D'ESTÉRIFICATION

Tourteau Méthanol

0,1 t Glycérine (0,1 t)

D PCD 310 A

1 hectare de Colza (2,7 t de grain)

CARACTÉRISTIQUES COMPARÉES du gazole, de l'huile de colza et de son ester méthylique Caractéristiques Densité à 15°C

(kg/l)

PCI volumique Viscosité

(kJ/l) à 20°C (cSt) à 50°C (cSt)

Température limite de filtrabilité (°C) Indice de cétane

Gazole

Huile de colza

Ester méthylique de colza

0,840

0,916

0,880

36000

34300

33175

3,80 à 8,52 1,5 à 3,0

78 26

7,5 3,7

– 2 à – 15

+ 20

– 12

48

32 à 36

48,7

PRIX DE REVIENT : 2 à 3 fois le prix de revient du gazole VALORISATION DE LA GLYCÉRINE (sous-produit) : Détergents, peintures glycérophtaliques, résines, encres d'imprimerie 00005_B_F

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11

C 6 -4/C

PRINCIPALES SPÉCIFICATIONS DES FUELS LOURDS

POINT D'ÉCLAIR

VOLATILITÉ

≥ 70°C (Luchaire) Sécurité au stockage Pouvoir calorifique

COMBUSTION

non spécifié, il diminue si la densité augmente et si le % soufre s’élève VISCOSITÉ

ÉCOULEMENT

< 40 cSt (mm2 /s) à 100°C

POMPABILITÉ

Contrainte de réchauffage pour le transfert depuis le stockage et pour la bonne pulvérisation au niveau du brûleur TENEUR EN SOUFRE

POLLUTION CORROSIVITÉ

4 % masse maxi pour le FO N° 2 HTS 2 % masse maxi pour le FO N° 2 BTS 1 % masse maxi pour le FO N° 2 TBTS 1 % masse maxi en 2003 en Europe (sauf dérogation) • Teneur en vanadium Corrosion vanadique • Teneur en Nickel Pollution TENEUR EN INSOLUBLES

STABILITÉ

≤ 0,25 % masse Contrôle de la bonne dispersion des asphaltènes

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45

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Filtre froid 500 µm

RÉCHAUFFEUR

FUEL LOURD N°2

STOCKAGE

Pression (bar abs.)

Circuit de gavage

Réchauffeur baïonnette

4

70

130

Filtre froid 250 µm

Circuits vers brûleur

Retour brûleur

Filtre chaud 125 µm

Pompe HP

25

BRÛLEUR

Réchauffeur

D PPC 103 A

Température (°C)

12

C 6 -4/C

UTILISATION DU FUEL LOURD — Schéma de principe d’une installation —

13

C 6 -4/C

DIAGRAMME DE VISCOSITÉ RELATIF AUX FUELS LOURDS N°2 Viscosité Engler cSt 1000 100 75 50 40

Étude expérimentale réalisée par le Bureau de Normalisation du Pétrole (1978)

750

VISCOSITÉ MOYENNE DE PULVÉRISATION

500

Mode de pulvérisation

400 300

- Mécanique - Mécanique et air BP

15 et 20 cSt

200

- Mécanique et assistance vapeur

20 et 25 cSt

- Coupelle rotative

60 et 70 cSt

30 25

Point de consigne entre :

20 15

10

EXEMPLE DE DÉTERMINATION DE LA TEMPÉRATURE DE PULVÉRISATION

110

Fuel lourd n°2

90 80

35 cSt à 100°C

- Viscosité recommandée au nez du brûleur

70

17 cSt

60 7,5

5

4

50 45

- Température de pulvérisation donnée par le diagramme

40

Ces valeurs sont purement indicatives. Il est recommandé à l'utilisateur de se référer aux valeurs précises fournies par les constructeurs et de déterminer la viscosité du fuel utilisé.

35 30

124°C

25 3

2,5

20 17 15 14 13

2

12 11 10

1,8 9 8 D PPC 2000 C

1,6 7 1,5 6 40

60 50

70

80

90

110 100

120 130 124

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140

150 160 170 180 Température en °C

Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS Ingénieurs en Sécurité Industrielle

C6

ACIDES BASES - pH

I - LES ACIDES ET LES BASES USUELS.................................................................................... 1 II - DANGERS PRÉSENTÉS PAR LES ACIDES ET LES BASES PRÉCAUTIONS D'UTILISATION .............................................................................................. 1 III - COMPOSITION DES SOLUTIONS D'ACIDES ET DE BASES................................................. 2 1 - Activité des solutions acides et basiques ...........................................................................................2 2 - Normalité des solutions acides ...........................................................................................................3 3 - Normalité des solutions basiques .......................................................................................................4

IV - PRINCIPALES PROPRIÉTÉS DES ACIDES ET DES BASES ................................................. 5 1 - Réaction acide / Base - Neutralisation ...............................................................................................5 2 - Notion de pH .......................................................................................................................................5 3 - Corrosion acide...................................................................................................................................7

V - MESURE DU pH........................................................................................................................ 8

BA CHG - 02143_A_F - Rév. 1

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13/07/2005

-5

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1

I-

LES ACIDES ET LES BASES USUELS Le tableau ci-dessous présente les principaux acides et bases rencontrés dans l'industrie pétrochimique et pétrolière. ACIDES Dénomination

BASES

Formule chimique

Dénomination

Formule chimique

HCl

Soude

NaOH

Acide sulfurique

H 2SO4

Potasse

KOH

Acide nitrique

H NO 3

Ammoniac

NH3

HF

Ammoniaque

NH4OH

Acide chlorhydrique

Acide fluorhydrique

R

Acide acétique

CH3COOH

Amines

Acide sulfhydrique (ou sulfure d'hydrogène)

H 2S

Chaux

Mercaptans

RSH

Acides naphténiques

NH R

Ca(OH)2

R – COOH (R = Naphtènes)

Le regroupement de ces produits chimiques en acides d'une part et bases d'autre part est possible dans la mesure ou le caractère acide se manifeste par un certain nombre de propriétés caractéristiques et qu'il en est de même pour le caractère basique. Ces propriétés apparaissent le plus souvent au sein de solutions aqueuses, c'est-à-dire dans des mélanges de ces composés avec de l'eau. S'ils ont des propriétés différentes, acides et bases ont toutefois un point commun : ce sont des produits dangereux car ils attaquent la peau et les tissus organiques.

II - DANGERS PRÉSENTÉS PAR LES ACIDES ET LES BASES - PRÉCAUTIONS D'UTILISATION Les effets des acides et des bases sur l'organisme sont les suivants : – à l'état de vapeur ou d'aérosols, leur action est surtout dangereuse sur les yeux et l'appareil respiratoire avec des effets pouvant aller de l'irritation des muqueuses jusqu'aux lésions profondes – à l'état liquide, les effets sur les yeux, la peau et l'appareil digestif (en cas d'ingestion), vont graduellement de la simple rougeur aux lésions en passant par l'irritation et la brûlure, les contacts répétés pouvant entraîner des dermites

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2

Du fait de leur danger, il convient d'être très prudent dans la manipulation de ces produits quelque en soit le type et la concentration. Les effets destructeurs sont d'autant plus rapides que les solutions sont plus concentrées. Il convient : – de porter nécessairement des gants et des lunettes de protection – d'adopter des mesures particulières en cas de solutions très concentrées telles que les oléums ou les lessives, et de porter • • • • • •

une visière, voire une cagoule des gants spéciaux (en néoprène ou polyéthylène, ...) des bottes ajustées sous le pantalon de travail un tablier ou une combinaison antiacide ou même un scaphandre spécialement étudié (cas des unités d'alkylation à l'acide fluorhydrique concentré)

– en cas de projection lavage abondant à l’eau pendant 1/4 d’heure – pour diluer une solution ; de toujours verser lentement l'acide ou la base dans l'eau et non l'inverse.

III - COMPOSITION DES SOLUTIONS D'ACIDES ET DE BASES 1 - ACTIVITÉ DES SOLUTIONS ACIDES ET BASIQUES L'eau pure est un composé neutre dont l'acidité ou la basicité apparaît avec la dissolution en phase aqueuse des composés acides ou basiques. On obtient alors une solution dont l'activité acide ou basique dépend : – de sa concentration, qui exprime la quantité de composés dissous dans l'eau. Celle-ci peut être traduite par différents moyens : pourcentage masse (% masse), concentration massique (g/l), densité ou degré Beaumé (° Bé). Des tableaux et planches donnent les correspondances entre ces différentes valeurs. Toutefois, l'expression représentant le mieux l'activité acide ou basique d'une solution est sa normalité – de la nature de l'acide ou de la base. Certains composés sont plus réactifs que d'autres, ce qui conduit à distinguer des acides forts et des acides faibles et de même des bases fortes et des bases faibles Ainsi HCl, H2SO4, H NO3 et HF, sont des acides très réactifs. L'acide acétique, par contre est un acide faible. Toutefois un acide faible comme H2S peut néanmoins être très dangereux s'il est utilisé dans des conditions où son activité, même faible, est opérante. En ce qui concerne les bases, soude et potasse sont les plus fortes, alors que les amines sont des bases faibles

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3

2 - NORMALITÉ DES SOLUTIONS ACIDES En solution les molécules des acides se dissocient en parties chargées électriquement ou ions. Parmi ceux-ci, on trouve un ou plusieurs ions hydrogène H+, qui sont les responsables du caractère acide, et un autre ion (négatif) caractéristique de la nature de l'acide. On dit qu'une solution d'acide est Normale (1 N) quand elle contient une mole d'ions hydrogène par litre de solution. La masse atomique de l'hydrogène étant H = 1, ceci revient à dire qu'une solution normale d'acide contient 1 g d'ion H+/litre. • Acide chlorhydrique (HCl) en solution dans l'eau

en masse

H+ + 1 mol d'ions hydrogène 1g

HCl 1 mol 36,5 g

Cl– 1 mol d'ions chlorure 35,5 g

La solution normale (1N) contient donc 36,5 g d’acide par litre de solution. Par extension, une solution qui contient : • 2 x 36,5 g d'HCl par litre est 2 fois normale ou 2 N •

N 36,5 g soit 3,65 g d'HCl par litre est déci-normale ou 10 10

• Acide nitrique (HNO3) en solution d'eau

en masse

H NO 3

H+

1 mol 63 g

1 mol d'ions hydrogène 1g

–

+

NO 3 1 mol d'ions nitrate 62 g

La solution 1 N d'acide nitrique contient 63 g/l d'acide pur. • Acide sulfurique (H2SO4) en solution

en masse

H 2SO4

2H +

1 mol 98 g

2 mol d'ions hydrogène 2g

-SO4

+

1 mol d'ions sulfate 96 g

La solution contenant 98 g d'H2SO4/l (solution 1 M ou molaire) libère 2 ions hydrogène H+ par litre et est donc 2 fois Normale ou 2 N. La concentration d'une solution 1 N d'acide sulfurique est de 49 g d'H 2SO4/l. La normalité d'une solution dont la concentration est de 245,9 g/l est : 245,9 x 2 = 5,02 N 98 02143_A_F

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3 - NORMALITÉ DES SOLUTIONS BASIQUES En solutions aqueuses, les bases se dissocient également en 2 types d'ions, dont l'un est l'ion hydroxyde OH– qui lui donne sont caractère basique ; l'autre étant déterminé par la nature de la base. Une solution basique Normale contient une mole d'ion OH– par litre, soit en masse 16 + 1 = 17 g de cet ion par litre. • La soude (NaOH) en solution

en masse

NaOH 1 mol 40 g

OH – + 1 mol d'ions hydroxyde 17 g

Na + 1 mol d'ions sodium 23 g

Une solution de soude à 40 g/l contient 17 g de l'ion OH– par litre, elle est donc Normale (1 N). 157,9 = 3,95 moles de NaOH/l soit 40 3,95 ions OH – par litre, elle est donc 3,95 fois Normale (3,95 N).

Une solution à 157,9 g/l de NaOH contient

• La potasse (KOH) en solution

en masse

KOH 1 mol 56 g

OH – + K + (ion potassium) 1 mol d'ions hydroxyde 1 mol d'ions potassium 17 g 39 g

La solution 1 N contient 56 g de potasse pure par litre, une solution centi-normale ou contient 0,56 g/l de KOH.

N 100

• La chaux Ca (OH)2 en solution

en masse

Ca(OH)2 1 mol 74 g

2 OH– + 2 mol d'ions hydroxyde 34 g

Ca ++ 1 mol d'ions calcium 40 g

Une solution 1 N contiendra donc 37 g/l de chaux pure. Il faut noter que ces raisonnements ne sont rigoureux que pour les acides et les bases dits "forts" de la chimie minérale. En effet, les acides "faibles", comme l'acide acétique, ne se dissocient pas totalement dans l'eau.

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IV - PRINCIPALES PROPRIÉTÉS DES ACIDES ET DES BASES 1 - RÉACTION ACIDE / BASE - NEUTRALISATION Les acides présentent avec les bases une réaction chimique qui conduit à la formation d'un nouveau composé chimique appelé sel et d'eau. De plus cette transformation chimique se fait avec un dégagement de chaleur. L'expression générale de cette réaction est : SEL + EAU + Chaleur

ACIDE + BASE Exemples : H Cl +

Na OH

Na Cl

Acide chlorhydrique

Soude

Chlorure de sodium

H2S Hydrogène sulfuré

+

2 KOH

K2S

Potasse en solution

Sulfure de potassium

+

H2O

+

Chaleur

+

Chaleur

Eau

+

2 H 2O Eau

Ces réactions montrent qu'il est possible d'éliminer un acide en le traitant par une base et inversement. On peut ainsi faire disparaître le caractère acide ou basique d'une solution en ajoutant, selon le cas, la quantité de base ou d'acide juste nécessaire pour qu'en final on ne se trouve en présence que d'un sel, produit neutre ni acide ni basique. Cette opération s'appelle une neutralisation. Elle est assez délicate à conduire car il est évident que si l'on neutralise une solution acide par une trop grande quantité de solution basique, on obtient en final une solution contenant un sel et une base, c'est-à-dire possédant le caractère basique. Ainsi lors de la projection d’un acide ou d’une base sur la peau il n’est pas possible d’envisager la neutralisation. Le lavage à grande eau reste le moyen le plus courant. Néanmoins, de plus en plus couramment on utilise la Diphotérine (nom commercial) pour “neutraliser” les brûlures chimiques et basiques. Cette solution aqueuse contient un absorbant amphotère, c’est-à-dire une molécule multisites possédant des ions H+ et OH– et donc capable d’attirer les bases et les acides. OH-

H+

OHBase

"Diphotérine"

H+ Acide

D CH 1691 A

OH-

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2 - NOTION DE pH Le souci d'utiliser des solutions dont l'acidité ou la basicité sont contrôlées, a conduit à définir un moyen de mesure très utilisé dans la pratique : le pH. Le pH peut être considéré comme la mesure de l'acidité ou de la basicité d'une solution. L'étendue des valeurs du pH dans les cas les plus courants va de 1 à 14 . A 25 °C le pH de l'eau pure est égal à 7. 7 est donc le pH des solutions neutres. Les solutions acides ont un pH inférieur à 7, les solutions basiques ont un pH supérieur à 7. L'acidité augmente quand le pH diminue et il en est de même pour la basicité quand le pH augmente. Le schéma suivant résume les propriétés du pH.

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

SOLUTIONS ACIDES

SOLUTIONS BASIQUES

ACIDITÉ CROISSANTE (un point de pH de moins = 10 fois plus acide)

BASICITÉ CROISSANTE (un point de pH de moins = 10 fois plus basique)

SOLUTION NEUTRE (pH de l'eau pure)

12

13

14

D PCD 714 A

1

Un moyen de repérer rapidement le pH d'une solution est d'utiliser un papier pH. Celui-ci possède la propriété de prendre une couleur différente selon le pH de la solution dans laquelle on le plonge. La lecture du pH se fait par comparaison avec une série de couleurs étalons. Le pH est un moyen très pratique de contrôle de l'acidité ou de la basicité de nombreuses eaux industrielles. Il en est ainsi par exemple : – – – – –

des eaux de rejet pH 5,5 à 8,5 des eaux de "sourwater" pH > 5,5 des eaux de chaudière pH 9 à 11 des eaux de réfrigération de certaines eaux de procédé

Certaines eaux trop acides doivent être neutralisées par addition d'une base et au contraire des injections d'acides sont nécessaires dans certains cas pour neutraliser une basicité excessive.

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3 - CORROSION ACIDE Les acides attaquent généralement les métaux ferreux. La réaction chimique conduit à la formation d'un sel métallique et au dégagement d'hydrogène gazeux. Au contraire les bases n'attaquent pas directement les métaux mais elles peuvent être les responsables de problèmes métallurgiques. La réaction chimique acide-métal se traduit par l'équation générale suivante : Acide

+

Métal

Sel métallique

+

Hydrogène gazeux

Fe Fer

Fe Cl2 Chlorure de fer

+

H2 Hydrogène gazeux

Fe Fer

FeS Sulfure de fer

+

H2 Hydrogène gazeux

Exemples : • Attaque du fer par l'acide chlorhydrique 2 HCl + Acide chlorhydrique • Attaque du fer par H2S H 2S + Acide sulfurhydrique

Ces réactions, si elles se produisent dans le unités de fabrication conduisent à une corrosion acide qui peut être très dommageable pour le matériel. Des cas de corrosion acide typique sont : – la corrosion par H2S et HCl dans les distillations atmosphériques – la corrosion par les acides naphténiques – la corrosion par l'acide sulfurique formé par condensation de fumées issues des fours et chaudières – ...

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V-

MESURE DU pH La notion du pH est liée à celle de l’acidité, c’est-à-dire à l’activité des ions H 3O+. Une chaîne de mesure comprend deux électrodes plongées toutes les deux dans la solution à mesurer : – une électrode de référence (dont le potentiel doit rester constant) – une électrode de mesure en verre qui ne répond qu’à l’activité de l’ion hydrogène dans la solution – une électronique qui recueille le signal électrique (une tension), l’amplifie et le convertit en unité pH Dans beaucoup de systèmes pour les mesures industrielles en ligne, les électrodes de référence et de mesure sont combinées dans un même ensemble qui peut comprendre aussi une sonde de température (pour la compensation automatique de ce facteur d’influence).

Sortie 4-20 mA TRANSMETTEUR

AMPLIFICATEUR Électrode indicatrice

Électrode de référence Sonde de température (éventuellement)

D ANA 1019 A

PROCÉDÉ

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CONCENTRATION ET DENSITÉ DES LESSIVES DE SOUDE d'après "International Critical Tables"

% MASSE DE SOUDE

20 DENSITÉ d 4

DEGRÉ BAUMÉ *

GRAMMES DE SOUDE PAR LITRE

1 2 3 4 5

1,0095 1,0207 1,0318 1,0428 1,0538

1,4 2,9 4,5 6,0 7,4

10,10 20,41 30,95 41,71 52,69

6 7 8 9 10

1,0648 1,0758 1,0869 1,0979 1,1089

8,8 10,2 11,6 12,9 14,2

63,89 75,31 86,95 98,91 110,9

12 14 16 18 20

1,1309 1,1530 1,1751 1,1972 1,2191

16,8 19,2 21,6 23,9 26,1

135,7 161,4 188,0 215,5 243,8

22 24 26 28 30

1,2411 1,2629 1,2848 1,3064 1,3279

28,2 30,2 32,1 34,0 35,8

273,0 303,1 334,0 365,8 398,4

32 34 36 38 40

1,3490 1,3696 1,3900 1,4101 1,4300

37,5 39,1 40,7 42,2 43,6

431,7 465,7 500,4 535,8 572,0

42 44 46 48 50

1,4494 1,4685 1,4873 1,5065 1,5253

45,0 46,3 47,5 48,8 49,9

608,7 646,1 684,2 723,1 762,7

* Degré BAUMÉ : ° B = 145 –

145 et 20 d4

20 d4 =

145 145 – °B

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10

1

45

5

10

15

20

25

30

35

40

45 ° Baumé

% masse de soude

50

RELATION DENSITÉ - % MASSE DE SOUDE — Des solutions de soude —

40

35

30

25

20

15

10

20

densité d 4 0 1,00

1,05

1,10

1,15

1,20

1,25

1,30

1,35

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1,40

1,45

1,50

D CH 2015 A

5

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5

0

10

15

20

50

100

150

RELATION g/l DE SOUDE - % DE SOUDE — Des solutions de soude —

200

Gramme de soude par litre 250

11

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% masse de soude

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CONCENTRATION ET DENSITÉ DES LESSIVES DE POTASSE d'après "International Critical Tables "

% MASSE DE POTASSE

15 DENSITÉ D4

DEGRÉ BAUMÉ

GRAMMES DE POTASSE PAR LITRE

1 2 3 4 5

1,0083 1,0175 1,0267 1,0359 1,0452

1,2 2,5 3,8 5,0 6,3

10,08 20,35 30,80 41,44 52,26

6 7 8 9 10

1,0544 1,0637 1,0730 1,0824 1,0918

7,5 8,7 9,9 11,0 12,2

63,26 74,46 85,84 87,42 109,2

12 14 16 18 20

1,1108 1,1299 1,1493 1,1688 1,1884

14,5 16,7 18,8 20,9 23,0

133,3 158,2 183,9 210,4 237,7

22 24 26 28 30

1,2083 1,2285 1,2489 1,2695 1,2905

25,0 27,0 28,9 30,8 32,6

265,8 294,8 324,7 355,5 387,2

32 34 36 38 40

1,3117 1,3331 1,3549 1,3769 1,3991

34,5 36,2 38,0 39,7 41,4

419,7 453,3 487,8 523,2 559,6

42 44 46 48 50

1,4215 1,4443 1,4673 1,4907 1,5143

43,0 44,6 46,2 47,7 49,2

597,0 635,5 675,0 715,5 757,2

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CONCENTRATION ET DENSITÉ DES SOLUTIONS D'ACIDE CHLORHYDRIQUE

% MASSE d’HCl

DENSITÉ à 20°C

CONCENTRATION g d’HCl/l

0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00 4,50 5,00

1.0007 1.0031 1.0056 1.0081 1.0105 1.0130 1.0154 1.0179 1.0204 1.0228

5,0 10,0 15,1 20,2 25,3 30,4 35,5 40,7 45,9 51,1

5,50 6,00 6,50 7,00 7,50 8,00 8,50 9,00 9,50 10,00

1.0253 1.0278 1.0302 1.0327 1.0352 1.0377 1.0401 1.0426 1.0451 1.0476

56,4 61,7 67,0 72,3 77,6 83,0 88,4 93,8 99,3 104,8

11,00 12,00 13,00 14,00 15,00 16,00 17,00 18,00 19,00 20,00

1.0526 1.0576 1.0626 1.0676 1.0726 1.0777 1.0828 1.0878 1.0929 1.0980

115,8 126,9 138,1 149,5 160,9 172,4 184,1 195,8 207,7 219,6

22,00 24,00 26,00 28,00 30,00 32,00 34,00 36,00 38,00 40,00

1.1083 1.1185 1.1288 1.1391 1.1492 1.1594 1.1693 1.1791 1.1886 1.1977

243,8 268,4 293,5 318,9 344,8 371,0 397,6 424,5 451,7 479,1

02143_A_F

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C 6 -5

14

CONCENTRATION ET DENSITÉ DES SOLUTIONS D’ACIDE SULFURIQUE

DENSITÉ à 20°C 1,0051 1,0118 1,0184 1,0250 1,0317 1,0385 1,0453 1,0522 1,0591 1,0661 1,0731 1,0802 1,0874 1,0947 1,1020 1,1094 1,1168 1,1243 1,1318 1,1394 1,1471 1,1548 1,1626 1,1704 1,1783 1,1862 1,1942 1,2023 1,2104 1,2185 1,2267 1,2349 1,2432 1,2515 1,2599 1,2684 1,2769 1,2855 1,2941 1,3028 1,3116 1,3205 1,3294 1,3384 1,3476 1,3569 1,3663 1,3758 1,3854 1,3951

% MASSE H2 SO4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50

g H2 SO4 / litre 10,05 20,24 30,55 41,00 51,59 62,31 73,17 84,18 95,32 106,6 118,0 129,6 141,4 153,3 165,3 177,5 189,9 202,4 215,0 227,9 240,9 254,1 267,4 280,9 294,6 308,4 322,4 336,6 351,0 365,6 380,3 395,2 410,3 425,5 441,0 456,6 472,5 488,5 504,7 521,1 537,8 554,6 571,6 588,9 606,4 624,2 642,2 660,4 678,8 697,6

DENSITÉ à 20°C 1,4049 1,4148 1,4248 1,4350 1,4453 1,4557 1,4662 1,4768 1,4875 1,4983 1,5091 1,5200 1,5310 1,5421 1,5533 1,5646 1,5760 1,5874 1,5989 1,6105 1,6221 1,6338 1,6456 1,6574 1,6692 1,6810 1,6927 1,7043 1,7158 1,7272 1,7383 1,7491 1,7594 1,7693 1,7786 1,7872 1,7951 1,8022 1,8087 1,8144 1,8195 1,8240 1,8279 1,8312 1,8337 1,8355 1,8364 1,8361 1,8342 1,8305

% MASSE H2 SO4 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

02143_A_F

 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

g H2 SO4 / litre 716,5 735,7 755,1 774,9 794,9 815,2 835,7 856,5 877,6 899,0 920,6 942,4 964,5 986,9 1010 1033 1056 1079 1103 1127 1152 1176 1201 1226 1252 1278 1303 1329 1355 1382 1408 1434 1460 1486 1512 1537 1562 1586 1610 1633 1656 1678 1700 1721 1742 1762 1781 1799 1816 1831

C 6 -5

15

CONCENTRATION ET DENSITÉ DES SOLUTIONS D’ACIDE PHOSPHORIQUE

Densité Degrés Baumé 1.874 1.870 1.860 1.850 1.840 1.830 1.820 1.810 1.800 1.790 1.780 1.770 1.760 1.750 1.740 1.730 1.720 1.710 1.700 1.690 1.680 1.670 1.660 1.650 1.640 1.630 1.620 1.610 1.600 1.590 1.580 1.570 1.560 1.550 1.540 1.530 1.520 1.510 1.500 1.490 1.480 1.470 1.460 1.450

67,3 67,1 66,7 66,3 65,9 65,5 65,0 64,6 64,1 63,7 63,2 62,8 62,3 61,8 61,4 60,9 60,4 59,9 59,4 58,9 58,4 57,9 57,4 56,9 56,3 55,8 55,2 54,7 54,1 53,6 53,0 52,4 51,8 51,2 50,6 50,0 49,4 48,7 48,1 47,5 46,8 46,1 45,5 44,8

100 grammes contiennent

1 litre contient en grammes

H3PO4

P2O5

H3PO4

P2O5

100,0 99,7 99,0 98,2 97,5 96,7 95,9 95,1 94,3 93,5 92,6 91,7 90,8 90,0 89,1 88,2 87,4 86,5 85,6 84,8 83,9 83,0 82,1 81,2 80,3 79,4 78,6 77,6 76,7 75,8 74,8 73,9 73,0 72,0 71,0 70,1 69,1 68,2 67,2 66,2 65,3 64,3 63,3 62,3

69,0 68,8 68,3 67,8 67,3 66,7 66,2 65,6 65,1 64,5 63,9 63,3 32,7 62,1 61,5 60,9 60,3 59,7 59,1 58,5 57,9 57,3 56,7 56,0 55,4 54,8 54,3 53,6 52,9 52,3 51,6 51,0 50,4 49,7 49,0 48,4 47,7 47,1 46,4 45,7 45,1 44,4 43,7 43,0

1.874 1.864 1.841 1.817 1.794 1.769 1.745 1.721 1.692 1.674 1.648 1.623 1.598 1.575 1.550 1.526 1.503 1.479 1.455 1.433 1.410 1.386 1.363 1.340 1.317 1.294 1.273 1.249 1.227 1.205 1.182 1.160 1.139 1.116 1.093 1.073 1.050 1.030 1.008 986 966 945 914 903

1.293 1.287 1.270 1.254 1.238 1.221 1.205 1.187 1.172 1.155 1.137 1.115 1.104 1.087 1.070 1.054 1.037 1.021 1.005 989 973 957 941 924 909 893 880 863 846 832 815 801 786 770 755 741 725 711 696 681 667 653 638 624

Densité Degrés Baumé 1.440 1.430 4.420 1.410 1.400 1.390 1.380 1.370 1.360 1.350 1.340 1.330 1.320 1.310 1.300 1.290 1.280 1.270 1.260 1.250 1.240 1.230 1.220 1.210 1.200 1.190 1.180 1.170 1.160 1.150 1.140 1.130 1.120 1.110 1.100 1.090 1.080 1.070 1.060 1.050 1.040 1.030 1.020 1.010

44,1 43,4 42,7 42,0 41,2 40,5 39,7 39,0 38,2 37,4 36,6 35,8 35,0 34,2 33,3 32,4 31,6 30,7 29,8 28,9 27,9 27,0 26,0 25,0 24,1 23,7 22,0 21,0 19,9 18,9 17,7 16,6 15,5 14,3 13,1 11,9 10,7 9,4 8,2 6,9 5,6 4,2 2,8 1,4

100 grammes contiennent

1 litre contient en grammes

H3PO4

P2O5

H3PO4

P2O5

61,2 60,2 59,1 58,0 56,9 55,8 54,7 53,6 52,3 51,4 50,2 49,0 47,9 46,6 45,4 44,2 43,0 41,7 40,4 39,2 37,9 36,6 35,2 33,9 32,5 31,2 29,7 28,2 26,8 25,4 23,8 22,3 20,8 19,2 17,6 16,0 14,3 12,6 10,9 9,20 7,45 5,67 3,84 1,95

42,2 41,6 40,8 40,0 39,3 38,5 37,8 37,0 36,1 35,5 34,7 33,8 33,1 32,2 31,3 30,5 29,7 28,8 27,9 27,1 26,2 25,3 24,3 23,4 22,4 21,5 20,5 19,5 18,5 17,5 16,4 15,4 14,4 13,3 12,1 11,0 9,87 8,70 7,52 6,35 5,14 3,91 2,65 1,35

881 861 839 818 797 776 755 734 711 694 673 652 632 610 590 570 550 530 509 490 470 450 429 410 390 371 350 330 311 292 271 252 233 213 194 174 154 135 115 97 77 58 39 20

608 595 579 564 550 535 522 507 491 479 465 450 437 422 407 393 380 366 352 339 327 311 296 283 269 256 242 228 215 201 187 174 161 148 133 120 107 93 80 67 53 40 27 14

02143_A_F

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

ÉLÉMENTS DE CHIMIE - PRODUITS

C6

RÉACTIONS CHIMIQUES Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I - ÉTUDE EXPÉRIMENTALE D’UNE RÉACTION CHIMIQUE : LA SYNTHÈSE DE L’EAU........ 1 II - INTERPRÉTATION DE LA RÉACTION CHIMIQUE À L’ÉCHELLE MOLÉCULAIRE ............... 2 III - REPRÉSENTATION D’UNE RÉACTION CHIMIQUE PAR UNE ÉQUATION .......................... 3 1 - Écriture de l’équation chimique .....................................................................................................3 2 - Équilibrage d’une réaction chimique .............................................................................................4

IV - UTILISATION DE L’ÉQUATION CHIMIQUE............................................................................. 6 1 - Exemple de la combustion du propane.........................................................................................6 2 - Pouvoir comburivore .....................................................................................................................7

V - CARACTÉRISTIQUES D’UNE RÉACTION CHIMIQUE............................................................ 8 1 2 3 4 5

-

Chaleur de réaction .......................................................................................................................8 Pouvoir calorifique.........................................................................................................................9 Variation du nombre de moles entre réactifs et produits ............................................................ 12 Amorçage de la réaction chimique : énergie d’activation ............................................................ 13 Liaisons entre ces caractéristiques et la prévision du comportement d’une réaction chimique .............................................................................................................. 14

BA CHG - 01169_B_F - Rév. 3

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13/07/2005

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Sous l’influence de facteurs divers tels que la chaleur, la pression, etc. la matière peut subir des transformations mettant en jeu des modifications plus ou moins profondes des espèces chimiques qui la compose. Dans ces transformations on observe la rupture de liaisons existant entre certains atomes et la formation de nouvelles liaisons. Ces transformations sont appelées des réactions chimiques.

I -

ÉTUDE EXPÉRIMENTALE D’UNE RÉACTION CHIMIQUE : LA SYNTHÈSE DE L’EAU Cette réaction peut être réalisée dans un eudiomètre. C’est un tube gradué, en verre épais, traversé à sa partie supérieure par deux fils métalliques soudés dans le verre. On peut faire jaillir une étincelle électrique entre les extrémités de ces deux fils, à l’intérieur du tube. L’eudiomètre est rempli de mercure et retourné sur une cuve contenant également du mercure. On introduit alors 20 cm3 d’oxygène pur et 20 cm3 d’hydrogène. Le mélange gazeux ne réagit pas spontanément. Si l’on fait jaillir une étincelle électrique il se produit une détonation et le mercure, d’abord refoulé, remonte rapidement dans le tube. On constate que le niveau de mercure se stabilise et qu’il ne reste plus que 10 cm3 de gaz ; de la buée s’est également déposée sur la paroi interne de l’eudiomètre : elle provient de la condensation de la vapeur d’eau qui s’est formée lors de la réaction. On met facilement en évidence que le gaz restant qui n’a pas réagi est de l’oxygène pur.

Buée 10

Mélange 20 cm3 Oxygène + 20 cm3 Hydrogène

20 30

10 cm3 Oxygène

20 30 40

Réaction chimique

50

État initial

50

État final

D CH 1012 A

40

10

Ainsi, 20 cm3 d’hydrogène et 10 cm3 d’oxygène ont disparu et il s’est formé de l’eau. On peut en conclure que : “l’hydrogène et l’oxygène réagissent dans la proportion de deux volumes d'hydrogène et d’un volume d’oxygène pour former de l’eau”. Par contre, il est très difficile de déterminer avec précision la masse d’eau formée. En effet, on a fait réagir que de très faibles quantités de gaz et les quelques milligrammes d’eau formée n’ont fourni qu’un peu de buée sur les parois. L’interprétation de l’expérience au niveau moléculaire va permettre de déterminer les quantités de matière mises en jeu dans la réaction sans pour cela réaliser des mesures physiques délicates.

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II - INTERPRÉTATION DE LA RÉACTION CHIMIQUE À L’ÉCHELLE MOLÉCULAIRE On sait que des volumes égaux de gaz pris dans les mêmes conditions de température et de pression sont constitués du même nombre de molécules. Ainsi, le mélange gazeux initial de l’expérience précédente contient autant de molécules d’hydrogène que d’oxygène. Une fraction infinitésimale de ce mélange de réactifs peut être représentée à l'échelle moléculaire comme ci-dessous :

O H

O

O

H

H

4 molécules d'oxygène

H

O O

H H

O

O

4 molécules d'hydrogène

H D CH 284 B

O

H

Après réaction chimique, les molécules d’hydrogène ont complètement disparu ; il subsiste des molécules d’oxygène et les molécules d’eau qui se sont formées : ÉTAT INITIAL

ÉTAT FINAL

H

O

H

O

O O

H H

— RÉACTIFS — Molécules d'hydrogène et d'oxygène

O H

REACTION

O

O

O

H

O

H

O

H

O H

H

O

H

O

H

H

H

H

O

O H

— PRODUITS — Molécules d'eau

D CH 285 B

O

À l’échelle moléculaire, tout se passe comme si il y avait eu rupture de liaisons oxygène-oxygène et hydrogène-hydrogène dans les molécules de réactifs puis recombinaison d’atomes d’oxygène et d’hydrogène ainsi libérés pour former les liaisons oxygène-hydrogène caractéristiques de la molécule d’eau. Il est bien évident que dans cette opération le nombre total d’atomes n’a pas changé. Ces atomes se sont simplement liés d’une manière différente. On dit que dans une réaction chimique il y a conservation du nombre des atomes de chaque espèce.

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La masse des atomes étant invariable, cela implique qu’étant présents en nombre identique dans l’état initial et dans l’état final, il y a conservation de la masse lors d’une réaction chimique. Ce principe a été énoncé par LAVOISIER et constitue le point de départ de toute la chimie moderne. Ainsi, la masse d’eau obtenue lors de la réaction présentée est égale à la somme des masses d’oxygène et d’hydrogène qui ont réagi. En revenant à l’expérience précédente, si les volumes gazeux sont repérés dans des conditions telles que le volume molaire vaut 22,4 litres : la masse de 10 cm3 d’oxygène est de :

10 x 32 g = 0,0143 g 22400

la masse de 20 cm3 d’hydrogène est de :

20 x 2 g = 0,0018 g 22400

La masse d’eau formée est donc : 0,0143 g + 0,0018 g = 0,0161 g

III - REPRÉSENTATION D’UNE RÉACTION CHIMIQUE PAR UNE ÉQUATION 1-

ÉCRITURE DE L’ÉQUATION CHIMIQUE On a montré précédemment que 4 molécules d’hydrogène réagissent avec 2 molécules d’oxygène pour donner 4 molécules d’eau. En constatant qu’il faut 2 molécules d’hydrogène et 1 molécule d’oxygène pour obtenir 2 molécules d’eau, on peut dire plus généralement que :

2 N molécules d’hydrogène réagissent avec N molécules d’oxygène

pour donner 2 N molécules d’eau

Or la valeur donnée à N est celle du nombre d’AVOGADRO (N = 6,02 1023) cela signifie que :

2 moles d’hydrogène réagissent avec 1 mole d’oxygène

pour donner 2 moles d’eau

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C’est ce que traduit conventionnellement l’équation de la réaction chimique qui s’écrit :

2 H2

+

O2

→

2 H2 O

en moles

2 moles d’hydrogène

+

1 mole d’oxygène

→

2 moles d’eau

en masse

2 x (2 x 1 g)

Signification

(2 x 16 )

2 (2 x 1 g + 16 g)

+ 4g d’hydrogène

→ 32 g d’oxygène

36 g de réactifs

36 g d’eau 36 g de produits

L’équation de la réaction chimique doit vérifier bien entendu la conversion de la masse entre réactifs et produits. Pour cela il doit y avoir dans chaque membre de l’équation le même nombre d’atomes de chaque espèce. On dit qu’une équation chimique doit être ÉQUILIBRÉE.

2-

ÉQUILIBRAGE D’UNE RÉACTION CHIMIQUE Il est évident qu’une équation chimique reste équilibrée si on multiplie ou si on divise tous les coefficients de l’équation par un même nombre, ainsi les 2 équations :

et

2 H 2 + O2

→

2 H2O

1 O 2 2

→

H2O

H2 +

sont équivalentes. Pour équilibrer l’équation d’une réaction chimique, il faut chercher les coefficients à affecter aux réactifs et aux produits pour respecter la conservation de la masse. Ainsi le méthane (CH4) brûle dans l’oxygène (O2) pour donner du gaz carbonique (CO2) et de l’eau (H 2O). On écrit l’équation : CH4 + O2

→

CO2 + H2O

Cette équation n’est pas équilibrée. Pour s’en rendre compte, il est nécessaire de procéder à la comptabilisation du nombre de moles d’atomes de chaque espèce apportées par les réactifs et se trouvant combinées dans les produits.

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5

BILAN SUR L’ÉLÉMENT CARBONE Le nombre de moles d’atomes de carbone (C) engagé dans la réaction est égal à celui consommé. En effet, 1 mole de méthane apporte 1 mole d'atomes de carbone (C) et 1 mole de gaz carbonique consomme 1 mole d’atomes de carbone. BILAN SUR L’ÉLÉMENT HYDROGÈNE Le nombre de moles d’atomes d’hydrogène (H) engagé dans la réaction est supérieur à celui consommé. En effet, 1 mole de méthane apporte 4 moles d’atomes d’hydrogène (H) et 1 mole d’eau consomme uniquement 2 moles d’atomes d’hydrogène. Pour équilibrer le nombre d’atomes d’hydrogène, il est nécessaire d’affecter H2 O du facteur multiplicatif 2 ce qui correspond alors, côté produit, à la consommation de 4 moles d’atomes d’hydrogène. CH4 + O2

→

CO2 + 2 H 2O

BILAN SUR L’ÉLÉMENT OXYGÈNE Le nombre de moles d’atomes d’oxygène (O) engagé dans la réaction est inférieur à celui consommé. En effet, 1 mole d’oxygène gazeux apporte 2 moles d’atomes d’oxygène ; 1 mole de gaz carbonique consomme 2 moles d’atomes d’oxygène et 2 moles d’eau consomme 2 moles d’atomes d’oxygène. Il y a donc au total 4 moles d’atomes d’oxygène consommées. Pour équilibrer le nombre d’atomes d’oxygène, il est nécessaire d’affecter O2 du facteur multiplicatif 2, ce qui correspond alors côté réactif à l’apport de 4 moles d’atomes d’oxygène. 2 O2

→

CH4 + 2 O2

→

CH4 +

CO2 + 2 H2O

L’équation est maintenant équilibrée. CO2 + 2 H2O

Les coefficients de l’équation équilibrée sont appelés coefficients stœchiométriques. Ils traduisent les exactes proportions de réactifs et de produits concernés par la réaction chimique. Ainsi, réaliser une réaction dans des proportions stœchiométriques signifie que l’on part d’un mélange de réactifs dont les proportions molaires sont exactement celles des coefficients de l’équation de la réaction.

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6

IV - UTILISATION DE L’ÉQUATION CHIMIQUE 1-

EXEMPLE DE LA COMBUSTION DU PROPANE L’équation chimique de combustion indique en nombre de moles les quantités respectives de combustible et d’oxygène à mettre en œuvre ainsi que celles des produits de combustion. La traduction de ces quantités en masse nécessite la connaissance des masses molaires de chaque espèce. Dans le cas de composés gazeux, les volumes (mesurés dans les mêmes conditions de pression et température) sont dans les proportions des nombres de moles. Le tableau suivant présente pour l’exemple de la combustion du propane (C3H 8), les résultats de l’interprétation en masse et volume de l'équation chimique de combustion.

C3H 8

+

5 O2

→

3 CO 2

RÉACTIFS

+

4 H 2O

PRODUITS

ÉTAT PHYSIQUE

GAZ

GAZ

GAZ

GAZ

Signification en moles

1 mole de propane

5 moles d’oxygène

3 moles de gaz carbonique

4 moles de vapeur d’eau

Signification en volume

1 volume de propane

5 volumes d’oxygène

3 volumes de CO2

4 volumes de vapeur d’eau

Signification en masse

44 g de propane

5 x 32 = 160 g d’oxygène

3 x 44 = 132 g de gaz carbonique

4 x 18 = 72 g de vapeur d’eau

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7

2-

POUVOIR COMBURIVORE La combustion industrielle étant réalisée avec l'oxygène de l'air, il est plus intéressant de connaître le volume d'air que celui d'oxygène nécessaire à la combustion. La composition de l'air en oxygène et autres constituants est donnée dans le tableau suivant.

CONSTITUANT

% VOLUME

% MASSE

Azote Oxygène Argon

78,09 20,95 0,93

75,52 23,15 1,28

CO 2 Néon Xénon Krypton

0,03

0,05

100,00

100,00

Air sec

La combustion de 1 Nm3 de propane nécessitant 5 Nm3 d'oxygène, il faut un volume d'air de 5x

100 = 23,85 Nm3 d'air pour brûler 1 Nm3 de propane. 20,95

Le volume d'air nécessaire à la combustion est appelé pouvoir comburivore. Il s'exprime en Nm3 d'air par kg de combustible ou encore en Nm3 d'air par Nm3 dans le cas de combustibles gazeux. Les valeurs des pouvoirs comburivores de quelques corps purs sont indiquées sur la planche de la page 10. Dans le cas de mélanges, le pouvoir comburivore dépend de la composition du combustible. Application Pouvoir comburivore du mélange éthane (24 % mol) et propane (76 % mol) : -

pouvoir comburivore éthane : pouvoir comburivore propane :

Nm3 d'air/Nm3 Nm3 d'air/Nm3

-

pouvoir comburivore mélange :

Nm3 d'air/Nm3

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C 1 -6/B

8

V - CARACTÉRISTIQUES D’UNE RÉACTION CHIMIQUE La représentation d’une réaction chimique par une équation chimique n’est pas complète si elle ne traduit par l’effet thermique qui accompagne la réaction ; d’autre part selon le type de réaction, on peut constater un accroissement ou une diminution du nombre de moles entre les réactifs et les produits de la réaction.

1-

CHALEUR DE RÉACTION La réaction précédente doit être complétée par le fait que la combustion s’accompagne d’un dégagement de chaleur de 485 kilocalories par mole de propane brûlé (2,03 MJ/mol). Cette quantité de chaleur est appelée chaleur de réaction. On dit que cette réaction est exothermique car elle dégage de la chaleur. On écrit : C 3H 8 + 5 O2 →

3 CO2 +

4 H2O

+

485 kcal/mol

D'une manière générale, la chaleur de réaction est la variation d'enthalpie entre les produits et les réactifs. On la note ∆Hréaction ou ∆H. chaleur de réaction = ∆Hréaction = Hproduits – Hréactifs Du point de vue thermique il en découle 3 types de réactions chimiques : -

les réactions se faisant avec un dégagement de chaleur : réactions exothermiques L'enthalpie des produits est inférieure à l'enthalpie des réactifs. Un excédent d'énergie est cédé au milieu extérieur. Le ∆H est négatif.

Hréactifs ∆H = Hproduits - Hréactifs < 0

Référence -

D CH 1688 A

Hproduits

les réactions se faisant avec consommation de chaleur : réactions endothermiques L'enthalpie des produits est supérieure à l'enthalpie des réactifs. Le milieu extérieur doit fournir de la chaleur. Le ∆H est positif. Dans le cas d’une réactions endothermiques, on note dans l’écriture de la réaction chimique la consommation de chaleur par - Q kcal/mole (quantité de chaleur négative) du côté des produits.

-

les réactions athermiques qui ne consomment ni ne dégagent de la chaleur Réactifs et produits ont une enthalpie très voisine. Le ∆H est nul.

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9

C 6 -6/A

En ce qui concerne les réactions chimiques mettant en jeu des hydrocarbures, on peut dès à présent donner les caractéristiques thermiques des principales réactions : – – – – – –

2-

les réactions de craquage (sans hydrogène) sont endothermiques les réactions de polymérisation et d’alkylation (soudure de molécules entre elles) sont exothermiques les réactions d'hydrogénation sont exothermiques les réactions de déshydrogénation sont endothermiques les réactions d’hydrocraquage sont exothermiques les réactions d’isomérisation sont légèrement exothermiques

POUVOIR CALORIFIQUE a - Définition La chaleur de réaction qui est la quantité de chaleur libérée par la combustion d'une mole de combustible. Cette définition exige le choix d'une pression de référence qui est généralement la pression atmosphérique normale et également celui d'une température de référence à laquelle se trouvent les réactifs (combustible + oxygène) avant combustion et jusqu'à laquelle seront refroidies les fumées. Cette température de référence est le plus souvent 0°C. Dans le cas où le combustible contient de l'hydrogène le choix de cette température ne suffit pas pour déterminer la quantité de chaleur récupérée par le refroidissement des fumées. Il est en effet nécessaire de préciser l'état physique vapeur ou liquide dans lequel se trouve l'eau des fumées qui s'est formée par la combinaison de l'hydrogène du combustible avec l'oxygène. Entre ces deux situations : eau à l'état vapeur à 0°C ou eau à l'état liquide à la même température il intervient la chaleur de condensation de l'eau qui s'ajoute donc dans le dernier cas à la quantité de chaleur récupérée par le refroidissement des fumées. Il va de soi que dans la plupart des utilisations et dans un incendie l'eau formée par la combustion est évacuée à l'état gazeux. Toutefois dans certains systèmes de chauffe on cherche à condenser l'eau des fumées et à récupérer ainsi la chaleur de condensation de l'eau. Le pouvoir calorifique est la traduction industrielle de la chaleur de réaction. Il est défini comme étant la quantité de chaleur dégagée par la combustion de un kilogramme (1 kg) de combustible solide ou liquide ou de un normal-mètre cube (1 Nm3) de combustible gazeux et cela pour une température de référence de 0°C et à pression atmosphérique normale. Pour les combustibles contenant de l'hydrogène il est nécessaire de distinguer : -

le pouvoir calorifique inférieur (P.C.I.) pour lequel l'eau formée est supposée à l'état vapeur le pouvoir calorique supérieur (P.C.S.) pour lequel l'eau formée est supposée à l'état liquide

Le P.C.S. est donc supérieur au P.C.I. de la chaleur de condensation à 0°C de l'eau formée par la combustion de l'hydrogène du combustible. b - Pouvoirs calorifiques des corps purs Les valeurs des chaleurs de réaction et des pouvoirs calorifiques de quelques corps purs figurent sur la planche de la page suivante.

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S

H 2S

CH4

C2H6

C3H8

Soufre

Hydrogène sulfuré

Méthane

Éthane

Propane

+

+

+

+

+

+ →

→

5 O2

→

7/2 O2 →

2 O2

3/2 O2 →

O2

1/2 O2 →

1/2 O2 →

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9 O2

→

+ 15/2 O 2 →

+

H 2O

+ 2 H 2O

+

6 CO2 + 3 H2O

6 CO2 + 6 H2O

6 CO2 + 7 H2O

4 CO2 + 5 H2O

3 CO2 + 4 H2O

2 CO2 + 3 H2O

CO2

SO2

SO2

H 2O

CO2

CO

CO2

nC16H34 + 49/2 O 2 → 16 CO 2 + 17 H2O

C6H6

Benzène

n-Hexadécane

C6H12

Cyclohexane

nC6H14 + 19/2 O 2 →

H2

Hydrogène

+

1/2 O2 →

→

n-Hexane

CO

Oxyde de carbone

+

O2

nC4H10 + 13/2 O 2 →

C

Carbone

+

n-Butane

C

Équation chimique de combustion

Carbone

Combustible

L L

5,65

L

L

G

G

G

G

G

L

G

G

S

S

du combustible

V L

V L

V L

V L

V L

V L

V L

V L

V L

–

V L

–

–

–

eau formée

État physique

12

6

5,14

4,8

4,5

4

3

–

–

–

–

–

–

C/H

2377,7 2560,5

749,6 781,8

874,1 938,6

921,6 996,9

635,6 689,3

488,7 531,7

341,4 373,6

191,8 213,8

123,9 134,7

70,7

57,7 68,5

67,6

26,45

94,05

kcal/mol

Chaleur de réaction

10500 11310

9595 10010

10385 11155

10695 11570

10935 11860

11085 12060

11355 12125

11960 13300

3635 3955

2205

28640 33975

2413

2205

7840

kcal/kg

– –

– –

– –

– –

28375 30770

21815 23735

15240 16680

8565 9520

5530 6015

–

2575 3060

–

–

–

kcal/Nm3

Pouvoir calorifique

11,56

10,26

11,43

11,78

11,95

12,12

12,44

13,32

4,70

3,33

26,50

1,91

4,45

8,90

Nm3 air/kg

–

–

–

–

31,01

23,85

16,70

9,54

7,16

–

2,39

2,39

–

–

Nm3 air/Nm3

Pouvoir comburivore

10

C 6 -6/A

C 6 -6/A

11

c - Pouvoir calorifique des mélanges • Mélange gazeux Le pouvoir calorifique du mélange peut se calculer par pondération molaire du pouvoir calorifique de chacun des constituants à partir de l'analyse chromatographique. Application Calculer le PCI du mélange éthane (24 % molaire) et propane (76 % molaire).

PCI du mélange =

kcal/Nm 3

• Mélange liquide La détermination du pouvoir calorifique du mélange peut se faire par la méthode à la bombe (Norme NF M 07 030). Différents abaques, tableaux ou corrélations permettent d'obtenir les pouvoirs calorifiques des mélanges les plus courants. Le tableau ci-dessous donne le PCI de quelques produits pétroliers.

Produit pétrolier

PCI kcal/kg

Essence auto

10500

Kérosène

9700

Gasoil

10100

Fuel lourd

9800

Bitumes

9500

Pétrole brut

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12

3-

VARIATION DU NOMBRE DE MOLES ENTRE RÉACTIFS ET PRODUITS D'autre part, une réaction chimique peut se faire avec accroissement ou diminution du nombre de moles lors de la transformation des réactifs en produits. Ainsi : -

-

la réaction de combustion du méthane se fait sans changement du nombre de moles Réactifs

Produits

1 mole CH 4

1 mole CO2

2 moles O2

2 moles H 2O

3 moles

3 moles

la réaction de combustion du propane se fait avec augmentation du nombre de moles Cette réaction s'écrit : C 3H 8

+

propane

5 O2

3 CO2

oxygène

gaz carbonique

Réactifs

+

4 H 2O eau

Produits

1 mole C3H8

3 moles CO 2

5 moles O2

4 moles H 2O

6 moles

7 moles

Une réaction chimique peut plus généralement s'accompagner d'un accroissement, d'une diminution, ou d'une conservation du nombre de moles.

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13

4-

AMORÇAGE DE LA RÉACTION CHIMIQUE : ÉNERGIE D'ACTIVATION a - Énergie d'activation Ce n'est pas parce qu'une réaction est possible qu'elle s'effectue spontanément. Dans l'exemple de la fabrication de l'eau, si l'on ne provoque pas l'étincelle, l'hydrogène et l'oxygène peuvent très bien coexister sans conduire en apparence à de l'eau. La réaction est possible mais s'effectue à l'échelle humaine si lentement, que l'on ne constate aucune modification du milieu. La vitesse est alors quasi nulle. Par contre, dès production de l'étincelle, la combustion de l'hydrogène dans l'oxygène est une réaction pratiquement instantanée à tel point qu'elle peut, dans certaines conditions, devenir explosive : 2 H2 + O2

→

2 H2O

La conversion totale de l'hydrogène en eau se fait avec une vitesse extrêmement élevée. Plus généralement, on constate expérimentalement que les réactions chimiques mettent un temps plus ou moins long pour évoluer vers leur état initial. Cet apport d'énergie, nécessaire à l'amorçage de la réaction s'appelle l'énergie d'activation E exprimée en kcal/kmol ou J/mol. En se référant au schéma ci-dessous, l'énergie d'activation traduit le niveau énergétique d'activation minimum qui doivent posséder les réactifs pour être transformés en produits. Cette énergie d'activation E varie de quelques kilocalories par mole à plus de 80 kcal/mol selon la nature des réactifs et des produits.

État activé E = énergie d'activation État énergétique des réactifs (Hréactifs)

R

∆H = chaleur de réaction

D CH 1690 A

P État énergétique des produits (Hproduits)

t

Il existe en quelque sorte une "barrière" énergétique empêchant le déclenchement spontané des réactions chimiques (c'est ce qui explique que certains corps, instables dans les conditions ambiantes, existent néanmoins).

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14

C 6 -6/A

b - Cas particulier des réactions de combustion : énergie minimale d'inflammation Dans le cas d'une réaction de combustion, l'énergie d'activation (Joule/mole), précédemment définie, est très différente de l'énergie minimale d'inflammation (MilliJoule) qui est l'énergie nécessaire pour provoquer l'allumage d'un "volume critique d'allumage". Ce volume est le volume minimal de réactifs devant être allumé pour que la flamme puisse se propager.

5 - LIAISONS ENTRE CES CARACTÉRISTIQUES ET LA PRÉVISION DU COMPORTEMENT D’UNE RÉACTION CHIMIQUE Les caractéristiques d’une réaction chimique que l’on vient de mettre en évidence, à savoir : -

dégagement ou absorption de chaleur accompagnant la réaction variation du nombre de moles entre réactifs et produits énergie d'activation

sont très importantes. En effet, ces caractéristiques comme on le verra plus loin, vont permettre de déterminer les tendances de la réaction et par là, de prévoir l’évolution des comportements de certaines réactions chimiques en fonction des variations des conditions opératoires. Parallèlement, ces caractéristiques du comportement des réactions déterminent les équipements nécessaires à la réalisation du procédé ainsi que les sécurités qui l'environnent. Exemple : les réactions de polymérisation exothermiques. La rapidité de la réaction est liée à la température. Une augmentation de celle-ci peut conduire à un emballement de la réaction et provoquer une explosion. Le contrôle de la température revêt donc un caractère primordial dans les procédés de polymérisation.

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Connaissance et Maîtrise des Phénomènes Physiques et Chimiques

MATÉRIAUX MÉTALLIQUES - CORROSION INDUSTRIELLE MÉTALLURGIE

Ingénieurs en Sécurité Industrielle

I

- COMPORTEMENT D’UNE PAROI D’ÉQUIPEMENT SOUS PRESSION (PRESSURE VESSEL) .............................................................................................................. 1 1 2 3 4 5 6

II

C7

-

Répartition hétérogène des contraintes de traction dans un ESP ............................................... 1 Cas d’une paroi saine .................................................................................................................. 1 Cas d’une paroi avec défauts ...................................................................................................... 1 Structure d’une paroi métallique .................................................................................................. 2 Le métal de la paroi est uniformément ductile ............................................................................. 4 Le métal de la paroi est uniformément ou localement fragile ...................................................... 7

- CARACTÉRISTIQUES ET ESSAIS MÉCANIQUES DES MÉTAUX.......................................... 8 1 2 3 4

-

Essai de traction (Tensile testing)................................................................................................ 8 Essai de fluage (Creep testing) ................................................................................................. 11 Essai de flexion par choc (Charpy V-Notch testing) .................................................................. 13 Essai de dureté (Hardness testing) ........................................................................................... 17

III - ALLIAGE FER-CARBONE ......................................................................................................... 22 1 2 3 4 5

-

Élaboration de la fonte et de l’acier ........................................................................................... 22 Structure cristalline de l'alliage fer-carbone ............................................................................... 25 Diagramme de transformation dans la phase solide de l'alliage fer-carbone (ou acier allié) .... 27 Transformation anisotherme de l’austénite................................................................................ 32 Modifications de structure au voisinage d’un cordon de soudure.............................................. 35

IV - DÉSIGNATION CONVENTIONNELLE DES ALLIAGES FERREUX ...................................... 36 1 2 3 4 5

-

Définition des aciers .................................................................................................................. 36 Normalisation française ............................................................................................................. 36 Désignation suivant la norme NF EN 10027.............................................................................. 41 Équivalence des nuances normalisées ..................................................................................... 44 Désignation normalisée ASTM des matériaux utilisés dans les industries pétrolières .............. 48

MX TYP - 00529_I_F - Rév. 6

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11/04/2005

-1/A

II

V

C 7 -1/A

- PRINCIPAUX MATÉRIAUX UTILISÉS DANS L'INDUSTRIE DU RAFFINAGE...................... 51

VI - CHOIX DES MATÉRIAUX EN FONCTION DE LA TEMPÉRATURE ..................................... 54 VII - ORDRE DE GRANDEUR DU PRIX RELATIF DES MÉTAUX LES PLUS UTILISÉS DANS LES INDUSTRIES DE PROCÉDÉS............................................................................. 55 VIII - SOUDAGE DES MÉTAUX ...................................................................................................... 56 1 2 3 4

-

Méthodes d'assemblage ............................................................................................................ 56 Procédés de soudage ................................................................................................................ 59 Soudabilité ................................................................................................................................. 72 Traitements thermiques ............................................................................................................. 76

00529_I_F

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1

COMPORTEMENT D’UNE PAROI D’ÉQUIPEMENT SOUS PRESSION (PRESSURE VESSEL) 1-

RÉPARTITION HÉTÉROGÈNE DES CONTRAINTES DE TRACTION DANS UN ESP

D MAC 2130 A

P

2-

CAS D’UNE PAROI SAINE Dans une paroi sans défaut majeur ces contraintes induites par la pression de service sont toujours inférieures à la résistance élastique du métal.

3-

CAS D’UNE PAROI AVEC DÉFAUTS S’il y a présence de défauts importants comme par exemple une inclusion ou une microfissure, ces contraintes vont contourner ce défaut et se concentrer au voisinage de ce dernier.

EFFORT DE TRACTION DANS LA PAROI

EFFORT DE TRACTION DANS LA PAROI

Fissure Concentration des contraintes => contrainte résultante > résistance élastique du métal

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D MAC 1528 B

I-

C 7 -1/A

2

4-

C 7 -1/A

STRUCTURE D’UNE PAROI MÉTALLIQUE Un métal est formé d'une multitude de petits volumes polyédriques appelés grains dont la taille varie en général de 2 à 20 µm, et qui sont limités par des surfaces appelées joints de grains.

Surface observée au microscope à balayage

Doc ENSAM

a ) rupture le long des joints de grains

Surface observée au microscope optique

b ) coupe plane des grains

Chaque grain est en fait un monocristal, c'est-à-dire un empilement régulier d'ions métalliques dont la cohésion est assurée par un gaz d'électrons. Ces électrons libres expliquent, par exemple, les propriétés de conductivité thermique et électrique des métaux. Cet empilement d'ions conduit à des structures compactes qui peuvent être représentées par un empilement régulier de sphères dures.

00529_I_F

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D MAC 200 B

Doc ENSAM

3

D MAC 217 B

C 7 -1/A

L'orientation du réseau cristallin propre à chaque grain est différente et le matériau est dit polycristallin. Dans le cas très particulier où le matériau n'est constitué que d'un seul grain, il est dit monocristallin.

Joint de grain

Grain

D MAC 200 C

D MAC 201 B

Grain

Monocristal

Polycristal monophasé

00529_I_F

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4

C 7 -1/A

Dans les cas les plus simples (métaux purs, solutions solides), tous les cristaux ont une structure et une composition identiques : le matériau est monophasé. Mais en général le matériau est polyphasé, chaque ensemble de cristaux de même structure et de même composition formant une phase distincte.

Phase 2

D MAC 200 D

Phase 1

Matériau polyphasé avec deux phase mises en évidence par microscopie optique

5-

LE MÉTAL DE LA PAROI EST UNIFORMÉMENT DUCTILE F F

Allongement plastique - Irréversible -

D MAC 2131 A

Allongement élastique - Réversible -

F

F

Si les contraintes de traction locales dépassent la résistance élastique du métal il y aura allongement local permanent de la structure métallique.

00529_I_F

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5

C 7 -1/A

D MAC 1010 D

• Déplacement des dislocations

Dislocation - coin • Densité des dislocations La densité des dislocations, qui s'exprime en longueur de ligne de dislocation par unité de volume (de façon habituelle en centimètres par centimètre cube : cm/cm3 ou cm–2 ), est de l'ordre de 10 6 à 107 cm/cm 3 dans un métal non déformé (soit 10 à 100 km de dislocation par cm3!). • Mouvement des dislocations La dislocation est un défaut cristallin dont le déplacement est progressif. Plus facile que le cisaillement simultané sur tout le plan, il conduit à la même déformation macroscopique.

τ

Rupture silmutanée des liaisons

D MAC 1015 A

τ

Ruptures succéssives des liaisons (théorie des dislocations)

00529_I_F

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6

C 7 -1/A

Dislocation-coin

Dislocation-vis

Dislocation-mixte

D MAC 1010 B

D MAC 1017 A

Trois types de dislocation peuvent se déplacer.

Réseau de dislocations d'un échantillon de Nickel

Ces dislocations se forment lors de la solidification, mais aussi pendant la déformation plastique. Leur grand nombre (106 à 108 cm/cm3 dans l'acier recuit) permet le développement d'une déformation plastique importante. • Au voisinage du défaut

EFFORT DE TRACTION DANS LA PAROI

La structure locale s'allonge au delà de sa limite élastique => Les contraintes se repartissent et la contrainte résultante devient < résistance élastique du métal

00529_I_F

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D MAC 1528 A

EFFORT DE TRACTION DANS LA PAROI

7

6-

C 7 -1/A

LE MÉTAL DE LA PAROI EST UNIFORMÉMENT OU LOCALEMENT FRAGILE

F

F

Allongement élastique

D MAC 2131 B

Rupture fragile

F

F

La structure du métal contient des défauts comme des atomes d’éléments d’addition, des précipités de phases dures, des dislocations enchevetrées, des joints de grains qui font obstacles au déplacement des dislocations jusqu’à bloquer leur mouvement. Alors si les contraintes locales dépassent la résistance élastique de la structure il y aura rupture des liaisons intercristallines et fissuration. • Au voisinage du défaut

EFFORT DE TRACTION DANS LA PAROI

EFFORT DE TRACTION DANS LA PAROI

La structure locale ne peut se déformer au-delà de son allongement élastique => ruptures de liaisons inter ou transgranulaires, la fissure se propage jusqu'à la rupture de la paroi

00529_I_F

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D MAC 1528 C

Fissure

8

II -

C 7 -1/A

CARACTÉRISTIQUES ET ESSAIS MÉCANIQUES DES MÉTAUX Différents essais déterminent les caractéristiques mécaniques des matériaux, parmi lesquels il est possible de citer : -

1-

l’essai de traction l’essai de fluage l’essai de flexion par choc l’essai de dureté

ESSAI DE TRACTION (TENSILE TESTING) Cet essai consiste à soumettre une éprouvette normalisée, en général de forme cylindrique ou prismatique, à un effort de traction F exercé selon un axe longitudinal et à relever la déformation ∆l qui en résulte.

Section So

Longueur entre repères lo

D MAC 202 A

F

Éprouvette cylindrique normalisée L’effort de traction F s’exerce sur la section So et développe dans cette section une contrainte σ (sigma) appelée charge unitaire. σ = contrainte =

F effort de traction = So section

00529_I_F

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9

C 7 -1/A

Si l’on représente la variation de la contrainte σ ou R exercée en fonction de la déformation unitaire ∆l e = , on obtient le diagramme ci-dessous. lo

R Rm

B C A

Re

y ; ; y yy ;; yy ;; yy ;y;y;; yy ;; y;;yy;; ;;y yy Allongement de striction

Allongement réparti

e

A%

Lo

S

Su

D MAC 203 A

So

L - Lo

Lu

e=

L

Lo

0

Ce diagramme fait apparaître les zones suivantes : -

OA : domaine élastique à déformation réversible où R = E . e (E module de Young) le point A, limite du domaine élastique AB : domaine de déformation plastique répartie le point B, point de charge maximale ou début de la striction BC : domaine de striction ou de déformation plastique localisée le point C, point de rupture de l’éprouvette

Il permet de déterminer les caractéristiques suivantes : -

la limite apparente d’élasticité, Re en N/mm2 1 MPa = 106 Pa = 10 bar = 1 N/mm2 = 0,1 kgf/mm2 La désignation normalisée d’un acier non allié d’usage général E 36 signifie que sa limite élastique minimale garantie est de 360 MPa.

00529_I_F

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10

-

C 7 -1/A

la limite conventionnelle d’élasticité à 0,2 % d’allongement rémanent C’est cette valeur de la limite élastique qui est généralement prise en compte dans les normes produits et dans les règles de calcul utilisées dans les codes de construction.

Rr

R Rp

0,2

0,2 %

-

R Rp

0,2

0,2 % Zone élastique rectiligne

e

e

0,1

0,1 % e Zone élastique non rectiligne

la résistance à la traction Rm Un acier d’appellation normalisée A 42 S signifie que la résistance à la rupture minimale garantie par la norme est de 420 MPa (avec garantie de soudabilité).

-

l’allongement pour cent après rupture A % =

-

le coefficient de striction Z % =

Lu – Lo . 100 Lo

So – Su . 100 So

La température a une influence prépondérante sur les variations de la limite élastique et de la contrainte de rupture. En effet, si l’on effectue des essais de traction sur le même acier à des températures différentes, on ∆l obtient les diagrammes σ = f   suivants : l T 1 °C < T2 °C < T3 °C

00529_I_F

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D MAC 204 A

R

11

Types de diagrammes

σ

 ∆l l

C 7 -1/A

à différentes températures

Aux hautes températures, on assiste à un effondrement des caractéristiques de résistance ainsi qu’à un phénomène de fluage vers 450°C pour de nombreux aciers. Aux basses températures, on remarque une augmentation de la résistance à la rupture et de la limite élastique, avec baisse de la ténacité (tendance à la rupture fragile).

2-

ESSAI DE FLUAGE (CREEP TESTING) Le fluage consiste en une déformation plastique continue des métaux dans le temps sous l’effet d’une contrainte appliquée à une certaine température. Pour les aciers, l’influence de la température ne peut être négligée à partir de 400°C environ. Lors d’un essai de fluage, le relevée de l’allongement subit par l’éprouvette en fonction du temps pour une contrainte et une température constantes, donne le diagramme ci-dessous.

Évolution de l’allongement avec le temps à haute température

00529_I_F

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12

C 7 -1/A

Deux caractéristiques principales sont utilisées pour le calcul des équipements : -

la charge produisant la rupture à une température donnée en un temps donné. Cette valeur intervient dans le calcul après avoir été affectée d’un coefficient de sécurité convenable

- la contrainte provoquant, à une température donnée, un allongement donné pendant un temps fixé (contrainte amenant un allongement de 1 % en 100 000 heures à la température θ) Cette valeur permet de définir un taux de travail respectant les impératifs dimensionnels de certains matériels. Le fluage est particulièrement sensible pour les tubes de four portés à haute température. Une élévation excessive des températures de peau conduit à une augmentation de ce phénomène et diminue fortement la durée de vie des tubes.

D MAC 206 A

C’est l’explication des hernies qui apparaissent sur les tubes de chaudières et de fours dans le cas où un dépôt interne (tartre, coke, …) a modifié de façon notable les transferts thermiques et par conséquence, la température du métal.

Pour améliorer la tenue au fluage des matériaux, on incorpore aux alliages des éléments tels que la chrome, le nickel, le molybdène, le tungstène, le titane, etc.

00529_I_F

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13

3-

C 7 -1/A

ESSAI DE FLEXION PAR CHOC (CHARPY V-NOTCH TESTING) a - Généralités La connaissance des caractéristiques déduites de l’essai de traction peut être suffisante puisque des ruptures peuvent être obtenues en-dessous de la limite élastique dans des conditions particulières qui rendent le métal fragile. Les facteurs fragilisants sont : - la triaxialité des contraintes (l’entaille pratiquée sur une éprouvette de flexion par choc simule ce système triaxial) - l’abaissement de la température - l’augmentation de la vitesse de déformation - l’augmentation de la dimension des pièces Un des moyens le plus classique et le plus ancien pour caractériser la fragilisation du métal sous l’action d’un choc est l’essai de flexion par choc sur éprouvette entaillée. L’essai consiste à mesurer sur un “mouton de Charpy” l’énergie nécessaire pour rompre, par choc, une éprouvette entaillée en son milieu. Axe de rotation Paliers du pendule

Échelle Index à frottement Tige du pendule

Angle de la pointe du couteau X

Marteau

30°

Arête du couteau Arête du couteau

Éprouvette

Rayon de courbure de l'arête du couteau

0,25

XX ,5

1 1à

00529_I_F

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45°

40

8

10

55

10

2 à 2,5

X

D MAC 208 A

Appuis

2

Bâti de la machine

14

C 7 -1/A

b - Principe de l’essai Le couteau est écarté de la verticale à une hauteur ho qui correspond à une énergie de départ W0 (généralement 300 Joules). On libère le couteau. Dans sa chute, en passant à la verticale, il brise l’éprouvette. On mesure la hauteur h1 à laquelle remonte le pendule pour calculer l’énergie non absorbée W 1 . On calcule la différence W O – W1 . W (énergie absorbée) = W 0 – W 1 = P (ho – h1 ) en Joules

yy ;; ;; yy o

ho

Wo = P x ho P = poids en N ho = hauteur (m)

00529_I_F

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D MEQ 209 A

P = poids en N h1 = hauteur (m)

h1

G

W=Pxh

G

15

C 7 -1/A

c - Influence de la température À une certaine température, la limite d’élasticité et la contrainte de rupture sont identiques. Il n’y a plus de déformation en phase élastique. La rupture est dite fragile. La température à laquelle se produit ce phénomène, est appelée température de transition. Très souvent, la température de transition est choisie arbitrairement comme étant la température pour laquelle l’énergie nécessaire à la rupture est égale à 27 J/.

150

Cristalinité % 0

KC (J)

100 50 50 TK 50%

0 -100 TK 28

Cassure fragile

100 -40

0

40

Cassure semi-fragile

T °C

Cassure ductile

KV

K

Charpy U

CFC

Charpy V 0

T

CC

Haute résistance 0

00529_I_F

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T

D MAC 210 A

28

16

C 7 -1/A

d - Exemple : variation de l’énergie de rupture par choc d’un acier A 37 FP en fonction de la température

Température Énergie de rupture par choc (J)

+ 20°C

0°C

– 20°C

– 40°C

16

4

3,2

2,8

L’acier “vieillit” avec le temps, ce qui se traduit pour certaines nuances par une élévation de la température de transition. Un acier peut avoir aujourd’hui une température de transition de – 15°C et de + 5°C dans vingt ans. Ce phénomène concerne entre autres les tubes de four. Citons l’exemple d’un acier à 4-6 % de chrome sans molybdène dont la température de transition est de – 10°C lors de la mise en service. Après 2,5 ans d’exploitation à 565°C, la température de transition devient + 15°C. Cela se traduit bien entendu par une baisse de l’allongement. On recommande dans ce cas de ne pas dépasser des vitesses de variation de température de 50°C/heure pour éviter les chocs thermiques.

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4-

C 7 -1/A

ESSAI DE DURETÉ (HARDNESS TESTING) a - Essai Brinell L’essai consiste à imprimer dans la pièce à essayer une bille en acier de diamètre D sous une charge F, et à mesurer le diamètre d de l’empreinte laissée sur la surface après enlèvement de la charge. La dureté Brinell HB est un nombre proportionnel au rapport F/S (S : surface en mm2 de l’empreinte).

y ; yy ;; y ; ; y yyy ;;; d

h

D MAC 211 A

D

h

F

Épaisseur

Photo Malicet Blin (SKF)

Diamètre D de la bille en mm Pour acier

F en Newtons Pour acier

10 ± 0,0045

29400

Normale

5 ± 0,004 2,5 ± 0,003 1 ± 0.003

7355 1840 294

Pour cas particuliers

Utilisations

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C 7 -1/A

• Domaine d’utilisation Sur pièces laminées ou moulées à gros grain (déconseillé lorsque HB > 450). b - Essai Vickers L’essai consiste à imprimer dans la pièce à essayer un pénétrateur en forme de pyramide droite à base carrée d’angle au sommet 136° sous une charge F et à mesurer la diagonale d et l’empreinte laissée sur la surface après enlèvement de la charge. La dureté Vickers est proportionnelle au rapport F/S (S = surface de l’empreinte considérée comme pyramide droite).

F

d2

D MAC 212 A

d1

136°

• Domaine d’utilisation Méthode à éviter pour pièces à gros grains (pièces moulées). Des écarts entre les longueurs des diagonales peuvent exister dans le cas de métaux très anisotropes. La préparation de surface très soignée (rectification, polissage) est un inconvénient de l’essai Vickers, qui est par ailleurs le plus précis. Pour la mesure de la dureté de pièces sphériques ou cylindriques, il existe dans la norme des tableaux de coefficients de correction. Filiation de dureté des assemblages soudés.

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C 7 -1/A

c - Essai Rockwell • Principe de l’essai L’essai consiste à imprimer, en deux temps, dans la couche superficielle de la pièce à essayer, un pénétrateur de type normalisé (cône ou bille) et à mesurer l’accroissement rémanent e de la profondeur de pénétration.

;;;; yy ;; yyyy yy ;; yy ;; ; yy ; yyyy ;;;; yy ;; yy ;; ; yy ; yyyy ;;;; yyyy ;;;; α

Fo

β

γ

a b

Surface de la pièce grossie

Fo + F1

e = c-a c

Fo

Dureté 100

0,2 mm

α

a b

β

Surface de la pièce grossie

0,26 mm

Dureté 130

Dureté 0

Fo + F1

Fo

γ

α γ β

D MAC 213 A

Fo

γ β

e = c-a c

Dureté 0

α

00529_I_F

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C 7 -1/A

Tableau récapitulatif des différentes échelles Rockwell Type essai HRC HRB, B’ HRE HRF HRG HRH HRL H 15 N H 15 T H 30 N H 30 T H 45 N H 45 T H 15 W

Valeur de F0 Newtons

Forme du pénétrateur Cône α = 120° Bille ∅ = 1,5875 mm Bille ∅ = 3,175 mm Bille ∅ = 1,5875 mm Bille ∅ = 1,5875 mm Bille ∅ = 3,175 mm Bille ∅ = 6,350 mm Cône α = 120° Bille ∅ = 1,5875 mm Cône α = 120° Bille ∅ = 1,5875 mm Cône α = 120° Bille ∅ = 1,5875 mm Bille ∅ = 3,175 mm

98 98 98 98 98 98 98 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4

N±2 N±2 N±2 N±2 N±2 N±2 N±2 N ± 0,6 N ± 0,6 N ± 0,6 N ± 0,6 N ± 0,6 N ± 0,6 N ± 0,6

Valeur de F1 Newtons 1373 883 883 490 1373 490 490 117,6 117,6 264,6 264,6 411,6 411,6 117,6

N±7 N ± 4,5 N ± 4,5 N ± 4,5 N±7 N ± 4,5 N ± 4,5 N ± 0,4 N ± 0,4 N ± 1,4 N ± 1,4 N ± 2,4 N ± 2,4 N ± 0,4

Métaux* Fe Fe, Al, Cu Fe, Al Fe, Cu Cu Al Al Fe, Al Cu Fe, Al Cu Fe, Al Cu Al, Cu

* Fe : aciers, Al : aluminium et alliages, Cu : cuivre et alliages

Il existe des macroduromètres Rockwell à affichage direct digital de la dureté. • Domaines d’utilisation Seules les pièces à gros grains ne peuvent pas être essayées de cette façon (pièces moulées). Les marques laissées sur la pièce sont petites. Permet une lecture directe. d - Correspondance entre mesures de dureté La dureté dépend à la fois de la limite d’élasticité et de la capacité de durcissement par déformation. En effet, des déformations de l’ordre de 8 à 10 % sont réalisées lors de l’essai. Il est donc difficile de relier quantitativement des mesures de dureté faites sur le même matériau suivant différentes méthodes. Cependant, il existe des tables de correspondance commodes malgré leur caractère approché (cf. tableau page suivante : NF A 03-172 pour aciers non alliés ou faiblement alliés). e - Correspondance entre mesure de dureté et résistance à la traction De la même façon et pour les mêmes raisons, il est difficile de corréler la dureté aux caractéristiques de traction (Rp, R m). Cependant, pour un type d’alliage, il est toujours possible de trouver de telles corrélations. Il existe en particulier de tels tableaux pour les aciers au carbone soit bruts de laminage, soit traités thermiquement. De tels tableaux ne sont pas valables pour les aciers écrouis, les aciers inoxydables, les alliages non ferreux.

00529_I_F

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21

C 7 -1/A

Des formules empiriques ont également été proposées comme, par exemple, pour les aciers, par l’IRSID. HV = 1,4 Rp + 1,6 Rm De telles correspondances sont très avantageuses, car les essais de dureté exigent peu de matière et de temps. Il faut, pour les utiliser, en bien connaître les limites d’application. Dureté HV F ≥ 98,1 N

Dureté HB

80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200 205 210 215 220 225 230 235 240 245 250 255 260 265 270 275 280 285 290 295 300 310 320 330 340

76,0 80,7 85,5 90,2 95,0 99,8 104,5 109,3 114,0 118,8 123,5 128,3 133,0 137,8 142,5 147,3 152,0 156,8 161,5 166,3 171,0 175,8 180,5 185,3 190,0 194,8 199,5 204,3 209,0 213,8 218,5 223,3 228 232,8 235,5 242,2 247,0 251,7 256,5 261,2 266,0 270,7 275,5 280,2 285,0 294,5 304 313,5 323,0

Dureté HRA

Dureté HRB

Dureté HRC

Dureté HRD

62,0 64,6 67,0 69,0 71,0 73,1 75,1 77,0 78,8 80,5 82,1 83,5 85,0 86,1 87,3 88,5 89,6 90,7 91,8 92,8 93,7 94,6 95,5 96,3

60,7 61,2 61,6 62,0 62,4 62,7 63,1 63,5 63,8 64,2 64,5 64,8 65,2 65,8 66,4 67,0 67,6

20,3 21,3 22,2 23,1 24,0 24,8 25,6 26,4 27,1 27,8 28,5 29,2 29,8 31,0 32,2 33,3 34,4

40,3 41,1 41,7 42,2 43,1 43,7 44,3 44,9 45,3 46,0 46,5 47,1 47,5 48,4 49,4 50,2 51,1

Résistance à la traction R m (MPa)

Dureté HV F ≥ 98,1 N

260 280 300 310 330 350 360 380 400 410 430 450 460 480 500 510 430 550 560 580 590 610 630 640 660 680 690 710 730 740 760 780 790 810 830 840 860 880 890 910 930 950 960 970 990 1030 1060 1090 1120

350 360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 510 520 530 540 550 560 570 580 590 600 610 620 630 640 650 660 670 680 690 700 720 740 760 780 800 820 840 860 880 900 920 940

Dureté HB

Dureté HRA

Dureté HRC

Dureté HRD

332,5 342,0 351,5 361,0 370,5 380,0 389,5 399,0 408,5 418,0 423,0 432,0 442,0 450,0 456,0 466,0 475,0 483,0 492,0 500,0 509,0 517,0 526,0 535,0 543,0 552,0 560,0 569,0 577,0 586,0

68,1 68,7 69,2 69,8 70,3 70,8 71,4 71,8 72,0 72,3 73,3 73,6 74,1 74,5 74,9 75,3 75,7 76,1 76,4 76,7 77,0 77,4 77,8 78,0 78,4 78,6 78,9 79,2 79,5 79,8 80,0 80,3 80,6 80,8 81,1 81,3 81,8 82,2 82,6 83,0 83,4 83,8 84,1 84,4 84,7 85,0 85,3 85,6

35,5 36,6 37,7 38,8 39,8 40,8 41,8 42,7 43,6 44,5 45,3 46,1 46,9 47,7 48,4 49,1 49,8 50,5 51,1 51,7 52,3 53,0 53,6 54,1 54,7 55,2 55,7 56,3 56,8 57,3 57,8 58,3 58,8 59,2 59,7 60,1 61,0 61,8 62,5 63,3 64,0 64,7 65,3 65,9 66,4 67,0 67,5 68,0

51,9 52,8 53,8 54,4 55,2 56,0 56,8 57,5 58,2 58,8 59,4 60,1 60,7 61,3 61,6 62,2 62,9 63,5 63,9 64,4 64,8 65,4 65,8 66,2 66,7 67,0 67,5 67,9 68,3 68,7 69,0 69,4 69,8 70,1 70,5 70,8 71,5 72,1 72,6 73,3 73,8 74,3 74,8 75,3 75,7 76,1 76,5 76,9

00529_I_F

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Résistance à la traction R m (MPa) 1160 1190 1220 1260 1290 1320 1360 1390 1420 1450 1490 1520 1550 1590 1620 1650 1680 1720 1750 1790 1820 1850 1880 1920 1950 1980 2020 2050 2080 2120 2140

22

C 7 -1/A

III - ALLIAGE FER-CARBONE 1 - ÉLABORATION DE LA FONTE ET DE L'ACIER FILIÈRE FONTES

Minerai de fer

FILIÈRE FERRAILLES

Préparation du minerai

Ferrailles Charbon à coke

Cokerie 1250 °C Fonte liquide

Préparation Haut fourneau Électrodes

Wagon poche Acier liquide

Acier liquide D MAC 1041 A

1600 °C

Four de métallurgie secondaire

Convertisseur à l'oxygène

Centrale à oxygène

Four électrique

STATION D'AFFINAGE

COULÉE Coulée en lingotiéres

Coulée continue

Démoulage des lingots

Fours de réchauffage

Réchauffage lingots

Brames Blooms

Train continu à larges bandes Train à profilés

00529_I_F

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Blooms

D MAC 1042 A

Brames

Profilés plats

Profilés

Réchauffage

Bloomings stabling

23

C 7 -1/A

Élaboration de l'acier Le passage de la fonte liquide à l'acier nécessite une diminution des teneurs de pratiquement tous les éléments comme le montre la comparaison ci-dessous : %C

% Si

% Mn

%P

%S

Fontes

3-4

0,5 à 2,5

1à2

2 à 0,1

0,05

Aciers

0,05-1,5

0 à 0,5

0,3 à 1,5

< 0,05

< 0,05

L'élaboration comprend en général deux phases distinctes : •

phase d'oxydation : élimination de C, Si, Mn et du P avec action simultanée de CaO pour ce dernier. L'affinage de la fonte consiste en des réactions d'oxydation très rapides provoquées par la mise en contact de l'oxygène gazeux avec le métal liquide, dans des conditions très éloignées de l'équilibre thermodynamique avec les autres éléments présents. Ces réactions peuvent s'écrire : C C Si Mn Fe 2 Fe

+ + + + + +

1/2 O2

O2 O2 1/2 O2 1/2 O2 3/2 O2

→ → → → → →

CO CO 2 SiO2 MnO FeO Fe 2 O3

Les gaz CO et CO2 sont entraînés dans la hotte de captage. Les oxydes produits par les quatre dernières réactions contribuent, avec les autres oxydes constituant la charge du convertisseur, en particulier la chaux, à la formation d'un laitier liquide, de densité plus faible que le métal liquide et qui surnage à sa surface. La réaction de déphosphatation, 2 P + 5/2 O 2 → P2 O5 , n'est possible que grâce à la présence de ce laitier liquide : l'oxyde de phosphore doit être neutralisé au fur et à mesure de sa formation par réaction avec les constituants basiques, essentiellement CaO, contenus dans le laitier. Toutefois la présence de FeO donne un produit inforgeable et un dégagement gazeux important de CO (réduction de FeO par C) : aciers effervescents. Il faudra procéder à une désoxydation du bain (phase de réduction).

00529_I_F

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24

Électrode réfractaire

Laitier

Acier •

Arc électrique

D MAC 1045 A

Un schéma de four à arcs est représenté ci-contre. C'est l'exemple d'un four récent mono-électrode à courant continu, d'une capacité nominale de 150 tonnes. Le diamètre intérieur est de 6,5 m. La sole est garnie de réfractaires, les parois latérales et une partie de la voûte sont refroidies par circulation d'eau. L'électrode de graphite au-dessus du bain peut atteindre une diamètre de 750 mm pour les fours mono-électrode de forte puissance, (140 MVA), qui peuvent mettre en œuvre des intensités atteignant 140 kA.

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phase de réduction : la phase précédente conduit à un métal très oxydé (riche en FeO) qu'il faut réduire.

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„ 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training

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La demande croissante d'aciers de haute qualité a conduit au développement de l'affinage en poche qui est basé essentiellement sur les traitements de dégazage sous vide, combinés ou non avec l'action de laitiers synthétiques et le réchauffage du bain liquide. La désoxydation (ou réduction) a lieu au cours de cette étape par l'introduction d'additions désoxydantes comme le ferro-silicium ou l'aluminium ; on obtient des aciers calmés au silicium ou l'aluminium. La mise à nuance a lieu au cours de cette étape par additions de ferro-alliages ou autres tels que Fe-Mn, Fe-Nb, = Fe-V, Si-Mn, etc. L'addition de manganèse permet de piéger le soufre sous forme de MnS et d'éviter la formation de FeS qui constitue avec le fer un eutectique à bas point de fusion dont la présence compromettrait l'aptitude au travail à chaud de l'acier. Après traitement en poche, la teneur totale des éléments résiduels S, P, O, N, H peut at