Étude Et Analyse Des Causes de La Corrosion Des Échangeurs de Chaleur Et Proposition D'amélioration [PDF]

Zitiervorschau

Projet Industriel de Fin d’Études Présenté Pour l’obtention du titre :

Ingénieur d’État Arts et Métiers Par :

Sami LOUAH Titre :

Étude et analyse des causes de la corrosion des échangeurs de chaleur et proposition d’amélioration Jury :

M. Said ETTAQI..................................................Président



M.Mohammed ASSOUAG.................................... Rapporteur



M Moustapha El JAI............................................Examinateur



M.abdellah LAAZIZI......................................... ..Parrain académique du Projet



M.Sofia JANATNI................................................Parrain industrielle du Projet  Année universitaire 2014/2015

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Je dédie ce travail A mes parents.. Aux deux personnes qui m’ont offert leur vie ; A ceux qui ont fait ce que je suis ; Je vous dédie ce travail, et qu’il soit témoin de vos sacrifices et de votre amour éternel.

A ma sœur et son marie Pour votre soutien, pour votre présence dans ma vie et pour votre amour fraternel sein et pur. Je vous dédie ce travail en témoignage de mon amour et mes grands sentiments envers vous.

A Ma grande famille...

ENSAM

Si je suis la c’est grâce à vos encouragement aux cœurs chaud qui m’ont aimé et qui ont prié pour moi. Je vous offre le fruit de plusieurs années, veuillez percevoir à travers lui l’expression de mon amour sincère.

A Mes chers amis... Aux moments qu’on a passé ensembles. Je vous aime toutes et je vous souhaite tout le bonheur du monde et une vie pleine de joie et de succès.

A toute personne qui m’est chère...

LOUAH Sami

LOUAH Sami

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REMERCIEMENT «La reconnaissance est la mémoire du cœur.» Hans Christian Andersen

 Nous ne pouvons entamer ce présent rapport sans exprimer nos sincères remerciements à tous ceux qui ont contribué, de près ou de loin, à l’aboutissement de ce projet. Tout d’abord, je tiens à présenter mes remerciement et mes sentiments de reconnaissance aux corps professoral et administratif de l’ENSAM et plus spécialement M. lAAZIZI et M. ETTAQI; Ceux-ci m’ont entouré de leur sollicitude depuis mon accès à la prestigieuse institution qu’est l’ENSAM. Qu’ils trouvent dans ce travail l’expression de ma profonde gratitude.

ENSAM

J’adresse aussi mes sincères remerciement à Madame JANATNI, qui, en tant que Parrain industriel du projet, s’est toujours montré à l’écoute et très disponible tout au long de la réalisation de ce mémoire, ainsi pour l’inspiration, l’aide et le temps qu’elle a bien voulu me consacrer et sans qui ce mémoire n’aurait jamais vu le jour. Enfin, Je témoigne ma profonde gratitude à l’ensemble du corps professoral. Je tiens à remercier les membres du jury M. et M. Qui m’ont fait l’honneur d’accepter de juger ce travail.

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RÉSUMÉ

La Centrale Thermique de Kenitra, mise en service en Août 1978, est l’une des trois anciennes cen-

trales thermiques installées au Maroc. Par conséquent, ces installations, en particulier les générateurs de vapeur sont touchés plus particulièrement par d’importants problèmes de dégradation. Dans le dessein de lutter contre la dégradation des chaudières de la Centrale Thermique de Kenitra tout en augmentant la disponibilité de ses quatre tranches, nous avons réalisé le présent projet. Ce dernier, intitulé « Étude et analyse des causes de la corrosion des échangeurs de chaleur et proposition d’amélioration », s’inscrit dans un cadre d’analyse de la situation actuelle et d’identification des modes de défaillance potentiels avec les différents facteurs agissant sur la dégradation des ces éléments.

ENSAM

Dans un cadre industriel, l’équipe projet sera amenée à réduire les temps d’arrêt de la centrale thermique. Pour ce faire, nous déterminerons les principaux modes de dégradation responsables des endommagements des échangeurs de chaleur des chaudières. Par la suite, nous effectuerons un diagnostic approfondi de ses phénomènes de dysfonctionnement. Enfin, nous proposerons des actions préventives ainsi que correctives pour remédier à ces problèmes sans pour autant négliger les facteurs coût et faisabilité des solutions.

Mots clés : générateurs de vapeur, dégradation, échangeur de chaleur, disponibilité, coût, faisabilité.

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Abstract

The Kenitra thermal power, which opened in August 1978, is one of the three oldest Moroccan

thermal plants. Therefore, these facilities, especially the steam generators are affected by dégradation significant problems. The present project, entitled "Kenitra thermal power boilers dégradation study and analyse", was realized on the purpose of fighting against the Kenitra thermal power boilers dégradation, while increasing its four phases availability. This project took place under the current situation analysis framework and the potential modes of failure identification with different factors affecting these elements dégradation.

ENSAM

In an industrial setting, the project team would be required to reduce the thermal power plant downtime. To do this, the major responsible dégradation patterns of damage to the boiler heat exchangers would be identified. Subsequently, a thorough diagnosis of these malfunction phenomena would be carried out. Finally, preventive and corrective actions to address these problems would be suggested without neglecting the solutions' cost and feasibility factors.

Key words : Steam generators, dégradation, heat exchangers, availability, cost, feasibility.

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ABRÉVIATIONS CCG : Cycles Combinés à Gaz CED : la Compagnie Eolienne du Détroit CT : Centrale Thermique CTJ : Centrale Thermique de Je-rada CTK : Centrale Thermique de Kenitra CTK : Centrale Thermique de Mohammédia ED : Eau Déminéralisée

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IPPs : Independent Power Producers JLEC: Jorf Lasfar Energy Company

ONEE : L’office National d’électricité de l’Eau potable PERG : Programme d’électrification Rurale Global PNAP: Plan National d’Action Prioritaire TGA : Turbine à Gaz d’Agadir TGK : Turbine à Gaz de Kenitra TGL : Turbine à Gaz Laâyoune TGM : Turbine à Gaz de Mohammédia TOFD: Time Of Flight Diffraction ZAT : Zone Affectée Thermiquement

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Table des matière INTRODUCTION GÉNÉRALE................................................................. 13

Chapitre 1 : CONTEXTE GÉNÉRAL DU PROJET 1. L’énergie électrique du Maroc......................................................... 16 1.1 Les principales réformes du secteur électrique depuis 1994

16

1.2 La production d’électricité

16

1.3 La consommation d’électricité

17

1.4 Les Choix stratégiques pour le futur

17

1.5 Présentation du groupe ONEE

18

1.5.1 Création du groupe :............................................................................................18 1.5.2 Domaine d’activité de l’ONEE branche électricité :.........................................18

2. Les centrales thermiques à flamme ................................................ 20 2.1 Généralités sur les centrales thermiques à flamme

20

2.2 Les centrales thermiques du Maroc

20

2.3 Centrale thermique de Kenitra

21

2.3.1 Présentation général ..........................................................................................21 2.3.2 Principe de la production de l’électricité à la CTK..........................................22 2.3.3 Définition des composants d’une tranche de la CTK......................................24 2.3.4. Les principales installations communes.........................................................28

3. Problématique et démarche adoptée.............................................. 30 3.1 Problématique

30

3.2 Démarche du Projet :

31

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Chapitre 2 : ÉTUDE BIBLIOGRAPHIQUE & ANALYSE DE L’EXISTANT 1. Généralité sur les chaudière à vapeur.............................................. 34 2. LES MODES DE DÉGRADATION DES CHAUDIÈRES.............................. 36 2.1 Dégradation propres au circuit eau/vapeur [10]

36

2.2 La corrosion du circuit air/fumée

39

3. Caractéristique du cycle d’exploitation des chaudières ................... 42 3.1 Caractéristique métallurgie des tubes chaudières :

42

3.2 Eau d’alimentation

42

3.2.1 Déminéralisation de l’eau d’alimentation de la chaudière............................42 3.2.2 Conditionnement de l’eau et de la vapeur des chaudières............................43 3.2.3 Dégazage...............................................................................................................43

3.3 Théorie de la combustion

44

3.3.1 Généralités............................................................................................................44 3.3.2 Conditions théoriques d’une bonne combustion ..........................................44

3.4 Le fuel-oil

45

3.4.1 Généralités............................................................................................................45 3.4.1 Constitution..........................................................................................................45

4.4 Procédés de nettoyage des chaudières

47

4.4.1 Lessivage acide ....................................................................................................47 4.4.2 Lavage alcalin.......................................................................................................47 4.4.3 Ramonage.............................................................................................................47

Chapitre 3 : DIAGNOSTIC DES CHAUDIÈRES DE LA CTK 1. Diagnostic visuel ........................................................................... 50 1.1 Etat des tubes écrans

50

1.2 Etat du surchauffeur primaire

51

1.4 Etat de surchauffeur secondaire

51

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1.3 Etat de l’économiseur

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51

2. Investigation sur les analyses du laboratoire................................... 52 2.1 Analyse chimique de dépôt externe

52

2.2 Suivi de la température

53

2.3 Suivi de la qualité du fuel-oil lourd n°2

53

2.4 Suivi de l’eau de cycle

55

2.5 Analyse des produits de lavage

56

2.5.1 lavage alcalin........................................................................................................56 2.5.2 lessivage acide.....................................................................................................56

Conclusion 57

Chapitre 4 : DISCUSSION DES RÉSULTATS & RECOMMANDATIONS. Partie A: Discussion des résultats........................................................ 59 1. Dégradation externe des tubes

59

1.1 Dégradation haute température (Oxydation du Vanadium).............................59 1.2 Dégradation Basse température (acide sulfurique)...........................................60 1.3 L’encrassement .......................................................................................................62 1.2 Érosion......................................................................................................................62

2. Dégradation interne des tubes

63

2.1 Piqûres de corrosion...............................................................................................63 2.2 Fissuration...............................................................................................................63 2.3 Perte d’épaisseur & éclatement des tubes..........................................................64

Partie B : Améliorations & Recommandations...................................... 65 1. Actions correctives

65

1.1 Réglage de la combustion.....................................................................................65 1.2 Entretien des brûleurs............................................................................................65

2. Actions préventives

65

2.1 Utilisation des additifs pour le traitement du fuel-oil.......................................65

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2.2 Le principe inhibiteur des organométalliques d’addition : ..............................66 2.3 Méthode d’injection de l’ additif :.........................................................................66 2.4 Injection d’additifs à base de magnésium MgO ; ...............................................67 2.5 Injection d’additifs à base de nickel :...................................................................67 2.6 Additifs pour lutte contre la dégradation causée par le SO3:............................68 2.7 La quantité nécessaire de MgO pour une tonne de fuel-oil: ............................69 2.8 Caractéristiques du produit :.................................................................................70 2.9 Contrôles en ligne...................................................................................................70

Partie C : Étude économique............................................................... 71 1. Le coût de l’indisponibilité

71

1.1 Définition .................................................................................................................71 1.2 Calculs .....................................................................................................................72

2. Coût du traitement chimique préventif

72

3. Estimation du gain rapporté par les solutions proposées

73

Partie D : Élaboration d’une application de gestion des interventions..74 1. Problématiques :

74

2.Description de l’application

74

3. Mode de fonctionnement

74

4. Découpage fonctionnel pour la base de donnée

77

CONCLUSION ET PERSPECTIVES.......................................................... 78 Bibliographie ........................................................................................79 Annexe ...............................................................................................80

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Liste des Figures

Figure 1: Structure de la production de l’électricité en 2014..................................17 Figure 2: Répartition d’électricité consommée à fin 2014 (en %)...........................18 Figure 3 : Présente l’organisation des different département de l’ONEE. ............20 Figure 4 :la puissance installée des différentes centrale thermique......................22 Figure 5 : L’ensemble du processus de production de la CTK.................................23 Figure 6 : Cycle de production de l’énergie électrique à la CTK..............................24 Figure 7 : Image réelle de la chaudière......................................................................25 Figure 8 : Image réelle de la turbine...........................................................................27 Figure 9 : Image réelle de l’alternateur.......................................................................28 Figure 10 : Heures d’indisponibilité des éléments...................................................32 Figure 11 :Schéma de la Chaudière de type BERDA.................................................35 Figure 12 : Mécanisme électrochimique d’attaque de l’oxygène............................37 Figure 14 : Mécanisme de Fragilisation par l’hydrogène..........................................38 Figure 13 : Mécanisme de la corrosion caustique.....................................................38 Figure 15 : Mécanisme de la Corrosion-érosion........................................................39 Figure 16 : Éclatement de tube causé par la surchauffe..........................................42 Figure 17 : Paroi postérieure des tubes écrans.........................................................51 Figure 18 : Paroi gauche des tubes écrans.................................................................51 Figure 19 : Parti inférieure du surchauffeur primaire...............................................52 Figure 20 : Partie supérieur du surchauffeur Secondaire........................................52 Figure 21 : Serpentin de l’économiseur......................................................................53 Figure 22 : Suivi de la température de fumée à la sortie de la chaudière.............54 Figure 23: Évolution du taux de Fe, de V, de S et de K+Ca dans le combustible...55 Figure 24 : Résultats d'analyse de l'eau de ballon....................................................56 Figure 25 : Dépôt vanadate-sodique posé sur les tubes de SH2............................60

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Figure 26: Vitesse de corrosion sous dépôt en fonction de la température..........61 Figure 27 : Évolution de la formation de H2SO4 en fonction de la température ..62 Figures 28 : Piqûres de corrosion sur la surface interne des tubes écrans............64 Figure 29 :fonctionnement de l’application .............................................................72 Figure 30 : fiche de planification de maintenance...................................................77

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Liste des Tableaux

Tableau 1 :la puissance installée suivant le type de combustible utilisé..............21 Tableau 2 : Paramétrés des surchauffeur SH1 et SH2..............................................26 Tableau 3 : Paramétrés des ventilateurs de soufflage.............................................26 Tableau 4 : Caractéristiques des turbines de la CTK................................................27 Tableau 5: Paramètres des soutirages turbine..........................................................28 Tableau 6 : caractéristiques de l’alternateur.............................................................28 Tableau 7 : Heure d’indisponibilité de la tranche 1 .................................................31 Tableau 8 : Heure d’indisponibilité de la tranche 2 .................................................31 Tableau 9 : Heure d’indisponibilité de la tranche 1 .................................................31 Tableau 10 : Heure d’indisponibilité de la tranche 4 ...............................................31 Tableau 11 : Analyse chimique des composant des tubes chaudières..................43 Tableau 12: Caractéristiques de l’eau en circuit........................................................44 Tableau 13: Caractéristiques physico-chimiques du combustible.........................47 Tableau 14 : Principales caractéristiques du système de ramonage de la CTK....48 Tableau 15: Analyse chimique de dépôt prélevé de SH2.........................................53 Tableau 16 : Réactifs utilisés dans lavage alcalin.....................................................57 Tableau 17 : Réactifs utilisés dans le lessivage acide...............................................57 Tableau 18 : Variation du point de fusion des dépôts..............................................67 Tableau 19 : Caractéristiques chimiques et thermiques de la poudre de MgO....71 Tableau 20 : Consommation de la vapeur pour le ramonage.................................73

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Chapitre 1

Contexte général du projet

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INTRODUCTION GÉNÉRALE

D

ans la plupart des installations de production d’électricité telles que les centrales nucléaires, hydrauliques ou à combustible fossile et les éoliennes, la production de l’énergie électrique est basée sur la transformation de l’énergie cinétique, c’est à dire la transformation de l’énergie du mouvement, en un flux d’électrons que l’on appelle « électricité ». À la différence d’autres produits, l’électricité doit être consommée dès qu’elle est produite, à mesure que la demande s’accroît, l’offre doit augmenter proportionnellement. Il s’agit donc d’un défi à relever par les pays pour équilibrer l’offre et la demande en électricité. Au Maroc, l’énergie électrique d’origine thermique, à base des combustibles (fuel-oil, charbon, gas-oil et gaz naturel), assure l’essentiel de la production de l’électricité. Ainsi, le Maroc dispose d’une large implantation des centrales thermiques à vapeur dans différentes régions, parmi lesquelles figure la centrale thermique à vapeur de Kenitra, lieu de mon stage de fin d’étude. Comme dans toutes les centrales thermiques à vapeur, il y a la présence d’un générateur de vapeur qui assure la transformation de l’eau en vapeur. La vapeur est ensuite transférée, sous pression et à haute vitesse, par de gros tuyaux à une turbine dont elle fait tourner les ailettes. La turbine fait tourner l’alternateur, qui produit l’électricité. Mis à part le générateur de vapeur qui représente le maillon principal de la production de l’électricité dans une centrale thermique à vapeur, il y a d’autres échangeurs non directement en liaison avec l’eau ou la vapeur du cycle, mais qui sont aussi indispensables, non seulement au bon fonctionnement de l’installation mais encore pour l’amélioration du rendement du cycle de production. Les échangeurs thermique rencontrent plusieurs problèmes de fonctionnement qui ont trait aux phénomènes de corrosion et d’encrassement. Ces deux phénomènes sont particulièrement dangereux car ils peuvent conduire à des dégradations et des ruptures qui mettent en péril la durée de vie de l’installation, qui augmentent les coûts d’exploitation et entraînent des pertes de production. D’où l’intérêt de mon projet de fin d’étude qui consiste à faire une étude de dégradation des chaudière au niveau de la central électrique de Kenitra. Ce présent rapport, comprenant les détails de cette étude, est constitué de quatre chapitres qui seront présentés comme suit : Le premier chapitre, comprendra une présentation du contexte général du projet, il donnera une

présentation de l’ONEE et en particulier la Centrale Thermique de Kenitra. A la fin de ce chapitre nous allons identifier le périmètre de l’étude.

LOUAH Sami

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Chapitre 1

Contexte général du projet

ENSAM

Le deuxième chapitre, a pour objet l’étude détaillée de la chaudière à vapeur : sa description, son

milieu de fonctionnement et aussi ses modes de défaillance les plus rencontrés. Le troisième chapitre, sera dédié au diagnostic de la chaudière à vapeur pour tirer les acteurs majeurs

de sa dégradation. Le quatrième chapitre, sera consacré à la caractérisation de la corrosion de la chaudière à vapeur et

l’identification de ses causes racines. Nous poursuivrons par quelques propositions et recommandations pour lutter contre ce phénomène. Nous finirons par une conclusion générale qui résume l’ensemble des résultats obtenus et propose quelques perspectives.

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Projet Industriel de Fin d’Étude

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Chapitre I : Contexte général du projet 1. L’énergie électrique du Maroc 2. Les centrales thermiques à flamme 3. Problématique et démarche adoptée

Résumé Dans ce premier chapitre, nous allons donner un aperçu global sur notre projet intitulé « Étude et analyse des causes de la corrosion des échangeurs de chaleur et proposition d’amélioration ». En premier lieu, nous présenterons de manière générale le secteur d’énergie électrique au Maroc. Par la suite, nous allons introduire les centrales thermiques à flamme ainsi que le processus de production d’électricité au sein de la Centrale Thermique de Kenitra. Ensuite, nous allons exposer le projet à traiter, sa problématique et la démarche adoptée pour l’élaboration de ce travail.

LOUAH Sami

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Chapitre 1

Contexte général du projet

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1. L’énergie électrique du Maroc Introduction Au cœur d’un service public stratégique, l’ONEE Branche Electricité joue un rôle important dans l’amélioration du niveau de vie des citoyens marocains et la compétitivité économique du pays. Avec 8 796 collaborateurs et plus de 4,9 millions de clients, la Branche Electricité exerce des activités centrées sur les métiers de l’électricité : Production, Transport et Distribution de l’énergie électrique [1]. A fin 2014, l’énergie électrique appelée a atteint 32 025,85 GWh en enregistrant un taux de croissance de 3,1% en 2013La tendance haussière de la demande électrique reflète la dynamique socio-économique de notre pays induite notamment par l’importante amélioration de l’accès des populations aux infrastructures de base, dont l’électricité dans le cadre du Programme d’électrification Rurale Global (PERG) et la politique des grands chantiers structurants autant sur le plan économique que social.

1.1 Les principales réformes du secteur électrique depuis 1994 [2] • Développement de la production électrique indépendante (IPP), sur contrats d’obligation d’achat long terme avec l’ONEE (décret-loi de 1994); • JLEC (1997) – groupe TAQA: centrale thermique au charbon fournit 1360 MW (40% production nationale en 2012) ; • EET – société ONEE / ENDESA / SIEMENS: centrale à cycle combiné de Tahaddart de capacité de 384 MW ; • ABM –Ain Béni Mathar : centrale thermo solaire à cycle combiné intégré de capacité de 472 MW ; • Lancement du Programme d’électrification Rurale Global (PERG) en 1996, pour généraliser l’accès à l’électricité à l’ensemble des foyers ruraux; • Interconnexion du réseau électrique national avec le réseau espagnol (1997).

1.2 La production d’électricité [3] Depuis 1971, la production d’électricité au Maroc a augmenté de plus de 800%. Augmentation liée à une demande de plus en plus forte et au déSolaire 0.3 % Eolien 2.8 % Hydraulique 8.5 % veloppement économique et industriel du Royaume. Fossile 88.4 % Aujourd’hui, plus que 88 % de cette production provient des énergies thermiques par combustion fossile (pétrole, gaz, charbon). Le charbon était jusqu’alors un bon choix car cette matière était très disponible sur le marché mondial en plus de ses hautes performances (Figure 1). Figure 1: Structure de la production de l’électricité en 2014. LOUAH Sami

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Chapitre 1

Contexte général du projet

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1.3 La consommation d’électricité [4] Durant le premier semestre de l’année 2015, la consommation d’électricité a augmenté de 10,5% selon l’Office National de l’Électricité (ONEE). Cette demande accrue a été satisfaite par une augmentation de la production d’origine thermique, précisément à partir du gaz naturel, et des importations en provenance d’Espagne (Figure 2).

1.4 Les Choix stratégiques pour le futur [5] Le premier choix du Maroc est le charbon : En 2015, le parc des centrales à charbon aura une capacité de production supplémentaire de plus de 14000 GWh, soit trois fois plus que le parc solaire cinq ans plus tard. L’ensemble des centrales à charbon produiront plus de 50% de l’électricité marocaine, une part en augmentation par rapport à 2010. On notera que la centrale à schistes bitumineux de Tarfaya à elle seule, si elle est menée à la puissance visée de 500MW, va produire presque autant d’électricité que l’ensemble des installations solaires. Une pause dans la construction de centrales à gaz :

Renouvlable 8%

Importation 17 %

Chabon 38 %

Gaz Naturel 17 % Fioul 20 %

Figure 2: Répartition d’électricité consommée par source d’énergie à fin 2014 (en %).

Le Maroc enregistre une pause dans les chantiers de construction de centrales à gaz. Cependant, dans une politique visant l’augmentation des productions d„éoliennes et de solaire, un tel parc flexible se voit indispensable. Il faudrait regarder de très près les relations Algero-marocaines. Pour le moment, l’entreprise algérienne Sonelgaz ne fournit qu’une quantité correspondante au droit de passage du gazoduc Algérie-Espagne qui emprunte le territoire marocain. Si les discussions actuelles aboutissent à un accord, il est certain que le Maroc construira de nouvelles centrales à gaz que l’Algérie souhaite également. Les énergies renouvelables : Les chiffres officiels de prévision de production solaire pour l’année 2012 sont de 4405 GWh, soit 8,8% des besoins totaux en électricité. Ceci, mis à part une production éolienne estimée à 3000GWh (en se basant sur une disponibilité un peu supérieure à 20%. Ajoutant une production hydraulique probablement augmentée de moitié donc de l’ordre de 5250 GWh, soit 10,5%. Les énergies renouvelables pourraient en 2020 produire 12 655 GWh soit 25,3% de l’électricité marocaine, 8,8% solaire, 6% éolien et 10,5% d’hydraulique. Ces résultats forts honorables seront obtenus si tous les projets actuels sont menés à bien. Par conséquent, ils feront passer la part d’énergies renouvelables dans la production d’électricité du Royaume de 15,6% en 2010 à 25,3% en dix ans. LOUAH Sami

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1.5 Présentation du groupe ONEE L’office National de l’Électricité et de l’Eau potable (ONEE) est l’unique marocain de la fourniture d’électricité du pays. Etablissement public à caractère industriel et commercial créé en 1963, doté de la personnalité civile et de l’autonomie financière. Sa principale mission est de satisfaire la demande en électricité du Maroc aux meilleures conditions de coût et de qualité de service .

1.5.1 Création du groupe : Au lendemain de l’indépendance, l’état a dû prendre lui-même en main le secteur électrique afin de l’organiser, le soutenir et de garantir le service public. L’office National de l’Électricité a été créé par Dahir en août 1963 et a été substitué à la Société Électrique du Maroc à qui était confiée depuis 1924, la concession d’une organisation de production, de transport et de distribution de l’énergie électrique. A cette date, les usines de l’énergie Électrique du Maroc assuraient 90% de la production nationale.

1.5.2 Domaine d’activité de l’ONEE branche électricité : Le groupe ONEE, placé sous la tutelle administrative et technique du Ministère de l’Énergie et des Mines, est chargé depuis sa création en 1994 de la production, du transport et de la distribution de l’énergie électrique. A. Production de l’électricité : La production est assurée par des centrales thermiques, des centrales hydrauliques (qui sont associées à des aménagements à buts multiples permettant de satisfaire les besoins en eau potable, en eau d’irrigation et en énergie électrique), des turbines à gaz et des centrales diesel. B. Transport : Le transport de l’énergie électrique produite est du ressort exclusif de l’ONEE branche électricité. C’est un réseau maillé réalisant une interconnexion entre les moyens de production. D’une longueur totale de 21 434 km en 2013, le réseau de transport national est interconnecté aux réseaux électriques espagnol et algérien afin de renforcer la fiabilité et la sécurité d’alimentation. C. Distribution : L’ONEE branche électricité est Le premier distributeur d’électricité au Maroc avec une part de marché de 55%, 10 directions régionales sur tout le territoire et plus de 4,5 millions de clients dans tout le monde rural et plusieurs agglomérations urbaines. Le reste de la clientèle étant gérée par des Régies de distribution publiques ou des Distributeurs privés qui sont eux-mêmes clients Grands Comptes de la Branche Electricité. La figure 3 présente l’organisation des différent département de l’office national de l’électricité.

LOUAH Sami

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Figure 3 : Présente l’organisation des different département de l’office national de l’électricité. Direction Formation et Développement des Compétences

Direction Approvisionnements et Marchès

Direction Centrale Production Direction exploitation Mohammedia

Direction Moyens Communs

Direction Exploitation Turbine à Gaz Pôle Ressources

Direction Ressouces Humaines

Pôle Industriel

Direction Exploitation Jerada Direction Exploitation Renouvlable Direction Exploitation Kénitra

Direction Audit et Organisation

Direction Générale

Division Communication Agence Contrôle des Opérations

Administration

Direction Centrale Transport Direction Centrale Distribution

Direction Sécurité, Environnement et Qualité Pôle Développement

Pôle Finance et Commercial

Direction Stratégie et Planification

Direction Gestion des Risques

Direction Participations et Partenariats

Direction Financière

Direction Hydraulique et Renouvelables Direction Affaires Juridiques Direction Projets Programme Production Direction Ingénierie et Réalisation Projets Production

LOUAH Sami

Direction Contrôle de Gestion Direction Systèmes d'Information

20

Direction Commercial et Marketing

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Contexte général du projet

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2. Les centrales thermiques à flamme 2.1 Généralités sur les centrales thermiques à flamme Une centrale thermique à flamme est une centrale électrique qui produit de l’électricité à partir d’une source de chaleur selon le principe des machines thermiques. Les centrales thermiques à flamme sont les plus répandues au monde ; les besoins mondiaux en énergie électrique sont actuellement couverts à 65 % par les centrales thermiques à combustibles fossiles (centrale thermique à flamme). La plus part de ces centrales sont âgées de plus de 15 ans. [6] Les centrales thermiques à flamme fonctionnent à partir de ressources naturelles : charbon, fioul et gaz. Ce combustible est brûlé dans une chaudière qui peut atteindre 90 mètres de hauteur. La chaleur dégagée réchauffe de l’eau contenue dans des tubes qui tapissent les parois de la chaudière. L’eau est transformée en vapeur qui, injectée sous pression, entraîne une turbine connectée à un alternateur qui lui-même produit de l’électricité. Ensuite, la vapeur est refroidie en eau, puis repart vers la chaudière pour un nouveau cycle (cycle fermé) . Dans les centrales à charbon, le combustible est broyé sous forme de poudre, puis brûlé dans la chaudière en dégageant de la chaleur. Dans les centrales au fuel-oil, le combustible est injecté par les brûleurs, en très fines gouttelettes, dans la chaudière. Quant au gaz, il est utilisé sous deux formes : naturel pour les cycles combinés gaz (CCG) ou sidérurgique pour les centrales traditionnelles .

2.2 Les centrales thermiques du Maroc L’office National de l’Électricité dispose de trois centrales thermiques à flamme essentielles (Mohammédia, Je-rada et Kenitra). Mais suite à l’augmentation incroyable de la consommation de l’énergie électrique durant ces dernières années l’ONEE cherche à améliorer sa production en électricité soit par la rénovation des centrales thermiques (Mohammédia), soit par l’investissement dans des nouvelles installations (turbine à gaz) ou par la collaboration avec d’autres sociétés privées (JLEC), la puissance total produite est 4 470 Mw. Tableau 1 :la puissance installée sur le territoire suivant le type de combustible utilisé. Combustible

Charbon

Fuel-oil

Centrales turbine à gaz Cycle combinés Turbo-Alternateur

Pourcentage % / Type

40 %

13 %

23 %

19 %

5%

La puissance total (Mw)/ Type

1 785

600

1 054

857

174

Le graphique ci-dessous présente la puissance installée des différentes centrale thermique à flamme sur le territoire national suivant le type de combustible utilisé (Figure 4).

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Figure 4 :la puissance installée des différentes centrale thermique sur le territoire suivant le type de combustible utilisé.

1400

Ai nB en Ta iM ha at dd ha ar r t

1200 1000

TG L

TG K

CT K

CT K

TG A

200

CT J

400

CT K

600

TG M

800

Ta nTa n Da kh la La ây ou ne

JL EC

(MW)

0 Fuel-oil

Charbon

Centrales turbine à gaz

Cycle combinés

Turbo-Alternateur

2.3 Centrale thermique de Kenitra 2.3.1 Présentation général Parmi les objectifs du plan thermique de l’office National d’Électricité figurait le projet de construction de la Centrale Thermique de Kenitra de type à vapeur en 4 tranches d’une puissance de 75 MW chacune c’est-à-dire 300 MW en total soit 7% de la puissance thermique totale installée au Maroc. La Centrale Thermique de Kenitra est l’une des trois anciennes centrales thermiques installée au Maroc, elle a un âge de 35 ans. Les tranches de production ont été mises en service respectivement: • Le 02/08/1978 : Mise en service de la première tranche; • Le 05/01/1979 : Mise en service de la deuxième tranche; • Le 07/04/1979 : Mise en service de la troisième tranche; • Le 22/08/1979 : Mise en service de la quatrième tranche.

Situation géographique de la centrale,

La DXK se situe au Nord de la zone industrielle de la ville de Kenitra à 7 Km de la cote atlantique, et s’étend sur un terrain de 180.000 m2. Le terrain est bordé par la rive gauche de l’Oued Sebou où on prélève et renvoie l’eau pour le refroidissement des condenseurs. Dans la direction Nord-Ouest, se trouve l’ouvrage de prise d’eau. Au sud-ouest du terrain, est installé le parc de stockage des combustibles avec quatre réservoirs de fuel-oil de 10 000 m3 chacun, et un réservoir de gas-oil de 950 m3

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2.3.2 Principe de la production de l’électricité à la CTK Comme toues les centrales thermiques à vapeur, la CTK est un ensemble d’installations qui permet d’obtenir de l’énergie électrique à partir de l’énergie chimique contenue à l’état latent dans les combustibles (charbon, pétrole, gaz naturel,…). Le procédé de production d’électricité à partir de vapeur se compose de quatre transformation majeurs : 1. Transformation de l’énergie latente en énergie calorifique La chaleur nécessaire pour le système est fournie par la combustion du fioul lourd N° 2 Le combustible est pompé dans le foyer de la chaudière, et injecté par le bilée de pulvériseurs .Les chaudières produisent de la vapeur (317°C,110 bar), et on la surchauffe jusqu’à ce qu’elle atteigne une haute température (535°C, 95 bar), dans le réseau de tuyauterie en mur d’eau. 2. La Transformation de l’énergie calorifique en énergie mécanique Une vapeur pénètre dans la turbine à vapeur, où elle libère son énergie. La vapeur se détend progressivement, par conséquent, la turbine est plus large à l’extrémité. Plusieurs soutirages de vapeur en lieu au niveau de la turbine pour augmenté le rendement. 3. Transformation de l’énergie mécanique en énergie électrique La turbine entraine un alternateur qui transforme l’énergie mécanique en énergie électrique; ce qui nous fournie 75 MW en termes de puissance active, avec une tension de 13,8 KV. 4. Transformation inverse À l’autre extrémité de la turbine à vapeur se trouve le condenseur, qui est maintenu à une température et pression faibles. La vapeur condensé, elle retourne sous forme d’eau vers la chaudière (cycle fermé). De point de vue production, la centrale est équivalente à un ensemble de processus élémentaires qui se complètent. Le synoptique simplifié de ces processus est présenté ci-dessous : Figure 5 : L’ensemble du processus de production de la CTK.

Retour vapeur

Eau

Air

Générateur de vapeur

Turbine

Alternateur

Transformateur principal

Combustible

Energie Chimique LOUAH Sami

Energie Calorifique

Energie Mécanique

23

Energie électrique

Réseau

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Figure 6 : Cycle de production de l’énergie électrique à la CTK

535 C / 95 bar Turbine

9

10

Alternateur

Reservoir Vapeur Surchauffeur

317 C

3 SH2

Cheminée

4 470 C

Condensateur

Désurchauffeur

8

11

Economiseur

Condensateur

298 C Foyer

12

1

35 C

Réchauffeur d’air LJUNGSTRÖM

7

Fuel oiel

360 C BP 2

6

Pompe d’extraction et reprise

Pré-réchauffeur de l’air comburant

120 C

36 bruleur sur 3 étage

Air

Chaudiére type BERDA 2

Tube Ecran

13

5 Ventilateurs de soufflage

14

Poste d’eau HP

155 C

Poste d’eau BP

85 C / 14 bar

Bache Alimentaire

232 C / 120 bar

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Cycle de production de Central Thermique de Kenitra Illustrée par S.LOUAH

HP 4

HP 3

24

Pompe Alimentaire

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2.3.3 Définition des composants d’une tranche de la CTK Les chaudières de la CTK : La chaudière est un générateur de vapeur permettant de transformer l’énergie chimique contenue dans le combustible en énergie calorifique cédée à l’eau circulant à l’intérieur des tubes. La chaudière est de type BREDA,[7] à corps cylindrique, à circulation naturelle et à parois en panneaux soudés (tubes écrans). Sur la paroi façade, six brûleurs en 3 étages utilisant le fuel-oil N° 2 comme combustible principal, pulvérisé au moyen de la vapeur sous pression constante (7 bars). Elle comprend plusieurs éléments. 1

Figure 7 : Image réelle de la chaudière

Foyer : C’est la chambre où se déroule le phénomène de combustion, chambre de combus-

tion, en dégageant de l’énergie calorifique sous forme de gaz chauds. L’échange thermique de la chaleur produite par ce phénomène se fait par rayonnement et/ou convection. Le volume de la chambre de combustion est de 525 m3 2

Tubes écrans : Ils sont constitués de tubes écrans qui tapissent les parois du foyer. Sous l’ef-

fet de la chaleur dégagée par la flamme, l’eau contenue dans ces tubes se vaporise. La circulation de l’eau dans ces tubes se fait naturellement à peu près en même temps que la production de vapeur. Elle repose sur la différence de poids qui existe entre le tube de descente plein d’eau et la colonne montante remplie du mélange eau-vapeur plus léger (Le principe de la circulation naturelle). 3

Surchauffeur (Primaire & Secondaire ) : les surchauffeurs sont des tubes de faible diamètre,

qui utilise la partie des fumées à la température la plus élevée de la chaudière pour produire de la vapeur surchauffée et a haute pression. La vapeur surchauffée a une température largement supérieure à la température de condensation dépendante de la pression. De telles températures sont nécessaires afin de faciliter la forte chute de pression dans la turbine à vapeur, évitant ainsi que de la condensation n’apparaisse rapidement lors de la détente de la vapeur dans la turbine. La détente de vapeur s’accompagne d’une chute de pression et d’une baisse adiabatique de la température de vapeur.(Annexe A) • SH1 : surchauffeur primaire à serpentins horizontaux formé de deux étages; • SH2 : surchauffeur secondaire à serpentins continus formé de deux rangées verticales.;

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entrée

Sortie

Température vapeur SH1

315 °C

460 °C

Température vapeur SH2

420 °C

535 °C

Tableau3 2 : Paramétrés des surchauffeur SH1 et SH2. 4

Dé-surchauffeur: C’est un échangeur par mélange. Il procède par injection d’eau dans la

vapeur afin de maintenir, à la sortie de la chaudière, une vapeur sèche à 535°C. Il est situé entre SH1 et SH2. N.B : Une partie de l’eau est dérivée avant son entrée dans l’économiseur, dans un circuit annexe,

et injectée dans de la vapeur surchauffée pour régler la température de la vapeur, au niveau de dé-surchauffeur situé entre SH1 et SH2. 5

Les ventilateurs de soufflage : ont pour but la fourniture de l’air nécessaire pour la combus-

tion dans le foyer. Il est constitué de deux parties principales : une roue à aubes entraînée par un moteur tourne dans un stator épousant la roue, ce stator comporte deux ouvertures, la première alimente la partie centrale de la roue en fluide, lequel pénètre par dépression et est soufflé par effet centrifuge par le deuxième orifice. Il permet d’atteindre une pression par accélération de l’air dans des roues à aubes en rotation,puis par décélération dans les diffuseurs à large rayon de courbure. Il permet aussi une régulation modulée du débit d’air en maintenant une pression constante par simple action d’une vanne en aspiration.[7] Caractéristiques : 6 Puissance

620 KW

Tension

6,6 KV

Intensité

67 A

Vitesse

1485 tr/mn

Débit

125000 m3N/h

Pression

749 mmH2O

Température

18 °C Tableau 3 : Paramétrés des ventilateurs de soufflage.

Pré-réchauffeur de l’air comburant : Le réchauffage de l’air facilite la combustion. C’est

pourquoi certaines chaudières sont équipées de réchauffeurs d’air. Ils servent à épuiser la chaleur contenue dans les fumées et sont disposés dans le circuit d’évacuation de celle-ci. Ils sont pour la majorité d’entre eux constitués par un échangeur en tubes d’acier de faible diamètre et de faible épaisseur ; traversé d’un côté par les fumées, de l’autre par l’air comburant. Il fait augmenter la température de l’air à une valeur de 70°C avant sa rentrée au réchauffeur d’air LJUNGSTRÖM (RALJ). Ce préchauffage d’air est nécessaire du fait qu’il protège le RALJ contre les chocs thermiques.

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Le réchauffeur d’air LJUNGSTRÖM : c’est un échangeur de chaleur dont le but est de récu-

pérer une partie de la chaleur contenue dans les gaz de combustion qui sortent de l’économiseur à une température de 360°C pour améliorer la combustion. 8

Économiseurs : Quelle que soit la perfection d’une chaudière, il est évident que la tempéra-

ture des fumées évacuées sera toujours supérieure à celle de l’eau et de la vapeur qu’elle contient. La perte par chaleur emportée par les fumées n’est pas très grande. Par contre au-dessus de 25 Bars, la température intérieure étant supérieure à 232°C, les fumées atteignent ou dépassent 300°C, ce qui est excessif, donc inadmissible. Pour y remédier, sur le parcours des fumées après leur sortie de la chaudière, un échangeur à l’intérieur duquel faisant passer l’eau d’alimentation. Cet appareil est appelé « économiseur ». Grâce à lui, la température des fumées s’abaisse à une valeur raisonnable ; et au même temps il économise la quantité du combustible en chauffant l’eau d’alimentation. 9

Les turbines de la CTK :Les turbines d’une tranche de la CTK sont constituée de 13 étages

simples à hautes pression et 6 étages à basse pression. Chaque étage comporte une roue fixe et un autre mobile espacées d’une distance permettant le passage de la vapeur. La vapeur surchauffée se détend ensuite dans le corps à haute pression (HP) et basse pression (BP) de la turbine tout en créant un couple moteur (la vapeur attaque par le haut et le bas les aubes de la roue mobile), ce dernier entraîne la rotation de l’arbre de la turbine et par suite celui de l’alternateur. Pendant ces détentes successives, l’énergie calorifique est transformée en énergie mécanique. Caractéristiques 10 Type

Corps simple

Puissance Pression vapeur à l’admission Température vapeur à l’admission Pression vapeur à l’échappement Débit vapeur à l’échappement

75 MW 94,1 bars 532 °C 0,06 bar. 192 t/h

T°.Vapeur à l’échappement Pression vapeur boites étanches

32 °C 0,15 à 0,2 bar

Tableau 4 : Caractéristiques des turbines de la CTK Figure 8 : Image réelle de la turbine

10 Les soutirages : On distingue 5 soutirages placés à des différents étages de la turbine, leur

rôle essentiel est d’améliorer le rendement de la tranche.

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La vapeur soutirée permet d’élever la température d’eau d’alimentation chaudière de 32°C à 232°C ( au niveau des réchauffeurs d’eau ) et la température d’air de 18°C à 70°C (au niveau de réchauffeurs d’air à vapeur ou RAV). Soutirages

Étage

Pression (bar)

Température (°C)

Débit(t/h)

Destination

1er

6ème

30

375

25 RHP5 et TV

2ème

10ème

14

285

19 RHP4 et RAV

3ème

14ème

5,6

255

12,5 Bâche alimentaire

4ème

16ème

2,3

125

15 RBP2

5ème

18ème

0,66

85

19 RBP1

Tableau 5: Paramètres des soutirages turbine 11

Les alternateurs de la CTK:

L’alternateur est un transformateur d’énergie mécanique générée par la turbine en énergie électrique. Il génère une puissance triphasée d’environ 93,750 MVA, avec un facteur de puissance de 0,8 ; ce qui vaut 75 MW en termes de puissance active fournie. Avec une vitesse de 3000 tr/min et une paire de pôle, l’alternateur fournit une tension de 13,8 KV (un courant de 3923 A). L’alternateur est relié à la turbine par un arbre, est formé d’une partie mobile, appelée rotor, et d’une partie fixe, appelée stator. La paroi externe du rotor est composée d’électroaimants. Par ailleurs, la paroi interne du stator est un enroulement de barres de cuivre. Lorsque le rotor tourne dans le stator, les électrons présents dans les barres de cuivre vibrent. Le mouvement des électrons crée un courant électrique. Le refroidissement est assuré par l’hydrogène sous pression de 2 bars. Caractéristiques : Puissance apparente

93 750KVA

Tension

13 800V_+10%

Vitesse

3 000 tours/mn

Fréquence

50 Hz

Cos ( Phi )

0,8

Tableau 6 : caractéristiques de l’alternateur Figure 9 : Image réelle de l’alternateur

Le transformateur principal C’est un transformateur triphasé. D’une puissance de 93,075 MVA, d’un rapport de transformation de 13,8/225 kV et d’un transformateur de soutirage de 6/7,2 MVA avec un rapport de transformation de 13,8/ 6,8 kV avec liaison par gaines coaxiales. Ce transformateur fournit aussi la puissance nécessaire aux auxiliaires de la tranche .

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Les principaux échangeurs de la CTK : Nous rappelons que le cycle de production à la CTK est un cycle fermé. La vapeur issue de la turbine sera condensée par le condenseur pour subir un changement d’état. L’eau condensée passera par la suite par le poste BP, la bâche alimentaire et le poste HP pour le réchauffage avant d’enter à la chaudière pour la vaporisation (figure 3). 12

Condenseur : C’est un échangeur par surface qui assure la condensation de la vapeur issue

de la turbine,La vapeur vient de la turbine vers le condenseur à travers la bouche d’admission, et est distribuée dans l’espace vapeur de l’enveloppe. Dans le faisceau tubulaire la vapeur d’échappement se condense au contact extérieur des tubes froids parcourus intérieurement par l’eau aspirée de la rivière. Suite à la différence de température, la chaleur est transférée de la vapeur (à travers les parois des tubes) à l’eau de circulation qui fait condenser la vapeur au contact des parois externes des tubes. L’eau condensée est recueillie dans le puits du condenseur, duquel elle est extraite et renvoyée, de nouveau vers la chaudière. Il occupe une place importante dans la centrale. Il est l’interface entre le cycle eau vapeur et la source froide, et il est constitué : • D’un corps formant une enveloppe étanche, la partie supérieure est raccordée à l’échappement de la turbine par une manchette en acier inoxydable et la partie inférieure forme le puits; • D’un faisceau de tubes parallèles traversant le corps de part en part et fixé sur chacune des extrémités sur une plaque tubulaire; • De deux boîtes à eau disposées à l’entrée et à la sortie condenseur ayant la fonction de diriger le débit de l’eau à travers la juste section des tubes; • Il maintient la dépression (0,05 bar) au dessous de la pression atmosphérique à la décharge de la turbine ; donc il augmente le rendement de celle-ci; • Il conserve le fluide de travail pour l’utiliser de nouveau dans le cycle : ce fluide est très pur donc très cher. 13

Le poste d’eau BP : Comporte deux échangeurs qui utilisent un soutirage de la vapeur à

basse pression pour le chauffage de l’eau de cycle. Ce sont des échangeurs par surface et sous forme d’un faisceau tubulaire en U. 14

Le poste d’eau HP : Le poste HP contient à son tour deux échangeurs par surface, montés en

position horizontale et constitués d’un faisceau tubulaire. Ils assurent la continuité du réchauffage de l’eau du cycle à l’aide de la vapeur à haute pression soutirée de la turbine.

2.3.4. Les principales installations communes Comme nous l’avons déjà mentionné auparavant, dans la CTK, on trouve quelques installations communes soit entre les quatre tranches ou entre deux tranches seulement, il y a :

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Poste du traitement d’eau : L’eau destinée à alimenter la chaudière subit un traitement de

déminéralisation. Une fois stockée dans deux réservoirs de capacité unitaire de 3 000 m3 chacun, l’eau brute passe par une chaîne de traitement qui comporte un filtre à charbon, une résine cationique, une résine anionique et un lit mixte. Le poste dispose des trois chaînes de traitement, et après chaque production on procède à un lavage et une génération de la résine. Eau de circulation et poste de chloration : Le site géographique permet à la centrale de cou-

vrir son besoin en eau de réfrigération directement d’Oued. Bassin de prise est constitué d’une digue principale de 520 m de longueur et d’une digue de traverse de 125 m. Après décantation et filtrage par des grilles (fixe et tournante), l’eau est refoulée avec une pression de 1 bar et un débit de 21 000 m3/h. Le bloc de commande : Une salle de contrôle et de commande par deux tranches constitue

le cerveau dynamique de la centrale. Elle est équipée par des dispositifs de contrôle et de signalisations qui permettent :un suivi continu de la situation de la tranche, une exploitation optimale, et Une communication avec le mouvement d’énergie (Dispatching National).

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3. Problématique et démarche adoptée 3.1 Problématique Les installations industrielles sont confrontées à des problèmes de dégradations chimiques et mécaniques, qui sont particulièrement critiques dans les centrales thermiques. En effet, la production de l’électricité dans ces centrales fait appel à des procédés dont les conditions opératoires peuvent être fortement corrosives du-fait de la nature chimique du combustible, du comburant, de l’eau ainsi que des pressions et températures élevées mises en jeu. Ainsi, plusieurs phénomènes y sont entre autres rencontrés qui occasionnent des risques et des coûts importants, notamment parce qu’ils peuvent entraîner des accidents graves et des arrêts fortuits de la production. Pour répondre au pourquoi du sujet, nous allons procéder à un recensement des indisponibilités fortuites de la centrale en heures des principaux composants, tout au long des trois dernières années (2012 ; 2013 ; 2014), démontrant ainsi les défaillances cause dans les chaudières de la CTK. Elements Tranche 1

Elements Tranche 2

Heure d’indisponibilité ( h )

Économiseur

0

Nez de voûte

0

Paroi droite (PD)

50

Paroi frontale [PF]

0

Paroi gauche (PG)

0

Paroi postérieure (PP)

232,08

Sh1

13,4

Sh2

248,48

TOTAL ( h )

743,96

Économiseur

67,90

Nez de voûte

167,19

Paroi droite (PD)

0

Paroi frontale [PF]

0

Paroi gauche (PG)

0

Paroi postérieure (PP)

200

Paroi sole (PS)

60,00

Paroi sole (PS)

0

Sh1

0

Sh2

419,42

TOTAL ( h )

714,51

Tableau 8 : Heure d’indisponibilité de la tranche 2

Tableau 7 : Heure d’indisponibilité de la tranche 1

entre 2012 et 2014

entre 2012 et 2014

Elements Tranche 3

Heure d’indisponibilité ( h )

Heure d’indisponibilité ( h )

Elements Tranche 4

Heure d’indisponibilité ( h )

Économiseur

106,25

Économiseur

40,00

Nez de voûte

0

Nez de voûte

381,94

Paroi droite (PD)

Paroi droite (PD)

168,45

76,83

Paroi frontale [PF]

66,83

Paroi frontale [PF]

Paroi gauche (PG)

27,99

Paroi gauche (PG)

Paroi postérieure (PP)

269,63

Paroi postérieure (PP)

Paroi sole (PS)

167,75

Paroi sole (PS)

0 0 50,00 227,34

Sh1

0

Sh1

0

Sh2

154,33

Sh2

360,49

TOTAL ( h )

961,23

TOTAL ( h )

Tableau 9 : Heure d’indisponibilité de la tranche 1

Tableau 10 : Heure d’indisponibilité de la tranche 4

entre 2012 et 2014

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1 136,60

entre 2012 et 2014

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Chapitre 1

Contexte général du projet

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Figure 10 : Heures d’indisponibilité des éléments de la tranche 1 entre 2012 et 2014

Tranche 1

Tranche 2

Tranche 3

A B D E H C F G I

G H C D E F A B I

H B E D A I G C F

(h)

Tranche 4

500 400 300 200 100 0 E H D F A C G I B

Légende A

Économiseur

B

Nez de voûte

C

Paroi droite (PD)

D

Paroi frontale (PF)

F

Paroi postérieure (PP)

G

Paroi sole (PS)

H

Sh1

I

Sh2

E

Paroi gauche (PG)

Constat Nous constatons que les composants les plus fréquemment en panne sont : • Le nez de voûte en premier lieu, • Le surchauffeur secondaire en deuxième lieu, • Paroi du sol en troisième lieu.

3.2 Démarche du Projet : Pour réaliser notre projet, nous avons adopté la démarche suivante : • Étude bibliographique sur les chaudières à vapeur et sur leurs dégradations éventuelles ; • Description du fonctionnement de l’installation, en particulier des chaudières de la CTK ; • Analyse de l’environnement et des conditions opératoires des différents équipements de l’unité ; • Visite du lieu de travail pour comprendre le processus de production ; • Élaboration d’un diagnostic de l’état des chaudières de la CTK ; • Interprétation des résultats obtenus ; • Proposition des améliorations et des actions correctives et préventives dans le but de minimiser la dégradation des chaudières et d’augmenter leur rendement ; • Étude économique.

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Chapitre 1

Contexte général du projet

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Conclusion Dans ce chapitre, nous avons présenté le contexte général du projet. En effet, nous avons présenté le secteur de production d’électricité au Maroc, ses réformes et ses choix stratégiques. Nous avons également parlé des centrales thermiques à flamme en exposant les principaux composants et le principe de fonctionnement de la centrale de la CTK. Par suite, nous avons abordé la problématique de notre sujet qui a révélé la criticité que présente la chaudière dans une tranche. Et finalement, nous avons exposé la démarche que nous allons adopter tout au long de notre étude.

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Projet Industriel de Fin d’Étude

ENSAM Meknès/ONEE Kenitra

Chapitre II: Étude Bibliographique & Analyse de l’existant 1. Généralité sur les chaudière à vapeur 2. Les modes de dégradation des chaudières. 3.Caractéristique du cycle d’exploitation des chaudières

Résumé Nous allons détailler ce chapitre en trois points. Le premier présente des généralités sur les chaudières à vapeur, les surfaces de chauffe et la classification des chaudières. Le deuxième illustre les modes de dégradations potentiels affectant les chaudières à vapeur à savoir la corrosion, la fatigue thermique, le fluage, la surchauffe et l’encrassement. Le troisième met en évidence la particularité des chaudières de la CTK autour desquelles s’articule notre projet.

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Chapitre 2

Étude bibliographique et analyse de l’existant

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Introduction On englobe généralement sous l’expression « générateurs de chaleur » un ensemble très vaste d’appareils. Leur caractère commun est de produire un fluide thermique en utilisant comme source de chaleur celle qui est dégagée par un combustible. Le fluide thermique produit peut être de la vapeur d’eau, de l’eau à haute température (plus de 110°C), de l’eau chaude, un thermo fluide organique, de l’air chaud. Dans le cadre de ce traité, seul seront étudiées de façon détaillée les chaudières à vapeur.

1. Généralité sur les chaudière à vapeur [8] Dans la chaudière, la chaleur dégagée par le combustible brûlé dans le foyer, est transmise à travers les parois au liquide qui se trouve à l’intérieur. La surface par laquelle se fait la transmission est appelée surface de chauffe. Elle est définie ainsi : surface qui est au contact des gaz de la combustion d’un côté et de l’eau contenue dans la chaudière de l’autre côté. Les parties de cette surface d’échange soumises au rayonnement direct du foyer sont appelées « surface de chauffe directe ». Celles qui sont simplement léchées par les gaz de combustion constituent la « surface de chauffe indirecte ». A

Surface de chauffe directe

La surface de chauffe directe reçoit et transmet que ça soit par rayonnement ou par convection plus de chaleur à l’unité de surface. Les constructeurs des chaudières modernes se sont efforcés de réaliser des appareils où les surfaces d’échange « enveloppent » le mieux et le plus possible la zone chaude du foyer afin que la chaleur qu’il émet soit captée dans toutes les directions. B

Reservoir Vapeur

SH2

B

317 C

Réchauffeur d’air

LJUNGSTRÖM

SH1 470 C 298 C

Surface de chauffe indirecte

La surface de chauffe indirecte n’a pas pour autant une importance négligeable. Pour que les gaz qui sortent à la cheminée aient la température la plus basse possible, il faut faire en sorte qu’ils aient cédé la plus grande partie de leur chaleur. Les échanges se font par convection, en favorisant:

360 C

Air 36 bruleur sur 3 étage

Chaudiére type BERDA

Tube Ecran

A

Pré-réchauffeur de l’air comburant

Figure 11 :Schéma de la Chaudière de type BERDA

• Un contact aussi bon que possible entre gaz et parois par suppression des zones mortes ; • Une augmentation de la vitesse de circulation par diminution des sections de passage ; • Enfin un allongement convenable des parcours.

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Circulation de l’eau dans la chaudière

Les parois qui reçoivent la chaleur sont d’autant plus rapidement refroidies que l’eau qui est à leur contact se renouvelle rapidement. Ce renouvellement se produit par convection sous l’effet de la différence de masse spécifique entre l’eau qui se trouve dans les parties les moins chauffées et le mélange d’eau et de vapeur en formation localisé dans les éléments les plus intensément chauffés. Les chaudières fonctionnant selon ce principe sont dites à circulation naturelle.

1.1 Différents types de chaudières à vapeur Chaudière de faible puissance

On peut inclure dans cette définition les unités dont la production se situe entre quelques centaines de kg/h de vapeur et 25 à 30 T/h. Les chaudières de cette catégorie présentent la plus grande diversité de types. Elles ont pour caractère commun de ne produire que de la vapeur saturée, en majorité à des pressions modestes, inférieures à 18 Bars. Chaudière de moyenne puissance

Les chaudières de cette catégorie couvrent une gamme de production de vapeur allant de 30 T/h à 200 T/h. Elles sont installées dans les usines où l’on utilise la vapeur pour faire fonctionner des turbines ou des machines. Ce sont des chaudières à tubes d’eau construites pour la plupart selon les principes techniques semblables à celle des chaudières à faible puissance. Mais les caractéristiques de la vapeur produite, pression et température imposent quelques modifications : Surchauffe-surchauffeur : La vapeur produite dans le corps supérieur d’une chaudière est de la vapeur saturée. Lorsqu’on désire l’utiliser pour faire fonctionner des machines, il est avantageux d’augmenter son énergie calorifique en la surchauffant. On le fait passer à cette fin dans un échangeur tubulaire, le surchauffeur, où tout en restant à la même pression sa température est augmentée. On dit qu’elle est surchauffée. La température de surchauffe aux chaudières de moyenne puissance varie de 350 à 450°C selon la destination de la vapeur. Chaudière de forte puissance

Ce sont les chaudières de production de vapeur allant de 250 à 1800 T/h. Elles équipent presque exclusivement les centrales de production d’électricité. Les principales caractéristiques de ces chaudières sont leurs dimensions impressionnantes. Les longueurs de tubes se comptent en kilomètres et les surfaces de chauffe en milliers de mètres carrés.

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2. LES MODES DE DÉGRADATION DES CHAUDIÈRES Les chaudières subissent plusieurs dégradations à l’intérieur qu’à l’extérieur des tubes. Pour cela, nous allons répartir ce chapitre en deux parties, la première sera consacrée à l’interprétation des phénomènes de dégradations côté interne et la deuxième pour ceux du côté externe.

2.1 Dégradation propres au circuit eau/vapeur [10] Corrosion par l’oxygène

La présence de l’oxygène dans l’eau de chaudière, même à faible quantité, provoque une corrosion de surface sous forme de piqûres hémisphérique. La corrosion par l’oxygène dissous est une menace constante pour les économiseurs et les tubes écrans ; généralement, les dégâts les plus importants surviennent à l’entrée de l’économiseur et aux soudures des tubes. La réaction d’oxydation peut être activée suivant deux processus principaux: Mécanisme électrochimique (Figure 11 ) : Réaction anodique: Fe

Fe2+ + 2 e –

(1)

Réactions cathodiques: 2H+ + (1/2) O2 + 2 eO2 +2 H2O + 4 e-

H 2O 4OH-

(2) (3) Figure 12 : Mécanisme électrochimique d’attaque de l’oxygène

Aération différentielle : Une différence de concentration en oxygène sur la surface du métal engendre une pile : les parties propres, où l’oxygène a facilement accès, se comportent comme cathodes, les parties recouvertes de dépôt se comportent comme anodes et il se forme une ou plusieurs pustules de corrosion. La corrosion est localisée et se traduit généralement par formation de piqûres sur le métal. Corrosion galvanique

Ce type de corrosion implique l’existence de deux métaux différents reliés entre eux électriquement et baignant dans le même milieu. Le type de corrosion galvanique le plus courant dans les systèmes de chaudières résulte de la présence de cuivre sur le parcours de l’eau. Les ions Cu2+ à des teneurs inférieures au mg/l peuvent provoquer une accélération considérable de la corrosion par électron-déposition de cuivre. Cette corrosion peut également se produire du fait de la différence de composition d’un même métal ou du-fait de soudure ayant transformé le métal. LOUAH Sami

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Corrosion caustique

La présence d’un dépôt de produits de corrosion et de soude sur la surface métallique entraîne la corrosion caustique qui apparaît quand la teneur en NaOH est trop élevée. En effet, un excès d’alcalin peut lentement dissoudre le film de magnétite suivant la réaction: Fe3O4 + 4NaOH

2NaFeO2 + Na2FeO2 + 2 H2O

(4)

En formant de l’hypoferrite de sodium a2FeO2, et de la ferrite de sodium NaFeO2 qui sont solubles dans NaOH concentré. De plus, les alcalins concentrés réagissent directement et plus rapidement avec le fer pour former de l’hydrogène et du ferrate de sodium. Fe + 2NaOH

Na2FeO2 + H2

(5)

Ce genre de réaction joue un rôle important dans le phénomène de corrosion par piqûres et la formation de trous dans les tubes de chaudières, et contribue à créer des vitesses excessives de corrosion du fer aux valeurs élevées du pH (environ pH=13). Figure 13 : Mécanisme de la corrosion caustique

Fragilisation par l’hydrogène

La réduction cathodique des ions H+ sur la surface du métal se traduit par une production d’atomes d’hydrogène H* adsorbé sur cette surface. Ces atomes peuvent pénétrer dans le métal et précipiter sous forme de bulles gazeuses microscopiques sous très haute pression. La pression de ces micro-bulles peut alors être telle qu’elle fait éclater localement le métal, créant ainsi une fissure remplie de gaz. Les réactions se produisant avec la soude sont les suivantes : • D’abord, la magnétite est dissoute par la soude : 4 NaOH + Fe3O4

2 NaFeO2 + Na2FeO2 + 2

H2O

(6)

• Puis l’eau attaque le fer : 3 Fe + 4 H2O

Fe3O4 + 8H*

(7)

Fe + 2 NaOH

Na2FeO2 + 2H*

(8)

• et Figure 14 : Mécanisme de Fragilisation par l’hydrogène

La corrosion produisant l’hydrogène s’initie sous un dépôt de tartre dur et dense à la surface du tube LOUAH Sami

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; l’hydrogène peut alors se concentrer sous le dépôt et pénétrer dans le métal. Un excès d’hydrazine dans l’eau peut conduire également à la formation d’hydrogène : N 2H 4

NH3 + H2



(9)

Corrosion-érosion

Les composants du circuit eau-vapeur peuvent être affectés de corrosion-érosion (corrosion accélérée par l’écoulement dans la terminologie internationale). Ce type de dégradation consiste en une solubilisation de la couche d’oxyde et du métal lui-même au cours du temps, d’où un amincissement qui peut conduire à un éclatement de la tuyauterie si l’épaisseur devient insuffisante. La corrosion-érosion se produit lorsque trois conditions sont réunies: • Acier au carbone non allié; • Vitesse d’écoulement importante; • Environnement chimique et température défavorables.

Figure 15 : Mécanisme de la Corrosion-érosion

Corrosion à haute température

Aux températures élevées, le pouvoir oxydant de l’eau provoque la formation de magnétite Fe3O4, selon les réactions dites de SCHIKORR: 3 Fe + 4 H2O

Fe3O4 + 4 H2 (10)

Ou : 3 Fe (OH)2

Fe3O4 + H2 + 2 H2O (11)

Les vitesses de ces réactions sont lentes à température ambiante et deviennent appréciables au dessus de 100°C, puis très rapides au dessus de 200°C. La couche compacte de magnétite, une fois formée, est très résistante et ne se dissout plus même en milieu légèrement acide. Elle joue un rôle protecteur tant qu’elle est de faible épaisseur, adhérente, continue et que ses propriétés physiques et mécaniques sont voisines de celles du métal de base. Si elle s’épaissit trop, le transfert de chaleur du foyer extérieur vers l’eau intérieure peut être limité, entraînant une surchauffe locale du métal qui entraîne sa dégradation. En augmentant encore d’épaisseur, la couche subit en général un écaillage; les produits de corrosion détachés seront alors déposés dans une autre partie du circuit eau – vapeur.

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La corrosion sous contrainte

La désignation corrosion sous contrainte « stress-corrosion cracking » se réfère à une fissuration du métal résultant d’une action combinée entre contrainte de traction et un agent corrosif spécifique auquel le métal est sensible. Les contraintes de traction peuvent être soit des contraintes appliquées, telles que celles provoquées par la pression interne, ou résiduelles, comme celles induites par le soudage. Dans les chaudières, l’acier au carbone est particulièrement sensible à la soude concentrée tandis que les aciers inoxydables sont sensibles à la soude et aux chlorures.

2.2 La corrosion du circuit air/fumée Les conditions de service du circuit air/fumée créent un environnement corrosif qui conduit à la dégradation des matériaux des échangeurs de la chaleur. L’utilisation d’un combustible qui a des caractéristiques chimiques corrosives peut provoquer plusieurs problèmes, parmi ces problèmes la dégradation de la chaudière par la corrosion. Parmi les types de corrosion éventuelle, nous citons : Oxydation du vanadium et du sodium [10]

Le vanadium et le sodium constituants principaux des cendres (matières stériles non combustibles) du combustible sont en effet des agents destructeurs à haute température. Le vanadium est sous forme de composés complexes après l’oxydation : les premiers composés formés sont le tri-oxyde de vanadium (V2O3) et le tétra-oxyde de vanadium (V2O4). Ces composés ont des points de fusion d’environ 1970°C et donc traverseraient les tubes sans se déposer. Néanmoins, un autre composé peut se former s’il y a un excès d’air: le pentoxyde de vanadium (V2O5) ayant un point de fusion de 650°C. V2O4 + 1⁄2 O2

V2O5 (12)

Ce composé se combine avec du sodium (Na) pour former des vanadates plus complexes à plus bas point de fusion. Les vanadates ainsi formés créent avec d’autres résidus solides un produit pâteux à température élevée sur les tubes appelé dépôt vanadate-sodiques. Sulfuration [10]

La présence de soufre dans le combustible, l’excès de l’air et la température de service créent un environnement néfaste qui conduit à l’apparition de l’anhydride sulfurique (SO3). Lors d’une basse température (point rosée), le SO3 réagit avec l’eau en donnant l’acide sulfurique (H2SO4). S + O2

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SO2 (13) 40

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Chapitre 2 SO2 + 1⁄2 O2 H2O + SO3

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SO3 (14) H2SO4 (15)

Attaque par le dioxyde de carbone

En phase de vapeur saturée ou surchauffée, le CO2 à l’état gaz n’est pas corrosif, mais dès qu’une condensation se produit, le CO2 se dissout dans cette eau condensée qu’il rend acide et lui confère un caractère corrosif. CO2 + H2O

CO3H- + H+CO2-3 + 2H+



(16)

Pour les aciers: Fe2+ + 2 CO3HFe2+ + COz-3

Fe(HCO3)2



(17)

FeCO3 (18)

Fatigue thermique

La fatigue thermique est le résultat de contraintes cycliques dues à des variations de température. L’endommagement prend la forme de fissurations bien typiques (nombreuses fissures parallèles, perpendiculaires à la direction des tensions, remplies d’oxydes (Figure 6)) qui peuvent apparaître partout dans un organe métallique lorsque les mouvements relatifs ou les dilatations différentielles conduisent à des contraintes, et notamment avec des cycles thermiques répétés. Ce problème peut affecter les emplacements où les condensats sont mis en contact avec les circuits de vapeur d’eau tels que des équipements de dé-surchauffe. Dans les équipements de génération de vapeur, la fatigue thermique touche le plus souvent les fixations rigides entre tubes adjacents dans les surchauffeurs, les tubes de vaporisateur et le réchauffeur. Ce phénomène apparait aussi dans les points de mélange de flux chaud et froid comme les emplacements où les condensats sont mis en contact avec les circuits de vapeur tels que des équipements de dé-surchauffe ou de régulation de la température. Fluage

Le fluage est une dégradation qui est fonction de la température, des contraintes appliquées et du temps d’exposition à ces conditions. Aux températures élevées, les organes métalliques peuvent se déformer lentement et continuellement sous une charge inférieure à la limite apparente d’élasticité. Cette déformation donne lieu à des endommagements qui peuvent finalement entraîner une rupture. Les ruptures causées par le fluage se rencontrent essentiellement dans les tubes fonctionnant à haute température. Lorsqu’un équipement est conçu pour être utilisé dans des conditions de température extrême, le matériau est choisi suivant les critères suivants: • Produire au maximum 1% de fluage après 100.000 heures d’utilisation sous la contrainte de LOUAH Sami

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conception (d’utilisation). • Opérer suivant une contrainte maximale calculée avec un coefficient de sécurité causant la rupture après 100.000 heures. Surchauffe [13]

Si, pour une raison ou une autre (dépôt, flux thermique excessif, circulation insuffisante) le tube est porté à une température trop élevée (fonction de la nature du matériau utilisé), et subit plusieurs types d’agressions. La surchauffe peut être rapide si l’augmentation de température est importante (perte du niveau d’eau dans le ballon, circulation insuffisante de vapeur dans le surchauffeur, ...). Dans ce cas, la rupture survient en quelques minutes ou quelques heures et la partie éclatée du tube subit un allongement important. Si la surchauffe n’est pas brutale, le temps avant rupture est plus long et alors l’allongement du tube et l’amincissement des lèvres à l’éclatement sont bien plus faibles. La rupture principale s’accompagne souvent de fissurations secondaires. Lorsque les conditions de fonctionnement provoquent une élévation rapide de la température du métal (souvent au delà de 730°C), on atteint des conditions de fluage avec rupture violente (Figure 20). Les ruptures sont caractérisées par des lèvres coupantes et minces.

Figure 16 : Éclatement de tube causé par la surchauffe.

Encrassement

Il est dû principalement à la formation de dépôts constitués de particules de cendres en fusion entraînées par les gaz, de suies, et d’imbrûlés solides. Quand les particules se heurtent contre la paroi ou la surface du tube, elles se refroidissent et se solidifient. Les fuel-oils à haute teneur en asphaténes, sédiments, et métaux sont plus susceptibles à l’encrassement. Ceci ne se limite pas à la surface de la chaudière recevant la chaleur par rayonnement, mais il se forme aussi dans les échangeurs de chaleur allant jusqu’à limiter la puissance des installations.

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3. Caractéristique du cycle d’exploitation des chaudières 3.1 Caractéristique métallurgie des tubes chaudières : L’analyse chimique des composant des tubes chaudières avec leurs nuances équivalente. (Annexe B) Tableau 11 : Analyse chimique des composant des tubes chaudières

Échangeurs Économiseur SH1

SH2 Tubes-écran

Matériau

C

Mn

Si

P

S

Cr

Mo

T ( 0C) P(bar)

A210 A1

≤ 0,27

≤ 0,93

≥ 0,1 ≤ 0,035

≤ 0,035

-

-

298

110

Partie 1: A210 A1

≤ 0,27

≤ 0,93

≥ 0,1 ≤ 0,035

≤ 0,035

-

-

317

110

Partie 2: A213 0,05 - 0,15 0,3 - 0,61 T12

≤ 0,5 ≤ 0,025

≤ 0,025

0,8 - 1,25

0,44 - 1,4

456

108

Partie 3: A213 0,05 - 0,15 0,3 - 0,61 T22

≤ 0,5 ≤ 0,025

≤ 0,025

1,9 - 2,6 0,87 - 1,13

467

105

A213 T22 0,05 - 0,15 0,3 - 0,61

≤ 0,5 ≤ 0,025

≤ 0,025

1,9 - 2,6 0,87 - 1,13

535

102

≥ 0,1 ≤ 0,035

≤ 0,035

317

110

A210 A1

≤ 0,27

≤ 0,93

-

-

3.2 Eau d’alimentation L’eau est le fluide calo-porteur utilisé par la CTK, et d’ailleurs c’est le fluide le plus répandu dans les installations de chauffage. Toutefois, l’eau contient des composés chimiques (Ca2+, K+, Na+, SO42Cl-, SiO2 …etc) et des gaz dissous (CO2 et O2) qu’ont souvent tendance à précipiter lorsque la température de l’eau est très élevée. De plus, à cause de la production de vapeur, leur concentration dans l’eau de chaudière augmente ce qui provoque plusieurs problèmes conduisant à la dégradation des éléments de la chaudière et la diminution du rendement. Donc, l’eau doit être bien traitée afin de minimiser l’apparition de ces problèmes et aussi assurer un rendement maximal de l’installation tout en prolongeant sa durée de vie.

3.2.1 Déminéralisation de l’eau d’alimentation de la chaudière La déminéralisation de l’eau est une opération qui consiste à éliminer partiellement ou totalement les sels minéraux qui existe dans l’eau. La Centrale Thermique de Kenitra dispose d’une unité de traitement de l’eau (poste ED), qui utilise comme entrée l’eau de ville (eau potable), et produit à la sortie de l’eau déminéralisée pour alimenter les chaudières. Le processus de traitement de l’eau d’alimentation est présenté au niveau de l’annexe C.

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3.2.2 Conditionnement de l’eau et de la vapeur des chaudières A l’inverse des techniques d’épuration qui ont pour but d’éliminer de l’eau certaines matières indésirables, le conditionnement est l’ajout de réactifs chimiques à l’eau afin de modifier favorablement son comportement dans les appareils. L’eau à la sortie du lit mixte4, contient de l’oxygène dissous qui favorise la dégradation des tubes, donc une injection d’hydrazine activée (N2H4) se fait afin d’éliminer cette quantité d’oxygène existante et de corriger le pH de l’eau déminéralisée avant d’être stocker dans deux citernes de 500 m3. Le tableau suivant résume les caractéristiques de l’eau en circuit : Tableau 12: Caractéristiques de l’eau en circuit

Caractéristique Conductivité Silice Cuivre Oxygène Fer Dureté PH NH3 N2H4 Chlorures

Unité

Eau d’extraction

Eau de la chaudière Eau d’alimentation

Mhos

3à5

10

3à5

Ppb

< 20

400

< 20

Ppb