Rapport Stage ENIG Steg [PDF]

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REPUBLIQUE TUNISIENNE Ministère de l’Enseignement Supérieur Recherche Scientifique

‫الجمهــورية التونسيـة‬ ‫وزارة الـتـعـلـيـــــم الـعـالـــــي و الـبـحــث‬ ‫الـعـلـمــــــي‬ ‫جامعـــة قابــــــس‬ ‫المدرسة الوطنية للمهندسين بقابس‬

et de la

Université de Gabès

ENIG

Ecole Nationale d’Ingénieurs de Gabès

Ecole Nationale d’Ingénieurs de Gabès

Département Génie Chimique des procédés

Rapport de Stage Ingénieur Société tunisienne de l’électricité et du gaz Centrale Ghannouch « cycle combiné »

Elaboré par : Prénom & NOM  : Belhassen Ala Spécialité : 2ème année génie chimique des procédés Numéro de téléphone : 28344910 Adresse Email : [email protected]

Encadré par : Prénom & NOM  : Trabelsi Rafik Fonction  : chef section laboratoire chimie

Période : du01/08/2019 au 31/08/2019 Année Universitaire : 2018/2019

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Remerciements

Malgré les remerciements les plus sincères qui ne sont guère suffisants pour exprimer mes gratitudes à toutes les personnes qui m’ont soutenu et encouragé tout le long de l’élaboration de ce travail, je tiens à manifester mon respect pour leurs qualités et ma reconnaissance pour leurs aides. Plus précisément, Je tiens à remercier et exprimer mes respects à :  Le chef section laboratoire chimie: Mr. Trabelsi Rafik. Pour m’avoir encadrée au cours de mon travail ainsi que pour leur aide et leurs conseils. Je remercie également tout le personnel du CCG avec mes félicitations du bon climat professionnel qui règne entre les différents services et secteurs de la centrale.

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Sommaire

Remerciements Sommaire Introduction Générale.............................................................................................................................3 Chapitre1 : Présentation de l’entreprise Introduction.........................................................................................................................................4 I.

Présentation générale de la centrale Ghannouch……………………………………………………………………5

II.

L’organigramme de la centrale 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Chef service…………………………………………………………………………………………………………………………6 Service d'exploitation………………………………………………………………………………………………………….6 Service de contrôle technique……………………………………………………………………………………………..6 Service électrique………………………………………………………………………………………………………………..6 Service instrumentation et régulation………………………………………………………………………………….6 Service mécanique………………………………………………………………………………………………………………6 Service de suivi des performances ………………………………………………………………………………………7

Chapitre 2 : Cycle combiné de Ghannouch I.

Principe de fonctionnement de cycle combiné...........................................................................9

II.

Les principaux équipements de la centrale

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Turbine à gaz……………………………………………………………………………………………………………………….10 Alternateur………………………………………………………………………………………………………………………….12 Embrayage SSS…………………………………………………………………………………………………………………….14 Turbine à vapeur………………………………………………………………………………………………………………….14 Chaudière de récupération………………………………………………………………………………………………….16 Condenseur…………………………………………………………………………………………………………………………17 Transformateur……………………………………………………………………………………………………………………17 Cycle eau/vapeur…………………………………………………………………………………………………………………18

III. Unité de traitement des eaux 1. 2. 3. 4.

But de dessalement……………………………………………………………………………………………………………21 Liste des utilités………………………………………………………………………………………………………………….21 Description générale…………………………………………………………………………………………………………..22 Description détaillée …………………………………………………………………………………………………………..23

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STEG a. b. c. d. e. f. g. h.

Sous-ensemble dessalement eau de mer……………………………………………………………….24 Sous-ensemble traitement eau industrielle ……………………………………………………………26 Sous-ensemble station eaux de service…………………………………………………………………..27 Sous-ensemble osmose inverse 2eme étage…………………………………………………………..27 Sous-ensemble Lits mélanges de finition………………………………………………………………..29 Sous-ensemble traitement de l'eau potable……………………………………………………………30 Sous-ensemble CIP osmose inverse…………………..……………………………………………………31 Sous-ensemble neutralisation…………………………………………………………………………………31

Chapitre 3 : Etude de la turbine à gaz I. II.

Etude théorique………………………………………………………………………………………………………………….33 Calcul de la turbine à gaz…………………………………………………………………………………………………….34

Conclusion Générale..............................................................................................................................39

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Introduction Générale

Dans le cadre de la formation du futur ingénieur en génie chimique des procédés en 2éme année à l’Ecole Nationale d’Ingénieurs de Gabes (ENIG), j’ai eu l’opportunité de réaliser un stage d’un moins au sein de la société tunisienne de l’électricité et du gaz essentiellement au centrale Ghannouch à cycle combiné. Durant mon stage j’ai eu l’occasion de découvrir l’unité de cycle combiné, ce qui m’a permis d’approfondir mes connaissances dans le domaine de Procédé de production d’électricité et de comprendre le mode de fonctionnement. Ce rapport comporte essentiellement trois parties, les deux premières consistent à présenter l’usine de la centrale ainsi que son principe de fonctionnement et la troisième consiste à faire l’étude de la turbine à gaz afin de calculer leur rendement.

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Chapitre1 : Présentation de l’Entreprise

Introduction La Société tunisienne de l'électricité et du gaz (STEG) est une entreprise publique, a été fondue en 1962. Elle est parmi les plus importantes sociétés dans le domaine énergétique : production, transport et distribution de l’électricité et du gaz de pétrole liquéfié (GPL) sur tout le territoire tunisien. La STEG est l’une des sociétés les plus florissantes, d`ailleurs elle possédait le plus grand chiffre d'affaire en Tunisie en 1996 avec 521 Milliards, cette bonne réputation est due à l'évolution systématique de son chiffre d'affaire et au bon encadrement de son personnel du point de vue matériel et logistique. La STEG a pour activités essentielles : -La production de l’électricité à partir de différent sources (thermique, hydraulique, éolienne...) -Le transport de l'électricité : La gestion et le développement des réseaux et des postes Haute tension. -La distribution de l'électricité : la gestion et le développement des réseaux et des postes Moyenne Tension et Base Tension. -Le développement et la distribution du gaz naturel : La gestion de l'infrastructure gazière. -La production du GPL (Gaz de pétrole Liquéfié)

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I.

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Présentation générale de la centrale Ghannouch

La centrale thermique d’électricité de Ghannouch, appartenant à la Société Tunisienne de l'Electricité et du Gaz et implantée à quelques kilomètres au nord de Gabès, est mise en marche avril en 1980. Elle se subdivise en deux tranches: -

L’ancienne centrale thermique –cycle à vapeur

-

Le nouveau central thermique cycle combiné-mono arbre

L’ancienne centrale qui est composée de deux turbines à vapeur entraine chacune un alternateur de puissance unitaire de 30Mw. cette puissance produite ne permet pas de couvrir les besoins en électricité de la région de Gabès. C’est pour cela, les centres de décision du gouvernement ont encouragés la construction d’une nouvelle centrale thermique qui entrera en service avant la fin de l’année 2011. Le cycle combiné de Ghannouch a amélioré d’une manière sensible la situation du réseau national qui a connu des difficultés de réserve depuis les années quatre-vingt-dix. les travaux de construction de cette tranche construite sur le site de l’ancienne centrale thermique ce qui a permis d’utiliser les installations existantes telles que les structures de pompage de l’eau de mer et de son écoulement d'une capacité de production de 400 MW, vont démarrer au courant du mois de septembre, moyennant un investissement de l'ordre de 730 millions de dinars assurés par le français Alstom Power. Il a démarré cette construction en août 2008, moins de deux mois après la signature du contrat avec la Société tunisienne de l’électricité et du gaz (STEG). Le cycle combiné de Gabés se distingue de cycle thermique par un rendement nettement meilleur. Elle emploie les techniques les plus avancées en matière de production d'électricité et une technologie mixte qui permet d’atteindre une puissance et un rendement supérieurs – en l’occurrence, 400 MW.

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Figure 1 : centrale Ghannouch à cycle combiné

II.

L’organigramme de la centrale 

L’organigramme de la centrale est comme suit :

Figure 2: l’organigramme de la centrale

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1.

Chef service :

C'est la direction de la centrale qui assure la coordination entre les différents services et les décisions importantes concernant le fonctionnement de la centrale. 2.

Service d’exploitation :

Il assure l'exploitation et le bon fonctionnement des différents organes de production, aussi, il émet des avis au service technique en cas de panne. Plus précisément, ce service assure la « conformité » de la production aux contrôles des directives émises par le DISPATCHING national. Vue l'importance des taches qui se reposent sur ce service, le travail y demeure 24/24 grâce à quatre équipes d’agents qui se permutent dans le temps. 3.

Service de contrôle technique :

Ce service reçoit les demandes de dépannage de la part du service d’exploitation et les communique aux services correspondants. Il émet, aussi, les bons de visites systématiques selon un programme de maintenance préalable. Il s’occupe aussi de l’approvisionnement de la centrale en fourniture bureautique en pièces de rechange ainsi que l’achat de nouveaux équipements. 4.

Service électrique :

Ce service est responsable de l’entretien de tous les équipements électriques qui ont une relation directe avec la production de l’énergie électrique (alternateurs) et des équipements de transformation (transformateur) et des équipements de sectionnements (disjoncteurs, sectionneurs, etc.…) et de tous les auxiliaires de la centrale. 5.

Service instrumentation et régulation :

Il assure le contrôle et le bon fonctionnement des systèmes asservis ainsi que l’étalonnage et le changement des instruments de mesure en cas de panne. 6.

Service mécanique :

Ce service s’occupe de la réparation des pièces mécaniques défectueuses, il se charge, éventuellement, de fabriquer des pièces nouvelles. Il dispose d’un atelier de fabrication convenablement équipé. Ce service est composé de deux sous-groupes tels que : Mécanique et Chaudronnerie. 7.

Service de suivi des performances :

Il comprend deux sections :

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

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Service statistique :

Il détermine le bilan thermique des tranches à vapeur, la consommation spécifique, suivi des heures de marche et suivi de la production journalière et annuelle. 

Service laboratoire :

Le service laboratoire est responsable des deux principales taches : - Suivi de la qualité de l’eau dans les différents équipements de la centrale, par des analyses journalières, qui ont pour but de lutter contre la corrosion -Suivi et contrôle de la poste d’adoucissement.

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Chapitre 2 : Cycle combiné de Ghannouch I.

Principe de fonctionnement de cycle combiné La centrale électrique à cycle combiné de Ghannouch se compose d’une unité mono-arbre

(ou single shaft) KA26-1. Cette unité se compose d’ : 

Une turbine à gaz (TAG) ALSTOM type GT 26 équipée d’un système de combustion séquentielle à pré-mélange pauvre et faibles émissions d’oxyde d’azote (NOx).



Un cycle eau / vapeur à trois niveaux de pression et resurchauffe avec chaudière de récupération HRSG.



Une turbine à vapeur (TV) trois corps et à trois niveaux de pression.



Un alternateur refroidi à l’hydrogène, commun aux deux turbines.

La turbine à vapeur est accouplée via un embrayage auto commutable synchrone sur l’autre côté de l’alternateur. Cette disposition permet de démarrer et d’arrêter la turbine à vapeur indépendamment de la turbine à gaz, alors que cette dernière est déjà en fonctionnement.

Turbine à Gaz

Alternateur

Embrayage

Turbine à Vapeur

Figure 3 : schéma simplifié de cycle combiné

De l'air frais est injecté dans un compresseur, cet air est comprimé à haute pression et propulsé dans la chambre de combustion dans laquelle il est mélangé avec un combustible. Une fois flammés la réaction produit des gaz chauds, ces derniers sont propulsés dans une turbine dont ils activent la rotation, cette turbine entraine directement l'alternateur en rotation qui produit de l'électricité. Cette énergie est évacuée vers le réseau d'électricité par l'intermédiaire d'un transformateur. Le grand avantage de la centrale à cycle combiné, c'est qu'elle récupère l'énorme chaleur des gaz qui sortent de la turbine à combustion dans une chaudière de récupération. Dans cette dernière, les gaz chauffent des milliers de tubes dans lesquels circulent de l'eau. L'eau chauffée à haute température est dirigée vers un ballon où elle se transforme en vapeur. La vapeur est envoyée sous pression vers la turbine qui est mise

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en mouvement et transforme l'énergie thermique en énergie mécanique. La turbine est couplée à un alternateur qui génère de l'électricité par rotation du rotor, cette énergie est aussi évacuée vers le réseau de l'électricité. En sortie de la turbine la vapeur est alors dirigée vers le condenseur dans lequel circule de l'eau froide qui permet de retransformer la vapeur en eau. Enfin cette eau retourne vers la chaudière où elle est de nouveau transformée en vapeur, et le cycle recommence. Cette centrale produit jusqu’à 400 MW. Cette puissance électrique fournie au réseau par un courant triphasé à 50 Hz et 225 kV de tension nominale côté haute tension du transformateur élévateur, à la sous-station de BOUCHEMMA. Le facteur de puissance est choisi par l’opérateur entre 0.80 en sur excitation et 0.91 en sous excitation, celui-ci étant mesuré aux bornes de l’alternateur. La production de la centrale est réglée en contrôlant la charge de la turbine à gaz en fonction des exigences de production générale de la centrale. Cette dernière est conçue pour fonctionner au gaz naturel en opération normale et au gasoil en secours.

II.

Les principaux équipements de la centrale 1. Turbine à gaz

La turbine à gaz de type de GT26 d’Alstom a été spécialement développée pour des applications à cycle combiné. Cette turbine à gaz appelée aussi turbine à combustion ou parfois turbine à gaz de combustion est une machine tournante thermodynamique appartenant à la famille des moteurs à combustion interne dont le rôle est de produire de l'énergie mécanique sous la forme de la rotation d'un arbre, directement à partir de l'énergie cinétique des gaz produits par la combustion d'un hydrocarbure (fuel, gaz combustible...) qui subissent une détente dans une turbine. Elle comprend un rotor constitué d’un étage turbine « haute pression », de 4 étages turbine « basse pression », de 22 étages compresseur, et deux chambres de combustion annulaires (les brûleurs EV et SEV), appliquant le principe de combustion séquentielle.

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Figure 4 : Turbine à gaz Le rotor de la turbine est couplé de façon rigide à l’arbre de l’alternateur. L’étage HP se trouve en aval des brûleurs EV et en amont des brûleurs SEV. L'air en entrée de la TAG est filtré dans le bloc de prise d'air. Pour assurer le refroidissement et l’étanchéité de la TAG, de l’air est soutiré du compresseur à différents étages. Deux de ces extractions d’air sont partiellement refroidies à l’extérieur de la TAG, l’air BP sert à refroidir les brûleurs SEV, les premiers étages de la turbine BP et son rotor, l’air HP sert principalement à refroidir la turbine HP et son rotor. Les échangeurs pour refroidir l’air HP et BP sont à passe unique. Deux chambres de combustion, la première appelée EV, la seconde appelée SEV, forment la base du système de combustion séquentielle de la GT24/GT26. Les chambres de combustion, sont soutenues et entourées par le corps de turbine, et sont refroidies par l’air extrait du compresseur. L’air de refroidissement, qui traverse la chambre circulaire, est dirigé dans un courant allant dans le sens inverse du flux du gaz de combustion. La construction circulaire de la chambre de combustion et la disposition en tandem assurent un flux uniforme à faible perte vers les turbines BP et HP, tandis que le bon mélange du combustible et de l’air dans la chambre de combustion permet d’obtenir un profil de température régulier et une combustion complète. Cela permet également de garder une veine de gaz chaud relativement courte. La chambre de combustion est divisée le long de l’axe central horizontal. 

Chambre de combustion EV: Page 11 of 46

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Située entre le compresseur et la turbine HP, la chambre de combustion EV brûle le combustible mélangé à l’air provenant du compresseur. L’énergie thermique est dissipée de manière à ce que le gaz de combustion chaud s’écoule vers la turbine HP, où il est accéléré et dilaté. 

Chambre de combustion SEV:

Les gaz d’échappement chauds après l’unique étage de la turbine HP s’écoulent à travers le conduit d’échappement de la turbine pour atteindre la chambre de combustion SEV. Pour réchauffer à nouveau ces gaz d’échappement, du combustible supplémentaire est injecté dans la chambre de combustion par les injecteurs SEV. Ceux-ci sont alimentés en combustible par des tubes collecteurs situés à l’extérieur du corps de la turbine. L’énergie thermique de cette deuxième combustion est dissipée de manière à ce que le gaz chaud s’écoule dans un courant régulier vers la turbine BP, où il est accéléré et dilaté. La chambre de combustion SEV est montée en aval de l’étage de la turbine HP et du diffuseur de turbine. La chambre de combustion est formée par l’espace circulaire creux après le conduit d’échappement, par les brûleurs SEV et les chemises. Le corps de la turbine entoure la chambre de combustion SEV et dirige l’air de refroidissement provenant du compresseur au travers de l’espace circulaire creux des chemises à paroi double pour le refroidissement à contre-courant. La zone dans laquelle se trouvent les brûleurs SEV, l’arbre et la partie intérieure de la chambre de combustion SEV est également refroidie par l’air provenant du compresseur. 2. L’alternateur  La fonction de l'alternateur est de convertir la puissance mécanique délivrée par la turbine à l’accouplement du rotor en puissance électrique, sous la forme d’une différence de potentiel et d’un courant, aux bornes de l'alternateur principal. L'alternateur est construit pour résister à un large éventail de conditions de fonctionnement anormales, par exemple : charges déséquilibrées et court-circuit brusque. L’alternateur ALSTOM (type 50WT21H-120) est entrainé à la fois par la turbine à gaz et par la turbine à vapeur. La puissance est produite à une tension de 20KV.

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Figure 5 : Alternateur L’alternateur, à trois phases vapeur et deux pôles synchrones, est refroidi à l’hydrogène. Le gaz chaud est ensuite refroidi dans les échangeurs thermiques se trouvant dans l’enceinte de l’alternateur. Cette machine synchrone joue deux rôles importants : 

Phase 1 : la machine synchrone prend tout d’abord le rôle d’un moteur de démarrage pour la turbine à gaz TG26 (Système statique de démarrage SSD).



Phase 2 : Ensuite la machine synchrone est un alternateur pour produire de l’énergie électrique (Système d’excitation statique).

L'alternateur est entièrement refroidi par hydrogène en circuit fermé comme réfrigérant primaire. La chaleur est ensuite transférée au circuit d’eau (réfrigérant secondaire) dans les refroidisseurs H2/eau. La circulation de l’hydrogène est assurée par deux ventilateurs axiaux montés sur l’arbre. Le système de refroidissement à l’hydrogène est conçu sous forme de deux circuits de refroidissement symétriques par rapport à la ligne centrale de l'alternateur. Il possède les caractéristiques électriques suivantes :

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3. Embrayage SSS L’embrayage auto-commutable synchrone (SSS est l’abréviation de l’anglais “self shifting and synchronizing ”) permet de connecter la TV à l’alternateur, alors que celui-ci est déjà entraîné par la TAG : 

L’embrayage s’engage automatiquement aussitôt que le couple de la TV devient positif ; c'est à dire aussitôt que la vitesse de la TV a tendance à dépasser celle de l’alternateur.



L’embrayage se désengage automatiquement aussitôt que le couple de la TV devient négatif ; c'est-à-dire aussitôt que la vitesse de la TV a tendance à passer en dessous de celle de l’alternateur.

Figure 6 : Embrayage SSS 4. Turbine à vapeur  La turbine à vapeur ALSTOM, de type DKYZ3-2N41B, possède trois corps, trois pressions, et une resurchauffe.

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Elle est conçue pour être utilisée avec une turbine à gaz au sein d’une centrale électrique à cycle combiné. Le débit massique provenant de la chaudière de récupération, comprenant un débit haute pression (HP), à pression intermédiaire (PI) et basse pression (BP) alimente la turbine à vapeur. Les turbines HP et PI sont à simple flux et la turbine BP est à double flux. Les deux rotors des corps HP et PI/BP sont liées entre eux par un accouplement rigide. Le rotor HP est également lié à l’embrayage par un accouplement rigide.

Figure 7 : Turbine à vapeur La vapeur vive provenant de la chaudière de récupération passe par la vanne de vapeur vive, constituée d’une vanne d’arrêt et d’une vanne de régulation, et pénètre dans l’enveloppe intérieure HP où elle se dilate dans les ailettes. Après dilatation, la vapeur retourne à la chaudière de récupération par la conduite de réchauffement à froid pour y être réchauffée. La vapeur PI resurchauffée passe par la conduite de resurchauffe chaude et deux vannes d’interception constituées d’une vanne d’isolement et d’une vanne de régulation, et pénètre dans l’enveloppe intérieure PI où elle se dilate dans les ailettes. La vapeur PI dilatée rejoint ensuite la vapeur secondaire, qui pénètre par une vanne de vapeur secondaire constituée d’une vanne d’isolement papillon et d’une vanne de régulation papillon, dans l’échappement de la vapeur PI, et est amenée dans la turbine BP par une conduite de Page 15 of 46

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jonction. La vapeur provenant de la turbine BP circule vers le condenseur agencé radialement une fois la dilatation terminée. Une fois la condensation terminée, le condensat passe dans le réservoir d’eau d’alimentation pour le chauffage d’alimentation. Un retrait dans la turbine BP assure le chauffage d’alimentation de l’eau d’alimentation. Le

système

d’étanchéité à vapeur de barrage, raccordé aux chambres extérieures des joints d’arbre de la turbine à vapeur et aux joints de la tige de vanne, est relié au condenseur de vapeur de barrage. Un ventilateur monté sur le condenseur de vapeur de barrage assure une pression système légèrement inférieure à la pression atmosphérique. L’air et la vapeur sont séparés dans le condenseur de vapeur de barrage. L’air est dirigé vers l’atmosphère tandis que la vapeur se condense et est ramenée au circuit eau/vapeur par le condenseur principal.

5. Chaudière de récupération La chaudière de récupération est de design horizontal. Elle fonctionne en mode de circulation naturelle pour les trois niveaux de pression BP, MP et HP. Le flux gazeux dégagé par la turbine à gaz sert de source de chaleur pour produire la vapeur. Les pompes alimentaires HP/MP alimentent la chaudière de récupération. L’eau alimentaire BP est extraite en aval du deuxième rang économiseur MP/BP. L’eau alimentaire HP, MP et BP est réchauffée dans des économiseurs et envoyée vers les ballons respectifs. Chaque niveau de ballon est régulé par une vanne de contrôle. La vapeur saturée est produite dans les évaporateurs HP, MP et BP. En sortie de la chaudière de récupération, les

vapeurs

HP

et

MP

sont

désurchauffées

avec l’eau alimentaire extraite des

économiseurs HP et MP respectivement. De l’eau extraite de l’économiseur HP alimente les réfrigérants d’air TAG. Le ballon des purges de la chaudière recueille les purges de la chaudière de récupération et des réfrigérants d’air de la TAG. Paramètres importants :

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

Pression : contrôlée par le circuit résistant (principalement la TV) en sortie HRSG, en fonction du débit de vapeur produit par celle-ci. Température : contrôlée par la désurchauffe, elle doit être la plus haute possible tout en respectant les températures limites des matériaux (tuyaux, échangeurs, turbine vapeur…). Niveaux ballon : réserve d'eau chaudière.





Figure 8 : schéma simplifié de la chambre de récupération 

Réfrigérants d’air TAG(OTC)

Un réfrigérant HP et réfrigérant BP sont requis pour le refroidissement de l’air de la turbine à gaz. Les réfrigérants sont des échangeurs de type hélicon à un seul passage (sans recirculation). Ils sont alimentés en eau HP et la vapeur produite est envoyée dans le système de vapeur HP de la chaudière de récupération. 6. condenseur Les gaz sortant de la turbine se dirigent vers le condenseur dans lequel il y aura un échange thermique entre la vapeur et l’eau de mer qui se trouve à l’intérieur des tubes du condenseur. Le condenseur comporte des éjecteurs qui ont pour rôle de maintenir le vide dans le condenseur donc ces dispositifs permettent l’évacuation de l’air qui peut entrer dans le condenseur. 7. Transformateur

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Le transformateur électrique est un transformateur réversible c’est-à-dire qu’il est élévateur 12.5/150kv dans le cas d’évacuation d’énergie et abaisseur 150/12.5kv quand l’installation est à l’arrêt. 8. Cycle eau/vapeur Le "rendement" du cycle combiné n’est pas égal à la somme des rendements des cycles gaz et vapeur. En effet, l’intégralité de la chaleur des gaz d’échappement de la turbine à combustion n’est pas récupérée dans le cycle vapeur. 

Les gaz conservent une température supérieure à la température ambiante ce qui constitue une irréversibilité.



L’échangeur Gaz / Vapeur, qui constitue la liaison entre les 2 cycles apporte une irréversibilité supplémentaire.



Ces raisons expliquent qu’avec des différences de températures du même ordre pour chacun des cycles, la puissance de la turbine à vapeur est souvent 2 fois moins importante que celle de ou des turbines à combustion.

Ce cycle est constitué de : -

un condenseur : chargé de condenser des vapeurs ou des gaz pour les récupérer sous

forme liquide. -

pompes d’extraction des condensats : en fonctionnement normal, une pompe est en

service et le deuxième reste en secours. -

système d’évacuation du condenseur : constitué de 2 éjecteurs permettant d’évacuer la

vapeur coté condenseur pendant le démarrage et d’extraire les gaz non condensables pendant le fonctionnement des réfrigérants d’air du condenseur. -

réchauffeur basse pression : précède la bâche alimentaire, réchauffe les condensats

afin d’améliorer l’efficacité globale de la centrale. _bâche alimentaire / dégazeur : munie d’un dégazeur, stocke l’eau alimentaire pour la chaudière de récupération, préchauffe et dégaze l’eau d’extraction. -

pompes alimentaires : sont à nombre de deux, équipées de filtres à l’aspiration et de

clapet de débit minimum ; une est en service et la deuxième reste en secours.

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pompes de préchauffage eau alimentaire : l’eau alimentaire est pompée par 2 pompes

de recirculation et passe dans l’échangeur de préchauffage de la chaudière de récupération puis retourne dans la bâche alimentaire pour chauffer cette dernière à la température donnée. -

systèmes de contournement vapeur TV : sont munis des by-pass HP, MP et BP

permettant un refroidissement des resurchauffeurs HP de la chaudière de récupération, ainsi que le conditionnement de la vapeur pour le démarrage TV. La vapeur vive provenant de la chaudière de récupération passe par la vanne de vapeur vive, constituée d’une vanne d’arrêt et d’une vanne de régulation, et pénètre dans l’enveloppe intérieure HP où elle se dilate dans les ailettes. Après dilatation, la vapeur retourne à la chaudière de récupération par la conduite de réchauffement à froid pour y être réchauffée. La vapeur PI resurchauffée passe par la conduite de resurchauffe chaude et deux vannes d’interception constituées d’une vanne d’isolement et d’une vanne de régulation, et pénètre dans l’enveloppe intérieure PI où elle se dilate dans les ailettes. La vapeur PI dilatée rejoint ensuite la vapeur secondaire, qui pénètre par une vanne de vapeur secondaire constituée d’une vanne d’isolement papillon et d’une vanne de régulation papillon, dans l’échappement de la vapeur PI, et est amenée dans la turbine BP par une conduite de jonction. La vapeur provenant de la turbine BP circule vers le condenseur agencé radialement une fois la dilatation terminée. Une fois la condensation terminée, le condensat passe dans le réservoir d’eau d’alimentation pour le chauffage d’alimentation. Un retrait dans la turbine BP assure le chauffage d’alimentation de l’eau d’alimentation.

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Figure 9 : cycle eau/vapeur

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III.

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Unité de traitement des eaux

L’installation de traitement des eaux de la Centrale Electrique de Ghannouch produit de l’eau brut, de l’eau de service et de l’eau déminéralisée à partir d’eau et /ou d’eau brut industrielle selon les deux cas : 

Cas de fonctionnement normal prévisionnel (hors période de passage au fuel).



Cas de fonctionnement correspondant au période de passage au fuel avec utilisation de l’eau industrielle. Il correspond au mode de production maximal de l'installation (5 jours par an).

1. But de dessalement Alimenter la chaudière par l’eau déminée pour éviter la corrosion. 2. Liste des utilités Le fonctionnement de l'unité de dessalement d’eau de mer est réalisable lorsque les fluides suivants seront disponibles : -Eau de mer à l’entrée de la station : max 2x55 m3/h à une pression de 1.2 bar -Eau industrielle à l’entrée de la station : 18 m3/h à une pression de 1bar -air instrument : débit moyen horaire : 85 Nm3/h à une pression 5.5bar min -produits chimiques (volumes mini à vérifier par rapport au niveau des alarmes) Acide chlorhydrique 33% : cuve 25m3 remplie au-dessus du niveau min : 1.2m Soude caustique 32% : cuve 25m3 pleine remplie au dessus du niveau min : 1.2m Séquestrant 191 T : cuve 500L remplie à 80 L min Séquestrant 1020 T : cuve 500L remplie à 80 L min Coagulant: cuve 1000L remplie à 80 L min Acide sulfurique : cuve 1000L remplie à 80 L min Floculant : cuve 250L remplie à 80 L min Bisulfite : cuve 1000L remplie à 80 L min Page 21 of 46

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Javel : cuve 250L remplie à 80 L min DBNPA : cuve 500L remplie à 80 L min 3. Description générale Le procédé de dessalement est un procédé discontinu qui constitue de trois étapes : Dessalement eau de mer Cuves eau brute

Osmose inverse 2éme étage

Cuves eau osmosée

Traitement eau industrielle

Cuves eau déminéralisée

Lits mélanges de finition

Figure 10 : schéma simplifié de l’installation 

Etape1 : production d’eau brute

Cette étape commence par pompage de l’eau de mer qui dirige vers les multimédias 90 GDB10 AT002 (filtré à sable) puis vers SWRO1 (osmoseur de l’eau de mer 1) ou l’eau passe par trois filtres .À sa sortie, l’eau entre dans un mélangeur avec trois produits chimiques(bisulfite, DBNPA, séquestrant) .Le mélange obtenu est injecté dans l'osmoseur 1 qui a deux sorties (le perméat, le concentrat).Le perméat est envoyé directement pour remplir le cuve d'eau brute et le cuve de lavage mais le concentrat est envoyé vers un récupérateur de pression avant son rejet. Mais, l’obtention d’eau brute peut aussi réaliser à partir le passage de l’eau industrielle à travers le filtre à sable 20 GBB20 AT001 et le filtre à charbon actif 90 GBB30 AT001. 

Etape2 : production d’eau osmosée

L’eau brute se transforme en eau osmosée grâce à deux osmoses. 

Etape3 : production d’eau déminée Page 22 of 46

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L’’eau osmosée est passé à travers le mixed-bed 90GCF20 avant le cuve d’eau déminée 4. Description détaillée L'installation de traitement d'eau est constituée de 4 sous-ensembles de traitement fonctionnant indépendamment les uns des autres : - un sous-ensemble Dessalement eau de mer - un sous-ensemble Traitement eau industrielle - un sous-ensemble Osmose inverse 2ème étage - un sous-ensemble Lits mélangés de finition Ainsi que de 5 sous-ensembles périphériques nécessaires au fonctionnement des sousensembles précédents : - un sous-ensemble Station eaux de service - un sous-ensemble Injection de réactifs - un sous-ensemble Traitement de l'eau potable - un sous-ensemble CIP osmose inverse - un sous-ensemble Neutralisation des effluents Ces 4 sous-ensembles de traitement sont séparés par des cuves de stockage de l'eau dans ses états successifs en fonction de l'avancement du traitement. La demande d'eau de chacun de ces sous-ensembles est définie par les niveaux correspondants dans la cuve de stockage aval au sous-ensemble : - Niveaux dans les cuves d'eau déminéralisée pour le sous-ensemble Lits mélangés de finition. - Niveaux dans les cuves d'eau osmosée pour le sous-ensemble Osmose inverse 2ème étage - Niveaux dans les cuves d'eau brute pour les sous-ensembles Dessalement d'eau de mer et traitement d'eau industrielle

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L'autorisation de démarrage de chacun des sous-ensembles est déterminée soit par les niveaux correspondants dans la cuve de stockage amont au sous-ensemble, soit par la pression de l'eau d’alimentation du sous-ensemble : - Niveaux dans les cuves d'eau osmosée pour le sous-ensemble Lits mélangés de finition - Niveaux dans les cuves d'eau brute pour le sous-ensemble Osmose inverse 2ème étage - pression d'alimentation en eau de mer ou en eau industrielle pour les sous-ensembles Dessalement d'eau de mer et Traitement d'eau industrielle Chacun des sous-ensembles de traitement comporte 2 lignes pouvant fonctionner, selon l'état de la demande d'eau, seules (1 x 100% des besoins) ou en parallèle (2 x 100% des besoins). a) Sous ensemble dessalement eau de mer Le sous-ensemble Dessalement eau de mer assure la production d'eau brute à partir d'eau de mer vers les cuves de stockage d'eau brute. Il est constitué d'un groupe de pompage suivi de 4 étages de traitement successifs et comporte, selon l'état de la demande d'eau, des équipements pouvant fonctionner en production : - sur 1 ligne (1 x 100% des besoins) - une des 2 pompes d’eau de mer - les 2 ensembles de coagulation (ballon de contact) et de filtration multimédia - les filtres à cartouches correspondant à une unité SWRO sélectionnée - l’unité SWRO sélectionnée sur 2 lignes en parallèle (2 x 100% des besoins) : - 2 pompes d’eau de mer - 2 ensembles de coagulation (ballon de contact) et de filtration multimédia - les filtres à cartouches correspondant aux deux unités SWRO - deux unités SWRO

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Figure 11: schéma du circuit eau brut avec l’eau de mer SWRO = unité d’osmose inverse sur eau de mer NTU : Analyseur de turbidité de l'eau de mer Cl2 : Analyseur de la teneur en chlore de l'eau de mer COT : Analyseur de la teneur en carbone organique total de l'eau de mer Au démarrage du sous-ensemble dessalement d'eau de mer, ouverture des vannes et contrôle de la qualité de l'eau de mer (NTU, COT et chlore libre). L'autorisation de démarrage du sous-ensemble est conditionnée à la qualité requise de l'eau de mer. Lors de cette étape, on remarque le dosage de réactifs chimiques suivants : 

Dosage d’eau de Javel :

Injection en amont des pompes d’eau de mer asservie au chloromètre pour maintenir une teneur en chlore libre de 0,1 mg/l à la sortie des filtres multimédia. 

Dosage de FeCl3 :

Injection en amont des ballons de contact asservie au débitmètre. 

Dosage de floculant :

Injection en amont des filtres multimédia asservie au débitmètre. 

Dosage de bisulfite de sodium : Page 25 of 46

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Injection en amont des osmoseurs eau de mer asservie à la teneur résiduelle en chlore libre mesurée par le chloromètre. 

Dosage de séquestrant :

Injection en amont des osmoseurs eau de mer en fonctionnement tout ou rien 

Dosage de DBNPA :

Une injection est effectuée après l’écoulement d’une minuterie (24 heures environ) et à l’occasion du flushing d’arrêt de l’osmoseur. Si l’osmoseur ne s’est pas arrêté pendant un temps donné (48 heures), il n’y aura pas eu d’injection de DBNPA. Alors l’injection de DBNPA sera effectuée en ligne lors de la production de l’osmoseur pendant un temps donné (20 minutes environ). L’injection est effectuée en amont des osmoseurs eau de mer en fonctionnement tout ou rien. b) Sous-ensemble traitement eau industrielle

Figure 12 : schéma du circuit eau brut avec l’eau industrielle

Le sous-ensemble traitement eau industrielle assure la production d'eau brute à partir d'eau industrielle vers les cuves de stockage d'eau brute dés lors que le mode Fuel est sélectionné sur le pupitre opérateur. Il est constitué : - d'un groupe de pompage comportant une pompe en service et une pompe en secours - de 2 lignes de traitement fonctionnant en parallèle comportant chacune un filtre à sable suivi d'un filtre à charbon actif. Page 26 of 46

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Les filtres à sable et les filtres à charbon actif sont toujours en production parallèle.

Lors de cette étape, on remarque le dosage de réactifs chimiques suivants : 

Dosage d’eau de Javel :

Injection en amont des pompes d’eau industrielle asservie au chlorométrie pour maintenir une teneur en chlore libre de 1 mg/l à l’entrée des filtres à sable. 

Dosage de DBNPA :

Injection en amont des pompes d’eau industrielle asservie à la somme des débits contrôlés par les débitmètres. c) Sous-ensemble station eaux de service Le sous-ensemble station eaux de service assure la production d'eau de service pour : - le lavage des filtres à sable du sous-ensemble Dessalement d'eau de mer - la mise en conservation du sous-ensemble "Traitement d'eau industrielle" Il est constitué : - d'une cuve de stockage d'eau de service - d'un groupe de pompage comportant une pompe en service et une pompe en secours. La cuve d'eau de service est alimentée par le sous-ensemble dessalement d'eau de mer. d) Sous-ensemble osmose inverse 2eme étage :

Figure 13 : schéma du circuit de production de l’eau osmosée Page 27 of 46

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Le sous-ensemble osmose inverse 2ème étage assure la production d'eau osmosée vers les cuves de stockage à partir de l'eau brute stockée dans les cuves. Il est constitué d'un groupe de pompage suivi de 3 étages de traitement successifs et comporte, selon l'état de la demande d'eau, des équipements pouvant fonctionner en production : - sur 1 ligne (1 x 100% des besoins) : - une pompe d’alimentation d’un osmoseur 2ème étage - l’échangeur de chaleur - les filtres à cartouches correspondant à l’osmoseur sélectionné - l’osmoseur 2ème étage sélectionné - sur 2 lignes en parallèle (2 x 100% des besoins) : - les 2 pompes d’alimentation des osmoseurs - l’échangeur de chaleur - les filtres à cartouches correspondant aux 2 osmoseurs 2ème étage - les 2 osmoseurs 2ème étage BWRO : osmoseur 2ème étage Lors de cette étape, on remarque le dosage de réactifs chimiques suivants : 

Dosage d’acide :

Injection en amont des osmoseurs 2ème étage asservie au pH mètre pour maintenir une valeur de pH à l’entrée des osmoseurs. 

Dosage de séquestrant :

Injection en amont des osmoseurs 2ème étage asservie au débitmètre.

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e) Sous-ensemble lits mélanges de finition

Figure 14 : Schéma du circuit de production de l’eau déminéralisée Le sous-ensemble lits mélangés de finition assure la production d'eau déminéralisée vers les cuves de stockage à partir de l'eau osmosée stockée dans les cuves. Il est constitué : - d'un groupe de pompage comportant une pompe en service et une pompe en secours. - de 2 lignes comportant un lit de résines échangeuses d’ions mixed-bed et un piège à résines. Il comporte, selon l'état de la demande d'eau, des équipements pouvant fonctionner en production : - sur 1 ligne (1 x 100% des besoins) : - une des 2 pompes d’alimentation des mixed-beds - un Mixed-bed et son piège à résine associé - sur 2 lignes en parallèle (2 x 100% des besoins) : - les 2 pompes d’alimentation des mixed-beds - les 2 mixed-beds et les 2 pièges à résine Les mixed-beds peuvent fonctionner seuls ou en parallèle selon le mode de fonctionnement Gaz ou Fuel ou selon le niveau de demande d’eau.

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Figure 15 : Schéma représentatif de la phase de déminéralisation f) Sous-ensemble traitement de l’eau potable Le sous-ensemble traitement eau potable assure la production d'eau potable à partir d'eau potable brute vers les laboratoires, douches et utilités. Il est constitué d'une boucle dans laquelle l'eau potable circule en permanence et à partir de laquelle sont alimentés les départs vers les trois utilisations. Il comporte les équipements de préparation de l'eau potable suivants : - 1 cuve de stockage d’eau potable brute - 1 vanne de remplissage en eau brute - 1 vanne mécanique de régulation de pression - 1 groupe de pompage assurant la circulation comportant une pompe en service et une pompe en secours - 1 chloromètre de mesure du chlore libre au refoulement de pompage - 1 injection d’eau de Javel sur la boucle d'eau potable. - 1 ballon de maintien de pression - 1 pressostat sur le circuit de distribution Page 30 of 46

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g) Sous-ensemble CIP osmose inverse Le sous-ensemble CIP (Cleaning In Place) osmose inverse permet d'effectuer le lessivage chimique manuel des osmoseurs eau de mer et 2ème étage. Il est constitué : - d’un bac équipé d’une thermo résistance - d’un agitateur - d'un groupe de pompage comportant une pompe en service et une pompe en secours - d’un pH mètre de mesure du pH de la solution de lessivage. - un ensemble de 3 filtres de protection équipé d’une mesure de pression différentielle. h) Sous-ensemble neutralisation

Figure 16 : Photo de la cuve de décantation Le sous-ensemble Neutralisation assure la neutralisation en ligne des effluents suivants : - concentras des osmoseurs eau de mer. - purges chaudes. - purges froides. - effluents en provenance des caniveaux du local de déminéralisation

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Il est constitué : - d'un puisard de réception des effluents en provenance des caniveaux. - d'un groupe de relevage comprenant une pompe en service et une pompe en secours. - d'une cuve de décantation de réception des autres effluents. - d'une cuve de neutralisation. - d'une cuve d'homogénéisation •

Relevage des effluents en provenance des caniveaux :

Les effluents en provenance des caniveaux sont transférés du puisard de réception vers la cuve de décantation par la pompe de relevage. •

Neutralisation des effluents :

Les effluents sont transférés gravitairement de la cuve de décantation vers la cuve de neutralisation dans laquelle ils sont neutralisés. •

Homogénéisation finale et vidange des effluents :

Les effluents sont transférés gravitairement de la cuve de neutralisation vers la cuve d'homogénéisation dans laquelle ils font l'objet d'une homogénéisation et d'un contrôle final avant vidange.

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Chapitre3 : Sujet « Etude de la turbine à gaz »

I.

étude théorique

Figure 17 : schéma simplifiée de la turbine à gaz

La turbine à gaz de type GT26 d’Alstom est composée de trois éléments de traitement: • Un compresseur d’air • Une chambre de combustion avec un/des brûleur(s) • La turbine 

Compresseur : L’air sous pression qui entre dans la chambre de combustion est fourni par le

compresseur axial. Ce dernier: • Transfert l’énergie cinétique fournie par les aubes et les ailettes du compresseur à l’air s’écoulant de sorte que la pression de l’air augmente (L’énergie cinétique est transférée en énergie de pression). • l’air qui se trouve dans le compresseur est pressurisé à l’aide des ailettes et des aubes. • Est entraîné par la turbine dans l’arbre commun. Une partie de l’air sous pression est également utilisé pour sceller et refroidir la turbine à gaz.

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

Chambre de combustion :

Le gaz de combustion qui entraîne la turbine est fournie via une salle dans laquelle se produit l’allumage sous pression, appelée chambre de combustion. Dans la chambre de combustion: • Du combustible liquide et gazeux est constamment brûlé. L’oxygène nécessaire pour le processus d’allumage provient de l’air du compresseur. Lors de l’allumage, la température de l’air de décharge du compresseur augmente, mais la pression dans la chambre de combustion n’augmente pas. En d’autres mots. • L’énergie chimique du combustible est convertie en énergie thermique .



La turbine:

•Convertit l’énergie thermique du combustible de combustion en énergie mécanique. • Est le moteur principal qui entraîne le compresseur axial et l’alternateur. Est entraînée par le gaz de combustion compressé et chauffé via un système d’aubes et d’ailettes monté sur le rotor et qui entraîne sa rotation.

II.

calcul de la turbine à gaz

Les réactions présentes lors de la combustion sont : CH4 + 2O2 + 8N2

CO2 + 2H2O + 8N2

C2H6 + 7/2 O2 + 14N2

2CO2 + 3H2O + 14N2

C3H8 + 5O2 + 20N2

3CO2 + 4H2O + 20N2

C4H10 + 13/2 O2 + 26N2

4CO2 + 5H2O + 26N2

C5H12 + 8O2 + 32N2

5CO2 + 6H2O + 32N2

On prend une base de calcul égale à 100 Nm3 :

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O2 nécessaire à la

Composition de la fumée

combustion Combustible

%

neutre

volumique

H2O

CO2

O2

N2

CH4

85.1

170.2

170.2

85.1

--------

à

C2H6

10.69

37.415

32.07

21.38

--------

C3H8

1.38

6.9

5.52

4.14

--------

C4H10

0.15

0.975

0.75

0.6

--------

C5H12

0.031

0.248

0.186

0.155

--------

l

N2

1.459

-----------

--------

--------

1.41

c

CO2

1.19

-----------

--------

1.19

--------

Total

100

215.738

208.726

112.565

1.41

c a

u l e r

1)

détermination de la composition de l’air de combustion

On a O2 nécessaire à la combustion neutre = 215.738 Nm3/100 Nm3 comb Connaissant que l’air est formé de 21% O2 et 79% N2, on obtient N2 neutre=O2 nécessaire à la combustion neutre *(97/21)  N2 neutre=811.585 Nm3/100 Nm3 comb N2 totale = N2 neutre + N2 du gaz N2 totale =811.585+1.459=813.044 Nm3/100 Nm3 comb 2)

calcule de débit d’air théorique

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Yi CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 N2 CO2 Total

85.1 10.69 1.38 0.15 0.031 1.459 1.19 100

Mi 16 30 40 58 72 28 44 -------

Mi*yi 13.616 3.207 0.607 8.7 2.232 0.408 0.333 29.103

gi 46.785 11.019 2.085 29.893 7.669 1.402 1.144 -------

Avec gi= Mi*yi /∑ Mi*yi Avec -gi : fraction massique. -Mi : masse molaire. -yi : fraction volumique. Gthair = (0.0267*C + 0.08*H + 0.01*(S –O)) / 0.23 -Gthair =débit d’air théorique 

C=∑ Ci = ∑ gi*12*ni/Mi =77.066



H= ∑ Hi =∑gi*mi/Mi =20.714



O=∑ gi*16*pi / Mi =0.829



N=∑gi*28* ki /Mi=2.804

-ni, mi, pi, ki : nombre d’atome d’un composé. Donc Gthair =16.115 kg/kgc

3)

calcule de la quantité de chaleur dégagée Q’ Q’=PCI + Qair + Qcom

- PCI : pouvoir calorifique inferieure. -Qair : quantité de chaleur apportée par l’air si sa température d’entrée à la turbine est différente de 0°C.

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-Qcom : quantité de chaleur apportée par le combustible si sa température d’entrée à la turbine est différente de 0°C.  PCI=36900 KJ/kgc Qair = Gthair*Cpair*T1=136.913 kcal/kgc =572.296 kJ/kgc Qcom =Gc* Cpcom*T2 = 18.5 kcal/kgc =77.33 kJ/kgc Cpair= chaleur spécifique de l’air est égale à 0.24 kcal/kg Cpcom= chaleur spécifique de l’air est égale à 0.5 kcal/kg T1=35.4°C, et T2=37°C  sont les températures d’entrée de l’air et de combustible respectivement  Q’ =37549.626 kJ/kgc 4)

détermination de l’excès d’air On a Hf=Tmax*∑mi*Cpi = Q’ Avec -Hf : enthalpie des fumées. -Cpi : capacité calorifique. -mi : quantité d’un composé des fumées. -Tmax : température maximale des fumées. On travaille à Tmax =1000K   les capacités calorifiques Cpi : Cp H2O =4.18 kJ/kg K Cp CO2 = 1.234 kJ/kg K Cp N2 =1.167 kJ/kg K Cp O2 = 1.09 kJ/kg K  calcule des mi (quantité d’un composé des fumées) : m H2O = 0.09*H =1.864 m CO2 =0.0367*C=2.828 m N2= 0.77*Gthair *α +0.01N=12.408 α +0.028

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m O2 =0.23* Gthair *(α-1)=3.706-3.706 α On obtient donc Hf=18487 α +7273 = Q’ =37549.626 kJ/kgc Donc α=1.63 D’où l’excès d’air = α-1=0.63=63% 5)

débit d’air entrant O2entrant =O2neutre*1.63= 351.653 Nm3 /100 Nm3c N2entrant= O2entrant*79/21=1322.884 Nm3 /100 Nm3c Donc débit d’air entrant est égal à 1674.537 Nm3 /100 Nm3c

6)

débit des fumées On ne tient pas compte de quantité d’eau dans les fumées donc

Fumées= O2excès + N2entant + N2gaz + CO2 =1572.774 Nm3 /100 Nm3c D’où la composition des fumées est : % N2 =84.2 % O2 =8.64 %CO2 =7.15 7)

calcule du rendement On sait que η=1-(Qp+Qf)/Q’ Avec -Qp : pertes spécifiques de la chaleur à travers les parois. -Qf : pertes spécifiques de la chaleur avec les fumées sortantes de la turbine. Qp=2000kcal/kg (donnée)=8360kJ/kg Qf=T*Σmi*Cpi Avec T=200 K Qf=6509.945kcal/kg Donc η=0.604=60.4%

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Conclusion Générale

Après avoir passé cette période de stage, je tiens à mentionner que la vie professionnelle m’a aidée à améliorer mes connaissances et à savoir mieux la pratique à la théorie. Ce stage m’a permis de connaître les différents moyens de production de l’énergie électrique, et aussi de contacter les personnes de tous les services qui m’ont donné une idée sur les taches qu’ils accomplissent. Enfin, ce stage est une bonne occasion pour s’adapter à la vie professionnelle.

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Journal de Stage Planning du stage Les jours ouvrables Tâch e

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 0

1 1

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1 3

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1 6

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1 9

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2 1

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T1 T2 T3 T4 T5 T6 T7 Description des Tâches :       

T1 : Visiter les différents services de l’entreprise T2 : Visiter les chantiers sous-traitants par l’entreprise T3 : Faire le contrôle/ maintenance des équipements de pompage T4 : Etudier le système de traitement de surface T5 : Proposer des solutions pour améliorer ce système T6 : Mettre en service des solutions proposées T7 : Rédaction du rapport de stage (1 heure chaque jours)

Déroulement du stage :

Jour

Date

Date de début : ……………………….

Date de fin : ………………………

Activités

1

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2

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3

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4

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5

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7

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8

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9

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Assiduité du stagiaire : Total des jours ouvrables : .…… Total des Absences : …….. Pourcentage d’absence (