Modification du système d'étanchéité d'un compresseur centrifuge par un système à garniture sèche.

N^° d' ordre:

République Algérienne Démocratique et Populaire Ministère de l'Energie

Société Nationale pour la Recherche, la Production, le Transport, la
Transformation et la Commercialisation des Hydrocarbures, SONATRACH-SPA

Institut Algérien du Pétrole

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MÉMOIRE

Présenté pour l'obtention du diplôme d'ingénieur spécialisé en :

MECANIQUE PETROLIERE

Spécialité : Maintenance

Par : Mr AIT RAHMANE Lotfi
Thème

MODIFICATION DU SYSTEME

D'ETANCHEITE D'UN COMPRESSEUR

CENTRIFUGE PAR UN SYSTEME A

GARNITURE SECHE

Soutenue publiquement le ../../2017, devant le jury composé de :

Mr. A. DJERRADI. Encadreur.

Mr. A. CHERAKA. Encadreur.

Mr. Examinateur.

Poste : MSP/ Ingénieur Mécanique N1(ED). Affectation : Projets de développement/ Division EDV/ TRC.

Lieu des travaux de mémoire : SONATRACH/ Activité transport par canalisation TRC/ Région de transport ouest RTO/ Station de compression de gaz naturel C M'Seka/ Laghouat/ Algérie, année 2016.

DÉDICACE

Je dédie ce modeste travail à mes chers parents qui tiennent une place immense dans mon coeur. Vous avez toujours été là pour moi, et à aucun moment, vous n'avez cessé de m'encourager.

REMERCIEMENTS

Avant tout, je remercie Dieu, le tout puissant de m'avoir donné la force et le courage afin que je puisse accomplir ce travail.

Je tiens à exprimer mes plus vifs remerciements à Messieurs Ahmed DJERRADI et Abed CHERRAKA du service maintenance mécanique S M'seka , pour la confiance qu'il m'a témoignée, en acceptant l'encadrement de mon travail de mémoire de fin de formation d 'induction.

Je leurs réitère ici mes remerciements les plus sincères, pour le rythme éreintant qu'ils s'ont imposé, et pour la constance dans l'effort et la persévérance inflexible.

Je remercie aussi mes collègues de la formation d'induction à SONATRACH, leurs soutiens inconditionnels et leurs contributions effectives à la réalisation et la finalisation de ce mémoire.

Enfin, Je voudrais rendre hommage à tous ceux qui nous ont soutenus, et qui ont contribué à notre formation depuis notre jeune âge jusqu'à ce jour, ainsi qu'à ceux qui nous ont aidés de prés ou de loin, pour ce mémoire.

INTRODUCTION GENERALE

CHAPITRE I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.1.PRESENTATION DE LA COMPAGNIE 1

I.1.1.Histoire de la compagnie 1

I.1.2.Vue d'ensemble de la compagnie SONATRACH 2

I.2.ACTIVITES SONATRACH 3

I.2.1.Activité Amant 3

I.2.2.Le Transport par Canalisations 3

I.2.3.L'activité Aval 4

I.2.4.Commercialisation 5

I.3.INFRASTRUCTURE GAZIERE 5

I.3.1.Champs exploités par Sonatrach 5

I.3.2.Champs exploités en association 5

I.3.3.Le Centre National de Dispatching Gaz (le CNDG) 5

I.4.ORGANISATION DE LA TRC 7

I.5.REGION DE TRANSPORT OUEST RTO 9

I.5.1.Les missions de la Région Transport Ouest (RTO) 10

I.6.DESCRIPTION DU TRANSPORT PAR GAZODUCS ON-SHORE DE 10 LA REGION RTO

I.6.CONCLUSION 12

CHAPITRE II : Présentation du centre de compression S m'seka.

II.1.INTRODUCTION 13

II.2.ORGANISATION DU PERSONNEL 14

II.2.a.Chef de Station 14

II.2.b.Service de Maintenance 14

II.2.c.Service Exploitation 14

II.2.d.Service des Moyens Généraux 15

II.2.e.Administration 15

II.2.f. Service de Sécurité 15

II.3.PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT D'UNE STATION DE 16

COMPRESSION

II.3.a.Réseau principal 16

II.3.b.Tuyauterie d'entrée et de sortie station 17

II.3.c.Gare racleur 17

III.5.LES AUXILIAIRES DU COMPRESSEUR CENTRIFUGE 43

II.3.d. Les séparateurs 18

II.3.e. Collecteur d'aspiration et de refoulement des compresseurs 18

II.3.f. Tuyauterie d'aspiration et de refoulement des compresseurs 19

II.3.g.Circuit de gaz auxiliaire 20

II.4.DESCRIPTION GENERALE DES DIFFERENTES STATIONS 20

II.4.a. Station GZ1 40" 20

II.4.b.Station GZ2 40" 21

II.4.c.Station GZ3 42" 21

II.4.d. Bâtiments des turboalternateurs GZ 1/2 21

II.4.c. Bâtiment des turboalternateurs GZ 3 22

II.5.DESCRIPTION DES EQUIPEMENTS DE LA STATION 22

II.5.a. Les vannes 22

II.5.b. Les machines tournantes 24

II.5.LES PARAMETRES A SURVEILLER 29

II.5.a. Les Paramètres à surveiller en Salle de contrôle 29

II.5.b. Les Différents Systèmes de Protection de la machine 30

II.5.c.Les Différents systèmes de sécurité et de protection de la station 31

II.5. CONCLUSION 32

CHAPITRE III : Les compresseurs centrifuges

III.I.INTRODUCTION 33

III.2.DESCRIPTION DES COMPRESSEURS INDUSTRIELS 33

III.2.1.Les catégories principales des compresseurs 33

III.2.1.LES DIFFERENTES APPLICATIONS 33

III.3. LES COMPRESSEURS CENTRIFUGES 35

III.3.1. Caractéristiques de construction des compresseurs centrifuges 36

III.3.2. Utilisation des compresseurs centrifuges dans les domaines industriels 36

III.3.3. Calcul des performances d'un compresseur 38

III.3.1.a.Taux de compression 39

III.3.1.b. Hauteur de compression 40

III.3.1.c. Rendement adiabatique 40

III.3.1.d. Puissance absorbée par le compresseur 40

41

41

42

III.4.REPRESENTATION ET DONNEES DES COMPRESSEURS 40

III.4.1.PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PCF / PFD) III.4.1.a. Exemple d'un process de compression de gaz

III.4.2.PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID)

IV. CONCLUSION 65

Références bibliographiques

III.5.1. La fonction des auxiliaires 43

III.5.2. L'arrêt d'urgence 43

III.5.3.La lubrification 44

III.5.4.Anti pompage ou 'anti surge' 45

III.5.5.Protection contre les vibrations 46

III.5.CONCLUSION 47

CHAPITRE IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.1. INTRODUCTION 48

IV.2.LES PRINCIPALES CATEGORIES 48

IV.2.3.Les presse-étoupes (ou étanchéité à contact) 49

IV.2.3.a. Les joints toriques 49

IV.2.3.b. Les joints tressés 49

IV.2.3.c.Les joints à lèvres 50

IV.2.3.d. Labyrinthe d'étanchéité 50

IV.3 CALCUL DES GARNITURES MECANIQUES 52

IV.3.1.Garniture mécanique hydraulique 'oil seal' (avec contact) 52

IV.3.1.a. Description 52

IV.3.1.b. Analyse des forces agissant sur les faces de frottement 53

IV.3.1.c. Consommation d'une garniture mécanique 56

IV.3.1.d. Coefficient de frottement/puissance absorbée 58

IV.3.2.Garniture mécanique sans contact 'dry gas seal' 58

IV.3.2.a. Description 58

IV.3.2.b. Analyse des forces agissant sur les faces sans contact 60

IV.3.2.c. Consommation d'une garniture mécanique (sans contact) 61

IV.3.3.Compensation des garnitures mécaniques 62

IV.3.3.a. Définition du coefficient de compensation k 62

IV.4.AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES16 63

IV.4.1.Garniture mécanique avec contact 63

IV.4.1.a. Inconvénients 63

IV.4.1.b.Avantages 64

IV.4.2.Garniture à gaz sans contact 64

IV.4.1.a. Avantages 64

VI.3.PROPOSIONS DE MODIFICATION DE LA GARNITURE A 83

BAGUE FLOTTANTE

CHAPITRE V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

V.1.INTRODUCTION 66

V.2. DISCRETION DU COMPRESSEUR 66

V.2.1. Donnée des paramètres de fonctionnement 66

V.2.2. Données de construction 67

V.2.2.a. Le carter 68

V.2.2.b. Le système à air (circuit du gaz) 68

V.2.2.c. Ensemble de rotor 69

V.2.2.d. Palier lisses et palier à butée 70

V.3. DESCRIPTION DU SYSTEM DE LUBRIFICATION ET 71
D'ETANCHEITE FILME D'HUILE

V.3.1. Description de la garniture à bagues flottante embarquée (Flooting Oil 72
Seal)

V.3.2. Le circuit de d'huile de lubrification et d'étanchéité (Console) 74

V.3.2.a. Pompes principales et pompes auxiliaires d'huile d'étanchéité 75

V.3.2.b.Le réservoir d'étanchéité 75

V.3.2.c.Vanne de contrôle de la pression différentielle d'huile d'étanchéité 75

V.3.2.d. Le système de piège d'huile 75

V.4. CONCLUSION 75

CHAPITRE VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur

VI.I.INTRODUCTION 77

VI.2.ANALYSE DE LA MAINTENANCE ET ENTRETIEN DU 77

COMPRESSEUR COOPER-BESSEMER

VI.2.1.Maintenance préventive systématique du compresseur 77

VI.2.2.Analyse d'historique des interventions 79

VI.2.3.Interprétations 79

VI.2.3.a. Première supposition 80

VI.2.3.b. Deuxième supposition 80

VI.2.4.Analyse de la consommation des huiles 82

VI.2.4.b. Analyse des débits d'huile de la machine d'entrainement MS 3142 82

VI.3.1.Proposions de modification pour la réduction de consommation 83

VI.3.1.a. Modification de la bague flottante d'étanchéité interne par une bague à 83

rainure (Windback)

VI.3.1.b. Modification associée aux bagues d'étanchéité flottante à rainure 84

VI.3.2.Faisabilité sur le compresseur Cooper-Bessemer 85

VI.3.3.Influence de rétrofit sur les perforante du système d'étanchéité 86

VI.3.4.Exemple de rétrofit par la technologie par bague d'étanchéité à rainures 88

Windback floating ring seal'

VI.4.PROPOSITION D'UNE GARNITURE SECHE SUR LE 89

COMPRESSEUR COOPER-BESSEMER

VI.4.1.Description de la technique d'étanchéité sèche 90

VI.4.2.Faisabilité et Opportunité de rénovation 92

VI.4.2.a. Espace de réception de la garniture 92

VI.4.2.b. Configuration du carter 93

VI.4.2.c. Comportement vibratoire 93

VI.4.2.c. Gaz d'étanchéité 94

VI.4.3.Paramètres industriel de fonctionnement 94

VI.4.3.a. Source d'alimentation de gaz d'étanchéité 96

VI.4.3.b. Filtration et le système de conditionnement de gaz d'étanchéité 97

VI.4.3.c. Régulation et Contrôle 97

VI.4.3.d. Event de la garniture primaire (Primary gas seal vent) 98

VI.4.3.e. Gaz de séparation de la bague secondaire (Secondary gaz seal vent) 99

VI.4.3.f. Bague secondaire (Barrier Seal) 99

VI.4.4.Aspect sécurité de fonctionnement du compresseur 99

VI.4.5.Gain économique immédiat 100

VI.4.7.Exemples de rétrofit 103

CONCLUSION GENERALE

Liste des figures

Figure I.1 : Organigramme de la SONATRACH. 3

Figure I.2 : Production totale commercialisée. 5

Figure I.3: Organigramme de la branche TRC. 8

Figure I.4: Organigramme de la région de transport ouest RTO. 9

Figure I.5 : Schéma de principe des stations du gazoduc GZ1 40". 11

Figure II.1: schémas d'implantation de la station S M'seka. 13

Figure II.2 : Organigramme Station de compression. 14

Figure II.3 : Schémas du gaz principal. 16

Figure II.4: Gare racleur arrivée. 17

Figure II.5: Filtres de trainement par séparateurs du gaz naturel. 18

Figure II.6 : collecteurs d'aspiration et de refoulement. 18

Figure II.7 : Schémas simplifié Groupe compresseur. 19

Figure II.8 : Schématisation des Vannes unité. 20

Figure II.9 : Compresseurs Cooper Bessemer & Ingersoll Rand. 25

27

34

35

Figure II.10 : Schémas simplifié des principaux organes d'une turbine à gaz.

Figure III.1 : Catégorie des compresseurs volumétriques.

Figure III.2: Types des compresseurs dynamiques.

Figure III.3: Domaines d'application des compresseurs (pression en

36

fonction du débit). 35
Figure III.4 : Compresseur centrifuge multi étage à joint horizontal.4

Figure III.5 : Une roue à aubage tournant sur son axe d'un compresseur

37

centrifuge. 36
Figure III.6: Un distributeur dans l'axe de la roue.

Figure III.7: Un collecteur de section croissante, en forme de spirale

38

(volute). 37
Figure III.8: Schéma de circuit du gaz.

Figure III.9: Courbes de performance typique d'un compresseur

centrifuge. 39

Figure III.10 : PFD du process de compression. 42

Figure III.11: PID du process de compression. 43

Figure III.12 : Schémas typique d'une installation du système de control

de lubrification. 44
Figure III.13: Illustration de la courbe de pompage d'un compresseur

centrifuge typique. 45
Figure III.14: Illustration d'un schéma d'installation d'un système anti

pompage. 46

Figure IV.1 : Catégorie du différent système d'étanchéités. 48

Figure IV.2 : Figue d'un vérin et emplacement des joints toriques. 49

Figure IV.3: Joint à tresse sur une pompe. 49

Figure IV.4 : Joint à lèvre. 50

Figure IV.5 : Joint à labyrinthe. 50

Figure IV.6 : Etanchéité à labyrinthe d'un compresseur embarqué sur 51

méthanier.

Figure IV.7 : Garniture mécanique hydraulique. 52

Figure IV.8 : Montage type d'une garniture mécanique en opposé. 53

Figure IV.9 : Schéma de principe d'une garniture mécanique 53

Figure IV.10 : Schématisation du diamètre hydraulique. 54

Figure IV.11 : Analyse des forces agissant sur les faces de frottement. 55

Figure IV.12 : Distribution `x' des pressions agissant en forces

d'ouvertures. 56
Figure IV.14 : Estimation indicative de la consommation d'une garniture

mécanique. 57

Figure IV.13 : Macroscopie d'une interface d'une garniture. 57

Figure IV.15 : Garniture mécanique sèche. 59

Figure IV.16 : Rainure spiralés sur la bague de matage d'une garniture

mécanique sèche. 59
Figure IV.17 : Schémas des faces de frottement d'une garniture

mécanique sèche. 60

Figure IV.18: Principe de l'établissement du filme à l'interface. 60

Figure IV.19: Elasticité du filme du gaz vis-à-vis les perturbations. 61

Figure IV.20 : Caractéristiques de la consommation des garnitures sans

contact. 62

Figure IV.21: Compensation des garnitures. 62

Figure V.1 : Coupe sur le compresseur Cooper-Bessemer. 67

Figure V.2 : Carter du compresseur Cooper-Bessemer. 68

Figure V.3 : Rotor du compresseur Cooper-Bessemer. 69

Figure V.4 : palier lisse coté accouplement du compresseur Cooper-

Bessemer. 70

Figure V.5 : Palier de butée du compresseur Cooper-Bessemer. 71

Figure V.6 : Dessin d'ensemble des éléments embarqués de la garniture

d'étanchéité. 72
Figure V.7 : Identification des éléments d'étanchéité du compresseur

Cooper-Bessemer. 73
Figure V.8 : Schémas de principe du système d'étanchéité à bagues

flottantes du compresseur 74
Figure V.9 : Le système de contrôle et régulation (Console) du système

d'huile 74
Figure VI.1: Champ de pression et rupture du film dans l'interface d'une

garniture mécanique. 80
Figure VI.2: Changement de phase en fonction de la pression et de

position radiale. 81
Figure VI.3: Variation de l'épaisseur de film dans l'interface d'une

garniture en présence de changement de phase. 81

Figure VI.4: Bague flottante interne à rainure Windback oil seal'. 84

Figure VI.5: Montage d'une garniture à bague flottante d'étanchéité à

huile. 85

Figure VI.6: Garniture mécanique du compresseur Cooper Bessemer. 86

Figure VI.7 : Le système de contrôle et régulation (Console) du système

d'huile d'étanchéité (sans piège d'huile). 87

Figure VI.8 : Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à bague

flottante Windback (rétrofit). 87
Figure VI.9: Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à bague

flottante ordinaire 89
Figure VI.10 : Liquides aperçu lors d'une opération de nettoyage par

piston racleur du gazoduc GZ2 (`S'). 90
Figure VI.11: Évolution du nombre de brevets déposés sur les garnitures

d'étanchéité. 90

Figure VI.12: composition d'une garniture à gaz. 91

Figure VI.13: Montage en Tandem d'une garniture d'étanchéité à gaz. 92

Figure VI.14: Espace de réception d'une cartouche de garniture sèche sur

le compresseur Cooper-Bessemer. 93
Figure VI.15: Diagramme typique de changeur de phase du gaz

d'étanchéité. 94
Figure VI.16: Conditions aux limite de pression et de température d'un

filme d'étanchéité à gaz. 95
Figure VI.17 : Synoptique d'une console typique de conditionnement et

contrôle du gaz d'étanchéité.20 96
Figure VI.20 : Synoptique d'un système de tuyauterie typique d'évent de

la garniture primaire. 98
Figure VI.19 : Synoptique d'un système typique de commande par

pression différentielle. 98
Figure VI.18: Synoptique d'un système de filtration typique du gaz

d'alimentation. 97
Figure VI.21: Synoptique d'un système typique de commande par

pression différentielle du gaz de séparation. 99
Figure VI.22 : Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à bague

flottante Windback (rétrofit). 100
Figure VI.23 : Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à gaz

(rétrofit). 100
Figure VI.24 : bague d'étanchéité qui remplace le labyrinthe, qui a un

effet atténuateur de vibration. 102

Liste des tableaux

Tableau I.1 : Récapitulatif du parc Turbine à gaz. 8

Tableau I.2 : Capacité de transport. 9

Tableau I.4 : Caractéristique d'une station de compression du gaz. 11

Tableau II.1 : Caractéristiques des pompes centrifuges. 24

Tableau II.2: Caractéristiques des pompes volumétriques. 24

Tableau II.3 : Caractéristiques des compresseurs axiaux. 25

Tableau II.4 : Caractéristiques des compresseurs centrifuges. 26

Tableau II.5 : Caractéristiques des turbines à gaz. 27

Tableau III.1 : L'utilisation des compresseurs centrifuge dans le domaine 48 industriel.

Tableau VI.1 : Evaluation de la gestion de la maintenance des 78
compresseurs Cooper-Bessemer sur S

Tableau VI.2: Consommation annuelle d'huile. 82

Tableau VI.3 : Les débits d'huile de lubrification. 83

Tableau VI.4 : Comparaison de performances des deux systèmes 104
d'étanchéité.

Introduction générale

INTRODUCTION

GENERALE

Introduction générale

INTRODUCTION GENERALE

Le gaz naturel est une source d'énergie de plus en plus utilisée dans le monde. L'existence d'importantes réserves mondiales et ses avantages environnementaux en ont favorisé l'essor, notamment dans des secteurs à forte valeur ajoutée comme les industries de précisions, la production d'électricité.

Son coût technique de production, de traitement et de transport constitue cependant un fort frein au développement de son utilisation. Les avancées technologiques futures seront décisives pour en réduire le coût et favoriser son développement.

Le gaz naturel se situe généralement dans des zones géographiques éloignées de son lieu d'utilisation comme le Sahara algérien, la Sibérie ou le désert du Qatar. Il existe plusieurs modes d'acheminement vers son lieu d'utilisation.

A l'issus de la déclaration finale du 15e Forum international de l'énergie d'Alger (IEF15) a relevé l'importance du gaz naturel, tout en observant que l'industrie pétrolière était devant des « défis structurels » en raison de la baisse des prix. Dans cette déclaration finale distribuée à la presse à l'issue des travaux de ce Forum, tenu à huis clos, les participants ont mis en exergue le rôle important que joue le gaz naturel dans l'approvisionnement en énergie face à une demande croissante et l'importance de se tourner vers cette énergie qui est « disponible » et «propre» (Demande nationale en hausse et satisfaction des clients internationaux) [17].

Actuellement l'Algérie se trouve en face de grands changements économique tributaire des aléas internationaux. Le développement de différentes industries (lourde, légère, de l'énergie, de la chimie et de la pétrochimie, etc.) Exigent un système d'appareillage qui permet d'améliorer le travail, accélérer les rythmes de productivité, augmenter le volume des produits finis.

Parmi les machines ayant un rôle primordial dans les domaines d'activité industrielle, on peut citer par exemple les compresseurs centrifuges. Les compresseurs centrifuges constituent un équipement de production très important dans le transport du gaz naturel. Avec l'augmentation de la production une lecture sur les performances des compresseurs s'impose dans ce contexte.

Pour être en mesure d'optimiser ces performances selon les exigences technologiques et de les exploiter d'une façon compétente, un spécialiste doit parfaitement connaître les constructions de ces machines, leur principe de fonctionnement et la base théorique qui sert à expliquer leurs caractéristiques.

Notre travail consiste à l'étude d'opportunité de modification des garnitures à filme d'huile par celle à garniture sèche des compresseurs Cooper-Besemer. L'étude des données de maintenances et consommation d'exploitation de ces équipements est impérative pour cerner ces dépenses. Ce travail constitue une introduction à la technologie des garnitures sèche appliquées sur les compresseurs centrifuges.

Chapitre I

INTRODUCTION A

L'INFRASTRUCTURE

GAZIERS SONATRCH

1

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.1.PRESENTATION DE LA COMPAGNIE

I.1.1.Histoire de la compagnie

L'histoire des hydrocarbures en Algérie remonte au 19ème siècle avec la première découverte en 1877 de Ain Zeft près de Relizane, et en 1948 celle Oued Gueterini à caractère commerciale réalisée dans le bassin du Hodna, région de Sidi Aissa.

Dans le Sahara, la première découverte a eu lieu dans la région de In Salah (gisement de gaz de Djebel Berga) en 1953, poursuivie par celles d'Edjelleh dans le bassin d'illizi à l'Est et les géants gisements du pétrole de Hassi Messaoud et du gaz à Hassi R'Mel en 1956 dans le Sahara central.

Sonatrach née le 31 décembre 1963 est dénommée initialement Société pour le transport et la commercialisation des hydrocarbures et réalisa et exploita l'oléoduc OZ1.

Un élargissement des activités a était effectué par la Sonatrach pour la prospection pétrolière, la production et la transformation des hydrocarbures dès 1966 et l'achèvement de la nationalisation des activités de raffinage en 1967.

La nationalisation des hydrocarbures le 24 février 1971, place Sonatrach dans une nouvelle dynamique avec l'extension de ses activités à l'ensemble des installations pétrolières et gazières et la maîtrise de toute la chaîne pétrolière.

En 1980, une restructuration de l'entreprise a eu lieu par la création des entreprises et filiales couvrant tous les services (Naftal, Entp, Enafor, Ensp, Enageo, Engtp, Engcb, Naftec, Enep, Enip, Enpc, Enac, Ceryd).

L'ouverture au partenariat en 1986, fut promulguée la loi des hydrocarbures 86-14, et son amendement en 1991, autorisant le partenariat et la contribution des sociétés étrangères, en association avec Sonatrach, à l'activité Recherche et Exploitation des amendements en Algérie.

En 2005, le cadre juridique et réglementaire qui régit l'industrie des hydrocarbures en Algérie a été complètement refondu avec la création des agences ALNAFT pour la gestion et la promotion du domaine minier et l'ARH l'Agence de régulation des Hydrocarbures pour l'environnement, le transport et la réglementation au nom de l'état.

Sonatrach devient ainsi la Société Nationale pour la recherche, la production, le transport, la transformation et la commercialisation des hydrocarbures et leurs dérivées [15].

Elle a pour missions de valoriser de façon optimale les ressources nationales d'hydrocarbures et de créer des richesses au service du développement économique et social du pays.

2

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.1.2.Vue d'ensemble de la compagnie Sonatrach

Sonatrach compagnie pétrolière intégrée, est un acteur d'envergure majeur dans le domaine du pétrole et du gaz. Ce qui la place, aujourd'hui, première compagnie d'hydrocarbures en Afrique et en méditerranée. Elle exerce ses activités dans quatre principaux domaines l'Amont, l'Aval, le Transport par Canalisations et la Commercialisation.

Elle est présente dans plusieurs projets avec différents partenaires en Afrique, en Amérique Latine et en Europe.

La nouvelle macrostructure de l'Entreprise est constituée de quatre (04) Activités Opérationnelles et onze (11) Directions Fonctionnelles :

I.1.2.a. Activités Opérationnelles

Exploration -- Production (E&P), Liquéfaction, Raffinage et Pétrochimie (LRP), Transport par Canalisations (TRC), Commercialisation (COM).

I.1.2.b. Les Directions Fonctionnelles

Directions Coorporate : Stratégie, Planification & Économie (SPE), Finances (FIN), Ressources Humaines (RHU).

Directions Centrales : Filiales & participations (FIP), Activités Centrales (ACT), Juridique (JUR), Informatique & Système d'Information (ISI), Marchés et Logistique (MLG), Santé sécurité & environnement (HSE).

Business Développent (BSD) : nouvelle direction chargée de détecter des opportunités de croissance, d'évaluer et de lancer des nouveaux projets dans les activités de base de l'entreprise.

Recherche & Développement (RDT) : nouvelle direction chargée de promouvoir et de mettre en oeuvre la recherche appliquée et de développer des technologies dans les métiers de base de l'entreprise [9].

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

PRÉSIDENT DIRECTEUR
GÉNÉRAL

COMITE D'ETHIC

DIRECTION AUDIT ET CONFORMITE

SERVICE SURETE
INTERNE

COMITÉ EXÉCUTIF

COMITÉ D'EXAMEN ET D'OREINTATION

SECRÉTARIA
GÉNÉRALE

CABINET

· DCP SPE

·

DCP FIN

DC
NI

DC MLG

DC HSE

DC RDT

·
·

DC BSD

DCP DC DC DC

RHU FIP ACT JUR

EXPLORATION & PRODUCTION		LIQUEFACTION RAFINAGE ET PETROCHIMIE				COMMERCIALISATION
				TRANSPORT PAR CANANLISATION

3

Figure I.1 : Organigramme de la SONATRACH. I.2.ACTIVITES SONATRACH

I.2.1.Activité Amant

Sonatrach opère dans des gisements géants, dans différentes régions du Sahara algérien, tels que Hassi Messaoud, Hassi R'Mel, Hassi Berkine, Ourhoud, Tin Fouyé Tabankort, Rhourde Nouss, In Salah et In Amenas, en effort propre ou en partenariat avec des compagnies pétrolières étrangères. Les bassins sédimentaires algériens couvrent plus de 1,5 million de kilomètres carrés. avec une densité moyenne de forage d'exploration de 15 puits/10000 km2. L'intensification de l'effort de recherche ces dernières années a permis à Sonatrach de dépasser le seuil de 100 puits terminés en 2014.

I.2.2.Le Transport par Canalisations

Le transport par canalisations assure l'acheminement des hydrocarbures (pétrole brut, condensat, GNL, GPL). Les centres de dispatching des hydrocarbures liquides et gaziers comptent parmi les installations névralgiques de l'Activité.

Le Centre de Dispatching d'Hydrocarbures Liquides, le CDHL, se trouve à Hassi Messaoud (Haoud El Hamra).

Le Centre National de Dispatching Gaz, le CNDG, se situe à Hassi R'mel. Sonatrach dispose de 22 systèmes de transport par canalisations (STC) : (21 en exploitation, 1 en cours de réalisation, le GR5). Sonatrach dispose de 82 stations de pompage et de compression dont 39 stations de pompage destinées aux liquides. La longueur du réseau de canalisation est passé de 19275 km en 2013 a 19644 en 2014, soit une augmentation de 369km suite à

4

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

l'expansion du STC GPL/DLR1, Le réseau de canalisation a transporté un volume de 360 millions de Tep à fin 2014.

I.2.3.L'activité Aval

-Sonatrach détient quartes (4) complexes de GNL d'une capacité totale de production de 56 millions de m3/an, dont:

Un méga train a Skikda (GL1K) mis en service en 2013 d'une capacité de 10 millions m3/GNL/an

COMPLEXE GL1Z Localisation: Béthioua (à environ 40 km à l'Est d'Oran) 72 hectares GNL: 17,56 Millions m3/an Gazoline : 123 000 T/an Procédé de liquéfaction utilisé : MCR-APCI Nombre de trains : Six (06) Date de mise en production : 1978. Postes de chargement : 2 methaniers d'une capacité de 40 000 à 70 000m3.

COMPLEXE GL2Z Localisation: Béthioua (à environ 40 km à l'Est d'Oran) 72 hectares GNL : 17,820 Millions m3 /an Butane : 327 000 T/an Propane : 410 000 T/an Gazoline : 196 000 T/an Procédé de liquéfaction utilisé : MCR-APCI Nombre de trains : Trois (03) Date de mise en production : 1981. Postes de chargement : 2 methaniers d'une capacité de 40 000 à 150 000 m3.

Un méga train à Arzew GL3Z, mis en service en 2014, d'une capacité de 10,5 millions m3/GNL/an. Sonatrach détient également deux (02) complexes de GPL à Arzew, d'une capacité totale de séparation de 10,4 millions de tonnes /an.

-Cinq (05) raffineries de brut et une (1) raffinerie de condensat :

La raffinerie d'Alger avec une capacité de traitement de pétrole brut de 2,7 millions de tonnes /an.

La raffinerie de Skikda avec une capacité de traitement de pétrole brut de 16,5 millions de tonnes/ an.

La raffinerie d'Arzew avec une capacité de traitement de pétrole brut de 3,75 millions de tonnes/ an.

La raffinerie de Hassi Messaoud avec une capacité de traitement de pétrole brut de 1,1 millions de tonnes/an.

La raffinerie d' Adrar avec une capacité de traitement de pétrole brut de 600 000 Tonnes/an.

Une raffinerie de condensat à Skikda d'une capacité de traitement de 5 millions de Tonnes/an. En partenariat, Sonatrach détient deux (02) unités d'extraction d'hélium: respectivement Helios (Arzew) et Helison (Skikda).

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.2.4.Commercialisation

Sonatrach a commercialisé 98,4 millions de TEP d'hydrocarbures sur le marché international durant l'année 2014, réparties par produit comme suit: Pétrole brut : 23,6 millions Tonnes , Condensat : 4,8 millions Tonnes , GPL : 7,2 millions Tonnes, Produit raffiné : 16,7 millions Tonnes, Gaz naturel : 27,4 milliard de m3, GNL : 28,5 millions m3.

Sonatrach possède (21) navires de transport (10 de GPL), (09 de GNL) et (2 Pétroliers) et se positionne comme un acteur majeur dans l'exportation du GPL et du GNL dans le bassin euro-méditerranéen [10].

Production totale commercialisée

150

200

100,1

45,3

Réalisation 2013

⁹⁸,⁴

44,2

Réalisation 2014

5

Marche National Exportations

Figure I.2 : Production totale commercialisée.

I.3.INFRASTRUCTURE GAZIERE

La richesse du sous-sol algérien, le rythme des investissements consentis, le travail des hommes et la place qu'elle occupe dans l'approvisionnement des marchés gaziers internationaux, font aujourd'hui de Sonatrach la première société gazière en Méditerranée qui détient un réseau de Transport par Canalisation de prés de 20 000 km, dont 10000 km de gazoduc.

I.3.1.Champs exploités par Sonatrach ; Le champ de Hassi R'Mel, l'un des plus grands gisements de gaz au monde, contribue à hauteur de 60% de la production primaire totale algérienne, soit 90 milliards de m3.

6

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.3.2.Champs exploités en association ; La production de gaz naturel en association participe à hauteur de 20% du volume de gaz produit en Algérie, soit 34 milliards de m3. In Salah est exploité en association avec BP et Statoil. In Amenas est exploité en association avec BP et Statoil. Tin Fouyé Tabankort est exploité en association Total et REPSOL. Menzel Ledjmet Est en association avec ENI.

I.3.3.Le Centre National de Dispatching Gaz (le CNDG) ; Le CNDG se situe à Hassi R'Mel. C'est le point où se font les collectes et le dispatching du gaz à travers les gazoducs vers les clients nationaux, comme Sonelgaz, clients tiers et autoconsommations des unités de Sonatrach notamment la livraison aux complexes de liquéfaction, et en international à travers les gazoducs transcontinentaux PEDRO DURAN FARELL, ENRICO MATTEI et MEDGAZ.

LE GAZODUC ENRICO MATTEI (GEM) : Gazoduc reliant l'Algérie à l'Italie via la Tunisie, GO1 et GO2 sur le territoire algérien.

Longueur 1647 Km

Capacité 33.15 Milliard de m³/an

Mise en service 1982

LE GAZODUC PEDRO DURAN FARELL (GPDF): Le gazoduc reliant l'Algérie à l'Espagne via le Maroc, (GME) sur le territoire algérien.

Longueur 521 Km

Capacité 11.6 Milliard de m³/an

Mise en service 1996

LE GAZODUC MEDGAZ : Gazoduc reliant directement l'Algérie à l'Espagne. Partant de Beni Saf, (Ouest de l'Algérie), la canalisation traverse la méditerranée, pour aboutir près d'Almeria sur la côte espagnole, MEDGAZ Phase (I), et Phase (III) sur le territoire algérien.

Longueur 210 Km

Capacité 8 Milliard de m³/an

Mise en service 2011

Les gazoducs transcontinentaux en projet

LE GAZODUC GALSI : Projet de ligne directe reliant l'Algérie à l'Italie via la Sardaigne. Le gazoduc pourra desservir l'Italie, le Sud de la France et les pays européens au Nord des Alpes avec une capacité de 8 millions m3/an.

7

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

Longueur

El Kala-Cagliari (Offshore) 285 Km

Olbia-C.d.Pescaia (Offshore) 275 Km

Cagliari-Olibia (On shore) 300 Km

Projet Gazoduc Nigeria --Algérie : Le Trans-Saharan Gas Pipeline (TSGP) est une canalisation destinée à acheminer le Gaz Naturel vers les marchés européens à partir de la région de « Delta du Niger », au sud du Nigeria, via le Niger et l'Algérie, puis par une conduite sous-marine qui traversera la Méditerranée [10].

Longueur 4188 Km

Capacité 20 à 30 Milliard de m³/ an

I.4.ORGANISATION DE LA TRC

L'activité Transport par Canalisation est scindée en cinq régions de transport et deux directions :

· La RTO Région Transport Ouest.

· La RTE Région Transport Est.

· La RTC Région Transport Centre.

· La RTH Région Transport Hassi R'Mel.

· La RTI Région Transport In Amenas. Direction du GPDF (Développement).

Direction du GEM (Exploitation et Maintenance).

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

1

Division Maintenance

Direction
Approvisionnement

Direction
Maintenance

Vice Président
TRC

Division Exploitation

Division Régionale

Direction Controle des Opérations

I

Divition Etude et
Développement

Techniques Nouvelle

8

Direction Technique

Direction Réparation des Cananlisations

Figure I.3: Organigramme de la branche TRC.

La TRC dispose de 116 turbines à gaz GE, représentant 37% du parc turbines du réseau de Transport par Canalisation (311 turbines).

Tous nos gazoducs sont équipés de turbines GE ou sous licences GE (AEG KANIS)

Les gazoducs GZ 1, 2 et 3 sont équipés de turbines à gaz GE MS 3002 & AEG KANIS MS 3142 totalisant 55 Turbocompresseurs [11].

Tableau I.1 : Récapitulatif du parc Turbine à gaz [11].

Ouvrage

Nombre de Type de machine Année de mise en machines service

GZ 1 20 MS 3002 1978 Ak 4

GZ 2 15 MS 3142 1982

GZ 3 20 M ^-1112

GK 1-2 20 MS 3002 1975 & 1978

GR 1-2 17 0/PGT25 illi 199

GEM 04 LM2500/PGT25 1996

Ilillgcloir

OK 1 13 08 MS 3132+ 5 1976, 1980 & 1986

PGT 10

OH

2/MESDAR

02

11111M^1172 2002

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.5.REGION DE TRANSPORT OUEST RTO

Elle a été crée le 19 Mars 1966 avec la mise en exploitation de l'oléoduc (OZ1), première réalisation de SONATRACH en Algérie.

La fonction principale de la direction régionale Ouest d'Arzew de l'activité transport par canalisation est du transport et de la livraison des hydrocarbures liquides et gazeux à savoir le pétrole, le condensat le GPL et le gaz naturel, pour assurer le transport entre les champs Hassi Messaoud, hassi Rmel vers différents points de chargement du port. d'Arzew, RTO utilise son réseau composé de 10 canalisations de 12" à 48" totalisant une longueur de 5386 Km [12].

SOUS DIRECTION TECHNIQUE

SOUS DIRECTION ADMINISTRATION

SOUS DIRECTION FINANCE

CENTRE
INFORMATIQUE

I I

I

SOUS DIRECTION OLEODUC

SOUS DIRECTION GAZODUC

9

Figure I.4: Organigramme de la région de transport ouest RTO. Tableau I.2 : Capacité de transport [12].

Ouvrage Produit transporté Nombre de pipe

MTEP /an: Million de Tonne Equivalent Pétrole/an.

OZ1-0Z2 Pétrole brut 02 oléoducs 45 MPET/an

NZ1 Condensat 01 oléoduc 18.39 MPET/an

LNZ1-LZ1 GP_L pétrole liquéfie 02 oléoducs 10.38 MPET/an

GZO-GZ1-GZ2-

Gaz naturel 04 gazoducs 39.60 MPET/an

GZ3

GZ4* Gaz naturel 01 gazoduc

* :En plus le nouveau gazoduc MEDGAZ (GZ4) avec une capacité de transport de 8 Milliards de m3/an[10].

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.5.1.Les missions de la Région Transport Ouest (RTO)

Sa mission essentielle est d'assurer le transport des hydrocarbures à moindre coût et dans des conditions optimales de sécurité, tout en respectant l'environnement.

· Le stockage et la livraison d'hydrocarbures liquides et gazeux.

· L'exploitation, la maintenance et la protection du patrimoine.

· L'élaboration et la réalisation des programmes du budget annuel.

· Le suivi de la réalisation des projets d'extension, de renouvellement de

valorisation du potentiel existant [12].

I.6.DESCRIPTION DU TRANSPORT PAR GAZODUCS ON-SHORE DE LA REGION RTO

L'écoulement du gaz dans la canalisation d'un gazoduc on-shore ne peut s'effectuer sans pertes de pression importante. Pour maintenir le débit du gaz à la valeur spécifiée, il est nécessaire de prévoir des stations de compression pour compenser les chutes de pression le long de la canalisation. Dans le cas du gazoduc de hassi R'Mel à Arzew, cinq stations de compression ont été réalisées pour que le débit soit maintenu et de compresseur les perte de charge du gaz transporté [12].

Tableau I.3 : Caractéristique des lignes du transport.

Date mise en service

Par cours

Diamètre en pouce 1¹1.

Nombre de station 4 5

GZO

	GZ1	GZ2	GZ3
Avril1961 H.R'Mel- Arzew	Février1976 H.R'Mel-Arzew	Decembre 1982 H.R'Mel-Arzew	Février1989 H.R'Mel-Arzew

40 42

5 5

Nombre du

Turbocompresseurs 9 20

15 20

GZ4

(MEDGAZ) [10]

2011

H.R'Mel-Arzew

48

Postes coupures

Interconnect é

10

Poste de coupure :

Ils sont au nombre de 5 divisent la canalisation en 6 section séparées, chaque poste est relié à une station de compression d'appoint.

11

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

Poste de sectionnements :

Leur mise en fonction peut être la résultante d'un accident tel l'éclatement d'un élément de la ligne, elles peuvent être également actionnées par la présence d'une basse pression de la ligne.

Poste de purge :

Ils sont implantés intervalles viables drainant ainsi le condensât et purgeant la ligne. Station de compression :

Le rôle d'une station de compression est d'assurer un débit du gaz véhiculé par le gazoduc à une certaine pression (compensation de perte de charge).

Tableau I.4 : caractéristique d'une station de compression du gaz typique RTO.

Ouvrage Diamètre Nombre Turbine à Compresseur Débit Année de

de gaz de charge Nm³/h mise en

machines service

G E MS ENGERSOLL

40" 04 3002 RAND 1,8

GZ1

1976

AEG COOPER

GZ2 40" 03 ^KANISBESSEMER ¹,⁶ 1982

MS3002

DEBIT - 1710505 m³M

r 1 = 71.1 4,411²

P2 = 54.3 450414²

DEBIT = I740 n377.³111 DENT = 173302247811,

P 1 = 71,B tplrrn
·P P I = 71 A 450474²

r 2 m E46.4114,7 P 2 m 531 .51m77³

EEBIT = I 749 312401h

r1 -- 716 Ny747²

P 2 = 536 kgf 1m1.²

DA2 COM51t5T1 B4E 14E1E3 milk

P 7 = 49,3 p114742

DENT = 1 703 700 In

P 1 = 71.0 .161l474²

r z = 51a kk11cm²

1a - 40^- DIAMETRE EXTERNE, .500" (12,7 mm) EPAI $EUR CONDUITE

5 km

102 Y4

7C km

BI km

69 ks

HASS1 R'MEL ALT: 5D01.

TIMZRHET ALT: 840

STATION 1

M'SE K A

ALT. 1041.1

9C-2

STATION 2

ME DA RREG A LT. 970 m

SC-3

STATION 3

DJ E B E L NADOR ALT=123541

SC-4

STATION 4

/1.11, 39^°C

SOOC

71^C 5IfC

76°C SE°C

00°C 6i°C

03°C

GAI COMBUSTIBLE

14.953 m²61

6A2 COMBUSTIBLE 14.950 PA

GAZ COMBUSTIBLE 14.953 4³ln

GAZ COMBUSTIBLE

14.%3 4³l11

KENENDA ALT 425m

SC
· 9

AEG COOPER

GZ3 42" 04 KANIS 2

BESSEMER

MS3002

1989

Figure I.5 : Schéma de principe des stations du gazoduc GZ1 40".

12

Chapitre I : Introduction à l'infrastructure gazière SONATRACH

I.6.CONCLUSION

Dans ce chapitre nous avons présenté un historique de création et de développement de la société SONATRACH. Un développement que ce soit au niveau infrastructure ou en production. Une dimension internationale bien mérité a été illustré.

Nous avons effectué un résumé de différents activités, ouvrage et infrastructure exploité par la société SONATRACH. Des infrastructures qui ne cessent d'avoir de démenions en terme d'envergure ou de production.

Nous nous somme consacrer un temps pour illustrer les moyens d'exploitation et du gaz naturel, depuis son extraction des gisements à la commercialisation.

Chapitre II

PRESENTATION DU

CENTRE S M'SEKA

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

II.1.INTRODUCTION

Une station de compression a pour but principale d'assurer un débit déterminé (supérieur au débit naturel) du gaz véhiculé par le gazoduc et de compenser les pertes de charge. Le processus consiste à aspirer le gaz dans la ligne amont du gazoduc à une pression de l'ordre de 40 bars et à le refouler à une pression de l'ordre de 71 bars dans la ligne aval.

CIATrSHtP

MUR Di CLOTURE

RPSE tif l'EUPHONIQUE ONDrnTR ^D'EAUC.~ LR D'ALDJB IrkTED

E

CHAU GOIMAD I.EGFi4DE

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17

13 1

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BASE DE \'IE .qC'2 SSSEKii

I^{L G}

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43i 24.

erkZCODC IZ9 42.

FF,]] ET' ED CAI41.

CENTRE DE COMME S SION !GAZ
C. ]rSEXÀ

rok.A D'EAU

Figure II.1: schémas d'implantation de la station S M'seka.

1- Postedegarde

2- Bac d'eau anti-incendie

3- Salle de contrâle

4- Bâtiment technique

5- Salle des pompes incendie

6- Bâtiment basse tension

7- 04 Turbocompresseurs GZ1

8- 04 Turbocompresseurs GZ2

9- Gare racleur GZ1

10-Filtres séparateurs GZ1

11- Aéro réfrigérants GZ1/2

12-Bourbier GZ1/2

13- Aéra réfrigérant GZ2

14-Filtres séparateurs GZ2

15-Gare racleur GZ2

16-Transformateurs 250 KVA-5500V

17-02 Turboalternateurs

18-04 Turbocompresseurs GZ3

19- Aéroréfrigérant GZ3

20-Filtres séparateurs GZ3

21-Gare racleurs GZ3

22-Bourbier GZ3

Implantation : Le groupe de compression S M'SEKA est implanté dans la wilaya de Laghouat à une distance de 55 km au nord de celle-ci, à proximité de la route nationale 23 Laghouat.

15

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

process et surveillent par DCS (Digital Control System) les paramètres des turbocompresseurs et les turboalternateurs. Ainsi, pour le relevé des paramètres sur site et les opérations qui nécessitent un intervenant des techniciens et des opérateurs d'exploitation sont à la disposition du service.

II.2.d.Service des Moyens Généraux

Il est chargé de l'hébergement et de la restauration du personnel dans un centre de vie à 02 Km de la station ; les intendants et les chefs de salles assurent la gestion de ce service.

II.2.e.Administration

Pour l'administration de la station elle est représentée par des gestionnaires administratifs qui s'occupent du pointage, les congés, les maladies, les missions,....des personnel. Les chauffeurs du transport personnel et les infirmiers font partie intégrante de ce service.

II.2.f. Service de Sécurité

Avec ses deux sections (Prévention et Intervention) le service SHE veille d'une manière permanente sur la sûreté des équipements et la sécurité du personnel travaillant dans la station. Malgré l'absence d'un ingénieur SHE, le personnel en place possède l'expérience requise dans ce domaine.

Moyens matériels mobiles

- 01 Camion incendie (Eau : 7000 L, Emulsseur : 4000 L).

- 01 Land Rover (Poudre : 250 Kg, Eau/Emulseur : 250 L, 02 Bouteilles de chasses).

Moyens matériels fixes :

- Motopompe électrique : 120m3/h

- Motopompe Diesel : 120m3/h

- Pompe de pressurisation d'eau (Jockey) : 10m3/h

- Bac d'eau : 250m3

Protection des TC :

- Système détection de gaz.

- Système déluge (Eau)

- Explosimètre (Méthane)

- Extincteur CO2

- Extincteur poudre

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

II.3.PRINCIPE DE FONCTIONNEMENT D'UNE STATION DE COMPRESSION4

II.3.a.Réseau principal

La tuyauterie du gaz principal a été réalisée pour chaque ouvrage de gazoduc.

ByPass
Statua
MOV

a~.ve.oa,

p. 031

Racleur

W

_rMOV

X84

MOV X41

Racleur

Entre SC

GZ1

MOV X81

MOV

028

w

MOV X83

MOV X01 Il

MOV' X82 ;I

MOV

Sortie SC

GZ1

030

MOV j

033

ro.a.rmo

MOV MOV
·

r_

X62 P,o.hmian xe

y MOV X60

LI X61

oeaem.

dl Sava w.r.irmn

Filtrage

Aspiration

TC TC

TC TC TC TC

SKID + FILTRE COMBUSTIBLE

16

Figure II.3 : Schémas du gaz principal.

La ligne (c'est la canalisation de transport) qui comporte gare de réception et de départ de pistons racleurs. Des vannes de sectionnement des gares racleurs.

La fonction by-pass est assurée par un clapet isolé et une vanne qui remplit le rôle de bypass pour les stations.

L'aspiration et le refoulement de chaque compresseur sont munis chacun d'une vanne d'isolement à servomoteur télécommandé depuis le tableau de contrôle commande du groupe.

Le piquage dans les deux cotes du by-pass est destiné à l'alimentation en gaz carburant des groupes, il peut également alimenter les actionneurs des vannes de groupes et la base de vie ainsi que les turboalternateurs.

17

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

On décrit le trajet du gaz principal à travers la station dans le système de tuyauterie de gaz principal. Ce système commence à la vanne d'aspiration de la station et se termine à la vanne de refoulement de la station. La tuyauterie est divisée en plusieurs sections comme suit :

Tuyauterie d'entrée et sortie station

Gare racleur

Les séparateurs

Collecteur d'aspiration et de refoulement des compresseurs

Tuyauterie d'aspiration et de refoulement des compresseurs

By-pass station

Circuit du gaz auxiliaire.

II.3.b.Tuyauterie d'entrée et de sortie station

Est le système de tuyauterie de 36 pouces d'entrée de la station, qui commence à partir de la vanne d'aspiration de la station, jusqu'à la tuyauterie de 36 pouces des séparateurs.

Cette tuyauterie comprend :

- La vanne d'aspiration de la station

- Les raccords de la conduite de pressurisation de 4 pouces. - La conduite de by-pass de la gare racleur de 10 pouces. - La conduite de recyclage de 12 pouces

II.3.c.Gare racleur

La gare racleur est constituée essentiellement d'une section de tube en cul-de-sac, d'un diamètre de 36" à 4" supérieur à celui de la canalisation, dans laquelle on introduit le racleur en l'engageant jusqu'à l'entrée de la canalisation même, pour le départ laquelle, à l'arrivée, le racleur vient s'arrêter n'étant plus propulsé. Le passage des racleurs destinés à nettoyer les parois internes des canalisations, est une pratique caractéristique des pipelines. Il est donc nécessaire de prévoir des gares permettant l'envoi et la réception des racleurs.

E..Pict Atm

Prti5sere

0+601

Rie

sawn

L. La

Figure II.4: Gare racleur arrivée.

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

II.3.d. Les séparateurs

L'emploi de compresseurs exige une filtration poussée du gaz et une bonne élimination des produits liquides, tels qu'eau, condensât, etc.

Le conduites d'entrée et de sorties des séparateurs sont installées pour distribuer le gaz vers les six séparateurs (36pouces), ces conduite comprend un évent de 4 pouces.

Le gaz combustible de la station est fourni par un raccord sur le collecteur de sortie des séparateurs de 6 pouces.

La tuyauterie d'entrée et sortie sont munis des vannes manuelles de 24 pouces normalement ouvertes qui sont utilisées pour isoler les séparateurs, pour entretien.

Figure II.5: Filtres de trainement par séparateurs du gaz naturel. II.3.e. Collecteur d'aspiration et de refoulement des compresseurs

Les collecteurs de raccordement du compresseur sont d'un diamètre inférieur aux collecteurs généraux sur lesquels ils sont raccordés.

Collecteur aspiration : Le collecteur d'aspiration comporte entre les filtres et le raccordement du premier groupe, dont le rôle est l'alimentation des compresseur avec le gaz pour le comprime.

Collecteur refoulement : il collecte le gaz comprime pour le conduire vers le conduit de refoulement.

collecteur refoulement

18

Figure II.6 : collecteurs d'aspiration et de refoulement.

19

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka II.3.f. Tuyauterie d'aspiration et de refoulement des compresseurs

Les compresseurs sont placés en parallèle : dans ce cas, chaque compresseur fournit la hauteur manométrique totale de la station. Les vannes principales sont définit pour chaque groupe de compresseurs.

1

Recyclage

Refoulemet

<1

GR

Aspiration

GR dépar.

Groupe Turbines â gaz

Groupe compresseurs

Obi

By-pass

Figure II.7 : Schémas simplifié Groupe compresseur.

-La vanne d'aspiration : est dotée d'un by-pass de petit diamètre comportant une vanne avec servomoteur et une vanne amont manuelle d'isolement pour entretien et d'un capteur de pression différentielle. Ces éléments sont destinés à la mise en gaz (évacuation de l'air pour un compresseur mis à l'air à l'arrêt) et à la mise en pression de gaz du compresseur avant démarrage.

Le capteur différentiel n'autorise l'ouverture de la vanne d'aspiration que pour une différence de pression inférieure à 2,5 bar.

-La vanne de refoulement : s'ouvre après la vanne d'aspiration. En amont de cette vanne, un piquage de petit diamètre muni d'une vanne à servomoteur et aboutissant à un évent équipé d'un silencieux. Ce circuit est destiné à mettre à l'air le compresseur.

-Vanne de recyclage: une vanne dite "de recyclage" et une vanne de régulation étanche à la fermeture dite "vanne anti pompage" sont montées sur un circuit piqué en amont sur le circuit de refoulement et en aval sur le collecteur général de recyclage de l'ensemble des groupes qui revient sur le collecteur d'aspiration juste en aval des filtres (recyclage long).

20

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

Ouvert I Fermé

Ouvert Fermé

YLI~ne Prin[ipale

Récyc age

lLefoul entent à
· l'atmosphére

Refoulement

Vers unité suivante

Ouvert

..Fermé.

· Pression Refaulemen

Pression Aspiratian

Figure II.8 : Schématisation des Vannes unité. II.3.g.Circuit de gaz auxiliaire

Sont appelés gaz auxiliaires les gaz prélevés sur le gazoduc et conditionnés par un Skid de traitement de gaz qui assure :

Leur filtration (détente et séparation)

La régulation de pression.

Le réchauffeur gaz combustible.

Le circuit de gaz auxiliaire comprend :

Skid de filtration et régulation de gaz.

Circuit de gaz combustible. Circuit de gaz de démarrage.

Circuit de gaz secours.

Circuit gaz de motorisation des vannes.

II.4.DESCRIPTION GENERALE DES DIFFERENTES STATIONS

II.4.a.Station GZ1 40"

Elle comprend :

04 Turbocompresseurs 02 Turbo alternateurs

01 Bâtiment pompe incendie

01 Réservoir d'eau anti-incendie 250m3.

01 Bâtiment technique administratif

02 Gares racleurs arrivée/ départ

21

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

06 Séparateurs à cyclone

01 Salle de contrôle

01 Bourbier

04 Aéroréfrigérant

01 Bâtiment MCC

01 Salle de batterie

01 Bâtiment des transformateurs

01 Réchauffeur gaz

II.4.b.Station GZ2 40"

Elle comprend :

03 Turbocompresseurs

- 01 Turbo alternateurs

- 02 Gares racleurs arrivée/ départ - 06 Séparateurs à cyclone

- 03 Aéroréfrigérant - 01 Réchauffeur gaz - 01 Salle de batterie

II.4.c.Station GZ3 42"

Elle comprend :

04 Turbocompresseurs

01 Turbo alternateurs « RSTON » 01 Bâtiment pompe incendie

01 Réservoir d'eau anti-incendie 250m3.

02 Gares racleurs arrivée/ départ

06 Séparateurs à cyclone

01 Salle de contrôle

01 Bourbier

04 Aéroréfrigérant

01 Bâtiment MCC

01 Salle de batterie

01 Réchauffeur gaz

II.4.d. Bâtiments des turboalternateurs GZ 1/2

L'énergie électrique est fournie par SONELGAZ (3 postes de Tr. De 30 KV) ou produite localement par des turboalternateurs, les stations GZ 1/2 disposent de 03 groupes dont un en charge, les deux autres sont en réserve, la puissance unitaire disponible est de l'ordre de 1000 KVA .Chaque turboalternateur est constitué d'une turbine à gaz de marque SOLAR de dimension réduite attelée à un alternateur, le groupe fonctionne au gaz naturel.

22

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

Les trois turboalternateurs de marque SOLAR sont abrités dans un local désigné (bâtiment TA) et servent à l'alimentation des stations GZ 1/2 (éclairage bâtiment TC et TA), du centre de commande des moteurs, la salle de contrôle, de la salle des pompes, du bâtiment administratif et la base résidentielle.

II.4.c. Bâtiment des turboalternateurs GZ 3

La station GZ 3 est équipée de deux turboalternateurs (Marque Ruston) délivrant individuellement une puissance maximale de 1250 KVA, alimentés en GN, ces groupes fournissent l'énergie électrique pour les besoins de la station, des unités en phase d'arrêt et de démarrage, de la salle des pompes et éclairage périphérique station. La station GZ 3 dispose d'une arrivée 30KV/380V.

II.5.DESCRIPTION DES EQUIPEMENTS DE LA STATION

II.5.a. Les vannes

Tous les sectionnements sur les lignes de gaz de diamètre supérieur à 1" sont réalisés par des vannes à boisseau sphérique. Toutes ces vannes à boisseau sont à section de passage réduite à l'exception les vannes à 2"de mise à l'évent des compresseurs.

Les deux positions Ouverte/Fermée sont en quadrature (90°). Suivant les conditions de montage, les vannes sont à embout soudé ou à brides ; montage de type joint annulaire à l'exception de deux vannes sur lesquelles sont montées de part et d'autre des brides à lunettes.

Pour la motorisation de ces vannes on distingue deux grands types de vannes motorisées sur la station de différentes dimensions:

Vannes GOV (Gas Operating Valve) tels que : vannes mise à l'évent d'aspiration et de refoulement de compresseur, vannes entrée / sortie des filtres,....etc.

Vannes MOV (Motor Operating Valve) tels que : les vannes d'entrée et de sortie de la station de compression, vanne by-pass de la station, vannes des gares arrivée et départ racleurs, vannes de pressurisation.

1. Les Vannes GOV

Les vannes GOV fonctionnent par rotation d'un quart de tour d'un boisseau sphérique à l'intérieur d'un corps d'acier de forme cylindrique comportant des garnitures assurant l'étanchéité de la vanne. La nature des sièges de l'axe de rotation du boisseau permet de réduire les frottements mécaniques d'où le couple de manoeuvre. Aucune lubrification de vanne n'est nécessaire.

23

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

Motorisation : Les motorisations des vannes GOV sont toutes de type hydropneumatique, de marque BIFFI :

- Fluide moteur : gaz.

- Fluide actionneur : huile.

- Fluide de contrôle local : gaz.

- Contrôle et signalisation à distance : électrique.

Toutes les motorisations sont à commande pneumatique locale, et avec renvoi électrique à

la salle de contrôle au moyen de contacts de fm de course, sauf les vannes d'isolement des

filtres séparateurs.

2. Les Vannes MOV

Leurs motorisation est à commande locale et avec renvoi électrique à la salle de contrôle. Ont les trouvent dans la station représentés par les vannes d'entrée et de sortie de la station de compression, vanne by-pass de la station, vannes des gares arrivée et départ racleurs, vannes de pressurisation.

3. Les Vannes manuelles

Sur tous les circuits d'eau, les sectionnements sont réalisés par des vannes à opercule. Les vannes montées sur le circuit incendie sont des vannes à brides. Ces vannes sont constituées d'un corps en fonte démontable avec joint perpendiculaire à la tige de manoeuvre.

4. Les Vannes régulatrices

Pour les vannes régulatrices montées sur les installations, la station possède les types :

- Vanne régulatrice de température type papillon sur le Skid Combustible de GZ1.

- Vanne régulatrice de température à trois voies sur les Skids Combustible de GZ2 et de

GZ3.

- Vannes autorégulatrices de pression sur les Skids Combustible.

- Vanne régulatrice thermostatique d'huile lubrifiant au niveau de la turbine.

- Vanne régulatrice de pression au distributeur des paliers.

- Vanne compensateur de pression au niveau de la pompe hydraulique principale.

- Vanne lubrifiant palier de la turbine de lancement.

- Vanne régulatrice pression/arrêt de gaz de la turbine de lancement.

- Vanne de distributeur de paliers.

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

II.5.b. Les machines tournantes : 1. Les Pompes Centrifuges

Tableau II.1 : Caractéristiques des pompes centrifuges.

Type de pompe centrifuge Caractéristiques

Pompe de lubrification auxiliaire TC

Type : entrainée par moteur

Debit :13501/min

Pression de refoulement : 6.3Kg/cm²

Pompe de lubrification de secours TC

Type : entrainée par moteur

Débit : 8001/min

Pompe a eau de refroidissemTC Pompe Jockey (réseau anti-incendie)

Pression de refoulement : 1.4 kg/cm²

Caractéristique de moteur : 20CV,

3000tr/min, 50Hz triphasé.

Marque :KSB.

Débit : 120 m³/h

Puissance : 3.15 KW

Pompe principale électrique (réseau anti-

· cendie)

Pompe diesel de secours (réseau anti-incendie)

Marque : KSB.

Débit :120 m³/h

Puissance :46.2 KW

Marque : KSB.

Débit :120 m³/h

Puissance : 43.3KW

24

2. Les Pompes Volumétriques

Tableau II.2: Caractéristiques des pompes volumétriques.

Type de pompe centrifuge Caractéristiques

Pompe de lubrification principale TC		Type : entrainée par l'arbre solidaire de boite d'engrenage. Débit :13501/min Pression de refoulement : 6.3Kg/cm 2~
imm
Pompe d'alimentation en huile hydraulique TC Pompes principales d'huile d'étanchéité Compresseurs.		Type : entrainée par l'arbre solidaire de boite d'engrenage. Débit : 0-62.51/min Pression de refoulement : 80 k /cm^2Marque : IMO Débit : 105 1/h Pression d'aspiration :1.75 Kg/cm^3Pression de refoulement :74 Kg/cm^3Caractéristiques moteur :AEG DAM 180M, 2945 tr/min, 380V, 50Hz.

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

3.Les Compresseurs

Les Compresseurs axiaux

Tableau II.3 : Caractéristiques des compresseurs axiaux.

Type de compresseurs axiaux	Caractéristiques
Compresseur d'air turbine GE	Nombre d'étage :15. Joint du corps :horizontal Ailettes de guidage : fixe, grande capacité. Vitesse : 7100 tr/min.
Compresseurs d'air Solar	Nombre d'étage : 8.

Les Compresseurs centrifuges :

r

25

Figure II.9 : Compresseurs Cooper Bessemer & Ingersoll Rand.

26

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka Tableau II.4 : Caractéristiques des compresseurs centrifuges.

Type de compresseurs centrifuge	Caractéristiques
Compresseur de gaz Cooper Bessemer	Nombre d'étage :01.
GZ2 et GZ3.	Rotation : sens horaire
	Joint du corps :Vertical, O'Ring.
	Utilisation : Trasport du gaz naturel.
	Huile de lubrification : Torba 33 SH.
	Puissance nominale :7.457 KW.
	Volume d'entrée :12.20 m^3/h
	Vitesse nominale : 6500 tr/min. l^er vitesse critique : aucune dans la gamme de service.
	Régime continu maximal :6825 tr/min.
	Pression de refoulement maximale théorique : 84.4 kg/cm^2.
	Pression d'entrée : 53.7Kg/cm^2
	Température d'entrée : 49°C
	Pression d'aspiration de service :84.81
	Kg/cm^2
	Température d'aspiration de service :45.62
	°C.
	Pression de refoulement de service : 69.3 bar.
	Température de refoulement de service :
	78.18 °C
	Température de sortie permise : 87°C
	Garniture d'étanchéité : Hydraulique, Mécanique.
Compresseur de gaz Ingersoll-Rand GZ1	Nombre d'étage : 01.
	Rotation sens horaire vers le flasque.
	Joint de corps : Horizontal.
	Utilisation : Transport de gaz.
	Hiole de lubrification : Torba 33 SH.
	Volume d'entrée :212.4m^3/min.
	Régime nominal · 6500tr/min.
	Pression de refoulement maximale théorique :85.33 Kg/cm^2.
	Pression d'entrée : 53.1 Kg/cm^2.
	Température d'entrée : 50.9°C.
	Pression d'aspiration de service : 48.81 bars.
	Température d'aspiration de service :45.62°C.
	Pression de refoulement de service : 69.3 bars
	Température de refoulement de service :
	78.18 °C.
	Température de sortie permise :93.33 °C.
	Garniture d'étanchéité : Hydraulique, Mécanique.

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

3.Les Turbines à gaz15

Tableau II.5 : Caractéristiques des turbines à gaz.

Type de turbine à gaz	Caractéristiques
Turbine de production (Heavy-Duty).	Caractéristiques de construction :
	Série : MS-3002.
	Type : entrainement mécanique.
	Cycle : simple.
	Nombre d'arbre :02.
	Sens de rotation : sens trigonométrique.
	Données nominales sur la plaque des turbines:
	Puissance nominale · 11 700 CV.
	Température d'admission : 35 °C.
	Température d'échappement : 541°C.
	Pression d'admission : 0.9645 Kg/cm^2.
	Pression d'échappement : 0.9786 Kg/cm^2.
	Caractéristiques maximales :
	Puissance maxi : 15 200 CV.
	Altitude : 526 m.
	Température d'admission : -10 °C.
	Turbine :
	Nombre d'étage :02 séparé mécaniquement.
	Joint de corps :Horizontal.
	Vitesse sous charge : 6500 tr/min.
	Vitesse de d déclanchement électrique 2' étage : 7150 tr/min.
	Poids approximatif :
	Turbine à gaz : 21 650 Kg.
	Socle de turbine et tuyauterie : 22 250 Kg.
	Appareillage de démarrage et accessoires :
	7 580 Kg.

AIR COMPRIME

ECHAPPEMENT

SYSTEME DE COMBUSTION

GAZ CHAUDS

COMBUSTIBLE

TURBINE HAUTE PRESSION

TURBINE BASSE PRESSION		J CHARGE

COMPRESSEUR

4

ADMISSION D'AIR

27

Figure II.10 : Schémas simplifié des principaux organes d'une turbine à gaz.

28

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

Système de lancement

Comme toute machine à combustion interne, une turbine à gaz ne peut pas produire de couple à vitesse nulle, un dispositif de lancement doit être employé pour lancer la turbine pour ça mise en route.

Un dispositif de lancement doit remplir trois fonctions :

Fournir un couple élevé à vitesse nulle pour effectuer le décollage de la turbine. Entrainer la turbine pas encore allumée jusqu'à une vitesse acceptable pour effectuer l'allumage.

Aider la turbine déjà allumée à atteindre la vitesse autonome, apres quoi la dispositif de lancement est débrayé de la turbine à gaz.

Le système de démarrage pneumatique utilise gaz naturel et pour fournir la puissance de démarrage à la turbine.

Système de gaz combustible

Le système de gaz combustible, avec le système de commande électrique et le système d'huile de commande de la turbine programment automatiquement le carburant pendant l'accélération, et modulent le débit du carburant pendant le fonctionnement. Le système assure également l'arrêt automatique en cas de défaillance d'un composant de carburant.

Le système de gaz combustible requiert une alimentation constante en débit de gaz, et dans une plage de pressions spécifiées sur le schéma d'installation mécanique. Une partie de l'alimentation du gaz carburant est utilisée pour activer les vannes pilotes du système.

Système de lubrification

Le système d'huile de lubrification utilise une pompe à huile de pré-/post-lubrification pour la lubrification avant et pendant le cycle de démarrage et après la séquence d'arrêt. Le système utilise une pompe principale entraînée par turbine pour la lubrification après que la turbine ait atteint sa vitesse adéquate.

La vanne régulatrice de température achemine l'huile à travers le réfrigérant d'huile ou autour du réfrigérant d'huile selon la température de l'huile. Le manifold d'huile achemine l'huile au carter de la prise d'entraînement des accessoires, aux paliers de la turbine et à l'équipement entraîné.

29

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

Aero-réfrigérants

Le système d'eau de refroidissement est un système de distribution au circuit fermé conçu pour satisfaire à l'exigence de transfert de chaleur du système de lubrification.

Les aéro-réfrigérants consistent chacun en un échangeur de chaleur eau-air avec faisceau tubulaire, pour maintenir la température d'huile à un niveau n'excédant pas le seuil de dégradation.

Figure II.11: Les aéro-réfrigérants d'huile de lubrification. Unité réductrice de vitesse

Un engrenage réducteur de vitesse est installé pour réduire la vitesse de sortie de la turbine à niveau acceptable pour entraîner la pompe de lubrification principale.

Le système électrique

Pour une station équipée de groupes turbocompresseurs, l'ensemble de l'appareillage est installé dans le local contrôle&commande MCC (Motor Command Centre).

II.5.LES PARAMETRES A SURVEILLER

II.5.a. Les Paramètres à surveiller en Salle de contrôle

Le prélèvement des paramètres à contrôler des machines se fait chaque heure. Paramètres Station :

Pression d'aspiration.

Pression de refoulement.

T° d'aspiration.

T° de refoulement.

30

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

Paramètres Turbine

% HP.

% BP.

Angle de directrice.

Pression de Ref. compresseur.

T° Ref. compresseur.

AT° turbine avant ler étage.

AT° turbine arrière ler étage.

AT° turbine avant 2ème étage.

AT° turbine arrière 2ème étage.

T° Moyenne d'échappement.

Vibrations HP.

Vibrations BP.

Pression Gaz combustible.

Paramètres Compresseur

T° Palier N° 1.

T° Palier N° 2.

T° Palier Butée.

% Recyclage.

II.5.b. Les Différents Systèmes de Protection de la machine

- Protection des arbres tournants et engrenages par des caches.

- Protection contre haute température 90°C.

- Protection contre la haute température chambre de combustion par limitation de vitesse.

- Protection contre les vibrations seuils alarme critique.

- Protection contre les pressions d'air d'admission.

- Protection de survitesse de turbine de lancement 4600tr/min.

- Protection de survitesse de turbine 7950tr/min.

- Protection contre la haute T° échappement.

- Détection gaz de la machine seuil préalarme 25% LIE, 40% LSE.

- Détection incendie de la machine.

Joint d'étanchéité sur l'arbre du compresseur : le point où l'arbre passe à travers le corps du compresseur, un joint d'étanchéité est prévu pour empêcher les fuites du gaz haute pression contenu dans le corps. Ce joint est du type hydraulique -- mécanique, c'est-à-dire que l'écoulement de gaz à travers un espace annulaire étroit autour de l'arbre est empêché par le débit d'huile à une pression plus élevée. Le joint d'étanchéité comprend trois parties :

- L'arbre.

- La bague d'étanchéité intérieure.

- Les bagues d'étanchéité extérieures.

31

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka II.5.c.Les Différents systèmes de sécurité et de protection de la station

- Collecteur d'évent pour la mise hors gaz de la station.

- Dispositif de fin de course de fermeture ou d'ouverture des vannes.

- Arrêt d'urgence station USD : automatique ou manuel.

- Protection contre la T° sortie (Refoulement 80°C).

- Protection contre la haute pression sortie 71,5 bar (soupapes de décharge).

- Protection contre la foudre des installations suivantes :

Bâtiment turbocompresseur.

Bâtiment turboalternateur.

Bâtiment technico-administratif.

Bâtiment motopompes anti-incendie.

Bâtiment contrôle.

Bac de réserve d'eau.

- Protection cathodique de la tuyauterie.

- Protection de mise à la terre de toutes les installations.

1.Le Système d'arrêt d'urgence "Emergency Shoot Down

La mise en condition de sécurité s'effectue au moyen de vannes dont les motorisations des vannes sont munies d'un dispositif « Line Beark » (rupture de conduite). Le système d'arrêt d'urgence se compose de deux sous systèmes :

-Sous-système d'arrêt pneumatique (circuit gaz sécurité).

-Sous système d'arrêt électropneumatique (circuit électrique aboutissant sur le solénoïde d'une électrovanne dans le circuit gaz sécurité).

L'ESD de la station est prévu pour fermer rapidement la station et pour éventer toute la tuyauterie en cas d'urgence, pour éviter une explosion, ou un incendie majeur.

Causes de déclenchement : le système ne peut être déclenché automatiquement que dans les cas suivant :

-un opérateur qui déclenche le système si il `y a lieu (vannes d'évent pilote). -perte de pression du gaz de commende, ou gazoduc.

-les systèmes de détection d'incendie des bâtiments basse tension, compresseurs. -perte de l'alimentation de commande 125 Vcc.

2. La protection cathodique :

La protection cathodique de la station contente de la protection passive des collecteurs bien protégés par leur enrobage. Si le sol est peu résistif, on met tous les collecteurs sous protection cathodique. Cette protection est dite "globale". Tous les éléments enterrés de la station sont mis sous tension.

32

Chapitre II : Présentation du centre de compression S m'seka

II.5. Conclusion

Dans ce chapitre nous avons défini une station de compression parmi les cinq stations installés sur la région du transport Ouest de l'activité TRC (Transport par canalisation Ouest).

Nous avons montré les deux aspects structurel et fonctionnel de la station de compression S M'seka. La station S M'seka a été le siège de notre stage d'induction 24 mois.

Une collecte bibliographique riche a été analysée pour résumer ce chapitre.

Chapitre III

LES COMPRESSEURS

CENTRIFUGES

33

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.1.INTRODUCTION

Les compresseurs sont des machines réceptrices, qui transforment l'énergie mécanique fournie par le moteur d'entraînement en énergie de pression. Ils sont considérés les plus répondus dans l'industrie pétrolière et pétrochimique, et sont largement utilisés dans les systèmes : automatique; pneumatique et surtout dans les stations de compression (expédition

et injection des gaz), etc

Le rôle des compresseurs est primordial dans le domaine d'activité industrielle, ils accélèrent les cycles de production.

Dans toutes les branches de l'industrie pétrolière, on utilise les compresseurs grâce à la simplicité de leur construction et à la facilité de leur exploitation [14].

III.2.DESCRIPTION DES COMPRESSEURS INDUSTRIELS

Les compresseurs sont des équipements mécaniques permettant d'élever la pression d'un gaz. Les applications des compresseurs sont très diversifiées.

III.2.1.Les catégories principales des compresseurs

On peut diviser les compresseurs en quatre catégories principales, qui seront détaillées dans les chapitres suivants: [ 14]

· Alternatif (volumétrique)

· Rotatif (volumétrique)

· Centrifuge

· Axial

Il s'agit de : compresseur volumétriques, dans cette famille de machine on distingue ; Les compresseur volumétriques alternatif à piston, à membranes. Les compresseurs volumétriques rotatifs à palettes, à vis, à lobes, et spirales.

34

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

Compresseurs volumétriques

Avis

Roots

Spirale

A lobes

 palettes

Compresseurs alternatifs Compresseurs rotatifs.

A membrane

C

A piston

Figure III.1 : Catégorie des compresseurs volumétriques.

Et de compresseurs dynamiques, dans cette famille de machine on distingue ;

· Les compresseur centrifuge, un seul étage, et multi étages

· Les compresseurs axiaux à ailettes.

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

Compresseurs dynamiques

Axiaux

Ailettes de rotor

WIN

nuu11111111n.1111ia

Centrifuges

^{""r 1}1111111111111MMM,

A,i lettes Ailettes

siatoriques staioriques

orientables

Figure III.2: Types des compresseurs dynamiques.3

III.2.1.LES DIFFERENTES APPLICATIONS

Le choix d'un compresseur alternatif ou centrifuge sera tributaire des débits et pressions que l'on souhaite obtenir. D'autres paramètres seront à prendre en compte pour le choix final (taille, poids, prix, etc...).

- 100

- 90

- 60

- 40

Compresseurs alternatifs

o o r irO

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x

É - 2000 1

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- 1000 ;

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- 200

Valu métrique s
Centrifuges et Axiaux

Corrprcaaeur3 centrifugea

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- 20

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Figure III.3: Domaines d'application des compresseurs (pression en fonction du débit).

1i

R

I r +

I C
·arnprc- aura centrifugea

I

i rnul ti-61sgé
·è mulhplira6eur n6égrQ

^L r^- i

35

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.3. LES COMPRESSEURS CENTRIFUGES

Ce sont des machines dans lesquelles l'échange d'énergie a lieu entre un rotor muni d'aubages tournant autour d'un axe et un fluide en écoulement permanent [2].

Un compresseur centrifuge est un dispositif de compression dynamique qui utilise la force centrifuge pour augmenter la pression du gaz d'un point à un autre.

Figure III.4 : Compresseur centrifuge multi étage à joint horizontal. III.3.1. Caractéristiques de construction des compresseurs centrifuges

Examinons maintenant les diverses composants du compresseur centrifuge constitué par [²]:

somme I Compression centrifuge

k

⁹41

·

36

Ecoulement perpendiculaire du fluide

Figure III.5 : Une roue à aubage tournant sur son axe d'un compresseur centrifuge.

37

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

Figure III.6: Un distributeur dans l'axe de la roue.

Figure III.7: Un collecteur de section croissante, en forme de spirale (volute).

Le gaz arrive dans l'axe de l'appareil par le distributeur et ensuite la force centrifuge, générée par la rotation de la roue à aubes, le projette vers l'extérieur de la roue. Il acquiert une grande énergie cinétique qui se transforme en énergie de pression dans la volute où la section est croissante.

A l'entrée et la sortie de chaque roue le gaz est guidé par des pièces du stator qui sont constitué de [2]:

Le canal d'entrée du gaz de la bride d'aspiration à l'entrée de la première roue ; Le diffuseur à la sortie dans le diffuseur se produit une augmentation de pression de gaz par ralentissement ; due à l'augmentation de section.

Le canal de retour qui guide le fluide a la sortie du diffuseur et l'amène à l'entrée de la roue suivante La volute d'évacuation du gaz vers la bride de refoulement.

38

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

refoulement

baitier roulements

joint d'éteneMité

Figure III.8: Schéma de circuit du gaz.

III.3.2. Utilisation des compresseurs centrifuges dans les domaines industriels6

Le compresseur centrifuge trouve beaucoup d'applications dans de nombreux secteurs de l'industrie, où les procédés demandent des gammes de travail très larges [2].

Processe

Domaine

Gaz traité

u

Raffinerie

H2+CH4

Reformage

Air, gaz de craquage.

Craquage à catalyseur fluide (FCC)

Propane

Production de lubrifiant

Gaz naturel, éthylène,

propylène.

Oléfine

Installation pétrochimiques

cll4,llim

Ammoniac

Méthanol

CO,CO2,H2,NH3

CO

Urée

Compression du gaz

naturel

Installation sidérurgiques

Ethylène

Réinjection

Transport du gaz par pipeline

Liquéfaction GPL

Service oxygène

Gaz de charge Gaz naturel Gaz naturel Gaz naturel Propane

CO2, N2

Fractionnement air

Air

Tableau III.1 : L'utilisation des compresseurs centrifuge dans le domaine industriel.

39

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.3.3. Calcul des performances d'un compresseur

Le fonctionnement des compresseurs est accompagné de certaines pertes de l'énergie fournie par la machine motrice [13].

Ces pertes changent considérablement les caractéristiques théoriques, elles ne peuvent pas être calculées avec précision suffisante pour tracer les caractéristiques réelles.

C'est pourquoi les caractéristiques sont obtenues expérimentalement à la suite des essaies du compresseur.

Les caractéristiques principales sont :

· La hauteur en fonction du débit : H=F (Q).

· La puissance en fonction du débit : N=F (Q).

· Le rendement en fonction du débit : 1=F (Q).

Les caractéristiques du compresseur ont une particularité qui les différent des caractéristiques des pompes. Cette particularité est une zone instable appelée zone de pompage limitée par un point critique dit limite de pompage.

H(m)_ N(K',1i_.

		H=F(Q)
	i1=F (Q^:

·

Limite. de

Pompage

		Q(1^3 )

e

Figure III.9: Courbes de performance typique d'un compresseur centrifuge.

40

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.3.1.a.Taux de compression

Le taux de compression est le rapport entre les pressions absolues du gaz au refoulement et à l'aspiration. = pression absolue de refoulement / pression absolue d'aspiration.

III.3.1.b. Hauteur de compression

L'énergie transmise par le compresseur à chaque kg de gaz qui le traverse est appelée hauteur effective (mesurée en kg.m/kg ou bien en mètre).

Supposons qu'il n'y pas d'échange de chaleur considérable entre le compresseur et l'extérieur, la hauteur minimale nécessaire pour atteindre le taux de compression adiabatique s'appelle hauteur adiabatique (dit également isentropique) est une compression idéale sans échange de chaleur entre le gaz et l'extérieur.

En générale il est impossible d'obtenir une compression adiabatique, par conséquent il faut fournir au gaz une hauteur effective supérieure à la hauteur adiabatique.

III.3.1.c. Rendement adiabatique

C'est le rapport entre la hauteur adiabatique et la hauteur effective fournie au gaz. read = Had / Heff

La valeur du rendement adiabatique est en fonction du type de roues et des conditions du gaz.

La hauteur adiabatique nécessaire pour fournir un taux de compression donné dépend du gaz utilisé ainsi que des conditions de pression et de température à l'aspiration de celui-ci. En particulier, en ce qui concerne les gaz parfait, la hauteur adiabatique dépend uniquement de la température absolue et du poids moléculaire du gaz, et plus précisément elle est d'autant plus élevée quand la température augmente et diminue en fonction de l'accroissement du poids moléculaire (évidemment elle est plus élevée quand le taux de compression est important).

III.3.1.d. Puissance absorbée par le compresseur

La disponibilité des diagrammes fournis par le constructeur indique pour un nombre déterminé de valeurs du régime de rotation N, la hauteur H (polytropique ou adiabatique) et nous permet de déterminer le travail réel spécifique W1-2 .

Le travail réel ou hauteur réelle Heff est donné par la relation : W1-2 -- Hpol ipol '

wp ipoil et Heff

Une fois le travail est connu, W1-2 est possible de déterminer la puissance totale requise par la compression, par la relation suivante:

41

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

Pa = Qm W1-2 + Pertes.

Pa = Qm (Wpol / ipol) + Pertes.

Pa = Qm (Wpol / ipol) + Pfd + Pig .

Où : Qm: est le débit massique

Pfd : la puissance perdue en raison des fuites.

Pig : la puissance des pertes mécaniques.

III.4.REPRESENTATION ET DONNEES DES COMPRESSEURS

Nous décrirons dans ce chapitre comment est représentée un processe, sur les principaux

documents mis À la disposition de l'exploitant [2]:

· Plan de circulation des fluides (PCF / PFD)

· Piping and Instrumentation Diagram (P&ID)

III.4.1.PLAN DE CIRCULATION DES FLUIDES (PCF / PFD)

Plan de circulation des Fluides (PCF/PFD) : ce document, édité lors de la phase projet, présenté sous format simplifié, les principales lignes et capacités process ainsi que leurs paramètres de fonctionnement principaux.

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.4.1.a. Exemple d'un process de compression de gaz: deux compresseurs en série avec deux séparateurs de condensat.

EC 501 OS 501 GX 501 A/B KX 501 EC 502 OS 502 KX 502

15T STACE 1ST STACE IST STACE SCROBSER 1ST STAGE 2N0 STAGE 21(1 STAGE 2ND STAGE

CONDENSER GAS SCRUBBER CDNDENSATE PBNPS GAS COMPRESSER CONDENSER GAS SCRUBBER CAS COMPRESSOR
2 . IBBY

s
·

f: 0o N AI

NOTE 1

1B

w
· ' T7

2zzzZEZZ21

3

7.6 w1

~B'ôô o7centsI)

r _NEDraE

A T1-SWGE '..

NOTE 1

B
·

Ir RECYCLE

Axil-SMGE

RECYCLE

ANTI-SURCE SYSTEMe..

TCYCLE
ANT1-SLNCE
SYSTEM

PF1) LIA MM

6

---

Mn 2

KX 502

KX 501

Gx 501 A/B

42

T

Figure III.10 : PFD du process de compression.

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.4.2.PIPING & INSTRUMENTATION DIAGRAM (PID)

Ce document édité lors de la phase projet, présente sous format beaucoup plus complexe que le PFD, toutes les lignes conduites et capacités process ainsi que tous leurs paramètres de fonctionnement et instrumentation.

MIE

*KITE I

I4^-410-5-58/24511

NOIE 1 4^J ]2

NOIE 6

ECxSLE _E^--
i

-- -- LONTIOL , ₁

1~ _I

17-NG- -58~6-8511 i ` _t, ri- ROSE/ RECYCLE 8^.-N0--5841E-8511 rg,E

1.a

8'-FS-1-SM2S511

PIO~~P~éé 55

~~p'^S°e asn

/'-1G-45///-E511

5ONN1
STRAIGHT

CONSTRJCTION NNE

SKID s 501

NOTE 1

SOMINI SIRAIEMI

2B8MNI

971.1^"G.::

l J

IONT.V110, J 1--IR-5.833/4"

Ce3

SEPA11, IOx NITROGEN MEAL .5 SECON.RY VENT.

A.- Av-A-5081-6511

3^,c-Av-s-500A-0511

NOTE I1

IA

NOTE ]

6W 6... 3/B. 1 e

^M. /⁴ EL.1225/1 IP-AY-4-5//3$511 EL:122400

I

I LLYE OIL SEAL GS

~iô â e9icentsLR 7'"ON-/-9IN-9061 ₁0 51dbIL-E [[L ENS
I LUEliox OI

I OIL

IcaaENS KX 5I

KA é°cISKâ2 P°18

3-CN-/-941E-SI

I

I

2-E5-4-5093.9511

FPI

1^.-AV-4-51312.135U

³210 ~2° C+5

·

RF

⁽13

SEAL LAS ^L.E SEAL ENS

IV T1' ^OIL wax VE il ^VExT NIIRD[EN

FOR CONTINUATION SEE PID-AA-0504

2-DE-4-5082.S511
						UNIE BAN
				1_651		ô0/° 150 · ® \ 1 1 2-F5-4-0U12-0511I w/ AA ae5 L FLm€ kp DA.
	€L. 109000 I ~ ·~~~

43

Figure III.11: PID du process de compression.

III.5.LES AUXILIAIRES DU COMPRESSEUR CENTRIFUGE

III.5.1. La fonction des auxiliaires : est d'assurer le fonctionnement correct du compresseur dans toute la plage de caractéristiques exigée par le procédé. L'appareillage avertira l'opérateur de l'approche des zones de pompage et de surcharge de la machine et, le cas échéant, mettra en service les auxiliaires d'anti-pompage ou de limitation de vitesse correspondant, le démarrage du groupe sans incidence néfaste sur l'état mécanique de ses composants : compresseur, machine d'entraînement, accouplement, multiplicateur..., [2]

III.5.2. L'arrêt d'urgence : signalisation, ralentissement et isolement du compresseur. La fonction principale des alarmes est de réaliser à temps les opérations de correction d'anomalies de fonctionnement, de réglage et d'entretien courant sans arrêter la machine.

44

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

Parmi ces diverses fonctions, le système d'anti-pompage est une sécurité importante pour la protection du compresseur.

Nine L1^-ril.5i14.;11

'1I t)ri fic.a non

1'?

i

Pompes

V

Ligne de feférence loref,siari gato

7 cg1I TZ

'Anne secours r

LL

ai

111

GAK@H huiI

Figure III.12 : Schémas typique d'une installation du système de control de lubrification et
d'étanchéité à huile.12

III.5.3.La lubrification

Le fonctionnement des paliers et butées est subordonné au caractère "hydrodynamique" c'est-à-dire à l'établissement et à la stabilité du « coin » d'huile.

Coin d'huile : C'est la très fine couche d'huile qui se trouve entre deux pièces, qui lorsqu'elles sont mises en mouvement permet d'éviter un frottement direct entre les pièces

La pression de lubrification n'aide en rien à la formation de ce coin d'huile, elle n'intervient qu'au niveau du remplissage et du débit qui lui-même conditionne la température du palier et par là même la viscosité de l'huile dans le palier et la butée.

Le maintien d'une température convenable de l'huile est assuré par le réchauffeur de caisse à huile (trop froide l'huile est trop visqueuse) et par les réfrigérants (huile trop chaude inutilisable) installés sur le circuit. Ils assurent l'enlèvement des calories apportées: par les

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

1x

Zone de fonctionnement interdite

sections pleines de l'arbre (en particulier côté refoulement), par le fonctionnement propre des paliers et butées.

La viscosité de l'huile nécessaire au bon fonctionnement du palier déterminera la qualité du lubrifiant choisi en fonction des paramètres de la machine : vitesse de rotation, poids du rotor, charge spécifique, type du palier, température de fonctionnement en charge de la machine, matériau constitutif du rotor, etc.

III.5.4.Anti pompage ou 'anti surge'

Le pompage est un phénomène très violent qui met en jeu toute la masse de gaz présente dans la machine [2].

Le gaz ne traverse plus la machine régulièrement mais subit des mouvements alternatifs dans une partie ou dans la totalité du compresseur

Il s'accompagne :

· De vibrations des aubages des roues.

· D'inversion des poussées axiales du rotor.

· De vibrations de très basse fréquence de l'ensemble du compresseur (Grondements sourds) qui sont bien sûr extrêmement préjudiciables à la bonne tenue mécanique de la machine.

Le phénomène de pompage apparaît dans des zones de fonctionnement aux bas débits. Il est donc possible de mettre en évidence dans un diagramme taux de compression-débit une zone de fonctionnement interdite limité par une courbe appelée courbe limite de pompage.

Courbe limite de &- pom page

N ' Vitesse ce rotation N2

45

Ni

Debit masse

Figure III.13: Illustration de la courbe de pompage d'un compresseur centrifuge typique.

En pratique si le débit nécessité par le procédé devient inférieur au débit limite de pompage, une régulation anti-pompage semblable à celle présentée dans la courbe ci-dessus permet d'assurer un débit dans le compresseur suffisant pour qu'il fonctionne dans une zone

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

stable : l'excédent de gaz qui traverse la machine étant réfrigéré et recyclé à l'aspiration ou mis à l'atmosphère dans le cas de compresseur d'air.

FLOW PRESSURE

TRANSMITTER TRANSMITTER

^-III

PRESSURE TRANSMITTER

L_______		ANTI$uRGe CO NTROL

æ

46

ANTISURGEVALhVE

Figure III.14: Illustration d'un schéma d'installation d'un système anti pompage. III.5.5.Protection contre les vibrations

La Protection contre les vibrations est généralement assurée par les capteurs de vibration : radial et axial qui transmettent les signaux au système de protection de la machine réglé par les points de consigne indiqués dans le manuel d'instruction du fournisseur.

Dans le cas d'une bonne conception, le compresseur va très peu vibrer et le rendement sera maximal. Et durant l'exploitation, des perturbations vont apparaître dues principalement aux

[⁸]:

· Fondations

· Déformations des pièces

· Désalignement

· Usure des paliers

· Jeux entre éléments

47

Chapitre III : Les compresseurs centrifuges

III.5.Conclusion

Ce chapitre a été consacré à l'introduction et définition des différentes catégories de compresseurs à application industriel ainsi leurs calcul de performance.

Nous avons donné un aperçu sur les systèmes de protections, régulation et d'exploitation des compresseurs centrifuges.

Chapitre IV

LA TECHNOLOGIE

DES SYSTEMES

D'ETANCHEITE

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.1. INTRODUCTION

Le rôle d'une étanchéité c'est d'empêcher une fuite de fluide de l'intérieur vers l'extérieure ou d'empêcher un contaminant extérieur d'entrer à l'intérieure d'un équipement.

Nous aborderons dans ce chapitre principalement les étanchéités dynamiques avec les garnitures mécaniques et les presses étoupes.

Et puis, nous présentons une méthode de calcul des garnitures mécaniques.

IV.2.LES PRINCIPALES CATEGORIES

ETANCHEITE GENERALE

STATIQUE

DYNAMIQUE

48

	LINEAIRE ALTERNATIF ROTATIF OU OSCILLANTE
Joint talque Joints â section carré ou pièces moulées Joint métallique Joint fibres Joints plats Joints spiralés Pièces d'étanchéité otiques		Garniture chevron muid levres Joint composites Joints racleurs Tresse de bourrage presse étoupe Segments de compresseurs Joint d'amortissement		Bagues à lèvres Joint à contact axial Joints rotatif Garniture mécanique Tresses de presse étoupe

Figure IV.1 : Catégorie du différent système d'étanchéités.

49

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.2.3.Les presse-étoupes (ou étanchéité à contact)

IV.2.3.a. Les joints toriques

autolubrifiante Joint étanchéité et raclage

E

Bague

Joint dynamique

Utilisées pour étancher les tiges de manoeuvre de certaines vannes, les joints toriques sont aussi utilisés pour l'étanchéité des arbres tournants à vitesse lente ou sur les pistons de vérins.

K + C_o

Joint torique

Joint statique Joint dynamique

C_o Aimant permanent

Réglage de l'amortissement

L + C_o

Chanfreins évitant de

détériorer le joint au montage

Pression - 2G MPa

ou J trop grand 1

Chape de tige voir § 61.1

A

Piston (mouvemen de translation)

Bague porteuse autolubrifiante

Figure IV.2 : Figue d'un vérin et emplacement des joints toriques. IV.2.3.b. Les joints tressés

Ils ont une grande résistance, durabilité et imperméabilité dans tous milieux de fluide dur, vapeurs, eau chaude jusqu'à 500° C, acide organique, sels et huiles

Carter

lus

Fluide sous --

pression

^-n
_·-

Arbre

Garniture à tresses

Figure IV.3: Joint à tresse sur une pompe.

50

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.2.3.c.Les joints à lèvres

Appelé aussi joint Spi, on les trouve dans les secteurs d'activités divers. Utilisé principalement pour l'étanchéité des arbres, ils sont aussi utilisés pour l'étanchéité des arbres tournants.

	L - 0.2
			13
								V max. 10 m/s HRC == 60

Figure IV.4 : Joint à lèvre.

IV.2.3.d. Labyrinthe d'étanchéité

Un labyrinthe d'étanchéité est une forme d'étanchéité utilisé dans les compresseurs. Les labyrinthes n'arrêtent pas les fuites complètement mais ils les réduisent beaucoup, il faut cependant les contrôler si la fuite acceptable n'augmente pas, car, dans ce cas il y aura une influence sur le rendement du compresseur .I1 faut a ce moment réaliser une remise en état des labyrinthe.

Carter

'211111111111111111111111111111110

Figure IV.5 : Joint à labyrinthe.

51

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes Exemple d'étanchéité d'un compresseur embarqué sur un méthanier :

Le système d'étanchéité consiste à injecter de l'azote dans un labyrinthe en carbone pour empêcher l'entrée de brouillard d'huile dans le corps du compresseur et éviter des flux de gaz froid dans la boite à vitesse (multiplicateur de vitesse). Ainsi, le gaz d'étanchéité est appliqué entre le palier d'arbre de transmission et la roue du compresseur L'azote est utilisé comme gaz d'étanchéité pour ses propriétés de gaz inerte et son état gazeux à très basse température. Il est fourni par une installation de production d'azote à bord [6].

La régulation de pression de gaz d'étanchéité est effectuée en fonction de la pression de refoulement du compresseur en gardant toujours une légère hausse de pression par rapport à la pression du gaz.

Le gaz d'étanchéité entrant dans la boite de vitesse est envoyé vers le carter pour être séparé de l'huile par le Demister et ventilé vers l'atmosphère.

~ol+rr

gin, e+ancIrerré iainrin#he

Pignon Gur rMror

Pailler lisse

d'en[rair3emcn[

Aepirstlun

IGV

Aubes orientable

irepuleeur

Pompe de graissage

.frgl

puha*..rt lr

Figure IV.6 : Etanchéité à labyrinthe d'un compresseur embarqué sur un méthanier.

52

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.3 CALCUL DES GARNITURES MECANIQUES

IV.3.1.Garniture mécanique hydraulique `oil seal' (avec contact)

IV.3.1.a. Description

Lorsque le niveau d'étanchéité doit être parfait comme c'est le cas pour les hydrocarbures, les labyrinthes ne sont plus suffisants et l'on installe en plus des garnitures mécaniques

d'étanchéité hydraulique nécessitant un circuit d'huile.

(JUTES
SEPARATION
LnSYRINTH

Rotor

Carte

Bague de fixation Stator

7 Arbre joints secondaires

OUTER INNER

SEAL LaarR NTN

RING

7¹W1

Q. FLQ9v11-11.pVGN .S^. RING OIL FILM SPA&

Figure IV.7 : Garniture mécanique hydraulique.

Très utilisées dans l'étanchéité des pompes ou des machines tournantes en générale les garnitures mécaniques sont de type et de caractéristiques très différentes en fonction des paramètres du fluide à étancher.

Pour fonctionner correctement, une garniture d'étanchéité doit être refroidie et alimentée en permanence par un liquide appelé "flushing" ou "arrosage" ou encore "circulation".

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

L H GAS INERT SEAL SEPARATION

SUPPLY GAS SUPPLY _L=1T GAS SUPPLY

1T

PROCESS ~,~' 3EARING

SIDE &IDE

INNER
LABYRINTH
SEAL

BARRIER SEAL

INBOARD GAS SEAL

OUTBOARD GAS SEAL

Figure IV.8 : Montage type d'une garniture mécanique en opposé.

Le principe de base consiste à assurer l'étanchéité entre deux faces en mouvement relatif (rotation) lubrifiées par un film liquide[3].

IV.3.1.b. Analyse des forces agissant sur les faces de frottement

Élément élastique (ressort) Entraîneur axial

Vis d'entraînement

Joint de chapeau*

Joint coulissant*

Joint de chemise*
· w^-

\

Faces de frottement*

Grain de fond Chemise

Joint de partie fixe*

^P7 Ij^s

SF SN

Côté -- pompe

FR_S

ti_e h d.

- Côté atmosphére

53

Figure IV.9 : Schéma de principe d'une garniture mécanique Les éléments principaux sont :

- les faces de frottement, une par sous-ensemble ;

- les étanchéités secondaires (joints, soufflet métallique, membrane synthétique), au moins une par sous-ensemble ;

- un élément élastique (ressort(s), soufflet métallique, membrane synthétique), dans l'un des sous-ensembles ;

54

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

- des éléments de liaison des deux sous-ensembles à la machine (chemise, couvercle, vis, support, etc.).

En statique, ces deux sous-ensembles sont maintenus en contact par l'action de l'élément élastique.

Cet élément élastique peut être : incorporé dans le sous-ensemble statique ou tournant, ou immergé dans le fluide à étancher ou protégé de celui-ci.

Quels que soient les sollicitations et les petits défauts de rotation, le sous-ensemble contenant l'élément élastique (ressort) doit être mobile dans toutes les directions de manière à assurer un contact permanent des faces. Il est appelé semi-dynamique. L'étanchéité secondaire de ce sous-ensemble subit les mouvements axiaux alternatifs de faible, voire très faible amplitude et, de ce fait, est appelé étanchéité secondaire semi-dynamique. Le diamètre du cylindre sur lequel celle-ci coulisse est appelé diamètre hydraulique d_h: il délimite le piston annulaire de surface SH sur laquelle s'applique la pression du fluide à étancher :

SH = -2, _
·

4 G_t - G,

Joint torique	Ressort f

Figure IV.10 : Schématisation du diamètre hydraulique. Les forces ont deux origines [3]:

- l'une mécanique, transmise par l'élément élastique ;

- l'autre hydraulique, communiquée par la pression du fluide appliquée sur les surfaces annulaires normales à l'axe.

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

FR

55

d_ft d,

349=P,-P2

gradient de pression du film dans une interface a faces parallèles et planes

Figure IV.11 : Analyse des forces agissant sur les faces de frottement.

L'élément à considérer dans l'analyse est le sous-ensemble semi dynamique car lui seul possède la liberté axiale de déplacement pouvant rapprocher ou écarter les faces de frottement.

Les forces sont au nombre de trois :

L'élément élastique développe un effort FR car il rapproche les faces la pression du fluide agissant sur la face de frottement semi dynamique développe une force hydraulique de fermeture

EH = SH \p

Le gradient du champ de pression du film dans l'interface agissant sur la surface de frottement

SF développe une force d'ouverture : FO = x .p SF

X : est un coefficient compris entre 0 et 1 ; il est fonction de la loi de décroissance du champ de pression du film lubrifiant.

Il dépend de nombreux paramètres tels que la géométrie des faces, l'état de surface, la pression, la température, les caractéristiques physiques du fluide à étancher. Dans la pratique, on utilise x = 0,5.

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

h

d'-

rim

x = 0,5

Interface parallèle
Surfaces de
frottement planes

X ,- 0,5

Interface divergente
Surfaces de
frottement concaves

Interface convergente
Surfaces de
frottement convexes

56

Figure IV.12 : Distribution 'x' des pressions agissant en forces d'ouvertures. SF : désigne la surface de frottement (comprise entre di et de).

71 = -

4

..

Les forces conduisent aux résultantes suivantes :

- force de fermeture totale : FE = FR + EH

- force résiduelle de fermeture :

FRF = F - f-

FRF : doit être positif pour maintenir le contact des deux faces de frottement. IV.3.1.c. Consommation d'une garniture mécanique

La partie du film liquide entretenue par la rotation qui s'échappe hors des faces constitue la consommation de la garniture mécanique.

Celle-ci varie avec la distance qui sépare les deux faces (h hauteur d'interface = épaisseur de film) [3].

Les surfaces glissent l'une contre l'autre, avec localement des points de contact, c'est pourquoi le degré de finition des surfaces a une très grande importance : la rugosité la plus faible est recherchée.

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

Relation entre rugosité Ra et le taux de surface en contact
suivant son mode d'élaboration

Ra

L1 = Ra=0,01 Rn

MM.

Mn

WIN

VII

1iOii^!'

1111

IIIIIIII

Ra-0,5}rm

Ra=10jam

Ra- 0,1 um

Mode d'iWxratian

Tournage fin

Rectification

Rodage

Polissage

95 %

Tallith surface M mrelfnf

4%

12 %

40%

Ra

S-5₁+3₂+S₃+5₄+S₅

1_t

S3 S4 S5

5 _ FRF(charge normal& p (pression de fluage)

Figure IV.13 : Macroscopie d'une interface d'une garniture.

Dans le cadre d'une théorie simplifiée, le débit d'écoulement peut être estimé à l'aide de l'abaque (figure) de l'écoulement laminaire, à travers une interface radiale circulaire.

Diamètre (mml

100

80

50

10

30

20

57

I I I I I I I I I I ^{I I I}'^I'^{rI I I}'^I'"¹

0 2 4 6 8 ^"'3" 10121416182D 1

0,01 0,1 1 10 100

Pression effective (bar) Fuite iml_ih)

Figure IV.14 : Estimation indicative de la consommation d'une garniture mécanique.

58

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.3.1.d. Coefficient de frottement/puissance absorbée

La puissance absorbée Pa par une garniture mécanique en fonctionnement est [3]:

Pa = Pt + Pf

Avec :

Pt puissance dissipée en turbulence, en général négligeable ; elle n'est à considérer que dans les cas de vitesse périphérique importante (> 20 m/s), Pf puissance de frottement dissipée en chaleur, calculée par :

DNfFRF

Pf =
	60

Où f est le coefficient de frottement et N la vitesse de rotation.

En régime établi et stable, le coefficient f dépend du film (nature, viscosité et température), de la pression à étancher, des matériaux utilisés et de leur état de surface.

Les expériences et essais effectués en laboratoire ou sur banc tribologique ont confirmé une valeur moyenne f = 0,08.

La puissance absorbée Pa doit être comparée à la puissance disponible pour la fonction étanchéité prévue pour la machine. Elle est généralement négligeable par rapport à la puissance de la machine à étancher. Lorsque ce n'est pas le cas, il faut veiller à en tenir compte pour la machine motrice. Lors des démarrages, cette puissance et peut être doublée, triplée, etc., par manque de lubrification et collage des faces.

IV.3.2.Garniture mécanique sans contact 'dry gas seal'

IV.3.2.a. Description

Dite `sèche' Contrairement aux garnitures mécaniques avec contact lubrifiées par un liquide[3], les garnitures sèches fonctionnent avec un contact réel (on pourrait dire avec un film solide pour se rapprocher de la classification liquide et gaz).

Il en résulte, par conséquent, une usure et un échauffement plus importants.

Pour minimiser ces phénomènes, des matériaux particuliers sont utilisés afin de combiner leurs propriétés tribologiques (frottement), leur résistance mécanique et leur résistance chimique.

Généralement, on utilise des faces carbones contre des sièges céramiques (oxyde d'alumine) ou carbure de silicium.

59

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

Le principe de base consiste à assurer l'étanchéité entre deux faces en mouvement relatif (rotation) par un film gazeux[3]

Elément mobile (Dynamique) à rénures spiralés.

Figure IV.15 : Garniture mécanique sèche.

Les garnitures mécaniques à gaz se trouvent principalement dans les compresseurs ou machines similaires. D'où 80% des compresseurs sont maintenant équipés de ce type de garnitures.

le gaz est pomp"

vers le centre

Sens de rotation

r Le gaz est comprimé, la preséion

diamètre augmente jusqu'au décollage des

faces

d'étanchéité

Figure IV.16 : Rainure spiralés sur la bague de matage d'une garniture mécanique sèche.

Le principe de fonctionnement de la garniture à gaz à rainures spiralées est basé sur un équilibre des forces aérostatiques et des forces aérodynamiques qui fournit un jeu interfaces minimum et stable.

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

Element mobile Element free

(Dvnamgiue) (Semi-dynamgiue)

Carter Element élastique (Resort) Chemise

Rainures spirales Faces de frottement

Figure IV.17 : Schémas des faces de frottement d'une garniture mécanique sèche.

Les forces aérodynamiques sont produites seulement en rotation. Pendant la rotation, les rainures spiralées jouent un rôle primordial en générant une force d'ouverture qui permet d'obtenir un jeu interfaces acceptable.

IV.3.2.b. Analyse des forces agissant sur les faces sans contact

En fonctionnement, le point d'équilibre est atteint lorsque FF = FO avec le jeu interface défini[3].

FF FG

FF O

Force de fermeture Force d'ouverture

FR p

					Compression
					Détente

60

Ressort Distribution de

+ hydrostatique pression du film gazeux

Figure IV.18: Principe de l'établissement du filme à l'interface.

La force de fermeture FF correspond à la pression exercée axialement sur l'arrière de la face et la force FR à celle exercée par les ressorts.

La force d'ouverture FO est le résultat du système de pression aérostatique auquel s'ajoutent les forces aérodynamiques générées par les rainures lors de la rotation de la face.

61

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

Épaisseur moyenne

Force de
fermeture FF

FR p

Force
d'ouverture FO

Compression Détente

Pression + charge ressort

C fonctionnement normal

Force de fermeture FF		Épaisseur du film '		Farce d'ouverture FO
	FR p
					\ _ Compression
								Détente

Pression + charge ressort

0 diminution de l'épaisseur du film

Force de Épaisseur Force

fermeture FF du film d'ouverture FO

FR p			·		·

Pression+ charge ressort

Ci augmentation de l'épaisseur du filin

Figure IV.19: Elasticité du filme du gaz vis-à-vis les perturbations.

S'il y avait des perturbations ayant pour effet de diminuer le jeu interface, la pression produite par les rainures augmenterait considérablement (figure).

De la même façon, si les perturbations avaient pour effet d'augmenter le jeu interface, il y aurait une réduction de la pression générée par les rainures (figure).

Dans chaque cas, la force de fermeture FF reste constante et de la sorte, quelle que soit la situation, le point d'équilibre est rapidement atteint et le jeu interface restitué.

Ce mécanisme de restitution de l'équilibre est dit à film élastique. IV.3.2.c. Consommation d'une garniture mécanique (sans contact)

Le principe de décollement des faces par le film gazeux génère un débit de consommation. L'abaque (figure 13) indique un ordre de grandeur de la consommation[3]. Toutefois, cet abaque repose sur des hypothèses de base théoriques.

En raison de l'association non quantifiable de paramètres divers (vibrations, nature des matériaux, états de surface, environnement, etc.), les résultats industriels peuvent différer.

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

16

14

12

10

8

E ₆

g 4

8 2

							Î
									Y
									^Y
							1
									Y
									o
-

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Pression de gaz utilise bar

Ces courbes sont données a titre indicatif.

Les valeurs de consommation sont obtenues pour une garniture en montage simple fonctionnant dans des conditions standards d'essais de laboratoire _{{patrnosphsriquo'} T. 25 'Ch

Figure IV.20 : Caractéristiques de la consommation des garnitures sans contact. Puissance absorbée

La consommation de puissance d'une garniture mécanique sans contact est liée au cisaillement du film gazeux du fait de l'absence de contact entre les faces. La puissance absorbée est d'environ 10 fois moins que dans le cas d'une garniture lubrifiée[3].

IV.3.3.Compensation des garnitures mécaniques

IV.3.3.a. Définition du coefficient de compensation k

Lorsque la pression du fluide à étancher augmente, la force FI-1 maintenant les deux faces en contact augmente également, d'où une étanchéité supposée meilleure[3].

dh

Joint

Pz

da

Ca] gamiture non compensée {U}

SF

62

:b) garniture compensée f6~

Figure IV.21: Compensation des garnitures.

63

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

Cependant, plus de pression sur les faces de frottement signifie aussi plus grande friction, couple plus élevé et usure plus rapide, voire même destruction des faces de frottement en cas d'une pression à étancher pl importante.

En faisant varier le diamètre hydraulique dh (qui agit directement sur FIT ), on peut atténuer (ou au contraire accentuer) l'influence de la pression sur la valeur de la résultante FF qui s'applique aux faces de frottement. On définit ainsi un coefficient k, appelé coefficient de compensation, tel que :

H cI - d

- -

SF af -c!?

Si , k > 1 la garniture est dite non compensée (figure 6 a). Elle est désignée par la lettre U (unbalanced) - norme EN 12756 (NF EN 12756 et DIN EN 12756) [3].

Si k < 1, la garniture est dite compensée (figure 6 b). Elle est désignée par la lettre B (balanced) - norme EN 12756 (NF EN 12756 et DIN EN 12756) [3].

Grâce à l'utilisation d'une garniture compensée, on limitera l'influence de la pression sur les faces de frottement [3].

IV.4.AVANTAGES ET INCONVENIENTS DES DIFFERENTS TYPES

IV.4.1.Garniture mécanique avec contact

IV.4.1.a. Inconvénients

Maintenance très contraignante, nécessitant l'arrêt de la machine.

Détérioration progressive de l'arbre.

Contamination du produit par des particules de tresse.

Couple résistant élevé.

Brûlure ou caramélisation de la matière traitée.

Dégradation rapide de l'étanchéité en cas de défaut d'alignement ou d'efforts radiaux.

64

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

IV.4.1.b.Avantages

Remplacement aisé des tresses.

Faible coût de la maintenance (hors mis l'arrêt).

IV.4.2.Garniture à gaz sans contact.

IV.4.1.a. Avantages

Les garnitures mécaniques à rainures spiralées offrent des avantages considérables par rapport aux solutions conventionnelles :

· Faible absorption de puissance

· Pas d'usure de fonctionnement

· Pas de centrale d'huile

· Pas de limite pression-vitesse

· Pas de contamination de l'huile ou du gaz

· Faible absorption de puissance

La consommation parasitaire de puissance d'un système d'étanchéité représente très souvent un coût latent qui n'est pas entièrement pris en compte.

Pour établir une comparaison entre une garniture ordinaire et une garniture à rainures pialées.

Pas d'usure de fonctionnement, Aucune pièce n'est en contact lorsque la garniture à gaz à rainures spiralées est en rotation. De ce fait, aucune pièce n'est soumise à l'usure.

Fiabilité, Une durée de vie de plusieurs années peut être envisagée.

Pas de centrale d'huile, Le fonctionnement d'une garniture mécanique à film d'huile est dépendant de la centrale de lubrification. La conception de celle-ci est complexe et comprend, en général, un réservoir, des pompes, des réfrigérants, des filtres, un réseau de tuyauterie, des séparateurs et une instrumentation de réglage et de contrôle dont certains éléments doivent être doublés pour améliorer la sécurité de l'ensemble.

Pas de limite pression-vitesse, Bien qu'une limitation de vitesse à 150 m/s ait été imposée pour la garniture à gaz, la vitesse la plus grande susceptible d'être atteinte se voit limitée par la capacité de résistance de matériau. Dans le cas de garnitures mécaniques lubrifiées par liquide et dont l'absorption de puissance est plus grande; ce qui entraîne des températures interfaces supérieures, la limite n'est pas seulement une question de résistance mécanique mais aussi un problème de capacité de dissipation de chaleur. La garniture mécanique à gaz à rainures spiralées n'est pas limitée par le rapport pression/vitesse.

65

Chapitre IV : Technologies des systèmes d'étanchéité des machines tournantes

Pas de contamination de l'huile ou du gaz, comme les garnitures mécaniques à gaz à rainures spiralées ne requièrent pas d'huile de lubrification ou de refroidissement, toute contamination du produit est exclue.

IV. Conclusion

L'emploi des systèmes d'étanchéité dépond principalement au type d'équipements (dimension, régime, performances...), et des caractéristiques de fluide à étancher.

En premier lieur nous avons défini les différentes catégories des systèmes d'étanchéités, et puis nous avons présenté une méthode de calcule de la technique d'étanchéité par analyse des forces agissant sur les surfaces en mouvement relatif (Avec contact et sans contact).

Chapitre V

DESCRIPTION DU

COMPRESSEUR

COOPER-BESSEMER

66

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

V.1.INTRODUCTION

Le compresseur centrifuge COOPER BESSEMER de type RF2/1B-30 à un seul étage (impulseur) est attelé à une turbine à gaz AEG-KANIS. Il est conçu pour une pression de service maximale de 84,5 Kg/cm². Il est raccordé à des brides d'aspiration et de refoulement de 75 cm de diamètre. Il est destiné à augmenter la pression du gaz naturel dans les gazoducs GZ2 etGZ3 par le biais de 5 stations de compression réparties entre Hassi R'mel et Arzew. Les stations de GZ2, GZ3 comprennent respectivement, 03 et 04 turbocompresseurs chacune. La totalité des turbocompresseurs dans les deux ouvrages est de 55 unités [1].

V.2. DISCRETION DU COMPRESSEUR

V.2.1. Donnée des paramètres de fonctionnement

Huile de lubrification : Torba 33 SH.

Puissance nominale :7.457 KW.

Volume d'entrée :12.20 m³/h

Vitesse nominale : 6500 tr/min.

1 ^el. vitesse critique : aucune dans la gamme de service.

Régime continu maximal : 6 825 tr/min.

Pression de refoulement maximale théorique : 84.4 kg/cm².

Pression d'entrée : 53.7Kg/cm²

Température d'entrée : 49°C

Pression d'aspiration de service :84.81 Kg/cm²

Température d'aspiration de service :45.62 °C.

Pression de refoulement de service : 69.3 bar.

Température de refoulement de service : 78.18 °C

Température de sortie permise : 87°C

Taille des brides d'aspiration et de refoulement : 750 mm.

Poids de compresseur et de réservoir d'huile d'étanchéité : 31 750 Kg.

Poids du flasque d'extrémité de compresseur : 5 896 Kg.

Garniture d'étanchéité : Hydraulique, Mécanique.

V.2.2. Données de construction

Nombre d'étage :01.

Rotation : sens horaire

Joint du corps :Vertical, O'Ring.

Utilisation : Transport du gaz naturel.

67

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

Le compresseur se compose des éléments principaux suivants : Le carter, le système à air (circuit du gaz) et l'ensemble d'arbre creux.

A ® o

^roek.

=el

Figure V.1 : Coupe sur le compresseur Cooper-Bessemer.

1. Flasque d'extrémité.

2. Carter.

3. Bague de retenue de diaphragme.

4. Diaphragme.

5. Galerie de refoulement.

6. Logement --support de palier lisse.

7. Logement de palier.

8. Adaptateur de protecteur d'accouplement.

9. Arbre d'impulseur.

10. Palier lisse coté accouplement.

11. Palier de butée.

12. Collier de butée.

13. Joints

14. Palier lisse coté Impulseur.

15. Joint à labyrinthe.

16. Impulseur (rouet) et dispositif de retenue.

17. Palette guide d'aspiration.

18. Support de palette guide d'aspiration.

19. Manche d'aspiration.

68

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

V.2.2.a. Le carter

Le carter du compresseur est en acier coulé, il est conçu pour résister aux vitesses et aux pressions élevées. Un flasque d'extrémité amovible (1) avec manche d'aspiration rattaché (19) permet d'accéder au système à air (circuit de gaz) et l'ensemble d'arbre creux[1].

Figure V.2 : Carter du compresseur Cooper-Bessemer.

Les supports du carter reposent sur une plaque d'assise et comporte des vis de remise à niveau et des vérins à vis pour l'alignement. Au fond du carter, deux drains permettent la vidange de l'huile ou des liquides accumulée.

Pour permettre de connecter les contrôles de surpression (instrumentations) au compresseur, on dispose d'un tube interne qui traverse l'oeil de la manche d'air (guide de gaz) (19), jusqu'un trou percé dans le flasque.

V.2.2.b. Le système à air (circuit du gaz)

Manche d'aspiration (19) est rattachée au dessous du flasque d'extrémité, elle receuille les gaz d'aspiration et les dirige sur palette-guides.

Palettes-guides d'aspiration (17) sont fixes et montées sur le support (18) du coté aspiration de l'impulseur, elles réduisent la turbulence d'écoulement du gaz et dirige le courant vers l'impulseur.des joints à labyrinthe (15) empêche le gaz comprimé de retourner de l'impulseur vers les palettes-guides ou le joints à huile.

Diaphragme (volute) (4) dirige le gaz d'aspiration sur l'impulseur puis vers le coté refoulement du carter. Un diffuseur hautement poli est rattaché à la gallerie de refoulement de diaphragme [1].

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

V.2.2.c. Ensemble de rotor

L'ensemble de rotor est composé de l'impulseur, du collier de butée (8), du moyeu d'accouplement (17), d'intercalaires (7), clavettes(6,14), contre-écrou (12,16), rondelles frein, et de l'arbre d'impulseur (5). L'impulseur est mis en place et démonté hydrauliquement, il est maintenu par une bague intercalaire, en acier et un dispositif de retenue. L'impulseur et l'arbre sont équilibrés séparément. L'impulseur a subi les essais de rotation à 115% de la vitesse maximale de fonctionnement continu, puis il a été monté sur l'arbre et l'ensemble a été équilibré [1].

C70-75

69

Figure V.3 : Rotor du compresseur Cooper-Bessemer.

70

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer V.2.2.d. Palier lisses et palier à butée

Le rotor (arbre et impulseur) est supporté par deux paliers lisses auto-alignant, avec des segments inclinables.

T6

Figure V.4 : palier lisse coté accouplement du compresseur Cooper-Bessemer.

2. Segments de palier (Qt5).

3. Dispositif de retenu de palier lisse. 5. Logement de palier lisse.

Le palier de butée se compose de deux coussinets inclinables à six segments séparé par un collier de butée en acier à polissage de précision.

Les segments de palier sont auto-nivelant et se partagent également la charge. La poussée de fonctionnent est absorbée par le palier de butée extérieur du coté accouplement de l'arbre.

71

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

Figure V.5 : Palier de butée du compresseur Cooper-Bessemer. 10. Collier de butée.

20. Intercalaire.

21. Palier de butée et segments de palier (Qt 6).

22. Bague d'étanchéité.

V.3. DESCRIPTION DU SYSTEM DE LUBRIFICATION ET D'ETANCHEITE FILME D'HUILE

Le système sert à éliminer les fuites de gaz vers l'air libre, ils se composent de deux bagues flottantes (joints d'étanchéité) et un labyrinthe. L'huile d'étanchéité haute pression est amenée vers le joint d'extrémité de l'impulseur et s'écoule à travers les bagues hautes et basse pression, ce qui empêche le gaz de s'écouler le long de l'arbre et de s'échapper par les joints[1].

L'huile chargée contaminée par le gaz (le gaz qui passerait le labyrinthe) est emporté vers un système de piège d'huile de vidange. Une vanne à pression différentielle maintient la pression voulue de l'huile d'étanchéité. La pression du gaz au niveau de la vanne de contrôle à pression différentielle et du réservoir supérieur d'huile est appelée la pression du gaz de référence[1].

72

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer V.3.1. Description de la garniture à bagues flottante embarquée (Flooting Oil Seal)

Huile chargée du gaz 1 ers le piège d'huile

Chambre du gaz de référence

Huile d'étanchéité haute pression

Huile d'étanchéité vers la vanne de pression différentielle

Bague d'étanchéité Interne

Bague d'étanchéité Externe

Vapeur d'huile vers le reniflard

Huile de lubrification basse pression

Circuit du gaz

Elements fixes Elêment en mouvement (Rotor) pDément en frottement {joints d'étanchéités Br segments des paliers

Huile d'étanchéité haute pression 74 Kg/cm' Huile chrgée du gaz Huile de lubrification 1.4 Kg'cm" Vapeur d'huile

Figure V.6 : Dessin d'ensemble des éléments embarqués de la garniture d'étanchéité et de
lubrification Cooper-Bessemer.

73

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

Chambre

d'huile charaee du .2 sa

Jo-int labyriodse

Dispo-sitifde retenue

Carter

C ate impulseur

Segment de paler lisse

Arbre

Saque flotEarae io(eroe

Bague fo-moite extero e

Collier de butée

Figure V.7 : Identification des éléments d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer.

La bague flottante interne (bague d'étanchéité interne) a deux surfaces d'étanchéité, la surface formée par du diamètre interne avec l'arbre, et la surface de matage formée par le montage de la bague avec le dispositif de retenue.

74

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

Huile chargée du gar E ers le piège d'huile

Huile d'étanchéité haute pression

Vapeur d'huile

n ers le reniflard

Bague

flattante

interne Saint torique

Gaz promesse (Cotê imputseur)

Surface de maltage (B a gu e-Dispositif de retenue)

Bague fo ttan te estérne

Elements fixes Circuit du gaz

Element en mouvement (Rotor) Huile d'étanchéité haute

pression 74 Kg cm

Elément en frottement (joints

d'étanchéités & segments des paliers IIHuile chrgée du gaz

Huile de lubrification 1.4 Kglcm²

Vapeur d'huile

Figure V.8 : Schémas de principe du système d'étanchéité à bagues flottantes du compresseur

Cooper-Bessemer.

V.3.2. Le circuit de d'huile de lubrification et d'étanchéité (Console) Le système d'huile de lubrification et d'étanchéité a deux fonctions :

· Il fournit de l'huile de lubrification basse pression au palier lisse (coté accouplement) et au palier de butée, à raison de 413 1/min et sous 1.4Kg/cm².

· Et du l'huile d'étanchéité haute pression aux joints, (le palier lisse coté impulseur est lubrifié par cet huile).

Le système d'huile d'étanchéité se compose de deux pompes motorisée haute pression, d'un réservoir d'huile d'étanchéité monté au-dessus du compresseur, d'interrupteurs, de vanne et de tuyauteries .l'huile de l'entrainement passe aux pompes à raison de 7.05m³/h[1].

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer

Huile de lubrification 1.4 Kgltinn

Pompes

Réservoir

Vanne de commande

Vapeurs d'huile

}

Gaz de référence

0 I

9 d

40

Soupape de décharge S4 Kgicot

Drain d'huile principal

prr 7Ers

Gaz sers L'aspiration

^t

Systême de maintien de

pression et dégazage

75

Figure V.9 : Le système de contrôle et régulation (Console) du système d'huile d'étanchéité.

V.3.2.a. Pompes principales et pompes auxiliaires d'huile d'étanchéité

Les deux pompes 2A et 2B, sont identiques et ont une capacité de refoulement de 105 1/h sous 74 Kg/ cm², refoulent vers le réservoir d'étanchéité.

Une vanne de détente (21) dirige une partie de l'huile refoulé par la pompe vers le drain du collecteur d'huile de lubrification au cas où la pression d'huile dépasse 84.4 Kg/ cm².

V.3.2.b.Le réservoir d'étanchéité

Ce réservoir placé au-dessus du compresseur, fournit de l'huile d'étanchéité aux joints d'étanchéité et palier et le palier lisse coté impulseur pendant environ 8 minutes en cas de panne de pompes ou d'arrêt du compresseur.

La pression de gaz de référence de la chambre de joint à labyrinthe est appliquée directement au sommet du réservoir d'huile d'étanchéité, et sur la surface d'huile pour maintenir une pression d'huile adéquate. Un niveau d'huile à regard (L1) permet de contrôler le niveau d'huile dans le réservoir (5).

76

Chapitre V : Description du compresseur centrifuge Cooper-Bessemer V.3.2.c.Vanne de contrôle de la pression différentielle d'huile d'étanchéité

La vanne de contrôle commande la pression d'huile (7) au niveau des joints du compresseur à environ 0.7 Kg/ cm² au dessus de la pression du gaz de référence, afin d'empêcher le gaz de pénétrer dans la chambre de palier.

V.3.2.d. Le système de piège d'huile

Le piège d'huile permet de vidanger l'huile d'étanchéité chargée du gaz de la chambre de joint à labyrinthe sans perte de pression.

D'où la pression du gaz est maintenue par un désembueur et un piège haut pression (8) installé sur la ligne de vidange.

Le désembueur (12) et le piège d'huile haute pression (8) élimine la plus grande partie du gaz entrainé par l'huile d'étanchéité et évacué vers l'aspiration du compresseur. L'huile retourne ensuite à la ligne de vidange principale à travers un dégazeur (11) où le gaz entrainé restant est évacué vers l'air libre.

V.4. Conclusion

Dans ce chapitre nous avons décrit l'aspect de construction le compresseur centrifuge Cooper-Bessemer, et définir les différents organes principal (Carter, Rotor, diaphragme...).

La deuxième partie de ce chapitre, nous avons entamé la description des éléments de construction de la garniture d'étanchéité embarquée (Bague d'étanchéité interne, bague d'étanchéité externe, paliers lisses, palier de butée...), et le éléments constitutifs du circuit de système de lubrification et étanchéité (Pompes, soupapes, réservoir, vanne de commande différentielle...).

Chapitre VI

OPPORTLTNITES DE

MODIFICATION DU

SYSTEME

D'ETANCHEITE PAR

GARNITURE SECHE

77

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.I.INTRODUCTION

Un projet de rénovation d'un compresseur exige l'étude de ces performances, et le cout associé à sont exploitation.

Nous allons commencer par l'analyse d'historique d'intervention de la maintenance préventive et accidentelle de ce compresseur. Donner des interprétations sur des défaillances fréquentes. Et puis nous analysons les dépenses éventuelles sur sa consommation des huiles de lubrification et d'étanchéité.

Nous allons essayer d'estimer la faisabilité d'un rétrofit sur la garniture mécanique à bague flottante embarqué sur le compresseur Cooper-Bessemer, et puis étudier son influence sur les aspects de maintenances consommations et sécurité.

VI.2.ANALYSE DE LA MAINTENANCE ET ENTRETIEN DU COMPRESSEUR COOPER-BESSEMER

VI.2.1.Maintenance préventive systématique du compresseur

La maintenance adoptée par la DML est la maintenance préventive systématique, de niveau 3 et 4 [7].

Le cycle d'intervention du compresseur CB est défini comme suit : -Enceins cycle avant 2004 :

RP (Révision partielle) : 10 000 Heurs RG (Révision générale) :30 000 Heurs

-Nouveau cycle de révision :

RP (Révision partielle) : 30 000 Heurs RG (Révision générale) :60 000 Heurs

Gamme de maintenance RP 30 000 Heurs [7].

· Désacouplage turbine-compresseur

· Contrôle d'alignement entre la turbine et le compresseur

· Démontage de la tuyauterie

· Démontage de moyeu d'accouplement

· Démontage du palier (coté accouplement)

· Jeux de palier :

· Diamètre de palier lisse coté impulseur : 0,254 à 0,305 mm

· Diamètre de palier lisse coté accouplement : 0,164 à 0,215 mm

· Diamètre de palier de butée : 0,279 à 0,432 mm

78

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

· Jeux de joint : Bague flottante externe : 0,165 à 0,178 mm

Bague flottante interne coté impulseur : 0,114 à 0,140 mm Joint à labyrinthe coté impulseur : 0,457 à 0,508mm

Inspecter la surface rodée entre les bauges d'étanchéité flottante et les dispositif de retenu de joints.

· Seuils de vibration :

Alarme : 2 mm/s

Déclenchement : 2,5 mm/s

Tableau VI.1 : Evaluation de la gestion de la maintenance des compresseurs Cooper-Bessemer sur S [7] :

Compresseur	Révision	Année	Heurs de fonctionnement		Prix Moyen				OBS	T05
RA	2007	60	847	2	000		000.00	VIBRATION PHENOMENE D'ECOULEMENT	T05
RG	2010				000		000.00	BON	T06
RP	-	59	980	2	000		000.00	BON	T06
RG	2000				000		000.00	BON	T07
RP	1997	51	521	2	000		000.00	BON	T07
RG	-				000		000.00	BON	T08
RP	1998	63	558	2	000		000.00	BON	T08
RG	-				000		000.00	BON	T08
RA	2012				000		000.00	VIBRATION PHENOMENE D'ECOULEMENT	T08
RP	2015				000		000.00	BON	T09
RP	1997	61	441	2	000		000.00	BON	T09
RG	-				000		000.00	BON	T09
RP	2015				000		000.00	BON	T10
RP	1998	50	974	2	000		000.00	BON	T10
RG	2004				000		000.00	BON	T10
RP	-				000		000.00	BON	T11
RP	-	60	895	2	000		000.00	BON	T11
RG	2003				000		000.00	BON	T11
RP	2016				000		000.00	BON

79

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Résultats

· Nombre de machine :7 compresseurs Cooper-Bessemer.

· Nombre d'intervenions : 17 opération périodique + 1 accidentelle.

· Période d'évaluation :19 ans.

· Heurs de fonctionnement total :409 216 heurs.

· Prix moyen estimé par opération : 2 000 000.00 DA.

· Prix total : 36 000 000.00 DA.

D'après l'analyse des rapports d'entretient fournit soit par la DML ou la RTO chargé des opérations RP, nous avons constaté que la garniture d'étanchéité ne constitue aucun malaise lors du démontage et contrôle des jeux fonctionnels.

VI.2.2.Analyse d'historique des interventions

La majorité des RP (Révision partielle) on tire l'observation suivante :

· Contrôle de l'alignement.

· Contrôle les jeux.

· Test concluant, RAS.

La majorité des RG (Révision général) on tire l'observation suivante:

· Démontage le compresseur, contrôle des jeux et de l'état des pièces.

· Contrôle de l'alignement.

· Contrôle les garnitures mécaniques.

· Changement tous les joints

· Teste concluant.

VI.2.3.Interprétations

A l'exception de l'intervention corrective sur le compresseur TC 205 et TC 208 de la machine qui présente des vibrations excessives dues aux phénomènes d'écoulements, et pour ce cas aucun remède n'a été apporté sauf la limitation de la vitesse d'exploitation de 65% et partage des charges des machines (même phénomène existe sur TC 410 SC4). Cependant ce phénomène ne cesse de ce généralisé sur d'autres compresseurs de la ligne.

On peut anticiper l'incrimination du système du joints d'étanchéité installés dans ce compresseur de type ; garniture avec contact [3], puisque ce genre de dispositifs peut présenter des phénomènes d'écoulement cycliques.

80

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.2.3.a. Première supposition

Rupture du filme d'huile [16] :Il a été montré que la lubrification hydrodynamique peut générer des zones de dépression. Si les pressions sont suffisamment basses, le film fluide peut se rompre selon trois processus:

de l'air ou du gaz en provenance de l'atmosphère peut s'introduire dans le contact ;

les gaz dissous dans le lubrifiant sont expulsés ;

le fluide peut se vaporiser (si c'est initialement un liquide).

En 1969, Nau et al est probablement un des premiers auteurs à mettre en évidence expérimentalement le développement de cavitation entre les faces d'une garniture (figure ). Pour cela, il utilise un stator plan en verre et un rotor en carbone dont la face est ondulée.

En cas de rupture du film, la pression atteint une limite physique qui est soit la pression de vapeur saturante soit la pression atmosphérique, suivant la localisation de la zone de cavitation.

Figure VI.1: Champ de pression et rupture du film dans l'interface d'une garniture

mécanique.

Dès 1961, Denny et al. [16] avait montré que le film fluide pouvait générer une pression moyenne bien supérieure à la pression d'alimentation ce qui n'est possible qu'avec une composante hydrodynamique et des zones de rupture de film.

VI.2.3.b. Deuxième supposition

Changement de phase [16]: Lorsque le fluide traversant l'interface d'une garniture mécanique change de phase, les variations importantes de masse volumique qui apparaissent peuvent conduire à des comportements instables.

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Ce thème a donc intéressé un certain nombre scientifiques, l'aspect expérimental ayant toutefois été moins abordé.

Liquide Vapeur

Rayon de
vaporisation

Figure VI.2: Changement de phase en fonction de la pression et de position radiale.

La viscosité cinématique de la vapeur étant très supérieure à celle de l'eau, on observe un discontinuité dans le gradient radial de pression qui se traduit par une augmentation de la portance générée par le fluide. Celle-ci dépend bien sûr de la position de la frontière dans l'interface.

S
T

E G

5-

4

Q 5

tÎ

1, 15 20 25 Tirne (ms)

i

30 35 40

81

Figure VI.3: Variation de l'épaisseur de film dans l'interface d'une garniture en présence de
changement de phase[16].

82

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.2.4.Analyse de la consommation des huiles

Nous avons établi la consommation des huiles TORBA 32 (Naftal), pour trois ans 2014,2015 et 2016, des compresseurs Cooper-Bessemer, résumée dans le tableau suivant :

Tableau VI.2: Consommation annuelle d'huile.

2014		2015	2016
	Consommati	Consommati		Consommati
	on d'Huile	N° on d'Huile	N° s	on d'Huile
	[L] [L]			[L]
	AMAL
T05	200 T05 830		T05	400
		030	T06
T07	0	T07 100	T07	0
T08	316	T08 Mil	T08	min
T09	500	T09 120	T09	433
		T10
T11	716	T11 650	T11	733

3 499

Total général 9 517

Résultats : La consommation moyenne annuelle (jours ouvrable) est de 3172 L. VI.2.4.b. Analyse des débits d'huile de la machine d'entrainement MS 3142 Le système de lubrification Turbine d'entrainement MS 3142 est composé de :

· Pompes

· Carter de 6400 L

· Réfrigérant

· Filtres

· Vannes et dispositifs de commande et de sécurité.

· Collecteur principal de lubrification des paliers 1.76 Kg/cm².

83

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

NB. Une partie d'huile de ce système est consacrée comme source d'huile pour le système d'huile de lubrification et d'étanchéité de la charge (compresseur) :

Tableau VI.3 : Les débits d'huile de lubrification.

Dispositif consommateur Débit d'huile [L/min]

Equipement de charge (Compresseur) 380

Palier N°1 158.5

Plaier N°4 1111

Engrenage accessoires 57

Accouplement 18.9

Turbine de démarrage 13.24

La consommation moyenne normalisée ne doit pas dépasser 10 Galons/ J=37.85 L/J.

VI.3.PROPOSIONS DE MODIFICATION DE LA GARNITURE A BAGUE FLOTTANTE

VI.3.1.Proposions de modification pour la réduction de consommation

VI.3.1.a. Modification de la bague flottante d'étanchéité interne par une bague à rainure (Windback)

Aujourd'hui les systèmes d'étanchéité à bagues flottantes, incluent beaucoup d'améliorations et rénovations par rapport aux anciens systèmes, en termes de performances,

maintenabilité et fiabilité.

La bague d'étanchéité flottante interne représente l'élément critique et principal d'étanchéité.

En effet, l'huile d'étanchéité et le gaz processe trouve leur contact au niveau de cette bague flottante interne, étant donné que la pression de l'huile est supérieure à la pression du gaz, une quantité d'huile chargée de gaz s'enfuie dans le gaz processe (Compresseur), et une quantité doit être traité et récupérée dans le réservoir d'huile [4].

84

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Parmi les améliorations les plus fréquentes, apportées sur la bague flottante interne, est le remplacement par une bague flottante interne à rainures (windback floating ring seal),

Figure VI.4: Bague flottante interne à rainure Windback oil seal'.

Ces rainures sur la surface formée par du diamètre interne avec l'arbre, consiste en un usinage partiel en spiral qui créer une petite contre pression par la rotation relative de la bague sur l'arbre et pompe de l'huile d'étanchéité vers le palier lisse coté impulseur[4].

Cette modification diminue la quantité d'huile d'étanchéité envoyée vers la chambre à gaz de labyrinthe, ce qui va réduire la migration d'huile vers le compresseur à travers le labyrinthe.

VI.3.1.b. Modification associée aux bagues d'étanchéité flottante à rainure :

Une quantité d'huile aigre ou chargée du gaz est généralement drainer vers un piège d'huile et puis traitée par un dégazeur. Apres avoir modifié la bague flottante interne, par celle à rainure (Windback seal), une quantité importante de cette huile est diminuer en conséquence de ce rétrofit, ce qui a permis à certaine utilisateurs d'éliminer ce piège d'huile, puis l'huile est simplement envoyée au dégazeur pour éventer ou torcher le gaz [4].

Cependant, pour répondre aux exigences environnementale, certain utilisateur préfère d'installer un système de production d'azote (Nitrogen Buffer) pour l'injecter dans la chambre d'huile chargée du gaz (huile aigre entre la bague d'étanchéité et le labyrinthe) qui sert comme un gaz séparateur huile-gaz processe, donc le gaz à torcher est éliminer

85

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Or, cette modification nécessite une installation d'un équipement de production d'azote, et des couts d'énergie supplémentaire sont ajouté, en plus ce type de garniture consomme beaucoup d'azote de séparation de 40 à 70 scfm, qui est équivalent à 68 à 119 m³/h.

Seal Oil Supply

Sour Oil Drain

Process

Nitrogen Buffer

Sweat Oil Drain

Figure VI.5: Montage d'une garniture à bague flottante d'étanchéité à huile.9 VI.3.2.Faisabilité sur le compresseur Cooper-Bessemer

I ya deux aspects techniques qui doive être examiné, pour achever à l'amélioration du système d'étanchéité à bagues flottante :

Existence d'une dimension d'installation d'une bague Windback : en effet les dimensions requises sur le compresseur Cooper-Bessemer sont donnés par l'emplacement original de la bague d'étanchéité flottante interne. Et ce la n'exclu pas la connaissance approfondi des dimensions et de la bague et du dispositif de retenue [4].

86

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Dispositif de retentie

Bague d'étanchéité flottate interne

Dispositif de retenue de la bague interne

Figure VI.6: Garniture mécanique du compresseur Cooper Bessemer.

Existence d'un système du support du circuit d'huile d'étanchéité : pour le cas du compresseur Cooper-Bessemer, le système d'huile d'étanchéité doit être révisé pour réglage et control après installation d'une bague d'étanchéité Windback.

VI.3.3.Influence de rétrofit sur les perforante du système d'étanchéité

Diminution de consommation d'huile jusqu'à environ 90% ( 1" Exemple de rétrofit de la référence [4]).

Diminution systématique d'émission des gaz éventés et séparés des huiles aigres.

Elimination du système de piège d'huile et le maintien du système de vanne de commande et dégazeur.

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

c>

Gaa h rifireeer

C.4 Tem ra.spiraliea

a 4 .4.-JI

Û

Soupape d*

dichorge &l $piem=

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nram priecipal

Vanna de Eammaod!

Huile de 1cents1:Krihiesti n

1.4 Sp ltd

i apiYn d
·k il
·

_d

I}ésembueur et piege d'huile enlevés

87

Figure VI.7 : Le système de contrôle et régulation (Console) du système d'huile d'étanchéité
(sans piège d'huile).

Avec l'élimination du système de piège d'huile, l'intervention accidentelle sur ces organes est éliminée, et le risque de fuite d'huile est réduit. Par contre le risque de perte d'huile par défaillance de la vanne de commande différentielle est émanent.

Diagramme de fiabilité :

5veréme 1 erancltéiré
	Pompes		Soupapes ^deRésettioit d'huile y BaEue decltar_e d'éranchéiré Gaz de référence
Présion de sen ice Kg^2cnt

Vanne de commande

LFon:donneniens fiable

Gaz de référence

Figure VI.8 : Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à bague flottante Windback

(rétrofit).

88

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.3.4.Exemple de rétrofit par la technologie par bague d'étanchéité à rainures Windback floating ring seal'.

ter exemple :

La plus grande raffinerie aux USA de la Californie, fonctionne avec une large gamme de compresseurs à garniture conique.

Ces compresseurs centrifuges sont entrainés par des turbines à vapeur pour recycler l'hydrogène à un régime de 500 tr/min en mode standby, cette vitesse est inférieur à la vitesse nominal de fonctionnement des compresseurs (Speed design).

Avec la réduction du régime de fonctionnement et la diminution de vitesse des compresseurs, de 500 tr/min, ces garnitures d'étanchéités ont eu de très faible performances, et développe moins de contre pression d'étanchéité.

Les huiles de récupération ont dépassée la barre de 870 L/jour de fonctionnement.

Cette consommation d'huile excessive faisait appel à l'amélioration de la bague d'étanchéité flottante interne par une bague d'étanchéité flottante à rainures spirale (Windback flotting seal). La consommation d'huile est arrivée à 37 L/jour de fonctionnement.

Et le retour d'investissement a été estimé approximativement (06) six mois [4]. 2ème exemple :

Une centrale de traitement de gaz à l'ouest des USA, constituée de trois types différents de compresseurs centrifuges implantés dans le processe, avec un système d'étanchéité à bague flottante installé dans les années 1980.

L'huile d'étanchéité récupérée est traités dans le système de séparation et de dégazage et puis retournée aux réservoirs d'huile des trois compresseurs, et les gaz extrait est notamment éventé ou torché, estimé 200 000 à 300 000 SCFD qui est équivalent à 248 Nm³/heure à 372 Nm³/heure.

L'opérateur de la centrale souhaite de réduire l'émission des gaz, pour satisfaire des réglementations environnementales en vigueur, et la diminution des couts engendrés par la perte du gaz processe.

Pour arriver à ces objectifs, les compresseurs centrifuges subissent un rétrofit en 2003, qui remplace l'ancienne bague d'étanchéité flottante par une bague d'étanchéité flottante à rainures spirale (Windback flotting seal).

En résultats les, les huiles de récupération chargées de gaz ont été dramaticalement réduit, ce qui fait diminuer l'huile recyclée et le gaz torché.

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Ce la a permis à l'opérateur de la centrale, d'isoler le système de piège d'huile et de dégazage d'huiles d'étanchéité.

Et le retour d'investissement a été estimé approximativement (02) ans [4].

VI.4.PROPOSITION D'INSTALLATION D'UNE GARNITURE D'ETANCHEITE SECHE SUR LE COMPRESSEUR COOPER-BESSEMER

Analysant les interventions de la maintenance systématique (RI' et RG) des compresseurs Cooper-Bessemer, nous avons constaté qu'à chaque intervention, les bagues d'étanchéité et de labyrinthe rejoignent bien les tolérances prescrites par le constructeur.

Or, un volume horaire considérable d'indisponibilité est engendré par la défaillance des auxiliaires du système d'étanchéité (pompes, piège d'huile, vanne de commande différentielle...), sans autant d'évoquer la consommation des huiles par le système d'étanchéité qui fait d'environ 3172 L/an sur la population des compresseurs étudiés.

.[odificarion de bague ilorranre interne

								L_			Sye renie d'érancheite
Huile de Lubrification										Présiao de service 1.1 kgicm

Piége d'huile		Vanne de commande

Désembueur Gaz de référence

_L_Dégazeur^I

ELévementdu svstéme de pii_e d'huile

L

Faoctiaonemeot fiable

89

Figure VI.9: Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à bague flottante ordinaire.

Une défaillance de piège d'huile, ou la vanne de commande différentielle, peut engendrer une consommation d'huile excessive, qui entraine cette huile vers le gaz processe, et puis au gazoduc (huile constatée lors des opérations de nettoyage par piston racleur).

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

02/12/2015

17:05:42

Figure VI.10 : Liquides aperçu lors d'une opération de nettoyage par piston racleur du
gazoduc GZ2 (`S').

VI.4.1.Description de la technique d'étanchéité sèche

Plus de 20 ans d'existence, les garnitures sèches à gaz trouvent leurs applications sur des compresseurs centrifuges opérants dans différents processus industriel (Raffinage, transport du gaz, réinjection des gisements...) [5].

u

60

t^.

50 -cu a 1D i

³⁰26-^- 20

E a z

10

0

0 0 o a a a a 9 0 0

o ) _b a

90

Figure VI.11: Évolution du nombre de brevets déposés sur les garnitures d'étanchéité.

91

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Durant ces années d'application intensive de cette technologie, aucune norme industrielle n'existait. L'API (American Petrolium Institut) a récemment dressé les recommandations et standards API 614 de conception des systèmes d'étanchéité à gaz et les garnitures sèches en 1999[5].

Aujourd'hui, plus de 80% des compresseurs centrifuges dans le mandes, sont originalement fabriqués avec des garnitures mécanique sèche[5].

INBOARD

ROTATING

SEAT ^------------y

Figure VI.12: composition d'une garniture à gaz.

Une tendance de cette solution alternative, qui fait que, les utilisateurs remplacent les enceins système d'étanchéité à garniture à huile par celle de la garniture sèche[4].

Cette modification engendre le déclassement de la garniture à filme d'huile (bague d'étanchéité flottante), et l'installation d'une nouvelle cartouche d'étanchéité sèche, et le système de conditionnement du gaz d'étanchéité.

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

PRIMARY SECONDARY

VENT VENT

Î 4f

SEPARATION GAS SUPPLY

SEAL GAS SUPPLY

4¹ⁱ

T

92

PROCESS ~~ BE_SIARING

INNER

LABYRINTH PRIMARY SECONDARY BARRIER

SEAL GAS SEAL GAS SEAL SEAL

Figure VI.13: Montage en Tandem d'une garniture d'étanchéité à gaz.

Les garnitures mécaniques sèches consistent d'une bague rotative fixée à l'arbre qui représente la surface de matage, et une bague primaire stationnaire fixé dans le carter.

Durant le fonctionnement, des rainures spirales façonnées sur la bague de matage génèrent des forces aérodynamiques et aérostatiques.

Ces forces engendrées par la rotation séparent les deux bagues d'environ 3 à 10 microns sans liquide de lubrification, et un filme fin de gaz s'installe entre les deux surfaces. Ce filme de gaz sépare le gaz processe de l'atmosphère.

Ces garnitures existent sur plusieurs configurations. Pour les applications générales en utilise la configuration Tandem[4].

VI.4.2.Faisabilité et Opportunité de rénovation

Il ya beaucoup de considérations techniques pour effectuer un rétrofit par garniture sèches : VI.4.2.a. Espace de réception de la garniture

Existence d'une cavité d'emplacement sur le carter du compresseur. Si les dimensions de l'alésage ne suffisent pas il ya lieu de d'effectuer un usinage au carter pour recevoir la nouvelle garniture. Généralement une entretoise est ajoutée à l'arbre pour installer les éléments de la garniture[4].

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Espace de réception de la cartouche de garniture séche â gaz

i ;¹¹.¹1¹¹V1 Aⁱl^l

_g `1E6

0 14

4^{1 l}iiSP

. '^IL A^ll k ^r' re

:11111^r

iiiMMIIIIIIIIIMIIIMIlmi

"^1,`

Huile de

Consércation de la bague Labyrinthe

Consérvation de lubrification

la posistion du basse pression

palier lisse

93

ELéments fixes

Elément en mouz^-ement (Rotor)

Elémeut en frottement

Circuit du gaz

Huile de Lubrification 1.4 Kgicm²

Figure VI.14: Espace de réception d'une cartouche de garniture sèche sur le compresseur
Cooper-Bessemer.

VI.4.2.b. Configuration du carter

La garniture de configuration Tandem nécessite au moins (04) quatre lumières[4] :

· Alimentation du gaz d'étanchéité (Seal gaz supply).

· Event de la garniture primaire (Primary vent).

· Event de la garniture secondaire (Secondary vent).

· Et l'alimentation du gaz de séparation (Barrier gas).

Si le carter contient des lumières inadéquates, ce dernier doit subir un usinage.

VI.4.2.c. Comportement vibratoire

L'étude du comportement vibratoire doit être effectuée avant le rétrofit. Néanmoins l'enlèvement de la garniture à bague flottante affecte systématiquement le comportement vibratoire.si l'atténuation des vibrations est affecté, le compresseur nécessite des éléments d'atténuation supplémentaire [4].

94

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.4.2.c. Gaz d'étanchéité

Il est très important de connaitre le comportement thermodynamique du gaz d'étanchéité (Gaz naturel). Or ce gaz peut changer de nature thermodynamique opérant sur la garniture mécanique de rétrofit. Ce la peut être évalué par un diagramme de phase du gaz d'étanchéité [4].

1601) mie i2oo moi aao 500 406 206

~

Cou

be de

can

.ensatiun

Ga.

non chauffé

Gaz€hauffë

Mixed

(Gas1 L,quidj

Phase

Gas Phase

Détente

Détente

20 -00 60 80 '00 12) 140 160 180 A6 2M^,

tMipaveum (AFc F)

Seal Cm Dew Une mOmIleal t3®e'Ah 20 aes F Sapat t9eal c .::..ti n 100 deg. F supeneal

Figure VI.15: Diagramme typique de changeur de phase du gaz d'étanchéité.

Le champ de température calculé dans un film de gaz d'étanchéité est présenté sur la figure. Celui-ci présente des variations similaires à la courbe de pression. Toutefois, la température varie très peu dans la section d'entrée pour atteindre des gradients très importants près de la sortie où le fluide se détend [16].

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

i

			Rétrécissement brusque p(Re)	Écoulement isentropique Pe Te		290 280 270 260 a m 250 ~ 240
(Ri)
	Filin fluide	T(Re)

t - I

ohimoi

r/

~~

~

0175

0.08

~~

0,005_ik

S

0 09

75E 06 `+~~ _s~u

5E-06

F ^-06

0 07

0°111%%111% _..id111011101P.

4411

95

Figure VI.16: Conditions aux limite de pression et de température d'un filme d'étanchéité à

gaz.

La détente du gaz conduit à une baisse très significative de la température d'environ 60K. D'autre part, on peut noter que les variations suivant l'épaisseur du film, très faibles en entrée atteignent une vingtaine de Kelvins près du rayon intérieur. Toutefois, il faut garder à l'esprit que l'amplitude des variations est accrue en raison des parois adiabatiques qui ne participent pas aux transferts de la chaleur qui est entièrement transportée par l'écoulement [16].

L'API 614 (1999) recommande un système de chauffage du gaz d'alimentation d'étanchéité maintenue à 20°F supérieur au point de condensation du gaz [5].

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.4.3.Paramètres industriel de fonctionnement :

Separation gas filters

- l_ie Separtitien

Seal gas supply

Primary gas seal vents { ty caI. bath 'dents)

Y Secondary gas seal vents

96

Figure VI.17 : Synoptique d'une console typique de conditionnement et contrôle du gaz

d'étanchéité.

VI.4.3.a. Source d'alimentation de gaz d'étanchéité

En industrie, généralement on alimente le gaz d'étanchéité depuis la décharge du compresseur lui-même, ou un générateur d'azote.

Une source de gaz d'étanchéité doit être disponible en quantité et en préssion sufisante durant le fonctionnement d'un compresseur (Demarage, régime pemanet, arrets).

Généralement la pression du gaz d'étanchéité doit être supérieure à la pression requise de 50 psi, (3.44bar) [5].

Le gaz d'étanchéité ne doit pas contenir des particules solides de dimension supérieurs à 10 microns et 99.97% sèche.

Pour éviter la condensation du gaz d'étanchéité durant le fonctionnement, l'API 614 recommande la température du gaz employé qui doit au minimum avoir une température supérieur à 20 °F (11°C) du point de condensation du ce gaz [5].

97

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.4.3.b. Filtration et le système de conditionnement de gaz d'étanchéité

L'utilisation des garnitures sèche nécessite un système de conditionnement du gaz d'alimentation de la garniture, à savoir :

· Filtration et séchage du gaz d'alimentation (Clean and Dry supply gas seal).

· Filtration et séchage du gaz barrière (Clean and Dry barrier gas seal) [5].

PDAH

ppI

SEAL GAS SUPPLY

· Clean 8 dry (irae of pari cies 10 microns $ larger ond 99.97% liq.aid free)

· 60 PSI above reeling pressure

· Superheated as required

To control system

Figure VI.18: Synoptique d'un système de filtration typique du gaz d'alimentation. VI.4.3.c. Régulation et Contrôle

Il ya deux méthodes de control d'alimentation en gaz d'étanchéité. Contrôle par pression différentielle par régulation de la pression du gaz d'étanchéité envoyé à labyrinthe d'étanchéité, qui est maintenu d'environ 10 psis (0.6 bar) supérieur à la pression du gaz de référence [5].

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

POAL

Suai gas from filters

98

To compressor seal Y gas supply, low pressure or intake end

To compressor seal gas · supply, high pressure or Seal gas reference from discharge end compressor ("process side)

Figure VI.19 : Synoptique d'un système typique de commande par pression différentielle. VI.4.3.d. Event de la garniture primaire (Primary gas seal vent)

Le gaz d'étanchéité est injecté entre le labyrinthe et la bague d'étanchéité primaire.

La majorité du gaz injecté passe à travers le labyrinthe, et une petite quantité passe à travers la garniture primaire. Cette quantité perdue à travers la bague d'étanchéité primaire représente de 5 à 15 scfm, équivalent à 8.5 m³/h à 25.5 m³/h[5].

To lare

PSE

From compressor prImary seal vent area

Low point drain

Figure VI.20 : Synoptique d'un système de tuyauterie typique d'évent de la garniture

primaire.

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.4.3.e. Gaz de séparation de la bague secondaire (Secondary gaz seal vent)

VI.4.3.f. Bague secondaire (Barrier Seal) : sépare le gaz d'étanchéité de la garniture de système de paliers lisse. Cette séparation est effectuée par l'injection d'un gaz barrière généralement l'Azote ou l'air.

La première fonction de la bague de barrière est d'empêcher l'huile de lubrification des paliers de pénétrer à la garniture d'étanchéité.

La deuxième fonction est d'assurer l'étanchéité dégradée en cas ou la détérioration des bagues d'étanchéité primaire et secondaire (Primary and secondary gaz seal) [5].

Delayed shutdown

----~ P~ALL_}r---
·

f

Secondary vent reference from pipe

Separation gas from filters

PDAL Low pressure alarm & permissive

to shirt lube oil pumps

99

Secnndary vent

from compressor 'n co-irrcsInr harrier

V To compressor bnr-c.

se,: I ro e_'6_. e or seal, high pressure

Figure VI.21: Synoptique d'un système typique de commande par pression différentielle du

gaz de séparation.

VI.4.4.Aspect sécurité de fonctionnement du compresseur

La pression et le débit de l'évent primaire de la garniture doit être contrôlé pour veiller à aux signes de détérioration de la garniture primaire (augmentation du débit et de pression au niveau de l'évent primaire). Pendant le démarrage et l'arrêt du compresseur, les paramètres de lecture doivent être soigneusement contrôlés.

La garniture secondaire doit mécaniquement remplir la fonction d'étanchéité en cas ou la garniture primaire cède de fonctionner, jusqu'à l'arrêt total du compresseur.

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Il est très recommandé d'utiliser l'azote comme un gaz de séparation au niveau d'alimentation de gaz de séparation, pour éviter les complications engendrées par l'utilisation de l'air. Cependant l'utilisation du l'air comme un gaz séparateur dans des compresseurs à gaz naturel créer un mélange qui peut être explosif [5].

Dans le cas ou l'air est utilisé, l'ai d'alimentation est injecté dans la tuyauterie de l'évent de gaz de séparation et l'évent de secondaire pour garantir un niveau inférieur de mélange air-gaz LEL inférieur à 50%[5].

VI.4.5.Gain économique immédiat

Apres une rétrofit par garniture sèche bien conçu, l'intérêt économique peut se présenter dans les cas suivant :

VI.4.5.a.Consommation des huiles (les pertes des huiles au compresseur) est éliminée, à cause de déclassement du système de contrôle et du traitement d'huile d'étanchéité (piège d'huile).

syetime

d'étanchi té

Huile de lubrification

Pompes

Soupapes. de Réservoir d'huile y Balte

Présion de sersice 1,414cm²

Vanne de

commande

Fonctionnement fiable

décharge d'étanchéité

41=1 1
Gaz de référence

100

Gaz de référence

Figure VI.22 : Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à bague flottante Windback

(rétrofit)

Svstéme

d'êtanchéitê â gar

Gaz d' eta ncheité Seal gaz supply

Gaz processe

Gaz séparateur

Air ou Azote

Filtration N²1

0.3 micron

Filtration Nc2

>20 °F de point de condensation (API 614)

Vanne de ^Nat commande

commande

de Etanchéitê
ti°1

commande primaire

Réchauffeur

Fonctionnement fiable

Etanchéité
secondaire

Figure VI.23 : Diagramme de fiabilité du système d'étanchéité à gaz (rétrofit)

VI.4.5.b.Complexité de maintenance : le système de conditionnement du gaz d'étanchéité est beaucoup plus simple que celui du support d'huile d'étanchéité de la garniture à filme d'huile [5].

101

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.4.5.c.Cout d'exploitation: Réduire les pertes mécaniques d'entrainement du compresseur absorbées par le système d'étanchéité à bagues flottantes de 10 fois par rapport au système d'étanchéité gaz [6]. Le cout estimé de perte de gaz est très réduit à savoir :

Pertes de gaz du système à garniture sèche de 0.5 à 3 scfm, qui est équivalent à 0.85 à 5.1 m³/h, contre la perte engendrée par le système à filme d'huile de 40 à 200 scfm, qui est équivalent à 68 à 340 m³/h[5].

VI.4.5.d.Maintenabilité : après une défaillance diagnostiquée sur des garnitures à gaz, l'opérateur peut remettre à niveau cette garniture sans autant de les changer, au contraire de celle des garnitures à bague flottante qui se consomme [5].

Augmenter la fiabilité du système d'étanchée du compresseur. Ce système présente un taux de défaillance de 0.175 pannes/an sans entretien, ce qui vaut une panne par (06) ans ou plus [5].

VI.4.5.e.Sécurité : Augmenter le niveau de sécurité par l'élimination des huiles chargée du gaz, et de quantité de perte du gaz processe (Gaz naturel) qui peuvent engendrée un mélange combustion dans le système de torche [5].

VI.4.6.Inconvénients

En revanche, les solutions de rénovation technologiques ne peut vent être des solutions parfaites, une modification par garniture sèche présente des inconvénients :

VI.4.6.a. Nécessité d'usinage et reworking du compresseur pour adaptation dimensionnelle de la cartouche de garniture sèche à installer.

VI.4.6.b. Changement de comportement vibratoire du compresseur, changement de la vitesse critique, amplification de facteur logarithmique vibratoire, donc il est nécessaire d'examiner le comportement dynamique du compresseur. Si cet examen ne sera pas satisfaisant, il est nécessaire d'ajouter des pièces d'atténuation vibratoire (Damping equipment) comme des bague à nie d'abeilles (Honeycomb ring) [4].

102

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Figure VI.24 : bague d'étanchéité qui remplace le labyrinthe, qui a un effet atténuateur de

vibration.

VI.4.6.c. Influence de la filtration 26: Très grand risque de défaillance lors de l'existence de particules ou liquide de gaz t'étanchéité. Ces particules affectent fatalement les surfaces fonctionnelles de la garniture. Or cette condition est décisive en ce qui concerne la fiabilité du système. Le gaz d'étanchéité doit être sec et filtré.

VI.4.6.d. Fiabilité 26: La fiabilité du système peut être affectée par les arrêts les démarrages et le fonctionnement à bas régime. Cette situation nécessite un système de pressurisation supplémentaire.

VI.4.6.e. Prix d'achat d'une cartouche26: Des couts élevés. Une cartouche d'une étanchéité sèche coute de US$ 50 000.00 à US$ 60 000.00, or l'ensemble des pièces à bague d'étanchéité flottante cout d'environ US$ 20 000.00 à US$ 30 000.00[4].

VI.4.6.f. Maintenabilité modulaire 26: Un système complexe, le système de conditionnement de la garniture sèche est moins complexe que celui à bague d'étanchéité flottante, par contre la cartouche de la garniture sèche est plus complexe en construction. Lors d'intervention du service maintenance, la cartouche est enlevé et envoyer au constructeur pour la réparation, puisque le diagnostique ce fait sur un banc d'essai.

Nécessité d'un gaz barrage (azote ou l'air), pour éviter le passage des huiles de lubrification des paliers aux surfaces d'étanchéité de la cartouche.

103

Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

VI.4.7.Exemples de rétrofit ler exemple

Une raffinerie en Angleterre UK, opérant avec un compresseur model 2M8-6 implanté dans le processe de convertisseur catalytique des fluides.

Ce compresseur fonctionne avec une garniture d'étanchéité à bagues flottante avec injection d'azote, pour prévenir de la contamination par les sulfures (H₂ S).

Dans un but de réduction de consommation d'huile et d'azote baffer, l'opérateur de la raffinerie adopte un projet de rétrofit d'une garniture sèche de configuration opposée.

La consommation d'azote baffer, a été réduite de 137 scfm à 6 scfm, qui est équivalent à une réduction de 232 m³/h à 10 m³/h.

Depuis ce temps, et après conversion d'étanchéité, le compresseur fonction avec zéro émission, et le système d'étanchéité à filme d'huile a été éliminé [4].

2ème exemple

Un complexe de pétrochimie de production d'ammoniac et d'urée Petrobas' situé à Camaçari, Brésil, réaménagé pour produire 1500 ton/jour.

Comme effort de rénovation de différents équipements, l'un de ces rénovations, le remplacement des garnitures à bagues flottante d'huile des compresseurs de synthèses.

La consommation des huiles a été excessive durant les années d'exploitation de l'usine.

Le train de procédé de synthèse, est constitué de deux compresseurs, entrainés par des turbines à vapeur d'une puissance totale de 22 670 kW.

Le compresseur basse pression aspire du gaz à 25.5 bar et refoule à 65.2 bar.

Le compresseur haute pression aspire du gaz à 65.2 bar et refoule à 156 bars.

De jeux de cartouches en tandem d'étanchéité à gaz ont été installées sur les compresseurs

[5].

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Chapitre VI : Opportunité de modification du système d'étanchéité du compresseur Cooper-Bessemer

Tableau VI.4 : Comparaison de performances des deux systèmes d'étanchéité [4] :

Etanchéité à filme d'huile Etanchéité à gaz

Cout d'entretien Pompes, vannes, filtres, Sans frais d'entretient i piége d'huile, consoles..				Consommation
3.7 à 378 L/jour		Pas du système à huile	de Remplaccém nt sur la durée Tres négligeable du vie du compresseur

Consommation de Bagues : De 10 à 30 HP < 1 à 2 HP

puissance du système Pompes : 20 à 100 HP d'étanchéité.

Fuites du gaz	>25 scfm (42 m^3/h)			< 2 scfm (3.4 m^3/h)	Contamination
Cout de nettoyage du pipe Pas de contamination Contamination du gaz processe			Gaz de séparation (N2) ir à 70 scfm (68 à 119 m^3/h) De 2 à 4 scfm (3.4 à 6.8 m^3/h)

Indisponibilité Très haut cout indirect Très fiable

(accidentelle) d'indisponibilité

Démarrages ratés

Fréquents

Rare

Avec l'élimination du système de piège d'huile, l'intervention accidentelle sur ces organes est éliminée, et le risque de fuite d'huile est réduit. Par contre le risque de perte d'huile par

Conclusion générale

CONCLUSION GENERALE

Un projet de rénovation d'un compresseur exige l'étude de ces performances, et le cout associé à sont exploitation.

D'après l'analyse des rapports d'entretient fournit soit par la DML Laghouat chargé des opérations RP et RG, nous avons constaté que la garniture d'étanchéité ne constitue aucun malaise lors du démontage et contrôle des jeux fonctionnels, et la plupart des interventions corrective sont dues aux phénomènes d'écoulements.

On peut anticiper l'incrimination du système du joint d'étanchéité installée dans ce compresseur, puisque ce genre de dispositifs peut présenter des phénomènes d'écoulement cycliques.

Ces phénomènes ont été interprétés par deux suppositions, référencées à des travaux scientifiques [16], à savoir : Rupture du filme d'huile, et changement de phase du liquides d'étanchéité.

L'examen de la consommation des huiles sur les compresseurs Cooper-Bessemer, nous a donné les valeurs de la consommation moyenne annuelle (jours ouvrable) de 31721.

En premier lieu, pour palier à ce problème de consommation nous avons proposé une modification sur la bague d'étanchéité flottante interne (l'élément critique et principal d'étanchéité) par celle d'une bague flottante à rainure (windback floating ring seal),

Cette modification a donné des bon résultats (Exemples de rétrofit dans le mande) constaté sur la diminution de quantité d'huile d'étanchéité envoyée vers la chambre à gaz de labyrinthe, ce qui va réduire la migration d'huile vers le compresseur à travers le labyrinthe.

Apres étude de faisabilité.les résultats de rétrofit ont un gain positif sur l'aspect maintenance du système d'étanchéité et la consommation des huiles à savoir :

· Diminution de consommation d'huile jusqu'à environ 90% ( l^er exemple de rétrofit de la référence [4]).

· Diminution systématique d'émission des gaz éventés et séparés des huiles aigres.

· Elimination du système de piège d'huile et le maintien du système de vanne de commande et dégazeur.

· Prolonger la durée de vie et les couts de nettoyage du pipeline, après avoir réduire la quantité d'huile entrainée vers cet ouvrage.

· Le retour d'investissement de rétrofit, a été estimé approximativement de 06 six mois

à (02) ans [4].

Conclusion générale

défaillance de la vanne de commande différentielle et le bagues d'étanchéité usée est émanent.

Un volume horaire considérable d'indisponibilité (constatés par les opérateurs de la station de compression) est engendré par la défaillance des auxiliaires du système d'étanchéité à bague flottante (pompes, piège d'huile, vanne de commande différentielle...).

D'abords, pour palier à ce problème d'intervention accidentelle, nous avons proposé une modification sur le system d'étanchéité embarqué à bague flottantes par celui de la garniture à gaz sèche. Apres étude de faisabilité, argumentés par des exemples de rétrofit effectués dans le monde, nous constatant ce qui suit :

Gain économique immédiat

· Consommation des huiles (les pertes des huiles au compresseur) est éliminée, à cause de déclassement du système de contrôle et du traitement d'huile d'étanchéité (piège d'huile).

· Complexité de maintenance : le système de conditionnement du gaz d'étanchéité est

beaucoup plus simple que celui du support d'huile d'étanchéité de la garniture à filme d'huile [5].

· Réduire les pertes mécaniques d'entrainement du compresseur absorbées par le système d'étanchéité à bagues flottantes de 10 fois par rapport au système d'étanchéité gaz.

· Pertes de gaz du système à garniture sèche de 0.5 à 3 scfm, qui est équivalent à 0.85 à

5.1 m³/h, contre la perte engendrée par le système à filme d'huile de 40 à 200 scfm, qui est équivalent à 68 à 340 m³/h[5].

· Maintenabilité : après une défaillance diagnostiquée sur des garnitures à gaz, l'opérateur peut remettre à niveau cette garniture sans autant de les changer, au contraire de celle des garnitures à bague flottante qui se consomme [5].

· Augmenter la fiabilité du système d'étanchée du compresseur. Ce système présente un taux de défaillance de 0.175 pannes/an sans entretien, ce qui vaut une panne par (06) ans ou plus [5].

· Sécurité : augmenter le niveau de sécurité par l'élimination des huiles chargée du gaz, et de quantité de perte du gaz processe (gaz naturel) qui peuvent engendrée un mélange combustion dans le système de torche [5].

En revanche, les solutions de rénovation technologiques ne peut vent être des solutions parfaites, une modification par garniture sèche présente des inconvénients :

Inconvénients

Conclusion générale

· Nécessité d'usinage et reworking du compresseur pour adaptation dimensionnelle de la cartouche de garniture sèche à installer.

· Changement de comportement vibratoire du compresseur, changement de la vitesse

critique, amplification de facteur logarithmique vibratoire. Si cet examen ne sera pas satisfaisant, il est nécessaire d'ajouter des pièces d'atténuation vibratoire (damping equipment) comme des bague à nie d'abeilles (honeycomb ring) [4].

· Figure : bague d'étanchéité qui remplace le labyrinthe, qui a un effet atténuateur de vibration.

· Influence de la filtration : très grand risque de défaillance lors de l'existence de particules ou liquide de gaz t'étanchéité. Or cette condition est décisive en ce qui concerne la fiabilité du système. Le gaz d'étanchéité doit être sec et filtré.

· Fiabilité : la fiabilité du système peut être affectée par les arrêts les démarrages et le fonctionnement à bas régime. Cette situation nécessite un système de pressurisation supplémentaire.

· Prix d'achat d'une cartouche : des couts élevés. Une cartouche d'une étanchéité sèche

coute de US$ 50 000.00 à US$ 60 000.00, or l'ensemble des pièces à bague d'étanchéité flottante cout d'environ US$ 20 000.00 à US$ 30 000.00[4].

· Maintenabilité modulaire : un système complexe, le système de conditionnement de la garniture sèche est moins complexe que celui à bague d'étanchéité flottante, par contre la cartouche de la garniture sèche est plus complexe en construction. Lors d'intervention du service maintenance, la cartouche est enlevé et envoyer au constructeur (Réparation & Retour) pour la réparation, puisque le diagnostique ce fait sur un banc d'essai.

· Nécessité d'un gaz barrage (azote ou l'air), pour éviter le passage des huiles de lubrification des paliers aux surfaces d'étanchéité de la cartouche.

Aspect sécurité de fonctionnement du compresseur :

Pour un système d'étanchéité à garnitures sèches très sécurisé, il faut garantir les aspects suivants :

· La pression et le débit de l'évent primaire de la garniture doit être contrôlé, pour veiller à aux signes de détérioration de la garniture primaire, pendant le démarrage et l'arrêt du compresseur, les paramètres de lecture doivent être soigneusement contrôlés.

· Il est très recommandé d'utiliser l'azote comme un gaz de séparation au niveau

d'alimentation de gaz de séparation, pour éviter les complications engendrées par l'utilisation de l'air. Cependant l'utilisation du l'air comme un gaz séparateur dans des compresseurs à gaz naturel créer un mélange qui peut être explosif [5].

Conclusion générale

· Dans le cas ou l'air est utilisé, l'ai d'alimentation est injecté dans la tuyauterie de l'évent de gaz de séparation et l'évent de secondaire pour garantir un niveau inférieur de mélange air-gaz LEL inférieur à 50%[5].

Références bibliographique

[1]Manuel instruction N° 92275 , Manuel d'exploitation et d'entretien, Compresseur centrifuge, RF2/1B-30, COOPER-BESSEMER.

[2] TOTAL/ Manuel de formation/ Cours EXP-PR-EQ130, révision 0.3/ Exploration et Production/ Les équipements/ Les compresseurs.

[3] Technique de l'ingénieur, BM 5 425, Garnitures mécaniques, Technologie.

[4] John S.Staley, Manager Tutbo Product Upgrades,Mecanical upgrades to improve centrifugal compressor operation and reliability. Dresser-Rand Company.Olean, NexYork.

[5] John S.Staley, Manager Tutbo Product Upgrades, Dry gaz seal system design satandards for centrifugal compressor apllications. Dresser-Rand Company.Olean, NexYork.

[6] Site web www.institut-numerique.org/ les compresseurs à gaz à bord des navires méthaniers, consulté le 21/01/2017.

[7] Donnée méthode de maintenance, Direction Maintenance Laghouat, Département Méthode, année 2016.

[8] M. BOUMAIEL, Cours de Gestion de la Maintenance, IAP Boumerdes, Unité de Formation et de Recherche, Promotion Février 2016.

[9]Site web officiel www.sonatrach.com, consulté le mois de Décembre 2016.

[10] Site web officiel www.sonatrach.com, Présentation : Sonatrach une dimension gazière internationale, consulté le mois de Décembre 2016.

[11] BELALA Nacer, Présentation portant sur l'opportunité du rétrofit du système de démarrage `turbine de lancement' des turbines GE MS3002, TRC,MNT-TECH, 12/09/2012.

[12] Document informatique d'un rapport de stage, auteurs CMT/RTO, dernière impression le 22/05/2011.

[13] Maamoune saad et al, Adaptation d'un nouveau système d'étanchéité `Garniture sèche' au compresseur K201B, L'Université KASDI MERBAH-Ouargla, 2010/2011.

[14] M. BOULAHDID, Séminaire sur les compresseurs, du 17 /05 au 21/ 05/ 08, IAP Skikda.

[15] IAP Boumerdes, Unité de Formation et de Recherche en HSE/IAP, Rapport de Stage N° 01 d'Ingénieur Spécialisé TRC, Heath, Safety & Environment, Promotion 2007/2008.

[16] Noel Brunetière. Les garnitures mécaniques : Etude théorique et expérimentale. Mécanique,[physics.med-ph]. Université de Poitiers, France, 2010, HAL Id.

[17] Presse nationale le 30 Novembre 2016, Déclaration finale du 15^e FIE Forum international de l'énergie d'Alger, Le gaz naturel et les défis de l'industrie pétrolière mis en exergue, Publié le 29 septembre 2016.