Abstract
This document is the report of our final project study carried
out in the Society Anonym Moroccan of Refining Industry (SAMIR) whose objective
is the optimization of the refinery's energy bill, including the electrical
one.
First of all, this work is a diagnosis of the existing which
means an analysis of the steam production system in thermal power plant II, and
electricity in the new cogeneration unit, and thus determining the form of
material balances and thermal parameters that characterize this production
(temperature, pressure, flow, power...) in boilers and cogeneration.
Then, based on the results obtained, we will calculate the
specific consumption and cost of dematerialized water, steam and
electricity.
Secondly, this work will focus on determining the optimal
surgical operation of a cogeneration unit that uses the combined cycle
technology combining a gas turbine of 40 MW at a heat recovery boiler flue gas
exhaust and turbine can generate almost 70 T / h high pressure steam. It
supplies electricity and steam, to the current facilities (former refinery) and
the project of modernization. It allows a reduction in emissions of Greenhouse
Gases.
The refinery has facilities that are particularly sensitive to
the absolute continuity of supply. SAMIR has an absolute need to protect them
against any interruption of electricity cogeneration is in insuring the power
of its site. In addition SAMIR concluded a convention with ONE which will
supply a 17.1 MW of electricity power. In case of exceeding this power, SAMIR
pay penalties that make the energy bill greater. The optimization of this bill
becomes crucial.
By the end we will be able to determinate an economic optimum in
terms of : - Operating conditions of cogeneration.
- The new contract power.
- Optimal production of new steam turbine.
Keywords: Gas turbine, Cogeneration, Boiler,
Steam turbine, Yield, Ratio, Energy Bill, Contract power, Energy Balance,
Simple cycle, Cost of electricity
Table des matières
Dédicace 2
Remerciements 3
Résumé - Abstract 4
Liste des figures 9
Liste des tableaux 11
Liste des annexes 12
Nomenclature 13
Introduction générale 15
Chapitre I : Présentation de la SAMIR
17
I. Localisation géographique 18
II. Historique et création 18
III Secteur d'activité 20
III-1. Activité 20
III-2. Produits 20
IV. Structure organisationnelle 21
IV-1. Conseil d'administration 21
IV-2. Organigramme 22
V. Description des projets récents 23
V-1. Projet Upgrade 23
V-2. Projet de cogénération 24
V-3. Topping 4 25
Chapitre II: Généralités sur les
chaudières et la cogénération 26
I. Généralités sur les chaudières
27
I-1. Généralités sur le combustible (fuel
n°2) 27
I-2. Généralités sur la combustion 28
I-3. Généralités sur les chaudières
30
I-3-1. Description et principe de fonctionnement des
chaudières 30
I-3-2. Caractéristiques principales des
générateurs 31
I-3-3. Appareils complémentaires 32
I-3-4. Les circuits des chaudières 34
II Généralités sur la
cogénération 36
II-1. Définition de la cogénération 36
II-2. Principe de la cogénération 36
II-3. Les types d'installations 36
II-3-1. Turbine à vapeur 37
II-3-2. Turbine à gaz 37
II-3-3. Moteur à combustion interne (gaz ou diesel) 38
II-3-4. Cycle combiné: turbine à gaz + turbine
à vapeur 39
II-3-5. La trigénération 39
II-4 Etude comparative des différentes technologies 40
Chapitre III : Fonctionnement de la CTE II et de
l'unité de cogénération 41
I. La centrale thermoélectrique II (GTE II) 42
I-1. Introduction 42
I-2. Différentes unités de la CTE II 42
I-3. Chaudières de la CTE II 44
I-3-1. Production de la vapeur haute pression 44
I-3-2. Production de la vapeur moyenne pression 45
I-3-3. Production de vapeur basse pression 45
I-3-4. Production de vapeur très basse pression 45
II. L'unité de cogénération de la SAMIR
47
II-1. Introduction 47
II-2. Architecture de l'unité 47
II-3. Fonctionnement de l'unité de
cogénération 48
II-3-1. Le groupe turboalternateur 48
II-3-2. Chaudière de récupération 50
II-3-3. Circuit (Eau /vapeur) 51
II-3-4. Circuit diesel 51
II-3-5. Le Groupe électrogène 52
Chapitre IV : Calcul des consommations spécifiques
et des Coûts de revient des utilités 53
I. Méthodologie de calcul 54
I-1. Définition 54
I-2. Coût variable et coût fixe 54
II. Goûts de revient des utilités dans la
Gentrale thermoélectrique II 54
II-1. Coüt de revient de l'eau
déminéralisée 55
II-2. Coüt de revient de l'air comprimé 56
II-3. Calcul du coût de revient de la vapeur 58
II-3-1. Modélisation du système de production 58
II-3-2. Calcul du coût variable de production 58
II-3-3. Calcul du coût fixe de production 61
II-3-4. Coût de revient de la vapeur HP 62
III Coûts de revient de l'électricité et
de la vapeur HP dans l'unité de cogénération 64
III-1. Introduction 64
III-2. Prix d'achat d'électricité 64
III-3. Coüt de revient de l'électricité et la
vapeur produite par l'unité de cogénération 65
III-3-1. Méthodologie de calcul 65
III-3-2. Calcul du coût de revient de la vapeur et de
l'électricité (méthode I) 66
III-3-3. Calcul du coût de revient
l'électricité (méthode II) 70
III-3-4. Synthèse et interprétation 73
IV. Conclusion 74
Chapitre V : Etude des différents scénarios
IHOMMEMIUnMB'pOLMIEBpC dans la raffinerie & détermination de la
nouvelle puissance souscrite 75
I Détermination de la marche opératoire
optimale de l'unité de cogénération 76
I-1. Influence de la température ambiante 76
I-2. Influence de la qualité d'air 78
I-3. Influence du facteur de puissance Cos á 79
I-4. Marche optimale de la cogénération 81
II. Différents scénarios de distribution
d'électricité dans la raffinerie 84
II-1. Consommations des unités 84
II-2. Différents scénarios de distribution
d'électricité 84
III. Détermination de la nouvelle puissance souscrite
86
III-1. Rappel du contrat ONE-SAMIR 86
III-2. Dépassement de puissance souscrite 88
III-3. Détermination de la nouvelle puissance souscrite
90
Chapitre VI : $ P pOULDiUnsASN IX WP
HCBSIUdARiUMEd'pOMI .. 92
I. Introduction 93
II. Amélioration du système de production de
la vapeur 94
II-1.Diagnostic des chaudières 94
II-2.Dimensionnement d'un échangeur de
préchauffage de l'eau de chaudières 103
III. Calcul technico-économique de la turbine
à vapeur 110
III-1.Justification du projet 110
III-2. Calcul de la turbine à vapeur 111
III-3. Estimation économique du projet 116
III-4. Implantation du projet 118
IV. Amélioration de la cogénération
119
IV-1.Changement des filtres de gazoline 119
IV-2 Lavage off-line 119
V. Mise en place du système de délestage
121
V-1. Les unités à délester en cas de
coupure d'électricité 121
V-2. Intérêt économique du délestage
124
Conclusion générale 126
Références bibliographiques 127
Annexes 128
Biographie des auteurs 140
Liste des figures
Figure 1.1 : Localisation de la SAMIR sur la carte
géographique 18
Figure 1.2 : Répartition de la production de la SAMIR 2008
21
Figure 1.3 : Organigramme de la SAMIR 2008 22
Figure 1.4 : Répartition de production avec le nouveau
projet UPGRADE 23
Figure 2.1 : Chaudières à tubes de fumées
30
Figure 2.2 : Chaudières à tubes d'eau 31
Figure 2.3 : Ballon supérieur 33
Figure 2.4: Surchauffeur 33
Figure 2.5 : Circuit Eau/Vapeur 34
Figure 2.6 : Descriptif du circuit de l'air et des fumées
35
Figure 2.7 : Principe de la cogénération 36
Figure 2.8 : Cogénération par Turbine à
vapeur 37
Figure 2.9 : Cogénération par Turbine à gaz
38
Figure 2.10 : Cogénération par Moteur à
combustion interne 38
Figure 2.11 : Cogénération par cycle combiné
39
Figure 3.1 : Schéma de la centrale thermoélectrique
II 42
Figure 3.2 : Schéma de la production d'air comprimé
43
Figure 3.3: Système de réception et de distribution
de la vapeur dans CTE II 46
Figure 3.4 : Vue général de l'unité de
cogénération 48
Figure 3.5 : Schéma d'une Turbine à gaz simple
49
Figure 3.6: Chaudière de récupération 50
Figure 3.7: Parcours de l'eau et des fumées dans la
chaudière de récupération 51
Figure 4.1: Schématisation de la station de
déminéralisation d'eau 55
Figure 4.2 : Schéma de production d'air comprimé
56
Figure 4.3: Système de production de la vapeur haute
pression dans la CTE II 58
Figure 4.4: Augmentation du coût de la vapeur HP (Dh/T)
63
Figure 4.5: Système de production dans l'unité de
cogénération 65
Figure 4.6: production de la VH dans la chaudière de
récupération 66
Figure 4.7: Coût de la vapeur HP pour les différents
régimes de cogénération 68
Figure 4.8: Système de production
d'électricité dans l'unité de cogénération
68
Figure 4.9: Coüt de l'électricité pour les
différents régimes de cogénération 70
Figure 4.10: Coût de production d'électricité
en fonction de la puissance produite 73
Figure 5.1: Variation des différentes productions en
fonction de la température ambiante 77
Figure 5.2: Détérioration des performances de la
turbine à gaz en raison d'un encrassement
des aubes du compresseur 78
Figure 5.3: Variation du facteur de puissance Cos á en
fonction de la puissance réactive 80
Figure 5.4: Variation du coüt de production
d'électricité en fonction de la puissance active 81
Figure 5.5: Evolution des charges totales
d'électricité en fonction du régime de la
cogénération 82
Figure 5.6: Facture électrique en 2009
et 2010 en fonction du régime de marche de la
cogénération 83
Figure 5.7: Principe de tarification de
l'électricité (ONE) 87
Figure 6.1 : Analyse PARETO de défaillances des
éléments de la chaudière A 95
Figure 6.2 : Analyse PARETO de défaillances des
éléments de la chaudière B 95
Figure 6.3 : Analyse PARETO de défaillances des
éléments de la chaudière C 96
Figure 6.4 : Analyse PARETO de défaillances des
éléments de la chaudière D 97
Figure 6.5 : Dégradation des éléments
concernés 98
Figure 6.6 : Suivi de pourcentage d'Oxygène pour la
chaudière A 100
Figure 6.7 : Variation du point de rosée en fonction du
pourcentage de SO3 101
Figure 6.8 : Economiseur en bon état et Economiseur
encrassé 101
Figure 6.9 : Suivi de la température entrée
économiseur pour les quatre chaudières 102
Figure 6.10 : principe de fonctionnement et bilan
énergétique de l'échangeur de chaleur avec
l'eau chaude sortant de l'économiseur 105
Figure 6.11: Répartition de la consommation de vapeur HP
112
Figure 6.12: Processus de production d'une turbine à
vapeur 113
Figure 6.13: Point d'entrée et de sortie de la turbine sur
les diagrammes (T-S) et (H-S) 115
Figure 6.14: Degré d'autonomie électrique 116
Figure 6.15: Implantation de la turbine à vapeur 118
Liste des tableaux
Tableau 1.1 : Principaux fournisseurs de la SAMIR 20
Tableau 2.1: Etude comparative des technologies de
cogénération 40
Tableau 4.1 : Matières premières consommées
dans la production de l'eau déminéralisée 55
Tableau 4.2 : Consommations spécifiques pour production de
l'eau déminéralisée 55
Tableau 4.3: Calcul du coüt de l'eau
déminéralisée 56
Tableau 4.4: Cout de l'air de service 57
Tableau 4.5: Coüt de l'air instrument 57
Tableau 4.6 : Quantités de matières
premières consommées pour la production de la vapeur 59
Tableau 4.7 : Dosage et densité du Nalco 59
Tableau 4.8: Consommation horaire de l'énergie
électrique dans les chaudières 60
Tableau 4.9: Consommation d'air comprimé dans les
chaudières 60
Tableau 4.10: Coût variable de production de vapeur HP
61
Tableau 4.11: Coût de maintenance dans le système de
production de vapeur HP (2009) 61
Tableau 4.12: Coût de production de vapeur HP (2009) 62
Tableau 4.13: Données de base pour le calcul du Coût
VH cogénération 67
Tableau 4.14: Coût de revient de la vapeur HP dans la
cogénération 68
Tableau 4.15: Consommations de matières premières
pour la génération électrique 69
Tableau 4.16: Coût de revient de
l'électricité dans la cogénération 69
Tableau 4.17: Coûts de matières premières de
la cogénération 71
Tableau 4.18: Coüts de l'électricité pour les
différents régimes de marche de cogénération 71
Tableau 5.1: Variation des paramètres
caractéristiques de la cogénération en fonction de la
température ambiante 76
Tableau 5.2: Variation du facteur de puissance Cos á en
fonction de la puissance réactive 80
Tableau 5.3: Facture électrique de la raffinerie pour
différents régimes de cogénération 82
Tableau 5.4: répartition de la consommation
électrique des unités de la SAMIR 84
Tableau 5.5: Postes horaires pour la tarification
d'électricité 88
Tableau 6.1 : défaillances des éléments dans
les quatre chaudières A 94
Tableau 6.2 : défaillance des éléments de la
chaudière B 95
Tableau 6.3 : défaillance des éléments de la
chaudière C 96
Tableau 6.4 : défaillance des éléments de la
chaudière D 96
Tableau 6.5 : suivie du rendement de la chaudière 103
Tableau 6.6 : Données des fluides chaud et fraoid 106
Tableau 6.7 : Calcul du ÄTLM et Us 106
Tableau 6.8 :.Caractéristiques des faisceaux tubulaires
107
Tableau 6.9 : Caractéristique de la calandre 107
Tableau 6.10 : Pertes de charges à l'intérieur et
l'extérieur des tubes 107
Tableau 6.11 : les résistances d'encrassement 108
Tableau 6.12 : Compléments de vapeur à fournir aux
unités Upgrade 111
Tableau 6 .13 : Estimation des charges annuelles de maintenance
117
Tableau 6.14: Unités à délester dans
l'ancienne raffinerie SAMIR 122
Tableau 6.15: Pompes à délester dans le
système de stockage (réservoirs) 122
Tableau 6.16: Ordre de priorité de délestage dans
le nouveau projet UPGRADE 123
Liste des annexes
Annexe 1 : Vue générale de l'unité de
cogénération 127
Annexe 2 : Caractéristiques des moteurs de la
cogénération 128
Annexe 3 : Les unités de la SAMIR 129
Annexe 4 : Diagnostique des chaudières A,B,C et D de la
centrale II 131
Annexe 5 : Méthodologie de dimensionnement de
l'échangeur de chaleur 132
Annexe 6 : Cycle thermodynamique de HIRN 137
Annexe 7 : Capacités de production et consommation de la
vapeur dans la raffinerie 138
Nomenclature
A : air d'échange.
AFNOR : Association française de normalisation.
BP : Basse Pression.
CTE II : Centrale Thermo-Electrique II.
CCI : Corps Cylindrique Inférieur.
CCS : Corps Cylindrique Supérieur.
Cos ö : facteur de puissance. DH: Dirham.
ED: Eau déminéralisée. EE : Energie
électrique. Ec : L'énergie cinétique.
Ep : L'énergie potentielle. É : coefficient
de correction des prix.
F : facteur de correction (échangeur).
GAT: Groupe Turboalternateur (Turbine+Alternateur).
GE : Général électrique.
h : coefficient d'échange convectif.
hp : Heures de pointe. hpl : Heures pleines.
hc : Heures creuses.
HP : Haute Pression. H : Enthalpie.
KW: Kilowatt (Puissance). KWh: Kilowatt-hour (Energie).
m2 : Mètre Carré.
m3 : Mètre Cube.
MP: Moyenne Pression. MW: Mégawatt (Puissance). MDH:
Million de dirham. MMDH : Milliard de dirham.
Ntt : nombre de tube total (échangeur).
Nu : nombre de Nusselt.
ONE : Office Nationale d'Electricité.
ppm : partie par million, unité de concentration des
composées.
Pr : nombre de Prandtl.
P : puissance électrique produite par la TAG.
PCI : pouvoir calorifique inférieur.
PCS : pouvoir calorifique supérieur.
Q: puissance thermique.
rpm : roue par minute, nombre de rotation de l'arbre d'un
moteur.
R : rendement de la chaudière.
Ra : Ratio de la chaudière.
Re : nombre de Reynolds.
SAMIR : Société Anonyme Marocaine de l'Industrie du
Raffinage.
S : Entropie.
SHT : Surchauffeur haute pression. SBT : Surchauffeur basse
pression. t : température.
TAG : turbine à gaz.
T: Tonne.
UPGRADE : projet de modernisation de la SAMIR.
U : L'énergie interne.
Us : coefficient d'échange global.
V : vitesse de fluide.
VH : Vapeur Haute Pression.
VM : Vapeur Moyenne pression. VB : Vapeur Basse pression.
VBB : Vapeur plus Basse pression.
W : puissance mécanique.
u : Rendement isentropique du groupe turboalternateur.
ô : Rendement Mécanique-électrique du groupe
turboalternateur.
€ : Euro = 11,5 DH.
$ : Dollars = 8,9 DH.
ñ : masse volumique.
ë : conductivité thermique.
ÄTLM : différence de température moyenne
logarithmique.
ÄP : perte de charge.
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