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Optimisation de la facture énergétique par l'amélioration du système de production d'énergie de la raffinerie Samir de Mohammedia (Morocco)


par Yassine AIT SI HAMMOU
Université Ibn Zohr Agadir - Ingénieur d'Etat 2010
Dans la categorie: Sciences
   
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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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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.

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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.

 

Projet de Fin d'Etudes

 
 

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