Amélioration des performances de la turbine à Gaz de propane (MS7001) du complexe GL 1K

MINISTERE DE L’ENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE SEDDIK BENYAHIA DE JIJEL FACULTE DES SCIENCES DE LA TECHNOLOGIE

DEPARTEMENT DE GENIE MECANIQUE

MEMOIRE DE FIN D’ETUDE

EN VUE DE L’OBTENTION DU DIPLÔME DE MASTER EN GENIEMECANIQUE

THEME

OPTION : ENERGETIQUE

PRESENTE PAR :

 BOUTAGHANE Ilyas ENCADRE PAR :  BOUTERF Ahcen S .DJIMLI

PROMOTION 2018/2019

Amélioration des Performances de la Turbine à Gaz de

Propane (MS7001) du Complexe GL 1K

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I

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A

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C

E

E

« Louange à Dieu, le seul et unique »

A mes très chers parents ainsi qu’a mes frères et

sueurs,

A tous mes amis,

A tous ceux qui ont participé de près ou de loin

à la réalisation de ce travail

Je dédie ce modeste travail.

Bouterfahcen

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E

« Louange à Dieu, le seul et unique »

A mes très chers parents

A ma chère épouse, ainsi que mon fils Yanis

A mes frères et sueurs,

A tous mes amis,

A tous ceux qui ont participé de près ou de loin

à la réalisation de ce travail

Je dédie ce modeste travail.

Boutaghaneilyas

Remerciement

Nous tenons tout d’abord à remercier Dieu le tout puissant et

miséricordieux, dem’avoir donné le courage, la force et la volonté pour

accomplir ce Modeste travail.

En second lieu,

nous tenons

à remercier mon encadreur Mr. s .Djimli.

pouravoir bien voulu nos encadrer, pour avoir inspiré et suivi avec

beaucoup d’intérêtce travail, son soutien et sa confiance ont permis

l’accomplissement de cemémoire, son précieux conseil et son aide

durant toute la période du travail.

Nous présentons aussi nos chaleureux remerciements à tous les gens

quinous ont aidés durant notre stage à le GNL du Skikda.

Nous tenons à remercier les membres de jury, chacun de son nom,

d’avoiraccepté juger notre travail de Master II.

Sommaire

Introduction général 1

Chapitre I :

Présentation du méga train de Skikda

I.1- Introduction

I.2 - Situation géographique 3

I.3 - Caractéristiques de production 3

I-4 - le but de la liquéfaction 4

I-5 - Procédé de liquéfaction utilisé 4

I.6 - Présentation générale des installations du Nouveau Train de GNL 7

I.6.1 - Les utilités 7

I.6.2 - Le train de liquéfaction et de fractionnement 8

a- L’unité de comptage du gaz naturel 8

b-L’unité de compression du gaz naturel 8

c-L’unité de décarbonatation du gaz natural 8

d-L’unité de déshydratation du gaz naturel 8

e-L’unité de démercurisation du gaz naturel 9

f-L’unité de liquéfaction du gaz naturel 9

g-L’unité de fractionnement des sous produits 10

I.6.3 - Le stockage des produits finis comprend 11

I.6.4 - Le système torche et brûlot 12

I.6.5 - La salle de contrôle principale 12

I.6.6 - Le système de contrôle et de sécurité 13

I.6.7 - Le réseau incendie 13

I.6.8 - Le système de détection feux et gaz 13

Chapitre II : Description de la turbine a gaz ms 7001

II.1 – Introduction 14

II.2 - généralités sur la turbine a gaz 14

II.3 - Composants d’une turbine à gaz 14

II.3 -1 Entrée d’air 14

II.3.2 – Compresseur 15

II.3.3 - Chambre de combustion 16

II.3.4 - Turbine de détente 18

II.3.5 - Echappement de la turbine à gaz 18

II.4 - Principe de fonctionnement d’une turbine à gaz 19

II.5 - Classification des turbines 20

a-Turbine mono – arbre 20

b- Turbine bi – arbre 20

II.6 - Avantages et Inconvénients des TAG 21

a - Inconvénients 21

II.8 - Influence des paramètres extérieurs sur les performances des turbines 23

II.8.1 - Température ambiante 23

II.8.2 - Pertes de pression à l’admission et à l’échappement 24

II.8.3 - Pression ambiante 25

II.8.4 - Carburant 25

II.8.5 - Humidité relative 25

II.9 - Le cycle idéal de la turbine a gaz 25

II.10 - Caractéristique de la turbine à gaz MS7001 27

Chapitre III :

Techniques de Refroidissements de l’Air d’Admission des Turbines à Gaz

III.1 - Introduction 29

III.2 - Technique de refroidissement 29

III.2.1 - Refroidisseur évaporatif 29

a - Refroidisseur évaporatif par module humidifié 30 b - Refroidissement par atomisation ou pulvérisation d’eau 32

III.2.2 - Systèmes de réfrigération mécanique 34

a -Type direct 34

b -Type indirect 35

III.2.3 - Système de refroidisseur par absorption 36

III.4 - Refroidissement indirect (Chillers) 37

Chapitre IV : résultats et discussions

IV.1 - Problématique 39

IV.2 - Etude de l’effet de la température 39

.2.1 - Calcul thermodynamique de la turbine à gaz pour T = 297 k 40

a) Calculs des paramètres du compresseur 40

b) Calcul des paramètres au niveau de la turbine 41 c) calcul des paramètres de la chambre de combustion 43

d) Calcule du débit de fuel et du débit d’air 43

e) Changement du débit massique avec la température d'admission 45 IV.2.2 - Calcul des paramètres de la turbine a la température T = 303 K 45 IV2.3 - Calcul des paramètres de la turbine a la température T = 315K 46

IV.3 - Interprétation des résultats 49

IV.4 - Système de refroidissement 49

Durant ces dernières année les turbine à gaz ont joué un rôle très important dans la chaine de production de puissance, tel que les centrale électrique et les complexe des hydrocarbures bien que ces équipements possèdes des avantages, leur sensibilisation au changement climatique notamment la température ambiante et l’humidité relative fait que la puissance développé se trouve affecté.

L'objectif principal de ce travail, consiste à améliorer les performances de la turbine à gaz MS7001EA pour éviter l'arrêt du complexe GNL1K. Nous avons constaté que

l'augmentation de la température a engendrée la diminution du rendement thermique de la turbine à gaz, ce qui implique la nécessité d’installation d’un système de refroidissement. Plusieurs techniques existent dans ce domaine mais chaque une a ses contraintes d’utilisation. Dans ce contexte, nous avons proposé un mécanisme de refroidissement indirect (chiller) afin d'augmenter la densité de l'air lorsque la température ambiante est très élevée, dépassant les conditions standard.

Mots clés : turbine à gaz, GL1K, chiller

صخله غزلاىلع،تينىبزكورذيهلاتاعوجولاوتقاطلاذيلىتتاطحولثه،تقاطلاذيلىتتلسلسيفتياؽللاًوههاًرودساؽلاتانيبرىتتبعل،ةزيخلأاتاىنسلايف تهذقتولاتقاطلازثؤتيفببستتتيبسنلاتبىطزلاوتطيحولاةرازحلاتجرذكلذيفاوبخانولازيؽتباهيعوو،اياشهاهلتآشنولاهذهنؤنوه. ػلاتانيبرىتلتيرازحلاةءافكلاضافخنايفتببستةرازحلاتجرذيفةدايشلانأانذجوذقلاتيساؽلاتانيبرىتلاءادؤنيسحتىهلوعلااذهنويسيئزلافذهلا ذيزبتهاظنبيكزتىلإتجاحلاينعياوه،سا . ماذختسلاادىيقاهنولكلنكلىلاجولااذهيفتاينقتلانهذيذعلاذجىت . ةزشابهزيؼذيزبتتيلآانحزتقا،قايسلااذهيف ( دزبه ) تيسايقلافوزظلاقىفياوب،اًذجتيلاعتطيحولاةرازحلاتجرذنىكتاهذنعءاىهلاتفاثكةدايشل. ثحبلاتاولك : تيساؽلاتانيبرىت , دزبه،نطؼ Abstract

In recent years gas turbines have played a very important role in the power generation chain, such as power stations and hydrocarbon complexes, although these facilities have advantages, their awareness of climate change including ambient temperature and relative humidity causes the developed power to be affected.

The main objective of this work is to improve the performance of the MS7001EA gas turbine to prevent the shutdown of the LNG1K complex. We found that the increase in temperature caused the decrease in the thermal efficiency of the gas turbine, which implies the need for installation of a cooling system. Several techniques exist in this field but each one has its constraints of use. In this context, we have proposed an indirect cooling mechanism (chiller) to increase the density of the air when the ambient temperature is very high, exceeding the standard conditions.

Page

Tableau I .1 : Compositions du GN 03

Tableau I-2 : Les produits finis du méga train 04

Tableau III.1 : Caractéristiques de l'eau dans le système évaporatif 31

Tableau III.2 : Caractéristiques de l'eau de pulvérisation 33

Tableau IV.1 Paramètres turbines MS 7001(turbine PR) 40

Tableau IV.2 : performance de la turbine pour T = 297 k 44

Liste de figure Figure I.1 : procédé de liquéfaction APCI 06

Figure I.2 : les différentes unités de la section d'utilité. 07

Figure I.3 : Le faisceau bobiné d’échangeur principal 09

Figure I.4: Etapes de liquéfaction du gaz naturel. 11

Figure I.5: Système torche et brûlot. 12

Figure II.1 : Compresseur de la turbine a gaz 15

Figure II.2 : la chambre de combustion 16

Figure II.3 : Définitions des températures de flamme. 17

Figure II.4 : Schéma d’une TAG 19

Figure II.5 : schéma de fonctionnement de turbine mono arbre. 20

Figure II.6: schéma de la turbine à gaz bi-arbre 21

Figure II.7 : Influence de la température ambiante sur les performances de la turbine 24

Figure II.8 : cycle idéal d’une turbine a gaz 27

Figure II.9 : la turbine de propane 28

Figure III.1 Représentation schématique d’un turbin refroidissement 29

Figure III.2 : Refroidisseur évaporatif 30

Figure III.3 : schéma d’une TAG avec un système de refroidissement par évaporation 31

Figure III.6 : schéma représentative de réfrigération mécanique (type indirect). 35

Figure III.7 : Structure d’une machine frigorifique à absorption 36

Figure IV.1 : La variation du travail du compresseur en fonction de la température ambiante 47

Figure IV.2 : la variation de la masse volumique en fonction de la température ambiante 48

Figure IV.3 : la variation du rendement thermique en fonction de la température ambiante 48

Figure IV.4 Emplacement de l'échangeur 50

Figure IV.5:type de l’échangeur 51

Figure IV.6: propriété des fluides 51

Figure IV7: température de sortie d’eau 52

Figure IV.8: nombre de passes 52

Figure IV.9: nombre de tube et diamètre de calandre 53

Figure IV.10:la différance de température 53

Variables grecques ɳ : Rendement % 𝜏 : Taux de compression ɣ : Exposant isentropique Indice C : Compresseur. CC : Chambre de combustion ISO : Conditions standards T : Turbine.

U : Utile. Abréviations

TAG : Turbine à gaz. GE : Générale électrique.

Psi : pouvoir calorifique inferieur Pcs : pouvoir calorifique supérieur GL1K : gaz naturel liquéfié Skikda 1 MR : mixte réfrigérant

RTE : division de transport de gaz du sonatrach DTLM : différence logarithmique de température

1

Introduction

Le développement permanent au rythme accéléré dans l’industrie, en conformité avec le plan global de l’économie nationale, exige l’utilisation à plein rendement des équipements en place. Cela implique une exploitation correcte et efficace des machines, des mécanismes et des dispositifs utilisés. Ce qui permet d’améliorer la productivité et d’augmenter le volume des produits finis.

Parmi les machines qui jouent un rôle primordial dans les domaines d’activité industrielle, on trouve les machines génératrices de puissance. Ces équipements transforment l’énergie mécanique en d’autres formes d’énergies. les turbines à gaz font partie de cette classe de machines. La turbine à gaz est devenue de nos jours un élément principal dans toutes les installations de production d’énergie.

Généralement les turbines à gaz sont conçues à partir des conditions ambiantes bien précises (conditions ISO) à savoir une température ambiante de 15°C, une humidité relative de 60%, et une altitude de 0 mètre. Cependant, en exploitation ces conditions ne sont pas toujours réunies puisqu’elles dépendent des conditions météorologiques variables d’un jour à l’autre et d’une région à l’autre (climat sec, humide, chaud).A cet effet, les performances de la même turbine à gaz ne sont pas constantes et varient au cours de l’année.

Différentes méthodes (régénération, refroidissement intermédiaire, préchauffage et injection d’eau ou de vapeur d’eau, refroidissement de l’air de combustion) ont été utilisées afin d’améliorer les performances des turbines à gaz. L’avantage de toutes ces méthodes est d’augmenter la puissance spécifique comparée à un cycle simple de turbine à gaz.

A ce propos notre travail consiste a une étude thermodynamique sur les performances de turbine a gaz et prévoir les solutions adéquates et pratiques afin de bien estimer l’impact de la température et de dimensionner un système de refroidissement de l’air d’admission de la turbine a gaz.

Dans le premier chapitre on a fait une présentation générale sur les différentes unités du complexe de gaz naturel liquéfié de Skikda ainsi que leur capacité de production.

2 La description du fonctionnement de la turbine a gaz et les principaux composants ont été présentés dans le deuxième chapitre.

Dans le troisième chapitre on a regroupé les différents techniques et méthodes existants qui permettent l’optimisation des performances des turbine a gaz.

Dans le partie calcul on fait une comparaison des performances de la turbine de propane par pour plusieurs valeur de la température ambiant, après avoir le résultat on a fait une modélisation d’un échangeur de chaleur dans l’admission comme solution pour augmenter le rendement de la turbine.et on termine par une conclusion.

3

I.1 Introduction

L’objectif de ce chapitre est de donné une idée générale sur les différentes unité du complexe de liquéfaction du gaz naturel de Skikda ainsi que le procédé utilisé et les produits finisavec les capacités de stockage.

I.2Situation géographiquedu complexe GNL 1 K

Le nouveau train de liquéfaction se situe à l’intérieur de l’enceinte du complexe GL1/K, au Nord-Ouest des trains de liquéfaction existants. Il a été conçu pour remplacer les unités 20, 30, et 40 qui ont été détruites lors de l’incident de l’année 2004. Le méga train est alimenté en gaz naturel (GN) à partir du gisement de HASSI R’MEL par gazoduc d’une longueur de 580 Km. [1]

I.3Caractéristiques de production

Le Nouveau Train de GNL a été conçu pour une capacité de production de 4,5 millions de tonnes de GNL par an, et peut fonctionner avec ou sans extraction des sous produits (Ethane, Propane, Butane, Gazoline).

Le nouveau train de GNL est conçu pour un fonctionnement en marche continu garanti pendant 330 jours / an. Les 35 jours restants de l’année sont réservés pour la maintenance et les arrêts d’urgence du complexe.

Tableau I .1 : Compositions du GN [1] Composants % molaire Hélium 0.19 Azote 5.78 Méthane 82.49 Ethane 7.27 Propane 2.35 Isobutane 0.47 n-buatne 0.68 Isopentane 0.15 n-pentane 0.19 Hexane 0.23 CO2 0.21 H2O 0.01

4

I.4 Butdela liquéfaction

Le but de la liquéfaction du gaznaturel est de réduire son volume dans un rapport de environ 600 à 1 afin de faciliter son transport dans des conditions optimum aussi bien sur le plan économiquequesurceluidelasécurité.

Le gaz naturel liquéfié est par la suite stocké puis transporté par des méthaniers, vers les terminaux de réception où il sera vaporisé puis distribué aux clients sous forme gazeuse.

Tableau I.2 : Les produits finis du méga train [1]

Produits fini Quantité (Tonne / an)

GNL 4 500.000

Ethan /

Propane 207 600

Butane 171 400

Gazoline 108 700

I.5 Procédé de liquéfaction utilisé

Le Méga train utilise le procédé APCI(Air Product and Chemicals Incorporation) à voie sèche. Les différencesfondamentales par rapport au procédé APCI classique des complexes d’Arzew sont les suivantes :

 La pression du gaz à l’entrée est remontée à 66 bars.

 Les compresseurs MR et propane sont entraînés par des turbines à gaz (pas d’utilisation de la vapeur).

 Remplacement des condenseurs à eau de mer par des aéro-réfrigérants pour lacondensation du MR (Mixed Réfrigérant).

 Des éxpanders remplacent les vannes d’injection de MR dans l’échangeur cryogénique.

Les différentes étapes du procédé APCI sont :

a) Une boucle de réfrigération (pré refroidissement) au propane comprenant :

 Un compresseur à 4 étages entraîné par une turbine à gaz .

 Une batterie d’évaporateurs.

5

 Pré refroidir environ 2/3 du réfrigérant principal de +40°C à - 36°C avant son utilisation dans l’échangeur cryogénique principal où il va refroidir le gaz naturel.

 Pré refroidir le gaz naturel décarbonaté et sec de + 22°C à - 35°C avant son entrée dansl’échangeur principal cryogénique.

b) Une boucle de réfrigération au réfrigérant mixte (MR), comprenant :

 Un compresseur à 3 corps entraîné par une turbine à gaz.

 Une batterie d’évaporateurs.

 Une batterie d’aéro réfrigérants.

Le rôle de cette boucle de réfrigération est de refroidir et liquéfier le gaz naturel dans l’échangeur principal cryogénique. Les différents constituants du réfrigérant mixte (MR) sontobtenus à partir du gaz naturel.

c) Une boucle externe de réfrigération au propane comprenant :

 Un compresseur à 4 étages entraîné par une turbine à gaz.

 Une batterie d’évaporateurs.

 Une batterie d’aéro réfrigérants.

Le rôle de cette boucle de réfrigération est de pré refroidir environ 1/3 du réfrigérant principal de +40°C à - 36°C avant son utilisation dans l’échangeur cryogénique principal où il va refroidir le gaz naturel.

d) Un échangeur principal de type bobiné pour la liquéfaction :

Cet échangeur est constitué d’une calandre en aluminium et de plusieurs faisceaux de tubes enaluminium enroulés autour d’un noyau central (mandrin).[1]

6

7

I.6 Présentation générale des installations du Nouveau Train de GNL

Les installations du nouveau train de GNL sont essentiellement constituées des unités suivantes :

I.6.1Les utilités

Le rôle des utilités est de fournir les éléments nécessaires au fonctionnement dunouveau train de GNL et de gérer les réseaux communs qui le composent.

Ces unités produisent et distribuent l'énergie électrique, l'air service et l'air instrument. Elles gèrent également les réseaux communs tels que les systèmes torche, eaux diverses, azote, huilechaude. La figure (I.1) représente les différentes unités de la section d'utilité.

Figure I.2 :les différentes unités de la section d'utilité.

Les utilités

L’énergie

électrique

L’azote

L’eau d’utilité

Réseau torche

L’air

8

I.6.2 Le train de liquéfaction et de fractionnement

Comprend les unités suivantes :

a- L’unité de comptage du gaz naturel

Son rôle est de compter les quantités de GN consommées. Le comptage sert à fournir les éléments nécessaires pour le calcul des bilans de l’usine ainsi que pour les besoins de facturation avec le fournisseur RTE( division de transport du gaz ).

b- L’unité de compression du gaz naturel

Dans le but de faciliter sa liquéfaction, le gaz naturel GN doit être comprimé à la sortie de l’unité de comptage, jusqu’à une pression de 62 bars. Ce qui diminue l’énergie nécessaire pour la liquéfaction.

c- L’unité de décarbonatation du gaz naturel.

Son but est de réduire la teneur en CO2 de 0.19% à 50 ppmv pour éviter la solidification dans la section liquéfaction.

L’unité est conçue pour traiter le gaz de charge avec une teneur en CO2 allant jusqu’à 2%.La colonne de décarbonatation est conçue pour éliminer le CO2 contenu dans le GN par adsorption chimique par une solution de MDEA pauvre. Cette solution aqueuse de MDEA alimente l’adsorbeur en partie haute, La solution circule ensuite vers le bas à travers des lits de garnitures entassés.Le gaz débarrassé du CO2 quitte la tête de l’adsorbeur pour être dirigé vers l’unité de déshydratation.

d- L’unité de déshydratation du gaz naturel.

Durant le processus de liquéfaction, le gaz naturel est refroidit progressivement de + 35 °C à - 162 °C. Dans la même étape, l’eau contenue dans le gaz naturel, s’il n’était pas extrait, se solidifierait et provoquerait le bouchage de l’échangeur principal. L’opération de séchage est réalisée dans 03 sécheurs (qui fonctionnent alternativement) par circulation de gaz décarbonaté de haut en bas sur du tamis moléculaire (bâtonnets) qui a un haut pouvoir d’adsorption. A la sortie du sécheur, la teneur en humidité du gaz doit être < 1 ppmv. Au bout de environ 12h de

9 service et/ou dès qu’un sécheur est saturé, il est régénéré par circulation de gaz chaud (168 °C) de bas en haut. L’eau évaporée est ensuite condensée puis purgée vers le réseau égout de l’usine. Le gaz déshydraté est ensuite envoyé vers l’unité de démercurisation

e- L’unité de démercurisation du gaz naturel

Le système de démercurisation est conçu pour éliminer le mercure du gaz d’alimentation et empêcher la corrosion des sections cryogéniques de l’usine.

Le gaz d’alimentation descend à travers l’adsorbeur de mercure, qui contient un lit de charbon actif imprégné de soufre qui réduit le niveau de mercure dans le gaz.

f-L’unité de liquéfaction du gaz naturel

La liquéfaction consiste à combiner entre l'abaissement de la température du gaz et l'augmentation de sa pression, c'est-à-dire on comprime le gaz puis on enlève sa chaleur en utilisant un fluide frigorigène MR (mixte réfrigérant), dans l'échangeur principal. Ce fluide à son tour sera auto refroidit à contre-courant dans le même échangeur cryogénique, ensuite par échange de chaleur dans des condenseurs dont le fluide frigorigène est le propane. Le GNL est obtenu à une température de -162 °C sous la pression atmosphérique et stocké dans un bac de 150 000 m³.

Figure I.3 : Le faisceau bobiné d’échangeur principal [1]

g- L’unité de fractionnement des sous produits (Ethane, Propane, Butane, Gazoline). Le but de cette unité est de séparer les constituants dits ‘’ lourds’’ du gaz

Noyau central

Faisceaux

10 naturel, ceci afin de respecter les spécifications commerciales du GNL.Le nouveau train de GNL est dimensionné pour pouvoir aussi fonctionner avec réinjection totale de ces produits.

I.6.3 Le stockage des produits finis

Un bac de stockage do GNL de 150 000 m3. II est du type confinement intégral avec une structure extérieure en béton armé précontraint à toit suspendu et une cuve interne en acier a 9% de nickel.

Les gaz d’évaporation des bacs (boil off) et de retour des méthaniers durant le chargement sont repris par des compresseurs et envoyés dans le réseau Fuel Gas et/ou recycles a l’entrée de l’unité de liquéfaction du Nouveau Train de GNL.

Un bac de stockage de propane de capacité totale de 66 000 m3 (type confinement intégral).

Un bac de stockage de butane de capacité totale de 66 000 m3 (type confinement intégral).

Une unité de réfrigération de GPL (propane et butane). Cette unité reçoit:

 Les gaz d’évaporation des bacs de propane et de butane du nouveau train. Ce boil off est liquéfié puis est renvoyé au stockage au nouveau train.

 Le retour gaz des navires GPL durant les chargements. Ce boil off est liquéfié puis est renvoyé au stockage au nouveau train.



11

12

I.6.4 Le système torche et brûlot

Une torche recevant les effluents gazeux des unités du nouveau train de GNL et du complexe existant. La hauteur de cette torche est de 150 m. Elle est montée sur un seul derrick comprenant 3 futs (2 pour le nouveau train et 1 pour les unités existantes de GL1K).

Une torche basse pression (torche confinée) recevant le torchage de boil off du nouveau Train de GNL et du complexe GL1K existant.

Un brûlot recevant les liquides torches à partir du nouveau train de GNL et du complexe existant.

Figure I.5: Système torche et brûlot [1] I.6.5 La salle de contrôle principale

Comprend les éléments suivants:

Les postes de conduite et les équipements associés. Les salles engineering et maintenance.

13 La salle de formation OTS (simulateur).

La salle de réunion, cuisine, vestiaires...

I.6.6 Le système de contrôle et de sécurité

Il comprend un ensemble de systèmes regroupés à le sein de l’ICS (Instrument Control System).

Le système de contrôle utilisé est le DCS EPKS (ExperionProcessKnowledge System R310).

Il fait partie de l’ICS qui communique avec tous les autres systèmes de contrôle et de sécurité.

I.6.7Le réseau incendie :

Le réseau incendie du nouveau train de GNL est alimenté par une pompe électrique située à la pomperie eau de mer du complexe GL1K. Ce réseau est interconnecté à celui de GL1K en trois points. En marche normale, ce réseau est maintenu en pression par de l’eau industrielle (de barrage).

I.6.8 Le système de détection feux et gaz :

Le nouveau train de GNL est équipé de systèmes de détection feux et gaz répartis sur l’ensemble du Train. Les alarmes sont reportées en salle de contrôle.

En cas de feu ou fuite de gaz sur une zone du Train, et en cas de nécessité, l’opérateur dispose d’un système d’isolement et de dépressurisation de la zone concernée.

14

II.1 Introduction

Les installations des turbines à gaz sont conçues pour fonctionner dans des conditions ambiantes à savoir une température égale à 15°C, une pression atmosphérique de 1.013 bars et une humidité relative de 60%. Cependant, les conditions ambiantes ne sont pas stables pendant toute l'année (même entre le jour et la nuit) d'un côté, et d’une région à une autre de l'autre côté. Alors les performances des installations de turbines à gaz sont toujours variées ou encore médiocres dans les périodes chaudes lorsque la masse d’air traversant l’installation est faible et la température à l’entrée du compresseur est plus élevée [2].

II.2 Généralités sur la turbine a gaz

Une turbine à gaz, appelée aussi turbine à combustion, est une machine tournante thermodynamique appartenant à la famille des moteurs à combustion interne dont le rôle est de produire de l’énergie mécanique (rotation d’un arbre) à partir de l’énergie contenue dans un hydrocarbure.

Les progrès obtenus dans le domaine de la technologie des matériaux et dans la recherche approfondie sur la combustion ont donné comme résultats des améliorations rapides des performances en termes de puissance spécifique et rendement en augmentant la température maximale dans le cycle thermodynamique.

II.3 Composants d’une turbine à gaz II.3.1 Entrée d’air

Comporte un système de filtration générant une perte de charge qui varie de 0,3 % à 1,3 % (usuellement exprimée en mm de colonne d’eau : de 30 à 130 mm CE) en fonction de son encrassement ; il est modélisé par un coefficient de perte de charge, qui peut être calé sur une perte de charge de 0,6 % à pleine puissance. L’éventuel refroidissement de l’air à l’entrée sans descendre au-dessous d’une température de 5 à 7 °C pour éviter les problèmes de givrage, s’effectue par des systèmes réfrigérants à évaporation, à brumisation d’eau ou à fluide caloporteur froid. Le premier et le dernier de ces systèmes induisent une perte de charge supplémentaire de l’ordre de 0,25 %. Les deux premiers sont efficaces en cas d’air chaud et sec et utilisent l’enthalpie de vaporisation de ‘pour refroidir l’air en

15 accroissant son humidité à respectivement 90 % et 95 %. La mesure de la perte de charge dans l’entrée d’air est importante pour estimer l’encrassement des filtres en la corrigeant des influences du débit d’air aspiré et des conditions atmosphériques.

II.3.2 Compresseur

Son rôle est de comprimer l’air avant son admission dans la chambre de combustion, il utilise plus de la moitié de la puissance produite par la turbine de détente.

16

II.3.3 Chambre de combustion

Figure II.2 : La chambre de combustion

Se traduit par une perte de charge de l’ordre de 6 % et par un échauffement de l’air lié à la combustion du gaz avec un rendement proche de 100 %. Dans la chambre de combustion peut être injectée de l’eau ou de la vapeur pour soit réduire les émissions d’oxydes d’azote, soit augmenter la puissance produite.

17

Figure II.3 : Définitions des températures de flamme.[3]

La température des gaz à la sortie de la chambre de combustion n’est pas mesurable car trop hétérogène et élevée et n’est accessible par formule que si le PCI du combustible est mesuré. Comme sa connaissance conditionne la durée de vie des parties chaudes et la limiter sachant que T3 températures de flamme ou «entrée

turbine» sont définies :

 la température entrée turbine (telle que définie par la norme ISO 2314) qui suppose que tout le débit d’air entrée turbine à gaz passe dans la chambre de combustion, qu’il n’y a pas de prélèvement d’air sur le compresseur et que l’entrée d’air et son échappement s’effectuent sans perte de charge. C’est la valeur la plus basse.

 la température entrée roue de turbine qui est calculée en considérant que l’air sortie chambre de combustion est parfaitement mélangé avec l’air de refroidissement de la directrice d’entrée. C’est une valeur intermédiaire d’environ 80 °C plus élevée que la précédente, ce qui signifie que le débit d’air de refroidissement des aubes et cavités en aval est de l’ordre de 8 % du débit total.

 la température sortie de chambre combustion qui est calculée avec le débit d’air qui traverse les tubes à flamme, soit environ 80 % du débit d’air entrée

18 compresseur. C’est la plus élevée avec encore environ 80 à 100 °C d’écart avec la précédente. Le débit d’air qui traverse les tubes à flamme est accessible par la mesure de la courbe débit- réduit/perte de charge d’un tube à flamme au banc partiel et de leur perte de charge sur machine.

II.3.4 Turbine de détente

Produit du travail mécanique par la détente des gaz de combustion pour entraîner le compresseur ou l’alternateur. Dans notre cas, c’est l’entrainement du compresseur propane.

II.3.5 - Echappement des gaz

La canalisation d’échappement a pour but de :

 Réduire l’énergie cinétique des gaz d’échappement. Pour ce fait, on utilise un diffuseur, c’est à dire une canalisation de section conique croissante, juste derrière la turbine. L’écoulement subsonique sortant de la turbine, quand il passe dans une section croissante va diminuer de vitesse et augmenter de pression. La récupération de pression dans la canalisation d’échappement est équivalente à la réduction de perte de pression totale à l’entrée d’air. Tous deux aident à améliorer le rendement global de l’unité, augmenter la puissance de sortie et améliorer la stabilité du compresseur vis à vis le décrochage ou le pompage.

 L’autre fonction comme on l’a dit indirectement, c’est le virage de l’écoulement des gaz vers le haut, car la turbine est normalement montée à l’horizontale.

 Participation à l’insonorisation du système. Des panneaux acoustiques sont montés dans la canalisation verticale d’échappement pour supprimer le bruit du turbomoteur dont une grande portion sort avec l’échappement.

 Un échangeur est monté sur l’échappement pour chauffer l’huile qui sera utilisé dans le fractionnement du gaz naturel. [3]

19

II.4 Principe de fonctionnement d’une turbine à gaz

Une turbine à gaz fonctionne de la façon suivante :

 extrait de l’air du milieu environnant,

 comprime l’air à une pression plus élevée,

 augmente le niveau d’énergie de l'air comprimé en ajoutant et en brûlant le combustible dans une chambre de combustion,

 achemine la fumée à pression et à température élevées vers la section de la turbine qui convertit l'énergie thermique en énergie mécanique pour faire tourner l'arbre. Ceci sert, d'un côté, à fournir l'énergie utile à la machine conduite, couplée avec la machine au moyen d’un accouplement et, de l’autre côté à fournir l'énergie nécessaire pour la compression de l'air, qui a lieu dans un compresseur relié directement à la section turbine,

 décharge à l'atmosphère les gaz à basse pression et température résultant de la transformation mentionnée ci-dessus. Les conditions de conception standard sont par convention classifiées comme des conditions ISO. [4]

20

II.5 Classification des turbines a) Turbine mono - arbre :

Le compresseur et les sections de la turbine sont montés sur un même arbre ce qui leur permette de tourner à la même vitesse, ce type, utilisé pour les applications qui n'ont pas besoin des variations de vitesse telle que l'entraînement des génératrices pour la production de l'électricité.

Figure II.5: Schéma de fonctionnement de turbine mono arbre [4] b) Turbine bi - arbre :

Les deux sections de la turbine ne sont pas reliées mécaniquement ce qui leur permette de tourner à des vitesses différentes.

Ce type est utilisé dans les applications qui demandent une large variation de vitesse tel que l'entraînement des compresseurs. Le compresseur et la roue haute pression (HP) sont appelés générateur de gaz, généralement la vitesse de générateur de gaz est constante, par contre la vitesse du la roue basse pression (BP), varie selon le régime de la machine réceptrice.

De point de vue mécanique, la turbine à deux arbres est plus complexe que la turbine à un seul arbre ; mais, elle permet d'obtenir un meilleur rendement à charge

21 partielle, elle s'adapte particulièrement bien à l'entraînement d'un compresseur dont la prise en charge s'effectue lors de la montée en vitesse et permet de travailler sur une large plage de vitesse de rotation. A noter également la puissance réduite du moteur de démarrage qui n'entraîne que le premier arbre du générateur de gaz.

Figure II.6 : Schéma de la turbine à gaz bi-arbre [4]

II.6 Avantages et Inconvénients des TAG a- Les inconvénients

La turbine à gaz présente de sévères limitations dues aux contraintes techniques de sa réalisation. Ces principales limites sont les suivantes :

 taux de compression limité par le nombre d’étage de compression nécessaires.

 baisse importante de rendement des compresseurs centrifuges à un régime plus faible que le régime nominal.

 température de combustion limitée par la résistance mécanique de la turbine.

 chute importante du rendement à charge partielle en particulier pour les machines à simple arbre.

22

 coût d’usinage des aubages élevé notamment de la turbine.

 Inaptitude aux arrêts et démarrages fréquents et peu progressifs.

b- Les avantages

 puissance massique et volumique très élevée du fait du fonctionnement continu.

 simplicité apparente de construction (un rotor dans un carter et un brûleur) et équilibrage (peu de vibrations).

 pollution limitée en NOx du fait de l’excès d’air et de la température limitée,

 aptitude à la récupération de chaleur (cogénération).

 longévité en marche stationnaire.

 aptitude potentielle à utiliser des combustibles variés et de moindre qualité (gaz pauvre, fuel lourd).[5]

II.7 Domaines d'utilisations de la TAG

La TAG est une machine motrice permettant d'entraîner des alternateurs pour la génération d'électricité, ou des pompes et compresseurs, en général de forte puissance, de façon libre et continue. Chaque cas d’installation de TAG doit être personnalisé avec des paramètres spécifiques définis tels que :

- Type de combustible,

- Durée de fonctionnement par an, - Températures extérieures extrêmes, - Montage, nuisances, etc.

a- Production d’électricité

Cette application est extrêmement courante : l’arbre de la turbine entraîne un simplificateur dont l’arbre à petite vitesse entraîne un alternateur. Le système mécanique est simple et peut être comparé à un groupe turboalternateur à vapeur pour la production d’électricité.

23

b- Production combinée chaleur-force

On appelle encore cogénération lorsqu’on produit les énergies utiles, l'électricité et la chaleur, avec des sources énergétiques primaires, telles que le pétrole, le gaz ou le charbon. Cette production est généralement réalisée au sein d'une centrale thermique ou, en fonction de sa taille, d’une centrale à cycle combiné pour le chauffage domestique.

c- Pompage et compression

Dans tous les types de TAG, il est possible de remplacer l’alternateur entraîné par une pompe, un compresseur ou une soufflante. Le choix entre une turbine à un ou à deux arbres dépend du type de machine accouplé à la turbine et du style d’exploitation envisagé.

II.8 Influence des paramètres extérieurs sur les performances des turbines

Une turbine à gaz emploie de l’air atmosphérique donc ses performances sont considérablement influencées par tous les facteurs qui ont un effet sur le débit massique de l’air aspiré par le compresseur.

II.8.1- Température ambiante

Les variations de la température ambiante ont un impact sur la puissance de la charge totale et du rapport de chaleur, mais également sur les performances de la turbine de puissance. Les fabricants donnent les diagrammes typiques des performances qui décrivent ces rapports pour des conditions standard (ISO). Ces courbes sont le résultat de l’interaction entre les divers éléments mobiles et le système de contrôle.

L’augmentation de la température ambiante baisse la masse volumique d’air d’admission, de ce fait une réduction du débit massique traversant la turbine, et cela conduit à une réduction du rendement à la sortie.

Le taux de compression, à une vitesse constante, devient plus petit avec l’augmentation de la température. Ceci peut être déterminé à partir du diagramme de Mollier, prouvant que plus la température d’admission est haute, plus du travail absorbé est exigé pour réaliser une certaine élévation de pression. Le travail accru doit être fourni par la turbine de générateur de gaz, et ainsi une puissance perdue de la turbine libre.

24

Figure II.7 : Influence de la température ambiante sur les performances de la turbine [5].

II.8.2 Pertes de pression à l’admission et à l’échappement

Le système d’admission se compose d’un ou plusieurs systèmes de filtration, d’un silencieux, d’une canalisation, d’un humidificateur, du refroidisseur par évaporation, et d’autres systèmes. Le dispositif d’échappement peut inclure un silencieux, une canalisation, et des systèmes de régénération de la chaleur de récupération. Tous ces systèmes causent des chutes de pression. Ces pertes inévitables de pression dans l’admission et le dispositif d’échappement causent une réduction dans la puissance et le rendement du cycle de la machine.

25

II.8.3 Pression ambiante

L’altitude d’emplacement de l’équipement ou simplement le changement des conditions atmosphériques entraine la réduction de la masse volumique d’air influe sur la puissance de sortie de la TAG.

II.8.4 Carburant

L’influence de la composition du carburant sur les performances des TAG est plutôt complexe, l’effet positif sur la performance est plutôt petit si le carburant est le gaz naturel.

Le gaz carburant avec une grande quantité de composants inertes (tels que (CO2) ou (N2)) a un bas indice de Wobbe (PCS

/

Cet indice est utilisé dans les applications domestiques du gaz pour déterminer les pressions d’alimentation à appliquer à un injecteur pour conserver la puissance pour des pressions variables.

Généralement les moteurs fourniront légèrement plus de puissance si l’indice de Wobbe est réduit.

II.8.5 - Humidité relative

L’impact sur les performances de la TAG sera mieux décrit par la teneur en eau d’air. Puisque la concentration d’eau dans l’air pour la même humidité relative augmente avec l’augmentation de la température, les effets sur les performances de la machine sont négligeables pour de basses températures ambiantes. Ces effets sont assez petits dans la gamme d’humidité de 1 à 2 % si les températures vont jusqu’à 38°C. Comme la teneur en eau change les propriétés thermodynamiques de l’air (telles que la densité et la capacité calorifique), elle cause les changements de performances des TAG.

II.9 Le cycle idéal de la turbine a gaz

L’étude du cycle thermodynamique correspondant au schéma est particulièrement facile, cette étude présente un grand intérêt pratique, car la plupart des turbines à gaz sont réalisées à base du cycle de Brayton. La conversion de la

26 chaleur dégagée de la combustion du carburant en énergie mécanique dans une turbine à gaz est réalisée suivant ce cycle. Il est représenté dans un diagramme h-s comme indiqué dans la figure II.8. Le cycle de Brayton ou Joule comme comporte deux processus isentropiques (adiabatiques et réversibles) et un processus isobare, les grandeurs principales qui fixent le cycle thermodynamique de turbine à gaz sont :

 La température minimale T1 (température ambiante dans le cas du cycle

ouvert).

 La température maximale T3 du cycle fixée par le constructeur elle varie

entre 900 C° et 1500 C°.

 Le rapport de pression ou taux de compression Rp=P2/P1.

On cherche à connaitre les performances de l’installation en fonction des paramètres caractéristiques que sont : T1, T3 et Rp=P2/P1

Dans le cycle idéal de Joule les processus : la compression (1-2) et la détente (3-4) se produisent dans le compresseur et la turbine respectivement et sont supposés isentropiques. La chaleur additionnée (2-3) dans la chambre de combustion et le rejet (4-1) se produisent à pression constante. Les gaz à la sortie de la turbine sont évacués dans l’atmosphère; donc le processus (4-1) ne se produit pas au sein de l’unité. D’autres hypothèses pour le cycle idéal de Joule sont comme suit : 1- Les pertes de pression dans la chambre de combustion et les passages reliant les équipements sont négligeables.

2- Le fluide de fonctionnement est un gaz parfait.

Le cycle idéal de Joule dans les diagrammes p-v et T-s est montré sur les figures ci-dessus.

27

Figure II.8 : cycle idéal d’une turbine a gaz [5]

En considérant que le compresseur et la turbine comme des machines parfaites dont le rendement polytropique est égal à l’unité.

II.10 - Caractéristique de la turbine a gaz GE MS7001 (turbine de propane)

La turbine de propane du fabricant générale électrique, elle est du type MS7001, joue un rôle très important dans les procédé de liquéfaction du gaz naturel du complexe de Skikda, la différence remarquable entre la turbine PR et les autres turbine est situer dans l’échappement, Les gaz d'échappement de la TAG transportent une quantité importante d'énergie thermique qui

est généralement expulsée dans l'atmosphère.la récupération cette énergie est récupéré et utilisé dans un échangeur pour chauffer l’huile, cette huile elle sera utilisé pour chauffer le gaz décarbonaté et sec pour faire le fractionnement de ce gaz. (Voir annexe A)

28

29

III.1 Introduction

Les turbines à gaz sont souvent confrontées à une sensibilité aux conditions ambiantes, notamment la température. Pendant les périodes de hautes températures les turbines à gaz posent un problème de dégradation de leur capacité. En effet, lorsque la température d’entrée du compresseur augmente avec un débit volumique constant, le débit massique diminue, ce qui influe sur la puissance produite. Par exemple une turbine à gaz en période de forte chaleur produit jusqu'à moins 20 % de puissance qu’en période froide. Pour cela des systèmes de refroidissement d’air sont développés afin d’augmenter les performances des installations de turbines à gaz. Plusieurs techniques sont utilisées pour refroidir l’air d’admission dans une turbine à gaz. [6]

Ces technologies de refroidissement peuvent être regroupées en trois catégories :  Refroidissement par évaporation d’eau.

 Systèmes de réfrigération mécaniques (MechanicalChillers).  Système de refroidisseur par absorption

Figure III.1 Représentation schématique d’un turbin a gaz avec un système de refroidissement

III.2 Technique de refroidissement III.2.1 Refroidisseur évaporatif

Le principe de refroidissement évaporatif est le même que celui qui se déroule dans la nature. On évapore une masse d’eau traitée dans le canal d’admission, la chaleur latente nécessaire à l’évaporation provient de l’air lui-même.

Turbine Compresseur

30 L’air qui sort après ce système de refroidissement est donc refroidit et humidifié. Le processus de refroidissement n’exige par un apport d’énergie. Les refroidisseurs par évaporation d’eau sont appropriés dans les zones chaudes et sèches. Deux techniques existent assurent le refroidissement par évaporation d’eau.

Figure III.2 : Refroidisseur évaporatif a- Refroidisseur évaporatif par module humidifié

Le refroidissement par ruissellement d’eau consiste à faire passer l'air après filtrage par un média humidifié composé de surfaces ondulées en papier de cellulose traité, ce média jeu le rôle d'un évaporateur conventionnel. L'eau s’écoule sur la surface ondulée du panneau évaporant par un système de distribution positionné en dessus du media. Une partie de l'eau est évaporée sous l'action de l'air sec et chaud qui traverse le panneau évaporant. Le reste d'eau va tomber dans un bac situé en dessous del’évaporateur (bac de récupération). L’air à la sortie du refroidisseur est refroidi et avant de passer par Le compresseur de la turbine à gaz, il passe par un système d’élimination des gouttelettes d’eau pour assurer un bon fonctionnement du compresseur de la turbine à gaz.

L’élément principal du refroidisseur par ruissellement d’eau est le média humide, qui consiste à favoriser au maximum l’évaporation d’eau (sans pulvérisation) dans l’air. Ce dispositif d’humidification est en forme d’un nid d’abeille constitué de matériau en fibre de cellulose qui absorbe l’eau. L’efficacité des refroidisseurs évaporatifs avec média humidifié peut atteindre jusqu'à 90%.[6]

31

Figure III.3 : média de refroidissement

Généralement, il est recommandé de placer le refroidisseur évaporatif après le filtre à air d'admission. Cet arrangement protégera les médias contre la poussière et d'autres contaminants aéroportés. Autre facteur qui devrait être pris en compte dans l’utilisation des systèmes évaporatif est la qualité de l’eau. Pour éviter tout encrassement du compresseur et la corrosion dans les sections de la turbine, une eau traitée doit être utilisée (tableau III.1)

Tableau III.1 : Caractéristiques de l'eau dans le système évaporatif

Constituants PPM Calcium 50-100 Chlorure ˂ 40 Fer ˂ 0.2 Vanadium ˂ 1 Plomb ˂ 1 Huile et graisse ˂ 2 Total solide dissous ˂ 500

PH 7-8

 Avantages

32

 Le coût estimatif pour l'installation est de 1/8 à 1/2 par rapport au coût de climatisation frigorifiée,

 Le coût estimatif de l'opération (exploitation) est de 1/4 de celui d'air frigorifié,

 Il fonctionne comme un laveur et nettoyeur d'air d'admission,

 Une augmentation des puissances produites par la turbine à gaz permet de couvrir les pics de demande surtout dans les périodes chaudes.

 Inconvénients

 l'amélioration de la capacité est limitée

 Il n’est pas adapté aux sites humides,

 doit être traitée l’eau avant utilisation.

b - Refroidissement par atomisation ou pulvérisation d’eau (Fogging System)

Dans ce système l’humidification est réalisée à partir de pulvérisation d’eau sous forme de petites particules au moyen de buses d’atomisation à haute pression (60 à 140 bar). L’eau s’évapore dans l’air, la température d’air diminue et l’humidité spécifique augmente. La taille de gouttelette d’eau pulvérisée est très fine (environ 10pm à 20pm) donc elle s’évapore facilement dans l’air. L’efficacité des humidificateurs à pulvérisation peut atteindre 100%.

33 Dans le système de pulvérisation d’eau pour refroidir l’air de combustion, l’eau doit être traitée dans une station de traitement ou déminéralisation.

Tableau III.1 : Caractéristiques de l'eau dans le cas de refroidissement par atomisation

Constituants PPM

Na+K ˂ 10

chlorure ˂ 50

Silice (SiO2) ˂ 10 Total solide dissous ˂500

Calcium ˂ 50 sulfate ˂ 50 Conductivité 1-0,1 μS/cm PH ˂ 7 ➢ Avantages  Simple construction

 Bas coût d’investissement ➢Inconvénients

 L’amélioration de capacité est limitée,

 Il nécessite une pompe de grande puissante.

III.2.2 Systèmes de réfrigération mécaniques

Dans ce système prélevéela chaleur par l’utilisation d’un échangeur de chaleur où un fluide plus froid qui permette absorbe la chaleur de l’air, ce qui résulte à son refroidissement. Le cycle thermodynamique de référence est réalisé dans une machine frigorifique à compression.

34 Cette machine thermodynamique est constituée d’un circuit fermé et étanche dans lequel circule un fluide frigorigène à l’état liquide ou gazeux selon les organes qu’il traverse. Ces organes sont au nombre de quatre : l’évaporateur, le compresseur, le condenseur et le détendeur. L'utilisation des systèmes de refroidissement mécanique est applicable dans les lieux où l'humidité relative est élevée. Les machines frigorifiques à compression sont utilisées de deux façons différentes à savoir en mode direct ou indirect.

a -Type direct

L’air échange directement la chaleur avec le fluide frigorigène qui circule dans la machine, donc l’air qui passe à travers l’évaporateur va refroidir.

Figure III.5 : Schéma représentative de réfrigération mécanique (type direct)

➢Avantages

 Meilleure performance par rapport autres systèmes,

 Une température d’air à l’admission constante. ➢Inconvénients

 Le prix d’installation et d’exploitation élevé,

 Il demande une charge supplémentaire afin de faire fonctionner le groupe frigorifique,

 Il est nocif aux composantes de la turbine à gaz en cas de fuites,

 Il nécessite une maintenance périodique..

Chambre de combustion Condenseur _Evaporateur

35

b-Type indirect

Dans un système de refroidissement indirect on trouve deux circuits : primaire et secondaire. Le circuit primaire est le circuit du groupe frigorifique (production de froid) où le fluide moteur ou frigorigène s’écoule, le second est le circuit de transport de froid et il s’appelle le circuit du fluide frigoporteur.

Les fluides frigoporteurs qui sont utilisées ne sont pas nocifs à l'installation de la turbine à gaz en cas de fuites. Parmi ces fluides l'air et l'eau.

➢Avantages

 Peut augmenter les performances de la turbine à gaz mieux que les refroidisseurs par évaporation (par médias et pulvérisation),

 Pas sensible à la température humide de l'air ambiant,

 Pas de danger concernant les fuites et les déperditions de fluide frigorigène.

➢Inconvénients

 Coût d’installation élevé,

 Il exige une charge supplémentaire par rapport au système direct afin de faire fonctionner le circuit secondaire (circuit du fluide frigoporteur).

III.2.3 Système de refroidisseur par absorption.

A la différence des groupes à compression qui ont besoin d’électricité, les groupes frigorifiques à absorption permettent de produire du froid en utilisant une source de chaleur.

Ces machines sont utilisées essentiellement dans le cas où l’on dispose d’énergie gratuite en vapeur surchauffée, apport solaire, ou les gaz d’échappement des turbines à gaz, pour faire fonctionner une machine à absorption.Avec les systèmes de refroidissement à absorption les puissances des turbines peuvent être stimulées jusqu’à 21 % lorsque l’air est refroidi à 8 °C. De plus une seule fraction de l’énergie thermique (10 %) récupérable à partir des gaz d’échappement est nécessaire pour fournir un refroidissement de 35 °C à 10 °C. Le choix des fluides utilisés conditionne les performances du cycle et ses conditions d'exploitation (pressions et matériaux en particulier) deux solutions sont couramment employées :

36  Eau/LiBr, l'eau servant de fluide frigorigène, le bromure de lithium d'absorbant. [6]

Figure III.6 : Structure d’une machine frigorifique à absorption

le principe de fonctionnement d'une machine à absorption est :

 Dans le désorbeur la solution eau + bromure de lithium est portée à l’ébullition grâce à un apport de chaleur récupérée des gaz d’échappement de la turbine. Le fluide frigorigène ou eau est transformé en vapeur et envoyé dans le condenseur.

 Arrivant au condenseur, sous forme vapeur, le fluide frigorigène se condense au contact d’un échangeur ou refroidisseur alimenté en eau refroidi par l’air extérieur et retourne dans l’évaporateur.

 Dans l’évaporateur la pression étant inférieure à celle du condensateur, une partie du fluide admis va se vaporiser à une température d’environ 5°c et refroidir l’eau du circuit d’utilisation circulant dans un faisceau de tubes à l’intérieur de l’évaporateur.

 Le fluide vaporiser et ensuite admis à l’absorbeur

 Le fluide frigorigène en phase vapeur s’écoule dans l’absorbeur contenant le bromure de lithium. Ce sel qui présente une grande affinité avec la vapeur d’eau va emmagasiner (absorber) le fluide frigorigène.

III.2.4 - Refroidissement indirect (Chillers)

Pour les sites où les conditions d'humidité et de température ne sont pas favorables pour l'utilisation des systèmes à évaporation, la solution du refroidissement indirect

37 de l'air (chillers) devient plus appropriée. Dans ces systèmes, un fluide réfrigérant généralement de l'eau ou un mélange d'eau et de glycol avec les proportions déterminées pour éviter le givrage. Ce fluide est refroidi dans des batteries situées à l'extérieur de la machine et est ensuite acheminé vers un échangeur de chaleur monté à l'entrée de la turbine. L'air traversant cet échangeur est ainsi refroidi. Ce type de système n'est pas limité par l'humidité et la température du site et ne nécessite pas d'eau (sauf pour les appoints) et peut booster la puissance de 25% Ce système se compose de

 un échangeur de chaleur ;

 un éliminateur de brouillard (pour empêcher les gouttelettes d'eau condensée d'entrer dans la conduite et de provoquer par la suite une érosion ou une détérioration du Compresseur) ;

 un Système de réfrigération pour alimenter l’échangeur avec un débit constant de liquide de refroidissement ;

 Le Canal d'admission doit être en acier inoxydable et plenum (en cas de la Présence d'air saturé).

Figure III.7 : Principal composantes du système de refroidissement indirect (Chillers)

38

 Peut refroidir l'air d'entrée indépendamment de l'humidité ambiante.

 Peut-être dimensionné pour petits ou grands systèmes .  Inconvénients

 Besoin de source d'eau pour le refroidissement .

39

IV.1 Problématique

L’augmentation de la température de l’air ambiant durant l’été, affaiblit directement l’efficacité de la TAG. L’application des nouveaux cycles de fonctionnement tend à se populariser et à se développer sur des éléments auxiliaires. Cela a malheureusement eu comme inconvénient, une plus grande consommation d’énergie (carburant) ; en effet afin de supporter l'exécution de ces applications, plusieurs modifications ont dû être apportées à ces systèmes. Ceux-ci ont ainsi vu leurs conditions d’environnement (température et humidité) et leur rendement, changer de manière significative. Or, ces deux éléments peuvent être à l’origine d'une consommation énergétique supplémentaire plus importante.

Le facteur de la température ambiante, bien qu’il soit important pour le bon fonctionnement de ce type de machine, n’est pas pris en considération lors du processus de développement de leurs caractéristiques, et ce, malgré les progrès technologiques réalisés dans ces types d’utilisation, le rendement de la TAG reste toujours relativement limité.

Les travaux existants ont proposé de traiter de manière partielle et spécifique, le refroidissement de l’air d’admission par plusieurs, ces travaux ont été proposés dont quelques-uns, se sont concrétisés par des résultats bien efficaces.

Ce travail concernera en première lieu l’étude de l’effet de la température ambiante sur les performances des installations des turbines à gaz et en deuxième lieu une proposition d’un système de refroidissement de l’air d’admission du compresseur de la turbine à gaz.

IV.2 Etude de l’effet de la température

En 1er lieu nous avons abordés un calcul thermodynamique pour chaque élément de transformation de la turbine à gaz qui nous a permis d’évaluer les performances de la turbine par la pression, la température, la masse volumique et le rendement thermique.

40

Tableau IV.1 Paramètres turbines MS 7001(Turbine PR)

Paramètre Valeur

Pression d’entrer au compresseur P1 (bar) 1.013

Taux de compression r 12.5

Efficacité isentropique du compresseur ηc 0.89

Efficacité isentropique de la turbine ƞt 0.89

Efficacité de transmission mécanique ƞm 0.99

Efficacité de la chambre de combustion ƞcomb 0.98

Température entre turbine T3 (K) 1353

Pression sortie turbine P4 (bar). 1.1617

Perte de pression à la combustion (%) 2 Puissance de la turbine P (MW) (à 25C°) 83.3

IV.3 – Modélisation

IV.3.1 - Détermination des paramètres de la turbine à gaz à T = 297 k a) Paramètres du compresseur

La température du compresseur est considérée égale à la température ambiante T1=297 K.

Pression de d’admission du compresseur, c’est la pression atmosphérique dans la zone d’installation de la turbine P1=1.013 bar.

 Calcul de P2 et T2

La pression P2 a la sortie du compresseur est donnée par la relation suivante :

P2 = P1.r (1)

P2 = 1.013 x 12.6 = 12.76 bar

Tel que :

 P2 : pression a la sortie du compresseur

 P1 : pression a l’admission du compresseur

41 La température T2 à la fin de compression isentropique est donné par la

relation suivante : T2is= T1 ( 𝑃2 𝑃1) (𝑦 −1_𝑦 ) [11] (2) On sait que y = _𝐶𝐶𝑃 𝑃−𝑅 avec R = 8.31KJ/Kmole.K [11]

Pour calculer y on doit avant cela calculer cp

Le cp est en fonction de la température T1 et T2is et donne par la relation suivante :

Cp= a + bT+ cT2+ dT3[annexe B]

Cpm = (

𝐶𝑃𝑇 1+𝐶𝑃𝑇 2𝐼𝑆

2 )

On calcule y et on recalcule T2is

T2is = 297x( 12.76 1.013)

1.38−1

1.38 _{= 601.10 k}

La température réelle à la sortie du compresseur T2 est donnée par la relation

suivante :

T2 = T1 + (T2is-T1)/ηc(3)

T2 = 297 – (601.10 – 297)0.89 = 638.64 k

 Détermination du travail du compresseur : Le travail du compresseur :

Wc =

𝐶𝑝𝑚(𝑇2−𝑇1)

𝑀_𝑎𝑖𝑟𝑥Ƞ𝑚 [11] (4)

La masse moléculaire de l’air :Mair= 29 Kg/kmole

Wc=

𝟐𝟗.𝟖𝟖(𝟔𝟑𝟖.𝟔𝟒−𝟐𝟗𝟕) 𝟐𝟗𝒙𝟎.𝟗𝟗

WC = 355.98 Kj/Kg

b) Calcul des paramètres au niveau de la turbine

 Calcul de P3 et T4is

42 P3 = p2 (1-Δp) (5)

P3 = 12.67x (1-2%)

P3 = 12.51 bar

Tel que :𝛥𝑝 : Perte de pression = 2%

La température isentropique à la sortie de la turbine T4is est donnée par la

relation suivante : T4is =𝑇3𝑟′ 1−𝑦 𝑦 ₍₆₎ T4is = 1353x( 12.51 1.1617) 1−1.331 1.331 T4is = 749.49 K Tel que :

r ’ : pression d’entre/pression de sortie (r’=P3/P4)

 T3 : la température dans la cambre de combustion

La température réelle à la sortie de la turbine est donnée par la relation suivante : T4=T3-(T3-T4is) ηt(7)

T4 = 1353 – (1353 – 749.49) 0.89 = 815.82 K

 Détermination du travail de la turbine

On calcul le Cpm en fonction de la température T3 et T4is, pour cela on utilise les

formules précédentes Le travail de la turbine : WT = 𝐶𝑝𝑚(𝑇3−𝑇4) 𝑀𝑤 (8) =33.45(1353−815.82)_28.32 WT = 634.49 Kj/Kg

Mw : la masse moléculaire de gaz d’échappement

c) Calcul des paramètres de la chambre de combustion

La quantité de la chaleur dégagée dans la chambre de combustion Qh est

43 Qh = 𝐶𝑝𝑚𝑑𝑡 𝑇3 𝑇2 ɳ𝑐𝑜𝑚 [11] (9) Qh = 878.78 Kj/kg

d) Détermination des débits de fuel et d’air

On utilise les relations suivantes pour déterminer le débit du fuel gaz consommé, et le débit d’air nécessaire pour faire la combustion.

mfuelx PCImélange = mair x Qh[11] (10)

(mair + mfuel ) x wT – mair x wc = p (11)

Donc le débit du fuel gaz consommé est calculé par la relation suivant :

ṁfuel=

𝑝𝑥𝑄ℎ

(𝑃𝐶𝐼𝑚 é𝑙𝑎𝑛𝑔𝑒+𝑄ℎ)𝑊𝑇−𝑃𝐶𝐼𝑚 é𝑙𝑎𝑛𝑔𝑒 𝑥𝑊𝑐

= _{25796.77+878.78 𝑥 634.49−( 25796.77 𝑥 355.92 )}83.3 𝑥 1000 𝑥 878.78 𝑥 3600

ṁfuel = 34037.6 Kg/hr

etle débit d’air utilisé est : ṁair = ṁfuel x

𝑃𝐶𝐼𝑚 é𝑙𝑎𝑛𝑔𝑒

𝑄ℎ

=34037 .6 𝑥 25796.77_878.78

ṁair = 999180.84 kg/hr

L’air ambiant est considéré comme un gaz parfait, il a une pression supposée 1 atm

r= 287.1 j.kg.k-1

Pour un kg d’air T1 = 297 k, sa masse volumique ρ se détermine par la

formule :ρ = _𝑟𝑥𝑇𝑃 =_{287.1 𝑥 297}101325 (12)

ρ = 1.188 kg /m3

On détermine par la suit le débit volumique qu’est toujours constat quel que soit la température d’admission : Qv = ṁ𝑎𝑖𝑟 𝜌𝑎𝑖𝑟 [11] (13) = 999180.84_1.188 Qv = 841061.31 m3/hr