Mémoire de projet de fin d’études Préparé par

Mémoire de projet de fin d’études
Préparé par : ANASS HAMRIKAT
Pour l’obtention du diplôme
Master des énergies renouvelables (M.E.R)
Intitulé

144399054610Calcul et optimisation du coût de KWh de la centrale TAG Kenitra
0Calcul et optimisation du coût de KWh de la centrale TAG Kenitra

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Encadré par :
M.IBNFALAH : encadrant industriel
M.AGGOUR : encadrant pédagogique

Année universitaire : 2018-2019

Dédicaces
. Nous dédions ce travail :
A nos chers parents, qui nous ont comblés de leur soutien et nous ont
Voué un amour inconditionnel.

Vous êtes pour nous, une référence de courage et de sacrifice continus
QUE ce travail témoigne notre affection, notre volonté de satisfaire vos attentes.

RemerciementsCe travail a été réalisé au sein du centrale turbine à gaz (TAG)- Kenitra en collaboration
Scientifique avec département physique filière master énergies renouvelables FS- kenitra
Mes sincères remerciements sont adressés tout d’abord à Monsieur le Professeur
Mohammed AGGOUR de l’Université IBN TOFAIL faculté des sciences de
Kenitra, pour l’accueil qu’il m’a réservé dons son établissement et la qualité de son
Encadrement. Il n’a épargné aucun effort pour m’orienter et tenir la bonne conduite de mon
Stage et ceci en mettant à ma disposition ses expériences cognitives dans le domaine de
L’énergétique, et aussi pour toutes les compétences, sa disponibilité et sa qualité humaine.Je tiens à exprimer notre respectueuse gratitude au Chef de service Maintenance chez ONEE-Branche Electricité, Mr O.ACHIBANE qui m’a offert l’opportunité d’effectuer ce stage
De la fine de formation.

Je remercie aussi l’Encadrant Mr. IBNFALAH Mohamed Responsable de
Maintenance qui m’a offert, l’opportunité d’effectuer ce stage de la fine de formation au sein de leurs entreprises centrales
Je remercie finalement, tous les membres chercheurs, cadres, et ingénieurs du
Centrale (TAG) – Kenitra qui ont bien voulu contribuer à la réussite de ce manuscrit.

Enfin qu’il me soit permis de remercier ma famille et mes amis(es) pour leurs
Encouragements permanents de loin ou de près durant la réalisation de cette formation
Fructueuse.
RESUME

Calcul et optimisation du coût de KWH de la centrale turbine à gaz de Kenitra
La centrale à turbine à gaz de kenitra est une centrale de production d’énergie électrique à
Base de Fuel. Cette centrale située dans le port de Kenitra, à 40 kilomètres au nord de Rabat a
Une puissance de 315 MW. Ainsi Elle est classée au Royaume, parmi les sites de secours de
Production d’électricité.

Ce présent projet de fin d’étude, consiste à calculer le coût de kWh produit par la centrale et
Chercher à optimiser ce coût en proposant des actions d’optimisation de la consommation de
L’énergie lors de la production.

En premier lieu, une description fonctionnelle de chaque poste de la centrale a été effectuée
Pour mieux comprendre le fonctionnement de la centrale. Ces postes sont pris en compte dans
Le calcul du coût qui est présenté dans un second lieu .enfin des actions et proposition
D’optimisation a été effectuée.

SUJET DE STAGE

Calcule et optimisation du coût de kWh de la centrale turbine à gaz de Kenitra
La centrale TAG de Kenitra équipé de trois turbines à gaz de type 9E, celle-ci fonctionnera principalement avec du fioul lourd, ou du fioul raffiné en cas de besoin.

La nouvelle centrale électrique, d’une capacité de plus de 315 MW, sera située dans le port de Kenitra, à 40 kilomètres au nord de Rabat, la capitale du Maroc. Le projet s’inscrit dans le plan du gouvernent visant à développer et à moderniser les ports nationaux pour soutenir la croissance économique du pays. Un plan qui vise un triplement du fret dans les ports marocains entre 2010 et 2030.

Dans l’objectif de maîtriser et optimiser d’avantage le coût de KWh, il nous ait demandé de :
??calculer le coût de kWh de la centrale.

??Faire une analyse critique du processus actuel de la production d’énergie et étudier la possibilité d’optimisation des consommables, tout en respectent le bon rendement.

??proposé des actions d’optimisation possible qui permet de diminuer le coût de kWh.

Abréviations et nomenclatures
Tout au long du rapport on utilisera ces notations, elles sont classifiées selon leur ordre d’apparition :
ONEE – BE : Office Nationale de l’électricité et de l’eau – Branche Electricité
STEP : Station de Transfert d’énergie par Pompage
THT, HT, MT, BT : Très Haute Tension, Haute, Moyenne, Basse Tension
TAG : Turbine à Gaz
HFO: heavy FUEL Oil (FIOUL LOURD)
LFO -: Light Fuel Oil ( FIOUL Léger or gasoil)
*HPL : heures pleines et de pointes *HC : heures creuses
Ppm : partie par million
FOTP : Fuel Oïl Traitement Plant (Poste de traitement du fioul lourd)
RAK : Régie Autonome de Kenitra (de distribution de l’eau et de l’électricité
WTP : water traitement Plant (Poste de traitement de l’eau)
Liste des figures
TOC h z c “Figure”
Figure 1 : Organigramme de l’ONEE PAGEREF _Toc519878306 h 18Figure 2 3.2.1 Aperçu sur la centrale TAG de Kenitra PAGEREF _Toc519878307 h 19Figure 3/ structure organisationnelle de TAG de kenitra PAGEREF _Toc519878308 h 21Figure 4Principe d’une turbine à gaz PAGEREF _Toc519878309 h 22Figure 5 processus de production de l’énergie électrique PAGEREF _Toc519878310 h 22Figure 6 Schéma synoptique de fonctionnement d’une turbine à gaz à compresseur axial PAGEREF _Toc519878311 h 23Figure 7-l’alternateur PAGEREF _Toc519878312 h 24Figure 8 -SKIDS propre et SKIDS communs PAGEREF _Toc519878313 h 25Figure 9 -schéma simplifié des différents auxiliaires de la centrale PAGEREF _Toc519878314 h 26Figure 10- cycle de fuel traité avant qu’il soit brulé dans les chambres de combustion de la TG PAGEREF _Toc519878315 h 27Figure 11 -station de dépotage PAGEREF _Toc519878316 h 28Figure 12 -poste traitement d’eau PAGEREF _Toc519878317 h 29Figure 13 local incendie PAGEREF _Toc519878318 h 30Figure 14 Processus de déminéralisation de l’eau brute dans le PTE PAGEREF _Toc519878319 h 32Figure 15- poste de traitement de fuel PAGEREF _Toc519878320 h 33Figure 16 poste chaufferie de la centrale TAG PAGEREF _Toc519878321 h 35Figure 17 PROCESSUS DE PRODUCTION DE LA VAPEUR PAGEREF _Toc519878322 h 37Figure 18LES COMPRESSEURS DU PPAC PAGEREF _Toc519878323 h 38Figure 19 LOCAL INCEDIE PAGEREF _Toc519878324 h 39Figure 20 Schéma GLOBAL DES AUXILAIRES PAGEREF _Toc519878325 h 58Figure 21-quantité d’eau brute PAGEREF _Toc519878326 h 66Figure 22-coût de maintenance PAGEREF _Toc519878327 h 66Figure 23-eau déminéralisé PAGEREF _Toc519878328 h 67Figure 24coût eau en DH PAGEREF _Toc519878329 h 67Figure 25coût fuel conditionné PAGEREF _Toc519878330 h 72Figure 26 coût maintenance PAGEREF _Toc519878331 h 73Figure 28 variation du cout de fuel traité PAGEREF _Toc519878332 h 84Figure 29 le cout de la consommation durant une année PAGEREF _Toc519878333 h 97
Liste des tableaux
TOC h z c “Tableau” Tableau 1 les différentes sources d’énergie et procédés de production 2013 PAGEREF _Toc519878334 h 15Tableau 2 Caractéristique de la Centrale TAG PAGEREF _Toc519878335 h 21Tableau 3-le coût eau déminéralisé durant la periode PAGEREF _Toc519878336 h 65Tableau 4 coût gasoil conditionné PAGEREF _Toc519878337 h 76Tableau 5 consommation des charges PAGEREF _Toc519878338 h 93Tableau 6production nette en MW PAGEREF _Toc519878339 h 94Tableau 7production suivant les mois PAGEREF _Toc519878340 h 96
Tables des matières
TOC o “1-4” h z u 1Dédicaces PAGEREF _Toc519878946 h 22Remerciements PAGEREF _Toc519878947 h 33Présentation de l’organisme d’accueil PAGEREF _Toc519878948 h 113.1PRESENTATION DE L’ORGANISME PAGEREF _Toc519878949 h 123.1.1Introduction : PAGEREF _Toc519878950 h 12Présentation PAGEREF _Toc519878951 h 143.1.2Mission et historique PAGEREF _Toc519878952 h 173.1.3Organigramme de l’ONEE ? branche d’électricité PAGEREF _Toc519878953 h 183.2Présentation de la centrale TAG de Kenitra PAGEREF _Toc519878954 h 183.2.1Aperçu sur la centrale TAG de Kenitra PAGEREF _Toc519878955 h 183.2.2Description de la centrale TAG de Kenitra PAGEREF _Toc519878956 h 193.3La structure organisationnelle au sein de la centrale PAGEREF _Toc519878957 h 213.4Principe de la turbine à gaz (TAG) PAGEREF _Toc519878958 h 213.5L’alternateur 2: PAGEREF _Toc519878959 h 243.6Caractéristiques de la turbine à gaz (centrale TAG, Kenitra) PAGEREF _Toc519878960 h 243.7Les auxiliaires de la TAG PAGEREF _Toc519878961 h 253.7.1Les auxiliaires propres à la turbine : PAGEREF _Toc519878962 h 253.7.2Les auxiliaires communs de la centrale TAG : PAGEREF _Toc519878963 h 274PROLEMATIQUE ET METHODOLOGIE DE TRAVAIL PAGEREF _Toc519878964 h 404.1Problématique PAGEREF _Toc519878965 h 414.2Méthodologie PAGEREF _Toc519878966 h 424.2.1Historique sur la tarification de l’énergie électrique au Maroc : PAGEREF _Toc519878967 h 42Introduction : PAGEREF _Toc519878968 h 424.2.2Tarifs de l’énergie électrique : PAGEREF _Toc519878969 h 43L’audit énergétique PAGEREF _Toc519878970 h 46Définition PAGEREF _Toc519878971 h 464.3But d’un audit énergétique PAGEREF _Toc519878972 h 475MODELISATION ET CALCUL DU COUT DE KWH PAGEREF _Toc519878973 h 506.1Introduction PAGEREF _Toc519878974 h 516.1.1Modélisation de système PAGEREF _Toc519878975 h 516.2Modélisation linéaire des auxiliaires communs PAGEREF _Toc519878976 h 516.2.1Poste traitement d’eau (PTE) PAGEREF _Toc519878977 h 516.2.2Poste traitement de fuel (PTF) PAGEREF _Toc519878978 h 526.2.3Parc dépotage fuel PAGEREF _Toc519878979 h 536.2.4Parc dépotage Gasoil PAGEREF _Toc519878980 h 546.2.5Poste chaufferie PAGEREF _Toc519878981 h 556.3Poste Traitement d’eau (PTE) : PAGEREF _Toc519878982 h 586.4Introduction : PAGEREF _Toc519878983 h 586.4.1Coût d’un mètre cube d’eau déminée : PAGEREF _Toc519878984 h 59 PAGEREF _Toc519878985 h 676.5Zone de dépotage : PAGEREF _Toc519878986 h 686.5.1Introduction PAGEREF _Toc519878987 h 686.6Coût d’une tonne du gasoil dépoté : PAGEREF _Toc519878988 h 746.6.1Introduction PAGEREF _Toc519878989 h 746.7Poste traitement de fuel : PAGEREF _Toc519878990 h 786.7.1Introduction PAGEREF _Toc519878991 h 786.8Coût horaire de vapeur : PAGEREF _Toc519878992 h 856.8.1Poste chaufferie : PAGEREF _Toc519878993 h 856.8.2Introduction PAGEREF _Toc519878994 h 856.9Coût du kWh produit au niveau de la turbine : PAGEREF _Toc519878995 h 916.9.1Introduction PAGEREF _Toc519878996 h 917OPTIMISATION DU COUT DE KWh PAGEREF _Toc519878997 h 1007.1Introduction PAGEREF _Toc519878998 h 1017.2Poste chaufferie PAGEREF _Toc519878999 h 1017.2.1Description et conséquences économiques des pertes énergétiques PAGEREF _Toc519879000 h 1017.3Poste de traitement d’eau : PAGEREF _Toc519879001 h 1077.3.1??Principe de fonctionnement : PAGEREF _Toc519879002 h 1077.3.2??Problèmes détectés : PAGEREF _Toc519879003 h 1077.3.2.1??1ère proposition : By-pass PAGEREF _Toc519879004 h 1087.3.2.2??2ème proposition : Variateur de vitesse PAGEREF _Toc519879005 h 1097.4Optimisation par cycle combiné PAGEREF _Toc519879006 h 1107.4.1??Problèmes détectés : PAGEREF _Toc519879007 h 111
Présentation de l’organisme d’accueil11861802197100
PRESENTATION DE L’ORGANISMEIntroduction :Du 10 mai 2018 au 09 aout 2018, j’ai effectué un stage technique au sein de la Centrale Thermique à Gaz de Kenitra, filiale du groupe Office Nationale d’électricité et d’eau Potable. Ce stage a été une opportunité pour moi d’appréhender le marché de la production de l’énergie électrique. Au-delà d’enrichir mes connaissances, ce stage m’a permis de comprendre dans quel mesure ce secteur correspond à mes aspirations professionnels futures.

Les premières semaines étaient consacrées à une visite guidée au sein de la centrale, ce qui m’a permis de découvrir les différentes usines et d’avoir une vue d’ensembles. Les autres semaines étaient consacrées à la compréhension et à l’analyse de la problématique.

Dans un marché ou la concurrence ne cesse d’accroitre, l’ONEE se veut d’être en mesure d’offrir une énergie propre au coût du kilowattheure abordable pour les différentes catégories socio-économiques. Mon travail consistait à effectuer une étude financière qui va permettre d’estimer le coût d’un Kilowattheure d’une manière optimale.

L’élaboration de ce rapport est le fruit de nombreux renseignements tirés pratiquement et lors des différents entretiens avec les employés des différents services de la société. En vue de rendre compte de manière fidèle et analytique de semaines passées au sein de la centrale, il apparait logique de présenter d’abord l’organisme d’accueil (l’ONEE), puis de présenter aussi la Centrale Thermique à Gaz de Kenitra. Enfin, il sera précisé les différentes missions que j’ai pu effectuer au sein de la centrale et les nombreux apports que j’ai pu en tirer
L’énergie est de nos jours, le moteur de développement de nos sociétés. Depuis la révolution industrielle du XIXe siècle, l’humanité ne cesse d’accroître sa consommation d’énergie sous des formes multiples pour répondre à la complexification des sociétés. Ce développement a été favorisé par l’utilisation massive des combustibles dits fossiles, essentiellement le charbon et le pétrole. A l’heure actuelle, les conséquences de l’utilisation de ces combustibles sont visibles. Non seulement ils s’épuisent, mais aussi leur combustion nous détraque le climat

Alors que les besoins énergétiques continuent d’augmenter toujours et toujours. Cependant d’autres sources d’énergie (sources renouvelables et/ou propres) sont utilisées pour résoudre le problème mais de nos jours l’insuffisance et /ou la non-maitrise totale de leur exploitation fait de l’énergie fossile, une énergie incontournable. Une autre solution est utilisée pour non pas remplacer les énergies
Fossiles mais réduire leur consommation et aussi favoriser l’utilisation des sources dites renouvelables et ainsi réduire le coût de la consommation. Il s’agit de l’efficacité énergétique. Selon le site web du Ministère de l’Energie, des Mines, de l’Eau et de l’Environnement, l’efficacité énergétique est une ressource énergétique permettant de consommer moins et mieux. L’efficacité énergétique est selon la loi 47-09 « toute action agissant positivement sur la consommation de l’énergie, quelle que soit l’activité du secteur considéré, tendant à la gestion optimale des ressources énergétiques , la maîtrise de la demande d’énergie, l’augmentation de la compétitivité de l’activité économique, la maîtrise des choix technologiques d’avenir économiquement viables, l’utilisation rationnelle de l’énergie et ce, en maintenant à un niveau équivalent les résultats, le service, le produit ou la qualité d’énergie obtenue »0. On parle là d’une limitation du gaspillage d’énergie, de trouver la meilleure façon de consommer le minimum d’énergie, minimiser les pertes et augmenter de ce fait le rendement. C’est dans ce sens que s’inscrit notre sujet « Audit énergétique de la centrale Turbine à Gaz de Kenitra ». La centrale turbine à gaz de Kenitra est l’une des centrales thermiques de l’Office National de l’Electricité et de l’Eau Branche Electricité (ONEE-BE). Ce dernier comme son nom l’indique est spécialisé dans la production et la distribution de l’énergie électrique. Il est donc un espace propice pour la mise en application de toutes nos connaissances acquises et confirmer que l’efficacité énergétique est une ressource énergétique permettant de
Consommer moins et mieux. Pour mener à bien ce travail, nous l’avons structuré en
Chapitre dont le premier sera consacré à l’organisme d’accueil, le second aux
Généralités sur l’audit énergétique de la centrale turbine à gaz (TAG) et l’état des
Lieux. Le troisième chapitre sera consacré à l’audit des chaudières et à l’optimisation
De la consommation de l’eau dans la centrale, le quatrième à l’audit des équipements
Électriques et échangeurs de chaleurs. L’étude économique et environnementale
Des projets proposés seront dans le dernier chapitre.

1902404863600

PrésentationL’ONEE-branche électricité est un établissement public à caractère industriel et commercial doté de la personnalité morale et de l’autonomie financière. Il assure la production, le transport et la distribution de l’énergie électrique. Avec 8957 collaborateurs et plus de 5.1 millions de clients, l’ONE a enregistré en fin 2014 un taux de croissance de 4.7% par rapport à l’année 2013 avec une énergie électrique appelée de 33 529,6 GWH.

La hausse de la demande électrique reflète la dynamique socio-économique du Maroc occasionnée par l’importante amélioration de l’accès des populations aux infrastructures de base, dont l’électricité dans le cadre du Programme d’Electrification Rurale Global (PERG) et la politique des grands chantiers structurants autant sur le plan économique que social
L’énergie électrique joue un rôle primordial dans l’industrie et l’économie marocaine. En effet, le développement industriel, économique et social ne peut se faire sans cette énergie.

L’Office Nationale de l’Electricité (O.N.E) et l’Office National de l’Eau Potable(O.N.E.P) régis respectivement par le dahir n°1-63-226 du 14 rabbi I 1383(5 aout 1963) et le dahir n°1-72-103 du 18 safar1392 (3 avril 1972),tels qu’ils ont été modifiés et complétés, sont regroupés au sein d’un même établissement public doté de la personnalité morale et de l’autonomie financière, crée dénommé « Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable »1 ( Dans ce rapport on s’intéresse à la branche d’électricité ).

La branche d’électricité (O.N.E précédemment) a été investie depuis cette création de l’exclusivité de la production et du transport de l’énergie électrique à travers le royaume. Les sources de production de l’énergie électrique dont dispose l’ONEE (branche d’électricité) sont:
??Production hydraulique : 1660 MW ;
??Production thermique : 2200 MW (300 MW en cours de réalisation) ;
??Parc éolien : 140 MW ;
??Parc solaire : 470 MW.

Autres producteurs de l’énergie électrique :
??Centrale de JORF et TAHDART 1740 MW.

??Eolien 104 MW.

??Centrale de BNI MATHAR 470 MW
??Liaison interconnexion Maroc& Europe 700 MW
??Liaison Maroc &Maghreb arabe 600 MW.

Les domaines d’activités
La branche d’électricité (ONEE) couvre les trois principaux secteurs de l’électricité qui sont : la production, la distribution et le transport.

1.1.3.1 La production
La branche d’électricité assume la responsabilité de fournir, sur tout le territoire national et à tout instant, une énergie électrique de qualité dans les meilleures conditions économiques.

En fait, elle assure la fourniture de l’énergie par l’exploitation directe d’unité de production ainsi que par les ouvrages qu’elle a confiés à des opérateurs privés dans le cadre de contrat de production concessionnels. Au-delà de la gestion technique et de l’amélioration des ouvrages de son parc de production, l’ONEE développe de nouveaux moyens de production et de nouvelles technologies en conciliant performance économique, expertise technique et préservation de l’environnement.

Le tableau présente la puissance installée des principaux ouvrages de production d’énergie électrique dont dispose l’ONEE, selon les différentes sources d’énergie et procédés de production; avec une puissance totale installée à fin 2013 dépassant les 7342,2 MW.

centrales Puissance en MW
Usines hydrauliques 1306
STEP 464
Centrales thermiques vapeur 2795
charbon 2195
fioul 600
Centrales turbines à gaz 1230
Cycle combiné 850
Thermique diesel 202
TOTAL thermique 5077
Eolie 495.4
Total ONEE 7342.2
Tableau 1 les différentes sources d’énergie et procédés de production 2013Au-delà de l’amélioration des ouvrages de son parc de production, l’ONEE développe également de nouveaux moyens de production, notamment, les énergies renouvelables. Ainsi, l’installation d’une puissance additionnelle de 3 640 MW est prévue pour fin 2015, avec un investissement de près de 73 milliards de DH.

A l’horizon 2020, la stratégie énergétique nationale stipule que, 42 % de la capacité de production électrique installée soit d’origine renouvelable. En outre, la mise en œuvre des plans de développement des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique contribuera à la création de 50 000 postes de travail directs permanents, dont 12 000 dans le solaire et l’éolien.

Transport
Puisque l’électricité n’est généralement pas stockable, il est nécessaire de gérer en continu le flux d’énergie entre les lieux de production et les clients. En effet, les réseaux hauts et très haute tension
Centrales
Puissance installée en MW
Usines hydrauliques
1 306
STEP
464
Centrales thermiques vapeur
2795
Charbon (y compris JLEC)
2195
Fioul
600
Centrales turbines à gaz
1230
Cycle combinés
850
Thermique Diesel
202
Total Thermique
5077
Eolie **
495,4
Total ONEE
7342,2
(Couvrant l’ensemble du Royaume et reliés par les interconnexions régionales avec les réseaux algérien et espagnol) sont au cœur du transport de l’électricité. Toutefois, l’ONEE poursuit le développement de ces réseaux pour plusieurs raisons, spécialement pour accroître la capacité et les économies d’échange avec les pays voisins et pour renforcer la sécurité d’alimentation en énergie et la stabilité du réseau au niveau national.

1.1.3.3 Distribution
A travers le métier de distributeur, l’ONEE couvre des réseaux moyenne et basse tension de distribution sur le territoire national, hormis quelques agglomérations urbaines qui sont gérées par des régies de distribution publiques ou des distributeurs privés. En outre, l’ONEE a développé un effort particulier en vue d’améliorer son infrastructure afin d’être toujours à même de satisfaire sans délai et dans les meilleures conditions les demandes de ses clients.

Mission et historique
Ayant pour mission d’assurer le service public la production, le transport et la distribution (dans les zones où il intervient) de l’énergie électrique, de gérer et satisfaire la demande globale d’énergie électrique du Royaume dans les meilleures conditions de coût et de qualité de service, de gérer et développer le réseau de transport, de généraliser l’extension de l’électrification rurale et d’œuvrer pour la promotion et le développement des énergies renouvelables, il a eu depuis sa date de création en 1963 plusieurs succès dont on peut citer quelques dates importante
1975 : Création d’une Commission Interministérielle de l’Electrification Rurale et du Fonds Spécial de l’Office.

1978 : Lancement du Programme National d’Electrification Rurale (PNER) par les Pouvoirs Publics, visant à long terme l’électrification globale du Royaume ; ce qui a permis l’électrification de 967 villages soit un taux d’électrification de 18% à fin 1995. 1996 : Lancement du Programme d’Electrification Rurale Globale (PERG) par l’Office a permis d’atteindre à fin 2007 l’électrification de 1 767 000 foyers ruraux soit plus de 31 640 villages avec un taux d’électrification rural de 93% ; 2008 : Le lancement du Plan de Valorisation de l’Electrification Rurale (Plan VER) a permis d’atteindre jusqu’à 42 152 villages électrifiés, soit 2 118 668 foyers en fin 2014. À fin 2014, la puissance totale installée du parc de production électrique de l’Office s’élève à7 994 MW dont 32% de la puissance installée est de source renouvelable. Durant l’année 2014, la production éolienne a atteint 1 923,764 GWH y compris l’énergie éolienne via réseau client contre 1356,1 GWH en 2013. La production de la STEP a été de 395,454 GWH contre 205,381 GWH en 2013. La contribution des tiers nationaux a atteint 137,204 GWH en 2014 contre 110,9 GWH en 2013
Organigramme de l’ONEE ? branche d’électricité
Figure 1 : Organigramme de l’ONEEPrésentation de la centrale TAG de KenitraAperçu sur la centrale TAG de KenitraLa centrale turbines à gaz du kenitra comporte trois turbines à gaz d’une puissance unitaire de
105 MW dans les conditions du site de la centrale de Kenitra, utilisant le fuel traité comme
Combustible de base.

Le projet de construction de la centrale à gaz à Kenitra a été lancé en 2012 dans le cadre des
Programmes d’urgence visant à doter le pays de puissance supplémentaire.

Figure 2 3.2.1 Aperçu sur la centrale TAG de KenitraDescription de la centrale TAG de KenitraLa centrale turbines à gaz Kenitra est une unité de production de l’électricité via des turbines
À gaz (fuel ou gasoil), Elle est donc constitué de trois turbines de type 9000EA (TG5, TG6 et
TG7) de puissance nominale de 105MW chacune. Elles sont approvisionnées en combustible
Gasoil et fuel spécial.

superficie 4 hectares
Nombre de turbines 3
puissance 315 MW
Consommation fuel oïl par heure 30T
Consommation gasoil oïl par heure 26T
Consommation cycle marche arrêt en gaz oïl 8T
Production poste traitement eau 84 m3/h
Poste traitement fuel oïl 9lignes de 13.5 T/ligne
Chaudière à vapeur Nombre 3*2140kg/h
Tableau 2 Caractéristique de la Centrale TAG
La structure organisationnelle au sein de la centrale
La structure organisationnelle au sein de la centrale est la suivante :
Figure 3/ structure organisationnelle de TAG de kenitraPrincipe de la turbine à gaz (TAG)La turbine à gaz s’inspire du principe du moteur à quatre temps : admission,
Compression, combustion et échappement. Pour un moteur à quatre temps les
Phases sont effectuées une après l’autre. Dans la turbine, ces phases s’effectuent
Simultanément. L’air est compressée.

Puis transférer vers les chambres de combustion. Du combustible est injectée grâce
À des injecteurs puis une bougie active la combustion. La combustion produit un gaz
À haute température d’environ 2000°c et une pression élevée. Il est ensuite refroidit
(Environ 500°c) puis conduit vers les ailettes de la turbine provoquant ainsi sa
Rotation. La turbine couplée à un alternateur, fait tourner ce dernier dont le rôle est de
Convertir l’énergie mécanique en énergie électrique. La figure 3 montre le principe
D’une TAG et la figure 4 donne le processus de conversion de l’énergie dans une TAG.

Figure 4Principe d’une turbine à gaz
Figure 5 processus de production de l’énergie électriqueLa turbine à gaz est un générateur d’énergie qui utilise les gaz résultant de la combustion soit
Du gaz naturel, du gasoil ou du fuel traité comme force motrice. C’est une turbine à action, la
Détente s’effectue uniquement dans les directrices

Figure 6 Schéma synoptique de fonctionnement d’une turbine à gaz à compresseur axialLe fonctionnement thermodynamique de la turbine à gaz en cycle simple peut être schématisé
Par les transformations suivantes :
??Aspiration et compression de l’air ambiant ;
??Combustion du mélange air combustible ;
??Détente des gaz brulent ;
??Echappement a l’atmosphère.

???Compression :
Le compresseur utilisé est du type axial, il comporte dix-sept étages chaque étage étant constitué d’un aubage mobile (rotor) et d’un aubage fixe (stator). L’augmentation progressive de la pression de l’air d’étage en étage est obtenue par la réduction de la vitesse de l’air dans les aubes fixes, c’est à dire lorsque l’air, mis en mouvement de rotation par l’aubage mobile, atteint la partie fixe sa vitesse diminue et sa pression augmente
Énergie Électrique
Eau???Combustion : A la sortie du compresseur, l’air pénètre dans le système de combustion composé de quatorze chambres à travers les injecteurs
??Détente :
La turbine 9000EA possède trois étages, le mélange gaz chaud-air issu du système de combustion est guidé vers la première directrice par des pièces de transition qui assurent une répartition homogène.

Après s’être partiellement détendus en traversant la première directrice, les gaz chauds arrivent sur la première roue de la turbine avec un mouvement tourbillonnaire par rapport à l’axe de la machine. À ce stade, l’énergie cinétique acquise par les gaz est importante et elle se transforme en énergie mécanique pour faire tourner le rotor. Lorsqu’il atteint la première roue, le mélange gazeux s’est refroidi au cours de la détente à travers la première directrice de manière à atteindre une température telle que les contraintes thermiques sur la première roue soient admissibles. Le processus se répète dans le deuxième et le troisième étage.

??Echappement :
Les gaz d’échappements sont ensuite évacues vers l’atmosphère à travers une gaine comportant un silencieux.

L’alternateur 2:La rotation de la turbine fait tourner un alternateur pour produire de l’électricité. Dans cette centrale l’alternateur est accouplé directement à la turbine par un couplage mécanique et tourne à la vitesse de 3000 tours/minutes. La machine utilisée est une machine synchrone triphasée à rotor bobiné

Figure 7-l’alternateurCaractéristiques de la turbine à gaz (centrale TAG, Kenitra)La turbine à gaz de type 9000EA se caractérise par :
??une puissance de 105MW ;
??une consommation horaire de fuel oïl de 28T/H en pleine charge ;
??une consommation horaire de gaz oïl de 31T/H en pleine charge ;
??une consommation dans le cycle marche arrêt de la turbine de 11 tonnes de gaz oïl ;
??un seul arbre d’entraînement ;
??un moteur de lancement 6.6kv de puissance 1MW ;
??de 14 chambres de combustion ;
??un diesel de secours pour le jeu de barre 400 V.

Les auxiliaires de la TAGPour assurer le bon fonctionnement de la centrale, cette dernière dispose des auxiliaires qui sont divisées (selon leur usage) en deux grandes catégories :
??Auxiliaires communs: qui sont là pour assurer le fonctionnement de toute la centrale notamment les trois turbines;
-Auxiliaires propres (proches) qui assurent le fonctionnement de chaque turbine indépendamment des autres (Les trois turbines sont identiques).

Figure 8 -SKIDS propre et SKIDS communsLes auxiliaires propres à la turbine :Chaque turbine possède ses propres auxiliaires de modification de fuel avant qu’il soit brulé dans les chambres de combustion, comme le montre la synoptique suivante :

Figure 9 -schéma simplifié des différents auxiliaires de la centraleI.5.1.1. SKID de pompage :
Il transfère le fuel lourd du réservoir de stockage à l’entrée de la turbine, à une pression suffisante pour vaincre les pertes de charge des différents éléments constituants de la ligne fuel et fournir la pression nécessaire à l’entrée de la TG. La pression du fuel liquide à l’entrée de la TG doit être comprise entre : 2,75 bar à 5,17 bars.

I.5.1.2. SKID de réchauffage :
Il chauffe le fuel lourd pour réduire la viscosité. Ceci est pour éviter le colmatage du fuel qui résulte d’une baisse de température.

I.5.1.3. SKID de filtration :
Il inclut la régulation de pression à l’entrée de la TG, la filtration, le comptage du fuel lourd et la vanne de transfert du fuel lourd au distillé et du distillé au lourd.

I.5.1.4. Traçage électrique :
Un système de traçage autorégulant électrique et de calorifugeage est installé sur tout le système fuel lourd si la température ambiante minimum est plus basse que celle du point du fuel lourd. La température du fuel sera maintenue à +50°C pendant les périodes d’arrêt. Si durant l’arrêt de la TG, un défaut de traçage est détecté, l’opérateur doit résoudre cette panne rapidement pour
16
Autoriser un éventuel démarrage immédiat de la TG au fuel. Toutes les provisions en puissance du traçage doivent être commutées quand la température ambiante est supérieure à 50°C.

I.5.1.5. Skid d’aéroréfrigérant: La fonction de l’installation est de refroidir par les aéroréfrigérant les éléments suivants :
– L’huile de lubrification commune à la turbine à gaz et alternateur
– Les pattes supports de la TG
– L’air d’atomisation de la TG
– L’alternateur
Le circuit de refroidissement par aéroréfrigérant est une boucle d’eau fermée. La turbine et l’alternateur sont refroidis en parallèle. Le système de réfrigération principale par circulation d’eau dans la turbine est constitué de :
– Une batterie d’échangeur air/eau (aéroréfrigérant) constituée de 3 modules de 6 ventilateurs en parallèle.

– Un module pompe (2×100%) pour assurer la circulation de l’eau dans le circuit.

– Une vase d’expansion pour compenser les dilatations, les fuites éventuelles et mettre en charge le circuit.

– Une robinetterie, les tuyauteries de liaison, l’instrumentation.

Figure 10- cycle de fuel traité avant qu’il soit brulé dans les chambres de combustion de la TGLes auxiliaires communs de la centrale TAG :
??Parc de stockage et station de dépotage :
Le parc de stockage comprend :
O Deux réservoirs de stockage de fuel lourd de 7500 m3 chacun.

O Deux réservoirs de certification de 500 m3 chacun.

O Trois réservoir de fuel lourd traité de 3333 m3 chacun.

O deux réservoirs de l’eau brut d’une capacité de 3000 m3 chacun
O deux réservoirs de L’eau déminéralisée d’une capacité de 2000 m3 chacun.

Le stockage du gasoil est comprend :
O Un réservoir de gasoil brut de 2500 m3
L’alimentation en fuel N°2 de la centrale est effectuée par camion-citerne. Le fuel lourd est stocké dans les réservoirs de 7500 m3 qui sont raccordés aux stations de dépotage comportant 3 motopompes de 100t/h chacune

Figure 11 -station de dépotageI.3.2.2 Poste traitement d’eau :
Le but du poste de traitement d’eau est l’approvisionnement du poste traitement fuel, chaufferie et les trois turbines en eau déminéralisée qui répond à certaines exigences prédéfinies.

Figure 12 -poste traitement d’eauL’alimentation de la centrale en eau brute est réalisée à partir de la ville de Kenitra. Cette eau est stockée dans deux réservoirs d’une capacité de 3000 m3 chacun permettant d’alimenter :
? ?Le poste de traitement d’eau par écoulement gravitaire avec UN débit normal de 85 m3 ET un débit maximum de 260 m3/h durant le contre-lavage des filtres à sable.

Le circuit de lutte contre l’incendie.

Le circuit d’eau pour les sanitaires.

Le poste traitement d’eau a deux linges de production : une en service et l’autre soit en régénération suit en attente. L’eau déminéralisée est stockée dans deux réservoirs de stockage d’une capacité de 2000m3 chacun. Les réservoirs de stockage d’eau déminéralisée sont dimensionnés pour un fonctionnement à pleine charge pendant trois jours. L’eau déminéralisée est produite à partir de l’eau brute via une unité de traitement qui délivre 42 m3/h en marche normale. L’objectif du système d’eau déminéralisée est d’alimenter les équipements suivants :
Le poste de lavage des turbines à gaz.

L’installation de traitement du combustible.

Le SKID de mouillage du HFO.

La chaufferie vapeur.

L’appoint du système de refroidissement TAG par aéroréfrigérant.

??Poste production d’air comprimé :
On a deux types d’airs : Air d’instrumentation et air de service.

La production de l’ensemble de l’air comprimé, est réalisée par 2 compresseurs (un en fonctionnement normal et l’autre en secours). Un ballon d’une capacité de 3 m3 assure la fonction de stockage tampon permettant de s’affranchir des fluctuations de pression induites par les variations de consommation.

??Local des anti-incendie :
Ce poste a pour mission d’éjecter de l’eau ou de la mousse en cas d’incendie dans la centrale pour assurer l’extinction du feu et il est constitué des équipements suivants :
??2 pompes jockey de 20 m3/ h nominal à 10,5b et de vitesse 2900 tr/mn leur rôle est le maintien du réseau en pression et satisfaire un besoin maxi en eau incendie jusqu’à ~ 47 m3/h à 10b avec 2 pompes.

??1 Electro pompe centrifuge de 900 m3/h nominal à 9 bars et 1800 tr/m son rôle Assurer en 1er recours le débit en eau nécessaire pour la protection incendie de la globalité du site.

??1 Moto pompe centrifuge de 900 m3/h nominal à 9b et 1800 tr/mn son rôle est d’assurer en second recours le débit en eau nécessaire pour la protection incendie de la globalité du site.

??1 Réservoir gasoil qui a pour mission : Assurer la capacité nécessaire pour le bon fonctionnement de la moto pompe.

??1 Réservoir hydrochoc : qui a pour mission : Eviter la dégradation des installations suite à des mouvements transitoires dégradants.

L’eau brute passe par plusieurs sous-systèmes qui constituent le poste afin d’être bien traitée, le fonctionnement de ces sous-systèmes est décrit comme suit :

Figure 13 local incendie? Filtre double média:
Ce sont les premiers composants du poste de traitement d’eau. Deux pompes d’alimentation conduisent l’eau brute du réservoir de stockage vers les deux filtres double média. Leur but est d’éliminer les solides en suspension dans l’eau. Pour maintenir leur performance, les filtres nécessitent des séquences de lavage à contre-courant périodiques. Le lavage à contre-courant est une procédure dans laquelle les vannes s’ouvrent pour introduire l’eau brute -à un débit élevé- au fond du récipient pour expulser les solides recueillis par le haut. Une pression différentielle élevée indique un besoin de lavage du système afin de regagner de la performance.

? Filtre à cartouche:
Depuis les filtres média, l’eau non traitée est déviée à l’intérieur de deux courants et coule à travers les filtres à cartouche, contenant chacun quatorze éléments filtrant en polypropylène de 50 pouces. Chaque courant contient deux filtres, qui bloquent les grosses particules nuisibles aux membranes d’osmose inverse situées en aval.

? Osmose inverse:
Ce système est formé de deux lignes identiques à double passage (12 membranes à 3 étages). Le procédé d’osmose inverse utilise une membrane semi-perméable afin de séparer les solides dissous, la matière organique, les virus et bactéries de l’eau. Le procédé est dit “inverse” car il nécessite une pression suffisante pour forcer l’eau pure à passer à travers la membrane. Ce procédé abouti à de très bons résultats, car il peut éliminer de 95 à 99% des particules solides dissoutes et 99% des micro-organismes. L’eau d’alimentation est pompée sous pression au travers d’un certain nombre de membranes.

19
En raison de leur construction physique, c’est principalement les molécules d’eau qui peuvent passer par les membranes. L’eau pure produite, appelée « per méat », sort à travers les membranes.

? Le dégazeur:
Le « per méat » venant des membranes d’osmose inverse coule dans un tuyau de décharge commun, qui conduit vers un dégazeur. Le dégazeur élimine les gaz (CO2) aux concentrations en dessous de 10 ppm. L’air sous pression est introduit au fond de la colonne. Au fur et à mesure que le « per méat » passe par le média, l’air sous pression et les gaz sont libérés à travers une cheminée et le « per méat » résiduel est récupéré dans un réservoir en dessous.

? L’adoucisseur:
En provenance des pompes d’alimentation EDI, le « per méat » coule vers deux adoucisseurs d’eau. Ces derniers enlèvent la dureté de l’eau par un processus connu comme l’échange d’ions. La dureté de l’eau cause la formation de tartre à l’intérieur des tuyaux (car le tartre raccourcit la durée de vie).

? Système EDI (E-CELL):
Les ions sont attirés par les électrodes, ils traversent les membranes IX et se dirige vers les chambres de concentrât.

Figure 14 Processus de déminéralisation de l’eau brute dans le PTEI.5.2.3 Poste traitement de fuel (PTF) :
La centrale TAG de Kenitra est conçue pour fonctionner avec du HFO (Heavy Fuel Oïl). En utilisant du HFO comme combustible, une corrosion à haute température peut se produire dans la turbine à combustion, cela étant dû à la présence de
Quantités mineures de contaminants dans le combustible, comme le Sodium et le Potassium.

Ces contaminants (sodium et potassium) s’agglomèrent sur les surfaces métalliques dans le passage de gaz chaud de la turbine. L’accumulation de ces dépôts sur les surfaces d’alliage chaudes aboutit à une corrosion à haute température et en fin de compte à une détérioration des composants. Les niveaux prévus de contamination du HFO fourni pour être utilisé à la Centrale peuvent excéder les limites acceptables stipulées pour la turbine à combustion. Par conséquent, une installation de traitement de combustible est exigée pour réduire le niveau de sels de Sodium et de Potassium dans le combustible à des limites acceptables. Ainsi, Les valeurs limites imposées par le constructeur des turbines à gaz « GENERAL ELECTRIC » sont : NA + K < 1 PPM et 3 < Mg/V < 3.5 PPM.

L’unité de traitement fuel lourd comprend :
? ?Un (1) module filtre, pompe de transfert ET dés émulsifiant;
? ?Un (1) module de récupération de chaleur HFO;
? ?Neuf (9) modules traitement HFO;
? ?Un (1) module traitement eau effluent;
Un (1) module récupération de chaleur eau effluent.

Figure 15- poste de traitement de fuelPour remplir sa mission de traitement de fuel le poste PTF est constitué des SKIDS suivants :
??SKID transfert (permettant le déplacement des produits vers les autres SKIDS via des pompes)
??SKID récupération de chaleur HFO
??SKID traitement de l’eau usée (traitement de l’effluant)
??SKID récupération de chaleur effluente et filtre à absorption
??SKIDS traitement du fuel brut(HFO) dont la capacité de 12.8 m3/h chacune
Le fuel oïl traite est stocke dans trois citernes calorifugées TK 3500 .TK3600 et TK3700 de capacité 3333m3 chacune soit un total de 10000m3.

Et le tableau suivant résume les qualités du Fuel avant et après traitement par lavage à l’eau déminéralisée

I.3.2.4 Poste chaufferie :
La centrale dispose de trois chaudières (A, B et C) à vapeur délivrant un débit maximale de 11,2 t/h ; dont le rôle principale est de produire et de distribuer la vapeur chauffée à 165°C et 7 bars.

Figure 16 poste chaufferie de la centrale TAGCette vapeur est destinée au réchauffage du combustible HFO afin de le rendre apte au stockage, au pompage et à la combustion dans les turbines. Elle sera utilisée dans :
? ?Les réchauffeurs de fond de tous les bacs HFO (bacs de dépotage, stockage du fioul brut, bacs de certification, stockage du fioul traité);
? ?Les réchauffeurs des réservoirs journaliers de fioul lourd des chaudières auxiliaires;
? ?Le réchauffage du fioul lourd avant injection dans les turbines;
PTF (poste de traitement du fuel).

L’alimentation des chaudières est réalisée d’un réservoir dégazeur à l’aide de deux pompes à eau, il existe deux entrées :
? ?L’eau en provenance de condensats;
L’eau déminéralisée en provenance du BAC de l’eau déminéralisée.

Afin d’augmenter la température de l’eau du dégazeur, une partie de la vapeur produite dans les chaudières est utilisée pour réalimenter le dégazeur.

? Dosage chimique:
Pour s’assurer que l’eau d’alimentation des chaudières respecte les spécifications du constructeur, il existe deux réservoirs des produits chimiques, possédant chacun une fonction concrète. Le réservoir d’ammoniaque contient de l’ammoniaque pour régler le pH de l’eau. Le réservoir de carbone hydrazine contient des dérivés de l’hydrazine pour régler l’oxygène dissout dans l’eau.

? Ballon d’éclatement des purges:
Conformément à la législation en vigueur, l’eau rejetée des purges, vidanges, fuites, etc., ne peut dépasser une température maximum lors de son déversement aux égouts du réseau public. Afin d’y parvenir, toutes les purges sont collectées dans un réservoir équipé d’un thermostat, qui changera de statut pour indiquer le dépassement de la température de réglage.

Le système de contrôle de la chaudière auxiliaire avisé, il réagira en apportant l’eau brute de refroidissement par actionnement d’une vanne prévue à cet effet.

? Alimentation en combustible des brûleurs:
Les brûleurs des chaudières peuvent être alimentés par le fuel (lourd ou léger). Dans le cas de l’utilisation du fuel lourd celui-ci doit être préchauffé. Un échangeur de chaleur est utilisé pour cette fin, il est alimenté par la vapeur. Le circuit du fuel dispose d’un traçage électrique pour maintenir une température idéale dans le cas où il n’y a pas de production de vapeur.

La figure ci-dessous donne le fonctionnement général du poste de production de vapeur :
Figure 17 PROCESSUS DE PRODUCTION DE LA VAPEURI.5.2.5 Poste de production d’air comprimé (PPAC) :
La production de l’ensemble de l’air comprimé, est réalisée par deux compresseurs (un en fonctionnement normal et l’autre en secours). Deux ballons, d’une capacité de stockage de 3 m3 pour chacun, assurent la fonction de stockage tampon permettant de répondre aux différents besoins de la centrale TAG.

Le stockage de l’air comprimé se fait selon deux types d’air produits :
? Production ET stockage d’air d’instrumentation: alimente les organes de réglage pneumatiques utilisés sur le site (vannes). L’air instrument est généré par filtrage, séchage et dépoussiérage de l’air comprimé produit. L’installation est composée de filtres déshuileurs, de filtres déshumidificateurs et d’un sécheur par adsorption. Les filtres sont systématiquement doublés afin d’assurer la continuité de la production
D’air instrument pendant la maintenance des filtres. Le sécheur par adsorption est composé de deux lignes en parallèle, l’une en utilisation, l’autre en régénération. L’air instrument ainsi produit est stocké dans un ballon d’une capacité de 3 m3, qui assure la fonction de stockage tampon permettant de s’affranchir aux fluctuations de pression induites par les variations de consommation.

? Production ET distribution d’air de service: UN deuxième réseau d’air comprimé dit de service fournit les besoins en air pour l’outillage pneumatique qui peut être utilisé sur le site (soufflettes, visseuses.) L’air de service est distribué à partir du réservoir tampon. Il est traité par un sécheur frigorifique.

Figure 18LES COMPRESSEURS DU PPACI.5.2.6 Local incendie :
Ce poste a pour mission d’éjecter de l’eau ou de la mousse en cas d’incendie dans la centrale pour assurer l’extinction du feu. Il est constitué des équipements suivants :
? Deux pompes jockey d’un débit nominal de 20 m3/h chacune, d’une pression de 10,5 bars et d’une vitesse 2900 tr/min. Leur rôle est le maintien du réseau en pression afin de satisfaire un besoin maximal en eau incendie jusqu’à 47 m3/h à 10 bars.

? Une électro pompe centrifuge d’un débit nominal de 900 m3/h, d’une pression de 9 bars et d’une vitesse de 1800 tr/min, son rôle est d’assurer en premier recours le débit en eau nécessaire pour la protection contre l’incendie du site entier.

? Une moto pompe centrifuge d’un débit nominal de 900 m3/h d’une pression de 9bars ET une vitesse de 1800 tr/min, son rôle EST d’assurer en second recours le débit en eau nécessaire pour la protection contre l’incendie de la globalité du site.

? UN réservoir gasoil qui a pour mission d’assurer la capacité nécessaire pour le bon fonctionnement de la moto pompe.

? UN réservoir hydrochoc: qui a pour mission d’éviter la dégradation des installations suite à des mouvements transitoires dégradants.

Figure 19 LOCAL INCEDIE
Conclusion :
Comme nous venons de le voir, l’ONEE est un établissement public qui assure des activités de production, de transport, de distribution et de commercialisation de l’eau potable et de l’électricité. Quant à la centrale TAG de Kenitra, elle fait partie des centrales de secours qui ont été mis en place par l’ONEE pour répondre à la demande. Ainsi, ce chapitre nous a permis d’avoir une idée claire sur la structure de l’organisme d’accueil et les différentes parties de la centrale TAG ainsi que leurs fonctionnements. C’est grâce aux nombreuses visites que nous avons effectuées et la documentation qu’on nous a fourni que nous avons pu aborder ce chapitre
PROLEMATIQUE ET METHODOLOGIE DE TRAVAILProblématique et méthodologie de travail
ProblématiqueLes incertitudes qui caractérisent la scène internationale placent la sécurité d’approvisionnement et la disponibilité de l’énergie au cœur des préoccupations mondiales.

Pour surmonter ces défis, la bonne gouvernance constitue l’outil principal pour assurer une croissance responsable qui allie développement économique, protection de l’environnement et réduction des inégalités.

il est impératif de mobiliser dans les trente prochaines années, des sommes colossales nécessaires aux investissements en infrastructures énergétiques dans la production électrique, mettre en œuvre les technologies et les options disponibles pour développer toutes les ressources énergétiques, exploiter tout le potentiel d’efficacité énergétique disponible en l’érigeant en priorité ,de promouvoir une intégration plus profonde des marchés régionaux et internationaux et accélérer le transfert réel des technologies les mieux adaptées des pays industrialisés vers les pays en développement. Les décisions prises aujourd’hui façonneront le paysage énergétique de demain.

Notre étude aura une extension sur la période suivante : Mars 2014 au Février 2015.Au cours de cette période on va calculer le cout du KWh suivant l’analyse mensuel des besoins de production et la quantité produite par notre système, par la suite on va déduire les facteurs qui influencent sur la croissance et la décroissance du cout d’un KWh ; sachant que notre objectif est d’améliorer ce coût.

L’optimisation du KWh sera basée essentiellement sur un audit énergétique, ainsi elle s’agit est une activité structurée ayant pour objectif l’utilisation efficace de l’énergie sans réduction du niveau de production ni sacrifice des normes de qualité, de sécurité ou de protection de l’environnement. Le principe de base de la gestion de l’énergie électrique est la rentabilité : toute mesure d’économie d’énergie ne doit être entreprise que lorsqu’elle est financièrement justifiée, exactement comme n’importe quel autre projet d’investissement. L’audit l’énergétique nécessite donc une évaluation de la faisabilité aussi bien technique qu’économique.

MéthodologieHistorique sur la tarification de l’énergie électrique au Maroc :Introduction :Les tarifs de l’énergie électrique sont uniformes sur l’ensemble du territoire national, aussi bien dans les zones desservies par l’ONEE que celles alimentées par les régies. Les prix de vente de l’électricité sont fixés par les pouvoirs publics.

Depuis quelques années, le secteur de l’électricité a connu des difficultés financières dues à plusieurs facteurs dont nous citons les principaux :
??La sécheresse :
L’alourdissement des charges d’exploitation de l’ONEE est occasionné par les recours accrus à la production thermique. En effet, la production hydraulique qui était de 1582 GWH représentant 36 % de la production totale de 1979, est passée à 10 % en 1982, 6 % en 1984 pour remonter légèrement à 11 %, 12,3% et 14 % respectivement en 1987, 1988 et 1989.

??La cherté des combustibles :
Le prix d’achat du fioul par l’ONEE est maintenu à son niveau de fin 1984, soit en moyenne de 1770 DH par tonne et ce, malgré la forte baisse des prix des hydrocarbures sur le marché mondial. Or, en 1980, le prix moyen d’achat de la tonne du fioul par l’ONEE ne dépassait guère les 1675 DH.

Les prix du charbon – notamment celui de JERADA – ont connu également une hausse importante : de 226 DH la tonne en 1982, ce prix est passé à plus de 600 DH/t dans les décennies suivantes.

Toutes ces hausses n’ont été répercutées sur les prix de vente de l’électricité que partiellement et avec de longs délais entre la hausse effective des combustibles et l’application des nouveaux tarifs.

Actuellement, les prix des combustibles sont beaucoup plus élevés que ceux cité ci- dessus. En effet avec la suppression de la subvention au fioul, le prix actuel tend vers les 4000 DH/t.

Tarifs de l’énergie électrique :La tarification de l’électricité reste la principale source de financement des investissements. Etant donnée la réduction progressive des dotations budgétaires et leur suppression à compter de 1987. Les tarifs doivent permettre en principe de :
??Couvrir les coûts d’exploitation, charges financières et amortissements compris.

??Contribuer au financement d’une partie significative des investissements.

22 | P a g e
Les tarifs de l’électricité sont fixés par l’administration sur proposition d’une commission interministérielle dite « Commission des Prix » présidée par les Affaires Economiques.

Les tarifs sont institués :
??Par niveau de tension : THT, HT, MT et BT
??Par poste horaire : heures pleines et de pointe (7h à 22h) et heures creuses (22h à 7h).

??En structure binôme pour la THT-HT et la MT : une redevance de puissance et une redevance de consommation.

??Par option pour le MT4 qui tient compte de la saisonnalité.

*HPL : heures pleines et de pointes *HC : heures creuses
Le prix actuel de vente de l’électricité de la RAK est de 1,5 DH/kWh.

Via une première comparaison, on remarque une forte hausse du prix de vente, et par suite,
De coût de production du kWh sachant que l’ONEE – BE vend l’électricité à un prix inférieur à
Celui adopté par les régies.

2. Sujet de stage et généralités sur le calcul du coût :
Le sujet qu’on développera au fil des pages suivantes est intitulé : « Calcul et optimisation pour la réduction du coût du kWh produit par la centrale TAG de Kenitra »
Il est naturel donc de commencer par le calcul du coût réel de production d’un kWh, ensuite proposer quelques plans pour optimiser l’efficacité de la centrale et par suite réduire le coût de production.

Avec un niveau de charges indirectes acceptable dans la composition du prix de revient, la méthode du coût complet a démarré à partir d’une classification fonctionnelle de l’entreprise en deux types de section auxiliaire et principale. Ces dernières appartiennent au cycle d’exploitation des entreprises, soit les « Achats », la « Production » et la « Vente ». La création de tableaux de répartition de charges indirectes, la résolution du problème des
Prestations réciproques entre les sections, le choix du classement des sections Administratives et Financières »et le calcul du coût unitaire indirect des sections principales, ont contribué au calcul du prix de revient des produits.

Le schéma global de ce processus peut se présenter ainsi dans une entreprise industrielle sous forme d’un tableau qui présente les composants
Pour un calcul du coût horaire on va passer des différentes postes afin de calculer le cout horaire
Selon la relation suivante :
coût horiare=coût de maintenance(DHh)+coût d’éléctricité(DHh)+coût des matières premières(DHh).

On va tracer les courbes de la production de chaque poste en fonction de sa consommation, en déduisant le coût de production de chaque poste par unité de production, par exemple : combien coûte un litre d’eau déminéralise ?
Ce calcul sera baser essentiellement sur des données statiques (tarifs de consommation d’eau, relevé mensuel….) d’une part, et sur des données techniques (débitmètre, dosage …) d’autre part.

Las étapes de calcul sont :
??La segmentation de la centrale en postes.

??La modélisation de chaque poste.

??Le calcul des dépenses en une période de temps de chaque poste.

??Déduire le coût unitaire, et sa projection sur la durée d’étude.

??Bilans énergétiques
La question de la délimitation exacte du cadre de recherche se pose au plus tard à cette étape. On peut ainsi intégrer ou exclure des éléments internes ou externes à l’usine en fonction de leur influence sur la consommation énergétique.

L’instauration du périmètre du bilan est pratiquement le premier « acte officiel » parallèlement au calcul des indicateurs de performance. L’objectif est d’avoir une équivalence totale entre l’approvisionnement en énergie et la somme des consommations énergétiques, à la fois en ce qui concerne les différents constituants de l’énergie, mais aussi la totalité de l’approvisionnement en énergie. Il faut prendre en considération que certaines énergies peuvent être transformées dans le système ou perdues sous forme de déperditions calorifiques.

??Compagnes de mesure
On va effectuer une compagne de mesure pour établir les bilans de consommation des différentes installations de la centrale pour faire ensuite une étude Pareto afin de distinguer les gros consommateurs d’énergie.

Pour se faire on doit préparer :
??Inventaire des mesures disponibles sur site.?
??Inventaire des mesures complémentaire à effectuer
??Instrumentations adéquates
??Effectuer plusieurs prises de mesure (quatre ou plus)
La plupart des données seront représentées graphiquement afin de faciliter la présentation et l’analyse.

??Traitement des données – Bilans d’énergie – Rendements …

L’objectif ensuite consiste à interpréter les résultats obtenus par :
KWh
Cos phi =
??Évaluation de consommation – comparaisons avec les «Consommations de Référence»
??Contrôle des bilans d’énergie – Évaluation des pertes
??Interprétation des différences éventuelles ? Corrections
2.2.3 Étape 3 : Identification des projets d’amélioration énergétiques
L’objectif consiste à évaluer les mesures d’économie d’énergie sur base de trois critères : économique (investissement supplémentaire ou valeur actuelle nette), énergétique (consommation totale d’énergie primaire ou énergie primaire économisée) et écologique (émissions totales de CO2 évitées). Cela signifie qu’il convient, lors de l’évaluation, de tenir compte de plusieurs objectifs ou de pondérer plusieurs objectifs les uns par rapport aux autres. Le processus décisionnel est dans ce cadre d’une importance cruciale.

Plus important encore, est le fait que la gestion de l’énergie nécessite une approche appropriée et bien réfléchie. En effet, la mise en place et l’organisation d’un programme d’audit énergétique au sein d’une entreprise constituent les éléments de base du système d’audit énergétique.

Ce projet d’optimisation du coût de KWh s’inscrit dans le Cadre d’efficacité énergétique pour se faire il est indispensable de savoir comment faire un audit énergétique.

L’audit énergétique DéfinitionDésigne une activité structurée qui a pour objectif l’utilisation efficace de l’énergie sans réduction du niveau de production ni sacrifice des normes de qualité, de sécurité ou de protection de l’environnement. Et ce, en mettant en place un programme de gestion de l’énergie avec lequel le consommateur devient plus conscient de la manière dont l’énergie est utilisée, de son coût réel, des méthodes et des équipements qui peuvent être mis en œuvre pour contrôler et réduire ses pertes.

2.3.2 Normes
??Norme EN 16001
En 2006, les membres des Comités Européens de Normalisation CEN et CENELEC ont donc décidé de s’engager dans la rédaction d’une norme européenne pour aider les entreprises et organismes à développer une gestion méthodique de l’énergie et à améliorer ainsi leur efficacité énergétique.

Son objectif général est d’établir des systèmes et processus nécessaires pour améliorer l’efficacité
Son objectif général est d’établir des systèmes et processus nécessaires pour améliorer l’efficacité énergétique, entraînant ainsi une diminution des coûts et des émissions de gaz à effet de serre par la mise en œuvre méthodique de la gestion de l’énergie.

La norme EN 16001 sur les systèmes de management de l’énergie peut être utilisée de manière indépendante ou intégrée à tout autre système de management. Afin d’en faciliter l’utilisation, la structure retenue est similaire à celle de l’ISO 14001, norme sur le management environnemental. Elle se fonde en effet sur la méthodologie dite PDCA (Plan-Do-Check-ACT) :
??Planifier : Etablir les objectifs et les processus nécessaires pour fournir des résultats correspondant à la politique énergétique de l’organisme
??Faire : Mettre en œuvre les processus
??Vérifier : Surveiller et mesurer les processus en fonction de la politique énergétique, des objectifs, des cibles, des obligations légales et des autres exigences auxquelles l’organisme souscrit, et rendre compte des résultats
??Agir : Entreprendre les actions pour améliorer en permanence la performance du système de management de l’énergie
??Norme ISO 50001
L’ISO a retenu le management de l’énergie comme domaine prioritaire méritant de faire l’objet de nouvelles normes internationales et d’une promotion de ces normes dans la mesure où, dans tous les pays du monde, un consensus existe sur l’importance d’un management efficace de l’énergie, avec un énorme potentiel d’économies d’énergie et de réductions des émissions de gaz à effet de serre sur la planète.

Selon l’AIE (Agence Internationale de l’Energie), la pratique du management de l’énergie en entreprise est un outil efficace pour réduire les émissions de gaz à effet de serre liées aux activités industrielles et respecter les objectifs globaux. Pour l’ISO, la future norme 50001 impacterait 60% de la consommation mondiale d’énergie.

Initié en 2008, à l’initiative de l’ANSI (USA) et de l’ABNT (Brésil), les travaux ont été menés dans le cadre d’un Comité de projet, le TC 242 « Management d’énergie » avec un important appui préparatoire de l’ONUDI.

Le projet de norme ISO/DIS 50001 qui a été établi est actuellement soumis par l’ISO aux commentaires des comités membres jusqu’à fin août 2010. Il reflète l’état d’avancée de la future norme internationale sur les systèmes de management de l’énergie qui répond aux mêmes enjeux que la norme européenne EN 16001 mais pour l’ensemble des pays dans le monde.

??Projet de loi Marocaine N°47-09
Le gouvernement Marocain, dans un contexte de dépendance énergétique quasi-totale du pays vis-à-vis de l’étranger et d’une fluctuation importante des prix d’énergie, considère nécessaire d’appliquer une politique ambitieuse d’efficacité énergétique dans le cadre de sa nouvelle stratégie énergétique, ayant pour but d’exploiter le potentiel important en efficacité énergétique qua recèle le Maroc.

Cette politique implique la clarification des relations entre l’administration et les opérateurs en établissant un système de gouvernance institutionnalisé de l’efficacité énergétique, un cadre réglementaire adéquat et des normes et standards appropriés.

La présente loi a pour objet d’augmenter l’efficacité énergétique dans l’utilisation des sources d’énergie, éviter le gaspillage, atténuer le fardeau de coût d’énergie sur l’économie et contribuer au développement durable. Sa mise en œuvre repose principalement sur les principes de la performance énergétique, des exigences d’efficacité énergétique, des études d’impact énergétique, de l’audit énergétique obligatoire et du contrôle technique.

But d’un audit énergétiqueLe but d’un audit énergétique est de définir la signature énergétique d’un bâtiment ou d’un procès industriel afin d’identifier les postes consommateurs d’énergies pour :
??Rechercher des économies d’énergie
??Effectuer une analyse technico-économique de réhabilitation
??Vérifier la rentabilité d’un composant
??Analyser les éventuels dysfonctionnements des installations
Il s’agit donc de comprendre le comportement de l’installation de point de vue consommation d’énergie.

Après une analyse de son mode de fonctionnement par différentes méthodes, il en résulte généralement des adaptations et/ou des modifications susceptibles d’optimiser la consommation d’énergie
L’auditeur qui réalise cette mission doit s’attacher à respecter une certaine rigueur :
??Suivre une logique rigoureuse et justifiée dans ses rapports d’études et d’analyses
??Quantifier les économies d’énergie réalisables après études et préciser les moyens financiers à mettre en œuvre.

??Etre le plus exhaustif possible dans ses études
Etc.…
2.5 Les différents types d’Audit Energétique
2.5.1 L’audit de contrôle sur site « WALK- THROUGH »
Il consiste en une visite sur site dans le but d’identifier rapidement les actions simples qui ne nécessiteront pas d’investissement important ou non programmé, par exemple :
??Déplacement de charges
??Réglage de brûleur
??Température de consignes et heures de mise en fonctions
??Isolation thermique des canalisations et gaines
2.5.2 L’analyse des relevés de consommation d’énergie
Une visite sur site est aussi nécessaire dans cette étude. Elle permettra à l’auditeur de comprendre comment fonctionne l’installation et d’observer son mode d’utilisation de l’énergie. La collecte des données sur plusieurs mois permettra d’apprécier les évolutions des consommations de la centrale. Une répartition par poste consommateur identifiera les solutions à proposer.

Une lecture attentive des suivi de la consommation de l’énergie permet de relever les dépassements éventuels vis-à-vis la consommation de référence.

Une comparaison par rapport à des ratios existants permettra de déceler d’éventuelles dérives. Les ratios ont été établis à partir de données concernant plusieurs équipements et plusieurs types d’installation.

i) L’audit énergétique standard :
Il s’agit de rétablir la signature énergétique de l’installation pour une période de fonctionnement moyenne que l’on appellera période de référence.

ii) L’audit énergétique avec compagne de mesures :
Cette méthode est la plus complète. Elle complète les procédures évoquées par des compagnes de mesures. L’auditeur met en place des centrales d’acquisition de données raccordées à des capteurs-transmetteurs disposés dans les points stratégiques du site, les départs d’armoires électriques en font un bon exemple.

Ces matériels peuvent rester en place plusieurs jours de façon à refléter la réaction de l’installation lors des différentes phases de fonctionnement (allure normale, réduite de nuit, ralenti du week-end…).

Cet audit doit donner lieu à un plan d’action d’amélioration d’efficacité énergétique tout en procédant à une évaluation technico-économique des solutions proposées.

Conclusion
Après avoir détaillé les indicateurs de performances à utiliser et la méthodologie à adopter à la cour du processus d’audit énergétique, on va les projeter sur notre cas d’étude « les auxiliaires de la centrale TAG Kenitra » en commençant par la première étape qui consiste à calculer le coût du KWh.

MODELISATION ET CALCUL DU COUT DE KWH
Modélisation
IntroductionModélisation de systèmeIntroduction
Notre sujet consiste à calculer le coût d’un kWh et l’optimiser en se basant sur les charges de la période d’étude, et pour bien maitriser les différents facteurs qui influencent sur ce coût, on a modélisé le système par une modélisation qui est linéaire dont les charges sont des quantités consommé.

Comme on a mentionné dans le premier chapitre la centrale a deux grandes catégories d’auxiliaires auxiliaires communs qui sont là pour assurer le fonctionnement de toute la centrale notamment les trois turbines et les auxiliaires propres (proches) qui assurent le fonctionnement de chaque turbine indépendamment des autres (Les trois turbines sont identiques).

Tant que les auxiliaires propres assurent le transfert et le conditionnement du fuel et du gasoil vers les turbines au moment même du fonctionnement de la turbine avec des débits bien précisent, on a modélisé les auxiliaires propres et la turbine comme un seul système
Modélisation linéaire des auxiliaires communsPoste traitement d’eau (PTE)Poste traitement d’eau est l’un des piliers de la centrale, il permet de faire un traitement d’eau de telle façon à éliminer les sels minéraux et le préparer à contribuer dans d’autres procédés (PTF, poste chaufferies).

Les entrés de ce système sont des additifs chimiques, l’énergie électrique, l’eau brute, et les charges de la maintenance, d’où on a
211010517780000150304511493500-51879518415Quantité d’eau brute unitaire (en m3).

00Quantité d’eau brute unitaire (en m3).

5472430315595Quantité
D’eau
Traité
(m3 )00Quantité
D’eau
Traité
(m3 )-528320163195Quantité d’Antitartre unitaire (en Kg.)
00Quantité d’Antitartre unitaire (en Kg.)
149987016446500
149987027241500-518795280670Quantité d’acide sulfurique unitaire (en Kg).

00Quantité d’acide sulfurique unitaire (en Kg).

497713117399000
-51879573025Quantité d’énergie électrique unitaire (kwh)
00Quantité d’énergie électrique unitaire (kwh)
14712954318000
-528320213360Quantité de bisulfite unitaire (en Kg).

00Quantité de bisulfite unitaire (en Kg).

147129522733000
147447033147000
-52832053340Quantité de maintenance unitaire (en DH).

00Quantité de maintenance unitaire (en DH).

Poste traitement de fuel (PTF)Pour protéger la turbine à gaz de la cristallisation des sels minéraux sous la température, et par conséquence la destruction des roues turbines, il faut traiter le fuel au préalable à travers des étapes partant du filtrage jusqu’à la séparation.

Alors le rôle du PTF est d’éliminer les sels minéraux de fuel ainsi diminuer ces impactes lors de combustion, pour cela il est nécessaire d’avoir un fuel conditionné de 60 à l’entrée, des produits chimiques, d’eau déminéralisé, d’énergie électrique et par la suite les charges de maintenance.

Soient le modèle suivant
-490220177165Quantité de Dés émulsifiant unitaire(en Kg).

00Quantité de Dés émulsifiant unitaire(en Kg).

90995528194000
14052552984500
-49022087630Quantité Fuel conditionné unitaire(en Tonne).

00Quantité Fuel conditionné unitaire(en Tonne).

90995517335500
2129155201930POSTE TRAITEMENT DE FUEL
00POSTE TRAITEMENT DE FUEL
-49022030480Quantité d’énergie électrique unitaire(en KWh). E :unitaire(en Tonne).

00Quantité d’énergie électrique unitaire(en KWh). E :unitaire(en Tonne).

9099554953000
5300980187960quantité brute Fuel traité (en Tonne).

00quantité brute Fuel traité (en Tonne).

9290056921500-49022069215Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).

00Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).

48628306921500
-49022078741Quantité Vapeur unitaire(en T).

00Quantité Vapeur unitaire(en T).

90995521209000
-433070183515Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).

00Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).Quantité d’eau déminéralisée unitaire(en m3).

92900513589000
Parc dépotage fuelIl est nécessaire d’avoir un fuel conditionné en 50, par la suite un ajout d’eau déminéralisée et de dés émulsifiant pour préparer le fuel au traitement.

Soient le modèle suivant
-556895113030Quantité de Dés émulsifiant unitaire(en L).

00Quantité de Dés émulsifiant unitaire(en L).

171005511366500136715517081500:
-556895241935Quantité Fuel brute unitaire(en Tonne).

00Quantité Fuel brute unitaire(en Tonne).

136715524257000

-566420170815Quantité d’énergie électrique unitaire(KWh).

00Quantité d’énergie électrique unitaire(KWh).

475805647625quantité Fuel conditionné (en Tonne).

00quantité Fuel conditionné (en Tonne).

438658013335000134810516192500
-566420289560Quantité d’eau déminéralisée unitaire( L).

00Quantité d’eau déminéralisée unitaire( L).

133858028067000
-56642080645Quantité Vapeur unitaire(en DH).

00Quantité Vapeur unitaire(en DH).

13481057175500
-566420199390Cout de maintenance unitaire(en DH).

00Cout de maintenance unitaire(en DH).

133858025717500
Parc dépotage GasoilLe système de dépotage du gasoil n’est pas assez compliqué car il est besoin d’une énergie
Électrique et un cout de maintenance.

Soient le modèle suivant
20243802749550025292051511300-90170150495Cout de maintenance unitaire(en DH).

00Cout de maintenance unitaire(en DH).

5053330238125Quantité Gasoil dépoté (en Tonne).

00Quantité Gasoil dépoté (en Tonne).

46342303873500202438021018500-9017085725Quantité d’énergie électrique unitaire( KWh).

00Quantité d’énergie électrique unitaire( KWh).

-4445257175Quantité Gasoil brute unitaire(en Tonne).

00Quantité Gasoil brute unitaire(en Tonne).

20243805016500
Poste chaufferiePour éviter le colmatage du combustible il est primordial d’avoir un système de chauffage qui
Génère la vapeur

Soient le modèle suivant :
191960528384500-347345281940Quantité de fuel traité (en Tonne).

00Quantité de fuel traité (en Tonne).

162432910795000
163322013208000-34734573025Quantité Gasoil dépoté (en Tonne).

00Quantité Gasoil dépoté (en Tonne).

4796155276860Quantité de vapeur (en Tonne).

00Quantité de vapeur (en Tonne).

16332207683500-39497129210Quantité propane unitaire(en kg).

00Quantité propane unitaire(en kg).

45002457810500162369515430500-34734519050Quantité d’énergie électrique unitaire( KWh).

00Quantité d’énergie électrique unitaire( KWh).

163322016510000-34734520320Quantité d’eau déminéralisée unitaire(em3).

00Quantité d’eau déminéralisée unitaire(em3).

-347345307340Quantité Hydrazine unitaire(en kg).

00Quantité Hydrazine unitaire(en kg).

16236959080500
162369531051500-394970241935Quantité Ammoniac unitaire(en kg).

00Quantité Ammoniac unitaire(en kg).

162369525463500-394970186055cout de maintenance unitaire (en KWh).

00cout de maintenance unitaire (en KWh).

Modélisation auxiliaires propres et turbine
Les turbines à gaz se basent sur le fuel traité comme élément principale de combustion et le
Gasoil comme élément fondamentale lors de la phase d’arrêt de la turbine et aussi pour le
Lavage des turbines après un certain nombre des heures de marche prédéterminé par le
Constructeur
Soient le modèle suivant
-537845139065Quantité de maintenance unitaire(en DH).

00Quantité de maintenance unitaire(en DH).

12814307175500
128143025463500-537845189865Quantité Gasoil dépoté (en Tonne).

00Quantité Gasoil dépoté (en Tonne).

-4902201343025Quantité FUEL traité.

00Quantité FUEL traité.

141478050292000-414020428625Quantité vanadium unitaire(en kg).

00Quantité vanadium unitaire(en kg).

47294808743950012814301102995001205230157924500 KWH

-49022020955Quantité d’énergie électrique unitaire( KWh).

00Quantité d’énergie électrique unitaire( KWh).

Figure 20 Schéma GLOBAL DES AUXILAIRES
Calcul du cout de kWh
Poste Traitement d’eau (PTE) :Introduction :L’eau naturelle ne se résume pas uniquement à sa molécule H2O. C’est une substance complexe qui se compose d’hydrogène et d’oxygène, des sels minéraux, bicarbonates, nitrates, de fluor de chlorure …
Les divers sels qu’elle contient sont plus au moins nuisibles selon leur nature, leur concentration et selon l’usage auxquels l’eau est destinée.

L’eau traitée, dite déminéralisée dont les sels et les minéraux qu’elle contenait à l’origine sont éliminés, en d’autres termes elle ne contient en principe aucun ion (Ca 2+ …) est utilisée pour le lavage de fuel au cours de traitement, pour refroidissement des groupes et pour le lavage des turbines à gaz.

Coût d’un mètre cube d’eau déminée :Pour que l’eau soit traitée, il passe par des filtrages en ajoutant des additifs chimiques, par la suite d’autres charges entrant dans le traitement. Alors selon la nomenclature qu’on a posée on a : l’eau d’entrée
L’énergie électrique
Les additifs
Bisulfite, Anti-scalant, Acide sulfurique
1424305154940002151380508000Les dépenses de maintenance
394843029337000Eau brute
142748012255500Eau diméniralisé
142430524765000Produits chimiques
Electricité
Les produits chimiques ajoutés dans le circuit de traitement sont : l’acide sulfurique, l’anti-scalant et le bisulfite. Seul, l’acide sulfurique, est introduit pur dans le circuit de traitement. Quant à l’anti-scalant, il est dilué avec de l’eau déminée avec xAnti-scalant = 0,5, de même pour
Le bisulfite avec bisulfite = 0,33 (x représente la proportion du produit chimique dans le mélange {Eau + produit chimique}).

Les données sont récapitulées avec les calculs sous un tableau.

.

Le prix d’un cout moyen d’un m3 d’eau brute est obtenu par la relation
Prix DH/m3= cout moyen d’une heure/ Le débit moyen
D’eau brute entrant au PTE
center0Le débit produit est de 42 m3/h
4000020000Le débit produit est de 42 m3/h

Calcul le cout d’eau brute
La consommation mensuelle d’eau brute se diffère d’un mois à l’autre, aussi le prix payée.

D’après la quantité d’eau brute consommée et le coût payé dans notre période d’étude et
Selon les factures de la RAK, Le coût moyen d’un m3 d’eau égale à 10,59 DH. Le débit moyen
D’eau brute entrant au PTE est de l’ordre 78m3/h
Eau brute
cout d’e (DH/M3) 10,58
débit moyen (m3/h) 78
cout d’eau brute 825,24
b. Calcul des additifs
Les additifs Sont des substances chimiques liquides, qui sont en général introduite pour apporter et améliorer les propriétés spécifiques de l’eau voulu.

L’addition des additifs se fait avec certains dosages. Les débitmètres et les curseurs des pompes doseuses donnent le taux d’injection par heure, et le coût est prédéterminé par le fournisseur des produits chimiques d’où le tableau suivant
Antisclant
débit (m3/h) (kg/h) 0,351
Coût d’e2 (DH/kg) 40
Coût horaire (DH/h) 14,04

But anti scalant éliminé l’entartrage qui se colle sur les membranes.

acide sulfrique
débit (m3/h) (kg/h) 9,3
Coût d’e3 (DH/kg) 5
Coût horaire (dh/h) 46,5

But acide sulfurique régulation de PH (potentiel en hydrogène) qui ne doit pas dépasser 6.8 à la sortie

busbusilfite
débit (m3/h) (kg/h) 1
Coût d’e (DH/kg) 7,5
Coût horaire (dh/h) 7,5
But de bisulfite est d’éliminer le chlore libre contenu dans l’eau (on ne doit pas dépasser 0.02ppm).

Pour calculer le coût d’énergie électrique consommée par le PTE on a fait un bilan
énergétique local.

??L’électricité :
Bilan électrique de PTE
c. Calcul le coût d’énergie électrique consommée
Pour calculer le coût d’énergie électrique consommée par le PTE nous avons fait un bilan énergétique local.
Notre période d’étude la puissance est de 111.32 KW

Selon les factures de la RAK le coût unitaire d’un kWh est d’environ 1,5 DH
2 énergies électriquergie
P (kW) 111,32
coût DH/kWh 1,5
Coût horaire (dh/h) 166,98

. Calcul Coût d’eau déminéralisée
Le PTE nécessite un changement de pièces selon des normes données par le constructeur ; ces
actions de rechange Sont causées par des pannes inattendues, ou bien si les heures de marches
sont achevées d’un équipement. D’après l’archive élaborer par le bureau des méthodes on a
Les données suivantes :
On a ici le coût de maintenance et les heures de fonctionnement

Coût de maintenance durant la période d’étude : 89 867,40 DH
Ce coût a besoin d’une projection sur les heures de marches pour déterminer exactement le coût de maintenance par heure
??Heures de fonctionnement
D’après les archives de PTE, les heurs de fonctionnement de poste est 376,57 heures. Alors on peut calculer le coût par la relation suivante :
Coût de maintenance(DHh)=Coût de maintenanceles heurs de fonctionnement de posteOn trouve que Coût de maintenance(DHh) est : 238,6472635 DH/h
e. Calcul du Coût de E (coût d’un m3 d’eau déminéralisé)
Le coût d’eau déminéralisée est calculé à l’aide du tableau suivant :
    Coût horaire (DH/h)
EAU BRUTE 825,24
ANTI-SCALANT 14,0448
ACIDE SULFERIQUE 46,5192
ENERGIE ELECTRIQUE 166,9
BISULFITE 7,5348
MAINTENANCE 238,647
Coût totale 1298.88
Coût d’eau déminéralisée par m3 égale (coût d’E) :
ON UTILISANT LA RELATION SUIVANT :
Coût d’eau déminéralisée(DHm3)=Coût Total (dh)débit produit d’eaudéminéralisé par heure??Le coût d’un mètre cube d’eau déminéralisée est : 30,92DH/m3
Conclusion
Le faite d’absorber 78 m3 d’eau brute et la livraison de 42 m3 d’eau déminéralisé par le PTE par heure, on remarque qu’il y a des pertes, qu’on peut les affecter aux rejets suivants :
O Le rejet du filtre à sable.

O Le rejet des EDI.

O Le rejet des osmoses.

La projection de ce calcul sur notre période d’étude, et Par corrélation on détermine l’eau produit du poste traitement d’eau par la relation suivante :
Coût Eau déminéralisé par mois = (Quantité Eau déminéralisée par mois *29.48+cout de maintenance)/ Quantité Eau déminéralisée par mois
Mois quantité d’eau brute (m3) cout de maintenance(DH) Quantité Eau déminéralisée Cout Eau déminéralisé
mars-14 5490 0 2956,154 29,48
avr-14 9760 0 5255,385 29,48
mai-14 6060 0 3263,077 29,48
juin-14 2600 84656 1400 89,94
juil-14 3040 0 1636,923 29,48
août-14 2680 0 1443,077 29,48
sept-14 6220 0 3349,231 29,48
oct-14 4370 0 2353,077 29,48
nov-14 5140 0 2767,692 29,48
déc-14 4690 5209 2525,385 31,54
janv-15 3090 0 1663,846 29,48
févr-15 3150 0 1696,154 29,48
Tableau 3-le coût eau déminéralisé durant la periode
Figure 21-quantité d’eau brute
Figure 22-coût de maintenanceFigure 23-eau déminéralisé
Figure 24coût eau en DHZone de dépotage :IntroductionPuisque la consommation de la centrale est gigantesque au niveau de fuel et de gasoil, il est indispensable d’avoir des bacs pour stocker le fuel (lourd ? léger).

Fuel dépoté :
23482304635500019386554165600Il est nécessaire d’avoir un fuel conditionné à 50°C, par la suite un ajout d’eau déminéralisée et de dés émulsifiant pour préparer le fuel au traitement.

Quantité de vapeur
193865596520036722052203450.

198628026225500Quantité énergie électriquefuel traité
198628012509500Fuel brute
1938655241300Eau déminéralisé
Dés émulsifiant
i. Dépotage fioul
a. Calcul
Comme le fuel a un coût non fixe on a calculé le coût moyen durant notre période d’étude selon les facturations des fournisseurs de fuel, et on a trouvé que :

D’après le débit des pompes d’absorbation de combustible au parc de dépotage on a :
169100581280Débit de dépôt en t/h est 195
00Débit de dépôt en t/h est 195

Calcul cout horaire
Le fioul brut se présente généralement sous forme d’émulsion avec des proportions d’eau variables. L’eau est souvent salée et le pétrole brut doit être dés émulsifié et dessalé sur le site de production à l’aide de produits chimiques (le Dés émulsifiant) en vue d’améliorer sa qualité et faciliter son traitement.

débit en (L/h) 9,86
cout d’un fuel brut 31,98
cout horaire 315,3228
c. Calcul coût de vapeur horaire
Le HFO brut est un fioul lourd livré par des camions citernes à la centrale, et Pour qu’il soit pompablé, il doit être conservé à une température de 50 °C, et pour cela il existe un traçage par vapeur pour conserve cette température De fioul.

Remarque : ce coût de vapeur est calculer par une étude effectuer par CEGELEC, et par la suite on va vérifier ce coût.

débit en (t/h) 2,43
cout d’un vapeur 340
cout horaire 826,2
d. Calcul cout horaire d’eau déminéralisée
Une eau est dite déminéralisée s’elle est purifiée de sels minéraux quelle contenait à l’origine. L’eau déminéralisée est utilisée pour divers applications, par conséquence il est favorable d’injecter une quantité d’eau déminéralisée pendant l’opération de dépotage pour préparer le fuel au traitement.

débit en (m3/h) 29,48
cout d’E (DH/m3) 8
cout horaire 235,84
Calcul le cout d’énergie électrique
En se basant sur le superviseur qui contient un totalisateur qui accumule la puissance
Consommé de poste à qui est lié. On a calculé la puissance en une heure de fonctionnent en
enregistrant la valeur du totalisateur en un instant donné puis on la reprend après une
Heure ainsi on trouve la valeur suivante.

débit en (KWH/h) 59,16
cout d’E (DH/KWH) 1,5
cout horaire 88,74
F. Calcul COUT DE maintenance
Le procède de dépotage nécessite aussi une opération de maintenance qui sert à changer les pièces en panne Et changer d’autre pour assurer la protection et la bonne marche du système

Suit

Coût de maintenance durant la période d’étude : 85 825,20 DH
??Heures de fonctionnement
D’après les archives de fonctionnement de parc dépotage, les heurs de fonctionnement de parc est 414,05 heures.

– On a calculé le coût par la relation :
cout de maintenance=cout demaintenancedhheures de fonctionnement de PTEh Le cout est=207.27DH/h
. Calcul du Coût de fuel traité
Le coût de fuel traité donc est déterminé à partir la relation suivant

On utilisant la relation suivant :
cout total(dhh)=cout de maintenance+cout énergie electrique+cout de vapeur+cout de desemulsifiant+cout fioul lourd
En trouve que cout total est = 1258216.23 DH/h
Dans ce qui suit, on prend la valeur moyenne du coût unitaire comme coût d’une tonne du
Fioul br1ut dépoté.

Le coût du fioul lourd dépoté en DH/t est de : 6452,39
Le coût du procédé de dépotage en DH/t est de : 6452,39-6443,81= 8,64
Conclusion
D’après le calcul précédant on peut faire une extension du cout sur la période d’étude et Par corrélation on détermine le cout du fuel conditionné d’où on a la relation suivante :
C. fuel conditionné par mois = (6452,39) + (C. de maintenance mensuel)/ Q. Fuel brute par mois
Mois quantité fuel brute (t) cout de maintenance(DH) cout de fuel conditionné
mars-14 5149,84 91728 6578,22
avr-14 10453,38 0 6557,87
mai-14 30516,18 0 6454,41
juin-14 54,5 112269 8636,392
juil-14 8284,6 19848 6586,806
août-14 6272,11 0 6557,87
sept-14 18,337 0 6557,87
oct-14 2435,86 0 6557,87
nov-14 5247,64 0 6557,87
déc-14 0 1451241 145769,5
janv-15 0 0 6557,87
févr-15 0 0 6557,87
Figure 25-coût fuel conditionné
Figure 26 coût maintenance

Coût d’une tonne du gasoil dépoté :IntroductionA la différence entre le fioul lourd et le gasoil, ce dernier ne subit pratiquement aucun
Prétraitement, il est simplement aspiré par les pompes de la bâche tampon vers le bac de
Stockage du gasoil.

Le gasoil se considère comme élément plus au moins principale, baptisé aussi fuel léger. Alors la modélisation du poste de dépotage est :
Malgré la discontinuité de fonctionnement de ce poste, il se trouve qu’il a besoin d’un changement de pas mal de pièces. D’ailleurs, tous les différents postes ont besoins d’un suivi permanent, mais les coûts associés font partis du coût global lié à la maintenance.

a. Calcul
Le gasoil a un rôle principal dans le fonctionnement de la centrale TAG, car on le trouve dans la plupart des postes, dans le poste vapeur comme un combustible de la chaudière secondaire, aussi il est utilisé pour le nettoyage.

coût d’G (DH/t) 8950
débit(t/h) 103,54
coût horaire 926683
Calcul coût horaire d’énergie éléctrique
coût d’e(DH/kWh) 1,5
débit(kWh/h) 12,4
coût horaire 18,6
Calcul coût de maintenance horaire
Malgré la discontinuité de fonctionnement de ce poste, on le trouve qu’il a besoin d’un changement de pas mal de pièces, D’après l’archive de bureau des méthodes on a le tableau suivant :

Coût de maintenance durant la période d’étude : 170 272,80 DH
??Heures de fonctionnement
D’après les archives de fonctionnement de parc dépotage, les heurs de fonctionnement de parc est 204,91 heures.

le coût de maintenance=coût de maintenance dhles heures de fonctionnement(h)Alors le coût de maintenancne en (dh/h)=830.940
h. Calcul du Coût de total
D’où le coût total = coût de fioul léger + coût énergie électrique + maintenance
D’où coût total (dh/h)= 927554.02
Le coût du gasoil dépoté est pratiquement le même que celui du gasoil livré.

Le coût du gasoil dépoté en DH/t est de : 8958,20
Le coût du procédé de dépotage en DH/t est de : 8958,20-8950= 8,20
Conclusion
D’après le calcul précédant on fait une extension du cout sur la période d’étude et Par corrélation on détermine le cout du fuel conditionné d’où on a la relation suivante :
Cout gasoil Dépoté par mois =8950+ (Cout de maintenance mensuel) / Quantité gasoil brute par mois
Mois coût gasoil dépoté coût de maintenance coût gasoil conditionné
mars-14 0 17081182 8967,812
avr-14 1264,38 0 8950
mai-14 321026 0 8950
juin-14 0 2059,982 11009,98
juil-14 0 2,39577 8952,396
août-14 0 0 8950
sept-14 0 0 8950
oct-14 1092,84 0 8950
nov-14 0 0 8950
déc-14 0 1451241 9044,23649
janv-15 0 0 8950
févr-15 0 0 8950
Tableau 4 coût gasoil conditionné

Poste traitement de fuel :IntroductionL’objectif principal de ce poste est d’éliminer le maximum des sels minéraux de fuel.

Alors le calcul du coût est fait selon la relation suivante :
Pour protéger la turbine à gaz de la cristallisation des sels minéraux sous la température, et par conséquence la destruction des roues turbines, il faut traiter le fuel au préalable à travers des étapes partant du filtrage jusqu’à la séparation.

Alors le rôle du PTF est d’éliminer les sels minéraux de fuel ainsi diminuer ces impactes lors de combustion, pour cela il est nécessaire d’avoir un fuel conditionné de 60 à l’entrée, des produits chimiques, d’eau déminéralisé, d’énergie électrique et par la suite les charges de maintenance.

a. Calcul coût de fuel conditionné
Le fuel conditionné venant du bac est partiellement conditionné, alors dès l’entrée au poste PTF et juste après un filtrage primaire, il va subir une augmentation de température à travers des échangeurs de chaleur, D’après les débitmètres d’entrée on a trouvé :
coût fuel brute (DH/h) 6452,39
débit (t/h) 117,08
coût horaire 755445,821
b. Calcul coût desémulsifiant
Malgré l’ajout du des émulsifiant pendant le stockage de fuel, il y a toujours présence des émulsions, alors que l’ajout de ce produit est nécessaire une autre fois, et d’après les débitmètres d’injection on a :
Coût déisme (dh/L) 31,98
débit (L/h) 17,72
coût horaire 566,6856
c. Calcul eau déminéralisée
Le principe de fonctionnement de ce poste est basé essentiellement sur l’eau déminéralisée
pour purifier le fuel. Ainsi l’injection ce fait en fonction de la qualité du fuel.

La proportion d’ajout du dés émulsifiant ou de l’eau déminéralisée varie en fonction de la qualité du fioul lourd livré. L’eau déminéralisée sert à purifier le fuel et Malgré l’ajout du des émulsifiant pendant le stockage de fuel, il y a toujours présence des émulsions, alors l’ajout encore une fois de ce produit est nécessaire
coût E dème(DH/m3) 30,92
débit (m3/h) 8,27
coût horaire 255,7084

D- calcul coût de vapeur
Le traçage en vapeur permet de maintenir température de fuel

coût V (DH/kg) 0,35
débit (t/h) 3,75
coût horaire 1304,1
e calcul coût énergie électrique
Pour calculer l’énergie électrique consommée par ce post on a fait recours à un bilan
énergétique local
coût e(DH/KWH) 1,5
débit (kWh/h) 525,56
coût horaire 788,34
Coût d’analyse d’un t de fuel :
D’après le contrat D’après le contrat d’amortissement et celui de maintenance on trouve :
F-calcul le coût de maintenance
Parfois la centrale achète un fuel qui respecte les normes posé par « Westphalie séparation » mais dur a traité ce qui constitue un risque d’endommagement au matériels, et, par conséquence l’augmentation de taux de rechange des pièces. D’après l’archive du bureau des méthodes on a :

Coût de maintenance = 235 897,38 DH.

??Heures de fonctionnement
D’après les archives de fonctionnement de poste traitement fuel, les heurs de fonctionnement de PTF est 1676 heures.

le coût de maintenance Dhh=140.750Calcul du Coût de F
On a le coût total est = 758522.154 dh/h
– Le débit de production de fuel traité est 114,65 t/h
– Coût d’F est 6615,98 DH
– Le coût du procédé de traitement en DH/t est de : 56,93
Conclusion
D’après l’étude qu’on a faite au PTF, les pertes sont les suivants
pertes calorifiques (le poste est toujours chaud).

– le recyclage du fuel (au cas où le fuel en mauvais qualité).

– La boue (le poste fait une isolation de telle façon à avoir les caractéristiques désiré alors que les déchets sont accumulés dans un bac).

D’après l’étude précédant on fait une extension du cout sur la période d’étude et Par corrélation on détermine le cout du fuel traité d’où on a la relation suivante :
Cout Fuel traité par mois = (6614,80+ (Cout de maintenance mensuel *(114.5/115.02))/ Quantité Fuel Conditionné)
Mois coût fuel traité coût de maintenance coût fuel conditionné
mars-14 6624,723 91728 9683
avr-14 6614,8 0 11415
mai-14 6614,8 0 20146
juin-14 6921,862 112269 653
juil-14 6751,032 19848 10939
août-14 6614,8 0 2778
sept-14 6614,8 0 13364
oct-14 6614,8 0 10473
nov-14 6614,8 0 7028
déc-14 7414,1 1341140,4 2897
janv-15 6614,8 0 50
févr-15 6614,8 0 42

Figure SEQ Figure * ARABIC 27 variation du cout de fuel traité

Coût horaire de vapeur : Poste chaufferie :IntroductionLa vapeur est un élément actif de la centrale, les chaudières ne peuvent pas arrêter de générer la vapeur car il est indispensable toujours de garder les consignes de la température, et le climat n’assure pas ces consignes.

Le coût unitaire de la vapeur
La production de vapeur pour la centrale est assurée par trois chaudières. Au niveau des sorties des trois, un collecteur de vapeur collecte le débit produit, pour ensuite le distribuer via les tuyauteries qui alimentent les autres auxiliaires de la centrale.

La vapeur est un élément actif de la centrale, les chaudières ne peuvent pas arrêter de générer la vapeur car il est indispensable toujours de garder les consignes de la température.

1748155100330002348230514350Fuel traité
180530522479000Gasoil dépoté
180848012128500Eau déminéralisé
45389808572500181483025590500Vapeur
Hydrazine
181800513335000Ammoniaque
181800520066000
Propane
Calcul le coût fuel traité
Les combustibles utilisés sont le fioul lourd traité et le gasoil.

Le fioul traité alimente la chaudière primaire d’un débit 0,211 t/h, pour délivrer un débit de
Vapeur de 11,2 t/h au maximum. Et de débit nominal de fonctionnement est de 3 t/h en
L’état de remplissage des bacs.

coût F traité (DH/t) 6557,87
débit (t/h) 0,2
coût horaire 1311,574
B-Calcul gasoil dépoté
Si la première chaudière ne satisfait pas les besoin de la centrale, la deuxième démarre automatiquement et en gasoil alors on a : alimente la chaudière secondaire d’un débit 0,116 t/h.

coût gasoil (DH/h) 8958,27
débit (t/h) 0,097
coût horaire 868,95219
c-calcul le coût des produit chimiques
Les propriétés chimiques du propane le mettent l’avantagent par rapport au gasoil et au fuel, au niveau de la vitesse de combustion

coût d’P (DH/kg) 12,57
débit (kg/h) 0,097
coût horaire 1,21929
d- le coût d’eau déminéralisée.

Les chaudières fonctionnent avec l’eau déminéralisée.

coût d’H (DH/m3) 20,9
débit (m3/h) 4
coût horaire 83,6
E- coût d’ammnonique
L’ammoniac est un additif qui réagit sur le PH d’eau d’entrée
coût d’A (DH/kg) 10,5
débit (kg/h) 0,46
coût horaire 4,83
f-le coût hydrazine
L’ajout de l’hydrazine est indispensable pour agir sur la conductivité d’eau et par
Conséquence protéger le matériel
coût d’H (DH/kg) 14,7
débit (kg/h) 0,2
coût horaire 2,94
g-le coût d’électricité
Pour calculer l’énergie électrique consommée par le poste chaufferie on a fait recours à un
Bilan énergétique local

coût unitaire (DH/kWh) 1,5
débit (kWh/h) 71,39
coût horaire 107,085

Coût de maintenance = 115 488,00 DH ;
??Heures de fonctionnement
D’après les archives de fonctionnement de parc dépotage, les heurs de fonctionnement de PC est 8935heures.

Le coût de maintenance =12.92 dh/h
Calcul du Coût de V
le coût de vapeur total=coût d’hydrazine+coût d’eau démi+coût ammonique+coût propane+coût fuel traité+coût gasoil dépoté- Le débit de production de vapeur est 7 t/h
– Coût d’V est 2467,05 DH
Conclusion
Ce poste est le siège de plusieurs pertes et les pompes d’aspirations du combustible sont toujours en marche d’autre part il y a des pertes calorifiques, finalement il faut bien consommer le fuel au lieu du gasoil.

Coût du kWh produit au niveau de la turbine :IntroductionPour entamer la partie optimisation du coût de KWh, il faut tout d’abord faire un calcul du coût du kWh, pour cela nous avons regroupés les données relatives à la consommation des combustibles (fuel traitée, gasoil, et aussi à la production d’électricité en MW tout au long de période (Avril 2014 ? février 2015).

La turbine à gaz brule du fioul lourd traité et du gasoil, lors de la phase de démarrage
Et d’arrêt de la turbine. Le combustible injecté est le gasoil. Par contre, lors du régime nominal de production de la turbine on brule du fioul lourd.

Le fioul lourd contient une teneur en Vanadium, et à la température dans la chambre de combustion, ce métal de Vanadium se brule à son tour et dégage des dépôts nocifs pour l’alliage de la turbine. Pour éviter ces dépôts, on ajoute l’inhibiteur de Vanadium ou le KI200 pour augmenter le point de fusion de ce métal et ainsi augmenter la durée de vie de l’alliage de la turbine

15005053136900 .
1005205165735fuel
986155156845gasoil
334835553340995680300990Puissance éléctrique
967105273050Électricité
Vapeur
Certains fiouls lourds nécessitent l’injection d’inhibiteur KI200 pour réduire les effets
Néfastes du vanadium contenu naturellement dans le pétrole brut de beaucoup de
Gisements
Le module de préchauffage de fuel préchauffe le fuel lourd apte à être pompé, à la
Température de pulvérisation du brûleur utilisé et ce pour réduire la viscosité du fuel. Dans
Le cas de la centrale TAG de Kenitra le chauffage se fait à travers les vapeurs et le débit du
Fuel est variable suivant la charge de la turbine.

a. Valeur énergétique totale de la centrale
Afin de calculer le prix du kWh, qui n’est que le rapport de la valeur énergétique totale de la centrale sur la production nette totale,
Prix KWH=valeurs énergétiqueproduction nette totaleNous devons donc calculer la valeur énergétique totale, pour ce faire nous avons regroupés les données de consommation dans le tableau suivant :

Tableau 5 consommation des charges
Valeur énergétique totale = 548641533,90DH
b. Production nette de la centrale
La production nette réalisée durant la période du avril 2014 jusqu’au février 2015 de la centrale est présentée dans le tableau suivant :
Tableau 6production nette en MW
Production nette de la centrale = 279192,92 MW
c. Calcul du prix du kWh
Après, avoir calculé la valeur énergétique totale de la centrale d’après les données de consommation et du prix unitaire des combustibles, l’évaluation nette de la production et sachant que le prix du kWh s’exprime de la façon suivante :
Prix KWH=valeurs énergétiqueproduction nette totalePrix du kWh = 1,96 MAD/kWh
Coût de KWh durant une année
Mois coût dhproduction nette
mars-14    
avr-14 75741661 38809
mai-14 13920848 71329,266
juin-14 4363970,72 2236,06
juil-14 75570817 38721,978
août-14 18637311 9549,6324
sept-14 91655138 46963,475
oct-14 71572215 36673,121
nov-14 48073490 24632,532
déc-14 20057500 10277,33
janv-15 0 0
févr-15 0 0
Tableau 7production suivant les mois

Figure 28 le cout de la consommation durant une année??Avec une production de = 279192,92 MW

A ce stade, on arrive à un coût d’environ 1,96 DH/kWh.
Finalement, on résume notre calcul
A la centrale TAG de Kenitra, l’électricité appelée par les auxiliaires de la turbine n’est
Réellement pas achetée de la RAK, mais plutôt soutirée du réseau national.

Le principe est simple, dans le poste de transport de l’électricité, il y a un
Transformateur de puissance réversible, quand les turbines produisent les MWH il est
En mode élévateur et il approvisionne le réseau national en électricité.

Par contre, en cas d’arrêt des turbines, certaines auxiliaires restent en marche (WTP,
FOTP, Chaufferie…), et pour satisfaire ses besoins en électricité, le transformateur
Principal bascule vers le mode abaisseur en alimentant ces dernières.

Par suite, notre calcul peut être modifié pour obtenir un coût hormis électricité, qui
Vaut exactement 1,96 DH/kWh !
L’énergie électrique appelée par la centrale ou encore consommée par les auxiliaires
Ne constitue pas une source de perte, elle affecte le coût réel de 0,01 DH/kWh.

.

OPTIMISATION DU COUT DE KWhIntroductionCe chapitre a pour but d’optimisation le coût du kWh, qu’on a calculé dans le chapitre précèdent.

Prix KWH=valeurs énergétiqueproduction nette totalecenter0 Valeur énergétique totale=coût fuel traité+ KI200+Coût gasoil
00 Valeur énergétique totale=coût fuel traité+ KI200+Coût gasoil

Afin de diminuer la valeur énergétique totale et donc d’optimiser le coût de kWh, on a cherché à diminuer le coût de traitement de fuel car les autres charges sont constantes.

Pour optimiser le coût de traitement de fuel on a effectué un audit énergétique a tous les postes qui participe dans ce traitement en commençant par le poste chaufferie jusqu’à poste traitement fuel en passant par le poste traitement eau.

Et même le turbine au niveau d’échappement de gaz .c ad production une énergie électrique à l’aide de la vapeur. Qui peut aider à diminuer le coût de kWh on augmentant la production nette totale ca d la production électrique de la turbine à gaz + à vapeur (cycle combiné)
Même si elle produit de l’électricité, la centrale TAG consomme aussi de l’énergie électrique et avec une quantité considérable. Comme c’est déjà mentionné dans le chapitre précédent, tous les postes ont besoin de l’électricité pour assurer leur fonctionnement à savoir l’alimentation des pompes doseuses des additifs chimiques, des pompes d’aspiration, de recirculation du fuel, du moteur de lancement de la turbine. A cela s’ajoute l’éclairage de toute la centrale.

Afin de réduire cette utilisation accrue de l’électricité, nous avons fait une collecte de données de la part du service technique de la centrale et nous avons détecté les problèmes suivants :
Technique de la centrale et nous avons détecté les problèmes suivants :
Poste chaufferieDescription et conséquences économiques des pertes énergétiquesLes deux pompes qui alimentent le poste chaufferie par le fuel et le gasoil, fonctionnent sans cesse même si les chaudières sont en arrêt, ce qui cause des pertes au niveau énergie électrique.

Le poste vapeur contient 3 chaudières « A, B, C », Qui connaissent des permutations chaque jour, ce qui nous emmène à les classer selon les nomenclatures suivants: primaire, secondaire, stand-by, primaire alimenté en fuel, secondaire en gasoil, stand-by en gasoil.

La plupart de temps la chaudière primaire fonctionne lorsque la pression est au-dessous de 6,5 bars, et parfois la secondaire aussi quand la pression au-dessous de 5 bars.

Et pour bien calculer la consommation et le coût indiscipliné ou perdu au niveau des pompes dans notre période d’étude, nous avons rassemblé les heures de marche des chaudières. Le calcul est effectué sur la période de notre étude (mars 2014 – févriers 2015).

Les heures de marche des chaudières dans chaque mois sont :
Mois les heures de marche
mars-14 119,515
avr-14 166,414
mai-14 155,824
juin-14 51,4372
juil-14 114,977
août-14 77,1558
sept-14 113,464
oct-14 99,8487
nov-14 104,387
déc-14 87,7458
janv-15 75,6429
févr-15 66,4145
Tableau 8les heures de marche des chaudières

La somme annuelle des heures de marche est donc= 1232,82heures/an
Heures de fonctionnement de la pompe fuel sans utilité est 8760 – 1232,82 = 7527 heures/ans.

Heures de fonctionnement de la pompe gasoil sans utilité est 8760 – 335 = 8425 heures/ans
La puissance de chaque pompe de fuel est de 2,2 KW.

La puissance de chaque pompe de gasoil est de 1,5 KW.

La puissance totale est alors 7,4 KW.

D’où :
L’énergie électrique perdue pendant une année est de :
29,196 MW perte
Ce qui donne une perte en MAD de :
center024839,1 + 18956,25 = 43795,35 DH/ans
02000024839,1 + 18956,25 = 43795,35 DH/ans

5,55 DH/h.

Solution
Afin de réduire cette perte nous proposons la solution suivante :
Réduire l’utilisation des quatre pompes en les faisant fonctionner qu’en cas de marche des chaudières, en revanche, une mise en marche régulière des pompes est obligatoire pour éviter le colmatage du fuel causant des effets néfastes sur les conduites et les chaudières. Nous proposons donc :
– D’arrêter la pompe de gasoil alimentant la chaudière secondaire jusqu’au son démarrage.

– D’arrêter la pompe de fuel et de gasoil de la chaudière primaire pendant le weekend.

N.B : la chaudière primaire est alimentée en fuel, et la secondaire en gasoil.

a. Amélioration au niveau de la technologie des lampes utilisée
La première action dans la procédure de recherche des solutions permettant d’économiser la consommation d’énergie de l’éclairage est faire des changement au niveau des technologies des lampes installées jusqu’à présent dans la central TAG de kenitra , afin de diminuer la puissance dissipée par ces lampes mais on conservant le même flux lumineux qui va assurer un éclairement convenable et satisfaisant les conditions de travail.

Tableau 9 -étude des deux types du lampe
type luminaire sur mural puissance nombre de lampe type
post chaufferie armature indu SHP (Int) 250 10 lampe à vapeur sodium
hublot (ex) 23 5 hublot avec lampe Eco
D’après l’étude qu’on a fait à ces deux types du lampe, en pour conclure qu’ayant une meilleur efficacité énergétique donc mieux de les laissées.

Amélioration de modes de commande et de gestion
L’éclairage à l’intérieur du poste :
– Situation actuelle :
L’éclairage à l’intérieur de poste chaufferie est commandé manuellement par des interrupteurs et des Différentes études ont montré que la responsabilisation de l’occupant est plus liée à l’allumage des luminaires quand il rentre dans un local qu’à leur extinction quand il le quitte.

– Solutions proposées :
O La solution la plus efficace pour gérer l’éclairage à l’intérieur du poste est l’utilisation des interrupteurs crépusculaires.

Définition : Un interrupteur crépusculaire est un dispositif de commande électrique qui agit (change d’état) en fonction de la luminosité ambiante. En schématisant à l’extrême, on peut le considérer comme un interrupteur qui se ferme quand il fait nuit et s’ouvre quand il fait jour. Le fonctionnement inverse est également possible.

Il va nous permettre de commander d’éclairage extérieur une fois la nuit tombée.

L’interrupteur crépusculaire est rarement employé seul. Il est en effet le plus souvent associé à une horloge programmable, permettant dès lors de déterminer des jours de fonctionnement, par exemple du lundi au vendredi seulement, ainsi que des plages horaires en dehors desquels les appareils desservis ne s’allumeront pas (horaires de fermeture, ..). Certains modèles d’interrupteurs crépusculaires comme l’IC 2000P de Schneider Electric intègrent l’horloge programmable. Même pour IC ASTRO

Interrupteurs crépusculaires : Switch twilight
Les interrupteurs crépusculaires IC de Schneider Electric commandent automatiquement éclairage, volets roulants, etc. en fonction de la luminosité et/ou de l’heure du jour.Quel que soit le type de bâtiment ou d’infrastructure, il est important aujourd’hui d’optimiser les coûts énergétiques.La diversité de cette gamme d’interrupteurs crépusculaires (IC) avec des possibilités de programmation temporelle et géographique permet d’optimiser l’utilisation des éclairages et d’éviter toute consommation superflue.

Poste de traitement d’eau :??Principe de fonctionnement :Le poste de traitement d’eau comporte deux lignes de déminéralisation ayant les mêmes caractéristiques, chaque ligne est composée d’un filtre double media, d’un filtre à cartouche, d’une pompe haute pression, et d’un bloc d’osmoseur-inverses.

Dans un premier temps, l’eau brute est filtrée grâce à au filtre double media, afin de retenir les impuretés, le chlore libre Cl2 et les substances organiques, ensuite, le filtre à cartouche reprend la deuxième couche de filtrage après l’ajout de quelques produits chimiques tels que l’acide sulfurique, l’anti-scalant, et le bisulfite.

Dans un second temps, la déminéralisation consiste en l’élimination quasi-totale des sels minéraux contenus dans l’eau brute, cela comporte la mise en œuvre d’un bloc des osmoseur-inverses qui fournit à sa sortie un débit de per méat (eau osmose). Quant au dégazeur, il permet l’élimination des gaz en équilibre avec l’eau.

Enfin, l’eau osmose passe dans un bloc des EDI, pour subir un traitement par Electrodésionisation. En aval de l’installation, on obtient une eau déminéralisée de grande pureté.

Cependant une quantité importante d’eau brute s’évacue grâce à une vanne régulatrice qui permet de régler la pression des filtres à sable, en effet, avec un débit important il y a risque d’explosion de ces filtres, et par suite une perte de la valeur ”filtrage” du filtre double media.

??Problèmes détectés :Comme il a été expliqué dans la partie du principe de fonctionnement, la vanne régulatrice de la pression des filtres, permet l’échappement de l’eau, d’une façon automatique, à travers une canalisation attachée au filtre selon le débit de l’eau nécessaire qui devra traverser le filtre double media pour assurer la pression des filtres à sable requise.

30746702670810Filtre double media
00Filtre double media

1422699115622300155231473764500155194019749620015437973701100767005694615002574290253552

La pompe d’alimentation du filtre est d’un débit d’environ 78 m3/h ,or le débit d’eau sortant du filtre est d’environ 42 m3/h .Ce débit d’eau, d’environ 36 m3/h qui échappe à travers une canalisation de sortie, est rejeté dans un bassin. Cette quantité d’eau constitue une perte, et devra être récupérée ou réutilisée.

??1ère proposition : By-passConcevoir une canalisation qui relie la sortie de l’eau vers l’extérieur (le bassin), et l’admission de l’eau vers le PTE (alimentation du filtre). On fera alors retourner la quantité d’eau perdue à la canalisation de l’alimentation du filtre.

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La tuyauterie de by-pass est installée parallèlement à la pompe. Le débit fourni par la pompe se partage entre le débit qui va dans l’installation et le débit qui passe par le by-pass. Ce dernier revient directement ou indirectement à l’aspiration de la pompe. En modifiant le débit du by-pass ou la courbe caractéristique de la tuyauterie de by-pass à l’aide de la vanne de régulation, on peut modifier le débit envoyé dans l’installation.

La pompe, quant à elle, travaille en permanence à proximité du même point de fonctionnement, c’est à dire le point de fonctionnement de l’installation au débit nominal.

Or la pompe d’alimentation du filtre est d’un débit nominal de 78 m3/h, elle ne pourra pas, elle seule débiter le débit retourné via le by-pass en plus du débit nominal. Une autre pompe d’un débit à définir doit alors être montée en parallèle avec celle de l’alimentation du filtre.

??2ème proposition : Variateur de vitesseLoi hydraulique pour le fonctionnement des pompes centrifuges à vitesse variable :
Contrairement aux régulations de débits décrites précédemment (by-pass), la variation de vitesse permet d’adapter en permanence la puissance de la pompe aux besoins de l’installation. Lorsque le débit augmente de façon linéaire, les pertes de charges de l’installation dans le carré du débit augmentent de réseau. Les pompes centrifuges sont un comportement similaire: lorsque le débit et la vitesse augmentent de façon linéaire, la hauteur manométrique augmente avec le carré de la vitesse.

En raison de ces lois hydrauliques, une faible variation de vitesse permet de couvrir une plage de fonctionnement importante.

Installations réelles :
Dans la pratique, il existe de nombreuses installations où le débit est régulé à l’aide de vannes de laminage ou de mélange. Le rôle d’une pompe à vitesse variable consiste à répondre aux besoins de l’installation avec la vitesse de rotation la plus faible (et donc un coût énergétique minimal).

Optimisation par cycle combinéTurbine :
??Principe de fonctionnement :
Dès que le système de démarrage de la turbine est activé, l’air ambiant est aspiré et filtré puis compressé dans les 17 étages du compresseur axial. Pour empêcher le pompage du compresseur au démarrage, des vannes d’extraction d’air du 11ème étage (vannes anti pompage) sont ouvertes et des aubes orientables (I.G.V.) situées à l’entrée du compresseur sont en position “fermée”.

A la fin de la séquence de démarrage, vers 95% de vitesse, les vannes d’extraction d’air du
11ème étage se ferment et les aubes mobiles (IGV) à l’entrée du compresseur se positionne à la valeur de fonctionnement en marche à vide.

L’air comprimé en provenance du compresseur pénètre dans l’espace annulaire à la périphérie des 14 chambres de combustion, d’où il s’introduit entre les enveloppes intermédiaires et les tubes de flamme.

Les injecteurs introduisent le combustible dans chacune des 14 chambres de combustion où il se mélange à l’air. L’allumage s’effectue grâce à deux bougies rétractables (mais une seule est suffisante pour effectuer l’opération).

Au moment où l’allumage se produit au niveau d’une des deux bougies équipant ces chambres, la combustion se propage dans les autres chambres à travers des tubes d’interconnexion qui les relient entre elles au niveau de la zone de combustion. A peu près à
50 % de la vitesse nominale de la turbine, la pression régnant à l’intérieur des chambres de combustion est suffisante pour provoquer le retrait des électrodes des bougies afin de le protéger du rayonnement des flammes.

Les gaz chauds issus des chambres de combustion se propagent à travers les pièces de transition emboîtées à l’extrémité arrière de chaque tube de flamme pour traverser ensuite des trois étages turbine où ils se détendent. Chaque étage se compose d’un ensemble d’aubes fixes suivies d’une rangée d’aubes mobiles. Dans chaque rangée d’aubes fixes, l’énergie cinétique du jet de gaz augmente, en même temps que la pression chute. Dans la rangée adjacente d’aubes mobiles, une partie de l’énergie cinétique du jet est convertie en travail utile transmis au rotor de la turbine sous la forme d’un couple mécanique.

Après leur passage dans les aubes du troisième étage, les gaz d’échappement traversent le diffuseur, qui comporte une série de déflecteurs ou aubes de guidage transformant la direction axiale des gaz en direction radiale et diminuant ainsi les pertes à l’échappement. Puis les gaz sont envoyés dans le cadre d’échappement.

La rotation résultante de l’arbre entraîne le rotor de l’alternateur et certains auxiliaires
??Problèmes détectés :Les fumées sortant de la turbine ne sont pas récupérées. Elles sont d’une température de 1000 K.

Dès leur sortie de la turbine, les fumées sont dirigées vers la cheminée et elles sont évacuées en l’air.

La température des fumées est d’une grande importance et devra être récupérée à l’aide d’une chaudière à récupération.

D’autant plus, un bon rendement de combustion ne garantira un bon fonctionnement de la turbine.

??Proposition :
Un cycle combiné est une solution efficace mais nécessite un très grand investissement. Un cycle combiné est une association de 2 cycles thermodynamiques. Le plus souvent, il s’agit d’un cycle de turbine à combustion et d’un cycle de turbine à vapeur. Les cycles combinés permettent d’atteindre une efficacité motrice de plus de 60%.

L’association de 2 cycles permet de tirer plus de travail à partir de la chaleur produite par combustion. Dans une centrale à cycle combiné, la turbine à combustion est actionnée par les gaz issus de la combustion à haute température (jusqu’à 1 500 °C). En sortie les fumées produites par la combustion sont encore suffisamment chaudes (entre 400 °C et 650 °C environ) pour permettre de générer de la vapeur dans une chaudière au moyen d’échangeurs de chaleur. La vapeur ainsi produite entraîne une turbine à vapeur. Il est enfin nécessaire de disposer d’une source froide (eau de rivière – eau de mer – aéroréfrigérant) pour évacuer la chaleur nécessairement produite par le cycle vapeur (second principe de la thermodynamique). Différentes configurations de centrale sont possibles : on peut par exemple soit avoir une turbine à combustion, une turbine à vapeur et un alternateur sur la même ligne d’arbre, soit avoir une turbine à combustion avec son alternateur et une turbine à vapeur avec son alternateur, soit deux turbines à combustion avec chacune son alternateur et une turbine à vapeur avec son alternateur. De façon approximative, la turbine à vapeur a une puissance égale à 50 % de celle de la turbine à combustion à laquelle elle est associée. La configuration “multi-arbres” a l’avantage de permettre le démarrage et la montée en puissance rapides des turbines à combustion, la turbine à vapeur ayant généralement des temps de démarrage et de montée en puissance plus grands.

Pour augmenter la puissance de la centrale, et surtout lui permettre de fonctionner en l’absence d’ensoleillement, un appoint est souvent prévu. Lorsque la chaudière d’appoint fonctionne en permanence, on parle de système hybride (figure ci-dessous).

Conclusion générale :
Contraintes :
La réalisation de telles propositions est d’une grande complexité, en effet un stagiaire ne va jamais réaliser une idée ou une solution d’un problème technico-économique dans un organisme officiel Marocain, et surtout dans le domaine de procédés où le Maroc est fort dépendant du savoir-faire des experts et des multinationales, General Electric par exemple.

Cependant, l’absence des valeurs de quelques paramètres et la difficulté de faire un traçage de ces paramètres en un temps limité de 12 semaines nous ont empêchés de faire une étude de l’impact économique de nos propositions.

Bilan personnel
Ainsi, j’ai effectué mon stage de fin de formation Master énergies renouvelables au sein de la centrale de turbine à gaz à Kenitra (ONEE). Lors de ce stage de 12 semaines, j’ai pu mettre en pratique mes connaissances théoriques acquises durant ma formation.

Je pense que cette expérience en entreprise m’a offert une bonne préparation à mon insertion professionnelle car elle fut pour moi une expérience enrichissante et complète qui conforte mon désir d’exercer mon futur dans le domaine de l’énergie renouvelable.

Enfin, je tiens à exprimer ma satisfaction d’avoir pu travaillé dans de bonnes conditions matérielles et un environnement agréable.