Rapport d`essai ONE Site

CENTRALE THERMIQUE
4 x 75 MW
Tranche N°2 : ESSAI DE TRAITEMENT FUEL-OIL N°2
CT 212 AMCO Anstalt
Auteur : Le Chef d’exploitation
SOMMAIRE
A. INTRODUCTION
B. AXES D'AMELIORATION MENES
2.1 - Actions correctives
2.1.1 - Réglage de la combustion
2.1.2 - Entretien des brûleurs
2.1.3 - Nettoyage des surfaces de chauffe à l'arrêt des tranches
2.1.4 - Adaptation du régime de fonctionnement des réchauffeurs
d'air ljungstrom.
2.2 - Actions préventives
2.2.1 - Utilisation du fuel-oil à basse teneur en soufre.
2.2.2 - Utilisation des additifs pour le traitement du fuel-oil
C. ESSAIS DE TRAITEMENT DU FUEL-OIL
3.1 - Choix de la chaudière.
3.2 - Etat de la chaudière avant traitement
3.2.1 - Expertise
3.2.2 - Paramètres de référence
3.2.3 - Bilan énergétique de référence
3.2.4 - Prise de vue (photo)
3.3 - Essais préliminaires
3.4 - Caractéristiques du produit de traitement
3.5 - Méthodes d'injection
3.6 - Déroulement des essais
IV - RESULTATS DES ESSAIS
4.1 - Paramètres de fonctionnement avec additif
4.2 - Bilan énergétique
4.3 - Bilan environnement
V - Incidence économique
3.4.1 - Incidence directe (à court terme) .
3.4.2 - Incidence à moyen terme .
CARACTERISTIQUES DU COMBUSTIBLE
Fuel oil n°2
Caractéristiques moyennes :
− Densité à 15°C.(kg/m3)......................................
: 0,950 à 0,990
− Viscosité à 50°C (Cst).....................................
: 110 à 380
− Point d'éclair en vase ouvert (°C)......................
: 170 à 220
− Pouvoir calorifique supérieur (kcal/kg)..............
: 10250 à 10350
− Teneur en eau (%) ..........................................
: 0,10
− Teneur en soufre (%) .......................................
: 3,4 à 3,8
− Teneur en sodium (ppm) .................................
: 20 à 50
− Teneur en vanadium (ppm)...............................
: 45 à 250
− Teneur en Nickel (ppm)...................................
: 20 à 70
− Teneur en fer (ppm) ........................................
: 10 à 20
− Teneur en asphalténes (%) ..............................
: 5 à 15
I - INTRODUCTION
La production d'énergie électrique dans les conditions optimales de marche a
toujours été un souci de la Division Centrale Thermique.
l'expérience acquise au cours des vingt années passées dans l'exploitation et la
maintenance des chaudières à fuel-oil ont permis à la centrale d'identifier les
sources potentielles de leur dégradation, à savoir :
− atomisation insuffisante aux brûleurs générant des imbrûlés solides et
entraînant l'emploi d'un excès d'air important qui, mêlé aux impuretés du
combustible, est à la base d'effets secondaires nuisibles aux échangeurs de la
chaudière (encrassement et corrosion),
− encrassement rapide des surchauffeurs & économiseurs par l'accrochage des
dépôts eutectiques sur les tubes d'échange,
− corrosion haute température des tubes des surchauffeurs secondaires
− corrosion basse température des étanchéités , paniers des réchauffeurs d'air et
gaines des fumées,
− bouchage des paniers des réchauffeurs d'air par l'accumulation des suies.
Plusieurs actions correctives ont été menées (réglage de la combustion
augmentation de la fréquence de ramonage, etc...) ,pour remédier à ces anomalies,
mais celles ci ont montré leurs limites à éradiquer définitivement les origines de
ces dégradations
Pour ces raisons, la centrale s'est penchée depuis 1998 sur l'étude d'actions
préventives telles que :
− L'utilisation d'un fuel-oil à très basse teneur en soufre ( inférieure à 1%) en
remplacement du fuel-oil lourd n°2 utilisé, dont la teneur en soufre est
supérieure à 3,5 %,
− Surdimensionnement des réchauffeurs d'air à vapeur (RAV) pour éviter la
corrosion à basse température,
− la mise en place des bâches à l'aspiration des ventilateurs de soufflage, en vue
de réduire l'effet de tirage naturel par la cheminée pendant l'arrêt des tranches.
La première action s'avérant onéreuse et les deux autres à effets réduits, notre
réflexion s'est orientée finalement vers l'utilisation des produits de traitement du
fuel-oil.
II - AXES D'AMELIORATION MENES
Depuis la mise en service des tranches entre 1978 et 1979, les
chaudières ont toujours présenté les difficultés suivantes :
− réglage de la combustion : inadéquation des rapports air/fuel avec
les consignes du constructeur relatives aux paramètres température
combustible, pression vapeur d'atomisation et excès d'air,
− encrassement imprévisible des brûleurs entraînant des mauvaises
combustions (encrassement du circuit fumées et surconsommation
de combustible),
− encrassement des échangeurs SH2, SH1, économiseur et RALJ,
− corrosion des paniers réchauffeurs et étanchéités entraînant des
pertes d'air à la cheminée et par conséquent, les limitations de
charge par insuffisance d'air comburant.
−
2.1 - Actions correctives
2.1.1 - Réglage de la combustion
a - Excès d'air
Afin de réduire les effets néfastes de la combustion, les
opérateurs procédaient d'habitude à des ajustements
successifs de l'excès d'air avec la charge.
Malgré la vigilance des opérateurs, cette façon de faire ne
permettait pas d'optimiser les réglages (présence
permanente d'imbrûlés), compte tenu de l'absence
d'oxygène-métre dans le circuit des gaz.
A cet effet, la Centrale a procédé à l'acquisition et
l'installation de deux analyseurs d'oxygène par chaudière,
ce qui a permis d'améliorer davantage le suivi de la
combustion.
b - Pression de vapeur d'atomisation :
L'atomisation du fuel-oil à la sortie des brûleurs se faisait
à l'aide de la vapeur surchauffée à pression constante de 7
bars (consigne Constructeur).
Le fonctionnement des brûleurs à cette pression vapeur a
montré au cours de l'exploitation une insuffisance
d'atomisation à des charges supérieures à 60 MW, se
traduisant par l'augmentation de l'opacité et de la teneur en
CO dans les fumées .
Pour pallier cette anomalie, et avec le concours de la
société AMCO Anstalt des essais de variation de la
pression vapeur d'atomisation ont été effectués dans le
cadre de la formation action, par un groupe d'études et ont
abouti à des résultats satisfaisants.
2.1.2 - Entretien des brûleurs
Depuis la mise en service des chaudières, l'encrassement
aléatoire des brûleurs a toujours été constaté sans cause
apparente.
A cet effet, une étude conjointe maintenance exploitation a été
menée pour améliorer le fonctionnement des brûleurs. Cette
étude a permis de dégager les recommandations suivantes :
− procéder au nettoyage des brûleurs à raison d'une fois par
semaine et par chaudière,
− instaurer une nouvelle fiche d'entretien et de vérification
des brûleurs se basant sur une expertise poussée des parties
actives,
− mise au point et réglage des déflecteurs d'air à l'occasion
des arrêts
La mise en application de ces consignes a conduit à une nette
amélioration du fonctionnement des brûleurs.
2.1.3 - Nettoyage des surfaces de chauffe à l'arrêt des tranches
En plus du ramonage qui s'effectue sur les divers échangeurs au
cours de la marche des chaudières, la Centrale a toujours
procédé, durant les arrêts de tranche, au nettoyage mécanique
des tubes et des sections de passage des gaz et effectuait des
lavages alcalins lorsque l'épaisseur des tubes affectait le
rendement des échangeurs.
2.1.4 - Adaptation du régime de fonctionnement des réchauffeurs
d'air ljungstrom.
Pour limiter la corrosion acide au niveau des réchauffeurs d'air
ljungstrom :
∗ la charge du groupe a été limitée en baisse à 35 MW au lieu
de 25 MW pour fonctionner à une température fumée sortie
RALJ voisine de 150°C et à un excès d'air plus faible étant
donné que le point de rosée acide est fonction croissante de
l'excès d'air.
∗ La remise en état des étanchéités des réchauffeurs d'air a été
ramenée à une fréquence trimestrielle.
Ces deux actions ont permis d'augmenter la durée de vie des
réchauffeurs d'air de 2 à 3 ans et d'éviter les limitations de
charge assez courantes.
2.2 - Actions préventives
En plus des actions correctives entreprises, la Centrale Thermique a opté
depuis 1998 à l'étude d'autres moyens de prévention contre les sources de
dégradation, centrés cette fois-ci sur le combustible.
2.2.1 - Utilisation du fuel-oil à basse teneur en soufre
Certes, cette option permet de limiter la corrosion à basse
température mais sans pour autant éliminer celle à haute
température et l'encrassement des échangeurs dans une
chaudière.
En effet, l'anhydride sulfurique SO3 est directement lié à la
teneur de SO2 dans les gaz qui est lui-même fonction de la
teneur en soufre dans le fuel.
Cette solution a été écartée, compte tenu du surcoût
engendré par l'utilisation d'une telle qualité de fuel-oil (de
l'ordre de 70 €/Tonne par rapport au prix du fuel-oil lourd
n°2).
2.2.2 - Utilisation des additifs pour le traitement du fuel-oil
Jusqu'à peu de temps les exploitants considéraient les additifs
comme un pis aller, et ils ne manquaient pas de motifs pour
justifier cette attitude:
− l'efficacité de ces produits est toujours difficile à
démontrer et plus encore à chiffrer en terme de
rentabilité,
− leur emploi complique l'exploitation et peut
augmenter l'encrassement des circuits fumés,
− leur coût est élevé .
Les additifs les plus connus sur le marché peuvent être
classés selon leur nature et leur état physique comme suit :
⇒ additifs réduisant la formation de SO3 dans la flamme sans
l'éliminer complètement; dérivés organiques du manganèse
et du magnésium en solution, injecté dans le combustible,
⇒ additifs neutralisant le SO3 (post-flamme) à base d'oxyde
de magnésium solide ou en suspension, injecté dans le
circuit des fumées de la chaudière sortie foyer ou dans le
fuel. Ces additifs ont l'inconvénient d'augmenter
l'encrassement de la chaudière ce qui nécessite des
nettoyages alcalins fréquents,
⇒ additifs à base de la dolomie (Ca CO3) solide, injecté dans
le circuit des fumées de la chaudière. Ces additifs ont
comme inconvénient le colmatage des paniers des
réchauffeurs d'air par la formation de Ca SO4 en réaction
avec l'acide sulfurique formé dans les gaz de combustion
(fuel-oil à plus de 3,5 % de soufre). Ces sulfates sont très
peu solubles,
⇒ additifs à base d'ammoniac, injecté dans le circuit des
fumées de la chaudière à une température inférieure à
200°C neutralisant le SO3 avec formation du sulfate acide
d'ammonium NH4HSO4 qui présente l'inconvénient
d'obstruction des passages des gaz dans les réchauffeurs
d'air,
⇒ additifs oléo solubles, ces additifs ont l'avantage :
− de s'attaquer aux problèmes de préparation du
combustible avant son introduction en chaudière
(homogénéisation, filtrabilité, nettoyage du circuit fuel
oil),
− d’éliminer les dépôts eutectiques antérieurs à son
utilisation,
− d'être facilement exploitable à la manière des réactifs
chimiques, dosés dans le cycle eau-vapeur,
− de contribuer à l'économie de combustible avec
amélioration physico-chimique des conditions
d'exploitation des chaudières.
C'est cette dernière option qui a été retenue lors de nos différentes
consultations et qui fait l'objet du présent rapport.
III - ESSAI DU TRAITEMENT FUEL-OIL
Après avoir lancé une consultation, et comparés les offres des
fournisseurs, nous avons retenus la Sté AMCO Anstalt qui seule
répondait au cahier des charges dans sa totalité.
La présente partie du rapport a pour objet de décrire les différentes
phases du projet du traitement du fuel-oil depuis la recherche de la
composition physico-chimique du produit de traitement jusqu'au
bilan d'exploitation.
RAPPEL
DES
OBJECTIFS
1. Dissolution des asphaltènes dans le fuel-oil.
2. Stabilité du fuel-oil en bac
3. Suppression de la formation des suies et des imbrûlés solides
4. Suppression du ramonage de la chaudière.
5. Réduction de la formation de dépôts eutectiques à base de vanadium
et de sodium (causes de corrosion haute température).
6. Neutralisation de l'acidité des gaz (Elimination du SO3)
pH des suies > 4.
7. Réduction de la consommation spécifique nette d'au moins 2%.
3.1 - Choix de la chaudière
La chaudière n°2 a été choisie pour fonctionner au fuel-oil traité durant
la période d'essai de 6 mois.
Ce choix a été justifié par ce qui suit :
− révision générale récente de la tranche du 7.01.98 au 14.04.98,
− meilleures performances en consommation spécifique et
disponibilité au niveau de la Centrale,
− fiabilité de la tranche.
3.2 - Etat de la chaudière avant traitement
3.2.1 Expertise des surfaces de chauffe
L'expertise de la chaudière n°2 réalisée conjointement avec AMCO
Anstalt en avril 1998 a révélé les constatations suivantes :
− foyer : présence de mâchefers sur la sole, tubes écrans recouverts
par une pellicule de dépôt verdâtre à caractère soufré,
− brûleurs :
cokéfaction du fuel-oil sur quelques atomiseurs,
− surchauffeurs secondaires SH2 : une couche de dépôt dur
noirâtre d'une épaisseur variant entre 2 et 5 mm, très adhérente aux
tubes,
− surchauffeurs primaires SH1 (partie supérieure) : les bancs de cet
échangeurs sont recouverts d'une couche de dépôts durs
blanchâtres, avec une épaisseur ne dépassant pas 3 mm. cet
encrassement est réparti sur les tubes selon la vitesse de passage
des gaz (faible au milieu et accentué aux zones périphériques),
− surchauffeurs primaires SH1 (partie inférieure) : dépôts de
couleur verdâtre à caractère acide, les dépôts sont humides et non
adhérents, d'une épaisseur uniformément répartie,
− économiseurs : les serpentins sont relativement propres,
recouverts d'une fine pellicule de suies à caractère acide formée à
partir d'imbrûlés d'anhydride sulfurique (SO3) et de la vapeur d'eau
présente dans les gaz de combustion,
− réchauffeurs d'air ljungstrom (côté froid) : l'état initial de cet
échangeur (avant nettoyage) ressemble à, celui de l'économiseur
avec un encrassement plus accentué.
3.2.2 - Paramètres de référence
Une compagne de relevés des paramètres physico-chimiques
de la chaudière a été effectuée du 25.09.98 au 27.10.98 afin
d'établir un état de référence de la tranche avant traitement.
Les valeurs de ces paramètres sont consignées dans le tableau
ci-après :
Paramètres
Unités
Charge active
75 MW 35 MW
Paramètres physiques
Consommations auxiliaires
Débit désurchauffe
Débit d'air
Débit fuel-oil
T°C fuel au brûleur
Pr fuel-oil
Pr atomisation
T°C vapeur sortie SH1
T°C fumée entrée éco
T°C fumée entrée RALJ A
T°C fumée entrée RALJ B
T°C fumée sortie RALJ A
T°C fumée sortie RALJ B
T°C air sortie RAV A
T°C air sortie RAV B
T°C air sortie RALJ A
T°C air sortie RALJ B
Teneur O2 branche A
Teneur O2 branche B
MW
T/h
Nm3/h
m3/h
°C
bar
bar
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
3,30
18,40
208
20,77
130
14
7
458
461
352
356
156
151
71
62
275
273
0,86
0,91
2,40
0
130
11
130
10
7
420
367
273
276
154
148
79
72
194
201
1,69
1,84
Paramètres chimiques
Teneur en SO3
pH (gaz & imbrûlés)
Qté relative d'imbrûlés/ 24h
ppm
gr
21
2,5
300
39
2,1
300
N.B : pour les raisons évoquées au chapitre 2.1.4, les mesures à 25 MW n'ont
pas été réalisées.
3.2.3 - Bilan énergétique de référence
Désignations
Puissance moyenne brute
Consommation optimale de base (kcal/kWh)
Consommation déclarée
(kcal/kWh)
01 Ecart externe
du25/09/98
au 27/10/98
75 MW
2550
2557
-10,94
1.1 - Ecart d¹ au programme
1.1.1 - Charge de la tranche
1.1.2 - Facteur de puissance (perte alternateur
-7,14
0,00
-7,14
1.2 - Ecart d¹ à des causes atmosphériques
1.2.1 - Charge de la tranche
1.2.2 - Facteur de puissance (perte alternateur
-2,86
1,08
-3,93
1.3 - Ecart d¹ aux caractéristiques combustibles
1.3.1 - Teneur en H2
-0,94
-0,94
02 Ecart interne
2.1 - Ecart d¹ à l'état matériel
2.1.1 - Entrées d'air condenseur
2.1.2 - Salissures condenseur
2.1.3 - Avaries des réchauffeurs d'eau
2.1.4 - Pertes par chaleurs sensibles
24,48
23,40
0,76
3,32
5,67
13,65
2.2 - Ecart total des pertes d'eau et vapeur
2.3 - Ecarts dus à des causes particulières
2.3.1 - Surcons-auxiliaires électriques
2.3.2 - Limitation de charge
1,07
1,07
0,00
3.3 - Essais préliminaires
Pour permettre à la Société AMCO Anstalt de livrer un produit de
traitement convenable aux conditions d'exploitation des chaudières de
la Centrale et à la qualité du fuel-oil utilisé, cette dernière a procédé
comme suit :
− analyse d'un échantillon du fuel-oil utilisé à la Centrale,
− étude du comportement de la chaudière à différentes charges (suivi
de l'évolution des différents paramètres),
− étude du comportement du fuel-oil en phase de combustion (suivi
& analyse des gaz de combustion).
−
A la suite de ces analyses, la Société AMCO Anstalt, a opté pour l'essai
de 3 formules de produit de traitement déjà validées dans d'autres sites
industriels.
Les 3 formules sélectionnées font partie de la famille de produit
répertorié "CT..." chez AMCO Anstalt et dont les compositions
différent selon les applications :
Sous famille
CT210
CT212
CT213
Composition
Solvant + émulsifiant, stabilisant de fioul
Solvant + Stabilisant de fioul + Catalyseurs de
Combustion + Inhibiteur de Corrosion
Idem que CT 210 + Inhibiteur de
corrosion
L'essai de ces 3 formules a été programmé entre le 18.07.98 et 02.08.98
conformément au planning à l'annexe n°4 et a permis à la Société
AMCO Anstalt de définir la version définitive du produit CT212 à
utiliser à la Centrale.
3.4 - Caractéristiques du produit de traitement CT212
Nature chimique : Mélange de solvants naphta aromatiques lourds, de
solvants aliphatiques, de surfactants, Catalyseurs de
combustion à base d'organo- métalliques
Neutralisants de SO3 et inhibiteurs de corrosions
Propriétés Physiques :
Etat Physique
: Liquide brun
Température
auto-inflammation : > 200°C
Solubilité
: Bonne dans les pétroles
Masse volumique
: 1,00 kg/l à 15°C +/- 3% (H2O = 1)
Point d'éclair
: > 65°C
Dosage : 400 à 500 ppm (1 kg pour 2 à 2,5 tonnes de fuel-oil)
Le CT212 est généralement mélangé directement au fuel-oil au moment
du remplissage des citernes de stockage.
3.5 - Méthodes d'injection
L'injection du produit CT212 pour le traitement du fuel-oil peut être
effectue suivant deux méthodes :
− injection en bac, qui a l'avantage de procurer au produit un temps
de séjour suffisant pour agir sur les différents constituants du fueloil et d'assurer un nettoyage complet du circuit d'alimentation,
− injection en ligne, qui permet de maîtriser le dosage entre le produit
de traitement et le fuel-oil, mais avec l'inconvénient de restreindre
les effets positifs du produit de traitement.
C'est cette deuxième méthode qui a été retenue pour l'essai industriel
sur 6 mois et ce par manque de matériels d'asservissement du débit du
produit de traitement avec le débit du fuel-oil dépoté dans les citernes.
Quant à la solution de traitement en bac, celle-ci est à retenir pour une
exploitation durable, moyennant l'acquisition d'une boucle
d'asservissement de débits.
3.6 - Déroulement des essais
Durant la période du 23.11.98, jour de lancement du traitement fueloil jusqu'au 19.05.99, plusieurs essais ont été menés en liaison avec le
Contractant, à savoir :
1. décrassage du circuit fuel-oil de la citerne n°3 jusqu'aux brûleurs,
2. optimisation des réglages de la chaudière par :
variation de la température fuel-oil entre 110 et 145°C,
variation de la pression d'atomisation entre 6 et 9 bars,
fonctionnement à 5 brûleurs,
fonctionnement à 6 brûleurs, avec bouchage de 3 trous sur 12
des deux brûleurs supérieurs et ce afin de réduire le surplus de
chaleur enregistré à l'étage supérieur faisant appel à un débit de
désurchauffe élevé,
− fonctionnement à 6 brûleurs avec bouchage de 3 trous sur 12
des deux brûleurs inférieurs dans le but de réduire l'excédent
de chaleur dans le foyer,
− fonctionnement sans RAV avec by-pass des réchauffeurs d'air
fermés à différentes charges entre 45 MW et 75 MW.
− espacement de la fréquence des ramonages chaudière et RALJ
avec mesure des pertes de charge des différents échangeurs.
−
−
−
−
Phase n°1 : Conditionnement de la chaudière
Le premier mois de l'essai de traitement du fuel-oil, a été consacré au
conditionnement de la chaudière n°2 pour permettre le décrassage des
circuits d'alimentation fuel-oil et du parcours des gaz .
L'injection du produit de traitement CT212 étant opérée en bac de
stockage du fuel-oil (citerne n°3).
Résultats
∗ Circuit d'alimentation fuel-oil : au fur et à mesure du décrassage
de ce circuit, des nettoyages fréquents de brûleurs ont été nécessaire
suite au décollement des dépôts et des sédiments incrustés dans le
circuit.
∗ Circuit du parcours des gaz : durant cette phase, les évolutions
suivantes ont été enregistrées :
augmentation de la température fumée sortie réchauffeur (RALJ)
de 150°C à 169°C,
− augmentation de la température d'air sortie réchauffeur (RALJ)
de 275°C à 287°C,
−
augmentation de la température fumée entrée économiseur
de 480°C à 506°C,
− augmentation du débit de désurchauffe de 14 t/h à 20 t/h.
−
Phase n°2 : Propreté des brûleurs.
Après la première phase de décrassage du circuit fuel oil,
l'encrassement des brûleurs a persisté avec présence de particules
assez grosses (diamètre de l'ordre de quelques millimètres), ce qui
nous a amené à expertiser les filtres à fuel-oil.
L'examen visuel de l'état de ces filtres a révélé la présence de trous
d'une largeur de l'ordre de 1cm, ce qui a nécessité leur
remplacement par des filtres neufs.
Résultats
Depuis le remplacement des ces filtres avec le traitement au
CT212, il a été constaté une stabilité de la pression fuel-oil aux
brûleurs, ce qui nous a permis de passer du nettoyage systématique
hebdomadaire à un nettoyage conditionnel s'appuyant sur la montée
de pression du fuel-oil aux brûleurs d'une valeur de 0,2 à 0,3 bars.
Phase n°3 : Atomisation du fuel-oil
Cette phase a été concrétisée par l'action sur deux paramètres :
− variation de la température du fuel-oil entre 110°C et 145°C,
− variation de la pression de la vapeur d'atomisation entre 6 et 9 bars.
Des différents essais effectués, les valeurs optimales suivantes ont
été retenues :
Résultats
− température du fuel-oil
: 125°C constante indépendamment
de la charge,
− pression vapeur d'atomisation : 8,5 bars à 75 MW
: 7 bars à 25 MW
: glissante entre 25 MW et 75 MW
[voir courbe P(bar) = ƒ (MW)]
Phase n°4 : Réduction des imbrûlés
Mesure des imbrûlés :
Pour permettre le suivi du taux d'imbrûlés solides dans les gaz de
combustion, une sonde métallique a été confectionnée pour un
prélèvement régulier des échantillons à l'entrée de la cheminée.
Le principe de confection de cette sonde a été inspiré de celui des
sondes utilisées pour le prélèvement des échantillons de charbon
pulvérisé.
Durée d'échantillonnage
Avant le traitement, la quantité d'imbrûlés solides recueillie dans la
sonde était importante. La durée d'échantillonnage a été fixée à 8h.
pour éviter le débordement des suies de la sonde.
Au fur et à mesure de l'avancement du traitement, cette durée a été
étendue sur 24h. pour avoir une quantité de suies significative.
Résultats
La quantité d'imbrûlés prélevés avant et après traitement est passée
respectivement de 300 g à 25g sur 24 heures, soit une réduction
de 92%.
Phase n°5 : Neutralisation de l'anhydride sulfurique ( SO3 )
Mesure de la concentration en SO3
La mesure de la concentration de SO3 dans les gaz de combustion
est opérée par échantillonnage conforment à la procédure en
annexe.
Fréquence d'échantillonnage : 2 fois par jour et à différentes
charges.
Résultats
Avant traitement, la concentration de SO3 dans les gaz était en
moyenne de 21ppm à 75 MW et de 39ppm à 35 MW.
Ces valeurs sont passées, au cours du traitement CH 212, à :
− inférieure à 8 ppm : entre 25 & 35 MW
− traces non dosables : entre 35 & 45 MW
−
0 ppm
: entre 45 & 75 MW
Depuis l’amélioration de l'atomisation du fuel-oil, les
concentrations en SO3, à basse charge, se sont encore améliorées.
Phase n°6 : Suppression des ramonages
Avant traitement
Ramonage chaudière
Ramonage réchauffeur d'air
= 1 fois par jour
= 2 fois par jour
Après une période stable du traitement au CT 212, nous avons pu
espacer les ramonages de la manière suivante :
Résultats
Avec traitement CT 212
Ramonage chaudière
= 1 fois par semaine
Ramonage réchauffeur d'air = 2 fois par semaine
Ceci à titre préventif, ayant contrôlé les pressions différentielles
des SH2, SH1, économiseurs, réchauffeurs d'air qui ne sont ni
détériorés ni encrassés.
VI - RESULTATS DES ESSAIS
4.1 - Paramètres de fonctionnement de la chaudière avec traitement
Après les mises au point effectuées sur la chaudière durant les
premiers mois de traitement, les conditions de fonctionnement se sont
améliorées avec :
− amélioration de la combustion,
− réduction significative du taux de suies à la cheminée,
− neutralisation de l'anhydride sulfurique (SO3),
permettant ainsi de marcher sans réchauffeurs d'air à vapeur
(fonctionnement prohibé auparavant).
Paramètres
Charge active
75 MW 35 MW 25 MW
Paramètres physiques
Consommations auxiliaires
Débit désurchauffe
Débit d'air
Débit fuel-oil
T°C fuel au brûleur
Pr fuel-oil
Pr atomisation
T°C vapeur sortie SH1
T°C fumée entrée éco
T°C fumée entrée RALJ A
T°C fumée entrée RALJ B
T°C fumée sortie RALJ A
T°C fumée sortie RALJ B
T°C air sortie RAV A
T°C air sortie RAV B
T°C air sortie RALJ A
T°C air sortie RALJ B
Teneur O2 branche A
Teneur O2 branche B
Unités
MW
T/h
Nm3/h
m3/h
°C
bar
bar
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
°C
%
%
3,45
19,51
201
20,69
125
15
8,5
471
516
377
372
129
127
29
30
271
271
0,42
0,41
2,49
0
121
10,37
125
9
7
416
377
300
275
130
126
26
27
157
152
0,96
1,08
2,32
0
85
8,04
125
7
7
412
330
250
251
130
116
25
24
147
121
2,40
2,56
N.D
3,7
25
<8
3,4
0
Paramètres chimiques
Teneur en SO3
pH (gaz & imbrûlés)
Qté relative d'imbrûlés/ 24h
ppm
gr
0
4,2
25
4.2 - Bilan énergétique
Consommation optimale de base
Consommation déclarée
01 Ecart externe
1.1 - Ecart d¹ au programme
1.1.1 - Charge de la tranche
1.1.2 - Facteur de puissance
(perte alternateur)
1.2 - Ecart d¹ à des causes
atmosphériques
1.2.1 – T°C eau de circulation
1.2.2 – T°C ambiante
1.3 - Ecart d¹ aux caractéristiques
combustibles
1.3.1 - Teneur en H2
02 Ecart interne
2.1 - Ecart d¹ à l'état matériel
2.1.1 - Entrées d'air condens.
2.1.2 - Salissures condenseur
2.1.3 - Avaries des réchauf.
d'eau
2.1.4 - Pertes par chaleurs
sensibles
2.2 - Ecart total des pertes d'eau et
vapeur
2.3 - Ecarts dus à des causes
particulières
2.3.1 - Surcons-auxil. élect.
2.3.2 - Limitation de
charge
2.3.3 Gain
Sans additif
Avec additif
RAV : en Service RAV : hors
By-pass : en auto Service
By-pass : fermé
2550
2550
2557
2525
-10,94
-8,95
-7,14
-7,47
0,00
0,00
-7,14
-7,47
-2,86
-0,53
1,08
-3,93
3,43
-3,96
-0,94
-0,94
-0,94
-0,94
24,48
10,36
23,40
0,76
3,32
5,67
5,16
2,31
10,18
6,67
13,65
-13,00
1,07
5,20
1,07
0,00
5,20
0,00
Gain
+32
+1,55
+6,86
+4,13
44,54
Le bilan des écarts de consommation spécifique, avec et sans additif,
permet de dégager un gain total de 44.54 kcal / kwh , en tenant
compte de la dégradation constatée des performances du condenseur
et la surconsommation des auxiliaires électriques durant six mois
d'essai .
Les résultats de ces essais sont consignés dans le tableau ci-après :
Bilan énergétique avec traitement
Désignation
Puissance moyenne brute
Consommation optimale de base (kcal/kWh)
Consommation déclarée (kcal/kWh)
01 Ecart externe
1.1 - Ecart d¹ au programme
1.1.1 - Charge de la tranche
1.1.2 - Facteur de puissance (perte alternateur
10 au 19/4
Essai n°1
75 MW
13 au 15/5
Essai n°2
75 MW
2550
2528
-11,13
-7,80
0,00
-7,80
2550
2522
-8,95
-7,47
0,00
-7,47
Moyenne
75 MW
1.2 - Ecart dus des causes atmosphériques
1.2.1 - Température eau de circulation
1.2.2 - Température ambiante
-2,38
1,27
-3,65
2550
2522
-6,77
-7,14
0,00
-7,14
1,32
5,58
-4,27
1.3 - Ecart d¹ aux caractéristiques combustibles
1.3.1 - Teneur en H2
-0,94
-0,94
-0,94
-0,94
-0,94
-0,94
12,54
8,18
10,36
6,45
2,14
9,59
5,67
-10,95
3,88
2,49
10,77
5,67
-15,05
5,16
2,31
10,18
6,67
-13,00
6,10
6,10
0,00
4,30
4,30
0,00
5,20
5,20
0,00
02 Ecart interne
2.1 - Ecart dus l'état matériel
2.1.1 - Entrées d'air condenseur
2.1.2 - Salissures condenseur
2.1.3 - Avaries des réchauffeurs d'eau
2.1.4 - Pertes par chaleurs sensibles
-0,53
-3,43
3,96
2.2 - Ecart total des pertes d'eau et vapeur
2.3 - Ecarts dus à des causes particulières
2.3.1 - Surcons-auxiliaires électriques
2.3.2 - Limitation de charge
Formation action
Dans le souci d'en tirer profit de cette formation, la Division Centrale
Thermique est passée vite à l'action en désignant une commission chargée d'étudier
la possibilité d'améliorer davantage la combustion et d'évaluer ainsi le gain
probable.
Les membres de la commission se sont réunis et ont décidé ce qui suit :
Partant des 3 conditions d'une bonne combustion à savoir :
1. Proportion convenable combustible/comburant
2. Mélange intime combustible/comburant.
3. Température suffisante à l'intérieur du foyer, compte tenu de la
conception, de l'état actuel des installations et après analyse détaillée de
l'ensemble des paramètres susceptibles d'influencer la combustion, les
paramètres suivants sont retenus comme cible :
Un)
Pression de la vapeur d'atomisation fuel-oil.
Deux) Température fuel-oil.
Trois) Equilibrage des débits fuel-oil au niveau de chaque brûleurs
ainsi que le débit d'air.
I - VAPEUR D'ATOMISATION :
La vapeur d'atomisation permet la pulvérisation du fuel-oil à la sortie de l'atomiseur
pour assurer un mélange intime entre les constituants du combustible et l'oxygène de
l'air comburant.
La pression de la vapeur d'atomisation prévue par le Constructeur est fixée (7 bar)
quelque soit le débit fuel-oil à travers le brûleur.
E S S A I (Tranche n°2)
Il consiste à faire varier la pression de la vapeur d'atomisation en fonction de la
charge et évaluer les résultats dans chaque cas.
∗ Situation initiale
∗ Début d'essai :
- Marche à 35 MW sur limiteur
− Pression vapeur d'atomisation 7,1 bar fixe.
− Relevé complet des paramètres
- Réglage de la pression vapeur d'atomisation à 6,2 bars.
− Stabilisation ¢ heure et relevé des paramètres.
− Puis réglage de la pression à 6 bars, stabilisation et
relevé des paramètres.
Conclusion : l'analyse des paramètres (relevé à P = 6,2 bars) par rapport au
relevé initial P = 7,1 bars a permis de montrer :
1. Une baisse de débit fuel-oil de 41 litres/h malgré une baisse légère du vide
condenseur de 42,8 à 44,6 mbar et qui va en opposition par rapport au
rendement du cycle.
2. Une baisse de l'opacité fumées de 7 à 5,8 est une preuve de baisse du taux
du CO et donc d'amélioration de la combustion.
Tableau récapitulatif
Le 26. 06. 97
35
35
35
7.1
6.2
6
Le 27. 06. 97
35
35
7.1
6
Charge en MW
Pression vapeur
d'atomisation
Débit moyen fuel-oil (m3/h) 10.599 10.558 10.552 10.524 10.485
Variation débit fuel-oil
- 41 l - 47 l
- 39 l
.
Si on considère que les paramètres pouvant influencer le rendement du cycle sont
constants comme c'est le cas dans cet essai, on peut dire que la variation du débit
moyen fuel-oil n°2 reflète la variation du rendement du cycle et par conséquent, la
différence entre le débit fuel-oil n°2 final et le débit initial est un gain . Donc 47 litres
de fuel-oil à 125°C avec une densité à 15°C de 0,97 litres représente 42 kg/h.
Pour une marche moyenne à 35 MW/Tranche de 15 heures/jour et un prix
moyen de fuel-oil de 170 €/tonne, le gain à réaliser est de :
0,042 x 15 x 320 x 170 = 34 272 €.
N. B. : - 320 jours représentent la durée approximative de journées de marche
de la tranche.
Des essais similaires à 75 MW avec une pression vapeur d'atomisation
glissante de 7,1 bar à 8 bars ont donné les résultats satisfaisants.
SUGGESTIONS
Suite aux essais effectués et dont les résultats étaient positifs, il paraît
indispensable de modifier la consigne du Constructeur qui prévoit la marche avec
pression vapeur d'atomisation Cte (7 bars) quelque soit la charge en donnant la
possibilité au Chef de bloc de glisser la dite pression en fonction de la charge en
variant à partir de la salle de commande, la valeur du point de consigne du régulateur
suivant la courbe définie ci-jointe.
87654321-
Cette modification nécessite le remplacement de la station télécommande de
la soupape vapeur d'atomisation ainsi que la modification de la valeur de
fonctionnement de la protection "Pression très basse vapeur d'atomisation". Le coût
de la modification est négligeable.
II - TEMPERATURE FUEL-OIL AUX BRULEURS :
Pour réaliser une bonne combustion, il est nécessaire de réaliser un certain
nombre de conditions simultanées parmi lesquelles, il faut assurer la température
adéquate du fuel-oil au niveau des brûleurs.
Afin de déterminer l'influence de la température fuel-oil aux brûleurs sur la
combustion, on a procédé à des essais de montée de température fuel-oil à des
charges de 75 MW et 35 MW.
Essai d'influence de température fuel-oil à 75 MW :
L'essai consiste à augmenter légèrement la température fuel-oil de 124,5°C à 127°C
D’après les relevés effectués, on a constaté.
1. Une baisse du débit fuel-oil de 20 l/h.
2. Une baisse d'opacité de 12,7 % à 11 %.
3. Une baisse de débit d'air comburant de 3 x 1000 Nm3/h, suite à fermeture
des SAOR A et B de 3% / réduction des courants absorbés par les moteurs
des V.S).
Donc, il y a une amélioration de la combustion. Pour une marche de 9 heures/jour à
75 MW, on a :
9 x 0,02 x 365 x 170 x 0,89 = 9 940 € .
b. Essai d'influence de température fuel-oil à 75 MW :
Montée de la température fuel-oil de 128,5°C à 132°C
Constatation
1. Une baisse du débit fuel-oil de 20 l/h.
2. Une baisse d'opacité de 16,2 à 15 %.
3. Une légère montée de pression fuel-oil de 10,48 bars à 10,58 bars
Gain : 0,004 x 15 x 365 x 170 x 0,89 = 3 313 €.
Récapitulation
⇒ Pour une marche de 9 heures/jour à 75 MW à température fuel-oil = 127°C :
⇒ 0,02 x 0,89 x 9 x 320 x 170 = 8 714 €.
⇒ Pour une marche de 15 heures/jour à 35 MW à température fuel-oil = 132°C :
0,004 x 0,89 x 15 x 320 x 170 = 2 937 €.