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Direction Stratégie Et Systèmes
Structure Stratégie et Veille
www.spe.dz
Note De Veille Technologique émise par La Société
Algérienne de Production de l’Electricité
Vol 2018 - N° 10 : Octobre 2018
Table des matières Cycle combiné : Un autre record du monde d’efficacité ............................................................................................................ 3
ServiceMax lance le nouveau logiciel Predix ASM pour les opérateurs d'équipement ................................................................. 6
GE : réorganisation de la Division énergie .............................................................................................................................. 7
Analyste de problèmes des ailettes des turbines à gaz GE ....................................................................................................... 9
Siemens supprime 2 900 emplois et remporte un contrat irakien de 15 milliards de dollars avec GE ............................................ 9
Siemens et Bentley Systèmes annoncent un effort de numérisation ........................................................................................ 11
Siemens : Test de puissance sous-marin réussi .................................................................................................................... 11
L'Arabie Saoudite lance un projet de centrale nucléaire ......................................................................................................... 12
Les substitutions de pièces de rechange peuvent arrêter une centrale électrique ..................................................................... 13
Utilisation de vannes d'étranglement pour le soufflage et autres applications de centrales ........................................................ 15
Contrôle de sécurité sur le chantier : Atténuation des risques et amélioration de la sécurité dans les centrales ........................... 19
La technologie de l’impression 3D dans les turbines à gaz marque une étape décisive ............................................................. 20
Calendrier des événements ................................................................................................................................................. 21
ICWEAA’2018 : Conférence internationale sur l'énergie éolienne et ces applications ............................................................ 21
Power-Gen International ................................................................................................................................................. 22
Middle East Electricity ..................................................................................................................................................... 22
Cycle combiné : Un autre record du monde
d’efficacité
La centrale japonaise de Nishi Nagoya au Japon est la vitrine d’un projet
réussi de conversion de combustible. C’est le détenteur du record du monde
grâce à une turbine à gaz GE qui a établi une nouvelle norme mondiale en
matière de performances. Photo gracieuseté : Chubu Electric Power
Le projet Nishi Nagoya au Japon a débuté avec la
conversion d'une grande centrale électrique au mazout
en une installation à cycle combiné au gaz naturel. La
première installation a été mise en service en 1970 et,
plus de 40 ans plus tard, les opérateurs de Chubu
Electric Power savaient qu’ils devaient réduire les
émissions de dioxyde de carbone et la consommation de
carburant de l’installation.
Le projet a accompli beaucoup plus. La centrale
existante de 1190 MW a augmenté sa production de
2376 MW. Il a réduit les émissions de CO2 d'environ 1,4
million de tonnes par an.
Elle est également le détenteur du record du monde,
cette centrale à cycle combiné est la plus efficace au
monde, avec un rendement de 63,08% grâce à sa
turbine à gaz 7HA de GE.
Un prix ‘’Top Plant’’ décerné par POWER est la dernière
récompense d’une centrale qui a permis à Chubu
d’améliorer son profil concurrentiel et sa rentabilité
financière, même pendant une période de stagnation ou
de baisse de la demande en électricité au Japon.
L’efficacité de la centrale permet de réduire sa
consommation de gaz naturel liquéfié (GNL). Il a aidé la
communauté locale en réduisant le coût de l’électricité et
les émissions des centrales, et en fournissant de
l’énergie fiable pour une grande partie du centre du
Japon.
Une équipe de GE Power a fourni par courrier
électronique des réponses aux questions de POWER
détaillant l’importance de la centrale pour la société et
pour Chubu.
« Il s’agit de la première commande commerciale de la
technologie 7HA à 60 Hz de GE, et ses performances
démontrent le haut niveau d’efficacité de la HA », a
déclaré GE. « Il s'agit d'un projet très important pour GE
et nous entretenons une relation de grande valeur avec
nos clients et partenaires au Japon depuis des
décennies ».
Maintenir un record de réussite
Le succès de Nishi Nagoya, situé dans le district Ama de
la préfecture d’Aichi, dans le centre du Japon, fait suite
au précédent record mondial d’efficacité d’une turbine à
gaz GE-HA. Le premièr record a été atteint avec une
efficacité de 62,22% sur le segment 50 Hz de l’usine EDF
de Bouchain en France, qui a commencé ses activités
commerciales en 2016 et a été la première usine à
utiliser une turbine GE-9HA. Bouchain, une unité de
605 MW qui était une centrale ‘’POWER Top’’ en 2017,
comprend la première turbine GE 9HA.01, une
turbine à vapeur D650 et un générateur W86
fonctionnant en tandem.
GE a noté que sa turbine à gaz HA ‘’est reconnue pour
alimenter les centrales les plus efficaces au monde dans
les segments énergétiques 50 Hz et 60 Hz’’. La
fréquence 50 Hz est utilisée dans une grande partie du
monde, y compris en Europe. Tandis que les États-Unis
et le Japon sont les principaux utilisateurs de la
fréquence 60 Hz.
La production électrique au Japon a évolué ces
dernières années, touchée par la mise hors service de
nombreux réacteurs nucléaires du pays après la
catastrophe de Fukushima en 2011. Le programme
nucléaire ayant été révisé, les autres ressources
énergétiques ont subi leurs propres périodes de
changement.
GE Power a déclaré : « Pour rappel, le Japon procède à
une réforme de l'énergie en trois étapes afin d'introduire
plus de concurrence au Japon ». Au Japon, le secteur
de l’énergie était dominé par 10 services publics
générant environ 80% de l’électricité du pays. Ces
4
services publics n’étaient pas en mesure de transporter
de l’électricité au-delà de la région désignée. Pour créer
plus de concurrence, le gouvernement a créé une
institution indépendante chargée de promouvoir et
de coordonner les opérations d'approvisionnement
en énergie sur de vastes zones en avril 2015.
‘’La deuxième étape s'est achevée en avril dernier,
lorsque le marché de l'énergie a été entièrement
libéralisé’’, permettant aux autres sociétés que les
services publics d'entrer sur le marché, et aux clients du
secteur de l'électricité résidentielle de choisir leur
fournisseur pour la première fois. ‘’La troisième étape
est la séparation juridique du secteur du transport et
de la distribution’’, prévue pour avril 2020; à ce
moment-là, les services publics devront séparer leurs
activités de transport, de distribution et de vente au
détail. Avec une concurrence accrue, les clients des
services publics traditionnels tels que Chubu
recherchent des solutions plus économes en énergie et
la technologie HA de GE aide à répondre à ce besoin.
Finir avec le fuel lourd, aller vers un nouveau
combustible
Le projet Nishi Nagoya devait convertir une centrale
existante de 1190 MW alimentée au mazout, qui
fonctionnait depuis plus de 40 ans. L'usine disposait de
quatre unités et utilisait du pétrole brut et du pétrole lourd
comme combustible. Ces quatre unités ont été mises
hors service en 2013.
Le projet de construction d'une centrale à cycle combiné
à haute efficacité a été examiné pour la première fois en
2010. Chubu a signé un contrat d'ingénierie,
d'approvisionnement et de construction (EPC) avec
‘’Toshiba Energy Systems and Solutions’’ en juin 2012,
avec GE parmi les sous-traitants. La construction du
projet a débuté en janvier 2014 et la construction de la
centrale a commencé en novembre de la même année.
La date d’exploitation commerciale de la première
tranche était en septembre 2017. Celle de la deuxième
tranche était en mars 2018, le mois même où ‘’Guinness
World Records’’ avait reconnu la tranche 1 comme
l’installation à cycle combiné la plus efficace au monde.
La centrale de Nishi Nagoya comprend deux
tranches de turbines à gaz multi-arbres 3-3-1 7HA.01
(Figure 1), chaque tranche produit 1188 MW. L’usine
utilise également la technologie des turbines à vapeur et
des générateurs de Toshiba.
1. Efficacité, consommation réduite de carburant, moins d'émissions. GE a
livré six turbines à gaz 7HA.01 à Nishi Nagoya. La centrale comporte deux
tranches de turbines multi-arbres 3-3-1 7HA.01, chaque tranche produit 1188
MW. Les turbines contribuent à accroître l’efficacité thermique de la centrale,
tout en réduisant la consommation de carburant et les émissions de CO2 par
rapport aux autres technologies. Gracieuseté: Chubu Electric Power.
En mars, lors de l’annonce du prix Guinness, Russell
Stokes, président et chef de la direction de GE Power, a
déclaré à propos de Nishi Nagoya: « Nous sommes très
fiers de marquer une nouvelle fois l’histoire et de nous
associer à Chubu et à Toshiba pour livrer la turbine HA
au Japon. Notre technologie HA permet aux centrales de
demain d’atteindre des niveaux d’efficacité et de fiabilité
sans précédent, qui peuvent aider les pays du monde
entier à satisfaire la demande énergétique d’aujourd’hui,
et à atteindre leurs objectifs en matière de réduction des
émissions.
La région du Japon central, desservie par l’usine de Nishi
Nagoya, abrite plusieurs grandes entreprises
manufacturières japonaises qui dirigent l’économie du
pays. Chubu a déclaré qu’avec une production d’énergie
plus efficace, il pourrait fournir à ces industries une
source d’énergie fiable et peu coûteuse, ce qui les
rendrait plus compétitives et ferait croître l’économie du
Japon. S'il n'alimente pas les clients industriels, Nishi
Nagoya peut fournir de l'électricité à 5,4 millions de
foyers.
5
Satoru Katsuno, président et directeur de ‘’Chubu
Electric Power’’, a discuté de la réalisation d'un record
d'efficacité après son annonce en mars. « Pour soutenir
la fabrication en fournissant une alimentation électrique
stable et peu coûteuse à Chubu, dans la région centrale
du Japon, nous déployons des efforts inlassables pour
construire des installations de production d’énergie qui
atteignent les niveaux de rendement et d’efficacité les
plus élevés au monde », a déclaré Katsuno. « Nous
pensons que notre quête constante d'innovation a
conduit à cette réalisation ‘’record mondial’’ ».
Un effort d'équipe
L’équipe de GE a noté que son parc de turbines à gaz
série HA au Japon (6 x 7HA.01 et 2 x 9HA.01) avait été
fourni par Toshiba, le partenaire technologique de la
société. « GE fournit des turbines à gaz bride à bride à
Toshiba, et Toshiba sert ses clients en tant que EPC »,
a déclaré GE. Chubu exploite 36 turbines à gaz GE au
Japon, dont cinq modèles 7EA et plus de deux douzaines
de la série 7FA.
Satoshi Tsunakawa, président et chef de la direction de
Toshiba Corp., maintenant président et chef de
l'exploitation, a également apprécié le record mondial
d'efficacité. « Nous sommes très fiers d'avoir contribué à
cette réalisation historique », a-t-il déclaré dans un
communiqué de presse. « En tant que contractant EPC
pour l’usine, nous avons travaillé en étroite collaboration
avec Chubu Electric Power pour atteindre cet objectif, et
pour fournir d’excellentes technologies et systèmes qui
ont permis à l’usine de gagner en efficacité au-delà de
63%. Ce succès est une source d’inspiration, et Toshiba
ESS continuera de redoubler d’efforts pour parvenir à
une société à faibles émissions de carbone et à un
approvisionnement stable en électricité ».
Les turbines à gaz 7HA.01 de Nishi Nagoya offrent une
flexibilité de carburant et peuvent accueillir une large
gamme de carburants gaz et liquides, y compris le gaz
de schiste à haute teneur en éthane et le GNL. La
turbine 7HA peut atteindre sa pleine charge en moins
de 30 minutes, ce qui permet une plus grande
stabilité du réseau grâce aux sources d’énergie
renouvelables et alternatives. Chubu a déclaré que
ces gains d'efficacité aident à réduire les émissions et les
coûts de carburant.
Deux centrales au Texas, les installations d’Exelon Wolf
Hollow et Colorado Bend, utilisent également la
technologie des turbines 7HA. GE a annoncé la mise en
service commerciale de plus de 30 unités HA cette
année.
Les turbines HA de GE destinées aux marchés de
l’Amérique du Nord et de l’hémisphère occidental sont
fabriquées dans une usine située à Greenville, en
Caroline du Sud. Les turbines pour l'Europe, l'Afrique et
la plupart des pays asiatiques sont produites à Belfort,
en France. Bien que les fabricants des turbines aient
récemment lutté avec la chutte des commandes, alors
que l'utilisation de sources d'énergie renouvelables
croissait, de nombreux analystes du secteur
6
indiquent que l'amélioration continue de l'efficacité
des turbines, telles que celles de Nishi Nagoya,
signifie qu'il y aura toujours un marché.
Les propos de Bill Horie, responsable national de GE
Power au Japon, disent peut-étre mieux. L’année
dernière, lors de l’entrée en service commercial de la
tranche 1 de Nishi Nagoya : « La technologie HA de GE
souligne l’engagement de notre société à fournir au
monde des solutions énergétiques plus efficaces et nous
sommes fiers d’avoir atteint ce jalon avec Chubu et
Toshiba. La 7HA est un excellent exemple du rôle
important que GE peut jouer dans l’avenir énergétique
de l’Asie. L’expérience opérationnelle éprouvée de l’HA
sur le terrain fournira une alimentation plus fiable,
efficace et flexible pour les années à venir ».
Darrell Proctor ; éditeur associé de POWER (DarrellProctor,
@POWERmagazine).
ServiceMax lance le nouveau logiciel Predix
ASM pour les opérateurs d'équipement
La maintenance proactive des équipements reste une priorité pour les opérateurs des centrales. ServiceMax, une société de GE Digital qui fournit un logiciel de gestion des services sur site, a annoncé le 25 octobre dernier le lancement de son ASM (Predix ServiceMax Asset Service Management), une nouvelle offre destinée à aider les opérateurs à « transformer leur processus de maintenance des actifs à un modèle de service prédictif ».
« Les entreprises qui exploitent des actifs stratégiques ont des besoins uniques de la part de nos clients traditionnels de gestion des services sur le terrain, tels que les OEM (fabricants d’équipement d'origine) et les organisations offrant uniquement des services », a déclaré Scott Berg, PDG de ServiceMax. « Reconnaissant ces difficultés pour les opérateurs, notre nouvelle solution ServiceMax Asset Service Management a été conçue pour répondre aux besoins des entreprises qui desservent une vaste gamme de produits qu’elles exploitent, en augmentant la disponibilité, en optimisant l’utilisation des ressources, et en améliorant la sécurité et la conformité. Nous nous engageons à fournir des solutions offrant la meilleure expérience utilisateur possible et des capacités de maintenance prédictive inégalées ».
Le portefeuille de logiciels Predix de GE est largement utilisé dans le secteur de la production d’électricité. L’année dernière, Exelon a annoncé la signature d’un accord pluriannuel visant à déployer Predix sur les six services publics de la société, afin de renforcer la fiabilité et l’efficacité du service fourni à ses clients. Les utilitaires d’Exelon utilisent l’analyse avancée Predix pour renforcer les systèmes de transmission et de distribution. Aaron Larson, rédacteur en chef de POWER, a interviewé Brian Hurst, vice-président et directeur des analyses chez Exelon Utilities ; Brian Hoff, responsable de l'équipe d'innovation d'entreprise d’Exelon ; Lisa Howard, directrice des communications externes d’Exelon ; et Ankush Agarwal, directeur de l'analyse des infrastructures chez Exelon Utilities en octobre dernier lors de la conférence ‘’GE Minds+Machines’’ à San Francisco, en Californie. Cette interview est disponible dans un podcast POWER.
GE a déclaré jeudi que le ServiceMax ASM pouvait organiser la fourniture de services pour tous les actifs de la centrale et pour tous les besoins de services des opérateurs, notamment les travaux de maintenance planifiés, prévisionnels et réactifs. Le nouveau logiciel est conçu pour permettre aux planificateurs et aux responsables de la répartition de modifier la planification pour tenir compte de la nature de la maintenance planifiée 24 heures sur 24, 7 jours sur 7. Il permet également aux équipes de gestion de créer et d’affecter des ressources pour les travaux, y compris la répartition assistée pour des recommandations sur les meilleurs techniciens disposant des compétences, des certifications et de la disponibilité adéquates. Il fournit également des vues de carte et des estimations de temps de conduite pour faciliter la planification.
GE a déclaré que ServiceMax ASM reposait sur trois piliers principaux : optimiser l'utilisation des ressources, utiliser les données des actifs pour une maintenance plus intelligente et améliorer la sécurité et la conformité.
Le logiciel comprend une application mobile pour aider les techniciens, les équipes et les sous-traitants à afficher tous les travaux, les ressources disponibles et les emplacements de carte. Il prend en charge les ordres de travail avec des données sur les actifs, l'emplacement, l'historique de maintenance et les pièces. L'application fournit également un accès hors connexion aux informations requises.
« Les temps d'arrêt imprévus ont un impact négatif sur les revenus et la sécurité, ce qui en fait une priorité absolue pour les industries lourdes en actifs », a déclaré Ralph Rio, vice-président Enterprise Software du groupe
7
consultatif ARC, basé dans le Massachusetts. « ServiceMax, tirant parti de son succès sur le terrain, propose désormais des solutions aux propriétaires et aux opérateurs axées sur la performance des actifs et la disponibilité, ainsi que sur l’excellence opérationnelle des techniciens ».
Le nouveau logiciel a été configuré pour permettre aux clients de tirer parti à la fois de l’APM (Predix Asset Performance Management) de AS Digital et de GE Digital, y compris l’accès à l’analyse de la cause fondamentale, aux évaluations des risques, aux diagnostics et aux recommandations. La solution combinée « permet aux départements de service de suivre les actifs critiques, de planifier la maintenance avec un minimum de perturbations, de fournir des services de manière efficace, d’optimiser les ressources appropriées pour chaque tâche et d’aider les opérateurs à réduire les coûts de service et à éliminer les temps d’arrêt imprévus », a déclaré GE.
Darrell Proctor ; éditeur associé de POWER (DarrellProctor1, @POWERmagazine)
GE : réorganisation de la Division énergie
Bénéficiant du secteur de l'électricité en baisse de 11%
sur le trimestre (Note de la rédaction : cette histoire a été
mise à jour pour inclure davantage d’informations sur la
situation des aubes de turbine de GE.)
GE a l'intention de réorganiser sa division électrique afin
d'accélérer les améliorations opérationnelles et
financières.
GE envisage de créer deux unités : une entreprise de
gaz unifiée regroupant les groupes de turbines à gaz
naturel et les services de GE, et une deuxième unité
constituant le portefeuille des autres actifs de GE Power,
notamment la vapeur, les solutions de réseau, la
conversion nucléaire et la conversion de l’énergie.
L’annonce faisait partie du rapport sur les résultats du
troisième trimestre de la société.
La société misait beaucoup sur la production d'énergie
avec l'acquisition d'Alstom Power en 2015. Depuis, le
marché mondial de l'énergie a subi un bouleversement
majeur, la demande en produits énergétiques de grande
taille ayant diminué, laissant d'importants fabricants tels
que GE et Siemens vulnérables.
« Tout est sur la table au pouvoir », a déclaré le président
et chef de la direction de GE, H. Lawrence Culp Jr ; lors
d'une conférence téléphonique.
« Ces 30 derniers jours, j’ai passé beaucoup de temps
avec Russell Stokes (président et chef de la direction de
la division Énergie) et son équipe. Il est devenu évident
pour nous que nous devons simplifier la structure de
notre entreprise », a déclaré Culp. « C’est pourquoi nous
annonçons aujourd’hui notre intention de réorganiser
GE-Power en deux unités. La première est une
entreprise unifiée du cycle de vie du gaz, combinant nos
systèmes et produits fonctionnant au gaz et nos services
électriques, et la seconde constituant le portefeuille de
conversion de vapeur, le réseau, le nucléaire et la
conversion d’énergie ».
« En outre, nous avons l'intention de regrouper les
quartiers généraux Power, Gas Power Systems, et
Power Services au sein des nouvelles activités cycle de
vie du gaz, en éliminant efficacement la structure du
siège social Power. Nous avons encore beaucoup à faire
pour améliorer nos performances dans le domaine de
l'énergie et nous avons l'intention d'agir rapidement pour
améliorer notre agilité d'exécution et notre structure de
coûts ».
Le secteur Énergie a enregistré une baisse de 11% de
ses bénéfices par rapport au même trimestre en 2017,
avec des revenus de 5,7 milliards de dollars, une baisse
de 33%.
« À commencer par Power, qui a fait face à d’importants
défis externes et internes, la taille du marché continue
d’être conforme à nos attentes précédentes. Cependant,
alors que nous entrons dans la seconde moitié, il est clair
que nos prévisions précédentes étaient trop optimistes
quant au calendrier et au niveau de clôture des
transactions sur les turbines à gaz à usage intensif, en
particulier sur eros. Et même si nous constatons des
progrès, nous ne voyons pas le rythme d’amélioration
8
opérationnelle attendu. Et nous continuons à avoir des
problèmes liés à notre propre exécution et à l’exécution
des projets avec nos clients et nos partenaires », a
déclaré Jamie Miller, directeur financier chez GE.
Les commandes de Gas Power Systems ont baissé de
45% depuis le début de l’année et ont augmenté de 55%
au cours du trimestre grâce à une comparaison aisée. 21
commandes de turbines à gaz à usage intensif, dont cinq
HA. Il y avait deux commandes pour eros, en baisse de
sept par rapport à l'année dernière.
« GE a également enregistré des réserves de garantie et
de maintenance s'élevant à 240 millions de dollars US
liées au problème d’aube HA 1FB de stade 1 », a déclaré
M. Miller.
GE avait déclaré plus tôt cet automne que l'oxydation,
qui affaiblissait les aubes des turbines métalliques,
affectait ses turbines 9FB, ainsi que certaines turbines
de classe HA.
« Nous avons une aube de remplacement en production
et nous travaillons de manière proactive avec nos clients
pour planifier les interruptions de service afin de
remplacer les pièces au fil du temps, mais nous
prévoyons également des coûts supplémentaires
similaires au fil du temps liés aux aubes au cours des
arrêts planifiés dans nos contrats de services », a
déclaré Miller.
Le secteur Pétrolier et Gazier a enregistré un bénéfice
ajusté en hausse de 18% par rapport au même trimestre
en 2017, avec un chiffre d'affaires de 5,7 milliards USD,
en hausse de 7%.
« Après mes premières semaines de travail, il est clair
pour moi que GE est une entreprise fondamentalement
solide dotée d’une équipe talentueuse et d’une
technologie de pointe », a déclaré Culp. « Cependant,
nos résultats sont loin de notre potentiel. Nous
augmenterons notre sentiment d'urgence et
renforcerons la responsabilité au sein de l'organisation
pour obtenir de meilleurs résultats ».
Culp a remplacé John Flannery le 1er octobre
« Nous sommes sur la bonne voie pour créer un
portefeuille plus ciblé et renforcer notre bilan. Au cours
de mes 100 premiers jours, mes priorités sont de
positionner nos entreprises pour gagner, à commencer
par Power, et d’accélérer le désendettement. Nous
progressons rapidement pour améliorer notre situation
financière, à commencer par les actions annoncées
aujourd'hui. J'ai hâte de vous tenir au courant de nos
progrès au début de 2019 ».
GE a annoncé son intention de consolider la structure du
siège électrique afin que ces unités puissent mieux servir
les clients.
La société a déjà annoncé qu'elle vendait ses unités de
puissance distribuées - comprenant les portefeuilles de
moteurs Jenbacher et Waukesha - à la société de
capital-investissement Advent pour 3,25 milliards de
dollars américains. Cet accord devrait être conclu sous
peu.
La société cherche également à se désengager de la
propriété de Baker Hughes, une société de services pour
les champs de pétrole, au cours des deux à trois
prochaines années.
Au cours de la conférence sur les résultats, les dirigeants
ont également déclaré que le ministère de la Justice et
la SEC enquêtaient sur une accusation de 22 milliards
de dollars US que la société avait comptabilisée liée aux
acquisitions réalisées dans le groupe électrogène.
GE a déclaré une perte de 2,63 USD par action liée aux
activités poursuivies en vertu des PCGR. Comme
récapitulé dans le rapprochement ci-joint, le résultat net
par action ajusté (non-GAAP) s’élève à 0,14 USD, en
baisse de 33% par rapport à la même période en 2017.
La Société a enregistré une charge de dépréciation
d’écart d’acquisition de 22 milliards USD, avant impôt,
liée aux GE Power. La société a également annoncé des
mesures immédiates visant à renforcer son bilan et à
positionner ses activités de manière à assurer son
succès. Premièrement, GE prévoit de réduire son
dividende trimestriel de 0,12 USD à 0,01 USD par action
à compter de la prochaine déclaration de dividende du
conseil, qui devrait avoir lieu en décembre 2018. Cette
modification permettra à GE de conserver environ 3,9
milliards USD de trésorerie par an, par rapport au niveau
de paiement précédent.
Jack Burke
9
Analyste de problèmes des ailettes des
turbines à gaz GE
L’analyste en chef Stephen Tusa a évalué la note de J.P.
Morgan sur le stock GE après que « des contrôles sur
deux installations américaines initiales ont révélés des
défaillances de l’ailette du premier étage de la turbine à
gaz classe H de GE », a annoncé thestreet.com le 20
septembre.
Tusa, qui critique depuis longtemps les perspectives de
GE, aurait écrit : « L'impact sur ‘la valeur des actifs’ d'un
échec chez le client américain du lancement de trame H
de GE aux États-Unis, est difficile à estimer, représente
un développement négatif pour une entreprise qui a peu
de marge de manœuvre pour plusieurs ‘chaussures à
lisser’ ».
Le 19 septembre, Russell Stokes, président et chef de la
direction de GE Power, a publié un article sur LinkedIn
sans doute dans le but de réfuter le déclassement
anticipé de J.P. Morgan. « Le processus de fabrication
de meilleures centrales ne se termine pas lorsque notre
technologie quitte nos usines », a écrit Stokes.
« Les problèmes de rodage se produisent
inévitablement, et presque nécessairement, et nos
ingénieurs et techniciens travaillent en étroite
collaboration avec nos clients pour les résoudre », a
déclaré Stokes. « Chaque lancement de nouveaux
produits inclut une période après son lancement où les
experts peaufinent et ajustent la technologie, c'est
normal. Ce qui compte, c'est comment travailler et
communiquer avec les clients. Nous nous efforçons de
rester toujours transparents, ouverts à la résolution
commune de problèmes et déterminés à tenir nos
promesses ».
« La ‘HA’ n’est pas une exception », a déclaré Stokes. Il
a ensuite évoqué les retards d’un projet au Pakistan
comme exemple de problèmes de croissance.
« Récemment, nous avons identifié un problème qui
devrait avoir un impact sur nos unités HA. Cela implique
un problème d'oxydation qui affecte la durée de vie d'un
composant à une seule lame », a poursuivi Stokes.
« Évidemment, il s’agissait d’un développement
frustrant, tant pour nous que pour nos clients. Mais nous
avons identifié un correctif et avons travaillé de manière
proactive avec les opérateurs de haute disponibilité pour
traiter les turbines touchées. Les ajustements mineurs
que nous devons faire ne font pas de la HA un acteur
moins performant : ils atteignent - et dans bien des cas
dépassent - leurs objectifs de performance sur tous les
sites clients aujourd'hui ».
La première turbine à gaz GE HA a été mise en service
en juillet 2016 à la centrale à cycle combiné EDF
Bouchain en France. (L'usine a été choisie comme
centrale POWER Top en 2017). Stokes a déclaré que
GE avait reçu des commandes pour plus de 80 turbines
HA, dont plus de la moitié ont déjà été expédiées aux
clients aux États-Unis, en Europe et en Asie. Aujourd'hui,
30 turbines à gaz HA sont en fonctionnement, avec plus
de 175 000 heures de fonctionnement accumulées.
La turbine HA en mode cycle combiné s’est révélée être
une unité très efficace. La centrale française a été
reconnue en 2016 par ‘Guinness World Records’ comme
la centrale à cycle combiné la plus efficace au monde
dans la configuration 50 Hz, avec une efficacité nette de
62,22%. Cette année, l’usine Nishi Nagoya au Japon a
atteint une efficacité de 63,08%, un record mondial à 60
Hz. Stokes a déclaré que GE espérait dépasser le seuil
d'efficacité de 64% "vers 2020".
Cependant, ces succès n’ont pas convaincu le Tusa de
J.P. Morgan que la société est sur le point de se
retourner.
« Alors que le débat sur la nature structurelle et cyclique
du ralentissement du secteur de l’électricité est aussi
grave qu’il semble, nous pensons qu’il ne devrait plus y
avoir de doute sur le fait que GE Power a des problèmes
spécifiques à l’entreprise », aurait écrit Tusa.
Aaron Larson ; rédacteur en chef de POWER (AaronL_Power,
@POWERmagazine)
Siemens supprime 2 900 emplois et remporte
un contrat irakien de 15 milliards de dollars
avec GE
Le 24 septembre, Siemens avait annoncé la suppression
d'environ 2 900 emplois, principalement dans sa division
énergie et gaz en Allemagne, alors que l'entreprise
10
poursuivait sa restructuration pour réaliser des
économies de coûts dans un marché mondial difficile
pour les fabricants des turbines.
Siemens a annoncé que les suppressions feraient
économiser environ 270 millions d'euros (318 millions de
dollars) et faisait partie de l'objectif de Siemens
d'atteindre 500 millions de dollars (589 millions de
dollars) d'économies.
Cette nouvelle survient alors que Siemens et le rival
constructeur de turbines à gaz, General Electric, se
disputent un contrat de 15 milliards de dollars pour
construire des centrales électriques en Irak. Le directeur
général de Siemens, Joe Kaeser, a rencontré le Premier
ministre irakien, Haider Al-Abadi, à Bagdad le 23
septembre. Les deux hommes ont discuté d'un plan
visant à installer 11 GW de capacité de production dans
le pays sur une période de quatre ans, a déclaré
Siemens dans un communiqué lundi. Le journal
allemand Handelsblatt a confirmé la valeur du contrat,
citant une personne familière avec les entretiens.
Dans une interview accordée au Boston Globe, Adel
Jeryan, vice-ministre irakien de l’électricité, a déclaré
que Siemens avait une ‘’grande’’ chance de remporter le
contrat. Jeryan a confirmé que GE participait également
au projet. GE a confirmé ce mois-ci qu’il travaillait sur un
projet de développement de la production d’énergie en
Irak, affirmant qu’il pourrait doubler la production du pays
au cours des cinq prochaines années.
Les analystes de Barclays ont déclaré lundi que la
demande mondiale pour les grandes turbines à gaz ne
représenterait qu'environ 25% de la capacité de
production d'ici 2020.
GE a révélé la semaine dernière des problèmes avec
certaines de ses turbines de la série HA, qui ont fait
chuter le cours de son action sous la barre des 12
dollars, son plus bas niveau depuis juillet 2009. GE en
pleine restructuration de ses activités, à l’instar de
Siemens, a annoncé en décembre 2017 qu’elle
supprimerait 12 000 emplois dans son unité GE-Power.
En août dernier, la société avait annoncé la suppression
de 225 postes dans ses bureaux de Schenectady, à New
York. Ils ont supprimé 110 emplois dans ce même
bureau en 2017.
En juin dernier, GE avait annoncé la fin de ses activités
de fabrication dans une usine de Salem, en Virginie,
supprimant plus de 260 emplois.
Marché difficile pour les fabricants de turbines
Lisa Davis, un dirigeant de Siemens qui a dirigé le
groupe ‘’Power and Gas’’ de la société, a déclaré dans
un communiqué lundi à propos des dernières
suppressions d’emplois : « Le marché de la production
d’énergie fossile s’est considérablement contracté. Dans
le contexte de ce changement structurel, l’accord auquel
nous sommes parvenus est essentiel pour améliorer
notre compétitivité ». M. Davis a déclaré que les
suppressions, qui englobent également des emplois
dans la division ‘’Process Industries and Drives’’ de la
société, auront lieu au cours des deux prochaines
années.
Janina Kugel, membre du directoire de la société et
directrice des ressources humaines, a déclaré dans un
communiqué : « Ces derniers mois, les prévisions du
marché se sont considérablement dégradées. Les
suppressions de postes convenues avec les
représentants du personnel ne sont que l’une des
mesures urgentes nécessaires pour améliorer notre
structure de coûts ».
Les 2 900 emplois représentent environ 500 personnes
de moins que ce que la société avait initialement
annoncé lors de la publication des détails de son plan de
restructuration en novembre 2017. Elle avait alors
annoncé la suppression de 6 900 emplois, dont la moitié
environ en Allemagne.
Siemens a déclaré vouloir vendre un site de fabrication
à Leipzig et restructurer un site à Erfurt, en transférant la
production de petits générateurs à Erfurt, au départ de
Berlin. Une usine à Müllheim deviendra ce que la société
appelle son « centre de compétence » pour les grandes
turbines à vapeur et produira également de gros moteurs
électriques. Environ 600 emplois seront supprimés dans
cette installation.
Siemens va fermer un site à Offenbach. Les installations
de Berlin et de Goerlitz resteront ouvertes, mais 270
emplois seront supprimés sur le site ‘’turbine à gaz’’ de
Berlin. L’usine Dynamowerk de Berlin deviendra son
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siège mondial pour les grandes turbines à gaz, où
environ 430 emplois ont été perdus.
La société a déclaré que son site de Duisburg deviendrait
le siège européen de sa filiale Dresser-Rand. Le site sera
étendu pour devenir un lieu de service central.
Siemens a annoncé en août son intention de regrouper
ses cinq divisions industrielles en trois sociétés dans le
cadre de sa restructuration, dans le cadre du plan "Vision
2020+". Les détails de ce plan ont été révélés pour la
première fois en juin. Bloomberg a déclaré en juin que
Siemens envisageait de céder son activité de fabrication
de turbines à gaz, mais que Siemens a seulement
annoncé que ses activités seraient restructurées.
Darrell Proctor ; éditeur associé de POWER (DarrellProctor1,
@POWERmagazine).
Siemens et Bentley Systèmes annoncent un
effort de numérisation
Solution destinée aux centrales
Siemens et Bentley Systèmes ont annoncé une solution intégrée de gestion
de la performance des actifs pour les centrales électriques.
Siemens et Bentley Systèmes ont annoncé une solution commune de technologie et de service conçue pour accélérer la numérisation des centrales et fournir des analyses intelligentes avec une gamme d'offres innovantes et des solutions de services gérés.
Ce nouveau service, qui sera hébergé sur le système d’exploitation IoT ouvert basé sur le cloud de Siemens, MindSphere, combinera les capacités logicielles avancées de Bentley avec les technologies complémentaires et l’expertise de Siemens en matière de services pour permettre aux propriétaires de centrales de tirer pleinement parti de la numérisation,
améliorer les opérations de maintenance et la planification.
La solution APM (Asset Performance Management) de Siemens, qui fait partie du portefeuille de solutions numériques Omnivise de la société, couvre l'ensemble de la centrale, y compris les turbines à gaz et à vapeur, ainsi que les groupes électrogènes, les pompes, les moteurs, les transformateurs, les vannes, les appareillages de commutation et d’autres équipements associés qui affecte la fiabilité et la performance de l'installation. À l'aide de modèles intelligents basés sur l'analyse prédictive, la solution prend des données provenant de sources multiples, applique une expertise analytique, puis s'intègre de manière transparente dans l'environnement du système de gestion de la maintenance informatisé (GMAO) / Enterprise Asset Management (EAM) du client afin d'améliorer la planification de la maintenance, réduire les pannes et augmenter l'efficacité de la main-d'œuvre.
Les solutions de service APM sont adaptées aux besoins uniques de chaque entreprise, en fonction de plusieurs facteurs tels que la configuration de l’usine, les ressources sur site, la connaissance des équipements, ainsi que la stratégie d’exploitation et de maintenance de l’entreprise. La gamme d’options s’étend de l’installation sur site ou de l’hébergement MindSphere en Cloud à la configuration clé en main d’APM (avec modèles d’actifs Siemens) jusqu’à l’APM en tant que service, avec une solution de service entièrement gérée, intégrée, configurée, et exécutée à distance par les experts en centrales de Siemens.
‘’Bentley Systems’’ est une société de développement de logiciels basée à Exton, en Pennsylvanie, aux États-Unis.
Siemens : Test de puissance sous-marin
réussi
Siemens a annoncé avoir achevé avec succès la première phase de ses essais en eaux peu profondes du réseau électrique sous-marin à Trondheim, en Norvège.
Siemens, en collaboration avec les partenaires de l'industrie, Chevron, Equinor, ExxonMobil et Eni Norge, est en phase finale d'un programme visant à développer un système qui, selon la société, deviendra le premier réseau électrique sous-marin au monde conçu pour la distribution d'énergie moyenne tension utilisant la technologie de compensation de pression.
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Siemens a annoncé avoir achevé avec succès la première phase de son test
en eaux peu profondes du réseau électrique sous-marin.
« Il y aura plus de compresseurs, de pompes, d'installations de traitement sous-marins et, à l'avenir, des installations de production entières installées au fond de la mer, qui nécessitent toutes de l'énergie », a déclaré Frode Tobiassen, responsable de ‘’Subsea’’ chez Siemens. « Nous nous préparons à ce développement du système de réseau électrique sous-marin ».
Le système de réseau électrique sous-marin comprend un transformateur sous-marin, un appareillage de commutation sous-marin, un variateur de vitesse sous-marin (VSD), des connecteurs sous-marins et un système de contrôle et de surveillance hautement fiable comprenant des tableaux de bord utilisateur et des analyses de données basés sur le cloud.
Les systèmes de distribution d'énergie sous-marins joueront un rôle majeur dans l'avenir des projets de développement de champs sous-marins, a indiqué la société. La grille est conçue pour soutenir la récupération améliorée des projets de friches industrielles sous-marines et des champs de contournement, en bénéficiant d'une stimulation monophasée ou multiphasique pour accroître la récupération de pétrole.
Au cours de la phase de test initiale sur le site de Siemens à Trondheim, le système a fonctionné selon une topologie en boucle en anneau à pleine charge, et un programme de test et de vérification prédéterminé a été exécuté. Les premiers résultats des tests en eaux peu profondes étaient positifs et toutes les unités fonctionnaient dans les paramètres de conception, a indiqué la compagnie.
En accord avec ses partenaires de programme, Siemens passera maintenant à la phase suivante avec un test étendu en eaux peu profondes pour renforcer
l'expérience opérationnelle et vérifier la fiabilité à long terme. L'objectif est d'accumuler 3000 heures de fonctionnement sur l'équipement tout en effectuant des tests supplémentaires du système.
Parallèlement, des préparatifs sont en cours pour un programme pilote en eau profonde où le matériel sera installé et utilisé sur un champ sous-marin.
L'Arabie Saoudite lance un projet de centrale
nucléaire
Le royaume envisage de construire une capacité nucléaire de 17,6 gigawatts (GW) d'ici 2032, soit l'équivalent d'environ 17 réacteurs, ce qui en fait l'un des plus gros projets au monde.
Le prince héritier d'Arabie saoudite, Mohammed bin Salman, a lancé lundi un projet visant à construire le premier réacteur nucléaire de recherche du royaume, a rapporté l'agence de presse saoudienne.
Le projet nucléaire figure parmi les sept projets stratégiques couvrant également des domaines tels que, les énergies renouvelables, l'énergie atomique, la médecine génétique, le dessalement d'eau et l'industrie aéronautique, lancé lors d'une visite à la Cité du roi Abdulaziz pour la science et la technologie (KACST).
Les deux projets les plus importants comprennent un réacteur de recherche nucléaire et un centre de développement de structures d'aéronefs.
Le nouveau réacteur aidera l’Arabie saoudite à mener des recherches pour mettre au point une technologie destinée à la nouvelle industrie nucléaire du pays.
La conception du réacteur a été développée par des scientifiques de KACST avec l'aide d'experts internationaux. La construction du réacteur est déjà en cours et devrait être achevée d'ici la fin de l'année prochaine.
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Il respectera toutes les normes de sécurité de l’Agence internationale de l’énergie atomique. Le réacteur est conçu pour utiliser un combustible à base d’oxyde d’uranium enrichi à 2,1%.
L’Arabie saoudite, l’un des plus grands pays exportateurs de pétrole au monde, a intensifié ses projets de développement d’une capacité nucléaire civile.
L’année dernière, l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) a déclaré que le gouvernement saoudien avait lancé un appel à propositions pour la construction de deux réacteurs nucléaires afin de renforcer le bouquet énergétique du pays.
Le royaume envisage de construire une capacité nucléaire de 17,6 gigawatts (GW) d'ici 2032, soit l'équivalent d'environ 17 réacteurs, ce qui en fait l'un des plus grands projets au monde.
Selon l’agence de presse Reuters, l’Arabie saoudite souhaite réduire la quantité de pétrole brut qu’elle brûle chez elle, pour produire de l’électricité ce qui lui permet d’en vendre davantage à l’étranger.
Si le royaume donne suite à ce plan, il deviendrait le deuxième État arabe du Golfe à lancer un projet nucléaire après les Émirats Arabes Unis, qui construisent quatre réacteurs conçus par la Corée du Sud.
Les substitutions de pièces de rechange
peuvent arrêter une centrale électrique
Chaque centrale électrique est unique, de même que les fonctions et les exigences de maintenance de leurs équipements.
Garder l'équipement en état de marche et éviter les temps d'arrêt est essentiel. Les centrales ont parfois recours à ce que l’on peut appeler le «sens de la ferme», c’est-à-dire la pratique à brouiller certaines zones afin de les remettre en service dans les meilleurs délais. Cette méthode de réparation est bien intentionnée et résout les problèmes temporairement, mais elle peut avoir des conséquences à long terme.
Par exemple, les propriétaires de gaines de bus peuvent substituer des solutions de maintenance pour un certain nombre de raisons. Le conduit de bus est un conduit en tôle contenant des barres de cuivre ou d’aluminium
servant à conduire le courant électrique. Une centrale électrique peut manquer de personnel de planification et de maintenance expérimenté dans le domaine des gaines de bus, et des substitutions peuvent être apportées en raison des coûts, du calendrier ou des délais.
Des substitutions sont également apportées au matériel, tel que les joints d'étanchéité, qui sont souvent négligés. À première vue, ces solutions semblent viables, mais les retombées de l’utilisation de méthodes de maintenance inappropriées ou de substitutions de matériaux non approuvées lors des travaux sur des systèmes de gaines de bus peuvent être immenses et prolongées.
Substitutions de pare-feu
Une substitution de matériaux est courante lorsque des modifications sont apportées à l'entrée d'un pare-feu dans une conduite d'autobus. Les substitutions ici peuvent provoquer une défaillance électrique pour différentes raisons, notamment une mauvaise étanchéité ou une mauvaise installation entraînant une infiltration d'eau (Figure 1).
1. Réparation incorrecte. L'exploitant de cette centrale a utilisé une protection
contre la pluie à l'entrée du pare-feu fabriquée d'une conduite d'autobus au lieu de méthodes d'installation et de maintenance appropriées. L'unité a
rapidement connu deux incidents d'infiltration d'eau. Permission : SE Energy
Normalement, la zone doit être scellée avec une mousse anti-feu spécifique, spécifiée par le fabricant du conduit de bus. Les matériaux d'origine sont spécifiés et conçus pour fonctionner dans des conditions difficiles. Les centrales réparent souvent elles-mêmes le conduit de bus et apportent des modifications qui, à leur avis, contribueront à empêcher l'humidité de pénétrer. Cependant, leurs réparations ne sont généralement pas adéquates et la pénétration d'humidité se poursuivra. Cette continuation provoque une autre défaillance et une autre erreur de la part de l’usine : remplacer la mousse anti-feu par un matériau autre que le matériau d’origine. Lorsque la mousse anti-feu est remplacée par un
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matériau non approuvé, elle peut agir comme une éponge et le problème de pénétration d'humidité qui a provoqué la défaillance en premier lieu ne sera pas résolu (Figure 2).
2. Une réparation sur le terrain qui a mal tourné. Les dommages à cette conduite d’autobus sont évidents et résultent d’une mauvaise réparation sur le terrain après la défaillance initiale de l’équipement. Dans ce cas, la mousse anti-feu a été remplacée par un matériau non approuvé, qui agissait comme
une éponge et entraînait une plus grande pénétration d'humidité dans l'unité.
Permission : SE Energy. Les pannes qui suivent ce type de réparation peuvent survenir plus rapidement, et peuvent être plus dommageables que le problème initial. Dans ce cas, le remplacement échoue lorsque les spécifications de la mousse ignifuge substituée ne correspondent pas aux spécifications de température, d’humidité ou d’électricité du produit original. Par exemple, le revêtement époxy peut être utilisé pour la réparation de moteurs, mais ne convient pas aux réparations de conduits de bus. Si une telle substitution est effectuée, le problème des scellés ne sera pas corrigé au niveau du pare-feu et la pénétration de l'eau se poursuivra, ce qui prolongera les problèmes et annoncera les défaillances futures (Figure 3).
3. Une deuxième réparation qui n’a pas eu lieu. L'unité de la figure 2 a subi davantage de dommages aux composants internes après une deuxième
réparation sur le terrain. SE Energy a été chargé de la prochaine réparation. La protection contre la pluie a été retirée, puis réinstallée correctement et
l'unité reste en service sans autre problème. Courtesy: SE Energy
Substitutions matérielles
Un autre substitut courant pouvant entraîner des dégâts d’eau est le matériel, en particulier les joints, les connexions électriques à l’intérieur des gaines de bus et les capots à l’extérieur. Essentiellement, les mêmes problèmes fondamentaux se posent que pour la mousse anti-feu. À l'intérieur, le matériau substitué ne répond souvent pas aux mêmes spécifications que l'original et ne résiste pas au froid ou à la chaleur extrême, et il se dégrade.
De plus, parfois, ce n’est pas l’utilisation de joints différents, mais plutôt l’installation incorrecte du matériau qui pose problème. Ces substitutions sont faites pour la plupart des mêmes raisons fondamentales que les remplacements de mousse anti-feu, à une exception près. Comme il existe des conceptions géométriques uniques de joints de type ‘câble’ dans les conduites de bus (joint en Z, joint en D, etc.), il peut être difficile de les acheter en petites quantités. Par conséquent, des substitutions inappropriées sont effectuées pour compléter le matériel.
Sur les couvercles situés à l'extérieur des canalisations de bus, les mauvais joints peuvent entraîner l'absorption d'humidité et l'infiltration d'eau, mais on constate le plus souvent l'absence complète de joints après une réparation ou un entretien. Lorsque les couvercles sont installés métal sur métal sans joints, l'aluminium se dilate et se contracte lorsqu'il se chauffe. Cela crée des lacunes qui apparaissent plus tard dans le cycle et qui n'existaient pas lorsque le capot a été installé. Le manque de matériau de joint est l’un des principaux facteurs favorisant l’intrusion d’eau, de poussière et de saletés dans le conduit d’autobus (Figure 4).
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4. Le matériel en main n'est pas un bon substitut. Les opérateurs de cette centrale ont utilisé du matériel disponible, en l'occurrence un joint en feuille
et un cerclage, pour remplacer un joint de dilatation. Mais le matériel ne convenait pas pour le travail. Il n’a pas résisté aux conditions
météorologiques et la réparation n’a duré que six mois, jusqu’à ce que de nouveaux problèmes se produisent. Courtesy: SE Energy
Les remplacements de matériel de boulonnage constituent un autre piège pour les exploitants d'installations. Certains environnements de canalisation de bus conviennent mieux au matériau de boulonnage en bronze au silicium, et certains conviennent mieux à l'acier inoxydable. Choisir le mauvais matériau peut rendre le matériel inutile. Ne pas utiliser de rondelles coniques peut également affecter négativement les fonctions des conduits de bus. Une erreur commune, bien que n'étant pas une substitution matérielle inappropriée, est de ne pas serrer et resserrer correctement le matériel. Cela est généralement dû à un manque de connaissances ou à une planification médiocre en général.
L'utilisation de fixations ferreuses peut également entraîner des défaillances dans les conduits de bus. Ils vont se corroder et se dégrader avec le temps, compromettant leur capacité à supporter un couple. Bien que le coût initial du matériel non ferreux soit souvent plus élevé, l’intégrité du système de bus offre des avantages évidents en termes d’économie.
Eviter les échecs futurs
Parfois, réduire les coûts en matière de réparation et de maintenance semble être la solution la plus simple et la plus facile pour faire fonctionner à nouveau un système de gaines de bus et une installation. Parfois, le coût des produits semble être le facteur le plus important à prendre en compte lors du remplacement de pièces. La plupart du temps, ce sont ces décisions temporaires qui sont à l’origine des échecs. Consulter le personnel approprié et utiliser les matériaux appropriés lors de la réparation des canalisations de bus constituent le meilleur moyen d'économiser de l'argent et de protéger les centrales électriques de défaillances coûteuses.
Cal Crader, PE est PDG et Jolene Belair ; chef de projet chez SE Energy LLC, société de construction, d'ingénierie et de conseil spécialisée dans le secteur
de l'électricité.
Utilisation de vannes d'étranglement pour le
soufflage et autres applications de centrales
Comprendre quelle vanne utiliser dans quelle application est essentielle pour faire fonctionner une centrale à vapeur de manière aussi efficace et rentable que possible. Par exemple, une étape critique de la production d’énergie à la vapeur est la purge, la modulation ou ‘’étranglement’’ du débit d’eau passant à la vapeur. Traditionnellement, de nombreux prescripteurs et exploitants de centrales utilisent des vannes à soupape standard pour réaliser cette action de limitation, mais le fait est que les vannes à soupape standard ne sont ni conçues ni fabriquées pour supporter les rigueurs extrêmes de la régulation.
1. Impeccable, mais pas dans le bon sens. Au fil du temps, la vitesse élevée sur le siège crée des rainures sur les vannes à soupape standard appelées «tirage au fil», terme dérivé du fait qu'elles ressemblent à des fils. Suite à l’appel du fil, les vannes à soupape ne seront pas étanches lorsqu’elles
seront fermées, ce qui provoquerait des fuites. Courtoisie : Conval
Plus l'écart entre le siège et le disque est petit, plus l'usure est rapide. Au fil du temps, la vitesse élevée sur le siège fait que les rainures sont appelées «tirage au fil», terme dérivé du fait qu’elles ressemblent à des fils
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(Figure 1). Suite à l’appel du fil, le robinet à soupape n’assurera pas l’étanchéité lorsqu’il sera fermé, ce qui provoquera des fuites. Poussé à l'extrême, le tréfilage peut dévorer le disque comme une langue fourchue et causer des dégâts encore plus importants et des problèmes de contrôle du débit (Figure 2).
2. problématique. Poussé à l'extrême, le tirage de fil peut ronger le disque,
causant des dégâts encore plus importants et des problèmes de contrôle du débit. Courtoisie : Conval
Pour tenter de compenser les limites des robinets à soupape standard, certains exploitants d’installations installeront deux robinets à soupape ou un robinet à boisseau sphérique et un robinet à soupape en ligne, l’un assurant une isolation positive, l’autre servant de soupape d’étranglement «sacrificielle» ( Figure 3). Cependant, cette approche est un moyen peu commode, et ça revient coûteux d’essayer d’obtenir une régulation avec des vannes à soupape standard. C'est une solution improvisée qui nécessite plus de matériaux, plus de soudure, plus de réparations, plus de remplacement et plus de dépenses que nécessaire.
3. Encombrant et coût. L'installation de deux vannes à soupape en ligne, dont l'une assure une isolation positive, tandis que l'autre agit comme une
soupape d'étranglement «sacrificielle», est un moyen coûteux pour essayer de réaliser une régulation avec des vannes à soupape standard. Courtoisie :
Conval
Avec les vannes à soupape standard, si des conditions réelles sont mal calculées ou changent, la soupape ne peut pas être redimensionnée. En revanche, une vanne d’étranglement est spécifiquement conçue et fabriquée pour supporter les conditions extrêmes du processus d’étranglement, offrant ainsi un contrôle de débit reproductible et une fermeture fiable (Figure 4). La conception unique du disque aiguille assure que la limite de pression est scellée au plus petit diamètre possible pour assurer une capacité d'étanchéité maximale.
4. Fonctionnement intérieur. À gauche, une soupape d'étranglement à haute performance Conval. À droite, un diagramme en coupe de la vanne, montrant
ses composants internes. Courtoisie : Conval
L'orifice est dimensionné pour maintenir la vitesse du fluide à travers le siège en dessous des niveaux dommageables. En conséquence, le siège est beaucoup moins susceptible de s’user ; si et quand c’est le cas, il peut être facilement remplacé. Le tirage au fil est éliminé plus efficacement. La tige est accouplée à l’orifice pour un contrôle adéquat. L'angle de l'orifice de sortie est conçu pour minimiser l'érosion et le bruit des tuyauteries en aval. Si les conditions de vie réelles sont mal calculées ou changent, le venturi de la vanne d’étranglement et l’ensemble tige peuvent être redimensionnés pour correspondre à la nouvelle condition.
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Les vannes d'étranglement sont généralement disponibles en acier au carbone SA 105, en acier allié forgé SA 182-F22, SA 182-F91 et F92, SA 182-F316 et d'autres matériaux, dans les classes de pression comprises entre ASME 900 et 4500. Des vannes d'étranglement automatisées peuvent être utilisées. Air, moteur ou actionné hydrauliquement.
Les progrès récents dans la chimie de l'eau d'alimentation soulignent également la valeur ajoutée de la durée de vie en service avec l'option de redimensionnement de l'orifice du venturi remplaçable. En règle générale, si une vanne de purge est ouverte à moins de 30% d’ouverture, l’orifice peut être redimensionné pour une durée de vie plus longue de la vanne.
Le concept à double orifice et les matériaux utilisés dans la construction rendent la vanne d'étranglement presque indestructible, même dans les conditions les plus difficiles. Le nez de dosage du disque reste dans la cartouche de siège à orifice remplaçable et bloque les écoulements destructeurs à grande vitesse jusqu'à ce que la vanne soit suffisamment ouverte pour que les vitesses n'endommagent pas la surface du siège. Par conséquent, les vannes d'étranglement sont de plus en plus spécifiées et installées dans de nombreux types de centrales à vapeur, du nucléaire au charbon et au gaz naturel, en passant par les centrales à récupération de chaleur à cycle combiné. En plus de la destruction, d'autres applications courantes suivent.
Contrôle de la chimie des tambours à vapeur de solides dissous totaux (TDS). Selon la fiche-conseil à la vapeur n ° 9 du ministère de l'Énergie des États-Unis, au fur et à mesure que l'eau s'évapore dans le ballon à vapeur de la chaudière, les solides présents dans l'eau d'alimentation sont laissés derrière. Les matières en suspension forment des boues ou des sédiments dans la chaudière, ce qui dégrade le transfert de chaleur. Les solides dissous favorisent la formation de mousse et le transfert de l'eau de la chaudière dans la vapeur. Pour ramener les niveaux de solides en suspension et totaux dissous (SDT) à des limites acceptables, de l'eau est périodiquement évacuée ou soufflée de la chaudière.
La purge ou la purge de fond est généralement une procédure manuelle effectuée pendant quelques secondes à des intervalles de plusieurs heures. Elle est conçu pour éliminer les matières en suspension qui se déposent dans l'eau de la chaudière et forment une boue épaisse. La purge de surface ou d'écumage est conçue pour éliminer les solides dissous qui se concentrent près
de la surface du liquide. La purge en surface est souvent un processus continu.
Le taux de purge optimal est déterminé par divers facteurs, notamment le type de chaudière, la pression de fonctionnement, le traitement d'eau et la qualité de l'eau d'appoint. Les taux de purge se situent généralement entre 4% et 8% du débit d'eau d'alimentation de la chaudière, mais peuvent atteindre 10% lorsque l'eau d'appoint a une teneur élevée en solides. Une purge insuffisante peut entraîner le transfert d'eau de la chaudière dans la vapeur ou la formation de dépôts. Une purge excessive gaspillera de l'énergie, de l'eau et des produits chimiques. Par conséquent, un contrôle précis de la purge est important pour un fonctionnement efficace de la centrale.
5. Courbe de débit. La courbe de débit d'une vanne d'étranglement est
illustrée ici, ajustée pour différents pourcentages de «vanne ouverte». Cv est le coefficient de débit, une considération de conception importante lors du
dimensionnement et de la sélection des vannes pour les systèmes ; il fournit essentiellement une mesure de la capacité d’une vanne en fonction de divers
paramètres du système. Courtoisie : Conval
Si l'on examine la courbe de débit d'une vanne d'étranglement (Figure 5), on constate une bande relativement plate dans environ les premiers 10% de l'actionnement, qu'il soit automatisé ou manuel. C'est la zone où le nez de dosage reste dans l'orifice et protège le siège des dommages. Après avoir dépassé la zone morte, la vanne permet un contrôle linéaire du débit et de la descente. Cette conception minimise les dommages aux surfaces d'étanchéité de la vanne, ce qui permet de bien fermer la vanne après de nombreux cycles.
Les composants portables ou remplaçables sont construits en matériaux très durs pour prolonger la durée de vie de ces pièces. L’alliage Stellite 6 utilisé pour
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l’assemblage disque-nez a une dureté de 50–58 HRc. La dureté du matériau offre une surface durable qui résiste aux dommages. Le composant siège-orifice-venturi est en acier inoxydable 440C. Lorsqu'il est recuit, le 440C a une dureté de 60 HRc, ce qui permet au composant d'avoir un très long cycle de vie. Le venturi maintient l'emplacement de la veine contractée dans la valve, ce qui permet une récupération dans la valve tout en protégeant l'intégrité de la tuyauterie en aval.
6. Crossover. Deux vannes d'étranglement servent de croisement entre deux tambours à vapeur. Fonctionnant avec des actionneurs contrôlés, le système purge la vapeur du tambour de fonctionnement pour que le tambour monte et préchauffe les surfaces et le contenu du tambour. Cela permet à la centrale de
démarrer le deuxième tambour beaucoup plus rapidement, en économisant du temps et de l'argent. Courtoisie : Conval
Mise en route rapide. Sur la figure 6, deux vannes d'étranglement servent de liaison entre deux tambours à vapeur. Fonctionnant avec des actionneurs contrôlés, le système purge la vapeur du tambour de fonctionnement pour que le tambour monte et préchauffe les surfaces et le contenu du tambour. Cela permet à la centrale de démarrer le deuxième tambour beaucoup plus rapidement, en économisant du temps et de l'argent.
Dérivation d'eau d'alimentation. Les vannes d'étranglement prolongent la durée de vie des garnitures de cages dans les vannes de régulation d'eau d'alimentation. Normalement, la garniture de la cage serait exposée à de l'eau d'alimentation à grande vitesse lors de l'ouverture initiale de la vanne de 0 à 20%, ce qui endommagerait des composants coûteux de la garniture. En revanche, la vanne d’étranglement est configurée pour contourner ces écoulements dommageables jusqu’à ce que la demande de charge soit suffisamment élevée pour pouvoir basculer vers la vanne de régulation lorsque celle-ci est suffisamment ouverte pour ne pas être exposée à des vitesses dommageables.
Drains de siège. Les vannes d'étranglement actionnées utilisées comme drains de siège de vapeur principaux
situés au-dessus / au-dessous de la vapeur fournissent un service fiable dans des conditions très difficiles. Dans un cas, les conditions de 3 650 psig à 1 007 ° F ont détruit les vannes précédentes dans un calendrier d'arrêt de deux ans. Cependant, les vannes d'étranglement ont une durée de vie supérieure à 20 ans et sont maintenues à chaque arrêt, qui se déroule désormais sur un cycle de trois ans. La maintenance préventive comprend le remplacement de l’assemblage disque-nez et du siège-orifice-venturi. La longévité des vannes d'étranglement peut être prolongée en intégrant un ensemble Whisperjet à la sortie de la vanne. Cette modification prolonge la durée de vie de la garniture de la vanne et aide à prévenir tout dommage à la tuyauterie.
Vannes d'échantillonnage des effluents. Une autre application de la vanne d’étranglement concerne les stations d’échantillonnage d’effluents d’hydro-crackers. La vanne d'échantillonnage est en SS347 avec une culasse SS316. Parmi les autres matériaux non standards figurent Ultimet pour le nez à disque et à orifice de siège. La potence et le capot sont en Nitronic 50 et la banquette arrière en Nitronic 60.
Isolement de la jauge visuelle. On utilise généralement des vannes à motifs angulaires, mais elles sont souvent endommagées par l’étranglement de vapeur ou de fluide dans un tube ou un autre dispositif, ce qui provoque des fuites et rend difficile le contrôle des niveaux. Les vannes d'étranglement sont une alternative supérieure pour cette application.
Lorsque vous évaluez si une vanne d'étranglement est appropriée pour votre application, gardez à l'esprit qu'une vanne d'étranglement est un dispositif permettant un contrôle précis dans des conditions de température et de pression spécifiques. Une vanne d’étranglement n’est pas une vanne de régulation en ce sens qu’elle ne contrôle pas la pression en aval. Pour la plupart des applications de purge et beaucoup d'autres, les vannes d'étranglement sont une option intelligente à considérer.
Michael Glavin ; vice-président de l’ingénierie ; Glen Guernsey ; directeur régional du centre-sud ; Michael Hendrick ; vice-président des ventes et du marketing mondiaux ; Scott Hilke ; directeur régional de l’Ouest ; Jeremiah O’Callaghan ; ingénieur principal chez Conval, un fabricant de vannes pour
service sévère basé à Enfield, dans le Connecticut.
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Contrôle de sécurité sur le chantier :
Atténuation des risques et amélioration de la
sécurité dans les centrales
La sécurité doit être la priorité absolue sur tout chantier et aller de pair avec l'excellence opérationnelle. L'atténuation des risques et la sécurité revêtent une importance exceptionnelle pour les centrales électriques en raison de la nature du secteur.
Les entrepreneurs sont responsables de la mise en place d'un environnement de travail sûr dans toutes les installations de production d'énergie, ainsi que du transport sécuritaire de tout le personnel vers et depuis le lieu de travail, et doivent être en mesure d'utiliser toutes les ressources disponibles pour prévenir les accidents.
La direction, les employés sur le terrain et les associés peuvent être formés à faire preuve de leadership et à promouvoir la sécurité en tant que valeur fondamentale. Cela peut être réalisé par le biais d'une formation approfondie en classe et pratique avant d'obtenir une certification pour travailler sur des équipes de service sur le terrain, une vérification des antécédents de tous les conducteurs potentiels, une programmation et des audits internes, une formation continue et l'application des connaissances acquises à travers des expériences sur le terrain.
Vous trouverez ci-dessous une liste d'outils de sécurité, de programmes internes et d'audits environnementaux pouvant être mis en œuvre pour réduire les erreurs et confirmer la conformité de toutes les installations. Des composants spécifiques peuvent être mesurés avec les superviseurs sur le terrain responsables de l'audit et de la reconnaissance des domaines pouvant être améliorés.
Validation et vérification : Le processus de validation et de vérification peut identifier les lacunes dans la formation, la connaissance du processus et les politiques et procédures de sécurité sur l'ensemble du personnel. Les programmes de calendrier basés sur les logiciels améliorent l'efficacité du suivi des dates et des renouvellements.
Sécurité des véhicules à moteur : Les programmes de formation pour divers types d’équipements fournissent aux opérateurs les techniques de conduite de la défense les plus modernes et une éducation à la sécurité d’utilisation (par exemple, le programme de conduite Smith System).
Réunions quotidiennes sur la sécurité : Des réunions de sécurité quotidiennes peuvent être organisées pour discuter des tâches de la journée et des attentes en matière de sécurité, passer en revue les incidents passés et discuter des moyens d’atténuer les dangers potentiels.
Analyse de la sécurité au travail / Procédure d’examen sur le lieu de travail : Ce type de procédure de sécurité au travail offre à chaque employé la possibilité de planifier, de discuter et d'identifier les dangers associés à chaque tâche. L'atténuation des risques est ensuite utilisée pour éliminer le risque potentiel. Les employés peuvent être formés à reconnaître et à atténuer les dangers avant que des dommages ne soient causés (Figure 1).
1. Examen du chantier. Parler des risques associés à certains types d’équipement et identifier les risques des tâches de travail est une partie
importante de l’analyse de la sécurité au travail dans les centrales électriques. Les opérateurs doivent s'assurer que les travailleurs peuvent reconnaître et
atténuer les dangers avant que les incidents ne se produisent. Courtesy : AIMS Companies
Rapport d'incident, d'accident, de blessure ou de quasi-accident : Les employés doivent être formés pour réagir et signaler immédiatement un incident, un accident, une blessure ou une quasi-collision à leur superviseur et responsable de la sécurité.
Mesurer le succès : Mesurer et suivre les progrès est un élément essentiel de tout programme de sécurité. Sans mesures, les processus ne seront ni maintenus ni améliorés.
Événements internationaux de sécurité : ‘’Commercial Vehicle Safety Alliance’’ a récemment organisé un événement de trois jours visant à améliorer la sécurité des véhicules utilitaires dans le monde. Au cours de la manifestation de 72 heures, 17 camions ou bus ont été inspectés en moyenne chaque minute en Amérique du Nord selon une procédure en 37 étapes comprenant un examen du conducteur et du véhicule.
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Amélioration de toute l'équipe : Le succès et la croissance doivent être basés sur le travail d’équipe et la communication. Une meilleure communication crée de meilleures équipes et les employés en sécurité et en santé sont plus efficaces et efficients. En conséquence, la main-d'œuvre devrait avoir plus de possibilités de croissance et d'amélioration.
Ces types d’événements de sécurité, la défense des intérêts de l’industrie et le partage des meilleures pratiques entre les entreprises continueront d’aider à améliorer la sécurité des transports, d’éliminer les accidents sur le chantier et d’améliorer les performances et la responsabilisation des centrales. La prévention des blessures et des maladies a un impact direct sur le moral des employés, la productivité, les résultats de l'entreprise, ainsi que la satisfaction et la fidélisation de la clientèle.
Travailler en toute sécurité est la principale composante d'un travail réussi et requiert des améliorations continues des politiques, de la philosophie et des pratiques.
Tom Verbridge ; responsable de la sécurité et de la conformité pour les sociétés AIMS.
La technologie de l’impression 3D dans les
turbines à gaz marque une étape décisive
Le premier brûleur imprimé en 3D au monde pour une turbine à gaz industrielle est en fonctionnement depuis un an et aucun problème n’a été signalé.
Siemens, qui a installé le brûleur de la turbine à gaz SGT-7000 de 32,8 MW dans la centrale à cycle combiné d'E.ON située à Philippsthal, dans l'État de Hessen en Allemagne, a déclaré le 19 septembre qu'elle fonctionnait depuis plus de 8 000 heures et que " les résultats sont impressionnants. "
L’impression tridimensionnelle (également appelée ‘’fabrication additive’’) pour les composants de centrale électrique est un processus qui construit des pièces, couche par couche, à partir de modèles de conception assistée par ordinateur découpés en tranches, afin de former des objets solides. Siemens, qui étudie les processus de fabrication additive depuis 1989, estime que cette technologie pourrait révolutionner le développement et la production de composants.
« Par exemple, il peut être difficile pour les technologies de fabrication conventionnelles de produire des turbines plus efficaces ou à faibles émissions avec des tolérances
de température plus élevées », a-t-il déclaré. « L’impression 3D permet maintenant de produire presque toutes les structures imaginables. Le processus permet aux composants de la turbine, tels que les aubes et les ailettes des turbines à gaz, d'être refroidis par le biais de conduits internes complexes, ce qui améliore leur efficacité ».
(Pour plus d’informations, voir «Impression 3D : L’avenir de la fabrication et de la maintenance» dans le numéro de mai 2017 de POWER.)
Siemens a commencé à investir dans l'impression tridimensionnelle sur métal en 2008 et a développé une technologie spécifique pour la production d'énergie. En 2012, l'entreprise a installé la première imprimante EOS M280 SLM et l'a adaptée pour la réparation des brûleurs. En 2013, les premiers embouts et tourbillonneurs de brûleurs imprimés en 3D ont été installés dans des turbines à gaz commerciales. En 2016, Siemens a acquis la société ‘’Materials Solutions’’ au Royaume-Uni, une entreprise leader dans le domaine de la fabrication additive.
En 2017, la société a produit les premiers brûleurs utilisant la technologie de fusion sélective au laser dans le cadre de son programme IBUMA (fabrication de brûleurs intelligents) à Finspang, en Suède. « Chaque tête de brûleur est fabriquée en une pièce par rapport aux méthodes traditionnelles qui nécessitaient 13 pièces individuelles et 18 soudures », a noté Siemens. « Des améliorations de conception, telles que l'alimentation en gaz pilote faisant partie de la tête du brûleur au lieu du tuyau de carburant extérieur, permettent de maintenir la température de fonctionnement à un niveau inférieur, contribuant ainsi à une durée de vie opérationnelle plus longue des composants et, finalement, des turbines à gaz ».
L’année dernière, les experts 3D de Siemens ont également conçu et imprimé les premières aubes de turbines à gaz au monde et les ont validées dans des conditions de fonctionnement à pleine charge, à 13 000 tours par minute et à des températures supérieures à 1250 ° C.
« En tant que fournisseur de services énergétiques, la précision et la cohérence sont une exigence absolue pour nous », a déclaré Niklas Lange, chef de projet chez E.ON Energy Projects. « La fabrication additive ne fournit pas seulement cela, mais selon notre expérience, elle peut même améliorer les performances par rapport aux modèles plus anciens ».
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Pour Siemens, l’importance de la réalisation ne saurait être suffisamment soulignée. « Les premiers résultats obtenus par le brûleur IBUMA avec E.ON confirment notre conviction que cette technologie change la donne. Nous apprécions la participation active et l’engagement d’E.ON dans la promotion de l’innovation et nous attendons avec intérêt de poursuivre notre étroite collaboration », a déclaré Vladimir Navrotsky, directeur de la technologie de Siemens Power Génération Services, Distributed Génération.
Sur la photo, le brûleur à gaz imprimé en 3D de Siemens pour la turbine à gaz
SGT-700 fonctionnant dans la centrale à cycle combiné d'E.ON située à Philippsthal, en Allemagne. Propriété de Siemens
Pour que sa base installée reste compétitive, GE Power investit également dans la fabrication additive. En juillet, la société a dévoilé la première mise à niveau avec des composants fabriqués additifs pour les turbines à gaz GT13E2. La nouvelle mise à niveau AMP (MXL2) avec performance additive « ne pouvait pas être fabriquée avec des méthodes conventionnelles et constitue la première solution de ce type avec l'injection de composants fabriqués par des technologies additives », a déclaré Scott Strazik, président et chef de la direction du secteur des services électriques de GE. GE a déclaré que la nouvelle technologie pouvait aider les producteurs d'énergie utilisant des turbines à gaz à économiser jusqu'à 2 millions de dollars de carburant par an et à générer des revenus supplémentaires pouvant atteindre 3 millions de dollars par an en nouvelle capacité.
Le MXL2 avec AMP comprend deux composants produits par les équipes de GE (Additive Manufacturing) de Birr (Suisse) et de Greenville (Caroline du Sud) : les aubes de turbine et les boucliers thermiques de premier étage. « La technologie promet d’améliorer le rendement et l’efficacité des turbines à gaz GT13E2 existantes en
réduisant les besoins en refroidissement des composants jusqu’à 25% et en augmentant la puissance jusqu’à 21 MW en configuration à cycle combiné (ce qui se traduit par une amélioration de l’efficacité pouvant aller jusqu’à 1,6% en mode combiné : Cycle de configuration) », a déclaré GE.
La mise à niveau de GE sera démontrée par Vattenfall Europe Wärme AG dans sa centrale Heizkraftwerk Berlin-Mitte située à Berlin, en Allemagne. Vattenfall a installé quatre différents composants imprimés en 3-D à l'usine en 2015.
Sonal Patel ; éditeur associé de POWER (sonalcpatel, @POWERmagazine)
Calendrier des événements
ICWEAA’2018 : Conférence internationale sur
l'énergie éolienne et ces applications
Date/heure de
l’événement 6-7 Novembre 2018
Description L'énergie éolienne est l'une des énergies
renouvelables les plus compétitives. En
conséquence, la capacité mondiale
installée est en constante évolution, elle a
atteint près de 540 GW en 2017. En
Algérie, à l'heure actuelle, il n'existe qu'un
seul parc éolien d'une capacité installée
de 10 MW. Cependant, dans le
programme des Énergies Renouvelables
adopté par le gouvernement algérien,
l'objectif global d'énergie éolienne est
d'installer 5 GW d'ici 2030. L'objectif de
cette conférence est de réunir chercheurs,
ingénieurs et industriels pour établir l'état
de l'art de la recherche dans le domaine
de l'énergie éolienne ainsi que les défis et
les opportunités pour la mise en œuvre de
ce programme.
Emplacement Alger, Algérie
Plus
d’informations
Address : Division Energie Eolienne -
Centre de Développement des Energies
Renouvelables, BP 62 Route de
l’Observatoire. Bouzaréah. CP 16340.
Alger. Algeria.
Tel : +213(0) 23 18 90 60, +213(0) 23 18
90 51, +213(0) 23 18 90 53
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Fax : +213(0) 23 18 90 56, +213 (0) 23 18
90 58
Email : [email protected] ou
Power-Gen International
Date/heure de
l’événement 4-6 Décembre 2018
Description Présentant une grande variété de produits et de services, POWER-GEN International représente un regard horizontal sur l'industrie en mettant l'accent sur de nouvelles solutions et innovations de l'avenir.
Emplacement Orange County Convention Center Orlando, FL États-Unis
Plus
d’informations
Site Web: www.power-gen.com
Organisateur : Pennwell Corp.
Téléphone : +44 (0) 1992 656 615
Email : [email protected]
Site Web: www.pennwell.com
Middle East Electricity
Date/heure de
l’événement 5-7 Mars 2019
Description ‘’Middle East Electricity’’ est le plus grand événement mondial dans le domaine de la production, du transport et de la distribution. ‘’Middle East Electricity’’ est le plus grand lieu de rencontre pour les professionnels du secteur de l'énergie de plus de 100 pays du monde. Si vous êtes impliqué dans le sourcing, l’installation ou l’achat de produits / services pour les secteurs de l’énergie, de l’éclairage, des énergies renouvelables ou du nucléaire, Middle East Electricity est l’événement à ne pas manquer pour vous.
Emplacement Dubaï, Émirats Arabes Unis
Plus
d’informations
Organisateur Exhibition Design &
Management
Téléphone : 971-52-53177-88
Email: [email protected]
Site web: www.exhibitionstand.contractors
https://www.middleeastelectricity.com
À lire
https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/perspe
ctives_pdf/Livre-PerspectivesEnergies2050--web.pdf
Source
www.powermag.com
https://dieselgasturbine.com/
https://www.utilities-me.com
https://www.connaissancedesenergies.org
La structure stratégie et veille assurent la veille stratégique
(technologique, normative, concurrentielle, réglementaire ...) au sein
de la société algérienne de production d'électricité, pour plus de
détails, veuillez contacter [email protected]
Pensez à l'environnement. Imprimez ce document seulement
si vous en avez vraiment besoin.
SPE - Octobre 2018 -
