22
1 GE coupe 12 000 emplois dans la division de l'énergie Le PDG de MHPSA optimiste sur l'avenir GE Power perd de léquilibre à cause des sous-performances de linvestissement Alstom Conversion des centrales en fonctionnement à cycle combiné avec l'aide du Débitmètre d'air / gaz de la masse thermique Améliorer l'efficacité des centrales en utilisant les documents de conception et cinq paramètres de base Construction et transport hors site - Une solution unique à un problème unique Événements. www.spe.dz Note De Veille Note De Veille Technologique émise par La Société Algérienne De La Production D’électricité Direction Stratégie et Systèmes Vol 2017 - N° 10 : Décembre 2017

Note Veille - SPE

  • Upload
    others

  • View
    1

  • Download
    0

Embed Size (px)

Citation preview

Page 1: Note Veille - SPE

1

GE coupe 12 000 emplois dans la division de l'énergie

Le PDG de MHPSA optimiste sur l'avenir

GE Power perd de l’équilibre à cause des sous-performances

de l’investissement Alstom

Conversion des centrales en fonctionnement à cycle combiné

avec l'aide du Débitmètre d'air / gaz de la masse thermique

Améliorer l'efficacité des centrales en utilisant les documents

de conception et cinq paramètres de base

Construction et transport hors site - Une solution unique à un

problème unique

Événements.

www.spe.dz

Note De Veille Note De Veille Technologique émise par La Société Algérienne De La Production D’électricité

Direction Stratégie et Systèmes Vol 2017 - N° 10 : Décembre 2017

Page 2: Note Veille - SPE

2

Sommaire

GE coupe 12 000 emplois dans la division de

l'énergie …page 3

Le PDG de MHPSA optimiste sur l'avenir…page 4

GE Power perd de l’équilibre à cause des sous-

performances de l’investissement Alstom ….

Page 4

Conversion des centrales en fonctionnement à

cycle combiné avec l'aide du Débitmètre d'air /

gaz de la masse thermique …page 8

Améliorer l'efficacité des centrales en utilisant

les documents de conception et cinq paramètres

de base …page 11

Construction et transport hors site - Une solution

unique à un problème unique…page 19

Événements …. Page 22

Pour plus de détails :

Contactez : [email protected]

Page 3: Note Veille - SPE

3

GE coupe 12 000 emplois dans la division de l'énergie

General Electric (GE) a annoncé le 7 décembre qu'elle supprimerait 12 000 emplois dans son unité de production d'énergie alors que la société continue de se débattre avec les changements sur le marché mondial de l'électricité. La société a déclaré dans un communiqué que les réductions d'effectifs permettront d'économiser 1 milliard de dollars en 2018.

"Les marchés traditionnels de l'énergie, y compris le gaz et le charbon, se sont assouplis", a indiqué la compagnie, notant que les réductions toucheraient "les employés professionnels et de production".

Russell Stokes, le directeur de GE Power basé à Atlanta, en Géorgie, a repris la division en juin, déclarant dans un communiqué : "Cette décision était douloureuse mais nécessaire pour que GE Power réagisse à la perturbation du marché de l'électricité, les volumes dans les produits et services. Le pouvoir restera un travail en cours en 2018. Nous nous attendons à ce que les défis du marché continuent, mais ce plan nous positionnera pour 2019 et au-delà. "

Le PDG de General Electric, John Flannery, qui a succédé à l'ancien PDG Jeffery Immelt en août dernier, a annoncé en novembre qu'il prévoyait de réduire sa production dans le secteur de l'électricité en raison de la baisse de la demande de nouveaux équipements. Ces compressions comprennent une réduction de 3,5 milliards de dollars des «coûts structurels» cette année et l'an prochain, y compris le milliard de dollars dans l'unité de puissance.

Flannery a déclaré en novembre que l'unité de GE Power était toujours «bonne» même dans un «marché difficile», mais les bénéfices avaient été pénalisés après qu'un investissement de 10,1 milliards de dollars dans Alstom, la multinationale française des transports et de l'énergie, n'avait pas fonctionné comme prévu. GE a acquis les activités de production d'électricité et de transport d'électricité d'Alstom en 2015.

GE Power, en juin dernier, s'est associé à GE Energy Connections, le groupe de solutions d'électrification et d'automatisation de la société.

Depuis l'arrivée de M. Flannery, la société a vendu sa division des technologies de l'eau et des procédés dans le cadre d'un accord de 3,4 milliards de dollars avec la multinationale de gestion de l'eau SUEZ et a vendu ses activités d'électrification à ABB pour 2,6 milliards de dollars.

La compagnie a déclaré que la majorité des suppressions d'emplois annoncées aujourd'hui auront lieu en dehors des Etats-Unis. On s'attend à ce qu'au moins un tiers des effectifs de l'entreprise en Suisse soit licencié et jusqu'à 16% du personnel en Allemagne pourrait être licencié allez, selon Reuters. GE, basé à Boston, a déclaré avoir commencé à rencontrer les dirigeants syndicaux de ces pays au sujet des réductions.

Les réductions de GE - qui affecteront environ un travailleur sur cinq de la division de l'énergie - interviennent quelques semaines après que Siemens, un concurrent du secteur des turbines et des centrales électriques, a annoncé la suppression de 6 900 emplois, soit environ 2% de sa main-d'œuvre mondiale. Les réductions concernent principalement la division de l'électricité et du gaz.

GE a indiqué que les ventes de produits aux services traditionnels de charbon et de gaz ont diminué en raison de la «surcapacité», de la baisse de la demande d'électricité et de la croissance des sources d'énergie renouvelables telles que l'énergie éolienne et solaire.

Stokes a déclaré que les réductions rendraient GE Power "plus simple et plus fort afin que nous puissions générer plus de valeur pour nos clients et investisseurs." La société est l'action la moins performante de l'indice Dow Jones en 2017, perdant 44% de sa valeur. M. Flannery a déclaré qu'il souhaitait que l'entreprise se concentre sur ses activités de base en matière d'énergie, de soins de santé et d'aviation. Son activité ferroviaire est à vendre, avec sa division de fabrication d'éclairage.

La société a réduit de moitié son dividende aux actionnaires en novembre, seulement la deuxième fois depuis la Grande Dépression.

Page 4: Note Veille - SPE

4

Flannery en novembre dans un appel avec des analystes a déclaré qu'il avait "fait un examen exhaustif de l'entreprise" pour compiler son plan de réduction des coûts. «Je connaissais beaucoup l'entreprise depuis 30 ans, mais nous sommes vraiment allés au plancher sur les opérations ... maintenant nous devons mettre en œuvre.» Il a

ajouté : «Nous avons un défi dans notre secteur de l'énergie, et c'est quelque chose nous devons résoudre. Nous avons fait un mauvais travail à la tête de cette entreprise. "

-Darrell Proctor est un éditeur associé de POWER (@ DarrellProctor1, @POWERmagazine).

Le PDG de MHPSA optimiste sur l'avenir

En décembre 2016, Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) a annoncé l'introduction de sa turbine à gaz JAC, un nouveau modèle de série J refroidi à l'air. Le JAC a des capacités de rampe flexibles, un rendement impressionnant de 64%, une fiabilité de 99,5% et une puissance de cycle combiné de 575 MW. De plus, la conception a été minutieusement testée, avec plus de 14 000 heures de fonctionnement à T-Point, l'installation de validation de MHPS.

La combinaison de ces facteurs a conduit les clients en Asie, aux États-Unis, au Mexique et en Amérique du Sud à sélectionner techniquement le M501JAC pour des projets 26 fois l'année dernière, représentant plus de 14 GW de nouvelle génération d'électricité. En plus des sélections techniques JAC, MHPS dispose de 25 turbines à gaz série J déjà en service et 31 unités supplémentaires ont été commandées. La plate-forme a plus d'heures d'exploitation que les modèles de turbine avancés offerts par les deux plus grands concurrents combinés de MHPS.

"Le succès du JAC n'est pas une coïncidence", a déclaré Paul Browning, président et PDG de Mitsubishi Hitachi Power Systems Amérique

(MHPSA). "L'entreprise a commencé son voyage en 2004 en se fixant un objectif d'efficacité de 65% et a poursuivi méthodiquement cet objectif."

Paul Browning, PDG de MHPSA

Browning a donné une présentation lors d'une récente conférence sur l'industrie électrique à Las Vegas, Nevada, et il a parlé à POWER peu après la session. Au cours de l'entrevue, Browning a présenté les points saillants de son allocution et abordé plusieurs autres sujets. Malgré la restructuration qui a eu lieu chez GE et les plus grands concurrents de Siemens-MHPS-Browning a exprimé son optimisme quant aux perspectives d'avenir de MHPSA.

GE Power perd de l’équilibre à cause des sous-performances de

l’investissement Alstom La faiblesse des bénéfices associée à l'investissement inférieur de 10,1 milliards de dollars de General Electric (GE) dans Alstom a incité le conglomérat géant à réorganiser son activité dans le secteur de l'énergie et à s'appuyer davantage sur d'autres segments.

GE Power, l'unité d'affaires de longue date et lucrative de la société qui a installé 1,6 GW de capacité installée mondiale au cours de ses 125 ans d'histoire, a également souffert de coûts

opérationnels élevés en raison de marchés plus souples et d'une transition énergétique mondiale. les cadres ont déclaré dans un appel aux investisseurs Novembre 13.

Alors que la franchise de GE Power restait «bonne», même face à un «marché difficile», GE avait «exacerbé la situation du marché avec une exécution vraiment médiocre», a déclaré le PDG de GE, John Flannery.

Page 5: Note Veille - SPE

5

GE, une entreprise reconnue pour ses percées technologiques, va maintenant se réinventer avec un certain nombre de changements, y compris réduire son conseil d'administration de 18 à 12, ébranler le leadership, et déplacer son objectif pour cultiver plus de bénéfices pour les actionnaires.

Chez GE Power, en particulier, les changements concernent les coûts, la répartition du capital, le fonds de roulement et les opérations, la gouvernance et la culture. Cela impliquera de «calibrer» la structure du marché, de simplifier son portefeuille, de réorganiser sa chaîne d'approvisionnement et de réinitialiser sa base d'approvisionnement d'ici 2020, a indiqué M. Flannery.

Un tourbillon dans les eaux d'une histoire profonde

Les changements annoncés par GE Power interviennent quelques jours avant que Siemens annonce la suppression de 6 900 emplois au cours des prochaines années et la consolidation de trois divisions liées à l'énergie en raison d'un certain nombre de facteurs, notamment les commandes de grandes turbines à gaz.

Chez GE, cependant, des changements ont longtemps été attendus. La société a signalé qu'elle consoliderait ses faibles revenus après que John Flannery ait remplacé Jeff Immelt, qui a occupé le poste de PDG de GE pendant 16 ans. En juin, Russell Stokes a remplacé Steve Bolze en tant que président et chef de la direction de GE Power. Flannery a noté le 13 novembre que plus de changements de leadership avaient eu lieu depuis, et environ 40% de son équipe de direction est «nouveau».

Également en juin, GE Power s'est associé à GE Energy Connections, le groupe de solutions d'électrification et d'automatisation de la société. Plus récemment, la société a également déménagé pour céder certaines entreprises. Cet automne, GE Power a vendu 3,4 milliards de dollars de sa division des technologies de l'eau et des procédés à la multinationale SUEZ moins d'une semaine après que GE a conclu un accord de 2,6 milliards de dollars avec ABB pour l'activité d'électrification de GE.

Les changements sont notables dans le contexte de la longue histoire de GE. GE est un nom phare dans le secteur de la production d'électricité depuis 1896, date à laquelle elle est devenue l'une des premières sociétés cotées sur le Dow Jones Industrial Average nouvellement créé. En 1901, GE a développé avec succès une turbogénératrice Curtis de 500 kW et, en 1948, elle a installé une turbine à gaz de première qualité pour la production d'électricité à la station de Belle Isle dans l'Oklahoma. Puis, en 1957, l'entreprise a raccordé le premier réacteur nucléaire à un réseau d'électricité commercial. Les contributions de GE à la technologie de production d'électricité se sont poursuivies au fil des décennies.

En 2015, la société a franchi une nouvelle étape importante en rachetant le concurrent Alstom dans le cadre d'un accord de 10,6 milliards de dollars et en intégrant les produits de l'entreprise mondiale d'équipement géant dans son portefeuille. Juste un an auparavant, il a lancé la turbine à gaz haute performance HA, une nouvelle technologie de turbine à gaz qui a été utilisée l'année dernière pour atteindre 62,22% de rendement net du cycle combiné (Figure 1). En toile de fond, pour stimuler les revenus et consolider l'avenir de l'entreprise, l'ancien PDG d'Immelt a investi 4 milliards de dollars sur une demi-décennie pour transformer l'entreprise en une entreprise «numérique industrielle».

1. Record d'efficacité de rupture. Avec une efficacité pouvant atteindre 62,22%, l'unité de 605

Page 6: Note Veille - SPE

6

MW est capable d'alimenter plus de 680 000 foyers. Courtoisie : GE

La semaine dernière, cependant, Flannery a redéfini le cours de l'entreprise vers une «entreprise industrielle». La décision de réorganiser a été tirée d'une considération existentielle du but de GE durant ses 100 premiers jours, a-t-il dit.

Au cours des 125 années de l'entreprise, GE a abordé les plus grands défis du monde, y compris l'énergie, le vol et la santé, tous des «fondements absolus du monde moderne», a-t-il déclaré. "Même avec tous ces impacts incroyablement positifs sur les franchises de niveau mondial ... beaucoup de points forts, nous n'avons pas bien performé pour nos propriétaires", a-t-il déclaré.

À l'avenir, «nous devons vraiment nous concentrer sur la façon dont nous pouvons créer le plus de valeur - et le portefeuille d'actifs que nous avons pour nos propriétaires - et nous allons le faire avec un œil très objectif, très critique, analytique, œil impartial », a-t-il dit. «En fin de compte, nous existons vraiment pour offrir des résultats aux clients, une performance pour les propriétaires et un environnement où nos employés sont motivés par, excités par, récompensés pour la réalisation de ces deux choses», a-t-il déclaré.

Attentes mineures

Alors que la transformation se fera à l'échelle de l'entreprise, un fort effort de modernisation sera axé sur l'ensemble du secteur de l'énergie, ce qui, selon M. Flannery, a été «remis en question».

L'accent mis par GE sur le secteur des énergies renouvelables, qui offre une «forte courbe de croissance» malgré «beaucoup de perturbations», contribuera à faire baisser les coûts de production et à faire en sorte que l'acquisition de LM Wind Power par GE en avril 2017 soit rentable. Chez GE Power, entre-temps, "c'est un gros effort pour faire demi-tour, mais ses atouts fondamentaux, une solide franchise dans une infrastructure essentielle, nous pouvons nous améliorer beaucoup au cours de la prochaine année ou deux années", a déclaré M. Flannery.

GE Power est composée de plusieurs segments d'activité lucratifs, qui ont généré un chiffre

d'affaires combiné de 26,8 milliards de dollars pour GE en 2016 (Figure 1). Les gains importants représentent environ 22% du total de 123,7 milliards de dollars que GE a touché l'année dernière de toutes ses unités opérationnelles, mais GE Power était l'unité la plus rentable de GE (suivie de près par l'activité Aviation à 26,2 milliards de dollars). Chez GE Power, entre-temps, les segments qui génèrent le plus de revenus sont ceux dédiés aux services d'énergie et aux systèmes d'alimentation à gaz.

2. Trop gros pour échouer. Ce graphique montre les revenus générés en 2016 par les différents segments de GE Power. Source : POWER / GE Investor Update, le 13 novembre 2017

Selon Stokes, les défis de l'entreprise étaient enracinés dans un optimisme chancelant sur l'utilisation et la modernisation des turbines à gaz par les clients. Les récents changements survenus sur le marché de l'électricité ont également eu une incidence sur les résultats. Par exemple, les taux de paiement de capacité de PJM Interconnection en 2015 étaient d'environ 167 $, mais en 2017 ils ont diminué à 154 $. "Et donc la proposition de valeur autour de certaines de nos mises à jour a changé de manière significative pour les clients, et donc le retour n'était tout simplement pas là pour qu'ils puissent faire les investissements aux niveaux que nous avions initialement prévus."

Au cours des deux dernières années, entre-temps, les marges des entreprises d'équipement de gaz de GE Power ont décliné "en partie liée au lancement du produit HA", a-t-il dit. Bien que l'entreprise ait été «en retard» dans l'espace H des turbines à gaz pour service intensif, et qu'elle ait eu des problèmes de lancement, certains rapports récents suggèrent que GE a déjà capturé 50% de toutes les commandes reçues. GE cherche

Page 7: Note Veille - SPE

7

maintenant à augmenter l'efficacité nette de la turbine à 65% d'ici 2025.

Cependant, à court terme, la société s'attend toujours à des «défis de prix sur le marché donné à la surcapacité», a déclaré Stokes. Il a également dit que cette année, le marché s'est adouci pour les produits convertibles et aérodérivés. "Une partie de cela [était] juste les conditions du marché, la complexité de faire certaines de ces offres dans certains des marchés mondiaux, les besoins de financement qui sont nécessaires", a déclaré Stokes.

Pour l'avenir, GE Power "réinitialisera" ses volumes pour 2018 à l'endroit où se trouve le marché, y compris la réduction de moitié des attentes pour la vente de 160 mises à niveau de Advanced Gas Path. Cependant, il a également annoncé que la division ciblerait un coût structurel de 1 milliard de dollars et se dirigerait vers une «croissance axée sur le revenu» et une culture de leadership qui encouragerait plus de franchise, de débat et de transparence. Les plans prévoient également «de dépenser chaque dollar» dépensé par GE Power, y compris la réduction de 45% des dépenses en capital en 2018 et la réinitialisation de sa base d'approvisionnement.

Même avec toutes ces mesures, les bénéfices d'exploitation de GE Power, qui devraient chuter de 20% en 2017 par rapport à 2016, devraient encore baisser de 25% en 2018, a ajouté M. Stokes.

Stokes, cependant, a offert un certain optimisme pour le long terme. "Je crois que le gaz continuera d'être une option de base, surtout si l'on considère les réductions des centrales au charbon, les retraites potentielles dans le nucléaire et pour stabiliser l'énergie renouvelable qui va entrer dans le réseau, étant donné la nature intermittente », a-t-il dit, tout en notant que la façon dont il contribuera à la croissance future est variée. Renouvelables fera une autre contribution importante, "et nous réalisons que c'est là pour rester", at-il dit. GE a également pris note des avancées en matière de stockage d'énergie, a-t-il déclaré.

Le paysage des services a également offert une lueur d'espoir. Le carnet de commandes de GE Power est passé de 44 milliards de dollars en 2014

avec un taux de rétention de 96% à 63 milliards de dollars au troisième trimestre 2017, avec un taux de rétention de 99%. Pourtant, Stokes a noté un certain nombre de défis que ce segment pourrait rencontrer en raison d'un marché américain plus laxiste, une dynamique de prix difficile, la surcapacité des fournisseurs de services, et des baisses d'utilisation de vapeur basées sur la retraite des centrales au charbon.

Porté par le numérique, chargé par Alstom

La semaine dernière, entre-temps, M. Flannery a reconnu que la capacité industrielle numérique de GE avait prospéré, notant que le centre de diagnostic de GE à Atlanta suit actuellement les conditions de 900 centrales électriques différentes dans 60 pays. "Nous y sommes encore profondément attachés, mais nous voulons une stratégie beaucoup plus ciblée", a-t-il déclaré. En 2018 au moins, GE consacrera environ 400 millions de dollars de moins à la division numérique, mais il se concentrera sur les applications Predix qui génèrent des résultats pour les clients, notamment Asset Performance Management, Operations Performance Management et ServiceMax.

Il concentrera également ses dépenses sur la différenciation de la plate-forme Predix, en investissant sur son offre d'asset, Edge-to-Cloud et Digital Twin. En fin de compte, GE va maintenant chercher à vendre «des plates-formes et des applications ciblées à notre base installée», dont seulement un petit pourcentage a déjà pénétré GE, a déclaré M. Flannery. "Accélérer la traction dans cette région" pourrait rapporter gros, at-il dit. Le produit Predix de GE, par exemple, devrait doubler ses revenus en 2018 pour atteindre environ 1 milliard de dollars.

Pour Flannery, l'une des préoccupations commerciales les plus profondes de GE est la variation des rendements découlant de la répartition du capital dans ses fusions et acquisitions. "Les petites transactions plus proches de la maison en termes d'industries, moins de risques d'intégration, les offres de la chaîne d'approvisionnement, [et] les contrats de vente" sont les domaines où la société se concentrera à l'avenir, a-t-il dit.

Page 8: Note Veille - SPE

8

Il a spécifiquement souligné l'acquisition d'Alstom qui, selon lui, "a clairement été inférieure à nos attentes". GE a racheté la société française pour quatre raisons : sa base installée ; une large gamme de produits dans les îlots de vapeur et d'électricité, que GE prévoyait pouvoir vendre de façon croisée ; les synergies entre les opérations, les coûts et les revenus ; et le talent du personnel d'Alstom, qui a finalement porté ses fruits. Mais GE a été blessé par un "marché nettement plus bas que ce que nous avons souscrit dans cette affaire", a déclaré M. Flannery. Le long processus de

clôture, ainsi que les pertes de certains projets, ont également nui à Alstom, notamment en ce qui concerne les énergies renouvelables et la grille, a-t-il ajouté.

Cependant, il a noté que l'actif d'Alstom avait probablement une longue durée de vie - jusqu'à 40 ans. C'est pourquoi il a dit qu'il avait demandé aux dirigeants de GE Power de "travailler dur pour le moment".

-Sonal Patel est un éditeur associé de POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine)

Conversion des centrales en fonctionnement à cycle combiné avec l'aide du

Débitmètre d'air / gaz de la masse thermique

Les ingénieurs de procédé d'une centrale électrique en Europe occidentale modernisaient l'installation avec la nouvelle technologie de turbine à gaz à cycle combiné (CCGT). Les

centrales CCGT fonctionnent avec des turbines à gaz et des turbines à vapeur fonctionnant ensemble (Figure 1), ce qui permet d'atteindre une capacité de production d'énergie jusqu'à 50% plus élevée qu'avec les turbines à gaz seulement.

1. Technologie du cycle combiné. Ce schéma montre comment fonctionne le processus de la turbine à gaz à cycle combiné (CCGT). Un aspect important est le rapport air-carburant. Le débit d'air et le débit de carburant doivent être mesurés de manière précise et fiable pour assurer une performance optimale. Courtoisie : Fluid Components International (FCI)

La capacité de production supplémentaire ne nécessite aucun carburant supplémentaire. Pour atteindre ces résultats, la chaleur excédentaire des turbines à combustion fonctionnant au gaz naturel

est utilisée pour produire de la vapeur dans un générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG). La vapeur est ensuite utilisée pour entraîner un autre turbogénérateur, générant ainsi plus de puissance à partir de la même quantité de carburant.

Problèmes de mesure de débit

Dans le cadre de la mise à niveau de l'usine, les ingénieurs de procédé ont reconnu qu'ils pouvaient améliorer les performances de leurs turbines à gaz existantes. Pour les faire fonctionner plus

Page 9: Note Veille - SPE

9

efficacement et en toute sécurité, le système de combustion de la turbine à gaz avait besoin d'un mélange air-carburant contrôlé avec précision. Un tel contrôle est réalisé en surveillant de près le rapport de l'air (oxygène) et du carburant, qui est typiquement du gaz naturel. Ce rapport est également connu comme un mélange stoechiométrique.

Le débit d'air et le débit de gaz naturel doivent tous deux être mesurés de manière précise, uniforme et fiable. Le débitmètre pour cette tâche doit également fonctionner dans une large plage de réglage pour des démarrages et des redémarrages sûrs des turbines à gaz, qui peuvent varier au cours de la journée et des saisons en raison des demandes variables des consommateurs sur le réseau électrique.

Dans ce cas, les débitmètres existants de l'usine étaient utilisés depuis plusieurs années. Ils ont été conçus avec des capteurs de débit qui ne mesurent pas directement le débit massique de gaz - ils «déduisent» le débit. Cela signifiait que le système de mesure du débit nécessitait également des capteurs de température et de pression, et un calculateur de débit pour déduire correctement le débit massique. De plus, les débitmètres existants étaient incapables de mesurer les débits faibles (la vitesse devait être supérieure à 10 pi / s) et avaient une autonomie très limitée, soit un maximum de 5: 1. Le résultat était une précision de mesure du débit d'air inférieure à la perfection, qui pouvait également être incohérente, ce qui augmentait inutilement le coût des opérations de l'usine.

Une solution de débitmètre massique

Pour résoudre le problème, les ingénieurs de procédé ont collaboré avec Fluid Components International (FCI) pour améliorer la précision et la répétabilité des débitmètres air / gaz. FCI a aidé des douzaines de centrales CCGT à travers le monde à mesurer les débits massiques du gaz naturel, dans des diamètres allant de 0,5 à 15 mm (24 à 24 po), et des avances dans des conduites variant de 3 à (80 mm) à 60 po (1 500 mm) ou dans des conduits de 10 po x 10 po (250 mm x 250 mm) à 8 pi x 8 pi (2 400 mm x 2 400 mm).

Les débitmètres à technologie de masse thermique de FCI sont utilisés non seulement pour les prises d'air froid, mais aussi pour les flux d'air préchauffé

ou d'air de combustion des turbines à gaz. La capacité de mesure directe du débit massique des compteurs thermiques permet à l'opérateur d'obtenir un rapport de contrôle direct entre le gaz naturel et l'air sans correction de pression, température ou densité, ce qui nécessite des composants supplémentaires et éventuellement des décalages et défaillances supplémentaires.

Les débitmètres massiques thermiques de FCI fournissent des données de débit massique direct précises et fiables. Des études indépendantes menées par des tiers ont été menées, notamment les rapports sur les effets du mode de défaillance et l'analyse diagnostique (AMGEA) nécessaires à l'évaluation du niveau d'intégrité de sécurité (SIL). Avec deux votes sur trois, ils sont disponibles avec une cote SIL-1 élevée.

Pour ces raisons, FCI a recommandé son débitmètre massique thermique série ST100 (figure 2). Il est idéal pour la mesure de l'air, de l'air de combustion, de l'oxygène, du gaz naturel, du gaz de synthèse, du méthane et de nombreux autres gaz de procédé.

2. Un coup d'oeil à la ST100. Le débitmètre massique thermique série ST100 mesure l'air, l'air de combustion, l'oxygène, le gaz naturel, le gaz de synthèse, le méthane et d'autres gaz de procédé. Il a été utilisé dans une centrale électrique en Europe de l'Ouest pour le contrôle de rapports rapprochés dans une application CCGT. Courtoisie : FCI

Les ingénieurs de procédé de la centrale ont accepté la recommandation de FCI pour plusieurs raisons. Ils ont apprécié les capteurs de débit massique direct à dispersion thermique à réponse rapide du compteur ST100, ce qui en fait un instrument idéal pour le contrôle de rapports

Page 10: Note Veille - SPE

10

rapprochés dans les applications CCGT. Avec une marge de réglage standard de 100: 1, et une marge de réglage optionnelle de 1 000: 1 disponible, elle convenait parfaitement aux opérations CCGT.

Les ingénieurs de processus ont choisi le modèle d'insertion en raison de sa facilité d'installation dans toutes les tailles de ligne supérieures à 2,5 po, avec un raccord de robinet rétractable en option pour éviter toute interférence avec le fonctionnement de l'installation même lorsque les débitmètres thermiques sont retirés des vérifications.

Le débitmètre ST100 peut détecter des débits allant de 0,25 pi / s (0,08 m / sec) jusqu'à un maximum de 1000 pi / sec (300 m / s). Développé pour les processus industriels robustes, y compris la production d'énergie, le compteur ST100 mesure les températures de l'air et du gaz de -40 ° C à +45 ° C. Avec son indice SIL, le compteur est certifié pour les zones dangereuses avec des approbations complètes telles que FM, FMc, IECEx, ATEX, Inmetro, EAC, NEPSI, CPA et autres.

Les ingénieurs de processus ont découvert que leurs exigences de sortie pour cette application CCGT étaient des communications analogiques 4-20 mA traditionnelles, fréquence / impulsion ou bus numérique avancé, telles que HART, Foundation Fieldbus, PROFIBUS ou Modbus, le compteur ST100 les supportait toutes. Ses communications par bus sont certifiées et enregistrées par HART et Foundation Fieldbus.

Le compteur est également disponible avec une lecture numérique en option, qui a été sélectionnée par les ingénieurs de processus de l'usine pour faciliter l'accès des techniciens aux données. L'afficheur local ou distant du compteur fournit une suite d'informations de premier ordre, un écran LCD rétro-éclairé et quatre boutons tactiles optiques. Les fonctions de l'affichage et des boutons peuvent être pivotées électroniquement, via les boutons, par incréments de 90 degrés pour optimiser la visualisation de l'affichage et l'activation des boutons.

Détection de flux thermique

Tous les compteurs FCI sont conçus avec la même technologie de détection de dispersion thermique qui fournit une mesure directe du débit massique. Le système place deux capteurs de détection de température à résistance de platine (RTD) protégés par un puits thermométrique dans le flux de processus.

Un RTD est chauffé à partir d'une source de courant constant tandis que l'autre détecte la température réelle du processus. La différence de température entre ces capteurs génère une sortie de tension, qui est proportionnelle à l'effet de refroidissement du média et peut être utilisée pour mesurer le débit massique du gaz (Figure 3) sans avoir besoin de transmetteurs de pression ou de température supplémentaires.

3. Mesure du débit massique de gaz. Les détecteurs de température à résistance de platine sont placés dans le flux de processus comme indiqué ici. L'un est chauffé à partir d'une source de courant constant et l'autre détecte la température réelle du processus. La différence de température génère une tension proportionnelle à l'effet de refroidissement du média et peut être utilisée pour mesurer le débit massique du gaz. Courtoisie : FCI

Avec cette technologie de capteur de débit massique direct, le compteur FCI inclut également une compensation de température intégrée en temps réel. Cette capacité garantit une mesure répétable et fiable même dans les applications où

Page 11: Note Veille - SPE

11

de grandes variations de température de processus sont présentes.

En l'absence de pièces mobiles à brancher ou à vider, le compteur ST100 peut générer des économies de coûts par rapport aux autres compteurs à dispersion thermique à température constante et à maintenance plus élevée. Ce débitmètre fournit la mesure précise et répétable du débit de gaz, essentielle pour un fonctionnement sûr et fiable de la centrale électrique aux coûts de cycle de vie les plus bas.

Le projet de centrale électrique en Europe de l'Ouest a été achevé avec succès avec de

nouveaux débitmètres installés et mis en service sans aucun problème. La précision, la répétabilité et la fiabilité des compteurs ont amélioré la mesure du débit du système et aidé les ingénieurs de procédé à optimiser le fonctionnement des turbines à gaz de l'installation, et les ingénieurs de procédé prévoient de recommander les compteurs ST100 pour d'autres usines.

-Jack Koeken est un membre senior du personnel technique de Fluid Components International (FCI).

Améliorer l'efficacité des centrales en utilisant les documents de conception

et cinq paramètres de base

Les centrales électriques sont conçues pour fonctionner à leur plus haute efficacité. Cependant, une fois qu'une usine est mise en service, la vie réelle prend le dessus et parfois les résultats de conception ne sont pas réalisés régulièrement. L'amélioration de la performance de l'usine devrait être l'objectif de chaque opérateur, et il y a des indications très importantes qui peuvent être utilisées pour aider l'usine à suivre un cours pour atteindre les conditions de conception.

Pendant des siècles, les navigateurs n'ont utilisé que deux chiffres de base, la latitude et la longitude, et des instruments simples - boussole et sextant, cartes marines et tables célestes - pour trouver leur chemin sur la terre et les mers. Les opérateurs de centrales électriques peuvent naviguer vers un fonctionnement plus efficace en utilisant également des outils assez basiques.

Les documents de conception, tout comme les cartes marines et les tables célestes, fournissent des informations fondamentales sur l'exploitation de l'usine. En outre, cinq paramètres de base peuvent être utilisés pour "diriger" l'usine vers une plus grande efficacité. Les données à surveiller sont la température de sortie des gaz de combustion, le rapport de débit d'eau d'alimentation, la différence de température terminale du condenseur (TTD), la plage du condenseur (RNG) et l'approche de la tour (APP).

Conçu pour le succès

Juste comment une centrale électrique a-t-elle été conçue en premier lieu? Commençons au tout début, un très bon endroit pour commencer, ou alors j'entends.

Premièrement, il doit y avoir un «besoin». Dans le cas d'une entreprise d'utilité publique (IOU) réglementée par une commission d'utilité publique, un plan de ressources intégré (IRP) est maintenu pour prouver que l'IOU peut remplir son obligation de service. Dans le cas d'une usine de marchands ou d'un producteur d'électricité indépendant, un plan d'affaires est créé sur l'idée que la production d'électricité est un moyen facile et amusant de gagner beaucoup d'argent. (Je me demande comment ça s'est passé ?)

L'IRP comprend le concept. Il inclut des détails tels que la capacité de l'usine, le type de carburant, l'emplacement, la conception du cycle, les pressions et températures, les systèmes de contrôle de la qualité de l'air et d'autres aspects importants de la conception.

Ensuite, les entreprises commencent le processus de sélection de l'équipement réel qui sera installé dans l'usine. Des demandes de propositions (DP) sont préparées, des offres sont reçues, des études sont réalisées et analysées, et enfin un fournisseur sélectionné.

Le générateur à turbine à vapeur (STG) est l'un des choix d'équipement les plus importants. Le fournisseur de STG qui a réussi à fournir un kit de chaleur pour sa conception, y compris les bilans de

Page 12: Note Veille - SPE

12

chaleur pour plusieurs points de charge. Les points de charge comprennent généralement un point de garantie de conception (il n'y en a qu'un seul); 25%, 50% et 75% de la conception; maximum calculé avec des vannes grand ouvertes (VWO); et VWO calculé avec une surpression de 5%. La surpression augmente les contraintes de cerceau et de fluage dans la tuyauterie et les boîtiers et, selon les paramètres Larson-Miller de la métallurgie, réduit la longévité statistique du matériau.

Le bilan thermique est le fondement de la conception du bloc de puissance et contient une mine d'informations utiles pour l'exploitation et la maintenance au jour le jour. Avec des lignes de base de document de conception et des observations simples, cinq paramètres clés peuvent maintenir l'usine sur son cours de performance.

Le kit de chauffage et l'équilibre thermique

Le kit de chauffage contient des informations sur les performances du cycle STG. Il existe diverses courbes de correction pour les pressions, températures et autres paramètres hors conception, et plusieurs versions de la balance thermique du cycle. Le solde garanti constitue la

base des tests de performance d’acceptation ; les autres sont pour information seulement.

Les points d'état thermodynamique, les débits, les pressions, les températures et les enthalpies sont affichés sur le bilan thermique du cycle. La plus grande entrée est le flux d'énergie net à travers la frontière entre le générateur de vapeur et le STG - une valeur compliquée à calculer avec des dizaines de variables à évaluer. Cependant, avec un débit d'eau de circulation mesuré, le taux de chaleur du cycle de la turbine (TCHR) peut être calculé en utilisant le RNG et la charge. L'équation est :

TCHR = [(GPM x 500 x RNG) + (kW x 3 412)] / kW

où GPM est le débit d'eau en circulation, RNG est la différence entre la température d'eau chaude de sortie et la température d'entrée d'eau froide, et kW est la charge, d'où quatre variables.

Les flux de tentative ne sont pas sur les balances de conception, mais doivent être pris en compte pendant le fonctionnement. La sortie la plus importante est la sortie du générateur, souvent donnée en kW ou Btu / h multipliée par 3 412. La plus grande production est la chaleur rejetée dans le condenseur et le système de refroidissement (Figure 1).

1. Diagramme d'équilibre thermique. La première loi de la thermodynamique stipule que l'énergie ne peut être créée ou détruite, seulement modifiée dans la forme. En d'autres termes, le "gozintaz" (l'énergie qui "entre"

Page 13: Note Veille - SPE

13

dans le bilan thermique) et le "gozoutaz" (l'énergie "sort" du système) doivent toujours être égaux. Courtoisie : Nick Schroeder, PE

Le taux de chaleur est une représentation archaïque et confuse de la performance du cycle. Le rapport est l'efficacité inverse comparant deux unités d'énergie différentes, Btu et kWh. Le calcul du taux de chaleur en fonction de la charge crée une équation du second ordre qui ajoute à cette confusion.

Le rapport entrée / sortie est un véritable ratio d'efficacité. La courbe graphique est linéaire, Y = mx + b, avec la pente, m, représentant le taux de Btu, de carburant ou de dollar par heure. Chaque unité aura une ligne d'entrée / sortie unique et une pente représentant son coût d'exploitation, $ / MWh, indiquant sa priorité de chargement pour l'expédition économique.

Le rapport de débit d'eau d'alimentation de conception peut être calculé sur toute la plage de charge, tracée et utilisé comme référence pendant le fonctionnement quotidien. À mesure que des changements et des ajustements sont apportés, des actions / pratiques efficaces réduiront le ratio et des actions / pratiques inefficaces augmenteront le ratio. Au fil du temps, des actions efficaces seront identifiées.

Températures de sortie des gaz de combustion

La quantité d'énergie perdue dans la cheminée est fonction de la quantité de gaz de combustion (FG) et de sa température. Si le débit massique FG est mesuré par un système de surveillance continue des émissions, la perte de chaleur dans la cheminée peut être calculée en Btu / h en utilisant la température FG et la capacité calorifique spécifique. Pour ce faire, le débit FG (lb / h) est multiplié par la capacité calorifique spécifique (Btu / lb-F) et la température FG (F). L'efficacité de la chaudière est calculée en soustrayant la perte de la cheminée (Btu / h) de l'apport de carburant (Btu / h) et en divisant le résultat par l'apport de carburant (Btu / h). C'est simple à calculer et facile à suivre.

Des observations simples peuvent identifier des problèmes opérationnels. Par exemple, une perte

élevée au feu (LOI), des stries sombres dans la boule de feu du four et des NOx étrangement faibles sont symptomatiques d'une fuite dans le clapot. L'infiltration de clapot est l'entrée d'air dans le tubage de la chaudière, les conduits et les joints de dilatation après la fournaise, ce qui dilue le FG et induit en erreur les analyseurs d'oxygène en excès. En présence d'une fuite de claquage, l'excès d'air et d'oxygène mesurés ne reflète pas réellement l'atmosphère réductrice dans la boule de feu.

Le débit minimum est limité par une combustion sûre et la température minimale est limitée par la corrosion par condensation acide dans les conduits et la cheminée. En raison des fluctuations du combustible et de l'air, une température FG finale de départ est difficile à calculer ou à prédire, mais l'examen des données de performance d'acceptation et la tendance de ces températures au fil du temps peuvent servir de référence.

Rapport d'écoulement d'eau d'alimentation

Le rapport de débit d'eau d'alimentation (lb / h / kW) est une autre comparaison utile. Un graphique de conception peut être créé, qui peut être comparé aux données d'exploitation. Cela peut aider à répondre à la question: «Où l'usine fonctionne-t-elle actuellement par rapport à la conception?

Le débit thermique de conception peut être ajusté par le rapport de fonctionnement / de conception et inséré dans l'équation de bilan thermique pour calculer le débit d'eau en circulation. Quel était le design? Quel est le débit actuel? Que doit-on faire à ce sujet?

Le débit d'eau d'alimentation (Tableau 1) est la pièce maîtresse du cycle de turbine de Rankine. Dans le calcul du taux de chaleur du cycle de turbine traditionnel, le débit d'eau d'alimentation et ses variations sont le facteur prédominant. En conséquence, le rapport d'écoulement de l'eau d'alimentation peut servir de substitut utile pour le taux de chauffage du cycle de la turbine.

Page 14: Note Veille - SPE

14

Tableau 1. Par conception. Ce tableau fournit un exemple de valeurs de calcul du bilan thermique calculées dans une centrale et de leur variation dans différentes conditions de charge. Source : Nick Schroeder, PE

Système de circulation d'eau

Le but du système de circulation d'eau est d'enlever la chaleur rejetée du condenseur. La température de saturation et la contre-pression correspondante (BP) résultent de trois différences de température : TTD, RNG et APP.

Le fonctionnement efficace du système de circulation d'eau dépend des performances et de l'interaction entre le condenseur, les pompes et la tour. Si le condensateur est encrassé, le débit diminuera, augmentant le RNG, augmentant le BP, et la réduction de la vitesse du tube réduira le coefficient de transfert thermique de base du condenseur (voir l'encadré). Une mauvaise performance de la tour augmentera l'APP et augmentera le BP.

Penser en termes absolus

Le grand changement de densité dû au changement de phase entre la vapeur d'échappement et le condensat est responsable de la contre-pression dans un condenseur - le système d'évacuation d'air ne l'est pas. En se référant à cette condition du condenseur, le vide prête à confusion. Sans pression barométrique ambiante, le vide n'a pas de valeur thermodynamique.

Les fabricants de turbines à vapeur (STG) spécifient souvent les points de consigne de

déclenchement et d'alarme en fonction du vide. Cependant, à moins que ces valeurs ne soient converties en termes de pression absolue, la grande quantité de bloc opératoire est difficile à apprécier.

Par exemple, une contre-pression de fonctionnement de 27,46 pouces de vide de mercure (in-Hg) équivaut à environ 2,5 in-Hg absolu. Les seuils d'alarme et de déclenchement d'un STG peuvent être respectivement un vide de 20 in-Hg et un vide de 18 in-Hg. Tout en permettant une augmentation de la contre-pression dans certaines situations à 5 ou 6 in-Hg absolus entraînerait une augmentation correspondante de la température qui pourrait tuer les bactéries formant des boues, il y a peu de danger d'une alarme ou d'un déclenchement de cette contre-pression à court terme. excursion.

La boucle d'eau en circulation porte généralement la moitié de l'énergie qui est entrée dans la turbine. Pour un tel composant de bilan thermique, le maintien d'un débitmètre à temps plein vaut largement l'investissement.

Pour avoir une meilleure compréhension du processus, regardons les pièces individuelles.

Différence de température terminale.TTD est la différence entre la température de saturation à la contre-pression du condenseur de vapeur et la température de l'eau de circulation chaude quittant

Page 15: Note Veille - SPE

15

le condenseur. L'équation qui décrit ce transfert de chaleur est :

Q = U x A x RNG / ln (1 + RNG / TTD)

Où Q est le taux de transfert de chaleur, U est le coefficient de transfert de chaleur global, A est la zone de transfert de chaleur, RNG est la plage et TTD est la différence de température finale. Le facteur de conception U peut être déterminé à partir de la feuille de données. Le fonctionnement U peut être calculé à partir des températures de fonctionnement et du débit d'eau en circulation.

Le condensateur de vapeur est dimensionné en fonction d'un point de charge de calcul. C'est juste cela, un point. Le comportement du condenseur à d'autres charges sera différent. Selon les courbes de correction du condenseur du kit de chauffage STG du fabricant d'origine, la contre-pression la plus efficace peut être supérieure à la charge du point de conception et inférieure à la contre-pression de conception à des charges inférieures à la charge nominale. Il faut se méfier ; les courbes de correction du condenseur peuvent être basées sur le débit de condensat et non sur le débit d'eau d'alimentation.

En utilisant des procédures de calcul dans les normes HEI (Heat Exchange Institute) ou le livret d'Alstom sur les performances du condenseur (Figure 2), les TTD prédites aux points de fonctionnement peuvent être calculés et comparés aux valeurs réelles.

2. Calcul des TTD. Cette figure montre un exemple réel de calculs effectués dans une usine, y compris la différence de température finale (TTD). Les paramètres de conception et de fonctionnement sont saisis pour déterminer les performances réelles. Courtoisie: Nick Schroeder, PE

Si le débit à travers le condenseur est réduit en raison de l'encrassement sur la plaque tubulaire ou dans le système ou de la sortie de pompe réduite, la vitesse du tube diminuera tout comme le coefficient de transfert thermique de base, augmentant ainsi la contre-pression. Si les écrans de la fosse de la pompe de la tour s'abîment et que le niveau dans la tour diminue, cela augmente la hauteur de la pompe, qui retournera alors sur sa courbe de performance, réduisant le débit et augmentant la contre-pression.

Gamme. Comme indiqué précédemment, RNG est la différence entre la température de sortie d'eau chaude et la température d'entrée d'eau froide. RNG multiplié par le débit d'eau (gpm) et 500 est égal à la charge thermique (Btu / h). Si le système de circulation d'eau (CW) comprend une boucle auxiliaire et des échangeurs de chaleur à plaques et cadres ou à tubes et gaines auxiliaires, la

Page 16: Note Veille - SPE

16

charge thermique, le débit d'eau et le RNG seront différents entre le condenseur et la tour.

Il y a parfois une impression erronée que la tour est responsable du RNG. Vous pourriez entendre quelqu'un dire: «La tour a réduit la température de 18 ° F». C'est incorrect. Le RNG de conception est basé sur la charge thermique de conception et le débit d'eau de conception. Si RNG est différent de la conception, cela est symptomatique de quelques problèmes différents. Si le RNG est supérieur à la conception, il peut être dû à une charge thermique rejetée supérieure à la conception ou à un débit d'eau en circulation inférieur à la conception.

Encore une fois, il pourrait y avoir une croyance erronée qu'un grand RNG indique une bonne performance. Si le débit d'eau circulant est connu, un calcul d'efficacité de la pompe à eau circulante peut être effectué. La puissance liquide (HP) est égale à l'écoulement (gpm) x la tête (ft / 3.960). La hauteur est la différence entre la pression de refoulement de la pompe corrigée pour l'élévation et la différence d'élévation entre la jauge et la surface du bassin de la pompe. Le moteur HP peut être calculé en utilisant l'équation suivante:

Moteur HP = tension x courant x √3 x facteur de puissance de plaque d'identification x rendement /.7455

La valeur de la plaque signalétique du facteur de puissance x rendement peut être déterminée à partir des valeurs nominales. Enfin, l'efficacité de la pompe est égale au liquide HP / moteur HP x 100.

Approche. APP est la différence entre la température de l'eau froide quittant la tour de refroidissement et une variation de la température du bulbe humide. Conception APP est généralement basé sur l'ampoule humide d'entrée avec un 2F supplémentaire pour traiter la recirculation possible. Cette correction de recirculation augmente essentiellement la taille de la tour de la même manière que le facteur de propreté du condenseur augmente la surface. La recirculation peut ne pas poser de problème lors du fonctionnement réel en fonction des conditions locales.

Pour le fonctionnement au jour le jour, une température de bulbe humide ambiante est

suffisante pour suivre la performance de la tour. Un psychromètre à bulbe humide est peu coûteux et peut même être fabriqué dans de nombreux ateliers d'instrumentation et de contrôle. Dans certains cas, un système de contrôle distribué (DCS) qui surveille une station météorologique sur site pourrait fournir un bulbe sec, une humidité relative et un point de rosée, à partir desquels on peut obtenir une ampoule humide.

La tour peut être modélisée comme n'importe quel autre échangeur de chaleur et une équation de la forme Q = U x A x LMTD développée, où LMTD est la différence de température moyenne logarithmique.

Les différentes températures peuvent être tracées sur une carte psychrométrique d'air humide. L'eau en circulation chaude moins l'eau en circulation à froid en tant que fluide chaud, et la température de sortie de l'air de remplissage moins la température ambiante du bulbe humide en tant que fluide froid. Les charges thermiques du fluide chaud et du fluide froid doivent être égales. Le code d'essai d'acceptation des tours de refroidissement d'eau de l'Institut de technologie de refroidissement (CTI ATC-105) présente les procédures de calcul. L'équation pour l'enthalpie de sortie d'air de remplissage est:

Δh = L / G x RNG

où Δh est le changement d'enthalpie du débit d'air (Btu / lb), L est le débit massique d'eau chaude, et G est le débit massique d'air sec. L'enthalpie d'entrée du bulbe humide plus Δh est égale à l'enthalpie de sortie de l'air de remplissage.

L'ATC-105 suggère que la ligne de fonctionnement se trouve sur la carte psychrométrique à une pente égale au rapport L / G, par exemple, 45 degrés pour L / G = 1,0. Lorsque la ligne de fonctionnement est tracée de cette manière, elle traverse la ligne d'enthalpie de sortie d'air à une température supérieure à celle de l'eau en circulation entrant. Cela viole les lois thermodynamiques.

Certains auteurs ont suggéré que la ligne de fonctionnement traverse la ligne d'enthalpie de sortie d'air de remplissage à la température de l'eau en vrac, c'est-à-dire l'eau entrante chaude.

Page 17: Note Veille - SPE

17

Ce point aurait une approche de 0F et est également déraisonnable.

Les états de référence "Fundamentals" de SPX / Marley indiquent que l'air sort du remplissage dans des conditions saturées. Le tracé de la ligne de fonctionnement pour cette condition intersecte la ligne d'enthalpie de sortie d'air au niveau de la ligne de saturation et identifie une température de sortie d'air.

Par conséquent, les quatre températures sont disponibles pour calculer le facteur LMTD comme suit:

TTD = température d'entrée CW - température de sortie d'air

APP = Température de sortie CW - Température du bulbe humide

LMTD = (TTD - APP) / ln (TTD / APP)

Dans le facteur de tour de refroidissement, KaV / L, où a est la surface par volume de remplissage et V est le volume du remplissage, le produit de a et V est la surface de remplissage. K / L est la conductivité thermique effective du remplissage.

La charge thermique, les débits et les températures peuvent être utilisés pour calculer une conductivité thermique efficace. Les données de fonctionnement peuvent être collectées et appliquées pour calculer une conductivité de fonctionnement (Figure 3). Comme c'est le cas avec n'importe quel échangeur de chaleur, ces conductivités peuvent être comparées pour déterminer l'efficacité.

3. Processus psychrométriques. Une carte psychrométrique de l'air humide peut être utilisée pour tracer les températures et calculer la performance de la tour. Courtoisie : Nick Schroeder, PE

Mettre les pertes en perspective

Lors de la sélection des objectifs les plus rentables pour l'amélioration des performances, une perspective sur les différentes pertes est utile.

Environ 15% des pertes de combustible se produisent dans la cheminée, environ un tiers étant dû à la perte de gaz sec, environ un tiers à cause de l'humidité et environ un tiers à cause de pertes diverses.

Page 18: Note Veille - SPE

18

La condensation de l'énergie thermique latente dans l'humidité des gaz de combustion est difficile et coûteuse. Les pertes diverses assorties - telles que la LOI, le rayonnement cutané de la chaudière et les trémies à fond humide - sont chacune trop petites pour permettre une récupération efficace. Seules les pertes de gaz sec ont beaucoup de potentiel d'amélioration.

Les pertes de gaz sec sont dues à la température et à la quantité de gaz de combustion. Le plan d'action le plus efficace consiste à maintenir l'excès d'air aussi bas que possible et à maintenir les températures de sortie des gaz de combustion aussi basses que possible à travers des surfaces propres.

Le trajet des pales de la turbine à vapeur est de l'ordre de 90% d'efficacité. Les pertes sont dues aux joints et aux fuites d'emballage, ainsi qu'aux conditions de la surface de la lame. Il y a une limite inférieure dans la capacité des joints et de l'emballage pour réduire les pertes. Des dégagements minimaux sont requis pour éviter les frottements. Les conditions de la surface de la lame sont corrigées lors du nettoyage et des réparations lors des démontages et des inspections des arrêts. Ces horaires sont de plus en plus éloignés. Le potentiel d'importantes économies de performance dans le trajet de la lame est relativement faible et les opportunités sont limitées. Les améliorations des performances d'emballage rétractable sont relativement petites et difficiles à mesurer et à vérifier.

Environ la moitié de l'énergie qui entre dans le cycle de la turbine finit par être rejetée dans le condenseur. La contre-pression définit la limite inférieure des limites du cycle Carnot / Rankine. Plus la surface délimitée par ces limites est grande, plus l'énergie disponible pour la conversion est grande et, pour une efficacité donnée, plus de puissance pour l'entrée donnée. Une augmentation de la contre-pression de 1,0 pouce de mercure réduit l'énergie disponible et la production de cycle jusqu'à 5%.

Supposons qu'il soit possible de réduire de 10% les pertes dans chacune de ces zones. La réduction de la perte de cheminée serait de 0,5%.

La réduction de la perte de trajectoire de la lame serait de 1%. La réduction de la perte d'eau en circulation serait de 5%. Pour la plupart des centrales électriques, le système de circulation d'eau, y compris le condenseur, les pompes et la tour, présente le plus grand potentiel d'amélioration des performances. La réalisation et le maintien de la contre-pression la plus efficace offre le plus grand potentiel d'amélioration des performances rentables.

Les programmes de performance en temps réel assemblés dans le DCS, suivis et compilés dans des rapports hebdomadaires ou mensuels par des ingénieurs, et maintenus par le personnel informatique sont souvent trop détaillés et complexes pour un usage quotidien occasionnel, en particulier lorsque des priorités plus élevées apparaissent. Des tests de performance formels sont toujours requis pour les enregistrements d'entreprise, la répartition économique, les garanties et certains objectifs réglementaires. Un tel test formel nécessite des configurations d'usine spéciales et ne reflète pas le fonctionnement quotidien typique. La collecte, l'analyse et la communication des données fournissent certains détails sur l'état de l'équipement pour la planification des interruptions et des révisions à long terme, mais elles ne sont généralement pas très utiles pour l'exploitation quotidienne.

Les cinq paramètres de performance clés présentés ici sont simples, faciles à comprendre, et permettent de guider les opérateurs lorsqu'ils se dirigent vers les ports de performance de conception d'origine.

-Nick Schroeder, PE, ([email protected]) est président de Heat Rate Navigation Services Inc. Il a 40 ans

d'expérience dans le secteur de l'énergie.

Page 19: Note Veille - SPE

19

Construction et transport hors site - Une solution unique à un problème

unique

Le nouveau Sewaren 7 de PSEG, une centrale à cycle combiné de 540 MW à Woodbridge, dans le New Jersey, a été mis en adjudication pour les entrepreneurs en mécanique en août de l'année dernière. À de nombreux niveaux, il s'agissait d'une centrale à cycle combiné alimentée au gaz composée d'un groupe central GE, d'un C-Frame HRSG conçu par GE / Alstom, d'un ACC à 20 cellules et du reste de la tuyauterie et de l'équipement.

Le projet a toutefois présenté deux défis majeurs. D'abord, le calendrier était extrêmement agressif - 11 mois après la livraison de la turbine à First Fire.

C'était réalisable, mais cela nécessiterait beaucoup de planification préalable et de coordination entre les entrepreneurs. Deuxièmement, le site était extrêmement petit et élevé sur une île de 8 pieds de haut.

L'ancienne usine du site avait subi d'importants dommages lors de l'ouragan Sandy et la nouvelle conception prévoyait l'élévation de l'ensemble du bloc de puissance sur un îlot muré de palplanches pour le protéger contre les futures ondes de tempête.

Le plan de parcelle strictement réglementé signifiait que l'usine pouvait être construite en un seul ordre, reculant de l'île telle qu'elle était construite, comme peindre votre sortie d'une pièce étroite. Cela signifiait également que plusieurs composants ne pouvaient pas être travaillés en tandem. Par exemple, la grue utilisée pour ériger le

bâtiment de la turbine devait s'asseoir sur la plate-forme HRSG pour faire son travail - ce qui signifie que la construction du HRSG ne pouvait commencer que lorsque le bâtiment était terminé. De même, les grues pour construire l'ACC devraient s'asseoir sur les patins de l'autre balance des équipements de la centrale, ce qui retarderait leur installation.

En tant qu'entrepreneur en mécanique, nous avons couru scénario après scénario en essayant d'intégrer autant de travail dans un horaire et un espace si serrés - et nous ne pouvions pas le faire.

Le concept ne semblait pas viable. L'échéancier devrait être épuisé sur deux ans, ou nous aurions besoin de plus de 600 hommes sur place - un nombre dangereux et ingérable dans un endroit si serré, et aussi un nombre que les syndicats locaux auraient du mal à fournir. Nous avions besoin de construire en dehors de la boîte - littéralement.

Nous nous sommes tournés vers notre expérience historique dans l'industrie de l'énergie, et le réseau de partenaires sur le marché, pour proposer une alternative unique: effectuer une construction hors site du générateur de vapeur à récupération de chaleur en une seule pièce, modulariser le condenseur refroidi à l'air cellules de ventilateur, et puis barge les unités sur le site pendant que le reste de l'usine était en cours de construction.

Ceux-ci seraient les plus grandes unités de l'ACC, et le plus grand HRSG, jamais construit à distance aux États-Unis. Durr Mechanical a proposé de construire les unités au port de Coeymans, sur la rivière Hudson, juste au sud d'Albany, et de les barricader à 150 miles en aval jusqu'à Woodbridge, New Jersey.

Le port de Coeymans, détenu et géré par Carver Industries, est une installation unique: c'est un port à service complet qui fournit un soutien logistique maritime, mais qui loue également des espaces riverains avec accès aux quais et aux barges aux entreprises de construction site construit. Nous avons proposé de diviser l'ACC en 20 cellules de ventilateur entièrement construites.

Page 20: Note Veille - SPE

20

Le HRSG serait entièrement construit comme une seule unité de 4 000 tonnes. PSEG a accepté la proposition et la construction a commencé.

Comme l'ACC et le HRSG ont tous deux été achetés dans des formats non modulaires, un certain nombre d'études de faisabilité technique ont été réalisées. D'abord, nous avions besoin de concevoir des gabarits d'érection temporaires pour les cellules ACC qui nous permettraient de construire une cellule entière sur le sol, et nous permettraient également de conduire en dessous, de le monter sur un transport motorisé autopropulsé, puis de grue à l'autre extrémité pour ramasser la cellule en une seule pièce pour mettre sur sa tour de soutien.

Ensuite, nous avons dû concevoir un châssis transportable temporaire pour le HRSG - cela s'est avéré être une tâche beaucoup plus compliquée.

Nous avons dû concevoir et fabriquer une structure en acier qui remplacerait temporairement une fondation en béton de 8 pieds d'épaisseur couvrant plus de 7 000 pieds carrés. Il devrait également être conçu de telle sorte qu'il pourrait être conduit sous, monté sur un réseau lié de transports motorisés autopropulsés. Il devait ensuite être soudé au pont d'une barge et résister au vent et aux vagues pendant le transport.

D'autres études devaient être effectuées sur la façon de rigidifier les unités pour qu'elles deviennent auto-portantes, ainsi que sur la façon dont les unités agiraient une fois flottantes sur l'eau - points de fixation et raidisseurs calculés, vents et vagues calculés, relevés de marées complétés, barge et des levés d'arrimage effectués et des certifications de hauteur de pont effectuées. La Garde côtière et l'Army Corp of Engineers ont tous deux participé aux processus de logistique et d'obtention de permis.

La construction du port de Coeymans a débuté en janvier 2017. Les cellules ACC ont été disposées en quadrillage, plusieurs grues pouvant desservir plusieurs cellules à la fois. Ils ont été construits dans l'ordre, avec de petits équipages se déplaçant dans une chute d'eau d'une cellule à l'autre pour maximiser l'efficacité et les leçons apprises.

La réingénierie des unités, y compris le repositionnement des soudures sur le terrain des conduites de distribution de vapeur et des conduites de condensats pour correspondre aux limites modulaires, a été effectuée à la volée.

Cela a créé le besoin d'une équipe de gestion de projet et d'ingénierie de terrain extrêmement intégrée, avec une équipe de représentants du fournisseur et du propriétaire travaillant avec l'entrepreneur sur le terrain à temps plein.

Les cellules ACC ont été modularisées en unités de ventilateurs simples et doubles. Ils ont été soudés dans leur intégralité, chargés sur des véhicules motorisés automoteurs, et conduits sur une route à 7% vers l'eau, à travers les quais du port et sur les barges.

Ils ont ensuite été emmenés sur la rivière et déchargés sur le site d'installation.

Nous avons été en mesure d'effectuer des livraisons régulières, des mois à l'avance, afin de nous adapter directement à la séquence de construction et à l'établissement des horaires sur place.

"Le voyage de 150 miles a pris 36 heures, et l'unité a dû passer sous 19 ponts."

Dans le même temps, une équipe de construction distincte a commencé à assembler le HRSG. Les charpentes en bois du HRSG ont été déchargées des navires d'outre-mer qui avaient été redirigés vers le port de Coeymans et érigées comme si elles se déroulaient sur le site, sauf qu'elle a été construite sur un châssis de transport mobile de plus de 250 000 livres. acier et plus de 2 miles de connexions soudées. L'unité GE / Alstom était composée de 10 C-Frames, dont la plus grande était de plus de 700 000 lb. En outre, les unités CO, SCR et Duct Burner ont été entièrement assemblées sur place par endroits, formant un navire complet de 130 pieds de haut, 70 pieds de large et plus de 110 pieds de long.

Ensuite, plus de 10 000 pieds de tuyauterie ont été soudés et accrochés à l'unité, en plus des plates-formes, des échelles, du chemin de câbles et de l'instrumentation. Toutes les soudures internes ont été complétées, tous les examens non destructifs ont été effectués, tous les traitements thermiques

Page 21: Note Veille - SPE

21

de soudure avant et après la soudure ont été achevés, la totalité de l'isolation a été installée et les conduits d'entrée et de sortie ont été fixés.

L'opération de transport du HRSG a débuté en juillet 2017. Un réseau de transport motorisé combiné composé de 138 unités d'essieux distinctes a été relié pour former une seule unité commandée par ordinateur.

Il a ensuite été conduit sous le pont temporaire de levage et de transport du HRSG, et toute l'unité a roulé sur des ponts en acier et sur une péniche de 100 'x 400', l'une des plus grandes péniches du pays.

L'opération de chargement était si vaste et complexe que la navigation le long de la voie navigable de la rivière Hudson a été suspendue durant cette période.

L'opération de chargement a duré environ 13 heures - 8 pompes de cale de grand volume ont dû constamment compenser la marée entrant et sortant au moment même où la barge était chargée de plus en plus de poids. L'ensemble de l'unité a été maintenu à niveau tout au long de l'opération jusqu'à une tolérance de 0,5%.

Il a fallu une autre semaine de travaux de soudure pour arrimer l'unité au pont, avant que le HRSG puisse descendre la rivière Hudson. Le voyage a été couvert par plusieurs organisations de presse, notamment USA Today, NBC Channel 4 et le Wall Street Journal.

Le voyage de 150 milles a pris 36 heures, et l'unité a dû passer sous 19 ponts - dont le plus bas nous a laissé avec seulement 9 pieds à épargner. Il est passé devant la Statue de la Liberté et le site de Woodbrige, où nous avons érigé un pont de rampe en acier de 60 pieds pour conduire tout le HRSG directement sur le site - sans l'utilisation d'un quai.

Une fois que les saisines ont été coupées, le HRSG a été conduit directement à travers le bloc de puissance, sur ses fondations, et abaissé sur

ses boulons d'ancrage. Le processus d'ancrage dans le reste du matériel de l'usine a commencé immédiatement.

Pendant les 7 mois de construction, à 150 milles de là, la plate-forme HRSG a été utilisée par deux grosses grues distinctes : l'une pour construire le bâtiment de la turbine et l'autre pour construire la tuyauterie, les supports et l'équipement.

Il aurait été impossible de commencer ce travail sans l'utilisation du HRSG comme zone de transit, donc le concept a été couronné de succès. Le propriétaire a gagné 7 mois sur l'ensemble du calendrier de construction, et nous avons été en mesure de déplacer 300 000 heures de travail d'un site encombré à un environnement de magasin de fabrication à 150 miles de distance. En tant qu'étude de cas, nous avons montré que la réalisation de constructions hors site pour de gros équipements de production d'énergie, malgré des défis logistiques importants, est une avenue viable de calendrier et de garantie des coûts.

C'est une réponse à la tendance des projets d'énergie dans le Nord-Est à construire sur des empreintes toujours plus petites et à des horaires toujours plus serrés.

Le résultat - que Durr Mechanical a construit et livré de manière sûre et efficace le plus grand projet de fabrication d'énergie hors site jamais entrepris aux États-Unis, est celui que nous prévoyons répéter sur de futurs projets.

Steven Thompson

Page 22: Note Veille - SPE

22

Calendrier des événements

Middle East Electricity Date et heure de

l'événement Mars 6, 2018 - Mars 8, 2018

Description Middle East Electricity est la première exposition de la région pour l'industrie de l'électricité, couvrant la génération, le transport et la distribution d'électricité, y compris les secteurs des énergies renouvelables et nucléaires et l'industrie de l'éclairage.

Location Dubai World Trade Centre Dubai, United Arab Emirates

Information

Supplémentaire United Arab Emirates Ministry of Energy

Phone : 800-66367

Email : [email protected]

Web site : www.middleeastelectricity.com

Turbomachinery Technical Conference & Exposition Date et heure de

l'événement Juin 11, 2018 - Juin 15, 2018

Description ASME Turbo Expo comprend une conférence technique conçue pour partager les dernières technologies, la recherche, le développement et l'application de la turbine dans les domaines suivants : turbines à gaz, turbines à vapeur, éoliennes, ventilateurs, cycle Rankine et CO2 supercritique. L'ASME Turbo Expo offre des opportunités de réseautage avec un sol commercial dédié et diversifié.

Location Norway Convention & Exhibition Center Lillestrom, Norway

Information

Supplémentaire

Organizer ASME International Gas Turbine Institute

Website : https://www.asme.org/events/turbo-expo

Sensor+Test Date et heure de

l'événement Juin 26, 2018 - Juin 28, 2018

Description Sensor + Test est un forum de premier plan pour les technologies de capteurs, de mesure et de test dans le monde entier.

Location Nurenberg Exhibition Center Germany

Information

Supplémentaire

Organizer AMA Service GmbH

Phone : 49 (0)5033 9639-0

Email : [email protected]

Website : www.ama-service.com

SPE - Décembre 2017 -